光伏组件选型：单晶 多晶的可靠性与经济性比较分析

光伏组件选型：单晶、多晶的可靠性与经济性比较分析

本文摘要：单晶硅片与多晶硅片在晶体品质、电学性能、机械性能方面有显著差异。下面的图1是晶体硅光伏产业链的完整图示，从硅料到硅棒、硅片、电池、组件再到系统。如图中红色边框标示，单晶和多晶的差别主要在于原材料的制备方面，单晶是直拉提升法，多晶是铸锭方法，后端制造工艺只有一些细微差别。

单多晶硅片性能对比

单晶硅片与多晶硅片在晶体品质、电学性能、机械性能方面有显著差异。下面的图1是晶体硅光伏产业链的完整图示，从硅料到硅棒、硅片、电池、组件再到系统。如图中红色边框标示，单晶和多晶的差别主要在于原材料的制备方面，单晶是直拉提升法，多晶是铸锭方法，后端制造工艺只有一些细微差别。

图1晶体硅光伏产业链图示

晶体品质差异

图2展示了单晶和多晶硅片的差异。硅片性质的差异性是决定单晶和多晶系统性能差异的关键。左图是单晶硅片，是一种完整的晶格排列；右图是多晶硅片，它是多个微小的单晶的组合，中间有大量的晶界，包含了很多的缺陷，它实际上是一个少子复合中心，因此降低了多晶电池的转换效率。另一方面，单晶硅片的位错密度和金属杂质比多晶硅片小得多，各种因素综合作用使得单晶的少子寿命比多晶高出数十倍，从而表现出转换效率优势。

图2单晶硅片与多晶硅片外观图示

单晶是一种完整的晶格排列，在同样的切片工艺条件下表面缺陷少于多晶，在电池制造环节，单晶电池的碎片率也是小于1%的，通常情况下是0.8%左右。单晶硅片可以稳定应用金刚线切割工艺，显著降低切片成本，并提高电池转换效率。对多晶而言，晶体结构的缺陷导致在电池环节的碎片率一般大于2%，并且硅片切割工艺的改进难度很大，因为它没法用金刚线切割，只能用传统的砂线来切，成本上基本没有多大的下降空间。

电学性能差异

图3是单多晶的少子寿命对比。蓝色代表少子寿命较高的区域，红色代表少子寿命较低的区域。很明显，单晶的少子寿命是明显高于多晶的。

图3单晶与多晶少子寿命分布比较

机械性能差异

图4是单晶硅片和多晶硅片的机械性能电脑分析对比数据。可以看出，多晶硅片的最大弯曲位移比单晶硅片低1/4，因此在电池的生产和运输过程中更容易破碎。我们今天讲电站的质量问题，很重要的一点，组件在运输安装过程中可能产生电池片破碎、隐裂等问题，相对多晶而言，单晶在运输中的抗破坏性能比较好。另外，在电站长期的高低温交替过程中，多晶组件更容易发生隐裂，这样就降低了组件的输出功率。

图4单晶硅片与多晶硅片机械性能比较

单多晶电池对比

晶硅电池发展历程

1839年，法国科学家贝克雷尔发现液体的光生伏特效应。

1917年，波兰科学家切克劳斯基发明CZ技术，后经改良发展成为太阳能用单晶硅的主要制备方法。

1941年，奥尔在硅材料上发现了光伏效应。

1954年，美国科学家恰宾和皮尔松在美国贝尔实验室首次制成了实用的单晶硅太阳能电池。

1955-1975年，由于单晶电池成本较高，产业界不断致力于降低晶体制造成本，并提出铸锭单晶工艺。

1976年，铸锭单晶技术失败，德国瓦克公司率先将铸锭多晶用于太阳能电池生产，牺牲晶体品质以降低发电成本。

2005-2010年，多晶电池技术基于相对便宜的成本快速扩大份额。

2013年，松下HIT单晶电池转换效率达到25.6%，突破了光伏产业界最高理论效率极限，人们再次评估各种技术的性能和成本区间。

2013-2015年，连续快速拉晶技术和金刚线切片技术的导入使得单晶组件成本与多晶组件成本差距缩小到3%以内，采用单晶组件与采用多晶组件的电站单位投资成本持平。

预计到2016年，随着PERC等高效技术的应用，单晶组件与多晶组件成本将达到一致。

转换效率对比

影响转换效率的3项主要参数是：Voc(开路电压)、Isc(短路电流)、FF(填充因子)，公式为：Eta=Voc×Isc×FF

从光电转换效率参数分解来看，单晶电池的各项参数全面领先于多晶，详见表1。一般来讲目前工艺下国内单晶电池量产效率是19.55%左右，做得好的话可以达到19.8%-19.9%，取决于它是三栅线还是四栅线；多晶电池量产效率一般是18.12%左右。

表1量产单晶电池与多晶电池的典型电学参数

J

sc (mA/cm2)V

oc

(V)

FF

(%)

E

ta

(%)

IR

ev

2

(A)

Rs

(Ω)

Rsh

(Ω)

单晶电池38.140.64379.719.550.0200.0011153

多晶电池35.960.63779.118.120.0560.002502

下面的表2是单晶电池和多晶电池在量产层面转换效率发展潜力的数据，单晶优势非常明显：表2单晶电池与多晶电池已实现的最高量产转换效率差异

单晶电池多晶电池

一般效率19.55%-19.9%18.0%-18.5%

改良效率（PERC）20.5%-21%18.6%-19.0%

最高效率（HIT、IBC等）22%-23%尚无量产

在实验室记录方面，单晶技术潜力的优势更加显著。多年前澳大利亚新南威尔士大学开发出的P型单晶硅电池（PERL）最高转换效率可达25%，这一纪录多年没有被打破。PERL与我们现在做的PERC差别就在于，PERL在BSF上不使用铝扩散，而是采用了硼扩散，因此转换效率比PERC更高一点。目前SunPower开发出的N型单晶硅IBC电池的最高转换效率达25%，松下N型单晶硅HIT异质结电池转换效率高达24.7%，去年推出的"HIT+IBC"电池的效率高达创记录的25.6%(Panasonic)。以上数据全部是基于单晶硅技术的实验室记录，而多晶硅电池最高实验室转换效率仅为20.8%，差别是比较大的。单晶硅电池在各项主要参数上均全面高于多晶硅电池，在未来高效率发展方面具有更大的潜力。

下图5是单多晶量子效率的对比，结果显示单晶电池无论是在短波还是近红外波段，量子效率都明显高于多晶。这主要是由于多晶硅片存在较高的晶界和位错缺陷，少子寿命普遍低于单晶。

图5单多晶量子效率比较

另外，单晶具有更好的弱光响应。从图6可以看出，在辐照高的地方单多晶相差不大，但在辐照低的地方，单晶电池的弱光响应是明显高于多晶的，这也反映在全年的发电量差别上面。

