新装光伏功率底怎么回事？
安装光伏电站后，特别是分布式光伏电站，本地负载的有功功率很大一部分都从光伏电站而来，这样从系统吸收的有功功率降低。在无功功率不变的情况下，功率因数自然降低了。由于功率因数的降低，造成用户被供电公司检查，甚至罚款。这是大多数安装分布式光伏的用户困扰的事情。
至于如何解决，目前很多用户采用增加无功补偿模式，这样做会增加用户投资，因为一次设备投资较高，另外故障点也会增加。最可靠的方式，应该是利用光伏逆变器原有的无功调节功能，这样既满足了用户需求，也节省了投资。
保定特创电力科技有限公司生产的Tc-3063无功功率控制装置，是目前国内最好的无功功率控制器。
光伏无功功率控制器/光伏功率因数监控装置TC-3063主要功能简介
在系统运行中，TC-3063光伏无功功率监控装置不断监视母线电压和测量电流，具有对异常电流和电压报警功能，设置有无功功率控制功能：
(1)装置上电后，自动判别无功功率的功率因数，当功率因数过低时，自动启动无功功率调节功能
(2)功率因数过低报警，并启动调节光伏逆变器无功功率输出
(3)过负荷报警
(4)过电压报警
(5)低电压报警
(6)PT断线报警
以上功能均有控制字投入或退出，方便用户整定。
2.1MW的光伏电站高压并网后,功率因数只有50%是因为系统中感性负载过多造成的。
（1）首先说明一下功率因数相关公式：
COS∮=P/S，其中P为有功功率，S为视在功率，
S2=P2+Q2，Q为无功功率，
由公式可知，功率因数大小与系统有功功率P和无功功率Q相关，当Q为零时，功率因数为1，当Q小于零时，系统吸收无功，COS∮为负值，当Q大于零时，系统输出无功，COS∮为正值。因为光伏逆变器大多输出基本为全有功，系统功率因数必须会发生下降。
（2）光伏设备接入后系统无功基本无变化，因为光伏逆变器大多输出基本为全有功，系统功率因数下降原因主要为系统消耗有功功率有一部分由光伏设备提供，从10KV电网吸收有功功率减少，因此根据公式COS∮=P/S，功率因数降低。
你好，天气好，但是气温高的时候，电站发电量不高是因为，光伏电站的发电量还受组件温度的影响，一般而言，在20度左右是最适合光伏电站的发电温度。
温度过高时，组件容易形成光斑，且发电效率随着温度升高而下降，所以在炎热的夏季的中午，反而不是光伏电站发电的高峰期，一般在秋季或者春季，温度适宜，阳光明媚的时候，发电量反而最高。
资讯来源：碳银光伏、碳银网
“温度越高光伏电站发电越多” 这是不对的。单体太阳能电池的开路电压是随温度的升高而降低的。我们从组件的技术参数特性表中可以看到，电压温度系数为-0.33%/℃，即温度每升高1℃，60片组件的单体太阳能电池开路电压降低120～125mv。同时，太阳能电池短路电流随温度的升高而升高太阳能电池的峰值功率随温度的升高而降低(直接影响到效率)，即温度每升高1℃，太阳能电池的峰值功率损失率约为0.41%。
四季沐歌-解释
1.1、太阳辐射量
太阳能电池组件是将太阳能转化为电能的装置，光照辐射强度直接影响着发电量。各地区的太阳能辐射量数据可以通过NASA气象资料查询网站获取，也可以借助光伏设计软件例如PV-SYS、RETScreen得到。
1.2、太阳能电池组件的倾斜角度
从气象站得到的资料，一般为水平面上的太阳辐射量，换算成光伏阵列倾斜面的辐射量，才能进行光伏系统发电量的计算。最佳倾角与项目所在地的纬度有关。大致经验值如下：A、纬度0°～25°，倾斜角等于纬度B、纬度26°～40°，倾角等于纬度加5°～10°C、纬度41°～55°，倾角等于纬度加10°～15°
1.3、太阳能电池组件转化效率
1.4、系统损失
和所有产品一样，光伏电站在长达25年的寿命周期中，组件效率、电气元件性能会逐步降低，发电量随之逐年递减。除去这些自然老化的因素之外，还有组件、逆变器的质量问题，线路布局、灰尘、串并联损失、线缆损失等多种因素。一般光伏电站的财务模型中，系统发电量三年递减约5%，20年后发电量递减到80%。
1.4.1 组合损失
凡是串联就会由于组件的电流差异造成电流损失；并联就会由于组件的电压差异造成电压损失；而组合损失可达到8%以上，中国工程建设标准化协会标准规定小于10%。因此为了减低组合损失，应注意：1）应该在电站安装前严格挑选电流一致的组件串联。2）组件的衰减特性尽可能一致。
