The total capital cost, the total N

The total capital cost, the total NPC and the LCOE of this system
are $117,700, $196,389 and $0.254/kWh, respectively. This system
also has the lowest initial capital cost which is an advantage. The
cash flow summary of the system by cost type which is shown in
Fig. 7 shows that almost 50% of the capital cost goes to the PV
system and the capital cost of the wind turbine and the battery
bank are almost the same.

As been cited in the preceding section, the price of the biogas
fuel as an input to HOMER is assumed to be zero and as a consequence
the fuel cost in the cash flow has resulted in zero. Since the
fuel is produced locally, the cost of fuel production is included in
the biogas production process which is the operating cost of the
biogas engine generator set in the model. That is why the O&Mcost
of the biogas generator set is quite high compared to the other
components.

This figure also shows that only two components (Battery and
Biogas Generator Set) are needed to be replaced during the project
lifetime. As it is shown in the figure, around 75% of the total
replacement cost goes to the biogas generator set and the
remaining is allocated to the battery bank.
The cash flow summary of the system by each component is
shown in Fig. 8 It is evident that the operating and the replacement
cost of the biogas engine generator set is higher than the capital
cost which is in contrast with the other components in which the
most investment goes to the capital cost.

The unmet load and the excess electricity in this configuration
are 2020 kWh/yr and 7200 kWh/yr (2.91% and 9.11% of the total
electrical production), respectively. The unmet load fraction is a
user defined parameter and is assumed to be maximum 3% in this
case. The excess electricity has to be dumped in this system and it
might be considered as a negative point. However, it also shows the
capability of the system to meet the future demand growth.
In order to have a better understanding of the system operation,
details of the system's power flow and the battery status during
72 h are shown in Figs. 9 and 10, respectively. The demand load, the
unmet load, the excess electricity and the amount of generated
power by each component in March 20, 21 and 22 are shown in
Fig. 9. As it is evident from the figure, the excess power mainly
happens due to the high solar insolation during the day
(10:00e16:00) and the unmet load mainly occurs during the evening
between 19:00 to 21 due to the lack of solar insolation.

Allowing the system to have electricity shortage to some extent
results in lower NPC, however, the importance of power availability
should always be examined. In this case since the system provides
electricity for residential purposes in rural areas, 3% annual capacity
shortage is a reasonable assumption. To overcome this
shortage, consumers can have a schedule to avoid the usage of
some of the appliances in that period of time.

The battery input power and the battery SOC (state of charge)
for these 72 h are shown in Fig. 10. Even though there is some
amount of excess electricity, the SOC of the battery remains mostly
less than 70% and the battery discharges before it reaches the
maximum storage capacity. Since there is an engine backup in the
system, the autonomy of the battery is decided to be up to 24 h and
the maximum number of batteries in the battery bank is limited to
be 32 in the model.

The model results show that the battery input and output are
10,085 kWh/yr and 8120 kWh/yr, respectively. The difference between
the battery input and output is mainly due to the charging
and discharging losses (1890 kWh/yr) and storage depletion
(67 kWh/yr). Expected battery life-time is calculated to be 12 years.

As noted earlier, using a diesel engine is a common solution to
provide electricity in remote areas. This solution has been modelled
with HOMER and the results are shown in Table 7. As it can be seen,
the initial capital cost of the system is relatively low but the total
NPC is quiet high. The total capital cost, the total NPC and the LCOE
of this system are $29,850, $445,830 and $0.56/kWh, respectively.

A comparison between the system number one (the optimized
hybrid solution) and the diesel based power generation shows that
the NPC and LCOE are both around 55% lower in system number
one. This is mainly due to the fuel cost and about 75% of the NPC
goes to the diesel fuel during the projected life-time of the system.
Another important parameter in Table 7 is the engine operating
hours which is directly related to the maintenance cost of the
system. Operating hours of the diesel engine (8000 h) in the single
diesel engine based power generation system is double compared

ผลลัพธ์ (ไทย) 1:

เมืองหลวงรวมต้นทุน NPC รวมและ LCOE ของระบบนี้มี $117,700, $196,389 และ $0.254/kWh ตามลำดับ ระบบนี้ต้นทุนต้นทุนต่ำซึ่งจะมีประโยชน์ได้ การสรุปกระแสเงินสดของระบบตามประเภทต้นทุนซึ่งแสดงในรูป 7 แสดงว่า เกือบ 50% ของต้นทุนไปที่ PVระบบและทุนของกังหันลมและแบตเตอรี่ธนาคารเกือบเหมือนกันการอ้างในส่วน ราคาของก๊าซชีวภาพเป็นเชื้อเพลิงเป็น input เพื่อโฮเมอร์จะถือว่าเป็นศูนย์ และ เป็นผลต้นทุนเชื้อเพลิงในกระแสเงินสดเกิดขึ้นในศูนย์ เนื่องจากการเชื้อเพลิงที่ผลิตในประเทศ รวมอยู่ในต้นทุนการผลิตน้ำมันเชื้อเพลิงต้นทุนการผลิตก๊าซชีวภาพซึ่งเป็นการทำงานเครื่องกำเนิดไฟฟ้าเครื่องยนต์ผลิตก๊าซชีวภาพในรูปแบบการ จึง O & Mcostของเครื่องกำเนิดไฟฟ้าก๊าซชีวภาพ ชุดค่อนข้างสูงเมื่อเทียบกับอื่น ๆคอมโพเนนต์รูปนี้ยังแสดงให้เห็นว่าเพียงสองคอมโพเนนต์ (แบตเตอรี่ และชุดเครื่องกำเนิดไฟฟ้าก๊าซชีวภาพ) จะต้องถูกแทนที่ในระหว่างโครงการอายุการใช้งาน ตามที่แสดงในรูป ประมาณ 75% ของทั้งหมดต้นทุนเปลี่ยนไปจากชุดเครื่องกำเนิดไฟฟ้าก๊าซชีวภาพ และการที่เหลือจะปันส่วนไปยังแบตเตอรี่สรุปกระแสเงินสดของระบบโดยแต่ละส่วนประกอบแสดงในรูปที่ 8 จะเห็นที่แทนที่และการดำเนินงานต้นทุนของชุดเครื่องกำเนิดไฟฟ้าเครื่องยนต์ก๊าซชีวภาพจะสูงกว่าหลวงต้นทุนซึ่งเป็นสีส่วนประกอบอื่น ๆ ซึ่ง การลงทุนส่วนใหญ่ไปกับต้นทุนเงินทุนโหลดเราและไฟฟ้าส่วนเกินในการกำหนดค่านี้2020 kWh/yr และ 7200 kWh/yr (2.91% และ 9.11% ของทั้งหมดการผลิตไฟฟ้า), ตามลำดับ เศษเราโหลดเป็นการผู้ใช้กำหนดพารามิเตอร์ และจะถือว่าเป็นสูงสุด 3% ในการนี้กรณี ไฟฟ้าส่วนเกินไม่ได้ถูกถ่ายโอนในระบบนี้อาจถือได้ว่าเป็นจุดลบ อย่างไรก็ตาม มันจะแสดงการความสามารถของระบบให้ตรงกับการเจริญเติบโตในอนาคตเพื่อให้มีความเข้าใจระบบการทำงานรายละเอียดของกระแสไฟของระบบและสถานะแบตเตอรี่ในระหว่าง72 ชั่วโมงจะแสดงในมะเดื่อ. 9 และ 10 ตามลำดับ ความต้องการในการโหลด การเราโหลด กระแสไฟฟ้าเกิน และจำนวนสร้างแสดงพลัง โดยแต่ละส่วนประกอบในที่ 20 มีนาคม 21 และ 22รูป 9 มันเป็นที่เห็นได้ชัดจากรูป พลังงานส่วนเกินส่วนใหญ่เกิดขึ้นเนื่องจาก insolation