光伏组件多晶硅组件技术规范书.docx
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光伏组件多晶硅组件技术规范书
新疆华瑞新能源有限公司木垒光伏电站一期20MWp光伏并网电站项目
多晶硅光伏组件
技术规范书
2014年12月
1总则
1.1本技术规范书适用于新疆华瑞新能源有限公司木垒光伏电站一期20MWp光伏并网电站项目的多晶硅光伏组件的设备购买事宜，它提出了该设备的功能设计、结构、性能、安装和试验等方面的技术要求。
1.2包括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。
1.3本技术规范书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，投标人应提供一套满足招标文件和本技术规范书所列标准要求的高质量产品。
1.4投标产品如与本技术规范书有偏差（无论多少或微小）都必须清楚地表示在投标文件的“差异表”中，否则招标人将认为投标人完全接受和同意本技术规范书的要求。
1.5本技术规范书所使用的标准如与投标人所执行的标准发生矛盾时，按较高标准执行。
1.6在签订合同之后，招标人保留对本技术规范书提出补充要求和修改的权利，投标人应予以配合。
如招标人提出修改，招标人与投标人应召开设计联络会，具体由招标人、投标人双方协商确定。
1.7中标后投标人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。
1.8所承包的光伏组件应通过CE或TUV或UL或VDE相关国际认证和最新版CQC认证，并符合国家强制性标准要求，须附完整的测试认证报告复印件。
未提供以上技术支持材料的设备为不合格产品。
1.9本技术规范书经双方签字认可后作为订货合同的附件，与合同正文具有同等效力。
2工程概况
2.1工程项目名称
新疆华瑞新能源有限公司木垒光伏电站一期20MWp光伏并网电站工程。
2.2工程概况
上海通川实业开发有限公司木垒县100MWp光伏太阳能发电一期20MWp发电场项目是由上海通川实业开发有限公司投资建设的大型并网光伏电站，建设规模为100MWp，本期为一期工程，建设20MWp。
本工程建设地点位于新疆昌吉州木垒县西北30km处。
南距S303省道13km，西距S228省道10km。
交通较方便。
场址四点坐标为（西安80）：
1：
90°20′08″,44°01′31″
2：
90°20′08″,44°01′00″
3：
90°19′28″,44°01′00″
4：
90°19′28″,44°01′31″
光伏发电场址地势较为开阔，交通便利，运输方便。
项目已具备招标条件，现对该项目的施工进行公开招标。
3光伏组件供应技术规范
3.1设计和运行条件
光伏组件为室外安装发电设备，是光伏电站的核心设备，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。
光伏组件应在新疆木垒县气候条件下连续工作满足其所有性能指标。
3.2规范和标准
本技术规范书中设备的设计、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/T14007-1992陆地用光伏组件总规范；
GB/T14009-1992光伏组件参数测量方法；
GB/T9535-1998地面用晶体硅光伏组件设计鉴定和类型；
GB/T18912-2002光伏组件盐雾腐蚀试验；
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光伏组件的测试认证规范；
IEC61345-1998光伏组件的紫外试验
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地面用晶体硅光伏组件质量分等标准；
SJ/T10173-1991TDA75多晶硅太阳电池；
SJ/T10459-1993太阳电池温度系数测试方法；
SJ/T11209-1999光伏器件第6部分标准光伏组件的要求；
GB-T_2828.1-2003计数抽样检验程序第1部分：
按接收质量限（AQL）检索的逐批检验抽样计划
GB/T2829-2002周期检查计数抽样程序及抽样表
其它未注标准按国际、国内行业标准执行。
投标人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技术要求
3.3.1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投标书中提供的技术参数和性能指标的测试报告。
投标设备已经取得国际/国内认证机构的认证，其中至少通过莱茵TUV或VDE的认证，并提供认证证书复印件。
每块组件出厂前应有工厂测试报告，报告中必须标示出该块组件的峰值输出功率、最大功率点电流、最大功率点电压等。
3.3.2投标人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。
投标人所供设备均正确设计和制造，在投标人提供的各种工况下均能满足安全和持续运行的要求。
3.3.3光伏组件产品制造商应满足以下要求：
（1）中华人民共和国注册的独立法人，注册资本金在1亿元人民币以上。
（2）具有三年以上相关产品独立生产、供应和售后服务的能力。
