光伏组件转换效率测试和评定方法技术规范
光伏组件的转换效率是怎么回事？
光伏组件的转换效率是怎么回事？一、光电效率的定义在照射强度1000M/cm2：太阳能工作温度25℃±2℃的情况下，最大输出功率除以日照强度乘以太阳能电池板吸收光面积乘以100%。
二、效率的计算方法理论上，尺寸、标称功率相同的组件，效率肯定是相同的。
光伏组件是由电池片组成，一块光伏组件通常由60片(6×10)或72片(6×10)电池片组成，面积分别为1.638 m2(0.992m×1.652m)和3.895 m2(0.992m×1.956m)。
辐照度为1000W/m2时，1.638 m2组件上接收的功率为1638W，当输出为250W时，效率为15.3%，255W时为15.6%。
三、国家标准对效率的要求根据2月5日国家能源局综合司颁布的《关于征求发挥市场作用促进光伏技术进步和产业升级意见的函》(国能综新能[2015]51号)规定：自2015年起，享受国家补贴的光伏发电项目采用的光伏组件和并网逆变器产品应满足《光伏制造行业规范条件》相关指标要求。
其中，多晶硅电池组件转换效率不低于15.5%，单晶硅电池组件转换效率不低于16%。
多晶硅、单晶硅、薄膜电池组件自投产运行之日起，一年内衰减率分别不高于2.5%、3%、5%。
2015年，“领跑者”先进技术产品应达到以下指标：单晶硅光伏电池组件转换效率达到17%以上，多晶硅光伏电池组件转换效率达到16.5%以上，转换效率达到10%以上薄膜光伏电池组件以及其他有代表性的先进技术产品。
国家通过组织光伏发电基地、新技术示范基地等方式组织实施。
四、电压与温度系数电压分开路电压和MPPT电压，温度系数分电压温度系数和功率温度系数。
在进行串并联方案设计时，要用开路电压、工作电压、温度系数、当地极端温度(最好是昼间)进行最大开路电压和MPPT电压范围的计算，与逆变器进行匹配。
五、光伏组件转换效率计算以常用的60片的多晶硅光伏组件为例，不同规格的转换效率如下表。
光伏组件的检验测试(终检)
光伏组件的检验测试（终检）一、终检的内容根据国家标准《地面用晶体硅光伏组件的设计鉴定和定型》（GB/t9535-1998）和《海上用太阳能电池组件通用规范》（GB/t14008-1992）的规定，光伏组件需要检查和测试的基本项目如下：1.电气性能测试；2.电气绝缘性能试验；3.热循环试验；4.湿热湿冷实验；5.机械负荷试验；6.冰雹试验；7.老化试验。
二、光伏组件的电性能参数1.光伏组件的输出特性光伏组件的性能主要是它的“电流-电压”特性，即光伏组件的输出特性。
它能够反应出组件的光电转换能力。
反映光伏组件（在一定照明条件下）输出电压、输出电流和输出功率之间关系的曲线称为输出特性曲线，即“电流-电压”特性曲线，也可以表示为I-V特性曲线。
在光伏组件的i-v特性曲线上，有三个具有重要意义的点：开路电压、开路电流和峰值功率。
2.光伏组件的电气性能参数光伏组件的电性能参数主要有：短路电流、开路电压、峰值电流、峰值电压、峰值功率、填充因子和转换效率等。
（1）短路电流（ISC）：当光伏组件的正负极短路时，u？0，此时的电流为元件短路电流，短路电流的单位是a(安培)，短路电流随着光强的变化而变化。
（2）开路电压（UOC）：当光伏组件的正负极未连接到负载时，组件正负极之间的电压为开路电压，开路电压的单位为V（伏特）。
光伏组件的开路电压随串联电池数量的增加或减少而变化。
串联36个电池的模块的开路电压约为21V。
⑶峰值电流(im)：峰值电流也叫最大工作电流或最佳工作电流，是指光伏组件输出最大功率时的工作电流。
（4）峰值电压（UM）：峰值电压也称为最大工作电压或最佳工作电压，指太阳能电池输出最大功率时的工作电压。
峰值电压的单位也是v（伏特）。
模块的峰值电压随串联电池芯数的增加或减少而变化。
例如，串联36个电池芯的模块的峰值电压为17~17.5V。
⑸峰值功率(pm)：峰值功率也叫最大输出功率或最佳输出功率，是指光伏组件在正常工作或测试条件下的最大输出功率，也就是峰值电流与峰值电压的乘积：pm=im?um。
光伏组件检测及标准
光伏组件的检测主要包括以下几个方面：
1.耐久性检测：包括光伏组件的耐候、耐湿热、抗腐蚀等耐久性能的测量。
2.温度特性检测：包括光伏组件的工作温度范围、温度系数等温度特性的测量。
3.反射率检测：包括光伏组件表面反射特性的测量，以评估其损耗情况。
4.尺寸和重量检测：包括光伏组件的尺寸和重量等外观特性的测量。
光伏组件的检测一般依据相关的国际和国内标准进行，例如国际电工委员会（IEC）发布的IEC 61215等标准。
这些标准对光伏组件的电性能、外观、尺寸、重量、耐候性、抗腐蚀性等方面都有详细的要求和规定。
在检测过程中，需要对光伏组件进行全面的检查和测试，以确保其符合相关标准和要求。
同时，对于不合格的产品需要进行相应的处理和改进，以确保产品的质量和可靠性。
光伏组件的性能评估与优化
光伏组件的性能评估与优化随着环保意识的不断提升，太阳能发电越来越受到人们的青睐，而光伏组件则是太阳能发电的核心部件之一。
但是，随着光伏产业的不断发展，市场上出现了越来越多的光伏产品，其性能和质量也参差不齐，导致很多消费者对光伏组件的性能评估和优化显得比较困难。
因此，本文将就光伏组件的性能评估和优化进行探讨。
一、光伏组件的性能评估1.1 电池片效率电池片效率是光伏组件性能评估中最重要的指标之一。
它指的是光伏电池所转换的光能与光照面积之比，一般用百分数表示。
研究表明，太阳能电池片效率的提高将直接导致光伏发电的成本下降，所以选购光伏组件时，要选择高效的电池片。
1.2 组件转换效率组件转换效率是指光伏组件所收集到的太阳辐射能与辐射面积之比，也是光伏组件性能评估的重要指标。
组件转换效率越高，就代表着光伏组件转换成电的能力越强。