แสงอาทิตย์สูงในระหว่างวัน(10:00e16:00) และการโหลดเราส่วนใหญ่เกิดขึ้นในช่วงเย็นระหว่าง 19:00 ถึง 21 เนื่องจากการขาดแสงอาทิตย์ insolationช่วยให้ระบบ มีปัญหาการขาดแคลนไฟฟ้าที่มีขอบเขตส่งผลให้ NPC ล่าง อย่างไรก็ตาม ความสำคัญของการจ่ายไฟฟ้าควรจะตรวจสอบ ในกรณีนี้เนื่องจากระบบมีไฟฟ้าเพื่อที่อยู่อาศัยในพื้นที่ชนบท กำลัง 3% ต่อปีขาดแคลนเป็นสมมติฐานที่สมเหตุสมผล จะเอาชนะนี้ขาดแคลน ผู้บริโภคสามารถมีเวลาเพื่อหลีกเลี่ยงการใช้บางส่วนของเครื่องใช้ในระยะเวลาป้อนข้อมูลแบตเตอรี่และแบตเตอรี่ SOC (สถานะของการชาร์จ)สำหรับ h 72 เหล่านี้จะแสดงในรูป 10 แม้ว่ามีบางยอดเงินของการไฟฟ้าส่วนเกิน SOC ของแบตเตอรี่ยังคงเป็นส่วนใหญ่น้อยกว่า 70% และแบตเตอรี่เปียกกลองก่อนที่จะถึงนี้จุสูงสุด เนื่องจากมีการสำรองข้อมูลเครื่องยนต์ในการตัดสินใจระบบ อิสระของแบตเตอรี่ได้นานถึง 24 ชม. และจำกัดจำนวนสูงสุดของแบตเตอรี่ในแบตเตอรี่ถูกได้ 32 แบบผลรุ่นแสดงว่า แบตเตอรี่ที่ป้อนข้อมูลและผลลัพธ์10,085 kWh/yr และ 8120 kWh/yr ตามลำดับ ความแตกต่างระหว่างแบตเตอรี่อินพุต และแสดงผลเป็นส่วนใหญ่เนื่องจากการชาร์จและปล่อยขาดทุน (1890 kWh/ปี) และสูญเสียการจัดเก็บ(67 kWh/ปี) คาดแบตเตอรี่เวลาคำนวณจะ 12 ปีตามที่ระบุไว้ก่อนหน้านี้ ใช้เครื่องยนต์ดีเซลเป็นการแก้ไขทั่วไปบริการไฟฟ้าในพื้นที่ห่างไกล แก้ไขปัญหานี้ได้ถูกจำลองแบบมาโฮเมอร์และผลลัพธ์จะแสดงในตารางที่ 7 มันสามารถเห็นได้ทุนเริ่มต้นของระบบจะต่ำแต่ยอดรวมNPC คือ เงียบสงบสูง เมืองหลวงรวมต้นทุน NPC รวมและ LCOE การของระบบนี้คือ $29,850, $445,830 และ $0.56/kWh ตามลำดับการเปรียบเทียบระหว่างระบบจำนวนหนึ่ง (ที่เหมาะสมโซลูชันแบบผสมผสาน) และพลังงานดีเซลคะแนนแสดงให้เห็นว่าNPC และ LCOE อยู่ประมาณ 55% ต่ำกว่าในระบบเลขหนึ่ง นี้เป็นส่วนใหญ่เนื่องจากต้นทุนเชื้อเพลิงและประมาณ 75% ของ NPCไปน้ำมันดีเซลในช่วงคาดการณ์อายุการใช้งานของระบบพารามิเตอร์ที่สำคัญอื่นในตาราง 7 เป็นเครื่องมือในการทำงานชั่วโมงซึ่งเกี่ยวข้องกับต้นทุนการบำรุงรักษาของการระบบ การทำงานของเครื่องยนต์ดีเซล (8000 h) ในซิงเกิลเครื่องยนต์ดีเซลที่ใช้ระบบผลิตไฟฟ้าที่มีการเปรียบเทียบคู่

