Berechnungsformel für Photovoltaik-Stromerzeugungssysteme

Welche Berechnungsformeln sind für ein Photovoltaik-Stromerzeugungssystem unerlässlich? Die Berechnungsformeln für ein Photovoltaik-Stromerzeugungssystem umfassen wichtige technische Gleichungen, die zur Bestimmung des Wirkungsgrads der Solarmodule, der Batteriekapazität, der Anpassung des Wechselrichters an die Last, der Neigungswinkel der Modulanordnung und der Rentabilität (ROI) verwendet werden. FolglichDurch die genaue Anwendung dieser Formeln, die auf der lokalen Sonneneinstrahlung und dem Lastverbrauch basieren, können Ingenieure hocheffiziente, zuverlässige und kostengünstige Solarenergieanlagen entwerfen.

1. Umwandlungseffizienz

η = Pm (Spitzenleistung der Zelle)/A (Fläche der Zelle)×Pin (einfallende Lichtleistung pro Flächeneinheit)

Speziell, 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

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

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

Batteriekapazität = durchschnittlicher Stromverbrauch unter Last (Ah) × Anzahl aufeinanderfolgender Regentage × Entladekorrekturfaktor / maximale Entladetiefe × Korrekturfaktor für niedrige Temperaturen

7.2 Anzahl der in Reihe geschalteten Batterien

AußerdemAnzahl der in Reihe geschalteten Batterien = Systembetriebsspannung / Nennspannung der Batterie

7.3 Anzahl der parallel geschalteten Batterien

ÄhnlichAnzahl der parallel geschalteten Batterien = Gesamtkapazität der Batterien / Nennkapazität der Batterien

8. Einfache Berechnung basierend auf den maximalen Sonnenscheinstunden

8.1 Komponentenleistung

Komponentenleistung = (Leistungsaufnahme der elektrischen Geräte × Leistungsaufnahmezeit / lokale Spitzen-Sonnenstunden) × Verlustfaktor

EntsprechendVerlustbeiwert: 1.6 bis 2.0 je nach lokalem Verschmutzungsgrad, Leitungslänge, Installationswinkel usw.

8.2 Batteriekapazität

Batteriekapazität = (Leistung der elektrischen Geräte × Stromverbrauchszeit / Systemspannung) × Anzahl aufeinanderfolgender Regentage × Systemsicherheitsfaktor

DeshalbSystemsicherheitsfaktor: 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

Wenn Sie zum BeispielWenn jemand die allgemeine Verwendung aufrechterhält, nimmt K 230 ein; alternativWenn niemand eine zuverlässige Nutzung gewährleistet, nimmt K 251 ein. LetztlichWenn niemand wartet + raue Umgebung + sehr zuverlässig sein muss, benötigt K 276.

10. Berechnung auf Basis der jährlichen Gesamtstrahlung und des Neigungskorrekturfaktors

10.1 Leistung einer quadratischen Antennenanordnung

Leistung einer quadratischen Antennenanlage = Faktor 5618 × Sicherheitsfaktor × Gesamtleistungsaufnahme / Neigungskorrekturfaktor × durchschnittliche Jahresstrahlung auf der horizontalen Ebene

BestimmtesKoeffizient 5618: gemäß dem Lade- und Entladewirkungsgradkoeffizienten, dem Dämpfungskoeffizienten der Komponente usw.; inzwischenSicherheitsfaktor: Je nach Einsatzumgebung, z. B. ob eine Notstromversorgung vorhanden ist, ob jemand im Dienst ist usw., rechnen Sie mit 1.1 bis 1.3.

10.2 Batteriekapazität

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 Strom

Komponentenstrom = täglicher Stromverbrauch der Last (Wh) / Gleichspannung des Systems (V) × maximale Sonnenscheindauer (h) × Systemwirkungsgrad

AllgemeinesSystemwirkungsgradkoeffizient: 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 Strom

Gesamtleistung der Komponenten = Leistungserzeugungsstrom der Komponente × Gleichspannung des Systems × Koeffizient 1.43

Beachten Sie, dass 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]

NormalerweiseWechselrichterwirkungsgrad: ca. 80 % bis 93 % je nach Geräteauswahl; weiterBatterieentladungstiefe: Wählen Sie je nach Leistungsparametern und Zuverlässigkeitsanforderungen zwischen 50 % und 75 %.

