2026-08-18招标｜招标公告贵州省|贵阳市|修文县项目编号ORG1334010220221103-000-001招标状态招标｜招标公告发布时间2022-11-03 21:46:09标书获取截止时间投标截止时间开标时间招标单位中国石油冀东油田公司预算金额90万元中标单位中标金额代理单位冀东油田招标中心相关产品物资组件大单晶急用料联系方式杨女士：0315-8768662正文内容 冀东油田2022年61大类单晶双面组件急用料物资采购项目招标公告 招标编号： ORG1334010220221103-000-001 1. 招标条件 本招标项目 冀东油田2022年61大类单晶双面组件急用料物资采购项目 （项目名称）招标人为 中国石油冀东油田公司，招标项目资金来自 成本 （资金来源），出资比例为 100% 。该项目已具备招标条件，现对本项目进行公开招标。 2. 项目概况与招标范围 2.1、种类及规模：冀东油田2022年61大类单晶双面组件物资（详见货物需求一览表及技术规格书）。 2.2、技术标准：符合技术规格书要求。 2.3、质量要求：所供产品质量合格，符合技术规格书要求。 2.4、服务要求：（1）保证所供产品为合格产品，并提供相应的资料； （2）质保期：设备现场最终验收合格之日起12个月。质保期内因产品质量问题发生的一切费用及相关法律责任均由卖方承担。质保期过后，产品出现质量问题，在接到买方通知后2小时内做出反映，24小时内必须赶到现场进行处理。 2.5、付款方式：货到验收合格后挂账，次月开始付款，付款比例不低于8%(其中70%为昆仑银行商业承兑汇票)，余款在24个月内付清（接受商票）。凭《入库验收单》及《设备验收单》，依照买方要求开具13%增值税专用发票，办理结算手续。买卖双方同意预留合同含税价金额的5%即作为产品质量保证金，包修期满无质量问题，退还质保金。 2.6、其他要求：详见JDYT-GYC-GKWZ-2022-0161招标文件。 3.投标人资格要求 1、资质要求： ①本次招标不接受联合体投标，投标文件须提供书面承诺函； ②法定代表人为同一个人的两个及两个以上法人，母公司、全资子公司及其控股公司，都不得在同一货物招标中同时投标，投标文件须提供书面承诺函； ③投标人注册资金达到500万元人民币及以上，投标文件须提供有效的营业执照复印件； ④投标人必须是独立法人实体的制造商或代理商。同一品牌存在多个代理的，初审通过的情况下，仅报价低者有效； 制造商须提供有效的营业证明材料（包括但不限于营业执照）；代理商须提供有效的代理授权书、自身的及代理的制造商的营业证明材料（包括但不限于营业执照）； 投标人应提供如下技术资料（代理商提供制造商的） （一）光伏高效组件的说明 （二）光伏高效组件性能参数文件 （三）材料及零部件相关的文件 （四）主要备品备件、工具和消耗品清单 （五）安装、临时储存、施工场地等要求。 （六）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。 ⑤投标文件必须提供有效的ISO9001质量体系认证，且在全国认证认可信息公共服务平台可查(cx.cnca.cn)，须提供证书复印件及网站查询结果截图；投标人须提供单晶组件PID证书、单晶组件TUV证书、单玻组件ETL证书、双玻组件ETL证书；代理商提供制造商的认证、证书。 ⑥投标人所供的光伏电池组件必须具备抗PID 功能。（提供认证证书）。 ⑦投标人必须在投标文件中提供因接线盒对电池遮挡造成的局部热斑等质量问题，提供终生免费质保承诺。 ⑧投标人应在投标书中详细推荐备品备件清单、并单独报价。 2、财务要求： ①投标文件需提供投标人经会计师事务所或审计机构审计的2021年度审计报告或财务会计报表。 ②生产经营活动中无违法、违规记录；没有处于被责令停业，财产被接管、冻结、破产状态。（投标文件须提供书面承诺函） ③投标人须接受承兑汇票、货到分批支付货款的结算方式。（投标文件须提供书面承诺函） 3、业绩要求： ①投标人须提供自2018年1月1日起至投标截止日同类型单晶双面组件的业绩。提供销售合同、发票的扫描件和现场使用照片及使用方的盖章证明性材料。 4、信誉要求： ①投标人自2019年1月1日-至今（本项目投标截止日期）止未被以下网站列入失信被执行人名单（投标文件附网站查询结果截图）： 国家企业信用信息公示系统（）、 中国执行信息公开网（zxgk.court.gov.cn）、 “信用中国”网站（） ②投标人2018年1月1日至投标截止时间无行贿犯罪记录。（以判决生效日为准，查询结果以“中国裁判文书网”网站为准（wenshu.court.gov.cn），投标文件附网站查询结果截图） ③投标人累计失信分值达到下述（1）～（4）项标准之一的，将被否决投标： （1）投标人失信分累计达到8分，且最后一次失信开始时间距开标当日不足半年； （2）投标人失信分累计达到9分，且最后一次失信开始时间距开标当日不足一年； （3）投标人失信分累计达到10分，且最后一次失信开始时间距开标当日不足二年； （4）投标人失信分累计达到10.5分及以上，且最后一次失信开始时间距开标当日不足三年。 投标人失信分以开标当日中国石油招标投标网发布的失信信息公告为准，由评委在评审时进行网络查询。 5、法律、行政法规规定的其他条件。 6、投标人必须满足技术规格书所有要求。 4. 招标文件的获取 4.1凡有意参加投标的潜在投标人，请于 2022年11月 3 日18:00:00至 2022年11月 8 日 23：59：59，登录 中国石油电子招标投标平台下载电子招标文件。 ①登录“中国石油招标投标网”，进入中国石油电子招标投标平台在线报名，如未在中国石油电子招标投标平台上注册过的潜在投标人需要先注册并通过平台审核，审核通过后登录平台在“可报名项目”中可找到本项目并完成在线报名。 ②办理本项目标书费缴纳事宜。 1、购买招标文件采用网上支付的模式，系统同时支持企业网银支付和个人网银支付。详细操作步骤参见“中国石油电子招标投标交易平台-工具中心-投标人用户手册”。 2、若通过个人账户购买，将被认为购买人已经获得了公司的授权，等同于公司购买，不接受个人名义购买。购买前请核实个人银行卡的网上支付单笔限额不少于招标文件售价，以免影响招标文件的购买。（现阶段建议购买招标文件时采用个人网银支付） 3、潜在投标人在购买招标文件时，应确认投标人名称、通信地址、联系人、联系方式及增值税发票相关信息等基本信息准确无误，招投标全流程信息发布和联络以此为准。招标过程中因联络方式有误导致的一切后果由投标人自行承担。 4、支付成功后，潜在投标人直接从网上下载招标文件电子版。招标机构不再提供任何纸质招标文件。支付成功，即视为招标文件已经售出，文件一经售出概不退款。 5、招标文件购买操作失败或其他系统问题，请与平台运营单位联系。 6、标函费发票在项目开标完成后，由招标中心统一上报开具。标函费发票分为增值税普通发票和增值税专用发票（特指一般纳税人）两种，请在购买招标文件时选择所需发票种类，并确保电子招投标系统平台信息准确，平台信息务必与需要开票信息一致，请勿在平台中填写错误的开票信息（例如：填写邮寄地址电话；填写了分公司信息，但实际是需要开具总公司信息等情况），线下购买标书的投标人信息如果有变化或者第一次参与线下投标，需发送新的开票信息至wangting2010@petrochina.com.cn邮箱，如没有及时修改平台开票信息或者没有及时发送新的开票信息，因潜在投标人提供信息有误导致发票信息错误，责任自负。 7、如需开增值税专用发票（特指一般纳税人）。第一次开增值税专用发票需在购买招标文件时，将本单位一般纳税人证明电子版发至wangting2010@petrochina.com.cn邮箱，如没有提供一般纳税人证明的默认开增值税普通发票。已开过增值税专用发票的不需要再发一般纳税人证明。如未及时提供开票信息或者不提供开票信息的默认开具收据。咨询电话：0315-8768891。 8、投标人如需邮寄发票请提供免责声明，内容如下：（1）投标人名称；(2)项目名称；(3)标函费发票金额；(4)邮件到付，丢失损坏后果自负；(5)邮寄地址、联系人及联系方式；(6)加盖公章。免责声明材料加盖公章扫描件发至kfjs_zyl@petrochina.com.cn邮箱。咨询电话：0315-8766103。 ③此次采购招标项目为全流程网上操作，投标人需要使用中国石油电子招标投标平台的U-key才能完成投标工作，因此要求所有参与本次采购招标的投标人必须办理U-key（具体操作请参考中国石油招标投标网首页----操作指南---《关于招标平台U-KEY办理和信息注册维护通知》）。其他具体操作请参考中国石油招标投标网操作指南中“投标人用户手册”的相关章节，有关注册、报名等交易平台的操作问题也可咨询技术支持团队相关人员，咨询电话:4008800114。 4.2招标文件每套售价为300元人民币，请有意参加投标的潜在投标人确认自身资格条件是否满足要求，售后不退，应自负其责。 