光伏电站检测设计标准规范设计

东能电力EastpowerElectricity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TOC\o"1-5"\h\z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72第四章电缆光缆技术协议83第五章综合自动化系统111第六章组件支架技术规范175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第一章光伏组件技术规范书1总体要求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。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。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。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。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。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：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》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《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（PM组件安全鉴定第1部分：结构要求》GB20047.2-2006《光伏（PM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》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/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.技术要求光伏组件一般要求(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156.75mmft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。输出功率范围及公差：正公差0-+5W填充因子：约75.00%。符合IEEE1262-1995《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/m；AM1.5;温度：25C)。(6)光伏电池组件长度x宽度x厚度：60片型尺寸：1650mm/1640mm*992mm/990*40mm/35mmi框常规背板组件)72片型尺寸：1956mm/*992mm/990*40mm/35rmm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：-40C到+85C；(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年功率衰减多品02.5%/单晶03%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GB20047.1-2006《光伏(PM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/T10459-1993《太阳电池温度系数测试方法》。(17)工作温度范围符合GB/T14007-1992《陆地用太阳电池组件总规范》。(18)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》。(19)热冲击：-40C〜+85Co(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00.1A,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300mm范围不应超过0.3mm；两对角线差值/平均值00.1%。(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05mm宽度00.1mm勺划痕数量03条/m2;同一组件允许数量05条；不允许直径＞2mnt勺圆形气泡，0.5mm^长度01.0mm圆形气泡不超过5个/m2,1.0mm0长度02.0mm圆形气泡不超过1个/m2,0.5mms长度01.5mm|£形气泡数量不超过5个/m2,1.5mm0长度03.0mm&宽度＜0.5mm的长形气泡不超过2个/m2,;不允许固体夹杂物；对镀膜玻璃，45o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：5400Pa2.1.3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156mme156mm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03mm宽度00.5mm,深度01/2电池片厚度，单片电池片数量处，同一组件内崩边电池片数量02个；"U'型缺角长度05mm深度01.5mm单片电池片内数量处，长度03mm深度01mm单片电池片内数量02个；划痕长度010mm单片电池片划痕数量条，同一组件内崩边电池片数量02个；栅线颜色一致，无氧化、黄变，不允许主栅缺失，断栅长度01mm单片电池片断栅数量条，同一组件断栅电池片02个，不允许连续性断栅；助焊剂印010mn2,单片电池片助焊剂印数量02处，同一组件有助焊剂印电池片05处；焊带偏移量00.3mm,数量＜3处，主栅线与焊带之间脱焊长度＜5mm；电池片用间距偏移量00.5mm电池片到铝边框距离＞3mm（2）硅基电阻率；＜3.0Q-cm（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（裸测最小值）＞11pS；多晶硅基体少子寿命（裸测最小值）＞2.5^s；（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：＜8X1017atoms/cm3（GB/T1557硅晶体中间隙氧含量的红外吸收测量方法）(5)碳浓度：05X1016atoms/cm3(单晶)；&5X1017atoms/cm3(多晶)；(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＜0.5mm(7)漏浆：不允许边缘漏浆，正面漏浆面积＜1mm2个数＜1个；背电极缺损面积02.0mm2且个数05个；背面电场漏硅总面积01.0cmZ且个数05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、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0电池片面积1/3;结点面积＜1.0mnrK0.3mm，结点个数06个，结点面积00.3mnrK0.3mm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00.5mm主栅线长度方向缺损01.0mm缺损处01个；主栅线脱落不允许。