医药产业园子站总承包项目公开招标公告

PAGE39-HYPERLINK工程公开招标公告合肥公共资源交易中心采购部〔合肥市政府采购中心〕受合肥金太阳能源科技股份的委托，现对“〞进行国内公开招标，欢送具备条件的国内投标人参加投标。一、采购工程名称及内容1、工程编号：2021CGFZ24744、工程内容：工程自勘测设计至光伏电站正式商业运行的所有工作，具体包括但不限于以下各项：

〔1〕工程勘测设计，包括光伏组件和配电设备安装场所协调、现场勘测、工程初步设计及评审、工程施工设计及设计交底、接入系统和调度通讯自动化设计评审、电能质量评估、竣工图和竣工文件编制。

〔2〕设备、材料采购、运输、卸货、验货、保管〔太阳能组件由采购人采购，投标人负责卸货、验货和验货后货物保管〕。

〔3〕工程施工、设备〔包括光伏组件和逆变器〕安装、调试。

〔4〕光伏电站整组起动，聘请有资质专业机构进行并网前后的调试和测试。

〔5〕光伏系统和子站试运行期间的运行操作、运行管理、设备维护、现场保洁。

〔6〕光伏子站现场数据与合肥金太阳能源科技股份远程集控中心数据的对接、调试。

〔7〕通过分布式光伏发电工程验收，办理竣工手续。

〔8〕工程工程管理，为采购人培训光伏电站运维人员，提供光伏电站商业运行后技术效劳和设备保修〔质保期内免费，质保期外按照本钱价收费，太阳能组件和逆变器除外〕。详见招标文件。二、投标人资格1、符合?政府采购法?第二十二条规定；2、注册资本不低于2000万元；3、近五年具有内不少于10MW光伏电站EPC总承包业绩；4、本工程不接受联合体投标。三、开标时间及地点1、开标时间：2021年10月24日09:002、开标地点：合肥市阜阳路17号〔原合肥市委〕2楼5号开标室四、投标截止时间2021年10月24日09:00五、报名及招标文件出售方法1、报名时间：2021年09月30日上午08:00至2021年10月14日下午18:002、招标文件价格：每套人民币400.00元整，招标文件售后不退3、报名方式：〔1〕本工程只接受合肥公共资源交易中心会员库中已审核通过会员报名，未入库的投标人请及时办理入库手续〔会员办理网址请参见〔〕栏目中“合肥公共资源交易中心会员注册流程〞，联系联系人：杨工〕，因未及时办理入库手续导致无法报名的，责任自负；〔2〕会员报名程序请登陆合肥公共资源交易中心网〔〕办理〔具体操作步骤和程序请参见“办事指南〞栏目--“会员报名操作手册〞〕；〔3〕会员报名成功后直接采用网上支付系统支付标书费用，直接下载招标文件及其它资料〔含答疑或相关说明〕。如无网上银行帐号，请及时前往银行办理〔本系统目前支持以下银行网上支付效劳：中国农业银行、中国工商银行、中国建设银行、交通银行、招商银行、光大银行、浦发银行、徽商银行〕；六：联系方法单位：合肥公共资源交易中心采购部〔合肥市政府采购中心〕地址：合肥市阜阳路17号〔原合肥市委〕四楼本工程联系人：李工〔合肥公共资源交易中心一楼效劳大厅2号窗口〕0551-62692101政府采购监督管理部门联系肥公共资源交易中心七、其它事项说明1、网上报名的投标人可在报名后直接下载招标文件。2、投标人网上报名后，必须在报名截止时间前网银支付，逾期网上报名系统将自动关闭。3、投标人如需开具标书工本费发票，请在报名成功后打印回执码页面并携带至合肥公共资源交易中心一楼效劳大厅财务窗口办理。4、报名中有任何疑问或问题，请在工作时间〔周一至周五，上午8:00-12:00，下午3:00-6:00，节假日休息〕与工程联系人联系。5、购置了招标文件，而放弃参加投标的投标人，请在开标前3日内以书面形式〔或书面送达，加盖单位公章〕通知合肥公共资源交易中心。弃标未予告知的，合肥公共资源交易中心将在诚信会员库系统中自动记录次数，并给予不诚信行为记录。八、投标(谈判)保证金缴纳账户徽商银行：户名：合肥市政府采购中心账号：开户银行：徽商银行合肥蜀山支行采购需求〔仅供参考，最终以招标文件为准〕前注：1〕本需求中提出的技术方案仅为参考，如无明确限制，投标人可以进行优化，提供满足用户实际需要的更优〔或者性能实质上不低于的〕技术方案或者设备配置，且此方案或配置须经评委会审核认可；2〕为鼓励不同品牌的充分竞争，如某设备的某技术参数或要求属于个别品牌专有，那么该技术参数及要求不具有限制性，投标人可对该参数或要求进行适当调整，并应当说明调整的理由，且此调整须经评委会审核认可；3〕为有助于投标人选择投标产品，工程需求中提供了推荐品牌〔或型号〕、参考品牌〔或型号〕等，但这些品牌〔或型号〕仅供参考，并无限制性。投标人可以选择性能不低于推荐〔或参考〕的品牌〔或型号〕的其他品牌产品，但投标时应当提供有关技术证明资料，未提供的可能导致投标无效；4〕投标人应当在投标文件中列出完本钱工程并通过验收所需的所有各项效劳等明细表及全部费用。中标人必须确保整体通过用户方及有关主管部门验收,所发生的验收费用由中标人承当；投标人应自行踏勘施工建设现场，如投标人因未及时踏勘现场而导致的报价缺项漏项废标、或中标后无法完工，投标人自行承当一切后果；5〕如对本招标文件有任何疑问或澄清要求，请按本招标文件“投标人须知前附表〞中第16条的约定联系采购中心，或接受答疑截止时间前联系采购人。否那么视同理解和接受。一、工程建设标准本招标工程工程的材料、设备、勘察设计、施工、设备安装、调试、试运行操作管理、质保及售后效劳须到达现行中华人民共和国、行业、安徽省电网的标准、标准和本招标文件附件技术要求书的要求。二、工期要求自采购人书面通知中标人具备条件进入施工场地起120天内完成勘察设计、施工、设备安装、调试、并网、监控数据和视频信号送入采购人总部远程监控室主站、试运行、通过电网、消防、环保、建筑、防雷、防震等相关部门竣工验收和分布式光伏发电工程验收，办理完毕竣工手续移交给采购人。三、商务要求1、工程承包方式及报价要求〔1〕按招标工程的招标要求，投标人根据工程特点和企业条件确定投标报价。投标人所报的最终投标报价为总报价。总报价包含本招标文件第一局部第一章第一条第4款“工程内容〞以及本章第四条“特别约定〞所列工程所需的全部费用，如有漏项，视同已包含在其它组价工程中，合同价不予调整。〔2〕按国家规定由投标人缴纳的各种税收已包含在投标总报价内，由投标人向税务机关缴纳。〔3〕为建设光伏电站，对子站相关建筑物进行必要的改造、修补及加固，总报价含安装组件屋面的建筑物结构加固处理费〔预估100万元，不做具体要求，以各投标人自行测算为准〕计入投标总价。四、特别约定1、工程的太阳能电池组件安装地点为房顶屋面。房顶屋面、施工用水用电、现场材料设备临时堆放、人员和机具通行许可等协调工作，均由投标人负责。采购人不负责房顶屋面和施工现场的协调。2、工程配套的升压变压器室、高压开关室、监控室、逆变器室、低压配电室等由投标人负责增建或改建。投标人负责协调并办理增建或改建中涉及施工区域业主单位的相关手续，采购人配合。3、通过标准通讯接口和电信运营商专线，将子站的全部监控数据和视频图像送入采购人公司总部远程集控室主站〔报价含主站与子站之间2M带宽的数据专线及相关设备和工程质保期续存期间数据专线租用费〕。4、实现子站监控数据和视频信号与发包人公司总部远程集控室主站监控系统对接，按照发包人子站监控模式，完成包括主站接口软件调试、流程图组态、报警组态、趋势组态、设备状态查询、统计报表、投资分析等工程。5、投标人中标后选择的设计单位、分包商、电气施工、调试单位、设备、桥架、电缆的规格型号及其供给商，须具备相应资质并经采购人审核并书面认可。6、投标人中标后需直接委托具有相应资质的电气施工、电气调试、消防施工及继电保护定值计算专业单位进行施工，不得交由其他队伍转包。投标人仅可将支架根底、光伏组件安装、电缆敷设、配电房及土建施工工程转包给唯一具有资质的分包商。7、如因投标人协调原因耽误工期的，由投标人负全责，按延期时间每日支付合同标的一定比例的违约金。8、投标人中标后，采购人有权对施工过程进行全程监管，对投标人施工过程中违反相关平安文明施工标准；工程质量未到达相关国家标准、设计及技术协议要求；擅自停工；未按施工进度方案节点完成相应工作等情况，进行处分。