集中式光伏发电项目EPC总承包技术书

兰溪市欣埠新能源有限公司100MW地面集中式光伏发电（兰溪女埠）项目设计采购施工（EPC）总承包技术规范书发包人：兰溪市欣埠新能源有限公司承包人：________________________2024年05月目录259661、工程概况 、工程概况本项目光伏区用地面积约2787亩，交流侧安装容量为100MW，直流侧最低安装容量为130MWp，最低容配比1:1.29；本项目新建一座110kV升压站，用地约6.3亩，站内主要包括综合楼、主变场地、SVG、事故油池、消防泵房、110kV配电装置区、接地变及站用变区等。外送线路通过1回110kV线路T接白露线，线路长度约7km，具体T接点以最终的接入批复为准。2、工作范围2.1招标范围光伏区、35kV集电线路、110kV升压站（包括不限于站内土地填方及边坡挡墙）、光伏区进场道路及检修道路（包括不限于路基加固【若有】、边坡及挡墙）、110kV送出线路（含政策处理及线路手续办理）及对侧改造全部工程的全过程建设和管理。勘察设计(施工图设计及竣工图阶段)、设备采购保管、工程施工、调试、试运行与验收、移交生产及质保期的全部工作，即采取“交钥匙”方式，按招标人提供的相关资料完成光伏电站110kV升压站、光伏区、35kV集电线路、110kV外送线路及对侧改造工程，主要包括(但不限于)以下内容：（1）前期手续办理1、招标人办理的手续（投标方须配合）包括(但不限于)：国网接入系统报告、国土预审、压覆矿、自规局用地请示回复意见、人武部涉军事回函、文物局准予行政许可决定书、社会稳定风险分析报告、环境影响预评价报告、安全预评价报告、地质灾害危险性评估报告、项目建设用地使用权出让合同签订，升压站土地证，电力质量监督的手续；2、由投标人办理的手续（招标方配合）包括(但不限于)：本项目的节能评价、项目节地评价、网络安全性评价报告、涉网手续办理、洪水影响评价、五通一平、消防报审及验收、安全“三同时”、职业健康卫生“三同时”、环评“三同时”、水土保持方案批复及水保“三同时”等所有涉及本项目的专题报告编制、审查、评审及取得相关部门批复的全部工作；办理110kV升压站的建设用地规划许可证、建设工程规划许可证、建设工程施工许可证及开工、并网、全部各类验收等手续，10kV备用电源的所有手续办理；35kV集电线路及110kV送出线路的全部手续办理包含路径协议（包含跨越电力设施、公路、河道等）、用地手续办理、地灾、稳评、文物、风评、环评、安全预评价报告、水土保持及线路的项目核准文件等全部手续，其中涉及线路工程的专题报告编制、审查、评审及取得相关部门批复的全部工作。（2）勘察设计包括不限于施工图设计（包括工程量清单编制）、预算编制、竣工图编制，以及为完成上述设计工作所需要的所有设计依据，包括但不限于地质勘察、地形测量、水文等。所有设计成果须满足相关规程、规范要求，满足业主单位管理及运维需求，以及保证通过浙江省内能源主管部门、建设主管部门、国网浙江省电力有限公司等部门的审查并完成全站继电保护整定计算。所有设计成果均需向招标方提交可编辑电子版成果及盖章签名的纸质版，项目预算等需提交软件版。(3)设备购置110kV升压站、光伏区场区、35kV集电线路、110kV送出线路及对侧改造工程所有设备均由承包人负责提供，包括(但不限于)：光伏组件、逆变器、箱变、支架（包含固定式和柔性）、110kV电力变压器、中性点成套设备、GIS、开关柜、配电设备、二次设备、接地变、SVG、10kV施工变及外来电源系统、视频系统、监控系统设备(包含二次安防)、调度设备、门禁安防系统、各种电缆、站用电及直流系统、保护及安全自动装置、综合自动化设备、通信设备、远程集控接入设备、光伏电站管理系统、给排水设备、照明设备、供暖设备、消防设备、生产准备物资、满足设备安全运行必要的工器具与备品备件，及所有设备的供货、运输、保管、二次倒运等。升压站、光伏区及送出线路工程(如有对侧站改造)设备到场后的卸货、二次倒运、保管等，要求投标单位设置集中的材料堆场，集中对各材料进行保管，临时用地面积不低于8亩（临时用地手续投标单位负责办理）。(4)建筑与安装工程本项目所有建筑、安装工程均由投标人负责，包括(但不限于)：本项目的清表、场平、支架基础、光伏区防雷及接地工程、箱变设备基础、集电线路工程、送出线路工程、对侧站场地改造、场区围墙与设备围栏；升压站设备基础、设备构(支)架、电缆沟、大门、进出场道路、场内道路、防洪设施。升压站内及光伏场区所有构建筑物、设备的建筑与安装，监视系统、控制保护系统、远程集控接入系统(含首年电力通道租赁和视频专用通道租赁)、通信系统(含首年调度通信和100M运营商通信)、消防、给排水、暖通、照明系统、接入招标人运营中心等设备设施的建筑、安装施工、装修等全部工程施工。包括施工过程中与当地政府及当地村民的民事协调及政策处理、临时或永久性及措施性补偿等工作，施工后场地恢复；负责施工过程中安全、水保、环保、劳动卫生工作实施及验收等；负责站区绿化工程、安全五星级建设。(5)调试、试验、并网、试运行及质量保证负责本项目110kV升压站、光伏区、35kV集电线路、110kV送出工程及对侧改造的全部调试、报验、试验、配合电网及政府检查(包括检查的各项费用)、并网手续办理、涉网试验、配合质监站验收以及试运行工作，负责质保期内的工程修复及维护工作。负责取得调度命名文件、等保测评报告、网络安全报告、保护定值报告、计量技术协议、高压供用电合同、购售电合同、并网调度协议等政府及国网浙江省电力有限公司要求办理的新能源并网所有手续。负责办理电能质量检测报告及电力业务许可证等政府及国网浙江省电力有限公司要求办理的所有手续。(6)专项验收及竣工验收负责本项目验收、移交的相关工作包括(但不限于)：档案、消防、安全设施、防雷、水保、环保、复垦、劳动安全和职业卫生等所有专项验收；负责本项目试运行、竣工验收及生产移交。(7)安全文明施工按照本项目属地政府相关部门及招标人要求执行。(8)其他临时工程的设计、建设、管理、拆除等工作；投标人自行解决施工期间所有临建设施场所的选址工作，包括办公场所(含业主、监理单位各3间以上办公室)、宿舍、材料堆放加工场地、砼搅拌站(若自建)、临时通道等，并负责临建设施征占土地过程中的协调费用、政策处理费用、临时占地费用、与当地政府、电网协调费用等相关所有费用和所有手续办理,负责建设期内土地租金（按1年工期考虑）。投标人自行解决生活办公用水、用电、通信等问题并承担相关所有费用。投标人办理确保项目建成并正常运行所必须的其他一切事项（除招标人已完成的工作），所需的所有费用、利润、风险费、保险、规费税金均包含在投标总价中。3、场址简述3.1工程建设地点本项目位于浙江省金华市3.2工程水文气象3.2.1太阳能资源兰溪市气候属东亚副热带季风区。温暖湿润，四季分明，夏秋高温，冬春偏寒，梅雨伏旱明显。7~9月也受台风影响。兼具盆地气候和垂直分布特征。年平均气温17.6ºC，年平均降水1476.5毫米，年日照总时数1766.2小时，年平均风速1.6米/秒，年平均蒸发量1388.6毫米，年平均相对湿度76%，年平均无霜期264天。优越的气候条件营造了良好的生态环境，但同时，梅雨伏旱极易形成水灾和旱灾。根据Meteonorm8.1数据库数据，项目地点水平面年总辐射量为4502.5（MJ/m2·a），相当于1250.7(kWh/m2·a)，日照时间长，辐射强。通过分析计算，本项目所在地区太阳能资源丰富，年平均太阳辐射量比较稳定，属于太阳能辐射资源很丰富区域，能够为光伏电站提供充足的光照资源，实现社会、环境和经济效益。3.2.2水文条件（1）地下水类型场拟建场地浅部地下水属上层滞水及基岩裂隙水类型。1、上层滞水主要赋存于①层素填土中，含水性及赋水性较好，渗透性较好，为强透水层，是地下水贮存和径流的良好空间和良好通道；2、基岩裂隙水主要赋存于风化基岩中，地貌形态为波状起伏的丘陵山地，其赋存条件和富水性与岩性、节理裂隙及地貌条件有密切的关系。