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

VornameSicherheitsfaktor: Zwischen 1.1 und 1.4. Sekunde, Korrekturfaktor für niedrige Temperaturen: 1.0 für über 0°C, 1.1 für über -10°C, 1.2 für über -20°C. zuletztMaximaler Entladetiefenkoeffizient 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

WichtigDie Spitzenwerte für Sonnenscheindauer und der Neigungskorrekturfaktor sind die tatsächlichen Daten des Systeminstallationsortes. InfolgeDer Korrekturfaktor für die Dämpfungsverluste der Komponenten bezieht sich hauptsächlich auf die Verluste aufgrund der Komponentenkombination, der Leistungsdämpfung der Komponenten, der Staubabdeckung der Komponenten, des Ladewirkungsgrades usw. und beträgt im Allgemeinen 0.8.

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

WeiterBerechnung der Anzahl der parallel geschalteten Komponenten:

Die Anzahl der parallel geschalteten Module = [Zusatzbatteriekapazität + durchschnittlicher täglicher Stromverbrauch der Verbraucher × Mindestintervall in Tagen] / durchschnittliche tägliche Stromerzeugung der Komponenten × Mindestintervall in Tagen

Folglich, 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

COHO Expo bei der Correction coefficient K=K1·K2·K3·K4·K5

SpeziellDer Dämpfungskoeffizient des Moduls K1 für den Langzeitbetrieb beträgt 0.8; der des Moduls K2 beträgt 0.82; zusätzlichK3 ist die Linienkorrektur, nehmen Sie 0.95 an; darüber hinausK4 ist der Wirkungsgrad des Wechselrichters, nehmen Sie 0.85 oder gemäß den Angaben des Herstellers. EndlichK5 ist der Korrekturfaktor für die Orientierung 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)

If Die Einheit der Strahlung ist cal/cm²: Jährliche Spitzen-Sonnenstunden = Strahlung x 0.0116 (Umrechnungsfaktor)
UmgekehrtWenn die Einheit der Strahlung MJ/m² ist: Jährliche Spitzen-Sonnenstunden = Strahlung ÷ 3.6 (Umrechnungsfaktor)
In Fällen, in denen Die Einheit der Strahlung ist kWh/m²: Maximale Sonnenscheindauer = Strahlung ÷ 365 Tage
zuletztUnter der Annahme, dass die Einheit der Strahlung kJ/cm² ist, ergibt sich: maximale Sonnenscheindauer = Strahlung ÷ 0.36 (Umrechnungsfaktor)

16. Batterieauswahl

Batteriekapazität ≥ 5 h × Wechselrichterleistung / Batterienennspannung

17. Formel zur Berechnung des Strompreises

Stromerzeugungskosten = Gesamtkosten ÷ Gesamtstromerzeugung

AnschließendKraftwerksgewinn = (Strombezugspreis – Stromerzeugungskosten) × Betriebsstunden innerhalb der Lebensdauer des Kraftwerks

AlternativStromerzeugungskosten = (Gesamtkosten – Gesamtsubventionen) ÷ Gesamtstromerzeugung

DeshalbKraftwerksgewinn = (Strombezugspreis – Stromerzeugungskosten²) × Betriebsstunden innerhalb der Lebensdauer des Kraftwerks

AußerdemKraftwerksgewinn = (Strombezugspreis – Stromerzeugungskosten²) × Betriebszeit innerhalb der Lebensdauer des Kraftwerks + nicht-marktbezogene Faktoreinnahmen

18. ROI-Berechnung

ErstensOhne Subventionen: Jährliche Stromerzeugung x Strompreis ÷ Gesamtinvestitionskosten x 100 % = jährliche Rendite

ZweitensMit Kraftwerkssubventionen: jährliche Stromerzeugung x Strompreis ÷ (Gesamtinvestitionskosten – Gesamtsubvention) x 100 % = jährliche Rendite

zuletztEs 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:

Für 0°-25° Neigung = Breitengrad
Mittlerweile, 26°-40° Neigung = Breitengrad +5°-10° (+7° in den meisten Gebieten unseres Landes)
zusätzlich, 41°-55° Neigung = Breitengrad + 10°-15°
LetztlichBreitengrad > 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) ]

COHO Expo bei der D: Abstand der Komponentenanordnung vorne und hinten
Und Φ: Breitengrad der Photovoltaikanlage (positiv auf der Nordhalbkugel, negativ auf der Südhalbkugel)
Lese ebenfalls: H: die vertikale Höhe von der Unterkante der hinteren Reihe der Photovoltaikmodule bis zur Oberkante der vorderen Reihe der Schutzdächer