光伏组件技术规范

光伏组件技术规范技术规范1.总则1.1本技术规范适适用于光伏组件及其辅助材料功效、性能、结构等方面技术要求。1.2本技术规范光伏组件均采取多晶硅形式,采取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程度技术要求,并未要求全部技术要求和适用标准,投标方确保提供符合工业标准和本技术规范要求而且功效完整、性能优良优质产品及其对应服务。同时必须满足国家关于安全、环境保护等强制性标准和规范要求。1.4本技术规范所使用标准如与投标方所执行标准发生矛盾时,按较高标准执行。1.5在订立协议之后,招标方保留对本技术规范提出补充要求和修改权利,投标方应给予配合。如提出修改,将依照需要,招标方与投标方应召开设计联络会,详细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,并负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协议附件,与协议正文同等效力。1.8本技术规范中提供参数均按照海拔5米要求提供,投标方应依照本工程实际海拔高度进行修正。l.9投标方提供主设备、附件、备品备件、外部油漆等材质都满足本工程所处地点环境条件要求,如:高寒、风沙影响等。1.10协议订立后,投标方将按本技术规范要求提出协议设备设计﹑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:山东爱特电力有限企业115MWp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115MWp2.4工程项目概况1)气象条件依照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,以下所表示。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℃13.12多年极端最高气温℃41.33多年极端最低气温℃-194多年平均降水量mm591.45多年蒸发量mm1553.66多年平均风速m/s2.97多年极大风速(10min平均)m/s21.72)工程概况本期工程总装机容量约为115MWp,采取分块发电、集中并网发电系统。3)太阳能资源:该项目所在地域年太阳能总辐射值为5144.4MJ/m2,多年平均日照时间数为2318.7h。按照<太阳能资源评定方法>,当地域太阳能资源丰富程度属于”资源很丰富”地域。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,是光伏发电系统关键设备,要求具备非常好耐侯性,能在室外严酷环境下长久稳定可靠地运行,同时具备高转换效率。太阳光伏组件应在下述条件下连续工作满足其全部性能指标:1)环境温度:-19~41.3℃2)海拔高度:1~5m3)最大风速:21.7m/s3.2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设计、制造应符合(但不限于)以下规范与标准:GB6495.1-1996<光伏器件第1部分:光伏电流－电压特征测量>GB6495.2-1996<光伏器件第2部分:标准太阳电池要求>GB6495.3-1996<光伏器件第3部分:地面用光伏器件测量原理及标准光谱辐照度数据>GB6495.4-1996<晶体硅光伏器件I-V实测特征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)器件等效电池温度(ECT)>GB6495.7-<光伏器件第7部分:光伏器件测量过程中引发光谱失配误差计算>GB6495.8-<光伏器件第8部分:光伏器件光谱响应测量>GB7.1-<光伏(PV)组件安全判定第1部分:结构要求>GB7.2-<光伏(PV)组件安全判定第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通常要求;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判定和类型;GB/T18912-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太阳电池组件测试认证规范;IEC61345-1998太阳电池组件紫外试验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要求;GB50797-光伏发电站设计规范;GB18210-<晶体硅光伏(PV)方阵I-V特征现场测量>JC-T-<太阳电池用玻璃>GB29848-<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。投标方应将采取对应标准和规范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主要设备,应该提供具备ISO导则25资质专业测试机构出具符合国家标准(或IEC标准)测试汇报(有国家标准或IEC标准应给出标准号)。假如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能够证实该产品主要性能参数符合技术规范中提供技术参数和性能指标测试汇报。假如设备已经取得国际/国内认证机构认证,则应提供认证证书复印件。3.3.1.2投标方提供设备应功效完整,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,在投标方提供各种工况下均能满足安全和连续运行要求。3.3.1.3光伏组件产品供给商应在国内具备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50MWp及以上,年生产能力200MWp及以上;经过CE、TUV、UL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给原厂制造、封装成型产品。