转换效率
η=Pm(电池片的峰值功率)/A(电池片面积)xPin(单位面积的入射光功率)
其中：Pin=1KW/m=100mW/cm2
效率通常用符号η表示
充电电压
V max=V 额 x 1.43 倍
电池组件串并联
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)
电池组件串联数=系统工作电压(V) x 系数 1.43 /组件峰值工作电压(V)
蓄电池容量
蓄电池容量 = 负载日平均用电量(Ah)x连续阴雨天数/最大放电深度
平均放电率
平均放电率(h)=连续阴雨天数x负载工作时间/最大放电深度
负载工作时间
负载工作时间(h) = ∑负载功率 x 负载工作时间 / ∑负载功率
蓄电池
蓄电池容量 = 负载平均用电量(Ah) x 连续阴雨天数 x 放电修正系数 / 最大放电深度 x 低温修正系数
蓄电池串联数 = 系统工作电压 / 蓄电池标称电压
蓄电池并联数 = 蓄电池总容量 / 蓄电池标称容量
以峰值日照时数为依据的简易计算
组件功率 = (用电器功率x用电时间/当地峰值日照时数)x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
蓄电池容量 = (用电器功率x用电时间/系统电压) x 连续阴雨天数 x 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
以年辐射总量为依据的计算方式
组件(方阵)=K x (用电器工作电压 x 用电器工作电流 x 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
以年辐射总量和斜面修正系数为依据的计算
方阵功率 = 系数 5618 x 安全系数 x 负载总用电量/斜面修正系数 x 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.
蓄电池容量=10 x 负载总用电量 / 系统工作电压;
10：为无日照系数(对于连续阴雨不超过5天的均适用)
以峰值日照时数为依据的多路负载计算
电流
组件电流=负载日耗电量(Wh)/系统直流电压(V)x峰值日照时数(h)x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。
功率
组件总功率 = 组件发电电流x系统直流电压x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
蓄电池容量
蓄电池组容量 =【负载日耗电量 Wh/系统直流电压 V】x【连续阴雨天数/逆变器效率x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
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
系统蓄电池组容量的计算
蓄电池组容量(Ah) = 安全次数x负载日平均耗电量(Ah) x 最大连续阴雨天数x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
组件串联数
组件串联数 = 系统工作电压(V) x 系数 1.43/选定组件峰值工作电压(V)
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) x 峰值日照时数(h) x 斜面修正系数x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
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x负载日平均耗电量(Ah)x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 x 最短间隔天数] / 组件平均日发电量x最短间隔天数
负载日平均耗电量 = 负载功率 / 负载工作电压 x 每天工作小时数
光伏方阵发电量的计算
年发电量=(kWh)=当地年总辐射能(KWH/㎡) x 光伏方阵面积(㎡) x 组件转换效率 x 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。
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x组件转换效率x修正系数 A=P/H·η·K
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x0.0116(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)
蓄电池选型
蓄电池容量 ≥ 5h x 逆变器功率 / 蓄电池组额定电压
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)x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)x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)x电站寿命范围内工作时间+非市场因素收益
投资回报率计算
无补贴：年发电量 x 电价 ÷ 投资总成本 x 100% = 年回报率
有电站补贴：年发电量x电价 ÷ (投资总成本-补贴总额)x100% = 年回报率
有电价补贴及电站补贴：年发电量x(电价+补贴电价)÷(投资总成本-补贴总额)x100%=年回报率
光付方阵倾角角度和方位角角度
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°
方位角
方位角=[一天中负荷的峰值时刻(24h 制)-12]x15+(经度-116)
光伏方阵前后排间距
D=0.707H /tan [acrsin(0.648cosФ - 0.399sinФ)]
D：组件方阵前后间距
Ф：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
安时与千瓦时的换算
安时 = 电流x时间
1安时= 1A(电流) x 1小时(使用时间)或 2A (电流)x0.5 小时
以此类推，不管电流是多少，只要与时间的乘积=1就是1安时
干瓦时就是“干瓦*小时”，是电能(能量)的单位，对应有公式：W=P*t
1 千瓦时的物理意义是：功率为 1kW的电器
工作 1 小时所消耗的电能(或说工作1小时所做的功)
干瓦时的单位换算
1kW·h 时的物理意义是：功率为 1kW 的电器
工作 1 小时所消耗的电能(或说工作 1 小时所做的功)
1Kw·h=3.599712 x 10 焦耳
