3MW屋頂分布式光伏發電項目系統總體方案設計及發電量計算1.1系統總體方案1.1.1設計原則設計時必須充分考慮光伏系統的高效性、先進性、成熟穩定性和展示性。在系統設計過程中，將嚴格遵循以下原則：高效性：本工程屬于并網光伏電站，如果在25年內能夠產生更多的電能將帶來更多的利益，因此系統在較高的效率下運行十分必要。設計過程中應對系統進行優化，最大限度降低損耗，提高系統發電效率。先進性：光伏發電技術在國內屬于新興高新技術，在進行本工程系統設計的過程中，我們通過優化系統配置、優先選擇國內先進的關鍵設備，實現智能控制，以保證系統的先進性。成熟穩定性：本工程所建設的光伏發電系統采用所發電量為“全額上網”模式。本工程為并網光伏系統，系統通過1回10kV線路并入電網，因此系統并網運行的成熟穩定性至關重要。本系統將采用先進成熟的技術與設備，結合完善的保護措施，以保證系統穩定并網運行。展示性：本項目是中型屋頂電站項目，光伏系統整體的運行數據，在控制區顯示，將起到良好的展示效果，向觀眾直觀展示綠色能源的有效利用，宣揚環保理念。1.1.2設計概述根據本項目的建設規模、目前技術發展水平及建設場址布局，并綜合考慮工程施工、以及電站的運行維護管理等方面，本項目總體技術設計采用“分塊發電、集中并網方案”的“模塊化”技術方案。本項目建設一個3MW分布式光伏電站，電站裝機容量為3.135MWp。共含285Wp組件11000塊，每22塊組件為一串，需要50KTL組串式逆變器約63臺，每6臺逆變器接入一臺交流匯流箱，共需交流匯流箱12臺。太陽能光伏系統一般是將整個系統分為若干個發電分系統，本期容量3.135MWp光伏發電系統可采用3個1.045MWp發電單元分別配備一臺10kV箱變，且布置多采用靠近道路或各個方陣發電單元的中間位置。電纜壓降控制在2%以內。共設有1回10kV集電線路并入電網。1.1.3設計方案的特點（1）各個光伏發電單元系統之間沒有直流和交流的直接電氣聯系，便于模塊化設計和分步實施建設；（2）就近并網，降低損耗，提高效率；（3）局部故障檢修時不影響整個系統的運行；（4）便于電網的投切和調度；（5）方便運行維護。1.1.4光伏電站系統組成本工程主要由光伏陣列、逆變升壓、高壓輸配電、監控等幾部分構成。1.2光伏電站總平面布置組件安裝在廠房屋頂，配電室位于廠區一樓。1.3光伏系統設計設計依據（1）GB/T19939-2005光伏系統并網技術要求；（2）GB/T20046-2006光伏（PV）系統電網接口特性；（3）GB/T20513-2006光伏系統性能監測測量、數據交換和分析導則；（4）GB/T2297-1989太陽光伏能源系統術語；（5）SJ/T10460-1993太陽光伏能源系統圖用圖形符號；（6）SJ/T11127-1997光伏（PV）發電系統過電保護－導則；（7）GB/T17478-2004《低壓直流電源設備的性能特性》；（8）GB/T50064-2014《交流電氣裝置的過電壓保護和絕緣配合》；（9）GB50065-2011《交流電氣裝置接地設計規范》；（10）GB/T16891.32-2008《建筑物電氣裝置-特殊裝置或場所的要求-太陽能光伏(PV)電源供電系統》；（11）GB12801-2008《生產過程安全衛生要求總則》；（12）國家電網公司光伏電站接入電網技術規定（試行）；（13）<國能新能[2014]406號國家能源局關于進一步落實分布式光伏發電有關政策的通知>1.4太陽能電池組件選型太陽能電池組件的選擇應在技術成熟度高、運行可靠的前提下，結合電站周圍的自然環境、施工條件、交通運輸的狀況，選用行業內的主導太陽能電池組件類型。根據電站所在地的太陽能狀況和所選用的太陽能電池組件類型，計算光伏電站的年發電量，選擇綜合指標最佳的太陽能電池組件。