农光互补光伏分布式发电项目系统总体方案设计及发电量计算设计方案

农光互补光伏分布式发电项目系统总体方案设计及发电量计算设计方案1.1光伏组件选型1.1.1光伏电池分类光伏电池分类有基本分类、结构分类、用途分类，工作方式分类等四大类分类方法。晶体硅光伏电池晶体硅光伏电池单晶硅多晶硅硅基薄膜光伏电池非晶硅微晶硅纳米硅化合物光伏电池有机半导体光伏电池1）光伏电池基本分类2）按结构分类：同质结光伏电池、异质结光伏电池。3）按用途分类：空间光伏电池、地面光伏电池。4）按工作方式分类：平板光伏电池，聚光光伏电池。几种主要的光伏电池板见图1.1-1。单晶硅太阳电池多晶硅太阳电池非晶硅薄膜太阳电池高倍聚光太阳电池图1.1-1几种光伏电池板图1.1.1光伏电池选择几种光伏电池板光电转换效率如表1.1-1。表1.1-1光伏电池板光电转换效率电池种类实验室最高效率商业化批量生产效率多晶硅光伏电池20.3%16%单晶硅光伏电池24.7%17%非晶硅薄膜光伏电池12.8%6-8%碲化镉（CdTe）19.5%12-14%铜铟镓硒（CIGS）16.5%9-11%高倍聚光光伏电池42.7%薄膜光伏电池多用于附着建筑物表面，其柔性好，但光电效率比晶体硅低。本工程厂址虽荒地，所以应选取转换效率较高的光伏电池，此处暂不推荐薄膜电池。化合物光伏电池包括砷化镓电池；硫碲化镉电池；铜铟镓硒电池等。碲、铟、硒地壳中含量少。同时砷、镉、铟都是有毒物质，对人身体有害。所以本工程不推荐化合物光伏电池。有机半导体电池正在发展阶段，国内没有规模使用的实例，发电效率不详暂不推荐。聚光光伏电池光电转换效率高，但需要配备一套包括聚光器，散热器，跟踪器及机械传动等的聚光系统。因为聚光使电池板变热，而在同样的光照下，电池的输出功率随温度升高而降低，每升高1℃效率下降0.110%～0.45%，所以必须有散热器。不跟踪太阳光聚光器聚光效果不理想，发电量提高有限，与加入聚光器的价格相比不合算，所以要加入跟踪系统，有跟踪系统就要有传动系统。如此一来系统维护也是一笔开销。聚光电池很早就开始研究，是研究的一种方向，但与硅电池在商业运营的经济效益上的较量还有很长的路，有很多技术难关要攻克。晶体硅光伏电池以绝对优势占据着光伏电池市场，主要是由于地球上硅原材料贮量丰富，晶体结构稳定，硅半导体器件工艺成熟，对环境的影响很小，而且有希望进一步提高光电效率降低生产成本。目前晶体硅电池占各种形式的光伏电池总量的93%。综上所述，本工程推荐使用晶体硅电池。晶体硅光伏电池中，单晶硅比多晶硅转换效率高。单晶硅电池单片光电转换效率约为17%左右，多晶硅电池单片光电转换效率约为16%。单晶硅比多晶硅光电转换效率高约1%。但在制成组件后，由于单晶硅单片倒角形状的空隙效应，比较单位面积组件的效率，单晶硅与多晶硅相差不大。以某公司生产的组件为例，容量190W单晶硅组件，规格1580×808mm，每平米组件148.8W；容量240W单晶硅组件，规格1575×1082mm，每平米组件140.8W；容量260W多晶硅组件，规格1650×992mm，每平米组件158.8W；容量280W多晶硅组件，规格1957×992mm，每平米组件144.2W。可见，在单位面积发电容量上单晶硅组件并无明显优势，从而在降低直流系统投资、降低基础和支架投资和工程量、减少占地等方面，单晶硅组件也无明显优势。因此根据上述分析可知，本工程拟选用合肥本地企业晶澳的产品。本项目拟采用晶澳在合肥生产的太阳能电池多晶硅组件，多晶硅太阳电池组件采用了新型EVA及层压封装技术，改变了以往传统的PVC封装方式，增强了产品的稳定性能，提高了户外安装抵抗恶劣环境侵蚀的能力，因此有效地提高了产品使用寿命。该产品的最大优势在于其较高的性价比。由于采用了能够抵抗恶劣天气的接线盒，因此多晶硅太阳电池组件可以适合于从单个组件到大型网状连接的各种应用。在户外较高的环境温度下，多晶硅太阳电池性能会发生变化，取决于当时的温度，光谱以及其他相关因素。