集中式光伏發(fā)電項(xiàng)目EPC總承包技術(shù)書(shū)

蘭溪市欣埠新能源有限公司100MW地面集中式光伏發(fā)電（蘭溪女埠）項(xiàng)目設(shè)計(jì)采購(gòu)施工（EPC）總承包技術(shù)規(guī)范書(shū)發(fā)包人：蘭溪市欣埠新能源有限公司承包人：________________________2024年05月目錄259661、工程概況 、工程概況本項(xiàng)目光伏區(qū)用地面積約2787畝，交流側(cè)安裝容量為100MW，直流側(cè)最低安裝容量為130MWp，最低容配比1:1.29；本項(xiàng)目新建一座110kV升壓站，用地約6.3畝，站內(nèi)主要包括綜合樓、主變場(chǎng)地、SVG、事故油池、消防泵房、110kV配電裝置區(qū)、接地變及站用變區(qū)等。外送線(xiàn)路通過(guò)1回110kV線(xiàn)路T接白露線(xiàn)，線(xiàn)路長(zhǎng)度約7km，具體T接點(diǎn)以最終的接入批復(fù)為準(zhǔn)。2、工作范圍2.1招標(biāo)范圍光伏區(qū)、35kV集電線(xiàn)路、110kV升壓站（包括不限于站內(nèi)土地填方及邊坡?lián)鯄Γ?、光伏區(qū)進(jìn)場(chǎng)道路及檢修道路（包括不限于路基加固【若有】、邊坡及擋墻）、110kV送出線(xiàn)路（含政策處理及線(xiàn)路手續(xù)辦理）及對(duì)側(cè)改造全部工程的全過(guò)程建設(shè)和管理。勘察設(shè)計(jì)(施工圖設(shè)計(jì)及竣工圖階段)、設(shè)備采購(gòu)保管、工程施工、調(diào)試、試運(yùn)行與驗(yàn)收、移交生產(chǎn)及質(zhì)保期的全部工作，即采取“交鑰匙”方式，按招標(biāo)人提供的相關(guān)資料完成光伏電站110kV升壓站、光伏區(qū)、35kV集電線(xiàn)路、110kV外送線(xiàn)路及對(duì)側(cè)改造工程，主要包括(但不限于)以下內(nèi)容：（1）前期手續(xù)辦理1、招標(biāo)人辦理的手續(xù)（投標(biāo)方須配合）包括(但不限于)：國(guó)網(wǎng)接入系統(tǒng)報(bào)告、國(guó)土預(yù)審、壓覆礦、自規(guī)局用地請(qǐng)示回復(fù)意見(jiàn)、人武部涉軍事回函、文物局準(zhǔn)予行政許可決定書(shū)、社會(huì)穩(wěn)定風(fēng)險(xiǎn)分析報(bào)告、環(huán)境影響預(yù)評(píng)價(jià)報(bào)告、安全預(yù)評(píng)價(jià)報(bào)告、地質(zhì)災(zāi)害危險(xiǎn)性評(píng)估報(bào)告、項(xiàng)目建設(shè)用地使用權(quán)出讓合同簽訂，升壓站土地證，電力質(zhì)量監(jiān)督的手續(xù)；2、由投標(biāo)人辦理的手續(xù)（招標(biāo)方配合）包括(但不限于)：本項(xiàng)目的節(jié)能評(píng)價(jià)、項(xiàng)目節(jié)地評(píng)價(jià)、網(wǎng)絡(luò)安全性評(píng)價(jià)報(bào)告、涉網(wǎng)手續(xù)辦理、洪水影響評(píng)價(jià)、五通一平、消防報(bào)審及驗(yàn)收、安全“三同時(shí)”、職業(yè)健康衛(wèi)生“三同時(shí)”、環(huán)評(píng)“三同時(shí)”、水土保持方案批復(fù)及水保“三同時(shí)”等所有涉及本項(xiàng)目的專(zhuān)題報(bào)告編制、審查、評(píng)審及取得相關(guān)部門(mén)批復(fù)的全部工作；辦理110kV升壓站的建設(shè)用地規(guī)劃許可證、建設(shè)工程規(guī)劃許可證、建設(shè)工程施工許可證及開(kāi)工、并網(wǎng)、全部各類(lèi)驗(yàn)收等手續(xù)，10kV備用電源的所有手續(xù)辦理；35kV集電線(xiàn)路及110kV送出線(xiàn)路的全部手續(xù)辦理包含路徑協(xié)議（包含跨越電力設(shè)施、公路、河道等）、用地手續(xù)辦理、地災(zāi)、穩(wěn)評(píng)、文物、風(fēng)評(píng)、環(huán)評(píng)、安全預(yù)評(píng)價(jià)報(bào)告、水土保持及線(xiàn)路的項(xiàng)目核準(zhǔn)文件等全部手續(xù)，其中涉及線(xiàn)路工程的專(zhuān)題報(bào)告編制、審查、評(píng)審及取得相關(guān)部門(mén)批復(fù)的全部工作。（2）勘察設(shè)計(jì)包括不限于施工圖設(shè)計(jì)（包括工程量清單編制）、預(yù)算編制、竣工圖編制，以及為完成上述設(shè)計(jì)工作所需要的所有設(shè)計(jì)依據(jù)，包括但不限于地質(zhì)勘察、地形測(cè)量、水文等。