光伏电站运维手册

目录一、说明 34二、规划选址 34三、设计要求 34四、设备选型 37五、系统接入 38六、系统安装方式 39七、系统施工 40八、产品检测 45一、说明随着扶贫户用及小型光伏电站建设业务的发展，为了让扶贫户用及小型光伏电站项目在运作中能够做到合理规范、安全适用、经济合理、长期可靠、确保质量，特编写本指南，以供参考。二、规划选址2.1光伏系统规划设计应进行太阳能辐射、建筑物、电网等方面的资源评估，优先选择光照资源丰富，电网接入方便的地区。2.2应根据建设地点的地理、地质、气候特征及太阳能资源条件，以及建筑的布局、朝向、日照时间、间距、群体组合和空间环境等进行组件阵列的规划设计。2.3安装在建筑物上的光伏系统不应降低建筑本身或相邻建筑的建筑日照标准。2.4光伏组件在建筑群体中的位置应合理规划，避免建筑周围的环境景观、绿化种植及建筑自身的投影遮挡光伏组件。2.5在部分荒地、废弃土地上选址要考虑当前的土地利用性质、未来规划、土地所有权等信息是否能满足光伏电站的实际建设需要。三、设计要求3.1结构设计应与工艺和建筑专业配合，合理确定光伏系统各组成部分。3.2在新建建筑上安装光伏系统，应考虑其传递的荷载效应。3.3在既有建筑上增设光伏系统，应先行收集既有建筑可靠准确的相关资料（结构设计参数、结构材料、耐久性、安装部位的构造及强度），根据增设的光伏系统，对既有建筑按承载能力极限状态和正常使用极限状态进行复核验算，确保建筑物有可靠的安全性、适用性、耐久性。既有建筑物经复核不满足承载力及变形要求时，应对既有建筑物采取可靠的加固措施后，方可进行光伏组件系统安装。3.4光伏组件支架材料、结构设计方案及构造措施，应保证支架在运输、安装、使用过程中满足强度、刚度、稳定性的要求，并符合抗震、抗风、防腐等要求。支架、支撑金属件及其连接节点，应按承载能力极限状态和正常使用极限状态进行复核验算。3.5应考虑风压变化对光伏组件及其支架的影响，光伏组件或方阵宜安装在风压较小的位置。3.6逆变器等较重的设备和部件宜安装在承载能力大的结构构件上，并应进行构件的强度与变形验算。3.7光伏方阵的支架宜由埋设在钢筋混凝土基座中的钢制镀锌连接件或不锈钢地脚螺栓固定；钢筋混凝土基座的主筋应锚固在主体结构内；当不能与主体结构锚固时，应设置支架基座。应采取提高支架基座与主体结构间附着力的措施，满足风荷载、雪荷载与地震荷载作用的要求。3.8对于瓦屋面，光伏方阵的支架宜由预埋在瓦片下面的镀锌连接件固定，连接件不应破坏瓦面并应与屋面主体结构可靠连接。方阵与瓦面之间应保持不小于30cm的距离。3.9屋面光伏组件设置应满足下列要求：(1)屋顶向阳可利用面积不宜小于20㎡；(2)光伏组件应结合屋面的设备和设施合理统一布置；(3)光伏组件及布置应满足屋面的建筑防火要求；(4)晶体硅光伏组件的构造及安装应符合通风降温要求，应保证光伏电池温度不高于85℃。3.10屋面光伏系统的防水设计应满足下列要求：(1)光伏组件的安装基座和安装方式不应影响所在建筑部位的雨水排放；(2)在屋面防水层上安装光伏组件时，尽量不对原有防水造成破坏，如果根据项目实际情况，确需破坏原防水层后进行支架安装时，应对防水层已损坏地方按规范要求补做防水措施；(3)光伏组件的引线穿过屋面、阳台、墙体处应预埋防水套管，并作防水密封处理；穿墙管线不应设在结构柱处。3.11阳台或平台上安装光伏组件应满足以下要求：(1)安装在阳台或平台栏板上的光伏组件宜有适当的倾角；(2)安装在阳台或平台栏板上的光伏组件支架应与栏板主体结构上的预埋件牢固连接；(3)与阳台或平台栏板连接的建材型光伏构件，应满足刚度、强度、防护功能和电气安全要求；(4)应采取保护人身安装的防护措施。3.12光伏系统输配电和控制用线缆应与其他管线统筹安排，安全、隐蔽、集中布置，满足安装维护的要求。3.13光伏组件或方阵连接电缆应符合《光伏（PV）组件安全鉴定结构要求》的相关规定。3.14光伏系统的电能质量应符合《光伏系统并网技术要求》，电压偏差、频率、谐波和波形畸变、功率因数、电压不平衡度和直流分量等电能质量指标的要求。3.15并网光伏系统应具有相应的并网保护功能，并安装必要的计量装置。3.16在人员有可能接触或接近光伏系统的位置，应设置防触电警示标志。3.17光伏系统应与建筑电气系统相匹配，光伏系统主接线应满足系统损耗小、故障易诊断、易隔离和检修等要求。3.18光伏系统设计时应计算系统装机容量和发电量，光伏系统装机容量由建筑物可安装光伏方阵的位置、面积、倾角、光伏组件规格确定。3.19并网光伏系统容量还应根据配电网线路、变压器容量及电网相关要求确定。3.20光伏方阵的选择应符合以下规定：(1)应根据建筑设计及用电负荷容量确定光伏组件的类型、规格、数量、安装位置、安装方式和光伏方阵的面积；(2)应根据逆变器的额定直流电压、最大功率跟踪控制范围、光伏组件的最大输出工作电压及其温度系数，确定光伏组件的串联数（或称为光伏组串）；(3)应根据逆变器容量及光伏组串的容量确定光伏子方阵内光伏组串的并联数；(4)同一组串内，组件电性能参数宜一致，其最大工作电流Im的离散性应小于±3%；(5)光伏方阵应采用高效利用太阳能的方位角和倾角方式安装；(6)组成光伏方阵的光伏组件应采用降低风压的措施布置；(7)对固定倾角安装方式造成的光伏组件遮挡部分应做遮挡间距计算。