光伏发电项目EPC总承包技术要求.doc

光伏发电项目 EPC 总承包技术要求 1 目目 录录 1 基本要求.3 2 总的设计工艺和方案.3 3 性能保证.4 4 电气技术要求.6 5 建筑结构技术要求.29 6 暖通技术要求.31 7 水工技术规范.32 8 环保、水保措施技术规范.32 9 消防系统技术规范.33 10 设备及材料表 .35 11 设备、技术文件及图纸的交付.36 12 设备监造和性能验收试验.37 13 设计联络会及培训 .47 14 运输和保管.49 Comment l1: 增加的 0.7MW 成本由 EPC 承担。 Comment l2: 因采购形式未确定 2 1 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，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、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。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/GDW617-2011） 、 光伏电站接入电网测试规程 （Q/GDW618-2011） 。 2 总的设计工艺和方案 本项目装机容量不小于 70.7 MWp； 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 Comment I3: Comment l4: 增加主接线方式 3 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 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 110kV 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。 Comment 微微微微5: 建议改为：碎 （卵）石 Comment 微微微微6: 建议改为 2.0m Comment 微微微微7: ，建议增加：管 理区采用铁艺围栏将管理区与生产区 隔离。 Comment 微微微微8: 应注明是钢管螺 栓桩、还是混凝土灌注桩，建议采用 混凝土灌注桩基础。 4 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 1.2 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 5 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） 6 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 1.2 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）/环境检测仪所取 7 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）*3600*1000 。 3.1.11 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 结合同等条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 8 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） 。 Comment l9: 核实 Comment l10: 核实 9 4 电气技术要求 1.1 光伏组件 1.1.1 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。 1.1.2 标准和规范 （1）IEC61215 晶体硅光伏组件设计鉴定和定型 （2）IEC6173O.l 光伏组件的安全性构造要求 （3）IEC6173O.2 光伏组件的安全性测试要求 （4）GB/T18479-2001地面用光伏（PV）发电系统 概 述和导则 （5）SJ/T11127-1997光伏（PV）发电系统过电压保护 导则 （6）GB/T 19939-2005光伏系统并网技术要求 （7）EN 61701-1999 光伏组件盐雾腐蚀试验 （8）EN 61829-1998 晶体硅光伏方阵I-V 特性现场测 量 （9）EN 61721-1999 光伏组件对意外碰撞的承受能力 (抗撞击试验) （10）EN 61345-1998 光伏组件紫外试验 （11）GB 6495.1-1996 光伏器件 第 1 部分: 光伏电流 电压特性的测量 10 （12）GB 6495.2-1996 光伏器件 第 2 部分: 标准太阳 电池的要求 （13）GB 6495.3-1996 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）GB 