4.3本次招标文件采取线上发售的方式。潜在投标人在4.1规定的时间内完成4.1规定的工作后，潜在投标人可登录中国石油电子招标投标平台下载招标文件。 5. 投标文件的递交 5.1本次招标采取网上递交电子投标文件的投标方式 5.1.1网上电子投标文件递交： 投标人应在5.2规定的投标截止时间前通过“中国石油电子招标投标平台”递交电子投标文件；（为避免受网速及网站技术支持工作时间的影响，建议于投标截止时间前24小时完成网上电子投标文件的递交。）投标截止时间前未被系统成功传送的电子投标文件将不被接受，视为主动撤回投标文件。开标解密不成功造成的责任和损失由投标人自行承担。 5.2投标截止时间及开标时间（网上开标）：2022年11月14日8时30分（北京时间）。 5.3开标地点（网上开标）：中国石油电子招标投标平台（所有投标人可登录中国石油电子招标投标平台在线参加开标仪式）。 6. 发布公告的媒介 本次招标公告同时在中国招标投标公共服务平台（）和中国石油招标投标网()上发布。 7. 联系方式 招 标 人： 中国石油冀东油田公司 招标机构： 冀东油田招标中心 地 址： ∕ 地 址：冀东油田第二科研楼418室 邮 编： 063200 邮 编： 063200 联 系 人： ∕ 联 系 人： 杨女士 电 话： ∕ 电 话： 0315-8768662 传 真： ∕ 传 真： ∕ 电子邮件： ∕ 电子邮件：gyyyf@petrochina.com.cn 网 址： ∕ 网 址： ∕ 开户银行： ∕ 开户银行： ∕ 账 号： ∕ 账 号： ∕ 2022 年 11月 3 日 货物需求一览表 - 新.doc货物需求一览表 - 新.doc 陆上作业区微电网系统建设用61大类单晶双面组件技术要求(3).docx陆上作业区微电网系统建设用61大类单晶双面组件技术要求(3).docx 4.交货地点：冀东油田陆上作业区井场微电网建设项目施工现场。3.交货期：中标通知书下发，技术协议由业主单位签字确认后起25天到货。2.付款方式：货到验收合格后挂账，次月开始付款，付款比例不低于8%(其中70%为昆仑银行商业承兑汇票)，余款在24个月内付清（接受商票）。凭《入库验收单》及《设备验收单》，依照买方要求开具13%增值税专用发票，办理结算手续。买卖双方同意预留合同含税价金额的5%即作为产品质量保证金，包修期满无质量问题，退还质保金。注：1.单价及金额不含13%增值税，含运费、含指导安装调试费、含现场服务费;不含装卸费。单位：元。二、*货物需求一览表序号物料组 物料描述 品牌质量标准号单位数量 备注161010102单晶双面组件 P-540Wp-2279*1134-详见技术要求投标人自选符合技术规格书要求 片920最高投标限价大写：玖拾万元整小写：90000010.使用投标客户端编制价格部分投标文件时，应将综合报价表（Excel格式）以附件形式上传。9.商务部分综合报价表应与投标客户端制作的价格部分报价保持一致。8.制作投标文件时，投标人所填质量标准号必须符合技术规格书要求，否则甲方有权否决其投标。7.制作投标文件时，如甲方规定品牌，则投标人必须严格按甲方规定的品牌、规格型号填写，如投标人自行更改，甲方有权否决其投标。6.制作投标文件时，质量标准和交货期、品牌为必填项，如未填写，甲方有权否决其投标。5.运输方式：供方自行选择运输方式到甲方指定地点。11.货物需求一览表中注明投标限价或投资限额的物资，投标报价金额不得超过对应投标限价或投资限额，否则投标将被否决。一、技术规范第2页目录组件技术要求微电网系统建设用61大类单晶双面唐山冀东石油机械有限责任公司审 核 人 （项目单位副处级领导）唐山冀东石油机械有限责任公司签署日期唐山冀东石油机械有限责任公司单位公章唐山冀东石油机械有限责任公司页数7组件厂商负责光伏电池组件的设计、制造、运输、交付、安装指导、调试、一年质保期服务。组件厂商应当向业主提供光伏电池组件及相关附件；用于电站安装、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；相关培训和一年年的质保期服务。组件厂商应按合同要求对其所供的设备提供咨询和监督服务。1.2工作概要本规范包括光伏组件的性能、设计、制造、保修、验收、技术服务和资料要求。本规范的目的是为满足冀东油田分布式光伏项目所需的光伏电池组件设备及其相关服务的要求。1.1目的1.概述IEC61345-1998《太阳电池组件的紫外试验》IEC61215:2016《地面用晶体硅光伏组件设计鉴定和定型》国际电工委员会标准:标准的使用等级顺序如下：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，组件厂商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人，供其批准。1.3标准和规程GB6495.1-1996《光伏器件第1部分:光伏电流－电压特性的测量》GB6497-1986《地面用太阳电池标定的一般规定》GB2297-1989《太阳光伏能源系统术语》国家标准:IEEE1262-1995《太阳电池组件的测试认证规范》IEC61730-2004《光伏组件安全鉴定》GB6495.8-2002《光伏器件第8部分:光伏器件光谱响应的测量》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》GB6495.5-1997《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)》GB6495.4-1996《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》GB6495.3-1996《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》GB6495.2-1996《光伏器件第2部分:标准太阳电池的要求》GB/T18912-2002《太阳电池组件盐雾腐蚀试验》GB/T14009-1992《太阳电池组件参数测量方法》GB/T9535-1998《地面用晶体硅光伏组件设计鉴定和定型》GB20047.2-2006《光伏（PV）组件安全鉴定第2部分：试验要求》GB20047.1-2006《光伏（PV）组件安全鉴定第1部分：结构要求》GB6495.9-2006《光伏器件第9部分:太阳模拟器要求》SJ/T9550.30-1993《地面用晶体硅太阳电池组件质量分等标准》SJ/T9550.29-1993《地面用晶体硅太阳电池单体质量分等标准》SJ/T2196-1982《地面用硅太阳电池电性能测试方法》行业标准:GB/T11010-1989《光谱标准太阳电池》GB/T11009-1989《太阳电池光谱响应测试方法》2.1光伏组件2.技术要求SJ/T11209-1999《光伏器件第6部分标准太阳电池组件的要求》SJ/T11061-1996《太阳电池电性能测试设备检验方法》SJ/T10459-1993《太阳电池温度系数测试方法》SJ/T10173-1991《TDA75多晶硅太阳电池》（4）运行环境温度范围：（-40±2）℃到（85±2）℃。（3）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）输出功率范围及公差：峰值功率：≥540Wp，组件标称功率偏差：0～+5W（一次测试必须为正偏差）；(两块270）单晶硅组件转换效率：≥20.7%（1）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；AM1.5；温度：25℃）2.1.2通用要求2.1.1光伏组件技术要求（10）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》。（9）选用电池符合《地面用晶体硅太阳电池单体质量分等标准》的优等品。（8）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》（7）爬电距离符合IEC标准要求（6）试验报告符合IEC-61215标准。（5）符合IEC61730、IEC61215的长期室外电气和机械性能标准要求。隐裂：线状隐裂纹及其延长线长度≤电池原片边长的10%，同一块组件线状隐裂电池数量≤电池数量的2%；十字隐裂中较长的隐裂长度≤电池原片边长的5%，同一块组件十字隐裂电池数量（15）光伏组件EL测试电池外观、发光性均良好，无黑心、针孔、黑斑，及超出要求的隐裂和明暗片；不允许裂片/碎片导致的局部面积失效；不允许局部短路或短路情况存在。（14）电池片表面颜色均匀，无裂纹、破碎和针孔，无明显色斑，虚印，漏浆，手印，水印，油印，脏污等，P型电池白斑≤2mm2，单片电池≤1处，同一块光伏组件白斑的电池数量≤电池数量的5%；玻璃无压痕、皱纹、彩虹、裂纹、不可擦除污物，电池组件的I-V曲线基本相同。