NB/T 42104.2-2016
基本信息
标准号： NB/T 42104.2-2016
中文名称：地面用晶体硅光伏组件环境适应性测试要求第2部分:干热气候条件
标准类别：能源标准(NB)
标准状态：现行
出版语种：简体中文
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标准分类号
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标准简介
NB/T 42104.2-2016.Terrestrial crystalline silicon photovoltaic (PV) modules performance requirements in multiple climates Part 2: Hot-dry climate condition.
1范围
NB/T 42104.2规定了在干热气候条件下安装、使用的光伏组件的测试要求。
NB/T 42104.2适用于安装和使用在千热气候条件下的地面用晶体硅光伏组件。
2规范性引用文件
下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注8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/T 2423.37-2006 电工电子产 品环境试验第 2部分:试验方法试验L:沙尘试验
GB/T 4797.1-2005电工电子产品自然环境条件温度和湿度
GB/T6495.3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 17045电击防护装 置和设备的通用部分
GB/T 27025检测和校准实验室 能力的通用要求
IEC 60410-1973 周期检查计数抽样程序 及抽样表(Sampling Plans and Procedures for Inspection by Attributes)
IEC 60904-1 光伏器件 第1部分:光伏电流-电压特性的测量(Photovoltaic Devices-Part 1:Measurements of Photovoltaic Current-voltage Characteristics)
IEC 60904-2 光伏器件第2部分:标准太阳电池的要求( Photovoltaic Devices-Part 2:Requirements for Reference Solar Cells)
IEC 60904-6 光伏器件第6部分:标准太阳电池组件的技术要求( Photovoltaic Devices-Part 6:Requirements for Reference Solar Modules)
IEC 60904-9 光伏器件第9部分:太阳模拟器性能要求(Photovoltaic devices-Part 9: Solar simulator performance requirements)
IEC 60904-10 光伏器件第10部分:线性测量方法(Photovoltaic Devices-Part 10: Methods of Linearity Measurements)
IEC 61215: 2005
地面用晶体硅光伏组件一设计鉴定和定型[ Crystalline silicon trrestrial photovoltaic (PV) modules-Design qualification and type approval]
1范围
NB/T 42104.2规定了在干热气候条件下安装、使用的光伏组件的测试要求。
NB/T 42104.2适用于安装和使用在千热气候条件下的地面用晶体硅光伏组件。
2规范性引用文件
下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注8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/T 2423.37-2006 电工电子产 品环境试验第 2部分:试验方法试验L:沙尘试验
GB/T 4797.1-2005电工电子产品自然环境条件温度和湿度
GB/T6495.3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 17045电击防护装 置和设备的通用部分
GB/T 27025检测和校准实验室 能力的通用要求
IEC 60410-1973 周期检查计数抽样程序 及抽样表(Sampling Plans and Procedures for Inspection by Attributes)
IEC 60904-1 光伏器件 第1部分:光伏电流-电压特性的测量(Photovoltaic Devices-Part 1:Measurements of Photovoltaic Current-voltage Characteristics)
IEC 60904-2 光伏器件第2部分:标准太阳电池的要求( Photovoltaic Devices-Part 2:Requirements for Reference Solar Cells)
IEC 60904-6 光伏器件第6部分:标准太阳电池组件的技术要求( Photovoltaic Devices-Part 6:Requirements for Reference Solar Modules)
IEC 60904-9 光伏器件第9部分:太阳模拟器性能要求(Photovoltaic devices-Part 9: Solar simulator performance requirements)
IEC 60904-10 光伏器件第10部分:线性测量方法(Photovoltaic Devices-Part 10: Methods of Linearity Measurements)
IEC 61215: 2005
地面用晶体硅光伏组件一设计鉴定和定型[ Crystalline silicon trrestrial photovoltaic (PV) modules-Design qualification and type approval]