在实际应用中，组件转换效率是决定太阳能发电量大小的关键因素。
1.3 温度系数温度系数是光伏组件的关键参数之一，它代表着光伏组件温度变化对电性能的影响。
一般来说，温度上升会导致光伏电池发生热损失，从而降低电池的输出电压和电流，所以温度系数越小，光伏组件的性能表现越好。
二、光伏组件的优化方式2.1 优化电池片对电池片的优化可以提高光伏组件的效率和稳定性。
目前，市场上出现了多种电池片类型，如单晶硅、多晶硅、非晶硅等，其中单晶硅电池片效率最高，因此选择单晶硅电池片的光伏组件性能相对较好。
2.2 优化光伏材料光伏材料是光伏组件的重要组成部分，不同的光伏材料对光伏组件的性能有着直接影响。
一般来说，硅基材料的光伏组件在市场上占据着绝大部分比例，而铜铟镓硒太阳能电池的效率相对较高，但是成本较高，适用范围较小。
2.3 设计光伏组件在光伏组件的设计方面，可以通过增加组件发光面积、优化光伏芯片间距等方法来提高光伏组件转化效率。
此外，还可以采用减反射涂层等技术来提高组件的光吸收率和转换效率。
2.4 对光伏组件进行维护维护光伏组件可以有效地延长其使用寿命和性能。
光伏组件转换率
光伏组件转换率一、背景介绍光伏组件转换率是衡量太阳能电池板性能的重要指标，它反映了光能转化为电能的效率。
光伏组件是太阳能发电系统中的核心部分，其转换率直接影响着系统的发电效果和经济收益。
二、定义和计算公式光伏组件转换率是指太阳能电池板将太阳辐射的光能转化为电能的比例。
一般以百分比形式表示，计算公式如下：光伏组件转换率 = （太阳能电池板输出的最大功率）/（太阳辐射在该面积上的平均功率）三、影响因素1.材料选择：不同材料的太阳能电池板具有不同的光吸收和电子传导性质，影响着转换效率。
2.结构设计：太阳能电池板的结构设计直接决定了其对太阳辐射的接收程度，进而影响到转换效率。
3.温度：高温会降低太阳能电池板的性能，因此温度对于转换率也有一定影响。
4.光照强度和角度：太阳能电池板在不同光照强度和角度下的转换率也会有所差异。
四、提高光伏组件转换率的方法1.优化材料选择：选择具有高光吸收和电子传导性能的材料，如单晶硅、多晶硅等。
2.改进结构设计：通过调整太阳能电池板的结构，提高其对太阳辐射的接收程度，如使用反射镜增加光线入射角度。
3.控制温度：采用散热措施，降低太阳能电池板的工作温度，以减少温度对转换率的影响。
4.调整光照强度和角度：根据实际情况调整太阳能电池板的朝向和角度，使其能够最大限度地接收到太阳辐射。
五、应用场景及意义1.太阳能发电系统设计：在太阳能发电系统设计中，准确估计光伏组件转换率可以帮助确定系统容量和发电预期，从而保证系统运行效果和经济效益。
2.太阳能电池板选购：购买太阳能电池板时，了解光伏组件转换率可以帮助选择性能更好的产品，提高发电效率。
3.科研和技术创新：研究和改进光伏组件转换率的方法，可以推动光伏技术的发展，提高太阳能发电的整体效率。
六、国际标准与发展趋势1.国际标准：国际电工委员会（IEC）制定了一系列关于太阳能电池板转换率测试和评估的标准，如IEC 61215、IEC 61730等。
光伏组件评估标准
光伏组件的评估标准主要包括以下几个方面：
1. 效率：光伏组件的效率是指将太阳辐射能转换为电能的能力，是评估太阳能电池板整体质量的主要指标之一。
2. 输入功率和输出功率：输入功率是光伏组件的一个重要性能指标，表示单位面积上能够转化为电能的光能量。
输出功率是光伏组件向外输出的电能，也是评估组件性能的重要指标之一。
3. 耐久性：光伏组件在使用过程中需要经受各种环境条件和温度变化，因此耐久性是评估组件质量的重要因素之一。
4. 绝缘电阻：绝缘电阻是评估光伏组件绝缘性能的指标。
5. 反射率：反射率是光伏组件吸收和反射光能的能力指标之一。
6. 外观检查：外观检查是验证光伏组件结构和制造质量的一个重要步骤，包括检查光伏组件表面是否有划痕、气泡、裂纹等缺陷，以及组件边框的固定状态和密封性。
7. 标称标牌验证：标称标牌验证是核实光伏组件规格和性能参数的一个测试环节，需要查看标牌上的参数是否与组件实际性能相符，包括峰值功率、开路电压、短路电流等。
总之，评估光伏组件时需要考虑其性能、耐久性、安全性等多个方面，以确保其能够长期稳定地运行并发挥出最大的效益。
太阳能光伏电池组件质量检测标准
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组件质量检测标准……………………………………… EVA EVA检验标准晶体硅太阳电池囊封材料是EVA，它乙烯与醋酸乙烯脂的共聚物，化学式结构如下（CH2—CH2）—（CH—CH2） | O | O — O — CH2EVA是一种热融胶粘剂，常温下无粘性而具抗粘性，以便操作，经过一定条件热压便发生熔融粘接与交联固化，并变的完全透明，长期的实践证明：它在太阳电池封装与户外使用均获得相当满意的效果。
固化后的EVA能承受大气变化且具有弹性，它将晶体硅片组“上盖下垫”，将硅晶片组包封，并和上层保护材料玻璃，下层保护材料TPT（聚氟乙烯复合膜），利用真空层压技术粘合为一体。
另一方面，它和玻璃粘合后能提高玻璃的透光率，起着增透的作用，并对太阳电池组件的输出有增益作用。
EVA厚度在0.4mm～0.6mm之间，表面平整，厚度均匀，内含交联剂，能在150℃固化温度下交联，采用挤压成型工艺形成稳定胶层。
EVA主要有两种：①快速固化②常规固化，不同的EVA层压过程有所不同采用加有抗紫外剂、抗氧化剂和固化剂的厚度为0.4mm的EVA膜层作为太阳电池的密封剂，使它和玻璃、TPT 之间密封粘接。
用于封装硅太阳能电池组件的EVA，主要根据透光性能和耐侯性能进行选择。
1. 原理EVA具有优良的柔韧性，耐冲击性，弹性，光学透明性，低温绕曲性，黏着性，耐环境应力开裂性，耐侯性，耐化学药品性，热密封性。
