太阳能光伏组件的国家标准
[标准号] GB/T 9535-1998
[标准名称] 地面用晶体硅光伏组件设计鉴定和定型
[标准号] GB/T 17683.1-1999《在地面不同接收条件下的太阳光谱辐照度标准》[标准名称] 太阳能在地面不同接收条件下的太阳光谱辐照度标准
1 GB/T2296-2001 太阳电池型号命名方法无相关国际标准。
2 GB/T2297-1989 太阳光伏能源系统术语
目前IEC61863 正在修订过程中，其ED2.0与ED1.0差别很大，GB的内容与ED1.0基本一致。
5 GB/T6495.1-199
6 光伏器件第1部分：光伏电流－电压特性的测量
等同采用IEC 60904-1（1987）
6 GB/T6495.2-1996 光伏器件第2部分：标准太阳电池的要求
等同采用IEC 60904-2（1989）
7 GB/T6495.3-1996 光伏器件第3部分：地面用光伏器件的测量原理以及标准光谱辐照度数据,等同采用IEC 60904-3（1989）。
8 GB/T6495.4-1996 晶体硅光伏器件的Ｉ－Ｖ实测特性的度和辐照度修
正方法，等同采用IEC 60891（1987）。
9 GB/T6495.5-1997 光伏器件第5部分：用开路电压法确定光伏（PV）器件的等效电池温度（ECT）等同采用IEC 60904-5（1993）。
12 GB/T9535-1998 地面用晶体硅光伏组件－－设计鉴定和定型
该标准等效采用IEC 61215（1993）
13 GB/T6495.8-2002 太阳电池光谱响应测试方法
17 GB/T12632-1990 单晶硅太阳电池总规范
18 GB/T12637-1990 太阳模拟器通用规范
20 GB/T18210-2000 晶体硅光伏（PV）方阵－－Ｉ－Ｖ特性的现场测量，等同采用IEC 61829（1995）。
21 GB/T18479-2001 地面用光伏（PV）发电系统－－概述及导则
等同采用IEC 61277（1995）。
23 SJ/T9550.30-1993 地面用晶体硅太阳电池组件质量分等标准
28 SJ/T10459-1993 太阳电池温度系数测试方法
GB/T9535（IEC1215）中包含了部分该标准的内容，在最近的标准复审中，由于空间太阳电池对温度系数的测量有特殊的要求，建议修改该标准，分为空间、地面两部分，空间应用部分制定相应的GJB。
29 SJ/T10460-1993 太阳光伏能源系统用图形符号
31 SJ/T11127-1997 光伏（PV）发电系统的过压保护导则
等同采用IEC 61173（1992）。
32 SJ/T11209-1999 光伏器件第6部分：标准太阳电池组件的要求
等同采用IEC 60904-6（1994）
33 GB/T 18912-2002 光伏组件盐雾腐蚀试验
等同采用IEC 61701（1995）
35 GB/T 6495.8-2002 光伏器件第8部分：光伏器件光谱响应的测量
等同采用IEC 60904-8（1998）
37 GB/T 19394-2003 光伏（PV）组件紫外试验
等同采用IEC 61345（1998）
38 GB/T 2003年报批光伏系统性能监测测量、数据交换以及分析导则
等同采用IEC 61724（1998）
40 GB/T 2003年报批光伏器件第7部分：光伏器件测量过程中引起的光谱失配误差的计算
等同采用IEC 60904-7（1998）
41 GB/T 2003年报批光伏器件第9部分：太阳模拟器性能要求
等同采用IEC 60904-9（1995）
42 GB/T 2003年报批独立光伏系统技术规范
为与国际检测标准接轨，同时也为我国光伏产品早日走向国际市场，质量检测中心完全采用国际电工委员会IEC标准进行各种校准和检测。采用标准部分摘录如下：
IEC61215 －－地面用晶体硅光伏组件设计鉴定和定型（GB/T 9535-1998）
IEC60904-1－－光伏电流-电压特性的测量（GB/T
6495.1-1996）
IEC60904-2－－标准太阳电池的要求（GB/T 6495.2-1996）
IEC60904-3－－地面用光伏器件的测量原理及标准光谱辐照度数据（GB/T 6495.3-1996）
IEC60891 －－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/T 6495.4-1996）
IEC61194 －－独立光伏系统的特性参数
IEC61829 －－晶体硅光伏方阵I-V特性的实地测量
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
