损失设置

用户可以根据界面上显示的“损失类型”选项切换和设置各种类型的损失值。

热损失、线损

在“热损失、线损”部分，用户可以设置“散热系数”、“直流侧线损”、“低压交流侧线损”、“中压侧”和“高压侧”损失数值。

散热系数

目前有多种光伏组件热模型，例如基于室外实测数据的经验拟合公式或利用热传导理论推算的模型。软件同PVsyst软件一样，也使用热模型来计算组件温度。表征热损耗的两个关键参数是“Uc”和“Uv”。“Uc”是一个常数，“Uv”是一个与风速相关的变量。软件内置三种默认安装方式，分别对应不同的“Uc”和“Uv”经验数据，供用户选择。

软件以小时为步长进行模拟，在每个模拟时间点，基于热平衡计算方阵的热损失，以确定光伏组件的瞬时工作温度。热平衡公式如下：

热损失系数：U = Uc + Uv * 风速，单位：[W/m²·K]

在许多情况下，由于缺乏现场收集的风速数据，软件会将“Uv”参数以默认方阵上方的默认风速为 1.5 m/秒（或气象站的风速为 3.3 m/秒）合并到“Uc”中，从而提供三个默认的热损失参数设置。

三种默认设置的区别在于方阵后面的通风条件。

自由通风：Uc=29W/m²·K，Uv=0W/m²·K/m/s（其中 29W/m²·K 表示温度每升高 1℃，需要增加 29W/m² 的辐照度。W/m²·K/m/s 会增加风速对前者的影响）。

半自由通风：Uc=20W/m²·K，Uv=0 W/m²·K/m/s。

封闭式：Uc=15W/m²·K，Uv=0W/m²·K/m/s。

直流侧线损/交流侧线损

光伏阵列产生的电能需要通过直流电缆传输到逆变器。逆变器将直流电转换为交流电，然后通过一个或多个升压过程并入电网。在此过程中，直流线路损耗、交流线路损耗和变压器损耗都可以在软件中进行配置。

直流侧线损和交流侧线损有两种计算方法：“基于模型”或“指定STC值”。如果使用未汇流模型，则不能采用“基于模型”的方法。

提示： 无论选择“基于模型”还是“ 指定 STC 值”进行计算，软件对直流线损和交流线损的配置均基于 STC 工作条件下的设置。实际上，电缆线损与电流的平方成正比。因此，与 STC 标准辐照度 1000W/m² 相比，如果在辐照度减半（即 500W/m²）下运行，相对损失将仅为四分之一。全年的实际线损将在仿真结果中显示。

中压侧和高压侧的设置

当选中“中压侧”和“高压侧”左侧的复选框时，软件可以分别设置中压变压器和高压变压器的相关损失。

变压器的主要损失包括铁损和铜损。其中，铁损是变压器空载运行时的自身损耗，包括磁滞损耗和涡流损耗，其值近似等于空载损耗。铁损值主要取决于铁芯材质（硅钢片）、频率和磁通密度等因素。铁损是变压器固有的损耗，近似与磁通密度和一次侧电压成正比，与负载大小无关。软件默认将铁损设置为变压器额定容量的0.1%。

变压器的铜损是指光伏发电系统带负载时，电流流经一次和二次绕组电阻所造成的功率损耗。由于功率等于电流的平方乘以电阻，因此铜损的大小与一次和二次电流的平方成正比。软件默认将铁损设置为变压器额定容量的1%。

提示： 如果该模型为未汇流模型，则默认容配比为 1.3，变压器的额定容量为直流侧容量/1.3。

即使光伏系统在夜间停止发电，变压器铁损问题依然存在。如果用户希望避免变压器在夜间运行，可以选择勾选“夜间断开”选项。

公差、不匹配及污秽损失

在“公差、不匹配及污秽损失”部分，用户可以设置“组件公差 LID 损失”、“失配损失”、“组件衰减”和“年污秽损失”的损失值。

组件公差与 LID 损失

“组件公差”：组件的实际功率与标称功率之间可能存在一定偏差。对于常规组件，厂商承诺的偏差范围一般为0~+5W。此功率偏差的影响可根据厂商承诺的实际功率偏差值进行设置。软件默认值为“-0.4%”，需要注意正负值的含义。将此参数设置为负值表示组件功率存在正偏差。

“ LID 损失”：光伏组件的光致衰减率是指在标准测试条件下（AM1.5，组件温度25℃，辐照度1000W/m²），经过一段时间（数天或十几天）运行后的最大输出功率与初始投产运行阶段最大输出功率的比值。通常，光伏组件在初始使用阶段会经历显著的功率下降，称为初始光致衰减阶段。之后，功率下降的趋势会逐渐减缓。

