Berechnungsformel des Photovoltaik-Stromerzeugungssystems
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-Betrag × 1,43-faches
3. In Reihe und parallel geschaltete Batteriemodule
3.1 Die Anzahl der parallel geschalteten Batteriemodule = der durchschnittliche tägliche Stromverbrauch der Last (Ah) / die durchschnittliche tägliche Stromerzeugung der Module (Ah)
3.2 Anzahl der Batteriekomponenten in Reihe = Systembetriebsspannung (V) × Koeffizient 1,43/Komponenten-Spitzenbetriebsspannung (V)
4. Batteriekapazität
Batteriekapazität = täglicher durchschnittlicher Stromverbrauch (Ah) × Anzahl aufeinanderfolgender Regentage / maximale Entladetiefe
5. Durchschnittliche Entladungsrate
Durchschnittliche Abflussrate (h) = Anzahl aufeinanderfolgender Regentage × Ladearbeitszeit / maximale Abflusstiefe
6. Arbeitszeit laden
Lastarbeitszeit (h) = ∑ Lastleistung × Lastarbeitszeit / ∑ Lastleistung
7. Batterie
7.1 Batteriekapazität = durchschnittlicher Stromverbrauch unter Last (Ah) × Anzahl aufeinanderfolgender Regentage × Entladungskorrekturfaktor / maximale Entladungstiefe × Niedertemperatur-Korrekturfaktor
7.2 Anzahl der in Reihe geschalteten Batterien = Systembetriebsspannung / Batterienennspannung
7.3 Anzahl parallel geschalteter Batterien = Gesamtkapazität der Batterien / Nennkapazität der Batterien
8. Einfache Berechnung basierend auf den höchsten Sonnenstunden
8.1 Komponentenleistung = (Stromverbrauch von Elektrogeräten × Stromverbrauchszeit / lokale Spitzensonnenscheinstunden) × Verlustfaktor
Verlustkoeffizient: Je nach lokalem Verschmutzungsgrad, Leitungslänge, Installationswinkel usw. beträgt der Wert 1,6 bis 2,0.
8.2 Batteriekapazität = (Leistung der Elektrogeräte × Stromverbrauchszeit / Systemspannung) × Anzahl aufeinanderfolgender Regentage × Systemsicherheitsfaktor
Systemsicherheitsfaktor: Nehmen Sie 1,6 bis 2,0 an, je nach Batterieentladungstiefe, Wintertemperatur, Wechselrichterumwandlungseffizienz usw.
9. Die Berechnungsmethode basiert auf der jährlichen Gesamtstrahlung
Komponenten (quadratische Matrix) = K × (Betriebsspannung von Elektrogeräten × Betriebsstrom von Elektrogeräten × Stromverbrauchszeit) / gesamte jährliche Ortsstrahlung
Wenn jemand + allgemein verwendet, nimmt K 230;Wenn niemand eine Wartung + zuverlässige Nutzung benötigt, beträgt K 251. Wenn niemand eine Wartung + eine raue Umgebung + eine sehr zuverlässige Verwendung erfordert, beträgt K 276
10. Berechnung auf Basis der jährlichen Gesamtstrahlung und des Neigungskorrekturfaktors
10.1 Quadratische Array-Leistung = Faktor 5618 × Sicherheitsfaktor × Gesamtstromverbrauch der Last / Neigungskorrekturfaktor × jährliche durchschnittliche Strahlung auf der horizontalen Ebene
Koeffizient 5618: entsprechend dem Lade- und Entladeeffizienzkoeffizienten, dem Komponentendämpfungskoeffizienten usw.;Sicherheitsfaktor: Je nach Einsatzumgebung, ob eine Notstromversorgung vorhanden ist, ob jemand im Dienst ist usw., nehmen Sie 1,1 bis 1,3
10.2 Batteriekapazität = 10 × Gesamtlaststromverbrauch / Systembetriebsspannung: 10: kein Sonnenscheinkoeffizient (gilt für kontinuierliche Regentage von nicht mehr als 5 Tagen)
11. Mehrkanal-Lastberechnung basierend auf Spitzensonnenscheinstunden
11.1 Strom
Komponentenstrom = täglicher Laststromverbrauch (Wh) / System-Gleichspannung (V) × Spitzensonnenscheinstunden (h) × Systemeffizienzkoeffizient
Systemeffizienzkoeffizient: einschließlich Batterieladeeffizienz 0,9, Wechselrichterumwandlungseffizienz 0,85, Komponentenleistungsdämpfung + Leitungsverlust + Staub usw. 0,9, die entsprechend der tatsächlichen Situation angepasst werden sollten.
