光伏组件技术协议.docx
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光伏组件技术协议
太阳能电池组件技术协议书
项目名称：
内蒙古鑫盛太阳能科技有限公司
项目地点：
内蒙古呼和浩特市、乌兰察布市
需方：
内蒙古电力勘测设计院有限责任公司
供方：
内蒙古太格新能源有限公司
签订日期：
2015年7月3日
需方：
内蒙古电力勘测设计院有限责任公司
住所地：
呼和浩特市锡林南路21号
法定代表人：
王治国
供方：
内蒙古太格新能源有限公司住，住所地：
呼和浩特市赛罕区新桥靠
法定代表人：
高兴
根据《中华人民共和国合同法》等相关法律法规，供方和需方（以下简称“双方”）本着诚实信用、平等互利的原则，经友好协商，于二零一五年六月日在呼和浩特市就多晶太阳能组件（以下简称“货物”）的购销事宜，签订本技术协议，内容如下：
一.供货范围
1.1．包各电站组件配置表（光伏组件要求：
255Wp/每片）
1.2.F包光伏组件供货范围：
序号
货物名称和描述
数量
总功率
（MW）
备注
1
多晶太阳能组件
中国英利组件功率：
255Wp
规格尺寸：
1640mm×990mm×35mm
152940（片）
38.9997
每片组件须配置标准电缆正负极各1m长度
说明：
（1）产品为A级品组件，质保期为工程验收合格后计算五年。
（2）乙方提数量为20片的备品，如若再有损坏甲方应先提交损坏组件更换新品，数量不超过30片。
总原则为：
备品不超过50片，所有备品组件均需损坏组件更换。
（3）乙方提供7647套MC4连接件，4台万用表、4台约定品牌型号热成像仪
二、基本性能要求
2.1.总则
2.1.1.本技术规范书适用光伏电站项目之晶体硅太阳能光伏组件采购供货项目。
2.1.2.本技术规范书提出的为最低限度的要求，并未对一切细节做出规定，也未充分引述有关标准和规范的条文。
供货方应保证提供符合本技术规范书和有关最新工业标准的优质产品。
2.1.3.本技术规范书所使用的标准如与供货方所执行的标准发生矛盾时，按较高标准执行。
2.1.4.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。
2.1.5.在签定技术协议之后，需方保留对本规范书提出补充要求和修改的权利，供方应允诺予以配合。
如提出修改，具体项目和条件由供、需双方商定。
2.1.6.产品必须通过金太阳认证。
2.2.标准和规范
供货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范另有规定，供货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，供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供货人，供其批准。
（1）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》
（2）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－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/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》
（3）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/T10173-1991《TDA75多晶硅太阳电池》
SJ/T10459-1993《太阳电池温度系数测试方法》
SJ/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》
2.3.性能要求
（1）一般要求：
1）光伏组件选用多晶硅电池组件；
2）输出功率：
≥255Wp，正公差（0至+2%）；
3）效率（以组件外形面积计算转换效率）：
≥15.7%；
4）填充因子：
≥75%，符合IEEE1262-1995《太阳电池组件的测试认证规范》；
5）光伏电池组件长度×宽度×厚度：
