晶体硅光伏组件选型技术规范

企业标准CPIXX-2015光伏发电站晶体硅光伏组件选型技术2015—XX—发布2015—XX—实施中国电力投资集团公司发布Q/CPIXX—2015光伏发电站晶体硅光伏组件选型技术规范-I-目录前言............................................................41范围.............................................................52规范性引用文件...................................................53定义与术语.......................................................64总要求...........................................................74.1选型原则....................................................74.2组件质量....................................................74.3检测与认证..................................................85组件类型和主要技术参数...........................................85.1组件类型....................................................85.2主要技术参数................................................86组件基本技术要求................................................106.1外观及内部质量.............................................106.2电性能.....................................................136.3安全性能...................................................137环境适配性要求..................................................148关键原材料和零部件的技术要求....................................148.1电池片.....................................................158.2封装胶膜...................................................168.3绝缘背板...................................................178.4玻璃面板...................................................198.5涂锡焊带...................................................208.6硅橡胶密封剂和密封胶带.....................................218.7铝合金边框.................................................238.8接线盒、连接器和电缆.......................................249组件质量保证能力要求............................................269.1基本要求...................................................26Q/CPIXX—2015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...........................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...............................35Q/CPIXX—2015光伏发电站晶体硅光伏组件选型技术规范-III-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。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。