6495.4-1996 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）GB 6495.5-1997 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）GB 6495.7-2006 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）GB 6495.8-2002 光伏器件 第 8 部分: 光伏器 件光谱响应的测量测量 （18）GB/T 18210-2000 晶体硅光伏（PV）方阵 I-V 特 性的现场测量 （19）GB/T 18912-2002 光伏组件盐雾腐蚀试验 （20）GB/T 19394-2003 光伏（PV）组件紫外试验 （21）GB/T 133841992 机电产品包装通用技术条件 （22）GB/T 191-2008 包装储运图示标志 （23）GB 20047.1-2006 光伏（PV）组件安全鉴定 第 1 部分：结构要求 （24）GB 20047.2-2006 光伏（PV）组件安全鉴定 第 2 部分：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规定； 11 （27）GB/T 14007-1992 陆地用太阳能电池组件总规范； （28）GB/T 14009-1992 太阳能电池组件参数测量方法； （29）GB/T 9535-1998 地面用晶体硅太阳电池组件设计 鉴定和类型； （30）GB/T 11009-1989 太阳电池光谱响应测试方法； （31）GB/T 11010-1989 光谱标准太阳电池； （32）GB/T 11012-1989 太阳电池电性能测试设备检验方 法； （33）IEEE 1262-1995 太阳电池组件的测试认证规范； （34）SJ/T 2196-1982 地面用硅太阳电池电性能测试方 法； （35）SJ/T 9550.29-1993 地面用晶体硅太阳电池单体 质量分等标准； （36）SJ/T 9550.30-1993 地面用晶体硅太阳电池组件 质量分等标准； （37）SJ/T 10173-1991 TDA75 单晶硅太阳电池； （38）SJ/T 10459-1993 太阳电池温度系数测试方法； （39）SJ/T 11209-1999 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。 12 1.1.3 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/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、规范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 1000W/m2，电池工作温度为 252，标准太阳光谱辐照度分 13 布符合 GB/T 6495.3 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。数详表。 Comment l11: 组件参数发包方另行 提供 14 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 w0W+3W 组件效率 %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 Vdc1000 尺寸 mm1650*992*40 重量 kg18.2 15 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 %/K0.05 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 -4085 最大风/雪负载Pa5400 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 承包方实际提供的产品应不低于上表的质量要求。承包方实际提供的产品应不低于上表的质量要求。 1.2 逆变器 1.2.1 范围 本合同范围为 70MW 光伏电站所需 500kW 不带隔离变并网型 16 逆变器，包括光伏逆变器、专用工具、随机备品备件。 