CN104167988B - 一种光伏系统效率异常告警的判断方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种光伏系统效率异常告警的判断方法，本发明针对现在的PR值计算公式所存在的问题，通过对其进行分析，并提出了根据不同时期的环境温度与辐照强度进行修正，然后将经修正后的光伏电站系统直流段实际效率与设定的光伏电站安装地区理论效率比较，根据效率偏差制定告警分级标准，确定告警等级，进行预警。本发明为光伏系统性能的监控以及日常的运行维护提供了准确的依据。

Description

一种光伏系统效率异常告警的判断方法

技术领域

本发明涉及一种光伏系统效率异常告警的判断方法，属于光伏系统技术领域。

背景技术

光伏系统的效率是衡量一个光伏系统性能优劣的标准，光伏系统的总效率由太阳能方阵的效率(直流输出电量与总装机容量的比值)、逆变器的效率(交流输出电量与直流输入电量的比值)、并网端效率三部分组成。为了更直接的测定一个光伏系统的效率，国际上一般采用Performance Ratio(简称PR)作为衡量一个光伏系统效率的标准。PR通常代表着光伏系统的效率，它是对整个光伏系统利用程度的度量。它表明了光伏系统性能损失的整体效果，包括光伏阵列温度、光照的不完全利用灰尘污染和系统故障等各种影响因素。PR是一个用来测量光伏系统利用程度的国际方法。它是STC(标准测试)条件下，光伏系统产生的可利用的并网交流电量与理论可发电量的比值。各地PR值差异较大，如全年高温的海南PR正常值低于西藏地区5％～10％。从全年整体趋势来看，以长三角地区为例，在六月份的梅雨季节，由于低辐照影响，与其他月份比系统效率值大幅度降低。目前，从数据收集和计算过程中发现PR值的计算受到光照强度以及环境温度的影响很大，且PR一般计算周期为1年时间，不适合于监控告警采用的瞬时效率计算。

光伏系统运行过程会存在各种部件异常、性能衰减、失效等问题。对于大型光伏电站与屋顶分布式光伏电站，准确找到异常部件或产生问题光伏方阵区域，对光伏电站运行维护与提升发电量至关重要。为方便光伏电站运行维护，目前通常通过对光伏电站中每串或每个光伏组件发电效率进行监控，如发现与理论效率差异较大时即发出告警信号，使光伏电站维护人员能很快找到问题点。

发明内容

本发明针对现在的PR值计算公式所存在的问题，对其进行分析并提出了优化后的光伏系统瞬时效率计算方法，为光伏系统性能的监控以及日常的运行维护提供了准确的依据。

为达到上述目的，本发明采用的技术方案如下：

一种光伏系统效率异常告警的判断方法，包括以下步骤：

1)将光伏电站系统效率分为3段：直流段效率、低压交流段效率和高压交流段效率；

2)考虑到各段效率的损失因素，设定光伏电站安装地区理论效率；

3)根据环境温度，辐照强度对光伏系统直流段实际效率进行修正；

4)将步骤3)计算得到的经修正后的光伏系统直流段实际效率和所述步骤2)设定的理论效率进行比较，计算效率偏差；

5)制定告警分级标准，根据计算的效率偏差输出告警信息。

前述的步骤1)中，直流段效率是指光伏组件串效率，低压交流段效率是指逆变器效率，高压交流段效率是指变压器效率。

前述的步骤2)中，所述光伏电站安装地区理论效率的计算公式为：

$P_0=\frac{P_{\mathrm{DR}}}{P_T}---\left(1\right)$

其中，P₀为光伏电站安装地区理论效率，P_DR为测试时间内的实际发电量，P_T为测试时间内的理论发电量；

上述在计算光伏组件串理论效率时，P_DR取值为直流汇流箱输入或逆变器直流输入的实际发电量值；在计算光伏系统总理论效率时，P_DR取值为并网点测量的实际发电量值；

理论发电量P_T的计算公式为：

P_T＝P_rating×T (2)

其中，T为STC条件下测试时间内的实际峰值日照时数，P_rating为STC条件下光伏系统组件装机容量；

逆变器理论效率直接采用逆变器规格书效率曲线计算；

变压器理论效率采用变压器额定效率值。

前述的步骤3)对光伏系统实际效率进行修正只考虑对光伏系统直流段效率的修正。

前述的根据辐照强度对光伏系统直流段实际效率的修正包括以下步骤：

3-1)光伏组件结电压V_j与光伏组件实际输出电压V关系如公式(4)所示：

V＝V_j-IR_s (4)