（3）投标人应具有运行业绩总容量1000MW及以上，且运行贰年及以上的业绩为500MW及以上。
（4）投标人应具有较完整的晶硅电池组件产业链，多晶硅245-255系列组件年产能1000MW以上。
（5）投标人选用的光伏组件应提供该规格产品已经通过CE、TUV\UL\VDE等相关国际认证认证证书复印件及最新版CQC认证认证证书复印件。
并符合国家强制性标准要求；投标人选用的光伏组件应当提供具有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）的可靠性测试报告，并给出标准号。
（6）光伏组件应提供至少5年的质保期，光伏组件使用寿命不低于25年。
（7）已经通过国家授权的有资质的检测机构进行的光伏组件并网检测，同时满足电网公司系统测试，各项性能完全满足要求。
（8）配备AAA级太阳模拟器、组件隐裂测试设备或层压前后全检测试设备、高低温环境试验箱等关键检验设备。
（9）2011-2013年无重大质量投诉或合同违约责任。
3.3.4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，是在投标时该生产厂家近年来定型投产的该规格型号最新的成熟产品。
投标人应提供所供光伏组件及电池片的制造厂名称（全称）、产地及生产历史。
招标人不接受带有试制性质的光伏组件，光伏组件的安装方式应方便安装和更换。
3.3.5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。
3.3.6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。
*3.3.7投标人提供的多晶硅光伏组件标称功率公差为0~+3%。
（0~+1.5%的多晶硅太阳能组件不能超过10%）多晶硅太阳能组件的转换效率应≥15.5%（以组件边框面积计算转换效率）。
3.3.8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℃，标准太阳光谱辐照度分布符合GB/T6495.3规定）下达到如下要求：
单块多晶硅组件的规格：
255W；光伏组件的实际输出功率满足标称功率范围。
光伏组件工作温度范围为-45℃～+85℃；光伏组件初始功率（出厂前）不低于组件标称功率；填充因子：
≥72%；组件效率（含边框）：
多晶硅组件≥15.5%；单个组件标称功率偏差：
0~+3%（0~+1.5%的组件不能超过10%）；
*3.3.9寿命及功率衰减：
太阳电池组件的使用寿命不低于25年，2年内衰减≤2%，5年运行期内衰减≤5%，在10年运行使用期限内输出功率衰减不超过10%，年平均衰减不超过0.8%；在25年运行使用期限内输出功率衰减不超过20%；同时投标人应提供针对组件衰减承诺的分析和保障措施，否则招标人可视情况不予采信。
光伏组件在使用过程中，25年运营期内招标人可定期（第1年、第3年、第5年、第10年和第25年）请双方认可的第三方检验机构对已安装电池组件的功率进行抽样检测，现场检测200块组件，同时随时抽取10块送到第三方实验室进行效率测试、低辐照强度条件下效率、温度系数和绝缘测试，由投标人负责包装、运输到双方认可的第三方测试机构进行，所有费用由投标人承担。
如果组件效率衰减大于合同要求，投标人须赔偿招标人发电量损失，赔偿金额按合同价格总额的1%-5%。
投标方提供的所有光伏组件的实际输出功率的总和不低于投标的实际功率。
*3.3.10光伏组件年故障率≤0.01%。
3.3.11光伏组件的强度测试，应该按照GB/T9535-2006（IEC61215）太阳电池的测试标准10.17节中的测试要求，即：
可以承受直径25mm±5%、质量7.53克±5%的冰球以23m/s速度的撞击。
并满足以下要求：
1）.撞击后无如下严重外观缺陷：
a、破碎、开裂、弯曲、不规整或损伤的外表面；
b、某个电池的一条裂纹，其延伸可能导致组件减少该电池面积10%以上；
c、在组件边缘和任何一部分电路之间形成连续的气泡或脱层通道；
d、表面机械完整性，导致组件的安装和/或工作都受到影响。
2）、标准测试条件下最大输出功率的衰减不超过实验前的5%。
3）、绝缘电阻应满足初始试验的同样要求。
3.3.12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。
3.3.13光伏组件的电池片与EVA需为同一批次原料，表面颜色均匀一致，无机械损伤，焊点及栅线无氧化斑，电池组件的I-V曲线基本相同。
3.3.14光伏组件的绝缘性能测试按GB/T9535-1998中10.3条执行，组件在正常条件下绝缘电阻不低于50MΩ。
以不大于500V·s-1的速率增加绝缘测试仪的电压，直到等于1000V加上两倍的系统最大电压（即标准测试条件下系统的开路电压），如果系统的最大电压不超过50V，所施加电压应为500V。
维持此电压1min，无绝缘击穿或表面破裂现象。
3.3.15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。
3.3.16晶体硅组件应按照GB/T9535（或IEC61215）以及GB/T20047（或IEC61730）标准要求，通过国家批准认证机构的认证，关键部件和原材料（电池片、封装材料、玻璃面板、背板材料、焊接材料、接线盒和接线端子等）型号、规格及生产厂家应与认证产品一致。
