1.1 总则（发布日期2022年6月2日）

1.1.1本技术条件适用于天津津南区、空港开发区、静海区分布式光伏发电项目自发自用及全额上网部分的单晶硅太阳电池组件，包括单晶硅太阳电池组件及其附件的功能、性能、结构、材料和试验等方面的技术要求。

1.1.2本技术条件提出的是低限度的技术要求，并未对一切技术细节作出规定，也未充分引述有关标准和规范的条文，卖方应提供符合工业标准和本技术条件的优质产品，对有关安全、环境保护等强制性标准，必须满足其要求。

1.1.3如果卖方没有以书面形式对本技术条件的条文提出异议，则意味着卖方提供的设备完全符合本技术条件的要求。如有异议，不管是多么微小，都应在应标书中以“对技术条件的意见和同技术条件的差异”为标题的专门章节中加以详细描述。

1.1.4 本技术条件所使用的标准如遇与卖方所执行的标准不一致时，按较高标准执行。

1.1.5 在签订合同之后，买方保留对本技术条件提出补充要求和修改的权利，卖方应予以配合。如提出修改，将根据需要召开设计联络会，具体项目由供需双方协商确定。

1.1.6卖方提供高质量的设备。这些设备是技术先进并经过五年以上成功运行实践证明是成熟可靠的产品。

1.1.7 本技术条件经供需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。

1.1.8 本技术条件未尽事宜，由供需双方协商确定。

1.2 工程概况

本工程为天津津南区、东丽区、静海区、滨海新区、唐山市分布式光伏发电项目，项目分别位于天津市津南、东丽、静海、滨海新区等四个区。

津南区共有1个项目，项目名称为天津艾丽格斯家居建材有限公司100KWp屋顶分布式光伏发电项目，位于天津市津南区开发区西区旺港路16号，发电上网类型为自发自用余电上网。全部采用单晶硅高效545Wp光伏组件，根据现场情况选用110kW组串式逆变器。项目通过用户户外箱变并入天津艾丽格斯家居建材有限公司配电系统。项目组件安装在混凝土屋顶上，年均利用小时1017.68h。

东丽区共有1个项目，项目名称为天津腾飞钢管有限公司厂房屋顶2MW分布式光伏发电项目，位于天津市东丽区军粮城产业园区腾飞路5号，发电上网类型为自发自用余电上网。全部采用单晶硅高效545Wp光伏组件，根据现场情况选用110kW、50kW、30kW组串式逆变器。项目通过用户厂区内变电站并入天津腾飞钢管有限公司配电系统中。项目组件安装在厂房彩钢屋顶，组件安装倾角按与屋面坡度一致考虑，年均利用小时1017.68h。

静海区共有3个项目，其中：

天津市恒源泰线材有限公司屋顶1.2MWp分布式项目位于天津市静海县双塘镇杨家园村委会工业区永联道5号，发电上网类型为自发自用余电上网。全部采用单晶硅高效545Wp光伏组件，根据现场情况选用110kW、50kW组串式逆变器。项目通过用户厂区内变电室并入天津市恒源泰线材有限公司配电系统。项目组件安装在厂房彩钢屋顶，组件安装倾角按与屋面坡度一致考虑，年均利用小时1017.68h。

天津市宏冠宇金属制品有限公司2MWP屋顶分布式项目位于天津市静海区静海镇双塘五金制品产业园静陈路99号，发电上网类型为自发自用余电上网。全部采用单晶硅高效545Wp光伏组件，根据现场情况选用110kW、50kW组串式逆变器。项目通过用户厂区内变电站并入天津市宏冠宇金属制品有限公司配电系统。项目组件安装在厂房彩钢屋顶，组件安装倾角按与屋面坡度一致考虑，年均利用小时1017.68h。

天津市天洋发线材有限公司屋顶分布式项目1.8MWp屋顶分布式项目坐落于天津市静海县双塘镇杨家园村委会工业区永联道100号，发电上网类型为自发自用余电上网。全部采用单晶硅高效545Wp光伏组件，根据现场情况选用110kW、50kW组串式逆变器。项目通过用户厂区内变电站并入天津市天洋发线材有限公司配电系统。项目组件安装在厂房彩钢屋顶，组件安装倾角按与屋面坡度一致考虑，年均利用小时1017.68h。天