工程总价，由于第三方屋面原因，可能出现装机容量调减情况，结算时工程工程单价不随市场波动均以投标时的单价为准。结算总价由实际完成的工程工程兆瓦数和工程工程单价确定。10、采购人提供的组件为多晶硅太阳能电池组件标称功率初步定为255Wp〔制造商入围工信部名录〕具体品牌及规格参数待中标后由采购人提供。11、投标人提供的逆变器要求最大转换效率≥97%，并须有国家批准的有资质的认证机构出具的产品认证证书。投标人接受逆变器设备款由采购人按照中标人与逆变器厂家签订的逆变器供货合同的金额和付款进度，直接从本工程的工程款中支付。12、投标人投标时须提供一份?供货范围明细表?。13、投标人投标时须提供一份?里程碑控制点方案表?。14、投标人投标时须提供一份?培训方案表?。技术要求书1.总那么分布式光伏发电工程五金商贸城子站、医药产业园子站EPC总承包工程工程〔以下简称工程〕。1.2本技术要求书提出的是最低限度要求，并未对一切技术细节做出规定，也未充分引述有关标准和标准的条文，投标人应保证工程符合国家、行业、安徽电网标准、规程、规定和本技术要求书的要求。1.3如果投标人没有以书面形式对本技术要求书的条文提出异议，那么意味着投标人保证工程完全符合本技术要求书的要求。如有异议，不管是多么微小，都应在投标书中以“对技术要求书的意见和同技术要求书的差异〞为标题的专门章节中加以详细描述。1.4投标人保证工程采用的标准符合本技术要求书所使用的标准。本技术要求书所采用的标准假设与投标人采用的标准发生矛盾时，按较严格的标准执行。1.5工程中所使用的主要设备需采用国内国际知名品牌。1.6本技术要求书经发包人、投标人确认后作为合同的技术附件，与合同正文具有同等的法律效力。1.7本技术要求书未尽事宜，由发包人、投标人协商确定。2.工程概况2.1工程根本情况开展和技术进步，培育战略性新兴产业的新能源工程。〕，安装地点分别位于合肥市五金商贸城与医药产业园内。2.2工程气象条件年平均太阳辐射量4854MJ/㎡年平均日照小时数2000h多年极端最高气温41℃多年极端最低气温-20.6℃多年年平均气温15.7℃多年年平均降雨量975.3mm多年年平均相对湿度76%多年最大积雪深度45cm多年年平均风速2.6m/s最大风速21.3m/s(离地10米处，10min的最大风速)抗震设防烈度7度设计根本地震加速度值3.工程总承包的范围工程总承包范围：自勘察设计起，至光伏发电系统投入商业运行、通过分布式光伏发电工程验收且质量保证期满止为建设一个完整的光伏发电系统所需要的全部工作，包括但不限于勘察设计〔施工现场勘察测量、初步设计、施工设计、竣工图编制〕，工程工程管理、设备及材料采购、运输、保管，施工〔含屋顶太阳能组件支架地基〕，试运行，技术效劳，人员培训，调试和并网前后聘请有资质机构测试以及售后效劳等工作。工程涵盖光伏发电系统及其建设或在原有建筑物上增设的工程场所。工程场所包括不限于太阳能组件安装场地、升压变压器室、逆变器室、配电开关室、监控室及配套道路、采购人与屋面业主签订的协议中牵涉的屋面业主平安标准化、消防、平安及整体竣工验收工作由总包负责等。3.2工程EPC总承包具体包括但不限于：3.2.1工程的勘查、测量〔包括子站电能质量评估、接入系统设计评审〕〔包括初步设计、施工设计〕3.2.3提供工程材料、设备、工器具、备品备件，包括不限于：〔1〕光伏发电系统设备〔不含太阳能电池组件〕。〔2〕接入系统、调度通信、系统保护、无功补偿(根据电能质量报告定)等装置设备。〔3〕工程需要的主、辅材料。〔4〕工程需要的建筑材料。〔5〕质保期内备品备件。〔6〕安装、检修专用工具。负责材料与设备〔含太阳能电池组件与逆变器〕卸货、收货、验货和保管。3.2.4建设或在原有建筑物上增设工程场所。工程场所包括不限于太阳能组件安装场地、升压变压器室、逆变器室、配电开关室、监控室及配套道路等。3.2.5负责场地协调，处理开工前和工程持续期与场地业主有关的各种事宜。3.2.6设备安装、调试，工程场所照明、通风、排水设施安装、调试。3.2.7负责接入电网前、后各种测试，通过分布式光伏发电工程验收、电力行业、电网公司组织的各种验收。工程试运行直至省内预验收合格、具备分布式光伏发电工程验收条件之前的运行操作、保洁、维护、平安管理，工程运行设备和备用设备管理和现场保卫。3.2.9提供系统整套的初步设计方案、施工设计方案、设备说明书、图纸，提供子站运行规程、管理制度和设备维修手册，为发包人培训运维人员。3.2.10配合发包人完成并网调度协议、购售电合同签订。效劳。4.工程总要求五金商贸城子站采用10kV并网，就近接入五金商贸城内部10kV系统。五金商贸城子站接入点发电计量和向电网售电计量关口的设置满足电网公司要求。医药产业园子站采用10kV并网，就近接入医药产业园内部10kV系统。医药产业园子站接入点发电计量和向电网售电计量关口的设置满足电网公司要求。4.2太阳能光伏阵列在建筑物上结构和布局合理、美观。整个光伏发电系统具有高平安可靠性、美观性、高效性〔光伏组件产生的电能送到并网接入点，整个系统的总效率不低于80%〕、耐用性〔满足不少于25年的正常发电〕、合理性等特性。平安复核，增设的光伏发电系统符合建筑结构及电气系统的平安性要求。4.4工程场所建筑和光伏发电系统参数、指标符合电网、消防、环保、建筑、防雷、防震主管部门相关规定。4.5电力设施安装队伍应具有电监会颁发的“承装〔修、试〕电力设施许可证〞。4.6工程所有设备和部件，符合国家和行业相关法规和产品标准，提供具有相应资质的第三方质量和平安认证标志或认证证书并满足：〔1〕本工程所有设备的订货合同中须附有对产品或效劳的技术内容进行详细标准的技术协议并在技术协议中明确规定设备的质保效劳对象是合肥金太阳能源科技股份。〔2〕在采购设备前，须把设备订货用技术标准书送交发包人书面审核认可。设备订货合同正式签字前，须把技术协议送交发包人书面审核认可。发包人有权根据合同对技术标准书和技术协议进行修改并决定是否参加设备订货时的技术谈判。〔3〕发包人有权拒绝质量不合格或者技术协议没经发包人书面认可的设备，由此产生的一切后果由投标人负责。〔4〕电气设备应选择具有平安许可证、产品合格证及入网许可证的电气产品。4.6工程质量全优，一次性通过分布式光伏发电工程验收。5.工程执行的标准本工程符合但不限于以下标准或与之相当的其它国际标准，使用替代标准须经发包人认可。IEC60068-2根本环境试验第2局部：试验IEC60364-7-712建筑物电气装置第7-712局部：特殊装置或场所的要求太阳光伏〔PV〕发电系统IEC60904光电器件IEC61000-4-30电磁兼容性第4-30局部：试验和测量技术电能质量测量方法IEC61173光电功率发生系统过压保护导那么IEC61204直流输出低压供电装置特性和平安要求IEC61215晶体硅光伏组件设计鉴定和定型IEC61721光伏组件对意外碰撞的承受能力〔抗冲击试验〕光伏组件的平安性构造要求光伏组件的平安性测试要求GB/T2297-1989太阳光伏能源系统术语NB/T32004-2021光伏发电并网逆变器技术标准光伏器件第2局部：标准太阳电池的要求GB/T18479-2001地面用光伏〔PV〕发电系统概述和导那么SJ/T11127-1997光伏〔PV〕发电系统过电压保护-导那么GB/T19939-2005光伏系统并网技术要求GB/Z19964-2005光伏发电站接入电力系统技术规定GB/T20046-2006光伏系统电网接口特性〔IEC61727：2004〕GB/T14549-1993电能质量公用电网谐波GB/T12326-2021电能质量电压波动与闪变GB/T12325-2021电能质量供电电压允许偏差GB/T15543-2021电能质量三相电压不平衡GB/T15945-2021电能质量电力系统频率偏差DL/T614-2007多功能电能表DL/T645-2007多功能电能表通信协议DL/T448-2000电能计量装置技术管理规程DL/T5202-2004电能量计量系统设计技术规程GB/T14285-2006继电保护和平安自动装置技术规程