招标投标-医药产业园子站总承包项目公开招标公告(doc 42页)

/hfzbtb/InfoDetail/?InfoID=1001b179-a3dc-45f4-bf85-8f1f5db4ef14合肥金太阳能源科技股份有限公司分布式光伏发电项目五金商贸城子站、医药产业园子站 8.5MWEPC 总承包项目公开招标公告合肥公共资源交易中心采购部（合肥市政府采购中心）受合肥金太阳能源科技股份有限公司的委托，现对“合肥金太阳能源科技股份有限公司分布式光伏发电项目五金商贸城子站、医药产业园子站 8.5MWEPC 总承包项目”进行国内公开招标，欢迎具备条件的国内投标人参加投标。一、采购项目名称及内容1、项目编号：2014CGFZ24742、项目名称：合肥金太阳能源科技股份有限公司分布式光伏发电项目五金商贸城子站、医药产业园子站 8.5MWEPC 总承包3、项目概算：3780.000000 万元4、项目内容：项目自勘测设计至光伏电站正式商业运行的所有工作，具体包括但不限于以下各项：（1）项目勘测设计，包括光伏组件和配电设备安装场所协调、现场勘测、工程初步设计及评审、工程施工设计及设计交底、接入系统和调度通讯自动化设计评审、电能质量评估、竣工图和竣工文件编制。（2）设备、材料采购、运输、卸货、验货、保管（太阳能组件由采购人采购，投标人负责卸货、验货和验货后货物保管）。（3）工程施工、设备（包括光伏组件和逆变器）安装、调试。（4）光伏电站整组起动，聘请有资质专业机构进行并网前后的调试和测试。（5）光伏系统和子站试运行期间的运行操作、运行管理、设备维护、现场保洁。（6）光伏子站现场数据与合肥金太阳能源科技股份有限公司远程集控中心数据的对接、调试。（7）通过分布式光伏发电项目验收，办理竣工手续。（8）工程项目管理，为采购人培训光伏电站运维人员，提供光伏- 2 -电站商业运行后技术服务和设备保修（质保期内免费，质保期外按照成本价收费，太阳能组件和逆变器除外）。详见招标文件。二、投标人资格1、符合政府采购法第二十二条规定；2、注册资本不低于 2000 万元；3、近五年具有内不少于 10MW 光伏电站 EPC 总承包业绩；4、本项目不接受联合体投标。三、开标时间及地点1、开标时间：2014 年 10 月 24 日 09:002、开标地点：合肥市阜阳路 17 号（原合肥市委）2 楼 5 号开标室四、投标截止时间2014 年 10 月 24 日 09:00五、报名及招标文件发售办法1、报名时间：2014 年 09 月 30 日上午 08:00 至 2014 年 10 月14 日下午 18:002、招标文件价格：每套人民币 400.00 元整，招标文件售后不退3、报名方式：（1）本项目只接受合肥公共资源交易中心会员库中已审核通过会员报名，未入库的投标人请及时办理入库手续（会员办理网址请参见（/hfzbtb/hyzq/HYZQ_Main_ztbzxnew.aspx）栏目中“合肥公共资源交易中心会员注册流程”，联系电话联系人：杨工），因未及时办理入库手续导致无法报名的，责任自负；（2）会员报名程序请登陆合肥公共资源交易中心网（）办理（具体操作步骤和程序请参见“办事指南”栏目-“会员报名操作手册”）；（3）会员报名成功后直接采用网上支付系统支付标书费用，直接下载招标文件及其它资料（含答疑或相关说明）。如无网上银行帐号，请及时前往银行办理（本系统目前支持以下银行网上支付服务：中国农业银行、中国工商银行、中国建设银行、交通银行、招商银行、光大银行、浦发银行、徽商银行）；六：联系方法- 3 -单位：合肥公共资源交易中心采购部（合肥市政府采购中心）地址：合肥市阜阳路 17 号（原合肥市委）四楼本项目联系人：李工（合肥公共资源交易中心一楼服务大厅 2号窗口）电话真府采购监督管理部门联系电话肥公共资源交易中心网址：七、其它事项说明1、网上报名的投标人可在报名后直接下载招标文件。2、投标人网上报名后，必须在报名截止时间前网银支付，逾期网上报名系统将自动关闭。3、投标人如需开具标书工本费发票，请在报名成功后打印回执码页面并携带至合肥公共资源交易中心一楼服务大厅财务窗口办理。4、报名中有任何疑问或问题，请在工作时间（周一至周五，上午 8:00-12:00，下午 3:00-6:00，节假日休息）与项目联系人联系。5、购买了招标文件，而放弃参加投标的投标人，请在开标前3 日内以书面形式（传真或书面送达，加盖单位公章）通知合肥公共资源交易中心。弃标未予告知的，合肥公共资源交易中心将在诚信会员库系统中自动记录次数，并给予不诚信行为记录。八、投标(谈判)保证金缴纳账户徽商银行：户名： 合肥市政府采购中心账号： 1023701021000334057035273开户银行： 徽商银行合肥蜀山支行采购需求（仅供参考，最终以招标文件为准）前注：1） 本需求中提出的技术方案仅为参考，如无明确限制，投标人可以进行优化，提供满- 4 -足用户实际需要的更优（或者性能实质上不低于的）技术方案或者设备配置，且此方案或配置须经评委会审核认可；2） 为鼓励不同品牌的充分竞争，如某设备的某技术参数或要求属于个别品牌专有，则该技术参数及要求不具有限制性，投标人可对该参数或要求进行适当调整，并应当说明调整的理由，且此调整须经评委会审核认可；3） 为有助于投标人选择投标产品，项目需求中提供了推荐品牌（或型号）、参考品牌（或型号）等，但这些品牌（或型号）仅供参考，并无限制性。