CHINA
恩菲新能源(朔州)有限公司
70MWp 并网光伏发电项目
EPC总承包技术要求
发 包 方：恩菲新能源（朔州)有限公司 承 包 方：中国恩菲工程技术有限公司
二○一四年七月
目 录
1 基本要求 ........................................................... 3 2 总的设计工艺和方案 ................................................. 3 3 性能保证 ........................................................... 4 4 电气技术要求 ....................................................... 6 5 建筑结构技术要求 .................................................. 29 6 暖通技术要求 ...................................................... 31 7 水工技术规范 ...................................................... 32 8 环保、水保措施技术规范 ............................................ 32 9 消防系统技术规范 .................................................. 33 10设备及材料表 ...................................................... 35 11 设备、技术文件及图纸的交付 ....................................... 36 12 设备监造和性能验收试验 ........................................... 37 13设计联络会及培训 .................................................. 47 14 运输和保管 ....................................................... 49 附件1 项目组织与管理 ................................................ 50 1. 项目管理组织机构和人员配置 ....................................... 50 2。 施工分承包方的选择 .............................................. 51 3. 施工所用的标准及规范 ............................................. 52 4. 施工综合进度 ..................................................... 52 5. 施工总平面布置 ................................................... 53 6。 施工临时设施及场地 .............................................. 53 7。 施工力能供应 .................................................... 53 8. 主要施工方案及特殊施工措施 ....................................... 53 9。 设备、物资的管理 ................................................ 54 10。 项目质量管理 ................................................... 54 11。 职业健康安全管理和环境管理 ..................................... 56 12。 文明施工 ....................................................... 56 13。 项目施工技术管理 ............................................... 56 14。 与发包方有关的主要工作 ......................................... 57 附件2 安全防护、文明施工协议 ........................................ 58
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1 基本要求
本协议书提出了最低限度的技术要求，并未对一切技术细节规定所有的技术要求和适用的标准，承包方应保证提供符合本技术部分和有关最新工业标准的优质产品及其相应服务。承包方提供的产品应满足本技术部分的要求。
承包方必须在初设评审完成后提供一份完整的技术协议,涵盖但不限于项目电气、土建、暖通、给排水、消防等设计方案，所有供货设备清单和技术参数，备品备件，发电量估算、施工设计方案以及技术服务、施工、调试、验收和人员培训等内容。
必须满足国家有关质量、安全、健康、环保、水保、消防等强制性标准。 光伏系统应满足国网公司最新下发的《光伏电站接入电网技术规定》（Q/GDW617—2011）、《光伏电站接入电网测试规程》(Q/GDW618-2011).
2 总的设计工艺和方案
本项目装机容量不小于70。7 MWp； 光伏电站的装机型式：固定式安装；
太阳能电池组件基扳的材质为：多晶硅太阳能电池组件，单块组件功率待定。 综合考虑电站的可靠性和经济性,本工程的太阳电池组件全部采用固定安装方式，太阳能电池组件阵列由1MW发电子方阵单元组成，本期子方阵的安装容量约为1MW,预留增容的0。05MW~1。1MW组件安装位置。每个子方阵配置2台500kW光伏并网不带隔离变压器的逆变器。每个子方阵配备一个1MWp逆变器房,逆变器及二级直流汇流柜及通信柜全部布置在逆变器房内，逆变器房布置在单元合理位置，以减少直流汇线损失。
全场由70个1MW发电子方阵单元组成，每个方阵由若干个光伏阵列组成，每个光伏阵列支架安装44块光伏组件，每个发电子方阵配1个逆变器房和1个箱式变电站,逆变器室内装有2个500kW 阵列逆变器及直流配电柜,以及其他配电柜、通讯柜等。每个阵列逆变器组由若干路太阳电池组串单元并联而成，每个组串单元由 22块太阳电池组件串联组成.
各太阳电池组串划分的汇流区并联接线，输入防雷汇流箱经电缆接入逆变器房,
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然后经光伏并网逆变器逆变后输出315V的三相交流电,经电缆引至0。315/0。315/35kV/升压变压器，每组 5～7 台升压变压器采用 35kV 电缆并联后，接入35kV配电室后，经35/110kV变压器升压至110kV,以110kV架空出线π接福光牛家岭风电场至系统220kV安荣变电站的1回110kV线路.
管理区设置综合办公楼（包括办公区和生活区）、中控室和集中配电室，以及门卫室、水泵房、运动场地、国旗台、停车场和垃圾场等附属设施，管理区大门采用电动伸缩门.
进场道路采用4米宽现场浇筑的普通混凝土路面;场内检修道路采用4米宽级配碎石路面;围墙采用高1.8m防盗型钢丝网围栏。
厂区内的主要建筑物为单层砖混结构,如配电楼、生活区等，集装箱式逆变房、箱式变电站基础采用箱型钢筋混凝土基础，光伏阵列内支架基础采用螺旋桩基础，采用36°固定倾角支架安装方式，最低端距地500mm,阵列前后排间距取8.6m。
本电站拟建1座110kV升压站，装设2台主变，主变容量选择为2×40MVA，电压等级110/35kV，选用有载调压变压器。110kV 输电线路“π”入牛家岭风电场至安荣220kV站110kV线路，π接线路全长4。2公里，其中单回线路长1。1公里，双回线路长3。1公里。
电站总平面设计由设计单位完成，在初设评审时提交业主方审核确认，确认后方可施工。接入系统设计以批复的接入系统方案为准，升压站设计以批准的升压站初步设计为准。
3 性能保证
承包方提供的整套光伏发电系统应能满足发包方提出的性能及质量要求,当由第三方所做的性能试验证明承包方不能达到以下技术指标，发包方将按合同条款对承包方进行处置。
如果整个工艺过程不能满足运行保证中的要求，则承包方应负责修理、替换或者处理所有的物料、设备或其它，以便满足运行保证要求。这部分费用由承包方负责（包括修理、替换或者处理、拆卸和安装所需要的人员费用).在完成修理、替换或者其它处理后，整个工艺过程应按合同重新进行试验，费用由承包方负责.在此之前的某些试验阶段，一些试验保证已经成功地被验证,如果由于修理、替换或者其它处理措施对已验证了的运行保证产生可能的不利影响，则整个工艺系统还需要按所有要求重新
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试验，费用由承包方负责。
电站整体质保期为竣工验收后的1年（逆变器为5年），在质保期内,如果承包方所提供的光伏发电系统的设备和部件出现故障，承包方应负责修理和替换，直至发包方完全满意,费用由承包方负责。
如果本款与合同条款有不一致之外,均以合同条款为准。
3。1 主要性能保证（承包方应根据电池组件及设备的选用情况，报出以下主要性能保证值）
在设计工况下，承包方应确保下列技术指标，当由第三方所做的性能试验证明承包方不能达到以下技术指标，发包方将对承包方进行处置。
3.1。1 全站光伏组件总容量≥ 70。7 MWp（在项目初设评审完成后确定） 3.1.2 晶体硅光伏组件光电转化效率≥15％；（以组件边框面积计算转换效率） 3.1.3光伏组件峰瓦功差满足0W～+3W；
3.1。4晶体硅光伏组件第1年内输出功率衰减率不高于2％,2年内输出功率衰减率
不高于3％,五年内输出功率衰减率不高于 5％，10年内输出功率衰减率不高于10%、25年内输出功率衰减率不高于20%；
3.1.5 总体光伏组件故障率≤0。01% 3.1.6 逆变器效率
额定输入输出时效率: 〉97。7 ％； 最高转换效率： 98。5%； 欧洲效率： 98.2%；
详细参数见 4.2节逆变器
3。1。8 年故障小时数:〈24小时（扣除非承包商原因，发电单元（初级汇流箱下每一串为一个发电单元）年故障小时数不超过24h。） 3。1.9系统总效率:≥ 80 ％。
3。1.10系统总效率＝年上网发电量/以本光伏电站设立的环境监测仪所取得的太阳能辐射数据为基准折合标准日照条件下，估算出年总发电量.
即：系统总效率=年上网发电量（kWh）*标准条件下的辐照度(常数=1kWh/m2）/实际装机容量（kW）/环境检测仪所取得的太阳能数据为基准折合到组件倾斜面的年辐射量（kWh/m2）
如果环境检测仪能直接检测到与组件同倾角的年辐射量,则组件倾斜面的年辐射量(kWh/m2)=环境检测仪所测的倾斜面年辐射量（kWh/m2）。
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如果环境检测仪只能直接检测到水平面的年辐射量，则组件倾斜面的年辐射量（kWh/m2)=环境检测仪所测的水平面年辐射量（kWh/m2）＊折算系数（依据RETScreen
软件在相同倾角下的水平面与倾斜面的折算关系 ）。
单位换算：（MJ/m2）=（kWh/m2）＊3600*1000 。
3.1。11第一年上网电量：≥11000万度（首年发电量由双方在初设评审完成后确定，首年发电量的考核根据当年气象条件并结合同等条件的电站进行适当修订)。 同时，第一年上网电量≥以本光伏电站设立的环境监测仪第一年所取得的太阳能辐射数据为基准折合标准日照条件下，估算出的第一年总发电量*系统总效率（80%）。
以本光伏电站设立的环境监测仪第一年所取得的太阳能辐射数据为基准折合标准日照条件下，估算出的第一年总发电量=实际装机容量（kW）*环境检测仪所取得的太阳能数据为基准折合到组件倾斜面的年辐射量（kWh/m2)/标准条件下的辐照度（常数=1kWh/m2）.
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4 电气技术要求
4.1 光伏组件 4。1.1 范围
本合同范围为70MW光伏电站所需光伏组件由发包方提供,包括光伏多晶硅电池组件、固定支架、检测装置、专用工具、随机备品备件。 4.1.2 标准和规范
（1)IEC61215 晶体硅光伏组件设计鉴定和定型 (2）IEC6173O。l 光伏组件的安全性构造要求 （3）IEC6173O.2 光伏组件的安全性测试要求
（4）GB/T18479-2001《地面用光伏(PV)发电系统 概述和导则》 (5）SJ/T11127-1997《光伏(PV）发电系统过电压保护—导则》 （6）GB/T 19939-2005《光伏系统并网技术要求》 （7）EN 61701—1999 光伏组件盐雾腐蚀试验
(8)EN 61829—1998 晶体硅光伏方阵 I-V特性现场测量
（9）EN 61721—1999 光伏组件对意外碰撞的承受能力（抗撞击试验) （10）EN 61345—1998 光伏组件紫外试验
（11）GB 6495。1—1996 光伏器件 第1部分： 光伏电流－电压特性的测量 （12）GB 6495。2—1996 光伏器件 第2部分： 标准太阳电池的要求 （13)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
（14）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
(15）GB 6495。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）
（16)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》
（17）GB 6495。8-2002 《光伏器件 第8部分: 光伏器件光谱响应的测量》测量
（18）GB/T 18210—2000 晶体硅光伏(PV）方阵I—V特性的现场测量
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(19）GB/T 18912-2002 光伏组件盐雾腐蚀试验 （20)GB/T 19394—2003 光伏（PV)组件紫外试验 （21）GB/T 13384—1992 机电产品包装通用技术条件 （22）GB/T 191—2008 包装储运图示标志
（23)GB 20047.1-2006 《光伏（PV）组件安全鉴定 第1部分：结构要求》 （24）GB 20047.2-2006 《光伏（PV）组件安全鉴定 第2部分：试验要求》 （25）GB6495-86 地面用太阳能电池电性能测试方法; (26）GB6497-1986 地面用太阳能电池标定的一般规定； （27)GB/T 14007-1992 陆地用太阳能电池组件总规范； （28）GB/T 14009—1992 太阳能电池组件参数测量方法；
（29）GB/T 9535-1998 地面用晶体硅太阳电池组件设计鉴定和类型； (30）GB/T 11009-1989 太阳电池光谱响应测试方法； (31）GB/T 11010—1989 光谱标准太阳电池；
（32）GB/T 11012—1989 太阳电池电性能测试设备检验方法; （33）IEEE 1262—1995 太阳电池组件的测试认证规范; （34)SJ/T 2196—1982 地面用硅太阳电池电性能测试方法；
(35)SJ/T 9550.29—1993 地面用晶体硅太阳电池单体 质量分等标准； （36）SJ/T 9550.30-1993 地面用晶体硅太阳电池组件 质量分等标准； (37)SJ/T 10173—1991 TDA75单晶硅太阳电池； （38）SJ/T 10459-1993 太阳电池温度系数测试方法；
（39)SJ/T 11209-1999 光伏器件 第6部分 标准太阳电池组件的要求； （40） 有关IEC、IEEE、 EN、 SJ 和在发标及投标有效期内,国家、行业颁布了新标准、规范等。
上述标准、规范及规程仅是本工程的最基本依据,并未包括实施中所涉及到的所有标准、规范和规程,并且所用标准和技术规范均应为合同签订之日为止时的最新版本。
4。1。3 主要性能、参数及配置
(1）主要性能
太阳电池组件为室外安装发电设备，是光伏电站的核心设备，要求具有非常好的耐侯性，能在室外严酷的环境下长期稳定可靠地运行，同时具有高的转换效率。
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本项目采用多晶硅电池组件。
太阳电池组件作为光伏电站的主要设备应当提供具有GB/T9535 (或IEC61215)和GB/T18911(或IEC61646)标准要求，通过国际、国内国家认证机构的认证。
光伏组件应严格按照上述标准、规范及规程进行各种可靠性实验测试. 光伏组件的光电转换效率≥15。0％(以组件边框面积计算转换效率）。 光伏组件产品供应商应在国内具有三年以上光伏设备生产及管理经验，光伏组件产品已用300MW并网型光伏电站并有三年以上国内外安全稳定运行业绩；通过国内、外权威部门的认证，拥有CQG、CGC认证证书,符合国家强制性标准要求。
光伏组件采用先进、可靠的加工制造技术，结构合理,可靠性高,能耗低，不污染环境，维护保养简便,承包方要对光伏组件板外表面板的清洁、防热斑提供措施。
光伏组件各部件在正常工况下应能安全、持续运行，不应有过度的应力、温升、腐蚀、老化等问题。
在标准试验条件下（即:大气质量AM=1。5,辐照度1000W/m2，电池工作温度为25±2℃，标准太阳光谱辐照度分布符合GB/T 6495。3规定)，光伏组件的实际输出功率必须在标称功率（0W~+3W）偏差范围内。
光伏组件正常条件下的使用寿命不低于25年，在1年使用期限内输出功率不低于98％的标准功率， 在2年使用期限内输出功率不低于97%的标准功率，在10年使用期限内输出功率不低于90％的标准功率，在25年使用期限内输出功率不低于80％的标准功率。
光伏组件防护等级不低于IP65。
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）.自带的串联所使用的电缆线应满足抗紫外线、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；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,并应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。
光伏组件安装方案:
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，无机械损伤，焊点无氧化斑，电池组件的I-V曲线基本相同。
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请承包方按照光伏组件性能保证要求提供太阳能电池组件参数详表。
255Wp多晶硅太阳电池组件参数
太阳电池组件技术参数 太阳电池种类 指标 峰值功率 功率偏差 组件效率 开路电压（Voc) 短路电流（Isc） 工作电压（Vmppt） 工作电流（Imppt) 系统最大耐压 尺寸 重量 峰值功率温度系数 开路电压温度系数 短路电流温度系数 10年功率衰降 25年功率衰降 运行温度范围 最大风/雪负载 单位 Wp w ％ V A V A Vdc mm kg %/K %/K ％/K % % 摄氏度 Pa 多晶硅 数 据 255 0W~+3W 15。6％ 37.7 9.0 30。2 8。43 1000 1650＊992*40 18。2 —0。42 —0.32 0.05 ≤8。8 ≤19。3 —40～85 5400 注:上述组件功率标称在标准测试条件（STC）下:1000W/m2、太阳电池温度25℃、AM1.5 承包方实际提供的产品应不低于上表的质量要求。 4.2 逆变器 4.2.1 范围
本合同范围为70MW光伏电站所需500kW不带隔离变并网型逆变器，包括光伏逆变器、专用工具、随机备品备件。 4。2.2 标准和规范
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GB 18479-2001 地面用光伏(PV)发电系统 概述和导则 DL/T 527—2002 静态继电保护装置逆变电源技术条件 GB/T 13384—1992 机电产品包装通用技术条件 GB/T 191-2008 包装储运图示标志
GB/T 14537-1993 量度继电器和保护装置的冲击与碰撞试验 GB 16836—1997 量度继电器和保护装置安全设计的一般要求 DL/T 478—2001 静态继电保护及安全自动装置通用技术条件 GB/T 19939-2005 光伏系统并网技术要求
GB/T 20046-2006 光伏（PV）系统电网接口特性（IEC 61727:2004,MOD） GB/Z 19964—2005 光伏发电站接入电力系统技术规定
GB/T 2423。1—2001 电工电子产品基本环境试验规程 试验A：低温试验方法 GB/T 2423.2-2001 电工电子产品基本环境试验规程 试验B:高温试验方法 GB/T 2423.9—2001 电工电子产品基本环境试验规程 试验Cb:设备用恒定湿热试验方法
GB 4208-2008 外壳防护等级（IP代码）（IEC 60529：1998） GB 3859.2—1993 半导体变流器 应用导则 GB/T 14549-1993 电能质量 公用电网谐波
GB/T 15543-1995 电能质量 三相电压允许不平衡度 GB/T12325—2003 电能质量 供电电压允许偏差 GB/T15945-1995 电能质量 电力系统频率允许偏差 GB 19939—2005 太阳能光伏发电系统并网技术要求 SJ 11127—1997 光伏（PV）发电系统的过电压保护—-导则 GB 20513-2006 光伏系统性能监测 测量、数据交换和分析导则 GB 20514-2006光伏系统功率调节器效率测量程序 GB 4208—2008 外壳防护等级（IP代码） GB/T4942。2—1993 低压电器外壳防护等级 GB 3859.2-1993 半导体变流器 应用导则
Q/SPS 22-2007 并网光伏发电专用逆变器技术要求和试验方法 电磁兼容性相关标准：EN50081或同级以上标准 EMC相关标准：EN50082或同级以上标准
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电网干扰相关标准：EN61000或同级以上标准 电网监控相关标准:UL1741或同级以上标准 电磁干扰相关标准：GB9254或同级以上标准 GB/T14598。9 辐射电磁场干扰试验 GB/T14598.14 静电放电试验 GB/T17626。8 工频磁场抗扰度试验 GB/T14598.3-93 6.0 绝缘试验
JB-T7064—1993 半导体逆变器通用技术条件3.2 规范和标准
并网逆变器应满足国家电网的《光伏电站接入电网技术规定》(Q/GDW617—2011）、《光伏电站接入电网测试规程》(Q/GDW618—2011）、《光伏发电站接入电力系统技术规定》（GB/T 1996-2012）中与逆变器性能有关的技术要求、以及随时生效的规定要求。
有关在发标及投标有效期内，国家、行业颁布了新标准、规范等。
上述标准、规范及规程仅是本工程的最基本依据，并未包括实施中所涉及到的所有标准、规范和规程,并且所用标准和技术规范均应为合同签订之日为止时的最新版本.