津中电卓耀鑫通衢1.5MWp分布式光伏发电项目位于天津市滨海新区汉沽东风北路41号，发电上网类型为自发自用余电上网。全部采用单晶硅高效545Wp光伏组件，根据现场情况选用110kW、50kW组串式逆变器。项目通过用户厂区内变电站并入天津中电卓耀鑫通衢有限公司配电系统。项目组件安装在厂房彩钢屋顶，组件安装倾角按与屋面坡度一致考虑，年均利用小时1017.68h。

唐山源泰德润阳丰30MWp屋顶分布式项目位于河北省唐山市，发电上网类型为自发自用余电上网。全部采用单晶硅高效545Wp光伏组件，根据现场情况选用110kW、50kW、30kW组串式逆变器。项目通过用户厂区内变电站并入唐山源泰德润阳丰有限公司配电系统。项目组件安装在厂房彩钢屋顶，组件安装倾角按与屋面坡度一致考虑，年均利用小时1017.68h。

1.6 标准和规范

太阳电池组件应符合中华人民共和国标准（GB）、中华人民共和国电力行业标准（DL）、中华人民共和国电子行业标准（SJ）以及相关的IEC标准。

在上述标准中，优先采用中华人民共和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标准。选用的标准是在合同签订之前已颁布的新版本。

提供的所有设备及零件应按国际标准化组织ISO9000质量体系制造，图纸和文件均应采用国际度量制单位（SI）和IEC规定的图例符号表示。

卖方应对成套设备的完整性和整体性负责，包括那些为实现整体功能必须的，但是未在本规格书中具体详尽列出的标准。产品应执行，但不限于如下标准：

国际电工委员会标准:

IEC 61215       《地面用晶体硅光伏组件设计鉴定和定型》

IEC 61345       《太阳电池组件的紫外试验》

IEC61730.l       《光伏组件安全鉴定：第1部分：结构要求》

IEC61730.2      《光伏组件安全鉴定：第2部分：试验要求》

IEEE 1262-      《太阳电池组件的测试认证规范》

标准:

GB2297-1989     《太阳光伏能源系统术语》

GB37410-2019    《地面用太阳能光伏组件接线盒技术条件》

GB34160-2017    《地面用光伏组件光电转换效率检测方法》

GB6497-1986     《地面用太阳电池标定的一般规定》

GB/T 6495.1-1996 《光伏器件 第1部分: 光伏电流－电压特性的测量》

GB/T 6495.2-1996 《光伏器件 第2部分: 标准太阳电池的要求》

GB/T 6495.3-1996  《光伏器件 第3部分: 地面用光伏器件的测量原理及标准光谱辐照度数据》

GB/T 6495.4-1996  《晶体硅光伏器件的I-V实测特性的温度和辐照度修正方法》

GB/T 6495.5-1997  《光伏器件 第5部分: 用开路电压法确定光伏(PV)器件的等效电池温度(ECT)》

GB/T 6495.7-2006  《光伏器件 第7部分：光伏器件测量过程中引起的光谱失配误差的计算》

GB/T 6495.8-2002  《光伏器件 第8部分: 光伏器件光谱响应的测量》

GB/T 6495.9-2006  《光伏器件 第9部分: 太阳模拟器性能要求》

GB/T 6495.10-2012 《光伏器件 第10部分：线性特性测量方法》

GB/T 6495.11-2016 《光伏器件 第11部分：晶体硅太阳电池初始光致衰减测试方法》

GB/T 20047.1-2006 《光伏（PV）组件安全鉴定 第1部分：结构要求》

GB/T 20047.2-2006 《光伏（PV）组件安全鉴定 第2部分：试验要求》

GB/T 25076-2018  《太阳能电池用硅单晶》

GB/T 26071-2018  《太阳能电池用硅单晶片》

GB/T 9535-1998   《地面用晶体硅光伏组件 设计鉴定和定型》

GB/T 2297-1989   《太阳光伏能源系统术语》

GB/T 18912-2002  《太阳电池组件盐雾腐蚀试验》

GB/T 11010-1989  《光谱标准太阳电池》

行业标准:

SJ/T 11061-1996  《太阳电池电性能测试设备检验方法》

SJ/T 11627-2016  《太阳能电池用硅片电阻率在线测试方法》

SJ/T 11628-2016  《太阳能电池用硅片尺寸及电学表征在线测试方法》

SJ/T 11629-2016  《太阳能电池用硅片和电池片的在线光致发光分析方法》

SJ/T 11630-2016  《太阳能电池用硅片几何尺寸测试方法》

SJ/T 11631-2016  《太阳能电池用硅片外观缺陷测试方法》

SJ/T 11632-2016  《太阳能电池用硅片微裂纹缺陷的测试方法》

T/CEC 290-2019《光伏发电站背接触单晶硅片技术要求》

1.7 接口与协调

1.7.1 概述

卖方应与其它设备制造商及安装单位就图纸、连接部位结构形式和尺寸及必需的资料进行协调，以保证正确地完成所有与太阳电池组件相连或有关的部件的设计、制造、安装、调试、试验和交接验收工作。

1.7.2 卖方的责任 

卖方有义务配合其它设备方，协调太阳电池组件与其它设备的连接，并对自己的承诺负责。

1.7.3 接口

（1）单晶硅太阳电池组件与1.5kV直流电缆的接口位置在单晶硅太阳电池组件的接线盒正负极引出线和插头处。卖方提供与1.5kV直流电缆连接的插接头。

（2）单晶硅太阳电池组件与电站接地网的接口位置在单晶硅太阳电池组件的金属边框上的接地孔，组件金属边框与太阳电池组件支架连接。

1.7.4  协调

（1）与安装支架的协调

太阳电池组件与安装支架供货商的协调，太阳电池组件卖方为责任方。协调的主要内容包括（但不限于）组件与支架的连接件尺寸及连接螺栓孔位置等，要求连接方式方便安装和拆卸，提供详细的组件外观及安装图纸。

（2）与安装承包商的协调

卖方与安装承包商的协调由买方负责，卖方应配合买方的协调工作。

1.8 材料及制造工艺

用于制造单晶硅太阳电池组件的所有材料应根据使用条件考虑强度、刚度、弹性变形、耐用性和其他化学、物理性能，选用适用的、新的、优质的、无损伤和缺陷材料。

用于制造单晶硅太阳电池组件的所有材料都应经过试验，试验按标准(新版本)规定的有关方法进行，材料试验报告应提交买方。

单晶硅太阳电池组件的所有部件应按标准(新版本)精确制造。安装孔、接线盒以及机械配合公差应符合标准(新版本)的规定。组件框架和组件上盖板、底板的垂直度、水平度应符合有关的标准和规范。

1.9 设计联络会

为协调单晶硅太阳电池组件设计、电站整体设计及其它方面的工作，以保证合同有效及顺利地实施，买方和卖方计划召开一次设计联络会。卖方应制定相应详细的设计联络会计划和日程。

设计联络会期间的所有费用见商务合同。设联会买方及设计方参与人员数量、会期、地点等事宜双方协商确定。

卖方应做好会议纪要，包括讨论的项目和得出的结论。会议纪要经双方签署后作为合同文件的一个组成部分，双方都应遵照执行。

在设计联络会议期间，买方有权就设备问题进一步提出改进意见，卖方应认真考虑研究和改进。

设计联络会上确定的应提供的资料，卖方应在纪要规定的时间内提供给买方。除联络会议外，由任一方提出的所有有关部件设计的更改，应经双方讨论并同意。一方接到任何需批复的文件或图纸后5天内，应将书面的批复或意见书返还提出问题方。

在本协议有效期内，卖方应及时回答买方提出的在技术文件范围内的任何设计和技术的问题，反之亦然。

1.10 图纸资料的提交与审查

1.10.1 卖方提交的技术文件和图纸

（1）投标时应提供的资料

工厂质量认证材料（复印件），工厂概况；

投标产品业绩表；

国际（UL,IEC,Tuv,CE,ISO）和国内（CQC或CGC、领跑者）认证及测试报告

重要部件的外协及外购情况；

已投运产品存在的问题，本次拟采用哪些完善措施。

光伏电池组件外形尺寸图（包括荷重资料）；

专用技术部分提出的相关产品技术参数；

（2）供设计联络会使用的图纸数据

卖方应在合同签订后5天内向买方及工程设计单位提供供货协议范围内所有用于设计和设备安装所需使用的文件，通常包括但不限于下列文件：

（应注明“XXXXXXXXX工程专用”和“正式资料”）

光伏组件外形尺寸图、安装详图（包括荷重资料）；

说明书（包括安装、运行、维护、检修、运输和储存等内容）；

电气接线图；

I-V特性曲线图；

产品认证报告

（3）随设备到货提供的图纸和数据

随设备到货卖方应提供所有的技术文件（含电子文件）。如果有部分或全部文件没有提供的话，买方则认为供货不完整。所有供货文件和图纸使用国际单位制。制造商、供货商所提供的资料应包括如下内容：

