光伏组件和原辅材料规格-

光伏组件和原辅材料规格I．光伏组件一般要求（1）针对每个太阳能光伏电站，除光伏电站特殊要求外，应采用一致的规格。（2）组件类型必须是晶硅单体电池的光伏组件。（3）输出功率范围：≥270Wp（多晶），≥285Wp(单晶)公差：正公差（4）组件效率（以组件外形面积计算转换效率）：＞16.5%（多晶），＞17.4%（单晶）。（5）填充因子：≥79.3%（多晶），≥79.5%（单晶）。（6）太阳能光伏电池组件所标参数均在标准条件下，其条件（光谱辐照度：1000W/m2；AM1.5；温度：25℃）（7）光伏电池组件长度×宽度：，投标人应根据各光伏电站的资源状况、交通运输条件、组件规格推荐符合光伏组件质量标准的合理尺寸。（8）光伏电池组件安装尺寸（为支架设计提供数据支持，便于组件边框与支架连接）。（9）符合IEC61400-21、IEC61215的长期室外电气和机械性能标准要求。（10）试验报告符合IEC-61215标准。（11）电池与边框距离≥11mm符合GB20047.1-2006《光伏（PV）组件安全鉴定第1部分：结构要求》（12）2年功率衰降≤2%；3年功率衰降≤3%；4年功率衰降≤4%；5年功率衰降≤5%；10年功率衰降≤10%；25年功率衰降≤20%（13）最大承载电流符合GB20047.1-2006《光伏（PV）组件安全鉴定第1部分：结构要求》（14）选用电池符合《地面用晶体硅太阳电池单体质量分等标准》的A级品。（15）标称工作温度、峰值功率温度系数、开路电压温度系数、短路电流温度系数符合SJ/T10459-1993《太阳电池温度系数测试方法》。（16）工作温度范围符合GB/T14007-1992《陆地用太阳电池组件总规范》。（17）热冲击：-40±3℃到＋85±3℃。（18）工作电压、工作电流符合IEEE1262-1995《太阳电池组件的测试认证规范》。（19）光伏电池组件要求同一光伏发电单元内光伏电池组件的电池片需为同一批次原料，表面颜色均匀一致无斑点、无隐裂，无虚印，玻璃无压痕、皱纹、彩虹、裂纹、不可擦除污物、开口气泡均不允许存在，电池组件的I-V曲线基本相同。（20）电池电池组件的封装层中不允许气泡或脱层在某一片电池或组件边缘形成一个通路。II．光伏组件试验和检测报告所有的试验和调试记录和报告都应编写成试验和检测报告，并提交业主。（不仅限于以下试验，性能不低于所列要求）依照IEC-61215标准1)机械载荷试验1目的：决定组件承受风、雪、静压和冰载的能力。2试验条件：2400Pa的均匀载荷依次加到前和后表面1h，循环两次[阵风安全系数为3时，2400Pa对应于130km/h风速(12级飓风,压力约800Pa)]。35400Pa的均匀载荷依次加到前表面1h，循环两次4性能要求：a)在试验过程中无间歇断路或漏电现象；b)无标准中规定的严重外观缺陷；c)绝缘电阻应满足初始试验的同样要求；d)标准测试条件下最大输出功率的衰减不超过实验前的5%。2)冰雹试验1目的：验证组件能经受住冰雹的撞击。2试验条件：25mm直径的冰球，质量7.53克，以23m/s的速度撞击11个位置。3性能要求：a)无外观缺陷；b)绝缘电阻应满足初始试验的同样要求；c)标准测试条件下衰减不超过实验前的5%。3)绝缘测试1目的：测定组件中的载流部分与组件边框之间的绝缘是否良好。2试验条件：直流1000V加上两倍系统在标准测试条件下开路电压，持续1min；加直流500V时，测绝缘电阻。3性能要求：a)无绝缘击穿或表面无破裂现象；b)绝缘电阻不小于50MΩ。4)湿漏电试验1目的：评价组件在潮湿工作条件下的绝缘性能，验证雨、雾、露水或溶雪的湿气不能进人组件内部电路的工作部分，如果湿气进人该处可能会引起腐蚀、漏电或安全事故。2试验条件：加直流500V时，水喷淋引出端和边缘浸人水中，确定绝缘电阻。3性能要求：a)无绝缘击穿或表面无破裂现象；b)绝缘电阻组件面积不小于40MΩ/m2。