ICS 27.010
F 02
团体标准
T/ZZB 1372—2019
地面用晶体硅单面双玻光伏组件
Crystalline silicon terrestrial single side double glass
photovoltaic(PV) modules
2019 - 11 - 27 发布2019 - 12 - 31 实施浙江省品牌建设联合会发布
T/ZZB 1372—2019
目次
前言................................................................................ II 1范围 (1)
2规范性引用文件 (1)
3术语和定义 (2)
4缩略语 (2)
5基本要求 (3)
6技术要求 (4)
7试验方法 (10)
8检验规则 (13)
9标志、包装、运输及贮存 (15)
10质量承诺 (15)
附录A（规范性附录）可靠性试验程序 (16)
附录B（规范性附录）安全性试验程序 (17)
I
T/ZZB 1372—2019
II 前言
本标准依据GB/T 1.1—2009给出的规则起草。
本标准的某些内容可能涉及专利，本标准的发布机构不承担识别这些专利的责任。
T/ZZB 1372—2019
地面用晶体硅单面双玻光伏组件
1范围
本标准规定了地面用晶体硅单面双玻光伏组件的术语和定义、缩略语、基本要求、技术要求、试验方法、检验规则、标志、包装、运输及贮存和质量承诺。
本标准适用于IEC 60721-2-1定义的一般露天气候下长期运行的地面用晶体硅单面双玻光伏组件（以下简称双玻组件），不适用于双面发电双玻组件和带聚光器的双玻组件和薄膜光伏组件。
2规范性引用文件
下列文件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 1410 固体绝缘材料体积电阻率和表面电阻率试验方法
GB/T 2297 太阳光伏能源系统术语
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 19394 光伏(PV)组件紫外试验
GB/T 34328—2017 轻质物理强化玻璃
HG/T 3862 塑料黄色指数试验方法
T/CPIA 0006 光伏组件封装用共聚烯烃胶膜
ISO 527-3 塑料拉伸性能的测定第3部分：薄膜和薄板的试验条件（Plastics--Determination of tensile properties--Part 3:Test conditions for films and sheets）
ISO 1183-1 塑料非泡沫塑料密度测定方法第1 部分：浸入法、液体比重法和滴定法（Plastics--Methods for determining the density of non-cellular plastics--Part 1:Immersion method,liquid pycnometer method and titration method）
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（Classification of environmental conditions. Part 2-1:Environmental conditions appearing in nature.
Temperature and humidity）
IEC 61215-1:2016 地面光伏(PV)模块设计资格和类型批准第1部分：试验要求（errestrial photovoltaic (PV) modules. Design qualification and type approval. Part 1:Test requirements）IEC 61215-1-1:2016 地面光伏(PV)模块设计资格和类型批准第1-1部分:晶体硅光伏(PV)模块试验的特殊要求（Terrestrial photovoltaic (PV) modules. Design qualification and type approval. Part 1-1:Special requirements for testing of crystalline silicon photovoltaic (PV) modules）
IEC 61215-2:2016 地面光伏(PV)模块设计资格和类型批准第2部分：试验程序(Terrestrial photovoltaic (PV) modules. Design qualification and type approval. Part 2:Test procedures) IEC 61701 光伏(PV)组件盐雾腐蚀试验(Salt mist corrosion testing of Photovoltaic (PV) modules)
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2 IEC 61730-1 光伏(PV)组件的安全鉴定第1部分：结构要求（Photovoltaic (PV) module safety
qualification. Part 1:Requirements for construction）
IEC 61730-2:2016 光伏(PV)组件的安全鉴定第2部分：测试要求(Photovoltaic (PV) module safety qualification. Part 2:Requirements for testing)
IEC 62716 光伏(PV)组件氨腐蚀测试（Photovoltaic(PV)modules-Ammonia corrosion testing）IEC 62759-1 光电(PV)模数运输试验第1部分：模块封装单元的运输和海运（Photovoltaic (PV) modules. Transportation testing. Part 1:Transportation and shipping of module package units）IEC/TS 62804-1 光伏(PV) 模块检测潜在电致诱导衰减的试验方法第1部分：晶体硅(Photovoltaic (PV) modules. Test methods for the detection of potential-induced degradation. Part 1:Crystalline silicon)
ASTM D1003 透明塑料透光率和雾度试验方法（Standard Test Method for Haze and Luminous Transmittance of Transparent Plastics）
3术语和定义
GB/T 2297界定的以及下列术语和定义适用于本文件。
3.1
地面用晶体硅单面双玻光伏组件crystalline silicon terrestrial single side double glass photovoltaic(PV)modules
上、下层采用玻璃，中间层为串联或并联连接的单晶硅太阳电池组合单元，采用夹胶层封装，能将太
阳辐射光能吸收并转换成电能的片状器件。
3.2
光致衰减light-induced degradation
简称LID，是指太阳电池及组件在光照过程中引起功率衰减现象。
3.3
聚烯烃弹性体polyolefin elastomer
简称POE，是采用茂金属催化剂的乙烯和辛烯实现原位聚合的热塑性弹性体。
4缩略语
下列缩略语适用于本文件。
EL：电致发光（Electroluminescent）
ERP:企业资源计划（Enterprise Resource Planning）
I mp：最大功率点电流（maximum power point current）
I sc：短路电流（short-circuit current）
LID：光致衰减（Light-induced degradation）
MES：制造企业生产过程执行系统（Manufacturing Execution System）
PID：电势诱导衰减（Potential Induced Degradation）
P max：最大功率（maximum power）
POE：聚烯烃弹性体（Polyolefin elastomer）
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STC：标准测试条件（Standard test conditions）
