20 PV-Berechnungsformeln

n=Pm (Spitzenleistung der Zelle)/A (Zellenfläche) x Pin (einfallende Lichtleistung pro Flächeneinheit)

Wobei: Pin=1KW/㎡=100mW/cm²

Vmax=Vrated x 1,43 mal

3.1 Anzahl der parallel geschalteten Batteriemodule=durchschnittlicher täglicher Stromverbrauch der Last (Ah)/durchschnittliche tägliche Stromerzeugung des Moduls (Ah).

3.2 Anzahl der Batteriemodule in Reihe=Systembetriebsspannung (V) x Koeffizient 1,43/Spitzenbetriebsspannung des Moduls (V).

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

Durchschnittliche Abflussrate (h)=Anzahl aufeinanderfolgender Regentage x Ladearbeitszeit/maximale Abflusstiefe.

Lastarbeitszeit (h)=∑ Lastleistung x Lastarbeitszeit/Lastleistung

7.1 Batteriekapazität=durchschnittlicher Stromverbrauch der Last (Ah) x Anzahl aufeinanderfolgender Regentage x Entladekorrekturfaktor/maximale Entladetiefe x Tieftemperatur-Korrekturfaktor

7.2 Anzahl der in Reihe geschalteten Batterien=Systembetriebsspannung/Batterienennspannung

7.3 Anzahl parallel geschalteter Batterien=Gesamtkapazität der Batterie/Nennkapazität der Batterie

8.1 Komponentenleistung=(elektrische Leistung x Stromzeit / örtliche Spitzensonnenstunden) x Verlustkoeffizient Verlustkoeffizient: Nehmen Sie 16~2.0 entsprechend dem örtlichen Verschmutzungsgrad, der Leitungslänge, dem Installationswinkel usw.

8.2 Batteriekapazität=(elektrische Leistung x Stromzeit / Systemspannung) x kontinuierliche Regentage x Systemsicherheitsfaktor Systemsicherheitsfaktor: Nehmen Sie 1,6 bis 20, je nach Batterieentladungstiefe, Wintertemperatur, Wechselrichterumwandlungseffizienz usw .

Komponente (quadratische Anordnung)=K x (elektrische Arbeitsspannung x elektrischer Arbeitsstrom x Stromzeit) 1 Wenn die lokale jährliche Strahlungssumme von jemandem aufrechterhalten wird + allgemeine Nutzung, wird K als 230 angenommen: wenn keine Wartung + zuverlässig verwenden, K wird als 251 angenommen; Wenn keine Wartung + raue Umgebung + sehr zuverlässige Anforderungen vorliegen, wird K mit 276 angenommen

10.1 Array-Leistung =-Koeffizient 5618 x Sicherheitsfaktor x Gesamtlaststromverbrauch/Steigungskorrekturfaktor x durchschnittliche jährliche Strahlung auf der horizontalen Ebene

Faktor 5618: Basierend auf dem Lade- und Entladeeffizienzkoeffizienten, dem Komponentendämpfungskoeffizienten usw.: Sicherheitsfaktor: Basierend auf der Nutzungsumgebung, ob eine Notstromversorgung vorhanden ist, ob jemand im Dienst ist usw., nehmen Sie 11 bis 1,3 .

10.2 Batteriekapazität=10 x Gesamtstromverbrauch der Last/Systembetriebsspannung; 10 ist der Koeffizient ohne Sonnenschein (gilt für ununterbrochene Regentage von nicht mehr als 5 Tagen).

11.1 Strom

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

Systemeffizienzkoeffizient: einschließlich Batterieladeeffizienz {{0}},9, Wechselrichterumwandlungseffizienz 0,85, Komponentenleistung minus + Leitungsverlust "+ Staub usw. 0,9, angepasst an die tatsächlichen Bedingungen .

11.2 Leistung

Komponenten-Gesamtleistung=Komponenten-Stromerzeugungsstrom x System-Gleichspannung x Koeffizient 1,43.

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

11.3 Akkukapazität

Kapazität des Akkupacks=[täglicher Laststromverbrauch Wh / System-Gleichspannung V] x [Anzahl aufeinanderfolgender 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 %.

12.1 Berechnung der Kapazität des Systemakkus

Akkukapazität (Ah)=Sicherheitszeiten x durchschnittlicher täglicher Laststromverbrauch (Ah) x maximale kontinuierliche Regentage x Tieftemperatur-Korrekturfaktor/maximaler Entladetiefenfaktor der Batterie.

Sicherheitsfaktor: zwischen {{0}}.4: Korrekturfaktor für niedrige Temperaturen: 10 für über {{10}}"C, 11 für über -10 Grad, 12 für über -20 Grad: Der maximale Entladetiefenfaktor der Batterie beträgt 0,5 für flache Zyklen, 0,75 für tiefe Zyklen und 0,85 für alkalische Nickel-Cadmium-Batterien.

12.2 Anzahl der angeschlossenen Module

Anzahl der Module in Reihe=Systembetriebsspannung (V) x Koeffizient 1,43 / Spitzenbetriebsspannung des ausgewählten Moduls (V)

12.3 Berechnung der durchschnittlichen täglichen Stromerzeugung von Modulen

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

Spitzensonnenscheinstunden und Neigungskorrekturkoeffizient sind tatsächliche Daten des Systeminstallationsorts: Der Korrekturkoeffizient für den Moduldämpfungsverlust bezieht sich hauptsächlich auf den Verlust aufgrund der Modulkombination, der Modulleistungsdämpfung, der Modulstaubabdeckung, der Ladeeffizienz usw., im Allgemeinen {{0} }.8.