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标准内容
ICS29.120.01
备案号：57350-2017www.bzxz.net
中华人民共和国能源行业标准
NB/T42104.2—2016
地面用晶体硅光伏组件环境适应性测试要求
第2部分：干热气候条件
Terrestrial crystalline silicon photovoltaic (PV) modules performancerequirementsinmultipleclimatesPart2:Hot-dryclimatecondition2016-12-05发布
国家能源局
2017-05-01实施
规范性引用文件
术语和定义
应用等级·
试验·
合格判断
严重外观缺陷
重新测试·
试验项目
NB/T42104.2—2016
NB/T42104.2—2016
NB/T42104《地面用晶体硅光伏组件环境适应性测试要求》分为4个部分：一第1部分：一般气候条件；
第2部分：干热气候条件：
第3部分：湿热气候条件：
第4部分：高原气候条件。
本部分为NB/T42104的第2部分：干热气候条件。本部分按照GB/T1.1一2009《标准化工作导则第1部分：标准的结构和编写》给出的规则起草。本部分由中国电器工业协会提出并归口。本部分起草单位：中国质量认证中心、机械工业北京电工技术经济研究所、中检集团南方电子产品测试（深圳）股份有限公司、南京中认南信检测技术有限公司、上海市质量监督检验技术研究院、特变电工新疆新能源股份有限公司、西安普瑞新特能源有限公司、常熟阿特斯阳光电力科技有限公司、中国科学院电工研究所、东方日升新能源股份有限公司、中利腾晖光伏科技有限公司。本部分主要起草人：邢合萍、康巍、果岩、王健全、梁韬、刘媛媛、李松丽、刘海涛、王宾、郭庆、李长龙、陈光远、许涛、郭素琴、杨淑波、陈杰。I
1范围
NB/T42104.2—2016
地面用晶体硅光伏组件环境适应性测试要求第2部分：干热气候条件
本部分规定了在干热气候条件下安装、使用的光伏组件的测试要求。本部分适用于安装和使用在干热气候条件下的地面用晶体硅光伏组件。2规范性引用文件
下列文件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/T2423.37一2006电工电子产品环境试验第2部分：试验方法试验L：沙尘试验GB/T4797.1一2005电工电子产品自然环境条件温度和湿度GB/T6495.3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/T17045电击防护装置和设备的通用部分GB/T27025检测和校准实验室能力的通用要求IEC60410—1973周期检查计数抽样程序及抽样表（SamplingPlansandProceduresforInspectiorbyAttributes)
IEC60904-1光伏器件第1部分：光伏电流一电压特性的测量（PhotovoltaicDevices-Part1：Measurements of Photovoltaic Current-voltageCharacteristics)IEC60904-2光伏器件第2部分：标准太阳电池的要求（PhotovoltaicDevices-Part2：Requirements for Reference Solar Cells)IEC60904-6光伏器件第6部分：标准太阳电池组件的技术要求（PhotovoltaicDevices-Part6：Requirements for Reference Solar Modules)IEC60904-9光伏器件第9部分：太阳模拟器性能要求（Photovoltaicdevices-Part9：Solarsimulatorperformancerequirements)IEC60904-10光伏器件第10部分：线性测量方法（PhotovoltaicDevices-Part10：MethodsofLinearityMeasurements)
IEC61215：2005地面用晶体硅光伏组件一设计鉴定和定型［Crystallinesiliconterrestria】photovoltaic (PV)modules-Design qualification and type approval)IEC61701：2011光伏组件盐雾腐蚀试验［Saltmistcorrosiontestingofphotovoltaic（PV）modules]
IEC61730-1：2013光伏（PV）组件安全鉴定第1部分：结构要求［Photovoltaic（PV）modulesafety qualification Part 1-Requirements for construction]IEC61730-2：2012光伏（PV）组件安全鉴定第2部分：试验要求［Photovoltaic（PV）modulesafety qualification Part 2-Requirements for testingIEC61853-1光伏组件的性能试验和能量标定第1部分：辐照度、温度性能测量和额定功率[Photovoltaic (PV) module performance testing and energy rating-Part 1: Irradiance and temperatureperformance measurements and power ratingJIEC61853-2光伏组件的性能试验和能量标定第2部分：光谱响应度、入射角和组件工作温度1
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的测量[Photovoltaic（PV）moduleperformancetestingandenergyrating-Part2：Spectralresponsivityincidence angle and module operating temperature measurements3术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。3.1
气候条件climaticcondition
