EPC合同技术标准一、EPC承包范围1.1承包内容1）项目所需开工手续办理包括不限于土地合法手续、土地规划手续、建筑物合法证明文件、建筑物荷载证明、并网方案及并网方案批复、项目可研报告编制及审批、项目发改委备案、环评、安评、图纸审核、消防报审、气象报审、并网验收等手续收集，办理等；（根据项目情况确定具体范围）2）光伏电站所有建设项目的设计工作，具体包括：前期项目踏勘，电站初步设计方案，设备技术规范书，施工图设计和竣工图的绘制；3）光伏电站设备和材料的供货、监造、催交、运输、保险、接车、卸车、验收、仓储保管（设备的供货不包括组件）；4）光伏电站施工包括：场区围栏施工，原有建筑物的结构和原有电气设备设施的加固和改造施工（如果需要），施工引起的建筑物防水的修补，新增建筑物或构筑物建设，光伏电站的支架基础、支架、组件、逆变器、汇流箱、交直流柜、并网柜、环境监测仪、通风空调、消防、桥架、防雷接地、电站清洗系统、屋面上人设施施工、监控系统等供货、安装和调试工程（监控系统硬件部分由承包方负责供货安装及数据连通调试，采集无需具备展示功能，数据需采集到当地监控中心并负责将采集数据上传到发包方集控系统之间的网络连接。
集控系统软件由发包方提供，集控的电站数据调试由发包方负责，承包方配合完成调试）；（根据项目情况确定具体范围）5）为完成电站项目施工而采取的施工措施包括：环境保护、安全文明、临时设施、冬雨季及夜间施工、二次搬运、脚手架、混凝土模板及支架施工、成品保护施工以及仓储保管以及房屋发包单位的设施因施工造成损坏的修复和赔偿；6）负责收集整理电站各项建设和施工资料，经验收合格后装订成册，竣工验收时提供4套竣工图纸和施工资料；7）电站并网及竣工验收涉及到的电力公司及相关各政府部门的协调工作以及为完成验收而进行的电力试验、调试，消防检测、防雷检测工作，进行电站的各项验收工作；8）系统的单机调试和联合调试工作，无故障运行240小时后移交发包单位；9）负责对发包方相关人员的培训工作（电站操作、设备维护等）；10）电站质保期内的质量保证工作及其由承包方责任造成的任何缺陷修补等；1.2承包方向发包方提供的文件1)初步设计（包含图纸）、施工图、竣工图纸2)系统调试大纲及调试报告3)竣工资料4)设备使用说明书，合格证、装箱单及图纸、设备材料清单5)施工组织设计、重大专项施工方案6)项目实施计划、项目施工计划7)项目质量控制计划8)项目安全、职业健康和环境保护管理程序和制度9)项目沟通与信息管理程序和制度10)组织机构（承包方为本项目设定的）11)光伏发电场操作及维修手册12)配合发包方进行生产培训的有关资料以上文件均须经发包方审核并一式四份提交给发包方。
二、项目质量要求2.1质量验收依据及组件验收标准1）行业规范GB 50797-2012《光伏发电站设计规范》GB50057-1994《建筑物防雷设计规范》GB 50794-2012《光伏发电站施工规范》GB/T 50796-2012《光伏发电工程验收规范》GB/T50795-2012《光伏发电工程施工组织设计规范》CGC/GF003.1：2009(CNCA/CTS 0004-2010)《北京鉴衡认证中心认证技术规范》GB50150-2006《电气设备安装工程电气设备交接试验标准》GB50168-2006《电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范》GB50169-2006《电气装置安装工程接地装置施工及验收规范》GB50171-1992《电气装置安装工程盘、柜及二次回路结线施工及验收规范》GB50173-1992《电气装置安装工程35kV及以下架空电力线路施工及验收规范》GB50254-1996《电气装置安装工程低压电器施工及验收规范》GB50303-2002《建筑电气工程施工质量验收规范》NB/T 32001-2012《光伏发电站环境影响评价技术规范》GB50204-2002《混凝土结构工程施工及验收规范》GB50300-2001《建筑工程施工质量验收统一标准》GB50203-2002《砌体工程施工质量验收规范》GB50205-2001《钢结构工程施工质量验收规范》2）电力公司对本电站的建设要求；3）政府相关部门对本电站的建设要求。
