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浅谈组串式光伏逆变器的历史及认识的误区
一、组串式逆变器的定义
早期的光伏电池板价格很高，光伏电站的功率都不大，几块电池板组成一个组串，功率为几百瓦到上千瓦，接入小功率单相逆变器，这种逆变器称为组串式逆变器。
经过多年的发展，现在的组串型逆变器指的是能够直接跟组串连接，用于室外挂式安装的单相或者三相输出逆变器，功率为几千瓦到几十千瓦。它形成了一些固定的特性：防护等级高，多为IP65，能够直接在室外安装；直流输入为光伏专用的MC4防水端子，能够直接与电池板相连，不需要经过直流汇流箱；输出电压范围宽，输出交流相电压多为180~280V之间，能够直接接入本地单相或者三相电网；MPPT路数通常为2个或者3个，MPPT控制更精细，效率高，设计灵活，能够适应各种不同应用场景如地面电站，山地，楼面等环境的需求。
二、并网光伏逆变器的发展历程
并网光伏逆变器的发展是和光伏电池板及光伏电站的发展紧密相连的，逆变器的功率完全是由光伏电站设计的需求决定的。德国的SMA是逆变器的代表公司，从它的产品发展历史可以反映出光伏逆变器发展历程：
1991年，推出第一台光伏逆变器产品，室内安装，有LCD显示，能与计算机通信；
1995年，推出组串式逆变器Sunny Boy产品，室外安装；
2002年，推出集中式逆变器Sunny Central产品，功率100kW；
2006年，推出组串式逆变器Sunny Mini Central系列产品，效率达到98%，广泛用于欧洲的地面电站；
2009年，推出大功率集中式逆变器Sunny Central系列产品，功率达到500kW；
2010年，推出三相组串式逆变器Tripower系列产品，最大功率17Kw，
从SMA的产品发展历史我们可以看到光伏逆变器发展的几个阶段：
1）组串式逆变器是最早出现的逆变器，几乎是伴随着光伏电站发展的历史发展起来的。SMA的组串式产品从1995年开始面世，当时的光伏电站容量很小，多为1~2kW左右；
2）随着光伏电池板的发展，光伏电站容量越来越大，2002年SMA推出了集中式逆变器，但功率并不大，仅为100kW左右；
3）2006年，电站容量进一步变大，SMA推出的SMC（Sunny Mini Central）系列产品由于效率高，室外防护，安装方便，在屋顶电站及地面电站中都占据了相当大的市场份额。2008年随着德国的并网法规越来越完善，欧洲各国的补贴政策陆续出台，光伏电站在欧洲蓬勃发展，此时由于大功率的集中式逆变器不多，SMC系列产品用三台单相机外加控制器组成的三相系统成为地面电站配置的主流，组串式逆变器开始广泛应用于大型的地面电站；
4）由于组串式逆变器价格较高，SMA 2009年推出大功率的集中式逆变器产品，满足大型的地面电站的要求。但同样是2009年，Danfoss推出了10~15kW三相组串式系列产品，由于MPPT数量多，防护等级高，设计更加灵活，安装维护方便，受到市场追捧，广泛用于大型地面电站中。2010年SMA推出的三相组串式产品STP系列迅速成为其主力发货产品，在欧洲广受欢迎。此后在欧洲的大型地面电站中，集中式逆变器由于成本上占有优势而应用较多，但组串式逆变器也占有一定的市场份额；
5）自2013年以来，组串式逆变器由于竞争激烈，价格下降很快，采用用组串式逆变器方案的地面电站系统成本正在逐步接近采用集中式逆变器方案的电站。国际咨询公司IHS在2014年4月发布了一个重要的调查结果：通过对300家太阳能安装商、经销商及设计、采购和施工公司调查的结果表明，在规模超过1MW的大型光伏发电站中，组串式逆变器
