NB_T 11241-2023 光伏光热一体组件技术规范.docx

ICS 27.160CCS F 12NB中华人民共和国能源行业标准NB/T11241-2023光伏光热一体组件技术规范Technicalspecificationforphotovoltaic-thermalintegratedmodule2023- 1 1-26 实施2023-05-26发布国家能源局发布前言II1范围12规范性引用文件13术语和定义14分类、结构和编码25技术要求46 试验方法67 检验规则98标志、包装、运输和储存10-JL-M刖g本文件按照GBT1.12020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。请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别专利的责任。本文件由中国农村能源行业协会和农业农村部农业生态与资源保护总站提出。本文件由能源行业农村能源标准化技术委员会(NEA/TC8)归口。本文件由中国农村能源行业协会太阳能热利用专业委员会负责组织起草。本文件起草单位：浙江省太阳能产品质量检验中心、江苏贝德莱特太阳能科技有限公司、江苏科技大学、正泰新能科技有限公司、山东龙光天旭太阳能有限公司、河北道荣新能源科技有限公司、桑普能源科技有限公司、北京天韵太阳科技发展有限公司、山东中科蓝天科技有限公司、桑夏太阳能股份有限公司、合肥荣事达太阳能有限公司、浙江神太太阳能股份有限公司、中境环能(上海)环保有限公司、上海交通大学、广东海悟科技有限公司、陕西光学家实业有限公司、浙江炎J阳环保科技有限公司、浙江格莱智控电子有限公司、南京科之峰节能技术有限公司、浙江光学家科技有限公司、新昌县焕迪科技有限公司、中国建筑科学院有限公司、中国能源研究会农村能源专业委员会。本文件主要起草人：韩雷涛张同伟、孔为、何晨旭、邢作新、薛道荣、朱建坤、欧昌钊、王伟、邵志雄、张会军、俞海强、李阳、代彦军、卢宏、社清文、姚玉平、沈进、方戈朝、白慧、吴斌浩、张昕宇、贾铁鹰、韩成明、赵耀、陈昊、史少礼、徐文勇、沈武光伏光热一体组件技术规范1范围本文件规定了光伏光热一体组件(以下简称“组件”)的分类、结构和编码、技术要求、试验方法、检验规则、标志、鳗、运输和储存等。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组件。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。学GB/T2297太阳光伏能源系统术语GB/T4271太阳能集热器性能试验方法GB/T64242021平板型太阳能集热器GBT12936太阳能热利用术语GB/T13384机电产品包装通用技术条件GB/T18912光伏组件盐雾腐蚀试验GB/T19394光伏(PV)组件紫外试验JC/T2170太阳能光伏组件用减反射膜玻璃IEC60904-1:2020光伏器件第1部分：光伏电流-电压特性的测量(PhOtoVoltaiCdevices-Part1Measurementofphotovoltaiccurrent-voltagecharacteristics)IEC60904-13:2018光伏器件第13部分：光伏组件的电致发光(PhotOVOltaiCdevices-Part13:Electroluminescenceofphotovoltaicmodules)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Terrestrialpho-tovoltaic(PV)modules-DesignqualificationandtypeapprovalPart2:TestproceduresIEC63209-l:2021光伏组件扩展应力测试第1部分：模块(PhOtoVOltaiCmodules-Extended-stresstesting-PartLModules)3术语和定义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-thermalintegratedmodnle可以同时实现光伏发电和光热转换双重功能，且不可拆分的组合部件。