2023光伏光热一体组件技术规范

光伏光热一体组件技术规范11目次前言 2范围 3规性用件 3术和义 3结、类编码 4技要求 6试方法 8检规则 12标、装运和储存 13PAGEPAGE10光伏光热一体组件技术规范范围（本文件适用于利用太阳能实现光伏发电和光热转换的热电联产的非聚光型双用途组件。（GB/T2297GB/T4271GB/T6424-2021GB/T12936太阳能热利用术语GB/T18912GB/T19394(PV)IEC60904-1:2020光伏器件第1部分：光伏电流-电压特性的测量（Photovoltaicdevices-Part1:Measurementofphotovoltaiccurrent-voltagecharacteristics）IEC61215-2:2021地面用晶体硅光伏组件设计鉴定和定型第2部分：测试程序（Terrestrialphotovoltaic(PV)modules-DesignqualificationandtypeapprovalPart2:Testprocedures）GB/T2297、GB/T4271和GB/T12936界定的及以下术语和定义适用于本文件。3.1光伏光热一体组件photovoltaic-thermalintegratedmodule可以同时实现光伏发电和光热转换双重功能的构件。3.2热稳态下的光伏效率photovoltaicefficiencyunderthermalsteadystate给定太阳辐照、环境温度和换热工质条件下，组件达到热稳态时的光电效率。3.3电输出状态下的光热峰值效率thermalpeakefficiencyundercurrentoutputstate组件并网电输出状态下，组件采光面上太阳总辐照度为1000W/m2，换热工质平均温度与环境空气温度的温差为0℃时，组件的光热转换效率值。结构。标引序号说明：1——金属边框；5——太阳能电池；2——玻璃盖板；6——电池背板；3——透明TPT；7——换热部件；4——封装胶膜；8——保温隔热层。图1盖板-电池-换热部件-隔热层整体层压式组件结构和组成部件标引序号说明：1——金属边框；5——封装胶膜；2——玻璃盖板；6——太阳能电池；3——气体夹层；7——换热部件；4——透明TPT；8——保温隔热层。图2电池-换热部件-隔热层层压式组件结构和组成部件。表1组件结构尺寸的推荐规格序列单位为毫米组件长度组件宽度组件厚度1650992≥301740740≥301956992≥5519621303≥351980960≥4020001000≥8020941038≥3521001100≥8022001000≥8022561133≥35分类编码组件的编码结构见图2。第1部分—第2部分—第3部分—第4部分—第5部分层压结合方式/换热结构类型/总质量长/宽/厚标称电功率/电输出状态下的光热峰值效率一体组件图2编码结构图各部分之间用“—”隔开，每个码位上所使用的代码字符见表2。表2代码字符第1部分第2部分第3部分第4部分第5部分PVT：光伏光热一体组件用阿拉伯数字表示标称电功率和电输出状态下的光热峰值效率，标称电功率以W为单位，取整数；电输出状态下的光热峰值效率，无量纲，用小数表示，小数点后保留两位数字用阿拉伯数字mmG：管板式；B：扁盒式；R：热管式；S：蛇管式；WC：吹胀式。用阿拉伯数字表示总质kg层压结合方式为：Z：盖板-电池-换热部件-隔热层整体层压式B：电池-换热部件-隔热层层压式示例-Z/21650mm、992mm电池-换热部件-隔热层整体层2外观按6.3给出的方法试验，组件实测轮廓采光面积应不小于轮廓采光面积标称值的1%。按6.4给出的方法试验，组件玻璃盖板的太阳透射比应不小于0.85(AM1.5)，玻璃盖板和封装胶膜组合体的太阳透射比应不小于0.80(AM1.5)。按6.5给出的方法试验，试验后组件应无明显的损伤。按6.6给出的方法试验，组件最大输出电功率衰减应不大于5%。按6.7给出的方法试验，组件应无明显的损伤、腐蚀，最大输出电功率衰减应不大于5%。按6.8给出的方法试验，分别给出组件在循环介质达到10℃、25℃、40℃60℃25℃表3光电转换效率组件类型光电转换效率%多晶硅电池组件17单晶硅电池组件19硅基薄膜组件12铜铟镓硒（CIGS）组件15碲化镉（CdTe）组件14其他薄膜组件14注：双面组件按正面效率判定。按6.9给出的方法试验，组件的玻璃盖板应无炸裂或裂纹等损坏，玻璃和金属密封处应无变形、炸裂和漏水。