（1）本次投标光伏组件的国内外认证证书复印件；

（2）厂内产品测试检验报告；

（3）电池组件的详细安装图及设备安装说明书；

（4）经供需双方终确认的图纸数据；

（5）买方及工程设计单位需要的其它图纸和数据；

（6）按规定应随设备到货的有关图纸资料。

上述图纸和数据应随设备到货或提前到货；文件中图纸应以AutoCAD的文件格式、技术文件应以Word的文档格式提供电子版。                      

1.10.2 卖方技术文件审查

（1） 买方对卖方图纸和技术文件只作概要的审查，图纸或说明中的任何性质的错误和偏差，或由此偏差而产生的与其它产品的矛盾，均仍由卖方负责。

（2）买方将在收到图纸和技术文件后的5天内复核并返回给卖方1份注有“已审查”、“已审查并修改”或“返回修改”字样的复印件。注有“返回修改”的复印件，卖方应在收到后的5天内进行修改。“已审查”和“已审查并修改”的复印件即是同意卖方按该图纸和技术文件以及修改部份(如果图上标有的话)对设备进行制造和加工。买方也可以通过传真的方式对图纸和技术文件提出审查意见或予以确认。

（3）审查并不意味着免除卖方对于合同文件应负的责任以及保证设备在系统集成环节上的功能完整性。

（4） 卖方提供的文件如不符合本技术条件的要求，买方有权要求卖方进行修改。

1.10.3 图纸数据的有效性

（1）所有进口设备及元器件均应提供完整的中文资料。

（2）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，卖方有义务提供并不得另增费用。

（3）对于卖方提交的不符合要求的图纸，买方将书面通知卖方，并要求卖方修改后重新提交。

（4）由于重新提交图纸而推迟了交图时间，进而影响工程进度时，卖方应向买方支付违约金。

（5） 卖方对已提交的图纸数据不得随意改动。

（6） 只有当所有规定的全部文件提交，买方签发一份交接证明给卖方，否则，将认为该项工作未完全完成。

1.11 标志、包装、运输和储存

1.11.1 标志

每个电池组件都应有下列清晰而且擦不掉的标志：

（1）制造厂名称、标志或符号

（2）产品型号、名称

（3）产品序号

（4）引出端或引线的极性（可用颜色代码标识）

（5）组件允许的大系统电压

制造日期和地点应注明在组件上，或可由产品序号查到。

1.11.2 包装和运输

电池组件在包装前均应进行性能测试，包装时应将同一批次且测试工作电流偏差不超过0.1A、峰值功率偏差不超过1Wp的电池组件放置在同一包装箱内，且在包装时需要做标识。

电池组件需用塑料薄膜或其他柔软物包装后装箱，装箱时组件与组件之间、组件与包装箱之间须用防震缓冲物填充，包装箱内应附有产品说明书和合格证书。每包装箱组件数量及包装由卖方按照运输标准封装，包装满足吊装要求。包装物卖方不负责回收工作。

卖方交付的所有货物符合通用的包装储运指示标志的规定（GB/T13384标准）及具有适合长途运输、多次搬运和装卸的坚固包装。每个包装箱上都应有明显清晰的“小心轻放”、“向上”、“防潮”等标志，并标明包装箱内的部件名称。包装保证在运输、装卸过程中完好无损，并有防雨、减震、防冲击的措施。包装能防止运输、装卸过程中垂直、水平加速度引起的设备损坏。包装按设备特点，按需要分别加上防潮、防霉、防锈、防腐蚀的保护措施，保证货物在没有任何损坏和腐蚀的情况下安全运抵指定现场。

1.11.3  存储

组件应贮存在干燥、通风、无腐蚀性物质的地点。备品、备件的包装，应能满足经久保存，需要防锈的部件要做好防锈保护处理。

1.12 工厂验收

卖方应按规定对单晶硅太阳电池组件在工厂进行试验。买方代表将参加主要项目的出厂试验见证。对有疑问的验收试验，买方提出要求进行其他试验以验证电池组件的性能时，卖方应免费执行。

