1. ประสิทธิภาพการแปลง

η= Pm (กำลังสูงสุดของเซลล์)/A (พื้นที่ของเซลล์)×พิน (พลังงานแสงตกกระทบต่อหน่วยพื้นที่)

โดยที่: พิน=1KW/㎡=100mW/cm²

2. แรงดันไฟในการชาร์จ

Vสูงสุด=จำนวน V×1.43 เท่า

3. โมดูลแบตเตอรี่ที่เชื่อมต่อแบบอนุกรมและแบบขนาน

3.1 จำนวนโมดูลแบตเตอรี่ที่เชื่อมต่อแบบขนาน = การใช้พลังงานเฉลี่ยต่อวันของโหลด (Ah) / การผลิตไฟฟ้าเฉลี่ยรายวันของโมดูล (Ah)

3.2 จำนวนส่วนประกอบของแบตเตอรี่ในอนุกรม = แรงดันไฟฟ้าในการทำงานของระบบ (V) × ค่าสัมประสิทธิ์ 1.43/แรงดันไฟฟ้าในการทำงานสูงสุดของส่วนประกอบ (V)

4. ความจุของแบตเตอรี่

ความจุของแบตเตอรี่ = ปริมาณการใช้พลังงานเฉลี่ยต่อวันของโหลด (Ah) × จำนวนวันที่ฝนตกติดต่อกัน / ความลึกในการระบายออกสูงสุด 5. อัตราการปล่อยเฉลี่ย อัตราการปล่อยเฉลี่ย

(

h) = จำนวนวันที่ฝนตกติดต่อกัน × เวลาทำงานของโหลด / ความลึกในการระบายออกสูงสุด

6. โหลดทำงาน เวลา เวลา

ทำงานของโหลด (h) = ∑ กำลังโหลด × เวลาทำงานของโหลด / ∑ กำลังโหลด

7. แบตเตอรี่

7.1 ความจุของแบตเตอรี่ = ปริมาณการใช้พลังงานเฉลี่ยของโหลด (Ah) × จำนวนวันที่ฝนตกติดต่อกัน × ค่าแก้ไขการคายประจุ / ความลึกในการคายประจุสูงสุด × อุณหภูมิต่ำ ปัจจัยการแก้ไข

7.2 จำนวนแบตเตอรี่ที่เชื่อมต่อเป็นอนุกรม = แรงดันไฟฟ้าของระบบ / แรงดันไฟฟ้าที่ระบุของแบตเตอรี่

7.3 จำนวนแบตเตอรี่ที่เชื่อมต่อแบบขนาน = ความจุรวมของแบตเตอรี่ / ความจุเล็กน้อยของแบตเตอรี่

8. การคำนวณอย่างง่ายตามชั่วโมงที่มีแสงแดดสูงสุด

8.1 พลังงานส่วนประกอบ = (การใช้พลังงานของเครื่องใช้ไฟฟ้า × เวลาที่ใช้พลังงาน / ชั่วโมงที่มีแสงแดดสูงสุดในท้องถิ่น) × Loss Factor

Loss ค่าสัมประสิทธิ์: ใช้ 1.6~2.0 ตามระดับมลพิษในพื้นที่ ความยาวของสาย มุมการติดตั้ง ฯลฯ

8.2 ความจุแบตเตอรี่ = (กำลังไฟฟ้าของเครื่องใช้ไฟฟ้า × เวลาที่ใช้ไฟฟ้า / แรงดันไฟฟ้าของระบบ) × จำนวนวันที่ฝนตกติดต่อกัน × ปัจจัยความปลอดภัยของระบบ ความปลอดภัยของ

ระบบ ปัจจัย: ใช้ 1.6~2.0 ตามความลึกของการปล่อยแบตเตอรี่ อุณหภูมิฤดูหนาว ประสิทธิภาพการแปลงอินเวอร์เตอร์ ฯลฯ