4）电站组件验收标准a．组件到场及安装完后检验标准：太阳能电池组件成品外观检验标准：太阳能电池组件成品外观检验标准：b．电站组件到场及安装完后验收标准组件到场后由双方按照组件供货及检验标准对组件的质量进行验收，除需对外观进行检验外，还需对组件进行EL抽检，抽检比例为到场组件数量的1%，如抽检结果中不合格组件数量占抽检数量小于1%时，判定组件合格，如乙方不验收，则视为对组件质量认可。
组件安装完后，双方组织对安装完的组件进行验收，外观检查中重点检查边框变形、划伤和背板划伤、破损，整体电站安装外观出现边框划伤、变形和背板破损的组件数量不超过组件总量的千分之零点五时判定组件安装合格；EL抽检比例为组件安装总量的1%，如抽检结果中不合格组件数量占抽检数量小于1%时，判定电站组件安装合格，如大于1%，小于等于2%，质保金顺延一年，如大于2%时，判定电站组件安装不合格。
2.2电站质量验收标准验收标准：合格电站系统综合效率：按照组件实际安装倾角实测辐照量为标准日照小时数，按照下述公式计算：电站系统综合效率PR为 80 %。
电站验收以实际测算的光伏电站并网发电1个月的系统综合效率是否达到双方约定效率值为验收依据（电站1个月内只能清洗1次）。
2.3质量保证要求2.3.1设计质量保证项目的施工图设计完成后需发给发包方审核，发包方审核图纸如有对工程质量有影响的项目，乙方需调整设计；工程实施中出现影响工程进度、质量、造价的设计变更需经发包方认可后方能实施，否则导致的一切损失由承包方负责。
2.3.2施工质量保证项目实施前必须编制施工组织设计和专项工程施工方案，并经发包方或监理审批通过后方可施工，施工前必须给施工人员进行技术交底。
所有的材料和设备进场必须进过验收并留有验收记录；安装工程由乙方将各分项工程划分成若干个验收批次，形成验收计划，每个批次的安装工程完工后进行验收，发现问题及时进行调整解决。
材料和设备的进场验收单机各批次的验收记录作为支付工程款的依据。
如果合同约定的检验、试验表明被检验、试验的材料、工程设备、工艺或工程不符合合同的约定或者在竣工验收之前需要进行消缺整改的项目未整改完毕，则发包人或监理人有权指示承包方：（a）在指示规定的时间内一次或分几次将不符合合同约定的任何材料或工程设备运出现场；（b）用合格的，符合合同约定的材料或工程设备取代；（c）拆除不符合合同约定的任何工程，并进行重新施工；（d）按发包人或监理人指示的日期将消缺整改项目整改完毕并合格，达到竣工验收条件。
如果承包方未能在指示规定的时间内，或者（若指示中没有规定时间）在合理的时间内未执行上述指示，则发包人有权委托他人实施相关工作，并将相当于因委托他人实施此类工作而发生费用的1.5倍的金额从承包方合同价款中扣除。
另外由此造成或伴随产生的全部费用应由承包方直接向发包人支付，也可由发包人从任何应支付或将支付给承包方的任何款项中扣除。
三、电站设备、性能及系统设计要求电站设备承包方在设备订货前，具体的技术规范书需经发包方认可后方可正式订货。
关键设备供货商除给承包方进行质保外，还需对发包方进行质保约定。
3.1电站设备技术要求3.11组件要求此项目组件为甲供，乙方按照此参数进行光伏电站设计。