地下水主要赋存于风化裂隙中、构造裂隙等。基岩裂隙水的分布、水量储藏不均匀，渗透性较差，属弱透水层。（2）地下水、土的腐蚀性评价本次未取水样，本场地范围及四周无污染水源，根据临近“核工业金华勘察工程院上海分院”送检的《浙江珺纺纺织有限公司厂区工程》水样检测报告判定如下：环境水腐蚀性评价一览表见表。表3.2-1地下水腐蚀性评价一览表影响因素腐蚀介质腐蚀性判别依据检验成果腐蚀性等级微弱中强Z10Z52对混凝土结构按环境类型(Ⅱ类)SO42-mg/L＜300300～15001500～3000＞3000/190微Mg2+mg/L＜20002000～30003000～4000＞40004.87.8微总矿化度mg/L＜2000020000～5000050000～60000＞60000102322微按地层渗透性(B)pH＞6.56.5～5.05.0～4.0＜4.08.077.44微侵蚀性CO2mg/L＜1515～3030～60＞60＜4.0＜4.0微对钢筋混凝土结构中的钢筋(按干湿交替)Cl-mg/L＜100100～500500～5000>50003.55.2微注：㈠依据《岩土工程勘察规范》（GB50021-2001）（2009年版）12.2节腐蚀性评价相关条款；㈡按Ⅱ类环境类型、弱透水层(B类)地下水及干湿交替环境条件考虑。㈢总矿化度＞0.1mg/L，不评价HCO3-的腐蚀性。由表3.2-1分析判定，本场地地下水弱透水及干湿交替环境条件下对混凝土结构具微腐蚀性；对钢筋混凝土结构中的钢筋具微腐蚀性；本次未专门进行土的腐蚀性分析，本场地潜水位总体埋深较浅，主要接受大气降水和同层地下水侧向径流的补给。经过大气降水常年的淋滤作用，场地浅部土层的腐蚀性基本与潜水的腐蚀性相同。故拟建场地土层的腐蚀性视同潜水对各建筑材料的腐蚀性。水、土对建筑材料腐蚀的防护，应符合现行国家标准《工业建筑防腐蚀设计规范》（GB50046）的规定。对不同的腐蚀等级，采取相应的防腐蚀处理措施。3.2.3气象条件兰溪市气候属东亚副热带季风区。温暖湿润，四季分明，夏秋高温，冬春偏寒，梅雨伏旱明显。7~9月也受台风影响。兼具盆地气候和垂直分布特征。年平均气温17.6ºC，年平均降水1476.5毫米，年日照总时数1766.2小时，年平均风速1.6米/秒，年平均蒸发量1388.6毫米，年平均相对湿度76%，年平均无霜期264天。优越的气候条件营造了良好的生态环境，但同时，梅雨伏旱极易形成水灾和旱灾。3.3工程地质条件3.3.1地质条件(具体参考详勘报告)本次勘察查明，场地在勘探深度范围内，按岩土层成因类型、物质组分及物理力学性质，场地地基土由上至下依序分为3层，其中第3层又分为2个亚层，现将各工程地质层特征分述如下：1层：素填土（mlQ4）杂色，稍湿，松散状，主要由碎石、块石及粘性土组成，碎石大小约为2-12cm，含量约占20-30%，棱角状、次棱角状，为近期农田改造所堆填，未经分层压实处理，均匀性差,回填年限小于5年。全场钻孔分布不均匀，Z11、Z12缺失，土壤电阻率约为≤1.0×102Ω.m,层厚0.30～0.80m，层面高程101.40～270.50m。2层：粉质粘土(al+plQ4)黄色，可塑。成分以粘粒、粉粒为主，切面稍光滑，稍有光泽，无摇振反应，干强度高，韧性中等，全场钻孔分布不均匀，仅Z11、Z12分布。土壤电阻率约为3.0×103Ω.m,层顶埋深0.00m，层顶高127.00～134.10m，层厚0.60～0.80m。3-1层：强风化粉砂岩（K2j）紫红色，粉砂质结构，层状构造，风化作用强烈，裂隙发育，岩芯呈粘土状，碎块状，强度较低，碎块徒手可碎。重型动力触探试验（N63.5）修正击数为19.90～35.5击/10cm，平均修正击数为28.62击/10cm。全场分布，土壤电阻率约为5.0×103Ω.m，层顶埋深0.30～0.80m，层顶高程100.80～270.0m，层厚1.10～1.40m。3-2层：中风化粉砂岩（K2j）紫红色，粉砂质结构，层状构造，岩芯呈短柱状，长柱状，风化裂隙较发育，裂隙面覆有黑褐色铁锰质氧化物薄膜，敲击声哑，无回弹，锤击易击碎。岩芯采取率80%～90%，岩石天然单轴抗压强度标准值frk为9.30MPa，属软岩。岩体较完整，岩体基本质量等级为Ⅳ级。在钻探深度内未发现洞穴、临空面或软弱岩层。全场分布，土壤电阻率约为1.0×104Ω.m，层顶埋深1.40～2.10m，层顶高程99.40～268.70m，揭露层厚13.20～13.70m。3.3.2地震条件根据《建筑抗震设计规范》GB50011-2010（2016版）所示，本工程场地抗震设防烈度为6度，设计基本地震加速度值为0.05g，抗震设计分组为第一组。3.3.3环境水、土腐蚀性（1）地下水类型场拟建场地浅部地下水属上层滞水及基岩裂隙水类型。1、上层滞水主要赋存于①层素填土中，含水性及赋水性较好，渗透性较好，为强透水层，是地下水贮存和径流的良好空间和良好通道；2、基岩裂隙水主要赋存于风化基岩中，地貌形态为波状起伏的丘陵山地，其赋存条件和富水性与岩性、节理裂隙及地貌条件有密切的关系。地下水主要赋存于风化裂隙中、构造裂隙等。基岩裂隙水的分布、水量储藏不均匀，渗透性较差，属弱透水层。（2）地下水、土的腐蚀性评价本次未取水样，本场地范围及四周无污染水源，根据临近“核工业金华勘察工程院上海分院”送检的《浙江珺纺纺织有限公司厂区工程》水样检测报告判定如下：环境水腐蚀性评价一览表见表。表3.3-1地下水腐蚀性评价一览表影响因素腐蚀介质腐蚀性判别依据检验成果腐蚀性等级微弱中强Z10Z52对混凝土结构按环境类型(Ⅱ类)SO42-mg/L＜300300～15001500～3000＞3000/190微Mg2+mg/L＜20002000～30003000～4000＞40004.87.8微总矿化度mg/L＜2000020000～5000050000～60000＞60000102322微按地层渗透性(B)pH＞6.56.5～5.05.0～4.0＜4.08.077.44微侵蚀性CO2mg/L＜1515～3030～60＞60＜4.0＜4.0微对钢筋混凝土结构中的钢筋(按干湿交替)Cl-mg/L＜100100～500500～5000>50003.55.2微注：㈠依据《岩土工程勘察规范》（GB50021-2001）（2009年版）12.2节腐蚀性评价相关条款；㈡按Ⅱ类环境类型、弱透水层(B类)地下水及干湿交替环境条件考虑。㈢总矿化度＞0.1mg/L，不评价HCO3-的腐蚀性。由表3.3-1分析判定，本场地地下水弱透水及干湿交替环境条件下对混凝土结构具微腐蚀性；对钢筋混凝土结构中的钢筋具微腐蚀性；本次未专门进行土的腐蚀性分析，本场地潜水位总体埋深较浅，主要接受大气降水和同层地下水侧向径流的补给。经过大气降水常年的淋滤作用，场地浅部土层的腐蚀性基本与潜水的腐蚀性相同。故拟建场地土层的腐蚀性视同潜水对各建筑材料的腐蚀性。水、土对建筑材料腐蚀的防护，应符合现行国家标准《工业建筑防腐蚀设计规范》（GB50046）的规定。对不同的腐蚀等级，采取相应的防腐蚀处理措施。3.4交通条件航空：浙江省中西部地区最大的航空港义乌机场距兰溪仅半小时车程；杭州萧山国际机场距兰溪不足2小时车程，全程高速。轻轨：规划中的兰溪-金华，金华-义乌-东阳轻轨已经通过省政府批复。铁路：铁路兰溪站。浙赣铁路支线金千铁路跨境而过。规划中“金华-建德”城际铁路、金华-黄山铁路加紧推进。高铁杭长客运专线从兰溪跨境而过。公路：杭金衢高速公路在兰溪设有二个互通口一个服务区；临金高速在兰溪设有2个互通口；杭新景高速在寿昌出口下高速，亦可直达兰溪；建设有兰溪-义乌快速通道，兰溪-金华快速通道；330国道横穿市区，S313（45省道）、S314（47省道）、S315（46省道）省道交会于此，s316（21省道）擦境而过。兰溪到各乡镇都有等级公路，每个村都有至少水泥路通达。交通十分方便。