DL/T5002-2005地区电网调度自动化设计技术规程DL/T5003-2005电力系统调度自动化设计技术规程GB50395-2007视频安防监控系统工程设计标准GB50054-2021低压配电设计标准GB17478-1998低压直流电源设备的特性和平安要求GB7251低压成套开关设备和控制设备DL/T593-2006高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求GB50060-20213~110kV高压配电装置设计标准DL/T404-2007GB1984交流高压断路器DL/T40310～35千伏户内高压真空断路器订货技术条件GB1985交流高压隔离开关和接地开关GB1207电压互感器GB1208电流互感器GB/T10228-2021干式电力变压器技术参数和要求电力变压器第1局部总那么GB1094.11电力变压器第11局部干式电力变压器GB50217-2007电力工程电缆设计标准CEEIAB218.1~.4-2021光伏发电系统用电缆Q/GDW617-2021光伏电站接入电网技术规定Q/GDW618-2021光伏电站接入电网测试规程DL/T620-1997交流电气装置的过压保护和绝缘配合DL/T621-1997交流电气装置的接地GB50057-2000建筑物防雷设计标准雷电电磁脉冲的防护第3局部：对浪涌保护器的要求GB50601-2021建筑物防雷工程施工与质量验收标准GB50345屋面工程技术要求书GB50207屋面工程质量验收标准GB50205钢结构工程施工质量验收标准GB50204-2002混凝土结构工程施工质量验收标准GB50009建筑结构荷载标准GB50212建筑防腐蚀工程施工及验收标准GB50224建筑防腐蚀工程质量检验评定标准GB50300建筑工程施工质量验收统一标准DGJ08-9-2003建筑抗震设计规程GB3096城市区域环境噪声标准GBS0140建筑灭火装置设计标准GB50169-2006电气装置安装工程接地装置施工及验收标准GB50254-2006电气装置安装工程低压电器施工及验收标准GB50258-1996电气装置安装工程1kV及以下配线工程施工及验收标准GB50168-2006电气装置安装工程电缆线路施工及验收标准GB50150-2006电气装置安装工程电气设备交接试验标准GB/T191-2021包装储运图示标志GB4208-2021外壳防护等级(IP代码)GB50797-2021光伏发电站设计标准GBT50795-2021光伏发电工程施工组织设计标准GB50794-2021光伏发电站施工标准GBT50796-2021光伏发电工程验收标准6.1.1投标人应组织甲级资质的电力设计单位完成工程设计。按GB50797-2021?光伏发电站设计标准?要求，设计应使光伏发电系统有能力在平安、稳定、经济状态下运行，并使其性能到达最正确状态和满足国家、安徽省电网企业对于太阳能并网电站的规定。设计方案须经过专家评审，接入系统设计方案须经本地电力部门审查和批准。设计图纸资料包括但不限于：•设备接线图〔设备间关系、线缆类型、长度、结点方式〕。•设备位置图〔设备相对位置、体积、间距〕。•系统走线图〔走线路径、线缆长度、规格型号〕。•线缆选型〔压降、容量、损耗率、类型：护套、阻燃、屏蔽、软硬〕。•设备细化选型〔附加模块、连接端子、环境要求、通信方式等〕。•防雷设计〔防雷等级、直击雷防护方式、引下线、电力与通信防雷保护器〕。•配电设计〔升压变压器、上下压开关柜、交流和直流配电柜、汇流箱、三相平衡调节、峰值功率控制、保护功能、无功功率补偿与调节、直流电源和UPS电源、监控系统等〕。•根底设计〔根底结构、根底稳定性、地基摩擦力与附着力〕。•支架强度计算〔风压、积雪、地震〕。•支架部件、装配详图〔零件三维装配图〕。•系统效率计算〔线损、设备损耗、环境损耗、其它损耗〕。•光伏电站电气系统短路电流汇总表。•组件的清洁〔冲洗水系统〕•工程使用场地荷载复核计算书。6.1.2事先对既有建筑的结构设计、结构材料、耐久性、安装部位的构造及强度、防火、防雷和防静电等进行检验、复核，不满足要求应进行加固和处理。6.1.3结合建筑形式，合理设置光伏组件的倾角和方位角〔屋面荷载允许时，倾角按26°设置〕，防止被阴影遮挡。工程节能、防火、防雷、防静电、防光反射等功能符合国家和行业相关规定。平安生产与工业卫生措施，符合国家相关标准要求。逆变器、变压器、通风机及空调室外机在运行时所产生的噪声满足环保要求。6.1.5光伏发电系统输出的电能质量和电能计量装置、电能表符合国家和电力行业相关标准。光伏电站接入点和并网计量点的电能计量装置、电能表符合安徽省电力公司规定。6.1.6光伏发电系统配置的保护、通讯、无功功率补偿与调节、平安自动装置等，功能完善并符合Q/GDW617-2021?光伏电站接入电网技术规定?。光伏发电系统与公用电网间设置明显断开点，并可进行隔离操作。6.1.7设计的光伏发电系统自动化程度高，无人值守，设备免维护。6.2.1在现有建筑上增加或新建的工程场所满足光伏发电系统的安装、使用、维护需要。平安性，不得阻碍和降低设备固有的维护和检修的平安性标准。光伏组件的设置不跨越变形缝(抗震缝、沉降缝、温度缝)。6.2.3发包人提供太阳能光伏电池组件，承包人负责验货、保管并按照以下规定完成光伏组件组串：〔1〕光伏组件布局和组串的串接数量设计合理，个别组件异常不影响系统整体效率和平安运行。〔2〕光伏发电系统设计考虑减小环状布置导线所围的面积，不得将导线多圈布置。〔3〕连接组串的电缆须采用不锈钢槽盒保护,电缆进入槽盒处应有防止电缆被刮伤和防水保护，槽盒有足够的机械强度，壁厚大于1.5mm。〔4〕组串的最高电压不得超过光伏组件和逆变器制造商给出的允许电压。〔5〕根据设置光伏组件的屋面条件，要求满足：光伏组件在平屋面设置符合以下要求：光伏组件铺设方式，按照屋面装机容量、年发电量最大、屋面载荷等约束条件，进行优化设计。2)光伏组件与支架连接牢固，符合抗风、抗震、承受积雪要求。3)光伏组件的支架采用螺栓或焊接方式固定在屋面基座上，基座进行防水处理。光伏组件在坡屋面设置符合以下要求：1)根据安装屋面与所在屋面的组件安装容量的实际条件，根据优化设计的原那么合理设计光伏组件倾角。2)对于中间高两边低的屋面，光伏组件采用顺坡或顺坡架空设置，要求安装后的组件倾斜角度不因屋面坡度影响而出现差异。3)光伏组件与坡屋面结合处有通畅的雨水排放。4)顺坡架空在坡屋面上的光伏组件不相互遮挡并与屋面间留有≥100mm的通风间隙，同时保证光伏板背部接线盒、电缆不被雨水浸泡。5)逆坡架空在坡屋面上的光伏组件不相互遮挡并与屋面间留有≥100mm的通风间隙，同时保证光伏板背部接线盒、电缆不被雨水浸泡。6)在坡屋面上安装光伏建筑构件时，其与周围屋面材料的连接部位应做好建筑构造处理，并满足屋面整体的保温、防水等防护功能要求。〔6〕光伏组件的引线穿越屋面时(穿墙管线不宜设在结构立柱处)，在屋面预埋防水套管，并对其与穿越屋面的管线相接处进行防水密封处理。〔7〕组件方阵输出端应有明显的极性标志和子方阵的编号标志牌，标志牌上的文字不允许手工书写，印制的文字应清晰牢固。〔8〕根据场地实际需要,在光伏组件阵列外围设置美观、永久性围栏。围栏入口装门加锁，在满足子站运行管理人员出入需要的同时防止场地业主单位人员触及栏内带电设备。〔9〕需要在光伏组件阵列中设置固定式清洗管路时，管路上每隔20米应布置一个用于连接清洗组件移动水管的分支水管接口。要求管路使用镀锌管，管路和分支水管使用铜质或不锈钢阀门，且管路具有防冻保温措施。6.2.4基座、支架支架、基座设计进行抗滑移、抗倾覆等稳定性验算。采用固定式支架，支架与基座使用寿命与建筑主体结构相同。在光伏发电系统使用寿命年限内，具备抗风、抗冰冻、抗温度交变的能力。抗震设计符合DGJ08--9--2003?建筑抗震设计标准?规定。在屋面防水层上安装光伏组件时，假设防水层上没有保护层，其支架基座下部应增设附加防水层。光伏组件的引线穿过屋面处应预埋防水套管，并作防水密封处理。防水套管应在屋面防水层施工前埋设完毕。