自然界中与气候相关的环境条件，由温度、湿度、气压、太阳辐射和降水（雨、雪、電等）等条件构成。
干热气候hot-dryclimate
温度和湿度的日平均值的年极值的平均值（见GB/T4797.1一2005）为低温一15℃、高温35℃，最大绝对湿度13g/m2的气候。干热气候的特点是一般水面年蒸发量超过降水量（V>N)，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、内蒙古、甘肃等地）属于典型的干热气候。3.3
标准试验条件standardtestcondition：STC辐照度1000W/m2，25℃电池温度，符合GB/T6495.3的标准太阳光谱辐照度分布。3.4
电致发光electroluminescent
简称EL，是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，使电子在能级间跃进、变化、复合，从而导致发光的一种物理现象。4应用等级
4.1概述
光伏组件可以有多种不同的应用方式，因此对光伏组件的构造以及在这些应用条件下的潜在危险进行评估是很重要的。满足相关的安全要求和必要的试验，以验证组件是否符合不同应用等级的要求。本章定义了这些应用等级以及用于每个应用等级的结构特性。4.2A级：公众可接近的、危险电压、危险功率条件下的应用等级通过本应用等级鉴定的组件可使用在公众可接触到的、大于直流50V或240W以上的系统中。通过IEC61730-1：2013和本应用等级鉴定的组件满足安全等级Ⅱ的要求。4.3B级：限制公众接近的、危险电压、危险功率条件下的应用等级通过本应用等级鉴定的组件可使用在通过围栏、特定区域或其他措施来限制公众接近的系统中。通过本应用等级鉴定的组件只提供了基本的绝缘保护，满足安全等级0的要求。4.4C级：使用在限定电压、限定功率条件下的应用等级通过本等级鉴定的组件只使用在公众可接触的、低于直流50V和240W的系统中。通过IEC61730-1：2013和本部分应用等级鉴定的组件满足安全等级ⅢI的要求。注：在GB/T17045中定义了安全等级。5抽样
从同一批或几批产品中，按IEC60410：1973规定的方法随机地抽取8个样品（如需要可增加备份）组件及测试所必须的配件若干。这些组件应由符合相应图纸和工艺要求规定的材料和元器件制成，并经过制造商常规检测、质量控制与产品验收程序。组件应该是完整的，附带制造商的贮运、安2
装和电路连接指示，包括系统最大允许电压。NB/T42104.2—2016
如果试验序列中包含旁路二极管热性能试验，且不能接触到标准组件中的旁路二极管，应准备一个特殊的样品进行试验。旁路二极管的安装应与在标准组件中的安装方式相同，并按照旁路二极管热性能试验对应条款的要求将温度传感器安装在二极管上。该样品不需要进行图1所示程序的其他试验。
如果被试验的组件是一种新设计的样品而不是来自于生产线上，应在试验报告中加以说明。6标识
6.1铭牌
每个组件都应有下列清晰而且擦不掉的标志：制造商的名称、标志或符号，产品名称；产品型号；
一产品序号；
引出端或引线的极性（可用颜色代码标识）：组件允许的最大系统电压；
-制造的日期和地点应注明在组件上，或可由产品序号溯源。注：应使用规范简体中文及国际通用符号。6.2以下附加标识应包含在组件上或使用说明书和安装资料中。所有的电性能数据应为标准试验条件（STC，详见3.3）下的数据。
组件开路电压（Vo）；
组件短路电流（Isc）；
组件最大功率（Pmax）；
-最大过载保护电流值；
推荐的最大串联组件数量和并联组件数量：一产品应用等级。
6.3仅适合于组件现场安装的电连接器应标明“有负载时不能断开”6.4对于开路电压超过50V的组件，和/或系统最大额定电压超过50V的组件，在组件连接装置附近应有醒目的“触电危险”的警告标志。7试验
在开始试验之前，要将所有组件，包括控制件，放置在自然光或模拟太阳光下经受20kWh/m辐照量的照射。如果辐照量超出20kWh/m2，在报告中应注明实际的辐照量。预处理试验期间，组件应连接负载，使组件状态保持在STC下最大功率点附近工作。如果预处理试验在自然光下进行，仅辐照度大手500W/m时才记入累积辐照量。如果预处理试验在太阳光模拟器下进行，辐照度应保持在800W/m2～1000W/m2状态，组件温度范围控制在50℃土10℃。
把组件分组，并按图1所示的顺序依次进行试验。图1中每个方框对应本标准的一条。具体的试验方法和要求，包括所需要进行的初始和最终的测试，详见第11章。其他气候条件下的试验分组和顺序见对应规范要求。在试验中，操作者应严格遵照制造商关于组件的贮运，安装和连接的要求。注1：在试验过程中，一个试验的最终测试作为下一个试验的初始测试时，下一个试验的初始测试可省略。注2：本规范的试验要求是作为干热气候条件下鉴定的最低要求。如果实验室和组件制造商同意，可以按其他气候条件或更高的要求进行试验。
NB/T42104.2—2016
干热气候条件的试验步骤（如果不是全项测试，未测试项目请用删除线划去）（备注：试验顺序可能会有偏差，但是试验必须要有文件记录）预处理20kWh/m2
外观检查
电致发光试验
标准试验条件下
的性能
绝缘耐压测试
湿漏电流试验
干热气候条件下
的性能
旁路二极管热
性能试验
热斑耐久试验
说明：
紫外线预处理
热循环试验
100次
湿冻试验
机械载荷试验
电致发光试验
湿漏电流试验
沙尘试验
热循环试验
400次
接地连续性试验
盐雾试验
接地连续性试验
如果组件已按照IEC61853-1或EC61853-2完成相关试验，可在报告中引用其试验结果，不需重复测试。如果在标准组件中旁路二极管无法触及，可定制一块组件专用于旁路二极管试验（见127），使旁路二极管可在试验中被测量。本组件仅完成旁路二极管试验和前后基础试验。C可根据干热气候的当地环境特征，增加沙尘试验。图1干热气候条件下晶体硅光伏组件环境适应性的试验程序8合格判断
如果每个试验样品达到下列各项判据，则认为该组件设计通过了该气候条件下的环境适应性测试。a）在标准试验条件下，组件的最大输出功率在每个单项试验后和每组序列试验后变化均不能超过5%：
b）在试验过程中，无组件呈现断路现象：c）无第9章中定义的任何严重外观缺陷：d）试验完成后满足绝缘试验要求：e）每组试验开始时和结束时，满足湿漏电流试验的要求；f）满足单个试验的特殊要求。