水运：兰溪港是浙江五大内河港之一，是浙中唯一能停泊300吨级船泊的内河港。按照兰溪港总体布局规划，未来的兰溪港区岸线总长800米，纵深200米，将新建5个500吨级以上的泊位，吞吐能力将达到120万吨。2012年2月份发布的《浙江省内河水运“十二五”发展规划》中，兰溪港航建设项目列入具体规划。兰溪港航规划分为“一港五区”：一港即为兰溪港；五区是将兰溪港分成五个港区，其中女埠港区主作业区和方下店港区主作业区将最先投入建设。3.5施工条件3.5.1施工用电本工程高峰期施工用电初步考虑约为250kVA，该处施工电源直接从穆坞村附近引接，线路长度约1.5km。3.5.2施工用水施工用水考虑现场打井或接穆坞村自来水，具体取水方式施工阶段确认。3.5.3施工临建设施根据施工总进度要求，施工主要设施均布置在拟建光伏阵列附近，主要包括：生产区、生活区、施工仓库、辅助加工厂、钢筋堆场、加工场地、施工临时设施和其他建材堆放用地等。4、电力系统4.1电力接入系统本工程规划装机容量129.9142MWp，新建1座110kVGIS升压站，采用1回110kV线路接线方式，以5回35kV线路接入110kV（变电站），集电线路长度约10.3km，110kV外送线路长度约7km。光伏电站的调度管理方式为地调+省调调控中心调度。本项目规划汇集5回光伏35kV集电线路接入110kV升压站35kV侧，经2台63MVA主变升压后以1回110kV架空线路T接于云白1683线。接入系统设计最终以接入系统评审意见为准。4.2光伏电站监控系统光伏电站按“无人值班”（少人值守）的原则进行设计，采用以计算机监控系统为基础的监控方式。计算机监控系统应能满足全站安全运行监视和控制所要求的全部设计功能。综合控制室设置计算机监控系统的值班员控制台。整个光伏电站安装一套综合自动化系统，具有保护、控制、通信、测量等功能，可实现光伏发电系统及高压配电装置的全功能综合自动化管理，实现光伏电站和电网调度端的四遥功能及运维公司的运维、监测管理。4.3系统继电保护及安全自动装置光伏电站相关继电保护、安全自动装置及二次回路的设计、安装应满足电力系统有关规定和反事故措施的要求。在光伏电站侧并网点配置防孤岛保护装置、故障解列保护、频率电压异常紧急控制装置、电能质量在线监测装置各一套。继电保护及安全自动装置最终配置以接入系统评审意见为准。4.4系统通信调度自动化调度通信部分列入接入系统中设计，站内应布置安装场所。光伏电站监控系统应能够向电力调控机构的调度自动化系统提供：并网点开关状态、并网点电压、电流、有功功率、无功功率和光伏发电量等相关信号。光伏电站应具备有功调节能力，输出功率偏差及功率变化率不应超过电网调度机构的给定值，并能根据电网频率值、电网调度机构指令等信号调节电源的有功功率输出。电源功率因数应能在0.95（超前）～0.95（滞后）范围内连续可调。在其无功输出范围内，应具备根据并网点电压水平调节无功输出，参与电网电压调节的能力，其调节方式和参考电压、电压调差率等参数应可由电网调度机构设定。光伏电站内部禁止使用无线网络进行组网通信，应采用专线网络方式，必要时进行加密传输。光伏电站侧配置正向隔离装置、通讯网关设备、纵向加密认证装置，与电网调度端进行加密通信，经电网公司安全接入区接入至相应的调度主站，通信协议应采用符合主站要求的E文本格式上送。站内系统及设备应采用国产安全操作系统，如非安全操作系统，需配置专用国产防病毒系统（或软件）。光伏电站监控系统、电量采集与传输装置的远动数据和电能计量数据应按照符合国家标准或行业标准的传输规约传送至电力调控机构的调度自动化系统和电能计量系统。电能计量系统应通过经双方认可的具有相应资质的检测机构的测试，保证数据的准确传输。光伏电站运行设备实时信息的数量和精度应满足国家有关规定和电力调控机构的运行要求。最终配置以接入系统评审意见为准。5、设备编码5.1承包人应对工程主要及辅助设备进行统一编码，满足发包人编码原则。承包人在设计、安装、试运及项目管理等各个环节使用统一编码。5.2编码深度应使标识具有唯一性，并说明编码如何在图纸、工程文件或设备清册上清楚标识。5.3本工程所有设备必须具备统一的设备编码牌（设备编码牌需固定在对应设备明显位置，确保25年期间内清晰可辨认），并与运维监控系统一一对应。5.4编码原则由发包人提出，具体标识由承包人编制。6、工程主要技术方案和设计原则本工程应充分体现“安全可靠、成熟先进、节能环保、以人为本”的原则，建成寿命期内高效环保、具有持续盈利能力、安全可靠的光伏电站。6.1总体方案设计本工程规划装机容量129.9142MWp，选用不小于580Wp的单晶硅光伏组件，共计约223990块，光伏组件采用20°角安装方式。本工程选用320kW组串式逆变器，共计312台。本工程首年发电量不小于13975.1万度，首年等效利用小时数不低于1075.8h；运营期25年内的年平均发电量不小于13260.4万度，平均年等效利用小时数不低于1020.7h。承包人承诺：本工程实际装机容量不低于MWp，首年等效利用小时数不低于h。本工程由29个4.16208MWp、1个4.147MWp和2个2.53344MWp光伏发电单元组成，每个发电单元均为一个独立的并网单元，每个4.16208MWp发电单元设置10台组串式逆变器和1台4200kVA就地升压变压器,每个4.147MWp发电单元设置10台组串式逆变器和1台4200kVA就地升压变压器，每个2.53344MWp发电单元设置6台组串式逆变器和1台2600kVA就地升压变压器。发电单元内每26块光伏组件串联成一个光伏组件串，每28个光伏组件串并联接入一台逆变器，经逆变成交流输出至箱变升压后接入35kV配电装置。本工程新增一个110kVGIS预制舱和2台63MVA主变，35kV（主变低压侧）设备包括35kV配电装置、站用变压器；新增两个SVG预制舱，配置每套容量为±14.5MVar的SVG动态无功补偿成套装置（水冷直挂式）；新增一个二次预制舱，舱内设备包括电气二次设备、直流/UPS电源。6.2总平面布置方案6.2.1总平面布置本工程由29个4.16208MWp、1个4.147MWp和2个2.53344MWp光伏发电单元组成，每个发电单元均为一个独立的并网单元，每个4.16208MWp发电单元设置10台组串式逆变器和1台4200kVA就地升压变压器,每个4.147MWp发电单元设置10台组串式逆变器和1台4200kVA就地升压变压器，每个2.53344MWp发电单元设置6台组串式逆变器和1台2600kVA就地升压变压器。发电单元内每26块光伏组件串联成一个光伏组件串，每28个光伏组件串并联接入一台逆变器，经逆变成交流输出至箱变升压后接入35kV配电装置。6.2.2光伏阵列设计太阳能光伏电站的设计需根据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，以获得全年最大的太阳辐射。阵列前后排间距设计，光伏阵列成排安装，要求在冬至日9:00-15:00间，两排光伏阵列之间的距离要保证前排不对后排造成遮挡，并考虑运维及种植通道。充分考虑防洪水位以及地农光互补要求对组件最低点距离地面最小距离的要求。本项目光伏组件采用（柔性支架和固定支架）安装。柔性支架方位角为正南、角度为20°；固定式支架方位角为正南、固定倾角为20°。项目由29个4.16208MWp、1个4.147MWp和2个2.53344MWp光伏发电单元组成，每个发电单元均为一个独立的并网单元，所有发电单元设置一个就地升压变。光伏阵列必须考虑阴影遮挡问题，并通过计算确定光伏阵列间的距离或光伏阵列与建筑物的距离。太阳能电池板串联形成的组串，其输出电压的变化范围应在逆变器正常工作的允许输入电压范围内。太阳能电池板串联后，其最高输出电压不允许超过太阳电池组件自身要求的最高允许系统电压。各太阳能电池板至逆变器的直流部分通路应尽可能短，以减少直流损耗。6.2.3总平面布置方案根据生产工艺流程、运行管理等要求按功能分为下述几个区域：（1）配电区：主要是主变压器、箱变、开关柜等设备。