在防水层上有保护层的屋面上进行基座、支架施工，假设造成建筑物防水层损伤，应对防水层进行修复。支架采用从钢筋混凝土基座中伸出的钢制热镀锌连接件或不锈钢地脚螺栓来固定或焊接在预先埋置至于根底上的钢板上。钢筋混凝土基座的主筋锚固在主体结构内，受结构条件限制无法锚固时，采取措施加大基台与主体结构间的附着力。支架、支撑金属件及各个连接节点用不锈钢螺栓连接，要求连接牢固且不影响光伏组件的更换。选用国内优质支架〔推荐品牌：江苏有能集团、东风机电、合肥涛源〕。提供基座、支架具有抵抗系统自重、风荷载、雪荷载和地震作用能力的设计依据。钢结构支架及其连接件须用热浸镀锌防腐。在光伏组件安装处风速30m/s或者地震烈度7度和地震加速度值0.1g条件下，组件和支架能够正常使用。组件支架的安装朝向和倾角必须一致。投标人应保证逆变器是全新、先进、优质、经过大量〔国内光伏电站已使用3000MW以上，其中2021年安装量≥2000MW〕应用和四年及以上稳定运行业绩〔提供逆变器供货合同和用户报告复印件，合同复印件至少包括合同首页、供货范围和签字盖章页，采购人必要时查验合同和用户报告原件〕。逆变器须通过TUV认证和金太阳认证并提供认证证书复印件〔采购人必要时查验认证证书原件〕并满足以下要求：〔1〕投标人提供额定输出功率为500kW和其它容量的并网逆变器，应为单机一体化设计，不接受用模块并联的方式扩展单机容量。业主有权根据现场情况，修改相关参数。〔2〕500kW逆变器为无隔离变压器型逆变器，要求其最大转换效率≥98.5%；100kW、250kW逆变器为内含隔离变压器型逆变器，其最大转换效率≥97.3%。100kW以下逆变器，不含隔离变压器，其最大转换效率≥98%。〔3〕在逆变器输出功率为20%额定功率至100%额定功率范围内，逆变器电流总谐波畸变率≤3%〔额定功率〕；交流输出三相电压的允许偏差不超过额定电压的±10%；直流分量不超过其交流额定值的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、过载保护功能和绝缘阻抗监测、剩余电流监测功能。〔4〕质保期不低于3年。在环境温度为-25℃～+50℃，相对湿度≤95%，海拔高度≤2000米情况下能正常使用。在质保期内，如有逆变器质量问题，中标人无偿负责修理，对一年内修理三次的逆变器无偿进行更换。〔5〕逆变器数据通讯、电能质量、电网异常时的响应特性和低电压穿越特性满足Q/GDW617-2021光伏电站接入电网技术规定。〔6〕逆变器采用中文界面，启停和发电过程实现智能化全自动，无需人工干预。〔7〕逆变器具有MPPT控制功能，能适时跟踪并把光伏阵列的直流最大输出功率转换为交流输出功率。〔8〕电网电压异常时，逆变器具有自动判别和按照下表规定值自动响应功能。异常电压的响应并网点电压〔U〕最大跳闸时间〔秒〕a继续运行1.2UN＜U＜1.3UNUN并网处电网标称电压〔〕。最大跳闸时间是指从异常状态发生到逆变器停止向电网供电的时间。可以根据电力调度部门的要求，预先设定在电网发生扰动后是否延时自动并网或者不并网。〔9〕电网频率异常时，逆变器具有自动判别和按照下表运行要求自动响应功能。频率范围运行要求低于48Hz满足电网要求每次频率低于49.5Hz时要求至少能运行10min。连续运行每次频率高于50.2Hz时，处于发电状态的逆变器具有自动持续运行0.2S～2min的能力〔时间连续可调，由现场值班人员依据电力调度部门给出的定值设定〕。处于停止运行状态的逆变器，具有自动判别并在频率高于50.2Hz时拒绝并网功能。处于发电状态的逆变器，具有0.2S内自动停运功能。处于停运状态的逆变器，具有自动拒绝并网功能。〔10〕逆变器具有紧急停机功能。在紧急情况下，现场工作人员触动紧急停机按钮，逆变器立即退出运行。〔11〕逆变器具有通过控制面板和通讯接口修改功率因数和无功功率整定值的功能，功率因数和无功功率整定值满足电力调度部门规定的性能要求。〔12〕逆变器电磁兼容性能应满足相应的环境使用要求，在正常运行或者电网异常时，不发生因电磁干扰造成整机工作不稳定和逆变器电磁辐射超标影响周边环境。〔13〕逆变器内部过电压保护完善，能有效防止谐振过电压，能保护各工作模块和电气元件在大气感应过电压和操作过电压的作用下正常工作。〔14〕逆变器柜体机械强度高，机架和零部件组装符合国家相关技术标准要求，内部工作模块和元器件安装牢固，能承受正常搬运和地震等外力的作用。柜体和安装梁油漆、电镀应牢固、平整，无剥落、锈蚀及裂痕等现象，模块和元器件文字和符号标示清楚、整齐、标准、正确。〔15〕逆变器具有完善的冷却系统，在-25℃～+50℃环境温度和0～95%环境相对湿度条件下,逆变器内部无冷凝、能够满负荷可靠工作。〔16〕逆变器各种工况下的噪声不大于65dB〔在距离逆变器水平位置1m处测量〕。〔17〕逆变器具有恒电压控制、恒功率因数控制和恒无功功率控制等多种控制模式，控制模式可以根据运行需要就地或远程切换。〔18〕在输出有功功率在10%～100%额定功率范围内，逆变器功率因数的连续可调范围为超前0.90～滞后0.90且调节响应时间不大于75ms。〔19〕逆变器硬件和软件能满足与外部无功电压控制系统连接要求，能根据无功电压控制系统的指令，在逆变器无功输出范围内连续调控无功出力并具有接受电网调度机构远程设定调节方式、参考电压、电压调差率等参数的功能。〔20〕在0～100%额定功率范围内，逆变器有功功率连续可调，具备远程接受调度调控并保证功率输出值和功率变化率满足电网调度部门的要求。〔21〕在120％倍额定电流下，逆变器连续可靠工作时间不小于1min；在120%～150%额定电流内，逆变器连续可靠工作时间不小于10s，输出电流到达150%额定电流，逆变器在0.2s时间内退出运行。〔22〕投标人设计组串中组件数量时，应使逆变器最大功率点跟踪的控制范围，覆盖各种工况下组串可能输出的电压范围。〔23〕采购人有权请有资质的第三方检测机构，对逆变器全过程进行质量控制。全过程质量控制的主要内容包括：逆变器生产工厂检查、关键元器件或材料质量监控、逆变器生产关键工艺监控、成品控制、施工现场测试等。投标人应为第三方检测机构的检查提供方便和配合。6.2.6直流汇流箱、防雷直流配电柜选用国内优质直流汇流箱〔推荐品牌：安徽硕日、上海正泰电源、深圳金霆〕和国内优质直流配电柜〔推荐品牌：安徽硕日、安徽阳光电源、江苏兆伏〕，国内直流汇流箱和防雷直流配电柜需通过国家金太阳认证或CCC认证。直流汇流箱、防雷直流柜外部设置“有电危险〞“双电源〞等警示标志，箱、柜内设备应名称、编号齐全，接线端子和导线应有清晰命名编号，电缆两端应有清晰的标牌，标牌上的文字不允许手工书写，印制的文字应清晰牢固，+、-极接线铜牌应有符合标准的色标。直流汇流箱、防雷直流柜的额定电压等级，高于在标准测试条件下，组串开路电压的l.25倍。直流汇流箱内配置〔包括不限于〕光伏专用直流保险丝和防雷模块、直流开关、组串防反充二极管、各种接线端子。根本要求：直流输出母线端配置额定电压不低于1000V光伏专用高分断能力的直流断路器；要求直流断路器具有在1.25倍组串最大开路电压下，平安切断接入汇流箱所有组串1.25倍最大短路电流之和的能力。每路光伏组串配有额定电压不低于1000V光伏专用直流熔断器进行保护；直流输出母线的正极对地，负极对地、正负极之间配有〔推荐品牌：DEHN，ABB，魏德米勒〕光伏专用防雷模块；汇流箱配有监视装置，对每一路电池组串列进行监控，通过RS485通讯接口，可将光伏阵列电压、电流、熔断器工作状态、防雷器工作状态、断路器工作状态等参数上传至上位监视机；直流汇流箱内电气回路与金属外壳之间能够承受1500V,1min工频耐压〔电子监控模块、防雷模块不进行工频耐压〕。布置的各种接线端子，应方便接线和更换，端子规格与连接导线截面积应配套，要求连接导线满足：•组串输入端子的连接导线截面积不小于4mm2。•汇流输出端子的连接导线平安载流量，大于标准测试条件下组串或方阵短路电流l.25倍。•接地线端子的连接导体截面积不小于35mm2。