屋顶分布式光伏发电项目光伏组件技术规范书.doc

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1、屋顶分布式光伏发电项目光伏组件技术规范书1 总体要求1.1 本技术协议所提及的要求和供货范围都是最低限度的要求，并未对一切技术细节作出规定，也未充分地详述有关标准和规范的条文，但乙方应保证提供符合本技术协议和工业标准的功能齐全的优质产品。乙方须执行本技术协议所列标准。有矛盾时，按较高标准执行。1.2 本规范包括光伏电池组件的性能、设计、制造、保修、验收、技术服务和资料要求。1.3 工作概要乙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。1.4 语言乙方与使用方的所有文件、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

2、，如必须使用中英文对照文本，则以中文为准。1.5 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。1.6 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，乙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使用方，供其批准。标准的使用等级顺序如下：国际电工委员会标准:IEC 6

3、1215:2005 地面用晶体硅光伏组件设计鉴定和定型IEC 61345-1998 太阳电池组件的紫外试验IEEE 1262-1995 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GB 6495.1-1996 光伏器件第1部分: 光伏电流电压特性的测量GB 6495.2-1996 光伏器件第2部分: 标准太阳电池的要求GB 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 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 6495.

4、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 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 6495.8-2002 光伏器件第8部分: 光伏器件光谱响应的测量GB 6495.9-2006 光伏器件第9部分: 太阳模拟器要求GB 20047.1-2006 光伏（PV）组件安全鉴定第1部分：结构要求GB 20047.2-2006 光伏（PV）组件安全鉴定第2部分：试验要求GB/T 9535-1998 地面用晶体硅光伏组件设计鉴定和定型GB/T 14009-1992 太阳电池组件参数测量方法GB/T 189

5、12-2002 太阳电池组件盐雾腐蚀试验GB/T 11009-1989 太阳电池光谱响应测试方法GB/T 11010-1989 光谱标准太阳电池行业标准:SJ/T 2196-1982 地面用硅太阳电池电性能测试方法SJ/T 9550.29-1993 地面用晶体硅太阳电池单体质量分等标准SJ/T 9550.30-1993 地面用晶体硅太阳电池组件质量分等标准SJ/T 10459-1993 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/T 11209-1999 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光伏组件2.1.1一般要求（1） 针

6、对每个太阳能光伏电站，除光伏电站特殊要求外，乙方应采用一致的规格。（2） 组件类型必须是多晶硅156.75mm晶硅站，除光伏电站或156.75*156.75单体电池，规格为60片/72片的光伏组件。（3） 输出功率范围及公差：正公差0-+5W。（4） 填充因子： 约75.00%。符合IEEE 1262-1995 太阳电池组件的测试认证规范（5） 太阳能光伏组件所标参数均在标准条件下，其条件（光谱辐照度：1000W/m2；AM 1.5；温度： 25）。（6）光伏电池组件长度×宽度×厚度：60片型尺寸：1650mm/1640mm*992mm/990*40mm/35mm（铝边框常

7、规背板组件）72片型尺寸：1956mm/*992mm/990*40mm/35mm（铝边框常规背板组件）。（7）应具有可靠的抗风压、抗雪压、抗冰雹冲击能性试验。耐雹撞击性能：23m/s，耐风压：2400Pa，抗雪压（长期）：5400Pa。（8）运行环境温度范围： -40到85；（9）生存环境温度范围：-40到85。（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。（13）常规组件线性功率保证不低于25年。衰减：常规组件线性功率保证不低于25年，第1年功率衰减多晶2.5%/单晶3%；第2年

8、起至第25年，每年实际功率的衰减不超过0.7%，25年末实际功率输出不低于标称的80%；（14）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（15）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。（16）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。（17）工作温度范围符合GB/T 14007-1992 陆地用太阳电池组件总规范。（18）工作电压、工作电流符合IEEE 1262-1995 太阳电池组件的测试认证规范。（19）热冲击：-4085。（20）光伏电

9、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、无明显色差、无机械损伤、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。（21）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。（22）光伏电池组件必须具备抗PID功能。（23）所提供组件产品须为原厂家生产的产品，不得由第三方代工或代为生产。（24）项目在海边（距海岸线10公里以内）或者有海水腐蚀风险的，组件须具备抗盐雾/盐碱腐蚀性。（25）电流分档：组件成品包装按照工程要求一定数量为一拖，一拖组件的