投标人可以选择性能不低于推荐（或参考）的品牌（或型号）的其他品牌产品，但投标时应当提供有关技术证明资料，未提供的可能导致投标无效； 4） 投标人应当在投标文件中列出完成本项目并通过验收所需的所有各项服务等明细表及全部费用。中标人必须确保整体通过用户方及有关主管部门验收,所发生的验收费用由中标人承担；投标人应自行踏勘施工建设现场，如投标人因未及时踏勘现场而导致的报价缺项漏项废标、或中标后无法完工，投标人自行承担一切后果； 5）如对本招标文件有任何疑问或澄清要求，请按本招标文件“投标人须知前附表”中第16 条的约定联系采购中心，或接受答疑截止时间前联系采购人。否则视同理解和接受。一、工程建设标准本招标工程项目的材料、设备、勘察设计、施工、设备安装、调试、试运行操作管理、质保及售后服务须达到现行中华人民共和国、行业、安徽省电网的标准、规范和本招标文件附件技术要求书的要求。二、工期要求自采购人书面通知中标人具备条件进入施工场地起120天内完成勘察设计、施工、设备安装、调试、并网、监控数据和视频信号送入采购人总部远程监控室主站、试运行、通过电网、消防、环保、建筑、防雷、防震等相关部门竣工验收和分布式光伏发电项目验收，办理完毕竣工手续移交给采购人。三、商务要求1、项目承包方式及报价要求（1）按招标项目的招标要求，投标人根据项目特点和企业条件确定投标报价。投标人所报的最终投标报价为总报价。总报价包含本招标文件第一部分第一章第一条第4款“项目内容”以及本章第四条“特别约定”所列项目所需的全部费用，如有漏项，视同已包含在其它组价项目中，合- 5 -同价不予调整。（2）按国家规定由投标人缴纳的各种税收已包含在投标总报价内，由投标人向税务机关缴纳。（3）为建设光伏电站，对子站相关建筑物进行必要的改造、修补及加固，总报价含安装组件屋面的建筑物结构加固处理费（预估100万元，不做具体要求，以各投标人自行测算为准）计入投标总价。四、特别约定1、项目的太阳能电池组件安装地点为房顶屋面。房顶屋面、施工用水用电、现场材料设备临时堆放、人员和机具通行许可等协调工作，均由投标人负责。采购人不负责房顶屋面和施工现场的协调。2、项目配套的升压变压器室、高压开关室、监控室、逆变器室、低压配电室等由投标人负责增建或改建。投标人负责协调并办理增建或改建中涉及施工区域业主单位的相关手续，采购人配合。3、通过标准通讯接口和电信运营商专线，将子站的全部监控数据和视频图像送入采购人公司总部远程集控室主站（报价含主站与子站之间 2M 带宽的数据专线及相关设备和工程质保期续存期间数据专线租用费）。4、实现子站监控数据和视频信号与发包人公司总部远程集控室主站监控系统对接，按照发包人子站监控模式，完成包括主站接口软件调试、流程图组态、报警组态、趋势组态、设备状态查询、统计报表、投资分析等项目。5、投标人中标后选择的设计单位、分包商、电气施工、调试单位、设备、桥架、电缆的规格型号及其供应商，须具备相应资质并经采购人审核并书面认可。6、投标人中标后需直接委托具有相应资质的电气施工、电气调试、消防施工及继电保护定值计算专业单位进行施工，不得交由其他队伍转包。投标人仅可将支架基础、光伏组件安装、电缆敷设、配电房及土建施工工程转包给唯一具有资质的分包商。7、如因投标人协调原因耽误工期的，由投标人负全责，按延期时间每日支付合同标的一定比例的违约金。8、投标人中标后，采购人有权对施工过程进行全程监管，对投标人施工过程中违反相关安全文明施工规范；工程质量未达到相关国家标准、设计及技术协议要求；擅自停工；未按施工进度计划节点完成相应工作等情况，进行处罚。9、所有投标人按8.5MW报工程项目总价，由于第三方屋面原因，可能出现装机容量调减情况，结算时工程项目单价不随市场波动均以投标时的单价为准。结算总价由实际- 6 -完成的工程项目兆瓦数和工程项目单价确定。10、采购人提供的组件为多晶硅太阳能电池组件标称功率初步定为 255Wp（制造商入围工信部名录）具体品牌及规格参数待中标后由采购人提供。11、投标人提供的逆变器要求最大转换效率97%，并须有国家批准的有资质的认证机构出具的产品认证证书。投标人接受逆变器设备款由采购人按照中标人与逆变器厂家签订的逆变器供货合同的金额和付款进度，直接从本工程的工程款中支付。12、投标人投标时须提供一份供货范围明细表。13、投标人投标时须提供一份里程碑控制点计划表。14、投标人投标时须提供一份培训计划表。技术要求书1. 总则1.1 本技术要求书适用于合肥金太阳能源科技股份有限公司分布式光伏发电项目五金商贸城子站、医药产业园子站 EPC 总承包项目工程（以下简称工程）。1.2 本技术要求书提出的是最低限度要求，并未对一切技术细节做出规定，也未充分引述有关标准和规范的条文，投标人应保证工程符合国家、行业、安徽电网标准、规程、规定和本技术要求书的要求。1.3 如果投标人没有以书面形式对本技术要求书的条文提出异议，则意味着投标人保证工程完全符合本技术要求书的要求。如有异议，不管是多么微小，都应在投标书中以“对技术要求书的意见和同技术要求书的差异”为标题的专门章节中加以详细描述。1.4 投标人保证工程采用的标准符合本技术要求书所使用的标准。