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1、酒钢集团智慧电网及新能源就地消纳示范项目金塔白水泉一期200MW光伏发电工程技术规范书2022年3月目录一、总则3二、功能要求3三、工程范围8四、时间要求9五、技术要求9六、设计、施工和设备监造、试验36七、性能试验及验收41八、文件要求42九、保修要求43十、设备、技术文件及图纸的交付43十一、运输与保管44十二、培训44十三、项目组织与管理45十四、安全管理48十五、疫情防控52附件设备短名单52一、总则本招标文件中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，承包人应保证提供符合本招标书和有关最新工业标准的优质产品及其相应服务，对国家有关安全、健康、环保等强
2、制性标准，必须满足其要求。承包人提供的产品应满足本招标书的要求。承包人提供的整套光伏发电系统应能满足发包人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人不能达到以下技术指标，发包人将对承包人进行相应的罚款。如果整个工艺过程不能满足本招标书的技术指标要求，则承包人应负责修理、替换或者处理所有的物料、设备或其它，以使满足要求，这部分费用由投标方负责（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新进行试验，费用由承包人负责。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
3、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，费用由承包人负责。试运行完成后的5年时间里，如果承包人所提供的光伏发电系统设备和部件由于产品质量和安装质量原因出现故障，承包人应负责修理和替换，直至发包方完全满意，费用由承包人负责。本协议与合同文本具有同等法律效力，如果投标单位未能中标，该协议自动取消。二、功能要求1 .工程规模及内容建设一座200MW光伏电站，使用不小于520WP组件,组件数量按照符合技术规范书要求的选型确定，合计直流侧装机容量大于240MWp。35kV集电线路不大于8回，须与升压站设计人员确认。本工程包括（但不限于）以下内容：投标方在满足本项目光伏组件的光电转
4、换效率满足“领跑者”认证要求、第1年功率衰降W2.0%,之后每年衰减不超过0.45%,使用寿命不低于25年（第25年系统效率不低于87%）,材料工艺质保不低于10年。电池组件峰值功率不小于520Wp,组件为单晶双面光伏组件且为同型号、同规格的前提下，开展容配比、直流侧电池组件数量的设计方案、设备采购、安装等工作。1.1 完成项目加察、初步设计、施工图、竣工图和所需的专项设计以及审查。1.2 完成项目所涉及的临时用地手续办理。1.3 本光伏项目的所有设备采购、建筑工程及安装调试工程、集电线路、视频安防系统、交通工程、水保恢复施工和光伏电站整个围栏及场区大门（围栏区域为600MW规模，围栏选用铁丝
5、栅栏，围栏上面加设铁丝网，高度不低于2米，建设场区大门，须建设门房及电动伸缩门，大门一侧建设门墙，瓷砖墙面、钛金字公司名称及标志）、施工区域内林草地围栏、施工临时用电、用水手续办理、施工临建搭设、管理、场地平整、附属工程等。设备采购（包含光伏组件、逆变器等所有设备及监控视频、维检专用无人机等所有附属设备，含设备监造、运输、装卸、保管、倒运，以及光伏组件的卸车、保管、二次倒运等）、施工、调试、试验、试运行、移交生产、竣工验收、质保期服务及配合结算、决算审计等全部工作；1.5本项目为EPC交钥匙工程，以总价包干的方式完成并网发电的全部工程。1.6箱变环网系统本工程计划2022年3月31日正式开工建