Q/CPIXX—2014光伏发电站晶体硅光伏组件选型技术规范第1页共32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/T2297太阳光伏能源系统术语GB/T2828.1-2012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GB/T3190变形铝及铝合金化学成分GB/T6461-2002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/T6495.1光伏器件第1部分：光伏电流-电压特性的测量GB/T6495.4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/T6495.9光伏器件第9部分：太阳模拟器性能要求GB/T6497地面用太阳电池标定的一般规定GB/T8012铸造锡铅焊料GB/T10125-2012人造气氛腐蚀试验盐雾试验GB15763.2建筑用安全玻璃第2部分：钢化玻璃GB/T17473.7-2008微电子技术用贵浆料测试方法可焊性、耐焊性测定GB/T18912光伏组件盐雾腐蚀试验GB/T19000-2008质量管理体系基础和术语GB/T19001-2008质量管理体系要求GB/T29055-2012太阳电池多晶硅片Q/CPIXX—2014光伏发电站晶体硅光伏组件选型技术规范第2页共32页GB/T29195地面用晶体硅太阳电池总规范GB/T29595地面用光伏组件密封材料硅橡胶密封剂GB/T29848光伏组件封装用乙烯-醋酸乙烯酯共聚物（EVA）胶膜GB/T31304晶体硅太阳电池组件用绝缘背板SJ/T11061太阳电池电性能测试设备检验方法CNCA/CTS0003-2010（CGC/GF002.1:2009）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/CTS0038-2014（CGC/GF036:2014）地面用晶体硅光伏组件25年功率保证能力认证技术规范IEC60068-2-68环境试验第2部分：试验.试验L：灰尘和沙尘IEC60664-1低压系统内设备的绝缘配合第1部分：原理、要求和试验IEC60721-2-1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IEC61215地面用晶体硅光伏组件设计鉴定和定型IEC61730-1光伏组件安全鉴定第1部分：结构要求IEC61730-2光伏组件安全鉴定第2部分：试验要求IEC62759-1光伏组件运输振动试验IEC61853-1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EN50521光伏系统连接器—安全要求和测试EN50548光伏系统接线盒3定义与术语GB/T19000-2008、GB/T2297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potentialinduceddegradation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。Q/CPIXX—2014光伏发电站晶体硅光伏组件选型技术规范第3页共32页4总要求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1年、2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。Q/CPIXX—2014光伏发电站晶体硅光伏组件选型技术规范第4页共32页注：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1年3年5年10年25年单晶硅组件2.00%3.78%5.56%10%20%多晶硅组件2.00%3.78%5.56%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31-25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IEC61215、IEC61730及本标准6-9章的要求。组件安装使用后，应根据中国电力投资集团公司相关要求，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IEC61215、IEC61730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。Q/CPIXX—2014光伏发电站晶体硅光伏组件选型技术规范第5页共32页表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外形尺寸组件外形尺寸图发电性能参数最大输出功率Pm（Wp）255260…265270…功率误差(%)0/+3最大工作电压Vmp（V）*30.0~30.830.3~31.1…30.1~31.230.5~31.4…最大工作电流Imp（A）*8.28~8.598.37~8.50…8.50~8.798.60~8.85…开路电压Voc（V）*37.7~38.137.7~38.2…38.2~38.538.4~38.6…短路电流Isc（A）*8.88~9.018.98~9.09…9.00~9.379.09~9.43…转换效率η（%）*15.58~15.6015.89~15.90…16.19~16.2116.50~16.51…最大系统电压（V）1000工作温度范围（℃）-40～+85最大功率（Pm）温度系数Tk（%/℃）*-0.43~-0.40-0.42~-0.40开路电压（Voc）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