ผลลัพธ์ (ไทย) 2:

ค่าใช้จ่ายทุนรวมทั้งหมด NPC และ LCOE ของระบบนี้
เป็น $ 117,700, 196,389 $ และ $ 0.254 / หน่วยตามลำดับ ระบบนี้
ยังมีต้นทุนต่ำสุดเริ่มต้นซึ่งเป็นข้อได้เปรียบ
สรุปกระแสเงินสดของระบบตามประเภทค่าใช้จ่ายซึ่งจะแสดงใน
รูป 7 แสดงให้เห็นว่าเกือบ 50% ของค่าใช้จ่ายทุนไปเซลล์แสงอาทิตย์
ระบบและค่าใช้จ่ายเงินทุนของกังหันลมและแบตเตอรี่
ธนาคารเกือบจะเหมือนกัน. ในฐานะที่ได้รับการอ้างถึงในส่วนก่อนหน้านี้ราคาของก๊าซชีวภาพเชื้อเพลิงเป็น input ไปยัง โฮเมอร์ถือว่าเป็นศูนย์และเป็นผลให้ค่าใช้จ่ายน้ำมันเชื้อเพลิงในกระแสเงินสดที่มีผลในการเป็นศูนย์ เนื่องจากน้ำมันเชื้อเพลิงที่ผลิตในประเทศต้นทุนการผลิตน้ำมันเชื้อเพลิงรวมอยู่ในขั้นตอนการผลิตก๊าซชีวภาพซึ่งเป็นค่าใช้จ่ายในการดำเนินงานของเครื่องยนต์เครื่องกำเนิดไฟฟ้าก๊าซชีวภาพที่ตั้งอยู่ในรูปแบบ นั่นคือเหตุผลที่ O & Mcost ของชุดเครื่องกำเนิดไฟฟ้าก๊าซชีวภาพค่อนข้างสูงเมื่อเทียบกับคนอื่น ๆส่วนประกอบ. ตัวเลขนี้ยังแสดงให้เห็นว่ามีเพียงสองส่วน (แบตเตอรี่และก๊าซชีวภาพ Generator Set) มีความจำเป็นที่จะต้องถูกแทนที่ในโครงการอายุการใช้งาน ตามที่ปรากฏในรูปที่ประมาณ 75% ของทั้งหมดค่าทดแทนไปผลิตก๊าซชีวภาพ Generator Set และที่เหลือจะจัดสรรให้กับธนาคารแบตเตอรี่. สรุปกระแสเงินสดจากระบบโดยแต่ละองค์ประกอบจะแสดงในรูป 8 จะเห็นได้ว่าการดำเนินงานและการเปลี่ยนค่าใช้จ่ายของการผลิตก๊าซชีวภาพชุดเครื่องยนต์กำเนิดไฟฟ้าที่สูงกว่าเงินทุนค่าใช้จ่ายซึ่งเป็นในทางตรงกันข้ามกับองค์ประกอบอื่น ๆ ซึ่งในการลงทุนส่วนใหญ่ไปกับค่าใช้จ่ายทุน. โหลด unmet และไฟฟ้าส่วนเกินใน การกำหนดค่านี้มี 2,020 kWh / ปีและ 7200 kWh / ปี (2.91% และ 9.11% ของทั้งหมดการผลิตไฟฟ้า) ตามลำดับ ส่วนภาระกระทําเป็นผู้ใช้พารามิเตอร์ที่กำหนดและจะถือว่าสูงสุด 3% ในวันนี้กรณี ไฟฟ้าส่วนเกินจะต้องมีการทิ้งในระบบนี้และมันอาจจะถือได้ว่าเป็นจุดลบ แต่ก็ยังแสดงให้เห็นถึงความสามารถของระบบเพื่อตอบสนองการเติบโตของความต้องการในอนาคต. เพื่อให้มีความเข้าใจที่ดีของการดำเนินงานระบบรายละเอียดของการไหลของพลังงานของระบบและสถานะของแบตเตอรี่ในช่วง72 ชั่วโมงที่แสดงอยู่ในมะเดื่อ 9 และ 10 ตามลำดับ ภาระความต้องการที่โหลดกระทําการไฟฟ้าส่วนเกินและปริมาณของการสร้างพลังงานโดยแต่ละองค์ประกอบในวันที่ 20 มีนาคม 21 และ 22 จะแสดงในรูป 9. ในขณะที่มันจะเห็นได้จากตัวเลขที่เกินอำนาจส่วนใหญ่ที่เกิดขึ้นเนื่องจากการไข้แดดแสงอาทิตย์สูงในระหว่างวันที่(10: 