光伏组件技术规范-,光伏组件技术规范书

('技术规范1.总则1.1本技术规范适用于光伏组件及其辅助材料的功能、性能、结构等方面的技术要求。1.2本技术规范光伏组件均采用多晶硅形式，采用固定支架安装运行方式，供货范围不含固定式安装支架。1.3本技术规范提出了最低限度的技术要求，并未规定所有的技术要求和适用的标准，投标方保证提供符合工业标准和本技术规范要求并且功能完整、性能优良的优质产品及其相应服务。同时必须满足国家有关安全、环保等强制性标准和规范的要求。1.4本技术规范所使用的标准如与投标方所执行的标准发生矛盾时，按较高标准执行。1.5在签订合同之后，招标方保留对本技术规范提出补充要求和修改的权利，投标方应予以配合。如提出修改，将根据需要，招标方与投标方应召开设计联络会，具体项目和条件由招标方、投标方双方协商确定。1.6投标方应协同设计方完成深化方案设计，配合施工图设计，配合逆变器厂家进行系统调试和验收，并承担培训及其它附带服务。1.7本技术规范经双方签字认可后作为订货合同的附件，与合同正文同等效力。1.8本技术规范中提供的参数均按照海拔5米要求提供，投标方应根据本工程实际海拔高度进行修正。l.9投标方提供的主设备、附件、备品备件、外部油漆等材质都满足本工程所处地点的环境条件的要求，如：高寒、风沙影响等。1.10合同签订后，投标方将按本技术规范要求提出合同设备的设计﹑制造﹑检验/试验﹑装配﹑安装﹑调试﹑试运﹑验收﹑试验﹑运行和维护等标准清单给招标方确认。1.11本设备技术规范未尽事宜，由招标方、投标方共同协商确定。2.工程概况2.1工程项目名称：山东爱特电力有限公司115MWp屋顶、屋面分布式光伏发电项目2.2工程项目地点：山东省潍坊市昌乐县、青州市。2.3项目规模：均为115MWp2.4工程项目概况1）气象条件根据昌邑市气象站多年实测气象资料，将各主要气象要素进行统计，如下所示。表2.1气象站主要气象要素统计表序号项目单位数值备注1多年平均气温℃13.12多年极端最高气温℃41.33多年极端最低气温℃-194多年平均降水量mm591.45多年蒸发量mm1553.66多年平均风速m/s2.97多年极大风速（10min平m/s21.72）工程概况本期工程总装机容量约为115MWp，采用分块发电、集中并网发电系统。3）太阳能资源：该项目所在地区的年太阳能总辐射值为5144.4MJ/m2，多年平均日照时间数为2318.7h。按照《太阳能资源评估方法》，本地区太阳能资源丰富程度属于“资源很丰富”地区。3.技术规范3.1设计和运行条件光伏组件为室外安装发电设备，是光伏发电系统的核心设备，要求具有非常好的耐侯性，能在室外严酷的环境下长期稳定可靠地运行，同时具有高的转换效率。太阳光伏组件应在下述条件下连续工作满足其所有性能指标：1）环境温度：-19~41.3℃2）海拔高度：1~5m3）最大风速：21.7m/s3.2规范和标准3.2.1光伏组件规范和标准本技术规范中设备的设计、制造应符合（但不限于）下列规范与标准:GB6495.1-1996《光伏器件第1部分:光伏电流－电压特性的测量》GB6495.2-1996《光伏器件第2部分:标准太阳电池的要求》GB6495.3-1996《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》GB6495.4-1996《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》GB6495.5-1997《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)》GB6495.7-2006《光伏器件第7部分：光伏器件测量过程中引起的光谱失配误差的计算》GB6495.8-2002《光伏器件第8部分:光伏器件光谱响应的测量》GB20047.1-2006《光伏（PV）组件安全鉴定第1部分：结构要求》GB20047.2-2006《光伏（PV）组件安全鉴定第2部分：试验要求》GB12632-90多晶硅太阳能电池总规范；GB6495-86地面用太阳能电池电性能测试方法；GB6497-1986地面用太阳能电池标定的一般规定；GB/T14007-1992陆地用太阳能电池组件总规范；GB/T14009-1992太阳能电池组件参数测量方法；GB/T9535-1998地面用晶体硅太阳电池组件设计鉴定和类型；GB/T18912-2002太阳电池组件盐雾腐蚀试验；GB/T11009-1989太阳电池光谱响应测试方法；GB/T11010-1989光谱标准太阳电池；GB/T11012-1989太阳电池电性能测试设备检验方法；IEEE1262-1995太阳电池组件的测试认证规范；IEC61345-1998太阳电池组件的紫外试验SJ/T2196-1982地面用硅太阳电池电性能测试方法；SJ/T9550.29-1993地面用晶体硅太阳电池单体质量分等标准；SJ/T9550.30-1993地面用晶体硅太阳电池组件质量分等标准；SJ/T10173-1991TDA75单晶硅太阳电池；SJ/T10459-1993太阳电池温度系数测试方法；SJ/T11209-1999光伏器件第6部分标准太阳电池组件的要求；GB50797-2012光伏发电站设计规范；GB18210-2000《晶体硅光伏(PV)方阵I-V特性的现场测量》JC-T2001-2009《太阳电池用玻璃》GB29848-2013《光伏组件封装用乙烯-醋酸乙烯酯共聚物(EVA)胶膜》其它未注标准按国际、部标或行业标准执行。投标方应将采用的相应标准和规范的名称及版本在标书中注明。3.3光伏组件技术要求3.3.1光伏组件技术要求3.3.1.1太阳光伏组件作为光伏电站的主要设备，应当提供具有ISO导则25资质的专业测试机构出具的符合国家标准（或IEC标准）的测试报告（有国家标准或IEC标准的应给出标准号）。如果该产品没有国家标准（或IEC标准），亦应出具专业测试机构出具的可以证明该产品的主要性能参数符合技术规范中提供的技术参数和性能指标的测试报告。如果设备已经取得国际/国内认证机构的认证，则应提供认证证书复印件。3.3.1.2投标方提供的设备应功能完整，技术先进成熟，并能满足人身安全和劳动保护条件。投标方所供设备均正确设计和制造，在投标方提供的各种工况下均能满足安全和持续运行的要求。3.3.1.3光伏组件产品供应商应在国内具有五年以上光伏设备生产及管理经验，设备三年以上国内外安全稳定运行业绩，累计装机容量50MWp及以上，年生产能力200MWp及以上；通过CE、TUV、UL等相关国际认证，并符合国家强制性标准要求。3.3.1.4设备制造商应按技术要求供应原厂制造、封装的成型产品。所供设备、材料必须是该品牌注册工厂根据该设备、材料的标准和规范进行设计，采用最先进的技术制造的未使用过的全新合格产品，投标方应提供所供太阳光伏组件及光伏片的制造厂名称（全称）、产地及生产历史。招标方不接受带有试制性质的太阳光伏组件，太阳光伏组件的安装方式应方便安装和更换。3.3.1.5太阳光伏组件采用先进、可靠的加工制造技术，结构合理，可靠性高，能耗低，不污染环境，维护保养简便。