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哈 密 国 投 景 峡 50MWp 光 伏 发 电 项 目单 晶 硅 光 伏 组 件 设 备 采 购竞 争 性 谈 判 邀 请 书
招 标 编 号 ： HMGTGF-CG-2022-012022 年 10 月招 标 人 ： 中 国 电 建 集 团 西 北 勘 测 设 计 研 究 院 有 限 公 司
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哈 密 国 投 景 峡 50MWp 光 伏 发 电 项 目单 晶 硅 光 伏 组 件 设 备 采 购竞 争 性 谈 判 邀 请 书中 国 电 建 集 团 西 北 勘 测 设 计 研 究 院 有 限 公 司 就 哈 密 国 投 景 峡 50MWp 光 伏 发 电 项 目 单 晶硅 光 伏 组 件 设 备 采 购 项 目 组 织 招 标 采 购 ， 本 项 目 招 标 采 用 竞 争 性 谈 判 方 式 进 行 ， 欢 迎 符 合 本项 目 资 格 条 件 的 投 标 人 参 与 投 标 。一 项 目 编 号 ： HMGTGF-CG-2022-01二 工 程 项 目 名 称 ： 哈 密 国 投 景 峡 50MWp 光 伏 发 电 项 目
三 本 项 目 采 购 内 容 ： 单 晶 硅 光 伏 组 件 设 备本 次 招 标 将 由 中 标 人 承 包 提 供 本 邀 请 书 中 所 规 定 的 设 备 ， 详 见 下 表 ， 包 括 设 备 及 供 货 范 围内 所 有 设 备 元 件 的 选 择 设 计 制 造 试 验 包 括 型 式 试 验 出 厂 试 验 交 接 试 验 供 货 包 装 运 输 现 场 交 接 提 供 安 装 和 调 试 指 导 现 场 技 术 培 训 指 导 现 场 试 验 和 验 收 参 加 试运 行 和 协 助 交 接 验 收 负 责 产 品 资 料 文 件 编 制 和 提 交 等 。供 货 范 围 包 括 ， 但 不 限 于 此 ：3.1整 套 光 伏 组 件 及 组 件 间 连 接 电 缆 和 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 仪 器 及 材 料 等 。3.3用 于 十 年 质 保 期 的 随 机 备 品 备 件 和 消 耗 品 质 保 责 任 期 内 投 标 人 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 清 单 。
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 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 。3.6提 供 光 伏 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 。 表 1 供 货 范 围 一 览 表序 号 名 称 规 格 单 位 数 量 备 注1 光 伏 组 件 540Wp 块 107302 72 片 ， 电 池 片 采 用 182mm 182mm2 连 接 器 MC4 或 兼 容MC4 套 4500 与 所 供 组 件 连 接 插 头 同 型 号 ， 含 正 负极 ， 每 个 组 件 1 套 ， 按 需 补 齐3 成 品 连 接 线 与 组 件 连 接 线 同
型 号 光 伏 专 用 电 套 4500 MC4 或 兼 容 MC4 与 电 缆 可 靠 连 接 ，含 正 负 极 ， 按 需 补 齐
3
缆 和 MC4 或 兼容 MC4详 细 的 供 货 范 围 及 要 求 见 哈 密 国 投 景 峡 50MWp光 伏 发 电 项 目 单 晶 硅 光 伏 组 件 设 备 采 购 竞争 性 谈 判 文 件 --技 术 部 分 。交 货 时 间 ： 自 收 到 款 项 后 第 10天 起 至 第 25天 分 批 次 将 本 标 段 所 有 设 备 供 货 至 项 目 所 在 地 ，车 板 交 货 。 ， 交 货 进 度 应 满 足 现 场 施 工 进 度 要 求 。交 货 地 点 ： 哈 密 国 投 景 峡 50MWp 光 伏 发 电 项 目 部 指 定 地 点 。特 别 提 示 ： 本 次 设 备 采 购 为 项 目 复 工 后 实 施 的 采 购 ， 复 工 之 事 正 在 商 谈 中 。 我 方 承 诺 一旦 项 目 启 动 复 工 ， 我 方 将 与 潜 在 设 备 供 应 商 签 订 相 关 设 备 采 购 合 同 。 若 项 目 未 复 工 ， 本 次 竞
争 性 谈 判 采 购 结 果 招 标 方 有 权 决 定 有 效 或 无 效 。四 谈 判 文 件 发 售 时 间 及 地 点1. 凡 有 诚 意 参 与 的 投 标 人 ， 请 提 前 在 中 国 电 建 集 中 采 购 电 子 平 台 http://ec.powerchina.cn 申 请 注 册 合 格 供 应 商 ， 并 于 2022 年 10 月 10 日 10 月 14日 17 00 前 北 京 时 间 在 中 国 电 建 设 备 物 资 集 中 采 购 平 台 http://ec.powerchina.cn按 要 求 回 复 邀 请 函 ：2. 谈 判 文 件 每 套 售 价 为 3000 元 公 对 公 转 账 ， 售 后 不 退 。五 谈 判 文 件 的 递 交1 竞 争 性 谈 判 响 应 文 件 递 交 的 截 止 时 间 投 标 截 止 时 间 ， 下 同 为 2022 年 10 月 18 日 9时 30 分 北 京 时 间 ， 响 应 人 应 在 截 止 时 间 前 通 过 集 采 平 台 递 交 电 子 响 应 文 件 。
1 本 次 采 购 将 通 过 集 采 平 台 全 程 在 线 开 展 ， 响 应 人 须 提 前 办 理 电 子 钥 匙 用 于 在 线 投 标 ，请 各 响 应 人 登 陆 集 采 平 台 服 务 中 心 或 咨 询 客 服 ， 了 解 集 采 平 台 操 作 和 电 子 钥 匙 办 理 的 具 体 事宜 ， 并 严 格 按 照 要 求 进 行 在 线 投 标 ， 因 操 作 流 程 失 误 造 成 的 投 标 失 败 将 由 响 应 人 自 行 承 担 后 果 。集 采 平 台 客 服 电 话 ： 4006274006转 06电 子 钥 匙 办 理 客 服 电 话 ： 010-56032365 2 各 响 应 人 须 登 陆 集 采 平 台 使 用 电 子 钥 匙 进 行 电 子 响 应 文 件 的 编 制 加 密 和 在 线 投 递 ，请 各 响 应 人 充 分 考 虑 文 件 大 小 网 络 速 度 的 影 响 并 预 留 充 足 的 时 间 ， 逾 期 将 无 法 提 交 。 电 子响 应 文 件 的 在 线 投 递 建 议 至 少 提 前 12小 时 完 成 。 3 电 子 响 应 文 件 的 加 密 提 交 解 密 及 签 到 等 流 程 须 各 投 标 人 在 线 进 行 操 作 。
4
4 逾 期 送 达 的 响 应 文 件 ， 电 子 招 标 投 标 交 易 平 台 将 予 以 拒 收 。2 投 标 截 止 时 间 及 递 交 地 点 如 有 变 动 ， 招 标 人 将 及 时 以 书 面 形 式 通 知 所 有 接 收 邀 请 的 潜在 投 标 人 。3 供 应 商 报 名 前 需 要 在 集 采 平 台 上 注 册 账 号 ， 填 写 基 本 信 息 并 通 过 网 站 初 审 。 中 标 人 需要 在 该 平 台 上 申 请 成 为 采 购 单 位 或 股 份 公 司 的 合 格 供 应 商 ， 未 通 过 合 格 供 应 商 审 核 的 则 无 法 接收 中 标 通 知 书 。六 谈 判 时 间 及 地 点1. 开 标 时 间 ： 2022 年 10 月 18 日 上 午 9:30 北 京 时 间 2. 开 标 地 点 ： 陕 西 省 西 安 市 长 安 区 城 南 大 道 18号 中 国 电 建 西 北 院 常 宁 基 地
3. 届 时 请 投 标 人 的 法 定 代 表 人 或 其 授 权 的 投 标 人 代 表 出 席 。七 发 布 公 告 的 媒 介本 次 竞 争 性 谈 判 公 告 在 中 国 电 建 招 标 与 采 购 网 http://bid.powerchina.cn) 中 国 电 建 设 备 物资 集 中 采 购 平 台 https://ec.powerchina.cn 中 国 电 建 集 团 西 北 勘 测 设 计 研 究 院 有 限 公 司 网 站 http://www.nwh.cn 上 发 布 。八 联 系 方 式招 标 人 ： 中 国 电 建 集 团 西 北 勘 测 设 计 研 究 院 有 限 公 司地 址 ： 陕 西 省 西 安 市 长 安 区 城 南 大 道 18 号联 系 人 ： 张 舒 购 买 标 书 电 话 ： 029-85697621/18066968322
江 萌 萌 答 疑 澄 清 电 话 ： 029-88280431/18066967029九 监 督 机 构监 督 机 构 ： 中 国 电 建 集 团 西 北 勘 测 设 计 研 究 院 有 限 公 司监 督 电 话 ： 029-88290468 中 国 电 建 集 团 西 北 勘 测 设 计 研 究 院 有 限 公 司2022 年 10 月 10 日
哈密国投景峡50MWp光伏发电项目
单晶硅光伏组件采购
招 标 文 件
技术部分
二二二年九月 西安
目 录
第1章 一般技术条款 1
1.1 总则 1
1.2 电站概况 3
1.3 设备使用环境条件 3
1.4 供货范围 4
1.5 标准和规程 5
1.6 接口与协调 7
1.7 设计联络会 8
1.8 图纸资料的提交与审查 8
1.9材料及制造工艺 10
1.10包装与运输 11
第2章 专用技术条款 13
2.1 一般性能要求 13
2.2 光伏组件各主要部件技术要求 14
2.3 光伏组件主要材料要求 22
2.4 其它要求 23
2.5 随机备品备件和专用工具 23
2.6 光伏组件性能保证值表 24
附件1技术资料及交付进度 29
附件2 设备监造工厂检验/试验 35
附件3 性能检验与验收 45
附件4 技术服务和联络 53
附件5 交货进度 56
附件6 技术差异表格式 57
第1章 一般技术条款
1.1 总则
1.1.1本技术规范书适用于哈密国投景峡50MWp光伏发电项目单晶硅光伏组件设备及其所有附属设备和附件的采购。本技术规范书包括光伏组件本体及其辅助设备的功能结构性能安装和试验等方面的技术要求。
1.1.2本技术规范书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，投标方应提供符合本规范和有关最新标准的优质产品。1.1.3为负责任和专业的投标方，投标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，投标方对投标设备满足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。