所有設(shè)計(jì)成果須滿(mǎn)足相關(guān)規(guī)程、規(guī)范要求，滿(mǎn)足業(yè)主單位管理及運(yùn)維需求，以及保證通過(guò)浙江省內(nèi)能源主管部門(mén)、建設(shè)主管部門(mén)、國(guó)網(wǎng)浙江省電力有限公司等部門(mén)的審查并完成全站繼電保護(hù)整定計(jì)算。所有設(shè)計(jì)成果均需向招標(biāo)方提交可編輯電子版成果及蓋章簽名的紙質(zhì)版，項(xiàng)目預(yù)算等需提交軟件版。(3)設(shè)備購(gòu)置110kV升壓站、光伏區(qū)場(chǎng)區(qū)、35kV集電線(xiàn)路、110kV送出線(xiàn)路及對(duì)側(cè)改造工程所有設(shè)備均由承包人負(fù)責(zé)提供，包括(但不限于)：光伏組件、逆變器、箱變、支架（包含固定式和柔性）、110kV電力變壓器、中性點(diǎn)成套設(shè)備、GIS、開(kāi)關(guān)柜、配電設(shè)備、二次設(shè)備、接地變、SVG、10kV施工變及外來(lái)電源系統(tǒng)、視頻系統(tǒng)、監(jiān)控系統(tǒng)設(shè)備(包含二次安防)、調(diào)度設(shè)備、門(mén)禁安防系統(tǒng)、各種電纜、站用電及直流系統(tǒng)、保護(hù)及安全自動(dòng)裝置、綜合自動(dòng)化設(shè)備、通信設(shè)備、遠(yuǎn)程集控接入設(shè)備、光伏電站管理系統(tǒng)、給排水設(shè)備、照明設(shè)備、供暖設(shè)備、消防設(shè)備、生產(chǎn)準(zhǔn)備物資、滿(mǎn)足設(shè)備安全運(yùn)行必要的工器具與備品備件，及所有設(shè)備的供貨、運(yùn)輸、保管、二次倒運(yùn)等。升壓站、光伏區(qū)及送出線(xiàn)路工程(如有對(duì)側(cè)站改造)設(shè)備到場(chǎng)后的卸貨、二次倒運(yùn)、保管等，要求投標(biāo)單位設(shè)置集中的材料堆場(chǎng)，集中對(duì)各材料進(jìn)行保管，臨時(shí)用地面積不低于8畝（臨時(shí)用地手續(xù)投標(biāo)單位負(fù)責(zé)辦理）。(4)建筑與安裝工程本項(xiàng)目所有建筑、安裝工程均由投標(biāo)人負(fù)責(zé)，包括(但不限于)：本項(xiàng)目的清表、場(chǎng)平、支架基礎(chǔ)、光伏區(qū)防雷及接地工程、箱變?cè)O(shè)備基礎(chǔ)、集電線(xiàn)路工程、送出線(xiàn)路工程、對(duì)側(cè)站場(chǎng)地改造、場(chǎng)區(qū)圍墻與設(shè)備圍欄；升壓站設(shè)備基礎(chǔ)、設(shè)備構(gòu)(支)架、電纜溝、大門(mén)、進(jìn)出場(chǎng)道路、場(chǎng)內(nèi)道路、防洪設(shè)施。升壓站內(nèi)及光伏場(chǎng)區(qū)所有構(gòu)建筑物、設(shè)備的建筑與安裝，監(jiān)視系統(tǒng)、控制保護(hù)系統(tǒng)、遠(yuǎn)程集控接入系統(tǒng)(含首年電力通道租賃和視頻專(zhuān)用通道租賃)、通信系統(tǒng)(含首年調(diào)度通信和100M運(yùn)營(yíng)商通信)、消防、給排水、暖通、照明系統(tǒng)、接入招標(biāo)人運(yùn)營(yíng)中心等設(shè)備設(shè)施的建筑、安裝施工、裝修等全部工程施工。包括施工過(guò)程中與當(dāng)?shù)卣爱?dāng)?shù)卮迕竦拿袷聟f(xié)調(diào)及政策處理、臨時(shí)或永久性及措施性補(bǔ)償?shù)裙ぷ?，施工后?chǎng)地恢復(fù)；負(fù)責(zé)施工過(guò)程中安全、水保、環(huán)保、勞動(dòng)衛(wèi)生工作實(shí)施及驗(yàn)收等；負(fù)責(zé)站區(qū)綠化工程、安全五星級(jí)建設(shè)。(5)調(diào)試、試驗(yàn)、并網(wǎng)、試運(yùn)行及質(zhì)量保證負(fù)責(zé)本項(xiàng)目110kV升壓站、光伏區(qū)、35kV集電線(xiàn)路、110kV送出工程及對(duì)側(cè)改造的全部調(diào)試、報(bào)驗(yàn)、試驗(yàn)、配合電網(wǎng)及政府檢查(包括檢查的各項(xiàng)費(fèi)用)、并網(wǎng)手續(xù)辦理、涉網(wǎng)試驗(yàn)、配合質(zhì)監(jiān)站驗(yàn)收以及試運(yùn)行工作，負(fù)責(zé)質(zhì)保期內(nèi)的工程修復(fù)及維護(hù)工作。負(fù)責(zé)取得調(diào)度命名文件、等保測(cè)評(píng)報(bào)告、網(wǎng)絡(luò)安全報(bào)告、保護(hù)定值報(bào)告、計(jì)量技術(shù)協(xié)議、高壓供用電合同、購(gòu)售電合同、并網(wǎng)調(diào)度協(xié)議等政府及國(guó)網(wǎng)浙江省電力有限公司要求辦理的新能源并網(wǎng)所有手續(xù)。