4.2.3 逆变器技术要求
光伏并网逆变器(下称逆变器）是光伏发电系统中的核心设备,必须采用高品质性能良好的成熟产品.逆变器将光伏方阵产生的直流电(DC)逆变为三相正弦交流电（AC)，输出符合电网要求的电能.逆变器应该满足以下要求：
(1）单台逆变器的额定容量为500kW。
（2）并网逆变器的功率因数和电能质量应满足中国电网要求,各项性能指标满足国家电网的《光伏电站接入电网技术规定》（Q/GDW617—2011)、《光伏电站接入电网测试规程》（Q/GDW618—2011)和随时生效的规定的要求。
（3）逆变器额定功率应满足用于本项目海拔高度的要求，考虑高原降容，其内绝缘等电气性能满足要求。
（4）逆变器的安装应简便，无特殊性要求。
（5）逆变器应采用太阳电池组件最大功率跟踪技术（MPPT)。
（6）逆变器要求采用国内、外成熟、先进的产品，逆变器要按照CNCA/CTS004：2009认证技术规范要求，拥有CQC认证证书.逆变器供货商要求具有500kW及
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以上逆变器安全运行3年以上500台套成功经验。
(7）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。
（8）逆变器要求具有故障数据自动记录存储功能,数据存储于光伏电站就地监控系统的计算机内，存储时间大于10年。
（9）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；每台逆变器交流输出侧不应带有隔离变压器。
(10）逆变器应具有极性反接保护、短路保护、孤岛效应保护、过温保护、交流过流及直流过流保护、直流母线过电压保护、电网断电、电网过欠压、电网过欠频、光伏阵列及逆变器本身的接地检测及保护功能等，并相应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）。 (11）逆变器是光伏电站的主要设备，应当提供具有ISO导则25资质的专业测试机构出具的符合国家标准(或IEC标准）的测试报告(有国家标准或IEC标准的应给出标准号）.
（12）逆变器应具有通讯接口，能将相关的测量保护信号上传至监控系统，并能实现远方控制。
（13)逆变器具有低电压穿越功能，承包方需提供符合验收要求的逆变器低（零)电压穿越报告。
（14）逆变器与变压器参数要合理匹配。 4.2.4 逆变器基本参数要求如下：
本工程采用集成式逆变器房,其中的逆变器参数如下：
逆变器型号 输出额定功率 最大直流功率 最大交流输出电流 最高转换效率 欧洲效率 最大功率跟踪（MPP）范围 最大直流电压 额定交流输出电压 额定交流频率 要求的电网形式 待机功耗/夜间功耗 输出电流总谐波畸变率 500kW 550kW 1008A ≥98.5% ≥98。2％ DC500V～DC820V(或更宽) DC1000V 315V 50Hz IT系统 ＜100W ＜3%（额定功率时） 13
逆变器型号 功率因数 自动投运条件 断电后自动重启时间 隔离变压器(有/无) 接地点故障检测（有/无） 过载保护（有/无） 反极性保护(有/无） 过电压保护（有/无） 其它保护（请说明) 工作环境温度范围 相对湿度 允许最高海拔 防护类型/防护等级 散热方式 其他 ＞0。99 直流输入及电网满足要求时，逆变器将自动运行 5min(时间可调） 无 有 有 有 有 短路保护、孤岛效应保护、过热保护、过载保护等 －25℃～＋55℃ 0～95%，不结露 ≤6000m（超过3100m需降容使用） IP20（室内) 强制风冷 低电压穿越功能、远程数据通讯接口 (1）电气绝缘性能
直流输入对地： 2000V（AC），1分钟 直流与交流之间:2000V（AC），1分钟 (2）噪声:≤60dB
（3)平均无故障时间：≥5年 （4）使用寿命：25年安全可靠运行 防雷能力
逆变器应具有防雷装置，具备雷击防护告警功能（最大放电电流不小于40kA，标称放电电流不小于20kA，残压小于1kV）；防浪涌能力，能承受模拟雷击电压波形10/700us，幅值为5kV的冲击5次，模拟雷击电流波形8/20µs,幅值为20kA的冲击5次，每闪冲击间隔为1min，设备仍能够正常工作.
外观及尺寸：并网型逆变器应为柜式结构,为保证美观,每面柜体尺寸高度、色调应统一，整体协调。
柜体结构要求：并网型逆变器内柜体可采用高素质的冷轧钢板，钢板的厚度≥2。5mm,表面采用静电喷涂,柜体的全部金属结构件都经过特殊防腐处理，以具备防腐、美观的性能；柜体结构安全、可靠，应具有足够的机械强度，保证元件安装后及操作时无摇晃、不变形；通过抗震试验、内部燃弧试验；柜体采用封闭式结构，柜门开启灵活、方便；元件特别是易损件安装便于维护拆装,各元件板应有防尘装置；柜体设备要考虑通风、散热；屋内使用的盘柜需达到IP20 以上的防护标准;设备应有保护
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接地.
柜内电气元件包括母线电容、接触器、交直流断路器、防雷模块等均使用国际知名品牌。
柜内元器件安装及走线要求整齐可靠、布置合理，电器间绝缘应符合国家有关标准.进出线必须通过接线端子，大电流、一般端子、弱电端子间需要有隔离保护，电缆排布充分考虑EMC的要求。应选用国内外知名品牌的质量可靠的输入输出端子（请说明所采用端子的品牌），端子排的设计应使运行、检修、调试方便，适当考虑与设备位置对应，并考虑电缆的安装固定。端子排应为铜质，大小应与所接电缆相配套。柜内应预留一定数量的备用端子。强电、弱电的二次回路的导线应分开敷设在不同的线槽内.每个端子只允许接一根导线。电流端子和电压端子应有明确区分.
系统盘柜内应该针对接入的设备及线路，拥有明显的断点器件,确保检修时能逐级断开系统。
逆变器交流侧输出端与双分裂变压器低压侧直接连接时，采用电缆连接方式；逆变器交流侧输出端经交流开关柜与升压变压器连接时，逆变器与低压交流开关柜采用电缆连接方式。
交流各相、直流正负导线应有不同色标。 母线、汇流排需加装绝缘热缩套管，无裸露铜排.
柜内元件位置编号、元件编号与图纸一致,并且所有可操作部件均用中文标明功能。
柜面的布置应整齐、简洁、美观。柜面上部应设测量表计、故障信号显示装置、指示灯、按钮等。逆变器柜体正面必须配备紧急停机按钮.
进出线要求：柜体进出线宜采用下进下出的引线及连接线方式。 4。2.5并网逆变器通讯装置及配套软件的要求
承包方应成套提供一套气象站:满足太阳能光伏发电系统所要求的信号采集、分析、上传所需要的全部传感器、监控装置、通讯装置以及相关的软件,并且提供以太网通讯接口（转换所需软硬件由发包方全套提供），能完成与电站监控系统的连接：
可通过气象站监测电站阳光辐照值、风力、温度、湿度、大气压、电池板温度等实时数据。并录入数据库,实时进行计算在当前条件下，组件的理论发电功率。
逆变器需在就地显示设备以及远方监控系统中至少可以显示下列信息: 可实时显示电站的当前发电总功率、日总发电量、累计总发电量、累计CO2总减
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排量以及每天发电功率曲线图。
可以与监控系统进行通讯，可查看逆变器的运行参数，主要包括： A、直流电压 B、直流电流 C、直流功率 D、交流电压 E、交流电流 F、逆变器机内温度 G、时钟 H、频率 I、功率因数 J、当前发电功率 K、日发电量 L、累计发电量 M、累计CO2减排量 N、每天发电功率曲线图
逆变器保护及故障信号如下(但不限于此）： A、电网电压过高; B、电网电压过低； C、电网频率过高; D、电网频率过低； E、直流电压过高； F、直流电压过低； G、逆变器过载； H、逆变器过热； I、逆变器短路; J、散热器过热; K、逆变器孤岛； L、DSP故障； M、通讯失败;
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N、接地保护
逆变器需提供RS485通讯接口,并开放通讯协议,配合监控系统能将逆变器上述参数及故障型号通过分站房通信管理机，接入场区监控系统,并能保证实现监控系统可以远方控制逆变器启停，可以远方调整逆变器功率的功能。
4。3 箱式变压器
箱式变电站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）、原水电部标准（SD)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。产品应执行，但不限于如下标准：
所有螺纹、螺母、螺栓、螺杆应采用GB标准的公制规定。 GB/T—17467 1998 《高低压预装式变电站》 GB4208 《外壳防护等级(IP代码） 》 GB 1094。1—1996 《电力变压器 总则》 GB 1094.2-1996 《电力变压器 温升》
GB 1094。3-2003 《电力变压器 绝缘水平、绝缘试验和外绝缘空气间隙》 GB 1094。5—2008 《电力变压器 承受短路能力》
GB/T 1094。4—2005 《电力变压器 电力变压器和电抗器的雷电冲击和操作冲击试验导则》
GB/T 1094。10-2003《电力变压器 声级测定》 GB 311。1—1997 《高压输变电设备的绝缘配合》 GB/T 4109—2008 《交流电压高于1000V的绝缘套管》 GB/T 5582-1993 《高压电力设备外绝缘污秽等级》 GB/T 6451—2008 《油浸式电力变压器技术参数和要求》 GB 2536—1990 《变压器油》
GB 5273-1985 《变压器、高压电器和套管的接线端子》 GB/T 7354—2003 《局部放电测量》
GB 11604—1989 《高压电器设备无线电干扰测试方法》 GB/T 16927.1-1997《高电压试验技术 一般试验要求》
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GB/T 16927。2—1997《高电压试验技术 测量系统》 GB 1208-2006 《电流互感器》
GB 16847—1997 《保护用电流互感器暂态特性技术要求》 GB/T 4585—2004 《交流系统用高压绝缘子的人工污秽试验》 GB 50150-2006 《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》 GB/T772 《高压绝缘子瓷件技术条件》
DL/T537 《高压/低压预装箱式变电站选用导则》 DL/T5222 《导体和电器选择设计技术规定》 国际电工委员会标准:
IEC 60076 《电力变压器》
IEC 60815 《关于污染条件的绝缘子选择导则》 4。3.1 35kV箱式变电站技术规范 4。3。1。1 箱式变电站型式
35kV终端型户外箱式变电站 4.3.1。2 箱式变电站使用环境
（1） 工作环境：现场户外安装。 （2） 环境参数
4。3。2 箱式变电站的总体要求
4.3.2。1 箱式变电站主要配置：高压负荷开关、监控装置、带电显示器、避雷器、变压器硅钢片、变压器油、变压器铜绕组、绝缘材料等主要电气元件要求采用知名品牌的优质产品。
4。3。2。2 箱变需保证满足户外使用条件,门口加密封条，充分考虑防风沙、放凝露、散热、保温等环境要求。箱变内各小室应保证正常工作环境温度不大于40度，通风电机应具有按温度自动开停风机的功能.当各小室采用三相风机通风时，应具备过热、过流和短路保护装置,并采取缺相保护和监视电动机旋转方向的措施。 4.3。2.3箱变高低压均采用电缆进线，设计时考虑能方便人进入箱变基础电缆沟。(箱变内部，变压器至35kV环网柜建议采用母线出线)
4。3.2.4 箱体有足够的机械强度，在运输、安装中不发生变形,并力求外型美观、色彩与环境协调。外壳油漆喷涂均匀，抗暴晒、抗腐蚀，并有牢固的附着力.