此外，根據<國能新能[2014]406號國家能源局關于進一步落實分布式光伏發電有關政策的通知>的要求，“加強光伏產品、光伏發電工程和建筑安裝光伏發電設施的安全性評價和管理工作，對載荷校核、安裝方式、抗風、防震、消防、避雷等要嚴格執行國家標準和工程規范。并網運行的光伏發電項目和享受各級政府補貼的非并網獨立光伏發電項目，須采用經國家認監委批準的認證機構認證的光伏產品。本項目采購時需選用經國家認監委批準的認證機構認證的光伏產品。1.4.1太陽能電池概述太陽能光伏系統中電池組件是重要的組成部分之一，是收集太陽能的基本單位。光伏電池主要有：多晶體硅電池、單晶硅電池、薄膜電池、聚光電池等。太陽電池技術性能比較受目前國內太陽電池市場的產業現狀和技術發展情況影響，市場上主流太陽電池基本為晶硅類電池和薄膜類電池。a）晶體硅太陽電池單晶硅電池是發展最早，工藝技術也最為成熟的太陽電池，也是大規模生產的硅基太陽電池中，效率最高的電池，目前規模化生產的商用電池效率在19%~20%，曾經長期占領最大的市場份額；規模化生產的商用多晶硅電池的轉換效率目前在17%~18%，略低于單晶硅電池的水平。和單晶硅電池相比，多晶硅電池雖然效率有所降低，但是生產成本也較單晶硅太陽電池低，具有節約能源，節省硅原料的特點，易達到工藝成本和效率的平衡，目前已成為產量和市場占有率最高的太陽電池。晶體硅電池片如圖5-1，5-2所示：圖5-1單晶硅硅片圖5-2多晶硅硅片兩種電池組件的外形結構如圖5-3所示。單晶硅組件多晶硅組件圖5-3電池組件外形結構圖b）薄膜類太陽電池薄膜太陽能電池的優點在于弱光效應好，價格相對便宜；最大的缺點在于轉換效率低，且有光感退化問題。其包括非晶硅薄膜太陽電池，硒銦銅和碲化鎘薄膜電池，多晶硅薄膜電池等幾種。在這幾種薄膜電池中，最成熟的產品當屬非晶硅薄膜太陽能電池，在世界上已經有多家公司在生產該種電池產品，其主要優點是成本低，制備方便。但也存在缺點，即非晶硅電池的不穩定性，其光電轉化效率會隨著光照時間的延續而衰減，另外非晶硅薄膜太陽能電池的效率也比較低，一般在11~12%。硒銦銅和碲化鎘薄膜電池的效率較非晶硅薄膜電池高，成本較單晶硅電池低，并且易于大規模生產，還沒有效率衰減問題，是非晶硅薄膜電池的一種較好替代品，在美國已經有一些公司開始建設這種電池的生產線。但是這種電池的原材料之一鎘對環境有較強的污染，與發展太陽能電池的初衷相背離，而且硒、銦、碲等都是較稀有的金屬，對這樣電池的大規模生產起到了很大的制約作用。c）聚光光伏電池采用廉價的聚光系統將太陽光會聚到面積很小的高性能光伏電池上，一方面電池芯片單位面積接收的輻射功率密度大幅度地增加，太陽電池光電轉換效率得以提高；另一方面，對于給定的輸出功率，可以大幅度降低太陽電池芯片的消耗，從而降低系統的成本。聚光光伏電池特點如下：節省芯片；重量比功率、面積比功率大；電流隨聚光倍數線性升高；電壓隨聚光倍數對數增加（一定聚光倍數下）；效率高。太陽能聚光電池具有面積小、功率大、效率高的特點。雖然太陽能聚光電池具有突出的優點，但是，聚光電池必須采用跟蹤系統才能發揮其優點。目前太陽能聚光電池沒有得到廣泛應用，其原因是太陽能聚光電池需要精確的跟蹤太陽。精確跟蹤系統技術有待提高，現有的跟蹤系統價格高，故障率高。1.4.2太陽能電池種類選擇現階段緊緊圍繞提高光電轉換效率和降低生產成本兩大目標，世界各國均在進行各種新型太陽電池的研究開發工作。目前，晶硅類高效太陽電池和各類薄膜太陽電池是全球新型太陽電池研究開發的兩大熱點和重點。已進行商業化應用的單晶硅太陽電池、多晶硅太陽電池、非晶硅薄膜太陽電池、碲化鎘薄膜太陽電池、銅銦鎵硒薄膜太陽電池。太陽電池主要特性如表5-1所示。