09、QSPI9710-2016光伏发电站晶体硅光伏组件选型技术规范.pdf-solarbe文库

企业标准Q/SPI 9710-2016光伏发电站晶体硅光伏组件选型技术规范2016— 09— 25 发布 2016 — 10— 01 实施国家电力投资集团公司发布Q/SPI 9710 — 2016 光伏发电站晶体硅光伏组件选型技术规范 - I - 目录前言 Ⅳ1 范围 12 规范性引用文件 13 定义与术语 24 总要求 34.1 选型原则 34.2 组件质量 34.3 检测与认证 45 组件类型和主要技术参数 45.1 组件类型 45.2 主要技术参数 46 组件基本技术要求 66.1 外观及内部质量 66.2 电性能 96.3 安全性能 97 环境适配性要求 . 158 关键原材料和零部件的技术要求 . 158.1 电池片 . 168.2 封装胶膜 . 178.3 绝缘背板 . 188.4 玻璃面板 . 208.5 涂锡焊带 . 168.6 硅橡胶密封剂和密封胶带 . 178.7 铝合金边框 . 198.8 接线盒、连接器和电缆 . 259 组件质量保证能力要求 . 269.1 基本要求 . 26Q/SPI 9710 — 2016 光伏发电站晶体硅光伏组件选型技术规范 - II - 9.2 产品实现过程的保证能力及控制要求 . 27附录 A（规范性附录）组件功率平均衰减率参考值 . 28附录 B（资料性附录）常见 EL 检测缺陷分类 29附录 C（资料性附录）发电性能的环境适配度 . 26附录 D（资料性附录）特殊气候条件的要求 . 29附录 E（规范性附录）双玻组件技术要求 . 31Q/SPI 9710 — 2016 光伏发电站晶体硅光伏组件选型技术规范 - III - 前言为规范国家电力投资集团公司（以下简称“集团公司”）全资和控股光伏电站在建设过程中光伏组件的选型工作，保证光伏组件的性能可靠性、技术先进性、环境适配性、经济合理性和产品合规性，制定本标准。本标准依据并充分考虑了以下内容，包括：适用的国际、国家和行业标准，光伏组件最新的技术发展和实践，光伏组件在应用过程中出现的问题及解决方案。本标准由国家电力投资集团公司水电与新能源部提出、组织起草并归口管理。本标准主要起草单位（部门）：国家电投中央研究院有限公司、北京鉴衡认证中心有限公司。本标准主要起草人：纪振双、陈晓达、李佳林、赵鹏、刘家鼎。本标准一审审查人：夏忠、胡建东、郑武生、徐树彪、李晓民、李启钊、彭波、王举宝、张健、王威、莫玄超、郭伟锋、张凯、张潇蓥、罗辉、雷力、王励、徐振兴、顾斌、张治、郑江伟、崇锋、唐猷成、徐征、李仲明、翟永辉、李春成、安超、张雪、成吉、朱晓岗。本标准二审审查人：夏忠、李树雷、毛国权、徐树彪、李晓民、袁蕊、王举宝、郭苏煜、张皖军、李品格、谢骊骊、胡国飞、莫玄超、郭伟锋、李广博、王聚博、王新社、王玉青、于水、李远、王志峰、王励、嵇景文、于昆、史朝晖、王敬、周平。本标准系首次发布。 Q/SPI 9710 — 2016 光伏发电站晶体硅光伏组件选型技术规范第 1 页共 33 页光伏发电站晶体硅光伏组件选型技术规范 1 范围本标准规定了光伏发电站晶体硅光伏组件的选型要求。本标准适用于集团公司全资和控股的新建、扩建和改建光伏发电站项目用晶体硅光伏组件的选型。 2 规范性引用文件下列文件中对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。凡是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/T 2297 太阳光伏能源系统术语 GB/T 2828.1-2012 计数抽样检验程序第 1 部分：按接收质量限 (AQL)检索的逐批检验抽样计划 GB 15763.2 建筑用安全玻璃第 2 部分：钢化玻璃 GB/T 3190 变形铝及铝合金化学成分 GB/T 6461-2002 金属基体上金属和其它无机覆盖层经腐蚀试验后的试样和试件的评级 GB/T 6495.1 光伏器件第 1 部分：光伏电流 - 电压特性的测量 GB/T 6495.4 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 GB/T 6495.9 光伏器件第 9 部分：太阳模拟器性能要求 