光伏发电站设计规范（GB 50797-2012）1总则 1.0.1为了进一步贯彻落实国家有关法律、法规和政策，充分利用太阳能资源，优化国家能源结构，建立安全的能源供应体系，推广光伏发电技术的应用，规范光伏发电站设计行为，促进光伏发电站建设健康、有序发展，制定本规范。 1.0.2本规范适用于新建、扩建或改建的并网光伏发电站和l00kWp及以上的独立光伏发电站。 1.0.3并网光伏发电站建设应进行接入电网技术方案的可行性研究。 1.0.4光伏发电站设计除符合本规范外，尚应符合国家现行有关标准的规定。 2术语和符号 2.1术语 2.1.1光伏组件 PV 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。又称太阳电池组件（solar cell module） 2.1.2光伏组件串 photovoltaic modules string 在光伏发电系统中，将若干个光伏组件串联后，形成具有一定直流电输出的电路单元。 2.1.3光伏发电单元 photovoltaic（PV）power unit 光伏发电站中，以一定数量的光伏组件串，通过直流汇流箱汇集，经逆变器逆变与隔离升压变压器升压成符合电网频率和电压要求的电源。又称单元发电模块。 2.1.4光伏方阵 PV array
将若干个光伏组件在机械和电气上按一定方式组装在一起并且有固定的支撑结构而构成的直流发电单元。又称光伏阵列。 2.1.5 光伏发电系统 photovoltaic（PV）power generation system 利用太阳电池的光生伏特效应，将太阳辐射能直接转换成电能的发电系统。 2.1.6 光伏发电站 photovoltaic（PV）power station 以光伏发电系统为主，包含各类建（构）筑物及检修、维护、生活等辅助设施在内的发电站。 2.1.7辐射式连接 radial connection 各个光伏发电单元分别用断路器与发电站母线连接。 2.1.8 “T”接式连接 tapped connection 若干个光伏发电单元并联后通过一台断路器与光伏发电站母线连接。 2.1.9跟踪系统 tracking system 通过支架系统的旋转对太阳入射方向进行实时跟踪，从而使光伏方阵受光面接收尽量多的太阳辐照量，以增加发电量的系统。 2.1.10单轴跟踪系统 single-axis tracking system 绕一维轴旋转，使得光伏组件受光面在一维方向尽可能垂直于太阳光的入射角的跟踪系统。 2.1.11双轴跟踪系统 double-axis tracking system 绕二维轴旋转，使得光伏组件受光面始终垂直于太阳光的入射角的跟踪系统。 2.1.12集电线路 collector line 在分散逆变、集中并网的光伏发电系统中，将各个光伏组件串输出的电能，经汇流箱汇流至逆变器，并通过逆变器输出端汇集到发电母线的直流和交
（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
光伏组件原材料检验标准，原材料检验项目及方法。 北极星太阳能光伏网 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，珊线印刷，主珊线抗拉力，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，激光划片机。 3.所需材料：涂锡带，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320-350℃的温度正常焊接，焊接后主珊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)珊线印刷：用橡皮在同一位置反复来回擦20次，不脱落为合格。 7)主珊线抗拉力：将互链条焊接成△状，然后用拉力计测试，结果大于2.5N。 8)切割后电性能均匀度：用激光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.涂锡带 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，游标卡尺，烙铁，老虎钳，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±0.12mm，厚度±0.02mm视为合格。 4)可焊性：同电池片检验方法 5)折断率：取来料规格长度相同的涂锡带10根，向一个方向弯折180°，折断次数不得低于7次。 6)蛇形弯度：将涂锡带拉出1米的长度紧贴直尺，测量与直尺最大的距离，最大值<3.5mm。 5.检验规则：以上内容全检，若有一项不符合检验要求则重检。如仍不符合2).4).5)项内容则判定该批来料为不合格。 三.EVA胶膜 1.检验内容及方式： 1)厂家，规格型号，包装，保质期(六个月)，外观，厚度均匀性，与玻璃和背板的剥离强度，交联度。 2)来料抽检，生产过程对剥离强度和交联度在抽检，外观再生产过程全检。 2.检验所需工具：卷尺，游标卡尺，壁纸刀，拉力计，剪刀，120目丝网，交联度测试仪，烘箱，电子秤。 3.所需材料：TPT背板，小玻璃，二甲苯，抗氧化剂。 4.检验方法： 1)包装目视良好，确认厂家，规格型号以及保质期。 2)目视外观，确认EVA表面无黑点、污点，无褶皱、空洞等现象。 3)根据供方提供的几何尺寸测量宽度±2mm，厚度±0.02mm。 4)厚度均匀性：取相同尺寸的10张胶膜称重，然后对比每张胶膜的重量，最大至于最小值之间不得超过1.5%。 5)剥离强度：按厂家提供的层压参数层压后，测试EVA与玻璃，EVA与背板的剥离强度。(冷却后) a.EVA与TPT的剥离强度：用壁纸刀在背板中间划开宽度为1cm，然后用拉力计拉开TPT与EVAl，拉力大于35N 为合格。 b.EVA与玻璃的剥离强度：方法同上，用拉力计一端夹住EVA，另一端固定住玻璃，拉力大于20N为合格。 6)交联度测试：见交联度测试方法，试验结果在70%-85%之间为合格。 5.检验规则：以上内容全检，若有一项不符合检验要求则重检。如仍不符合2).5).6)项内容则判定该批来料为不合格。 四.背板：
