1、赠：EPC工程合格承包商的选择摘要随着我国经济快速稳步发展，项目投资急剧增加，起源于西方国家的EPC工程总承包逐渐的进入中国，并在水电、建筑、冶金、化工、石化、石油、铁道、轻工等行业得到广泛的应用。涌现出来的EPC总承包商的经验参差不齐，水平差别很大，合格优秀的EPC总承包商不仅能够按照项目工期和业主的要求完成项目，而且能够促进工程总承包市场的发展和形成，行业推广面不断扩大，促进总承包商企业生产组织方式的变革和产业结构的调整。不合格的承包商不仅会影响项目的进度、质量，甚至会给业主来很大的风险，而且对我国总承包制度的推广起到阻碍作用，使企业的凝聚力和核心竞争力减退。那么怎么选择一个合格优秀的EP
2、C总承包商呢？然后本文论述和分析了在EPC工程中承包商和业主所承担的风险，并总结出承包商和业主在EPC工程项目中对所承担的风险所应采取的应对方法和措施。最后本文结合在H炼油项目中选择EPC工程承包商的过程中所出现的问题，针对这些问题进行分析和研究，总结出选择合格的EPC承包商的关键因素和方法。关键词：EPC工程;EPC承包商;招投标;层次分析法第1章绪论11研究背景我国对工程建设管理体制进行了一系列的改革，其中之一的改革就是EPC工程总承包，由专门的公司完成从项目立项开始，到设计、设备材料采购、施工、安装调试，试车和开车全过程实行固定价格总承包的EPC模式。自20世纪80年代，我国水电、建筑、
3、冶金、化工、石化、石油、铁道、轻工等行业相继组建了一批工程总承包公司，在管理上一直努力采用国际先进的管理模式和方法，与西方国家通行的工程管理模式接轨，取得了一些卓著的成效。EPC总承包工程虽然取得了骄人的成绩，同时我们也看到了不足与差距。这些差距体现在以下几个方面：（一）业主认可程度还比较低，市场发育不成熟我国总承包市场需求不强。业主对工程总承包方式的认可度普遍偏低，缺乏总承包意识，大多数项目业主仍然习惯于传统的设计、施工、采购分开招标。虽然一些外资和民营项目的业主更多认同工程总承包方式，但以政府投资或国有投资为主的项目业主并没有充分认识到工程总承包在工程建设中所能发挥的显著作用。其原因是多方
4、面的：由于传统观念的影响，我国业主在工程中都希望管得很细、很具体；由于投资主体和管理体制问题，国内的许多业主缺少工程总承包的内在动力；我国业主对承包商的能力和资信缺乏足够的信心，信任程度也不够；由于企业资质壁垒、条块分割，工程总承包项目市场准入相关的标准和手续不完善等原因，使工程总承包存在严重的市场准入障碍得到了涌现。（二）实行EPC工程总承包的法律、法规和政策不完善首先，虽然建筑法提到“提倡对建筑工程实行工程总承包”，但是对如何开展总承包没有配套的法律和法规文件，可操作性不强，难以实施。其次，建设部颁布的建市xxxx号文关于培育发展工程总承包和工程项目管理企业的指导意见，对广大企业推进工程总
5、承包和项目管理起到非常重要的促进作用，但仍然存在法律效力和实际推进力度不够，影响范围不大的问题。（三）工程承包企业自身能力存在问题从总体上说，我国缺乏一批具有国际竞争实力，资本雄厚、人才聚集、科技领先、管理过硬的工程总承包企业。我国设计、施工企业的规模很大，专业能力也很强。所以，在我国以施工为主体的总承包和以设计为主体的总承包都很有特色，但在总承包方面的核心竞争力都不强。而由于管理体制、文化、管理能力和方法等问题，我国设计、施工单位之间在工程总承包项目中联合经营，优势互补，强强联合也很难实现。我国的大部分工程总承包公司，有的在原先设计单位的基础上改建而成的，有的是由以施工为主体的单位改制而成的
6、，有些是设计单位和施工单位联合经营，并不完全具备从项目的策划、定义、设计、采购、施工、安装调试、开机试车到交付使用进行全过程管理的综合功能及管理模式。科技创新机制不健全，技术开发与应用能力不够。我国一些大型设计、施工企业没有建立其技术研发机构，科技创新机制不健全。普遍缺乏国际先进水平的工艺技术和工程技术，具有独立知识产权的专利技术和专有技术也不多。我国总承包企业的项目管理理念、方法、手段、组织模式、人才结构还不能满足工程总承包的要求。企业的智力密集程度不够，缺乏总承包所需要的精通项目经营和管理，精通商务和法律，具有实际工程经验的复合型管理人才。第一，虽然我国EPC总承包制度以及在一些行业，尤其
