光伏区施工合同技术协议

-94-大唐山西陵川90MWp光伏发电项目光伏场区施工技术协议甲方：保定中泰新能源科技有限公司乙方：XXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXX目录第一章项目管理与施工组织设计 -4-第二章工作范围及服务范围 -4-2.1工作范围 -4-2.2服务范围 -10-第三章内容要求与技术规格书 -10-3.1工程建设标准 -10-3.2技术条件 -12-3.3标准及规范 -14-3.4技术要求 -19-3.5土建部分 -56-3.6技术资料、产品样品 -70-3.7检验和性能试验 -71-3.8设备验收 -72-3.9培训 -72-第四章设计范围和设计联络会 -72-4.1设计范围 -72-4.2设计深度描述 -72-4.3设计联络会 -73-4.4设计确认 -74-第五章技术资料内容及交付进度 -75-5.1一般要求 -75-5.2资料提交的基本要求 -75-5.3图纸资料清单 -76-5.4交付进度 -80-第六章监造、检验和性能验收试验 -80-6.1概述 -80-6.2工厂检验及试验 -80-6.3设备监造 -81-6.4调试 -83-6.5性能验收试验 -83-第七章施工、安装与调试 -84-7.1工作范围及安装内容 -84-7.2规范和标准 -84-7.3设备安装的一般要求 -85-7.4电气装置安装范围及安装要求 -85-7.5仪表及控制设备安装的一般规定 -87-7.6消防技术要求： -87-7.7乙方安全、保卫、文明施工和环境保护 -90-7.8调试(启动) -91-7.9商业运行 -91-第八章技术培训 -92-8.1总则 -92-8.2.乙方的义务 -93-8.3甲方的义务 -93-·大唐山西陵川90MWp光伏发电项目EPC总承包技术协议甲方：保定中泰新能源科技有限公司乙方：XXXXXXXXXXXXXXXX甲乙双方就大唐山西陵川90MWp光伏发电工程项目，经过协商达成如下技术协议，作为大唐山西陵川90MWp光伏发电项目合同附件。本技术协议与合同同时生效，具有同等法律效力。第一章项目管理与施工组织设计由乙方另行编制，监理审核，项目法人批准。第二章工作范围及服务范围2.1工作范围发电场系统及配套工程的场区施工，包括以下主要内容（不限于此）：光伏厂区各系统的设计优化、除甲供材以外的设备采购、全部设备的运输和管理、建筑安装部分；临时征地、进场道路、施工用水用电、安全设施设计、验收评价报告（安全三同时）；项目各系统工程、其他配套工程施工准备、施工、调整试运、涉网手续和竣工验收、消防验收、移交后的质保期服务和质保期内的特殊试验，实现消防、安全设施（含甲方的安全标示牌等内容）、劳动安全卫生、大唐运行管理系统、建设期工程保险、环境保护“三同时”，并网验收。本工程作为EPC总承包交钥匙工程，不论本技术文件是否提及，凡涉及本工程竣工投产、工程检查、档案验收、竣工结算、工程验收、整体竣工验收等各种工程验收的工作内容及相关费用均属于乙方的工作范围。主要工程项目包括（但不限于）（以技术发包文件和实施过程相关文件为准）：（一）施工准备：配合甲方办理开工手续；按要求缴纳农民工工资保障金；现场“四通一平”（进场道路和施工道路、通讯、通水、通电和场地平整）；临建设施建设；办公和生活设施建设；（二）除甲供材以外的设备、材料（包括备品备件、工器具）的采购、全部设备的催交、运输、仓储保管等；（1）发电场基础工程包括但不限于以下内容：1）支架基础。2）逆变器、箱式变压器基础（逆变器、箱式变压器、电缆分接箱及围栏基础、基坑开挖、回填、围栏安装；基础钢筋混凝土的施工、密封、防腐的施工，钢筋制作安装，预埋管件，余土外运，土方外购，基底钎探等）。3）防雷、接地工程。4）支护、降水、排水及防洪等措施。5）地基处理。6）甲方所采购设备的接卸、倒运、开箱验收、保管、保养、发放等工作。7）乙方在施工过程中超越甲方划定的道路或临时场地边界所造成的所有压耕地、青苗损坏、农用设施损坏及其他设施损坏等均由乙方负责赔偿。8）乙方在开工前充分向甲方了解施工区域内的地下设施分布，必要时采取保护措施，否则在施工中造成地下设施损坏由乙方负责赔偿。9）配合其他单位的施工。（2）发电场安装工程包括但不限于以下内容：1）支架及组件安装（含卸车、保管、二次搬运、现场组装、安装等）。2）汇流箱、逆变器安装（含卸车、保管、二次搬运、安装等）。3）箱式变压器等设备的安装（含卸车、保管、二次搬运、安装、特殊试验等）。4）逆变器至箱式变压器低压电缆敷设（含土石方开挖、回填、铺砂盖砖；电缆终端头制作、电缆防火封堵、光缆安装及光纤熔接并提供测试报告、特殊试验等）。5）设备与主接地网的连接施工。6）负责设备的单体调试、配合设备厂家调试以及有关的技术服务。7）负责本EPC工程范围内的所有设备、材料的二次搬运及安装。8）设备包装物（含汇流箱、逆变器、箱变、电缆运输支架等）保管、回收、装车移交。9）乙方在施工过程中超越甲方划定的道路或临时场地边界所造成的所有压耕地、青苗损坏、农用设施损坏及其他设施损坏等均由乙方负责赔偿。10）配合其他单位的施工。（3）道路施工工程包括但不限于以下内容：1）进场道路（含护坡、挡墙、排水、防撞墩、警示牌、指示牌等）。2）场内临时及检修道路（含护坡、挡墙、排水、防撞墩、警示牌、指示牌等）。3）临时工程：施工电源、施工水源、通信、弃土场等。4）土石方工程。5）乙方在施工过程中超越甲方划定的道路或临时场地边界所造成的所有压耕地、青苗损坏、农用设施损坏及其他设施损坏等均由乙方负责赔偿。6）乙方在开工前充分向甲方了解施工区域内的地下设施分布，必要时采取保护措施，否则在施工中造成地下设施损坏由乙方负责赔偿。7）配合其他单位的施工。（四）建筑安装工程：光伏场区地基处理方案和试桩、施工图所列的所有光伏场区设备设施安装（包括电池组件、汇流箱、逆变器、箱变、道路和设备的照明、接地、通信、视频安防、消防、光伏组件冲洗系统等所有设备材料等）、工程质量监督，场外备用电源。此外承包范围还包括保险、售后服务、人员培训、竣工验收（主要指办理环保、水保、消防、人防、抗震、安全设施“三同时”、劳动保护和职业卫生“三同时”、征地等）手续办理并承担相关费用、工程质保期内的服务、消缺等全过程工作。2.2服务范围乙方的服务范围是指其在现场进行的工作和对甲方的运行、维护和管理人员进行必要的技术培训。乙方的服务费用应在其承包报价范围内。乙方应负责解决并网光伏电站在投入商业运行前的试运期间发现的问题，确保装置达到设计性能。