3.21直流线路的选择应符合以下要求：(1)耐压等级应高于光伏方阵最大输出电压的1.25倍；(2)额定载流量应高于短路保护电器整定值，短路保护电器的整定值应高于光伏方阵标称短路电流的1.25倍；(3)在系统额定功率状态下，线路电压损失应控制在3%以内。3.22光伏方阵安装在屋顶时，设计方案中应明确描述用户原建筑屋顶现状，阐明原建筑山墙、天窗、烟囱和排气管等凸出物的阴影不会遮挡光伏组件，以免造成光斑效应和降低发电效率。四、设备选型4.1光伏系统中的设备和部件应按照系统设计整体要求来配置，其性能应符合国家和行业相关标准，并应获得相关认证。4.2光伏系统中的设备宜有专用标识，其形状、颜色、尺寸和安装高度应符合现行国家标准《安全标志及使用导则》相关规定；4.3光伏组件应符合以下要求（并符合国家工信部最新发布《光伏制造行业规范条件》（2015年版））：(1)多晶硅电池组件和单晶硅电池组件的光电转换效率分别不低于15.5%和16%；硅基、铜铟镓硒、碲化镉及其他薄膜电池组件的光电转换效率分别不低于8%、11%、11%和10%；(2)多晶硅、单晶硅和薄膜电池组件自项目投产运行之日起，一年内衰减率分别不高于2.5%、3%和5%，之后每年衰减率不高于0.7%，项目全生命周期内衰减率不高于20%；(3)有良好的一致性，并应满足组件串的技术要求；(4)结构强度和耐候性应满足设计技术要求；(5)应有带电警告标识。4.4光伏配电箱（柜）应符合以下要求：（多个交流回路以上系统）(1)光伏配电箱内接线端子需标识清晰；(2)光伏阵列在直流侧应有明显的断开点；(3)光伏配电箱内应设置防雷保护装置；(4)配电箱内应设置汇流铜母排；(5)光伏配电箱宜设置在室内干燥场所，其位置应便于维护和检修，放置在室外的配电箱应具有防水、防腐措施，其防护等级不应低于IP65。4.5并网光伏系统逆变器的总额定容量应根据光伏系统装机容量确定。并网逆变器的配置还应满足以下要求：(1)逆变器转换效率不低于98%，并有不小于5%的过载能力；(2)逆变器具有宽电压工作能力，至少满足160～500Vac，更宽电压工作能力优先考虑选用；(3)逆变器应具备防孤岛保护、直流反接保护、交流短路保护、过压保护等功能；(4)逆变器防护等级不低于IP65；(5)逆变器应具备无功功率可调，功率因数可调范围：0.8超前至0.8滞后；(6)逆变器应具有无线通信的功能；(7)逆变器应通过TUV等第三方权威机构认证。4.6光伏监控系统宜符合以下要求：(1)光伏监控系统应显示系统电压、电流、日发电量、累计发电量等参数；(2)光伏监控系统应具备无线通信的能力，可随时随地接入互联网；(3)对于成片安装光伏电站的区域，应设置区域监控后台，区域内的电站通过监控系统实时上传相关电站信息。区域监控后台还应具备收集区域内电站主要信息，并上传集控中心；(4)位于重要建筑物上的光伏电站，其监控系统宜具有漏电报警功能，并纳入到建筑火灾漏电报警系统中管理。4.7支架材料：光伏支架应选用高度高、重量轻的材料，并符合防火、防风等要求，防腐措施应保证二十年免维护期。五、系统接入具体技术方案按照电网接入批复意见执行。六、支架系统安装6.1屋顶安装6.1.1嵌入屋顶式支架民用PV光伏电站系统，固定组件最常用的方法就是嵌入屋顶式支架系统，即该支架系统把组件并联放置，非常靠近屋顶表面。这种支架系统得到的效果相当赏心悦目，并且使风力载荷，即风对方针背面和建筑物的上举作用最小。一般的嵌入式屋顶支架系统都由以下部分组成：1）把整个系统固定到屋顶的基角。2）支持组件的轨道。3）把组件固定到轨道上的夹钳。该PV安装系统方法不建议使用，仅作为最终备选方案，主要因为居民屋顶向上倾斜方阵需要加强工程手段以保证方阵稳固。这种附加工程需要花费预付成本，尤其是在使用的材料（增加支架部件及基脚数量）及现场花费的时间上；而且这种成本的增加不会带来相应发电量的增加。6.1.2压载支架对于屋顶是平面的（不存在平坦屋顶，应称为低倾斜屋顶），一般是使用压载支架系统，压载支架系统使用方阵本身的重量和附加重量（通常是混凝土块）使方阵定位，在其他方面和地面电站安装相同。根据屋面承载和当地的风力等因素综合考虑使用块基还是条基。在使用压载支架系统之前还需考虑以下几点：1）屋顶上面重量加大：因为在屋顶上增加了压载支架的重量，需评估屋顶的承载能力。2）方阵的倾斜是有限的：因为系统重量必须将所有东西都压住，所以需要选择合适的方阵倾斜度，以尽量减小风的推举力，使系统不被吹走。3）能阻塞：需要设计让水很容易流到设计的排水系统。如果水的通道被堵塞，就可能有时发生水渗漏到建筑物内的情况。4）布局需要躲避高峰和低谷：没有屋顶是真正平坦的，系统和屋顶是直接接触的，在进行现场勘察时，要考虑到屋顶的所有特点，并对它们进行精确记录。6.2地面安装为避免前面提到的屋顶安装系统的大部分缺点，通常可以取需要的任意朝向使系统发电最大程度优化。有时可能需要根据产业边界安装，有时则需要避免出现遮挡问题。一般情况下，对于放置方阵有一定的选择空间。地面安装有一个好处，与屋顶安装系统相比，它的运行温度较低，可以略微提高方阵的发电效率。七、系统施工7.1场平(60kW)确定好安装地点后，对场地进行“三通一平”；地块如需加固，需进行加固处理；完成进场施工道路施工，以报这个施工所需材料的运输。