2022年光伏发电扶贫项目投标文件(技术标).pdf

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1、2022年光伏发电扶贫工程投标文件 技 术 标 投标文件技术标资料清单序号资料名称页码范围投标人综合状况简介技术标投标函三投标响应表四工程总体设计方五产品质量承诺、7 工程工程清单七投标业绩承诺函八有关证明文件九投标授权书十技术要求和货物需求 施工组织设计方案十二生产厂商授权书十三本地化效劳状况一览表十四供货安装 调试方案十五售后效劳体系与维保方案十六所投工程工程的技术资料或样本等十七评审指标对应资料索引表-投标人综合状况简介略技术标投标函致：*县扶贫开发办公室依 据 贵 方*县20 22年 光 伏 扶 贫 工 程 的 招标公告，正式授权 姓名代表投标人*建 设 集 团 投标人全称 ,提交投标

2、文件正本份，副 些2份。据止飨，我方兹宣布同意如下：1、按招标文件规定供给交付的工程工程 包括安装调试等工作的最终投标报价见商务标开标一览表，如我公司中标，我公司承诺情愿按招标文件规定交纳履约保证金和中标效劳费。2、我方依据招标文件的规定，严格履行合同的责任和义务，并保证于买方要求的日期内完成供货、安装及效劳，并通过买方验收。3、我方承诺报价低于同类工程工程和效劳的市场平均价格。4、我方已具体审核全部招标文件，包括招标文件修改书 如有，参考资料及有关附件，我方正式认可并遵守本次招标文件，并对招标文件各项 条 款 包括开标时间 规定及要求均无异议。我方知道必需放弃提出模糊不清或误会的问题的权利。

3、5、我方同意从招标文件规定的开标日期起遵循本投标文件，并在招标文件规定的投标有效期之前均具有约束力。6、我方承诺如投标保证金未在招标文件规定时间前到达贵方指定的账户，我方投标无效，由此产生的一切后果由我方担当；假设在开标后规定的投标有效期内撤回投标，我方的投标保证金可被贵方没收。7、我方声明投标文件所供给的一切资料均真实无误 准时 有效。企业运营正常 注册登记信息 年报信息可查。由于我方供给资料不实而造成的责任和后果由我方担当。我方同意依据贵方提出的要求，供给与投标有关的任何证据、数据或资料。8、我方完全理解贵方不肯定承受最低报价的投标。9、我方同意招标文件规定的付款方式。1 0.与本投标有关

4、的通讯地址：_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _电 话：传 真：投标人根本账户开户名：_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _账号：开 户 行：投标人公章*建设集团 日 期：2022年11月1 1日三.投标响应表工程名称*县2022年光伏扶贫工程第一局部：技术局部响应序号技术要求条目投标人技术要求响应/偏差状况偏离简述备注1无偏差其次局部：其他局部 非投标报价响应序号条目号偏差状况偏离简述备注1无

5、偏差投标人公章：*建设集团备注：1、本表为投标响应一览表。表中应引用条目序号，“正偏”为优于招标文件要求，“负偏”为低于招标文件要求，对于无偏差的工程无需填写。投标人应认真、真实填写上表，招标人有权拒绝投标人提出的偏离。2、招标文件中需投标人填写的技术参数、材质、工艺要求等应在上表中注明。附件承诺书致：*县扶贫开发办公室我公司严峻承诺：所投产品满足招标文件中供给的技术参数。特此承诺承诺人：*建 设 集 团 盖单位章 日期：2 0 2 2年1 1月1 1日四.工程总体设计方案1、工程概况*县2 0 2 2 年光伏扶贫工程位于*县境内，建设一 三、四标段合计3.0 9 3 M W 的并网型太阳能光

6、伏发电系统，包括太阳能光伏发电系统及相应的配套并网和监控设施。本工程承受自发自用余电上网的并网模式，所发电量主要馈送至光伏子系统所在企业的配电网，供其中的各种负载使用，余电上网的方式进展运作，系统不设储能装置。1）、投标方负责本工程所涉及到的全部工作 明确由招标方负责的除外 ，包括设备和材料供货 分系统设计以及土建、安装、培训 调试，并协作性能验收试验等全部工作。2）、本技术标准中提出了最低技术要求，并未规定全部技术要求和适用标准，投标方供给满足本技术协议和有关最工业标准的产品的高质量的设计 设备及其相应的效劳。并满足国家有关安全 消防 环保 劳动卫生等强制性标准的要求。3）、招标方所提及的供