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4。3.2。5 箱壳采用金属材料具有抗暴晒、不易导热、抗风化腐蚀及抗机械冲击等特点。箱体金属框架均具有良好的接地，设至少2个接地端子，并标有接地符号。 4.3。2.6 箱体不带操作走廊。箱壳门应向外开，开启角度大于180°,并设定位装置.箱式变装有把手、暗闩和能防雨、防堵、防锈的暗锁。 4.3。2。7 箱式变压器的噪音水平不大于55dB（声压级). 4.3.2。8 箱体顶盖的倾斜度不小于3°。
4。3。2。9 箱体内有驱潮装置，避免内部元件发生凝露。 4。3。2。10 箱式变电站内部电气设备
(1）箱体门内侧附有主回路线路图、控制线路图、操作程序及注意事项。 （2）母线采用绝缘母线，并设有安全防护措施。
（3）箱变进出线均为电缆下进线，预留电缆的安装位置便于进行试验. （4）箱式变电站内部电气设备的装设位置易于观察、操作及安全地更换。 4。3。2.11 柜体防护等级: IP65。
4.3.2。12 箱变使用寿命大于30年。箱式变内所有部件按运行寿命大于30年设计. 4.3。2。13 箱式变电站内所有设备均根据设备安装位置的实际海拔高度对设备外绝缘进行修正。
4。3。2.14 箱变内变压器至箱壁间距离应满足国标要求。 4.3。3 箱式变电站内主要元件 4。3.3。1升压变压器技术参数及要求 （1) 35kV变压器主要技术参数：
名称： 三相铜绕组油浸自冷式升压电力变压器 型号： S11-M-1000/35 额定容量： 1000kVA
额定电压: 38.5kV±2x2。5％/0.3kV/0.3kV（低压侧电压为暂定) 高压分接： ±2×2。5% 联结组别： Dyn11 yn11 额定电流： （请承包方填写) 阻抗电压： （请承包方填写） 空载损耗： （请承包方填写） 负载损耗（75摄氏度） （请承包方填写）
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空载电流: （请承包方填写) 额定1min工频耐压: （请承包方填写） 额定雷电冲击耐压： （请承包方填写) (2）变压器一般要求：
本规格书所涉及的电力变压器绝缘等级应为F级或以上，以保证变压器具有更大的温升裕度，运行更安全可靠且具有更强的过载能力，并且变压器绝缘老化缓慢，寿命长，正常运行寿命应大于30年。
供方应对变压器噪声、电场分布和磁场分布以及冲击特性综合治理,优化设计，提供优质的产品.变压器防潮能力强，阻燃性能好。变压器应能够随时投入运行,停止运行后一段时间可不经干燥而直接投入,并允许在正常环境温度下，承受80%的突加负载。
绝缘：绝缘应均匀一致.雷电脉冲承受电压应符合IEC60726-3的要求.温升应限制在IEC60726-2给出的范围内。
1） 除在特殊说明外,变压器为自然冷却式，箱内安装.小室内环境温度不超过40度的情况下使用。
2) 所有规定的报警和跳闸接点应为适于220VDC的转换接点.如果不能用转换接点时，应用可互换的接点,但其最终的型式应与买方协商确定。
3） 端子箱应安装在易于接近处并带有规定的密封件。 4) 变压器应有2个接地点,对角焊接在导轨基座上。
5） 底座应有起重设施.应提供能承受整个变压器重量的吊耳。吊耳的安装位置应在不用拆卸接线箱的情况下吊起变压器。
6）变压器铁心和金属件均应可靠接地,并有明显的接地标志，铁心和金属件均有防锈保护层.
7）变压器带温湿度控制装置,温度传感器采用3只PT100和3只PTC共同检测温度，温湿度传感器置于每相低压线圈中。温湿度控制装置具有显示变压器三相线圈的运行温度、高温报警及超温跳闸信号输出、按温度自动开停风机的功能，同时具有传感器和风机故障报警功能,其节点容量应满足220V，3A。温控器的寿命应不低于10年。湿度控制装置是在空气湿度大于一定数值时自动启动加热器,保持设备绝缘等级。
8）分接头
根据数据表和IEC60076—4，第1部分，分接头应在高压绕组上， 表面安装
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并在不带电时操作.
抽头转换开关应带挂锁，不用开锁即能清楚看到抽头位置。对特定的绕组，用数字1或字母A标注有大多数有效匝数的抽头。除注明外，抽头转换开关应为五位（上下各2组2。5％全电压）。
9） 抽头切换开关
无载抽头切换开关应为在两分接头之间不存在中间位置的快速动作触点转换开关。应提供防止过行程的机械档和将开关锁定在选择位置的设施。
抽头切换开关的操作应不用借助辅助工具就能安全操作。分接头位置应清楚标记，抽头切换开关指示应位于方便观察处。
10) 套管
所有的套管要符合IEC 60137 和 GB4109-1999标准。
每个星型连接绕组的中性线都要提供接线端，或者经过允许的无论星型连接或三角连接都使用的星型连接盘也应如此。
所有套管/接线端必须明显并应按国标标注，即高压侧标注A,B,C;低压侧标注0、a、b、c ；标注颜色相线为黄、绿、红、零线为黑色。其他标注应得到买方认可。
11） 噪声
任何负载条件下测量的声压水平：变压器噪音水平的测量和有关设备应符合IEC60551。
4.3.3.2主要高压电气设备技术参数及要求 （1）高压负荷开关技术参数
序号 1 2 3 4 5 6 7 8 项目 额定电压 额定电流 额定频率 额定短路开断电流 额定短路关合电流 额定转移电流(撞击器操作） 单位 kV A Hz kA kA A 熔断器 40.5 请承包方计算后填写 50 25 ≥1600 ≥1600 1250 50 63 ≥1600 ≥1600 1250 50 63 负荷开关 40。5 接地开关 40。5 额定交接电流（脱扣器操作） A 额定有功负荷开断电流 A 21
9 10 11 额定峰值耐受电流 额定短时耐受电流和时间 额定短时1min工频耐受电压（辅助和控制回路） 额定短时1min工频耐受电压 kA kA kV 2 63 25/4s 2 相间及对地95 63 25/4s 12 kV 隔离断口115 相间及对地185 隔离断口215 13 额定雷电冲击耐受电压（峰值) kV
高压负荷开关应带有电动操作机构，能够实现就地和远程遥控分合闸。
(2）高压电器部分一般要求
所有接线端必须明显并应按国标标注；标注颜色相线为黄、绿、红. 环网柜柜体采用多重折弯的组装式结构,各组件均采用螺栓连接,柜体框架及隔板采用进口的敷铝锌钢板(厚度≥2mm）制作,门板及盖板采用冷轧钢板，开关柜间隔门前面板表面采用静电粉末噴塑亚光处理,其表面应抗冲击、耐腐蚀。
环网柜柜体要求强度高，稳定性好，重量轻，外形美观，能承受运输、安装及运行时短路所引起的作用力而不致损坏。
环网柜配置高压保护元件及相应的电流互感器、电压互感器、接地开关、高压带电显示装置、过电压保护器、加热器等元器件。在仪表室装设监控装置、计量表计、显示单元、二次端子等元器件。
环网柜所有不带电的金属部件均可靠永久接地,接地处具有良好的防锈措施且设有明显的标志.
环网柜在正常操作时和维护时,不需要打开的盖板若不使用专用工具不能被打开、拆下或移动。而正常操作时和维护需要打开的盖板和门不需要工具就能打开或移动，并设有联锁装置来保证操作者的安全。
环网柜应符合GB3906规定的“五防”要求，防误装置应安全可靠、操作灵活. 4。3。4箱式变进出线方式 1）高压进出线
高压采用电缆进出线，在高压室预留位置,能够接入2根截面为70mm2电缆。箱变高压侧与光伏电站集电线路有明显可见断开点（负荷开关带分、合闸指示标识），在1台箱变内变压器故障时，可在本条集电线路不停电情况下，打开高压负荷开关检
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修变压器。在集电线路不停电情况更换高压熔断器。
2)低压进线
低压侧为断路器＋浪涌保护器＋母线铜排,低压侧母线铜排应考虑能接多根电缆.并应预留足够空间满足电缆的连接及安装。
低压侧进线位于箱变底部，箱变与逆变器连接的电缆满足如下要求： a. 与单台逆变器连接的主电缆满足载流量要求。 b. 与逆变器内通讯柜连接的信号电缆. 4.3。5箱变内部电气设备
1） 箱体门内侧应附有主回路线路图、控制线路图、操作程序及注意事项。 2) 低压侧裸露导体部分应加装绝缘护套并加装防护门。 3） 高压进出线应考虑电缆的安装位置和便于进行试验。
4） 箱变内部电气设备的装设位置应易于观察、操作及安全地更换. 5） 变压器高压设有带电指示装置。
6） 箱变的主要电气设备在投标时应提供主要参数. 7) 箱变内的主要电气设备爬电比距≥3。1cm/kV。 8) 二次接线要求
a 二次接线端子排应为阻燃、防潮型,并应有15％的备用端子，供用户使用。 b 端子排应设计合理，有可靠的防潮、防水措施。
c 端子排应有足够的接线端子以便连接控制、保护、报警信号和电流互感器二
次引线等的内部引线连接，接线端子采用铜质端子。所有外部接线端子包括备用端子均应为线夹式。控制跳闸的接线端子之间及与其它端子间均应留有一个空端子，或采用其他隔离措施，以免因短接而引起误跳闸。
d 端子排内应有可开闭的照明设施。
二次引出线束采用金属槽盒（不锈钢布线槽)防护。 4。3。6箱式变电站的监控要求 4.3.6。1 控制设备要求及功能
箱式变电站应提供监控装置，采用RS485、以太网等各种网络传输方式供选择，通讯协议由买卖双方协商确定。应能将箱式变电站内各种运行参数、故障信号等以通讯方式上传至上级控制系统，同时能够实现高压负荷开关的分合闸远程遥控。
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4。3.6。2 箱式变电站的遥信及报警
箱式变电站应有下列信号输出（但不限于）： 变压器轻瓦斯报警信号 变压器重瓦斯报警信号 变压器油温高报警信号 变压器超温报警信号 压力释放报警信号 熔断器熔断信号， 负荷开关合闸信号 负荷开关分闸信号 接地刀位置信号
变压器油温(4-20mA）遥测信号 变压器高压侧电流
高压负荷开关远程遥控分合闸信号
上述信号应能通过智能监控装置的通讯口送至光伏电站的总监控系统；同时要求将上述信号全部引至低压侧端子排，可以通过硬接线接入其他数据采集装置。
箱式变电站应能采用声光报警的方式来向操作人员发出故障信号提示. 4.3.7 提供低压操作电源
箱式变电站应留有一组低压绕组，可以为逆变器室提供20kVA，380V操作电源. 4。3。8其他方面
1)箱式全密封免维护变压器应达到现行相关标准和生产厂家自行标准，保证至少20年不用进行吊芯检查、大修等维护工作.
2）箱变主要元器件包括低压框架式断路器、高压负荷开关、高压插入式全范围熔断保护、低压光伏专用浪涌保护装置和箱变测控装置等均需采用国产一线优质品牌，具体配置清单需获得甲方认可方可采购.
3）甲方可随时参加箱变监造,在产品套装和出厂试验时，总包方应通知甲方派人员参加。
4.4 电缆
配电室、逆变器小室设置电缆沟道，电缆沟道内采用角钢支架敷设电缆。电缆沟
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至设备电缆采用镀锌管防护。
太阳能组件至汇流箱电缆采用沿组件钢支架敷设，站内光伏组件阵列汇流箱至逆变器直流电缆采用直埋方式敷设.
电缆选用原则：
高压电力电缆为阻燃铠装铜芯电缆;
低压动力电缆采用阻燃铠装铜芯电缆(组件间连接及至汇流箱、逆变器电缆）（电缆槽盒内敷设的电缆可不带铠装）;高压出线电缆如采用单芯电缆须采用非磁性钢带铠装电缆。
组串至汇流箱的电缆使用光伏专用电缆PFG1169-1x4。 UPS系统、控制室直流系统及消防系统采用耐火电缆。 进入计算机系统的控制电缆采用屏蔽电缆. 通讯电缆采用铠装屏蔽双绞线. 所有直埋电缆全部采用铠装铜芯电缆。 电缆敷设
电缆设计及敷设需满足《电力工程电缆设计规范》GB50217—2007要求。 冻土区域直埋敷设电缆时，应冻土层以下敷设，且电缆上表面距离地面埋深不低于0。7米，当位于行车道下时,应适当加深，且不宜小于1.0m，做好电缆标示.厂区高压电缆敷设应铺沙盖砖,高压电缆过路必须穿镀锌钢管敷设。
交流回路使用的单芯电缆应呈品字形(三叶形）排列。 不同类型电缆水平及交叉排列时,间距满足规范要求。 电缆防火
电缆通道按《发电厂、变电所电缆选择与敷设设计规程》规定及《火力发电厂与变电站设计防火规范》设置防止电缆着火延燃措施：如在户外进入户内等处设置阻火隔墙或阻火段；封堵所有的电缆竖井孔、墙孔、开关柜、控制保护屏柜底部电缆孔洞等。
不同电压等级的配电装置及配电装置的不同段之间的电缆沟连接处设置阻火隔墙.
高低压开关柜、控制保护屏、配电屏待电缆敷设完毕后应对其下部的孔洞进行封堵。
电缆沟阻火隔墙两侧各1.5m范围内均涂防火涂料。
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电缆穿管、穿墙敷设完毕后应将管子的两头做防火、防水封堵.
4.5 汇流箱及直流柜 4.5。1 满足标准
CGC/GF002 《光伏汇流性技术规范》 GB3906
《3-35kV交流金属封闭开关设备》
GB1985 《隔离开关（隔离插头）和接地开关标准》 SD201
《隔离开关（隔离插头)技术条件》
GB7251-97 《低压成套开关设备》 ZBK36001-89 《低压抽出式成套开关设备》 《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》 GB/T14048.1-2000 低压开关设备和控制设备总则. YD/T1235.1-2002 通信行业
IEC61024-1-1：1993 建筑物防雷 第一部分 防雷装置保护等级的确定。 QX10。1—2002 中华人共和国气象行业 GB50057—1994 建筑物防雷设计规范
YD5098-2001 通信局（站）雷电过电压保护设计规范 YDJ26-89 通信局（站）接地设计暂行技术规定(综合楼部分） YD5078—98 通信工程电源系统防雷技术规定
YD/T950—1998 电信交换设备过电压过电流防护技术要求及实验条件 4。5.2 汇流箱技术要求
回路数： 8/12/16路 工作电压： DC1000V
主电路绝缘水平 工频2500V（1分钟） 主母线额定电流 400A
最大工作电流（STC）： 10A（分支）
额定短时耐受电流 20kA（主母线结构在规定的试验条件下) 电器寿命： ≮10万次 安装条件: 室外
光伏防雷汇流箱主要元件: 1、进线直流熔断器
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2、出线专用直流断路器 3、进线专用过高压防雷器 4、联络片
5、光伏专用接线端子 6、监控装置
所有设备额定电压不低于DC1000V,汇流箱内的电源要取自光伏侧而不应外引电源。端子的选型应便于接线,多次旋拧后，压接螺丝应完好无损,压接依然可靠。对于进线压接端子，压接线径不小于6mm2。
光伏防雷汇流箱进线进线应装有直流熔断器(15A/DC1000V），出线应装有专用高压直流断路器。
光伏防雷汇流箱应具有防雷功能,汇流正负母线均应安装有光伏专用直流避雷器,并具有脱离器和故障指示功能（最大放电电流不小于40kA，标称放电电流不小于20kA,残压小于《北京鉴衡认证中心认证技术规范》(CGC/GF002：2010）中对不同电压等级的残压要求）；防浪涌能力，能承受模拟雷击电压波形10/700us,幅值为5kV的冲击5次,模拟雷击电流波形8/20µs，幅值为20kA的冲击5次，每闪冲击间隔为1min，设备仍能够正常工作.
