平地阵列间距计算
计算依据：以冬至日（赤纬 δ=-23.45°）真太阳时 10:30（时角 ω=45°）为最不利遮挡时刻，按太阳高度角公式 sinα = sinφ·sinδ + cosφ·cosδ·cosω 求解遮挡影长，中心间距 D = L·sinβ + (L·cosβ)/tanα。参考 GB 50797—2012 阵列间距设计原则。
| 输入条件 | φ | = | ° | sinφ | = | - | cosφ | = | - | ||
| 只需根据项目设计填写纬度、倾角、斜面长度 | δ | = | -23.45 | ° | sinδ | = | - | cosδ | = | - | |
| ω | = | 45.00 | ° | sinω | = | - | cosω | = | - | ||
| β | = | - | ° | cosβ | = | - | sinβ | = | - | ||
| α | = | - | ° | tanα | = | - | cosα | = | - | ||
| θ | = | ° | sinθ | = | - | cosθ | = | - | |||
| L | = | mm | tanφ | = | - | ||||||
| 输出数据共6个值： | |||||||||||
| 南北向间距 | 组件投影 D1 | = | - | ||||||||
| 阵列间距 D2 | = | - | |||||||||
| 中心间距 D | = | - | |||||||||
| 东西向间距 | 组件投影 D1 | = | - | ||||||||
| 阵列间距 D2 | = | - | |||||||||
| 中心间距 D | = | - | |||||||||
坡面阵列间距计算
计算依据：在平地模型基础上，按地形坡度 ε 对中心间距作 1/cosε 修正；南坡有效倾角取 β-ε、北坡取 β+ε，分别计算坡向中心间距。适用于山地光伏场区布置。
| 输入条件 | φ | = | sinφ | = | - | cosφ | = | - | |||
| 只需根据项目设计填写纬度、倾角、斜面长度 | δ | = | -23.45 | sinδ | = | - | cosδ | = | - | ||
| ω | = | 45.00 | sinω | = | - | cosω | = | - | |||
| β | = | - | cosβ | = | - | sinβ | = | - | |||
| α | = | - | tanα | = | - | cosα | = | - | |||
| θ | = | sinθ | = | - | cosθ | = | - | ||||
| L | = | tanφ | = | - | |||||||
| = | ° | sin(||β|-|ε||) | = | - | cos(||β|-|ε||) | = | - | ||||
| i | = | ||||||||||
| ε | = | ° | |||||||||
| 输出结果： | |||||||||||
| 坡面阵列前后间距计算（北半球） | |||||||||||
| 南坡 | β与ε绝对值之差的绝对值(°) | = | - | ||||||||
| 支架与坡面夹角 γ (°) | = | - | |||||||||
| 阵列坡向中心间距 d (mm) | = | - | |||||||||
| 北坡 | β与ε绝对值之差的绝对值(°) | = | - | ||||||||
| 支架与坡面夹角 γ (°) | = | - | |||||||||
| 阵列坡向中心间距 d (mm) | = | - | |||||||||
光伏最佳倾角估算
依据 GB 50797 原则（结合当地多年辐照使倾斜面年总辐射最大），按纬度给出固定式推荐倾角与相对平铺的发电增益经验估算。
精确值需用 PVsyst / Meteonorm 按当地辐照数据计算；本工具提供纬度法（β≈φ）与经验修正法（β≈0.9φ）作为工程初估参考。方位角一般取正南（偏差±15°损失<1%）。
输入参数
| 参数 | 输入 | 单位 | 说明 |
|---|---|---|---|
| 场址纬度 φ | ° | 北纬为正 | |
| 资源区 | - | 影响增益 |
计算结果
| 结果 | 值 | 单位 | 说明 |
|---|---|---|---|
| 推荐固定倾角(纬度法) | - | ° | β≈φ |
| 经验修正倾角 | - | ° | β≈0.9φ |
| 推荐方位角 | - | ° | 正南(180) |
| 相对平铺年辐射增益(经验) | - | % | 倾斜面-水平面 |
| 提示 | - | - | 经验估算 |
倾角及方位角与坡向分量转换