（13）热冲击：-40±2℃到＋85±2℃。（12）工作电压、工作电流符合IEEE1262-1995《太阳电池组件的测试认证规范》。（11）工作温度范围符合GB/T14007-1992《陆地用太阳电池组件总规范》。（18）182mm电池片组件类型P型单晶高效单体电池，单面单玻，规格为72片串并联。（17）光伏电池组件必须具备抗PID功能。（提供认证证书）（16）不允许电池区域的气泡；非电池区域：单个气泡面积≤0.5mm²，数量不计；单个气泡面积≤4mm²，数量≤2处；气泡与电池间距≥0.3mm，气泡距离玻璃边缘≥10mm。≤电池数量的10%；灰度值相差30%～50%的明暗片≤电池数量的5%；不允许灰度值相差50%以上的明暗片。明暗片：P型组件灰度值相差15%以下的明暗片，数量不计；灰度值相差15%～30%的明暗片≤电池数量的2%；片状隐裂：不允许；单片缺角面积≤4mm²，单片电池≤1处，碎片无脱离，同一块组件缺角电池数量≤1片。（24）太阳电池组件防护等级不低于IP65（23）组件长短边都应设置接地孔，接地孔数量每边不少于2个。（22）提供的电池组件应具备较好的低辐照性能，提供在200～1000W/m2的IV测试曲线或数据。（21）组件工艺材料保质期不低于12年，功率衰减质保期不低于25年。按照GB/T9535（或IEC61215）标准要求，通过国家批准认证机构的认证。（20）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，在运行期首年输出功率衰减不超过2%，以后逐年输出功率衰减不超过0.45%；前10年运行使用期限内输出功率衰减不超过6.05%，在25年运行使用期限内输出功率衰减不超过12.8%。（19）单晶高效组件最大系统电压≥1500V。（3）太阳光直接透射比：在380nm～1100nm光谱范围内，太阳电池组件用镀膜钢化玻璃的太阳光直接透射比应＞93.8%。（2）光伏电池组件用低铁钢化玻璃铁含量应不高于0.015%（三氧化二铁）。（1）玻璃厚：厚度3.2mm，厚度公差±0.2mm应当采用保证光伏高效组件运行的高可靠性的材料。组件厂商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。2.1.2光伏玻璃：【单玻组件】（25）光伏组件外形尺寸和安装孔的公差≤2.0mm；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。组件厂商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。2.1.3晶体硅电池片：（7）缺陷类型：不允许出现线条、皱纹、裂纹、压痕、彩虹、霉变、污垢、明显划伤、疵点、结石、缺角、开口气泡、尖锐、锋利边角、崩边、爆边、齿状缺陷，不允许存在固体夹杂物。不允许长度超过5mm的划伤或直径超过2.0mm的气泡（6）镀膜厚度120nm±15nm、膜层铅笔硬度≥3H、膜层附着力≤1。（5）玻璃抗冲击强度：1040g钢球从0.8m高度落下，玻璃可保持完好，璃弯曲强度≥90Mpa（4）光伏电池组件用玻璃边长误差±1mm；两对角线差值≤3mm，波形弯曲度任意300mm范围不应超过0.3mm，弓形弯曲度≤0.2%（6）助焊剂印≤10mm2，单片电池片助焊剂印数量≤2处，同一块光伏组件助焊剂印电池数量≤电池数量的8%；（5）栅线颜色一致，无氧化、黄变，断栅长度≤1mm，单片电池≤3处，一块光伏组件断栅电池≤电池数量的3%；不允许连续性断栅；双面电池背面断栅长度≤3mm，单片电池≤10处，同一块组件断栅电池≤电池数量的10%；（4）P型电池划痕长度≤10mm，单片电池片划痕数量≤1条，同一块组件划痕的电池数量≤电池数量的8%；Ｎ型电池长度≤电池边长1/4，数量≤8处；电池边长1/4≤划痕长度≤电池边长1/3，数量≤2处；同一块光伏组件上划痕电池数量≤电池数量的15%；（3）不允许V型缺角，“U”型缺角长度≤5mm，深度≤1.5mm，单片电池片内数量≤1处；长度≤3mm，深度≤1mm，单片电池≤2处，同一块光伏组件缺口电池数量≤电池数量的3%；（2）崩边长度≤3mm，宽度≤0.5mm，深度≤1/2电池片厚度，崩边不能到达栅线，单片电池片数量≤1处，相邻两处崩边的间距≥30.0mm，同一块光伏组件崩边电池数量≤电池数量的3%；（1）所有电池片尺寸一致，边长±0.25mm；翘曲度＜2.5mm；无可视裂纹、缺口、虚印、漏浆、水印、油污、破碎、针孔、隐裂等缺陷。同一电池正面允许出现相近颜色色差；印刷栅线无氧化变色。正、背面POE数据需满足或好于以下参数。建议选用通过PCCC产品认证的产品，以保证光伏组件运行的高可靠性。组件厂商应当负责对购进的POE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。2.1.4.1聚乙烯-辛烯共聚物（以下简称POE）：2.1.4封装材料（7）正面和背面焊带偏移量≤焊带宽度的1/3，数量＜3处，主栅线与焊带之间脱焊长度≤5mm。多主栅组件，每根焊带允许1/3数量以内的空焊点，连续空焊点≤焊点数量的1/3；焊带偏离主栅线≤两根主栅线间距的1/5，且连续漏出焊点≤焊点数量的1/3；头尾焊接完好时允许焊带与U型口细栅重叠。（双面电池组件正背面偏焊均执行此标准）序号项目指标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2尺寸长度、宽度、厚度，符合技术要求尺寸，宽度允许公差为+10mm*3交联度70%≤交联度≤90%*4克重高透 POE≥480g/m²5剥离强度（与玻璃 180°）≥60N/cm6拉伸强度≥5Mpa7断裂伸长率≥500%8收缩率纵向(MD)＜3.0%，横向(TD)＜1.5%9体积电阻率＞1.0×1015Ω·cm 10击穿电压强度＞28.0kV/mm 11相对起痕指数（CTI）≥600V 12水气透过率红外法：＜5.0g/(m²·24h)，电解法：＜3.0g/(m²·24h) 13雾度（交联后）波段为（400nm～1100nm）＜5 14UV 处理（60kWh/㎡）黄色指数变化△YI＜3，与玻璃的剥离强度≥40N/cm 15恒定湿热处理(85±2)℃，(85±5)%RH，1000h黄色指数变化△YI＜3，与玻璃的剥离强度≥40N/cm 16抗 PID 性能POE 制作的光伏组件在最大系统电压的正偏压与负偏压下，温度 85℃、湿度 85%RH、192h 的 PID测试后，功率衰减≤5% 17PCT 加速老化（48h）黄色指数变化△YI＜3，与玻璃的剥离强度≥40N/cm 18透光率高透波长 380nm～1100nm≥90% 18透光率高透波长 290nm～380nm供需双方约定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。提供数据需满足或好于以下参数。建议选用通过PCCC产品认证的产品，以保证光伏组件运行的高可靠性。组件厂商应当负责对购进的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。2.1.4.2乙烯醋酸乙烯酯聚合物（以下简称EVA）：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。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尺寸宽度、厚度符合协定尺寸，宽度允许公差为+10mm*3克重EVA≥430g/m²*4交联度75%≤交联度≤95%5剥离强度（与玻璃）≥70N/cm6拉伸强度≥16Mpa7断裂伸长率透明 EVA≥550%;白色 EVA≥450%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体积电阻率透明 EVA＞1.0×1015Ω·cm;白色 EVA＞1.0×1014Ω·cm11击穿电压强度透明＞28.0kV/mm；白色＞25.0kV/mm12相对起痕指数（CTI）≥600V13反射率（白色EVA）波长（400nm～700nm）≥90%其它波段反射率供需双方约定14剥离强度（与背板）≥40N/cm 或背板膜层断裂15UV 处理（60kWh/㎡）黄色指数变化△YI＜3，与玻璃剥离强度不低于初始性能 50%实验后 EVA 胶膜不龟裂、不变色、不鼓泡、无气泡群16恒定湿热处理(85±2)℃， (85±5)%RH，1000h黄色指数变化△YI＜3，与玻璃剥离强度不低于初始性能 50%17抗PID 性能EVA 制作的光伏组件在最大系统电压的正偏压与负偏压下，温度85℃、湿度 85%RH、192h 的 PID 测试后，功率衰减≤5%18PCT 加速老化（48h）黄色指数变化△YI＜3，与玻璃剥离强度不低于初始性能 50%优选通过PCCC产品认证或组件厂商自身生产的产品，且须满足以下条件。