有關(guān)光伏的20個(gè)計(jì)算公式

2022421


1.轉(zhuǎn)換效率

η= Pm(電池片的峰值功率)/A(電池片面積)×Pin(單位面積的入射光功率)

其中:Pin=1KW/㎡=100mW/cm2


2.充電電壓

Vmax=V額×1.43倍


3.電池組件串并聯(lián)
3.1電池組件并聯(lián)數(shù)=負(fù)載日平均用電量(Ah)/組件日平均發(fā)電量(Ah)

3.2電池組件串聯(lián)數(shù)=系統(tǒng)工作電壓(V)×系數(shù)1.43/組件峰值工作電壓(V)


4.蓄電池容量

蓄電池容量=負(fù)載日平均用電量(Ah)×連續(xù)陰雨天數(shù)/最大放電深度


5.平均放電率

平均放電率(h)=連續(xù)陰雨天數(shù)×負(fù)載工作時(shí)間/最大放電深度


6.負(fù)載工作時(shí)間

負(fù)載工作時(shí)間(h)=∑負(fù)載功率×負(fù)載工作時(shí)間/∑負(fù)載功率


7.蓄電池
7.1蓄電池容量=負(fù)載平均用電量(Ah)×連續(xù)陰雨天數(shù)×放電修正系數(shù)/最大放電深度×低溫修正系數(shù)
7.2蓄電池串聯(lián)數(shù)=系統(tǒng)工作電壓/蓄電池標(biāo)稱電壓

7.3蓄電池并聯(lián)數(shù)=蓄電池總?cè)萘?蓄電池標(biāo)稱容量


8.以峰值日照時(shí)數(shù)為依據(jù)的簡(jiǎn)易計(jì)算
8.1組件功率=(用電器功率×用電時(shí)間/當(dāng)?shù)胤逯等照諘r(shí)數(shù))×損耗系
損耗系數(shù):取1.6~2.0根據(jù)當(dāng)?shù)匚廴境潭?、線路長(zhǎng)短、安裝角度等
8.2蓄電池容量=(用電器功率×用電時(shí)間/系統(tǒng)電壓)×連續(xù)陰雨天數(shù)×系統(tǒng)安全系數(shù)

系統(tǒng)安全系數(shù):取1.6~2.0,根據(jù)蓄電池放電深度、冬季溫度、逆變器轉(zhuǎn)換效率等


9.以年輻射總量為依據(jù)的計(jì)算方式
組件(方陣)=K×(用電器工作電壓×用電器工作電流×用電時(shí)間)/當(dāng)?shù)啬贻椛淇偭?/span>

有人維護(hù)+一般使用時(shí),K取230;無(wú)人維護(hù)+可靠使用時(shí),K取251;無(wú)人維護(hù)+環(huán)境惡劣+要求非??煽繒r(shí),K取276。


10.以年輻射總量和斜面修正系數(shù)為依據(jù)的計(jì)算
10.1方陣功率=系數(shù)5618×安全系數(shù)×負(fù)載總用電量/斜面修正系數(shù)×水平面年平均輻射量
系數(shù)5618:根據(jù)充放電效率系數(shù)、組件衰減系數(shù)等:安全系數(shù):根據(jù)使用環(huán)境、有無(wú)備用電源、是否有人值守等,取1.1~1.3。

10.2蓄電池容量=10×負(fù)載總用電量/系統(tǒng)工作電壓;10為無(wú)日照系數(shù)(對(duì)于連續(xù)陰雨不超過(guò)5天的均適用)。


11.以峰值日照時(shí)數(shù)為依據(jù)的多路負(fù)載計(jì)算
11.1電流
組件電流=負(fù)載日耗電量(Wh)/系統(tǒng)直流電壓(V)×峰值日照時(shí)數(shù)(h)×系統(tǒng)效率系數(shù)
系統(tǒng)效率系數(shù):含蓄電池充電效率0.9,逆變器轉(zhuǎn)換效率0.85,組件功率衰減+線路損耗+塵埃等0.9,具體根據(jù)實(shí)際情況進(jìn)行調(diào)整。
11.2功率
組件總功率=組件發(fā)電電流×系統(tǒng)直流電壓×系數(shù)1.43
系數(shù)1.43:組件峰值工作電壓與系統(tǒng)工作電壓的比值。
11.3蓄電池組容量
蓄電池組容量=【負(fù)載日耗電量Wh/系統(tǒng)直流電壓V】×【連續(xù)陰雨天數(shù)/逆變器效率×蓄電池放電深度】