11.2 Leistung
Gesamtleistung der Komponenten = Stromerzeugungsstrom der Komponente × System-Gleichspannung × Koeffizient 1,43
Koeffizient 1,43: Das Verhältnis der Spitzenbetriebsspannung der Komponente zur Systembetriebsspannung.
11.3 Kapazität des Akkupacks
Kapazität des Akkupacks = [täglicher Stromverbrauch der Last Wh/Systemgleichspannung V] × [Anzahl aufeinanderfolgender Regentage/Wechselrichtereffizienz × Batterieentladetiefe]
Wirkungsgrad des Wechselrichters: ca. 80 % bis 93 %, je nach Geräteauswahl;Batterieentladungstiefe: Wählen Sie je nach Leistungsparametern und Zuverlässigkeitsanforderungen zwischen 50 % und 75 %.
12. Berechnungsmethode basierend auf den höchsten Sonnenstunden und dem Abstand zwischen zwei Regentagen
12.1 Berechnung der Kapazität des Systemakkus
Kapazität des Batteriepacks (Ah) = Sicherheitsfrequenz × täglicher durchschnittlicher Stromverbrauch (Ah) × maximale Anzahl ununterbrochener Regentage × Korrekturkoeffizient für niedrige Temperaturen / Koeffizient der maximalen Entladetiefe der Batterie
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 der maximalen Entladetiefe der Batterie: 0,5 für flachen Zyklus, 0,75 für tiefen Zyklus Zyklus, alkalische Nickel-Cadmium-Batterien benötigen 0,85.
12.2 Anzahl der in Reihe geschalteten Komponenten
Anzahl der in Reihe geschalteten Komponenten = Systembetriebsspannung (V) × Koeffizient 1,43/Spitzenbetriebsspannung der ausgewählten Komponenten (V)
12.3 Berechnung der durchschnittlichen täglichen Stromerzeugung von Modulen
Tägliche durchschnittliche Stromerzeugung der Module = (Ah) = Spitzenbetriebsstrom der ausgewählten Module (A) x Spitzensonnenscheinstunden (h) x Steigungskorrekturfaktor x Moduldämpfungsverlustkoeffizient
Die Spitzensonnenscheinstunden und der Neigungskorrekturfaktor sind die tatsächlichen Daten des Systeminstallationsorts: Der Korrekturfaktor für den Komponentendämpfungsverlust bezieht sich im Allgemeinen hauptsächlich auf den Verlust aufgrund der Komponentenkombination, der Leistungsdämpfung der Komponenten, der Staubabdeckung der Komponenten, der Ladeeffizienz usw nimm 0,8:
12.4 Berechnung der Batteriekapazität, die für den kürzesten Zeitraum zwischen zwei aufeinanderfolgenden Regentagen ergänzt werden muss
Kapazität der Zusatzbatterie (Ah) = Sicherheitsfaktor x täglicher durchschnittlicher Stromverbrauch (Ah) x maximale Anzahl aufeinanderfolgender Regentage
Berechnung der Anzahl parallel geschalteter Komponenten:
Die Anzahl der parallel geschalteten Module = [Zusatzbatteriekapazität + täglicher durchschnittlicher Stromverbrauch der Lasten × Mindestintervalltage] / durchschnittliche tägliche Stromerzeugung der Komponenten × Mindestintervalltage
Täglicher durchschnittlicher Stromverbrauch der Last = Lastleistung / Lastbetriebsspannung × Arbeitsstunden pro Tag
13. Berechnung der Stromerzeugung einer Photovoltaikanlage
Jährliche Stromerzeugung = (kWh) = lokale jährliche Gesamtstrahlungsenergie (KWH/㎡) × Fläche des Photovoltaik-Quadrats (㎡) × Modulumwandlungseffizienz × Korrekturfaktor.P=H·A·η·K
Korrekturkoeffizient K=K1·K2·K3·K4·K5
Der Dämpfungskoeffizient des K1-Moduls für den Langzeitbetrieb, nimm 0,8: nimm 0,82: K3 ist die Leitungskorrektur, nimm 0,95: K4 ist der Wechselrichterwirkungsgrad, nimm 0,85 oder laut Herstellerangaben: K5 ist der Korrekturfaktor für die Ausrichtung und Neigungswinkel der Photovoltaikanlage, der etwa 0,9 beträgt.