失配损失

“失配损失”主要源于组件电压和电流的不一致，以及组串与逆变器之间的压降差异。通常，电流失配的影响远大于电压失配的影响。

组件衰减

组件的“功率衰减”损失是指组件性能参数随时间逐年下降的现象。例如，假设组件的线性衰减率为0.4%，则年初的退化衰减损失为0%，年末达到0.4%。由于衰减呈线性且均匀发生，因此“能量流向”表中的平均衰减损失为：(0%+0.4%)/2=0.2%。

提示： 通常，组件制造商会在产品手册中标明组件的初始年衰减率和后续的年线性衰减率。以N型组件为例，制造商承诺第一年的衰减率为1%，之后每年线性衰减率为0.4%。基于此，初始光致衰减（LID）损失计算为1%-0.4%/2=0.8%，而年线性衰减率为0.4%。在报告的“能量流向”表格中，光致衰减损失为0.8%，而年线性损失为0.2%。

年污秽损失

污垢对组件的影响主要体现在阻挡光线和影响散热上。腐蚀性污垢还会腐蚀组件表面。污垢的形成与多种因素有关，例如空气质量、降雨量、组件倾角和组件清洁频率。因此，在评估污垢造成的损失时，很难确定一个精确的数值。

目前光伏电站的标准值设定为 3%，用户还可以通过点击“设置月度值”来根据具体因素（如每月空气状况、降雨量、气候条件和清洁周期）进行调整。

提示： 月度污秽损失也可用于描述冬季积雪对光伏组件的影响。例如，设定 50% 的损失率意味着冬季每月有 15 天光伏组件会被积雪覆盖。

其他损失

在“其他损失”中，用户可以设置“ IAM 损失”、“自用电负荷”、“阴影损失”和“不可利用率”的值。

IAM 损失

IAM（相对透射率损失）与光学材料的反射能力、入射角以及光伏组件的封装玻璃材料有关。

在软件中，我们考虑了三种不同的计算方法：第一种是基于“*.PAN”文件模型；第二种是基于菲涅尔普通钢化玻璃的特性（Fresnel,normal glass）；最后一种是基于菲涅尔减反射镀膜玻璃的特性（Fresnel AR coating）。根据气象数据和组件安装倾角，选择不同的模型可能会产生不同的IAM损失。

自用电负荷

“自用电负荷”是指电站用电损耗。在计算8760小时发电量时，“连续运行负荷”是指逆变器输出电力时的固定功率消耗。“与出力成比例”通常用于设定逆变器散热所需的能量，该能量与逆变器的输出功率成正比。“夜间负荷”通常是指电站夜间用电损耗，但不包括逆变器自身的夜间损耗。

阴影损失

“阴影损失”是指在计算 8760 小时发电量时，用于量化因阴影遮挡造成的能量损失。

在估算8760小时发电量的过程中，软件首先根据模型中各方阵的相对位置计算光学遮挡。随后，它将使用特定的模型来反映光学遮挡对光伏组串输出功率的影响，即“近处遮挡损失”。软件提供两种模式供选择：“线性遮挡”和“按组串”。

“线性遮挡模型”：此模型假设组件的发电损失与遮挡比例呈线性关系，仅考虑辐照度的降低，因此计算出的阴影损失相对较低。在生成的计算报告中，能量损失流向表仅显示“近处遮挡损失”。

“按组串”：将方阵划分为若干组串，如果每个组串区域存在遮挡，则该区域直接辐射的发电效能将相应受到影响。具体而言，需要定义一个“电气效应系数”参数。该系数需要根据经验粗略估计：对于烟囱、远处建筑物等分散的阴影遮挡，通常选择 60% 至 80%。对于更规则的阴影遮挡（例如方阵前后排之间的阴影），应设置更高的系数。在生成的计算报告中，能量损失流向表不仅会显示“近处遮挡损失”，还会显示“近处阴影电气损失”。

对于柔性支架或沟渠项目，通常情况下，方阵无法组成完整的串。因此，在创建方阵时，必须勾选“汇流时确定”复选框。此时，需要将各个组件汇流成一个串后，才能计算 8760 小时的发电量。对于半串方阵，也需要先将半串方阵配对成一个完整的串后，才能计算 8760 小时的发电量。

不可利用率

“不可利用率”是指光伏电站因故障或例行维护而无法发电所造成的时间损失。需要注意的是，此损失率的设定基于时间而非发电量，对应于下方设置的天数。例如，如果损失率设定为 2%，则在一年 365 天中，2% 相当于 7.3 天（175 小时）的失效持续时间。“不可利用开始时间”和“持续时间”可设置为三个时间段，允许用户为每个时间段设置具体的小时数。