光伏组件光生电流I_ph与光伏组件实际输出电流I的关系如公式(5)所示：

$I=I_{\mathrm{ph}}-\frac{V}{R_{\mathrm{sh}}}-I_{\mathrm{bk}}\left(V\right)---\left(5\right)$

其中，R_sh为光伏组件的内部并联电阻，R_s为测试短路电流电路中的串联电阻，I_bk(V)为漏电流；

3-2)同辐照下的光伏组件效率η_i通过公式(6)计算：

${\mathrm{\η}}_i=\frac{I_i\×V_i}{I_0\×V_0}\×{\mathrm{\η}}_0=\frac{[I_{\mathrm{phi}}-\frac{V}{R_{\mathrm{sh}}}-I_{\mathrm{bk}}\left(V\right)]\×(V_j-I_{\mathrm{phi}}\×R_s)}{[I_{\mathrm{ph}0}-\frac{V}{R_{\mathrm{sh}}}-I_{\mathrm{bk}}\left(V\right)]\×(V_j-I_{\mathrm{ph}0}\×R_s)}=\frac{[\frac{R_{\mathrm{in}}}{1000}\×I_{\mathrm{ph}0}-\frac{V}{R_{\mathrm{sh}}}-I_{\mathrm{bk}}\left(V\right)]\×(V_j-\frac{R_{\mathrm{in}}}{1000}\×I_{\mathrm{ph}0}\×R_s)}{[I_{\mathrm{ph}0}-\frac{V}{R_{\mathrm{sh}}}-I_{\mathrm{bk}}\left(V\right)]\×(V_j-I_{\mathrm{ph}0}\×R_s)}---\left(6\right)$

式中，V_i为光伏组件实际输出电压，I_i为光伏组件实际输出电流，V₀为1000W/m²辐照条件下的输出电压，I₀为1000W/m²辐照条件下的输出电流，I_phi为实际辐照下的光生电流值，I_ph0为1000W/m²辐照条件下的光生电流值；

3-3)辐照修正系数X_r表示为：

$X_r=\frac{{\mathrm{\η}}_i}{{\mathrm{\η}}_0}---\left(7\right)$

η₀为标准辐照强度条件1000W/m²测试效率；

所述根据环境温度对光伏系统直流段实际效率的修正包括以下步骤：

3-a)光伏组件的实际温度采用以下公式(8)计算：

T_C＝T_A+0.03×R_in (8)

其中，T_c为光伏组件的实际温度，T_A为环境温度，R_in为光伏组件斜面辐照强度；

3-b)光伏组件因温度上升引起的效率降低百分比为：

(T_C-25)×F_t＝(T_A+0.03×R_in-25)×F_t (9)

其中，F_t为温度系数；

3-c)温度修订系数X_t表示为：

X_t＝100％-(T_A+0.03×R_in-25)×F_t (10)；

所述经环境温度，辐照强度修正后的光伏系统直流段实际效率P为：

$P=\frac{P_{\mathrm{DR}}}{P_T\×X_t\×X_r}=\frac{I_{\mathrm{in}}\×V_{\mathrm{in}}\×\mathrm{\Δt}}{P_{\mathrm{rating}}\×\frac{R_{\mathrm{in}}}{1000}\×\mathrm{\Δt}}=\frac{1000\×I_{\mathrm{in}}\×V_{\mathrm{in}}}{P_{\mathrm{rating}}\×R_{\mathrm{in}}}---\left(3\right)$

式中，X_t为温度修正系数，X_r为辐照修正系数，Δt为数据取值时间，I_in为逆变器的即时电流，V_in为逆变器的电压输出。

前述的步骤5)中的告警分级标准为：当实际效率低于理论效率的10％，为低级别告警；当实际效率低于理论效率的20％，为中级别告警；当实际效率低于理论效率的40％，为高级别告警。

通过辐照强度、光伏组件温度对光伏系统效率的修订，减少环境条件对系统效率变化的影响，使光伏系统效率异常告警判断更加准确。结合分级告警的模式，在系统效率大幅降低情况，能够及时监测与控制，方便紧急处理，减少安全隐患；系统效率小幅降低时，信息的准确反馈，为系统的运行维护、检测必要性分析提供数据依据。