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如果两个或两个以上组件达不到上述判据，则该组件达不到该气候条件下的环境适应性测试要求。如果一个组件未通过任一项试验，取另外两个满足第5章抽样要求的组件从初始进行相关试验程序的全部试验。假如其中的一个或两个组件都未通过试验，该设计被判定达不到鉴定要求。如果两个组件都通过了试验，则该组件达到该气候条件下的环境适应性测试要求。9严重外观缺陷
对设计鉴定和定型，下列缺陷是严重的外观缺陷：a）破碎、开裂或外表面脱附，包括上层、下层、边框和接线盒：b）弯曲、不规整的外表面，包括上层、下层、边框和接线盒的不规整以至于影响到组件的安装和/或运行；
c）单体电池破损或开裂，造成该电池超过10%的区域失效；d）在组件的边缘和任何一部分电路之间形成连续的气泡或脱层通道；丧失机械完整性，导致组件的安装和/或工作都受到影响：e)
f）在任何一层中，组件电路或单个电池超过10%的电路，发生失效或可见的腐蚀；g）任何部分短路：
h）树脂材料表面变黏；
i）带电部分裸露：
j）密封材料、背板、表面、二极管或任何组件部分出现任何熔化或烧坏的痕迹；k）组件未按照第6章要求完成标识，或标识在任意试验后脱落或信息不可读。10报告
通过试验后，检测机构应按照GB/T27025给出正式的鉴定试验报告，该报告应包含被测的性能参数、试验失败以及再次试验的详细情况。所有的证书或测试报告应至少包含下列信息：a）标题；
b）试验室名称、地址以及试验进行地点：c）每份证书、报告及报告中的每一页都应有唯一的标示；d）客户的名称和地址（如适用）；e）试验项目的说明和代号；
f）试验项目的特征和条件：
g）试验样品的收到日期及试验日期（如适用）：h）所用试验方法的代号：
i）抽样程序参照的标准（如相关)：i）对试验方法的任何改动、添加或删除，以及其他的与特定试验相关的任何信息（例如环境条件)；
k）用表格、曲线、图或照片等适当方式表述的测量、检查和导出的结果，包括干热气候条件下的功率，热斑耐久试验中观测到的被遮挡电池的最大温度，用于紫外线预处理试验的灯的光谱机械载荷试验的安装方式、表面和背面的压强，初始和最终电致发光试验图片，所有试验后的功率变化，任何失败的发生均应在报告中记录；5
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1）试验结果误差估计的表述（如相关)；m）对证书或报告内容负责的责任人的签名、头衔或等同的标识、签署日期；n）表述的试验结果仅适用于所测样品（如相关）；o）声明未经试验室的书面许可，证书或报告不允许被部分复制：p）试验室制造商应保存本报告的副本以备参考。11重新测试
在组件的设计、材料、元器件或工艺作任何改变时，可能需要重新进行部分或全部试验来确保测试结论的有效性。
试验项目
12.1外观检查
本试验同IEC61215：2005的10.1，无内容变更。12.2电致发光试验
12.2.1目的
核查组件隐裂状况，比对试验前后隐裂变化，结合试验结果进行分析。12.2.2试验步骤
将被测组件放置在暗室中，用直流电源的正极与光伏组件的正极连接，负极与负极连接，向光伏组件分别通入不超过组件1倍和0.1倍Is。（短路电流）大小的反向电流，利用红外相机拍摄组件的照片。
12.3标准试验条件下的性能
本试验同EC61215：2005的10.6，无内容变更。12.4电气间隙、爬电距离测量和绝缘耐压试验12.4.1电气间隙、爬电距离测量无绝缘的不同电位带电体之间以及带电体和与可接触的金属部件之间的爬电距离和电气间隙不允许小于表1和表2的规定。
表1现场接线端子之间可接受的最小爬电距离电压
51~300
301~600
601~1000
1001~1500
最小爬电距离
最大系统电压
51~300
301~600
6011000
1001~1500
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表2内部带电体与可接触点之间可接受的最小电气间隙最小电气间隙
应用等级C级
应用等级B级
应用等级A级
这些要求不适用于组件内部带电部件之间的距离，组件内部带电部件之间的距离应满足部件相关要求。这些要求也不适用于固体绝缘材料，材料的绝缘特性可以利用局部放电试验进行验证。现场组件接线端子的爬电距离和电气间隙用组件的开路电压（V..）来判定。如果在端子排上有未标识的接线端子，或有专门标识的接地端子，爬电距离和电气间隙将根据最大系统电压来判定。注1：光伏组件中的封装材料也会吸湿，封装过程也不保证会形成完全密封。因此，规定的爬电距离和电气间隙是基于条件：污染度2级、材料等级IⅢIa和Ib、应用等级A、脉冲电压8kV。小数尾数采用进位法以得到偏于安全的数值。
注2：如果产品爬电距离和电气间隙不符合表1和表2中要求，须根据对应使用环境、系统电压和海拨补充绝缘耐压试验和脉冲电压试验。
现场接线端子的爬电距离和电气间隙应在有导线连接和没有导线连接两种情况下测量。导线应按实际应用时的方式进行连接。如果端子能适配，产品也没有标注使用限制，所用导线的线规应比要求的大一号，否则，导线用要求的线规。在决定爬电距离时，不大于0.4mm的间隙的表面之间被认为是相互接触的。12.4.2绝缘耐压试验
本试验同IEC61730-2—2012的10.3，无内容变更。12.5湿漏电流试验
本试验同IEC61215：2005的10.15，无内容变更。12.6干热气候条件下的性能
12.6.1目的
在干热气候条件（1100W/m2，75℃电池温度，GB/T6495.3的标准太阳光谱辐照分布）下确定组件随负荷变化的电性能。
12.6.2试验仪器
能够满足辐照度1100W/m2的光源（符合IEC60904-9要求的B级或更优的太阳模拟器或自然a）
光)；依据IEC60904-10的要求，应不影响相对光谱辐照度的分布及空间均勾性。b）符合IEC60904-2或IEC60904-6要求的标准光伏器件。如果使用B级模拟器，标准光伏器件应为标准光伏组件，该组件应采用与测试样品同样的制造技术（使光谱响应匹配）并且尺寸相同。c）合适的支架，用于使测试样品和标准器件在与入射光线垂直的同一平面内。d）监测测试样品和标准器件温度的装置，要求温度准确度为土1℃，重复性为土0.5℃。e）测量测试样品和标准器件电流的仪器，准确度为读数土0.2%。7
