20 fórmulas de cálculo de PV

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

Onde: Pino=1KW/㎡=100mW/cm²

Vmax=Vavaliado x 1,43 vezes

3.1 Número de módulos de bateria em paralelo=consumo médio diário de energia da carga (Ah)/geração média diária de energia do módulo (Ah).

3.2 Número de módulos de bateria em série=tensão de operação do sistema (V) x coeficiente 1,43/tensão de operação de pico do módulo (V).

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

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

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

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

7.2 Número de baterias em série=tensão operacional do sistema/tensão nominal da bateria

7.3 Número de baterias em paralelo=capacidade total da bateria/capacidade nominal da bateria

8.1 Potência do componente=(energia elétrica x tempo de eletricidade / horas de pico de luz solar local) x coeficiente de perda Coeficiente de perda: considere 16~2.0 de acordo com o nível de poluição local, comprimento da linha, ângulo de instalação, etc.

8.2 Capacidade da bateria=(energia elétrica x tempo de eletricidade / tensão do sistema) x dias chuvosos contínuos x fator de segurança do sistema Fator de segurança do sistema: leve 1,6 ~ 20, de acordo com a profundidade de descarga da bateria, temperatura de inverno, eficiência de conversão do inversor, etc. .

Componente (matriz quadrada)=K x (tensão elétrica de trabalho x corrente elétrica de trabalho x tempo de eletricidade) 1 Quando o total de radiação anual local é mantido por alguém + uso geral, K é considerado 230: quando não há manutenção + confiável use, K é considerado 251; quando não há manutenção + ambiente hostil + requisitos muito confiáveis, K é considerado 276

10.1 Coeficiente de potência=do array 5618 x Fator de segurança x consumo total de energia da carga/fator de correção de inclinação x radiação média anual no plano horizontal

Fator 5618: Com base no coeficiente de eficiência de carga e descarga, coeficiente de atenuação de componentes, etc.: Fator de segurança: Com base no ambiente de uso, se há uma fonte de alimentação de reserva, se há alguém de plantão, etc., tome 11 ~ 1,3 .

10.2 Capacidade da bateria=10 x consumo total de energia da carga/tensão operacional do sistema; 10 é o coeficiente sem insolação (aplicável a dias chuvosos contínuos não superiores a 5 dias).

11.1 Atual

Corrente do componente=consumo diário de energia da carga (Wh) / tensão CC do sistema (V) x horas de pico de luz solar (h) x 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, potência do componente menos + perda de linha "+ poeira, etc. 0,9, ajustado de acordo com as condições reais .

11.2 Poder

Potência total do componente=corrente de geração de energia do componente x tensão CC do sistema x coeficiente 1,43.

Coeficiente 1,43: Relação entre a tensão operacional de pico do componente e a tensão operacional do sistema

11.3 Capacidade da bateria

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

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

12.1 Cálculo da capacidade da bateria do sistema

Capacidade da bateria (Ah)=tempos de segurança x consumo médio diário de energia da carga (Ah) x máximo de dias chuvosos contínuos x fator de correção de baixa temperatura/fator de profundidade máxima de descarga da bateria.

Fator de segurança: entre {{0}}.4: Fator de correção de baixa temperatura: 10 para acima de {{10}}"C, 11 para acima de -10 grau, 12 para grau acima de -20: O fator máximo de profundidade de descarga da bateria é 0,5 para ciclo superficial, 0,75 para ciclo profundo e 0,85 para bateria alcalina de níquel-cádmio.

12.2 Número de Módulos Conectados

Número de módulos em série=tensão operacional do sistema (V) x coeficiente 1,43 / tensão operacional de pico do módulo selecionado (V)

12.3 Cálculo da geração média diária de energia dos módulos

Geração média diária de energia dos módulos=(Ah)=corrente operacional de pico do módulo selecionado (A) x horas de pico de luz solar (h) x coeficiente de correção de inclinação x coeficiente de perda de atenuação do módulo

As horas de pico de luz solar e o coeficiente de correção de inclinação são dados reais do local de instalação do sistema: O coeficiente de correção de perda de atenuação do módulo refere-se principalmente à perda devido à combinação do módulo, atenuação de potência do módulo, cobertura de poeira do módulo, eficiência de carregamento, etc., geralmente {{0} }.8.