接线盒对电池有遮挡的，必须在投标文件中提供因接线盒对电池遮挡造成的局部热斑等质量问题，提供终生免费质保承诺。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组件厂商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。2.1.6接线盒：为保证光伏组件运行的高可靠性，组件厂商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。背板应当采用三层复合膜结构背板，外层采用PVDF材料，中间层采用PET材料，内层采用PVDF材料或氟涂料[氟烯烃和乙烯基酯共聚物(FEVE)、三氟氯乙烯(CTFE)、聚四氟乙烯(改性PTFE)]。背板及PVDF膜建议选用通过PCCC产品认证的产品。*2.1.5背板：【单面组件】项目技术要求外观表面平整、无凹坑、无褶皱、不脱层、无变色、无气泡、无裂纹和显著发黏。长度≤30mm 的划痕，宽度小于 0.1mm 每平米允许 3 条，宽度 0.1mm～0.5mm 每平米允许 1 条，不允许长度超过 20mm 的划痕，不允许氟膜划伤尺寸宽度、厚度符合协定尺寸要求，宽度允许正偏差结构双面氟膜复合结构（氟膜-PET-氟膜）；双面含氟复合+涂覆结构（氟膜-PET-氟碳涂层） 内外层氟膜为PVF 或PVDF氟膜厚度厚度≥22.5μm氟膜紫外阻隔率（波长 280nm～400nm）白色氟膜≥99.9%氟膜低温机械性能（-40℃下保持 30min 测试）断裂伸长率≥20%；黄变ΔY≤2氟膜湿热老化后机械性能（PCT96h）断裂伸长率≥20%；黄变ΔY≤2氟膜湿冻性能（-40℃～85℃，10 个循环）断裂伸长率≥20% ；黄变ΔY≤2氟涂层紫外阻隔率（波长 280nm～400nm）白色涂层≥99.5%（涂覆离型膜，固化后将氟涂层取下单独测试）氟涂层附着力满足 0 级要求PET 厚度≥275μmPET 水解等级PCT60 后，断裂伸长率≥30%相对热指数（RTI）≥105℃相对起痕指数（CTI）≥600V拉伸强度纵向（MD）≥120Mpa，横向（TD）≥100Mpa断裂伸长率纵向（MD）≥100%，横向（TD）≥100%最大系统电压≥1500V体积电阻率≥1.0x1014Ω·m击穿电压≥17kV（绝缘油中）层间剥离强度（氟膜/PET）≥4N/cm热收缩率（150±2℃，30min）纵向（MD）≤1.5%，横向（TD）≤1.0%背板/硅胶剥离强度≥15N/cm背板/胶带剥离强度≥3N/cm背板/封装胶膜剥离强度≥40N/cm 或氟膜断裂沸水处理（98±2℃，24h）外观不分层、不开裂、无气泡、无变色、无褶皱、表面和胶层不发黏，层间剥离强度≥4N/cm水气透过率电解法（38℃，90%RH）≤1.5g/（m²·24h）；红外法（38℃，100%RH）≤2.5g/（m²·24h）PCT 加速老化（48h）外观不分层、不开裂、无气泡、无变色、无褶皱、表面和胶层不发黏，黄变指数△b≤3.0 层间剥离强度≥4N/cm；背板/封装胶膜剥离强度≥40N/cm恒定湿热处理(85±2)℃，(85±5)%RH， 2000h外观不分层、不开裂、无气泡、无变色、无褶皱、表面和胶层不发黏；击穿电压≥17kV；断裂伸长率保持率≥60%；黄变指数△b≤3.0UV 处理（60kWh/m²）外观不分层、不开裂、无气泡、无变色、无褶皱、表面和胶层不发黏；断裂伸长率保持率≥60%；黄变指数△b≤3.0冷热循环处理(-40～+85)℃，6h/周期， 200 个周期外观不分层、不开裂、无气泡、无变色、无褶皱、表面和胶层不发黏湿冻处理(-40～+85)℃，85%RH，24h/周期，10 个周期外观不分层、不开裂、无气泡、无变色、无褶皱、表面和胶层不发黏耐盐雾性（≥48h）外观不分层、不开裂、无气泡、无变色、无褶皱、表面和胶层不发黏耐酸性（PH=3±0.2，24h）外观不分层、不开裂、无气泡、无变色、无褶皱、表面和胶层不发黏耐碱性（PH=11±0.2，24h）外观不分层、不开裂、无气泡、无变色、无褶皱、表面和胶层不发黏2.1.7焊带（汇流条/互连条）：*（4）防护等级不小于IP67*（3）工作湿度范围5%～95%*（2）使用温度（-40±2～85±2）℃*（1）最大承载工作电流能力≥额定电流的1.5倍项目指标备注外观标识：接线盒及连接线上注塑或印刷的字体、图标、符号等需要完整、清晰、无误； 盒体盒盖：清洁平整、色彩均匀、无划伤、无明显注塑缺陷、无毛刺锐边；金属端子：接线盒内金属端子不得有锈蚀、镀层脱落等缺陷，镀层平滑均匀；连接线：无明显破损现象、正负极连接正确，线缆上标识与提供技术资料一致；盒体底面：与光伏组件背板接触面平整，各零件连接处无凸起；密封圈无损坏或遗失。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，其盒盖连续开合五次，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，连续插拔五次后，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连接器与线缆连接处抗拉力≥150N接触电阻连接头接触电阻≤0.5mΩ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性能按照 IEC 61215 MQT18 进行试验并满足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 等级盒体和连接器满足IP67 或以上耐紫外老化满足：IEC 61215-2 MQT10 中的规定；试验条件：紫外线试验箱，温度 60℃±5℃、紫外线波长 280～400nm、辐射总量120kWh/m²，其中 280nm 到 320nm 的紫外辐射累计量在 3%～10%之间。试验结果：无破损、开裂、弯曲、变色、变脆、老化等现象连接器同型号连接器互接序号项目技术要求检法1外观表面光亮、免清洗、无露铜、脱锡、黑斑、毛刺等缺陷目视检查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≤2.5µΩ·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万能试验机测量6伸长率互连条≥≥25%，汇流条≥25%万能试验机测量7折断率0°～180°弯曲 7 次不断裂8镰刀弯曲度扁平互连条≤4mm/1000mm，圆形互联条不做要求；汇流带≤3mm/1000mm直尺测量9基材TU1 无氧铜核对出厂检验报告10规定塑性延伸强度互连条带（扁平）≤65%，互连条带（圆形）≤80%，（1）硅胶：2.1.9硅胶/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。组件厂商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。2.1.8铝边框：序号项目技术要求1外观无线状伤、明显磕碰、裂纹、擦伤、碰伤（含角部）、机械纹、弧坑、麻点、起皮、腐蚀、气泡、水印、油印、脏污、边缘无毛刺、氧化层无缺失，长度＜5mm的划痕≤2条，长度在5～10mm的划痕≤1条，长度＞10mm以上的划痕不允许出现2尺寸符合协定宽度/长度+1mm；单套边框的克重符合协定尺寸的重量要求，允许公差为-0.1kg～＋0.25kg，安装孔位误差±1.0mm3阳极氧化膜厚度AA15（平均膜厚≥15μm，局部膜厚≥12μm）4韦氏硬度≥8HW5弯曲度≤0.8×L6扭曲度≤1.3mm（适用裁切长度小于 1m 的型材）≤2mm（适用裁切长度 1～2m 的型材）7与角码的匹配性缝隙＜0.5mm(组装后)基本性能参数：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。组件厂商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：（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。