1.1.4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，投标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，投标方从其它工厂采购的材料设备或部件所发生的一切质量问题应由投标方负责。
1.1.5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，本技术规范根据招标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，投标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。
1.1.6本技术规范对产品认证标准中未覆盖到的需要招投标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，投标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。
1.1.7一旦投标方中标，签订技术协议时，招标方只对投标设备的技术性能和受约束的材料元器件品牌进行确认，投标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，投标方必须按照约定的时间解决问题并承担招标方损失如有，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转嫁技术责任。
1.1.8本技术规范中的条款如与商务标书中的条款不一致时，投标方应按招标要求及时提出澄清，逾期未提澄清的，按照对招标方有利的条款和较高要求执行。
1.1.9本技术规范中的条款和要求如出现不一致或自相矛盾时，投标方应按招标要求及时提出澄清，逾期未提澄清的，按照对招标方有利的条款和较高要求执行。
1.1.10如果投标方中标，招标方将以投标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投标方投标技术文件的遗漏项，按照投标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投标方对招标技术规范书实质性响应内容中的条款不一致时，按对招标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，按照对招标方有利的条款和较高要求执行。
1.1.11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，将认为投标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。
1.1.12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。
1.1.13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。
1.1.14如果出现投标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，招标方有权更换中标人。
1.1.15招标方保留对本技术规范书提出补充要求和修改的权利，投标方应予以配合。如招标方提出修改，将根据实际需要通知中标方召开设计联络会，具体细则由双方协商确定。
1.1.16投标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，按照对招标方有利的选项处理，否则，招标方有权更换中标人。
1.1.17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。
1.1.18投标方应逐条正面对本技术规范书做出明确的响应，如果出现遗漏项且投标方中标的情况，所有遗漏项按完全响应技术规范书的要求处理投标技术文件遗漏项过多对技术规范要求响应但未实质响应的条目过多或关键响应缺失过多的投标方，按废标处理。
1.2 电站概况
哈密国投景峡50MWp光伏发电项目位于哈密东南部,距哈密市区约110km,地处哈密风电基地二期项目景峡区域风电场风间带内,本电站东西两侧分别紧邻华冉景峡二 C 和国电景峡二 B 风电场。工程场址区海拔高程在 1005m1020m 之间，占地面积约 1.45km2。电站经对外道路与 G312 国道相接，交通便利。本项目安装容量 68.0199MWp分为60MW8MW两部分，电站全部采用单晶硅535Wp及以上组件，3125kV集中式箱逆变一体机，每3.125MW为1个子阵，共设16个子阵。由哈密国投景峡太阳能发电有限公司投资建设，设计寿命25年。通过接入扩建的110kV国电景峡东风电一场段母线送出至国电景峡东220kV汇集站。
1.3 设备使用环境条件
根据电站附近哈密气象站的观测资料，可知：
序号
项目
单位
数量
备注
1
多年平均气温
6.7
2
多年极端最高气温
40.6
3
多年极端最低气温
-30
4
多年最大风速
m/s
20.7
5
海拔高度
m
1056
6
多年平均降水量
mm
51
7
多年平均雷暴日数
d
6.9
1.4 供货范围
1.4.1 一般要求
1.4.1.1 提供光伏组件设备及其所有附属设备和附件。
1.4.1.2 投标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，投标方仍须在执行合同时补足，且不发生费用问题。
1.4.1.3 投标方在交付光伏组件同时应移交：每块光伏组件应有工厂测试报告，报告中必须标示出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。
1.4.1.4 投标方应在投标书中详细列出所供随机备品备件专用工具清单。投标方应在投标书中详细列出推荐备品备件清单，并单独报价，供招标方选择。
1.4.1.5投标方应向招标方提供进口及外购设备的范围及清单，供招标方审阅。招标方有权决定进口或外购设备的范围。
1.4.1.6投标文件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。
1.4.1.7投标方应提供用以说明其供货范围的相关图纸资料。
1.4.2工作范围
1.4.2.1生产和交货情况月报和工厂试验计划。
1.4.2.2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。
1.4.2.3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。
1.4.2.4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。
1.4.2.5编制和提交所供应的设备安装手册和运行维护手册。
1.4.2.6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。
1.4.2.7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。
1.4.2.8对业主负责安装的低压电缆的工作进行指导。
1.4.2.9对设计交付检查和验收进行协调，以确保施工进度。
1.4.3供货范围
1.4.3.1供货范围包括整套光伏组件及组件间连接电缆和连接器。
1.4.3.2用于安装调试试运行运行所供设备维修的专用工具仪器及材料等。
1.4.3.3用于十年质保期的随机备品备件和消耗品质保责任期内投标人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。
1.4.3.4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。
1.4.3.5提供光伏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。
1.4.3.6提供光伏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。
表1.1 光伏组件招标范围
序号
名称
规格
单位
数量
备注
1
光伏组件
540Wp
块
107302
72片，电池片采用182mm182mm
2
连接器
MC4或兼容MC4
套
4500
与所供组件连接插头同型号，含正负极，每个组件1套，按需补齐
3
成品连接线
与组件连接线同型号光伏专用电缆和MC4或兼容MC4
套
4500
MC4或兼容MC4与电缆可靠连接，含正负极，按需补齐
1.5 标准和规程
本工程所采购光伏组件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。选用的标准是在合同签订之前已颁布的最新版本。同时，必须满足国家能源局工业和信息化部国家认监委联合发布关于促进先进光伏技术产品应用和产业升级的意见国能新能2015 194号及中华人民共和国工业和信息化部光伏制造行业规范条件2018年本的相关要求。
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。
投标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：
国家产业政策文件
光伏制造行业规范条件2018年本中华人民共和国工业和信息化部
业和信息化部与国家能源局国家认监委联合印发关于促进先进光伏技术产品应用和产业升级的意见国能新能2015194号
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
IEC62804 晶体硅组件系统电压耐久性试验设计资质和型式认证
IEEE 1262 太阳电池组件的测试认证规范
CNCA/CTS 0009 光伏组件转换效率测试和评定方法
国家标准:
GB2297 太阳光伏能源系统术语
GB6497 地面用太阳电池标定的一般规定
GB 6495.1 光伏器件 第1部分: 光伏电流电压特性的测量
GB 6495.2 光伏器件 第2部分: 标准太阳电池的要求
GB 6495.3 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 6495.4 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 6495.5 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 6495.7 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 6495.8 光伏器件 第8部分: 光伏器件光谱响应的测量
GB 6495.9 光伏器件 第9部分: 太阳模拟器要求
GB 20047.1 光伏PV组件安全鉴定 第1部分：结构要求
GB 20047.2 光伏PV组件安全鉴定 第2部分：试验要求
GB 12632 单晶硅太阳电池总规范
GB/T 9535 地面用晶体硅光伏组件 设计鉴定和定型
GB/T 14007 陆地用太阳电池组件总规范
GB/T 14009 太阳电池组件参数测量方法
GB/T 18912 太阳电池组件盐雾腐蚀试验
GB/T 11009 太阳电池光谱响应测试方法
GB/T 11010 光谱标准太阳电池
行业标准:
SJ/T 2196 地面用硅太阳电池电性能测试方法
SJ/T 9550.29 地面用晶体硅太阳电池单体 质量分等标准
