N = PM (daya puncak sel baterai)/A (area sel baterai) x pin (Daya lampu datang per satuan area)
(1) Jumlah modul baterai paralel = konsumsi daya rata -rata harian (AH)/pembangkit listrik rata -rata harian modul (AH)
(2) Jumlah koneksi seri modul baterai = tegangan operasi sistem (v) x koefisien 1.43/puncak tegangan operasi modul (v)
Kapasitas Baterai = Rata -rata Konsumsi Listrik Beban Harian (AH) x Hari Hujan Berkelanjutan/Kedalaman Pelepasan Maksimum
Tingkat pelepasan rata -rata (h) = hari hujan kontinu x waktu kerja beban/kedalaman pelepasan maksimum
Muat Waktu Kerja (H) = ∑ Daya Beban x Muat Waktu Kerja/∑ Daya Beban
7. Baterai
(1) Kapasitas baterai = konsumsi listrik beban rata -rata (AH) x Hari hujan kontinu x faktor koreksi pelepasan/kedalaman pelepasan maksimum x faktor koreksi suhu rendah
(2) Jumlah Seri Terhubung Baterai = Tegangan Pengoperasian Sistem/Tegangan Baterai Nominal (3) Jumlah Baterai Terhubung Paralel = Total Kapasitas Baterai/Kapasitas Baterai Nominal
8. Perhitungan Sederhana Berdasarkan Sinar Matahari Puncak Nyata
(1) Daya Komponen = (Daya Konsumsi Listrik X Waktu Konsumsi Listrik/Jam Lokal Puncak Sinar Matahari) X Koefisien Kehilangan
Koefisien Kehilangan: Ambil 1.6 ~ 2.0 berdasarkan tingkat polusi lokal, panjang garis, sudut instalasi, dll
(2) Kapasitas baterai = (Daya Listrik x Waktu Listrik/Tegangan Sistem) x Hari Hujan Berkelanjutan x Faktor Keamanan Sistem
Faktor Keamanan Sistem: Ambil 1.6 ~ 2.0, berdasarkan kedalaman pelepasan baterai, suhu musim dingin, efisiensi konversi inverter, dll
9. Metode perhitungan berdasarkan radiasi total tahunan
Komponen (matriks) = kx (tegangan operasi peralatan listrik x arus operasi peralatan listrik x waktu penggunaan)/total radiasi tahunan di area lokal
Ketika dikelola oleh seseorang dan secara umum digunakan, k diatur ke 230; Ketika pemeliharaan tak berawak+penggunaan yang andal, k mengambil 251;
Ketika tidak ada pemeliharaan, lingkungan yang keras, dan persyaratan yang sangat dapat diandalkan, k diambil sebagai 276
10. Perhitungan Berdasarkan Koefisien Radiasi Total dan Kemiringan Tahunan
;
Koefisien 5618: Berdasarkan koefisien efisiensi pengisian dan pelepasan, koefisien atenuasi komponen, dll;
Faktor Keselamatan: Berdasarkan lingkungan penggunaan, ketersediaan catu daya cadangan, dan keberadaan personel, ambil 1,1 hingga 1,3.
(2) Kapasitas baterai = 10 x Total Konsumsi Listrik Listrik/Tegangan Operasi Sistem; 10 adalah koefisien tidak ada sinar matahari (berlaku untuk hari hujan terus menerus hingga 5 hari)
11. Perhitungan beban multipleks berdasarkan jam sinar matahari puncak
(1) Arus: Komponen Arus = Muat Konsumsi Daya Harian (WH)/Sistem DC Tegangan (V) X Puncak Jam Sunshine (H) X Koefisien Efisiensi Sistem
Koefisien Efisiensi Sistem: Efisiensi pengisian baterai penyimpanan adalah 0,9, efisiensi konversi inverter adalah 0,85, dan atenuasi daya komponen+kehilangan saluran+debu adalah 0,9. Penyesuaian spesifik akan dilakukan sesuai dengan situasi aktual.
(2) Kekuatan
Total daya komponen = arus yang dihasilkan oleh komponen x tegangan DC sistem x Koefisien 1.43. Koefisien 1.43 adalah rasio tegangan operasi puncak komponen terhadap tegangan operasi sistem.
