สูตรคำนวณระบบผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์

1. ประสิทธิภาพการแปลง

η= Pm (กำลังไฟฟ้าสูงสุดของเซลล์)/A (พื้นที่ของเซลล์) × Pin (กำลังไฟฟ้าตกกระทบต่อหน่วยพื้นที่)

ตำแหน่ง: Pin=1KW/㎡=100mW/cm².

2. แรงดันการชาร์จ

Vmax=ปริมาณ V × 1.43 เท่า

3. โมดูลแบตเตอรี่เชื่อมต่อแบบอนุกรมและขนาน

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

3.2 จำนวนส่วนประกอบแบตเตอรี่ที่ต่ออนุกรม = แรงดันไฟฟ้าปฏิบัติการระบบ (V) × ค่าสัมประสิทธิ์ 1.43 / แรงดันไฟฟ้าปฏิบัติการพีคของส่วนประกอบ (V)

4. ความจุของแบตเตอรี่

ความจุแบตเตอรี่ = การใช้พลังงานเฉลี่ยต่อวัน (Ah) × จำนวนวันที่ฝนตกติดต่อกัน / ความลึกในการคายประจุสูงสุด

5. อัตราการระบายเฉลี่ย

อัตราการปล่อยน้ำเฉลี่ย (ชม.) = จำนวนวันฝนตกต่อเนื่อง × เวลาทำงานของโหลด / ความลึกการปล่อยน้ำสูงสุด

6. เวลาทำงานโหลด

เวลาทำงานของโหลด (ชม.) = ∑ กำลังโหลด × เวลาทำงานของโหลด / ∑ กำลังโหลด

7 แบตเตอรี่

7.1 ความจุแบตเตอรี่ = การใช้พลังงานเฉลี่ยของโหลด (Ah) × จำนวนวันที่ฝนตกติดต่อกัน × ปัจจัยการแก้ไขการคายประจุ / ความลึกการคายประจุสูงสุด × ปัจจัยการแก้ไขอุณหภูมิต่ำ

7.2 จำนวนแบตเตอรี่ที่ต่อแบบอนุกรม = แรงดันไฟฟ้าปฏิบัติการระบบ / แรงดันไฟฟ้าปกติของแบตเตอรี่

7.3 จำนวนแบตเตอรี่ที่ต่อขนาน = ความจุรวมของแบตเตอรี่ / ความจุที่ระบุของแบตเตอรี่

8. การคำนวณง่ายๆ โดยอิงจากชั่วโมงแสงแดดสูงสุด

8.1 กำลังไฟฟ้าส่วนประกอบ = (การใช้พลังงานของเครื่องใช้ไฟฟ้า × เวลาการใช้พลังงาน / ชั่วโมงแสงแดดสูงสุดในพื้นที่) × ปัจจัยการสูญเสีย

ค่าสัมประสิทธิ์การสูญเสีย: อยู่ที่ 1.6~2.0 ขึ้นอยู่กับระดับมลพิษในพื้นที่ ความยาวสาย มุมการติดตั้ง ฯลฯ

8.2 ความจุแบตเตอรี่ = (กำลังไฟฟ้าของเครื่องใช้ไฟฟ้า × เวลาการใช้พลังงาน / แรงดันไฟฟ้าของระบบ) × จำนวนวันที่ฝนตกต่อเนื่อง × ปัจจัยความปลอดภัยของระบบ

ปัจจัยด้านความปลอดภัยของระบบ: ใช้ 1.6~2.0 ตามความลึกในการคายประจุแบตเตอรี่ อุณหภูมิในฤดูหนาว ประสิทธิภาพการแปลงอินเวอร์เตอร์ ฯลฯ

9. วิธีการคำนวณโดยอาศัยปริมาณรังสีรวมต่อปี

ส่วนประกอบ (เมทริกซ์สี่เหลี่ยม) = K × (แรงดันไฟฟ้าที่ใช้งานของเครื่องใช้ไฟฟ้า × กระแสไฟฟ้าที่ใช้งานของเครื่องใช้ไฟฟ้า × เวลาที่ใช้ไฟฟ้า) / ปริมาณรังสีท้องถิ่นรายปีทั้งหมด

เมื่อมีคนบำรุงรักษา + การใช้งานทั่วไป K จะใช้ 230 เมื่อไม่มีใครบำรุงรักษา + การใช้งานที่เชื่อถือได้ K จะใช้ 251 เมื่อไม่มีใครบำรุงรักษา + สภาพแวดล้อมที่รุนแรง + ต้องการความน่าเชื่อถือสูง K จะใช้ 276