（2）核心发电区：主要由太阳能电池阵列和逆变器构成。承包人可根据工艺要求，对站区总平面布置进行优化，最终总平面方案需取得发包人的同意。ADDINCNKISM.UserStyle6.3土建工程6.3.1光伏电站基本资料本项目土建工程主要包括光伏支架及基础、站内道路、箱变及预制舱基础、综合控制室、场内线路管沟等。光伏阵列支架及基础的设计使用年限为25年，其余建（构）筑物的设计使用年限为50年。光伏支架结构重要性系数取0.95，其余建（构）筑物结构重要性系数取1.0。6.3.2设计主要技术数据根据本项目可行性研究报告，支架及基础的荷载取值：根据GB51101-2016《太阳能发电站支架基础技术规范》3.0.4要求，支架基础设计使用年限不应小于电站设计使用年限，即按50年设计，光伏支架基础设计等级为丙级，光伏支架基础设计，重要性系数1.0。本工程光伏区的支架设计使用年限为25年，结构安全等级为三级，重要性系数0.9；（1）主要设计参数基本风压：0.31kN/㎡（25年一遇）基本雪压：0.47kN/㎡（25年一遇）基本风压：0.35kN/㎡（50年一遇）基本雪压：0.55kN/㎡（50年一遇）风荷载和雪荷载，根据全国基本风压布置图及《建筑结构结构荷载规范》和《光伏支架结构设计规程》（NB/T10115-2018）取值。本项目支架及基础所考虑的荷载为：结构自重、预应力作用、风荷载、雪荷载、地震作用和温度作用。本项目支架设计根据《建筑结构荷载规范》GB50009进行荷载效应设计。按承载能力极限状态设计结构构件时，应采用荷载效应的基本组合或偶然组合。荷载效应组合应按下式验算：式中：γ0——重要性系数。光伏支架的设计使用年限宜为25年，安全等级为三级，重要性系数不小于0.9；在抗震设计中，不考虑重要性系数；S——荷载效应组合的设计值；R——结构构件承载力的设计值。在抗震设计时，荷载效应组合应按下式计算：/γRE即：γREγ0S≤RγRE为承载力抗震调整系数，γRE按现行国家标准《建筑抗震设计规范》GB50011的规定取值。工程区抗震设防烈度为6度，设计基本地震加速度值为0.05g，设计地震分组为第一组。根据《光伏发电站设计规范》（GB50797-2012）第6.8.6条条文说明，对于地面用光伏组件的支架，当设防烈度小于8度时，可以不进行抗震验算；又由于本项目支架比较轻，地震工况与风荷载相比，其远不起控制作用，因此，不考虑地震工况。按正常使用极限状态设计结构构件时，应采用荷载效应的标准组合。荷载效应组合的设计值应按下式验算：S≤C式中：S——荷载效应组合的设计值；C——结构构件达到正常使用要求所规定的变形限值。场址所在地地震烈度：根据《建筑抗震设计规范》GB50011-2010（2016版）所示，本工程场地抗震设防烈度为6度，设计基本地震加速度值为0.05g，抗震设计分组为第一组。地基基础设计等级为丙级。本项目地震活动和场址地震动参数按现行《建筑结构荷载规范》和《建筑抗震设计规范》，风荷载、雪荷载和温度荷载按现行国家标准《建筑结构荷载规范》GB50009-2012的荷载数值取大值。6.3.3光伏阵列结构设计光伏组件安装在方案设计上应以安全可靠、节能经济的形式实现，并应符合国家及行业相关规范，满足组件结构强度的要求。本工程太阳能光伏电池板组件的排布应充分挖掘利用已有场地等可利用空间，有针对性地根据场地的特点设计支架形式，合理铺设光伏组件。太阳电池矩阵支架及基础在满足安全的前提下，综合考虑经济性、适用性、施工方便等因素依照相关规程规范进行设计。6.3.4支架结构设计本工程支架受力设计应满足规范对强度、刚度、稳定等各项指标要求。光伏支架及基础设计均考虑防腐要求，光伏支架的钢构件均采用热镀锌方式防腐，镀锌厚度根据《热镀锌标准GB/T13912》规范执行；铝合金构件均采用阳极氧化膜方式防腐，氧化膜厚度级别根据《铝合金结构设计规范》执行；其他构件设计时按照《工业建筑防腐蚀设计规范》（GB50046-2008）相关规定采取相应的防腐措施。6.3.5支架基础光伏组件支架基础上作用的主要荷载包括支架及光伏组件自重、风荷载、雪荷载、温度荷载及地震荷载。其中起主要控制作用的是风荷载，因此基础设计应保证风荷载作用下基础的稳定，不出现破坏，因本工程建设于穆坞村附近山地，根据当地要求，组件下沿离地高度为2.5米左右，为了能够更大得提高单位面积土地的经济价值，在以减少对环境污染的前提下，优先考虑采用钻孔灌注桩。6.3.6道路设计光伏区内的施工检修道路主要沿箱、逆变器修建，采用碎石路面，道路宽度为4.0m，转弯半径不小于6m。道路的纵向坡度结合地形设计，满足设备运输及运行管理的需要。道路做法主要采用30mm砂砾磨耗层、300mm级配碎砾石面层及150mm天然砂砾垫层。每间隔300m左右设置一处会车平台，平台长22m，宽6m。升压站进站大门设在站址东侧，经东向进站道路接至进场路，进站道路宽4m，长约100m，采用混凝土路面。站内主变压器及综合楼周边设有环形道路，采用4m宽混凝土路面，转弯半径不小于9m，满足消防和运行要求。道路做法主要采用200厚C30水泥混凝土路面板、150厚级配碎石或级配碎砾石基层及150厚砂砾垫层。6.3.7箱变及预制舱基础设计箱变及预制舱的基础采用混凝土，强度等级C30，高出地面0.5m，踏步为砖砌踏步。6.3.8综合控制室设计综合控制室为单层钢筋混凝土框架结构，柱下独立基础。建筑外立面为外墙瓷砖。6.3.9给排水设计本工程排水系统采用雨污分流制，雨水和污水单独排放。6.3.9.1雨水排水系统建筑物屋面雨水采用内排水，自流排入建筑物四周排水沟；室外雨水排放考虑利用汇集站场地的自然坡度，在建筑物四周设置排水沟，将雨水直接排出。6.3.9.2污水排水系统室内生活污水系统采用单立管排水系统，污水自流排入室外污水管网。室外埋设一套生活污水一体化处理系统。污水经处理后达到排放标准后排入集水池内，冬存夏用。升压站内排水包括变压器事故排油、室外电缆沟积水、地表雨水排放。变压器事故排油经事故油池处理后，将油截流，池中积水在油压作用下，排入排水管网，截流废油回收，并由有处理资质的单位集中处理。电缆沟积水经附近检查井进入站内排水管网。6.3.9.3管材与连接室外给水管采用给水PE管、热熔连接，与金属管道、阀门、设备连接时，必须采用钢塑过渡接头或专门的法兰接头。室内给水管采用PPR给水管，热熔连接；室内生活污水管采用UPVC排水管，承插胶接；室外雨水、污水管采用HDPE双壁波纹排水管，橡胶圈接口。管材接口处理方式：钢管采用焊接，排水管采用热熔。敷设方式均采用暗埋地下方式。6.3.10电缆沟设计电缆沟平面规划应尽量平行路网，力求管线顺捷，少交叉，并考虑运行、检修方便。电缆沟结构形式采用钢筋混凝土结构，高出地面的非跨道路盖板考虑站区美观要求和方便施工，拟采用63mm厚包角钢钢筋网片混凝土盖板，盖板每侧比电缆沟壁外沿宽50mm，以便于运行检修、维护等。另外，每隔一定距离设置活动印花钢盖板，方便开启，便于电缆沟通风、防潮和检修进人。跨道路钢筋混凝土盖板，设在路面混凝土以下，有利于电缆沟的防水。6.3.11采暖通风设计本工程所有设备均应采用工厂预制式成套设备，成套设备应具备可靠的空调、风机等暖通设备。6.4工程消防设计6.4.1设计原则本工程消防系统设计遵照国家“预防为主、防消结合”的方针，并根据工程具体情况，力求体现当前的消防设计思想和水平。从全局出发，统筹兼顾，正确处理生产和安全、重点和一般的关系，做到促进生产，保障安全，方便使用，经济合理。6.4.2消防设计要求根据光伏发电自身的特点，机电消防根据不同的对象采取不同的防火技术措施，阻止电气火灾事故的发生。电气系统的消防措施：根据《火力发电厂与变电站设计防火规范》（GB50229-2006）、《光伏发电站设计规范》（GB50797-2012）、《高压配电装置设计技术规程》（DL/T5352-2006）及《电力设备典型消防规程》（DL5027-2015）规定设置消防设施，电气设备布置全部满足电气及防火安全距离。