第三章内容要求与技术规格书3.1工程建设标准项目的材料、设备、施工须达到下列现行中华人民共和国以及省、自治区、直辖市或行业的工程建设标堆、规范的要求，但不限于下列规范：IEC61215晶体硅光伏组件设计鉴定和定型IEC6173O.l光伏组件的安全性构造要求IEC6173O.2光伏组件的安全性测试要求GB/T18479-2001《地面用光伏（PV）发电系统概述和导则》SJ/T11127-1997《光伏（PV）发电系统过电压保护—导则》GB/T19939-2005《光伏系统并网技术要求》GB/T19964-2012《光伏发电站接入电力系统技术规定》GB50797-2012《光伏发电站设计规范》GB/T50866-2013《光伏发电站接入电力系统设计规范》GB/T20046-2006《光伏系统电网接口特性》（IEC61727：2004）GB/T29321-2012《光伏发电站无功补偿技术规范》GB12326-2000《电能质量电压波动和闪变》GB12325-2003《电能质量电力系统供电电压允许偏差》GB/T14549-1993《电能质量公用电网谐波》GB50057-2000《建筑物防雷设计标准》DL/T448-2000《电能计量装置技术管理规程》GB50217-2007《电力工程电缆设计规范》DL/T404-2007《3.6kV～40.5kV交流金属封闭开关设备和控制设备》GB/T50795-2012《光伏发电工程施工组织设计规范》GB/T50796-2012《光伏发电工程验收规范》GB/T50794-2012《光伏发电站施工规范》《国家电网公司十八项电网重大反事故措施（修订版）》国家电网【2018】979号《防止电力生产事故的二十五项重点要求》（国能安全【2014】161号）GB50150-2006《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》Q/CSG10017.2-2007《110~500KV送变电工程质量检验及评定标准(第2部分 变电电气安装工程)》DL5009.3-1997《电力建设安全工作规程》（变电所部分）DL 408—91《电业安全工作规程( 发电厂和变电所电气部分)》GB50059-2011《35KV-110KV变电站设计规范》GB50060-2008《3-110KV高压配电装置设计规范》DLT5242-2010《35KV-220KV变电站无功补偿装置设计技术规范》DL/T587《微机继电保护装置运行管理规程》GB/T14285《继电保护和安全自动装置技术规程》GB/T50062《电力装置的继电保护和自动装置设计规范》GB/T50062《电力装置的继电保护和自动装置设计规范》DL/T478《继电保护及安全自动装置通用技术条件》GB/T15145《输电线路保护装置通用技术条件》DL/T770《变压器保护装置通用技术条件》GB50171《电气装置安装工程盘、柜及二次回路接线施工及验收规范》DL/T5137《电测量及电能计量装置设计技术规程》DL/T5044《电力工程直流电源系统设计技术规程》DL/T5491《电力工程交流不间断电源系统设计技术规程》GB50115《工业电视系统工程设计规范》DL/T5002《地区电网调度自动化设计技术规程》DL/T5003《电力系统调度自动化设计技术规程》GB3453《数据通讯基本型控制规程》GB4943《信息技术设备的安全》GB/T17618《信息技术设备抗扰度限值和测量方法》GB7450《电子设备雷击保护导则》国家电网公司《预制舱式二次组合设备技术规范》DL/T1870-2018《电力系统网源协调技术规范》中国大唐集团公司相关企业标准、规范和规程上述标准、规范及规程仅是本工程建设的基本依据，并未包括实施中所涉及到的所有标准、规范和规程，并且所用标准和技术规范均应为合同签订之日为止时的最新版本。3.2技术条件3.2.1现场自然条件本工程拟建于山西省晋城市陵川县西河底镇附近，利用场区建设光伏电站以及相关农业，本光伏电站对周边环境无影响，基本不改变场区内土地性质。所在区域内太阳能资源、气象条件、水文地质、原材料供应等满足建设要求等，为本项目建设提供了有利条件。场址坐标约为北纬35.6382，东经113.0676。3.2.2气象资料根据晋城市气象站实测资料统计，晋城市气候属暖温带半湿润气候。光热充足，降水适中。平均气温10.2~12℃。7月份平均27℃，1月份平均-3℃，年降水量平均600-700毫米，无霜期为138～226天，日照年平均2571.3小时。采用SolarGis的太阳辐射资料统计数据为依据。太阳总辐射的年际变化波动不大，月总辐射从3月开始增加，7月为一年峰值月，随后缓慢下降，NASA数据冬季2月达最小值。从季节分析看出，春季太阳辐射量比冬季多主要由于春季3月以后太阳直射北半球，白昼时间长，日照时数增加较快，9月后直射南半球，昼短夜长所致。本项目所在地区光资源稳定，适合建设光伏发电系统，更能充分利用光资源，实现社会、环境和经济效益。本项目要求以SolarGIS数据进行测算。3.2.3地质地貌（1）拟建厂址区域工程区出露的灰岩呈单斜构造，主要分布2组裂隙，与层面大角度相交，裂隙面平直粗糙、附钙膜；区内未见有一定规模的断裂构造。（2）工程区地震基本烈度为Ⅵ度，地震动峰值加速度0.05g，地震动反应谱周期为0.35s。施工图设计阶段，应进行本阶段的工程地质勘察工作，以满足设计要求。3.2.4施工用电施工用电电源就近线路引接，施工区现场可安装一台专用变压器，经变压器降压后引线至各施工用电点。施工及施工用电的相关设备、设施及材料的采购、安装、拆除均由乙方负责，费用由乙方承担。3.2.5施工用水本项目施工用水由乙方自行解决，施工用水费用由乙方承担。3.2.6施工建材本工程所需的主要材料为砂石料、水泥、钢材、木材、油料等，均由乙方采购。3.2.7施工照明乙方应负责设计、施工、采购、安装、管理和维修本合同工程所有施工作业区的施工区照明线路和照明设施。各区的最低照明度应符合照明安全的规定。3.2.8施工通信甲方不提供外部通信接入条件，乙方应解决施工现场的监控、视频上传及通向施工现场的通信线路和服务设施。3.2.9仓库和堆料场1）乙方应负责本工程施工所需的各项材料、设备（包括甲方购材）仓库的设计、修建、管理和维护。2）乙方自建的材料仓库应严格按监理单位批准的地点进行布置和修建，并应遵守国家有关安全规程的规定。3）各种露天堆放的砂石骨料、存弃渣料及其它材料应按施工总布置规划的场地进行布置设计，场地周围及场地内应做防洪、排水等保护措施以防止冲刷和水土流失。4）仓库和堆料场等临时用地由乙方负责租赁。3.2.10临时房屋建筑和公用设施1）乙方应负责设计和修建施工所需的临时房屋建筑和公用设施。2）乙方应按施工图纸和监理单位指示，负责上述房屋和公用设施的设备和设施的采购、安装、管理和维护。3.2.11其它临时设施1）乙方可根据施工需要，进行规划并负责设计除以上规定外的其它临时设施，并负责施工、运行和维护管理。2）以上所有临建设施均应报监理单位批准后方可实施。工程完工验收后，根据监理单位的指示，对需要保留的临时设施需完整地移交给甲方，对需要拆除的临时设施需在合同规定的时间内拆除，并进行场地平整和环境恢复工作。3.3标准及规范太阳能并网光伏电站的设计、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规范、以及最新版的ISO和IEC标准。对于标准的采用符合下述原则：（1）与安全、环保、健康、消防等相关的事项执行中国国家及地方有关法规、标准；（2）上述标准中不包含的部分采用技术来源国标准或国际通用标准，由乙方提供，甲方确认；（3）设备和材料执行设备和材料制造商所在国或国际标准；（4）建筑、结构执行中国电力行业标准或中国相应的行业标准。乙方应针对本工程的设计、制造、调试、试验及检查、试运行、性能考核等要求，提交所有相关标准、规定及相关标准的清单。在合同执行过程中采用的标准需经甲方确认。