某光伏電站招標(biāo)技術(shù)文件范本

1、第二卷 技術(shù)部分 目 錄 TOC o 1-3 h z u HYPERLINK l _Toc325695762 附件一 技術(shù)規(guī)范 PAGEREF _Toc325695762 h 4 HYPERLINK l _Toc325695763 第 1 章 總 則 PAGEREF _Toc325695763 h 4 HYPERLINK l _Toc325695764 第 2 章 性能保證 PAGEREF _Toc325695764 h 7 HYPERLINK l _Toc325695765 第 3 章 總圖運輸 PAGEREF _Toc325695765 h 9 HYPERLINK l _Toc325695

2、766 第4章 建筑結(jié)構(gòu)技術(shù)規(guī)范 PAGEREF _Toc325695766 h 12 HYPERLINK l _Toc325695767 第5章 電氣技術(shù)規(guī)范 PAGEREF _Toc325695767 h 20 HYPERLINK l _Toc325695768 第6章 暖通技術(shù)規(guī)范 PAGEREF _Toc325695768 h 69 HYPERLINK l _Toc325695769 第7章 水工技術(shù)規(guī)范 PAGEREF _Toc325695769 h 73 HYPERLINK l _Toc325695770 第8章 環(huán)保措施技術(shù)規(guī)范 PAGEREF _Toc325695770 h 7

3、5 HYPERLINK l _Toc325695771 第9章 消防系統(tǒng)技術(shù)規(guī)范 PAGEREF _Toc325695771 h 76 HYPERLINK l _Toc325695772 第10章 技術(shù)表格 PAGEREF _Toc325695772 h 79 HYPERLINK l _Toc325695773 第11章 供貨范圍 PAGEREF _Toc325695773 h 86 HYPERLINK l _Toc325695774 第12章 招標(biāo)書附圖 PAGEREF _Toc325695774 h 92 HYPERLINK l _Toc325695775 附件二 工程范圍劃分 PAGER

4、EF _Toc325695775 h 93 HYPERLINK l _Toc325695776 附件三 設(shè)備、技術(shù)文件及圖紙的交付 PAGEREF _Toc325695776 h 96 HYPERLINK l _Toc325695777 附件四 設(shè)備監(jiān)造和性能驗收試驗 PAGEREF _Toc325695777 h 97 HYPERLINK l _Toc325695778 附件五 培訓(xùn) PAGEREF _Toc325695778 h 105 HYPERLINK l _Toc325695779 附件六 運輸和保管 PAGEREF _Toc325695779 h 107 HYPERLINK l _

5、Toc325695780 附件七 項目組織與管理 PAGEREF _Toc325695780 h 108 HYPERLINK l _Toc325695781 附件八 差異表(技術(shù)部分) PAGEREF _Toc325695781 h 115 HYPERLINK l _Toc325695782 附件九 安全防護、文明施工協(xié)議 PAGEREF _Toc325695782 h 116 HYPERLINK l _Toc325695783 附件十 主要工程量 PAGEREF _Toc325695783 h 124附件一 技術(shù)規(guī)范第 1 章 總 則1.1概述某光伏發(fā)電項目擬建場址位于某地北票某地市西北方向

6、的西官營鎮(zhèn)梁杖子村東梁家杖子山坡上，緊鄰S305國道（即209省道），距離北票某地市區(qū)17公里。坡向朝南稍偏西，坡度722，均為未開墾利用的荒山。本工程屬新建項目，規(guī)劃容量為10MWp并網(wǎng)型太陽能光伏發(fā)電系統(tǒng)，工程包括太陽能光伏發(fā)電系統(tǒng)及相應(yīng)的配套上網(wǎng)設(shè)施。遼寧能源某公司(北票某地)光伏發(fā)電有限公司負(fù)責(zé)該電站的建設(shè)、經(jīng)營和管理，計劃2012年12月底建成投產(chǎn)。1.2基本要求本規(guī)范書中提出了最低限度的技術(shù)要求，并未對一切技術(shù)細(xì)節(jié)規(guī)定所有的技術(shù)要求和適用的標(biāo)準(zhǔn)，承包人應(yīng)保證提供符合本規(guī)范書和有關(guān)最新工業(yè)標(biāo)準(zhǔn)的優(yōu)質(zhì)產(chǎn)品及其相應(yīng)服務(wù)。對國家有關(guān)安全、健康、環(huán)保等強制性標(biāo)準(zhǔn)，必須滿足其要求。承包人提供的

7、產(chǎn)品應(yīng)滿足本規(guī)范書的要求。本電站的設(shè)備供貨、施工及安裝必須滿足國家及地方有關(guān)質(zhì)量、施工安裝、安全、健康、環(huán)保、水保、消防及等強制性標(biāo)準(zhǔn)及規(guī)范的要求。具體內(nèi)容在第一次設(shè)計聯(lián)絡(luò)會上討論確定。本電站承包人提供的所有電氣設(shè)備質(zhì)保期為五年。本電站設(shè)備性能指標(biāo)及整體性能指標(biāo)必須滿足Q/GDW617-2011光伏電站接入電網(wǎng)技術(shù)規(guī)定中的所有要求。1.3總的設(shè)計工藝和方案本工程將系統(tǒng)分成10個1MWp光伏并網(wǎng)發(fā)電單元，分別經(jīng)過升壓變壓器接入10kV配電裝置，最終實現(xiàn)將整個光伏并網(wǎng)系統(tǒng)接入66kV西山變進行并網(wǎng)發(fā)電的方案。本工程光伏組件10MWp全部采用固定式安裝方案。本系統(tǒng)按10個1MWp光伏并網(wǎng)發(fā)電單元進行

8、設(shè)計，每個單元采用2臺500KW并網(wǎng)逆變器的方案，全站共設(shè)20臺500KW并網(wǎng)逆變器。每個光伏并網(wǎng)發(fā)電單元的電池組件采用串并聯(lián)的方式組成多個太陽能電池陣列，太陽能電池陣列經(jīng)匯流箱和光伏并網(wǎng)逆變器接入升壓變壓器。本工程匯流箱和并網(wǎng)逆變器、升壓變壓器均屬于按1MWp單元分布式就地布置設(shè)備。每個光伏并網(wǎng)發(fā)電單元設(shè)一臺升壓變壓器，升壓變壓器采用三相1000kVA雙分裂變壓器。光伏組件陣列、直流匯流箱、逆變器及升壓變壓器以單元為單位就地布置，經(jīng)10kV電纜接至10kV配電室，最終經(jīng)1回10kV接入66kV西山變。根據(jù)遼寧電網(wǎng)調(diào)度規(guī)程，本光伏發(fā)電站由朝陽地調(diào)進行調(diào)管，遠動信息按通信專業(yè)分配的通道送往朝陽地

9、調(diào)調(diào)度室。調(diào)度室新增一塊遠動接口板，并對模擬屏做相應(yīng)改造。光伏電站采用光纖通信方式作為本電站與朝陽地調(diào)的電力調(diào)度電話、生產(chǎn)管理電話、遠動信息及調(diào)度自動化、電量計費和繼電保護信息的傳輸方式，站場每 1MWp 發(fā)電單元通過光纖通信連接。電站電氣二次采用微機綜合自動化系統(tǒng)，計算機監(jiān)控系統(tǒng)包括兩部分：站控層和間隔層。站控層設(shè)置工程師站、操作人員工作站，可對間隔層電氣設(shè)備進行監(jiān)視和控制操作。站控層與升壓站網(wǎng)絡(luò)監(jiān)控系統(tǒng)采用100M雙以太網(wǎng)絡(luò)通信方式連接，實現(xiàn)監(jiān)控系統(tǒng)數(shù)據(jù)的共享。同時在站控層配置兩臺打印機、一臺可讀寫光盤驅(qū)動器以及一套衛(wèi)星時鐘接收和時鐘同步系統(tǒng)。間隔層設(shè)備主要包括布置在每個逆變器室內(nèi)的通信管

