宣化龙洞山组件采购合同-技术协议及附件

光伏发电有限公司

30兆瓦光伏发电项目

（光伏电池组件设备）

技术协议及附件

目录

附件1技术规范

附件2供货范围

附件3技术资料及交付进度

附件4设备监造（工厂检验/试验）

附件5性能验收检验

附件6技术服务和联络

附件7交货进度

附件8价格表

附件9分包商/外购部件情况

附件10附图

总体说明

1.本文件适用于中国电力投资集团公司下属项目公司开发建设光伏发

电工程的光伏电池组件设备。

2.卖方应保证提供符合本项目工程，功能齐全的优质产品。买、卖方

须执行本文件所列标准。有矛盾时，按较高标准执行。

2

附件1技术规范

1.概述

1.1目的

本规范的目的是为满足，宣化县龙洞山光伏发电有限公司30兆瓦光带格式的：卜.划线

伏发电项目公司以II,建设总容量为——31.9带格式的：下划线

MWp的太阳能光伏电站所需的光伏电池组件设备及其相关服务的要求。

太阳能光伏电站的具体情况见下表：

1.1.1各光伏电站汇总表

建设容量

序号项目名称规格型号

（MWp）

单晶厢或

一宣化县龙洞山光伏发电有限公司多晶二带格式的：无下划线

131.9

—光伏发电项目_¥125延甄］带格式的：字体：（默认）仿宋一GB2312,（中文）仿

30M—宋GB2312,小四，无下划线

带格式的：字体：（默认）仿宋GB2312,（中文）仿

宋CB2312,小四，无下划线

本规范包括光伏电池组件的性能、设计、制造、保修、验收、技术带格式的：无下划线

服务和资料要求。

1.2工作概要

卖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。

买方及其代表将负责完成太阳能光伏电站的土建和电气工程。卖方

应当向买方提供光伏电池组件及相关附件（附件内容详见附件清单）；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；相关培训和十年的质保期服

务。卖方应按合同要求对其所供的设备提供咨询和监督服务。

1.3语言

买方与卖方和本项目涉及的其他方机构之间的所有文件、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。

1.4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。

1.5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，卖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买方，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《地面用晶体硅光伏电池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》;

2

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(PV)组件安全鉴定第1部分：结构要求》;

GB20047.2-2006《光伏(PV)组件安全鉴定第2部分：试验要求》;

GB“9535-1998《地面用晶体硅光伏电池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/T10173-1991《TDA75多晶硅太阳电池》；

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

2.1光伏电池组件

2.1.1一般要求

(1)针对太阳能光伏电站，除光伏电站特殊要求外，卖方应采用一致

的规格；

3

（2）光伏电池组件类型必须是单/多晶硅156mmX156mm单体电池，规

格为60片的光伏电池组件；

（3）输出功率范围及公差:

标段项目名称规格型号公差

单晶W斤或

，宣化县龙洞山光伏发电有限公司多晶二带格式的：字体；（默认）仿宋_GB2312,（中文）仿

101+5朱GB2312,小四，无下划线-

押时一二光伏发电项目YL250P-29b

带格式的：字体：（默认）仿末CB2312,（中文）仿

邺末一GB2312,小四，无下划线

（4）组件效率（以组件外形面积计算转换效率）：250-WD>

15.3—%：

（5）填充因子：》苔虫.00%。符合IEEE1262-1995《太阳电池组件

的测试认证规范》；

（6）太阳能光伏电池组件所标参数均在标准条件下，其条件（光谱辐

2

照度:1000W/m;AM1.5；温度:25℃）；„

（7）光伏电池组件长度X宽度：1650X990义40mm；

（8）运行环境温度范围：详见各光伏电站的特殊要求；

（9）生存环境温度范围：详见各光伏电站的特殊要求；

（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符合中电投集团《晶体硅太阳电池组件质

量检验标准》；

（13）2年功率衰降W2q％;3年功率衰降W3”%4年功率衰降W

44.6%；5年功率衰降W55.3%：10年功率衰降W10%；25年功率衰降W

20%；

（14）光伏电池组件无隐裂；

4

(15)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》；

(16)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；

(17)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》；

(18)工作温度范围符合GB/T14007-1992《陆地用太阳电池组件总规

范》；

(19)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》；

(20)热冲击:-40±3'C到+85±3℃；

(21)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、无色差、无机械损伤、无

隐裂，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*(按电流分档)；

(22)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；

(23)耐雹撞击性能:23m/s,耐风压:2400Pa,荷载(长期):25400Pa；

Y24),光伏电池组件必须具备抗PID功能。带格式的:垂直逅

2.1.2光伏玻璃：

应当采用保证光伏电池组件运行的高可靠性的材料。卖方应当负责

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买方。提供

数据需满足或好于以下参数。

(1)玻璃厚：23.2mm；

5

(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

池组件用低铁钢化玻璃折合3mm标准厚度的太阳光宜接透射比应>91%；

(4)光伏电池组件用光伏玻璃弓形弯曲度不应超过0.2%；波形弯

曲度任意300nun范围不应超过0.5mm；两对角线差值/平均值W0.1%；

(5)缺陷类型：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；

(6)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；

(7)荷载(长期)：>1800Pao

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，以保证光伏电池

组件运行的高可靠性。卖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买方。提供数据需满足或好于

以下参数。

(1)晶体硅电池片必须采用卖方自产光伏电池产品；

(2)产品按外形尺寸(长X宽)为156mmX156mm；

(3)硅基电阻率；1.0-3.0Q.cm2(GB/T1552硅、错单晶电阻率

测定直排四探针法)；

(4)硅基少子寿命(裸测最小值)；22Hs(GB/T1553硅和错体

内少数载流子寿命测定光电导衰减法)单晶230NS；

(5)氧浓度;<lX10l8atoms/cm3(GB/T1557硅晶体中间隙氧含

量的红外吸收测量方法)；

(6)碳浓度;<5XI0l7atoms/cm3(GB/T1558测定硅单晶体中代

位碳含量的红外吸收方法);

6

(7)印刷偏移＜0.5mm；

(8)漏浆不允许边缘漏浆，正面漏浆面积Vlmm"个数＜1个；

(9)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，色差面积W电池片面积1/3,结点面积Wl.Omm

X0.3mm,结点个数W6个，结点面积WO.3mmX0.3mm不做结点处理；

(10)背铝平整；不能存在铝珠、褶皱；

(11)翘曲度V2.5mm；

(12)栅线不允许黄变；主栅线缺失主栅线宽度方向缺损WO.5mm,

主栅线长度方向缺损Wl.Omm,缺损处W1个；主栅线脱落不允许；

(13)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》。

2.1.4乙烯和醋酸乙烯酯聚合物(以下简称EVA)：

应当采用得到实践证明的、使用运行良好的材料，以保证光伏电池

组件运行的高可靠性。卖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

验报告应当提交买方。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、半透明，压花清晰，无折痕、污点、

用精度0.01mm测厚仪测定，在幅度方向至少测五点取平均值，厚

2尺寸度符合协定厚度，允许公差为±0.05mm;用精度1mm的直尺测

定，宽度符合协定宽度，允许公差为±2mm

3密度>0.96g/cm2

4透光率>91%

5交联度交联度＞80%

6抗拉强度216MPa

7伸长率2550%

7

8收缩率纵向V4.0%,横向V2.0%

9吸水率V0.1%(条件39。，红外测试条件)

10剥离强度玻璃/EVA：^40N/cm,背板/EVA：28N/cm

11耐紫外老化实验后EVA胶膜不龟裂、不变色、不鼓泡、无气泡群

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38Pm厚Tedlar)复合膜结构背板

(TPT),选用肯博、SFC、台虹、伊索沃尔塔产品，以保证光伏电池组

件运行的高可靠性。卖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

报告应当提交买方。提供数据需满足或好于以下参数。

(1)采用品牌：肯博、SFC、台虹、伊索沃尔塔-------：带格式的近亟

(2)膜厚：0.32〜0.36mm；

(3)分层剥离强度：^4N/cm2；

(4)其他标准：

8

表面无异物、脏污、水痕、褶皱，无明显划伤；划伤以无手感

为原则：宽度＜0.1mm,长度V30mm的划痕每平方米不多于3

外观

条;宽度在0.1mm〜0.5mm,长度＜30mm的划痕每平方米不多于

1条；不允许有划透背板的划伤

层间剥离强度>4N/cm2

单层氟膜厚度230Pm

抗张强度横向290

(MPa)纵向>160

横向245

伸展率

纵向285

抗电压强度KV12

水蒸气透过率g/m2d(40℃/90%RH)WL5

老化特性老化96小时后。背板不龟裂、不变色、不鼓泡、无气泡群

2.1.6接线盒:

应当采用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卖方

应当负责对购进的接线盒试验报告应当提交买方。提供数据需满足或好

于以下参数。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215A；

(2)最大耐压1000V；

(3)使用温度-40〜85℃；

(4)最大工作湿度5%〜95%；

(5)防护等级不小于1P65；

(6)连接器抗拉力与150N；

(7)绝缘强度：IkV电压下绝缘电阻＞400MQ；

(8)引线卡口咬合力＞20N；

(9)连接线规格：4mmX970mm(长度根据电站设计要求)，连接

器兼容MC4o

9

2.1.7焊带（汇流条/互连条）:

序号项目技术要求检验方法

焊带表面光洁，色泽、粗细均匀，无漏

1外观目视检查

铜、脱锡、黑斑、锈蚀、裂纹等缺陷

使用游标卡尺与直

2尺寸符合协定厚度±0.015mm

尺测量

3电阻率^0.02±0.003Q・cm电阻率仪

250P〜40（TC的温度正常焊接后主栅

4可焊性

线留有均匀的焊锡层

5抗拉强度2150MPa

万能试验机测量

6伸长率互连条》10国，汇流条》20%

7折断率0°〜180°弯曲7次不断裂

互连条W4nmi/1000mm,汇流带W

8镰刀弯曲度直尺测量

3mm/1000mm

9基材TU1无氧铜铜含量比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，以保证光伏电池

组件运行的高可靠性。卖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

试验报告应当提交买方。提供数据需满足或好于以下参数。

序号项目技术要求

符合协定宽度+lmm,长度+lmn,厚度学40mm；单根

1尺寸

边框偏差WO.5mm,安装孔位误差W±L0mm

2阳极氧化膜厚度£13口m

3韦氏硬度学12HW

4弯曲度W0.2%

5扭曲度Wl。

6与角码的匹配性缝隙＜0.5mm（组装后）

2.1.9硅胶或胶带:

10

（1）硅胶：

应当采用得到实践证明的、使用运行良好的材料，以保证光伏电池

组件运行的高可靠性。卖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

验报告应当提交买方。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邵氏硬度42HA+2HA

2抗拉强度>1.6MPa

3伸长率2210%

4剪切强度Nl.3MPa

5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，以保证光伏电池

组件运行的高可靠性。卖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

告应当提交买方。提供数据需满足或好于以下参数：

基本性能参数:

序号项目要求

无脏污，溢胶，破损，变形，缠绕要整齐，胶面无

1外观

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±0.1mm

5胶带宽度偏差±0.5mm

6透水率<15g/m2*day

剥离强度（180度

721N/25mm（泡棉撕裂）

剥离）

8剪切强度40N/625mm2

11

老化性能检测

样品项目标准检测方法

湿热试验后机械载荷试

粘接强度保持与80%见GB/T9535-10.13

验

成品组件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/T9535To.12

2.2光伏电池组件材料/部件产地

光伏电池组件总装在一英利厂区内完成。

卖方应向买方提供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）。

2.3其它要求

2.3.1互换性

所提供的光伏电池组件要有相同的设计和结构，所有光伏电池组件

都可以互换使用。所有光伏电池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电池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

光伏电池组件主要部件，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。对成批生产制造的光伏电池组件，必须为同一批次,

必须标出时间和序号。

每板光伏电池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

12

•制造厂

•制造日期

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

供应光伏电池组件的同时，卖方应提供在品种上和数量上足够使用

十年的随机备品备件，提供的随机备品备件的数量和品种应根据本项目

的规模、项目所在地的自然环境特点以及卖方对合同设备的经验来确

定。该备品备件及相应的清单应与光伏电池组件同时交付。并应按与投

标书提交的备品备件价格表（含易耗品）实施。此备品备件作为买方的

存货。

3.1.2随机备品备件的使用

一方应及时负责免费更换卜年质保期内的损坏部件。如果卖方用了

买方的随机备品备件存货，卖方应当对此及时补足，确保在十年质保期

东，买方的随机备品备件存货应得到充分补足。

的，也应在质保期末按实际用掉的数量免费补足。

3.1.23随机备品备件额外的供应

十年后，买方如有需要，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卖方购买。这些单价将被认作固定价格，但在质保