7.2测量放线根据已确定的技术方案及设计图纸，进行测量放线；测量放线过程中，务必保证光伏阵列的朝向为正南方，角度偏差小于±5°；测量放线要符合图纸要求，严禁私自更改设计方案；前后组件净距应不小于1.8m，前后组件砼压块中心距不应小2.39m；组件最低沿距地不得低于800mm；前后组件标高必须保持一致，避免后排阵列高差不一致。7.3基础施工根据放线位置及设计要求进行模板制作，务必保证模板间距及模板坚固。地质不稳之处需特殊加固；灌注桩应对成孔、清渣、放置钢筋笼、灌注混凝土等进行全过程检查，并进行抽检。模板制作完毕后、钢筋笼放置之前需在模板内侧刷涂废柴油，以保证条形基础施工质量；放置钢筋笼（钢筋笼如提前根据设计图纸进行加工制作）；根据图纸计算出所需混泥土所需方量，安排商品混泥土。以免造成混泥土浪费或不足。所有准备工作完成后，进行混泥土浇筑；浇筑过程中必须一次成型，振捣到位，做到无蜂窝麻面。基础表面平整，无露筋现象；无爆模现象。浇筑混凝土时，选用插入式振动棒进行振捣，振捣时要快插拔，均匀布点振捣，不漏振，混凝土的振捣以混凝土不冒气泡为宜。振捣结束后，应随即用木抹搓平，同时用水准仪复核每个标准组内的基础标高，用钢尺复核轴线距离。浇筑过程地脚螺栓施工同步进行，地脚螺栓标高高出基础平面50mm；地脚螺栓需横平竖直，无歪斜现象。浇筑24h后进行拆模，拆模完成后进行基础培土；养护过程中按时洒水，以免基础烧毁，影响基础施工质量。混凝土养护应达到70％强度后，即可安装支架。基础验收标准：表一灌注桩基础尺寸允许偏差项目名称允许偏差（mm）桩位D/10且≤30桩顶标高0，-10垂直度每米≤5全高≤10桩径（截面尺寸）灌注桩±10表二条形基础尺寸允许偏差项目名称允许偏差（mm）轴线±10顶标高0，-10垂直度每米≤5全高≤10截面尺寸±20表三地脚螺栓尺寸允许偏差项目名称允许偏差（mm）地脚螺栓标高偏差0，-5轴线偏差27.4支架安装支架到场后应做如下检查：a）外观及防腐层应完好无损；b）型号、规格及材质应符合设计图纸要求，附件、备件应齐全。支架安装过程中不应强行敲打，不应气割扩孔；对热镀锌材质的支架，现场不宜打孔；根据支架设计图纸完成支架的初装，初装完成后，运抵项目现场整体组装、调节；支架搬运过程中，注意对成本的保护，以免损坏支架；螺栓等紧固件需完全拧紧，保证支架横平竖直；支架倾斜角度偏差不应大于±1°；支架安装验收标准：项目允许偏差（mm）中心线偏差≤2梁标高偏差（同组）≤3立柱顶标高偏差（同组）≤37.5组件安装60kWp项目采用250Wp的组件，项目设计组串为20串6并的方式，240块板一个安装地点。采用普通车载式吊车将240块组件运至离安装地点最近的位置后，人工进行二次倒运。在倒运组件过程，务必进行成品保护，工人每次限制搬运一块组件。组件搬运至现场后，切勿集中放置，以免损坏组件。组件安装过程中，必须由2个以后进行配合安装，严禁一人独自安装。先安装上排组件，后安装下排组件，严禁踩踏组件。安装过程中，根据设计图纸要求，完成串线工作。光伏组件安装验收标准：项目允许偏差倾斜角偏差±1°光伏组件边缘高差相邻光伏组件间≤2mm同组光伏组件间≤5mm7.6布线接线根据电气平面图及组串接线图，对组件进行组串，在组串过程中不得组串短路、不得多串少串；确保每个30kWp的组串式逆变器为20串6并接入。所有的组件出线需绑扎整齐；组串出线用电工套管防护，引至地面埋入电缆沟内。电缆敷设中，电缆需预留相应的余量，以保证后期维护用。禁止强拉硬拽，损坏电缆。连接件（公母接头）需严格按照技术要求，采用专用工具并采用与组件配套的连接件；专业人员操作；保证连接件的质量，以免发生短路火灾事故。连接件制作前，需根据技术要求，在组串出线电缆两头套上专用的线号管，以标识电缆，便于后期维护。组串接线时，确保正负对应，严禁正负反接，以免造成短路事故。组串接线完毕后接入逆变器前，务必使用万用表测量组串极性，极性一致，电压正常，方可接入逆变器。相同测试条件下的相同光伏组串之间的开路电压偏差不应大于2%，但最大偏差不应超过5V。逆变器、并网计量柜接线过程中，需严格按照技术要求进行操作，做到先发电侧后电网侧。需压接位置，压接牢固，做到不虚接，相序正确无误。接线完毕后，测量线路无短路，标识清晰明朗，记录准确无误。严禁触摸光伏系统中金属带电部位。严禁在雨中进行光伏接线工作。7.7防雷和接地根据施工图加工好水平接地体及垂直接地体。接地扁铁做到横平竖直，外露部门刷上黄绿相间的油漆以标识。支架与接地网的连接：按照设计图纸，将光伏组件方阵的支架与防雷接地网用扁钢连接。扁钢的焊接搭接长度不小于100mm，双面焊接，焊接高度符合图纸要求，并刷防腐漆。光伏组件方阵支架之间的连接：支架之间的连接采用扁钢连接于地脚螺栓上，扁钢必须沿基础表面安装，过地面处须埋入地面，埋地深度不小于800mm。焊缝要求美观、整齐，不允许随意在非焊部位引弧，不允许有漏焊、焊瘤、弧坑、裂纹等缺陷。接地施工完毕后，施工接地电阻仪，测量接地电阻；接地电阻需小于4欧姆。7.8逆变器安装设备到货后、安装前需检查逆变器型号、规格是否与设计相符；且运输中有无破损。设备开箱时，填写开箱记录，以便验收之用。设备安装时，仔细阅读产品说明书及安装手册，并按要求进行安装。