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光伏电站理论发电量计算及影响因素一、光伏电站理论发电量计算1、太阳电池效率η 的计算在太阳电池受到光照时，输出电功率和入射光功率之比就称为太阳电池的效率，也称为光电转换效率。
其中，At 为太阳电池总面积（包括栅线图形面积）。
考虑到栅线并不产生光电，所以可以把At 换成有效面积Aa （也称为活性面积），即扣除了栅线图形面积后的面积，同时计算得到的转换效率要高一些。
Pin 为单位面积的入射光功率。
实际测量时是在标准条件下得到的：Pin 取标准光强：AM 条件，即在25℃下，Pin= 1000W / m 2。
2、光伏系统综合效率（PR）η总＝η1×η2×η3光伏阵列效率η1：是光伏阵列在1000 W/m2 太阳辐射强度下实际的直流输出功率与标称功率之比。
光伏阵列在能量转换过程中的损失包括：灰尘/污渍，组件功率衰减，组件串联失配损失、温升损失、方阵相互遮挡损失、反射损失、光谱偏离损失、最大功率点跟踪精度及直流线路损失等，目前取效率86%计算。
逆变器转换效率η2:是逆变器输出的交流电功率与直流输入功率之比，取逆变器效率97%计算。
交流并网效率η3:是从逆变器输出，至交流配电柜，再至用户配电室变压器10 KV 高压端，主要是升压变压器和交流线缆损失，按96%计算。
3、理论发电量计算太阳电池的名牌功率是在标准测试条件下测得的，也就是说在入射功率为1000W/m2的光照条件下，1000Wp 太阳电池1 小时才能发一度电。
而实际上，同一天不同的时间光照条件不同，因此不能用系统的容量乘以日照时间来预测发电量。
计算日发电量时，近似计算：理论日发电量=系统峰值功率(kw)x等效日照小时数(h)x系统效率等效峰值日照小时数h/d=（日太阳辐照量m2/d）/1kW/m2（日照时数：辐射强度≥120W/m2的时间长度）二、影响发电量的因素的发电量由三个因素决定：装机容量、峰值小时数、系统效率。
当电站的地点和规模确定以后，前两个因素基本已经定了，要想提高发电量，只能提高系统效率。
光伏电站发电量的计算办法1.光伏电池的理论发电功率光伏电池的理论发电功率由光伏电池的理论最大功率输出与光照强度之间的关系决定。
光伏电池的理论最大功率输出一般是在标准测试条件(STC)下进行测试的，包括光照强度为1000W/m²、温度为25°C以及大气质量为1.5的条件下。
通常来说，光伏电池的理论发电功率可通过光伏电池的标称最大功率进行估算，可参考光伏电池的规格参数说明。
例如，如果一块光伏电池的标称最大功率为200W，那么它的理论最大发电功率在标准测试条件下可以假设为200W。
2.光伏电站的第一年实际发电量光伏电站的实际发电量受到多种因素的影响，如天气条件、光照强度、温度、光伏电池的转换效率等。
因此，为了准确计算光伏电站的发电量，需要结合实际情况进行考虑。
一种常见的计算方法是利用光伏电池组件的实际转换效率与标称最大功率之间的关系，乘以年平均日照强度，并乘以电站的装机容量。
例如，一个100kW的光伏电站，设备转换效率是15%，年平均日照强度为4小时，那么该电站的第一年实际发电量可以计算为：实际发电量=100kW×15%×4小时×365天3.光伏电站的年利用小时数光伏电站的年利用小时数是指电站年发电量与电站装机容量之间的比值，用来反映电站的发电效率。
典型的光伏电站年利用小时数在1000-2000小时之间，具体数值取决于光照条件、地理位置、倾角等因素。