本技术要求书所采用的标准若与投标人采用的标准发生矛盾时，按较严格的标准执行。1.5 工程中所使用的主要设备需采用国内国际知名品牌。1.6 本技术要求书经发包人、投标人确认后作为合同的技术附件，与合同正文具有同等的法律效力。1.7 本技术要求书未尽事宜，由发包人、投标人协商确定。- 7 -2. 工程概况2.1 工程基本情况2.1.1 分布式光伏电站工程是国家实施的一项促进光伏产业发展和技术进步，培育战略性新兴产业的新能源项目。2.1.2 本项目为合肥金太阳能源科技股份有限公司分布式光伏发电项目子项目，装机容量 8.5MW（其中，五金商贸城子站 5MW、医药产业园子站 3.5MW），安装地点分别位于合肥市五金商贸城与医药产业园内。2.2 工程气象条件年平均太阳辐射量 4854MJ/年平均日照小时数 2000 h多年极端最高气温 41 多年极端最低气温 -20.6 多年年平均气温 15.7 多年年平均降雨量 975.3 mm多年年平均相对湿度 76 %多年最大积雪深度 45 cm多年年平均风速 2.6 m/s最大风速 21.3 m/s(离地 10 米处，10min 的最大风速)抗震设防烈度 7 度设计基本地震加速度值 0.1g3. 工程总承包的范围3.1 工程总承包范围概述工程总承包范围：自勘察设计起，至光伏发电系统投入商业运行、通过分布式光伏发电项目验收且质量保证期满止为建设一个完整的光伏发电系统所需要的全部工作，包括但不限于勘察设计（施工现场勘察测量、初步设计、施工设计、竣工图编制），工程项目管理、设备及材料采购、运输、保管，施工（含屋顶太阳能组件支架地基），试运行，技术服务，人员培训，调试和并网前后聘请有资质机构测试以及售后服务等工作。工程涵盖光伏发电系统及其建设或在原有建筑物上增设的工程场所。工程场所包括不限于太阳能组件安装场地、升压变压器室、逆变器室、配电开关室、监控室及配套道路、采购人与屋面业主签订的协议中牵涉的屋面业主安全标准化、消防、安全及整体竣工验收工作由总包负责等。3.2 工程 EPC 总承包具体包括但不限于：3.2.1 工程的勘查、测量（包括子站电能质量评估、接入系统设计评审）3.2.2 设计（包括初步设计、施工设计）- 8 -3.2.3 提供工程材料、设备、工器具、备品备件，包括不限于：（1）光伏发电系统设备（不含太阳能电池组件）。（2）接入系统、调度通信、系统保护、无功补偿(根据电能质量报告定)等装置设备。（3）工程需要的主、辅材料。（4）工程需要的建筑材料。（5）质保期内备品备件。（6）安装、检修专用工具。负责材料与设备（含太阳能电池组件与逆变器）卸货、收货、验货和保管。3.2.4 建设或在原有建筑物上增设工程场所。工程场所包括不限于太阳能组件安装场地、升压变压器室、逆变器室、配电开关室、监控室及配套道路等。3.2.5 负责场地协调，处理开工前和工程持续期与场地业主有关的各种事宜。3.2.6 设备安装、调试，工程场所照明、通风、排水设施安装、调试。3.2.7 负责接入电网前、后各种测试，通过分布式光伏发电项目验收、电力行业、电网公司组织的各种验收。3.2.8 负责项目试运行直至省内预验收合格、具备分布式光伏发电项目验收条件之前的运行操作、保洁、维护、安全管理，工程运行设备和备用设备管理和现场保卫。3.2.9 提供系统整套的初步设计方案、施工设计方案、设备说明书、图纸，提供子站运行规程、管理制度和设备维修手册，为发包人培训运维人员。3.2.10 配合发包人完成并网调度协议、购售电合同签订。3.2.11 负责工程建成后质保期内和质保期外 10 年技术支持和售后服务。4. 工程总要求4.1 子站并网电压等级和计量关口五金商贸城子站采用 10kV 并网，就近接入五金商贸城内部 10kV 系统。五金商贸城子站接入点发电计量和向电网售电计量关口的设置满足电网公司要求。医药产业园子站采用 10kV 并网，就近接入医药产业园内部 10kV 系统。医药产业园子站接入点发电计量和向电网售电计量关口的设置满足电网公司要求。4.2 太阳能光伏阵列在建筑物上结构和布局合理、美观。整个光伏发电系统具有高安全可靠性、美观性、高效性（光伏组件产生的电能送到并网接入点，整个系统的总效率不低于 80%）、耐用性（满足不少于 25 年的正常发电）、合理性等特性。4.3 进行建筑物结构和电气系统的安全复核，增设的光伏发电系统符合建筑结构及电气系统的安全性要求。4.4 工程场所建筑和光伏发电系统参数、指标符合电网、消防、环保、建筑、防雷、防震主管部门相关规定。4.5 电力设施安装队伍应具有电监会颁发的“承装（修、试）电力设施许可证”。- 9 -4.6 工程所有设备和部件，符合国家和行业相关法规和产品标准，提供具有相应资质的第三方质量和安全认证标志或认证证书并满足：（1）本工程所有设备的订货合同中须附有对产品或服务的技术内容进行详细规范的技术协议并在技术协议中明确规定设备的质保服务对象是合肥金太阳能源科技股份有限公司。（2）在采购设备前，须把设备订货用技术规范书送交发包人书面审核认可。设备订货合同正式签字前，须把技术协议送交发包人书面审核认可。发包人有权根据合同对技术规范书和技术协议进行修改并决定是否参加设备订货时的技术谈判。（3）发包人有权拒绝质量不合格或者技术协议没经发包人书面认可的设备，由此产生的一切后果由投标人负责。