7、在石化行业得到了全面的推广，但我国实行EPC工程总承包的经验和管理水平还远远不够，具备在工艺技术和工程技术，具有独立知识产权的专利技术和专有技术的总承包还很少，在H炼油项目参加EPC工程投标的总承包商水平普遍不高，大多数承包商不具备EPC总承包的资质，因此，大多数参加EPC总承包投标的总承包商都是由两家甚至三家四家单位组成的联合体，这些联合体单位有的是第一次组成联合体来投标，在以往的石化工程上从来没有合作过，有的在以往国内的石化项目中曾经合作过，但几乎没有形成长期的合作伙伴业主只承担一小部分的风险。因此通常情况下，承包商为回避这种风险，往往报价偏高。这样以来，一些优秀，成熟的承包商经过慎重的投
8、标分析，而退出了投标，其他一些承包商在市场竞争机制的作用下，在投标报价中采取一些手段或者利用招标方最低价评标法的评标方法来降低设计、采购和施工的质量的方案以低价中标，给后期的项目建设带来隐患，而真正中标的总承包商不一定是合格和优秀的承包商。因此，选择一个合格的EPC总承包商对项目建设至关重要，一个合格的承包商凭借其企业的核心竞争力和先进项目管理经验和技术优势、有市场竞争力的投标报价按照业主的技术要求能够打造具有企业品牌的精品项目，是目前我国最大的炼油项目，在世界上具有相当规模的炼油项目也为数不多。项目主装置工艺参数复杂、技术含量高、施工难度大。建设一个具有精品工程的炼油项目不仅在我国甚至在国际
9、石化行业也具有划时代的意义，而且在我国石化行业能够建设相当规模的EPC工程的承包商的数量也不多，因此业主在选择EPC承包商不仅要有健全的法律法规制度和招投标制度，而且要有雄厚的技术实力和商务实力完成对EPC工程的招投标。对EPC工程总承包商要求不仅要有相当规模的工程技术管理经验，又需要EPC总承包投入足够的人力资源和设备资源来建设项目。根据上述情况，业主在选择EPC总承包商上应注意以下方面的关键因素：第一，严格按照国家招投标法和合同法程序和规范执行招投标程序。项目组的招评标委员会的所有参加招标、评标和定标的领导、技术人员和商务人员应加强国家招投标法和国家合同法的法律和法规的学习，仔细研究国家的
10、法律和法规，严格按照国家招投标法和相关法律法规来执行招投标中的的每一个程序和规范。第二，加强对资格预审的把关；由于参加H炼油项目的EPC投标商的背景不同，设计施工管理经验参差不齐，而且大部分单位都是以联合体的主体参加投标。因此要求项目组在资格预审阶段对各个承包商要严格把关，组织专业的技术专家和商务专家编制资格预审文件和资格预审评审标准，资格预审文件要清晰、明了、突出重点，资格预审的目的是考察投标商是否有足够的实力参加所投标EPC工程的实力；是让潜在的投标商按照资格预审文件的要求提交资格预审申请书作为招标单位审查的文件。选择EPC承包商是一个复杂的过程，所要考虑的因素很多，概括地讲，它是招标方同
11、投标方博弈的一个过程，招标方希望找到合格优秀的承包商，而且报价比较合理，合格优秀的投标商渴望中标，价格低的投标商中标，但并不一定是最优秀的承包商，有时投标商为了低价中标，在投标报价采用一些手段，比如不平衡报价法取得EPC合同，但在项目建设中又把降价的部分补偿回来，事实上中标方的价格并不是最低价。其他情况还很多，在这里不一一罗列，要靠在实际工作中具体情况具体对待。12研究意义另外通过招投标选择合格的EPC承包商的研究，可以学习招投标中的一些方法和技巧，并把这种方法运用到实际工作过程中去，使业主在选择承包商时运用合理和科学的方法去选择合适的承包商，同时投标方使用这些方法在投标中胜出，不合格的承包商
12、由于其能力和水平不够逐渐在市场竞争机制下被淘汰，合格的承包商在市场竞争中不断提高企业的核心竞争力，加强项目技术、施工管理水平，降低成本，把企业做大做强，为我国推广EPC工程总承包的推广做出贡献。13研究思路本文首先介绍EPC工程和我国EPC工程承包商的现状，然后阐述选择EPC承包商的过程招投标过程、评标方法的介绍和EPC工程业主和承包商的风险分析，再引伸到炼油项目的EPC工程和在炼油项目中的EPC工程项目的一些案例，最后总结出几点选择EPC工程合格承包商的关键，并在实际应用中推广。第2章EPC工程承包商选择的风险分析41EPC工程风险介绍4.1.1一般风险介绍风险（risk）是不确定性导致风险
