光伏系统检测
不低于1GW;组串式逆变器年供应商年产量不低于300MW;2.具备国家批准的认证机构颁发的认证证书及国网电科院《GB/T19964光伏发电站接入电力系统技术规定》标准检测报告，并且须按照CNCA
国家强制性标准要求。2.多晶硅光伏组件转换效率不低于16.5%，单晶硅光伏组件转换效率不低于17%。（四）光伏系统综合指标：1.光伏电站首年系统效率不低于81%。2.当年太阳总辐射量不低于5464MJ
19964 光伏发电站接入电力系统技术规定》标准检测报告， 并且须按照CNCA/CTS0004:2009 认证技术规范要求;
3.集中式逆变器启动电压不高于480V，组串式逆变器启动电压不高于
不低于16.5%，单晶硅光伏组件转换效率不低于17%。
(四)光伏系统综合指标：
1.光伏电站首年系统效率不低于81%。
2. 当年太阳总辐射量不低于5464MJ/m2 时，100MWp 容量
；组串式逆变器年供应商年产量不低于300MW；2.具备国家批准的认证机构颁发的认证证书及国网电科院《GB/T19964光伏发电站接入电力系统技术规定》标准检测报告，并且须按照CNCA/CTS0004
要求。2.多晶硅光伏组件转换效率不低于16.5%，单晶硅光伏组件转换效率不低于17%。（四）光伏系统综合指标：1.光伏电站首年系统效率不低于81%。2.当年太阳总辐射量不低于5464MJ/m2时
》标准检测报告， 并且须按照CNCA/CTS0004:2009 认证技术规范要求;3.集中式逆变器启动电压不高于480V，组串式逆变器启动电压不高于200V;4.逆变器最高转换效率不低于99%、中国效率
等相关国内外认证，并符合IEC61215，IEC61730 等国家强制性标准要求。2.多晶硅光伏组件转换效率不低于16.5%，单晶硅光伏组件转换效率不低于17%。(四)光伏系统综合指标：1.光伏电站首
。到2020年，新能源产业规模不断壮大，支撑实现2020万千瓦新能源发电装机目标。1、太阳能以提高太阳能电池转化效率、器件使用寿命和降低光伏发电系统成本为目标，着重突破晶体硅加工设备技术、检测设备与
、农业园区，以及工矿、商业、公共建筑等建设太阳能光伏系统，推进光伏建筑一体化应用。2、风能以西安经开区、西安高新区、榆林高新区为承载，大力研发风电开发、风电整机制造、关键部件制造技术，重点发展低风速电机
这几点就一定可以赚的盆满钵满！
1.太阳能资源
在光伏电站实际装机容量一定的情况下，光伏系统的发电量是由太阳的辐射强度决定的，太阳辐射量与发电量呈正相关关系。太阳的辐射强度、光谱特性是随着
，组串并联会由于组串的电压差异造成电压损失。
CNCA/CTS00X-2014《并网光伏电站性能检测与质量评估技术规范》（征求意见稿）中：要求组件串联失配损失最高不应超过2%。
5.组件遮挡
组件
这几点就一定可以赚的盆满钵满！1.太阳能资源在光伏电站实际装机容量一定的情况下，光伏系统的发电量是由太阳的辐射强度决定的，太阳辐射量与发电量呈正相关关系。太阳的辐射强度、光谱特性是随着气象条件而改变的
/CTS00X-2014《并网光伏电站性能检测与质量评估技术规范》（征求意见稿）中：要求组件串联失配损失最高不应超过2%。5.组件遮挡组件遮挡包括灰尘遮挡、积雪遮挡、杂草、树木、电池板及其他建筑物等遮挡
钠玻璃，玻璃对光伏组件的PID现象的影响至今尚不明确；
3）电池片原因：电池片方块电阻的均匀性、减反射层的厚度和折射率等对PID性能都有着不同的影响。
上述引起PID现象的三方面中，由在光伏系统中的
栅线，因此造成电池片失效的面积几乎为零。
有研究结果显示，组件中某单个电池片的失效面积在8%以内时，对组件的功率影响不大，组件中2/3的斜条纹对组件的功率稳定没有影响。
光伏组件性能的检测
300MW；(2)具备国家批准的认证机构颁发的认证证书及国网电科院《GB/T19964光伏发电站接入电力系统技术规定》标准检测报告，并且须按照CNCA/CTS0004：2009认证技术规范要求；(3
)多晶硅光伏组件转换效率不低于16.5%，单晶硅光伏组件转换效率不低于17%。4、光伏系统综合指标(1)光伏电站首年系统效率不低于81%；(2)当年太阳总辐射量不低于5464MJ/m2时，100MWp容量
光伏发电站接入电力系统技术规定》标准检测报告， 并且须按照CNCA/CTS0004:2009 认证技术规范要求;
(3) 集中式逆变器启动电压不高于480V，组串式逆变器启动电压不高于200V;
(4
光伏组件转换效率不低于16.5%，单晶硅光伏组件转换效率不低于17%。
4、 光伏系统综合指标
(1) 光伏电站首年系统效率不低于81%;
(2) 当年太阳总辐射量不低于5464MJ/m2 时