期结束后可能增减，其最大增减率将按照价格调整公式计算，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，如果卖方将停止生产这些零备件，应提前6个月

通知买方，以便使买方做最后一次采购。在停产后，如果买方要求，卖

方应在可能的范围内免费帮助买方获得备品备件的蓝图、图纸和技术规

范。

13

3.1.34随机备品备件的品质

所提供的全部随机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。

随机备品备件应当是新的，而不是修理过的或翻新过的旧产品，卖

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），以便买方采购。

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

表1T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组件数据单晶多晶

带格式的：两端对齐，缩进：首行缩进：o厘米

1.1制造厂家/型号YL25OP-29b

1.2峰值功率Wp250

1.3功率公差%0—+5

1.4组件转换效率%15.3

1.5开路电压V37.6

1.6短路电流A8.92

1.7工作电压V29.8

1.8工作电流A8.39

1.10串联电阻Q0.6

带格式的：字体颜色：红色

1.11填充因数%五

1.12组件功率温度系数%/K-0.42

1.13组件电压温度系数%/K-0.32

1.14组件电流温度系数%/K0.05

14

序号部件单位数值

-40-85

1.15工作温度范围℃

1.16工作湿度%0-85

1.172年功率衰降%3.2

1.1810年功率衰降%8.8

1.1925年功率衰降%W20

1.20耐雹撞击性能m/s23

背面2400正

1.21耐风压Pa

面5400

1.22荷载Pa

1.23光伏电池组件尺寸结构mm1650*990*40带格式的：两端对齐，缩进：苜行缩进：0厘米

2玻璃数据

2.1玻璃厚mm3.2

2.2透射比%291

英利自产

3电池片数据品牌

三栅电池

3.1转化率%17.6

3.2短路电流A8.56

3.4开路电压mV0.63

3.5少子寿命Us♦2

3.6氧浓度atoms/cm3带格式的：上标

3.7碳浓度atoms/cm}5*10」7带格式的：上标

4EVA数据品牌见附件9

2

4.1密度g/cm0.95—0.96

4.2交联度%80—95

4.3对玻璃剥离强度N/cm2>50

4.4对背板剥离强度N/cm2240

5背板数据品牌见附件9

5.1背板结构类型TPTTPT.带格式的：缩进：首行缩进：3字符

15

序号部件单位数值

5.2厚度mm0.32—0.36

5.3分层剥离强度N/cm24

5.4水蒸气透过率g/m2dW1.5

6接线盒数据品牌见附件9

6.1最大承载工作电流A215

6.2最大耐压V1000

6.3使用温度℃・40—85

6.4最大工作湿度%5—95

6.5防护等级1P65

6.6连接线规格mm4-970

16

附件2供货范围

1.一般要求

1.1提供光伏电池组件设备及其所有附属设备和附件。

1.2卖方应满足下列所述及附件1中所提供货要求，但不局限于下列设

备。

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，即使本附

件未列出和/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。

1.4卖方在交付光伏电池组件同时应移交：每板光伏电池组件应有工厂

测试报告，报告中必须标示出该板光伏电池组件的产品参数表、产品「V

特性曲线图/rV数据、产品缺陷检测图像等资料。

1.5卖方应在交货时详细列出所供随机备品备件、专用工具清单。卖方

应在交货时详细列出推荐备品备件清单，供买方选择。

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。

1.7供货范围和设备配置如与投标文件所列一致。

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。

2.工作范围

2.1卖方应当完成下列工作：

2.1.1生产和交货情况月报和工厂试验计划。

2.1.2设计、制作、工厂试验、装箱、运输至项目场地交付、开箱检查。

2.1.3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。

2.1.4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。

17

2.1.5编制和提交所供应的设备安装手册和运行维护手册。

2.1.6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。

2.1.7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。

2.1.8对买方负责安装的低压电缆的工作进行指导。

2.1.9对设计、交付、检查和验收进行协调，以确保施工进度。

3.供货范围

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。

3.2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。

3.3用于十年质保期的随机备品备件（具体数量）和消耗品（质保责任

期内卖方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。

3.4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。

3.5提供光伏电池组件产品参数表、产品I-V特性曲线图、I-V数据、产

品缺陷检测图像等资料。

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。

18

附件3技术资料及交付进度

1.一般要求

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）。

1.2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。

1.3卖方提供的技术资料一般可分为：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。

1.4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。

1.5卖方提供的图纸应清晰，不得提供缩微复印的图纸。

1.6卖方提供资料的电子版本应为当时通用的成熟版本。

2.文件资料和图纸要求

卖方提供的资料应包括：光伏电池组件设计文件、产品质量保证、

全部交付产品的电性能参数（I-V数据）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、光伏电池组件的备品备

