功率衰减率

中：电站由于对现场运维人员的培训欠缺，现场人员在组件表面晾晒菜干和鱼干，影响发电量的同时加速组件的衰减；运维不足导致组件长时间未清洗，发电效率极低。根据现场测试数据，该电站组件在清洗前后的发电功率相差30
后期运行中MC4接头故障率较高，在现场随机抽取部分接头观察发现MC4头制作不规范，未使用专用工具压接线头，导致线头松动烧毁；支架安装梁长度不够，导致边压块倾斜安装。边压块未压实极易松动脱落。上图

中：电站由于对现场运维人员的培训欠缺，现场人员在组件表面晾晒菜干和鱼干，影响发电量的同时加速组件的衰减；运维不足导致组件长时间未清洗，发电效率极低。根据现场测试数据，该电站组件在清洗前后的发电功率相差
中：电站后期运行中MC4接头故障率较高，在现场随机抽取部分接头观察发现MC4头制作不规范，未使用专用工具压接线头，导致线头松动烧毁；支架安装梁长度不够，导致边压块倾斜安装。边压块未压实极易松动脱落。上图

组件光电转换效率不低于28%;（三）硅基、CIGS、CdTe及其他薄膜电池组件的光电转换效率分别不低于8%、11%、11%和10%;（四）多晶硅、单晶硅和薄膜电池组件自项目投产运行之日起，一年内衰减率分别
不高于2.5%、3%和5%，之后每年衰减率不高于0.7%，项目全生命周期内衰减率不高于20%。（五）高倍聚光光伏组件自项目投产运行之日起，一年内衰减率不高于2%，之后每年衰减率不高于0.5%，项目全

，一年内衰减率分别不高于2.5%、3% 和5%，之后每年衰减率不高于0.7%，项目全生命周期内衰减率不高于20%。 (五)高倍聚光光伏组件自项目投产运行之日起，一年内衰减率不高于2%，之后每年衰减率

效率不低于28%；（三）硅基、CIGS、CdTe及其他薄膜电池组件的光电转换效率分别不低于8%、11%、11%和10%；（四）多晶硅、单晶硅和薄膜电池组件自项目投产运行之日起，一年内衰减率分别不高于2.5
%、3%和5%，之后每年衰减率不高于0.7%，项目全生命周期内衰减率不高于20%。（五）高倍聚光光伏组件自项目投产运行之日起，一年内衰减率不高于2%，之后每年衰减率不高于0.5%，项目全生命周期内衰减率

内衰减率分别不高于2.5%、3% 和5%，之后每年衰减率不高于0.7%，项目全生命周期内衰减率不高于20%。(五)高倍聚光光伏组件自项目投产运行之日起，一年内衰减率不高于2%，之后每年衰减率不高于

水汽，从而造成功率快速衰减。 2)钢化玻璃摔碎：组件搬运、安装过程中，有钢化玻璃摔碎现象，从而导致组件安装破损率增加。 3)组件色差：安装时发现，每箱之内的组件都会有色差比较严重的现象;如果色差较大的装在

光伏组件相关问题1)背板的损伤：安装工程中，背板经常有划伤的现象，会导致背板密封不严，进入水汽，从而造成功率快速衰减。2)钢化玻璃摔碎：组件搬运、安装过程中，有钢化玻璃摔碎现象，从而导致组件安装破损率

减少2mV；而电流随温度的增加略有上升。总的来说，温度升高太阳电池的功率下降，典型功率温度系数为－0.35%/℃，即电池温度每升高1℃，则功率减少0.35%。7.组件功率衰减组件功率的衰减是指随着光照