光伏发电站施工规范(GB-50794-2012)
1总则 1.0.1为保证光伏发电站工程的施工质量，促进工程施工技术水平的提高，确保光伏发电站建设的安全可靠，制定本规范。 1.0.2本规范适用于新建、改建和扩建的地面及屋顶并网型光伏发电站，不适用于建筑一体化光伏发电工程。 1.0.3光伏发电站施工前应编制施工组织设计文件，并制订专项应急预案。 1.0.4光伏发电站工程的施工，除应符合本规范外，尚应符合国家现行有关标准的规定。 2术语 2.0.1光伏组件PV module 指具有封装及内部联接的、能单独提供直流电的输出、最小不可分割的太阳电池组合装置。又称为太阳电池组件。 2.0.2光伏组件串PV string
在光伏发电系统中，将若干个光伏组件串联后，形成具有一定直流输出电压的电路单元。简称组件串或组串。 2.0.3光伏支架PV supporting bracket 光伏发电系统中为了摆放、安装、固定光伏组件而设计的专用支架。简称支架。 2.0.4方阵（光伏方阵）array（PV array） 由若干个太阳电池组件或太阳电池板在机 械和电气上按一定方式组装在一起并且有固定 的支撑结构而构成的直流发电单元。又称为光伏方阵。 2.0.5汇流箱combiner-box 在光伏发电系统中将若干个光伏组件串并 联汇流后接人的装置。 2.0.6跟踪系统tracking system
通过机械、电气、电子电路及程序的联合作用，调整光伏组件平面的空间角度，实现对人射太阳光跟踪，以提高光伏组件发电量的装置。 2.0.7逆变器inverter 光伏发电站内将直流电变换成交流电的设备。 2.0.8光伏发电站PV power station 利用太阳电池的光生伏打效应，将太阳辐射能直接转换成电能的发电系统。 2.0.9并网光伏发电站grid-connected PV power station 直接或间接接人公用电网运行的光伏发电站。 3基本规定 3.0.1开工前应具备下列条件： 1在工程开始施工之前，建设单位应取得相关的施工许可文件。
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 0.6 6 265*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 0.6 6 265*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 APM36P35W82x36多晶 硅 35 17.5 2.00 21.5 2.26 356*816*28 APM36M40W62x54单晶 硅 40 17.5 2.29 21.5 2.58 537*617*40 APM36P40W67x58多晶 硅 40 17.5 2.29 21.5 2.58 576*670*40 APM36M45W76x54单晶 硅 45 17.5 2.57 21.5 2.91 537*758*40 APM36P45W67x58多晶 硅 45 17.5 2.57 21.5 2.91 576*670*40 APM36M50W76x54单晶 硅 50 17.5 2.86 21.5 3.23 537*758*40 APM36P50W88x51多晶 硅 50 17.5 2.86 21.5 3.23 510*880*40 APM36M55W76x54单晶 硅 55 17.5 3.14 21.5 3.55 537*758*40 APM36P55W88x51多晶 硅 55 17.5 3.14 21.5 3.55 510*880*40 APM36M60W90x54单晶 硅 60 17.5 3.43 21.5 3.88 537*899*40 APM36P60W82x67多晶 硅 60 17.5 3.43 21.5 3.88 670*816*40 APM36M65W90x54单晶65 17.5 3.71 21.5 4.20 537*899*40
质量判定标准及规则 —过程控制 一、分选：由品管员每个工作日均衡时间抽检，各工岗负责自检 1、具体分档标准按照作业指导书要求 2、确保电池片清洁无指纹、无损伤。 3、所分组件的电池片无严重色差 二、单焊：由品管员每个工作日均衡时间抽检，各工岗负责自检 1、互联条选用符合设计文件 2、保持烙铁温度在320-350℃之间，每日对烙铁温度抽检三次 3、当把已焊上的互联条焊接取下时，主栅线上应留下均匀的银锡合金 4、互联条焊接光滑、无毛刺、无虚焊、脱焊、无锡珠堆锡 5、焊接平直，牢固，用手沿45°左右方向轻提焊带不脱落 6、焊带均匀的焊在主栅线内，焊带与电池片的主栅线错位不能大于0.5mm，最好在0.2mm 以内。 7、电池表面保持清洁，完整，无损伤 三、串焊：由品管员每个工作日均衡时间抽检，各工岗负责自检 1、焊带均匀得焊在主栅线内，焊带与电池片的背电极错位不能大于0.5mm 2、每一单串各电池片的主栅线应在一条直线上，错位不能大于1mm 3、互联带焊接光滑、无毛刺、无虚焊、脱焊、无锡珠 4、电池片表面保持清洁 5、单片完整，无损伤 四、自动焊接：由品管员每个工作日均衡时间抽检，各工岗负责自检 1、严禁任何人在机器自动运行时进入焊接区、排版区。