组件厂商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外观产品应为细腻、均匀膏状物或粘稠液体，无气泡、结块、凝胶、结皮，无析出物2抗拉度接线盒粘接剂＞1.6Mpa；接线盒灌封剂＞0.6Mpa3伸长率接线盒粘接剂≥210%；接线盒灌封剂≥70%4剪度≥1.3MPa5阻燃级接线盒粘接剂：UL94-HB；接线盒灌封剂：UL94-V0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 mm5胶带宽度偏差±0.5 mm6透水率电解法（38℃，90%RH）≤15g/㎡*day7剥离强度（180 度剥离）≥0.9N/mm8剪切强度0.45Mpa（3）电缆规格为4mm2，固定支架上组件的正负极线缆长度各暂定为1200mm至1600mm之间（含MC4插头），实际长度合同签订阶段确定；跟踪支架上组件的正负极线缆长度各暂定为300mm（含MC4插头），实际长度合同签订阶段确定。（2）单晶硅电池组件自带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。（1）每块单晶硅电池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）。2.1.10组件引出线电缆（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成品组件热循环试验粘接强度保持≥80％见 GB/T9535-10.11成品组件湿冻试验粘接强度保持≥80％见 GB/T9535-10.122.3.2铭牌和标志所提供的光伏高效组件要有相同的设计和结构，所有组件都可以互换使用。所有光伏高效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高效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。2.3.1互换性2.3其它要求光伏PERC单晶高效组件总装在场区完成。组件厂商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、合格证、供货单）。2.2光伏组件材料/部件产地组件厂商可根据自己情况,充分提供能够说明投标者的光伏组件的技术性能资料。3技术数据表型号；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。每板光伏组件都要有永久性标志，标出以下内容：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。组件厂商要对所报的所有主选和备选方案，按下列表格填写分包与外购情况，每项材料5包商/外购部件情况组件厂商可根据自己情况，对预防PID效应的措施进行描述，包括措施原理、测试报告和数据支持等。已获得认证的提供认证证书复印件。4预防PID效应措施表4-1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1.1制造厂家/型号*1.2峰值功率W*1.3功率公差W1.4组件转换效率%1.5开路电压V1.6短路电流A1.7工作电压V1.8工作电流A1.9串联电阻Ω1.10填充因数%1.11组件功率温度系数%/K1.12组件电压温度系数%/K1.13组件电流温度系数%/K*1.14工作温度范围℃1.15工作湿度%*1.161 年功率衰降%*1.1710 年功率衰降%*1.1825 年功率衰降%*1.19耐雹撞击性能m/s*1.20耐风压Pa*1.21荷载Pa1.22光伏组件尺寸结构mm2玻璃数据2.1玻璃厚mm2.2透射比%2.3玻璃厚（背面）【双玻组件适用】mm3电池片数据3.1转化率%3.2短路电流A3.4开路电压mV3.5少子寿命μs3.6氧浓度atoms/cm33.7碳浓度atoms/cm34封装材料单组份POE/POE+EVA5EVA 数据*5.1克重g/cm2*5.2交联度%5.3对玻璃剥离强度N/cm25.4对背板剥离强度N/cm26POE 数据【双面组件适用】*6.1克重g/cm2*6.2交联度%7背板数据【单面组件适用】7.1背板结构类型7.2厚度mm7.3外层厚度μm7.4中间层厚度μm7.5内层材料7.6分层剥离强度N/cm7.7水蒸气透过率g/㎡d8接线盒数据*8.1最大承载工作电流A*8.2最大耐压V*8.3使用温度℃8.4最大工作湿度%*8.5防护等级8.6连接线规格mm组件供货数量清单如下：卖方的供货及服务范围包括：光伏组件及连接件，包括整套光伏电池组件及组件间连接电缆和电缆连接器、组串引出侧对应直流光伏线上的插头、技术服务、工程服务、技术培训、包装运输、开箱检验、安装指导、现场调试和测试、交付验收以及售后服务等。二、供货范围（零部件）的候选分包商一般不少于2家。序号部件名称型 号规格数量供应商名称备注1单晶电池2玻璃3EVA4POE5背板6接线盒7铝边框8硅胶9胶带10焊带序号设备及部件名称型号规格单位数量1单晶双面组件 P-540Wp-2279*1134片9201.5卖方应在投标书中详细列出推荐备品备件清单，并单独报价。1.4卖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。1.3卖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，即使本合同未列出和/或数目不足，卖方仍须在执行合同时补足，且不发生费用问题。1.2卖方应满足下列所述及技术规范中所提供货要求，但不局限于下列设备。1.1提供光伏电池组件设备及其所有附属设备和附件。1一般要求2.2生产和交货情况月报和工厂试验计划；2.1组件厂商应当完成下列工作：2工作范围1.8如需要，卖方应提供用以说明其供货范围的相关图纸资料。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。1.6卖方应向买方提供进口及外购设备的范围及清单，供买方审阅。买方有权决定进口或外购设备的范围。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；2.7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；2.6编制和提交所供应的设备安装手册和运行维护手册；2.5编制和提交工厂培训和现场培训的计划，并按计划对买方人员进行安装、调试、运行和维护的培训；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；2.3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；3.3用于质保期的随机备品备件（具体数量）和消耗品（质保责任期内组件厂商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。3.2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。3.1供货范围包括整套光伏电池组件及组件间连接电缆和电连接器。3供货范围2.10对设计、交付、检查和验收进行协调，以确保施工进度；2.9对业主负责安装的低压电缆的工作进行指导；1.1卖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卖方翻译成中文（免费）。1一般要求三、技术资料及交付进度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。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。3.4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。2文件资料和图纸要求1.6卖方提供资料的电子版本应为当时通用的成熟版本。1.5卖方提供的图纸应清晰，不得提供缩微复印的图纸。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，卖方也应及时免费提供。1.3卖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。卖方须满足以上四个方面的具体要求。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。（三）材料及零部件相关的文件（二）光伏高效组件性能参数文件（一）光伏高效组件的说明组件厂商应与投标文件一起提交如下文件：3投标阶段应提供技术资料组件厂商提供的资料应包括：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，还需提供光伏矩阵和水泥基础图。所有的图纸都应是标准尺寸的，如：A0、A1、A2、A3或A4，并提供电子文档，电子文档应为WORD2003、EXCEL、AUTOCAD版图纸。合同实施过程中，卖方应提交如下：4合同实施应提供的文件（14套文件以及2套电子文档）外试验；热斑耐久试验。（六）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（五）安装、临时储存、施工场地等要求。