3.3.17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螺栓连接方式，投标人应在投标文件中叙述清楚，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。
3.3.18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镀锡铜芯电缆，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。
3.3.19为确保组件的绝缘、抗湿性和寿命，要求边框与电池片的距离要至少超过9mm的距离。
3.3.20投标人还应提出如何延长组件抗紫外老化能力的措施。
3.3.21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。
3.3.22光伏组件的插头采用MC4型，防护等级IP67。
组件正、负极引线长度满足现场安装要求。
3.3.23电池组件应具备较好的低辐照性能，投标人应提供在200~1000W/m2的IV测试曲线；
3.4绝缘强度与防雷
1）组件的电绝缘强度：
满足IEC61215标准要求，测试绝缘电阻乘以组件面积>40MΩ.m2。
2）投标人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，绝缘性能满足相关标准要求，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，厂家提供相应的应对措施及组件的加强处理并提供证明文件。
3）绝缘性能：
对组件施加500V的直流电压，测量其绝缘电阻应不小于200MΩ。
4）边框与电池片之间应有足够距离，确保组件的绝缘、抗湿性和寿命。
5）组件在外加直流电压1150V时，保持1分钟，无击穿、闪络现象。
6）为保证光伏组件及整个发电系统安全可靠运行，投标人提供光伏组件有效的防雷接地措施。
3.5载荷要求
1）投标人所供电池组件需具备受风、雪或覆冰等静载荷的能力，组件风载荷最大承压大于2400Pa，雪载荷最大承压大于5400Pa。
如组件安装场地须有特殊载荷的需要，投标人应提供相应的应对措施及组件加强处理并提供证明文件。
2）投标人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，如组件安装场地为特殊气候环境（多冰雹），厂家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，同时投标人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。
3.5温度冲击要求
由于组件安装地点多为昼夜温度变化范围较大，投标人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，具备能承受高温、高湿以及随后的低温冲击的能力，具备能承受长期湿气渗透的能力。
厂家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。
3.6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。
组件的每片电池与互连条排列整齐。
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，无机械损伤，焊点无氧化斑。
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。
TPT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。
9）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，TPT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。
10）光伏组件背面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、技术参数（标准功率、峰值电压，开路电压，峰值电流，短路电流、组件效率等）、制造日期、生产批号、条形码、光伏组件位号。
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。
3.7结构、外形尺寸、支装尺寸及质量
1）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。
2）组件的安装孔位置可根据招标人的要求调整，同时保证组件的安装强度和安全性能不受影响。
3）光伏组件及光伏连接器的防护等级应达到IP65，接线盒应密封防水。
4）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IEC61215要求，适应新疆地区的风沙条件，保证光伏电池受光面耐风沙的磨损。
3.8光伏组件各主要部件技术要求
投标人对接线盒、背板和EVA等构成太阳电池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单独经过TUV检测或其它同等资质第三方机构测试检验，而且某些部件需要符合如下要求：
3.8.1太阳电池片
