Berechnungsformel für Photovoltaik-Stromerzeugungssysteme
1. Umwandlungseffizienz
η = Pm (Spitzenleistung der Zelle)/A (Fläche der Zelle)×Pin (einfallende Lichtleistung pro Flächeneinheit)
Wobei: Pin=1KW/㎡=100mW/cm².
2. Ladespannung
Vmax = V-Wert × 1,43
3. In Reihe und parallel geschaltete Batteriemodule.
3.1 Die Anzahl der parallel geschalteten Batteriemodule = durchschnittlicher täglicher Stromverbrauch der Last (Ah) / durchschnittliche tägliche Stromerzeugung der Module (Ah)
3.2 Anzahl der in Reihe geschalteten Batteriekomponenten = Systembetriebsspannung (V) × Koeffizient 1,43/Spitzenbetriebsspannung der Komponente (V)
4. Batteriekapazität
Batteriekapazität = durchschnittlicher täglicher Stromverbrauch (Ah) × Anzahl aufeinanderfolgender Regentage / maximale Entladetiefe
5. Durchschnittliche Abflussrate
Mittlere Abflussrate (h) = Anzahl aufeinanderfolgender Regentage × Lastbetriebszeit / maximale Abflusstiefe
6. Arbeitszeit der Last
Lastbetriebszeit (h) = ∑ Lastleistung × Lastbetriebszeit / ∑ Lastleistung
7. Batterie
7.1 Batteriekapazität = durchschnittlicher Stromverbrauch unter Last (Ah) × Anzahl aufeinanderfolgender Regentage × Entladekorrekturfaktor / maximale Entladetiefe × Korrekturfaktor für niedrige Temperaturen
7.2 Anzahl der in Reihe geschalteten Batterien = Systembetriebsspannung / Nennspannung der Batterie
7.3 Anzahl der parallelgeschalteten Batterien = Gesamtkapazität der Batterien / Nennkapazität der Batterien
8. Einfache Berechnung basierend auf den maximalen Sonnenscheinstunden
8.1 Komponentenleistung = (Leistungsaufnahme der elektrischen Geräte × Leistungsaufnahmezeit / lokale Spitzen-Sonnenstunden) × Verlustfaktor
Verlustbeiwert: 1,6 bis 2,0 je nach lokalem Verschmutzungsgrad, Leitungslänge, Installationswinkel usw.
8.2 Batteriekapazität = (Leistung der elektrischen Geräte × Stromverbrauchszeit / Systemspannung) × Anzahl aufeinanderfolgender Regentage × Systemsicherheitsfaktor
Systemsicherheitsfaktor: 1,6 bis 2,0, abhängig von Batterieentladungstiefe, Wintertemperatur, Wechselrichterwirkungsgrad usw.
9. Die Berechnungsmethode basiert auf der jährlichen Gesamtstrahlung.
Komponenten (quadratische Matrix) = K × (Betriebsspannung der elektrischen Geräte × Betriebsstrom der elektrischen Geräte × Leistungsaufnahmezeit) / jährliche Gesamtstrahlung
Bei Wartung und allgemeiner Nutzung nimmt K den Wert 230 ein; bei Nichtwartung und zuverlässiger Nutzung nimmt K den Wert 251 ein; bei Nichtwartung und rauen Umgebungsbedingungen sowie sehr hoher Zuverlässigkeit nimmt K den Wert 276 ein.
10. Berechnung auf Basis der jährlichen Gesamtstrahlung und des Neigungskorrekturfaktors
10.1 Leistung einer quadratischen Antennenanlage = Faktor 5618 × Sicherheitsfaktor × Gesamtleistungsaufnahme / Neigungskorrekturfaktor × durchschnittliche Jahresstrahlung auf der horizontalen Ebene
Koeffizient 5618: gemäß Lade- und Entladewirkungsgrad, Dämpfungskoeffizient der Komponente usw.; Sicherheitsfaktor: je nach Einsatzumgebung, Vorhandensein einer Notstromversorgung, Anwesenheit einer Aufsichtsperson usw., 1,1 bis 1,3.
10.2 Batteriekapazität = 10 × Gesamtleistungsaufnahme / Systembetriebsspannung: 10: kein Sonnenscheinkoeffizient (gilt für aufeinanderfolgende Regentage von maximal 5 Tagen)
11. Mehrkanal-Lastberechnung basierend auf den Spitzen-Sonnenstunden
11.1 Aktuelle
Komponentenstrom = täglicher Stromverbrauch der Last (Wh) / Gleichspannung des Systems (V) × maximale Sonnenscheindauer (h) × Systemwirkungsgrad
Systemwirkungsgradkoeffizient: einschließlich Batterieladeeffizienz 0,9, Wechselrichter-Umwandlungseffizienz 0,85, Komponentenleistungsdämpfung + Leitungsverluste + Staub usw. 0,9, der je nach den tatsächlichen Gegebenheiten angepasst werden sollte.