V oc：开路电压（open-circuit voltage）
YI：黄度指数（Yellowness Index）
5基本要求
5.1设计研发
应具备产品结构件分析和受力分析的能力。
应具备对产品进行功能实现验证、可靠性测试等方面的设计和研发能力，并能满足客户个性化的定制需求。
5.2原材料
双玻组件用电池片、POE封装胶膜、光伏前盖板玻璃等关键原材料的技术指标应符合表1至表3的要求。
表1 电池片技术要求
表2 双玻组件用POE 封装胶膜
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4 表3 光伏前盖板玻璃
5.3工艺和装备
生产过程管理采用制造执行系统（MES、ERP）。
电池片与焊带应采用机器自动化焊接；电池串排版、POE、背面玻璃铺设应采用全自动化设备；从电池片焊接到包装过程应采用自动化流水线。
层压前与包装前双玻组件应实施在线电致发光全检测试，电致发光测试仪应采用高速超清测试仪，分辨能力不低于0.5 mm/像素。
双玻组件应实施在线功率全检测，功率检测设备满足3A标准测试要求。
5.4检验检测
应具备对产品抗PID性能、湿热性能、湿冻性能、热循环性能、热斑耐久性能、湿漏电流性能、绝缘性能、静态机械载荷性能等双玻组件的技术指标测试能力。
6技术要求
6.1总则
除了满足IEC 61215-1，IEC 61215-1-1，IEC 61215-2，IEC 61730-1，IEC 61730-2的要求之外，还需要满足以下条款要求。
6.2外观
应符合表4的要求。
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表4 外观要求
5
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序号名称项目要求
5 POE POE未融不允许
6 条码位置
不允许条码倒置、歪斜，无明显褶皱气泡；
条码不遮盖电池片；条码位置偏移≤2mm。字迹
印刷正确清晰；
不允许条码编号重复。
7 玻璃
玻璃划伤划伤宽度≤0.5 mm，长度≤30 mm，同一双玻组件划伤≤3处。
玻璃气泡
圆形气泡：直径≤2 mm，数量≤5处；
椭圆气泡：长度≤5 mm，宽度≤1 mm，数量≤5处。
玻璃气泡不允许开口气泡和线形气泡。
玻璃面脏污任何角度不可有可见POE残胶、硅胶和印痕。
玻璃面印痕
距离1 m处直视可见明显印痕应符合下列要求：圆形直径≤15m m，椭圆长度≤100mm，
宽度≤10mm。
单片双玻组件总印痕数≤5处。
玻璃偏移
上下玻璃边缘相对位置偏差：
长度L＜500 mm，宽度W≤1mm；
长度500 mm≤L＜1000 mm，宽度W≤2 mm；
长度 1000 mm≤L＜2000 mm，宽度W≤3mm；
长度2000≤L＜4000，宽度W≤5mm。
8 铭牌偏移铭牌偏移≤3 mm，不允许铭牌倒置、歪斜和无明显褶皱气泡。
9 接线盒接线盒偏移接线盒左端（A a）右端（B b）与玻璃边缘差值（A a-B b）≤3 mm。
接线盒线胶胶线平整，不得有毛刺、缺胶和堆胶现象，溢胶范围（2～7）mm。灌胶接线盒外观无明显分层，气泡≤1 mm2。
灌胶接线盒接线盒内胶量必须漫过引出线，引出线不可见且不可漫过定位点。接线盒线圈密封圈无断裂、破损和脱落。
接线盒外观
各种标识清晰、无缺失。
接线盒不允许有裂纹和破损；
导线包复层不能破损。
6.3电致发光（EL）要求
应符合表5的要求。
表5 电致发光（EL）要求
序号项目要求示例图
1 线状隐裂不允许
6
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表4 （续）
表5 （续）
序号项目要求示例图
2 网状隐裂不允许
3 叉状隐裂不允许
4 缺角不允许
5 断栅单片电池片断栅面积/单片电池片面积≤2 %，不计；
单片电池片断栅面积/单片电池片面积＞5 %，不允许；
2 %＜单片电池片断栅面积/单片电池片面积≤5 %，断栅电池片数量≤7 片。
6 虚焊不允许
7 短路不允许
8 黑心不允许
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表5 （续）
序号项目要求示例图
9 同心圆不允许
10 亮斑不允许
11 明暗片明亮程度大于图一所示的亮片允许数量≤3片；双玻组件中亮片明亮程度小于或等于图一所示，数量可以不计；
暗影程度大于图二所示的暗片允许数量≤5片；双玻组件中暗片暗影程度小于或等于图二所示，数量可以不计。
6.4光电转化效率
单块双玻组件光电转化效率≥18.1 %。
6.5可靠性
6.5.1外观要求
应符合 IEC 61215-1:2016 中第 8 章和 IEC 61730-1:2016 中 10.2.3 的要求。
6.5.2绝缘性能
无绝缘击穿或表面无破裂现象；双玻组件漏电流应不大于 50 μA。对于面积小于 0.1 m2 的双玻组件
绝缘电阻应不小于 400 MΩ；对于面积大于 0.1 m2 的双玻组件，测试绝缘电阻乘以双玻组件面积应不小
40 MΩ·m2。
6.5.3户外暴晒后的性能
无第 6 章 6.5.1 规定的外观缺陷；每个测试序列后的最终功率应符合 IEC 61215-1:2016 中 7.2.2 的要求；绝缘电阻应满足第 6 章 6.5.2 的要求，湿漏电流应满足第 6 章 6.5.10 的要求。
6.5.4热斑耐久性能
无第 6 章 6.5.1 规定的外观缺陷；每个测试序列后的最终功率应符合 IEC 61215-1:2016 中 7.2.2 的要求；绝缘电阻应满足第 6 章 6.5.2 的要求，湿漏电流应满足第 6 章 6.5.10 的要求。
6.5.5紫外预处理性能
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无第6章6.5.1规定的外观缺陷；每个测试序列后的最终功率应符合IEC 61215-1:2016中7.2.2的要求；绝缘电阻应满足第6章6.5.2的要求，湿漏电流应满足第6章6.5.10的要求。
6.5.6热循环性能
在试验过程中无电流中断现象；无第6章6.5.1规定的外观缺陷；每个测试序列后的最终功率应符合IEC 61215-1:2016中7.2.2的要求；绝缘电阻应满足6.5.2的要求，湿漏电流应满足6.5.10的要求。
6.5.7湿冻性能
在试验过程中无电流中断现象；无第6章6.5.1规定的外观缺陷；每个测试序列后的最终功率应符合IEC 61215-1:2016中7.2.2的要求；绝缘电阻应满足第6章6.5.2的要求，湿漏电流应满足第6章6.5.10 的要求。
6.5.8湿热性能
无第6章6.5.1规定的外观缺陷；每个测试序列后的最终功率应符合IEC 61215-1:2016中7.2.2的要求；绝缘电阻应满足第6章6.5.2的要求，湿漏电流应满足第6章6.5.10的要求。
6.5.9引出端强度性能
无第6章6.5.1规定的外观缺陷；每个测试序列后的最终功率应符合IEC 61215-1:2016中7.2.2的要求；绝缘电阻应满足第6章6.5.2的要求，湿漏电流应满足第6章6.5.10的要求。
6.5.10湿漏电流性能
对于面积小于0.1 m2的双玻组件，绝缘电阻不小于400 MΩ；对于面积大于0.1 m2的双玻组件，测试绝缘电阻乘以双玻组件面积应不小于40 MΩ·m2。
6.5.11静态机械载荷性能
在试验过程中无间歇断路现象；无第6章6.5.1规定的外观缺陷；每个测试序列后的最终功率相对于初始功率的衰减不能大于3 %；绝缘电阻应满足第6章6.5.2的要求，湿漏电流应满足第6章6.5.10的要求。
6.5.12抗冰雹性能
无第6章6.5.1规定的外观缺陷；每个测试序列后的最终功率相对于初始功率的衰减不能大于3 %；
绝缘电阻应满足第6章6.5.2的要求，湿漏电流应满足第6章6.5.10的要求。
6.5.13抗PID 性能
无第6章6.5.1规定的外观缺陷；每个测试序列后的最终功率相对于初始功率的衰减不能大于3 %；
绝缘电阻应满足第6章6.5.2的要求，湿漏电流应满足第6章6.5.10的要求。
6.5.14耐氨气腐蚀性能
无第6章6.5.1规定的外观缺陷包括机械性能损坏和影响到双玻组件功能的零部件腐蚀；每个测试序列后的最终功率应符合IEC 61215-1:2016中7.2.2的要求；接地连续性应满足第6章6.6.2的要求，绝缘电阻应满足第6章6.5.2的要求，湿漏电流应满足第6章6.5.10的要求；旁路二极管应满足第6章6.5.17 的要求。