1.4.2灰尘遮挡
在所有影响光伏电站整体发电能力的各种因素中，灰尘是第一大杀手。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。所以组件需要不定期擦拭清洁。现阶段光伏电站的清洁主要有，洒水车，人工清洁，机器人三种方式。
1.4.3 温度特性
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%。为了减少温度对发电量的影响，应该保持组件良好的通风条件。
1.4.4 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。为此，设计上要采用导电性能好的导线，导线需要有足够的直径。系统维护中要特别注意接插件以及接线端子是否牢固。
1.4.5 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%。
1.4.6 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。
影响。
当辐射照度不变、组件温度上升时，开路电压和最大输出功率下降。
下面分别是光伏电池组，在温度不变照度变化，和照度不变温度变化是的 I-U 特性曲线。
1.太阳能资源
在光伏电站实际装机容量一定的情况下，光伏系统的发电量是由太阳的辐射强度决定的，太阳辐射量与发电量呈正相关关系。太阳的辐射强度、光谱特性是随着气象条件而改变的。
2.组件安装方式
同一地区不同安装角度的倾斜面辐射量不一样，倾斜面辐射量可通过调整电池板倾角（支架采用固定可调式）或加装跟踪设备（支架采用跟踪式）来增加。
3.逆变器容量配比
逆变器容量配比指逆变器的额定功率与所带光伏组件容量的比例。
由于光伏组件的发电量传送到逆变器，中间会有很多环节造成折减，且逆变器、箱变等设备大部分时间是没有办法达到满负荷运转的，因此，光伏组件容量应略大于逆变器额定容量。根据经验，在太阳能资源较好的地区，光伏组件：逆变器=1.2：1是一个最佳的设计比例。
4.组件串并联匹配
组件串联会由于组件的电流差异造成电流损失，组串并联会由于组串的电压差异造成电压损失。
CNCA/CTS00X-2014《并网光伏电站性能检测与质量评估技术规范》（征求意见稿）中：要求组件串联失配损失最高不应超过2%。
5.组件遮挡
组件遮挡包括灰尘遮挡、积雪遮挡、杂草、树木、电池板及其他建筑物等遮挡，遮挡会降低组件接收到的辐射量，影响组件散热，从而引起组件输出功率下降，还有可能导致热斑。
6.组件温度特性
随着晶体硅电池温度的增加，开路电压减少，在20-100℃范围，大约每升高1℃每片电池的电压减少2mV；而电流随温度的增加略有上升。总的来说，温度升高太阳电池的功率下降，典型功率温度系数为－0.35%/℃，即电池温度每升高1℃，则功率减少0.35%。
7.组件功率衰减
组件功率的衰减是指随着光照时间的增长，组件输出功率逐渐下降的现象。组件衰减与组件本身的特性有关。其衰减现象可大致分为三类：破坏性因素导致的组件功率骤然衰减；组件初始的光致衰减；组件的老化衰减。
CNCA/CTS00X-2014《并网光伏电站性能检测与质量评估技术规范》多晶硅组件1年内衰降率不超过2.5%，2年内衰降率不超过3.2%；单晶硅组件1年内衰降不应超过3.0%，2年内衰降不应超过4.2%。
8.设备运行稳定性
光伏发电系统中设备故障停机直接影响电站的发电量，如逆变器以上的交流设备若发生故障停机，那么造成的损失电量将是巨大的。另外，设备虽然在运行但是不在最佳性能状态运行，也会造成电量损失。
9.例行维护
例行维护检修是电站必须进行的工作，安排好检修计划可以减少损失电量。电站应结合自身情况，合理制定检修时间，同时应提升检修的工作效率，减少电站因正常维护检修而损失的发电量。
10.电网消纳
由于电网消纳的原因，一些地区电网调度要求光伏电站限功率运行。
25度是最佳工作温度，45度以下可以正常使用。
一般适用可以在-40度到80度
输出功率有负的温度系数，大概是-0.5%/C，也就是说在25度是100W的组件，4
5度的时候只有90W的输出了