根据《建筑设计防火规范》GB50016相关要求：必须明确建筑内的电缆井、管道井应在每层楼板处采用不低于楼板耐火极限的不燃材料或防火封堵材料封堵。建筑内的电缆井、管道井与房间、走道等相连通的孔隙应采用防火封堵材料封堵。预制舱内部火灾探测及报警系统的设计和消防控制设备及其功能应符合现行国家标准《火灾自动报警系统设计规范》GB50116的规定。舱内应配置1~2个火灾报警烟感探测装置，采用吸顶布置；舱体外布置手动火灾报警按钮以及声光报警器，接入站内集中式火灾报警器或区域火灾报警器。舱内配置5kg手提式灭火器2个，置于门口处。6.5环境保护与水土保持设计6.5.1设计目的通过环境保护与水土保持设计，分析环境与本工程间的相互影响要素，并采取有效措施使不利影响因素减至最低程度，使环境和水土在本工程建设与运行期内都得到很好的保护，进而使工程与其周围环境之间达到相互和谐发展的目的。6.5.2建设施工期间环境保护措施包括但不限于以下内容：（1）工程施工废水主要成分是含泥沙废水，若任意随地漫流，将会污染光伏电站周围环境。应对废水进行收集，在现场开挖简易池子对泥浆水进行沉淀处理，处理后尾水全部予以回用，可用于施工场地冲洗、工区洒水或施工机械冲洗等。（2）工程施工中在作业面及其附近区域将产生粉尘和二次扬尘，同时施工机械和运输车辆在运行过程中也排放含NO2、CO和HC的废气，造成局部区域的空气污染。为减小施工扬尘和废气对施工人员的影响，必须配合相应的环境保护措施，如定期洒水清扫运输车进出的主干道、建筑材料堆场以及混凝土拌和处应定点定位并采取适当的防尘措施、加强对施工机械和运输车辆的维修保养等，同时提倡文明施工，加强施工管理。（3）施工过程中采取有效措施减轻施工噪音对周围环境及住户的影响。合理安排施工时间，施工期间噪音排放执行GB12523-2011《建筑施工场界环境噪音排放标准》。（4）施工挖方和建筑垃圾尽量用于工程建设，剩余部分应合理选择堆置地点，外运综合利用，生活垃圾及时清运。（5）项目施工期间需采取有效措施防治水土流失，加强对周围生态环境的保护，施工结束后做好临时占用地的植被恢复工作。（6）施工结束后，永久性使用的光伏场地应适当绿化以美化环境，具体以发包人要求为准；对于施工临时用地，施工临时设施应拆除，清理地面，并根据土地性质进行恢复。6.6劳动安全与工业卫生6.6.1设计总则为贯彻“安全第一、预防为主”的方针，本项目工程劳动安全与工业卫生专项设计，必须遵循国家的有关方针、政策，并应结合工程的具体情况，积极采用先进的技术措施和设施，做到安全可靠、经济合理，设施符合国家规定的标准，为发包人的工程招标管理、工程竣工验收和并网光伏电站的安全运行管理提供参数依据，确保施工人员生命与财产的安全。6.6.2工程安全卫生设计6.6.2.1设计范围和主要内容本工程的劳动安全与工业卫生设计范围是对主要建（构）筑物、生产设备及其光伏作业岗位和场所的劳动安全及工业卫生进行分析，主要包括光伏阵列、逆变器室等。电站劳动安全与工业卫生设计的重点为：分析电站运行过程中可能出现的劳动安全与工业卫生等方面的主要危险有害因素，从设计、运行、管理的角度提出相应的消除或减免措施，提出劳动安全与工业卫生建议。6.6.2.2劳动安全与工业卫生专项工程和实施计划（1）安全技术措施工程主要包括防火工程、通风工程、噪音的防治、安全监测工程，在工程的建设施工过程中，同时进行以上各项工程。上述各项安全技术措施工程的资金含在工程的合同总价中。（2）安全设备、器材、装备、仪器、仪表等以及安全设备的日常维护、检修。为使各项安全设施正常运行，安全专项资金要在施工开始前就位，确保施工运行过程中安全可靠运转。（3）为确保生产运行人员在施工过程中得到良好的安全保护，按照国家的标准给生产施工人员定期配备必要的劳动保护用品，如工作服、工作鞋、安全帽、卫生用品等。（4）要设立专项的安全事故应急救援资金，以确保在安全生产过程中发生事故的应急救援工作，要配备相应的应急救援设施，如急救包、氧气袋、担架、救援车辆等。6.7电气部分6.7.1范围本工程所属电气系统及其设备选型、安装、调试，包括但不限于：（1）电站内110kV/35kV/10kV配电装置（10kV为备用电源）。（2）电气保护、控制、测量系统。（3）站内照明系统。（4）站内防雷接地系统。（5）站内通信系统。（6）电缆敷设及电缆防火系统。（7）站内安保系统。（8）本工程综自、远动系统、继电保护、计量系统、系统通讯的设计、采购、施工属于本工程招标的范围。（9）电站主要设备包括但不限于主变压器、箱变、开关柜、电缆等设备的设计、采购、施工属于本工程招标的范围。（10）本项目所需的所有材料和工程设备均由承包人负责采购、运输、保管。6.7.2主要设计原则6.7.2.1光伏电站升压方案光伏电站由32个光伏发电单元组成，分为29个4.16208MWp、1个4.147MWp和2个2.53344MWp光伏发电单元，每个发电单元均为一个独立的并网单元，每个4.16208MWp发电单元设置10台320kW组串式逆变器和1台4200kVA就地升压变压器,每个4.147MWp发电单元设置10台320kW组串式逆变器和1台4200kVA就地升压变压器，每个2.53344MWp发电单元设置6台320kW组串式逆变器和1台2600kVA就地升压变压器，各光伏发电单元采用光伏组件-组串式逆变器-就地升压变压器接线方式，每串光伏组串有26块580Wp太阳电池组件，经组串式逆变器逆变输出800V三相交流电，采用电缆接至就地升压变压器的低压侧，最终经就地升压变压器升压至35kV。6.7.2.2电气主接线按光伏发电单元布置及线路走向划分，本工程每6~8台就地升压变压器并为1回35kV进线，共5回35kV集电线路接至110kV升压站35kV配电装置室。本工程包含集电线路设计及通讯光缆设计。集电线路起点始于光伏升压站5面35kV电线路开关柜，止于光伏场区32台箱变高压侧的出口负荷开关；光缆起始于光伏升压站二次设备室内的光纤环网交换机，止于光伏场区32台箱变控制柜。主接线图最终以接入系统评审意见为准。6.7.2.3电气二次部分（1）继电保护及安全自动装置光伏电站相关继电保护、安全自动装置以及二次回路的设计、安装应满足电力系统有关规定和反事故措施的要求。相关配置应符合《继电保护和安全自动装置技术规程》GB/T14285-2006、《光伏电站接入电网技术规定》Q/GDW617-2011、《光伏发电站接入电力系统技术规定》GB/T19964-2012及《光伏发电站接入电力系统设计规范》GB/T50866-2013。110kV（主变高压侧）及35kV（主变低压侧）系统应配置继电保护与综自装置。并网点应配置防孤岛保护装置、故障解列保护、电能质量在线监测装置。380V断路器应具备短路速断、延时保护和分励脱扣、失压跳闸及低压闭锁合闸等功能。光伏电站应配置直流电源及不停电电源，直流系统电压及容量配置应考虑现场设备需要及市电断电影响。直流充电电源采用双路配置。不停电电源容量应符合现场设备需要。蓄电池采用免维护蓄电池。承包人应根据当地调度提供数据、现场设备参数，编制继电保护整定计算书及继电保护定值单。相关定值应与用户继电保护定值、电网继电保护定值实现级差配合。继电保护及安全自动装置最终配置以接入系统评审意见为准。（2）电能质量光伏发电系统的各项电能质量指标应符合相关标准的规定。1）谐波光伏电站接入电网后，公共连接点的谐波电压应满足GB/T14549-1993《电能质量公共电网谐波》的规定。光伏电站接入电网后，公共连接点的总谐波电流分量（方均根）应满足GB/T14549-1993《电能质量公共电网谐波》的规定，其中光伏电站向电网注入的谐波电流允许值按此光伏电站安装容量与其公共连接点的供电设备容量之比进行分配。2）电压偏差光伏电站接入电网后，公共连接点的电压偏差应满足GB/T12325-2008《电能质量供电电压偏差》的规定，10kV及380V三相供电电压偏差为标称电压的±7%。