(3) Kapasitas baterai
Kapasitas baterai = [Muat Konsumsi Daya Harian WH/Sistem Tegangan DC V] x [hari hujan kontinu/efisiensi inverter x Baterai Debit Baterai]
Efisiensi Inverter: Antara 80% dan 93% tergantung pada pemilihan peralatan; Kedalaman pelepasan baterai: Antara 50% dan 75% tergantung pada parameter kinerja dan persyaratan keandalan.
12. Metode Perhitungan Berdasarkan Puncak Sinar Matahari dan Jumlah Hari antara Dua Hari Hujan dan Berawan
(1) Perhitungan kapasitas baterai sistem
Kapasitas Baterai (AH) = Frekuensi Keselamatan x Rata -rata konsumsi daya harian di bawah beban (AH) x Maksimum hari hujan kontinu x Faktor koreksi suhu rendah/koefisien kedalaman baterai maksimum baterai baterai
Faktor keamanan: antara 1.1 dan 1.4: Faktor koreksi suhu rendah: 1.0 untuk suhu di atas 0 ℃, 1.1 untuk suhu di atas -10 ℃, dan 1.2 untuk suhu di atas -20 ℃; Koefisien kedalaman baterai maksimum baterai: 0,5 untuk siklus dangkal, 0,75 untuk siklus yang dalam, dan 0,85 untuk baterai kadmium nikel alkali.
(2) Jumlah komponen secara seri
Nomor Koneksi Seri Komponen = Tegangan Operasi Sistem (V) x Koefisien 1.43/Tegangan Operasi Puncak Komponen Terpilih (V)
(3) Perhitungan rata -rata pembangkitan daya harian komponen
Pembangkitan daya rata -rata harian komponen = (ah) = arus kerja puncak dari komponen yang dipilih (a) x puncak sinar matahari (h) x koefisien koreksi kemiringan x koefisien kehilangan komponen komponen. Puncak jam sinar matahari dan koefisien koreksi kemiringan adalah data aktual dari lokasi pemasangan sistem. Koefisien koreksi kehilangan komponen terutama mengacu pada kerugian yang disebabkan oleh kombinasi komponen, atenuasi daya komponen, cakupan debu komponen, efisiensi pengisian, dll., Dan umumnya dianggap 0,8.
(4) Perhitungan kapasitas baterai untuk diisi ulang untuk interval terpendek antara dua hari hujan berturut -turut dan berawan
Kapasitas Baterai Tambahan (AH) = Faktor Keselamatan X Rata -rata konsumsi daya harian di bawah beban (AH) x Perhitungan jumlah komponen yang terhubung secara paralel untuk hari hujan kontinu maksimum:
Jumlah komponen paralel = [kapasitas baterai tambahan+rata -rata konsumsi daya harian beban x hari interval terpendek]/rata -rata pembangkit listrik harian komponen x hari interval terpendek
Rata -rata konsumsi daya harian beban = daya beban/tegangan kerja beban x Jumlah jam kerja per hari
13. Perhitungan pembangkit listrik array fotovoltaik
Pembangkit Listrik Tahunan = (KWH) = Energi Radiasi Total Tahunan Lokal (KWH/M)
X Fotovoltaic Array Area (㎡) x Komponen Konversi Efisiensi X Faktor Koreksi. P = h · a · n · k koefisien koreksi k = k1 · k2 · k3 · k4 · k5
Koefisien atenuasi komponen K1 selama operasi jangka panjang, diambil sebagai 0,8;
Koreksi K2 untuk penurunan daya komponen yang disebabkan oleh obstruksi debu dan peningkatan suhu, dengan nilai 0,82; K3 adalah koreksi garis, dianggap 0,95;
K4 adalah efisiensi inverter, diambil sebagai 0,85 atau berdasarkan data pabrikan;
K5 adalah koefisien koreksi untuk orientasi dan sudut kemiringan dari array fotovoltaik, yang diambil sekitar 0,9.
