YHD（南京）科技有限公司1035.32kW
分布式光伏发电项目
EPC总承包合同
发包人：南京HYH新能源科技有限公司
承包人：上海XX太阳能科技有限公司
合同签订地：上海
2017年 02 月 20 日
第一部分：合同协议书
鉴于发包人拟建设南京YHD1035.32kW分布式光伏项目，并依据《中华人民共和国合同法》及有关规定，委托承包人承担上述项目的EPC总承包工作。经发包人和承包人充分协商一致，特签订合同，以便双方遵照执行。
1、工程概述
1.1 工程名称：南京YHD1035.32kW分布式光伏项目。（以下简称“本工程”）
1.2 工程地点：南京市XX经济开发区将军大道XX号
1.3 工程范围：项目的设计,施工、工程管理、设备材料采购、运输、卸货、保管、搬运、安装、土建、建筑施工、机电安装及调试、竣工、验收、缺陷修复等直至质量保证期满，完成全部工程和所有工作。包括但不限于设计、采购、施工、安装、并网发电等均由承包人负责，直到项目满发并网发电。具体以本合同附件一《工程承包范围》为准。
2、合同由下列文件构成：
(1) 合同协议书；
(2) 合同条款；
(3) 技术方案及要求；
(4) 其他有关文件及附件。
3、EPC总承包合同单价
本合同固定单价为人民币【6.0】元/瓦，总价按照项目实际并网发电的装机容量计算。
4、项目装机容量
项目拟装机容量为【 1035.32kW 】，实际装机容量以通过竣工验收且并网发电的装机容量为准。承包人在项目并网验收完毕后给予项目决算书以确认项目实际装机容量。
5、安全目标
杜绝人身死亡事故；杜绝重大机械设备事故；杜绝重大火灾事故；杜绝主要设备的损坏事故；杜绝负主要责任的重大交通事故；杜绝重大环境污染事故；杜绝重大垮（坍）塌事故；避免和严格控制一般安全事故。
6、质量目标
本工程质量标准全面达到国家和电力行业合格标准以及双方约定的技术、质量要求，且本工程100%合格通过验收。
7、工期目标
开工日期：以发包人签发的开工通知所载明的开工日期为准。
工期：承包人应自开工日期之日起的【 120 】天内完成本项目的全部EPC总承包工作，且应确保项目在上述期限内实现满发并网发电。
8、承包人承诺
承包人向发包人保证按合同的约定，进行项目设计、采购、土建、机电安装施工、调试及检测直至竣工投产完成本工程，使本工程按合同约定验收及并网发电，并在质量保修期内负责修复所有工程存在的故障和缺陷。
承包人必须在施工前和设备采购前向发包人提交施工图和设备采购的技术协议，以便发包人进行审核，经发包人审核同意后才能施工和采购设备。
承包人在施工过程中应接受发包人质监人员的质量抽查，承包人应当予以无条件配合。
9、发包人承诺
发包人按合同约定向承包人支付工程款项并履行其他合同义务。
10、合同生效
合同自双方法定代表人或其授权代表人签字并加盖单位公章或合同专用章即行生效。
11、合同份数：
合同正本肆份，副本陆份。发包人执合同正本叁份，副本叁份；承包人执合同正本壹份，副本叁份，具有同等法律效力。
(本页为南京YHD1035.32kW分布式光伏项目EPC总承包合同签字页，无正文)
发包人(公章): 承包人(公章):
法定代表人或授权代表人: 法定代表人或授权代表：
地址: 地址:
开户银行: 开户银行:
帐号: 帐号:
联系人： 联系人：
电话: 电话:
传真: 传真:
第二部分合同条款
按照《中华人民共和国合同法》和《中华人民共和国建筑法》及相关法律法规的规定，结合本工程具体情况，双方达成如下条款，以资双方共同遵照执行。
第一条词语定义
下列词语除双方另有约定外，应具有本条所赋予的定义：
1.1“合同”系南京YHD1035.32kW分布式光伏项目EPC总承包合同，包括合同协议书、合同条款及附件、承包人投标文件及报价、双方同意并签署的技术资料、图纸、变更、补充协议、双方签署的会议纪要、履约保函等文件以及可能明确列入合同中的此类进一步的补充文件。
1.2“发包人要求”系指发包人在合同协议书、合同条款及合同附件中列明的工程目标、范围、和(或)其他技术标准，以及按合同对上述各项文件所作的补充和修改。
1.3“发包人”系指南京HYH新能源科技有限公司及其财产所有权的合法继承人或合法受让人。
1.4“承包人”系指【上海太阳能科技有限公司】及其财产所有权的合法继承人或合法受让人。
1.5“监理工程师”（如有）系指发包人为实现合同目的委托的或指定的承担合同工程监理工作的单位或个人。
1.6“争议裁决机构”系指在合同中双方均同意的仲裁机构或。
1.7“天”系指一个公历日，“年”系指365天。
1.8“满发并网发电”系指本工程完工且全部设计装机容量均实现并网发电。
1.9“竣工验收”系指按照国家有关规定，由发包人组织的对本项目工程建设质量和工程投资执行情况进行全面检查和总体评价的验收。验收合格的，发包方签署“工程竣工验收合格证书”。验收不合格的，承包人应当严格按照合同约定的发包人要求在发包人规定的合理时间内对不合格项目进行整改，待整改完成后，由承包人报请发包人重新组织竣工验收。
1.10“合同价格”系指在合同协议书中规定的价格，是发包人用于支付给承包人承担全部设计、工程管理、本工程全部设备材料采购、运输、卸货、保管、搬运、安装、土建、建筑施工、机电安装及调试、竣工、验收、缺陷修复、并网手续办理等直至质量保证期满，完成全部工程和所有工作的费用总和，除本合同另有约定外，合同价格不予变更。
1.11“质保金”系指发包人根据本合同规定，为保证在质量保修期内保修工作的正常进行而保留的款项。质量保证期内如承包人未履行质保责任，发包人有权委托第三方对工程存在的质量缺陷进行维修，由此产生的费用及发包人所遭受的损失发包人有权从质保金中扣除，质保金不足以补偿发包人的，发包人有权向承包人索赔。
1.12“发包人项目经理”系指发包人在合同中明确指明的项目管理人员，或发包人以其他方式任命的项目管理人员。
1.13“分包商”系指为完成部分工程，经发包人同意的部分工程的分包商。
1.14“屋顶业主”系指发包人项目所使用屋顶的建筑物业主，即YHD（南京）科技有限公司。
1.15“发包人设备”系指按照本合同约定由发包人负责采购、供应的设备材料。
第二条付款方式和条件
2.1 付款方式：电汇或银行承兑汇票
2.2 合同固定单价为人民币【 6.0 】元/瓦。本合同为固定单价合同，承包人在签订本合同前对本合同项下工程的全部技术说明、合同条件、本合同项下工程所在周围环境、交通道路等情况均已详细研究并已充分预估并了解工程所需费用，双方协商确认的单价已按合同条款中的承包范围、质量标准、工期等要求充分考虑了人工费、材料费、设备费、运输费、机械费、措施费、管理费、利润、税费及办理工程竣工验收所发生的费用等一切费用在内，除本合同另有约定及接入电压等级有变化外，本合同单价不予变更。
本合同总价暂计为人民币【 陆佰贰拾壹万壹仟玖佰贰拾 】元，实际总价按照本项目工程通过竣工验收且满发并网发电的实际装机容量计算。
2.3 合同款项的支付节点如下：
2.3.1本合同签署生效后进场施工前五个工作日内，发包人向承包人支付本合同价款总额10 %的款项作为工程预付款，合计621,192 元（大写：陆拾贰万壹仟壹佰玖拾贰元）。承包人收到发包人工程预付款后十个工作日内向发包人开具等额银行保函，该银行保函在工程组件安装完毕后退回。
2.3.2承包人完成本项目EPC总承包的全部工作，项目满发并网发电取得电力部门验收及发包人竣工验收合格之日起的，60个工作日内，发包人向承包人支付合同价款总额80%的款项，合计4,969,536 元整（大写：肆佰玖拾陆万玖仟伍佰叁拾陆元）。
2.3.3质保金：本合同总价的10%，合计 621,192 元（大写：陆拾贰万壹仟壹佰玖拾贰元）。工程满发并网发电竣工验收合格之日起满1年后五日内，发包人向承包人支付，且经发包人确认工程没有任何质量问题后的30日内支付。
2.3.4结算依据：承包人在付款前向发包人开具专用。
第三条开工及延期开工
3.1开工：承包人应当按照发包人开工通知所载明的时间进场施工。
3.2工期：承包人应自开工日期之日起的【 120 】天内完成本项目的全部EPC总承包工作，且应确保项目在上述期限内实现满发并网发电。
3.3工期延误
在组织施工过程中，如遇到下列情况，双方应及时进行协商，相应顺延工期：
3.3.1 因不可抗力事件或其他非承包人责任造成的爆炸、火灾等事件，承包人应立即通知发包人，并采取措施尽力减少损失。不可抗力事件结束后的48小时内，双方就损失情况和工期延期进行协商，形成书面协议；
3.3.2 因发包人提出变更计划或要求变更设计导致工期出现延误的；
3.3.3 按施工准备规定，发包人未提供施工现场水、电源、道路接通条件，障碍物未能清除，影响进场施工的；
3.3.4 发包人未按约定提供所需书面形式的指令、确认单、批准手续等，经承包人书面催告后十五日后仍未提供相关书面指令、确认单、批准手续等，致使施工不能正常进行。
3.3.5 发包人未按约定提供具备施工条件的屋顶，致使施工不能正常进行。
3.3.5其他因发包人原因或非因承包人原因导致的施工不能正常进行。
非上述原因，工程不能按合同工期竣工，承包人应按协议条款约定承担违约责任。
第四条设备材料供应
4.1承包人采购设备材料
4.1.1由承包人负责采购本合同约定的全部本项目工程并网发电所需的全部设备材料（包括但不限于组件、逆变器、支架、电缆、配电设备等）。
4.1.2本项目工程的主要材料及设备为组件、支架、开关柜、汇流箱、二次设备、SVG、电缆头、电缆、集中式逆变器/组串式逆变器、箱变、主变、消弧线圈及小电阻。
4.1.3除本合同第4.1.2款所约定的主要设备的采购外，其他本项目工程所需要的设备材料，承包人应严格按照国家及行业标准采购，发包人有权对该等材料设备的采购进行随机抽检，抽检不合格的，发包人有权要求承包人予以更换，由此产生的费用全部由承包人自行承担，若因此造成本项目工程工期延误的，承包人应当按照本合同的有关规定承担工期延误的违约责任。
4.1.4承包人供应的材料设备由承包人负责采购、运输、装卸货、场内二次搬运、储存、保管等。
4.1.5承包人采购的材料设备在使用前，承包人应进行检验，不合格的不得使用。发包人有权要求对承包人采购的设备材料进行抽检，抽检不合格的，有权禁止承包人使用该等设备材料。
