附件工程验收、系统性能检测及违约赔偿

1、附件 3：工程验收规范、系统性能检测及违约赔偿一、工程验收规范1 总则（1） 为确保并网光伏发电工程的施工质量，根据主合同附件 2适用规范和标准，特制定本电站验收规范。（2）适用于中兴能源旁遮普省光伏电站的竣工验收。（3） 并网光伏发电工程的竣工验收，除按 EPA、本电站验收规范执行外，符合主合同规定的工程预期目的，并满足中国和法律、行业技术规范、EPA 合同及 IA 合同中的要求。（4） 性能试验及所用仪器设备需符合设计要求，试验结果需满足设计要求。验收检查依据详见附件二完工验收检查应具备的条件1. 工程施工承包合同及设计要求全部施工完毕。2. 土建工程全部质量验收已经结束，并办理了质量验收

2、。个别遗留问题不影响电站的发电。3.电气安装、调试工程已经结束，按照验收规范的规定已能满足电站运行的要求。4.技术文件资料、施工、质量检验评定完整、齐全并完备。5.工程环境保护、水土保持和消防系统等全部通过相关部门的验收。4 完工验收检查范围初步设计文件及设计图纸界定的全部工程范围。5 完工验收检查的内容5.1 土建和支架施工质量检查内容5.1.1 资料资料是否齐全、正确、完整、真实。按移交规定达到标准要求，电站土建工程竣工资料主要应包括但不限于以下内容：a) 已的施工技术；b) 电站土建工程施工质量检验及；c) 原材料的化验单、试验、质保书和合格证；d)代用材料及；e)工程试验及试验；f)分

3、项、分部工程消缺单及晒图；g)工程遗留问题；h)隐蔽工程检查验收及、中间验收检查及；i)大型及特殊工程的施工方案；j)工程联系单、变更单；k)设计文件及设计修改通知单；l)支架设计图及强度校核；m)支架安装质量检验；n)所区道路密实度检验和室内地基密实度检验；o)图纸；5.1.2 土建施工质量检查5.1.2.1 基础质量检查检查建筑物基础及支架基础的原材料（检验批）质量出厂合格证，桩基础拉拔力试验、试块试验、地基验槽等。5.1.2.2 主要及辅助生产建筑工程质量检查应检查内、外墙装饰、楼地面、门窗及玻璃、给排水及卫生工程、电气照明、通风及空调系统、屋面工程、水泵房、站内广场及道路、站内电缆沟道

4、工程、围墙及大门、独立避工程等。5.1.2.3 支架施工质量检查原材料（检验批）质量出厂合格证，是否按照设计图纸制作和安装及安装质量，方阵支架钢结构件及紧固件表面防锈涂镀处理层厚度及质量度等。5.2 电气安装施工质量检查内容5.2.1 技术资料资料应按顺序、齐全、正确、工整、清洁、数据真实可靠、装订成册并列出目录、手续齐全。电站电气安装工程技术资料主要应包括但不限于以下内容：a)施工组织设计、作业指导书及安装工艺要求。b)承装承修承试资质；c)调试设备检验；d)调试资质；e)设计交底文件及设计变更通知单；f)生产厂提供的安装使用说明书、试验、合格证件及安装图纸等技术文件；g)材料、器材出厂合格

5、证及试验；h)设备开箱检查与缺陷及其处理；i)安装技术；j)调整试验；k)根据合同提供的备品、备件l)继电保护整定单及调试；m)运动、综合自动化装置调试；n)通讯装置安装调试；o)系统安装调试；p)隐蔽工程验收；q)图纸及有关资料；r)未按设计施工的项目及附图；”s)质量检验及汇总表；t)技术措施及技术革新；u)工程遗留问题及性缺陷；5.2.2 发电系统直流部分检查直流系统的检查，包括但不限于如下项目：a) 直流系统的设计、说明与安装是否满足规范要求；b) 在额定情况下所有直流元器件能够持续运行，并且在最大直流系统电压和最大直流故障电流下能够稳定工作（开路电压的修正值是根据当地的温度变化范围和

6、组件本身性能确定）；c) 在直流侧保护措施满足规范要求；d) 光伏组串电缆，光伏方阵电缆和光伏直流主电缆的选择与安装应尽可能降低接地和短路时产生的；e) 配线系统的选择和安装要求能够抵抗外在的影响，比如风速、覆冰、温度和辐射；f) 对于没有装设过电流保护装置的系统：组件的反向额定电流值(Ir)应大于可能产生的反向电流，同样组串电缆载流量应与并联组件的最大故障电流总和相匹配；g) 若装设过电流保护装置的系统：应检查组串过电流保护装置的匹配性，并且根据相关规范检查制造说明书的正确性和详细性；h) 直流开关的参数是否与直流侧的逆变器相匹配；i）阻塞二极管的反向额定电压至少是光伏组串开路电压的两倍；j

