xx光伏项目325Wp光伏组件组件技术规范书.docx
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xx光伏项目325Wp光伏组件组件技术规范书
XX光伏扶贫村级
电站项目光伏组件设备325Wp光伏组件
技术协议
买方：
卖方：
1.一般规定与规范
1.1总则
本技术协议适用于光伏发电项目，包括325Wp单晶硅组件及其附件的功能、性能、结构、材料等方面的技术要求。
本技术协议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，卖方应提供符合本协议和工业标准的优质产品。
本技术协议所使用的标准如遇与卖方所执行的标准不一致时，按较高标准执行。
在签订合同之后，买方保留对本技术协议提出补充要求和修改的权利，卖方应予以配合。
如提出修改，将根据需要，买方与卖方召开设计联络会，具体项目和条件由双方协商确定。
本技术协议经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。
本技术协议未尽事宜，由双方协商确定。
1.2标准和规范
单晶硅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）及相关的IEC标准。
在国内标准与IEC标准矛盾时，应按较高标准执行。
采用的标准应该是在技术条件发出前已发布的最新版本。
国际电工委员会标准：
IEC61215：
2005《地面用晶体硅光伏组件设计鉴定和定型》
IEC61345-1998《太阳电池组件的紫外试验》
IEEE1262-1995《太阳电池组件的测试认证规范》
IEC61730.1《光伏组件的安全性构造要求》
IEC61730.2《光伏组件的安全性测试要求》
国家标准：
GB2297-1989《太阳光伏能源系统术语》
GB6495-1986《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》
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》
GB6495.9-2006《光伏器件第9部分：
太阳模拟器要求》
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》
GB/T9535-1998《地面用晶体硅光伏组件设计鉴定和定型》
GB/T14007-1992《陆地用太阳电池组件总规范》
GB/T14009-1992《太阳电池组件参数测量方法》
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》
GB/T18210-2000《晶体硅光伏（PV）方阵I-V特性的现场测量》
GB/T13384-1992《机电产品包装通用技术条件》
GB/T191-2008《包装储运图示标志》
行业标准：
SJ/T11127-1997《光伏（PV）发电系统过电压保护导则》
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/T10173-1991《TDA75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部分标准太阳电池组件的要求》
1.3工作内容
工作范围包括单晶硅组件的设计、制造、工厂试验、分类、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），卖方应对上述工作范围内的工作负全部责任。
卖方应对单晶硅太阳电池组件的现场安装、调试、试验、交接验收等方面的工作负责。
卖方应按本技术条件的要求，完成与电站设计有关的设计联络；接受买方代表参加出厂试验、见证和验收试验；负责做好内部之间的协调。
本技术条件中未说明，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，卖方应按合同文件规定的有关标准执行。
1.4供货范围
卖方本次应提供325Wp单晶硅太阳电池组件为77000块。
任何设备和装置，如果在本规范没有提到，但对于单晶硅组件及电站的安全运行是必需的，也应包括在内，其费用包括在总价中。
1、备品备件
卖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。
卖方应分别提供以上各种情况下的备品备件清单，见下表，并提供备品备件的技术参数和使用说明书等资料。
2、专用工具、仪器
为便于电池组件的安装、搬运、运行、检验、维修，卖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。
专用工具清单见下表。
3、其他
单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，买方保留合同签订生效后对组件数量变更的权利且变更数量时单价保持不变。
表1主要设备清单
序号
名称
规格和型号
单位
数量
生产厂家
备注
1
单晶硅组件
单晶325
块
77000
晶澳
MC4插头
MC4兼容
套
4000
晶澳配套
压线钳
晶澳配套
把
4
晶澳配套
万用表
晶澳配套
套
2
晶澳配套
热成像仪
晶澳配套
台
2
晶澳配套
注：
卖方必须提供满足本项目安装和调试的组件及其配件，备品备件、专用工具及仪器等。
1.5接口与协调
1.5.1概述
卖方应在其工厂内部就图纸、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单晶硅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。