1）配电系统设计遵循标准：《地面用晶体硅光伏组件设计鉴定和定型》GB/T9535《地面用光伏（PV）发电系统概述和导则》GB/T18479《低压配电设计规范》GB50054《低压直流电源设备的特性和安全要求》GB17478《电气装置安装工程盘、柜及二次回路结线施工及验收规范》GB50171《光伏器件》GB6495《电磁兼容试验和测量技术》GB/T17626《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》DL/T620《交流电气装置的接地》DL/T621《电气装置安装工程施工及验收规范》GBJ232－82《建筑设计防火规范》GBJ16-87(2005版)《建筑物防雷设计规范》GB50057-2000《建筑抗震设计规范》GB50011-2001《钢结构设计规范》GB50017－2003《3~110KV高压配电装置设计规范》GB50060-92《电力工程电缆设计规范》GB50217-942）并网接口参考标准：《光伏并网系统技术要求》GB/T19939-2005《光伏发电接入电力系统技术规定》GB/Z19964-2005《光伏系统电网接口特性》GB/T20046-2006《地面用光伏（PV）发电系统》GB/T18479-2001《太阳能光伏系统术语》GB/T2297-1989《电能质量供电电压允许偏差》GB/T12325-2003《安全标志（neqISO3864:1984）》GB/T2894-1996《电能质量公用电网谐波》GB/T14549-1993《电能质量三相电压允许不平衡度》GB/T15543-1995《电能质量电力系统频率允许偏差》GB/T15945-1995《安全标志使用导则》GB/T16179-19956《地面光伏系统概述和导则》GB/T18479-2001《光伏发电系统的过电压保护—导则》SJ/T11127-19973）电气、仪表工程《电气装置安装工程施工及验收规范》GBJ232-82《电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范》GB50168-92《电气装置安装工程接地装置施工及验收规范》GB50169-92《电气装置安装工程旋转电机施工及验收规范》GB50170-92《继电保护和安全自动化装置技术规程》GB14285-93《电气装置安装工程低压电器施工及验收规范》GB50256-96《金属穿线管和固定件》IEC423《根据颜色和数字鉴别导线》IEC446《低压开关设备和控制设备组件》IEC4394）质量检验评定《预制混凝土构件质量检验评定标准》GBJ321-90《工业金属管道工程质量检验评定标准》GB50184-93《工业安装工程质量检验评定标准》GB50252-94《自动化仪表安装工程质量检验评定标准》GBJ131-90《工业设备及管道绝热工程质量检验评定标准》GB50185-93《屋面工程质量验收规范》GB50207—2002 《建筑防腐蚀工程施工及验收规范》GB50212-91 《电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范》GB50168—92《电气装置安装工程接地装置施工及验收规范》GB50169—92《电气装置安装工程旋转电机施工及验收规范》GB50170—92 《电气安装工程盘、柜及二次回路结线施工及验收规范》GB50171—92 《电气装置安装工程蓄电池施工及验收规范》GB50172—92 《电气装置安装工程高压电器施工及验收规范》GBJ147—90 《电气装置安装工程变压器、互感器、电抗器施工及验收规范》GBJl48—90《电气装置安装工程母线装置施工及验收规范》GBJl49—90 《电气装置安装工程起重机电气装置施工及验收规范》GB50256—96 《电气装置安装工程爆炸和火灾危险环境电气装置施工及验收规范》GB50257—96 《电气装置安装工程电气照明施工及验收规范》GB50259—96 《机械设备安装工程施工及验收通用规范》GB50231-98 《工业金属管道工程施工及验收规范》GB50235-97 《现场设备工业管道焊接工程施工及验收规范》GB50236-1998 《电气装置安装工程施工及验收规范》GB50254~GB50259-965）光伏组件(1)IEC61215晶体硅光伏组件设计鉴定和定型(2)IEC6173O.l光伏组件的安全性构造要求(3)IEC6173O.2光伏组件的安全性测试要求(4)GB/T18479-2001《地面用光伏（PV）发电系统概述和导则》(5)SJ/T11127-1997《光伏（PV）发电系统过电压保护—导则》(6)GB/T19939-2005《光伏系统并网技术要求》(7)EN61701-1999光伏组件盐雾腐蚀试验(8)EN61829-1998晶体硅光伏方阵I-V特性现场测量(9)EN61721-1999光伏组件对意外碰撞的承受能力(抗撞击试验)(10)EN61345-1998光伏组件紫外试验(11)GB6495.1-1996光伏器件第1部分:光伏电流－电压特性的测量(12)GB6495.2-1996光伏器件第2部分:标准太阳电池的要求(13)GB6495.3-1996光伏器件第3部分:地面用光伏器件的测量原理及标准光谱辐照度数据(14)GB6495.4-1996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(15)GB6495.5-1997光伏器件第5部分:用开路电压法确定光伏(PV)器件的等效电池温度(ECT)(16)GB6495.7-2006《光伏器件第7部分：光伏器件测量过程中引起的光谱失配误差的计算》(17)GB6495.8-2002《光伏器件第8部分:光伏器件光谱响应的测量》测量(18)GB/T18210-2000晶体硅光伏（PV）方阵I-V特性的现场测量(19)GB/T18912-2002光伏组件盐雾腐蚀试验(20)GB/T19394-2003光伏（PV）组件紫外试验(21)GB/T13384—1992机电产品包装通用技术条件(22)GB/T191-2008包装储运图示标志(23)GB20047.1-2006《光伏（PV）组件安全鉴定第1部分：结构要求》(24)GB20047.2-2006《光伏（PV）组件安全鉴定第2部分：试验要求》(25)GB6495-86地面用太阳能电池电性能测试方法；(26)GB6497-1986地面用太阳能电池标定的一般规定；(27)GB/T14007-1992陆地用太阳能电池组件总规范；(28)GB/T14009-1992太阳能电池组件参数测量方法；(29)GB/T9535-1998地面用晶体硅太阳电池组件设计鉴定和类型；(30)GB/T11009-1989太阳电池光谱响应测试方法；(31)GB/T11010-1989光谱标准太阳电池；(32)GB/T11012-1989太阳电池电性能测试设备检验方法；(33)IEEE1262-1995太阳电池组件的测试认证规范；(34)SJ/T2196-1982地面用硅太阳电池电性能测试方法；(35)SJ/T9550.29-1993地面用晶体硅太阳电池单体质量分等标准；(36)SJ/T9550.30-1993地面用晶体硅太阳电池组件质量分等标准；(37)SJ/T10173-1991TDA75晶硅太阳电池；(38)SJ/T10459-1993太阳电池温度系数测试方法；(39)SJ/T11209-1999光伏器件第6部分标准太阳电池组件的要求；上述标准、规范及规程仅是本工程的最基本依据，并未包括实施中所涉及到的所有标准、规范和规程，并且所用标准和技术规范均应为合同签订之日为止时的最新版本。