大唐陵川90兆瓦光伏发电项目投标文件工程规范技术条件和要求.docx

大唐陵川90兆瓦光伏发电项目投标文件工程规范技术条件和要求.docx

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大唐陵川90兆瓦光伏发电项目投标文件工程规范技术条件和要求

附件5：

工程规范、技术条件和要求

本合同技术要求与发包人要求及接入系统批复意见不一致时，以发包人要求及最终接入系统批复意见为准，并满足大唐集团针对本工程的初步设计审查及工程安全运行要求。

承包人应满足工程使用及工程所在地电网并网的相关要求。

如竣工验收不能满足当地电网的并网要求，所有事项（包括设计更改、设备更换、施工整改等）均由承包人无条件完成，并保证工程最终实现并网。

7.1工程建设标准

项目的材料、设备、施工须达到下列现行中华人民共和国以及省、自治区、直辖市或行业的工程建设标堆、规范的要求，但不限于下列规范：

1、工程测量规范（GB50026-2007）

2、设计单位设计的施工图中涉及到的规范、规程和标准集及相关技术要求。

IEC61215晶体硅光伏组件设计鉴定和定型

IEC6173O.l光伏组件的安全性构造要求

IEC6173O.2光伏组件的安全性测试要求

GB/T18479-2001《地面用光伏（PV）发电系统概述和导则》

SJ/T11127-1997《光伏（PV）发电系统过电压保护—导则》

GB/T19939-2005《光伏系统并网技术要求》

GB/T19964-2012《光伏发电站接入电力系统技术规定》

GB50797-2012《光伏发电站设计规范》

GB/T50866-2013《光伏发电站接入电力系统设计规范》

GB/T20046-2006《光伏系统电网接口特性》（IEC61727：

2004）

GB/T29321-2012《光伏发电站无功补偿技术规范》

GB12326-2000《电能质量电压波动和闪变》

GB12325-2003《电能质量电力系统供电电压允许偏差》

GB/T14549-1993《电能质量公用电网谐波》

GB50057-2000《建筑物防雷设计标准》

DL/T448-2000《电能计量装置技术管理规程》

GB50217-2007《电力工程电缆设计规范》

DL/T404-2007《3.6kV～40.5kV交流金属封闭开关设备和控制设备》

GB/T50795-2012《光伏发电工程施工组织设计规范》

GB/T50796-2012《光伏发电工程验收规范》

GB/T50794-2012《光伏发电站施工规范》

《国家电网公司十八项电网重大反事故措施（修订版）》国家电网【2018】979号

《防止电力生产事故的二十五项重点要求》（国能安全【2014】161号）

GB50150-2006《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》

Q/CSG10017.2-2007《110~500KV送变电工程质量检验及评定标准（第2部分 变电电气安装工程）》

DL5009.3-1997《电力建设安全工作规程》（变电所部分）

DL 408—91《电业安全工作规程（ 发电厂和变电所电气部分）》

GB50059-2011《35KV-110KV变电站设计规范》

GB50060-2008《3-110KV高压配电装置设计规范》

DLT5242-2010《35KV-220KV变电站无功补偿装置设计技术规范》

DL/T587《微机继电保护装置运行管理规程》

GB/T14285《继电保护和安全自动装置技术规程》

GB/T50062《电力装置的继电保护和自动装置设计规范》

GB/T50062《电力装置的继电保护和自动装置设计规范》

DL/T478《继电保护及安全自动装置通用技术条件》

GB/T15145《输电线路保护装置通用技术条件》

DL/T770《变压器保护装置通用技术条件》

GB50171《电气装置安装工程盘、柜及二次回路接线施工及验收规范》

DL/T5137《电测量及电能计量装置设计技术规程》

DL/T5044《电力工程直流电源系统设计技术规程》

DL/T5491《电力工程交流不间断电源系统设计技术规程》

GB50115《工业电视系统工程设计规范》

DL/T5002《地区电网调度自动化设计技术规程》

DL/T5003《电力系统调度自动化设计技术规程》

GB3453《数据通讯基本型控制规程》

GB4943《信息技术设备的安全》

GB/T17618《信息技术设备抗扰度限值和测量方法》

GB7450《电子设备雷击保护导则》

国家电网公司《预制舱式二次组合设备技术规范》

DL/T1870-2018《电力系统网源协调技术规范》

中国大唐集团公司相关企业标准、规范和规程

上述标准、规范及规程仅是本工程建设的基本依据，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。