1.2.2 标准和规范 GB 18479-2001 地面用光伏(PV)发电系统 概述和导则 DL/T 5272002 静态继电保护装置逆变电源技术条件 GB/T 133841992 机电产品包装通用技术条件 GB/T 191-2008 包装储运图示标志 GB/T 145371993 量度继电器和保护装置的冲击与碰撞试 验 GB 168361997 量度继电器和保护装置安全设计的一般要 求 DL/T 4782001 静态继电保护及安全自动装置通用技术条 件 GB/T 19939-2005 光伏系统并网技术要求 GB/T 20046-2006 光伏（PV）系统电网接口特性（IEC 61727:2004,MOD） GB/Z 19964-2005 光伏发电站接入电力系统技术规定 GB/T 2423.1-2001 电工电子产品基本环境试验规程 试验 A：低温试验方法 GB/T 2423.2-2001 电工电子产品基本环境试验规程 试验 B：高温试验方法 GB/T 2423.9-2001 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 GB 4208-2008 外壳防护等级（IP 代码） （IEC 60529:1998） 17 GB 3859.2-1993 半导体变流器 应用导则 GB/T 14549-1993 电能质量 公用电网谐波 GB/T 15543-1995 电能质量 三相电压允许不平衡度 GB/T12325-2003 电能质量 供电电压允许偏差 GB/T15945-1995 电能质量 电力系统频率允许偏差 GB 19939-2005 太阳能光伏发电系统并网技术要求 SJ 11127-1997 光伏（PV）发电系统的过电压保护导 则 GB 20513-2006 光伏系统性能监测 测量、数据交换和分析 导则 GB 20514-2006 光伏系统功率调节器效率测量程序 GB 4208-2008 外壳防护等级（IP 代码） GB/T4942.2-1993 低压电器外壳防护等级 GB 3859.2-1993 半导体变流器 应用导则 Q/SPS 22-2007 并网光伏发电专用逆变器技术要求和试验 方法 电磁兼容性相关标准：EN50081 或同级以上标准 EMC 相关标准：EN50082 或同级以上标准 电网干扰相关标准：EN61000 或同级以上标准 电网监控相关标准：UL1741 或同级以上标准 电磁干扰相关标准：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 18 GB/T14598.3-93 6.0 绝缘试验 JB-T7064-1993 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/GDW617-2011） 、 光伏电站接入电网测试规程 （Q/GDW618-2011） 、 光伏发电站接入电力系统技术规定 （GB/T 1996-2012）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。 1.2.3 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）并网逆变器的功率因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 术规定 （Q/GDW617-2011） 、 光伏电站接入电网测试规程 （Q/GDW618-2011）和随时生效的规定的要求。 （3）逆变器额定功率应满足用于本项目海拔高度的要求， 19 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、先进的产品，逆变 器要按照 CNCA/CTS004:2009 认证技术规范要求，拥有 CQC 认证证书。逆变器供货商要求具有 500kW 及以上逆变器安全 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，运行状态可视化程度 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（按月、按年查 询）数据。 （8）逆变器要求具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）逆变器本体要求具有直流输入分断开关，紧急停机 操作开关；每台逆变器交流输出侧不应带有隔离变压器。 （10）逆变器应具有极性反接保护、短路保护、孤岛效应 保护、过温保护、交流过流及直流过流保护、直流母线过电 压保护、电网断电、电网过欠压、电网过欠频、光伏阵列及 逆变器本身的接地检测及保护功能等，并相应给出各保护功 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） 。 （11）逆变器是光伏电站的主要设备，应当提供具有 ISO 20 导则 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）逆变器应具有通讯接口，能将相关的测量保护信号 上传至监控系统，并能实现远方控制。 （13）逆变器具有低电压穿越功能，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。 