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1、高速、服务区等分布式光伏项目工程光伏电池组件技术规范书目录总体说明1附件1技术规范2附件2供货范围13附件3技术资料及交付进度15附件4设备监造（工厂检验/试验）20附件5性能验收检验27附件6技术服务和联络28附件7价格表31附件8分包商/外购部件情况32附件9格式及附表32附件10现场到货验收标准35附件11差异表39总体说明1 .本招标文件适用于高速、龙溪河服务区、新田港、重水轮机厂等分布式光伏项目工程招标的太阳能光伏电池组件设备。2 .招标文件所提及的要求和供货范围都是最低限度的要求，并未对一切技术细节做出规定，也未充分地详述有关标准和规范的条文，但投标方应保证提供符合本招标文件和工业
2、标准的功能齐全的优质产品。投标方须执行本招标文件所列标准。有矛盾时，按较高标准执行。3 .如未对本卷招标文件提出偏差，将认为投标方提供的设备符合本规范、范围和标准的要求。若有偏差，无论多少都必须清楚地列在投标文件的附件11“差异表”。附件1技术规范1 .概述1.1 目的本规范的目的是为满足重庆市渝湘高速、龙溪河服务区、新田港、重庆水轮机厂等分布式光伏项目工程所需的光伏电池组件设备及其相关服务的要求。太阳能光伏电站的具体情况见下表：1.1.1 光伏电站汇总表序号项目名称规格型号采购容量（MWP）1重庆市渝湘高速、龙溪河服务区、新田港、重庆水轮机厂等分布式光伏项目N型单晶硅4.23（暂定）本规范包
3、括光伏电池组件的性能、设计、制造、保修、验收、技术服务和资料要求。1.2 工作概要投标方负责光伏电池组件的设计、制造、运输、交付、安装指导、调试。投标产品材料与工艺确保合理使用年限不得低于12年。投标方应当向招标方提供光伏电池组件及相关附件（附件内容详见附件清单）；用于安装、试运行、运行和维护的支持性和监督性的服务；光伏电池组件设计、制造、安装指导、调试、验收；相关培训和合理使用年限。投标方应按合同要求对其所供的设备提供咨询和监督服务。1.3 语言招标方与投标方和本项目涉及的其他方机构之间的所有文件、信函、传真、电子邮件、图纸及信件均以中文为准。无论何时需要对合同条款进行编写、标注也应使用中文
4、，如必须使用中英文对照文本，则以中文为准。1.4 单位所有的技术资料和表格，所有的图纸和所有的仪器都应使用国际单位制。1.5 标准和规程合同设备应符合本技术条款的要求，本技术规范未作规定的要求按照下述标准执行。除本规范对标准和规程另有规定，合同项下所使用和提供的所有设备、器件、材料和所有设计计算及试验应根据以下最新版本的标准和规程或经批准的其他标准或同等的适用于制造国的其他相关标准。如提供的设备或材料不符合如下标准，其建议标准和以下标准之间的所有详细区别应予以说明，投标方应就其可能影响设备设计或性能内容的标准用中文文本提供给招标方，供其批准。标准的使用等级顺序如下：国际电工委员会标准：IEC6
5、1215:2005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IEC61730-2004光伏组件安全鉴定IEEE1262-1995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：光伏电流一电压特性的测量GB6495.2-1996光伏器件第2部分：标准太阳电池的要求GB6495.3-1996照度数据光伏器件第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GB64
6、95.5-1997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的计算光伏器件第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/T14009-1992太阳电池组件参数测量方法GBZT18912-2002太阳电池组件盐雾腐
