1、多晶硅电池组件采购技术规范宁夏同心日升20MWp分布式光伏发电项目电池组件技术规范需方：供方： 2015年7月一 一般规定与规范1.1 总则1.1.1本技术规范书适用于内蒙系列项目的多晶硅太阳电池组件，包括多晶硅太阳电池组件及其附件的功能、性能、结构、材料和试验等方面的技术要求。1.1.2本技术规范书提出的是最低限度的技术要求，并未对一切技术细节作出规定，也未充分引述有关标准和规范的条文，供方应提供符合工业标准和本规范书的优质产品，对国家有关安全、环境保护等强制性标准，必须满足其要求。1.1.3如果供方没有以书面形式对本规范书的条文提出异议，则意味着供方提供的设备完全符合本规范书的要求。如有异
2、议，不管是多么微小，都应在应标书中以“对规范书的意见和同规范书的差异”为标题的专门章节中加以详细描述。1.1.4 本技术规范书所使用的标准如遇与供方所执行的标准不一致时，按较高标准执行。1.1.5 在签订合同之后，需方保留对本技术规范书提出补充要求和修改的权利，供方应予以配合。如提出修改，将根据需要召开设计联络会，具体项目由供需双方协商确定。1.1.6供方提供高质量的设备。这些设备是技术先进并经过五年以上成功运行实践证明是成熟可靠的产品。1.1.7 本技术规范书经供需双方确认后作为订货合同的技术附件，与合同正文具有同等的法律效力。1.1.8 本技术规范书未尽事宜，由供需双方协商确定。1.2 工
3、程概况本工程为宁夏同心日升20MWp分布式光伏发电项目，地址位于宁夏吴忠市同心县田老庄乡。1.3电站环境条件本工程光伏系统地址位于宁夏吴忠市同心县田老庄乡。 同心县位于宁夏回族自治区中南部， 隶属吴忠市管辖。地理 东与盐池县、甘肃庆阳市环县接壤，南与固原市原州区毗连，西与中卫市沙坡头区、中宁县、海原县为邻，北与吴忠市红寺堡区交界，地处鄂尔多斯台地南部黄土高原，地势呈南高北低之势，海拔12402625米，属丘陵沟壑区。地貌类型主要有山脉、黄土丘陵、河谷滩地、沙漠垣地等五种，地形复杂，山川纵横交错分布。境内有罗山、米钵山、马大山、老爷山、青龙山、窑山等，均属六盘山系。同心属典型的温带大陆性气候，四
4、季分明，日照充足，昼夜温差大，年均降水量259mm左右，而蒸发量却高达2325mm以上，干旱缺水是最大的自然特征。吴忠地处内陆，属温带大陆性半干旱气候，冬无严寒，夏无酷暑，年降水量在260.7毫米，年蒸发量2018毫米，平均气温9.4。这里四季分明，日照充足，蒸发强烈，雨雪稀少，昼夜温差大，全年日照2955小时，无霜期163天，是全国太阳辐射最充足的地区之一，特别适宜农作物及瓜果生长。同心县，地处宁夏中部干旱带的核心区，自南向北由中温带半干旱区向干旱区过渡，具有明显的大陆性气候特征：冬寒长，春暖迟，夏热短，秋凉早，干旱少雨，降雨集中，蒸发强烈，日照充足。多年平均降水量276mm，且时空分布极不
5、平衡，降水大部分集中在79月三个月，约占全年总降水量的60%70%。1.4 工作内容1.4.1工作范围包括多晶硅太阳电池组件的设计、制造、工厂试验、包装、运输、交货、提供技术文件（包括图纸、说明书、计算书、标准和规范等），供方应对上述工作范围内的工作负全部责任。1.4.2供方应对多晶硅太阳电池组件的调试、试验、交接验收等方面的工作负责。同时提供完整的组件安装要求及现场指导安装，如因供方未提供规范的安装要求而导致的损失均有供方负责。1.4.3按本技术条件的要求，完成与电站设计有关的设计联络；接受需方代表参加出厂试验、见证和验收试验；负责和其他相关设备承包商之间的协调。1.4.4本技术条件中未说明