熔断器、断路器和防雷器等关键部件应严格按照甲方要求采用国内外知名厂家的产品（详见汇流箱主要设备选型配置表),应有CCC、CE、TUV\\UL等认证，并拥有累积百兆瓦以上的工程实际应用。总包方必须将汇流箱供应单位报备甲方审核。 直流汇流箱的监控要求:
（1）直流汇流箱应提供通讯装置，采用RS485、以太网等各种网络传输方式供选择，通讯协议由买卖双方协商确定。要求可以与逆变器、数据采集器、监控后台等进行数据通讯。
（2)监测信号主要包括（但不限于此）：直流电压、直流电流、输出电流、直流功率、当前发电功率、日发电量、累计发电量等。
(3）故障量信号主要包括（但不限于此）：低电流故障、直流电压过高、直流接地故障、短路故障、回路断路故障、控制器故障、通讯失败等。 汇流箱采用立式,安装方式采用挂式安装.
汇流箱采用HIBOX/ FIBOX制成.结构应密封、防尘、防潮，柜架和外壳应有足够的强度和刚度，应能承受所安装元件及短路时所产生的动、热稳定，同时不因运输等情况而影响设备的性能，保证使用年限不低于25年。
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防护等级不低于IP65，箱体应允许从底部进入电缆，设有光伏阵列电线或电缆进线孔。并设有供汇流电缆进出柜体的防水端子（至少1个直径25mm电缆孔，至少1个直径30mm电缆孔）。并配有接地线引接电缆孔。
箱内布线整齐美观，端子排应面向门安装，以便于检修及安装.端子排额定电压不低于DC1000V，应具有隔板、标号线套和端子螺丝，每个端子排均标以编号。端子选用阻燃型端子。
箱体正面应留有标识牌位置，可标识汇流箱编号。编号按XX—XX,前面的数字表示方阵号，后面的数字表示该方阵内的第几个汇流箱号。
典型汇流箱原理接线图:
主要设备选型配置表： 序号 1 2 代号 QA1 SPD 名称 塑壳断路器 浪涌保护器 规格型号 9MD2B TM DC200 4P4T 厂家 NOARK S3N200 R200 TM 10Ith FEF ABB GM5—250P/200A 1000VDC BeiJingRenMin VAL—YF—MS-CN 1000DC—Phoenix PV/2+V-FM 3 FA1—12保险丝及底座 HP—10M 15A/USM1HEL ± Ferraz Shawmut 28
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BOX 监控装置 箱体 PV—15A10F/CHPV1U HC10PV 15A/HC101D Bussmann Holly CAB PC 705027 G3B （T3B） FIBOX EN-PTC—5060-S HIBOX 4.5。3 直流柜技术要求
主要参数
输入回路数 9路
额定工作电压 DC1000V
主电路绝缘水平 工频2500V（1分钟） 主母线额定电流 2000A 每回路额定输入直流电流 125A
额定短时耐受电流 20kA（主母线结构在规定的试验条件下） 直流柜所有元件均要求采用高性能元器件。
◆浪涌保护器宜采用德国菲尼克斯专用直流防雷模块VAL-YF—MS—CN 1000DC—PV/2+V-FM;
◆塑壳断路器为直流专用断路器，选择国内外知名厂家产品。； ◆每个输入回路应有独立的电压表。
◆要求直流柜内部布线合理、布局美观,内部连接都使用铜排连接； ◆防雷接地符合防雷规范技术要求。
◆柜体防护等级：IP20 逆变器室安装。◆元器件选择应严格按照甲方的要求，详见元器件配置清单,直流柜供货厂家必须报甲方审核. 典型直流柜原理接线图:
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主要设备选型表： 序号 1 2 代号 QA1 SPD 名称 塑壳断路器 浪涌保护器 规格型号 9MD2B TM DC200 4P4T 厂家 NOARK
S3N160 R200 TM 10Ith FEF ABB GM5—250P/200A 1000VDC VAL-YF—MS—BeiJingRenMin CN Phoenix 1000DC-PV/2+V-FM 30
4.6 高压设备要求
高压设备的具体参数由设计单位根据电网公司接入系统审查意见内容来确定。 一般要求：
（1）高压开关柜的结构应保证工作人员的安全，且便于运行、维护、检查、监视、检修和试验
（2）高压开关柜中各组件及其支持绝缘子（即纯瓷及有机绝缘件）的外绝缘爬电比距应满足国标要求.
（3）高压开关柜应满足工程相应严酷度等级条件下的附加要求，按DL/T404附录D执行.
（4）同型产品内额定值和结构相同的组件应能互换。 （5）导体间净距和内部故障. （6)防误功能。
高压开关柜应具备防止误分、误合断路器，防止带负荷分、合隔离开关或隔离插头,防止接地开关合上时送电，防止带电合接地开关，防止误入带电隔室等五防功能.
（7)开关柜的防护等级为IP32。 4.7 防雷和接地
光伏组件采用支架直接接地的方式进行防雷保护，不设置独立防直击雷保护装置。每个光伏子阵列一级直流汇流箱内有直流防浪涌保护装置，二级直流汇流箱设置直流防浪涌保护装置，并网逆变器内部直流侧及交流侧均具有防浪涌保护装置。
主、辅建（构)筑物的防雷保护设施按《交流电气装置的过电压保护设计技术规程》（DL/T 620-1997)的规定。
在各级配电装置每组母线上安装一组避雷器以保护电气设备。在各电缆进线柜内安装一组避雷器以保护电气设备.
本工程各级电压电气设备的绝缘配合均以5kA雷电冲击和操作冲击残压作为绝缘配合的依据。电气设备的绝缘水平按《交流电气装置的过电压保护设计技术规程》（DL/T 620—1997）的规定选取.
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全厂接地网设计原则为以水平接地体为主,辅以垂直接地体的人工复合接地网，材料采用热镀锌角钢。如果接地电阻达不到要求，现场增设人工接地极.
本项目对保护接地、工作接地和过电压保护接地采用联合接地方式。在光伏发电场敷设一圈闭合的接地网,然后根据光伏阵列的排布，设置接地网格，形成一个总的闭合接地网。联合接地网为以水平均压网为主，并采用部分垂直接地极组成复合接地网。
计算机接地系统将采用计算机系统(电站控制系统）接地网与主接地网合用接地网的形式。
全站接地网接地电阻≤4Ω，升压站不大于1Ω考虑，承包方在开展施工图设计前应根据土壤电阻率及流入电站的雷电流,对接地电阻进行校核。所有电池组件必须采用专用接地线将组件边框与支架直接连接，确保接地良好。 4。7 计算机监控系统技术要求
本光伏电站按“无人值班（少人值守)”的原则进行设计.整个光伏电站安装一套综合自动化系统,具有保护、控制、通信、测量等功能，可实现光伏发电系统及升压站的全功能综合自动化管理,与地调端的遥测、遥信功能以及发电公司的监测管理。
实现对汇流箱、并网逆变器、开关柜、箱式变、升压站等设备的监控保护,能实现对汇流箱分支回路电流的分析，判断不正常或故障回路。
系统配置一套环境监测仪，用来监测厂址位置太阳能资源情况. 与接入系统相关的二次部分以批复的接入系统方案为准。 与升压站相关的二次部分以批准的升压站初步设计为准.
5 建筑结构技术要求
5。1 范围
承包范围包括但不限于下列各项: 5。2 标准、规范和抗震措施
《混凝土结构设计规范》 GB 50010-2002 《砌体结构设计规范》 GB 50003-2001
《建筑结构荷载规范》 GB 50009—2001(2006年版） 《建筑抗震设计规范》 GB 50011-2001（2008年版）
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《构筑物抗震设计规范》 GB 50191-93 《建筑内部装修设计防火规范》 GB 50222—95 《建筑设计防火规范》
GB50016—2006
《建筑地基基础设计规范》 GB 50007-2002 《建筑地基处理技术规范》 JGJ 79-2002 《钢结构设计规范》 GB 50017-2003 《钢-混凝土组合结构设计规程》 DL/T 5085-1999 《工业企业设计卫生标准》 《屋面工程质量验收规范》 《屋面工程技术规范》
（GBZ1-2002） （GB50207—2002） （GB50245-2004） （GB50037-97）
《建筑地面设计规范》
《电力工程制图标准》 DL 5028-93 《砼结构工程施工质量验收规范》 《钢结构工程施工质量验收规范》 《建筑基桩检测技术规范》 本工程拟建场地地震参数：
拟建场地设计基本地震动峰值加速度、抗震设防烈等均由设计单位依据地质勘测数据确认。本工程所有建构筑物均应遵循国家有关规范进行抗震设防设计。 5.3 主要建构筑物 5.3.1 钢结构支架及基础
支架为钢结构支架，采用热浸锌防腐，镀锌层厚度满足国标规范要求,不低于65μm.支架强度需要按照当地最大风速进行校核，总包方须提供支架强度校核计算报告给予甲方，经甲方确认后方可采购施工.
钢结构构件采用Q235B钢，其机械性能和化学成分应符合中华人民共和国现行材料相关规范，必须具备出厂合格证。
手工焊采用E43XX型焊条,自动或半自动焊采用焊接钢丝，必须具备出厂合格证。 螺栓均为不锈钢国标螺栓，满足规范要求，必须具备出厂合格证。
支架基础采用混凝土基础，基础方案由总包方设计单位进行提供,须提交甲方审核后方可施工。 5.3。2 逆变器室（间）
（GB50204—2002）
（GB50205—2001） （JGJ106—2003）
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逆变器采用逆变器室或集装箱安装方式,逆变器室为单层砖混结构，建筑设计年限为50年，逆变器室放置在1MW发电单元合理位置，每间逆变器室中放置两台并网逆变器、直流汇流柜及通讯机柜等设备。逆变器室建筑方案和布置位置由设计单位根据项目实际情况完成，在初设联络会上提交甲方单位进行审核。逆变器室外观必须按照顺风视觉外观标准进行设计。 5.3。3综合管理区
综合管理区包括综合办公楼、集中配电室和中控室等主建筑，以及门卫室、水泵房、SVG室、车库等附属建筑，均为单层砖混结构,建筑设计年限为50年.
综合办公楼功能区按照业主方的要求进行设计，配置办公室、休息室、会议室、设备间等均需要按照业主方统一标准进行设计。
建筑二次装修按照业主方标准进行，厂区大门采用不锈钢伸缩门，大门及外墙设计方案按照顺风统一标准进行设计。 5.3。4 110kV升压站及送出线路
由设计单位根据项目接入系统审查意见确定升压站及送出线路的设计建设方案.升压站方案须提交业主方审核。
升压站设备包括主变、中性点成套装置、断路器、隔离开关、CT、PT及避雷器等设备的选型技术要求由项目设计单位提供，并报业主方审核。
选择设备厂家名录必须报备业主方确认通过后方可使用.
6 暖通技术要求
6。1 范围
承包方承包范围：站区内的采暖，通风，空调等系统设计、采购、施工. 6.2 专业执行的标准及规范
(包含但不限于下列规范，同类规范以行业标准为准） 6.2。1 设计
《采暖通风与空气调节设计规范》GB50019－2003
《火力发电厂采暖通风与空气调节设计技术规程》DL/T5035-2004 《火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程》DL5053-1996 《工业企业设计卫生标准》GBZ1-2002
《工作场所有害因素职业接触限值》GBZ2—2002
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《建筑设计防火规范》GB50016—2006
《火力发电厂与变电站设计防火规范》GB50229—2006 《火力发电厂保温油漆设计规程》DL/T5072-1997 《工业设备及管道绝热工程设计规范》GB50264-97 《锅炉房设计规范》GB50041-92 《钢制压力容器》GB150-1998
《公共建筑节能设计标准》GB50189-2005 《城市热力网设计规范》GJJ34—2002
《城镇直埋供热管道工程技术规范》CJJ/T81-98 6。2。2 施工安装
《建筑给水排水及采暖工程施工质量验收规范》GB50242—2002 《通风与空调工程施工质量验收规范》GB50243—2002
《建筑安装工程质量检验评定标准》（工业管道安装工程）TJ307-77 《建筑安装工程质量检验评定标准》（通风工程)TJ304—74 《工业金属管道工程施工及验收规范》（金属管道篇）GB50235—97 《电力建设施工及验收技术规范》(管道篇)DL5031—97
《电力建设施工及验收技术规范》（火力发电厂焊接篇）DL5031-97 《压缩机、风机、泵安装工程施工及验收规范》GB50275-98 《工业设备及管道绝热工程施工及验收规范》GBJ126-89 《城市供热管网工程施工及验收规范》GJJ28—89 6。3 室内设计参数
室内空气计算参数按《采暖通风与空气调节设计规范》（GB50019－2003）、《火力发电厂设计技术规程》（DL5000—2000）和《火力发电厂采暖通风与空气调节设计技术规程》(DL/T5035—2004）执行。
7 水工技术规范
（1)火力发电厂水工设计规范（DL/T 5339－2006) (2） 室外给水设计规范(GB50013—2006） (3) 室外排水设计规范（GB50014-2006） （4) 建筑给水排水设计规范(GB50015—2003）
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（5） 火力发电厂与变电站设计防火规范（GB50229-2006） (6） 220kV～500kV变电所设计技术规程（DL/T5218—2005） （7）《给水排水管道工程施工及验收规范》（GBJ50268—97） 厂区给排水系统分为给水系统和排水系统，由设计单位进行具体设计。
8 环保、水保措施技术规范
8.1 范围
本工程环境保护设计全面完成环保治理、劳动安全及工业卫生设计，满足发包方施工准备与施工、调试与竣工验收的全面要求。
承包方需参与有关的招评标和技术协议的签定工作。
承包方需参加本工程的设计审查，并按审查意见进行设计修改和补充。 8。2 标准和规范（不限于此)
《中华人民共和国环境保护法》； 《中华人民共和国水土保持法》； 《建设项目环境保护管理条例》； 《建设项目环境保护设计规定》；
《中华人民共和国水土保持法实施条例》； 《开发建设项目水土保持方案编制审批管理规定》 《声环境质量标准》(GB3096-2008）中“2类”标准； 《地表水环境质量标准》（GB3838—2002)中的Ⅴ类标准；
《工业企业厂界环境噪声排放标准》(GB12348-2008）“2类\"标准； 《建筑施工场界噪声限值》（GB12523-90）； 本工程《建设项目环境影响报告表》及批复意见； 本工程《水土保持方案报告书》及批复意见。 8。3 主要设计原则、功能及配置
本工程采用的环保防治措施以环评批复意见为准; 本工程采用的水土保持防治措施以水保批复意见为准；
承包方应根据环评批复意见的要求，选派环保专业人员参与设计，将污染防治措施的内容和投资纳入主体工程设计文件，并单独成章；
承包方应根据水保批复意见的要求，选派水土保持专业人员参与设计，完善主体
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工程中具有水土保持功能的措施设计，将方案制订的防治措施内容和投资纳入主体工程设计文件，并单独成章.
