CQC 标志认证 -- 光伏专业 工厂检查员教材

1. CQC标志认证--光伏专业工厂检查员教材 中国质量认证中心 （备案稿）

3. PV电池片分类

4. PV组件正面图 栅线，负极

5. PV组件背面图 底电极，正极

6. PV电池发电原理（见附件） • 太阳光照在半导体p-n结上，形成新的空穴-电子对，在p-n结电场的作用下，空穴由n区流向p区，电子由p区流向n区，接通外电路后就形成电流。这就是光电效应太阳能电池的工作原理。 • 单体太阳能电池是将光能转换成电能的最小单元。由于它的输出电压只有0.4-0.5V左右，输出功率只有2-3W左右，远不能满足一般用电设施的基本要求。再加上单体电池本身易破碎、易被腐蚀，若直接暴露在大气中，光电转换效率会由于潮湿、灰尘、酸雨、冰雹、风砂等的影响而下降，为此，须将若干个单体电池按电性能分类进行串并联，经过封装后组合成可以作为电源使用的最小单元，即太阳能光伏电池组件。 • 电池组件主要有串联和并联两种方式，也可以同时采用串、并联混合方式。串联方式可以在不改变输出电流的情况下使输出电压成比例增加，并联方式可以在不改变输出电压的情况下使输出电流成比例增加，而串、并联混合方式则既能增加输出电压，又可增加输出电流。在需要更大功率的场合，则需要将多个电池组件连接成为电池方阵，以向负载提供数值更大的输出电压、输出电流和输出功率。 包括通过逆变器向电网输电。

7. PV组件的生产过程和工艺（见视频） • 对电池片进行测试，并按照输出参数对其进行分类； • 再用金属导电带按需要将太阳能电池焊接在一起。一般是36片或72片太阳能电池串联，最后汇成一条正极和一条负极引出来。 • 按照低铁钢化白玻璃或其他透明盖板、乙烯-醋酸乙烯酯膜EVA、太阳能电池串和乙烯-醋酸乙烯酯膜EVA的顺序叠放，后面盖以聚氟乙烯复合膜，也即TPT材料，搞好层压敷设。然后，放入真空层压机，在150度温度下抽真空后进行热压固化。热压固化循环时间大约需要25分钟。固化时由于EVA熔化而向外延伸形成毛边，所以还应采取修边工艺将其切除。 • 经固化并修边后，再于四围加上密封条，装上经过阳极氧化的铝合金边框以增加强度。 • 背面固定接线盒，连上二极管，一个太阳能光伏组件就做成了。 • 以上工艺在目前封装技术中占主流地位。其它还有环氧树脂封装、中空玻璃封装和灌胶封装等多种方式。

8. 光伏发电系统的组成 • 并网光伏发电系统电站由若干PV组件形成组串，若干组串再经汇流箱形成子阵列后接逆变器，若干逆变器并联到一个大功率升压变压器后并网。 • 离网光伏系统与电站的区别在于不能依靠并网来储存能量，因此必须配备储能蓄电池，因此，还要有控制器，如果应用在用户侧（不是中压供电侧），且功率不大，通常不超过10kW,变压器可以内装在逆变器中。

9. PV组件技术要求 性能要求 • 晶体硅PV组件：IEC61215:2005 • 薄膜PV组件：IEC61646:2006 质量可靠性和耐环境要求 • 晶体硅PV组件：IEC61215:2005 • 薄膜PV组件：IEC61646:2006 安全要求(晶体硅和薄膜PV组件) • IEC61730-1 • IEC61730-2

10. PV组件性能要求 • PV组件的I-V特性，包括短路电流Is, 开路电压Vo, 最大输出功率Pm，最大输出功率下的电流Ipm,最大输出功率下的Vpm（可一次同时测得）。 • 在1000W/m2的辐照度（一个太阳光）的条件下输出功率不低于铭牌值5％； • 200W/m2低辐照度下的功率输出（无要求，设计参考）； • NOCT正常工作条件下的最大工作温度。 • 电流温度系数α，电压温度系数β和功率温度系数γ（没有限值要求，仅供设计参考）

11. 质量可靠性和耐环境要求 • 外观，隐裂 • 湿热 • 冷热循环 • 湿冻 • 热斑 • 机械载荷 • 冰雹试验 • 撞击试验 • 火焰燃烧试验（BIPV/BAPV组件） • 盐雾试验 • 紫外辐射老化试验 • 上述试验后输出功率不低于初始值的5％