7.2技术条件

7.2.1现场自然条件

本工程拟建于_山西省晋城市陵川县秦家庄乡与崇文镇区域内，利用场区建设光伏电站以及相关农业，本光伏电站对周边环境无影响，基本不改变场区内土地性质。

所在区域内太阳能资源、气象条件、水文地质、原材料供应等满足建设要求等，为本项目建设提供了有利条件。

场址坐标约为北纬35°11'-36°04'，东经111°55'-113°7'。

7.2.2气象及太阳能资源情况

根据晋城市气象站实测资料统计，晋城市气候属暖温带半湿润气候。

光热充足，降水适中。

平均气温10.2~12℃。

7月份平均27℃，1月份平均-3℃，年降水量平均600-700毫米，无霜期为138～226天，日照年平均2563小时，站址平均水平总辐射为1428kWh/m2。

采用SolarGis的太阳辐射资料统计数据为依据。

太阳总辐射的年际变化波动不大，月总辐射从3月开始增加，7月为一年峰值月，随后缓慢下降，NASA数据冬季2月达最小值。

从季节分析看出，春季太阳辐射量比冬季多主要由于春季3月以后太阳直射北半球，白昼时间长，日照时数增加较快，9月后直射南半球，昼短夜长所致。

本项目所在地区光资源稳定，适合建设光伏发电系统，更能充分利用光资源，实现社会、环境和经济效益。

本项目要求以SolarGIS数据进行测算。

7.2.3地质地貌

工程地质

（1）拟建厂址区域工程区出露的灰岩呈单斜构造，主要分布2组裂隙，与层面大角度相交，裂隙面平直粗糙、附钙膜；区内未见有一定规模的断裂构造。

（2）工程区地震基本烈度为Ⅶ度，地震动峰值加速度0.10g，地震动反应谱周期为0.45s。

施工图设计阶段，应进行本阶段的工程地质勘察工作，以满足设计要求。

7.2.4施工用电

施工用电电源就近10kV线路引接，施工区现场可安装一台变压器10/0.38kV专用变压器，经变压器降压后引线至各施工用电点。

施工及施工用电的相关设备、设施及材料的采购、安装、拆除均由投标人负责，费用由投标人承担，并计入投标报价。

7.2.5施工用水

本项目施工用水由承包人自行解决，施工用水费用由投标人承担，并计入投标报价。

7.2.6施工建材

本工程所需的主要材料为砂石料、水泥、钢材、木材、油料等由投标人承担，并计入投标报价。

7.2.7施工照明

投标人应负责设计、施工、采购、安装、管理和维修本合同工程所有施工作业区的施工区照明线路和照明设施。

各区的最低照明度应符合照明安全的规定。

7.2.8施工通信

招标人不提供外部通信接入条件，投标人应解决通向本标施工现场的通信线路和服务设施，承担费用。

7.2.9仓库和堆料场

1）投标人应负责本工程施工所需的各项材料、设备（包括甲购材）仓库的设计、修建、管理和维护。

2）投标人自建的材料仓库应严格按监理单位批准的地点进行布置和修建，并应遵守国家有关安全规程的规定。

3）各种露天堆放的砂石骨料、存弃渣料及其它材料应按施工总布置规划的场地进行布置设计，场地周围及场地内应做防洪、排水等保护措施以防止冲刷和水土流失。

4）仓库和堆料场等临时用地由投标人负责租赁。

7.2.10临时房屋建筑和公用设施

1）除合同另有规定外，投标人应负责设计和修建施工所需的临时房屋建筑和公用设施。

2）投标人应按施工图纸和监理单位指示，负责上述房屋和公用设施的设备和设施的采购、安装、管理和维护。

7.2.11其它临时设施

1）投标人可根据施工需要，进行规划并负责设计除以上规定外的其它临时设施，并负责施工、运行和维护管理。

2）以上所有临建设施均应报监理单位批准后方可实施。

工程完工验收后，根据监理单位的指示，对需要保留的临时设施需完整地移交给招标人，对需要拆除的临时设施需在合同规定的时间内拆除，并进行场地平整和环境恢复工作。

7.2.12特别说明

投标人应特别注意，大唐山西陵川90MW林光互补光伏发电工程要求严格按本招标文件的技术要求实施，避免投标出现重大偏差。

7.3设计方面

本工程按照“少人值班”总体原则设计。

投标人所采用的设计方案（施工详图等）必须经招标人审定确认后方可实施。

方案要结合现场实际情况，充分利用现有土地，合理进行设计优化，按不小于100.5MW（DC侧）装机容量布置，包括如下内容（不限于）：

本工程生产工艺系统、辅助生产设施和附属设施的全部工艺系统的土建、安装，包括从“五通一平”开始至并网发电全过程施工图及竣工图的设计。

主要投标方案包括（但不限于）：

光伏场区、集电线路和升压站工程总平面布置、建筑物设计；主要设备选型，除组件、逆变器由甲方提供外，包括固定支架、箱变、35kV集电线路、35kV配电设备、保护、控制设备、通信、计算机监控系统、智能运维、安防监控系统的采购和安装调试等；开关站、光伏区、集电线路的建筑、安装施工，包含组件、逆变器的安装施工；并网前后相关的质检、涉网验收和调试；绿化、植被恢复、环保、水保、安全设施、照明、消防、防雷接地施工及进场和场区道路施工，不考虑综合楼及生活辅助设施。