10、数量需根据甲方要求调整，一拖所包括的组件全部按照电流分档，分档精度为0.1A，分四档。并分别在组件和包装箱上做好分档标识。2.1.2光伏玻璃/镀膜钢化玻璃：应当采用保证光伏组件运行的高可靠性的材料。乙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业主。提供数据需满足或好于以下参数。（1） 玻璃厚：3.2mm。（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300nm2500nm光谱范围内，太阳电池组件用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

11、太阳光直接透射比应93.5%。（4） 光伏电池组件用玻璃弓形弯曲度不应超过0.2%；波形弯曲度任意300 mm范围不应超过0.3 mm；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5 mm，宽度0.1 mm的划痕数量3条/m2；同一组件允许数量5条；不允许直径2 mm的圆形气泡，0.5 mm长度1.0 mm圆形气泡不超过5个/m2，1.0 mm长度2.0 mm圆形气泡不超过1个/m2，0.5 mm长度1.5 mm长形气泡数量不超过5个/m2，1.5 mm长度3.0 mm且宽度0.5 mm的长形气泡不超过2个

12、/m2，；不允许固体夹杂物；对镀膜玻璃，45º斜视玻璃表面，无七彩光，无压花印。（6） 应具有可靠的抗风压、抗雪压、抗冰雹冲击能性试验。耐雹撞击性能：23m/s，耐风压：2400Pa，抗雪压：5400Pa。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，以保证光伏组件运行的高可靠性。乙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业主。提供数据需满足或好于以下参数。 （1）产品按外形尺寸边长为156mm×156mm。所有电池片尺寸一致，误差范围在0.1%以内；电池片

13、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10 mm2，

14、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0.3 mm，数量3处，主栅线与焊带之间脱焊长度5 mm；电池片串间距偏移量0.5mm，电池片到铝边框距离3 mm。（2）硅基电阻率； 3.0 ·cm（GB/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；多晶硅基体少子寿命（裸测最小值）2.5s；（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：8×1017atoms/cm3（GB/T 1557 硅晶体中间隙氧含量的红外吸收测量方法）（5）碳浓度：5×1016atoms/cm

15、3(单晶)；5×1017atoms/cm3(多晶)；（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1mm²，个数1 个；背电极缺损面积2.0 mm2，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0.2 mm的铝包。（8）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；隐裂符合出厂检验要求；色差面积电池片面积1/3；结点面积1.0mm×0.3mm ,结点个数6 个，结点面积0.3mm×0.3mm 不做结点处理。（9）背铝

16、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）A级符合SJ/T 9550.29-1993 地面用晶体硅太阳电池单体 质量分等标准2.1.4乙烯醋酸乙烯酯聚合物（以下简称EVA）建议选用福斯特、海优威、普利斯通、斯威克品牌，以保证光伏组件运行的高可靠性。乙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业主。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，压花清晰，无褶皱

17、，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 mm3密度0.950.96 g/cm34交联度80%交联度90%5剥离强度（与玻璃）70 N/cm6拉伸强度18 MPa7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/c

18、m 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%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38m厚Tedlar)、PVDF（arkema产）双层复合膜结构背板（TPT、KPK），TPT选用杜邦公司专利授权企业肯博、台虹、伊索沃尔塔、保定乐凯、苏州中来5家企业的产品，KPK选用阿克玛公司专利授权企业赛伍、肯博、东洋铝业、中南新材4家企业的产品。为保证光伏组件运行的高可靠性，乙方应

19、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。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，单层氟膜厚度25 m.。KPK单层氟膜厚度30 m拉伸强度100 MPa断裂伸长率100%系统最大电压10

20、00 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KV17水蒸气透过率电解传感器法g/d（38/90%RH）1.5PCT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 L2.1.6接线盒应当选用人和、博斯特、意通、中环、快可、易通品牌。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。乙方应当负责对购进的接

21、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。（1） 最大承载工作电流能力额定电流的1.5倍 （2） 最大耐压1000V （3） 使用温度（-40±285±2）（4） 工作湿度范围 5%95%（5） 防护等级不小于IP65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

22、 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

23、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。IP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2.1.7 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

24、电阻率 0.02±0.003·cm 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 150MPa6伸长率 互连条15%，汇流条20%7折断率 0°180°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2.1.8铝边框应当采用得到实践证明的、使用运行良好的材料，以保证光伏组件运行的高可靠性。乙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业主。提供数据需满