12. PV组件安全要求 • 结构 • 材料 • 绝缘电阻 • 湿态漏电流 • 耐电强度 • 接地阻抗 • 雷击脉冲 • 旁路二极管温度 • 接线盒安全 • 连接器安全

13. 光伏组件依据标准 性能和可靠性环境适应性： • GB9535-1998/IEC61215:2005《地面用晶体硅光伏组件设计鉴定和定型》 • GB18911-2002/IEC61646:2006《地面用薄膜光伏组件设计鉴定和定型》 • 盐雾GB/T18912-2002/IEC61701:1995《光伏组件盐雾腐蚀试验》 安全 • GB/T20047.1-2006/IEC61730-1：2004《光伏(PV)组件安全鉴定第一部分：结构要求》 • IEC61730-2：2004《光伏(PV)组件安全鉴定第二部分：试验要求》 • GB/T19394-2003/IEC61345:1998《光伏（PV）组件紫外试验》

14. PV组件关键材料 • 电池片（关键参数：转换效率，影响输出功率） • 玻璃， （外壳，影响最大功率输出） • EVA （胶，影响可靠性，性能） • 背膜 （影响安全，局部放电试验） • 接线盒 • 连接电缆和插头 • 旁路二极管（影响安全，可靠性（热斑））

15. PV组件关键工艺 • 电池片筛选工艺 剔除输出特性（功率）不符合要求的电池片或分类 • 焊接工艺 烙铁温度的准确性及稳定性、焊接不良率 • 层压工艺 层压机加热板的温度、抽真空时间、加压时间、抽真空速率 • 成品检验 组件I-V特性，相对测量，随机误差，系统误差用标片修正 • 打胶工艺 打胶均匀性，覆盖部位

16. PV组件出厂检验项目和必备仪器设备 • 外观检查（隐裂） • 成品I-V特性（注意测试环境温度） 1. 太阳光模拟器测试系统，包括C级模拟光源和采集 器负载； 2. 经过校准的标片，尺寸和材料应与被测成品一致； • 干态绝缘电阻测试仪器 • 耐电强度测试仪器 • 接地连续性（IEC61730）

17. PV组件出厂电气检验要求和方法 • 绝缘试验（IEC61730） —Class A： 2倍最大系统电压+4000Vdc —Class B： 1倍最大系统电压+2000Vdc • 绝缘试验（IEC61215） —1000V＋2倍最大系统电压/2s(1min) —500V（如果系统电压不超过50V）/1s(2min) 耐压仪器正极接短路的输出正负极，负极接外金属框、部件。 • 接地连续性（IEC61730-2） 在接地端子（如有的话）与金属框、部件间施加2.5倍于过流保 护装置额定电流值的试验电流，测量出电压降与试验电流之比 或直接测量阻抗，应≤0.1Ω。如果没有过流保护装置，要看组 串中或者汇流箱中的过流保护装置。

18. 光伏逆变器基本工作原理 • 将直流输入通过震荡（斩波）整形产生正弦电压，（通过内置变压器）直接转变成220V输出。 • 通过外置升压变压器将上述功率输出升至电网中压或 110kV高压。 • 可以是通过模块化并联达到功率集成,例如 10kW×6=60kW。 • 离网型逆变器通常还有内置控制器 • 大功率逆变器直流输入端还需要前置汇流箱开关柜等

19. 逆变器/控制器认证技术要求 • 接口性能－GB19939-2005《光伏系统并网技术要求》 • 安全要求－IEC62109-1：2009《光伏电源系统用电力转换设备的安全》 • 孤岛防护－IEC62116《并网光伏逆变器孤岛防护措施试验程序》 最大功率跟踪（MPPT）功能 • 电磁兼容（金太阳认证，仅对10kW以下） • 环境适应性（金太阳认证要求，适用时） • 效率（包括欧洲效率，CQC可开展独立认证） • 控制器列入金太阳示范工程范围，但是未指定标准，CNAS/CTS0004:2009 由于适用于400V以下并网逆变器，不适用于控制器。按CQC标志认证处理， 需要满足安全和电磁兼容要求。

20. 逆变器接口特性 逆变器输出功率质量应满足电网并网要求的能力，包括： • 逆变效率 • 电流谐波 • 功率因数(PF) • 工作电压 • 工作频率 • 直流分量（如果认证产品销售配置交流隔离变压器，则此项不测） • 低压穿越 • 回馈

21. 金太阳认证对并网逆变器保护功能要求 • 过/欠压保护 • 过/欠频保护 • 恢复并网保护 • 过流保护 • 防反放电保护 • 极性反接保护 • 过载保护

22. 并网/离网逆变器安全设计要求 • 基本同IEC60950 • 警告标识 • 触电和能量危险的防护 • 机械危险的防护 • 着火危险的防护 • 声压危险的防护 • 液体危险的防护 • 化学危险的防护 • 物理要求 • 零部件