4.1.6 承包人采购的关键物资和设备（支架、箱变、主变、开关柜等），承包人在设备生产前应书面通知发包人，发包人在接到通知后1个工作日内书面回复是否到设备厂家见证出厂试验，发包人未做回复的，承包人可自行见证。但不免除发包人对设备质量的保证责任。
4.1.6发包人发现承包人采购并使用不符合设计或质量标准要求的材料设备时，有权要求承包人负责修复、拆除或重新采购，由此发生的费用由承包人承担，延误的工期不予顺延。
4.1.7承包人应当按照发包人要求向发包人提供承包人采购的主要设备材料的质量检验合格证书和质量保证书，否则，发包人有权拒绝向承包人支付本合同项下的相应合同款项。
4.1.8承包人负责采购的设备材料自运抵项目现场，且承包人完成卸货并经发包人对数量、外观、质量进行确认后，所有权归发包人所有，承包人需确保发包人享有排他的、不受干扰的、没有瑕疵的所有权。
4.1.9 承包人负责采购的物资和设备，如发生质量问题，导致发包人损失，包含且不限于发电量损失、电力管理部门的考核罚款、处理问题产生的人力成本、鉴定费用等等，均由承包人承担。
4.1.10 承包人负责采购的物资和设备，竣工验收前因不可抗力情形（如自然灾害）导致损坏时，承包人应负责协调设备厂家进行评估和处理。
4.2发包人设备
本合同项下发包人不提供相关设备。
4.3监造
发包人有权要求对承包人采购的设备材料进行监造，承包人应当提供积极配合。
第五条设计
本工程的设计工作及费用由承包人全部负责，并已经包含在合同总价中。
5.1设计内容
5.1.1初步设计（函概算编制）。
5.1.2施工图设计（包括光伏发电本体与电站内集电线路）。
5.1.3竣工图编制
5.1.4具体设计内容以附件一《工程范围》中关于设计的要求为准。
5.2设计质量要求
5.2.1在保证电站项目安全可靠运行的前提下，突出体现经济性、合理性和先进性。要以经济效益为中心，采用成熟先进的设计思路、设计手段和设计方案，提高电站的综合水平，降低消耗和运行管理成本。
5.2.2系统效率保证：光伏电站系统的彩钢瓦整体效率要满足大于等于78%，混凝土屋面80%。
5.2.3承包人应具备在项目现场开展项目设计的相关资质，并自行解决和设计资质及项目地设计主管单位备案相关的事宜，如有需要，发包人应予配合。
5.3设计文件的审查和确认
5.3.1承包人按国家及行业有关规定，呈交符合各设计阶段内容、深度和要求的图纸文件供审查之用，发包人负责审查的安排，承包人应积极予以配合。
5.3.2承包人交付设计文件后，参加由发包人组织的有关审查。根据审查结论进行必要的修改补充，若审定的设计原则有重大变更而重做或修改设计时，双方应协商确定相关事宜。
5.3.3发包人组织并对施工用设计图纸进行确认或施工图会审工作，承包人需提供必要的配合。
5.4设计文件份数
承包人应向发包人提供：施工图设计八份，鸟瞰图一份，竣工图八份。同时，承包人需向发包人提供上述文件的CAD电子版一份。
5.5设计工期
5.5.1除竣工图外，承包人应当按照本项目工程的设计工期需要或者发包人的具体时间要求向发包人提交设计文件。
5.5.2承包人应当在本项目工程完工、满发并网发电后的十五个工作日内向发包人提供竣工图纸，否则，发包人有权拒绝开展竣工验收工作。
5.6设计错误
如果在承包人设计文件中发现有错误、遗漏、含糊、不一致、不适当或其他缺陷，承包人应自费对这些设计缺陷和其带来的工程问题进行改正。
如因设计问题造成发包方直接或间接损失的，均由承包方承担。
5.7设计变更
一切设计变更、材料更换、技术问题联系单均采用书面形式，且经双方签字盖章方为有效。
第六条承包人的一般义务
除本合同其它条款约定以外，承包人的一般义务如下：
6.1承包人应按照合同设计、实施和完成工程，并修补合同规定的工程中由承包人造成的任何缺陷。完成后，合同中规定的由承包人负责的工程应能满足合同规定的工程预期目的。承包人应提供合同规定的由承包人负责的生产设备和承包人文件，以及设计、施工、完工和修补缺陷所需的所有临时性或永久性的承包人人员、货物、消耗品及其他物品和服务。
6.2承包人应完成合同约定的发包人要求的工作，以及（合同虽为提及但）为工程的稳定、或完成、或安全和有效运行所必需的工作。
6.3承包人应对所有合同范围内的（除合同明确由发包人完成的工作外）现场作业、所有施工方法和全部工程的完备性、稳定性和安全性承担责任。
6.4承包人应当严格进行现场的施工管理。
6.5承包人应支付，并应要求其分包商支付有关部门依法对承包人或其分包商及其劳工或雇员在履行本合同时所征收的所有税款及其他收费。
6.6承包人应负责与其他系统的接口工作，并服从发包人或监理（如有）现场协调、安排。
6.7承包人应保证系统240小时试运期间不因承包人的责任造成停运，应保证系统240小时试运结束后在12个月的质保期内不因承包人的责任造成停运。
6.8承包人负责承担对相关专业参建单位的工程资料管理审查移交与接受工程质量监检的专业对口实施统一管理，对具体的管理费用与责任落实，按照规范规定由发包人项目经理负责协调完成。
6.9现场电气、热控、试验项目按最新标准规范执行，不漏项，费用已包含在合同价中。电气仪表、检测装置、保护装置（如互感器、变送器、指示仪表、热电偶、热电阻、压力开关等）的送检校验、单体试验出具有技术监督部门认证资质的合格证，费用已含在合同总价中，不另行计价。
6.10承包人承诺执行发包人和监理部门（如有）关于工程施工的有关指令，但如因上述指令在本合同内容约定之外导致的工程费用增加或工期延误由发包人承担。
6.11负责设备制造缺陷的现场处理并承担费用。
6.12承包人在施工过程中应遵守的各项法令和规章，特别是交通、卫生、安全、消防及环境保护等方面的法令和规章。遵守双方或多方约定的现场管理规定。承包人应承担因自身原因造成的损失和罚款。
6.13在开工前5个工作日内完成承包人驻地界区以内的用水、用电、道路和临时设施的建设，承担相应的费用，发包人应积极予以配合。
6.14在开工前10个工作日，完成施工图纸编制，并且提交发包人审核。在开工前10个工作日内，编制施工组织设计（施工方案）报发包人审批，做好各项施工准备工作。
6.15工程开工前10工作日内提出书面开工报告。向发包人提交施工平面布置图、施工进度计划；按发包人要求向发包人提交本月施工进度报表及下月施工作业计划；隐蔽工程或中间验收前12小时内以书面形式通知工程师验收；达到竣工条件5个工作日内向发包人提交竣工验收报告；工程事故发生后2小时内向发包人通报，并在24小时内提交书面报告。
6.16对已完工的工程在交工前负责保管，并清理好场地。
6.17在施工过程中如发生较大工程质量事故，应及时报告工程师和安全管理部门，经工程师、安全管理部门共同研究，明确责任，确定处理方案后方可实施。
6.18做好施工场地地下管线和邻近建筑物、构筑物等的保护工作，并承担相应的费用。若因承包人施工原因导致发包人项目所在建筑物屋顶出现毁损的，由承包人负责进行维修，并承担相关的费用；
6.19承包人应具备本项目工程所需的承包资质要求（机电安装叁级资质）,发包人书面同意的分包方应具有相应分包业务资质。如承包人及分包方不具备相应的资质，发包人有权立即解除合同，并要求承包人支付合同总额30%的违约金。给发包人造成损失的，承包人应负责全部赔偿。承包人不得将整个工程分包或转包/转让给任何第三方，在未取得发包人书面同意的情况下，承包人不得将任何一部分工程转包/转让给任何第三方。施工部分的分包商应当具备相应工程所需的电力工程施工资质证书。承包人应负责支付给每一分包商应由承包人支付的合同款项。
6.21承包人应及时向其分包商、雇员支付合同款项或者工资，如承包人恶意拖欠向其分包商、雇员支付合同款项或者工资导致分包商、承包人雇员等干扰发包人项目的正常施工、发包人及其关联企业的正常生产经营的，每发生一次，发包人有权按照合同总价1%的标准计扣违约金，且承包人应在上述现象发生后的三天内予以妥善处理，如承包人未能在上述时间期限内妥善处理的，发包人有权向承包人的分包商、雇员直接支付合同款项或者工资，且相关款项从本合同尚未支付的合同款项中予以扣除，且不免除承包人的违约责任。如因发包人未按约向承包人支付合同款项而导致承包人拖欠分包商、雇员款项的，发包人不得要求承包人对其承担本条款下违约责任。
第七条施工、竣工验收、结算与保修项基本原则
7.1 在施工过程中，发包人在不妨碍承包人正常作业的基础上，可以随时对作业进度、质量、安全进行检查。发包人有权对工程不符合质量要求、承包人违反施工程序、施工操作工艺的施工，或材料不合格的，责令承包人返工，返工费用由承包人承担，承包人在接到发包人或监理发出的质量问题通知单后，有异议的应及时与发包人或监理人沟通，无异议的按时整改完毕，工期不因此顺延。
7.2承包人应按合同约定完成对设备的安装与调试，达到合同约定的要求和标准，并保证设备正常运行。发包人在安装与调试过程中应提供必要的协助和配合。在安装调试期间，如果承包人提供的设备、材料有缺陷或由于承包人技术人员的错误或承包人提供的技术资料、图纸、说明书的错误造成发包人设备、材料损坏，承包人应采取必要的补救措施，并赔偿发包人的损失。安装工作完全符合合同约定的要求和标准，并且单机试车成功，双方代表可在2个工作日内现场签署安装竣工书。但不免除承包人在安装调试过程中和质量保证期内所应承担的责任。设备整机经联运测试完全符合合同或技术附件约定的技术指标,经双方代表签字确认后，即完成了对全部设备的调试。
7.3本合同工程完工并实现满发并网发电后，双方应共同对项目工程开展240小时（30天）试运行。承包人应提前5天将可以进行系统240小时试运行的日期通知发包人，发包人未提出异议的，承包人可按既定日期进行试运行。240小时试运行应包括规定的操作试验，以证明工程或分项工程能够在所有可利用的操作条件下安全地操作。240小时试运行，应证明工程运行可靠，符合合同要求。
如果承包人不当地延误240小时试运行，发包人可通知承包人，要求在接到通知后7天内进行240小时试运行，否则，视为承包人违约，按照工期延误处理。
如果因承包人原因导致工程未能通过240小时试运行的，承包人应对试运行期间发现的质量问题进行整改，相关整改费用全部由承包人自行承担。待承包人完成全部整改工作后，由承包人向发包人申请再次进行240小时试运行。