3.1.2逆变器技术要求1）品牌要求选用组串型逆变器，逆变器品牌厂家需选择以下品牌：华为、合肥阳光、山亿新能源、兆伏；选用集中型逆变器，品牌需选择以下品牌：合肥阳光、特变、兆伏、易事特或者EPC 方提供不低于以上品牌的标准，并得到甲方认可的品牌，逆变器每种型号只能选择一种品牌。
2）技术要求柜内电气元件应使用国际知名品牌，逆变器的IGBT模块优先采用英飞凌品牌，其它品牌需得到乙方认可；保护元器件应选用国际一线品牌；交直流断路器优先使用ABB、施耐德、LS；接触器应选用ABB、西门子、LS；冷却风机应选用EBM或其他国际一线品牌；浪涌保护应采用菲尼克斯、西岱尔、德国盾等品牌。
针对PID效应逆变器应提供负极接地设备和接口。
年在线正常工作时间率>99%；不带隔离变集中型逆变器中国加权效率不低于98%,带隔离变集中型逆变器中国加权效率不低于96%，全年平均效率应大于95%，欧洲效率不低于98.5%，最大效率不低于98.7%；；单台逆变器具备至少10%的长期持续过载运行能力；逆变器额定功率应满足用于本项目环境要求，其内绝缘等电气性能满足要求；逆变器要求能够自动化运行，运行状态可视化程度高，显示屏为触摸操控屏，可清晰显示实时各项运行数据，实时故障数据，历史故障数据，总发电量数据，历史发电量（按月、按年查询）数据；逆变器本体要求具有直流输入分断开关,紧急停机操作开关，逆变器应具有极性反接保护、短路保护、孤岛效应保护、交直流过流保护、过温保护、直流母线过电压保护、电网断电、电网过欠压、电网过欠频等保护功能，并相应的给出各保护功能动作的条件和工况（即何时保护动作、保护时间、自恢复时间等）；逆变器要求具有故障数据自动记录存储功能，存储时间大于5年；逆变器各项数据提取精度要求在3%以上，数据传输符合标准的modbus规约。
直流设置不低于二级防雷、交流设置不低于三级防雷；逆变器质保时间不小于5年，逆变器对甲方质保外，还应对乙方进行质保。
3.1.3汇流箱技术要求汇流箱内熔断器采用光伏专用直流熔断器，品牌为ABB或bussmann等外资及合资品牌；汇流箱输出母线的正极对地、负极对地、正负极之间配有光伏专用防雷器，防雷模块品牌选用菲尼克斯、西岱尔、德国盾；要求箱体材质及表面处理工艺满足室外安装使用要求，具有防水、防灰、防锈、防晒等性能，汇流箱整体防护等级不低于IP65，汇流电缆进出柜体的防水端子，采用MC4端子；光伏汇流箱应采用性能可靠的霍尔元件，对每路光伏组串电流进行监测。
推荐采用电流测量回路与光伏组串回路之间电气隔离的测量方案。
汇流箱的监测模块应能采集并计算各光伏组串的直流电流、汇流母线的直流电压参数，并采集防雷模块状态（正常或失效），当防雷模块失效时，监测模块应能发出报警信号。
汇流箱监控有如下功能：PV电池组串电流测量，PV电池组串故障告警和定位，汇流箱进口熔断器告警和定位，汇流箱进口断路器状态监测，汇流母线电压测量，浪涌保护器失效报警，开关状态检测；通信采用RS485接口，提取设备数据精度要求在3%以上，通信协议modbus。
3.1.4交直流柜技术要求每台光伏并网逆变器可以根据需要配置直流配电柜；每台直流配电柜应根据接入的汇流箱台数及容量匹配相应直流输入断路器的型号和数量，并保留一定的备用；直流母线输出侧正、负极对地、正负极之间应配置光伏专用防雷器、品牌选择：菲尼克斯、西岱尔、德国盾，具备在线监测功能；直流配电柜应具有绝缘电阻监测功能，可实现直流母线绝缘监测，并具有故障报警功能（如逆变器已具备绝缘监测功能，直流柜可不用配置绝缘监测功能）；输出配置电表，可显示母线的电压参数以及每条回路的电流参数，采用的计量和显示设备精度等级不低于0.5级，数据传输符合标准的modbus规约。