10、理機。配電室電氣設(shè)備如逆變器、10kV開關(guān)柜、380V開關(guān)柜、配電室直流系統(tǒng)等，其通信口通過于MODBUS協(xié)議的RS485總線連接成現(xiàn)場總線網(wǎng)絡(luò)，接至每個逆變器室通信管理機，再經(jīng)過光纖以太網(wǎng)送至站控層。1.4 太陽能資源 1） 北票某地地區(qū)的年太陽總輻射為5200 MJ/m2左右，即1444kWh/m2左右。該地區(qū)的年日照時數(shù)為2800 h左右，年日照百分率為63%左右，太陽能資源處于全省前列。根據(jù)遼寧省太陽能資源區(qū)劃結(jié)果，北票某地地區(qū)處于全省太陽能資源豐富區(qū)。2）太陽能資源以春季和夏季較好、冬季最差為主要特征。其中，5月份太陽輻射最強，可達到620 MJ/m2左右，12月份輻射最弱，為206

11、 MJ/m2左右。春、夏、秋、冬四季總輻射量分別約占年總輻射量的31.31%、33.25%、21.01%和14.43%左右。3）從第二章，日平均狀況看，1114時的太陽輻射較強，可占全天輻射量的53%左右，是最佳太陽能資源利用時段，12時前后輻射最強。4）日照時數(shù)以7.5 h左右的天數(shù)最多，全年可達到60天左右，占14%以上；6.112.0h區(qū)間的天數(shù)較多，總天數(shù)為250天以上，可占全年的69%，年可利用率較高。1.5 水文氣象條件1.5.1、水文據(jù)調(diào)查，場址區(qū)E-Z016征界點南側(cè)，養(yǎng)鹿場東側(cè)沖溝有一堤壩，高約4m，為林場早年修建的水利設(shè)施小水庫。歷史汛期洪峰時最高水位約3m。場址區(qū)西側(cè)沖溝

12、歷史汛期最高洪峰時有洪水，近年來由于氣候干旱，勘察期間沖溝處都未見水。1.5.2、氣象勘察區(qū)地處北溫帶半干旱季風(fēng)氣候區(qū)，是遼寧省降水量較少的地區(qū)，多年平均降水量（1963-2000年）北票某地站為457.8mm，且降水量在時空分布上極不均一，多集中于7-9月，汛期洪災(zāi)泛濫，雨過地干，且存在由南向北逐漸較少的趨勢。氣候特征為冬季寒冷、夏季炎熱。年平均氣溫8.8，極端最高溫度43.3，極端最低溫度-34.4，地面平均溫度10.7。年平均降雨量485.5mm，最大一次日降雨量232.2mm，年平均蒸發(fā)量2057.1mm，年最大積雪厚度17cm，年平均相對濕度52%，晴天日數(shù)125天，陰天日數(shù)53天，

13、年日照時數(shù)2810.9小時，日照百分?jǐn)?shù)63%。年平均雷暴日數(shù)35天，年平均大風(fēng)日數(shù)13.2天，年平均沙塵暴日數(shù)1.3天，年平均霧日數(shù)2.8天，冰雹日數(shù)2.1天。累計年均風(fēng)速2-8m/s。常年主導(dǎo)風(fēng)向為南風(fēng)。1.6 工程地質(zhì)條件（1）場址區(qū)地貌單元屬剝蝕殘丘，建筑場地類別為I類場地，未發(fā)現(xiàn)不良地質(zhì)作用，場地穩(wěn)定，適宜本工程建設(shè)。 （2）擬建站址地層主要由上覆的第四系松散殘積土及底部強中風(fēng)化基巖構(gòu)成。第礫巖：可做為天然地基。其物理力學(xué)指標(biāo)如下： 礫巖：fak=400kpa k=30 =20KN/m Es=30MPa （3）勘察期間未見地下水，具走訪調(diào)查，地下水埋深大于10m，可不考慮其對建（構(gòu)）筑

14、物基礎(chǔ)的影響。 （4）該地區(qū)地基土的標(biāo)準(zhǔn)凍深為140cm。 （5）場地土對混凝土結(jié)構(gòu)具有弱腐蝕性，對鋼筋混凝土結(jié)構(gòu)中的鋼筋具有弱腐蝕性，對鋼結(jié)構(gòu)具弱腐蝕性。 （6）勘察區(qū)抗震設(shè)防烈度為7度，設(shè)計地震分組為第一組，設(shè)計基本地震加速度值為0.10g。 （7）本工程中支架基礎(chǔ)采用鋼管螺旋樁基礎(chǔ)。第 2 章 性能保證投標(biāo)人提供的整套光伏發(fā)電系統(tǒng)應(yīng)能滿足招標(biāo)方提出的性能及質(zhì)量要求，當(dāng)由第三方所做的性能試驗證明投標(biāo)方不能達到以下技術(shù)指標(biāo)，招標(biāo)方將對投標(biāo)方進行罰款，詳見商務(wù)部分。如果整個工藝過程不能滿足運行保證中所許諾的要求，則投標(biāo)方應(yīng)負(fù)責(zé)修理、替換或者處理所有的物料、設(shè)備或其它，以便滿足運行保證要求。這部

15、分費用由投標(biāo)方負(fù)責(zé)（包括修理、替換或者處理、拆卸和安裝所需要的人員費用）。在完成修理、替換或者其它處理后，整個工藝過程應(yīng)按合同重新進行試驗，費用由投標(biāo)方負(fù)責(zé)。在此之前的某些試驗階段，一些試驗保證已經(jīng)成功地被驗證，如果由于修理、替換或者其它處理措施對已驗證了的運行保證產(chǎn)生可能的不利影響，則整個工藝系統(tǒng)還需要按所有要求重新試驗，費用由投標(biāo)方負(fù)責(zé)。第一次運行試驗完全成功后的3年時間里，如果投標(biāo)方所提供的光伏發(fā)電系統(tǒng)的設(shè)備和部件出現(xiàn)故障，投標(biāo)方應(yīng)負(fù)責(zé)修理和替換，直至招標(biāo)方完全滿意，費用由投標(biāo)方負(fù)責(zé)。2.1 主要性能保證在設(shè)計工況下，投標(biāo)人應(yīng)確保下列技術(shù)指標(biāo)，當(dāng)由第三方所做的性能試驗證明投標(biāo)人不能達到以

16、下技術(shù)指標(biāo)，招標(biāo)人將對投標(biāo)人進行罰款，詳見商務(wù)部分。（1)全站光伏組件總?cè)萘?0.152MWp（不含正公差）（2）光伏組件光電轉(zhuǎn)化效率14.4；（以組件邊框面積計算轉(zhuǎn)換效率）（3） 光伏組件峰瓦功差滿足0+5W；（4）晶體硅光伏組件第1年內(nèi)輸出功率衰減率不高于1%，2年內(nèi)輸出功率衰減率不高于2%，五年內(nèi)輸出功率衰減率不高于 5%,10年內(nèi)輸出功率衰減率不高于10%、25年內(nèi)輸出功率衰減率不高于20%；（5）光伏組件故障率0.01%（6）逆變器效率500KW逆變器效率：最大效率： 98.5%；歐洲效率： 98.3%；（7）逆變器輸入?yún)?shù)500KW逆變器輸入?yún)?shù)：最大輸入電壓：DC900V MPP