附图说明

图1为不同光照强度下组件的效率曲线图；

图2为本发明的光伏系统效率异常告警判断方法流程图。

具体实施方式

现结合附图和具体实施方式详细说明本发明。

如图2所示，本发明的光伏系统效率异常告警判断方法流程图所示，包括以下步骤：

1)将光伏电站系统效率分为3段：直流段效率、低压交流段效率和高压交流段效率。其中，直流段效率损失包括组件光谱失配、高温损失、阴影、灰尘损耗、直流线损、电流电压失配损失等。低压交流段效率损失包括MPPT损失、直流交流逆变损失、交流线损等等。高压交流损耗包括交流升压损耗、高压交流线损等。

2)考虑光伏效率损失因素，设定光伏电站安装地区理论效率，理论效率是根据地域、光伏电站条件计算(实际运行前)的，然后将该值设定为理论效率值，光伏电站系统理论效率包括组件串理论效率，逆变器理论效率，变压器部分理论效率。其中，组件串效率即直流段效率，逆变器效率即低压交流段效率，变压器部分效率即高压交流段效率。例如：三亚地区光伏电站系统理论效率设定为75～78％，其中直流段理论效率80％～84％，低压交流段理论效率96％，高压交流段理论效率98％。

本发明考虑以下可控因素，包括倾角、阴影、灰尘污秽、线损、MPPT追踪精度、组件失配、故障、老化、逆变器效率、太阳能组件效率、升压变压器效率等，计算光伏电站安装地区理论效率P₀：

倾角：在没有特殊要求的情况下，光伏系统阵列一般都按当地的最佳倾角设计排布，保证全年的光照条件最好，保证高发电量。

阴影：光伏系统在设计过程中都保证了全年上午9点到下午16点组件表面无阴影，但在实际过程中可能会有临时阴影出现，例如：飞鸟的影子、落叶阴影等，阴影的出现不仅降低了组件接收到太阳光的光照强度还改变了组件工作的温度，甚至产生热斑效应，从而影响系统效率。

灰尘污秽：由于光伏系统的光伏组件暴露在户外，运营期间不及时清理可定会有灰尘污秽的出现，灰尘污秽不仅降低了光伏组件接收到太阳光的光照强度还改变了光伏组件工作的温度，从而影响光伏系统效率。

线损：当光能转换为电能之后，电流在线缆中传输，不可避免的存在能量损失，线损会降低光伏系统效率。在光伏系统设计过程中优化线缆走向，减少线缆长度可以相对提高光伏系统效率。

失配、故障、老化：光伏系统在长时间工作中难免会出现小的故障，如果不及时维护检修，系统效率将受到很大的影响。

MPPT追踪精度：光伏系统一般都配有控制器(并网系统集成在逆变器中)，控制器使用MPPT追踪方式保证每路组件在每时每刻都在最大功率点工作，所以MPPT的追踪精度直接影响到了实际的发电量，从而影响了系统效率。

组件效率：组件的光电转换效率与组件生产的工艺、技术、材料有关，光电转换效率的高低直接影响到单位装机容量发电量的多少，从而影响了系统效率。

逆变器效率、升压变压器效率：逆变器和升压变压器本身具有功率的消耗，从而会影响到光伏系统的效率。选择性能优良的逆变器、变压器可以相对提高系统效率。

综合考虑上述因素后，光伏电站安装地区理论效率P₀的计算公式为：

$P_0=\frac{P_{\mathrm{DR}}}{P_T}---\left(1\right)$

其中，P_DR为测试时间Δt内的实际发电量(Wh)，P_T为测试时间Δt内的理论发电量(Wh)；

考虑光伏系统效率可以分为组件串效率，逆变器效率，变压器部分效率，在计算光伏组件串理论效率时P_DR取值为直流汇流箱输入或逆变器直流输入(无汇流箱情况)的实际发电量值；逆变器理论效率直接采用逆变器规格书效率曲线计算；变压器部分理论效率采用变压器额定效率值。

在计算光伏系统总理论效率时，P_DR取值为并网点测量的实际发电量值。

理论发电量P_T的公式为：

P_T＝P_rating×T (2)

其中，T为STC条件下测试时间Δt内的实际峰值日照时数(h)，为STC条件下光伏系统组件装机容量(W)；

STC条件：光线光照强度＝1000W/m²，工作温度25℃，大气质量AM＝1.5。

3)确定光伏电站安装地区理论效率后，由于同一地区不同季节系统效率变化较大。因此需要根据环境温度、辐照强度对实际效率进行修正。根据光伏监控系统所监控的光伏组件或组件串或方阵的装机容量也就是额定功率P_rating，以及组件斜面的实时太阳辐照强度R_in(单位取W/m²),根据逆变器的即时电流I_in、电压输出V_in，计算实时光伏电站系统直流段实际效率P：