所供设备、材料必须是该品牌注册工厂依照该设备、材料标准和规范进行设计,采取最先进技术制造未使用过全新合格产品,投标方应提供所供太阳光伏组件及光伏片制造厂名称(全称)、产地及生产历史。招标方不接收带有试制性质太阳光伏组件,太阳光伏组件安装方式应方便安装和更换。3.3.1.5太阳光伏组件采取先进、可靠加工制造技术,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、连续运行,不应有过分应力、温升、腐蚀、老化等问题。3.3.1.7投标方应提供270Wp多晶硅光伏组件,要求提供组件标称功率全部为正偏差(0～+5Wp)。光伏组件转换效率应≥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1000W/m2,光伏工作温度为25℃,标准太阳光谱辐照度分布符合GB/T6495.3要求),光伏组件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I-V曲线基本相同。3.3.1.13光伏组件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、无显著移位,组件框架应平整、整齐无腐蚀斑点。3.3.1.14光伏组件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,气泡或脱层几何尺寸和个数符合对应产品详细规范要求。3.3.1.15光伏组件防PID功效(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光伏组件受光面有很好自洁能力,表面抗腐蚀、抗磨损能力满足对应国家标准要求,背表面不得有划痕、损伤等缺点。3.3.1.18光伏组件与安装支架之间连接不宜采取焊接方式,应采取方便安装和拆卸连接方式,投标方应在技术规范中叙述清楚,并提供详细图纸。提供连接方式应考虑光伏组件与安装面之间热胀冷缩不均问题。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(预防组件热斑故障)。光伏组件自配串联所使用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,选取双绝缘防紫外线阻燃铜芯电缆,电缆性能符合GB/T18950-性能测试要求;接线盒(引线盒)应密封防水、散热性好并连接牢靠,引线极性标识准确、显著,采取满足IEC标准电气连接;采取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年室外使用要求。3.3.1.20为确保组件绝缘、抗湿性和寿命,要求边框与光伏片距离大于10mm。3.3.1.21投标方还应提出针对高海拔地域,怎样延长组件抗紫外老化能力方法。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唯一序列号即条形码;组件反面统一地方粘贴组件标签,标签注明组件商标、规格型号、电气参数、组件制造商信息等。标签在制造过程中经过特殊紫外光照处理,具备抗老化、耐紫外辐射等特征,标签能够确保自然环境侵害而不脱落、标签上字迹不能轻易抹掉。3.4.1.2光伏组件产品包装符合对应国家标准要求,外包装坚固,内部对组件有牢靠加固方法及防撞方法。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投标方应对每个不一样包装或容器内部和外部应用供货商订单号、货签号和重量等区分。每个配件包装或容器都应附一个材料清单。纸箱包装,每包装箱组件数量不得超出30块,包装满足吊装要求。3.4.1.4投标方交付全部货物符合通用包装储运指示标志要求(GB/T13384标准)及具备适合长途运输、数次搬运和装卸坚固包装。包装确保在运输、装卸过程中完好无损,并有减震、防冲击方法。包装能预防运输、装卸过程中垂直、水平加速度引发设备损坏。包装按设备特点,按需要分别加上、防霉、防锈、防腐蚀保护方法,确保货物在没有任何损坏和腐蚀情况下安全运抵指定现场。产品包装前,投标方负责检验清理,不留异物,并确保零部件齐全。3.4.1.5投标方对包装箱内各散装部件在装配图中部件号、零件号标识清楚。3.4.1.6投标方在组件货物外包装上标明每块光伏板编号、参数和主要性能指标。3.4.1.7投标方在每件包装箱两个侧面上,采取显著易见汉字印刷唛头,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(千克);6)体积(长×宽×高,以毫米表示)。注:凡重量为二吨或二吨以上货物,在包装箱侧面以运输常见标识和图案标明重心位置及起吊点,方便装卸搬运。按照货物特点,装卸和运输上不一样要求,包装箱上对应显著地印有”轻放”、”勿倒置”和”防雨”字样。3.4.1.8每件包装箱内,附有包装分件名称、图号、数量详细装箱单、合格证。外购件包装箱内有产品出厂质量合格证实书、技术说明书各一份。3.4.1.9各种设备涣散零星部件采取好包装方式,装入尺寸适当箱内。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投标方交付技术资料使用适合于长途运输、数次搬运、防雨和防潮包装。每包技术资料注明收货单位,每包资料内附有技术资料详细清单一份。