设备安装完毕后，注意成品保护，做到设备干净整洁。7.9并网调试整个光伏厂区施工完毕后，电站进入并网调试阶段。首先启动逆变器（组串式逆变器二次回路采用直流供电方式，无需市电即可进行相应的设置），根据操作手册，设置好逆变器。逆变器设置完毕后，测量并网计量柜中的电气设施是否正常，如正常即可进行送电操作。送电至逆变器后，逆变器无需人为干预，即可自行启动发电。八、产品检测8.1产品认证要求所有主材必须通过TUV、CE、金太阳等认证，并获得以上证书，且证书在有效期内。如组件在农、牧场等特殊环境中使用，组件须通过TUV氨气测试。逆变器具有低电压及零电压穿越认证。8.2文件要求投标人提供材料和设备的同时还需提交以下材料：相关设备的认证测试报告相关型号组件产品的叠层及装配图、逆变器需提供原理图及接线图投标人产品出厂检验标准相关型号设备及组件的材料清单，并注明相关材料是否在TUV、金太阳认证中报备8.3组件质量要求8.3.1太阳电池组件出厂试验8.3.1.1试验标准要求乙方对提供的组件在乙方实验室进行出厂试验，试验应按照IEC61215-2005相关标准进行，试验都要出具详细记载测试数据的正式试验报告。甲方派代表参与试验过程，甲方代表有权在进行试验的过程中随时进入乙方的车间。或由乙方直接提供符合IEC61215-2005标准的实验报告。8.3.1.2抽样从同一批产品中，按GB/T2829规定的方法随机地抽8个组件用于出厂试验。本规范要求在焊接、装配和绝缘车间屋顶组件中各随机抽取8个组件，抽样过程需在甲方参与情况下进行。这些组件应由符合乙方提供的图纸和工艺要求规定的材料及元器件制造，并经过制造厂常规检测、质量控制与产品验收程序。组件应该是完整的，附带制造厂的贮运、安装和电路连接指示，包括系统最大许可电压。8.3.1.3试验项目将上述组件分组，按照IEC61215-2005中图1所示的程序进行试验。外观检查按IEC61215-2005中10.1条进行。最大功率点确定按IEC61215-2005中10.2条进行。绝缘试验按IEC61215-2005中10.3条进行。热斑耐久试验按IEC61215-2005中10.9条进行。湿漏电流试验按IEC61215-2005中10.15条进行。机械载荷试验按IEC61215-2005中10.16条进行。冰雹试验按IEC61215-2005中10.17条进行。旁路二极管热性能试验按IEC612152005中10.18进行。8.3.1.4合格判据如果每一个试验组件达到下列各项判据，则认为该组件设计合格。(1)在标准测试条件下，组件的最大输出功率衰减在每个单项试验后不超过规定的极限，在每组试验后不超过8%；(2)在实验过程中，无组件呈现断路现象；(3)无IEC61215-2005中第7章定义的任何严重外观缺陷；(4)试验完成后满足绝缘试验要求；(5)每组实验开始和结束时，湿热试验后满足漏电流试验的要求；(6)满足单个实验的特殊要求。如果两个或两个以上组件达不到上述判据，该产品将视为达不到鉴定要求，甲方有权拒绝这批产品。如果一个组件未通过任一项试验，取另外两个满足相关要求的组件从头进行全部相关试验程序的试验。假如其中的一个、或两个组件都未通过试验，判定该产品不合格，甲方有权拒绝这批产品。如果两个组件都通过了试验，则认为该设计合格。8.3.1.5出厂试验报告对于合格产品，乙方给出合格证和正式出厂实验报告，应包括测定的性能参数，以及任何一次试验未通过测试和重新试验的详细情况。报告应包含组件的详细规格，每一份证书或报告还应包括下列信息：(1)标题；(2)实验室的名称、地址和完成实验测试的地点；(3)报告的每一页均有独特的标识；(4)试验完样品的描述和鉴定；(5)标注收到试验样品的日期和试验日期；(6)所用试验方法的鉴定；(7)相关的取样；(8)对试验方法的任何偏离、附加或排除，相关特殊试验的任何其他信息，如环境条件；(9)有适当图表和照片支持的测量、检查和推论，包括短路电流、开路电压和最大功率的温度系数，额定工作温度、标准测试条件及低辐照度下的功率，预紫外辐照试验所用灯的光谱，所有试验后最大功率的衰减，任何观察到的失效；(10)实验结果估计不确定度的申明（必要时）；(11)签名和标识，或等效识别试验员，其对报告的内容及颁发日期负责；(12)对试验仅与相关试验项目结果的说明（必要时）；(13)实验室出具的证书或报告应完整。8.3.2组件包装分类要求组件出厂包装时应遵循相近电气特性组件为单元包装，便于工程现在将相匹配组件安装在一个串并联回路内的原则，使光伏发电系统组件电气特性不匹配而造成的损耗降至最低。分类方法如下：1、按照组件实测最佳工作电流分类，分高中低三档，中间档位分档精度为0.1A。2、在组件外包装上需按照以下要求进行标注：（1）标注每块组件的编号；（2）标注每块组件的实测参数和技术性能指标；（3）标注按照组件实测最佳工作电流。8.4逆变器质量要求8.4.1设备监造要求对所订购的逆变器产品，甲方有权安排人员进场监造。8.4.2产品出厂测试及检验报告逆变器出厂前应进行全面的测试，测试检验项目包括（但不限于）以下内容：机器的结构和质量逆变器效率试验并网电流谐波试验功率因数测定实验防孤岛效应保护试验防反放电保护试验极性反接保护试验过载保护试验通讯接口、自动开关机试验软启动、绝缘强度测定试验保护接地试验电压不平衡度试验过/欠压试验直流过压保护试验以上检测需在甲方人员在现场的情况下进行目击测试。