可以通过历年的气象数据或实际运行数据计算得到。
光伏电站的年利用小时数可以根据实际发电量和装机容量计算得到，如下所示：年利用小时数=实际发电量/装机容量4.其他影响光伏电站发电量的因素除了以上提到的因素外，还有其他因素也会对光伏电站的发电量产生影响，包括但不限于：-光伏组件的温度特性：高温会降低光伏电池的转换效率；-光伏组件清洁状况：灰尘、污垢等会降低光伏电池的转换效率；-光伏组件的老化特性：长时间的使用会导致光伏电池的转换效率下降；-光伏电站系统损耗：包括电缆损耗、组件间接触电阻等。
光伏电站理论发电量计算及影响因素一、光伏电站理论发电量计算1、太阳电池效率η 的计算在太阳电池受到光照时，输出电功率和入射光功率之比就称为太阳电池的效率，也称为光电转换效率。
其中，At 为太阳电池总面积（包括栅线图形面积）。
考虑到栅线并不产生光电，所以可以把At 换成有效面积Aa （也称为活性面积），即扣除了栅线图形面积后的面积，同时计算得到的转换效率要高一些。
Pin 为单位面积的入射光功率。
实际测量时是在标准条件下得到的：Pin 取标准光强：AM 1.5 条件，即在25℃下，Pin= 1000W / m 2。
2、光伏系统综合效率（PR）η总＝η1×η2×η3光伏阵列效率η1：是光伏阵列在1000 W/m2 太阳辐射强度下实际的直流输出功率与标称功率之比。
光伏阵列在能量转换过程中的损失包括：灰尘/污渍，组件功率衰减，组件串联失配损失、温升损失、方阵相互遮挡损失、反射损失、光谱偏离损失、最大功率点跟踪精度及直流线路损失等，目前取效率86%计算。
逆变器转换效率η2:是逆变器输出的交流电功率与直流输入功率之比，取逆变器效率97%计算。
交流并网效率η3:是从逆变器输出，至交流配电柜，再至用户配电室变压器10 KV 高压端，主要是升压变压器和交流线缆损失，按96%计算。
3、理论发电量计算太阳电池的名牌功率是在标准测试条件下测得的，也就是说在入射功率为1000W/m2的光照条件下，1000Wp 太阳电池1 小时才能发一度电。
而实际上，同一天不同的时间光照条件不同，因此不能用系统的容量乘以日照时间来预测发电量。
计算日发电量时，近似计算：理论日发电量=系统峰值功率(kw)x等效日照小时数(h)x系统效率等效峰值日照小时数h/d=（日太阳辐照量kW.h/m2/d）/1kW/m2（日照时数：辐射强度≥120W/m2的时间长度）二、影响发电量的因素光伏电站的发电量由三个因素决定：装机容量、峰值小时数、系统效率。
光伏发电指标计算及影响因素分析发电量是光伏发电系统的核心指标之一，用来评估系统的发电能力。
发电量的计算方法是根据光伏电池组件的理论发电能力以及系统的实际发电能力来结合计算的。
理论发电能力是根据光照强度、光伏电池组件的光电转化效率以及组件的面积来计算的。
实际发电能力是通过系统监测采集到的实际发电数据来统计的。
发电量的计算结果可以用来评估光伏系统的发电能力是否达到预期。
光伏系统效率是评估光伏发电系统总体效益的一个重要指标，它是根据光伏电池的发电能力与总辐射能量之比来计算的。
光伏系统效率计算方法一般有两种，分别是电池效率和系统效率的计算方法。
电池效率是根据电池组件的光电转化效率来计算的，通常是指标称之为单个光伏电池组件在标准测试条件下的光电转化效率；而系统效率是指整个光伏发电系统的总体效率，包括光伏电池组件效率、组件与逆变器之间的传输过程效率以及逆变器的转换效率等。
光伏发电系统的损失分析是评估系统性能的另一个重要切入点。
光伏系统的损失可以分为光照损失、温度损失、阴影损失、线路损耗等。
