《光伏组件性能测试和能量评定 第2部分：光谱响应、入射角和组件工作温度的测量》

Q/LB.□XXXXX-XXXX光伏组件性能测试和能量评定第2部分：光谱响应、入射角和组件工作温度的测量范围本系列标准建立了基于功率（瓦）、能量（瓦-时）和性能比（PR）的光伏组件性能评价要求，可用于所有的光伏技术，但不能很好的适用于以下情况：组件性能随时间改变（例如：组件特性随光或热而改变），或在任何一个组件表征特性模型出现的显著非线性。本部分的目的是定义在规定辐照度下入射角对器件输出功率影响的测试程序，在给定的环境和安装条件下确定组件的工作温度，测量组件的光谱响应。第二个目的是提供一组特性参数用于详细的能量预测。上述测量结果可作为IEC61853-3中规定的组件能量评定程序的输入。规范性引用文件下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件；不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。GB/T27025—2019检测和校准实验室能力的通用要求（ISO/IEC17025:2017,IDT）GB/T××××—××××地面光伏组件性能试验和能量分级第1部分:辐照度和温度性能测量和功率评定（IEC61853-1:2011,IDT）IEC60410)标准已废止)计数检查抽样方案和程序（Samplingplansandproceduresforinspectionbyattributes)标准已废止IEC60904-1光伏器件第1部分：光伏电流－电压特性测量(Photovoltaicdevices-Part1:Measurementofphotovoltaiccurrent-voltagecharacteristics)GB/T6495.1—1996光伏器件第1部分：光伏电流-电压特性的测量（IEC904-1:1987,IDT）IEC60904-2光伏器件第2部分：标准太阳电池的要求(Photovoltaicdevices-Part2:Requirementforreferencesolardevices)GB/T6495.2—1996光伏器件第2部分：标准太阳电池的要求（IEC904-2:1989,IDT）IEC60904-5光伏器件第5部分：用开路电压法确定光伏(PV)器件的等效电池温度(ECT)(Photovoltaicdevices-Part5:Determinationofequivalentcelltemperature(ECT)ofphotovoltaic(PV)devicesbytheopen-circuitvoltagemethod)GB/T6495.5—1997光伏器件第5部分：用开路电压法确定光伏(PV)器件的等效电池温度(ECT)（IEC904-5:1993,IDT）IEC60904-8光伏器件第8部分：光伏器件光谱响应的测量(Photovoltaicdevices-Part8:Measurementofspectralresponsivityofaphotovoltaic(PV)device)GB/T6495.8—2002光伏器件第8部分：光伏器件光谱响应的测量（IEC60904-8:1998,IDT）IEC60904-9光伏器件第9部分：太阳模拟器性能要求(Photovoltaicdevices-Part9:Solarsimulatorperformancerequirements)GB/T6495.9—2006光伏器件第9部分：太阳模拟器性能要求（IEC60904-9:1995,IDT）IEC60904-10光伏器件第10部分：线性特性测量方法(Photovoltaicdevices-Part10:Methodsoflinearitymeasurement)GB/T6495.10—2012光伏器件第10部分：线性特性测量方法（IEC60904-10:1998,IDT）IEC60891光伏器件的I-V实测特性的温度和辐照度修正方法(Photovoltaicdevices-ProceduresfortemperatureandirradiancecorrectionstomeasuredI-Vcharacteristics)GB/T6495.4—2012晶体硅光伏器件的I-V实测特性的温度和辐照度修正方法（IEC891:1987,IDT）IEC61215（所有部分）地面用光伏组件设计鉴定和定型(Terrestrialphotovoltaic(PV)modules–Designqualificationandtypeapproval)IEC61215-2地面用光伏组件设计鉴定和定型第2部分：试验程序(Terrestrialphotovoltaic(PV)modules–Designqualificationandtypeapproval-Part2:Testprocedures)ISO9059工作直接日射表的校准方法GB/T14890—1994工作直接日射表的校准方法（ISO9059:1990,NEQ）术语和定义本文件没有需要界定的术语和定义。抽样按照IEC60410规定的方法，从同一批或几批产品中随机抽取3个组件用于性能鉴定试验。这些组件需依照第4章的规定进行预处理，以确保功率的稳定。入射角、光谱响应和热性能3个试验项目各需要一块组件（或等效参考样品）。如3个试验项目按顺序进行，可提供一块组件；如3个试验项目同时进行，应提供三块组件。这些组件的制造应依据相应图纸和工艺流程单所规定的材料和部件，并符合制造厂常规检验、质量控制与产品验收程序的要求。组件应该是成品，并附带制造厂的搬运说明以及推荐安装的二极管、边框和支架等的组装说明。如果待测器件是一种新型设计的样品而不是来自于生产线上，应在试验报告中加以说明（见第6章）。试验组件或等效样品应通过第6~8章定义的各项试验程序，即光谱响应测量程序（第6章）、入射角测试（第7章）和组件工作温度测试（第8章）。试验开展时，应遵守制造厂的搬运、清洁、安装和连接指示。可由同一块组件按顺序进行所有测试项目或由三块不同组件分别进行特性测试，在测试报告中应注明是使用同一组件或不同组件。如果待测组件使用会覆盖组件上表面边缘的边框，则每个测试项目都应使用类似的边框结构。预处理：在开始测试前，待测器件需依据IEC61215或IEC61646的要求进行稳定处理。图1为试验程序概览。预处理预处理外观检查最大功率确定7-入射角外观检查最大功率确定6-光谱响应8-组件工作温度试验程序概述报告试验程序完成后，测试机构应按照GB/T27025的要求出具性能测试报告，应包括待测组件的功率特性。每一份证书或测试报告应至少包括下列信息：标题；测试实验室的名称、地址以及完成校准或试验的地点；证书或报告及每一页应具有唯一的标识；客户的名称和地址（适用时）；校准或试验样品的描述和识别；校准或试验项目的描述和条件；接收试验项目的日期以及校准或试验的日期（适用时）；标明所使用的校准或试验方法；抽样程序的相关参考文件（必要时）；校准或试验方法的任何偏离、增补或删减，特定校准或试验的其他任何必要信息，如环境条件，包括组件工作温度测试（见9.4.1）所用的组件倾角和视场的限制；测量、检查和推导的结果，包括组件的入射角度效应、工作温度和光谱响应。报告中应该表明在测量入射角（见8.3.4）时处理漫射光部分的方法；对于非对称光学组件，应在图中标注倾角及方位；校准或试验结果的估计不确定度的声明（必要时）；表示对证书或报告内容负责的责任人的签名、职务或者等效的身份证明，签发的日期；结果只与校准或试验项目有关的说明（必要时）；证书或报告不应部分复制，经实验室书面许可方可整体复制的声明。