并要为后续项目使用本项目配套设施提供接口和通道。

7.3.1施工图阶段应遵循的设计原则和设计要求具体如下：

7.3.1.1主要技术指标

本并网光伏电站的系统总效率不得低于83%，投标人应采取技术措施予以保证。

要求投标人按国家相关规定采用经国家认监委批准的认证机构认证的先进技术指标的光伏产品进行设计。

（1）光伏组件（甲方提供）：

招标人拟选用晶科、晶澳、天合光能、晋能、阿特斯五家或2018年度出货量与上述五家同等及以上的国内知名品牌之一。

（2）逆变器（甲方提供）：

招标人拟选用选用华为、阳光电源、上能电气、禾望科技、特变电工五家或2018年度出货量与上述五家同等及以上的国内知名品牌之一。

（3）箱变（华变）

选用江苏华鹏、明珠电气、山东泰开等相关产品。

（4）无功补偿装置、主变、110kV外置GIS、35kV开关柜、二次设备

无功补偿装置选用思源电气、荣信梦网、山东泰开、特变电工等相关产品。

主变选用江苏华鹏、西电济变、天威保变等国内一流品牌产品（有载调压开关选用MR、上海华明、贵州长征相关品牌）。

主变的本体、有载瓦斯继电器，需按照相关要求配置防雨帽，防雨帽需带进出线缆口的遮雨檐。

110kV外置GIS选用西安高压、平高、江苏如高等国内一流品牌产品。

高压开关柜选用平高电气、西安高压开关厂、特锐德等国内一线品牌（断路器选用ABB、施耐德、厦门华电相关品牌）。

二次设备选用南瑞继保、国电南瑞、南自、四方等国内一流品牌产品。

电缆

选用中天科技、国缆集团、江苏亨通、宁波东方等国内知名厂家产品。

暴露在阳光下的电缆（根据现场情况，如有）需选用防紫外线电缆和防止小动物咬伤的铠甲阻燃或耐火电缆，地埋电缆应采用防水钢铠电缆。

结合其他已投运光伏电站经验，黄土区域地埋光伏专用电缆需考虑防田鼠等小动物咬伤的措施，具体以设计文件和相关规范为准。

（6）电缆头、通讯

要求采用国内知名厂家产品。

高低压电缆头均要求采用优质冷缩电缆头。

采用的35kV交流冷缩电缆头、中间接头须为国内外一流厂家产品。

场内通讯方案通过逆变器RS485信号或电力载波技术送出,全部发电区域组成环网送至集中控制室,实现对光伏组串的监控。

该通讯方式还应能同时满足电网调度要求。

（7）光伏阵列支架

光伏组件的支架风荷载应按照相应规范进行取值，支架应按承载能力极限状态计算结构和构件的强度、稳定性以及连接强度。

防腐宜采用热镀锌，镀锌层平均厚度不应小于65µm。

支架最低端距地面高度不小于1.3m（具体需满足当地相关部门林光互补要求）。

在确保安全的前提下既经济合理，又方便施工，因为支架镀锌不到位或安装导致氧化、生锈等质量安全问题，承包人承担一切责任。

基础选型需考虑地质情况及土壤腐蚀性，拟采用混凝土灌注桩。

基础施工主要包括：

土石方明挖、地基处理、混凝土施工和基础预埋件的埋设等。

投标人应充分研究光伏阵列的合理布置，既要做好总体布置，又要优化微观布置；布置方案须经招标人优化、审核确认后方可施工。

（8）监控和保护系统设计

主监控室设置在升压站区内，主要配置系统有：

计算机监控系统、继电保护及安全自动装置、电能质量在线监测、防误操作系统、电能量计量系统、火灾自动报警系统、视频安防监控系统、环境监测系统、光功率预测系统、有功和无功功率调节、通信系统等。

所有配置的监控系统、工控机均需按照国网山西公司要求，采用国产电脑，系统需采用国产系统如Linux等。

场站内生产用服务器、交换机均需按照国网山西公司要求配置双UPS电源，未使用端口还需按要求进行封堵。

考虑业主方规划在总部设置远程集控中心，对新能源电站统一管理，拟在本光伏电站的建设中应配置远程集控系统设备，以实现相应集控功能。

（9）智能运维设计

1）智能营维云中心

智能营维云中心实现对客户全公司所有电站进行集中管理，提高电站的管理和运维效率，提升发电量，降低管理成本：

①基于云计算平台，具备管理数十GW、数百电站的数据接入能力，支持25年、数百TB的数据存储，完备的权限控制和鉴权机制，保证数据安全；

②支持多电站接入、扩展接入新电站，将位于全国/全球不同位置的多个电站当作本地逻辑电站进行管理，分析各电站全年和各月发电计划完成情况、运维投入情况，辅助集团领导决策分析；