3.5数据表3.5.1光伏组件数据表以下表格只列出了设备性能必须参数,但设备性能参数不但限于这些,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<9926光伏组件组件重量kg<18.57标准测试条件下标称参数(STC)⑴峰值功率Wp≥270⑵开路电压(Voc)V≥38⑶短路电流(Isc)A-⑷工作电压(Vmppt)V≥30⑸工作电流(Imppt)A-8标称工作温度(NMOT)℃≤46(±2)9标称工作温度下性能参数(NOCT)⑴峰值功率Wp≥200⑵开路电压(Voc)V≥35⑶短路电流(Isc)A-⑷工作电压(Vmppt)V≥28⑸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≤0.41⑵开路电压温度系数%/K≤0.33⑶短路电流温度系数%/K≤0.0611最大系统电压VDC≥100012工作温度范围℃-40~8513功率误差范围W0~514表面最大承压Pa5400雪压15冰雹试验有认证证书16绝缘电阻-17组件防护等级IP6518接线盒类型-19接线盒防护等级IP6520接线盒连接线长度⑴正极mm≥1000⑵负极mm≥100021电池片转换效率⑴确保值%≥18.49%⑵填充因子%≥7722电池组件转换效率≥16.5%23电池组件单位面积功率w/m2≥164.924电池组件单位面积重量kg/m2≥11.3625电池组件功率重量比w/kg≥14.526框架结构氧化铝27上盖板材料及厚度mm≥3.2mm玻璃28反面材料及厚度TPT或其它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≥4.0mm231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(组件在第一年之后全部寿命周期内每年衰减率≤0.7%)⑴第1年功率衰降%≤2.5⑵第2年功率衰降%≤3.2⑶第5年功率衰降%≤5.5⑷第功率衰降%≤8.8⑸第25年功率衰降%≤19.33.6投标方应提供设备在200W/m2,400W/m2,600W/m2,800W/m2,1000W/m2不一样辐照度下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同意授权、经双方认可第三方认证检测机构对产品生产全过程进行质量监控和抽样检验。4.2组件测试汇报投标方需提供与所卖组件相关认证证书相配套完整包含原材料清单认证测试汇报(IEC61215和IEC61730或UL1703),所卖太阳能电池组件使用关键原材料(包含电池片,盖板玻璃,背板,EVA,边框,接线盒,密封胶,线缆,汇流条等)应与测试汇报中一致。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…对所提供组件产品部分材料与协议约定不一致或者与TUV测试汇报中不一致情况下,需做更改厂商变更汇报,并提供质量不低于原供给材料证实材料,供招标方进行评定以确定是否定可。4.3关键元器件及材料要求投标方对接线盒、背板和EVA等组成光伏组件关键元件和材料性能和使用寿命应提供技术分析说明。要求组成电池组件元器件或材料需要经过TUV检测以及其它同等资质第三方机构测试检验,而且一些部件需要符合以下要求:4.3.1电池片为A级,组成同一块组件电池片应为同一批次电池片。电池片外观颜色均匀,电池片表面无色差和机械损伤,全部电池片均无隐形裂纹和边角损伤。单片156*156mm2电池承受反向12V电压时反向漏电流不能超出1.5A,单片电池并联电阻大于10Ω,投标方应明确选取电池片效率,并联电阻和反向漏电流控制标准。4.3.2接线盒(含连接器、导线和二极管)接线盒应选取国内外著名品牌,密封防水、散热性能满足组件正常工作并连接牢靠,引线极性标识准确、显著,采取满足IEC标准电气连接,应具备TUV认证,防火等级应在UL94-HB或UL-94VO以上,投标方提供接线盒厂家测试汇报,明确接线盒材质、力学性能、防火等级、耐低温能力、二极管规格和结温。4.3.3光伏组件使用EVA交联度:80%≤交联度≤90%,EVA与玻璃剥离强度大于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,应具备TUV测试汇报以及其它同等资质第三方提供测试汇报,投标方应提供选取EVA交联度、抗拉强度、伸缩率、EVA与背板和玻璃剥离强度和黄变指数。4.3.4背板材料采取三层复合结构材料,其中,最外层必须为含氟材料,并应具备TUV测试汇报以及其它同等资质第三方提供测试汇报,投标方应明确选取背板透水率、黄变指数、击穿电压和抗拉强度,并确保背板材料25年以上使用寿命;4.3.5光伏组件使用铝型材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12μm,表面硬度韦氏硬度大于8HW,满足25年使用寿命,投标方应该提供铝型材表面硬度,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,选取双绝缘防紫外线阻燃铜芯电缆,电缆性能符合GB/T18950-性能测试要求,应满足系统电压,载流能力,潮湿位置、温度和耐日照要求,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大于4mm2,正负极引出线电缆长度均大于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年室外使用要求,应具备TUV认证。4.3.8盖板玻璃采取低铁钢化绒面玻璃,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都有对组件进行EL测试。4.5组件生产设备和关键工艺控制生产设备:投标方应明确组件生产线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,焊烙铁温度要每个班次最少测试校准一次,温度偏差不能超出10℃,焊接强度天天最少测试一次,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最少校准一次(最少测试五个点温度),温度偏差不能超出2℃,EVA交联度和粘接强度最少每三天测试一次;4.6组件标准版投标方应提供经TUV、UL、德国Fraunhofer或天津十八所标定标准组件,使用期最长为6个月,并经过招标方对标定汇报进行审核确认后,作为组件出厂验货标准组件,组件测试设备应为进口设备(Spire,Berger,ENDEAS,PASAN),测试设备校准每两小时最少进行一次。4.7质量控制方法投标方质量控制包含进料检验,制成检验,成品检验,出货检验。每个检验过程都有严格作业指导书及标准。