见证试验项目未通知买方参加或未需买方书面表示放弃工厂试验见证的任何设备不得装运出厂。

卖方应提供所有工厂试验项目的清单，清单中还应包括使用的方法和标准以及试验项目的进度表。买方代表有权在进行试验的过程中随时进入卖方的车间。卖方应为买方人员免费提卖方便和必要的标准和资料。

1.13 现场验收

1.13.1 组件到达安装现场后，买卖双方按商定的开箱检验方法，对照装箱清单逐件清点，进行组件的数量、规格和尺寸进行检查和验收。

1.13.2 现场验收的标准和方法：由卖方提供详细资料清单，买方确认。

1.13.3 现场验收试验所需的仪器或装置应由卖方提供（需经第三方检验认可），卖方参加配合，卖方提供验收所需的技术配合和人员配合。

1.13.4 进行现场验收时，卖方必须有人员在场，一方接到另一方验收通知而不派人参加，则被视为对验收结果的同意，并进行确认签字盖章。

1.13.5 由卖方外包生产的设备（部件）到达安装现场后，仍由买方会同买方进行检查和验收。

1.13.6 对到达安装现场光伏组件，买方将组织对组件的外观、尺寸及装箱清单进行抽检。

1.13.7 主要的产品验收标准：CE，TUV，UL，IEC和GB相关其他标准。

1.14 安装、调试、性能试验、试运行和验收

1.14.1 合同设备的安装、调试将由买方根据卖方提供的技术文件和说明书的规定，在卖方技术人员指导下进行。

1.14.2 合同设备性能试验、试运行和验收须根据本技术条件规定的标准、规程、规范进行。

1.14.3 完成合同设备的安装后，买方和卖方检查并确认安装工作，并签署安装工作证明书，该证明书一式两份，双方各执一份。

1.14.4 验收时间为安装、调试、性能试验和试运行完成后三个月内。如果所有合同设备都已达到各项技术指标，并稳定运行200h，买方、卖方应签署合同设备的验收证明书，该证明书一式两份，双方各执一份。

1.14.5 对于安装、调试、性能试验、试运行及质保期内技术指标一项或多项不满足合同要求时，供需双方共同分析原因，分清责任，如属卖方原因，涉及索赔部分按商务条款执行。

1.15 现场服务

1.15.1 安装技术指导

合同设备的安装由安装承包商进行，卖方提供现场安装技术服务。

在合同设备安装全过程中和合同规定的技术服务中，卖方应派遣有能力有经验的技术人员到现场指导安装，并参加设备开箱和交接验收。卖方技术服务人员应配合进行系统调试、试运行、直至投入运行等工作，并对上述工作的质量负责。卖方应承担的具体任务和责任如下：

（1）卖方的安装技术指导人员应在合同范围内全面负责安装技术指导、技术服务工作，并与买方代表充分合作与协商，以解决与合同有关的技术和工作问题。对买方代表提出的问题，卖方代表应按期作出回答。双方的代表，未经双方授权，无权变更和修改合同。在组件安装前，由卖方代表进行技术交底。

（2）卖方提供安装技术指导技术服务，应该按合同的规定完成合同设备的安装、试验、系统调试、试运行等的指导、监督工作。

（3）卖方技术人员应该详细地解释技术文件、图纸、运行和维护手册、设备特性、分析方法和有关的注意事项等，解决买方在合同范围内提出的技术问题。        

（4）卖方技术人员的技术指导应是正确的，如因错误指导而引起设备和材料的损坏，根据合同相关条款，卖方应负责修复、更换和/或补充，其费用由卖方承担。买方的有关技术人员应服从卖方技术人员的正确技术指导。

（5） 卖方的技术服务费用包括在合同的总价中。

1.15.2 故障的调查及处理

质保期内，如果发现组件在运行中发生任何故障或无法正常运行，或者影响其他设备的正常运行，卖方应进行调查研究，找出故障原因，并记录形成调查报告，提交买方及设计单位。

如果故障是由于组件的设计、制造或安装引起的，卖方应进行必要的维修、修补或更换。上述调查研究、维修或修补所需费用，由卖方承担。买方可派代表出席和参加这种调查研究，费用由买方自行承担。