9. วิธีการคำนวณตาม

องค์ประกอบการแผ่รังสีรวมต่อปี (ตารางเมทริกซ์) = K × (แรงดันไฟฟ้าที่ใช้งานของเครื่องใช้ไฟฟ้า × กระแสการทำงานของเครื่องใช้ไฟฟ้า × เวลาที่ใช้ไฟฟ้า) / การแผ่รังสีในท้องถิ่นทั้งหมดต่อปี

เมื่อมีคนบำรุงรักษา + การใช้งานทั่วไป K ใช้เวลา 230; เมื่อไม่มีใครดูแลรักษา + การใช้งานที่เชื่อถือได้ K รับ 251: เมื่อไม่มีใครดูแลรักษา + สภาพแวดล้อมที่รุนแรง + ต้องการความน่าเชื่อถือสูง K รับ 276

10. การคำนวณตามปัจจัยการแผ่รังสีและการแก้ไขความลาดเอียงทั้งหมดประจำปี

10.1 กำลังไฟฟ้าของอาร์เรย์สี่เหลี่ยมจัตุรัส = ปัจจัย 5618 × ปัจจัยด้านความปลอดภัย × การใช้พลังงานโหลดทั้งหมด / ปัจจัยการแก้ไขความชัน × การแผ่รังสีเฉลี่ยต่อปีบนระนาบแนวนอน

ค่าสัมประสิทธิ์ 5618: ตามค่าสัมประสิทธิ์การประจุและการคายประจุ ค่าสัมประสิทธิ์การลดทอนของส่วนประกอบ ฯลฯ ปัจจัยด้านความปลอดภัย: ตามสภาพแวดล้อมการใช้งาน ไม่ว่าจะมีแหล่งจ่ายไฟสำรอง ไม่ว่าจะมีคนอยู่หรือไม่ ฯลฯ ใช้ 1.1 ถึง 1.3

10.2 ความจุของแบตเตอรี่ = 10 × การใช้พลังงานโหลดทั้งหมด / แรงดันไฟฟ้าของระบบ: 10: ไม่มีแสงแดด ค่าสัมประสิทธิ์ (ใช้ได้กับวันที่ฝนตกต่อเนื่องไม่เกิน 5 วัน)

11. การคำนวณโหลดแบบหลายช่องสัญญาณตามชั่วโมงที่มีแสงแดดสูงสุด

11.1

กระแสส่วนประกอบปัจจุบัน = โหลดการใช้พลังงานรายวัน (Wh) / ระบบ แรงดันไฟฟ้ากระแสตรง (V) × ชั่วโมงแสงแดดสูงสุด (h) × ค่าสัมประสิทธิ์ประสิทธิภาพของระบบ

ค่าสัมประสิทธิ์ประสิทธิภาพของระบบ: รวมประสิทธิภาพการชาร์จแบตเตอรี่ 0.9, ประสิทธิภาพการแปลงอินเวอร์เตอร์ 0.85, การลดทอนพลังงานของส่วนประกอบ + การสูญเสียสาย + ฝุ่น ฯลฯ 0.9 ซึ่งควรปรับเปลี่ยนตามสถานการณ์จริง

11.2 กำลังไฟ กำลังไฟ

ทั้งหมดของส่วนประกอบ = กระแสไฟฟ้าส่วนประกอบในการผลิต × แรงดันไฟฟ้ากระแสตรงของระบบ × ค่าสัมประสิทธิ์ 1.43

ค่าสัมประสิทธิ์ 1.43: อัตราส่วนของแรงดันไฟฟ้าปฏิบัติการสูงสุดของส่วนประกอบต่อแรงดันไฟฟ้าในการทำงานของระบบ

11.3 ความจุของก้อนแบตเตอรี่

ความจุของก้อนแบตเตอรี่ = [โหลดการใช้พลังงานรายวัน Wh/แรงดัน DC ของระบบ V] × [จำนวนวันที่ฝนตกติดต่อกัน/ประสิทธิภาพของอินเวอร์เตอร์ × ความลึกของการปล่อยแบตเตอรี่]