厂家需将上述测试内容整理成测出厂检验报告并提供给甲方。8.4.3包装运输要求8.4.3.1标识逆变器的适当位置应有铭牌。铭牌内容如下：（1）产品名称；（2）产品型号；（3）技术参数；额定交流输出功率（kW）；最大逆变效率（%）；直流输入电压范围（V）；标称交流电压范围（V）；防护等级。（4）出厂编号；（5）制造日期；（6）制造厂名。逆变器的外包装上有收发货标志、包装储运标志和警示标志，按GB/T191-2008的有关规定执行。8.4.3.2包装(1)随同产品供应的技术文件a)安装说明书；b)产品使用说明书；c)出厂试验报告d)产品质量合格证；e)保修卡；f)用户意见调查表。(2)产品包装产品包装应符合GB/T3873的有关规定。(3)运输投标人应采用合适的包装运输方式，确保逆变器到达现场时不能发生任何损坏。投标人对于运输过程中的质量负责。8.4.4现场验收与调试8.4.4.1货到现场验收货物运送至现场时，甲方对产品外观包装检查确认物品包装完好后，方能进行签收货物。但货物的整体验收须经过安装调试、以及通电试运行之后。8.4.4.2设备调试厂家需配合甲方对其产品安装提供指导工作，并在设备安装后进行相关调试保证所提供的产品能够正常运行。在调试的过程中需要提供调试相关报告。8.5支架质量要求8.5.1测试要求货到现场后如需送当地建设部门认可的检测机构进行材质检测，则相关费用由甲方先行垫付，最终费用的承担依据本合同正文相关条款的约定执行。主要检测指标满足以下要求：1.按照GB/T10125－1997《人造气氛腐蚀试验盐雾试验》对送检样品进行480(h)盐雾试验。根据GB/6461-2002对结果进行评定，评定结果须在7级以上，且在盐雾试验240h时，样品不允许出现钢制基材裸露现象。2.依据GB/T4336－2002《碳素钢和中低合金钢火花源原子发射光谱分析法（常规法）》、GB/T228－2002《金属材料室温拉伸试验发》对送检样品进行试验。测试项目主要包括：槽钢冲孔承载能力测试；中扣件系统模拟承抗拉力测试；边扣件系统模拟承抗拉力测试；槽钢底座焊点抗侧压能力测试；槽钢卷边与槽钢锁扣抗滑能力测试；单面槽钢挠度测试；锌层附着力测试：划线、划格法或锤击法试验，锌层应不剥离、不凸起。以上测试数据均不低于国标要求。3.进行化学成份试验并满足以下要求：C≤0.25％，Mn≤1.7％，Si≤0.30％，S≤0.035％，P≤0.035％4.进行槽钢产品拉伸试验和冲击试验，其结果要求如下（GB/T700）：屈服强度不小于235MPa，抗拉强度不小于330MPa，断后伸长率不小于19%。8.5.2验收标准验收时应提供建设部门承认的相关产品质量报告书，内容包括：1、规格、数量；2、性能等级；3、材料、化学成分；4、槽钢产品力值检测报告；5、出库单、合格证等相关证件。如产品规格或型号不符，或者产品检测存在质量问题，甲方有权要求退货或换货，并要求由乙方承担，由此造成的一切损失。运维、验收、培训适用于扶贫光伏电站。一、运行维护服务运行维护服务按中标人投标时承诺的运行维护方案执行。无论何种原因造成的光伏发电系统故障或设备缺陷、部件损坏，中标人接到用户通知（书面或电话）1小时内给予答复，24小时内派专业人员到达现场进行维修、更换。中标人应设立运营维护服务机构，并将中标人名称，运营维护服务负责人的姓名、联系方式（含固话、手机、QQ）印制在产品铭牌上，产品铭牌统一格式如下图； 2015年安徽省光伏扶贫工程2015年安徽省光伏扶贫工程县村第号运行维护服务单位：运行维护服务负责人：电话：QQ:551—手机：邮箱：QQ号：二、工程验收工程验收符合GB/T50796-2012《光伏发电工程验收规范》、国家电力建设工程质量监督和国家电网光伏电站项目验收相关规定并满足下列要求：4.1一般规定4.1.1投标人负责工程材料和设备（包括招标人提供的设备）的卸货、收货、验货和货物保管。4.1.2工程验收包括光伏发电系统验收和与之相关的建筑工程验收，并根据施工安装特点进行分项工程验收和竣工验收。4.1.3相关的建筑工程验收符合GB50300《建筑工程施工质量验收统一标准》的规定。4.2隐蔽工程验收隐蔽工程验收前由投标人技术(质量)人员先行质量检查合格，并提前24h向招标人提交书面验收申请。招标人项目技术负责人，投标人项目专业质量(技术)负责人参加验收，验收项目包括：预埋件或后置螺栓、锚栓连接件基座与主体结构的连接节点支架与基座的连接节点光伏发电系统的防雷、接地连接节点封闭空间内预留的基座、孔洞、预埋件以及敷设管道和电气线缆预埋管等架空线杆塔基础建（构）筑物基础。4.3分项工程验收工程验收前，现场应清理干净、孔洞应进行封堵。4.3.1分项工程验收由投标人项目技术负责人组织，招标人技术工程师、施工单位项目专业质量(技术)负责人参加。4.3.2分项工程验收根据工程施工特点分期进行。限定下列工序，须在前道工序验收合格后才能进入后道工序的施工：在光伏组件安装就位前，进行基桩、支架和框架的验收。在隐蔽工程隐蔽前，进行施工质量验收。