上海智能微网-第一阶段光伏项目建设项目

卡奥斯能源智能微网**项目

本项目拟****工厂屋顶建设2.7995MW****电站，为项目最终业主方提供专项清洁能源电力服务。

对本次项目的需求进行讲解，以便于参与供应商对需求进行理解；

需求人员及参与项目交互投标的供应商；

供应商需根据技术要求及规范，高效高质量完成项目建设，保证项目如期交付并通过验收。

**市

项目工期：合同签订后具备开工条件15个工作日内乙方入场施工，90日内完工（实际开工日起算）

项目交付时间：自实际开工日起算90日

2.7995MW（暂定，以实际装机容量为准）

分布式光伏发电项目全部审批手续办理（含业主前置申请），项目的勘察、设计、工程、组件、逆变器设备和材料采购、原建筑功能性满足审查项目管理、设备监造、调试、并网、验收、性能保证、技术服务、工程质量保修期限的服务、设备质量保修服务，质量保修期内的服务以及其他完成项目最终验收所需的工作。‘

以上节点以合同签订节点为开始节点，每笔款项，乙方开具对应金额发票后甲方支付对应款项，若因其它因素导致签订/启动时间推迟，后续节点顺延。

4.1.1 总则

（1）本技术协议对“卡奥斯能源智能微网**项目-光伏项目”（以下称“本项目”）的工程设计、技术规范、工程质量等方面提出了技术要求。

（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，投资方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。

（3）投标方应对本项目的所有工程质量负有全责，包括其中任何分包工程。

如果投标方没有以书面形式对本技术协议的条文提出偏离的意见，则意味着投标方提供的工程完全符合本技术协议的要求。投标方如对本技术协议有异议，或者投标方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。

（4）投标方在材料、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。

（5）在签订合同之后，业主有权提出因规范、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，但投标方最终应予解决。

（6）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。

（7）本技术协议未尽事宜，由双方协商确定。

4.1.2工程概况

（1）现场条件和周围环境

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【****公司】确认后形成文件。

（2）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，是业主现有的和客观的，业主保证有关资料和信息数据的真实、准确。

4.1.3.质量要求

（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****发电站验收标准。

（2）施工前与甲方确认屋面情况，如施工前已经损坏的，由甲方自行修复，供应商不负任何责任；施工过程中造成的屋面损坏，由供应商负责修复，并提供两年的质保期。

（3****电站综合能量效率（又称性能比，缩写PR）第一年不低于78%，第二年不低于76%（彩钢瓦屋面效率）。

4.1.4.适用规范和标准

（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，甲方应书面要求予以澄清，除有特别指示外，供应商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：

《****电站设计规范》GB50797-2012

《****电站施工规范》GB 50794-2012

《****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

《****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 2894-2008

《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**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）

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。

4.1.5.工程设计

设计中提供的所有文件将标识明确的版次或最终版标记。投标方对提交文件的变动造成招标方的损失负责赔偿。投标方提交的文件和图纸的改变（如升版）对修改之处作标记，以便于招标方清楚地找到改变之处。

投标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。项目执行过程中，投标方和招标方之间的联络文件如传真、会议纪要等以招标方同意的方式进行编号。

4.1.6 光伏组件

投标方提交设备技术规格文件，供业主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。

（1）电性能参数（仅供参考，投标方采用组件不低于此性能）

（a）STC条件下电性能参数

最大功率-Pm（W） 550

开路电压-Voc（V） 49.62（允许细微偏差）

短路电流-Isc（A） 14.03（允许细微偏差）

最大功率点电压-Vm（V） 40.9（允许细微偏差）

最大功率点电流-Im （A） 13.45（允许细微偏差）

组件效率-η （%） 21.29

（b）NOCT条件下电性能参数

最大功率-Pm（W） 409

开路电压-Voc（V） 46.84（允许细微偏差）

短路电流-Isc（A） 11.33（允许细微偏差）

最大功率点电压-Vm（V） 38.42（允许细微偏差）

最大功率点电流-Im （A） 10.65（允许细微偏差）

说明:

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%。

（2）温度参数

NOCT条件下的温度参数如下表所示。

开路电压温度系数 -0.280%/℃

短路电流温度系数 +0.05%/℃

最大功率温度系数 -0.350%/℃

（3）机械参数

尺寸 2278×1134×35mm (L×W×H)

重量 27kg

前板玻璃 3.2mm减反射镀膜钢化玻璃

封装材料 EVA

电池片 72 片多晶 182×182mm 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 IP68,3个二极管

电缆 4.0 mm2

连接器 MC4 兼容

（4）运行参数

最大系统电压 [V] DC1500(IEC)或DC1000(IEC)

最大保险丝额定电流 [A] 25A

最大正面静态荷载 [Pa] 5400

工作温度 [°C] – 40℃ to + 85℃

输出功率公差 0--+3%

光伏组件****认证中心（简称“鉴衡”或“CGC”****中心（简称“CQC”）的认证。光伏组件的品牌由业主和投资方共同协商确定。

（5）质量保证

光伏组件提供不低于12年的机械质保，以及25年线性发电功率质保。当出现因光伏组件质量问题而损坏时，投资方负责免费更换。光伏组件供应商需提供单独的质保协议。

光伏组件功率质保：首年不低于98%，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，投资方负责联系组件供应商免费更换，并承担由此造成的损失。

4.1.7 光伏支架

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。

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。

紧固件及螺栓根据需要采用热镀锌材质或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30*40mm，厚度不得低于1.2mm；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）；

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；

支架应满足最大变形量不超过1/200；

支座与支架的连接必须安全、可靠；

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****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；