6）逆变器(1)GB18479-2001地面用光伏(PV)发电系统概述和导则(2)DL/T527—2002静态继电保护装置逆变电源技术条件(3)GB/T13384—1992机电产品包装通用技术条件(4)GB/T191-2008包装储运图示标志(5)GB/T14537—1993量度继电器和保护装置的冲击与碰撞试验(6)GB16836—1997量度继电器和保护装置安全设计的一般要求(7)DL/T478—2001静态继电保护及安全自动装置通用技术条件(8)GB/T19939-2005光伏系统并网技术要求(9)GB/T20046-2006光伏（PV）系统电网接口特性（IEC61727:2004,MOD）(10)GB/Z19964-2005光伏发电站接入电力系统技术规定(11)GB/T2423.1-2001电工电子产品基本环境试验规程试验A：低温试验方法(12)GB/T2423.2-2001电工电子产品基本环境试验规程试验B：高温试验方法(13)GB/T2423.9-2001电工电子产品基本环境试验规程试验C：设备用恒定湿热试验方法(14)GB4208-2008外壳防护等级（IP代码）（IEC60529:1998）(15)GB3859.2-1993半导体变流器应用导则(16)GB/T14549-1993电能质量公用电网谐波(17)GB/T15543-1995电能质量三相电压允许不平衡度(18)GB/T12325-2003电能质量供电电压允许偏差(19)GB/T15945-1995电能质量电力系统频率允许偏差(20)GB19939-2005太阳能光伏发电系统并网技术要求(21)SJ11127-1997光伏（PV）发电系统的过电压保护——导则(22)GB20513-2006光伏系统性能监测测量、数据交换和分析导则(23)GB20514-2006光伏系统功率调节器效率测量程序(24)GB4208-2008外壳防护等级（IP代码）(25)GB/T4942.2-1993低压电器外壳防护等级(26)GB3859.2-1993半导体变流器应用导则(27)Q/SPS22-2007并网光伏发电专用逆变器技术要求和试验方法(28)电磁兼容性相关标准：EN50081或同级以上标准(29)EMC相关标准：EN50082或同级以上标准(30)电网干扰相关标准：EN61000或同级以上标准(31)电网监控相关标准：UL1741或同级以上标准(32)电磁干扰相关标准：GB9254或同级以上标准(33)GB/T14598.9辐射电磁场干扰试验(34)GB/T14598.14静电放电试验(35)GB/T17626.8工频磁场抗扰度试验(36)GB/T14598.3-936.0绝缘试验(37)JB-T7064-1993半导体逆变器通用技术条件3.2规范和标准组串型逆变器应满足国网公司2009年7月下发的《国家电网公司光伏电站接入电网技术规定（试行）》要求。上述标准、规范及规程仅是本工程的最基本依据，并未包括实施中所涉及到的所有标准、规范和规程，并且所用标准和技术规范均应为合同签订之日为止时的最新版本。7）安全技术《建筑机械使用安全技术规程》JGJ65-89《施工现场临时用电安全技术规程》JGJ46-88《建筑施工安全检查评分标准》JGJ59-88上述标准有矛盾时，按较高标准执行。工程联系文件、技术资料、图纸、计算、仪表刻度和文件中的计量单位为国际计量单位(SI)制。工程中的工作语言为中文，所有的文件、图纸、设备标识等均有中文或英文，当中文和英文表述矛盾时，以中文为准。3.4技术要求本部分是对系统和设备的技术规范进行描述，乙方应根据甲方提供的原始数据、技术要求和现场限定的条件，合理选择其供货范围内的设备和材料，保证其性能指标和系统安全可靠地运行，在此基础上应尽可能降低投资、运行经济。乙方提供所有设备、材料规格型号及厂家（不少于3家）由甲方进行确认后采购。3.4.1性能保证3.4.1.1基本要求本协议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，乙方应保证提供符合本协议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、环保等强制性标准，必须满足其要求。乙方提供的产品应满足本技术协议的要求。系统应满足国网公司2009年7月下发的《国家电网公司光伏电站接入电网技术规定（试行）》和2011年4月14日下发的北京鉴衡认证中心CNCA/CTS004-2010《并网光伏发电系统工程验收基本要求》的要求。3.4.1.2总的设计工艺和方案本工程按照“无人值班，少人值守”总体原则设计。乙方所采用的设计方案（施工详图等）必须经甲方审定确认后方可实施。方案要结合现场实际情况，充分利用现有土地，合理进行设计优化，按不小于90MW装机容量布置，包括如下内容（不限于）：本工程生产工艺系统、辅助生产设施和附属设施的全部工艺系统的土建、安装，包括从“四通一平”开始至并网发电全过程施工图及竣工图的设计。主要包括（但不限于）：光伏场区、集电线路和升压站工程总平面布置、建筑物设计；主要设备选型（除组件、逆变器由甲方提供外），包括固定支架、箱变、主变、集电线路、35kV配电设备、保护、控制设备、通信、计算机监控系统、智能运维、安防监控系统的采购和安装调试等；升压站、光伏区、集电线路的建筑、安装施工，包含组件、逆变器的安装施工；并网前后相关的质检、涉网验收和调试；绿化、植被恢复、环保、水保、安全设施、照明、消防、防雷接地施工及进场和场区道路施工。并要为后续项目使用本项目配套设施提供接口和通道。电站综合配电室等建筑及送出并网系统按90MWp考虑。本期工程采用多支路上网的“积木式”技术方案，分块发电、集中并网方案。将系统分成若干个光伏并网发电单元，分别经过35kV数字式箱式变汇接至110KV升压站送入地区电力电网，最终实现将整个光伏并网系统接入高压交流电网进行并网发电的方案。系统按照光伏并网发电单元进行设计，光伏组件阵列、组串式逆变器箱、交流汇流箱及升压箱式变以单元为单位就地布置。每个光伏并网发电单元的电池组件采用串并联的方式组成多个太阳能电池阵列，光伏组件支架采用固定式，太阳能电池阵列输入组串式逆变器箱、次级交流汇流箱后，接入35kV升压箱式变低压侧汇流母排，最后通过110KV升压站接入地区电力电网，送出线路电缆预试及开关侧电缆头的制作与安装由乙方负责。综合配电室主要包括35kV配电室、继电器室、计算机室、SVG设备室、配电室、办公室等，建筑内部装修满足工艺要求和防火要求。3.4.1.3性能保证乙方提供的整套光伏发电系统应能满足甲方提出的性能及质量要求，当由乙方委托第三方进行性能试验，乙方应采取技术措施予以保证。要求乙方按国家相关规定采用经国家认监委批准的认证机构认证的先进技术指标的光伏产品进行设计。如果整个工艺过程不能满足所许诺的要求，则乙方应负责修理、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，这部分费用由乙方负责（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，费用由乙方负责。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，费用由乙方负责。第一次运行试验完全成功后的质保期内，如果乙方所提供的光伏发电系统的设备和部件出现故障，乙方应负责修理和替换，直至甲方完全满意，费用由乙方负责。乙方应提出保证发电量的措施，通过系统配置的优化（包括光伏组件阵列的合理排布组合、逆变器的合理设置）来保证电站的整体效率和发电量；根据现场设置的气象采集装置获得电站就地的太阳年辐照量得出准确的年平均日峰小时数（有效利用小时数），作为电站年发电量和电站总体效率的最终考核依据。3.4.1.3.1系统总效率不低于以下值：大唐山西陵川90MWp光伏发电项目：83%综合厂用电率：≤2.0％，生产厂用电率：≤0.37%年故障小时数（扣除非乙方原因，发电单元（每一光伏组串为一个发电单元）年故障小时数不超过12h。）按照GB/T9535（或IEC61215）标准要求，通过国家批准认证机构的认证。3.4.1.4性能验收为了检验设备的所有性能是否符合要求，由乙方委托有资质的第三方（需甲方认可）进行性能验收考核。性能验收试验由甲方主持，乙方参加。试验大纲由第三方提供，经甲方与乙方讨论后确定。3.4.1.4.1性能验收试验的费用由乙方承担。