13、发生，风险的发生将导致损失。一般风险有客观性、随意性、相对性等特征，风险的客观性是风险的发生是客观存在的，是不以人的意志为转移；风险的的随意性是风险的发生是随机的、不确定的；风险的相对性是发生风险的程度是同不同的人和事物而不同。4.1.2EPC工程风险介绍EPC工程合同是承包商承担设计、采购、施工总承包工程，因此承包商承担大部分的EPC工程风险，而业主只承担小部分风险。对EPC承包商来讲，虽然他们承担大部分的工程风险，但是只要他们具有先进的工程管理方法和足够的实力，他们会得到丰厚的利润回报，对业主来讲，虽然他们付出了EPC合同价格要高一些，但他们仍然采取这种方式，因为在市场经济瞬息万变的当今社
14、会，只有赢得时间，才能率先抢占市场。4.1.3EPC工程风险产生的原因：EPC工程风险产生的原因有客观原因、道德原因和主观原因。1客观原因有客观原因导致的风险包括自然灾害、社会政治原因和经济原因，自然灾害是由于EPC工程工期长，遭遇台风、洪水等自然灾害的机遇极大；社会政治原因是由于社会或政治因素引起的灾害，例如：战争和内乱。国有化、征用、没收外资。EPC工程总承包项目合同执行过程中，项目所在国法律、政策发生变化，可能使承包商承担额外的责任，造成较大的履约风险等。经济原因引起的风险例如：汇率波动造成的风险。通货膨胀造成的风险等。2道德原因道德原因导致的风险例如：业主不付款或拖延付款；分包商故意违
15、约造成项目工期的拖延；参与工程的各级管理人员有不诚实或违法行为等风险。4.1.4EPC工程可能造成的风险损失1经济损失经济损失是由于各种风险产生导致承包商或者业主遭受经济上的损失。例如：承包商因履行了合同责任范围外的责任义务或为避免非承包商所应承担的风险而造成额外成本支出。业主的图纸技术文件范围不明确造成的工程总价的增加。业主付款拖延或拒付部分或全部合同款：表现在以下几个方面：由于承包商违约导致的业主不付款或延迟付款；由于业主的原因而由承包商承担其不付款或延迟付款；由于合同以外第三者的影响而导致业主对承包商的不付款或迟付款，如分包商违约等；承包商与业主都无法预见和控制的意外事件的发生而导致的业
16、主不付款或迟付款。2企业信誉损失企业信誉损失表现在业主不付款使业主的信誉受损；由于承包商的工程质量出现问题而被业主纳入黑名单；4.1.5EPC工程风险管理与控制EPC工程风险管理与控制包括风险识别、风险分析、风险控制与处理。1风险识别风险识别是风险管理的重要环节，风险因素未被识别或者识别不够将会导致直接的经济损失和间接的企业声誉受损。EPC工程项目的风险识别是对可能遇到的各种风险的类型和产生原因进行判断分析，以便对风险进行分析、控制和处理。在此阶段需要判断EPC工程总承包项目中存在着什么风险；找出风险的原因。对所要面临的风险及其成因的分析应分三步进行：首先要了解项目情况，如项目来源，项目资金来
17、源、项目技术水平、有关技术标准和要求、工期、工作范围和业主的风险等等这些资料，同时还应了解项目的背景资料、业主的资信情况等，从中可以发现很多具体的风险因素。业主需要了解承包商的项目业绩、经验、履约情况和财务能力。2风险分析EPC工程中对于风险分析和评价主要有以下几个方面：政治。考察工程所在国家的政治局势是否稳定；是否近期有战争的发生；与邻国的外交状况和是否有潜在的战争危险，研究其国内政治状况，宗教纠纷，分析国内政治斗争的情况。业主需要考察承包商所在国的政治状况、承包商的性质。42投标商的风险分析4.2.1EPC合同风险介绍国际工程承包合同按计价方式划分，可分为总价合同、单价合同、承办补偿合同三
18、种类型。总价合同又分为：固定总价合同、调值单价合同、固定工程量总价合同、管理费单价合同。固定总价合同中的价格是固定不变的，除非工程设计或工程范围发生变化。这要求精确的设计图纸、详细的工程描述和承包商准确地计算，报价考虑到一些费用的上升因素。4.2.2EPC合同条款承包商所承担的风险EPC工程承包合同中一般都将工程的风险划分为业主的风险、承包商的风险、不可抗力风险。一般来说，在传统合同模式下，业主的风险包括：政治风险、社会风险、经济风险、法律风险、外界风险等，其余风险由承包商承担，另外，出现不可抗力风险时，业主一般只负担承包商的直接损失。1.盲目参与投标在EPC模式下，投标人在投标时要花费相当大