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》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EVAM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。厅P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，尢口」见杂质、无气泡、压花清晰2尺寸用精度0.01mm»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iftT390g/m,允许公差为土0.05mm；用精度1mnH勺直尺测定，宽度符合协定宽度，允许公差为0/+6mm31密度30.95~0.96g/cm34交联度80%C交联度090%5剥离强度(与玻璃)>70N/cm6拉伸强度>18MPa7断裂件长率>550%81收缩率纵向(MD)<3.0%,横向(TD)<1.5%9吸水率＜0.1%(条件39C,红外测试条件)

10剥离强度玻璃/EVA:>30N/cm,背板（Tedlar一代）/EVA:>8N/cm11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胶膜小龟裂、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。背板应当采用双层PVF（ft邦1代38小厚Tedlar）、PVDF（arkema产）双层复合膜结构背板（TPTKPK,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，KP侬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30mnU勺划痕，宽度小于0.1mmi1平米允许3条，宽度0.1mm-0.5mmi平米允许1条，不允许长度超过20mm勺划痕，不允许肩划透背板的划伤尺寸厚度不低于300pm,允许公差为±0.03mm；宽度符合协定宽度，允许公差为0/+3mm结构双面氟膜三层复合的复合结构，单层氟膜厚度》25nm.oKP。层氟膜厚度学30仙m拉伸强度>100MPa断裂件长率>100%系统取大电压>1000V体积电阻率>1.0x1014Q-m层间剥离强度>4N/cm背板/硅胶剥离强度>15N/10mm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01.5%,横向01.0%击穿电压KV17水蒸气透过率电解传感器法g/rn2d<1.5

(38C/90%RHPCT力口速老化(48h)无变色、无气泡、不分层、无裂纹、无皱折和显著发粘。耐磨性能>150L2.1.6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倍最大耐压＞1000V使用温度(-40±2〜85±2)C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、正负极连接止确。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。符合协定尺寸土1mm机械完整性可打开式接线盒，具盒盖连续开合三次，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，具夹紧力学20N;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1分钟。机械强度242g钢球自1m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05mQ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/CTS00032010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400MQ;接线盒的工频耐电压(频率为50/60Hz)要求在2000V加上4倍额定电压的交流电压

项目指标备注下，漏电流应小于10mAIP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100kWh/m后，接线盒无破坏变形（其中波长为280nmlJ320nm的紫夕卜辐射累计量在3%-10流问。）。连接器同型号连接器互接2.1.7焊带（汇流条/互连条）厅P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±0.003Q-cm1电阻率仪4可焊性250C〜400c的温度正常焊接后主栅线留启均匀的焊锡层万能试验机测量5抗拉强度>150MPa6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镰力翁曲度互连条w4mm/1000mm汇流带w3mm/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00.5mm安装孔位误差&±1.0mm2阳极氧化膜厚度>15m3韦氏硬度>8HW4弯曲度<0.2%5扭曲度<10