負(fù)責(zé)辦理電能質(zhì)量檢測(cè)報(bào)告及電力業(yè)務(wù)許可證等政府及國(guó)網(wǎng)浙江省電力有限公司要求辦理的所有手續(xù)。(6)專(zhuān)項(xiàng)驗(yàn)收及竣工驗(yàn)收負(fù)責(zé)本項(xiàng)目驗(yàn)收、移交的相關(guān)工作包括(但不限于)：檔案、消防、安全設(shè)施、防雷、水保、環(huán)保、復(fù)墾、勞動(dòng)安全和職業(yè)衛(wèi)生等所有專(zhuān)項(xiàng)驗(yàn)收；負(fù)責(zé)本項(xiàng)目試運(yùn)行、竣工驗(yàn)收及生產(chǎn)移交。(7)安全文明施工按照本項(xiàng)目屬地政府相關(guān)部門(mén)及招標(biāo)人要求執(zhí)行。(8)其他臨時(shí)工程的設(shè)計(jì)、建設(shè)、管理、拆除等工作；投標(biāo)人自行解決施工期間所有臨建設(shè)施場(chǎng)所的選址工作，包括辦公場(chǎng)所(含業(yè)主、監(jiān)理單位各3間以上辦公室)、宿舍、材料堆放加工場(chǎng)地、砼攪拌站(若自建)、臨時(shí)通道等，并負(fù)責(zé)臨建設(shè)施征占土地過(guò)程中的協(xié)調(diào)費(fèi)用、政策處理費(fèi)用、臨時(shí)占地費(fèi)用、與當(dāng)?shù)卣?、電網(wǎng)協(xié)調(diào)費(fèi)用等相關(guān)所有費(fèi)用和所有手續(xù)辦理,負(fù)責(zé)建設(shè)期內(nèi)土地租金（按1年工期考慮）。投標(biāo)人自行解決生活辦公用水、用電、通信等問(wèn)題并承擔(dān)相關(guān)所有費(fèi)用。投標(biāo)人辦理確保項(xiàng)目建成并正常運(yùn)行所必須的其他一切事項(xiàng)（除招標(biāo)人已完成的工作），所需的所有費(fèi)用、利潤(rùn)、風(fēng)險(xiǎn)費(fèi)、保險(xiǎn)、規(guī)費(fèi)稅金均包含在投標(biāo)總價(jià)中。3、場(chǎng)址簡(jiǎn)述3.1工程建設(shè)地點(diǎn)本項(xiàng)目位于浙江省金華市3.2工程水文氣象3.2.1太陽(yáng)能資源蘭溪市氣候?qū)贃|亞副熱帶季風(fēng)區(qū)。溫暖濕潤(rùn)，四季分明，夏秋高溫，冬春偏寒，梅雨伏旱明顯。7~9月也受臺(tái)風(fēng)影響。兼具盆地氣候和垂直分布特征。年平均氣溫17.6oC，年平均降水1476.5毫米，年日照總時(shí)數(shù)1766.2小時(shí)，年平均風(fēng)速1.6米/秒，年平均蒸發(fā)量1388.6毫米，年平均相對(duì)濕度76%，年平均無(wú)霜期264天。優(yōu)越的氣候條件營(yíng)造了良好的生態(tài)環(huán)境，但同時(shí)，梅雨伏旱極易形成水災(zāi)和旱災(zāi)。根據(jù)Meteonorm8.1數(shù)據(jù)庫(kù)數(shù)據(jù)，項(xiàng)目地點(diǎn)水平面年總輻射量為4502.5（MJ/m2·a），相當(dāng)于1250.7(kWh/m2·a)，日照時(shí)間長(zhǎng)，輻射強(qiáng)。通過(guò)分析計(jì)算，本項(xiàng)目所在地區(qū)太陽(yáng)能資源豐富，年平均太陽(yáng)輻射量比較穩(wěn)定，屬于太陽(yáng)能輻射資源很豐富區(qū)域，能夠?yàn)楣夥娬咎峁┏渥愕墓庹召Y源，實(shí)現(xiàn)社會(huì)、環(huán)境和經(jīng)濟(jì)效益。3.2.2水文條件（1）地下水類(lèi)型場(chǎng)擬建場(chǎng)地淺部地下水屬上層滯水及基巖裂隙水類(lèi)型。1、上層滯水主要賦存于①層素填土中，含水性及賦水性較好，滲透性較好，為強(qiáng)透水層，是地下水貯存和徑流的良好空間和良好通道；2、基巖裂隙水主要賦存于風(fēng)化基巖中，地貌形態(tài)為波狀起伏的丘陵山地，其賦存條件和富水性與巖性、節(jié)理裂隙及地貌條件有密切的關(guān)系。地下水主要賦存于風(fēng)化裂隙中、構(gòu)造裂隙等。基巖裂隙水的分布、水量?jī)?chǔ)藏不均勻，滲透性較差，屬弱透水層。（2）地下水、土的腐蝕性評(píng)價(jià)本次未取水樣，本場(chǎng)地范圍及四周無(wú)污染水源，根據(jù)臨近“核工業(yè)金華勘察工程院上海分院”送檢的《浙江珺紡紡織有限公司廠(chǎng)區(qū)工程》水樣檢測(cè)報(bào)告判定如下：環(huán)境水腐蝕性評(píng)價(jià)一覽表見(jiàn)表。