19、的精力和费用，其投标活动造成的费用可能要占整个项目总投资的0.30.6%。如果在没有很大中标把握的情况下盲目的参与投标，那么投标费用对承包商来讲可能就是一笔不小的浪费。EPC项目比较复杂，加之业主要求合同总价和工期固定，承包商如果没有足够的综合实力，就是中标了，也可能无法完成工程建设，承包商最终将蒙受更大的损失。2.合同文件存在缺陷一般情况下，合同文件存在缺陷的风险也应由承包商来承担。除了预期目标、功能要求和设计标准的准确性要由业主负责之外，承包商要对合同文件的准确性和充分性负责。也就是说，如果合同文件中存在错误、遗漏、相互矛盾等，即使有关数据或资料来自业主，业主也不承担由此造成的费用增加和工
20、期延长的责任。虽然在招投标过程中，承包商修改招标书的合同条件(含通用条款和特殊条款)的机会较小，但是，仍然可以在投标书中针对一些关键问题向招标方提出澄清、偏差或者要求删除的可能。在EPC合同中,承包商的风险贯穿于整个合同的每一个条款和每一个附件。在审核合同条款以及有关附件时,应该从头到尾仔细检查审核,不遗漏任何一个潜在的风险。以下是对EPC合同的风险的防范:4.2.3EPC模式承包商承担风险的应对承包商在参与EPC项目时，一般应采取以下措施进行风险防范：1.谨慎参与EPC项目投标承包商在决定是否参与投标前，应做好投标前的准备工作，这些准备包括仔细研究项目的特点和业主的要求，识别和评估项目存在的
21、风险，作出投标决策。承包商还要考虑投标竞争对手的实力，分析中标的可能性。决定投标后，承包商应该根据风险评估的结果，在投标报价中加入适当的风险费用。2.合理应对合同文件本身的风险在投标前，承包商应尽量明确业主的要求，发现合同文件模糊的地方应及时要求业主加以澄清，然后再在此基础上进行投标报价。签约后，如果合同文件中仍然存在错误、遗漏或不一致，承包商应尽早发现并更正这些错误，尽量减少由此造成的经济损失。结论本文首先引入EPC工程合格承包商的选择的问题，然后带着问题展开论述和研究，在研究中，注重把握选择合格的EPC承包商的过程即招投标的过程，总结出EPC工程项目招、投标的关键因素，结合管理学、运筹学、
22、博弈论等理论进行了深入的分析，研究的主要结论如下：1.在对EPC工程和EPC工程承包商章节中，对EPC工程的过程、特点及关键因素进行了分析和研究和对我国EPC工程承包商的特点、问题和优缺点进行了分析，目的在于对本篇论文的选择客体有比较全面的认识。2在确定合格的EPC承包商章节中，主要对招投标的程序、过程和关键点进行了分析和论述，在评标方法的论述中，在传统的最低价评标法和综合评标法的基础上引入了层次分析法，层次分析法科学客观的特点可以避免各个评委对评价标准持有不同看法而造成的差别。3在EPC工程承包商的选择的风险分析章节中，对在EPC工程承包商和业主所承担的风险进行了分析，总结出承包商和业主在E
23、PC工程项目中对所承担的风险所应采取的应对方法和措施，目的在于在选择EPC工程承包商的过程中使承包商和业主的风险降到最低从而实现业主和承包商双赢的目的。EPC工程承包商的选择过程中值得研究的问题很多，本文只对所碰到的问题而引发的相关内容进行了研究。由于作者水平有限，加之时间、资料等条件限制，使本文存在很多不足，恳请老师、同学加以指正。谢谢！恩菲新能源（朔州）有限公司70MWp并网光伏发电项目EPC总承包技术要求发包方：恩菲新能源（朔州）有限公司承包方：中国恩菲工程技术有限公司二一四年七月目录1基本要求32总的设计工艺和方案33性能保证44电气技术要求65建筑结构技术要求296暖通技术要求317