7、货范围都是最低限度的要求，并未对一切技术细节作出规定，投标方应供给符合招标文件和相关工业标准的功能齐全的优质产品及其相应效劳。招标方对本分布式光伏发电工程的设计 制造供货等方面内容的认可，都不能免除投标方的责任。4）、投标方所执行的标准与本技术标准所使用的标准不全都时，经招标方同意后才能执行。本技术标准书的文字说明 供货范围和附图是一个完整的整体，投标方满足全部的要求。假设发生冲突，以更高的要求为准。5）、建设进度：投标方应依据此工期在投标文件中做出整个工程进度把握网络图，并做出保证工程按期完成的措施和方案。6）、投标方的承包范围除建满足招标文件技术要求的完整的太阳能分布式并网光伏电站外，还包

8、括因建筑光伏电站需要而对原构筑物局部的撤除和修复 能满足太阳能分布式光伏发电系统从发电直至并网正常运行所需具备的相关设计、设备材料选购供给 运输及储存 建筑安装工程施工、工程质量及工期把握 工程治理 培训 各种试验 调试及检查测试 试运直至验收交付生产，以及在十年质量保修期内的消缺等全过程的工作，并保证光伏电站首年度整体发电效率不低于80%。7）、太阳能并网光伏电站总的要求是：安全牢靠 系统优化 功能完整、建设期间不影响工程所在工厂正常生产。投标方供给的设备以及施工，必需满足本标准书的要求。8、投标方在充分理解招标设计文件的根底上，如对太阳能光伏电站系统提出优化的解决方案，需经招标方确认后承受

9、。投标方对系统的拟定 设备的选择和布置负责，招标方的要求并不解除投标方的责任。8）、涉及载荷校核等问题，投标方应充分理解原有建筑物设计单位设计文件。设计文件不能免除投标方的责任。9）、投标人应在投标前对工程工程现场实施踏勘，以充分理解并把握了本工程工程招标的全部有关状况；因投标前未实施踏勘而对工程及招标文件的未充分理解由投标人自行担当责任。踏勘的费用由投标人自行担当。投标人及其代表进入现场实施踏勘前需经招标人允许，如投标人及其代表在实施踏勘时造成的任何人身损害或财产毁损，投标人应担当由此引起的全部责任，招标人不担当任何责任。10）、投标方如对技术标准书有异议，不管多么微小，应以书面形式明确提出

10、，反映在差异表中。在征得招标方同意后，可对有关条文进展修改。如招标方不同意修改，仍以招标方的意见为准。对于无明确异议的局部，则说明投标方认可本技术标准书的相应局部。1 1）、本工程承受统一的K K S 编码标识系统。投标方负责按招标方供给的原则编制光伏系统的K K S 编码。2、工程地概况*县位于安徽省西北部，地理坐标东经1 1 5 2 5,-1 1 5 5 5，北纬3 3 0 4 3 3 3 5,。东临涡阳 利辛，南抵阜阳,西接界首，西南与临泉相接，北与亳州谯城区为邻，西北与河南郸城接壤。东南经凤台、淮南去合肥2 2 4 公里，西北经淮阳 西华去郑州3 0 7 公里。东去津浦路至蚌埠2 0

11、9公里，西去平汉路之深河2 1 0 公里。*县境南北长5 2 公里 东西宽6 0 公里。本次工程共五个标段，其中一 三 四标段分布在1 0 个乡镇，一标段：大镇、肖口镇、胡总镇、城关镇，包括3 个6 0 k w 村级地面电站和2 7 6 户3 k w 户用电站，共计1 0 0 8 k w；三标段：大庙镇 洪山镇 桑营镇，包括3 个6 0 k w 村级地面电站和3 0 0 户3 k w 户用电站，共计1 0 8 0 k w；四标段：倪邱镇、坟台镇阮桥镇，包括3 个6 0 k w 村级地面电站和2 7 5 户3 k w 户用电站，共计1 0 0 5 k w,三个标段共计3.0 9 3 M W。3、

12、接入系统系统安装于1 0个乡镇的居民屋顶，屋顶安装的是3 K W的系统，地面电站是6 0 K W的系统；各屋顶太阳能光伏发电子系统承受经直流汇流一沟通逆变后，输出0.4 k V沟通电，并于安装各个村的0.4 k V配电系统并入地区电力网。电能计量承受双向计量方式，电力接入需符合电网接入标准要求，电力运行遵守当地调度指令。具体接入系统方案以电网公司审批为准 我方帮助招标方完成到达电网公司对光伏发电系统并网要求的施工安装、调试等工作。4、性能和标准太阳能并网光伏电站的制造 土建施工 安装 调试 试验及检查试运行 考核、最终交付等符合相关的中国法律及标准 以及最版的I S O和I E C标准。对于标