9 消防系统技术规范
9.1 范围
承包方的承包范围:站区范围内的消防灭火设施的设计、采购、施工、验收. 本工程消防设计贯彻“预防为主，防消结合”的设计原则，针对工程的具体情况，积级采用先进的防火技术，做到保障安全，使用方便，经济合理。
本工程消防总体设计采用综合消防技术措施，从防火、监测、报警、控制、灭火、排烟、逃生等各方面入手，力争减少火灾发生的可能，一旦发生也能在短时间内予以扑灭，使火灾损失减少到最低程度;同时确保火灾时人员的安全疏散。
厂区消防通道:通过对外交通公路，消防车可到达厂区，厂区内生产配变电室四周均设消防通道，消防通道宽度为4米，满足规范要求.
防火间距:按照《火力发电厂与变电所设计防火规范》第 9.1。6.1 的规定,生产配变电室与室外建筑物的防火间距不应小于10m，高压配电室距最近建筑物20m，满足规范要求。
灭火设施：高压配电室、逆变器附近等均按规范配置了手提式干粉灭火器等。 承包方确保所做的消防设计完全满足消防部门的要求，并负责本工程的消防设计、施工、报审和工程消防验收工作,发包方只负责配合工作. 9.2 设计采用的标准及规范（不限于此）：
《火力发电厂与变电站设计防火规范》（GB50229-2006） 《建筑设计防火规范》(GB50016—2006）(2006年版) 《建筑灭火器配置设计规范》(GB50140－2005）（2005年版） 9。3 主要设计原则、功能及配置
本工程依据国家有关消防条例、规范进行设计，本着“预防为主、防消结合”的消防工作方针，消防系统的设置以加强自身防范力量为主，立足于自救,同时与消防部门联防，做到“防患于未然\"，从积极的方面预防火灾的发生及蔓延。变电站内电气设备较多，消防设计的重点是防止电气火灾。 9。3.1 消防和灭火设施
变电站建构筑物内灭火器按《建筑灭火器配置设计规范》(GBJ140—90）(2005
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年版）的有关规定配置。对设有电气仪表设备的房间，考虑采用移动式气体灭火器作为主要灭火手段.
在每个发电单元附近配置干粉灭火器,用于发电单元电气设备的灭火。 9.3.2电气消防
（1）逆变器房外箱式变压器旁设干粉灭火器。 （2）在逆变器房、集中配电室设干粉灭火器。
（3）电缆的防火措施按规程要求执行。电缆沟分段分隔，封堵电缆孔洞,涂刷防火阻燃涂料等。
（4)根据不同场所,配置相应的消防器材.
（5）加强全站防雷措施,避免设备因雷击破坏造成火灾等次生灾害。 9.3.3 消防监控系统
按照《火力发电厂与变电站设计防火规范》（GB50229—2006)的有关规定，本工程应设有火灾探测报警及控制系统。
根据不同的保护对象，分别采用温、烟、光感探测器和热敏温感线等探测手段。 探测报警控制系统的主要功能是收集各方的火灾信息，同时发出报警信息。
10设备及材料表
请承包方根据承包方案提交详细的设备材料清册、备品备件和专用工具。表中给出的为电站主要设备及材料，需要总包方根据设计单位提供的图纸自行测算设备及材料，满足现场施工需求,尤其是电缆的长度及线径,各承包方必须充分考虑压降符合规范设计要求.
设备材料清单 备品备件清单
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主要设备的采购应在下面列表中选择供应商。 序号 设备、材料名称 推选厂家 天合光能（上海）有限公司 英利能源（北京）有限公司 1 组件 晶科能源有限公司 合肥晶澳太阳能科技有限公司 中电电气（南京）光伏有限公司 阳光电源股份有限公司 特变电工新疆新能源股份有限公司 许继电气股份有限公司 2 一体化逆变器房 株洲变流技术国家工程研究中心有限公司 华为技术有限公司 江苏兆伏新能源有限公司 天津市特变电工变压器有限公司 江苏华鹏变压器有限公司 沈阳全密封变压器股份有限公司 许继变压器有限公司 3 箱式变电站 特变电工沈阳变压器集团有限公司 山东泰开箱变有限公司 特变电工股份有限公司新疆变压器厂 江苏大全长江电器股份有限公司 中电电气（江苏）股份有限公司 天津市特变电工变压器有限公司 江苏华鹏变压器有限公司 4 110kV主变 西安西变中特电气有限责任公司 许继变压器有限公司 特变电工沈阳变压器集团有限公司 山东泰开变压器有限公司 39
三变科技股份有限公司 特变电工股份有限公司新疆变压器厂 特变电工（德阳）电缆股份有限公司 远东电缆有限公司 5 电缆 江苏中天电气有限公司 安徽华通电缆集团有限公司 西安西开 山东泰开 6 高压柜 平高电气 浙江开关厂有限公司 长园深圳南瑞 南京南瑞 7 继电保护 南京南自 北京四方 河南许继 株洲变流技术国家工程研究中心有限公司 8 SVG无功补偿装置 荣信电力电子股份有限公司 思源电气股份有限公司 山东泰开电力电子有限公司 思源电气股份有限公司 9
消弧消谐装置 河北博为电气有限公司 许继变压器有限公司 40
11 设备、技术文件及图纸的交付
11.1 设计文件的交付
承包方尽快安排设备招标。并分期分批向发包方、设计方提供设备详图及资料8套，合格证、试验、检测、调试报告1套.
初设文件4套，施工图12套，竣工图8套，以上均需提供电子版(U盘）1套。 发包方另需的设计图纸承包方必须按发包方要求印制，但发包方应当付给承包方费用。 11。2 竣工文件
承包方应编制并随时更新一套完整的、有关工程施工情况的“竣工”记录，如实记载竣工工程的准确位置、尺寸、调试试验资料和实施工作的详细说明。上述竣工记录应保存在现场,并仅限用于本款的目的。应在竣工试验开始前,提交两套副本分别提交监理工程师及发包方代表。
此外,承包方应负责绘制并向发包方代表提供工程的竣工图，表明整个工程的施工完毕的实际情况，提交监理工程师根据规定进行审核。承包方应取得发包方代表对它们的尺寸、基准系统、及其他相关细节的同意.
在签发任何保修证书前，承包方应按照“发包方要求”中规定的份数和复制形式，向发包方提交上述相关的竣工图。
合同工程最后一份保修证书签发后，承包方负责组织编制竣工图或委托其他单位编制竣工图,在竣工移交生产前向发包方提交8套整个工程竣工图纸及4套竣工资料（含设备采购合同)，电子版（U盘）1套,该图纸及资料应是符合现场实际、完善、正确无误的竣工文件。存档资料应满足发包方档案部门的存档要求。
控制系统的软件、配置文件、驱动程序、密码进行备份一套。 11。3 操作维修手册
在竣工试验开始15天前，承包方应向发包方代表提供操作维修手册5套，电子版（U盘）2套，上述操作维修手册的详细程度，应能满足发包方操作、维修、拆卸、重新组装、调整、培训和修复生产设备的需要。
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12 设备监造和性能验收试验
12。1 监造与检验
在合同规定要提供的所有主要设备、主要辅助设备和关键材料的制造、加工和准备过程中，不论工作地在何处,发包方均应委托有乙级及以上监造资质和业绩的监造单位，对太阳能电池组件和逆变噐进行监造。
太阳能电池组件由发包方提供,组件监造与检验由发包方负责。
发包方和监造单位签订监造服务合同后，在监造工作开展前，监造单位应与承包方按本合同细化监造内容和计划, 质量见证项目应不少于《电力设备监造技术导则》和本合同的要求,然后报发包方认可。
承包方按下列格式提出太阳能电池组件和逆变噐等的质量见证项目，发包方确认。
序号 零部件及 工序名称 太阳能电池组件 …… 序号 零部件及 工序名称 逆变噐 监 造 方 式 监 造 内 容 H W R 备注 监 造 方 式 监 造 内 容 H W R 备注 1 2 …… 注：文件见证、现场见证和停工待检,即R点、W点、H点。 R点:承包方提供检验或试验记录或报告的项目，即见证文件。
W点：发包方监造代表参加的检验或试验项目,检验或试验后承包方提供检验
或试验记录，即现场见证.
H点：停工待检。 承包方在进行至该点时必须停工等待发包方监造代表参加
的检验或试验项目，检验或试验后承包方提供检验或试验记录。
监造单位应履行以下的职责和义务：
12。1。1 熟悉合同设备的图纸、技术标准、制造工艺和检验、试验方法及质量标准； 12。1。2确认制造单位提交的工艺方案是否符合要求；
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12。1.3确认制造单位及其主要分包单位的质量管理体系和实际生产能力是否满足设备订货合同的要求.
12。1.4确认制造单位及其主要分包单位的质量管理体系和实际生产能力是否满足设备供货合同的要求。
12.1.5确认制造单位特种作业人员、关键工序操作人员和主要检验、试验人员的上岗资质是否满足设备质量要求。
12.1.6确认制造单位的检验、试验设备是否满足设备生产过程检验和各项试验的要求。
12.1.7 查验制造单位的装配场地和整机试验场地的环境是否满足设备质量的要求. 12.1。8确认制造单位对合同设备拟采用的新技术、新工艺、新材料的鉴定书和试验报告,并通知承包方.
12.1。9 查验制造单位提供的原材料、外购件、外协件、配套件、元器件、标准件、毛坯铸锻件的材质证明书、合格证等质量证明文件，符合要求的，予以签认，并在制造过程中做好跟踪记录.
12。1。10 对设备制造过程进行监督和抽查，深入生产场地对所监造设备进行巡回检查，对主要及关鍵零部件的制造质量和制造工序进行检查与确认。
12.1。11 按制造单位检验计划和相应标准、规范的要求，监督设备制造过程的检验工作，并对检验结果进行确认。如发现检验结果不符合规定，及时通知制造单位进行整改、返工或返修；对当场无法处理的质量问题，监造人员应书面通知制造单位,要求暂停该部件转入下道工序或出厂，并要求制造单位处理；当发现重大质量问题时，应及时报告承包方。
12.1。12 参加制造单位的试组装、总装配和整机试验、出厂试验，对装配和试验结果签署意见.
12.1.13 检查制造单位对设备采取的防护和包装措施是否符合《设备订货合同》的要求,相关的随机文件、装箱单和附件是否齐全,在确认后签发发运证书。
12。1。14 审核设备制造单位根据《设备订货合同》的约定提交的进度付款单，提出审核意见。
12。1.15 在设备制造期间,按旬向承包方提供监造工作简报，通报设备在制造过程中加工、试验、总装以及生产进度等情况。
12.1.16 根据承包方和制造单位共同商定的监造项目，按设备制造进度到现场进行监
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检，对存在问题及处理结果，定期向承包方报告。
12.1。17 设备监造工作结束后，编写设备监造工作总结，整理监造工作的有关资料、记录等文件,并提交给承包方。
监造单位提交的工作简报、鉴定结果、试验报告、存在的质量、进度问题及处理结果和设备监造工作总结及时报告发包方。在合同工程竣工时将《电力设备监造技术导则》规定监造单位应向委托人提交的全部监造资料整理经监理工程师审查后移交发包方.
在合同规定要提供的所有主要设备、主要辅助设备和关键材料的制造、加工和准备过程中，关键的监造、检测、试验活动，承包方应及时通知发包方派代表参加。发包方有权对监造、检测、试验的结果提出异议，并要求再次检测或试验;同时发包方有权要求对存在质量问题的设备和材料进行整改或更换，由此发生的所有费用由承包方承担。
每当上述在制物件准备就绪、有待进行包装、覆盖或掩蔽之前,承包方应及时通知发包方代表。发包方代表应按时参加上述物件的检验、检查、测量或试验，不得无故拖延；或通知承包方说明无需进行上述工作。如果承包方未按上述要求发出通知，当发包方代表提出要求时，承包方就应除去上述在制物件上的覆盖物,随后再将其恢复原状. 12.2 出厂前试验 12.2。1 试验标准
12.2。2太阳能电池板的试验标准
IEC 61215 （GB/T 9535） 晶硅光伏电池的设计质量认可标准 ISO 2859 （GB/T 2828) 计数抽样检验程序 IEC 61730 (GB/T 20047) 太阳能电池系统安全鉴定
IEC 61829 （GB/T 18210） 晶体硅电池方阵I—V特性现场测试 IEC 60891 (GB/T 6495.4) 晶体硅电池测量I—V特性的温度和照度修正 ……
12.2.3逆变器的试验标准 由承包方填写:
12.2.4 太阳能电池板实验室测试
在本批货物发货前，承包方应抽取相应数量的电池组件（建议总量的0。05%，具
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体抽取数量根据发包方要求确定）,发送至国家级测试实验室，具有做光伏组件测试的相关资质,做电池组件在标准测试条件下的性能合格性的测试及校验。电池组件绝缘试验、室外曝露试验、低辐照度下的性能实验室测试由发包方选定。
依据测试实验室的测试报告，评价该电池板是否符合合同的要求和相关规范。如符合要求或规范，承包方应发货并附出测试实验室的测试报告.如不符合要求或规范,承包方应立即停止发货. 12。3 催交、运输与保管
承包方应当负责所有设备材料的催交、催运直至运抵项目现场。
承包方采购的本工程所有工程设备、材料、承包方设备以及其他物资从制造厂到现场的装车、运输、中转卸装、接货、卸车、检验、入库、保管、维护、保养、现场搬运直至安装位置等均由承包方负责和管理。
承包方应严格按照《电力基本建设火电设备维护保管规程》（DL/T855-2004)的要求对现场工程设备、材料实施分类保管。承包方和分包商应及时构建符合要求的棚库、封闭库、保温库、危险品库等。露天堆放场地应进行必要的硬化、围护，并设有排水、防火设施。承包方和分包商应建立健全设备、材料开箱检验、出入库管理、维修保养、废弃设备材料处置管理办法等制度。发包方代表及监理工程师将定期对设备、材料的管理状况进行监督检查,承包方负责落实监督检查提出的整改意见。 12。4现场验收
承包方应要求分包商及监理单位检验任何运抵现场供货内容。对监理工程师在检验过程中提出的任何异议承包方应立即进行核查，采取必要措施全面正确地履行其合同义务，并将采取的措施通知监理工程师。
承包方应执行合同规定的所有检验和试验，并向发包方提供检验或试验报告。承包方或其供货商或分包商应在执行任何检验或试验前5天书面通知监理工程师检验或试验的地点和时间.如果承包方未能发出此类通知,监理工程师有权不认可检验或试验的结果，并要求承包方重新检验或试验。如果承包方拒绝进行重新检验或试验，发包方有权自行或聘请第三方重新检验或试验,不论结果是否合格，所需费用均由承包方承担。
发包方可要求承包方对进入现场的设备、材料进行任何附加检验，或重新检验。如果附加或重新检验表明，结果不符合合同要求,不管合同有何其它规定，承包方不能将该批检验过的设备、材料用于合同工程，附加或重新试验的费用由承包方承担.