GB/T 6497 地面用太阳电池标定的一般规定 GB/T 8012 铸造锡铅焊料 GB/T 10125-2012 人造气氛腐蚀试验盐雾试验 GB/T 17473.7-2008 微电子技术用贵浆料测试方法可焊性、耐焊性测定 GB/T 18912 光伏组件盐雾腐蚀试验 GB/T 19000-2008 质量管理体系基础和术语 GB/T 19001-2008 质量管理体系要求 GB/T 29055-2012 太阳电池多晶硅片 GB/T 29195 地面用晶体硅太阳电池总规范 Q/SPI 9710 — 2016 光伏发电站晶体硅光伏组件选型技术规范第 2 页共 33 页 GB/T 29595 地面用光伏组件密封材料硅橡胶密封剂 GB/T 29848 光伏组件封装用乙烯 - 醋酸乙烯酯共聚物（ EVA）胶膜 GB/T 31304 晶体硅太阳电池组件用绝缘背板 SJ/T 11061 太阳电池电性能测试设备检验方法 CNCA/CTS 0003-2010（ CGC/GF 002.1:2009）地面用太阳电池组件主要部件技术条件第 1 部分：接线盒 CNCA/CTS 0038-2014（ CGC/GF 036:2014）地面用晶体硅光伏组件 25 年功率保证能力认证技术规范 IEC 60068-2-68 环境试验第 2 部分：试验 . 试验 L：灰尘和沙尘 IEC 60664-1 低压系统内设备的绝缘配合第 1 部分：原理、要求和试验 IEC 60721-2-1 环境条件分类第 2-1 部分：自然界出现的环境条件温度和湿度 IEC 61215 地面用晶体硅光伏组件设计鉴定和定型 IEC 61730-1 光伏组件安全鉴定第 1 部分：结构要求 IEC 61730-2 光伏组件安全鉴定第 2 部分：试验要求 IEC 62759-1 光伏组件运输振动试验 IEC 61853-1 地面光伏组件的性能测试和能量评定第 1 部分：辐照度和温度性能测量以及额定功率 EN 50521 光伏系统连接器—安全要求和测试 EN 50548 光伏系统接线盒 3 定义与术语 GB/T 19000-2008、 GB/T 2297 界定的以及下列定义与术语适用于本文件。 3.1 电致发光 electroluminescence 电致发光，简称 EL，又可称场致发光，是指通过加在两电极的电压产生电场，被电场激发的电子碰击发光中心，而引致电子能级的跃迁、复合导致发光的一种物理现象。 3.2 电势诱导衰减 potential induced degradation 电势诱导衰减，简称 PID，指光伏组件在电站系统的真实电路与组件之间的偏压作用下出现的输出功率衰减效应。 4 总要求 Q/SPI 9710 — 2016 光伏发电站晶体硅光伏组件选型技术规范第 3 页共 33 页 4.1 选型原则光伏组件选型应遵循“性能可靠、技术先进、环境适配、经济合理、产品合规”等基本原则。 4.1.1 性能可靠性和技术先进性针对电站生命周期内对组件安全和发电性能的要求，组件及其材料和部件的可靠性、耐久性、一致性应通过严格的测试、认证和实证，组件生产企业对组件及其材料和部件的采购及生产过程应具备质量管控能力。在保证可靠性的前提下，组件及其材料的性能和稳定性、生产技术及对组件性能与质量的保证能力应达到国内先进水平。 4.1.2 环境适配性与经济合理性针对当地的地理、太阳能资源和气象条件，组件及其材料和部件的类型、结构、性能的选择，需根据不同地区的环境条件，补充和完善环境适配性方面的特殊要求；另外，应综合考虑项目的投入和产出。所规定的技术要求要做到技术上可行，环境上适配，经济上合理。除通用的性能要求，针对当地的条件，选用的组件应通过特定项目的测试、认证或验证。 4.1.3 合规性组件及其材料和零部件，以及产品的生产企业应满足标准和法规要求、行业的准入条件、产业政策。 4.2 组件质量 4.2.1 功率保证组件使用寿命不应低于 25 年，组件企业宜提供 25 年期的质保书及 “产品质量及功率补偿责任保险” 。质保书中标准测试条件下的最大输出功率可采用阶梯或线性质保。采用阶梯质保应包括质保起始日后的第 2 年、3 年、5 年、 10 年、 25 年的功率保证值；线性质保应包括质保起始日后第 1 年及其后每年的平均衰减率。