13、准的承受符合下述原则：与安全 环保 安康 消防等相关的事项执行中国国家及地方有关法规 标准；上述标准中未包含的局部应承受的技术来源国标准或国际通用标准,由投标方供给，招标方确认；设备和材料执行设备和材料制造商所在国或国际标准；建筑 构造执行中国电力行业标准或中国相应的行业标准。我方针对本工程的制造 调试 试验及检查 试运行 性能考核等要求，提交全部相关标准 规定及相关标准的清单。在合同执行过程中承受1的标准需经招标方确认。(1)I E C 6 1 2 1 5 晶体硅光伏组件设计鉴定和定型(2)I E C 6 1 7 3 0.I光伏组件的安全性构造要求(3)I E C 6 1 7 3 0.2光伏

14、组件的安全性测试要求(4)G B/T 1 8 4 7 9-2 0 2 2 地面用光伏 P V 发电系统概述和导则(5)S J/T 1 1 1 2 7-1 9 9 7 光 伏 P V 发电系统过电压保护一导则(6)G B/T 1 9 9 3 9-2 0 2 2 光伏系统并网技术要求(7)G B/T 1 9 3 9 4-2 0 2 2 光 伏 P V 组件紫外试验(8)E N 6 1 8 2 9-2 0 2 2 晶体硅光伏方阵I T 特性现场测量(9)E N 6 1 7 2 1-2 0 2 2 光伏组件对意外碰撞的承受力量(抗撞击试验)(1 0)E N 6 1 3 4 5-2 0 2 2 光伏组件

15、紫外试验(1 1)G B 6 4 9 5.1-1 9 9 6 光伏器件 第1 局部：光伏电流一电压特性的测量(1 2)G B 6 4 9 5.2-1 9 9 6 光伏器件 第2 局部：标准太阳电池的要求(1 3)G B 6 4 9 5.3-1 9 9 6 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(1 4)G B 6 4 9 5.4-1 9 9 6 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(1 5)G B 6 4 9 5.5-1 9 9 7 光伏器件第5 局部：用开路电压法确定光伏(P V)器件的等效电池温度(E C T)(1 6)G B 6 4 9 5.

16、7-2 0 2 2 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(1 7)G B 6 4 9 5.8-2 0 2 2 光伏器件第8 局部：光伏器件光谱响应的测量测量(1 8)G B/T 1 8 2 1 0-2 0 2 2 晶体硅光伏 P V 方阵I-V 特性的现场测量(1 9)G B/T 1 8 9 1 2-2 0 2 2 光伏组件盐雾腐蚀试验 华能泗安1 0 M W p 分布式光伏发电工程技术标投标书1 1(2 0)G B 5 0 7 9 7-2 0 2 2 光伏发电站设计标准(2 1)G B/T 1 3 3 8 4 1 9 9 2 机电产品包装通用技术条件(2 2)G B

17、/T 1 9 1-2 0 2 2 包装储运图示标志(2 3)G B 2 0 2 2 7.1-2 0 2 2 光伏 P V 组件安全鉴定 第1 局部：构造要求(2 4)G B 2 0 2 2 7.2-2 0 2 2 光伏 P V 组件安全鉴定 第2 局部：试验要求(2 5)G B 6 4 9 5-8 6 地面用太阳能电池电性能测试方法；(2 6)G B 6 4 9 7-1 9 8 6 地面用太阳能电池标定的一般规定；(2 7)G B/T 1 4 0 0 7-1 9 9 2 陆地用太阳能电池组件总标准；(2 8)G B/T 1 4 0 0 9-1 9 9 2 太阳能电池组件参数测量方法；(2 9)

18、G B/T 9 5 3 5-2 0 2 2 地面用晶体硅太阳电池组件设计鉴定和类型；(3 0)G B/T 1 1 0 0 9-1 9 8 9 太阳电池光谱响应测试方法；(3 1)G B/T 1 1 0 1 0-1 9 8 9 光谱标准太阳电池;(3 2)G B/T 1 1 0 1 2-1 9 8 9 太阳电池电性能测试设备检验方法；(3 3)I E E E 1 2 6 2-1 9 9 5 太阳电池组件的测试认证标准；(3 4)S J/T 2 1 9 6-1 9 8 2 地面用硅太阳电池电性能测试方法；(3 5)S J/T 9 5 5 0.2 9-1 9 9 3 地面用晶体硅太阳电池单体 质量分

19、等标准；(3 6)S J/T 9 5 5 0.3 0-1 9 9 3 地面用晶体硅太阳电池组件质量分等标准；(3 7)S J/T 1 0 1 7 3-1 9 9 1 T D A 7 5 晶硅太阳电池；(3 8)S J/T 1 0 4 5 9-1 9 9 3 太阳电池温度系数测试方法；(39)SJ/T 11209-2022光伏器件第6局部标准太阳电池组件的要求；(40)GB/T 19964-2022 光伏发电站接入电力系统技术规定(4DQ/SPS 2 2-2 0 2 2 并网光伏发电专用逆变器技术要求和试验方法(42)CSCS85:1 9 9 6 太阳光伏电源系统安装工程施工及验收技术标准(43