00e16: 00) และโหลด unmet ส่วนใหญ่เกิดขึ้นในช่วงเย็นระหว่างเวลา 19:00 21 เนื่องจากขาด ของไข้แดดแสงอาทิตย์. ช่วยให้ระบบที่จะมีปัญหาการขาดแคลนกระแสไฟฟ้าให้กับบางส่วนผลในการลดลง NPC แต่ความสำคัญของความพร้อมอำนาจที่ควรได้รับการตรวจสอบ ในกรณีนี้เนื่องจากระบบการให้บริการไฟฟ้าเพื่อวัตถุประสงค์ที่อยู่อาศัยในพื้นที่ชนบท, 3% กำลังการผลิตปีขาดแคลนเป็นสมมติฐานที่เหมาะสม ที่จะเอาชนะนี้ปัญหาการขาดแคลนผู้บริโภคสามารถมีกำหนดการที่จะหลีกเลี่ยงการใช้งานของที่บางส่วนของเครื่องใช้ไฟฟ้าในช่วงเวลาที่. อำนาจการป้อนข้อมูลแบตเตอรี่และ SOC แบตเตอรี่ (รัฐค่าใช้จ่าย) สำหรับเหล่านี้ 72 ชั่วโมงมีการแสดงในรูป 10. ถึงแม้ว่าจะมีบางส่วนจำนวนเงินของการไฟฟ้าส่วนเกิน SOC ของแบตเตอรี่ยังคงเป็นส่วนใหญ่น้อยกว่า 70% และที่แบตเตอรี่ก่อนที่จะถึงความจุสูงสุด เนื่องจากมีการสำรองข้อมูลของเครื่องยนต์ในระบบการปกครองตนเองของแบตเตอรี่ที่มีการตัดสินใจที่จะเป็นได้ถึง 24 ชั่วโมงและจำนวนสูงสุดของแบตเตอรี่ในธนาคารแบตเตอรี่ถูก จำกัด ไว้ที่32 ในรูปแบบ. ผลรูปแบบการแสดงให้เห็นว่าการป้อนข้อมูลแบตเตอรี่ และการส่งออกเป็น10,085 kWh / ปีและ 8120 kWh / ปีตามลำดับ ความแตกต่างระหว่างการป้อนข้อมูลแบตเตอรี่และการส่งออกเป็นส่วนใหญ่เนื่องจากการชาร์จและการคายความสูญเสีย (1890 kWh / ปี) และการสูญเสียการจัดเก็บ(67 กิโลวัตต์ / ปี) คาดว่าแบตเตอรี่เวลาการคำนวณให้เป็น 12 ปี. ตามที่ระบุไว้ก่อนหน้านี้ใช้เครื่องยนต์ดีเซลเป็นวิธีการแก้ปัญหาร่วมกันเพื่อให้กระแสไฟฟ้าในพื้นที่ห่างไกล การแก้ปัญหานี้ได้รับการจำลองโฮเมอร์และผลที่แสดงในตารางที่ 7 ขณะที่มันสามารถมองเห็นค่าใช้จ่ายเงินทุนเริ่มต้นของระบบค่อนข้างต่ำ แต่รวมNPC เป็นที่เงียบสงบสูง ค่าใช้จ่ายทุนรวมทั้งหมด NPC และ LCOE ของระบบนี้เป็น $ 29,850, 445,830 $ และ $ 0.56 / หน่วยตามลำดับ. เปรียบเทียบระหว่างจำนวนหนึ่งระบบ (เพิ่มประสิทธิภาพการแก้ปัญหาไฮบริด) และดีเซลผลิตไฟฟ้าตามแสดงให้เห็นว่าNPC และ LCOE มีทั้งที่ประมาณ 55% ต่ำกว่าในระบบจำนวนหนึ่ง นี้เป็นส่วนใหญ่เนื่องจากค่าใช้จ่ายน้ำมันเชื้อเพลิงและประมาณ 75% ของ NPC ไปน้ำมันดีเซลในช่วงชีวิตเวลาที่คาดการณ์ของระบบ. อีกตัวแปรที่สำคัญในตารางที่ 7 เป็นเครื่องมือในการดำเนินงานชั่วโมงซึ่งจะเกี่ยวข้องโดยตรงกับค่าใช้จ่ายในการบำรุงรักษาระบบ เวลาทำการของเครื่องยนต์ดีเซล (8000 เอช) ในซิงเกิ้ลของระบบเครื่องยนต์ดีเซลตามการผลิตกระแสไฟฟ้าเป็นสองเท่าเมื่อเทียบกับ