3.2热稳态下的光伏效率photovoltaicefficiencyunderthermalsteadystate给定太阳辐照、环境温度、风速和换热工质进口温度及流量条件下，组件达到热稳态时的发电效率。3.3电输出状态下的光热峰值效率thermalpeakefficiencyundercurrentoutputstate组件工作状态下，组件采光面上太阳总辐照度为IOoOWm换热工质平均温度与环境空气温度的温差为OeC时,组件的光热转换效率值。4分类、结构和编码4.1 分类4.1.1 按换热部件的换热结构分为：a）管板式；b）扁盒式；c）热管式；d）蛇管式：e）吹胀式。4.1.2 按光伏电池类型分为：a）单晶硅光伏电池式；b）多晶硅光伏电池式；c）非晶硅光伏电池式；d）其他类型光伏电池式。4.1.3 按层压结合方式分为：a）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；c）盖板-电池-换热部件层压式。4.1.4 按换热工质分为：a）液体式；b）相变介质式。4.2 结构4.2.1 盖板-电池-换热部件-隔热层整体层压式组件、电池-换热部件-隔热层层压式组件和盖板-电池-换热部件层压式组件的典型结构和组成部件见图1、图2和图3。标引序号说明：1-金属边框I5导热层：2一透明盖板；6换热管路：3太阳能电池；7保温隔热层；4绝缘钙层；8防护底板（选装）。图1益板-电池-换热部件-隔热层整体层压式组件典型结构和组成部件标引序号说明：1-½三;2透明盖板】3气体夹层;6绝缘保护层：7导热层及换热管路;8保温隔热层；9防护底板（选装）。4透明保护层;5太阳能电池;图2电池-换热部件-隔热层层压式组件典型结构和组成部件标引序号说明：4绝缘保护层:5导热层；6一换热管路。1金属边框；2透明盅板；3太阳能电池:图3盖板-电池-换热部件层压式组件典型结构和组成部件4.2.2组件结构尺寸的推荐规格序列见表1。表1组件结构尺寸的推荐规格序列单位为亮米组件长度组件宽度组件厚度1650992N301720710N3017201002230195699225519621303235198096024020001000N80209410382352)001100N802200100028022561133N354.3编码组件的编码结构见图4。第I部分笫2部分笫3郭分.第4制绘笫5部分I-层压结合方式/换热工质/改进序号换热结构类型/光伏电池类型长/宽厚,标称电功率/电输出状态下的光热峰值效率光伏光热一体组件图4编码结构各部分之间用“-”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数字表示标称电功率，单位为W,取整数用小数表示电输出状态下的光热峰值效率，小数点后保留2位数字用数字表示组件的长、宽和厚，单位为mm,取整数换热器结构类型：G;管板式B:扁盒式R：热管式S:蛇管式C:吹胀式光伏电池类型：SS;单晶硅光伏电池PS:多晶硅光伏电池AS;非晶硅光伏电池其他类型光伏电池用两位大写英文名称缩写字母表示层压结合方式：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S:盖板-电池-换热部件层压式换热工质：F：液体式H：相变介质式改进序号：制造商自定义示例：PVT-250/0.41-1650/992/35-G/SS-Z/F/2表示标称电功率250W,电输出状态卜的光热峰值效率0.41,长1650廊、宽992所、厚35mm,换热部件结构类型为管板式，光伏电池类型为单晶硅光伏电池，层压结合方式为盖板-电池-换热部件-隔热层整体层压式，换热工质为液体式，改进序号为2的光伏光热一体组件。5技术要求5.1 外观5.1.1 组件应符合下列规定：a）光伏电池表面无可见的龟裂和剥落；b）透明盖板无拼接、扭曲和划痕，盖板与壳体密封接触；c）壳体外表面涂层无剥落；d）有保温隔热层的组件，隔热体填塞严实，无明显萎缩或膨胀隆起；e）测温传感器接人口无明显的变形；D接线盒、导线、接线端子无肉眼可见的破损和金属导线外漏。5.1.2 有结构性进出口设计的组件，介质进口和出口应有清晰的标识，蓝色表示冷介质的进口，红色表示热介质的出口。进口和出口可用箭头表示介质流动的方向。5.2 面积偏差按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%。