6、设，首批并网时间2022年6月30日前,2022年8月15日前全容量并网发电;2022年9月30日前通过36Oh试运行；2022年12月31日前完成竣工验收。2.光伏场区分界点说明：2.135kV集电线路以接入330kV升压站35KV开关柜的接线端子为界；电缆沟施工以升压站墙外1米为界。2.2光伏场区视频监控系统提供摄像头、光纤及所有附属材料备件，接入升压站视频监控系统后台并调试合格。3.性能保证指标。3.1范围本部分所列出性能指标用于本项目，对太阳能并网发电系统的相关产品的制造、设备的安装、试验、供货的相关工作提出了最低要求，主要设备选型具体厂家要求见设备短名单。光伏电站建设工程由太阳能电池
7、方阵及支架、150OV组串式逆变器等组成，光伏组件采用不小于520即组件。光伏电站要求能在无人值守的情况下，保证25年使用寿命。要求光伏电站通过360小时试运行后的首年利用小时数不低于1716.29h0光伏电站建成初期（通过360小时试运行后1年内），光伏电站综合转换效率（PR值）283%。3.2组件3.2.1采用不小于520WD单晶双面双玻组件,转化效率满足“领跑者”认证要求。3.2.2总容量要求：项目总容量大于240MWd。3.2.3光伏电站应使用同型号、同规格的光伏组件。3.2.4产品须通过CGC（或CQC）、TUV认证。3.2.5寿命及功率衰减：太阳电池组件的使用寿命不低于25年，材料
8、工艺质保不低于10年；组件首年功率衰减W2.0%；之后每年衰减不超过0.45%。3.3逆变器3.3.1逆变器效率最大效率：299%；中国效率：298.4%。平均动态MPPT效率：299.53%（辐照度区间100-500Wm2）,99.88%（辐照度区间300-1000Wm2）3.3.2投标产品使用150OV组串式逆变器，额定功率2196kW,且三相光伏逆变器2021年销量排名前三的国内供应商，具体见短名单3.3.3逆变器需取得相应的“领跑者”认证，中国电力科学研究院高、低电压（含零电压）测试报告（以认证证书为准，投标时提供），产品必须通过CQC（或CGC）、TUV认证，入选“领跑者”相关证明。
9、3.3.4逆变器必须具备有功功率和无功功率控制响应功能，并且具备夜间SVG功能。3.3.5逆变器应具备零电压穿越功能，同时具备保护逆变器自身不受损坏的功能。必须提供中国电力科学研究院出具的同类型产品现场高电压、低电压（零电压）穿越和频率扰动测试报告。逆变器须满足当地电网公司对光伏逆变器耐频耐压能力的要求。3.3.6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10年，平均无故障时间不低于5年,使用寿命不低于25年，质保期不低于5年；3.3.7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网，傍晚日落或者阴雨天，太阳能光伏组件发电不满足逆变器输入时，
10、逆变器自动将太阳能光伏发电子系统做离网处理，并时刻监测电网状况。3.3.8逆变器应具备组件PID（电势诱导衰减）效应防护功能。投标人需提供详细的PID防护方案与对应的子阵的抑制电流说明，并提供第三方报告。3.4箱变1.1.1 4.1箱变高、低压室均采用电缆下进线的进线方式。低压绕组配置低压柜，柜内设框架断路器，塑壳式断路器，浪涌保护器，电流互感器等。箱变高压室配置负荷开关熔断器组合电器，避雷器，带电显示器，接地开关，隔离开关等。箱变内配置箱变智能控制单元、温湿度控制器等。上述设备采用国内一线主流设备生产厂家制造，具体见设备短名单1.1.2 箱变绕组必须为铜质材料。1.1.3 本地区夏季炎热、冬
11、季寒冷、常年风沙大、气候干燥，箱变需经过严格设计及试验验证，具备合理的防护结构、防风沙结构以及耐寒、耐高温性能，以满足恶劣环境条件下正常安全运行要求。3.4.4箱式变电器箱体内设除湿装置，设调温元件，保证设备的不同环境下正常运行。3.4.5箱式变电器的高、低压开关动作、保护等信号应能集中引出，提供给相连接的箱变测控单元。箱变测控装置支持多种通信型式，RS485、光通信等。3.5支架3.5.1支架形式采用固定式，支架规格尺寸要根据抗风能力进行选择，保证户外25年长期使用的要求。3.5.2支架采用Q390防腐的钢型材及以上屈服强度钢材，钢材表面采用镀锌铝镁防腐工艺，所有连接处（焊接处）应可靠连接，