20、)CGC/GF003 1：2022并网光伏系统工程验收根本要求(44)GB/T 50796-2022光伏发电工程验收标准(45)GB/T 50795-2022光伏发电工程施工组织设计标准(46)GB 50794-2022光伏发电站施工标准(47)Q/GDW 617-2022光伏电站接入电网技术规定上述标准 标准及规程仅是本工程的最根本依据，并未包括实施中所涉及到的全部标准、标准和规程，并且所用标准和技术标准均须为合同签订之日为止时的最版本。5、光伏组件的性能要求1)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25,标准太阳光谱辐照度分布符合GB/T 649

21、5.3规定，光伏组件的实际输出功率满足标称功率范围。工作温度范围为-40+85,初始功率 出厂时不低于组件标称功率。2)使用寿命不低于25年，质保期不少于5年。光伏组件衰减率在5年内不高于5%,10年内不高于10%,25年内不高于20%。组件逐年衰减应为线性变化。投标方供给的全部光伏组件的实际输出功率的总和不低于投标保证功率。3)光伏组件防护等级不低于IP65。确保在25年内在当地自然条件下不致破坏。4）投标人要对光伏组件板外外表板的清洁 防热斑供给措施。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。5）每块光伏组件应带有正负出线 正负极连接头和旁路二

22、极管 防止组件热斑故障。光伏组件自配的串联所使用的电缆线满足抗紫外线 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镀锡铜芯电缆，电缆性能符合G B/T 1 8 9 5 0-2 0 2 2性能测试的要求；接线盒 引线盒应密封防水、散热性好并连接结实，引线极性标记准确 明显，承受满足I E C标准的电气连接；承受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标准规程，满足不少于2 5年室外使用的要求。6）为确保组件的绝缘、抗湿性和寿命，要求边框与电池片的距离要至少超过1 1 m m的距离。7）光伏组件的插头承受MC 4型，防护等级IP6 7。组件

23、正、负极引线长度不小于1 0 0 0 m m,并满足现场安装要求。8）光伏组件年故障率W 0.0 1%。9）供给的多晶硅组件转换效率必需在1 5.7%以上。1 0）晶硅组件功率与质量比大于1 0 W/k g,填充因子F F大于0.6 5.1 1）组件在正常状况下绝缘电阻不低于4 0 MQ-m 201 2）光伏组件边框应预留有接地孔洞及相应标示，供货方应有光伏组件防雷的技术要求。1 3）承受E V A、玻璃等层压封装的组件，E V A的交联度应大于6 5%,E V A与玻璃的剥离强度大于3 0 N/c m。E V A与组件背板剥离强度大于1 5 N/c m。1 4）光伏组件的背板材料选用含氟材料

24、的PE T背板。15）光伏组件及全部配件的使用寿命不低于25年。6、光伏支架的技术要求总的要求1 支架主型材要求承受国标铝合金型材；安装螺栓以及连接件承受304不锈钢材料或铝合金型材。2支架的强度应满足在自重、风荷载、雪荷载和地震荷载共同作用下的使用要求，设计时应考虑台风的影响。外表防腐应满足10年内可拆卸再利用和25年内安全使用的要求。3）支架设计必需考虑在光伏电站使用周期内屋面修理时间伏组件安装修理更换时便利拆卸。在彩钢瓦安装的光伏支架单个可拆卸阵列模块面积不大于10平方米。4）支架能满足安装抗风要求 抗雪压要求 抗震要求 耐腐蚀性要求安全性要求、通用性要求、快速安装要求，并供给本钱最小化

25、的深化设计方案。厂家应对支架系统进展受力分析；设计时，必需计算风压引起的材料的弯曲强度和弯曲量，安装螺栓的强度等，并确认强度；需保证支架的强度、变形量，需进展整体计算，保证支架整体的抗滑移、抗倾覆性能。平屋顶安装示意图:斜屋顶安装示意图5）固定倾角支架的倾角为2 5 ,共有3 种支架安装形式，分别安装5 6 0块 详见设计图纸 2 6 0 W 组件 组件的技术规格：长1 6 5 2 m m*宽9 9 4 m m*厚4 0 m m,重 2 0 k g 。6）以1 0 块组件安装单元为例，每个单元支架设置1 0 个支腿，南北跨距1 米，东西跨距2.5 米，投标方应保证光伏支架单个可拆卸阵列模块组件