6与角码的匹配性缝隙＜0.5mm窗装后）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>1.6MPa2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。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：厅p项目要求1外观无脏污，溢胶，破损,变形，缠绕要整齐，胶间尢褶皱，缺胶，异物，破损等2使用温度范围-40C-95c3断裂件长率>200%4基材厚度偏差±0.1mm5胶带宽度偏差±0.5mm61透水率<15g/m2*day7剥离强度（180度剥离）>0.9MPa8剪切强度___20.45N/625mm（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。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.随机备品备件和专用工具随机备品备件随机备品备件见供货范围。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，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随机备品备件额外的供应十年后，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，如果甲方要求，乙方应在可能的范围内免费帮助甲方获得备品备件的蓝图、图纸和技术规范。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。.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厅P部件单位数值11.1组件数据制造厂家/型号普通多晶270Wp160片型1.2峰值功率W2701.3功率公差%「0-+31.4组件转换效率%16.51.5开路电压V38.81.6短路电流A]9.091.7工作电压V31.71.8工作电流A8.521.9串联电阻Q<0.91.10填充因数%751.11组件功率温度系数%/K-0.401.12组件电压温度系数%/K1-0.301.13组件电流温度系数%/K0.06

厅P部件单位数值*1.14工作温度范围C\-40~+851.15工作湿度%<5-951.162年功率衰降%<3.21.173年功率衰降%<3.91.185年功率衰降%<5.31.1910年功率衰降%<8.81.2025年功率衰降%5<20*1.21耐包撞击性目匕m/s23*1.22耐风压Pa124001*1.23福裁Pa54001.24光伏组件尺寸结构mm1650*992*402玻璃数据/2.1玻璃厚mm3.26接线盒数据*6.1防护等级IP676.2连接线规格mm900.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、3MF406P+F8069110T+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。节B、同享、亿欣、威腾1.2X0.25mm/1.2X0.23mm汇流带。节B、同享、亿欣、威腾0.35x6mm/0.4X4mm镀膜玻璃福莱特、安彩、信义、彩虹、新瑞欣1644X986X3.2mm/1949X985X4.0mm.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1MWpl供4片同型号同质量光伏组件）专用工具技木炎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。第二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.一般规定与规范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，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。一旦乙方中标，签订技术协议时，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，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，乙方必须按照约定的时间解决问题并承担甲方损失（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，乙方应按招标要求及时提出澄清，逾期未提澄清的，按照对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，乙方应按招标要求及时提出澄清，逾期未提澄清的，按照对甲方有利的条款和较高要求执行。如果乙方中标，甲方将以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乙方投标技术文件的遗漏项，按照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，甲方有权更换中标人。甲方保留对本技术规范书提出补充要求和修改的权利，乙方应予以配合。如甲方提出修改，将根据实际需要通知乙方召开设计联络会，具体细则由双方协商确定。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，按照对甲方有利的选项处理，否则，甲方有权更换中标人。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。乙方中标后，如果因乙方原因不能在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。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。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乙方直接废标。乙方对取得的技术规范书负有保密责任，因乙方原因造成甲方技术规范书泄露的，3年内，取消乙方的投标资格。未经甲方书面许可，禁止乙方使用自动通信设备擅自收集甲方设备的任何运行信息。在没有得到甲方书面许可的情况下，乙方收集的任何形式的设备运行信息均按无效处理，甲方不予任何形式的承认。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，乙方有义务免费整改解决，由此使甲方造成的损失由乙方承担。技术规范书中带“※”的项目为废标项，不满足要求的乙方直接废标。※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。.乙方工作内容及招标设备范围乙方工作内容乙方的工作内容包括：组用式光伏并网逆变器、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。光伏电站基本情况用于光伏并网发电。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。