EVA的性能主要取决于分子量（用熔融指数MI表示）和醋酸乙烯脂（以VA表示）的含量。
当MI一定时，VA的弹性，柔软性，粘结性，相溶性和透明性提高，VA的含量降低，则接近聚乙烯的性能。
当VA含量一定时，MI降低则软化点下降，而加工性和表面光泽改善，但是强度降低，分子量增大，可提高耐冲击性和应力开裂性。
不同的温度对EVA的胶联度有比较大的影响， EVA的胶联度直接影响到组件的性能以及使用寿命。
光伏系统性能评估方法
光伏系统性能评估方法在日益增长的可再生能源需求下，太阳能光伏系统作为一种绿色、可持续的能源解决方案受到了广泛关注。
然而，随着光伏系统规模的扩大和技术的不断进步，如何准确评估光伏系统的性能成为了一个重要的问题。
本文将介绍一种可行的光伏系统性能评估方法，以帮助我们更好地了解光伏系统的运行情况。
一、数据收集与准备光伏系统的性能评估需要从系统中收集和准备大量的数据。
首先，我们需要获取光伏阵列的日光辐射数据，这可以通过气象站或太阳能辐射计等设备来获取。
此外，还需要收集光伏组件的发电量数据、温度数据、倾角和朝向等信息。
这些数据将作为评估光伏系统性能的基础。
二、性能指标的选择光伏系统的性能可以从不同的角度来评估。
常用的性能指标包括发电量、效率、可利用率等。
选择合适的性能指标取决于实际需求和评估目的。
例如，如果我们想评估系统的发电潜力，可以选择年平均发电量作为性能指标；如果我们想评估系统运行的稳定性，可以选择每月或每年的可利用率指标。
三、性能评估方法1. 发电量预测模型发电量是评估光伏系统性能的重要指标之一。
建立发电量预测模型可以帮助我们准确地预测系统的发电能力。
常用的发电量预测模型包括物理模型和统计模型。
物理模型基于光伏组件的特性参数和环境因素来计算发电量，而统计模型则通过统计历史数据来预测未来的发电量。
2. 效率评估方法效率是评估光伏系统性能的另一个重要指标。
光伏系统的效率可以分为组件效率和系统效率两个方面。
组件效率是指光伏组件将太阳能转化为电能的能力，而系统效率则包括了组件效率、电池逆变器效率以及系统的配电损耗等因素。
评估光伏系统效率时，我们可以通过测量光伏组件的电流和电压来计算组件效率，通过测量系统的总发电量和总辐射量来计算系统效率。
3. 可利用率评估方法可利用率是用来评估光伏系统运行稳定性和可靠性的指标。
光伏系统的可利用率可以分为时间利用率和发电利用率两个方面。
时间利用率是指系统正常运行的时间占总时间的比例，而发电利用率则是指系统实际发电量占理论或理想发电量的比例。
光伏组件质量判断标准及规则
光伏组件质量判断标准及规则质量判定标准及规则—过程控制一、分选：由品管员每个工作日均衡时间抽检，各工岗负责自检1、具体分档标准按照作业指导书要求2、确保电池片清洁无指纹、无损伤。
3、所分组件的电池片无严重色差二、单焊：由品管员每个工作日均衡时间抽检，各工岗负责自检1、互联条选用符合设计文件2、保持烙铁温度在320-350℃之间，每日对烙铁温度抽检三次3、当把已焊上的互联条焊接取下时，主栅线上应留下均匀的银锡合金4、互联条焊接光滑、无毛刺、无虚焊、脱焊、无锡珠堆锡5、焊接平直，牢固，用手沿45°左右方向轻提焊带不脱落6、焊带均匀的焊在主栅线内，焊带与电池片的主栅线错位不能大于0.5mm，最好在0.2mm 以内。
7、电池表面保持清洁，完整，无损伤三、串焊：由品管员每个工作日均衡时间抽检，各工岗负责自检1、焊带均匀得焊在主栅线内，焊带与电池片的背电极错位不能大于0.5mm2、每一单串各电池片的主栅线应在一条直线上，错位不能大于1mm3、互联带焊接光滑、无毛刺、无虚焊、脱焊、无锡珠4、电池片表面保持清洁5、单片完整，无损伤四、自动焊接：由品管员每个工作日均衡时间抽检，各工岗负责自检1、严禁任何人在机器自动运行时进入焊接区、排版区。
2、焊带均匀得焊在主栅线内，焊带与电池片的背电极错位不能大于0.5mm3、每一单串各电池片的主栅线应在一条直线上，错位不能大于1mm4、互联带焊接光滑、无毛刺、无虚焊、脱焊、无锡珠5、电池片表面保持清洁6、单片完整，无损伤7、焊接平直，牢固，用手沿45°左右方向轻提焊带不脱落8、定时对机器进行清洁。
应及时添加电池片，钢化玻璃，助焊剂，在焊带快用完时及时更换五、叠层：由品管员每个工作日均衡时间抽检，各工岗负责自检1、叠层好的组件定位准确，串与串之间间隙一致，误差±0.5mm2、串接条正、负极摆放正确3、汇流条选择符合图纸要求，汇流条平直，无折痕划伤及其他缺陷4、EV A、TPT要盖满玻璃（背板、玻璃无划伤现象）5、拼接过程中，保持组件中无杂质、污物、手印、焊带条等残余部分6、玻璃、TPT、EV A的“毛面”向着电池片7、序列号好吗正确，与隔离TPT上边缘平行，隔离TPT上边缘与玻璃平行8、组件内部单片无破裂9、涂锡带多余部分要全部剪掉10、电流电压要达到设计要求11、所有焊点不能存在虚焊12、不同厂家的EV A不能混用六、层压：由品管员每个工作日均衡时间抽检，各工岗负责自检1、组件内单片无破裂、无裂纹、无明显位移，串与串之间距离不能小于1mm2、焊带及电池片上面不允许有气泡，其余部分0.5-1mm的气泡不能超过3个，1-1.5mm气泡不能超过1个3、组件的内部无杂质和污物4、EV A的凝胶率不能低于75%，每批EV A测量二次5、层压工艺参数严格按照内部设定参数6、背面平整，凸点不能超过1mm，不能存在鼓泡现象7、组件内部不应该存在真空泡8、玻璃及背板无划伤现象9、修边时，TPT与玻璃边缘齐平，允许偏差-0.5mm七、装框：由品管员每个工作日均衡时间抽检，各工岗负责自检1、外框安装平整、挺直、无划伤及其他不良、无硅胶2、铝合金边框对角线小于1米的误差小于2mm，大于等于1米的误差小于3mm3、铝合金边框四个安装孔孔间距的尺寸允许偏差±0.5mm4、接线盒无破裂、隐裂，配件齐全；5、旁路二极管的极性正确，标识清晰；6、接线盒底部硅胶厚度1-2㎜；7、接线盒位置准确，与四边平行，接线盒四周硅胶密封；8、组件于铝边框之间不能有缝隙；9、拼角边框四角毛刺要去除干净；10、铝边框拼角美观，接缝处缝隙小于0.5mm，高度落差小于0.5mm；八、清洗：由品管员每个工作日进行均衡抽检1、玻璃表面无残留EV