3.3.1.6光伏组件各部件在正常工况下应能安全、持续运行，不应有过度的应力、温升、腐蚀、老化等问题。3.3.1.7投标方应提供270Wp多晶硅光伏组件，要求提供的组件标称功率全部为正偏差（0～+5Wp）。光伏组件的转换效率应≥16.5%（以组件边框面积计算转换效率）。3.3.1.8在标准试验条件下（即：大气质量AM=1.5，辐照度1000W/m2，光伏工作温度为25℃，标准太阳光谱辐照度分布符合GB/T6495.3规定），光伏组件的实际输出功率满足标称功率范围。3.3.1.11光伏组件防护等级不低于IP65。3.3.1.12项目以1500kWp为1个光伏发电子系统，同一光伏发电分系统内太阳光伏组件的光伏片需为同一批次原料，表面颜色均匀一致，无机械损伤，焊点无氧化斑，光伏组件的I-V曲线基本相同。3.3.1.13光伏组件的每片电池片与互连条排列整齐，无脱焊、无断裂。组件内单片电池片无碎裂、无裂纹、无明显移位，组件的框架应平整、整洁无腐蚀斑点。3.3.1.14光伏组件的封装层中没有气泡或脱层在某一片电池片与组件边缘形成一个通路，气泡或脱层的几何尺寸和个数符合相应的产品详细规范规定。3.3.1.15光伏组件的防PID功能（本项目为沿海渔光互补项目，运行环境为高温、高湿、强腐蚀性环境）。3.3.1.16光伏组件受光面有较好的自洁能力，表面抗腐蚀、抗磨损能力满足相应的国标要求，背表面不得有划痕、损伤等缺陷。3.3.1.18光伏组件与安装支架之间的连接不宜采用焊接方式，应采用方便安装和拆卸的连接方式，投标方应在技术规范中叙述清楚，并提供详细的图纸。提供的连接方式应考虑光伏组件与安装面之间热胀冷缩不均的问题。3.3.1.19每块光伏组件应带有正负出线、正负极连接头和旁路二极管（防止组件热斑故障）。光伏组件自配的串联所使用的电缆线应满足抗紫外线、抗老化、抗高温、防腐蚀和阻燃等性能要求，选用双绝缘防紫外线阻燃铜芯电缆，电缆性能符合GB/T18950-2003性能测试的要求；接线盒（引线盒）应密封防水、散热性好并连接牢固，引线极性标记准确、明显，采用满足IEC标准的电气连接；采用工业防水耐温快速接插件，接插件防锈、防腐蚀等性能要求，并应满足符合相关国家和行业规范规程，满足不少于25年室外使用的要求。3.3.1.20为确保组件的绝缘、抗湿性和寿命，要求边框与光伏片的距离不小于10mm。3.3.1.21投标方还应提出针对高海拔地区，如何延长组件抗紫外老化能力的措施。3.3.1.22光伏组件应设有能方便地与安装支架之间可靠连接接地线的连接螺栓孔。3.4包装，装卸，运输与储存3.4.1光伏组件相关要求3.4.1.1在组件正面统一地方封装入产品的唯一序列号即条形码；组件背面的统一地方粘贴组件标签，标签注明组件的商标、规格型号、电气参数、组件制造商的信息等。标签在制造过程中通过特殊的紫外光照处理，具有抗老化、耐紫外辐射等特性，标签能够保证自然环境的侵害而不脱落、标签上的字迹不能轻易抹掉。3.4.1.2光伏组件产品包装符合相应国标要求，外包装坚固，内部对组件有牢靠的加固措施及防撞措施。全包装箱在箱面上标出装卸方式、储运注意标识等内容。3.4.1.3投标方应对每个不同的包装或容器的内部和外部应用供货商订单号、货签号和重量等区分。每个配件的包装或容器都应附一个材料的清单。纸箱包装，每包装箱组件数量不得超过30块，包装满足吊装要求。3.4.1.4投标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。包装保证在运输、装卸过程中完好无损，并有减震、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。产品包装前，投标方负责检查清理，不留异物，并保证零部件齐全。3.4.1.5投标方对包装箱内的各散装部件在装配图中的部件号、零件号标记清楚。3.4.1.6投标方在组件货品外包装上标明每块光伏板的编号、参数和主要性能指标。3.4.1.7投标方在每件包装箱的两个侧面上，采用明显易见的中文印刷唛头，唛头有以下内容：1）收货单位名称；2）发货单位名称；3）设备名称或代号；4）箱号；5）毛重／净重（公斤）；6）体积（长×宽×高，以毫米表示）。注：凡重量为二吨或二吨以上的货物，在包装箱的侧面以运输常用的标记和图案标明重心位置及起吊点，以便装卸搬运。按照货物特点，装卸和运输上的不同要求，包装箱上相应明显地印有“轻放”、“勿倒置”和“防雨”字样。3.4.1.8每件包装箱内，附有包装分件名称、图号、数量的详细装箱单、合格证。外购件包装箱内有产品出厂质量合格证明书、技术说明书各一份。3.4.1.9各种设备的松散零星部件采用好的包装方式，装入尺寸适当的箱内。3.4.1.10投标方／或其分包商不用同一箱号标明任何两个箱件。3.4.1.11投标方交付的技术资料使用适合于长途运输、多次搬运、防雨和防潮的包装。每包技术资料注明收货单位，每包资料内附有技术资料的详细清单一份。3.5数据表3.5.1光伏组件数据表下列表格只列出了设备性能的必须参数，但设备性能参数不仅限于这些，投标方按下表格式填写，多出部分可后续：序号名称单位招标方要求值投标方提供值备注1光伏组件种类多晶硅2光伏组件生产厂家-3光伏组件生产厂家-4光伏组件型号-5光伏组件尺寸结构mm长<1640宽<9926光伏组件组件重量kg<18.57标准测试条件下的标称参数(STC)⑴峰值功率Wp≥270⑵开路电压（Voc）V≥38⑶短路电流（Isc）A-⑷工作电压（Vmppt）V≥30⑸工作电流（Imppt）A-8标称工作温度（NMOT）℃≤46(±2)9标称工作温度下的性能参数(NOCT)⑴峰值功率Wp≥200序号名称单位招标方要求值投标方提供值备注⑵开路电压（Voc）V≥35⑶短路电流（Isc）A-⑷工作电压（Vmppt）V≥28⑸工作电流（Imppt）A-10光伏组件温度系数⑴峰值功率温度系数%/K≤0.41⑵开路电压温度系数%/K≤0.33⑶短路电流温度系数%/K≤0.0611最大系统电压VDC≥100012工作温度范围℃-40~8513功率误差范围W0~514表面最大承压Pa5400雪压15冰雹试验有认证证书16绝缘电阻-17组件防护等级IP6518接线盒类型-19接线盒防护等级IP6520接线盒连接线长度⑴正极mm≥1000⑵负极mm≥100021电池片转换效率⑴保证值%≥18.49%序号名称单位招标方要求值投标方提供值备注⑵填充因子%≥7722电池组件转换效率≥16.5%23电池组件单位面积功率w/m2≥164.924电池组件单位面积重量kg/m2≥11.3625电池组件功率重量比w/kg≥14.526框架结构氧化铝27上盖板材料及厚度mm≥3.2mm玻璃28背面材料及厚度TPT或其他双氟图层需适应海水环境29粘结剂材料及厚度≥75%30组件串并联光伏专用电缆线型号规格≥4.0mm231配套接插件型号规格MC4兼容32电池组件是否要求接地是33功率衰降（组件在第一年之后的全部寿命周期内每年衰减率≤0.7%）⑴第1年功率衰降%≤2.5⑵第2年功率衰降%≤3.2⑶第5年功率衰降%≤5.5⑷第10年功率衰降%≤8.8⑸第25年功率衰降%≤19.33.6投标方应提供设备在200W/m2，400W/m2，600W/m2，800W/m2，1000W/m2不同辐照度下的I-V曲线。