1.2.4 逆变器基本参数要求如下： 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 最大交流输出电流 1008A 最高转换效率 98.5% 欧洲效率 98.2% 最大功率跟踪（MPP） 范围 DC500VDC820V(或更宽) 最大直流电压 DC1000V 额定交流输出电压 315V 额定交流频率 50Hz 要求的电网形式IT 系统 待机功耗/夜间功耗100W 输出电流总谐波畸变3%（额定功率时） 21 逆变器型号 率 功率因数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 过载保护（有/无）有 反极性保护（有/无）有 过电压保护（有/无）有 其它保护（请说明） 短路保护、孤岛效应保护、过热保护、 过载保护等 工作环境温度范围2555 相对湿度095%，不结露 允许最高海拔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 其他低电压穿越功能、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 直流与交流之间：2000V（AC） ，1 分钟 22 （2）噪声：60dB （3）平均无故障时间：5 年 （4）使用寿命：25 年安全可靠运行 防雷能力 逆变器应具有防雷装置，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 5kV 的冲击 5 次，模拟雷击电流波形 8/20s，幅值为 20kA 的冲击 5 次，每闪冲击间隔为 1min，设备仍能够正常工作。 外观及尺寸：并网型逆变器应为柜式结构，为保证美观， 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，表面采用静电喷涂，柜体的全部 金属结构件都经过特殊防腐处理，以具备防腐、美观的性能； 柜体结构安全、可靠，应具有足够的机械强度，保证元件安装 后及操作时无摇晃、不变形；通过抗震试验、内部燃弧试验； 柜体采用封闭式结构，柜门开启灵活、方便；元件特别是易损 件安装便于维护拆装，各元件板应有防尘装置；柜体设备要考 虑通风、散热；屋内使用的盘柜需达到 IP20 以上的防护标准； 设备应有保护接地。 23 柜内电气元件包括母线电容、接触器、交直流断路器、防 雷模块等均使用国际知名品牌。 柜内元器件安装及走线要求整齐可靠、布置合理，电器间 绝缘应符合国家有关标准。进出线必须通过接线端子，大电流、 一般端子、弱电端子间需要有隔离保护，电缆排布充分考虑 EMC 的要求。应选用国内外知名品牌的质量可靠的输入输出端 子（请说明所采用端子的品牌） ，端子排的设计应使运行、检 修、调试方便，适当考虑与设备位置对应，并考虑电缆的安装 固定。端子排应为铜质，大小应与所接电缆相配套。柜内应预 留一定数量的备用端子。强电、弱电的二次回路的导线应分开 敷设在不同的线槽内。每个端子只允许接一根导线。电流端子 和电压端子应有明确区分。 系统盘柜内应该针对接入的设备及线路，拥有明显的断点 器件，确保检修时能逐级断开系统。 逆变器交流侧输出端与双分裂变压器低压侧直接连接时， 采用电缆连接方式；逆变器交流侧输出端经交流开关柜与升压 变压器连接时，逆变器与低压交流开关柜采用电缆连接方式。 24 交流各相、直流正负导线应有不同色标。 母线、汇流排需加装绝缘热缩套管，无裸露铜排。 柜内元件位置编号、元件编号与图纸一致，并且所有可操 作部件均用中文标明功能。 柜面的布置应整齐、简洁、美观。柜面上部应设测量表计、 故障信号显示装置、指示灯、按钮等。逆变器柜体正面必须配 备紧急停机按钮。 进出线要求：柜体进出线宜采用下进下出的引线及连接线 方式。 1.2.5 并网逆变器通讯装置及配套软件的要求 承包方应成套提供一套气象站：满足太阳能光伏发电系统 所要求的信号采集、分析、上传所需要的全部传感器、监控装 置、通讯装置以及相关的软件，并且提供以太网通讯接口（转 换所需软硬件由发包方全套提供） ，能完成与电站监控系统的 连接： 可通过气象站监测电站阳光辐照值、风力、温度、湿度、 大气压、电池板温度等实时数据。并录入数据库，实时进行计 25 算在当前条件下，组件的理论发电功率。 逆变器需在就地显示设备以及远方监控系统中至少可以显 示下列信息： 可实时显示电站的当前发电总功率、日总发电量、累计总 发电量、累计 CO2 总减排量以及每天发电功率曲线图。 可以与监控系统进行通讯，可查看逆变器的运行参数，主 要包括： A、直流电压 B、直流电流 C、直流功率 D、交流电压 E、交流电流 F、逆变器机内温度 G、时钟 H、频率 I、功率因数 J、当前发电功率 26 K、日发电量 L、累计发电量 M、累计 CO2 减排量 N、每天发电功率曲线图 逆变器保护及故障信号如下（但不限于此）： A、电网电压过高； B、电网电压过低； C、电网频率过高； D、电网频率过低； E、直流电压过高； F、直流电压过低； G、逆变器过载； H、逆变器过热； I、逆变器短路； J、散热器过热； K、逆变器孤岛； L、DSP 故障； 27 M、通讯失败； N、接地保护 逆变器需提供 RS485 通讯接口，并开放通讯协议，配合监 控系统能将逆变器上述参数及故障型号通过分站房通信管理机， 接入场区监控系统，并能保证实现监控系统可以远方控制逆变 器启停，可以远方调整逆变器功率的功能。 