A、硅胶及其他灰尘赃物；2、铝边框干净无污物；3、背板无残留EV A及其他污物；4、玻璃、背板及铝边框无划伤及其他不良；九、组件测试：电性能全检按照仪器操作的作业指导书进行测试，每四小时对测试仪进行校正一次，允许偏差为设定值的±3%；十、耐压测试：抽检将组件引出线短路后接到测试仪的正极，将组件暴露的金属部分接到测试仪的负极，以不大于500v/s的速率加压，直到1000v+2倍的系统最大电压，维持1min，如果开路电压小于50v，则所加电压为500v，无绝缘击穿（小于50μA），或表面无破裂现象。
太阳能光伏系统的性能检测与评估
太阳能光伏系统的性能检测与评估太阳能光伏系统作为一种可再生能源的代表，已经成为了现代社会中的一种重要能源供应方式。
然而，随着光伏系统的广泛应用，对于其性能的检测与评估也变得尤为重要。
本文将探讨太阳能光伏系统的性能检测与评估的方法与意义。
首先，我们需要明确太阳能光伏系统的性能指标。
光伏系统的性能主要包括光电转换效率、电池组件的功率输出、系统的可靠性和稳定性等方面。
其中，光电转换效率是衡量光伏系统能否高效利用太阳能的重要指标。
而电池组件的功率输出则直接关系到系统的实际发电能力。
系统的可靠性和稳定性则是保证光伏系统长期运行的关键。
其次，我们需要了解太阳能光伏系统的性能检测方法。
目前，常用的性能检测方法主要包括室内实验和实地测试两种。
室内实验通常通过模拟太阳辐射条件，对光伏电池组件进行性能测试。
而实地测试则是在实际使用环境中对光伏系统进行性能监测。
这两种方法各有优劣，室内实验可以提供更准确的数据，但无法考虑到实际使用环境的影响，而实地测试则可以更真实地反映系统的性能。
在太阳能光伏系统的性能评估方面，我们需要考虑到多个因素。
首先是系统的发电量。
通过对系统的日、月、年发电量进行评估，可以了解系统在不同时间尺度上的发电能力。
其次是系统的经济性评估。
通过对系统的投资成本和运行收益进行分析，可以评估系统的经济效益。
此外，还需要考虑到系统的环境影响评估和可持续性评估等方面。
对于太阳能光伏系统的性能检测与评估，我们还可以借助一些先进的技术手段。
例如，通过无人机和卫星遥感技术，可以实现对大规模光伏电站的快速检测与评估。
同时，人工智能和大数据分析等技术的应用，也可以提高对系统性能的监测和评估的准确性和效率。
太阳能光伏系统的性能检测与评估对于实现可持续能源的利用具有重要意义。
通过对系统性能的监测与评估，可以及时发现系统存在的问题，并采取相应的措施进行优化和改进。
同时，对于光伏系统的投资者和使用者来说，性能检测与评估也可以为其提供科学的依据，帮助其做出更明智的决策。
太阳能电池和光伏组件检测及标准
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光伏组件iv测试原理
光伏组件IV测试原理概述光伏组件IV测试是评估太阳能电池组件性能的重要方法之一，通过测量光照条件下电流与电压之间的关系，可以获取到组件的电流-电压曲线，从而分析其性能表现。
本文将深入探讨光伏组件IV测试的原理及其应用。
光伏组件IV测试的目的光伏组件IV测试主要用于以下几个方面： 1. 评估组件的光电转换效率； 2. 检测组件的性能退化情况； 3. 选择合适的组件进行光伏系统的设计； 4. 比较不同品牌或型号的组件性能。
IV曲线的基本原理光伏组件的IV曲线表征了在不同电流和电压条件下的组件性能。
IV曲线通常呈现出一条从左上角到右下角的曲线，曲线上的数据点反映了组件在不同工作点下的电流和电压值。
光伏组件IV测试方法光伏组件IV测试的方法包括了以下几个步骤： 1. 准备测试设备：包括光照源、负载电阻、电流电压测量仪等。
2. 设置测试条件：确定光照强度、温度和测试电路参数等。
3. 测试过程：在设定的光照条件下，通过改变负载电阻的值，测量不同工作点下的电流和电压值。
4. 绘制IV曲线：将测量得到的电流和电压值绘制成IV曲线。
光伏组件IV测试的关键指标光伏组件IV测试可以得到许多关键指标，以下是一些常见的指标及其含义： 1. 开路电压（Voc）：在光照条件下，没有外部负载时，组件的输出电压。
2. 短路电流（Isc）：在光照条件下，没有外部负载时，组件的输出电流。
3. 峰值功率（Pmax）：在最佳工作点下，组件的最大输出功率。
4. 填充因子（FF）：反映了组件内部电阻对输出功率的损失程度，是Pmax与Isc、Voc的比值。
光伏组件IV测试的应用光伏组件IV测试在光伏产业中有广泛的应用，以下是一些常见的应用场景： 1. 组件性能评估：通过对不同品牌或型号组件的IV曲线进行比较，选择性能优秀的组件。
2. 系统设计：根据组件的IV曲线分析，选择合适的组件进行光伏系统的设计，以最大限度地提高系统的发电效率。
《光伏组件性能和转换效率测试与评定方法
《光伏组件性能和转换效率测试与评定方法认证技术规范》编制说明中国质量认证中心2013年9月1.制定认证技术规范的必要性近几年，我国光伏行业发展迅速，国内光伏市场装机量不断增加，“两头”在外的局面得到改善。
截至2012年底，我国光伏电站累计装机量达7GW,世界排名第三。
2013—2015年，年均新增光伏发电装机容量1000万千瓦左右，到2015年总装机容量达到3500万千瓦以上。
而我国对光伏发电的支持方式也由投资补贴转为度电补贴，光伏电站的发电效率已经成为有关各方关注的焦点之一。