乙方对投标组用式光伏并网逆变器、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用式光伏并网逆变器；光伏并网逆变器的每路直流输入为单用多晶硅或单晶硅光伏电池组用；原则上单机额定重量075kg；单机额定容量080kVy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；组用式光伏并网逆变器的交流输出侧接三相AC380脩三相AC500Vl勺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，要求组用型光伏并网逆变器保证在每2个或1个光伏组用直流输入支路加装1个国际知名厂家的高品质、低压降防反二极管；组用型光伏并网逆变器BOOSm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用数量不大于2用，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010m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,则交流汇流箱内必须配置二级交流防雷器及其失效保护装置。本次招标对数据采集转发系统的基本要求见数据采集转发系统专用技术规范。招标设备范围:供货设备范围编号设备名称基本型式数量单位备注1组用型光伏并网逆变器额定总容量》招标容量，具有PID防护及台本技术规范中的技术参数要

修复功能。三相三线，IT系统单机功率：36kW额定电压：400VAC规格型号：SG36KTL-M1求指的是投标设备根据实际使用环境和使用方式进行技术修正后的技2数据采集转发系统（含附加的增值服务）满足招标技术规范要求，覆蛊整个光伏电站套术参数。投标成套设备的实际供货数量是指，在满足电站实际发电容量并经过技本修正的前提卜成套设备（经过技术修正后）的具体数量。招标备品备件和专用工具范围:投标电站名称（含电站规模）编号设备名称基本型式数量说明品牌/规格型号1组用型光伏并网逆变器成套整机组用型光伏并网逆变器整机（与供货设备完全一致），备用容量>250kWSG36KTL-M2数据采集器整机数据采集器整机（与供货设备完全TO,1MW6伏方阵中数据采集器侧的成套通信设备整机（含数据采集器侧光纤交换机或无线通信模块、辅助电源等所有通信组件）COM100本次招标中，所有涉及到可在多个品牌中选择的条款及乙方提出的可在多可品牌中选择的条款时，签订技术协议及实际供货中，只允许选择其中1个品牌的产品进行供货。乙方必须保证投标产品及其后续升级换代产品的相互兼容性（至少保证向下兼容）、可互换性、可替换性、机械和电气接口的一致性。乙方必须保证投标产品及其后续升级换代产品的通信协议及通信点表完全

兼容。备品备件必须与投标设备及其元器件完全相同，专用工具必须满足供货设备的实际要求。供货界面乙方的供货设备范围包括组用型光伏并网逆变器及其安装附件、数据采集器及其安装附件、备品备件和专用工具等。本次招标要求投标成套设备的正常存储环境温度为-40C〜+70C、正常运行环境温度为-25C〜+60C；不降额运彳T海拔不低于2000m成套设备内所有元器件的正常存储环境温度为-40C〜+70C、正常运行环境温度为-25C〜+60C。投标成套设备的所有元器件必须符合或优于本技术规范对成套设备的存储和运行温度要求。乙方对投标成套设备的成套性、匹配性、集成合理性和整体可靠性负责。甲方除向数据采集转发系统提供AC220V50Hz的市电供电电源外，不再向乙方的其他设备提供任何形式的外部电源，乙方所供其他设备应全部采用自供电方式运行。供货时间与项目二级进度同步。电站概况及主要任务电站使用功率范围在265VW285W之间的标准多晶硅或单晶硅光伏电池组件。设备基本运行环境条件设备存储运输温度-40c〜+70C设备运行温度（不进行电气和机械操作）-40c〜+60C设备正常运行温度（进行电气和机械操作）-25c〜+60C设备不降额运行温度（进行电气和机械操作）-25c〜+50C机械活性物质条件级别（户外）3S4设备直流耐冲击电压等级m设备交流耐冲击电压等级IV100%;年平均95%;100%;年平均95%;设备运行相对湿度临时100%允许冷凝工作TOC\o"1-5"\h\z设备安规和散热设计海拔高度2000m地震动峰值加速度（水平）0.3g地震动峰值加速度（垂直）0.15g抗震设防级别也度污秽等级田级积雪厚度200mm最大日温差60C最大风速29.0m/s沙尘暴情况严重年雷暴日40本技术规范中的技术要求是针对上述基本运行环境提出的，乙方必须充分考虑不同地域环境对成套设备的影响，根据不同地域的实际环境对投标设备做出必要的技术调整。光伏并网逆变器和交流汇流箱支架式安装于支架上，应满足-40C环境下的存储运输要求。任何情况下，甲方都可以拒绝乙方提出的任何现场改造措施，投标成套设备必须在本技术规范规定的运行坏境下安全稳定的长期不降额运行。成套设备投入运行后，不允许出现因实际使用环境原因无法正常运行、频繁保护或无故停机等情况。TOC\o"1-5"\h\z针对上述实际使用环境，投标设备的实际使用寿命不能小于25年。我国中东部地区附加环境条件气候条件级别（户外）3K6化学活性物质条件级别（户外）3C4标准及规范招标设备应符合中华人民共和国国家标准（GB、中华人民共和国电力行业标准（DL）、原水电部标准（SD）以及相关的IEC、NECfe准。在上述标准中，优先采用中华人民共和国国家标准及电力行业标准，在国内标准缺项时，参考选用相应的国际标准或其他国家标准，选用的标准应是在合同签订之前已颁布的最新版本。所有螺纹、螺母、螺栓、螺杆、弹片、垫片等均应采用GB标准的公制规定。

本技术规范所使用的标准如与乙方所执行的标准不一致时，按较高标准执行；如果所使用的标准中包含对其他标准引用的，所对应的引用标准也包含在技术要求中。本技术规范所要求的安全、性能等指标如与国家、行业、国际标准不一致时,按较高要求执行。主要引用标准如下：GB4208外壳防护等级（IP代码）GB/T2423电工电子产品基本环境试验规程Q/GDW617光伏电站接入电网技术规定Q/GDW618光伏电站接入电网测试规程GB/T19964-2012光伏发电站接入电力系统技术规定GB19517-2009国家电气设备安全技术规范GB/T19964-2012光伏发电站接入电力系统技术规定GB19517-2009国家电气设备安全技术规范IEC62109-1/2UL1741IEC62109-1/2UL1741的安全GB4943光伏发电专用光伏并网逆变器的安全光伏并网逆变器、转换器、控制器和内部连接器系统信息技术设备安全NB/T32004-2013光伏发电光伏并网逆变器技术规范IEC62116-2008光伏并网系统用光伏并网逆变器防孤岛测试方法NB/T32004-2013光伏发电光伏并网逆变器技术规范IEC62116-2008光伏并网系统用光伏并网逆变器防孤岛测试方法UL1699BOUTLINEOFINVESTIGATIONFORPHOTOVOLTAIC（PMDCARC-FAULTCIRCUITPROTECT©NssueNumber2,JANUARY142013GB17799电磁兼容通用标准IEC61000-6电磁兼容通用标准GB/T14549电能质量公用电网谐波GB/T15543电能质量三相电压不平衡GB/T12326电能质量电压波动和闪变GB/T24337电能质量公用电网问谐波GB/T12325电能质量供电电压允许偏差GB/T15945电能质量电力系统频率偏差IEC60269低压熔断器GB7251低压成套开关设备国家标准IEC60439低压开关设备和控制设备成套装置JJG842直流电能表