4.8结构、外形尺寸、支装尺寸及质量规格组件外形尺寸,安装尺寸及质量符合对应产品详细规范要求。组件结构设计能满足安装地点气候、海拔条件使用要求。如组件强度,安装在高海拔地域,电池片间隙及与边框之间距离满足高海拔地域标准。组件安装孔位置可依照投标方要求调整,同时确保组件安装强度和安全性能不受影响。每个组件都应有以下清楚而且擦不掉标志:a)制造厂名称、标志或代号;b)产品型号;c)产品序号;d)引出端或引线极性;e)在标准测试条件下,该型号产品最大输出功率标称值和偏差百分比。g)制造日期和地点,或可由产品序号查到。h)电流分档标识。4.9外观要求全部组件表面应进行清洗工序,确保组件外观满足以下要求:1)电池组件框架整齐、平整、无毛刺、无腐蚀斑点。2)所提供组件无开裂、弯曲、不规整或损伤外表面。3)组件电池表面颜色均匀,无显著色差。4)组件盖板玻璃应整齐、平直、无裂痕,组件反面无划伤、碰伤等缺点。背板无显著皱痕,组件反面无显著凸起或者凹陷(由内部引线引发突起),硅胶均匀;接线盒粘接牢靠,表面洁净。5)组件输出连接、互联线及主汇流线无可见腐蚀。6)组件电池表面情况符合对应产品详细规范要求。7)组件边缘和电池之间不存在连续气泡或脱层。8)电池组件接线装置密封,极性标志准确和显著,与引出线连接牢靠可靠。4.10电气性能技术参数4.10.1在标准试验条件下(即:大气质量AM=1.5,辐照度1000W/m2,电池工作温度为25±2℃,标准太阳光谱辐照度分布符合GB/T6495.3要求),太阳能电池组件实际输出功率满足标称功率范围。4.10.2本技术规范对所提供光伏组件主要性能参数在标准测试条件(即大气质量AM1.5、1000W/m2辐照度、25℃工作温度)下达成以下要求:1)填充因子:≥77;2)组件效率(含边框):光伏组件≥16.49;3)单个组件标称功率偏差:0~+5W;4)单块组件规格不低于招标方要求容量,组件总供货量大于招标方要求总容量;5)寿命及功率衰减:光伏组件使用寿命不低于25年。6)电池组件应具备很好低辐照性能,投标方应提供在200~1000W/m2IV测试曲线和测试数据;7)在标准测试条件下,组件短路电流Isc、开路电压Voc、最好工作电流Im、最好工作电压Vm、最大输出功率Pm符合对应产品详细规范要求。4.11打胶工艺要求组件硅胶密封工艺要求:组件封装玻璃上表面与边框之间,背板与边框之间硅胶均匀充分,无可见缝隙,组件边框内硅胶密封充分。4.12电流分档组件成品包装26块为一托,每托所包含组件全部按照电流分档。中间档分档精度≤0.1A,并在工厂做好分档标识。4.13安装附件投标方要明确组件安装所用螺母、螺杆和垫片规格尺寸,支架厂家提供组件安装配套使用螺母、螺杆和垫片。4.14其它要求(1)组件电绝缘强度。按照IEC61215中10.3条进行绝缘试验,要求在此过程中无绝缘击穿或表面破裂现象。测试绝缘电阻乘以组件面积≥40MΩ.m2。(2)投标方所供电池组件需具备受风、雪或覆冰等静载荷能力,组件前表面静负荷最大承压大于5400Pa,机械载荷试验满足IEC61215相关要求。如组件安装场地须有特殊载荷需要,投标方应提供对应应对方法及组件加强处理并提供证实文件。(3)投标方所供电池组件需具备一定抗冰雹撞击,冰雹试验需满足IEC61215相关要求,能够抗直径25mm冰雹以23m/s速度撞击,如组件安装场地为特殊气候环境(多冰雹),投标方应提供对应应对方法及组件加强处理,并提供冰球质量、尺寸及试验速度,使其抗冰雹能力满足组件要求,同时投标方提供组件适应安装气候条件,并对所供组件抗冰雹能力加以说明提供证实文件。(4)投标方所供组电池组件需具备一定抗潮湿能力,组件在雨、雾、露珠或融雪湿气环境下,组件能正常工作,绝缘性能满足要求,不允许出现漏电现象,湿漏电流试验需满足IEC6121510.15条款相关要求,如组件安装场地为特殊气候环境,投标方提供对应应对方法及组件加强处理并提供证实文件。(5)因为组件安装地点多为昼夜温度改变范围较大,投标方所供电池组件具备能承受温度重复改变而引发热失配、疲劳和其它应力很好能力,具备很好能承受高温、高湿之后以及随即零下温度能力,具备很好能承受长久湿气渗透能力。投标方提供针对组件安装地点来说明所供给组件能满足气候条件要求以及对应方法。(6)光伏组件各部件在正常工况下能安全、连续运行,不应有过分应力、温升、腐蚀、老化等问题。如在使用中出现质量问题,由双方认可第三方对其产品进行测试和检验,双方依据检验分析汇报协商处理。(IEC测试标准)。(7)在组件正面统一地方封装入产品唯一序列号即条形码;组件反面统一地方粘贴组件标签,标签注明组件商标、规格型号、电气参数、组件制造商信息等。标签在制造过程中经过特殊紫外光照处理,具备抗老化、耐紫外辐射等特征,标签能够确保自然环境侵害而不脱落、标签上字迹不能轻易抹掉。(8)太阳能电池组件应采取高强度铝合金边框。能在风速36m/s下确保不发生变形和撕裂;可在本工程气象条件下长久运行不发生对电池组件产生损害变形或撕裂。本技术规范中未明确要求光伏组件性能和安全指标及其它相关测试试验,投标方所提供电池组件一样需满足最新版本IEC61215和IEC61730相关要求。

附件1.供货范围1通常要求1.1投标方应负担光伏组件设计、制造、出厂前试验、包装、运输、交货以及现场设备安装指导、调试、投运相关技术服务和配合及培训等工作。1.2本技术规范要求了协议供货范围。投标方确保提供设备为全新、先进、成熟、完整和安全可靠,且设备技术经济性能符合本技术规范要求。1.3太阳能电池组件产品供给商应在国内具备自主研发、设计、生产、试验光伏组件能力,具备两年以上光伏设备生产及管理经验,两年以上商业运行业绩。光伏组件厂商经过CE、TUVNord等相关国内外认证,并符合IEC61215,IEC61730等国家强制性标准要求。1.4光伏组件关键部件及原材料有单独认证要求,如接线盒、引出线缆和连接插头等,需要单独取得国际著名第三方认证机构及国家同意权威认证机构认证,且供货厂家应与认证产品一致。1.5光伏制造企业应建立完善质量管理体系,配置质量检验机构和专职检验人员。电池及电池组件生产企业应配置AAA级太阳模拟器、高低温环境试验箱等关键检测设备,优先采取具备CNAS认可资质试验室组件厂商。