12、避免松动，要求能够耐室外风霜雨雪等的腐蚀。支架表面采用热镀锌铝镁处理，平均厚度要求不低于65m,确保支架在正常使用条件下，25年内不因生锈影响支架结构使用的安全性和整体美观性。双面镀层重量不小于275g/m2、铝、镁含量之和不低于10乐且具有行业使用业绩。3.6电力电缆设施光伏阵列区电缆主要采用电缆直埋方式。光伏区到箱变以及集电线路主要采用电缆直埋方式。主要分为35kV高压电缆、电力电缆（含视频通信系统、低压交流系统、计算机监控系统等）、光伏专用电缆等。3.7视频监控系统3.7.1视频监控系统包括摄像头、监控上位机和显示器、硬盘刻录机、交换机、视频解码器、云台、支架、防护罩、接线箱、连接线缆、
13、通讯光缆、服务器机柜等附件。3.7.2室外机摄像头全部要求采用108OP及以上全彩夜视、智能变焦、云台旋转的智能高清移动侦测网络球形摄像机，支持高清录像存储，存储时间记录要求1个月以上，视频刻录机可满足联网功能。视频刻录机及客户端满足GPS自动对时功能；建立视频智能分析系统，对管控区域的监控视频进行智能分析，实现侵入报警。各摄像头有独立的电源箱。各视频采用集中控制方式，满足就地集中监控和远传至酒钢电力调度中心的要求。工业电视系统设备满足集团公司对视频设备选型要求，新增视频监控设备应选择网络高清摄像机，支持GBT28181-2014.ONVIF协议，达到H.264及以上视频压缩标准。选用海康威视
14、产品。3. 7.3监控区域包括箱变区、厂区大门、厂区四周所有围栏及场区大门（围栏区域为600MW规模，围栏选用铁丝栅栏，围栏上面加设铁丝网，高度不低于2米，建设场区大门，须建设门房及电动伸缩门，大门一侧建设门墙，瓷砖墙面、钛金字公司名称及标志）。3.8 光功率预测系统3. 8.1该系统含气象数据处理服务器、功率预测系统服务器等。光伏发电站功率预测系统应收集气象资料，研究并积累太阳辐射对光伏电站输出功率的变化规律，不断提高预报精度，实现光伏电站短期、超短期、中长期功率预测。4. 8.2光伏发电站功率预测系统应预留与酒钢电力能源管控中心功率预测主站的通信接口，光功率预测系统应满足国网甘肃省电力公司
15、对光伏电站装设的光功率预测系统的相关要求和国家最新标准要求5. 8.3光功率预测系统采用组件组件厂家自有或国能日新产品，配套实时气象数据采集系统，满足实时气象环境监测标准技术要求。6. 8.4购买光伏场区整个运营期实时气象监测数据服务（不少于25年）。7. 8.5在光伏场区安装一套太阳资源环境观测仪,设备具有太阳辐射传感器、太阳辐射双轴自动追踪器、风向风速传感器、追踪系统、数据采集系统等，数据采集服务器配套专业数据接收软件，能满足多站点数据的实时查看，自动接收、下载数据。数据图表的绘制。为适用野外无人值守的环境需要，太阳辐射传感器应具备高精度、免维护、无移动部件、功耗较低且稳定耐用的特点。8.
16、 8.6该系统应具有072h短期功率预测以及15TIin4h超短期功率预测功能。该系统应能够每15min自动向电力系统调度机构滚动上报未来15min4h的发电功率预测曲线，时间分辨率为15min0升压站每天按照电力系统调度机构规定的时间上报次日发电功率预测曲线，时间分辨率为15min。采用非WindoWS安全操作系统，与远动主机等安全I区设备通信需增加硬件防火墙，与外网通讯需增加隔离装置，具备短期、超短期光功率预测功能，信息通过数据网上传至控制子站及调度主站。安全II区配置光功率预测工作站1台、NWP数值天气预报下载工作站1台、网络机柜1面以及环境监测系统等。网络机柜配置功率预测服务器2台、交
17、换机2台和1台反向物理隔离装置。3.9 控制子站及调度自动化系统承包方负责配置完整的一套光伏集中监控子站系统（光伏运维后台监控），并完成相关调试工作。接入光伏集中监控系统的主要设备具备独立传输端口，数据开放必须满足相关规定的要求。各设备厂家无条件配合完成本项目所有信息接入酒钢智慧能源管控中心新能源监控后台工作，实施过程所有费用包含在投标价中O,光伏子站的光伏组件、逆变器、箱变自动化信息分区接入前置采集系统，通过IECIO4/103/102标准协议送至酒钢智慧能源管控中心新能源监控后台相关平台，并接受管控中心的监视与控制。协助完成其他数据采集和接入的相关工作。系统在子站端应全面收集现场所有设备的
