光伏发电项目EPC总承包电气技术要求.doc

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1、光伏发电项目EPC总承包电气技术要求1.1 光伏组件1.1.1 范围本合同范围为70MW核实光伏电站所需光伏组件由发包方核实提供，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 61701-19

2、99 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（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

3、-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（2

4、3）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；（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 11010-1

5、989 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

6、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。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IEC6

7、1646)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

8、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

9、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数详表。255Wp

10、多晶硅太阳电池组件参数组件参数发包方另行提供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Pa5400注：上述组件功率标称在标准测试条件（STC）下：1000W/m

11、2、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。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 4

12、782001 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

13、:1998）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

14、/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GB/T14598.3-93 6.0 绝缘试验JB-T7064-1993 半导体逆

15、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

16、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，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、

17、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

18、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。

19、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率3%（额定功率时）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

20、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（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

21、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

22、，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。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

23、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。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

24、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C

25、O2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；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

26、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GB4

27、208 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

28、 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GB/T772 高压绝缘子瓷件技

29、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

30、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。箱变内各小室应保证正常工作环境温度不大于40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。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入箱变基础电缆沟。(箱变内部,变压器至35kV环网柜建议采用母线出线)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、

31、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

32、。（4）箱式变电站内部电气设备的装设位置易于观察、操作及安全地更换。1.3.2.11 柜体防护等级： IP65。1.3.2.12 箱变使用寿命大于30年。箱式变内所有部件按运行寿命大于30年设计。1.3.2.13 箱式变电站内所有设备均根据设备安装位置的实际海拔高度对设备外绝缘进行修正。1.3.2.14 箱变内变压器至箱壁间距离应满足国标要求。1.3.3 箱式变电站内主要元件1.3.3.1升压变压器技术参数及要求(1) 35kV变压器主要技术参数：名称： 三相铜绕组油浸自冷式升压电力变压器型号： S11-M-1000/35 额定容量： 1000kVA 额定电压： 38.5kV2x2.5%/0.

33、3kV/0.3kV(低压侧电压为暂定) 高压分接： 22.5% 联结组别： Dyn11 yn11 额定电流： （请承包方填写） 阻抗电压： （请承包方填写） 空载损耗： （请承包方填写） 负载损耗（75摄氏度） （请承包方填写） 空载电流： （请承包方填写） 额定1min工频耐压： （请承包方填写） 额定雷电冲击耐压： （请承包方填写）(2)变压器一般要求：本规格书所涉及的电力变压器绝缘等级应为F级或以上，以保证变压器具有更大的温升裕度，运行更安全可靠且具有更强的过载能力，并且变压器绝缘老化缓慢，寿命长，正常运行寿命应大于30年。供方应对变压器噪声、电场分布和磁场分布以及冲击特性综合治理，优化

34、设计，提供优质的产品。变压器防潮能力强，阻燃性能好。变压器应能够随时投入运行，停止运行后一段时间可不经干燥而直接投入，并允许在正常环境温度下，承受80%的突加负载。绝缘：绝缘应均匀一致。雷电脉冲承受电压应符合IEC60726-3的要求。温升应限制在IEC60726-2给出的范围内。1) 除在特殊说明外，变压器为自然冷却式，箱内安装。小室内环境温度不超过40度的情况下使用。2) 所有规定的报警和跳闸接点应为适于220VDC的转换接点。如果不能用转换接点时，应用可互换的接点，但其最终的型式应与买方协商确定。3） 端子箱应安装在易于接近处并带有规定的密封件。4） 变压器应有2个接地点，对角焊接在导轨

35、基座上。5） 底座应有起重设施。应提供能承受整个变压器重量的吊耳。吊耳的安装位置应在不用拆卸接线箱的情况下吊起变压器。6）变压器铁心和金属件均应可靠接地，并有明显的接地标志，铁心和金属件均有防锈保护层。7）变压器带温湿度控制装置，温度传感器采用3只PT100和3只PTC共同检测温度，温湿度传感器置于每相低压线圈中。温湿度控制装置具有显示变压器三相线圈的运行温度、高温报警及超温跳闸信号输出、按温度自动开停风机的功能，同时具有传感器和风机故障报警功能,其节点容量应满足220V，3A。温控器的寿命应不低于10年。湿度控制装置是在空气湿度大于一定数值时自动启动加热器，保持设备绝缘等级。8）分接头根据数