光伏系统的损失分析可以通过系统对实际发电数据的监测和分析来进行。
通过损失分析，可以了解到系统的发电量损失程度，并针对性地采取措施对系统进行优化。
影响光伏发电指标的因素主要有光照条件、温度、阴影、系统设计等。
光照条件是影响光伏发电指标的最主要因素之一、光照的强度和光照角度都会影响光伏电池组件的发电效果。
光照强度越高，光电转化效率越高，从而提高光伏发电系统的发电量。
因此，合理选择光伏电池组件的安装角度和方位角是提高光伏系统发电效率的关键。
温度是光伏发电系统的另一个重要影响因素。
温度越高，光伏电池组件的光电转化效率越低。
因此，在系统设计和安装过程中应注意降低光伏电池组件的温度，例如通过适当的组件通风和散热措施。
阴影也会对光伏发电系统的性能产生较大的影响。
光伏电池组件如果被遮挡或有部分组件的阴影覆盖，会导致光伏系统的发电效率明显下降。
光伏电站发电量等各种参数详解以光伏电站发电量等各种参数详解为题，本文将从光伏电站的发电原理、发电量计算公式、影响发电量的因素以及如何提高发电效率等方面进行详细解析。
光伏电站是利用太阳能光伏效应将太阳能转化为电能的一种设备。
光伏电站的发电量是指单位时间内光伏电站所发电的总功率，通常用千瓦时（kWh）或兆瓦时（MWh）来衡量。
发电量的计算公式为：发电量=光伏电站的装机容量×发电小时数。
其中，光伏电站的装机容量是指光伏电站所安装的太阳能电池板的总功率，常用的单位是千瓦（kW）或兆瓦（MW）。
发电小时数是指光伏电站在一定时间内实际发电的小时数，可以通过光伏电站的监测系统进行统计。
光伏电站的发电量受到多种因素的影响，其中包括太阳辐射强度、光伏电池板的转换效率、阴影遮挡、温度、灰尘和污染物的积累等。
太阳辐射强度是指太阳辐射在单位面积上的能量，它取决于地理位置和季节。
一般来说，太阳辐射强度越高，光伏电站的发电量就越大。
光伏电池板的转换效率是指太阳能光线转化为电能的效率，它取决于光伏电池板的质量和技术水平。
阴影遮挡会降低光伏电池板的发电效率，因此需要避免光伏电池板被树木、建筑物或其他遮挡物所遮挡。
温度的升高会导致光伏电池板的发电效率下降，因此在设计和安装光伏电站时需要考虑散热和降温的措施。
灰尘和污染物的积累也会降低光伏电池板的转换效率，因此需要定期清洁光伏电池板。
为了提高光伏电站的发电效率，可以从多个方面进行优化。
首先，选择高效率的光伏电池板，提高光电转换效率。
其次，优化光伏电站的布局和设计，避免阴影遮挡，提高太阳能的接收效率。
此外，定期对光伏电池板进行清洁和维护，保持其表面的清洁度，提高光电转换效率。
还可以结合储能技术，将多余的电能储存起来，以便在夜间或低辐射时供电使用。
此外，光伏电站的运行和维护也需要合理安排，及时发现和处理故障，确保光伏电站的正常运行。
光伏电站的发电量是通过光伏电站的装机容量和发电小时数来计算的。
光伏发电系统发电量分析方法和主要事项1. 系统无故障率光伏系统实际发电量不仅要考虑系统效率，还要考虑系统的无故障率，系统无故障率是个＜1的数，一般在0.9以上，越接近1，说明系统的可靠性越高。
例如，以武威100kWp固定37°倾角安装为例，发电量统计时间间隔：2009.5.19-2010.5.18，平均日峰值瓦时5.2H，无故障日平均发电量为418kWH,全年所有无故障发电量418x365=152635.7kWH，则可得系统效率和系统无故障率为：实际光照理论发电量：100kWx5.2Hx365=189800kWH系统效率=(152635.7kWH/189800kWH)x100%=80%全年实际发电量141599kWH，无故障发电量152635.7。
