1、（太和縣2015年光伏扶貧項目）一、三、四 標段投標文件（技術標）項目 編號： AHWS-THZB-1504投 標人： 江蘇華偉建設集團有限公司（蓋單位章）法定代表人或其委托代理人： （簽字或蓋章） 本項目擬任項目經(jīng)理： （簽字或蓋章）二0一五年十一月十一日投標文件技術標資料清單廳P資料名稱頁碼范圍一投標人綜合情況簡介2二技術標投標國3三投標響應表4四項目總體設計方620五產(chǎn)品質(zhì)量承諾2122六工程項目清單2327七投標業(yè)績承諾函28八肩關證明文件29九投標授權書30十技木要求和貨物需求3135一施工組織設計方案3645十二生廣J商授權書4647十三本地化服務情況一覽表48十四供貨安裝（調(diào)試）

2、方案4958十五售后服務體系與維保方案5960十六所投工程項目的技術資料或樣本等6162十七評審指標對應資料索引表6364.投標人綜合情況簡介江蘇華偉建設集團有限公司二.技術標投標函致：太和縣扶貧開發(fā)辦公室根據(jù)貴方 太和縣2015年光伏扶貧項目 的招標公告，正式授權（姓名） 代表投標人江蘇華偉建設集團有限公司 （投標人全稱），提交投標文件正本_1份，副 本 2 份。據(jù)此函，我方茲宣布同意如下：1、按招標文件規(guī)定提供交付的工程項目（包括安裝調(diào)試等工作）的最終投標報價 見商務標開標一覽表，如我公司中標，我公司承諾愿意按招標文件規(guī)定交納履約保證金 和中標服務費。2、我方根據(jù)招標文件的規(guī)定，嚴格履行合

3、同的責任和義務 ，并保證于買方要求的日 期內(nèi)完成供貨、安裝及服務，并通過買方驗收。3、我方承諾報價低于同類工程項目和服務的市場平均價格。4、我方已詳細審核全部招標文件，包括招標文件修改書（如有），參考資料及有 關附件，我方正式認可并遵守本次招標文件， 并對招標文件各項條款（包括開標時間）、 規(guī)定及要求均無異議。我方知道必須放棄提出含糊不清或誤解的問題的權利。5、我方同意從招標文件規(guī)定的開標日期起遵循本投標文件，并在招標文件規(guī)定的 投標有效期之前均具有約束力。6、我方承諾如投標保證金未在招標文件規(guī)定時間前到達貴方指定的賬戶，我方投 標無效，由此產(chǎn)生的一切后果由我方承擔；如果在開標后規(guī)定的投標有效

4、期內(nèi)撤回投標， 我方的投標保證金可被貴方?jīng)]收。7、我方聲明投標文件所提供的一切資料均真實無誤、及時、有效。企業(yè)運營正常（注冊登記信息、年報信息可查）。由于我方提供資料不實而造成的責任和后果由我方 承擔。我方同意按照貴方提出的要求，提供與投標有關的任何證據(jù)、數(shù)據(jù)或資料。8、我方完全理解貴方不一定接受最低報價的投標。9、我方同意招標文件規(guī)定的付款方式。10、與本投標有關的通訊地址： 電 話：傳 真：投標人基本賬戶開戶名： 賬號： 開戶行：投標人公章 江蘇華偉建設集團有限公司日 期：2015年11月11日.投標響應表項目名稱太和縣2015年光伏扶貧項目第一部分：技術部分響應廳P技術要求條目投標人技術

5、要求響應 /偏差情況偏離簡述備注1無偏差第二部分：其他部分（非投標報價）響應廳P條目號偏差情況偏離簡述備注1無偏差投標人公章：江蘇華偉建設集團有限公司備注：1、本表為投標響應一覽表。表中應引用條目序號， 正偏”為優(yōu)于招標文件要求， 負偏 為低于招標文件要求，對于無偏差的項目無需填寫。投標人應認真、真實填寫上表，招 標人有權拒絕投標人提出的偏離。2、招標文件中需投標人填寫的技術參數(shù)、材質(zhì)、工藝要求等應在上表中注明。附件承 諾 書致：太和縣扶貧開發(fā)辦公室我公司鄭重承諾：所投產(chǎn)品滿足招標文件中提供的技術參數(shù)。特此承諾承諾人:江蘇華偉建設集團有限公司（蓋單位章）日期： 2015 年 11 月 11 日

6、四.項目總體設計方案1、項目概況太和縣2015年光伏扶貧項目位于太和縣境內(nèi),建設一、三、四標段合計3.093MW的并網(wǎng)型太陽能光伏發(fā)電系統(tǒng)，包括太陽能光伏發(fā)電系統(tǒng)及相應的配套并網(wǎng)和監(jiān)控設施。本項目采用自發(fā)自用余電上網(wǎng)的并網(wǎng)模式，所發(fā)電量主要饋送至光伏子系統(tǒng)所在企業(yè)的配電網(wǎng)，供其中的各種負載使用，余電上網(wǎng)的方式進行運作，系統(tǒng)不設儲能裝置。1）、投標方負責本項目所涉及到的所有工作（明確由招標方負責的除外），包括設備和材料供貨、分系統(tǒng)設計以及土建、安裝、培訓、調(diào)試，并配合性能驗收試驗等所有 工作。2）、本技術規(guī)范中提出了最低技術要求，并未規(guī)定所有技術要求和適用標準，投標方提供滿足本技術協(xié)議和有關最新

7、工業(yè)標準的產(chǎn)品的高質(zhì)量的設計、設備及其相應的服務。并滿足國家有關安全、消防、環(huán)保、勞動衛(wèi)生等強制性標準的要求。3）、 招標方所提及的供貨范圍都是最低限度的要求，并未對一切技術細節(jié)作出規(guī)定，投標方應提供符合招標文件和相關工業(yè)標準的功能齊全的優(yōu)質(zhì)產(chǎn)品及其相應服務。招標方對本分布式光伏發(fā)電項目的設計、制造、供貨等方面內(nèi)容的認可，都不能免除投標方 的責任。4）、投標方所執(zhí)行的標準與本技術規(guī)范所使用的標準不一致時，經(jīng)招標方同意后才能執(zhí)行。本技術規(guī)范書的文字說明、供貨范圍和附圖是一個完整的整體，投標方滿足所有的要求。如果發(fā)生矛盾，以更高的要求為準。5）、建設進度：投標方應按照此工期在投標文件中做出整個工程