表3.2-1地下水腐蝕性評(píng)價(jià)一覽表影響因素腐蝕介質(zhì)腐蝕性判別依據(jù)檢驗(yàn)成果腐蝕性等級(jí)微弱中強(qiáng)Z10Z52對(duì)混凝土結(jié)構(gòu)按環(huán)境類(lèi)型(Ⅱ類(lèi))SO42-mg/L＜300300～15001500～3000＞3000/190微Mg2+mg/L＜20002000～30003000～4000＞40004.87.8微總礦化度mg/L＜2000020000～5000050000～60000＞60000102322微按地層滲透性(B)pH＞6.56.5～5.05.0～4.0＜4.08.077.44微侵蝕性CO2mg/L＜1515～3030～60＞60＜4.0＜4.0微對(duì)鋼筋混凝土結(jié)構(gòu)中的鋼筋(按干濕交替)Cl-mg/L＜100100～500500～5000>50003.55.2微注：㈠依據(jù)《巖土工程勘察規(guī)范》（GB50021-2001）（2009年版）12.2節(jié)腐蝕性評(píng)價(jià)相關(guān)條款；㈡按Ⅱ類(lèi)環(huán)境類(lèi)型、弱透水層(B類(lèi))地下水及干濕交替環(huán)境條件考慮。㈢總礦化度＞0.1mg/L，不評(píng)價(jià)HCO3-的腐蝕性。由表3.2-1分析判定，本場(chǎng)地地下水弱透水及干濕交替環(huán)境條件下對(duì)混凝土結(jié)構(gòu)具微腐蝕性；對(duì)鋼筋混凝土結(jié)構(gòu)中的鋼筋具微腐蝕性；本次未專(zhuān)門(mén)進(jìn)行土的腐蝕性分析，本場(chǎng)地潛水位總體埋深較淺，主要接受大氣降水和同層地下水側(cè)向徑流的補(bǔ)給。經(jīng)過(guò)大氣降水常年的淋濾作用，場(chǎng)地淺部土層的腐蝕性基本與潛水的腐蝕性相同。故擬建場(chǎng)地土層的腐蝕性視同潛水對(duì)各建筑材料的腐蝕性。水、土對(duì)建筑材料腐蝕的防護(hù)，應(yīng)符合現(xiàn)行國(guó)家標(biāo)準(zhǔn)《工業(yè)建筑防腐蝕設(shè)計(jì)規(guī)范》（GB50046）的規(guī)定。對(duì)不同的腐蝕等級(jí)，采取相應(yīng)的防腐蝕處理措施。3.2.3氣象條件蘭溪市氣候?qū)贃|亞副熱帶季風(fēng)區(qū)。溫暖濕潤(rùn)，四季分明，夏秋高溫，冬春偏寒，梅雨伏旱明顯。7~9月也受臺(tái)風(fēng)影響。兼具盆地氣候和垂直分布特征。年平均氣溫17.6oC，年平均降水1476.5毫米，年日照總時(shí)數(shù)1766.2小時(shí)，年平均風(fēng)速1.6米/秒，年平均蒸發(fā)量1388.6毫米，年平均相對(duì)濕度76%，年平均無(wú)霜期264天。優(yōu)越的氣候條件營(yíng)造了良好的生態(tài)環(huán)境，但同時(shí)，梅雨伏旱極易形成水災(zāi)和旱災(zāi)。3.3工程地質(zhì)條件3.3.1地質(zhì)條件(具體參考詳勘報(bào)告)本次勘察查明，場(chǎng)地在勘探深度范圍內(nèi)，按巖土層成因類(lèi)型、物質(zhì)組分及物理力學(xué)性質(zhì)，場(chǎng)地地基土由上至下依序分為3層，其中第3層又分為2個(gè)亞層，現(xiàn)將各工程地質(zhì)層特征分述如下：1層：素填土（mlQ4）雜色，稍濕，松散狀，主要由碎石、塊石及粘性土組成，碎石大小約為2-12cm，含量約占20-30%，棱角狀、次棱角狀，為近期農(nóng)田改造所堆填，未經(jīng)分層壓實(shí)處理，均勻性差,回填年限小于5年。全場(chǎng)鉆孔分布不均勻，Z11、Z12缺失，土壤電阻率約為≤1.0×102Ω.m,層厚0.30～0.80m，層面高程101.40～270.50m。2層：粉質(zhì)粘土(al+plQ4)黃色，可塑。成分以粘粒、粉粒為主，切面稍光滑，稍有光澤，無(wú)搖振反應(yīng)，干強(qiáng)度高，韌性中等，全場(chǎng)鉆孔分布不均勻，僅Z11、Z12分布。土壤電阻率約為3.0×103Ω.m,層頂埋深0.00m，層頂高127.00～134.10m，層厚0.60～0.80m。3-1層：強(qiáng)風(fēng)化粉砂巖（K2j）紫紅色，粉砂質(zhì)結(jié)構(gòu)，層狀構(gòu)造，風(fēng)化作用強(qiáng)烈，裂隙發(fā)育，巖芯呈粘土狀，碎塊狀，強(qiáng)度較低，碎塊徒手可碎。重型動(dòng)力觸探試驗(yàn)（N63.5）修正擊數(shù)為19.90～35.5擊/10cm，平均修正擊數(shù)為28.62擊/10cm。全場(chǎng)分布，土壤電阻率約為5.0×103Ω.m，層頂埋深0.30～0.80m，層頂高程100.80～270.0m，層厚1.10～1.40m。3-2層：中風(fēng)化粉砂巖（K2j）紫紅色，粉砂質(zhì)結(jié)構(gòu)，層狀構(gòu)造，巖芯呈短柱狀，長(zhǎng)柱狀，風(fēng)化裂隙較發(fā)育，裂隙面覆有黑褐色鐵錳質(zhì)氧化物薄膜，敲擊聲啞，無(wú)回彈，錘擊易擊碎。巖芯采取率80%～90%，巖石天然單軸抗壓強(qiáng)度標(biāo)準(zhǔn)值frk為9.30MPa，屬軟巖。