国务院《关于促进光伏产业健康发展的若干意见》（国发〔2013〕24号）为了抑制光伏产能盲目扩张，对单晶硅光伏电池、多晶硅光伏电池和薄膜光伏电池的转换效率都作出了分别不低于20%、18%和12%的明确规定，工信部新近出台的《光伏制造行业规范条件》规定，对于现有光伏制造企业及项目产品，多晶硅电池组件和单晶硅电池组件的光电转换效率分别不低于14.5%和15.5%；硅基、铜铟镓硒（CIGS）、碲化镉（CdTe）及其他薄膜电池组件的光电转换效率分别不低于8%、10%、11%、10%。
光伏组件的光电转换效率直接影响光伏发电系统整体发电量，但是由于我国在这方面的研究尚属空白，目前没有统一的标准来规范光伏组件转换效率的测量和评价工作。
因此，尽快研究推出适用于我国使用要求的光伏组件转换效率测试及评价方法标准，将有助于进一步提升我国光伏组件产品技术水平，规范光伏市场秩序，提高我国光伏行业在国际上的话语权。
2012年7月，中国质量认证中心和国家太阳能光伏产品质量监督检验中心、中国电子科技集团公司第四十一研究所、中广核太阳能开发有限公司、晶科能源有限公司等单位组成技术规范编制小组，结合IEC61853-1Edition1.0 2011-01”Photovoltaic(PV)module performance testing and energy rating–Part1: Irradiance and temperature performance measurements and power rating”和江苏省地方标准DB32/T1831—2011“地面用光伏组件光电转换效率检测方法”，经过科学攻关，历经一年的研究，形成该认证技术规范。
光伏组件转换效率测试和评定方法技术规范
光伏组件转换效率测试和评定方法技术规范光伏组件的转换效率是指光能转化为电能的能力，在评价光伏组件性能时具有重要意义。
为了保证光伏组件的质量和性能，需要根据一些技术规范来进行转换效率的测试和评定。
其次，光伏组件的转换效率测试需要在标准测试条件（STC）下进行。
标准测试条件包括：光照强度为1000瓦特/平方米、太阳能辐照度为1kW/m²、光谱分布为AM1.5G。
测试时，需确保组件的温度在25℃左右，以减小温度对转换效率的影响。
测试时，首先需要准备好测试设备，如光照度计、电流表、电压表等。
将光伏组件暴露在标准测试条件下，测量其输出电流和电压，并记录光照强度。
然后，根据测得的电流和电压数据计算出组件的转换效率。
光伏组件转换效率的评定需要考虑不同环境及使用条件下的实际效果。
除了在标准测试条件下的转换效率，还需对光伏组件在不同光照强度、温度、角度等实际工作条件下的效果进行评价。
为此，可采用主动测试和被动测试相结合的方法。
主动测试是指在实际环境下对光伏组件进行实时监测和测试，以获取实际工作条件下的转换效率数据。
被动测试是指通过对现有光伏组件的实际应用和使用情况进行调查和分析，评估其实际转换效率。
此外，还需要对光伏组件的性能进行长期稳定性测试。
通过在长时间内对光伏组件进行性能监测，可以评估其在长期使用中的性能稳定性和寿命。
测试方法可以采用定期测试或持续监测的方式。
综上所述，光伏组件转换效率测试和评定方法的技术规范需符合国际标准，测试方法需在标准测试条件下进行，并考虑不同实际工作条件下的效果。
同时，还需对光伏组件的长期稳定性进行测试，以保证其质量和性能。
这些规范和测试方法的应用可有效提高光伏组件的技术水平和市场竞争力。
光伏组件转换效率测试和评定方法技术规范
光伏组件转换效率测试和评定⽅法技术规范CNCA/CTS0009-2014中国质量认证中⼼认证技术规范CQC3309—2014光伏组件转换效率测试和评定⽅法Testing and Rating Method for the Conversion Efficiencyof Photovoltaic (PV) Modules2014-02-21发布2014-02-21实施中国质量认证中⼼发布⽬次⽬次.................................................................................... I 前⾔.................................................................................. II 1范围 (1)2规范性引⽤标准 (1)3术语和定义 (1)3.1组件总⾯积 (1)3.2组件有效⾯积 (1)3.3组件转换效率 (2)3.4组件实际转换效率 (2)3.5 标准测试条件 (2)3.6 组件的电池额定⼯作温度 (2)3.7 低辐照度条件 (2)3.8 ⾼温度条件 (2)3.9 低温度条件 (2)4测试要求 (2)4.1评定要求 (2)4.2抽样要求 (3)4.3测试设备要求 (3)5测试和计算⽅法 (4)5.1预处理 (4)5.2组件功率测试 (4)5.3组件⾯积测定 (6)5.4组件转换效率计算 (6)前⾔本技术规范根据国际标准IEC 61853:2011和江苏省地⽅标准DB32/T 1831-2011《地⾯⽤光伏组件光电转换效率检测⽅法》，结合光伏组件产品测试能⼒的现状进⾏了编制，旨在规范光伏组件转换效率的测试与评定⽅法。
本技术规范由中国质量认证中⼼（CQC）提出并归⼝。
起草单位：中国质量认证中⼼、国家太阳能光伏产品质量监督检验中⼼、中国电⼦科技集团公司第四⼗⼀研究所、中⼴核太阳能开发有限公司、中国三峡新能源公司、晶科能源控股有限公司、上海晶澳太阳能科技有限公司、常州天合光能有限公司、英利绿⾊能源控股有限公司。
光伏电站性能检测与质量评估技术规范(申请备案稿)