图6单多晶弱光响应能力比较

制程差异

在制程方面，单晶比多晶更环保、成本更低。电池的制程工艺包括制绒、扩散、刻蚀、镀膜、印刷、烧结等，单晶电池和多晶电池的制备工艺主要差别在制绒环节，其余环节仅仅是控制标准的差异。

单晶制绒采用碱溶液腐蚀，腐蚀过程中产生硅酸盐和氢气副产物，通过应用制绒辅助液代替或部分代替异丙醇（IPA），可实现更低的BOD、COD污水排放，且单晶制绒体系对于设备硬件的要求很低，更容易实现环保和工艺控制。

多晶采用酸溶液腐蚀，需要使用高浓度的硝酸和氢氟酸，主要副产物为氟硅酸和NOx，而Nox是一种很难彻底处理的大气污染物，考虑到这些因素，需要使用严格封闭的自动化设备。多晶制绒的设备购置和维护成本远高于单晶。

温度系数对比

单晶材料没有晶界，材料纯度高，内阻小，温度升幅较小；另一方面，多晶电池的光电转换效率较低，它将更多的光能转换为热能而非电能，也导致多晶的温度升高更明显。在最高光强下，单晶工作温度比多晶低5~6℃左右，部分地区的多晶工作温度可以比单晶高出10℃以上，因而多晶的功率损失较大，单晶的功率损失较小。

从温度系数本身来看，单晶温度系数是略低于多晶的，因此同样升高1℃的情况下单晶功率损失也少于多晶。

PERC电池技术简述

几年前光伏工业界把高效电池的注意力主要放在选择性发射极电池技术？现在业内不

再做选择性发射极电池而更加关注PERC电池，因为选择性发射极电池主要是提高了短波段吸收能力，但是反映在组件上，由于EVA本身吸收的也是紫外光的短波段，所以它在组件方面没有体现出明显优势，选择性发射极技术就被淘汰了。而PERC电池主要是表现在近红外、红外波段的吸收，而EVA不吸收红外波段的太阳能，所以PERC技术更好的把电池效率的提升反应到到组件效率的提升。

PERC电池具有以下特点：

①电池效率绝对值在单晶上可提高1%，在多晶上可提高0.5%，因此在单晶上采用PERC 技术优势更大。

②PERC技术具有与现有产线兼容度高，易于进行产线升级，并可降低电池片每瓦成本。

③PERC电池已经成为行业主流技术并逐步替代常规电池。

④通过工艺优化，在近1-2年内可逐步将量产效率提升至21%，SolarWorld公司近期在实验室的P型单晶硅PERC电池效率已经达到了21.7%。

以上所述的为P型PERC电池技术，下一代的N型PERC技术，不仅可以解决LID的问题，而且量产转换效率可以进一步提升至22%。

乐叶光伏2015年下半年将会在合肥基地量产高效PERC单晶电池组件，接下来在江苏泰州将会新增2GW的PERC电池产能。

图6PERC电池结构与工艺图示

HIT电池技术简述

HIT电池具有以下特点：

①采用N型单晶硅片，完全避免了LID现象。

②目前实验室最高转换效率24.7%，量产效率可达22%，结合IBC工艺的效率可以达到

25.6%。

③采用非晶硅薄层进行双面钝化，电池开压可提升至740毫伏。

④全程采用低温制造工艺，可以形成全对称双面电池构造，避免高温制程对硅片的损伤以及弯片现象，能够有效降低组件封装时的碎片率，并且制作双玻组件也非常有优势。

⑤制程相对简单，但工艺难度高，要做好是非常不容易的，主要是非晶硅薄膜层非常薄，只有5-10个纳米，所以均匀性控制很不容易。另外，它目前的成本比PERC要高，一是设备投入高，二是HIT使用N型硅片，低温银浆和TCO等原材料成本高。

⑥温度系数很低，大约-0.25%/℃，比一般的晶体硅要低很多，因此总体的发电量比较高。另外，可制成双面电池，背面也可以贡献发电量。

图7HIT电池结构图示

IBC电池技术简述

IBC电池也是采用N型单晶硅片生产，目前实验室最高效率可达到25%，量产平均效率23%。从图8可以看到，IBC电池正面没有栅线，所有的栅线全部集中在后面。它最大的特点是制程比较复杂，目前有十六七道的制程工艺，成本比较高昂，限制了该技术的发展。目前工业界着重开发低成本IBC技术。

图8IBC电池结构图示

松下将IBC和HIT技术相结合，创造了新的转换效率世界纪录，高达25.6%。它的开路电压达到740mV，Jsc是41.8mA/cm2，FF是82.7%，硅片厚度是150μm。

图9HIT+IBC电池参数图示

IBC电池的应用示例：阳光动力2号采用高效N型IBC单晶电池覆盖机翼，转换效率23%，完全依靠太阳能电力完成环球飞行。

图10IBC电池在阳光动力2号的应用

电池技术发展趋势预测

①未来单晶的市场份额将逐步超越多晶。

②N型高效电池的市场份额将逐步升高，取决于N型电池成本降低的速度。

③PERC电池的市场份额将在2018年后超越目前常规电池，且份额将逐步扩大。

④PERC电池将有很长的生命周期，在相当长一段时间内和N型电池共存于市场中。

图11ITRPV对电池技术发展趋势的预测

单多晶电站投资收益对比

目前60片封装的高功率组件，单晶量产功率为275W，多晶量产功率为260W，单晶组件价格为4.11元/W左右，多晶为3.98元/W左右。由于单晶组件在每个方阵中使用的数量较少，有效节约了支架、夹具、汇流箱、光伏电缆、基础工程、安装工程等，因此在总的投资成本上，单晶系统与多晶系统基本相同。