从逆变器发展的历史中可以看到，组串式逆变器在欧洲用于大型地面电站的历史比集中式逆变器更久，技术也非常成熟。国内的华为，阳光等逆变器厂商的组串式产品也已广泛用于国内外的地面电站中。在2014年的慕尼黑的intersolar论坛上，资深的光伏从业人士Manfred Bachler（曾是全球最大的EPC厂商Phoenix solar的首席技术官）就提出了用组串式逆变器改造现存的集中式逆变器的方案，给出的结论是5~6年可以收回改造的成本，主要的原因是因为集中式逆变器维护麻烦，可用性差，仅仅在可用度方面就比组串式逆变器差6%。
三、关于组串式逆变器的认识误区
在我国，光伏电站从2010年开始批量建设，此时国内组串式逆变器供应商少且技术不成熟，而国外的产品价格很高，在大型地面电站中使用组串式逆变器方案系统成本远高于使用集中式逆变器的方案，这就使得集中式逆变器成为地面电站的首选，从而造成了集中式逆变器在我国的地面电站中占据了绝对的统治地位。广大的光伏从业者由于对组串式逆变器不熟悉，还存在着认识上的误区，主要有以下几点：
1）误区一，地面电站中组串式逆变器机器数量多，维护比集中式更复杂更难
这种观点其实是对集中式和组串式维护方式不了解导致。组串式逆变器的维护一般是由电站运维人员直接整机更换，对技能要求低；而集中式的维护则是必须由厂家技术人员到现场，对技能要求非常高。组串式的这种维护方式优势非常明显，特别是在偏远的地区或者海外。一个明显的事实可以证明：负责任的逆变器的厂商，很少敢把集中式逆变器卖到国外，但几乎所有厂商，都敢把组串式逆变器卖到国外。原因很清楚，国外的维护成本太高，维护人员出去费用昂贵。备件也是一个问题，放在当地不好保管，随身携带也不可行，到了现场发现备件不合适还得从国内重新发，不仅耽误时间，还可能引发电站业主的索赔，这都将成为逆变器厂商的噩梦。如果客户要跟逆变器厂商签20年的维保合同，那对逆变器厂商而言恐怕不是什么好事：长达20年维保周期里集中式逆变器出问题的概率是100%，出了问题维护几次就把卖设备挣的钱给赔进去了。这也解释了为什么各国集中式逆变器的供应商几乎全是本土厂商的原因，一方面是本土厂商更熟悉本国的市场，另一方面就是国外厂商服务难以保证。
从故障对电站的影响看，组串式逆变器也占有明显优势：假设组串式逆变器和集中式逆变器的年故障率都是1%，1MW电站有2台集中式逆变器，40台组串式逆变器，按照组串式逆变器平均修复时间为2小时，集中式为12小时计算（考虑到各厂家响应时间不一样，集中式的实际修复时间可能还要长很多），组串式逆变器故障造成的发电量损失只有集中式的1/6，如下表所示，这其中的根本原因还是维护方式的差异。
　　从长时间看，组串式逆变器的维护优势更加明显。举个例子，用现在的组串小机去替换10年前组串式小机，直流侧和交流侧线缆相差不大，通信协议稍有差异，如果端子线缆不适配，完全可以通过外加线缆转接的方式实现，而现在的组串式逆变器远比10年前的产品便宜，替换起来更简单。如果用同一个厂家现在的集中式逆变器去替换10年前的机器，由于一般的产品生产时间不超过5年，会发现所有的电路板，电感等元器件均不适配，而元器件的库存也不可能超过5年，器件替换就非常昂贵且难找。用组串式逆变器实现相互替换更加现实且成本更低，而集中式逆变器替换的就跟重新建设电站没有差别，费时费力。国内的集中式电站都是2010年以后才开始建设，维护问题还不突出，后续维护问题将会逐渐暴露。
2）误区二，组串式逆变器机器数量多，电站谐波将会变大
谐波是指电中中所含有的频率为基波的整数倍的电压或者电流分量，一般是指对周期性的非正弦电流进行傅立叶分解，扣除基波以外其他频率点的电流分量。谐波电流会在电网短路阻抗上产生谐波电压降，影响电压输出波形（用户端电压=电网稳定电压-谐波电压降）。