巖體較完整，巖體基本質(zhì)量等級(jí)為Ⅳ級(jí)。在鉆探深度內(nèi)未發(fā)現(xiàn)洞穴、臨空面或軟弱巖層。全場(chǎng)分布，土壤電阻率約為1.0×104Ω.m，層頂埋深1.40～2.10m，層頂高程99.40～268.70m，揭露層厚13.20～13.70m。3.3.2地震條件根據(jù)《建筑抗震設(shè)計(jì)規(guī)范》GB50011-2010（2016版）所示，本工程場(chǎng)地抗震設(shè)防烈度為6度，設(shè)計(jì)基本地震加速度值為0.05g，抗震設(shè)計(jì)分組為第一組。3.3.3環(huán)境水、土腐蝕性（1）地下水類(lèi)型場(chǎng)擬建場(chǎng)地淺部地下水屬上層滯水及基巖裂隙水類(lèi)型。1、上層滯水主要賦存于①層素填土中，含水性及賦水性較好，滲透性較好，為強(qiáng)透水層，是地下水貯存和徑流的良好空間和良好通道；2、基巖裂隙水主要賦存于風(fēng)化基巖中，地貌形態(tài)為波狀起伏的丘陵山地，其賦存條件和富水性與巖性、節(jié)理裂隙及地貌條件有密切的關(guān)系。地下水主要賦存于風(fēng)化裂隙中、構(gòu)造裂隙等?；鶐r裂隙水的分布、水量?jī)?chǔ)藏不均勻，滲透性較差，屬弱透水層。（2）地下水、土的腐蝕性評(píng)價(jià)本次未取水樣，本場(chǎng)地范圍及四周無(wú)污染水源，根據(jù)臨近“核工業(yè)金華勘察工程院上海分院”送檢的《浙江珺紡紡織有限公司廠(chǎng)區(qū)工程》水樣檢測(cè)報(bào)告判定如下：環(huán)境水腐蝕性評(píng)價(jià)一覽表見(jiàn)表。表3.3-1地下水腐蝕性評(píng)價(jià)一覽表影響因素腐蝕介質(zhì)腐蝕性判別依據(jù)檢驗(yàn)成果腐蝕性等級(jí)微弱中強(qiáng)Z10Z52對(duì)混凝土結(jié)構(gòu)按環(huán)境類(lèi)型(Ⅱ類(lèi))SO42-mg/L＜300300～15001500～3000＞3000/190微Mg2+mg/L＜20002000～30003000～4000＞40004.87.8微總礦化度mg/L＜2000020000～5000050000～60000＞60000102322微按地層滲透性(B)pH＞6.56.5～5.05.0～4.0＜4.08.077.44微侵蝕性CO2mg/L＜1515～3030～60＞60＜4.0＜4.0微對(duì)鋼筋混凝土結(jié)構(gòu)中的鋼筋(按干濕交替)Cl-mg/L＜100100～500500～5000>50003.55.2微注：㈠依據(jù)《巖土工程勘察規(guī)范》（GB50021-2001）（2009年版）12.2節(jié)腐蝕性評(píng)價(jià)相關(guān)條款；㈡按Ⅱ類(lèi)環(huán)境類(lèi)型、弱透水層(B類(lèi))地下水及干濕交替環(huán)境條件考慮。㈢總礦化度＞0.1mg/L，不評(píng)價(jià)HCO3-的腐蝕性。由表3.3-1分析判定，本場(chǎng)地地下水弱透水及干濕交替環(huán)境條件下對(duì)混凝土結(jié)構(gòu)具微腐蝕性；對(duì)鋼筋混凝土結(jié)構(gòu)中的鋼筋具微腐蝕性；本次未專(zhuān)門(mén)進(jìn)行土的腐蝕性分析，本場(chǎng)地潛水位總體埋深較淺，主要接受大氣降水和同層地下水側(cè)向徑流的補(bǔ)給。經(jīng)過(guò)大氣降水常年的淋濾作用，場(chǎng)地淺部土層的腐蝕性基本與潛水的腐蝕性相同。故擬建場(chǎng)地土層的腐蝕性視同潛水對(duì)各建筑材料的腐蝕性。水、土對(duì)建筑材料腐蝕的防護(hù)，應(yīng)符合現(xiàn)行國(guó)家標(biāo)準(zhǔn)《工業(yè)建筑防腐蝕設(shè)計(jì)規(guī)范》（GB50046）的規(guī)定。對(duì)不同的腐蝕等級(jí)，采取相應(yīng)的防腐蝕處理措施。3.4交通條件航空：浙江省中西部地區(qū)最大的航空港義烏機(jī)場(chǎng)距蘭溪僅半小時(shí)車(chē)程；杭州蕭山國(guó)際機(jī)場(chǎng)距蘭溪不足2小時(shí)車(chē)程，全程高速。輕軌：規(guī)劃中的蘭溪-金華，金華-義烏-東陽(yáng)輕軌已經(jīng)通過(guò)省政府批復(fù)。鐵路：鐵路蘭溪站。浙贛鐵路支線(xiàn)金千鐵路跨境而過(guò)。規(guī)劃中“金華-建德”城際鐵路、金華-黃山鐵路加緊推進(jìn)。高鐵杭長(zhǎng)客運(yùn)專(zhuān)線(xiàn)從蘭溪跨境而過(guò)。公路：杭金衢高速公路在蘭溪設(shè)有二個(gè)互通口一個(gè)服務(wù)區(qū)；臨金高速在蘭溪設(shè)有2個(gè)互通口；杭新景高速在壽昌出口下高速，亦可直達(dá)蘭溪；建設(shè)有蘭溪-義烏快速通道，蘭溪-金華快速通道；330國(guó)道橫穿市區(qū)，S313（45省道）、S314（47省道）、S315（46省道）省道交會(huì)于此，s316（21省道）擦境而過(guò)。