$P=\frac{P_{\mathrm{DR}}}{P_T\×X_t\×X_r}=\frac{I_{\mathrm{in}}\×V_{\mathrm{in}}\×\mathrm{\Δt}}{P_{\mathrm{rating}}\×\frac{R_{\mathrm{in}}}{1000}\×\mathrm{\Δt}}=\frac{1000\×I_{\mathrm{in}}\×V_{\mathrm{in}}}{P_{\mathrm{rating}}\×R_{\mathrm{in}}}---\left(3\right)$

式中，X_t为温度修正系数，X_r为辐照修正系数，Δt为数据取值时间，为取值时间内，辐照总量值折算成峰辐照(1000W/m²)小时数。

低压交流段实际效率采用逆变器交流输出发电量与直流输入发电量比值计算，高压交流段实际效率采用变压器器高压交流输出发电量与低压交流输入发电量比值计算。

上述额定功率P_rating，逆变器的即时电流I_in、电压输出V_in和组件斜面的实时太阳辐照强度R_in可以从智能汇流箱、逆变器、变压器、并网关口表取得。

光伏电站系统实际效率监控中最重要是直流段效率，即太阳能方阵的效率，该部分效率受影响因素最多，主要有三个方面：a)设计影响，如步骤1)中提到的倾角、遮挡、线损等，该方面的影响在步骤2)的理论效率确认时已经考虑并量化计算；b)环境影响，主要是温度与辐照，温度高光伏组件效率低，低辐照时光伏组件效率低，该方面受地区与季节影响，其中地区影响，在理论效率计算时已经考虑，实际效率与理论效率对比时，需要根据不同时期的环境温度与辐照强度进行修正；c)异常情况影响，如组件失效、线路故障、部件效率过段衰减等。

公式(3)中，需要计算温度修正系数X_t和辐照修正系数X_r。

根据辐照强度与环境温度情况对计算的光伏系统实际效率进行修正，这里只考虑直流段效率，即太阳能方阵的效率，如下：

a)辐照强度修正：辐照强度由光伏系统当地地理位置以及季节决定。由于太阳能电池的材料特性，特别在辐照强度较小的弱光条件下，光伏系统效率非常低的。通过光伏组件的内部并联电阻R_sh与测试短路电流电路中的串联电阻R_s，漏电流I_bk(V)与的值确定光伏组件的IV输出特性，对光伏组件实际效率进行修订。光伏组件结电压V_j与光伏组件实际输出电压V关系如公式(4)所示：

V＝V_j-IR_s (4)

光伏组件光生电流I_ph与光伏组件实际输出电流I的关系如公式(5)所示：

$I=I_{\mathrm{ph}}-\frac{V}{R_{\mathrm{sh}}}-I_{\mathrm{bk}}\left(V\right)---\left(5\right)$

光生电流I_ph与辐照强度成正比，光伏组件结电压V_j随辐照强度变化较小，可以近似视为定值，根据光伏组件的漏电流I_bk(V)、并联电阻R_sh与串联电阻R_s确定不同辐照下组件IV特性。

根据公式(4)，同辐照下的光伏组件效率η_i可以通过下式计算：

${\mathrm{\η}}_i=\frac{I_i\×V_i}{I_0\×V_0}\×{\mathrm{\η}}_0=\frac{[I_{\mathrm{phi}}-\frac{V}{R_{\mathrm{sh}}}-I_{\mathrm{bk}}\left(V\right)]\×(V_j-I_{\mathrm{phi}}\×R_s)}{[I_{\mathrm{ph}0}-\frac{V}{R_{\mathrm{sh}}}-I_{\mathrm{bk}}\left(V\right)]\×(V_j-I_{\mathrm{ph}0}\×R_s)}=\frac{[\frac{R_{\mathrm{in}}}{1000}\×I_{\mathrm{ph}0}-\frac{V}{R_{\mathrm{sh}}}-I_{\mathrm{bk}}\left(V\right)]\×(V_j-\frac{R_{\mathrm{in}}}{1000}\×I_{\mathrm{ph}0}\×R_s)}{[I_{\mathrm{ph}0}-\frac{V}{R_{\mathrm{sh}}}-I_{\mathrm{bk}}\left(V\right)]\×(V_j-I_{\mathrm{ph}0}\×R_s)}---\left(6\right)$