（4）电气设备应选择具有安全许可证、产品合格证及入网许可证的电气产品。4.6 工程质量全优，一次性通过分布式光伏发电项目验收。5. 工程执行的标准本工程符合但不限于下列标准或与之相当的其它国际标准，使用替代标准须经发包人认可。IEC 60068-2 基本环境试验 第 2 部分：试验IEC 60364-7-712建筑物电气装置 第 7-712 部分：特殊装置或场所的要求 太阳光伏（PV）发电系统IEC 60904 光电器件IEC 61000-4-30 电磁兼容性 第 4-30 部分：试验和测量技术 电能质量测量方法IEC 61173 光电功率发生系统过压保护 导则IEC 61204 直流输出低压供电装置 特性和安全要求IEC 61215 晶体硅光伏组件设计鉴定和定型IEC 61721 光伏组件对意外碰撞的承受能力（抗冲击试验）IEC 61730.l 光伏组件的安全性构造要求IEC 61730.2 光伏组件的安全性测试要求GB/T2297-1989 太阳光伏能源系统术语NB/T 32004-2013 光伏发电并网逆变器技术规范GB/T6495.2-1996 光伏器件 第 2 部分：标准太阳电池的要求GB/T18479-2001 地面用光伏（PV）发电系统概述和导则SJ/T11127-1997 光伏（PV）发电系统过电压保护-导则GB/T19939-2005 光伏系统并网技术要求GB/Z19964-2005 光伏发电站接入电力系统技术规定GB/T20046-2006 光伏系统电网接口特性（IEC 61727：2004）GB/T14549-1993 电能质量 公用电网谐波- 10 -GB/T12326-2008 电能质量 电压波动与闪变GB/T12325-2008 电能质量 供电电压允许偏差GB/T15543-2008 电能质量 三相电压不平衡GB/T15945-2008 电能质量 电力系统频率偏差DL/T614-2007 多功能电能表DL/T645-2007 多功能电能表通信协议DL/T448-2000 电能计量装置技术管理规程DL/T5202-2004 电能量计量系统设计技术规程GB/T14285-2006 继电保护和安全自动装置技术规程DL/T5002-2005 地区电网调度自动化设计技术规程DL/T5003-2005 电力系统调度自动化设计技术规程GB 50395-2007 视频安防监控系统工程设计规范GB50054-2011 低压配电设计规范GB17478-1998 低压直流电源设备的特性和安全要求GB7251 低压成套开关设备和控制设备DL/T593-2006 高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求GB50060-2008 3110kV 高压配电装置设计规范DL/T404-2007 3.6kV40.5kV 交流金属封闭开关设备和控制设备GB1984 交流高压断路器DL/T 403 1035 千伏户内高压真空断路器订货技术条件GB1985 交流高压隔离开关和接地开关GB1207 电压互感器GB1208 电流互感器GB/T10228-2008 干式电力变压器技术参数和要求GB1094.1 电力变压器 第 1 部分 总则GB1094.11 电力变压器 第 11 部分 干式电力变压器GB50217-2007 电力工程电缆设计规范CEEIA B218.1.4-2012 光伏发电系统用电缆Q/GDW617-2011 光伏电站接入电网技术规定Q/GDW618-2011 光伏电站接入电网测试规程DL/T620-1997 交流电气装置的过压保护和绝缘配合DL/T621-1997 交流电气装置的接地GB50057-2000 建筑物防雷设计标准GB/T19271.3-2003 雷电电磁脉冲的防护 第 3 部分：对浪涌保护器的要求GB 50601-2010 建筑物防雷工程施工与质量验收规范GB50345 屋面工程技术要求书- 11 -GB50207 屋面工程质量验收规范GB50205 钢结构工程施工质量验收规范GB50204-2002 混凝土结构工程施工质量验收规范GB 50009 建筑结构荷载规范GB50212 建筑防腐蚀工程施工及验收规范GB50224 建筑防腐蚀工程质量检验评定标准GB50300 建筑工程施工质量验收统一标准DGJ08-9-2003 建筑抗震设计规程GB3096 城市区域环境噪声标准GBS0140 建筑灭火装置设计规范GB50169-2006 电气装置安装工程 接地装置施工及验收规范GB50254-2006 电气装置安装工程 低压电器施工及验收规范GB50258-1996 电气装置安装工程 1kV 及以下配线工程施工及验收规范GB50168-2006 电气装置安装工程 电缆线路施工及验收规范GB50150-2006 电气装置安装工程电气设备交接试验标准GB/T 191-2008 包装储运图示标志GB4208-2008 外壳防护等级(IP 代码)GB50797-2012 光伏发电站设计规范GBT50795-2012 光伏发电工程施工组织设计规范GB50794-2012 光伏发电站施工规范GBT50796-2012 光伏发电工程验收规范6.