③汇总多个电站生产数据、融合分析，形成一整套跨电站的KPI指标来评估电站的运营情况，评估电站运行健康状态，快速找出短板、给出优化建议。

2）电站生产管理系统

生产管理系统ePMS710，提供电子化、移动化的生产运行管理和办公功能，提高电站管理、运行效率：

①两票电子化移动化，提升处理效率，缩短处理时间，减少故障引起的发电损失；

②运维分析和设备评估实现对人、设备、事件精确评估分析，持续优化运维效率。

3）电站监控系统

监控系统提供完善的光伏电站汇集站和光伏发电侧设备实时监控和管理，及时发现并精确定位故障，提升电站运维效率：

①高精度光伏组串监测，组件故障快速识别；

②故障精确定位、告警关联分析及告警修复建议，减少现场工作人员的定位时间和分析工作；

③基于设备物理位置、逻辑拓扑和电气接线图的实时监测，直观可视，良好的用户体验。

4）光伏终端及运维APP

基于智能光伏终端及运维APP，提供移动化的运维和巡检手段：

①提供多种业务功能，如电站列表、告警管理、告警查看、两票管理、资产管理、运营报表等业务功能，为电站运维提供强大的业务支撑；

②突破办公场所的限制，提供新型移动运维模式，实现工作票及操作票移动化、电子化，提升了运维效率。

5）经营APP

经营APP，可通过手机实时查询集团及电站KPI运营指标：

①直观展现集团下属所有电站布局结构及运行状态，同时为电站管理者提供各种运营数据，如发电报表、电量统计分析、电站运行分析、设备运行分析、运维评估等多维度运营信息；

②为投资机构和投资者提供了解电站运营、收益情况的通道。

（10）35kV无功补偿装置

要求具有高电压穿越功能。

容量按照接入批复设计，符合并网送电时国网山西公司要求。

7.3.1.2工程总平面布置与建筑物要求

总体要求：

总平面布置科学合理，功能分区明确；建筑物设计遵循“以人为本”的原则，并体现中国大唐集团公司企业文化；建筑物风格美观大方、环境友好、耐久实用。

组串式逆变器布置应选择各支路电缆长度均等位置进行布置，以避免电压不平衡。

逆变器、箱变及电缆分支箱应按照电能量损耗最低，发电效率最大化进行布置，电缆走向合理敷设。

箱变、逆变器布置考虑直流损耗的合理规避，要求达到损耗最小，电缆选择要求考虑“压降配线法”。

7.3.1.3建筑、装修及给排水工程

给排水工程包括光伏区所有设备及检修道路等给排水系统工程。

建筑、装修及给排水工程必须满足大唐集团公司《电厂建筑色彩形象及装饰装修设计标准》以及现行最新施工规范要求。

本工程生活用水水源考虑从附近村落引入，生产用水水源考虑从周边河道取水。

生活污水采用先处理后排放的原则，具体经地埋式污水处理装置处理后回用于站区内绿地浇灌，做到零排放。

7.3.1.4系统与监测控制要求

一、监控系统

本工程配置远动功能的监控系统，实现光伏场信息向电网调度部门传送。

全站设备的监控均由计算机监控系统完成，不再另设常规模拟屏、控制屏，光伏电站站内的数据统一采集处理，资源共享。

监控系统满足集团远程集控的要求。