ผลลัพธ์ (ไทย) 3:

ต้นทุนเงินทุนรวม NPC ทั้งหมดและ lcoe ของระบบนี้$ $ $ 117700 196389 , และ 0.254/kwh ตามลำดับ ระบบนี้ยังมีต้นทุนค่าเริ่มต้น ซึ่งเป็นข้อดี ที่สรุปกระแสเงินสดของระบบ โดยต้นทุนชนิดใดที่แสดงในรูปที่ 7 แสดงให้เห็นว่าเกือบ 50% ของทุนไป เซลล์แสงอาทิตย์ระบบและต้นทุนของกังหันลมและแบตเตอรี่ธนาคารเกือบจะเหมือนกันที่ได้รับการอ้างถึงในก่อนหน้านี้ ส่วนราคาของก๊าซชีวภาพเชื้อเพลิงเป็น input ให้โฮเมอร์เป็นสมมติเป็นศูนย์ และผลที่ตามมาเชื้อเพลิงต้นทุนกระแสเงินสดมีผลในศูนย์ ตั้งแต่เชื้อเพลิงที่ผลิตในประเทศ ต้นทุนของการผลิตเชื้อเพลิงรวมกระบวนการผลิตก๊าซชีวภาพซึ่งเป็นค่าใช้จ่ายของเครื่องกำเนิดไฟฟ้าเครื่องยนต์ก๊าซชีวภาพในชุดรูปแบบ นั่นคือเหตุผลที่ O & mcostของก๊าซชีวภาพเครื่องกำเนิดไฟฟ้าชุดค่อนข้างสูงเมื่อเทียบกับอื่น ๆส่วนประกอบรูปนี้ยังพบว่ามีองค์ประกอบสองส่วน ( แบตเตอรี่และชุดเครื่องกำเนิดไฟฟ้าก๊าซชีวภาพ ) จะต้องถูกแทนที่ในโครงการอายุการใช้งาน ตามที่ปรากฏในรูป ประมาณ 75% ของทั้งหมดค่าใช้จ่ายเปลี่ยนไปผลิตชุดเครื่องกำเนิดไฟฟ้าและที่เหลือจะจัดสรรให้กับธนาคารแบตเตอรี่สรุปกระแสเงินสดของระบบ โดยแต่ละส่วน คือแสดงในรูปที่ 8 จะเห็นว่างานและทดแทนต้นทุนของก๊าซชีวภาพชุดเครื่องกำเนิดไฟฟ้าเครื่องยนต์ที่สูงกว่า ทุนต้นทุนซึ่งเป็นในทางตรงกันข้ามกับส่วนประกอบอื่น ๆที่การลงทุนส่วนใหญ่จะให้ทุนโหลด ) และไฟฟ้าส่วนเกินในการตั้งค่านี้เป็น 2020 kWh / ปีและ 7200 kWh / ปี ( 2.91 ร้อยละ 9.11 % ของทั้งหมดการผลิตไฟฟ้า ) ตามลำดับ โหลด ) เศษส่วนคือผู้ใช้กำหนดพารามิเตอร์ และสันนิษฐานได้ว่าเป็น 3% ในปีนี้ สูงสุดกรณี ไฟฟ้าส่วนเกินจะถูกทิ้งในระบบนี้และอาจจะถือว่าเป็นจุดลบ แต่มันยังแสดงให้เห็นความสามารถของระบบที่จะตอบสนองการเจริญเติบโตความต้องการในอนาคตเพื่อให้มีความเข้าใจที่ดีขึ้นของการดำเนินงานระบบรายละเอียดการไหลของกำลังไฟฟ้าของระบบและสถานะของแบตเตอรี่ในระหว่าง72 ชั่วโมงจะแสดงในผลมะเดื่อ . 9 และ 10 ตามลำดับ โหลดของโหลด ) , ไฟฟ้าส่วนเกิน และเงินที่สร้างขึ้นพลังงาน โดยแต่ละองค์ประกอบในเดือนมีนาคม 20 , 21 และ 22 จะแสดงในรูปที่ 9 มันเห็นได้ชัดจากตัวเลข , พลังงานส่วนเกินเป็นหลักเกิดขึ้นเนื่องจากการ insolation พลังงานแสงอาทิตย์สูงในระหว่างวัน( 10:00e16:00 ) และโหลด unmet ส่วนใหญ่เกิดขึ้นในช่วงเย็นระหว่าง 19 : 00 21 เนื่องจากการขาดแสงอาทิตย์ insolation .