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如果附加或重新检验结果符合合同要求，由发包方承担附加或重新检验的费用。如果承包方执行监理工程师的指示进行附加或重新检验，使承包方遭受损失或合同工程已或将延误,且附加或重新检验的结果表明,检验过的设备、材料符合合同要求，由发包方承担附加或重新检验的费用，并顺延工期。
如果分包商或供货商未能及时、正确地履行上述合同义务,监理工程师有权拒绝接收分包商或供货商的供货或提供的服务。
承包方应当遵守中国相关法律和法规进行设备、材料强制性检验、试验、检测等要求。
12。4。1现场检测
太阳能电池组件现场检测主要指验货,也就是组件到工程现场后的验收测试。验货包括取样、外观检查、电性能检查。 12。4.1.1验货流程
A． 根据合同要求，验收电池组件。首先清点箱数，检查电池组件总数和型号是否与
合同及发货单一致。
B． 看外包装是否有破损或遗失，如有破损或遗失，尽快与发包方讨论是否认为可以
接受。
C． 按照标准要求或发包方要求抽样做检查（见4.4.1。2）.抽取的样品尽量取自不
同的包装箱.
D． 在与电池片表面成 35°角日常光照情况下观察表面颜色,目视颜色均匀,无明显
色差、水痕、手印。
E． 按照外观检查标准（见4。4。1.3）和现场实际情况逐一检查样品。 F． 如有需求且条件许可，可进行组件的电性能测试并作以记录。 G 对不合格的组件或存在缺陷的位置拍照，并用文字详细描述。 H 统计不合格样品总数,判断本批货物是否合格，准予接收. 12。4。1.2 太阳能电池板取样标准
到货后,依据货物总量,将抽取一部分的货物作为检查的样品。以下表格仅作为抽取样品数量的参考，具体抽样数量和方法以发包方要求为准。
货物总数 2 to 8 9 to 15 取样数 2 2 可接受不合格样品数 0 0 不可接受不合格样品数 1 1 46
16 to 25 26 to 50 51 to 90 91 to 150 151 to 280 281 to 500 501 to 1200 1201 to 3200 3201 to 10000 10001 to 35000 35001 to 150000 3 3 5 5 8 8 13 13 20 20 32 0 0 0 0 0 0 1 1 1 1 2 1 1 1 1 1 1 2 2 2 2 3 在取样过程中，尽量保证样品取自不同的包装箱。
如果不可接受的样品超过限值，可以认为本批货物不合要求。如果不可接受样品在限值内，可以认为本批货物合要求，并单独更换不可接受的货物. 12。4.1。3太阳能电池板外观检查
在选取样品后,每块组件都要做如下检查，并编号、照相及记录.
检查过程中，使用到的仪器有：探照灯、长尺、游标卡尺、万用表、相机.
产品编号: 发货数量： 箱号: 收货日期: 损坏特点 合格 生产厂家: 组件型号： 序列号： 检验日期： 瑕疵 明显缺陷 备注 铭牌和序列号 铭牌遗失 铭牌模糊不清 铭牌信息错误或不全 有序列号且与清单,标识等一致 应注明原产地 电池板: 在不低于1000lux的照度下，仔细检查每个组件 玻璃有污迹或划痕 层压件没有正确固定在框架内 层压件里存在杂质 开裂，弯曲，不规整或外表有损伤 破碎的电池片 杂质直径大于3mm不合格 47
有裂纹的电池片 栅线断开、漏浆 电池片上残留焊材 互联处或接头处有缺陷或显著腐蚀 电池片相互接触或与边框接触 电池片之间距离小于1mm为不合格 电池片与边框距离小于5mm为不合格 电池片与边框接触 密封材料褶皱,损坏，脱落 在电池边缘有气泡或脱层通道 背板 背板上有划痕 背板内有气泡 边框 边框损坏或变形,无法安装 边框大小不合适，无法安装 接线盒 偏差在±2.5mm内认为合格 接线盒损坏，带电部分暴露 接线盒与背板之间粘合不均匀 电缆长度不够 连接头遗失 连接头与产品规格不一致 电缆连接不正确 总评： 合格 / 待定 / 不合格 检验员: 签字: 如检验员认为检验的组件不合格,需将其缺陷照相并用文字详细描述。现场可根据实际情况，增加考察项. 12。5 试验
12.5.1承包方应编制设备和材料的现场试验工作计划，安排所有设备、材料按规程、规范要求应进行的任何现场试验的时间和试验方案，报监理审核，发包方代表批准。承包方应提供足够的具有相应资格和经验的职员进行合同所规定的各项现场试验,并负责准备试验所需的技术文件、装备、仪器、工具、燃料、水电与材料等消耗品。
如果需要发包方代表及监理工程师到场的试验，则承包方应提前48小时通知发
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包方代表及监理工程师，如发包方代表及监理工程师未在通知的时间和地点到场，则除非发包方代表或监理工程师另有指令，否则，承包方就可开始进行规定的试验.
承包方应及时将正式的试验报告提交监理工程师及发包方代表。无论发包方代表及监理工程师是否参加了试验，检验或试验的准确性及正确性，仍由承包方负责，不解除承包方的任何义务或职责。
发包方可要求承包方附加任何检验，或重新试验.如果附加或重新试验表明,结果不符合合同要求，承包方则应立即组织更换或修复缺陷，并保证上述被更换或修复的项目符合合同规定,如有必要应再次进行重新试验，附加或重新试验和再次重新试验的费用均由承包方承担。如果附加或重新试验结果符合合同要求，由发包方承担附加或重新试验的费用。如果承包方执行监理工程师的指示进行附加或重新试验，使承包方遭受损失或合同工程已或将延误,且附加或重新试验的结果符合合同要求。
合同规定的由承包方承担试验之外的其他试验,承包方应负责提供为进行试验所必需的所有文件和其他资料,还应提供为有效进行上述试验所需要的协助。 12.5。2 太阳能电池板电性能检测
承包方应针对已经到货的组件，在现场抽样测量其电性能，了解其基本参数的偏离情况.由承包方提出太阳能电池板电性能检测抽样的比例，由发包方确认。 现场电性能测试不能作为评判电池组件合格的唯一依据.
测试中，使用到的仪器有：便携式伏安曲线测试仪、辐射计、参考电池（需定期校准)。测试前的准备工作:
A． 将电池组件置于平整的平面,并且倾斜一定角度，保证太阳光入射线与组件法线
的夹角小于45o;
B． 在该确定的斜面上，太阳的总辐射需大于等于700W/m2;
C． 用电缆连接便携式伏安曲线测试仪、参考电池和电池组件，并将参考电池置于电
池组件相邻处,保证参考电池的倾斜角与电池组件相同；
D． 连续进行3次测试，并记录相关数据，计算3次的平均值,作为最终结果； E． 连续3次的测试结果的偏差小于等于3％认为该组数据合格。如果偏差大于3%，应
重新对该电池组件进行3次测试。
F． 判断I-V曲线和相关参数是否合理并记录。 测试结果将由数据和图形构成：
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最大功率和最佳工作点 短路电流和开路电压 I-V曲线
在测试结束后，每块电池组件均会得到一个测试标签:
产品编号： 发货数量： 箱号： 收货日期: 斜面上辐照值（W/m）： 测试结果 最大功率 Pmax(W） 短路电流 Isc(A） 开路电压 Voc（V） 最佳工作电压 Vpm（V） 最佳工作电流 Ipm（A) 2生产厂家:: 组件型号： 序列号: 检验日期： 环境温度（C）: 一次测试 二次测试 三次测试 三次均值 o 在此基础上，取三次测试的均值，归入本批货物被测样品的总表：
NO. 1 2 3 4 5 序列号 Pmax Voc Isc Vpm Ipm 电性能明显与其它组件不同的单一组件，将被标红，认为有存在缺陷的可能。
该电池组件I-V曲线被储存在便携式伏安曲线测试仪内，随后将导出，存档。由电池组件的I—V曲线,可以判断电池组件的部分缺陷. 12。5.3 逆变器的电性能检测
承包方应针对已经到货逆变器，由承包方提出在现场抽样测量其电性能，了解其基本参数的偏离情况。由承包方提出逆变器电性能检测抽样的比例，测试内容和方法,供发包方确认。 12。6 清退出场
如果发包方代表或监理工程师根据检验、检查或试验结果判定,其工程设备、材
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料、设计或加工成品或半成品质量不合格或不符合合同的规定，且是无法通过修复达到符合合同规定的，则发包方代表或监理工程师就可发出通知要求承包方将上述工程设备、材料、加工成品或半成品，立即运离现场，并说明清退出场的理由。承包方则应立即组织清退并更换,并保证上述被更换物资符合合同规定。 12.7 备品备件与专用工具
承包方应负责合同工程移交生产前所需要的备品备件及专用工具.上述专用工具和备品备件的价格均已包含在合同价格中。
承包方应在设备订货合同签订时向发包方提供设备备品备件清单及参考价格. 承包方应在合同工程竣工试验结束后14天内，将合同工程所有设备的专用工具及备品备件移交发包方。
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13设计联络会及培训
13.1 目的
联络会议的目的是保证设计阶段工作的顺利进行，以及协调和解决设计和各部分之间接口中的问题.
承包方应在联络会前一周，向发包方/发包方工程师提出相应设计阶段的设计文件和图纸资料.
13.2 一次设计联络会 时间：合同签字后2周内。
地点：业主方指定地点待定；会期：1天.
到会人员：承包方的代表及设计单位（电气、土建等)、发包方的代表. 会议议程：初步设计评审。 会务费用:承包方承担。 13。2 人员培训和派遣
承包方应负责在其工厂或其它地点培训发包方的技术人员。
承包方将负责培训课程的安排，并由发包方确认。承包方应选择有经验和能力的培训员。培训和培训教材使用中文。
培训当中应采用各种手段保证培训效果，如在实际设备基础上解释系统、写课程报告、参观现场和阅读技术材料和图纸.承包方将免费提供必要的技术信息和图纸、设备、工具、仪表和防护用具。
技术人员的培训 (1） 高级技术人员 （2） 操作工和值班员
承包方应接受发包方的技术人员参加基本设计。 13.3 发包方技术人员的培训内容
13。3.1 国内培训
13。3.1。1 承包方接受15名发包方技术人员进行为期14天的上课培训。 13.3.1.2 承包方应指定其有经验的和合格的技术人员培训发包方的技术人员。 13。3.1.3 承包方应确保发包方技术人员能够在上述工厂的不同岗位进行操作
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和受训,从而使发包方技术人员掌握设备的技术、运行、检验、修理和维护等知识。
13。3.1。4 培训开始前承包方应向发包方技术人员详细解释运行规程和其它工作注意事项。
4 派往承包方的发包方人员的待遇条款
（1）为了合同设备的顺利施工和运行，发包方应派遣其技术人员到承包方参加联络会、检验和培训.
(2） 发包方技术人员到承包方参加联络会、检验和培训的交通、食宿等所有费用已包括在合同总价中。
(3） 所有上述联络会、检验和培训的准备、组织和安排的费用将由承包方承担。 (4） 为了更好地了解同合同设备相关的设计和运行技术问题，如果双方都认为有必要，承包方应安排发包方技术人员参加设计联络会、培训、检验和参观设备制造厂.
（5） 在发包方技术人员停留期间，承包方应免费为发包方技术人员提供技术文件、图纸、参考数据、工作服、劳保服和其它必需品、以及提供办公室.
(6） 为了顺利完成培训,除非双方同意，承包方技术人员不得因假期中断对发包方技术人员的培训。
(7） 承包方应提交一份完整的培训计划.最终的时间表、培训地点、发包方技术人员的专业和培训内容将在二联会上确定。
（8） 具体事宜将在设计联络会时确定.
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14 运输和保管
承包方采购的本工程所有工程设备、材料、承包方设备以及其他物资从制造厂到现场的装车、运输、中转卸装、接货、卸车、检验、入库、保管、维护、保养、现场搬运直至安装位置等均由承包方负责和管理。
承包方应严格按照《电力基本建设火电设备维护保管规程》(DL/T855-2004）的要求对现场工程设备、材料实施分类保管。承包方和分承包方应及时构建符合要求的棚库、封闭库、保温库、危险品库等。露天堆放场地应进行必要的硬化、围护,并设有排水、防火设施。承包方和分承包方应建立健全设备、材料开箱检验、出入库管理、维修保养、废弃设备材料处置管理办法等制度。发包方代表及监理工程师将定期对设备、材料的管理状况进行监督检查,承包方负责落实监督检查提出的整改意见。
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附件1 项目组织与管理
1. 项目管理 组织机构和人员配置
1.1 项目管理组织机构
承包方应在项目场地设置项目经理部(以下简称“项目经理部\")以对其履行合同项目服务的行为进行管理。项目经理部是承包方履行其在合同项目服务的执行机构，在工程竣工前应为常设机构。项目经理部应为承包方履行其在合同项目服务的唯一机构,其所有行为均视为承包方本身的行为。项目经理部应包括下列人员:
（1） 项目经理：承包方应任命一名具有同类工程建设管理经验、并熟悉工程建设管理全过程的合格人员作为项目经理（以下简称“项目经理\")，并任命若干名项目副经理.项目经理代表承包方履行合同，为承包方履行合同项目服务的唯一授权代表.项目经理一般应常驻项目场地,如果项目经理需要离开项目场地，则应授权一名项目副经理履行项目经理的职责并通知项目法人。
承包方任命的项目经理应经项目法人同意，如果项目法人有充分理由认为承包方的项目经理不合格或不能正常履行其职责,则可以要求承包方撤换其项目经理,承包方应在规定期限内更换项目经理。
（2) 项目施工总工程师：承包方应任命一名具有同类工程建设管理经验、并熟悉工程建设管理全过程的具有中、高级职称的技术人员作为项目总工程师。
（3) 项目设计总工程师：承包方应任命一名具有同类工程设计经验、并熟悉工程建设管理的具有中、高级职称的设计人员作为项目设总。
(4) 项目调试总工程师：承包方应任命一名具有同类工程调试经验、并熟悉工程调试管理的具有中、高级职称的技术人员作为项目调总。
1.2 项目经理的资质、业绩 提供简历表
1.3 项目设计总工程师的资质、业绩 提供简历表
1.4 项目调试总工程师的资质、业绩 提供简历表
1。5 项目主要管理人员的配置
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1。5。1承包方的现场组织机构人员的配置,要根据工程特点,施工规模、建设工期、管理目标以及合理的管理跨度进行配置，应在提高管理人员整体素质的基础上优化组合,组成精干高效的管理工作班子。
1.5。2承包方现场组织机构管理人员的配置要有合理的专业机构,各专业人员应配套，并要有合理的技术职务、职称机构.