（四）主要备品备件、工具和消耗品清单5.3设备卸货、放置、叠放和堆放所要遵守的程序；5.2户外、户内、温度或湿度控制、长期或短期贮存的空间要求；5.1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；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储运指导（10套文件）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。6.3电缆布置图，包括端子图和外部连接图；6.2安装工具，分专用工具和一般工具；6.1安装图纸和技术要求，安装步骤说明及安装材料清单；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安装文件（14套文件以及2套电子文档）5.4长期和短期维护程序,包括户外贮存部件推荐的最长存期。9试验和检测报告（4套文件）组件厂商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。8培训计划和培训材料组件厂商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，清单应提供直接购买所需的足够信息。7随机备品备件清单（10套文件以及2套电子文档）6.4设备安全预防措施。（4）性能要求：（3）5400Pa的均匀载荷依次加到前表面1h，循环1次，2400Pa的均匀载荷依次加到后表面1h，循环1次。（2）试验条件：2400Pa的均匀载荷依次加到前和后表面1h，循环两次[阵风安全系数为3时，2400Pa对应于130km/h风速(12级飓风,压力约800Pa)]。（1）目的：决定组件承受风、雪、静压和冰载的能力。9.1机械载荷试验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。（1）目的：验证组件能经受住冰雹的撞击。9.2冰雹试验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%。C)绝缘电阻应满足初始试验的同样要求；B)无标准中规定的严重外观缺陷；A)在试验过程中无间歇断路或漏电现象；9.3绝缘测试C)标准测试条件下衰减不超过实验前的5%。B)绝缘电阻应满足初始试验的同样要求；A)无外观缺陷；（3）性能要求：（2）试验条件：25mm直径的冰球，质量7.53克，以23m/s的速度撞击11个位置。9.4湿漏电试验B)绝缘电阻不小于40MΩ·m2。A)无绝缘击穿或表面无破裂现象；（3）性能要求：（2）试验条件：直流1000V加上两倍系统在标准测试条件下开路电压，持续1min；加直流500V时，测绝缘电阻。（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。B)绝缘电阻组件面积不小于40MΩ·m2。A)无绝缘击穿或表面无破裂现象；（3）性能要求：（2）试验条件：加直流500V时，水喷淋引出端和边缘浸人水中，确定绝缘电阻。（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，如果湿气进人该处可能会引起腐蚀、漏电或安全事故。B)无外观缺陷；A)在试验过程中无间歇断路或漏电现象；（3）性能要求：（2）试验条件：使组件的温度在-40±2℃和85±2℃之间，最高和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10min，一次循环不超过6h，循环次数50和200次。（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。9.4热循环试验A)在试验过程中无间歇断路或漏电现象；（3）性能要求：（2）试验条件：从+85℃，85%相对湿度到-40℃,循环10次。（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。9.5湿-冻试验C)绝缘电阻应满足初始试验的同样要求；（2）试验条件：在+85℃，85%相对湿度下，保持1000h。（1）目的：确定组件承受长期湿气渗透的能力。9.6湿-热试验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%。C)绝缘电阻应满足初始试验同样的要求；B)无外观缺陷；（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。9.7室外暴露试验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%。B)绝缘电阻应满足初始试验的同样要求；A)无外观缺陷；（3）性能要求：9.8紫外试验C)绝缘电阻应满足初始试验的同样要求。B)标准测试条件下的最大输出功率应大于制造厂规定的最小额定值；A)无外观缺陷；（3）性能要求：（2）试验条件：太阳总辐射量60kWh/m2。C)绝缘电阻应满足初始试验的同样要求。B)标准测试条件下的最大输出功率应大于制造厂规定的最小额定值；A)无标准规定的严重外观缺陷；（3）性能要求：（2）试验条件：组件温度60±5℃波长为280-385nm的紫外照射15kwh/m2，其中280-320nm波长的辐射至少为5kwh/m2。（1）目的：确定组件承受紫外(UV)辐照的能力。B)绝缘电阻应满足初始试验同样的要求；A)无标准中规定的严重外观缺陷；（3）性能要求：（2）试验条件：在最坏热斑条件下，1000W/m2辐照度照射1h，共5次。（1）目的：确定组件承受热斑加热效应的能力，如这种效应可能导致封装退化。电池不匹配或裂纹、内部连接失效、局部被遮光或弄脏均会引起这种缺陷。9.9热斑耐久试验11.1设计资料和安装详图及说明应在合同签订后1个月内提交。11资料和图纸交付时间竣工文件中还应有操作和维护手册，为了安全和全面地远程控制设备的运行，必须非常详尽，以能实现数据评价编程和显示图表。竣工文件应包括业主的意见及设备在安装过程中的修改，其详细程度应能使业主对所有的设备进行维护、拆卸、重新安装和调试、运行。组件厂商应在运行验收结束后，提交10套竣工文件及5套光盘。10竣工文件（4套文件）四、设备监造（工厂检验/试验）11.6维护和维修报告在每项措施采取后1周内提交。11.5在预验收后30天内提交竣工文件。11.4在预验收前提交试验和调试报告。11.3每项培训前4周提交培训计划和培训材料。11.2每批货随机提交质量保证和组件缺陷测试图像资料、电性能参数资料以及质量控制文件。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。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。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。2工厂检验1.1本章用于合同执行期间对卖方所提供的设备（包括对分包、外购材料）进行工厂检验/试验、监造，确保卖方所提供的设备符合技术规范规定的要求。1概述买方监造代表有权查阅与监造设备有关的技术资料，卖方积极配合并提供相关资料的复印件。卖方在产品投料前1周提供生产计划，每月第1周内将生产计划和检验试验计划书面通知监造代表。设备监造买方派人到现场参加，文件见证和现场见证资料在见证前30天内提供给买方监造代表。买方将对卖方的合同设备进行监造。买方的监造并不免除卖方对设备制造质量任何所应负的责任。3.1一般要求3.设备监造文件见证、现场见证和停工待检，即R点、W点、H点。3.2监造方式根据DL/T586—2008电力设备监造技术导则及相关行业标准和合同文件的有关规定。3.1监造依据卖方给买方监造代表提供专用办公室及通讯、生活方便。卖方在现场见证前10天以书面形式通知买方监造代表。合同设备的重要部件和专用部件未经买方允许，卖方不得擅自调换。买方监造代表有权随时到车间检查设备质量生产情况。3.3监造内容每次监造内容完成后，卖方和买方监造代表均在见证表上履行签字手续。签字手续一式3份，交买方监造代表1份。买方接到质量见证通知后,及时派代表到卖方参加现场见证。如果买方代表不能按期参加，买方在接到卖方书面通知7日内不回复卖方，则W点自动转为R点，但H点没有买方书面通知同意转为R点时，卖方不转入下道工序，与买方联系商定更改见证日期，如果更改时间后，买方仍未按时到达，则H点自动转为R点。H点：停工待检。卖方在进行至该点时停工等待买方监造代表参加的检验或试验项目，检验或试验后卖方提供检验及试验记录。W点：买方监造代表参加的检验或试验项目，检验或试验后卖方提供检验或试验记录，即现场见证。R点：卖方提供检验、试验记录及报告的项目，即文件见证。