ประสิทธิภาพของอินเวอร์เตอร์: ประมาณ 80% ถึง 93% ตามการเลือกอุปกรณ์ ความลึกในการคายประจุแบตเตอรี่: เลือกระหว่าง 50% ถึง 75% ตามพารามิเตอร์ประสิทธิภาพและข้อกำหนดด้านความน่าเชื่อถือ

12. วิธีการคำนวณตามชั่วโมงที่มีแสงแดดสูงสุดและช่วงเวลาระหว่างสองวันที่ฝนตก

12.1 การคำนวณความจุของชุดแบตเตอรี่ของระบบ ความจุ

ของชุดแบตเตอรี่ (Ah) = ความถี่ความปลอดภัย × โหลด ปริมาณการใช้พลังงานเฉลี่ยต่อวัน (Ah) × จำนวนวันที่ฝนตกต่อเนื่องสูงสุด × ค่าสัมประสิทธิ์การแก้ไขอุณหภูมิต่ำ / ค่าสัมประสิทธิ์ความลึกการคายประจุสูงสุดของแบตเตอรี่

ปัจจัยด้านความปลอดภัย: ระหว่าง 1.1 และ 1.4: ปัจจัยการแก้ไขอุณหภูมิต่ำ: 1.0 สำหรับ 0°C สูงกว่า, 1.1 สำหรับ -10°C สูงกว่า, 1.2 สำหรับสูงกว่า -20°C: ค่าสัมประสิทธิ์ความลึกในการคายประจุแบตเตอรี่สูงสุด: 0.5 สำหรับรอบตื้น, 0.75 สำหรับรอบลึก รอบ, แบตเตอรี่อัลคาไลน์นิกเกิลแคดเมียมใช้เวลา 0.85

12.2 จำนวนส่วนประกอบที่เชื่อมต่อในอนุกรม

จำนวนส่วนประกอบในอนุกรม = แรงดันไฟฟ้าของระบบ (V) × ค่าสัมประสิทธิ์ 1.43/แรงดันไฟฟ้าสูงสุดของส่วนประกอบที่เลือก (V)

12.3 การคำนวณการผลิตไฟฟ้าเฉลี่ยรายวันของโมดูล

การสร้างพลังงานเฉลี่ยรายวันของโมดูล = (Ah ) = กระแสการทำงานสูงสุดของโมดูลที่เลือก (A) x ชั่วโมงแสงแดดสูงสุด (h) x ปัจจัยการแก้ไขความชัน x ค่าสัมประสิทธิ์การสูญเสียการลดทอนของโมดูล

ชั่วโมงที่มีแสงแดดสูงสุดและปัจจัยการแก้ไขความลาดชันเป็นข้อมูลจริงของสถานที่ติดตั้งระบบ: ปัจจัยการแก้ไขการสูญเสียการลดทอนของส่วนประกอบส่วนใหญ่หมายถึงการสูญเสียเนื่องจากการรวมส่วนประกอบ การลดทอนกำลังของส่วนประกอบ ฝาครอบกันฝุ่นของส่วนประกอบ ประสิทธิภาพการชาร์จ ฯลฯ โดยทั่วไป ใช้เวลา 0.8:

12.4 การคำนวณความจุของแบตเตอรี่ที่ต้องเติมในช่วงเวลาที่สั้นที่สุดระหว่างสองวันที่ฝนตกติดต่อกัน ความจุของ

แบตเตอรี่เสริม (Ah) = ค่าความปลอดภัย × โหลด ปริมาณการใช้พลังงานเฉลี่ยต่อวัน (Ah) × จำนวนวันที่ฝนตกติดต่อกันสูงสุด การ

คำนวณ จำนวนส่วนประกอบที่เชื่อมต่อแบบขนาน:

จำนวนโมดูลที่เชื่อมต่อแบบขนาน = [ความจุของแบตเตอรี่เสริม + การใช้พลังงานเฉลี่ยรายวันของโหลด × ช่วงเวลาต่ำสุดของวัน] / การผลิตพลังงานเฉลี่ยรายวันของส่วนประกอบ × ช่วงเวลาขั้นต่ำ วัน โหลด การใช้พลังงานเฉลี่ยรายวัน = พลังงานโหลด / แรงดันไฟฟ้าในการทำงานของโหลด × ชั่วโมงการ

ทำงาน ต่อวัน

13. การคำนวณการผลิตไฟฟ้าของแผงโซลาร์เซลล์

การผลิตไฟฟ้าประจำปี = (kWh) = พลังงานการแผ่รังสีทั้งหมดในท้องถิ่นประจำปี (KWH/㎡) × พื้นที่ของตารางโซลาร์เซลล์ (㎡) × ประสิทธิภาพการแปลงโมดูล × ปัจจัยการแก้ไข P=H·A·η·K

ค่าสัมประสิทธิ์การแก้ไข K=K1·K2·K3·K4·K5

ค่าสัมประสิทธิ์การลดทอนของโมดูล K1 สำหรับการทำงานระยะยาว ใช้เวลา 0.8: ใช้เวลา 0.82: K3 คือการแก้ไขบรรทัด ใช้เวลา 0.95: K4 คือประสิทธิภาพของอินเวอร์เตอร์ ใช้เวลา 0.85 หรือตามข้อมูลของผู้ผลิต: K5 เป็นปัจจัยแก้ไขสำหรับการวางแนว และมุมเอียงของแผงโซลาร์เซลล์ซึ่งมีค่าประมาณ 0.9

14. คำนวณพื้นที่ของแผงโซลาร์เซลล์ตามการใช้พลังงานของโหลด

พื้นที่อาร์เรย์ของโมดูลเซลล์แสงอาทิตย์ = การใช้พลังงานต่อปี / พลังงานรังสีรวมต่อปีในท้องถิ่น × ประสิทธิภาพการแปลงโมดูล × ค่าการแก้ไข

A=P/H·η·K

15. การแปลงพลังงานรังสีดวงอาทิตย์

1 การ์ด (แคล) = 4.1868 จูล (J) = 1.16278 มิลลิวัตต์ชั่วโมง (mWh)

1 กิโลวัตต์-ชั่วโมง (kWh) = 3.6 megajoules (MJ)

1 kWh/㎡(KWh/㎡)=3.6 MJ/㎡(MJ/㎡)=0.36 kJ/cm?(KJ/cm?)

100 mWh/cm? (mWh/ซม.?) = 85.98 แคล/ซม.? (แคลอรี/ซม.?)

1 เมกะจูล/ม.? (MJ/m?) = 23.889 แคลอรี/ซม.? (แคล/ซม.?) = 27.8 มิลลิวัตต์/ซม.? (mWh/cm?)

เมื่อหน่วยของรังสีคือ cal/cm?: ชั่วโมงที่มีแสงแดดสูงสุดต่อปี = การแผ่รังสี x 0.0116 (ปัจจัยการแปลง)

เมื่อหน่วยของรังสีคือ MJ/m?: ชั่วโมงที่มีแสงแดดสูงสุดต่อปี = การแผ่รังสี ÷ 3.6 (การแปลง เมื่อ หน่วย

ของรังสีคือ kWh/m?: ชั่วโมงที่มีแสงแดดสูงสุด = การแผ่รังสี ÷ 365 วัน

เมื่อหน่วยของรังสีคือ kJ/cm² ชั่วโมงที่มีแสงแดดสูงสุด = การแผ่รังสี ÷ 0.36 (ปัจจัยการแปลง)