3）电压波动光伏电站接入电网后，公共连接点的电压波动应满足GB/T12326-2008《电能质量电压波动和闪变》的规定。对于光伏电站出力变化引起的电压变动，其频度可以按照1<r<10（每小时变动的次数在10次以内）考虑，因此光伏电站接入引起的公共连接点电压变动最大不得超过3%。4）电压不平衡度光伏电站接入电网后，公共连接点的三项电压不平衡应不超过GB/T15543-2008《电能质量三项电压不平衡》规定的限值，公共连接点的负序电压不平衡度应不超过2%，短时不得超过4%；其中由光伏电站引起的负序电压不平衡度应不超过1.3%，短时不超过2.6%。5）直流分量光伏电站向公共连接点注入的直流电流分量不应超过其交流额定值的0.5%。（3）光伏电站并网的相关要求1）电网电压异常时的响应特性a.《光伏电站接入电网技术规定》Q/GDW617-2011要求大中型光伏电站应具备一定的低电压穿越能力，其中接入用户内部电网的中型光伏电站的低电压穿越要求由调度部门确定。①电力系统发生不同类型故障时，若光伏电站并网点考核电压全部在下图中电压轮廓线及以上的区域内时，光伏电站应保证不间断并网运行；否则光伏电站停止向电网线路送电。光伏电站并网点电压跌落至0.2UN时，光伏电站能够保证不间断并网运行1s；光伏电站并网点电压在发生跌落后3s内能够恢复到0.9UN时，光伏电站能够保证不间断并网运行。②对电力系统故障期间没有切出的光伏电站，其有功功率在故障清除后应快速恢复，自故障清除时刻开始，以至少10%额定功率/秒的功率变化率恢复至故障前的值。③低电压穿越过程中光伏电站宜提供动态无功支撑。图6-1光伏电站并网点电压变化示意图b.《光伏发电站接入电力系统技术规定》GB/T19964-2012对于光伏发电站在不同并网点电压范围内的运行规定为：①当光伏发电站并网点电压UT＜0.9UN时，应满足低电压穿越的要求；②当0.9UN≤UT≤1.1UN时，应正常运行；③当1.1UN＜UT＜1.2UN时，应至少连续运行10s；④当1.2UN≤UT≤1.3UN时，应至少连续运行0.5s。c.光伏发电站的低电压穿越能力要求为：①电力系统发生不同类型故障时，若光伏发电站并网点考核电压全部在下图中电压轮廓线及以上的区域内，光伏发电站应保证不脱网连续运行；否则，允许光伏发电站切出。光伏发电站并网点电压跌至0时，光伏发电站应能不脱网连续运行0.15s；光伏发电站并网点电压跌至下图中曲线1以下时，光伏发电站可以从电网切出。②对电力系统故障期间没有脱网的光伏发电站，其有功功率在故障清除后应快速恢复，自故障清除时刻开始，以至少30%额定功率/秒的功率变化率恢复至正常发电状态。图6-2光伏发电站的低电压穿越能力要求2）电网频率异常时的响应特性a.《光伏电站接入电网技术规定》Q/GDW617-2011要求大中型光伏电站应具备一定的耐受系统频率异常的能力：①低于48Hz，根据光伏电站逆变器允许运行的最低频率或电网要求而定；②48Hz~49.5Hz，每次低于49.5Hz时要求至少能运行10min；③49.5Hz~50.2Hz，连续运行；④50.2Hz~50.5Hz，每次频率高于50.2Hz时，光伏电站应具备能够连续运行2min的能力，同时具备0.2s内停止向电网线路送电的能力，实际运行时间由电力调度部门决定，此时不允许处于停运状态的光伏电站并网；⑤高于50.5Hz，在0.2s内停止向电网线路送电，且不允许处于停运状态的光伏电站并网。b.《光伏发电站接入电力系统技术规定》GB/T19964-2012对于光伏发电站在不同电力系统频率范围内的运行规定为：①f＜48Hz，根据光伏发电站逆变器允许运行的最低频率而定；②48Hz≤f＜49.5Hz，频率每次低于49.5Hz，光伏发电站应能至少运行10min；③49.5Hz≤f＜50.2Hz，连续运行；④50.2Hz＜f≤50.5Hz，频率每次高于50.2Hz，光伏发电站应能至少运行2min，并执行电网调度机构下达的降低出力或高周切机策略，不允许处于停运状态的光伏发电站并网；⑤f＞50.5Hz，立刻终止向电网线路送电，且不允许处于停运状态的光伏发电站并网。3）防孤岛保护a.根据《光伏系统并网技术要求》GB/T19939-2005，当光伏系统并入的电网失压时，必须在规定的时限内将该光伏系统与电网断开，防止出现孤岛效应。光伏电站应设置至少各一种主动和被动防孤岛效应保护。主动防孤岛效应保护方式主要有频率偏离、有功功率变动、无功功率变动、电流脉冲注入引起阻抗变动等；被动防孤岛效应保护方式主要有电压相位跳动、3次电压谐波变动、频率变化率等。当电网失压时，防孤岛效应保护应在2s内动作，将光伏系统与电网断开。b.根据《光伏电站接入电网技术规定》Q/GDW617-2011，对于大中型光伏电站，公用电网继电保护装置必须保障公用电网故障时切除光伏电站，光伏电站可不设置防孤岛保护。4）短路保护及过流保护根据《光伏系统并网技术要求》GB/T19939-2005，光伏系统对电网应设置短路保护，当电网短路时，逆变器的过电流应不大于额定电流的150%，并在0.1s以内将光伏系统与电网断开。根据《光伏电站接入电网技术规定》Q/GDW617-2011，光伏电站应具备一定的过电流能力，在120%倍额定电流以下，光伏电站连续可靠工作时间应不小于1min。5）恢复并网根据《光伏系统并网技术要求》GB/T19939-2005，由于超限状态导致光伏系统停止向电网送电后，在电网的电压和频率恢复到正常范围后的20s到5min，光伏系统不应向电网送电。根据《光伏电站接入电网技术规定》Q/GDW617-2011，电网发生扰动后，在电网电压和频率恢复正常范围之前光伏电站不允许并网，且在电网电压和频率恢复正常后，大中型光伏电站应按电力调度部门指令执行，不可自行并网。6.7.2.4光伏监控系统光伏监控系统包括就地测控装置和监控后台。就地测控部分包括数采装置、逆变器、箱变测控单元、高低压开关信号等接入光伏监控系统。光伏监控后台应能满足对光伏发电系统的基本管理，能对组件和逆变器等进行故障判断和分析，并具备数据上传功能。光伏电站后期需接入集团调度中心，承包人应确保接入集团调度中心所需相关工程量及费用。承包人应确保本工程监控系统符合电力监控系统安全防护要求，并提供电力监控系统安全防护方案，在当地电力公司备案。6.7.2.5接地（1）升压站部分升压站接地网采用水平地网与垂直接地极相结合的外边缘闭合的复合接地网方式，与光伏区接地网可靠连接。水平接地体采用60×8热镀锌扁钢，垂直接地体采用φ50×5L=2500mm热镀锌钢管。接地网埋至冻土层以下。（2）光伏区部分光伏区接地网采用水平地网与垂直接地极相结合的外边缘闭合的复合接地网方式。水平接地体采用50×5热镀锌扁钢，垂直接地体采用φ50L=2500mm热镀锌钢管。接地网埋至冻土层以下。6.7.2.6电缆敷设及防火（1）电缆敷设本项目采用组串式逆变器方案进行设计，光伏区汇流方式为“光伏组件-组串式逆变器”方案。光伏电缆一般沿光伏支架背部钢索进行敷设，组串跨阵列间隙处采用穿管进行保护，对于跨区域接线部分则采用穿管埋地敷设形式。（2）高压电力电缆敷设方式集电线路电缆采用直埋敷设方式，整体接线为按最短汇集路径，成放射状接线方式。110kV升压站采用电缆沟敷设电缆，屋外设置电缆沟道，电缆沟道内采用角钢支架敷设电缆，电缆沟至屋外配电装置采用电缆穿管直埋敷设。（3）通讯电缆选型及敷设方式本工程组串式逆变器至35kV就地升压变通讯采用电力载波通讯方式，直接利用组串式逆变器交流输出线缆进行数据通讯，省去布设及维护专用通讯线缆的麻烦，每台35kV就地升压变旁安装1台电力线通讯箱。各方阵至升压站通讯电缆均采用铠装16芯单模光纤，光伏区域部分光缆敷设采用直埋敷设方式，通讯光缆与35kV集电线路平行敷设。（2）防火要求电缆沟进入建筑物的入口处设置阻火隔墙。