上述规定绝不意味着减轻卖方履行合同规范要求的责任。

二  专用技术条款

2.1 单晶硅太阳电池组件技术条件

2.1.1 单晶硅太阳电池组件电气性能技术参数

本规范对单晶硅太阳电池组件主要性能参数在标准测试条件（即大气质量AM1.5G、1000W/m2的辐照度、25℃的电池工作温度）下提出如下要求：

（1）津南区部分光伏组件总容量≥100.28kWp（本期新装545Wp组件）；

东丽区部分光伏组件总容量≥2016.5kWp（本期新装545Wp组件）；

静海区部分光伏组件总容量≥5016.725kWp（本期新装545Wp组件）；

滨海新区部分光伏组件总容量≥1500.385kWp（本期新装545Wp组件）；

唐山市部分光伏组件总容量≥30000kWp（本期新装545Wp组件）

（2）峰值功率：≥545Wp

（3）单晶硅组件光电转换效率：≥21%

（4）组件标称功率偏差：0～+5W（实验必须为正公差）

（5）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2.5%，前2年以后输出功率衰减不超过0.6%；前10年运行使用期限内输出功率衰减不超过8%，在25年运行使用期限内输出功率衰减不超过16%。

（6）组件工艺材料保质期不低于10年，功率衰减质保期不低于25年。

按照GB/T9535（或IEC61215）标准要求，通过批准认证机构的认证。

（7）提供的电池组件应具备较好的低辐照性能，提供在200~1000 W/m²的IV测试曲线或数据。

（8）组件长短边都应设置接地孔，接地孔数量每边不少于1个。

（9）组件尺寸应满足：厂家提供基础数据

2.1.2 外观实际

（1）电池组件的框架应整洁、平整、无毛刺、无腐蚀斑点。

（2）所提供的组件无开裂、弯曲、不规整或损伤的外表面。

（3）组件的电池表面颜色均匀，无明显色差。

（4）组件的整体盖板应整洁、平直、无裂痕，组件表面不得有划痕、碰伤等缺陷。组件表面无明显凸起（由内部引线引起的突起），硅胶均匀；接线盒粘接牢固，表面干净。

（5）电池组件的每片电池与互连条排列整齐，无脱焊、无断裂。

（6）组件内电池无碎裂、无裂纹、无明显移位。

（7）电池组件的封装层中不允许气泡或脱层在某一片电池与组件边缘形成一个通路。

（8）电池组件的接线装置应密封，极性标志应准确和明显，与引出线的联接牢固可靠。

（9）组件的输出连接、互联线及主汇流线无可见的腐蚀。

2.1.3 绝缘要求

按照IEC 61215要求进行绝缘试验。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应不小于40MΩ•m²。

2.1.4 机械强度测试

电池组件的强度测试，应该按照 IEC61215中的测试要求，即：可以承受直径25mm±5%、质量7.53克±5%的冰球以23m/s速度的撞击。并满足以下要求：

（1）撞击后无如下严重外观缺陷：

破碎、开裂、或外表面脱附，包括上盖板、背板、边框和接线盒；

弯曲、不规整的外表面，包括上盖板、背板、边框和接线盒的不规整以至于影响到组件的安装和/或运行；

一个电池的一条裂缝，其延伸可能导致一个电池10%以上面积从组件的电路上减少；

在组件边缘和任何一部分电路之间形成连续的气泡或脱层通道；

丧失机械完整性，导致组件的安装和/或工作都受到影响。

（2）标准测试条件下输出功率的衰减不超过实验前的3%。

（3）绝缘电阻应满足初始试验的同样要求。

2.1.5  电池组件需具备受风、雪或覆冰等静载荷的能力，组件前表面承受风压2400Pa，承受雪压可达5400Pa，机械载荷试验满足IEC61215中相关规定。如组件安装场地须有特殊载荷的需要，投标方应提供相应的应对措施及组件加强处理并提供证明文件。

2.1.6 投标人所供电池组件需具备一定的抗潮湿能力，组件在雨、雾、露水或融雪的湿气的环境下，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IEC61215相关规定，如组件安装场地为特殊气候环境，投标方提供相应的应对措施及组件的加强处理并提供证明文件。

2.1.7 由于组件安装地点多为昼夜温度变化范围较大，卖方所供电池组件具备能承受温度重复变化而引起的热失配、疲劳和其他应力的较好能力，具备较好的能承受高温、高湿之后以及随后的零下温度的能力，具备较好的能承受长期湿气渗透的能力。厂家提供针对组件安装地点来说明所供应组件能满足气候条件的要求以及相应措施。