DL/T614多功能电能表DL/T448电能计量装置技术管理规定GB/T20513DL/T621-1997GB11032SJ/T11127GB/T20513DL/T621-1997GB11032SJ/T11127YD5098GB/T191GB/T13384GB/T38732.10设备颜色光伏系统性能监测测量、数据交换和分析导则交流电气装置的接地交流无间隙金属氧化物避雷器光伏（PM发电系统过电保护一导则通信局（站）防雷与地接工程设计规范包装储运图示标志机电产品包装通用技术条件通信设备产品包装通用技术条件乙方的投标成套设备颜色必须严格一致并在投标文件中明确说明设备颜色铭牌投标设备包括的主要元件和操作机构均应有耐久和字迹清晰的铭牌。铭牌均使用简体中文刻制，字体为印刷体，铭牌的材料应不受气候影响，铭牌中刻制的字迹应永久保持清晰。所有的铭牌和标牌应永久性的安装在相应的设备和部件上，其位置清楚易见，使用寿命不低于25年。为了工作人员的安全，乙方应提供专门的标牌以表明主要的操作说明、注意事项或警告。电气接线和回路应标有编号并与电气图纸上的编号相对应，装设在供货设备上的铭牌清单及图样应提交甲方审查。至少下述各项内容应标记在各设备的铭牌上：光伏并网逆变器制造厂商的名称和商标设备的名称、规格、型号、产地产品的额定容量、额定电压、额定电流出厂编号和出厂日期防护等级设备欧洲效率和综合转换效率设备尺寸（mm设备总质量（kg）执行标准认证标识数据采集转发系统制造厂商的名称和商标产品的名称、规格、型号、产地产品的额定电压、额定电流出厂编号和出厂日期防护等级设备尺寸（mm设备总质量（kg）执行标准认证标识包装、起吊、运输和安装包装.设备制造完成并通过试验后应及时包装，否则应得到切实的保护。其包装应符合铁路、公路及海运部门的有关规定。.包装箱上应有明显的包装储运图示标志，并应标明甲方的订货号和发员》。.包装应确保整机和各零部件在运输过程中不丢失、不损坏、不受潮、不腐蚀。.设备有可能在户外条件下存放，乙方应保证包装箱在户外雨雪大风条件下存放时不会对包装箱内部设备造成损害。起吊和移动合同设备须具有能承受其总重量的基座和搬运点，在设备包装箱外壳和机壳上（临时指示性图标）应标明设备重心。运输.合同设备在运输时应符合铁路、公路及海运部门的有关规定。.合同设备的运输应保证其外壳不受任何损伤，内部元件不能发生位移且应保证内部元件性能完好。.所有部件经妥善包装或装箱后，在运输过程中尚应采取其它防护措施，以免散失损坏或被盗.合同设备在运输中不允许有任何破坏性碰撞、震动、倾斜和磨损，底部需加缓冲垫防震，同时，还应采取适当措施以鉴别设备在运输途中是否发生过严重的震动和倾斜。如果乙方在设备运输途中没有采取适当的鉴别措施界定责任，则设备到达现场后出现的所有机械损坏均视为在运输途中发生。.随产品提供的技术资料应完整无缺。.乙方只允许采用直运方式将设备运往项目现场，严禁采用倒运、配货、托运等方式运送设备。安装乙方应负责现场交付完整、成套的合同设备；提供基础设计要求；并配合协助完成设备安装、接地和接地电阻的测量。投标设备应提供螺栓固定方式；乙方应提供投标产品的精确安装图纸；乙方应提供投标设备要求的接地形式。对规定设备、组件和材料的变更乙方实际提供的产品必须与技术规范中约定的产品完全相同，具备满足技术规范要求的第三方认证的产品应与认证报告上的产品完全相同，乙方未经过甲方书面同意，不得对技术规范中约定的元器件、设备、组件和材料进行变更或替代。即使经过甲方书面同意变更或替代，也不得有损于甲方的利益、不得增加合同金额、不得转移技术责任。甲方对乙方产品的验收不能免除乙方为满足合同文件应负的责任。图纸、资料的审查与提交乙方应向甲方提供的图纸除本节所列图纸数据外，随工程进度或电站需要所必须的其它图纸数据应随时填补，所增加的部分，乙方有义务提供并不得另增费用。乙方提供的所有正式图纸及技术文件须加盖乙方单位公章。所有进口设备及元器件均应提供完整的中英文资料。当所有规定的文件全部提交，甲方签发一份交接证明给乙方，否则，将认为该项工作未完全完成。技术协议签订后，乙方应在3个自然日内向甲方及工程设计单位提供如下图纸和资料以供甲方及工程设计审查：设计依据，计算成果，外形图和详图；工厂组装和试验程序；搬运、贮存、安装、运行和维修说明书；安装检查、现场试验和试运行的现场调试程序；设备材料清单；接线和控制原理图；产品样本和介绍；本条以及技术规范其它各节中所列出的产品性能和试验报告；基础开孔开洞尺寸图；设备的重量、震动承受能力等资料。上述各项图纸数据，乙方应向甲方提供5套，向工程设计单位提供2套。乙方应在提供合同设备的每个主要组装件或部件的设计图纸时，提交设备清单交甲方批准。清单应包括本工程项目涉及的设备和辅助设备的源产地、制造厂名，以及说明书、部件编号、额定值、性能特性和能使甲方得到备件所必需的其他有用资料。乙方应在甲方和工程设计单位审查结束后的3个自然日内向甲方和工程设计单位提供满足上述要求的所有最终工厂图纸。乙方应将上述每项图纸数据向甲方提供10套及配套光盘1套，向工程设计单位提供2套及配套光盘1套。图纸应以AutoCAD2007图形的文件格式（字体为gbcbig）、技术文件应以Word2007的文档格式提供电子版。乙方随设备到货提供的图纸和数据下列图纸和数据应随设备到货；乙方应向甲方提供10套图纸数据及配套光盘1套：设备安装说明书现场调试试验大纲经买卖双方最终确认的图纸数据技术协冏成果甲方及工程设计单位需要的其它图纸和数据各参数整定范围说明书设备运行和操作说明书详细的设备清册及使用说明书故障检查及修复说明书厂内产品检查及设备试验记录产品合格证和质保卡按规定应随设备到货的有关图纸资料图纸审查及设计联络会甲方的审查并不能免除乙方为满足合同文件和保证各部件安装时正确配合应负的责任。为协调设备设计制造、工程设计及其它方面的工作，以保证合同有效、顺利地实施，甲方和乙方计划召开一次设计联络会，乙方应按要求参加甲方的设计联络会，设计联络会期间乙方的所有费用由乙方承担。