17、T電壓范圍：DC450820 V(8)年故障小時數(shù)：12小時 （扣除非承包商原因，發(fā)電單元（初級匯流箱下每一串為一個故障點）年故障小時數(shù)不超過12h。）（9）發(fā)電當(dāng)年系統(tǒng)總效率： 80%系統(tǒng)總效率年上網(wǎng)發(fā)電量/以本光伏電站設(shè)立的環(huán)境監(jiān)測儀所取得的太陽能輻射數(shù)據(jù)為基準(zhǔn)折合標(biāo)準(zhǔn)日照條件下，利用PVSYST軟件估算出年總發(fā)電量。（10）第一年發(fā)電量： 13.6x106kWh 光伏電場使用壽命25年進行電場全壽命發(fā)電量計算。序號發(fā)電量（kWh）第一年13601092第二年13465081第三年13329070第四年13206660第五年13097852第六年12989043第七年12887035第八年

18、12785026第九年12689819第十年12594611第十一年12499404第十二年12404196第十三年12308988第十四年12213781第十五年12118573第十六年12023365第十七年11928158第十八年11832950第十九年11737742第二十年11642535第二十一年11547327第二十二年11452119第二十三年11356912第二十四年11261704第二十五年111664972.2 設(shè)備性能保證本工程所有設(shè)備產(chǎn)品內(nèi)容包括設(shè)計、結(jié)構(gòu)、性能、安裝、試驗、調(diào)試及現(xiàn)場服務(wù)和技術(shù)服務(wù)。所有設(shè)備、備品備件，包括從第三方獲得的所有附件和設(shè)備，均應(yīng)遵照最新版

19、本的行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)、國家標(biāo)準(zhǔn)（GB）和IEC標(biāo)準(zhǔn)及國際單位制（SI），這是對設(shè)備的最低要求。本工程嚴(yán)格按照國家和地方關(guān)于并網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)驗收標(biāo)準(zhǔn)和規(guī)范執(zhí)行，例如 HYPERLINK /view/b2b39300de80d4d8d15a4fe0.html?from=rec&pos=0&weight=221&lastweight=74&count=5 o 并網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)工程驗收基本要求 (CGCGF003.1：2009)(CNCACTS 0004-2010) t _blank 并網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)工程驗收 (CGCGF003.1：2009)等技術(shù)規(guī)范。第 3 章 總圖運輸3.1 投標(biāo)范圍本工程電站招標(biāo)范圍

20、包括站區(qū)綠化、圍墻（圍柵）、進站道路、站區(qū)總體規(guī)劃、豎向布置（包括站區(qū)防、排洪及）、站區(qū)地下設(shè)施布置（包括所有地下管線）、站區(qū)內(nèi)道路及地坪（基層及面層）砂礫基層及面層等施工圖紙所包含所有施工內(nèi)容。站區(qū)拆遷、征地工程均不在投標(biāo)人范圍內(nèi)。3.2 標(biāo)準(zhǔn)及規(guī)程3.2.1中華人民共和國電力行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)DL/T5032-2005火力發(fā)電廠總圖運輸設(shè)計技術(shù)規(guī)程3.2.2中華人民共和國國家標(biāo)準(zhǔn)GB50016-2006建筑設(shè)計防火規(guī)范3.2.3中華人民共和國國家標(biāo)準(zhǔn)GB50229-2006火力發(fā)電廠與變電站設(shè)計防火規(guī)范3.3 站區(qū)總平面布置3.3.1 光伏陣列設(shè)計1) 固定式光伏陣列最佳傾角確定太陽能光伏電站根據(jù)荷

21、載情況的要求和當(dāng)?shù)氐臍庀蠹暗乩項l件（緯度、太陽輻照量、最長連陰雨天數(shù)等）進行設(shè)計，光伏系統(tǒng)設(shè)計的依據(jù)是按月能量平衡。本工程全固定式光伏陣列的最佳傾角根據(jù)建站地區(qū)緯度等因素，并網(wǎng)太陽能系統(tǒng)的太陽能板傾角按36度考慮。2) 固定式光伏陣列間距確定陣列前后排間距設(shè)計光伏陣列通常成排安裝，一般要求在冬至影子最長時，兩排光伏陣列之間的距離要保證上午9 點到下午3 點之間前排不對后排造成遮擋。每排光伏陣列投影中心間距見設(shè)計施工圖。太陽能電池板最低點距地面距離H 太陽能電池板最低點距地面距離H的選取主要考慮以下因素： 高于當(dāng)?shù)刈畲蠓e雪深度； 高于當(dāng)?shù)睾樗唬?防止動物破壞； 防止泥和沙濺上太陽能電池板；

22、H增高會增加光伏陣列的土建成本。 本次設(shè)計H值見設(shè)計施工圖。3.3.2站區(qū)總平面布置方案1）總平面布置方案根據(jù)其各自的生產(chǎn)工藝流程、運行管理等要求按其功能分為下述區(qū)域：核心發(fā)電區(qū)：主要由太陽能電池陣列、防雷匯流箱、就地箱式變電站構(gòu)成，全站共10個發(fā)電單元，全部采用固定安裝的形式。投標(biāo)人應(yīng)根據(jù)設(shè)計圖紙要求，對站區(qū)總平面布置進行豎向局部平整，并完成站區(qū)內(nèi)部道路施工，道路施工具體要求詳見道路相關(guān)圖紙。3.4 站區(qū)豎向布置根據(jù)圖紙要求并結(jié)合自然地形，主要建構(gòu)筑物地基處理，土石方工程量綜合平衡，內(nèi)澇水位、場地排水及道路、管線接口標(biāo)高綜合考慮。3.4.1豎向布置形式站區(qū)建在山上，總的趨勢為北高南低、兩山包

23、中間是洼地，生活辦公區(qū)自然地面標(biāo)高385.9386.9m之間。站區(qū)內(nèi)豎向布置詳見電站總圖部分。3.4.2 主要建構(gòu)筑物室內(nèi)外標(biāo)高的確定根據(jù)規(guī)范及工藝要求，室內(nèi)外設(shè)計高差為0.3m，當(dāng)室內(nèi)外高差較大時，可采用散水下加矮墻或局部調(diào)整場地設(shè)計坡度來解決。投標(biāo)人根據(jù)設(shè)計圖紙要求，進行全站的場地平整工作。3.4.3 場地排水站區(qū)地表雨水排水，采用場地、路面的綜合排水方式，具體方式詳見相關(guān)圖紙。3.4.4 站區(qū)防排洪在站區(qū)逆變器室及辦公生活區(qū)處均設(shè)置防洪渠一道，采用漿砌卵石。3.5 站區(qū)道路站區(qū)道路采用6m和4m寬兩種道路，其中主干道6m，采用砂礫路；支干道及太陽陣列檢修道路4m，采用砂礫路，主要道路的轉(zhuǎn)

24、彎半徑一般采用6m，檢修道路的轉(zhuǎn)彎半徑一般為4m。站區(qū)道路的設(shè)置同時滿足運輸和防火要求，在每個發(fā)電單元外側(cè)設(shè)置環(huán)行道路。站區(qū)道路應(yīng)滿足以下要求：1) 站內(nèi)道路采用砂礫路。道路橫坡為1.5%2.0%，縱坡和人行道縱、橫坡隨豎向布置要求而定。2) 主干道路路面寬6m，支干道及檢修道路路面寬4m，路肩每邊各300mm。道路應(yīng)高于鄰近場地300mm，按照場地排水方向在道路路基內(nèi)埋設(shè)過路排水管道。3) 站區(qū)系統(tǒng)道路路面內(nèi)緣轉(zhuǎn)彎半徑為6m。4) 發(fā)電單元內(nèi)的檢修道的坡度與單元內(nèi)其它場地一致，且應(yīng)接至站區(qū)主干道。5） 道路砂礫換填厚度不小于750mm，分兩層夯填，表層采用砂礫細(xì)料碾壓密實，壓實系數(shù)不小于93