6、，但又与设计、制造、安装、试验、包装、运输、储存和运行、维护等有关的技术要求，按合同文件规定的有关标准执行。1.5 供货范围1.5.1 供方的供货及服务范围包括：光伏组件及连接件包括与安装支架的连接件、技术服务、工程服务、技术培训、包装运输、开箱检验、安装指导、现场调试和测试、交付验收以及售后服务等。1.5.2 供方提供的设备应满足本技术规范的要求。本次主要设备，其基本型式见下表。表1.1 主要设备供货清单序号名称规格和型号单位数量产地生产厂家备注1多晶硅组件305Wp块673921.5.3 任何设备和装置，如果在本规范中没有提到，但对于多晶硅太阳电池组件及电站的安全运行是必需的，也应包括在内
7、，其费用包括在总价中。1.5.4 供方提供详细的供货清单、组件出厂检测报告、质保承诺，清单中依次说明设备名称、规格、型号、数量、产地、生产厂家等内容，出厂检测报告中应包含每片组件实际测量的电性能数据例如开路电压、短路电流、最大功率点功率、最大功率点对应的电流电压等内容并与组件的条码对应。对于属于整套设备运行和施工所必需的部件，即使本供货清单未列出和/或数目不足，供方仍需在执行合同时补足，且不发生费用问题。1.5.5备品备件供方提供竣工验收前组件安装、调试、试运行阶段所需要的备品备件。所有备品备件应为全新产品，与已安装设备的相应部件能够互换，具有相同的技术规范和相同的规格、材质、制造工艺。所有备
8、品备件应采取防尘、防潮、防止损坏等措施，并应与主设备一并发运，同时应标注“备品备件”以区别于本体。供方应免费至少提供以下备品备件，见表1.2，并提供备品备件的技术参数和使用说明书等资料。表1.2 备品备件清单序号名称规格和型号单位数量产地生产厂家备注1电池组件305Wp块603件/MW2扭力扳手套203连接插头套8200与所供组件连接插头同型号，含正负极，用于组件串与光伏电缆连接接到汇流箱1.5.4专用工具、仪器为便于电池组件的安装、搬运、运行、检验、维修，供方应提供必要的专用工具，并提供专用工具的技术参数和使用说明书等资料。表1.2 专用工具清单序号名称规格和型号单位数量产地生产厂家备注1压
9、线钳4mm2组件连接线专用套252内六方扳手M8套251.5.5 其他由于宁夏同心日升20MWp分布式光伏发电项目施工图正在设计，多晶硅太阳电池组件数量有可能在设备供货后根据需要予以调整，需方保留合同签订生效后对组件数量变更的权利。1.6 标准和规范太阳电池组件应符合中华人民共和国国家标准（GB）、中华人民共和国电力行业标准（DL）、中华人民共和国电子行业标准（SJ）、金太阳认证标准以及相关的IEC标准。在上述标准中，优先采用中华人民共和国国家标准及电力行业标准。在国内标准缺项时，参考选用相应的国际标准或其他国家标准。选用的标准是在合同签订之前已颁布的最新版本。提供的所有设备及零件应按国际标准
10、化组织ISO9000质量体系制造，图纸和文件均应采用国际度量制单位（SI）和IEC规定的图例符号表示。供方应对成套设备的完整性和整体性负责，包括那些为实现整体功能必须的，但是未在本规格书中具体详尽列出的标准。产品应执行，但不限于如下标准：国际电工委员会标准:IEC 61215:2005 地面用晶体硅光伏组件设计鉴定和定型IEC 61345-1998 太阳电池组件的紫外试验IEC61730.l 光伏组件安全鉴定：第1部分：结构要求IEC61730.2 光伏组件安全鉴定：第2部分：试验要求IEEE 1262-1995 太阳电池组件的测试认证规范国家标准:GB2297-1989 太阳光伏能源系统术语
