渔光互补光伏电站EPC范围及技术要求标准模板

附件一
EPC范围技术规范书
一、EPC承包范围及要求
本附件工程是*********光伏发电工程，工程总承包范围包括***光伏电站工程，包括但不限于勘测设计、设备材料采购供应(光伏组件采购除外)、建筑安装工程施工、工程质量及工期控制、工程管理、调试、试运行、功能试验、直至竣工验收交付生产以及在质量保修期内的保修等全过程的总承包工作，并按照工期要求和合同规定的总价达到标准并移交投产。

以便项目尽早投入移交甲方。

乙方应为达到上述合同目标而履行协议。

1.1、总则
工程总承包范围包括***光伏发电项目工程的勘察设计、设备采购（太阳能组件由甲方提供、其他设备选型需得到甲方审核认可）、施工安装、检测试验及并网验收、整体竣工验收、手续专项验收等，全部工作完全由乙方完成，包括但不限于下列工作内容：（1）勘察和施工设计：本电站整体勘察、设计工作，包括项目红线范围内的详勘、地勘工作；所有设计工作，并在图纸实施前向甲方提供CAD电子版图纸及纸版图纸8套。

（2）建筑类：变电站围墙及大门、门卫室、逆变器室、35KV开关站配电房（包括35KV 高压室、400V低压室、继保室等）、房建装修、SVG室、附属用房及水井和水泵房等；
（3）土建类：永久进场道路、场区道路、防洪沟、电缆沟、场平及围栏施工、光伏支架基础、35KV箱变基础、SVG基础、综合楼广场、升压站、绿化、永久供水和供电及网络通讯、消弧线圈基础等；
（4）设备材料类：光伏组件支架、汇流箱、直流配电柜、逆变器、35KV箱变、高压柜、低压柜、站用变、主变、升压站户外设备、保护远动自动化设备、电缆、桥架、SVG、视频监控系统（（监控系统采集相关设备综合布线部分由承包方进行供货安装及数据连通调试，且数据采集汇总到当地监控机房，并负责采集数据上传到甲方集控系统。

集控系统软件由甲方提供，乙方需配合完成上传数据准确性调试；场区视频监控需完成边界和方阵监控，全部由承包方来完成，且系统技术方案需经过发包方运维部审核后方可执行。

以上费用包含在本合同价款中，由乙方承担）、消弧线圈、水泵、设备材料的备品备件等；
（5）机电安装类：光伏组件安装、组件支架安装、场区内电气一次二次接线调试、电缆敷设及接线、电气设备安装及接线、防雷接地部分、送出工程施工、全系统的联调，太阳电池组件的现场卸货、抽检及保管；
（6）检测及试验：主变、箱变、站用变、高压柜、高压电缆、电力二次设备等涉网设备的试验，变压器油化验，压力及计量表计检定，SVG、逆变器等型式试验等电力行业规程规范所要求的全部试验项目；
（7）其他手续类：所有一切所需的开工手续、外线送出的征地、图纸审查、环评竣工验收、水保竣工验收、消防备案及竣工验收、防雷检测及竣工验收、安评竣工验收、质监站各阶段验收、并网验收、生产移交验收。

所有设备单体调试及并网联调等为使电站顺利并网移交的各专项验收和配合竣工验收，直至最终达到甲方验收移交条件；
（8）本工程包含输出外线和并网间隔的设备采购及施工，包含为使本电站顺利运行所必须的备用电源引进。

1.2施工范围
项目施工范围内：临建房、临水/临电、进场道路、场地平整、围栏施工、支架基础施工、支架安装、光伏组件安装、35KV配电房及逆变器房等光伏电站内全部建筑施工、送出线路及并网间隔扩建、场内道路工程及电缆沟开挖及电缆敷设、防雷接地施工、设备安装调试、高压设备试验、计量设备检定、保护设备试验、防洪沟施工、绿化、大门、广场等场区内全部施工。