系统无故障率=（141599/152635.7）x100%=92.7%系统实际发电量是理论发电量的74.5%（ 141599 /189800或80.41%*92.7%）2.系统实际发电量对于光伏发电系统，系统实际发电量可由下式表示：系统实际发电量=理论发电量x系统效率x系统无故障率发电量估算：日发电量=安装容量*平均日辐照量*系统效率*系统无故障率；年发电量等于日发电量乘以365或等于安装容量*年辐照量*系统效率*系统无故障率；以北京地区为例：安装倾角30°，全年平均日辐照量=4.2kWh/㎡，年辐照量=1533kWh/㎡，设安装容量100kWp，系统无故障率为0.95，那么日发电量约为100kW*4.2h*80%*95%=319kWh，年发电量约为319*365=116435kWh=11.6万度。
下表9-2为各类型光伏电站不同地区实际有效利用时数对照表。
表9-2 各类型光伏电站有效利用时数不同地区水平面年太阳辐射（KWh/㎡）倾斜面年太阳辐射（KWh/㎡）独立光伏电站有效利用小时数建筑并网系统有效利用时数开阔地并网系统有效利用时数西北地区1610.80 1828.41 1250 1450 1540东南沿海1364.65 1502.04 1000 1200 1250全国平均1487.73 1665.23 1100 1250 1350 一般情况下，独立光伏电站实际发电效率：60%-65%；建筑并网电站实际发电效率：70-75%；大型并网电站实际发电效率：75-80%。
分布式光伏电站常见故障原因及解决方案第一章影响光伏电站发电量的因素光伏电站发电量计算方法，理论年发电量=年平均太阳辐射总量*电池总面积*光电转换效率。
但由于各种因素的影响，光伏电站发电量实际上并没有那么多，实际年发电量=理论年发电量*实际发电效率。
那么影响光伏电站发电量有哪些因素？以下是我结合日常的设计以及施工经验，给大家讲一讲分布式电站发电量的一些基础常识。
作者简介：刘继茂，深圳晶福源市场部业务员，哈尔滨工业大学电力电子研究生。
1994年开始从事设备维修和设计工作，2008年开始从事逆变器研发和光伏系统设计工作。
研究过国内外100多个光伏电站运行情况，设计过1000多个并网和离网系统，对设备的选型，可靠性设计，运行维护有独到的理解。
1.1、太阳辐射量太阳能电池组件是将太阳能转化为电能的装置，光照辐射强度直接影响着发电量。
各地区的太阳能辐射量数据可以通过NASA气象资料查询网站获取，也可以借助光伏设计软件例如PV-SYS、RETScreen得到。
1.2、太阳能电池组件的倾斜角度从气象站得到的资料，一般为水平面上的太阳辐射量，换算成光伏阵列倾斜面的辐射量，才能进行光伏系统发电量的计算。
最佳倾角与项目所在地的纬度有关。
大致经验值如下：A、纬度0°～25°，倾斜角等于纬度B、纬度26°～40°，倾角等于纬度加5°～10°C、纬度41°～55°，倾角等于纬度加10°～15°1.3、太阳能电池组件转化效率1.4、系统损失和所有产品一样，光伏电站在长达25年的寿命周期中，组件效率、电气元件性能会逐步降低，发电量随之逐年递减。
除去这些自然老化的因素之外，还有组件、逆变器的质量问题，线路布局、灰尘、串并联损失、线缆损失等多种因素。
一般光伏电站的财务模型中，系统发电量三年递减约5%，20年后发电量递减到80%。
1.4.1组合损失凡是串联就会由于组件的电流差异造成电流损失；并联就会由于组件的电压差异造成电压损失；而组合损失可达到8%以上，中国工程建设标准化协会标准规定小于10%。