12.4 Cálculo da capacidade da bateria necessária para ser reabastecida no menor intervalo entre dois dias chuvosos consecutivos

Capacidade da bateria reabastecida (Ah)=fator de segurança x consumo médio diário de energia da carga (Ah) x número máximo de dias chuvosos consecutivos.

Cálculo do número de módulos paralelos:

Número de módulos paralelos=[capacidade reabastecida da bateria + consumo médio diário de energia da carga x dias de intervalo mais curto] / geração média diária de energia dos módulos x dias de intervalo mais curto

Consumo médio diário de energia da carga=potência de carga / tensão de trabalho da carga x número de horas de trabalho por dia.

Geração anual de energia=(kWh)=energia de radiação total anual local (KWH/㎡) x área do conjunto fotovoltaico (㎡) x eficiência de conversão do módulo x fator de correção. P=H·A·n·K

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

K1 é o coeficiente de redução da operação de longo prazo do componente, tomando 0.8: K2 é a correção para a redução de potência causada pelo bloqueio de poeira do componente e pelo aumento de temperatura, tomando 0. 82; K3 é a correção da linha, levando 0,95; K4 é a eficiência do inversor, tomando 0,85 ou conforme dados do fabricante: K5 é o coeficiente de correção para a orientação e ângulo de inclinação do conjunto fotovoltaico, tomando cerca de 0,9,

Área do conjunto fotovoltaico=consumo anual de energia/energia de radiação total anual local x eficiência de conversão de componentes x coeficiente de correção A=P/H·n·K

1 cal=41868 joules (J)=116278 miliwatt-hora (mWh)

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

1 quilowatt-hora/㎡ (KWh/㎡7)=36 megajoules/㎡ (MJ/㎡)=0,36 quilojoules/cm (KJ/cm) 100 miliwatts-hora/cm (mWh/cm )=85,98 cal/cm (cal/cm)

1 megajoule/metro (MJ/m)=23 889 cal/cm (cal/cm)=27,8 mWh/cm (mWh/cm) Quando a unidade de radiação é cal/cm: horas anuais de pico de luz solar=radiação x 00116 (fator de conversão) Quando a unidade de radiação é megajoule/metro: horas anuais de pico de luz solar=radiação - 36 (fator de conversão) Quando a unidade de radiação é quilowatt-hora/metro: horas de pico de luz solar=radiação - 365 dias Quando a unidade de radiação é quilojoule/cm, horas de pico de luz solar=radiação 0,36 (fator de conversão)

Capacidade da bateria 25h x potência do inversor/tensão nominal da bateria

Preço de custo de geração de energia=custo total + geração total de energia

Lucro da estação de energia=(preço de compra de energia - preço de custo de geração de energia) x tempo de trabalho durante a vida útil da estação de energia Preço de custo de geração de energia=(custo total - subsídio total) - geração de energia total Lucro da estação de energia { {5}} (preço de compra de energia - preço de custo de geração de energia 2) x tempo de trabalho durante a vida útil da usina Lucro da usina=(preço de compra de energia - preço de custo de geração de energia 2) x tempo de trabalho durante a vida útil da usina + renda de fator não mercantil

Sem subsídio: produção anual de energia x preço da electricidade - custo total do investimento x 100%=taxa de retorno anualCom subsídio da central eléctrica: produção anual de energia x preço da electricidade - (custo total do investimento - subsídio total) x 100% {{6} } taxa de retorno anualCom subsídio ao preço da electricidade e subsídio à central eléctrica: produção anual de energia x (preço da electricidade + preço da electricidade subsidiada) + (custo total do investimento - subsídio total) x 100%=taxa de retorno anual

Ângulo de inclinação de 19,1

latitude Ângulo de inclinação horizontal do módulo

0"-25 graus de ângulo de inclinação=latitude

26 graus -40 graus de ângulo de inclinação=latitude + 5 graus -10 graus (+7 graus na maior parte do meu país)

41 graus -55 graus de ângulo de inclinação=latitude + 10 graus -15 graus

Latitude>Ângulo de inclinação de 55"=latitude + 15 grau -20

19.2 Azimute

Ângulo azimutal=[horário de pico de carregamento do dia (sistema 24h) - 12] x15 + (longitude - 116)

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

D: espaçamento frontal e traseiro do conjunto de módulos

Ф: latitude do sistema fotovoltaico (positiva no hemisfério norte, negativa no hemisfério sul)

H: altura vertical da borda inferior do módulo fotovoltaico traseiro até o topo da blindagem frontal