14. Hitung luas array fotovoltaik berdasarkan konsumsi daya beban Area Array Modul PV = Konsumsi Daya Tahunan/Energi Total Radiasi Total Lokal X Efisiensi Konversi Modul X Koefisien Koreksi A = P/H · N · K
15. Konversi energi radiasi matahari
1 Cal = 4.1868 Joules (j) = 1.16278 Milliwatt Hours (MWH) 1 kWh = 3,6 Megajoules (MJ)
1 kWh/㎡ (kWh/m) = 3,6 megajoules/m (mj/m) = 0,36 kilojoule/cm (kJ/cm) 100 miliwatt jam/cm (mWh/cm) = 85,98 kalori/cm (cal/cm) 1 Megajoules/M (MJ/M) = 23,889 Kalori/cm (Cal/cm) = 27,8 jam miliwatt/cm (MWH/cm)
Ketika unit radiasi adalah kalori/sentimeter: jam sinar matahari puncak tahunan = jumlah radiasi x 0,0116; Ketika unit jumlah radiasi adalah megajoul/meter: jam sinar matahari puncak tahunan = jumlah radiasi ÷ 3.6; Ketika unit jumlah radiasi adalah kilowatt jam/meter: puncak sinar matahari = jumlah radiasi ÷ 365 hari; Ketika unit jumlah radiasi adalah joule kering/sentimeter: Puncak jam sinar matahari = jumlah radiasi ÷ 0,36 (0,0116, 3,6, 365,)
16. Pilihan baterai
Kapasitas baterai ≥ 5HX Daya Inverter/Tegangan Paket Baterai Terkingkat
17. Formula Perhitungan Harga Listrik
(1) Harga Biaya Pembangkit Listrik = Total Biaya ÷ Total Pembangkit Listrik
Laba pembangkit listrik = (Harga Pembelian - Harga Biaya Generasi) x Waktu Kerja Dalam Umur Layanan Pembangkit Listrik
(2) Harga Biaya Pembangkit Listrik = (Total Biaya - Total Subsidi) ÷ Total Pembangkit Listrik
Laba pembangkit listrik = (Harga Pembelian - Harga Biaya Generasi 2) x Waktu Kerja Dalam Umur Layanan Pembangkit Listrik
Laba pembangkit listrik = (Harga Pembelian - Harga Biaya Generasi 2) x Waktu Kerja Dalam Umur Layanan Pembangkit Listrik+Laba Faktor Non Pasar
18. Perhitungan Pengembalian Investasi
(1) Tidak ada subsidi: Pembangkit Listrik Tahunan X Harga Listrik ÷ Total Biaya Investasi x 100%= Tingkat Pengembalian Tahunan
(2) Subsidi untuk pembangkit listrik: Pembangkit Listrik Tahunan X Harga Listrik ÷ (Total Biaya Investasi - Jumlah Subsidi Total) x 100%= Tingkat Pengembalian Tahunan
(3) Subsidi Harga Listrik dan Subsidi Pembangkit Listrik: Pembangkit Listrik Tahunan X (Harga Listrik+Harga Listrik Subsidi) ÷ (Total Biaya Investasi - Total Jumlah Subsidi) X100%= Tingkat Pengembalian Tahunan
19. Sudut kemiringan array fotovoltaik dan sudut azimuth
(1) Sudut kemiringan
Komponen Latitude Sudut kemiringan horizontal
0 ° -25 ° kemiringan = lintang
26 ° -40 ° kemiringan = lintang+5 ° -10 °
(Di sebagian besar wilayah negara kita,+7 ° diadopsi)
41 ° -55 ° Sudut kemiringan = lintang+10 ° -15 °
Latitude> 55 ° Sudut Dip = Latitude+15 ° -20 °
(2) sudut azimuth
Azimuth sudut = [momen beban puncak hari (sistem 24 jam) -12] x15+(bujur -116)
20. Jarak antara barisan depan dan belakang array fotovoltaik
D = 0,707H/TAN [ACRSIN (0,648COS) φ- 0,399Sin φ)]
D: Jarak antara depan dan belakang array komponen
Ф: garis lintang sistem fotovoltaik (positif di belahan bumi utara dan negatif di belahan bumi selatan)
H: Tinggi vertikal dari tepi bawah modul fotovoltaik belakang ke tepi atas penutup depan
Jika Anda perlu membeli lampu dalam jumlah besar, silakan hubungi kami.Yantai Luhao Lighting adalah produsen profesional dan pemasok bangku surya, lampu jalan surya, lampu banjir surya, dll. Untuk informasi lebih lanjut, silakan kunjungi situs web kami atau hubungi ytluhao@CNSolarLamp. com atau whatsapp: +8615763811222