3.4.1.4.2性能验收试验结果的确认性能验收试验报告由第三方编写，经由甲方和乙方共同签章确认结论。甲方提供设备光伏组件和逆变器经检测性能指标效率提高，光伏电站发电效率相应提高，EPC总承包范围内的其它设备和安装的电气效率性能也应该相应提高。若经第三方鉴衡检测的全站系统电气效率与甲供设备光伏组件和逆变器性能指标同比提高，EPC总承包范围内的其它设备和安装的系统电气效率没有同比提高，且影响光伏电站发电效率下降，按照考核和索赔条款乙方承担甲方因此引起和发生的所有直接损失和费用。进行性能验收试验时，一方接到另一方试验通知而不派人参加试验（规定时间），则被视为对验收试验结果的同意，并进行确认签字盖章。3.4.1.5技术指标在设计工况下，乙方应确保下列技术指标，当由有检测资质的第三方所做的性能试验证明乙方应达到以下技术指标：（1）全站光伏组件总容量＞90MWp；（2）逆变器输出功率范围和输出效率：≥98.49％；（3）光伏组件光电转化效率≥18％；（4）最大抗风压：35m/s；（5）直流线损≤1.5%（6）分段交流线损≤1.5%（7）变压器效率：≥98.5％（8）功率因子：输出有功功率大于额定功率50%时，功率因数不小于0.99，输出有功功率在20%～50%之间时，功率因数不小于0.97（超前或滞后）。（9）乙方设备系统须满足站址自然环境极限值，包含但不限于气温、抗风、冰雹、防火、风沙、干旱、防洪、植被。有充分的防止动物破坏的措施。(10)电站系统电气效率不低于83%。（电站系统电气效率指第三方鉴衡检测的系统电气效率）。（11）光伏阵列之间冬至日当天09:00至15:00的时间段内，太阳能电池方阵不应被遮挡。3.4.2总的技术要求3.4.2.1对太阳能并网光伏电站的总体要求包括的所有需要的系统和设备至少满足以下总的要求：·所有设备选型达到《金太阳示范工程基本要求（2009年）》的规定；·采用先进、成熟、可靠的技术，造价要经济、合理，便于运行维护；·所有的设备和材料是新的；·高的可利用率；·运行费用最少；·观察、监视、维护简单；·运行人员数量最少；·确保人员和设备安全；·节省能源、水和原材料；太阳能光伏发电装置的调试、启/停和运行不影响原有供电系统的正常工作且其进度服从电网系统的要求，乙方应提交调试计划。太阳能装置能快速启动投入，在负荷调整时有良好的适应性，在运行条件下能可靠和稳定地连续运行。具有下列运行特性：·能适应原有系统负荷的启动、停运及负荷变动；·在设计上要留有足够的通道，包括施工、检修需要的吊装及运输通道；·在发包文件书中关于各系统的配置和布置等是甲方的基本要求，仅供乙方设计参考，并不免除乙方对系统设计和布置等所负的责任。3.4.2.1.1站区总平面布置3.4.2.1.1.1光伏阵列设计1)固定式光伏阵列最佳倾角确定太阳能光伏电站的设计需根据负载的要求和当地的气象及地理条件（纬度、太阳辐照量、最长连阴雨天数等）进行优化设计，光伏系统设计的依据是按月能量平衡。电池组件均采用固定式安装于支架上。乙方可对最佳倾角进行设计。2)光伏阵列间距确定——阵列前后排间距设计光伏阵列通常成排安装，一般要求在冬至影子最长时，两排光伏阵列之间的距离要保证当地时间09:00到15:00之间前排不对后排造成遮挡。乙方可根据产品对阵列前后排间距进行优化。——太阳能电池板最低点距地面距离H太阳能电池板最低点距地面距离H的选取主要考虑以下因素：高于当地最大积雪深度；高于当地洪水水位；防止动物破坏；防止泥和沙溅上太阳能电池板；3.4.2.1.2站区总平面布置方案1）设计依据电站总平面布置严格遵照设计审定的设计方案，依据太阳能资源、站区道路、高压出线走廊方向、水源、环保、站区工程地质、地形、风向、施工等建站外部条件及工艺要求等。2）总平面布置方案根据其各自的生产工艺流程、运行管理等要求按其功能分为下述几个区域：a、站前区：由配电室构成。b、核心发电区：主要由太阳能电池阵列、逆变器、防雷汇流箱、就地箱式变电站构成。乙方可根据工艺要求，对站区总平面布置进行进一步优化，最终总平面方案需取得甲方的同意。3.4.2.1.3站区布置根据工艺要求并结合自然地形，主要建构筑物地基处理，土石方工程量综合平衡，内涝水位、场地排水及道路、管线接口标高综合考虑。3.4.2.1.3.1主要建构筑物室内外标高的确定根据规范及工艺要求，主要建构筑物室内外设计高差0.8～1m，次要建构筑物室内外设计高差为0.6m，当室内外高差较大时，可采用散水下加矮墙或局部调整场地设计坡度来解决。乙方可根据最终确定的总平面布置，进一步优化厂区竖向布置。3.4.2.1.3.2场地排水站区地表雨水排水，采用场地、路面的综合排水方式，站区不设雨水排水系统，地表雨水随道路及场地竖向坡度排至站区西、南及东侧的天然沟壑、泄洪河流内。3.4.2.1.3.3站区防排洪选址为灰场，乙方应确保不会受洪水影响。3.4.2.1.4站区道路光伏电站场地相对较大，但建、构筑物体量相对较小，交通使用功能简单，从经济、实用的角度考虑，其场地及道路的设计应因地制宜，简单方便。本工程光伏电站子系统与子系统之间留有宽4米的泥结碎石路面。厂区场地的最小坡度及坡向以能较快排除地面水为原则，应与建筑物、道路及场地的雨水窨井、雨水口的设置相适应。3.4.2.1.5站区管线布置3.4.2.1.5.1站区管线布置原则1)管线敷设方式以工艺要求、自然条件、场地条件等综合考虑。2)管线（沟）走径：力求顺直短捷，并尽量沿规划管线走廊平行路网，靠接口较多一侧布置，减少交叉，埋深及长度。3)方便施工运行管理及检修。3.4.2.1.5.2站区管线布置3.4.2.1.5.2.1站区管线总体规划根据上述设计原则及既定敷设方式和各专业提供的接口位置及标高，综合考虑，统筹规划。规划设计内容包括：光伏电站内室（内）外地上、地下所有管线，沟道的走径、管径以及站区对外接口，进行全面控制，确保运行安全。3.4.2.1.5.2.2管线敷设方式本工程管线设计采用地下敷设方式，分为直埋和沟道两种：

采用地下直埋的管线有：生活上水管，生活下水管、电缆等。采用地下沟道的管线有：电缆。3.4.2.1.5.2.3管线布置乙方设计范围内的各种管线和沟道，包括架空管线、直埋管线，与原有沟道相接时，在设计分界线处标明位置、标高、管径或沟道断面尺寸、坡度、坡向管沟名称，引向何处等等。有汽车通过的架空管道净空高度为5.5米，室内支架梁底部通道处净空高度为2.2米。管线及管沟引出位置和标高经甲方认可或双方协商确定。3.4.2.2对电气、仪表和控制系统的要求乙方提供完整的设计技术资料。3.4.2.2.1范围3.4.2.2.1.1本工程所属电气系统及其设备选型、安装。3.4.2.2.1.2本期采用110kV并网。110kV/35kV升压变户外布置，110kV配电装置户外GIS布置，35kV配电装置成套柜布置在预制仓内，均安装在光伏升压站内，品牌均采用国家电网采购目录内产品。3.4.2.2.1.3本期站内用1回110kV线路送至110kV附城变电站110kV侧，距离约8公里左右，使本电站所发电量送入地区电力网系统，乙方配合线路安装及调试工作。3.4.2.2.1.4本期电气保护、控制、测量系统。3.4.2.2.1.5本期站内照明系统。3.4.2.2.1.6本期站内防雷接地系统。3.4.2.2.1.7乙方须对通信系统进行优化设计布置，可靠满足电站各类通信和数据传送。3.4.2.2.1.8本期电缆敷设及电缆防火系统。3.4.2.2.1.9本期站内安保系统（具有全范围视频监视及红外功能）。3.4.2.2.1.10本期站内站用电系统。3.4.2.2.1.11本工程远动系统、继电保护的站内设备（线路光缆终端盒接线端子以内）：本工程远动系统、继电保护的设计、采购、施工属于本合同的范围。