蘭溪到各鄉(xiāng)鎮(zhèn)都有等級(jí)公路，每個(gè)村都有至少水泥路通達(dá)。交通十分方便。水運(yùn)：蘭溪港是浙江五大內(nèi)河港之一，是浙中唯一能停泊300噸級(jí)船泊的內(nèi)河港。按照蘭溪港總體布局規(guī)劃，未來(lái)的蘭溪港區(qū)岸線(xiàn)總長(zhǎng)800米，縱深200米，將新建5個(gè)500噸級(jí)以上的泊位，吞吐能力將達(dá)到120萬(wàn)噸。2012年2月份發(fā)布的《浙江省內(nèi)河水運(yùn)“十二五”發(fā)展規(guī)劃》中，蘭溪港航建設(shè)項(xiàng)目列入具體規(guī)劃。蘭溪港航規(guī)劃分為“一港五區(qū)”：一港即為蘭溪港；五區(qū)是將蘭溪港分成五個(gè)港區(qū)，其中女埠港區(qū)主作業(yè)區(qū)和方下店港區(qū)主作業(yè)區(qū)將最先投入建設(shè)。3.5施工條件3.5.1施工用電本工程高峰期施工用電初步考慮約為250kVA，該處施工電源直接從穆塢村附近引接，線(xiàn)路長(zhǎng)度約1.5km。3.5.2施工用水施工用水考慮現(xiàn)場(chǎng)打井或接穆塢村自來(lái)水，具體取水方式施工階段確認(rèn)。3.5.3施工臨建設(shè)施根據(jù)施工總進(jìn)度要求，施工主要設(shè)施均布置在擬建光伏陣列附近，主要包括：生產(chǎn)區(qū)、生活區(qū)、施工倉(cāng)庫(kù)、輔助加工廠(chǎng)、鋼筋堆場(chǎng)、加工場(chǎng)地、施工臨時(shí)設(shè)施和其他建材堆放用地等。4、電力系統(tǒng)4.1電力接入系統(tǒng)本工程規(guī)劃裝機(jī)容量129.9142MWp，新建1座110kVGIS升壓站，采用1回110kV線(xiàn)路接線(xiàn)方式，以5回35kV線(xiàn)路接入110kV（變電站），集電線(xiàn)路長(zhǎng)度約10.3km，110kV外送線(xiàn)路長(zhǎng)度約7km。光伏電站的調(diào)度管理方式為地調(diào)+省調(diào)調(diào)控中心調(diào)度。本項(xiàng)目規(guī)劃匯集5回光伏35kV集電線(xiàn)路接入110kV升壓站35kV側(cè)，經(jīng)2臺(tái)63MVA主變升壓后以1回110kV架空線(xiàn)路T接于云白1683線(xiàn)。接入系統(tǒng)設(shè)計(jì)最終以接入系統(tǒng)評(píng)審意見(jiàn)為準(zhǔn)。4.2光伏電站監(jiān)控系統(tǒng)光伏電站按“無(wú)人值班”（少人值守）的原則進(jìn)行設(shè)計(jì)，采用以計(jì)算機(jī)監(jiān)控系統(tǒng)為基礎(chǔ)的監(jiān)控方式。計(jì)算機(jī)監(jiān)控系統(tǒng)應(yīng)能滿(mǎn)足全站安全運(yùn)行監(jiān)視和控制所要求的全部設(shè)計(jì)功能。綜合控制室設(shè)置計(jì)算機(jī)監(jiān)控系統(tǒng)的值班員控制臺(tái)。整個(gè)光伏電站安裝一套綜合自動(dòng)化系統(tǒng)，具有保護(hù)、控制、通信、測(cè)量等功能，可實(shí)現(xiàn)光伏發(fā)電系統(tǒng)及高壓配電裝置的全功能綜合自動(dòng)化管理，實(shí)現(xiàn)光伏電站和電網(wǎng)調(diào)度端的四遙功能及運(yùn)維公司的運(yùn)維、監(jiān)測(cè)管理。4.3系統(tǒng)繼電保護(hù)及安全自動(dòng)裝置光伏電站相關(guān)繼電保護(hù)、安全自動(dòng)裝置及二次回路的設(shè)計(jì)、安裝應(yīng)滿(mǎn)足電力系統(tǒng)有關(guān)規(guī)定和反事故措施的要求。在光伏電站側(cè)并網(wǎng)點(diǎn)配置防孤島保護(hù)裝置、故障解列保護(hù)、頻率電壓異常緊急控制裝置、電能質(zhì)量在線(xiàn)監(jiān)測(cè)裝置各一套。繼電保護(hù)及安全自動(dòng)裝置最終配置以接入系統(tǒng)評(píng)審意見(jiàn)為準(zhǔn)。4.4系統(tǒng)通信調(diào)度自動(dòng)化調(diào)度通信部分列入接入系統(tǒng)中設(shè)計(jì)，站內(nèi)應(yīng)布置安裝場(chǎng)所。光伏電站監(jiān)控系統(tǒng)應(yīng)能夠向電力調(diào)控機(jī)構(gòu)的調(diào)度自動(dòng)化系統(tǒng)提供：并網(wǎng)點(diǎn)開(kāi)關(guān)狀態(tài)、并網(wǎng)點(diǎn)電壓、電流、有功功率、無(wú)功功率和光伏發(fā)電量等相關(guān)信號(hào)。