20 formule di calcolo del PV

n=Pm (potenza di picco della cella)/A (area della cella) x Pin (potenza della luce incidente per unità di area)

Dove: Pin=1KW/㎡=100mW/cm²

Vmax=Vnominale x 1,43 volte

3.1 Numero di moduli batteria in parallelo=consumo energetico medio giornaliero del carico (Ah)/produzione elettrica media giornaliera del modulo (Ah).

3.2 Numero di moduli batteria in serie=tensione operativa del sistema (V) x coefficiente 1,43/tensione operativa di picco del modulo (V).

Capacità della batteria=consumo energetico medio giornaliero del carico (Ah) x numero di giorni di pioggia consecutivi/profondità massima di scarica.

Tasso di scarico medio (h)=numero di giorni di pioggia consecutivi x tempo di lavoro del carico/profondità massima di scarico.

Tempo di lavoro del carico (h)=∑ potenza del carico x tempo di lavoro del carico/potenza del carico

7.1 Capacità della batteria=consumo energetico medio del carico (Ah) x Numero di giorni di pioggia consecutivi x fattore di correzione della scarica/profondità massima di scarica x fattore di correzione della bassa temperatura

7.2 Numero di batterie in serie=tensione operativa del sistema/tensione nominale della batteria

7.3 Numero di batterie in parallelo=capacità totale della batteria/capacità nominale della batteria

8.1 Potenza del componente=(potenza elettrica x tempo di elettricità / ore di punta solare locale) x coefficiente di perdita Coefficiente di perdita: prendere 16~2.0 in base al livello di inquinamento locale, alla lunghezza della linea, all'angolo di installazione, ecc.

8.2 Capacità della batteria=(potenza elettrica x tempo di elettricità/tensione del sistema) x giorni di pioggia continua x fattore di sicurezza del sistema Fattore di sicurezza del sistema: prendere 1,6~20, in base alla profondità di scarica della batteria, alla temperatura invernale, all'efficienza di conversione dell'inverter, ecc. .

Componente (array quadrato)=K x (tensione elettrica di lavoro x corrente elettrica di lavoro x tempo di elettricità) 1 Quando la radiazione annuale locale totale è mantenuta da qualcuno + uso generale, K viene considerato come 230: quando nessuna manutenzione + affidabile uso, K è considerato pari a 251; quando nessuna manutenzione + ambiente difficile + requisiti molto affidabili, K viene considerato pari a 276

10.1 Coefficiente=di potenza dell'array 5618 x Fattore di sicurezza x consumo energetico totale del carico/fattore di correzione della pendenza x radiazione media annua sul piano orizzontale

Fattore 5618: In base al coefficiente di efficienza di carica e scarica, al coefficiente di attenuazione dei componenti, ecc.: Fattore di sicurezza: In base all'ambiente di utilizzo, alla presenza di un'alimentazione di riserva, alla presenza di qualcuno in servizio, ecc., prendere 11~1,3 .

10.2 Capacità della batteria=10 x consumo energetico totale del carico/tensione operativa del sistema; 10 è il coefficiente di assenza di sole (applicabile a giorni di pioggia continua non superiore a 5 giorni).

11.1 Corrente

Corrente del componente=consumo energetico giornaliero del carico (Wh) / tensione CC del sistema (V) x ore di sole di punta (h) x coefficiente di efficienza del sistema

Coefficiente di efficienza del sistema: inclusa efficienza di carica della batteria {{0}}.9, efficienza di conversione dell'inverter 0.85, potenza del componente meno + perdita di linea "+ polvere, ecc. 0.9, regolato in base alle condizioni effettive .

11.2 Potenza

Potenza totale del componente=corrente di generazione dell'energia del componente x tensione CC del sistema x coefficiente 1,43.

Coefficiente 1,43: rapporto tra la tensione operativa di picco del componente e la tensione operativa del sistema

11.3 Capacità del pacco batteria

Capacità del pacco batteria=[consumo energetico giornaliero del carico Wh / tensione CC del sistema V] x [numero di giorni di pioggia consecutivi / efficienza dell'inverter x profondità di scarica della batteria]

Efficienza dell'inverter:circa 80%~93% in base alla selezione dell'apparecchiatura: Profondità di scarica della batteria: in base ai parametri prestazionali e ai requisiti di affidabilità, scegliere tra 50%~75%.

12.1 Calcolo della capacità del pacco batteria del sistema

Capacità del pacco batteria (Ah)=tempi di sicurezza x consumo energetico medio giornaliero del carico (Ah) x giorni massimi di pioggia continua x fattore di correzione per bassa temperatura/fattore di profondità massima di scarica della batteria.

Fattore di sicurezza: compreso tra {{0}}.4: Fattore di correzione per bassa temperatura: 10 sopra {{10}}"C, 11 sopra -10 gradi, 12 per livelli superiori a -20 gradi: il fattore di profondità massima di scarica della batteria è 0,5 per ciclo superficiale, 0,75 per ciclo profondo e 0,85 per batteria alcalina al nichel-cadmio.

