傲世皇朝代理注册？Q/CTG 中国长江三峡集团有限公司企业标准 Q/CTG 45—2021 代替Q/CTG 45—2018 地面用晶体硅光伏组件选型技术规范 Technicalspecificationfortype selectionof terrestrialcrystalline silicon photovoltaic modules 2021-12-27发布 2022-01-01实施 中国长江三峡集团有限公司 发布 Q/CTG 45—2021 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 组件的总体要求4 4.1 外观要求4 4.2 组件EL检测要求5 4.3 性能要求5 4.4 测试认证要求5 4.5 寿命衰减及故障要求6 5 关键原材料和零部件要求7 5.1 电池片7 5.2 玻璃面板9 5.3 乙烯和醋酸乙烯酯聚合物(EVA)10 5.4 共聚烯烃(POE)11 5.5 背板12 5.6 接线 密封材料 （硅橡胶密封剂）16 5.9 涂锡带18 5.10 其他要求20 6 制造工厂要求20 I Q/CTG 45—2021 前 言 本文件按照GB/T1.1—2020 《标准化工作导则 第1部分：标准化文件的结构和起草规则》的规定 起草。 本文件代替Q/CTG 45—2018 《地面用晶体硅光伏组件选型技术规范》，主要技术变化如下： 1） 修改了 2 规范性引用文件，进行了更新及补充。 2） 修改了4.1.5，修改了组件断栅的外观要求。 3） 修改了4.1.6，增加了双面组件电池片背面色差要求。 4） 修改了4.1.8，修改了焊带偏移要求。 5） 修改了4.2.1、4.2.2、4.2.3，修改了隐裂控制要求。 6） 修改了4.2.4，明暗片要求采用灰度值控制。 7） 修改了4.2.6，对于不同数量主栅线的电池片分别进行虚焊和短路要求。 8） 修改了4.3.2，修改了N型组件双面率的要求。 9） 修改了4.4.1、4.4.3，修改了测试认证要求。 10） 修改了4.5.4，修改P型单晶硅电池组件衰减率要求。 11） 增加了4.5.5，增加N型单晶硅电池组件衰减率要求。 12） 修改了表1，修改了电极附着强度及电极与焊点的抗拉强度及并联电阻要求。 13） 修改了表3，针对双玻组件，增加2.0mm厚度玻璃要求，修改了玻璃透光率、耐温差、耐静压 要求。 14） 修改了表4，修改了EVA交联度、剥离强度、体积电阻率、老化黄变指数要求。 15） 增加了5.4，增加共聚烯烃(POE)。 16） 修改了表6，修改了背板热收缩率、拉伸强度、断裂伸长率、耐落沙性能、体积电阻率等技 术参数及水蒸汽透过率红外传感器法测试条件。 17） 修改了5.6，修改了接线盒、连接器和电缆应满足的标准。 18） 修改了表9，修改了连接头接触电阻及接线盒、连接器IP等级要求。 19） 修改了表10，修改了组件边框氧化膜厚度要求。 20） 修改了表13，修改了涂锡带尺寸精度及电学性能要求。 21） 修改了5.10.4，修改了背板选型要求。 22） 修改了5.10.5，修改了组件防火测试应满足的标准。 23） 修改了5.10.6，修改了组件机械载荷测试要求。 24） 修改了部分不符合国际单位制的单位符号。 本文件由中国长江三峡集团有限公司工程建设管理部、中国三峡新能源 （集团）股份有限公司提 出。 本文件由中国长江三峡集团有限公司科技创新部归口。 本文件起草单位：中国三峡新能源 （集团）股份有限公司、中国长江三峡集团有限公司采购与物 资管理中心、长江三峡设备物资有限公司。 本文件主要起草人：赵方亮、杨本均、李晓刚、刘淑军、王声函、周宜佳、刘璇璇、柳典、高帅、 董玉新、於蓓蓓、赵习静、唐明、陶轶群。 本文件主要审查人：李宁达、孟庆法、王彩娜、杨剑雄、张昕、杜小洞、高本利、李沭、马跃、 封象水、张学礼。 本文件及其所代替文件的历次版本发布情况为： II Q/CTG 45—2021 ——Q/CTG 45—2015； ——Q/CTG 45—2018； ——本次为第二次修订。 本文件在执行过程中的意见或建议反馈至中国长江三峡集团有限公司科技创新部。 III Q/CTG 45—2021 地面用晶体硅光伏组件选型技术规范 1 范围 本文件规定了地面用晶体硅光伏组件的外观、性能、测试认证、可靠性和寿命、原材料零部件性 能要求及制造工厂要求。 本文件适用于地面用晶体硅光伏组件选型工作，叠瓦组件可参照执行。 