工程设计6.1 原则要求6.1.1 投标人应组织甲级资质的电力设计单位完成工程设计。按 GB50797-2012光伏发电站设计规范要求，设计应使光伏发电系统有能力在安全、稳定、经济状态下运行，并使其性能达到最佳状态和满足国家、安徽省电网企业对于太阳能并网电站的规定。设计方案须经过专家评审，接入系统设计方案须经本地电力部门审查和批准。设计图纸资料包括但不限于：设备接线图（设备间关系、线缆类型、长度、结点方式）。设备位置图（设备相对位置、体积、间距）。系统走线图（走线路径、线缆长度、规格型号）。线缆选型（压降、容量、损耗率、类型：护套、阻燃、屏蔽、软硬）。设备细化选型（附加模块、连接端子、环境要求、通信方式等）。防雷设计（防雷等级、直击雷防护方式、引下线、电力与通信防雷保护器）。配电设计（升压变压器、高低压开关柜、交流和直流配电柜、汇流箱、三相平衡调- 12 -节、峰值功率控制、保护功能、无功功率补偿与调节、直流电源和 UPS 电源、监控系统等）。基础设计（基础结构、基础稳定性、地基摩擦力与附着力）。支架强度计算（风压、积雪、地震）。支架部件、装配详图（零件三维装配图）。系统效率计算（线损、设备损耗、环境损耗、其它损耗）。光伏电站电气系统短路电流汇总表。组件的清洁（冲洗水系统）工程使用场地荷载复核计算书。6.1.2 事先对既有建筑的结构设计、结构材料、耐久性、安装部位的构造及强度、防火、防雷和防静电等进行检验、复核，不满足要求应进行加固和处理。6.1.3 结合建筑形式，合理设置光伏组件的倾角和方位角（屋面荷载允许时，倾角按 26设置），避免被阴影遮挡。工程节能、防火、防雷、防静电、防光反射等功能符合国家和行业相关规定。6.1.4 光伏发电系统的各项安全生产与工业卫生措施，符合国家相关标准要求。逆变器、变压器、通风机及空调室外机在运行时所产生的噪声满足环保要求。6.1.5 光伏发电系统输出的电能质量和电能计量装置、电能表符合国家和电力行业相关标准。光伏电站接入点和并网计量点的电能计量装置、电能表符合安徽省电力公司规定。6.1.6 光伏发电系统配置的保护、通讯、无功功率补偿与调节、安全自动装置等，功能完善并符合 Q/GDW617-2011光伏电站接入电网技术规定。光伏发电系统与公用电网间设置明显断开点，并可进行隔离操作。6.1.7 设计的光伏发电系统自动化程度高，无人值守，设备免维护。6.2 系统设备6.2.1 在现有建筑上增加或新建的工程场所满足光伏发电系统的安装、使用、维护需要。6.2.2 光伏发电系统设备的选择考虑维护保养的安全性，不得妨碍和降低设备固有的维护和检修的安全性标准。光伏组件的设置不跨越变形缝(抗震缝、沉降缝、温度缝)。6.2.3 发包人提供太阳能光伏电池组件，承包人负责验货、保管并按照以下规定完成光伏组件组串：（1）光伏组件布局和组串的串接数量设计合理，个别组件异常不影响系统整体效率和安全运行。（2）光伏发电系统设计考虑减小环状布置导线所围的面积，不得将导线多圈布置。（3）连接组串的电缆须采用不锈钢槽盒保护,电缆进入槽盒处应有防止电缆被刮伤和防水保护，槽盒有足够的机械强度，壁厚大于 1.5mm。- 13 -（4）组串的最高电压不得超过光伏组件和逆变器制造商给出的允许电压。（5）根据设置光伏组件的屋面条件，要求满足：光伏组件在平屋面设置符合下列要求：1)光伏组件铺设方式，按照屋面装机容量、年发电量最大、屋面载荷等约束条件，进行优化设计。2)光伏组件与支架连接牢固，符合抗风、抗震、承受积雪要求。3)光伏组件的支架采用螺栓或焊接方式固定在屋面基座上，基座进行防水处理。光伏组件在坡屋面设置符合下列要求：1)根据安装屋面与所在屋面的组件安装容量的实际条件，根据优化设计的原则合理设计光伏组件倾角。2)对于中间高两边低的屋面，光伏组件采用顺坡或顺坡架空设置，要求安装后的组件倾斜角度不因屋面坡度影响而出现差异。3)光伏组件与坡屋面结合处有通畅的雨水排放。4)顺坡架空在坡屋面上的光伏组件不相互遮挡并与屋面间留有100mm 的通风间隙，同时保证光伏板背部接线盒、电缆不被雨水浸泡。5)逆坡架空在坡屋面上的光伏组件不相互遮挡并与屋面间留有100mm 的通风间隙，同时保证光伏板背部接线盒、电缆不被雨水浸泡。6)在坡屋面上安装光伏建筑构件时，其与周围屋面材料的连接部位应做好建筑构造处理，并满足屋面整体的保温、防水等防护功能要求。（6）光伏组件的引线穿越屋面时(穿墙管线不宜设在结构立柱处)，在屋面预埋防水套管，并对其与穿越屋面的管线相接处进行防水密封处理。（7）组件方阵输出端应有明显的极性标志和子方阵的编号标志牌，标志牌上的文字不允许手工书写，印制的文字应清晰牢固。（8）根据场地实际需要,在光伏组件阵列外围设置美观、永久性围栏。围栏入口装门加锁，在满足子站运行管理人员出入需要的同时防止场地业主单位人员触及栏内带电设备。（9）需要在光伏组件阵列中设置固定式清洗管路时，管路上每隔 20 米应布置一个用于连接清洗组件移动水管的分支水管接口。要求管路使用镀锌管，管路和分支水管使用铜质或不锈钢阀门，且管路具有防冻保温措施。6.2.4 基座、支架支架、基座设计进行抗滑移、抗倾覆等稳定性验算。采用固定式支架，支架与基座使用寿命与建筑主体结构相同。在光伏发电系统使用寿命年限内，具备抗风、抗冰冻、抗温度交变的能力。