电网谐波的主要来源于三个方面：一是发电源质量不高产生谐波；二是输配电系统产生谐波；三是用电设备产生的谐波，其中用电设备产生的谐波最多。在用电设备中，由整流装置产生的谐波占所有谐波的近40%，这是最大的谐波源。
逆变器属于发电设备，它本身对输出电压是不控的，依托于电网电压，只是把电流灌入电网，这种工作方式对电网电压谐波的影响较小（但如果逆变器引发了电网的谐振除外），所以在衡量光伏电站并网点电能质量时，在电网电压谐波能够达到5%要求的情况下，重点关注的是逆变器输出的电流谐波。逆变器的电流谐波主要和以下几个因素有关：
（1）输出电压波形质量：逆变器的控制算法中输出电压为正弦波，当经过逆变器调制输出PWM波有畸变时，将影响逆变器的输出谐波与控制效果。 提高开关频率与输出PWM电平数有助于降低PWM波形的畸变率，高开关频率三电平的组串式逆变器比低开关频率两电平的集中式逆变器更有优势。
（2）软件控制带宽：逆变器的开关频率越高，控制带宽越宽，对于宽范围的电流谐波抑制更充分，为保证稳定性，逆变器的控制带宽通常取开关频率的1/10左右；组串式逆变器的开关频率（16kHz左右）远高于集中式逆变器（两电平逆变器为3kHz，三电平可以做到8k左右），控制带宽更宽，对于低次谐波的控制能力更强。控制频率高，可以在控制环路中对电网谐波进行检测，加入对低频谐波的抑制程序，使得逆变器的输出电流谐波比电网的电压谐波做的更好。
（3）并网滤波器性能：控制带宽以外输出电流高频成分，需要依赖滤波器来滤除，组串式逆变器一般采用LCL型滤波器，具有高频谐波衰减能力强、受并网阻抗影响小的优点。
（4）并机谐波抵消能力：1个方阵多台组串式逆变器距离升压变压器距离不一样，线路阻抗会有差异。线路阻抗会等效改变并网LCL滤波器中L2的电感，不同的滤波器参数会改变谐波的相位。当多台组串式逆变器并联工作时，谐波成分将会由于相位的差异而部分相互低消，降低系统整体的谐波值。
从以上四点可以看出，组串式逆变器的输出电流谐波原理上并不会比集中式的差，由于其工作频率更高，完全可以在算法中加入谐波抑制的算法，保证输出电流谐波不受电网谐波的干扰，这是比集中式更有优势的地方。
3）误区三，组串式逆变器的并联的数量多，更容易引起谐振，导致系统不稳定
逆变器多机并联系统由光伏电池阵列、多台逆变器、输配电设备与电网组成。逆变器和输配电设备都具有很强的非线性，功率输入端的光伏电池阵列与输出电网也可能出现大幅度的扰动，整个系统非常复杂。设计不合理有可能出现多台逆变器之间，逆变器与电网之间的振荡，导致逆变器保护脱网，甚至造成人身与财产损失。谐振的产生原因是多方面的，跟设备的数量多少并没有直接的关系。举个例子，从配电网的情况看，配电网中居民用户有大量的用电设备，功率大小不等，但谐振的情况并不明显，反而是工厂里面的数量少的大功率设备，更加容易引起谐振。
并网逆变器中常见的并联谐振分为两种情况：
第一种情况是逆变器多机并联工作时，其输出并网端有公共阻抗引发了并联逆变器之间的多机谐振。在并联系统中，当其中一台逆变器的输出电流含有谐波时，该谐波分量将在回路上产生谐波压降，并影响并联的其他逆变器的并网端电压，当该电压谐波与逆变器的控制频率接近时，就有可能导致多机并联谐振。这种谐振多见于工作频率较低的逆变器并联系统，集中式逆变器工作频率为3~8kHz，而组串式逆变器工作频率高于16kHz，因此，并联的集中式逆变器更容易出现这种谐振。
第二种情况是，逆变器端口有滤波电容，该电容与变压器的漏感组成LC网络，逆变器的输出电流中含有的高次谐波正好与该LC网络谐振频率相同时，就会产生谐振。此时如果电网中正好也含有相同频率的高次谐波，震荡就会加剧，从而导致了电网电压的震荡。这种谐振在电网较干净的大型地面电站的场合较难碰到，而分布式的低压并网场合由于本地负载情况复杂，电网中含有高次谐波含量较大时就可能出现。