无论采用何种质保形式，标准测试条件下的最大输出功率正偏差交货时，以标称功率为比较基准，参照 GB/T2828.1-2012 中一般 I 类检验水平进行抽样测试，剔除有明显缺陷的组件，质保起始日（注：宜为组件安装之日）后各时间段的功率衰减不宜超过表 1 规定的正常水平。注：最大输出功率参考正偏差为 0~+3%。表 1 组件功率平均衰减率正常值 Q/SPI 9710 — 2016 光伏发电站晶体硅光伏组件选型技术规范第 4 页共 33 页 2 年 3 年 5 年 10 年 25 年单晶硅组件 2.00% 3.00% 5.00% 10% 20% 多晶硅组件 2.00% 3.00% 5.00% 10% 20% 双玻组件第 30 年不超过 20% 注 1 功率衰减率的比较基准为出厂标称功率，计算公式：（标称功率 - 实测功率） / 标称功率。注 2 表中给出的衰减率为无明显缺陷组件的平均衰减率。一个测试单元，不同组件的功率偏差不应超过平均功率的 5%（剔除缺陷组件）。注 3 1-25 年各年功率衰减情况参考附录 A。 4.2.2 性能可靠性组件及其材料的性能应满足 IEC 61215、 IEC 61730 及本标准 6-9 章的要求。组件安装使用后，应根据集团公司相关要求，开展组件年度抽检工作。每个项目每种型号组件的安装板抽选数量为 20 块，首批备品抽选数量为 3 块。注：正常使用条件下，组件材料或工艺导致的典型使用缺陷，例如：贯穿性裂纹、裂片、电池表面爬痕、黑片、黑边、明暗片、脱（虚）焊、旁路二级管导通、接线盒烧损、 EVA 发黄或脱层、背板变黄或起皱、边框变形或锈蚀。 4.3 检测与认证晶体硅光伏组件应依据 IEC 61215、 IEC 61730 标准和重测导则，通过国家认监委（ CNCA）批准或备案的认证机构的认证。本标准第 7 章要求的特定性能，应依据 IEC 标准、重测导则或经 CNCA备案的测试标准及技术规范，通过经 CNAS认可的检测认证机构的检测或认证。 5 组件类型和主要技术参数 5.1 组件类型晶体硅光伏组件根据电池片类型可分为单晶硅组件和多晶硅组件，根据组件封装形式可分为常规组件和双玻组件。5.2 主要技术参数晶体硅光伏组件基本技术参数包括外形尺寸、发电性能参数和机械性能参数，常规组件的主要技术参数示例如表 2 所示。表 2 晶体硅光伏组件基本技术参数示例表类别技术参数多晶硅组件示例单晶硅组件示例 Q/SPI 9710 — 2016 光伏发电站晶体硅光伏组件选型技术规范第 5 页共 33 页类别技术参数多晶硅组件示例单晶硅组件示例外形尺寸组件外形尺寸图最大输出功率P m（ Wp） 255 260 … 265 270 …功率误差 (%) 0/+3 最大工作电压V mp（ V） * 30.0~30.8 30.3~31.1 … 30.1~31.2 30.5~31.4 …最大工作电流I mp（ A） * 8.28~8.59 8.37~8.50 … 8.50~8.79 8.60~8.85 …开路电压V oc（ V） * 37.7~38.1 37.7~38.2 … 38.2~38.5 38.4~38.6 …短路电流I sc（ A） * 8.88~9.01 8.98~9.09 … 9.00~9.37 9.09~9.43 …转换效率η（ %） * 15.58~15.60 15.89~15.90 … 16.19~16.21 16.50~16.51 …最大系统电压（ V） 1000 工作温度范围（℃） -40～ +85 最大功率（P m）温度系数 Tk（ %/℃） * -0.43~-0.40 -0.42~-0.40 开路电压（V oc）温度系数 Tk（ %/℃） * -0.33~-0.30 -0.34~-0.29 短路电流（ Isc ）温度系数 Tk（ %/℃） * +0.05~+0.06 +0.04~+0.05 发电性能参数最大保险丝额定电流（ A） 15 组件尺寸（ mm3） 1650× 990× 40 机械性能参数组件重量（ kg）* 18.2~19.0 表 2 晶体硅光伏组件基本技术参数示例表（续）机械抗风强度（ kN/m 2） 2.4 Q/SPI 9710 — 2016 光伏发电站晶体硅光伏组件选型技术规范第 6 页共 33 页性能参数电缆规格（ mm2/mm） 4/1000 注：表中注 *项目为参考指标。