最新版光伏项目EPC总承包技术及施工要求72P文档格式.docx
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40MVA，电压等级110/35kV，选用有载调压变压器。
110kV输电线路“π〞入牛家岭风电场至安荣220kV站110kV线路，π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，确认前方可施工。
接入系统设计以批复的接入系统方案为了准，升压站设计以批准的升压站初步设计为了准。
3性能确保
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到达以下技术指标，发包方将按照协议条款对承包方进行处置。
如果整个工艺过程不能满足运行确保中的要求，那么承包方应承担修理、替换或者处理所有的物料、设备或其它，以便满足运行确保要求。
这局部费用由承包方承担〔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，整个工艺过程应按照协议重新进行试验，费用由承包方承担。
在此之前的某些试验阶段，一些试验确保已经成功地被验证，如果由于修理、替换或者其它处理措施对已验证了的运行确保产生可能的不利影响，那么整个工艺系统还需要按照所有要求重新试验，费用由承包方承担。
电站整体质保期为了竣工验收后的1年〔逆变器为了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浮现故障，承包方应承担修理和替换，直至发包方完全满意，费用由承包方承担。
如果本款与协议条款有不一致之外，均以协议条款为了准。
3.1主要性能确保（承包方应根据电池组件及设备的选用情况，报出以下主要性能确保值）
在设计工况下，承包方应确保以下技术指标，当由第三方所做的性能试验证明承包方不能到达以下技术指标，发包方将对承包方进行处置。
3.1.1全站光伏组件总容量≥70.7MWp〔在工程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；
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〔扣除非承包商原由于，发电单元〔初级汇流箱下每一串为了一个发电单元〕年故障小时数不超过24h。
〕
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征得的太阳能辐射数据为了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〕/环境检测仪所征得的太阳能数据为了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，那么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，那么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〔根据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〕*3600*1000。
第一年上网电量：
≥11000万度〔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协议等条件的电站进行适当修改〕。
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征得的太阳能辐射数据为了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征得的太阳能辐射数据为了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〕*环境检测仪所征得的太阳能数据为了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
本协议范围为了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标准和标准
〔1〕IEC61215晶体硅光伏组件设计鉴定和定型
〔2〕IEC6173O.l光伏组件的平安性构造要求
〔3〕IEC6173O.2光伏组件的平安性测试要求
〔4〕GB/T18479-2001《地面用光伏〔PV〕发电系统概述和导那么》
〔5〕SJ/T11127-1997《光伏〔PV〕发电系统过电压维护—导那么》