7.4竣工工程验收以国家颁发的施工验收规范、质量检验标准及施工图为依据，在进行竣工验收时，承包人应向发包人提供增减工程变更的有关手续和其他洽商记录。工程通过240小时试运行的，且现场存在的所有质量问题均已消缺完毕的，经发包人现场代表初验合格后，承包人按国家工程竣工验收有关规定，向发包人现场代表提供完整竣工资料及竣工验收申请报告一式三份,发包人现场代表接到申请后15个工作日内，确定验收时间并组织验收。竣工验收通过的，由发包人当场签署“工程竣工验收合格证书”，以发包人签署竣工验收申请报告之日为实际竣工日期，并在验收合格证书中载明。发包人未在收到承包人提交的竣工验收申请报告30日内响应或60日内完成竣工验收，或完成竣工验收不予签发验收合格证书的，工程未经竣工验收，发包人擅自使用的，以工程正式使用之日为实际竣工日期（工程试运行不属于擅自使用）。如因承包人原因导致竣工验收未通过的，则由承包人负责对工程存在的质量缺陷进行整改，相关费用由承包人自行承担。整改完成后，由承包人申请发包人再次组织竣工验收。
工程未经验收或验收不合格，发包人擅自使用的，应在转移占有工程后20天内向承包人颁发工程接收证书；发包人无正当理由逾期不颁发工程接收证书的，自转移占有后第20天起视为已颁发工程接收证书（工程接收证书不代表工程已经全部合格，）。对于已经验收合格的部分工程发包人可以先行使用，不合格部分由承包人整改，合格部分发包人应先行支付相应款项。
7.5工程质保期为12个月，自工程满发并网发电竣工验收之日起算。在质保期内出现任何问题时，承包人通过电话指导无法解决的均应在接到发包人通知后48小时内派人到现场处理解决（紧急情况下应立即到达现场）。如承包人在72小时内仍无人员至现场（或紧急情况下未能立即到达现场抢修的），发包人有权另行委托他人进行维修，维修发生的费用由承包人承担，并承担迟延维修期间造成发包人的直接经济损失（包括发包人光伏电站的电费收入损失、光伏补贴损失等）。质保期内发生的工程质量问题的一切维修、抢修费用均由承包人承担。
7.6因承包人施工原因造成的项目所在及周围建筑物、发包人电站内的设备和地下管线损毁的，承包人应根据发包人的要求无偿恢复其原状或进行赔偿，所产生的费用及责任由承包人负责。如因上述问题导致发包人遭受任何损失（包括发包人光伏电站的电费收入损失）或导致发包人向任何第三方（包括项目所在建筑物所有权人）进行赔偿的，发包人有权就该等赔偿向承包人索赔，如发包人索赔时尚有部分合同款项未予支付，发包人可以从尚未支付的款项中将赔偿金予以扣除。该条约定的效力不因本合同质保期的结束或者本合同的终止而终止。
7.7工程竣工验收报告经发包人认可后，承包人向发包人递交竣工结算报告及完整的结算资料，双方按照协议书约定的合同价款及专用条款约定的合同价款调整内容，进行工程竣工结算。发包人收到承包人递交的竣工结算报告及结算资料后进行核实，给予确认或者提出修改意见。发包人确认竣工结算报告通知经办银行向承包人支付工程竣工结算价款。承包人收到竣工结算价款后将竣工工程交付发包人。
第变更设计
8.1 在组织施工过程中，承包人应严格按施工规范要求及图纸施工，如遇特殊情况发包人对工程提出加快提前完成而采取特殊施工方法时，因此所增加的各项施工费用，应填写工程变更单，经发包人盖章确认后生效，竣工验收时承包人须向发包人提交工程变更单，否则发包人在竣工结算中不予考虑。
8.2 未经发包人代表和监理工程师核准，承包人不得对本工程作任何更改和(或)改变。
8.3 施工过程中如发现设计有错误或严重不合理时，承包人须自费承担设计文件变更工作，修正后的设计文件需经发包人审核通过后方可施工，工期不予延误。
第九条暂停施工
发包人代表在确有必要时，可要求承包人暂停施工，并在提出要求后12小时内提出处理意见。承包人应按发包人要求停止施工，并妥善保护已完工工程。承包人实施发包人代表处理意见后，可提出复工要求，发包人代表应在12小时内给予答复。发包人代表未能在规定时间内提出处理意见，或收到承包人复工要求后24小时内未予答复，承包人可自行复工。停工责任在发包人的，相应顺延工期，并承担承包人因停工而遭受的直接损失；停工责任在承包人的，由承包人承担发生的费用及承担发包人因此而遭受的直接损失的赔偿责任(含发包人光伏电站电费收入损失、光伏补贴损失等)。
暂停施工期间，由承包人负责对施工现场的设备、材料以及已完成的工程进行保管，由于承包人保管不善导致发包人经济损失的，由承包人进行赔偿，因发包人迟延付款原因导致工程停工的，发包人应承担相应的保管费用，具体费用由发包人与承包人另行书面确认。
第十条检查和返工
10.1隐蔽工程在隐蔽前12小时内、其它项目(分部、分项工程)完工后12小时内，承包人将验收内容、时间和地点以书面形式通知发包方到现场验收，验收合格后 12 小时内，发包人在验收记录上签字后，承包人可继续施工；验收不合格，承包人在发包人限定的时间内整改后重新申请验收。当发包人要求对已经隐蔽的工程重新检验时，承包人应按其要求进行剥离或开孔，并在检验后重新覆盖或修复。检验合格，发包人承担由此发生的全部费用，赔偿承包人损失，并相应顺延工期；检验不合格，承包人承担由此发生的全部费用，工期不予顺延。
10.2 承包人应认真按照行业标准、规范、设计标准的要求以及发包人代表依据合同发出的指令施工，随时接受发包人代表及其委派人员检查检验，为检查检验提供便利条件。由承包人原因引起的质量问题，发包人代表及其委派人员的有权要求返工、修改，由此而导致返工、修改的费用，承包人全部承担，工期不予顺延。
第十一条施工安全和工伤事故
11.1承包人按有关规定，采取严格的安全措施。承担由于自身安全措施不力造成事故的责任和因此发生的费用，非承包人责任造成的伤亡事故、由责任方承担责任和有关费用。发生重大伤亡事故，承包人应按有关规定立即上报有关部门并通知发包人代表。同时按有关要求处理。发包人为抢敷提供必要条件。发生的费用由事故责任方承担。承包人在动力设备、高电压线路、地下管道、密封防震车间、易燃易爆地段以及临街交通要道附近施工前，应向发包人代表提出安全保护措施，经发包人代表批准后实施，由承包人承担保护措施费用。在有毒有害环境中施工，承包人应按有关规定提供相应的防护措施，并承担有关的经济支出。
11.2 施工人员的人身意外伤害保险由承包人办理（其它险种自愿）。
第十二条质量要求
12.1 所有工程及设备质量必须严格按照相关的国家和行业标准执行，以及本合同第三部分《技术方案及要求》的规定。如上述质量标准存在冲突，以标准高的为准。
12.2 本工程按设计文件、施工图、国家颁布的《工程施工及验收规范》、《建筑安装质量检验评定标准》、《关于基本建设项目竣工验收暂行规定》及其它相应规范进行施工和验收；
第十三条保密协议
13.1 双方对在合同履行期间获悉的对方的一切未予公开的信息、资料等承担保密义务。承包人所获得的图纸资料及在施工过程中所取得的与履行合同有关的工作成果属发包人所有，承包人负有保密义务。未经发包人书面同意，承包人不得在合同期内或合同履行完毕后以任何方式泄露。
13.2 未经发包人书面同意，承包人不得把与合同有关的资料给出版社和新闻机构发表或学术引用，或者使用本合同任何部分进行促销和做广告宣传。
13.3 未经发包人书面同意，承包人不得应用本工程图纸资料。
13.4 对于承包人使用的新技术和新方法，发包人负有保密义务，未经承包人书面同意，不得以任何方式泄露。
13.5 本合同的保密条款在合同终止后，同样具有约束力。
第十四条争议
14.1 因合同发生争议，双方应协商解决。
14.2 如协商不成，双方均有权就有关争议向合同签订地有管辖权的人民提起诉讼。
第十五条违约
15.1 由于承包人责任未按本合同规定的日期竣工，以实际竣工验收合格日期计算，每逾期一天，承包人应按该项工程项目总造价的0.05%每天的违约金偿付给发包人；若工程逾期竣工超过合同约定时间7天(含7天)，承包人应再支付发包人合同总金额的10%的违约金，造成发包人经济损失（含发包人光伏电站电费损失、光伏补贴损失等）的，承包人应当另行予以赔偿。若工程逾期竣工超过合同约定时间10天(含10天)，视为承包人严重违约，发包人有权解除本合同并要求承包人根据本合同约定承担违约责任（包括发包人光伏电站的电费收入损失以及光伏补贴损失等）但工程实际已竣工验收合格的，发包人不得解除本合同。但是承包人应按合同约定向发包人支付违约金并赔偿发包的的经济损失。
15.2 发包人应按照合同约定及时支付本合同约定的各种应付款项，如逾期不付，承包人可停止施工，发包人应按该工程项目总造价的0.05%每天计算违约金，并承担相应的违约责任，赔偿因其违约给承包人造成的经济损失，顺延延误的工期。
15.3 因承包人原因造成合同无法继续履行、合同目的无法实现，包括承包人严重违约或承包人违反本合同约定经发包人通知后未在规定期限内纠正的情形，发包人有权立即解除本合同，承包人应向发包人支付本合同总价款10%的违约金，作为向发包人的赔偿，并且承包人应将发包人已经支付的费用及同期银行贷款利息退还给发包人，如违约金不足以补偿发包人遭受的直接损失的，承包人应另行赔偿。
由于发包人原因，不履行合同约定义务或不按合同约定履行义务，给承包人造成损失的，应赔偿承包人相应损失，并相应顺延工期。
15.4 工程或设备质量不符合约定，且承包人未按发包人要求采取必要补救措施的，发包人有权解除合同，且要求承包人赔偿发包人损失（包括发包人光伏电站的电费收入损失、光伏补贴损失以及发包人自行补救所花费的全部费用等）。
15.5 承包人保证安装施工过程中不侵犯第三方的权利。由施工造成的屋面渗漏、维修、翻修改造或其他损坏，承包人应承担相应的维修责任。
第十六条不可抗力
16.1由于不可抗力，如不可预见、不可避免、不可克服的事件，导致不能完全或部分履行本合同义务，受不可抗力影响的一方或双方不承担违约责任，但应在不可抗力发生后48 小时内及时通知对方，并在其后5个工作日内向对方提供有效证明文件。
16.2受不可抗力影响的签约一方或双方有义务采取措施，将因不可抗力造成的损失降低到最低程度。
第十七条本合同的生效、变更、解除和终止
17.1 合同生效
本合同经发包人和承包人双方法定代表人或授权代表签字并加盖合同专用章且发包方确认项目已获得合法项目备案、可研报告、合同能源管理协议及电力接入意见等一切符合开工条件的手续后生效。
17.2 合同变更
本合同经发包人和承包人双方协商一致，可以变更，合同变更协议应采用书面形式。