16. การเลือกแบตเตอรี่

ความจุของแบตเตอรี่≥5h×กำลังไฟฟ้าอินเวอร์เตอร์/แรงดันไฟฟ้าของแบตเตอรี่

17. สูตรคำนวณราคาไฟฟ้า

ราคาต้นทุนการผลิตไฟฟ้า = ต้นทุนทั้งหมด ÷ การผลิตไฟฟ้าทั้งหมด

กำไรของโรงไฟฟ้า = (ราคาซื้อไฟฟ้า - ราคาต้นทุนการผลิตไฟฟ้า) × ชั่วโมงการทำงานภายในช่วงอายุของ โรงไฟฟ้า

ราคาต้นทุนการผลิตไฟฟ้า = (ต้นทุนทั้งหมด - เงินอุดหนุนทั้งหมด) ÷

กำไรจากการผลิตไฟฟ้าทั้งหมด โรงไฟฟ้า = (ราคารับซื้อไฟฟ้า - ราคาต้นทุนการผลิตไฟฟ้า 2) × ชั่วโมงการทำงานภายในช่วงอายุของโรงไฟฟ้า

กำไรของโรงไฟฟ้า = ( ราคาซื้อขายไฟฟ้า - ราคาต้นทุนการผลิตไฟฟ้า 2) × เวลาทำงานภายในอายุของโรงไฟฟ้า + รายได้ปัจจัยที่ไม่ใช่ตลาด

18. การคำนวณ ROI

ไม่มีการอุดหนุน: การผลิตไฟฟ้าต่อปี x ราคาไฟฟ้า ÷ ต้นทุนการลงทุนทั้งหมด x 100% = อัตราผลตอบแทนต่อปี เงิน

อุดหนุนโรงไฟฟ้า: การผลิตไฟฟ้าต่อปี x ราคาไฟฟ้า ÷ (ต้นทุนการลงทุนทั้งหมด - เงินอุดหนุนทั้งหมด) x 100% = อัตราผลตอบแทนต่อปี

มี คือการอุดหนุนราคาไฟฟ้าและเงินอุดหนุนสถานีไฟฟ้า: การผลิตไฟฟ้าต่อปี x (ราคาไฟฟ้า + ราคาไฟฟ้าอุดหนุน) ÷ (ต้นทุนการลงทุนทั้งหมด - เงินอุดหนุนทั้งหมด) x 100% = อัตราผลตอบแทนต่อปี 19. มุมเอียงของแผงโซลาร์เซลล์สี่เหลี่ยมจัตุรัสและมุมราบ 19.1

ความ

เอียง มุม

องค์ประกอบของละติจูด ความเอียงตามแนวนอน ความ

เอียง 0°-25° = ละติจูด

26°-40° ความเอียง = ละติจูด +5°-10° (+7° ในพื้นที่ส่วนใหญ่ของประเทศของเรา)

ความเอียง 41°-55°=ละติจูด+10°-15°

ละติจูด > 55° ความเอียง = ละติจูด + 15°-20°

19.2 Azimuth

Azimuth = [เวลาโหลดสูงสุดในหนึ่งวัน (ระบบ 24 ชม.)-12]×15+( ลองจิจูด-116)

20. ระยะห่างระหว่างแถวหน้าและแถวหลังของแผงโซลาร์เซลล์:

D = 0 . 7 0 7 H / แทน [ acrsin ( 0 . 6 4 8 co sΦ- 0 . 3 9 9 si nΦ) ] D

: ระยะห่างด้านหน้าและด้านหลังของอาร์เรย์สี่เหลี่ยมส่วนประกอบ

Φ: ละติจูดของระบบไฟฟ้าโซลาร์เซลล์ (ค่าบวกในซีกโลกเหนือ, ค่าลบ ในซีกโลกใต้)

H: ความสูงในแนวตั้งจากขอบด้านล่างของแผงเซลล์แสงอาทิตย์แถวหลังถึงขอบบนของแผงกั้นแถวหน้า