襄陽(yáng)光伏發(fā)電系統(tǒng)設(shè)計(jì)計(jì)算公式

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1. 轉(zhuǎn)換效率 
 η=Pm（電池片的峰值功率）/A（電池片面積）；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）/；
3.2電池組件串聯(lián)數(shù)=系統(tǒng)工作電壓（V）×系數(shù)1； 

4.蓄電池容量
單位是安時(shí)Ah,或者單位極板CELL幾W,簡(jiǎn)稱(chēng)W/CELL. 
蓄電池容量=負(fù)載日平均用電量（Ah）×連續(xù)陰光伏發(fā)電系統(tǒng)設(shè)計(jì)計(jì)算公式

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(chēng)電壓
7.3蓄電池并聯(lián)數(shù)=蓄電池總?cè)萘?蓄電池標(biāo)稱(chēng)容量 8.以峰值日照時(shí)數(shù)為依據(jù)的簡(jiǎn)易計(jì)算 

8.組件
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))×損耗系數(shù) 
損耗系數(shù)：取1.6～2.0根據(jù)當(dāng)?shù)匚廴境潭取⒕€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?br /> 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+要求非常可靠時(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.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)載日耗電量埠梔/系統(tǒng)直流電壓因】×【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
2(KJ/cm2) 100毫瓦時(shí)/厘米2(mWh/cm2)=85.98卡/厘米2(cal/cm2) 
1兆焦/米2(MJ/m2)=23.889卡/厘米2(cal/cm2)=27.8毫瓦時(shí)/厘米2(mWh/cm2) 
當(dāng)輻射量的單位為卡/厘米2：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2：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2：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2，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(mǎi)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(mǎi)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(mǎi)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 . 7 0 7 H / t a n * a c r s i n ( 0 . 6 4 8 c o sΦ- 0 . 3 9 9 s i nΦ) + 
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

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