2、焊带均匀得焊在主栅线内，焊带与电池片的背电极错位不能大于0.5mm 3、每一单串各电池片的主栅线应在一条直线上，错位不能大于1mm 4、互联带焊接光滑、无毛刺、无虚焊、脱焊、无锡珠 5、电池片表面保持清洁 6、单片完整，无损伤 7、焊接平直，牢固，用手沿45°左右方向轻提焊带不脱落 8、定时对机器进行清洁。应及时添加电池片，钢化玻璃，助焊剂，在焊带快用完时及时更换 五、叠层：由品管员每个工作日均衡时间抽检，各工岗负责自检 1、叠层好的组件定位准确，串与串之间间隙一致，误差±0.5mm 2、串接条正、负极摆放正确 3、汇流条选择符合图纸要求，汇流条平直，无折痕划伤及其他缺陷 4、EV A、TPT要盖满玻璃（背板、玻璃无划伤现象） 5、拼接过程中，保持组件中无杂质、污物、手印、焊带条等残余部分 6、玻璃、TPT、EV A的“毛面”向着电池片 7、序列号好吗正确，与隔离TPT上边缘平行，隔离TPT上边缘与玻璃平行 8、组件内部单片无破裂 9、涂锡带多余部分要全部剪掉 10、电流电压要达到设计要求 11、所有焊点不能存在虚焊 12、不同厂家的EV A不能混用 六、层压：由品管员每个工作日均衡时间抽检，各工岗负责自检 1、组件内单片无破裂、无裂纹、无明显位移，串与串之间距离不能小于1mm 2、焊带及电池片上面不允许有气泡，其余部分0.5-1mm的气泡不能超过3个，1-1.5mm气泡不能超过1个 3、组件的内部无杂质和污物 4、EV A的凝胶率不能低于75%，每批EV A测量二次 5、层压工艺参数严格按照内部设定参数
光伏发电站设计规范（GB 50797-2012） 1总则 1.0.1为了进一步贯彻落实国家有关法律、法规和政策，充分利用太阳能资源，优化国家能源结构，建立安全的能源供应体系，推广光伏发电技术的应用，规范光伏发电站设计行为，促进光伏发电站建设健康、有序发展，制定本规范。 1.0.2本规范适用于新建、扩建或改建的并网光伏发电站和l00kWp及以上的独立光伏发电站。 1.0.3并网光伏发电站建设应进行接入电网技术方案的可行性研究。 1.0.4光伏发电站设计除符合本规范外，尚应符合国家现行有关标准的规定。 2术语和符号 2.1术语 2.1.1光伏组件 PV 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。又称太阳电池组件（solar cell module） 2.1.2光伏组件串 photovoltaic modules string 在光伏发电系统中，将若干个光伏组件串联后，形成具有一定直流电输出的电路单元。 2.1.3光伏发电单元 photovoltaic（PV）power unit 光伏发电站中，以一定数量的光伏组件串，通过直流汇流箱汇集，经逆变器逆变与隔离升压变压器升压成符合电网频率和电压要求的电源。又称单元发电模块。 2.1.4光伏方阵 PV array 将若干个光伏组件在机械和电气上按一定方式组装在一起并且有固定的支撑结构而构成的直流发电单元。又称光伏阵列。 2.1.5 光伏发电系统 photovoltaic（PV）power generation system 利用太阳电池的光生伏特效应，将太阳辐射能直接转换成电能的发电系统。 2.1.6 光伏发电站 photovoltaic（PV）power station 以光伏发电系统为主，包含各类建（构）筑物及检修、维护、生活等辅助设施在内的发电站。 2.1.7辐射式连接 radial connection 各个光伏发电单元分别用断路器与发电站母线连接。 2.1.8 “T”接式连接 tapped connection 若干个光伏发电单元并联后通过一台断路器与光伏发电站母线连接。 2.1.9跟踪系统 tracking system
太阳能光伏组件的国家标准 [标准号] GB/T 9535-1998 [标准名称] 地面用晶体硅光伏组件设计鉴定和定型 [标准号] GB/T 17683.1-1999《在地面不同接收条件下的太阳光谱辐照度标准》[标准名称] 太阳能在地面不同接收条件下的太阳光谱辐照度标准 1 GB/T2296-2001 太阳电池型号命名方法无相关国际标准。 2 GB/T2297-1989 太阳光伏能源系统术语 目前IEC61863 正在修订过程中，其ED2.0与ED1.0差别很大，GB的内容与ED1.0基本一致。 