SJ/T 9550.30 地面用晶体硅太阳电池组件 质量分等标准
SJ/T 10459 太阳电池温度系数测试方法
SJ/T 10173 TDA75多晶硅太阳电池
SJ/T 11209 光伏器件 第6部分 标准太阳电池组件的要求
SJ/T11061 太阳电池电性能测试设备检验方法
企业标准:
同时满足以上标准，如有冲突的地方，按照高的标准执行未明确事宜应按照商务文件要求标准执行。
1.6 接口与协调
1.6.1概述
投标方应配合招标方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光伏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。
1.6.2投标方的责任
投标方有义务配合其它设备方，协调光伏组件与其它设备的连接，并对自己的承诺负责。
1.6.3接口
1单晶硅光伏组件与直流电缆的接口位置在组件的接线盒正负极引出线和插头处。投标方提供与直流电缆连接的插接头。
2单晶硅光伏组件与电站接地网的接口位置在组件的金属边框上的接地孔。组件金属边框接地孔与光伏组件支架连接件由招标方提供，连接方式由投标方提供。
1.6.4协调
1与安装支架的协调
光伏组件与安装支架供货商的协调，光伏组件投标方为责任方。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
投标方与安装承包商的协调由招标方负责，投标方应配合招标方的协调工作。
1.7 设计联络会
本设备召开专门的设计联络会，如招标人召开电站总体设计协调会时要求投标人参加，则投标人及时参加，投标人参加会议人员的所有费用应已含在投标总价中。
1.8 图纸资料的提交与审查
1.8.1投标方提交的图纸及资料
1投标时应提供的图纸及资料但不限于
a本次投标光伏组件的物料清单
b已投运产品存在的问题，本次拟采用哪些完善措施。
c本次投标光伏组件的国内外认证证书复印件
d本次投标光伏组件的国内外认证证书及测试报告复印件包括物料清单组件性能参数及Anti-PID证书
e光伏组件外形尺寸图安装详图包括荷重资料
f各种辐照度下的I-V特性曲线图
g光伏组件盐雾试验认证。
2投标方应在合同签订后7天内向招标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：
应注明哈密国投景峡50MWp光伏发电项目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。
电气原理及线路图。
各种辐照度下的I-V特性曲线图。
3随设备到货提供的图纸和数据
随设备到货投标人应提供所有的技术文件含电子文件。如存在有部分或全部文件没有提供的情况，招标人则认为供货不完整。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：
组件出厂测试报告及相关认证文件。
光伏组件的详细安装手册或说明书须包括安装运行维护和储存等详细全面内容。
经招投标双方最终确认的图纸资料。
招标方及工程设计单位需要的其它相关图纸和文件。
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。
1.8.2 技术文件审查
1招标方对投标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，均仍由投标方负责。
2招标方将在收到图纸和技术文件后的7天内复核并返回给投标方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，投标方应在收到后的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投标方按该图纸和技术文件以及修改部份(如果图上标示)对设备进行制造和加工。招标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投标方对于合同文件应负的责任。
4投标方提供的文件如不符合本规范的要求，招标方有权要求投标方进行修改。
1.8.3 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，投标方有义务提供并不得另增费用。
3对于投标方提交的不符合要求的图纸，招标方将书面通知投标方，并要求投标方修改后重新提交。
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，投标方应向招标方支付违约金。
5投标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，招标方签发一份交接证明给投标方，否则，将认为该项工作未完全完成。
1.9材料及制造工艺
用于制造本项目光伏组件的所有材料，必须根据本项目场址区域的特定使用条件，充分考虑强度刚度弹性变形耐用性和其他化学物理性能，选用最适用的新的优质的无损伤无缺陷的许可材料。
用于制造本项目光伏组件的所有材料，都必须经过相应试验和检测，其试验检测必须按国家标准(最新版本) 规定的有关方法进行，同时满足关于发挥市场作用促进光伏技术进步和产业升级的意见国能新能2015194 号等相关要求，材料试验和检测及有关认证报告应提交招标方。
光伏组件的所有部件应按国家和行业标准(最新版本)生产制造。安装孔接线盒以及机械配合公差应符合国家和行业标准(最新版本)的规定。组件框架和组件上盖板光伏玻璃背板的垂直度水平度等应符合有关的标准和规范。
1.10包装与运输
1.10.1投标方交付的所有合同设备应具有适合长途运输多次搬运和装卸的坚固包装，并有减振防冲击的措施，以确保合同设备安全无损地运抵现场同时应避免运输装卸过程中由于垂直水平加速度引起的设备损坏。
1.10.2投标方应根据合同设备不同的形状及特性进行包装，并应按设备特点，按需要分别加上防潮防雨防霉防锈防腐蚀和防震等保护措施，以保证合同设备在没有任何损坏和腐蚀的情况下安全运抵合同设备安装现场。投标方应对合同设备进行妥善的喷漆，以适应远途海上陆上运输条件和大量的吊装卸货长期露天堆放以及实际运行时的需要，从而防止雨雪受潮生锈腐蚀受振以及机械和化学引起的损坏。
1.10.3投标方应在每件包装箱的四个侧面上，用不褪色的油漆或更好的方式以明显易见的中文字样印刷以下标记：
发往哈密国投景峡50MWp光伏发电项目程项目部
(1) 项目名
(2) 合同号
(3) 收货人
(4) 发货标记唛头
(5) 收货人编号
(6) 目的地
(7) 设备名称品目号和箱号
(8) 毛重/净重用kg表示
(9) 尺寸长宽高，用cm表示。
1.10.4对裸装货物应以金属标签或直接在设备本身上注明上述有关内容。大件货物应带有足够的货物支架或包装垫木，其所需费用由投标方承担。
1.10.5每件包装箱内，应附有包括分件名称数量图号的详细装箱单质量合格证明书技术说明各一式二份。
1.10.6合同设备的备品备件专用工具应分别包装，并在包装箱外加以注明上述内容，并标明备品备件或专用工具的字样，随相应部套同批发货。
1.10.7投标方应在成包的或成捆的散装附件上贴注标签，标签应以清晰的中文印刷体书写，注明相关内容。
1.10.8投标方及其分包商不得用同一箱号标明任何两个箱件，包装箱应连续编号，而且在全部装运的过程中，装箱编号的顺序始终是连贯的。
1.10.9对于合同设备的包装物，招标方一般认为不回收，投标方如果要求回收，则应在包装物的醒目位置标注回收字样，并在设备开箱验收后由投标方人员负责回收，招标方不负包装物的保管责任，回收费用由投标方承担。
1.10.10根据合同设备的特点和运输的不同要求，投标方应在包装箱上清楚地标注小心轻放此端朝上，请勿倒置此端朝前保持干燥等字样和其他国际贸易中使用的适当标记。
1.10.11电流分档
光伏组件成品包装按照工程要求一定数量为一托，一托组件的数量需根据招标方要求调整，每一托所包括的组件全部按照电流分档，分档精度为0.1A，并在工厂做好分档标识。
第2章 专用技术条款
2.1 一般性能要求
1光伏组件类型必须是单晶硅182mm182mm单体电池，规格为72片的光伏组件。
2在标准测试条件即大气质量AM1.51000W/m2辐照度25工作温度下提出如下要求：光伏组件峰值功率：535Wp及以上，05w正偏差。光伏组件转换效率20.9%
3填充因子：75%。须符合IEEE 1262-1995 太阳电池组件的测试认证规范
4光伏组件长度宽度厚度参考如下：
单面光伏组件长度22562279mm，宽度不小于1133mm，厚度35mm投标人应根据项目地的资源状况交通运输条件组件规格推荐符合光伏组件质量标准的合理尺寸。
7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
8运行环境温度范围：-402852如有特殊要求详见光伏电站的特殊要求。
9绝缘强度：满足IEC61215标准要求，测试绝缘电阻乘以组件面积>40M.m2。投标方所供组件应具备良好的抗潮湿能力，组件在雨雾露水或融雪的湿气的环境下，组件能正常工作，绝缘性能满足相关标准要求，湿漏电流试验需满足IEC61215 10.15条款相关规定。
10符合IEC61400-21IEC61215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电池片与边框距离3mm ，光伏组件外形尺寸和安装孔的公差1.0mm。
13光伏组件防护等级不低于IP65。
14衰减要求
72片单晶高效单面单玻组件：功率衰减，光伏组件的功率承诺期要求不低于25年，第一年衰减2.5%，第2年至第25年每年衰减不超过0.6%，10年功率衰降8%在25年运行期内输出功率衰减16%。1年指12个月10年指120个月25年指300个月30年指360个月。
15最大承载电流符合GB 20047.1-2006 光伏PV组件安全鉴定 第1部分：结构要求
16选用电池片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/T 10459-1993 太阳电池温度系数测试方法。
18工作温度范围符合GB/T 14007-1992 陆地用太阳电池组件总规范。
19工作电压工作电流等符合IEEE 1262-1995 太阳电池组件的测试认证规范。
20光伏组件要求同一光伏发电单元内光伏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，光伏组件的I-V曲线基本相同。
21在电池电极两端加正向电压，使电流密度大小和电池短路电流密度相当，用分辨率优于0.5 mm/pixel或2400万像素以上的红外相机采集图像，电池体内不应有隐性裂纹。
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光伏组件必须具备抗PID功能，并对预防PID效应的措施进行描述，包括措施原理认证测试报告和数据支持等。
24光伏组件铝合金框架的壁厚不小于1.3mm，光伏组件边框作为防雷接闪器使用。
25光伏组件需在厂内进行分拣，要求提供的组件按工作电流档，每一个包装箱内的产品电流偏差应在0.1A内，并在包装箱上有明显的电流分档标识，以便现场安装。
26应分别按照IEC61215/IEC61730的标准要求，通过国家批准的认证机构和国际权威认证机构的认证。并提供经过TUVULVDECQC等认证的组件的物料清单包括各主要部件生产厂商型号规格数量等参数，保证本次供货的组件的物料清单与通过认证的组件完全一致。