8、進度控制網(wǎng)絡圖，并做出保證工程按期完成的措施和方案。6）、投標方的承包范圍除新建滿足招標文件技術要求的完整的太陽能分布式并網(wǎng)光伏電站外，還包括因建造光伏電站需要而對原構筑物局部的拆除和修復、能滿足太陽能分布式光伏發(fā)電系統(tǒng)從發(fā)電直至并網(wǎng)正常運行所需具備的相關設計、設備材料采購供應、運輸及儲存、建筑安裝工程施工、工程質(zhì)量及工期控制、工程管理、培訓、各種試驗、調(diào)試及檢查測試、試運直至驗收交付生產(chǎn)，以及在十年質(zhì)量保修期內(nèi)的消缺等全過程的工作，并保證光伏電站首年度整體發(fā)電效率不低于80%。7）、太陽能并網(wǎng)光伏電站總的要求是：安全可靠、系統(tǒng)優(yōu)化、功能完整、建設期間不影響項目所在工廠正常生產(chǎn)。投標方提供的設

9、備以及施工，必須滿足本規(guī)范書的要求。8、投標方在充分理解招標設計文件的基礎上，如對太陽能光伏電站系統(tǒng)提出優(yōu)化的解決方案，需經(jīng)招標方確認后采用。投標方對系統(tǒng)的擬定、設備的選擇和布置負責，招標方的要求并不解除投標方的責任08）、涉及載荷校核等問題，投標方應充分理解原有建筑物設計單位設計文件。設計 文件不能免除投標方的責任。9）、投標人應在投標前對工程項目現(xiàn)場實施踏勘，以充分理解并掌握了本工程項 目招標的全部有關情況；因投標前未實施踏勘而對項目及招標文件的未充分理解由投標 人自行承擔責任。踏勘的費用由投標人自行承擔。投標人及其代表進入現(xiàn)場實施踏勘前 需經(jīng)招標人允許，如投標人及其代表在實施踏勘時造成的

10、任何人身傷害或財產(chǎn)毀損，投 標人應承擔由此引起的所有責任，招標人不承擔任何責任。10）、投標方如對技術規(guī)范書有異議，不管多么微小，應以書面形式明確提出，反 映在差異表中。在征得招標方同意后，可對有關條文進行修改。如招標方不同意修改， 仍以招標方的意見為準。對于無明確異議的部分，則表明投標方認可本技術規(guī)范書的相 應部分。11）、本工程采用統(tǒng)一的KKS編碼標識系統(tǒng)。投標方負責按招標方提供的原則編制 光伏系統(tǒng)的KKS編碼。2、項目地概況太和縣位于安徽省西北部，地理坐標東經(jīng) 115° 25' 115°, 5ft2133° 04' 33°。35&#

11、39; 東臨渦陽、利辛，南抵阜陽，西接界首，西南與臨泉相接，北與亳州譙城區(qū)為鄰，西北 與河南鄲城接壤。東南經(jīng)鳳臺、淮南去合肥224公里，西北經(jīng)淮陽、西華去鄭州307公里。 東去津浦路至蚌埠209公里，西去平漢路之漠河210公里。太和縣境南北長52公里、東西 寬60公里。本次項目共五個標段，其中一、三、四標段分布在10個鄉(xiāng)鎮(zhèn)，一標段：大新鎮(zhèn)、肖口鎮(zhèn)、胡總鎮(zhèn)、城關鎮(zhèn)，包括3個60kw村級地面電站和276戶3kw戶用電站，共計1008kw; 三標段：大廟鎮(zhèn)、洪山鎮(zhèn)、桑營鎮(zhèn)，包括 3個60kw村級地面電站和300戶3kw戶用電站， 共計1080kw;四標段：倪邱鎮(zhèn)、墳臺鎮(zhèn)、阮橋鎮(zhèn)，包括 3個60kw村

12、級地面電站和275戶 3kw戶用電站，共計1005kw,三個標段共計3.093MW。3、接入系統(tǒng)系統(tǒng)安裝于10個鄉(xiāng)鎮(zhèn)的居民屋頂，屋頂安裝的是3KW的系統(tǒng)，地面電站是60KW的 系統(tǒng)；各屋頂太陽能光伏發(fā)電子系統(tǒng)采用經(jīng)直流匯流-交流逆變后，輸出0.4kV交流電，并于安裝各個村的0.4kV配電系統(tǒng)并入地區(qū)電力網(wǎng)。電能計量采用雙向計量方式，電力 接入需符合電網(wǎng)接入規(guī)范要求，電力運行遵守當?shù)卣{(diào)度指令。(具體接入系統(tǒng)方案以電網(wǎng)公司審批為準)。我方協(xié)助招標方完成達到電網(wǎng)公司對光伏發(fā)電系統(tǒng)并網(wǎng)要求的施工、安裝、調(diào)試等 工作。4、性能和規(guī)范太陽能并網(wǎng)光伏電站的制造、土建施工、安裝、調(diào)試、試驗及檢查、試運行、考核

13、、最終交付等符合相關的中國法律及規(guī)范、以及最新版的ISO和IEC標準。對于標準的采用符合下述原則：與安全、環(huán)保、健康、消防等相關的事項執(zhí)行中國國家及地方有關法規(guī)、標準；上述標準中未包含的部分應采用的技術來源國標準或國際通用標準，由投標方 提供，招標方確認； 設備和材料執(zhí)行設備和材料制造商所在國或國際標準； 建筑、結構執(zhí)行中國電力行業(yè)標準或中國相應的行業(yè)標準。我方針對本工程的制造、調(diào)試、試驗及檢查、試運行、性能考核等要求，提交所有 相關標準、規(guī)定及相關標準的清單。在合同執(zhí)行過程中采用的標準需經(jīng)招標方確認。(1) IEC61215 晶體硅光伏組件設計鑒定和定型(2) IEC6173O.l 光伏組件