计算依据：坡面分量转换 β_ns = β·cosγ、β_ew = β·sinγ（γ 为坡面方位角，正北 0°、东为正）；逆运算坡度 β = √(β_ns²+β_ew²)、方位角 γ = atan2(β_ew, β_ns)。
| 已知倾角及方位角，求南北向、东西向分量 | ||
| 坡度 | ° | |
| 坡面方位角 | ° | |
| 南北向分量坡度 | - | ° |
| 东西向分量坡度 | - | ° |
| 已知南北向、东西向分量，求倾角、方位角 | ||
| 南北向分量坡度 | ° | |
| 东西向分量坡度 | ° | |
| 坡度 | - | ° |
| 坡面方位 | - | ° |
组串计算
计算依据：GB 50797—2012《光伏发电站设计规范》6.4.2。N ≤ Udc,max / [Uoc·(1+Kv·(t-25))]（低温开路电压不越限）；N ≥ Umppt,min / [Ump·(1+Kv·(tmax-25))]（高温不脱离 MPPT）。取两式交集取整。
| 组串数量计算 | ||||||
| 依据：GB50797—2012《光伏发电站设计规范》6.4.2 | ||||||
| 公式1： | ||||||
| 公式2： | ||||||
| 式中： | 光伏组件开路电压温度系数（1/℃，填小数，例 -0.00265；勿按百分比 % 填写）； | |||||
| 光伏组件工作电压温度系数（1/℃，填小数，例 -0.00265；勿按百分比 % 填写）； | ||||||
| N | 光伏组件串联数(N取整)； | |||||
| t | 光伏组件工作条件下的极限低温(℃)； | |||||
| 光伏组件工作条件下的极限高温(℃)； | ||||||
| 逆变器允许的最大支流输入电压(V)； | ||||||
| 逆变器MPPT电压最大值(V)； | ||||||
| 逆变器MPPT电压最小值(V)； | ||||||
| 光伏组件开路电压(V)； | ||||||
| 光伏组件工作电压(V)； | ||||||
| 公式1 串联数上限 N≤： | - | |||||
| 公式2 串联数下限 N≥： | - | |||||
| 推荐串联数（取上限）： | - | |||||
组串数量上限修正计算
计算依据：基于太阳电池 I–V 特性，按 Uoc(T)=Uoc(T0)·[1+αU·(T-T0)] 逐温度点修正开路电压，Nmax=floor(Uinv,max/Uoc(T))。极限低温下 Uoc 最高，故取 Nmax(Tmin)=floor(Uinv,max/Uoc(Tmin)) 作为允许的最大串联数（设计上限），防止低温过压损坏逆变器。
| 组串数量上限修正计算 | ||||||||
| 依据： | 《基于太阳电池Ⅰ-Ⅴ特性的光伏组件最大串联数的计算方法研究》 | |||||||
| 计算公式（公式 1～4 合并显示） | ||||||||
| 公式1：Uoc(T) = Uoc(T0) × [1 + αU × (T - T0)] 公式2：Nmax = floor(Uinv_max / Uoc(T)) | ||||||||
| 输入参数（线性温度修正模型；Eg/Isc/Rs/Rsh 单二极管参数不参与本简化计算，已移除以避免误导） | ||||||||
| Uoc（组件开路电压） | V | 25℃ STC | αU（电压温度系数） | 1/℃ | 小数形式，如 -0.00265 即 -0.265%/℃ | |||
| T0（基准温度） | ℃ | — | T_min（极限低温） | ℃ | — | |||
| Uinv_max（逆变器最大输入电压） | V | — | ||||||
| 温度区间计算（-40℃ ~ 80℃，步长10℃） | ||||||||
| 环境温度(℃) | 修正后Uoc(V) | 最大串联数 | 环境温度(℃) | 修正后Uoc(V) | 最大串联数 | 环境温度(℃) | 修正后Uoc(V) | 最大串联数 |
| -40 | - | - | -30 | - | - | -20 | - | - |
| -10 | - | - | 0 | - | - | 10 | - | - |
| 20 | - | - | 30 | - | - | 40 | - | - |
| 50 | - | - | 60 | - | - | 70 | - | - |
| 80 | - | - | ||||||
| 最大串联数（极限低温下）：- | ||||||||
节能减排效益分析
计算依据：以清洁能源替代火电为基准，排放因子采用中电联《中国电力行业年度发展报告2026》最新实测值——节约标准煤 0.3019 kgce/kWh（2025 全国 6000kW 及以上火电厂供电标准煤耗 301.9 g/kWh）、减排 CO₂ 0.823 kg/kWh（2025 单位火电发电量二氧化碳排放 823 g/kWh）、SO₂ 0.077 g/kWh（77 mg/kWh）、NOₓ 0.125 g/kWh（125 mg/kWh）、烟尘 0.012 g/kWh（12 mg/kWh，2025 单位火电发电量排放强度）。发电量统一按 MWh 输入，减排量按 吨(t) 输出。