1.1一类地区全年日照时数为3200～3300小时，辐射量在670～837x104kJ/cm2·a。
相当于225～285kg标准煤燃烧所发出的热量。
主要包括青藏高原、甘肃北部、宁夏北部和新疆南部等地1.2二类地区全年日照时数为3000～3200小时，辐射量在586～670x104kJ/cm2·a，相当于200～225kg标准煤燃烧所发出的热量。
主要包括河北西北部、山西北部、内蒙古南部、宁夏南部、甘肃中部、青海东部、西藏东南部和新疆南部等地。
1.3三类地区全年日照时数为2200～3000小时，辐射量在502～586x104kJ/cm2·a，相当于170～200kg标准煤燃烧所发出的热量。
主要包括山东、河南、河北东南部、山西南部、新疆北部、吉林、辽宁、云南、陕西北部、甘肃东南部、广东南部、福建南部、江苏北部和安徽北部等地。
1.4四类地区全年日照时数为1400～2200小时，辐射量在419～502x104kJ/cm2·a。
相当于140～170kg标准煤燃烧所发出的热量。
主要是长江中下游、福建、浙江和广东的一部分地区，春夏多阴雨，秋冬季太阳能资源还可以。
1.5五类地区全年日照时数约1000～1400小时，辐射量在335～419x104kJ/cm2·a。
相当于115～140kg标准煤燃烧所发出的热量。
主要包括四川、贵州两省。
2.1光伏发电站年平均发电量Ep计算如下：Ep=HA×PAZ×K式中：HA——水平面太阳能年总辐照量(kW·h/m2);Ep——上网发电量(kW·h);PAZ——系统安装容量(kW);K——为综合效率系数。
综合效率系数K是考虑了各种因素影响后的修正系数，其中包括：1)光伏组件类型修正系数;2)光伏方阵的倾角、方位角修正系数;3)光伏发电系统可用率;4)光照利用率;5)逆变器效率;6)集电线路、升压变压器损耗;7)光伏组件表面污染修正系数;8)光伏组件转换效率修正系数。
工商业屋顶分布式光伏电站的发电量、成本、收益计算方法详解摘要：一、分布式光伏电站概述二、工商业屋顶分布式光伏电站的发电量计算1.组件面积与发电量关系2.太阳能辐射强度与发电量关系3.系统转换效率与发电量关系三、工商业屋顶分布式光伏电站的成本计算1.初始投资成本2.运营维护成本3.设备折旧成本四、工商业屋顶分布式光伏电站的收益计算1.电费节省收益2.政府补贴收益3.碳交易收益五、工商业屋顶分布式光伏电站的投资回报分析六、案例分析七、总结与建议正文：一、分布式光伏电站概述分布式光伏电站是指在用户所在地的配电网系统中，利用太阳能光伏发电系统发电，并将发电量就近接入电网的一种新能源发电方式。
工商业屋顶分布式光伏电站作为其中一种重要类型，在我国得到了广泛的应用。
本文将详细解析工商业屋顶分布式光伏电站的发电量、成本和收益计算方法，以期为相关企业和投资者提供参考。
二、工商业屋顶分布式光伏电站的发电量计算1.组件面积与发电量关系光伏电站的发电量与组件面积密切相关。
组件面积越大，所能接收到的太阳能辐射量就越多，从而发电量也越多。
但在实际应用中，还需考虑屋顶空间限制、组件排列方式、阴影遮挡等因素。
2.太阳能辐射强度与发电量关系太阳能辐射强度是影响光伏电站发电量的重要因素。
辐射强度越高，光伏组件的发电量就越大。
然而，太阳能辐射强度受到地理位置、季节、天气等因素的影响，因此发电量计算需综合考虑这些因素。
3.系统转换效率与发电量关系光伏电站的系统转换效率是指太阳能辐射能量转化为电能的比率。