1.6投标方提供详细供货清单,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须部件,假如本协议附件未列出和/或数量不足,投标方仍需在执行协议时补足。1.7投标方提供全部安装和检修所需专用工具和消耗材料等。1.8投标方提供备品备件。投标方提供完工验收前设备安装、调试、试运行阶段所需要备品备件。投标方应分别提供以上各种情况下备品备件清单,并附有每件备品使用部位详细说明。2供货范围2.1供货范围(单个项目)1)270Wp多晶硅光伏组件(不含备件)共425926块,115.000020MWp。2)配套组串引出线用接插件。3)备品备件。4)专用工具。2.2供货清单表(单个项目)序号设备及部件名称型号规格及主要技术参数单位数量生产厂1光伏组件270Wp多晶硅块4259262CM4连接插头-套113642.4专用工具 (单个项目)序号名称规格和型号单位数量产地生产厂家备注1压线钳块22数字万用表块22.5备品备件(单个项目)序号名称规格和型号单位数量产地生产厂家备注光伏组件270Wp多晶硅块1053块/MWpMC4连接插头-套2585%

附件2.技术资料及交付进度光伏组件部分要求1.1通常要求1.1.1技术文件中所含内容将组成投标方进行产品设计、生产、售后服务技术依据,也是电站集成基本技术条件和要求。1.1.2投标方应按照招标方要求准备和提供关于太阳光伏组件运行、维护、修理相关资料。1.1.3投标方应汇总并提交关于光伏组件相关标准及技术支持性文件测试汇报,认证证书等文件,同时提供拟供货太阳光伏组件样品。1.1.4投标方须送检太阳光伏组件样品一套至双方认可第三方权威检测机构,送检费用由投标方自行负担,详细检测项目由双方协商决定。招标方在采购前会依照需要对供货方产品进行抽检,以确定其产品是否仍能满足入围资格评审时入围标准,假如抽检产品与送检产品标准不一致,招标方有权取消其供货资格。1.1.5投标方向招标方提供技术文件及图纸等资料费用计入协议总价。1.1.6投标方所提供各种技术资料能满足电站设计以及安装调试、运行试验和维护要求。1.1.7投标方确保技术文件及图纸去除污物、封装良好、并按系统分类提供给招标方。1.1.8投标方提供资料应使用国家法定单位制即国际单位制(文字为汉字)。1.1.9投标方提供技术资料分为配合设计阶段、设备监造检验、施工调试试运、性能试验验收和运行维护等四个方面。投标方须满足以上四个方面详细要求。1.1.10所供图纸资料均应是由Word或AUTOCAD软件以上版本编写绘制(设备外形及安装布置图应按百分比绘制)。所供资料,不论设备是否国内提供,均应采取汉字简体印刷字体。提供正式文件应注明使用阶段。1.1.11资料组织结构清楚、逻辑性强。资料内容要正确、准确、一致、清楚完整,满足工程要求。1.1.12设备装箱资料(含装箱清单、出厂合格证、出厂试验汇报等)2份随设备发运。投标方负责按时向电力设计院提供必须设计资料。投标方向招标方提供技术文件及资料电子文件应是可编辑、修改电子文件。1.1.13投标方资料提交及时充分,满足工程进度要求。在协议订立后15日内给出全部技术资料清单和交付进度,并经招标方确认。1.1.14技术规范小签后7天内提供施工图设计配合图纸(包含分包与外购设备技术资料):10套(其中设计院2套)及对应电子版本资料3套(其中设计院1套)。1.1.15投标方确保随最终一批资料供给一套完整全套图纸、资料和手册总清单。最终技术资料(包含分包与外购设备技术资料)及安装、运行、维护手册:提供14套及对应电子版本资料2套。1.1.16投标方在设备开始加工前,依照加工进度向用户监造人员提供相关资料1份。1.1.17投标方提供图纸应清楚,不得提供缩微复印图纸。1.1.18投标方提供图纸必须注明图纸用途及设计阶段,注明联络配适用图,工程施工用图等。最终正式工程设计用图应图纸签署完全,加盖确认标识。1.1.19所供图纸编号必须清楚、有序,不得有不一样图纸相同编号现象出现。图纸改版后,必须及时通知招标方,图纸应注明改版序号。1.1.20所供工程施工设计用图和资料,除说明书等文字资料及附图等可采取白图及印刷资料外,其它工程施工设计用图需采取蓝图。1.1.21提供图纸资料等应附有提供资料清单,以备查考。1.1.22对于其它没有列入协议技术资料清单,是工程所必须文件和资料,一经发觉,投标方应及时无偿提供。1.2资料提交基本要求1.2.1技术规范书签定后7天以内向招标方、设计院提供以下技术文件:1)企业概况、资质、证书2)工厂概况3)产品外形照片、尺寸图纸和安装指导书4)产品参数表5)主要设备供给商概况6)产品I-V特征曲线图7)太阳光伏组件装配图8)太阳光伏组件安装图9)组件安装支架图及支架对基础要求1.2.2包含设计、安装、运行、维护及检修说明书。1.2.3供货清单:包含设备本体、附件以及备品备件、专用工具等。清单中应有型号、规范、数量、材质、制造厂家、使用地点。1.2.4产品合格证及全套设备制造质量证实文件。1.2.5招投标方一致经过”变更”文件及证实。1.2.6图纸应标明随每项部件所给附件,以及部件制造厂家、型号和参数。1.2.7投标方应提供实用与本工程实际情况,为本工程专用技术资料。全部资料上应标明””字样。1.2.8投标方所提交技术资料内容最少应包含本附件中所要求。如招标方在工程设计中所需要本附件以外资料,投标方应及时无偿提供。1.2.9投标方提交给招标方每一批资料都应附有图纸清单,每张资料都应注明版次,当提交新版资料时应注明修改处并说明修改原因。最终图纸应注明订货协议号并有显著最终版标识。1.2.10投标方在收到设计院反馈意见后两周内应提供以上文件最终设计文件。1.2.11工程配合和资料交换所用语言为汉字。1.2.12投标方向招标方提供资料资料交接清单:序号资料名称单位数量提供时间备注1资料移交清单份22供货清单份33装箱单份34说明书(维护、操作、安装)份125合格证份16出厂检验汇报份17质量证实书份18所供图纸包含以下内容:套12(1)太阳光伏组件安装图;(2)零件图;(3)外形图;(4)包装图;9外购件清单及对应图纸、合格证套12合格证、出厂检验汇报各1份说明书、出厂检验汇报10全部进口设备原产地证实、质量证实套1商检汇报11制造质量监检汇报、质量监察检验证书份112特种产品生产许可证复印件份113以上所列各种设备随机资料提供份2对应电子版(磁盘或光盘)以上设备资料内容均为原件。