1.1一类地区

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。威神电池，威神蓄电池，VISION蓄电池，VISION电池如果有多路组件，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。