17.3 合同解除
17.3.1 合同解除的因素：
发包人和承包人双方协商一致，可解除合同，解除合同应采用书面形式。
17.3.2 发生下列情形之一的,一方可以解除合同，且守约方有权要求违约方依据本合同承担违约责任:
1）因不可抗力,致使合同目的不能实现；
2）承包人未按合同约定期限完成验收并移交生产,经催告后20个工作日内仍未补救；
3）设备质量不符合约定，且承包人未按发包人要求采取必要补救措施的，发包人有权解除合同。
4）承包人违反本合同第十五条约定，发包人有权解除合同；
5）发包人不按时支付工程进度款，致使工程停工超过30个工作日，发包人仍不支付工程进度款，承包人有权解除合同；
6）因一方违约致使合同无法履行；
17.4 合同解除的处理：
17.4.1 一方要求解除合同的，应在10个工作日内以书面形式向对方发出解除通知，通知到达时合同解除。对解除合同有争议的，按第十四条约定处理。
17.4.2 合同解除后的善后工作，双方另行约定协商。
第十九条其它约定
19.1 承包人应按时、足额发放农民工工资，发包人有权监督承包人在支付的当期进度款中发放农民工工资。
19.2 本工程竣工后，应将施工现场周围和施工单位生活区周围现场清除干净；无建筑材料、无建筑设备、无临时垃圾、无坑池渠沟、无掩埋的硬化道路和垃圾，场地整洁。
19.3承包人应负责协调好与施工现场周围关系，由此产生费用由承包人承担。
第二十条廉洁约定
20.1作为合同一方（南京HYH），合同另一方（相对方）在此向南京HYH确认并承诺在业务交往中不从事下列行为：相对方或其工作人员（含通过第三方）不论出于何种原因给予南京HYH工作人员：1）佣金、回扣；2）各种名义和形式的非正当所得超过2000元的（可累计计算）；3)以任何形式雇佣南京HYH员工（含从南京HYH离职两年内）为相对方工作。
20.2 如违反本条约定，则相对方同意向南京HYH支付双方累计合同金额30%的违约金。当按比例计算的违约金的绝对值低于二十万元时，相对方同意二十万元计算并支付。约定的违约金尚不足以弥补南京HYH的全部损失时，应按南京HYH的全部损失予以赔偿。
20.3 若相对方违反本条约定，南京HYH有权解除或要求继续履行合同。南京HYH选择解除合同的，则合同从相对方违反本条约定时即自动解除，合同被解除后，本条约定继续有效。
第三部分技术方案及要求
YHD（南京）科技有限公司1035.32kW
分布式光伏发电站建设项目
技术协议
发包人：南京HYH新能源科技有限公司
承包人：上海XX太阳能科技有限公司
1.概述
1.1 总则
1.1.1本技术协议对YHD（南京）科技有限公司工厂分布式光伏发电站的工程设计、技术规范等方面提出了技术要求。
1.1.2本技术协议提出的是最低限度的技术要求，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，承包人应保证提供符合本协议和有关国家标准，并且功能完整、性能优良的工程及其相应服务。同时必须满足国家有关安全、环保等强制性标准和规范的要求。
1.1.3承包人对其承包范围内的所有工程质量负有全责，包括其分包工程。
如果承包人没有以书面形式对本技术协议的条文提出偏离的意见，则意味着承包人提供的工程完全符合本技术协议的要求。承包人如对本技术协议有异议，或者承包人与本技术协议的要求存在偏离,不论是多么微小，均应以“技术偏离”为标题的专门文件中加以详细描述说明。
1.1.4承包人在材料、设备供应，工程施工中应执行技术协议所列的各项现行（国内、国际）标准。协议中未提及的内容均满足或优于所列的国家标准、电力行业标准和有关国际标准。有矛盾时，按较高标准执行。在此期间若颁布有要求更高、更新的技术标准及规定、规范，则以最新技术标准、规定、规范执行，双方协商执行。
1.1.5 在签订合同之后，发包人有权提出因规范、标准和规定或工程条件发生变化而产生的一些补充要求，具体可由双方共同协商，但承包人最终应予解决。
1.1.6 发包人依据并网电能表、关口计量表与业主（YHD（南京）科技有限公司及电网公司进行电量、电费结算，不针对业主（YHD（南京）科技有限公司下属分厂单位，承包人需以书面形式与业主【YHD（南京）科技有限公司】确认。
1.1.7 本方案拟采用380V低压并网，具体以批复接入意见为准，若发生重大变更，由双方共同商议，可另行议价。
1.1.8本技术协议未尽事宜，由各方协商确定。
1.2工程概况
l.2.1本工程基本情况如下：
本工程利用工厂厂房的钢结构彩钢瓦屋面安装光伏组件，以380V电压并入业主配电电网，采取自发自用余电上网模式。项目规划：YHD（南京）科技有限公司安装容量约为1.035MWp；实际安装容量以最终的施工图设计为准。
1.2.2本工程施工场地(现场)具体地理位置如下：
本工程位于江苏省南京市。
1.3现场条件和周围环境
1.3.1本工程施工场地(现场)临时水源接口位置、临时电源接口位置、临时排污口位置、道路交通和出入口、以及施工场地(现场)和周围环境等情况需由承包方踏勘现场后与业主【华达（南京）科技有限公司】确认后形成文件。
1.3.2承包人被认为已在本工程现场踏勘时充分了解（以业主提供的资料及现场实际情况为准），本工程现场条件和周围环境。
1.4资料和信息的使用
文件中载明的涉及本工程现场条件、周围环境等情况的资料和信息数据，是发包人现有的和客观的，发包人保证有关资料和信息数据的真实、准确。但承包人据此做出的推论、判断和决策，由承包人自行负责。
2.质量要求
2.1本工程应按最新版《光伏发电工程验收规范》及《电力建设施工及验收技术规范》等要求，土建分部分项工程质量优良率95%以上，安装分部分项工程质量优良率98%以上，符合国家分布式光伏发电站验收标准。
2.2施工前由发包人、业主（YHD（南京）科技有限公司和承包人三方确认屋面情况，如施工前已经损坏的，由业主自行修复，承包商不负任何责任；施工过程中造成的屋面损坏，由承包商负责修复，并提供两年的质保期。
2.3要求光伏发电站综合能量效率（又称性能比，缩写PR）第一年不低于80%，第二年不低于78%（混凝土屋面效率），综合能量效率PR的计算方法按照忠天新能源光伏系统转换效率评估标准《TIEN_光伏系统转换效率评估标准_20161215》执行。
3.适用规范和标准
3.1 除合同另有约定外，本工程适用现行国家、行业和地方规范、标准、规范和文件。适用于本工程的国家、行业和地方的规范、标准、规范和文件，构成合同文件的任何内容与适用的规范、标准、规范和文件之间出现矛盾时，承包人应书面要求予以澄清，除有特别指示外，承包人应按照其中要求最严格的标准执行。主要适用的规范和文件如下：
《光伏发电站设计规范》GB50797-2012
《光伏发电站施工规范》GB 50794-2012
《光伏发电站无功补偿技术规范》GBT 29321-2012
《光伏发电工程施工组织设计规范》GBT 50795-2012
《光伏发电工程验收规范》GBT 50796-2012
《光伏发电站接入电力系统设计规范》GBT 50866-2013
《光伏系统性能监测测量、数据交换和分析导则》 GB/T 20513-2006
《低压配电设计规范》 GB50054-2011
《供配电系统设计规范》GB50052-2009
《通用用电设备配电设计规范》 GB 50055-2011
《民用建筑电气设计规范》 JGJ/Tl6-2008
《20kV及以下变电所设计规范》 GB50053-2013
《电力工程电缆设计规范》 GB50217-2007
《综合布线系统工程设计规范》 GB/T 50311-2007
《电力设施抗震设计规范》 GB 50260-2013
《电能质量供电电压允许偏差》 GB 12325-2003
《电能质量电压波动和闪变》 GB12326-2008
《电能质量三相电压允许不平衡度》 GBT 15543-2008
《电能质量公用电网谐波》 GB/T 14549-1993
《交流电气装置的接地设计规范》 GB 50065-2011
《电力工程直流系统设计技术规程》 DL/T 5044-2004
《低压配电系统的电涌保护器（SPD）第1部分：性能要求和试验方法》GB 18802. 1-2011
《低压配电系统的电涌保护（SPD）第 12部分：选择和使用导则》GB/Tl8802. 12-2006
《低压熔断器第6部分太阳能光伏系统保护用熔断体的补充要求》 GB/T13539. 6-2013
《电力装置的电测量仪表装置设计规范》GB/T50063-2008
《电能量计量系统设计技术规程》 DL/T 5202-2004
《电能质量技术监督规程》 DL/T 1053-2007
《电能质量监测设备通用要求》 GB/T 19862-2005
《建筑结构荷载规范》 GB 50009-2012
《建筑抗震设计规范》 GB5001 1-2010
《建筑物防雷设计规范》 GB50057-2010
《建筑设计防火规范》 GB 50016-2006
《安全标志及其使用导则》 GB 24-2008
《螺纹紧固件应力截面积和承载面积》 GB/T16823. 1-1997
《紧固件机械性能不锈钢螺栓、螺钉、螺柱》 GB/T3097. 6-2000
《紧固件机械性能不锈钢螺母》 GB/T3097. 15-2000
《螺栓或螺钉和平垫圈组合件》 GB/T9074. 1-2002
《一般工业用铝及铝合金板、带材》 GB/T 3880. 1-2012
《光伏制造行业规范条件(2015年本)》（工业和信息化部公告）
《关于加强光伏产品检测认证工作的实施意见》（国认证联[2014]10号）
3.2除合同另有约定外，材料、施工工艺和本工程都应依照本技术标准和要求以及适用的现行规范、标准和规程的最新版本执行。
4.工程设计
4.1 屋顶承重校核
承包人委托有资质的设计单位，依据业主提供的厂房竣工图纸进行厂房屋顶承重结构校核，以确保屋面安装光伏组件后的安全，要求出具详细的承重计算书，并提交给发包人审核通过。
4.2 可行性研究报告
承包人委托有资质的设计单位进行光伏发电站可行性研究报告的编制，要求出具详细的报告，并提交给发包人审核通过。
4.3施工图设计
承包人委托有设计资质的设计单位进行施工图纸的设计，并出蓝图，图纸需经过发包人的审核通过。
4.4设计变更