转换效率越高，发电量就越大。
提高系统转换效率是提高光伏电站发电量的重要途径，这需要选用高性能的光伏组件、逆变器等设备，以及优化系统设计。
三、工商业屋顶分布式光伏电站的成本计算1.初始投资成本初始投资成本包括光伏组件、逆变器、电缆、支架等设备的购置费用，以及安装和调试费用。
根据实际情况，初始投资成本还会受到地理位置、屋顶条件、政策补贴等因素的影响。
光伏电站常用计算及影响分析光伏电站是利用光伏效应将太阳能转化为电能的设施，其建设和运行过程中需要进行多种计算和影响分析。
以下是光伏电站常用的计算及影响分析。
一、光伏电站建设计算1.需求量计算：根据所需电能量和光伏组件的发电能力计算需求光伏组件的数量。
2.面积计算：根据光伏组件的尺寸和布局方式计算所需安装面积。
3.施工成本计算：包括光伏组件的采购成本、安装材料和人工成本。
4.建设周期计算：从规划到建设完成所需的时间，包括土地准备、施工和测试等阶段。
二、光伏电站运行计算1.日发电量计算：根据光伏组件的发电能力和当天的太阳辐射量计算当天的发电量。
2.月发电量计算：根据当月的日照时数和发电能力计算整个月的发电量。
3.年发电量计算：根据当地的年平均日照时数和发电能力计算整个年的发电量。
4.发电效率计算：根据发电量和太阳辐照量计算光伏电站的发电效率。
5.运维成本计算：包括日常检修、设备更换和劳动力成本等。
三、光伏电站影响分析1.经济影响分析：通过计算建设和运行成本，以及预测的发电量，评估光伏电站的投资回报率和净现值。
2.环境影响分析：评估光伏电站对土地利用、水资源和生态系统的影响。
3.社会影响分析：评估光伏电站对当地就业、经济发展和社会发展的影响。
4.市场影响分析：评估光伏电站对能源市场和电网的影响，包括电价和供需关系等。
综上所述，光伏电站建设和运行过程中需要进行多种计算和影响分析。
这些计算和分析可以帮助光伏电站的规划和运营，提高发电效率、降低运营成本，并评估其经济、环境和社会影响。
光伏电站发电量计算及故障解析
1.1一类地区
全年日照时数为3200～3300小时，辐射量在670～837x104kJ/cm2·a。
相当于225～285kg标准煤燃烧所发出的热量。
主要包括青藏高原、甘肃北部、宁夏北部和新疆南部等地。
1.2二类地区
全年日照时数为3000～3200小时，辐射量在586～670x104kJ/cm2·a，相当于200～225kg标准煤燃烧所发出的热量。
主要包括河北西北部、山西北部、内蒙古南部、宁夏南部、甘肃中部、青海东部、西藏东南部和新疆南部等地。
1.3三类地区
全年日照时数为2200～3000小时，辐射量在502～586x104kJ/cm2·a，相当于170～200kg标准煤燃烧所发出的热量。
主要包括山东、河南、河北东南部、山西南部、新疆北部、吉林、辽宁、云南、陕西北部、甘肃东南部、广东南部、福建南部、江苏北部和安徽北部等地。
1.4四类地区
全年日照时数为1400～2200小时，辐射量在419～502x104kJ/cm2·a。
相当于140～170kg标准煤燃烧所发出的热量。
主要是长江中下游、福建、浙江和广东的一部分地区，春夏多阴雨，秋冬季太阳能资源还可以。
1.5五类地区
全年日照时数约1000～1400小时，辐射量在335～419x104kJ/cm2·a。
相当于115～140kg标准煤燃烧所发出的热量。
主要包括四川、贵州两省。
2.1光伏发电站年平均发电量Ep计算如下：
Ep=HA×PAZ×K
式中：HA——水平面太阳能年总辐照量(kW·h/m2);Ep——上网发电量(kW·h);