14. Berechnen Sie die Fläche der Photovoltaikanlage entsprechend dem Stromverbrauch der Last
Quadratische Array-Fläche des Photovoltaikmoduls = jährlicher Stromverbrauch / lokale jährliche Gesamtstrahlungsenergie × Modulumwandlungseffizienz × Korrekturfaktor
A=P/H·η·K
15. Umwandlung der Sonnenstrahlungsenergie
1 Karte (cal) = 4,1868 Joule (J) = 1,16278 Milliwattstunden (mWh)
1 Kilowattstunde (kWh) = 3,6 Megajoule (MJ)
1 kWh/㎡(KWh/㎡)=3,6 MJ/㎡(MJ/㎡)=0,36 kJ/cm?(KJ/cm?)
100 mWh/cm?(mWh/cm?) = 85,98 cal/cm?(cal/cm?)
1 MJ/m?(MJ/m?) = 23,889 cal/cm?(cal/cm?) = 27,8 mWh/cm?(mWh/cm?)
Wenn die Einheit der Strahlung cal/cm ist: jährliche Spitzensonnenscheinstunden = Strahlung x 0,0116 (Umrechnungsfaktor)
Wenn die Strahlungseinheit MJ/m² ist: jährliche Spitzensonnenscheinstunden = Strahlung ÷ 3,6 (Umrechnungsfaktor)
Wenn die Strahlungseinheit kWh/m² ist: Spitzensonnenscheinstunden = Strahlung ÷ 365 Tage
Wenn die Strahlungseinheit kJ/cm² ist, beträgt die maximale Sonnenscheindauer = Strahlung ÷ 0,36 (Umrechnungsfaktor)
16. Batterieauswahl
Batteriekapazität ≥ 5 Stunden × Wechselrichterleistung/Batterienennspannung
17. Berechnungsformel für den Strompreis
Kostenpreis der Stromerzeugung = Gesamtkosten ÷ Gesamtstromerzeugung
Kraftwerksgewinn = (Stromeinkaufspreis – Stromerzeugungskostenpreis) × Arbeitsstunden innerhalb der Lebensdauer des Kraftwerks
Selbstkostenpreis der Stromerzeugung = (Gesamtkosten – Gesamtsubvention) ÷ Gesamtstromerzeugung
Kraftwerksgewinn = (Stromeinkaufspreis – Stromerzeugungskostenpreis 2) × Arbeitsstunden innerhalb der Lebensdauer des Kraftwerks
Kraftwerksgewinn = (Stromeinkaufspreis – Stromerzeugungskostenpreis 2) × Arbeitszeit innerhalb der Lebensdauer des Kraftwerks + nichtmarktbezogenes Faktoreinkommen
18. ROI-Berechnung
Keine Subvention: jährliche Stromerzeugung x Strompreis ÷ Gesamtinvestitionskosten x 100 % = jährliche Rendite
Bei Kraftwerksförderung: jährliche Stromerzeugung x Strompreis ÷ (Gesamtinvestitionskosten – Gesamtförderung) x 100 % = jährliche Rendite
Es gibt Strompreiszuschüsse und Kraftwerkszuschüsse: Jährliche Stromerzeugung x (Strompreis + subventionierter Strompreis) ÷ (Gesamtinvestitionskosten – Gesamtzuschuss) x 100 % = jährliche Rendite
19. Neigungswinkel und Azimutwinkel der quadratischen Photovoltaikanlage
19.1 Neigungswinkel
Horizontale Neigung der Breitengradkomponente
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° Neigung = Breitengrad + 15°-20°
19.2 Azimut
Azimut = [Spitzenlastzeit 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: vorderer und hinterer Abstand der quadratischen Komponentenanordnung
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 Überdachungen
Zeitpunkt der Veröffentlichung: 23.09.2023