26、数不大于1 2 块。7）组件支架承受热浸镀锌钢材 热镀锌层厚度不低于8 0 H m 。全部连接 处 焊接处应牢靠连接，避开松动。支架连接不允许使用自攻螺丝。支架系统全部部位包括压块、卡扣等均要求能够耐室外风霜雨雪，连接螺栓承受304不锈钢，确保25年不会产生锈蚀，盐雾测试可到达1000小时以上。8）固定支架安装在屋面预制混凝土根底上，位置应准确，充分考虑整体美观协调，并预留足够的检修通道。预制混凝土块与屋面之间应设置防滑垫层，防止损伤屋顶原防水层。10）固定支架系统是以工厂预制零部件在工地现场进展组装的支架产品，支架主体间承受标准连接件。固定支架系统设计倾角为2 5。考虑屋顶非水平和根底制作中

27、的偏差，要求支架在垂直和水平方向上具有可在现场安装时调整的裕度或设计措施，调整范围不大于 5。11）固定支架及光伏组件最终安装完成后，光伏组件最低点距屋面不应低于350mm,并保证屋面原有设备 管道等在阳光照耀下不应在光伏组件上投射有阴影，屋面原有设备 管道等不应占用或阻挡固定支架 光伏组件的检修、维护空间。12）在安装光伏汇流箱的支架间隔，固定支架后立柱间应加装2根汇流箱安装横梁，以便利汇流箱的挂装。横梁的安装高度、间距、安装开孔尺寸、间距等参数应与汇流箱安装要求匹配。13）固定支架系统应具有可供与防雷接地系统连接的专用的连接端子或明显的焊接位置。14）光伏组件承受压块安装方式安装。地面安装

28、示意图逆变器是光伏电站的主要设备，应当供给具有I S O导则2 5资质的专业测试机构出具的符合国家标准 或I E C标准的测试报告 有国家标准或I E C标准的应给出标准号 及通过国内C Q C、C G C、国际认证U L、T U V、C E。并网逆变器的功率因数和电能质量应满足电网要求，各项性能指标满足国网公司 光伏电站接入电网技术规定 国家电网公司光伏电站接入电网技术规定 试行 、E C 6 2 4 4 6：2 0 2 2并网光伏发电系统文件 试运彳亍则试和检查的根本要求 G B/T 1 8 4 7 9-2 0 2 2：地面用光伏P V发电系统概述和导则、G B/T 1 9 9 3 9-2

29、 0 2 2 ：光伏系统并网技术要求、G B/T2 0 2 2 6-2 0 2 2：光 伏 P V系统电网接口特性、I E C/T R 6 0 7 5 5:2 0 2 2保护装置剩余电流淌作的一般要求 0 N C A/C T S O O O 4-2 O 2 2 4 0 0 V以下低压并网光伏发电专用逆变器技术要求和试验方法要求。逆变器设备应能在工程所在地极端气候条件下使用。逆变器额定功率应满足用于本招标文件相应的海拔高度的要求，其内绝缘等电气性能满足要求。系统的设计应充分考虑电磁兼容技术，包括光电隔离 合理的接地和必需的电磁屏蔽等措施。系统应能在电子噪声，射频干扰，强电磁场等恶劣的电磁环境中安

30、全牢靠的连续运行，且不降低系统的性能。设备应满足抗电磁场干扰及静电影响的要求，在雷击过电压及操作过电压发生及一次设备消灭短路故障时,设备不应误动作。7.1、逆变器的性能要求1）无隔离变压器型逆变器最大转换效率2 9 8%,含隔离变压器型逆变器最大转换效率297%。2）额定功率下电流总谐波畸变率W3%；沟通输出三相电压的允许偏差不超过额定电压的 1 0%;直流重量不超过其沟通额定值的0.5%；具有电网过/欠压保护 过/欠频保护 防孤岛保护 恢复并网保护、过流保护、极性反接保护、过载保护 短路保护 光伏阵列及逆变器本身的接地检测及保护功能，并相应给出各保护功能动作的条件和工况 即保护动作条件、保护

31、时间 自恢复时间等，具备低电压穿越力量。3）使用寿命不低于25年，质保期不低于5年。在环境温度为-2 5+50,相对湿度W 95%,海拔高度W2022米状况下能正常使用。能供给保险公司保单优先考虑。4）无功功率可调，功率因数范围超前0.9至滞后0.9。5）依据CNCA/CTS0004:2022认证技术标准要求，通过国家批准认证机构的认证。逆变器输出功率大于其额定功率的50%时，功率因数应不小于0.9 8,输出有功功率在20%-50%之间时，功率因数不小于0.9 5。同时逆变器功率因数必需满足浙江地区电网要求。6）逆变器应承受太阳光伏电池组件最大功率跟踪技术（MPPT）o7）逆变器本体要求具有紧

32、急停机操作开关。8）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，并能实现远方把握。通信 监控系统的选购 安装、调试工作均由投标方负责。9）逆变器应能通过R S 4 8 5接 口 协议承受M O D B U S-R T U向监控系统上传当前发电功率 日发电量 累计发电量、设备状态 电流、电压 逆变器机内温度 频率、故障信息、保护动作信息等数据信号。1 1）逆变器参数与升压变压器参数要合理匹配。1 2）逆变器输出电流和电压的谐波水平应满足现行国家标准和电网的规定。光伏系统的输出应有较低的电流畸变，以确保对连接的电网的其他设备不造成不利影响。逆变器输出电流总谐波畸变率不大于3%。各次