序号监造部件编号见证项目见证方式备注序号监造部件编号见证项目HWR备注1设备控制1-1-R安全测试设备台账√1设备控制1-2-R主要设备的校准证书√1设备控制1-3-R内部校准方法和记录√1设备控制1-4-R设备主要参数现场校验√√2人员、环境2-1-R人员资质√2人员、环境2-2-W人员防护√2人员、环境2-3-W生产现场环境条件√3工艺3-1-R审查工艺文件、检查记录等√3工艺3-2-W/R焊接工序√√操作人员严格按照工艺要求执行、并查看检验记录3工艺3-3-W/R层压工序√√操作人员严格按照工艺要求执行、并查看检验记录3工艺3-4-W/R其它工序√√操作人员严格按照工艺要求执行、并查看检验记录4原材料4-1-R原材料相关检查报告资料√4 .1电池片4-2-W外观检查√√目测：裂纹、破碎、针孔、崩边、缺角、主栅缺失、细栅断栅、银浆玷污、助焊剂印、互连条偏离、主栅与互连条脱焊4.2汇流带与互4-3-W外观检查√√目测：连接处、间距、浸润组件厂商根据自备实验室的试验能力和试验要求提供抽检试验清单4.1卖方实验室能力光伏电池组件设备抽样复验即抽查检验是在合格成品中随机抽取不低于0.3%的样品，在卖方实验室进行复查检验，但需要接受买方代表对试验设备的校准和对试验资质的查验。复查检验内容一般为缺陷检查及电性能测试和老化试验，其中老化试验每个生产基地抽取10块组件进行相关试验等。抽查检验费用由卖方承担，卖方需提供抽查检验所需的人员、技术和设备配合。4设备抽样复验组件厂商应根据上述要求结合设备的实际情况，提出监造内容清单。连条4.3表面玻璃4-4-W外观检查√√目测。异物、气泡、划伤等4.4铝边框4-5-W外观检查√√划痕、尺寸偏差、边框凹槽内硅胶填量等4.5EVA 和背板4-6-W外观检查√√断胶，背板孔洞、撕裂、划伤等5组件表面5-1-W/R表面污染√√目测5组件表面5-2-W/R色差√√目测6接线盒和输出电缆6-1-R连接器√√目测7EL 测试7-1-W/R组件电池片异常检测√√将组件样品放在 EL 测试仪中进行测试，通过电脑图像观察组件电池片是否存在异常情况8绝缘性能试验8-1-W/R绝缘测试仪测试√√9湿漏电流性能试验9-1-W/R测试绝缘电阻√型式试验10环境试验10-1-R室外曝晒试验√型式试验10环境试验10-2-R引线端强度试验√型式试验10环境试验10-3-R热斑耐久试验√型式试验10环境试验10-4-R热循环试验√型式试验10环境试验10-5-R紫外预处理试验√型式试验10环境试验10-6-R湿-冻试验、湿-热试验√型式试验10环境试验10-7-R机械载荷试验√型式试验10环境试验10-8-R冰雹冲击试验√型式试验10环境试验10-9-R旁路二极管热性能试验√型式试验11包装发运11-1-W检查包装及标识√注：同一工程的同一机型抽检 1%进行现场见证，其余为文件见证；故表中W、R 点并存。6.2验收检验如果在运输和/或开箱检验过程中发现设备短缺，缺陷和损坏，或其他不符合交付设备合同的情况，检验证书应被认作是业主方向组件厂商对其负责的部分提出索赔的有效证明。6.1卖方在开箱检验10天之前应通知业主或业主委托方预计到货的时间。双方按商定的计划检验时间进行检验。6运输和开箱检验组件厂商应当按认定的质量保证程序制造合同设备，并根据内部试验程序实施规定的试验和检验，试验程序应当符合相应的标准。在实施之前，应当向业主或业主委托方提交试验和质量保证程序。组件厂商应当提供相应的质量保证和控制文件，包括检验记录，型号测试和/或试验证书。组件厂商应当在设备出厂之前向业主或业主委托方提交质量保证和控制文件。除了质量保证核对清单和试验证书之外，文件中还应包括设备主要部件的详细规范。5组件厂商实施的试验和检验GB/T6495.3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/T6495.4光伏器件第4部分：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6.3.1检测依据业主单位组织具备CNAS/CNCA认可资质的检测机构、监理、组件安装单位和组件供货企业共同组成现场验收小组。现场抽检6.3检验方法验收检验按随机地抽取，抽样过程需在买卖双方参与情况下进行。6.3.2适用范围QSPI9706-2016《光伏电站晶体硅光伏组件现场到货验收规程》CGC/GF003.1：2009并网光伏发电系统工程验收基本要求IEC61215地面用晶体硅光伏组件设计鉴定和定型IEC61730.1光伏组件安全认证第1部分：光伏组件的安全性构造要求。GB/T2828.1计数抽样检验程序第1部分:按接收质量限(AQL)检索的逐批检验抽样计划GB/T6495.10第10部分：线性特性测量方法（3）采用便携式IV测试方法时，其余抽检项目（外观、功率等）的抽检比例参照标准GB/T2828.1的相关规定执行，抽检比例为0.5%；（2）采用移动检测平台（车）测试方法时，其余抽检项目（外观、功率等）的抽检比例参照标准GB/T2828.1的相关规定执行，具体的抽检水平以每车到货组件为一个抽检批次，按特殊检验水平S-3抽检，且抽检比例不低于1%。例如：每车到货组件为1248块，按照上述抽样比例，则每车抽样为13块。以200MWp电站和每块组件250W组件为例，则共计到货约642车，共抽样组件约8346块；（1）外包装检查以及到货组件材料符合性检验采取100%抽样；为保障测试的准确性，更好的表征组件的质量情况，本要求优先选择移动检测平台（车）对到货组件进行检测。在不具备移动检测平台（车）检测的情况下，采用便携式设备进行检测。本要求参考国家标准GB/T2828.1，结合电站现场的组件到货情况及测试方法，对到货组件采取随机抽样，抽样比例如下：6.3.3抽样比例适用于大港油田建设的光伏电站晶体硅太阳电池组件到货现场质量检验和验收。6.3.6检测内容业主单位组织具备CNAS/CNCA认可资质的检测机构、监理、组件安装单位和组件供货企业共同组成现场验收小组。6.3.5检测组织机构6.3.4检测设备要求备注：每个抽样批抽样采用随机抽取，每车在不同位置随机选取4个包装箱，从中抽取；序号设备名称测试内容测试条件要求设备主要技术要求备注1组件功率测试仪测试组件功率特性25℃±2℃采用 3A 光源测试重复性：≤0.5%适用移动检测车方案2EL 测试仪测试组件隐裂特性暗室像素：≥2144 x 1414适用移动检测车方案3便携式红外光谱仪测试组件背板材料特性无无两个方案均适用4标准组件定期标定组件功率测试仪25℃±2℃专业计量机构计量，含计量报告适用移动检测车方案5光谱仪测试功率测试仪的光谱特性是否满足 3A 光源要求25℃±2℃测试波长：280nm—1100nm适用移动检测车方案6小型标准组件测试功率测试仪的均匀性是否满足 3A 光源要求25℃±2℃专业计量机构计量，含计量报告适用移动检测车方案7便携式IV 测试仪测试组件功率特性辐照大于 700W/㎡；且辐照稳定电流：0-10A 电压：0-100V适用便携式测试方案8高精度辐照计配合便携式IV 测试仪使用无辐照测试误差小于 2%适用便携式测试方案9红外测温仪测试组件背板温度无可同时测试多点温度，并得到平均值、最大值等参数两个方案均适用12直尺、卡等检验组件外观特性照明大于 500流明无两个方案均适用12直尺、卡等检验组件外观特性照明大于 500流明无两个方案均适用13照相机检验组件外观特性照明大于 500流明无两个方案均适用6.3.7检验流程（5）组件隐裂特性检验；（4）组件功率特性检验；（2）资料符合性检查，包括生产方提供生产组件的原辅材料清单、组件的标称功率、条码、电（3）性能检测结果记录、检验合格证、采用的标准组件以及功率测试仪设备校验记录等；组件外观特性及原材料特性检验；（1）外包装检查；检测小组对组件进行开箱检查，并对组件进行性能验收测试，具体检测内容如下：6.3.8检验方法及检验标准（5）对产品的外观、关键性能等进行现场测试，并根据抽检产品的合格率做出是否正常交付、产品送第三方实验室检测或产品不合格的判定。（4）进行开箱抽检，抽检要求按照3.(2)-3.(3)的要求，随机抽取；（3）审核供应商文件记录（原材料采购、制作记录、测试记录等）和资质证明；（2）根据合同清点批次现场具体数量、检查设计规格等；（1）检查组件外包装；2）标签粘贴情况。1）外包装质量，箱体印刷字迹等情况；检验内容：检验方法：目视。检验方式:全检（1）外包装检查检验方法：对照装箱单，清点批次现场具体数量、检查设计规格。检验方式：全检。清点批次现场具体数量、检查设计规格外包装良好，无破损，印刷字迹清晰；条形码标签齐全，字迹清晰。成箱组件在运输车辆上无明显偏移、倾斜、撞击和雨淋；合格判据：检验方法：核对。检验方式：全检。审核批次供应商文件记录合格判据：组件数量齐全，设计规格和尺寸满足合同要求。