抗震设计符合 DGJ08-9-2003建筑抗震设计规范规定。在屋面防水层上安装光伏组件时，若防水层上没有保护层，其支架基座下部应增设- 14 -附加防水层。光伏组件的引线穿过屋面处应预埋防水套管，并作防水密封处理。防水套管应在屋面防水层施工前埋设完毕。在防水层上有保护层的屋面上进行基座、支架施工，若造成建筑物防水层损伤，应对防水层进行修复。支架采用从钢筋混凝土基座中伸出的钢制热镀锌连接件或不锈钢地脚螺栓来固定或焊接在预先埋置至于基础上的钢板上。钢筋混凝土基座的主筋锚固在主体结构内，受结构条件限制无法锚固时，采取措施加大基台与主体结构间的附着力。支架、支撑金属件及各个连接节点用不锈钢螺栓连接，要求连接牢固且不影响光伏组件的更换。选用国内优质支架（推荐品牌：江苏有能集团、东风机电、合肥涛源）。提供基座、支架具有抵抗系统自重、风荷载、雪荷载和地震作用能力的设计依据。钢结构支架及其连接件须用热浸镀锌防腐。在光伏组件安装处风速 30m/s 或者地震烈度 7 度和地震加速度值 0.1g 条件下，组件和支架能够正常使用。组件支架的安装朝向和倾角必须一致。6.2.5 逆变器投标人应保证逆变器是全新、先进、优质、经过大量（国内光伏电站已使用 3000MW以上，其中 2013 年安装量2000MW）应用和四年及以上稳定运行业绩（提供逆变器供货合同和用户报告复印件，合同复印件至少包括合同首页、供货范围和签字盖章页，采购人必要时查验合同和用户报告原件）。逆变器须通过 TUV 认证和金太阳认证并提供认证证书复印件（采购人必要时查验认证证书原件）并满足以下要求：（1）投标人提供额定输出功率为 500kW 和其它容量的并网逆变器，应为单机一体化设计，不接受用模块并联的方式扩展单机容量。业主有权根据现场情况，修改相关参数。（2）500kW 逆变器为无隔离变压器型逆变器，要求其最大转换效率98.5%；100kW、250kW 逆变器为内含隔离变压器型逆变器，其最大转换效率97.3%。100kW 以下逆变器，不含隔离变压器，其最大转换效率98%。（3）在逆变器输出功率为 20%额定功率至 100%额定功率范围内，逆变器电流总谐波畸变率3%（额定功率）；交流输出三相电压的允许偏差不超过额定电压的10%；直流分量不超过其交流额定值的 0.5%；具有电网过/欠压保护、过/欠频保护、防孤岛保护、恢复并网保护、过流保护、极性反接保护、过载保护功能和绝缘阻抗监测、残余电流监测功能。（4）质保期不低于 3 年。在环境温度为-25+50，相对湿度95%，海拔高度2000 米情况下能正常使用。在质保期内，如有逆变器质量问题，中标人无偿负责修理，对一年内修理三次的逆变器无偿进行更换。- 15 -（5） 逆变器数据通讯、电能质量、电网异常时的响应特性和低电压穿越特性满足Q/GDW617-2011 光伏电站接入电网技术规定。（6）逆变器采用中文界面，启停和发电过程实现智能化全自动，无需人工干预。（7）逆变器具有 MPPT 控制功能，能适时跟踪并把光伏阵列的直流最大输出功率转换为交流输出功率。（8）电网电压异常时，逆变器具有自动判别和按照下表规定值自动响应功能。异常电压的响应并网点电压（U） 最大跳闸时间（秒）aU0.5UN 0.20.5UNU0.85UN 2.00.85UNU1.1UN 继续运行1.1UNU1.35UN 2.01.2UNU1.3 UN 0.21. UN并网处电网标称电压（例如10kV、0.4kV）。2. 最大跳闸时间是指从异常状态发生到逆变器停止向电网供电的时间。3. 可以根据电力调度部门的要求，预先设定在电网发生扰动后是否延时自动并网或者不并网。（9）电网频率异常时，逆变器具有自动判别和按照下表运行要求自动响应功能。频率范围 运行要求低于48Hz 满足电网要求48Hz49.5Hz 每次频率低于49.5Hz时要求至少能运行10min。49.5Hz50.2Hz 连续运行50.2Hz50.5Hz 每次频率高于50.2Hz时，处于发电状态的逆变器具有自动持续运行0.2S2min的能力（时间连续可调，由现场值班人员依据电力调度部门给出的定值设定）。处于停止运行状态的逆变器，具有自动判别并在频率高于50.2Hz时拒绝并网功能。高于50.5Hz 处于发电状态的逆变器，具有0.2S内自动停运功能。处于停运状态的逆变器，具有自动拒绝并网功能。（10）逆变器具有紧急停机功能。在紧急情况下，现场工作人员触动紧急停机按钮，逆变器立即退出运行。- 16 -（11）逆变器具有通过控制面板和通讯接口修改功率因数和无功功率整定值的功能，功率因数和无功功率整定值满足电力调度部门规定的性能要求。（12）逆变器电磁兼容性能应满足相应的环境使用要求，在正常运行或者电网异常时，不发生因电磁干扰造成整机工作不稳定和逆变器电磁辐射超标影响周边环境。（13）逆变器内部过电压保护完善，能有效避免谐振过电压，能保护各工作模块和电气元件在大气感应过电压和操作过电压的作用下正常工作。（14）逆变器柜体机械强度高，机架和零部件组装符合国家相关技术标准要求，内部工作模块和元器件安装牢固，能承受正常搬运和地震等外力的作用。柜体和安装梁油漆、电镀应牢固、平整，无剥落、锈蚀及裂痕等现象，模块和元器件文字和符号标示清楚、整齐、规范、正确。