这两种谐振从本质上看都是逆变器自身输出含有高次谐波导致。抑制谐振的根本方法是改善逆变器的控制和LC滤波器的设计，保证逆变器输出侧不含高频谐波。对于采用组串式逆变器的大型电站来说，设计上一般1～2MW组成一个并网单元，通过隔离变压器并网。隔离变压器将在MW单元之间起到良好的解耦作用，确保MW单元之间不会相会影响。在MW单元内部，多机并联时，由于组串式逆变器开关频率较高，一般达到16KHz以上，控制带宽也相应较宽，一般达到2kHz左右，而电网中的谐波分量一般不超过2kHz，在组串式逆变器的控制带宽之内，组串式逆变器可以在控制环路中加入这些谐波的抑制算法，使得逆变器对这些频率的谐波不响应，就能有效防止谐振的发生，从而保证系统的稳定。
4）误区四，组串式逆变器的低压穿越性能比集中式差
所谓低穿/零穿是逆变器检测到电网电压跌落后，短时间内保持不脱网，并对电网输出无功支持电网尽快恢复。零穿的时候电网电压并不是完全跌到零，标准上认为电网电压跌倒5%以下就是零穿，因为零穿时逆变器还需要检测到电网的相位，才能发出无功对电网进行支撑。逆变器对低穿产生响应的关键点在于逆变器能够及时检测到电网电压的跌落，然后再根据内部的算法做出相应的反应。在一个并网单元内，交流线缆的阻抗不大，逆变器都能够及时检测到电网跌落并作出反应。因此，低穿完全是逆变器自主的行为，不需要逆变器之间有任何的联动，电站的低穿特性跟逆变器的数量没有必然的联系。德国中压并网标准BDEW在业界第一次提出了低压穿越的要求，该标准对逆变器低穿的评估主要是进行单机的测试，然后根据单机测试结果进行建模仿真。多机并联的低穿特性通过软件仿真得到，在并联仿真的过程中多台逆变器之间也不会出现相互干扰导致低穿性能变差。
5）误区五，多台组串式逆变器相互干扰会导致孤岛无法保护
孤岛是指当电网因当电网因故障、事故、自然因素或停电维修等原因而跳脱中断供电时，光伏并网逆变器未能即时检测出停电状态而将自身切离市电网络，仍继续向电网输送一定比例的电能，由太阳能并网发电系统和周围的负载形成的一个电力公司无法掌握的自给供电孤岛。从定义中可以看出，并网光伏逆变器形成孤岛的条件有以下2个：逆变器系统与电网脱离；逆变器输出功率与本地负载匹配，导致输出电压持续维持输出，从而形成供电孤岛运行。
逆变器的防孤岛保护方案分为主动式防孤岛保护方案和被动式防孤岛保护方案。被动式方案通过检测逆变器交流输出端电压或频率的异常来检测孤岛效应，这种方案中，各台逆变器对电网进行检测，多台逆变器之间是不会产生相互干扰的。主动式方案通过有意地引入扰动信号来监控系统中电压、频率以及阻抗的相应变化，以确定电网的存在与否。主动式防孤岛效应保护方案主要有频率偏移、电流脉冲注入引起的阻抗变动、电力线载波通讯等。在主动式孤岛的方案中，如果一个并网单元中存在不同厂家的逆变器，是可能存在扰动信号方向不一致导致主动孤岛方案受到影响的现象。
标准认证的过程中，反孤岛的测试非常严格，测试机构专门构造了谐振频率为50Hz的LC谐振网络对孤岛进行测试，确保逆变器的在这些极端的情况下都能够进行孤岛保护，逆变器为了满足标准的要求，光靠被动式反孤岛还不够，必须增加主动式的反孤岛方案。而在现实的并网中，谐振频率正好50Hz的LC谐振网络几乎不可能碰到，逆变器通过电压和频率检测等被动反孤岛手段就可以达到保护的目的。荷兰有研究机构发布报告表明，虽然欧洲有大量的电站都采用组串式逆变器，并且不同厂家的逆变器之间的主动孤岛方案可能都不一致，但仅靠被动孤岛方案就能够实现保护，而被动孤岛方案是不会相互干扰的，所以实际电站中没有因为孤岛而出现问题的案例。