无论甲方是否召开设计联络会，乙方都有责任根据自身产品特点主动向设计院和甲方提供充分全面的设计输入资料，由于乙方没有及时提供资料或设计联络会时提供资料不充分等原因所产生的一切后果由乙方负责并承担所有损失。对成套性和互换性的要求乙方确保所供投标设备零部件、专用工具和备品备件的成套性，同时确保应有的随机文件的成套性，这些随机文件包括装箱清单、合格证、使用维护说明书、总图、易损件图和主要部件装配图等。投标设备的相同零部件（含备品备件），必须具有互换性，便于设备安装、运行和检修。培训为保证投标设备的正常运行，乙方应安排对甲方人员的技术培训，其中包括一次持续5天的10人/次的在乙方工厂的培训和甲方针对现场运维人员的现场技术培训，培训以甲方技术人员签字认可培训效果为达标依据，如果有甲方受训人员以培训效果差为由拒绝签字认可，乙方应继续对其进行培训，直到甲方技术人员签字认可培训效果为止。所有培训费用已包含在合同总价中。培训的具体细节由招、投标双方协冏确定。乙方应指派熟练、称职的技术人员，对甲方技术人员进行指导和培训，并解释本合同范围内所有技术问题。技术培训技术资料由乙方负责整理及编制。乙方应保证甲方技术人员在不同岗位工作和受训，使他们能够了解和掌握设备的操作、检验、修理和维护等技术；乙方应保证对甲方受训人员培训的全面性、实用性和正确性；乙方应保证甲方的受训人员在培训结束后将培训的全部文件和笔记带回。培训期间，乙方应向甲方技术人员免费提供相关的试验仪表、工具、技术文件、图纸、参考数据、工作服、安全用品和其它必须品，以及适当的办公室。乙方应在技术协议签订后三天提供一份对甲方技术人员的培训大纲，包括时问、计划、地点、要求等。乙方应在合同签订后7个自然日内，将初步培训计划提交给甲方审查。培训开始前，乙方应向甲方技术人员详细阐明与工作有关的规定和注意事项。在得到甲方所有参训人员的培训效果认可签字后，培训结束。培训结束后，乙方应给甲方出具证书，以证明培训结束。质保乙方需说明质保机构设置及职责。乙方需提供质量管理程序清单。乙方需提供有效的ISO9001:2008质量管理体系认证文件。※乙方需说明质保期限，投标设备的最低质保期限不应低于24个月并作为合同条款。※质量保证期内，由于乙方设备的质量问题而造成停运等故障的，乙方应负责尽快更换有缺陷或损坏的部件，同时，停运或故障设备（整机）的质保期延长，延长时间为停运或故障设备（整机）重新投运后的24个月（如果甲方在订货时选择了更长的质保期，则设备质保延长时间为甲方订货时的质保期）。X乙方从其它工厂采购的设备所发生的一切质量问题由乙方负责。※乙方对所供设备内所有元器件和材料等的正确使用负责，因元器件和材料等错误使用或使用不当等原因造成的设备运行不正常、设备停机、设备损坏、安全等事故，乙方应负责及时处理，如果甲方要求退货，乙方必须无条件退货。X甲方对乙方设备的现场验收或其他任何形式的验收，都不能免除乙方产品必须满足技术协议或相关国家、行业安全和性能标准要求所负的责任。在投标产品的寿命期内，无论何时，一旦发现乙方产品不符合技术协议或相关国家、行业安全或性能标准要求（技术协议要求如与相关国家、行业安全和性能标准要求不一致时，按较高标准执行），甲方可以要求乙方退货或整改，乙方必须无条件退货或按要求整改。※乙方必须在设备的寿命期内提供最大功率追踪（MPPT优化程序的免费开级服务和其他无需更改硬件的软件优化程序的免费升级服务。※鉴于光伏行业的实际特点，在设备质保期内，乙方应保证对可能出现的因新标准颁布或老标准更新所引起的新的技术性能要求进行及时的免费升级（包括但不限于零电压穿越功能、高电压穿越功能、反复穿越功能等，反复穿越功能是指在高、低、零三种电压穿越模式下的反复穿越），否则，甲方可无条件退货。乙方需详细说明质量保证期内的服务计划及质量保证期后的服务计划。产品售后服务为保证售后服务时间和质量，乙方应保证所供设备的所有零部件都可以在其国内工厂或其国内代理商处获得，乙方应在技术协议签订后3天内提供其售后服务专用备品备件的详细资料，乙方所列售后服务专用备品备件由甲方备案。售后服务中，不允许出现以故障设备在国内缺乏零部件为由延迟维修的情况。为保证售后服务时间和质量，乙方应保证能够解决所供设备故障问题的国内技术人员的数量和能力与本项目技术投标文件的承诺一致。乙方应在保证具备故障修复能力的售后服务人员的具体数量与本项目技术投标文件一致，乙方所列售后服务人员的数量由甲方备案。售后服务中，不允许出现以国内缺乏能解决问题的技术人员为由延迟维修的情况。乙方承诺所供设备的安装调试时间不大于1天。认证机构针对所供设备的安全认证和功能认证并不能完全保证产品的实际质量和可靠性，乙方对所供设备的质量、安全和可靠性负有不可推卸的责任。在产品的寿命期内，当产品出现故障时，乙方应保证8小时内做出有效响应，24小时内做出实质响应，48小时内有能力解决问题的技术人员到达现场，乙方技术人员对故障设备的完全修复时间不能大于72小时。从甲方发出故障通知算起，设备总修复时间不能超过72小时。作为光伏电站的核心设备之一，光伏并网逆变器成套设备的首年故障率不能大于2%在质保期内的成套设备年故障率不能大于2%在质保期外的使用寿命期（不低于25年）内的成套设备年故障率不能大于2%在质保期外，当光伏并网逆变器成套设备年故障率超出技术规范规定时，乙方必须及时、免费的对设备进行维修。本技术规范中的年故障率是指，一年内电站内所有乙方的在运设备的故障次数之和除以电站内所有乙方在运设备的总台数。作为负责任的产品供应商，乙方有责任在产品出现重大性能、设计、制造工艺和可靠性缺陷时召回相关产品。如果单台设备在一年内系统故障次数超过2次或单台设备在一年内的总修复时间大于15个自然日或产品性能不满足相关标准、技术规范等的要求，甲方可以要求更换产品或无条件退货，乙方应无条件免费更换并承担相关费用或无条件退货。乙方的光伏并网逆变器成套设备到达现场后不允许发生不能工作或工作不正常的情况。乙方所供光伏并网逆变器成套设备不允许发生任何形式的蔓延性火灾。在产品的整个使用寿命中，乙方必须保证光伏并网逆变器成套设备拥有充足的备品备件。成套装置的安装及调试成套装置的具体安装由甲方承担，乙方负责现场指导和服务并负责调试工作。乙方的设备安装指导和调试人员，须按合同设备每个部分的安装进行技术指导与督导，并负责调试。现场技术服务人员应协调设备接入系统的工作，保证现场安装调试工作的正常进行。乙方应对以下各项负责：对所提供的设备安装指南和图纸负责；对供货范围内设备性能和质量负责；对安装调试中提供错误的服务负责。在安装和调试过程中，须有甲方人员参加，甲方人员协助并协调所有设备的安装及调试，乙方人员对安装调试过程中的全部技术问题负责。乙方人员有责任解答甲方、监理单位和安装单位技术人员提出的问题。乙方应提供成套设备的性能保证值及有关技术参数。乙方的现场服务人员必须服从项目现场的管理规定。