但可以肯定的是：多晶硅较之单晶硅或非晶硅性价比更高。图1.1-2多晶硅太阳能电池组件实物图255wp多晶硅透光型太阳能组件参数如下表所示：表1.1-3255wp多晶硅透光型太阳能组件参数表序号参数名称性能参数1生产厂家合肥晶澳太阳能2型号JAP660-255/3BB3峰值功率255W4工作电压30.29V5转化效率11.59%6工作电流8.42A7开路电压37.82V8外形尺寸1650mm*991mm*40mm9工作温度-40℃～85℃10寿命25年以上结构图如下所示：图1.1-4多晶硅电池结构图图1.1-5光伏组件板外形图1.2光伏阵列运行方式选择1.2.1安装方式选择对光伏电池的支撑分为固定，单轴跟踪，双轴跟踪等方式，单轴跟踪，双轴跟踪等跟踪系统可大大提高电池板的利用率，单轴水平跟踪：提高40%；单轴跟踪倾纬度角：提高51%；双轴高精度跟踪：提高56%。但其跟踪系统目前并未十分完善，转动系统出错或机械故障都会使发电量大大降低，同时需要技术人员维护，投入较大，收益风险大。固定支架结构简单，安装维护方便，收益稳定。图1.2-1各种组件安装方式图表1.2-1光伏系统安装方式对比表项目发电量提高成本提高占地面积支架故障维护量固定式111基本没有水平单轴1.1-1.21.21少量斜单轴(倾纬度角)1.2-1.31.22较多双轴跟踪1.3-1.41.32-3较多综上所述，本工程推荐使用固定支架安装。1.2.2最佳安装倾角的选择太阳能电池阵列的安装倾角对光伏发电系统的效率影响很大，通过对工程所在地太阳总辐射、直射辐射、散射辐射数据的分析，确定固定式安装的最佳倾角即光伏系统全年发电量最大时的倾角。1.2.2.1倾斜面辐射分析倾斜面辐射量计算模型为增加光伏组件表面接受的太阳辐射量，在赤道以外地区，工程设计中通常将光伏组件朝向地球赤道方向倾斜一定角度。确定朝向赤道倾斜面上的太阳辐射量，通常采用Klein提出的计算方法：倾斜面上的太阳辐射总量Ht由直接太阳辐射量Hbt、天空散射辐射量Hdt和地面反射辐射量Hrt三部分组成。其计算公式为：Ht=Hbt+Hdt+Hrt因此，对于确定的地点，在已知全年各月水平面上的平均太阳辐射资料（总辐射量、直接辐射量或者散射辐射量）后，便可以计算出不同倾角的倾斜面上的全年各月的平均太阳辐射量。相关计算参数的确定太阳赤纬的确定赤纬角是指地心和太阳中心的连线与其天赤道平面投影之间的夹角，也可以理解为太阳光线与地球赤道面的交角。赤纬度是反映地球绕太阳公转规律的角度变量，用δ来表示。太阳赤纬度随季节变化，按库珀（cooper）方程计算，见下式：δ＝式中：n为一年中的天数，如在1月1日，n=1，以此类推。根据此公式，计算得到一年各天的太阳赤纬角。各月倾斜面日落太阳时角的计算太阳时角是指太阳中心点到地心的连线与天子午线之间的夹角，简称时角。太阳正午时刻的时角为0°，上午时角为负值，下午为正值，太阳时角是反映一天内日照时间长短的指标。水平面、倾斜面上的日落时角可依据如下计算公式：hs＝cos−1（−tanφtanδ）hs′＝min{hs，cos-1（-tan（φ-s）tanδ）}式中：hs：水平面上的日落时角；hs′：倾斜面上的日落时角；φ：当地纬度；δ：太阳赤纬度；s：太阳能电池板倾角。根据以上公式，根据当地的地理纬度、太阳赤纬角等相关参数，便可计算出水平面上的日落时角和某一倾角s倾斜面上的日落时角。大气层外太阳水平辐射量的确定大气层外太阳水平辐射量是指在没有地球大气影响的情况下，水平面上的太阳辐射量。其计算公式如下：H0＝式中：H0：大气层外水平面上辐射量；n：一年中的天数；Isc：为太阳常数，指的是在平均日地距离时，地球大气层上界垂直于太阳光线表面积上单位时间内所接受到的太阳辐射能量，其参考值1367w/m2·h。根据已确定的相关参数和上述计算公式，可计算出本光伏电站所在地各月大气层外太阳水平面上辐射量平均值。