24、水工技术规范328环保、水保措施技术规范329消防系统技术规范3310设备及材料表3511设备、技术文件及图纸的交付3612设备监造和性能验收试验3713设计联络会及培训4714运输和保管49附件1项目组织与管理501.项目管理组织机构和人员配置502.施工分承包方的选择513.施工所用的标准及规范524.施工综合进度525.施工总平面布置536.施工临时设施及场地537.施工力能供应538.主要施工方案及特殊施工措施539.设备、物资的管理5410.项目质量管理5411.职业健康安全管理和环境管理5612.文明施工5613.项目施工技术管理5614.与发包方有关的主要工作57附件2安全防护、
25、文明施工协议581基本要求本协议书提出了最低限度的技术要求，并未对一切技术细节规定所有的技术要求和适用的标准，承包方应保证提供符合本技术部分和有关最新工业标准的优质产品及其相应服务。承包方提供的产品应满足本技术部分的要求。承包方必须在初设评审完成后提供一份完整的技术协议，涵盖但不限于项目电气、土建、暖通、给排水、消防等设计方案，所有供货设备清单和技术参数，备品备件，发电量估算、施工设计方案以及技术服务、施工、调试、验收和人员培训等内容。必须满足国家有关质量、安全、健康、环保、水保、消防等强制性标准。光伏系统应满足国网公司最新下发的光伏电站接入电网技术规定（Q/GDW617-xx）、光伏电站接入
26、电网测试规程（Q/GDW618-xx）。2总的设计工艺和方案本项目装机容量不小于70.7MWp；l光伏电站的装机型式：固定式安装；太阳能电池组件基扳的材质为:多晶硅太阳能电池组件，单块组件功率待定。综合考虑电站的可靠性和经济性，本工程的太阳电池组件全部采用固定安装方式，太阳能电池组件阵列由1MW发电子方阵单元组成，本期子方阵的安装容量约为1MW,预留增容的0.05MW1.1MW组件安装位置。每个子方阵配置2台500kW光伏并网不带隔离变压器的逆变器。每个子方阵配备一个1MWp逆变器房，逆变器及二级直流汇流柜及通信柜全部布置在逆变器房内，逆变器房布置在单元合理位置，以减少直流汇线损失。全场由70
27、个1MW发电子方阵单元组成，每个方阵由若干个光伏阵列组成，每个光伏阵列支架安装44块光伏组件，每个发电子方阵配1个逆变器房和1个箱式变电站，逆变器室内装有2个500kW阵列逆变器及直流配电柜，以及其他配电柜、通讯柜等。每个阵列逆变器组由若干路太阳电池组串单元并联而成，每个组串单元由22块太阳电池组件串联组成。各太阳电池组串划分的汇流区并联接线，输入防雷汇流箱经电缆接入逆变器房，然后经光伏并网逆变器逆变后输出315V的三相交流电，经电缆引至0.315/0.315/35kV/升压变压器，每组57台升压变压器采用35kV电缆并联后，接入35kV配电室后，经35/110kV变压器升压至110kV，以1
28、10kV架空出线接福光牛家岭风电场至系统220kV安荣变电站的1回110kV线路。管理区设置综合办公楼（包括办公区和生活区）、中控室和集中配电室，以及门卫室、水泵房、运动场地、国旗台、停车场和垃圾场等附属设施，管理区大门采用电动伸缩门。进场道路采用4米宽现场浇筑的普通混凝土路面；场内检修道路采用4米宽级配碎石路面；围墙采用高1.8m防盗型钢丝网围栏。厂区内的主要建筑物为单层砖混结构，如配电楼、生活区等，集装箱式逆变房、箱式变电站基础采用箱型钢筋混凝土基础，光伏阵列内支架基础采用螺旋桩基础，采用36固定倾角支架安装方式，最低端距地500mm，阵列前后排间距取8.6m。本电站拟建1座110kV升压
29、站，装设2台主变，主变容量选择为240MVA，电压等级110/35kV，选用有载调压变压器。110kV输电线路“”入牛家岭风电场至安荣220kV站110kV线路，接线路全长4.2公里，其中单回线路长1.1公里，双回线路长3.1公里。电站总平面设计由设计单位完成，在初设评审时提交业主方审核确认，确认后方可施工。接入系统设计以批复的接入系统方案为准，升压站设计以批准的升压站初步设计为准。3性能保证承包方提供的整套光伏发电系统应能满足发包方提出的性能及质量要求，当由第三方所做的性能试验证明承包方不能达到以下技术指标，发包方将按合同条款对承包方进行处置。如果整个工艺过程不能满足运行保证中的要求，则承包