5.3 光学性能按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（AML5）,玻璃盖板和封装胶膜组合体的太阳透射比应不小于0.6O（AM1.5）,5.4 机械强度按6.5给出的方法试验，试验后组件应无明显的损伤。5.5 紫外老化按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%。5.6 盐雾腐蚀按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%。5.7 热稳态下的光伏效率按6.8给出的方法试验，分别给出组件在循环介质达到IOC、25、40C、55>70°C（或制造商指定的组件最高工作温度）稳态时的最大光电转换效率，并给出基于循环介质温度的光电效率曲线。组件在循环介质25°C稳态工况下光电转换效率应不小于表3的规定。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18.4单晶硅电池组件20硅基薄膜组件13铜钢镣硒（ClGS）组件15解化镉（CdTe）组件15其他薄膜组件14注：双面组件按正面效率判定。5.8 外热冲击按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。5.9 耐低温具有防冻功能的组件按6.10给出的方法试验，组件应无泄漏、损坏、变形、扭曲，部件与工质不应有冻结和损坏。5.10 耐压、闷晒、空晒、内热冲击和淋雨按6.11给出的方法试验，组件应符合下列规定：a）耐压试验后，无漏水、光伏电池破裂、隐裂等现象。b）闷晒、空晒和内热冲击试验后，无泄漏、开裂、破损、变形或其他损坏。c）淋雨试验后，无渗水和破坏。5.11 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。5.12 电输出状态下的光热性能5.12.1按6.13给出的方法试验，组件光热峰值效率应不低于0.30。5.12.2给出组件基于采光面积和平均温度的电输出状态下的瞬时效率曲线、组件光热峰值功率、有效热容和入射角修正系数。5.13 电容按6.14给出的方法试验，给出组件的电容。5.14 湿漏电流按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40Mm5.15 绝缘性能按6.16给出的方法试验，组件应无绝缘击穿和表面破裂，直流500V时的绝缘电阻乘以组件面积应不小于40Mm2<,5.16 高低温交变按6.17给出的方法试验，组件应无明显的泄漏、开裂、破损、变形或其他损坏，最大输出电功率衰减应不大于5%。5.17 电致发光按6.18给出的方法试验，组件应无明显的现隐裂、黑片、断栅、裂片或其他损坏。6试验方法6.1 试验顺序组件进行全部性能试验或2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试验方法1外观6.22面积偏差6.33光学性能6.44电容6.145机械强度6.56紫外老化6.67外热冲击6.98耐压6.119闷晒、空晒、内热冲击6.1110耐低温6.1011高低温交变6.1712绝缘性能6.1613湿漏电流6.1514淋雨6.1115热稳态下的光伏效率6.816电输出状态下的光热性能6.1317压力降6.1218盐雾腐蚀6.719电致发光6.1820外观6.26.2 外观在常温且照度不低于100OIX下，视检组件的外观情况，记录检查结果。组件进行2次外观检查一首次检查和末次检查，在完成其他试验项目之后进行末次检查。6. 3面积偏差将组件水平固定在支架上，用最小分度值Imm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。6.4 光学性能6. 4.1选取未钢化的盖板玻璃裁切为4cm边长的正方形样品，将其跟盖板玻璃采用相同工艺进行钢化后，按JC/T2170的规定测量太阳透射比。7. 4.2用测量过太阳透射比的玻璃灌封封装胶膜，待充分交联后，按Jeyr2170的规定测量组合体的太阳透射比。6.5 机械强度组件水平固定在试验架上，两端由2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。6.6 紫外老化组件紫外试验方法按GB/T19394的规定进行。