光伏电站检测设计标准规范设计.doc

#* 吉林省东北袜业园热力有限公司东北袜业屋顶分布式光伏发电项目 设备材料技术协议、施工标准及性能检测规范 2017年9 月 #* 批 准： 审 查： 校 核： 编 写：  目 录 第一章 光伏组件技术规范书 3 第二章 组串式逆变器及数据采集转发系统技术规范书 18 第三章 交流汇流箱技术规范书 71 第四章 电缆光缆技术协议 83 第五章 综合自动化系统 110 第六章 组件支架技术规范 174 第七章 分布式光伏发电站施工标准 208 附录A 中间交接验收签证书 227 附录B 汇流箱回路测试记录 227 第八章 分布式光伏发电站性能检测规范 230 第九章 设计技术协议 240  第1章 光伏组件技术规范书 18 1 总体要求 1.1 本技术协议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作出规定，也未充分地详述有关标准和规范的条文，但乙方应保证提供符合本技术协议和工业标准的功能齐全的优质产品。乙方须执行本技术协议所列标准。有矛盾时，按较高标准执行。 1.2 本规范包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。 1.3 工作概要 乙方负责光伏电池组件的设计、制造、运输、交付、安装指导、调试、十年质保期服务。 1.4 语言 乙方与使用方的所有文件、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，如必须使用中英文对照文本，则以中文为准。 1.5 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。 1.6 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，乙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使用方，供其批准。 标准的使用等级顺序如下： 国际电工委员会标准: IEC 61215:2005 《地面用晶体硅光伏组件设计鉴定和定型》 IEC 61345-1998 《太阳电池组件的紫外试验》 IEEE 1262-1995 《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》 GB 6495.1-1996 《光伏器件第1部分: 光伏电流－电压特性的测量》 GB 6495.2-1996 《光伏器件第2部分: 标准太阳电池的要求》 GB 6495.3-1996 《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》 GB 6495.4-1996 《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》 GB 6495.5-1997 《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)》 GB 6495.7-2006 《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》 GB 6495.8-2002 《光伏器件第8部分: 光伏器件光谱响应的测量》 GB 6495.9-2006 《光伏器件第9部分: 太阳模拟器要求》 GB 20047.1-2006 《光伏（PV）组件安全鉴定第1部分：结构要求》 GB 20047.2-2006 《光伏（PV）组件安全鉴定第2部分：试验要求》 GB/T 9535-1998 《地面用晶体硅光伏组件设计鉴定和定型》 GB/T 14009-1992 《太阳电池组件参数测量方法》 GB/T 18912-2002 《太阳电池组件盐雾腐蚀试验》 GB/T 11009-1989 《太阳电池光谱响应测试方法》 GB/T 11010-1989 《光谱标准太阳电池》 行业标准: SJ/T 2196-1982 《地面用硅太阳电池电性能测试方法》 SJ/T 9550.29-1993 《地面用晶体硅太阳电池单体质量分等标准》 SJ/T 9550.30-1993 《地面用晶体硅太阳电池组件质量分等标准》 SJ/T 10459-1993 《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/T 11209-1999 《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） 针对每个太阳能光伏电站，除光伏电站特殊要求外，乙方应采用一致的规格。 （2） 组件类型必须是多晶硅156.75mm晶硅站，除光伏电站或156.75*156.75单体电池，规格为60片/72片的光伏组件。 （3） 输出功率范围及公差：正公差0-+5W。 （4） 填充因子： 约75.00%。符合IEEE 1262-1995 《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：1000W/m2；AM 1.5；温度： 25℃）。 （6）光伏电池组件长度宽度厚度： 60片型尺寸：1650mm/1640mm*992mm/990*40mm/35mm（铝边框常规背板组件） 72片型尺寸：1956mm/*992mm/990*40mm/35mm（铝边框常规背板组件）。 （7）应具有可靠的抗风压、抗雪压、抗冰雹冲击能性试验。耐雹撞击性能：23m/s，耐风压：2400Pa，抗雪压（长期）：≥5400Pa。 （8）运行环境温度范围： -40℃到＋85℃； （9）生存环境温度范围：-40℃到＋85℃。 （10）符合IEC61400-21、IEC61215的长期室外电气和机械性能标准要求。 （11）试验报告符合IEC-61215标准。 （12）电池与边框距离＞3mm。 （13）常规组件线性功率保证不低于25年。衰减：常规组件线性功率保证不低于25年，第1年功率衰减多晶≤2.5%/单晶≤3%；第2年起至第25年，每年实际功率的衰减不超过0.7%，25年末实际功率输出不低于标称的80%； （14）最大承载电流符合GB 20047.1-2006 《光伏（PV）组件安全鉴定第1部分：结构要求》 （15）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。 （16）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/T 10459-1993 《太阳电池温度系数测试方法》。 （17）工作温度范围符合GB/T 14007-1992 《陆地用太阳电池组件总规范》。 （18）工作电压、工作电流符合IEEE 1262-1995 《太阳电池组件的测试认证规范》。 （19）热冲击：-40℃~＋85℃。 （20）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、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。 （21）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。 （22）光伏电池组件必须具备抗PID功能。 （23）所提供组件产品须为原厂家生产的产品，不得由第三方代工或代为生产。 （24）项目在海边（距海岸线10公里以内）或者有海水腐蚀风险的，组件须具备抗盐雾/盐碱腐蚀性。 （25）电流分档：组件成品包装按照工程要求一定数量为一拖，一拖组件的数量需根据甲方要求调整，一拖所包括的组件全部按照电流分档，分档精度为≤0.1A，分四档。并分别在组件和包装箱上做好分档标识。 2.1.2光伏玻璃/镀膜钢化玻璃： 应当采用保证光伏组件运行的高可靠性的材料。乙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。 （1） 玻璃厚：≥3.2mm。 （2） 光伏电池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，太阳电池组件用3.2mm钢化玻璃的太阳光直接透射比应≥91.6%，3.2mm镀膜钢化玻璃的太阳光直接透射比应≥93.5%。 （4） 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300 mm范围不应超过0.3 mm；两对角线差值/平均值≤0.1%。 （5） 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≤5 mm，宽度≤0.1 mm的划痕数量≤3条/m2；同一组件允许数量≤5条；不允许直径＞2 mm的圆形气泡，0.5 mm≤长度≤1.0 mm圆形气泡不超过5个/m2，1.0 mm≤长度≤2.0 mm圆形气泡不超过1个/m2，0.5 mm≤长度≤1.5 mm长形气泡数量不超过5个/m2，1.5 mm≤长度≤3.0 mm且宽度≤0.5 mm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。 （6） 应具有可靠的抗风压、抗雪压、抗冰雹冲击能性试验。