10. การคำนวณโดยอาศัยค่ารังสีรวมรายปีและค่าแก้ไขความลาดชัน

10.1 กำลังไฟฟ้าแบบอาร์เรย์สี่เหลี่ยม = ปัจจัย 5618 × ปัจจัยความปลอดภัย × การใช้พลังงานโหลดทั้งหมด / ปัจจัยการแก้ไขความลาดชัน × รังสีเฉลี่ยรายปีบนระนาบแนวนอน

ค่าสัมประสิทธิ์ 5618: ตามค่าสัมประสิทธิ์ประสิทธิภาพการชาร์จและการคายประจุ ค่าสัมประสิทธิ์การลดทอนของส่วนประกอบ ฯลฯ ปัจจัยด้านความปลอดภัย: ตามสภาพแวดล้อมการใช้งาน ไม่ว่าจะมีแหล่งจ่ายไฟสำรองหรือไม่ มีคนปฏิบัติหน้าที่หรือไม่ ฯลฯ ใช้ 1.1 ถึง 1.3

10.2 ความจุแบตเตอรี่ = 10 × การใช้พลังงานโหลดรวม / แรงดันไฟฟ้าปฏิบัติการระบบ: 10: ไม่มีค่าสัมประสิทธิ์แสงแดด (ใช้ได้กับวันฝนตกต่อเนื่องไม่เกิน 5 วัน)

11. การคำนวณโหลดหลายช่องสัญญาณตามชั่วโมงแสงแดดสูงสุด

11.1 กระแสปัจจุบัน

กระแสไฟฟ้าของส่วนประกอบ = การใช้พลังงานรายวันของโหลด (Wh) / แรงดันไฟฟ้า DC ของระบบ (V) × ชั่วโมงแสงแดดสูงสุด (h) × ค่าสัมประสิทธิ์ประสิทธิภาพของระบบ

ค่าสัมประสิทธิ์ประสิทธิภาพระบบ: รวมถึงประสิทธิภาพการชาร์จแบตเตอรี่ 0.9, ประสิทธิภาพการแปลงอินเวอร์เตอร์ 0.85, การลดทอนพลังงานของส่วนประกอบ + การสูญเสียสาย + ฝุ่น ฯลฯ 0.9 ซึ่งควรปรับตามสถานการณ์จริง

11.2 พลังงาน

กำลังรวมของส่วนประกอบ = กระแสไฟฟ้าที่ผลิตได้ของส่วนประกอบ × แรงดันไฟฟ้ากระแสตรงของระบบ × ค่าสัมประสิทธิ์ 1.43

ค่าสัมประสิทธิ์ 1.43: อัตราส่วนของแรงดันไฟฟ้าทำงานสูงสุดของส่วนประกอบต่อแรงดันไฟฟ้าทำงานของระบบ

11.3 ความจุของแบตเตอรี่

ความจุของชุดแบตเตอรี่ = [การใช้พลังงานต่อวันของโหลด Wh/แรงดันไฟฟ้ากระแสตรงของระบบ V] × [จำนวนวันที่ฝนตกต่อเนื่อง/ประสิทธิภาพของอินเวอร์เตอร์ × ความลึกในการคายประจุแบตเตอรี่]

ประสิทธิภาพอินเวอร์เตอร์: ประมาณ 80% ถึง 93% ขึ้นอยู่กับการเลือกอุปกรณ์ ความลึกในการระบายแบตเตอรี่: เลือกได้ระหว่าง 50% ถึง 75% ตามพารามิเตอร์ประสิทธิภาพและข้อกำหนดความน่าเชื่อถือ

12. วิธีการคำนวณโดยพิจารณาจากชั่วโมงแสงแดดสูงสุดและช่วงเวลาระหว่างสองวันฝนตก

12.1 การคำนวณความจุของชุดแบตเตอรี่ระบบ

ความจุของชุดแบตเตอรี่ (Ah) = ความถี่ความปลอดภัย × อัตราการใช้พลังงานเฉลี่ยต่อวันของโหลด (Ah) × จำนวนวันฝนตกต่อเนื่องสูงสุด × ค่าสัมประสิทธิ์การแก้ไขอุณหภูมิต่ำ / ค่าสัมประสิทธิ์ความลึกการคายประจุสูงสุดของแบตเตอรี่