表5-1太陽電池主要特性種類類別單晶硅電池多晶硅電池非晶硅薄膜電池聚光電池電池組件轉換效率19~29%17~18%11~12%31~40.7%功率溫度系數-0.45%-0.39%-0.20%-0.15%對高溫的敏感性最敏感最敏感不敏感較敏感技術成熟度最成熟最成熟較成熟較成熟優點轉換效率高轉換效率最高，成本低于單晶硅成本低，功率對溫度不敏感，弱光效應好轉換效率最高缺點成本高，工藝復雜效率低于單晶硅轉換效率較低，工藝復雜成本高，工藝復雜安裝方式固定/跟蹤固定/跟蹤固定較多跟蹤應用范圍安裝范圍較廣安裝范圍較廣安裝范圍廣，可安裝在云層量較大地區直射光分量較大地區效率保證年限25252525中國應用案例多多較多不多根據上表可知，單晶硅、多晶硅太陽能電池由于制造技術成熟、產品性能穩定、使用壽命長、光電轉化效率相對較高的特點，被廣泛應用于大型并網光伏電站項目。非晶硅薄膜太陽電池由于其穩定性較差、光電轉化效率相對較低(其發電效率大約只有晶體硅電池的一半)、使用壽命相對較短的原因，其在兆瓦級太陽能光伏電站的應用受到一定的限制。況且非晶硅薄膜電池在國內產量很小，目前大規模生產的廠商較少。而碲化鎘、銅銦硒電池則由于原材料劇毒或原材料稀缺性，其規模化生產受到限制。聚光光伏系統分類如下：采用水平單軸跟蹤系統的線聚焦聚光光伏系統宜安裝在低緯度且直射光分量較大地區；采用傾斜單軸跟蹤系統的線聚焦聚光光伏系統宜安裝在中、高緯度且直射光分量較大地區；點聚焦聚光光伏系統宜安裝在直射光分量較大地區。不管安裝在什么地方的聚光電池都受當地太陽能直射光分量、地理環境的影響，同時直射光分量的采集也受精確的跟蹤系統制約。CPV組件的優勢在于較高的轉換效率，對于土地昂貴的地區，其成本可能較晶體硅組件有一定的降低，從而縮小與晶體硅組件的發電成本。根據目前的技術成熟度，CPV的維護成本會高于晶體硅配套雙軸跟蹤器。現階段應用范圍局限于較中小規模的電站或試驗站。光伏電站太陽能電池種類應選用技術成熟、轉化效率較高、已規模化生產、市場供應充足且在國內有工程應用實例的太陽能電池組件作為光電轉換的核心器件。因此，本工程選用晶硅類太陽能電池。晶硅類電池又分為單晶硅電池組件和多晶硅電池組件。兩種組件最大的差別是單晶硅組件的光電轉化效率略高于多晶硅組件，也就是相同功率的電池組件，單晶硅組件的面積小于多晶硅組件的面積。兩種電池組件的電性能、壽命等重要指標相差不大，執行的標準也相同，但單晶硅組件的價格比多晶硅組件的價格高10％左右。在工程實際應用過程中，單晶硅和多晶硅電池都可以選用。因此綜合考慮上述因素，本工程擬選用單晶硅太陽能電池組件。1.4.3電池組件的技術指標太陽能電池組件是太陽能光伏發電系統的核心部件，其各項參數指標的優劣直接影響著整個光伏發電系統的發電性能。表征太陽能電池組件性能的各項參數為：標準測試條件下組件峰值功率、最佳工作電流、最佳工作電壓、短路電流、開路電壓、最大系統電壓、組件效率、短路電流溫度系數、開路電壓溫度系數、峰值功率溫度系數、輸出功率公差等。1.4.4電池組件的的選型太陽電池組件要求具有非常好的耐候性，能在室外嚴酷的環境下長期穩定可靠地運行，同時具有高的轉換效率和廉價。根據分析計算，采用越大功率組件系統效率越高，且大功率組件安裝快速、便捷；減少了設備的安裝時間；減少了設備的安裝材料；同時也減少了系統連線，降低線損。本項目規模較大，項目太陽電池組件的選型應該優先考慮效率較高的大功率電池組件，以降低造價并提高系統效率。太陽能電池組件的功率規格較多，從50Wp到310Wp國內均有生產廠商生產，且產品應用也較為廣泛。由于本工程系統容量為3.135MWp，組件用量較大，組件安裝量較大，所以選用單位面積容量合適的電池組件，可以降低組件安裝量。285Wp系列組件是目前市場上出貨量最大的組件之一，285Wp系列的組件功率在265Wp～285Wp不等，不同廠家都各有側重，但價格大體是一樣的。