2.1.8 本技术规范中未提及的IEC61215中其他相关测试试验，投标方所提供电池组件同样需满足IEC61215相关规定。

2.1.9  工作温度范围：-40℃～+85℃

2.1.10  太阳电池组件防护等级不低于IP65。

2.1.11  电池片与金属边框的距离不小于11mm。

2.1.12  太阳电池组件应设有能方便地与安装支架之间可靠连接的连接螺栓孔。

2.1.13  光伏组件外形尺寸和安装孔的公差≤2.0mm；

2.1.14  本项目津南部分有1个光伏发系统、东丽部分共有1个光伏发系统、静海部分共有3个光伏发系统、滨海部分共有1个光伏发系统、唐山市部分共有1个光伏发系统，同一光伏发电子系统内太阳电池组件的电池片需为同一厂家供货（分批次到货），表面颜色均匀一致，无机械损伤，焊点无氧化斑，电池组件的I-V曲线基本相同。

2.1.15 光伏组件工艺材料提供至少10年的产品质保期，光伏组件的使用寿命均不低于25年。

2.1.16 组件具备抗PID性能，满足相关测试要求（测试条件：60℃、85%RH、96h、-1000V）

2.1.17 组件满足IEC61215标准中的热斑测试要求

2.1.18 层压后要求单片电池隐裂条数不超过2条，不允许贯穿，单块组件隐裂电池片不超过3片。

2.2 单硅太阳电池组件各主要部件技术要求

用于制造单晶硅太阳电池组件的所有材料应根据使用条件考虑强度、刚度、弹性变形、耐用性和其他化学、物理性能，选用适用的、新的、优质的、无损伤和缺陷材料。

要求构成电池组件的关键元器件或材料需要单独获得TUV等第三方认证机构认证（仅针对具有该类原材料国际标准及第三方认证业务的原材料，如接线盒，引出线缆，引出线插接头等），主要部件需要符合如下要求。

2.2.1 单晶硅太阳电池

2.2.1.1 电性能

电池片电性能要求必须满足在制造组件后成品后转换效率不得小于20.5%。2.2.1.2光致衰减性能

输出功率衰减应不超过试验前在标准测试条件（STC）下测量值的3%。

2.2.2 上盖板

电池组件上盖板玻璃采用低铁超白钢化浮法玻璃。主要技术指标如下:

2.2.2.1一般性能

（1）玻璃公称厚度为3.2㎜，厚度偏差0mm～0.2㎜，厚薄差≤0.25㎜；

（2）玻璃的边长a：500㎜＜a≤1000㎜，尺寸偏差为-1.5㎜～0；1000㎜＜a≤2000㎜，尺寸偏差为-2.0㎜～0；

（3）玻璃的对角线差应不大于两对角线其平均长度的0.1%；

（4）玻璃弯曲度≤0.2%；

（5）玻璃的外观质量要求

电池组件用钢化玻璃外观质量要求必须满足相应的规范要求。

2.2.2.2 光学性能

（1）玻璃含铁量（Fe2O3）≤0.015%；

（2）玻璃可见光透设比(380nm～760nm)≥91.5%（折合3㎜标准厚度），经表面处理后透光率≥96%；

（3）太阳光直接透射比（光谱范围300nm～2500nm）≥91%（折合3㎜标准厚度），经表面处理后透光率≥96%；

2.2.2.3安全性能

（1）抗冲击性能

用质量为227g表面光滑的钢球放在距试样1000mm的高度，使其自由落下。冲击点应在试样中心25mm范围内。对每块试样仅冲击一次，以观察其是否破坏。

（2）碎片状态

进行试验的每块试样在任意50㎜×50㎜区域内的碎片数应不少于40，允许有少量长条形碎片，其长度不超过100㎜。

（3）耐热冲击性能

试样应耐200℃温差不破坏。

2.2.3 组件引出线电缆

（1）每块太阳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）太阳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性能测试的要求。

（3）电缆规格为4mm2，电池组件布置方式为横向/竖向布置，正负极引出线电缆长度均不小于电池组件布置时串联所需的电缆长度，并且正负极引出线电缆长度均不应小于1m。

2.2.4 为减少光反射，提高输出功率，电池光照面应设置减反射膜。

2.2.5 电池电极的膨胀系数应与硅基体材料相匹配，有良好的导电性和可焊性，有效光照面积不小于90%。

2.2.6 电池焊点抗拉强度不小于1N/10mm。

2.2.7 其他可详细参照IEC61215《地面用晶体硅光伏组件设计鉴定和定型》。

2.2.8并联电阻不低于20Ω。