7、蚀试验GBZT11009-1989太阳电池光谱响应测试方法GBZT11010-1989光谱标准太阳电池行业标准：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多晶硅太阳电池SJ/T10459-1993太阳电池温度系数测试方法SJ/T11061-1996太阳电池电性能测试设备检验方法SJ/T11209-1999光伏器件第6部分标准太阳电池组件的要求2 .技术要求2.1 光伏组件2.1.1 一般要求（1）除特殊要求外
8、，投标方应采用一致的规格投标。（2）组件类型必须是单晶硅单体电池尺寸为182mm,组件功率范围为580Wp及以上。（3）输出功率范围及公差：标段项目名称规格型号公差1重庆市渝淅高速、龙溪河服务区、新田港、重庆水轮机厂等分布式光伏项目N型单玻单晶0+5（4）填充因子：75.00%。符合IEEEI262-1995太阳电池组件的测试认证规范（5）太阳能光伏组件所标参数均在标准条件下，其条件（光谱辐照度：lOOOW/n?；AM1.5；温度：25C）o（6）应具有可靠的抗风压、抗冰雹冲击能性试验。耐雹撞击性能：直径25mm,23m/s；耐风压：2400Pa;荷载（长期）：5400Pao（7）运行环境温度
9、范围：（-402）C到（85土2）C；如有特殊要求详见各光伏电站的特殊要求。（8）生存环境温度范围：项目场址年平均气温16.34C,极端最低气温和最高气温分别为3.2和41。（9）符合IEC61400-21、IEC61215的长期室外电气和机械性能标准要求。（10）试验报告符合IEC-61215标准。（11）电池与边框距离符合附件B组件外观检验标准_V11220121。（12） N型单晶硅光伏组件首年功率衰减W2%,后每年衰减W0.55%。（13）最大承载电流符合GB20047.1-2006光伏（PV）组件安全鉴定第1部分：结构要求（14）选用电池符合地面用晶体硅太阳电池单体质量分等标准的A级
10、品。（15）标称工作温度、峰值功率温度系数、开路电压温度系数、短路电流温度系数符合SJ/T10459-1993太阳电池温度系数测试方法。（16）工作温度范围符合GBZT14007-1992陆地用太阳电池组件总规范。（17）工作电压、工作电流符合IEEEI262-1995太阳电池组件的测试认证规范。（18）热冲击：-402C到+85+2。光伏电池组件要求同一光伏发电单元内光伏电池组件的电池片需为同一批次原料，表面颜色均匀一致无斑点、无明显色差、无机械损伤、无超标隐裂。在电池电极两端加正向电压，使电流密度大小和电池短路电流密度相当，用分辨率优于0.5mm/pixel或130万像素以上的红外相机采集
11、图像，电池体内不应有隐性裂纹。（19）电池组件的封装层中不允许气泡或脱层在某一片电池或组件边缘形成一个通路。（20）光伏电池组件必须具备抗PlD功能。2.1.2 光伏玻璃：应当采用保证光伏组件运行的高可靠性的材料。投标方应当负责对购进的低铁钢化玻璃材料取样试验（如果出现异常情况，次数应当增加），并将对结果进行分析，分析结果或试验报告应当提交业主。提供数据需满足或好于以下参数。玻璃厚：3.2mmo光伏电池组件用低铁钢化玻璃铁含量应不高于0.015%。太阳光直接透射比：在38OnmI100nm光谱范围内，透光率N93.8%。光伏电池组件用玻璃弓形弯曲度不应超过0.2%；波形弯曲度任意30Omm范围
12、不应超过0.3mm；两对角线差值/平均值0.1%.缺陷类型：无压痕、皱纹、彩虹、霉变、线条、线道、裂纹、不可擦除污物、开口气泡均不允许存在。长度5mm,宽度WO.Imm的划痕数量3条11同一组件允许数量W5条；不允许直径2mm的圆形气泡，0.5mmW长度1.0mm圆形气泡不超过5个11?,1.OmmW长度W2.0mm圆形气泡不超过1个/11R0.5mmg长度1.5mm长形气泡数量不超过5个/ri?,1.5mm3长度3.0mm且宽度30.5mm的长形气泡不超过2个/m2,；不允许固体夹杂物；对镀膜玻璃，45。斜视玻璃表面，无七彩光，无压花印。应具有可靠的抗风压、抗冰雹冲击能性试验。耐雹撞击性能：