因此綜合考慮上述因素，本工程擬選用單晶硅太陽能電池組件。根據對目前幾種太陽能電池組件的比較，并結合建筑情況和性價比，本項目初步擬采用285Wp單晶硅光伏組件，其技術參數見下表。表5-2技術參數表太陽能光伏電池組件主要參數表序號項目內容1型式單晶硅光伏電池組件2尺寸結構1650mm*992mm*35mm3標準功率285Wp4峰值電壓31.2V5峰值電流9.13A6短路電流9.56A7開路電壓38.8V8系統電壓最大系統電壓1000V9峰值功率溫度系數：-0.39%/℃10峰值電流溫度系數0.05%/℃11峰值電壓溫度系數-0.32%/℃12溫度范圍-40℃-+85℃13功率誤差范圍+3%14組件效率17..4%15重量18㎏1.5光伏陣列運行方式選擇1.1.1陣列傾斜角確定固定式光伏組件的安裝，考慮其可安裝性和安全性，目前技術最為成熟、成本相對最低、應用最廣泛的方式為固定式安裝。由于太陽在北半球正午時分相對于地面的傾角在春分和秋分時等于當地的緯度，在冬至等于當地緯度減去太陽赤緯角，夏至時等于當地緯度加上太陽赤緯角。光伏電站裝機容量為3.135MWp屬于中規模光伏電站，并且光伏支架的造價在工程造價中的比重也相對較高。由于固定式初始投資較低，且支架系統基本免維護，因此本工程光伏組件方陣采用固定式安裝。1.6光伏電場光資源計算在光伏發電系統中，光伏組件方陣的放置形式和放置角度對光伏系統接收到的太陽輻射有很大的影響，從而影響到光伏系統的發電能力。與光伏組件方陣放置相關的有下列兩個角度參量：太陽電池組件傾角，太陽電池組件方位角。1.6.1傾角的確定利用國際現行通用光伏軟件PVSYST軟件進行傾斜角度的計算如下：圖5-4原始數據輸入：角度1819202122232425262728輻照（kwh/m2.a)13691371137313741375137613761376137613761375最佳年發電量（Mwh.year）35993603360636073608.13608.43607.63606360336003595表5-3利用光伏軟件PVSYST計算各傾角輻照量與對應發電量從比較的結果可以看出，當太陽能電池板的傾角在23°時，太陽能電池板年發電量最大，此時傾斜面輻射為1376kWh/m2/a。1.6.2方位角的確定方位角的不同，傾斜面所接收到的年總輻射量也隨之變化。本項目位于屋頂，在太陽能電池板的傾角為23°時，方位角的不同，傾斜面所接收到的年總輻射量也隨之變化。在太陽能電池板的傾角為23°時，不同方位角的比較結果見下：圖5-5傾角為23°，方位角為0°、±5、±10時的輻射量：圖5-5傾角為23°，方位角為0°、±5、±10時的輻射量方位角（°）-10-50510輻射量（kwh/m2.a)13731376137613761375最佳發電量（Mwh.year）360336073608.43607.63605表5-4不同方位角的輻射量及其發電量根據綜合上述輻射量及其發電量、項目現場的施工情況考慮分析得到：光伏組件傾斜角度為23度，方位角為0度為最佳方案。此時，傾斜面輻射量為1376kwh/m2。圖5-5傾角為23°方位角為0°時的太陽輻射量分布變化圖：圖5-5傾角為23°，方位角為0°時太陽輻射量分布變化圖由圖5-5可以看出，當光伏組件以23°傾角安裝時，在1～4月份和8～12月份其表面接受到的太陽輻射量比水平面上接受到的太陽輻射量大。在5～7月份，光伏組件以23°傾角安裝比水平安裝所接受到的輻射強度小。但從整年接受的太陽輻射量來說，光伏組件以23°傾角安裝，其表面獲取的太陽輻射量較大，且全年各月光伏組件表面獲取的太陽輻射量比較均衡，各月的發電量也將會比較均衡；而水平安裝的光伏組件各月獲取的太陽輻射量差異比較大，各月的發電量也將會有很大的變化。