1.5。3承包方现场组织机构的管理人员应具有其所承担管理任务相适应的技术水平、管理水平和相应资质。
1.5.4现场项目部人员配置有（除项目经理外）：现场项目经理1人、土建专责2人、电气专责2人（进入调试及投运阶段不少于3人）、安全员1人、质检员1-2人、资料员1人、材料员1人。对承包方配备的现场人员如若不能胜任其工作,发包方有权将其清退出场。
1。5。5 承包方如果不能按照上述要求配备相关人员，发包方有权对其做出处罚(每少一人每日500元)。
2. 施工分承包方的选择
2。1施工分承包方的资质
承包方可以选择合格的分承包方分包其在合同项目下的部分工程的建设或服务，承包方在选择分承包方时应对分承包方的资质、信誉、报价及质量进行综合考虑。承包方选择分承包方的过程应符合国家及行业的有关规定。
项目法人有权参加选择该类主要分承包方过程中技术方面的选择确认过程，并可提出建议和意见,承包方应充分考虑项目法人的建议和意见.承包方在工程关键部分分包商的分包合同签署后应及时将该类分包合同 (副本）提交给项目法人备案.
承包方应保证任何分承包方均不将其分包项下的工程进行转包或再分包，如发生此类问题,造成影响光伏电站建设、投运生产的一切后果,由承包方负责，所造成的发包方损失，由承包方承担。
建筑施工分承包方应具备建筑三级（含三级）以上资质，安装施工分承包方应具备安装三级（含三级）以上资质。具有丰富的施工经验,并具有足够的专业人员、机械设备和加工能力投入本工程，保证有效地履行合同。 在安全、质量方面业绩优良，并具有同类工程的相关业绩。
2.2.分承包方的保证
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承包方应在所有分包合同中体现合同的原则和要求，并应自所有主要分承包方处获得所需的保证和担保(包括合格证、质量保证和履约保函等）.该类保证和担保未经项目法人事先书面同意不得加以修订、修改或以其他方式予以撤销。在任何情况下，工程关键部分分承包方的保证和担保的有效期均不少于相应完工后的一年。
承包方应尽其最大努力为项目法人的利益而自除主要分承包方外的其他分包商处获得在商业上所能获得的最佳保证和担保.
2.3.分承包方的行为
承包方应对任何分包商、其代理人或雇员的行为、违约和/或疏忽承担全部责任，如同此类行为、违约和/或疏忽是由承包方自己做出的一样。
3。 施工所用的标准及规范
3.1.国家和地方现行的标准、规范及其他技术文件，承包方的企业标准。 3.2. 行业标准、规范及其他技术文件.
3.3．产品生产厂家的产品说明书及其他技术文件。
4. 施工综合进度
4。1。工程里程碑进度
（要求承包方根据发包方提供的工程里程碑进度编制采购、施工、调试组织进度网络图)
4.2 制定工程进度计划（根据实际修改）
工程进度计划（加载设备到货计划和图纸交付计划）. 4。3 图纸交付进度
要求提供设备图纸总目录和图纸交付进度 4.4 主要设备交付进度
4。5 综合劳动力和主要工种劳动力安排计划 4.6 主要施工机械设备配置及进场计划 4.7 工程进度计划的实施和控制 ⑴ 施工准备计划 ⑵ 设计进度保证措施
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⑶ 设备进度保证措施 ⑷ 施工进度保证措施 ⑸ 调试进度保证措施
5。 施工总平面布置
5。1 施工区域划分和施工用地面积指标（要求发包方提供较详细的全场施工总平面布置)
5。2 交通运输组织 5.3 施工管线平面布置 5。4 施工机械平面布置 5.5 施工总平面管理
6。 施工临时设施及场地
6.1 土建工程生产性施工临时建筑及施工场地 6.2 安装工程生产性施工临时建筑及施工场地 6.3 生活性施工临时建筑 6。4 施工临时建筑总面积
7. 施工力能供应
7.1 供水 7.2 供电
8。 主要施工方案及特殊施工措施
8。1 施工原则性方案
主要指整个工程施工的思路、想法、吊车的选用等叙述 8。2承包方应编制土建工程主要施工方案目录有 ⑴土方工程 ⑵钢筋工程 ⑶模板工程
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⑷装修工程
⑸上下水、暖通及室外管网工程 ⑹建筑电气工程
8。3 承包方应编制安装工程主要施工方案目录有 1)电池组件安装方案 2)变压器和开关柜安装方案 3)电缆敷设和接线施工方案 4)保温、油漆施工方案
8。4承包方应编制特殊施工措施目录有 1）建筑、安装工程交叉施工作业安排 2）冬季施工措施 3)防腐工程施工措施 4)试运措施 5）消防施工方案
9. 设备、物资的管理
9.1 设备、材料的装卸与搬运
9。2 设备的开箱检验及装箱图纸、技术资料的管理 9。3 设备、材料的保管保养 9。4 设备的发放使用 9.5 工程材料的供应与管理
9。6 工程竣工后备品、备件及专用工具的移交
10。 项目质量管理
10。1 承包方质量管理手册
10.2 质量管理体系可操作性程序文件清单
承包方应结合工程实际情况，提供符合ISO9001：2000质量管理体系要求的质量计划或质保大纲。
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承包方应结合工程实际情况，提供达标创优的策划、措施。 10.3 承包方应达到的项目质量目标 ①土建工程：单位工程合格率 分项工程合格率 分项工程优良率 100％ ≥90％ 100％
钢筋焊接一检合格率 ≥95％ 砼强度合格率 100％ 砼生产水平 优良级 ②安装工程: 分项工程合格率 分项工程优良率
≥95％
100％
分部工程合格率 100% 分部工程优良率 ≥95％ 单位工程合格率 100% 单位工程优良率 ≥95％ 受检焊接接头一检合格率 ≥98％ ⑷调试质量目标
保护装置、主要仪表投入率100％、自动投入率100％ 试运项目验收优良率 ≥90％ 整体投运一次成功。 10。4 项目质量管理网络 10.5 工程项目检验、试验的计划 （1）项目质量控制计划
(2)工程质量验收和评定项目划分表 10。6 工程项目检验、试验的实施 10.7 项目质量控制
⑴设计质量控制措施(如果有技术支持方还需单独提供该项目的质保措施；如果是合作投标，还需提供合作外方的质保措施和承诺）
⑵采购质量控制措施 ⑶施工质量控制措施 ⑷调试质量控制措施
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11。 职业健康安全管理和环境管理
11.1 目标
由承包方提出并征求发包方的同意.承包方应贯彻“安全第一,预防为主”的方针和 “安全为天”的管理思想,提高工程建设过程安健环管理水平,保障职工在劳动过程中的安全与健康.根据地方承包工程的有关安全环保管理规定、原国家电力公司有关安全环保文件和国家有关法律法规的规定，努力创建安全文明施工样板工程；
11。2 可操作性程序文件清单
承包方应结合工程实际情况，提供符合ISO14001:1996环境管理体系要求的环境管理体系文件；
承包方应结合工程实际情况,提供符合GB/T28001：2001职业健康安全管理体系或（OSHMS）职业安全健康管理体系审核标准要求的安全健康管理体系文件.
11.3项目职业安全、健康重大危险因素清单和重大环境因素清单 11。4 项目健康安全管理措施和环境管理措施 11。5 项目职业健康安全管理和环境管理网络
12. 文明施工
(1）文明施工的总目标
由承包方提出并征求发包方的同意 （2）文明施工管理组织机构 （3）文明施工的规划措施 （4）文明施工的实施
13。 项目施工技术管理
13.1 施工技术责任制度 各级技术负责人的职责 13.2施工组织设计的编制规定
承包方应严格按照经审定的《施工组织设计大纲》和《火力发电工程施工组织设计导则》(2003)中有关施工组织设计范围和深度要求编制针对工程特点的施工组织设计及按原协调司规定制定的消除质量通病的措施，提交包括临时设施和施工道路的施
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工总布置图及其他必需的图表、文字说明书等资料。
13.3 施工技术措施、方案编制、报批和管理规定 13.4 设计变更管理规定 13。5 金属技术监督管理规定
13.6 特殊施工过程（焊接和防腐)管理规定 13。7 工程竣工资料移交管理规定
14. 与发包方有关的主要工作
14.1 发包方确认的主要工作 a．工程司令图
b．重要设备制造商和关键零部件制造商的选择 c．（建筑、安装、试运等）施工分包方的选择 d．工程综合进度网络计划 e．工程款支付计划
f．施工组织设计和重要施工方案、调试大纲和主要调试方案 g．工程竣工签证 h．项目管理计划
14.2．发包方参加的主要工作： a．对工程重要设备制造商的调研
b．工程重要设备采购的招标（技术部分） c．工程施工分包的招标（技术部分） d．工程设计联络会
e．工程协调例会,工程技术专题会 f．单位工程的质量检验及评定 g．调试措施的讨论
h. 工程的调整试运质量检验及评定 i。 工程竣工检验及评定 14.3．发包方采购的设备 见第二章
14。4．对发包方有关人员的培训交底工作。
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附件2 安全防护、文明施工协议
中国恩菲山西朔州70MWp并网光伏电站工程总承包
安全和文明施工管理协议
发 包 方：江山新能源投资（扬州)有限公司 承 包 方：中国恩菲工程技术有限公司 一、总则
为贯彻“安全第一，预防为主”的方针，明确甲乙双方在工程实施过程中的安全文明施工责任、权利和义务，确保施工安全，根据国家和地方有关法律、法规和规章关于安全生产的规定，全面落实安全生产和文明施工责任 ,提高工程建设过程安全和文明施工水平，保障职工在劳动过程中的安全与健康，甲乙双方经充分协商，签订本协议。
本工程安全文明施工管理目标： 杜绝重伤及以上事故; 杜绝重大机械设备事故; 杜绝重大火灾事故；
杜绝负主要责任的重大交通事故；
不发生环境污染事故和重大垮（坍）塌事故； 杜绝重复发生相同性质的事故.
二．甲、乙均应认真贯彻并严格执行以下法律、标准和条款: 2。1《中华人民共和国安全生产法》； 2.2《建设工程安全生产管理条例》； 2.3《电力建设安全工作规程》；
2.4《电力建设文明施工规定及考核办法》；
2。5《光伏电站或相应达标投产考核标准（最新版)》； 2.6《电力建设安全健康与环境管理工作规定》;
2。7国家和地方有关安全生产的法律、法规和规章，部、委、各级政府部门和上级主管部门颁发的有关安全生产和环境保护工作的法令、法规、规定、制度； 2.8 甲方有关安全文明施工及环境保护的规定、制度。 三、甲方的权利和义务
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3.1甲方应有健全的生产监督管理机构（或安全管理组织体系），包括具体负责安全生产的领导，认真履行安全审查、监督、验收等安全职责.
3.2甲方的职能业务管理部门必须认真对本工程有关施工人员进行安全生产制度及安全技术知识教育,增强职工法制观念,提高职工安全思想意识和自我保护能力，督促职工自觉遵守安全生产纪律、制度和法规。
3.3甲方按有关规定对乙方的资质进行审查,以确认乙方承包的工程与其资质相符合。
3.4工程（项目）施工前，甲方应对乙方施工人员进行安全生产进场教育，介绍施工中有关安全、防火等要求，以提高乙方员工的安全思想意识和自我保护能力，增强法制观念.对乙方在施工中新进、增添的施工人员,甲方应组织进行安全生产进场教育，未经甲方安全生产进场教育培训的乙方员工不得进场施工，但甲方对乙方人员的安全生产进场教育并不免除4。11条乙方根据甲方的要求对进场人员进行安全施工教育、考核并向甲方安监部门备案的义务。
3。5 甲方有权对乙方实施的安全教育和考试的情况进行抽查或抽考，不合格者禁止进入现场施工。
3.6甲方在工程（项目）施工前应认真审核乙方开工报告、施工组织设计、作业指导书、施工方案、安全生产规章制度及操作规程等相关文件，根据工程（项目）内容、特点进行全面的安全技术交底，详细向乙方说明本工程项目施工日期、特点要求、危险因素及安全风险。对有可能发生火灾、爆炸、触电、高空坠落、中毒、窒息、机械伤害、烧烫伤等危及人身安全或引起严重设备事故的施工，甲方应事先向乙方进行详细的安全技术交底，要求乙方制订书面的施工安全技术措施,经甲方审查合格后由乙方实施，甲方应监督乙方实施。
3.7 甲方对地下管线和障碍物应向乙方作详细的书面交底，明确施工方法,乙方必需严格遵守。
3。8施工期间，甲方指派【 】 同志负责联系、检查、督促乙方执行有关安全、防火规定。甲方应经常联系乙方，相互协助检查和处理工程施工中有关的安全、防火工作,预防事故发生。
3.9当乙方出现安全、文明施工严重失控或有严重失控危险时,甲方认为确实有必要暂停施工的，应当以口头或书面形式要求乙方暂停施工，并提出书面整改意见，限期整改、直到清退出场，乙方在收到暂停施工通知后应立刻无条件停工，并按照甲方整
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改意见中规定的期限整改,未能按期完成整改或整改不合格的,甲方有权将乙方清退出场。由此引起的一切后果和损失（包括甲方重新招标、工程时间延期损失等）由乙方负责。当乙方完成整改处理意见并以书面形式提出开工要求后，甲方应当在48个小时内组织验收，并于验收合格后签字给予答复.
乙方发生以下情况时，甲方有权对乙方进行停工整顿直至解除合同: （1）发生人身伤亡事故或严重隐患；
（2）发生施工机械、生产主设备严重损坏事故或严重隐患; （3)发生施工区域内建筑物火灾、火险事故或严重隐患; （4）重复发生相同性质的安全事故；
（5）多次不听从劝告,施工现场脏、乱、差、不能满足甲方制定的安全和文明施工规章、制度的要求。
3。10由甲方提供的机械设备、安全设施，在安装完毕提交使用前，甲方应配合乙方共同按规定验收，并做好验收及交付使用的书面手续。 3.11 甲方不得指派乙方人员从事协议外的施工任务.
3.12 甲方对乙方在施工过程中提出的疑问应及时解答或予以落实解决.
3.13对乙方违反甲方厂纪厂规(如有)的行为，甲方有权按照甲方相关规定进行处罚。 3.14 甲方未履行本条规定的各项义务和责任，属甲方违约,但并不因此免除乙方在本协议项下有关安全的任何责任与义务.
3。15甲方有权召开安全文明例会，并要求乙方参加和整改，有权定期组织安全文明施工联合检查。 四、乙方的权利和义务
4。1乙方除应严格遵守第二款所列的法律、法规的相关规定。
4.2乙方法定代表人(或委托代理人）是本工程的安全工作的第一责任人，对本协议所有施工项目的实施过程中涉及的安全负责，对派遣的工作人员,编制的《施工方案》、《作业指导书》、《应急预案》,以及提供的工程车辆、施工机械、施工用电的安全负责，并保证所派遣的工作人员具有完成所指派工作的安全知识和能力。
4。3乙方应有健全的安全管理组织体系，包括具体负责安全生产的领导。乙方必须配有专职安全员，安全员应持有相应上岗证书或资格证书。
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4。4乙方指定【 】同志为本工程(项目）专职安全员，负责施工现场及施工过程的安全管理，检查和处理工程施工中有关的安全、防火工作，预防事故发生.安全员须经考核,有相应上岗证书或资质证书。乙方应经常联系甲方，相互协助工作。 4.5乙方应有完善的安全管理制度，包括各工种的安全操作规程、特种作业人员资格证书管理制度、各岗位安全责任制和定期安全检查、安全教育制度等，并根据本工程的特点及甲方要求，进行修订并提交甲方备案.
