光伏组件技术规范.docx
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光伏组件技术规范
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115MW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115MWp
2.4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
13.1
2
多年极端取高气温
C
41.3
3
多年极端最低气温
C
-19
4
多年平均降水量
mm
591.4
5
多年蒸发量
mm
1553.6
6
多年平均风速
m/s
2.9
7
多年极大风速（10min平均）
m/s
21.7
2）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/H2，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：
-19~41.3C
2）海拔高度：
1~5m
3）最大风速：
21.7m/s
3.2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50MW及以上，年生产能力200MW及以上；通过CETUVUL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。
331.7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IOOOW/用，光伏工作温度为25C,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。
341.4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x宽x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。
341.8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。
341.9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
F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<992
6
光伏组件组件重量
kg
<18.5
7
标准测试条件下的标称参数（STC）
⑴
峰值功率
Wp
>270
⑵
开路电压（Voc）
V
>38
序
号
名称
单位
招标方要求值
投标方提供值
备注
⑶
短路电流（Isc）
A
-
⑷
工作电压（Vmppt）
V
>30
⑸
工作电流（Imppt）
A
-
8
标称工作温度（NMOT
C
W46（±2）
9
标称工作温度下的性能参数（NOCT）
⑴
峰值功率
Wp
>200
⑵
开路电压（Voc）
V
>35
⑶
短路电流（Isc）
A
-
⑷
工作电压（Vmppt）
V
>28
⑸
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
W0.41
⑵
开路电压温度系数
%/K
W0.33
⑶
短路电流温度系数
%/K
W0.06
11
取大系统电压
Vdc
>1000
12
工作温度范围
C
-40~85
13
功率误差范围
W
0~5
14
表面取大承压
Pa
5400
雪压
15
冰雹试验
有认证证书
16
绝缘电阻
-
17
组件防护等级
IP65
18
接线盒类型
-
序
号
名称
单位
招标方要求值
投标方提供值
备注
19
接线盒防护等级
IP65
20
接线盒连接线长度
⑴
正极
mm
>1000
⑵
负极
mm
>1000
21
电池片转换效率
⑴
保证值
%
>18.49%
⑵
填充因子
%
>77
22
电池组件转换效率
>16.5%
23
电池组件单位面积功率
w/m2
>164.9
24
电池组件单位面积重量
kg/m2
>11.36
25
电池组件功率重量比
w/kg
>14.5
26
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
2
>4.0mm
31
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W0.7%）
⑴
第1年功率衰降
%
<2.5
序
号
名称
单位
招标方要求值
投标方提供值
备注
⑵
第2年功率衰降
%
<3.2
⑶
第5年功率衰降
%
<5.5
⑷
第10年功率衰降
%
<8.8
⑸
第25年功率衰降
%
<19.3
3.6投标方应提供设备在200W/m,400W/m,600W/mi,800W/吊，1000W/rn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156*156mrli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10Q，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-94V0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。
433光伏组件使用的EVA的交联度：
80%咬联度＜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勺力学性能、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12卩m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4mm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10C，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2C，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TUVUL、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，ENDEASPASAN，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
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