ปัจจัยด้านความปลอดภัย: ระหว่าง 1.1 ถึง 1.4: ปัจจัยการแก้ไขอุณหภูมิต่ำ: 1.0 สำหรับอุณหภูมิสูงกว่า 0°C, 1.1 สำหรับอุณหภูมิสูงกว่า -10°C, 1.2 สำหรับอุณหภูมิสูงกว่า -20°C: ค่าสัมประสิทธิ์ความลึกการคายประจุสูงสุดของแบตเตอรี่: 0.5 สำหรับรอบการใช้งานตื้น 0.75 สำหรับรอบการใช้งานลึก แบตเตอรี่นิกเกิลแคดเมียมอัลคาไลน์ใช้ 0.85

12.2 จำนวนส่วนประกอบที่เชื่อมต่อแบบอนุกรม

จำนวนส่วนประกอบที่ต่ออนุกรม = แรงดันไฟฟ้าปฏิบัติการระบบ (V) × ค่าสัมประสิทธิ์ 1.43/แรงดันไฟฟ้าปฏิบัติการสูงสุดของส่วนประกอบที่เลือก (V)

12.3 การคำนวณการผลิตพลังงานเฉลี่ยรายวันของโมดูล

กำลังการผลิตไฟฟ้าเฉลี่ยรายวันของโมดูล = (Ah) = กระแสไฟฟ้าทำงานสูงสุดของโมดูลที่เลือก (A) x ชั่วโมงแสงแดดสูงสุด (ชม.) x ปัจจัยการแก้ไขความลาดชัน x ค่าสัมประสิทธิ์การสูญเสียการลดทอนของโมดูล

ชั่วโมงแสงแดดสูงสุดและปัจจัยการแก้ไขความลาดชันเป็นข้อมูลจริงของไซต์การติดตั้งระบบ ปัจจัยการแก้ไขการสูญเสียการลดทอนของส่วนประกอบส่วนใหญ่หมายถึงการสูญเสียที่เกิดจากการรวมกันของส่วนประกอบ การลดทอนพลังงานของส่วนประกอบ ฝาปิดกันฝุ่นของส่วนประกอบ ประสิทธิภาพในการชาร์จ ฯลฯ โดยทั่วไปใช้ 0.8

12.4 การคำนวณความจุแบตเตอรี่ที่ต้องเติมในช่วงเวลาสั้นที่สุดระหว่างสองวันฝนตกติดต่อกัน

ความจุแบตเตอรี่เสริม (Ah) = ปัจจัยด้านความปลอดภัย × การใช้พลังงานเฉลี่ยต่อวัน (Ah) × จำนวนวันฝนตกต่อเนื่องสูงสุด

การคำนวณจำนวนส่วนประกอบที่เชื่อมต่อแบบขนาน:

จำนวนโมดูลที่เชื่อมต่อแบบขนาน = [ความจุแบตเตอรี่เสริม + การใช้พลังงานเฉลี่ยต่อวันของโหลด × วันช่วงเวลาขั้นต่ำ] / การผลิตพลังงานเฉลี่ยต่อวันของส่วนประกอบ × วันช่วงเวลาขั้นต่ำ

การใช้พลังงานเฉลี่ยต่อวันของโหลด = พลังงานโหลด / แรงดันไฟฟ้าปฏิบัติการของโหลด × ชั่วโมงการทำงานต่อวัน

13. การคำนวณการผลิตไฟฟ้าจากแผงโซลาร์เซลล์

การผลิตไฟฟ้าต่อปี = (kWh) = พลังงานรังสีรวมต่อปีในพื้นที่ (KWH/㎡) × พื้นที่สี่เหลี่ยมจัตุรัสของแผงโซลาร์เซลล์ (㎡) × ประสิทธิภาพการแปลงโมดูล × ปัจจัยแก้ไข P=H·A·η·K

Correction coefficient K=K1·K2·K3·K4·K5

ค่าสัมประสิทธิ์การลดทอนของโมดูล K1 สำหรับการทำงานในระยะยาว ใช้ 0.8: ใช้ 0.82: K3 คือการแก้ไขเส้น ใช้ 0.95: K4 คือประสิทธิภาพของอินเวอร์เตอร์ ใช้ 0.85 หรือตามข้อมูลของผู้ผลิต: K5 คือปัจจัยการแก้ไขสำหรับการวางแนวและมุมเอียงของแผงโซลาร์เซลล์ ซึ่งอยู่ที่ประมาณ 0.9

14. คำนวณพื้นที่แผงโซลาร์เซลล์ตามการใช้พลังงานของโหลด

พื้นที่สี่เหลี่ยมจัตุรัสของแผงโซลาร์เซลล์ = การใช้พลังงานต่อปี / พลังงานแผ่รังสีรวมต่อปีในพื้นที่ × ประสิทธิภาพการแปลงโมดูล × ปัจจัยการแก้ไข

A=P/H·η·K

15. การแปลงพลังงานรังสีดวงอาทิตย์

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

1 กิโลวัตต์ชั่วโมง (kWh) = 3.6 เมกะจูล (MJ)

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

100 mWh/cm? (mWh/cm?) = 85.98 cal/cm? (cal/cm?)