36、据表和IEC60076-4，第1部分，分接头应在高压绕组上, 表面安装并在不带电时操作。抽头转换开关应带挂锁，不用开锁即能清楚看到抽头位置。对特定的绕组,用数字1或字母A标注有大多数有效匝数的抽头。除注明外，抽头转换开关应为五位（上下各2组2.5%全电压）。9） 抽头切换开关无载抽头切换开关应为在两分接头之间不存在中间位置的快速动作触点转换开关。应提供防止过行程的机械档和将开关锁定在选择位置的设施。抽头切换开关的操作应不用借助辅助工具就能安全操作。分接头位置应清楚标记，抽头切换开关指示应位于方便观察处。10） 套管所有的套管要符合IEC 60137 和 GB4109-1999标准。每个星型连接

37、绕组的中性线都要提供接线端，或者经过允许的无论星型连接或三角连接都使用的星型连接盘也应如此。所有套管/接线端必须明显并应按国标标注，即高压侧标注A,B,C；低压侧标注0、a、b、c ；标注颜色相线为黄、绿、红、零线为黑色。其他标注应得到买方认可。11） 噪声任何负载条件下测量的声压水平：变压器噪音水平的测量和有关设备应符合IEC60551。1.3.3.2主要高压电气设备技术参数及要求(1)高压负荷开关技术参数序号项目单位熔断器负荷开关接地开关1额定电压kV40.540.540.52额定电流A请承包方计算后填写12503额定频率Hz5050504额定短路开断电流kA255额定短路关合电流kA63

38、636额定转移电流（撞击器操作）A160016007额定交接电流（脱扣器操作）A160016008额定有功负荷开断电流A12509额定峰值耐受电流kA636310额定短时耐受电流和时间kA25/4s25/4s11额定短时1min工频耐受电压（辅助和控制回路）kV2212额定短时1min工频耐受电压kV相间及对地95隔离断口11513额定雷电冲击耐受电压（峰值）kV相间及对地185隔离断口215高压负荷开关应带有电动操作机构，能够实现就地和远程遥控分合闸。(2)高压电器部分一般要求所有接线端必须明显并应按国标标注；标注颜色相线为黄、绿、红。环网柜柜体采用多重折弯的组装式结构，各组件均采用螺栓连接

39、，柜体框架及隔板采用进口的敷铝锌钢板（厚度2mm）制作，门板及盖板采用冷轧钢板，开关柜间隔门前面板表面采用静电粉末噴塑亚光处理,其表面应抗冲击、耐腐蚀。环网柜柜体要求强度高，稳定性好，重量轻，外形美观，能承受运输、安装及运行时短路所引起的作用力而不致损坏。环网柜配置高压保护元件及相应的电流互感器、电压互感器、接地开关、高压带电显示装置、过电压保护器、加热器等元器件。在仪表室装设监控装置、计量表计、显示单元、二次端子等元器件。环网柜所有不带电的金属部件均可靠永久接地,接地处具有良好的防锈措施且设有明显的标志。环网柜在正常操作时和维护时，不需要打开的盖板若不使用专用工具不能被打开、拆下或移动。而正

40、常操作时和维护需要打开的盖板和门不需要工具就能打开或移动，并设有联锁装置来保证操作者的安全。环网柜应符合GB3906规定的“五防”要求,防误装置应安全可靠、操作灵活。1.3.4箱式变进出线方式1)高压进出线高压采用电缆进出线，在高压室预留位置，能够接入2根截面为70mm2电缆。箱变高压侧与光伏电站集电线路有明显可见断开点(负荷开关带分、合闸指示标识)，在1台箱变内变压器故障时，可在本条集电线路不停电情况下，打开高压负荷开关检修变压器。在集电线路不停电情况更换高压熔断器。2)低压进线低压侧为断路器浪涌保护器母线铜排，低压侧母线铜排应考虑能接多根电缆。并应预留足够空间满足电缆的连接及安装。维持不变