耐雹撞击性能：23m/s，耐风压：2400Pa，抗雪压：5400Pa。 2.1.3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。乙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业主。提供数据需满足或好于以下参数。 （1）产品按外形尺寸边长为156mm156mm。所有电池片尺寸一致，误差范围在0.1%以内；电池片表面颜色均匀，无裂纹、无隐裂、破碎、针孔，无明显色斑，虚印，漏浆，手印，水印，油印，脏污等；不允许“V”型崩边、缺角，且崩边、缺角不能到达栅线；“U”型崩边长度≤3 mm，宽度≤0.5 mm，深度≤1/2电池片厚度，单片电池片数量≤1处，同一组件内崩边电池片数量≤2个；“U”型缺角长度≤5 mm，深度≤1.5 mm，单片电池片内数量≤1处，长度≤3 mm，深度≤1 mm，单片电池片内数量≤2个；划痕长度≤10 mm，单片电池片划痕数量≤1条，同一组件内崩边电池片数量≤2个；栅线颜色一致，无氧化、黄变，不允许主栅缺失，断栅长度≤1 mm，单片电池片断栅数量≤3条，同一组件断栅电池片≤2个，不允许连续性断栅；助焊剂印≤10 mm2，单片电池片助焊剂印数量≤2处，同一组件有助焊剂印电池片≤5处；焊带偏移量≤0.3 mm，数量＜3处，主栅线与焊带之间脱焊长度＜5 mm；电池片串间距偏移量≤0.5mm，电池片到铝边框距离＞3 mm。 （2）硅基电阻率； ≤3.0 Ωcm（GB/T 1552 硅、锗单晶电阻率测定直排四探针法） （3）单晶硅基体少子寿命（裸测最小值）≥11μs；多晶硅基体少子寿命（裸测最小值）≥2.5μs；（GB/T 1553硅和锗体内少数载流子寿命测定光电导衰减法） （4）氧浓度：≤81017atoms/cm3（GB/T 1557 硅晶体中间隙氧含量的红外吸收测量方法） （5）碳浓度：≤51016atoms/cm3(单晶)；≤51017atoms/cm3(多晶)；（GB/T 1558测定硅单晶体中代位碳含量的红外吸收方法） （6）印刷偏移＜0.5mm （7）漏浆：不允许边缘漏浆，正面漏浆面积＜1mm，个数＜1 个；背电极缺损面积≤2.0 mm2，且个数≤5个；背面电场漏硅总面积≤1.0 cm2，且个数≤5个；允许3处高度不超过0.2 mm的铝包。 （8）外观要求；无可视裂纹、崩边、崩角、缺口、虚印、色斑、水印、手印、油污、划痕；隐裂符合出厂检验要求；色差面积≤电池片面积1/3；结点面积≤1.0mm0.3mm ,结点个数≤6 个，结点面积≤0.3mm0.3mm 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 （11）栅线不允许黄变；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。 （12）A级符合SJ/T 9550.29-1993 《地面用晶体硅太阳电池单体 质量分等标准》 2.1.4乙烯醋酸乙烯酯聚合物（以下简称EVA） 建议选用福斯特、海优威、普利斯通、斯威克品牌，以保证光伏组件运行的高可靠性。乙方应当负责对购进的EVA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。 序号 项目 技术要求 1 外观 表面平整，压花清晰，无褶皱，无污物，无油渍，无杂色，半透明，无可见杂质、无气泡、压花清晰 2 尺寸 用精度0.01 mm测厚度仪测定，在幅度方向至少取五点平均值，厚度不低于0.6mm且克重不低于390 g/m2，允许公差为0.05 mm；用精度1 mm的直尺测定，宽度符合协定宽度，允许公差为0/﹢6 mm 3 密度 0.95~0.96 g/cm3 4 交联度 80%≤交联度≤90% 5 剥离强度（与玻璃） ＞70 N/cm 6 拉伸强度 ≥18 MPa 7 断裂伸长率 ≥550% 8 收缩率 纵向(MD) ＜3.0%，横向(TD) ＜1.5% 9 吸水率 ＜0.1%（条件39 ℃，红外测试条件） 10 剥离强度 玻璃/EVA：≥30N/cm，背板（Tedlar一代）/EVA：≥8N/cm 11 耐紫外老化 黄色指数变化＜3.0；与玻璃剥离强度不低于初始性能的50% 实验后EVA 胶膜不龟裂、不变色、不鼓泡、无气泡群 12 恒定湿热老化性能 黄色指数变化＜3.0 与玻璃剥离强度不低于初始性能的50% 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。 