所有配置的监控系统、工控机均需按照国网山西公司要求，采用国产电脑，采用国产系统如Linux等。

场站内生产用服务器、交换机均需按照国网山西公司要求配置双UPS电源，未使用端口还需按要求进行封堵，所有线路接口均需完善相应标识。

1）计算机监控系统的设计原则（以下方案供投标人参考）

光伏电站配置计算机监控系统，并具有远动功能，根据调度运行的要求，本升压站端采集到的各种实时数据和信息，经处理后可传送至上级调度中心，实现无人值班，少人值守。

本工程拟通过光伏电站监控通信系统接受远方遥控，全站设备的监控均由计算机监控系统完成，不再另设常规模拟屏、控制屏，站内数据统一采集处理，资源共享。

2）监控范围

计算机监控系统的监测范围为升压站和光伏厂区设备，升压站至少包括35kV及110kV断路器、电动操作隔离开关及接地开关、变压器、电容器、无功补偿系统、所用电系统、直流系统、逆变器电源系统、保护信号和各种装置状态信号及发电系统等；光伏厂区至少包括组件、逆变器、箱变、环境监测仪等。

每个光伏方阵设有子监控系统一套，共配置36套就地光伏通信柜，分别安装在箱变内或户外，采集逆变器、箱变信息，并通过网络交换机与计算机监控系统相连。

3）操作控制方式

控制方式为三级控制：

就地控制、站控层控制、远方遥控。

操作命令的优先级为就地控制＞站控层控制＞远方遥控。

在监控系统正常运行的情况下，任何一层的操作，设备的运行状态和选择切换开关的状态都应处于计算机监控系统的监视中。

在任何一层操作时，其他操作级均应处于被闭锁状态。

系统出现故障时，应能立即发信至集控站或调度并闭锁远方控制。

4）系统功能

a）数据采集与处理功能：

系统对电站主要设备的运行状态和运行参数实时自动采集，对所采集的数据进行分析、处理和计算以形成电站监控与管理所需要的数据，对主要的数据作为历史数据予以整理、记录、归档，按调度要求传送必要的实时数据。

b）安全检测与人机接口功能：

系统能实时监视电站各类电气设备的运行状态和参数，并能完成越限报警、事故顺序记录、事故追忆等任务。

系统可通过LCD、键盘等人机接口设备实现人机对话。

c）控制功能：

系统能自动完成对电站设备的实时控制，主要包括运行设备控制、断路器及隔离开关的分合闸操作、站用系统的控制与操作。

d）数据通信功能：

能实现计算机监控系统与调度中心的数据通信。

e）系统自诊断功能：

计算机监控系统自诊断功能包括硬件自诊断和软件自诊断，在线自诊断和离线自诊断。

f）系统软件具有良好的可修改性，能很容易地增减或改变软件功能及方便升级。

g）时钟系统：

通过卫星同步时钟系统，实现计算机监控系统与系统调度之间时间的同步。

5）计算机监控系统的构成：

选用两台工控计算机做为站级控制设备，每台工控机的人机联系设备选用标准键盘、鼠标各一个，高分辨率大屏幕监视器一台（监视器要求知名品牌4K,不小于50寸），另外配置打印机两台（打印机要求国内外知名品牌能打印A3纸,具备联网激光彩打及复印功能）、语音报警音响等。