最大保险丝额定电流（A）15机械性能参数组件尺寸（mm3）1650×990×40组件重量（kg）*18.2~19.0Q/CPIXX—2014光伏发电站晶体硅光伏组件选型技术规范第6页共32页表2晶体硅光伏组件基本技术参数示例表（续）机械性能参数抗风强度（kN/m2）2.4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1000lx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外观要求项目要求组件组件无破损，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）；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；在电池区域以外允许面积≤2mm2，且长度≤5mm的锡丝锡渣数量≤2个；不允许组件材料外的任何异物。双玻组件前后玻璃错位不超过2mm。玻璃玻璃表面应整洁、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；长度≤5mm，宽度≤0.1mm的划痕数量≤3条/m2；同一组件允许数量≤5条；不允许直径＞2mm的圆形气泡，0.5mm≤长度≤1.0mm圆形气泡不超过5个/m2，1.0mm≤长度≤2.0mm圆形气泡不超过1个/m2，0.5mm≤长度≤1.5mm长形气泡数量不超过5个/m2，1.5mm≤长度≤3.0mm且宽度≤0.5mm的长形气泡不超过2个/m2，；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。Q/CPIXX—2014光伏发电站晶体硅光伏组件选型技术规范第7页共32页表3外观要求（续）项目要求电池所有电池片尺寸一致，误差范围在0.1%以内；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；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≤3mm，宽度≤0.5mm，深度≤1/2电池片厚度，单片电池片数量≤1处，同一组件内崩边电池片数量≤2个；“U”型缺角长度≤5mm，深度≤1.5mm，单片电池片内数量≤1处，长度≤3mm，深度≤1mm，单片电池片内数量≤2个；划痕长度≤10mm，单片电池片划痕数量≤1条，同一组件内崩边电池片数量≤2个；栅线颜色一致，无氧化、黄变，不允许主栅缺失，断栅长度≤1mm，单片电池片断栅数量≤3条，同一组件断栅电池片≤2个，不允许连续性断栅；助焊剂印≤10mm2，单片电池片助焊剂印数量≤2处，同一组件有助焊剂印电池片≤5处；焊带偏移量≤0.3mm，数量＜3处，主栅线与焊带之间脱焊长度＜5mm；电池片、串间距偏移量≤0.5mm，电池片到铝边框距离＞3mm。焊带焊带银亮色，且颜色一致，无氧化、黑点、黄变；互连条与汇流带连接处，互连条/汇流带超出距离＜2mm；相邻单体电池间、汇流带与电池间、相邻汇流带间间距＞1mm；互连条与汇流带的焊接浸润良好，焊接可靠。边框表面整洁平整、无破损，无色差，无明显脏污、硅胶残留等；具备完整的接线孔和安装孔，长度、位置正确；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1mm的金属碎屑；正面划痕长度＜5mm，深度＜0.5mm，每平方米允许2个，长度＜10mm，深度＜0.5mm，每平方米允许1个；背面划痕长度＜10mm，深度＜0.5mm，每平方米允许2个，长度＜15mm，深度＜0.5mm，每平方米允许1个；同一组件允许5处正面划痕，10处背面划痕；不允许长度超过15mm或深度超过0.5mm的划痕；边框安装尺寸对角线不超过公差要求±2mm，边框安装未对齐不超过1mm。背板颜色均匀，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；深度≤0.5mm，最大跨度≤15mm的凸起/凹坑数量≤2个/m2；长度＜10mm的背板褶皱不超过5个，长度＜20mm的褶皱不超过2个，不允许长度＞20mm的褶皱，背板褶皱深度≤1mm；不允许长于20mm的明显刮痕；背板与玻璃边缘无明显缝隙，背板凹痕小于一个电池片的面积，且凹痕未延伸至玻璃边缘；背表面沾污直径≤5mm，宽度≤1mm及长度≤50mm，不超过2处/m2。Q/CPIXX—2014光伏发电站晶体硅光伏组件选型技术规范第8页共32页表3外观要求（续）项目要求硅胶表面均匀一致、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；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；不允许断胶。胶带粘合牢固,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≤2.0mm,不允许断胶。接线盒外观平整光滑、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，端子正负极性标识正确清楚；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；汇流带从背板引出美观无扭曲、长度适中，相邻两根汇流带不得相互接触；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。