18、主要信息，充分利用“即变既送、周期发送、召唤传送”等高效数据传输模式，实现以下数据的采集与传送，子站端数据应采用分区采集传送的方式，具体如下：3.9.1光伏场需接入的业务子系统（包含但不限于）：光伏组件、逆变器、箱变、视频系统等信息，并接受管控中心的AGC、AVC系统的相关指令及其它相关控制指令。3.9.3光伏区监控和保护光伏发电区主要包括以下部分：光伏组件、逆变器、箱变。光伏组件不单独设监控装置，通过逆变器对光伏组件串的实时数据进行测量和采集。3.9.4逆变器的监控根据逆变器厂家提供的接口，LCD上显示运行、故障类型、实时功率、电能累加等参数。电站运行人员可以操作键盘对逆变器进行监视和控制。
19、可查看各台逆变器的运行参数，主要包括：直流电压、直流电流、直流功率、交流电压、交流电流、逆变器机内温度、时钟、频率、功率因数、当前发电功率、日发电量、累计发电量、每天发电功率曲线图。可查看故障原因及故障时间，监控的故障信息至少应包括以下内容：电网电压过高、电网电压过低、电网频率过高、电网频率过低、直流电压过高、直流电压过低、逆变器过载、逆变器过热、逆变器短路、散热器过热、逆变器孤岛、DSP故障、通讯失败。子阵采集器设数据采集装置对监控装置的实时数据进行采集，将采集到的数据和处理结果上传给箱变测控单元。逆变器通讯采用PLC,箱变测控单元至升压站通信采用光缆。3.9.5逆变器的保护逆变器为制造厂成
20、套供货设备，具有低电压穿越能力及孤岛效应保护、直流过电压/过流保护、极性反接保护、短路保护、接地保护（具有故障检测功能）、交流欠压/过压保护、过载保护、过热保护、过频/欠频保护、三相不平衡保护及报警、相位保护以及对地电阻监测和报警功能。3.9.6箱变的监控为实现对箱变运行状况进行监控，箱变内设测控装置，测控装置应能够采集箱变运行及异常信号，其中包括箱变高压侧断路器位置信号、隔离开关信号、低压侧断路器位置信号、箱变温度等遥信量，以及箱变油温等遥测量，并将上述信号通过箱变环网系统上传至升压站计算机监控系统，实现升压站计算机监控系统对箱变的监控。3.9.7箱变的保护箱变高压侧采用负荷开关+熔断器保护
21、，作为变压器过载及短路保护；低压侧采用自动空气开关作为箱变内部及逆变器出口引线故障的保护。配置变压器重瓦斯、轻瓦斯、压力释放、油温等非电量保护，作用于跳闸和信号。3.10附属设施工程附属工程包括但不限于配套建设生产管理检修维护系统（满足电站建成后生产运行指标统计、缺陷管理等）、光伏场区大门及围栏（围栏区域为600MW规模，围栏选用铁丝栅栏，围栏上面加设铁丝网，高度不低于2米，建设场区大门，须建设门房及电动伸缩门，大门一侧建设门墙，瓷砖墙面、钛金字公司名称及标志）、施工检修及场区所有交通道路及“五通一平”中发包人未完成的其它工作、防雷接地、工程区域内灌木林地、草地的围栏、施工用电、厂区绿化。附属
22、设施工程应根据“环保”“绿色”宗旨进行设计与建造。围栏主要参数要求：浸塑丝经2.9mm6.0mm；网孔80*160mm;尺寸要求：1800mnX3000mm；立柱：48mmXLomm钢管浸塑处理；附件：防雨帽、连接卡、防盗螺栓。具体如下图所示。3.11安防系统:光伏场区以场区为边界建设一套智慧安防系统，具备24h不间断监控、人员靠近围栏报警及入侵点定位功能，配置的视频监控系统需覆盖整个场区（尤其是围栏边界）。三、工程范围1 .具体的施工范围需与招标公告向结合。2 .包括的工作包括但不限于以下工作：2.1 主体工程的设计、采购、施工范围。2.2 临时工程的设计、采购、施工范围。2.3 竣工验收工
23、作范围。2.4 技术服务工作范围。2.5 培训工作范围。2.6 保修工作范围。2.7 水土保持与环境保持措施施工范围（以水保方案、环评报告）。3 .工作界区工程范围包括但不限于：3.1 本光伏项目的所有设备采购（包含组件的所有设备）、建筑工程及安装调试工程、集电线路、视频安防系统、交通工程、水保恢复施工和600MW规模光伏电站整个围栏（含施工区林草地围栏）、施工用电、施工用水、排水、临时用地手续办理、施工临建搭设、管理、场地平整、附属工程等。3.2 初步设计、施工图、竣工图和所需的专项设计以及审查。3.3 项目水保、环保、社稳评估、安全设施、质量监督、档案、职业卫生健康、项目启动等各阶段验收以