6.7 盐雾腐蚀组件盐雾腐蚀试验方法按GB/T18912的规定进行。6.8 热稳态下的光伏效率6.8.1试验条件试验在室内模拟太阳环境中进行，环境温度(25±2)°C,组件表面的太阳辐照度(IoOO±200)W/m2、风速小于Im/s。6.8.2 试验程序按制造商规定的最小安装倾角或30°倾角安装组件。达到6.8.1给出的试验条件后，根据组件的总面积，以0.01kg(sm2)或制造商指定的流量向组件分别输入(10±1)、(25±l)0C.(40±1)、(55+l)C.(70±1)°C(或制造商指定的组件最高工作温度的介质)，记录组件出Fl处介质温度J待组件出口介质温度变化小于IC后，按IEC60904-1:2020的规定测量组件最大输出电功率P。6.8.3 结果处理热稳态下的光伏效率按公式(1)计算。式中：n一热稳态下的光伏效率，%;Pma组件最大输出电功率的数值，单位为瓦特(W);G一采光面上平均总辐照度的数值，单位为瓦特每平方米(Wm2);A一一组件总面积的数值，单位为平方米(m)热稳态下基于介质进出口平均温度的最大输出电功率曲线按公式(2)拟合。Pi=K牛+C(2)式中：Pmxm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一一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°C）;H一组件介质进口平均温度的数值，单位为摄氏度（C）;to组件介质出口平均温度的数值，单位为摄氏度（C）;C次拟合常数。6. 9外热冲击试验在室外进行，将组件安装在支架上，在太阳辐照度不小于800Wm2条件下空晒2h后，对组件均匀喷水，喷水水温（15±2）C,喷水流量大于150kg（m2h）,保持喷水5min,检查并记录组件是否有损坏。6.10耐低温6.10.1 组件的介质滞留耐冻试验按下列步骤进行：a）按制造商规定的最小安装倾角或30°倾角将组件安装在低温环境中。组件连接管道采用厚度不小于20mm的聚苯乙烯保温管防护。b）将组件充满制造商规定的循环介质，充入的介质温度在20C25°C。c）组件在（-20土2）C下保持Ih,然后将温度升高至+10°C,保持lh。d）重复步骤b）和c）,一共进行3次冷冻、升温循环。每个循环结束时，组件应在工作压力下重新充人循环介质，整个测试过程中监测组件管道距地面垂直高度最低点的介质温度。6.10.2 组件的排空耐低温试验按下列步骤进行：a）按制造商规定的最小安装倾角或30。倾角将组件安装在低温环境中。组件连接管道采用厚度不小于20mm的聚苯乙烯保温管防护。b）组件充水10min,然后用制造商安装的排水装置排水5min.充水温度在20°C、25°C。c）组件在（-20±2）°C下保持1h,然后将温度升高至+10°C,保持1h。d）重复步骤b）和c）,一共进行3次冷冻、升温循环。6.10 .3试验结束后检查并记录组件有无泄漏、损坏、变形、扭曲，部件与工质有无冻结和损坏。记录组件的介质滞留耐冻试验期间介质的种类和最低温度。6.11 耐压、闷晒、空晒、内热冲击和淋雨耐压、闷晒、空晒、内热冲击和淋雨试验方法按GB/T64242021中7.3、7.6、7.7、7.10和7.11的规定进行。6.12 压力降压力降的试验方法按GB/T4271的规定进行。6.13 电输出状态下的光热性能组件连接效率不小于90%且带有MPPT功能的逆变器，并入电压（220±22）V,频率（50±0.5）HZ的电网，按GB/T4271给出的试验方法进行热性能试验。单个组件不满足逆变器输入要求时，可增加组件数量，增加的组件和被测组件应处于相同的环境条件下。6.14 电容在环境温度（20±5）C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，使用精度不低于1.5%的电容电桥测试仪，按下列步骤测得组件的电容：a）用不透光盖板盖住组件的表面；b）用电容电桥测试仪测量组件正极接线和介质循环管路接口处单位为F的电容；C）将组件正极和介质循环管路接口短路放电1min;d）用电容电桥测试仪测量组件负极接线和介质循环管路接口处单位为UF的电容；e）由b）和C）测得的电容值，相差不超过10%时取2个结果的平均值，相差超过10%时重新测量。6.15 x湿漏电流的试验方法按IEC61215-2:2021的规定进行。