1.3设备采购范围
本工程施工范围内工程建设所需的全部设备及材料的供货、监造、催交、运输、保险、接车、卸车、验收、功能试验及仓储保管（设备的供货不包括组件）。

主要电气设备采购的品牌需要得到甲方或甲方代表认可，如甲方指定设备品牌型号的，依据甲方指定采购，如设备品牌没有指定，则乙方在甲方提供合同供货商短名单中选用；如设备没有甲方提供的短名单，则甲方需选用行业的知名品牌（市场占有率排名前3名中选择），并提供备品备件。

1.4建设管理范围
本工程由乙方负责并承担的费用包括：承包合同范围内的施工建设、设备安全稳定可靠性试运行、委托设备性能试验、竣工验收、移交以及保修期内的服务等；组织环保、安评、职业卫生、水土保持、消防、防雷、土建和机电安装等专项验收及为完成上述工作所做的相关委托等并承担其所发生的费用。

场区内的设备设施及材料的检测和试验费用由乙方负责，
场区内的土建或由乙方负责的建设工程检验检测费用均由乙方负责。

乙方负责的建设管理工作，达标投产验收和总体验收。

工程竣工验收前施工及生活用电、用水由乙方自行向相关单位支付费用。

甲方负责委派甲方代表、委托工程监理，监理费用由甲方直接支付，在协议价格中扣除。

乙方需根据甲方要求按期提交工程计划、施工进度汇报等工程管理文件。

甲方代表有权参与项目建设全过程管理，并对隐蔽验收、专项验收、并网验收等验收工作监督检查。

1.5工程界限
1.5.1光伏发电项目送出线路的设计、采购、施工、调试验收工作：包括但不限于外线设计委托、取得路径规划批复、线路征地许可、外线施工、对侧升压站施工改造及相关设备采购等，直至外线施工验收等所有相关工作及费用；
1.5.2光伏电站给排水管道全部由乙方采购、施工。

供水管道、计量装置及其它附属设施的运行、管理、维护等由乙方负责。

施工及生活临时用水管道及其它附属设施由乙方负责。

无论防洪沟设计是否包括在红线范围内，乙方必须按照甲方的要求，现场进行防洪沟的开挖施工。

1.5.3光伏电站范围施工和设备采购(太阳能光伏组件除外)全部由乙方负责。

1.5.4电站性能试验由乙方委托有相应资质的单位承担。

性能试验的测点属乙方的承包范围，由乙方按照性能试验单位的要求负责设计、采购、安装。

1.5.5站区、施工区的土石方开挖、回填、平整等均属于乙方的承包范围。

1.5.6乙方负责施工电源接入和首次整体调试工作，并负责施工期的管理和维护，相关费用包含在承包合同内。

施工电费由乙方负责。

1.5.7乙方应按甲方批准的施工组织设计的规划要求，负责在现场设计并修建承包认为需要的任何临时设施(包括临时生产、生活与管理房屋、现场的道路、需硬化的场地、供水、供电、供暖、通讯、管理网络等设施)。

并在合同工程竣工或在使用结束时，按甲方的要求拆除。

1.5.8本项目监理属甲方负责委托，监理范围包括总承包范围内的项目。

1.5.9乙方应在现场为甲方及监理工师提供临时办公及会议室的设施维护。

1.5.10为完成电站项目施工而采取的施工措施及相关费用包括：环境保护、安全文明、临时设施、冬雨季及夜间施工、二次搬运、脚手架、混凝土模板及支架施工、成品保护施工以及仓储保管等；
1.5.11乙方负责收集整理电站各项建设和施工资料，经验收合格后装订成册，移交验收时提供8套竣工图纸和施工资料；
1.5.12电站并网及竣工验收涉及到的电力公司及相关各政府部门的协调工作以及为完成验收而进行的电力试验、调试，消防检测、防雷检测工作，并负责进行电站的各项验收工作；
1.5.13系统的单机调试和联合调试工作，满负荷无故障运行240小时后乙方开始移交验收；
1.5.14负责对甲方相关人员的培训工作（电站操作、设备维护等）；
1.5.15电站质保期内的质量保证工作及其由乙方责任造成的任何缺陷修补等；
1.6乙方向甲方提供的文件
1)初步设计（包含图纸）、施工图（8套）、竣工图纸（8套）
2)系统调试大纲及调试报告
3)竣工资料
4)设备使用说明书，合格证、装箱单及图纸
5)施工组织设计、重大专项施工方案
6)项目实施计划、项目施工计划
7)项目质量控制计划
8)项目安全、职业健康和环境保护管理程序和制度
9)项目沟通与信息管理程序和制度
10)组织机构（乙方为本项目设定的）
11)光伏发电场操作及维修手册
12)配合甲方进行生产培训的有关资料
以上文件均须经甲方审核并一式四份提交给甲方。