1.5.2接口
（1）单晶硅太阳电池组件与1kV电缆的接口位置在单晶硅太阳电池组件的接线盒正负极引出线和插头处。
（2）单晶硅太阳电池组件与电站接地网的接口位置在单晶硅太阳电池组件的金属边框上，组件金属边框应预留有与电站接地网连接接地孔。
1.6材料及制造工艺
用于制造单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、无损伤和无缺陷材料。
用于制造单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买方。
单晶硅太阳电池组件的所有部件应按国家标准（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。
1.7设计联络会
为协调设备设计、工程设计及其它方面的工作，以保证合同有效及顺利地实施，买方和卖方计划召开一次设计联络会。
卖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。
设联会买方及设计方参与人员暂按8人考虑，会期2天，地点待定。
卖方应做好会议纪要，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，买方有权就设备问题进一步提出改进意见，卖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，卖方应在纪要规定的时间内提供给买方。
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。
卖方应及时回答买方提出的在技术文件范围内的任何设计和技术上的问题。
1.8图纸资料的提交与审查
1.8.1卖方提交的技术文件和图纸
（1）技术协议签订后1周内，卖方应向买方提供下列图纸（但不限于此）：
1）产品外形照片、尺寸图纸和安装指导书
2）产品参数表
3）主要设备供应商概况
4）产品I-V特性曲线图
5）太阳电池组件装配图
（2）技术协议签订后2周内，卖方应提供所有最终图纸（必须是盖章的正式图纸）：
1）上述图纸修改的最终图纸
2）安装使用说明书
3）产品合格证明书
4）工厂实验报告
5）运输和储存说明书
6）运行维修说明书
7）设备清单
8）其他资料
卖方提供的工厂实验报告应详细地说明各项试验名称、目的、装置、试验程序和实验结果，以证明设备能符合规定的技术性能要求。
（3）设备清单
卖方应在提供合同组件的每一主要部件的设计图纸或技术资料时，提交设备清单交买方批准。
清单应包括本工程项目涉及的单晶硅太阳电池组件及各主要部件的原产地制造厂名，以及说明书、部件编号、额定值、性能特性和能使买方得到备件所必需的其他资料。
（4）安装技术方案和图纸
卖方应根据招标文件提供的安装场地情况提交单晶硅太阳电池组件安装技术方案，技术方案应说明单晶硅太阳电池组件现场安装程序、安装设备的场地占用面积、附件、试验设备、单晶硅太阳电池组件安装过程中使用器具的布置位置。
卖方应提交单晶硅太阳电池组件安装过程中需要的单晶硅太阳电池组件总装图和附属设备的安装图，安装图纸应满足规定的时间要求。
（5）说明书
卖方应对单晶硅太阳电池组件的工厂封装和试验、搬运和贮存、安装、运行和维修、以及现场检查、试验、投运的程序提交详尽的说明书。
1.8.2卖方提交的试验报告
（1）单晶硅太阳电池组件出厂试验报告
1.8.3卖方技术文件审查
（1）买方对卖方图纸和技术文件只作概要的审查，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，均仍由卖方负责。
（2）买方将在收到图纸和技术文件后的3天内复核并返回给卖方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，卖方应在收到后的3天内进行修改。
“已审查”和“已审查并修改”的复印件即是同意卖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。
买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卖方对于合同文件应负的责任。
（4）卖方提供的文件如不符合本协议的要求，买方有权要求卖方进行修改。
1.9工厂检验
工厂检验是质量控制的一个重要组成部分。
卖方必须严格进行厂内各生产环节的检验和试验。
卖方提供的合同设备须签发质量证明、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。
卖方检验的范围包括原材料和元器件的进厂，零部件的加工、组装全过程的检验和试验，直至出厂。
卖方检验的结果要满足技术规范书的要求，如有不符之处或达不到标准要求，卖方采取措施处理直至满足要求。
如果在原组件规格型号上有设计变更，卖方须将变更方案实施前书面提供买方，并书面说明变更的原因可能达到的效果及投入商业运行后可能造成的后果。
卖方发生重大质量问题时将情况及时通知买方。
如果卖方引入第三方检测实验室、认证机构和买方质量工程师，对组件全过程进行质量控制。
全过程质量控制的主要内容包括：
组件供应商工厂检查、关键元器件或材料质量控制；
检验标准:
采用抽样标准MIL-STD-105-E（GB/T2828）中的单次正常抽样计划.除特殊测试之外对于通常的产品外观结构及功能电气参数按1MW作为一个批次，S-4级检验水准执行，不足1MW的按照计算（不足1MW按照S-3抽样水平抽样）。