除此之外，为了满足组件经济性、可靠性、技术先进性、适配性等要求，需要考虑晶体硅组件的基本技术要求，包含电性能要求、外观及 EL 要求和安全性要求等（详见本规范第 6 章），特定环境条件技术要求（详见本规范第 7 章），以及关键原材料和零部件要求（详见本规范第 8 章）和组件质量保证要求（详见本规范第 9 章）。 6 组件基本技术要求 6.1 外观及内部质量 6.1.1 外观要求组件企业须在包装前对组件产品进行 100%外观检查。要求在不低于 1000 lx 等效照度下进行目测检查。如需测量长度、面积等，使用满足测量精度要求的长度测量器具进行测量。组件的外观要求见表 3。表 3 外观要求项目缺陷类型要求色差组件整体颜色均匀一致，同一电池片内及同一组件中的不同电池片间不可出现明显色差，其中单晶硅电池片只能存在一种颜色，多晶硅电池片只能允许存在两种颜色（不包括过渡色）。气泡在电池区域以外允许直径≤ 1mm 的层压气泡≤4 个，且气泡不得使组件边缘与带电体之间形成连通。组件异物在电池区域以外允许面积≤ 2 mm 2，且长度≤ 5 mm 的锡丝锡渣数量≤2 个；不允许组件材料外的任何异物。玻璃外观缺陷玻璃表面应整洁、平直，无明显划痕、压痕、皱纹、彩虹、裂纹、不可擦除污物、开口气泡等缺陷，玻璃内部不允许固体夹杂物；对镀膜玻璃， 45o 斜视玻璃表面，无七彩光，无压花印；双玻组件前后玻璃错位不超过 2mm。表 3 外观要求（续）项目缺陷要求 Q/SPI 9710 — 2016 光伏发电站晶体硅光伏组件选型技术规范第 7 页共 33 页类型划痕 5 mm≤长度≤ 10 mm，宽度≤ 0.1 mm 的划痕，同一组件允许数量≤5 条； 10 mm≤长度≤ 15 mm，宽度≤ 0.1 mm 的划痕，同一组件允许数量≤3 条 ; 不允许长度＞ 15 mm 的划痕。圆形气泡 0.5 mm≤直径≤ 1.0 mm 圆形气泡同一组件不超过 5 个； 1.0 mm≤直径≤ 2.0 mm 圆形气泡同一组件不超过 2 个；不允许直径＞ 2 mm 的圆形气泡。玻璃长形气泡 0.5 mm≤长度≤ 1.5 mm 且宽度≤ 0.5 mm 的长形气泡同一组件不超过 5 个； 1.5 mm≤长度≤ 3.0 mm 且宽度≤ 0.5 mm 的长形气泡同一组件不超过 2 个；不允许跨度超过 3 mm的长形气泡外观电池片表面颜色均匀，无裂纹、破碎、针孔，无明显色斑，虚印，漏浆，手印，水印，油印，脏污等。尺寸所有电池片尺寸一致，误差范围在 0.1%以内。崩边与缺角不允许“ V”型崩边、缺角，且崩边、缺角不能到达栅线； “ U”型崩边长度≤ 3 mm，宽度≤ 0.5 mm，深度≤ 1/2 电池片厚度，单片电池片数量≤1 处，同一组件崩边电池片数量≤2 个； “ U”型缺角长度≤ 5 mm，深度≤ 1.5 mm，单片电池片内数量≤1 处，长度≤ 3 mm，深度≤ 1 mm，单片电池片内数量≤2 个，同一组件缺角电池片数量≤2 个。划痕划痕长度≤ 10 mm，单片电池片划痕数量≤1 条，同一组件划痕电池片数量≤5 个。栅线栅线颜色一致，无氧化、黄变，不允许主栅缺失，断栅长度≤ 1 mm，单片电池片断栅数量≤3 条（2 主栅与 3 主栅电池片）或断栅数量≤4 条（4 主栅与 5 主栅电池片），同一组件断栅电池片≤3 个，不允许连续性断栅。电池片助焊剂印助焊剂印≤ 10 mm2，单片电池片助焊剂印≤2 处，同一组件有助焊剂印电池片≤5处。外观焊带银亮色，且颜色一致，无氧化、黑点、黄变。焊带尺寸互连条与汇流带连接处，互连条 / 汇流带超出距离＜ 2 mm；相邻单体电池间、汇流带与电池间、相邻汇流带间间距＞ 1 mm；互连条与汇流带的焊接良好可靠。表 3 外观要求（续）项目缺陷类型要求 Q/SPI 9710 — 2016 光伏发电站晶体硅光伏组件选型技术规范第 8 页共 33 页焊带偏移焊带偏移量≤ 0.3 mm，数量＜3 处；主栅线与焊带之间脱焊长度＜ 5 mm；电池片、串间距偏移量≤ 0.5mm。外观表面整洁平整、无破损，无色差，无明显脏污、硅胶残留等；无线状伤、擦伤、碰伤（含角部）、机械纹、弧坑、麻点、起皮、腐蚀、气泡、水印、油印、及脏污等现象，边缘无毛刺，不允许直径大于 1 mm的金属碎屑。