3.3. 光伏方阵面辐照度 in plane solar irradiance 光伏方阵面上的太阳辐照强度，用 Gi 表示，单位：kW· m-2。 3.4. 辐射量 solar irradiation 评估周期内辐照度对时间的积分， 水平面辐射量用 Hh 表示， 光伏方阵面辐射量 -2 -1 用 Hi 表示，单位：kWh· m · τ 。 3.5. 环境温度 ambient air temperature 将温度传感器放置在避免辐照且空气流通防护罩内测量到的环境温度，用 Tamb 表示，单位：º C。 3.6. 光伏组件温度 PV module temperature 将温度传感器贴在光伏组件背面测量得到的组件温度， 用 Tmod 表示， 单位： º C。 3.7. 标准测试条件 standard test condition (STC) 1000 W/m2，25℃电池温度，GB/T 6495.3 的标准太阳光谱辐照度分布。 3.8. 正常工作条件 normal working condition (NOC) — 倾角： 与水平面夹角 45º — 总辐照度：800 W/m2 — 环境温度：20℃ — 风速： 1m/s — 电负荷： 零(开路) 3.9. 光伏组件衰降率 degradation of PV module 光伏组件初始 STC 标称功率与评估时实测修正 STC 标称功率之差与初始功率的 比值，用百分比表示。 3.10. 光伏系统串并联失配损失 mismatch loses 光伏组串中所有组件最大功率的代数和与光伏组串最大功率的差值与所有组件 最大功率代数和之比值称作光伏组件的串联失配损失，用百分比表示。 并联回路中所有光伏组串的最大功率之和与该并联回路最大功率（或该回路的 实际工作功率）的差值与所有组串最大功率代数和之比值称作光伏组串的并联失配 损失，用百分比表示。 3.11. 直流线损 DC cable loses 一条直流线路的电压降与该条直流线路的入口电压的比值，用百分比表示。 3.12. 交流线损 AC cable loses 一条交流线路的电压降与该条交流线路的入口电压的比值，用百分比表示。 3.13. 逆变器效率 efficiency of inverter 任意时刻逆变器输出功率与输入功率的比值，用百分比表示。
光伏组件安全鉴定测试规范方案
XXXXX有限公司光伏组件安全鉴定测试规范1.目的为了合理的验证光伏组件安全性能，以确保必要的测试项目得到统一和规定，进而保证产品质量，满足产品设计需求。
2.适用范围本规范没有涉及海上和交通工具应用时的特殊要求，也不适用于集成了交/直流逆变器的组件。
本规范的试验程序和通过判据为了发现由误用应用等级，不正确的使用方法或组件内部元件破碎而引起的火灾、电击和人身伤害的隐患。
3.术语定义光伏组件的应用等级定义如下：A级：公众可接近的、危险电压、危险功率应用通过本等级鉴定的组件可用于高于直流50V或240W以上的系统，同时这些系统是公众有可能接触或接近的。
通过本标准和IEC61730-2适用于本应用等级的安全鉴定的组件被认为满足安全等级II的要求。
B级：限制接近的、危险电压、危险功率应用通过本等级鉴定的组件可用于以围栏或特定区划限制公众接近的系统。
通过本应用等级的组件只提供了基本的绝缘保护，这类组件被认为满足安全等级0的要求。
C级：限定电压、限定功率应用通过本等级鉴定的组件只能用于低于直流50V和240W的系统，这些系统公众是有可能接触和接近的。
通过本标准和IEC61730-2适用于本应用等级的安全鉴定的组件被认为满足安全等级III的要求。
注：安全等级在IEC61140中规定。
4.引用标准IEC 61646，地面用薄膜光伏组件设计鉴定和定型5.测试内容组件应进行的试验由IEC61730-1确定的应用等级决定，下表列出各等级所需的试验项目。
试验的顺序应根据测试序列进行。
基于应用等级的试验要求5.1外观检查MST015.1.1目的检查出组件的任何外观缺陷。
5.1.2程序本试验等同IEC61215/IEC61646的10.1，并有以下的附加检查判据：•可能影响安全的其它任何条件；•与IEC61730-1第11章规定的标识不一致。
用笔录、照片标识任何裂纹、气泡或脱层等的位置和性状，这些缺陷可能在后续试验中恶化并对组件的安全性能产生不利影响。
光伏组件测试光伏组件测试方法
2.1.3同样在步骤2.1.1所规定的辐照度(±3%内)下,完全挡住选定
的电池,检查组件的ISC是否比步骤2.1.1所测定的IMP小。如果这 种情况不发生,人们不能确定是否会在一个电池内产生最大消 耗功率。此时继续完全挡住所选电池.省略步骤2.1.4。
2.1.4 逐渐减少对所选择电池的遮光面积,直到组件的 ISC最 接近IMP，此时在该电池内消耗的功率最大。
四、热班耐久试验
1 实验装置;
1）辐射源1 稳态太阳模拟器或自然阳光,辐照度不低于 700W*m-2,不均匀度不超过±2%,瞬间稳定度在±5%以内。
2）辐射源2，C类或更好的稳态太阳模拟器或自然阳光,辐照度 为1000 W*m-2±10%。 3）组件I—V曲线测试仪
4） 对实验单片太阳电池被遮光的情况,光增强量为5%的一 组不透明盖板. 5）如果需要,加一个适用的温度探测器。
挡住时,短路电流减小最大。在这一过程中,辐照度变化不超过 ±5%。
2.2.3 同样在步骤2.1.1所规定的辐照度(±3%内)下,完全挡 住选定的电池,检查组件是否比步骤2.1.1,所规定的IMP小。
如果这种情况不发生,就不能确定是否会在一个电池内产生最大 消耗功率.此时继续完全挡住所选电池。省略步骤2.1.4。
10%以上; c)在组件边缘和任何一部分电路之间形成连续的气泡或脱层通道 d)丧失机械完整性,导致组件的安装和/或工作都受到影响。 3.3标准测试条件下最大输出功率的衰减不超过实验前的5%。 3.4绝缘电阻应满足初始实验的同样要求。
七、湿-热试验
1 实验装置
1.1 恒定湿热实验箱,有温度控制 装置,能容纳一个或多个组件进 行温度为85 2 相对湿度为85% 5 的恒定湿热实验.