5 GB/T6495.1-199 6 光伏器件第1部分：光伏电流－电压特性的测量 等同采用IEC 60904-1（1987） 6 GB/T6495.2-1996 光伏器件第2部分：标准太阳电池的要求 等同采用IEC 60904-2（1989） 7 GB/T6495.3-1996 光伏器件第3部分：地面用光伏器件的测量原理以及标准光谱辐照度数据,等同采用IEC 60904-3（1989）。 8 GB/T6495.4-1996 晶体硅光伏器件的Ｉ－Ｖ实测特性的度和辐照度修 正方法，等同采用IEC 60891（1987）。 9 GB/T6495.5-1997 光伏器件第5部分：用开路电压法确定光伏（PV）器件的等效电池温度（ECT）等同采用IEC 60904-5（1993）。 12 GB/T9535-1998 地面用晶体硅光伏组件－－设计鉴定和定型 该标准等效采用IEC 61215（1993） 13 GB/T6495.8-2002 太阳电池光谱响应测试方法 17 GB/T12632-1990 单晶硅太阳电池总规范 18 GB/T12637-1990 太阳模拟器通用规范 20 GB/T18210-2000 晶体硅光伏（PV）方阵－－Ｉ－Ｖ特性的现场测量，等同采用IEC 61829（1995）。 21 GB/T18479-2001 地面用光伏（PV）发电系统－－概述及导则 等同采用IEC 61277（1995）。 23 SJ/T9550.30-1993 地面用晶体硅太阳电池组件质量分等标准 28 SJ/T10459-1993 太阳电池温度系数测试方法
光伏工业国家标准和行业标准汇总 太阳能电池 GB2297－89 太阳能光伏能源系统术语； GB2296－2001 太阳能电池型号命名方法； GB12632－90 单晶硅太阳能电池总规范； GB6497－1986 地面用太阳能电池标定的一般规定； GB6495－86 地面用太阳能电池电性能测试方法； IEEE 1262-1995 光伏组件的测试认证规范; GB/T 14007-92 陆地用太阳能电池组件总规范; GB/T 14009－92 太阳能电池组件参数测量方法; GB 9535 陆地用太阳能电池组件环境试验方法; GB/T 14008-92 海上用太阳能电池组件总规范; GB11011－89 非晶硅太阳能电池性能测试的一般规定； GB/T6495.1－1996 光伏器件第1部分：光伏电流－电压特性的测量； GB/T6495.2－1996 光伏器件第2部分：标准太阳能电池的要求； GB/T6495.3－1996 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/T6495.4－1996 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 SJ/T11127-1997 光伏（PV）发电系统过电压保护—导则 GB/T9535-1998 地面用晶体硅光伏组件设计鉴定和定型 GB/T18210-2000 晶体硅光伏（PV）方阵I-V特性的现场测量 GB/T18479-2001 地面用光伏（PV）发电系统概述和导则 GB/T19064-2003 家用太阳能光伏电源系统技术条件和试验方法 配套产品 光伏系统专用控制器和逆变器的地方标准 DB62/T 517－1997 家用太阳能光伏电源――甘肃省地方标准； DB63/245－1996 TDZ系列太阳能光伏户用直流电源――青海省地方标准。 与光伏系统相关的蓄电池国家标准 GB 13337.1-91 《固定型防酸式铅酸蓄电池技术条件》; GB 5008.1-85 《起动用铅酸蓄电池技术要求和试验方法》; GB 9368-88 《镉镍碱性蓄电池》; YD/T 799-1996 《通信用阀控式密封铅酸蓄电池技术要求和检验方法》; GB/T14162-93 《产品质量监督计数抽样程序及抽样表》； JIC8707－1992 《阴极吸收式密封固定型铅蓄电池标准》； 沪G/G1107－90 《免维护全密封铅酸蓄电池》； SJ/T 10417-93 《6V、12V小型密封铅蓄电池》；
太阳能电池组件的封装
太阳能电池组件的封装 （二）组件的封装结构 （三）组件的封装材料 １上盖板２黏结剂３底板４边框(四)组件封装的工艺流程 不同结构的组件有不同的封装工艺。平板式硅太阳能电池组件的封装工艺流程，如图17所示。可将这一工艺流程概述为：组件的中间是通过金属导电带焊接在一起的单体电池，电池上卞两侧均为EVA膜，最上面是低铁钢化白玻璃，背面是PVF复合膜。将各层材料按顺序叠好后，放人真空层压机内进行热压封装。最上层的玻璃为低铁钢化白玻璃，透光率高，而且经紫外线长期照射也不会变色。EVA膜中加有抗紫外剂和固化剂，在热压处理过程中固化形成具有一定弹性的保护层，并保证电池与钢化玻璃紧密接触。PVF复合膜具有良好的耐光、防潮、防腐蚀性能。经层压封装后，再于四周加上密封条，装上经过阳极氧化的铝合金边框以及接线盒，即成为成品组件。最后，要对成品组件进行检验测试，测试内容主要包括开路电压、短路电流、填充因