24、及相关措施执行；项目场地临时用地手续办理。3.4 设备采购（包含光伏组件及所有设备，含设备监造、运输、装卸、保管、倒运，以及光伏组件的卸车、保管、二次倒运等）、施工、调试、试验、试运行、移交生产、竣工验收、质保期服务及配合结算、决算审计等全部工作；3.5 人员培训（包括理论、技术技能、实训等），生产、维护、安全、环保、经营、技术管理等光伏发电场生产运营体系建立。4 .发包人提供的现场条件无。5 .发包人提供的技术文件无四、时间要求1 .开始工作时间具体开工时间以中标通知书为准，总工期不变，其余工期节点以招标文件中各节点为准，可提前。2 .设计进度计划由总承包人细化，所需时间均在总工期内考虑。3
25、 .采购进度计划由总承包人细化，所需时间均在总工期内考虑。4 .施工进度计划各节点工期由总承包人细化施工进度。5 .竣工时间2022年12月31日前完成项目竣工验收。五、技术要求1.设计阶段和设计任务本工程的生产工艺系统，辅助生产设施和附属设施的全部工艺系统、土建工程、电气工程与环保消防及安防的设计均为承包人的设计范围，设计阶段为初步设计的细化优化、施工图设计阶段的设计、施工图预算、编制竣工文件及图纸等。投标人须在设计方案中描述完整的设备选型方案，并明确主要设备（组件、逆变器、箱变、降压变）的品牌、主要参数、型号等，同时作为投标报价的基础信息。6 .设计标准和规范按国家及行业现行标准和规范执行
26、。7 .技术标准和要求7.1 光伏阵列设计光伏阵列的设计坚持技术先进、经济合理的原则。技术上，考虑到纬度、地形等客观条件适用范围的配合，经济上考虑成本合理，所以本工程选择固定式支架。7.2 总平面布置设计光伏场区总平面布置严格遵照设计审定的设计方案，设计依据包括太阳能资源、场内道路、高压出线走廊方向、环保、站区工程地质、地形、施工等建站外部条件及要求等。光伏区总平面布置总体呈多边形布置，每个方阵由太阳能组件阵列、组串式逆变器、箱式变压器及检修通道构成。子阵布置应考虑道路边35kV架空线影响。新建附属设施区域设计附属设施工程包括光伏场区大门、围栏、硬化、排水、施工用电、厂区绿化等。7.3 水土保
27、持及环境保持措施工程光伏区需考虑雨季排水应设置排水沟和护坡，按照水保方案及环评报告要求,配合水土保持检测单位及监理单位做好水保措施施工，无条件配合上级部门、行业监管部门监督检查，施工过程、施工结束后配合完成监测报告，最终通过水务部门验收。8 .质量标准和规范8.1 电气安装工范围包含但不限于下列各项：电缆及防火工程；组串式逆变器、箱变安装工程；电池组件安装工程；接地工程；其他电气安装工程；4. 2标准和规范GB311.1绝缘配合第1部分：定义、原则和规则GB/T11022高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求GB11032交流无间隙金属氧化物避雷器GB17467高压/低压预装式变电站GB/T
28、 GB/T GB/T DL/T GB/T174681996429321521850065电力变压器选用导则光伏发电站接入电力系统技术规定光伏发电站无功补偿技术规范220kV750kV变电站设计技术规程交流电气装置的接地设计规范GB 50217GB 50229GB 50797 DL/T 537 GB/T50064 DL/T 5056 DL/T 5222 Q/GWD 617电力工程电缆设计规范火力发电厂与变电站设计防火规范光伏发电站设计规范高压/低压预装箱式变电站选用导则交流电气装置的过电压保护和绝缘配合变电站总布置设计技术规程导体和电器选择设计技术规定光伏电站接入电网技术规定GD003光伏发电工