如果乙方的现场服务人员违反了项目现场的管理规定，乙方必须承担因乙方服务人员违反现场管理规定所造成的后果和责任。乙方的现场服务人员必须遵守项目现场的组织纪律。如果出现乙方服务人员不遵守现场组织纪律的情况，甲方的现场项目经理具有在甲方授权范围内对乙方进行处罚的权利。设备巡检和预测性维护乙方必须在投标文件中以附件形式提供投标成套设备及其关键组件在质保期内和质保期外的检查计划和检查项目；对于需要定期更换的系统组件，必须列出具体的更换清单、更换周期及其原因；对于需要定期维护的系统组件，必须列出具体的检查维护项目清单、检查维护周期及其原因；如果乙方中标，乙方因设备检查计划不合理或检查计划未按时、有效执行造成设备非预期故障的，由乙方负责免费维修。乙方应根据投标设备特点及其实际使用环境在投标文件中以附件形式提供有针对性的设备预测性维护计划及其相关的技术依据；技术依据包括但不限于直流母线电容器、滤波电容、风机、散热器、电路板、驱动系统等关键系统组件的寿命终结特征及其寿命终结前的技术判断依据。乙方应在投标文件中以附件形式提供投标设备在质保期内和质保期外的关键部件的预测性维护清单、开展预测性维护工作所必须的专用工具清单、合理的预测性维护周期及其依据（预测性维护周期不得低于6个月）、预测性维护的操作维护手册等关键材料。如果乙方中标，乙方因设备预测性维护计划不合理或预测性维护计划未按时、有效执行造成设备非预期故障的，由乙方负责免费维修。在产品的整个使用寿命中，任何情况下，乙方都必须保证每年至少进行一次详细的经过甲方书面许可或由甲方以书面形式确定巡检时间的设备巡检并向甲方提交年度巡检报告（具体的巡检时间根据实际情况招投标双方友好协商确定，即使在未得到甲方正式书面许可或要求的最坏情况下，乙方也必须保证每年至少进行一次有效的设备巡检并向甲方提交年度巡检报告），乙方提交的年度巡检报告必须对下一年的设备运行状况进行准确评估并提出合理的、切实可行的潜在故障预防措施（如需要）。如果乙方中标，乙方因设备年度巡检未按时、有效执行或巡检结果不准确等原因造成设备非预期故障的，由乙方负责免费维修。乙方必须在投标文件中提供整机在实际运行环境下实际使用寿命的保证值，在设备使用寿命保证期内出现的任何性能劣化和使用寿命缩短等问题的，由乙方负责免费维修。本节所述工作的全部费用已包含在商务合同中。分包本次采购的成套设备不允许分包，一旦发现分包情况，如果甲方要求退货，乙方必须无条件退货；分包事实发生后，甲方可以扣除乙方的设备款直至双方就解决方案达成一致为止。本次采购的光伏并网逆变器必须由乙方自己的工厂组装、调试、检验和供货。标书质量乙方需提供完整的投标书文件，描写要清晰、全面、准确、逻辑性强。技术偏差提交要明确、完整，技术偏离表应以汇总的形式放置在投标书正文的首页，技术偏差的详细原因可以以附件的形式详细说明。投标书要以响应招标文件为核心，不能出现无关项目。投标产品的技术优势、认证文件应以附件的形式详细阐述。投标文件的附件中，应提供投标设备准确的外形尺寸图纸、安装固定图纸、电气和机械接口图纸、接地形式及要求、电气原理图、电气接线图等电站设计所必须关键图纸和信息。投标书中不应出现模糊不清的论述及承诺，如果投标书中模糊不清的技术描述太多，需要大量繁杂的技术澄清工作，致使技术评标工作难以合理推进的，甲方可以将投标书按废标处理。发货计划及发货细节乙方须详细说明具体的发货计划及发货细节。.光伏并网逆变器专用技术规范光伏并网逆变器范围的界定和重要功能要求光伏并网逆变器范围的界定光伏并网逆变器作为不可分割的整体由乙方成套提供，不允许进行任何形式的拆分、分包或外协。光伏并网逆变器的容量、安规、降额系数等必须严格匹配。光伏并网逆变器的输入接口为光伏并网逆变器直流输入侧的成套光伏连接器（含公头和母头），输出接口为光伏并网逆变器的交流总输出。输入、输出接口之间的所有部分及其可能涉及到的现场安装（不含光伏并网逆变器本体的安装）、连接等工作均属于乙方的供货责任范围，与甲方无关。光伏并网逆变器作为不可分割的成套设备，其内部的所有机械、电气、通信、外壳、接地等连接和配合均属于乙方的责任范畴，与甲方无关。光伏并网逆变器输入、输出电气接口特性光伏并网逆变器的每路直流输入为截面积4mm的光伏专用直流电缆，光伏并网逆变器上的成套光伏连接器（含公头、母头、安装附件等）必须与光伏专用直流电缆相匹配；光伏并网逆变器的交流总输出接1根三相铠装电力电缆，铠装电力电缆的截面积由乙方根据各自的投标设备情况提供建议，投标光伏并网逆变器应保证三相铠装电力电缆通过螺栓连接方式与光伏并网逆变器连接（本次招标不排除技术上更加优越、可靠的交流电缆连接方式），投标光伏并网逆变器的交流输出接线电缆孔必须与乙方建议的铠装电力电缆的截面积相匹配并预留调节裕量，乙方需在此处提供投标光伏并网逆变器交流输出接线电缆孔所兼容的截面积范围。光伏并网逆变器需通过集成在本体上的独立的接线端子或集成在本体上的成套通信连接器向外部提供光伏并网逆变器内所有可通信设备的RS485通信接口，RS4851信接口的有效传输距离不小于1000m乙方对光伏并网逆变器RS485通信的通信距离、通信可靠性、准确性和有效性负责。乙方对光伏并网逆变器上RS485通信接口的有效带宽、通信距离、通信可靠性、准确性和有效性负责。光伏并网逆变器上必须明确而清晰的标注出防雷接地点和设备外壳接地点。组用式逆变器直流进线电缆外径范围6-9（mm,交流出线电缆外径范围22-32（mm。如果大于这个范围的上限，会导致线缆无法接入机器，如果小于这个范围的下限，线缆虽可以接入，但会导致机器直流和交流线缆处密封不紧，这时必须使用防火泥对缝隙进行封堵，防止湿气进入。乙方必须保证光伏并网逆变器整机的安全性与可靠性，在光伏并网逆变器内部，防雷系统的接地线和漏电监测保护系统的接地线（若有）不能共用。光伏并网逆变器的防组件PID（电势诱导衰减）效应功能光伏并网逆变器内部应集成防组件PID（电势诱导衰减）效应功能，应能够完全消除组件的PID（电势诱导衰减）效应，同时，不能对光伏组件造成损害。为保证光伏并网逆变器防组件PID（电势诱导衰减）效应功能的有效性，光伏并网逆变器必须保证光伏组件方阵负极对地的最大电压》-6V。乙方需在投标附件中对光伏并网逆变器集成的防组件PID（电势诱导衰减）效应功能进行专题说明和论述。光伏并网逆变器的直流拉弧保护功能光伏并网逆变器内部应集成直流拉弧保护功能，直流拉弧保护功能必须能够准确检测每路直流输入组用的拉弧情况并进行保护。光伏并网逆变器内部集成的直流拉弧保护功能应满足UL1699B《OUTLINEOFINVESTIGATIONFORPHOTOVOLTARC/）DCARC-FAULTCIRCUITPROTECTION（IssueNumber2,JANUARY142013）中对II类设备的要求，即同时具备申联拉弧保护功能和并联拉弧保护功能。