PAZ ——系统安装容量(kW);K ——为综合效率系数。
综合效率系数K是考虑了各种因素影响后的修正系数，其中包括：
1)光伏组件类型修正系数;2)光伏方阵的倾角、方位角修正系数;
3)光伏发电系统可用率;4)光照利用率;
5)逆变器效率;6)集电线路、升压变压器损耗;
7)光伏组件表面污染修正系数;
8)光伏组件转换效率修正系数。
光伏发电站上网电量Ep计算如下：
Ep=HA×S×K1×K2
式中：HA——为倾斜面太阳能总辐照量(kW·h/m2);S——为组件面积总和(m2)
K1 ——组件转换效率;K2 ——为系统综合效率。
综合效率系数K2是考虑了各种因素影响后的修正系数，其中包括：
1) 厂用电、线损等能量折减交直流配电房和输电线路损失约占总发电量的3%，相应折减修正系数取为97%。
2) 逆变器折减逆变器效率为95%~98%。
3) 工作温度损耗折减（一般而言，工作温度损耗平均值为在2.5%左右）
光伏发电站上网电量Ep计算如下：
Ep=H×P×K1
式中：P——为系统安装容量(kW);H——为当地标准日照小时数(h);
K1 ——为系统综合效率(取值75%~85%)。
这种计算方法也是第一种方法的变化公式，简单方便，可以计算每日平均发电量，非常实用。
2.4经验系数法
光伏发电站年均发电量Ep计算如下：
Ep=P×K1
式中：
P——为系统安装容量(kW);
K1 ——为经验系数(取值根据当地日照情况，一般取值0.9~1.8)。
这种计算方法是根据当地光伏项目实际运营经验总结而来，是估算年均发电量最快捷的方法。
2.5总结计算
理论年发电量=年平均太阳辐射总量*电池总面积*光电转换效率
实际年发电量=理论年发电量*实际发电效率
三、影响光伏电站发电量的因素
1）太阳辐射量
2）太阳能电池组件的倾斜角度
3）太阳能电池组件转化效率
4）设备及元器件老化，随之发电量减少
5）灰尘遮挡
灰尘光伏电站的影响主要有：通过遮蔽达到组件的光线，从而影响发电量;影响散热，从而影响转换效率;具备酸碱性的灰尘长时间沉积在组件表面，侵蚀板面造成板面粗糙不平，有利于灰尘的进一步积聚，同时增加了阳光的漫反射。
6）逆变器效率
逆变器由于有电感、变压器和IGBT、MOSFET等功率器件，在运行时，会产生损耗。
一般组串式逆变器效率为97-98%，集中式逆变器效率为98%，变压器效率为99%。
7）阴影、积雪遮挡
在分布式电站中，周围如果有高大建筑物，会对组件造成阴影，设计时应尽量避开。
根据电路原理，组件串联时，电流是由最少的一块决定的，因此如果有一块有阴影，就会影响这一路组件的发电功率。
当组件上有积雪时，也会影响发电，必须尽快扫除。
8）线路、变压器损失
系统的直流、交流回路的线损要控制在5%以内。
9）温度影响
温度上升1℃，晶体硅太阳电池：最大输出功率下降0.04%，开路电压下降0.04%(-2mv/℃)，短路电流上升0.04%。
四、分布式光伏电站常见故障及分析
4.1逆变器屏幕没有显示
故障分析：没有直流输入，逆变器LCD是由直流供电的。
可能原因：
(1)组件电压不够。
逆变器工作电压是100V到500V，低于100V时，逆变器不工作。
组件电压和太阳能辐照度有关，
(2)PV输入端子接反，PV端子有正负两极，要互相对应，不能和别的组串接反。
(3)直流开关没有合上。
(4)组件串联时，某一个接头没有接好。
(5)有一组件短路，造成其它组串也不能工作
解决办法：用万用表电压档测量逆变器直流输入电压。