1.2.13安装、调试、运行用技术文件安装、调试、运行用技术文件应在设备到货前3月送达。投标方所供安装、调试、运行用技术文件和随机提供技术文件应不少于以下技术文件(但不限于此):1)设备运行维护手册2)各部件或设备使用说明3)部件或设备规范表4)部件或设备调试试验规程5)各部件或设备质量检验书6)各部件或设备主要用材质量检验书7)安装要求及安装质量标准8)设备设计说明9)备品备件及专用工具一览表10)安装总装配图和部件组装图11)设备和电气、控制接口资料12)备品备件及易损件加工制造图13)技术参数表14)系统设备清册15)设备说明书16)调试方案1.3资料移交注意事项1.3.1移交关于资料是指每一型号规格产品应交:合格证、证实书、检验汇报、安装图纸、产品说明书。假如有证实书(其中含有合格证、材质证、工艺检验统计和其它检验汇报),就可不再另交合格证及检验汇报。技术光盘应按招标方要求提供两套。1.3.2详细应交资料数量:1.3.2.1合格证:正本1套(为原件黑字红章),副本1套(复印件红章)。1.3.21.3.21.3.21.3.21.13.21.3.3、进口产品:不但要交外文资料,而且应交相对应一样数量汉字资料。1.3.4、光盘应按招标方要求提供两套。1.3.5、如在承包方中有委托她方供货,承包方应通知和要求她方按需方要求递交关于资料。交资料应为黑色字迹,不得为其它字迹。交资料时,应按要求把要交资料准备齐全,编写递交资料清单,交给招标方,并办理交接手续。附件3.设备交货进度1.设备交货次序要满足工程安装进度要求。2.交货日期:4月1日-4月15日3.序号要与供货范围分项清单序号一致。4.交货日期指设备抵达现场日期。5.收货单位:6.交货方式:公路或铁路运输至施工现场(车板交货)。

附件4.监造(检验)和性能验收试验1.1概述本技术协议用于协议执行期间对投标方所提供设备(包含对分包外购设备)进行检验和性能验收试验,确保投标方所提供设备符合本技术协议要求。1.1.1投标方应在协议生效后按招标方要求及时提供与协议设备关于监造和检验标准。这些标准应符合本技术协议要求。1.1.2投标方应向招标方确保所供设备是技术先进、成熟可靠全新产品。在图纸设计和材料选择方面应准确无误,加工工艺无任何缺点和差错。技术文件及图纸要清楚、正确、完整,能满足正常运行和维护要求。1.1.3投标方应具备有效方法,控制全部外协、外购件质量和服务,使其符合本技术协议要求。1.1.4招标方有权派代表到投标方制造工厂和分包及外购件工厂检验制造过程,检验按协议交付零部件、组件及使用材料是否符合标准及其协议上要求要求,并参加协议要求由投标方进行一些零部件试验和整个装配件试验。投标方应提供给招标方代表技术文件及图纸查阅,试验及检验所必须仪器工具、办公用具。1.1.5在设备开始生产前,投标方应提供一份生产程序和制作加工进度表,进度表中应包含检验与试验项目,方便招标方决定哪些部分拟进行现场检验。招标方应向投标方明确拟对哪些项目进行现场检验,并事先通知投标方。1.1.6设备在验收试验时达不到协议要求一个或多个技术指标确保值而属于投标方责任时,投标方自费采取有效方法在约定时间内,使之达成确保指标。1.2检验和性能验收试验1.2.1工厂检验:1.2.1.1工厂检验是质量控制一个主要组成部分。投标方严格进行厂内各生产步骤检验和试验。投标方提供协议设备质量证实、检验统计和测试汇报,而且作为交货时质量证实文件组成部分。1.2.1.2检验部分包含原材料和元器件进厂,部件加工组装试验至出厂试验。出厂试验应按下表要求和要求执行。测试判定依据:IEC61215测试项目检验内容外观检验执行IEC61215-10.1和IEC61730-MST01标准:在不低于1000lux照度下,对每一个组件仔细检验以下情况:a)开裂、弯曲、不规整或损伤外表面;b)互联线或接头缺点;c)组件有效工作区域任何薄膜层有空隙和可见腐蚀;d)输出连接、互联线及主汇流线有可见腐蚀;e)粘合连接失效;f)在塑料材料表面有粘污物;9)引出端失效,带电部件外露;h)可能影响组件性能其它任何情况;i)在组件边框和电池之间形成连续通道气泡或剥层。标准测试条件下性能执行IEC61215标准10.2绝缘耐压试验执行IEC61215-10.3和IEC61730-MST16标准:a)无绝缘击穿或表面无破裂现象;b)对于面积小于0.1m2组件绝缘电阻大于400MΩ;c)对于面积大于0.1m2组件,测试绝缘电阻乘以组件面积应大于40MΩ·m2。温度系数测量执行IEC61215-10.4标准电池标称工作温度测量执行IEC61215-10.5标准标准测试条件和标称工作温度下性能执行IEC61215-10.6标准低辐照度下性能执行IEC61215-10.7标准室外曝晒试验执行IEC61215-10.8标准:a)无外观检验中要求严重外观缺点;b)最大输出功率衰减应不超出试验前测量值5%;c)绝缘电阻应满足初始试验一样要求。热斑耐久试验执行IEC61215-10.9和IEC61730-MST22标准:a)无外观检验中要求严重外观缺点;b)最大输出功率衰减不超出试验前测试值5%;c)绝缘电阻应满足初始试验一样要求。紫外预处理试验执行IEC61215-10.10和IEC61730-MST54标准:a)无外观检验中要求严重外观缺点;b)最大输出功率衰减不超出试验前测试值5%;c)绝缘电阻应满足初始试验一样要求。热循环试验执行IEC61215-10.11和IEC61730-MST51标准:a)在试验过程中无电流中止现象;b)无外观检验中要求严重外观缺点;c)最大输出功率衰减不超出试验前测试值5%;d)绝缘电阻应满足初始试验一样要求。湿-冻试验执行IEC61215-10.12和IEC61730-MST52标准:a)无外观检验中要求严重外观缺点;b)最大输出功率衰减不超出试验前测试值5%;c)绝缘电阻应满足初始试验一样要求。