1.2.2.2倾斜面辐射分析倾斜面上直接辐射量的确定在工程设计中，倾斜面直接辐射量常采用以下公式进行计算：Rb＝SKIPIF1<0Rb＝SKIPIF1<0式中：Rb：倾斜面与水平面上直接辐射量的比值；Hbt：倾斜面上太阳直接辐射量；Hb：水平面上太阳直接辐射量；hs：水平面上的日落时角；hs′：倾斜面上的日落时角。依据以上公式，根据当地地理纬度、太阳赤纬度等相关参数，可计算出某一倾角s倾斜面上直接太阳辐射量。倾斜面上天空散射辐射量的确定对于天空散射辐射量采用Hay模型计算。Hay模型认为倾斜面上天空散射辐射量是由太阳光盘的辐射量和其余天空均匀分布的散射辐射量两部分组成，其计算公式为：Hdt＝式中：Hb：水平面上直接辐射量，气象站原始观测数据；Hd：水平面上散射辐射量，气象站原始观测数据；H0：大气层外水平面上太阳辐射量，其计算方法见第1.2.2.4章节。根据当地地理纬度、太阳赤纬角等相关参数，依据上述公式，可计算出某一倾角s倾斜面上天空散射辐射量。地面反射辐射量的确定：式中：H为水平面上总辐射量，为水平面上的直接辐射量与散射辐射量之和是气象站原始观测数据；ρ为地面反射率，一般计算时，可取。地面反射率的数值取决于地面状态。不同地面状态的反射率可参照下表执行。表1.2-2不同地表状态的反射率地面状态反射率地面状态反射率地面状态反射率沙漠0.24～0.28干湿土0.14湿草地0.14～0.26干燥地带0.1～0.2湿黑土0.08新雪0.81湿裸地0.08～0.09干草地0.15～0.25冰面0.691.2.2.3光伏组件最佳倾角及辐射总量的确定通过上述分析可知，对于确定的地点，在已知该地区各月水平面上太阳直接辐射量和散射辐射量之后，倾斜面上的直接辐射量、散射辐射量以及地面反射辐射量均为以倾斜面倾角s为自变量的函数。其函数关系可表达为下式：Ht＝Hbt（s）+Hdt（s）+Hrt（s），因此，对于固定式阵列的并网光伏发电系统，应选择光伏组件阵列最佳倾角s，使倾斜面上的辐射总量Ht达到最大，从而达到光伏电站年发电量最大的目标。1.2.2.4本工程的光能利用分析夏阁镇境内气候属于北亚热带湿润季风气候，具有雨量适中、光照充足、四季分明的特点，常年平均气温16℃，年平均降雨量1100毫米左右，主要集中在5-8月，占年总降水量的55%。年平均日照时数为2210小时。各月日照数以5月份和6月份最多，月平均223.9小时～234.2小时；11月～12月最少，月平均161.1小时～176.2小时。一日中，日照时数1月～2月和11月～12月每天平均1.5小时，3月和9月～10月每天平均6.5小时，4月和7月～8月每天平均7.6小时，5月～6月每天平均8.5小时。年平均接受太阳辐射量为4861.1(MJ/m2)，属我国第三类太阳能资源区域，较适合建设光伏电站项目。本工程太阳辐射量资料见表1.2-2。表1.2-2太阳辐射量资料依据倾斜面太阳辐射量的计算方法，通过夏阁镇地区太阳辐射资料，可得出本工程不同倾角情况下电池组件上太阳辐射量，见表1.2-3。表1.2-3不同倾角情况下电池组件上太阳辐射量（kWh/m2）倾角s25°26°27°28°29°30°全年146514651465146514651464从上表可以看出，光伏组件倾角为25°时，倾斜面上所接受的太阳辐射量最大，相应的年发电量也就最多。当电池组件采用25度倾角时，倾斜面接受的辐射量为1464kWh/m2，由于工程所处地形及征地面积限制，结合辐射量并考虑到场地布置的利用率,采用25度倾角可减少占地，节约土地资源，经与建设单位协商，本工程建议采用25度倾角设计，依山势铺设电池组件，方位角0°。1.3逆变器选型并网逆变器是光伏发电系统中的关键设备，对于光伏系统的转换效率和可靠性具有举足轻重的地位。逆变器的选型主要应考虑以下几个问题：1）性能可靠，效率高：光伏发电系统目前的发电成本较高，如果在发电过程中逆变器自身消耗能量过多，必然导致总发电量的损失和系统经济性下降，因此要求逆变器可靠、效率高，并能根据太阳电池组件当前的运行状况输出最大功率。