2.2主要部件技术要求
用于制造光伏组件的所有材料应根据使用条件，通过验证材料的强度刚度弹性变形耐用性和其他化学物理性能，选用最适用的新的优质的无损伤和缺陷的材料。主要部件需要符合如下要求。
2.2.1 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。投标人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。提供数据需满足或优于以下参数：
1产品外形尺寸边长为182mm182mm。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3 mm，宽度0.5 mm，深度1/2电池片厚度，单片电池片数量1处，同一组件内崩边电池片数量2个U型缺角长度5 mm，深度1.5 mm，单片电池片内数量1处，长度3 mm，深度1 mm，单片电池片内数量2个划痕长度10 mm，单片电池片划痕数量1条，同一组件内崩边电池片数量2个栅线颜色一致，无氧化黄变，不允许主栅缺失，断栅长度1 mm，单片电池片断栅数量3条，同一组件断栅电池片2个，不允许连续性断栅助焊剂印10mm2，单片电池片助焊剂印数量2处，同一组件有助焊剂印电池片5处焊带偏移量0.3mm，数量3处，主栅线与焊带之间脱焊长度5mm电池片串间距偏移量0.5mm，电池片到铝边框距离3mm。
2硅基电阻率：3.0 cmGB/T 1552硅锗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11s GB/T 1553硅和锗体内少数载流子寿命测定光电导衰减法。
4氧浓度：81017atoms/cm3GB/T 1557硅晶体中间隙氧含量的红外吸收测量方法。
5碳浓度：51016atoms/cm3(单晶硅)GB/T 1558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1mm，个数1个背电极缺损面积2.0mm2，且个数5个背面电场漏硅总面积1.0 cm2，且个数5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无隐裂崩边崩角缺口虚印色斑水印手印油污划痕色差面积电池片面积1/3结点面积1.0mm0.3mm ,结点个数6个，结点面积0.3mm0.3mm 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0.5mm,主栅线长度方向缺损1.0mm，缺损处1个主栅线脱落不允许。
12采用A级产品，并符合SJ/T 9550.29-1993 地面用晶体硅太阳电池单体 质量分等标准,且构成同一块光伏组件的电池片应为同一批次的电池片。
2.2.2光伏玻璃
应当采用保证光伏组件运行的高可靠性的材料。投标人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光伏组件采用低铁钢化玻璃，铁含量应不高于0.015%。
2玻璃公称厚度为3.2mm，厚度偏差00.2mm，厚薄差0.25mm。
3太阳光直接透射比：在300nm2500nm光谱范围内，光伏组件用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0.1%。
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5mm，宽度0.1mm的划痕数量3条/m2同一组件允许数量5条不允许直径2mm的圆形气泡，0.5mm长度1.0mm圆形气泡不超过5个/m2，1.0mm长度2.0mm圆形气泡不超过1个/m2，0.5mm长度1.5mm长形气泡数量不超过5个/m2，1.5mm长度3.0mm且宽度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，45斜视玻璃表面，无七彩光，无压花印。
6耐热冲击性能：试样应耐200温差不破坏。
7应具有可靠的抗风压抗冰雹冲击能性试验。耐风压：2400Pa耐雹撞击性能：23m/s荷载长期：5400Pa
2.2.3乙烯和醋酸乙烯酯聚合物以下简称EVA
投标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招标方。提供数据需满足或优于以下参数。见下参数。
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
用精度0.01 mm测厚度仪测定，在幅度方向至少取五点平均值，厚度不低于0.6mm且克重不低于390 g/m2，允许公差为0.05 mm用精度1 mm的直尺测定，宽度符合协定宽度，允许公差为0/6 mm
3
密度
0.950.96 g/cm3
4
交联度
80%交联度90%
5
剥离强度
与玻璃
70 N/cm
6
拉伸强度
18 MPa
7
断裂伸长率
550%
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
剥离强度
玻璃/EVA：30N/cm，背板Tedlar一代/EVA：8N/cm
11
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 胶膜不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%
光伏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
2.2.4 背板
背板材料必须采用三层复合膜结构，双面含氟背板, 应具有CQCTUV以及其他同等资质的第三方提供的测试报告，卖方应明确选用背板的透水率黄变指数击穿电压和抗拉强度，并保证背板材料25年以上的使用寿命。
背板外层必须采用PVF(杜邦Tedlar)PVDFarkema氟膜中间层必须采用PET内层必须为PVF(杜邦Tedlar)PVDFarkema氟膜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) 或含氟聚烯烃PO类如PE/PP)材料。
选用非专利授权企业背板的，作为严重不响应招标文件处理，生产监造时请背板厂家提供氟膜从杜邦公司及阿科玛公司购买Tedlar或Kynar膜的采购有效凭证。
为保证光伏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业主方。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30 mm的划痕，宽度小于0.1 mm每平米允许3条，宽度0.1 mm-0.5 mm每平米允许1条，不允许长度超过20 mm的划痕，不允许有划透背板的划伤
尺寸
厚度不低于300 m，允许公差为0.03 mm宽度符合协定宽度，允许公差为0/3 mm。
结构
双面氟膜三层复合的复合结构
拉伸强度
100 MPa
断裂伸长率
100%
系统最大电压
1500 V
体积电阻率
1.0x1014 m
层间剥离强度
4N/cm
背板/硅胶剥离强度
15 N/10 mm
背板/胶带剥离强度
3 N/10 mm
背板/EVA剥离强度
40 N/10 mm
热收缩率
纵向1.5%，横向1.0%
击穿电压
KV
17
水蒸气透过率
电解传感器法g/d
38/90%RH
1.5
PCT加速老化48 h
无变色无气泡不分层无裂纹无皱折和显著发粘。
耐磨性能
150 L
注：本项目光伏组件封装用背板材料的环境耐久性能按照光伏背板材料领跑者环境耐久性评价实施细则CQC92-462217-2015实施评价。
特殊要求：
地区和电站类型
背板外层材料要求空气侧
中间层材料要求
内层材料要求
干热地区年辐射量 1600kWh/ m2，年降雨量400ml
1.耐风沙性能，落砂测试200L
2.厚度：10%公差
Arkema PVDF: 30um
Tedlar PVF: 30um
1.PET厚度：250um10%(适用1000V系统)
275um10%适用1500V系统
1.长期耐热性能:TI105
2.反光率：80%
3.抗UV200KWH，Y4 4.厚度：10um 10%公差
湿热地区年辐射量1600kWh/ m2 ，年降雨量400ml或水面电站
1.耐风沙性能，落砂测试150L
2.厚度：10%公差
ArkemaPVDF:25um
Tedlar PVF:25um
1.PET耐水解性能需达到PCT60h后断裂伸长率为初始值的20%以上
2. PET厚度：250um10%(适用1000V系统)
275um10%适用1500V系统
1.长期耐热性能:TI105
2.反光率：80%
3.抗UV150KWH，Y4
4.厚度：10um 10%公差
备注：湿热和干热地带和地区，以国家相关行业标准进行区分
2.2.5接线盒
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 投标人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。接线盒必须按照CNCA/CTS0003:2010标准要求通过国家批准的认证机构认证。
1最大承载工作电流能力额定电流的1.5倍
2最大耐压1500V
3使用温度-402852
4工作湿度范围 5%95%
5防护等级不小于IP67
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正确。
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1 mm。
机械完整性
可打开式接线盒，其盒盖连续开合三次，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，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
接触电阻
连接头接触电阻5 m
电气间隙和爬电距离
应符合IEC 60664中基本绝缘的规定
旁路二极管热性能
按照CNCA/CTS0003：2010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400 M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。
防护等级
IP 65及以上接线盒，IP 67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100 kWh/m2后，接线盒无破坏变形其中波长为280nm到320nm的紫外辐射累计量在3%-10%之间。。
连接器
同型号连接器互接
2.2.6焊带汇流条/互连条
序号
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
0.020.003cm
电阻率仪
4
可焊性
250400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
6
伸长率
互连条15%，汇流条20%
7
折断率
0180弯曲7次不断裂
8
镰刀弯曲度
互连条4mm/1000mm，汇流带3mm/1000mm