30、方应负责修理、替换或者处理所有的物料、设备或其它，以便满足运行保证要求。这部分费用由承包方负责（包括修理、替换或者处理、拆卸和安装所需要的人员费用）。在完成修理、替换或者其它处理后，整个工艺过程应按合同重新进行试验，费用由承包方负责。在此之前的某些试验阶段，一些试验保证已经成功地被验证，如果由于修理、替换或者其它处理措施对已验证了的运行保证产生可能的不利影响，则整个工艺系统还需要按所有要求重新试验，费用由承包方负责。电站整体质保期为竣工验收后的1年（逆变器为5年），在质保期内，如果承包方所提供的光伏发电系统的设备和部件出现故障，承包方应负责修理和替换，直至发包方完全满意，费用由承包方负责。如果
31、本款与合同条款有不一致之外，均以合同条款为准。3.1主要性能保证(承包方应根据电池组件及设备的选用情况，报出以下主要性能保证值)在设计工况下，承包方应确保下列技术指标，当由第三方所做的性能试验证明承包方不能达到以下技术指标，发包方将对承包方进行处置。3.1.1全站光伏组件总容量 70.7 MWp（在项目初设评审完成后确定）3.1.2晶体硅光伏组件光电转化效率15；（以组件边框面积计算转换效率）3.1.3光伏组件峰瓦功差满足0W+3W；3.1.4晶体硅光伏组件第1年内输出功率衰减率不高于2%，2年内输出功率衰减率不高于3%，五年内输出功率衰减率不高于5,10年内输出功率衰减率不高于10%、25年
32、内输出功率衰减率不高于20%；3.1.5总体光伏组件故障率0.01%3.1.6逆变器效率额定输入输出时效率： 97.7 %；最高转换效率： 98.5%；欧洲效率： 98.2%；详细参数见 4.2节逆变器 3.1.8年故障小时数：24小时（扣除非承包商原因，发电单元（初级汇流箱下每一串为一个发电单元）年故障小时数不超过24h。）3.1.9系统总效率： 80 。3.1.10系统总效率年上网发电量/以本光伏电站设立的环境监测仪所取得的太阳能辐射数据为基准折合标准日照条件下，估算出年总发电量。即：系统总效率=年上网发电量（kWh）*标准条件下的辐照度（常数=1kWh/m2）/实际装机容量（kW）/环境
33、检测仪所取得的太阳能数据为基准折合到组件倾斜面的年辐射量（kWh/m2）如果环境检测仪能直接检测到与组件同倾角的年辐射量，则组件倾斜面的年辐射量（kWh/m2）=环境检测仪所测的倾斜面年辐射量（kWh/m2）。如果环境检测仪只能直接检测到水平面的年辐射量，则组件倾斜面的年辐射量（kWh/m2）=环境检测仪所测的水平面年辐射量（kWh/m2）*折算系数（依据RETScreen软件在相同倾角下的水平面与倾斜面的折算关系）。单位换算：（MJ/m2）=（kWh/m2）*xx*xx。3.1.11第一年上网电量：xx0万度（首年发电量由双方在初设评审完成后确定，首年发电量的考核根据当年气象条件并结合同等条
34、件的电站进行适当修订）。同时，第一年上网电量以本光伏电站设立的环境监测仪第一年所取得的太阳能辐射数据为基准折合标准日照条件下，估算出的第一年总发电量*系统总效率（80%）。以本光伏电站设立的环境监测仪第一年所取得的太阳能辐射数据为基准折合标准日照条件下，估算出的第一年总发电量=实际装机容量（kW）*环境检测仪所取得的太阳能数据为基准折合到组件倾斜面的年辐射量（kWh/m2）/标准条件下的辐照度（常数=1kWh/m2）。4电气技术要求4.1光伏组件4.1.1范围本合同范围为70MW光伏电站所需光伏组件由发包方提供，包括光伏多晶硅电池组件、固定支架、检测装置、专用工具、随机备品备件。4.1.2标准
35、和规范（1）IECxx5晶体硅光伏组件设计鉴定和定型IECxxO.lIECxxO.l光伏组件的安全性构造要求（3）IECxxO.2光伏组件的安全性测试要求（4）GB/Txx9-xx地面用光伏（PV）发电系统概述和导则（5）SJ/Txx7-xx光伏（PV）发电系统过电压保护导则（6）GB/Txx9-xx光伏系统并网技术要求（7）ENxx1-xx光伏组件盐雾腐蚀试验（8）ENxx9-xx晶体硅光伏方阵I-V特性现场测量（9）ENxx1-xx光伏组件对意外碰撞的承受能力(抗撞击试验)（10）ENxx5-xx光伏组件紫外试验（11）GBxx.1-xx光伏器件第1部分:光伏电流电压特性的测量（12）GB