6.5.15耐盐雾腐蚀性能
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T/ZZB 1372—2019
无第6章6.5.1规定的外观缺陷包括机械性能损坏和影响到双玻组件功能的零部件腐蚀；每个测试序
列后的最终功率应符合IEC 61215-1:2016中7.2.2的要求；接地连续性应满足第6章6.6.2的要求，绝缘
电阻应满足第6章6.5.2的要求，湿漏电流应满足第6章6.5.10的要求；旁路二极管应满足第6章6.5.17
的要求。
6.5.16旁路二极管热性能
应符合IEC 61215-2:2016中MQT 18.1的要求。
6.5.17旁路二极管功能
应符合IEC 61215-2:2016中MQT18.2的要求。
6.5.18双玻组件运输性能
应符合IEC 62759-1的要求。
6.6安全性
6.6.1可触及试验性能
应符合IEC 61730-2:2016中MST 11的要求。
6.6.2接地连续性性能
应符合IEC 61730-2:2016中MST13的要求。
6.6.3抗脉冲电压性能
应符合IEC 61730-2:2016中MST 14的要求。
6.6.4耐温度性能
测量温度应在任何的表面、材料或部件的使用温度范围内，温度范围见IEC 61730-2:2016中MST 21 的要求。
6.6.5防火性能
应符合IEC 61730-2:2016中MST 23的要求。
6.6.6反向电流过载性能
应符合IEC 61730-2:2016中MST 26的要求。
6.6.7双玻组件破损
应符合IEC 61730-2:2016中MST 32的要求。
7试验方法
7.1外观试验
按照IEC 61215-2:2016中MQT 01的规定执行。
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7.2电致发光（EL）试验
将被测双玻组件放置在暗室中，直流电源的正极与双玻组件的正极连接，直流电源的负极与双玻组件的负极连接，向双玻组件通入不超过双玻组件Isc的反向电流，利用红外相机拍摄双玻组件照片。
7.3最大功率点确定
按照IEC 61215-2:2016中MQT 02的规定执行。
7.4光电转换效率测试
双玻组件的最大功率、照射到双玻组件上太阳光功率、光电转换效率按如下公式计算：
P =S ?1000 W m 2 (1)
η=P
P ?100% (2)
max
式中：
P——照射到双玻组件上太阳光功率，W；
S——双玻组件全面积，m2；
η——双玻组件光电转换效率；
P max——双玻组件最大功率，W。
7.5可靠性试验
7.5.1绝缘试验
按照IEC 61215-2:2016中MQT 03的规定执行。
7.5.2户外暴晒试验
按照IEC 61215-2:2016中MQT 08的规定执行。
7.5.3热斑耐久试验
按照IEC 61215-2:2016中MQT 09的规定执行。
7.5.4紫外预处理试验
按照IEC 61215-2:2016中MQT 10的规定执行。
7.5.5热循环试验
按照IEC 61215-2:2016中MQT 11的规定执行。
7.5.6湿冻试验
按照IEC 61215-2:2016中MQT 12的规定执行。
7.5.7湿热试验
按照IEC 61215-2:2016中MQT 13的规定执行。
7.5.8引出端强度试验
11
T/ZZB 1372—2019 按照IEC 61215-2:2016中MQT 14的规定执行。
7.5.9湿漏电流试验
按照IEC 61215-2:2016中MQT 15的规定执行。
7.5.10静态机械载荷试验
按照IEC 61215-2:2016中MQT 16的规定执行。
7.5.11抗冰雹试验
按照IEC 61215-2:2016中MQT 17的规定执行。
7.5.12抗PID 试验
按照IEC/TS 62804-1的规定执行。
7.5.13氨气腐蚀试验
按照IEC 62716的规定执行。
7.5.14盐雾腐蚀试验
按照IEC 61701的规定执行。
7.5.15旁路二极管热性能试验
按照IEC 61215-2:2016中MQT 18.1的规定执行。
7.5.16旁路二极管功能性试验
按照IEC 61215-2:2016中MQT 18.2的规定执行。
7.5.17双玻组件运输试验
按照IEC 62759-1的规定执行。
7.5.18可靠性测试程序
7.5.18.1可靠性测试程序见附录 A。
7.5.18.2如果一个双玻组件未通过任一项测试，取另外两个双玻组件样品从头执行全部相关可靠性测
试程序的测试。只要其中有一个双玻组件未通过可靠性测试，则判定可靠性测试不通过。如果两个双玻组
件都通过可靠性测试，则判定可靠性测试通过。
7.6安全性试验
7.6.1可触及试验
按照IEC 61730-2:2016中MST 11的规定执行。
7.6.2接地连续性试验
按照IEC 61730-2:2016中MST 13的规定执行。
7.6.3抗脉冲电压试验
12
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按照IEC 61730-2:2016中MST 14的规定执行。
7.6.4耐温度性能试验
按照IEC 61730-2:2016中MST 21的规定执行。
7.6.5防火试验
按照IEC 61730-2:2016中MST 23的规定执行。
7.6.6反向电流过载试验
按照IEC 61730-2:2016中MST 26的规定执行。
7.6.7双玻组件破损试验
按照IEC 61730-2:2016中MST 32的规定执行。
7.6.8安全性测试程序
7.6.8.1安全性测试程序见附录 B。
7.6.8.2如果每一个双玻组件样品达到所有安全测试标准，则认为该双玻组件设计通过安全性测试。
如果任何一个双玻组件样品没通过安全性测试，则取另外一个双玻组件样品从头执行全部相关安全性测试程序的测试，直至通过。
8检验规则
8.1检验分类
检验分为出厂检验和型式检验。
8.2出厂检验
双玻组件应进行100 %出厂检验。
8.3组批
同批原材料生产的同种规格型号的产品为一批。
8.4型式检验
8.4.1当有下列情况之一时，应做型式检验：
a)新产品或老产品转厂生产的试制定型鉴定，需按表 6 的测试项目进行型式检验；
b)产品停产 1 年后，恢复生产，需按表 6 的测试项目进行型式检验；
c)正式生产后，如结构设计、材料选用、工艺过程有改变时，需根据标准 IEC 62915 评估重测。
8.4.2型式检验从同一批或几批产品中，随机抽取不少于 30 块双玻组件（同序列测试失败后需增加对
应数量双玻组件）用于试验。这些双玻组件应由符合相应图纸和工艺要求规定的材料和元器件所制造，并通过 IEC 61215 要求。双玻组件应附带电池片、背玻璃、封装材料、前玻璃、焊接材料、接线盒和连接器等原材料和零部件的性能测试报告、制造厂的储存、运输、安装和电路连接说明，并包括最大系统电压。
如果被试验的双玻组件是一种新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。
注：附录A中做完可靠性测试的双玻组件可直接用于附录B中安全性相关测试。
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T/ZZB 1372—2019 8.4.3型式检验的检验项目及要求应符合表 6 的规定。
表6 检验项目及要求
8.5 判定原则
出厂检验项目全部合格后方可判定产品合格。
9标志、包装、运输及贮存
9.1标志
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应符合IEC 61730-1的要求。
9.2包装
包装材料应完全包裹双玻组件，不得引起双玻组件损伤；托盘无霉变，运输过程不得出现破损。
9.3运输
包装箱四周应有支撑物，双玻组件在运输工具内固定，防止在运输过程中产生滑动。
运输途中不得出现撞击、倾覆、剧烈震动。
9.4贮存
在常温、常湿，避光、避雨环境下存放；避免与酸、碱等腐蚀性物质接触。
10质量承诺
10.1响应能力
制造商应在24小时内做出响应，48小时内提供初步的解决方案。
10.2产品质保
双玻组件整体（含出厂时附带的DC连接器、电缆线）在常规应用、安装、使用和服务条件下，自出厂之日起，质保期为120个月，如果由于材料或工艺上的缺陷出现故障或者不能运行，在经过由双方预先确认好的测试机构的验证确认后，提供维修或者更换出现问题的双玻组件的补救措施。