光谱响应测量程序在任何给定光谱的辐照度下，光伏组件的光谱响应会影响电流的生成量。一般而言，并不需要对组件在室外运行所能遇到的所有辐照度和温度条件下的光谱响应进行测量。在所有预期的操作条件下，单次测量应足够准确，通过检查GB/T××××（IEC61853-1）测试的短路条件下线性度可得到验证。如果发现短路电流（Isc依照IEC60904-8的测试程序，在短路条件、器件温度25℃和适当偏置光下测量光谱响应。如果可行，应使用全尺寸组件执行本程序，即组件应在完整的状态下测试其光谱响应特性。如果全尺寸组件测试不可行，可根据IEC60904-8规定的方法，采用结构与材料等效的小样品或是组件中的单一电池测量其光谱响应特性。太阳电池的光谱响应会随着封装方式而改变。因此，如果不能用全尺寸组件进行测试，则应使用已封装的太阳电池。在测量光谱响应之后，应测量组件的功率。任何变化应记录在试验报告中。入射角效应测量程序目的入射角测试的目的是确定太阳入射角对组件性能的影响。入射的角度影响在组件中可被转换成电能的直射辐照度和散射辐照度比例，即透射光及反射光占全部可用光照的比例。外部反射（正面）及内部反射都作为太阳入射角度及组件设计的函数。因此，光伏器件在特定入射角度所吸收的辐照度可能会因组件设计不同而产生差异，组件的安装方位也会严重影响入射角度效应。对于使用无涂层平板玻璃作为前盖板的组件，进入组件的透射光主要受玻璃与空气界面影响。如果界面平整且无防反射涂层，则此测试可省略，可直接使用平板玻璃与空气界面的数据。然而，通常光伏组件玻璃是经过表面结构处理的，因此推荐在任一情况下都实施验证性的测量。虽然进入组件的透射光主要受玻璃与空气界面的影响，但其他光学界面的细节和其他增强光学限制的措施也可能有相关性。如果有理由相信其他的光学界面已经发生显著变化，则应当执行此测试。本章提出了两种不同的可选方法（室内法和室外法），两种方法不一定能产生相同的结果，但结果应在其不确定度范围内等效。在测试报告中应注明所使用的方法。室内测试方法总则入射角试验的方法是基于待测组件在较大入射角度范围内，对实际测量到Isc数据的采集。如果光源的不均匀度在整块组件旋转空间内无法满足要求（见8装置需要下列装置以控制和测量测试条件：一个符合IEC60904-2要求的标准光伏器件，依照IEC60904-10的要求，其输出在太阳模拟器的辐照度变化范围内呈线性。将其安装于太阳模拟器的试验平面，用以监测太阳模拟器的总辐照度。测量环境温度、待测组件和标准器件温度的装置，准确度为±1℃，重复性为±0.5℃。一个依据IEC60904-9的要求在测试区域内空间不均匀度达到B级且在光照影响区域内不稳定度达到C级的太阳模拟器。太阳模拟器辐照集中在30°视场内，在30°的视场外不应有辐照。太阳模拟器在视场10°以内的辐照度宜达到95%。在组件旋转时，组件内有效发电单元所覆盖区域内的空间不均匀度应达到B级，且光照影响区域的不均匀度应达到C级。在测试器件的有效区域内，太阳模拟器光源的立体角变化应小于1°。在测试报告中应说明有效区域和光照影响区域的空间不均匀度。测试区域的深度由最大倾角决定，开展测试前需要详细评估最严重的情况。测量待测组件短路电流的设备，在1000W/m2的准确度为±0.2%（参考IEC60904-1）。测量标准器件输出的设备，在1000W/m2的准确度为±0.2%。一个可调整的支架，可以在特定入射角准确定位组件，准确度为±1°。应注意确保测试设备的旋转不会改变照射在标准器件上的辐照度。器件应以待测电池的中心做轴向旋转。在整个测量角度范围内，旋转轴应保持不变。组件温度传感器，用焊锡或导热胶将其连接到每个待测组件中央附近的两个太阳电池的背面，如果使用光学等效的小组件则连接到有效电池的背面。