光伏组件紫外线老化测试：耐候机理与 GB/T 19394 标准深度剖析

在全球“双碳”目标推动下，光伏产业迎来爆发式增长。光伏组件作为太阳能发电系统的核心部件，其长期可靠性直接关系到电站的发电效率、投资回报周期与运行安全。然而，组件在户外长期服役过程中，持续暴露于太阳光（尤其是紫外线）、高温、高湿、温差循环等复杂环境因素下，极易发生材料老化、性能衰减甚至功能失效。其中，紫外线（UV）辐射是导致光伏组件封装材料、背板、胶膜等有机材料降解的主要诱因之一。

为科学评估光伏组件的抗紫外线老化能力，我国制定了GB/T 19394 2003《光伏组件紫外预处理试验方法》，该标准成为光伏产品耐候性测试的关键依据。本文将围绕光伏组件紫外线老化测试，系统解析其耐候机理，深入剖析GB/T 19394标准的技术要求、试验流程与判定准则，并结合工程实践提出优化建议，为光伏产品研发、质量控制与项目选型提供专业参考。

一、紫外线老化对光伏组件的危害与耐候机理

1.1紫外线辐射的破坏机制

太阳光谱中波长在280–400nm的紫外线（UV）虽仅占太阳总辐射能量的约5%，但其光子能量高，足以破坏有机材料的化学键，引发光氧化反应。主要破坏形式包括：

聚合物链断裂：EVA胶膜、背板（如TPT、KPK结构）中的聚合物在UV作用下发生断链，导致黄变、脆化；

交联反应异常：过度交联使材料变硬、失去弹性，易开裂；

发色团生成：形成共轭结构，导致材料黄变，降低透光率；

界面脱粘：胶膜与玻璃、电池片之间粘接强度下降，产生气泡或分层。

1.2关键材料的UV敏感性排序

EVA封装胶膜高黄变、交联度下降、粘接性减弱

聚合物背板（PET层）高粉化、开裂、绝缘性下降

聚合物背板（含氟膜）中氟膜可延缓老化，但长期仍会脆化

玻璃低抗UV能力强，但表面涂层可能受影响

电池片低直接UV损伤小，但间接影响导致效率降低

1.3耐候设计的防护机理

为提升抗UV老化能力，光伏组件采用多层级防护策略：

材料改性：在EVA中添加UV吸收剂（如苯并三唑类）、光稳定剂（如受阻胺HALS）；

结构设计：使用双面含氟背板、共挤型背板，提升阻隔性能；

光谱管理：采用高透玻璃、抗UV涂层，滤除有害短波紫外线；

加速老化与实证结合：通过实验室加速测试模拟25年户外老化。

二、GB/T 19394 2003标准核心内容解析

GB/T 19394 2003《光伏组件紫外预处理试验方法》等效采用IEC 61215 2:2005中的MQT 10（UV Preconditioning Test），是光伏组件型式试验的重要组成部分，主要用于评估组件在紫外线照射下的耐久性。