〔6〕GB/T19939-2005《光伏系统并网技术要求》
〔7〕EN61701-1999光伏组件盐雾腐蚀试验
〔8〕EN61829-1998晶体硅光伏方阵 I-V特性现场测量
〔9〕EN61721-1999光伏组件对意外碰撞的承受能力（抗撞击试验）
〔10〕EN61345-1998光伏组件紫外试验
〔11〕GB6495.1-1996光伏器件第1局部:
光伏电流－电压特性的测量
〔12〕GB6495.2-1996光伏器件第2局部:
标准太阳电池的要求
〔13〕GB6495.3-1996光伏器件第3局部:
地面用光伏器件的测量原理及标准光谱辐照度数据
〔14〕GB6495.4-1996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
〔15〕GB6495.5-1997光伏器件第5局部:
用开路电压法确定光伏（PV）器件的等效电池温度（ECT）
〔16〕GB6495.7-2006《光伏器件第7局部：
光伏器件测量过程中引起的光谱失配误差的计算》
〔17〕GB6495.8-2002《光伏器件第8局部:
光伏器件光谱响应的测量》测量
〔18〕GB/T18210-2000晶体硅光伏〔PV〕方阵I-V特性的现场测量
〔19〕GB/T18912-2002光伏组件盐雾腐蚀试验
〔20〕GB/T19394-2003光伏〔PV〕组件紫外试验
〔21〕GB/T13384—1992机电货物包装通用技术条件
〔22〕GB/T191-2021包装储运图示标志
〔23〕GB20047.1-2006《光伏〔PV〕组件平安鉴定第1局部：
结构要求》
〔24〕GB20047.2-2006《光伏〔PV〕组件平安鉴定第2局部：
试验要求》
〔25〕GB6495-86地面用太阳能电池电性能测试方法；
〔26〕GB6497-1986地面用太阳能电池标定的一般约定；
〔27〕GB/T14007-1992陆地用太阳能电池组件总标准；
〔28〕GB/T14009-1992太阳能电池组件参数测量方法；
〔29〕GB/T9535-1998地面用晶体硅太阳电池组件设计鉴定和类型；
〔30〕GB/T11009-1989太阳电池光谱响应测试方法；
〔31〕GB/T11010-1989光谱标准太阳电池；
〔32〕GB/T11012-1989太阳电池电性能测试设备检验方法；
〔33〕IEEE1262-1995太阳电池组件的测试认证标准；
〔34〕SJ/T2196-1982地面用硅太阳电池电性能测试方法；
〔35〕SJ/T9550.29-1993地面用晶体硅太阳电池单体质量分等标准；
〔36〕SJ/T9550.30-1993地面用晶体硅太阳电池组件质量分等标准；
〔37〕SJ/T10173-1991TDA75单晶硅太阳电池；
〔38〕SJ/T10459-1993太阳电池温度系数测试方法；
〔39〕SJ/T11209-1999光伏器件第6局部标准太阳电池组件的要求；
（40）有关IEC、IEEE、EN、SJ和在发标及投标有效期内，国家、行业公布了新标准、标准等。
上述标准、标准及规程仅是本工程的最根本根据，并未包括实施中所涉及到的所有标准、标准和规程，并且所用标准和技术标准均应为了协议签订之日为了止时的最新版本。
4.1.3主要性能、参数及配置
〔1〕主要性能
太阳电池组件为了室外安装发电设备，是光伏电站的核心设备，要求拥有非常好的耐侯性，能在室外严酷的环境下长期稳定可靠地运行，同时拥有高的转换效率。
本工程采用多晶硅电池组件。
太阳电池组件作为了光伏电站的主要设备应当提供拥有GB/T9535（或IEC61215）和GB/T18911（或IEC61646）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、标准及规程进行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〕。
光伏组件货物供给商应在国内拥有三年以上光伏设备生产及管理经验，光伏组件货物已用300MW并网型光伏电站并有三年以上国内外平安稳定运行业绩；
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外表板的清洁、防热斑提供措施。
光伏组件各部件在正常工况下应能平安、连续运行，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，电池工作温度为了25±