子以及最大输出功率等。 硅片划片切割工艺概况 １用激光来划片切割硅片是目前最为先进的，它使用精度高、而且重复精度也高、工作稳定、速度快、操作简单、维修方便。 ２激光最大输出≧５０W（可调）、激光波长为１.０６４μm、 切割厚度≦１.２mm、光源是用Nd：YAG晶体组成激光器、是单氪灯连续泵浦、声光调Q、并用计算机控制二维工作台可预先设定的图形轨迹作各种精确运动。 ± 部件分析： １操作可分为外控与内控。 ２计算机操作系统－有专用软件设立工作台划片步骤实现划片目标。 ３电源控制盒－供应激光电源、Q电源驱动、水冷系统的输入电源进行分配及自控，当循环水冷系统出现故障时，自动断开激光电源及Q电源驱动盒的供电。 ４激光电源盒－点燃氪灯的自动引燃恒流电源。 ５ Q电源驱动盒－产生射频信号并施加到Q开
太阳能电池组件规定 1、电池组件方阵概况 1.1电站容量20MW，均采用多晶硅太阳能电池组件，为固定式17°倾角安装。 1.2太阳能方阵由太阳能组件经串联、并联组成。光伏电池组件串联的数量由并网逆变器的最高输入电压、最低工作电压、太阳能电池组件的最大系统电压以及当地气候等条件确定；组串并联的数量由逆变器的额定容量确定。 1.3 组件方阵：每22块电池组件串为一个支路，12条支路进入一个汇流箱，每8或9个汇流箱进入一个直流柜，由两台直流柜分别分配电能到两台500kW的逆变器，2个逆变器（500kW）和1台1000KV A箱变组成一个发电单元（1MW），共20个发电单元；每10MW的联合单元进入一个进线柜，2个10MW联合单元构成总容量为：20MW。
2 、太阳能电池组件型号及参数 序号名称 单 位 型号备注1 太阳电池种类多晶硅 2 光伏组件尺寸 结构1650mm×992mm×40mm 3 光伏组件重量kg 19.0 4 组件效率% 14.98 5 最大输出功率Wp 255 6 最大功率偏差% ±3% 7 开路电压 （V oc） V 38.1 8 短路电流 （Isc） A 8.78 9 最佳工作电压V 31.5 10 最佳工作电流 A 8.13
序号名称 位 型号备注11 最大系统电压V 1000 序号名称 单 位 型号备注1 太阳电池种类多晶硅 2 光伏组件尺寸 结构1650mm×992mm×40mm 3 光伏组件重量kg 19.0 4 组件效率% 14.98 5 最大输出功率Wp 250 6 最大功率偏差% ±3% 7 开路电压 （V oc） V 37.8 8 短路电流 （Isc） A 8.72
太阳能电池组件检验标准 1. 目的 : 为保证出厂太阳能电池组件合格率达到100%，满足用户的使用 要求，特制定本标准。 2. 引用标准 : GB/T9535-1998 国家标准（等同于 IEC61215）。 3. 范围: 适用于公司所有组件的出厂检验。 4. 职责: 品控部是本标准的制定和负责执行的部门，生产部负责配合品控部组件的检验。 5. 检验标准 : 5.1 组件外观检验标准 : 5.1.1 外表面清洁干净。 5.1.2 无破碎、裂纹、针孔的单体电池。 5.1.3 电池片崩边 : 崩边沿电池片厚度方向 , 深度不大于电池片厚度的二分之一，面积不大于2 mm 2的崩边,每片电池片不多于两处。 5.1.4电池片缺角：每片电池片，深度小于1.5 mm,长度小于5 mm的缺角不得超过1处；深度小于1 m,长度小于3 m的缺角不得超过2处。 5.1.5 每块组件 5.1.3 、5.1.4 两项缺陷的总和不超过两片。 5.1.6组件电池片主栅与细栅线连处允许w 1mm的断点，细栅线允许 <2mm的脱落。断点与栅线脱落的总数不大于栅线总条数的1/5。
5.1.7 汇流条与焊带连接处，焊带超出汇流条、汇流条超出焊带 1mm 以下。 5.1.8 电池片或焊带的间距离、电池片之间、电池片与汇流条之间、 汇流条之间的距离要在0.3m m以上。 5.1.9电池片横排错位w 2mm纵列间隙两端相差w 2mm组件整体位移 时两边电池片与玻璃边缘距离之差w 3mm 5.1.10 焊带与栅线之间不能有脱焊。 5.1.11 组件内杂物 : 无毛发、虫子等杂物。 5.1.12 组件内气泡 : 电池片与电池片之间有气泡时，汽泡边缘与电池片之间的间距应大于 0.3mm;距离玻璃边缘2mm内不允许有气泡, 且每个组件上不能超过 5 个,所有气泡的总面积小于 9mm2。 5.1.13 TPT或TPE背板剥离和EVA缺损应在距离玻璃边缘 2mm以内。5.1.14 背板折皱时受光面不能有折痕，不能有重叠，不能乱写，没有刮痕。 5.1.15背面污垢，直径小于5mm,宽度小于1mm及长度小于50mm, 每平方米允许有两处。 5.1.16 接线盒、商标的位置无歪斜，接线盒周边无缝隙并涂布硅胶， 硅胶一定要溢出接线盒周边，并且范围在5mm以内。 5.1.17 接线盒内汇流带须平滑，无虚焊; 汇流带要求牢固地卡于接线端子的汇流带连接端。 5.1.18 商标检查：印刷、电性能参数值是否符合要求。 5.1.19 组件表面钢化玻璃检验按《钢化玻璃检验标准》执行 5.1.20 组件边框铝型材接口处无明显台阶和缝隙，缝隙由硅胶填满，螺丝拧紧无毛刺；铝型材与玻璃间缝隙用硅胶密封，硅胶需涂均匀，光滑无毛