6.16 绝缘性能在室温、相对湿度不超过75%的环境下，使用最大输出电压不小于150OV的有限流装置直流电压源、精度士1MC的绝缘电阻测试仪，按下列步骤试验。a）用不透光盖板盖住组件的表面。b）将组件正负极引出线短路连接形成测试点A。c）将组件边框暴露的金属部分和介质流道接口短路连接形成测试点B。无边框或边框是不良导体的组件，将组件的周边和背面用导电箔包裹，再将导电箔和介质流道接口短路连接。d）绝缘电阻测试仪正极连接测试点A,负极连接测试点B。e）以不大于500V/s的速率增加绝缘电阻测试仪的电压，直至1000V加上2倍的组件最大电压（组件的最大电压不超过50V时，所施加的电压应为500V）,维持此电压1min,f）降低绝缘电阻测试仪电压到零，并将其正负极短路使组件放电。g）拆去绝缘电阻测试仪正负极的短路。h）以不大于500Vs的速率增加绝缘电阻测试仪的电压，直至500V,维持此电压2min。i）检查组件绝缘击穿和表面破裂情况，记录50OV电压下绝缘电阻值，结果取整数。6.17 高低温交变组件的高低温交变试验按下列步骤进行。a）按制造商规定的最小安装倾角或30°倾角将组件安装在低温环境中。组件连接管道采用厚度不小于20mm的聚苯乙烯保温管防护。b）将组件与控温精度±2C的热水供给系统连接。O排空组件及管路内的水。d）组件在（一20±2）、相对湿度75%下保持Ih,然后在2min内将组件移出低温环境至1035、相对湿度75%的室温环境，热水供给系统以每平方米总面积0.01kg（s112）或制造商指定的流量向组件内充入80C热水，持续循环30min。e）停止热水循环，并排空组件及管路内的水。D重复步骤d）和e）,进行3次循环。循环结束2h后，检查组件有无泄漏、开裂、破损、变形或其他损坏并测试测量组件最大输出电功率。g）循环结束2h后，检查并记录组件有无泄漏、开裂、破损、变形或其他损坏情况，并测量组件最大输出电功率的衰减率。6.18电致发光电致发光试验方法按IEC63209-1:2021的规定进行，试验设备和图像处理按IEC60904-13:2018的规定进行。7检验规则7.1 检验分类7.1.1 检验分为出厂逐片检验、出厂抽样检验和型式检验。7.1.2 每个组件均应进行出厂逐片检验，每批均应进行出厂抽样检验。7.1.3 在下列情况之一时，应进行型式检验：a）新产品或老产品转厂生产的试制定型鉴定时；b）在正常情况下，自上一次型式检验起已连续生产超过1年时;c）产品停产半年以上，再恢复生产时；d）当产品设计、材料、工艺有重大改变，可能影响产品性能时；e）国家市场监管部门或用户提出要求时。7.2 检验项目检验项目见表5。表5检验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5.16.22面积偏差5.26.33光学性能5.36.44机械强度5.46.55紫外老化5.56.66盐雾腐蚀5.66.77热稳态下的光伏效率5.76.88外热冲击5.86.99耐低温5.96.1010耐压5.106.11711闷晒、空晒、内热冲击和淋雨5.106.1112压力降5.116.1213电输出状态下的光热性能5.126.13M电容5.136.1415湿漏电流5.146.1516绝缘性能5.156.1617高低温交变5.166.1718电致发光5.176.18注：为须检项目，“一”为不检项目。7.3 抽样方法7.3.1出厂抽样检验样品应在同批次出厂逐片检验合格的产品中随机抽取1片进行。7.3.2型式检验样品应在出厂抽样检验合格的产品中随机抽取2片进行。7.4判定规则出厂检验和型式检验的检验项目全部合格，判为合格产品；有1项不合格，判为不合格产品。8标志、包装、运输和储存8.1 树B铭牌应设置在组件下方，铭牌至少应包括以下内容:a）制造商；b）产品名称；c）商标；d）产品型号；e）轮廓采光面积；f）工质类型；g）工作压力；h）电容；i）系统最高电压；Ak)DIn)n)o)制造日期或生产批号；标况发电功率；电输出状态下的光热峰值效率；外形尺寸；单件重量；执行标准。8.2 包装8.2.1 组件应有遮光防护装置，主要部件之间应有防护层予以分隔，包装箱中应附外形尺寸图纸和装箱单。1.1 2.2外包装应捆扎牢固，并应符合GB/T13384的要求。8.3 运输在运输过程中，不应挤压、踩踏、抛掷和受雨雪淋袭。8.4 储存组件应储存在清洁、干燥、通风的仓库内，不应露天堆放。