10.3补充说明
假如客户发现缺陷双玻组件在处理前需要预先退回，其运输费用由客户承担。经过了第三方测试机构确认判定属于制造商质保范围内的责任，运费可以依据客户提供的相关发票证明给予赔付。
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1
辐照预处理
7.1
外观试验
7.3
最大功率试验
7.5.1
绝缘试验
附录 A
（规范性附录）
可靠性试验程序
11块组件
7.5.9
湿漏电流试验
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双玻光伏组件介绍 About double glazing panel 双玻光伏组件，是指由两片玻璃和太阳能电池片组成复合层，电池片之间由导线串、并联汇集到引线端所形成的光伏电池组件。 The utility model relates to a double glass photovoltaic component, which is a composite layer composed of two pieces of glass and a solar battery sheet, wherein, the photovoltaic cells are formed by the connection of the wires in series and in parallel to the lead end of the battery. 双玻光伏建筑可以分为BIPV、BAPV两种形式。BIPV（光伏建筑一体化）是说，光伏组件作为建筑的构件，是建筑的一部分。它的特点是，除了要满足组件的性能要求以外，还要防火，并满足建筑力学、热舒适、采光、隔音等的一些建筑要求。BAPV指的是光伏组件作为建筑的一个附件，这一块就相对比较简单，只要满足光伏组件的一些性能要求就可以。当然，它要跟建筑结合，所以也要做一些防火的测试。 Dual glass photovoltaic architecture can be divided into two forms: BIPV and BAPV. BIPV (photovoltaic building integration) is that photovoltaic components as building components, is part of the building. It is characterized by, in addition to meeting the performance requirements of components, but also fire protection, and meet construction mechanics, thermal comfort, lighting, sound insulation and other architectural requirements. BAPV refers to the PV modules as an annex to the building, this piece is relatively simple, as long as the photovoltaic components meet some of the performance requirements can be. Of course, it should be combined with the building, so it is necessary to do some fire prevention tests. 双玻组件可以做成各种颜色。其次，它可以扩展多种形式，可以加工成中通的结构来隔热，或者隔噪声，还可以做成各种透光率，满足建筑的采光要求。再次，它结构对称。这个特点可以说是光伏组件的特点。比如说，承受静态载荷之后，电力片可以做到无隐裂。因为晶体硅电池有一个最大的缺点就是非常脆，很容易发生破碎。 但在对称结构当中，它承受外力的时候，可以做到不会破碎，在这种载荷之后，它功率衰减非常小。这个跟它的力学对称结构是相关的。它在冷热循环中功率衰减也非常小。 The double glass component can be made into various colors. Secondly, it can be extended in many forms, and can be processed into a medium to pass structure to insulate the heat or noise. It can also be made into all kinds of light transmittance to meet the lighting requirements of the building. Once again, it is structurally symmetrical. This feature can be said to be the characteristics of PV modules. For example, after the static load is applied, the power slice can be cracked free. Because crystalline silicon cells have one of the biggest drawbacks is very brittle, very prone to fragmentation. But in a symmetrical structure, when it is subjected to external forces, it can not be broken, and after such a load, its power attenuation is very small. This is related to its mechanical symmetric structure. It also has very little power attenuation in the hot and cold cycles. 在BAPV形式中，它附着在倾斜的屋面的形式，通常是作为建筑的附件，会增加建筑的负荷能力。它的哪些特点比较适合在BAPV上应用呢？第一，它外表面都是玻璃结构。玻璃结构抗紫外能力非常强，防火等级也比较高，可以很轻松地做到1500伏的系统电压。当然，如果你是用1000伏的电压的话，代表了它的绝缘性能非常好，它的安全性会更高。即便是老化之后的玻璃，绝缘性也非常好。第二，它没有金属边框，相对普通组件来说，它省去了接地的操作，这样可以避免PID （电位诱发衰减）现象的产生。当然，我们如果说能够把水膜去掉，能够把在回路过程中的任何一个点打断，同样也不会有PID产生。 没有边框后，组件的工作温度会变低。同时，它还能防止灰尘的积攒。第三个特点还是结构对称，对于组件来说依然是在载荷之后电力片无引力，功率衰减小，TC循环过程中功率分解小。 In the form of BAPV, it is attached to an inclined roofing form, usually as an attachment to the building, which increases the load capacity of the building. What are its features suitable for use on BAPV? First, it has a glass structure on its outer surface. The structure of glass is very resistant to UV, and the fire rating is relatively high. It can easily achieve the system voltage of 1500 volts. Of course, if you are using 1000 volts of voltage, it stands for its very good insulation performance, and its security will be higher. Even after aging, the insulation of the glass is very good. Second, it does not have a metal frame, and it eliminates grounding operations relative to the ordinary components, thus avoiding the generation of PID (potential induced attenuation). Of course, if we say that we can remove the water film and interrupt any point in the loop process, there will be no PID.
