发送至邮箱
厦航天津基地储备用地光储充一体化项目采购公告
{"ListOfItems":"
合同包 | 货物名称 | 数量 | 主要技术规格 | 交货地点 | 交货时间 | 备注 |
1 | 厦航天津基地储备用地光储充一体化项目 | 1项 | 详见第三章 | (略) (略) (略) (略) | 在合同签订后4个月内启动开工，6个月内完成项目建设并通过验收投入使用。 | 厦航享受节能效益不低于20%（用电价格不高于 (略) 代理购电工商业用户的电力销售价格平段价格（厦航适用）的80% ），每年支付招标人的管理费不低于管理费*元。 |
1.计划在厦航天津基地二期储备用地建设光储充一体化项目，建设7300平左右停车场，243个停车位（其中大巴车车位29个，轿车车位178个，充电桩车位36个）；车位上方搭建光伏车棚，铺设光伏面积4000平方米，建设装机容量900kw，年发电量约*kwh；停车场内建设36枪位充电桩。光伏发电采用能源管理模式，由投标人投资建设，招标人享受节能效益不低于20%。停车场及充电桩日常经营由投标人负责，并向招标人缴纳管理费，停车场及充电桩营收需分成。
2.合同期限在15年以内（首期10年，续签5年），招标人可提前终止合同，可根据战略规划情况提前收回土地使用权，提前1年通知中标人并协商适当补偿（补偿原则：项目交付运营前双方确认运营方建设成本（土地硬化、车棚钢架等固定基建投入部分），按12年折旧，12年内按剩余年限折旧予以补偿，超过12年不予补偿），合同期满15年后双方可协商再续签，合同期满20年后项目无偿归属招标人，确保土地使用年限可控。
二、项目需求描述2.1主要技术参数要求：
光伏组件要求：
（1）单晶硅太阳电池组件主要性能参数在标准测试条件（即大气质量AM1.5G、1000W/m2的辐照度、25℃的电池工作温度）下应满足如下要求：
1.峰值功率：≥560Wp
2.单晶硅组件光电转换效率：≥22%
3.组件标称功率偏差：0～+5W（首次实验必须为正公差）
4.寿命及功率衰减：太阳电池组件正常条件下的使用寿命不低于25年，在运行期首年输出功率衰减不超过2%，第2～30年输出功率衰减不超过0.45%。
5.组件工艺材料保质期不低于10年，功率衰减质保期不低于30年。
6.按照GB/T9535（或IEC*）标准要求，通过国家批准认证机构的认证。
7.提供的电池组件应具备较好的低辐照性能，提供在200~1000 W/m2的IV测试曲线或数据。
（2）光伏组件设备选择应符合GB*的相关要求
（3）光伏系统的防雷等级分类及防雷措施应符合《建筑物防雷设计规范》GB*的有关要求
（4）光伏支架、支撑金属件及其连接点，应具有承受自重、风荷载、雪荷载、检修荷载和抗震能力。
车棚要求：
1、设计满足最低点距地面2.5m以上
2、设计满足使用年限为大于等于25年
3、设计满足天津本地强对流风荷载
4、荷载要求：光伏组件的荷载设计需符合国家标准GB *；结构强度和耐久性：车棚的支架和支撑结构需保证强度、刚度、稳定性。安装时需避免异质金属接触，必要时采取防腐措施。
5、防水设计：在平顶车棚上，光伏组件支架基座下部需增加附加防水层；在坡顶车棚上，组件与顶棚之间应留出通风散热间隙，并做好排水和建 (略) 理。
6、防雷和接地措施：系统需进行防雷设计，防雷接地电阻不应超过10Ω，需与电气系统联合设置接地。
充电桩要求：
1、充电桩需具备智能管理系统，具备远程监控、故障报警及数据分析功能。充电终端带有超温断电功能，提升设施防护安全性。
2、防护等级：≥IP55。
3、可提供使用最大配电变压器不超过1250KVA。
4.终端结构尺寸不大于370×370×1520mm（宽×深×高），且终端采用非金属SMC材质，具备优异耐热、耐燃性能。
5.充电机应具备动态功率分配功能。在充电过程中，充电机根据用户充电请求、电池充电需求、当前功率变换单元负荷状态、上级监控管理系统调控指令。
6.充电机应采用矩阵式功率控制设计，实现以单模块颗粒度进行切换； (略) 充电接口配置一个功率分配单元，矩阵式控制单元内置于分配单元中；功率分配单元采用模块化设计，要求充电接口可通过插拔功率分配单元实现快速运维、检修。
7.充电 (略) (略) 实现集群控制和管理功能，根据用电负荷需求和配电能力，进行动态负荷调度或设定固定负荷上限，实时调控充电终端功率输出，满足充电需求。
8.充电机具备主动监测电动汽车BMS运行状态、电池特性参数及充电机自身运行状态等功能，须采用安全冗余设计，主动 (略) 理故障和异常，实现电动汽车充电过程的主动防护。
9.当充电机出现故障特征或实际发生故障时，可记录故障前后电池、充电机等关键信息（电压、电流、SOC、温度、单体电池信息），用于故障分析。
混凝土硬化要求：
(1)强度等级：混凝土地面应选用不低于C30的混凝土，确保足够的承载能力，满足光伏车棚支架及设备荷载需求。
(2)厚度要求：硬化地面基层与面层总厚度不少于200毫米，具体厚度需依据地质条件和车辆与车型荷载情况确定，以确保地面不易开裂和沉降。
(3)表面平整度：地面混凝土应进行精细找平，以确保光伏车棚支架的安装稳定， (略) 部积水影响地基结构。
(4)防水、 (略) 理：为防止雨水渗透影响地基，建议在混凝土表面进行防 (略) 理，或在施工时添加防水剂。
(5)养护时间：混凝土硬化后需进行养护（标准湿度和温度条件下），以确保硬化强度达标，避免地面开裂。
2.2主要商务要求
1、光伏组件的选型和光伏方阵的设计应与周边建筑（景观）相协调，不应造成周围环境光污染。
2、屋顶分布式光伏发电系统设计应符合构件的各项物理性能要求，根据当地的特点，作为建筑构件的光伏发电组件应采取相应的防冻、防冰雪、防过热、防雷、抗风、抗震、防火、防腐蚀等技术措施。
3、屋顶分布式光伏发电系统应采取必要的安全防护措施，所选用的电气设备，在其外壳的显著位置应有防触电警示标识。
4、满 (略) 用电设备电能质量要求，避免损坏用电设备。
2.3安全要求：中标人必须严格按照相关安全检查标准、操作规程施工，采取必要的安全防护措施，操作人员安全防护、劳动保护用品到位，施工前需向项目部提供机械设备的合格证和有关人员的证书，施工期间采取有效扬尘防控措施，所有费用已含在报价中。
2.4工期要求：投标人根据招标人的进度要求，进行人员、机械、材料进场安排。并根据实际情况编制施工计划表，计划周期表。
2.5提供日常维护安全要求：夏季燥热应注意光伏组件表面不能有异污或遮挡，高温天的定期设备巡视检测，防止发生火灾、设备爆炸等情况。日常维护应包含定期对所有设备进行清洗、除污、冬季扫雪等，保证光伏组可正常使用运行。若因设备问题或日常维护不到位发生意外造成损失，损失由中标人承担。
2.6本项目不组织统一踏勘，供应商可自行踏勘现场。现场踏勘时间:2024年12月23-28日上午9:00-11:00下午14:30-16:00。踏勘联系人:李先生。联系电话:*。请投标人在规定时间内自行到达： (略) (略) (略) (略) 。
三、投标资格要求与投标资格证明文件详见投标人须知前附表2资格性要求第2项。
四、投标要求1. 本项目共分为1个合同包进行招标，投标人可对其中一个或多个合同包进行投标。投标人中标后不得转包、分包。
2. 投标人必须提供所投设备的配置清单，并详细列出投标产品品牌、规格、产地、质量等级、生产厂家、保质期等。
3. 投标人须提供投标产品的材料构成说明、工艺流程说明、性能说明、产品标准、主要质量参数等相关资料以及产品生产企业的法人营业执照、生产许可等资质证明资料。
4. 投标人应根据招标要求提供符合要求的合格产品，不得降低招标产品的质量标准和档次，其质量等级、制造、技术标准必须符合国家行业规范和质量标准。
5. 投标人应根据招标文件要求在投标文件中进行逐项响应。
6. 投标人应明确投标响应情况和招标要求存在正负偏离情况。
7. 投标人必须具有完善的售后服务机构和售后服务体系，能提供本地化服务。
以上投标要求若需要提供证明文件、材料的，均应在投标材料上加盖投标人公章。
五、报价要求1. 报价以人民币为货币单位。
2. 本项目报价为包干价。报价应为货物送达招标人指定地点并经招标人验收合格交付完毕所有发生的费用，包括产品及包装物生产制造、包装、运输、装卸、采购保管、人工、配送、保险费、售后服务、25年的运维、检测、质保、资料图册提供及伴随服务等费用。所有报价均应已包含国家规定的所有税费。投标人应自行核算项目正常、合法运作及使用所可能发生的一切费用。
3. 投标人漏报、少报的费用，视为此项费用已隐含在投标报价中，中标后不得再向招标人收取任何费用。
4. 投标人对本项目只能有一个报价，招标单位不接受有选择的报价。
5. 相关风险投标人应予以充分考虑。中标后，投标人不得因此拒绝签署或履行合
6.本项目采用能源管理模式，由中标人负责设计、投资、施工、验收、运营等费用。建成后运营期限10年，运营期内用电价格不得高 (略) 公示电价（厦航适用）的80%，招标人按季度支付中标人电费。】
7.★本项目需提供4项报价（供应商未提供或不满足下述4项报价要求的投标无效）：
7.1.管理费：不得低于*元每年，中标人按年度支付招标人，报价低于*元报价无效。（第一年按照固定管理费*元缴纳，投标人第一年无需报价，按照第二年开始报价，第二年开始按照中标价支付管理费。）
7.2.光伏发电折扣，该项报价采用报折扣率形式（如投标报价为： (略) 公示电价的70%），本项投标报价超过80%，则为无效报价。（采购人第一年光伏发电价格按 (略) 公示电价100%（厦航适用）进行支付，第二年起光伏发电按中标折扣率执行）
7.3.停车场营收向厦航分成不低于15%，从验收合格并投入使用起计算，本项由中标人按年度支付给招标人。停车场日常运营由中标人负责，营业收入超过*元部分进行分成；后续每两年动态调整提高收益分成比例。本项投标报价低于15%，则为无效报价。
7.4.充电桩从验收合格并投入使用起计算第4年起向招标人分成，分成不得低于不低于3%，约后续每两年动态调整提高收益分成比例，本项由中标人按年度支付给招标人。本项投标报价低于3%，则为无效报价。
六、服务期及送货要求1.项目工期：在合同签订后4个月内启动开工，6个月内完成项目建设并通过验收投入使用。
2.项目服务期：项目建成投用后运营10年，运营到期后根据评估情况续签5年，允许续签2次。
3.交付地点： (略) (略) (略) (略) 。
七、验收条件及标准1. 验收依据：招标文件、投标文件、合同、检测报告、检测证书及国家有关的质量标准规定，均为验收依据。
2. 中标人应按招标人规定的时间在指定地点内建设完成，竣工验收，以便招标人做好投用准备。
3. 竣工后招标人指定人员根据招标要求以及本招标文件约定对货物进行验收。
4、建设需符合国家现行的有关施工质量验收规范的规定。
5、 (略) 需满足《光伏发电站施工规范》（GB*）《光伏电 (略) 技术规定》(Q/GDW617)中的相关要求。
6、产品的性能试验及所用仪器设备需符合设计要求，试验结果需满足设计要求。
7、充电桩满足国家相关规定要求。
八、售后服务（一）售后服务要求1. 投标人应按照本项目特点结合自身情况提供良好的售后服务，并在投标文件中提供详细具体的售后服务承诺条款及保证，其费用计入投标报价。
★2、运营期内由中标人或中标人指定单位负责项目运维工作，包括日常巡检、维修维护、组件清洗等工作，资金由中标人负责，招标人仅配合出入管理等相关工作。
★3、运营期满前1个月，双方另行友好协商后续事宜，包括但不限于项目 (略) 置或继续合作等。如果运营期满后，招标人决定不继续运作电站，则招标人需于30日内通知中标人，由中标人负责拆除光伏发电设备并承担拆除费用。
★4、运营期内如招标人因规划调整需要变更，中标人需配合，招标人规划要求 (略) 域光伏设备进行拆除并承担拆除费用。
★5.本项目质保期从项目建成投用后起20年（合同首次签订10年，后续根据评估情况可续签5年*2次），质保期内出现任何质量问题，检测、维修更换等费用均由中标人承担。供应商需提供质保承诺。
★6.投标人须承诺：厦航员工充电服务费至少5折。
2-6项★条款投标人须承诺（提供加盖公章承诺函格式自拟、未提供或不满足本次投标无效）
九、知识产权投标人必须保证招标人在使用其中标货物过程的任何时候不受到知识产权或版权的纠纷，否则，由此产生的任何责任完全由中标人承担。
十、合同签订及付款方式1.中标人接到《中标通知书》后，持《中标通知书》与招标人签订合同，招标文件、中标人的投标文件均作为合同订立的基础。
2.建成投用后的运营期内，管理费根据中标金额按年向采购人支付（第一年缴纳*，第二年开始）；光伏发电费用根据中标折扣率按季度与中标人结算（第一年按照100%支付，第二年开始），每月根据实际电量及中标折扣率折算后的电价向采购人支付；停车场营收及充电桩自第4年起的营收按照中标分成比例每月向采购人支付，开票核对后的30天内对公转账。
","PurchaseFormat":"能源管理合作协议（参考文本）注释： 本格式条款仅作为双方签订合同的参考，为阐明各方的权利和义务，经协商可增加新的条款、修改相关条款，但不得与招标文件、投标文件的实质性内容相背离。 |
*方： (略) *方：
统一社会信用代码： 统一社会信用代码：
*3XE
注册地址： (略) (略) (略) 321号 注册地址：
账 号：* 账 号：
开户行：中行厦门分行机场支行 开户行：
本《能源管理合作协议》（以下简称“本协议”）由 *、*双方在 (略) (略) 签订。
第一条 总则
1.1 *、*双方根据《中华人民共和国民法典》及有关法律、法规的规定，本着自愿、平等、互利的原则，经双方友好协商，就厦航天津基地储备用地光储冲一体化项目（以下简称“项目”），双方订立合作协议。
1.2 *、*双方有意愿就项目进行合作，主要为基地储备用地厦航天津基地储备用地光储充一体化的建设及运营。
第二条 项目概况
2.1 项目名称：
2.2 项目场址：
2.3 项目内容：
2.3.1 项目名称：光伏项目（以下称“本项目”）项目地址： (略) (略) (略) (略) 。
2.3.2 *方负责基地储备用地光伏电站项目的图纸设计、采购、检测、施工、并网、运维等。其工作范围为：图纸设计、项目材料及设备采购、运输、土建、安装、监造、设备调试、人员培训，试运行及性能试验并签订供用电合同。（具体装机容量以实际检测试运行数据为准）
2.3.3 项目主要技术方案：分别在*方产权项下的基地储备用地上建设光伏发电站约kW，预计本项目可建设面积平方米。（具体装机容量以实际检测试运行数据为准）。
2.3.4 项目建设方案
（1）*方负责该项目的所有投资，完成规划审批、电站设计、施工、建设；负责项目的运营、管理、维护以及过程中发生的所有项目所需费用。
（2）*方提供建筑物地面作为项目建设场地并对*方工作提供必要的协助，包括但不限于提供设计图纸、提供相关电气和负荷数据、配合*方进行相关的申请工作等。
2.3.5 项目实施目标
项目建成后预计平均每年发电约kWh，方案书计算发电量为理论数值，仅供参考，因天气变化原因，实际发电量以计量表数值为主。