13、23ms,耐风压：2400Pao荷载（长期）：1800Pa2.1.3 晶体硅电池片：应当采用得到实践证明的、使用运行良好的材料，以保证光伏组件运行的高可靠性。投标方应当负责对电池片取样试验（如果出现异常情况，次数应当增加），并将对结果进行分析，或供应商提供的试验报告，分析结果或试验报告应当提交业主。提供数据需满足或好于以下参数。（1）产品电池片按外形尺寸边长为182mmx91mm.所有电池片尺寸一致，误差范围在0.1%以内；组件中电池片符合附件B组件外观检验标准_VU220121。（2）硅基电阻率；3.0cm（GB/T1552硅、错单晶电阻率测定直排四探针法）（3）单晶硅基体少子寿命（裸测最小
14、值）15s;（GB/T1553硅和错体内少数载流子寿命测定光电导衰减法）（4）氧浓度：910,7atomscm3（GB/T1557硅晶体中间隙氧含量的红外吸收测量方法）（5）碳浓度：510l6atomscm3（GB/T1558测定硅单晶体中代位碳含量的红外吸收方法）（6）印刷偏移VO.5mm（7）漏浆：不允许边缘漏浆，正面漏浆面积Vlmm2,个数Vl个；背电极缺损面积02.0m11?,且个数35个；背面电场漏硅总面积31.0cn,且个数多个；允许3处高度不超过0.2mm的铝包。（8）外观要求；无可视裂纹、无隐裂、崩边、崩角、缺口、虚印、色斑、水印、手印、油污、划痕；色差面积电池片面积1/3；结
15、点面积1.0mm0.3mm,结点个数S6个，结点面积0O.3mmxO.3mm不做结点处理。（9）背铝平整；不能存在铝珠、褶皱、铝刺。（10）翘曲度2.5mm（Il）栅线不允许黄变；主栅线缺失主栅线宽度方向缺损W0.5mm,主栅线长度方向缺损18MPa7断裂伸长率550%8收缩率纵向(MD)3.0%,横向(TD)100%系统最大电压1000V体积电阻率1.0x1014m层间剥离强度4Ncm背板/硅胶剥离强度15N10mm背板/胶带剥离强度3N/10mm背板/EVA剥离强度40N/10mm热收缩率纵向1.5%,横向1.0%击穿电压kV17水蒸汽透过率电解传感器法gmld(38*C90%RH)1.5
16、PCT加速老化（48h）无变色、无气泡、不分层、3E裂纹、无皱折和显著发粘。耐磨性能1501.2.1.6 接线盒:应当采用得到实践证明的、使用运行良好的材料，以保证光伏组件运行的高可靠性。选用的接线盒产品应外壳具有强烈的抗老化性材料、较好耐紫外线能力，符合于室外恶劣环境条件下的使用；所有的连接方式采用插入式连接投标方应当负责对购进的接线盒试验报告应当提交业主。提供数据需满足或好于以下参数。(I)最大承载工作电流能力之额定电流的1.5倍(2)最大耐压1500VDC(3)使用温度(-402852)(4)工作湿度范围5%95%(5)防护等级不小于IP68项目指标备注外观接线盒具有不可擦除的标识：产品
17、型号、制造材料、电压等级、输出端极性、警示标识；连接器不得有锈蚀或镀层脱落等；接线盒外观清洁平整、色彩均匀、无划伤、无明显注塑缺陷、无毛刺锐边。电缆与连接器连接牢固、无破损现象、正负极连接正确。几何尺寸接线盒外观、外形尺寸、连接器相关尺寸、壁厚尺寸、和电缆长度等符合图纸要求。符合协定尺寸1mm(,机械完整性可打开式接线盒，其盒盖连续开合三次，应无损坏，再次打开时仍需借助工具；目视入线II处压接无间隙，以不致损坏结构的力手持转动外引线，导线压紧部分无松动；卡簧的设计可夹紧汇流条，连续插拔三次后，仍能卡紧汇流条，其夹紧力N20N；连接器应具有良好的自锁性，可在结构的任何方向承受89N拔插力的作用达
18、1分钟。机械强度242g钢球自Im商自由落体撞击后，接线盒无破损。连接器抗拉力15ON接触电阻连接头接触电阻$5mC电气间隙和爬电距离应符合IEC60664中基本绝缘的规定旁路二极管热性能按照CNCA/CTS0003：2010中5.3.18进行试验并满足5.3.18.3试验要求湿绝缘和耐压接线盒的绝缘电阻应大于400M。：接线盒的工频耐电压(频率为50/60Hz)要求在20OOV加上4倍额定电压的交流电压下，漏电流应小于10mA。IP等级IP65及以上(接线盒)，IP67及以上(连接器及灌胶接线盒)耐紫外老化在紫外线辐射总量达100kWhn后，接线盒无破坏变形(其中波长为280nm到320nm