或者依据IEC60904-5使用相关的电池温度测试设备。确定组件温度总体的准确度为±1℃。一套数据采集系统，在每一个设定角度都可记录下列参数：标准器件的输出组件的短路电流组件温度标准器件的温度组件电流和标准器件的输出应同步测量。准备程序准备程序如下：确保组件前表面清洁。可以物理上隔离并连接单个晶体硅电池，即切开组件背板可以直接连接单个电池片。对于薄膜组件，则需要定制包含单电池片或一块待测区域的特殊试验器件，将其隔离并单独连接以便测量。将组件安装在太阳模拟器的测试平面，使组件在±1°内垂直于光束中心线，并连接必要的设备。如果测试系统具备温度控制装置，则调节至预设温度。如果未使用温度控制装置，则组件温度应稳定至室温±1℃内。使用标准光伏器件，将垂直入射角处的太阳模拟器测试平面的辐照度设置为1000W/m2。测试时应全程保持该辐照度。如果不可行，则辐照度应保持在700W/m2到1000W/m2范围内的某一特定辐照度（参考IEC60891）。要注意避免室内的反射光。在测试中不应有凸起障碍物影响待测组件平面内的总辐照度。应避免地面、墙体、天花板和物体的反射。一些黑色的涂料可能在红外光谱部分具有高反射性，建议测试涂料的反射特性用于试验程序不确定度分析。测量程序测量应沿相对于组件法线的两个正交方向进行。如果已知组件具有对称反射特性，则仅对组件法线正交方向的一个轴进行测量就足够，可省略第二轴的测量。如果使用了相似电池和相同前盖板玻璃的样品已被证明对称，则样品也可被视为具有对称反射特性。以下程序假定样品是轴向对称的。目前还未发现不符合这项要求的器件。在旋转角度0°的位置，将待测电池定位在测试区域中，使得电池片的中心位于光轴上，而旋转轴位于电池的中心。轴向对称的试验应在-80°和80°两个角度验证。两个方向上的(Isc在组件法线与光轴夹角-60°和+60°的范围内进行角度变化，每次最大调整10°。对于上述范围之外的角度变化，每次最大调整5°。如果使用稳态太阳模拟器，可在采集数据间隔遮挡组件，以保持组件温度至指定的温度。或允许组件达到热平衡。应注意的是，随着入射角增加，光照强度随之减少。应记录并修正每组测试时的组件温度差异。对每组试验至少读取3个短路电流和组件温度值。必要时，可使用标准器件修正辐照度的波动。使用IEC61853-1:2011中表2的数据修正组件温度至25℃并取平均值以得到ISC进入组件的相对透光率为： τθ=Isc(θ)/(cos式中：θ为入射光方向与组件法线方向的夹角。对于低光照强度时应当注意试验独立性：在大入射角时，在组件平面的光照强度会因余弦定律而大幅减弱。如果组件短路电流在IEC61853-1:2011测试表格2中的测量值呈现出相对于辐照度的非线性变化，则应使用IEC61853-1中得出短路电流ISC数据的多项式拟合，对公式（1）进行额外的如果数据结果不对称，则应确定测试结果是否存在角度偏移，或者组件是否并非真正对称（法向入射的两侧不同）。如果是后者，则应记录两个倾斜方向的组件透光率。在入射角响应的测试之后，应当测试组件功率。任何变化应记录在试验报告中。室外测试方法总则入射角试验的室外测试方法是基于待测组件在较大范围内，对Isc数据的测量和采集，及组件平面相应的总辐照度和直射辐照度，以便区分直射辐照和散射辐照对I测试组件电池背面的温度测试位置装置需要下列装置以控制和测量测试条件：一个校准过的总辐照计，安装于测试组件平面。或者，一个符合IEC60904-2要求的标准光伏器件，其输出在辐照度变化范围内呈线性，并安装于测试组件平面，作为入射角的函数进行校准。如果任何现场特定的测量工件在预期内，则推荐使用此装置。一个符合IEC60904-2要求的标准光伏器件，其输出在太阳辐照度变化范围内呈线性，安装在独立的太阳跟踪器上以测量总辐照度。