耐低温6.10按6.11给出的方法试验，组件应符合下列规定：压力降按6.12给出的方法试验，应给出组件的压力降特性曲线。按6.30.32W2电容按6.14给出的方法试验，给出组件的电容。按6.15给出的方法试验，组件测试绝缘电阻乘以组件面积应不小于40MΩ·m2。6.16500V40MΩ·m2。按6.175%组件进行全部性能试验或两项以上性能试验时，试验顺序应按表4进行。在各方均同意或实验室认为有必要而不按表4给出的试验顺序时，试验顺序的改变应在试验结果中给出。表4试验顺序测试顺序试验项目1外观2面积偏差3光学性能4电容5机械强度6紫外老化7外热冲击8耐压9闷晒、空晒、内热冲击10耐低温11高低温交变12绝缘性能13湿漏电流14淋雨15热稳态下的光伏效率16电输出状态下的光热性能17压力降落18盐雾腐蚀19外观外观1000lx将组件水平固定在支架上，用最小分度值1mm的卷尺分别在组件两端及中部测量并记录组件的长和宽，以长和宽的平均值计算组件的轮廓采光面积，结合轮廓采光面积标称值计算尺寸偏差。4cm300nm～2500nm垂直入射，按GB/T25968-2010GB/T25968-2010组件水平固定在试验架上，两端由两个带有厚5mm聚氨酯衬垫进行支撑，用直径30mm的钢球对准组件中部与两端，钢球底部至玻璃盖板撞击处1400mm，自由落下，垂直撞击在组件盖板上。组件紫外试验方法按GB/T19394的规定进行。组件盐雾腐蚀试验方法按GB/T18912的规定进行。试验在室内模拟太阳环境中进行，环境温度25℃±5℃，组件表面的太阳辐照度1000W/m2±50W/m2、风速小于3m/s。达到6.8.140℃±1℃60℃±1℃1IEC60904-1:2020Pmax热稳态下的光伏效率按式（1）计算：(1)GA式中：η——热稳态下的光伏效率，%；Pmax——组件最大输出电功率的数值，单位为瓦特（W）；G——采光面上平均总辐照度的数值，单位为瓦特每平方米（W/m2）；A——组件总面积的数值，单位为平方米（m2）。基于循环介质温度的光电效率系数按式（2）计算：式中：

………(2)Pmax,tm——热稳态下基于介质进出口平均温度的最大输出电功率的数值，单位为瓦特（W）；tm——组件介质进口和出口平均温度的数值，单位为摄氏度（℃）；K——基于循环介质温度的光电效率系数的数值，单位为瓦特每摄氏度（W/℃）；ti——组件介质进口平均温度的数值，单位为摄氏度（℃）；te——组件介质出口平均温度的数值，单位为摄氏度（℃）；C——一次拟合常数。800W/m22h1℃10kg2h)5耐低温30°20℃～25℃20℃±21h10℃1h重复步骤b)和c)，一共进行330°10min5min20℃～25℃20℃±2℃1h10℃1hb)和c3耐压、闷晒、空晒、内热冲击和淋雨试验方法按GB/T6424-2021中7.3、7.6、7.7、7.10和7.11的规定进行。压力降压力降的试验方法按GB/T4271的规定进行。90%MPPT功能的逆变器，并入电网，按GB/T4271电容在环境温度20℃±5℃、相对湿度<60%，且周围无影响正常工作的机械振动及电磁干扰的环境中，使用精度为1.5%、测量范围为0.01μF～2000μF的电容电桥测试仪，按下列步骤测得组件的电容：μF1min；μFb)10%10%湿漏电流的试验方法按IEC61215-2:2021的规定进行。75%1500VA。BA,B。500V/s1000V组件50V500V），1min。500V/s500V2min500V组件的高低温交变试验按下列步骤进行。30°2组件在-20℃±2℃、相对湿度<75%下保持1h，然后在2min内将组件移出低温环境至10℃～35℃75%2)80℃30min。重复步骤d)和e32h2h11检验项目见表5。表5 检项目序号项目技术要求试验方法出厂逐片检验出厂抽样检验型式检验1外观5.16.2√—√2面积偏差5.26.3—√3光学性能5.36.4——4机械强度5.46.5—√5紫外老化5.56.6——6盐雾腐蚀5.66.7——7热稳态下的光伏效率5.76.8——8外热冲击5.86.9——9耐低温5.96.10——10耐压5.106.11√—11闷晒、空晒、内热冲击和淋雨5.106.11——12压力降5.116.12——13电输出状态下的光热性能5.126.13——14电容5.136.14—√15湿漏电流5.14