11、GB6495-86 地面用太阳电池电性能测试方法GB6497-1986 地面用太阳电池标定的一般规定GB 6495.1-1996 光伏器件 第1部分: 光伏电流电压特性的测量GB 6495.2-1996 光伏器件 第2部分: 标准太阳电池的要求GB 6495.3-1996 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 6495.4-1996 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GB 6495.5-1997 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)GB 6495.7-2006 光伏器件 第7部分：光伏器件测量过程中引
12、起的光谱失配误差的计算GB 6495.8-2002 光伏器件 第8部分: 光伏器件光谱响应的测量GB 6495.9-2006 光伏器件 第9部分: 太阳模拟器要求GB 20047.1-2006 光伏（PV）组件安全鉴定 第1部分：结构要求GB 20047.2-2006 光伏（PV）组件安全鉴定 第2部分：试验要求GB12632-90 单晶硅太阳电池总规范GB/T 9535-1998 地面用晶体硅光伏组件 设计鉴定和定型GB/T 14007-1992 陆地用太阳电池组件总规范GB/T 14009-1992 太阳电池组件参数测量方法GB/T 18912-2002 太阳电池组件盐雾腐蚀试验GB/T
13、11009-1989 太阳电池光谱响应测试方法GB/T 11010-1989 光谱标准太阳电池GB/T 11012-1989 太阳电池电性能测试设备检验方法行业标准:SJ/T 2196-1982 地面用硅太阳电池电性能测试方法SJ/T 9550.29-1993 地面用晶体硅太阳电池单体 质量分等标准SJ/T 9550.30-1993 地面用晶体硅太阳电池组件 质量分等标准SJ/T 10173-1991 TDA75多晶硅太阳电池SJ/T 10459-1993 太阳电池温度系数测试方法SJ/T 11209-1999 光伏器件 第6部分 标准太阳电池组件的要求1.7 接口与协调1.7.1 概述供方应
14、与其它设备制造商及安装单位就图纸、连接部位结构形式和尺寸及必需的资料进行协调，以保证正确地完成所有与太阳电池组件相连或有关的部件的设计、制造、安装、调试、试验和交接验收工作。1.7.2 供方的责任 供方有义务配合其它设备方，协调太阳电池组件与其它设备的连接，并对自己的承诺负责。1.7.3 接口（1）多晶硅太阳电池组件与1kV直流电缆的接口位置在多晶硅太阳电池组件的接线盒正负极引出线和插头处。供方提供与1kV直流电缆连接的插接头。（2）多晶硅太阳电池组件与电站接地网的接口位置在多晶硅太阳电池组件的金属边框上的接地孔，组件金属边框与太阳电池组件支架连接。1.7.4 协调（1）与安装支架的协调太阳电
15、池组件与安装支架供货商的协调，太阳电池组件供方为责任方。协调的主要内容包括（但不限于）组件与支架的连接件尺寸及连接螺栓孔位置等，要求连接方式方便安装和拆卸，提供详细的组件外观及安装图纸。（2）与安装承包商的协调 供方与安装承包商的协调由需方负责，供方应配合需方的协调工作。1.8 材料及制造工艺用于制造多晶硅太阳电池组件的所有材料应根据使用条件考虑强度、刚度、弹性变形、耐用性和其他化学、物理性能，选用最适用的、新的、优质的、无损伤和缺陷材料。用于制造多晶硅太阳电池组件的所有材料都应经过试验，试验按国家标准(最新版本)规定的有关方法进行，材料试验报告应提交需方。多晶硅太阳电池组件的所有部件应按国家