太阳能电池(组件)生产工艺 组件线又叫封装线，封装是太阳能电池生产中的关键步骤，没有良好的封装工艺，多好的电池也生产不出好的组件板。电池的封装不仅可以使电池的寿命得到保证，而且还增强了电池的抗击强度。产品的高质量和高寿命是赢得可客户满意的关键，所以组件板的封装质量非常重要。 流程： 1、电池检测—— 2、正面焊接—检验— 3、背面串接—检验— 4、敷设（玻璃清洗、材料切割、玻璃预处理、敷设）—— 5、层压—— 6、去毛边（去边、清洗）—— 7、装边框（涂胶、装角键、冲孔、装框、擦洗余胶）—— 8、焊接接线盒—— 9、高压测试——10、组件测试—外观检验—11、包装入库 组件高效和高寿命如何保证： 1、高转换效率、高质量的电池片； 2、高质量的原材料，例如：高的交联度的EVA、高粘结强度的封装剂（中性硅酮树脂 胶）、高透光率高强度的钢化玻璃等；
3、合理的封装工艺； 4、员工严谨的工作作风； 由于太阳电池属于高科技产品，生产过程中一些细节问题，一些不起眼问题如应该戴手套而不戴、应该均匀的涂刷试剂而潦草完事等都是影响产品质量的大敌，所以除了制定合理的制作工艺外，员工的认真和严谨是非常重要的。 太阳电池组装工艺简介： 工艺简介：在这里只简单的介绍一下工艺的作用，给大家一个感性的认识。 1、电池测试：由于电池片制作条件的随机性，生产出来的电池性能不尽相同，所以为了有效的将性能一致或相近的电池组合在一起，所以应根据其性能参数进行分类；电池测试即通过测试电池的输出参数（电流和电压）的大小对其进行分类。以提高电池的利用率，做出质量合格的电池组件。 2、正面焊接：是将汇流带焊接到电池正面（负极）的主栅线上，汇流带为镀锡的铜带，我们使用的焊接机可以将焊带以多点的形式点焊在主栅线上。焊接用的热源为一个红外灯（利用红外线的热效应）。焊带的长度约为电池边长的2倍。多出的焊带在背面焊接时与后面的电池片的背面电极相连。
目次1总则 2术语 3 基本规定 4 土建工程 一般规定 土方工程 支架基础 场地及地下设施 建（构）筑物 5 安装工程 一般规定 支架安装 光伏组件安装 汇流箱安装 逆变器安装 电气二次系统 其他电气设备安装 防雷与接地 架空线路及电缆 6 设备和系统调试 一般规定 光伏组件串测试 跟踪系统调试 逆变器调试 二次系统调试 其他电气设备调试 7 消防工程 一般规定
火灾自动报警系统 灭火系统 8 环保与水土保持 一般规定 施工环境保护 施工水土保持 9 安全和职业健康 一般规定 安全文明施工总体规划 安全施工管理 职业健康管理 应急处理 附录A 中间交接验收签证书 附录B 汇流箱回路测试记录 附录C 并网逆变器现场检查测试表本规范用词说明 引用标准名录 附：条文说明
1总则 为保证光伏发电站工程的施工质量，促进工程施工技术水平的提高，确保光伏发电站建设的安全可靠，制定本规范。 本规范适用于新建、改建和扩建的地面及屋顶并网型光伏发电站，不适用于建筑一体化光伏发电站工程。光伏发电站施工前应编制施工组织设计文件，并制订专项应急预案。 光伏发电站工程的施工，除应符合本规范外，尚应符合国家现行有关标准的规定。 2 术语 光伏组件 指具有封装及内部联接的，能单独提供直流电的输出、最小不可分割的太阳电池组合装置，又称为太阳电池组件。 光伏组件串 在光伏发电系统中，将若干个光伏组件串联后，形成具有一定直流输出电压的电路单元。简称组件串或组串。 光伏支架 光伏发电系统中为了摆放、安装、固定光伏组件而设计的专用支架。简称支架。 方阵（光伏方阵） 由若干个太阳电池组件或太阳电池板在机械和电气上按一定方式组装在一起并且有固定的支撑结构而构成的直流发电单元。又称为光伏方阵。 汇流箱 在光伏发电系统中将若干个光伏组件串并联汇流后接入的装置。 跟踪系统 通过机械、电气、电子电路及程序的联合作用，调整光伏组件平面的空间角度，实现对入射太阳光的跟踪，以提高光伏组件发电量的装置。 逆变器 光伏发电站内将直流电变换成交流电的设备。 光伏发电站
UL1703平板型太阳能组件安全认证标准(Flat-Plate Photovoltaic Modules and Panels) 说明：UL1703是UL于1986年发展制定针对平板型太阳能电池面板与太阳能电池模块的安全标准，多数太阳能电池是处于日晒雨淋酷暑寒冬的使用环境，因此其可靠度与安全性不容忽视，有别于一般大家所知道的IEC61215规范标准IEC61215是针对太阳能电池模块的电与热性能进行测试，而UL1703则是以更严格的角度强调涵盖太阳能电池的性能测试、安全测试和长期可靠度测试三大验证区块，要求产品必须通过如防火测试及老化测试…等试验，以确认这些材料能长期承受户外恶劣的使用环境，降低灾害发生的机率，所以美规标准UL1703相较于欧规标准IEC61215有更为严苛的安全性要求，另外针对在太阳能电池系统外围设备方面，UL则订定了UL873和UL1741的标准来规范系统设备、电源和整流器等相关设备。 UL1703 平板型太陽能電池組件測試項目：(共23項) UL1703测试项目分类： 说明：依据每一个测试项目的目的类型(环境测试、电性量测、机械测试、安全测试、照射测试、诊断量测)加以分类