2.4 项目投资：项目的建设投资由*方自筹或融资解决，在节能效益分享期内项目资产所有权归*方所有。节能效益分享期届满后，按5.2条办理。
总工期60日历天。
2.6质量要求
竣工并通过验收为准。
2.7*方设备使用的主要材料和设备品牌
2.7.1 品牌表
设备序号 | 设备名称 | 序号 | 品牌/供应商 |
1 | 如：光伏组件 | 1 | |
2 | |||
3 | |||
4 | |||
5 | |||
2 | 电缆 | 1 | |
2 | |||
3 | |||
4 | |||
3 | 开关柜元器件 | 1 | |
2 | |||
3 | |||
4 | ... | 1 | |
5 | ... | 1 | |
2 | |||
3 |
2.7.2 开关元器件型号序列表
序号 | 产品名称 | |||
1 | (略) 器 | |||
2 | ... | |||
3 | ... | |||
4 |
第三条 节能效益分享方式
经双方友好协商，在节能效益分享期内：
3.1节能量的实际数据均以本项目光伏电站出口电能计量表的计量数据为准。
3.2 在*方项目正常发电的前提下，*方每月电费的计算公式为：
(1) (略) 公示电价×【对应折扣率】%
第四条合作内容
4.1 在厦航天津基地二期储备用地建设光储充一体化项目，建设7300平左右停车场，243个停车位（其中大巴车车位29个，轿车车位178个，充电桩车位36个）；车位上方搭建光伏车棚，铺设光伏面积4000平方米，建设装机容量900kw，年发电量约*kwh；停车场内建设36枪位充电桩。
4.2光伏发电采用能源管理模式，由*方投资建设，*方享受节能效益不低于20%。停车场及充电桩日常经营由*方负责，并向*方缴纳管理费（根据最终中标情况填写），停车场及充电桩营收需分成（最终以实际中标情况填写）。
4.3*方向*方提供地面时，由双方签订交接书，标明地面现状 、交接时间、交验人员等信息。
4.4*方应持续拥有协议场地的所有权，协议场地所涉及的地面在本协议签署时如有抵押或担保等情况需提前告知*方，并提供抵押权人或债权人的同意函。如*方无法提供前述同意函，*方保证在合作期限内房屋不会因抵押权人实现抵押 (略) 置，并保证*方使用屋顶不会受到抵押权人的干扰。
4.5本项目合同期限在15年以内（首期10年，续签5年），*方可提前终止合同，可根据战略规划情况提前收回土地使用权，提前1年通知招标人并协商适当补偿（项目交付运营前双方确认运营方建设成本（土地硬化、车棚钢架等固定基建投入部分），按12年折旧，12年内按剩余年限折旧予以补偿，超过12年不予补偿），合同期满15年后双方可协商再续签，合同期满20年后项目无偿归属厦航，确保土地使用年限可控。
第五条 节能效益分享期限
5.1 节运营期自项目正式发电运营首日起算，运营期为【 】 年。
5.2 运营期满前1个月，双方另行友好协商后续事宜，包括但不限于项目 (略) 置或继续合作等。如果运营期满后，*方决定不继续运作电站，则*方需于30日内通知*方，由*方负责拆除光伏发电设备并承担拆除费用。
第六条 电费的核算、结算
6.1 项目安装有计量表，对*方实时的用电量进行计量。
在节能效益分享期期间，双方于每月最后一日抄表确认当月截至当日 18 时的*方使用项目所发的发电量（若*方无正当理由拒绝配合抄表的，*方有权单方进行抄表并以其为电费计算依据） ，*方根据*方使用项目发电量乘以应结算电价计算出该月*方的应付电费金额。*方根据*方确认的该月应付电费账单金额向*方开具13%增值税专用发票（税率如遇国家相关规定调整则从其规定）。电费的不含税价格不因国家税率变化而变化，在合同履行期间如遇国家的税率调整，则价税合计相应调整，以发票开具的日期为准。
6.2 *方在收到*方开具的13%增值税专用发票后的15个工作日内，以银行转账方式将电费付至*方指定的银行账号。
户名：
开户行：
账号：
6.4 如果*、*双方对任何一期电费存在争议，争议部分不影响对无争议部分的电费的支付。
第七条 *方权利义务
7.1 在项目提供的电力符合用电质量要求的前提下，*方电力负荷应优先使用*方所建设光伏系统所发电能，并按时、足额向*方支付电费。
7.2 为保证项目建设安全、加快项目建设进度，使项目能尽快发电，*方应全力配合*方工作，包括但不限于：
（1）*方应当保证其提供项目建设、运营的厂房具有合法产权或经营管理权。
（2）提供地面所属建筑物设计文件（如有）、竣工图纸（如有）、屋顶的结构和荷载资料（如有）等涉及施工方案设计的其他资料。
(3) 配合*方进行项目内部立项审批所需手续、并网接入等相关工作。如依照有关规定需以*方为申请主体申请办理的，在明确双方权利义务后，*方予以积极协助。
7.3 *方应为*方提供项目建设所需用水、用电及存放设备及工具的临时场地等必要条件。*方在进行项目施工、运营过程中，铺设 (略) 需要通过*方其他场地、房屋时，在不改变*方原有建筑物结构的前提下，*方应予以同意并给予必要配合。
7.4 *方应为项目的安全提供必要的安全监管服务，如防火、防盗、防人为损坏等，监管服务费用已包含在本协议约定的用电电价优惠中。
项目安全监管服务包括但不限于：
(1) 本项目为独立空间，由*方设置隔离门，*方人员及*方委托的项目维护人员均有权进入项目内进行安全巡查或维护工作，*方不得无故阻拦，但相应责任由*方自行承担。
(2) *方有义务阻止无关人员靠近、进入项目，除*方指定的且已 (略) 备案登记的安全巡视人员例行巡查外，未经*方许可，*方不得允许其他无关人员进入项目场地。
(3) 就安全监管、维护工作，*方须指定联络人负责和*方联络人对接工作，*方指定联络人须保持通讯畅通以备*方随时联络，双方联络人发生变更的，变更一方应在实际变更前 5 日书面通知另一方。
(4) *方已设置视频监控系统的，*方应允许*方本项目视频监控信号接入其视频监控系统内，并协助开展项目实时视频监控；*方未设置视频监控系统的，由*方在* (略) 单独设立视频监控显示器。
（5）若*方所 (略) 域内出现火情、盗窃、破坏等紧急情况，由*方负责及时联系消防或公 (略) 理；在与消防或公 (略) 理方案不冲突并征得消防或公安部门允许的情况下，必要时应按照*方提供 (略) 理预 (略) 置，并在第一时间向*方反馈情况；若* (略) 域出现火情、盗窃、破坏等紧急情况，*方应在第一时间向*方反馈情况，且*方应加强 (略) 域的巡查、排查安全隐患。
(6) 如*方发现项目设备丢失或损坏，*方应及时通知*方，并配合、协助*方调查取证及索赔。
7.5 合作期间，因*方过错造成的楼宇及其附属设施损坏由*方负责维修、维护，费用由*方承担。*方应在*方通知后 3 个工作日内派人到现场维修。若*方逾期未维修，且影响*方正常使用场地的，*方有权自行委托第三方维修， 因此产生的费用，*方有权要求*方承担。
7.6 *方应为项目检修维护、 (略) 理、检测提供便利，包括为*方项目维护人员或*方聘请的第三方进出提供方便等。
7.7 未经*方书面同意，*方不得拆除、更换、更改、添加或移动项目设备、设施。
7.7 本协议签订后，合作所涉房屋、房间如发生所有权变动，*方应及时书面通知*方，且*方应如实告知第三方使用情况，确保*方对合作屋顶的使用权及项目资产不受到任何妨碍或影响。
7.8为保障电力安全，本协议有效期内，双方因履行本协议或其他协议发生任何争议或纠纷，在争议或纠纷未最终解决之前，*方不得采取任何措施妨碍项目正常运行。
7.9未经*方书面同意，*方不得设置任何影响项目采光的广告牌或造成本项目阴影遮挡的设施设备等。
7.10*方应当为*方或者*方聘请的第三方进行项目的建设、维护、运营及检测、修理项目设施和设备提供合理的协助，保证*方或者*方聘请的第三方可合理地接近与项目有关的设施和设备。
7.11如项目设备、设施发生故障、损坏和丢失，*方应在得知此情况后及时书面通知*方，并配合*方对设备、设施进行维修和监管。
7.12*方无偿提供部分空闲场地（需经*方确认同意在不影响*方生产经营的前提下）供*方建设本项目所需要的其他电气设备使用，不再收取任何形式的费用。
第八条 *方权利义务
8.1 *方安装和调试相关设备、设施应符合国家、行业有关施工管理法律法规和与项目相对应的技术标准规范要求，以及*方合理的特有的施工、管理要求。
8.2 本项目生产的电力应保障*方的电力需求。
8.3 *方应当确保其工作人员或者其聘请的第三方在项目实施、运行的整个过程中遵守相关法律法规。
8.4 *方在项目施工、运营过程中确保*方的设备和其它财产不受影响。
8.5 在接到*方关于项目运行故障的通知之后，*方应及时完成相关维修或设备更换。
8.6 在本项目运行期间，在确保*方的设备和其它财产不受影响情况下，*方有权为优化项目方案、提高节能效益对项目进行改造，包括但不限于对相关设备或设施进行添加、替换、去除、改造，或者是对相关操作、维护程序和方法进行修改，所有的改造费用由*方承担。
8.7 *方应当设计安全合理可靠的电力提供方案，确保项目提供的电力安全、稳定、可靠，符合行业电能质量及相关技术标准规范要求，确保本项目 (略) 良好衔接匹配，保证*方电力供给安全、稳定、可靠。
8.8 *方运营维护光伏项目如遇特殊情况需要停电的，应提前通知*方，并提前做好应急预案和安排，确保*方电力供给稳定可靠。
8.9 *方不得随意改变建筑物屋顶的现状和附着物，不得破坏建筑物屋顶结构层、防水层和保温隔热层及其他不可移除的构筑物。经双方书面认可的屋顶交付*方后，因*方原因造成房屋屋顶损坏，导致屋顶结构层、防水层和保温隔 热层出现问题，影响*方房屋正常使用的，由*方负责及时修复并承担所有费用。若**双方无法界定引起房屋瑕疵缺陷责任的过错方，则因修复屋顶相关瑕疵缺陷而产生的相关维修维护费用由**双方平摊。
8.10 *方在项目的施工、运营中所有的安全事故负全部责任（因*方或任何其他第三人引发的情形除外）。
8.11 *、*双方同意，若*方迟延支付电费连续达60日或累计拖欠电费达*元时，*方有权要求*方按万分之五缴交违约金 （自欠款之日起计算）。
8.12 *方需于施工前委托具有相应 (略) 做结构安全性评估并提交*方。
8.13 *方所提供的项目建设方案需经*方确认后方可开展施工。
8.14 *方必须办理施工保险和第三者责任险，施工过程中发生的一切安全事故由*方承担全部责任，给*方造成经济损失的，*方须赔偿*方全部经济损失。
8.15运营期内如*方因规划调整需要变更，*方需配合，*方规划要求 (略) 域光伏设备进行拆除并承担拆除费用。
第九条 特别约定
9.1 *方根据国家及行业规范对*方场地钢结构及其金属屋面、其他混凝土屋面结构进行分析评估，在确保承载安全的前提下进行项目方案的设计，承载分析结果及方案设计等。上述结构设计文件应由具备相应资质的设计单位进行设计、评估并加盖有效印章，提交*方认可后，方可实施。
9.3 效益分享期内，*方承诺在满足房屋结构安全、正常使用的前提下对协议场地不 (略) 理，若*方协议场地使用寿命到期确需翻新修理的，*方应提前至少3个月通知*方做好准备配合工作，*方负责翻新或更换，*方负责光伏设备拆装及相关工作，具体事项双方互惠互利最大程度减少双方损失的原则下协商确定。
9.5本项目场地的钢结构及其金属屋面是否具备装设光伏设备条件，*方应自行踏勘评估，在投标技术方案明确，并承担是否具备条件安装的风险。
第十条 协议解除
10.1*、*双方同意在合作期内，有下列情形之一的，可以解除本协议：
(1) 本协议可经由**双方协商一致后书面解除。
(2) 本协议可依照不可抗力的规定解除。
(3) 本协议解除后，本项目应当终止实施。项目资产由*方负责拆除、取回，*方提供必要的协助。。
(4) 本协议的解除不影响任意一方根据本合同或者相关的法律法规向其他方寻求赔偿的权利，也不影响任何一方在协议解除前到期的付款义务的履行。
10.2 本协议的解除不影响任意一方根据本协议或者相关的法律法规向对方寻求赔偿的权利，也不影响一方在协议解除前到期的付款义务的履行。
第十一条 违约责任
11.1*方未按双方约定时间支付电费的，每逾期一日，*方按应付未付款项的万分之二向*方支付违约金。
11.2 因本项目提供的电力不符合质量技术标准规范、*方突然无故停止电力供应，因此造成*方生产产品损失或其他财产损失的，*方应当承担赔偿责任。
11.3 因*方原因，导致本合同提前终止，*方不能按照约定使用项目建筑物或者项目不能正常发电，*方应赔偿*方的直接损失。
11.4 合同生效后，虽开工但未建成，或虽建成 (略) 发电等情形，即最终*方项目无法进行，则*方有权解除合同而无需承担违约责任。若因施工造成的损失，相关责任参照 8.9 条款。
第十二条 保密
12.l对于项目所涉及的属于*方的知识产权和商业秘密， *方应对
第三方予以保密，不得披露、使用或者允许他人使用*方所掌握的商业秘密，但按法律、法规规定并应有权国家机关的要求予以披露的除外。
12.2 *方在项目建设和运营中获悉*方的知识产权和商业秘密亦应对任何第三方予以保密，不得披露、使用或者允许任何第三方使用*方所掌握的*方的知识产权和商业秘密。
12.3 本条项下的保密义务不随协议解除或终止而消灭或免除，直至*方上述商业秘密成为公开信息。
第十三条 不可抗力
13.1 不可抗力是指不能预见、不能避免和不能克服的客观情况，包括自然灾害、政府行为（包括但不限于拆迁、改造等）及社会异常事件。
13.2 任何一方因不可抗力原因导致不能按约定部分或全部履行协议的，应当在事件发生之日起5日内书面通知对方，并在事件消失后15日内提交政府相关部门的书面证明文件，因不可抗力原因导致的违约行为，免除相关违约责任。
13.3 遇有不可抗力事件的一方应采取措施避免损失扩大。如果因为未采取相应的措施而导致损失扩大，由其自行承担。
第十四条 争议的解决
凡因本协议引起的或与本协议有关的任何争议，双方应协商解决，协商不成，任何一方均有权向*方所在地有管辖 (略) 提起诉讼。
第十五条 其他约定
15.1 根据本协议发出的任何通知、要求及其它通讯应以书面形式进行，并按下列联系方式交付给或寄给有关方：
(1) 致*方的通知应寄往/交付
地址： (略) (略) (略) 22号
邮编：
电话：
电子邮箱地址：
收件人：杨胜见
(2) 致*方的通知应寄往/交付
地址：
邮编：
电话：
电子邮箱地址：
收件人：
除非本协议另有规定，否则如以面呈，就在面呈时视为收件人已经收到；如以邮递，就在投递之日后三日视为收件人已经收到；如以电子邮件，电子邮件到达收件人特定系统的日期为送达日期。除非本协议任何一方在更改其上述的通讯资料时立即以书面知会另一方，否则任何一方仍有权按上述通讯资料向对方发出及给予有效的通知、请求、要求或其它通讯。
15.2 对本协议修改或补充，必须经*、*双方签署书面协议才能生效。
15.3 本协议自双方签字盖章后生效，协议文本*式【*】
份，具有同等法律效力，双方各执【*】份。
第十六条附件1-反商业贿赂协议；
第十七条附件-2技术要求。
*方 ： (略) *方：
法定 （授权） 代表人： 法定 （授权） 代表人：