1、外观质量
1）投标组件使用的硅片应为A级硅片，不能掺杂冶金级硅料，硅片主要性能参数满足下表3.8.1要求。
投标人应提供选用硅片的主要性能指标和硅片质量监控措施。
2）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。
且供应每10MW的组件规格应一致且是同一批次。
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。
银浆需从DuPont（杜邦）、贺利氏、Ferro、三星中选用。
外观要求见表3.8.1。
表3.8.1电池片外观质量要求
序号
项目
技术要求
一
外观要求
1
颜色
单片电池之间的颜色应均匀一致，无明显色差，无机械损伤，焊点无氧化斑
2
色斑
同一组件的电池之间允许有轻微色斑，但色斑部分的颜色和其他区域的颜色因为相近色，不允许跳色
3
崩边、缺口、掉角
不超过产品详细规范要求
4
正面电极
主栅线无断栅，副栅线断线≤1.0㎜，数量≤10处
5
背面电极、电场
印刷图形完整，铝膜薄厚均匀，在背电极两端不允许有铝膜缺失
6
裂纹、裂痕、针孔
不允许
二
性能参数要求
1
TTV
＜30µm
2
翘曲度
＜50µm
3
单个微晶面积
＜2×2mm2
4
整个微晶区域面积
＜2cm2
5
多晶硅锭少子寿命
≥2µs
6
氧含量
＜8×1017/cm3
7
碳含量
＜5×1017/cm3
2外形尺寸及偏差
电池片外形尺寸及偏差要求见表3.8.2。
表3.8.2外形尺寸及偏差
电池类型规格
项目
边长（㎜）
边长偏差
（㎜）
直径（㎜）
直径偏差
（㎜）
垂直度偏差
总厚度变化
多晶硅电池
156×156
±0.3
220
±0.3
±0.3°
＜15%
3、电性能
电池片电性能要求见表3.8.3。
表3.8.3单片多晶硅电池电性能要求
序号
项目
参数要求
1
承受反向12V电压时反向漏电流
≤1.5A
2
并联电阻
≥50Ω
3
平均转换效率
≥16.5%
4
输出功率
4.2～4.5（W）
5
填充因数
≥0.72
投标方应明确硅片、硅料及银浆的生产厂家，选用电池片的效率，并联电阻和反向漏电流的控制标准
4、光致衰减性能
最大输出功率衰减应不超过试验前在标准测试条件（STC）下测量值的3%。
3.8.2接线盒（含连接器、导线和二极管）
1）投标人需提供接线盒生产企业、型号规格、进货检验报告和接线盒厂家的测试报告、质量保证书。
2）接线盒盒体的强度、耐紫外性能、热循环测试、耐低温能力、二极管反向耐压和工作时的结温、端子插拔力、接触电阻满足规范要求，接线盒旁路二极管的数量至少为6个。
3）接线盒密封防水、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。
接线盒选用国内外知名品牌。
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；
接线盒性能要求如表3.8.2所示。
表3.9.2接线盒性能要求
序号
项目
技术要求
1
外观
接线盒和引线无裂纹斑点、变形、破损，与组件引线连接处焊锡饱满
2
标志
应具有以下不可檫除标志：
产品型号、制造材料、电压等级、输出端极性、导线截面、警示标识、IP防护等级、额定工作温度等
3
材料及厚度
接线盒壳体材料采用PPO，外壁厚度≥3㎜
4
耐压强度
直流耐压高于6000Vdc
5
最大承载工作电流能力
≥15A
6
防护等级
≥IP65
7
防火等级
UL94-HB或UL-94V0以上
8
寿命
满足不少于25年室外使用要求
9
抗老化性能
在（100+2）°C高温箱储存240h，试验过后，其密封性能不应发生变化
10
温度范围
-40℃～85℃
11
旁路二极管
应配备6个旁路二极管及其散热装置，防止热斑效应的影响
12
线缆与壳体的连接强度
≥180N，
13
连接器端子的插拔力
≥60N
14
认证
通过TUV或UL认证（提供测试报告）
3.8.3粘结剂
本规范要求的太阳电池组件粘结剂采用EVA胶膜。
性能要求见表3.8.3。
太阳电池组件使用的EVA粘结剂应具有TUV测试报告或同等资质的第三方提供的测试报告，投标人应提供选用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。
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测试报告或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，应选用一下厂家的产品：
日本三井化学，Bridgestone，First，3M和Toppan；
表3.8.3EVA胶膜性能要求
序号
项目
技术要求
1
外观
表面平整、半透明、压花清晰，无折痕、污点、污迹
2
尺寸偏差
厚度0.5㎜，偏差±0.04㎜，幅度0～6㎜
3
透光率
≥90%
4
交联度
≥70%
5
抗拉强度
≥20MPa
6
断裂伸长率
≥500%
7
伸缩率
≤3.0%
8
吸水率
≤0.1%
9
剥离强度
玻璃/EVA:
≥40N/㎝2；背板/EVA：
≥20N/㎝2
10
紫外光辐照
试验后EVA胶膜不龟裂、不起泡、无气泡群，变黄指数（1000h）＜2.0
3.8.4盖板玻璃
投标人应提供玻璃的可见光透射比、钢化强度，应选用国内知名品牌。
应选用以下厂
升级会员 