4.6乙方必须实施安全健康和环境风险预控管理，并依据工程项目风险的大小，编制作业过程的危险源、环境因素分析清单和控制措施。
4。7乙方进场施工，必须提前【15 】天向甲方提交参与本项目的入厂人员名单及安全质量管理组织体系、企业安全资质等级、安全生产许可证等资料，经甲方安监部门审核合格后,方可办理有关入厂证件和入厂施工.乙方应提交甲方审核、备案的文件包括以下文件：
4.7.1进入施工现场人员花名册； 4。7.2进入施工现场人员身份证； 4.7。3《企业营业执照》； 4。7。4《企业资质证书》； 4.7。5《安全生产许可证》;
4.7.6《施工组织设计》、《开工报告》；
4。7。7《安全操作规程》、《施工安全技术措施》、《特种作业人员资格证书管理制度》、《各岗位安全责任制》和《定期安全检查规定》、《安全教育制度》、《环境保护措施》、《作业指导书》、《应急预案》等文件；
4。7。8垂直运输机械作业人员、安装拆卸工、爆破作业人员、起重信号工、登高架设作业人员等特种作业人员上岗证（或资格证书）、安全员上岗证（或资格证书); 4.7。9甲方要求乙方提供的其他文件.
乙方提交文件要求:原件交甲方安监部门审核，复印件一式两份交甲方备案。 4。8特种作业必须执行国家《特种作业人员安全技术培训考核管理规定》，乙方特种作业人员须经省、市、地区的特种作业安全技术考核站培训考核后持证上岗，并按规定定期审证，中、小型机械的作业人员必须按规定做到“定机定人”和有证操作；起重吊装作业人员严禁违章、无证操作；严禁不懂电器、机械设备的人擅自操作使用电器、机械设备。
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4.9乙方应提供能证明其及其工作人员资质的合法有效证明供甲方审查。若乙方提供虚假证明,一切责任由乙方承担。
4。10乙方必须认真对所承包工程的有关施工人员进行安全生产制度及安全技术知识教育，提高员工安全思想意识和自我保护能力，增强员工法制观念，督促员工自觉遵守国家、地方和上级部门颁发的有关安全生产的法律、法规和规章，制度。 4.11开工前,乙方必须对本单位人员进行安全教育和安全考试，受教育人员的名单和考试成绩必须报甲方安监部门备案，凡增补或调换人员、更换工种,必须及时进行安全教育和考试，考试成绩报甲方安监部门备案。未接受安全教育和安全考试不合格者不得进入现场施工。
4。12乙方施工人员应经考试合格后持证上岗，乙方必须检查、督促施工人员严格遵守、认真执行规章制度。乙方若在施工中要新进、增添施工人员必须向甲方提出申报，经甲方书面同意并经考试合格后才可持证上岗,未经甲方同意不得变更工作人员.乙方应对新进、增添施工人员进行全面的现场安全技术交底。 4。13乙方应向甲方提交开工单，并得到甲方审批后方可开工。
4。14乙方在施工前应认真勘察施工现场，拟订开工报告，根据甲方《施工组织设计纲要》进行施工组织设计、编制作业指导书、施工方案、危险危害因素控制措施及应急预案，并根据工程项目内容、特点对作业人员进行全面详细的安全技术交底。对于特殊环境、地下设施等，乙方应事先向甲方详细了解情况，并制订相应的施工安全技术措施，经甲方审查合格后实施。乙方必须严格按经甲方审查合格后的施工安全技术措施、施工组织设计及作业指导书组织施工。对有可能发生火灾、施工设施倒塌、爆炸、触电、中毒、窒息、机械伤害、烧烫伤等危险或会引起严重设备事故的作业，乙方应制定施工安全技术措施，如需要政府及地方有关部门审查批准的，应先行审批通过，并经甲方审查合格并备案后实施.
4.15乙方的工程施工组织设计中除安全、文明生产等措施外，还应包括环境保护措施，并贯彻落实到具体工作中去，确保施工安全及生产环境不受工程施工破坏,施工过程中产生的废弃物、噪音等排放必须符合相关规定标准。由于乙方施工破坏周围环境,造成恶劣影响引发纠纷或经济赔偿等由乙方承担全部责任。
4.16乙方在施工期间必须严格遵守和执行甲方在安全施工、治安保卫方面的有关规定,接受甲方的监督、检查和指导。对于甲方查出的隐患及不符合项，乙方必须限期整改.如果甲方要求乙方违反安全管理规定进行施工，乙方有权拒绝.
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4。17 当甲方认为确实有必要暂停施工并提出要求乙方暂停施工的书面意见后，乙方应当按甲方要求停止施工。乙方实施处理意见后，以书面形式向甲方提出复工要求.在甲方组织验收并签字同意后，乙方重新施工.
4.18 乙方应对所在的施工区域、作业环境、操作设施设备、工器具等进行认真检查，包括甲方委托第三方管理的公用设施，乙方发现隐患立即停止施工,并有义务和责任向甲方报告，发现隐患立即停止施工,并经落实整改后方准继续施工。
施工区内施工道路应保持畅通，设置明显的路标，不应在路边堆放设备、材料等物品，因工程需要切断道路前，必须经甲方批准，并采取相应措施后实施,以保证正常交通。尤其要保证消防通道畅通无阻。
4.19乙方应于每天开工前对施工现场设施（如脚手架等)进行检查，发现隐患应及时整改。
施工区各类脚手架必须由专业架子工搭设和拆除，结构合理、牢固，经检查合格后挂牌，标明责任人、承载能力和使用期限。特殊类型脚手架应由专业人员提出设计,经批准后搭设.
4。20一经开工，就表示乙方确认施工场所、作业环境、设施设备、工器具等符合安全要求和处于安全状态，乙方对施工过程中由于上述因素而导致的事故后果负责.
乙方施工期间应做到：
（1）土方工程在施工前应有切实可行的存放和弃土方案，不得随意堆放. （2）尽量减少立体交叉作业.如必须进行立体交叉作业时应采取相应的隔离和防止高空落物、坠落的措施。
（3）沟道、孔洞、平台、扶梯等处要有安全可靠的永久或临时栏杆或盖板，设立明显标志和安全警示牌.
（4）严格把好设备运输、检验、存放、起吊、安装各道工序关。避免发生损坏、腐蚀及落入杂物等问题。
（5）施工现场道路、组合场、施工作业区要配置足够的照明设施,并根据本工程需要及时调整。配备维护人员保持正常使用。
(6）施工区范围内的沟道、地面无垃圾，每个作业面都应做到“工完料尽场地清\".剩余材料要堆放整齐、可靠，废料及时清理干净。
（7）焊接场地地面无焊条或焊条头。焊接设备尽量集中布置，统一布线,完工后焊接线、氧乙炔皮带全部收回。
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(8）应根据情况明确划分禁烟区,并设立明确禁烟标志。禁烟区内严禁吸烟，地面无烟头.禁止施工人员流动吸烟或边作业边吸烟。
（9)施工用电电源要集中布置统一接线，标志清楚，明确责任人，定期检查维护. （10）施工机械要进行定期检查与保养,安全制动装置必须完善，由甲方或相关主管部门定期检验和试验合格后，发放合格证。及时消除故障,严禁带病运行。 （11）起吊机械不允许超铭牌使用,如有特殊情况需要超铭牌使用时，必须由使用部门制定详细的安全技术措施，并经总工程师批准后方可施行。
（12）不准随意在设备、结构、墙板、楼板上开孔或焊接临时结构,必要时要取得甲方主管技术人员及安监部门的认可，并出具书面通知后实施。 （13）施工现场设有足够的卫生设施,有专人负责保持内部清洁。
4。21乙方在施工期间所使用的各种设备及工器具等（除双方另有协议外)均应由乙方自备,乙方应保证提供的设备和工器具确实完好并符合安全要求。甲方提供的各种设备及工器具等，乙方一经接收，应负责保管、维修，并严格执行安全操作规程。在使用过程中，由于设备、工器具因素或使用操作不当而造成伤亡事故，由乙方负责.严禁使用未经检验、检验已过期或验收不合格的各种设备及工器具,否则由此发生的后果概由擅自使用方负责。
4.22施工中应与带电设备保持足够的安全距离或采取可靠的安全措施,必要时应验电、放电、加挂接地线，并增设专门监护人员。各类安全防护设施、安全隔离措施、安全标志牌、警告牌和接地线等不得擅自拆除、更动。如确实需要拆除、更动的，必须经施工负责人和甲乙方指派的安全管理人员的同意，办理手续，并采取必要、可靠的安全措施后方能拆除、更动现场的上述安全防护设施。任何一方人员,擅自拆除、更动所造成的后果，均由该方负责。
4.23乙方应禁止其施工人员在合同规定的施工区以外区域施工或从事与施工无关的其他活动.
4。24乙方必须严格执行电业系统动火规定，正确使用动火工作票,易燃、易爆场所严禁吸烟及动用明火,消防器材不准挪作他用，电焊、气割作业应按规定办理动火审批手续。工地严禁使用电炉，冬季施工如必须采用明火加热的防冻措施时,应取得防火主管人员同意，落实防火、防爆、防中毒措施，并指派专人值班。
4。25对有可能发生安全隐患的区域，乙方必须在施工之前办理好各类书面申请手续和落实安全隔离措施，设置相应的各类安全保护设施、遮栏、安全标志牌、警告牌等,
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经甲方有关部门审查合格后方可施工，并且只能在申请范围内施工，不得擅自超越工作票区域施工。同时,对在有可能发生安全隐患的区域施工的，乙方必须指派专职安全员，负责该区域的现场安全工作，专职安全员不得私自离开施工现场，若需离开现场的,必须指定具有安全资格的人员临时负责该区域的现场安全工作。
4。26乙方在施工中，应注意地下管线、光缆及高压架空线的保护。乙方应向甲方了解地下管线和障碍物详细情况，会同甲方明确施工方法。乙方应贯彻甲方交底要求，明确施工方法,如遇有情况,应及时向甲方和有关部门联系,采取保护措施后施工。严禁冒险作业、野蛮作业。
4.27乙方必须为作业人员配备应有的劳动保护用品、用具。乙方所属人员的身体健康状况必须能满足所从事工作的要求.
4。28乙方必须根据国家法律规定自行承担费用为其相关施工人员购买人身意外伤害保险.
4。29乙方必须坚持文明施工,对所承担工程区域的文明施工负责，做到工完料尽场地清,现场工业垃圾按甲方指定堆栈堆放并及时清理。乙方不定期清理，甲方组织清理,相应费用在乙方工程款中双倍扣除.
4。30乙方应遵守甲方的作息制度,根据甲方的作息安排施工进度。
4。31乙方不得将承包的工程进行转包。如有分包项目，应保证分包单位有相应的资质，以保证工程质量与安全，并事前征得甲方书面同意.乙方需对分包商的过错负连带责任.
4.32乙方违反国家和地方有关安全生产的法律、法规和规章，或违反甲方的厂纪厂规、安全文明生产相关规定，须接受甲方相关职能部门的安全、文明生产处罚。 4.33工程施工结束后，乙方在自检合格的情况下，应填写竣工验收报告,组织邀请甲方进行工程竣工验收。
4。34乙方应按月（年）向甲方报送《电力建设企业职工伤亡事故月(年）报表》等各类安全报表和各项安全总结。
4。35对甲方组织的安全文明大检查、季节性检查，安全工作例会，乙方应及时派员参加并认真贯彻落实,完成甲方临时性指派的安全文明生产任务。
4。36乙方在收到发包方支付的工程预付款（或甲方首次支付工程款后）后15天内,应向甲方缴纳金额为合同暂定总价 5 ％的安全文明施工保证金;若逾期未缴，甲方有权在应支付给乙方的工程款中扣缴。安全文明施工保证金在完成本工程年度或总体
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安全文明施工管理目标，且未发生其它安全文明处罚,在年度或结算时返还。如发生人身死亡及以上事故安全文明施工保证金全部扣除；发生重伤事故，每起扣50％(如上级文件有规定,按其规定执行）；发生其它不安全和违反安全文明管理规定的情况,按照如下约定扣除：
乙方人员未经入场安全教育或安全教育考试不合格但入场施工的，按每人100元/日扣除；
乙方人员未通过甲方安监部门的抽查或抽考，按每人100元/次扣除;
特种作业人员没有上岗证、未持证上岗或上岗证（资格证)失效的,按照每人1000元/日扣除；
有可能发生火灾、施工设施倒塌、爆炸、触电、中毒、窒息、机械伤害、烧烫伤等危险或会引起严重设备事故的作业,乙方作业人员违规操作、作业设备带病运行或者作业中存在安全隐患的，按照每次500元扣除；
乙方人员违反本协议4.8、4。12、4。14、4.16、4。18、4.19、4。20、4.21、4.22、4。23、4。24、4.25、4.26、4.27、4。28、4。29、4。30、4.31之规定的，按每次每项200元扣除；
乙方违反本协议4.7条的规定，提供虚假资料的，按照每份200元扣除; 乙方未设置安全员或乙方安全员没有上岗证书（资质证书）的.按每人500元/日扣除；
乙方工程结算时，必须经甲方安监部门签证，否则甲方有权拒绝付款. 五、事故责任与处理
5.1 划分双方责任的原则是“谁施工谁负责安全\"。
5。2甲、乙双方在施工期间造成人员伤亡（包括甲、乙方责任造成对方人员、第三方（行人等)人员伤亡）、火警、火灾、电气、机械等重大事故，乙方应进行紧急抢救伤员和保护现场，甲方协助。双方按国务院、国家电力公司及地方有关事故报告规定，在事故发生后24小时内及时报告各自上级主管部门及省(市）、区(县）等有关部门.乙方人员施工中发生的不安全情况应及时向甲方通报.
5.3在施工期间由于乙方施工机械、工器具原因或使用操作不当，安全防护设施不全、措施不力、人员违章，以及乙方安全管理不善而造成伤亡事故和和因此发生的费用,由乙方承担。除甲方原因导致的安全事故外,如果任何受害人因安全生产事故遭受人
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身或财产损害向甲方提出索赔要求,则乙方应负责处理该索赔事件，并保证甲方免受此类索赔的损害。
5.4乙方人员在施工中发生的不安全情况应及时向甲方通报，对施工过程中发生的不安全情况按“四不放过”原则进行处理，做到防微杜渐，防止同类同性质不安全情况重复性发生。
5。5有关事故的责任认定遵照国家相关规定。 六、其它
6.1 涉及施工区域以外工作的全部安全责任均由乙方承担.
6。2本协议执行过程中如遇有与国家和地方政府的有关规定不一致时，按照国家和地方的有关规定执行。
6.3 本协议经双方法定代表人（或委托代理人)签字并加盖公章后生效，在工程项目承包合同签署后作为其组成部分,与合同具有同等法律效力。 6.4 本协议正本一式四份，双方各执二份.
甲方: 乙方： 法定代表人 法定代表人： （委托代理人）: （委托代理人): 安全负责人： 安全负责人： 安全员： 安全员:
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