| 项目 | 发电量（MWh） | 节约标准煤（t） | 减排 CO₂（t） | 减排 SO₂（t） | 减排 NOₓ（t） | 减排烟尘（t） |
|---|---|---|---|---|---|---|
| 发电量输入（MWh）· 可填入组件衰减模型或含系统效率的发电量估算，减排量按最新官方实测排放因子统一计算 | ||||||
| 25年总发电量 | - | - | - | - | - | |
| 25年年均发电量 | - | - | - | - | - | |
集电线路电容电流计算（35kV系统）
计算依据：空载长线路电容电流 Ic ≈ ω·C·U·L 的简化经验式——架空线路 0.0027·U·L、电缆线路 0.10·U·L（U 为线电压 kV，L 为长度 km），电缆段另乘 1.13 校正系数。用于选择消弧线圈容量与校验单相接地电流。
| 集电线路电容电流计算 | |
| 架空集电线路电容电流公式： | I_架空 = 0.0027 × U × L （A） |
| 电缆集电线路电容电流公式： | I_电缆 = 0.1 × U × L （A） |
| 集电线路总的电容电流公式： | I_总 = I_架空 + I_电缆 × 1.13 （含13%安全系数） |
| 集电线路线电压(kV)： | |
| 架空集电线路长度(km)： | |
| 电缆集电线路长度(km)： | |
| 架空集电线路电容电流(A)： | - |
| 电缆集电线路电容电流(A)： | - |
| 集电线路总的电容电流(A)： | - |
| 备注： | 1. 公式系数基于35kV系统典型值 2. 安全系数按DL/T 5210.6-2019要求取值 |
光伏容配比优化计算
方法：固定交流侧额定功率，逐档提高直流侧装机（超配），按 LCOE = 总投资×(1+运维率×年金系数) ÷ (年发电量×年金系数) 测算每档平准化度电成本；LCOE 最低点即为最优容配比（拐点）。发电量采用方式二：年发电量 = 水平辐照 GHI × 斜面增益 × 直流装机 × 综合效率 PR（等价于 直流装机 × DC侧等效利用小时，其中 DC侧等效利用小时 = GHI × 斜面增益 × PR）。扫描范围与步长可自定义，步长建议 0.1 以准确捕捉拐点。【进阶建模（可选）】①PR 折减经验修正：勾选后，容配比 r>1 时综合效率按 PR(r)=PR×折减系数^(r−1) 经验折减，更贴近真实超配下的效率衰减（折减系数默认 0.99，越接近 1 折减越弱）；②辐照曲线逐时削峰：勾选并导入相对辐照曲线后，按逐时积分计算逆变器限电（DC 瞬时超发 Pac×过载倍率部分被截去），比单一「削峰敏感系数」更接近 PVsyst。两者均用户自选，不填则用默认简化算法（削峰敏感系数）。【精度说明】本工具为工程初算，未做 PVsyst 逐时模拟；即使导入曲线，PR 仍为经验常数（除非启用折减修正），且曲线为相对形状、未含温度/弱光等修正。可研/投标应以 PVsyst 结合典型日辐照与逆变器过载能力为准。【造价说明】默认造价 Cdc/Cac 为分项参考，整体 EPC 约 3.0~3.5 元/W（含升压站），可按实际填。
| 参数 | 数值 | 单位 | 说明 |
|---|---|---|---|
| 交流侧额定功率 | MW | 逆变器总额定（固定） | |
| 直流侧单位造价 | 元/W | 组件+支架+直流BOS | |
| 交流侧单位造价 | 元/W | 逆变器+交流BOS | |
| 水平辐照 GHI | kWh/m² | 水平面总辐射（资源区） | |
| 斜面增益 | - | 斜面/水平 辐照比，默认 1.06 | |
| 综合效率 PR | % | 含组件/线损/逆变等；DC侧等效利用小时 = GHI×斜面增益×PR | |
| 进阶建模（可选，不填则用默认简化算法） | |||
| PR 折减经验修正 | - | 容配比 r>1 时 PR 按经验折减（贴近真实超配效率衰减） | |
| PR 折减系数 | - | 每单位 r 的乘积，默认 0.99（r=1.2→PR×0.99^0.2） | |
| 辐照曲线逐时削峰 | - | 导入典型日/年辐照曲线做逐时积分削峰（更接近 PVsyst） | |
| 辐照曲线数据 | - | 相对辐照曲线（峰值≈1=STC）；支持 .txt/.csv，自动归一化 | |
| 逆变器过载倍率 | - | 允许直流瞬时超发倍率，默认 1.0（部分逆变器可 1.1） | |
| 上网电价 | 元/kWh | 含补贴 | |
| 年运维费率 | % | 占总投资 | |
| 折现率 | % | 基准收益率 | |