1640mm×990mm×35mm；
6）符合IEC61400-21、IEC61215的长期室外电气和机械性能标准要求；
7）功率衰减指标：
2年功率衰降≤2%；3年功率衰降≤3%；4年功率衰降≤4%；
5年功率衰降≤5%；10年功率衰降≤10%；25年功率衰降≤20%。
8）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级品；
9）热冲击：
-40±3℃到＋85±3℃；
10）光伏组件要求同一光伏发电单元内光伏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、无色差、无机械损伤、无隐裂，无结点、焊点无氧化斑、栅线完整均匀、无虚印，玻璃无压痕、皱纹、彩虹、裂纹、不可擦除污物、开口气泡均不允许存在，电池组件的I-V曲线基本相同；
11）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；
12）电池与边框距离：
＞3mm；
13）应具有可靠的抗风压、抗冰雹冲击能性试验。
耐雹撞击性能：
23m/s耐风压：
2400Pa；荷载（长期）：
≥5400Pa。
（2）上盖板（低铁钢化玻璃）：
应当采用保证光伏组件运行的高可靠性的材料，提供的数据需满足或优于以下参数。
1）玻璃厚≥3.2mm；
2）光伏组件用低铁钢化玻璃铁含量应不高于0.015%；
3）太阳光直接透射比：
在300nm--2500nm光谱范围内，光伏组件用低铁钢化玻璃折合3mm标准厚度的太阳光直接透射比应＞91%；
4）光伏组件用玻璃弓形弯曲度不应超过0.2%；波形弯曲度任意300mm范围不应超过0.5mm；两对角线差值/平均值≤0.1%；
5）缺陷类型：
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。
（3）晶体硅电池片：
应当采用保证光伏组件运行的高可靠性的材料。
供货方应当负责对购进的电池片取样试验（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供货人。
提供数据需满足或优于以下参数。
1）电池功率：
≥4.33Wp；
2）转化率：
≥17.8%；
3）产品外形尺寸：
（长×宽）156mm×156mm；
4）硅基电阻率：
1.0-3.0Ω•cm（GB/T1552硅、锗单晶电阻率测定直排四探针法）；
5）硅基少子寿命（裸测最小值）：
≥2μs（GB/T1553硅和锗体内少数载流子寿命测定光电导衰减法）；
6）氧浓度：
≤1×1018atoms/cm3（GB/T1557硅晶体中间隙氧含量的红外吸收测量方法）；
7）碳浓度：
≤5×1017atoms/cm3（GB/T1558测定硅单晶体中代位碳含量的红外吸收方法）；
8）外观要求：
无可视裂纹、崩边、崩角、缺口、虚印、漏浆、色斑、水印、手印、油污、划痕；色差面积≤电池片面积1/3；结点面积≤1.0mm×0.3mm，结点个数≤6个，结点面积≤0.3mm×0.3mm不做结点处理；
9）背铝平整，不能存在铝珠、褶皱；
10）栅线不允许黄变和氧化；主栅线缺失主栅线宽度方向缺损≤0.5mm，主栅线长度方向缺损≤1.0mm，缺损处≤1个；主栅线脱落不允许；
11）A级符合SJ/T9550.29-1993《地面用晶体硅太阳电池单体质量分等标准》；
12）翘曲度＜2.5mm；
13）印刷偏移＜0.5mm；
14）漏浆不允许边缘漏浆，正面漏浆面积＜1mm²，个数＜1个。
（4）乙烯和醋酸乙烯酯聚合物（以下简称EVA）：
应当采用保证光伏组件运行的高可靠性的材料，并满足或优于以下参数。
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
2
尺寸
用精度0.01mm测厚仪测定,在幅度方向至少测五点取平均值,厚度符合协定厚度，允许公差为±0.05mm；用精度1mm的直尺测定，宽度符合协定宽度，允许公差为±2mm
3
密度
≥0.96g/cm3
4
透光率
≥91%
5
交联度
≥80%
6
抗拉强度
≥16MPa
7
伸长率
≥550%
8
收缩率