41、低压侧进线位于箱变底部，箱变与逆变器连接的电缆满足如下要求： a. 与单台逆变器连接的主电缆满足载流量要求。b. 与逆变器内通讯柜连接的信号电缆.1.3.5箱变内部电气设备1） 箱体门内侧应附有主回路线路图、控制线路图、操作程序及注意事项。2） 低压侧裸露导体部分应加装绝缘护套并加装防护门。3） 高压进出线应考虑电缆的安装位置和便于进行试验。4） 箱变内部电气设备的装设位置应易于观察、操作及安全地更换。5） 变压器高压设有带电指示装置。6） 箱变的主要电气设备在投标时应提供主要参数。7) 箱变内的主要电气设备爬电比距3.1cm/kV。8) 二次接线要求a 二次接线端子排应为阻燃、防潮型，并应有

42、15%的备用端子，供用户使用。b 端子排应设计合理，有可靠的防潮、防水措施。c 端子排应有足够的接线端子以便连接控制、保护、报警信号和电流互感器二次引线等的内部引线连接，接线端子采用铜质端子。所有外部接线端子包括备用端子均应为线夹式。控制跳闸的接线端子之间及与其它端子间均应留有一个空端子，或采用其他隔离措施，以免因短接而引起误跳闸。d 端子排内应有可开闭的照明设施。二次引出线束采用金属槽盒（不锈钢布线槽）防护。1.3.6箱式变电站的监控要求1.3.6.1 控制设备要求及功能箱式变电站应提供监控装置，采用RS485、以太网等各种网络传输方式供选择，通讯协议由买卖双方协商确定。应能将箱式变电站内各

43、种运行参数、故障信号等以通讯方式上传至上级控制系统，同时能够实现高压负荷开关的分合闸远程遥控。1.3.6.2 箱式变电站的遥信及报警箱式变电站应有下列信号输出（但不限于）：变压器轻瓦斯报警信号变压器重瓦斯报警信号变压器油温高报警信号变压器超温报警信号压力释放报警信号熔断器熔断信号，负荷开关合闸信号负荷开关分闸信号接地刀位置信号变压器油温（4-20mA）遥测信号变压器高压侧电流高压负荷开关远程遥控分合闸信号上述信号应能通过智能监控装置的通讯口送至光伏电站的总监控系统；同时要求将上述信号全部引至低压侧端子排，可以通过硬接线接入其他数据采集装置。箱式变电站应能采用声光报警的方式来向操作人员发出故障信

44、号提示。1.3.7 提供低压操作电源箱式变电站应留有一组低压绕组，可以为逆变器室提供20kVA，380V操作电源。1.3.8其他方面1）箱式全密封免维护变压器应达到现行相关标准和生产厂家自行标准，保证至少20年不用进行吊芯检查、大修等维护工作。2）箱变主要元器件包括低压框架式断路器、高压负荷开关、高压插入式全范围熔断保护、低压光伏专用浪涌保护装置和箱变测控装置等均需采用国产一线优质品牌，具体配置清单需获得甲方认可方可采购。 3）甲方可随时参加箱变监造，在产品套装和出厂试验时，总包方应通知甲方派人员参加。1.4 电缆配电室、逆变器小室设置电缆沟道，电缆沟道内采用角钢支架敷设电缆。电缆沟至设备电缆

45、采用镀锌管防护。太阳能组件至汇流箱电缆采用沿组件钢支架敷设，站内光伏组件阵列汇流箱至逆变器直流电缆采用直埋方式敷设。电缆选用原则：高压电力电缆为阻燃铠装铜芯电缆；低压动力电缆采用阻燃铠装铜芯电缆（组件间连接及至汇流箱、逆变器电缆）（电缆槽盒内敷设的电缆可不带铠装）；高压出线电缆如采用单芯电缆须采用非磁性钢带铠装电缆。组串至汇流箱的电缆使用光伏专用电缆PFG1169-1x4。UPS系统、控制室直流系统及消防系统采用耐火电缆。进入计算机系统的控制电缆采用屏蔽电缆。通讯电缆采用铠装屏蔽双绞线。所有直埋电缆全部采用铠装铜芯电缆。电缆敷设电缆设计及敷设需满足电力工程电缆设计规范GB50217-2007要