（一）村级光伏电站组件排布图纸 根据现场图片进行设计 1
2 村集体光伏电站效果图1 村集体光伏电站效果图2
3 村集体光伏电站效果图3 （二）、详细说明 项目概述 本项目叶集区南依大别山，北连淮北平原，西临史河，东部丘陵，境内河流纵横，塘堰星罗棋布，林竹繁茂。全区共有森林面积71800亩，其中，孙岗乡28000亩，三元乡7400亩，平岗办事处30000亩，镇区办事处6400亩，本区树种以意扬、国外松、杉木为主，经济林有板栗、桃、枣、水蜜桃等。属于北亚热带向暖温带转换的过渡带，季风显著，四季分明，气候温和，雨量充沛，光照充足，无霜期长。全年日照小时，平均气温，梅雨季节一般在6-7月间。全区年平均日照时数为小时，日照百分率为%左右，属于太阳能利用条件中等的地区。除
梅雨季节外，太阳能资源具备利用的稳定性。本项目参考METEONORM 7 数据库中的数据进行太阳能资源分析，统计了 1991~2010 年累年各月的水平面总辐射值和15°斜面总辐射值，详见下表。 月份水平面辐射（kWh/m2） 一月63 二月75 三月91 四月120 五月143 六月133 七月154 八月135 九月115 十月95 十一月71 十二月61 合计1253 （行业标准Q XT-89-2008）制定的太阳能资源丰根据《太阳能资源评估方法》 富程度等级划分，本项目站址所在地为资源丰富地区。 光伏电站根据现场安装状况进行组件及逆变器的配置，本村级光伏电站配备4个50KW的组串式逆变器，经逆变后进入一个交流配电箱，最终并入国家电网。 4
分布式光伏电站原理图5
光伏组件规格表光伏组件(太阳能电池板)规格表 如本页不能正常显示，请点击刷新 短路峰值开路峰值峰值 电压电流电流尺寸电压功率型号材料(mm) Pm Voc Imp Isc Vmp (V) (A) (watt) (V) (A) 单晶0.66 265*265*25 5 APM18M5W27x28.75 0.57 10.5 硅_________________ 单晶265*265*25 17.5 5 0.29 21.5 0.32 APM36M5W27x27 硅多晶265*265*25 10.5 5 8.75 0.57 0.66 APM18P5W27x27 硅 ------------------- 多晶265*265*25 17.5 0.29 21.5 0.32 5 APM36P5W27X27 硅 单晶301*356*25 0.46 21.5 0.52 17.5 APM36M8W36X30 硅 多晶301*356*25 21.5 0.52 APM36P8W36X30 17.5 0.46 硅 单晶APM36M10W36X300 1 7.5 0.57 21.5 0.65 301*356*25 多晶APM36P10W36X300 17.5 0.57 21.5 0.65 301*356*25 287*487*25 0.97 21.5 0.86 单晶17.5 15 APM36M15W49X29 光伏组件规格表硅 多晶356*426*28 0.86 21.5 0.97 15 17.5 APM36P15W43X36 硅单晶1.29 1.14 21.5 281*627*25 APM36M20W63x220 17.5 硅 多晶356*576*28 1.14 21.5 1.29 APM36P20W58x36!0 17.5 硅 单晶536*477*28 21.5 1.61 APM36M25W48X525 17.5 1.43 硅 多晶356*676*28 21.5 1.61 APM36P25W68X325 17.5 1.43 硅
光伏电站晶硅组件如何检测与分析？ 光伏电站的质量问题由来已久，几年前，一家权威认证机构对国内已经在运行的多座大型晶硅组件光伏电站进行了质量检测，调查发现光伏组件普遍存在各种质量问题，如热斑、隐裂和功率衰 减等，对电站的发电量、KPI指标、电站收益及日常运行维护带来严重影响。 电站建成后，随着时间的推移，组件本身首年光致衰减及逐年衰减率和其他衰减因素都客观存在、不可避免，因此实际的装机容量会逐年减少，那么基于原始装机容量进行理论发电量或理论功 率输出计算的发电性能指标如PR、CPR和EPI等，其中包含的光伏电池板自身损耗部分会逐年增加，而且实际装机容量的不确定性将对次年各个电站的计划发电量的制定带来一定影响。 因此文中基于现实存在的客观情况，着重探讨已并网电站的户外组件电性能测试及功率修正方法、组件热斑现象和原因分析以及晶硅组件PID功率衰减的快速甄别方法，由于篇幅有限，其他质 量问题的检测将另起他文探讨。通过相关的测试和分析手段，可对自有电站的实际情况有清楚的了解，如组件的衰减情况、热斑组件的分布比例及是否存在PID组件等等。 一、组件（方阵）I-V测试及功率修正方法 笔者曾在某西部多家地面电站进行考察，发现在某一随机时段各个逆变器的发电量存在较大差异。如图1所示，通过对电站逐级逐段分析，排除了逆变器本身及对应方阵故障、设备停机等因素，发现电量差异的主要来源为各个组串工作电流的波动性，整体离散率较高，有的甚至超过20%。 逆变器发电量的差异和组件的功率输出情况有密切关联，因此有必要从汇流箱侧去查找低功率的组串或组件，一般的，户外组件或方阵组串的电性能测试使用便携式I-V测试仪，本部分首先介 绍便携I-V测试仪的原理、配套辐照度计量仪的类型和特点，接着介绍现场组件功率测试的一次修 正和二次修正方法。 图1 某地面电站某一时段各个逆变器的发电对比
双玻光伏组件 在BIPV上的应用 广东金刚玻璃科技股份有限公司 广东金刚玻璃科技股份有限公司是研制、生产特种玻璃的高科技民营企业。 产品：高强度防火玻璃、防炸弹玻璃、光伏玻璃，建筑安全玻璃等。在国内外三百多个工程中应用。 自2000年起，我司开始对太阳能组件的研究与开发。 2006年，我司与中山大学太阳能研究所进行技术合作，再次成功研发出可直接应用于建筑一体化（BIPV）的“双玻璃光伏组件”。 1 双玻璃光伏组件的性能介绍 1.1 双玻璃光伏组件定义 由两片玻璃，中间复合太阳能电池片组成复合层，电池片之间由导线串、并联汇集引线端的整体构件，称为：双玻璃光伏组件Double-glazed solar pv module。 1.2 双玻璃光伏组件组成 双玻璃光伏组件的①两片玻璃必须是钢化安全玻璃；②向光的一面玻璃必须是超白玻璃③电池片包括：单晶硅、多晶硅、非晶硅其中的任意一种；④复合层必须是聚乙烯醇缩丁醛树脂（PVB）复合层（国家建筑玻璃安全规范要求），例如图一。 1.3 采用PVB膜制作的双玻璃光伏组件的特点 PVB膜具有如下的技术参数： 密度：1.071g/m3 抗张强度：>22N/㎡ 紫外截断：375nm 可见光传导：90% 双玻璃光伏组件的PVB夹层膜是由聚乙烯醇缩丁醛树脂，经增塑剂DHA塑化挤压而成型的一种高分子材料。对玻璃具有良好的粘结性，具有透明、耐热、耐寒、耐湿、抗紫外线、机械强度高等特性。 PVB夹层膜已经广泛应用在建筑夹层玻璃，其在受到外来撞击时，由于弹性中间层有吸收冲击的作用，可阻止冲击物穿透，即使玻璃破损，也只产生类似蜘蛛网状的细碎裂纹，其碎片牢固地粘附在中间层上，不会脱落四散伤人。PVB膜制成的组件也能满足GB
如何快速识别光伏组件优劣? 一、电池片 1. 检验内容及方式： 1）电池片厂家，包装（内包装及外包装），外观，尺寸，电性能，可焊性，栅线印刷，主栅线抗拉力，切割后电性能均匀度。（电池片在未拆封前保质期为一年） 2）抽检（按来料的千分之二），电性能和外观以及可焊性在生产过程全检。 2. 检验工具设备： 单片测试仪，游标卡尺，电烙铁，橡皮，刀片，拉力计，镭射划片机。 3. 所需材料： xx 带，助焊剂。4.检验方法： 1）包装： 良好，目检。 2）外观： 符合购买合同要求。 3）尺寸： 用游标卡尺测量，结果符合厂家提供的尺寸的±0.5mm 4）电性能： 用单体测试仪测试，结果±3%。 5）可焊性： 用320-350C的温度正常焊接，焊接后主栅线留有均匀的焊锡层为合格。（要保证实验用的涂锡带和助焊剂具有可焊性）