1 MJ/m? (MJ/m?) = 23.889 cal/cm? (cal/cm?) = 27.8 mWh/cm? (mWh/cm?)

เมื่อหน่วยของรังสีเป็น cal/cm?: ชั่วโมงแสงแดดสูงสุดต่อปี = รังสี x 0.0116 (ปัจจัยการแปลง)

เมื่อหน่วยของรังสีเป็น MJ/m?: ชั่วโมงแสงแดดสูงสุดต่อปี = รังสี ÷ 3.6 (ปัจจัยการแปลง)

เมื่อหน่วยของรังสีเป็น kWh/m?: ชั่วโมงแสงแดดสูงสุด = รังสี ÷ 365 วัน

เมื่อหน่วยของรังสีเป็น kJ/cm² ชั่วโมงแสงแดดสูงสุด = รังสี ÷ 0.36 (ปัจจัยการแปลง)

16. การเลือกแบตเตอรี่

ความจุแบตเตอรี่≥5ชม.×กำลังไฟฟ้าอินเวอร์เตอร์/แรงดันไฟฟ้าที่กำหนดของแบตเตอรี่

17. สูตรคำนวณราคาค่าไฟฟ้า

ราคาต้นทุนการผลิตไฟฟ้า = ต้นทุนรวม ÷ การผลิตไฟฟ้าทั้งหมด

กำไรจากโรงไฟฟ้า = (ราคาซื้อไฟฟ้า – ราคาต้นทุนการผลิตไฟฟ้า) × ชั่วโมงการทำงานตลอดอายุการใช้งานของโรงไฟฟ้า

ราคาต้นทุนการผลิตไฟฟ้า = (ต้นทุนรวม – เงินอุดหนุนรวม) ÷ การผลิตไฟฟ้ารวม

กำไรจากโรงไฟฟ้า = (ราคาซื้อไฟฟ้า – ราคาต้นทุนการผลิตไฟฟ้า 2) × ชั่วโมงทำงานตลอดอายุการใช้งานของโรงไฟฟ้า

กำไรจากโรงไฟฟ้า = (ราคาซื้อไฟฟ้า – ราคาต้นทุนการผลิตไฟฟ้า 2) × ระยะเวลาการทำงานภายในอายุการใช้งานของโรงไฟฟ้า + รายได้ที่ไม่ใช่ปัจจัยตลาด

18. การคำนวณ ROI

ไม่มีเงินอุดหนุน: การผลิตไฟฟ้าต่อปี x ราคาไฟฟ้า ÷ ต้นทุนการลงทุนทั้งหมด x 100% = อัตราผลตอบแทนต่อปี

โดยมีเงินอุดหนุนโรงไฟฟ้า: การผลิตไฟฟ้าต่อปี x ราคาไฟฟ้า ÷ (ต้นทุนการลงทุนทั้งหมด – เงินอุดหนุนทั้งหมด) x 100% = อัตราผลตอบแทนต่อปี

มีทั้งเงินอุดหนุนค่าไฟฟ้าและเงินอุดหนุนโรงไฟฟ้า คือ การผลิตไฟฟ้าต่อปี x (ราคาไฟฟ้า + ราคาไฟฟ้าที่ได้รับการอุดหนุน) ÷ (ต้นทุนการลงทุนรวม – เงินอุดหนุนรวม) x 100% = อัตราผลตอบแทนต่อปี

19. มุมเอียงและมุมราบของแผงโซลาร์เซลล์แบบสี่เหลี่ยม

19.1 มุมเอียง

องค์ประกอบละติจูด ความเอียงแนวนอน

ความเอียง 0°-25° = ละติจูด

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

ความเอียง 41°-55° = ละติจูด + 10°-15°

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

19.2 ทิศราบ

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

20. ระยะห่างระหว่างแถวหน้าและแถวหลังของแผงโซลาร์เซลล์:

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

D: ระยะห่างด้านหน้าและด้านหลังของอาร์เรย์สี่เหลี่ยมส่วนประกอบ

Φ: ละติจูดของระบบโฟโตโวลตาอิกส์ (ค่าบวกในซีกโลกเหนือ ค่าลบในซีกโลกใต้)

H: ความสูงแนวตั้งจากขอบล่างของแถวหลังของโมดูลโฟโตวอลตาอิคส์ถึงขอบบนของแถวหน้าของที่พักพิง