电压正常时，总电压是各组件电压之和。
如果没有电压，依次检测直流开关，接线端子，电缆接头，组件等是否正常。
如果有多路组件，要分开单独接入测试。
如果逆变器是使用一段时间，没有发现原因，则是逆变器硬件电路发生故障。
4.2逆变器不并网。
故障分析：逆变器和电网没有连接。
可能原因：
(1)交流开关没有合上。
(2)逆变器交流输出端子没有接上
(3)接线时，把逆变器输出接线端子上排松动了。
解决办法：用万用表电压档测量逆变器交流输出电压，在正常情况下，输出端子应该有220V 或者380V电压，如果没有，依次检测接线端子是否有松动，交流开关是否闭合，漏电保护开关是否断开。
4.3PV过压：
故障分析：直流电压过高报警
可能原因：组件串联数量过多，造成电压超过逆变器的电压。
解决办法：因为组件的温度特性，温度越低，电压越高。
单相组串式逆变器输入电压范围是100-500V，建议组串后电压在350-400V之间，三相组串式逆变器输入电压范围是250-800V，建议组串后电压在600-650V之间。
在这个电压区间，逆变器效率较高，早晚辐照度低时也可发电，但又不至于电压超出逆变器电压上限，引起报警而停机。
4.4漏电流故障：
故障分析：漏电流太大。
解决办法：取下PV阵列输入端，然后检查外围的AC电网。
直流端和交流端全部断开，让逆变器停电30分钟以上，如果自己能恢复就继续使用，如果不能恢复，联系售后技术工程师。
4.5电网错误：
故障分析：电网电压和频率过低或者过高。
解决办法：用万用表测量电网电压和频率，如果超出了，等待电网恢复正常。
如果电网正常，则是逆变器检测电路板发电故障，请把直流端和交流端全部断开，让逆变器停电30分钟以上，如果自己能恢复就继续使用，如果不能恢复，联系厂家技术工程师。
4.6逆变器硬件故障：分为可恢复故障和不可恢复故障
故障分析：逆变器电路板，检测电路，功率回路，通讯回路等电路有故障
解决办法：逆变器出现上述硬件故障，请把直流端和交流端全部断开，让逆变器停电30分钟以上，如果自己能恢复就继续使用，如果不能恢复，就联系厂家技术工程师。
4.7系统输出功率偏小，达不到理想的输出功率
可能原因：影响光伏系统输出功率因素很多，包括太阳辐射量，太阳电池组件的倾斜角度，灰尘和阴影阻挡，组件的温度特性，详见第一章。
因系统配置安装不当造成系统功率偏小。
常见解决办法有：
(1)在安装前，检测每一块组件的功率是否足够。
(2)根据第一章，调整组件的安装角度和朝向;
(3)检查组件是否有阴影和灰尘。
(4)检测组件串联后电压是否在电压范围内，电压过低系统效率会降低。
(5)多路组串安装前，先检查各路组串的开路电压，相差不超过5V，如果发现电压不对，要检查线路和接头。
(6)安装时，可以分批接入，每一组接入时，记录每一组的功率，组串之间功率相差不超过2%。
(7)安装地方通风不畅通，逆变器热量没有及时散播出去，或者直接在阳光下曝露，造成逆变器温度过高。
(8)逆变器有双路MPPT接入，每一路输入功率只有总功率的50%。
原则上每一路设计安装功率应该相等，如果只接在一路MPPT端子上，输出功率会减半。
(9)电缆接头接触不良，电缆过长，线径过细，有电压损耗，最后造成功率损耗。
(10)并网交流开关容量过小，达不到逆变器输出要求。
4.8交流侧过压
电网阻抗过大，光伏发电用户侧消化不了，输送出去时又因阻抗过大，造成逆变器输出侧电压过高，引起逆变器保护关机，或者降额运行。
常见解决办法有：
(1)加大输出电缆，因为电缆越粗，阻抗越低。
(2)逆变器靠近并网点，电缆越短，阻抗越低。