2 规范性引用文件 下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文 件，仅该日期对应的版本适用于本文件；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/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计划 GB/T 6461—2002 金属基体上金属和其他无机覆盖层 经腐蚀试验后的试样和试件的评级 GB/T 6495.1—1996 光伏器件 第1部分：光伏电流-电压特性的测量 GB/T 6495.3—1996 光伏器件 第3部分：地面用光伏器件的测量原理及标准光谱辐照度数据 GB/T 8012—2013 铸造锡铅焊料 GB/T 16422.3—2014 塑料 实验室光源暴露试验方法 第3部分：荧光紫外灯 GB/T 17045—2020 电击防护 装置和设备的通用部分 GB/T 17473.7—2008 微电子技术用贵金属浆料测试方法 可焊性、耐焊性测定 GB/T 18950—2003 橡胶和塑料软管 静态下耐紫外线 涂料耐磨性测定 落砂法 GB/T 29195—2012 地面用晶体硅太阳电池总规范 GB/T 29848—2018 光伏组件封装用乙烯-醋酸乙烯酯共聚物 （EVA）胶膜 GB/T 37410—2019 地面用太阳能光伏组件接线盒技术条件 GB/T 33765—2017 地面光伏系统用直流连接器 JC/T 2170—2013 太阳能光伏组件用减反射膜玻璃 NB/T 42073—2016 光伏发电系统用电缆 IEC 60068-2-68:1994 环境试验 第2部分：试验 试验L：防尘和防砂 （Environmentaltesting - Part 2-68:Tests-Test L:Dust and sand） IEC 60904-9:2020 光电器件 第9部分：太阳模拟器的性能要求 （Photovoltaicdevices-Part 9: Classification ofsolar simulator characteristics） IEC61215-1 地面用光伏组件设计鉴定和定型 第1部分：试验要求 （Terrestrialphotovoltaic (PV) modules-Design qualification andtypeapproval -Part 1:Testrequirements） IEC61215-1-1 地面用光伏组件设计鉴定和定型 第1-1部分：晶体硅组件特殊要求（Terrestrial photovoltaic (PV)modules-Design qualification andtype approval -Part 1-1:Specialrequirementsfor testing ofcrystalline siliconphotovoltaic (PV)modules） 1 Q/CTG 45—2021 IEC61215-2 地面用光伏组件设计鉴定和定型 第2部分：试验步骤 （Terrestrialphotovoltaic (PV) modules-Design qualification andtypeapproval -Part 2:Testprocedures） IEC61701:2020 光伏组件盐雾腐蚀试验 （补充英文题目） （Photovoltaic (PV)modules- Salt mist corrosiontesting） IEC 61730-1:2016 光伏组件安全鉴定 第1部分：结构要求 （Photovoltaic (PV)module safety qualification -Part 1:Requirementsfor construction） IEC 61730-2:2016 光伏组件安全鉴定 第2部分：测试要求 （Photovoltaic (PV)module safety qualification -Part 2:Requirementsfortesting） IEC 62716:2013 光伏组件氨气试验 （Photovoltaic (PV)modules-Ammoniacorrosion testing） IEC 62759-1:2015 光伏组件运输试验 第1部分：组件包装运输 （Photovoltaic (PV)modules- Transportationtesting -Part 1:Transportation andshipping ofmodulepackageunits） IEC TS 62782:2016 光伏组件动态机械载荷试验 （Photovoltaic (PV)modules-Cyclic (dynamic) mechanicalloadtesting） IEC TS 62804-1:2015 光伏组件 电势诱导衰减测试方法 晶体硅 （Photovoltaic (PV)modules- Testmethodsforthedetection ofpotential-induceddegradation -Part 1:Crystalline silicon） IEC TS 62915 晶体硅光伏组件设计鉴定和定型 重测导则 （Photovoltaic (PV)modules-Type approval,design and safety qualification -Retesting） 3 术语和定义 下列术语和定义适用于本文件。 3.1 AM 1.5 air mass 1.5 标定和测试地面用 （AM 1.5）太阳电池所规定的太阳的辐照度和光谱分布。 