19、的紫外福射累计量在3%10%之间。)。连接器同型号连接器互接2.1.7 焊带(汇流条/互连条)：序号项目技术要求检验方法1外观焊带表面光洁，色泽、粗细均匀，无漏铜、脱锡、黑斑、锈蚀、裂纹等缺陷目视检查2尺寸符合协定厚度10015mm使用游标卡尺与直尺测量3电阻率150MPa6伸长率互连条15%,汇流条N20%7折断率0。180。弯曲7次不断裂8镰刀弯曲度互连条4mmlOOOmm，汇流带W3mm，1OOOmrn直尺测量9基材铜含量299.97%核对出厂检验报告2.1.8 铝边框：应当采用得到实践证明的、使用运行良好的材料，以保证光伏组件运行的高可靠性。投标方应当负责对购进的铝边框材料取样试验（如
20、果出现异常情况，次数应当增加），并将对结果进行分析，分析结果或试验报告应当提交业主。提供数据需满足或好于以下参数。序号项目技术要求1尺寸符合协定宽度+lmm,长度+1mm,厚度35mm:单根边框偏差0.5mm,安装孑U立误差1.Omm2阳极氧化膜厚度15m3韦氏硬度8UW4弯曲度1.6MPa2伸长率210%3剪切强度1.3MPa4阻燃等级94HB（2）胶带:应当采用得到实践证明的、使用运行良好的材料，以保证光伏组件运行的高可靠性。投标方应当负责对购进的胶带取样试验（如果出现异常情况，次数应当增加），并将对结果进行分析，分析结果或试验报告应当提交业主。提供数据需满足或好于以下参数：基本性能参数:
21、序号项目要求1外观无脏污，溢胶，破损，变形，缠绕要整齐，胶面无褶皱，缺胶，异物，破损等2使用温度范围YOC953断裂伸长率200%4基材厚度偏差0.1mm5胶带宽度偏差0.5mm6透水率0.9MPa8剪切强度0.45N625mm2老化性能检测样品项目标准检测方法成品组件湿热试验后机械载荷试验粘接强度保持80%见GB/T9535/0.13热循环试验粘接强度保持280%见GB/T9535-10.11湿冻试验粘接强度保持泗0%见GB/T9535-10.122.2光伏组件材料/部件产地光伏组件总装在工厂完成。投标方应向业主方提供两家国内/国际采购的材料和零部件的必要证明材料（包括但不限于出厂检验证、合
22、格证、供货单）。2.3其它要求2.3.1 互换性所提供的光伏组件要有相同的设计和结构，所有组件都可以互换使用。所有光伏组件应采用统一的条码和或接线标记。在正常使用中可以互换的光伏组件的性能和寿命要统一，都应可以互换而不须要改变接口特性。2.3.2 铭牌和标志光伏组件主要部件，以及列入备品备件清单的都要标明部件编号和制造厂的名称。对成批生产制造的组件，必须为同一批次，必须标出时间和序号。每板光伏组件都要有永久性标志，标出以下内容：型号功率因数和额定功率输出电压输出电流制造厂制造日期电流分档标识3 .随机备品备件和专用工具3.1 随机备品备件3.1.1 随机备品备件供应光伏组件的同时，投标方应提供
23、在品种上和数量上足够使用五年的随机备品备件，提供的备品备件的数量和品种应根据本项目的规模、项目所在地的自然环境特点以及投标方对合同设备的经验来确定。该备品备件及相应的清单应与光伏组件同时交付。并应按与投标书同时提交的备品备件价格表（含易耗品）实施。此备品备件作为招标人的存货。3.1.2 随机备品备件的使用投标方应及时负责免费更换十年质保期内的损坏部件。如果投标方用了招标人的随机备品备件存货，投标方应当对此及时补足，确保在十年质保期末，业主的备品备件存货应得到充分补足。对于十年内实际使用的随机备品备件品种和数量，超出清单范围的，也应在质保期末按实际用掉的数量免费补足。3.1.3 随机备品备件额外