12.4 Berechnung der Batteriekapazität, die für den kürzesten Zeitraum zwischen zwei aufeinanderfolgenden Regentagen nachgefüllt werden muss

Aufgefüllte Batteriekapazität (Ah)=Sicherheitsfaktor x durchschnittlicher täglicher Stromverbrauch der Last (Ah) x maximale Anzahl aufeinanderfolgender Regentage.

Berechnung der Anzahl paralleler Module:

Anzahl paralleler Module=[aufgefüllte Batteriekapazität + durchschnittlicher täglicher Stromverbrauch der Last x Tage mit kürzestem Intervall] / durchschnittliche tägliche Stromerzeugung der Module x Tage mit kürzestem Intervall

Täglicher durchschnittlicher Stromverbrauch der Last=Lastleistung / Lastarbeitsspannung x Anzahl der Arbeitsstunden pro Tag.

Jährliche Stromerzeugung=(kWh)=lokale jährliche Gesamtstrahlungsenergie (KWH/㎡) x Fläche der Photovoltaikanlage (㎡) x Modulumwandlungseffizienz x Korrekturfaktor. P=H·A·n·K

Korrekturkoeffizient K=K1·K2·K3·K4·K5

K1 ist der Reduktionskoeffizient des Langzeitbetriebs der Komponente mit 0.8: K2 ist die Korrektur für die Leistungsreduzierung, die durch die Blockierung der Komponente durch Staub und den Temperaturanstieg verursacht wird, mit 0. 82; K3 ist die Linienkorrektur mit 0.95; K4 ist der Wirkungsgrad des Wechselrichters mit einem Wert von 0,85 oder gemäß den Angaben des Herstellers: K5 ist der Korrekturkoeffizient für die Ausrichtung und der Neigungswinkel der Photovoltaikanlage mit einem Wert von etwa 0,9.

Fläche der Photovoltaikanlage=Jährlicher Stromverbrauch/lokale jährliche Gesamtstrahlungsenergie x Wirkungsgrad der Komponentenumwandlung x Korrekturkoeffizient A=P/H·n·K

1 cal=41868 Joule (J)=116278 Milliwattstunden (mWh)

1 Kilowattstunde (kWh)=3,6 Megajoule (MJ)

1 Kilowattstunde/㎡ (KWh/㎡7)=36 Megajoule/㎡ (MJ/㎡)=0.36 Kilojoule/cm (KJ/cm) 100 Milliwattstunden/cm (mWh/cm )=85.98 cal/cm (cal/cm)

1 Megajoule/Meter (MJ/m)=23 889 cal/cm (cal/cm)=27,8 mWh/cm (mWh/cm) Wenn die Strahlungseinheit cal/cm ist: Jährliche Spitzensonnenscheinstunden=Strahlung x 00116 (Umrechnungsfaktor) Wenn die Strahlungseinheit Megajoule/Meter ist: Jährliche Spitzensonnenscheinstunden=Strahlung - 36 (Umrechnungsfaktor) Wenn die Strahlungseinheit ist Kilowattstunde/Meter: Spitzensonnenscheinstunden=Strahlung - 365 Tage. Wenn die Strahlungseinheit Kilojoule/cm ist, betragen die Spitzensonnenscheinstunden=Strahlung 0,36 (Umrechnungsfaktor)

Batteriekapazität 25h x Wechselrichterleistung / Nennspannung des Batteriepacks

Kostenpreis der Stromerzeugung=Gesamtkosten + Gesamtstromerzeugung

Kraftwerksgewinn=(Stromeinkaufspreis - Stromerzeugungskostenpreis) x Arbeitszeit innerhalb der Kraftwerkslebensdauer Stromerzeugungskostenpreis=(Gesamtkosten - Gesamtförderung) - Gesamtstromerzeugung Kraftwerksgewinn { {5}} (Stromeinkaufspreis - Stromerzeugungskostenpreis 2) x Arbeitszeit innerhalb der Kraftwerkslebensdauer Kraftwerksgewinn=(Stromeinkaufspreis - Stromerzeugungskostenpreis 2) x Arbeitszeit innerhalb der Kraftwerkslebensdauer + Nichtmarktfaktoreinkommen

Ohne Förderung: Jährliche Stromerzeugung x Strompreis – Gesamtinvestitionskosten x 100 %=Jährliche RenditeMit Kraftwerksförderung: Jährliche Stromerzeugung x Strompreis – (Gesamtinvestitionskosten – Gesamtförderung) x 100 % {{6} } Jährliche Rendite bei Strompreiszuschuss und Kraftwerkszuschuss: Jährliche Stromerzeugung x (Strompreis + subventionierter Strompreis) + (Gesamtinvestitionskosten – Gesamtzuschuss) x 100 %=jährliche Rendite

19,1 Neigungswinkel

Breitengrad Horizontaler Neigungswinkel des Moduls

0"-25 Grad Neigungswinkel=Breitengrad

26 Grad -40 Grad Neigungswinkel=Breitengrad + 5 Grad -10 Grad (+7 Grad in den meisten Teilen meines Landes)

41 Grad -55 Grad Neigungswinkel=Breitengrad + 10 Grad -15 Grad

Latitude>55" Neigungswinkel=Breitengrad + 15 Grad -20

19.2 Azimut

Azimutwinkel=[Spitzenlastzeit des Tages (24-Stunden-System) - 12] x15 + (Längengrad - 116)

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

D: vorderer und hinterer Abstand des Modulfeldes

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

H: vertikale Höhe von der Unterkante des hinteren Photovoltaikmoduls bis zur Oberkante der Frontblende