7、) 如果直流导线中有接地，应确认在直流侧和交流侧设置的分离装置，避免电气设备腐蚀。5.2.3光伏组件检查光伏组件的检查应包括但不限于如下项目：a）光伏组件必须选用按IEC 61215,IEC 61646或IEC61730的要求通过产品质量认证的产品；b）材料和元件应选用符合相应的图纸和工艺要求的产品，并经过常规检测、质量控制与产品验收程序；c）组件产品应是完整的，每个电池组件上的标志应符合IEC 61215或IEC 61646中第4章的要求，标注额定输出功率（或电流）、额定工作电压、开路电压、短路电流；有合格标志；附带制造商的贮运、安装和电路连接指示；d) 组件互连应符合方阵电气结构设计；5.

8、2.4 汇流箱汇流箱检查应包括但不限于如下项目：a）产品质量应安全可靠，通过相关产品质量认证；b) 室外使用的汇流箱应采用密封结构，设计应能满足室外使用要求；c）采用金属箱体的汇流箱应可靠接地；d）采用绝缘高分子材料加工的，所选用材料应有良好的耐候性，并附有所用材料的说明书、材质证明书等相关技术资料；e）汇流箱接线端子设计应能保证电缆线可靠连接，应有防松动零件，对既导电又作紧固用的紧固件，应采用铜质零件；f）各光伏支路进线端及子方阵出线端，以及接线端子与汇流箱接地端绝缘电阻应不小于1M（DC500V）。5.2.5 交流系统检查5.2.5.1 光伏系统交流部分的检查光伏发电系统交流部分的检查，包

9、括但不限于下列项目：a)在逆变器的交流侧应有绝缘保护；b)所有的绝缘和开关装置功能正常；c)逆变器保护。5.2.5.2 并网逆变器检查逆变器是电站的主要设备，逆变器质量的好坏直接影响电站的运行，应选用通过认证的产品，应该包括但不限于如下内容：a)逆变器的散热或逆变器室的通况正常；b)逆变器应有主要运行参数的测量显示和运行状态的指示。参数测量精度应不低于1.5级。c)逆变器测量显示参数至少包括直流输入电压、输入电流、交流输出电压、输出电流、功率因数、总有功；状态指示显示逆变设备状态（运行、故障、停机等）。d)逆变器应具有显示直流电流、直流电压、直流功率、交流电压、交流电流、交流频率、功率因数、交

10、流发电量、系统发电功率、系统发电量、气温、日射量等内容的功能。e)逆变器应具有显示运行状态、异常状态、解列状态、并网运行、应急运行、告警内容代码等内容的功能。5.2.5.3 交流配电柜检查交流配电柜是指在光伏系统中实现交流/交流接口、部分主控和监视功能的设备。交流配电设备容量的选取应与输入的电源设备和输出的供电负荷容量匹配。交流配电设备主要特征参数包括但不限于：标称电压、标称电流。并应具有输出过载、短路保护、过电压保护（含雷击保护）、漏电保护功能；应对交流侧多功能电量表、CT校验进行检查。5.2.5.4 公用系统检查5.2.5.4.1 主变压器检查变压器本体及冷却装置和附件（包括储油柜、保护装

11、置、调压装置、套管、测量装置等）安装质量；检查引出线的绝缘距离、相色标示；检查安装后的交接试验。5.2.5.4.2 高压配电装置检查断路器、开关、避雷器、电抗器、电容器、电流互感器、电压互感器、母线等设备安装符合设计及技术工艺要求（绝缘距离、相色标示、设备双重挂牌等）；检查电气“五防”装置齐全、可靠；检查安装后的交接试验。5.2.5.4.3 二次回路、直流系统检查蓄电池、配电盘、动力箱、“五防”闭锁装置、远动、通讯、自动化、微机保护等盘柜、主控室、控制屏、台（合集控、网控）及保护屏等安装符合设计及规范要求；声光信号检查，保护装置校验和开关传动试验，盘柜表计校验检查。5.2.5.4.4 避检查避