具体的分析数据下表1所示

发电量和长期可靠性对比

目前为止经历过长期运行考验的电站绝大多数采用单晶组件，典型案例包括：

①1982年，欧洲第一个并网光伏系统在瑞士建成，采用单晶组件，装机容量10KW，年均衰减0.4%。

②1984年，加州1MW光伏电站采用单晶组件，至今仍运行完好。

③1984年，兰州最早的光伏电站采用单晶组件，年均衰减0.37%。

④1994年，浙江宁波最早的单晶电站，21年总功率衰减13.1%。

⑤德国至今已运行18年的MW级屋顶电站，采用西门子单晶组件年衰减约0.4%，至今无质量问题。

⑥"寻找最美老组件"首站云南，屋顶单晶系统运行接近30年，最近15年修正光衰不超过8%。

目前国内有大量的电站运行实例，证明在同一地区、同样的建设条件和BOS条件下，每瓦单晶发电量显著高于多晶，典型案例包括：

①青岛隆盛光伏车棚，单晶每瓦发电量比多晶高6.6%。

②中山大学《六种太阳电池光伏阵列实际发电性能比较》(2008.1-2008.7)证实每瓦单晶发电量比多晶高5.7%。

③浙江大学硅材料重点实验室试验数据(2013.7-2014.6)：同样标称容量的单晶发电量比多晶高7%以上。

④呼和浩特市某光伏项目单、多晶阵列数据比较：同一项目同等容量的单晶阵列比多晶年发电量高7%。

⑤宁夏中卫、同心各30MW电站比较，单晶发电量高6.52%。

⑥格尔木阳光能源10MW单晶系统/10MW多晶系统比较：单晶发电量比多晶高5.12%。

总结

①单晶硅片比多晶硅片有更高的机械强度，更低的碎片率。

②单晶硅电池比多晶硅电池有更高的转换效率和更大的效率提升空间。

③25年的生命周期内，单晶硅电站的实际发电量比多晶硅电站的发电量多（大约6%）。

④在长期可靠性方面，单晶硅电站比多晶硅的衰减少3%左右。乐叶光伏保证所生产的单晶硅电池组件在25年保证期内衰减不多于16.2%。

⑤单晶组件比多晶硅价格高0.1-0.15元/瓦，单多晶系统端造价基本持平，单晶硅电站的投资回报率IRR比多晶电站至少高2.78%。

⑥单晶具有高度集约化、最大程度发挥屋顶资源的优势，在同样的屋顶面积上单晶系统比多晶安装量高7.8%，更适合分布式电站应用。

⑦受益于屋顶光伏安装量和对更高效产品需求的日益增长，单晶硅电池和组件产品将来数年快速占据更高的市场份额，成为光伏行业新的增长点。

光伏特性曲线实验报告

绪论 一实验目的 本实验课程的目的，旨在通过课内实验教学，使学生掌握太阳能发电技术方面的基本实验方法和实验技能，帮助和培养学生建立利用所学理论知识测试、分析和设计一般光伏发电电路的能力，使学生巩固和加深太阳能发电技术理论知识，为后续课程和新能源光伏发电技术相关专业中的应用打好基础。 二实验前预习 每次实验前，学生须仔细阅读本实验指导书的相关内容，明确实验目的、要求；明确实验步骤、测试数据及需观察的现象；复习与实验内容有关的理论知识；预习仪器设备的使用方法、操作规程及注意事项；做好预习要求中提出的其它事项。三注意事项 1、实验开始前，应先检查本组的仪器设备是否齐全完备，了解设备使用方法及线路板的组成和接线要求。 2、实验时每组同学应分工协作，轮流接线、记录、操作等，使每个同学受到全面训练。 3、接线前应将仪器设备合理布置，然后按电路图接线。实验电路走线、布线应简洁明了、便于测量。 4、完成实验系统接线后，必须进行复查，按电路逐项检查各仪表、设备、元器件的位置、极性等是否正确。确定无误后，方可通电进行实验。 5、实验中严格遵循操作规程，改接线路和拆线一定要在断电的情况下进行。绝对不允许带电操作。如发现异常声、味或其它事故情况，应立即切断电源，报告指导教师检查处理。 6、测量数据或观察现象要认真细致，实事求是。使用仪器仪表要符合操作规程，切勿乱调旋钮、档位。注意仪表的正确读数。． 7、未经许可，不得动用其它组的仪器设备或工具等物。 8、实验结束后，实验记录交指导教师查看并认为无误后，方可拆除线路。最后，应清理实验桌面，清点仪器设备。 9、爱护公物，发生仪器设备等损坏事故时，应及时报告指导教师，按有关实验管理规定处理。 10、自觉遵守学校和实验室管理的其它有关规定。 四实验总结 每次实验后，应对实验进行总结，即实验数据进行整理，绘制波形和图表，分析实验现象，撰写实验报告。实验报告除写明实验名称、日期、实验者姓名、同组实验者姓名外，还包括： 1．实验目的； 2．实验仪器设备（名称、型号）； 3．实验原理； 4．实验主要步骤及电路图； 5．实验记录（测试数据、波形、现象）； 6．实验数据整理（按每项实验的实验报告要求进行计算、绘图、误差分析等）；．回答每项实验的有关问答题。7．

太阳能光伏电站电池组件设计选型车利军

2012年10月内蒙古科技与经济Octo ber2012　第19期总第269期Inner M o ngo lia Science T echnolo gy&Economy N o.19T o tal N o.269太阳能光伏电站电池组件设计选型 车利军1,蒙丽琴2 (1.内蒙古电力勘测设计院;2.呼和浩特职业技术学院,内蒙古呼和浩特　010000) 摘　要:通过对太阳电池性能的分析比较,提出了太阳能光伏电站设计中关于电池组件的选型方法及对太阳能电池组件型号选择的指导意见,其目的是为了能更好地指导太阳能光伏电站的设计和建设。 关键词:太阳能;电池组件;选型 中图分类号:T M914.4 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)19—0115—02 当前在国内外大力发展新能源的良好形势下,太阳能作为取之不尽、用之不竭的清洁能源备受关注并加以利用。随着全球大型地面、屋顶太阳能光伏系统的广泛推广与应用,太阳能光伏发电在电力系统中成为必不可少的电源点之一。为了提高太阳能光伏发电的效益,保证太阳能光伏发电系统高效、安全、稳定的运行,合理选择太阳能电池组件就成为太阳能光伏发电系统中一个非常重要的环节。 目前在国内外太阳能电池市场飞速膨胀、新技术不断出现、电池效率不断提高、产量持续增长、生产规模不断扩大、太阳能电池组件成本不断降低的形势下,如何合理选择太阳能电池组件是太阳能光伏电站设计的重点。在太阳能光伏电站的设计中,太阳能电池组件应在技术成熟度高、运行可靠的前提下选择,优先选用行业内的主导太阳能电池组件类型,并且结合太阳能光伏电站周围的自然环境、施工条件、交通运输条件等因素。同时,应根据太阳能光伏电站所在地的太阳能资源状况和所选用的太阳能电池组件类型,计算太阳能光伏电站的年发电量,进行综合效益分析,选择综合指标最佳的太阳能电池组件。 1　太阳能电池类型 太阳能光伏电站系统中最核心的器件是太阳能电池,电池是收集太阳能量的基本单位,大量的太阳能电池按照一定的规则通过胶封、层压等适当方式封装构成一个太阳能电池发电器件,称为太阳能电池组件。 太阳电池按基本材料分类分为:晶体硅太阳电池(单晶硅太阳电池、多晶硅太阳电池、带状硅太阳电池、球状多晶硅太阳电池)、薄膜太阳电池(非晶硅薄膜太阳电池、微晶硅薄膜太阳电池、多晶硅薄膜太阳电池、纳米晶硅薄膜太阳电池)、硒光电池、化合物太阳电池(硫化镉太阳电池、硒铟铜太阳电池、碲化镉太阳电池、砷化镓太阳电池、磷化铟太阳电池)、燃料敏化太阳电池、有机薄膜太阳电池。 2　太阳能电池特性 目前国内外市场上生产和使用的太阳电池大多数是使用晶体硅材料,晶体硅太阳电池以较佳的性价比和成熟的技术占据了绝大多数的市场份额,是当今世界太阳电池的主流。非晶硅太阳电池效率比较低,稳定性不高,作为电力电源还未能大量推广。其他太阳电池与晶体硅太阳电池相比,无论是材料理论、器件研究,还是工艺过程,仍然处在积极发展阶段,最大的缺点是转换率较低、稳定性差、有污染。 2.1　晶体硅太阳电池 晶体硅仍是当前太阳电池的主流。 单晶硅太阳电池是最早出现、工艺最为成熟的太阳电池,也是大规模生产的硅基太阳电池中效率最高的。单晶硅太阳电池是将单晶硅进行切割、打磨制成单晶硅片,在单晶硅片上经过印刷电极、封装等流程制成的。大规模生产的单晶硅太阳电池转换效率可以达到13%～20%。由于采用了切割、打磨等工艺,会造成大量硅原料的损失。另外,受硅单晶棒形状的限制,单晶硅太阳电池必须做成圆形,这样对太阳电池组件的布置也有一定的影响。 多晶硅太阳电池的生产主要有两种方法,一种是通过浇铸、定向凝固的方法,制成多晶硅的晶锭,再经过切割、打磨等工艺制成多晶硅片,进一步印刷电极、封装,制成电池。浇铸方法制造多晶硅片不需要经过单晶拉制工艺,消耗能源较单晶硅电池少,并且形状不受限制,可以做成方便电池组件布置的方形。另一种方法是在单晶硅衬底上采用化学气相沉积(CVD)等工艺形成无序分布的非晶态硅膜,然后通过退火形成较大晶粒,以提高发电效率。多晶硅太阳电池的转换效率能够达到10%～18%。由于多晶硅硅片是由多个不同大小、不同取向的晶粒构成,因而多晶硅的转换效率要比单晶硅电池低,但是多晶硅制造成本比较低,所以近年来发展很快,已成为产量和市场占有率最高的太阳电池。 2.2　薄膜太阳电池和化合物太阳电池 目前商业化的薄膜太阳电池主要是非晶硅薄膜太阳电池,非晶硅薄膜太阳电池占据薄膜太阳电池市场的大部分份额。非晶硅太阳电池是在不同衬底上附着非晶态硅晶粒制成的,工艺简单,硅原料消耗少,衬底廉价,并且可以方便的制成薄膜,具有弱光性好,受高温影响小的特性。大规模生产的非晶硅薄膜太阳电池转换效率可以达到6%～11%。薄膜太阳电池转换效率低、稳定性差、使用寿命短、定型产品少,其售价比晶体硅产品昂贵很多。 目前商业化的化合物太阳电池主要是硒铟铜太 ? 115 ? 收稿日期:2012-06-22 作者简介:车利军(1978-),男,大学本科,工程师,内蒙古电力勘测设计院设计总工程师,主要从事新能源设计。