二、项目质量要求
2.1质量验收依据及组件验收标准
1）行业规范
GB 50797-2012《光伏发电站设计规范》
GB50057-1994《建筑物防雷设计规范》
GB 50794-2012《光伏发电站施工规范》
GB/T 50796-2012《光伏发电工程验收规范》
GB/T50795-2012《光伏发电工程施工组织设计规范》
CGC/GF003.1：2009(CNCA/CTS 0004-2010)《北京鉴衡认证中心认证技术规范》GB50150-2006《电气设备安装工程电气设备交接试验标准》
GB50168-2006《电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范》
GB50169-2006《电气装置安装工程接地装置施工及验收规范》
GB50171-1992《电气装置安装工程盘、柜及二次回路结线施工及验收规范》GB50173-1992《电气装置安装工程35kV及以下架空电力线路施工及验收规范》GB50254-1996《电气装置安装工程低压电器施工及验收规范》
GB50303-2002《建筑电气工程施工质量验收规范》
NB/T 32001-2012《光伏发电站环境影响评价技术规范》
GB50204-2002《混凝土结构工程施工及验收规范》
GB50300-2001《建筑工程施工质量验收统一标准》
GB50203-2002《砌体工程施工质量验收规范》
GB50205-2001《钢结构工程施工质量验收规范》
2）电力公司对本电站的建设要求；
3）政府相关部门对本电站的建设要求。

4）电站组件验收标准
a．使用标准的双玻组件
太阳能电池组件成品外观检验标准：
b．电站组件到场及安装完后验收标准
组件到场后由双方按照组件供货及检验标准对组件的质量进行验收，除需对外观进行检验外，还需对组件进行EL抽检，抽检比例为到场组件数量的1%，如抽检结果中不合格组件
数量占抽检数量小于1%时，判定组件合格，如乙方不验收，则视为对组件质量认可。

组件安装完后，双方组织对安装完的组件进行验收，外观检查中变形和玻璃破损的组件数量不超过组件总量的千分之零点五时判定组件安装合格；EL抽检比例为组件安装总量的1%，如抽检结果中不合格组件数量占抽检数量小于1%时，判定电站组件安装合格，如大于1%，小于等于2%，质保金顺延一年，如大于2%时，判定电站组件安装不合格。

2.2电站质量验收标准
验收标准：合格
电站系统综合效率：按照组件实际安装倾角实测辐照量为标准日照小时数，按照下述公式计算：电站系统综合效率PR为 80 %。

电站验收以实际测算的光伏电站并网发电1个月的系统综合效率不低于80%作为竣工验收依据（电站1个月内只能清洗1次）。

2.3质量保证要求
2.3.1设计质量保证
项目的施工图设计完成后需发给甲方审核，甲方审核图纸如有对工程质量有影响的项目，乙方需根据甲方要求调整设计；工程实施中出现影响工程进度、质量、造价的设计变更需经甲方认可后方能实施，否则导致的一切损失由乙方负责。

2.3.2施工质量保证
项目实施前必须编制施工组织设计和专项工程施工方案，并经甲方或监理审批通过后方可施工，施工前必须给施工人员进行现场技术交底。

所有的材料和设备进场必须进过验收并留有验收记录；安装工程由甲方将各分项工程划分成若干个验收批次，形成验收计划，每个批次的安装工程完工后进行验收，发现问题及时进行调整解决。

材料和设备的进场验收单机各批次的验收记录作为支付工程款的依据。

如果合同约定的检验、试验表明被检验、试验的材料、工程设备、工艺或工程不符合合同的约定或者在竣工验收之前需要进行消缺整改的项目未整改完毕，则甲方或监理人有权指示乙方：
（a）在指示规定的时间内一次或分几次将不符合合同约定的任何材料或工程设备运出现场；
（b）用合格的，符合合同约定的材料或工程设备取代；
（c）拆除不符合合同约定的任何工程，并进行重新施工；
（d）按甲方或监理人指示的日期将消缺整改项目整改完毕并合格，达到竣工验收条件。