湿-热试验执行IEC61215-10.13和IEC61730-MST53标准:a)无外观检验中要求严重外观缺点;b)最大输出功率衰减不超出试验前测试值5%;c)绝缘电阻应满足初始试验一样要求。引出端强度试验执行IEC61215-10.14和IEC61730-MST42标准:a)无机械损伤现象;b)最大输出功率衰减不超出试验前测试值5%;c)绝缘电阻应满足初始试验一样要求。湿漏电流试验执行IEC61215-10.15和IEC61730-MST17标准:对于面积大于0.1m2组件,测试绝缘电阻乘以组件面积应大于40MΩ·m2。机械载荷试验执行IEC61215-10.16和IEC61730-MST34标准:a)在试验过程中无间歇断路现象;b)无外观检验中要求严重外观缺点;c)标准测试条件下最大输出功率衰减不超出试验前测试值5%;d)绝缘电阻应满足初始试验一样要求。冰雹试验执行IEC61215-10.17标准:a)无外观检验中要求严重外观缺点;b)最大输出功率衰减应不超出试验前测量值5%;c)绝缘电阻应满足初始试验一样要求。旁路二极管热性能试验执行IEC61215-10.18和IEC61730-MST25标准:a)在10.18.3e)确定二极管结温不超出二极管制造商最高额定结温;b)无外观检验中要求严重外观缺点;c)最大输出功率衰减不超出试验前测试值5%;d)绝缘电阻应满足初始试验一样要求;e)在结束试验后二极管仍能工作。无障碍试验执行IEC61730-MST11标准:测试期间测试夹具和组件电路间电阻大于1MΩ剪切试验执行IEC61730-MST12标准:a)组件上下表面没有显著划痕,没有线路暴露;b)接地连续性、绝缘耐压、湿漏电流应满足初始试验一样要求。接地连续性试验执行IEC61730-MST13标准:a)无外观检验中要求严重外观缺点;b)选定外露导电部分和组件其它导电部分之间电阻小于0.1Ω。脉冲电压试验执行IEC61730-MST14标准:a)测试过程中没有显著绝缘击穿,或组件表面没有破裂现象;b)无外观检验中要求严重外观缺点。温度试验执行IEC61730-MST21标准:a)测量温度不超出下表所表示组件表面、材料或结构限制温度;零件材料结构温度限制绝缘材料:c)聚合材料光纤酚醛化合物薄层酚醛化合物模具a)90125150现场接线端了,金属部分比周围高30导线可能边接现场接线盒a)和d)中愈加好,或b)绝缘导线d)表面(边框)和相邻组件90a)材料相对热指数(RTI)小于20℃;b)假如有标识说明使用导线最小温度级别,在接线盒一个终端点温度可能大于列表中值,但最好不要超出90℃;c)假如能够确定高温不会引发火灾危险或触电,那么比列表所列温度高值也是能够接收;d)绝缘导线温度最好不要超出导线温度级别要求。b)组件任何部分没有开裂、弯曲、烧焦或类似损伤,无外观检验中要求严重外观缺点。防火试验执行IEC61730-MST23标准:光伏组件系统应达成classC等级所要求火焰抵抗等级。用于建筑表面组件需要经过飞火试验和表面延烧试验。组件用于屋顶材料要求附加测试(如ANSI/UL790纲领)。反向过电流试验执行IEC61730-MST26标准:a)组件不燃烧,与组件接触粗棉布和薄纱布没有燃烧和烧焦。b)MST17湿漏电流试验一样满足要求。组件破损量试验执行IEC61730-MST32标准:假如组件符合以下任何标准,则认为经过组件破裂测试:a)当出现裂纹时,不会延伸到大足够自由经过一个直径为76mm(3-inch)球;b)当碎裂出现时,测试5分钟后选定10个最大块完全裂块以克为单位重量不超出样品一厘米为单位厚度16倍;c)出现裂纹时,大于6.5cm2微粒出现;d)样品不破裂。局部放电试验执行IEC61730-MST15标准:假如平均值减去局部放电熄灭电压标准差大于1.5倍厂家所提供系统电压,则认为固体绝缘性能经过测试。导管弯曲试验执行IEC61730-MST33标准:组件接线盒外壁没有裂痕或与导线管脱离。注:假如导线管破裂造成盒子破坏或者是因为焊接点断开,盒子破损是能够接收。可敲落孔口盖试验在受稳定应力后孔口盖应仍保持原位,在孔口盖和开口之间距离不超出0.75mm。孔口盖应在不留下任何尖锐边缘或造成接线盒损坏条件下轻易移除。撞击试验不会有像第15部分(非绝缘导电部分可接触性)那样定义可接触导电部分。在当没有大于6.5cm2颗粒从它们普通安装位置中溅射出来时,表层材料破损能够被接收喷淋试验在经一个小时喷淋后,检验渗透到非绝缘导电部分和在非绝缘导电部分之上水是否显著,而且检验包含导电部分任意隔间中水是否显著。假如有排水孔,则要考虑到预防水抵达非绝缘导电部分。加速老化试验用于垫圈,密封圈材料等(除软木赛、纤维材料和相同材料)应该有表34.1中指定物理性质,而且要遵从表34.2中性质要求。这类材料不能变形,熔化或是硬到以致影响到其密封性能。盐水喷雾试验样品不能氧化、脱落、褪色、锈迹、腐蚀热斑测试焊料是否熔融,包装是否开口,组件是否分层,底层是否被灼烧组件层压后EL检验按摄影应行业标准,投标方抽检百分比应不低于100%,所供产品必须为合格品。组件层压后EL检验:隐裂:(EL设备测试)不允许出现隐裂;缺角碎片:不允许出现缺角碎片;虚焊:不允许虚焊;黑边:黑边宽度不能大于单片电池片1/8;低效片:不允许低效片混入。投标方检验结果满足本技术协议要求,如有不符之处或达不到标准要求,投标方采取方法处理直至满足要求。投标方发生重大质量问题时将情况及时通知招标方。1.2.1.3投标方检验结果满足本技术协议要求,如有不符之处或达不到标准要求,投标方采取方法处理直至满足要求。投标方发生重大质量问题时将情况及时通知招标方。1.2.2性能验收试验1.2.2.1性能验收试验目标是为了检验协议设备全部性能是否符合本技术协议要求。1.2.2.2性能验收试验地点在项目所在地。1.2.2.3协议设备性能试验时间在360小时试运行之后进行。1.2.2.4性能验收试验地点为招标方现场。设备抵达安装现场后,买、卖双方按约定开箱检验方法,对照装箱清单逐件清点,进行检验和验收。1.2.2.5性能试验由招标方主持,投标方参加。