11.2 Leistung
Gesamtleistung der Komponenten = Leistungserzeugungsstrom der Komponente × Gleichspannung des Systems × Koeffizient 1,43
Koeffizient 1,43: Das Verhältnis der maximalen Betriebsspannung der Komponente zur Betriebsspannung des Systems.
11,3 Akkukapazität
Batteriekapazität = [tägliche Leistungsaufnahme der Last Wh/System-Gleichspannung V] × [Anzahl aufeinanderfolgender Regentage/Wechselrichterwirkungsgrad × Batterieentladungstiefe]
Wechselrichterwirkungsgrad: ca. 80 % bis 93 % je nach Geräteauswahl; Batterieentladungstiefe: 50 % bis 75 % je nach Leistungsparametern und Zuverlässigkeitsanforderungen.
12. Berechnungsmethode basierend auf den maximalen Sonnenscheinstunden und dem Intervall zwischen zwei Regentagen
12.1 Berechnung der Systembatteriekapazität
Batteriekapazität (Ah) = Sicherheitsfrequenz × durchschnittlicher täglicher Stromverbrauch (Ah) × maximale Anzahl aufeinanderfolgender Regentage × Korrekturkoeffizient für niedrige Temperaturen / Koeffizient der maximalen Batterieentladungstiefe
Sicherheitsfaktor: Zwischen 1,1 und 1,4; Korrekturfaktor für niedrige Temperaturen: 1,0 für über 0 °C, 1,1 für über -10 °C, 1,2 für über -20 °C; Koeffizient für die maximale Entladetiefe der Batterie: 0,5 für flache Zyklen, 0,75 für tiefe Zyklen, Alkali-Nickel-Cadmium-Batterien benötigen 0,85.
12.2 Anzahl der in Reihe geschalteten Bauteile
Anzahl der in Reihe geschalteten Komponenten = Systembetriebsspannung (V) × Koeffizient 1,43 / Spitzenbetriebsspannung der ausgewählten Komponenten (V)
12.3 Berechnung der durchschnittlichen täglichen Stromerzeugung der Module
Durchschnittliche tägliche Stromerzeugung der Module = (Ah) = Spitzenbetriebsstrom der ausgewählten Module (A) x maximale Sonnenscheindauer (h) x Steigungskorrekturfaktor x Moduldämpfungskoeffizient
Die Spitzen-Sonnenstunden und der Neigungskorrekturfaktor sind die tatsächlichen Daten des Systeminstallationsortes: Der Korrekturfaktor für die Komponentendämpfung bezieht sich hauptsächlich auf den Verlust aufgrund der Komponentenkombination, der Komponentenleistungsdämpfung, der Komponentenstaubabdeckung, des Ladewirkungsgrades usw. und wird im Allgemeinen mit 0,8 angenommen:
12.4 Berechnung der Batteriekapazität, die für den kürzesten Zeitraum zwischen zwei aufeinanderfolgenden Regentagen ergänzt werden muss
Zusätzliche Batteriekapazität (Ah) = Sicherheitsfaktor × durchschnittlicher täglicher Stromverbrauch (Ah) × maximale Anzahl aufeinanderfolgender Regentage
Berechnung der Anzahl der parallelgeschalteten Komponenten:
Die Anzahl der parallel geschalteten Module = [Zusatzbatteriekapazität + durchschnittlicher täglicher Stromverbrauch der Verbraucher × Mindestintervall in Tagen] / durchschnittliche tägliche Stromerzeugung der Komponenten × Mindestintervall in Tagen
Durchschnittlicher täglicher Stromverbrauch der Last = Lastleistung / Lastbetriebsspannung × Betriebsstunden pro Tag
13. Berechnung der Stromerzeugung der Photovoltaikanlage
Jährliche Stromerzeugung = (kWh) = lokale jährliche Gesamtstrahlungsenergie (kWh/m²) × Fläche des Photovoltaikmoduls (m²) × Modulwirkungsgrad × Korrekturfaktor. P = H · A · η · K
Korrekturkoeffizient K=K1·K2·K3·K4·K5
Der Dämpfungskoeffizient des Moduls K1 für den Langzeitbetrieb beträgt 0,8; K3 ist die Netzkorrektur und beträgt 0,95; K4 ist der Wirkungsgrad des Wechselrichters und beträgt 0,85 oder gemäß den Herstellerangaben; K5 ist der Korrekturfaktor für die Ausrichtung und den Neigungswinkel der Photovoltaikanlage und beträgt etwa 0,9.