如果乙方未能在指示规定的时间内，或者（若指示中没有规定时间）在合理的时间内未执行上述指示，则甲方有权委托他人实施相关工作，并将相当于因委托他人实施此类工作而发生费用的1.5倍的金额从乙方合同价款中扣除。

另外由此造成或伴随产生的全部费用应由乙方直接向乙方支付，也可由甲方从任何应支付或将支付给乙方的任何款项中扣除。

2.3.3组件质量保证
电站安装完成后，按照组件验收标准进行检测，组件不合格的，需对组件进行更换，更换组件的设备费用和更换的安装费用由责任方承担。

三、电站设备、性能及系统设计要求
甲方在设备订货前，具体的技术规范书需经乙方认可后方可正式订货。

关键设备（逆变器、箱变、电缆、支架、预制混凝土桩等）供货商除给乙方进行质保外，还需对甲方进行质保约定。

3.1电站设备技术要求
3.1.1组件要求
使用标准双玻组件，相应参数参考双玻组件。

3.1.2逆变器技术要求
1）品牌要求
选用组串型逆变器，逆变器品牌厂家需选择以下品牌：华为、合肥阳光、山亿新能源、兆伏；选用集中型逆变器，品牌需选择以下品牌：合肥阳光、特变、兆伏、易事特或者EPC 方提供不低于以上品牌的标准，并得到甲方认可的品牌，逆变器每种型号只能选择一种品牌。

2）技术要求
柜内电气元件应使用国际知名品牌，逆变器的IGBT模块优先采用英飞凌品牌，其它品牌需得到乙方认可；保护元器件应选用国际一线品牌；交直流断路器优先使用ABB、施耐德、LS；接触器应选用ABB、西门子、LS；冷却风机应选用EBM或其他国际一线品牌；浪涌保护应采用菲尼克斯、西岱尔、德国盾等品牌。

针对PID效应逆变器应提供负极接地设备和接口。

年在线正常工作时间率>99%；不带隔离变集中型逆变器中国加权效率不低于98%,带隔离变集中型逆变器中国加权效率不低于96%，全年平均效率应大于95%，欧洲效率不低于98.5%，
最大效率不低于98.7%；；单台逆变器具备至少10%的长期持续过载运行能力；逆变器额定功率应满足用于本项目环境要求，其内绝缘等电气性能满足要求；逆变器要求能够自动化运行，运行状态可视化程度高，显示屏为触摸操控屏，可清晰显示实时各项运行数据，实时故障数据，历史故障数据，总发电量数据，历史发电量（按月、按年查询）数据；逆变器本体要求具有直流输入分断开关,紧急停机操作开关，逆变器应具有极性反接保护、短路保护、孤岛效应保护、交直流过流保护、过温保护、直流母线过电压保护、电网断电、电网过欠压、电网过欠频等保护功能，并相应的给出各保护功能动作的条件和工况（即何时保护动作、保护时间、自恢复时间等）；逆变器要求具有故障数据自动记录存储功能，存储时间大于5年；逆变器各项数据提取精度要求在3%以上，数据传输符合标准的modbus规约。

直流设置不低于二级防雷、交流设置不低于三级防雷；逆变器质保时间不小于5年，逆变器对甲方质保外，还应对乙方进行质保。

3.1.3汇流箱技术要求
汇流箱内熔断器采用光伏专用直流熔断器，品牌为ABB或bussmann等外资及合资品牌；汇流箱输出母线的正极对地、负极对地、正负极之间配有光伏专用防雷器，防雷模块品牌选用菲尼克斯、西岱尔、德国盾；要求箱体材质及表面处理工艺满足室外安装使用要求，具有防水、防灰、防锈、防晒等性能，汇流箱整体防护等级不低于IP65，汇流电缆进出柜体的防水端子，采用MC4端子；光伏汇流箱应采用性能可靠的霍尔元件，对每路光伏组串电流进行监测。