16、标准(最新版本)精确制造。安装孔、接线盒以及机械配合公差应符合国家标准(最新版本)的规定。组件框架和组件上盖板、底板的垂直度、水平度应符合有关的标准和规范。1.9 设计联络会为协调多晶硅太阳电池组件设计、电站整体设计及其它方面的工作，以保证合同有效及顺利地实施，需方和供方计划召开一次设计联络会。供方应制定相应详细的设计联络会计划和日程。设计联络会期间的所有费用见商务合同。设联会需方及设计方参与人员暂按8人考虑，会期3天，地点待定。供方应做好会议纪要，包括讨论的项目和得出的结论。会议纪要经双方签署后作为合同文件的一个组成部分，双方都应遵照执行。在设计联络会议期间，需方有权就设备问题进一步提出改进
17、意见，供方应认真考虑研究和改进。设计联络会上确定的应提供的资料，供方应在纪要规定的时间内提供给需方。除联络会议外，由任一方提出的所有有关部件设计的更改，应经双方讨论并同意。一方接到任何需批复的文件或图纸后7天内，应将书面的批复或意见书返还提出问题方。在本协议有效期内，供方应及时回答需方提出的在技术文件范围内的任何设计和技术的问题，反之亦然。1.10 图纸资料的提交与审查1.10.1 供方提交的技术文件和图纸（1）投标时应提供的资料工厂质量认证材料（复印件），工厂概况；投标产品业绩表；国际（UL,IEC,Tuv,CE,ISO）和国内（CQC或CGC）认证及测试报告重要部件的外协及外购情况；已投运
18、产品存在的问题，本次拟采用哪些完善措施。光伏电池组件外形尺寸图（包括荷重资料）；专用技术部分提出的相关产品技术参数；（2）供设计联络会使用的图纸数据供方应在中标或者签订技术协议或合同签订后3天内向需方及工程设计单位提供供货协议范围内所有用于设计和设备安装所需使用的文件，通常包括但不限于下列文件：（应注明“XXXXXXXXX工程专用”和“正式资料”）光伏组件外形尺寸图、安装详图（包括荷重资料）；说明书（包括安装、运行、维护、检修、运输和储存等内容）；电气接线图；I-V特性曲线图；产品认证报告（3）随设备到货提供的图纸和数据随设备到货供方应提供所有的技术文件（含电子文件）。如果有部分或全部文件没有
19、提供的话，需方则认为供货不完整。所有供货文件和图纸使用国际单位制。制造商、供货商所提供的资料应包括如下内容：（1）本次投标光伏组件的国内外认证证书复印件；（2）厂内产品测试检验报告，包括每片组件在STC条件下实际测量的功率等电性能参数且与组件条码对应（3）电池组件的详细安装图及设备安装说明书；（4）经供需双方最终确认的图纸数据；（5）需方及工程设计单位需要的其它图纸和数据；（6）按规定应随设备到货的有关图纸资料。上述图纸和数据应随设备到货或提前到货；文件中图纸应以AutoCAD的文件格式、技术文件应以Word的文档格式提供电子版。 1.10.2 供方技术文件审查（1） 需方对供方图纸和技术文件
20、只作概要的审查，图纸或说明中的任何性质的错误和偏差，或由此偏差而产生的与其它产品的矛盾，均仍由供方负责。（2）需方将在收到图纸和技术文件后的7天内复核并返回给供方1份注有“已审查”、“已审查并修改”或“返回修改”字样的复印件。注有“返回修改”的复印件，供方应在收到后的7天内进行修改。“已审查”和“已审查并修改”的复印件即是同意供方按该图纸和技术文件以及修改部份(如果图上标有的话)对设备进行制造和加工。需方也可以通过传真的方式对图纸和技术文件提出审查意见或予以确认。（3）审查并不意味着免除供方对于合同文件应负的责任。（4） 供方提供的文件如不符合本规范的要求，需方有权要求供方进行修改。1.10.
