1.1一類地區(qū)

全年日照時(shí)數(shù)為3200～3300小時(shí)，輻射量在670～837x104kJ/cm2a。相當(dāng)于225～285kg標(biāo)準(zhǔn)煤燃燒所發(fā)出的熱量。主要包括青藏高原、甘肅北部、寧夏北部和新疆南部等地

1.2二類地區(qū)

全年日照時(shí)數(shù)為3000～3200小時(shí)，輻射量在586～670x104kJ/cm2a，相當(dāng)于200～225kg標(biāo)準(zhǔn)煤燃燒所發(fā)出的熱量。主要包括河北西北部、山西北部、內(nèi)蒙古南部、寧夏南部、甘肅中部、青海東部、西藏東南部和新疆南部等地。

1.3三類地區(qū)

全年日照時(shí)數(shù)為2200～3000小時(shí)，輻射量在502～586x104kJ/cm2a，相當(dāng)于170～200kg標(biāo)準(zhǔn)煤燃燒所發(fā)出的熱量。主要包括山東、河南、河北東南部、山西南部、新疆北部、吉林、遼寧、云南、陜西北部、甘肅東南部、廣東南部、福建南部、江蘇北部和安徽北部等地。

1.4四類地區(qū)

全年日照時(shí)數(shù)為1400～2200小時(shí)，輻射量在419～502x104kJ/cm2a。相當(dāng)于140～170kg標(biāo)準(zhǔn)煤燃燒所發(fā)出的熱量。主要是長江中下游、福建、浙江和廣東的一部分地區(qū)，春夏多陰雨，秋冬季太陽能資源還可以。

1.5五類地區(qū)

全年日照時(shí)數(shù)約1000～1400小時(shí)，輻射量在335～419x104kJ/cm2a。相當(dāng)于115～140kg標(biāo)準(zhǔn)煤燃燒所發(fā)出的熱量。主要包括四川、貴州兩省。

2.1光伏發(fā)電站年平均發(fā)電量Ep計(jì)算如下：

Ep=HAPAZK

式中：HA水平面太陽能年總輻照量(kWh/m2)Ep上網(wǎng)發(fā)電量(kWh)

PAZ系統(tǒng)安裝容量(kW)K為綜合效率系數(shù)。

綜合效率系數(shù)K是考慮了各種因素影響后的修正系數(shù)，其中包括：

1)光伏組件類型修正系數(shù)2)光伏方陣的傾角、方位角修正系數(shù)

3)光伏發(fā)電系統(tǒng)可用率4)光照利用率

5)逆變器效率6)集電線路、升壓變壓器損耗

7)光伏組件表面污染修正系數(shù)

8)光伏組件轉(zhuǎn)換效率修正系數(shù)。

光伏發(fā)電站上網(wǎng)電量Ep計(jì)算如下：

Ep=HASK1K2

式中：HA為傾斜面太陽能總輻照量(kWh/m2)S為組件面積總和(m2)

K1組件轉(zhuǎn)換效率K2為系統(tǒng)綜合效率。

綜合效率系數(shù)K2是考慮了各種因素影響后的修正系數(shù)，其中包括：

1)廠用電、線損等能量折減交直流配電房和輸電線路損失約占總發(fā)電量的3%，相應(yīng)折減修正系數(shù)取為97%。

2)逆變器折減逆變器效率為95%~98%。

3)工作溫度損耗折減（一般而言，工作溫度損耗平均值為在2.5%左右）

光伏發(fā)電站上網(wǎng)電量Ep計(jì)算如下：

Ep=HPK1

式中：P為系統(tǒng)安裝容量(kW)H為當(dāng)?shù)貥?biāo)準(zhǔn)日照小時(shí)數(shù)(h)

K1為系統(tǒng)綜合效率(取值75%~85%)。

這種計(jì)算方法也是第一種方法的變化公式，簡單方便，可以計(jì)算每日平均發(fā)電量，非常實(shí)用。

2.4經(jīng)驗(yàn)系數(shù)法

光伏發(fā)電站年均發(fā)電量Ep計(jì)算如下：

Ep=PK1

式中：

P為系統(tǒng)安裝容量(kW)