25、%。6）站區(qū)內(nèi)鋪設(shè)3580m2的方磚廣場，基層做350厚砂礫墊層，碾壓密實，25mm白灰砂漿鋪設(shè)；安裝100m道牙（1米長成品）。7）做1.65米高圍欄2720米，做法見圍欄詳圖。8）國道至場區(qū)內(nèi)有200米進場道路采用砂礫路，道路應(yīng)滿足材料設(shè)備進場需要及相關(guān)規(guī)范規(guī)程。3.6 站區(qū)管線布置3.6.1 站區(qū)管線布置原則1) 管線敷設(shè)方式以工藝要求、自然條件、場地條件等綜合考慮。2) 管線（溝）走徑：力求順直短捷，并盡量沿規(guī)劃管線走廊平行路網(wǎng)，靠接口較多一側(cè)布置，減少交叉，埋深及長度。3) 方便施工運行管理及檢修。3.6.2 站區(qū)管線布置 站區(qū)管線施工投標(biāo)方根據(jù)設(shè)計要求對光伏電站內(nèi)室（內(nèi)）外地上、地

26、下所有管線，溝道的走徑、管徑以及站區(qū)對外接口的施工進行全面控制，確保運行安全。 管線敷設(shè)方式本工程管線設(shè)計采用地下直埋和電纜溝敷設(shè)的方式.3.6.3 管線標(biāo)志樁設(shè)置站區(qū)內(nèi)所有地埋管線需設(shè)置專用水泥標(biāo)志樁，間隔不大于30米。第4章 建筑結(jié)構(gòu)技術(shù)規(guī)范4.1 范圍本工程投標(biāo)范圍包括但不限于下列各項：綜合辦公樓及基礎(chǔ)、光伏陣列支架基礎(chǔ)、逆變器室及基礎(chǔ)、箱式變壓器基礎(chǔ)、10kV 配電室及基礎(chǔ)、地基處理、余土平衡、零米及以下設(shè)施、上部結(jié)構(gòu)、屋面、防水、防腐、防火、封閉、裝修、消防、給排水、采暖、建筑照明等。場地整平、土方回填、站區(qū)道路及照明、站區(qū)地下管線等整個土建工程的設(shè)備材料采購及施工。4.2 標(biāo)準(zhǔn)、規(guī)

27、范和抗震措施混凝土結(jié)構(gòu)設(shè)計規(guī)范 GB 50010-2010砌體結(jié)構(gòu)設(shè)計規(guī)范 GB 50003-2011建筑結(jié)構(gòu)荷載規(guī)范 GB 50009-2006建筑抗震設(shè)計規(guī)范 GB 50011-2010構(gòu)筑物抗震設(shè)計規(guī)范 GB 50191-93建筑內(nèi)部裝修設(shè)計防火規(guī)范 GB 50222-95建筑設(shè)計防火規(guī)范 GB50016-2006建筑地基基礎(chǔ)設(shè)計規(guī)范 GB 50007-2011建筑地基處理技術(shù)規(guī)范 JGJ 79-2002鋼結(jié)構(gòu)設(shè)計規(guī)范 GB 50017-2003鋼混凝土組合結(jié)構(gòu)設(shè)計規(guī)程 DL/T 5085-1999工業(yè)企業(yè)設(shè)計衛(wèi)生標(biāo)準(zhǔn) （GBZ1-2002）屋面工程質(zhì)量驗收規(guī)范 （GB50207-200

28、2）屋面工程技術(shù)規(guī)范 （GB50245-2004）建筑地面設(shè)計規(guī)范 （GB50037-97）電力工程制圖標(biāo)準(zhǔn) DL 5028-93砼結(jié)構(gòu)工程施工質(zhì)量驗收規(guī)范 （GB50204-2002）鋼結(jié)構(gòu)工程施工質(zhì)量驗收規(guī)范（GB50205-2001）建筑基樁檢測技術(shù)規(guī)范（JGJ106-2003）焊接工藝評定規(guī)程 DL/T868-2004 HYPERLINK /weld/gbt/20110827/14400.html 焊接材料焊接工藝性能評定方法 GB/T 25776-2010鋼結(jié)構(gòu)工程質(zhì)量檢驗評定標(biāo)準(zhǔn) （GB50221-2001）鋼焊縫手工超聲波探傷方法和探傷結(jié)果分級 （GB11345-89）鋼熔化焊對

29、接接頭射線照相和質(zhì)量分級規(guī)范 （GB3323-87）建筑鋼結(jié)構(gòu)焊接技術(shù)規(guī)程 （JGJ81-2002）鋼結(jié)構(gòu)、管道涂裝技術(shù)規(guī)程 （YB/T9256-96）冷彎薄壁型鋼結(jié)構(gòu)技術(shù)規(guī)范 (GB50018-2002)上述標(biāo)準(zhǔn)、規(guī)范及規(guī)程僅是本工程的最基本依據(jù)，并未包括實施中所涉及到的所有標(biāo)準(zhǔn)、規(guī)范和規(guī)程，并且所用標(biāo)準(zhǔn)和技術(shù)規(guī)范均應(yīng)為合同簽訂之日為止時的最新版本。本工程擬建場地地震參數(shù)：擬建場地設(shè)計基本地震動峰值加速度為0.10g，抗震設(shè)防烈為7度，設(shè)計地震分組為第一組，設(shè)計地震動反應(yīng)譜特征周期0.35s。4.3 主要建構(gòu)筑物4.3.1 光伏陣列支架及基礎(chǔ)光伏陣列支架基礎(chǔ)采用鋼管螺旋樁基礎(chǔ)，鋼結(jié)構(gòu)為Q23

30、5-B,具體詳見基礎(chǔ)施工圖。樁受力需滿足在基本風(fēng)壓不大于0.6KN/m2和基本雪壓不大于0.45KN/m2 的條件下的以下兩組受力要求：1.抗拔12KN，抗剪15KN，2. 抗壓16KN，抗剪15KN，（此兩組受力均為單樁承載力特征值），鋼管樁在施工完后必須滿足建筑基樁檢測技術(shù)規(guī)范JGJ106-2003和建筑地基基礎(chǔ)設(shè)計規(guī)范GB 50007-2011以及相關(guān)規(guī)范、施工監(jiān)理等規(guī)范對樁的檢測要求。鋼管樁的防腐年限必須滿足在弱腐蝕性條件下使用25年的要求。在滿足受力要求的前提下鋼管樁長還需滿足總長不小于1800mm以及深入礫巖層不小于1400mm。所有鋼樁在不大于0.6KN/m2基本風(fēng)壓的條件下均應(yīng)

31、保證使用25年的要求。在滿足受力要求的前提下鋼管樁直徑不得小于76X4。所有鋼結(jié)構(gòu)均需滿足鋼結(jié)構(gòu)工程施工質(zhì)量驗收規(guī)范 GB50205-2001。4.3.2逆變器室及基礎(chǔ)逆變器室采用單層磚混結(jié)構(gòu)形式，采用條形基礎(chǔ)，砌體維護結(jié)構(gòu)（詳見建筑專業(yè)圖紙及結(jié)構(gòu)專業(yè)圖紙），考慮小室的采光及通風(fēng)問題，逆變器室采用防爆軸流風(fēng)機及塑鋼窗，考慮塑鋼窗下設(shè)自然進風(fēng)口，采用手動式雙層防沙百葉窗（詳見暖風(fēng)專業(yè)圖紙）。箱式變壓器基礎(chǔ)采用混凝土墻及條形基礎(chǔ)。4.3.3綜合辦公樓及基礎(chǔ)綜合辦公樓采用兩層磚混結(jié)構(gòu)形式，采用條形基礎(chǔ)，砌體維護結(jié)構(gòu)（詳見建筑專業(yè)圖紙及結(jié)構(gòu)專業(yè)圖紙）。4.3.4 10kV 配電室及基礎(chǔ)10kV 配電室