5)热循环试验1目的：确定组件承受由于温度反复变化而引起的热失配、疲劳和其他应力的能力。2试验条件：使组件的温度在-40±2℃和85±2℃之间，最高和最低之间的温度变化速率不超过100℃/h在每个极端温度下，应保持稳定至少10min，一次循环不超过6h，循环次数50和200次。3性能要求：a)在试验过程中无间歇断路或漏电现象；b)无外观缺陷；c)绝缘电阻应满足初始试验的同样要求；6)湿-冻试验1目的：确定组件承受高温、高湿之后以及随后的零下低温影响的能力。2试验条件：从+85℃，85%相对湿度到-40℃,循环10次。3性能要求：a)在试验过程中无间歇断路或漏电现象；b)无外观缺陷；c)绝缘电阻应满足初始试验同样的要求；d)标准测试条件下最大输出功率的衰减不超过试验前测试值的5%。7)湿-热试验1目的：确定组件承受长期湿气渗透的能力。2试验条件：在+85℃，85%相对湿度下，保持1000h。3性能要求：a)无外观缺陷；b)绝缘电阻应满足初始试验的同样要求；c)标准测试条件下最大输出功率的衰减不超过试验前的5%。8)室外暴露试验1目的：初步评价组件经受室外条件曝露的能力，以揭示在实验室试验中可能测不出来的综合衰减效应。2试验条件：太阳总辐射量60kWh/m2。3性能要求：a)无外观缺陷；b)标准测试条件下的最大输出功率应大于制造厂规定的最小额定值；c)绝缘电阻应满足初始试验的同样要求。9)紫外试验1目的：确定组件承受紫外(UV)辐照的能力。2试验条件：组件温度60±5℃波长为400nm的紫外照射60kwh/m2，其中280-320nm波长的辐射至少为5kwh/m2。3性能要求：a)无标准规定的严重外观缺陷；b)标准测试条件下的最大输出功率应大于制造厂规定的最小额定值；c)绝缘电阻应满足初始试验的同样要求。10)热斑耐久试验1目的：确定组件承受热斑加热效应的能力，如这种效应可能导致封装退化。电池不匹配或裂纹、内部连接失效、局部被遮光或弄脏均会引起这种缺陷。2试验条件：在最坏热斑条件下，1000W/m2辐照度照射1h，共5次。3性能要求：a)无标准中规定的严重外观缺陷；b)绝缘电阻应满足初始试验同样的要求；11)盐雾测试1目的：确定组件承受长期盐雾腐蚀的能力。2试验条件：依据IEC61701:2011严酷度6，组件暴露在5%氯化钠溶液喷淋中。一个测试周期为7天，共8个周期，56天。每个周期包含4次盐雾喷淋与高湿度保存以及3天标准气氛储藏。每次盐雾喷淋在温度35℃和相对湿度93%环境下进行2h，然后在40℃湿度和相对湿度93%环境下放置22h。4次循环后组件在标准气氛保持3天。3性能要求：a)无外观缺陷和影响到组件功能的零部件腐蚀；b)绝缘、湿漏和接地满足IEC61730-2要求；c)旁路二级管能正常工作；c)标准测试条件下最大输出功率的衰减不超过试验前的5%。12)PID测试1目的：确定组件耐电位诱发功率衰减的能力。2试验条件：依据IEC62804-1:2015，在85℃和85%相对湿度环境下，对组件施加反向1000V电压共192小时。3性能要求：a)无外观缺陷；b)绝缘电阻应满足初始试验的同样要求；c)标准测试条件下最大输出功率的衰减不超过试验前的5%。III.光伏组件原辅材料规格1.焊带技术要求及检验方法表1.焊带技术要求及检验方法序号项目检验方法技术要求1外观目视检查焊带表面光洁，色泽、粗细均匀，无漏铜、脱锡、黑斑、锈蚀、裂纹等缺陷2厚度公差(mm)GB/T21389±0.0153电阻率(Ω·mm2/m)GB/T351-1995≤0.01734可焊性250℃～400℃的温度正常焊接后主栅线留有均匀的焊锡层5抗拉强度(MPa)GB/T228.1互联条≥150，汇流条≥200屈服强度(MPa)GB/T228.1(Rp0.2%)≤806断裂伸长率GB/T228.1互连条≥15%，汇流条≥20%7折断率0°～180°弯曲7次不断裂8镰刀弯曲度(mm/1000mm)直尺测量互连条≤4，汇流带≤39