K1為經(jīng)驗(yàn)系數(shù)(取值根據(jù)當(dāng)?shù)厝照涨闆r，一般取值0.9~1.8)。

這種計(jì)算方法是根據(jù)當(dāng)?shù)毓夥?xiàng)目實(shí)際運(yùn)營經(jīng)驗(yàn)總結(jié)而來，是估算年均發(fā)電量最快捷的方法。

2.5總結(jié)計(jì)算

理論年發(fā)電量=年平均太陽輻射總量*電池總面積*光電轉(zhuǎn)換效率

實(shí)際年發(fā)電量=理論年發(fā)電量*實(shí)際發(fā)電效率

三、影響光伏電站發(fā)電量的因素

1）太陽輻射量

2）太陽能電池組件的傾斜角度

3）太陽能電池組件轉(zhuǎn)化效率

4）設(shè)備及元器件老化，隨之發(fā)電量減少

5）灰塵遮擋

灰塵光伏電站的影響主要有：通過遮蔽達(dá)到組件的光線，從而影響發(fā)電量影響散熱，從而影響轉(zhuǎn)換效率具備酸堿性的灰塵長時(shí)間沉積在組件表面，侵蝕板面造成板面粗糙不平，有利于灰塵的進(jìn)一步積聚，同時(shí)增加了陽光的漫反射。

6）逆變器效率

逆變器由于有電感、變壓器和IGBT、MOSFET等功率器件，在運(yùn)行時(shí)，會(huì)產(chǎn)生損耗。一般組串式逆變器效率為97-98%，集中式逆變器效率為98%，變壓器效率為99%。

7）陰影、積雪遮擋

在分布式電站中，周圍如果有高大建筑物，會(huì)對組件造成陰影，設(shè)計(jì)時(shí)應(yīng)盡量避開。根據(jù)電路原理，組件串聯(lián)時(shí)，電流是由最少的一塊決定的，因此如果有一塊有陰影，就會(huì)影響這一路組件的發(fā)電功率。

當(dāng)組件上有積雪時(shí)，也會(huì)影響發(fā)電，必須盡快掃除。

8）線路、變壓器損失

系統(tǒng)的直流、交流回路的線損要控制在5%以內(nèi)。

9）溫度影響

溫度上升1℃，晶體硅太陽電池：最大輸出功率下降0.04%，開路電壓下降0.04%(-2mv/℃)，短路電流上升0.04%。

四、分布式光伏電站常見故障及分析

4.1逆變器屏幕沒有顯示

故障分析：沒有直流輸入，逆變器LCD是由直流供電的。

可能原因：

(1)組件電壓不夠。逆變器工作電壓是100V到500V，低于100V時(shí)，逆變器不工作。組件電壓和太陽能輻照度有關(guān)，

(2)PV輸入端子接反，PV端子有正負(fù)兩極，要互相對應(yīng)，不能和別的組串接反。

(3)直流開關(guān)沒有合上。

(4)組件串聯(lián)時(shí)，某一個(gè)接頭沒有接好。

(5)有一組件短路，造成其它組串也不能工作

解決辦法：用萬用表電壓檔測量逆變器直流輸入電壓。電壓正常時(shí)，總電壓是各組件電壓之和。如果沒有電壓，依次檢測直流開關(guān)，接線端子，電纜接頭，組件等是否正常。如果有多路組件，要分開單獨(dú)接入測試。如果逆變器是使用一段時(shí)間，沒有發(fā)現(xiàn)原因，則是逆變器硬件電路發(fā)生故障。

4.2逆變器不并網(wǎng)。

故障分析：逆變器和電網(wǎng)沒有連接。

可能原因：

(1)交流開關(guān)沒有合上。

(2)逆變器交流輸出端子沒有接上

(3)接線時(shí)，把逆變器輸出接線端子上排松動(dòng)了。

解決辦法：用萬用表電壓檔測量逆變器交流輸出電壓，在正常情況下，輸出端子應(yīng)該有220V或者380V電壓，如果沒有，依次檢測接線端子是否有松動(dòng)，交流開關(guān)是否閉合，漏電保護(hù)開關(guān)是否斷開。