3.4.2.2.2主要设计原则3.4.2.2.2.1电气主接线本期工程90MW发电容量以太阳能发电单元—升压变压器接线方式接入厂内35kV配电室。35kV配电室通过主变升压后送出接入110kV电力系统。接入系统最终以电网接入系统审查意见为准。每个太阳能发电单元设一台油浸式升压变压器，升压变压器采用三相2500kVA油浸式双分裂变压器。光伏组件阵列、直流汇流箱、逆变器及升压变压器以单元为单位就地布置，经35kV线路接至35kV主配电室。3.4.2.2.2.2站用电接线变电站设站用备用变压器为全所提供备用电源，采用从就近10kV线路T接供电。本期设置一台200kVA(暂定)干式降压变压器作为站用变压器。(站用变容量请乙方核实，不能使用原化工厂供电50kVA变压器)3.4.2.2.2.3不停电电源本期电站内设两套220VUPS系统。额定容量分别为5kVA(暂定)。其直流电源由直流系统提供，其交流电源由站用电源提供。3.4.2.2.2.4直流系统直流系统采用动力、控制合并供电方式，本期装设220V阀控密封式铅酸免维护蓄电池组。为机组的控制、测量、信号、继电保护、自动装置等控制负荷和机组交流不停电电源等动力负荷提供直流电源。每组蓄电池设置两套高频开关电源充电装置及微机型直流绝缘监察装置，220V蓄电池容量每套暂定为200Ah，准确的蓄电池容量将根据实际负荷由乙方计算确定。开关电源整流模块备用数量满足直流规程要求。蓄电池厂家建议从山东圣阳、江苏双登、理士中选择。高频开关电源充电装置建议从广州奥特迅、许继品牌选择。直流系统采用辐射供电方式。直流系统包括蓄电池组、充电器、直流馈线屏等。站用直流系统的各母线段（控制、保护）对地电压接入故障录波器。3.4.2.2.2.5二次部分本工程在综合配电室内设一个集中控制室（集中控制室考虑远期规模，土建部分一次建成，后期考虑将控制室搬移至化工厂办公楼内），能够实现全站的控制和监测。其中布置有操作员工作站、工程师站及控制屏等，同时实现光伏电站控制室对全站的控制和监测，并具备远程对全站的控制和监测功能。系统二次部分屏柜、主变测控屏、主变保护屏、故障录波柜等布置在电子设备间。（接入系统二次部分屏柜的数量以接入系统二次部分审查意见为准）110kV及35kV配电装置控制、就地低压配电装置、站用电源系统控制均纳入电站控制系统。主变保护屏及综合配电室内35kV及就地低压配电系统数据采集采用现场总线系统，电流量、控制回路断线、远方/就地位置等信号将通过装设在保控、测控等屏及开关柜内的现场智能元件的通讯接口传送至控制系统，控制命令仍采用硬接线送开关柜内。主变保护屏、故障录波柜等为微机保护型。设专用独立屏、柜，配置以太网。110kVGIS的保护装置设置独立线路保护柜或遵循电网接入方案要求。35kV开关的保护装置安装在开关柜内。升压变压器保护装置利用装于35kV开关柜内的微机型综合保护，保护动作信号传至集控室。逆变器本体配置内部保护装置。低压开关的保护装置安装在开关柜内。对接入系统保护、通讯及远动部分，应以电网接入系统审查意见为准。光伏电站内系统继电保护及安全自动装置设备中110kV、35kV保护测控装置、35kV母差保护柜、故障录波柜、微机解列柜、110kV、35kV母线电互感器、分布式稳控装置子站等，必须与电网接入系统设备的生产厂家、规格型号完全一致。1）CT、PT二次要求（1）110kV出线电流互感器、电流互感器遵循设计要求。（2）35kV出线装设1组电流互感器，电流互感器至少应有2个保护级、1个测量级、1个计量级二次绕组，用于母线保护及故障录波、测量、计量等。（3）10kV系统间隔装设1组电流互感器，电流互感器至少应有1个计量级二次绕组，用于本间隔计量等。（4）35kV母线装设一组三相电压互感器，准确等级0.2/0.5/3P，用于保护、测量及计量，变比为：35/EQ\R(3)/0.1/EQ\R(3)/0.1/EQ\R(3)/0.1kV。（5）10kV系统装设一组三相电压互感器，准确等级0.2，用于计量，变比为：10//0.1/kV。（6）PT和CT采用ABB、上海雷兹、大一互产品。2）电能量计量系统（1）电能计量装置及电能量远方终端配置依据《电力装置的电测量仪表装置设计规范》（GB/T50063-2008）及《电能计量装置技术管理规程》（DL/T448-2000），各级电压母线电压互感器二次侧电能计量专用回路，其导线截面应保证在最大负荷运行时，各电能表端的二次电压降不大于0.2%Ue。光伏电站关口计量点考虑设在升压站内110kV并网线路侧、站用变及站备变高压侧，装设0.2S级双向多功能关口计量表（1+1配置），同时表计应具有失压计时功能，具备双向有功和四象限无功计量功能。具体配置由接入系统审查意见确定。110kV线路、主变压器35kV侧、站变35kV侧、10kV站用变高压侧、站变380V侧和动态无功补偿回路设置0.2S级电流互感器专用计量线圈。110kV线路、主变压器35kV侧、站变兼接地变35kV侧配0.2S级多功能双向有无功电度表；动态无功补偿回路及站用变380V侧配0.5S级多功能双向有无功电度表。关口表及各多功能电度表电量信息通过RS485口接入电能量采集器，可通过计量通道，将计量信息上传至调度端计量主站，并与本站监控系统连接。电能量计量系统配置方案以接入系统审查意见为准。（2）电能量现场监视设备为实现光伏电站上网电能量的计量、分时存储、处理及制表打印功能，升压站配置电能量现场监视设备一套，包括计算机终端、打印机、子站软件等。通过现场监视设备收集光伏电站的电能量数据，进行光伏电站自身的经济核算工作。3.4.2.2.2.6电缆设施及防火3.4.2.2.2.6.1电缆设施综合配电室至站区方阵电缆采用直埋方式，并设置地面标识。综合配电室、站区主要采用电缆沟与电缆埋管或直埋相结合的方式。汇控柜之前（光伏组件间连接直流电缆）电缆敷设采用电缆槽盒沿组件支架敷设的方式。3.4.2.2.2.6.2电缆选用原则：110kV电力电缆型号为交联聚乙烯（XLPE）电缆64/110kV（若采用）；35kV电力电缆型号为ZRC-YJV22-35kV；低压动力电缆采用阻燃铜芯电缆，型号为ZRC-YJV22-1kV；UPS系统、直流系统及消防系统采用耐火电缆，型号为NH-YJV22-1kV。进入计算机系统的控制电缆采用屏蔽电缆，型号为ZRC-KVVP2-0.75kV。3.4.2.2.2.6.3电缆防火电缆通道按《发电厂、变电所电缆选择与敷设设计规程》规定及《火力发电厂与变电站设计防火规范》设置防止电缆着火延燃措施：如在户外进入户内等处设置阻火隔墙或阻火段；封堵所有的电缆竖井孔、墙孔、开关柜控制保护屏柜底部电缆孔洞等。3.4.2.2.2.7过电压保护与接地3.4.2.2.2.7.1过电压保护光伏组件采用支架直接接地的方式进行防雷保护，不设置独立防直击雷保护装置。主、辅建（构）筑物的防雷保护设施按《交流电气装置的过电压保护设计技术规程》（DL/T620-1997）的规定。3.4.2.2.2.7.2接地各升压站设有主接地网，采用不等间距布置，以水平接地体为主。如果工程计算值超出允许值，应采取特殊措施。可用建筑物下方钢筋混凝土桩基等自然接地体，在主接地网边缘加离子接地极、在站区外加补偿地网、土壤置换、接地深井等辅助措施。最终升压站接地电阻值满足国家标准要求值。本站采用热镀锌扁钢材料作为接地材料。本站主接地网采用-50×5扁钢，设备引下线采用-50×5扁钢，满足接地要求。重要设备及设备架构等有两根与主地网不同干线连接的接地引下线，并且每根接地引下线均应符合热稳定校核的要求。连接引线便于定期进行检查测试。如果最大接触电势大于允许值，则会危及站内检修值班人员的安全，所以应采取提高接触电势允许值的措施。