不同电压等级的配电装置及配电装置的不同段之间的电缆沟连接处设置阻火隔墙。高低压开关柜、控制保护屏、配电屏待电缆敷设完毕后应对其下部的孔洞进行封堵。电缆沟阻火隔墙两侧各1.5m范围内均缠绕防火包带。电缆穿管敷设完毕后应将管子的两头封堵。7、主要设备技术要求7.1太阳能电池组件本工程选择规格不小于580Wp的N型高效单晶硅双面组件。光伏组件全光照面积的光电转换效率≥_22.45_%（正面效率），标称功率公差至少为0～+5W，第1年内输出功率衰减率不高于1%、2~25年运营期内逐年功率衰减不高于0.4%/年，产品材料与工艺质保期不低于30年。本项目首年系统整体效率（计入组件衰减率）应不低于82.9%。承包人承诺：本工程电池组件采用_____（品牌、规格）_____Wp的高效单晶硅单面/双面组件，光伏组件全光照面积的光电转换效率≥_____%（正面效率），标称功率公差至少为0～+5W，第1年内输出功率衰减率不高于_____%、2~25年运营期内逐年功率衰减不高于_____%/年，产品材料与工艺质保期不低于_____年。本项目首年系统整体效率（计入组件衰减率）不低于_____%。（由承包人填写）7.1.1组件认证要求太阳电池组件作为光伏电站的主要设备，应具有满足国家、行业标准或IEC标准的认证，须按照IEC61215、IEC61730、UL1703等标准要求，通过国际知名第三方认证机构及国家批准的权威认证机构的产品认证，包括但不限于TUV、UL、MCS、ICIM、CGC等认证的完整测试报告。每块组件出厂前应有工厂测试报告，报告中必须标示出该块组件的实际输出功率设备到场后现场检验，功率偏差必须为正公差。光伏组件所有的试验和调试记录、报告都应编写成试验和检测报告，并提交业主，包括但不限于以下试验，性能不低于所列要求，依照IEC-61215标准。7.1.1.1机械载荷试验（1）目的：决定组件承受风、雪、静压和冰载的能力。（2）试验条件：2400Pa的均匀载荷依次加到前和后表面1h，循环两次（阵风安全系数为3时，2400Pa对应于130km/h风速（12级飓风，压力约800Pa））。（3）5400Pa的均匀载荷依次加到前表面1h，循环两次。（4）性能要求：1）在试验过程中无间歇断路或漏电现象。2）无标准中规定的严重外观缺陷。3）绝缘电阻应满足初始试验的同样要求。4）标准测试条件下最大输出功率的衰减不超过实验前的5%。7.1.1.2冰雹试验（1）目的：验证组件能经受住冰雹的撞击。（2）试验条件：25mm直径的冰球，质量7.53克，以23m/s的速度撞击11个位置。（3）性能要求：1）无外观缺陷。2）绝缘电阻应满足初始试验的同样要求。3）标准测试条件下衰减不超过实验前的5%。7.1.1.3绝缘测试（1）目的：测定组件中的载流部分与组件边框之间的绝缘是否良好。（2）试验条件：直流1000V加上两倍系统在标准测试条件下开路电压，持续1min；加直流500V时，测绝缘电阻。（3）性能要求：1）无绝缘击穿或表面无破裂现象。2）绝缘电阻不小于50MΩ。7.1.1.4湿漏电试验（1）目的：评价组件在潮湿工作条件下的绝缘性能，验证雨、雾、露水或溶雪的湿气不能进入组件内部电路的工作部分，如果湿气进入该处可能会引起腐蚀、漏电或安全事故。（2）试验条件：加直流500V时，水喷淋引出端和边缘浸入水中，确定绝缘电阻。（3）性能要求：1）无绝缘击穿或表面无破裂现象。2）绝缘电阻组件面积不小于40MΩ/m2。7.1.1.5热循环试验（1）目的：确定组件承受由于温度反复变化而引起的热失配、疲劳和其他应力的能力。（2）试验条件：使组件的温度在-40±2℃和85±2℃之间，最高和最低之间的温度变化速率不超过100℃/h在每个极端温度下，应保持稳定至少10min，一次循环不超过6h，循环次数50和200次。（3）性能要求：1）在试验过程中无间歇断路或漏电现象。2）无外观缺陷。3）绝缘电阻应满足初始试验的同样要求。7.1.1.6湿-冻试验（1）目的：确定组件承受高温、高湿之后以及随后的零下低温影响的能力。（2）试验条件：从+85℃，85%相对湿度到-40℃,循环10次。（3）性能要求：1）在试验过程中无间歇断路或漏电现象。2）无外观缺陷。3）绝缘电阻应满足初始试验同样的要求。4）标准测试条件下最大输出功率的衰减不超过试验前测试值的5%。7.1.1.7湿-热试验（1）目的：确定组件承受长期湿气渗透的能力。（2）试验条件：在+85℃，85%相对湿度下，保持1000h。（3）性能要求：1）无外观缺陷。2）绝缘电阻应满足初始试验的同样要求。3）标准测试条件下，正面和背面最大输出功率的衰减不超过试验前的5%。7.1.1.8室外暴露试验（1）目的：初步评价组件经受室外条件曝露的能力，以揭示在实验室试验中可能测不出来的综合衰减效应。（2）试验条件：太阳总辐射量60kWh/m2。（3）性能要求：1）无外观缺陷。2）标准测试条件下的最大输出功率应大于制造厂规定的最小额定值。3）绝缘电阻应满足初始试验的同样要求。7.1.1.9紫外试验（1）目的：确定组件承受紫外（UV）辐照的能力。（2）试验条件：组件温度60±5℃波长为400nm的紫外照射60kWh/m2，其中280-320nm波长的辐射至少为5kWh/m2。（3）性能要求：1）无标准规定的严重外观缺陷。2）标准测试条件下的最大输出功率应大于制造厂规定的最小额定值。3）绝缘电阻应满足初始试验的同样要求。7.1.1.10热斑耐久试验（1）目的：确定组件承受热斑加热效应的能力，如这种效应可能导致封装退化。电池不匹配或裂纹、内部连接失效、局部被遮光或弄脏均会引起这种缺陷。（2）试验条件：在最坏热斑条件下，1000W/m2辐照度照射1h，共5次。（3）性能要求：1）无标准中规定的严重外观缺陷。2）绝缘电阻应满足初始试验同样的要求。7.1.1.11盐雾测试（1）目的：确定组件承受长期盐雾腐蚀的能力。（2）试验条件：依据IEC61701:2011严酷度6，组件暴露在5%氯化钠溶液喷淋中。一个测试周期为7天，共8个周期，56天。每个周期包含4次盐雾喷淋与高湿度保存以及3天标准气氛储藏。每次盐雾喷淋在温度35℃和相对湿度93%环境下进行2h，然后在40℃湿度和相对湿度93%环境下放置22h。4次循环后组件在标准气氛保持3天。（3）性能要求：1）无外观缺陷和影响到组件功能的零部件腐蚀。2）绝缘、湿漏和接地满足IEC61730-2要求。3）旁路二级管能正常工作。3）标准测试条件下最大输出功率的衰减不超过试验前的5%。7.1.1.12PID测试（1）目的：确定组件耐电位诱发功率衰减的能力。（2）试验条件：依据IEC62804-1：2015，在85℃和85%相对湿度环境下，对组件施加反向1500V电压，其中正面测试时间为192小时，背面电池的测试时间为96小时。（3）性能要求：1）无外观缺陷。2）绝缘电阻应满足初始试验的同样要求。3）标准测试条件下，正面和背面的最大输出功率的衰减不超过试验前的5%。7.1.2组件性能技术参数要求组件主要性能参数在标准测试条件（即大气质量AM1.5、1000W/m2的辐照度、25℃的电池工作温度）下提出如下要求：（1）填充因子：≥78%（2）峰值功率：不低于580Wp（3）组件效率（含边框）：组件的转换效率应≥22.45%（以组件边框面积计算转换效率）。总的投标功率满足项目要求。（4）组件标称功率为正公差。（5）寿命及功率衰减：太阳电池组件正常条件下的使用寿命不低于25年，单晶硅光伏组件第1年内输出功率衰减率不高于1%，2~25年运营期内逐年功率衰减不高于0.4%/年。PID衰减计入年度衰减，同时承包人应提供针对组件衰减承诺的分析和保障措施，否则发包人可视情况不予采信。（6）电池组件应具备较好的低辐照性能，承包人应提供在200~1000W/m2的IV测试曲线和测试数据，在200W/m2的辐照条件下，其组件功率可保持在STC条件下的19%以上。（7）光伏组件正常条件下的使用寿命不低于25年，并在出厂前进行严格的紫外老化测试，满足相应测试标准。