（15）逆变器具有完善的冷却系统，在-25+50环境温度和 095%环境相对湿度条件下,逆变器内部无冷凝、能够满负荷可靠工作。（16）逆变器各种工况下的噪声不大于 65dB（在距离逆变器水平位置 1m 处测量）。（17）逆变器具有恒电压控制、恒功率因数控制和恒无功功率控制等多种控制模式，控制模式可以根据运行需要就地或远程切换。（18）在输出有功功率在 10%100%额定功率范围内，逆变器功率因数的连续可调范围为超前 0.90滞后 0.90 且调节响应时间不大于 75ms。（19）逆变器硬件和软件能满足与外部无功电压控制系统连接要求，能根据无功电压控制系统的指令，在逆变器无功输出范围内连续调控无功出力并具有接受电网调度机构远程设定调节方式、参考电压、电压调差率等参数的功能。（20）在 0100%额定功率范围内，逆变器有功功率连续可调，具备远程接受调度调控并保证功率输出值和功率变化率满足电网调度部门的要求。（21）在 120倍额定电流下，逆变器连续可靠工作时间不小于 1min；在 120%150%额定电流内，逆变器连续可靠工作时间不小于 10s，输出电流达到 150%额定电流，逆变器在 0.2s 时间内退出运行。（22）投标人设计组串中组件数量时，应使逆变器最大功率点跟踪的控制范围，覆盖各种工况下组串可能输出的电压范围。（23）采购人有权请有资质的第三方检测机构，对逆变器全过程进行质量控制。全过程质量控制的主要内容包括：逆变器生产工厂检查、关键元器件或材料质量监控、逆变器生产关键工艺监控、成品控制、施工现场测试等。投标人应为第三方检测机构的检查提供方便和配合。6.2.6 直流汇流箱、防雷直流配电柜- 17 -选用国内优质直流汇流箱（推荐品牌：安徽硕日、上海正泰电源、深圳金霆）和国内优质直流配电柜（推荐品牌：安徽硕日、安徽阳光电源、江苏兆伏），国内直流汇流箱和防雷直流配电柜需通过国家金太阳认证或 CCC 认证。直流汇流箱、防雷直流柜外部设置“有电危险”“双电源”等警示标志，箱、柜内设备应名称、编号齐全，接线端子和导线应有清晰命名编号，电缆两端应有清晰的标牌，标牌上的文字不允许手工书写，印制的文字应清晰牢固，+、-极接线铜牌应有符合规范的色标。直流汇流箱、防雷直流柜的额定电压等级，高于在标准测试条件下，组串开路电压的 l.25 倍。直流汇流箱内配置（包括不限于）光伏专用直流保险丝和防雷模块、直流开关、组串防反充二极管、各种接线端子。基本要求：直流输出母线端配置额定电压不低于 1000V 光伏专用高分断能力的直流断路器；要求直流断路器具有在 1.25 倍组串最大开路电压下，安全切断接入汇流箱所有组串 1.25倍最大短路电流之和的能力。每路光伏组串配有额定电压不低于 1000V 光伏专用直流熔断器进行保护；直流输出母线的正极对地，负极对地、正负极之间配有（推荐品牌： DEHN，ABB，魏德米勒）光伏专用防雷模块；汇流箱配有监视装置，对每一路电池组串列进行监控，通过 RS485 通讯接口，可将光伏阵列电压、电流、熔断器工作状态、防雷器工作状态、断路器工作状态等参数上传至上位监视机；直流汇流箱内电气回路与金属外壳之间能够承受 1500V,1min 工频耐压（电子监控模块、防雷模块不进行工频耐压）。布置的各种接线端子，应方便接线和更换，端子规格与连接导线截面积应配套，要求连接导线满足：组串输入端子的连接导线截面积不小于 4mm2。汇流输出端子的连接导线安全载流量，大于标准测试条件下组串或方阵短路电流l.25 倍。接地线端子的连接导体截面积不小于 35mm2。户外壁挂式安装、防水、防锈、防晒、防护灰，防护等级不低于 IP65，能满足室外安装使用的要求；主要技术参数序号 项 目 内 容1 最大开路电压 VDC 10002 输入路数 8/163 每路输入电流 A 15/204 防水端子 PG255 光伏专用防雷模块 推荐品牌：DEHN，ABB，魏德米勒、施耐德 iPR-DC光伏专用电涌保护器- 18 -6 直流输出断路器 ABB，额定电压DC1000V7 安装方式 户外壁挂式8 防护等级 IP65 户外9 通讯功能 RS48510 绝缘强度 （AC 有效值） 1500V（min）11 噪音(dB/m) 1012 使用环境温度 -25+6013 环境湿度 099%14 使用海拔高度 m 2000防雷直流柜内配置（包括不限于）光伏专用 ABB 直流断路器、菲尼克斯防雷器、防反二极管、指示仪表和各种接线端子等。柜体等满足 6.2.7 条要求。6.2.7 配电装置配电装置设计符合 GB50054-2011低压配电设计规范和 GB50060-20083110kV高压配电装置设计规范规定，并满足以下要求：（1）配套的土建基础设施符合国家和行业的相关规定。（2）正常运行条件下，配电装置运行寿命不小于 25 年。（3）采用国内外知名品牌的环氧树脂浇注式升压变压器（推荐品牌：特变电工、明珠电气、江苏华鹏），要求变压器绝缘等级 F 级或 H 级、铜绕组、损耗不大于 GB 20052-2006三相配电变压器能效限定值及节能评价值4.2 条规定。选择的变压器连接组别能够隔离逆变器产生的直流分量。（4）采用符合国家、行业标准和规范要求的国内外知名品牌产品， 10kV 及以下开关柜推荐：安徽鑫龙、安徽中安恒宇、安徽合电正泰电气产品。