在站内经常维护的通道、架构及操作机构的周围，保护网附近采取地面硬化、铺设碎石、砾石的方法，其厚度不小于15-20cm。考虑采用牺牲阳极的阴极保护措施。电站监控系统及计算机系统接地网与主接地网分别独立设置接地网。全厂等电位网本工程将根据《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》继电保护专业重点实施要求通知、《电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点》、山西省电力公司文件《关于进一步加强继电保护二次回路抗干扰措施的通知》、《国家电网公司发电厂重大反事故措施》(国家电网生〔2007)883号)的要求，进行等电位网设计。3.4.2.2.2.7.3污秽情况及电气设备外绝缘本工程电气设备选型按e级污秽条件选型。3.4.2.2.2.8照明和检修网络3.4.2.2.2.8.1照明正常照明网络电压为380/220V。采用照明与动力合并供电方式。照明箱灯具回路与插座回路分开，插座回路装设漏电保护器。插座回路容量按15A考虑，建筑物室内电线线径≥4㎜2。室内空调采用独立电源供电，室内电线线径≥10mm2。在综合配电室出入口装设疏散引导照明，疏散引导照明采用应急灯。照明系统具有红外线感应功能。照明灯具采用一线品牌的LED光源。升压站、办公生活楼区域设置足够的LED路灯或场地照明。3.4.2.2.2.8.2检修站区内电池板的检修电源由移动式发电机（乙方提供两台）提供，并满足现场使用。3.4.2.3材料所有设备的材料是新型的和具有应用业绩的，在太阳能光伏发电系统设计运行期限间的各种气象状况（如温度、污染物含量的变化等），不会造成超过设计标准的老化、疲劳和腐蚀，而且在任何部件产生的应力和应变不能对系统的效率和可靠性产生影响。所有使用的材料与甲方认可的标准一致。3.4.2.4安全与防火要求乙方将采取所有必需的措施，以确保安全运行，并按要求设置安全、职业健康、环保标识，配置必要的应急设施。系统的设计满足中国的有关安全法规。乙方应采取所有必需的措施，以确保安全运行。3.4.2.5油漆、色彩、设备标牌钢结构和设备采用满足区域防腐要求的优质油漆，涂刷不少于二底二面，采用环氧富锌底漆，漆膜厚度不低于150微米，面漆采用聚氨酯面漆，漆膜厚度不低于80微米。具体方案和供货商经甲方认可，运输途中如有掉漆或其他情况需在现场补漆时，由乙方提供底漆和面漆并在现场完成。系统设备按大唐集团企业通用要求设置标识牌，内容包括设备名称、编号等，乙方负责提供和安装。室内电气设备RAL7032，室外RAL7033（甲方确认）3.4.2.6质量控制乙方负责对其工作范围内的设计、设备和材料的采购、运输和储存、施工和安装、调试等实行质量控制，制定质量控制计划和提交质量控制手册，并用质量控制计划检查各个项目（包括分包商的项目）是否符合合同的要求和规定。3.4.2.7文件设计中提供的所有文件将标识明确的版次或最终版标记。乙方对提交文件的变动造成甲方的损失负责赔偿。乙方提交的文件和图纸的改变（如升版）对修改之处作标记，以便于甲方清楚地找到改变之处。乙方的设计文件交付进度满足本工程基本设计、详细设计、施工安装等工程进度要求。项目执行过程中，乙方和甲方之间的联络文件如传真、会议纪要等以甲方同意的方式进行编号。3.4.3单晶体硅太阳能电池组件及支架3.4.3.1对太阳能电池组件的要求3.4.3.1.1、太阳能电池组件甲方自行采购3.4.3.1.2、甲方订货后给出组件的基本参数3.4.3.2对光伏组件固定式支架的要求乙方应给出固定式支架的安装图纸、材料设计时，必须计算因从固定式支架前面吹来（顺风）的风压及从固定式支架后面吹来（逆风）的风压引起的材料的弯曲强度和弯曲量，支撑臂的压曲（压缩）以及拉伸强度，安装螺栓的强度等，并确认强度。支架必须设置可调螺栓孔或多个螺栓孔方便调整。3.4.4组串型逆变器甲方订货后给出逆变器的基本技术参数。3.4.5电气微机监控系统3.4.5.1计算机监控系统（1）概述光伏电站配置一套计算机监控系统，由光伏区域和升压站两部分组成，其集中监控的对象包括光伏阵列组件、汇流箱、逆变器及其升压设备和升压站设备等。计算机监控系统可实现光伏电站的全功能自动化管理，电站与调度端的遥测、遥信、遥调、遥控等功能。（2）系统结构和配置计算机监控系统纵向分两层，站控层和间隔层。采用分层分布的网络结构，实现与所有具备通讯能力的智能设备通信。站控层为全站设备监视、测量、控制、管理的中心，通过光缆与间隔层相连。间隔层按照不同的电气设备，分别布置在对应的开关柜或箱变内，在站控层及网络失效的情况下，间隔层仍能独立完成间隔层设备的监视和断路器控制功能。站控层设备包括主机兼操作员工作站、远动通信设备、公用接口装置、网络设备、另外配置打印机两台(打印机要求国内外知名品牌能打印A3纸,具备联网激光彩打扫描及复印功能)、语音报警音响、显示大屏幕（60英寸）等。间隔层设备包括智能汇流箱、逆变器、箱变监控单元，环境监测系统以及升压站的保护、测量、计量等二次设备组成。监控系统软件配置应满足开放式系统要求，由实时多任务操作系统软件、支持软件及监控应用软件组成，采用模块化结构，具有实时性、可靠性、适应性、可扩充性及可维护性。视频监控系统采用独立光纤环网,不得利用光伏区通讯通道传输信号（3）系统功能计算机监控系统能实现对光伏电站运行设备可靠、合理、完善的监视、测量、控制。主要有如下功能：实时数据采集与处理；数据库的建立与维护；控制操作和同步检测；电压—无功自动调节；报警处理；事件顺序记录；画面生成及显示；在线计算及制表；电能量处理；远动功能；时钟同步；人—机联系；系统自诊断与自恢复；与其它设备接口；运行管理功能等。3.4.5.2光伏发电监控系统（1）系统网络和配置光伏电站发电系统由36个发电单元构成。每个发电单元包括光伏阵列、组串式逆变箱、汇流箱、箱式变压器、及相应的监控、保护设备组成。每个光伏发电单元配置1面光伏区域网络通信柜，内设规约转换器、交换机各1台，就地安装。通过RS485总线获取逆变器、汇流箱、箱变测控装置的运行参数、故障状态和发电参数，每个发电单元内的规约转换器经光纤交换机通过光缆接入升压站内光伏发电监控系统，采用环网组网方式，实现升压站内对各光伏发电单元运行参数的监视、报警、历史数据储存等统一管理。（2）系统功能=1\*GB3①就地监控组串式逆变器采用显示屏幕、触摸式键盘方式进行人机对话，运行人员可就地对逆变器进行参数设定、控制等功能。=2\*GB3②集中监控升压站内配置的监控系统对各光伏发电单元设备进行监控，并能够单独对每台逆变器进行启停操作、参数设置、故障报警和电能量累加等功能。上述控制操作需相互闭锁，同一时间只接收一种控制指令。=3\*GB3③光伏发电系统的控制、测量和信号运行人员可就地通过人机对话界面，对每台汇流箱和逆变器的参数、设备状况、事故记录进行查看，还可在升压站综合保护室操作员站上连续记录、查看光伏发电系统运行数据和故障数据，其中包括电站的当前发电总功率、日总发电量、累计总发电量、累计CO2总减排量、每天发电功率曲线图、逆变器的输入输出的运行参数和相关故障报警信号。升压变压器采用箱式变压器，每台变压器配置一套测控装置实现对箱变低压侧开关的远方分、合闸控制，变压器绕组温度、高压侧负荷开关位置、熔断器熔断、低压侧断路器位置以及保护动作等信号由箱变测控装置采集，经光纤环网上传至升压站内监控系统。=4\*GB3④环境监测光伏电站配置一套环境监测系统。该系统由风速传感器、风向传感器、日照辐射表、测温探头及配套支架组成，可测量风速、风向、环境温度和太阳光辐射强度等参量，通过RS485总线或光缆传输方式将数据上传至监控系统，实时显示、记录环境数据。