14、的安全性構造要求(3) IEC6173O.2 光伏組件的安全性測試要求(4) GB/T18479-2001地面用光伏(PV)發(fā)電系統(tǒng) 概述和導則(5) SJ/T11127-1997光伏(PV)發(fā)電系統(tǒng)過電壓保護 一導則(6) GB/T 19939-2005光伏系統(tǒng)并網(wǎng)技術要求GB/T 19394-2003光伏(PV)組件紫外試驗(8) EN 61829-1998晶體硅光伏方陣I-V特性現(xiàn)場測量(9) EN 61721-1999 光伏組件對意外碰撞的承受能力(抗撞擊試驗)(10) EN 61345-1998 光伏組件紫外試驗(11) GB 6495.1-1996光伏器件第1部分:光伏電流電壓特性

15、的測量(12) GB 6495.2-1996光伏器件第2部分:標準太陽電池的要求(13) GB 6495.3-1996光伏器件第3部分:地面用光伏器件的測量原理及標準光譜輻照度數(shù)據(jù)(14) GB 6495.4-1996晶體硅光伏器件的I-V實測特性的溫度和輻照度修正方法(15) GB 6495.5-1997光伏器件 第5部分：用開路電壓法確定光伏(PV)器件的等效電池溫度(ECT)(16) GB 6495.7-2006光伏器件第 7部分：光伏器件測量過程中引起的光譜失配誤差的計算(17) GB 6495.8-2002 光伏器件第 8部分: 光伏器件光譜響應的測量測量(18) GB/T 1821

16、0-2000晶體硅光伏(PV)方陣I-V特性的現(xiàn)場測量(19) GB/T 18912-2002 光伏組件鹽霧腐蝕試驗華能泗安10MWp 分布式光伏發(fā)電項目 技術標 投標書 11(20) GB50797-2012 光伏發(fā)電站設計規(guī)范(21) GB/T 13384 1992 機電產(chǎn)品包裝通用技術條件(22) GB/T 191-2008 包裝儲運圖示標志(23) GB 20047.1-2006光伏(PV)組件安全鑒定 第1部分：結構要求(24) GB 20047.2-2006光伏(PV)組件安全鑒定 第2部分：試驗要求(25) GB6495-86 地面用太陽能電池電性能測試方法；(26) GB649

17、7-1986 地面用太陽能電池標定的一般規(guī)定；(27) GB/T 14007-1992 陸地用太陽能電池組件總規(guī)范；(28) GB/T 14009-1992 太陽能電池組件參數(shù)測量方法；(29) GB/T 9535-1998 地面用晶體硅太陽電池組件設計鑒定和類型；(30) GB/T 11009-1989 太陽電池光譜響應測試方法；(31) GB/T 11010-1989 光譜標準太陽電池；(32) GB/T 11012-1989 太陽電池電性能測試設備檢驗方法；(33) IEEE 1262-1995 太陽電池組件的測試認證規(guī)范；(34) SJ/T 2196-1982 地面用硅太陽電池電性能測

18、試方法；(35)SJ/T 9550.29-1993地面用晶體硅太陽電池單體質(zhì)量分等標準；(36)SJ/T 9550.30-1993地面用晶體硅太陽電池組件質(zhì)量分等標準；(37)SJ/T 10173-1991 TDA75ts 硅太陽電池；(38)SJ/T 10459-1993 太陽電池溫度系數(shù)測試方法；(39)SJ/T 11209-1999 光伏器件第 6部分標準太陽電池組件的要求；(40)GB/T 19964-2005光伏發(fā)電站接入電力系統(tǒng)技術規(guī)定(41)Q/SPS 22-2007并網(wǎng)光伏發(fā)電專用逆變器技術要求和試驗方法(42)CSCS85:1996太陽光伏電源系統(tǒng)安裝工程施工及驗收技術規(guī)范(

19、43)CGC/GF003 1： 2009 并網(wǎng)光伏系統(tǒng)工程驗收基本要求(44)GB/T 50796-2012 光伏發(fā)電工程驗收規(guī)范(45)GB/T 50795-2012 光伏發(fā)電工程施工組織設計規(guī)范(46)GB 50794-2012 光伏發(fā)電站施工規(guī)范(47)Q/GDW 617-2011 光伏電站接入電網(wǎng)技術規(guī)定上述標準、規(guī)范及規(guī)程僅是本工程的最基本依據(jù)，并未包括實施中所涉及到的所有標準、規(guī)范和規(guī)程，并且所用標準和技術規(guī)范均須為合同簽訂之日為止時的最新版本。5、光伏組件的性能要求1)在標準試驗條件下(即：大氣質(zhì)量 AM=1.5,輻照度1000W/m2,電池工作溫度為 25，標準太陽光譜輻照度分

20、布符合GB/T 6495.3規(guī)定)， 光伏組件的實際輸出功率滿足標稱功率范圍。工作溫度范圍為-40C+85C,初始功率(出廠時)不低于組件標稱功率。2)使用壽命不低于25年，質(zhì)保期不少于5年。光伏組件衰減率在5年內(nèi)不高于5%，10年內(nèi)不高于10%， 25年內(nèi)不高于20%。組件逐年衰減應為線性變化。投標方提供的所有光伏組件的實際輸出功率的總和不低于投標保證功率。3)光伏組件防護等級不低于IP65。確保在25年內(nèi)在當?shù)刈匀粭l件下不致破壞。4)投標人要對光伏組件板外表面板的清潔、防熱斑提供措施。光伏組件各部件在正常工況下應能安全、持續(xù)運行，不應有過度的應力、溫升、腐蝕、老化等問題。5)每塊光伏組件應