逆变器的效率包括最大效率、欧洲效率和MPPT效率。欧洲效率（按照在不同功率点效率根据加权公式计算）更能反映逆变器在不同输入功率时的综合效率特性，因此本工程的逆变器效率采用欧洲效率计算。2）要求直流输入电压有较宽的适应范围：由于太阳电池的端电压随负载和日照强度而变化，这就要求逆变电源必须在较大的直流输入电压范围内保证正常工作，并保证交流输出电压稳定。3）具有保护功能：并网逆变器还应具有交流过压、欠压保护，超频、欠频保护，高温保护，交流及直流的过流保护，直流过压保护，防孤岛保护等保护功能。4）波形畸变小，功率因数高：当大型光伏发电系统并网运行时，为避免对公共电网的电力污染，要求逆变电源输出正弦波，电流波形必须与外电网一致，波形畸变小于5%，高次谐波含量小于3%，功率因数接近于1。5）监控和数据采集：逆变器应有多种通讯接口进行数据采集并发送到远控室，其控制器还应有模拟输入端口与外部传感器相连，测量日照和温度等数据，便于整个电站数据处理分析。经向厂家了解，单台逆变器容量越大，单位造价相对越低，但是单台逆变器容量过大，在故障情况下对整个系统出力的可靠性影响较大。经过对逆变器型式进行深入的技术经济比较，选择目前技术成熟的国产500kW逆变器。所以，本项目推荐使用合肥阳光生产的500kW的大型逆变器，每个1MWp发电分系统采用两台500kW逆变器，以分组模式运行。这样不仅能够提高运行的可靠性和灵活性，还可避免每500kWP发电单元之间高次谐波的传递与叠加，提高了输出电能的质量。通过市场调查，本项目逆变器拟采用优质高效500kW型光伏并网逆变器，额定交流输出功率500kW。优质高效500kW型光伏并网逆变器产品特点：高效率，达98%；冗余设计，高可靠性；扩容方便，可降低初始投资；MPPT效率大于99%；超宽MPPT电压范围450-820VDC；315V输出电压，无需低压变压器；智能化管理，接口多样化；维护简易；功率密度高，体积小，重量轻。表1.3-1500kW型逆变器的主要技术参数表序号名称供货方提供值生产厂家合肥阳光逆变器型号SG500MX1逆变器输出功率(1)逆变器输出额定功率500KW(2)逆变器最大交流侧功率560KW2逆变器效率(1)最高转换效率98.7%(2)*欧洲效率（加权平均效率）98.5%(3)10%额定交流功率下>91.0%(4)整机效率（考虑配电柜、变压器等损耗）>91.0%3逆变器输入参数(1)输入电压范围DC460~880V(2)MPPT电压范围DC460~820V(3)最大直流输入电流1220A4逆变器输出参数(1)额定输出电压315V(2)输出电压范围(3)输出频率要求47-52HZ(4)功率因数>0.99(5)最大交流输出电流1070A(6)总电流波形畸变率<3%5电气绝缘(1)直流输入对地AC2000V，1分钟(2)直流与交流之间AC2000V，1分钟6防雷能力(1)标称放电电流≥40kA(2)残压＜1kV7防护等级IP208噪音＜60dB9平均无故障时间>10年10要求的电网形式TN-C-S1.4光伏方阵设计1.4.1光伏电站总体技术方案设计本工程总安装容量20MWp，均采用多晶硅光伏组件。推荐采用分块发电、集中并网方案。组件选用255wp多晶硅组件，共安装光伏组件79200块，22块电池组件串联为一个基本汇流单元，以2台500kW逆变器为单位进行区域划分，共分为20个区域，一个区域布置容量约为1MW，光伏组件按单元串输入汇流箱经电缆接入直流配电柜，然后经逆变器接入35kV箱变升压后送至新建的35kV开关站联合建筑。本期20MW光伏太阳能板所发电力逆变后通过20台分裂绕组变升压至35kV，然后相邻10台升压变为1组，汇集为1条集电线路，共2回集电线路接至厂内35kV母线。光伏组件方阵推荐采用固定式安装。在支架上双片纵向布置。电池组件采用螺栓安装固定在支架上。每单元内组件间留20mm过风缝。