21、3 图纸数据的有效性（1）所有进口设备及元器件均应提供完整的中文资料。（2）除本节所列图纸数据外，随工程进度或电站需要所必须的其它图纸数据应随时填补，所增加的部分，供方有义务提供并不得另增费用。（3）对于供方提交的不符合要求的图纸，需方将书面通知供方，并要求供方修改后重新提交。（4）由于重新提交图纸而推迟了交图时间，进而影响工程进度时，供方应向需方支付违约金。（5） 供方对已提交的图纸数据不得随意改动。（6） 只有当所有规定的全部文件提交，需方签发一份交接证明给供方，否则，将认为该项工作未完全完成。1.11 标志、包装、运输和储存1.11.1 标志每个电池组件都应有下列清晰而且擦不掉的标志：（
22、1）制造厂名称、标志或符号（2）产品型号、名称（3）产品序号（4）引出端或引线的极性（可用颜色代码标识）（5）组件允许的最大系统电压制造日期和地点应注明在组件上，或可由产品序号查到。1.11.2 包装和运输电池组件在包装前均应进行性能测试，包装时应将同一批次且测试最佳工作电流偏差不超过0.2A、峰值功率偏差不超过5Wp的电池组件放置在同一包装箱内，且这些组件安装时应放置在同一串中。供方交付的所有货物符合通用的包装储运指示标志的规定（GB/T13384标准）及具有适合长途运输、多次搬运和装卸的坚固包装。每个包装箱上都应有明显清晰的“小心轻放”、“向上”、“防潮”等标志，并标明包装箱内的部件名称。
23、包装保证在运输、装卸过程中完好无损，并有防雨、减震、防冲击的措施。包装能防止运输、装卸过程中垂直、水平加速度引起的设备损坏。包装按设备特点，按需要分别加上防潮、防霉、防锈、防腐蚀的保护措施，保证货物在没有任何损坏和腐蚀的情况下安全运抵指定现场。1.11.3 存储组件应贮存在干燥、通风、无腐蚀性物质的地点。备品、备件的包装，应能满足经久保存，需要防锈的部件要做好防锈保护处理。1.12 工厂验收供方应按规定对多晶硅太阳电池组件在工厂进行试验。在工厂试验前15天，供方应提交试验程序大纲。需方代表将参加主要项目的出厂试验见证。对有疑问的验收试验，需方提出要求进行其他试验以验证电池组件的性能时，供方应免
24、费执行。见证试验项目未通知需方参加或未需需方书面表示放弃工厂试验见证的任何设备不得装运出厂。供方应提供所有工厂试验项目的清单，清单中还应包括使用的方法和标准以及试验项目的进度表。需方代表有权在进行试验的过程中随时进入供方的车间。供方应为需方人员免费提供方便和必要的标准和资料。1.13 现场验收1.13.1 组件到达安装现场后，买卖双方按商定的开箱检验方法，对照装箱清单逐件清点，进行组件的数量、规格和尺寸进行检查和验收。1.13.2 现场验收的标准和方法：由供方提供详细资料清单，需方确认。1.13.3 现场验收试验所需的仪器或装置应由供方提供（需经第三方检验认可），供方参加配合，供方提供验收所需
25、的技术配合和人员配合。1.13.4 进行现场验收时，供方必须有人员在场，一方接到另一方验收通知而不派人参加，则被视为对验收结果的同意，并进行确认签字盖章。1.13.5 由供方外包生产的设备（部件）到达安装现场后，仍由需方会同需方进行检查和验收。1.13.6 对到达安装现场光伏组件，需方将组织对组件的外观、尺寸及装箱清单进行抽检。1.13.7 主要的产品验收标准：CE，TUV，UL，IEC和GB相关标准。1.14 安装、调试、性能试验、试运行和验收1.14.1 合同设备的安装、调试将由需方根据供方提供的技术文件和说明书的规定，在供方技术人员指导下进行。1.14.2 合同设备性能试验、试运行和验收