户外壁挂式安装、防水、防锈、防晒、防护灰，防护等级不低于IP65，能满足室外安装使用的要求；主要技术参数序号项目内容1最大开路电压VDC10002输入路数8/163每路输入电流A15/204防水端子PG255光伏专用防雷模块推荐品牌：DEHN，ABB，魏德米勒、施耐德iPR-DC光伏专用电涌保护器6直流输出断路器ABB，额定电压≥DC1000V7安装方式户外壁挂式8防护等级IP65户外9通讯功能RS48510绝缘强度〔AC有效值〕1500V〔min〕11噪音(dB/m)＜1012使用环境温度℃-25℃～+60℃13环境湿度0～99%14使用海拔高度m＜2000防雷直流柜内配置〔包括不限于〕光伏专用ABB直流断路器、菲尼克斯防雷器、防反二极管、指示仪表和各种接线端子等。柜体等满足6.2.7条要求。配电装置设计符合GB50054-2021?低压配电设计标准?和GB50060-2021?3~110kV高压配电装置设计标准?规定，并满足以下要求：〔1〕配套的土建根底设施符合国家和行业的相关规定。〔2〕正常运行条件下，配电装置运行寿命不小于25年。〔3〕采用国内外知名品牌的环氧树脂浇注式升压变压器〔推荐品牌：特变电工、明珠电气、江苏华鹏〕，要求变压器绝缘等级F级或H级、铜绕组、损耗不大于GB20052-2006?三相配电变压器能效限定值及节能评价值?4.2条规定。选择的变压器连接组别能够隔离逆变器产生的直流分量。〔4〕采用符合国家、行业标准和标准要求的国内外知名品牌产品，10kV及以下开关柜推荐：安徽鑫龙、安徽中安恒宇、安徽合电正泰电气产品。高压开关柜需通过西安高压电气研究所的型式试验，低压柜需通过国家CCC认证。开关柜外壳采用进口覆铝锌钢板，板材厚度高压柜≥2.0mm、低压柜≥1.5mm，边角重复折弯处厚度高压柜＞4mm、低压柜＞3mm。柜门采用冷轧钢板，外表应采用环氧树脂喷涂，喷涂层厚度不小于4um，喷前进行除油、除锈或磷化处理，要求面漆美观、附着力强、硬度高、耐腐蚀、抗老化，保光保色性好。柜体底板有防止小动物和灰尘进入措施。开关柜运点应设可拆吊环。开关柜的结构应保证工作人员的平安，便于运行、维护、检查、监视、检修和试验。高压柜中真空断路器为知名品牌产品〔推荐品牌：ABBVD4、施耐德HV40〕，微机型保护与测控装置为知名品牌〔推荐品牌：北京四方、南瑞继保、国电南自〕产品。低压柜中400A以上的回路选用框架断路器，要求该类断路器是配有电子智能脱扣器的知名品牌产品〔推荐品牌：ABB-Emax、施耐德-MasterpactMT〕。低压柜中的塑壳断路器、微型断路器、接触器、热继电器为知名品牌产品〔推荐品牌：ABB、施耐德〕产品。直流断路器额定电压≥1000V为知名品牌光伏专用产品〔推荐品牌：ABB〕，分断能力不小于50kA。柜中配置的互感器为符合国家、行业标准和标准要求的知名品牌〔大连第一互感器厂〕。采用环氧树脂浇注型单相式互感器，准确级组合及输出容量符合施工设计方案要求。高压PT柜内设防止高压电压互感器发生铁磁谐振的一、二次消谐装置。高压柜中配置西瓷氧化锌避雷器，避雷器要求配置防爆自动脱离装置。柜内主母线、分支母线、过渡母线应标明颜色〔交流A、B、C、N相分别为黄、绿、红、黑，直流+、-极分别为赭、蓝。母线排布按图纸要求，材质为无氧铜排，外表按国标镀锡处理、接头处压花镀锡，用绝缘热缩套管密封绝缘。低压开关柜内设置中性点工作母线和接地保护母线，工作母线和接地保护母线贯穿低压开关柜组全长。中性点工作母线截面不小于主母线的50%，接地保护母线截面不小于中性点工作母线的50%。开关柜的主母线和中性点工作母线及接地保护母线均采用无氧铜质。接地保护母线的颜色符合GB2681-81“电工成套装置中的导线颜色〞的规定。柜内二次局部应满足以下要求：a)导线敷设在足够空间的防火型线槽内，外露的导线束在一起，用夹具固定或支持，走向水平或垂直，导线在槽管中所占空间不超过70%。b)所有的导线中间无接头，导线在屏柜内的连接均经端子板或设备接线端子。大电流端子、普通端子、弱电端子之间须加装隔离，一个接线端子的连接导线不超过两条。所有开关柜上的端子排的接线及其排列应与图纸一致，端子排上至少应有20%的备用端子。端子采用魏德米勒或菲尼克斯品牌。d)二次导线采用BVR多股铜芯塑料导线。导线截面：二次回路的导线采用多股软铜线，电流回路的截面≥4mm2，电压回路的截面≥2.5mm2，控制、信号回路的截面≥1.5mm2。工频耐压2kV。e)所有导线的终端有与施工图纸一致的回路编号或导线走向标识。标识和线号应用微机打印在塑料配件上。标号正确、完整、清晰、牢固，不得用手写或粘贴。开关柜有完善的“五防闭锁〞功能。开关柜具有同规格单元互换功能。开关柜前、后上部应有标识开关柜编号和用途的标示牌。开关柜内设开关状态综合指示仪具有一次回路模拟图、温湿度控制、高压带电显示功能。可指示开关设备状态，当环境湿度高于设定湿度时，自动启动加热器，降低湿度，当湿度低于设定湿度时，停止加热。高压开关柜正面大门与反面封板上需装绝缘材料制造的视察窗，位置方便观察者巡视运行中的设备，观察窗与外壳具有相同的防护等级和机械强度。视察窗具有良好透明度和足够的强度,便于观察并考虑断路器检修方便。高压开关柜内应设照明灯以便于运行检查及检修用，并由门开关联锁。照明灯具可在运行的情况下检查和更换。根据光伏发电系统交流侧断开后，直流侧仍可能带电的特点，连接光伏发电系统和配电网的专用开关柜应有醒目标识。标识应标明“警告〞、“双电源〞等提示性文字和符号。标识的形状、颜色、尺寸和高度遵照GB2894和GB16179执行并经发包人认可。开关柜内元器件、母排、主回路和辅助回路导线布置合理、牢固美观、方便维修，电器之间、电器与壳体之间的空气间隙和爬电距离符合电力行业相关标准。开关柜〔箱〕防护等级：室内为IP4X，室外为IP54。箱、柜颜色由发包人确定。〔5〕光伏发电系统与接入点设备及线路之间的隔离局部的设计，满足GB/T19939-2005?光伏系统并网技术要求?和国家电网公司?光伏电站接入电网技术规定?要求。〔6〕光伏发电系统的变压器室、逆变控制室、开关室及其它工艺、设备房间，采用自然进风，机械排风。夏季排风温度不超过40℃，进风与排风温差应不超过15℃。达不到要求时，应增设空调。6.2.8光伏发电系统无功补偿投标人根据国标光伏发电站无功补偿技术标准和Q/GDW617-2021?光伏电站接入电网技术规定?，设计、安装符合规定的无功补偿装置和无功电压控制系统。无功补偿装置和无功电压控制系统应满足不限于以下要求：光伏发电子站接入点功率因数调整范围并网逆变器的输出有功功率在10%～～。接入点配电系统母线55范围内连续可调〔可在光伏发电站升压变压器低压侧配置无功补偿装置〕。选用国内优质无功补偿装置〔推荐品牌：上海思源、合肥华威、杭州银湖〕，无功补偿装置的配置和装置的主要性能要求包括不限于：•根据光伏发电站实际情况，如安装容量、安装型式、站内聚集线分布、送出线路长度、接入电网情况等，由有资质的设计单位为各子站配置动态无功补偿装置，要求动态无功补偿装置容量〔千乏〕≥×子站实际装机容量〔千瓦〕并通过专家评审。•采用动态无功补偿装置，装置的响应时间不大于30ms。•动态无功补偿装置具备自动控制功能，应在其无功调节范围内按光伏子站接入点无功电压控制系统的协调要求控制并网点电压。接入点电压高于1.2pu时，无功补偿装置可退出运行。接入点电压低于0.9pu时，无功补偿装置应配合站内其他无功电源按照GB/T19964中的低电压穿越无功支持的要求发出无功功率。光伏发电子站无功电压控制系统的配置和主要性能要求•由有资质的设计单位为光伏发电子站配置无功电压控制系统并通过专家评审。•无功电压控制系统具备根据电力系统调度机构指令，自动调节光伏发电子站发出〔或吸收〕的无功功率，控制子站并网点电压在正常运行范围内，调节速度和控制精度应能满足电力系统电压调节的要求。•无功电压控制系统稳态响应时间应不超过10s，无功功率控制偏差的绝对值不超过给定值5%，电压调节精度在0.005pu内。•无功电压控制系统应监控各部件的运行状态，统一协调控制并网逆变器、无功补偿装置。•无功电压控制系统具备计算、自动调节、监视、保护、通信、启动/停止顺序控制、文件记录等功能。