式中，V_i为光伏组件实际输出电压，I_i为光伏组件实际输出电流，V₀为1000W/m²辐照条件下的输出电压，I₀为1000W/m²辐照条件下的输出电流，I_phi为实际辐照下的光生电流值，I_ph0为1000W/m²辐照条件下的光生电流值。

辐照修正系数X_r可以表示为：

$X_r=\frac{{\mathrm{\η}}_i}{{\mathrm{\η}}_0}---\left(7\right)$

光伏组件规格书中的标准效率η₀为标准辐照强度条件1000W/m²测试效率。

除上述公式计算外，光伏组件不同辐照条件下的实际效率η_i还可以通过太阳模拟器测试得到，如图1为典型晶体硅光伏组件不同光照强度下的效率曲线图。

b)温度修正：环境温度由光伏系统当地环境决定。由于太阳能电池的材料特性，温度往往对光伏系统效率有着很多大的影响。光伏组件的实际温度采用以下公式(8)计算：

T_C＝T_A+0.03×R_in (8)

T_c为光伏组件的实际温度，T_A为环境温度，R_in为光伏组件斜面辐照强度。

温度系数可以取光伏组件规格书标称系数F_t，如目前占主要市场的多晶硅太阳电池温度系数约为-0.4％/℃，即组件工作温度每高于其额定工作温度1℃，其相对效率降低0.4％。根据实际工作温度值T_c与标准测试条件25℃的差值，再根据温度系数即可计算得到光伏组件因温度上升引起的效率降低百分比：

(T_C-25)×F_t＝(T_A+0.03×R_in-25)×F_t (9)

温度修订系数X_t可以表示为：

X_t＝100％-(T_A+0.03×R_in-25)×F_t (10)

光伏系统的实际效率(PR)值的大小受到峰值日照时数以及环境温度等自然因素的影响。然而在PR值用来作为系统运转性能的指标时，我们必须要排除自然因素的干扰，确定系统是否受到一些可控因素的影响，从而决定是否要对系统采取相应的维护和检修措施，保证光伏系统高效稳定的运行。也就是需要先经过上述温度和辐照强度情况下的修正。

4)将步骤3)计算得到的经修正后的光伏电站系统直流段实际效率与步骤2)设定的光伏电站安装地区理论效率比较，计算效率偏差。通过修正后的光伏系统效率值是一个光伏系统的整体运转性能的指标。如果通过监测发现一个光伏电站系统的效率值在一段时间里大幅度偏离平均值，那我们就可以断定这个光伏电站系统在这个时间段里出现了问题(阴影、灰尘、坏损等)，然后采取措施对该伏电站系统进行维护检修使光伏系统PR值稳定在较好的范围之内，保持光伏系统高效稳定的运行。

5)根据效率偏差制定告警分级标准，确定告警等级，当实际效率低于理论效率的10％，为低级别告警；当实际效率低于理论效率的20％，为中级别告警；当实际效率低于理论效率的40％，为高级别告警。

Claims (5)

1.一种光伏系统效率异常告警的判断方法，其特征在于，包括以下步骤：

1)将光伏电站系统效率分为3段：直流段效率、低压交流段效率和高压交流段效率；

2)考虑到各段效率的损失因素，设定光伏电站安装地区理论效率；

3)根据环境温度，辐照强度对光伏系统直流段实际效率进行修正；

所述根据辐照强度对光伏系统直流段实际效率的修正包括以下步骤：

3-1)光伏组件结电压V_j与光伏组件实际输出电压V关系如公式(4)所示：

V＝V_j-IR_s (4)

光伏组件光生电流I_ph与光伏组件实际输出电流I的关系如公式(5)所示：

$I=I_{ph}-\frac{V}{R_{sh}}-I_{bk}\left(V\right)---\left(5\right)$

其中，R_sh为光伏组件的内部并联电阻，R_s为测试短路电流电路中的串联电阻，I_bk(V)为漏电流；

3-2)同辐照下的光伏组件效率η_i通过公式(6)计算：

${\mathrm{\η}}_i=\frac{I_i\×V_i}{I_0\×V_0}\×{\mathrm{\η}}_0=\frac{\[I_{phi}-\frac{V}{R_{sh}}-I_{bk}\left(V\right)\]\×(V_j-I_{phi}\×R_s)}{\[I_{ph0}-\frac{V}{R_{sh}}-I_{bk}\left(V\right)\]\×(V_j-I_{ph0}\×R_s)}=\frac{\[\frac{R_{in}}{1000}\×I_{ph0}-\frac{V}{R_{sh}}-I_{bk}\left(V\right)\]\×(V_j-\frac{R_{in}}{1000}\×I_{ph0}\×R_s)}{\[I_{ph0}-\frac{V}{R_{sh}}-I_{bk}\left(V\right)\]\×(V_j-I_{ph0}\×R_s)}---\left(6\right)$