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 Efficiency of Photovoltaic (PV) Modules 2014-02-21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。

光伏电站基础选型比较

光伏支架的基础选型 一. 钢筋混凝土独立基础： 1.定义： 在光伏支架的前后立柱下面分别设置钢筋混凝土独立基础，由基础底板（垫层）与底板上面的基础短柱组成。短柱顶部设置预埋件（钢板或地脚螺栓）与上部的光伏支架相连，需要一定的埋深和一定的基础底面积；基础地板上覆土，用基础自重和基础覆土重力共同抵抗环境荷载导致的上拔力，用较大的基础底面积来分散光伏支架向下的垂直荷载，用基础底面和土壤之间的摩擦力以及基础侧面与土壤的阻力来抵挡水平荷载。 2.优点： 传力途径明确，受力可靠，适用范围广，施工无需专门的施工机械，抗水平荷载的能力最强，抗洪抗风。 3. 缺点： 所需的钢筋混凝土工程量大，人工多，土方开挖及回填量大，施工周期长，对环境的破坏力大。这种基础的局限性太大，在当今的光伏发电站已经很少使用。 4. 备注图片：

二. 钢筋混凝土条形基础： 1. 定义 通过在光伏支架前后立柱之间设置基础梁，从而将基础重心移至前后立柱之间，增大了基础的抗倾覆力臂，可以仅通过自重抵抗风载荷造成的光伏支架倾覆力矩；条形基础与地基土的接触面积较大，适用于场地较为平坦、地下水位较低的地区。因为基础的表面积相对较大，所以一般埋深在200至300mm之间。 2. 优点： 土方开挖量小，不需要专门的施工工具，施工工艺简单。 3. 缺点： 需要大面积的场平，对环境影响较大，混凝土需求量大，且养护周期长，所需人工多。基础埋深不够抗洪水能力差。 4. 备注图片：

三.螺旋钢桩基础： 1. 定义： 在光伏支架的前后立柱下面采用带螺旋叶片的热镀锌钢管桩，旋转叶片可大可小、可连续可间断，旋转叶片与钢管之间采用连续焊接。施工过程中采用专业机械将其旋入土体中。螺旋桩基础上部露出地面，与上部支架之间采用螺杆连接。通过钢管桩桩侧与土壤之间的侧摩阻力，尤其是旋转叶片与土体之间的咬合力抵挡上拔力及承受垂直载荷，利用桩体、螺旋叶片与土体之间桩土相互作用抵抗水平荷载。 2. 优点： 施工速度快，无需场地整平，无土方开挖量，最大限度的保护场区植被，且场地易恢复原貌，方便调节上部支架，可随地势调节支架高度。对环境的影响小，所需人工少，螺旋桩可以进行二次利用。 3. 缺点： 造价相对较高，且需要专门的施工机械，最重要的是基础水平承载能力与土层的密实度密切相关，螺旋桩基础要求土层具有一定的密实性，特别是接近地面的浅土层不能够太松散；螺旋桩基础的耐腐蚀性较差，尽管可以采用加厚热镀锌，但难适应较强的腐蚀性环境。 4. 备注照片：