21、帶有正負出線、正負極連接頭和旁路二極管(防止組件熱斑故障)。光伏組件自配的串聯(lián)所使用的電纜線滿足抗紫外線、抗老化、抗高溫、防腐蝕和阻燃等性能要求，選用雙絕緣防紫外線阻燃鍍錫銅芯電纜，電纜性能符合GB/T18950- 2003性能測試的要求；接線盒(引線盒)應密封防水、散熱性好并連接牢固，引線極性 標記準確、明顯，采用滿足IEC標準的電氣連接；采用工業(yè)防水耐溫快速接插件，接插件防銹、防腐蝕等性能要求，并應滿足符合相關國家和行業(yè)規(guī)范規(guī)程，滿足不少于25年室外使用的要求。6）為確保組件的絕緣、抗?jié)裥院蛪勖筮吙蚺c電池片的距離要至少超過11mm的距離。7）光伏組件的插頭采用MC4型，防護等級IP6

22、7。組件正、負極引線長度不小于1000mm,并滿足現(xiàn)場安裝要求。8）光伏組件年故障率0 0.01%。9）提供的多晶硅組件轉換效率必須在15.7%以上。10）晶硅組件功率與質(zhì)量比大于10W/kg,填充因子FF大于0.65.11）組件在正常情況下絕緣電阻不低于 40MQ m212） 光伏組件邊框應預留有接地孔洞及相應標示，供貨方應有光伏組件防雷的技術要求。13）采用EVA、玻璃等層壓封裝的組件，EVA的交聯(lián)度應大于65%, EVA與玻璃的 剝離強度大于30N/cm。EVA與組件背板剝離強度大于15N/cm。14）光伏組件的背板材料選用含氟材料的PET背板。15）光伏組件及所有配件的使用壽命不低于2

23、5年。6、光伏支架的技術要求總的要求1）支架主型材要求采用國標鋁合金型材；安裝螺栓以及連接件采用304不銹鋼材料或鋁合金型材。2） 支架的強度應滿足在自重、風荷載、 雪荷載和地震荷載共同作用下的使用要求，設計時應考慮臺風的影響。表面防腐應滿足10年內(nèi)可拆卸再利用和25年內(nèi)安全使用的要求。3）支架設計必須考慮在光伏電站使用周期內(nèi)屋面維修時光伏組件安裝、維修更換時方便拆卸。在彩鋼瓦安裝的光伏支架單個可拆卸陣列模塊面積不大于10平方米。4）支架能滿足安裝抗風要求、抗雪壓要求、抗震要求、耐腐蝕性要求、安全性要求、通用性要求、快速安裝要求，并提供成本最小化的深化設計方案。廠家應對支架系統(tǒng)進行受力分析；設

24、計時，必須計算風壓引起的材料的彎曲強度和彎曲量，安裝螺栓的強度等，并確認強度；需保證支架的強度、變形量，需進行整體計算，保證支架整體的抗滑移、抗傾覆性能。斜屋頂安裝示意圖5）固定傾角支架的傾角為25。，共有3種支架安裝形式，分別安裝560ft （詳見設計圖紙）260W組件（組件的技術規(guī)格：長1652mm*寬994mm*厚40mm,重20kg）。6）以10塊組件安裝單元為例，每個單元支架設置10個支腿，南北跨距1米，東西跨距2.5米，投標方應保證光伏支架單個可拆卸陣列模塊組件數(shù)不大于12塊。7）組件支架采用熱浸鍍鋅鋼材（熱鍍鋅層厚度不低于80 pm） o所有連接處（焊接處）應可靠連接，避免松動。

25、支架連接不允許使用自攻螺絲。支架系統(tǒng)所有部位包括壓 塊、卡扣等均要求能夠耐室外風霜雨雪，連接螺栓采用304不銹鋼，確保25年不會產(chǎn)生銹蝕，鹽霧測試可達到1000小時以上。8）固定支架安裝在屋面預制混凝土基礎上，位置應準確，充分考慮整體美觀協(xié)調(diào)， 并預留足夠的檢修通道。預制混凝土塊與屋面之間應設置防滑墊層，防止損傷屋頂原防 水層。10）固定支架系統(tǒng)是以工廠預制零部件在工地現(xiàn)場進行組裝的支架產(chǎn)品，支架主體 間采用標準連接件。固定支架系統(tǒng)設計傾角為 25 o考慮屋頂非水平和基礎制作中的偏 差，要求支架在垂直和水平方向上具有可在現(xiàn)場安裝時調(diào)節(jié)的裕度或設計措施，調(diào)節(jié)范 圍不大于土 5°。11）

26、固定支架及光伏組件最終安裝完成后， 光伏組件最低點距屋面不應低于350mm, 并保證屋面原有設備、管道等在陽光照射下不應在光伏組件上投射有陰影，屋面原有設 備、管道等不應占用或阻擋固定支架、光伏組件的檢修、維護空間。12）在安裝光伏匯流箱的支架間隔，固定支架后立柱間應加裝 2根匯流箱安裝橫梁， 以方便匯流箱的掛裝。橫梁的安裝高度、間距、安裝開孔尺寸、間距等參數(shù)應與匯流箱 安裝要求匹配。13）固定支架系統(tǒng)應具有可供與防雷接地系統(tǒng)連接的專用的連接端子或明顯的焊接 位置。14）光伏組件采用壓塊安裝方式安裝。地面安裝示意圖7、逆變器逆變器是光伏電站的主要設備，應當提供具有ISO導則25資質(zhì)的專業(yè)測試機

27、構出具 的符合國家標準（或IEC標準）的測試報告（有國家標準或IEC標準的應給出標準號）及 通過國內(nèi)（CQC、CGC）、國際認證（UL、TUV、CE）。并網(wǎng)逆變器的功率因數(shù)和電能質(zhì)量應滿足電網(wǎng)要求，各項性能指標滿足國網(wǎng)公司光伏電站接入電網(wǎng)技術規(guī)定、 國家電網(wǎng)公司光伏電站接入電網(wǎng)技術規(guī)定（試行） 、 IEC 62446： 2009 并網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)文件、試運行測試和檢查的基本要求、GB/T18479-2001:地面用光伏（PV）發(fā)電系統(tǒng) 概述和導則、GB/T 19939-2005:光伏系 統(tǒng)并網(wǎng)技術要求、GB/T 20046-2006:光伏（PV）系統(tǒng)電網(wǎng)接口特性、IEC/TR 60755:20

