致，兼容性好,便于管理；
安全性好：着重解决防雷击、抗大风、防火、防爆、防触电和关键设备的防寒、防人为破坏等安全问题；
性能价格比高：在设备选型和土建工程中，在保证系统质量、性能的前提下，尽量采用性价比最优的设备，注重经济性和实用性，以节省项目费用，减少投资。
7.3.3．5具体技术要求
太阳能发电系统中光伏电池组件、逆变器、直流汇流箱、防雷接地系统等及其辅助材料的功能结构、性能、安装和试验等方面的技术与服务要求。
7.4施工方案
7.4．1太阳能电池组件及安装 7.4．1．1安装位置的确定
在光伏发电系统设计时，就要在计划施工的现场进行勘测，确定安装方式和位置，测量安装场地的尺寸，确定电池组件方阵的朝向方位角和倾斜角。太阳能电池方阵的安装地点不能有建筑物或树木等遮挡物，如实在无法避免，也要保证太阳能方阵在上午9时到下午16时能接收到阳光。太阳能电池方阵与方阵的间距等都应严格按照设计要求确定。
7.4．1．2太阳能电池方阵基础与支架的施工
首先进行场地平整挖坑，按设计要求的位置制作浇注光伏电池方阵的支架基础。基础预埋件要在平整牢固。
当要在屋顶安装电池方阵时，要使基座预埋件与屋顶主体结构的钢筋焊接或连接，如果受到结构限制无法进行焊接或连接的，应采取措施加大基座与屋顶的附着力，并采用铁线拉紧法或支架延长固定等加以固定。基座制作完成后，要对屋顶破坏或涉及部分按照国家标准《屋面工程质量验收规范》（GB 50207—2002）的要求做防水处理，防止渗水、漏雨现象发生。
太阳能电池方阵支架应采用热镀锌钢材或普通角钢制作，沿海地区可考虑采用不锈钢等耐腐蚀钢材制作。支架的焊接制作质量要符合国家标准《钢结构工
程施工质量验收规范》（GB 50205—2001）的要求。普通钢材支架的全部及热镀锌钢材支架的焊接部位，要进行涂防锈漆等防腐处理。太阳能电池支架与基础之间应焊接或安装牢固。
在电池方阵基础与支架的施工过程中，应尽量避免对相关建筑物及附属设施的破坏，如因施工需要不得已造成局部破损，应在施工结束后及时修复。
电池组件边框及支架要与保护接地系统可靠连接。 7.4．1．3太阳能电池组件的安装
太阳能光伏电池组件在存放、搬运、安装等过程中，不得碰撞或受损，特别要注意防止组件玻璃表面及背面的背板材料受到硬物的直接冲击。
组件安装前就根据组件生产厂家提供的出厂实测技术参数和曲线，对电池组件进行分组，将峰值工作电流相近的组件串联在一起，将峰值工作电压相近的组件并联在一起，以充分发挥电池方阵的整体效能。
将分好组的组件依次摆放到支架上，并用电线穿过支架和组件边框的固定孔，将组件与支架固定。
按照方阵组件串并联的设计要求，用电缆将组件的正负板进行连接。对于接线盒直接带有连接线和连接器的组件，在连接器上都标注有正负极性，只要将连接器接插件直接插接即可。电缆连接完毕，要用绑带、钢丝卡等将电缆固定在支架上，以免长期风吹摇动造成电缆磨损或接触不良。
安装中要注意方阵的正负极两输出端，不能短路，否则可能造成人身事故或引起火灾。在阳光下安装时，最好用黑塑料薄膜、包装纸片等不透光材料将太阳能电池组件遮盖，以免输出电压过高影响连接操作或造成施工人员触电的危险。
安装斜坡屋顶的建材一体化太阳能电池组件时，互相间的上下左右防雨连接结构必须严格施工，严禁漏雨、漏水，外表必须整齐美观，避免光伏组件扭曲受力。屋顶坡度超过10°时，要设置施工脚踏板，防止人员或工具物品滑落。严禁下雨天在屋顶面施工。
太阳能电池组件安装完毕后要先测量总的电流和电压，如果不合乎设计要
求，就应该对各个支路分别测量。当然为了避免各个去路互相影响，在测量各个支路的电流与电压时，各个支路要相互断开.