6）全站时间同步系统

配置1套公用的时间同步系统，实现站内所有对时设备的软、硬对时。

时间同步系统对时范围：

监控系统站立路控层设备、保护装置、测控装置、故障录波装置、自动装置、光伏监控保护系统及其他智能设备等。

技术参数和配置满足电网公司最新要求，满足“双钟双源，北斗优先”要求。

二、继电保护及安全自动装置（以下方案供投标人参考）

1）有功功率及频率控制

根据国家电网调【Q/GDW617-2011】《光伏电站接入电网技术规定》要求，光伏电站应能执行电网调度机构对光伏有功功率变化率的要求。

在下列特定情况下，光伏电站应能根据调度要求控制其有功功率的输出：

（1）电力系统事故或特殊运行方式下要求降低光伏电站有功功率，以防止输电设备过载，确保电力系统稳定运行。

（2）当电力系统频率高于50.2Hz时，按照电力系统调度部门指令降低光伏电站有功功率，严重情况下切除整个光伏电站。

（3）在电力系统紧急情况下，若光伏电站的运行危及电力系统安全稳定，电力调度部门应暂时切除光伏电站。

光伏电站集控站远动通信服务器需具备与控制系统的接口，接受调度部门的指令，具体调节方案由调度部门根据运行方式确定。

光伏电站有功功率控制系统应能够接收并自动执行电网调度部门发送的有功功率及有功功率变化的控制指令，确保光伏电站有功功率及有功功率变化按照电力调度部门的要求运行。

2）无功功率及电压控制

根据国家电网调【Q/GDW617-2011】《光伏电站接入电网技术规定》要求，光伏电站应具备电压控制措施，实现对并网点电压的控制，其调节速度和控制精度应能满足电网电压调节的要求。

无功功率和电压的调节主要包括调节逆变器无功功率、调节无功补偿设备投入量等。

3）系统计量

集控站配置一套电能量远方终端，用于完成电站关口计量点电能信息采集、处理，并向调度传送电能计量信息。

电能计量点信息采集：

35kV线路有、无功电能量；

全站总有、无功电能量。

系统关口点设在35kV出线侧，最终以接入系统报告及批复意见为准，计量表计按1+1配置，其它作为计量考核侧，计量表计按1+1配置，关口计量表计精度：

有功为0.2S级，无功为2级。

关口计量用电压互感器精度为0.2级，电流互感器精度为0.2S级。

要求计量表计应能准确、完整、可靠、连续地计量关口计量点和考核点的正反向有功电能量和无功电能量的功能；

计量表应具备两个RS-485/RS-232串口输出，并向电能量远方终端传送分时电量数据，通信规约为DL/T-645；

计量表应具备分时存储功能，可人工设置时段；

计量表应具备失压记忆功能，以保持运行参数和电能量数据；

计量表应具有就地维护、测试功能接口。

电能量远方终端完成各计量关口点和考核点数据的采集、处理、传输、对时、自检、报警、事件纪录、操作密码设置等功能；

电能量远方终端应具备脉冲和数字量输入两种方式，采用脉冲信号输入时应有光电隔离、滤波措施，防止接点抖动和干扰误动，电能量远方终端应具有内部时钟，能接受主站端的对时命令，以满足调度计量系统的要求。

4）远动系统

为了系统安全稳定运行，按要求光伏电站应实现安全监控功能，即远动应具备遥测、遥信、遥调、遥控功能。

对光伏电站主设备（如逆变器、35kV出线及断路器等）的运行状况进行遥测、遥信安全监控，使电站运行在最佳状态。

远动信息采集要考虑完整性和实时性，具体内容如下：

遥测：

110kV线路电压、频率、功率因数遥测；

110kV线路有功功率、电流；

35kV母线电压、频率、功率因数遥测；

35kV线路有功功率、电流；

逆变器交流输出侧有功功率、电流；

遥信：

事故总信