日期： 日期：
附件1
反商业贿赂协议
(略) 场秩序，营造 (略) 场环境，维护**双方共同的合法权益，防止商业贿赂行为的发生，订立本协议。
1. **双方应严格遵守国家反不正当竞争法和禁止商业贿赂行为的有关规定，坚决反对和抵制商业贿赂行为，自觉做到依法办事、合法经营、廉洁从业。**双方应当保持正常的业务合作和业务交往，双方的业务洽谈信息以书面确认为准，不能进行私下商谈或达成默契。
2. *方及其工作人员不得向*方索要和收受*方各种名义的回扣、好处费和手续费等；不得索要或收受*方的礼品、现金、有价证券和支付凭证；不得参加可能影响公正业务的宴请、娱乐和旅游等活动；不得在*方报销应个人支付的任何费用；不得要求或接受*方为其本人或其家属亲友谋取私利提供方便。
3. *方不得给予*方及其工作人员任何形式的商业回扣；不得为获取不正当利益向*方工作人员赠送礼品、现金、有价证券、支付凭证或邀请*方工作人员及其亲属参加超出正常业务联系的交际活动，包括但不限于赴宴、旅游等高消费娱乐活动、具有赌博性质的活动等；不得为谋取私利擅自与*方工作人员私下商谈或达成默契；不得以其他任何形式给予*方工作人员或其家属亲友不正当利益。
4. **双方如发现对方工作人员有违反本协议的行为，应向对方反馈或举报。
5. *方如发现*方有违反本协议的行为，*方可根据具体情节和造成的后果，有权立即终止合同。由此给*方造成的损失，均由*方承担。
6. 若任何一方根据本协议的内容针对本方员工开展反商业贿赂调查的，对方应积极配合，且无偿提供涉及调查的所需资料，保障调查的顺利进行。
7. 本协议作为主合同的附件，具有与主协议同等的法律效力。
8. 双方监督联系方式：
*方监督电话：0592-*；*方监督邮件：*@*iamenair.com；
*方监督电话： ；*方监督邮箱：
附件2-技术要求
1.1标准和规范
(略) 光伏电站的设计、制造、土建施工、安装、调试、试验及检查、试运行、考核、最终交付等符合相关的中国法律及规范、以及最新版的ISO和IEC标准。对于标准的采用符合下述原则：
l与安全、环保、健康、消防等相关的事项执行中国国家及地方有关法规、标准；
l上述标准中不包含的部分采用技术来源国标准或国际通用标准，由*方提供，*方确认；
l设备和材料执行设备和材料制造商所在国或国际标准；
l建筑、结构执行中国电力行业标准或中国相应的行业标准。
*方应针对本工程的设计、制造、调试、试验及检查、试运行、性能考核等要求，提交所有相关标准、规定及相关标准的清单。在合同执行过程中采用的标准需经*方确认。
（1） IEC* 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/T *-2001《地面用光伏（PV）发电系统 概述和导则》
（5） SJ/T *-1997《光伏（PV）发电系统过电压保护—导则》
（6） GB/T *-2005《光 (略) 技术要求》
（7） GB/T *-2006 《光伏（PV） (略) 接口特性》
（8） GB/T *-2012《光伏发电站接入电力系统技术规定》
（9） GB/T *-2012《光伏发电系统 (略) 技术规定》
（10）GB/T *-2013《并网光伏发电专用逆变器技术要求和试验方法》
（11）NB/T *-2013《光 (略) 逆变器技术规范》
（12）CSCS85:1996《太阳光伏电源系统安装工程施工及验收技术规范》
（13）GB *-2012《光伏发电站施工规范》
（14）GB/T*-2012《光伏发电工程验收规范》
（15）GB/T*-2012《光伏发电工程施工组织设计规范》
（16）*《光伏发电站设计规范》
（17）GBT *-2012 光伏发电站无功补偿技术规范
（18）GBT *-2015 光伏发电站监控系统技术要求
（19）*光伏发电站防雷技术要求
（20）*电气装置安装工程电气设备交接试验标准
（21） (略) 分布式光伏发电典 型设计（仅适用 (略) 辖区）
1.2 性能保证
*方提供的光伏发电系统应能满足*方提出的性能及质量要求，当由*方委托的有资质的第三方所做的性能试验证明*方不能达到以下技术指标，*方将对*方进行罚款。如果整个工艺过程有任何不能满足本技术标准及运行保证中所许诺的要求，则*方应负责修理、替 (略) 理所有的物料、设备或其它，直到满足运行保证要求为止。因*方技术工艺、性能指标达不到要求造成*方损失的，由*方负责赔偿。
*方应确保下列技术指标，当由*方委托的有资质的第三方所做的性能试验证明*方应达到以下技术指标：
（1）正常工作条件
设备应在下述条件下连续工作满足其所有性能指标。
·环境温度：－20℃-＋50℃；
·相对湿度：≤99％（25℃）；
·海拔高度：≤2000m；
·基本风压：0.8kN/m²；
（2）质保承诺：光伏电站整体质保为25年；
2.1 总的技术要求
包括的所有需要的系统和设备至少满足以下总的要求：
·采用先进、成熟、可靠的技术，造价要经济、合理，便于运行维护；
·所有的设备和材料是全新未使用的；
·高的可利用率；
·运行费用最少；
·观察、监视、维护简单；
·运行人员数量最少；
·确保人员和设备安全；
·节省能源、水和原材料；
·太阳能光伏发电装置的调试、启/停和运行不影响原有供电系统的正常工作且其进 (略) 系统的要求，*方应提交调试计划。
太阳能装置能快速启动投入，在负荷调整时有良好的适应性，在运行条件下能可靠和稳定地连续运行。具有下列运行特性：
·能适应原有系统负荷的启动、停运及负荷变动；
·在设计上要留有足够的通道，包括施工、检修需要运输通道，检修通道要求能够直达屋面所有逆变器、汇流箱等设备位置，检修通道的设计要求采用铝合金导轨或角钢进行通长支撑，防止因踩踏造成变形，方便运维人员运维检修以及对光伏组件的清洗。
在招标文件书中关于各系统的配置和布置等是*方的基本要求，仅供*方设计参考，并不免除*方对系统设计和布置等所负的责任。
2.1.1质量控制
*方负责对其工作范围内的设计、设备和材料的采购、运输和储存、施工和安装、调试等实行质量控制，制定质量控制计划和提交质量控制手册，并用质量控制计划检查各个项目（包括分包商的项目）是否符合合同的要求和规定。
2.1.2文件
设计中提供的所有文件将标识明确的版次或最终版标记。*方对提交文件的变动造成*方的损失负责赔偿。
*方提交的文件和图纸的改变（如升版）对 (略) 作标记，以便于*方清楚地找到 (略) 。
光伏系统主体设计需要附带设计说明，包括但不限于设计方位角、设计倾角，线缆选型、逆变器选型、组件串并联计算、设计容量计算、阴影分析、 (略) 由设计、维护通道布置、防雷接地设计、逆变器、变压器的定位、逆变器及变压器土建基础的设计等，其中防雷接地设计须满足国家对于光伏发电系统的防雷设计的基本要求。
*方的设计文件交付进度满足本工程基本设计、详细设计、施工安装等工程进度要求。
*方提供的图纸格式要求为可编辑的CAD格式。
项目执行过程中，*方和*方之间的联络文件如传真、会议纪要等以*方同意的方式进行编号。
*方提供的招标设计方案仅供参考，*方应根据专业经验，现场查勘并对*方案负责。
2.2 光伏组件
2.2.1 标准和规范
（1）IEC* 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/T *-2005《光 (略) 技术要求》
（5）EN *-1999 光伏组件盐雾腐蚀试验
（6）EN *-1998 晶体硅光伏方阵I-V特性现场测量
（7）EN *-1999 光伏组件对意外碰撞的承受能（(抗撞击试验)
（8）EN *-1998 光伏组件紫外试验
（9）GB 6495.1-1996 光伏器件 第1部分： 光伏电流－电压特性的测量
（10）GB 6495.2-1996 光伏器件 第2部分： 标准太阳电池的要求
（11）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
（12）GB 6495.5-1997 光伏器件 第5部分： (略) 电压法确定光伏（PV）器件的等效电池温度（ECT)
（13）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》
（14）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
（15）GB/T *-2000 晶体硅光伏（PV）方阵I-V特性的现场测量
（16）GB/T *-2002 光伏组件盐雾腐蚀试验
（17）GB/T *-2003 光伏（PV）组件紫外试验
（18）GB/T *—1992 机电产品包装通用技术条件
（19）GB/T 191-2008 包装储运图示标志
（20）GB *.1-2006 《光伏（PV）组件安全鉴定 第1部分：结构要求》
（21）GB *.2-2006 《光伏（PV）组件安全鉴定 第2部分：试验要求》
（22）GB/T *-1989 太阳电池电性能测试设备检验方法；
（23）IEEE 1262-1995 太阳电池组件的测试认证规范；
（24）SJ/T *-1993 太阳电池温度系数测试方法；
（25）SJ/T *-1999 光伏器件 第6部分 标准太阳电池组件的要求；
（26）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。
2.2.2 主要性能、参数及配置
（1）主要性能
太阳能电池组件选择182mm*182mm硅片尺寸≥560Wp高效单晶硅组件，单晶组件转换效率≥22%。
太阳能电池组件应具有抗PID功能。
如实际开展施工图设计时需要满足建筑物的高耐火等级要求。
(略) 光照辐射，光伏组串中光伏组件的块数不大于20块。
光伏组件符合《光伏制造行业规范条件》，在工信部公告企业目录内，未被撤销。组件产品及生产工厂通过国内、外权威部门的认证，拥有TUV、CQG、CGC认证证书，符合国家强制性标准要求。
*方所供货的组件应是由企业符合认证要求的工厂自有生产，实际BOM材料符合认证报告且经过*方认可。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～+5W）偏差范围内。
光伏组件正常条件下的使用寿命不低于25年，在运行期首年输出功率衰减不超过2%，第2～30年输出功率衰减不超过0.45%。
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 (略) 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/T*-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。
（2）关键元器件及材料要求
构成电池组件的元器件或材料需要单独经过TUV检测或其它同等资质第三方机构测试检验，而且某些部件需要符合如下要求：
（2-1）电池片为A级多主栅、抗PID电池片，应具备UL、TUV、VDE中的一种第三方认证，构成同一块组件的电池片应为同一批次、同一等级的电池片。对应同一标段组件使用电池片应为同一类型。电池片外观颜色均匀，电池片表面无色差和机械损伤，所有的电池片均无隐形裂纹和边角损伤。
单片182mm电池承受反向12V电压时反向漏电流单晶不超过1.0A，单片电池填充因子单晶不得低于78%。
不允许出现正面、边缘漏浆、印刷偏移＜0.5mm，主栅线宽度方向缺失≤0.5mm，长度方向缺失≤1mm，细栅线不允许出现断栅与偏移，背电极缺失面积≤1mm²的个数少于2个，
铝背场不允许出现露硅、不允许出现铝刺、铝包、褶皱。
电池片经90℃15min的水煮实验后铝背场铝浆不掉粉、水不浑浊。LID要求：
PERC或Topcon单晶经过60kWh/m²标准光源辐照后LID≤2%（平均值，LID最大值不超过2.5%）。
*方需提供电池达到LID和PID要求的办法、原理和支撑其方法的测试数据或报告。
（2-3）接线盒（含连接器、导线和二极管）
供货时需提供接线盒生产企业、型号规格、进货检验报告和接线盒厂家的测试报告、质量保证书，接线盒盒体的强度、耐紫外性能、热循环测试、耐低温能力、二极管反向耐压和工作时的结温、端子插拔力、接触电阻满足规范要求， (略) 二极管的数量至少为3个。
接线盒密封防水、散热性能满足组件正常工作并连接牢固，防护等级IP65以上，引线极性标记准确、明显，采用满足IEC标准的电气连接，线缆与壳体的连接强度不小于180N，连接器端子的插拔力不小于60N，连接器自锁力≥360N，汇流条夹紧力≥45N，防火等级应在*或UL-94VO以上（TUV class-C），接插件防护等级≥IP68。
关于接线盒线缆，要求如下：
每块电池组件应带有正负出线、正负极连 (略) 二极管组件自带的电缆满足紫外线、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/T*-2003性能测试的要求，应满足系统电压、载流能力、潮湿位置、温度和耐日照的要求。电缆应具备单独的TUV认证。
电缆为内径截面面积不小于4±0.2mm2，同时满足电阻（20℃，≤5.09Ω·km）。
组件正负极引出线的长度可根据*方的要求进行调整，且不影响组件的质量和寿命。
关于二极管，应满足要求：
在25℃下，对单个二极管反向施加15V电压，漏电流小于0.2mA；二极管结温≤200℃。
关于连接器，应满足要求：
绝缘材料使用PA/PC、PPE等，具有良好的耐磨性能、绝缘性能，强大的抗老化、耐紫外线能力，经紫外试验后，连接器绝缘材料的各部分不应出现裂痕和龟裂现象（按照*方法A进行辐射强度500W/m2；波长290-800nm；标准黑板温度65℃；相对湿度65%；每间隔102分钟喷水18分钟，持续时间500小时）。接触件材料：铜合金，表面镀锡或者镀银。接触电阻初始电阻≤0.5mΩ，经过温升试验和干热试验后，接触电阻满足VDE0126中的要求；额定电压：1000DC，额定电流＞40A；防护等级满足≥IP67；温度范围：-40℃-85℃；连接器必须通过TUV或VDE、UL中的一种认证。内外部绝缘材料的阻燃性满足VDE0126中的测试要求。
（2-4）太阳电池组件使用的EVA应满足以下要求：EVA应为高透加高截止的组合（双玻组件电池背面EVA使用白色高截止型或POE）。EVA克重：高透型≥500g/m2，高截止型≥350g/m2，层压工艺后的EVA交联度为75%～95%（二*苯法，所有值），EVA与玻璃的剥离强度大于70N/cm，EVA与组件背板剥离强度大于40N/cm，透光率大于91%，抗拉强度≥16Mpa，断裂伸长率≥500%，伸缩率横向≤2%，纵向≤3%，吸水率＜0.1%，体积电阻率≥1.0*1015Ω·cm，击穿电压强度＞28kv/mm，黄变指数（1000h）≤2.0。
所使用的EVA应具备抗PID性能。
EVA的力学性能、电学性能、老化黄变和可靠性满足规范要求和行业标准，应具有TUV测试报告或同等资质的第三方提供的测试报告，*方应提供选用EVA的交联度、抗拉强度、伸缩率、EVA与背板和玻璃的剥离强度和黄变指数。