2.3在室温下将组件装入气候室,使其与水平面倾角不小于5°， 如组件边框导电不好,将其安装在一模拟敞开式支承架的金 属框架上.
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CNCA/CTS0009-2014中国质量认证中心认证技术规范CQC3309—2014光伏组件转换效率测试和评定方法Testing and Rating Method for the Conversion Efficiencyof Photovoltaic (PV) Modules2014-02-21发布2014-02-21实施中国质量认证中心发布目次目次 (I)前言 (II)1范围 (1)2规范性引用标准 (1)3术语和定义 (1)3.1组件总面积 (1)3.2组件有效面积 (1)3.3组件转换效率 (2)3.4组件实际转换效率 (2)3.5 标准测试条件 (2)3.6 组件的电池额定工作温度 (2)3.7 低辐照度条件 (2)3.8 高温度条件 (2)3.9 低温度条件 (2)4测试要求 (2)4.1评定要求 (2)4.2抽样要求 (3)4.3测试设备要求 (3)5测试和计算方法 (4)5.1预处理 (4)5.2组件功率测试 (4)5.3组件面积测定 (6)5.4组件转换效率计算 (6)前言本技术规范根据国际标准IEC 61853:2011和江苏省地方标准DB32/T 1831-2011《地面用光伏组件光电转换效率检测方法》，结合光伏组件产品测试能力的现状进行了编制，旨在规范光伏组件转换效率的测试与评定方法。
本技术规范由中国质量认证中心（CQC）提出并归口。
起草单位：中国质量认证中心、国家太阳能光伏产品质量监督检验中心、中国电子科技集团公司第四十一研究所、中广核太阳能开发有限公司、中国三峡新能源公司、晶科能源控股有限公司、上海晶澳太阳能科技有限公司、常州天合光能有限公司、英利绿色能源控股有限公司。
主要起草人：邢合萍、张雪、王美娟、朱炬、王宁、曹晓宁、张道权、刘姿、陈康平、柳国伟、麻超。
光伏组件转换效率测试与评定方法1范围本技术规范规定了地面用光伏组件在不同测试条件（不同辐照度和不同温度）下转换效率的测试要求和测试方法。
本技术规范适用于地面用光伏组件（包括晶硅类组件、薄膜类组件等）转换效率的测试与评定。
注：本技术规范适用于单面发电光伏组件。
2规范性引用标准下列文件中的条款通过在本规范的引用而成为本规范的条款。
凡是注明日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本规范；然而，鼓励根据本规范达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。
凡是不注明日期的引用文件，其最新版本适用于本规范。
GB/T 2297-1989 太阳光伏能源系统术语DB32/T 1831-2011 地面用光伏组件光电转换效率检测方法IEC 60410 计数检查抽样方案和程序IEC 60904-1:2006 光伏器件第1部分：光伏电流-电压特性的测量IEC 60904-2:2007 光伏器件第2部分：标准太阳器件的要求IEC 60904-3:2008 光伏器件第3部分：地面用光伏器件的测量原理及标准光谱辐照度数据IEC 60904-5:2011 光伏器件第5部分：用开路电压法测定光伏器件的等效电池温度IEC 60904-7:2008 光伏器件第7部分：光伏器件测量过程中引起的光谱失配误差的计算IEC 60904-9:2007 光伏器件第9部分：太阳模拟器性能要求IEC 60904-10:2009 光伏器件第10部分：线性测量的方法IEC 60891:2009 光伏器件—测定I-V特性的温度和辐照度校正方法IEC 61215:2005 地面用晶体硅光伏组件—设计鉴定和定型IEC 61646:2008 地面用薄膜光伏组件—设计鉴定和定型IEC 61853-1:2011 光伏组件性能测试和能效评定第1部分：辐照度和温度性能测试及功率评定3 术语和定义3.1组件总面积 total module area光伏组件全部光照面面积（包括边缘、框架和任何凸出物）。
注：组件总面积用于计算组件转换效率。
3.2 组件有效面积 active module area组件有效面积等于组件中全部单体太阳电池几何面积的总和（含栅线面积）。
注：组件有效面积用于计算组件实际转换效率。
3.3 组件转换效率 module conversion efficiency受光照光伏组件的最大功率与入射到该组件总面积上的辐照功率的百分比。
3.4 组件实际转换效率 practical module conversion efficiency受光照光伏组件的最大功率与入射到该组件有效面积上的辐照功率的百分比。
3.5 标准测试条件 STC(s tandard test condition)电池温度：25℃ 辐照度：1000 W ⋅m –23.6 组件的电池额定工作温度 NOCT(nominal operation cell condition)电池温度：与IEC 61215或IEC 61646中的10.5规定一致。