4.3PV過壓：

故障分析：直流電壓過高報(bào)警

可能原因：組件串聯(lián)數(shù)量過多，造成電壓超過逆變器的電壓。

解決辦法：因?yàn)榻M件的溫度特性，溫度越低，電壓越高。單相組串式逆變器輸入電壓范圍是100-500V，建議組串后電壓在350-400V之間，三相組串式逆變器輸入電壓范圍是250-800V，建議組串后電壓在600-650V之間。在這個(gè)電壓區(qū)間，逆變器效率較高，早晚輻照度低時(shí)也可發(fā)電，但又不至于電壓超出逆變器電壓上限，引起報(bào)警而停機(jī)。

4.4漏電流故障：

故障分析：漏電流太大。

解決辦法：取下PV陣列輸入端，然后檢查外圍的AC電網(wǎng)。

直流端和交流端全部斷開，讓逆變器停電30分鐘以上，如果自己能恢復(fù)就繼續(xù)使用，如果不能恢復(fù)，聯(lián)系售后技術(shù)工程師。

4.5電網(wǎng)錯(cuò)誤：

故障分析：電網(wǎng)電壓和頻率過低或者過高。

解決辦法：用萬用表測量電網(wǎng)電壓和頻率，如果超出了，等待電網(wǎng)恢復(fù)正常。如果電網(wǎng)正常，則是逆變器檢測電路板發(fā)電故障，請把直流端和交流端全部斷開，讓逆變器停電30分鐘以上，如果自己能恢復(fù)就繼續(xù)使用，如果不能恢復(fù)，聯(lián)系廠家技術(shù)工程師。

4.6逆變器硬件故障：分為可恢復(fù)故障和不可恢復(fù)故障

故障分析：逆變器電路板，檢測電路，功率回路，通訊回路等電路有故障

解決辦法：逆變器出現(xiàn)上述硬件故障，請把直流端和交流端全部斷開，讓逆變器停電30分鐘以上，如果自己能恢復(fù)就繼續(xù)使用，如果不能恢復(fù)，就聯(lián)系廠家技術(shù)工程師。

4.7系統(tǒng)輸出功率偏小，達(dá)不到理想的輸出功率

可能原因：影響光伏系統(tǒng)輸出功率因素很多，包括太陽輻射量，太陽電池組件的傾斜角度，灰塵和陰影阻擋，組件的溫度特性，詳見第一章。

因系統(tǒng)配置安裝不當(dāng)造成系統(tǒng)功率偏小。常見解決辦法有：

(1)在安裝前，檢測每一塊組件的功率是否足夠。

(2)根據(jù)第一章，調(diào)整組件的安裝角度和朝向

(3)檢查組件是否有陰影和灰塵。

(4)檢測組件串聯(lián)后電壓是否在電壓范圍內(nèi)，電壓過低系統(tǒng)效率會(huì)降低。

(5)多路組串安裝前，先檢查各路組串的開路電壓，相差不超過5V，如果發(fā)現(xiàn)電壓不對，要檢查線路和接頭。

(6)安裝時(shí)，可以分批接入，每一組接入時(shí)，記錄每一組的功率，組串之間功率相差不超過2%。

(7)安裝地方通風(fēng)不暢通，逆變器熱量沒有及時(shí)散播出去，或者直接在陽光下曝露，造成逆變器溫度過高。

(8)逆變器有雙路MPPT接入，每一路輸入功率只有總功率的50%。原則上每一路設(shè)計(jì)安裝功率應(yīng)該相等，如果只接在一路MPPT端子上，輸出功率會(huì)減半。

(9)電纜接頭接觸不良，電纜過長，線徑過細(xì)，有電壓損耗，最后造成功率損耗。

(10)并網(wǎng)交流開關(guān)容量過小，達(dá)不到逆變器輸出要求。

4.8交流側(cè)過壓

電網(wǎng)阻抗過大，光伏發(fā)電用戶側(cè)消化不了，輸送出去時(shí)又因阻抗過大，造成逆變器輸出側(cè)電壓過高，引起逆變器保護(hù)關(guān)機(jī)，或者降額運(yùn)行。

常見解決辦法有：

(1)加大輸出電纜，因?yàn)殡娎|越粗，阻抗越低。

(2)逆變器靠近并網(wǎng)點(diǎn)，電纜越短，阻抗越低。