2.1适用范围

适用于晶体硅光伏组件（包括单晶、多晶）；

也适用于薄膜组件（需根据材料特性调整）；

主要用于型式试验，非出厂检验。

2.2测试目的

验证组件在长期紫外线辐射下的结构完整性；

检测封装材料是否发生黄变、脱层、裂纹等缺陷；

评估组件在后续机械载荷、湿热、热循环等测试前的稳定性。

2.3试验设备要求

紫外老化试验箱：配备UVA 340或UVB 313型荧光紫外灯管；

辐照度控制：波长280–385nm范围内，辐照度为0.75 W/m²±10%（典型值）；

温度控制：黑板温度（BPT）控制在60℃±5℃；

湿度控制：可选，但标准推荐在干燥条件下进行；

样品架：确保组件表面与灯管平行，距离25–50mm。

2.4试验条件与流程

1.样品准备：

取完整组件（通常为3块），清洁表面；

预处理：在标准测试条件（STC）下测试初始电性能（Isc、Voc、Pmax）。

2.紫外照射：

总紫外辐照能量：15 kWh/m²（以280–385nm波段计）；

累计照射时间根据辐照度计算，例如在0.75 W/m²下，约需2000小时；

连续或循环照射，每200小时可暂停检查。

3.试验后检查：

外观检查：有无黄变、气泡、脱层、裂纹、背板粉化等；

绝缘耐压测试：组件边框与电路间施加1000V+2倍系统电压，1分钟，无击穿；

湿漏电流测试（可选）：评估绝缘性能下降；

电性能复测：在STC下测试Pmax衰减率，通常要求≤5%。

2.5判定标准

组件通过测试需满足：

无可见的结构性损伤（如脱层、裂纹）；

绝缘电阻≥40 MΩ（或满足系统电压要求）；

无电路开路或短路；

Pmax衰减不超过规定限值（通常≤5%）；

可通过后续的热循环、湿热湿冻等可靠性测试。

三、测试实施关键要点与常见问题

3.1灯管选型与校准

UVA 340：模拟太阳光谱中300–360nm段，更接近真实户外UV，推荐用于光伏测试；

UVB 313：含更多短波UV，加速老化，适用于材料筛选，但可能过度严酷；

灯管使用超过1000小时后需更换，定期用辐照计校准。

3.2样品放置与边缘效应

组件应平放，有效照射区域覆盖整个发电面；

避免边缘遮挡或反射不均，导致局部老化差异。

3.3温度控制的重要性

温度过高会加剧热老化，与UV产生协同效应；

温度过低则老化速率减缓，导致测试不真实；

推荐使用黑板温度计（BPT）而非空气温度。

3.4常见失效模式分析

失效现象可能原因及改进措施

EVA黄变:UV吸收剂不足、交联剂过量优化配方，添加稳定剂

背板开裂:PET层老化、氟膜厚度不足改用共挤型背板或PA/PET复合材料

电池片断裂:热应力+UV脆化协同作用优化焊接工艺，提升组件抗弯性

绝缘失效:背板击穿、边框接地不良加强边框密封，提升材料体积电阻率

四、标准应用与行业发展趋势

4.1与IEC 61215系列的协同关系

GB/T 19394是IEC 61215 2中MQT 10的等效转化，通常作为以下测试的前置条件：

热循环（MQT 11）

湿热（MQT 12）

机械载荷（MQT 16）

顺序建议：UV预处理→热循环→湿热→最终电性能测试，以模拟真实老化路径。

4.2行业应用现状

主流组件厂商将GB/T 19394纳入型式试验必做项目；

第三方检测机构（如CGC、TÜV、CQC）依据该标准出具认证报告；

大型电站EPC项目招标文件中明确要求提供UV测试报告。

4.3标准演进方向

新版GB/T 19394修订在即：拟参考IEC 61215 2:2021，增加对双面组件、大尺寸组件的测试要求；

引入光谱加权老化模型：基于实际地域UV分布（如青藏高原、沿海地区）制定差异化测试方案；

推动户外实证与加速测试相关性研究：建立“加速因子”数据库，提升预测精度。

五、提升抗UV老化的工程建议

5.1材料选型优化

选用抗UV型EVA或POE胶膜（POE更优，无醋酸乙烯酯，耐水解与UV）；

背板优先选择三层共挤型KPK或CPC结构，避免涂覆型背板分层；

增加UV截止涂层于玻璃表面，减少有害光透过。

5.2工艺控制

层压工艺中确保交联度达标（通常75–85%），避免欠硫或过硫；

控制EVA中过氧化物与助剂比例，减少自由基残留。

5.3设计与应用适配

高海拔、强日照地区（如西藏、青海）应选用更高UV耐候等级组件；

农业光伏、水面光伏等高湿热环境，需综合考虑UV+湿热协同老化。

六、结语

紫外线老化是影响光伏组件25年生命周期可靠性的关键因素之一。GB/T 19394 2003作为我国光伏组件抗UV性能评估的基石标准，为行业提供了科学、统一的测试方法。然而，随着组件技术迭代（如N型TOPCon、HJT、钙钛矿叠层）、材料革新与应用场景多元化，测试标准也需持续升级。

未来，应推动“加速测试—失效模型—户外实证”三位一体的耐候评价体系，深度融合材料科学、环境气象与大数据分析，真正实现从“通过测试”到“预测寿命”的跨越。唯有如此，光伏产业才能在高质量发展的道路上行稳致远，为全球绿色能源转型提供坚实支撑。