12、的安装位置、规格高度、焊接或紧固情况符合设计及规范要求。5.2.5.4.5 通信系统检查配电屏安装、结合设备和载波机安装、光缆、高频电缆、通信电缆敷设、智能调度机、交换机、音频配线柜安装等电气量和开关刀闸的上传系统。5.2.5.4.6 其他要求主变压器等公用设备除常规交接试验外，还应包含特殊试验，如主变交直流耐压试验、主放试验、主变油检、瓦斯继电器校验、计量级 CT 校验、计量级 PT 校验、考核计量表校验等。5.2.5.5 通用设备检查5.2.5.5.1 电缆检查检查电缆型号、规格、电压等级、敷设路径、弯曲半径、户内外电缆支架安装、电缆防火阻燃（盘柜、电缆沟、电缆管封堵）等；检查电力电缆的交

13、接试验。连接电缆检查应包括但不限于如下项目：a）连接电缆应采用耐候、耐紫外辐射、阻燃等抗老化的电缆；b）连接电缆的线径应满足方阵各自回路通过最大电流的要求，以减少线路的损耗；c）电缆与接线采用连接端头，并且有抗氧化措施，连接紧固无松动。5.2.5.5.2 触电保护和接地检查触电保护和接地检查，检查接地板材质、打入深度、接地体搭接长度及焊接、防腐蚀处理、接地装置标志；检查接地电阻测量、接地引下线导通试验。至少应该包括但不限于如下内容：a)B类漏电保护：漏电保护器应确认能正常动作后才允许投入使用；b)为了尽量减少雷电感应电压的侵袭，应可能地减少接线环路面积；c)光伏方阵框架应对等电位连接导体进行接

14、地。等电位体的安装应把电气装置外露的金属及可导电部分与接地体连接起来。所有附件及支架都应采用导电率至少相当于截面为35mm2铜导线导电率的接地材料和接地体相连，接地应有防腐及降阻处理；d）光伏并网系统中的所有汇流箱、交直流配电柜、并网功率调节器柜、电流桥架应保证可靠接地，接地应有防腐及降阻处理。5.2.6 电气设备试验结果检查电气设备交接试验（含特殊试验）包括但不限于以下项目：高压电气设备现场试验项目六氟化硫断路器及封闭式组合电器：测量绝缘电阻；测量导电回路电阻；测量断路器分合闸线圈的绝缘电阻及直流电阻；测量断路器分合闸时间、同期性；断路器均压电容的试验；操构试验；交流耐压试验；测量 SF6

15、气体含水量；密封性试验；密度继电器、压力表的校验；真空断路器：测量绝缘电阻；测量导电回路电阻；测量分合闸时间、同期性，测量合闸时触头弹跳时间；操构试验；交流耐压试验。开关、负荷开关及高压熔断器：测量绝缘电阻；测量导电回路电阻、熔丝的直流电阻；交流耐压试验；操构试验。避雷器或过电压保护器：测量金属氧化物避雷器及基座绝缘电阻；测量金属氧化物避雷器直流参考电压和 0.75 倍直流参考电压下的泄漏电流；检查放电计数器及监视电流表的指示；工频放电电压试验。电容器：测量绝缘电阻；测量耦合电容器、断路器电容器的介损及电容值；并联电容器交流耐压试验。互感器：测量绕组的绝缘电阻、直流电阻；测量 35kV 及以上

16、电压等级一次绕组介损（油浸式）；变比、极性测量；励磁特性测量；误差测量（计量用）；交流耐压试验；变压器、电抗器现场试验项目测量绕组连同套管的直流电阻；测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数；测量铁心（有外引线的）对地的绝缘电阻；测量变压器所有分接头的电压比及接线组别；变压器有载调压切换装置的检查和试验；测量绕组连同套管的介质损耗；测量绕组连同套管的直流泄漏电流；绕组连同套管的交流耐压试验；变压器绕组变形试验；绝缘油试验（油色谱分析、击穿电压度、水分、介质损耗、酸值、PH 值、闪点等）；母线装置（绝缘子）现场试验项目绝缘电阻测量；交流耐压试验。电力电缆现场试验项目绝缘电阻测量；电缆两端相位

17、检查；交流耐压试验（橡塑电缆）。接地试验项目接地导通测试；接地阻抗值测量。盘、柜及二次回路接线现场试验项目测量绝缘电阻；交流耐压试验。以上各项试验项目和试验结果应符合附件 2 相关规范要求。蓄电池组现场试验项目蓄电池组的绝缘电阻和端电压、单体电压测量；蓄电池放电容量试验；继电保护与自动装置现场测试项目保护装置校验、整定；保护带开关传动试验。5.2.7 分系统检查5.2.7.1 测试种类电气设备交接试验（特殊试验）合格后，应进行的测试包括但不限于下列测试：保护装置和等势体的连接匹配性测试；直流电缆的极性测试；组串开路电压测试；组串短路电流测试；开关设备和控制设备功能测试；逆变器功能测试；、远动、