23. 孤岛防护设计要求 • 当电网电压频率偏离规定值时，逆变器应在规 定时间（2s）跳闸离网，电网恢复后一段时间 后再合闸并网，保护电网维护人员安全； • 保护用户侧用电设备，保护电网； • 测量在规定的各个功率点上进行

24. CQC标志认证逆变器电磁兼容要求 • 按照国际标准(EN50178)，大功率的逆变器不直接进行电磁兼容测量，包括EMS, EMI，可以采用简化测量或推断。 • CNCA/CTS0004:2009规定的小功率逆变器电磁兼容标准 • GB/T17799.2-2003/IEC61000-6-2:2005 电磁兼容通用标准 工业环境中的抗扰度试验. • GB/T17799.4-2001/IEC61000-6-4:2007 电磁兼容通用标准 工业环境中的发射 • 欧洲认证的电磁兼容项目与此不同（需要商榷）

25. 最大功率跟踪MTTP • PV组件的I-V特性说明其内阻是变化的，从0至∞。 • 每个组件由于材料的原因，扩延P-N结的工艺等原因，不同型号组件其内阻是不同的。 • 多个组件组成组串，再组成子阵列，再加上接线盒和输出线缆、汇流箱等线路损耗， I-V特性更是不可知的。 • 最大功率跟踪就是逆变器以软件控制方式调整其输入阻抗，使其I-V特性与PV子阵列的I-V特性一致，以得到最大输入功率和最大输出功率。 • 以软件算法实现MTTP

26. PV组件的IV特性

27. 获得最大功率的条件 • P=I2·R=[U/(R+r)]2·R=U2·R/(R2+2·R·r+r2) • =U2·R/[(R-r)2+4·R·r] • =U2/{[(R-r)2/R]+4·r} • 可以看出，R=r时，功率为最大，且为源内阻为0时的理想输出功率的1/4。

28. 逆变器关键材料和关键工艺 • IEC62109－1第14章－零部件（基本同IEC60950） • 分断开关 • 热保护器 • 过流保护器 • 电源线 • 印制线路板 • 冷却风扇 • 变压器 • 雷击电压抑制器 • 滤波电容器 • 电池

29. 逆变器CQC认证工厂例行试验项目 安全例行检验（100％） • 设备外观，铭牌信息，警告标识 • 绝缘耐电强度试验 • 保护接地连续性试验 • 接触电流试验 出厂合格性能检验 • 电压，频率 • 直流分量 • 正常频率工作范围 • 谐波和波形畸变

30. 有关现场目击试验项目 签于逆变器的超大功率，超大体积，超重重量，在 企业具备必要的检测设备的前提下，超过100kW 的逆变器可以在现场目击测试。 现场目击试验项目： • 安全 • 接口特性 • 保护功能 • 孤岛防护效应

31. 目击试验企业必备的检测仪器设备 • 可模拟光伏组件I-V特性的可程控直流电源，例如：瑞士TOPCON（推荐方法，也可用光伏阵列代替） • 功率相当的直流电源（如果第一项要求的设备不具备的话） • RLC直流负载，可以按10mA分段精确调整，例如北京群菱中达 • 模拟电网负载的交流电源，电压可调，频率可调。 • 功率分析仪，YOKOGAWA WT3000

32. 光伏储能蓄电池（PVES）认证要求 • 光伏储能电池为列入国家金太阳示范工程四大产品之 一，也是CQC开展标志认证的产品； • 光伏发电系统储能用蓄电池与铁路，汽车，通信基站 等普遍使用的低成本铅酸蓄电池不同，而是要满足光 伏系统特定要求的蓄电池，通常为铅酸蓄电池和镍－ 镉蓄电池，而不是电动汽车目前使用的磷酸锂铁电 池。 • 认证检测用标准IEC61427:2005/GB/T22473:2008 • 金太阳示范工程中未指定认证用标准

33. 光伏储能电池（PVES）的特点 光伏系统的特殊性表现在： 1.光伏系统输出给蓄电池的充电能量在不同时间有很大的不同。以中午垂直照射为“一个太阳”的充电量为1为例，夜晚为0，早、晚约0.2，某些特定的天数辐照度可能还会导致充电系数为1.2，形成过充电。 2.要求在不充电的情况下能持续放电5天甚至15天（取决于当地气候和电负荷统计数据）。 3.应具有与光伏系统工作寿命（例如20年）对应的长期工作寿命（5-7年） 。