式中，V_i为光伏组件实际输出电压，I_i为光伏组件实际输出电流，V₀为1000W/m²辐照条件下的输出电压，I₀为1000W/m²辐照条件下的输出电流，I_phi为实际辐照下的光生电流值，I_ph0为1000W/m²辐照条件下的光生电流值；

3-3)辐照修正系数X_r表示为：

$X_r=\frac{{\mathrm{\η}}_i}{{\mathrm{\η}}_0}---\left(7\right)$

η₀为标准辐照强度条件1000W/m²测试效率；

所述根据环境温度对光伏系统直流段实际效率的修正包括以下步骤：

3-a)光伏组件的实际温度采用以下公式(8)计算：

T_C＝T_A+0.03×R_in (8)

其中，T_c为光伏组件的实际温度，T_A为环境温度，R_in为光伏组件斜面辐照强度；

3-b)光伏组件因温度上升引起的效率降低百分比为：

(T_C-25)×F_t＝(T_A+0.03×R_in-25)×F_t (9)

其中，F_t为温度系数；

3-c)温度修订系数X_t表示为：

X_t＝100％-(T_A+0.03×R_in-25)×F_t (10)；

经环境温度，辐照强度修正后的光伏系统直流段实际效率P为：

$P=\frac{P_{DR}}{P_T\×X_t\×X_r}=\frac{I_{in}\×V_{in}\×\mathrm{\Δ}t}{P_{rating}\×\frac{R_{in}}{1000}\×\mathrm{\Δ}t}=\frac{1000\×I_{in}\×V_{in}}{P_{rating}\×R_{in}}---\left(3\right)$

式中，X_t为温度修正系数，X_r为辐照修正系数，Δt为数据取值时间，I_in为逆变器的即时电流，V_in为逆变器的电压输出；P_DR为测试时间内的实际发电量，P_T为测试时间内的理论发电量；P_rating为STC条件下光伏系统组件装机容量；

4)将步骤3)计算得到的经修正后的光伏系统直流段实际效率和所述步骤2)设定的理论效率进行比较，计算效率偏差；

5)制定告警分级标准，根据计算的效率偏差输出告警信息。

2.根据权利要求1所述的一种光伏系统效率异常告警的判断方法，其特征在于，所述步骤1)中，直流段效率是指光伏组件串效率，低压交流段效率是指逆变器效率，高压交流段效率是指变压器效率。

3.根据权利要求1所述的一种光伏系统效率异常告警的判断方法，其特征在于，所述步骤2)中，所述光伏电站安装地区理论效率的计算公式为：

$P_0=\frac{P_{DR}}{P_T}---\left(1\right)$

其中，P₀为光伏电站安装地区理论效率，P_DR为测试时间内的实际发电量，P_T为测试时间内的理论发电量；

上述在计算光伏组件串理论效率时，P_DR取值为直流汇流箱输入或逆变器直流输入的实际发电量值；在计算光伏系统总理论效率时，P_DR取值为并网点测量的实际发电量值；

理论发电量P_T的计算公式为：

P_T＝P_rating×T (2)

其中，T为STC条件下测试时间内的实际峰值日照时数，P_rating为STC条件下光伏系统组件装机容量；

逆变器理论效率直接采用逆变器规格书效率曲线计算；

变压器理论效率采用变压器额定效率值。

4.根据权利要求1所述的一种光伏系统效率异常告警的判断方法，其特征在于，所述步骤3)对光伏系统实际效率进行修正只考虑对光伏系统直流段效率的修正。

5.根据权利要求1所述的一种光伏系统效率异常告警的判断方法，其特征在于，所述步骤5)中的告警分级标准为：当实际效率低于理论效率的10％，为低级别告警；当实际效率低于理论效率的20％，为中级别告警；当实际效率低于理论效率的40％，为高级别告警。