2℃，标准太阳光谱辐照度分布符合GB/T6495.3约定〕，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，电缆性能符合GB/T18950-2003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，并应满足符合相应国家和行业标准规程，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了同一批次原料，外表颜色均匀一致，无机械损伤，焊点无氧化斑，电池组件的I-V曲线根本相同。
请承包方按照光伏组件性能确保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
Wp
255
功率偏差
w
0W~+3W
组件效率
%
15.6%
开路电压〔Voc〕
V
37.7
短路电流〔Isc〕
A
9.0
工作电压〔Vmppt〕
30.2
工作电流〔Imppt〕
8.43
系统最大耐压
Vdc
1000
尺寸
mm
1650*992*40
重量
kg
18.2
峰值功率温度系数
%/K
-0.42
开路电压温度系数
-0.32
短路电流温度系数
0.05
10年功率衰降
≤8.8
25年功率衰降
≤19.3
运行温度范围
摄氏度
-40~85
最大风/雪负载
Pa
5400
注：
上述组件功率标称在标准测试条件〔STC〕下：
1000W/m2、太阳电池温度25℃、AM1.5
承包方实际提供的货物应不低于上表的质量要求。
4.2逆变器
4.2.1范围
本协议范围为了70MW光伏电站所需500kW不带隔离变并网型逆变器，包括光伏逆变器、专用工具、随机备品备件。
4.2.2标准和标准
GB18479-2001地面用光伏（PV）发电系统概述和导那么
DL/T527—2002静态继电维护装置逆变电源技术条件
GB/T13384—1992机电货物包装通用技术条件
GB/T191-2021包装储运图示标志
GB/T14537—1993量度继电器和维护装置的冲击与碰撞试验
GB16836—1997量度继电器和维护装置平安设计的一般要求
DL/T478—2001静态继电维护及平安自动装置通用技术条件
GB/T19939-2005光伏系统并网技术要求
GB/T20046-2006光伏〔PV〕系统电网接口特性〔IEC61727:
2004,MOD〕
GB/Z19964-2005光伏发电站接入电力系统技术约定
GB/T2423.1-2001电工电子货物根本环境试验规程试验A：
低温试验方法
GB/T2423.2-2001电工电子货物根本环境试验规程试验B：
高温试验方法
GB/T2423.9-2001电工电子货物根本环境试验规程试验Cb：
设备用恒定湿热试验方法
GB4208-2021外壳防护等级〔IP代码〕〔IEC60529:
1998〕
GB3859.2-1993半导体变流器应用导那么
GB/T14549-1993电能质量公用电网谐波
GB/T15543-1995电能质量三相电压容许不平衡度
GB/T12325-2003电能质量供电电压容许偏差
GB/T15945-1995电能质量电力系统频率容许偏差
GB19939-2005太阳能光伏发电系统并网技术要求
SJ11127-1997光伏〔PV〕发电系统的过电压维护——导那么
GB20513-2006光伏系统性能监测测量、数据交换和分析导那么
GB20514-2006光伏系统功率调节器效率测量程序
GB4208-2021外壳防护等级〔IP代码〕
GB/T4942.2-1993低压电器外壳防护等级
Q/SPS22-2007并网光伏发电专用逆变器技术要求和试验方法
电磁兼容性相应标准：
EN50081或同级以上标准
EMC相应标准：
EN50082或同级以上标准
电网干扰相应标准：
EN61000或同级以上标准
电网监控相应标准：
UL1741或同级以上标准
电磁干扰相应标准：
GB9254或同级以上标准
GB/T14598.9辐射电磁场干扰试验
GB/T14598.14静电放电试验
GB/T17626.8工频磁场抗扰度试验
GB/T14598.3-936.0绝缘试验
JB-T7064-1993半导体逆变器通用技术条件3.2标准和标准
并网逆变器应满足国家电网的《光伏电站接入电网技术约定》〔Q/GDW617-2021〕、《光伏电站接入电网测试规程》〔Q/GDW618-2021〕、《光伏发电站接入电力系统技术约定》〔GB/T1996-2021〕中与逆变器性能有关的技术要求、以及随时生效的约定要求。
有关在发标及投标有效期内，国家、行业公布了新标准、标准等。