3.2 太阳电池 solar cell 太阳辐射能直接转换成电能的一种器件。 3.3 太阳电池组件 solar cell module 具有封装及内部联结的、能单独提供直流电输出的，最小不可分割的太阳电池组合装置。 3.4 标准组件 standard module 用规定标的标定方法标定过的光伏组件。 3.5 玻璃面板 glass panel 加在单体太阳电池上表面的玻璃覆盖物，具有保护电池的作用。 3.6 互连条 interconneotor 焊在电极之间主要起电连接作用的金属连接件。 3.7 密封材料 sealant material 一种用来封装电池和电池组合器件的绝缘材料。 2 Q/CTG 45—2021 3.8 转换效率 conversion efficiency 指受光照太阳电池的最大功率与入射到该太阳电池上的全部辐射功率的百分比。 3.9 太阳模拟器 solarsimulator 模拟太阳光谱和辐照度的一种光源设备，通常用作测试太阳电池的电性能的光源。 3.10 接线盒 junction box 安装在光伏组件上起传输电流作用，正常使用时有适当的保护以防止外界环境的影响及由于触碰 到接线盒内部带电体而可能引起的伤害。 3.11 连接器 connector 与相应的插合元件进行连接和分离的元件。 3.12 系统最大电压 maximumsystemvoltage 一个系统内，系列连接在一起的最大数目电池板的最大开路电压总和。 3.13 光伏组件光电转换效率 conversion efficiency of photocoltaic modules 标准测试条件下 （AM1.5、组件温度25°C，辐照度 1000W/m ）光伏组件最大输出功率与照射在该2 组件上的太阳光功率的比值。 3.14 电势诱导衰减(PID) potential induced degradation 电势诱导衰减，简称PID，是指长期在系统偏压下运行的光伏组件，由于光伏组件带电部分和接 地边框或接地外部之间存在潜在高压而导致光伏组件性能出现退化的现象。 3.15 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。 3.16 双面系数 bifaciality coefficients 在STC测试条件下，双面发电光伏组件背面电性能参数与组件正面电性能参数的比值，双面系数 包括短路电流系数、开路电压系数及最大输出功率系数。 3.17 紫外测试 UV test 在光伏组件上进行紫外辐照的处理，以确定相关材料及粘连连接的紫外衰减的测试。 3.18 干热气候 hot-dry climate 又称干燥气候或热带沙漠气候，是指水面年蒸发量超过降水量(V＞N)的气候。干热气候的特点是 晴天多，阳光强，干燥，夏季热，昼夜温差大，风沙多等。 注：中国的西北、华北的部分地区(新疆，内蒙，甘肃等地)属于典型的干热气候。 3.19 湿热气候 warm-wet climate 3 Q/CTG 45—2021 以气温高、湿度高、雨量大、日温差小，无风或少风为特点的气候。湿热气候最热月月平均温度 很高，年平均相对湿度在60%以上。年平均降水量超过 1000mm，风速较低。由于天空经常多云太阳直 射辐射量减少而散射量增加。 注：中国的四川、浙江、福建等中东部和南部沿海地区是湿热气候的典型地区。 3.20 高寒气候 plateau climate 又称高原气候，是指高原条件下形成的气候。其特点是：海拔高，气温低，冬寒夏凉，无霜期短； 空气稀薄，透明度好，太阳辐射强，日照长，晴天多；昼夜温度差大；降水量较少，但气温低，蒸发 量弱。 注：中国的青藏高原、甘肃、青海等地是高寒气候的典型地区。 4 组件的总体要求 4.1 外观要求 4.1.1 光伏组件的边框应整洁、平整、无破损，边框连接点应连接牢固，无毛刺、无腐蚀斑点，应具 备完整的接线孔和安装孔，未涉及到的参照组件供应商内控标准。 4.1.2 背板不应有明显划痕、碰伤、鼓包，电池片外露、褶皱、凹坑等缺陷；组件背面四周及拐角处 可见硅胶溢出。 4.1.3 光伏组件的正面应整洁、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。 4.1.4 组件内部不应有明显影响组件性能的异物；电池片表面上的异物面积≤2mm ，长度≤5mm，同2 一组件异物数量≤3个；不在电池片上的异物面积≤3mm ，长度≤5mm，同一组件异物数量≤3个；异2 物不应影响组件的电气性能和绝缘性能。 4.1.5 电池片表面应无斑点、可视裂纹、缺口、虚印、漏浆、水印、手印、油污等缺陷；崩边、崩角 不准许有V型缺口，且崩边、缺口不得到达栅线mm，单片电池片崩边数 量≤1，同一组件崩边电池片数量≤2，同一半片组件崩边电池片数量≤4；划痕长度≤10mm，单片电池 片污痕和划伤数量≤1，同一组件污痕和划伤电池片数量≤2，同一半片组件污痕和划伤电池片数量≤4； 断栅长度≤2mm （不准许连续性断栅），单片电池片断栅数量≤4，同一半片电池片断栅数量≤2，同一 组件断栅电池片数量≤2，同一半片组件断栅电池片数量≤4。 