汽车生产工艺流程-沮丧的

光伏发电系统设计计算公式
1、转换效率：
η= Pm（电池片的峰值功率）A（电池片面积）×Pin（单位面积的入射光功率）
其中：Pin=1KW㎡=100mWcm²。
2、充电电压：
Vmax=V额×1.43倍
3.电池组件串并联
3.1电池组件并联数=负载日平均用电量（Ah）组件日平均发电量（Ah）
3.2电池组件串联数=系统工作电压（V）×系数1.43组件峰值工作电压（V）
4.蓄电池容量
蓄电池容量=负载日平均用电量（Ah）×连续阴雨天数最大放电深度
5平均放电率
平均放电率（h）=连续阴雨天数×负载工作时间最大放电深度
6.负载工作时间
负载工作时间（h）=∑负载功率×负载工作时间∑负载功率
7.蓄电池：
7.1蓄电池容量=负载平均用电量（Ah）×连续阴雨天数×放电修正系数最 大放电深度×低温修正系数
7.2蓄电池串联数=系统工作电压蓄电池标称电压
7.3蓄电池并联数=蓄电池总容量蓄电池标称容量
8.以峰值日照时数为依据的简易计算
8.1组件功率=（用电器功率×用电时间当地峰值日照时数）×损耗系数
损耗系数：取1.6～2.0，根据当地污染程度、线路长短、安装角度等；
8.2蓄电池容量=（用电器功率×用电时间系统电压）×连续阴雨天数×系统安全系数
系统安全系数：取1.6～2.0，根据蓄电池放电深度、冬季温度、逆变器转换效率等；
9.以年辐射总量为依据的计算方式
组件（方阵）=K×（用电器工作电压×用电器工作电流×用电时间）当地年辐射总量
有人维 护+一般使用时，K取230；无人维护+可靠使用时，K取251；无人维护+环境恶劣+要求非常可靠时，< br>K取276；
10.以年辐射总量和斜面修正系数为依据的计算
10.1方阵功率=系数5618×安全系数×负载总用电量斜面修正系数×水平面年平均辐射量 系数5618：根据充放电效率系数、组件衰减系数等；安全系数：根据使用环境、有无备用电源、是否有人值守等，取1.1～1.3；
10.2蓄电池容量=10×负载总用电量系统工作电压；10 ：无日照系数（对于连续阴雨不超过5天的均适用）
11.以峰值日照时数为依据的多路负载计算
11.1电流：
组件电流=负载日耗电量（Wh）系统直流电压（V）×峰值日照时数（h）×系统效率系数
系统效率系数：含蓄电池充电效率0.9，逆变器转换效率0.85，组件功率衰减+线路损耗+尘埃等0.9. 具
体根据实际情况进行调整。
11.2功率：
1