3.7投标方应提供光伏组件功率衰减曲线图、质保书和线性质保书。4.技术要求4.1第三方质量监控要求投标方须允许由国家批准授权的、经双方认可的第三方认证检测机构对产品的生产全过程进行质量监控和抽样检验。4.2组件测试报告投标方需提供与所卖组件相关认证证书相配套的完整的包含原材料清单的认证测试报告（IEC61215和IEC61730或UL1703），所卖太阳能电池组件使用的关键原材料（包括电池片，盖板玻璃，背板，EVA，边框，接线盒，密封胶，线缆，汇流条等）应与测试报告中的一致。表4.1主要材料型号、厂家清单组件型号：部件名称厂家型号电池片接线盒背板EVA密封胶焊带玻璃边框…对所提供组件产品的部分材料与合同约定不一致或者与TUV测试报告中不一致的情况下，需做更改厂商的变更报告，并提供质量不低于原供应材料的证明材料，供招标方进行评估以确定是否认可。4.3关键元器件及材料要求投标方对接线盒、背板和EVA等构成光伏组件的关键元件和材料的性能和使用寿命应提供技术分析说明。要求构成电池组件的元器件或材料需要经过TUV检测以及其它同等资质的第三方机构测试检验，而且某些部件需要符合如下要求：4.3.1电池片为A级,构成同一块组件的电池片应为同一批次的电池片。电池片外观颜色均匀，电池片表面无色差和机械损伤，所有的电池片均无隐形裂纹和边角损伤。单片156156mm2电池承受反向12V电压时反向漏电流不能超过1.5A，单片电池并联电阻不小于10Ω，投标方应明确选用电池片的效率，并联电阻和反向漏电流的控制标准。4.3.2接线盒(含连接器、导线和二极管)接线盒应选用国内外知名品牌，密封防水、散热性能满足组件正常工作并连接牢固，引线极性标记准确、明显，采用满足IEC标准的电气连接，应具备TUV认证，防火等级应在UL94-HB或UL-94VO以上，投标方提供接线盒的厂家测试报告，明确接线盒的材质、力学性能、防火等级、耐低温能力、二极管的规格和结温。4.3.3光伏组件使用的EVA的交联度：80%≤交联度≤90%，EVA与玻璃的剥离强度大于70N/cm，EVA与组件背板剥离强度大于20N/cm，断裂伸长率≥500%，伸缩率纵向≤3%、横向≤1.5%，黄变指数（1000h）≤2.0，EVA的力学性能、电学性能、老化黄变和可靠性满足规范要求和行业标准，应具有TUV测试报告以及其他同等资质的第三方提供的测试报告，投标方应提供选用EVA的交联度、抗拉强度、伸缩率、EVA与背板和玻璃的剥离强度和黄变指数。4.3.4背板材料采用三层复合结构材料,其中，最外层必须为含氟材料，并应具有TUV测试报告以及其他同等资质的第三方提供的测试报告，投标方应明确选用背板的透水率、黄变指数、击穿电压和抗拉强度，并保证背板材料25年以上的使用寿命；4.3.5光伏组件使用的铝型材的机械强度应满足规范要求，铝型材表面进行阳极氧化处理，氧化层厚度应大于12μm，表面硬度韦氏硬度不小于8HW，满足25年的使用寿命，投标方应该提供铝型材的表面硬度，氧化膜厚度和型材弯曲度。4.3.6组件引出线电缆(1)每块光伏组件应带有正负出线、正负极连接头和旁路二极管。(2)光伏组件自带的电缆满足抗紫外线、抗老化、抗高温、防腐蚀和阻燃等性能要求，选用双绝缘防紫外线阻燃铜芯电缆，电缆性能符合GB/T18950-2003性能测试的要求，应满足系统电压，载流能力，潮湿位置、温度和耐日照的要求，具备TUV认证。现场条件下使用年限不少于25年。(3)电缆规格为截面面积不小于4mm2，正负极引出线电缆长度均不小于1.0m。4.3.7光伏组件使用工业防水耐温快速接插件，接插件防锈、防腐蚀等性能要求，并满足符合相关国家和行业规范规程，满足不少于25年室外使用的要求，应具备TUV认证。4.3.8盖板玻璃采用低铁钢化绒面玻璃，钢化性能应符合国际GB9963-88标准，透光率应高于91%，玻璃需镀膜，45º斜视玻璃表面，无七彩光，无压花印。玻璃的抗机械冲击轻度、弯曲度满足规范要求。4.4EL测试投标方在层压前后均有对组件进行EL测试。4.5组件生产设备和关键工艺的控制生产设备：投标方应明确组件生产线的自动化程度和关键设备。焊接工艺：焊接工序严格遵照作业指导书进行操作，焊烙铁的温度要每个班次至少测试校准一次，温度偏差不能超过10℃，焊接强度每天至少测试一次，焊带焊接强度不能小于2N；层压工艺：层压工序严格按照作业指导书进行操作，层压机温度每个班次至少校准一次（至少测试五个点温度），温度偏差不能超过2℃，EVA交联度和粘接强度至少每三天测试一次；4.6组件标准版投标方应提供经TUV、UL、德国Fraunhofer或天津十八所标定的标准组件，有效期最长为6个月，并经过招标方对标定报告进行审核确认后，作为组件出厂验货的标准组件，组件测试设备应为进口设备（Spire，Berger，ENDEAS，PASAN），测试设备的校准每两小时至少进行一次。4.7质量控制措施投标方质量控制包括进料检验，制成检验，成品检验，出货检验。每个检验过程均有严格的作业指导书及标准。4.8结构、外形尺寸、支装尺寸及质量规格组件的外形尺寸，安装尺寸及质量符合相应的产品详细规范的规定。组件的结构设计能满足安装地点气候、海拔条件使用的要求。如组件的强度，安装在高海拔地区，电池片间隙及与边框之间距离满足高海拔地区的标准。组件的安装孔位置可根据投标方的要求调整，同时保证组件的安装强度和安全性能不受影响。每个组件都应有下列清晰而且擦不掉的标志：a）制造厂的名称、标志或代号；b）产品型号；c）产品序号；d）引出端或引线的极性；e）在标准测试条件下，该型号产品最大输出功率的标称值和偏差百分比。g）制造的日期和地点，或可由产品序号查到。h)电流分档标记。4.9外观要求所有组件表面应进行清洗工序，保证组件的外观满足如下要求：1）电池组件框架整洁、平整、无毛刺、无腐蚀斑点。2）所提供的组件无开裂、弯曲、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）组件的盖板玻璃应整洁、平直、无裂痕，组件背面无划伤、碰伤等缺陷。背板无明显皱痕，组件背面无明显凸起或者凹陷（由内部引线引起的突起），硅胶均匀；接线盒粘接牢固，表面干净。5）组件的输出连接、互联线及主汇流线无可见的腐蚀。6）组件的电池表面状况符合相应的产品详细规范的规定。7）组件的边缘和电池之间不存在连续的气泡或脱层。8）电池组件的接线装置密封，极性标志准确和明显，与引出线的连接牢固可靠。4.10电气性能技术参数4.10.1在标准试验条件下（即：大气质量AM=1.5，辐照度1000W/m2，电池工作温度为25±2℃，标准太阳光谱辐照度分布符合GB/T6495.3规定），太阳能电池组件的实际输出功率满足标称功率范围。4.10.2本技术规范对所提供的光伏组件主要性能参数在标准测试条件（即大气质量AM1.5、1000W/m2的辐照度、25℃的工作温度）下达到如下要求：1）填充因子：≥77；2）组件效率（含边框）：光伏组件≥16.49；3）单个组件标称功率偏差：0~+5W；4）单块组件的规格不低于招标方要求容量，组件的总供货量大于招标方要求总容量；5）寿命及功率衰减：光伏组件的使用寿命不低于25年。