6）栅线印刷： 用橡皮在同一位置反复来回擦20 次，不脱落为合格。 7）主栅线抗拉力： 将互链条焊接成△状，然后用拉力计测试，结果大于 2.5N。 8）切割后电性能xx：用镭射划片机将电池片化成若干份，测试每片的电性能保持误差在 ± 0.15w。 5.检验规则：以上内容全检，若有一项不符合检验要求则对该批进行千分之五 的检验。如仍不符合4）。5）。7）8）项内容，则判定该批来料为不合格。 二、xx 带 1. 检验内容及方式： 1）厂家，规格，包装，保质期（六个月），外观，厚度均匀性，可焊性，折断率，蛇形弯度及抗拉强度。2）每次来料全检（盘装），外观生产过程全检。 2. 检验所需工具： 钢尺，XX,烙铁，XX,拉力计。 3. 所需材料：电池片,助焊剂。 4. 检验方法： 1）外包装目视良好,保质期限,规格型号及厂家。 2）外观： 目视涂锡带表面是否存在黑点，锡层不均匀，扭曲等不良现象。 3）厚度及规格： 根据供方提供的几何尺寸检查，宽度士0.12mm厚度士0.02mm视为合格。
双玻组件的个技术经验优 势 Prepared on 21 November 2021
双玻组件的20个技术优势： 双玻组件的优势为高品质光伏电站提供了最好的解决方案，主要体现在： 1.生命周期较长：普通组件质保是25年，双玻组件提出的质保是30年。 2.生命周期内具有更高的发电量：双玻组件预期比普通组件高出25%左右，当然这里指的是双玻组件30年的发电量与普通组件25年发电量的对比。 3.具有较高的发电效率：比普通组件高出4%左右。这里指的是相同时间内发电量的对比。 4.衰减较低：传统组件的衰减大约在0.7%左右，双玻组件是0.5%。 5.玻璃的透水率几乎为零，不需要考虑水汽进入组件诱发EVA胶膜水解的问题。传统晶体硅太阳能组件的背板有一定的透水率，导致组件内部发生电化学腐蚀，增加了出现PID衰减和蜗牛纹等问题发生的概念。双玻这一优势尤其适用于海边、水边和较高湿度地区的光伏电站。 6.玻璃是无机物二氧化硅，与沙子属同种物质，耐候性、耐腐蚀性超过任何一种已知塑料。紫外线、氧气和水分导致背板逐渐降解，表面发生粉化和自身断裂。玻璃则一劳永逸地解决了组件的耐候问题，也随之结束了PVF和PVDF哪个更耐候的争端，更不用提其它PET背板、涂覆型背板。该特点使双玻组件适用于较多酸雨或者盐雾大的地区的光伏电站。 7.玻璃的耐磨性非常好：有效解决了组件在野外的耐风沙问题，大风沙地区双玻组件的耐磨性优势明显。 8.双玻组件不需要铝框：即使在玻璃表面有大量露珠的情况下，没有铝框使导致PID发生的电场无法建立，其大大降低了发生PID衰减的可能性。 9.双玻组件没有铝框，更容易清洗，减少组件表面积灰，有利于提升发电量。 10.玻璃的绝缘性优于背板，其使双玻组件可以满足更高的系统电压，以节省整个电站的系统成本。 11.双玻组件的防火等级由普通晶硅组件的C级升级到A级，使其更适合用于居民住宅、化工厂等需要避免火灾隐患的地区。 12.双玻组件有机材料较少，更利于环保，容易回收，更符合绿色能源的发展。 13.双玻组件可以实现透明组件的需求，可以广泛应用于农光互补、渔光互补、林光互补项目;尤其在光伏玻璃温室大棚方面具有得天独厚的优势，既实现了光伏发电，又实现了温室内农作物的种植，同时可以兼顾到温室大棚外表的美观，增加了观赏效果。 14.双玻组件前后2片玻璃的结构形式，也减小了组件在施工安装过程中产生局部隐裂问题的发生。 15.双玻组件结构形式简单，耗材用量较少，比如汇流带用量减少，省去了铝边框等。
光伏组件（太阳能电池板）规格表如本页不能正常显示，请点击刷新 型号材料 峰值 功率 Pm (watt) 峰值 电压 Vmp (V) 峰值 电流 Imp (A) 开路 电压 Voc (V) 短路 电流 Isc (A) 尺寸 (mm) APM18M5W27x27单晶硅 5 8.75 0.57 10.5 0.66 265*265*25 APM36M5W27x27单晶硅 5 17.5 0.29 21.5 0.32 265*265*25 APM18P5W27x27多晶硅 5 8.75 0.57 10.5 0.66 265*265*25 APM36P5W27x27多晶硅 5 17.5 0.29 21.5 0.32 265*265*25 APM36M8W36x30单晶硅8 17.5 0.46 21.5 0.52 301*356*25 APM36P8W36x30多晶硅8 17.5 0.46 21.5 0.52 301*356*25 APM36M10W36x30单晶硅10 17.5 0.57 21.5 0.65 301*356*25 APM36P10W36x30多晶硅10 17.5 0.57 21.5 0.65 301*356*25 APM36M15W49x29单晶硅15 17.5 0.86 21.5 0.97 287*487*25 APM36P15W43x36多晶硅15 17.5 0.86 21.5 0.97 356*426*28 APM36M20W63x28单晶硅20 17.5 1.14 21.5 1.29 281*627*25 APM36P20W58x36多晶硅20 17.5 1.14 21.5 1.29 356*576*28 APM36M25W48x54单晶硅25 17.5 1.43 21.5 1.61 536*477*28 APM36P25W68x36多晶硅25 17.5 1.43 21.5 1.61 356*676*28 APM36M30W48x54单晶硅30 17.5 1.71 21.5 1.94 536*477*28 APM36P30W82x36多晶硅30 17.5 1.71 21.5 1.94 356*816*28 APM36M35W62x54单晶硅35 17.5 2.00 21.5 2.26 537*617*40
晶硅组件检测与分析 This model paper was revised by the Standardization Office on December 10, 2020
光伏电站晶硅组件如何检测与分析 光伏电站的质量问题由来已久，几年前，一家权威认证机构对国内已经在运行的多座大型晶硅组件光伏电站进行了质量检测，调查发现光伏组件普遍存在各种质量问题，如热斑、隐裂和功率衰减等，对电站的发电量、KPI指标、电站收益及日常运行维护带来严重影响。 电站建成后，随着时间的推移，组件本身首年光致衰减及逐年衰减率和其他衰减因素都客观存在、不可避免，因此实际的装机容量会逐年减少，那么基于原始装机容量进行理论发电量或理论功率输出计算的发电性能指标如PR、CPR和EPI等，其中包含的光伏电池板自身损耗部分会逐年增加，而且实际装机容量的不确定性将对次年各个电站的计划发电量的制定带来一定影响。 因此文中基于现实存在的客观情况，着重探讨已并网电站的户外组件电性能测试及功率修正方法、组件热斑现象和原因分析以及晶硅组件PID功率衰减的快速甄别方法，由于篇幅有限，其他质量问题的检测将另起他文探讨。通过相关的测试和分析手段，可对自有电站的实际情况有清楚的了解，如组件的衰减情况、热斑组件的分布比例及是否存在PID 组件等等。 一、组件（方阵）I-V测试及功率修正方法 笔者曾在某西部多家地面电站进行考察，发现在某一随机时段各个逆变器的发电量存在较大差异。如图1所示，通过对电站逐级逐段分析，排除了逆变器本身及对应方阵故障、设备停机等因素，发现电量差异的主要来源为各个组串工作电流的波动性，整体离散率较高，有的甚至超过20%。 逆变器发电量的差异和组件的功率输出情况有密切关联，因此有必要从汇流箱侧去查找低功率的组串或组件，一般的，户外组件或方阵组串的电性能测试使用便携式I-V测试仪，本部分首先介绍便携I-V测试仪的原理、配套辐照度计量仪的类型和特点，接着介绍现场组件功率测试的一次修正和二次修正方法。