28、08保護裝置剩余電流動作的一般要求、CNCA/CTS0004-2009 400V以下低壓并網(wǎng)光伏發(fā)電專用逆變器技術要求和試驗方法要求。逆變器設備應能在工程所在地極端氣候條件下使用。逆變器額定功率應滿足用于本招標文件相應的海拔高度的要求，其內(nèi)絕緣等電氣性能滿足要求。系統(tǒng)的設計應充分考 慮電磁兼容技術，包括光電隔離、合理的接地和必須的電磁屏蔽等措施。系統(tǒng)應能在電子噪聲，射頻干擾，強電磁場等惡劣的電磁環(huán)境中安全可靠的連續(xù)運行，且不降低系統(tǒng)的性能。設備應滿足抗電磁場干擾及靜電影響的要求，在雷擊過電壓 及操作過電壓發(fā)生及一次設備出現(xiàn)短路故障時，設備不應誤動作。7.1、 逆變器的性能要求1）無隔離變壓器型

29、逆變器最大轉換效率98%,含隔離變壓器型逆變器最大轉換效率97%。2）額定功率下電流總諧波畸變率0 3%;交流輸出三相電壓的允許偏差不超過額定電壓的±10%；直流分量不超過其交流額定值的0.5%；具有電網(wǎng)過/欠壓保護、過/欠頻保護、防孤島保護、恢復并網(wǎng)保護、過流保護、極性反接保護、過載保護、短路保護、光伏陣列及逆變器本身的接地檢測及保護功能，并相應給出各保護功能動作的條件和工況（即保護動作條件、保護時間、自恢復時間等），具備低電壓穿越能力。3）使用壽命不低于25年，質(zhì)保期不低于5年。在環(huán)境溫度為-25C+50C,相對濕 度0 95%,海拔高度0 200耶情況下能正常使用。（能提供保險

30、公司保單優(yōu)先考慮）。4）無功功率可調(diào)，功率因數(shù)范圍超前0.9 至滯后0.9。5）按照CNCA/CTS0004:200湫證技術規(guī)范要求，通過國家批準認證機構的認證。逆變器輸出功率大于其額定功率的50%時，功率因數(shù)應不小于0.98，輸出有功功率在20%-50%之間時，功率因數(shù)不小于0.95。同時逆變器功率因數(shù)必須滿足浙江地區(qū)電網(wǎng)要求。6）逆變器應采用太陽光伏電池組件最大功率跟蹤技術（MPPT）。7）逆變器本體要求具有緊急停機操作開關。8）逆變器應具有通訊接口，能將相關的測量保護信號上傳至監(jiān)控系統(tǒng)，并能實現(xiàn)遠方 控制。通信、監(jiān)控系統(tǒng)的采購、安裝、調(diào)試工作均由投標方負責。9）逆變器應能通過RS485接

31、口（協(xié)議采用MODBUS-RTU ）向監(jiān)控系統(tǒng)上傳當前發(fā)電 功率、日發(fā)電量、累計發(fā)電量、設備狀態(tài)、電流、電壓、逆變器機內(nèi)溫度、頻率、故障信 息、保護動作信息等數(shù)據(jù)信號。11）逆變器參數(shù)與升壓變壓器參數(shù)要合理匹配。12）逆變器輸出電流和電壓的諧波水平應滿足現(xiàn)行國家規(guī)范和電網(wǎng)的規(guī)定。光伏系統(tǒng)的輸出應有較低的電流畸變，以確保對連接的電網(wǎng)的其他設備不造成不利影響。逆變器輸出電流總諧波畸變率不大于3%。各次諧波應限制在下表所列的百分比之內(nèi)。此范圍內(nèi)的偶次諧波應小于奇次諧波限值的25%。13） 逆變器光伏系統(tǒng)側和并網(wǎng)接口設備的防雷和接地，應符合SJ/T 11127中的規(guī)定。14）逆變器對電網(wǎng)應設置短路保護

32、，當電網(wǎng)或線路短路時，逆變器輸出的過電流應不大于額定電流的150%,并在0.1s以內(nèi)將光伏系統(tǒng)與電網(wǎng) 斷開，并需經(jīng)系統(tǒng)復位后才能 再次恢復供電。15）逆變器對電網(wǎng)應設置孤島效應保護。逆變器在檢測到孤島狀態(tài)后，在0.1s以內(nèi)將光伏系統(tǒng)與電網(wǎng)斷開，逆變器出口端子應保持零電壓，并需經(jīng)系統(tǒng)復位后才能再次恢 復供電。16）逆變器要求具有故障數(shù)據(jù)自動記錄存儲功能，存儲時間大于10年。17）逆變器要求能夠自動化運行，運行狀態(tài)可視化程度高，并且可通過遠程控制，調(diào)整逆變器輸出功率。顯示屏可清晰顯示實時各項運行數(shù)據(jù)，實時故障數(shù)據(jù)，歷史故障數(shù)據(jù)，總發(fā)電量數(shù)據(jù)，歷史發(fā)電量（按月、按年查詢），當前發(fā)電功率、日發(fā)電量、累

33、計發(fā)電量、設備狀態(tài)、電流、電壓、逆變器機內(nèi)溫度、頻率、故障信息等數(shù)據(jù)。18）逆變器的框架為垂直地面安裝的自撐式結構，框架和外殼應有足夠的強度和剛度，應能承受所安裝元件及短路所產(chǎn)生的動、熱穩(wěn)定。同時不因成套設備的安裝、運輸 等情況而影響設備的性能。逆變器柜體鍍鋅件必須光亮，無蝕斑。19）逆變器直流側設電纜進線端子，容量滿足額定電流要求。交流側設出線銅排，容量滿足額定電流要求，630kW和500kW留有不少于6根（3x185mm2/根）交流電纜的 出線端子，250kW和100kW留有不少于2根（3x185mm2/根）交流電纜的出線端子。20）逆變器本體應采取足夠的通風散熱措施，以保證在本項目安裝的