纵向＜4.0%，横向＜2.0%
9
吸水率
＜0.01%（GB/T1034-1998）
10
剥离强度
玻璃/EVA：
≥40N/cm，背板/EVA：
≥20N/cm
11
耐紫外老化
试验后EVA胶膜不龟裂、不变色、不鼓泡、无气泡群
光伏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。
（5）背板：
应当采用双层氟薄膜复合膜结构背板，并得到实践证明的、使用运行良好的材料，以保证光伏组件运行的高可靠性。
供货方向供货人提交背板材料取样试验报告，背板材料相关参数要求如下：
1）膜厚：
≥0.35mm；
2）分层剥离强度：
≥4N/cm2；
3）其他标准：
外观
表面无异物、脏污、水痕、褶皱，无明显划伤；划伤以无手感为原则：
宽度＜0.1mm，长度＜30mm的划痕每平方米不多于3条；宽度在0.1mm～0.5mm，长度＜30mm的划痕每平方米不多于1条；不允许有划透背板的划伤
层间剥离强度
≥4~6N/cm
单层氟膜厚度
＞30μm
抗张强度（MPa）
横向
≥90
纵向
≥160
伸展率
横向
≥45
纵向
≥85
击穿电压
kV
≥20
水蒸气透过率
g/㎡d（40℃/90%RH）
≤1.5
老化特性
老化96小时后。
背板不龟裂、不变色、不鼓泡、无气泡群
（6）接线盒：
应当采用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，提供数据需满足或优于以下参数。
1）最大承载工作电流能力≥15A；
2）最大耐压1000V；
3）使用温度-40～85℃；
4）最大工作湿度5%～95%（无凝结）；
5）防护等级高于IP65；
6）连接线规格4mm2×1500mm。
引出线用颜色或代码标识清晰；
7）连接器抗拉力≥150N；
8）绝缘强度1kV电压下绝缘电阻＞400MΩ；
9）引线卡口咬合力＞20N。
（7）焊带（汇流条/互连条）：
选用符合GB/T2059-2000、GB/T2231-2001标准TU2无氧铜带。
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±0.015mm
使用游标卡尺与直尺测量
3
电阻率
≤0.02±0.003Ω·cm
电阻率仪
4
可焊性
250℃～400℃的温度正常焊接后主栅线留有均匀的焊锡层
万能试验机测量
5
抗拉强度
≥150MPa
6
伸长率
互连条≥10%，汇流条≥20%
7
折断率
0°～180°弯曲7次不断裂
8
镰刀弯曲度
互连条≤4mm/1000mm
汇流带≤3mm/1000mm
直尺测量
9
基材
TU2无氧铜铜含量≥99.95%
核对出厂检验报告
（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，材料满足或优于以下参数。
序号
项目
技术要求
1
尺寸
符合协定宽度+1mm，长度+1mm，厚度≥50mm；单根边框偏差≤0.5mm，安装孔位误差≤±1.0mm
2
阳极氧化膜厚度
≥13μm
3
韦氏硬度
≥12HW
4
弯曲度
≤0.2%
5
扭曲度
≤1°
6
与角码的匹配性
缝隙＜0.5mm（组装后）
（9）硅胶：
应当采用得到实践证明的、使用运行良好的材料，材料需满足或优于以下参数（固化后性能）。
序号
项目
技术要求
1
邵氏硬度
42HA±2
2
抗拉强度
＞1.6MPa
3
伸长率
≥210%
4
剪切强度
≥1.3MPa
5
阻燃等级
94HB
（10）其它要求
1）互换性
所提供的光伏组件要有相同的设计和结构，所有光伏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）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。
对成批生产制造的光伏组件，必须为同一批次，必须标出时间和序号。
3）抽检
供货人有权对供货方提供的光伏组件进行抽检，供货方应配合相关工作。
2.3技术性能保证值
技术性能保证值
序号
部件
单位
保证值
1
组件数据
1.1
制造厂家/型号
中国英利/YL255P-29b
1.2
峰值功率
W