（8）光伏组件的最大功率温度系数优于-0.29%/℃。（9）若采用双面光伏组件，双面率至少85%。表7-1单晶硅太阳能电池组件参数表（由承包人填写并附相关证明材料）项目单位参数峰值功率Wp开路电压VocV短路电流IscA工作电压VmpptV工作电流ImpptA峰值功率温度系数%/C开路电压温度系数%/C短路电流温度系数%/C首年功率衰降%25年功率衰降%外形尺寸mm重量kg抗PID能力双面率%注：相关性能参数及衰减指标必须优于本技术规范书要求。7.1.3组件原材料要求承包人需提供供货组件的完整的CQC或TUV认证证书和测试报告（IEC61215和IEC61730或UL1703）或其他同等资质的第三方认证报告（包含原材料清单），供货太阳电池组件使用的关键原材料（包括电池片、盖板玻璃、POE、EVA、边框、接线盒、密封胶、线缆、汇流条、背板（如有）等）应与测试报告中的BOM清单一致，且供货组件的原材料组合方案应通过IEC标准中组件性能和安全认证测试的全部序列环境试验。电池片应优先采用自产电池片，如无法满足，可选用行业内优秀电池供应商。对于其它关键原材料（包括电盖板玻璃、POE、EVA、边框、接线盒、密封胶、线缆、汇流条、背板（如有）等），发包人允许承包人选择多家供货商。承包人应在文件中明确列出所选原材料供应商的名单且后续不能更改。7.1.4关键元器件及材料要求7.1.4.1供货组件使用的电池片要求构成同一块组件正面的电池片应为同一批次的电池片。表面颜色均匀，电池片表面无明显色差、无碎片。所有的电池片均无隐形裂纹和边角损伤。电池与边框距离≥11mm，符合GB20047.1-2006《光伏（PV）组件安全鉴定第1部分：结构要求》。表7-3硅片技术要求及检验方法序号项目检验方法技术要求1硅片电阻率(Ω•cm)GB/T15520.5~1.52硅片少子寿命（裸测最小值，μs）GB/T1553P型≥80N型≥7003硅片氧浓度（atoms/cm3）GB/T1557≤8×10174硅片碳浓度（atoms/cm3）GB/T1558≤5×10165硅片总厚度变化（μm）GB/T66185点测量法≤276硅片锯痕台阶仪供需双方约定表7-4太阳电池性能要求及检验方法序号项目检验方法技术要求1转换效率(%)SJ/T9550.29-1993≥23.02填充因子IEEE1262-1995≥80.23反向电流(A)反向电压=12V≤14尺寸(mm)游标卡尺166,182，210边长尺寸误差±0.25；对角尺寸误差为±0.255厚度(um)GB/T6618千分尺1606电池温度系数(%)SJ/T10459≤0.47减反射膜附着强度（N/mm）ASTM3359≥448外观目测：不低于800LX的照射下，距离电池片30-50cm的距离，目视方向垂直于电池片表面观察。无可视水印、手印、油污、划痕9色差目测单晶：同一片电池片颜色均匀一致，颜色范围中没有褐色10色斑目测白斑：不允许有发白色斑，其它色斑：色斑部分的颜色和该电池片上其他地区的颜色不允许跳色，应为相近色。11亮斑目测不允许有亮斑12裂纹目测无可视裂纹和裂痕13崩边、崩角、缺口用游标卡尺或模板量取缺口的长、宽、深边缘崩边和缺口：无三角缺口和尖锐型缺口，且不超过电极。长度≤2mm，深度≤0.5mm，数量≤1处；比例≤5%14掉角目测无15弯曲度(mm)塞尺D≤2.016印刷图形目测，千分尺主栅线：线宽0.8mm-1.5mm，厚度>9um。粗细均匀，不允许有断线，缺失、扭曲以及突出，不允许有发黑发黄等变色现象；副栅线：线宽25um-80um,，厚度>9um。清晰，允许有两条栅线存在断线，可视断线数量≤3条，断开距离≤0.5mm；不允许有任何虚印、粗点；不允许有发黑发黄等变色现象。位移偏差≤0.5mm,角度偏差≤0.3°17叠片目测正面不允许存在，背面不影响电极的按缺印或变色判。变色面积不能超过背电极总面积的30%18正面漏浆目测，千分尺单个面积小于0.25mm*0.25mm，数量≤1个19电致发光，正向偏置EL无黑心、隐裂副栅线可视断线数量≤10根20电致发光，反向偏置EL无区域性集中漏电7.1.4.2供货组件使用的接线盒要求表7-5接线盒要求及检验方法序号项目检验方法技术要求1外观目视接线盒和引线无裂纹斑点、变形、破损，与组件引线连接处焊锡饱满2尺寸公差（mm）直尺±13机械强度242g钢球自1m高自由落体撞击接线盒无破损4外壳防护等级IP655防锈测试VDEV0126-5:2008部件表面不应出现腐蚀迹象6阻燃性IEC60695-11-10提供证书，HB,V-2,V-1,V-0；7耐候性试验GB/T16422（60W/m2@300nm~400nm,65oCBPT,65%R.H.,18分钟喷淋，102分钟氙灯照射，500小时）接线盒无破坏变形8灼热丝试验650oC(外壳聚合物板);750oC(内部载流聚合物板)采用耐候性试验样品9球压试验90oC(外壳聚合物板);120oC(内部载流聚合物板)压痕直径<2.0mm10热老化GB/T4208（100oC,240小时）绝缘密封性能不发生变化。垫圈不得从接线盒或盖中脱落变松11带电部件VDEV0126-5:2008电势差＞350mV，不能互相接触;绝缘板厚度>2mm;12连接和端子VDEV0126-5:2008非绝缘端子必须固定13电气间隙及爬电距离VDEV0126-5:2008污染等级3级，耐受8kV脉冲电压14可敲落的孔口盖的强度IEC61730-2（45±1N的垂直作用力1分钟）作用力撤除1h后，孔口盖位置与外壳的防护等级都不应发生变化15固线器防拉拽拉力试验：89N拉力1分钟；扭曲试验拉力试验：电缆延长量不应超过2mm，并不能对导线或电缆及接线盒的连接方式造成损害。扭曲试验后不应出现以下现象：对接线端的支撑件造成损害；降低连续性；电路与可接触金属件间形成短路；电缆旋转超过45°16低温机械强度-40℃，5h，1J冲击能量没有影响接线盒使用性能的破损出现17接线盒与背板粘接强度经过E/F试验的样品平行和垂直背板各施加30分钟无位移发生；满足漏电流试验要求18耐电压试验工频耐电压：2000V+（4×额定电压）无击穿或破裂现象19脉冲电压试验1.2/50us,<500Ω无击穿或破裂现象20漏电流试验1kV绝缘电阻＞400MΩ21序列试验E耐压试验+湿漏电试验+200冷热循环+耐压试验+脉冲电压试验无严重外观缺陷；电压测试中无击穿或破裂现象；满足漏电流试验要求22序列试验F湿漏电+1000小时湿热老化+耐压试验+湿漏电试验无严重外观缺陷；电压测试中无击穿或破裂现象；满足漏电流试验要求23序列试验G50次冷热循环试验+10次湿冻试验+湿漏电试验无严重外观缺陷；满足漏电流试验要求24连接器抗拉力万能试验机≥150N25连接器EN50521兼容MC426引线卡口咬合力万能试验机＞20N27旁路二极管热试验75±5℃,接线盒额定电流1h后，测量每一个二极管的温度。结温不应超过生产商声明的结温最高值；没有明显损坏；试验结束后二极管应仍可正常工作且通过漏电流试验。使用的接线盒应具备CQC或TUV或同等资质第三方认证，接线盒盒体的强度、耐紫外性能、热循环测试、耐低温能力、二极管反向耐压和工作时的结温、端子插拔力、接触电阻满足标准与规范要求，接线盒旁路二极管的数量至少为3个，接线盒密封防水、散热性能满足组件正常工作并连接牢固，引线极性标记准确、明显。7.1.4.3供货组件使用的POE、EVA要求表7-6POE主要性能参数序号参数单位要求1密度g/cm³0.83-0.902交联度%65-903粘接力与背板的粘接力N/cm≥40与玻璃的粘接力≥504透光率电池正面用POE胶膜%波长380nm-1100nm：≥90%电池背面用POE胶膜%波长290nm-380nm：≤30%5热收缩率横向%≤1.5%纵向≤3.0%6体积电阻率Ω*cm≥1*10157黄变指数_△≤28击穿电压kV/mm≥289吸水率%≤0.1表7-7EVA主要性