綜上所述，本工程組件支架采用固定安裝方式，傾斜角度23度，方位角為0度。1.7光伏方陣設計1.7.1系統方案概述本工程規劃容量為3.135MWp，共需285Wp光伏組件11000塊，本項目推薦采用分塊發電、集中并網方案。電池組件采用285Wp單晶硅電池組件，固定陣列采用傾角為23°固定安裝在支架上。3.135MWp太陽能電池陣列由3個1.045MWp的單晶硅子方陣組成，每個子方陣均由若干路太陽能電池組串并聯而成。每個太陽能電池子方陣由太陽能電池組串、逆變設備、匯流設備構成。1.7.2光伏陣列子方陣設計1.7.2.1太陽能電池陣列子方陣設計的原則（1）太陽能電池組件串聯形成的組串，其輸出電壓的變化范圍必須在逆變器正常工作的允許輸入電壓范圍內。（2）每個逆變器直流輸入側連接的太陽能電池組件的總功率應大于該逆變器的額定輸入功率，且不應超過逆變器的最大允許輸入功率。（3）太陽能電池組件串聯后，其最高輸出電壓不允許超過太陽電池組件自身最高允許系統電壓。（4）各太陽能電池板至逆變器的直流部分電纜通路應盡可能短，以減少直流損耗。1.7.2.2太陽能電池組件的串、并聯設計太陽能電池組件串聯的數量由逆變器的最高輸入電壓和最低工作電壓、以及太陽能電池組件允許的最大系統電壓所確定。太陽能電池組串的并聯數量由逆變器的額定容量確定。本項目選的1.045MWp光伏陣列由約21臺50kW逆變器組成，該逆變器最大功率電壓跟蹤范圍：200-1000Vdc，最大直流電壓：1100Vdc。組件串應符合的逆變器直流輸入參數保證在60℃時的逆變器MPPT電壓滿足條件，-25℃時的開路電壓滿足條件。1)光伏組件的串聯電壓之和要小于光伏組件的耐受電壓。初步計算，當組件串數≤26串時，滿足逆變器輸入耐壓電壓1000V。S×Voc＜組件的耐受電壓，電池組件開路電壓為38.8V，電池為22塊/串，38.8×22=853.6V，小于組件耐受電壓1000V。考慮到溫度的影響，本項目光伏組件開路電壓溫度系數為-0.29%/℃：經計算，22塊/串電池組件的開路電壓為998.76V小于組件耐受電壓1000V，滿足設計要求。小于1000V，在逆變器的直流工作電壓范圍內。2)逆變器的最大輸入電壓UDCmax：低溫狀態下的光伏組件的串聯電壓之和不能超過光伏逆變器的最大允許直流電壓UDCmax，電池組件工作電壓為31.2V，S×Vmppt（STC）×[（1+β×（Tmin-25）]≤UDCmax，經計算，22塊/串電池組件，滿足逆變器的MPP工作范圍要求。由22塊太陽能光伏板組成一個串列，該串列功率是6.27kW，輸出電壓686.4V。考慮到50kTL光伏組串式并網逆變器最大輸入路數為8路，最大輸入功率為53kW。所以本項目采用8路組串接一臺組串式逆變器，8串組件功率為285Wp×22×8=50.16kW<53kW，綜上所述，根據逆變器最佳輸入電壓以及電池板工作環境等因素進行修正后，最終確定單晶硅太陽能電池組件的串聯組數為N=22（串）。按上述最佳太陽能電池組件串聯數計算，則每一路單晶硅組件串聯的額定功率容量=285Wp×22=6270Wp。1.045MWp光伏子陣包含大概約21個逆變器，4臺6匯1的交流匯流箱。1.7.3光伏組串單元排列方式一個太陽能電池組串單元中太陽能電池組件的排列方式有多種，為了接線簡單，線纜用量少，節省組件支架的數量，降低施工難度，參考以往類似工程的基礎上，確定單晶硅太陽能電池組件排列方式采用以下方案：將1組單晶硅太陽能電池組串（每串22塊）每塊豎向放置。1.7.4光伏方陣前后間距計算為了避免陣列之間遮陰，需要在南北向前后陣列間留出合理的間距。一般確定原則是：冬至日當天9：00~15:00太陽能光伏組件方陣不應有遮擋。