4.4竣工验收4.4.1按照电建质监[2011]92号《电力建设工程质量监督检查典型大纲(光伏发电部分)》要求进行；按照国家电网有关规定完成电站并网前验收；按照《光伏发电工程验收规范》GB/T50796，完成电站的单位工程、工程启动、工程试运移交生产和工程竣工验收。4.4.2运行后6个月内，完成电站并网安全性评价、安全生产标准化达标验收。4.4.3投标人自查合格后于竣工验收前一个月向招标人提交竣工验收申请报告及下列资料：设计文件、设计变更文件和竣工图。主要材料、设备、成品、半成品、仪表的出厂合格证明或检验资料。电站建筑物屋面防水检漏记录。隐蔽工程验收记录和分项工程验收记录。光伏发电系统调试和试运行记录(包括送出线路、组串、汇流箱、逆变器、交直流开关柜电缆与电线绝缘测试记录、接地电阻测试记录、防雷测试记录等)。运行、监控、显示、计量等功能的检验记录。运行规程、保护定值整定计算书。光伏发电系统使用维护手册。建筑、消防、防雷、防震、水利、环保、卫生、安全等行政主管部门要求提供的其他资料。4.4.4招标人对竣工资料和工程场所、设备进行检查，发现问题书面通知投标人整改。投标人需按照招标人的要求及时进行整改，并在整改后通知招标人重新验收。4.4.5满足条件时，投标人组织招标人及相关单位对工程进行竣工预验收。预验收中查出的问题，由投标人负责整改，整改合格后，投标人做好验收记录和资料立卷归档工作。4.4.6工程竣工验收合格后一个月内，投标人将运行记录、电站管理制度、测试报告原件、验收报告原件、签署文件等竣工验收资料同时立卷移交。4.4.7投标人聘请有资质的单位，按照《光伏发电站并网安全条件及评价规范(试行)》办安全[2013]49号、《光伏发电站并网安全条件及评价评分标准（试行）》（华东监能﹝2014﹞35号）、《小型发电企业安全生产标准化达标管理办法》国能安全[2014]103号和安徽省能源局相关规定，完成电站并网安全性评价和安全生产标准化达标工作，期间如有不合格项，均由投标人自费整改合格，取得电力监管部门电站验收合格相关文件。4.5试运行开始直至预验收合格具备分布式光伏发电项目验收条件前，光伏发电系统的运行操作、工程场所和设备的保洁、运行设备和备用设备保管等，由投标人负责。如光伏发电系统发生异常，由投标人或者投标人联系设备厂家专业人员进行处理，并及时通知发包人。发包人认为处理方案需要改进，有权提出书面改进意见，投标人一般不得拒绝。如投标人认为执行会导致不良后果，应在8小时内书面提出与发包人不一致但能及时有效解决问题的方案，并切实做好方案经发包人同意即可立即实施的准备。测试、分项工程验收完成后，投标人负责汇总、分析、保管运行记录、测试报告和验收合格证明，对存在的问题及时进行整改。投标人提供测试报告和分项工程验收合格证明复印件给发包人，接受发包人的检查。4.6光伏电站要求能在无人值守的情况下，保证25年使用寿命。三、培训方案中标人需提供扶贫光伏电站日常运行、维护、保养等基础知识培训方案，并对用户进行培训。培训内容至少包括：1）太阳能光伏发电系统的发电原理及系统构成。2）光伏发电系统的运行操作流程、安全注意事项和常见故障的处理方法。3）光伏发电系统的日常保养方法、注意事项及周期安排。4）应急处理方法及报修程序。培训由有培训资格的专业工程技术人员担任，投标人应提供师资人员资料。理论培训在招标人指定地点进行，模拟实际操作在子项目所在地进行。培训小时数根据培训效果确定。要求通过培训，使用户能够了解光伏发电原理和系统构成，能够安全、正确、熟练操作光伏发电系统设备，能够判别系统简单故障原因并会对简单缺陷进行处理，能够掌握应急处理方法和报修程序。国家相关规范一、《光伏制造行业规范条件（2015年本）》为加强光伏行业管理，引导产业加快转型升级和结构调整，推动我国光伏产业持续健康发展，根据国家有关法律法规及《国务院关于促进光伏产业健康发展的若干意见》(国发[2013]24号)，按照优化布局、调整结构、控制总量、鼓励创新、支持应用的原则，制定本规范条件。一、生产布局与项目设立(一)光伏制造企业及项目应符合国家资源开发利用、环境保护、节能管理等法律法规要求，符合国家产业政策和相关产业规划及布局要求，符合当地土地利用总体规划、城市总体规划、环境功能区划和环境保护规划等要求。(二)在国家法律法规、规章及规划确定或省级以上人民政府批准的基本农田保护区、饮用水水源保护区、自然保护区、风景名胜区、重要生态功能保护区和生态环境敏感区、脆弱区等法律、法规规定禁止建设工业企业的区域不得建设光伏制造项目。上述区域内的现有企业应逐步迁出。(三)严格控制新上单纯扩大产能的光伏制造项目。对加强技术创新、降低生产成本等确有必要的新建和改扩建项目，报行业主管部门及投资主管部门备案。新建和改扩建光伏制造项目，最低资本金比例为20%。二、生产规模和工艺技术(一)光伏制造企业应采用工艺先进、节能环保、产品质量好、生产成本低的生产技术和设备。(二)光伏制造企业应具备以下条件：在中华人民共和国境内依法注册成立，具有独立法人资格;具有太阳能光伏产品独立生产、供应和售后服务能力;具有省级以上独立研发机构、技术中心或高新技术企业资质，每年用于研发及工艺改进的费用不低于总销售额的3%且不少于1000万元人民币;申报符合规范名单时上一年实际产量不低于本条第(三)款产能要求的50%。(三)光伏制造企业按产品类型应分别满足以下要求：