25、足或好于以下参数。序号项目技术要求1尺寸符合协定宽度+1mm，长度+1mm，厚度40mm；单根边框偏差0.5mm，安装孔位误差±1.0mm2阳极氧化膜厚度15m3韦氏硬度8HW4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)2.1.9硅胶/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。乙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1.6MPa2伸长率210%3剪切强度1

26、.3MPa4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。乙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业主。提供数据需满足或好于以下参数：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-40-953断裂伸长率 200 % 4基材厚度偏差±0.1 mm5胶带宽度偏差±0.5 mm6透水率15g/*day7剥离强度（180度剥离）0.9MPa8剪切强度0.45N/625 mm2（3）老化性能检测样品项目

27、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/T9535-10.122.3.1 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或接线标记。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。2.3.2 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。 每板光伏组件都要有永久性标志，标出以下内

28、容：l 型号 l 功率因数和额定功率 l 输出电压l 输出电流l 制造厂l 制造日期l 电流分档标识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 见供货范围。3.1.2随机备品备件的使用乙方应及时负责免费更换十年质保期内的损坏部件。如果乙方用了项目方的随机备品备件存货，乙方应当对此及时补足，确保在十年质保期末，甲方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。3.1.3 随机备品备件额外的供应十年后，甲方如有需要，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乙方购买。这些

29、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，如果乙方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，如果甲方要求，乙方应在可能的范围内免费帮助甲方获得备品备件的蓝图、图纸和技术规范。3.1.4 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，乙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），以便业主采购。所有随机备品备件的

30、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. 技术数据表乙方可根据自己情况,充分提供能够说明乙方的光伏组件的技术性能资料。表4-1 组件的总体技术数据序号部 件单位数值1组件数据普通多晶270 Wp1.1制造厂家/型号60片型1.2峰值功率W2701.3功率公差%0-+31.4组件转换效率%16.51.5开路电压V38.81.6短路电流A9.091.7工作电压V31.71.8工作电流A8.521.9串联电阻0.91.10填充因数%751.11组件功率温度系数

31、%/K-0.401.12组件电压温度系数%/K-0.301.13组件电流温度系数%/K0.06*1.14工作温度范围-40+851.15工作湿度%5-951.162年功率衰降%3.21.173年功率衰降%3.91.185年功率衰降%5.31.1910年功率衰降%8.81.2025年功率衰降%520*1.21耐雹撞击性能m/s23*1.22耐风压Pa2400*1.23荷载Pa54001.24光伏组件尺寸结构mm1650*992*402玻璃数据/2.1玻璃厚mm3.26接线盒数据*6.1防护等级IP676.2连接线规格mm9005. 组件原材料清单部件名称生产厂家型号、规格、性能参数电池片（A 级

32、）新日光、昱晶等符合TUV认证厂家156P/156.75P接线盒EVA福斯特、3MF406P+F806、9110T+9120B密封胶硅胶回天、天辰、天山HT-906Z/ HT8258/ 1527背板台虹、伊索、乐凯、中来TPT焊带宇邦、同享、亿欣、威腾1.2×0.25mm/1.2×0.23mm汇流带宇邦、同享、亿欣、威腾0.35×6mm/0.4×4mm镀膜玻璃福莱特、安彩、信义、彩虹、新瑞欣1644×986×3.2mm/1949×985×4.0mm6.供货范围、备品备件及服务范围具体说明组件设备含（层压件、边框、接

33、线盒、连接导线等），组件型号及数量见2.2，组件产品必须为原厂，不能为代工产品。备品备件用于 10 年的备品备件和消耗品（每1MWp提供4片同型号同质量光伏组件）专用工具技术资料用于本项目下应由厂家提供的全部技术文件、资料及图纸、组件生产及交货计划报告、所采购组件制造过程文件等；每板光伏组件应有工厂测试报告，报告中必须标示出该板光伏组件的产品参数表、产品缺陷检测图像等资料。技术服务现场技术服务、安装指导、参加设计联络会、使用方人员培训。质量保证10年质量保证期的维护，质保责任期内厂家对所有消耗掉的备品备件和易耗部件全面补足，费用由甲方承担。其他要求对于属于整套设备运行和施工所必需的部件，即使本协议未列出和/或数目不足，厂家仍须在执行合同时补足，且不发生费用问题。