1.3 箱式变压器 箱式变电站应符合中华人民共和国国家标准（GB） 、中华 人民共和国电力行业标准（DL） 、原水电部标准（SD）以及相 关的 IEC 标准。 在上述标准中，优先采用中华人民共和国国家标准及电力行 业标准。在国内标准缺项时，参考选用相应的国际标准或其他 国家标准。选用的标准是在合同签订之前已颁布的最新版本。 产品应执行，但不限于如下标准： 所有螺纹、螺母、螺栓、螺杆应采用 GB 标准的公制规定。 GB/T-17467 1998 高低压预装式变电站 GB4208 外壳防护等级(IP 代码) GB 1091.1-1996 电力变压器 总则 GB 1091.2-1996 电力变压器 温升 GB 1091.3-2003 电力变压器 绝缘水平、绝缘试验 和外绝缘空气间隙 28 GB 1091.5-2008 电力变压器 承受短路能力 GB/T 1091.4-2005 电力变压器 电力变压器和电抗器 的雷电冲击和操作冲击试验导则 GB/T 1091.10-2003电力变压器 声级测定 GB 311.1-1997 高压输变电设备的绝缘配合 GB/T 4109-2008 交流电压高于 1000V 的绝缘套管 GB/T 5582-1993 高压电力设备外绝缘污秽等级 GB/T 6451-2008 油浸式电力变压器技术参数和要求 GB 2536-1990 变压器油 GB 5273-1985 变压器、高压电器和套管的接线端 子 GB/T 7354-2003 局部放电测量 GB 11604-1989 高压电器设备无线电干扰测试方法 GB/T 16927.1-1997高电压试验技术 一般试验要求 GB/T 16927.2-1997高电压试验技术 测量系统 GB 1208-2006 电流互感器 GB 16847-1997 保护用电流互感器暂态特性技术要 求 GB/T 4585-2004 交流系统用高压绝缘子的人工污秽 试验 GB 50150-2006 电气装置安装工程电气设备交接试 验标准 29 GB/T772 高压绝缘子瓷件技术条件 DL/T537 高压/低压预装箱式变电站选用导则 DL/T5222 导体和电器选择设计技术规定 国际电工委员会标准： IEC 60076 电力变压器 IEC 60815 关于污染条件的绝缘子选择导则 1.3.1 35kV 箱式变电站技术规范 1.3.1.1 箱式变电站型式 35kV 终端型户外箱式变电站 1.3.1.2 箱式变电站使用环境 （1） 工作环境：现场户外安装。 （2） 环境参数 1.3.2 箱式变电站的总体要求 1.3.2.1 箱式变电站主要配置：高压负荷开关、监控装置、带 电显示器、避雷器、变压器硅钢片、变压器油、变压器铜绕组、 绝缘材料等主要电气元件要求采用知名品牌的优质产品。 1.3.2.2 箱变需保证满足户外使用条件，门口加密封条，充分箱变需保证满足户外使用条件，门口加密封条，充分 考虑防风沙、放凝露、散热、保温等环境要求。箱变内各小室考虑防风沙、放凝露、散热、保温等环境要求。箱变内各小室 应保证正常工作环境温度不大于应保证正常工作环境温度不大于 4040 度，通风电机应具有按温度，通风电机应具有按温 度自动开停风机的功能。当各小室采用三相风机通风时，应具度自动开停风机的功能。当各小室采用三相风机通风时，应具 备过热、过流和短路保护装置，并采取缺相保护和监视电动机备过热、过流和短路保护装置，并采取缺相保护和监视电动机 旋转方向的措施。旋转方向的措施。 1.3.2.3 箱变高低压均采用电缆进线，设计时考虑能方便人进 30 入箱变基础电缆沟。( (箱变内部箱变内部, ,变压器至变压器至 35kV35kV 环网柜建议采环网柜建议采 用母线出线用母线出线) ) 1.3.2.4 箱体有足够的机械强度，在运输、安装中不发生变形， 并力求外型美观、色彩与环境协调。外壳油漆喷涂均匀，抗暴 晒、抗腐蚀，并有牢固的附着力。 1.3.2.5 箱壳采用金属材料具有抗暴晒、不易导热、抗风化腐 蚀及抗机械冲击等特点。箱体金属框架均具有良好的接地，设 至少 2 个接地端子，并标有接地符号。 1.3.2.6 箱体不带操作走廊。箱壳门应向外开，开启角度大于 180，并设定位装置。箱式变装有把手、暗闩和能防雨、防 堵、防锈的暗锁。 1.3.2.7 箱式变压器的噪音水平不大于 55dB（声压级） 。 1.3.2.8 箱体顶盖的倾斜度不小于 3。 1.3.2.9 箱体内有驱潮装置，避免内部元件发生凝露。 1.3.2.10 箱式变电站内部电气设备 （1）箱体门内侧附有主回路线路图、控制线路图、操作 程序及注意事项。 （2）母线采用绝缘母线，并设有安全防护措施。 （3）箱变进出线均为电缆下进线，预留电缆的安装位置 便于进行试验。 （4）