一个依据ISO9059校准的直接辐射计，安装在单独的太阳跟踪器上测量直射辐照度。测量环境温度、待测组件和标准器件温度的装置，准确度为±1℃，重复性为±0.5℃。测量组件温度时应按照图2所示至少测量4个位置。测量待测组件短路电流的设备，在1000W/m2的准确度为±0.2%（参考IEC60904-1）。为避免反向偏置状态和个别电池过热，测试组件不应持续处于短路状态。在短暂的Isc测量标准器件输出的设备，在1000W/m2的准确度为±0.2%。一个含开放式支架的双轴太阳跟踪器，可实现组件入射角范围在-90°至+90°，至少可达到80°。单轴跟踪器也可以使用，但应根据非垂直扫描方向的影响修正入射角。测量太阳入射角的设备，准确度不低于±0.5°。即使跟踪器具有极佳的跟踪精度，安装在跟踪器上的组件不一定能满足此项要求，需要验证倾角的测量准确度优于±1°。验证方法包括使用太阳跟踪器角度和太阳方位角的共同计算结果，或当倾斜角只随倾斜轴变化时使用数字倾角仪的读数，或使用具备太阳对准功能的数字量角器。太阳入射角(θ)的测量准确度应不大于±0.5°，否则在θ值较大时，cos(θ)因子的不确定度也随之增大。一套数据采集系统以记录下列参数：标准器件的输出待测器件的短路电流组件温度标准器件的温度（适用时）组件电流和标准器件的输出应同步测量（测试间隔不超过1ms）。如果辐照度是稳定的（通过组件测试前后的辐照度测量验证），则可允许更长的测试间隔（最长至1s）。准备程序在良好天气条件下选取少于1小时的测试周期。要求天空晴朗，正午前后光谱（大气质量）分布波动小，直射比Gdni确保待测器件表面清洁。将待测器件安装在入射角测试支架上，并连接温度传感器和必要的设备。如果待测器件具备温度控制器，则设定到预设温度。如果未使用温度控制器，则将待测组件对准太阳，使组件温度在不少于15分钟时间里保持稳定，并验证各温度传感器间的最大差异范围应低于5℃。验证安装在独立太阳跟踪器上的标准器件和直接辐射计垂直指向太阳。待测组件会在很大的角度范围接受光照，基本上达到±90°，因此在待测样品的视角内应避免来自周围物体和装置的反射和遮挡。待测组件周围的地面应在各个方向保持平整，无异常的高反射比（反射率）。测量程序测试应在晴朗天空的条件下进行，即直射辐照度Gdni占直射总辐照度GGgniGdniGtpoaGdiff=θ相当于组件法线与太阳直射光之间的夹角，即入射角。使用测试系统设置以太阳直射为基准的一系列入射角。在-90°和+90°之间尽可能宽泛的范围内变化组件法线方向和太阳光的夹角，在-60°至+60°范围内调整步长不高于10°，在-60°至+60°范围之外调整步长不高于5°。测试顺序以垂直入射起始和终止，即θ=0°。如果位置允许，可在一系列组件角度包含垂直入射。对于前表面光学对称的测试组件，例如平面的玻璃表面，入射角方向与组件坐标系之间的关联性不大，完成从正入射方向起任一方向上的入射角测量即可。测试组件的朝向最好采用组件主要向天空的朝向，而不是组件和对应的直接辐射计向下朝向地面。对于前表面有压花或纹理处理的测试组件，有必要控制入射角的方向，以便对组件坐标系的两个正交方向进行测量。每个入射角下至少读取3组数据，包括测试组件的短路电流、组件上全部温度传感器的数据和全部的辐照度传感器的数据。对薄膜组件的测试应注意，运行在Isc时可能造成组件损伤。在有损伤的情况下，应验证短路电流稳定性。如果在STC条件下短路电流波动超过1%，则该测量无效。