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货物。
逆变器将光伏方阵产生的直流电〔DC〕逆变为了三相正弦交换电〔AC〕，输出符合电网要求的电能。
逆变器应当满足以下要求：
〔1〕单台逆变器的额定容量为了500kW。
〔2〕并网逆变器的功率由于数和电能质量应满足中国电网要求，各项性能指标满足国家电网的《光伏电站接入电网技术约定》〔Q/GDW617-2021〕、《光伏电站接入电网测试规程》〔Q/GDW618-2021〕和随时生效的约定的要求。
〔3〕逆变器额定功率应满足用于本工程海拔高度的要求，考虑高原降容，其内绝缘等电气性能满足要求。
〔4〕逆变器的安装应简便，无特殊性要求。
〔5〕逆变器应采用太阳电池组件最大功率跟踪技术（MPPT）。
〔6〕逆变器要求采用国内、外成熟、先进的货物，逆变器要按照CNCA/CTS004:
2021认证技术标准要求，拥有CQC认证证书。
逆变器供货商要求拥有500kW及以上逆变器平安运行3年以上500台套成功经验。
〔7〕逆变器要求能够自动化运行，运行形态可视化程度高。
显示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〔按照月、按照年查询〕数据。
〔8〕逆变器要求拥有故障数据自动记录存储功能，数据存储于光伏电站就地监控系统的计算机内，存储时间大于10年。
〔9〕逆变器本体要求拥有直流输入分断开关，紧急停机操作开关；
每台逆变器交换输出侧不应带有隔离变压器。
〔10〕逆变器应拥有极性反接维护、短路维护、孤岛效应维护、过温维护、交换过流及直流过流维护、直流母线过电压维护、电网断电、电网过欠压、电网过欠频、光伏阵列及逆变器本身的接地检测及维护功能等，并相应给出各维护功能动作的条件和工况〔即何时维护动作、维护时间、自恢复时间等〕。
〔11〕逆变器是光伏电站的主要设备，应当提供拥有ISO导那么25资质的专业测试机构出具的符合国家标准〔或IEC标准〕的测试报告〔有国家标准或IEC标准的应给出标准号〕。
〔12〕逆变器应拥有通讯接口，能将相应的测量维护信号上传至监控系统，并能完成远方控制。
〔13〕逆变器拥有低电压穿越功能，承包方需提供符合验收要求的逆变器低〔零〕电压穿越报告。
〔14〕逆变器与变压器参数要合理匹配。
4.2.4逆变器根本参数要求如下：
本工程采用集成式逆变器房，其中的逆变器参数如下：
逆变器型号
输出额定功率
500kW
最大直流功率
550kW
最大交换输出电流
1008A
最高转换效率
≥98.5%
欧洲效率
≥98.2%
最大功率跟踪〔MPP〕范围
DC500V～DC820V（或更宽）
最大直流电压
DC1000V
额定交换输出电压
315V
额定交换频率
50Hz
要求的电网方式
IT系统
待机功耗/夜间功耗
＜100W
输出电流总谐波畸变率
＜3%〔额定功率时〕
功率由于数
＞0.99
自动投运条件
直流输入及电网满足要求时，逆变器将自动运行
断电后自动重启时间
5min（时间可调）
隔离变压器〔有/无〕
无
接地点故障检测〔有/无〕
有
过载维护〔有/无〕
反极性维护〔有/无〕
过电压维护〔有/无〕
其它维护〔请说明〕
短路维护、孤岛效应维护、过热维护、过载维护等
工作环境温度范围
－25℃～＋55℃
相对湿度
0～95%，不结露
容许最高海拔
≤6000m（超过3100m需降容使用）
防护类型/防护等级
IP20〔室内〕
散热方式
强制风冷
另外
低电压穿越功能、远程数据通讯接口
〔1〕电气绝缘性能
直流输入对地：
2000V〔AC〕，1分钟
直流与交换之间：
2000V〔AC〕，1分钟
〔2〕噪声：
≤60dB
〔3〕平均无故障时间：
≥5年
〔4〕使用寿命：
25年平安可靠运行
防雷能力
逆变器应拥有防雷装置，具备雷击防护告警功能〔最大放电电流不小于40kA，标称放电电流不小于20kA，残压小于1kV〕；
防浪涌能力，能承受模拟雷击电压波形10/700us，幅值为了5kV的冲击5次，模拟雷击电流波形8/20µ
s，幅值为了20kA的冲击5次，每闪冲击间隔为了1min，设备仍能够正常工作。
外观及尺寸：
并网型逆变器应为了柜式结构，为了确保美观，每面柜体尺寸高度、色调应统一，整体协调。
柜体结构要求：
并网型逆变器内柜体可采用高素质的冷轧钢板，钢板的厚度≥2.5mm，外表采用静电喷涂，柜体的一切金属结构件都经过特殊防腐处理，以具备防腐、美观的性能；
柜体结构平安、可靠，应拥有足
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