2.1.5背板 应当采用双层PVF(杜邦1代38μm厚Tedlar)、PVDF（arkema产）双层复合膜结构背板（TPT、KPK），TPT选用杜邦公司专利授权企业肯博、台虹、伊索沃尔塔、保定乐凯、苏州中来5家企业的产品，KPK选用阿克玛公司专利授权企业赛伍、肯博、东洋铝业、中南新材4家企业的产品。为保证光伏组件运行的高可靠性，乙方应当负责对购进的背板材料取样试验（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。提供数据满足以下参数。 外观 背板表面应平整，无气泡、皱纹、分层、划伤和碰伤；长度不超过30 mm的划痕，宽度小于0.1 mm每平米允许3条，宽度0.1 mm-0.5 mm每平米允许1条，不允许长度超过20 mm的划痕，不允许有划透背板的划伤 尺寸 厚度不低于300 μm，允许公差为0.03 mm；宽度符合协定宽度，允许公差为0/﹢3 mm。 结构 双面氟膜三层复合的复合结构，单层氟膜厚度≥25 μm.。 KPK单层氟膜厚度≥30 μm 拉伸强度 ≥100 MPa 断裂伸长率 ≥100% 系统最大电压 ≥1000 V 体积电阻率 ≥1.0x1014 Ωm 层间剥离强度 ≥4N/cm 背板/硅胶剥离强度 ≥15 N/10 mm 背板/胶带剥离强度 ≥3 N/10 mm 背板/EVA剥离强度 ≥40 N/10 mm 热收缩率 纵向≤1.5%，横向≤1.0% 击穿电压 KV 17 水蒸气透过率 电解传感器法g/㎡d （38℃/90%RH） ≤1.5 PCT加速老化（48 h） 无变色、无气泡、不分层、无裂纹、无皱折和显著发粘。 耐磨性能 ≥150 L 2.1.6接线盒 应当选用人和、博斯特、意通、中环、快可、易通品牌。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。乙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。 （1） 最大承载工作电流能力≥额定电流的1.5倍 （2） 最大耐压≥1000V （3） 使用温度（-402～852）℃ （4） 工作湿度范围 5%～95% （5） 防护等级不小于IP65 项目 指标 备注 外观 接线盒具有不可擦除的标识：产品型号、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1 mm。 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；目视入线口处压接无间隙，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≥20 N；连接器应具有良好的自锁性，可在结构的任何方向承受89 N拔插力的作用达1分钟。 机械强度 242 g钢球自1 m高自由落体撞击后，接线盒无破损。 连接器抗拉力 ≥150N 接触电阻 连接头接触电阻≤5 mΩ 电气间隙和爬电距离 应符合IEC 60664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400 MΩ；接线盒的工频耐电压（频率为50/60 Hz）要求在2000 V加上4倍额定电压的交流电压下，漏电流应小于10 mA。 IP等级 IP 65及以上（接线盒），IP 67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100 kWh/m2后，接线盒无破坏变形（其中波长为280nm到320nm的紫外辐射累计量在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0.015mm 使用游标卡尺与直尺测量 3 电阻率 ≤0.020.003Ωcm 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≥15%，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 铜含量≥99.95% 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。乙方应当负责对购进的铝边框材料取样试验（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。 序号 项目 技术要求 1 尺寸 符合协定宽度+1mm，长度+1mm，厚度≥40mm；单根边框偏差≤0.5mm，安装孔位误差≤1.0mm 2 阳极氧化膜厚度 ≥15μm 3 韦氏硬度 ≥8HW 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) 2.1.9硅胶/胶带 （1）硅胶 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。