| 项目寿命 | 年 | — | |
| 削峰敏感系数 | - | 典型 0.15~0.35 | |
| 扫描起始容配比 | - | DC/AC | |
| 扫描终止容配比 | - | DC/AC | |
| 扫描步长 | - | 建议 0.05 | |
| 优化结果 | 数值 | 单位 | 说明 |
|---|---|---|---|
| 推荐容配比（拐点） | - | - | LCOE 最低 |
| 最优 LCOE | - | 元/kWh | 平准化度电成本 |
| 对应直流装机 | - | MWp | 最优档 |
| 对应总投资 | - | 万元 | — |
| DC侧等效利用小时 | - | h | GHI×斜面增益×PR |
| 理论发电量（直流装机×DC侧等效利用小时） | - | MWh | 随直流装机单调增加 |
| 对应上网电量（含逆变器限电） | - | MWh | LCOE 测算用 |
| 计算模式 | - | - | 默认/折减/曲线 |
| 有效 PR（最优档） | - | % | 启用折减修正时与基准不同 |
| 限电损失率（最优档） | - | % | 逆变器限功率损失占比 |
| 基线(不超配) LCOE | - | 元/kWh | 容配比=1.0 |
| LCOE 改善 | - | 元/kWh | 基线−最优 |
| 容配比 | 直流装机(MWp) | 总投资(万元) | 年发电量(MWh) | 上网电量(MWh) | 限电损失率(%) | LCOE(元/kWh) |
|---|---|---|---|---|---|---|
| 点击「开始计算」生成扫描曲线与列表 | ||||||
逆变器选型匹配校验
计算依据：低温工况 Voc_max = Voc·[1+αU·(Tmin−25)]×N串 须 ≤ 逆变器最大输入电压；高温/低温工作电压须落在 MPPT 区间 [Vmppt,min, Vmppt,max]；输入电流 Isc×N串 ≤ 1.15×Imax（留 15% 裕度）。三项均满足方判定匹配。
| 参数 | 数值 | 单位 | 说明 |
|---|---|---|---|
| 每路 MPPT 组串数 | 串 | 串联组件数 | |
| MPPT 路数 | 路 | — | |
| 组件 Isc | A | 短路电流 | |
| 组件 Voc | V | 开路电压 | |
| 组件 Vmp | V | 工作电压 | |
| 组件 Imp | A | 工作电流 | |
| 最高环境温度 | ℃ | — | |
| 最低环境温度 | ℃ | — | |
| 电压温度系数 | %/℃ | 输入百分数(如 -0.30 即 -0.30%/℃；程序内÷100) | |
| 逆变器 MPPT 下限 | V | — | |
| 逆变器 MPPT 上限 | V | — | |
| 逆变器最大输入电压 | V | — | |
| 每路 MPPT 最大电流 | A | — | |
| 逆变器额定交流功率 | kW | 填0则不出容配比；用于 DC/AC 校验 |
| 输出结果 | 数值 | 单位 | 计算原则 |
|---|---|---|---|
| 组串最大开路电压 | - | V | 低温 Voc×n |
| 组串工作电压下限 | - | V | 高温 Vmp×n |
| 组串工作电压上限 | - | V | 低温 Vmp×n |
| 单 MPPT 输入电流 | - | A | Isc×n |
| 接入总功率 | - | kW | 组串功率×路数 |
| DC/AC 容配比 | - | - | 直流总功率/交流额定 |
| 电压上限校验 | - | - | — |
| MPPT 范围校验 | - | - | — |
| 电流校验 | - | - | — |
| 匹配结论 | - | - | — |
光伏项目经济评价（IRR / NPV / 回收期）
计算依据：年净现金流 = 年发电收入 − 年运维费 − 土地年费；采用带杠杆投资模型——计入贷款等额本金还本付息、所得税（含三免三减半优惠：前3年0%、4~6年12.5%、7年起25%）、直线法折旧与运行期土地租/购费用。输出全投资税前 / 全投资税后 / 资本金三档 IRR 及对应 NPV、回收期。发电量可按年衰减率逐年折减（默认 0.5%/年）。结果为初筛口径，未计增值税即征即退等细节，仅供方案比选。
| 参数 | 数值 | 单位 | 说明 |
|---|---|---|---|
| 项目总投资 | 万元 | 静态投资 | |
| 装机容量 | MWp | — | |
| 年发电量 | 万kWh | — | |
| 上网电价 | 元/kWh | 含补贴 | |
| 年运维费率 | % | 占总投资 | |
| 运营期 | 年 | — | |
| 折现率 | % | 基准收益率 | |