18、通信系统调试检查（包括站内通信、站内测控传动、直流 UPS 系统调试、远动通讯、远动自动化调试、与中心传送四遥量及安防画面调试等）以及调度部门要求的其他一些测试项目。5.2.7.2 测试要求电气设备的测试附件 2 相关规范要求；测量仪器和监测设备及测试方法应参照国家有关标准要求。如果使用另外的设备代替，设备必须达到同一性能和安全等级。在测试过程中如发生不合格，需要对之前所有项目逐项重新测试。5.2.7.3检查保护装置和等电位体测试：保护装置或联接体是否可靠连接。极性测试：测试电缆连接是否正确。组串开路电压测试：组串安装是否正确。组串短路电流测试：相同组串系统在稳定的光照条件下的电流值差值在 5

19、%以内。开关设备和控制设备功能测试：系统是否能够正常运行。逆变器功能测试：逆变器是否能够正常工作。电网故障测试：交流主电路开关断开光伏系统应立即停止运行。在此之后，交流开关应该重合闸使光伏系统恢复正常的工作状态。光伏方阵绝缘阻值测试：（包括中心）、远动、通信系统传动试验。6 消防系统检查验收应审核检查以下资料：消防设施检测；本工程消防审核意见书；消防工程安装施工资质；消防设施、产品合格证；消防器材配备标准；现场应对火灾自动系统进行施工质量复查，火灾器应进行功能检验、离子感烟探测器应进行模拟火灾响应试验和故障抽验（抽验数不少于 10 只，检查水喷雾灭火系统或悬挂式气体自动灭火装置，检查电缆沟防火

20、隔墙、处封堵、消防给水、消防供电及照明等。7 输电线路工程质量检查按附件 2 相关规范执行。8与标识光伏系统与标识的检查，包括但不限于项目：a) 所有的电路、开关和终端设备都必须粘贴相应的；b) 所有的直流接线盒（光伏发电和光伏方阵接线盒）必须粘贴警告，上应说明光伏方阵接线盒内含有源，并且当光伏逆变器和公共电网脱离后仍有可能带电；c)交流主开关要有明显的标识；d)双路电源供电的系统，应在两电源点的交汇处粘贴警告；e)应在设备柜门内侧粘贴系统单线图；f)应在逆变器室合适的位置粘贴逆变器保护的设定细节的；g)应在合适位置粘贴紧急关机程序；h)所有的标志和都必须以适当的形式持久粘贴在设备上。i)电缆

21、沟等设施必须用性标示表明方位。9 应移交的资料9.1 工程图纸1、工程设计图纸；2、 图纸会审纪要；3、设计变更；4、工程竣工图纸，包括以下内容：光伏方阵一般说明a)组件类型；b)组件总数；c)组串数量；d)每个组串的组件数量；6、光伏组串信息：a)组串电缆规格的尺寸和类型；b)组串过电流保护装置的规格（如果有）、类型和电压/电流等级；c)阻断二极管类型（如果有）；光伏方阵电气说明：a)方阵主电缆规格，尺寸和类型；b)方阵接线箱的位置（如适用）；c)直流开关类型、位置和等级（电压/电流）；d)方阵过电流保护装置（如适用） 的类型、位置和等级（电压/电流）；接地和过电压保护；a) 接地连接的详细

22、信息的尺寸和连接点,包括详细方阵框架等电位连接线的安装；b) 所有连接到现有的信息系统的防雷保护（LPS）；c）所有安装浪涌保护（包括交直流线路）设备的详细资料，包括位置、类型和等级。交流系统；a)交流开关位置、类型和等级；b)交流过电流保护装置的位置、类型和等级；c)漏电保护器的位置、类型和等级（如装有）。机械设计支架系统的数据表和设计图纸。9.2 工程施工资料1、工程施工（包括开箱检测、安装、试验、调试、测试和验收等）；2、原材料（检验批）出厂合格证及试验；3、施工组织设计及施工方案（作业指导书）；4、隐蔽工程验收及书；5、不符合项的处理及；质量、安全事故、处理及；6、施工质量缺陷；7、工