乙方应当负责对购进的硅胶材料取样试验（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（固化后性能） 序号 项目 技术要求 1 抗拉强度 ＞1.6MPa 2 伸长率 ≥210% 3 剪切强度 ≥1.3MPa 4 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。乙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： 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 -40℃-95℃ 3 断裂伸长率 ≥200 % 4 基材厚度偏差 0.1 mm 5 胶带宽度偏差 0.5 mm 6 透水率 ＜15g/㎡*day 7 剥离强度（180度剥离） ＞0.9MPa 8 剪切强度 0.45N/625 mm2 （3）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/T9535-10.13 热循环试验 粘接强度保持≥80％ 见GB/T9535-10.11 湿冻试验 粘接强度保持≥80％ 见GB/T9535-10.12 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： l 型号 l 功率因数和额定功率 l 输出电压 l 输出电流 l 制造厂 l 制造日期 l 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 见供货范围。 3.1.2随机备品备件的使用 乙方应及时负责免费更换十年质保期内的损坏部件。如果乙方用了项目方的随机备品备件存货，乙方应当对此及时补足，确保在十年质保期末，业主甲方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 随机备品备件额外的供应 十年后，业主甲方如有需要，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乙方购买。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，如果乙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，如果业主甲方要求，乙方应在可能的范围内免费帮助业主甲方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，乙方应当在十年末提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 乙方可根据自己情况,充分提供能够说明乙方的光伏组件的技术性能资料。 表4-1 组件的总体技术数据 序号 部 件 单位 数值 1 组件数据 普通多晶270 Wp 1.1 制造厂家/型号 60片型 1.2 峰值功率 W 270 1.3 功率公差 % 0-+3 1.4 组件转换效率 % 16.5 1.5 开路电压 V 38.8 1.6 短路电流 A 9.09 1.7 工作电压 V 31.7 1.8 工作电流 A 8.52 1.9 串联电阻 Ω ≤0.9 1.10 填充因数 % 75 1.11 组件功率温度系数 %/K -0.40 1.12 组件电压温度系数 %/K -0.30 1.13 组件电流温度系数 %/K 0.06 *1.14 工作温度范围 ℃ -40~+85 1.15 工作湿度 % ≤5-95 1.16 2年功率衰降 % ≤3.2 1.17 3年功率衰降 % ≤3.9 1.18 5年功率衰降 % ≤5.3 1.19 10年功率衰降 % ≤8.8 1.20 25年功率衰降 %5 ≤20 *1.21 耐雹撞击性能 m/s 23 *1.22 耐风压 Pa 2400 *1.23 荷载 Pa 5400 1.24 光伏组件尺寸结构 mm 1650*992*40 2 玻璃数据 / 2.1 玻璃厚 mm 3.2 6 接线盒数据 *6.1 防护等级 IP67 6.2 连接线规格 mm 900 5. 