直尺测量
9
基材
铜含量99.95%
核对出厂检验报告
2.2.7铝边框
本工程光伏组件边框选用铝合金型材，便于组件与支架的连接固定，有良好的机械性能，耐腐蚀性能。具体材料及性能要求参考QEH-2010-RD-I118A太阳电池组件用铝合金边框技术规范。投标人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。提供数据需满足或优于以下参数。
序号
项目
技术要求
1
尺寸
符合协定宽度1mm，长度1mm，厚度35mm单根边框偏差0.5mm，安装孔位误差1.0mm
2
阳极氧化膜平均厚度
12m
3
韦氏硬度
8HW
4
弯曲度
0.2%
5
扭曲度
1
6
与角码的匹配性
缝隙0.5mm(组装后)
2.2.8硅胶/密封胶带
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。投标人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
1.6MPa
2
伸长率
210%
3
剪切强度
1.3MPa
4
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。投标人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：
基本性能参数
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 mm
5
胶带宽度偏差
0.5 mm
6
透水率
15g/day
7
剥离强度180度剥离
0.9MPa
8
剪切强度
0.45N/625 mm2
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
2.2.9光伏组件引出线电缆与连接器
1每块光伏组件接线盒应带有正负出线正负极连接器，应符合EN50521的要求。其额定电流及额定电压应与接线盒的额定数值相符。
2光伏组件自带的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，应满足系统电压，载流能力，潮湿位置温度和耐日照的要求，具备TUV 认证。
3所有的带电部件都应采用金属材料，以使在规定的使用过程中保持良好的机械强度导电性及抗腐蚀性。
4应密封防水散热性好并接线端子连接牢固，引线端子极性标记准确明显，采用满足IEC标准的电气连接。
5防护等级为IP65。
6满足不少于25年室外使用的要求。
7电缆规格为4mm2，正负极引出线电缆长度均不小于0.3m。
2.3主要材料
光伏组件选用的关键部件和原材料型号及厂家应与认证产品原材料清单或者报备原材料清单一致。投标人应如实提供表下所需信息，招标人有权在投标人中标后的合同执行期间随时抽查光伏组件所用材料的符合性。
表2.9 主要材料型号厂家清单
部件名称
生产厂家
型号规格性能参数
备注
电池片A级
接线盒
连接器
EVA
密封胶
硅胶
胶带
背板
焊带
光伏玻璃
铝边框
2.4 其它要求
2.4.1 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。
2.4.2 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。
投标方提供的每块光伏组件，其铭牌与标志应防水可抗紫外线且字迹清晰长久粘合，铭牌信息须包括但不限以下内容：
1制造厂名称制造日期
2产品型号名称产品序号
3组件功率输出电压输出电流等
4引出端或引线的极性可用颜色代码标识
5警示标志电流分档标识等
2.4.3退换货率
单晶硅组件退换率0.3%
2.5 随机备品备件和专用工具
2.5.1随机备品备件
供应光伏组件的同时，投标人应提供在品种上和数量上足够使用五 年的随机备品备件，提供的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投标人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组件同时交付。并应按与投标书同时提交的备品备件价格表含易耗品实施。此备品备件作为招标人的存货。
2.5.1.1随机备品备件的使用
投标人应及时负责免费更换十年质保期内的损坏部件。如果投标人用了招标人的随机备品备件存货，投标人应当对此及时补足，确保在十年质保期末，业主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。
2.5.1.2 随机备品备件额外的供应
十年后，业主如有需要，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投标人购买。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， 如果投标人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，如果业主要求，投标人应在可能的范围内免费帮助业主获得备品备件的蓝图图纸和技术规范。
2.5.1.3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，投标人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。
2.5.2专用工具仪器
为便于光伏组件的安装搬运运行检验维修，投标方应提供必要的专用工具，并提供专用工具的技术参数和使用说明书等资料，且将专用工器具填入下表：
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
MC4专用
套
2
数字万用表
只
3
钳形电流表
只
4
红外线热成像仪
FLUKE-TI125
套
带广角镜头
5
工具包
套
6
其他专用工具
其他必须的专业工具，由投标人单独报价
2.6 光伏组件性能保证值表
投标方应保证所提供的合同设备的特性和性能满足以下填写的指标且能保证安全运行。下面填写的指标，经招标方认可后，将作为设备特性和性能的保证条款。
表2.10 单晶硅光伏组件性能保证值表
序号
名 称
单位
投标方保证值
备注
一
光伏组件
1
光伏组件型号
2
光伏组件生产厂家
3
光伏组件尺寸结构
mm
4
光伏组件重量
kg
5
标准测试条件下的标称参数
(1)
峰值功率
Wp
(2)
开路电压Voc
V
(3)
短路电流Isc
A
(4)
工作电压Vmppt
V
(5)
工作电流Imppt
A
6
串联电阻
6
标称工作温度NOCT
7
标称工作温度下的性能参数
(1)
峰值功率
Wp
(2)
开路电压Voc
V
(3)
短路电流Isc
A
(4)
工作电压Vmppt
V
(5)
工作电流Imppt
A
8
光伏组件温度系数
(1)
峰值功率温度系数
%/K
(2)
开路电压温度系数
%/K
(3)
短路电流温度系数
%/K
9
光伏组件转换效率
%
10
光伏组件单位面积功率
w/m2
11
光伏组件单位面积重量
kg/m2
12
光伏组件功率重量比
w/ kg
13
功率误差范围
W
14
最大系统电压
V
15
工作温度范围
16
耐风压
Pa
17
荷载
Pa
18
耐雹撞击性能
m/s
19
绝缘电阻
欧姆
20
组件防护等级
21
光伏组件是否要求接地
22
功率衰降
(1)
第1 年功率衰降率
(2)
10年功率衰降率
(3)
25年功率衰降率
二
电池片
1
太阳电池种类
2
太阳电池生产厂家
3
电池片尺寸
mm
4
电池片转换效率
5
短路电流
A
6
开路电压
mV
7
工作电压
mV
8
工作电流
A
9
填充因子
三
玻璃
1
生产厂家
2
材料
3
厚度
4
透射率
四
背板
1
生产厂家
2
背板结构类型
3
厚度
mm
4
分层剥离强度
N/cm
5
水蒸气透过率
g/d
五
EVA
1
生产厂家
2
密度
g/cm2
3
交联度
%
4
拉伸强度
MPa
5
对玻璃剥离强度
N/cm2
6
对背板剥离强度
N/cm2
六
接线盒及连接电缆
1
生产厂家
2
最大承载工作电流
A
3
最大耐压
V
4
使用温度
5
最大工作湿度
%
6
防护等级
7
连接线型号及规格
8
连接线长度
mm
9
电缆插接头型号
七
边框
1
生产厂家
2
材料
3
厚度
mm
4
与电池片距离
mm
八
连接线长度
mm
附件1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。
1.4 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
投标人提供的资料应包括：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。所有的图纸都应是标准尺寸的，如：A0A1A2A3或A4，并提供电子文档，电子文档应为WORD2003EXCELAUTOCAD。
3投标阶段应提供技术资料
投标人应与投标文件一起提交如下文件：
1光伏组件的说明
2光伏组件性能参数文件
3材料及零部件相关的文件
4主要备品备件工具和消耗品清单
5安装临时储存施工场地等要求。
6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：
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
2户外户内温度或湿度控制长期或短期贮存的空间要求
3设备卸货放置叠放和堆放所要遵守的程序
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
1安装图纸和技术要求，安装步骤说明及安装材料清单
2安装工具，分专用工具和一般工具
3电缆布置图，包括端子图和外部连接图
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
投标人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。
8 培训计划和培训材料
投标人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。
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。
9.1机械载荷试验
1目的：决定组件承受风雪静压和冰载的能力。
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800P a)。5400Pa的均匀载荷依次加到前表面1h， 循环两次
3 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%。
9.2冰雹试验
1目的：验证组件能经受住冰雹的撞击。
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。
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) 标准测试条件下衰减不超过实验前的5%。
9.3绝缘测试
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。