24、的供应十年后，业主如有需要，可按合同协议书附件提供的主要备品备件、工具和服务的单价向投标方购买。这些单价将被认作固定价格，但在质保期结束后可能增长，其最大增长率将按照价格调整公式（如果有）计算，如此计算所得的价格应看作是今后定货的最高单价。在质保期结束后，如果投标方将停止生产这些零备件，应提前6个月通知业主，以便使业主做最后一次采购。在停产后，如果业主要求，投标方应在可能的范围内免费帮助业主获得备品备件的蓝图、图纸和技术规范。3.1.4 随机备品备件的品质所提供的全部备品备件应能与原有部件互相替换，其材料，工艺和构造均应相同。备件应当是新的，而不是修理过的或翻新过的旧产品，投标方应当在十年末提
25、供一份备品备件清单（带部件号，部件中、英文名称，部件型号，数量，单价），以便业主采购。所有随机备品备件的包装和处理都要适用于工地长期贮存。每个备品备件的包装箱上都应有清楚标志和编号。每一个箱子里都应有设备清单。当几个随机备品备件装在一个箱里时，则应在箱外给出目录，箱内附有详细清单。4 .技术数据表投标方可根据自己情况，充分提供能够说明投标者的光伏组件的技术性能资料。表4-1N型单晶硅组件的总体技术数据（不仅限于以下数据）序号部件单位数值1组件数据N型单晶硅1.1制造厂家/型号1.2峰值功率Wp580*1.3功率公差W0+5序号部件单位数值1.4组件转换效率%22.451.5开路电压V51.02
26、1.6短路电流A14.471.7工作电压V42.371.8工作电流A13.691.9组件功率温度系数%,c-0.291.lO组件电压温度系数%C-0.251.11组件电流温度系数%c0.045*1.12工作温度范围C-40C+851.13工作湿度%85*1.141年功率衰降%11.152-25年每年衰减%0.4*1.16耐卷撞击性能m/s23*1.17耐风压Pa24(X)*1.18荷载Pa54001.19光伏组件尺寸结构mm(2278x1134x35)2玻璃数据2.1玻璃厚mm3.22.2透射比%93.83电池片数据3.1转化率%223.2少子寿命s153.3氧浓度atomscm3910173
27、.4碳浓度atomscm3510l4EVA数据4.1密度gcm20.964.2交联度%854.3对玻璃剥离强度Ncm2704.4对背板剥离强度Ncm2405背板数据*5.1背板结构类型双面氟膜三层结构5.2厚度mN205.3分层剥离强度N/cm245.4水蒸气透过率gm,d1.56接线盒数据*6.1最大承载工作电流A21*6.2最大耐压V1500VDC6.3使用温度C4526.4最大工作湿度%5%95%*6.5防护等级1P686.6连接线规格mmTUV1x4.05预防PlD效应措施投标方承诺所有组件具备抗PID功能。附件2供货范围1 一般要求1.1 提供光伏电池组件设备及其所有附属设备和附件。
28、1.2 投标方应满足下列所述及附件1中所提供货要求，但不局限于下列设备。1.3 投标方应提供详细供货清单，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，即使本附件未列出和/或数目不足，投标方仍须在执行合同时补足，且不发生费用问题。1.4 投标方在交付光伏组件同时应移交：每板光伏组件应有工厂测试报告，报告中必须标示出该板光伏组件的产品参数表、产品I-V特性曲线图、产品缺陷检测图像等资料。1.5 投标方应在投标书中详细列出所供随机备品备件、专用工具清单。投标方应在投标书中详细列出推荐备品备件清单，并单独报价，供招标方选择。1.6 投标方应向招标方提供进口及
29、外购设备的范围及清单，供招标方审阅。招标方有权决定进口或外购设备的范围。1.7 投标书供货范围和设备配置如与招标书要求不一致，应在差异表中明确，否则认为完全满足招标书要求。1.8 如需要，投标方应提供用以说明其供货范围的相关图纸资料。2 .工作范围2.1 投标方应当完成下列工作：2.2 生产和交货情况月报和工厂试验计划；2.3 设计、制作、工厂试验、装箱、运输至项目场地（运输目的地的要求详见各电站的特殊要求）、交付、开箱检查；2.4 提交设计、制造、运输、安装、使用、维护、维修的有关技术文件、资料和试验记录；2.5 编制和提交工厂培训和现场培训的计划，并按计划对招标方人员进行安装、调试、运行和