12.2 Numero di moduli collegati

Numero di moduli in serie=tensione operativa del sistema (V) x coefficiente 1,43 / tensione operativa di picco del modulo selezionato (V)

12.3 Calcolo della produzione media giornaliera di energia dei moduli

Generazione di energia media giornaliera dei moduli=(Ah)=corrente operativa di picco del modulo selezionato (A) x ore di soleggiamento di picco (h) x coefficiente di correzione della pendenza x coefficiente di perdita di attenuazione del modulo

Le ore di punta del sole e il coefficiente di correzione della pendenza sono dati effettivi del sito di installazione del sistema: il coefficiente di correzione della perdita di attenuazione del modulo si riferisce principalmente alla perdita dovuta alla combinazione dei moduli, all'attenuazione della potenza del modulo, alla copertura antipolvere del modulo, all'efficienza di carica, ecc., generalmente {{0} }.8.

12.4 Calcolo della capacità della batteria necessaria per essere ricaricata per l'intervallo più breve tra due giorni di pioggia consecutivi

Capacità della batteria ricaricata (Ah)=fattore di sicurezza x consumo energetico medio giornaliero del carico (Ah) x numero massimo di giorni di pioggia consecutivi.

Calcolo del numero di moduli in parallelo:

Numero di moduli in parallelo=[capacità della batteria ricaricata + consumo energetico medio giornaliero del carico x giorni con intervallo più breve] / generazione media giornaliera di energia dei moduli x giorni con intervallo più breve

Consumo energetico medio giornaliero del carico=potenza del carico/tensione di funzionamento del carico x numero di ore di lavoro al giorno.

Produzione di energia annua=(kWh)=energia di radiazione totale annua locale (KWH/㎡) x area dell'array fotovoltaico (㎡) x efficienza di conversione del modulo x fattore di correzione. P=H·A·n·K

Coefficiente di correzione K=K1·K2·K3·K4·K5

K1 è il coefficiente di riduzione del funzionamento a lungo termine del componente, prendendo 0.8: K2 è la correzione per la riduzione di potenza causata dalla polvere che blocca il componente e dall'aumento di temperatura, prendendo 0. 82; K3 è la correzione della linea, prendendo 0.95; K4 è l'efficienza dell'inverter, pari a 0,85 o secondo i dati del produttore: K5 è il coefficiente di correzione per l'orientamento e l'angolo di inclinazione del campo fotovoltaico, pari a circa 0,9,

Area del campo fotovoltaico=consumo energetico annuo/energia di radiazione totale annua locale x efficienza di conversione dei componenti x coefficiente di correzione A=P/H·n·K

1 cal=41868 joule (J)=116278 milliwattora (mWh)

1 kilowattora (kWh)=3,6 megajoule (MJ)

1 kilowattora/㎡ (KWh/㎡7)=36 megajoule/㎡ (MJ/㎡)=0,36 kilojoule/cm (KJ/cm) 100 milliwattora/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 l'unità di radiazione è cal/cm: ore di soleggiamento di picco annuali=radiazione x 00116 (fattore di conversione) Quando l'unità di radiazione è megajoule/metro: Ore di sole annuali di punta=radiazione - 36 (fattore di conversione) Quando l'unità di radiazione è kilowattora/metro: Ore di picco del sole=radiazione - 365 giorni Quando l'unità di radiazione è kilojoule/cm, ore di picco del sole=radiazione 0,36 (fattore di conversione)

Capacità della batteria 25 ore x potenza inverter/tensione nominale del pacco batteria

Prezzo di costo della produzione di energia=costo totale + produzione di energia totale

Profitto della centrale elettrica=(prezzo di acquisto dell'energia - prezzo di costo della produzione di energia) x tempo di lavoro durante la vita della centrale Prezzo di costo della produzione di energia=(costo totale - sovvenzione totale) - produzione totale di energia Profitto della centrale elettrica { {5}} (prezzo di acquisto dell'energia - prezzo di costo della produzione di energia 2) x orario di lavoro nell'ambito della vita della centrale elettrica Profitto della centrale=(prezzo di acquisto dell'energia - prezzo di costo della produzione di energia 2) x orario di lavoro nell'ambito della vita della centrale elettrica + reddito dei fattori non di mercato

Senza sovvenzione: produzione annua di energia x prezzo dell'elettricità - costo totale dell'investimento x 100%=tasso di rendimento annuoCon sovvenzione per la centrale elettrica: produzione annua di energia x prezzo dell'elettricità - (costo totale dell'investimento - sovvenzione totale) x 100% {{6} } tasso di rendimento annuoCon sussidio sul prezzo dell'elettricità e sussidio per le centrali elettriche: produzione annua di energia x (prezzo dell'elettricità + prezzo dell'elettricità sovvenzionato) + (costo totale dell'investimento - sussidio totale) x 100%=tasso di rendimento annuo

19.1 angolo di inclinazione

latitudine Angolo di inclinazione orizzontale del modulo

Angolo di inclinazione 0"-25 gradi=latitudine

26 gradi -40 gradi angolo di inclinazione=latitudine + 5 gradi -10 gradi (+7 gradi nella maggior parte del mio Paese)

41 gradi -55 gradi angolo di inclinazione=latitudine + 10 gradi -15 gradi

Latitude>Angolo di inclinazione 55"=latitudine + 15 gradi -20

19.2 Azimut

Angolo di azimut=[ora di picco di carico del giorno (sistema 24 ore) - 12] x15 + (longitudine - 116)

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

D: spaziatura anteriore e posteriore dell'array di moduli

Ф: latitudine dell'impianto fotovoltaico (positiva nell'emisfero nord, negativa nell'emisfero sud)

H: altezza verticale dal bordo inferiore del modulo fotovoltaico posteriore alla parte superiore dello scudo anteriore