6）电池组件应具备较好的低辐照性能，投标方应提供在200~1000W/m2的IV测试曲线和测试数据；7）在标准测试条件下，组件的短路电流Isc、开路电压Voc、最佳工作电流Im、最佳工作电压Vm、最大输出功率Pm符合相应产品详细规范的规定。4.11打胶工艺要求组件的硅胶密封工艺要求：组件封装的玻璃上表面与边框之间，背板与边框之间硅胶均匀充分，无可见缝隙，组件边框内硅胶密封充分。4.12电流分档组件成品包装26块为一托，每托所包括的组件全部按照电流分档。中间档分档精度≤0.1A，并在工厂做好分档标识。4.13安装附件投标方要明确组件安装所用的螺母、螺杆和垫片的规格尺寸，支架厂家提供组件安装配套使用的螺母、螺杆和垫片。4.14其它要求（1）组件的电绝缘强度。按照IEC61215中10.3条进行绝缘试验，要求在此过程中无绝缘击穿或表面破裂现象。测试绝缘电阻乘以组件面积≥40MΩ.m2。（2）投标方所供电池组件需具备受风、雪或覆冰等静载荷的能力，组件前表面的静负荷最大承压大于5400Pa，机械载荷试验满足IEC61215相关规定。如组件安装场地须有特殊载荷的需要，投标方应提供相应的应对措施及组件加强处理并提供证明文件。（3）投标方所供电池组件需具备一定的抗冰雹的撞击，冰雹实验需满足IEC61215相关规定，可以抗直径25mm冰雹以23m/s速度撞击，如组件安装场地为特殊气候环境（多冰雹），投标方应提供相应的应对措施及组件的加强处理，并提供冰球质量、尺寸及试验速度，使其抗冰雹能力满足组件要求，同时投标方提供组件适应安装的气候条件，并对所供组件的抗冰雹能力加以说明提供证明文件。（4）投标方所供组电池组件需具备一定的抗潮湿能力，组件在雨、雾、露水或融雪的湿气的环境下，组件能正常工作，绝缘性能满足要求，不允许出现漏电现象，湿漏电流试验需满足IEC6121510.15条款相关规定，如组件安装场地为特殊气候环境，投标方提供相应的应对措施及组件的加强处理并提供证明文件。（5）由于组件安装地点多为昼夜温度变化范围较大，投标方所供电池组件具备能承受温度重复变化而引起的热失配、疲劳和其他应力的较好能力，具备较好的能承受高温、高湿之后以及随后的零下温度的能力，具备较好的能承受长期湿气渗透的能力。投标方提供针对组件安装地点来说明所供应组件能满足气候条件的要求以及相应措施。（6）光伏组件各部件在正常工况下能安全、持续运行，不应有过度的应力、温升、腐蚀、老化等问题。如在使用中出现质量问题，由双方认可的第三方对其产品进行测试和检验，双方依据检验分析报告协商解决。（IEC测试标准）。（7）在组件正面统一地方封装入产品的唯一序列号即条形码；组件背面的统一地方粘贴组件标签，标签注明组件的商标、规格型号、电气参数、组件制造商的信息等。标签在制造过程中通过特殊的紫外光照处理，具有抗老化、耐紫外辐射等特性，标签能够保证自然环境的侵害而不脱落、标签上的字迹不能轻易抹掉。（8）太阳能电池组件应采用高强度的铝合金边框。能在风速36m/s下保证不发生变形和撕裂；可在本工程气象条件下长期运行不发生对电池组件产生损害的变形或撕裂。本技术规范中未明确规定的光伏组件的性能和安全指标及其他相关测试试验，投标方所提供电池组件同样需满足最新版本的IEC61215和IEC61730的相关规定。附件1.供货范围1一般要求1.1投标方应承担光伏组件的设计、制造、出厂前的试验、包装、运输、交货以及现场设备安装指导、调试、投运相关的技术服务和配合及培训等工作。1.2本技术规范规定了合同的供货范围。投标方保证提供的设备为全新的、先进的、成熟的、完整的和安全可靠的，且设备的技术经济性能符合本技术规范的要求。1.3太阳能电池组件产品供应商应在国内具有自主研发、设计、生产、试验光伏组件的能力，具有两年以上光伏设备生产及管理经验，两年以上商业运行业绩。光伏组件厂商通过CE、TUVNord等相关国内外认证，并符合IEC61215，IEC61730等国家强制性标准要求。1.4光伏组件关键部件及原材料有单独认证要求的，如接线盒、引出线缆和连接插头等，需要单独获得国际知名第三方认证机构及国家批准的权威认证机构的认证，且供货厂家应与认证产品一致。1.5光伏制造企业应建立完善的质量管理体系，配备质量检验机构和专职检验人员。电池及电池组件生产企业应配备AAA级太阳模拟器、高低温环境试验箱等关键检测设备，优先采用具备CNAS认可资质实验室的组件厂商。1.6投标方提供详细供货清单，清单中依次说明型号、数量、产地、生产厂家等内容。对于属于整套设备运行和施工所必需的部件，如果本合同附件未列出和/或数量不足，投标方仍需在执行合同时补足。1.7投标方提供所有安装和检修所需专用工具和消耗材料等。1.8投标方提供备品备件。投标方提供竣工验收前设备安装、调试、试运行阶段所需要的备品备件。投标方应分别提供以上各种情况下的备品备件清单，并附有每件备品的使用部位的详细说明。2供货范围2.1供货范围（单个项目）1）270Wp多晶硅光伏组件（不含备件）共425926块，115.000020MWp。2）配套组串引出线用接插件。3）备品备件。4）专用工具。2.2供货清单表（单个项目）序号设备及部件名称型号规格及主要技术参数单位数量生产厂1光伏组件270Wp多晶硅块4259262CM4连接插头-套113642.4专用工具（单个项目）序号名称规格和型号单位数量产地生产厂家备注1压线钳块22数字万用表块22.5备品备件（单个项目）序号名称规格和型号单位数量产地生产厂家备注1、光伏组件270Wp多晶硅块1053块/MWp2、MC4连接插头-套2585%附件2.技术资料及交付进度光伏组件部分要求1.1一般要求1.1.1技术文件中所含的内容将构成投标方进行产品设计、生产、售后服务的技术依据，也是电站集成的基本技术条件和要求。1.1.2投标方应按照招标方要求准备和提供有关太阳光伏组件的运行、维护、修理的相关资料。1.1.3投标方应汇总并提交有关光伏组件的相关标准及技术支持性文件测试报告，认证证书等文件，同时提供拟供货的太阳光伏组件样品。1.1.4投标方须送检太阳光伏组件样品一套至双方认可的第三方权威检测机构，送检费用由投标方自行承担，具体检测项目由双方协商决定。招标方在采购前会根据需要对供货方的产品进行抽检，以确定其产品是否仍能满足入围资格评审时的入围标准，如果抽检产品与送检产品标准不一致，招标方有权取消其供货资格。1.1.5投标方向招标方提供的技术文件及图纸等资料费用计入合同总价。1.1.6投标方所提供的各种技术资料能满足电站设计以及安装调试、运行试验和维护的要求。1.1.7投标方保证技术文件及图纸清除污物、封装良好、并按系统分类提供给招标方。1.1.8投标方提供的资料应使用国家法定单位制即国际单位制(文字为中文)。1.1.9投标方提供的技术资料分为配合设计阶段、设备监造检验、施工调试试运、性能试验验收和运行维护等四个方面。投标方须满足以上四个方面的具体要求。1.1.10所供图纸资料均应是由Word2003或AUTOCAD2004软件以上版本编写绘制（设备外形及安装布置图应按比例绘制）。所供资料，不管设备是否国内提供，均应采用中文简体印刷字体。提供的正式文件应注明使用阶段。1.1.11资料的组织结构清晰、逻辑性强。