推荐采用电流测量回路与光伏组串回路之间电气隔离的测量方案。

汇流箱的监测模块应能采集并计算各光伏组串的直流电流、汇流母线的直流电压参数，并采集防雷模块状态（正常或失效），当防雷模块失效时，监测模块应能发出报警信号。

汇流箱监控有如下功能：PV电池组串电流测量，PV电池组串故障告警和定位，汇流箱进口熔断器告警和定位，汇流箱进口断路器状态监测，汇流母线电压测量，浪涌保护器失效报警，开关状态检测；；通信采用RS485接口，提取设备数据精度要求在3%以上，通信协议modbus。

3.1.4交直流柜技术要求
每台光伏并网逆变器可以根据需要配置直流配电柜；每台直流配电柜应根据接入的汇流箱台数及容量匹配相应直流输入断路器的型号和数量，并保留一定的备用；直流母线输出侧正、负极对地、正负极之间应配置光伏专用防雷器、品牌选择：菲尼克斯、西岱尔、德国盾，具备在线监测功能；直流配电柜应具有绝缘电阻监测功能，可实现直流母线绝缘监测，并具有故障报警功能（如逆变器已具备绝缘监测功能，直流柜可不用配置绝缘监测功能）；
输出配置电表，可显示母线的电压参数以及每条回路的电流参数，采用的计量和显示设备精度等级不低于0.5级，数据传输符合标准的modbus规约。

直流断路器品牌采用国内外一线品牌，或选用得到甲方认可的品牌。

所有交流配电柜均有3C认证，电源进线采用双电源自动切换装置，其余回路按招标图配置。

母线用铜母线，主母线采用镀锡，分支母线带热缩套管。

所有配电柜的采购、安装均应符合当地供电局或市级供电局的要求。

3.1.5升压变技术要求
升压变压器柜采用S11型箱式三相油浸分裂无载调压变压器，品牌推荐采用济南西电、宁波天安、江苏大全、天威保变，或选用得到甲方认可的国内一线品牌，使用寿命大于25年，配置对应监控及保护装置，变压器损耗相关标准符合国家规范，具备三遥”功能（遥控、遥测、遥信）监控功能，具备485通讯接口，提取设备数据精度要求在3%以上，数据传输符合标准的modbus规约。

通迅管理功能如下：
（1）内置通信管理与光电转换模块，实现光伏发电子系统所属智能设备通信信息的集中和传输，提供8路磁隔离RS485接口中，可采集逆变器、智能汇流箱、直流配电柜RS485信号，并且内置光电转换模块，测控装置间可以组成环网。

（2）每个RS485接入口可接入设备32台，传输速率为9600bps～115200bps，可配置。

传输距离可达1000米，传输规约为Modbus RTU,也可依据设备的通信协议，灵活定制。

（3）光纤以太网接口为100Base-FX,传输速率为100M，光纤接口为单模SC，波长为1310nm,传输距离可达20千米，通信协议采用IEC60870-5-104，面向单个智能数据，实现Modbus到IEC60870-5-104的统一转换和传输，可方便接入目前主流的电站监控主站系统。

（4）通信管理模块采用ARM-9200T内核处理器，主频达400M存储器配包括64MSDRAM,8MB NOR Flash和128M NAND Flash,采用嵌入式实时Linux操作系统，支持Telnet远程登录和FTP文件传输协议。

注：测控装置具体功能配置
1)要求变压器外壳具体颜色由业主确认。

2)投标方应根据设备生产场所及试验场所对本招标设备的所有电气参数进行修正。

所有电
气设备的绝缘水平、安全净距，包括带电体对地、带电体对接地体、相间、维护通道等距离均应根据《高压配电装置》规程的要求，按本工程海拔高度修正。

3)投标方应根据设备安装所在地高海拔、低空气密度、多风沙、低气温、湿度大（73%）
等环境因素，充分考虑元器件的绝缘水平、除湿、散热、通风、保温、防风沙等的设计。