标识条形码清晰正确，不遮挡电池，可进行条码扫描；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/T17405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、IEC61730-2中MST26验证的最大过流保护值，产品应用等级等。包装包装箱无破损、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。6.1.2EL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/T2828.1-2012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。Q/CPIXX—2014光伏发电站晶体硅光伏组件选型技术规范第9页共32页表4EL测试结果判定准则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AM1.5、1000W/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200-1000W/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0.1A，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IEC61215中的相关要求。组件应具备良好的抗潮湿Q/CPIXX—2014光伏发电站晶体硅光伏组件选型技术规范第10页共32页能力，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求。湿漏电流试验需满足IEC61215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IEC61215和IEC61730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IEC60721-2-1定义）：加严湿热试验（按照IEC6121510.13，湿热试验时间增加至2000h），加严UV试验（按照IEC6121510.10，紫外试验温度增加至85℃/湿度增加至85%），PID测试（IEC62804）温度85℃、湿度85%、反向增加1000V电压,测试时间96h；——干热环境（根据IEC60721-2-1定义）：加严热循环试验（按照IEC6121510.11，热循环次数增加至400次），加严UV试验（按照IEC6121510.10，紫外试验温度增加至100℃）；——高海拔环境（海拔2000-3000m之间）：加严UV测试（波长在280nm到385nm范围的紫外辐射为120kWh·m-2，其中波长为280nm到320nm的紫外辐射累计量在3%-10%之间）；——极高海拔环境（海拔3000m以上）：加严UV测试（波长在280nm到385nm范围的紫外辐射为210kWh·m-2，其中波长为280nm到320nm的紫外辐射累计量在3%-10%之间）；——沿海区域：盐雾测试（IEC61701）；——农场附近区域：氨气测试（IEC62716）；——沙漠区域：沙尘测试（IEC60068-2-68）；——大风及强降雪区域：动态载荷测试（IEC62782）；——组件需长途运输或运输条件恶劣情况：运输震动模拟测试（IEC62759）。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Q/CPIXX—2014光伏发电站晶体硅光伏组件选型技术规范第11页共32页电池片、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≤3mm，宽度≤0.5mm，单片电池片崩边数量≤1；断栅长度≤1mm（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＜1.5mm，长度＜5mm的数量≤1，单片电池片缺角深度＜1mm，长度＜3mm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1.0mm×0.3mm的结点。背铝平整，不能存在铝珠、褶皱。*弯曲量＜2.5mm*印刷质量印刷偏移＜0.5mm；不允许边缘漏浆，正面漏浆面积＜1mm2，个数＜1个；背电极缺损面积≤2.0mm2，且个数≤5个；背面电场漏硅总面积≤1.0cm2，且个数≤5个；允许3处高度不超过0.2mm的铝包，不允许铝刺。*栅线主栅线宽度方向缺损≤0.5mm，主栅线长度方向缺损≤1.0mm，缺损处≤1个，不允许主栅线脱落；副栅线断栅长度≤1.0mm的数量≤3个；在照度不小于1000lx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/T6495.1和GB/T6495.3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。