重复测量可获得稳定的测量结果，因此可以进行重复测量，并在每次测量时验证I按照以下顺序处理每个入射角θ下测得的数据：按晴朗天空的标准，删除所有Gdni在每一个入射角θ，由温度传感器结果的平均值计算组件平均温度（Tm使用组件温度系数（αIsc）将测量的短路电流值（I Isc(θ)=Iscm在垂直入射θ=0°的条件下，由ISC的平均值计算参考短路电流（Isco），由Gpoa在每个入射角θ，由Gdni和Gpoa值计算光伏组件平面的散射辐照度（ Gdiffθ=Gpoaθ由入射角的数学关系定义组件的相对角透光率，作为入射角的函数，公式如下： τ(θ)=(Isc(该方法假设测试组件的太阳光谱响应度（电流产生）对于辐照度的直射分量和散射分量基本相同。同时假设晴朗天空测试条件规定了测试组件在所有测得的散射辐照度下有所响应。如果测试组件不是光学对称的，则应测量并记录与组件坐标相关的两个倾角方向上的透光率。角透光率τ(θ)的内插计算组件的相对透光率τ(θ)经由一系列角度测量，方便起见，可以作为分析函数中的单个参数为进行内插计算，τ(θ τθ=1−exp⁡(−入射角θ是组件表面法线与入射光线方向的夹角。参数αr应由测试结果通过适当程序拟合得到。程序规定αr应精确到3位有效数字，并且给出不确定度确定用于计算组件工作温度的系数的方法总则本程序的目的是确定，环境温度、风速和光吸收在组件发电过程中所造成的影响。光伏组件的温度是环境温度、辐照度、风速及安装方式的函数。本章提供在特定安装方式下确定环境温度、风速和辐照度之间关系的方法。试验和数据处理本方法以在一定范围的环境条件下所采集真实测量的组件温度数据为基础。对所得到的温度数据进行平均和分析，以满足组件温度准确且可重复的插值计算作为环境温度、辐照度和风速的函数。组件温度(Tm)主要是环境温度(Tamb)、风速(ν)和在组件的有效面积上太阳总辐照度(G)的函数。温度差异(Tm−T组件温度模型如下： Tm−Tamb=G/(u式中：系数u0代表辐照度的影响，u1这两个系数将取决于组件的安装方式。尽管组件使用相同的前玻璃盖板，但种类繁多的半导体材料和背面封装方式会导致u0和u1的值有可分辨的差别。已知根据上述程序操作，不确定度能控制在该差别的同数量级内。程序中给出的不确定度由一些因素引起，比如安装方式、环境温度、盛行的风向和季节性变化等。u0测试温度受到测试条件的影响（天空温度、地面温度等）。可对不同条件下的数据进行不大于5℃的修正。在待测器件旁边放置两块标准组件（两侧各一块），标准组件应进行6个月以上的性能测试，以便确定组件额定工作温度（NMOT）的偏差。待测器件和两块标准组件同时测试，标准组件6个月NMOT的平均偏差将用于待测组件的NMOT测试。装置需要具备下列装置一个开放式支架，以特定方式（见下方d)项）安装测试组件和直接辐射计或标准光伏器件。支架的设计应尽可能减少来自组件的热传导，并尽可能减少来自组件正面和背面的自由热辐射干扰。如果组件没有采用可安装于开放式支架的设计，应按照制造商建议安装测试组件。使组件在标准测试条件（STC）下的接近最大功率点运行的负载电阻，或使用最大功率点追踪系统（MPPT）。应在测试报告中记录该负载电阻。依据制造商建议的安装方式安装组件，并与辐照监测设备置于相同平面。直接辐射计或标准光伏器件安装在测试组件平面上，距离测试方阵0.3米内，准确度±5%以内。测量风速的设备，测量上限不低于10m/s，测量下限不高于0.25m/s，安装于组件上方约0.7米处，且在不遮挡组件的前提下尽可能靠近组建。一个环境温度传感器，其响应时间等于或小于组件，将其安装于接近风速传感器且通风良好的阴凉处。电池温度传感器安装于组件背面。对于电池片类的组件，安装位置大致位于如图2所示4个位置的电池中心。对于薄膜类组件，选取相似的位置安装，允许不安装在电池中心。在人造连续光或自然光下使用红外相机检查组件的热斑，以避免将温度传感器放置在发热的电池片背面。一个数据采集系统，其温度测量准确度为±1℃，重复性为±0.5℃，以不长于5秒的采集频率记录下列参数：直接辐射计或标准光伏器件测得的辐照度环境温度组件背面4个特定的位置的电池