平价上网光伏电站逆变器选型研究 陈小康

平价上网光伏电站逆变器选型研究陈小康 摘要：光伏电站近年来发展迅猛，平价上网成为光伏电站发展方向。优化光伏 电站逆变器设备选型，提高逆变器输入输出电压，可以显著降低光伏电站造价， 为平价上网创造条件。 关键词：光伏电站；平价上网；逆变器选型优化 1、概述 随着光伏产业技术进步和产业升级加快，光伏电站建设成本显著降低，光伏 电站已基本具备无补贴平价上网的条件。为加快实现光伏电站平价上网，在光伏 电站设计中优化逆变器选型，降低建设成本是非常必要的。 2、光伏电站建设成本分析 光伏电站建设成本一般由设备购置及安装费用、建筑工程费用、其他费用等 四部分构成，其中设备及安装工程费在项目建设成本中比例最高，接近70%，特 别是逆变器设备在光伏电站设备投资中占比较大。 3、光伏电站逆变器选型优化 3.1 光伏电站逆变器选型常用方案 逆变器作为光伏发电系统中将直流电转换为交流电的关键设备之一，其选型 对于发电系统的转换效率和可靠性具有重要作用。 逆变器的选型主要考虑以下技术指标：MPPT数量；转换效率；直流输入电 压范围；最大功率点跟踪；输出电流谐波含量、功率因数；低电压耐受能力；可 靠性和可恢复性；保护功能等。 现阶段光伏电站逆变器配置方案主要有两种：组串式逆变器方案、集中式逆 变器方案。 1）组串式逆变器 组串式逆变器基于模块化概念设计，将单路光伏组串连接至逆变器直流输入端，将直流电转换为交流电输出。一般直流输入电压800~1000V，交流输出电压550~690V。 组串式逆变器常见的输出功率为50kW~100kW，一般具有3～6路MPPT，逆 变器转换效率通常＞99%，中国效率＞98.3%。具有高效发电、安全可靠等特点。 2）集中式逆变器 集中式逆变器是多路光伏组串经过汇流后连接到逆变器直流输入端，集中完 成将直流电转换为交流电输出。一般直流输入电压800~1000V，交流输出电压 550~690V。 集中式逆变器通常见的输出功率为500kW~1250kW，一般具有1～2路MPPT，转换效率通常＞99%，中国效率＞98.2%。具有控制方便、交流侧安全稳定性高、 可靠性高等特点。 3.2 逆变器设备优化方案 逆变器设备作为光伏电站主要设备，对于光伏电站的造价影响有两方面： 1）逆变器的直流输入电压，交流输出电压决定了光伏系统的主要设备、电缆 的选型。更高电压的光伏系统可以降低电缆截面、减少电缆长度、提高组件的组 串长度，减少建设成本。 2）逆变器的直流输入电压，交流输出电压决定了逆变器设备单台容量的大小，逆变器的单台容量越大，设备的单瓦造价越低；同时系统效率更高，可以显著提 高光伏电站发电量。

光伏组件测试

1.1.1组件电性能测试 1 组件测试仪校准：开始测试前使用相应的标准板校准测试仪；之后连续工作四小时（或更换待测产品型号）校准测试仪一次。 2 标准板选用：测试单晶硅组件使用单晶硅标准板；测试多晶硅组件使用多晶硅标准板。 测试120W以上（包括120W）组件：使用160W标准板校准测试； 测试50～120W（包括50W）组件：使用80W标准板校准测试； 测试30～50W（包括30W）组件：使用30W标准板校准测试； 测试30W以下组件：使用15W标准板校准测试。 3 短路电流校准允许误差：±3%。 4 每次校准后填写《组件测试仪校准记录》。 2 组件的测试: 1太阳模拟器光强均匀度测试：①太阳模拟器光强均匀度≤3%；②每周一、四校正测试一次。 2 太阳模拟器光强稳定性测试：①太阳模拟器光强稳定性≤1%；②每天测试前校正测试一次。 3电池组件测试前，需在测试室内静止放置24小时以上，然后进行测试。 .4 测试环境温度湿度：①温度：25±3℃；②湿度：20～80%；③测试室保证门窗关闭，无尘。 3组件重复测试精度：＜±1%。 12.4组件电性能参数： 12.4.1国内组件：①三十六片串接：工作电压：≥16.0V；开路电压: ≥19.8V。 ②七十二片串接：工作电压：≥33.5V；开路电压: ≥42.4V。 ③六十片串接：工作电压：≥28.0V；开路电压: ≥34.0V。 ④五十四片串接：工作电压：≥25.0V；开路电压: ≥32.0V。 ⑤功率误差：±3%。 12.4.2国外组件：①三十六片串接：工作电压：≥16.8V；开路电压: ≥20.5V。 ②七十二片串接：工作电压：≥33.5V；开路电压: ≥42.4V。 ③六十片串接：工作电压：≥27.4V；开路电压: ≥34.0V。 ④五十四片串接：工作电压：≥25.0V；开路电压: ≥32.0V。 ⑤功率误差 2.0 仪器/工具/材料 2.1 所需原、辅材料：1.外观检查合格的组件 2.2 设备、工装及工具：1.组件测试仪；2.标准组件； 3.合格印章 3.0 准备工作 3.1 工作时必须穿工作衣，鞋;做好工艺卫生，用抹布清洗工作台 3.2 按《太阳能模拟器操作规范》开启并设置好组件测试仪;每班次开始生产测试前必须用标准

光伏组件PID效应

光伏组件PID效应 随着光伏行业的不断发展光伏电站的应用地从荒无人烟的戈壁大漠到阳光灿烂的内陆、沿海城市，应用环境的不同造成了光伏电站的发电效率的差异性。组件的PID效应作为影响电站发电量的重要因素之一，受到了业界的广泛关注。 随着光伏行业的不断发展，光伏电站的应用地从荒无人烟的戈壁大漠到阳光灿烂的内陆、沿海城市，应用环境的不同造成了光伏电站的发电效率的差异性。组件的PID效应作为影响电站发电量的重要因素之一，受到了业界的广泛关注。那么PID效应的成因和危害是什么？究竟什么方案是抑制PID效应最可靠的方法呢？ 1、PID效应的危害有哪些？ PID效应（Potential Induced Degradation）又称电势诱导衰减，是电池组件的封装 材料和其上表面及下表面的材料，电池片与其接地金属边框之间的高电压作用下出现离子迁移，而造成组件性能衰减的现象。 下表为组件PID效应测试前后的参数及I-V曲线对比0#（标签值），通过对比明显可 以看出PID效应对太阳能电池组件的输出功率影响巨大，是光伏电站发电量的“恐怖杀手”。 功率对照表 I-V曲线（PID效应测试前）I—V曲线(PID效应测试后) 2、为什么会发生PID效应？

通过光伏电池组件厂商和研究机构的数据表明，PID效应与组件构成、封装材料、所处环境温度、湿度和电压有着紧密的联系。 1）太阳能电池组件的构成 太阳能电池组件由玻璃+EVA+电池片+EVA+TPT+边框构成，各个部分的组成详见下图。 太阳能电池组件的构成 2）PID效应发生的过程 目前对组件发生PID效应的真正原因说法不一，比较典型的解释如下： （1）潮湿、高温的环境容易产生水蒸气，水蒸气通过封边硅胶或背板进入组件内部； （2）EVA（乙烯—醋酸乙烯共聚物）的酯键在遇到水后发生反应，生成可自由移动的醋酸； EVA水解反应方程式 （3）醋酸和玻璃中的纯碱（Na2CO3）反应将Na+析出，在电池内部电场作用下移动至电池表面，造成玻璃体电阻降低；

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0.5mm 2、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1mm 3、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0.5mm 3、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1mm 4、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±0.5mm 2、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1mm 2、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