支架应预留接地用螺栓孔；

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。

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以下规定。

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

(2)支架基础预埋螺栓偏差应符合以下规定。

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

4.1.8相关安装说明

（1）安装前，投标方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。

（2）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。

（3）支架螺栓连接、组装等工序的施工应符合本章的有关规定。

（4）吊装前应清除光伏支架表面的泥渍、灰尘等

（5）光伏支架在运输和吊装过程中应避免损坏的氧化层。

4.2.9光伏支架的运输和存放

（1）投标方应负责将已验收的光伏支架运到指**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。

4.1.10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、**等影响，采取相应的调整措施。

（4）投标方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。

4.1.11光伏并网逆变器（本项目采用三相组串式并网逆变器，具体型号根据设计确定）

****电站选择组串式逆变器，投标方需确定好逆变器的安装区域。

4.1.12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。

4.1.13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**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）逆变器监控APP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）逆变器可以通过与机器相连接的通讯棒查看相关故障信息，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。

4.1.14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、****公司和当地供电部门的要求。

4.1.15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****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）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。

4.1.16安装

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。

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以下规定。

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** <1 <3

位置误差及不平行度 <3

2）型钢底座安装后，其固定应结实，承重和强度应满足要求，型钢底座应可靠接地。

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。

10）技术服务

设备运行后，投资方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。

投资方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。

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，投资方负责免费更换损坏部件，并免费维修。

12）文件提交

逆变器设备到货时承包方需提供以下文件给发包方，文件主要包括以下内容：

（a）认证证书，****中心（简称“鉴衡”或“CGC”）的“太阳能光伏产品金太阳认证证书”，****中心（简称“CQC”）的“太阳能产品认证证书”。

（b）技术规格书。

（c）安装手册

（d）使用说明

4.1.17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。

（1）整柜参数

a)额定电压：380VAC

b）最高电压：440VAC

c)绝缘电压：690VAC

d) 外壳防护等级：IP32

（2）技术要求

a）开关柜为GCK柜体或GGD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。

b）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。

c）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。

d）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。

e）主要元件技术要求

Ⅰ.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。

Ⅱ.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。

Ⅲ.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。

Ⅳ.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、****公司规定执行。

Ⅴ.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。

Ⅵ.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。

Ⅶ.并网电能表由****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。

Ⅷ.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，****公司的接入设计要求，采取铜母排（或者电缆）连接方式。

e）认证要求

低压开关柜****认证中心（简称“CQC”）的CCC认证。

f）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）。

4.1.18上网关口电能计量表

需在业主的关口计量点**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****电站监控系统。

4.1.19电缆

（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，以及光伏组件至直并网逆变器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，投标方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-YJHLV22或ZR-YJV22阻燃型铠装电缆,阻燃等级不小于C级；****供电局要求采用ZC-YJV-0.6/1KV铜芯电缆。

通信电缆采用RVSP铜芯屏蔽双绞线。

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》。

（2）认证要求

根据相关规范，电缆应按****认证中心的“CCC”认证证书。

（3）品牌要求

电缆选择国内优质产品，严禁选择贴牌产品（即B制造商生产产品贴A制造商品牌）。

4.1.20防雷接地

(1****电站应敷设以水平人工接地为主的接地网，接地电阻不得大于4Ω。****电站可利用光伏组件金属边框作为接闪器、金属支架作为接地线。接地线应采取防止发生机械损伤和化学腐蚀的措施。

（2****电站接地网内应敷设水平均压带，通常宜按不大于30m*30m间距布置。

（3）组件接地线应采用BVR 黄绿铜绞线（需用不锈钢紧固件固定），组件之间的接地线不小于4mm2，光伏方阵与支架之间的接地线不小于6mm2，导轨之间应采用4mm2 的BVR 黄绿铜绞线连接；逆变器、汇流箱、电源箱、水泵应采用不小于16mm2 的BVR 黄绿铜绞线，电气一次设备应采用不小于40X4 的热镀锌扁钢（镀锌层厚度不小于45um）接地。

（4）所有组件边框优先采用不锈钢穿刺垫片进行接地，穿刺垫片应双面穿刺。组件与导轨支架或接地干线跨接。组件间接地线连接采用组件专用接地连接孔，不得在组件边框上新增接地孔。每排光伏组件或导轨支架至少2点以上与接地干线可靠连接。连接线可选用40*4热镀锌扁铁或6mm2黄绿铜芯线。

（5）接地网格线应采用不小于-40x4 热浸镀锌扁钢，与屋面原有建筑防雷网连接；热镀锌扁铁焊接搭接长度为宽度的2倍且三面满焊，热镀锌圆钢焊接搭接长度为圆钢直径的6倍且双面施焊。

（6）接地网外缘应闭合，外缘各角应做成固定弧形，圆弧的半径不小于临近均压带的一半。

（7）电缆桥架全长不大于30m时，与接地网相连接不应少于2处。全长大于30m时，每隔20m~30m增加与接地网相连的连接点。且桥架的起始端和终点端应通过4mm2黄绿线与接地网可靠连接。电缆桥架连接处宜采用黄绿铜芯线跨接，跨接线最小截面不应小于4mm2。

4.2本项目需接入卡奥斯能源管理平台

4.3 本需求文档未列入的与本项目相关的技术要求内容，投标方应按照不低于国家标准实施并向招标人说明。

分布式光伏发电项目全部审批手续办理（含业主前置申请），项目的勘察、设计、工程、组件、逆变器设备和材料采购、原建筑功能性满足审查项目管理、设备监造、调试、并网、验收、性能保证、技术服务、工程质量保修期限的服务、设备质量保修服务，质量保修期内的服务以及其他完成项目最终验收所需的工作。

满足需求说明书所规定相关需求；

注册资金不低于1000万；电力总包3级，承装修试5级；

业绩要求：有三个2MW以上光伏项目建设经验。