基材GB/T5121GB/T3048.2TU1无氧铜，铜含量≥99.95%，体积电阻系数≤1.8*10-6Ω·cm10镀锡层厚度(mm)GB/T64620.02-0.0511镀锡层成分GB/T10574.1~GB/T10574.13成分：62%Sn36%Pb2%Ag杂质含量：Cu0.001,Sb0.001,Zn0.002,Bi0.003,As0.001,Fe0.004,Al0.004,Cd0.00112盐雾腐蚀GB/T6461GB/T10125保护评级10级，外观评级不低于四级且无发黄发黑起皮剥落鼓泡开裂龟裂2.EVA胶膜技术要求及检验方法太阳电池组件使用的封装胶膜EVA应满足下表规定要求。EVA封装胶膜应具第三方提供的测试报告，投标方应提供选用EVA封装胶膜性能和PID测试报告。应选用以下国内外知名品牌产品：三井化学、普利斯通、福斯特、海优威和斯威克。表2.EVA胶膜技术要求及检验方法序号项目检验方法技术要求1外观目视检查表面平整、无可见杂质、无气泡、压花清晰，无折痕、污点、污迹2密度（g/cm3）GB/T1033.1-20080.95~0.963宽度公差(mm)用精度1mm的直尺测定±24厚度（mm）GB/T6672(0.01mm精确度测厚仪，宽度方向5点平均值)0.45±0.055VA含量（%）热重分析仪TGA28-33透光率（交联后，%，380nm~1100nm）GB/T2410-2008分光光度计≥916紫外截止（nm）分光光度计350~3607拉伸强度(MPa，横向/纵向)GB/T1043.2-2006≥168断裂伸长率(MPa，横向/纵向)GB/T1043.2-2006≥5509交联度（%）二甲苯萃取法75~9010收缩率（%）120oC,3分钟≤1.5（横向）≤3.0（纵向）11吸水率(%)39oC，红外法＜0.112对玻璃剥离强度（N/cm）GB/T2790-1995（10mm宽样品，100mm/min拉伸速度）≥6013体积电阻率（Ω/cm）GB/T1410-2006（80mm×80mm交联胶膜）1.0x101514击穿电压（kV/mm）GB/T1695-2005（80mm×80mm交联胶膜）≥28.015热老化-拉伸强度保持率（%）-透光率（%）90oC,1000小时≥50≥8516荧光紫外老化-断裂伸长率保持率（%）-对玻璃剥离强度保持率（%）GB/T16422.3-1997（交联EVA胶膜，1.25W/m2.nm@340nm，70oCBPT，3000小时，195kWh/m2）≥50≥5017湿热老化-黄变指数Δb*-对玻璃剥离强度保持率（%）GB/T2423.3-2006（层压组件，1000小时）≤2≥503.背板技术要求及检验方法太阳电池组件使用的背板材料应满足下表规定要求。应当采用经过户外25年实绩验证的双面氟膜材料，内外表层采用厚度38微米以上的聚氟乙烯PVF薄膜，中间采用厚度为250微米的PET；氟膜不能含有亚克力（丙烯酸酯）或弹性体添加剂，应具有良好的耐候性和力学性能（氟膜强度高于40MPa，老化后断裂伸长率保持率不低于60%，具体要求如表3-1），以保证光伏组件长期运行的可靠性和耐久性。背板应具有第三方提供的测试报告，投标方应提供选用背板性能和老化测试报告。应选用以下国内外知名品牌产品：依索、台虹、乐凯、中来、肯博、SFC。表3-1.背板用氟膜技术要求及检验方法序号项目检验方法技术要求1外观目视表面无异物、脏污、水痕、褶皱，无明显手感划伤2厚度（μm）GB/T13542..2-2009≥35（正公差）3拉伸强度（MPa）GB/T13542.2-2009≥40（横向）≥40（纵向）4断裂伸长率(%)GB/T13542.2-2009≥70（横向）≥80（纵向）5湿热老化-颜色变化Δb*-断裂伸长率保持率（%）GB/T2423.3-2006（1000小时）≤2.0≥60（横向）≥60（纵向）6紫外老化-颜色变化Δb*-断裂伸长率保持率（%）GB