承包人所委托的设计单位需根据施工过程中出现的问题，及时变更或增加设计图纸，任何变更需经过发包人审核确认。
4.5电力接入设计
4.5.1本项目光伏电站采取自发自用/余量上网模式，采取国家电网公司分布式光伏发电接入系统典型设计的380V接入用户配电网方案，共设置4个并网点。(具体接入方式及并网点位置以电网公司接入方案及最终施工图为准)
4.5.2 在并网点装设并网电能表以计量光伏电站总发电量，在业主的关口计量点新安装关口计量表（或者利用业主原有关口计量表）用于计量光伏电站向电网输送的电能，以并网点的并网电能表计量的总电量减去关口计量表计量的上网电量得到业主【YHD（南京）科技有限公司】使用的光伏发电电量。
4.5.3 承包人根据电网公司要求设计无功补偿装置，如果根据现场实际情况确认目前暂时不用安装的，设计预留设备安装位置、接口等，当后续需要安装时，承包人负责实施，费用包含在总承包合同额之内，工期不予以延长。
4.5.4承包人委托有设计资质的设计单位进行电力接入系统设计，设计图纸需经过发包人审核确认，承包人需确保该电力接入系统设计能最终通过供电部门审核，并最终实现光伏发电站接入公共电网
5.技术规范
本节技术规范是通用的技术要求，具体实施时还需结合相关设计图纸。
5.1 光伏组件
承包人提交设备技术规格文件，供发包人审核确定后方可采购。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，不允许有台阶。
发包人根据情况安排人员对光伏组件的生产进行驻场监造，承包人予以配合。
5.1.1 技术规格
承包人提交设备技术规格文件，供发包人审核确定后方可采购。
5.1.1.1电性能参数
（1）STC条件下电性能参数
表5.1.1.1-1
最大功率-Pm（W
| ） | 265 |
| 开路电压-Voc（V） | 37.8（允许细微偏差） |
| 短路电流-Isc（A） | 9.04（允许细微偏差） |
| 最大功率点电压-Vm（V） | 31.7（允许细微偏差） |
| 最大功率点电流-Im （A） | 8.37（允许细微偏差） |
| 组件效率-η （%） | 16.30 |
表5.1.1.1-2
最大功率-Pm（W
| ） | 194 |
| 开路电压-Voc（V） | 34.3（允许细微偏差） |
| 短路电流-Isc（A） | 7.30（允许细微偏差） |
| 最大功率点电压-Vm（V） | 28.6（允许细微偏差） |
| 最大功率点电流-Im （A） | 6.76（允许细微偏差） |
1）STC: 辐照度 1000W/m²；AM1.5；环境温度25℃；依据 EN 60904-3测试。
2）NOCT: 辐照度 800W/m²；风速 1 m/s；组件温度 45℃，环境温度 20℃。
3）Pm的容差: 0~+5%,功率测试不确定度±3%；Voc、Isc、Vm以及Im的测试容差±5%。
（3）电性能曲线
5.1.1.2温度参数
NOCT条件下的温度参数如下表所示。
表5.1.1.2
| 开路电压温度系数 | -0.320%/℃ |
| 短路电流温度系数 | +0.042%/℃ |
| 最大功率温度系数 | -0.430%/℃ |
表5.1.1.3
| 尺寸 | 10×992×35mm (L×W×H) |
| 重量 | 19kg |
| 前板玻璃 | 钢化, 3.2 mm |
| 封装材料 | EVA |
| 电池片 | 6×10 片多晶 156×156mm 电池片串联 |
| 背板 | 高耐候性复合膜 |
| 边框 | 阳极氧化铝型材 |
| 接线盒 | 额定电流≧12A, IP 67, TUV&UL |
| 电缆 | 长度900 mm, 横截面 4 mm2 |
| 连接器 | MC4 兼容 |
表5.1.1.4
| 最大系统电压 [V] | DC1000(IEC)；DC600(UL) |
| 最大保险丝额定电流 [A] | 20 |
| 最大正面静态荷载 [Pa] | 5400 5,400 |
| 工作温度 [°C] | – 40℃ to + 85℃ |
| 抵御冰雹性能 | 最大直径 25 mm 冲击速度 23 m/s |
光伏组件必须通过北京鉴衡认证中心（简称“鉴衡”或“CGC”）、中国质量认证中心（简称“CQC”）及TUV的认证。
5.1.3品牌要求
符合技术协议且在发包方合格供应商名录内的品牌。
5.1.4质量保证
5.1.4.1光伏组件质保期为10年，当出现因光伏组件质量问题而损坏时，承包人负责免费更换。光伏组件供应商需提供单独的质保协议。
5.1.4.2 光伏组件功率质保：10年内不低于91.2%，25年不低于80.7%。在功率质保期内，光伏组件功率低于规定值的，承包人负责免费更换，并承担由此造成的损失。
5.1.4.3 每块光伏组件必须保证正公差，并按照供货数量的1‰的比例提交第三方检测，费用由被检测方承担，如不满足要求甲方有权拒绝接收，乙方需承担由此造成的损失。
5.1.5文件提交
承包人提交光伏组件的相关文件，必须由发包人审核确认后方可采购，文件主要包括以下内容：
（1）认证证书，北京鉴衡认证中心（简称“鉴衡”或“CGC”）的“太阳能光伏产品金太阳认证证书”、中国质量认证中心（简称“CQC”）的“太阳能产品认证证书”及TUV证书。
（2）技术规格书，包括“5.1.1”条的各项技术参数。
（3）主要材料清单，包括电池片、钢化玻璃、EVA、硅胶、铝合金边框、背板及接线盒的规格及制造商。
（4）安装手册
（5）使用说明
5.2 光伏支架基础
承包方的施工方案按照系统相关具体设计图纸说明执行及验收。
5.2.1 屋面钢结构基础的施工应符合下列规定：
(1)钢结构基础施工应不损害原建筑物主体结构，并应保证钢结构基础与原建筑物承重结构的连接牢固可靠。
(2)接地的扁钢、角钢的焊接处应进行防腐处理。
(3)屋面防水工程施工应在钢结构支架施工前结束，钢结构支架施工过程中不应破坏屋面防水层，如根据设计要求不得不破坏原建筑物防水结构时，应根据原防水结构重新进行防水恢复。
5.2.2支架基础齐整度应符合下列标准:
(1)支架基础的轴线及标高偏差应符合表 5.2.3-1 的规定。
表5.2.2-1支架基础的轴线及标高偏差
| 类别 | 允许偏差 | |
| 横向轴线 | 基础轴线偏差 | ≤5mm |
| 纵向轴线 | 基础轴线偏差 | ≤5mm |
| 垂直高度 | 基础轴线偏差 | ≤3mm |
表5.2.2-2支架基础预埋螺栓偏差
| 类别 | 允许偏差 | |
| 同组支架的预埋螺栓 | 顶面标高偏差 | ≤5 mm |
| 位置偏差 | ≤2 mm | |
光伏支架材质为铝合金。铝合金材质6063-T5，表面阳极氧化层须符合《GB5237-2008铝合金建筑国家标准》的要求，不小于15μm。
5.3.1紧固件及螺栓采用sus304不锈钢材质；安装用压块为铝合金压块（压块长度不得低于40mm，厚度不得低于2.5mm），“T”型螺母厚度不得低于8mm，安装用导轨型材截面不低于40*40mm，厚度不得低于1.3mm；表面阳极氧化处理，氧化膜厚度不低于12um。导轨连接需用专用连接件连接保证连接牢靠。（具体参数由支架厂进行技术配套后确认）
5.3.2光伏组件固定式支架的设计风载抵抗当地50年一遇的基本风压。
5.3.3支架应满足最大变形量不超过1/200。
5.3.4支座与支架的连接必须安全、可靠。
5.3.5为保证防腐质量满足25年工程使用周期及工程进度，光伏支架的所有构件须在供应商工厂内生产，可在施工现场组装支架系统。构件之间的连接全部为螺栓连接，不允许现场焊接。
5.3.6支架应预留接地用螺栓孔。
5.3.7 承包人应按照本项目整体设计和结构荷载要求进行支架设计，必须满足国家相关设计规范要求，并向发包人提供设计方案、图纸和结构计算书。
5.3.8 承包人的设计图纸需经发包人审核确认后方可实施，否则由此引起的返工及其他损失由承包人自行承担。
5.3.9相关安装说明
（1）安装前，承包人应会同监理人按本章的规定，对全部光伏支架验收，合格并经监理人签认后，方能进行光伏支架安装。
（2）安装前，承包人应校测用于安装的基准点和控制点以及检查光伏支架工程的安装轴线、支座标高是否符合施工图纸的规定。
（3）光伏支架安装过程中应保护好原有屋面，施工过程中破坏的，施工方要负责修复，不能修复的要照价赔偿。
（4）支架螺栓连接、组装等工序的施工应符合本章的有关规定。
（5）吊装前应清除光伏支架表面的泥渍、灰尘等
（6）光伏支架在运输和吊装过程中应避免损坏的氧化层。
5.3.10 光伏支架的运输和存放
（1）承包人应负责将已验收的光伏支架运到指定安装地点。应制订完善的运输措施，其内容应包括起重、运输材料和装卸、运输方法以及防止变形的加固措施。
（2）光伏支架在运输、存放期间，应注意防止损伤氧化层（或涂层）。
（3）光伏支架构件存放场地应平整、坚实、干净。底层垫枕应有足够的支承面，堆放方式应防支架构件被压坏和变形，支架构件应按安装顺序分区存放。
5.3.11支架支座的安装
（1）安装前，应对安装屋面进行检查。当屋面已经损坏时，以书面形式建议业主修复。屋面修复后，清理支架支座安装处的彩钢瓦上的灰尘，预安装光伏支架中的支座。
（2）支座预安装就位后，应立即进行校正、固定。
（3）在室外进行光伏支架中的支座安装校正时，还应根据当地风力、温差、日照等影响，采取相应的调整措施。
5.3.12承包人应有光伏支架中支座的详细施工方案和施工组织设计，作为工程质量和工程进度的保证。
5.3.13承包人应在施工方案中确定所选择吊车型号，并提供相关技术参数及施工方案。
5.4 直流汇流箱
5.4.1 技术要求
1）箱体防水、防尘、防锈、防晒，能够满足室外安装使用要求，防护等级IP65及以上。
2）额定电压DC1000V。
3）每个输入回路的正、负极装设熔断器，熔断器等级根据组件电流匹配设计，熔断器额定电压为DC1000V。
4）在能够保证光伏组件串接入安全的前提下，每个输入回路可不装设防反二极管。
5）要求使用光伏专用高压防雷器，正极对地、负极对地、正负极之间都应防雷，额定电流≥15kA，最大电流≥40kA, Up值不应高于3.9kV。
6）要求输出回路使用额定电压DC1000V的直流断路器。
7）配置模块化智能监测单元，检测每一回路的电流、电压、防雷器状态、断路器状态。模块化汇流箱智能检测单元工作电源在汇流箱内直流母线上取得， 整机功耗小于4W，测量精度为0.5级。