36、xx.2-xx光伏器件第2部分:标准太阳电池的要求（13）GBxx.3-xx光伏器件第3部分:地面用光伏器件的测量原理及标准光谱辐照度数据（14）GBxx.4-xx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（15）GBxx.5-xx光伏器件第5部分:用开路电压法确定光伏(PV)器件的等效电池温度(ECT)（16）GBxx.7-xx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（17）GBxx.8-xx光伏器件第8部分:光伏器件光谱响应的测量测量（18）GB/Txx0-xx晶体硅光伏（PV）方阵I-V特性的现场测量（19）GB/Txx2-xx光伏组件盐雾腐蚀试验（20）G
37、B/Txx4-xx光伏（PV）组件紫外试验（21）GB/Txx4xx机电产品包装通用技术条件（22）GB/T191-xx包装储运图示标志（23）GBxx7.1-xx光伏（PV）组件安全鉴定第1部分：结构要求（24）GBxx7.2-xx光伏（PV）组件安全鉴定第2部分：试验要求（25）GBxx-86地面用太阳能电池电性能测试方法；（26）GBxx-xx地面用太阳能电池标定的一般规定；（27）GB/Txx7-xx陆地用太阳能电池组件总规范；（28）GB/Txx9-xx太阳能电池组件参数测量方法；（29）GB/Txx-xx地面用晶体硅太阳电池组件设计鉴定和类型；（30）GB/Txx9-xx太阳电池光
38、谱响应测试方法；（31）GB/Txx0-xx光谱标准太阳电池；（32）GB/Txx2-xx太阳电池电性能测试设备检验方法；（33）IEEExx-xx太阳电池组件的测试认证规范；（34）SJ/Txx-xx地面用硅太阳电池电性能测试方法；（35）SJ/Txx.29-xx地面用晶体硅太阳电池单体质量分等标准；（36）SJ/Txx.30-xx地面用晶体硅太阳电池组件质量分等标准；（37）SJ/Txx3-xxTDA75单晶硅太阳电池；（38）SJ/Txx9-xx太阳电池温度系数测试方法；（39）SJ/Txx9-xx光伏器件第6部分标准太阳电池组件的要求；(40)有关IEC、IEEE、EN、SJ和在发标及
39、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。4.1.3主要性能、参数及配置（1）主要性能太阳电池组件为室外安装发电设备，是光伏电站的核心设备，要求具有非常好的耐侯性，能在室外严酷的环境下长期稳定可靠地运行，同时具有高的转换效率。本项目采用多晶硅电池组件。太阳电池组件作为光伏电站的主要设备应当提供具有GB/Txx(或IECxx5)和GB/Txx1(或IECxx6)标准要求，通过国际、国内国家认证机构的认证。光伏组件应严格按照上述标准、规范及规程进行
40、各种可靠性实验测试。光伏组件的光电转换效率15.0%（以组件边框面积计算转换效率）。光伏组件产品供应商应在国内具有三年以上光伏设备生产及管理经验，光伏组件产品已用300MW并网型光伏电站并有三年以上国内外安全稳定运行业绩；通过国内、外权威部门的认证，拥有CQG、CGC认证证书,符合国家强制性标准要求。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xxW/m2，电
41、池工作温度为252，标准太阳光谱辐照度分布符合GB/Txx.3规定），光伏组件的实际输出功率必须在标称功率（0W+3W）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1年使用期限内输出功率不低于98%的标准功率, 在2年使用期限内输出功率不低于97%的标准功率,在10年使用期限内输出功率不低于90%的标准功率，在25年使用期限内输出功率不低于80%的标准功率。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、正负极连接头和旁路二极管（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