光伏电站组件容量配比优化方案

光伏电站组件容量配比优化方案 近年来，不同地区的光伏电站采用光伏组件容量与逆变器容量配比值大于1的设计的思路，以达到提高逆变器的运行效率、电站收益的目的。本文将基于某地的实测辐射值进行分析，并计算不同配比值情况下的电站新增发电量与新增投资的关系，以确定合理的配比值。 一、某地实测辐射数据分析 本文采用某地某全年的实测辐射数据。选取其中的水平面总辐射、温度数据进行计算分析。实测数据采样时间为1min，共计525600组，数据完备率96.32%。完成缺失数据插补后，该地全年水平面总辐射量为6262.5MJ/m2。 根据上述数据得出如下：逐月、年代表日逐时、月代表日逐时的辐射量（值）分布图。（其中：数据已调整为真太阳时）：

图1该地区逐月总辐射量直方图 图2该地区年代表日总辐射值分布图 图3该地区逐月代表日总辐射值分布图根据上图可得出如下结论：

（1）该地月总辐射量最大值发生在春、夏换季的5月；且全年逐月总辐射量较平均，有利于光伏电站平稳出力； （2）该地年代表日总辐射极大值差异较小，4个年代表日差异主要是日照时长及当日天气情况而引起的日总辐射量的差异。 （3）该地5月至8月的正午（真太阳时）存在总辐射值超过1000W/m2的情况发生，根据对数据的分析。超过总辐射值超过1200W/m2在6月时有发生。 （4）该地10月至次年4月的空气质量好，透明度高，日总辐射值变化较平稳。 二、不同容量配置比值的计算 本文将采用基于实测的辐射数据完成光伏电站全年逐时（分钟）的发电功率计算。计算时根据如下步骤分别进行计算： （1）光伏组件容量与逆变器容量配比值选择1、1.05、1.1、1.15、1.20分别计算全年逐时发电功率。 （2）考虑各光伏电站实际效率存在差异，光伏组件至逆变器直流母线的效率分别取80%、85%对步骤（1）的各计算结果进行折算。 （3）考虑到逆变器具备的短时超发能力，分别计算超过逆变器标称功率100%、105%、110%的能量损失。 （4）根据步骤（1）~（3）的计算结果，综合计算因光伏组件超配增发的功率与不同效率值、逆变器不同超发能力情况下而限电的最终增发的功率比值。 （5）光伏电站综合单位投资分别取7.5元/W（其中组件价格取3.5元/W）、8元/W（其中组件价格取4元/W）进行光伏电站新增投资比例的计算； （6）综合步骤（4）、（5）的计算结论，计算△发电量与△投资的比值，其结果如下：

光伏组件在光伏系统中的使用寿命和可靠性探讨

光伏组件在光伏系统中的使用寿命和可靠性探讨 2015-12-14 导读 光伏（PV）组件制造商、安装商和系统业主在PV组件的长期可靠性等方面有着共同的利益。在评估PV系统的可靠性时，不能仅注重PV组件的性能，更重要的是把控整体系统性能。只有当从PV系统中的电池片到并网到电网中的其所有部件均能发挥预期性能，并且整套PV 系统得到可靠维护时，所安装的PV系统才能达到预期水平。 环境状况、设备温度、污染程度等PV系统安装场所的具体特点等都会对既定装置的性能和预期使用寿命产生直接影响，并且会加速特定场地下的不同老化速率。此外，PV行业的持续整合可能会导致一些制造商倒闭，从而使制造商的质保承诺得不到保证。为避免这些问题，PV制造商应采用全面的质控方案，以解决样品抽样合格率、可靠性测试计划和测试等效时间等主要问题。 UL白皮书中探讨了有助于制造商及客户评估在真实条件下PV组件可靠性的各种测试方法。白皮书首先阐述了组件在PV系统性能中的耐用性和可靠性状况，并探讨了在评估组件可靠性时平均寿命理论模型的缺点。其次，白皮书还介绍了PV组件可靠性评估的框架，并展示了三种不同的测试如何在持续质检程序环境下提供有意义的组件可靠性数据。 一、使用寿命的理论估算方法 PV组件的使用寿命或寿命周期建模是建立在一系列前提的基础上。这些前提与实验室测量数据相结合，在某些情况下，与通过现场实践获得的信息以及现场退回的产品相关联。然而，光伏行业是一个相对较新且快速变化并注重提高效率（即：更高效的电池、新型材料、新设计等）的行业。相比之下，PV的预期寿命可达到20至30年。这些因素严重限制了目前可用于预测PV预期使用寿命的数据的可获性和价值性。 为解答与PV组件使用寿命有关的重大问题，通常采用加速老化测试方案。通过这些测试，可采用阿列纽斯法测定活化能（Ea）。通常情况下，针对温度、湿度和紫外线（UV）的Ea测量值在确定后，将用于首次使用寿命预测计算。与当地天气数据相结合的Ea可为预期使用寿命的计算提供依据。 然而，这种方法所存在的基本问题在于其仅取决于单一失效机制的触发。而实际上，伴随着几乎无法预测的随机且地域性很强的相关天气事件（风、狂风、暴风雨、积雪、结冰和冰雹），会产生不同的并发退化机制。

太阳能光伏组件过程检验标准

由品管员每个工作日均衡时间抽检，各工岗负责自检。 分选 1）具体分档标准按作业指导书要求； 2）确认电池片清洁无指纹、无损伤； 3）所分组件的电池片无严重色差。 单焊 1）互联条选用根据技术图纸； 2）保持烙铁温度在330-350℃之间（特殊工艺须另调整），每隔两小时对烙铁温度进行抽检； 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的错位不能大于0.5㎜，最好在0.2㎜以内； 7）电池片表面保持清洁，完整，无损伤。 串焊 1）焊带均匀的焊在主栅线内，焊带与电池片的背电极错位不能大于0.5㎜； 2）保持烙铁温度在350-380℃之间（特殊工艺须另调整），每隔两小时对烙铁温度进行抽检； 3）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1㎜； 4)互联条焊接光滑、无毛刺、无虚焊、脱焊、无锡珠； 5)串焊后电池片正面无焊花，焊带脱落现象； 6）电池片表面保持清洁；

7）单片完整，无损伤。 叠层 1）叠层好的组件定位准确，串与串之间间隙一致，误差±0.5㎜； 2）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、无折痕及其他缺陷； 4）EV A、背板要盖满玻璃（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、背板、EV A的“毛面”向着电池片； 7）序列号号码贴放正确，与隔离背板上边缘平行，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。 层压 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1.0㎜； 2）焊带及电池片上面不允许有气泡，其余部位0.5-1m㎡的气泡不能超过3个，1-1.5m㎡的气泡不能超过1个； 3）组件内部无杂质和污物； 4）EV A的交联度控制在75%~90％，每批次EV A测量两次； 5）层压工艺参数严格按照技术部提供设定参数；