尺寸具备完整的接线孔和安装孔，长度、位置正确；边框安装尺寸对角线不超过公差要求± 2 mm，边框安装未对齐不超过 1 mm。边框划痕正面划痕：不允许长度超过 10 mm或深度超过 0.5 mm 的划痕；长度＜ 5 mm，深度＜ 0.5 mm，同一组件允许 3 处； 5 mm＜长度＜ 10 mm，深度＜ 0.5 mm，同一组件允许 2 处；背面划痕：不允许长度超过 15 mm或深度超过 0.5 mm 的划痕；长度＜ 10 mm，深度＜ 0.5 mm，同一组件允许 5 处， 10 mm＜长度＜ 15 mm，深度＜ 0.5 mm，同一组件允许 3 处。外观颜色均匀，不允许明显划痕、碰伤、鼓包，不允许背板孔洞、撕裂，电池片外露等缺陷；凸起/凹坑凸起 / 凹坑深度≤ 0.5 mm，最大跨度≤ 15 mm，同一组件允许数量 3 个褶皱背板褶皱深度≤ 1 mm，长度＜ 10 mm 的背板褶皱不超过 5 个； 10 mm＜长度＜ 20 mm 的褶皱不超过 2 个；不允许长度＞ 20 mm 的褶皱。划痕不允许长于 20 mm的明显刮痕。背板沾污沾污直径≤ 5 mm，宽度≤ 1 mm 及长度≤ 50 mm，同一组件不超过 3 处。外观表面均匀一致、平整光滑无裂缝，无气泡和可视间隙，颜色没有明显黄变或异常，不允许断胶。硅胶溢胶组件背面四周可见硅胶溢出，拐角密封处必须要有硅胶溢出，接线盒硅胶均匀溢出且与背板无可视缝隙。表 3 外观要求（续）项目缺陷类型要求 Q/SPI 9710 — 2016 光伏发电站晶体硅光伏组件选型技术规范第 9 页共 33 页胶带外观粘合牢固 , 光滑无凸翘 , 拐角密封处必须要有胶带密封 , 胶带不超出正面铝边框边缘 , 胶带超出背面铝边框边缘≤ 2.0 mm，不允许断胶。接线盒外观外观平整光滑、色泽均匀，无缺损、无机械损伤、无裂痕斑点、无收缩痕，无扭曲变形，浇口平整无飞边，无明显脏污、硅胶，字体和图标清晰准确完整，接线盒与电缆连接可靠，上下盖连接可靠，密封圈粘接可靠，无脱落卡扣及连接上下壳体的扎扣完好牢靠；接线盒底座硅胶与背板粘结牢固，无起翘现象，无可视缝隙；引出线根部应该用硅胶均匀的完全密封；二极管正负极性正确，连接器外观端子正负极性标识正确清楚，连接器有明显的极性标识；连接公母头接触良好，有良好的自锁性，用手拉动无松脱现象。条形码条形码清晰正确，不遮挡电池，可进行条码扫描。标识铭牌铭牌标签清晰正确、耐久，包含制造商名称、代号或品牌标志，组件类型或型号，组件的生产序列号，组件适用的最大系统电压，按照 GB/T 17405 规定的安全等级（若适用），标准测试条件（ STC）下的开路电压、短路电流、 IEC 61730-2 中 MST26验证的最大过流保护值，产品应用等级等。包装外观包装箱无破损、潮湿、变形，打包带无断裂，托盘无发霉、开裂、破损，包装箱无移位，平均放在托盘内；包装箱外标签与箱内实物一一对应；包装箱内组件具有完好的防止磕碰的保护措施。 6.1.2 EL 测试结果判定准则组件企业须在层压工序前后分别使用电致发光（ EL）测试仪对所有组件进行测试，并在包装前不低于 GB/T 2828.1-2012 中 S-1 抽样比例进行 EL 抽检。要求 CCD红外相机像素不低于 600 万， CMOS红外相机像素不低于 1000 万。 EL 缺陷示例参考附录 B，其具体判定准则见表 4。表 4 EL 测试结果判定准则项目要求 Q/SPI 9710 — 2016 光伏发电站晶体硅光伏组件选型技术规范第 10 页共 33 页项目要求组件组件在线 EL测试后电池片外观、发光性均良好。不允许有裂片 / 碎片、黑心片、局部短路或短路情况存在。隐裂不允许隐裂或裂纹。断栅不允许 3 条以上的连续性断栅，不允许贯穿主栅线与电池片边缘的断栅，同一电池不允许超过 2 处断栅；组件内允许电池片内断栅导致失效面积≤ 2%的电池片数量≤5 片；组件内允许电池片内断栅导致失效面积≤ 3%的电池片数量≤3 片。明暗片不允许不同档位电池片混用，不允许灰度值相差 50%以上的明暗片；组件内允许出现明暗片数量不超过 3 片。黑斑组件允许电池片内黑斑面积≤ 1/12 的电池片数量≤5 片；组件允许电池片内黑斑面积≤ 1/9 的电池片数量≤3 片；组件允许电池片内黑斑面积≤ 1/6 的电池片数量≤1 片。