试验纲领由招标方提供,与投标方及与协议设备关于施工、调试等单位进行讨论后确定。1.2.3性能试验检验内容:—组件功率—伏安特征—绝缘电阻—绝缘强度—工作温度—热斑检验—隐裂检验1.2.4性能验收试验条件—阳光总辐射照度应不低于标准总辐射照度80%;—天空散射光所占百分比应小于总辐射25%;—在测试周期内,辐射不稳定应小于±1%。1.2.5性能验收标准和方法:由投标方提供详细资料清单,招标方确认。1.2.6性能验收试验所需要测点、一次元件和就地仪表由招标方确定测试单位提供,投标方提供试验所需技术配合和人员配合。1.2.7性能验收试验:(1)第三方抽检试验光伏组件在使用过程中,25年运行期内招标方可定时(第1年、第2年、第3年、第5年、第和第25年)请第三方权威检验机构对电池组件功率进行抽样检测。(2)现场隐裂测试光伏组件到货后需进行现场隐裂检测,隐裂检测标准为不允许出现隐裂。1.2.8现场隐裂测试结果确实认:性能验收试验汇报以招标方为主编写,参建各单位参加,共同签章确认结论。如双方对试验结果有不一致意见,双方协商处理。1.2.9进行性能验收试验时,一方接到另一方试验通知而不派人参加试验,则被视为对验收试验结果同意,并进行确认签字。1.2.10由投标方外包生产设备(部件)抵达安装现场后,仍由招标方会同投标方进行检验和验收。1.2.11主要产品验收标准:IEC61215和IEC61730相关标准;国家相关标准;本技术协议承诺标准。1.3设备监造1.3.1投标方必须无条件接收由招标方委托监造人对产品生产全过程实施监造,并提供现场监造办公场所等方面便利条件。1.3.2监造过程分文件见证、现场见证和停工待检,即R点、W点、H点。R点:招标方委托监造人提供检验或试验统计或汇报项目,即文件见证。W点:招标方参加检验或试验项目,检验或试验后监造人提供检验或试验统计,即现场见证。H点:停工待检。监造人在进行至该点时必须停工等候甲方监造代表参加检验或试验项目,检验或试验后监造人提供检验或试验统计。每次监造内容完成后,投标方及招标方均须在见证表上推行签字手续。投标方复印3份,交招标方2份。1.3.3监造项目实施内容光伏组件设备监造项目实施表(包含但不限于)序号零部件及工序名称试验项目监造方式HWR备注1光伏组件1硅材料质量证实材料∨按批2外观及机械强度检验∨按批3组件板透光性试验∨按批4绝缘耐压试验∨∨按批5密封性试验∨∨定型认证文件6抗冰雹试验∨定型认证文件7抗风压试验∨定型认证文件8耐热试验∨定型认证文件9耐寒试验∨定型认证文件10紫外老化试验∨定型认证文件11最大输出功率试验∨∨按批12开路电压∨按批13短路电流∨∨按批14光伏电流-电压特征试验∨∨按批15最大输出功率温度系数测试∨定型认证文件16短路电流温度系数∨定型认证文件17开路电压温度系数∨定型认证文件18抗盐雾试验∨定型认证文件19耐腐蚀试验∨定型认证文件20内电阻测试∨按批21成品组件按特征分类情况∨按批附件6.价格表详见商务部分

附件7.技术服务和设计联络1.投标方现场技术服务1.1投标方现场技术服务人员目标是确保所提供设备安全、正常投运。投标方要派出合格、能独立处理问题现场服务人员。投标方提供包含服务人天数现场服务表应能满足工程需要。假如因为投标方原因,服务人天数不能满足工程需要,招标方有权追加人天数,且发生费用由投标方负担;假如因为招标方原因,服务人天数不能满足工程需要,招标方要求追加人天数,且发生费用由招标方负担。1.2投标方服务人员一切费用已包含在总价中,它包含诸如服务人员工资及各种补助、交通费、通讯费、食宿费、医疗费、各种保险费、各种税费,等等。1.3现场服务人员工作时间应与现场要求相一致,以满足现场安装、调试和试运行要求。招标方不再因投标方现场服务人员加班和节假日而另付费用。1.4未经招标方同意,投标方不得随意更换现场服务人员。同时,投标方须及时更换招标方认为不合格投标方现场服务人员。1.5下述现场服务表中天数均为现场服务人员人天数。现场服务序号技术服务内容总计划人天数派出人员组成备注职称人数1现场培训2组件安装指导1.6在以下情况下发生服务人天数将不计入投标方现场总服务人天数中:1.6.1因为投标方原因不能推行服务人员职责和不具备服务人员条件资质现场服务人员人员天数;1.6.2投标方为处理在设计、安装、调试、试运等阶段本身技术、设备等方面出现问题而增加现场服务人天数;1.6.3因其它投标方原因而增加现场服务人员。1.7投标方现场服务人员应具备以下资质:1.7.1恪守中华人民共和国法律,恪守现场各项规章和制度;1.7.2有较强责任感和事业心,按时到位;1.7.3了解设备设计,熟悉其结构,有相同或相近机组现场工作经验,能够正确地进行现场指导;1.7.4身体健康,适应现场工作条件;1.7.5招标方向投标方提供服务人员情况表,招标方有权要求更换不合格现场服务人员,投标方及时更换。1.8投标方现场服务人员职责1.8.1投标方现场服务人员任务主要包含设备催交、货物开箱检验、设备质量问题处理、安装和调试、参加试运和性能验收试验;1.8.2在安装和调试前,投标方技术服务人员应向招标方进行技术交底,讲解和示范将要进行程序和方法。在设备安装前,投标方应向招标方提供设备安装和调试主要工序和进度表,招标方技术人员要对此进行确认,不然投标方不能进行下一道工序。经招标方确认工序不所以而减轻投标方技术服务人员任何责任,对安装和调试中出现任何问题投标方仍要负全部责任;安装和调试监督主要工序表序号工序名称工序主要内容备注121.8.3投标方现场服务人员负责全权处理现场出现一切技术和商务问题。如现场发生质量问题,投标方现场人员要在招标方要求时间内处理处理。如投标方委托招标方进行处理,投标方现场服务人员要出委托书并负担对应经济责任;1.8.4投标方对其现场服务人员一切行为负全部责任;1.8.5投标方现场服务人员正常来去和更换应事先与招标方协商。2.光伏组件部分培训要求2.1为使设备能正常安装、调试、运行、维护及检修,投标方有责任提供对应技术培训。投标方应对招标方人员进行全方面技术培训。使招标方人员达成能独立进行管理、运行、故障处理、日常测试维护等工作,方便投标方所提供设备能够正常、安全地运行。2.2培训内容应包含:投标方所提供设备