光伏组件技术规范-

技术规范 1. 总则 1.1 本技术规范适用于光伏组件及其辅助材料的功能、性能、结构等方面的技术要求。 1.2 本技术规范光伏组件均采用多晶硅形式，采用固定支架安装运行方式，供货范围不含固定式安装支架。 1.3 本技术规范提出了最低限度的技术要求，并未规定所有的技术要求和适用的标准，投标方保证提供符合工业标准和本技术规范要求并且功能完整、性能优良的优质产品及其相应服务。同时必须满足国家有关安全、环保等强制性标准和规范的要求。 1.4 本技术规范所使用的标准如与投标方所执行的标准发生矛盾时，按较高标准执行。 1.5 在签订合同之后，招标方保留对本技术规范提出补充要求和修改的权利，投标方应予以配合。如提出修改，将根据需要，招标方与投标方应召开设计联络会，具体项目和条件由招标方、投标方双方协商确定。 1.6 投标方应协同设计方完成深化方案设计，配合施工图设计，配合逆变器厂家进行系统调试和验收，并承担培训及其它附带服务。 1.7 本技术规范经双方签字认可后作为订货合同的附件，与合同正文同等效力。 1.8 本技术规范中提供的参数均按照海拔5米要求提供，投标方应根据本工程实际海拔高度进行修正。 l.9 投标方提供的主设备、附件、备品备件、外部油漆等材质都满足本工程所处地点的环境条件的要求，如：高寒、风沙影响等。

1.10合同签订后，投标方将按本技术规范要求提出合同设备的设计﹑制造﹑检验/试验﹑装配﹑安装﹑调试﹑试运﹑验收﹑试验﹑运行和维护等标准清单给招标方确认。 1.11本设备技术规范未尽事宜，由招标方、投标方共同协商确定。 2.工程概况 2.1 工程项目名称：山东爱特电力有限公司115MWp屋顶、屋面分布式光伏发电项目 2.2 工程项目地点：山东省潍坊市昌乐县、青州市。 2.3 项目规模：均为115MWp 2.4 工程项目概况 1）气象条件 根据昌邑市气象站多年实测气象资料，将各主要气象要素进行统计，如下所示。 表2.1 气象站主要气象要素统计表 2）工程概况 本期工程总装机容量约为115MWp，采用分块发电、集中并网发电系统。 3）太阳能资源： 该项目所在地区的年太阳能总辐射值为5144.4MJ/m2，多年平均日照时间数为2318.7h。按照《太阳能资源评估方法》，本地区太阳能资源丰富程度属于“资源很丰富”地区。

光伏组件安全鉴定测试规范

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MST01 5.1.1目的

关于光伏逆变器选型,分析得太透彻了!

关于光伏逆变器选型，分析得太透彻了！ 前言： 光伏逆变器是光伏发电系统两大主要部件之一，光伏逆变器的核心任务是跟踪光伏阵列的最大输出功率，并将其能量以最小的变换损耗、最佳的电能质量馈入电网。 由于逆变器是串联在光伏方阵和电网之间，逆变器的选择将成为光伏电站能否长期可靠运行并实现预期回报的关键，本文提出了“因地制宜，科学设计”——即根据光伏电站装机规模、所处环境和电网接入要求，合理选择逆变器类型。 1. 光伏电站分类及电站特点 按照光伏电站安装环境的不同，光伏电站一般分为荒漠电站、屋顶电站和山丘电站三种。 荒漠电站：利用广阔平坦的荒漠地面资源开发的光伏电站。该类型电站规模大，一般大于5MW；电站逆变输出经过升压后直接馈入110kV、330kV或者更高电压等级的高压输电网；所处环境地势平坦，光伏组件朝向一致，无遮挡。该类电站是我国光伏电站的主力，主要集中在西部地区。 山丘电站：利用山地、丘陵等资源开发的光伏电站。该类电站规模大小不一，从几MW到上百MW不等；发电以并入高压输电网为主；受地形影响，多有组件朝向不一致或早晚遮挡问题。这类电站主要应用于山区，矿山以及大量不能种植的荒地。 屋顶电站：利用厂房、公共建筑、住宅等屋顶资源开发的光伏电站。该类型电站规模受有效屋顶面积限制，装机规模一般在几千瓦到几十兆瓦；电站发电鼓励就地消纳，直接馈入低压配电网或35kV及以下中高压电网；组件朝向、倾角及阴影遮挡情况多样化。该类电站是当前分布式光伏应用的主要形式，主要集中在我国中东部和南方地区。 2. 逆变器分类及特点 光伏逆变器根据其功率等级、内部电路结构及应用场合不同，一般可分为集中型逆变器、组串型逆变器和微型逆变器三种类型。 集中型逆变器：主要特点是单机功率大、最大功率跟踪（MPPT）数量少、每瓦成本低。按照逆变器主电路结构，集中型逆变器又可以分为以下两种类型：

家用离网光伏发电系统各部件选配案例分析

家用离网光伏发电系统各部件选配案例分析 从前述内容可知，离网光伏发电系统选配主要工作包括电池组件配置、蓄电池容量配置、光伏控制器选型及离网逆变器选型。 一家用离网光伏发电负载用电及类型如下表4-7所示。该地区最低的光照辐射是1月份，倾斜面峰值日照时数为4.0，组件损耗系数取0.9，离网逆变器工作效率为0.8，蓄电池充放电效率0.9，蓄电池放电效率的修正系数取1.05，蓄电池的维修保养率取0.8，蓄电池的放电深度取0.5，连续阴雨天数取5。图4-25为本方案的系统结构图。 表4-7 家用离网系统负载用电 图4-25 离网系统结构 1.电池组件选配 家用离网系统负载为交流负载，每天消耗电能11678Wh，则逆变器输入端提供电能为14597.5wh，系统电压选取48V，所以蓄电池每天提供304Ah。

根据： 逆变器效率系数组件损耗系数充电效率系数）组件日平均发电量（） 负载日平均用电量（电池组件并联数???= Ah Ah ）组件峰值工作电压（系数）系统工作电压（电池组件串联数V 1.43 V ?= 可计算出如下表4-5所示的电池组件选型配置方法。 表4-8 电池组件选配 可见，选择180W 电池组件最经济。 2.蓄电池容量选择 该地区最大连续阴雨天5天，则蓄电池放电容量为304Ah ×5=1520Ah 。 根据： a K U L P F D C ????= 可得：C=4987.5Ah 。下表为各类蓄电池选型配置情况。 表4-9 蓄电池选型与配置 3.光伏控制器选型 根据上述分析，蓄电池通过控制器每天提供304Ah ，则平均流过控制器电流为12.7A ，工作电压为48V 。可选择如下表4-10参数的光伏控制器。 表4-10 光伏控制器参数 4.光伏逆变器选择 系统离网逆变器输入电压48V ，输出220V 交流电，从负载工作表可知，负载最大功率总和为3838W 。则可以采用48V 转220V 的5KW 纯正弦波光伏逆变器。下表4-11参数的离网逆