产品接受/拒收标准按照AQL值标准执行，如下表所示：
外观及电性能抽检标准
序号
检验项目
试验方法
检验水平
合格质量水平AQL
1
尺寸与重量
测量
S-4级
AQL4.0
2
外观检查
IEC61215
技术协议
S-4级
AQL4.0
3
EL
技术协议
S-4级
AQL1.5
4
最大功率测试
IEC61215
S-4级
AQL1.5（测试不确定度±1%）
质量工程师根据检验中发现的问题对照适用的AQL标准进行判断。
如果发现的缺陷数在AQL允许的范围内，所检批次检验结果为合格可接受,可以批准出货。
如果发现的缺陷数超出AQL允许的范围，所检批次加严抽检一次，在AQL允许的范围内，所检批次检验结果为合格可接受,可以批准出货。
如果发现的缺陷数超出AQL允许的范围检验结果为不合格拒收。
1.10现场验收
设备到达安装现场后，应按照开箱检验方法，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。
组件装箱必须按照买方提供的分类标准进行分类。
现场验收的标准和方法：
（1）组件EL测试
抽样数量：
组件EL测试按照GB/T2828.1-2012相关规定执行。
到货抽检方案：
EL抽检方案：
以每车为一个抽检批次，抽检比例为0.5%，被抽检组件仅发生1块不合格，可以判定该批次合格；超过1块组件不合格，需要加抽原抽检相同数量组件，如仍有超过1块不合格，则判定该批次组件不合格；
（2）组件性能测试
功率抽测方案：
A．采用便携式I-V测试仪测试组件功率特性时，判据如下：
被抽检组件的功率不确定度不大于±5%，判定为合格；
如被抽检组件功率负偏差大于5%，将功率负偏差超过5%的组件送具有CNAS检测的第三方机构进行复检。
复检结果若全部满足组件额定功率（不确定度±3%），可以判定该批次合格；如发生有1块为组件额定功率负偏差大于3%，则判定为该批次不合格。
B．采用移动检测平台（车）测试组件功率特性时，判据如下：
被抽检组件的功率不确定度不大于±3%，判定为合格；
被抽检组件仅发生1块组件不合格，可以判定该批次合格；超过1块组件不合格，另需要加抽原抽检数量相同组件，如仍有超过1块不合格，则判定该批次组件不合格；
现场验收试验所需的仪器或装置应由买方提供（需经第三方检验认可），卖方参加配合。
卖方提供验收所需的技术配合和人员配合。
进行现场验收时，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。
由卖方外包生产的设备（部件）到达安装现场后，仍由卖方组织进行检查和验收。
对到达安装现场光伏组件，买方将组织对组件的外观、尺寸及装箱清单进行抽检。
主要的产品验收标准：
CE，TUV，UL，IEC和GB相关标准。
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：
（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
电池组件装箱时组件与组件之间、组件与包装箱之间须用防震缓冲物填充，包装箱内应附有产品说明书和合格证书。
每包装箱组件数量及包装由卖方按照运输标准封装，包装满足吊装要求。
包装物卖方不负责回收工作。
组件货品外包装上标明每块电池板的编号、参数。
卖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。
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现场服务
1.12.1安装技术指导
合同设备的安装由买方进行，卖方需做好现场安装技术指导服务。
在合同设备安装全过程中和合同规定的技术服务中，卖方应派遣有能力有经验的技术人员到现场进行安装，并参加设备开箱和交接验收。
卖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。
卖方应承担的具体任务和责任如下：
（1）卖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，并与买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。
对买方代表提出的问题，卖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，由卖方代表进行技术交底。
（2）卖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备的安装、试验、系统调试、试运行等的指导、监督工作。
（3）卖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，解决买方在合同范围内提出的技术问题。
（4）卖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，卖方应负责修复、更换和/或补充，其费用由卖方承担。
买方的有关技术人员应服从卖方技术人员的正确技术指导。
（5）卖方的技术服务费用包括在合同的总价中。
1.12.2故障的调查及处理
合同组件工艺材料质保期不低于10年，质保期内，如果发现组件在运行中发生任何故障或无法正常运行，或者影响其他设备的正常运行，卖方应到现场进行调查研究，找出故障原因，并记录形成调查报告，提交买方及设计单位。
如果故障是由于组件的设计、制造或安装引起的，卖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，由卖方承担。