255
1.3
功率公差
W
0-2%
1.4
组件转换效率
%
15.7%
1.5
开路电压
V
37.7
1.6
短路电流
A
9.01
1.7
工作电压
V
30.0
1.8
工作电流
A
8.49
1.9
串联电阻
Ω
4.37
1.10
填充因数
%
75%
1.11
组件功率温度系数
%/K
-0.42
1.12
组件电压温度系数
%/K
-0.32
1.13
组件电流温度系数
%/K
0.05
1.14
工作温度范围
℃
-40°C至85°C
1.15
储存温度范围
%
-40°C至85°C
1.16
2年功率衰降
%
≤2%
1.17
3年功率衰降
%
≤3%
1.18
4年功率衰降
%
≤4%
1.19
5年功率衰降
%
≤5%
1.20
10年功率衰降
%
≤10%
1.21
25年功率衰降
%
≤20%
1.22
耐雹撞击性能
m/s
23
1.23
耐风压
Pa
2400
1.24
荷载
Pa
5400
1.25
光伏组件尺寸结构
mm
1640/990/35
2
玻璃数据
低铁钢化玻璃
2.1
玻璃厚
mm
3.2
2.2
透射比
%
＞91%
3
电池片数据
3.1
电池功率
Wp
4.33Wp
3.2
转化率
%
17.8%
3.4
短路电流
A
9.01
3.5
开路电压
mV
620
3.6
工作电压
mV
580
3.7
工作电流
A
8.49
3.8
少子寿命
μs
≥2μs
3.9
氧浓度
atoms/cm3
≤1×1018atoms/cm3
3.10
碳浓度
atoms/cm3
≤5×1017atoms/cm3
3.11
电池尺寸
mm
156mm×156mm
4
EVA数据
4.1
密度
g/cm³
≥0.96g/cm3
4.2
交联度
%
≥80%
4.3
对玻璃剥离强度
N/cm
≥40N/cm
4.4
对背板剥离强度
N/cm
≥20N/cm
4.5
拉伸强度
MPa
≥16MPa
5
背板数据
5.1
背板结构类型
台虹/TPE
TPE
5.2
厚度
mm
≥0.35mm
5.3
分层剥离强度
N/cm
≥4N/cm2
5.4
水蒸气透过率
g/㎡d
≤3
6
接线盒数据
6.1
最大承载工作电流
A
≥15A
6.2
最大耐压
V
1000V
6.3
使用温度
℃
-40～85℃
6.4
最大工作湿度
%
5%～95%（无凝结）
6.5
防护等级
IP65
6.6
连接线规格
mm²
4mm²×1000mm
7
I-V特性曲线
见附图
2.4.质保期
产品、设备质保期为工程验收合格后计算：
五年。
三、包装、运输及交付
3.1.包装
供方应在合同规定的交货期5天以前以电报或传真形式将合同号、货物名称、数量、包装箱件数、总毛重、总体积（立方米）和备妥交货日期通知需方。
（1）包装箱标志及要求：
a）制造厂名称*；
b）产品型号及名称；
c）产品容量等级（配置电站容量的等级）型号；
d）收货单位、名称及地址；
e）发站名称、到站名称；
f）毛重：
kg
g）内装电池数量
h）包装外形尺寸；
i）应有明显的“小心轻放”“防潮”“此面有仪表”等标志。
j）外包装上的字样和标记应清楚整齐。
（2）产品包装
a）产品采用纸箱包装；
b）包装箱应能保证产品在装卸运输过程中不得损坏、不得丢失、不变形；
3.2货物运输：
供方送货至指定交货地址。
3.3货物交付：
需方应当根据项目及项目现场实际情况，并充分考虑供方实际而制定交货计划，交
货计划包括但不限于以下信息：
供货批次、各批次货物的内容及数量、首批货物的期望到场时间等。
可以采用EMS、传真、电传等方式交送供方，供方在收到正式合同后应于五日内予以答复，若在规定的时限内供方未做出答复则需方认为供方已完全接受交货计划中载明的内容。
3.4交货地点：
呼和浩特市、乌兰察布市鑫盛项目地。
四、监造
4.1供方应在本合同生效日期起15天内，向需方提供本合同设备的设计、制造和检验标准的资料。
设计、制造和检验标准应符合合同技术条款约定。
4.2需方在必要时将委托有监造资质的监造单位进行设备监造和出厂前的检验，并了解设备组装、检验、试验和设备包装质量情况。
供方应配合需方的监造工作，在监造中及时提供相应资料和标准，并承担由此而发生的费用。