•无功电压控制系统应通过通信接口与站控和上级控制〔或电力系统调度机构〕保持相互传送信息和运行命令。10kV配电装置使用电缆的额定工频电压为10kV，电缆芯线导体与金属屏蔽之间的额定工频电压为8.7kV。低压配电装置使用电缆的额定工频电压为1000V。选用国内优质电缆〔推荐品牌：宝胜电缆、天康电缆、合肥绿宝电缆〕，电缆的技术要求和规格满足GB50168-2006?电气装置安装工程电缆线路施工及验收标准?、?CEEIAB218.1~.4-2021 光伏发电系统用电缆标准?和光伏发电系统到达铭牌功率时电缆上的电压降≤2%，同时满足：〔1〕光伏组件之间、光伏组件与直流汇流箱之间，电缆平安载流量≥1.56倍线路最大连续电流计算值。〔2〕直流汇流箱与直流配电柜以及直流配电柜与逆变器之间，电缆平安载流量≥组串或方阵标准测试条件下的短路电流的l.25倍。〔3〕直流侧总电缆的长期使用设计载流量应不低于光伏发电系统短路电流的1.25倍。〔4〕光伏组件之间、光伏组件与直流汇流箱之间，采用经过UL认证，耐热90℃、防酸、防潮、防晒光伏专用电缆。〔5〕直流汇流箱与配电室之间采用铜芯、阻燃直流电缆，配电室内交流电局部、光伏发电系统与并网接入点之间，采用铜芯、阻燃交流电缆。〔6〕交流动力电缆和控制电缆采用铜芯、阻燃交流电缆。控制电缆芯线的截面积和备用芯预留数量符合国家及行业规定。〔7〕选用抗压、抗老化、耐腐蚀、阻燃、耐热90℃材质的屋顶电缆保护管。〔8〕屋顶上的光伏电缆与组件支架的绑定，采用不锈钢扎带。〔9〕电缆桥架有满足国家标准的产品合格证，钢制电缆桥架，应采用热浸镀锌防腐工艺，热浸镀锌防腐层的质量，应符合下表要求镀锌厚度〔附着量〕平均值桥架构件≥65μm(460g/㎡)螺栓及杆件(直径≥10mm)≥54μm((460g/㎡)锌层附着力划线，划格法或锤击法试验，锌层应不剥离、不凸起锌层均匀性硫酸铜试验4次不应露铁外观锌层外表应均匀、无毛刺、过烧、挂灰、伤痕、局部未镀锌〔直径2mm以上〕等缺陷，不得有影响安装的锌瘤。螺纹的镀层应光滑、螺栓连接件应能拧入〔10〕电缆桥架应满足强度、刚度、稳定性的要求，允许最小板材厚度满足下表要求桥架宽度B允许最小板厚B≤150150＜B≤300300＜B≤500500＜B≤800800＜B〔11〕电缆桥架外表应光滑无毛刺、保证外型美观，电缆桥架弯通、三通等应有足够的弯曲半径，以满足电缆敷设的最小半径。桥架之间的连接板连接螺栓等受力附件，与桥架、托臂等本体结构强度相适应。〔12〕电缆桥架直接片、压板、连接螺栓等附件数量需满足现场使用。〔13〕电缆桥架施工和电缆与桥架空间的容积比应符合标准，在屋面上布置的桥架底部距屋面应大于30cm，容积比应小于50%，以利于通风散热。〔14〕电缆桥架对于电缆具有防尘、防水、防机械损伤功能，电缆桥架底部排水设计能保证任何情况电缆桥架内无积水。〔15〕电缆防火涂料的涂刷和空洞的封堵，应符合电力行业要求。〔16〕电缆应悬挂说明电缆规格型号、起终点位置的标志牌，标志牌上的文字不允许手工书写，印制的文字应清晰牢固。复核采用支架直接接地的防雷保护是否满足GB50057?建筑防雷设计标准?GB50601-2021?建筑物防雷工程施工与质量验收标准?的要求。不满足时，须安装防直击雷保护装置。光伏系统的防雷和接地，符合SJ/T11127?光伏〔PV〕发电系统过电压保护-导那么?规定，并不得与市电配电网共用接地装置。设置光伏系统专用的接地电阻≤4Ω的接地装置。接地装置的接地体和接地引下线采用热浸镀锌防腐。接地装置的施工工艺按照03D501-4?接地装置的安装?、GB50169?电气装置安装工程接地装置施工及验收标准?进行。光伏组件支架直接与接地干线连接，变压器室、配电室、监控室内电气设备接地符合DL/T621-1997?交流电气装置的接地?规定。当直流侧带电体设计为接地时，应有效防止导体的电化学腐蚀的措施。并网接入点设备接地符合IEC60364-7-712?建筑物电气装置第7-712局部：特殊装置或场所的要求太阳光伏〔PV〕发电系统?要求。为抑制感应过电压和操作过电压，在直流汇流、交流汇流、分级配置防雷防浪涌保护模块，在配电装置母线和电缆进线柜装设避雷器。μs，幅值不低于下表要求的进行正负各3次冲击的防雷能力：光伏系统最大开路电压〔V〕模拟雷击峰值电压〔V〕10080015015003002500600400010006000具有模拟雷击电流波形8/20μs，幅值不低于下表要求的l次冲击，每次冲击间隔为lmin的试验：子站各接入点装机容量〔kW〕模拟雷电峰值电流〔A〕20＜装机容量≤40010000装机容量＞40020000试验后设备能正常工作。μs(500V)、8/20μs(250A)的耐雷击电压、耐雷击电流试验。配置的防雷防浪涌保护模块应合格，并有产品合格证、国家认可的测试机构出具的?防雷产品测试报告?、安徽省防雷管理部门出具的?防雷产品登记备案证书?。6.5.1子站配置自用电系统，满足阴天和夜间用电的需求。6.5.2自用电系统采用双电源自动切换，电压等级为380V/220V，动力回路、照明、插座分开布置。6.5.3自用电系统与屋面业主配电系统接入点需安装合格的电能表。6.6保护、计量、通讯装置平安保护满足Q/GDW617-2021?光伏电站接入电网技术规定?。6.6.2根据接入系统设计方案确定并网接入点是否需要设置防逆流保护装置，如需要设置防逆流保护，要求防逆流保护可根据现场运行方式选择投入或退出。6.6.3升压变压器配置电流速断、过流、单相接地、温度等保护。6.6.4在接入点系统侧配置一套快速切除故障的主保护系统和一套后备保护。在光伏子站出线一侧开关柜上配置一套微机线路保护和一套低电压保护。其中低电压保护须满足：1、配电网电压低于0.2倍额定电压时，低电压保护经过0.5秒延时跳开光伏子站出线一侧开关柜断路器；2、低电压保护具有闭锁光伏子站出线侧断路器合闸回路的功能，当电网电压低于0.85倍额定电压时，能够有效阻止光伏子站出线一侧开关柜断路器通过远方操作或者就地手动操作合闸。6.6.5实时采集外部电网的电压、相位信号，通过闭环控制，使得系统输出电压和相位与外部电网同步。选择在行业内有成熟应用业绩的监控系统集成商〔推荐品牌：深圳中电、上海云高、南京大全〕。要求集中监测和控制系统满足国家和电力部门的相关规定，满足发包人监控、运行分析、事故追忆的需要。其功能至少包括：〔1〕数据采集与处理,能通过现场〔I/O〕测控单元采集有关信息，检测出事件，故障，状态，变位信号及模拟量正常，越限信息等，进行包括对数据合理性校验在内的各种预处理，实时更新数据库，其范围包括：1〕模拟量采集•直流汇流箱工作电压、电流。•逆变器直流侧输入电压、电流、交流侧输出电压、电流、功率、功率因数、频率。•升压变压器上下压侧运行电压、电流、有功功率、无功功率。•光伏发电区域子电站〔以下简称子电站〕上网电流、电压、有功功率、无功功率、功率因数、当月发电量、年度总发电量、环境参数〔如辐照度、环境温度、风速〕。•配电室、二次设备室内环境温度〔温度测点数量，按每个配电室、二次设备室不少于2个配置〕。系统采用交流采集方式，对不能实现交流采集的非电量如辐照度、环境温度、风速等，可采用直流采集方式，并实现如下功能：•定时采集：按扫描周期定时采集数据并进行相应转换、滤波、精度校验及数据库更新等。•越限报警：按设置的限值对模拟量进行死区判别和越限报警，报警信息包括报警条文、参数值及报警时间等内容。2〕数字量采集•光伏组件运行状态及故障报警信号。•逆变器运行状态及故障报警信号。•断路器、接地刀闸的位置信号。•子站接入点断路器位置信号，接入点隔离断路器〔隔离开关〕位置信号。•继电保护和平安自动装置动作及报警信号。•直流系统及UPS设备运行状态及故障报警信号。要求功能满足：•定时采集：按扫描周期定时采集输入量并进行光电隔离，状态检查及数据库更新等。•设备异常报警：状态发生变化时，进行设备异常报警，其报警信息包括报警条文、事件性质及报警时间。