34、環(huán)境條件下逆變器柜內(nèi)各元件能始終正常工作。21）逆變器設計壽命不小于25年。其中，主要部件（如IGBTt其它功率開關元件，電感、電容，控制電路板等）在設計壽命期間不應更換，如因設計、制造、材料原因使上述主要部件在設計壽命期內(nèi)必須更換，投標方必須承擔全部費用，并賠償招標方損失。產(chǎn)品的任何偏差或改進必須說明，并附有批準機構的證明文件。22）逆變器應具備能量管理平臺功能，實現(xiàn)遠方控制逆變器輸出功率的調(diào)節(jié) 。23）逆變器自用電取電方式為無擾動自動切換取電方式，主供電源為廠用外來電供電，當外來電源失電后應無擾動自動切換為升壓箱變低壓側取電。24）逆變器監(jiān)控系統(tǒng)與發(fā)電系統(tǒng)必須充分保護逆變器的機械和電氣裝置

35、，以防發(fā)生故障或崩潰。作為監(jiān)控系統(tǒng) 一部分的監(jiān)測系統(tǒng)機上顯示屏至少應顯示下列內(nèi)容：a）逆變器的狀態(tài)b）逆變器的月、年和累計的、以小時為單位的運行時間值c）電網(wǎng)正常運行的小時數(shù)d）逆變器正常運行的小時數(shù)e）發(fā)電小時數(shù)f）故障小時數(shù)g）發(fā)電量（kWh）（月、年和累計的）h）所有相頻率、電壓和電流i ）有功功率（kW）j）無功功率（kvar）k）功率因素cos小（包括實時數(shù)據(jù)以及功率因數(shù)曲線，以月統(tǒng)計值儲存）l ） 所有故障（狀態(tài)信息、故障發(fā)生次數(shù)、總的持續(xù)時間和發(fā)生日期、月和累計時間；內(nèi)存容量需能儲存超過12個月的資料）m）內(nèi)部溫度25）電擊防護：逆變器的電氣系統(tǒng)應便于運行、試驗、檢查、維護。電氣

36、系統(tǒng)的設計應當保證人員的安全，并防止其他動物可能由于直接或間接接觸系統(tǒng)的帶電部件所帶來的危險。所有帶電部件應當有絕緣材料遮蔽，或用合適的屏蔽方式隔離。間接接觸電氣系統(tǒng)的導電部件應具有防止漏電的保護措施。26）與電網(wǎng)相連的接口：逆變器交流輸出端應設置斷路器，它應能同時切斷所有電源回路。帶電部位應采取安全封閉措施。斷路器的額定參數(shù)應當符合逆變器聯(lián)接點和電網(wǎng)的最大短路容量。27）逆變器外殼應同時能防雨雪、防寒、防沙塵、防陽光照射。門和蓋板應配有專用的鎖具，以保證在關閉位置上能安全地閉合，滿足 IEC或同類標準要求。所有外殼應 當?shù)玫胶侠淼姆雷o，布置的位置盡可能減少其暴露在雨水中的可能。在外殼的門為維

37、護或操作而開啟時，要注意防止雨水的濺入。28）逆變器電氣系統(tǒng)部件間的布線特性須符合IEC227， 245， 287或相當標準，具體位置和導線需考慮在安裝和運行期間承受的應力。導線布置應避免在不同額定電壓情況下因?qū)Ь€間的接觸產(chǎn)生的過電壓。所有的電纜終端都要接在帶有環(huán)的端頭或安裝到接線板。電纜終端均須有識別標簽或彩碼。逆變器的彩碼對所有逆變器必須統(tǒng)一。所有的電氣連接均要符合IEC標準。29）逆變器應設有防止雷擊過電壓、電網(wǎng)過電壓的保護裝置。保護裝置應保證逆變器能夠承受雷擊，保障逆變器在運行期間處于安全狀態(tài)。逆變器的過電壓保護裝置應符合IEC標準的要求。30）逆變器應具有如下可靠性設計要求中的至少一

38、項：a）利用控制系統(tǒng)檢測可能發(fā)生故障的方式，如檢測到故障，系統(tǒng)應能自動安全停機。b）元件分析后表明要求的檢測間隔時間足以在發(fā)生故障前發(fā)現(xiàn)并解決問題。c）系統(tǒng)設計采取元件冗余措施，要求在故障后能維持系統(tǒng)持續(xù)安全運行至故障被監(jiān)測設備檢測到或在正常的檢查中被發(fā)現(xiàn)。萬一這些元件或組件故障，逆變器系統(tǒng)應維持在一個非危險狀態(tài)。31）每臺逆變器都應有永久性銘牌標志，至少標示以下內(nèi)容：a）型號b）功率因數(shù)和額定功率c）額定頻率d）相數(shù)e）輸出電壓f）制造廠g）制造日期7.2、 箱體的一般要求1）、柜體逆變器房采用集裝箱的方式將并網(wǎng)逆變器、直流配電柜和數(shù)據(jù)采集通訊單元進行集成設計。光伏并網(wǎng)逆變器柜體及直流柜應是

39、外表美觀的 2mm厚冷軋板鋼殼體，盤面應平 整。應至少涂兩層底漆，面漆用亞光漆。殼體應有一定的剛度和強度，盤柜的正面應開有門。每扇門應裝有帶鑰匙的安全鎖。殼體內(nèi)應有內(nèi)安裝板以便安裝電氣設備。電氣盤防護等級應不低于IP21 。2）、接地光伏并網(wǎng)逆變器柜體的框架和所有設備的其它不載流金屬部件都應和接地母線可 靠連接，柜體的接地端子應以截面不小于 2.5mm2的多股銅線和接地母線直連。逆變器 房的殼體，也應可靠接地。3）、光伏并網(wǎng)逆變器柜體內(nèi)設備 內(nèi)部裝置的布置應充分考慮安裝、調(diào)試、維護、 更換及運行的要求，接插件和斷路器應動作可靠、接觸良好、不松動。光伏并網(wǎng)逆變器柜體內(nèi)應自帶散熱風機，且散熱風機出