随着我国光伏电站的装机容量越来越大，发电量和可维护性将成为电站设计的考虑重要因素。组串式逆变器技术成熟，设计灵活，维护方便，适应性强，不仅能够用于分布式的屋顶电站，而且在大型地面电站中也将得到广泛的应用。可以预见，在未来的一段时间内，组串式逆变器我国的光伏电站中将占据越来越重要的地位。
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间歇性遮挡对光伏组件发电量影响的研究
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​真​统​计​结​果​与​实​际​系​统​发​电​量​进​行​了​比​较​,​验​证​了​该​方​法​的​可​行​性​。
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光伏组件横放与竖放对发电量影响分析
发表于： 11:01:24
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&自从光伏电站投资回报由原来的建站补贴改为度电补贴后，怎样提升光伏电站发电量成了大家越来越关心的课题。在光伏电站中，我们经常看到有的电站电池板横放&每个支架放四排组件，而有的电站选择电池板竖放&每个支架放两排组件。很简单的两种摆放方式，似乎都一样，但仔细研究一下，电池板的横放与竖放对发电量会有不一样的影响。
2.电池组件电路原理
以常用的255Wp晶硅电池板为例，每块电池板由60片小片组成，其中每20片构成一小串，每串都有一个旁路二极管。
当电池组件出现局部遮挡或损坏时，容易出现热斑效应不能发电。这时，旁路二极管导通，让其它正常的电池片所产生的电流从二极管通过，使太阳能发电系统继续发电。
3.早晚遮挡对横/竖向电池板影响
早晚前后排遮挡时，阴影呈和地面平行的带状遮挡。早晨遮挡阴影从上到下逐步移出电池板，下午遮挡阴影从下到到上移动，最后遮挡全部电池板。
3.1遮挡对竖向放置组件影响
图4为竖向早晚遮挡情况图，60个电池小片下面的部分电池小片被遮挡示意图。
将电池板电路展开，等效图如下：
每小串电池都有电池片被遮挡，所以电池组件的最大输出电流由被遮挡的电池片限制。如图6正常电池片IV曲线为i1,由于电池片电流和光照相关，被遮挡电池片电流急剧下降，IV曲线为i2，串在一起的组件输出IV曲线i3，组件输出功率大大减少。
3.2遮挡对横向放置组件影响
图7为横向早晚遮挡情况图，60个电池小片下面的部分被遮挡。由于单元电池片的输出电流与光照强度有关，被遮挡单元的输出电流将急剧下降。但由于该单元有旁路二极管，整个电池板的输出电流将从二极管中流过。如图8中红线所示，这样电池板的输出为两个没有受遮挡的电池片组，表现为输出MPPT电压降低为原来的2/3，输出MPPT电流不变，电池板还有接近2/3的输出功率。
将电池板电路展开等效电路图如下:
第一小串电池有被遮挡电池片，所以该小串的最大输出电流由被遮挡的电池片限制。可另外2小串没有被遮挡电池片，依然可正常输出电流。其它2小串的电流从第一小串的旁路二极管流过。这样电池板的输出为另外两个没有受遮挡的电池片组，表现为输出MPPT电压降低为原来的2/3，输出MPPT电流不变，电池板还有接近2/3的输出功率。如图9正常电池片IV曲线为i1,由于电池片电流和光照相关，被遮挡电池片IV曲线为i2，串在一起的组件输出IV曲线i3，整个电池板的输出功率还是非常大。
3.3遮挡对于电池板组串的影响