30、维护的培训；2.6 编制和提交所供应的设备安装手册和运行维护手册；2.7 编制和提交委派责任人实施的安装指导、现场试验、试运行和调试的工作计划，完成所有合同规定的试运行和调试工作，提交完整的试验和调试报告；2.8 编制和提交所供设备相关的服务计划，并提供计划内的和非计划内的维护以及维修；2.9 对业主负责安装的低压电缆的工作进行指导；2.10 对设计、交付、检查和验收进行协调，以确保施工进度；3 .供货范围3.1 供货范围包括总计4.23MWp的整套光伏组件。单套光伏组件包括：光伏电池组件及组件间连接电缆和电连接器。3.2 用于安装、调试、试运行、运行所供设备维修的专用工具及材料等。3.3 用
31、于十年质保期的随机备品备件（具体数量）和消耗品（质保责任期内投标方对所有消耗掉的随机备品备件和易耗部件全面补足）。提供推荐的清单和单价。3.4 提供组件设备施工安装、调试、运行、维护所需要的全部技术文件资料、图纸。3.5 提供光伏电池组件产品参数表、产品I-V特性曲线图、产品缺陷检测图像等资料。3.6 提供光伏电池组件安装指导、调试等技术服务，以及运行人员的培训、质保期内的计划和非计划维修和保养等。序号设备及部件名称型号规格单位数量生产厂产地1光伏组件设备1.1N型单晶硅1.2接插件2备品备件（免费）2.1N型单晶硅3专用工具3.1压线钳3.2万用表块附件3技术资料及交付进度1 .一般要求1.
32、1 投标方提供的资料应使用国家法定单位制即国际单位制，语言为中文，进口部件的外文图纸及文件应由投标方翻译成中文（免费1.2 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。1.3 投标方提供的技术资料一般可分为投标阶段，配合工程设计阶段，设备监造检验，施工调试试运、性能验收试验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。1.4 对于其它没有列入合同技术资料清单，却是工程所必需的文件和资料，一经发现,投标方也应及时免费提供。1.5 投标方提供的图纸应清晰，不得提供缩微复印的图纸。1.6 投标方提供资料的电子版本应为当时通用的成熟版本。2 .文件资料
33、和图纸要求投标方提供的资料应包括：太阳能光伏组件设计文件、产品质量保证、全部交付产品的电性能参数和组件缺陷图像资料以及控制文件、储运指导、安装文件、运行和维护手册、光伏组件的备品备件清单、培训计划和培训材料、调试计划、试验和调试报告、竣工资料、计划内的维护报告和的特别维修报告、结束时的最终检查报告。所有的图纸都应是标准尺寸的，如：AO、Al、A2、A3或A4,并提供电子文档，电子文档应为WORD2003、EXCE1.AUTOCADo3 .投标阶段应提供技术资料投标方应与投标文件一起提交如下文件：光伏组件的说明光伏组件性能参数文件材料及零部件相关的文件主要备品备件、工具和消耗品清单安装、临时储存
34、、施工场地等要求。由国家认定的第三方检测或认证机构提供的试验报告。必须包括：机械载荷试验；冰雹试验；绝缘测试；湿漏电试验；热循环试验；湿冻试验；湿-热试验；室外暴露试验；紫外试验；热斑耐久试验。4 .合同实施应提供的文件（4套文件以及2套电子文档）合同实施过程中，投标方应提交如下：太阳能光伏组件设计、制造说明和手册，包括生产商、特性、型号和数量。5 .储运指导（2套文件）应提交在现场搬运、贮存和保管设备的详细说明文件，并附有图解、图纸和重量标示，应包括：5.1.1 各部件要求户外、户内、温度或湿度控制、长期或短期贮存的专门标志；5.1.2 户外、户内、温度或湿度控制、长期或短期贮存的空间要求；