| 年发电量衰减率 | %/年 | 组件首年后逐年衰减，典型 0.5%/年 |
| 融资与税务参数 | 数值 | 单位 | 说明 |
|---|---|---|---|
| 资本金比例 | % | 默认 30%（贷款 70%） | |
| 贷款利率 | % | — | |
| 贷款期限 | 年 | 等额本金，期限内偿还 | |
| 折旧年限 | 年 | 直线法 | |
| 三免三减半 | — | 勾选=所得税优惠（前3年免、4~6年减半） | |
| 运行期土地年费 | 元/年 | 土地租/购费用（计入 EBITDA） |
| 输出结果 | 数值 | 单位 | 计算原则 |
|---|---|---|---|
| 年发电收入 | - | 元 | 电量×电价 |
| 年净现金流 | - | 元 | 收入-运维 |
| 全投资税前 IRR | - | % | 不计所得税 |
| 全投资税后 IRR | - | % | 计所得税(三免三减半) |
| 资本金 IRR | - | % | 杠杆、税后 |
| 全投资税后 NPV | - | 元 | 基准折现 |
| 资本金 NPV | - | 元 | 杠杆现金流 |
| 项目静态回收期 | - | 年 | 未折现 |
| 项目动态回收期 | - | 年 | 折现后 |
| 资本金静态回收期 | - | 年 | 未折现 |
| 资本金动态回收期 | - | 年 | 折现后 |
| 资本金额 | - | 元 | 总投资×资本金比例 |
| 贷款额 | - | 元 | 总投资−资本金 |
| 全期所得税 | - | 元 | 含税收优惠 |
光伏系统效率（PR）与损失评估
逐项输入各类损失，按连乘模型计算系统效率 η（=性能比 PR）与总损失，并给出行业评级。
系统效率 η = ∏(1 − 损失ᵢ)（连乘而非简单相加，更贴近实际）；PR 即直流—交流全链路效率（含温度、线损、逆变、遮挡、停机等）。
行业参考：优 ≥0.82，良 0.78–0.82，平均 0.72–0.78，偏低 <0.72。
| 损失项 | 输入 | 单位 | 典型参考 |
|---|---|---|---|
| 温度损失 | % | 6–10 | |
| 组件失配损失 | % | 1–3 | |
| 直流线损 | % | 1–2 | |
| 逆变器效率损失 | % | 1.5–3 | |
| 交流线损 | % | 0.3–1 | |
| 灰尘/污渍损失 | % | 2–5 | |
| 遮挡损失 | % | 1–4 | |
| 不可用率/停机 | % | 0.5–2 | |
| 其他损失 | % | 0.5–2 |
| 结果 | 值 | 单位 | 评级 |
|---|---|---|---|
| 系统效率 η（=PR） | - | % | - |
| 总损失 | - | % | - |
屋顶分布式荷载校核
分布式光伏加装于既有屋面时，须验算光伏系统新增恒载是否超出屋面允许的附加荷载限值；
同时风吸（负风压）会在某些工况下产生上拔，需按抗拔锚固设计。
新增恒载 q_g = (Wc+Wr)×9.81÷1000 ÷ A（kN/m²），设计值 q_d = γ×q_g。
| 参数 | 输入 | 单位 | 说明 |
|---|---|---|---|
| 单块组件重量 Wc | kg | 含边框 | |
| 支架(含夹具)重量 Wr | kg | 单块对应 | |
| 单块组件面积 A | m² | 长×宽 | |
| 屋面允许附加恒载限值 | kN/m² | 原设计预留 | |
| 风吸力(负风压) w | kN/m² | 体型系数后 | |
| 恒载分项系数 γ | - | GB 50009 |
| 结果 | 值 | 单位 | 判定 |
|---|---|---|---|
| 光伏新增恒载 q_g | - | kN/m² | - |
| 恒载设计值 q_d = γ·q_g | - | kN/m² | - |
| 风吸净上拔 q_g − w | - | kN/m² | - |
| 校核结论 | - | - | |
组件清洗收益测算
积灰导致发电损失，清洗可恢复其中一部分。年可恢复电量
E_r = E × loss% × rec%；
年增发收益 = E_r×1000×price；
年清洗成本 = P(MW)×10⁶ × c(元/Wp) × n。净收益为正即为划算。
| 参数 | 输入 | 单位 | 说明 |
|---|---|---|---|
| 装机容量 P | MW | 直流侧 | |
| 年发电量 E | MWh | 清洗前 | |
| 积灰损失率 loss% | % | 未清洗时 | |
| 清洗可恢复比例 rec% | % | 清洗有效度 | |
| 年清洗次数 n | 次 | 按当地扬尘 | |
| 单位清洗成本 c | 元/(Wp·次) | 按清洗次数计 | |
| 电价 | 元/kWh | 上网/自用 |