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f）测量测试样品和标准器件电压的仪器，准确度为读数土0.2%。g）能将测试样品温度设定到75℃土2℃温度的设备。12.6.3试验步骤
依据IEC60904-1的规定，在75℃土1℃电池温度和1100W/m2辐照度（用适当的标准器件测定）的自然光或符合IEC60904-9要求的B级或更优模拟器下，测量组件的电流一电压特性。12.7旁路二极管热性能试验
同IEC61215：2005的10.18。其中，10.18.3试验步骤e）和f）中“标准试验条件下的短路电流”变更为“标准试验条件下的短路电流的1.1倍”。12.8热斑耐久试验
12.8.1目的
确定组件承受热斑加热效应的能力，如这种效应可能导致焊接熔化或封装退化。电池不匹配或裂纹、内部连接失效、局部被遮光或弄脏均会引起这种缺陷。虽然本试验中绝对温度和相对功率损耗是不标准的，但是可利用最严峻的热斑发生情况来确保产品设计的安全性。12.8.2热斑效应
当组件中的一个电池或一组电池被遮光或损坏时，工作电流超过了该电池或电池组降低了的短路电流，在组件中会发生热斑加热。此时受影响的电池或电池组被置于反向偏置状态，消耗功率，从而引起过热。
如果功率消耗达到一定程度或者集中在某一位置，理论上电池或组串过热能够导致焊接材料融化、封装材料失效、表面和/或背面的玻璃材料破裂等缺陷情况。正确的使用旁路二极管能够在一定程度上预防热斑效应导致的失效情况发生。由于不同电池的反向特性差别很大，有必要根据其反向特性曲线与图3所示的“试验界限区”的交点，把电池分成电压限制型（A类）或电流限制型（B类）两类。两种类别的电池均可以承受热斑效应的发生。
图2所示的一个损坏或遮光电池的最大功率消耗的情况属A类，这种情况发生在反向曲线和（S-1）个电池的正向1-V曲线的映象在最大功率点的相交处。图2描述了由一组串联电池构成的组件的热斑效应，该组件中电池Y被部分遮光。Y消耗的功率等于组件电流与Y两端形成的反向电压的乘积。对任意辐照度水平，在短路时消耗的功率最大，此时加于Y的反向电压等于组件中其余（S-1）个电池产生的电压。在图2中用Y的反向I-V曲线和（S-1）个电池的正向I-V曲线的映象的交点处的阴影矩形来表示最大消耗功率。
(S-1）电池
Y电池消耗的功率
Y电池
图2A类电池的热斑效应
试验界限
并联电阻增大
（S-1）电池的Vap
图3反向特性
NB/T42104.2—2016
作为对比，图4表示一个B类电池在完全遮光时的最大功率消耗。应该注意，此时消耗的功率可能仅是组件总有效功率的一部分。Tap
(S-1）电池
Y消耗的功率
Y(全遮阴）
图4B类电池的热斑效应
12.8.3电池内部连接的分类
光伏组件中的太阳电池可以以下列方式之一进行连接：串联方式（CaseS)：S个电池呈单串串联连接（图2)；并联一串联连接方式（CasePS)：一个串联电路有S个串联区域，每一个区域包含P片电池并联（图5）；
国国购
2.1222.324
31323.33.43
图5并联一串联连接方式
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地面用晶体硅光伏组件环境适应性测试要求
第2部分：干热气候条件
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2017-05-01实施
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试验·
合格判断
严重外观缺陷
重新测试·
试验项目
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NB/T42104《地面用晶体硅光伏组件环境适应性测试要求》分为4个部分：一第1部分：一般气候条件；
第2部分：干热气候条件：
第3部分：湿热气候条件：
第4部分：高原气候条件。
本部分为NB/T42104的第2部分：干热气候条件。本部分按照GB/T1.1一2009《标准化工作导则第1部分：标准的结构和编写》给出的规则起草。本部分由中国电器工业协会提出并归口。本部分起草单位：中国质量认证中心、机械工业北京电工技术经济研究所、中检集团南方电子产品测试（深圳）股份有限公司、南京中认南信检测技术有限公司、上海市质量监督检验技术研究院、特变电工新疆新能源股份有限公司、西安普瑞新特能源有限公司、常熟阿特斯阳光电力科技有限公司、中国科学院电工研究所、东方日升新能源股份有限公司、中利腾晖光伏科技有限公司。本部分主要起草人：邢合萍、康巍、果岩、王健全、梁韬、刘媛媛、李松丽、刘海涛、王宾、郭庆、李长龙、陈光远、许涛、郭素琴、杨淑波、陈杰。I
1范围
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地面用晶体硅光伏组件环境适应性测试要求第2部分：干热气候条件
本部分规定了在干热气候条件下安装、使用的光伏组件的测试要求。本部分适用于安装和使用在干热气候条件下的地面用晶体硅光伏组件。2规范性引用文件
下列文件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/T2423.37一2006电工电子产品环境试验第2部分：试验方法试验L：沙尘试验GB/T4797.1一2005电工电子产品自然环境条件温度和湿度GB/T6495.3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/T17045电击防护装置和设备的通用部分GB/T27025检测和校准实验室能力的通用要求IEC60410—1973周期检查计数抽样程序及抽样表（SamplingPlansandProceduresforInspectiorbyAttributes)