8）汇流箱应采用性能可靠的霍尔元件，用于每路电流监测及报警的功能。
9）汇流箱安装RS485（或以太网）通讯接口，需向光伏监控系统开放通讯协议，接入光伏监控系统，进行数据通信。
10）汇流箱电缆进出线增加PG防水接头，保证箱体的密封性。光伏线直接通过PG防水接头进入箱体内连接端子，导线接头采用E4012冷压端头处理，确保导线与端子压接牢固。
11）输出回路使用专用电压接线端子或断路器延伸铜排，具体型号根据电缆截面及相关规范确定。
5.4.2 认证要求
直流汇流箱必须通过北京鉴衡认证中心（简称“鉴衡”或“CGC”）或者中国质量认证中心（简称“CQC”）的认证。
5.4.3 品牌要求
严禁选择贴牌产品（即B制造商生产产品贴A制造商品牌），直流汇流箱内输出用直流塑壳断路器选择国内一线品牌。
5.4.4 文件提交
承包人提交直流汇流箱的相关文件，必须由发包人审核确认后方可采购，文件主要包括以下内容：
（1）认证证书，北京鉴衡认证中心（简称“鉴衡”或“CGC”）的“太阳能光伏产品金太阳认证证书”，或者中国质量认证中心（简称“CQC”）的“太阳能产品认证证书”。
（2）技术规格书，包括技术参数。
（3）主要材料清单，包括塑壳断路器、熔断器、通信模块、防雷器等的规格及制造商。
（4）安装手册
（5）使用说明
5.4.5安装
5.4.5.1直流汇流箱安装前应做如下准备：
1）防护等级等技术标准应符合设计要求。
2）汇流箱内元器件完好，连接线无松动。
3）安装前汇流箱的所有开关和熔断器应断开。
5.4.5.2 直流汇流箱安装应符合以下要求：
1）安装位置应符合设计要求。
2）箱体竖直安装，严禁卧式或者倾斜安装。
3）在彩钢瓦屋面安装时，需做好受力分析计算，确保承重满足安全要求。
4）安装支架和固定螺栓应为镀锌件或不锈钢材料。
5）接地应牢固、可靠，接地线的截面应符合设计要求。
6）进线端及出线端与汇流箱接地端绝缘电阻不小于2MΩ（DC1000V）。
7）光伏组件串电缆接引前，核对好正、负极性，必须确认该光伏组件串回路处于断路状态。
8）接线完成后，确保进、出线位置密封良好。
5.5光伏并网逆变器（本项目采用组串式逆变器，以33kw为主）
本项目光伏电站选择组串式逆变器，承包方需与业主做充分沟通协调，确定好逆变器的安装区域。
如使用户外集中式逆变器，其防护等级需满足户外使用要求，如果不能满足户外使用要求的，可使用集装箱式外壳，具体要求详见“5.6 箱式逆变器”要求。
5.5.1 总体要求
1）设备的保护接地、工作接地(也称逻辑接地)不得混接，工作接地实现一点接地。所有设备的金属外壳必须可靠接地。装设敏感电子装置的屏柜体设置专用的、与柜体绝缘的接地铜排母线，其截面不得小于100平方毫米，并列布置的屏柜体间接地铜线直接连通。当屏柜上布置有多个系统插件时，各插件的工作接地点均与插件箱体绝缘，并分别引至屏柜内专用的接地铜排母线。铜母线留有接地电缆端子。
2）设备应具有防止交流侧和直流侧入侵雷电波和操作过电压的功能，充分保护设备安全。
3）系统应满足在电子噪声，射频干扰，强电磁场等恶劣的电磁环境中安全可靠的连续运行，且不降低系统的性能。设备应满足抗电磁场干扰及静电影响的要求，在雷击过电压及操作过电压发生及一次设备出现短路故障时，设备不应误动作。
4）系统的设计应充分考虑电磁兼容技术，包括光电隔离、合理的接地和必须的电磁屏蔽等措施。
5）制造商应提出整体系统一次、二次设备，软硬件协调配合措施。各敏感电子设备、各子系统及整个系统电磁兼容措施。
6）根据现场实际情况，在逆变设备相关国家规范规定的范围之内，逆变器应具备相应的设计改进措施，防止因现场负荷波动时出现逆变器跳机。
5.5.2总则
1）逆变器采用高性能的MPPT控制技术，以保证光伏组件在不同日照及温度情况下一直工作在最大功率输出点。
2）优先选用具有抗PID功能的逆变器（由于电位诱发衰减而引起的光伏组件性能衰减），逆变器采用虚拟负极接地（即虚拟中性点）抑制PID技术，具备PID防护和修复功能（即夜间修复功能），应能够完全消除组件的PID效应，该抗PID技术能避免人触及光伏组件正极而造成的触电安全隐患，且光伏并网逆变器必须保证光伏组件方阵负极对地的最大电压≥-6V。
3）逆变器具有完善的保护功能，具有直流过压/过流、交流过压/欠压、交流过流、短路、过频/欠频等多种等保护。
4）逆变器具有完善自动与电网侧同期功能。
5）逆变器具有低电压穿越功能（依据逆变器功能确定）。
6）逆变器可以显示相关运行参数，主要包括:直流电压、电流、功率，交流电压、电流、功率，机内温度，频率，功率因数，当前发电功率，日发电量，累计发电量，累计CO2减排量（根据逆变器实际确定），每天发电功率曲线图。
7）逆变器上可以查看相关故障信息，包含故障时间及故障诊断。故障信息至少应包括：电网电压过高、过低，电网频率过高、过低，直流电压过高、过低，逆变器过载、过热、短路、孤岛运行，逆变器输入、输出侧接地，通讯失败。
8）逆变器通过RS485/RS232等通信接口，向上级监控后台上传信息，主要包括：5）所列的运行参数，6）所列故障信息，所有的告警信息，历史数据。逆变器接收监控后台发来起动、停止，有功功率调节、无功功率调节（根据逆变器实际确定）等控制命令，以实现相关操作。
5.5.3 电能质量
逆变器向负载提供电能的质量应受控，应保证逆变器输出所有的电能质量（谐波、电压偏差、电压不平衡度、直流分量、电压波动和闪变等）符合国标、行标、国家电网公司和当地供电部门的要求。
5.5.4安全与保护
光伏发电系统和电网异常或故障时，为保证设备和人身安全，逆变器应具有相应的电网保护功能。
1） 过流和短路保护
光伏电站需具备一定的过电流能力，在125%额定电流以下，光伏电站连续可靠工作时间应不小于1分钟；在125%-150%额定电流内，光伏电站连续可靠工作时间应不小于10秒。
当检测到电网侧发生短路时，光伏电站向电网侧输出的短路电流应不不大于额定电流的150%，并在0.1s以内将光伏逆变器与电网断开。
2） 防孤岛效应
当并入电网的光伏发电系统失压时，必须在规定的时限内将该光伏逆变器与电网断开，防止出现孤岛效应。当电网失压时，防孤岛效应保护应在2s内动作，将光伏发电系统与电网断开。
3）恢复并网
系统发生扰动后，在电网电压和频率恢复正常范围之前光伏电站不允许并网，且在系统电压频率恢复正常后，光伏逆变器需经过一个可调的延时时间后才能重新并网，这个延时一般为20秒到5分钟，取决于当地条件。
4）对于多台逆变器布置在一个配电室内，需要设计排风道的，承包人应提供逆变器全套排风方案和相关计算，完成整体风道设计，对于逆变器进出线方式为上进线、上出线的，应该充分考虑进出线设计与风道设计的匹配。
5）防雷和接地
光伏发电系统和并网接口设备的防雷和接地，应符合SJ/T 11127及其他国标规范的规定。
5.5.5柜体要求
1）框架和外壳
设备的柜体外壳材质采用敷铝锌板或冷轧钢板，对于承重部分的材质板厚至少2.0mm，门、面板、壁板等非承重部分板厚至少1.5mm。框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所产生的动、热稳定。同时不因成套设备的吊装、运输等情况而影响设备的性能。柜体内部的镀锌件必须光亮，无蚀斑，镀层不低于8μm，柜体表面采用静电喷漆。
2）相邻盘柜和成列柜的水平度、不平度、垂直度应满足电气装置安装验收规范。柜体名称的标识由业主统一要求，承包人应满足要求。
3）直流侧设置进线铜排，容量满足额定电流要求，留有足够的直流电缆的进线端子。交流侧设置出线铜排，容量满足额定电流要求，留有足够的交流电缆的出线端子。
4） 逆变器进出线方式为电缆上进或者下进、电缆上出或者下出，具体情况根据实际情况确定。
5.5.6技术参数
光伏并网逆变器技术参数满足或者优于以下要求，当与以下参数有偏差时，需发包人确认。
5.5.6.1 500kW光伏并网逆变器
1）直流输入
表5.5.6.1-1
| 最大直流功率（kW） | 560 |
| 最大直流电压（V） | 1000 |
| 最低工作电压（V） | 480 |
| 启动电压（V） | 520 |
| 最大输入电流（A） | 600 |
| MPPT电压范围（V） | 480~850 |
| 输入路数（路） | 4~7 |
| 输入控制方式 | 断路器 |
表5.5.6.1-2
| 额定功率（kW） | 500 |
| 额定电压（V） | 315 |
| 允许电网电压范围（V） | 252~362 |
| 额定电流（A） | 916 |
| 最大电流（A） | 1018 |
| 额定电网频率（Hz） | 50/60 |
| 允许电网频率范围（Hz） | 47~52/57~62 |
| 额定功率下的功率因数 | 大于0.99 |
| 功率因数可调范围 | 0.9（超前）~0.9（滞后） |
| 直流电流分量（A） | 小于0.5%倍额定电流 |
| 总谐波电流畸变率 | 小于3%（额定功率时） |
| 电气隔离 | 工频隔离变压器（注：或者外置工频隔离变压器） |
表5.5.6.1-3
| 最大效率（%） | 98.8 |
| 欧洲效率（%） | 98.6 |
表5.5.6.1-4
| 输入侧断路设备 | 断路器 |
| 输出侧断路设备 | 断路器 |
| 直流过压保护 | 具备 |
| 交流过压保护 | 具备 |
| 电网监测 | 具备 |
| 接地故障监测 | 具备 |
| 绝缘监测 | 具备 |
表5.5.6.1-5
| 外形尺寸(mm宽*mm高* mm深) | 1606*2034*860mm （根据实际情况） |
| 重量（kg） | 1400（根据逆变器实际确定） |
| 防护等级 | IP20 |
| 运行温度范围（℃） | -25~+55 |
| 相对湿度 | 0~95%，无冷凝 |
| 海拔高度（m） | 6000（注:超过3000m需降容使用） |
| 夜间自耗电（W） | 小于100 |
| 外部辅助电源 | 无 |
| 加热除湿功能 | 具备 |
| 冷却方式 | 温控强制风冷 |
| 排放量需求（m3/h） | 5575 |
| 显示屏 | 7寸触摸屏（根据逆变器实际确定） |