23、程施工总结；8、未完成工程及改进项9、工程竣工、交接10、调试资料11、调试方案12、单体设备调试、分系统调试；13、保护、自动装置、试验和调试；14、监测仪表调校，高压设备试验，开关传动试验，保护定值单；15、设备及命名；16、启动试运方案；17、设备资料；18、主设备技术规格书a)系统所使用所有类型的组件的规格书根据 IEC61730-1 的要求；b)系统所使用的所有类型的逆变器的规格书；c)系统其他重要组成部分（高低压配电装置、变压器、GIS 等）的规格书。9.3 设备技术资料1、设备说明书（包括设备的介绍、原理、结构、名称等）2、设备操作手册（包括设备操作程序、故障处理、紧急处理程序、

24、定期维修操作程序、易损件和保修文件等）10 竣工验收竣工验收应按照 EPA 要求的操作规则进行，且结果应满足 EPA 及本合同约定的要求。二、系统性能检测及违约赔偿1 概述光伏电池组件、逆变器、升压变压器等主要设备在出厂前应按及行业标准进行性能试验，确保设备在出厂前的外观及性能满足出厂检验标准。关于并网之后的系统性能和可靠性测试，以及电站长期系统效率验收试验。承包商应提供各个性能试验的完整的试验，并签字盖章。本章规定了电站全系统性能试验试验的要求。承包商提供的整套光伏发电系统应能满足雇主性能及质量要求，当由第所做的性能试验证明承包商不能达到以下技术指标时，雇主将按合同条款对承包商进行处置。如果

25、整个工艺过程不能满足运行保证中的要求，则承包商应负责修理、替换或者处理所有的物料、设备或其它，以便满足运行保证要求。这部分费用由承包商负责（包括修理、替换或者处理、拆卸和安装所需要的费用）。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，费用由承包商负责。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，费用由承包商负责。在合同规定的质保期内，如果承包商所提供的光伏发电系统的设备和出现故障，承包商应负责修理和替换，直至达到双方事先约定的标准为止，费用由承包商负

26、责。2 主要性能保证在设计工况下，承包商应确保下列技术指标，当由第所做的性能试验证明承包商不能达到以下技术指标，雇主将对承包商进行处罚。2.1全站光伏组件总容量 100 MWp2.2晶体硅光伏组件光电转化效率15.5（以组件边框面积计算转换效率）；组件在正常条件下的使用不低于 25 年，首年组件的输出功率不低于产品数据表中该规格产品最低输出功率 97.5%，此后每年衰率不大于 0.7%；逆变器的最高转换效率不低于 98.7%；欧洲效率不低于 98.5%；整个电站的首年系统效率（PR，或称“性能比”）77。3 商运后第检测（具体要求根据及保险公司要求最终确定）性能验收试验的目的为了检验电站系统及

27、合同设备的所有性能是否符合招标文件要求。性能验收试验标准依据见附件 2，同时满足任何与项目正常并网运行的相关及规范。项目试验可以由甲乙双方共同实施，也可以由雇主委托的有资质的第进行的性能考核。性能试验的具体试验时间由雇主确定，性能验收试验由雇主主持，承包商参加。试验大纲由第提供，检查范围应涵盖附件 2的标准、初设文件及设计图纸界定的全部工程范围，经雇主与承包商后确定。性能验收试验的主要内容（包括但不限于如下内容）：3.1 电站装机容量3.2 标准性能比（STC 条件下 Performance Ratio,也称为“标准系统效率”）。测试具体检测内容及测试方法按照中国质量认证中心（CQC）的并网光

28、伏电站性能监测与PRSTC85.6%。估技术规范 CNCA/CTS0016-2015）（申请备案稿）执行。判定标准：3.3 光伏组件 STC 功率、光电转换效率、功率衰减性能（并网之后一个月内衰减1.5%）3.4 逆变器效率3.5 事故应急措施及设施配置3.6最大功率变化率3.7电压波动与闪变3.8并网时的谐波3.9 电能质量检测3.10 保护装置和等电位体检验3.11 方阵绝缘电阻检验3.11 开关设备和控制设备测试；3.11 有功/无功控制能力测试SVG 性能测试有功/无功控制能力测试3.14 其它保证电站正常并网、健康运行的相关测试4 电站系统效率（PR）测试4.1.1 系统效率的定义：系统效率的测试以一年为一个测试周期，即，本附件所谓的系统效率 PR 为光伏电站一年期的总效率，其定义为：EAC = PNOM x tp(1)其中：EAC：为光伏电站一年的发电量，由电站并网点安装的计量表获得；PNOM：为光伏电站的组件的实际装机容量（组件铭牌功率总和）；tp：为一年的峰值日照小时数（小时），计算公式为：全年实测总辐照量 (KWh/m2)p =(2)1000 (W/m2)公式（2）