（2-5）背板
*方供货的单玻电池组件应选用双面含氟或者强化PET，如KPK、TPT、KPF等。
PET抗拉强度：TD和MD≥130MPa；断裂伸长率：TD≥90%,MD≥100%；收缩率：TD≤0.6%,MD≤1.2%；水汽透过率≤2.5%g/m2/day（GB/T*,38℃/90%RH，电解传感法）。项目使用的PET厚度≥260um（正公差），PET通过PCT60实验后外观无开裂、无破损、无黄边、无皱褶，MD和TD断裂伸长率为初始值20%以上， PET通过PCT48实验后外观无开裂、无破损、无黄边、无皱褶，MD和TD断裂伸长率为初始值20%以上。
背板整体抗拉强度不低于110MPa，透水率小于2.0g/m2/day（GB/T*,38℃/90%RH，电解传感法），KPK结构背板需通过250升落沙测试（按照ASTM D968-2005），KPK落沙测试＞160L，RTI≥105，黄边指数（1000h）≤2.0，层间剥离强度不低于4N/cm。背板具有优秀的抗紫外能力和反射能力，背板的力学性能、电学性能、收缩率、透水率和可靠性满足相关规范要求和行业标准，应具有TUV、VDE、UL其中之一的第三方测试报告。
（2-6）盖板玻璃采用高透光低铁钢化玻璃，颗粒数50*50在80至120之间。使用的镀膜玻璃必需是先镀膜后钢化的闭环式减反膜，同时镀膜液应选用国内外知名品牌。受光面玻璃表面应在线涂镀防尘膜。根据项目的自然条件， (略) 要求使用非镀膜玻璃。
使用的低铁绒面钢化镀膜玻璃，钢化性能应符合GB*.2标准，透光率应高于93.8%，应耐200℃温差不被破坏，整体弯曲度 ≤2mm/m（即0.2%），局部弯曲度（波形度）≤0.3mm/300mm，玻璃的抗机械冲击轻度、弯曲度满足规范要求，能保证25年的使用寿命，应具备TUV、VDE、UL中一种第三方认证。
（2-7）太阳电池组件使用焊带的安全载流量截面积、力学性能、抗老化性能满足相应规范和行业标准，抗拉强度指标：互联条≥120N/mm2，汇流条≥200N/mm2，电阻率：使用铜基材的电阻率≤0.0172Ω·mm2/m，镀锡后焊带电阻率：厚度＞0.23，互联条电阻率≤0.0225Ω·mm2/m，厚度≤0.23mm互联条电阻率≤0.0250Ω·mm2/m。互联条的屈服强度≤70MPa。焊带在250℃~400℃正常焊接后留有均匀焊锡层、折断率0°~180°弯曲7次不折断。能耐一定的酸碱腐蚀性，具有良好的抗疲劳特性，考虑焊带与硅片的相容性，降低裂片率，能保证25年的使用寿命。
（2-8）太阳电池组件使用的硅胶或胶带具有良好的电绝缘性能和耐气候性能，粘结、密封性能可靠不失效，固化参数、力学性能、剥离性能、匹配性和电性能满足规范要求和行业标准，满足25年使用寿命。密封胶固化速度≥2.0mm/24h，拉伸强度≥2Mpa，断裂伸长率≥250％，剪切强度≥1.2Mpa。体电阻率≥0.5*1015Ω·cm。灌封胶拉伸强度≥1Mpa，断裂伸长率≥80％，体电阻率≥1*1015Ω·cm。硅胶与背板、铝型材等材料之间的180°剥离强度≥20N/cm。
（2-9）太阳电池使用的铝型材的机械强度应满足规范要求。铝型材材质应符合GB/T3190中相应材质成分要求。力学性能应符合GB5237.1中6005-T6、状态的材质力学性能要求。阳极氧化性能应符合GB5237.2中相应膜厚级别的阳极氧化性能要求。铝型材表面进行阳 (略) 理，氧化层平均厚度（AA10）应不小于10μm，最低点不小于8μm，表面韦氏硬度不小于14HW，弯曲度不大于0.3mm/300mm，抗拉强度不小于160MPa，边框按照GB/T*.3-2008要求进行试验后，外观膜层无脱落、无锈斑等腐蚀。铝边框应带有漏水孔，满足25年的使用寿命，*方应该提供铝型材的表面硬度，氧化膜厚度、型材弯曲度、抗拉强度、拉伸率、耐蚀性和耐候性。
2.2.3 光伏组件质量控制标准
2.2.3.1组件检测阶段及数量
l组件检测阶段：对于组件，*方需委托*方认可的第三方检测机构在组件生产、安装完成验收前等 2个节点对组件进行抽样检测，上述 2个抽样检测节点需通知*方代表参加。过程中对组件质量的控制标准和要求参考国家、行业及*方企业标准，对于不符合标准的，*方有权要求*方退换。
l检测内容：外观、EL检测。
l组件抽检数量：采用抽样标准GB/T 2828.1-2012中的单次正常抽样计划，按一般检验Ⅱ级检验水准执行。
2.2.3.2接受与拒收
序号 | 检测项目 | 抽检不合格率容忍度 |
1 | 外观检查 | 致命缺陷0 |
重要缺陷<1%，AQL1.5 | ||
轻微缺陷<2%，AQL2.5 | ||
2 | EL测试 | 出厂前AQL2.5 |
不合格产品数量在AQL允许的范围内，所检批次判定为合格，替换检测中发现的不合格品后接收本工程。
不合格产品数量超出AQL允许的范围，根据抽样标准进行加严抽检，抽测结论以复测结果为准。如复测通过，替换检测中发现的不合格品后可接收本工程。如复测仍不合格，则双方协商解决。
复检产生的相关费用由投标单位承担。
2.2.3.3组件外观检查质量标准
1、缺陷分类：缺陷主要分为致命缺陷/重要缺陷/轻微缺陷三类
2、缺陷定义：
致命缺陷：此类缺陷将导致整个组件功能不能工作或影响系统安装或寿命（例如：组件破裂， 无功率输出等） 或者电气安全风险 （例如：电缆破皮带电体外露， 耐压测试失败）可能导致组件使用寿命缩短。
重要缺陷：此类缺陷将导致组件部分次要功能不能工作或严重的外观缺陷或部分电气参数偏离技术参数要求。
轻微缺陷：此类缺陷通常为不影响功能电气特性和使用寿命的轻微外观或机械缺陷。
3、一般外观缺陷分类：
（1）开裂、弯曲、不规整或损伤的外表面；（致命缺陷）
（2）组件弯曲；（重要缺陷）
（3）某个电池有明显可见裂纹，其延伸可能导致该电池面积减少 10％以上；（致命缺陷）
（4）破碎的单体电池；（致命缺陷）
（5）丧失机械完整性，导致组件的安装和/或工作都受到影响；（致命缺陷）
（6）互联线或接头有可视的缺陷，引线端失效，带电部件外露；（致命缺陷）
（7）组件背板：
1）背板划伤；（致命缺陷）
2）凹陷：直径或长度>15mm，单件组件>5个/件。（重要缺陷）
（8）密封材料失效或者铝合金边框嵌入的密封硅胶明显缺少；（致命缺陷）
（9）玻璃划伤≤2处（长度≤50mm，宽度≤1mm，不能有触感或可以清除并未破坏减反膜层）（轻微缺陷）；有触感或无法清除或清除时破坏了减反膜层或 (略) （长度≤50mm，宽度≤1mm）（重要缺陷）。
（10）边框表面阳极氧化镀层刮伤（重要/轻微缺陷，根据严重程度确定） ：
1）组件边框正面刮伤 (50mm>长度>10mm，轻微缺陷）
2）组件边框正面刮伤 （长度>50mm，轻微缺陷）
3）组件边框侧面刮伤（长度>50mm，轻微缺陷）
（11）接线盒、线缆、连接器：
1）轻微损伤，不影响功能和安全（轻微缺陷）；损坏、划伤可能会影响功能和安全的严重破坏。（致命缺陷）
2）粘接接线盒的密封硅胶明显缺少，可能引起接线盒漏水或者渗水；（致命缺陷）
3）接线盒盖子没有紧密闭合或密封圈是松的。（致命缺陷）
4）人工拽拉线缆造成线缆和连接器脱离。（致命缺陷）
（12）组件表面存在面积小于1片电池片，可以直接清除的污渍或污染物（轻微缺陷）；组件表面存在面积大于1片电池片，或不能直接清除的污渍或污染物（重要缺陷）
（13）额定铭牌脱落（重要缺陷）
（14）不安全，不可靠的转运、存放方式（致命缺陷）
2.2.3.4 组件EL检测标准
（1）组件不能存 (略) 、无功率片、破片等；
1、单块组件内允许存在隐裂的电池片数量不超过 2片，且单片电池片隐裂条数不超过 1 条且隐裂长度不超过电池边长的二分之一，电池片失效面积≤5%；组件内部不允许存在交叉隐裂、树枝 (略) 状隐裂、不允许存在平行于主栅线的隐裂；最终组件抽检隐裂率不高于0.1%。
2、图例参考如下图所示：
缺陷名称 | 图例 | 判定 |
黑片 | 不允许 | |
碎片破片 | 不允许 |
2.3 太阳能电池支架的技术要求
2.3.1*方应说明支架的材料：光伏系统设计满足 (略) 50年一遇的风压0.8kN/m²，且抗台风等级达到12级以上，铝合金型材选用6005-T5，厚度不小于1.2mm，表面阳极氧化膜厚度应为10微米，螺栓应为304不锈钢螺栓；钢结构型材应为热渗 (略) 理，镀锌平均厚度不低于65微米；表面防腐应满足10年内可拆卸再利用和25年内安全使用的要求。不锈钢螺栓组或紧固件要进行 (略) 理。
2.3.2支架及其构件、基础的强度应满足在自重、风荷载、雪荷载和地震荷载等共同作用下的安全使用要求，设计时应考虑台风的影响。
2.3.3 *方应在投标文件中提供详细的支架安装方案及其相对应的必要技术方案，并对屋面及支架结构受力做专题论证报告。
2.3.4 卖方应在支架出厂发运的同时提供有关质量保证的各项质量文件和技术文件。至少包括：
1）产品及零部件 合格证
2）质量保证书
3）出厂检测报告
2.4逆变器
2.4.1 总的要求
性能要求
（1）逆变器选用型号为DC1000V-DC1500V系统功率不低于110kW的组串式逆变器，最大逆变效率≥99.0%，欧洲效率≥98.4%（不带隔离变压器），逆变器数 (略) 接入批复中的数量为准，要求选用的逆变器单台功率大于接入此台逆变器的光伏组件总功率，即组件与逆变器的容配比小于1.2。
（2）额定功率下电流总谐波畸变率≤3%；交流输出三相电压的允许偏差不超过额定电压的±10%；直流分量不超过其交流额定值的0.5%； (略) 过/欠压保护、直流母线过电压保护、过/欠频保护、防孤岛保护、 (略) 保护、过流保护、极性反接保护、短路保护、绝缘监测、残余电流检测及保护、高温保护功能。逆变器需根据项目具体要求，选配PID防护功能。
（4）使用寿命不低于25年，质保期不低于25年。在环境温度为-25℃～+60℃，相对湿度≤99%，海拔高度≤2000米情况下能正常使用。
（5）按照CNCA/CTS0004:2009认证技术规范要求，通过国家批准认证机构的认证。逆变器输出功率大于其额定功率的50%时，功率因数应不小于0.98，输出有功功率在20%-50%之间时，功率因数不小于0.95。逆变器具备无功补偿功能，保证用电功率因数在超前0.8～滞后0.8区间内连续可调。
（6）*方提供每种逆变器的出厂型式试验，试验参考《并网光伏发电专用逆变器技术要求和试验方法》
（7）提供每个型号逆变器不同带载率情况下的总电流谐波畸变率曲线（每10%一个点）。
（8）逆变器须有时钟及远程控制功能。
（9）逆变器可采用挂墙或专用支架安装，但无论采取何种方式，都必须满足逆变器不受直接雨淋或暴晒。
（10）所有逆变器运行状态、运行参数要求通过数据采集器采集后，将数据上传至逆 (略) 。
（11）低电压穿越基本要求：
故障 (略) ：
光伏 (略) 点电压跌至0时，光伏发电 (略) 连续运行0.15s；
光伏 (略) 点电压跌至曲线1以下时，光伏发电站 (略) 切出。
故障时通过发出无 (略) 电压：
当电压跌落超过10%时，每1%的电压跌落，至少要提供2%的无功电流；
响应速度应在20ms之内，必要时，必须能够提供100%的无功电流。
（12）有功功率控制：
电站必须能够以相对值10%或者绝对值1kW的步长限制其有功出力；
频率高于50.2Hz时，功率必须以40%额定功率/Hz的速率降低；
仅当频率恢复到50.05Hz以下时，才允许提高输出功率；
频率高于51.5Hz或低于47.5Hz (略) 。
（13）逆变器必须具备远程和就地进行有功、无功调节的能力，并无偿配合后台监控厂家开发相应功能。
（14）逆变器需具备组串绝缘监测功能，并可向后台监控系统报警。
（15）逆变器统计及上报数据： (略) 组串电压、电流、各路MPPT总功率，输出电压、电流、电网频率，功率因数、有功功率、无功功率、逆变器温度、当天发电量、总发电量、逆变器效率、开机时间、关机时间、二氧化碳减排量等。
2.4.2标准要求
逆变器，包括工厂由其他厂商购来的设备和配件，都符合该标准和准则的最新版本或修订本，包括投标时生效的任何更正或增补，经特殊说明者除外。
NB/T * 光 (略) 逆变器技术规范
GB * 地面用光伏（PV）发电系统 概述和导则
DL/T 527 静态继电保护装置逆变电源技术条件
GB/T * 机电产品包装通用技术条件
GB/T 191 包装储运图示标志
GB/T * 量度继电器和保护装置的冲击与碰撞试验
GB * 量度继电器和保护装置安全设计的一般要求
DL/T 478 静态继电保护及安全自动装置通用技术条件
GB/T * 光 (略) 技术要求
GB/T * 光伏（PV） (略) 接口特性（IEC *:2004,MOD）
GB/Z * 光伏发电站接入电力系统技术规定
GB/T 2423.1 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 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 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外壳防护等级（IP代码）（IEC *:1998）
GB 3859.2半导体变流器 应用导则
GB/T * 电能质量 (略) 谐波
GB/T * 电能质量 三相电压允许不平衡度
GB/T* 电能质量 供电电压允许偏差
GB/T* 电能质量 电力系统频率允许偏差
GB * 太阳能光伏发 (略) 技术要求
SJ * 光伏（PV）发电系统的过电压保护——导则
GB * 光伏系统性能监测 测量、数据交换和分析导则
GB * 光伏系统功率调节器效率测量程序
GB 4208 外壳防护等级（IP代码）
GB/T4942.2 低压电器外壳防护等级
GB 3859.2 半导体变流器 应用导则
Q/SPS 22 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：EN*或同级以上标准
EMC相关标准： EN*或同级以上标准
电网干扰相关标准： EN*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/T*.9 辐射电磁场干扰试验
GB/T*.14 静电放电试验
GB/T*.8 工频磁场抗扰度试验
GB/T*.3-93 6.0 绝缘试验
JB-T7064半导体逆变器通用技术条件
其它未注标准按国际、部标或行业标准执行。*方应将采用的相应标准和规范的名称及版本在标书中注明。
2.4.3选用的逆变器必须通过金太阳、CE认证，应至少具备TUV、VDE-AR-N 4105、BDEW认证之一（提供完整检测报告）。
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。
","OTHER_PROVEFILE_REFERENCE":"/
","PricBookFormat":"/
","TechnicalFormat":"/