32、采用單層磚混結(jié)構(gòu)形式，采用條形基礎(chǔ)，砌體維護結(jié)構(gòu)（詳見建筑專業(yè)圖紙及結(jié)構(gòu)專業(yè)圖紙），考慮采光及通風(fēng)問題，10kV 配電室采用防爆軸流風(fēng)機及塑鋼窗，考慮塑鋼窗下設(shè)自然進風(fēng)口，采用手動式雙層防沙百葉窗（詳見暖風(fēng)專業(yè)圖紙）。主變采用整體混凝土基礎(chǔ)。進出線構(gòu)架基礎(chǔ)采用獨立鋼筋混凝土基礎(chǔ)。事故油池采用鋼筋混凝土墻及鋼筋混凝土筏板基礎(chǔ)。4.3.5水泵房及基礎(chǔ)消防水泵房：消防用水也采用蓄水二次升壓方式，消防蓄水池水由深井泵房所出管線補給。消防蓄水池容積為100 m3，旁邊設(shè)消防水泵房供廠區(qū)消防用水。消防水泵房上部為磚混結(jié)構(gòu)，下部為鋼筋混凝土箱型結(jié)構(gòu)，按軸線：長寬為9m6m，地上部分凈高4.0m，地下部分深4

33、.0m。4.3.6消防水池消防蓄水池均采用地下方形鋼筋砼結(jié)構(gòu)，消防蓄水池尺寸為：7.8m7.8m（長寬），深：3.5m。屋面防水做法：一層4厚自帶保護層SBS改性瀝青防水卷材。4.3.7化糞池化糞池為鋼筋混凝土墻承重，基礎(chǔ)為筏板基礎(chǔ)。4.3.8圍墻和大門圍墻為鐵絲柵欄，基礎(chǔ)為獨立混凝土基礎(chǔ)。大門詳見附件施工圖。4.3.9路燈及旗桿基礎(chǔ)為鋼筋混凝土獨立基礎(chǔ)4.3.10場區(qū)內(nèi)電纜溝電纜溝為混凝土墻壁，基礎(chǔ)為整體混凝土基礎(chǔ)。4.3.11場地整平綜合考慮廠區(qū)總體排水方案及造價因素，場地坪整采用部分場平的方式，具體坪土設(shè)計標(biāo)高詳見總圖運輸專業(yè)豎向圖。4.3.12無功補償間及其基礎(chǔ)按SVG和SVQC的型號

34、建設(shè)無功補償房間和基礎(chǔ)。4.4 固定支架4.4.1技術(shù)要求固定支架要求：支架鋼結(jié)構(gòu)要求, 加工制作要求：1) 除設(shè)計圖紙中的具體規(guī)定外，鋼結(jié)構(gòu)的制作質(zhì)量、尺寸的允許偏差值須符合鋼結(jié)構(gòu)工程施工質(zhì)量驗收規(guī)范（GB50205-2001）的相關(guān)規(guī)定。2) 鋼材的切割：鋼結(jié)構(gòu)構(gòu)件采用機械切割的方式。3) 加工的成孔：鋼結(jié)構(gòu)構(gòu)件采用機械成孔的方式。4) 鋼結(jié)構(gòu)的焊接：鋼結(jié)構(gòu)焊接采用E43型系列焊條，須采取有效措施避免薄壁鋼構(gòu)件在焊接過程中產(chǎn)生較大的焊接變形，焊接質(zhì)量須滿足建筑鋼結(jié)構(gòu)焊接技術(shù)規(guī)程（JGJ81-2002）的相關(guān)規(guī)定。5）所有支架均須全部在工廠內(nèi)加工完成，不允許在項目現(xiàn)場制作加工。 除銹方法及除

35、銹等級要求：1) 鋼構(gòu)件須進行表面處理，除銹方法和除銹等級須符合涂裝前鋼材表面銹蝕等級和除銹等級（GB8923-88）的相關(guān)規(guī)定。2) 除銹方法：鋼構(gòu)件可采用噴砂或噴丸的除銹方法，若采用化學(xué)除銹方法時，應(yīng)選用具備除銹、磷化、鈍化兩個以上功能的處理液，其質(zhì)量應(yīng)符合多功能鋼鐵表面處理液通用技術(shù)條件（GB/T12612-2005）的相關(guān)規(guī)定。3) 除銹等級：除銹等級應(yīng)達到Sa2 1/2要求。 防腐要求：1) 鋼結(jié)構(gòu)支架均采用熱浸鍍鋅涂層，熱浸鍍鋅須符合金屬覆蓋層 鋼鐵制件熱浸鍍鋅層技術(shù)要求及實驗方法（GB/T13912-2002）的相關(guān)要求，鍍鋅層厚度不小于70um。2) 熱鋅厚度檢測：鍍鋅層厚度按

36、照金屬覆蓋層 鋼鐵制件熱浸鍍鋅層技術(shù)要求及實驗方法提供方法進行檢測。3) 熱浸鍍鋅防變形措施：給出具體防變形鍍鋅方案，以防止構(gòu)件在熱浸鍍鋅后產(chǎn)生明顯的變形。 固定支架形式按招標(biāo)圖進行報價，采用Q235-B鋼材。4.4.2 一般要求加工材料和外購件 (1)支架制作使用的全部鋼材、焊接材料、外購件和涂裝材料均應(yīng)由承包人按計劃自行采購。(2)加工材料和外購件運抵工地后，承包人應(yīng)自行負(fù)責(zé)檢查驗收，并應(yīng)接受監(jiān)理人的不定期抽檢。每批到貨的材料應(yīng)附有質(zhì)量證明書或試驗報告等證明資料，并按規(guī)范規(guī)定需要進行二次復(fù)檢的材料應(yīng)進行二次復(fù)檢，合格后方可用于加工制作。支架鋼材(1)用于鋼結(jié)構(gòu)支架的鋼材應(yīng)按設(shè)計圖紙的品種和

37、規(guī)格進行采購，鋼材的材質(zhì)應(yīng)符合現(xiàn)行國家標(biāo)準(zhǔn)。(2)鋼材應(yīng)存放在干燥通風(fēng)的倉庫內(nèi)，注意防止銹蝕和污染。(3)鋼材應(yīng)分類堆放，掛牌注明品種、規(guī)格和批號，擱置穩(wěn)妥，防止變形和損傷。焊接材料(1)焊接材料應(yīng)按圖紙及規(guī)程的要求選用，并應(yīng)符合現(xiàn)行國家標(biāo)準(zhǔn)。(2)焊接材料必須分類存放在干燥通風(fēng)良好的倉庫內(nèi)，庫房內(nèi)溫度不應(yīng)低于5，相對濕度不大于70%。外購件(1)按設(shè)計圖紙要求采購的普通螺栓及其它零、部件應(yīng)符合現(xiàn)行國家標(biāo)準(zhǔn)。(2)外購件應(yīng)注意輕裝輕卸，在室內(nèi)按批號、規(guī)格分類存放，防止生銹、污染和損壞螺紋。防腐涂裝材料(1)承包人應(yīng)按設(shè)計圖紙要求采購熱浸鋅等所用的涂裝材料。涂裝材料應(yīng)與設(shè)計對應(yīng)并應(yīng)符合現(xiàn)行國家標(biāo)

38、準(zhǔn)。(2)涂裝材料及其輔助材料應(yīng)貯于535通風(fēng)良好的庫房內(nèi)，按原包裝密封保管，若制造廠另有規(guī)定，則應(yīng)按制造廠規(guī)定執(zhí)行。4.4.3支架鋼構(gòu)件制作說明(1)按設(shè)計方提供的支架加工制作的設(shè)計圖紙進行加工制作。(2)據(jù)制造工藝，需對設(shè)計圖紙進行局部修改時，應(yīng)經(jīng)設(shè)計人同意，業(yè)主、發(fā)包人、監(jiān)理人批準(zhǔn)，不得因此要求增加額外支付。(3)構(gòu)件上應(yīng)避免刻傷。放樣和號料應(yīng)根據(jù)工藝要求預(yù)留制作和安裝時的焊接收余量及切割、刨邊和銑平等加工余量。(4)支架除立柱與基礎(chǔ)預(yù)埋鐵件的固定連接節(jié)點為安裝時在現(xiàn)場焊接外，其余均為在工廠加工制作進行，特別是支架立柱的角鋼加強肋節(jié)點，加強肋與角鋼的焊接應(yīng)在工廠完成。的柱性件電池板的安裝