检验内容：组件数量及设计规格。检验备：无。1）原辅材料清单满足合同规定厂家及型号，且入厂检验合格；合格判据：3）制作工艺记录，并对原始的关键性能测试数据进行复查。2）组件成品检验测试记录；1）原辅材料清单、入厂检验合格记录等；检验内容：检验设备：照相机。检验方法：目视检查。检验方式：抽检，抽样方式和抽样数量参照3.(2)、3.(3)的要求。（4）组件外观检验3）组件生产过程中的检验记录齐全，且满足标准要求。2）组件出厂前成品检验测试数据齐全，且检验合格；4）组件内的电池片之间、两边电池片与玻璃边缘之间无明显位移；3）电池片崩边、缺角符合标准（IEC61215）要求；2）无破碎、裂纹、针孔的单体电池；1）外表面干净，边框表面无明显划伤；合格判据：检验内容：组件有无外观缺损，玻璃、铝合金框、背板、接线盒（包括电缆，接头）和硅胶，串焊、叠层排布情况等。检验方式：抽检，抽样方式和抽样数量参照3.(2)、3.（3)要求。（5）组件原材料特性检测8）单块组件内电池片之间无明显色差和花片。7）背板无明显折皱、凹坑和刮痕；6）组件内气泡符合标准（IEC61215）要求；5）组件内无毛发、虫子等杂物；1）采用移动检测平台（车）测试组件功率特性测试合格判据：满足合同要求的背板材质。检验内容：组件背板原材料材质以及背板光折射度。检验设备：便携式红外光谱仪。检验方法：设备实际测试。①所抽组件功率的I-V特性曲线平滑、无明显台阶；合格判据：检验内容：组件的功率特性。检验设备：组件功率测试仪。检验方法：设备实际测试。检验方式：抽检，抽样方式和抽样数量参照3.(2)、3.(3)的要求。测试仪检验内容：组件的功率特性。合格判据：检验设备：便携式IV检验方法：设备实际测试检验方式：抽检，抽样方式和抽样数量参照3.(3)、3.(3)要求。备注：记录最大功率以及工作电流的复测值，并比较分析与出厂检测原始数据的偏差。2）便携式测试方法②每块组件的功率为正偏差；检验方法：设备实际测试。检验方式：抽检，抽样方式和抽样数量参照3.(2)-3.(3)要求。（7）组件EL特性测试备注：温度系数以产品认证报告中的数据为准。②组件功率测试值与出厂检测原始数据的负偏差不超过2%。①所抽组件功率的I-V特性曲线平滑、无明显台阶；3）线状隐裂纹及其延长线长度≤电池原片边长的10%，同一块光伏组件线状隐裂电池数量≤电池数量的2%；十字隐裂中较长的隐裂长度≤电池原片边长的5%，同一块光伏组件十字隐裂电池数量≤电池数量的2%；片状隐裂：不允许；2）太阳电池组件不允许出现局部短路或断路的情况；1）太阳电池不允许出现碎片及黑心片或黑斑片；合格判据：检验内容：组件是否存在隐裂。检验设备：EL测试仪。（3）符合性文件要求全部满足合格判据要求；（2）组件数量要求全部满足合格判据要求；（1）外包装要求全部满足合格判据要求；对到货组件批次产品的外包装、文件检查、组件外观以及关键性能现场测试结果进行整理分析，根据抽检产品的合格率做出是否正常交付、产品送第三方实验室检测或产品不合格的判定。具体判定依据如下：6.3.9组件批次判定标准4）灰度值相差15%以下的明暗片不计；灰度值相差15%～30%的明暗片≤电池数量的10%；灰度值相差30%～50%的明暗片≤电池数量的5%；不允许灰度值相差50%以上的明暗片。（7）采用移动检测平台（车）测试组件功率特性时，判据如下：2）如被抽检组件功率负偏差大于2%，将功率负偏差超过2%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正偏差，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，则判定为该批次不合格。1）被抽检组件的功率负偏差全部在小于2%，判定为合格；（6）采用便携式I-V测试仪测试组件功率特性时，判据如下：（5）组件原材料要求全部满足合格判据要求；（4）组件外观要求按照国标GB/T2828.1中AQL2.5标准执行；1.1本章用于对卖方所提供的光伏电池组件（包括对分包外购零部件）进行性能验收检验，确保卖方所提供的光伏电池组件符合技术规范规定的要求。1.概述五、性能验收试验（8）组件EL特性测试要求按照国标GB/T2828.1中AQL2.5标准执行。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；每发电单元组件的可靠性运行应当通过在太阳辐射强度不低于400W/m2的条件下进行其累计240小时、并无任何会影响长期运行的缺陷的运行来考核。在可靠性运行期间发生因电网故障或其他原因，并且不为组件厂商控制的原因而造成的停机不作为不利于卖方的理由。这种停机时间不应加进240小时，以确保光伏组件净可靠的运行时间为240小时。如果发电单元的组件的可靠性运行因为某个缺陷而中断，卖方应当对此缺陷立即进行修理，该发电单元的可靠性运行应重新计时，直至240小时。2.试运行（可靠性运行）1.5性能验收包括验收检验和试运行两部分1.4性能验收检验由买方主持，卖方参加。检验大纲由买方提供，与卖方讨论后确定。如检验在现场进行，性能验收检验所需的就地仪表、仪器的装设应由委托第三方提供，卖方应派出技术人员配合；如检验在工厂进行，试验所需的人员、仪器和设备等由卖方提供。1.3性能验收检验的地点由合同确定，一般为买方现场或卖方工厂。1.2性能验收检验的目的为了检验合同设备的所有性能是否符合技术规范的要求。组件设备全部通过预验收后满一年，并且已满足上述条件，买方签署最终验收的全部文件。4.最终验收在整个检验过程中，如果发现组件厂商提供的技术标准不完整，权威机构有权根据业主方所在国当前有效标准和/或其他被权威机构认为适合的标准实施检验。在调试期或试运行期发现设备有缺陷，原因包括但不局限于潜在的缺陷或使用了不当材料，业主或业主委托方应当向权威机构提出要求检验的申请，并有权根据检验证书的效力和保修证明向组件厂商提出索赔要求。3.试运行期的检查当每单元的最后发电单元通过240小时试运行后，买方签发该电站全部光伏组件的预验收证书，并确认该单元光伏组件开始进入质保期。3.安装和试运行过程中的责任组件厂商签定合同后为配合支架设计，提供所需要的图纸、技术资料等。2.支架组件厂商需对所提供全部光伏电池组件的设计、制造、运输、安装指导、调试、运行和维护指导负责。并全面负责质保期间的维护和检修，保证在质保期内设备的运行达到保证性能。因此，组件厂商要提供所有相关的和必需的建议、培训、监督和维护/维修服务，直到结束。1.概述六、技术服务和联络-对安装人员提供确保安全装配、安装所需的必要培训；-提供所供设备的安装手册，详细说明设备的卸货、组装、安装和试运行；（1）设备安装前准备工作组件厂商应向项目经理提供建议，与之协调与合作，并完成所有要求的任务，如：业主或其授权的代表作为工程项目经理，只要与组件厂商责任直接相关的部分，项目经理应听取组件厂商的建议。为了对整个太阳能光伏电站施工负责，组件厂商应在设备安装过程中协助提供支持、监督和指导，并负责调试。-负责所供设备的安装指导；（2）设备安装期间组件厂商应：-对将要安装的设备进行检查和清点。-检查安装现场的准备情况（包括基础、自然条件、工器具等）；-提供调试计划；-提供安装必需的专用工具；除了与投标文件一起提交的资料外，在培训开始前1周，组件厂商还应提供一份培训计划和培训材料，说明怎样完成培训。培训计划应包括：时间、地点和培训类型。培训材料应包括：设备的详细介绍、部件清单和安装、维修和维护手册。现场培训应在设备安装和预调试过程中进行，时间为1周，经过培训的操作人员应在调试和保证值试验前到位。培训应在教室和现场进行，内容包括光伏组件安装、误差检测、维修、维护和故障检修。业主有权更换组件厂商不合格的培训师。培训计划必须足够确保业主方人员在调试结束后有能力进行工程运行工作。4.1现场培训4.培训设备安装结束后组件厂商应负责进行调试，以及对正常运行并达到性能保证值负责。因此，组件厂商将进行计划内的维护和维修和/或部件的调换。-与现场其它组件厂商（如果有的话）协调。·维护手册的正确使用；·文档记载指操作监测、维护和修理记录。下列情况的实际演示：·备品备件的管理（储存、文档记载和备品备件序号，等等）；·光伏电池组件的装配方法、原理和更换；·阅读和使用所提供的手册和资料；培训应包括但不限于下列各项：质保期一年，在质保期内，组件厂商应协助业主对所有合同设备进行维护和检修，维护应当是综合性的，包括有缺陷部件的维护和调换。质保期内维护和检修所需费用包含在报价中，如人工、设备更换、安装和运输等。5.质保期·操作和维护安全步骤。·运行监测和光伏电池组件维护/维修文档记载；·故障检修，备品备件识别；1.2交货时间为到达交货地点的时间。1.1组件厂商需承诺设备交货满足工程进度的要求。1．一般要求七、交货进度 附件下载 货物需求一览表-新.doc下载陆上作业区微电网系统建设用61大类单晶双面组件技术要求(3).docx下载