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/㎡=100mW/cm²。

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，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

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：K3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=P/H·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)

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

100毫瓦时/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毫瓦时/厘米?(mWh/cm?)

当辐射量的单位为卡/厘米?：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?：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?：峰值日照小时数=辐射量÷365天

当辐射量的单位为千焦/厘米?，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 . 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：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