光伏電站應(yīng)具備有功調(diào)節(jié)能力，輸出功率偏差及功率變化率不應(yīng)超過(guò)電網(wǎng)調(diào)度機(jī)構(gòu)的給定值，并能根據(jù)電網(wǎng)頻率值、電網(wǎng)調(diào)度機(jī)構(gòu)指令等信號(hào)調(diào)節(jié)電源的有功功率輸出。電源功率因數(shù)應(yīng)能在0.95（超前）～0.95（滯后）范圍內(nèi)連續(xù)可調(diào)。在其無(wú)功輸出范圍內(nèi)，應(yīng)具備根據(jù)并網(wǎng)點(diǎn)電壓水平調(diào)節(jié)無(wú)功輸出，參與電網(wǎng)電壓調(diào)節(jié)的能力，其調(diào)節(jié)方式和參考電壓、電壓調(diào)差率等參數(shù)應(yīng)可由電網(wǎng)調(diào)度機(jī)構(gòu)設(shè)定。光伏電站內(nèi)部禁止使用無(wú)線(xiàn)網(wǎng)絡(luò)進(jìn)行組網(wǎng)通信，應(yīng)采用專(zhuān)線(xiàn)網(wǎng)絡(luò)方式，必要時(shí)進(jìn)行加密傳輸。光伏電站側(cè)配置正向隔離裝置、通訊網(wǎng)關(guān)設(shè)備、縱向加密認(rèn)證裝置，與電網(wǎng)調(diào)度端進(jìn)行加密通信，經(jīng)電網(wǎng)公司安全接入?yún)^(qū)接入至相應(yīng)的調(diào)度主站，通信協(xié)議應(yīng)采用符合主站要求的E文本格式上送。站內(nèi)系統(tǒng)及設(shè)備應(yīng)采用國(guó)產(chǎn)安全操作系統(tǒng)，如非安全操作系統(tǒng)，需配置專(zhuān)用國(guó)產(chǎn)防病毒系統(tǒng)（或軟件）。光伏電站監(jiān)控系統(tǒng)、電量采集與傳輸裝置的遠(yuǎn)動(dòng)數(shù)據(jù)和電能計(jì)量數(shù)據(jù)應(yīng)按照符合國(guó)家標(biāo)準(zhǔn)或行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)的傳輸規(guī)約傳送至電力調(diào)控機(jī)構(gòu)的調(diào)度自動(dòng)化系統(tǒng)和電能計(jì)量系統(tǒng)。電能計(jì)量系統(tǒng)應(yīng)通過(guò)經(jīng)雙方認(rèn)可的具有相應(yīng)資質(zhì)的檢測(cè)機(jī)構(gòu)的測(cè)試，保證數(shù)據(jù)的準(zhǔn)確傳輸。光伏電站運(yùn)行設(shè)備實(shí)時(shí)信息的數(shù)量和精度應(yīng)滿(mǎn)足國(guó)家有關(guān)規(guī)定和電力調(diào)控機(jī)構(gòu)的運(yùn)行要求。最終配置以接入系統(tǒng)評(píng)審意見(jiàn)為準(zhǔn)。5、設(shè)備編碼5.1承包人應(yīng)對(duì)工程主要及輔助設(shè)備進(jìn)行統(tǒng)一編碼，滿(mǎn)足發(fā)包人編碼原則。承包人在設(shè)計(jì)、安裝、試運(yùn)及項(xiàng)目管理等各個(gè)環(huán)節(jié)使用統(tǒng)一編碼。5.2編碼深度應(yīng)使標(biāo)識(shí)具有唯一性，并說(shuō)明編碼如何在圖紙、工程文件或設(shè)備清冊(cè)上清楚標(biāo)識(shí)。5.3本工程所有設(shè)備必須具備統(tǒng)一的設(shè)備編碼牌（設(shè)備編碼牌需固定在對(duì)應(yīng)設(shè)備明顯位置，確保25年期間內(nèi)清晰可辨認(rèn)），并與運(yùn)維監(jiān)控系統(tǒng)一一對(duì)應(yīng)。5.4編碼原則由發(fā)包人提出，具體標(biāo)識(shí)由承包人編制。6、工程主要技術(shù)方案和設(shè)計(jì)原則本工程應(yīng)充分體現(xiàn)“安全可靠、成熟先進(jìn)、節(jié)能環(huán)保、以人為本”的原則，建成壽命期內(nèi)高效環(huán)保、具有持續(xù)盈利能力、安全可靠的光伏電站。6.1總體方案設(shè)計(jì)本工程規(guī)劃裝機(jī)容量129.9142MWp，選用不小于580Wp的單晶硅光伏組件，共計(jì)約223990塊，光伏組件采用20°角安裝方式。本工程選用320kW組串式逆變器，共計(jì)312臺(tái)。本工程首年發(fā)電量不小于13975.1萬(wàn)度，首年等效利用小時(shí)數(shù)不低于1075.8h；運(yùn)營(yíng)期25年內(nèi)的年平均發(fā)電量不小于13260.4萬(wàn)度，平均年等效利用小時(shí)數(shù)不低于1020.7h。承包人承諾：本工程實(shí)際裝機(jī)容量不低于MWp，首年等效利用小時(shí)數(shù)不低于h。