其他同一片电池片不允许超过 2 个黑角，组件允许电池片内黑角面积≤ 5%的电池片数量≤3 片；同一片电池片不允许超过 2 个黑边，组件内允许电池片内黑边面积≤ 5%的电池片数量≤5 片。 6.2 电性能组件主要性能参数在标准测试条件下（大气质量 AM 1.5、 1000 W/m2的辐照度、25℃的电池工作温度）要求满足相关标准和法规要求、行业的准入条件、产业政策。组件具备较好的低辐照性能，应提供 200-1000 W/m2 的组件 IV 测试曲线和测试数据。同一规格同一功率组件成品应按照电流分档，分档精度不低于 0.1 A，并在组件及其外包装做好相应标识。 6.3 安全性能 6.3.1 绝缘耐压要求组件的绝缘强度应满足标准 IEC 61215 中的相关要求。组件应具备良好的抗潮湿能力，组件在雨、雾、露水等户外条件下能正常工作，满足绝缘性能相关标准要Q/SPI 9710 — 2016 光伏发电站晶体硅光伏组件选型技术规范第 11 页共 33 页求。湿漏电流试验需满足 IEC 61215 标准相关规定，以适应现场环境要求。 6.3.2 其他要求本技术规范中未明确规定的晶体硅光伏组件的性能和安全指标及其他相关测试试验，组件同样需满足 IEC 61215 和 IEC 61730 以及其他相关标准的要求。 7 环境适配性要求当组件应用于某一特定环境条件，现场应用环境还具有以下特点时，组件应根据相关标准开展以下一项或几项的测试或认证（参考附录 D）： ——湿热环境（根据 IEC 60721-2-1 定义）：加严湿热试验（按照 IEC 61215 10.13，湿热试验时间增加至 2000 h），加严 UV试验（按照 IEC 61215 10.10，紫外试验温度增加至 85 ℃ / 湿度增加至 85 %）， PID 测试（ IEC 62804）温度 85 ℃、湿度 85 %、反向增加 1000V电压 , 测试时间 96 h； ——干热环境（根据 IEC 60721-2-1 定义）：加严热循环试验（按照 IEC 61215 10.11，热循环次数增加至 400 次），加严 UV试验（按照 IEC 61215 10.10，紫外试验温度增加至 100 ℃）； ——高海拔环境（海拔 2000-3000 m 之间）：加严 UV测试（波长在 280 nm 到385 nm范围的紫外辐射为 120 kWh·m -2，其中波长为 280 nm到 320 nm的紫外辐射累计量在 3%-10%之间）； ——极高海拔环境（海拔 3000 m以上）：加严 UV测试（波长在 280 nm到 385 nm范围的紫外辐射为 210 kWh·m -2，其中波长为 280 nm到 320 nm的紫外辐射累计量在3%-10%之间）； ——沿海区域：盐雾测试（ IEC 61701）； ——农场附近区域：氨气测试（ IEC 62716）； ——沙漠区域：沙尘测试（ IEC 60068-2-68）； ——大风及强降雪区域：动态载荷测试（ IEC 62782）； ——组件需长途运输或运输条件恶劣情况：运输震动模拟测试（ IEC 62759）。为准确评价光伏组件在特定地点的发电性能，可对组件发电性能的环境适配性评价，具体方法参考附录 C。 8 关键原材料和零部件的技术要求电池片、封装胶膜、绝缘背板、玻璃面板、涂锡焊带、铝合金边框、接线盒、硅Q/SPI 9710 — 2016 光伏发电站晶体硅光伏组件选型技术规范第 12 页共 33 页橡胶密封剂和密封胶带等关键原材料和零部件的质量要求如下。如果关键原材料和零部件技术要求低于最新国家标准或行业标准，应以较高标准为主。注： “备注”中带“ *”时，为企业应具备检测能力的必检项目。 8.1 电池片电池片的主要技术参数为：电性能指数、电池平均转换效率、电池最大功率初始光衰减比率等。参考表 5、表 6。表 5 电池片技术指标项目指标备注电池片外观要求电池片表面无可视裂纹、缺口、虚印、漏浆、水印、油污、破碎、针孔、隐裂等缺陷；崩边、缺角不允许有 V 型缺口，U 型缺口不大于电池片厚度的一半，且崩边、缺口不能到达栅线；崩边长度≤ 3 mm，宽度≤ 0.5 mm，单片电池片崩边数量≤ 1；断栅长度≤ 1 mm（不允许连续性断栅），单片电池片断栅数量≤ 3，同一组件断栅电池片数量≤ 2；单片电池片缺角深度＜ 1.5 mm，长度＜ 5 mm 的数量≤ 1，单片电池片缺角深度＜ 1 mm，长度＜ 3 mm的数量≤ 2。