{"ListOfItems":"
合同包 | 货物名称 | 数量 | 主要技术规格 | 交货地点 | 交货时间 | 备注 |
1 | 厦航天津基地储备用地光储充一体化项目 | 1项 | 详见第三章 | (略) (略) (略) (略) | 在合同签订后4个月内启动开工，6个月内完成项目建设并通过验收投入使用。 | 厦航享受节能效益不低于20%（用电价格不高于 (略) 代理购电工商业用户的电力销售价格平段价格（厦航适用）的80% ），每年支付招标人的管理费不低于管理费*元。 |
1.计划在厦航天津基地二期储备用地建设光储充一体化项目，建设7300平左右停车场，243个停车位（其中大巴车车位29个，轿车车位178个，充电桩车位36个）；车位上方搭建光伏车棚，铺设光伏面积4000平方米，建设装机容量900kw，年发电量约*kwh；停车场内建设36枪位充电桩。光伏发电采用能源管理模式，由投标人投资建设，招标人享受节能效益不低于20%。停车场及充电桩日常经营由投标人负责，并向招标人缴纳管理费，停车场及充电桩营收需分成。
2.合同期限在15年以内（首期10年，续签5年），招标人可提前终止合同，可根据战略规划情况提前收回土地使用权，提前1年通知中标人并协商适当补偿（补偿原则：项目交付运营前双方确认运营方建设成本（土地硬化、车棚钢架等固定基建投入部分），按12年折旧，12年内按剩余年限折旧予以补偿，超过12年不予补偿），合同期满15年后双方可协商再续签，合同期满20年后项目无偿归属招标人，确保土地使用年限可控。
二、项目需求描述2.1主要技术参数要求：
光伏组件要求：
（1）单晶硅太阳电池组件主要性能参数在标准测试条件（即大气质量AM1.5G、1000W/m2的辐照度、25℃的电池工作温度）下应满足如下要求：
1.峰值功率：≥560Wp
2.单晶硅组件光电转换效率：≥22%
3.组件标称功率偏差：0～+5W（首次实验必须为正公差）
4.寿命及功率衰减：太阳电池组件正常条件下的使用寿命不低于25年，在运行期首年输出功率衰减不超过2%，第2～30年输出功率衰减不超过0.45%。
5.组件工艺材料保质期不低于10年，功率衰减质保期不低于30年。
6.按照GB/T9535（或IEC*）标准要求，通过国家批准认证机构的认证。
7.提供的电池组件应具备较好的低辐照性能，提供在200~1000 W/m2的IV测试曲线或数据。
（2）光伏组件设备选择应符合GB*的相关要求
（3）光伏系统的防雷等级分类及防雷措施应符合《建筑物防雷设计规范》GB*的有关要求
（4）光伏支架、支撑金属件及其连接点，应具有承受自重、风荷载、雪荷载、检修荷载和抗震能力。
车棚要求：
1、设计满足最低点距地面2.5m以上
2、设计满足使用年限为大于等于25年
3、设计满足天津本地强对流风荷载
4、荷载要求：光伏组件的荷载设计需符合国家标准GB *；结构强度和耐久性：车棚的支架和支撑结构需保证强度、刚度、稳定性。安装时需避免异质金属接触，必要时采取防腐措施。
5、防水设计：在平顶车棚上，光伏组件支架基座下部需增加附加防水层；在坡顶车棚上，组件与顶棚之间应留出通风散热间隙，并做好排水和建 (略) 理。
6、防雷和接地措施：系统需进行防雷设计，防雷接地电阻不应超过10Ω，需与电气系统联合设置接地。
充电桩要求：
1、充电桩需具备智能管理系统，具备远程监控、故障报警及数据分析功能。充电终端带有超温断电功能，提升设施防护安全性。
2、防护等级：≥IP55。
3、可提供使用最大配电变压器不超过1250KVA。
4.终端结构尺寸不大于370×370×1520mm（宽×深×高），且终端采用非金属SMC材质，具备优异耐热、耐燃性能。
5.充电机应具备动态功率分配功能。在充电过程中，充电机根据用户充电请求、电池充电需求、当前功率变换单元负荷状态、上级监控管理系统调控指令。
6.充电机应采用矩阵式功率控制设计，实现以单模块颗粒度进行切换； (略) 充电接口配置一个功率分配单元，矩阵式控制单元内置于分配单元中；功率分配单元采用模块化设计，要求充电接口可通过插拔功率分配单元实现快速运维、检修。
7.充电 (略) (略) 实现集群控制和管理功能，根据用电负荷需求和配电能力，进行动态负荷调度或设定固定负荷上限，实时调控充电终端功率输出，满足充电需求。
8.充电机具备主动监测电动汽车BMS运行状态、电池特性参数及充电机自身运行状态等功能，须采用安全冗余设计，主动 (略) 理故障和异常，实现电动汽车充电过程的主动防护。
9.当充电机出现故障特征或实际发生故障时，可记录故障前后电池、充电机等关键信息（电压、电流、SOC、温度、单体电池信息），用于故障分析。
混凝土硬化要求：
(1)强度等级：混凝土地面应选用不低于C30的混凝土，确保足够的承载能力，满足光伏车棚支架及设备荷载需求。
(2)厚度要求：硬化地面基层与面层总厚度不少于200毫米，具体厚度需依据地质条件和车辆与车型荷载情况确定，以确保地面不易开裂和沉降。
(3)表面平整度：地面混凝土应进行精细找平，以确保光伏车棚支架的安装稳定， (略) 部积水影响地基结构。
(4)防水、 (略) 理：为防止雨水渗透影响地基，建议在混凝土表面进行防 (略) 理，或在施工时添加防水剂。
(5)养护时间：混凝土硬化后需进行养护（标准湿度和温度条件下），以确保硬化强度达标，避免地面开裂。
2.2主要商务要求
1、光伏组件的选型和光伏方阵的设计应与周边建筑（景观）相协调，不应造成周围环境光污染。
2、屋顶分布式光伏发电系统设计应符合构件的各项物理性能要求，根据当地的特点，作为建筑构件的光伏发电组件应采取相应的防冻、防冰雪、防过热、防雷、抗风、抗震、防火、防腐蚀等技术措施。
3、屋顶分布式光伏发电系统应采取必要的安全防护措施，所选用的电气设备，在其外壳的显著位置应有防触电警示标识。
4、满 (略) 用电设备电能质量要求，避免损坏用电设备。
2.3安全要求：中标人必须严格按照相关安全检查标准、操作规程施工，采取必要的安全防护措施，操作人员安全防护、劳动保护用品到位，施工前需向项目部提供机械设备的合格证和有关人员的证书，施工期间采取有效扬尘防控措施，所有费用已含在报价中。
2.4工期要求：投标人根据招标人的进度要求，进行人员、机械、材料进场安排。并根据实际情况编制施工计划表，计划周期表。
2.5提供日常维护安全要求：夏季燥热应注意光伏组件表面不能有异污或遮挡，高温天的定期设备巡视检测，防止发生火灾、设备爆炸等情况。日常维护应包含定期对所有设备进行清洗、除污、冬季扫雪等，保证光伏组可正常使用运行。若因设备问题或日常维护不到位发生意外造成损失，损失由中标人承担。
2.6本项目不组织统一踏勘，供应商可自行踏勘现场。现场踏勘时间:2024年12月23-28日上午9:00-11:00下午14:30-16:00。踏勘联系人:李先生。联系电话:*。请投标人在规定时间内自行到达： (略) (略) (略) (略) 。
三、投标资格要求与投标资格证明文件详见投标人须知前附表2资格性要求第2项。
四、投标要求1. 本项目共分为1个合同包进行招标，投标人可对其中一个或多个合同包进行投标。投标人中标后不得转包、分包。
2. 投标人必须提供所投设备的配置清单，并详细列出投标产品品牌、规格、产地、质量等级、生产厂家、保质期等。
3. 投标人须提供投标产品的材料构成说明、工艺流程说明、性能说明、产品标准、主要质量参数等相关资料以及产品生产企业的法人营业执照、生产许可等资质证明资料。
4. 投标人应根据招标要求提供符合要求的合格产品，不得降低招标产品的质量标准和档次，其质量等级、制造、技术标准必须符合国家行业规范和质量标准。
5. 投标人应根据招标文件要求在投标文件中进行逐项响应。
6. 投标人应明确投标响应情况和招标要求存在正负偏离情况。
7. 投标人必须具有完善的售后服务机构和售后服务体系，能提供本地化服务。
以上投标要求若需要提供证明文件、材料的，均应在投标材料上加盖投标人公章。
五、报价要求1. 报价以人民币为货币单位。
2. 本项目报价为包干价。报价应为货物送达招标人指定地点并经招标人验收合格交付完毕所有发生的费用，包括产品及包装物生产制造、包装、运输、装卸、采购保管、人工、配送、保险费、售后服务、25年的运维、检测、质保、资料图册提供及伴随服务等费用。所有报价均应已包含国家规定的所有税费。投标人应自行核算项目正常、合法运作及使用所可能发生的一切费用。
3. 投标人漏报、少报的费用，视为此项费用已隐含在投标报价中，中标后不得再向招标人收取任何费用。
4. 投标人对本项目只能有一个报价，招标单位不接受有选择的报价。
5. 相关风险投标人应予以充分考虑。中标后，投标人不得因此拒绝签署或履行合
6.本项目采用能源管理模式，由中标人负责设计、投资、施工、验收、运营等费用。建成后运营期限10年，运营期内用电价格不得高 (略) 公示电价（厦航适用）的80%，招标人按季度支付中标人电费。】
7.★本项目需提供4项报价（供应商未提供或不满足下述4项报价要求的投标无效）：
7.1.管理费：不得低于*元每年，中标人按年度支付招标人，报价低于*元报价无效。（第一年按照固定管理费*元缴纳，投标人第一年无需报价，按照第二年开始报价，第二年开始按照中标价支付管理费。）
7.2.光伏发电折扣，该项报价采用报折扣率形式（如投标报价为： (略) 公示电价的70%），本项投标报价超过80%，则为无效报价。（采购人第一年光伏发电价格按 (略) 公示电价100%（厦航适用）进行支付，第二年起光伏发电按中标折扣率执行）
7.3.停车场营收向厦航分成不低于15%，从验收合格并投入使用起计算，本项由中标人按年度支付给招标人。停车场日常运营由中标人负责，营业收入超过*元部分进行分成；后续每两年动态调整提高收益分成比例。本项投标报价低于15%，则为无效报价。
7.4.充电桩从验收合格并投入使用起计算第4年起向招标人分成，分成不得低于不低于3%，约后续每两年动态调整提高收益分成比例，本项由中标人按年度支付给招标人。本项投标报价低于3%，则为无效报价。
六、服务期及送货要求1.项目工期：在合同签订后4个月内启动开工，6个月内完成项目建设并通过验收投入使用。
2.项目服务期：项目建成投用后运营10年，运营到期后根据评估情况续签5年，允许续签2次。
3.交付地点： (略) (略) (略) (略) 。
七、验收条件及标准1. 验收依据：招标文件、投标文件、合同、检测报告、检测证书及国家有关的质量标准规定，均为验收依据。
2. 中标人应按招标人规定的时间在指定地点内建设完成，竣工验收，以便招标人做好投用准备。
3. 竣工后招标人指定人员根据招标要求以及本招标文件约定对货物进行验收。
4、建设需符合国家现行的有关施工质量验收规范的规定。
5、 (略) 需满足《光伏发电站施工规范》（GB*）《光伏电 (略) 技术规定》(Q/GDW617)中的相关要求。
6、产品的性能试验及所用仪器设备需符合设计要求，试验结果需满足设计要求。
7、充电桩满足国家相关规定要求。
八、售后服务（一）售后服务要求1. 投标人应按照本项目特点结合自身情况提供良好的售后服务，并在投标文件中提供详细具体的售后服务承诺条款及保证，其费用计入投标报价。
★2、运营期内由中标人或中标人指定单位负责项目运维工作，包括日常巡检、维修维护、组件清洗等工作，资金由中标人负责，招标人仅配合出入管理等相关工作。
★3、运营期满前1个月，双方另行友好协商后续事宜，包括但不限于项目 (略) 置或继续合作等。如果运营期满后，招标人决定不继续运作电站，则招标人需于30日内通知中标人，由中标人负责拆除光伏发电设备并承担拆除费用。
★4、运营期内如招标人因规划调整需要变更，中标人需配合，招标人规划要求 (略) 域光伏设备进行拆除并承担拆除费用。
★5.本项目质保期从项目建成投用后起20年（合同首次签订10年，后续根据评估情况可续签5年*2次），质保期内出现任何质量问题，检测、维修更换等费用均由中标人承担。供应商需提供质保承诺。
★6.投标人须承诺：厦航员工充电服务费至少5折。
2-6项★条款投标人须承诺（提供加盖公章承诺函格式自拟、未提供或不满足本次投标无效）
九、知识产权投标人必须保证招标人在使用其中标货物过程的任何时候不受到知识产权或版权的纠纷，否则，由此产生的任何责任完全由中标人承担。
十、合同签订及付款方式1.中标人接到《中标通知书》后，持《中标通知书》与招标人签订合同，招标文件、中标人的投标文件均作为合同订立的基础。
2.建成投用后的运营期内，管理费根据中标金额按年向采购人支付（第一年缴纳*，第二年开始）；光伏发电费用根据中标折扣率按季度与中标人结算（第一年按照100%支付，第二年开始），每月根据实际电量及中标折扣率折算后的电价向采购人支付；停车场营收及充电桩自第4年起的营收按照中标分成比例每月向采购人支付，开票核对后的30天内对公转账。
","PurchaseFormat":"能源管理合作协议（参考文本）注释： 本格式条款仅作为双方签订合同的参考，为阐明各方的权利和义务，经协商可增加新的条款、修改相关条款，但不得与招标文件、投标文件的实质性内容相背离。 |
*方： (略) *方：
统一社会信用代码： 统一社会信用代码：
*3XE
注册地址： (略) (略) (略) 321号 注册地址：
账 号：* 账 号：
开户行：中行厦门分行机场支行 开户行：
本《能源管理合作协议》（以下简称“本协议”）由 *、*双方在 (略) (略) 签订。
第一条 总则
1.1 *、*双方根据《中华人民共和国民法典》及有关法律、法规的规定，本着自愿、平等、互利的原则，经双方友好协商，就厦航天津基地储备用地光储冲一体化项目（以下简称“项目”），双方订立合作协议。
1.2 *、*双方有意愿就项目进行合作，主要为基地储备用地厦航天津基地储备用地光储充一体化的建设及运营。
第二条 项目概况
2.1 项目名称：
2.2 项目场址：
2.3 项目内容：
2.3.1 项目名称：光伏项目（以下称“本项目”）项目地址： (略) (略) (略) (略) 。
2.3.2 *方负责基地储备用地光伏电站项目的图纸设计、采购、检测、施工、并网、运维等。其工作范围为：图纸设计、项目材料及设备采购、运输、土建、安装、监造、设备调试、人员培训，试运行及性能试验并签订供用电合同。（具体装机容量以实际检测试运行数据为准）
2.3.3 项目主要技术方案：分别在*方产权项下的基地储备用地上建设光伏发电站约kW，预计本项目可建设面积平方米。（具体装机容量以实际检测试运行数据为准）。
2.3.4 项目建设方案
（1）*方负责该项目的所有投资，完成规划审批、电站设计、施工、建设；负责项目的运营、管理、维护以及过程中发生的所有项目所需费用。
（2）*方提供建筑物地面作为项目建设场地并对*方工作提供必要的协助，包括但不限于提供设计图纸、提供相关电气和负荷数据、配合*方进行相关的申请工作等。
2.3.5 项目实施目标
项目建成后预计平均每年发电约kWh，方案书计算发电量为理论数值，仅供参考，因天气变化原因，实际发电量以计量表数值为主。