资料内容要正确、准确、一致、清晰完整，满足工程要求。1.1.12设备装箱资料(含装箱清单、出厂合格证、出厂试验报告等)2份随设备发运。投标方负责按时向电力设计院提供必需的设计资料。投标方向招标方提供的技术文件及资料的电子文件应是可编辑、修改的电子文件。1.1.13投标方资料的提交及时充分，满足工程进度要求。在合同签订后15日内给出全部技术资料清单和交付进度，并经招标方确认。1.1.14技术规范小签后7天内提供施工图设计配合图纸（包括分包与外购设备的技术资料）：10套（其中设计院2套）及相应的电子版本资料3套（其中设计院1套）。1.1.15投标方保证随最后一批资料供给一套完整的全套图纸、资料和手册的总清单。最终技术资料（包括分包与外购设备的技术资料）及安装、运行、维护手册：提供14套及相应的电子版本资料2套。1.1.16投标方在设备开始加工前，根据加工进度向用户监造人员提供相关资料1份。1.1.17投标方提供的图纸应清晰，不得提供缩微复印的图纸。1.1.18投标方提供的图纸必须注明图纸用途及设计阶段，注明联系配合用图，工程施工用图等。最终正式工程设计用图应图纸签署完全，加盖确认标记。1.1.19所供图纸编号必须清晰、有序，不得有不同图纸相同编号的现象出现。图纸改版后，必须及时通知招标方，图纸应注明改版序号。1.1.20所供工程施工设计用图和资料，除说明书等文字资料及附图等可采用白图及印刷资料外，其它工程施工设计用图需采用蓝图。1.1.21提供图纸资料等应附有提供资料清单，以备查考。1.1.22对于其它没有列入合同技术资料清单，是工程所必需文件和资料，一经发现，投标方应及时免费提供。1.2资料提交的基本要求1.2.1技术规范书签定后7天以内向招标方、设计院提供以下技术文件：1）企业概况、资质、证书2）工厂概况3）产品外形照片、尺寸图纸和安装指导书4）产品参数表5）主要设备供应商概况6）产品I-V特性曲线图7）太阳光伏组件装配图8）太阳光伏组件安装图9）组件安装支架图及支架对基础的要求1.2.2包括设计、安装、运行、维护及检修的说明书。1.2.3供货清单：包括设备本体、附件以及备品备件、专用工具等。清单中应有型号、规范、数量、材质、制造厂家、使用地点。1.2.4产品合格证及全套设备制造质量证明文件。1.2.5招投标方一致通过的“变更”文件及证明。1.2.6图纸应标明随每项部件所给的附件，以及部件制造厂家、型号和参数。1.2.7投标方应提供实用与本工程实际情况的，为本工程专用的技术资料。所有资料上应标明“”字样。1.2.8投标方所提交的技术资料内容至少应包括本附件中所要求的。如招标方在工程设计中所需要本附件以外的资料，投标方应及时无偿的提供。1.2.9投标方提交给招标方的每一批资料都应附有图纸清单，每张资料都应注明版次，当提交新版资料时应注明修改处并说明修改原因。最终图纸应注明订货合同号并有明显的最终版标记。1.2.10投标方在收到设计院反馈意见后两周内应提供以上文件的最终设计文件。1.2.11工程配合和资料交换所用的语言为中文。1.2.12投标方向招标方提供的资料资料交接清单：序号资料名称单位数量提供时间备注1资料移交清单份22供货清单份33装箱单份34说明书(维护、操作、安装)份125合格证份16出厂检验报告份17质量证明书份18所供图纸包括以下内容：套12(1)太阳光伏组件安装图;(2)零件图;(3)外形图;(4)包装图;9外购件清单及相应的图纸、合格证套12合格证、出厂检验报告各1份说明书、出厂检验报告序号资料名称单位数量提供时间备注10所有进口设备原产地证明、质量证明套1商检报告11制造质量监检报告、质量监察检验证书份112特种产品生产许可证复印件份113以上所列各种设备随机资料提供份2相应电子版(磁盘或光盘)以上设备资料内容均为原件。1.2.13安装、调试、运行用技术文件安装、调试、运行用技术文件应在设备到货前3月送达。投标方所供安装、调试、运行用技术文件和随机提供的技术文件应不少于下列技术文件(但不限于此)：1）设备运行维护手册2）各部件或设备的使用说明3）部件或设备的规范表4）部件或设备的调试试验规程5）各部件或设备的质量检验书6）各部件或设备主要用材的质量检验书7）安装要求及安装质量标准8）设备设计说明9）备品备件及专用工具一览表10）安装总装配图和部件组装图11）设备和电气、控制接口资料12）备品备件及易损件的加工制造图13）技术参数表14）系统设备清册15）设备说明书16）调试方案1.3资料移交注意事项1.3.1移交的有关资料是指每一型号规格的产品应交：合格证、证明书、检验报告、安装图纸、产品说明书。如果有证明书（其中含有合格证、材质证、工艺检验记录和其他检验报告）的，就可不再另交合格证及检验报告。技术光盘应按招标方要求提供两套。1.3.2具体应交资料数量：1.3.2.1合格证：正本1套（为原件黑字红章），副本1套（复印件红章）。1.3.2.2检验报告：正本2套（为原件黑字红章），副本3套（复印件黑章）。1.3.2.3证明书：正本2套（为原件黑字红章），副本3套（复印件黑章）。1.3.2.4安装图纸（要求设计人员签名）：正本12套（为原件蓝图红章）／每种规格组件。1.3.2.5说明书：正本12套／每种规格组件。1.13.2.6运行维护手册：12套／每种规格组件（见附录9运行维护手册）1.3.3、进口产品：不仅要交外文资料，而且应交相对应的同样数量的中文资料。1.3.4、光盘应按招标方要求提供两套。1.3.5、如在承包方中有委托他方供货的，承包方应通知和要求他方按需方的规定递交有关资料。交的资料应为黑色笔迹，不得为其他笔迹。交资料时，应按要求把要交的资料准备齐全，编写递交资料清单，交给招标方，并办理交接手续。附件3.设备交货进度1.设备的交货顺序要满足工程安装进度的要求。2.交货日期：2017年4月1日-2017年4月15日3.序号要与供货范围分项清单序号一致。4.交货日期指设备到达现场日期。5.收货单位：6.交货方式：公路或铁路运输至施工现场（车板交货）。附件4.监造（检验）和性能验收试验1.1概述本技术协议用于合同执行期间对投标方所提供的设备（包括对分包外购设备）进行检验和性能验收试验，确保投标方所提供的设备符合本技术协议的要求。1.1.1投标方应在合同生效后按招标方的要求及时提供与合同设备有关的监造和检验标准。这些标准应符合本技术协议的规定。1.1.2投标方应向招标方保证所供设备是技术先进、成熟可靠的全新产品。在图纸设计和材料选择方面应准确无误，加工工艺无任何缺陷和差错。技术文件及图纸要清晰、正确、完整，能满足正常运行和维护的要求。1.1.3投标方应具备有效方法，控制所有外协、外购件的质量和服务，使其符合本技术协议的要求。1.1.4招标方有权派代表到投标方制造工厂和分包及外购件工厂检查制造过程，检查按合同交付的零部件、组件及使用材料是否符合标准及其合同上规定的要求，并参加合同规定由投标方进行的一些零部件试验和整个装配件的试验。投标方应提供给招标方代表技术文件及图纸查阅，试验及检验所必须的仪器工具、办公用具。1.1.5在设备开始生产前，投标方应提供一份生产程序和制作加工进度表，进度表中应包括检查与试验的项目，以便招标方决定哪些部分拟进行现场检查。招标方应向投标方明确拟对哪些项目进行现场检查，并事先通知投标方。