组件原材料清单 部件名称 生产厂家 型号、规格、性能参数 电池片（A 级） 新日光、昱晶等符合TUV认证厂家 156P/156.75P 接线盒 EVA 福斯特、3M F406P+F806、9110T+9120B 密封胶硅胶 回天、天辰、天山 HT-906Z/ HT8258/ 1527 背板 台虹、伊索、乐凯、中来 TPT 焊带 宇邦、同享、亿欣、威腾 1.20.25mm/1.20.23mm 汇流带 宇邦、同享、亿欣、威腾 0.356mm/0.44mm 镀膜玻璃 福莱特、安彩、信义、彩虹、新瑞欣 16449863.2mm/19499854.0mm 6.供货范围、备品备件及服务 范围 具体说明 组件设备 含（层压件、边框、接线盒、连接导线等），组件型号及数量见2.2，组件产品必须为原厂，不能为代工产品。 备品备件 用于 10 年的备品备件和消耗品（每1MWp提供14片同型号同质量光伏组件） 专用工具 技术资料 用于本项目下应由厂家提供的全部技术文件、资料及图纸、组件生产及交货计划报告、所采购组件制造过程文件等；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、产品缺陷检测图像等资料。 技术服务 现场技术服务、安装指导、参加设计联络会、使用方人员培训。 质量保证 10年质量保证期的维护，质保责任期内厂家对所有消耗掉的备品备件和易耗部件全面补足，费用由发包甲方承担。 其他要求 对于属于整套设备运行和施工所必需的部件，即使本协议未列出和/或数目不足，厂家仍须在执行合同时补足，且不发生费用问题。  第2章 组串式逆变器及数据采集转发系统技术规范书 #* 一、组串式逆变器技术协议 1. 一般规定与规范 1.1总则 本技术规范提出的是最低限度的技术要求，并未对一切技术细节做出规定，也未充分引述有关标准的条文，投标乙方应提供符合本规范和有关最新工业标准的优质产品。 作为负责任和专业的投标乙方，乙方被认为在投标前已认真、仔细审查了技术规范书，技术规范书中的任何错误、不准确、遗漏项等均不能解除投标乙方应提供符合国内外先进安全、性能、环保标准的优质、可靠产品应负的责任，投标方乙方对投标设备对国内外先进、强制标准的符合性和投标设备的正确性、可靠性负责。 本技术规范提出的是对招标设备的最基本技术要求，属于技术指标要求，并不是设计规范。作为专业的投标方乙方，投标方乙方对投标设备的设计、材料和元器件的正确选型、材料和元器件的正确使用、投标设备的性能指标、质量、安全、可靠性等负有完全的、不可推卸的责任；同时，投标方乙方从其它工厂采购的设备所发生的一切质量问题应由投标方乙方负责。 产品认证是保证产品安全和性能的最基本手段，但产品认证标准只规定了产品的通用认证项目及其最低的合格判据，只要产品满足认证标准中的最低要求即可拿到相关的认证证书，拿到认证证书并不能代表投标产品满足招标技术规范要求。针对产品认证标准中的可选择项、可加强项和最低技术要求，本技术规范根据甲方实际需求对部分认证项目的合格判据提出了更高的要求，乙方需提供投标设备做认证时的型式试验报告以证明投标产品的实际性能能够满足本技术规范要求。 本技术规范对产品认证标准中未覆盖到的需要招投标甲乙双方协商的项目进行了明确的约定，投标产品应满足相关约定，同时，投标方乙方需提供投标设备的型式试验报告数据以证明投标产品的实际性能能够满足本技术规范要求。 一旦投标方乙方中标，签订技术协议时，招标甲方只对投标设备的技术性能和受约束的元器件品牌进行确认，投标方乙方对投标设备的设计、材料和元器件的正确选型、材料和元器件的正确使用、投标设备的性能指标、质量、安全、可靠性等完全负责，一旦出现故障或问题，投标方乙方必须按照约定的时间解决问题并承担招标甲方损失（如有），不得以任何理由和任何形式推脱和拖延，不得以任何理由和任何形式转移和转嫁技术责任。 本技术规范中的条款如与商务标书中的条款不一致时，投标方乙方应按招标要求及时提出澄清，逾期未提澄清的，按照对招标甲方有利的条款和较高要求执行。 本技术规范中的条款和要求如出现不一致或自相矛盾时，投标方乙方应按招标要求及时提出澄清，逾期未提澄清的，按照对招标方甲方有利的条款和较高要求执行。 如果投标方乙方中标，招标方甲方将以投标方乙方对招标技术规范书的实质性响应内容为基础签订技术协议。在技术协议签订过程中，如果在技术协议中出现了对投标方乙方投标技术文件的遗漏项，按照投标方乙方对招标技术规范书的实质性响应处理；如果在技术协议中出现了招投标双方在招投标过程中均没有书面约定的遗漏项，按照国家或行业标准中的较严格标准执行；技术协议中的条款如与投标方乙方对招标技术规范书实质性响应内容中的条款不一致时，按对招标方甲方有利的条款和较高要求执行；技术协议中的条款如出现不一致或自相矛盾时，按照对招标方甲方有利的条款和较高要求执行。 偏差（无论多少）都必须清楚地标示在投标文件的“技术条件偏差表”中，技术条件偏差表应以汇总的形式放置在投标书正文的首页。