*Q/CPIXX—2014光伏发电站晶体硅光伏组件选型技术规范第12页共32页表5电池片技术指标（续）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/T29195-2012中5.1.3要求检测过电性能参数的电池，在辐照度为800W/m2-1100W/m2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0.5mm/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/T17473.7-2008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（0.1A）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≥11μs；多晶≥2.5μs硅基电阻率控制范围≤2.0Ω·cmTTV≤30μm氧含量单晶≤8×1017atoms/cm3；多晶≤8×1017atoms/cm3碳含量单晶≤5×1016atoms/cm3；多晶≤5×1017atoms/cm3注1：测试方法依据GB/T29195-2012和GB/T29055-2012，上表未列的其他项目需满足GB/T29195-2012和GB/T29055-2012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180μm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、Q/CPIXX—2014光伏发电站晶体硅光伏组件选型技术规范第13页共32页收缩率、透光率等。参考表7。表7封装胶膜技术指标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0.6mm，允许公差为±0.05mm；宽度符合协定宽度，允许公差为0/﹢6mm。*醋酸乙烯酯含量（适用时）26%~34%交联度80%≤交联度≤90%*密度0.95~0.96g/cm3且克重不低于390g/m2*剥离强度（与玻璃）＞70N/cm*拉伸强度≥18MPa断裂伸长率≥550%收缩率纵向(MD)＜3.0%，横向(TD)＜1.5%体积电阻率＞6.0x1014Ω·cm击穿电压强度＞28.0kV/mm透光率电池正面用EVA胶膜波长380nm~1100nm≥91%*波长290nm~380nm供需双方约定电池背面用EVA胶膜波长380nm~1100nm供需双方约定波长290nm~380nm≤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/T29848-2013，上表未列其他项目需满足GB/T29848-2013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Q/CPIXX—2014光伏发电站晶体硅光伏组件选型技术规范第14页共32页压、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30mm的划痕，宽度小于0.1mm每平米允许3条，宽度0.1mm-0.5mm每平米允许1条，不允许长度超过20mm的划痕，不允许有划透背板的划伤。*尺寸厚度不低于300μm，允许公差为±0.03mm；宽度符合协定宽度，允许公差为0/+3mm。*结构双面氟膜三层复合结构，氟膜使用PVF或PVDF，PVF氟膜厚度≥38μm,PVDF氟膜厚度≥30μm,拉伸强度≥100MPa断裂伸长率≥100%系统最大电压≥1000V体积电阻率≥1.0x1014Ω·m层间剥离强度（氟膜层/PET）≥4N/10mm热收缩率纵向≤1.5%，横向≤1.0%背板/硅胶剥离强度≥15N/10mm*背板/胶带剥离强度≥3N/10mm*背板/EVA剥离强度≥40N/10mm*开口裂纹延伸率≤10%水蒸汽透过率电解传感器法（38℃，90%R.H）≤1.5g/m2.day红外传感器法（38℃，100%R.H）≤2.5g/m2.day沸水处理外观不分层、无气泡、不变色、无皱折、表面和胶层不发黏。层间剥离强度≥4N/10mmPCT加速老化（48h）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≥3.5N/10mm背板/EVA剥离强度≥40N/10mmQ/CPIXX—2014光伏发电站晶体硅光伏组件选型技术规范第15页共32页表8绝缘背板技术指标（续）项目指标备注恒定湿热处理（1000h）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≥17kV断裂伸长率保持率≥80%黄变指数≤3.0UV处理（60kWh·m-2）外观无变色、无气泡、不分层、无裂纹、无皱折和显著发粘。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≥150L注1：测试方法依据GB/T31034-2014，上表未列其他项目需满足GB/T31034-2014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5mm的划伤或直径超过2.0mm的气泡。