2.4 项目投资：项目的建设投资由*方自筹或融资解决，在节能效益分享期内项目资产所有权归*方所有。节能效益分享期届满后，按5.2条办理。
总工期60日历天。
2.6质量要求
竣工并通过验收为准。
2.7*方设备使用的主要材料和设备品牌
2.7.1 品牌表
设备序号 | 设备名称 | 序号 | 品牌/供应商 |
1 | 如：光伏组件 | 1 | |
2 | |||
3 | |||
4 | |||
5 | |||
2 | 电缆 | 1 | |
2 | |||
3 | |||
4 | |||
3 | 开关柜元器件 | 1 | |
2 | |||
3 | |||
4 | ... | 1 | |
5 | ... | 1 | |
2 | |||
3 |
2.7.2 开关元器件型号序列表
序号 | 产品名称 | |||
1 | (略) 器 | |||
2 | ... | |||
3 | ... | |||
4 |
第三条 节能效益分享方式
经双方友好协商，在节能效益分享期内：
3.1节能量的实际数据均以本项目光伏电站出口电能计量表的计量数据为准。
3.2 在*方项目正常发电的前提下，*方每月电费的计算公式为：
(1) (略) 公示电价×【对应折扣率】%
第四条合作内容
4.1 在厦航天津基地二期储备用地建设光储充一体化项目，建设7300平左右停车场，243个停车位（其中大巴车车位29个，轿车车位178个，充电桩车位36个）；车位上方搭建光伏车棚，铺设光伏面积4000平方米，建设装机容量900kw，年发电量约*kwh；停车场内建设36枪位充电桩。
4.2光伏发电采用能源管理模式，由*方投资建设，*方享受节能效益不低于20%。停车场及充电桩日常经营由*方负责，并向*方缴纳管理费（根据最终中标情况填写），停车场及充电桩营收需分成（最终以实际中标情况填写）。
4.3*方向*方提供地面时，由双方签订交接书，标明地面现状 、交接时间、交验人员等信息。
4.4*方应持续拥有协议场地的所有权，协议场地所涉及的地面在本协议签署时如有抵押或担保等情况需提前告知*方，并提供抵押权人或债权人的同意函。如*方无法提供前述同意函，*方保证在合作期限内房屋不会因抵押权人实现抵押 (略) 置，并保证*方使用屋顶不会受到抵押权人的干扰。
4.5本项目合同期限在15年以内（首期10年，续签5年），*方可提前终止合同，可根据战略规划情况提前收回土地使用权，提前1年通知招标人并协商适当补偿（项目交付运营前双方确认运营方建设成本（土地硬化、车棚钢架等固定基建投入部分），按12年折旧，12年内按剩余年限折旧予以补偿，超过12年不予补偿），合同期满15年后双方可协商再续签，合同期满20年后项目无偿归属厦航，确保土地使用年限可控。
第五条 节能效益分享期限
5.1 节运营期自项目正式发电运营首日起算，运营期为【 】 年。
5.2 运营期满前1个月，双方另行友好协商后续事宜，包括但不限于项目 (略) 置或继续合作等。如果运营期满后，*方决定不继续运作电站，则*方需于30日内通知*方，由*方负责拆除光伏发电设备并承担拆除费用。
第六条 电费的核算、结算
6.1 项目安装有计量表，对*方实时的用电量进行计量。
在节能效益分享期期间，双方于每月最后一日抄表确认当月截至当日 18 时的*方使用项目所发的发电量（若*方无正当理由拒绝配合抄表的，*方有权单方进行抄表并以其为电费计算依据） ，*方根据*方使用项目发电量乘以应结算电价计算出该月*方的应付电费金额。*方根据*方确认的该月应付电费账单金额向*方开具13%增值税专用发票（税率如遇国家相关规定调整则从其规定）。电费的不含税价格不因国家税率变化而变化，在合同履行期间如遇国家的税率调整，则价税合计相应调整，以发票开具的日期为准。
6.2 *方在收到*方开具的13%增值税专用发票后的15个工作日内，以银行转账方式将电费付至*方指定的银行账号。
户名：
开户行：
账号：
6.4 如果*、*双方对任何一期电费存在争议，争议部分不影响对无争议部分的电费的支付。
第七条 *方权利义务
7.1 在项目提供的电力符合用电质量要求的前提下，*方电力负荷应优先使用*方所建设光伏系统所发电能，并按时、足额向*方支付电费。
7.2 为保证项目建设安全、加快项目建设进度，使项目能尽快发电，*方应全力配合*方工作，包括但不限于：
（1）*方应当保证其提供项目建设、运营的厂房具有合法产权或经营管理权。
（2）提供地面所属建筑物设计文件（如有）、竣工图纸（如有）、屋顶的结构和荷载资料（如有）等涉及施工方案设计的其他资料。
(3) 配合*方进行项目内部立项审批所需手续、并网接入等相关工作。如依照有关规定需以*方为申请主体申请办理的，在明确双方权利义务后，*方予以积极协助。
7.3 *方应为*方提供项目建设所需用水、用电及存放设备及工具的临时场地等必要条件。*方在进行项目施工、运营过程中，铺设 (略) 需要通过*方其他场地、房屋时，在不改变*方原有建筑物结构的前提下，*方应予以同意并给予必要配合。
7.4 *方应为项目的安全提供必要的安全监管服务，如防火、防盗、防人为损坏等，监管服务费用已包含在本协议约定的用电电价优惠中。
项目安全监管服务包括但不限于：
(1) 本项目为独立空间，由*方设置隔离门，*方人员及*方委托的项目维护人员均有权进入项目内进行安全巡查或维护工作，*方不得无故阻拦，但相应责任由*方自行承担。
(2) *方有义务阻止无关人员靠近、进入项目，除*方指定的且已 (略) 备案登记的安全巡视人员例行巡查外，未经*方许可，*方不得允许其他无关人员进入项目场地。
(3) 就安全监管、维护工作，*方须指定联络人负责和*方联络人对接工作，*方指定联络人须保持通讯畅通以备*方随时联络，双方联络人发生变更的，变更一方应在实际变更前 5 日书面通知另一方。
(4) *方已设置视频监控系统的，*方应允许*方本项目视频监控信号接入其视频监控系统内，并协助开展项目实时视频监控；*方未设置视频监控系统的，由*方在* (略) 单独设立视频监控显示器。
（5）若*方所 (略) 域内出现火情、盗窃、破坏等紧急情况，由*方负责及时联系消防或公 (略) 理；在与消防或公 (略) 理方案不冲突并征得消防或公安部门允许的情况下，必要时应按照*方提供 (略) 理预 (略) 置，并在第一时间向*方反馈情况；若* (略) 域出现火情、盗窃、破坏等紧急情况，*方应在第一时间向*方反馈情况，且*方应加强 (略) 域的巡查、排查安全隐患。
(6) 如*方发现项目设备丢失或损坏，*方应及时通知*方，并配合、协助*方调查取证及索赔。
7.5 合作期间，因*方过错造成的楼宇及其附属设施损坏由*方负责维修、维护，费用由*方承担。*方应在*方通知后 3 个工作日内派人到现场维修。若*方逾期未维修，且影响*方正常使用场地的，*方有权自行委托第三方维修， 因此产生的费用，*方有权要求*方承担。
7.6 *方应为项目检修维护、 (略) 理、检测提供便利，包括为*方项目维护人员或*方聘请的第三方进出提供方便等。
7.7 未经*方书面同意，*方不得拆除、更换、更改、添加或移动项目设备、设施。
7.7 本协议签订后，合作所涉房屋、房间如发生所有权变动，*方应及时书面通知*方，且*方应如实告知第三方使用情况，确保*方对合作屋顶的使用权及项目资产不受到任何妨碍或影响。
7.8为保障电力安全，本协议有效期内，双方因履行本协议或其他协议发生任何争议或纠纷，在争议或纠纷未最终解决之前，*方不得采取任何措施妨碍项目正常运行。
7.9未经*方书面同意，*方不得设置任何影响项目采光的广告牌或造成本项目阴影遮挡的设施设备等。
7.10*方应当为*方或者*方聘请的第三方进行项目的建设、维护、运营及检测、修理项目设施和设备提供合理的协助，保证*方或者*方聘请的第三方可合理地接近与项目有关的设施和设备。
7.11如项目设备、设施发生故障、损坏和丢失，*方应在得知此情况后及时书面通知*方，并配合*方对设备、设施进行维修和监管。
7.12*方无偿提供部分空闲场地（需经*方确认同意在不影响*方生产经营的前提下）供*方建设本项目所需要的其他电气设备使用，不再收取任何形式的费用。
第八条 *方权利义务
8.1 *方安装和调试相关设备、设施应符合国家、行业有关施工管理法律法规和与项目相对应的技术标准规范要求，以及*方合理的特有的施工、管理要求。
8.2 本项目生产的电力应保障*方的电力需求。
8.3 *方应当确保其工作人员或者其聘请的第三方在项目实施、运行的整个过程中遵守相关法律法规。
8.4 *方在项目施工、运营过程中确保*方的设备和其它财产不受影响。
8.5 在接到*方关于项目运行故障的通知之后，*方应及时完成相关维修或设备更换。
8.6 在本项目运行期间，在确保*方的设备和其它财产不受影响情况下，*方有权为优化项目方案、提高节能效益对项目进行改造，包括但不限于对相关设备或设施进行添加、替换、去除、改造，或者是对相关操作、维护程序和方法进行修改，所有的改造费用由*方承担。
8.7 *方应当设计安全合理可靠的电力提供方案，确保项目提供的电力安全、稳定、可靠，符合行业电能质量及相关技术标准规范要求，确保本项目 (略) 良好衔接匹配，保证*方电力供给安全、稳定、可靠。
8.8 *方运营维护光伏项目如遇特殊情况需要停电的，应提前通知*方，并提前做好应急预案和安排，确保*方电力供给稳定可靠。
8.9 *方不得随意改变建筑物屋顶的现状和附着物，不得破坏建筑物屋顶结构层、防水层和保温隔热层及其他不可移除的构筑物。经双方书面认可的屋顶交付*方后，因*方原因造成房屋屋顶损坏，导致屋顶结构层、防水层和保温隔 热层出现问题，影响*方房屋正常使用的，由*方负责及时修复并承担所有费用。若**双方无法界定引起房屋瑕疵缺陷责任的过错方，则因修复屋顶相关瑕疵缺陷而产生的相关维修维护费用由**双方平摊。
8.10 *方在项目的施工、运营中所有的安全事故负全部责任（因*方或任何其他第三人引发的情形除外）。
8.11 *、*双方同意，若*方迟延支付电费连续达60日或累计拖欠电费达*元时，*方有权要求*方按万分之五缴交违约金 （自欠款之日起计算）。
8.12 *方需于施工前委托具有相应 (略) 做结构安全性评估并提交*方。
8.13 *方所提供的项目建设方案需经*方确认后方可开展施工。
8.14 *方必须办理施工保险和第三者责任险，施工过程中发生的一切安全事故由*方承担全部责任，给*方造成经济损失的，*方须赔偿*方全部经济损失。
8.15运营期内如*方因规划调整需要变更，*方需配合，*方规划要求 (略) 域光伏设备进行拆除并承担拆除费用。
第九条 特别约定
9.1 *方根据国家及行业规范对*方场地钢结构及其金属屋面、其他混凝土屋面结构进行分析评估，在确保承载安全的前提下进行项目方案的设计，承载分析结果及方案设计等。上述结构设计文件应由具备相应资质的设计单位进行设计、评估并加盖有效印章，提交*方认可后，方可实施。
9.3 效益分享期内，*方承诺在满足房屋结构安全、正常使用的前提下对协议场地不 (略) 理，若*方协议场地使用寿命到期确需翻新修理的，*方应提前至少3个月通知*方做好准备配合工作，*方负责翻新或更换，*方负责光伏设备拆装及相关工作，具体事项双方互惠互利最大程度减少双方损失的原则下协商确定。
9.5本项目场地的钢结构及其金属屋面是否具备装设光伏设备条件，*方应自行踏勘评估，在投标技术方案明确，并承担是否具备条件安装的风险。
第十条 协议解除
10.1*、*双方同意在合作期内，有下列情形之一的，可以解除本协议：
(1) 本协议可经由**双方协商一致后书面解除。
(2) 本协议可依照不可抗力的规定解除。
(3) 本协议解除后，本项目应当终止实施。项目资产由*方负责拆除、取回，*方提供必要的协助。。
(4) 本协议的解除不影响任意一方根据本合同或者相关的法律法规向其他方寻求赔偿的权利，也不影响任何一方在协议解除前到期的付款义务的履行。
10.2 本协议的解除不影响任意一方根据本协议或者相关的法律法规向对方寻求赔偿的权利，也不影响一方在协议解除前到期的付款义务的履行。
第十一条 违约责任
11.1*方未按双方约定时间支付电费的，每逾期一日，*方按应付未付款项的万分之二向*方支付违约金。
11.2 因本项目提供的电力不符合质量技术标准规范、*方突然无故停止电力供应，因此造成*方生产产品损失或其他财产损失的，*方应当承担赔偿责任。
11.3 因*方原因，导致本合同提前终止，*方不能按照约定使用项目建筑物或者项目不能正常发电，*方应赔偿*方的直接损失。
11.4 合同生效后，虽开工但未建成，或虽建成 (略) 发电等情形，即最终*方项目无法进行，则*方有权解除合同而无需承担违约责任。若因施工造成的损失，相关责任参照 8.9 条款。
第十二条 保密
12.l对于项目所涉及的属于*方的知识产权和商业秘密， *方应对
第三方予以保密，不得披露、使用或者允许他人使用*方所掌握的商业秘密，但按法律、法规规定并应有权国家机关的要求予以披露的除外。
12.2 *方在项目建设和运营中获悉*方的知识产权和商业秘密亦应对任何第三方予以保密，不得披露、使用或者允许任何第三方使用*方所掌握的*方的知识产权和商业秘密。
12.3 本条项下的保密义务不随协议解除或终止而消灭或免除，直至*方上述商业秘密成为公开信息。
第十三条 不可抗力
13.1 不可抗力是指不能预见、不能避免和不能克服的客观情况，包括自然灾害、政府行为（包括但不限于拆迁、改造等）及社会异常事件。
13.2 任何一方因不可抗力原因导致不能按约定部分或全部履行协议的，应当在事件发生之日起5日内书面通知对方，并在事件消失后15日内提交政府相关部门的书面证明文件，因不可抗力原因导致的违约行为，免除相关违约责任。
13.3 遇有不可抗力事件的一方应采取措施避免损失扩大。如果因为未采取相应的措施而导致损失扩大，由其自行承担。
第十四条 争议的解决
凡因本协议引起的或与本协议有关的任何争议，双方应协商解决，协商不成，任何一方均有权向*方所在地有管辖 (略) 提起诉讼。
第十五条 其他约定
15.1 根据本协议发出的任何通知、要求及其它通讯应以书面形式进行，并按下列联系方式交付给或寄给有关方：
(1) 致*方的通知应寄往/交付
地址： (略) (略) (略) 22号
邮编：
电话：
电子邮箱地址：
收件人：杨胜见
(2) 致*方的通知应寄往/交付
地址：
邮编：
电话：
电子邮箱地址：
收件人：
除非本协议另有规定，否则如以面呈，就在面呈时视为收件人已经收到；如以邮递，就在投递之日后三日视为收件人已经收到；如以电子邮件，电子邮件到达收件人特定系统的日期为送达日期。除非本协议任何一方在更改其上述的通讯资料时立即以书面知会另一方，否则任何一方仍有权按上述通讯资料向对方发出及给予有效的通知、请求、要求或其它通讯。
15.2 对本协议修改或补充，必须经*、*双方签署书面协议才能生效。
15.3 本协议自双方签字盖章后生效，协议文本*式【*】
份，具有同等法律效力，双方各执【*】份。
第十六条附件1-反商业贿赂协议；
第十七条附件-2技术要求。
*方 ： (略) *方：
法定 （授权） 代表人： 法定 （授权） 代表人：
日期： 日期：
附件1