4.1.6 在 1000lx等效照度下，裸眼视力不低于1.2，距离组件 1.5米观测，同一电池片内及同一组 件中的不同电池片间不得出现明显色差。其中，多晶硅电池片只准许存在两种颜色 （不包括过渡色）； 同一组件内的单晶硅电池片只准许出现一种颜色。对于双面组件，电池片背面色差参照供应商内控最 高标准。 4.1.7 带电体至玻璃边缘的距离应符合IEC 61730-1:2016的要求。 4.1.8 光伏组件的电池与互连条排列整齐，无断裂、无褶皱。焊带偏移，每根焊带允许空焊点≤2(不 允许头尾出现空焊点)，正面焊带偏离主栅线mm,背面焊带偏离主栅线mm，每片电池出现空焊 点的焊带数量≤1，出现焊带偏移的电池片块数不超过组件电池片总数的5%。 4.1.9 光伏组件不应存在任何位置的脱层，不允许连续气泡，气泡不应使组件边缘与带电体边缘之间 形成连通。对采用POE封装的双玻组件，电池片上面的气泡，直径≤2mm，数量≤1个，同一组件数量 ≤4片；不在电池片上的气泡，直径≤2mm，数量≤5；对采用其他封装材料的组件，电池片上面不应 有气泡；不在电池片上的气泡，面积≤1mm ，数量≤3。2 4.1.10 双玻组件前后玻璃错位不超过3mm。 4 Q/CTG 45—2021 4.1.11 组件使用白色EVA 时的溢白面积不超过组件面积的1%；电池片单边表面溢白深度不超过电池 片边长的1%且不允许遮挡栅线 双面组件背面外观要求应满足4.1.3～4.1.9 的要求。 4.1.13 组件的接线盒与组件的连接应牢固，无明显的松动。接线盒盖与盒体应连接应保证接线盒处 于密封。接线盒硅胶均匀溢出且与背板无缝隙，不准许断胶。连接器应有明显的极性标识。 4.1.14 硅胶表面应均匀一致、平整光滑、无裂缝、无气泡和间隙。 4.1.15 组件的铭牌标识应满足相应的IEC标准要求，包括但不限于以下内容： a） 制造商的名称、代号或品牌标志； b） 组件的类型或型号； c） 组件的生产序列号； d） 组件适用的系统最大电压； e） 按GB/T 17045—2020规定的安全等级，若适用； f） 标准测试条件下 （STC）的开路电压、短路电流、最大过流保护值、标称功率及公差； g） 产品应用等级等。 4.2 组件EL检测要求 4.2.1 单个电池片线条，隐裂长度不超过电池片 （短边）边长50%。 4.2.2 单个电池片不应有贯穿隐裂、网状隐裂、叉状隐裂，单个电池片显在和潜在的失效面积应小于 5%。 4.2.3 单个组件存在隐裂的电池片数量，120版型≤4片，144版型≤6片，其他版型按照144版型同 比例控制。 4.2.4 组件明暗片根据灰度值控制，灰度值相差15%以下的明暗片不计；灰度值相差15%～30%的明暗 片≤电池数量的10%；灰度值相差30%～50%的明暗片≤电池数量的5%；不允许灰度值相差50%以上的 明暗片。 4.2.5 单个电池片不准许连续性断栅；单个电池片断栅数量≤4处，同一组件断栅电池片数量≤2， 同一半片组件断栅电池片数量≤4。 4.2.6 单个电池片不应有短路。6BB及以下栅线BB及以上栅线 所允许出现的空焊点导致的阴影，平行于主栅线方向上阴影宽度≤整片电池宽度 1/6，垂直于主栅线 方向上阴影宽度≤整片电池宽度1/6。 4.2.7 单电池片的黑斑等其他现象应符合企业内控最高标准。 4.3 性能要求 4.3.1 初始安装的多晶硅组件和单晶硅组件在标准条件下的全光照面积下光电转换效率（含组件边框 面积）应不低于 《光伏制造行业规范条件》(最新发布版本，下同)技术指标准入条件。 4.3.2 对于双面组件，P型双面电池组件双面率不低于65%，N型双面电池组件双面率不低于75%。 4.3.3 光伏组件生产现场验收前，应按一定比例抽样送指定第三方实验室进行电性能测试，实测功率 不得低于标称功率。 4.3.4 组件选用的电池片、背板、EVA、POE、玻璃面板、焊接材料、接线盒和连接器等原材料和零部 件的性能应满足第5章的要求，并提供测试报告 （组件供应商提供）。 4.4 测试认证要求 4.4.1 晶体硅光伏组件应按照IEC 61215、IEC 61730、IEC TS 62804-1和IEC TS 62915要求，通过 5 Q/CTG 45—2021 国家批准的认证机构的认证，如果光伏组件原材料和零部件与获得认证产品不一致，应重新认证。 4.4.2 晶体硅光伏组件应不低于IEC TS 62804-1:2015的要求，通过CNAS(中国合格评定国家认可委 员会)认可的第三方机构的PID测试或认证，如果光伏组件原材料和零部件与获得认证产品不一致，应 重新测试或认证。 