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。所有的

图纸都应是标准尺寸的，如：AO、Al、A2、A3或A4,并提供电子文档,

电子文档应为W0RD2003、EXCEL>AUTOCAD。

3.提供技术资料

卖方应与投标文件一起提交如下文件：

（-）光伏电池组件的说明；

（-）光伏电池组件性能参数文件；

（三）材料及零部件相关的文件；

19

（四）随机备品备件、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。

4.合同实施应提供的文件（14套文件以及2套电子文档）

合同实施过程中，卖方应提交如下：

光伏电池组件设计、制造说明和手册，包括生产商、特性、型号和

数量。

5.储运指导（10套文件）

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：

5.1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；

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；

5.3设备卸货、放置、叠放和堆放所要遵守的程序；

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。

6.安装文件（14套文件以及2套电子文档）

安装文件应提供设备安装所需的所有资料，如：（不仅限于此）

6.1安装图纸和技术要求，安装步骤说明及安装材料清单；

6.2安装工具，分专用工具和一般工具；

6.3电缆布置图，包括端子图和外部连接图；

6.4设备安全预防措施。

7.随机备品备件清单（10套文件以及2套电子文档）

卖方应提供详细的随机备品备件清单，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

20

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。

8.培训计划和培训材料

卖方应提供详细的培训计划，包括时间表和内容，作为草案供买方

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。

9.试验和检测报告（4套文件）

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

买方。（不仅限于以下试验，性能不低于所列要求）依照IEC-61215标

准。

9.1机械载荷试验

9.1.1目的：决定组件承受风、雪、静压和冰载的能力。

9.1.2试验条件：2400Pa的均匀载荷依次加到前和后表面lh,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）］;

9.1.35400Pa的均匀载荷依次加到前表面lh,循环两次。

9.1.4性能要求：

a）在试验过程中无间歇断路或漏电现象；

b）无标准中规定的严重外观缺陷；

c）绝缘电阻应满足初始试验的同样要求；

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%o

9.2冰雹试验

9.2.1目的：验证组件能经受住冰雹的撞击。

9.2.2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。

9.2.3性能要求：

a）无外观缺陷；

21

b）绝缘电阻应满足初始试验的同样要求；

c）标准测试条件下衰减不超过实验前的5%»

9.3绝缘测试

9.3.1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。

9.3.2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。

9.3.3性能要求：

a）无绝缘击穿或表面无破裂现象；

b）绝缘电阻不小于50MQo

9.4湿漏电试验

9.4.1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。

9.4.2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。

9.4.3性能要求:

a）无绝缘击穿或表面无破裂现象；

b）绝缘电阻组件面积不小于40MQ/m\

9.5热循环试验

9.5.1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。

9.5.2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lOmin,一次循环不超过6h,循环次数50和200次。

9.5.3性能要求:

a）在试验过程中无间歇断路或漏电现象；

22

b）无外观缺陷；

c）绝缘电阻应满足初始试验的同样要求；

9.6湿-冻试验

9.6.1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。

9.6.2试验条件：从+85℃,85%相对湿度到-40℃,循环10次。

9.6.3性能要求：

a）在试验过程中无间歇断路或漏电现象；

b）无外观缺陷；

c）绝缘电阻应满足初始试验同样的要求；

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%。

9.7湿-热试验

9.7.1目的：确定组件承受长期湿气渗透的能力。

9.7.2试验条件：在+85℃,85%相对湿度下，保持1000h。

9.7.3性能要求:

a）无外观缺陷；

b）绝缘电阻应满足初始试验的同样要求；

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机

9.8室外暴露试验

9.8.1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。

9.8.2试验条件:太阳总辐射量60kWh/m2.