通过对工程所在地太阳总辐射、直射辐射、散射辐射数据的分析，结合光伏板布置，确定本工程光伏阵列的固定倾角为25°。在平地布置时为避免前排组件对后排组件遮阴，布置原则为保证在冬至日的午前9时至午后3时期间南部的电池组件及建筑物对北部的电池组件不形成阴影。组件支架依照山势铺设，根据不同地势采取适当间距，减少遮挡。各配电室（逆变器）的布置尽可能使电池组件经汇流箱汇流后到逆变器的线路损失减小，有效的提高各发电单元的上网电量。本项目场址地形平坦、开阔，太阳电池方阵布置条件好。为了方便电站运行管理，结合项目文件及业主要求本工程设计采用单一的多晶硅太阳电池组件。1.4.2光伏电池方阵电池组件的串、并联设计按《光伏发电站设计规范》的计算公式，首先应满足逆变器最大输入直流电压的条件，即串联光伏板的数量≦Vdcmax/Voc×〖1+(t-25)×Kv〗=25；其次应满足逆变器Mppt电压最大值的条件，即串联光伏板的数量≦Vmpptmax/Vnp×〖1+(t-25)×Kv'〗=26.33；还要满足逆变器Mppt电压最低值的条件，即串联光伏板的数量≧Vmpptmin/Vnp×〖1+(t'-25)×Kv'〗=14.9；从以上计算结果看，串联光伏板的数量在15～26之间选取均可以。本投标设计串联光伏板的数量选取22块。按上述最佳光伏电池组件串联数计算，每一路组件串联的额定功率容量P1＝单块电池板的容量×22。对应于不同容量的逆变器内的额定功率P2计算，需要并联的最多回路数N1＝P2/P1。每块电池的短路电流I1，不同逆变器允许的最大输入电流I2，对应于不同容量的逆变器内的最大输入电流计算，需要并联的最多回路数N2＝I2/I1。取N1和N2两者之间的较小数，即为最大并联串数N。通过计算分析，本工程1MWp多晶硅电池组件的串、并联数量如下：组件串联数量：22块。组件并联数量：180串。即：22块255wp多晶硅太阳电池组件组成1个组串。共180串。本工程组件安装支架采用纵2方式布置，1MW光伏发电单元需要180组光伏支架，每组光伏支架上布置22块光伏组件，22块光伏组件串联为1路。20MWp的容量布置79200块光伏组件。500kW光伏发电单元由180路光伏组串经光伏汇流箱并联汇流，再经1台直流配电柜汇总输入500kW光伏逆变器，输出315V50Hz交流电送至10kV升压变低压侧。根据对1MWp多晶硅太阳电池矩阵的组件串联数量及组串并联数量设计计算，1MWp多晶硅太阳电池矩阵的组件数量及发电容量如下：发电容量：1.009MWp（标称容量为1MWp）；本期20MWp多晶硅太阳电池矩阵的组件数量及发电容量如下：255wp国产多晶硅太阳电池组件数量：79200块；发电容量：20.196MWp（标称容量为20MWp）。1.4.3光伏电站直流发电系统设计太阳电池方阵的直流系统是指太阳电池组件、汇流箱、直流防雷配电柜与逆变器输入直流侧所构成的系统。1MWp直流发电系统中，太阳能电池组件数量为79200块，每块255wp；汇流箱12个；直流防雷配电柜2个；500kW逆变器2个；1000kVA的箱式分裂升压变1个。直流系统主要设备安装方式：汇流箱可直接安装在电池组件支架上，户外壁挂式安装，防水、防锈、防晒，满足室外安装使用要求；直流防雷配电柜、逆变器均安装在逆变配电室内，箱式升压变布置在户外。1.4.4方阵间距计算在安装方阵时，如果方阵前面有树木或建筑物等遮挡物，其阴影会挡住方阵的阳光，所以必须首先计算遮挡物阴影的长度，以确定方阵与遮挡物之间的最小距离。对于多排安装的方阵，必须在前后排方阵之间保持一定的距离，以免前排方阵挡住后排方阵的阳光，因此需要确定前后排方阵之间的最小距离。本工程规划容量为20MW，全部使用255wp多晶硅太阳电池组件。本工程电池组件阵列倾角按最佳倾角25°设计，电池组件双片纵向布置。确定光伏电池组件阵列间距，以避免南部的方阵对北部方阵形成遮阴，计算原则为保证在冬至日的午前9时至午后3时期间南部的阵列对北部的阵列不形成阴影。