29、程可行性研究报告编制办法(试行)南方电网公司反事故措施(南方电网生技(2018)24号附件)GB/T14285继电保护及安全自动装置技术规程GB50217电力工程电缆设计标准DL/T DL/T DL/T DL/T DL/T DL/T DL/T DL/T51375136539151495002500352025203电测量及电能计量装置设计技术规程火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程电力系统通信设计技术规定220kV500kV变电所计算机监控系统设计技术规范地区电网调度自动化设计技术规程电力系统调度自动化设计技术规程电能量计量系统设计技术规程电力工程直流系统设计技术规程其它相关的国家、行业标准
30、规范，设计手册、当地政府部门规定等。5. 3验收规范：光伏发电工程验收规范(GB/T50796-2012)及其他国家和行业规范、标准。6. 技术规定项目性能保证指标：本部分所列出性能指标，对太阳能并网发电系统的相关产品的制造、设备的供货、安装、试验的相关工作提出了最低要求。光伏电站由太阳能电池方阵及支架、并网逆变器、变压器、二次保护设备和送出工程等组成，光伏组件采用PERC单晶双面双玻组件。保证25年使用寿命（第25年系统效率不低于87%）o光伏电站建成初期（360小时试运行通过后1年内），光伏电站综合转换效率（PR值）87%o本项目选用的全部电气设备、材料由承包人负责参数修正，修正后需满足工
31、程所在地的使用要求，并经发包人认可。所有设备按标准设置相应的安全标识牌、设备标识牌。投标人应按照投标人须知中要求提供相应比例的备品备件、专用工器具、仪器等，总承包人在进行设备招标时由发包人确定需要的备品备件、工器具、仪器的范围。（备品备件、专用工器具、仪器等按照设备合同总价的0.1%配备，仪器包括常规运维所需全套高低压试验仪器、保护校检设备、便携式红外光谱仪、组件功率测试仪、便携式IV测试仪、便携式EL测试仪、无人机巡检系统一套（含两台无人机和后台系统、自动路径规划、故障定位和报告出具等）6.1 电气设计原则根据本电站设计的装机规模、电池阵列布置、接入系统方式及设备特点等因素综合考虑电气主接线
32、，承包人设计相应的接线方式。主接线应满足供电可靠、运行灵活、接线简单明了、便于操作检修和节约投资的原则。场区箱变采用串联接线方式，每台箱变高压侧应有负荷开关，光伏场内两回集电线路电缆在上终端塔后应设置断开点。对后述所有电气设备外绝缘的工频和雷电冲击试验电压均应根据特殊环境条件高原用高压电器的技术要求（GBT20635-2006）按海拔高程200Om进行修正。6.2 箱变（华变）6.2.1 箱变高、低压室均采用电缆下进线的进线方式。低压绕组配置低压柜，柜内设框架断路器，浪涌保护器，电流互感器等。箱变高压室配置负荷开关熔断器组合电器，35kV避雷器，带电显示器，接地开关，隔离开关等。箱变内配置箱变
33、智能控制单元、温湿度控制器。箱体设置必要的防风沙、防潮、防雨雪设施并安装空调。5.2.2互感器、接地开关、浪涌保护器采用国内一线主流厂家生产的设备。5.2.3箱变绕组必须为铜质材料，选用宝武硅钢片，选用克拉玛依变压器油。5.2.4本地区夏季炎热、冬季寒冷、气候干燥、风沙大，箱变需经过严格设计及试验验证，具备合理的防护结构、防水雾结构以及耐寒耐高温性能，以满足恶劣环境条件下正常安全运行要求。5.2.5箱式变压器有可靠的密封性，所有门、窗、电缆进出孔及通风口等都应采取防尘、防雨雪渗漏、防小动物进入等密封措施。5.2.6箱式变压器箱体内设防凝露装置，避免内部元件发生凝露，设加热元件，保证设备的低温环
34、境下运行。52.7箱式变压器的高、低压开关动作、保护信号、温度保护等信号除应提供给箱变内部测控回路、保护信号应能集中引出，提供给相连接的箱变测控单元。5.2.8具备为通讯数采装置及其他控制回路提供电源的能力；配置一台能至少使用2个小时的UPS电源。5.2.9满足35kV箱式变压器设计规范及使用要求。5.2.10压室与变压器小室隔板材料为优质冷轧钢板。箱体应有足够的机械强度，在运输、安装中不发生变形。应力求外型美观、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。52.11 箱壳采用金属材料，应具有抗暴晒、不易导热、抗风化腐蚀及抗机械冲击等特点。箱体金属框架均应有良好的接地，