34. 光伏储能电池（PVES）认证检测用标准和项目 IEC61427:2005/GB/T22473:2008 • 机械耐久性 • 充电效率 • 深度放电保护 • 安全性 • 容量测试 • 耐久性循环测试 （CQC标志认证接受国家生产许可证的测试数据或结果） • 充电保持测试 • 光伏系统应用条件的耐久性循环测试（极端条件）

35. 有独立检测标准的光伏系统附件 • 接线盒IEC61730/EN50548 • 连接电缆和插头IEC61730/EN50521 • 汇流箱IEC62109/EN50178 • 控制器IEC62109/EN50178 • 背膜IEC60664 • 玻璃（国家有关建筑玻璃幕墙标准，仅限于BIPV系统） 在目前没有国家标准的情况下，根据企业要求，CQC可以依据上述国际标准开展CQC标志认证

36. 独立光伏应用系统 • 独立光伏应用系统区别于并网光伏发电系统，通常是从独立发电到固定应用的小系统。例如，太阳能路灯，太阳能无人值守基站电源，太阳能信号灯等。 • 独立光伏应用系统通常由一个光伏组件或若干光伏组件连接成形成光伏组串或阵列，控制器，蓄电池，迷你逆变器，用电设备组成。 • 特点：自发自用，小功率，一定有蓄电池 • 独立光伏系统可能使用聚焦型光伏组件（IEC62108） • 独立光伏系统可以是风光互补型

37. 典型的独立光伏系统应用 内置储能蓄电池 PV组件 支架 LED照明光源

38. PV组件全过程质量监控（二方审核） 鉴于光伏电站投资大，施工环节多，PV组件第五种认证制度的合格结果还不足以让买家放心，因此，CQC开展二方审核，包括对生产厂派员驻厂监督，甚至全过程质量监控。内容包括以下： • 对企业的质量保证能力进行评审，如果该企业获得CQC体系认证，可以减免评审； • 驻厂对关键材料，关键工艺现场监控和合格品监控、监测; • 驻厂对监控的合格品监督装货、发货; • 对监控批产品进行抽样，在CQC签约试验室进行部份项目的标准符合性测试（若该产品已经获得CQC标志认证，则此检测可减免）； • 安装使用现场监督卸货; • 安装使用现场抽样测试; • 子系统（子阵列）测试; • 系统测试（验收或鉴定）。

39. PV组件生产厂驻厂监督关键件

40. PV组件生产厂驻厂监督关键工艺

41. 出厂PV组件合格品检测 技术要求： • 对100％的光伏组件成品进行I-V特性测试； • 对100％的光伏组件成品进行绝缘测试； 40MΩ • 对100％的光伏组件成品进行耐电强度测试； Class A ：2倍最大系统电压+4000V Class B ：1倍最大系统电压+2000V 现场监控方法： • 1.查阅本批组件的成品检测记录， • 2. 现场监测部份组件的I-V特性测试和绝缘电阻，耐电强度测试

42. 抽样方案示例 • 抽样标准GB/T2828.1-2003 • 抽样水平为正常一次抽样水平Ⅰ，AQL=1.0 • 例如：批量数在10000时，样本数为80 不合格数为1时整批放行，不合格为2时整批拒收。 • 批量数在35000片时，样本数为125 不合格数为3时整批放行，不合格为4时整批拒收。 • 可以根据客户要求和样品实际质量问题采取加严抽样等方案

43. 光伏电站现场质量监控 施工现场监卸方案要素为货物到达现场后的实物质 量监控，监控目的主要是监测物品运输过程中的损 坏程度，提前将问题产品剔除，提高工程质量一次 符合合同的概率，避免安装后再拆卸、修整造成的 浪费。损坏严重的可以考虑据此向物流公司或供应 商提出索赔或补送货品。包括以下内容： • 光伏组件货物达到现场后的监卸 • 以抽样方式监测PV组件的短路电流

44. 光伏电站现场质量监控 1. 光伏组件货物达到现场后的监卸，包括： a) 监督货物包装是否有破损，浸水等； b) CQC的封条是否完好或没有拆启； c) 监督开箱货物型号，数量是否与运单相符。 2. 以抽样方式监测PV组件的短路电流， a) 此项目应在PV组件安装到支架后测量 b) 抽样方案为正常一次抽样水平I，AQL1.0，接收判据根据样本数量查标准和对应的抽样表； c) 此短路电流测量不是考核PV组件I-V特性的绝对量值误差，而是监测其总体 均值和最大方差，剔除离群值的PV组件。