33、谐波应限制在下表所列的百分比之内。此范围内的偶次谐波应小于奇次谐波限值的2 5%。1 3）逆变器光伏系统侧和并网接口设备的防雷和接地，应符合S J/T1 1 1 2 7中的规定。1 4）逆变器对电网应设置短路保护，当电网或线路短路时，逆变器输出的过电流应不大于额定电流的1 5 0%,并在0.1 s以内将光伏系统与电网断开，并需经系统复位后才能再次恢复供电。1 5）逆变器对电网应设置孤岛效应保护。逆变器在检测到孤岛状态后，在0.1 s以内将光伏系统与电网断开，逆变器出口端子应保持零电压，并需经系统复位后才能再次恢复供电。1 6）逆变器要求具有故障数据自动记录存储功能，存储时间大于1 0年。1 7

34、）逆变器要求能够自动化运行，运行状态可视化程度高，并且可通过远程把握，调整逆变器输出功率。显示屏可清楚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 ，当前发电功率、日发电量 累计发电量 设备状态、电流 电压逆变器机内温度 频率 故障信息等数据。18逆变器的框架为垂直地面安装的自撑式构造，框架和外壳应有足够的强度和刚度，应能承受所安装元件及短路所产生的动、热稳定。同时不因成套设备的安装 运输等状况而影响设备的性能。逆变器柜体镀锌件必需光亮，无蚀斑。19逆变器直流侧设电缆进线端子，容量满足额定电流要求。沟通侧设出线铜排，容量满足额定电流要求，630kW

35、和500kW留有不少于6根3x185mm2/根 沟通电缆的出线端子，250kW和10OkW留有不少于2根3x185mm2/根 沟通电缆的出线端子。20逆变器本体应实行足够的通风散热措施，以保证在本工程安装的环境条件下逆变器柜内各元件能始终正常工作。21逆变器设计寿命不小于25年。其中，主要部件（如IGBT或其它功率开关元件，电感、电容，把握电路板等）在设计寿命期间不应更换，如因设计、制造 材料缘由使上述主要部件在设计寿命期内必需更换，投标方必需担当全部费用，并赔偿招标方损失。产品的任何偏差或改进必需说明，并附有批准机构的证明文件。22）逆变器应具备能量治理平台功能，实现远方把握逆变器输出功率的

36、调整。23）逆变器自用电取电方式为无扰动自动切换取电方式，主供电源为厂用外来电供电，当外来电源失电后应无扰动自动切换为升压箱变低压侧取电。24）逆变器监控系统与发电系统必需充分保护逆变器的机械和电气装置，以防发生故障或崩溃。作为监控系统一局部的监测系统机上显示屏至少应显示以下内容：a逆变器的状态 b逆变器的月、年和累计的、以小时为单位的运行时间值c电网正常运行的小时数d逆变器正常运行的小时数e发电小时数 f故障小时数g发 电 量 k W h 月、年和累计的h全部相频率、电压和电流 i有功功率k W j无功 功 率 k v ark）功率因素c o s 6 包括实时数据以及功率因数曲线，以月统计值

37、储存 I）全部故障 状态信息 故障发生次数总的持续时间和发生日期月和累计时间；内存容量需能储存超过1 2个月的资料m）内部温度 25电击防护：逆变器的电气系统应便于运行 试验、检查 维护。电气系统的设计应当保证人员的安全，并防止其他动物可能由于直接或间接接触系统的带电部件所带来的危急。全部带电部件应当有绝缘材料遮挡，或用适宜的屏蔽方式隔离。间接接触电气系统的导电部件应具有防止漏电的保护措施。26）与电网相连的接口：逆变器沟通输出端应设置断路器，它应能同时切断全部电源回路。带电部位应实行安全封闭措施。断路器的额定参数应当符合逆变器联接点和电网的最大短路容量。27）逆变器外壳应同时能防雨雪、防寒

38、防沙尘 防阳光照耀。门和盖板应配有专用的锁具，以保证在关闭位置上能安全地闭合，满足I E C 或同类标准要求。全部外壳应当得到合理的防护，布置的位置尽可能削减其暴露在雨水中的可能。在外壳的门为维护或操作而开启时，要留意防止雨水的溅入。28）逆变器电气系统部件间的布线特性须符合I E C 227,245,28 7 或相当标准，具体位置和导线需考虑在安装和运行期间承受的应力。导线布置应避开在不同额定电压状况下因导线间的接触产生的过电压。全部的电缆终端都要接在带有环的端头或安装到接线板。电缆终端均须有识别标签或彩码。逆变器的彩码对全部逆变器必需统一。全部的电气连接均要符合I E C标准。29）逆变器