35、有接地端子，并标有接地符号。52.12 12箱变应配备纵向认证加密装置(微型)。52.13 能电池组件5. 3.1主要电气性能技术参数主要性能参数在标准测试条件(即大气质量AML5、100OWr112的辐照度、25的电池工作温度)下提出如下要求：(1)峰值功率不小于520WP(正面功率)；(2)单晶硅组件全光照面积的光电转换效率：20.9%(正面效率)(3)组件标称功率偏差：每块单体组件产品实际功率与标称功率的全部为正偏差，偏差范围为05；(4)填充因子：不小于75%。(5)功率衰减要求如下本规范对所提供的晶硅光伏组件主要性能参数在标准测试条件(即大气质量AML5、100Ow/in?的辐照度、
36、25。C的工作温度)下，功率衰降达到如下要求：第一年功率衰降率2.0%第2年内功率衰降率2.45%5年功率衰降率W3.8%10年功率衰降率W6.05%25年功率衰降率W12.8%(6)光伏组件应具备较好的低辐照性能，并提供在200Wm21000Wm2的IT测试曲线或数据。(7)使用寿命不少于25年，第25年系统效率不低于87%,质保期为10年。(8)组件需通过组件双85测试。本项目地处甘肃省酒泉市金塔县中东镇，投标方应结合场址干燥、风沙大、紫外线强等气候特点，投标设备应考虑采用抗PlD性能较强的生产工艺及技术。同时组件应满足本地区长期稳定运行所需的功能要求。(9)组件是否存在隐裂要求如下：太阳
37、电池不允许出现碎片及黑心片或超标黑斑；光伏组件不允许出现局部短路或断路的情况；太阳电池不允许出现可见裂纹；每批到货光伏组件中存在隐裂组件数量不超过0.05%,单个电池片隐裂不超过2条，每条隐裂长度不超过二分之一边长，整个组件中存在隐裂的电池片数量不超过2片，单个电池片的失效面积不大于5%。光伏组件中出现明显暗片的电池数量W3片。6. 3.2外观(1)光伏组件的框架应整洁、平整、无毛刺、无腐蚀斑点。(2)光伏组件无开裂、弯曲、不规整或损伤的外表面。(3)光伏组件的电池表面颜色均匀，无明显色差。(4)光伏组件的整体盖板应整洁、平直、无裂痕，光伏组件背面不得有长度15mm划痕、裂缝、褶皱、碰伤等缺陷
38、。光伏组件背面无明显凸起(由内部引线引起的突起)，硅胶均匀；接线盒粘接牢固，表面干净。(5)光伏组件的每片电池与互连条排列整齐，无脱焊、无断裂。(6)组件内电池无明显移位。(7)光伏组件的封装层中不允许气泡或脱层在某一片电池与组件边缘形成一个通路。(8)光伏组件的接线装置应密封，极性标志应准确和明显，与引出线的联接牢固可靠。(9)光伏组件的输出连接、互联线及主汇流线无可见的腐蚀。(IO)光伏电池组件要求同一光伏发电单元内光伏电池组件的电池片需为同一批次原料，表面颜色均匀一致无斑点、无色差、无机械损伤、无碎片、无裂片、无交叉隐裂，焊点无氧化斑、栅线完整均匀、无虚印，玻璃无压痕、皱纹、彩虹、裂纹、
39、不可擦除污物、开口气泡均不允许存在，电池组件的I-V曲线基本相同。(11)按照IEC61215中10.3条进行绝缘试验。要求在此过程中无绝缘击穿或表面破裂现象。测试绝缘电阻乘以组件面积应不小于40MQm2o(12)光伏组件需具备受风、雪或覆冰等静载荷的能力，组件前表面承受风压2400Pao(13)工作温度范围：-40。(2+853。C(14)光伏组件防护等级不低于IP65。(15)光伏组件应设有能方便地与安装支架之间可靠连接的连接螺栓孔。(16)光伏组件外形尺寸和安装孔的公差2mm(17)本项目同一光伏发电子系统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斑点、无机械损伤，焊点无氧化
40、斑、栅线完整均匀、无虚印，玻璃无压痕、皱纹、彩虹、裂纹、不可擦除污物、开口气泡均不允许存在，光伏组件的I-V曲线基本相同，且组件上均有电流分档标识，并在包装箱上进行相应编号。(18)单晶硅光伏组件应分别按照IEC61215/IEC61730的标准要求，通过国家批准的认证机构和国际权威认证机构的认证。并提供经过TUV、CGC等认证的组件的物料清单(包括各主要部件生产厂商、型号、规格、数量等参数)。7. 3.3光伏组件各主要部件技术要求用于制造单晶硅光伏组件的所有材料应根据使用条件，通过验证材料的强度、刚度、弹性变形、耐用性和其他化学、物理性能，选用最适用的、新的、优质的、无损伤和缺陷的材料。主要