色差面积≤电池片面积的 1/3 ；允许 6 处面积不超过 1.0 mm× 0.3 mm 的结点。背铝平整，不能存在铝珠、褶皱。 * 弯曲量＜ 2.5 mm * 印刷质量印刷偏移＜ 0.5 mm；不允许边缘漏浆，正面漏浆面积＜ 1 mm 2，个数＜1个；背电极缺损面积≤ 2.0 mm2，且个数≤5 个；背面电场漏硅总面积≤ 1.0 cm2，且个数≤5 个；允许 3 处高度不超过 0.2 mm 的铝包，不允许铝刺。* 栅线主栅线宽度方向缺损≤ 0.5 mm，主栅线长度方向缺损≤ 1.0 mm，缺损处≤1 个，不允许主栅线脱落；副栅线断栅长度≤ 1.0 mm 的数量≤3 个；在照度不小于 1000 lx 的白色光源下，目测电极无变色。 * 电性能指数电池的电性能参数检测按 GB/T 6495.1 和 GB/T 6495.3 进行，电池电性能参数（包括但不仅限于：开路电压、短路电流、填充因子、最大功率、转换效率、低辐照度性能）应符合产品详细规范的规定。 * 表 5 电池片技术指标（续） Q/SPI 9710 — 2016 光伏发电站晶体硅光伏组件选型技术规范第 13 页共 33 页项目指标备注电池平均转换效率多晶不低于 17%，单晶不低于 18.5% * 电池最大功率初始光衰减比率按照 GB/T 29195-2012 中 5.1.3 要求检测过电性能参数的电池，在辐照度为 800 W/m2-1100 W/m 2的室外自然光或模拟光源下照射 6h（该过程中应保证电池温度不超过 80 ℃），电池最大功率初始光衰减比率应符合产品详细规范的规定。 * 隐性裂纹在电池电极两端加正向电压，使电流密度大小和电池短路电流密度相当，用分辨率优于 0.5 mm/pixel 或 130 万像素以上的红外相机采集图像，电池体内无隐性裂纹。电极的可焊性电池电极的可焊性按 GB/T 17473.7-2008 进行检测，电极应具有良好的可焊性。 * 电池片分档电池片同时按效率（ 0.1%）和电流（ 0.1 A ）分档（限于主流档位） * 表 6 电池片原材料技术指标项目指标备注硅基少子寿命单晶≥ 11 μ s；多晶≥ 2.5 μ s 硅基电阻率控制范围≤ 2.0 Ω· cm TTV ≤ 30 μ m 氧含量单晶≤ 8× 10 17 atoms/cm 3；多晶≤ 8× 10 17 atoms/cm 3碳含量单晶≤ 5× 10 16 atoms/cm 3；多晶≤ 5× 10 17 atoms/cm 3注 1：测试方法依据 GB/T 29195-2012 和 GB/T 29055-2012，上表未列的其他项目需满足 GB/T 29195-2012 和 GB/T 29055-2012 的要求。注 2：使用在风沙较大地区的光伏组件，推荐使用厚度不低于 180 μ m的电池片。 8.2 封装胶膜封装胶膜是连接电池、玻璃和背板的重要原材料，典型结构的封装胶膜为乙烯-醋酸乙烯酯共聚物胶膜（也可简称为 EVA），主要技术参数为：交联度、剥离强度、收缩率、透光率等。参考表 7。表 7 封装胶膜技术指标 Q/SPI 9710 — 2016 光伏发电站晶体硅光伏组件选型技术规范第 14 页共 33 页项目指标备注外观表面平整，压花清晰，无褶皱，无污物，无油渍，无杂色，半透明，无可见杂质、无气泡、压花清晰。 * 尺寸厚度不低于 0.45mm，允许公差为± 0.05 mm；宽度符合协定宽度，允许公差为 0/ ﹢ 6 mm。 * 醋酸乙烯酯含量（适用时） 26%~34% 交联度 75%≤交联度≤ 95%，同一材料类型交联度允许范围≤ 10% * 密度 0.95~0.96 g/cm 3 且克重不低于 390 g/m 2 * 剥离强度（与玻璃）＞ 70 N/cm * 拉伸强度 ≥ 18 MPa 断裂伸长率 ≥ 550% 收缩率纵向 (MD) ＜ 3.0%，横向 (TD) ＜ 1.5% 体积电阻率＞ 6.0x10 14 Ω· cm 击穿电压强度＞ 28.0 kV/mm 波长 380 nm~1100 nm ≥ 91% 电池正面用 EVA胶膜波长 290 nm~380 nm 供需双方约定波长 380 nm~1100 nm 供需双方约定透光率电池背面用 EVA胶膜波长 290 nm~380 nm ≤ 30% * 吸水率＜ 0.1%（条件 39 ℃，红外测试条件）老化性能紫外加速老化性能黄色指数变化＜ 3.0 与玻璃剥离强度不低于初始性能的 50% 老化性能恒定湿热老化性能黄色指数变化＜ 3.0 与玻璃剥离强度不低于初始性能的 50% 注 1：测试方法依据 GB/T 29848-2013，上表未列其他项目需满足 GB/T 29848-2013 的要求。