其计算公式为：式中：L——阵列倾斜面长度；D——两排阵列之间距离；β——阵列倾角；φ——当地纬度。图1.4-1水平地面方阵示意图电池组件布置时，采用25°固定倾角，经计算电池组件前后排间距D为6.5m。该项目作为农光互补项目，为了满足植物生长的需求，组件支架最低端高度至少2.51米，最高端至少3.5米，因为有些组件依照山势铺设，山体自身存在一定角度，所以前后排组件不在同一水平面，而是存在一定的高度差，如图1.4-2。图1.4-2山地光伏方阵示意图根据山体倾角、组件倾角和间距D，运用几何知识可以求出组件前后排间距。见表1.4-1。表1.4-1各坡向间距一览编号坡向间距（米）1平地6.52北坡123东西坡6.51.4.5辅助技术方案1.4.1.1光伏组件清洗光伏发电区及附近地区的尘土及杂物和一些腐蚀物质等，将随空气的流动，会附着在太阳能电池组件的表面，影响其光电的转换效率，降低其使用性能。灰尘、杂物附着在光伏电池组件的表面5～8个月后，其转换效率将降低到8～10％；树叶、鸟粪粘在光伏电池组件表面还会引起太阳电池局部发热而烧坏太阳能电池组件。为此，需对太阳能电池组件表面进行定期清洗，通过人工清洗太阳能电池组件的方式，减少灰尘、杂物对太阳电池组件发电的影响。为保证发电效率，需定期对光伏组件进行清洗，计划采用局部清洗和整体清洗相结合的方式，保证光伏组件的清洁。光伏阵列的电池板面的清洗，根据发电量的减少情况确定。当发电量减少10%~15%时，就应该清洗组件。清洗时间安排在日出前或日落后。日常维护主要是每日巡视检查电池板的清洁程度，不符合要求的光伏板应及时清洗，确保电池面板的清洁，电池面板清洗后应保持干燥。光伏组件的清洗用水由蓄水池系统供水。光伏方阵排水设施主要为排水沟，建筑排水为雨水管道和排水沟。由于本地气候情况及光伏组件自身特点，以及同地区同类型光伏发电系统实际运行经验来看，本项目光伏组件表面不会出现积雪情况，故无需采取特殊的融雪措施。1.4.1.2站区内其他设备运行要求（1）箱式变压器等设备放置在室外，容易受到风沙雨水侵蚀，应具有一定的防护等级，防护等级应满足要求。配电室、保护室、监控室等室内电气设备较多，尤其是计算机等设备洁净要求较高，防风设计必不可少，因此外门应增加门斗，门窗加防风密封毛条。（2）组件支架的设计使用年限应为25年，安全等级为3级，保证支架结构在运输、安装和使用过程中满足强度、稳定性和刚度要求并符合抗震、抗风和防腐等的要求。1.5年发电量计算1.1.1系统效率计算建设在开阔地的并网光伏发电站基本没有朝向损失，影响光伏发电站发电量的关键因素主要是系统效率，系统效率主要考虑的因素有：灰尘及雨雪遮挡引起的效率降低、温度引起的效率降低、逆变器的功率损耗、变压器的功率损耗、光伏组件串并联不匹配产生的效率降低、交直流部分线缆功率损耗、跟踪系统的精度、其它杂项损失。1）灰尘及雨水遮挡引起的效率降低由于夏阁镇市年平均扬沙天气较多，考虑有管理人员可经常性人工清理方阵组件的情况下，采用数值：97%。2）温度引起的效率降低光伏组件会因温度变化而输出电压降低、电流增大，组件实际效率降低，发电量减少，因此，温度引起的效率降低是必须要考虑的一个重要因素，考虑本系统在设计时已考虑温度变化引起的电压变化，并根据该变化选择组件串联数，保证了组件能在绝大部分时间内工作在最大跟踪功率点范围内，考虑0.31%/K的MPP功率变化、考虑各月辐照量计算加权平均值，可以计算得到加权平均值为97%。3）组件串联不匹配产生的效率降低组件串联因为电流不一致产生的效率降低，选择该效率为96%。4）组件方位角功率损耗因场址为山地，地势较为复杂，组件顺着山势敷设会产生轻微的方位角，造成倾斜面接受的太阳辐射量降低，选择该效率为99%。5）直流部分线缆功率损耗根据项目的直流部分的线缆连接，计算得直流部分的线缆损耗3%，选择该效率为97%。6）逆变器的功率损耗本项目采用高效