41、部件需要符合如下要求。(1)单晶硅电池片本项目选用晶硅电池片符合投标人内控标准的A级品。应当采用得到实践证明的、使用运行良好的材料，以保证光伏组件运行的高可靠性。提供数据需满足或优于以下参数：电池片功率：7.26Wo采用单晶硅大尺寸单体电池片。电池片转化率：22%o硅基电阻率：0.4-1.1cm；硅基少子寿命(裸测最小值)250ns；氧浓度8E+17atoms/cm3；碳浓度W5E+16atomscm3。印刷偏移0.5mm。不允许边缘漏浆，正面漏浆面积V-0.5mm2,个数一2个。外观要求：无可视裂纹、崩边、崩角、缺口、虚印、色斑、水印、手印、油污、划痕；色差面积W电池片面积1/3；结点面积W
42、LOmmX0.3三,结点个数W6个，结点面积0.3mmX0.3mm不做结点处理；背铝平整，不能存在铝珠、褶皱。硅片V2Zm;翘曲度VKmn1。栅线不允许黄变；主栅线脱落不允许。具体参数由业主或设计方根据具体工程实际确定。（2）光伏玻璃光伏光伏组件用低铁钢化镀膜玻璃，铁含量应不高于0.012%。玻璃公称厚度22mm。透光率293%。光伏组件用玻璃弓形弯曲度不应超过0.2%；波形弯曲度任意30Omm范围不应超过0.5mm；两对角线差值/平均值0.1%。耐热冲击性能：试样应耐200。C温差不破坏。（3）双面组件使用POE封装技术或者正面EVA+背面POE方案；聚乙烯-辛烯共聚物（以下简称POE）：选
43、用一线供应，（福斯特、斯威克、隆基、海优威、百佳等），以保证晶硅双玻双面光伏组件运行的高可靠性。投标人应当负责对购进的POE材料取样试验（如果出现异常情况，次数应当增加），并将对结果进行分析，分析结果或试验报告应当提交业主。正、背面POE数据需满足或好于以下参数。序号项目技术要求1外观表面平整，压花清晰，无褶皱，无污物，无油渍，无杂色，无可见杂质、无气泡、压花清晰2颜色无色透明3尺寸用精度0.0Imm测厚度仪测定，在幅度方向至少取五点平均值，厚度0.45-0.8且克重不低于2410gm2,允许公差为0.05mm；用精度Imm的直尺测定，宽度符合协定宽度，允许公差为0/+6mm4密度高透P0E2
44、430gm25交联度74%W交联度95%6剥离强度（与玻璃）60N/cm7拉伸强度25MPa8断裂伸长率400%9收缩率纵向(MD)4.0%,横向(TD)2.0%10吸水率8HW4弯曲度0.1%5扭曲度每米L3mm6与角码的匹配性缝隙VO.5mm(组装后)(7)焊带(汇流条/互连条)选用符合GB/T31985标准镀锡铜带。提供数据需满足或优于以下参数。焊带性能要求序号项目技术要求检验方法1外观焊带表面光洁，色泽、粗细均匀，无漏铜、脱锡、黑斑、锈蚀、裂纹等缺陷目视检查3电阻率0.020.003cm电阻率仪4可焊性250400。C的温度正常焊接后主栅线留有均匀的焊锡层万能试验机测量5抗拉强度212
45、0MPa7基材TUl无氧铜核对出厂检验报告(8)接线盒选用的接线盒产品应外壳具有强烈的抗老化性材料、较好耐紫外线能力，符合于室外恶劣环境条件下的使用；所有的连接方式采用插入式连接投标人应当负责对购进的接线盒试验报告应当提交招标人。提供数据需满足或好于以下参数。项目指标外观接线盒具有不可擦除的标识：产品型号、制造材料、电压等级、输出端极性、警示标识；连接器不得有锈蚀或镀层脱落等；接线盒外观清洁平整、色彩均匀、无划伤、无明显注塑缺陷、无毛刺锐边。电缆与连接器连接牢固、无破损现象、正负极连接正确。项目指标几何尺寸接线盒外观、外形尺寸、连接器相关尺寸、壁厚尺寸、和电缆长度等符合图纸要求。符合协定尺寸1mm。机械完整性可打开式接线盒，其盒盖连续开合三次，应无损坏，再次打开时仍需借助工具；目视入线口处压接无间隙，以不致损坏结构的力手持转动外引线，导线压紧部分无松动；卡簧的设计可夹紧汇流条，连续插拔三次后，仍能卡紧汇流条，其夹紧力220N；连接器应具有良好的自