双玻组件简介 About double glazing panel 1.双玻组件（BIPV—光伏建筑一体化）结合钢结构和建筑特点， 灵活，易安装，是公司研究开发的重点和强势产品，实现了建筑美观和环保发电双重功效的美誉。 Double glazing panel(BIPV-building integrated photovoltaic) applies to steel shelf and architecture,which is elastic,easy to install.It is not only beautiful with building,but also environmental protection. Our company,Chendian solar is specialized in double glazing modules. 其作用主要有：chief functions ★代替传统的建筑材料，美观； Instead of traditional architectural material,artistic. ★坚固耐用、防水防潮、抗风、遮阳； Firm and durable;water,wet and wind proof;sunshade. ★用于屋顶，天窗，窗户等，电池片间距透过足够的光线，既可发电又可采光； Ideal for roof,skylight,and facade so forth,enough sunlight radiate through space of solar cells,can generate electricity as well as absorb sunshine. ★组件规格，功率和光线透过率等结合建筑实际结构，由建筑
双玻组件的20个技术优势： 双玻组件的优势为高品质光伏电站提供了最好的解决方案，主要体现在： 1.生命周期较长：普通组件质保是25年，双玻组件提出的质保是30年。 2.生命周期内具有更高的发电量：双玻组件预期比普通组件高出25%左右，当然这里指的是双玻组件30年的发电量与普通组件25年发电量的对比。 3.具有较高的发电效率：比普通组件高出4%左右。这里指的是相同时间内发电量的对比。 4.衰减较低：传统组件的衰减大约在%左右，双玻组件是%。 5.玻璃的透水率几乎为零，不需要考虑水汽进入组件诱发EVA胶膜水解的问题。传统晶体硅太阳能组件的背板有一定的透水率，导致组件内部发生电化学腐蚀，增加了出现PID衰减和蜗牛纹等问题发生的概念。双玻这一优势尤其适用于海边、水边和较高湿度地区的光伏电站。 6.玻璃是无机物二氧化硅，与沙子属同种物质，耐候性、耐腐蚀性超过任何一种已知塑料。紫外线、氧气和水分导致背板逐渐降解，表面发生粉化和自身断裂。玻璃则一劳永逸地解决了组件的耐候问题，也随之结束了PVF和PVDF哪个更耐候的争端，更不用提其它PET背板、涂覆型背板。该特点使双玻组件适用于较多酸雨或者盐雾大的地区的光伏电站。 7.玻璃的耐磨性非常好：有效解决了组件在野外的耐风沙问题，大风沙地区双玻组件的耐磨性优势明显。 8.双玻组件不需要铝框：即使在玻璃表面有大量露珠的情况下，没有铝框使导致PID发生的电场无法建立，其大大降低了发生PID衰减的可能性。 9.双玻组件没有铝框，更容易清洗，减少组件表面积灰，有利于提升发电量。 10.玻璃的绝缘性优于背板，其使双玻组件可以满足更高的系统电压，以节省整个电站的系统成本。 11.双玻组件的防火等级由普通晶硅组件的C级升级到A级，使其更适合用于居民住宅、化工厂等需要避免火灾隐患的地区。 12.双玻组件有机材料较少，更利于环保，容易回收，更符合绿色能源的发展。 13.双玻组件可以实现透明组件的需求，可以广泛应用于农光互补、渔光互补、林光互补项目;尤其在光伏玻璃温室大棚方面具有得天独厚的优势，既实现了光伏发电，又实现了温室内农作物的种植，同时可以兼顾到温室大棚外表的美观，增加了观赏效果。 14.双玻组件前后2片玻璃的结构形式，也减小了组件在施工安装过程中产生局部隐裂问题的发生。 15.双玻组件结构形式简单，耗材用量较少，比如汇流带用量减少，省去了铝边框等。
双玻光伏组件的技术优势 双玻组件在光伏电站的实际应用中体现出独特的优势，较传统组件相比主要体现在发电量高、减少蜗牛纹的产生、降低PID衰减、延长组件的生命周期、耐候性较好、环保易回收等方面。同时双玻组件的使用范围更广，比如鱼光互补、沙漠电站、滩涂电站等。 单玻组件从诞生到现在，一直采用边框、EVA把玻璃和背板连接起来，保护电池这种形式来实现光照发电。背板材料是一种有机材料，透水性一直以来始终是无法解决的问题。水汽穿透背板导致EVA树脂快速降解，EVA树脂遇水即开始分解，其分解产物含醋酸，醋酸腐蚀光伏电池上的银栅线、汇流带等，使组件的发电效率逐年下降。 一些近水的光伏发电项目，比如渔光互补、滩涂电站、农业温室以及早晚露水大的地区的光伏项目在后期运营中会碰到一些问题。由于目前电站持有方按度电计算投资回报率，所以组件的长期可靠性、耐候性成为光伏组件厂首先需要考虑的，而双玻组件从各个角度分析都具备了规避以上缺陷的性能。 双玻组件的20个技术优势： 双玻组件的优势为高品质光伏电站提供了最好的解决方案，主要体现在： 1.生命周期较长：普通组件质保是25年，双玻组件提出的质保是30年。 2.生命周期内具有更高的发电量：双玻组件预期比普通组件高出25%左右，当然这里指的是双玻组件30年的发电量与普通组件25年发电量的对比。 3.具有较高的发电效率：比普通组件高出4%左右。这里指的是相同时间内发电量的对比。 4.衰减较低：传统组件的衰减大约在0.7%左右，双玻组件是0.5%。 5.玻璃的透水率几乎为零，不需要考虑水汽进入组件诱发EVA胶膜水解的问题。传统晶体硅太阳能组件的背板有一定的透水率，导致组件内部发生电化学腐蚀，增加了出现PID 衰减和蜗牛纹等问题发生的概念。双玻这一优势尤其适用于海边、水边和较高湿度地区的光伏电站。 6.玻璃是无机物二氧化硅，与沙子属同种物质，耐候性、耐腐蚀性超过任何一种已知塑料。紫外线、氧气和水分导致背板逐渐降解，表面发生粉化和自身断裂。玻璃则一劳永逸地解决了组件的耐候问题，也随之结束了PVF和PVDF哪个更耐候的争端，更不用提其它PET 背板、涂覆型背板。该特点使双玻组件适用于较多酸雨或者盐雾大的地区的光伏电站。 7.玻璃的耐磨性非常好：有效解决了组件在野外的耐风沙问题，大风沙地区双玻组件的耐磨性优势明显。
光伏组件生产四——EL检测 太阳能电池组件缺陷检测仪——即EL测试仪是利用晶体硅的电致发光原理、利用高分辨率的CCD相机拍摄组件的近红外图像，获取并判定组件的缺陷。 EL 检测仪具有灵敏度高、检测速度快、结果直观形象等优点，是提升光伏组件品质的关键设备；红外检测可以全面掌握太阳电池内部问题，为改进生产工艺提供依据，提升产品质量，可以对问题组件进行及时返修，尽可能的降低损失。方便层压前和层压后太阳能电池组件的测试，更换不同规格的太阳能电池组件后设备能方便地调整，保证太阳能电池组件的安全。 使用EL检测仪 通过EL测试仪可以清楚的发现太阳能组件电池片上的黑斑、黑心以及组件中的裂片，包括隐裂和显裂、劣片及焊接缺陷等问题，从而及时发现生产中出现的问题，及时排除，进而改进工艺。对提高效率和稳定生产都有重要的作用，因而太阳电池电致发光测试仪被认为是太阳电池产线上的“眼睛”。 EL检查的生产工艺及注意事项 不同规格的电池片要使用不同的电流和电压，具体如下 注意事项
1.使用前确保太阳能电池组件规格是否有调整，严禁未经调整随意测试 不同规格的组件。 2.太阳能电池组件在传输过程中不得随意拉动或者停止太阳能电池组件，确保人员和产品的安全。 3.在检查直流电源前，请在切断电源10分钟后再用万用表等确认进行工作。 4.禁止随意使用U盘拷贝数据，避免病毒传染，重要数据流失。 5.如一段时间不使用，应同时关闭电脑及所有电源。 6.打开直流稳压电源后,确认电源上面的数值是否符合规格。 7.请勿在暗箱内放置任何物体。 EL检测阶段常见问题及解决方法 1、破片 生产过程中由于铺设、层压操作不当导致热应力、机械应力作用不均匀都有可能出现破片现象。 2、黑芯 黑芯一般是由于原材料商在拉硅棒的时候没有拉均匀所致。 3、断栅 断栅的原因是丝网印刷参数没调好或丝网印刷质量不佳，或者是硅片切割不均匀，也有可能出现断层现象。 4、暗片