14. Berechnen Sie die Fläche der Photovoltaikanlage entsprechend der Leistungsaufnahme der Last.
Fläche des Photovoltaikmodul-Arrays = jährlicher Stromverbrauch / jährliche lokale Gesamtstrahlungsenergie × Modulwirkungsgrad × Korrekturfaktor
A=P/H·η·K
15. Umwandlung von Sonnenstrahlungsenergie
1 Karte (cal) = 4,1868 Joule (J) = 1,16278 Milliwattstunden (mWh)
1 Kilowattstunde (kWh) = 3,6 Megajoule (MJ)
1 kWh/m² = 3,6 MJ/m² = 0,36 kJ/cm²
100 mWh/cm² (mWh/cm²) = 85,98 cal/cm² (cal/cm²)
1 MJ/m² (MJ/m²) = 23,889 cal/cm² (cal/cm²) = 27,8 mWh/cm² (mWh/cm²)
Wenn die Einheit der Strahlung cal/cm² ist: Jährliche Spitzen-Sonnenstunden = Strahlung x 0,0116 (Umrechnungsfaktor)
Bei einer Strahlungseinheit von MJ/m²: Jährliche Spitzen-Sonnenstunden = Strahlung ÷ 3,6 (Umrechnungsfaktor)
Wenn die Einheit der Strahlung kWh/m² ist: Maximale Sonnenscheindauer = Strahlung ÷ 365 Tage
Bei der Einheit der Strahlung kJ/cm² gilt: Spitzensonnenstunden = Strahlung ÷ 0,36 (Umrechnungsfaktor)
16. Batterieauswahl
Batteriekapazität ≥ 5 h × Wechselrichterleistung / Batterienennspannung
17. Formel zur Berechnung des Strompreises
Stromerzeugungskosten = Gesamtkosten ÷ Gesamtstromerzeugung
Kraftwerksgewinn = (Strombezugspreis – Stromerzeugungskosten) × Betriebsstunden innerhalb der Lebensdauer des Kraftwerks
Stromerzeugungskosten = (Gesamtkosten – Gesamtsubventionen) ÷ Gesamtstromerzeugung
Kraftwerksgewinn = (Strombezugspreis – Stromerzeugungskosten²) × Betriebsstunden innerhalb der Lebensdauer des Kraftwerks
Kraftwerksgewinn = (Strombezugspreis – Stromerzeugungskosten²) × Betriebszeit innerhalb der Lebensdauer des Kraftwerks + nicht-marktbezogene Faktoreinnahmen
18. ROI-Berechnung
Ohne Subventionen: Jährliche Stromerzeugung x Strompreis ÷ Gesamtinvestitionskosten x 100 % = jährliche Rendite
Mit Kraftwerkssubventionen: jährliche Stromerzeugung x Strompreis ÷ (Gesamtinvestitionskosten – Gesamtsubvention) x 100 % = jährliche Rendite
Es gibt Strompreissubventionen und Kraftwerkssubventionen: jährliche Stromerzeugung x (Strompreis + subventionierter Strompreis) ÷ (Gesamtinvestitionskosten – Gesamtsubvention) x 100 % = jährliche Rendite
19. Neigungswinkel und Azimutwinkel einer quadratischen Photovoltaik-Anlage
19.1 Neigungswinkel
Horizontale Neigung der Breitenkomponente
0°-25° Neigung = Breitengrad
26°-40° Neigung = Breitengrad +5°-10° (+7° in den meisten Gebieten unseres Landes)
41°-55° Neigung = Breitengrad + 10°-15°
Breitengrad > 55° Inklination = Breitengrad + 15°-20°
19,2 Azimut
Azimut = [Spitzenzeit der Last an einem Tag (24-Stunden-System)-12]×15+(Längengrad-116)
20. Abstand zwischen der vorderen und hinteren Reihe der Photovoltaikanlage:
D = 0 . 7 0 7 H / tan [ acrsin ( 0 , 6 4 8 co sΦ- 0 , 3 9 9 si nΦ) ]
D: Abstand der Komponentenanordnung vorne und hinten
Φ: Breitengrad der Photovoltaikanlage (positiv auf der Nordhalbkugel, negativ auf der Südhalbkugel)
H: die vertikale Höhe von der Unterkante der hinteren Reihe der Photovoltaikmodule bis zur Oberkante der vorderen Reihe der Schutzdächer
Veröffentlichungsdatum: 23. September 2023