42、合GB/Txx0-xx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。光伏组件安装方案：要求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。请承包方按照光伏组件性能保证要求提供太阳能电池组件参数详表。255Wp多晶硅太阳电池组件参数太阳电池组件技术参数太阳电池种类多晶硅指标单位数据峰值功率Wp255功率偏差w0W+3W组件效
43、率%15.6%开路电压（Voc）V37.7短路电流（Isc）A9.0工作电压（Vmppt）V30.2工作电流（Imppt）A8.43系统最大耐压Vdcxx尺寸mmxx*992*40重量kg18.2峰值功率温度系数%/K-0.42开路电压温度系数%/K-0.32短路电流温度系数%/K0.0510年功率衰降%8.825年功率衰降%19.3运行温度范围摄氏度-4085最大风/雪负载Paxx注：上述组件功率标称在标准测试条件（STC）下：xxW/m2、太阳电池温度25、AM1.5承包方实际提供的产品应不低于上表的质量要求。4.2逆变器4.2.1范围本合同范围为70MW光伏电站所需500kW不带隔离变并
44、网型逆变器，包括光伏逆变器、专用工具、随机备品备件。4.2.2标准和规范GBxx9-xx地面用光伏(PV)发电系统概述和导则DL/T527xx静态继电保护装置逆变电源技术条件GB/Txx4xx机电产品包装通用技术条件GB/T191-xx包装储运图示标志GB/Txx7xx量度继电器和保护装置的冲击与碰撞试验GBxx6xx量度继电器和保护装置安全设计的一般要求DL/T478xx静态继电保护及安全自动装置通用技术条件GB/Txx9-xx光伏系统并网技术要求GB/Txx6-xx光伏（PV）系统电网接口特性（IECxx7:xx,MOD）GB/Zxx4-xx光伏发电站接入电力系统技术规定GB/Txx.1-
45、xx电工电子产品基本环境试验规程试验A：低温试验方法GB/Txx.2-xx电工电子产品基本环境试验规程试验B：高温试验方法GB/Txx.9-xx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GBxx-xx外壳防护等级（IP代码）（IECxx9:xx）GBxx.2-xx半导体变流器应用导则GB/Txx9-xx电能质量公用电网谐波GB/Txx3-xx电能质量三相电压允许不平衡度GB/Txx5-xx电能质量供电电压允许偏差GB/Txx5-xx电能质量电力系统频率允许偏差GBxx9-xx太阳能光伏发电系统并网技术要求SJxx7-xx光伏（PV）发电系统的过电压保护导则GBxx3-xx光伏
46、系统性能监测测量、数据交换和分析导则GBxx4-xx光伏系统功率调节器效率测量程序GBxx-xx外壳防护等级（IP代码）GB/Txx.2-xx低压电器外壳防护等级GBxx.2-xx半导体变流器应用导则Q/SPS22-xx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：ENxx1或同级以上标准EMC相关标准：ENxx2或同级以上标准电网干扰相关标准：ENxx0或同级以上标准电网监控相关标准：ULxx或同级以上标准电磁干扰相关标准：GBxx或同级以上标准GB/Txx8.9辐射电磁场干扰试验GB/Txx8.14静电放电试验GB/Txx6.8工频磁场抗扰度试验GB/Txx8.3-936.0
47、绝缘试验JB-Txx-xx半导体逆变器通用技术条件3.2规范和标准并网逆变器应满足国家电网的光伏电站接入电网技术规定（Q/GDW617-xx）、光伏电站接入电网测试规程（Q/GDW618-xx）、光伏发电站接入电力系统技术规定（GB/Txx-xx）中与逆变器性能有关的技术要求、以及随时生效的规定要求。有关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。4.2.3逆变器技术要求光伏并网逆变器（下称逆变器）是光伏发电系统中的核心设备，必须采用高品质性能良好的成熟产品。逆变器将光伏方阵产生的直流电（DC）逆变为三相正弦交流电（AC），输出符合电网要求的电能。逆变器应该满足以下要求：（1）单台逆变器的额定容量为500kW。（2）并网逆变器的功率