*Q/CPIXX—2014光伏发电站晶体硅光伏组件选型技术规范第16页共32页表9玻璃面板技术指标（续）项目指标备注尺寸厚度为3.2mm（60片）或4.0mm（72片），厚度允许公差±0.1mm，薄厚差小于等于0.1mm，对角线差小于等于2mm，场宽度允许偏差±1mm；弓形弯曲度不应超过0.2%；波形弯曲度任意300mm范围不应超过0.3mm，边长误差-2~-1.5mm。*透光率在380nm~1100nm光谱范围内，组件用低铁钢化玻璃透光率应大于91.6%，组件用低铁镀膜钢化玻璃透光率应大于93.5%。*含铁量≤0.015%（三氧化二铁）抗冲击强度用质量1040g表面光滑的钢球放在距离试样表面1000mm的高度，使其自由落下，玻璃应不破碎。耐温差玻璃在195℃的状态下保持20分钟后，用10℃的水浇在玻璃表面，玻璃应不破碎。钢化度试样在50mm×50mm区域内的碎片数大于40，不多于120片允许少量长度小于75mm端部不是刀状的长条碎片，延伸至玻璃边缘的长条形碎片与边缘形成的角不大于45度。耐静压玻璃用水平支架（玻璃接触部使用硬度A50宽15mm的橡胶）支撑，换算300kg/m2的20kg重量的砂袋加重，并放置1小时，玻璃应不破碎。注1：使用于风沙较大的地区的组件，不宜使用以SiO2为膜层主要成分的镀膜玻璃。注2：双玻组件使用玻璃若存在特殊要求，需另行考虑，参考附录E。8.5涂锡焊带涂锡焊带在组件中起连接电池片，收集电流的作用，直接影响着光伏组件的电流收集效率。与之相关的主要技术参数为：成品焊带电阻率、拉伸强度、规定塑性延伸强度、延伸率等。参考表10。Q/CPIXX—2014光伏发电站晶体硅光伏组件选型技术规范第17页共32页表10涂锡焊带技术指标项目指标备注外观色泽、粗细均匀，表面应呈光亮金属状，无脱锡、腐蚀黑点、露铜、裂纹、无脏污附着及氧化层灯光缺陷；针孔和锡渣数不超过3个/10cm且锡渣单个面积小于0.5mm2，边缘无连续毛刺，划伤长度不大于10mm。*尺寸符合协定厚度±0.015mm铜含量≥99.95%力学性能拉伸强度150~220MPa规定塑性延伸强度≤75MPa延伸率互连条≥15%，汇流带≥20%表面处理性能镀膜厚度涂锡焊带两面的镀层厚度应保持一致，单面镀层厚度允许公差±20.0μm。耐高温高湿试验表面防护层经相对温度为85℃±2℃，相对湿度为85%±5%，测试时间1000小时，距边10mm起色泽无明显黄变、发黑。耐中性雾试验取长度大于等于200mm的焊带，按GB/T10125的规定进行中性盐雾试验，试验周期为24小时；试验结束后，按GB/T6461的规定进行评级。电学性能铜基材电阻率ρcu≤1.7241×10-6Ω·cm成品焊带电阻R≤1.00RcuΩ可焊性250℃~400℃的温度正常焊接后主栅线留有均匀的焊锡层折断率0°~180°弯曲7次不断裂镰刀弯曲度互连条≤4mm/1000mm，汇流带≤3mm/1000mm8.6硅橡胶密封剂和密封胶带密封材料主要可分为硅橡胶密封剂和密封胶带，主要用于边框密封，接线盒粘结，接线盒灌封，汇流条密封。主要的技术参数参考表11、12。Q/CPIXX—2014光伏发电站晶体硅光伏组件选型技术规范第18页共32页表11硅橡胶密封剂技术指标项目硅橡胶密封剂各项指标备注边框密封剂接线盒粘结剂接线盒灌装剂汇流条密封剂外观产品应为细腻、均匀膏状物或粘稠液体，无气泡、结块、凝胶、结皮，无析出物。*挤出性/(g/min)25~25025~250//表干时间/min3-153-15/≤30固化速度/(mm/24h)≥2≥2/≤30固化后产品性能拉伸强度/MPa≥1.6≥1.6//*100%定伸强度/MPa≥0.6≥0.6//*剪切强度/MPa≥1.3≥1.0//与接线盒拉力/N/≥160//体积电阻率/(Ω·cm)/≥1.0×1014≥1.0×1014≥1.0×1014击穿电压强度/(kV/mm)≥15≥15≥15≥15定性粘结性能≥C80≥C80≥C50≥C50伸长率/%210///环境老化后性能拉伸强度/MPa≥1.0≥1.0//100%定伸强度/MPa≥0.2≥0.2//剪切强度/MPa≥0.7///接线盒拉力试验/N/≥160//体积电阻率/(Ω·cm)/≥1.0×1014≥1.0×1014≥1.0×1014击穿电压强度/(kV/mm)//1515定性粘结性能≥C80≥C80≥C50≥C50注1：环境老化项目包括湿热试验、热循环试验和湿冷试验。注2：测试方法依据GB/T29595-2013，上表未列其他项目需满足GB/T29595-2013的要求。注3：接线盒灌封剂导热指数不低于0.2W/(m·K)。Q/CPIXX—2014光伏发电站晶体硅光伏组件选型技术规范第19页共32页表12密封胶带技术指标项目密封胶带各项指标备注边框密封胶带接线盒密封用胶带外观无脏污、溢胶、破损、变形；缠绕整齐，胶面无褶皱、缺胶、异物等。*尺寸厚度符合协定厚度，允许公差为±0.03mm；宽度符合协定宽度，允许公差为±0.5mm；基材符合协定厚度，允许公差为±0.01mm。