1.多晶硅项目每期规模不低于3000吨/年;

2.硅锭年产能不低于1000吨;

3.硅棒年产能不低于1000吨;

4.硅片年产能不低于5000万片;

5.晶硅电池年产能不低于200MWp;

6.晶硅电池组件年产能不低于200MWp;

7.薄膜电池组件年产能不低于50MWp;

8.逆变器年产能不低于200MWp(微型逆变器不低于10MWp)。(四)现有光伏制造企业及项目产品应满足以下要求：

1.多晶硅满足《太阳能级多晶硅》(GB/T25074)1级品的要求;

2.多晶硅片(含准单晶硅片)少子寿命大于2μs，碳、氧含量分别小于10和16PPMA;单晶硅片少子寿命大于10μs，碳、氧含量分别小于1和16PPMA;

3.多晶硅电池和单晶硅电池的光电转换效率分别不低于17%和18.5%;

4.多晶硅电池组件和单晶硅电池组件的光电转换效率分别不低于15.5%和16%;

5.硅基、铜铟镓硒(CIGS)、碲化镉(CdTe)及其他薄膜电池组件的光电转换效率分别不低于8%、11%、11%、10%;

6.含变压器型的光伏逆变器中国加权效率不得低于96%，不含变压器型的光伏逆变器中国加权效率不得低于98%(微型逆变器相关指标分别不低于94%和95%)。(五)新建和改扩建企业及项目产品应满足以下要求：

1.多晶硅满足《硅多晶》(GB/T12963)2级品以上要求;

2.多晶硅片(含准单晶硅片)少子寿命大于2.5μs，碳、氧含量分别小于8和6PPMA;单晶硅片少子寿命大于11μs，碳、氧含量分别小于1和16PPMA;

3.多晶硅电池和单晶硅电池的光电转换效率分别不低于18.5%和20%;

4.多晶硅电池组件和单晶硅电池组件光电转换效率分别不低于16.5%和17%;

5.硅基、CIGS、CdTe及其他薄膜电池组件的光电转换效率分别不低于12%、13%、13%、12%。(六)多晶硅电池组件和单晶硅电池组件衰减率在1年内分别不高于2.5%和3%，25年内不高于20%;薄膜电池组件衰减率在1年内不高于5%，25年内不高于20%。三、资源综合利用及能耗(一)光伏制造企业和项目用地应符合国家已出台的土地使用标准，严格保护耕地，节约集约用地。(二)光伏制造项目能耗应满足以下要求：

1.现有多晶硅项目还原电耗小于65千瓦时/千克，综合电耗小于120千瓦时/千克;新建和改扩建项目还原电耗小于55千瓦时/千克，综合电耗小于100千瓦时/千克;2.现有硅锭项目平均综合能耗小于8.5千瓦时/千克，新建和改扩建项目小于7千瓦时/千克;如采用多晶铸锭炉生产准单晶或高效多晶产品，项目平均综合能耗的增加幅度不得超过0.5千瓦时/千克;3.现有硅棒项目平均综合能耗小于45千瓦时/千克，新建和改扩建项目小于40千瓦时/千克;4.现有多晶硅片项目平均综合能耗小于45万千瓦时/百万片，新建和改扩建项目小于40万千瓦时/百万片;现有单晶硅片项目平均综合能耗小于40万千瓦时/百万片，新建和改扩建项目小于35万千瓦时/百万片;5.电池项目平均综合能耗小于10万千瓦时/MWp;6.晶硅电池组件项目平均综合能耗小于6万千瓦时/MWp;薄膜电池组件项目平均能耗小于50万千瓦时/MWp。(三)光伏制造项目生产水耗应满足以下要求：

1.多晶硅项目水循环利用率不低于95%;2.硅片项目水耗低于1400吨/百万片;

3.电池项目水耗低于1700吨/MWp。(四)其他生产单耗需满足国家相关标准。四、环境保护

(一)新建和改扩建光伏制造项目应严格执行环境影响评价制度，未通过环境影响评价审批的项目不得开工建设。按照环境保护“三同时”要求，项目配套建设环境保护设施应依法申请项目竣工环境保护验收，验收合格后方可投入生产运行。企业应有健全的企业环境管理机构，制定有效的企业环境管理制度，符合环保法律法规要求，依法获得排污许可证，并按照排污许可证的要求排放污染物，定期开展清洁生产审核并通过评估验收。(二)废气、废水排放应符合国家和地方大气及水污染物排放标准和总量控制要求;恶臭污染物排放应符合《恶臭污染物排放标准》(GB14554)，工业固体废物应依法分类贮存、转移、处置或综合利用，企业危险废物贮存应符合《危险废物贮存污染控制标准》(GB18597)相关要求，一般工业固体废物贮存应符合《一般工业固体废物贮存、处置场污染控制标准》(GB18559)相关要求，SiCl4等危险废物应委托具备相应处理能力的有资质单位进行妥善利用或处置。厂界噪声符合《工业企业厂界环境噪声排放标准》(GB12348)。(三)鼓励企业通过ISO14001环境管理体系认证、ISO14064温室气体核证、PAS2050/ISO/TS14067碳足迹认证。(四)光伏制造项目应按照环境影响报告书(表)及其批复、国家或地方污染物排放(控制)标准、环境监测技术规范的要求，制定自行监测方案，开展自行监测工作，公开自行监测信息。五、质量管理(一)光伏制造企业应建立完善的质量管理体系，配备质量检验机构和专职检验人员。电池及电池组件生产企业应配备AAA级太阳模拟器、高低温环境试验箱等关键检测设备，鼓励企业建设具备CNAS认可资质的实验室。(二)光伏产品质量应符合国家相关标准，通过国家批准相关认证机构的认证。(三)企业应通过ISO9001质量管理体系认证，组件使用寿命不低于25年，质保期不少于10年，逆变器质保期不少于10年。(四)企业应建立相应的产品可追溯制度。六、安全、卫生和社会责任(一)光伏制造项目应当严格落实安全设施和职业病防护设施“三同时”制度要求。企业应当遵守《安全生产法》、《职业病防治法》等法律法规，执行保障安全生产、职业健康的国家标准或行业标准，当年及上一年度未发生一般及以上生产安全事故。(二)企业应当建立健全安全生产责任制，加强职工安全生产教育培训和隐患排查治理工作，开展安全生产标准化建设并达到三级以上。(三)企业应当依法落实职业病危害防治措施，对重大危险源有检测、评估、监控措施和应急预案，并配备必要的器材和设备。(四)企业应当遵守国家相关法律法规，依法参加养老、失业、医疗、工伤等各类保险，并为从业人员足额缴纳相关保险费用。