光伏并网逆变器的直流拉弧保护功能应通过由美国UL或加拿大CSA按照UL1699B《OUTLINEOFINVESTIGATIONFORPHOTOVOLTTPC）DCARC-FAULTCIRCUITPROTECTION（IssueNumber2,JANUARY142013）所做的测试并获得正式的认证报告。美国UL或加拿大CSAK照UL1699B所做的认证是对光伏并网逆变器的最基本要求，本技术规范书要求光伏并网逆变器的直流拉弧保护功能必须能够准确检测每路直流输入组用的拉弧情况并进行保护，不得出现误动和拒动现象。乙方需在投标附件中对光伏并网逆变器内部集成的直流拉弧保护功能进行专题说明和论述。光伏并网逆变器的组用支路防逆流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，要求组用型光伏并网逆变器保证在每2个或1个光伏组用输入支路加装1个国际知名厂家的高品质、低压降防反二极管；组用型光伏并网逆变器BOOS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BOOS升压电路所接入的光伏组用数量不大于2用。乙方应在此处提供防反二极管的品牌、规格型号和技术参数等关键数据。如投标厂家配置了独立的防反二极管，可不受此条款限制。但须在投标文件中详细阐明。光伏并网逆变器的防逆风功能（如有）若投标组用光伏并网逆变器采用外部强制风冷的冷却方式，则投标组用光伏并网逆变器必须配套提供专用的防护等级不低于IP30的高品质防逆风风管，乙方必须在此处提供详细的防逆风风管的材料和关键技术参数。光伏并网逆变器的谐振抑制功能投标光伏并网逆变器必须具备谐振抑制功能，在投标光伏并网逆变器的整个生命周期内（不低于25年），正常工况下，投标光伏并网逆变器的输出电能质量指标必须满足本技术规范2.2.2的相关要求；非正常工况下，投标光伏并网逆变器的谐振抑制功能必须保证投标光伏并网逆变器自身及其所在升压变压器低压侧的谐波电流值始终不超过GB/T14549中限值的75%在极端恶劣工况下，投标光伏并网逆变器的谐振抑制功能必须保证投标光伏并网逆变器自身及其所在升压变压器低压侧的谐波电流值始终不得超过GB/T14549中规定的限值。3.1.9光伏并网逆变器的大规模在线升级功能光伏并网逆变器必须具备大规模远程在线升级功能（包括软件升级和参数设置等），单次在线升级成功率必须达到100%光伏并网逆变器更换后的参数自动设定功能光伏并网逆变器必须具备通信参数和技术参数的自动设定功能，当单台或多台光伏并网逆变器被更换或替代后，新加入的光伏并网逆变器在投运发电前，其通信参数和技术参数必须自动设定为与其他在运光伏并网逆变器的通信参数和技术参数完全相同。光伏并网逆变器的绝缘电阻监测与报警光伏并网逆变器必须具备完备、准确、可靠地直流侧绝缘监测功能。直流侧绝缘监测功能必须能够准确、可靠的监测直流侧正极对地、负极对地的绝缘电阻并通过自身的RS485接口上传数据。绝缘监测功能的电阻报警阈值应可以设置，当监测到直流侧绝缘电阻超出设置的阈值时，绝缘监测功能应立即进行本地和远程报警。绝缘监测系统的技术性能要求和初始报警阈值应满足NB/T32004-2013《光伏发电并网逆变器技术规范》中的具体要求。在防组件PID效应的功能中，对于需要进行负极接地的光伏并网逆变器，逆变器在开机前应进行正、负极对地绝缘检测以确保系统在光伏并网逆变器的负极接地点处单点接地，在绝缘检测正常后，逆变器负极接地运行。乙方对直流侧绝缘监测仪的正确使用负责，对直流侧绝缘监测仪的准确性和可靠性负责，如果直流侧绝缘电阻监测仪损坏，必须进行本地和远程报警。为了弥补绝缘监测系统在光伏并网逆变器工作状态时的检测盲区，本技术规范要求，投标光伏并网逆变器应通过连续监测光伏并网逆变器正、负极对地电压的方式来判断系统是否工作在期望的工作模式，当系统约定的工作模式遭到破坏后，投标光伏并网逆变器应立即停机并重新执行绝缘监测功能，在系统工作模式恢复到预期的工作模式之前，光伏并网逆变器不能并网工作。光伏并网逆变器的漏电监测与保护光伏并网逆变器必须具备完备、准确、可靠地交流侧漏电监测和保护功能。漏电监测保护系统必须能够准确、可靠的监测成套设备的漏电流(包括直流和交流成分)。漏电监测保护系统的报警、保护阈值应可以进行本地和远程设置，当检测到漏电故障时，漏电监测保护系统应立即按设计功能动作并进行本地和远程报警(通过RS485通信实现)。漏电监测保护系统必须满足NB/T32004-2013《光伏发电并网逆变器技术规范》中的具体要求，出厂设置按照该标准的要求进行。乙方对漏电监测保护系统的准确性和可靠性负责，如果漏电监测保护系统损坏，光伏并网逆变器必须进行本地和远程报警。漏电监测保护系统不允许出现测量不准，误动、拒动等情况。光伏并网逆变器的电能计量光伏并网逆变器必须具备完备、准确、可靠地交直流电能计量功能。在实际工作环境下，光伏并网逆变器直流侧电能计量组件必须满足的技术要求如下：电压、电流传感器的有效精度不低于0.2级。直流电能有效计量精度不低于0.5级，最小量程不低于999MWh至少可以存储12个月的历史发电量数据，具备RS485通信功能，应能够手动或通过后台命令自动清零(通过通讯实现)。在实际工作环境下，光伏并网逆变器交流侧电能计量组件必须满足的技术要求如下：电压、电流传感器的有效精度不低于0.2S级。交流电能有效计量精度不低于0.5级，最小量程不低于999MWh至少可以存储12个月的历史发电量数据，具备RS485通信功能，应能够手动或通过后台命令自动清零(通过通讯实现)。甲方在设备验收时将对投标光伏并网逆变器中的电能计量组件进行第三方校准，因投标光伏并网逆变器中电能计量组件不准、性能指标达不到要求、未有效投运等乙方供货和调试等原因所产生的所有改造、第三方再次计量和验收延迟等责任全部由乙方承担。3.1.14光伏并网逆变器等的正常工作电网条件符合国标GB/T19964-2012《光伏发电站接入电力系统技术规定》、GB/T14549-1993《电能质量公用电网谐波》、GB/T15543-2008《电能质量三相电压不平衡》、GB/T12325-2008《电能质量供电电压允许偏差》、GB/T15945-2008《电能质量电力系统频率偏差》、GB/T12326-2008《电能质量电压波动和闪变》、GB/T24337-2009《电能质量公用电网间谐波》等的电网环境为投标成套设备正常运行的正常电网环境，成套设备必须在正常的电网环境下安全、可靠运行，性能指标达到本技术规范要求。3.2光伏并网逆变器光伏并网逆变器形式（1）光伏并网逆变器的基本形式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用式光伏并网逆变器；光伏并网逆变器的每路直流输入为单用多晶硅光伏电池组用；原