IEC60904-1光伏器件第1部分：光伏电流一电压特性的测量（PhotovoltaicDevices-Part1：Measurements of Photovoltaic Current-voltageCharacteristics)IEC60904-2光伏器件第2部分：标准太阳电池的要求（PhotovoltaicDevices-Part2：Requirements for Reference Solar Cells)IEC60904-6光伏器件第6部分：标准太阳电池组件的技术要求（PhotovoltaicDevices-Part6：Requirements for Reference Solar Modules)IEC60904-9光伏器件第9部分：太阳模拟器性能要求（Photovoltaicdevices-Part9：Solarsimulatorperformancerequirements)IEC60904-10光伏器件第10部分：线性测量方法（PhotovoltaicDevices-Part10：MethodsofLinearityMeasurements)
IEC61215：2005地面用晶体硅光伏组件一设计鉴定和定型［Crystallinesiliconterrestria】photovoltaic (PV)modules-Design qualification and type approval)IEC61701：2011光伏组件盐雾腐蚀试验［Saltmistcorrosiontestingofphotovoltaic（PV）modules]
IEC61730-1：2013光伏（PV）组件安全鉴定第1部分：结构要求［Photovoltaic（PV）modulesafety qualification Part 1-Requirements for construction]IEC61730-2：2012光伏（PV）组件安全鉴定第2部分：试验要求［Photovoltaic（PV）modulesafety qualification Part 2-Requirements for testingIEC61853-1光伏组件的性能试验和能量标定第1部分：辐照度、温度性能测量和额定功率[Photovoltaic (PV) module performance testing and energy rating-Part 1: Irradiance and temperatureperformance measurements and power ratingJIEC61853-2光伏组件的性能试验和能量标定第2部分：光谱响应度、入射角和组件工作温度1
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的测量[Photovoltaic（PV）moduleperformancetestingandenergyrating-Part2：Spectralresponsivityincidence angle and module operating temperature measurements3术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。3.1
气候条件climaticcondition
自然界中与气候相关的环境条件，由温度、湿度、气压、太阳辐射和降水（雨、雪、電等）等条件构成。
干热气候hot-dryclimate
温度和湿度的日平均值的年极值的平均值（见GB/T4797.1一2005）为低温一15℃、高温35℃，最大绝对湿度13g/m2的气候。干热气候的特点是一般水面年蒸发量超过降水量（V>N)，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、内蒙古、甘肃等地）属于典型的干热气候。3.3
标准试验条件standardtestcondition：STC辐照度1000W/m2，25℃电池温度，符合GB/T6495.3的标准太阳光谱辐照度分布。3.4
电致发光electroluminescent
简称EL，是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，使电子在能级间跃进、变化、复合，从而导致发光的一种物理现象。4应用等级
4.1概述
光伏组件可以有多种不同的应用方式，因此对光伏组件的构造以及在这些应用条件下的潜在危险进行评估是很重要的。满足相关的安全要求和必要的试验，以验证组件是否符合不同应用等级的要求。本章定义了这些应用等级以及用于每个应用等级的结构特性。4.2A级：公众可接近的、危险电压、危险功率条件下的应用等级通过本应用等级鉴定的组件可使用在公众可接触到的、大于直流50V或240W以上的系统中。通过IEC61730-1：2013和本应用等级鉴定的组件满足安全等级Ⅱ的要求。4.3B级：限制公众接近的、危险电压、危险功率条件下的应用等级通过本应用等级鉴定的组件可使用在通过围栏、特定区域或其他措施来限制公众接近的系统中。通过本应用等级鉴定的组件只提供了基本的绝缘保护，满足安全等级0的要求。4.4C级：使用在限定电压、限定功率条件下的应用等级通过本等级鉴定的组件只使用在公众可接触的、低于直流50V和240W的系统中。通过IEC61730-1：2013和本部分应用等级鉴定的组件满足安全等级ⅢI的要求。注：在GB/T17045中定义了安全等级。5抽样
从同一批或几批产品中，按IEC60410：1973规定的方法随机地抽取8个样品（如需要可增加备份）组件及测试所必须的配件若干。这些组件应由符合相应图纸和工艺要求规定的材料和元器件制成，并经过制造商常规检测、质量控制与产品验收程序。组件应该是完整的，附带制造商的贮运、安2
装和电路连接指示，包括系统最大允许电压。NB/T42104.2—2016
如果试验序列中包含旁路二极管热性能试验，且不能接触到标准组件中的旁路二极管，应准备一个特殊的样品进行试验。旁路二极管的安装应与在标准组件中的安装方式相同，并按照旁路二极管热性能试验对应条款的要求将温度传感器安装在二极管上。该样品不需要进行图1所示程序的其他试验。
如果被试验的组件是一种新设计的样品而不是来自于生产线上，应在试验报告中加以说明。6标识
6.1铭牌
每个组件都应有下列清晰而且擦不掉的标志：制造商的名称、标志或符号，产品名称；产品型号；
一产品序号；
引出端或引线的极性（可用颜色代码标识）：组件允许的最大系统电压；
-制造的日期和地点应注明在组件上，或可由产品序号溯源。注：应使用规范简体中文及国际通用符号。6.2以下附加标识应包含在组件上或使用说明书和安装资料中。所有的电性能数据应为标准试验条件（STC，详见3.3）下的数据。
组件开路电压（Vo）；