4.4.3 根据地面用晶体硅组件所应用的具体地区的环境特点，应参照相关行业标准，通过CNAS认可 的第三方机构采取不限于以下一项或几项的测试或认证 （测试参数和流程可根据具体环境特点进行调 整）： a） 湿热区域：加严湿热试验 （按照IEC 61215-2，湿热试验时间增加至2000h）；加严热循环试 验 （按照IEC61215-2，循环次数增加至400次）；加严UV试验 （按照IEC61215-2，紫外试 验温度增加至85℃，相对湿度增加至85%）；加严PID测试 （按照IEC TS 62804-1，加严到 温度85℃，相对湿度85%，正负偏压测试192h）； -2 b） 高海拔区域：加严UV测试 （波长在280nm到400nm范围的紫外辐射为120kWh ·m ，其中波 长为280nm到320nm 的紫外辐射累计量在3%至10%）； c） 干热区域：加严热循环试验 （按照IEC 61215-2，循环次数增加至600次）； d） 沿海区域：盐雾测试 （参照IEC61701：2011等级I执行）；PID测试 （按照IECTS62804-1， 加严到温度85℃，相对湿度85%，正负偏压测试192h）； e） 农场附近区域：氨气测试 （参照IEC 62716：2013 执行）；PID测试 （按照IEC TS 62804-1， 加严到温度85℃，相对湿度85%，正负偏压测试192h）； f） 高寒区域：加严湿冻试验 （按照IEC 61215-2，循环次数增加至40次）； g） 沙漠区域：沙尘测试(参照IEC 60068-2-68:1994执行)； h） 大风及强降雪区域：动态载荷测试 (按照IEC 62782:2016执行)； i） 组件需长途运输或运输条件恶劣情况：运输震动模拟测试 （参照IEC 62759-1:2015执行）。 4.5 寿命衰减及故障要求 4.5.1 组件使用寿命应不低于25年，质保期应不少于10年。 4.5.2 应随机对组件进行抽样测试，以验证组件寿命及可靠性是否达标。 4.5.3 多晶硅电池组件衰减率应满足以下要求： a） 首年内不高于2%； b） 2年内不高于3.2%； c） 5年内不高于5%； d） 10年内不高于8.8%； e） 25年内不高于20%。 4.5.4 P型单晶硅电池组件衰减率应满足以下要求： a） 首年内不高于2.0%； b） 2年内不高于2.6%； c） 5年内不高于4.4%； d） 10年内不高于7.4%； e） 25年内不高于16.4%。 4.5.5 N型单晶硅电池组件衰减率应满足以下要求： a） 首年内不高于1.0%； b） 2年内不高于1.5%； c） 5年内不高于3.0%； 6 Q/CTG 45—2021 d） 10年内不高于5.5%； e） 25年内不高于13.0%。 4.5.6 未涉及年份的组件衰减率应按照相邻年份规定的衰减率线 质保期内光伏组件的年故障率不得高于0.1%。 4.5.8 2年内，光伏组件因本身质量问题出现明显外观可见缺陷的比例不得高于0.1%。缺陷包括：裂 片，碎片，接线盒烧毁，电池表面爬痕，EVA发黄，背板和边框变形，焊带及边框锈蚀，以及其他IEC 61215和IEC 61730中提到的外观缺陷。 5 关键原材料和零部件要求 5.1 电池片 电池片具体技术要求应符合表1、表2规定。 表1 电池片技术要求 项目 指标 厂家检测能力 电池片转换效率 转换效率不低于 《光伏制造行业规范条件》的技术指标准入要求 必备 1）电池片表面应无斑点、可视裂纹、缺口、虚印、漏浆、水印、手印、油污等 缺陷； 2）崩边、崩角不准许有V型缺口，且崩边、缺口不得到达栅线mm，单片电池片崩边数量≤1，同一组件崩边电池 片数量≤2，同一半片组件崩边电池片数量≤4； 电池片外观要求 必备 4）划痕长度≤10mm，单片电池片污痕和划伤数量≤1，同一组件污痕和划伤电池 片数量≤2，同一半片组件污痕和划伤电池片数量≤4； 5）断栅长度≤2mm （不准许连续性断栅），单片电池片断栅数量≤4，同一半片电 池片断栅数量≤2，同一组件断栅电池片数量≤2，同一半片组件断栅电池片数量≤ 4 电池片背面 背面铝膜的允许凸起高度应在产品详细规范中规定。铝膜应图形完整。铝膜的形 必备 铝膜外观 状、图形位移应符合产品详细规范的规定 电极图形完整性 必备 电极图形完整性、电极图形尺寸及形状应符合产品详细规范的规定 图形尺寸及形状 必备 电极颜色 在照度不小于800lx的白色光源下，目测电极无变色 必备 使用表面平整度优于0.01mm平台，电池背面朝下水平放置，用分辨力优于0.01mm 弯曲变形 的量具进行检测。不同尺寸规格的电池允许的最大弯曲度应符合产品详细规范的规 必备 定 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 电池隐性裂纹 率不低于130万像素的红外相机采集图像，电池体内不应有影响电池性能的隐性裂 必备 纹 7 Q/CTG 45—2021 项目 指标 厂家检测能力 电池的电性能参数检测按GB/T 6495.1—1996和GB/T 6495.3—1996进行测试， 电性能参数 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、 必备 转换效率、低辐照度性能）应符合产品详细规范的规定 电性能参数 电池电性能参数的温度系数 （包括但不仅限于：短路电流温度系数α、开路电压 的温度系数 温度系数β和最大功率温度系数γ）应符合产品详细规范的规定 按照GB/T 29195—2012中5.3.1要求检测过电性能参数的电池，在辐照度为 