1.1.6设备在验收试验时达不到合同规定的一个或多个技术指标保证值而属于投标方责任时，投标方自费采用有效措施在商定的时间内，使之达到保证指标。1.2检验和性能验收试验1.2.1工厂检验：1.2.1.1工厂检验是质量控制的一个重要组成部分。投标方严格进行厂内各生产环节的检验和试验。投标方提供合同设备的质量证明、检验记录和测试报告，并且作为交货时质量证明文件的组成部分。1.2.1.2检验的部分包括原材料和元器件的进厂，部件的加工组装试验至出厂试验。出厂试验应按下表的要求和规定执行。测试判定依据：IEC61215测试项目检查内容外观检查执行IEC61215-10.1和IEC61730-MST01的标准：在不低于1000lux的照度下，对每一个组件仔细检查下列情况：a)开裂、弯曲、不规整或损伤的外表面；b)互联线或接头的缺陷；c)组件有效工作区域的任何薄膜层有空隙和可见的腐蚀；d)输出连接、互联线及主汇流线有可见的腐蚀；e)粘合连接失效；f)在塑料材料表面有粘污物；9)引出端失效，带电部件外露；h)可能影响组件性能的其他任何情况；i)在组件的边框和电池之间形成连续通道的气泡或剥层。标准测试条件下的性能执行IEC61215标准的10.2绝缘耐压试验执行IEC61215-10.3和IEC61730-MST16标准：a)无绝缘击穿或表面无破裂现象；b)对于面积小于0.1m2的组件绝缘电阻不小于400MΩ；c)对于面积大于0.1m2的组件，测试绝缘电阻乘以组件面积应不小于40MΩ·m2。温度系数的测量执行IEC61215-10.4的标准测试项目检查内容电池标称工作温度的测量执行IEC61215-10.5的标准标准测试条件和标称工作温度下的性能执行IEC61215-10.6的标准低辐照度下的性能执行IEC61215-10.7的标准室外曝晒试验执行IEC61215-10.8的标准：a)无外观检查中规定的严重外观缺陷；b)最大输出功率衰减应不超过试验前测量值的5%；c)绝缘电阻应满足初始试验的同样要求。热斑耐久试验执行IEC61215-10.9和IEC61730-MST22的标准：a)无外观检查中规定的严重外观缺陷；b)最大输出功率的衰减不超过试验前测试值的5%；c)绝缘电阻应满足初始试验同样的要求。紫外预处理试验执行IEC61215-10.10和IEC61730-MST54的标准：a)无外观检查中规定的严重外观缺陷；b)最大输出功率的衰减不超过试验前测试值的5%；c)绝缘电阻应满足初始试验同样的要求。热循环试验执行IEC61215-10.11和IEC61730-MST51的标准：a)在试验过程中无电流中断现象；b)无外观检查中规定的严重外观缺陷；c)最大输出功率的衰减不超过试验前测试值的5%；d)绝缘电阻应满足初始试验同样的要求。湿-冻试验执行IEC61215-10.12和IEC61730-MST52的标准：a)无外观检查中规定的严重外观缺陷；测试项目检查内容b)最大输出功率的衰减不超过试验前测试值的5%；c)绝缘电阻应满足初始试验同样的要求。湿-热试验执行IEC61215-10.13和IEC61730-MST53的标准：a)无外观检查中规定的严重外观缺陷；b)最大输出功率的衰减不超过试验前测试值的5%；c)绝缘电阻应满足初始试验同样的要求。引出端强度试验执行IEC61215-10.14和IEC61730-MST42的标准：a)无机械损伤现象；b)最大输出功率的衰减不超过试验前测试值的5%；c)绝缘电阻应满足初始试验同样的要求。湿漏电流试验执行IEC61215-10.15和IEC61730-MST17的标准：对于面积大于0.1m2的组件，测试绝缘电阻乘以组件面积应不小于40MΩ·m2。机械载荷试验执行IEC61215-10.16和IEC61730-MST34的标准：a)在试验过程中无间歇断路现象；b)无外观检查中规定的严重外观缺陷；c)标准测试条件下最大输出功率的衰减不超过试验前测试值的5%；d)绝缘电阻应满足初始试验的同样要求。冰雹试验执行IEC61215-10.17标准：a)无外观检查中规定的严重外观缺陷；b)最大输出功率衰减应不超过试验前测量值的5%；c)绝缘电阻应满足初始试验的同样要求。旁路二极管热性能试验执行IEC61215-10.18和IEC61730-MST25的标准：a)在10.18.3e)确定的二极管结温不超过二极管制造商最高额定结温；b)无外观检查中规定的严重外观缺陷；c)最大输出功率的衰减不超过试验前测试值的5%；d)绝缘电阻应满足初始试验的同样要求；测试项目检查内容e)在结束试验后二极管仍能工作。无障碍试验执行IEC61730-MST11的标准：测试期间测试夹具和组件电路间的电阻不小于1MΩ剪切试验执行IEC61730-MST12的标准：a)组件的上下表面没有显著的划痕,没有线路暴露；b)接地连续性、绝缘耐压、湿漏电流应满足初始试验的同样要求。接地连续性试验执行IEC61730-MST13的标准：a)无外观检查中规定的严重外观缺陷；b)选定的外露导电部分和组件其他导电部分之间的电阻小于0.1Ω。脉冲电压试验执行IEC61730-MST14的标准：a)测试过程中没有明显的绝缘击穿，或组件表面没有破裂现象；b)无外观检查中规定的严重外观缺陷。温度试验执行IEC61730-MST21的标准：a)测量温度不超过下表所示的组件表面、材料或结构的限制温度；零件材料结构温度限制绝缘材料:c)聚合材料光纤酚醛化合物薄层酚醛化合物模具a)90125150现场接线端了,金属部分比周围高30导线可能边接的现场接线盒a)和d)中更好的，或b)绝缘导线d)测试项目检查内容表面(边框)和相邻组件90a)材料的相对热指数(RTI)小于20℃；b)如果有标记说明使用导线的最小温度级别,在接线盒的一个终端点的温度可能大于列表中的值,但最好不要超过90℃；c)如果可以确定高温不会引起火灾危险或触电,那么比列表所列温度高的值也是可以接受的；d)绝缘导线的温度最好不要超过导线的温度级别要求。b)组件的任何部分没有开裂、弯曲、烧焦或类似的损伤，无外观检查中规定的严重外观缺陷。防火试验执行IEC61730-MST23的标准：光伏组件系统的应达到classC等级所规定的火焰抵抗等级。用于建筑表面的组件需要通过飞火试验和表面延烧试验。组件用于屋顶材料的要求附加测试（如ANSI/UL790大纲）。反向过电流试验执行IEC61730-MST26的标准：a)组件不燃烧，与组件接触的粗棉布和薄纱布没有燃烧和烧焦。b)MST17湿漏电流试验同样满足要求。组件破损量试验执行IEC61730-MST32的标准：如果组件符合以下任何的标准，则认为通过组件破裂测试：a)当出现裂纹时，不会延伸到大的足够自由通过一个直径为76mm（3-inch）的球；b)当碎裂出现时，测试5分钟后选定的10个最大块的完全裂块以克为单位的重量不超过样品一厘米为单位的厚度的16倍；c)出现裂纹时，大于6.5cm2的微粒出现；d)样品不破裂。局部放电试验执行IEC61730-MST15的标准：如果平均值减去局部放电熄灭电压的标准差大于1.5倍的测试项目检查内容厂家所提供的系统电压，则认为固体绝缘性能通过测试。