买方可派代表出席和参加这种调查研究，费用由买方自行承担。
上述规定绝不意味着减轻卖方履行合同规范要求的责任。
2.专用技术协议
2.1单晶硅组件技术协议
1、外观
（1）电池组件的框架应整洁、平整、无破损、无毛刺、无腐蚀斑点，应具备完整的接线孔和安装孔，未涉及到的参照组件供应商内控标准。
（2）组件的整体盖板应整洁、平直、无裂痕，、压痕、皱纹、彩虹、裂纹、不可擦除污物、开口气泡、组件背面不得有划伤等缺陷。
（3）电池组件的每片电池与互连条排列整齐，无脱焊、无断裂。
（4）组件内电池无碎裂、无裂纹、无明显移位。
表面应无斑点、可视裂纹、缺口、虚印、漏浆、水印、手印、油污等缺陷；崩边、崩角不准许有V型缺口，且崩边、缺口不得到达栅线。
（5）电池组件的封装层中不允许气泡或脱层在某一片电池与组件边缘形成一个通路。
（6）电池组件的接线装置应密封，极性标志应准确和明显，与引出线的联接牢固可靠。
（7）在1000lx等效照度下，裸眼视力不低于1.2，距离组件1.5m观测，同一电池片内及同一组件中的不同电池片间不得出现明显色差。
单晶硅电池片只准许出现一种颜色，同一批光伏组件整体呈现一种颜色。
2、电池组件电气性能技术参数
本规范对单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AM1.5、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：
325Wp；
（2）325Wp组件数量为77000块；
（3）325Wp组件光电转化效率≥19.7%；
（4）组件标称功率偏差：
0~+5W，一次测试必须为正偏差（工厂抽测需要考虑设备不确定度±1%）。
；
（5）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，工作环境温度范围-40℃到85℃；
（6）组件工艺材料质保期不低于12年，组件衰减质保期不低于25年；
（7）单晶硅组件衰减率首年内不高于2.5%，10内不高于7.9%，25年内不高于16.9%;
（8）组件能够在项目所在地极限低温条件以22块串联为一组接入125kW和70kW组串式逆变器使用。
项目所在地：
。
逆变器型号：
以招标确定型号为准。
3、绝缘要求
按照IEC61215-2005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应不小于40MΩ·m2。
4、机械强度测试
电池组件的强度测试，应该按照IEC61215-2005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：
1）破碎、开裂、或外表面脱附，包括上盖板、背板、边框和接线盒；
2）弯曲、不规整的外表面，包括上盖板、背板、边框和接线盒的不规整以至于影响到组件的安装和/或运行；
3）一个电池的一条裂缝，其延伸可能导致一个电池10%以上面积从组件的电路上减少；
4）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；
5）丧失机械完整性，导致组件的安装和/或工作都受到影响。
（2）绝缘电阻应满足初始试验的同样要求。
5、表面最大承压≥5400Pa
6、工作温度范围：
-40℃～+85℃
7、电池组件防护等级不低于IP65
8、组件尺寸误差≤2mm（边长）
9、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11mm的距离。
10、太阳电池组件应设有能方便地与安装支架之间可靠连接的连接螺栓孔。
11、本项目中子方阵中同一太阳电池组件的电池片需为同一批次原料，表面无明显色差，无机械损伤，焊点无氧化斑，电池组件的I-V曲线基本相同。
12、组件具备抗PID性能，满足相关测试要求（测试条件：
60℃、85%RH、96h、-1000V）。
13、组件满足IEC61215-2005标准中的热斑测试要求。
14、层压后要求单片电池隐裂条数不超过2条，不允许贯穿，单块组件隐裂电池片不超过2片。
2.2单晶硅组件各部件技术要求
2.2.1单晶硅组件总的要求
（1）尺寸：
1657（长）996（宽）35（厚）单位mm
（2）325Wp转换效率：
≥19.7%；
（3）为减少光反射，提高输出功率，电池光照面应设置减反射膜。
（4）电池电极的热膨胀系数应与硅基体材料相匹配，有良好的导电性和可焊性，有效光照面积不小于90%。
（5）电池焊点抗拉强度不小于1N/10mm。
（6）电池的颜色应均匀一致，无明显的花纹，电池的崩边、裂口、缺角等机械缺陷的尺寸和数量应不超过产品详细规范要求。
（7）提供的电池片均为A片。
（8）其他可详细参照IEC61215：
2005《地面用晶体硅光伏组件设计鉴定和定型》。
2.2.2上盖板
本规范要求上盖板材料采用镀膜低铁钢化玻璃，厚度3.2±0.2mm，在电池光谱响应的波长范围内透光率可以达到90%以上。
如果采用其他材料，其性能不应低于上述要求并作详细说明。
2.3.3背板
本工程太阳电池组件背板采用经过TUV认证的含氟背板，背板厚度不小于0.265mm，氟膜厚度不小于20μm，并具备以下性能：
（1）良好的耐气候性。
（2）层压温度下不起任何变化。
（3）与粘接材料结合牢固。
2.2.4粘结剂
粘结剂与上盖板的剥离强度应大于30N/cm2，与组件背板剥离强度应大于15N/cm2。
并应具有以下性能：
（1）在可见光范围内具有高透光性。
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