组件短路电流（Isc）；
组件最大功率（Pmax）；
-最大过载保护电流值；
推荐的最大串联组件数量和并联组件数量：一产品应用等级。
6.3仅适合于组件现场安装的电连接器应标明“有负载时不能断开”6.4对于开路电压超过50V的组件，和/或系统最大额定电压超过50V的组件，在组件连接装置附近应有醒目的“触电危险”的警告标志。7试验
在开始试验之前，要将所有组件，包括控制件，放置在自然光或模拟太阳光下经受20kWh/m辐照量的照射。如果辐照量超出20kWh/m2，在报告中应注明实际的辐照量。预处理试验期间，组件应连接负载，使组件状态保持在STC下最大功率点附近工作。如果预处理试验在自然光下进行，仅辐照度大手500W/m时才记入累积辐照量。如果预处理试验在太阳光模拟器下进行，辐照度应保持在800W/m2～1000W/m2状态，组件温度范围控制在50℃土10℃。
把组件分组，并按图1所示的顺序依次进行试验。图1中每个方框对应本标准的一条。具体的试验方法和要求，包括所需要进行的初始和最终的测试，详见第11章。其他气候条件下的试验分组和顺序见对应规范要求。在试验中，操作者应严格遵照制造商关于组件的贮运，安装和连接的要求。注1：在试验过程中，一个试验的最终测试作为下一个试验的初始测试时，下一个试验的初始测试可省略。注2：本规范的试验要求是作为干热气候条件下鉴定的最低要求。如果实验室和组件制造商同意，可以按其他气候条件或更高的要求进行试验。
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干热气候条件的试验步骤（如果不是全项测试，未测试项目请用删除线划去）（备注：试验顺序可能会有偏差，但是试验必须要有文件记录）预处理20kWh/m2
外观检查
电致发光试验
标准试验条件下
的性能
绝缘耐压测试
湿漏电流试验
干热气候条件下
的性能
旁路二极管热
性能试验
热斑耐久试验
说明：
紫外线预处理
热循环试验
100次
湿冻试验
机械载荷试验
电致发光试验
湿漏电流试验
沙尘试验
热循环试验
400次
接地连续性试验
盐雾试验
接地连续性试验
如果组件已按照IEC61853-1或EC61853-2完成相关试验，可在报告中引用其试验结果，不需重复测试。如果在标准组件中旁路二极管无法触及，可定制一块组件专用于旁路二极管试验（见127），使旁路二极管可在试验中被测量。本组件仅完成旁路二极管试验和前后基础试验。C可根据干热气候的当地环境特征，增加沙尘试验。图1干热气候条件下晶体硅光伏组件环境适应性的试验程序8合格判断
如果每个试验样品达到下列各项判据，则认为该组件设计通过了该气候条件下的环境适应性测试。a）在标准试验条件下，组件的最大输出功率在每个单项试验后和每组序列试验后变化均不能超过5%：
b）在试验过程中，无组件呈现断路现象：c）无第9章中定义的任何严重外观缺陷：d）试验完成后满足绝缘试验要求：e）每组试验开始时和结束时，满足湿漏电流试验的要求；f）满足单个试验的特殊要求。
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如果两个或两个以上组件达不到上述判据，则该组件达不到该气候条件下的环境适应性测试要求。如果一个组件未通过任一项试验，取另外两个满足第5章抽样要求的组件从初始进行相关试验程序的全部试验。假如其中的一个或两个组件都未通过试验，该设计被判定达不到鉴定要求。如果两个组件都通过了试验，则该组件达到该气候条件下的环境适应性测试要求。9严重外观缺陷
对设计鉴定和定型，下列缺陷是严重的外观缺陷：a）破碎、开裂或外表面脱附，包括上层、下层、边框和接线盒：b）弯曲、不规整的外表面，包括上层、下层、边框和接线盒的不规整以至于影响到组件的安装和/或运行；
c）单体电池破损或开裂，造成该电池超过10%的区域失效；d）在组件的边缘和任何一部分电路之间形成连续的气泡或脱层通道；丧失机械完整性，导致组件的安装和/或工作都受到影响：e)
f）在任何一层中，组件电路或单个电池超过10%的电路，发生失效或可见的腐蚀；g）任何部分短路：
h）树脂材料表面变黏；
i）带电部分裸露：
j）密封材料、背板、表面、二极管或任何组件部分出现任何熔化或烧坏的痕迹；k）组件未按照第6章要求完成标识，或标识在任意试验后脱落或信息不可读。10报告
通过试验后，检测机构应按照GB/T27025给出正式的鉴定试验报告，该报告应包含被测的性能参数、试验失败以及再次试验的详细情况。所有的证书或测试报告应至少包含下列信息：a）标题；
b）试验室名称、地址以及试验进行地点：c）每份证书、报告及报告中的每一页都应有唯一的标示；d）客户的名称和地址（如适用）；e）试验项目的说明和代号；
f）试验项目的特征和条件：
g）试验样品的收到日期及试验日期（如适用）：h）所用试验方法的代号：
i）抽样程序参照的标准（如相关)：i）对试验方法的任何改动、添加或删除，以及其他的与特定试验相关的任何信息（例如环境条件)；
k）用表格、曲线、图或照片等适当方式表述的测量、检查和导出的结果，包括干热气候条件下的功率，热斑耐久试验中观测到的被遮挡电池的最大温度，用于紫外线预处理试验的灯的光谱机械载荷试验的安装方式、表面和背面的压强，初始和最终电致发光试验图片，所有试验后的功率变化，任何失败的发生均应在报告中记录；5
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1）试验结果误差估计的表述（如相关)；m）对证书或报告内容负责的责任人的签名、头衔或等同的标识、签署日期；n）表述的试验结果仅适用于所测样品（如相关）；o）声明未经试验室的书面许可，证书或报告不允许被部分复制：p）试验室制造商应保存本报告的副本以备参考。11重新测试
在组件的设计、材料、元器件或工艺作任何改变时，可能需要重新进行部分或全部试验来确保测试结论的有效性。
试验项目
12.1外观检查
本试验同IEC61215：2005的10.1，无内容变更。12.2电致发光试验
12.2.1目的
核查组件隐裂状况，比对试验前后隐裂变化，结合试验结果进行分析。12.2.2试验步骤
将被测组件放置在暗室中，用直流电源的正极与光伏组件的正极连接，负极与负极连接，向光伏组件分别通入不超过组件1倍和0.1倍Is。（短路电流）大小的反向电流，利用红外相机拍摄组件的照片。
12.3标准试验条件下的性能