电池最大功率 2 2 800W/m～1100W/m 的室外自然光或模拟光源下照射2h （该过程中应保证电池温度 必备 初始光衰减比率 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 减反射膜的 采用减反射膜设计结构的电池，减反射膜与基体材料的附着强度按GB/T 附着强度 29195—2012中5.1.3规定的方法检测，减反射膜不应出现任何脱落现象 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 电极附着强度及 镀锡铜带与电池焊接后，在与焊接面成180°角方向对镀锡铜带逐渐施加拉力， 电极与焊点的 焊带平均峰值拉力达到0.8N 抗拉强度 如GB/T29195—2012中图2所示放置样品，在满足EVA充分交联的条件下层压， 背面铝膜的 取出后立即撕下聚四氟乙烯耐高温漆布，待冷却到室温后，用刀割断EVA和铝膜， 附着强度 撕去EVA条，观察有无铝膜脱落现象 1）将经初始光衰减稳定后的电池样品间隔地放置在环境试验箱 （相对湿度小于 60%）中，按照GB/T29195—2012中图5 的温度分布，使电池的温度在-40℃±2℃ 和85℃±2℃之间循环； 热循环性能 2）在两个极端温度的保持时间不少于10min，一次循环时间不超过6h，循环次 的要求 数5次； 3）电池的外观，力学性能应符合GB/T 29195—2012中4.1.5，4.2的规定，电 池的最大功率衰减比率应不超过3% 并联电阻 不低于50Ω 必备 漏电流 电池片在承受反向12V 电压时，逆电流应小于1.0A 必备 组件厂家应具备必备项目的检测能力 （机构资质、人员资质和检测设备均应符合要求），其它可提交由原材料和零 部件供应商出具的检测报告。 8 Q/CTG 45—2021 表2 电池片尺寸要求 屈翘度 尺寸公差 垂直度 厚度偏差 总厚度变化率 厂家检测能力 ≤2.5mm ±0.5mm （90±0.3）° ±20μm 16% 必备 组件厂家应具备必备项目的检测能力 （机构资质、人员资质和检测设备均应符合要求），其它可提交由原材料和零 部件供应商出具的检测报告。 注1：厚度偏差：电池厚度的测量值与标称厚度的最大差值。 注2：总厚度变化率：在一系列点的厚度 （包含电极厚度）测量中，被测电池的最大厚度与最小厚度的差值与电池 标称厚度的比率。 5.2 玻璃面板 玻璃面板具体技术要求应符合表3规定。 表3 玻璃面板技术要求 项目 推荐指标 厂家检测能力 不准许出现线条、皱纹、裂纹；压痕、彩虹、霉变、污垢、明显划伤、疵点、结石、 外观 必备 缺角、开口气泡、锋利边角、崩边、爆边、齿状缺陷 对于单玻组件： 1）3.2mm厚玻璃±0.2mm，薄厚差小于等于0.25mm，对角线mm，场宽度 允许偏差±1mm； 2）弓形弯曲度不应超过0.3%； 3）波形弯曲度任意300mm范围不应超过0.3mm。 对于双玻组件： 玻璃尺寸 必备 1）2.0mm厚玻璃±0.2mm，薄厚差小于等于0.20mm，对角线mm，场宽度 允许偏差±1mm； 2）2.5mm厚玻璃±0.2mm，薄厚差小于等于0.25mm，对角线mm，场宽度 允许偏差±1mm； 3）弓形弯曲度不应超过0.2%； 4）波形弯曲度任意300mm范围不应超过0.5mm 含铁量 小于等于0.015% （三氧化二铁） 波长 （380nm～1100nm）正面玻璃＞93.5%，背面玻璃＞90%；具备特殊功能的玻璃， 透光率 必备 透光率由供需双方约定 对于单玻组件：用直径为63.5mm(质量约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。 抗冲击强度 对于双玻组件：用质量约227g 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 9 Q/CTG 45—2021 项目 推荐指标 厂家检测能力 对于钢化玻璃，试样在50mm×50mm 区域内的碎片数大于40，不多于120片允许少量 钢化度 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 钢化玻璃的温度在195摄氏度的状态下保持20分钟后，用10摄氏度的水浇在玻璃表 耐温差 面上，玻璃应不破碎 2 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240kg/m 的20kg 耐静压 重量的砂袋加重，并放置1小时，玻璃应不破碎 如使用镀膜玻璃，太阳能电池组件用镀膜玻璃耐沙尘性能按照JC/T 2170—2013的要 耐沙尘 求测试且满足太阳光有效透射比的平均值衰减应不大于1%，膜层无明显脱落、剥离、起 皱现象 组件厂家应具备必备项目的检测能力 （机构资质、人员资质和检测设备均应符合要求），其它可提交由原材料和零 部件供应商出具的检测报告。 5.3 乙烯和醋酸乙烯酯聚合物(EVA) EVA具体技术要求应符合表4规定。 