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。
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50M。
9.4湿漏电试验
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。
2试验条件：加直流500 V时，水喷淋引出端和边缘浸人水中，确定绝缘电阻。
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40M/m2。
9.5热循环试验
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。
2试验条件：使组件的温度在-40 2 和852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。
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的同样要求
9.6湿-冻试验
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。
2试验条件：从85，85%相对湿度到-40, 循环10次。
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
1目的：确定组件承受长期湿气渗透的能力。
2试验条件：在85，85%相对湿度下，保持1000 h。
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%。
9.8室外暴露试验
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。
2试验条件：太阳总辐射量60 kWh/m2。
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。
9.9紫外试验
1目的：确定组件承受紫外(UV)辐照的能力。
2试验条件：组件温度 605 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。
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
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。
2试验条件：在最坏热斑条件下，1000 W/m2辐照度照射1h，共5次。
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
投标人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。
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。
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。
附件2 设备监造工厂检验/试验
1概述
本附件用于合同执行期间对投标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，确保投标方所提供的设备符合技术规范规定的要求。
2工厂检验
工厂检验是质量控制的一个重要组成部分。投标方必须严格进行厂内各生产环节的检验和试验。投标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。
投标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。
投标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，投标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，投标方须将变更方案实施前书面提供招标方，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。投标方发生重大质量问题时将情况及时通知招标方。
3设备监造
3.1一般要求
招标方将对投标方的合同设备进行监造。招标方的监造并不免除投标方对设备制造质量任何所应负的责任。
设备监造招标方派人到现场参加，文件见证和现场见证资料在见证前30天内提供给招标方监造代表。
投标方在产品投料前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。
招标方监造代表有权查阅与监造设备有关的技术资料，投标方积极配合并提供相关资料的复印件。
合同设备的重要部件和专用部件未经招标方允许，投标方不得擅自调换。
招标方监造代表有权随时到车间检查设备质量生产情况。
投标方给招标方监造代表提供专用办公室及通讯生活方便。
投标方在现场见证前10天以书面形式通知招标方监造代表。
3.2监造依据
根据DL/T 5862008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。
3.3 监造方式
文件见证现场见证和停工待检，即 R点W点H点。
R 点：投标方提供检验试验记录及报告的项目，即文件见证。
W 点：招标方监造代表参加的检验或试验项目，检验或试验后投标方提供检验或试验记录，即现场见证。
H 点：停工待检。投标方在进行至该点时停工等待招标方监造代表参加的检验或试验项目，检验或试验后投标方提供检验及试验记录。
招标方接到质量见证通知后,及时派代表到投标方参加现场见证。如果招标方代表不能按期参加，招标方在接到投标方书面通知7日内不回复投标方，则W点自动转为R点，但H点没有招标方书面通知同意转为R点时，投标方不转入下道工序，与招标方联系商定更改见证日期，如果更改时间后，招标方仍未按时到达，则H点自动转为R点。
每次监造内容完成后，投标方和招标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，交招标方监造代表1份。
3.4 监造内容
投标方应根据上述要求结合设备的实际情况，提出监造内容清单。
序号
监造部件
编号
见证项目
见证方式
备注
H
W
R
1
设备控制
1-1-R
安全测试设备台账
1-2-R
主要设备的校准证书
1-3-R
内部校准方法和记录
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
2-2-W
人员防护
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
3-2-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
3-3-W/R
层压工序
3-4-W/R
其它工序
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
汇流带与互连条
4-3-W
外观检查
目测：连接处间距浸润
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
4.5
EVA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
5-2-W/R
色差
目测
6
接线盒和输出电缆
6-1-R
连接器
目测
7
EL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
10-2-R
引线端强度试验
10-3-R
热斑耐久试验
10-4-R
热循环试验
10-5-R
紫外预处理试验
10-6-R
湿-冻试验湿-热试验
10-7-R
机械载荷试验
10-8-R
冰雹冲击试验
10-9-R
旁路二极管热性能试验
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WR点并存。
4设备抽样复验
光伏组件设备抽样复验即抽查检验是在合格成品中随机抽取0.3%的样品，在投标方实验室进行复查检验，但需要接受招标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等。抽查检验费用由投标方承担，投标方需提供抽查检验所需的人员技术和设备配合。
投标方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。
5投标方实施的试验和检验
投标方或制造厂家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，应当向招标方或招标方委托方提交试验和质量保证程序。投标方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。投标方应当在设备出厂之前向招标方或招标方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。
6运输和开箱检验
6.1 投标方在开箱检验10天之前应通知招标方或招标方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。
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招标方向投标方对其负责的部分提出索赔的有效证明。
6.2 验收检验
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 检验方法
现场抽检。
招标方单位组织具备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。
6.3.1检测依据
GB/T 6495.3 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/T 6495.4 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
GB/T 6495.10 第10部分：线性特性测量方法
GB/T 2828.1 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
IEC 61730.1 光伏组件安全认证 第1部分：光伏组件的安全性构造要求。
IEC 61215 地面用晶体硅光伏组件设计鉴定和定型
CGC/GF003.1：2009 并网光伏发电系统工程验收基本要求
6.3.2适用范围
适用于光伏电站晶体硅光伏组件到货现场质量检验和验收。
6.3.3抽样比例
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/T 2828.1，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：
1外包装检查以及到货组件材料符合性检验采取100%抽样
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%。
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，具体的抽检水平具体的抽检水平以每车到货组件为一个抽检批次，抽检比例为0.5%。