40、風口直接排出逆變器集裝箱箱體外。4）、箱殼 箱殼應采用防腐整體鋼結構，各鋼構件間應可靠電氣連接。殼體頂板應 選用厚度不小于2mm的鋼板。防護等級為IP54。箱體內(nèi)應考慮通風，及低溫凝露（自動 投切）。另外為方便運行和維修，箱內(nèi)應裝有二盞照明燈（須滿足內(nèi)部照明要求）和一 個插座。照明燈采用就地控制方式，插座應為 5A、多聯(lián)（兩極和三極至少各2個）。逆 變器控制回路，箱體通風風機、電加熱裝置、照明燈和插座等的工作電源均采用自供電， 交流配電箱為380/220V電源。箱體外面標志完整清晰，前后兩側均應打印上招標方”標識（logo）,詳細要求合同中規(guī)定。5）、所有電氣設備的保護外殼均不能采用泡沫板。6

41、）、光伏并網(wǎng)逆變器是光伏發(fā)電系統(tǒng)中的核心設備，必須采用高品質(zhì)性能良好的 成熟產(chǎn)品。逆變器將光伏方陣產(chǎn)生的直流電（DC）逆變?yōu)槿嗾医涣麟姡ˋC）,并 饋送給50Hz交流電網(wǎng)，輸出符合電網(wǎng)要求的電能。逆變器應該滿足以下要求：并網(wǎng)逆變器的功率因數(shù)和電能質(zhì)量應滿足國家電網(wǎng)要求。具有寬電壓范圍的MPPT光伏組件最大功率追蹤功能；具有全自動運行功能，無需人工干預，伴隨太陽升起，系統(tǒng)自動將太陽能光伏組件 所發(fā)電能接入電網(wǎng)，傍晚日落或者陰雨天，太陽能光伏組件發(fā)電不滿足逆變器輸入時， 逆變器自動進入待機狀態(tài)，并時刻監(jiān)測市電狀況；逆變器必須具備低電壓穿越功能，并 具有國網(wǎng)電科院出具的檢驗報告，并具有主動式防孤

42、島保護檢測功能。并網(wǎng)逆變器交流各相、直流正負導線應有不同色標。選用質(zhì)量可靠的輸入輸出端子或銅排，并應充分 考慮電纜的安裝與固定。柜內(nèi)元件位置編號、元件編號與圖紙一致，并且所有可操作部 件均應用中文標明功能。柜體結構安全、可靠；易損件的設計與安裝應便于維護及拆裝。 各元件板應有防塵裝置，柜體設計應考慮通風、散熱，并配備專用強排風道。逆變器應 具有如下保護：項目名稱保護方式跳脫時間恢復時間直流過壓保護自動脫開電網(wǎng)，逆變器進入停止模式并報錯0.2秒5分鐘電網(wǎng)過壓（線電壓310V ,可設置）自動脫開電網(wǎng)，逆變器進入停止模式并報錯0.2秒5分鐘電網(wǎng)欠壓（線電壓210V ,可設置）自動脫開電網(wǎng)，逆變器進入

43、停止模式并報錯0.2秒5分鐘電網(wǎng)過頻率（51.5Hz ,可設置）自動脫開電網(wǎng)，逆變器進入停止模式并報錯0.2秒5分鐘電網(wǎng)欠頻率（47Hz , 可設置）自動脫開電網(wǎng)，逆變器進入停止模式并報錯0.2秒5分鐘具有低電壓穿越功能按Q/GDW 617-2011標準要求電網(wǎng)短路保護（1.5倍額定電流）自動脫開電網(wǎng)，逆變器進入停止模式并報錯0.2秒5分鐘過流保護自動限制輸出功率不跳脫無接地故障保護自動脫開電網(wǎng)，逆變器進入停止模式并報錯0.2秒5分鐘過熱保護自動脫開電網(wǎng)，逆變器進入停止模式并報錯0.2秒5分鐘正、負極性反接保護逆變器不，作，恢復極性正接后正常無無具有輸出正弦波電流，諧波含量低，電能質(zhì)量高等特點

44、；具有防雷、防浪涌等保護裝置及系統(tǒng)接地裝置；逆變器要求能夠自動化運行，運行狀態(tài)可視化程度高。顯示屏可清晰顯示實時各項運行數(shù)據(jù)，實時故障數(shù)據(jù)，歷史故障數(shù)據(jù)，總發(fā)電量數(shù)據(jù)，歷史 發(fā)電量（按月、按年查詢）數(shù)據(jù)。逆變器具有電流、電壓、頻率、功率等運行數(shù)據(jù)及狀態(tài)顯示功能； 逆變器要求具有故障數(shù)據(jù)自動記錄存儲功能，并網(wǎng)逆變器能記錄最近 的10陳故障信息。具有串行通信功能，逆變器至少提供包括 RS485遠程通訊接口，提供開放的通訊 協(xié)議。其中RS485需要遵循Modbus通訊協(xié)議。 電氣絕緣性能：直流輸入對地： 2000V （AC） , 1分鐘 直流與交流之間：2000V （AC） , 1分鐘 平均無故障時

45、間： 10 年使用壽命：2成安全可靠運行7）、逆變器選用技術先進且成熟的功率器件。8）、逆變器本身要求具有直流輸入手動分斷開關，交流電網(wǎng)手動分斷開關，緊急 停機操作開關。9）、并網(wǎng)電流諧波以確逆變器在運行時不應造成電網(wǎng)電壓波形過度畸變和注入電網(wǎng)過度的諧波電流, 保對連接到電網(wǎng)的其他設備不造成不利影響10）、工作頻率逆變器并網(wǎng)時應與電網(wǎng)同步運行。且滿足下列要求:頻率范圍要求低于48Hz根據(jù)光伏電站逆變器允許運行的最低頻率或電網(wǎng)耍求而定48Hz-49.5Hz每次低于49.5Hz時要求至少能運行10分鐘49.5Hz-50.2Hz連續(xù)運行50.2Hz-50.5Hz每次頻率圖于50.2Hz時，光伏電站應