*拉伸强度/MPa≥1.0≥1.0动态剪切强度/MPa≥0.45≥0.45体积电阻率≥1.0×1014≥1.0×1014击穿电压强度/(kV/mm)≥15≥15180°剥离强度/N/mm≥0.9/*断裂伸长率/%≥200≥200常温持粘结力/h＞72h无位移＞72h无位移高温持粘结力/h＞48h无位移＞48h无位移水蒸气透过率g/m2.day≤9≤9环境老化后性能拉伸强度/MPa≥0.7≥0.7动态剪切强度/MPa≥0.32≥0.32体积电阻率/(Ω·cm)≥1.0×1014≥1.0×1014180°剥离强度/N/mm≥0.9/粘结强度保持80%保持80%8.7铝合金边框铝合金边框的主要技术参数为硬度、抗拉强度等。参考表13。Q/CPIXX—2014光伏发电站晶体硅光伏组件选型技术规范第20页共32页表13铝合金边框技术指标项目指标备注外观无线状伤、明显磕碰、裂纹、擦伤、碰伤（含角部）、机械纹、弧坑、麻点、起皮、腐蚀、气泡、水印、油印、脏污、边缘无毛刺、氧化层无缺失，长度＜5mm的划痕不超过2条；长度在5mm~10mm的划痕不超过1条；长度＞10mm以上的划痕不允许出现。*尺寸符合协定宽度/长度+1mm，72片电池组件边框厚度≥50mm；60片电池组件边框厚度≥40mm，米重≥0.5kg/m；单根边框偏差≤0.5mm，安装孔位误差≤±1.0mm。*氧化效果内外氧化、涂层均匀，不得有氧化、涂层不均或氧化时“起皮”的现象；同一批铝型材外观颜色要统一。氧化膜厚度AA15μm硬度测试厚度≥0.8mm时，韦氏硬度≥8HW或维氏硬度≥HV58。抗拉强度≥160N/mm2弯曲度≤0.2%扭曲度≤1°切口角度（适用时）45°±0.2°与角码匹配性（适用时）样品组装后，缝隙＜0.5mm注：铝合金边框适用于常规组件和有边框的双玻组件，不适用于无框双玻组件。8.8接线盒、连接器和电缆接线盒起保护电线和连接电线的作用，连接器和电缆将组件产生的电流输送至光伏系统，因此，也要充分考虑其安全性。与之相关的主要技术参数为：机械完整性、接触电阻、湿绝缘和耐压、旁路二极管热性能和承载电流等。参考表14。Q/CPIXX—2014光伏发电站晶体硅光伏组件选型技术规范第21页共32页表14接线盒、连接器和电缆技术要求项目指标备注外观接线盒具有不可擦除的标识：产品型号、制造材料、电压等级、输出端极性、警示标识；连接器不得有锈蚀或镀层脱落等；接线盒外观清洁平整、色彩均匀、无划伤、无明显注塑缺陷、无毛刺锐边。电缆与连接器连接牢固、无破损现象、正负极连接正确。*几何尺寸接线盒外观、外形尺寸、连接器相关尺寸、壁厚尺寸、和电缆长度等符合图纸要求。符合协定尺寸±1mm。*机械完整性可打开式接线盒，其盒盖连续开合三次，应无损坏，再次打开时仍需借助工具；目视入线口处压接无间隙，以不致损坏结构的力手持转动外引线，导线压紧部分无松动；卡簧的设计可夹紧汇流条，连续插拔三次后，仍能卡紧汇流条，其夹紧力≥20N；连接器应具有良好的自锁性，可在结构的任何方向承受89N拔插力的作用达1分钟。*机械强度242g钢球自1m高自由落体撞击后，接线盒无破损。连接器抗拉力≥150N接触电阻连接头接触电阻≤5mΩ承载电流≥额定电流的1.5倍（接线盒）电气间隙和爬电距离应符合IEC60664中基本绝缘的规定旁路二极管热性能按照CNCA/CTS0003：2010中5.3.18进行试验并满足5.3.18.3试验要求湿绝缘和耐压接线盒的绝缘电阻应大于400MΩ；接线盒的工频耐电压（频率为50/60Hz）要求在2000V加上4倍额定电压的交流电压下，漏电流应小于10mA。IP等级IP65及以上（接线盒），IP67及以上（连接器及灌胶接线盒）耐紫外老化在紫外线辐射总量达100kWh/m2后，接线盒无破坏变形（其中波长为280nm到320nm的紫外辐射累计量在3%-10%之间。）。连接器同型号连接器互接Q/CPIXX—2014光伏发电站晶体硅光伏组件选型技术规范第22页共32页9组件质量保证能力要求9.1基本要求组件生产企业应依据GB/T19001—2008或其他等效标准，建立并实施质量管理体系，并通过经CNAS认可的认证机构的认证。9.2产品实现过程的保证能力及控制要求组件生产过程及所用材料的性能水平应达到本标准的要求。组件批量生产所用材料应与产品认证测试样品所用材料及性能保持一致；同一批次的组件应使用相同材料。同一批次组件所用的电池片、背板、EVA等材料的关键性能指标实测值的波动不高于20%。应配备AAA级太阳模拟器，且提供CNAS认可的校准机构出具的AAA级太阳模拟器校准报告。应配备经CNAS认可的第三方检测/校准机构标定的在有效期（半年）内的标准组件。组件目标功率命中率宜大于95%，焊接、层压、EL等过程累计一次检验不良品率不高于5%，在所有产线上生产工序之后应进行100%在线EL检测。Q/CPIXX—2014光伏发电站晶体硅光伏组件选型技术规范第23页共32页附录A（规范性附录）组件功率平均衰减率参考值表A.1组件功率平均衰减率参考表1年2年3年4年5年单晶硅组件2.00%2.89%3.78%4.67%5.56%多晶硅组件2.00%2.89%3.78%4.67%5.56%6年7年8年9年10年单晶硅组件6.44%7.33%8.22%9.11%10.00%多晶硅组件6.44%7.33%8.22%9.11%10.00%11年12年13年14年15年单晶硅组件10.67%11.33%12.00%12.67%13.33%多晶硅组件10.67%11.33%12.00%12.67%13.33%16年17年18年19年20年单晶硅组件14.00%14.67%15.33%16.00%16.67%多晶硅组件14.00%14.67%15.33%16.00%16.