| 结果 | 值 | 单位 | 判定 |
|---|---|---|---|
| 年可恢复电量 E_r | - | MWh | - |
| 年增发收益 | - | 元 | E_r×1000×price |
| 年清洗成本 | - | 元 | P·10⁶·c·n |
| 年净收益 | - | 元 | - |
| 清洗成本回收期 | - | 年 | 成本/增发收益 |
光伏装机容量估算
区分两种典型布置：地面集中式按纬度自动求冬至最不利时刻太阳高度角，得最优阵列南北间距（含坡度修正）后估算装机；屋顶铺装按可用面积与占比平铺估算。亦可反向由目标装机反算占地。
地面最优南北中心间距 D = [L·sinβ + (L·cosβ/tanα)·cos45.2°] / cosε，其中 α 为冬至日真太阳时 10:30（ω=45°、δ=-23.45°）太阳高度角，ε 为地形坡度；每块组件占地 D×W。
屋顶平铺密度 = 组件功率 / (长×宽)。容配比 R（直流/交流）：一类≤1.2、二类≤1.4、三类≤1.8。
部署方式
| 参数 | 输入 | 单位 | 说明 |
|---|---|---|---|
| 部署方式 | 选择后下方输入随之变化 | ||
通用组件参数
| 参数 | 输入 | 单位 | 说明 |
|---|---|---|---|
| 组件长度 L | mm | 沿倾角方向 | |
| 组件宽度 W | mm | 沿排向(东西) | |
| 单块组件功率 | W | 主流 640 / 735 | |
| 容配比 R | 直流/交流 | ||
地面集中式参数
| 参数 | 输入 | 单位 | 说明 |
|---|---|---|---|
| 地名（可选） | 输入后自动取纬度 | ||
| 纬度 φ | ° | 北纬为正 | |
| 最优倾角 β | ° | 默认=纬度，可调 | |
| 占地面积 A | ㎡ | 也可填亩：1亩≈666.7㎡ | |
| 经验折扣系数 κ | % | 道路/逆变/检修 | |
| 主要地形坡度 | 坡地 1/cosε 修正 | ||
反向：由目标装机反算占地（可选）
| 参数 | 输入 | 单位 | 说明 |
|---|---|---|---|
| 目标直流装机 | MWp | 留空则不反算 |
计算结果
| 结果 | 值 | 单位 | 说明 |
|---|---|---|---|
| 最优阵列间距 D | - | - | - |
| 冬至10:30太阳高度角 α | - | ° | 仅地面模式 |
| 实际可布组件面积 | - | ㎡ | 扣折扣/占比后 |
| 装机密度 | - | W/㎡ | 可布面积 |
| 直流装机 | - | MWp | 组件数×P |
| 交流装机 | - | MWac | MWp / R |
| 组件数量 | - | 块 | - |
| 用地指标 | - | 亩/MWp | 仅地面模式 |
| 反算所需面积（若填目标） | - | ㎡ / 亩 | 未反算 |
双面 / 跟踪发电增益测算
💡 模型：双面增益采用后表面视角因子法——背面辐照比 R = 反照率 ρ × 后表面对地视角因子(0.5(1+cosθ)) × 邻排遮挡修正；增益% = 双面率 β × R × 100。
跟踪前表面增益按纬度估算（平单轴约 14% + |纬度|×0.4%，范围 12–35%）。结果为工程估算，用于方案比选与组件/支架选型。
植被0.20 / 草地0.25 / 裸土0.30 / 雪地0.55 / 白屋面0.60
增益与等效满发小时
双面增益(固定)
—
%
双面增益(跟踪)
—
%
跟踪前表面增益
—
%
等效满发小时(选型)
—
h
年发电量 (MWh)
年正面发电量
—
MWh
双面固定年发电量
—
MWh
双面跟踪年发电量
—
MWh
三种配置年发电量对比 (MWh)
双面增益随地表反照率敏感性
电站基本参数
正南=0, 东为负, 西为正
含逆变器/线损/灰尘/可用率, 默认0.80
年发电量
—
kWh / 年
等效利用小时
—
h / 年
单位面积发电量
—
kWh/m²/年
25年累计发电量
—
GWh
月度发电量分布
系统能量损耗分析
25年发电量1（逐年衰减与25年累计）
计算依据：年发电量 = 首年发电量 ×(1−逐年衰减率)；首年衰减单独计入。按线性衰减模型逐年递推 25 年，输出平均年发电量、等效利用小时及 25 年累计值。衰减率参数参考组件厂商 25 年线性功率质保。
| 首年发电量: | MWh | |||||||
| 直流装机容量: | MWp | |||||||
| 首年衰减率： | % | |||||||
| 2-25年衰减率: | % | |||||||
| 年份 | 年发电量(MWh) | 年利用小时数（h） | 累计衰减率(%) | |||||
| 1 | - | - | - | |||||
| 2 | - | - | - | |||||