26、须根据本技术规范规定的标准、规程、规范进行。1.14.3 完成合同设备的安装后，需方和供方检查并确认安装工作，并签署安装工作证明书，该证明书一式两份，双方各执一份。1.14.4 验收时间为安装、调试、性能试验和试运行完成后三个月内。如果所有合同设备都已达到各项技术指标，并稳定运行168h，需方、供方应签署合同设备的验收证明书，该证明书一式两份，双方各执一份。1.14.5 对于安装、调试、性能试验、试运行及质保期内技术指标一项或多项不满足合同要求时，供需双方共同分析原因，分清责任，如属供方原因，涉及索赔部分按商务条款执行。1.15 现场服务1.15.1 安装技术指导合同设备的安装由安装承包商进行
27、，供方提供现场安装技术服务。在合同设备安装全过程中和合同规定的技术服务中，供方应派遣有能力有经验的技术人员到现场指导安装，并参加设备开箱和交接验收。供方技术服务人员应配合进行系统调试、试运行、直至投入运行等工作，并对上述工作的质量负责。供方应承担的具体任务和责任如下：（1）供方的安装技术指导人员应在合同范围内全面负责安装技术指导、技术服务工作，并与需方代表充分合作与协商，以解决与合同有关的技术和工作问题。对需方代表提出的问题，供方代表应按期作出回答。双方的代表，未经双方授权，无权变更和修改合同。在组件安装前，由供方代表进行技术交底。（2）供方提供安装技术指导技术服务，应该按合同的规定完成合同设
28、备的安装、试验、系统调试、试运行等的指导、监督工作。（3）供方技术人员应该详细地解释技术文件、图纸、运行和维护手册、设备特性、分析方法和有关的注意事项等，解决需方在合同范围内提出的技术问题。 （4）供方技术人员的技术指导应是正确的，如因错误指导而引起设备和材料的损坏，根据合同相关条款，供方应负责修复、更换和/或补充，其费用由供方承担。需方的有关技术人员应服从供方技术人员的正确技术指导。（5） 供方的技术服务费用包括在合同的总价中。1.15.2 故障的调查及处理组件质保期参见商务条款，质保期内，如果发现组件在运行中发生任何缺陷故障或无法正常运行，或者影响其他设备的正常运行，供方应进行调查研究，找
29、出故障原因，并记录形成调查报告，提交需方及设计单位。质保期内，组件质量同时需要满足2.2多晶硅太阳电池组件各主要部件技术要求。如果因材料问题，引起组件在25年运行当中失效或引起安全方面故障，不免除供方的责任。故障是由于组件的设计、制造或安装引起的，供方应进行必要的维修、修补或更换。上述调查研究、维修或修补所需费用，由供方承担。需方可派代表出席和参加这种调查研究，费用由需方自行承担。上述规定绝不意味着减轻供方履行合同规范要求的责任。二 专用技术条款2.1 多晶硅太阳电池组件技术规范2.1.1 多晶硅太阳电池组件电气性能技术参数本规范对多晶硅太阳电池组件主要性能参数在标准测试条件（即大气质量AM1
30、.5、1000W/m2的辐照度、25的电池工作温度）下提出如下要求：（1）峰值功率：305Wp（2）多晶硅组件光电转换效率：15.5%（3）组件标称功率偏差：0+5W（4）寿命及功率衰减：太阳电池组件正常条件下的使用寿命不低于25年，在运行期第1年输出功率平均衰减不超过2%；第2年起每年输出功率平均衰减不超过0.7 %；前10年期限内输出功率衰减不超过10%。25年运行使用期限内输出功率衰减不超过20%。（5）组件必须按照GB/T9535（或IEC61215）标准要求，通过TUV和CQC和CGC认证机构的认证。（6）提供的电池组件应具备较好的低辐照性能，提供在2001000 W/m2的IV测试曲线或数据。 2.1.2 外观（1）电池组件的边框应无损伤、整洁、无毛刺、无腐蚀斑点。（2）所提供的组件无开裂、无弯曲、无不规整或损伤的外表面。（3）组件的电池表面颜色均匀，无明显色差。（4）组件的整体盖板应整洁、平直、无裂痕、无隐裂、无彩虹斑、无雨点印、无脱膜，组件背面不得有划痕、碰伤等缺陷。组件背面无明显凸起（由内部引线引起的突起），边框补胶或边框自动溢胶等工艺须使得硅胶均匀；接线盒粘接牢固，表面干净。（5）电池组件的每片电池与互连条排列整齐，无脱焊、无断裂。（6）组件内电池无碎裂、无裂纹、无隐裂、无氮化硅脱膜、无电池正面污染、无明显电极断栅缺损，无明显移位。