逆變器效率:根據(jù)設(shè)備選型約80%~93%之間:蓄電池放電深度:根據(jù)其性能參數(shù)和可靠性要求等,在50%~75%之間選擇。


12.以峰值日照時(shí)數(shù)和兩段陰雨天間隔天數(shù)為依據(jù)的計(jì)算方法
12.1系統(tǒng)蓄電池組容量的計(jì)算
蓄電池組容量(Ah)=安全次數(shù)×負(fù)載日平均耗電量(Ah)×最大連續(xù)陰雨天數(shù)×低溫修正系數(shù)/蓄電池最大放電深度系數(shù)
安全系數(shù):1.1-1.4之間:低溫修正系數(shù):0℃以上時(shí)取1.0,-10℃以上取1.1,-20℃以上取1.2:蓄電池最大放電深度系數(shù):淺循環(huán)取0.5,深度循環(huán)取0.75,堿性鎳鎘蓄電池取0.85。
12.2組件串聯(lián)數(shù)
組件串聯(lián)數(shù)=系統(tǒng)工作電壓(V)×系數(shù)1.43/選定組件峰值工作電壓(V)
12.3組件平均日發(fā)電量計(jì)算
組件日平均發(fā)電量=(Ah)=選定組件峰值工作電流(A)×峰值日照時(shí)數(shù)(h)×斜面修正系數(shù)×組件衰減損耗系數(shù)
峰值日照時(shí)數(shù)和傾斜面修正系數(shù)為系統(tǒng)安裝地的實(shí)際數(shù)據(jù):組件衰減損耗修正系數(shù)主要指因組件組合、組件功率衰減、組件灰塵遮蓋、充電效率等的損失,一般取0.8。
12.4兩段連續(xù)陰雨天之間的最短間隔天數(shù)需要補(bǔ)充的蓄電池容量的計(jì)算
補(bǔ)充的蓄電池容量(Ah)=安全系數(shù)×負(fù)載日平均耗電量(Ah)×最大連續(xù)陰雨天數(shù)
組件并聯(lián)數(shù)的計(jì)算:
組件并聯(lián)數(shù)=【補(bǔ)充的蓄電池容量+負(fù)載日平均耗電量×最短間隔天數(shù)】/組件平均日發(fā)電量×最短間隔天數(shù)

負(fù)載日平均耗電量=負(fù)載功率/負(fù)載工作電壓×每天工作小時(shí)數(shù)


13.光伏方陣發(fā)電量的計(jì)算
年發(fā)電量=(kWh)=當(dāng)?shù)啬昕傒椛淠埽↘WH/㎡)×光伏方陣面積(㎡)×組件轉(zhuǎn)換效率×修正系數(shù)。P=H·A·η·K
修正系數(shù)K=K1·K2·K3·K4·K5

K1組件長(zhǎng)期運(yùn)行的衰減系數(shù),取0.8;K2灰塵遮擋組件及溫度升高造成組件功率下降修正,取0.82;K3為線路修正,取0.95;K4為逆變器效率,取0.85或根據(jù)廠家數(shù)據(jù);K5為光伏方陣朝向及傾斜角修正系數(shù),取0.9左右。


14.根據(jù)負(fù)載耗電量計(jì)算光伏方陣的面積

光伏組件方陣面積=年耗電量/當(dāng)?shù)啬昕傒椛淠堋两M件轉(zhuǎn)換效率×修正系數(shù)A=P/H·η·K


15.太陽(yáng)能輻射能量的轉(zhuǎn)換
1卡(cal)=4.1868焦(J)=1.16278毫瓦時(shí)(mWh)
1千瓦時(shí)(kWh)=3.6兆焦(MJ)
1千瓦時(shí)/㎡(KWh/㎡)=3.6兆焦/㎡(MJ/㎡)=0.36千焦/厘米(KJ/cm)
100毫瓦時(shí)/厘米(mWh/cm)=85.98卡/厘米(cal/cm)
1兆焦/米(MJ/m)=23.889卡/厘米(cal/cm)=27.8毫瓦時(shí)/厘米(mWh/cm)
當(dāng)輻射量的單位為卡/厘米:年峰值日照時(shí)數(shù)=輻射量×0.0116(換算系數(shù))
當(dāng)輻射量的單位為兆焦/米:年峰值日照時(shí)數(shù)=輻射量÷3.6(換算系數(shù))
當(dāng)輻射量單位為千瓦時(shí)/米:峰值日照小時(shí)數(shù)=輻射量÷365天

當(dāng)輻射量的單位為千焦/厘米,峰值日照小時(shí)數(shù)=輻射量÷0.36(換算系數(shù))


16.蓄電池選型

蓄電池容量≥5h×逆變器功率/蓄電池組額定電壓


17.電價(jià)計(jì)算公式
發(fā)電成本價(jià)格=總成本÷總發(fā)電量
電站盈利=(買電價(jià)格-發(fā)電成本價(jià)格)×電站壽命范圍內(nèi)工作時(shí)間
發(fā)電成本價(jià)格=(總成本-總補(bǔ)貼)÷總發(fā)電量
電站盈利=(買電價(jià)格-發(fā)電成本價(jià)格2)×電站壽命范圍內(nèi)工作時(shí)間

電站盈利=(買電價(jià)格-發(fā)電成本價(jià)格2)×電站壽命范圍內(nèi)工作時(shí)間+非市場(chǎng)因素收益


18.投資回報(bào)率計(jì)算
無(wú)補(bǔ)貼:年發(fā)電量×電價(jià)÷投資總成本×100%=年回報(bào)率
有電站補(bǔ)貼:年發(fā)電量×電價(jià)÷(投資總成本-補(bǔ)貼總額)×100%=年回報(bào)率

有電價(jià)補(bǔ)貼及電站補(bǔ)貼:年發(fā)電量×(電價(jià)+補(bǔ)貼電價(jià))÷(投資總成本-補(bǔ)貼總額)×100%=年回報(bào)率


19.光伏方陣傾角角度和方位角角度
19.1傾斜角
緯度 組件水平傾角
0°-25° 傾角=緯度
26°-40° 傾角=緯度+5°-10°(在我國(guó)大部分地區(qū)采取+7°)
41°-55° 傾角=緯度+10°-15°
緯度>55° 傾角=緯度+15°-20°
19.2方位角

方位角=【一天中負(fù)荷的峰值時(shí)刻(24h制)-12】×15+(經(jīng)度-116)


20.光伏方陣前后排間距:
D = 0.707H /tan [ acrsin ( 0.648cosΦ- 0.399sinΦ) ]
D:組件方陣前后間距
Φ:光伏系統(tǒng)所處緯度(北半球?yàn)檎?南半球?yàn)樨?fù))

H:為后排光伏組件底邊至前排遮擋物上邊的垂直高度


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