1.轉換效率

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

3.1電池組件并聯數=負載日平均用電量（Ah）/組件日平均發電量（Ah）

3.2電池組件串聯數=系統工作電壓（V）×系數1.43/組件峰值工作電壓（V）

4.蓄電池容量

蓄電池容量=負載日平均用電量（Ah）×連續陰雨天數/最大放電深度

5.平均放電率

平均放電率（h）=連續陰雨天數×負載工作時間/最大放電深度

6.負載工作時間

負載工作時間（h）=∑負載功率×負載工作時間/∑負載功率

7.蓄電池

7.1蓄電池容量=負載平均用電量（Ah）×連續陰雨天數×放電修正系數/最大放電深度×低溫修正系數

7.2蓄電池串聯數=系統工作電壓/蓄電池標稱電壓

7.3蓄電池并聯數=蓄電池總容量/蓄電池標稱容量

8.以峰值日照時數為依據的簡易計算

8.1組件功率=(用電器功率×用電時間/當地峰值日照時數)×損耗系

損耗系數：取1.6～2.0根據當地污染程度、線路長短、安裝角度等

8.2蓄電池容量=(用電器功率×用電時間/系統電壓)×連續陰雨天數×系統安全系數

系統安全系數：取1.6～2.0，根據蓄電池放電深度、冬季溫度、逆變器轉換效率等

9.以年輻射總量為依據的計算方式

組件（方陣）=K×（用電器工作電壓×用電器工作電流×用電時間）/當地年輻射總量

有人維護+一般使用時，K取230；無人維護+可靠使用時，K取251；無人維護+環境惡劣+要求非常可靠時，K取276。

10.以年輻射總量和斜面修正系數為依據的計算

10.1方陣功率=系數5618×安全系數×負載總用電量/斜面修正系數×水平面年平均輻射量

系數5618:根據充放電效率系數、組件衰減系數等：安全系數：根據使用環境、有無備用電源、是否有人值守等，取1.1～1.3。

10.2蓄電池容量=10×負載總用電量/系統工作電壓;10為無日照系數（對于連續陰雨不超過5天的均適用）。

11.以峰值日照時數為依據的多路負載計算

11.1電流

組件電流=負載日耗電量（Wh）/系統直流電壓（V）×峰值日照時數（h）×系統效率系數

系統效率系數：含蓄電池充電效率0.9，逆變器轉換效率0.85，組件功率衰減+線路損耗+塵埃等0.9，具體根據實際情況進行調整。

11.2功率

組件總功率=組件發電電流×系統直流電壓×系數1.43

系數1.43：組件峰值工作電壓與系統工作電壓的比值。

11.3蓄電池組容量

蓄電池組容量=【負載日耗電量Wh/系統直流電壓V】×【連續陰雨天數/逆變器效率×蓄電池放電深度】

逆變器效率：根據設備選型約80%～93%之間：蓄電池放電深度：根據其性能參數和可靠性要求等,在50%～75%之間選擇。

12.以峰值日照時數和兩段陰雨天間隔天數為依據的計算方法

12.1系統蓄電池組容量的計算

蓄電池組容量(Ah)=安全次數×負載日平均耗電量(Ah)×最大連續陰雨天數×低溫修正系數/蓄電池最大放電深度系數

安全系數:1.1-1.4之間:低溫修正系數:0℃以上時取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:淺循環取0.5，深度循環取0.75，堿性鎳鎘蓄電池取0.85。

12.2組件串聯數

組件串聯數=系統工作電壓（V）×系數1.43/選定組件峰值工作電壓（V）

12.3組件平均日發電量計算

組件日平均發電量=（Ah）=選定組件峰值工作電流（A）×峰值日照時數（h）×斜面修正系數×組件衰減損耗系數

峰值日照時數和傾斜面修正系數為系統安裝地的實際數據：組件衰減損耗修正系數主要指因組件組合、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。

12.4兩段連續陰雨天之間的最短間隔天數需要補充的蓄電池容量的計算

補充的蓄電池容量（Ah）=安全系數×負載日平均耗電量（Ah）×最大連續陰雨天數

組件并聯數的計算：

組件并聯數=【補充的蓄電池容量+負載日平均耗電量×最短間隔天數】/組件平均日發電量×最短間隔天數

負載日平均耗電量=負載功率/負載工作電壓×每天工作小時數

13.光伏方陣發電量的計算

年發電量=（kWh）=當地年總輻射能（KWH/㎡）×光伏方陣面積（㎡）×組件轉換效率×修正系數。P=H·A·η·K

修正系數K=K1·K2·K3·K4·K5

K1組件長期運行的衰減系數，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或根據廠家數據；K5為光伏方陣朝向及傾斜角修正系數，取0.9左右。

14.根據負載耗電量計算光伏方陣的面積

光伏組件方陣面積=年耗電量/當地年總輻射能×組件轉換效率×修正系數A=P/H·η·K

15.太陽能輻射能量的轉換

1卡（cal）=4.1868焦(J)=1.16278毫瓦時(mWh)

1千瓦時(kWh)=3.6兆焦(MJ)

1千瓦時/㎡(KWh/㎡)=3.6兆焦/㎡(MJ/㎡)=0.36千焦/厘米(KJ/cm)

100毫瓦時/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/厘米(mWh/cm)

當輻射量的單位為卡/厘米：年峰值日照時數=輻射量×0.0116（換算系數）

當輻射量的單位為兆焦/米：年峰值日照時數=輻射量÷3.6（換算系數）

當輻射量單位為千瓦時/米：峰值日照小時數=輻射量÷365天

當輻射量的單位為千焦/厘米，峰值日照小時數=輻射量÷0.36（換算系數）

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.電價計算公式

發電成本價格=總成本÷總發電量

電站盈利=（買電價格-發電成本價格）×電站壽命范圍內工作時間

發電成本價格=（總成本-總補貼）÷總發電量

電站盈利=（買電價格-發電成本價格2）×電站壽命范圍內工作時間

電站盈利=（買電價格-發電成本價格2）×電站壽命范圍內工作時間+非市場因素收益

18.投資回報率計算

無補貼：年發電量×電價÷投資總成本×100（%）=年回報率

有電站補貼：年發電量×電價÷（投資總成本-補貼總額）×100（%）=年回報率

有電價補貼及電站補貼：年發電量×（電價+補貼電價）÷（投資總成本-補貼總額）×100（%）=年回報率

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°（在我國大部分地區采取+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=【一天中負荷的峰值時刻(24h制)-12】×15+(經度-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：光伏系統所處緯度（北半球為正,南半球為負）

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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