| 3 | - | - | - | |||||
| 4 | - | - | - | |||||
| 5 | - | - | - | |||||
| 6 | - | - | - | |||||
| 7 | - | - | - | |||||
| 8 | - | - | - | |||||
| 9 | - | - | - | |||||
| 10 | - | - | - | |||||
| 11 | - | - | - | |||||
| 12 | - | - | - | |||||
| 13 | - | - | - | |||||
| 14 | - | - | - | |||||
| 15 | - | - | - | |||||
| 16 | - | - | - | |||||
| 17 | - | - | - | |||||
| 18 | - | - | - | |||||
| 19 | - | - | - | |||||
| 20 | - | - | - | |||||
| 21 | - | - | - | |||||
| 22 | - | - | - | |||||
| 23 | - | - | - | |||||
| 24 | - | - | - | |||||
| 25 | - | - | - | |||||
| 25年平均 | - | - | ||||||
| 25年合计 | - | 注：合计发电量用于项目总收益评估 | ||||||
25年发电量2（含系统效率逐年测算）
计算依据：在表一基础上引入 系统综合效率 PR（含逆变器、线损、灰尘、不可用率），年发电量 = 理论发电量 × PR ×(1−衰减)。结果用于初设阶段发电量估算。
| 首年发电量: | MWh | ||||||
| 直流装机容量: | MWp | ||||||
| 综合效率: | % | ||||||
| 首年衰减率： | % | ||||||
| 2-25年衰减率: | % | ||||||
| 年份 | 年发电量(MWh) | 年利用小时数（h） | 累计衰减率(%) | ||||
| 1 | - | - | - | ||||
| 2 | - | - | - | ||||
| 3 | - | - | - | ||||
| 4 | - | - | - | ||||
| 5 | - | - | - | ||||
| 6 | - | - | - | ||||
| 7 | - | - | - | ||||
| 8 | - | - | - | ||||
| 9 | - | - | - | ||||
| 10 | - | - | - | ||||
| 11 | - | - | - | ||||
| 12 | - | - | - | ||||
| 13 | - | - | - | ||||
| 14 | - | - | - | ||||
| 15 | - | - | - | ||||
| 16 | - | - | - | ||||
| 17 | - | - | - | ||||
| 18 | - | - | - | ||||
| 19 | - | - | - | ||||
| 20 | - | - | - | ||||
| 21 | - | - | - | ||||
| 22 | - | - | - | ||||
| 23 | - | - | - | ||||
| 24 | - | - | - | ||||
| 25 | - | - | - | ||||
| 平均 | - | - | |||||
| 总计 | - | 仅为节能减排计算用，报告不需要 | |||||
| 类别 | 设备/参数名称 | 工程量/数值 | 计算原则 | 备注 |
|---|---|---|---|---|
| 输入参数 | 组件数量 | |||
| 组件串联数 | ||||
| 逆变器数量/直流汇流箱数量 | ||||
| 箱变数量 | ||||
| 单串组件正/负极到逆变器(汇流箱)光伏专用电缆长度(m) | ||||
| 逆变器(汇流箱)至箱变电缆长度(m) | ||||
| 35kV集电线路长度(km) | ||||
| 厂区围栏长度(km) | 与总图核实 | |||
| 厂区面积(万m2) | 与总图核实 | |||
| 组件最低点距地高度(m) | ||||
| 每个支架组串数量 | ||||
| 支架间水平间距(m) | ||||
| 输出结果 | 全厂1x4电缆长度(km) | 单根光伏专用电缆长度*全厂光伏组件总并联数量*2*0.8/1000 | 1x4按80%估列，1x6按20%估列 | |
| 全厂1x6电缆长度(km) | 单根光伏专用电缆长度*全厂光伏组件总并联数量*2*0.2/1000 | |||
| 全厂逆变器(汇流箱)出线小截面电缆长度(km) | 单根逆变器(汇流箱)至箱变电缆长度*逆变器总量*0.8/1000 | 小截面按80%估列，大截面按20%估列 | ||