注 2：双玻组件使用封装材料若存在特殊要求，需要另行考虑，参考附录 E。 8.3 绝缘背板绝缘背板位于电池片下方（即组件背面），其相关的主要技术参数为：击穿电压、局部放电、层间剥离强度、水蒸汽透过率等。参考表 8。表 8 绝缘背板技术指标 Q/SPI 9710 — 2016 光伏发电站晶体硅光伏组件选型技术规范第 15 页共 33 页项目指标备注外观背板表面应平整，无气泡、皱纹、分层、划伤和碰伤；长度不超过 30 mm的划痕，宽度小于 0.1 mm每平米允许 3 条，宽度 0.1 mm-0.5 mm每平米允许 1 条，不允许长度超过 20 mm的划痕，不允许有划透背板的划伤。 * 尺寸厚度不低于 300 μ m，允许公差为± 0.03 mm；宽度符合协定宽度，允许公差为 0/+3 mm。 * 结构双面氟膜三层复合结构，氟膜使用 PVF或 PVDF， PVF 氟膜厚度≥ 38 μ m, PVDF 氟膜厚度≥ 30 μ m, 拉伸强度 ≥ 100 MPa 断裂伸长率 ≥ 100% 系统最大电压 ≥ 1000 V 体积电阻率 ≥ 1.0x10 14 Ω· m 层间剥离强度（氟膜层 /PET） ≥ 4 N/10 mm 热收缩率纵向≤ 1.5%，横向≤ 1.0% 背板 / 硅胶剥离强度 ≥ 15 N/10 mm * 背板 / 胶带剥离强度 ≥ 3 N/10 mm * 背板 /EVA 剥离强度 ≥ 40 N/10 mm * 开口裂纹延伸率 ≤ 10% 水蒸汽透过率电解传感器法（ 38 ℃， 90%R.H）≤ 1.5 g/m2.day 红外传感器法（ 38 ℃， 100%R.H）≤ 2.5 g/m2.day 外观不分层、无气泡、不变色、无皱折、表面和胶层不发黏。沸水处理层间剥离强度 ≥ 4 N/10 mm 外观无变色、无气泡、不分层、无裂纹、无皱折和显著发粘。层间剥离强度 ≥ 3.5 N/10 mm PCT加速老化（ 48 h ）背板 /EVA 剥离强度 ≥ 40 N/10 mm 表 8 绝缘背板技术指标（续）项目指标备注Q/SPI 9710 — 2016 光伏发电站晶体硅光伏组件选型技术规范第 16 页共 33 页外观不分层、无气泡、无裂纹，表面和胶层无显著发黏。击穿电压 ≥ 17 kV 断裂伸长率保持率 ≥ 80% 恒定湿热处理（ 1000 h）黄变指数 ≤ 3.0 外观无变色、无气泡、不分层、无裂纹、无皱折和显著发粘。 UV处理（ 60 kWh·m -2）黄变指数 ≤ 3.0 冷热循环处理不分层、无气泡、不变色、无皱折、表面和胶层不发黏。湿冻处理不分层、无气泡、不变色、无皱折、表面和胶层不发黏。耐溶剂 ≥ 1000 次耐盐雾性无起泡、开裂、脱落、掉粉和明显变色。耐酸性 / 耐碱性不分层、不起泡、不变色。耐磨性能 ≥ 150 L 注 1：测试方法依据 GB/T 31034-2014，上表未列其他项目需满足 GB/T 31034-2014 的要求。注 2：耐盐雾性为应用在沿海区域的背板选测试验、耐酸性 / 耐碱性为应用在特殊区域的背板选测试验、耐磨性能为应用沙漠区域的的背板选测试验。注 4：绝缘背板仅适用于常规组件，不适用于双玻组件。 8.4 玻璃面板玻璃面板的主要技术参数为：透光率、抗冲击强度等。参考表 9。表 9 玻璃面板技术指标项目指标备注外观不允许出现线条、皱纹、裂纹；压痕、彩虹、霉变、污垢、明显划伤、疵点、结石、缺角、开口气泡、尖锐、锋利边角、崩边、爆边、齿状缺陷，不允许存在固体夹杂物；不允许长度超过 5 mm的划伤或直径超过 2.0 mm 的气泡。 * 表 9 玻璃面板技术指标（续） Q/SPI 9710 — 2016 光伏发电站晶体硅光伏组件选型技术规范第 17 页共 33 页项目指标备注尺寸厚度为

09、QSPI9710-2016光伏发电站晶体硅光伏组件选型技术规范.pdf

当前资源信息

相关资源

相关搜索