光伏电站的整体性能可以用一个参数来表征，这个参数就是我们常说的PR（performance ratio），即性能比率。这个参数中这样计算的，比如我们要计算某个电站的年性能比率，那么我们要先计算出系统效率，即光伏电站的年发电量与照射到组件表面的太阳光能量之比，然后我们再将系统效率除以组件效率，就算出性能比率。
这个参数主要受以下因素影响：
1、太阳辐照强度分布，组件在不同的太阳辐射强度下，组件的实际效率是不一样的；
2、系统的配置，逆变器的转换效率也与组件的连接方式和容量有关系，如果我们在设计时尽可能提高组串的电压，那么逆变器的效率会比较高，线损也会比较少；
3、环境温度，组件在不同的温度下工作，其光电转换效率也是不同的。
尽管PR值可以反映整个电站的状况，但是不同地区的电站PR值没有可比性，同一个电站在不同时间段PR值有差异也属于正常情况，而且当我们要研究如何提高系统发电效率或者分析各设备是否正常工作时，仅有PR值也是不够的。经研究发现，造成PR值偏低的原因有很多种，有些是设备的质量造成的，另一些是设备之间的配置不合理造成的。所以当我们要对光伏电站进行评估时，就要对造成光伏电站发电量损失的各个环节进行分析。造成光伏电站发电量损失的主要环节有：
1、逆变器转换损失
通过测量逆变器的输入功率和输出功率可以测出逆变器的实际转换效率。
2、线损
线损包括电流流过开关、电缆和保险丝时的能量损耗，开关和保险丝损耗的能量可以忽略不计，只要计算电缆的线损就可以，电缆的线损可以通过计算电缆的电阻估算出来。
3、温度升高造成的损失
晶体硅的功率温度系数是－0.38%/K，组件的效率是在25摄氏度时测出来的，一般情况下，组件在工作时的实际温度都会比25摄氏度。而且不同的地区环境温度不同，风速也不同，组件安装方式也可能不同，造成温度升高造成的损失也不同。这个因素造成的能量损失可以通过测量组件的工作温度计算出来。
4、低辐照度造成的损失
太阳电池组件的理论效率与太阳光辐照强度有很大的关系。组件的效率通常可以用下式计算得到：
其中F.F是填充因子，Isc是组件的短路电流，Voc是组件的开路电压，At是组件的面积，Pin是光辐照强度。
表1 组件的转换效率与辐照度的关系
表2 不同辐照强度下组件的效率5、阴影遮挡损失
在设计时，要求组件在全年的早上九点到下午3点这段时间都不能有阴影遮挡，但过了这段时间后，阴影遮挡是允许的。一般来说，电站的发电量都会受阴影遮挡的影响，只是受影响的程度有差异。由于受太阳辐照强度、阴影遮挡面积、组件之间的连接方式等因素的影响，要准确分析阴影遮挡的损失是不可能的。一般情况下，如果按规范来设计，阴影遮挡造成的能量损失占总发电量的比率为0.7左右。如果是不按规范来设计的，要想估计能量损失比率，就只能通过测量光伏阵列在有阴影遮挡时的I－V特性曲线，做一个粗略的估算。
一般情况下，电站在冬至日的时候是阴影遮挡时间最长的，所以我们可以选冬至日来测量，比如我们在冬至日下午4点的时候，测出光伏阵列的I—V特性曲线，得到有阴影时的最大功率，然后再根据测出来的开路电压和短路电流估算出阵列在没有阴影遮挡时的最大功率，然后我们再估算电站受阴影遮挡时间占总工作时间的比例，就可以估算出阴影遮挡的能量损失比率了。
阵列仅在工作电压等于最大功率点电压时，输出功率最大，而且逆变器要不断的改变电压值以找到最大功率点电压，这个过程也会造成能量损失，一般逆变器的静态最大功率跟踪精度为99%。当辐照度变化时，阵列的最大功率点电压也是变化的，由于逆变器最大功率跟踪的滞后性也会造成能量损失，通过软件可以估算出，逆变器的动态最大功率跟踪效率约为99%。
7、组件之间的不匹配损失
每块组件的标称参数虽然是一致的，但实际上各组件的输出特性曲线是有差异的，当这些组件通过串并联方式连接时，逆变器只能跟踪整个阵列的最大功率点，这个最大功率点不是每一块组件的最大功率点，所以就有了不区配损失。要研究这个能量损失，可行的办法有两个：测量每一个组串的I－V特性曲线，并得到每个组串的最大功率，得到整个阵列的理想最大功率P1然后将这些曲线都输入到电脑软件中进行叠加，形成一条I－V特性曲线，得到整个阵列的最大功率P2，1－P2/P1就是不匹配损失比率了。
第二个办法就是将整个阵列的I－V曲线测出来，得到最大功率P3，然后再根据现场测量的温度、辐照度，结合组件的标称功率，计算出阵列的理论最大功率P4。1－P3/P4就是不匹配损失比率了。
8、灰尘遮挡
电站运维人员要不定期对光伏组件进行打扫，以减小灰尘在光伏组件玻璃上的沉积，灰尘遮挡造成的能量损失比率也具有不确定性，不同地区的差异很大，只有通过长期的现场观察才能得到一般规律。可以在现场放几块玻璃，然后定期对玻璃进行透光率测试，就可以估算灰尘遮挡造成的能量损失了。
根据个人经验和文献资料，在进行电站可行性研究时，光伏电站各环节的损失比率估算值如下表所示。当然这些值只是默认值，估算时还要根据现场的情况来调整。