表4 EVA技术要求 项目 推荐指标 厂家检测能力 厚度 （0.45～0.8）mm 必备 3 2 （0.95～0.96）g/cm ，且正面克重不低于410g/m ，背面克重不低于 密度 必备 390g/m2 外观 应平整、无可见杂质、无气泡、压花清晰、无破损 醋酸乙烯酯含量 （26～34）wt% EVA 卤素含量 应符合ROHS标准要求 （Br＜900ppm,CI＜900ppm，Br+CL＜1500ppm） 电池正面用 波长380nm～1100nm ≥90% 必备 EVA胶膜 波长290nm～380nm 供需双方约定 必备 透光率 电池背面用 波长380nm～1100nm 供需双方约定 必备 EVA胶膜 波长290nm～380nm ≤25% 必备 交联度 大于等于75%，小于等于95% 必备 剥离强度 与玻璃＞50N/㎝；与背板＞40N/㎝ 必备 10 Q/CTG 45—2021 项目 推荐指标 厂家检测能力 收缩率 纵向(MD)＜3.0% 必备 (测试方法参考GB/T 29848-2018) 横向(TD)＜1.5% 必备 15 14 体积电阻率 透明型EVA＞1.0×10 Ω·cm;白色型EVA＞1.0×10 Ω·cm 击穿电压强度 ＞28.0kV/mm 紫外加速老化性能 色度坐标：透明型EVA ∆b*＜4.0；白色型EVA ∆b*＜5.0 （280nm～320nm 6kWh/m2 2 320～400nm 60kWh/m ） 60℃±5℃ 与玻璃剥离强度＞25N/cm 2 辐照度＜250W/m ） 紫外老化 （3000小时） 断裂伸长率保持率≥50% （GB/T 16422.3—2014） 恒定湿热老化性能 色度坐标:透明型EVA ∆b*＜2.0;白色型EVA ∆b*＜3.0 （85℃/85％R.H、1000h） 与玻璃剥离强度＞25N/cm 组件厂家应具备必备项目的检测能力 （机构资质、人员资质和检测设备均应符合要求），其它可提交由原材料和零 部件供应商出具的检测报告。 5.4 共聚烯烃(POE) POE具体技术要求应符合表5规定。 表5 POE技术要求 项目 推荐指标 厂家检测能力 厚度 （0.50～0.85）mm 必备 3 2 密度 （0.86～0.87）g/cm ，克重不低于430g/m 必备 外观 应平整、无可见杂质、无气泡、压花清晰、无破损 电池正面用 波长380nm～1100nm ≥90% 必备 POE胶膜 波长290nm～380nm 供需双方约定 必备 透光率 电池背面用 波长380nm～1100nm 供需双方约定 必备 POE胶膜 波长290nm～380nm ≤50% 必备 交联度 大于等于75%，小于等于95% 必备 剥离强度 （与玻璃） ＞50N/㎝ 必备 收缩率 纵向(MD)＜3.0% 必备 11 Q/CTG 45—2021 项目 推荐指标 厂家检测能力 (测试方法参考GB/T 横向(TD)＜1.5% 必备 29848-2018) 15 体积电阻率 ＞1.0×10 Ω·cm 击穿电压强度 ＞28.0kV/mm 紫外加速老化性能 色度坐标∆b*＜4.0 （280nm～320nm 6kWh/m2 320～400nm 60kWh/m2 60℃±5℃ 与玻璃剥离强度＞25N/cm 2 辐照度＜250W/m ） 紫外老化 （3000小时） 断裂伸长率保持率≥50% （GB/T 16422.3—2014） 恒定湿热老化性能 色度坐标∆b*＜2.0 （85℃/85％R.H、1000h） 与玻璃剥离强度＞25N/cm 组件厂家应具备必备项目的检测能力 （机构资质、人员资质和检测设备均应符合要求），其它可提交由原材料和零 部件供应商出具的检测报告。 5.5 背板 背板技术要求应符合表6、表7和表8规定。 表6 背板技术要求 厂家检 项目 推荐指标 （复合型） 测能力 外观 背板表面应平整，无气泡、皱纹、分层、划伤和碰伤 必备 厚度 标称值±10% 必备 纵向 ≤1.0% 热收缩率(150℃×30min) 必备 横向 ≤1.0% 电解传感器法 2 ≤1.5g/m •day （38℃,90%R.H） 水蒸汽透过率 红外传感器法 2 ≤2.5g/m •day （38℃,90%R.H） 纵向 ≥100MPa 拉伸强度 必备 横向 ≥100MPa 纵向 ≥100% 断裂伸长率 必备 横向 ≥100% 层间剥离强度 （氟膜层/PET） ≥4N/10mm 必备 背板/EVA剥离强度 （180°） ≥40N/10mm 必备 12 Q/CTG 45—2021 厂家检 项目 推荐指标 （复合型） 测能力 击穿电压 ≥17kV 13 体积电阻率 ≥1.0×10 Ω•m 必备 系统最大电压 ≥组件最大系统电压 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 外观 不变色、无气泡、不分层、无皱折和显著发粘 沸水处理 （沸水煮24h） 层间剥离强度 ≥4N/10mm （氟膜层/PET） 恒定湿热处理 （85℃/85％R.H.) 