导管弯曲试验执行IEC61730-MST33的标准：组件接线盒的外壁没有裂痕或与导线管脱离。注：如果导线管的破裂导致盒子的破坏或者是因为焊接点的断开，盒子的破损是可以接受的。可敲落的孔口盖试验在受稳定应力后孔口盖应仍保持原位，在孔口盖和开口之间的距离不超过0.75mm。孔口盖应在不留下任何锋利边缘或造成接线盒损坏的条件下轻易移除。撞击试验不会有像第15部分（非绝缘导电部分的可接触性）那样定义的可接触的导电部分。在当没有大于6.5cm2的颗粒从它们普通的安装位置中溅射出来时，表层材料的破损可以被接受喷淋试验在经一个小时的喷淋后，检查渗入到非绝缘导电部分和在非绝缘导电部分之上的水是否明显，并且检查包含导电部分任意隔间中的水是否明显。如果有排水孔，则要考虑到防止水到达非绝缘导电部分。加速老化试验用于垫圈，密封圈的材料等（除软木赛、纤维材料和相似的材料）应该有表34.1中指定的物理性质，并且要遵从表34.2中的性质要求。这类材料不能变形，熔化或是硬到以致影响到其密封的性能。盐水喷雾试验样品不能氧化、脱落、褪色、锈迹、腐蚀热斑测试焊料是否熔融，包装是否开口，组件是否分层，底层是否被灼烧组件层压后EL检验按照相应行业标准，投标方抽检比例应不低于100%，所供产品必须为合格品。组件层压后EL检验：隐裂：（EL设备测试）不允许出现隐裂；缺角碎片：不允许出现缺角碎片；虚焊：不允许虚焊；黑边：黑边宽度不能大于单片电池片的1/8;低效片：不允许低效片混入。投标方检验的结果满足本技术协议的要求，如有不符之处或达不到标准要求，投标方采取措施处理直至满足要求。投标方发生重大质量问题时将情况及时通知招标方。1.2.1.3投标方检验的结果满足本技术协议的要求，如有不符之处或达不到标准要求，投标方采取措施处理直至满足要求。投标方发生重大质量问题时将情况及时通知招标方。1.2.2性能验收试验1.2.2.1性能验收试验目的是为了检验合同设备的所有性能是否符合本技术协议的要求。1.2.2.2性能验收试验的地点在项目所在地。1.2.2.3合同设备性能试验的时间在360小时试运行之后进行。1.2.2.4性能验收试验的地点为招标方现场。设备到达安装现场后，买、卖双方按商定的开箱检验方法，对照装箱清单逐件清点，进行检查和验收。1.2.2.5性能试验由招标方主持，投标方参加。试验大纲由招标方提供，与投标方及与合同设备有关的施工、调试等单位进行讨论后确定。1.2.3性能试验检验的内容：—组件功率—伏安特性—绝缘电阻—绝缘强度—工作温度—热斑检查—隐裂检查1.2.4性能验收试验的条件—阳光总辐射照度应不低于标准总辐射照度的80%；—天空散射光所占比例应不大于总辐射的25%；—在测试周期内，辐射的不稳定应不大于±1%。1.2.5性能验收的标准和方法：由投标方提供详细资料清单，招标方确认。1.2.6性能验收试验所需要的测点、一次元件和就地仪表由招标方确定的测试单位提供，投标方提供试验所需的技术配合和人员配合。1.2.7性能验收试验：（1）第三方抽检试验光伏组件在使用过程中，25年运营期内招标方可定期（第1年、第2年、第3年、第5年、第10年和第25年）请第三方权威检验机构对电池组件的功率进行抽样检测。（2）现场隐裂测试光伏组件到货后需进行现场隐裂检测，隐裂检测标准为不允许出现隐裂。1.2.8现场隐裂测试结果的确认：性能验收试验报告以招标方为主编写，参建各单位参加，共同签章确认结论。如双方对试验的结果有不一致意见，双方协商解决。1.2.9进行性能验收试验时，一方接到另一方试验通知而不派人参加试验，则被视为对验收试验结果的同意，并进行确认签字。1.2.10由投标方外包生产的设备（部件）到达安装现场后，仍由招标方会同投标方进行检查和验收。1.2.11主要的产品验收标准：IEC61215和IEC61730相关标准；国家相关标准；本技术协议承诺标准。1.3设备监造1.3.1投标方必须无条件接受由招标方委托的监造人对产品生产全过程实施监造，并提供现场监造办公场所等方面便利条件。1.3.2监造过程分文件见证、现场见证和停工待检，即R点、W点、H点。R点：招标方委托监造人提供检验或试验记录或报告的项目，即文件见证。W点：招标方参加的检验或试验项目，检验或试验后监造人提供检验或试验记录，即现场见证。H点：停工待检。监造人在进行至该点时必须停工等待甲方监造代表参加的检验或试验项目，检验或试验后监造人提供检验或试验记录。每次监造内容完成后，投标方及招标方均须在见证表上履行签字手续。投标方复印3份，交招标方2份。1.3.3监造项目实施内容光伏组件设备监造项目实施表（包含但不限于）序号零部件及工序名称试验项目监造方式HWR备注1光伏组件1硅材料质量证明材料∨按批2外观及机械强度检查∨按批3组件板透光性试验∨按批4绝缘耐压试验∨∨按批5密封性试验∨∨定型认证文件6抗冰雹试验∨定型认证文件7抗风压试验∨定型认证文件8耐热试验∨定型认证文件9耐寒试验∨定型认证文件10紫外老化试验∨定型认证文件11最大输出功率试验∨∨按批12开路电压∨按批13短路电流∨∨按批14光伏电流-电压特性试验∨∨按批15最大输出功率温度系数测试∨定型认证文件16短路电流温度系数∨定型认证文件17开路电压温度系数∨定型认证文件18抗盐雾试验∨定型认证文件19耐腐蚀试验∨定型认证文件20内电阻测试∨按批21成品组件按特性分类情况∨按批序号零部件及工序名称试验项目监造方式HWR备注附件6.价格表详见商务部分附件7.技术服务和设计联络1.投标方现场技术服务1.1投标方现场技术服务人员的目的是保证所提供的设备安全、正常投运。投标方要派出合格的、能独立解决问题的现场服务人员。投标方提供的包括服务人天数的现场服务表应能满足工程需要。如果由于投标方的原因，服务人天数不能满足工程需要，招标方有权追加人天数，且发生的费用由投标方承担；如果由于招标方的原因，服务人天数不能满足工程需要，招标方要求追加人天数，且发生的费用由招标方承担。1.2投标方服务人员的一切费用已包含在总价中，它包括诸如服务人员的工资及各种补助、交通费、通讯费、食宿费、医疗费、各种保险费、各种税费，等等。1.3现场服务人员的工作时间应与现场要求相一致，以满足现场安装、调试和试运行的要求。招标方不再因投标方现场服务人员的加班和节假日而另付费用。1.4未经招标方同意，投标方不得随意更换现场服务人员。同时，投标方须及时更换招标方认为不合格的投标方现场服务人员。1.5下述现场服务表中的天数均为现场服务人员人天数。现场服务序号技术服务内容总的计划人天数派出人员构成备注职称人数1现场培训2组件安装指导1.6在下列情况下发生的服务人天数将不计入投标方现场总服务人天数中：1.6.1由于投标方原因不能履行服务人员职责和不具备服务人员条件资质的现场服务人员人员天数；1.6.2投标方为解决在设计、安装、调试、试运等阶段的自身技术、设备等方面出现的问题而增加的现场服务人天数；1.6.3因其他投标方原因而增加的现场服务人员。1.7投标方现场服务人员应具有下列资质：1.7.1遵守中华人民共和国法律，遵守现场的各项规章和制度；1.7.2有较强的责任感和事业心，按时到位；1.7.3了解设备的设计，熟悉其结构，有相同或相近机组的现场工作经验，能够正确地进行现场指导；1.7.4身体健康，适应现场工作的条件；1.7.5招标方向投标方提供服务人员情况表，招标方有权要求更换不合格的现场服务人员，投标方及时更换。