35、5.1.3 设备卸货、放置、叠放和堆放所要遵守的程序；5.1.4 长期和短期维护程序，包括户外贮存部件推荐的最长存期。6 .安装文件（4套文件以及2套电子文档）安装文件应提供设备安装所需的所有资料，如：（不仅限于此）6.1.1 安装图纸和技术要求，安装步骤说明及安装材料清单；6.1.2 安装工具，分专用工具和一般工具；6.1.3 电缆布置图，包括端子图和外部连接图；6.1.4 设备安全预防措施。7 .随机备品备件清单（4套文件以及2套电子文档）投标方应提供详细的备品备件清单，并给出订货时必需的数据，包括规格和价格。另外，还应提供一份能从独立的供应点获得的备品备件清单和/或消耗品清单，清单应提供
36、直接购买所需的足够信息。8 .培训计划和培训材料投标方应提供详细的培训计划，包括时间表和内容，作为草案供业主批复，并作为培训条款的最终版本。另外，适当的培训材料，如：手册、图纸和散发材料等应在培训过程中提供。9 .试验和检测报告（4套文件）所有的试验和调试记录和报告都应编写成试验和检测报告，并提交业主。（不仅限于以下试验，性能不低于所列要求）依照IEC-61215标准9.1.1 机械载荷试验1目的：决定组件承受风、雪、静压和冰载的能力。2试验条件：2400Pa的均匀载荷依次加到前和后表面Ih,循环两次阵风安全系数为3时，2400Pa对应于130kmh风速（12级飓风，压力约800Pa）o354
37、00Pa的均匀载荷依次加到前表面Ih,循环两次4性能要求：a）在试验过程中无间歇断路或漏电现象；b）无标准中规定的严重外观缺陷；c）绝缘电阻应满足初始试验的同样要求；d）标准测试条件下最大输出功率的衰减不超过实验前的5%09.1.2 冰雹试验1目的：验证组件能经受住冰雹的撞击。2试验条件：25mm直径的冰球，质量7.53克，以23ms的速度撞击11个位置。3性能要求：a）无外观缺陷；b）绝缘电阻应满足初始试验的同样要求；c）标准测试条件下衰减不超过实验前的5%。91.3绝缘测试1目的：测定组件中的载流部分与组件边框之间的绝缘是否良好。2试验条件：直流100oV加上两倍系统在标准测试条件下开路电
38、压，持续1min；加直流500V时，测绝缘电阻。3性能要求：a）无绝缘击穿或表面无破裂现象；b）绝缘电阻不小于50MC。9.1.4湿漏电试验1目的：评价组件在潮湿工作条件下的绝缘性能，验证雨、雾、露水或溶雪的湿气不能进人组件内部电路的工作部分，如果湿气进入该处可能会引起腐蚀、漏电或安全事故。2试验条件：加直流5（X）V时，水喷淋引出端和边缘浸入水中，确定绝缘电阻。3性能要求：a）无绝缘击穿或表面无破裂现象；b）绝缘电阻组件面积不小于40Mm2.9.1.5 热循环试验1目的：确定组件承受由于温度反复变化而引起的热失配、疲劳和其他应力的能力。2试验条件：使组件的温度在-402和852C之间，最高和
39、最低之间的温度变化速率不超过100/h在每个极端温度下，应保持稳定至少IOmin,一次循环不超过6h,循环次数50和200次。3性能要求：a）在试验过程中无间歇断路或漏电现象；b）无外观缺陷；c）绝缘电阻应满足初始试验的同样要求；9.1.6 湿-冻试验1目的：确定组件承受高温、高湿之后以及随后的零下低温影响的能力。2试验条件：从+85,85%相对湿度到-40,循环10次。3性能要求：a）在试验过程中无间歇断路或漏电现象；b）无外观缺陷；c）绝缘电阻应满足初始试验同样的要求；d）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%09.1.7湿热试验1目的：确定组件承受长期湿气渗透的能力。2试验条件：在+85,85%相对湿度下，保持100Oh。3性能要求：a）无外观缺陷；b）绝缘电阻应满足初始试验的同样要求；c）标准测试条件下最大输出功率的衰减不超过试验前的5%。9.1.8室外暴露试验1目的：初步评价组件经受室外条件曝露的能力，以揭示在实验室试验中可能测不出来的综合衰减效应。2试验条件：太阳总辐射量60kWhm203性能要求：a）无外观缺陷；b）标准测试条件下最大输出功率的衰减不超过试验前的5%；C）绝缘电阻应满足初始试验的同样要求。9.1.9紫外试验1目的：确定组件承受紫外（UV）辐照的能力。2试验条件：组件温度605