•事件顺序记录〔SOE〕、操作记录及事故追忆：对断路器位置信号、继电保护动作信号、逆变器保护动作信号等需要快速反响的开关量应采用中断方式，并按其变位发生时间的先后顺序进行事件顺序记录。系统能记录事故前1分钟至事故后2分钟全部的模拟量，可根据不同的触发条件，产生事故追忆表，事故追忆表可以在事故时系统自动打印或事故后手动打印。系统满足在数个触发点同时发生时不影响系统的可靠性，事故追忆表同时存放的数量不少于5个。3〕脉冲量的采集包括有功电度和无功电度等，要求能连续采集电度脉冲量，能根据各回路PT、CT二次变比及脉冲电度表参数计算转换为实际电度量，系统对采集的电度量可进行分时段和分方向统计，统计的电量具有与相应模拟量平均值进行校核的功能。当系统因故中断计量时，不丧失原累积值，并能通过人工置数保证电量累计的正确性。〔2〕监视通过显示器对主要电气设备运行参数和设备状态进行监视，画面调用采用键盘、鼠标或跟踪球。显示的主要画面至少如下：•电气主接线图，包括显示设备运行状态、各主要电气量(电流、电压、频率、有功、无功)、主要环境参数〔如辐照度、环境温度、风速〕等的实时值•直流系统图•交流不停电电源(UPS)系统图•趋势曲线图，包括历史数据和实时数据•棒状图•计算机监控系统运行工况图•发电量曲线•各种保护信息及报表•控制操作过程记录及报表•事故追忆记录报告或曲线•事故顺序记录报表•数字视频监视〔3〕报警当所采集的模拟量发生越限，数字量变位及计算机系统自诊断故障时应进行报警处理。报警方式应分为两种:一种为事故报警，一种为预告报警,前者为非操作引起的断路器跳闸和保护装置动作、逆变器故障信号，后者为一般性模拟量越限、设备变位、状态异常信号。事故报警和预告报警应采用不同颜色，不同音响给以区别，并具有人工确认、自动或手动复归等功能。对重要模拟量越限或发生断路器跳闸等事故时，系统自动推出相关事故报警图面和提示信息，并自动启动事件记录打印机。〔4〕数据存储1〕系统能够记录保存5年以上数据，并方便归档查询。2〕存储数据不因监控系统断电和其它异常而丧失。3〕存储数据能够根据需要输出到指定的外部存储设备，如U盘、移动硬盘、光盘刻录机。4〕提供管理存储数据的软件。〔5〕报警短信和电子邮件光伏发电系统故障时，子站监控室和公司总部电力监控室立即发出告警信号，同时发包人指定和电子邮箱也立即收到监控系统发出告警短信和告警邮件〔发包人可根据需要，自行设定与更改号码和邮箱地址。要求可供设定的号码和邮箱数量不少于256个〕。〔6〕数据异地传输1)负责子站全部监控信息和视频信号接入发包人公司总部远程集控室，包括采用标准通讯接口，通过电信运营商数据专线把子站的全部监控和视频信息送至远程集控室机房。完成子站数据与远程集控室机房主站监控系统的数据对接，按照一期子站的现有模式在远程集控室机房主站监控系统中实现:数据规约转换流程图组态趋势组态报警组态报表配置短信发送功能配置数据库的优化2〕子站须具备与电力系统调度机构之间进行数据通信的能力。并网双方的通信系统应以满足电网平安经济运行对电力通信业务的要求为前提，满足继电保护、平安自动装置、调度自动化及调度等业务对电力通信的要求。在正常运行情况下，光伏发电系统向电力系统调度机构提供的信号至少包括：光伏发电系统并网状态、辐照度；光伏发电系统有功和无功输出、发电量、功率因数；并网点的电压和频率、注入电力系统的电流；变压器分接头档位、接入点并网断路器开关状态等。〔7〕系统自诊断具有在线诊断系统中各设备和软件运行情况，当发现故障或错误时，自诊断程序能正确地判断出故障内容和故障插件，并在对其进行隔离的同时发出监控系统故障告警。诊断程序的检测结果可以自动或手动打印。监控系统自身故障不影响光伏系统正常发电。〔8〕数字视频监视视频监视系统由前端系统、传输系统、控制系统、显示系统四个局部构成,还具有对图像信号的分配切换、存储、处理、复原等功能。通过监测终端上的摄像装置，实现在线视频监测光伏电站运行状况。通过图像监测可以直观的实现对屋顶光伏阵列、配电室设备的观测，防止设备火灾、被盗。视频监视的功能包括：1〕能够远程设置摄相机参数，控制摄像机连续摄像、拍照、调焦、采样时间间隔、拍摄角度转换等命令，能够对设备周围较大范围的情况进行监控〔摄像机推荐品牌：三星泰科、海康威视、亚安科技〕；2〕视频信号上传监控主机，发包人公司总部监控室可以随时查看图像，查看历史照片；3〕对屋顶光伏阵列、配电房逆变器、开关柜、升压变进行实时和定时监控；4〕对设备现场的危险点监测；5〕视频监视主机配置，不低于以下要求：•主机：高性能西门子工业控制PC机•处理器：低功耗IntelCore™2Duo处理器•内存：DDR3、2G〔可升级〕•硬盘：500G〔可升级〕•通讯接口：RS232/RS485，10/100/1000M以太网••显示器：三星液晶彩色显示器,子站屏幕尺寸不低于21吋。•键盘、鼠标：标准键盘〔或功能键盘〕及光电鼠标器。•外部存储设备：SONYDVD刻录机〔外置USB口〕•软件：系统软件、支持软件和应用软件。所配置的软件为模块化结构，方便修改和维护。软件的实时性、平安性、可靠性及实用化符合调度自动化设计技术规程〔DL5003－91、DL5002－91〕要求。〔9〕子站监控室监控系统〔以下简称“监控系统〞〕配置要求：监控系统采用全计算机监控方式，按无人值班〔少人值守〕运行方式设计。监控系统应当技术成熟、高度可靠、技术先进、便于维护、经济合理，整个系统采用开放式结构。软件应适合开放系统环境下运行，并具有成熟的运行经验。操作系统采用Windows操作系统，用户界面及网络接口均应符合开放系统及安徽电网有关标准。监控系统设备至少包括二台主计算机兼操作员工作站，二机互为冗余热备用，作为监控系统的控制中枢；另设工程师工作站供系统维护和通信之用，控制中心还需设有UPS装置、打印机、GPS卫星时钟、工业大屏幕液晶显示器及其他辅助设备〔包括通信网络、接口设备以及网络防护设备〕。监控系统主要硬件不低于以下要求：1〕主计算机兼操作员工作站性能至少应满足以下要求：•中央处理器不低于IntelXeonE5-26433.3G。•内存：DDR3、8G〔可升级〕•硬盘：1T〔可升级〕•通讯接口：RS232/RS485，10/100/1000M以太网••显示器：液晶彩色显示器,屏幕尺寸不低于21吋。•键盘、鼠标：标准键盘〔或功能键盘〕及光电鼠标器。•存储设备：DVD刻录机•有同步接口，以便于与外部设备的实时时钟同步。2〕打印机打印机选用激光打印机，打印幅面为A3，打印速度至少到达10PPM，字符为ASCII码及国标一、二级汉字库、分辨率不小于720dpi。打印机应是低噪音的，应不干扰音响报警及正常话务通信联系。3〕同步时钟监控系统设置一套GPS卫星时钟，要求时钟稳定度为10E-7，时钟精度为±1ms。4〕直流电源、不停电电源〔UPS〕选用国内优质直流电源和UPS电源〔推荐品牌：合肥英特、国电南自、上海天正机电〕直流电源满足DL/T459-2000电力系统直流电源柜订货技术条件，并至少满足以下要求：〔1〕在输入交流电压变化20%、频率变化10%范围内，直流电源能稳定、可靠运行。〔2〕充电模块N+1热备份，直流系统中任一充电模块或者元件故障时，不影响直流电源正常运行。〔3〕具有RS232、RS485等多种接口，方便与光伏电站监控系统通讯，适合于直流电源无人值守。〔4〕具有蓄电池自动管理及自动温度补偿功能，智能化电池管理。〔5〕具有交流进线缺相保护、雷击浪涌吸收及交流配电单元。UPS系统满足以下根本特性要求：输入电压： AC380/220V±15%，3相/单相，50Hz±2%；输出电压： AC220V±2%，50Hz±1%；波形畸变： ＜5％；噪音： ＜60dB；UPS应具有抑制波涌电压和电磁干扰的能力。UPS指示：UPS的面板上必须装有用于指示电源工况及保护状态的信号灯，并提供内部故障信号接点。UPS应具有冲击电压保护、短路保护、冲击电流保护等必要的保护措施。同时具有恒频恒压特性。5〕出于集控室实时数据监控系统的架构要求，远端子站必须配置一台用于采集子站数据的网关机，此网关机在子站本地对数据进行处理打包，并且通过网络发送给集控室。网关机上的软件安装由集控室的工作人员进行安装。