关于本文作者介绍 ：
这个参数主要受以下因素影响：
1、太阳辐照强度分布，组件在不同的太阳辐射强度下，组件的实际效率是不一样的；
2、系统的配置，逆变器的转换效率也与组件的连接方式和容量有关系，如果我们在设计时尽可能提高组串的电压，那么逆变器的效率会比较高，线损也会比较少；
3、环境温度，组件在不同的温度下工作，其光电转换效率也是不同的。
尽管PR值可以反映整个电站的状况，但是不同地区的电站PR值没有可比性，同一个电站在不同时间段PR值有差异也属于正常情况，而且当我们要研究如何提高系统发电效率或者分析各设备是否正常工作时，仅有PR值也是不够的。经研究发现，造成PR值偏低的原因有很多种，有些是设备的质量造成的，另一些是设备之间的配置不合理造成的。所以当我们要对光伏电站进行评估时，就要对造成光伏电站发电量损失的各个环节进行分析。造成光伏电站发电量损失的主要环节有：
1、逆变器转换损失
通过测量逆变器的输入功率和输出功率可以测出逆变器的实际转换效率。
2、线损
线损包括电流流过开关、电缆和保险丝时的能量损耗，开关和保险丝损耗的能量可以忽略不计，只要计算电缆的线损就可以，电缆的线损可以通过计算电缆的电阻估算出来。
3、温度升高造成的损失
晶体硅的功率温度系数是－0.38%/K，组件的效率是在25摄氏度时测出来的，一般情况下，组件在工作时的实际温度都会比25摄氏度。而且不同的地区环境温度不同，风速也不同，组件安装方式也可能不同，造成温度升高造成的损失也不同。这个因素造成的能量损失可以通过测量组件的工作温度计算出来。
4、低辐照度造成的损失
太阳电池组件的理论效率与太阳光辐照强度有很大的关系。组件的效率通常可以用下式计算得到：
其中F.F是填充因子，Isc是组件的短路电流，Voc是组件的开路电压，At是组件的面积，Pin是光辐照强度。
表1 组件的转换效率与辐照度的关系
表2 不同辐照强度下组件的效率5、阴影遮挡损失
在设计时，要求组件在全年的早上九点到下午3点这段时间都不能有阴影遮挡，但过了这段时间后，阴影遮挡是允许的。一般来说，电站的发电量都会受阴影遮挡的影响，只是受影响的程度有差异。由于受太阳辐照强度、阴影遮挡面积、组件之间的连接方式等因素的影响，要准确分析阴影遮挡的损失是不可能的。一般情况下，如果按规范来设计，阴影遮挡造成的能量损失占总发电量的比率为0.7左右。如果是不按规范来设计的，要想估计能量损失比率，就只能通过测量光伏阵列在有阴影遮挡时的I－V特性曲线，做一个粗略的估算。
一般情况下，电站在冬至日的时候是阴影遮挡时间最长的，所以我们可以选冬至日来测量，比如我们在冬至日下午4点的时候，测出光伏阵列的I—V特性曲线，得到有阴影时的最大功率，然后再根据测出来的开路电压和短路电流估算出阵列在没有阴影遮挡时的最大功率，然后我们再估算电站受阴影遮挡时间占总工作时间的比例，就可以估算出阴影遮挡的能量损失比率了。
阵列仅在工作电压等于最大功率点电压时，输出功率最大，而且逆变器要不断的改变电压值以找到最大功率点电压，这个过程也会造成能量损失，一般逆变器的静态最大功率跟踪精度为99%。当辐照度变化时，阵列的最大功率点电压也是变化的，由于逆变器最大功率跟踪的滞后性也会造成能量损失，通过软件可以估算出，逆变器的动态最大功率跟踪效率约为99%。
7、组件之间的不匹配损失
每块组件的标称参数虽然是一致的，但实际上各组件的输出特性曲线是有差异的，当这些组件通过串并联方式连接时，逆变器只能跟踪整个阵列的最大功率点，这个最大功率点不是每一块组件的最大功率点，所以就有了不区配损失。要研究这个能量损失，可行的办法有两个：测量每一个组串的I－V特性曲线，并得到每个组串的最大功率，得到整个阵列的理想最大功率P1然后将这些曲线都输入到电脑软件中进行叠加，形成一条I－V特性曲线，得到整个阵列的最大功率P2，1－P2/P1就是不匹配损失比率了。
第二个办法就是将整个阵列的I－V曲线测出来，得到最大功率P3，然后再根据现场测量的温度、辐照度，结合组件的标称功率，计算出阵列的理论最大功率P4。1－P3/P4就是不匹配损失比率了。
8、灰尘遮挡
电站运维人员要不定期对光伏组件进行打扫，以减小灰尘在光伏组件玻璃上的沉积，灰尘遮挡造成的能量损失比率也具有不确定性，不同地区的差异很大，只有通过长期的现场观察才能得到一般规律。可以在现场放几块玻璃，然后定期对玻璃进行透光率测试，就可以估算灰尘遮挡造成的能量损失了。
根据个人经验和文献资料，在进行电站可行性研究时，光伏电站各环节的损失比率估算值如下表所示。当然这些值只是默认值，估算时还要根据现场的情况来调整。
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索比光伏网 https://news.solarbe.com/201406/15/216251.html