39、应设有防止雷击过电压 电网过电压的保护装置。保护装置应保证逆变器能够承受雷击，保障逆变器在运行期间处于安全状态。逆变器的过电压保护装置应符合I E C 标准的要求。30）逆变器应具有如下牢靠性设计要求中的至少一项：a 利用把握系统检测可能发生故障的方式，如检测到故障，系统应能自动安全停机。b 元件分析后说明要求的检测间隔时间足以在发生故障前觉察并解决问题。c 系统设计实行元件冗余措施，要求在故障后能维持系统持续安全运行至故障被监测设备检测到或在正常的检查中被觉察。万一这些元件或组件故障，逆变器系统应维持在一个非危急状态。31）每台逆变器都应有永久性铭牌标志，至少标示以下内容：a 型号b）功率因

40、数和额定功率C）额定频率d相 数e输出电压f制造厂g 制造日期7.2、箱体的一般要求）、柜体逆变器房承受集装箱的方式将并网逆变器 直流配电柜和数据采集通讯单元进展集成设计。光伏并网逆变器柜体及直流柜应是外表美观的2mm厚冷轧板钢壳体，盘面应平坦。应至少涂两层底漆，面漆用亚光漆。壳体应有肯定的刚度和强度，盘柜的正面应开有门。每扇门应装有带钥匙的安全锁。壳体内应有内安装板以便安装电气设备。电气盘防护等级应不低于IP21。2、接地光伏并网逆变器柜体的框架和全部设备的其它不载流金属部件都应和接地母线牢靠连接，柜体的接地端子应以截面不小于2.5mm2的多股铜线和接地母线直连。逆变器房的壳体，也应牢靠接地

41、。3、光伏并网逆变器柜体内设备内部装置的布置应充分考虑安装调试 维护 更换及运行的要求，接插件和断路器应动作牢靠 接触良好不松动。光伏并网逆变器柜体内应自带散热风机，且散热风机出风口直接排出逆变器集装箱箱体外。4、箱壳箱壳应承受防腐整体钢构造，各钢构件间应牢靠电气连接。壳体顶板应选用厚度不小于2mm的钢板。防护等级为IP54。箱体内应考虑通风，及低温凝露 自动投切。另外为便利运行和修理，箱内应装有二盏照明 灯 须满足内部照明要求和一个插座。照明灯承受就地把握方式，插座应为5 A、多 联 两极和三极至少各2个 。逆变器把握回路，箱体通风风机、电加热装置、照明灯和插座等的工作电源均承受自供电，沟通

42、配电箱为3 8 0/2 2 0 V电源。箱体外面标志完整清楚，前后两侧均应打印上“招标方”标 识 l o g。，具体要求合同中规定。3 、全部电气设备的保护外壳均不能承受泡沫板。6 、光伏并网逆变器是光伏发电系统中的核心设备，必需承受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D C逆变为三相正弦沟通电A C，并 馈 送 给5 0 H z沟通电网，输出符合电网要求的电能。逆变器应当满足以下要求：并网逆变器的功率因数和电能质量应满足国家电网要求。具有宽电压范围的M P P T光伏组件最大功率追踪功能；具有全自动运行功能，无需人工干预，伴随太阳升起，系统自动将太阳能光伏组件所发电能接入电

43、网，黄昏日落或者阴雨天，太阳能光伏组件发电不满足逆变器输入时，逆变器自动进入待机状态，并时刻监测市电状况；逆变器必需具备低电压穿越功能，并具有国网电科院出具的检验报告，并具有主动式防孤岛保护检测功能。并网逆变器沟通各相、直流正负导线应有不同色标。选用质量牢靠的输入输出端子或铜排，并应充分考虑电缆的安装与固定。柜内元件位置编号 元件编号与图纸全都，并且全部可操作部件均应用中文标明功能。柜体构造安全、牢靠；易损件的设计与安装应便于维护及拆装。各元件板应有防尘装置，柜体设计应考虑通风 散热，并配备专用强排风道。逆变器应具有如下保护：工程名称保护方式跳脱时间恢复时间直流过压保护自动脱开电网，逆变器进入

44、停顿模式并报错0.2秒5分钟电网过压 线电自动脱开电网，逆变器进入0.2秒5分钟压3 1 0 V,可设置 停顿模式并报错电网欠压 线电压2 1 0 V,可设置 自动脱开电网，逆变器进入停顿模式并报错0.2秒5分钟电网过频率(5 1.5 H z,可设置 自动脱开电网，逆变器进入停顿模式并报错0.2秒5分钟电网欠频率(4 7 H z,可设置 自动脱开电网，逆变器进入停顿模式并报错0.2秒5分钟具有低电压穿越功能按Q/GD W 6 1 7-2 0 2 2标准要求电网短路保护 1.5倍额定电流 自动脱开电网，逆变器进入停顿模式并报错0.2秒5分钟过流保护自动限制输出功率不跳脱无接地故障保护自动脱开电网