7.4．1．4其他要求
7.4．1．4．1应提供业主要求范围内技术合格的生产多晶硅太阳电池组件。 7.4．1．4．2为突出项目的示范性，提供的组件全部符合相应的质量标准， 7.4．1．4．3在标准条件下（即：大气质量AM=1.5，标准光强E=1000W/m2，温度为25±1℃，在测试周期内光照面上的辐照不均匀性≤±5%），太阳电池组件的实际输出功率满足标称功率范围内。
7.4．1．4．4太阳电池组件的转换率多晶硅＞16.5%；
7.4．1．4．5多晶硅组件衰减率在20年内不高于20%，25年内不高于23%。 7.4．1．4．6组件使用寿命不低于25年。
7.4．1．4．7太阳能电池组件强度测试，按照IEC61215光伏电池的测试标准并满足以下要求：撞击后无如下严重外观缺陷；破碎、开裂、弯曲、不规整或损伤的外表面；某个电池的一条裂纹，其延伸可能导致组件减少该电池面积10%以上；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；表面机械完整性，导致组件的安装和/或工作都受到影响。标准测试条件下最大输出功率的衰减不超过实验前的5%。绝缘电阻应满足初始实验的同样要求。
7.4．1．4．8太阳能电池组件防护等级不低于IP65。
7.4．1．4．9接线盒采用满足IEC标准的电气连接，采用工业防水耐温快速接插，防紫外线阻燃电缆。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（防止组件热斑故障），自带的串联电缆线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；接线盒（引线盒）应密封防水、散热性好并连接牢固，引线极性标记准确、明显，采用满足IEC标准的电气连接；采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年室外使用的要求。
7.4．1．4．10组件的封层中没有气泡或脱层在某一片电池与组件边缘形成一个通路，气泡或脱层的几何尺寸和个数符合相应的产品详细规范规定。
7.4．1．4．11组件在外加直流电压1150V时，保持1分钟，无击穿、闪络现象。
7.4．1．4．12绝缘性能：对组件施加500V的直流电压，测量其绝缘电阻应不小于50MΩ，漏电电流<50μA。
7.4．1．4．13采用EVA、玻璃等层压封装的组件，EVA的交联度大于65％， EVA与玻璃的剥离强度大于30N/cm2。EVA与组件背板剥离强度大于15N/cm2。
7.4．1．4．14光伏电池受光面有较好的自洁能力；表面抗腐蚀、抗磨损能力满足相应的国标要求。
7.4．1．4．15为确保组件的绝缘、抗湿性和寿命，边框与电池片的距离要至少超过11mm的距离。
7.4．1．4．16组件要具备以下TUV测试标准：
光伏组件认证证书，测试标准应等同或高于IEC 61215：2005， IEC61730：2004，IEC重测指南。
TUV的NOCT下电性能的测试报告和温度系数（Isc，Voc, F.F.，Ipm，Vpm）测试报告。
动态载荷报告或证书，测试标准等同或高于IEC62782的标准草稿。 能够说明组件可以承受长期公路运输和正确安装的保证书，第三方测试报告或承保函等。
接线盒（EN50548：2011）、连接器（EN50521：2008）、线缆（DIN VDE AK411.2.3：2008）等组件用零部件，应取得TUV认证证书，IP等级达到IP65或以上，其零部件清单和测试报告应真实有效。
组件信息应包括使用手册，安装手册等,更多的铭牌信息，例如不同辐照度不同温度下的电性能数据。
7.4．1．4．17组件电流分档不得超过三档
7.4．1．4．18组件背板选择符合国家标准的相关规定,背板单面或双面含氟。（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，无机械损伤，焊点无氧化斑，电池组件的I-V曲线基本相同）。
7.4．1．4．19组件要确保能防止PID 现象。组件PID 测试标准：在60℃，85%相对湿度的条件下通1000V 负电压，测试96 小时，经测试后组件功率较之前衰减不超过5%。组件符合PID测试标准要求，且所使用电池片折射率大于2.15 或使用EVA 体积电阻率大于1*10 的15次方Ω.cm 耐盐碱腐蚀组件：铝边框氧化膜膜厚大于18μm。
7.4．2光伏支架安装 7.4．2．1一般规定
7.4．2．1.1设备的运输与保管应符合下列要求：
在吊、运过程中应做好防覆、防震和防护面受损等安全措施。必要时可将装置性设备和易损元件拆下单独包装运输。当产品有特殊要求时，尚应符合产品技术文件的规定。
设备到场后应做下列检查：开箱检查、型号、规格应符合设计要求，附件、备件应齐全。产品的技术文件应齐全。外观检查应完好无损。保管期间应定期检查，做好防护工作。
7.4．2．1.2安装人员应经过相关安装知识及技术培训。
7.4．2．1.3光伏发电站施工中间交接验收应符合列要求：光伏发电站施工中间交接项目可包含：支架基础、设备基础二次灌浆等。土建交付安装项目时，应由土建专业填写“中间交接验收签证书”，并提供相关技术资料、交安装专业查验。中间交接项目应通过质量验收，对不符合移交条件项目，移交单位负责整改合格。
7.4．2．2支架零部件及支架基础的检查
7.4．2．2.1支架安装前应按20%比列进行抽样，并根据图纸检查支架零部件的尺寸应符合设计要求。检查是否变形，出现变形应及时校正，无法校正者应进行更换。不允许有倒刺和毛边现象。所有零部件均应按图纸设计要求进行表面防腐处理，保证不生锈，不腐蚀。
7.4．2．2.2支架基础按设计要求检查平面位置、几何尺寸、轴线、标高、基础安装面平整度、预埋螺栓、基础砼强度、桩基试验等是否符合设计，满足安