4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
6.3.4检测设备要求
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
252
采用3A光源
测试重复性：0.5%
适用移动检测车方案
2
EL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
252
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
252
测试波长：280nm1100nm
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
252
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
直尺卡尺等
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
6.3.5检测组织机构
招标方组织具备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。
6.3.6检测内容
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：
1外包装检查
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
3组件外观特性及原材料特性检验
4组件功率特性检验
5组件隐裂特性检验
6.3.7检验流程
1检查组件外包装
2根据合同清点批次现场具体数量检查设计规格等
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
4进行开箱抽检，抽检要求按照3.(2)-3.(3)的要求，随机抽取
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。
6.3.8检验方法及检验标准
1外包装检查
检验方式: 全检。
检验方法：目视。
检验内容：外包装质量，箱体印刷字迹等情况标签粘贴情况。
合格判据：成箱组件在运输车辆上无明显偏移倾斜撞击和雨淋外包装良好，无破损，印刷字迹清晰条形码标签齐全，字迹清晰。
2清点批次现场具体数量检查设计规格
检验方式：全检。
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。
检验设备：无。
检验内容：组件数量及设计规格。
合格判据：组件数量齐全，设计规格和尺寸满足合同要求。
3审核批次供应商文件记录
检验方式：全检。
检验方法：核对。
检验内容：原辅材料清单入厂检验合格记录等组件成品检验测试记录制作工艺记录，并对原始的关键性能测试数据进行复查。
合格判据：原辅材料清单满足合同规定厂家及型号，且入厂检验合格组件出厂前成品检验测试数据齐全，且检验合格组件生产过程中的检验记录齐全，且满足标准要求。
4组件外观检验
检验方式：抽检，抽样方式和抽样数量参照3.(2)3.(3)的要求。
检验方法：目视检查。
检验设备：照相机。
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。
合格判据：外表面干净，边框表面无明显划伤无破碎裂纹针孔的单体电池电池片崩边缺角符合标准IEC61215要求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组件内无毛发虫子等杂物组件内气泡符合标准IEC61215要求背板无明显折皱凹坑和刮痕单块组件内电池片之间无明显色差和花片。
5组件原材料特性检测
检验方式：抽检，抽样方式和抽样数量参照3.(2)3.3)要求。
检验方法：设备实际测试。
检验设备：便携式红外光谱仪。
检验内容：组件背板原材料材质以及背板光折射度。
合格判据：满足合同要求的背板材质。
6组件功率特性测试
a采用移动检测平台车测试
检验方式：抽检，抽样方式和抽样数量参照3.(2)3.(3)的要求。
检验方法：设备实际测试。
检验设备：组件功率测试仪。
检验内容：组件的功率特性。
合格判据：所抽组件功率的I-V特性曲线平滑无明显台阶每块组件的功率为正偏差
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。
b便携式测试方法
检验方式：抽检，抽样方式和抽样数量参照3.(3)3.(3)要求。
检验方法：设备实际测试
检验设备：便携式IV测试仪
检验内容：组件的功率特性。
合格判据：所抽组件功率的I-V特性曲线平滑无明显台阶组件功率测试值与出厂检测原始数据的负偏差不超过2%。
备注：温度系数以产品认证报告中的数据为准。
7组件EL特性测试
检验方式：抽检，抽样方式和抽样数量参照3.(2)-3.(3)要求。
检验方法：设备实际测试。
检验设备：EL测试仪。
检验内容：组件是否存在隐裂。
合格判据：电池不允许出现碎片及黑心片或黑斑片光伏组件不允许出现局部短路或断路的情况电池不允许出现隐裂或裂纹光伏组件中出现明显暗片的电池数量3片。
6.3.9组件批次判定标准
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：
1外包装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
3符合性文件要求全部满足合格判据要求
4组件外观要求按照国标GB/T 2828.1中AQL2.5标准执行，判据如下：
被抽检组件仅发生1块不合格，可以判定该批次合格超过1块组件不合格，需要加抽原抽检相同数量组件，如仍有超过1块不合格，则判定该批次组件不合格
5组件原材料要求全部满足合格判据要求
6采用便携式I-V测试仪测试组件功率特性时，判据如下：
被抽检组件的功率负偏差全部在小于2%，判定为合格
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。
7采用移动检测平台车测试组件功率特性时，判据如下：
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
8组件EL特性测试要求按照国标GB/T 2828.1中AQL2.5标准执行，判据如下：
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。
附件3 性能检验与验收
1一般要求
1.1投标方应满足本规范所提的技术要求。
1.2投标方应向招标方保证所供设备是技术先进成熟可靠的全新产品。在图纸设计和材料选择方面应准确无误，加工工艺无任何缺陷和差错。技术文件及图纸要清晰正确完整，能满足正常运行和维护的要求。
1.3投标方应具备有效方法，控制所有关键元器件/材料外协外购件的质量和服务，使其符合本规范书的要求。
1.4招标方有权委派第三方监造单位到投标方制造工厂分包及外购件工厂检查制造过程，检查按合同交付的元件组件及使用材料是否符合标准及其合同上规定的要求，并参加合同规定由投标方进行的一些元件试验和整个装配件的试验。投标方应提供给招标方代表技术文件及图纸查阅，试验及检验所必须的仪器工具办公用具供使用。
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，进度表中应包括检查与试验的项目，以便招标方确定驻厂监造计划。
1.6如在安装的试运行期间发现部件缺陷损坏情况，在证实设备储存安装维护和运行都符合要求时，投标方应尽快免费更换，不得因此而延误工程进度。
2质量保证
2.1在招标方正确有效地存储安装和使用条件下，投标方产品在等效满负荷累积168小时试运行后进行验收。
2.2在保证期内，投标方产品各部件因制造不良或设计不当而发生损坏或未能达到合同规定的各项指标时，投标方应无偿地为招标方修理或更换零部件，直至改进设备结构并无偿供货。
2.3设备在验收试验时达不到合同规定的一个或多个技术指标保证值且属于投标方责任时，则投标方应自费采用有效措施在商定的时间内，使之达到保证指标。
2.4在保证期内，由于下列情况所造成的缺陷损坏或达不到指标时，不属投标方责任：由于招标方错误操作和维修设备在现场保存时间超过合同规定期限所引发的问题由于非投标方造成的其它错误和缺陷。
2.5投标方提供的产品应满足在保证期内经供需双方认可的权威第三方抽样检测合格，抽检数量和频次由招标方决定。
3生产控制与出货检验
所采购的光伏组件，投标方应允许招标方引入第三方检测实验室和认证机构，对组件生产全过程进行质量控制。
全过程质量控制的主要内容包括：组件供应商工厂检查关键元器件或材料质量控制组件生产关键工艺监控成品抽检第三方实验室抽样试验光伏电站施工现场复核与指导，共6大项，监造的依据和要求是组件技术规范书和相关的标准。
监造单位的在第三方检测实验室和认证机构对供应商进行工厂检查和现场监造的时候，厂方需要提供必要的方便和适当的配合。
3.1成品抽检标准
采用抽样标准GB/T2828中的单次正常抽样计划。除特殊测试之外，对于通常的产品外观结构及功能电气参数按一般检验级检验水准执行。
缺陷分类
缺陷主要分为致命缺陷/重要缺陷/轻微缺陷三类
缺陷定义
致命缺陷:此类缺陷将导致整个组件不能工作或影响系统安装或寿命 (例如：组件破裂, 无功率输出等) 或者电气安全风险 (例如: 电缆破皮带电体外露, 耐压测试失败) 或者将非认证的物料用在组件上可能导致组件使用寿命缩短.
重要缺陷:此类缺陷将导致组件部分次要功能不能工作或严重的外观缺陷或部分电气参数偏离技术参数要求.
轻微缺陷:此类缺陷通常为不影响功能电气特性和使用寿命的轻微外观或机械缺陷。
一般外观及视觉缺陷分类(测试条件:>700勒克斯照度下)
1开裂弯曲不规整或损伤的外表面致命缺陷
2组件弯曲(重要缺陷)
3某个电池有明显可见裂纹，其延伸可能导致该电池面积减少10以上致命缺陷
4破碎的单体电池致命缺陷
5在组件的边缘和任何一部分电路之间形成连续的气泡或脱层通道(致命缺陷)
6组件内存在四个以上的明显气泡重要缺陷
7单个气泡 (直径>3mm, 重要缺陷)
8单个气泡 (直径<3mm, 轻微缺陷)
9丧失机械完整性，导致组件的安装和/或工作都受到影响(致命缺陷)
10互联线或接头有可视的缺陷，引线端失效，带电部件外露(致命缺陷)
11电池互相接触或与边框接触(致命缺陷)
12背板划伤(致命缺陷)
13组件背板皱痕(重要/轻微缺陷，根据严重程度确定)
背板少量皱痕，表面干净，0.5mm拱起点高度2mm重要缺陷
背板少量皱痕，表面干净，拱起点高度0.5mm轻微缺陷
14密封材料失效或者铝合金边框嵌入的密封硅胶明显缺少(致命缺陷)
15层压件电池片EVA和玻璃之间有明显的脏物，异物杂质混入组件电池表面
异物杂质混入组件电池表面 (面积2mm2, 轻微缺陷)
异物杂质混入组件电池表面 (面积>2mm2, 重要缺陷)
异物杂质混入组件电池但不在电池表面 (5mm2>面积>2mm2, 轻微缺陷)
异物杂质混入组件电池但不在电池表面(面积>5mm2，重要缺陷)
16边框表面阳极氧化镀层不良 (重要/轻微缺陷，根据严重程度确定)
组件边框正面刮伤 (50mm>长度>10mm, 轻微缺陷)
组件边框正面刮伤 (长度>50mm, 重要缺陷)
组件边框侧面刮伤(长度>50mm, 轻微缺陷)