本试验同EC61215：2005的10.6，无内容变更。12.4电气间隙、爬电距离测量和绝缘耐压试验12.4.1电气间隙、爬电距离测量无绝缘的不同电位带电体之间以及带电体和与可接触的金属部件之间的爬电距离和电气间隙不允许小于表1和表2的规定。
表1现场接线端子之间可接受的最小爬电距离电压
51~300
301~600
601~1000
1001~1500
最小爬电距离
最大系统电压
51~300
301~600
6011000
1001~1500
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表2内部带电体与可接触点之间可接受的最小电气间隙最小电气间隙
应用等级C级
应用等级B级
应用等级A级
这些要求不适用于组件内部带电部件之间的距离，组件内部带电部件之间的距离应满足部件相关要求。这些要求也不适用于固体绝缘材料，材料的绝缘特性可以利用局部放电试验进行验证。现场组件接线端子的爬电距离和电气间隙用组件的开路电压（V..）来判定。如果在端子排上有未标识的接线端子，或有专门标识的接地端子，爬电距离和电气间隙将根据最大系统电压来判定。注1：光伏组件中的封装材料也会吸湿，封装过程也不保证会形成完全密封。因此，规定的爬电距离和电气间隙是基于条件：污染度2级、材料等级IⅢIa和Ib、应用等级A、脉冲电压8kV。小数尾数采用进位法以得到偏于安全的数值。
注2：如果产品爬电距离和电气间隙不符合表1和表2中要求，须根据对应使用环境、系统电压和海拨补充绝缘耐压试验和脉冲电压试验。
现场接线端子的爬电距离和电气间隙应在有导线连接和没有导线连接两种情况下测量。导线应按实际应用时的方式进行连接。如果端子能适配，产品也没有标注使用限制，所用导线的线规应比要求的大一号，否则，导线用要求的线规。在决定爬电距离时，不大于0.4mm的间隙的表面之间被认为是相互接触的。12.4.2绝缘耐压试验
本试验同IEC61730-2—2012的10.3，无内容变更。12.5湿漏电流试验
本试验同IEC61215：2005的10.15，无内容变更。12.6干热气候条件下的性能
12.6.1目的
在干热气候条件（1100W/m2，75℃电池温度，GB/T6495.3的标准太阳光谱辐照分布）下确定组件随负荷变化的电性能。
12.6.2试验仪器
能够满足辐照度1100W/m2的光源（符合IEC60904-9要求的B级或更优的太阳模拟器或自然a）
光)；依据IEC60904-10的要求，应不影响相对光谱辐照度的分布及空间均勾性。b）符合IEC60904-2或IEC60904-6要求的标准光伏器件。如果使用B级模拟器，标准光伏器件应为标准光伏组件，该组件应采用与测试样品同样的制造技术（使光谱响应匹配）并且尺寸相同。c）合适的支架，用于使测试样品和标准器件在与入射光线垂直的同一平面内。d）监测测试样品和标准器件温度的装置，要求温度准确度为土1℃，重复性为土0.5℃。e）测量测试样品和标准器件电流的仪器，准确度为读数土0.2%。7
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f）测量测试样品和标准器件电压的仪器，准确度为读数土0.2%。g）能将测试样品温度设定到75℃土2℃温度的设备。12.6.3试验步骤
依据IEC60904-1的规定，在75℃土1℃电池温度和1100W/m2辐照度（用适当的标准器件测定）的自然光或符合IEC60904-9要求的B级或更优模拟器下，测量组件的电流一电压特性。12.7旁路二极管热性能试验
同IEC61215：2005的10.18。其中，10.18.3试验步骤e）和f）中“标准试验条件下的短路电流”变更为“标准试验条件下的短路电流的1.1倍”。12.8热斑耐久试验
12.8.1目的
确定组件承受热斑加热效应的能力，如这种效应可能导致焊接熔化或封装退化。电池不匹配或裂纹、内部连接失效、局部被遮光或弄脏均会引起这种缺陷。虽然本试验中绝对温度和相对功率损耗是不标准的，但是可利用最严峻的热斑发生情况来确保产品设计的安全性。12.8.2热斑效应
当组件中的一个电池或一组电池被遮光或损坏时，工作电流超过了该电池或电池组降低了的短路电流，在组件中会发生热斑加热。此时受影响的电池或电池组被置于反向偏置状态，消耗功率，从而引起过热。
如果功率消耗达到一定程度或者集中在某一位置，理论上电池或组串过热能够导致焊接材料融化、封装材料失效、表面和/或背面的玻璃材料破裂等缺陷情况。正确的使用旁路二极管能够在一定程度上预防热斑效应导致的失效情况发生。由于不同电池的反向特性差别很大，有必要根据其反向特性曲线与图3所示的“试验界限区”的交点，把电池分成电压限制型（A类）或电流限制型（B类）两类。两种类别的电池均可以承受热斑效应的发生。
图2所示的一个损坏或遮光电池的最大功率消耗的情况属A类，这种情况发生在反向曲线和（S-1）个电池的正向1-V曲线的映象在最大功率点的相交处。图2描述了由一组串联电池构成的组件的热斑效应，该组件中电池Y被部分遮光。Y消耗的功率等于组件电流与Y两端形成的反向电压的乘积。对任意辐照度水平，在短路时消耗的功率最大，此时加于Y的反向电压等于组件中其余（S-1）个电池产生的电压。在图2中用Y的反向I-V曲线和（S-1）个电池的正向I-V曲线的映象的交点处的阴影矩形来表示最大消耗功率。
(S-1）电池
Y电池消耗的功率
Y电池
图2A类电池的热斑效应
试验界限
并联电阻增大
（S-1）电池的Vap
图3反向特性
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作为对比，图4表示一个B类电池在完全遮光时的最大功率消耗。应该注意，此时消耗的功率可能仅是组件总有效功率的一部分。Tap
(S-1）电池
Y消耗的功率
Y(全遮阴）
图4B类电池的热斑效应
12.8.3电池内部连接的分类
光伏组件中的太阳电池可以以下列方式之一进行连接：串联方式（CaseS)：S个电池呈单串串联连接（图2)；并联一串联连接方式（CasePS)：一个串联电路有S个串联区域，每一个区域包含P片电池并联（图5）；
国国购
2.1222.324
31323.33.43
图5并联一串联连接方式
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