见表8，达到二级及以上水平要求 UV处理 见表9，达到一级水平要求 冷热循环处理 外观检查 无变色、无气泡、不分层、无裂纹、无皱折和显著发粘 （－40℃～85℃, 6h/周期,200周期） 击穿电压 ≥15kV 湿冻处理 外观 无变色、无气泡、不分层、无皱折和显著发粘 （－40℃～5℃,85%； 击穿电压 ≥15kV 24h/周期,10周期） 耐落砂性能 （GB/T 23988—2009） ≥120L o RTI ＞105C 组件厂家应具备必备项目的检测能力 （机构资质、人员资质和检测设备均应符合要求），其它可提交由原材料和零 部件供应商出具的检测报告。 表7 背板恒定湿热处理试验要求 （85℃/85％R.H.） 要求 项目 一级 （3000h处理后） 二级 （2000h处理后） 三级 （1000h处理后） 外观 无气泡、不分层、无褶皱、表面和胶层无显著发黏 击穿电压 ≥16kV ≥16kV ≥16kV 断裂伸长率保持率 / / ≥80% ∆ / ＜4.0 ＜2.0 黄色指数 b （空气面） 13 Q/CTG 45—2021 表8 UV处理试验要求 要求 项目 2 2 2 一级 （120kWh/m ） 二级 （90kWh/m ） 三级 （60kWh/m ） 外观 无气泡、不分层、无褶皱、表面和胶层无显著发黏 断裂伸长率保持率 ≥60% ≥60% ≥60% ∆ ＜3 ＜3 ＜3 黄色指数 b （空气面） 5.6 接线规定，并通过国家批准的认证机构认证。 5.6.2 连接器应符合GB/T 33765—2017规定，并通过国家批准的认证机构认证。 5.6.3 光伏组件自配的串联所使用的电缆线应满足抗紫外线、抗老化、抗高温、防腐蚀和阻燃等性能 要求，选用双绝缘防紫外线阻燃镀锡铜芯电缆，电缆性能应符合GB/T18950—2003、NB/T42073—2016 性能测试的要求。 5.6.4 接线盒、连接器和电缆具体技术要求应符合表9规定。 表9 接线盒、连接器和电缆技术要求 厂家检 项目 推荐指标 测能力 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 几何尺寸 必备 要求 1）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； 2）连接器不得有锈蚀或镀层脱落等； 外观 必备 3）接线盒外观清洁、无划伤、无明显注塑缺陷、无毛刺锐边； 4）电缆与连接器连接牢固、无破损现象、正负极连接正确 1）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； 机械完整性 必备 2）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 厂家检 项目 推荐指标 测能力 3）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； 4）连接器应具有良好的自锁性，拔插力应该能在结构的任何方向承受89N 力的 作用达1分钟 接触电阻 连接头接触电阻在0.5mΩ以下 必备 1）接线）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 必备 流电压下，漏电流应小于10mA 1）接线 以上 旁路二极管热性能 按照CNCA/CTS 0003:2010中5.3.18进行试验并满足5.3.18.3 试验要求 承载电流 不小于组件短路电流的1.5倍 （接线盒） 必备 组件厂家应具备必备项目的检测能力 （机构资质、人员资质和检测设备均应符合要求），其它可提交由原材料和零 部件供应商出具的检测报告。 5.7 边框 边框具体技术要求应符合表10规定。 表10 边框技术要求 项目 推荐指标 厂家检测能力 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、 外观 必备 腐蚀、气泡、水印、油印、脏污、边缘无毛刺、氧化层无缺失 氧化效果 内外氧化、涂层均匀，同一批铝型材外观颜色应统一 必备 1）0～5mm划痕不得超过2个； 划伤 A级面 2）5mm～10mm划痕的数量不应得过1个； 必备 3）不准许出现大于10mm 的划痕； 15 Q/CTG 45—2021 项目 推荐指标 厂家检测能力 4）每批次抽检 1）0～10mm划痕不得超过2个； B级面 2）10mm～20mm划痕的数量不得超过1个； 3）不准许出现大于20mm 的划痕 C级面 目测1m处，无明显缺失 1）尺寸检验应符合图纸要求； 尺寸 2）尺寸检验项目：长度，安装孔孔位，角度，型材厚度，角码宽度； 必备 3）型材弯曲度小于0.3mm/300mm和0.5mm*型材长度 氧化膜厚度 一般地区AA12；特殊地区：供需双方约定 硬度 厚度大于等于0.8mm时，韦氏硬度大于等于8HW，维氏硬度大于等于58 抗拉强度 ≥160MPa 组件厂家应具备必备项目的检测能力 （机构资质、人员资质和检测设备均应符合要求），其它可提交由原材料和零 部件供应商出具的检测报告。

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