ช่วยให้ระบบมีปัญหาการขาดแคลนไฟฟ้าในบางส่วนผลลัพธ์ใน NPC ลดลงอย่างไรก็ตาม ความสำคัญของพลัง ว่างควรตรวจสอบ ในกรณีนี้ ตั้งแต่ระบบการให้บริการมีไฟฟ้าสำหรับที่อยู่อาศัยในชนบท , 3% ปีผลิตความขาดแคลนเป็นสมมติฐานที่สมเหตุสมผล ที่จะเอาชนะนี้ขาดแคลน , ผู้บริโภคสามารถมีตารางเพื่อหลีกเลี่ยงการใช้งานของบางส่วนของเครื่องใช้ไฟฟ้าในช่วงเวลาที่แบตเตอรี่นำเข้าพลังงานและแบตเตอรี่ ( รัฐใช้จ่าย ) รายวิชาสำหรับ 72 ชั่วโมงจะแสดงในรูปที่ 10 แม้ว่าจะมีบางปริมาณกระแสไฟฟ้าส่วนเกิน , SOC ของแบตเตอรี่ยังคงเป็นส่วนใหญ่น้อยกว่า 70% และการไหลก่อนถึงแบตเตอรี่ความจุสูงสุด เนื่องจากมีเครื่องมือการสำรองข้อมูลในระบบการปกครองตนเองของแบตเตอรี่จะตัดสินใจได้ถึง 24 ชั่วโมง และจำนวนสูงสุดของแบตเตอรี่ในธนาคารแบตเตอรี่ จำกัด32 ในรูปแบบรูปแบบผลลัพธ์ที่แสดงให้เห็นว่าแบตเตอรี่การนำเข้าและส่งออกเป็น10085 kWh / ปี 8120 kWh / ปี ตามลำดับ ความแตกต่างระหว่างแบตเตอรี่นำเข้าและส่งออกเป็นหลักเนื่องจากการชาร์จและ ปล่อยขาดทุน ( 1890 kWh / ปี ) และกระเป๋าของ( 67 kWh / ปี คาดว่าแบตเตอรี่ของคุณจะถูกคำนวณเป็น 12 ปีตามที่ระบุไว้ก่อนหน้านี้ ใช้เครื่องยนต์ดีเซลเป็นโซลูชั่นทั่วไปให้กระแสไฟฟ้าในพื้นที่ห่างไกล โซลูชั่นนี้ได้จำลองโฮเมอร์และผลลัพธ์จะแสดงดังตารางที่ 7 มันสามารถเห็นได้ทุนเริ่มต้นที่ค่าใช้จ่ายของระบบค่อนข้างน้อยแต่รวมNPC จะเงียบมาก ต้นทุนเงินทุนรวม NPC ทั้งหมดและ lcoeของระบบนี้คือ $ 29850 445830 $ และ $ 0.56/kwh ตามลำดับการเปรียบเทียบระหว่างระบบจำนวนหนึ่ง ( เหมาะไฮบริดโซลูชั่น ) และดีเซลที่ใช้ผลิตไฟฟ้า พบว่าNPC lcoe ทั้งคู่และ 55% ในระบบ จำนวนกว่าหนึ่ง นี้เป็นส่วนใหญ่เนื่องจากต้นทุนเชื้อเพลิงและประมาณ 75% ของ NPCไปที่เชื้อเพลิงดีเซลในช่วงคาดการณ์ชีวิตเวลาของระบบพารามิเตอร์ที่สำคัญอื่นในตารางที่ 7 เป็นเครื่องมือปฏิบัติการชั่วโมง ซึ่งจะเกี่ยวข้องโดยตรงกับค่าใช้จ่ายการบำรุงรักษาของระบบ ชั่วโมงการทำงานของเครื่องยนต์ดีเซล ( 8 H ) เดี่ยวเครื่องยนต์ดีเซลที่ใช้ไฟฟ้าเป็นคู่เปรียบเทียบ