高压开关柜需通过西安高压电气研究所的型式试验，低压柜需通过国家 CCC 认证。开关柜外壳采用进口覆铝锌钢板，板材厚度高压柜2.0mm、低压柜1.5mm，边角重复折弯处厚度高压柜4mm、低压柜3mm。柜门采用冷轧钢板，表面应采用环氧树脂喷涂，喷涂层厚度不小于 4um，喷前进行除油、除锈或磷化处理，要求面漆美观、附着力强、硬度高、耐腐蚀、抗老化，保光保色性好。柜体底板有防止小动物和灰尘进入措施。开关柜运点应设可拆吊环。开关柜的结构应保证工作人员的安全，便于运行、维护、检查、监视、检修和试验。高压柜中真空断路器为知名品牌产品（推荐品牌：ABB VD4、施耐德 HV40），微机型保护与测控装置为知名品牌（推荐品牌：北京四方、南瑞继保、国电南自）产品。低压柜中 400A 以上的回路选用框架断路器，要求该类断路器是配有电子智能脱扣器的知名品牌产品（推荐品牌：ABB-Emax、施耐德-Masterpact MT）。低压柜中的塑壳断路器、微型断路器、接触器、热继电器为知名品牌产品（推荐品牌：ABB、施耐德）产品。直流断路器额定电压1000V 为知名品牌光伏专用产品（推荐品牌：ABB），分断能力不小于 50kA。柜中配置的互感器为符合国家、行业标准和规范要求的知名品牌（大连第一互感器厂）。采用环氧树脂浇注型单相式互感器，准确级组合及输出容量符合施工设计方案要求。- 19 -高压 PT 柜内设防止高压电压互感器发生铁磁谐振的一、二次消谐装置。高压柜中配置西瓷氧化锌避雷器，避雷器要求配置防爆自动脱离装置。柜内主母线、分支母线、过渡母线应标明颜色（交流 A、B、C、N 相分别为黄、绿、红、黑，直流+、-极分别为赭、蓝。母线排布按图纸要求，材质为无氧铜排，表面按国标镀锡处理、接头处压花镀锡，用绝缘热缩套管密封绝缘。低压开关柜内设置中性点工作母线和接地保护母线，工作母线和接地保护母线贯穿低压开关柜组全长。中性点工作母线截面不小于主母线的 50%，接地保护母线截面不小于中性点工作母线的 50%。开关柜的主母线和中性点工作母线及接地保护母线均采用无氧铜质。接地保护母线的颜色符合 GB2681-81“电工成套装置中的导线颜色”的规定。柜内二次部分应满足下列要求：a)导线敷设在足够空间的防火型线槽内，外露的导线束在一起，用夹具固定或支持，走向水平或垂直，导线在槽管中所占空间不超过 70%。b)所有的导线中间无接头，导线在屏柜内的连接均经端子板或设备接线端子。大电流端子、普通端子、弱电端子之间须加装隔离，一个接线端子的连接导线不超过两条。所有开关柜上的端子排的接线及其排列应与图纸一致，端子排上至少应有 20%的备用端子。端子采用魏德米勒或菲尼克斯品牌。d) 二次导线采用 BVR 多股铜芯塑料导线。导线截面：二次回路的导线采用多股软铜线，电流回路的截面4mm 2，电压回路的截面2.5 mm2，控制、信号回路的截面1.5 mm2。工频耐压 2kV。e)所有导线的终端有与施工图纸一致的回路编号或导线走向标识。标识和线号应用微机打印在塑料配件上。标号正确、完整、清晰、牢固，不得用手写或粘贴。开关柜有完善的“五防闭锁”功能。开关柜具有同规格单元互换功能。开关柜前、后上部应有标识开关柜编号和用途的标示牌。开关柜内设开关状态综合指示仪具有一次回路模拟图、温湿度控制、高压带电显示功能。可指示开关设备状态，当环境湿度高于设定湿度时，自动启动加热器，降低湿度，当湿度低于设定湿度时，停止加热。 高压开关柜正面大门与背面封板上需装绝缘材料制造的视察窗，位置方便观察者巡视运行中的设备，观察窗与外壳具有相同的防护等级和机械强度。视察窗具有良好透明度和足够的强度,便于观察并考虑断路器检修方便。高压开关柜内应设照明灯以便于运行检查及检修用，并由门开关联锁。照明灯具可在运行的情况下检查和更换。根据光伏发电系统交流侧断开后，直流侧仍可能带电的特点，连接光伏发电系统和配电网的专用开关柜应有醒目标识。标识应标明“警告”、“双电源”等提示性文字和符号。标识的形状、颜色、尺寸和高度遵照 GB 2894 和 GB 16179 执行并经发包人认可。开关柜内元器件、母排、主回路和辅助回路导线布置合理、牢固美观、方便维修，电器之间、电器与壳体之间的空气间隙和爬电距离符合电力行业相关标准。- 20 -开关柜（箱）防护等级：室内为 IP4X，室外为 IP54。箱、柜颜色由发包人确定。（5）光伏发电系统与接入点设备及线路之间的隔离部分的设计，满足 GB/T19939-2005光伏系统并网技术要求和国家电网公司光伏电站接入电网技术规定要求。（6）光伏发电系统的变压器室、逆变控制室、开关室及其它工艺、设备房间，采用自然进风，机械排风。夏季排风温度不超过 40，进风与排风温差应不超过 15。达不到要求时，应增设空调。6.2.8 光伏发电系统无功补偿投标人根据国标光伏发电站无功补偿技术规范和 Q/GDW617-2011光伏电站接入电网技术规定，设计、安装符合规定的无功补偿装置和无功电压控制系统。无功补偿装置和无功电压控制系统应满足不限于以下要求：（1） 光伏发电子站接入点功率因数调整范围并网逆变器的输出有功功率在 10%100%之间时，并网逆变器功率因数应能在超前 0.9滞后 0.9 范围内连续可调。接入点配电系统母线功率因数应能在超前 0.95滞后 0.95 范围内连续可调（可在光伏发电站升压变