計算公式為：太陽高度角的公式：sina=sinfsind+cosfcosdcosw太陽方位角的公式：sinβ=cosdsinw/cosa式中：f為當地緯度為29°52′；d為太陽赤緯，冬至日的太陽赤緯為-23.5°；w為時角，上午9:00的時角為-45°。H為方陣前排最高點與后排組件最低位置的高度差。D=cosβ×L，L=H/tana，a=arcsin(sinfsind+cosfcosdcosw)即：結合軟件PVSYST進行3D模擬，初步計算D=3米；因此，當光伏組件前后排間距為3米時可以保證兩排陣列在冬至日上午9點到下午3點之間前排不對后排造成遮擋。1.7.5太陽能電池陣列匯流箱本期容量3.135MWp光伏發電系統共需要50KTL組串式逆變器約63臺，每6臺逆變器接入一臺交流匯流箱，每4臺交流匯流箱接入一臺變壓器的低壓側，本項目共需交流匯流箱12臺。1.7.6光伏方陣平面布置每個1.045MWp光伏子方陣由約167串太陽能電池組串單元組成。每個太陽能電池組串單元由1組單晶硅太陽能電池組串（每串22塊），組件每塊豎向放置，排成1行22列。同時考慮整個方陣承載風壓的泄風因素，組件排列行間距為20mm，列間距為20mm。1.7.7交流匯流箱平面布置每個方陣按照22塊組件為1串，每6臺50KTL逆變器配置1臺6匯1交流匯流箱，每個方陣采用4臺6匯1匯流箱。匯流箱布置以配電房位置為中心，盡量靠近配電房以減小電纜的損耗，電纜壓降控制在2%以內。1.8系統發電效率分析建設在開闊地的并網光伏電站基本沒有朝向損失，影響光伏電站發電量的關鍵因素主要是系統效率，系統效率主要考慮的因素有：灰塵及雨雪遮擋引起的效率降低、溫度引起的效率降低、逆變器的功率損耗、變壓器的功率損耗、太陽電池組件串并聯不匹配產生的效率降低、交直流部分線纜功率損耗、跟蹤系統的精度、其它雜項損失。1）灰塵及露水遮擋引起的效率降低考慮有管理人員可經常性人工清理方陣組件的情況下，采用數值：4%2）溫度引起的效率降低太陽電池組件會因溫度變化而使輸出電壓降低、電流增大，組件實際效率降低，發電量減少，因此，溫度引起的效率降低是必須要考慮的一個重要因素，考慮本系統在設計時已考慮溫度變化引起的電壓變化，并根據該變化選擇組件串聯數，保證了組件能在絕大部分時間內工作在最大跟蹤功率點MPPT電壓范圍內，考慮各月輻照量計算加權平均值，可以計算得到加權平均值為3%。3）組件串聯不匹配產生的效率降低組件串聯、并聯因為電流、電壓不一致產生的效率降低，由于本工程在采購時會通過選用同一規格、同一批次、同一標稱功率的太陽電池組件來降低組件的串、并聯不匹配引起的損失，故本工程考慮3%的損失。4）并網逆變器的功率損耗本工程采用無隔離變壓器型并網逆變器，根據逆變器的技術資料及工程實際測試結果表明，逆變器的功率損耗遠遠低于3%，考慮氣候條件因素，本工程按3%計算并網逆變器的功率損耗。5）交、直流線纜的功率損耗大型光伏并網電站要求采用光伏專用電纜，電纜的截面積要充分考慮線路的電壓降及損耗等因素確定，在電纜選型確定時一般按2%的線路損耗設計。6）變壓器功率損耗使用高效率的變壓器，變壓器效率為97%，即功率損耗計為3%7）其它雜項損失光伏電站在運行期間，會因為局部維修而停止該子系統工作；會因為組件的弱光性而引起太陽輻射量損失，本工程采用3%的損失。通過以上分析得到本工程系統效率的修正系統如下：表5-2系統效率估算修正系統統計序號效率損失項目修正系數電站的系統效率1灰塵及雨水遮擋引起的效率降低96％80.79％2溫度引起的效率降低97％3并網逆變器的功率損耗97%4變壓器的功率損耗97%5組件串并聯不匹配產生的效率降低97%6交、直流部分線纜功率損耗98%7其它損失（含維修期停電檢修、弱光性等）97%本工程考慮氣候變化等不可遇見自然現象，設計系統效率修正為80%，并以此數據進一步估算光伏電站的年發電量。