环境测试：UL1703-19高温测试、UL1703-34加速老化测试、UL1703-35温度循环测试、UL1703-36 湿冷冻测试、UL1703-37气体腐蚀测试 电性量测：UL1703-27湿绝缘电阻测试、UL1703-20电压电流量测测试、UL1703-21泄漏电流测试、 UL1703-25接合路径电阻测试 机械测试：UL1703-22 线扣拉力测试、UL1703-23推挤测试、UL1703-24切割测试、UL1703-29端 子扭矩测试、UL1703-30冲击测试、 U L1703-41机械载荷试验、UL1703-42布线稳定性测试 安全测试：UL1703-26耐电压测试、UL1703-28反向电流超载试验、UL1703-31防火测试、UL1703-33 洒水测试、UL1703-40电弧试验 照射测试：UL1703-39热斑耐久试验 诊断量测：UL1703-38金属涂层厚度试验 IEC61215&UL1703太阳能电池可靠度试验项目比较表： 说明：比较IEC61215与UL1703在太阳能电池可靠度试验中其试验项目的差异性 试验方式/适用规范IEC61215UL1703电气特能测试(Electrical performance test)●●热循环测试(Thermal cycle test)●●湿冷冻循环测试(Humidity freeze cycle test)●●机械负荷测试(Mechanical load test)●●热班耐受测试(Hot-spot endurance test)●●目视检查(Visual inspection procedure)● 电气绝缘测试(Electrical isolation test [dry hi-po])● 旁路二极管热测试(Bypass diode thermal test)● 湿漏电流测试(Wet leakage current test)● 冰雹冲击测试(Hail impact test)● 湿热测试(Damp heat test)● 連接端稳定测试(Robustness of terminations test)● 户外曝晒测试(Outdoor exposure test)● 紫外线前处理测试(UV Preconditioning Test)● 温度系数量测(Measurement of temperature coefficients)● ● 标称工作[NOCT]温度的量测(Measurement of nominal operating cell temperature) 在低照射光下的性能(Performance at low irradiance)● 标称工作温度[NOCT]下性能(Performance at NOCT)● 最大功率测定(Maximum power determination)● 接合路径电阻测试(Bonding path resistance test)●湿隔離电阻测试(Wet insulation resistance test)●耐电压测试(Dielectric voltage-withstand test)●电弧试验(Arcing test)●泄漏电流测试(Leakage current test)●
边框检测标准 1. 阳极氧化膜性能要求 2.膜厚：铝合金表面必须经过阳极氧化钝化处理，膜厚级别AA15，阳极氧化膜的最小平均膜厚不应小于15μm局部最小膜厚不应小于12μm。 3 。型材的弯曲度：任意300mm长的最大值为0.3mm。 4．公称长度≤1m时，允许偏差为±0.8mm；公称长度1m≤L≤3m时，允许偏差为±1.5mm；公称长度＞3m时，允许偏差由双方协商确定。 5 。卡簧厚度：3.7—4.0mm 卡簧宽度=内腔宽度-（0—0.9mm） 铆点的深度为：0.8—1.05mm；如果用塞规测量，塞规规格为：2.9---3.2mm; 壁厚允许0.1的负公差。 35mm边框冲孔深度为0.75mm~0.85mm，42mm和50mm边框冲孔深度为0.8mm~0.95mm。冲坑后检查卡簧，应无大幅晃动现象，且静吊10Kg的重物不脱出。 6. 外观色泽均匀，无压坑、碰伤存在；划伤：轻微划伤宽度小于0.5mm，长度小于5mm，未磨透氧化膜，允许存在个数≤2处，1米处目测不清晰。 7. 贴膜要求 贴膜与型材表面不得有任何分离现象；贴膜上的胶不得有残留在边框上的现象出现。任意800mm段内不得有超过3处的高度＞0.5mm的褶皱。任意800mm段内的气泡数＜10处，单个气泡的长×宽＜10×10mm。 8. 尺寸及厚度要求 对于不同规格的铝型材，铝型材的尺寸及公差要求要与我司提供的图纸保持一致，对于 拼接缝隙≤0.5mm；将组装好的边框挂置，下坠50kg重物，静置24小时，能够保证组合好的边框不被破坏。 4、检验规则 采用正常检验一次抽样方案。 提交检验批次第一次被判为不合格时，可进行成倍抽检，复检不合格则判定不合格，复检合格则判定合格。 5、包装、运输、储存 型材采用包装纸包装，每包型材重量约20Kg。要求包装纸把铝型材完全包裹住并扎紧，保证铝型材之间不得由相对滑动。 运输按GB/T3199执行，应确保铝型材在运输过程中不得有任何损伤。 6、质量证明书 每批型材均应有符合本技术要求的质量证明书，其上注明： a) 供方名称 b）产品名称 c) 合金牌号和状态d) 规格 e) 重量 f）批号 g）化学成分及力学性能检验结果 h）氧化膜厚检验结果i)供方质检部门印 j)包装日期