组件总功率=组件发电电流×系统直流电压×系数1.43
系数1.43：组件峰值工作电压与系统工作电压的比值。
11.3蓄电池组容量：
蓄电池组容量=【负载日耗电量（Wh）系统直流电压（V）】×【连续阴雨天数逆变器效率×蓄电池放电深度】
逆变器效率：根据设备选型约80%～93%之间；蓄电池放电深度：根据其性能参数和可 靠性要求等，在50%～
75%之间选择。
12.以峰值日照时数和两段阴雨天间隔天数为依据的计算方法：
12.1系统蓄电池组容量的计算：
蓄电池组容量（Ah）=安全次数×负载日平均耗电量（ Ah）×最大连续阴雨天数×低温修正系数蓄电池
最大放电深度系数
安全系数：1.1-1. 4之间；低温修正系数：0℃以上时取1.0，-10℃以上取1.1，-20℃以上取1.2；蓄电
池 最大放电深度系数：浅循环取0.5，深度循环取0.75，碱性镍镉蓄电池取0.85.
12.2组件串联数：
组件串联数=系统工作电压（V）×系数1.43选定组件峰值工作电压（V）
12.3组件平均日发电量计算：
组件日平均发电量=（Ah）=选定组件峰值工作电流（A ）×峰值日照时数（h）×斜面修正系数×组件衰
减损耗系数；
峰值日照时数和倾斜面修正系 数为系统安装地的实际数据；组件衰减损耗修正系数主要指因组件组合、
组件功率衰减、组件灰尘遮盖、 充电效率等的损失，一般取0.8；
12.4两段连续阴雨天之间的最短间隔天数需要补充的蓄电池容量的计算：
补充的蓄电池容量（Ah）=安全系数×负载日平均耗电量（Ah）×最大连续阴雨天数；
组件并联数的计算：
组件并联数=【补充的蓄电池容量+负载日平均耗电量×最短间隔天数】 组件平均日发电量×最短间隔天
数
负载日平均耗电量=负载功率负载工作电压×每天工作小时数
13.光伏方阵发电量的计算：
年发电量=（kWh）=当地年总辐射能（KWH㎡）×光伏方阵面积（㎡）×组件转换效率×修正系数。
P=H·A·η·K
修正系数K=K1·K2·K3·K4·K5
K1组件长期运行的衰减系数，取0.8；K2灰尘遮挡组件及温度升高造成组件功率下降修正，取0.82；K 3
为线路修正，取0.95；K4为逆变器效率，取0.85或根据厂家数据；K5为光伏方阵朝向及倾 斜角修正系
数，取0.9左右。
14.根据负载耗电量计算光伏方阵的面积
光伏组件方阵面积=年耗电量当地年总辐射能×组件转换效率×修正系数
A=PH·η·K

15.太阳能辐射能量的转换
1卡（cal）=4.1868焦（J）=1.16278毫瓦时（mWh）
1千瓦时（kWh）=3.6兆焦（MJ）
2

1千瓦时 ㎡（KWh㎡）=3.6兆焦㎡（MJ㎡）=0.36千焦厘米²（KJcm²）
100毫瓦时厘米²（mWhcm²）=85.98卡厘米²（calcm²）
1兆焦米²（ MJm²）=23.889卡厘米²（calcm²）=27.8毫瓦时厘米²（mWhcm²）
当辐射量的单位为卡厘米²：年峰值日照时数=辐射量×0.0116（换算系数）
当辐射量的单位为兆焦米²，年峰值日照时数=辐射量÷3.6（换算系数）；
当辐射量单位为千瓦时米²，峰值日照小时数=辐射量÷365天
当辐射量的单位为千焦厘米²，峰值日照小时数=辐射量÷0.36（换算系数）
16.蓄电池选型：
蓄电池容量≥5h×逆变器功率蓄电池组额定电压
17.电价计算公式：
发电成本价格=总成本÷总发电量
电站盈利=（买电价格- 发电成本价格）×电站寿命范围内工作时间
发电成本价格=（总成本-总补贴）÷总发电量
电站盈利=（买电价格-发电成本价格2）×电站寿命范围内工作时间
电站盈利=（买电价格-发电成本价格2）×电站寿命范围内工作时间+非市场因素收益
18.投资回报率计算：
无补贴：年发电量×电价÷投资总成本×100%=年回报率；
有电站补贴：年发电量×电价÷（投资总成本-补贴总额）×100%=年回报率
有电价补贴及电站补贴：年发电量×（电价+补贴电价）÷（投资总成本-补贴总额）×100%=年回报率
19.光伏方阵倾角角度和方位角角度：
19.1倾斜角：
纬度 组件水平倾角
0°—25° 倾角=纬度
26°—40° 倾角=纬度+5°—10°（在我国大部分地区采取+7°）
41°—55° 倾角=纬度+10°—15°
纬度＞55° 倾角=纬度+15°—20°
19.2方位角：
方位角=【一天中负荷的峰值时刻（24h制）-12】×15+（经度-116）
20.光伏方阵前后排间距：
D=0.707Htan[acr sin(0.648cosΦ-0.399sinΦ)]
D：组件方阵前后间距；
Φ：光伏系统所处纬度（北半球为正，南半球为负）；
H：为后排光伏组件底边至前排遮挡物上边的垂直高度。
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