双玻组件_双玻组件数据 双玻组件数据 最后一点，这点应该是在今天或者明天的论坛还有别的一些企业也会提到，我个人认为1500V组件系统可能在明年将有非常高速的 发展，我们前几天看到了一个国家通知，补贴要下调，我们初步估 计一类地区降5分，我们要想达到同等的收益，可能我们系统的成 本要降低4.5到5.5元，一般我们说0.4元。从我们组件端来说， 每年几乎可以在不增加成本基础上依靠转化率的提高，每年提高5 瓦或者每年提高2%到3%的转化效率，今年我们在市面上买到的组件 是255、260。第二方面依靠于设计工艺上。第三电气方面的下降， 像阳光不断推出大功率的逆变器。1500V系统，大家最简单的理解，汇流箱少了三分之一，电线电缆少了三分之一，逆变器容量增大了，单瓦成本也会下降。还有变压器也少了三分之一，运维和成本也减 少了。我个人蛮自豪的说，我们是今年第一个在这个行业呼吁里 1500V的人。1500V难在什么地方，因为是系统工程，不是阳光能做 出1500V逆变器就可以了，中间还有一个挑战，中国至今还没有光 伏1500V的设计标准，我们走访了很多设计院，我们可以借鉴直流 端的煤矿行业等，应该说我们走访下来，包括电线电缆，所有工艺 都已经齐备。美国最开始做1500V，后面印度，像中国技术升级很 大程度上也应该积极去推进，去摸索。我认为在明年整个光伏行业 都应该高度重视1500V的发展。1500V对于组件的挑战，原来是背 板的问题，不管是双玻还是1500V在明年可能会立竿见影减轻我们 的成本。比如1500V就能降0.2元，我们说转化效率的提升又能降 5分，别的地方我们在设计方面等等方面，再能降0.15、0.2元， 包括其他设备费用的下降，我觉得还是比较乐观。只有不断地创新，不断地通过技术进步，才能真正拉低我们的成本。 这是在2014年天合做的海南双玻项目，主要考虑的是高温高湿。这是西双版纳50兆瓦的双格项目，都是茶园，这个项目主要考虑的 昼夜温差非常大，对背板挑战非常大。这个项目考虑比较多，业主
前言 晶体硅电池是光电转化的核心器件，但是由于单片电池片的电压、电流、功率有限，所以要将电池片串并联起来，使它具有满足用电设备和工业化用电要求的电压、电流、功率。但是，由于晶体硅电池物理脆性，容易碎裂，因此需要将电池片封装，做成组件进行保护。 晶硅光伏组件主要分为： 常规组件（组成：玻璃、EVA、晶硅电池、背板、铝框、接线盒等）； 透明组件（组成：玻璃、EVA、晶硅电池、透明背板、铝框、接线盒等）； 双玻组件（组成：玻璃、PVB、晶硅电池、玻璃背板、接线盒等）； 无框组件（没有铝框的常规组件和透明组件）； 组件的设计主要考虑三点： 物理电学性能 组件的功率大小，尺寸，承载、安装等要求。物理电学性能需要满足IEC61215和IEC61730或UL1703。使用的环境 针对组件使用的环境不同，需要特殊化设计，例如： 组件用于沿海或海岛地区，那么组件需要具有耐盐雾、防腐蚀的性能。此时，组件需要满足IEC61701的标准要求。 针对农业地区，需要组件具有抗氨气腐蚀的能力，组件需要满足IEC62716的标准。 性价比最佳化 组件的设计需要兼顾组件的性能和成本，使得组件的性价比达到最佳化。 透明组件 透明组件的用途 透明组件根据设计不同，可以得到不同的透光率，所以透明组件广泛的应用于屋顶及光伏建筑一体化（BI PV）等。 实验设计
2.1 设计前言 首先透明组件的原材料必须符合材料符合组件工厂材料导入的标准，材料测试符合性能质量要求，参考标准可以根据原材料的规格书、认证信息，以及工厂根据IEC61215或UL1703演化而来的原材料测试。其次，由于透明组件涉及变量较多（如尺寸、透光率、电池片功率、电池片数量、物料价格成本、人工成本、制造成本等），因此这里化归处理，考虑透光率、成本(元/W)，以及曲线图中过原点的直线的最大斜率=透光率/(元/W)。 透光率=｛1-（电池片面积*电池片数量）/组件面积｝×玻璃透光率×透明背板透光率。 成本（元/W）=（电池片+其它物料成本）/组件瓦数。 最大斜率=透光率/(元/W) --------过曲线与原点的直线的最大斜率。 透明组件的物料组成如表1所示。 表1 透明组件的物料组成 2.2电池片功率数量一定，其它不定，确定最佳性价比 任意组件，当电池片数量、功率一定，随着组件尺寸的增大，透光率将增大，成本相应增加。以透光率与成本（元/W）为坐标轴作图可以得到最佳的性价比的点。下面分析引出以透光率与成本（元/W）之间的关系图。 分析如下： 组件透光率Z与组件的面积变化率X之间的关系 Z=｛1-（电池片面积*电池片数量）/组件面积（1+X）｝×玻璃透光率×透明背板透光率。 令：（电池片面积*电池片数量）/组件面积=a 玻璃透光率×透明背板透光率=b 所以，Z=｛1- a/（1+X）｝b, 其中，a,b>0,且为常数,Z>0，X≥0。
企业标准 CPI XX-2015 光伏发电站晶体硅光伏组件 选型技术规范 2015—XX— 发布 2015—XX— 实施
目 录 前 言 (4) 1 范围 (5) 2 规范性引用文件 (5) 3 定义与术语 (6) 4 总要求 (7) 4.1选型原则 (7) 4.2组件质量 (7) 4.3检测与认证 (8) 5 组件类型和主要技术参数 (8) 5.1组件类型 (8) 5.2主要技术参数 (8) 6 组件基本技术要求 (10) 6.1外观及内部质量 (10) 6.2电性能 (13) 6.3安全性能 (13) 7 环境适配性要求 (14) 8 关键原材料和零部件的技术要求 (14) 8.1电池片 (15) 8.2封装胶膜 (16) 8.3绝缘背板 (17) 8.4玻璃面板 (19) 8.5涂锡焊带 (20) 8.6硅橡胶密封剂和密封胶带 (21) 8.7铝合金边框 (23) 8.8接线盒、连接器和电缆 (24) 9 组件质量保证能力要求 (26) 9.1基本要求 (26)
9.2产品实现过程的保证能力及控制要求 (26) 附录A（规范性附录）组件功率平均衰减率参考值 (27) 附录B（资料性附录）常见EL检测缺陷分类 (28) 附录C（资料性附录）发电性能的环境适配度 (30) 附录D（资料性附录）特殊气候条件的要求 (33) 附录E（规范性附录）双玻组件技术要求 (35)
前 言 光伏组件是光伏发电站（以下简称“电站”）最核心的设备。根据电站所在地的实际情况，选择最为适合当地地理和气象条件的光伏组件，是保证电站高效、可靠地运行的基础。 为规范中国电力投资集团公司（以下简称“集团公司”）全资和控股单位在电站建设过程中光伏组件的选型，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。 本标准由集团公司水电与新能源部提出并归口管理。 本标准主要起草单位（部门）：中电投科学技术研究院有限公司、北京鉴衡认证中心有限公司。。 本标准主要起草人：宿凤明、纪振双、李佳林、陈晓达、侯真、李端开、王聚博。 本标准主要审查人：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。 本标准为首次发布。
光伏电站晶硅组件如何检测与分析? 光伏电站的质量问题由来已久，几年前，一家权威认证机构对国内已经在运行的多座大型晶硅 组件光伏电站 进行了质量检测，调查发现光伏组件普遍存在各种质量问题，如热斑、隐裂和功率衰 减等，对电站的发电量、KPI 指标、电站收益及日常运行维护带来严重影响。 电站建成后，随着时间的推移，组件本身首年光致衰减及逐年衰减率和其他衰减因素都客观存 在、不可避 免，因此实际的装机容量会逐年减少，那么基于原始装机容量进行理论发电量或理论功 率输岀计算的发电性能指标如 PR 、CPR 和EPI 等，其中包含的光伏电池板自身损耗部分会逐年增 加，而且实际装机容量的不确定性将对次年各个电站的计划发电量的制定带来一定影响。 因此文中基于现实存在的客观情况，着重探讨已并网电站的户外组件电性能测试及功率修正方 法、组件热斑 现象和原因分析以及晶硅组件 PID 功率衰减的快速甄别方法，由于篇幅有限，其他质 量问题的检测将另起他文探讨。通过相关的测试和分析手段，可对自有电站的实际情况有清楚的了 解，如组件的衰减情况、热斑组件的分布比例及是否存在 PID 组件等等。 一、组件（方阵）I-V 测试及功率修正方法 笔者曾在某西部多家地面电站进行考察，发现在某一随机时段各个逆变器的发电量存在较大差 异。如图1所 示，通过对电站逐级逐段分析，排除了逆变器本身及对应方阵故障、设备停机等因 素，发现电量差异的主要来源为各个组串工作电流的波动性，整体离散率较高，有的甚至超过 20%。 逆变器发电量的差异和组件的功率输岀情况有密切关联，因此有必要从汇流箱侧去查找低功率 的组串或组 件，一般的，户外组件或方阵组串的电性能测试使用便携式 I-V 测试仪，本部分首先介 绍便携I-V 测试仪的原理、配套辐照度计量仪的类型和特点，接着介绍现场组件功率测试的一次修 正和二次修正方法。 菜站各邂爲发电宦比BUM （和工上祐 图1某地面电站某一时段各个逆变器的发电对比 40000 3S000 豹000 25QQQ 20000 15000 toooo 5000 1A 2A 3A 4A SA 7A SA 9A IDA 11A BA HA l 涉 ISA 17A 18A 19A ZOA