网关机的系统软件配置应如下：

操作系统：

winxp

sp3

网关机的硬件配置应不低于如下配置：

CPU

：Intel

酷睿i5

3470

内存容量：2GB

硬盘容量：250GB

有线网卡：2个1000Mbps以太网卡6.6.7在子站的每个并网接入点，安装经相关电能计量强检机构和本市电力主管部门认可的电能计量装置，电能计量装置的设备配置和技术要求应符合DL/T448，以及相关标准、规程要求。并经发包人和电网企业双方认可的具有相应资质的电能计量检测机构对电能计量装置完成相关检测，出具完整检测报告，施加封条、封印或其他封固措施。电能计量装置投运前，须通过电网企业和发包方组织的竣工验收。每个并网接入点安装同型号、同规格、准确度相同的主、副电能表各一套。主、副表应有明确标志。要求电能表采用静止式多功能电能表，技术性能符合GB/T和DL/T614的要求。电能表至少应具备双向有功和四象限无功计量功能、事件记录功能，配有标准通信接口，具备本地通信和通过电能信息采集终端远程通信的功能，电能表通信协议符合DL/T645。采集信息应接入电力系统调度机构的电能信息采集系统。计量装置内计量用互感器和电能表须有CMC标志，电能计量柜的观察窗口、铅封方式、电表和互感器安装位置符合本市电力主管部门认可。计量柜内须配置电能表失压自动记录仪。失压记录仪应选择有电力系统使用业绩、成熟、可靠产品，具有对电能表电压回路实时监视记录功能和电能表失压时声光报警功能。6.6.8在各个并网接入点装设满足IEC61000-4-30?电磁兼容第4-30局部试验和测量技术-电能质量?标准要求的A类电能质量在线监测装置。电能质量数据能远程传送到电网企业，保证电网企业对电能质量的监控。〔超前〕〔滞后〕范围内连续可调。具备在无功输出范围内，根据接入点电压水平调节无功输出，参与电网电压调节的能力，其调节方式、参考电压、电压调差率等参数具备由电网调度机构远程设定的条件。“五防〞系统。〔通讯用直流电源单独组屏〕。直流系统蓄电池的充电设备采用高频开关整流充电器，兼做浮充电用。6.6.12资料提供投标人向发包人提供的技术文件及图纸等资料费用计入合同总价。投标人所提供的各种技术资料能满足发包人对电站设计以及安装调试、运行试验和维护的要求。投标人保证技术文件及图纸清洁完整、封装良好、并按系统分类提供给发包人。投标人保证随最后一批资料供给一套完整的全套图纸、资料和手册的总清单。〔1〕图纸评审前提供3套初步设计图纸和计算书，评审时通知发包人参加。〔2〕安装工程开工前，提供5套施工图。〔3〕应按发包人要求的时间向发包人提供施工进度方案。〔4〕设计单位编写的设备标准书应交发包人审查，发包人对设备标准书提出的修改意见，投标人和投标人委托的设计单位应接受。设备订货时向发包人提供配电设备、集中监测和控制系统、电能表等订货技术协议各3套。〔5〕按时提供相应的技术说明、图纸、设备材料清册〔包括但不限于〕•材质检验报告3套•设备明细清单5套•隐蔽工程验收记录6套•试验报告5套•设备图纸和随机资料各3套•竣工图纸8套〔正本1套、副本7套〕•子站电气系统图6套•子站电气二次回路接线图6套•光伏电站运行规程6套•光伏电站设备维修手册6套提供的文件，包括图纸、计算书、说明、使用手册等使用国际单位制〔SI〕，所有文件、图纸、、信件均使用简体中文，如提供外文资料，须征得发包人同意。除纸质资料外，提供初步设计方案、施工图纸、竣工图纸、子站电气系统图、子站二次回路接线图、光伏电站运行规程、光伏电站设备维修手册电子版资料各2套。在试运行前一周，提交子站系统图和运行规程。在工程竣工后30天内提交符合发包人要求的竣工资料3套，并配合发包人档案管理人员或发包人委托的工程档案编制单位，按照工程档案标准化建档要求，完成竣工资料归档工作。现场施工按照GB50794-2021?光伏发电站施工标准?要求开展。7.1.1光伏发电系统的安装符合设计要求。7.1.2安装前应具备的条件：•设计文件齐全，并已审查通过。•施工组织设计或施工方案已提供审查批准。•施工场地符合施工组织设计要求。•现场水、电、场地、道路等条件能满足正常施工需要。•预留基座、孔洞、预埋件、设施符合设计图纸要求，并已验收合格。•施工队伍有建设兆瓦级及以上光伏发电工程的实际经验。7.1.3施工过程中，不得破坏建筑物的结构和建筑物的附属设施，不得影响建筑物在设计使用年限内承受各种荷载的能力。7.1.4投标人对整个现场各种操作和施工方法的适用性、稳定性和平安性全面负责。但应服从发包人的现场协调。方案表，格式见表一。7.2.1光伏发电系统设备和部件在存放、搬运、吊装等过程中不得碰撞和受损，光伏组件的正反面不得受到任何碰撞和挤压。7.2.2在安装时，禁止站在光伏组件上作业，电路接通后应有防止电击的平安措施。不允许带负荷或能够形成低阻回路的情况下接通或断开隔离开关、安装或拆卸连接缆线。7.2.3光伏组件施工时，应做好平安围护措施，光伏组件连接完成或局部完成后，遇有组件破裂须及时设置限制接近的措施，并由平安监察人员会同技术人员处置。7.2.4吊装光伏组件，其底部衬垫木。吊装光伏组件和大件设备时，防止吊装机械和吊物与周围建筑和公共设施碰撞，并有保障施工人员人身平安的措施。°时，应设置踏脚板。7.2.6雨天停工前，做好光伏组件输出电缆防护，防止日照条件下光伏组件有电时发生短路。7.3基座、支架施工7.3.1按设计要求的位置设置光伏方阵的基座并保证基座与建筑主体结构牢固连接。7.3.2在屋面的结构层上现浇基座，完工后做防水处理，并符合GB50207?屋面工程质量验收标准?的规定。7.3.3光伏组件安装前，钢筋混凝土基座顶面的预埋件，按设计的防腐级别涂防腐涂料，并妥善保护。7.3.4光伏组件支架及其材料符合设计要求。钢结构的焊接符合GB50205?钢结构工程施工质量验收标准?的规定。按设计要求校准位置把光伏组件支架安装在基座上并保证可靠固定。对框架周围需要填缝的均应填实，外表修整光洁，无裂纹。7.3.5结构件焊接完毕进行防腐处理。防腐施工符合GB50212?建筑防腐蚀工程施工及验收标准?和GB50224?建筑防腐蚀工程质量检验评定标准?的规定。7.3.6光伏组件之间的连接方式，符合设计规定。7.3.7光伏组件的排列连接固定可靠，外观整齐。7.3.8坡屋面上安装光伏建筑构件，其周边的防雨连接结构须严格施工，不得漏水、漏雨，外表须整齐美观。反面通风良好，不得被杂物遮挡。7.3.10光伏组件和支架安装完成后，检查光伏组件布线美观、整齐、无线缆外露，各方阵线缆连接附件有足够的强度、防水、抗老化、便于连接和运行维护，对成品采取保护措施。?建筑电气安装工程施工质量验收标准?的规定?电气装置安装工程电缆线路施工及验收标准?的规定。?电气装置安装工程接地装置施工及验收标准