4)变压器硅钢片采用武钢或日本新日铁生产的优质硅钢片。

5)变压器油采用克拉玛依45#或25#油（具体油号按照当地最低极限气温选取）变压器油。

6)箱式变压器设置烟感、温度保护、瓦斯保护。

7)箱变低压侧安装一套接线组别Yyn0、阻抗电压u k=4%的控制变压器（变压器一次、二
次绕组电压根据项目情况确定）。

出厂前需将控制变压器的一次侧电压分接头需接为“0”
档。

若投标方错误接线导致二次侧输出电压过高损坏电气设备，投标方负责赔偿。

8)箱式变压器的两个分裂绕组为中性线非引出且不接地。

若投标方错误将低压绕组的中性
点接地损坏电气设备，投标方负责赔偿。

9)箱式变的箱体应设专用接地导体，该接地导体上应设有与接地网相连的固定连接端子，
其数量不少于5个，其中高压间隔至少有1个，低压间隔至少有2个，变压器室至少有2个，并应有明显的接地标志，接地端子用铜质螺栓直径不小于12mm。

10)箱式变电站低压侧应考虑能接多根电缆（3*(3*185)的电源进线。

箱式变电站高压侧应
考虑能接多根电缆（两根2*185mm2。

）
11)签协议时，需提供满足施工图设计深度的总装图和基础安装尺寸图（电子版及纸介质）。

3.1.6光伏支架要求
支架的设计考虑当地极大风速情况下不出质量问题；钢制支架防腐采用热浸镀锌，镀锌层厚度不小于60µm，主梁、次梁、立柱等支架构件镀锌层厚度不小于65µm。

电池板与次梁连接应满足设计规范要求。

光伏支架的地基及基础设计满足现行设计规范要求。

3.1.7高压配电柜主要性能的要求
所有配电柜体的采购、安装均应符合当地供电局或市级供电局对电能计量表柜的要求,
满足现行最新规程、规范、标准要求。

EPC方应负责设计、采买、安装，为电度计量表预留空间，并且并网柜图纸在出厂前应得到当地电网公司的认可。

高压开关柜推荐采用平高电气、山东泰开、宁波天安、江苏大全等，柜内断路器推荐采用施耐德宝光、天水长城、厦门华电、江苏大全等，或选用得到甲方认可的国内一线品牌。

高压开关柜需要满足如下技术要求：
1）用于制造设备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，选用最适用的、新的、优质的、无损伤和缺陷的材料。

2）用于设备和部件的材料都应经过试验，试验按国家标准(最新版本)规定的有关方法进行，材料试验报告应提交招标方。

3）箱体应有足够的机械强度，在运输、安装中不发生变形，并力求外型美观，并能承受额定动稳定电流所引起的作用力而不致损坏。

外壳的厚度以设计压力耐受和内部故障电弧外壳不烧穿为依据。

4）所有的部件应按国家标准(最新版本)精确制造。

螺栓、螺母等紧固件以及机械配合公差应符合国家标准(最新版本)的规定。

柜体框架和柜面的垂直度、水平度以及柜面偏差应符合有关的标准和规范。

5）相同设备和相同部件的结构、性能参数、尺寸和公差配合，应完全相同，以保证其互换性。

每台开关柜、母线桥及内部所有设备的相关参数（如相距、爬电距离、残压等）需满足奇台现场气候、环境，确保设备能在该地区正常工作。

6）每一台高压开关柜内应有驱潮装置，避免内部元件发生凝露。

驱潮装置的电源为交流220V、50Hz，由智能操控装置来控制。

7）高压开关柜外壳防护等级应不低于IP4X。

8）高压开关柜及内部所有部件按运行寿命大于25年设计制造。

9）高压开关柜内装设照明灯具及测控单元。

10）高压开关柜应是全封闭型，其母线室、开关室、电缆室、低压控制小室应进行金属全分隔，并具有各自独立的过压释放通道，压力释放通道不允许面向操作人员。

11）高压开关柜骨架及柜内隔板均为镀铝锌板。

开关柜各小室间的金属隔板应达到足够的强度和防护能力，能够防止在一个室中发生事故时不会蔓延到其他室中。

12）接地布置保证接触电压和跨步电压限制在安全值内。

接地母线由扁铜排制成，截面积为50*5mm2，所有需要接地的设备和回路都与接地母线可靠相连，接地母线有两个终端头。