4.3监造的范围为全部设备在工厂的每个生产、装配、工厂检验、出厂检验等环节。
4.4为方便监造检验，供方必须向监造代表提供：
（1）在本合同设备投料时，提供整套设备的生产计划及每一个月度实际生产进度和月度检验计划。
（2）提前7天提供设备的监造内容和检验时间。
（3）提供或提供查阅与本合同设备监造有关的标准（包括工厂标准）、图纸、资料、工艺及实际工艺过程和检验记录（包括中间检验记录和/或不一致性报告）及技术条款约定的有关文件以及复印件。
（4）提供工作、生活方便。
5.5监造检验/见证应尽量结合供方工厂实际生产过程。
若监造代表不能按供方通知时间及时到场，供方工厂的试验工作可正常进行，试验结果有效，但是监造代表有权事后了解、查阅、复制检查试验报告和结果（转为文件见证）。
若供方未及时通知监造代表而单独检验，需方将不承认该检验结果,供方应在需方代表在场的情况下重新进行该项试验。
4.6监造代表在监造中如发现设备和材料存在质量问题或不符合本合同约定的标准或包装要求时，有权提出意见，供方须采取相应改进措施，以保证交货质量，若供方对需方监造代表提出的意见不予整改，需方有权拒绝接收该批次设备。
无论监造代表是否要求和是否知道，供方均有义务主动及时地向其提供合同设备制造过程中出现的较大的质量缺陷和问题，不得隐瞒，在监造单位不知道的情况下供方不得擅自处理。
4.7不论监造代表是否参与监造与检验或者监造代表参加了监造与检验并且签署了监造与检验报告，均不能被视为供方按合同约定应承担的质量保证责任的解除，也不能免除供方对设备质量应负的责任。
五、质量要求及外观验收标准
5.1质量要求：
符合国家标准（包括但不限于GB/T9535（或IEC61215）；每个组件功率公差需要在0-+5W
之间，组件平均功率必须为正公差。
百分之百EL测试。
5.2外观验收标准：
根据供方提供的符合金太阳的标准板；供方提供装柜照片，交货的同时供方须向需方
提供符合金太阳标准的瞬间测试报告。
A级品组件要求：
电池片上不允许明显色差；细栅线断线≤2mm不超过5条且不连续分
布。
不允许缺角；不允许崩点和蹦边；不允许V型缺口；电池片不能并片。
六、质量检验、异议、产品保护和维修
6.1由于光伏组件产品的特殊性，供方为需方提供的太阳能电池组件应用于工程项目或转
售后，如因供方产品质量（包括但不限于出现缺角、崩边、断电、无电、内部虚焊、电池
片隐裂、组件尺寸超差等问题），供方免费更换，更换不免除由此给需方造成损失的赔偿
，需方将供方生产的产品用于电站等工程或转售后，如因供方产品质量问题造成延期交货
或延误更换或功率不足等任何原因给需方带来任何损失或索赔，供方负全部责任并承担全
部赔偿。
提出时间不受其它条款所述时间的限制。
6.2保修期内，如供方产品存在质量问题，经金太阳认定的，属供方产品质量问题，供方
将根据实际数量在5日以内予以退货或换货（检测费用，运输费用供方承担），更换的货物
需在10日内发出。
6.3保修期内，供方对产品运行过程中出现的故障指派专业技术人员进行排除，对出现故
障的部件、组件或零件免费进行修理或更换。
紧急情况下，为了使货物正常运行，经需方
同意，供方可以使用需方的备件。
使用结束后，供方应及时归还或配齐使用过的所有备件、
组件。
对需要现场维修的，供方技术人员应在收到需方故障通知后，在提供远程服务的同
时，应在5日内赶赴现场对货物进行维修。
6.4保修期内，对保修范围内的保修服务所发生的全部物质损耗和人员费用，均由供方予
以承担（但因需方使用或安装不当或第三人原因或不可抗力等原因所导致的故障除外，在
此种情况下，供方仍负责维修，但需方应向供方支付维修成本费用）。
6.5保修期满，供方应持续对设备运行期间出现的故障提供维修服务。
对维修所需费用，
供方应收取合理的成本费用。
七、承诺与保证
7.1供方保证其所提供产品与本合同中所规定的型号、规格和数量完全相符且保证为全新、
完整、未使用的产品，质量是优良的，并符合本合同中所述的相关技术规范和质量标
准的要求，并向需方提供产品的合格证书。
所提供的技术文
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