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
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为无日照系数（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 = 0.707H /tan [ acrsin ( 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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