| 通信接口/通信协议 | RS485/Modbus，以太网（可选） |
| 认证信息 | 北京鉴衡认证中心（简称“CGC”）或者中国质量认证中心（简称“CQC”）的认证。 |
1）直流输入
表5.5.6.2-1
| 最大直流功率（kW） | 284（275） |
| 最大直流电压（V） | 1000（900） |
| 最低工作电压（V） | 450 |
| 启动电压（V） | 470 |
| 最大输入电流（A） | 600 |
| MPPT电压范围（V） | 450~820 |
| 输入路数（路） | 4~7 |
| 输入控制方式 | 断路器 |
表5.5.6.2-2
| 额定功率（kW） | 250 |
| 额定电压（V） | 400 |
| 允许电网电压范围（V） | 310~450 |
| 额定电流（A） | 3 |
| 最大电流（A） | 397 |
| 额定电网频率（Hz） | 50/60 |
| 允许电网频率范围（Hz） | 47~52/57~62 |
| 额定功率下的功率因数 | 大于0.99 |
| 功率因数可调范围 | 0.9（超前）~0.9（滞后） |
| 直流电流分量（A） | 小于0.5%倍额定电流 |
| 总谐波电流畸变率 | 小于3%（额定功率时） |
| 电气隔离 | 含工频隔离变压器 |
表5.5.6.2-3
| 最大效率（%） | 97.3 |
| 欧洲效率（%） | 96.7 |
表5.5.6.2-4
| 输入侧断路设备 | 断路器 |
| 输出侧断路设备 | 断路器 |
| 直流过压保护 | 具备 |
| 交流过压保护 | 具备 |
| 电网监测 | 具备 |
| 接地故障监测 | 具备 |
| 绝缘监测 | 具备 |
表5.5.6.2-5
| 外形尺寸(mm宽*mm高* mm深) | 1800*2180*850mm （根据逆变器实际确定） |
| 重量（kg） | 2100（根据逆变器实际确定） |
| 防护等级 | IP20 |
| 运行温度范围（℃） | -25~+55 |
| 相对湿度 | 0~95%，无冷凝 |
| 海拔高度（m） | 6000（注:超过3000m需降容使用） |
| 夜间自耗电（W） | 小于100 |
| 外部辅助电源 | 无 |
| 加热除湿功能 | 具备 |
| 冷却方式 | 温控强制风冷 |
| 排放量需求（m3/h） | 5670 |
| 显示屏 | 7寸触摸屏（根据逆变器实际确定） |
| 通信接口/通信协议 | RS485/Modbus，以太网（可选） |
| 认证信息 | 北京鉴衡认证中心（简称“CGC”）或者中国质量认证中心（简称“CQC”）的认证。 |
1） 直流输入
表5.5.6.3-1
| 最大直流功率（kW） | 56.2 |
| 最大直流电压（V） | 1000 |
| 额定电压（V） | 620 |
| 启动电压（V） | 300 |
| 最大输入电流（A） | 104A (26A/26A/26A/26A) |
| MPPT电压范围（V） | 300~950 |
| 输入连接路数（路） | 12 |
| 输入连接头形式 | MC4连接器 |
表5.5.6.3-2
| 额定功率（kW） | 50 |
| 额定电压（V） | 230/400 |
| 允许电网电压范围（V） | 310~480Vac |
| 额定电流（A） | 75 |
| 最大电流（A） | 80 |
| 额定电网频率（Hz） | 50 |
| 允许电网频率范围（Hz） | 45~55 |
| 额定功率下的功率因数 | 大于0.99 |
| 功率因数可调范围 | 0.8（超前）~ 0.8（滞后） |
| 直流电流分量（A） | 小于0.5%倍额定电流 |
| 总谐波电流畸变率 | 小于3%（额定功率时） |
| 隔离变压器 | 不具备 |
| 输出连接头形式 | 即插即用连接器 |
表5.5.6.3-3
| 最大效率（%） | 98.90 |
| 欧洲效率（%） | 98.50 |
表5.5.6.3-4
| 输入侧断路设备 | 断路器 |
| 输出侧断路设备 | 断路器 |
| 直流过压保护 | 具备 |
| 交流过压保护 | 具备 |
| 电网监测 | 具备 |
| 接地故障监测 | 具备 |
| 绝缘监测 | 具备 |
表5.5.6.3-5
| 外形尺寸(mm宽* mm高* mm深) | 665*906*256mm |
| 安装方式 | 壁挂式 |
| 重量（kg） | 70 |
| 防护等级 | IP65 |
| 运行温度范围（℃） | -25~+60 |
| 相对湿度 | 0~100%，无冷凝 |
| 海拔高度（m） | 4000（注:超过3000m需降容使用） |
| 夜间自耗电（W） | 小于1 |
| 外部辅助电源 | 无 |
| 冷却方式 | 智能强制风冷 |
| 显示屏 | 动态图形液晶 |
| 通信接口/通信协议 | RS485/Modbus，以太网（可选） |
| 认证信息 | VDE0126-1-1，EN62109-1，EN62109-2，G59/G83，BDEW，金太阳认证，GB/T 199，GB/T 29319 |
1） 直流输入
表5.5.6.4-1
| 最大直流功率（kW） | 36.8 |
| 最大直流电压（V） | 1000 |
| 额定电压（V） | 585 |
| 启动电压（V） | 200 |
| 最大输入电流（A） | 82 (22A/30A/30A) |
| MPPT电压范围（V） | 200~950 |
| 输入连接路数（路） | 8 |
| 输入连接头形式 | MC4连接器 |
表5.5.6.4-2
| 额定功率（kW） | 33 |
| 额定电压（Vac） | 400 |
| 允许电网电压范围（Vac） | 352~440 |
| 额定电流（A） | 49.5 |
| 最大电流（A） | 52 |
| 额定电网频率（Hz） | 50 |
| 允许电网频率范围（Hz） | 45~55 |
| 额定功率下的功率因数 | 大于0.99 |
| 功率因数可调范围 | 0.8（超前）~ 0.8（滞后） |
| 直流电流分量（A） | 小于0.5%倍额定电流 |
| 总谐波电流畸变率 | 小于3%（额定功率时） |
| 隔离变压器 | 不具备 |
| 输出连接头形式 | 即插即用连接器 |
表5.5.6.4-3
| 最大效率（%） | 98.80 |
| 欧洲效率（%） | 98.50 |
表5.5.6.4-4
| 输入侧断路设备 | 断路器 |
| 输出侧断路设备 | 断路器 |
| 直流过压保护 | 具备 |
| 交流过压保护 | 具备 |
| 电网监测 | 具备 |
| 接地故障监测 | 具备 |
| 绝缘监测 | 具备 |
表5.5.6.4-5
| 外形尺寸(mm宽* mm高* mm深) | 510*700*240mm |
| 安装方式 | 壁挂式 |
| 重量（kg） | 39 |
| 防护等级 | IP65 |
| 运行温度范围（℃） | -25 ~ +60（大于50℃降额） |
| 相对湿度 | 0~95%，无冷凝 |
| 海拔高度（m） | 5000（注:超过3000m需降容使用） |
| 夜间自耗电（W） | 小于1 |
| 外部辅助电源 | 无 |
| 冷却方式 | 智能强制风冷 |
| 显示屏 | 动态图形液晶 |
| 通信接口/通信协议 | RS485/Modbus，以太网（可选） |
| 认证信息 | VDE0126-1-1，EN62109-1，EN62109-2，G59/G83，BDEW，金太阳认证，GB/T 199，GB/T 29319 |
光伏并网逆变器必须通过北京鉴衡认证中心（简称“鉴衡”或“CGC”）、中国质量认证中心（简称“CQC”）的认证及TUV认证。
5.5.8 品牌要求
光伏并网逆变器选择国内优质品牌产品，如阳光、华为等严禁选择贴牌产品（即B制造商生产产品贴A制造商品牌）。
逆变器输入直流塑壳断路器选择国际一线品牌，逆变器输出侧交流断路器选国际一线品牌。
5.5.9安装
5.5.9.1逆变器安装前应作如下准备：
1）逆变器安装前，建筑工程应具备下列条件：
a支架基础应施工完毕，不得渗漏。
b室内地面基层应施工完毕，室内沟道无积水、杂物，门、窗安装完毕。
c进行装饰时有可能损坏已安装的设备或设备安装后不能再进行装饰的工作应全部结束。
d对安装有妨碍的木板、脚手架、杂物等应拆除，场地应清扫干净。
2）混凝土基础及构件达到允许安装的强度，焊接构件的质量符合要求。
a预埋件及预留孔的位置和尺寸，应符合设计要求，预埋件应牢固。
b检查所安装逆变器的型号、规格应正确无误；逆变器外观检查完好无损。
c大型逆变器就位时应检查安装通道畅通，且有足够的场地。场地布线均以完成。
5.5.9.2逆变器的安装与调整应符合下列要求：
1）采用型钢制作的底座作为固定基础的逆变器，型钢底座安装允许偏差应符合表 5.5.9.2 的规定。
表 5.5.9.2 型钢基础安装允许偏差
| 类别 | 允许偏差 | |
| mm/m | mm/全长 | |
| 不直度 | <1 | <3 |
| 水平度 | <1 | <3 |
| 位置误差及不平行度 | <3 | |
3）逆变器应按照厂家使用手册的安装要求进行安装，并提前了解安装的注意事项。
4）逆变器安装在震动场所，应按设计要求采取防震措施。
5）逆变器与型钢底座之间固定应牢固可靠。
6）逆变器内专用接地排必须可靠接地，机壳等应用裸铜软导线或金属导线与金属构架或接地排可靠接地。
7）逆变器直流侧电缆接线前必须确认汇流箱侧有明显断开点，电缆极性正确、绝缘良好。
8）逆变器交流侧电缆接线前应检查电缆绝缘，校对电缆相序，禁止带电接线。
9）电缆接引完毕后，逆变器本体的预留孔洞及电缆管口应做好防火封堵。
5.5.10技术服务
设备运行后，承包人应能充分保证售后服务，随时无偿向买方提供设备的技术咨询服务。
承包人应保证在接到设备出现问题的通知后，8小时以内予以答复，如需到现场处理的，48小时以内到达现场。
5.5.11质保期
光伏并网逆变器质保期为5年。以整体工程竣工，逆变器并网发电后开始计算，5年内逆变器出现因自身质量或施工质量，而出现任何故障，承包人负责免费更换损坏部件，并免费维修。
5.5.12文件提交