17组件边框角部或边上有可致人受伤的锋利边缘 (致命缺陷)
18同一组件上电池片之间存在明显色差(轻微缺陷)
19铝合金边框联接处有明显的错位或接口处有明显的间隙。重要缺陷
20粘接接线盒的密封硅胶明显缺少，可能引起接线盒漏水或者渗水(致命缺陷)
21组件电池表面有发白或褪色斑点重要缺陷
22额定铭牌印刷错误或不完整或不可读或印字易脱落(重要缺陷)
23包装或额定贴纸轻微印刷不良 (轻微缺陷)
24不安全，不可靠的包装方式 (致命缺陷)
25不完整，破损的包装重要缺陷
26其他次要包装不良(轻微缺陷)
27易碎的栈板 (重要缺陷)
3.2.产品接受/拒收标准
AQL值标准，外观及电性能抽检判定标准：
序号
检验项目
试验方法
检验水平
抽检不合格率容忍度
1
尺寸与重量
测量
级
<2.5%
2
外观检查
不低于1000勒克斯照度下目测
IEC61215
级
致命缺陷 0
重要缺陷 <1.5%
轻微缺陷 <2.5%
3
绝缘/耐压/湿漏电
IEC61215/ IEC61730
级
0
4
接地连续性
IEC61215/ IEC61730
级
0
5
电性能测试
IEC61215
级
0
3.3不合格批次产品处理
监造工程师根据检验中发现的问题对照适用的AQL标准进行判断。如果发现的缺陷数在AQL允许的范围内，所检批次检验结果为合格，可以批准出货如果缺陷超出AQL允许的范围，所检批次检验结果为不合格，投标方应根据招标技术规范书要求对组件进行整改和筛选，监造工程师可根据相关标准进行加严抽检，如果连续三次抽检不合格，该批次组件将不予进行再次抽检，不允许出货。
4实验室抽样检验
为了验证投标组件的安全性能可靠性和寿命，招标方会委托监造单位从供货组件中随机抽样，送至第三方实验室依据IEC61215进行测试，实验室抽样测试分为两部分执行，分别为首批组件发货前抽样测试和发货过程中抽样测试。
4.1首批组件抽样测试
1项目与标准
监造方对首批组件首批组件不小于1MWp进行抽样2-4块送至第三方实验室进行UV-TC50-HF10序列试验，采用正常检查一次抽样方案，检验项目顺序判别水平不合格质量水平应符合下表的规定。该序列试验通过后，且出货检验合格首批组件才能发货。第一次实验室测试抽检标准：
序号
检验项目
技术要求
判别水平
不合格质量水平
Ac
Re
1
紫外预处理试验
IEC61215测试要求
级
10
0
1
2
热循环
3
湿冻试验
4
绝缘和湿漏电测试
2抽样检验中用于检查的单位样品，若其中有一项不符合规定该单位样品为不合格品，样品中不合格品数小于或等于Ac,则该次抽样检验合格，样品中不合格数量大于或等于Re，则该次抽样检验不合格。
3投标单位可到第三方实验室进行现场见证，如果投标方未到实验室进行见证，则认为投标方认可招标方确定的第三方实验室资质和试验结果。
4若抽样检验不合格，招标方不允许首批组件发货，同时要求投标方对测试失败原因提供分析报告，整改后进行重新生产，重复抽样测试过程，直至试验合格，若由此造成供货延期，招标方可要求投标方依据相应合同条款进行赔偿，甚至终止合同执行。
4.2第二次实验室抽样测试
1项目与标准
在首批组件发货后的组件生产过程中，监造方根据IEC61215相关鉴定试验的要求及程序，对所供电池组件进行抽样检验，抽样应对车间日期和原材料具有代表性。抽样检验符合GB2828规定，采用正常检查一次抽样方案检验项目顺序判别水平不合格质量水平应符合下表的规定。第二次实验室测试抽检标准：
序号
检验项目
技术要求
判别水平
不合格质量水平
Ac
Re
1
温度系数
IEC61215测试要求
级
10
0
1
2
NOCT
3
低辐照度电性能
4
室外暴晒试验
5
热斑耐久测试
6
紫外预处理试验TC200
7
湿冻试验
8
引线端子强度测试
9
湿热试验
10
绝缘和湿漏电测试
11
机械载荷
2抽样检验中用于检查的单位样品，若其中有一项不符合规定该单位样品为不合格品，样品中不合格品数小于或等于Ac,则该次抽样检验合格，样品中不合格数量大于或等于Re，则该次抽样检验不合格。
3投标方可到第三方实验室进行现场见证，如果投标方未到实验室进行见证，则认为投标方认可招标方确定的第三方实验室资质和试验结果。
4如果双方对监造单位的测试结果存在争议，经双方协商可从中国质量认证中心南德TUV北德TUV莱茵TUV四家单位中选取一家按照相关标准进行重复测试，以选定单位的测试结果为准。
5若抽样检验不合格，招标方可要求对组件进行退换货，投标方对造成的运输费用安装费用辅材及电站发电量损失承担全部责任。
5出货前运行程序
5.1组件出货前招标方委派第三方检测单位到工厂进行组件质量过程监控及抽样检验。
5.2第三方检测单位将前往组件厂根据本质量控制计划和确认的产品技术参数来执行质量全过程监控及抽样检验，其流程检验项目由招标方提供的监造方案为准。组件厂应该提供人力配合检验，并提供合适的场所和校准合格的检验设备用于第三方检测单位检验。通常出货前抽验将包括以下步骤工程师可根据之前的记录和时间适当调整。
1出货组件产品数量核实(为方便数量清点。工厂应该配合适当有序的堆放产品，产品间需适当留空隙便进入)
2所有出货组件工厂测试记录检查。工厂应该提供所有出货组件的厂内测试记录，所有组件在标准测试条件下电性能参数记录。
3随机抽样。工厂负责提供适当人力配合监造工程师随机挑选样品并负责运输到检验区域。
4包装和出货标示核对。包装应该保证组件运输过程的质量安全。
5按照产品参数表检查外观机械尺寸和电性能参数基本原则是对抽样样品进行100%项目检验
6实验室抽样测试
实验室抽样测试分为两个阶段，要求详见前节，必须首次实验室抽样测试通过后，首批组件才能允许发货。
7由于组件质量问题造成的额外监造和测试费用由投标方负担。
5.3对于出货检验合格的组件，应经监造工程师签字确认后方可发货，对于出货检验不合格的组件，应要求投标方进行整改，直至组件满足技术规范书要求方可确认发货。监造工程师将检验结果通知招标方和投标方负责人。
6现场验收
组件的现场验收包括开箱检验和性能验收两部分，由招标方投标方和第三方监造方共同组织进行，如果其中一方未到现场，则认为其认可验收结果。
6.1开箱检验
6.1.1设备到达安装现场后，招投标方双方应按第三方监造单位的要求进行开箱检验方法，对照装箱清单逐件清点，进行检查和验收。
6.1.2由投标方外包生产的设备部件到达安装现场后，仍由招标方会同投标方进行检查和验收。
6.1.3投标方应提供可靠的组件完好到达安装现场的包装及运输措施。投标方应对运输过程中出现的问题全部负责。
6.2.性能验收
6.2.1性能验收目的是为了检验合同设备的所有性能是否符合规范书和标准的要求，验收合格出具阶段性验收证明。性能验收试验的地点在项目所在地。光伏电站在连续运行30天后，且等效满负荷运行小时不少于168小时，进行设备性能试验。性能试验由招标方主持，投标方参加。试验大纲由招标方提供，与投标方及与合同设备有关的施工调试等单位进行讨论后确定，投标方应进行配合。
6.2.2性能验收试验的内容包括但不限于以下内容：
组件的电性能
光伏阵列的I-V特性
组件的工作温度。
电站发电量和发电效率核查
6.2.3性能验收试验的条件
阳光总辐射照度应不低于标准总辐射照度的80
天空散射光所占比例应不大于总辐射的25
在测试周期内，辐射的不稳定应不大于2。
6.2.4性能验收的标准和方法
验收指标详见组件功率信息，验收标准和方法以IEC62446要求为准。
6.2.5性能验收试验实施
试验所需要的设备和详细方案由招标方确定的第三方监造测试单位提供，投标方提供试验所需的技术配合和人员配合。投标方自费参加太阳电池组件的开箱验收和性能验收，若投标方未到现场，则认为投标方认可招标方提供的开箱检验和性能验收结果。
7最终验收
光伏电站在运行10年之后，由招标方和投标方共同组织对现场组件进行抽样送往第三方测试单位进行效率测试，如果组件效率衰减不超过10%，同时绝缘性能满足标准要求，则通过最终验收，招标方出具最终验收证明。 附件4 技术服务和联络
1 概述
投标方需对所提供全部光伏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，投标方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。
2 支架
投标方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。
3 安装和试运行过程中的责任
为了对整个光伏电站施工负责，投标方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。
招标方或其授权的代表作为工程项目经理，只要与投标方责任直接相关的部分，项目经理应听取投标方的建议。
投标方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：
(1)设备安装前准备工作
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
对安装人员提供确保安全装配安装所需的必要培训
提供安装必需的专用工具
提供调试计划
检查安装现场的准备情况包括基础自然条件工器具等
对将要安装的设备进行检查和清点。
(2)设备安装期间投标方应
负责所供设备的安装指导
与现场其它投标方如果有的话协调。
设备安装结束后投标方应负责进行调试，以及对正常运行并达到性能保证值负责。因此，投标方将进行计划内的维护和维修和/或部件的调换。
4设计协调会
招标方和投标方之间将举行设计协调会议，以讨论有关具体要求澄清技术规范中的疑问，并进行必要的协调工作：
主题：讨论各设备间接口基础施工设计支架设计，设备生产计划，及相关的设计技术文件。审查投标方的试验计划，工厂试验，工程进度。
地点：工程建设所在地或招标人指定的场地
时间：合同生效后15天
人数：招标方10人，投标方自定
会期：4天
会议需签署会议纪要，会议纪要由招标方负责，讨论的项目和结论用中文书写，经双方复核签字后给与会者。
投标方参加会议的费用是合同价的一部分，投标方应在投标报价中列出。
5培训
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。招标方有权更换投标方不合格的培训师。培训计划必须足够确保招标方人员在调试结束后有能力进行工程运行工作。
除了与投标文件一起提交的资料外，在培训开始前1周，投标方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。培训应包括但不限于下列各项：
1阅读和使用所提供的手册和资料
2光伏光伏组件的装配方法原理和更换
3备品备件的管理储存文档记载和备品备件序号，等等
4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：
1维护手册的正确使用
2故障检修，备品备件识别
3运行监测和光伏组件维护/维修文档记载
4操作和维护安全步骤。
6质保期
在质保期内，投标方应协助招标方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。
附件5 交货进度
1一般要求
1.1 投标人需承诺设备交货满足工程进度的要求。
1.2 交货时间为到达交货地点的时间。
附件6 技术差异表格式
投标人要将投标文件和招标文件的差异之处汇集成表。
序号
招标文件
投标文件
条目
简要内容
条目
简要内容