太阳能电池测试整理全

填空题 1、IEC 61215中的双85是指试验温度85℃±2℃和相对湿度为85%± 5% 。 2、目前，世界范围中存在ANSI 、IEC 两大光伏组件测试标准体系，中国的光伏组件产品测试基本上遵循IEC体系的测试标准。 3、光伏玻璃通过镀膜来增加透光率，薄膜制备的方法提拉法和喷涂 法。 4、硅太阳能电池片正面采光面为负极。 5、太阳电池的标准测试条件：辐照度1000W/m2，AM1.5光谱，电池温度25℃。 6、太阳电池组件为了获得更高的工作电压，可以把组件串连起来，为了获得更大的输出电流，可以将组件并联使用。 7、在一定条件下，串联的组件中被遮挡的组件容易产生热斑效应，会严重破坏电池组件；通过设计旁路二极管可有效避免热斑效应对组件的负面影响。 8、IEC 61215中，紫外光预处理试验采用的波长范围是 280nm-385nm ，其中，波长为320nm-385nm的紫外辐射至多为 10KWh·m2。 9、IEC 61215机械载荷试验中，一般情况下表面施加负荷 2400Pa ，在试验组件承受雪重压能力时，应施加 5400Pa 负荷 10、现有两件CS5A-160型号的组件，进行IEC 61215可靠性测试的热循环200次试验，标准条件下初始试验测得最大功率都为159W，在结束热循环以及后续试验，包括湿漏电实验，最后测得最大功率分别为142W、140W，则代表的这一批测试组件不能通过可靠性测试（能/不能/可能）。 判断题 （判断以下各题是否正确，正确打√，错误打 X ，若有错，请进行改正。） 1、从生产线上制作完成的组件，可以直接进行紫外预处理试验。 （×） 需要进行预处理，累计一定的辐射量 2、用于组件最大功率确定的太阳模拟器辐照不均匀度应小于2%。 （×） 小于5% 3、采用IEC 61215基本方法测量NOCT时，需要保留环境温度30℃的记录数据，用 于后续数据处理。（√）

浅谈光伏电站设计与设备选型

浅谈集中式光伏电站设计与设备选型 本文通过比较、提炼、总结相关设计参数，依据类似工程，对集中式光伏电站的设计与设备选型进行浅析。 一、光伏电站设计原则 设计应根据建设工程的要求，对建设工程所需的技术、经济、资源、环境等条件，本着认真贯彻“成熟先进、安全可靠、造价合理、节能环保”的原则，进行综合分析，论证，编制建设工程设计文件的活动。这是建设项目进行整体规划、体现具体实施意图的重要过程，是科学技术转换为生产力的纽带，是处理技术与经济关系的关键性环节，也是确定与控制工程造价的重点阶段。 （一）光伏电站建设的选择 全年总日照小时数、日照百分率、年总辐射量、年平均气温、年霜冻天数等参数是光伏电站选址的重要依据。 目前，我国根据各地区太阳能资源总量将全国化为I、II、III类分区，实行不同标杆电价补贴政策。I类地区太阳能资源总量相对较高，电价补贴相对较低；III类地区太阳能资源总量相对较低，电价补贴则相对较高。I类电价区主要集中在西北地区，年辐射总量1500~2000（kwh/㎡）；中部广阔地带为II类电价区，年辐射总量1000~2050（kwh/㎡）；III类电价区主要在东南沿海地区，年辐射总量1000~1600（kwh/㎡）。显然，我国光伏电站上网补贴电价与实际太阳能资源总量的对应并不完全匹配，如二类电价区的年辐射总量，以及超过一类电价区的年辐射总量的地区。在不同电价区寻找合适的投资地区，是获取收益的关键因素，即在相对高的电价补贴区内，寻找太阳能资源条件好的区域建设光伏电站，可以获得更好的收益。 新建光伏电站选址前应对该区域可利用面积进行评估，拟定总体建设规模。总体上要求足够大的可利用面积，能达到一定的总装机容量。如规模较小新建电站的接入系统线路、进场道路修建等，初投资费用会较大抬高单位造价，后期的运行维护如果不具规模同样会抬高维护成本，工程建设经济将大幅度降低。总体上要求建设规模大，接入系统线路近，进场道路修建短。 应明确光伏电站所选厂址的土地性质，使用权状况，石头纳入土地利用规范范围等；查明所选厂址的地址情况，合理评价地址构造、地震效应、山体滑坡危害及山洪暴发时洪水的排泄通道等；祥知厂址临近区域水文地质条件、防洪评价及水利保护等；熟悉厂址周边人文情况，交通运输条件等；了解厂址内无名胜古迹、未查明有重要矿产资源，远离文物保护区、自然保护区、军事设施区等，符合自然环境保护的有关规定。总体上要落实用地性质，查明地址情况，加强环境保护，避开文物矿藏。 要掌握当地产业政策，了解区域市场发展空间，熟悉项目建设必备条件，完成规划选址工作，通过踏勘调研提出规划选址建议，开展资料搜集和职称文件的取得，取得各主管部门批文，确保项目顺利通过各项评审。 （二）光伏电站总布置 应根据防洪、防震、防山体滑坡、消防、运行检修等方面的要求，按拟定总装机容量的规模对电站进行统筹安排、合理布置，实现运行安全无风险，消防环保无事故，经济效益更突出，检修维护更方便。光伏电站总布置应结合地形及地貌，避免大规模重新计划。电站生产管理区和生活区分开隔离，做到既能安全生产又能适宜人员生活。

太阳能光伏组件产品及原材料检测实验室建设方案

太阳能光伏组件产品及原材料检测实验室建设方案 一：实验室定位 实验室定位于能对组件各种原材料与成品做比较全面的测试，可能较大程度上影响到组件电性能、使用寿命和可靠性等指标的原材料特性、成品特性作为检测的重点。 根据以上的定位，结合我司目前已有的检测设备、仪器，下表列出实验室预期的测试项目。 二：实验室的职责 对组件来料进行检测并提供结果予IQC，包括常规来料检测及新材料评估。 对组件半成品进行抽检，及时发现异常并通知IPQC、技术部。 对组件成品进行抽测，确保组件的品质与可靠性。 尽量丰富测试手段与提高测试水平，对组件进行研发性测试。 三：实验室人员 工程师：2名，负责实验室日常管理、实验测试评估、人员培训等，以及创新实验。 技术员：1名，负责实验室测试操作、数据记录分析、设备维护、校准、计量等。 测试员：6名，负责实验室测试操作、数据记录、设备维护等。 四：实验室规划

实验室应能从电学、热学、光学、力学、化学五方面进行一定测试项目。以下按实验室功能区域划分进行简单说明： 物理测试区：微电阻测试、稳压直流测试、红外成像检测（热斑测试）、剥离强度测试、收缩率测试等； 力学测试区：机械载荷测试、落球冲击测试； 可靠性试验区：紫外老化测试、盐雾腐蚀/喷淋测试、湿冻测试、湿热测试、热循环测试； 安全测试区：绝缘耐压测试、湿漏电流测试； 化学测试区：简单的化学试剂检测； 交联度测试区：EV A交联度测试； 样品放置区：待测样品与已测样品分区存放； 办公区：处理实验数据、日常办公。 具体放置的测试仪器和尺寸图略 五：实验室预算 仪器及费用如下表：

2，外围设备及装修