（3）监控范围根据GB/Z19964—2012《光伏发电站接入电力系统技术规定》相关要求，正常运行情况下，光伏发电站向电网调度机构提供的信号至少应包括（且不限于此）：A.每个光伏发电单元运行状态，包括逆变器和单元升压变压器运行状态等；B.光伏发电站并网点电压、电流、频率；C.光伏发电站出线的有功功率、无功功率、发电量；D.光伏发电站高压断路器和隔离开关的位置；E.光伏发电站气象监测系统采集的实时辐照度、环境温度、光伏组件温度。3.4.5.3升压站计算机监控系统（1）概述全站的二次设备，包括控制、保护、测量、信号等均采用微机装置，各装置通过网络传递信息并实现资源共享。公用设备、网络接口等设备分别组屏布置在综合保护室内，110kV相关测控保护装置安装在线路保护柜，35kV相关测控保护装置安装在相应的35kV开关柜内。各测控保护装置通过RS485口或以太网口接入监控系统，保护动作及装置故障信息等重要信号通过硬接点接入公用测控屏。（2）系统结构和功能系统纵向分两层，站控层和间隔层。采用分层分布的网络结构，实现与所有具备通讯能力的智能设备通信。间隔层介绍：间隔层按站内一次设备配置。公用测控装置、网络接口等设备分别组屏布置在综合保护室内，35kV系统测控保护装置安装在相应的35kV开关柜上。各间隔设备相对独立，仅通过站内通讯网互联，并通过以太网与站控层的设备通信。间隔层功能分两部分：一、继电保护功能配置与常规站相同，只是增加了与站内通信网连接的接口；二、测控功能，包括数据（电流、电压、有功、无功、温度、直流、各种开关量信息等）的采集并上送以及接收并执行来自就地监控或调度端的控制操作。站控层介绍：按照功能分散布置、资源共享、避免设备重复原则设计，考虑配置如下设备：两台远动主机（集中组屏），两台监控主机。为提高传输速率和增加可靠性，网络通信媒体采用对称双绞线电缆和光缆，站内主网采用双以太网。主网与间隔层网络连接采用光缆。各主要断路器可以在调度端、站内监控主机、就地三处控制，相互之间有联锁功能，同一时间内只能由一处控制。监控系统软件配置应满足开放式系统要求，由实时多任务操作系统软件、支持软件及监控应用软件组成，采用模块化结构，具有实时性、可靠性、适应性、可扩充性及可维护性。整个系统完成的功能主要包括：A.实时数据采集和处理对升压站的运行状态和参数自动定时进行采集，并作必要的预处理，存于实时数据库，供实时画面显示、制表打印及完成各种计算。B.限值监视和报警处理实时监视升压站各类设备的运行参数，当它们发生异常、运行状态发生变更或参数超越设定限值时，应及时发出告警信号，同时进行实时记录，包括事件顺序记录（SOE）、故障报警记录、参数越限报警与记录、电气主设备操作记录、事故追忆等。C.画面显示及汉字制表打印D.控制操作在综合保护室通过监控主机键盘对断路器进行控制操作，也可接收调度端的命令实现断路器的跳合闸，在应急状态下，还可以通过控制/保护屏或开关柜上的控制开关或跳合闸按钮操作。E.与微机保护装置和其它智能设备通信功能。F.与调度部门的通信功能。G.对时功能。H.在线自诊断功能系统具有在线自诊断能力，可以诊断出通信通道、计算机外设、I/O模块、电源等故障，并进行报警。I.自恢复功能当出现供电电源故障时，系统能有序的停止工作，当供电电源恢复正常时应具有自动重新启动功能。J.监控系统同时具备VQC功能（3）防误闭锁系统根据《国家电网公司防止电气误操作安全管理规定》，本工程在站内设置独立微机五防系统一套，以实现电气设备的远方和就地操作时具有完善的电气闭锁功能（间隔内的电气闭锁加覆盖全站的可实现闭锁的微机“五防”功能）。该系统包括微机五防工作站1台、闭锁继电器、配套的锁具及电编码钥匙等。微机防误系统满足后期工程的接入需求。（4）全站时钟同步系统时间同步系统应由时钟源装置、时标信号扩展装置组成。时标信号扩展装置应包括脉冲、时间报文、B码扩展装置，扩展装置可根据实际需要组合。全站设置时间同步系统装置柜1面，主时钟双重化。以保证站内保护、测控、录波的装置及故障信息系统子站等设备的时间统一，提高所有被同步设备的时间信号的精确性，以避免突发事件下局部时间同步信号受到干扰而影响电力生产的安全。两台主时钟的时间信号接收单元独立接收北斗/GPS卫星发送的时间基准信号（北斗优先），满足双钟双源要求；当某一主时钟的时间信号接收单元发生故障时，该主时钟能自动切换到另一台主时钟的时间信号接收单元接收到的时间基准信号，实现时间基准信号互为备用。监控系统中间隔层的设备以屏为一个整体采用点对点IRIG-B(DC)接入作为主对，以网络软件对时为辅。监控系统中站控层的设备采用NTP协议网络对时或通过远动工作站RS-232串口对时。保护装置、故障录波装置等设备采用直流IRIG-B对时。（5）时钟同步实时监测系统本期工程配置一套时钟同步实时监测系统。时钟同步实时监测系统适用于时钟状态监测、时钟时间精度监测，保护、测控、故障录波、监控系统等被授时设备接收时间正确性的监测。该时钟同步实时监测系统与站内对时装置合组一面时间同步系统柜，放置于综合保护室内。（6）监控系统与其它智能设备的通讯对于重要的设备状态量信号或报警信号采用硬接点方式接入I/O测控装置，配置智能型公用接口装置，通过RS-485串口方式实现与智能设备之间的信息交换，经过规约转换后通过以太网传送至监控系统主机。（7）核心防护软件（主机加固）为保证服务器重要的数据和文件不被更改、删除、非法拷贝；关键业务、进程不被非法停止，根据能源局[2015]36号文“关于印发《电力系统安全防护总体方案》等安全防护方案的通知”及国家电网调[2006]第1167号文关于贯彻落实电监会《电力二次系统安全防护总体方案》的要求，需采用主机加固对监控主站进行核心系统防护。本工程对升压站监控主机、AGC/AVC功率控制主机、故障录波主机、电能量采集装置等进行加固。（8）智能运维设计1）智能营维云中心智能营维云中心实现对客户全公司所有电站进行集中管理，提高电站的管理和运维效率，提升发电量，降低管理成本：①基于云计算平台，具备管理数十GW、数百电站的数据接入能力，支持25年、数百TB的数据存储，完备的权限控制和鉴权机制，保证数据安全；②支持多电站接入、扩展接入新电站，将位于全国/全球不同位置的多个电站当作本地逻辑电站进行管理，分析各电站全年和各月发电计划完成情况、运维投入情况，辅助集团领导决策分析；③汇总多个电站生产数据、融合分析，形成一整套跨电站的KPI指标来评估电站的运营情况，评估电站运行健康状态，快速找出短板、给出优化建议。2)电站生产管理系统生产管理系统ePMS710，提供电子化、移动化的生产运行管理和办公功能，提高电站管理、运行效率：①两票电子化移动化，提升处理效率，缩短处理时间，减少故障引起的发电损失；②运维分析和设备评估实现对人、设备、事件精确评估分析，持续优化运维效率。3.4.5.4系统调度自动化（1）远动系统=1\*GB3①调度关系升压站由山西省调调度，最终以接入系统审查意见为准。=2\*GB3②远动信息远动信息内容应满足DL/T5003-2005《电力系统调度自动化设计技术规程》、DL/T5002-2005《地区电网调度自动化设计技术规程》和相关调度端的监控要求。远动信息向调度端传送。本期工程升压站设计远动信息内容如下：a.遥测：110kV线路的有功功率，无功功率，三相电流、三相电压。35kV无功补偿回路无功功率，三相电流；35kV站用变及备用变有功功率，无功功率，三相电流。35kV母线电压，频率。全场光伏组件有功功率总和、无功功率总和、发电量、功率因数。光伏电站辐照度、环境温度。b.遥信：全站事故