承包人提交相关文件，必须由发包人审核确认后方可采购，文件主要包括以下内容：
（1）认证证书，北京鉴衡认证中心（简称“鉴衡”或“CGC”）的“太阳能光伏产品金太阳认证证书”，或者中国质量认证中心（简称“CQC”）的“太阳能产品认证证书”。
（2）技术规格书，包括“5.5.6”条的各项技术参数。
（3）主要材料清单，包括输入直流塑壳断路器、IGBT、电抗器、储能电容器、隔离变压器、输出交流断路器等的规格及制造商。
（4）安装手册
（5）使用说明
5.6 箱式逆变器（本项目无）
5.6.1 组成
箱式逆变器主要由逆变器组成，还包括箱内通风装置及照明装置等辅助装置。
5.6.2 技术要求
5.6.2.1光伏并网逆变器
光伏并网逆变器技术要求详见“5.5 光伏并网逆变器”。
5.6.2.2 箱体要求
1）采用集装箱式箱变，防护等级IP54，户外使用，总体外观和色彩应与环境相协调。
2）具有抗暴晒、不易导热、阻燃、抗风化腐蚀及抗机械冲击等特点。箱体金属框架均应有良好的接地，有接地端子，并标有接地符号。箱体金属结构应电气连通，具有电磁屏蔽能力。箱体材质及结构需保证在本工程条件下正常使用不少于25年。
3）箱体应有足够的机械强度,在起吊、运输和安装中不得变形或损伤。
4） 箱体上的门应结合安装、接线及维护方便而设置，所有的门应向外开,开启角度不小于90°,并设有定位装置。门应有缓冲的功能，并装有把手、暗闩和能防雨、防堵、防锈、有较好防盗功能的暗锁,铰链应采用内铰链。门的尺寸应与所装用的设备尺寸相配合。
5）箱体和箱柜的内外表面应平整、光洁;涂层脱落和磕碰损伤,涂料层应牢固均匀,无明显色差和反光，油漆不脱落，漆膜厚度应不小于120μm。
6）箱体顶盖应装设防雨檐。
7）箱体基座和所有外露金属件均应进行防锈处理,并喷涂耐久的防护层。
8）箱体应有可靠的密封性能；门、窗和通风口应设防尘、防止小动物进入和防渗漏雨水措施。箱体内壁和隔板用金属(或非金属)材料，其色彩应与内部电器设备颜色协调。
9）箱体内所有金属部件必须进行有效接地，设有不少于二个与接地网相连的固定端子,并应有明显的接地标志。
5.6.2.3箱式逆变器的通风设计应充分考虑逆变器散热，应确保箱体内温度不超过40℃。
5.6.2.4 箱式逆变器的控制电源、照明电源自取，不设置外部供电电源。
5.7并网低压开关柜
低压并网开关柜主要由并网万能式断路器（框架断路器）、馈线塑壳断路器、电能质量监测仪、多功能电能表、并网电能计量表等组成。
5.7.1 整柜参数
1)额定电压：380VAC
2）最高电压：440VAC
4)绝缘电压：690VAC
5) 外壳防护等级：IP32
5.7.2 技术要求
1）开关柜为GCK柜体或GDD柜形式，并网断路器采用万能式断路器，为抽屉式，馈线开关采用塑壳断路器，为标准模块化设计，由各种标准单元组成，相同规格的单元能互换。
2）开关柜所有一次设备的短路动、热稳定电流应能承受不低于母线的动、热稳定电流值，且不损坏。
3）主母线和分支母线的材质均选择高导电率的铜材料制造。当采用螺栓连接时，每个接头应不少于两个螺栓。
4）接线
二次线端子排额定电压不低于1000V，额定电流不小于10A，具有隔板、标号线套和端子螺丝。每个端子排均应标注编号。
控制及信号回路的导线均应选用绝缘电压不小于1000V，引接导线截面不小于1.5mm2的多股铜绞线。电流回路导线采用截面不小于2.5mm2的多股铜绞线。导线两端均要标以编号。端子排位置应考虑拆接线方便，并留有20%的备用量。端子排应采用阻燃型端子。
5）主要元件技术要求
（a）并网万能式断路器分断电流需≥50kA，馈线塑壳断路器分段电流需≥35kA。
（b）并网万能式断路器自带智能保护单元配置，保护单元具有完善的三段式保护、上下级
配合功能，并且具有通信功能，能将数据通过通信接口传送至光伏监控系统,并能通过通信系统调整保护参数，实现分合闸控制；馈线塑壳断路器应采用电子式脱扣器或热磁式脱扣器。
（c） 并网万能式断路器及馈线塑壳断路器均具备4开4闭辅助接点，该辅助接点为220V/10A
无源接点，反应断路器的运行状态。
（d） 并网万能式断路器具备电动操作功能，能由外部干接点（220V/10A）控制断路器的合
闸和分闸，具体的分、合闸控制按照电网公司规定执行。
（e）电能质量检测仪能检测电压偏差、电压波动和闪变、三相电压不平衡及谐波等电能质
量，具备通信接口，能将数据传送至监控系统。
（f）多功能电能表准确等级0.5级，计量电流互感器的准确等级按0.2级，要求计量尖峰、峰、谷及平各阶段电能（kWh）,具备通信接口，能将数据传送至监控系统。
9）并网电能表由承包方（或者电网公司）提供，并网电能表准确等级0.5级，计量电流互感器准确等级为0.2级，具有权威检测机构校验报告。
10）承包方负责完成并网低压开关柜与业主原配电系统的连接，按照电网公司的接入设计要求，采取铜母排（或者电缆）连接方式。
5.7.3认证要求
低压开关柜必须通过中国质量认证中心（简称“CQC”）的CCC认证。
5.7.4 品牌要求
并网低压开关柜选择国内优质品牌产品，严禁选择贴牌产品（即B制造商生产产品贴A制造商品牌）。
5.7.5 文件提交
承包人提交设备的相关文件，必须由发包人审核确认后方可采购，文件主要包括以下内容：
（1）认证证书，中国质量认证中心（简称“CQC”）的“CCC认证证书”。
（2）主要材料清单，包括并网框架断路器、馈线塑壳断路器、电能质量监测仪、多功能电能表、并网电能表等的规格及制造商。
（3）电气原理图
（4）安装手册
（5）使用说明
5.8上网关口电能计量表
需在业主的关口计量点新安装用于光伏发电计量的关口电能计量表（或者利用业主原有关口计量表），要求该电能表0.5级，计量电流互感器准确等级0.2级，能计量尖峰、峰、平及谷各阶段的电能，要求电能表具有专用通信接口，以传送相关数据到光伏电站监控系统。
5.9 电缆
5.9.1 总体要求
本工程电缆依据《GB50217-2007电力工程电缆设计规程》设计及选型，光伏组件之间，以及光伏组件至直流汇流箱电缆选择专用光伏电缆，光伏电缆出厂时需进行抗紫外线试验，承包人需出具相关试验报告。
直流汇流箱至逆变器，以及逆变器至并网低压开关柜等电力电缆均采用ZR-YJV型号铜芯阻燃型电缆,阻燃等级不小于B级。
控制电缆采用ZR-KVVP型号电缆。
由于业主要求工厂道路不能破坏，有较大部分电缆需在业主架空管廊上敷设，承包人应根据要求设计电缆走向图，交由业主及发包人审核通过后实施。
电缆线路的施工应符合《GB50168电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范》的相关规定；安防综合布线系统的线缆敷设应符合《GB/T 5031建筑与建筑群综合布线系统工程设计规范》的相关规定。
通信电缆及光缆的敷设应符合《IEC 60794-3-12-2005光缆.第 3-12 部分:室外电缆.房屋布线用管道和直埋通信光缆的详细规范》。
5.9.2认证要求
根据相关规范，电缆应按规定取得中国质量认证中心的“CCC”认证证书。
5.9.3品牌要求
电缆选择国内优质产品，品牌选择世德合金、上上、宝胜、远东、阳谷、通用、严禁选择贴牌产品（即B制造商生产产品贴A制造商品牌）。
5.9.4 文件提交
承包人提交设备的相关文件，必须由发包人审核确认后方可采购，文件主要包括以下内容：
（1）认证证书，中国质量认证中心（简称“CQC”）的“CCC认证证书”。
（2）电缆清册，要求包括：光伏电缆、动力电缆、控制电缆及通信电缆（或光缆）等的型号、规格及制造商，电缆的起止位置，以及电缆的穿管规格等信息。
（3）电缆路由图，显示光伏电站所有电缆的走向图。
5.10光伏监控系统
5.10.1 本工程安装一套光伏发电监控系统，光伏监控系统的《技术协议》单独制订。
5.10.2 如果光伏监控系统不在承包方供货范围，承包方负责与光伏监控系统供应商作相关交流，确认通信电缆（光缆）的规格、安装起止位置、穿管方式、敷设方法等，承包方按照光伏监控系统供应商提供的通讯链路建设方案，完成通讯电缆（或光缆）的安装铺设工作，提供相关安装用辅助材料。
5.10.3 光伏电站监控系统需采集关口计量表的光伏发电上网电量信息，承包方负责协调业主、电网公司等相关部门予以配合，承包方负责协调逆变器、直流汇流箱、并网开关柜、关口计量电能表等设备厂家提供通信接口、通信协议等技术文件，如果光伏监控系统不在承包方供货范围，承包方需协调上述厂家与监控系统供应商作相关技术沟通，确保光伏监控系统的顺利安装及调试。
5.10.4如果光伏监控系统不在承包方供货范围，承包方负责与光伏电站监控系统供应商作相关沟通，确定光伏电站的综合能量效率（PR）计算方法、气象站的测量精度等事宜，最终认可综合能量效率（PR）的计算和统计。
6技术文件
承包人安装以下要求提供相关技术文件，技术文件包括纸质版和电子版，其中竣工图纸需一式三份蓝图，以及CAD电子版本。
1）竣工图纸
2）设备运行维护手册
3）各部件或设备的使用说明
4）部件或设备的规范表
5）部件或设备的调试试验规程
6）安装要求及安装质量标准
7）备品备件及专用工具一览表
如果项目有设计变更请承包方通知发包方做技术协议修订。
7 系统验收要求
本项目按《CGC/GF003.1:2009 (CNCA/CTS 0004-2010) 并网光伏发电系统工程验收基本要求》从项目文档、系统安全、系统性能方面进行验收，由发包人或发包人与承包人共同认可和指定的第三方检测机构进行验收工作。
签字页
发包人：南京HYH新能源科技有限公司
代表人：
日期：
承包人：上海XX太阳能科技有限公司
代表人：
日期：
附件一：工程范围
项目的设计,施工、工程管理、设备材料（包括但不限于组件、逆变器、支架、电缆、配电设备等本项目所必须的所有设备）采购、运输、卸货、保管、搬运、安装、土建、建筑施工、机电安装及调试、竣工、验收、缺陷修复等直至质量保证期满，完成全部工程和所有工作。包括但不限于设计、采购、施工、安装、并网发电等均由承包人负责，直到项目满发并网发电。
Copyright © 2019-2025 51dongshi.net 版权所有
违法及侵权请联系：TEL:177 7030 7066 E-MAIL:11247931@qq.com 本站由北京市万商天勤律师事务所王兴未律师提供法律服务