45、，逆变器进入停顿模式并报错0.2秒5分钟过宠保护自动脱开电网，逆变器进入停顿模式并报错0.2秒5分钟正、负极性反接保护逆变器不工作，恢复极性正接后正常无无具有输出正弦波电流，谐波含量低，电能质量高等特点；具有防雷防浪涌等保护装置及系统接地装置；逆变器要求能够自动化运行，运行状态可视化程度高。显示屏可清楚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。逆变器具有电流 电压 频率 功率等运行数据及状态显示功能；逆变器要求具有故障数据自动记录存储功能，并网逆变器能记录最近的1 0 0条故障信息。具有串行通信功能，逆变器至少供给包括R S 4 8 5远程

46、通讯接口，供给开放的通讯协议。其 中R S 4 8 5需 要 遵 循M o d b u s通讯协议。电气绝缘性能：直流输入对地：2 0 2 2 VA C，1分钟 直流与沟通之间：2 0 2 2 VA C，1分钟 平均无故障时间：2 1 0年 使用寿命：2 5年安全牢靠运行1、逆变器选用技术先进且成熟的功率器件。8、逆变器本身要求具有直流输入手动分断开关，沟通电网手动分断开关，紧急停机操作开关。9、并网电流谐波逆变器在运行时不应造成电网电压波形过度畸变和注入电网过度的谐波电流，以确保对连接到电网的其他设备不造成不利影响。0、工作频率逆变器并网时应与电网同步运行。且满足以下要求：频率范围要求低 于

47、4 8 H z依据光伏电站逆变器允许运行的最低频率或电网要求而定4 8 H z-4 9.5 H z每次低于4 9.5 H z时要求至少能运行1 0分钟4 9.5 H z-5 0.2 H z连续运行5 0.2 H z-5 0.5 H z每次频率高于5 0.2 H z时，光伏电站应具备能够连续运行2分钟的力量，但同时具备0.2秒内停顿向电网线路送电的能力，实际运行时间由电网调度机构打算；此时不允许处于停运状态的光伏电站并网。高于5 0.5 H z在0.2秒内停顿向电网线路送电，且不允许处于停运状态的光伏电站并网。五.产品质量承诺性能保证投标方供给的光伏发电系统应能满足招标方提出的性能及质量要求，当

48、由第三方所做的性能试验证明投标方不能到达以下技术指标，招标方将对投标方进展考核。假设整个工艺过程不能满足所承诺的技术指标，则投标方负责修理 替换或者处理全部的物料 设备或其它，直至满足所承诺的技术指标，这局部费用由投标方负责 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进展试验，费用由投标方负责，在此之前的某些试验阶段，一些承诺的指标已经成功地被满足，假设由于修理 替换或者其它处理措施对已满足了的指标产生可能的不利影响，则整个工艺系统还需要按全部要求重试验，费用由投标方负责。因投标方技术工艺、性能指标达不到要求造成招标方损失的，由投

49、标方负责赔偿。投标方应确保以下技术指标，并由第三方所做的性能试验证明投标方到达以下技术指标：(1)正常工作条件：设备应在下述条件下连续工作满足其全部性能指标。环境温度：-2 0-+5 0；相 对 湿 度:W95%2 5；海拔高度：W 2 0 2 2 m；最大风速：4 0 m/so(2)全站太阳能电池组件装机总容量至少为3.0 9 M W p；(3)质保承诺：光伏电站整体质保不低于匕 年；(4)技术承诺：光伏电站整体效率不低于n 2二幽；(5)技术承诺：光伏电站首年发电量不低于1 0 7 5 k W h/k W,2 5年平均年发电量不低于9 5 2 k W h/k W；(6)多晶硅光伏组件光电转

50、化效率2 1 5 1 4%；(7)光伏组件峰瓦功差满足W 3 W；(8)光伏组件前2 年输出功率衰减率(9)光伏组件故障率W 0.0 1%；(1 0)不带隔离变压器的逆变器效率：最大效率：9 8%；欧洲效率：9 7.5%；带隔离变压器的逆变器效率：最大效率：9 7%；欧洲效率：29 6%。质保期组件功率质保期1 0 年。投标承诺(1)供货不限于招标方供给的供货范围清单里的内容，投标方最终供货的设备材料数量 规格型号 材质 参数以满足工程性能要求 技术协议要求 现场施工要求 系统正常运行为准，如有增加，也属于投标方的供货范围，招标方不再另行支付费用。设备材料的规格型号、材质非经招标方同意不得变更