反商业贿赂协议
(略) 场秩序，营造 (略) 场环境，维护**双方共同的合法权益，防止商业贿赂行为的发生，订立本协议。
1. **双方应严格遵守国家反不正当竞争法和禁止商业贿赂行为的有关规定，坚决反对和抵制商业贿赂行为，自觉做到依法办事、合法经营、廉洁从业。**双方应当保持正常的业务合作和业务交往，双方的业务洽谈信息以书面确认为准，不能进行私下商谈或达成默契。
2. *方及其工作人员不得向*方索要和收受*方各种名义的回扣、好处费和手续费等；不得索要或收受*方的礼品、现金、有价证券和支付凭证；不得参加可能影响公正业务的宴请、娱乐和旅游等活动；不得在*方报销应个人支付的任何费用；不得要求或接受*方为其本人或其家属亲友谋取私利提供方便。
3. *方不得给予*方及其工作人员任何形式的商业回扣；不得为获取不正当利益向*方工作人员赠送礼品、现金、有价证券、支付凭证或邀请*方工作人员及其亲属参加超出正常业务联系的交际活动，包括但不限于赴宴、旅游等高消费娱乐活动、具有赌博性质的活动等；不得为谋取私利擅自与*方工作人员私下商谈或达成默契；不得以其他任何形式给予*方工作人员或其家属亲友不正当利益。
4. **双方如发现对方工作人员有违反本协议的行为，应向对方反馈或举报。
5. *方如发现*方有违反本协议的行为，*方可根据具体情节和造成的后果，有权立即终止合同。由此给*方造成的损失，均由*方承担。
6. 若任何一方根据本协议的内容针对本方员工开展反商业贿赂调查的，对方应积极配合，且无偿提供涉及调查的所需资料，保障调查的顺利进行。
7. 本协议作为主合同的附件，具有与主协议同等的法律效力。
8. 双方监督联系方式：
*方监督电话：0592-*；*方监督邮件：*@*iamenair.com；
*方监督电话： ；*方监督邮箱：
附件2-技术要求
1.1标准和规范
(略) 光伏电站的设计、制造、土建施工、安装、调试、试验及检查、试运行、考核、最终交付等符合相关的中国法律及规范、以及最新版的ISO和IEC标准。对于标准的采用符合下述原则：
l与安全、环保、健康、消防等相关的事项执行中国国家及地方有关法规、标准；
l上述标准中不包含的部分采用技术来源国标准或国际通用标准，由*方提供，*方确认；
l设备和材料执行设备和材料制造商所在国或国际标准；
l建筑、结构执行中国电力行业标准或中国相应的行业标准。
*方应针对本工程的设计、制造、调试、试验及检查、试运行、性能考核等要求，提交所有相关标准、规定及相关标准的清单。在合同执行过程中采用的标准需经*方确认。
（1） IEC* 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/T *-2001《地面用光伏（PV）发电系统 概述和导则》
（5） SJ/T *-1997《光伏（PV）发电系统过电压保护—导则》
（6） GB/T *-2005《光 (略) 技术要求》
（7） GB/T *-2006 《光伏（PV） (略) 接口特性》
（8） GB/T *-2012《光伏发电站接入电力系统技术规定》
（9） GB/T *-2012《光伏发电系统 (略) 技术规定》
（10）GB/T *-2013《并网光伏发电专用逆变器技术要求和试验方法》
（11）NB/T *-2013《光 (略) 逆变器技术规范》
（12）CSCS85:1996《太阳光伏电源系统安装工程施工及验收技术规范》
（13）GB *-2012《光伏发电站施工规范》
（14）GB/T*-2012《光伏发电工程验收规范》
（15）GB/T*-2012《光伏发电工程施工组织设计规范》
（16）*《光伏发电站设计规范》
（17）GBT *-2012 光伏发电站无功补偿技术规范
（18）GBT *-2015 光伏发电站监控系统技术要求
（19）*光伏发电站防雷技术要求
（20）*电气装置安装工程电气设备交接试验标准
（21） (略) 分布式光伏发电典 型设计（仅适用 (略) 辖区）
1.2 性能保证
*方提供的光伏发电系统应能满足*方提出的性能及质量要求，当由*方委托的有资质的第三方所做的性能试验证明*方不能达到以下技术指标，*方将对*方进行罚款。如果整个工艺过程有任何不能满足本技术标准及运行保证中所许诺的要求，则*方应负责修理、替 (略) 理所有的物料、设备或其它，直到满足运行保证要求为止。因*方技术工艺、性能指标达不到要求造成*方损失的，由*方负责赔偿。
*方应确保下列技术指标，当由*方委托的有资质的第三方所做的性能试验证明*方应达到以下技术指标：
（1）正常工作条件
设备应在下述条件下连续工作满足其所有性能指标。
·环境温度：－20℃-＋50℃；
·相对湿度：≤99％（25℃）；
·海拔高度：≤2000m；
·基本风压：0.8kN/m²；
（2）质保承诺：光伏电站整体质保为25年；
2.1 总的技术要求
包括的所有需要的系统和设备至少满足以下总的要求：
·采用先进、成熟、可靠的技术，造价要经济、合理，便于运行维护；
·所有的设备和材料是全新未使用的；
·高的可利用率；
·运行费用最少；
·观察、监视、维护简单；
·运行人员数量最少；
·确保人员和设备安全；
·节省能源、水和原材料；
·太阳能光伏发电装置的调试、启/停和运行不影响原有供电系统的正常工作且其进 (略) 系统的要求，*方应提交调试计划。
太阳能装置能快速启动投入，在负荷调整时有良好的适应性，在运行条件下能可靠和稳定地连续运行。具有下列运行特性：
·能适应原有系统负荷的启动、停运及负荷变动；
·在设计上要留有足够的通道，包括施工、检修需要运输通道，检修通道要求能够直达屋面所有逆变器、汇流箱等设备位置，检修通道的设计要求采用铝合金导轨或角钢进行通长支撑，防止因踩踏造成变形，方便运维人员运维检修以及对光伏组件的清洗。
在招标文件书中关于各系统的配置和布置等是*方的基本要求，仅供*方设计参考，并不免除*方对系统设计和布置等所负的责任。
2.1.1质量控制
*方负责对其工作范围内的设计、设备和材料的采购、运输和储存、施工和安装、调试等实行质量控制，制定质量控制计划和提交质量控制手册，并用质量控制计划检查各个项目（包括分包商的项目）是否符合合同的要求和规定。
2.1.2文件
设计中提供的所有文件将标识明确的版次或最终版标记。*方对提交文件的变动造成*方的损失负责赔偿。
*方提交的文件和图纸的改变（如升版）对 (略) 作标记，以便于*方清楚地找到 (略) 。
光伏系统主体设计需要附带设计说明，包括但不限于设计方位角、设计倾角，线缆选型、逆变器选型、组件串并联计算、设计容量计算、阴影分析、 (略) 由设计、维护通道布置、防雷接地设计、逆变器、变压器的定位、逆变器及变压器土建基础的设计等，其中防雷接地设计须满足国家对于光伏发电系统的防雷设计的基本要求。
*方的设计文件交付进度满足本工程基本设计、详细设计、施工安装等工程进度要求。
*方提供的图纸格式要求为可编辑的CAD格式。
项目执行过程中，*方和*方之间的联络文件如传真、会议纪要等以*方同意的方式进行编号。
*方提供的招标设计方案仅供参考，*方应根据专业经验，现场查勘并对*方案负责。
2.2 光伏组件
2.2.1 标准和规范
（1）IEC* 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/T *-2005《光 (略) 技术要求》
（5）EN *-1999 光伏组件盐雾腐蚀试验
（6）EN *-1998 晶体硅光伏方阵I-V特性现场测量
（7）EN *-1999 光伏组件对意外碰撞的承受能（(抗撞击试验)
（8）EN *-1998 光伏组件紫外试验
（9）GB 6495.1-1996 光伏器件 第1部分： 光伏电流－电压特性的测量
（10）GB 6495.2-1996 光伏器件 第2部分： 标准太阳电池的要求
（11）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
（12）GB 6495.5-1997 光伏器件 第5部分： (略) 电压法确定光伏（PV）器件的等效电池温度（ECT)
（13）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》
（14）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
（15）GB/T *-2000 晶体硅光伏（PV）方阵I-V特性的现场测量
（16）GB/T *-2002 光伏组件盐雾腐蚀试验
（17）GB/T *-2003 光伏（PV）组件紫外试验
（18）GB/T *—1992 机电产品包装通用技术条件
（19）GB/T 191-2008 包装储运图示标志
（20）GB *.1-2006 《光伏（PV）组件安全鉴定 第1部分：结构要求》
（21）GB *.2-2006 《光伏（PV）组件安全鉴定 第2部分：试验要求》
（22）GB/T *-1989 太阳电池电性能测试设备检验方法；
（23）IEEE 1262-1995 太阳电池组件的测试认证规范；
（24）SJ/T *-1993 太阳电池温度系数测试方法；
（25）SJ/T *-1999 光伏器件 第6部分 标准太阳电池组件的要求；
（26）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。
2.2.2 主要性能、参数及配置
（1）主要性能
太阳能电池组件选择182mm*182mm硅片尺寸≥560Wp高效单晶硅组件，单晶组件转换效率≥22%。
太阳能电池组件应具有抗PID功能。
如实际开展施工图设计时需要满足建筑物的高耐火等级要求。
(略) 光照辐射，光伏组串中光伏组件的块数不大于20块。
光伏组件符合《光伏制造行业规范条件》，在工信部公告企业目录内，未被撤销。组件产品及生产工厂通过国内、外权威部门的认证，拥有TUV、CQG、CGC认证证书，符合国家强制性标准要求。
*方所供货的组件应是由企业符合认证要求的工厂自有生产，实际BOM材料符合认证报告且经过*方认可。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～+5W）偏差范围内。
光伏组件正常条件下的使用寿命不低于25年，在运行期首年输出功率衰减不超过2%，第2～30年输出功率衰减不超过0.45%。
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 (略) 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/T*-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。
（2）关键元器件及材料要求
构成电池组件的元器件或材料需要单独经过TUV检测或其它同等资质第三方机构测试检验，而且某些部件需要符合如下要求：
（2-1）电池片为A级多主栅、抗PID电池片，应具备UL、TUV、VDE中的一种第三方认证，构成同一块组件的电池片应为同一批次、同一等级的电池片。对应同一标段组件使用电池片应为同一类型。电池片外观颜色均匀，电池片表面无色差和机械损伤，所有的电池片均无隐形裂纹和边角损伤。
单片182mm电池承受反向12V电压时反向漏电流单晶不超过1.0A，单片电池填充因子单晶不得低于78%。
不允许出现正面、边缘漏浆、印刷偏移＜0.5mm，主栅线宽度方向缺失≤0.5mm，长度方向缺失≤1mm，细栅线不允许出现断栅与偏移，背电极缺失面积≤1mm²的个数少于2个，
铝背场不允许出现露硅、不允许出现铝刺、铝包、褶皱。
电池片经90℃15min的水煮实验后铝背场铝浆不掉粉、水不浑浊。LID要求：
PERC或Topcon单晶经过60kWh/m²标准光源辐照后LID≤2%（平均值，LID最大值不超过2.5%）。
*方需提供电池达到LID和PID要求的办法、原理和支撑其方法的测试数据或报告。
（2-3）接线盒（含连接器、导线和二极管）
供货时需提供接线盒生产企业、型号规格、进货检验报告和接线盒厂家的测试报告、质量保证书，接线盒盒体的强度、耐紫外性能、热循环测试、耐低温能力、二极管反向耐压和工作时的结温、端子插拔力、接触电阻满足规范要求， (略) 二极管的数量至少为3个。
接线盒密封防水、散热性能满足组件正常工作并连接牢固，防护等级IP65以上，引线极性标记准确、明显，采用满足IEC标准的电气连接，线缆与壳体的连接强度不小于180N，连接器端子的插拔力不小于60N，连接器自锁力≥360N，汇流条夹紧力≥45N，防火等级应在*或UL-94VO以上（TUV -C），接插件防护等级≥IP68。
关于接线盒线缆，要求如下：
每块电池组件应带有正负出线、正负极连 (略) 二极管组件自带的电缆满足紫外线、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/T*-2003性能测试的要求，应满足系统电压、载流能力、潮湿位置、温度和耐日照的要求。电缆应具备单独的TUV认证。
电缆为内径截面面积不小于4±0.2mm2，同时满足电阻（20℃，≤5.09Ω·km）。
组件正负极引出线的长度可根据*方的要求进行调整，且不影响组件的质量和寿命。
关于二极管，应满足要求：
在25℃下，对单个二极管反向施加15V电压，漏电流小于0.2mA；二极管结温≤200℃。
关于连接器，应满足要求：
绝缘材料使用PA/PC、PPE等，具有良好的耐磨性能、绝缘性能，强大的抗老化、耐紫外线能力，经紫外试验后，连接器绝缘材料的各部分不应出现裂痕和龟裂现象（按照*方法A进行辐射强度500W/m2；波长290-800nm；标准黑板温度65℃；相对湿度65%；每间隔102分钟喷水18分钟，持续时间500小时）。接触件材料：铜合金，表面镀锡或者镀银。接触电阻初始电阻≤0.5mΩ，经过温升试验和干热试验后，接触电阻满足VDE0126中的要求；额定电压：1000DC，额定电流＞40A；防护等级满足≥IP67；温度范围：-40℃-85℃；连接器必须通过TUV或VDE、UL中的一种认证。内外部绝缘材料的阻燃性满足VDE0126中的测试要求。
（2-4）太阳电池组件使用的EVA应满足以下要求：EVA应为高透加高截止的组合（双玻组件电池背面EVA使用白色高截止型或POE）。EVA克重：高透型≥500g/m2，高截止型≥350g/m2，层压工艺后的EVA交联度为75%～95%（二*苯法，所有值），EVA与玻璃的剥离强度大于70N/cm，EVA与组件背板剥离强度大于40N/cm，透光率大于91%，抗拉强度≥16Mpa，断裂伸长率≥500%，伸缩率横向≤2%，纵向≤3%，吸水率＜0.1%，体积电阻率≥1.0*1015Ω·cm，击穿电压强度＞28kv/mm，黄变指数（1000h）≤2.0。
所使用的EVA应具备抗PID性能。
EVA的力学性能、电学性能、老化黄变和可靠性满足规范要求和行业标准，应具有TUV测试报告或同等资质的第三方提供的测试报告，*方应提供选用EVA的交联度、抗拉强度、伸缩率、EVA与背板和玻璃的剥离强度和黄变指数。