如未对本规范书提出偏差，将认为投标方乙方提供的设备和服务完全符合本技术规范书和相关标准的要求。 本技术规范书经招、投标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。 本技术规范未尽事宜由招投标双方与设计单位共同协商解决。 如果出现投标方乙方在投标文件中承诺但在签订技术协议时拒绝承诺或不满足投标文件条款的情况，招标方甲方有权更换中标人。 招标方甲方保留对本技术规范书提出补充要求和修改的权利，投标方乙方应予以配合。如招标方甲方提出修改，将根据实际需要通知投标方乙方召开设计联络会，具体细则由双方协商确定。 投标方乙方应明确投标产品的具体参数，不允许出现模棱两可的选项和前后自相矛盾响应，如果出现，按照对招标方甲方有利的选项处理，否则，招标方甲方有权更换中标人。 投标方乙方投标设备中涉及到国家规定必须通过国家强制性认证的产品、元器件或部件的，必须通过国家的强制性认证并在相关的产品、元器件或部件上体现出符合国家规定的强制性认证标识。 投标方乙方中标后，如果因投标方乙方原因不能在5个工作日之内完成技术协议的签订，视为自动弃权中标结果。 投标方乙方应逐条、正面对本技术规范书做出明确的响应，如果出现遗漏项且投标方乙方中标的情况，所有遗漏项按完全响应技术规范书的要求处理。 投标方乙方应按照技术规范书第9章《技术规范书的基本响应方式》的基本要求和格式对技术规范书的条款进行逐条应答，不按第9章《技术规范书的基本响应方式》基本要求响应技术规范书的投标方乙方直接废标。 投标方乙方对取得的技术规范书负有保密责任，因投标方乙方原因造成招标方甲方技术规范书泄露的，3年内，取消投标方乙方的投标资格。 未经招标方甲方书面许可，禁止投标方乙方使用自动通信设备擅自收集招标方甲方设备的任何运行信息。在没有得到招标方甲方书面许可的情况下，投标方乙方收集的任何形式的设备运行信息均按无效处理，招标方甲方不予任何形式的承认。 投标方乙方提供的全部设备需保证满足电网相关要求，如不能满足要求，投标方乙方有义务免费整改解决，由此使招标方甲方造成的损失由投标方乙方承担。 技术规范书中带“※”的项目为废标项，不满足要求的投标方乙方直接废标。 ※投标厂家须提供详实的资料体现出厂家专业技术及研发人员数量及组成（学历及职称结构），试验室数量及硬件配置水平（试验室数量，国家级重点试验室及认证试验室数量及相应硬件设施配置情况等），生产线硬件配置水平（生产线数量，各线产能及硬件配置情况等），质量管理体系水平（质量管控手段及认证）。本条须在投标文件中独立成章阐述。 2. 投标方乙方工作内容及招标设备范围 2.1 投标方乙方工作内容 投标方乙方的工作内容包括：组串式光伏并网逆变器、数据采集器等的设计生产；供货范围内所有设备元件的选择、设计、制造、提供图纸资料、质检、试验（包括型式试验、出厂试验、交接试验）等；所供设备的供货、包装、发运、现场交货、现场指导安装、设备调试、培训、参加试验运行、配合交接验收和售后服务等。 2.2 光伏电站基本情况 用于光伏并网发电。 2.3 招标设备范围 本技术规范中的技术参数要求指的是投标设备根据项目实际使用环境和使用方式进行技术修正后的技术参数。 投标方乙方对投标组串式光伏并网逆变器、数据采集转发系统的成套性、匹配性和集成可靠性负责。 本次招标对投标光伏并网逆变器的基本要求为：必须为商业级支架式安装的三相组串式光伏并网逆变器；光伏并网逆变器的每路直流输入为单串多晶硅或单晶硅光伏电池组串；原则上单机额定重量≤75kg；单机额定容量≤80kW；单机防护等级不低于IP65；单台光伏并网逆变器内部集成防组件PID（电势诱导衰减）效应功能、组件支路拉弧保护功能和组件支路防逆流功能；组串式光伏并网逆变器的交流输出侧接三相AC380V至三相AC500V的IT系统，升压变压器低压侧的电压等级根据投标光伏并网逆变器的额定工作电压确定；光伏并网逆变器交直流侧必须具备完善的二级防雷保护功能；光伏并网逆变器内部应集成光伏组件支路防逆流功能，要求组串型光伏并网逆变器保证在每2个或1个光伏组串直流输入支路加装1个国际知名厂家的高品质、低压降防反二极管；组串型光伏并网逆变器BOOST升压电路中的二极管可以替代防反二极管的作用，但必须保证BOOST升压电路所接入的光伏组串数量不大于2串，独立配置防反二极管的可不受此条限制。 本次招标对交流汇流箱的基本要求为：支架式安装的工业级交流汇流箱；单机额定容量不大于250kVA（S≤250kVA）；整机防护等级不低于IP65；若交流汇流箱与接入其中的距离最近的光伏并网逆变器之间的最远电气连接距离≤10m，则交流汇流箱内可不配置交流防雷器；若交流汇流箱与接入其