辐照度：800 W ⋅m –23.7 低辐照度条件 LIC (low irradiance condition) 电池温度：25℃ 辐照度：200 W ⋅m –23.8 高温度条件 HTC(h igh temperature condition)电池温度：75℃ 辐照度：1000 W ⋅m –23.9 低温度条件 LTC(low temperature condition)电池温度：15℃ 辐照度：500 W ⋅m –24 试验要求4.1 评定要求通过测试地面用光伏组件在不同测试条件下的最大功率，旨在对光伏组件在不同区域和不同气象条件下的转换效率进行总体评价。
通过本技术规范中5.2、5.3和5.4测试得到同一型号三块组件分别在STC 、NOCT 、LIC 、HTC 和LTC 条件下的最大功率和实际转换效率。
该型号组件在任一测试条件下的功率值为三块组件测试结果的平均值，根据功率及组件有效面积的平均值计算得到相应测试条件下的实际转换效率。
表1 测试条件（AM1.5）的最大功率maxP 和实际转换效率a η4.2 抽样要求对于同一规格型号组件，从同一批或几批产品中，按IEC 60410规定的方法随机地抽取三个组件用于测试。
所抽取组件的标识至少涵盖以下信息：—制造厂的名称、标志或符号；—产品型号；—产品序列号；—引出端或引线的极性（可用颜色代码标识）；—标准测试条件（STC）下额定功率值。
制造日期和地点应在组件上注明，或可由产品序列号查到。
这些组件应由符合相应图纸和工艺要求规定的材料和元器件所制造，并经过制造商常规检测、质量控制与产品验收程序。
组件应该是完整的，附带制造商的操作和装配说明，以及任何二极管、边框、支架等的推荐安装说明。
如果用于测试的组件是一种新设计的样品而不是来自于生产线上，应在测试报告中加以说明。
4.3 测试设备要求本技术规范测试设备要求如下：a)太阳模拟器应符合IEC 60904-9:2007中AAA级的要求。
b)标准光伏器件符合IEC 60904-2:2007的要求；按IEC60904-10:2009的规定，在100W·m-2至1100W ·m-2辐照度范围内，参考器件短路电流与辐照度成线性关系。
c)支架应使测试样品与参考器件处在与入射光线垂直的同一平面上；d)用于测试I-V 曲线的设备符合IEC 60904-1:2006的规定；e)常规量具的精度优于0.5mm，影像测量仪的面积测试精度优于0.01cm2；f)温度监测装置的测试准确度为±1℃，重复性为±0.5℃。
注1：封装系统会影响光伏器件的光学性能和光谱响应，因此必须保证测量过程中的参考器件和被测组件光谱匹配。
注2：当发散光源如氙灯用于测试直接带隙和多结器件时要注意。
由于能带间隙会随温度改变，它可以通过灯光谱范围的各种发射线，从而导致性能方面出现大的偏移。
对于多结器件，这些能带间隙的偏移会改变子电池的电流平衡，引起性能上额外的偏移。
注3：对于一个多结器件，sc I 和FF 都是模拟器光谱辐照度的非线性函数。
因为子电池之间电流不平衡，用光谱不可调的太阳能模拟器会产生较大的误差。
用AAA 级太阳能模拟器测量商业多结组件时，观察到电流和功率的误差会超过15%。
5 测试和计算方法 5.1 预处理组件在开始测试前，需要进行稳定处理。
晶硅类组件样品测试前，应在开路状态下，由太阳光或模拟阳光完成累计辐照量5kWh ·m-2至5.5kWh ·m-2的照射。
薄膜类组件样品测试前，进行光老炼试验，光老炼之后样品的标准功率值必须降低至制造商规定的功率范围之内。
5.2 组件功率测试5.2.1 测试条件设置a) 将测试样品和参考器件安装在模拟器的测试平面上，该平面与光束中心线垂直，偏差±2°以内。
将必要的器件进行连接。
b) 如果测试样品和参考器件装备了温度控制装置，将温度控制在需要的水平。
如果没有使用温度控制装置，测试样品和参考器件温度需稳定在目标温度的±2℃以内。
组件温度的测试方法应符合IEC 60891-2009的要求。
c) 使用参考器件将测试平面的辐照度设置在所需范围的上限。
5.2.2 同步得到测试样品温度和I-V 特性（至少包括max ,,oc scP V I 和maxV ）的读数，以及参考器件的温度和短路电流数值。
确认在测试期间样品和参考器件的温度在±内保持稳定。
在使用参考器件的情况下，辐照度G 必须从光伏参考器件短路电流(scI )和STC 的校正值(rcI )计算得到。
由于参考器件测试时的温度mT 的影响，利用参考器件指定的相对短路电流的温度系数rcα来进行修正：0()rc scrc m rc rcG G T T I ⨯I =⨯[1-α-] rc G 是参考器件校正点的辐照度值，通常为1000W·m -2，rc T 是参考器件校正点的温度值，通常为25℃。
如果测试样品与参考器件光谱响应不匹配，使用IEC 60904-7中的方程1将辐照度0G 校正回AM1.5光谱。
如果没有使用匹配的参考器件，利用光谱辐照度计测得光谱辐照度。
5.2.3如果变化的测试参数是辐照度，在不改变光谱空间均匀性和光谱能量分布的情况下降低设备的辐照度水平。
可以使用下列几种方法：a) 增加测试平面与光源之间的距离。
参考设备与测试样品安装在同一平面，平面内辐照度随着参考器件输出值与校正值的比值的减小而减小。
b) 使用光学透镜。
在测试样品和参考器件响应的波长范围内，必须保证透镜不会显著地改变光谱能量分布和测试平面上的光谱空间均匀性。
将参考器件和测试样品安装在同一平面，该平面内辐照度随着参考器件输出值与校正值的比值的减小而减小。
c) 控制光线的角度。
如果采用这种方法，光源和样品之间的距离要足够的大，以控制斜面上的辐照度改变量不超过2%。