七、监督与管理(一)新建和改扩建光伏制造企业及项目应当符合本规范条件要求。(二)现有光伏制造企业及项目应当符合本规范条件要求，未满足规范条件要求的企业及项目根据产业转型升级的要求，在国家产业政策的指导下，通过兼并重组、技术改造等方式，尽快达到本规范条件的要求。(三)对光伏制造企业及项目的投资、土地供应、环评、节能评估、质量监督、安全监管、职业病防治、信贷授信、应用扶持等管理应依据本规范条件。(四)光伏制造企业自愿提出申请，对照规范条件编制相关申报材料，通过省级工业和信息化主管部门报送工业和信息化部。各级工业和信息化主管部门会同有关部门对当地光伏制造企业执行本规范条件的情况进行监督检查。工业和信息化部组织行业协会、检测机构对企业进行检查，定期公告符合本规范条件的企业名单，并会同有关部门组织行业协会、检测机构从市场上对已公告企业产品等进行抽查，实行社会监督、动态管理。

（五)公告企业有下列情况，将撤销其公告资格：

1.填报资料有弄虚作假行为;

2.拒绝接受监督检查;

3.不能保持规范条件要求;

4.发生重大安全和污染责任事故;

5.违反法律、法规和国家产业政策规定。

工业和信息化部拟撤销公告资格的，提前告知相关企业，听取相关企业陈述和申辩。(六)有关行业协会、检测机构要协助行业主管部门做好本规范条件的实施和跟踪监督工作，组织企业加强协调和自律管理。八、附则(一)本规范条件适用于中华人民共和国境内(台湾、香港、澳门地区除外)所有类型的光伏制造企业，本规范条件所指的光伏制造行业主要为光伏用多晶硅、硅棒、硅锭、硅片、电池、电池组件、逆变器等制造行业。(二)本规范条件涉及的法律法规、国家标准和行业政策若进行修订，按修订后的规定执行。(三)本规范条件自发布之日起实施，由工业和信息化部负责解释，并根据行业发展情况和宏观调控要求会同有关部门适时进行修订。原《光伏制造行业规范条件》(工业和信息化部公告2013年第47号)同时停止执行。二、国能新能【2015】194号（“领跑者计划”）国能新能【2015】194号国家能源局工业和信息化部国家认监委关于促进先进光伏技术产品应用和产业升级的意见各省、自治区、直辖市及新疆生产建设兵团发展改革委（能源局）、工业和信息化主管部门、质监局，国家能源局各派出机构，国家电网公司、南方电网公司，华能集团、国电集团、大唐集团、华电集团、中电投集团、神华集团、中节能集团、中核集团、中广核集团、中电建集团、中能建集团:2013年国务院发布《关于促进光伏产业健康发展的若干意见》（国发[2013]24号）以来，我国光伏技术进步明显加快，市场规模迅速扩大，为光伏产业发展提供了有力的市场支撑。与此同时，也出现了部分落后产能不能及时退出市场、先进技术产品无法进入市场、光伏产业整体技术升级缓慢、光伏发电工程质量存在隐患等问题。为促进先进光伏技术产品应用和产业升级，加强光伏产品和工程质量管理，现提出以下意见：一、发挥市场对技术进步的引导作用。充分发挥市场配置资源的决定性作用，提高光伏产品市场准入标准，引导光伏技术进步和产业升级。根据不同发展阶段的光伏技术和产品，采取差别化的市场准入标准，支持先进技术产品扩大市场，加速淘汰技术落后产品，规范光伏发电技术和质量监督管理。逐步建立光伏产品市场准入标准的循环递进机制，加速光伏发电技术进步和产业升级。二、严格执行光伏产品市场准入标准。自本文件发布之日起，光伏发电项目新采购的光伏组件应满足工业和信息化部《光伏制造行业规范条件》（2015年本）相关产品技术指标要求。其中，多晶硅电池组件和单晶硅电池组件的光电转换效率分别不低于15.5%和16%；高倍聚光光伏组件光电转换效率不低于28%；硅基、铜铟镓硒（CIGS）、碲化镉（CdTe）及其他薄膜电池组件的光电转换效率分别不低于8%、11%、11%和10%；多晶硅、单晶硅和薄膜电池组件自项目投产运行之日起，一年内衰减率分别不高于2.5%、3%和5%，之后每年衰减率不高于0.7%，项目全生命周期内衰减率不高于20%。高倍聚光光伏组件自项目投产运行之日起，一年内衰减率不高于2%，之后每年衰减率不高于0.5%，项目全生命周期内衰减率不高于10%。上述指标将根据产业发展情况适时调整。三、实施“领跑者”计划。国家能源局每年安排专门的市场规模实施“领跑者”计划，要求项目采用先进技术产品。2015年，“领跑者”先进技术产品应达到以下指标：多晶硅电池组件和单晶硅电池组件的光电转换效率分别达到16.5%和17%以上；高倍聚光光伏组件光电转换效率达到30%以上；硅基、铜铟镓硒、碲化镉及其他薄膜电池组件的光电转换效率分别达到12%、13%、13%和12%以上。“领跑者”计划通过建设先进技术光伏发电示范基地、新技术应用示范工程等方式实施。国家能源局提出示范工程的主要技术进步指标、建设规范、运行管理及信息监测等要求。省级能源主管部门通过竞争性比选机制选择技术能力和投资经营实力强的开发投资企业，企业通过市场机制