1.8投标方现场服务人员的职责1.8.1投标方现场服务人员的任务主要包括设备催交、货物的开箱检验、设备质量问题的处理、安装和调试、参加试运和性能验收试验；1.8.2在安装和调试前，投标方技术服务人员应向招标方进行技术交底，讲解和示范将要进行的程序和方法。在设备安装前，投标方应向招标方提供设备安装和调试的重要工序和进度表，招标方技术人员要对此进行确认，否则投标方不能进行下一道工序。经招标方确认的工序不因此而减轻投标方技术服务人员的任何责任，对安装和调试中出现的任何问题投标方仍要负全部责任；安装和调试监督的重要工序表序号工序名称工序主要内容备注121.8.3投标方现场服务人员负责全权处理现场出现的一切技术和商务问题。如现场发生质量问题，投标方现场人员要在招标方规定的时间内处理解决。如投标方委托招标方进行处理，投标方现场服务人员要出委托书并承担相应的经济责任；1.8.4投标方对其现场服务人员的一切行为负全部责任；1.8.5投标方现场服务人员的正常来去和更换应事先与招标方协商。2.光伏组件部分培训要求2.1为使设备能正常安装、调试、运行、维护及检修，投标方有责任提供相应的技术培训。投标方应对招标方人员进行全面的技术培训。使招标方人员达到能独立进行管理、运营、故障处理、日常测试维护等工作，以便投标方所提供的设备能够正常、安全地运行。2.2培训内容应包括：投标方所提供设备的性能、技术原理和操作使用方法，维护管理的技术，实际操作练习，培训内容和时间应与工程进度相一致。2.3投标方应列出具体的培训计划。2.4厂验及培训人数、时间等事宜在谈判时再由双方商定，投标方先报出人·天单价。2.5培训计划和内容列出如下：序号培训内容计划人天数培训教师构成地点备注职称人数1232.6培训的时间、人数、地点由投标方填写、招标方确认。2.7投标方为招标方培训人员提供设备、场地、资料等培训条件，并提供食宿和交通方便。3.设计联络会3.1设计联络会的目的是保证设备和电厂的成功设计，及时协调和解决设计中的技术问题，协调招标方和投标方，以及各投标方之间的接口问题，设计联络会采用各专业联合召开的方式。正式设计联络会原则上召开两次。会议时间和地点以双方协商为准。3.2设计联络会议题：a)讨论投标方提供的技术资料及标准协调。b)详细设计中的技术问题。c)协调布置和接口。d)招标方复核并确认投标方提供的辅助设备厂家。e)讨论施工、运输方案。f)讨论设备验收考核。g)参观考察投标方提供的技术支持方所生产的设备的电站、制造厂。3.3时间及人员：3.3.1第一次设计联络会1、讨论投标人提供的技术资料及标准协调。2、详细设计中的技术问题。3、协调布置和接口等。3.3.2第二次设计联络会1、讨论施工、运输方案。2、讨论设备验收考核等。附件8.分包与外购投标方要按下列表格填写分包情况表，每项设备的候选分包厂家一般不小于3家，并报各分包厂家的简要资质情况（包括与本设备的配套业绩）。最后确定的分包商要经买方认可。分包情况表注：下表中的序号和内容应与第二章的一致序号设备/部组件型号单位数量产地分包商名称资质情况(包括与本设备配套业绩)备注123456附件9.大（部）件情况投标方应把大部件的情况详细予以说明，并分别详细说明运输方案和措施（投标方填写）。序号部件名称数量长×宽×高(mm)重量(kg)厂家名称货物发运地点运输方式备注包装未包装包装未包装无附件10.包装、装卸、运输与储存1.1装箱清单及组件实测技术参数要在设备到达现场前一个星期提供给招标方。1.2同规格组件要按实测电流分三类划分。1.3光伏组件应在统一地方粘贴产品标签和条形码，标识应清晰、完整便于追溯。光伏组件的标识内容至少含有以下内容：制造厂名、产品名称、产品型号、制造日期、生产批号、光伏组件编号。标签保证能够抵抗十年以上的自然环境的侵害而不脱落、标签上的字迹不能轻易抹掉。1.4光伏组件产品包装符合相应国标要求，外包装坚固，内部对组件有牢靠的加固措施及防撞措施。1.5投标方应对每个不同的包装或容器的内部和外部应用供货商订单号、货签号和重量等区分。每个配件的包装或容器都应附一个材料的清单。1.6投标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。包装保证在运输、装卸过程中完好无损，并有减震、防冲击的措施。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。产品包装前，投标方负责检查清理，不留异物，并保证零部件齐全。1.7投标方对包装箱内的各散装部件在装配图中的部件号、零件号标记清楚。1.8投标方在每件包装箱的两个侧面上，采用不褪色的油漆以明显易见的中文印刷唛头，唛头有以下内容：1）收货单位名称；2）发货单位名称；3）设备名称或代号；4）箱号；5）毛重／净重（公斤）；6）体积（长×宽×高，以毫米表示）。注：凡重量为二吨或二吨以上的货物，在包装箱的侧面以运输常用的标记和图案标明重心位置及起吊点，以便装卸搬运。按照货物特点，装卸和运输上的不同要求，包装箱上相应明显地印有“轻放”、“勿倒置”和“防雨”字样。1.9每件包装箱内，附有包装分件名称、图号、数量的详细装箱单、合格证。外购件包装箱内有产品出厂质量合格证明书、技术说明书各一份。1.10各种设备的松散零星部件采用好的包装方式，装入尺寸适当的箱内。1.11投标方／或其分包商不用同一箱号标明任何两个箱件。1.12投标方交付的技术资料使用适合于长途运输、多次搬运、防雨和防潮的包装。1.13每包技术资料注明收货单位，每包资料内附有技术资料的详细清单一份。附件11.质量保证及售后服务1.1质量保证1.1.1投标方需提供产品有限质保书及线性质保书等质保文件。1.1.2投标方产品从项目正式并网开始总辐射量累计达到60kWh/m2认定为试运行结束。质保期为正式投入商业运行后10年。1.1.3如在安装的试运行期间发现部件缺陷、损坏情况，在证实设备储存安装、维护和运行都符合要求时，投标方应尽快免费更换。1.1.4在保证期内，投标方产品各部件因制造不良或设计不当而发生损坏或未能达到合同规定的各项指标时，投标方应无偿地为招标方修理或更换零部件，直至改进设备结构并无偿供货。1.1.5设备在验收试验时达不到合同规定的一个或多个技术指标保证值而属于投标方责任时，则投标方应自费采用有效措施在商定的时间内，使之达到保证指标。1.1.6在保证期内，由于下列情况所造成的缺陷、损坏或达不到指标时，不属投标方责任：—由于招标方错误操作和维修；—设备在现场保存时间超过合同规定期限的问题；—由于非投标方造成的其它错误和缺陷。1.1.7投标方提供的产品应满足在保证期内经IEC认证的实验室，按IEC相关标准，抽样检测合格。抽样方法按《计数抽样检验程序》（GB/T2828）最新标准执行。1.1.8招标方有权对投标方提供的产品提请经买、卖双方认可的权威的第三方进行抽样检测，如果投标方产品不合格，投标方必须免费更换同批次产品，并承担第三方检测费用。1.2售后服务投标方提供终身维修。招标方发现问题向投标方发出通知后，维修人员48小时内抵达现场。缺陷处理后，半月内向招标方提交分析报告。',)