39、螺絲支架結(jié)構(gòu)鋼零件和鋼部件的加工(1)切割：應(yīng)保證切割部位準(zhǔn)確、切口整齊，切割前應(yīng)將鋼材切割區(qū)域表面的鐵銹、污物等清除干凈，切割后應(yīng)清除毛刺、熔渣和飛濺物。(2)矯正：鋼材切割后應(yīng)矯正，其標(biāo)準(zhǔn)應(yīng)符合GB50018-2002第11.1.3的規(guī)定。(3)制孔 螺栓孔周邊應(yīng)無毛刺、破裂、喇叭口和凹凸的痕跡、切削應(yīng)清除干凈。(4)螺栓連接a)螺栓孔的允許偏差必須符合GB50205-2001表7.6.1-2的規(guī)定。b)螺栓孔孔距的允許偏差應(yīng)符合GB50205-2001表7.6.2的規(guī)定。c)螺栓孔孔距的允許偏差超過規(guī)范規(guī)定的允許偏差時，應(yīng)采用與母材材質(zhì)相匹配的焊條補焊后重心制孔。4.4.4支架鋼構(gòu)件在大

40、量制作生產(chǎn)前應(yīng)進行少量模擬加工制作，組裝檢驗合格后，再進行批量加工制作。構(gòu)件組裝和拼裝應(yīng)符合GB50018-2002第11.1.5的有關(guān)規(guī)定。焊接連接組裝的允許偏差應(yīng)符合GB50205-2001附錄C中表C.0.2的規(guī)定。對頂緊接觸面應(yīng)有75%的部位以上的面積緊貼，檢查方法應(yīng)滿足GB50205-2001第8.3.3條規(guī)定，頂緊面應(yīng)經(jīng)檢查合格后，方能施焊，并作好記錄。4.4.5焊接工藝評定和焊接工藝規(guī)程對首次使用的鋼材，以及改變焊接材料、焊接方法、焊后熱處理等，應(yīng)進行焊接工藝評定。焊接工藝評定規(guī)則應(yīng)按GB50236-98第42節(jié)的規(guī)定進行，焊接工藝評定報告格式可參考GB50236-98附錄A第A

41、.0.1條的規(guī)定。焊接工藝評定報告應(yīng)報送承包人、監(jiān)理人審批。(1)焊工a)用于加工生產(chǎn)的焊工應(yīng)持有上崗合格證。合格證應(yīng)注明證件有效期限和焊工施焊的范圍等。焊工參加焊接工作中斷6個月以上的，應(yīng)重新進行考試。b)焊工應(yīng)嚴(yán)格按焊接工藝規(guī)定的施焊順序和方法以及焊接參數(shù)進行焊接。焊接過程中應(yīng)隨時自控好構(gòu)件制造和鋼結(jié)構(gòu)安裝的變形。(2)焊接 a)焊接材料應(yīng)儲存在干燥、通風(fēng)良好的地方，并有專人保管。使用前，必須按產(chǎn)品使用說明書規(guī)定的技術(shù)要求進行烘焙，保護氣體的純度應(yīng)符合工藝要求。低氫型焊條烘焙后應(yīng)放在保溫箱（筒）內(nèi)，隨用隨取。焊絲、焊釘在使用前應(yīng)清除其表面的油污、銹蝕等。 b)超過保質(zhì)期的焊接材料、藥皮脫落

42、或焊芯生銹的焊條、受潮的焊劑及熔燒過的渣殼，均禁止使用。c)焊接應(yīng)符合GB50018-2002第11.1.的規(guī)定,e)焊縫尺寸允許偏差應(yīng)符合GB50205-2001附錄A中表A.0.2的規(guī)定。f)焊接環(huán)境：焊接時的風(fēng)速，在手工電弧焊、埋弧焊、氧乙炔焊時不應(yīng)大于8.0m/s，在氣體保護焊時不應(yīng)大于2.0ms。當(dāng)超過規(guī)定時，應(yīng)有防風(fēng)設(shè)施。相對濕度不得大于90。當(dāng)焊接表面潮濕，雨、雪、刮風(fēng)工作日氣，焊工及焊件無保護措施時，不應(yīng)施焊。g) 焊接工作完畢后，焊工應(yīng)清理焊縫表面，自檢焊縫合格后，在焊縫部位旁，打上焊工工號鋼印。(3)焊縫質(zhì)量檢驗應(yīng)按加工制作圖紙規(guī)定的焊縫質(zhì)量等級，并按GB50205-200

43、1第5.2.45.2.8條的規(guī)定，對焊縫進行外觀檢查和超聲檢驗。檢測人員必須持有國家有關(guān)專業(yè)部門簽發(fā)的無損檢測資格證書，才能從事相應(yīng)的焊縫檢測工作。a)外觀檢查。應(yīng)按GB50205-2001附錄A中表A.0.1所列的外觀缺陷項目，對全部焊縫進行外觀檢查。監(jiān)理人認(rèn)為有必要時，檢查表面裂紋應(yīng)采用磁粉或滲透探傷。b)焊縫質(zhì)量檢驗報告。承包人應(yīng)向監(jiān)理人提交一份附有上述檢驗記錄的焊縫質(zhì)量檢驗報告，供監(jiān)理人進行支架鋼構(gòu)件驗收用。(4)焊縫缺陷處理經(jīng)檢查確認(rèn)必須返修的焊縫缺陷，應(yīng)由承包人提出返修措施，經(jīng)監(jiān)理人同意后進行返修。返修后的原缺陷部位仍需按規(guī)定進行檢驗。同一部位的返修次數(shù)不應(yīng)超過兩次。當(dāng)超過兩次時，

44、應(yīng)重新制定新的返修措施報監(jiān)理人批準(zhǔn)后實施。返修后的焊縫應(yīng)重新進行檢驗。4.4.6支架構(gòu)件熱浸鋅等防腐涂裝(1)構(gòu)件制作的質(zhì)量檢驗合格后，應(yīng)嚴(yán)格按設(shè)計要求對構(gòu)件進行熱浸鋅涂裝防腐，尤其是熱浸鋅層干膜厚度必須滿足設(shè)計要求，確保在本項目場地地質(zhì)環(huán)境氣候下，支架滿足25年防腐要求；運輸?shù)綀龊?，如運輸中產(chǎn)生構(gòu)件的非連接部位及焊接或局部防腐破損部位應(yīng)進行防腐處理，處理部位防腐能力應(yīng)滿足設(shè)計要求。， (2)構(gòu)件涂裝前應(yīng)對其表面進行除銹處理。除銹方法和除銹等級應(yīng)設(shè)計及規(guī)范要求，除銹質(zhì)量應(yīng)符合YB/T9256-96第2.6節(jié)的規(guī)定。除銹合格后，應(yīng)立即涂裝，在潮濕氣候條件下4h內(nèi)完成；在氣候較好條件下不超過12h