| 全厂逆变器(汇流箱)出线大截面电缆长度(km) | 单根逆变器(汇流箱)至箱变电缆长度*逆变器总量*0.2/1000 | |||
| 光缆长度(km) | 35kV集电线路长度 | |||
| RS485通信电缆长度(km) | 汇流箱总量*80m/1000 | 适用于集中式逆变器电站 | ||
| 热镀锌角钢，L50x50x5，L＝2.5m | 厂区围栏长度*1000/80m+箱变数量*2，向上取整 | 垂直接地极 | ||
| 50x5镀锌扁钢(km) | 围栏长度/2+厂区面积/10，向上取整 | 主地网 | ||
| 40x4镀锌扁钢(km) | (全厂支架数量/3*15m+围栏长度/100*5m)/1000 | 支架和围栏接地 | ||
| 1x4软铜绞线(km) | 组件个数*0.15m/1000 | 组件之间接地 | ||
| 1x6软铜绞线(km) | 全厂支架数量*2*1m/1000 | 组件与支架接地 | ||
| 1x70软铜绞线(km) | 逆变器(汇流箱)数量*1.5m/1000 | 逆变器(汇流箱)接地 | ||
| 1x50钢绞线(km) | 全厂支架数量*(支架水平间距+0.2m)/1000 | |||
| 镀锌钢管 DN100(km) | 发电单元数量(箱变数量)*50m/1000 | 穿道路埋管，按每个发电单元50m估列 | ||
| PE管 DN110(km) | 全厂逆变器(汇流箱)数量*1.5m/1000 | 逆变器(汇流箱)出线电缆穿管 | ||
| PE管 DN75(km) | 全厂逆变器(汇流箱)数量*1.5m*2/1000 | 逆变器(汇流箱)进线电缆穿管 | ||
| PE管 DN32(km) | (支架距地高度+0.5+支架间水平间距+0.1）m*全厂光伏组件总并联数量/3/1000 | 光伏专用电缆入地及跨支架穿管 | ||
| 防火堵料(kg)【穿管】 | (DN110 PE管数量*0.44kg+DN75 PE管数量*0.11kg+DN32 PE管数量*0.03kg)*1000 | |||
| 托盘式钢桥架300x150(km) | 低压电缆桥架，低压交流电缆总长*0.4*0.7 | 非直埋场景 | ||
| 托盘式钢桥架300x150(t) | 桥架长度*26.5kg | |||
| 托盘式钢桥架500x150(km) | 低压电缆桥架，低压交流电缆总长*0.4*0.3 | |||
| 托盘式钢桥架500x150(t) | 桥架长度*46.4kg | |||
| 托盘式钢桥架300x200(km) | 中压电缆桥架，中压交流电缆总长*0.7*0.6 | |||
| 托盘式钢桥架300x200(t) | 桥架长度*27.6kg | |||
| 托盘式钢桥架500x200(km) | 中压电缆桥架，中压交流电缆总长*0.7*0.4 | |||
| 托盘式钢桥架500x200(t) | 桥架长度*47.1kg | |||
| 桥架附件(镀锌钢材)(t) | 桥架总长/6m*16kg | |||
| 防火包(m3) | 桥架总长*10*0.03m3 | |||
| 防火堵料(kg)【桥架】 | 桥架总长*10*20kg | |||
| 防火涂料(kg) | 桥架总长*10*10kg | |||
| 耐火隔板(m2) | 桥架总长*10*1.6m2 |
计算中，请稍候...
组串失配损失分析（离散度 + 遮挡 / 热斑）
💡 模型：本工具只做电气失配，不含阵列几何间距（几何遮挡请用地形/阵列间距工具）。
① 功率离散度失配：串联电流受最弱组件钳制，按次序统计量 E[min]≈−σ·√(2lnN) 估算电流离散，
再乘以失配衰减系数 η=0.25（组串并非各自工作在独立 MPP，功率损失为电流离散的二阶量）；
② 遮挡失配：组件按 3 个旁路二极管子串计，被遮挡子串被旁路后损失该子串功率，
损失 ≈ 遮挡组件占比 × (被遮挡子串数 / 3)；
③ 热斑：遮挡比例较高时给出风险提示。
依据：IEC 61215、组件旁路二极管常规配置。用于方案比选与组件分档策略评估，非实测替代。
组串配置
出厂分档常见 ±2%~±3%
遮挡条件
规模与电价
失配损失分解
离散度失配损失
—
%
遮挡失配损失
—
%
二极管损耗
—
%
合计失配损失
—
%
年发电量损失
—
MWh
年电费损失
—
万元
25 年累计损失
—
万元
热斑风险
—
失配损失随组件离散度与遮挡占比的敏感性 (%)
不同离散度 / 遮挡组合下的合计损失
⚠️ 口径说明：① 次序统计量 + 衰减系数 η 为工程近似，精确失配需逐组件 IV 曲线串联求解；
② 遮挡模型按 3 子串/组件 与整串旁路简化，未做 IV 曲线叠加；③ 本工具不涉及阵列间距与地形遮挡几何。
用于比选分档策略与评估遮挡影响量级，不作为实测替代。