46、具備能夠連續(xù)運彳T2分鐘的能力，但同時具備 0.2秒內(nèi)停止向電網(wǎng)線 路送電的能力，實際運行時間由電網(wǎng)調(diào)度機構決定； 此時不允許處于停運狀態(tài)的光伏電站并網(wǎng)。高于50.5Hz在0.2秒內(nèi)停止向電網(wǎng)線路送電，且不允許處于停運狀態(tài)的光伏電站并網(wǎng)。五.產(chǎn)品質(zhì)量承諾性能保證投標方提供的光伏發(fā)電系統(tǒng)應能滿足招標方提出的性能及質(zhì)量要求，當由第三方所做的性能試驗證明投標方不能達到以下技術指標，招標方將對投標方進行考核。如果整 個工藝過程不能滿足所承諾的技術指標，則投標方負責修理、替換或者處理所有的物料、 設備或其它，直至滿足所承諾的技術指標，這部分費用由投標方負責(包括修理、替換 或者處理、拆卸和安裝所需要的人

47、員費用)，在完成修理、替換或者其它處理后，整個 工藝過程應按合同重新進行試驗，費用由投標方負責，在此之前的某些試驗階段，一些 承諾的指標已經(jīng)成功地被滿足，如果由于修理、替換或者其它處理措施對已滿足了的指 標產(chǎn)生可能的不利影響，則整個工藝系統(tǒng)還需要按所有要求重新試驗，費用由投標方負 責。因投標方技術工藝、性能指標達不到要求造成招標方損失的，由投標方負責賠償。 投標方應確保下列技術指標，并由第三方所做的性能試驗證明投標方達到以下技術指 標：(1)正常工作條件：設備應在下述條件下連續(xù)工作滿足其所有性能指標。環(huán)境溫度：20C- + 50C；相對濕度： 95% (25C)；海拔高度： 2000m最大風速

48、：40m/s。(2)全站太陽能電池組件裝機總容量至少為 3.09MWp(3)質(zhì)保承諾：光伏電站整體質(zhì)保不低于 10年;(4)技術承諾：光伏電站整體效率不低于 n2= 80 % :(5)技術承諾：光伏電站首年發(fā)電量不低于1075 kWh/kW25年平均年發(fā)電量不低于952 kWh/kW(6)多晶硅光伏組件光電轉化效率 154 %;(7)光伏組件峰瓦功差滿足& ±3 W：(8)光伏組件前2年輸出功率衰減率0 2%;(9)光伏組件故障率0 0.01 % ;(10)不帶隔離變壓器的逆變器效率：最大效率：98 %:歐洲效率： 97.5 % :帶隔離變壓器的逆變器效率：最大效率：97 %

49、;歐洲效率： 96 %。質(zhì)保期組件功率質(zhì)保期10年投標承諾（ 1）供貨不限于招標方提供的供貨范圍清單里的內(nèi)容，投標方最終供貨的設備材料數(shù)量、規(guī)格型號、材質(zhì)、參數(shù)以滿足項目性能要求、技術協(xié)議要求、現(xiàn)場施工要求、系統(tǒng)正常運行為準，如有增加，也屬于投標方的供貨范圍，招標方不再另行支付費用。設備材料的規(guī)格型號、材質(zhì)非經(jīng)招標方同意不得變更，即使經(jīng)招標方同意的變更，若與投標時提供的標準相比降低，則招標方相應扣減由此造成的價格差額。（ 2）確保系統(tǒng)發(fā)揮最佳效益并達到性能保證的技術承諾。六.工程項目清單廳P名稱規(guī)格型號及材質(zhì)單位數(shù)量一光伏部分1光伏組件多晶硅組件，峰值功率為260Wp塊123722光伏支架鋁合

50、金、熱鍍鋅鋼KW30933MC插頭對2014二電氣設備1匯流箱16進1出正極防反含橫擔一付128進1出正極防反含橫擔一付22逆變器500kW； 250kWx2箱式逆變器（含直流柜）2250kWf式逆變器（含直流柜）1250KW逆變器（含直流柜）1310kV固定柜10KVB線柜310KVS線柜310KV+量柜310KVPT1310KV占用變柜30.4KV GGD巨34箱式升壓及1250kVA干式雙分裂1500kVA干式雙繞組1250kVA干式雙繞組15電纜及橋架GF-WDZBEER-1x4米16850GF-WDZEE-2x25米250GF-WDZEE-2x35米190YJV-0.6/1kV-3x

51、95米150YJV-0.6/1kV-3x120米460YJV-0.6/1kV-3x185米1300YJV-8.7/10kV-3x50米100YJV-8.7/10kV-3x70米230YJV-8.7/10kV-3x120米430YJV-8.7/10kV-3x95370電纜橋架200x100米920電纜橋架400x100米730SC20米1200SC50米900SC100米500三電氣二次設備1繼電保護系統(tǒng)0210kV線路保護 測控裝置微機型套33消諧裝置微機型套34安全自動裝置 及電能質(zhì)量監(jiān) 測裝置柜含低周低壓解列、高周高壓解列功能裝置1 套；電能質(zhì)量監(jiān)測裝置1套面35計算機監(jiān)控系 統(tǒng)06計算機

52、監(jiān)控主 機（安裝于通 訊柜）套37交換機（安裝 于通訊柜）套38激光打印機A4激光臺19系統(tǒng)軟件含操作系統(tǒng)、編譯系統(tǒng)、診斷系統(tǒng)、工具 軟件等套310支持軟件及應 用軟件含數(shù)據(jù)庫系統(tǒng)、應用軟件等套311通訊管理機 （安裝于中控 室通訊柜）臺312ups!源2KVA/1H含蓄電池套313通訊柜2260mm*800mm*600mm * 寬*深），含附件面314UPS巨2260mm*800mm*600mm * 寬*深），含附件面315調(diào)度自動化016電能表柜表計二只，電能量終端服務器1套。面317遠動服務器具備數(shù)據(jù)通信處理能力，支持調(diào)度通訊規(guī) 約,具備 RS485/RS2321訊 口臺318二次安全防護 設備套319GPRS無線數(shù) 傳終端套320調(diào)度通信柜2260mm*800mm*600mm * 寬*深），含附件面321關口電能表（安裝于產(chǎn)權 分界點）222直流系統(tǒng)