45、。(3)在有雨、霧、雪、風(fēng)沙及灰塵較大的戶外環(huán)境中禁止進行涂裝作業(yè)。(4)構(gòu)件涂裝時的環(huán)境溫度和相對濕度，應(yīng)遵守產(chǎn)品使用說明書的規(guī)定。在產(chǎn)品使用說明書未規(guī)定時，環(huán)境溫度應(yīng)控制在538，相對濕度應(yīng)小于85，構(gòu)件表面不低于露點以上3。涂裝后4h內(nèi)不得淋雨和日光暴曬。(5)熱浸鋅涂裝遍數(shù)、涂層厚度均應(yīng)符合圖紙設(shè)計及規(guī)范要求。當(dāng)涂裝無明確規(guī)定時，涂裝的遍數(shù)及干膜總厚度應(yīng)滿足規(guī)范及操作規(guī)程的規(guī)定，并保證在本項目場地的地質(zhì)環(huán)境氣候下，支架熱浸鋅涂裝具備25年防腐能力。當(dāng)工作日使用的涂料應(yīng)在當(dāng)工作日配置，并不得隨意添加稀釋劑。(6)不得使用超過保質(zhì)期的涂裝材料。由于貯存不當(dāng)而影響涂裝材料的質(zhì)量時，必須重新檢

46、驗，并經(jīng)監(jiān)理人同意后方能使用。(7)目測涂裝質(zhì)量應(yīng)符合GB50018-2002第11.2.9的規(guī)定。4.4.7鋼構(gòu)件制造質(zhì)量檢查(1)鋼構(gòu)件外形尺寸的允許偏差應(yīng)滿足圖紙設(shè)計及鋼結(jié)構(gòu)驗收規(guī)范要求，并應(yīng)符合下列規(guī)定： 構(gòu)件的外形尺寸的允許偏差，應(yīng)符合GB50205-2001附錄C表C.0.8的規(guī)定。(2)應(yīng)按本章有關(guān)條款進行支架鋼構(gòu)件質(zhì)量自檢，并作好檢查記錄，監(jiān)理人定期進行抽檢，檢查記錄及報告作為支架鋼構(gòu)件的驗收資料。第5章 電氣技術(shù)規(guī)范5.1 光伏組件5.1.1 范圍本次招標(biāo)范圍為10.152MWp光伏電站所需光伏組件，包括光伏電池板，支架，檢測裝置，專用工具，隨機備品備件。5.1.2 標(biāo)準(zhǔn)和規(guī)

47、范(1) IEC61215 晶體硅光伏組件設(shè)計鑒定和定型(2) IEC6173O.l 光伏組件的安全性構(gòu)造要求(3) IEC6173O.2 光伏組件的安全性測試要求(4) GB/T18479-2001地面用光伏（PV）發(fā)電系統(tǒng) 概述和導(dǎo)則(5) SJ/T11127-1997光伏（PV）發(fā)電系統(tǒng)過電壓保護導(dǎo)則(6) GB/T 19939-2005光伏系統(tǒng)并網(wǎng)技術(shù)要求(7) EN 61701-1999 光伏組件鹽霧腐蝕試驗(8) EN 61829-1998 晶體硅光伏方陣I-V特性現(xiàn)場測量(9) EN 61721-1999 光伏組件對意外碰撞的承受能力(抗撞擊試驗)(10) EN 61345-19

48、98 光伏組件紫外試驗(11) GB 6495.1-1996 光伏器件 第1部分: 光伏電流電壓特性的測量(12) GB 6495.2-1996 光伏器件 第2部分: 標(biāo)準(zhǔn)太陽電池的要求(13) GB 6495.3-1996 光伏器件 第3部分: 地面用光伏器件的測量原理及標(biāo)準(zhǔn)光譜輻照度數(shù)據(jù)(14) GB 6495.4-1996 晶體硅光伏器件的I-V實測特性的溫度和輻照度修正方法(15) GB 6495.5-1997 光伏器件 第5部分: 用開路電壓法確定光伏(PV)器件的等效電池溫度(ECT)(16) GB 6495.7-2006 光伏器件 第7部分：光伏器件測量過程中引起的光譜失配誤差的

49、計算(17) GB 6495.8-2002 光伏器件 第8部分: 光伏器件光譜響應(yīng)的測量測量(18) GB/T 18210-2000 晶體硅光伏（PV）方陣I-V特性的現(xiàn)場測量(19) GB/T 18912-2002 光伏組件鹽霧腐蝕試驗(20) GB/T 19394-2003 光伏（PV）組件紫外試驗(21) GB/T 133841992 機電產(chǎn)品包裝通用技術(shù)條件(22) GB/T 191-2008 包裝儲運圖示標(biāo)志(23) GB 20047.1-2006 光伏（PV）組件安全鑒定 第1部分：結(jié)構(gòu)要求(24) GB 20047.2-2006 光伏（PV）組件安全鑒定 第2部分：試驗要求(25

50、) GB6495-86 地面用太陽能電池電性能測試方法；(26) GB6497-1986 地面用太陽能電池標(biāo)定的一般規(guī)定；(27) GB/T 14007-1992 陸地用太陽能電池組件總規(guī)范；(28) GB/T 14009-1992 太陽能電池組件參數(shù)測量方法；(29) GB/T 9535-1998 地面用晶體硅太陽電池組件設(shè)計鑒定和類型；(30) GB/T 11009-1989 太陽電池光譜響應(yīng)測試方法；(31) GB/T 11010-1989 光譜標(biāo)準(zhǔn)太陽電池；(32) GB/T 11012-1989 太陽電池電性能測試設(shè)備檢驗方法；(33) IEEE 1262-1995 太陽電池組件的測

51、試認(rèn)證規(guī)范；(34) SJ/T 2196-1982 地面用硅太陽電池電性能測試方法；(35)SJ/T 9550.29-1993 地面用晶體硅太陽電池單體 質(zhì)量分等標(biāo)準(zhǔn)；(36)SJ/T 9550.30-1993 地面用晶體硅太陽電池組件 質(zhì)量分等標(biāo)準(zhǔn)；(37)SJ/T 10173-1991 TDA75多晶硅太陽電池；(38)SJ/T 10459-1993 太陽電池溫度系數(shù)測試方法；(39)SJ/T 11209-1999 光伏器件 第6部分 標(biāo)準(zhǔn)太陽電池組件的要求；上述標(biāo)準(zhǔn)、規(guī)范及規(guī)程僅是本工程的最基本依據(jù)，并未包括實施中所涉及到的所有標(biāo)準(zhǔn)、規(guī)范和規(guī)程，并且所用標(biāo)準(zhǔn)和技術(shù)規(guī)范均應(yīng)為合同簽訂之日為

52、止時的最新版本。5.1.3 主要性能、參數(shù)及配置 主要性能太陽電池組件為室外安裝發(fā)電設(shè)備，是光伏電站的核心設(shè)備，要求具有非常好的耐侯性，能在室外嚴(yán)酷的環(huán)境下長期穩(wěn)定可靠地運行，同時具有高的轉(zhuǎn)換效率。本工程采用多晶硅電池組件。太陽電池組件作為光伏電站的主要設(shè)備，應(yīng)當(dāng)提供具有ISO導(dǎo)則25資質(zhì)的專業(yè)測試機構(gòu)出具的符合國家標(biāo)準(zhǔn)（或IEC標(biāo)準(zhǔn)）的測試報告（有國家標(biāo)準(zhǔn)或IEC標(biāo)準(zhǔn)的應(yīng)給出標(biāo)準(zhǔn)號）。光伏組件應(yīng)嚴(yán)格按照上述標(biāo)準(zhǔn)、規(guī)范及規(guī)程進行各種可靠性實驗測試。光伏組件的光電轉(zhuǎn)換效率14.4%（以組件邊框面積計算轉(zhuǎn)換效率）。 要求提供晶硅電池組件的供應(yīng)商使用的電池片必須為2011年銷量前十大國內(nèi)電池片生產(chǎn)企