局部遮挡对于电池板组串的影响与对电池片影响方式相似。在电站前后排成的遮挡规则地覆盖到每一块电池板的情况下，电池板组串可视为电池板的简单叠加。当前后排造成的遮挡没有覆盖组串内所有电池板的情况下，该组串可以视为正常电池板和遮挡电池板的串联模型，按照相似的方式进行分析。
3.4局部遮挡对于组串式和集中式大机发电量的影响
以横向排布为例，由于电池板上下层占比为1：1，因此，当出现局部遮挡时，对于集中式大机方案，电池方阵的输出可以等效为图8所示的功率曲线和正常的功率曲线相并联的模型，并联后的MW方阵输出功率曲线如下图10所示。其中红线为局部遮挡的组串，对应横向布置的下排组串，黑线为无遮挡组串，对应横向布置的上层组串，蓝线为二者1：1并联后的总输出电压/电流曲线。从图中可以看出，遮挡组串的最大功率点位于U1处，未遮挡组串的最大功率点位于U2处，两者并联后的最大功率点位于U3处。组串式方案中，逆变器可以分别追踪各组串的MPPT点，对应U1和U2。而在集中式大机方案中，只能将并联后的组串作为一个整体进行MPPT跟踪，这样工作点将位于U3，该工作点对于受遮挡组串和未受遮挡组串来说，均不是其最大功率点，因此集中式方案将导致功率损失。因此，即使在横向布置的方式下，能够对组串进行独立MPPT跟踪的组串式方案也能够提升系统发电量。
通过原理分析与实际测试可得到如下结论：
1.当前后排电池板出现遮挡时，横向放置电池板比竖向放置电池板能输出更多功率。
2.未遮挡电池板组串和局部遮挡电池板组串并联在一起会形成多峰，不可避免的出现部分功率损失。用多路MPPT分开单独追踪，电池板可输出更多功率。
3.局部遮挡电池组串的最大功率点电压是正常工作电压的2/3甚至1/3，工作电压更宽的逆变器可以输出更多功率。当电池板横向放置时，多路MPPT能使遮挡电池组串与未遮挡电池组串分开追踪。组串式逆变器由于工作电压范围宽，组串单独跟踪，可最大限度的让电池板输出功率。而集中式逆变器由于所有组串并在一起，没有遮挡的组串最大功率点在600V，且工作电压在400V以下无法工作，基本不能使遮挡电池组串输出最大功率。
在我国西北陕甘宁地区，冬季的2~3个月会存在早晚阴影遮挡。据统计，电池板竖向摆放因阴影遮挡每天损失发电量约50~200度/MW，电量损失约3%，长期运营下来其电量损失对业主来说不是一笔小数目。而横向放置和竖向放置从支架到施工成本基本相同，电池板间直流线缆理论上横向相比竖向略长，电池板间连线横向为1.64米，而竖向为1米。但电池板出厂时往往都按一种规格发货，自带线缆可满足竖向和横向排布，这种情况下成本差异很小。
所以，在光伏电站中，电池板横放且使用组串式逆变器在早晚遮挡时相对电池板竖向摆放能够提供更多的输出功率，从而提升发电量，增加光伏电站的经济效益。
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光伏电站发电量计算及故障解析
一、太阳能资源分布的主要特点1.1一类地区全年日照时数为小时，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。二、光伏电站发电量计算方法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。2.2组件面积——辐射量计算方法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）2.3标准日照小时数——安装容量计算方法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。 【1】资料共享
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