（2-5）背板
*方供货的单玻电池组件应选用双面含氟或者强化PET，如KPK、TPT、KPF等。
PET抗拉强度：TD和MD≥130MPa；断裂伸长率：TD≥90%,MD≥100%；收缩率：TD≤0.6%,MD≤1.2%；水汽透过率≤2.5%g/m2/day（GB/T*,38℃/90%RH，电解传感法）。项目使用的PET厚度≥260um（正公差），PET通过PCT60实验后外观无开裂、无破损、无黄边、无皱褶，MD和TD断裂伸长率为初始值20%以上， PET通过PCT48实验后外观无开裂、无破损、无黄边、无皱褶，MD和TD断裂伸长率为初始值20%以上。
背板整体抗拉强度不低于110MPa，透水率小于2.0g/m2/day（GB/T*,38℃/90%RH，电解传感法），KPK结构背板需通过250升落沙测试（按照ASTM D968-2005），KPK落沙测试＞160L，RTI≥105，黄边指数（1000h）≤2.0，层间剥离强度不低于4N/cm。背板具有优秀的抗紫外能力和反射能力，背板的力学性能、电学性能、收缩率、透水率和可靠性满足相关规范要求和行业标准，应具有TUV、VDE、UL其中之一的第三方测试报告。
（2-6）盖板玻璃采用高透光低铁钢化玻璃，颗粒数50*50在80至120之间。使用的镀膜玻璃必需是先镀膜后钢化的闭环式减反膜，同时镀膜液应选用国内外知名品牌。受光面玻璃表面应在线涂镀防尘膜。根据项目的自然条件， (略) 要求使用非镀膜玻璃。
使用的低铁绒面钢化镀膜玻璃，钢化性能应符合GB*.2标准，透光率应高于93.8%，应耐200℃温差不被破坏，整体弯曲度 ≤2mm/m（即0.2%），局部弯曲度（波形度）≤0.3mm/300mm，玻璃的抗机械冲击轻度、弯曲度满足规范要求，能保证25年的使用寿命，应具备TUV、VDE、UL中一种第三方认证。
（2-7）太阳电池组件使用焊带的安全载流量截面积、力学性能、抗老化性能满足相应规范和行业标准，抗拉强度指标：互联条≥120N/mm2，汇流条≥200N/mm2，电阻率：使用铜基材的电阻率≤0.0172Ω·mm2/m，镀锡后焊带电阻率：厚度＞0.23，互联条电阻率≤0.0225Ω·mm2/m，厚度≤0.23mm互联条电阻率≤0.0250Ω·mm2/m。互联条的屈服强度≤70MPa。焊带在250℃~400℃正常焊接后留有均匀焊锡层、折断率0°~180°弯曲7次不折断。能耐一定的酸碱腐蚀性，具有良好的抗疲劳特性，考虑焊带与硅片的相容性，降低裂片率，能保证25年的使用寿命。
（2-8）太阳电池组件使用的硅胶或胶带具有良好的电绝缘性能和耐气候性能，粘结、密封性能可靠不失效，固化参数、力学性能、剥离性能、匹配性和电性能满足规范要求和行业标准，满足25年使用寿命。密封胶固化速度≥2.0mm/24h，拉伸强度≥2Mpa，断裂伸长率≥250％，剪切强度≥1.2Mpa。体电阻率≥0.5*1015Ω·cm。灌封胶拉伸强度≥1Mpa，断裂伸长率≥80％，体电阻率≥1*1015Ω·cm。硅胶与背板、铝型材等材料之间的180°剥离强度≥20N/cm。
（2-9）太阳电池使用的铝型材的机械强度应满足规范要求。铝型材材质应符合GB/T3190中相应材质成分要求。力学性能应符合GB5237.1中6005-T6、状态的材质力学性能要求。阳极氧化性能应符合GB5237.2中相应膜厚级别的阳极氧化性能要求。铝型材表面进行阳 (略) 理，氧化层平均厚度（AA10）应不小于10μm，最低点不小于8μm，表面韦氏硬度不小于14HW，弯曲度不大于0.3mm/300mm，抗拉强度不小于160MPa，边框按照GB/T*.3-2008要求进行试验后，外观膜层无脱落、无锈斑等腐蚀。铝边框应带有漏水孔，满足25年的使用寿命，*方应该提供铝型材的表面硬度，氧化膜厚度、型材弯曲度、抗拉强度、拉伸率、耐蚀性和耐候性。
2.2.3 光伏组件质量控制标准
2.2.3.1组件检测阶段及数量
l组件检测阶段：对于组件，*方需委托*方认可的第三方检测机构在组件生产、安装完成验收前等 2个节点对组件进行抽样检测，上述 2个抽样检测节点需通知*方代表参加。过程中对组件质量的控制标准和要求参考国家、行业及*方企业标准，对于不符合标准的，*方有权要求*方退换。
l检测内容：外观、EL检测。
l组件抽检数量：采用抽样标准GB/T 2828.1-2012中的单次正常抽样计划，按一般检验Ⅱ级检验水准执行。
2.2.3.2接受与拒收
序号 | 检测项目 | 抽检不合格率容忍度 |
1 | 外观检查 | 致命缺陷0 |
重要缺陷<1%，AQL1.5 | ||
轻微缺陷<2%，AQL2.5 | ||
2 | EL测试 | 出厂前AQL2.5 |
不合格产品数量在AQL允许的范围内，所检批次判定为合格，替换检测中发现的不合格品后接收本工程。
不合格产品数量超出AQL允许的范围，根据抽样标准进行加严抽检，抽测结论以复测结果为准。如复测通过，替换检测中发现的不合格品后可接收本工程。如复测仍不合格，则双方协商解决。
复检产生的相关费用由投标单位承担。
2.2.3.3组件外观检查质量标准
1、缺陷分类：缺陷主要分为致命缺陷/重要缺陷/轻微缺陷三类
2、缺陷定义：
致命缺陷：此类缺陷将导致整个组件功能不能工作或影响系统安装或寿命（例如：组件破裂， 无功率输出等） 或者电气安全风险 （例如：电缆破皮带电体外露， 耐压测试失败）可能导致组件使用寿命缩短。
重要缺陷：此类缺陷将导致组件部分次要功能不能工作或严重的外观缺陷或部分电气参数偏离技术参数要求。
轻微缺陷：此类缺陷通常为不影响功能电气特性和使用寿命的轻微外观或机械缺陷。
3、一般外观缺陷分类：
（1）开裂、弯曲、不规整或损伤的外表面；（致命缺陷）
（2）组件弯曲；（重要缺陷）
（3）某个电池有明显可见裂纹，其延伸可能导致该电池面积减少 10％以上；（致命缺陷）
（4）破碎的单体电池；（致命缺陷）
（5）丧失机械完整性，导致组件的安装和/或工作都受到影响；（致命缺陷）
（6）互联线或接头有可视的缺陷，引线端失效，带电部件外露；（致命缺陷）
（7）组件背板：
1）背板划伤；（致命缺陷）
2）凹陷：直径或长度>15mm，单件组件>5个/件。（重要缺陷）
（8）密封材料失效或者铝合金边框嵌入的密封硅胶明显缺少；（致命缺陷）
（9）玻璃划伤≤2处（长度≤50mm，宽度≤1mm，不能有触感或可以清除并未破坏减反膜层）（轻微缺陷）；有触感或无法清除或清除时破坏了减反膜层或 (略) （长度≤50mm，宽度≤1mm）（重要缺陷）。
（10）边框表面阳极氧化镀层刮伤（重要/轻微缺陷，根据严重程度确定） ：
1）组件边框正面刮伤 (50mm>长度>10mm，轻微缺陷）
2）组件边框正面刮伤 （长度>50mm，轻微缺陷）
3）组件边框侧面刮伤（长度>50mm，轻微缺陷）
（11）接线盒、线缆、连接器：
1）轻微损伤，不影响功能和安全（轻微缺陷）；损坏、划伤可能会影响功能和安全的严重破坏。（致命缺陷）
2）粘接接线盒的密封硅胶明显缺少，可能引起接线盒漏水或者渗水；（致命缺陷）
3）接线盒盖子没有紧密闭合或密封圈是松的。（致命缺陷）
4）人工拽拉线缆造成线缆和连接器脱离。（致命缺陷）
（12）组件表面存在面积小于1片电池片，可以直接清除的污渍或污染物（轻微缺陷）；组件表面存在面积大于1片电池片，或不能直接清除的污渍或污染物（重要缺陷）
（13）额定铭牌脱落（重要缺陷）
（14）不安全，不可靠的转运、存放方式（致命缺陷）
2.2.3.4 组件EL检测标准
（1）组件不能存 (略) 、无功率片、破片等；
1、单块组件内允许存在隐裂的电池片数量不超过 2片，且单片电池片隐裂条数不超过 1 条且隐裂长度不超过电池边长的二分之一，电池片失效面积≤5%；组件内部不允许存在交叉隐裂、树枝 (略) 状隐裂、不允许存在平行于主栅线的隐裂；最终组件抽检隐裂率不高于0.1%。
2、图例参考如下图所示：
缺陷名称 | 图例 | 判定 |
黑片 | 不允许 | |
碎片破片 | 不允许 |
2.3 太阳能电池支架的技术要求
2.3.1*方应说明支架的材料：光伏系统设计满足 (略) 50年一遇的风压0.8kN/m²，且抗台风等级达到12级以上，铝合金型材选用6005-T5，厚度不小于1.2mm，表面阳极氧化膜厚度应为10微米，螺栓应为304不锈钢螺栓；钢结构型材应为热渗 (略) 理，镀锌平均厚度不低于65微米；表面防腐应满足10年内可拆卸再利用和25年内安全使用的要求。不锈钢螺栓组或紧固件要进行 (略) 理。
2.3.2支架及其构件、基础的强度应满足在自重、风荷载、雪荷载和地震荷载等共同作用下的安全使用要求，设计时应考虑台风的影响。
2.3.3 *方应在投标文件中提供详细的支架安装方案及其相对应的必要技术方案，并对屋面及支架结构受力做专题论证报告。
2.3.4 卖方应在支架出厂发运的同时提供有关质量保证的各项质量文件和技术文件。至少包括：
1）产品及零部件 合格证
2）质量保证书
3）出厂检测报告
2.4逆变器
2.4.1 总的要求
性能要求
（1）逆变器选用型号为DC1000V-DC1500V系统功率不低于110kW的组串式逆变器，最大逆变效率≥99.0%，欧洲效率≥98.4%（不带隔离变压器），逆变器数 (略) 接入批复中的数量为准，要求选用的逆变器单台功率大于接入此台逆变器的光伏组件总功率，即组件与逆变器的容配比小于1.2。
（2）额定功率下电流总谐波畸变率≤3%；交流输出三相电压的允许偏差不超过额定电压的±10%；直流分量不超过其交流额定值的0.5%； (略) 过/欠压保护、直流母线过电压保护、过/欠频保护、防孤岛保护、 (略) 保护、过流保护、极性反接保护、短路保护、绝缘监测、残余电流检测及保护、高温保护功能。逆变器需根据项目具体要求，选配PID防护功能。
（4）使用寿命不低于25年，质保期不低于25年。在环境温度为-25℃～+60℃，相对湿度≤99%，海拔高度≤2000米情况下能正常使用。
（5）按照CNCA/CTS0004:2009认证技术规范要求，通过国家批准认证机构的认证。逆变器输出功率大于其额定功率的50%时，功率因数应不小于0.98，输出有功功率在20%-50%之间时，功率因数不小于0.95。逆变器具备无功补偿功能，保证用电功率因数在超前0.8～滞后0.8区间内连续可调。
（6）*方提供每种逆变器的出厂型式试验，试验参考《并网光伏发电专用逆变器技术要求和试验方法》
（7）提供每个型号逆变器不同带载率情况下的总电流谐波畸变率曲线（每10%一个点）。
（8）逆变器须有时钟及远程控制功能。
（9）逆变器可采用挂墙或专用支架安装，但无论采取何种方式，都必须满足逆变器不受直接雨淋或暴晒。
（10）所有逆变器运行状态、运行参数要求通过数据采集器采集后，将数据上传至逆 (略) 。
（11）低电压穿越基本要求：
故障 (略) ：
光伏 (略) 点电压跌至0时，光伏发电 (略) 连续运行0.15s；
光伏 (略) 点电压跌至曲线1以下时，光伏发电站 (略) 切出。
故障时通过发出无 (略) 电压：
当电压跌落超过10%时，每1%的电压跌落，至少要提供2%的无功电流；
响应速度应在20ms之内，必要时，必须能够提供100%的无功电流。
（12）有功功率控制：
电站必须能够以相对值10%或者绝对值1kW的步长限制其有功出力；
频率高于50.2Hz时，功率必须以40%额定功率/Hz的速率降低；
仅当频率恢复到50.05Hz以下时，才允许提高输出功率；
频率高于51.5Hz或低于47.5Hz (略) 。
（13）逆变器必须具备远程和就地进行有功、无功调节的能力，并无偿配合后台监控厂家开发相应功能。
（14）逆变器需具备组串绝缘监测功能，并可向后台监控系统报警。
（15）逆变器统计及上报数据： (略) 组串电压、电流、各路MPPT总功率，输出电压、电流、电网频率，功率因数、有功功率、无功功率、逆变器温度、当天发电量、总发电量、逆变器效率、开机时间、关机时间、二氧化碳减排量等。
2.4.2标准要求
逆变器，包括工厂由其他厂商购来的设备和配件，都符合该标准和准则的最新版本或修订本，包括投标时生效的任何更正或增补，经特殊说明者除外。
NB/T * 光 (略) 逆变器技术规范
GB * 地面用光伏（PV）发电系统 概述和导则
DL/T 527 静态继电保护装置逆变电源技术条件
GB/T * 机电产品包装通用技术条件
GB/T 191 包装储运图示标志
GB/T * 量度继电器和保护装置的冲击与碰撞试验
GB * 量度继电器和保护装置安全设计的一般要求
DL/T 478 静态继电保护及安全自动装置通用技术条件
GB/T * 光 (略) 技术要求
GB/T * 光伏（PV） (略) 接口特性（IEC *:2004,MOD）
GB/Z * 光伏发电站接入电力系统技术规定
GB/T 2423.1 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 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 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外壳防护等级（IP代码）（IEC *:1998）
GB 3859.2半导体变流器 应用导则
GB/T * 电能质量 (略) 谐波
GB/T * 电能质量 三相电压允许不平衡度
GB/T* 电能质量 供电电压允许偏差
GB/T* 电能质量 电力系统频率允许偏差
GB * 太阳能光伏发 (略) 技术要求
SJ * 光伏（PV）发电系统的过电压保护——导则
GB * 光伏系统性能监测 测量、数据交换和分析导则
GB * 光伏系统功率调节器效率测量程序
GB 4208 外壳防护等级（IP代码）
GB/T4942.2 低压电器外壳防护等级
GB 3859.2 半导体变流器 应用导则
Q/SPS 22 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：EN*或同级以上标准
EMC相关标准： EN*或同级以上标准
电网干扰相关标准： EN*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/T*.9 辐射电磁场干扰试验
GB/T*.14 静电放电试验
GB/T*.8 工频磁场抗扰度试验
GB/T*.3-93 6.0 绝缘试验
JB-T7064半导体逆变器通用技术条件
其它未注标准按国际、部标或行业标准执行。*方应将采用的相应标准和规范的名称及版本在标书中注明。
2.4.3选用的逆变器必须通过金太阳、CE认证，应至少具备TUV、VDE-AR-N 4105、BDEW认证之一（提供完整检测报告）。
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。
","OTHER_PROVEFILE_REFERENCE":"/
","PricBookFormat":"/
","TechnicalFormat":"/
招投标大数据
最近搜索
无
热门搜索
无