9.8.3性能要求：

a）无外观缺陷；

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；

c）绝缘电阻应满足初始试验的同样要求。

23

9.9紫外试验

9.9.1目的：确定组件承受紫外（UV）辐照的能力。

9.9.2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,

9.9.3性能要求:

a）无标准规定的严重外观缺陷；

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；

c）绝缘电阻应满足初始试验的同样要求。

9.10热斑耐久试验

9.10.1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。

9.10.2试验条件：在最坏热斑条件下，1000W/m2辐照度照射lh,共5

次。

9.10.3性能要求：

a）无标准中规定的严重外观缺陷；

b）绝缘电阻应满足初始试验同样的要求；

10.竣工文件（4套文件）

卖方应在运行验收结束后，提交10套竣工文件及5套光盘。

竣工文件应包括买方的意见及设备在安装过程中的修改，其详细程

度应能使买方对所有的设备进行维护、拆卸、重新安装和调试、运行。

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。

11.资料和图纸交付时间

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。

24

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。

11.3每项培训前4周提交培训计划和培训材料。

11.4在预验收前提交试验和调试报告。

11.5在预验收后30天内提交竣工文件。

11.6维护和维修报告在每项措施采取后1周内提交。

25

附件4设备监造（工厂检验/试验）验收检验

1.概述

1.1本附件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附件1

规定的要求。

2.工厂检验

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。

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。

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。

3.设备监造

3.1一般要求

买方将委托监造方电能（北京）工程监理有限公司对卖方的合同设

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。

卖方应在设备计划生产前15天将设备生产和发货计划提交给监造

方。监造方在获知组件生产计划后向卖方派驻监造代表，并完成对于卖

方生产先决条件和原材料备料情况的核查确认。

买方委托的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。

26

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。

卖方给买方监造代表提供专用办公室及通讯、生活方便。

3.2监造依据

3.2.1委托方与制造厂签订的设备供货合同、技术协议和相应的附件。

原始招标和投标（中标厂家）的有关文件。

3.2.2DL/T586-2008《电力设备监造技术导则》。

3.2.3原国家电力公司颁发的“国电电源（2002）267号”关于《国家

电力公司电力设备监理实施办法》的通知。

3.2.4监理方与委托方签订的监理服务合同及其附件。

3.2.5制造厂同类型产品的技术规范和要求。

3.3监造方式

监造工作采用驻厂监造方式，从设备制造用原材料备料至全部设备

包装发货，监造工程师对整个过程均实施监督，同时在整个监造过程中

设置特定的监造控制见证点，对于特点环节和工序实施特点的监督和控

制。

针对本合同采购设备主要设置了文件见证点（R点），现场见证点（W

点），抽查检验点（I点）。文件见证点（R点）主要指由监造方对卖方

提供的技术文件、原材料检验报告、试验记录等质量相关记录文件进行

核查。现场见证点（W点）主要指由监造方在设备生产和试验现场对设

备特定生产工序和特定试验环节进行现场检查和记录。抽查检验见证点

（I点）主要指由监造方按照合同要求的抽查试验项目和比例在已生产

完成的设备中随机抽取一定量设备，由卖方安排试验人员和试验设备，

按照规定的试验条件和试验过程进行试验，监造代表确认试验条件是否

符合要求，试验过程是否规范，试验结果是否满足合同和标准的规定。

本合同所涉设备的具体见证点设置见表2-1和采购合同中的表2-2。

27

每次监造见证内容完成后，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2份，交买方监造代表1份。

3.4监造内容

监造主要内容包括两大部分，•是对于设备生产进度控制；二是对

于设备生产质量的控制。

在设备生产进度控制部分，卖方应提交设备生产计划，设备发货计

划，设备每日投入量，每日入库量，每日发货量等信息，监造方依据现

场巡视情况对于所提交信息进行复核，并记录真实数据，同时确认是否

存在与合同中关于交货进度的要求或买方方提交的其他正式交货进度

要求函件不相符的情况。则如存在不符合，监造方有权要求卖方及时修

正排产计划，尽早消除影响交货的不利因素。

在设备生产质量控制部分，监造方会对设备投产前的先决条件进行

预审，预审的内容包括质量管理体系、认证情况、技术文件（包括工艺

文件、作业指导书、生产过程检验标准等）、检验标准、其他认证情况等

文件资料是否齐备，并了解组件生产车间的人员配置，生产设备、实验

条件、以及整个生产车间的环境控制情况