53、業(yè)所生產(chǎn)的產(chǎn)品，且年生產(chǎn)組件能力不低于50MW。；通過CE、TUV、UL等相關(guān)國際和CQC、CGC國內(nèi)認(rèn)證，并符合國家強制性標(biāo)準(zhǔn)要求。光伏組件采用先進、可靠的加工制造技術(shù)，結(jié)構(gòu)合理，可靠性高，能耗低，不污染環(huán)境，維護保養(yǎng)簡便。光伏組件各部件在正常工況下應(yīng)能安全、持續(xù)運行，不應(yīng)有過度的應(yīng)力、溫升、腐蝕、老化等問題。 在標(biāo)準(zhǔn)試驗條件下（即：大氣質(zhì)量AM=1.5，輻照度1000W/m2，電池工作溫度為252，標(biāo)準(zhǔn)太陽光譜輻照度分布符合GB/T 6495.3規(guī)定），光伏組件的實際輸出功率必須在標(biāo)稱功率（0+3W）偏差范圍內(nèi)。光伏組件正常條件下的使用壽命不低于25年，在10年使用期限內(nèi)輸出功率不低于90

54、%的標(biāo)準(zhǔn)功率，在25年使用期限內(nèi)輸出功率不低于80%的標(biāo)準(zhǔn)功率。晶體硅光伏組件第1年內(nèi)輸出功率衰減率不高于1%，2年內(nèi)輸出功率衰減率不高于2%。光伏組件防護等級不低于IP65。 每塊光伏組件應(yīng)帶有正負(fù)出線、正負(fù)極連接頭和旁路二極管（防止組件熱斑故障）。自帶的串聯(lián)所使用的電纜線應(yīng)滿足抗紫外線、抗老化、抗高溫、防腐蝕和阻燃等性能要求，選用雙絕緣防紫外線阻燃銅芯電纜，電纜性能符合GB/T18950-2003性能測試的要求；接線盒（引線盒）應(yīng)密封防水、散熱性好并連接牢固，引線極性標(biāo)記準(zhǔn)確、明顯，采用滿足IEC標(biāo)準(zhǔn)的電氣連接；采用工業(yè)防水耐溫快速接插件，接插件防銹、防腐蝕等性能要求，并應(yīng)滿足符合相關(guān)國家

55、和行業(yè)規(guī)范規(guī)程，滿足不少于25年室外使用的要求。本工程光伏電池組件組件采用235Wp多晶硅組件，按照以下方案設(shè)計光伏發(fā)電系統(tǒng)：實配容量不小于10.152MWp，采用固定式安裝方式。按照10個光伏并網(wǎng)發(fā)電單元進行設(shè)計，每1MWp為一個發(fā)電單元，各建1個逆變器小室；每個光伏發(fā)電單元采用2臺500kW不帶隔離變的逆變器，每個光伏發(fā)電單元設(shè)1臺1000kVA 10/0.315-0.315kV箱式升壓變壓器。要求同一光伏發(fā)電單元內(nèi)光伏組件的電池片需為同一批次原料，表面顏色均勻一致，無機械損傷，焊點無氧化斑，電池組件的I-V曲線基本相同。設(shè)備主要參數(shù)本次工程擬選用電池組件參數(shù)如下：本工程全部選用功率為23

56、5Wp的多晶硅電池組件。235Wp電池組件組件效率14.4，10年內(nèi)衰減率不大于10，25年總衰減率不大于20。235Wp多晶硅太陽電池組件參數(shù)太陽電池組件技術(shù)參數(shù)太陽電池種類多晶硅指標(biāo)單位數(shù) 據(jù)峰值功率Wp235功率偏差w0 +5組件效率%14.4開路電壓（Voc）V由生產(chǎn)廠商填寫短路電流（Isc）A由生產(chǎn)廠商填寫工作電壓（Vmppt）V由生產(chǎn)廠商填寫工作電流（Imppt）A由生產(chǎn)廠商填寫系統(tǒng)最大耐壓Vdc由生產(chǎn)廠商填寫尺寸mm由生產(chǎn)廠商填寫重量kg由生產(chǎn)廠商填寫峰值功率溫度系數(shù)%/K由生產(chǎn)廠商填寫開路電壓溫度系數(shù)%/K由生產(chǎn)廠商填寫短路電流溫度系數(shù)%/K由生產(chǎn)廠商填寫10年功率衰降%由生產(chǎn)

57、廠商填寫25年功率衰降%由生產(chǎn)廠商填寫運行溫度范圍攝氏度由生產(chǎn)廠商填寫最大風(fēng)/雪負(fù)載Pa由生產(chǎn)廠商填寫注：上述組件功率標(biāo)稱在標(biāo)準(zhǔn)測試條件（STC）下：1000W/m2、太陽電池溫度25、AM1.5。5.2 光伏并網(wǎng)逆變器5.2.1 范圍本工程10.152MWp光伏電站所需500kW不帶隔離變逆變器20臺，包括光伏逆變器，專用工具，隨機備品備件。5.2.2 標(biāo)準(zhǔn)和規(guī)范GB 18479-2001 地面用光伏(PV)發(fā)電系統(tǒng) 概述和導(dǎo)則DL/T 5272002 靜態(tài)繼電保護裝置逆變電源技術(shù)條件GB/T 133841992 機電產(chǎn)品包裝通用技術(shù)條件GB/T 191-2008 包裝儲運圖示標(biāo)志GB/T

58、145371993 量度繼電器和保護裝置的沖擊與碰撞試驗GB 168361997 量度繼電器和保護裝置安全設(shè)計的一般要求DL/T 4782001 靜態(tài)繼電保護及安全自動裝置通用技術(shù)條件GB/T 19939-2005 光伏系統(tǒng)并網(wǎng)技術(shù)要求GB/T 20046-2006 光伏（PV）系統(tǒng)電網(wǎng)接口特性（IEC 61727:2004,MOD）GB/Z 19964-2005 光伏發(fā)電站接入電力系統(tǒng)技術(shù)規(guī)定GB/T 2423.1-2001 電工電子產(chǎn)品基本環(huán)境試驗規(guī)程 試驗A：低溫試驗方法GB/T 2423.2-2001 電工電子產(chǎn)品基本環(huán)境試驗規(guī)程 試驗B：高溫試驗方法GB/T 2423.9-2001

59、電工電子產(chǎn)品基本環(huán)境試驗規(guī)程 試驗Cb：設(shè)備用恒定濕熱試驗方法GB 4208-2008 外殼防護等級（IP代碼）（IEC 60529:1998）GB 3859.2-1993 半導(dǎo)體變流器 應(yīng)用導(dǎo)則 GB/T 14549-1993 電能質(zhì)量 公用電網(wǎng)諧波GB/T 15543-1995 電能質(zhì)量 三相電壓允許不平衡度GB/T12325-2003 電能質(zhì)量 供電電壓允許偏差GB/T15945-1995 電能質(zhì)量 電力系統(tǒng)頻率允許偏差GB 19939-2005 太陽能光伏發(fā)電系統(tǒng)并網(wǎng)技術(shù)要求SJ 11127-1997 光伏（PV）發(fā)電系統(tǒng)的過電壓保護導(dǎo)則GB 20513-2006 光伏系統(tǒng)性能監(jiān)測 測

60、量、數(shù)據(jù)交換和分析導(dǎo)則GB 20514-2006光伏系統(tǒng)功率調(diào)節(jié)器效率測量程序GB 4208-2008 外殼防護等級（IP代碼）GB/T4942.2-1993 低壓電器外殼防護等級GB 3859.2-1993 半導(dǎo)體變流器 應(yīng)用導(dǎo)則 Q/SPS 22-2007 并網(wǎng)光伏發(fā)電專用逆變器技術(shù)要求和試驗方法電磁兼容性相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)：EN50081或同級以上標(biāo)準(zhǔn)EMC相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)： EN50082或同級以上標(biāo)準(zhǔn)電網(wǎng)干擾相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)： EN61000或同級以上標(biāo)準(zhǔn)電網(wǎng)監(jiān)控相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)： UL1741或同級以上標(biāo)準(zhǔn)電磁干擾相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)： GB9254或同級以上標(biāo)準(zhǔn)GB/T14598.9 輻射電磁場干擾試驗GB/T14598.1