本工程由29個(gè)4.16208MWp、1個(gè)4.147MWp和2個(gè)2.53344MWp光伏發(fā)電單元組成，每個(gè)發(fā)電單元均為一個(gè)獨(dú)立的并網(wǎng)單元，每個(gè)4.16208MWp發(fā)電單元設(shè)置10臺(tái)組串式逆變器和1臺(tái)4200kVA就地升壓變壓器,每個(gè)4.147MWp發(fā)電單元設(shè)置10臺(tái)組串式逆變器和1臺(tái)4200kVA就地升壓變壓器，每個(gè)2.53344MWp發(fā)電單元設(shè)置6臺(tái)組串式逆變器和1臺(tái)2600kVA就地升壓變壓器。發(fā)電單元內(nèi)每26塊光伏組件串聯(lián)成一個(gè)光伏組件串，每28個(gè)光伏組件串并聯(lián)接入一臺(tái)逆變器，經(jīng)逆變成交流輸出至箱變升壓后接入35kV配電裝置。本工程新增一個(gè)110kVGIS預(yù)制艙和2臺(tái)63MVA主變，35kV（主變低壓側(cè)）設(shè)備包括35kV配電裝置、站用變壓器；新增兩個(gè)SVG預(yù)制艙，配置每套容量為±14.5MVar的SVG動(dòng)態(tài)無(wú)功補(bǔ)償成套裝置（水冷直掛式）；新增一個(gè)二次預(yù)制艙，艙內(nèi)設(shè)備包括電氣二次設(shè)備、直流/UPS電源。6.2總平面布置方案6.2.1總平面布置本工程由29個(gè)4.16208MWp、1個(gè)4.147MWp和2個(gè)2.53344MWp光伏發(fā)電單元組成，每個(gè)發(fā)電單元均為一個(gè)獨(dú)立的并網(wǎng)單元，每個(gè)4.16208MWp發(fā)電單元設(shè)置10臺(tái)組串式逆變器和1臺(tái)4200kVA就地升壓變壓器,每個(gè)4.147MWp發(fā)電單元設(shè)置10臺(tái)組串式逆變器和1臺(tái)4200kVA就地升壓變壓器，每個(gè)2.53344MWp發(fā)電單元設(shè)置6臺(tái)組串式逆變器和1臺(tái)2600kVA就地升壓變壓器。發(fā)電單元內(nèi)每26塊光伏組件串聯(lián)成一個(gè)光伏組件串，每28個(gè)光伏組件串并聯(lián)接入一臺(tái)逆變器，經(jīng)逆變成交流輸出至箱變升壓后接入35kV配電裝置。6.2.2光伏陣列設(shè)計(jì)太陽(yáng)能光伏電站的設(shè)計(jì)需根據(jù)當(dāng)?shù)氐臍庀蠹暗乩項(xiàng)l件（緯度、太陽(yáng)輻照量、最長(zhǎng)連陰雨天數(shù)等）進(jìn)行優(yōu)化設(shè)計(jì)，以獲得全年最大的太陽(yáng)輻射。陣列前后排間距設(shè)計(jì)，光伏陣列成排安裝，要求在冬至日9:00-15:00間，兩排光伏陣列之間的距離要保證前排不對(duì)后排造成遮擋，并考慮運(yùn)維及種植通道。充分考慮防洪水位以及地農(nóng)光互補(bǔ)要求對(duì)組件最低點(diǎn)距離地面最小距離的要求。本項(xiàng)目光伏組件采用（柔性支架和固定支架）安裝。柔性支架方位角為正南、角度為20°；固定式支架方位角為正南、固定傾角為20°。項(xiàng)目由29個(gè)4.16208MWp、1個(gè)4.147MWp和2個(gè)2.53344MWp光伏發(fā)電單元組成，每個(gè)發(fā)電單元均為一個(gè)獨(dú)立的并網(wǎng)單元，所有發(fā)電單元設(shè)置一個(gè)就地升壓變。光伏陣列必須考慮陰影遮擋問(wèn)題，并通過(guò)計(jì)算確定光伏陣列間的距離或光伏陣列與建筑物的距離。太陽(yáng)能電池板串聯(lián)形成的組串，其輸出電壓的變化范圍應(yīng)在逆變器正常工作的允許輸入電壓范圍內(nèi)。太陽(yáng)能電池板串聯(lián)后，其最高輸出電壓不允許超過(guò)太陽(yáng)電池組件自身要求的最高允許系統(tǒng)電壓。各太陽(yáng)能電池板至逆變器的直流部分通路應(yīng)盡可能短，以減少直流損耗。6.2.3總平面布置方案根據(jù)生產(chǎn)工藝流程、運(yùn)行管理等要求按功能分為下述幾個(gè)區(qū)域：（1）配電區(qū)：主要是主變壓器、箱變、開(kāi)關(guān)柜等設(shè)備。（2）核心發(fā)電區(qū)：主要由太陽(yáng)能電池陣列和逆變器構(gòu)成。承包人可根據(jù)工藝要求，對(duì)站區(qū)總平面布置進(jìn)行優(yōu)化，最終總平面方案需取得發(fā)包人的同意。ADDINCNKISM.UserStyle6.3土建工程6.3.1光伏電站基本資料本項(xiàng)目土建工程主要包括光伏支架及基礎(chǔ)、站內(nèi)道路、箱變及預(yù)制艙基礎(chǔ)、綜合控制室、場(chǎng)內(nèi)線(xiàn)路管溝等。光伏陣列支架及基礎(chǔ)的設(shè)計(jì)使用年限為25年，其余建（構(gòu)）筑物的設(shè)計(jì)使用年限為50年。光伏支架結(jié)構(gòu)重要性系數(shù)取0.95，其余建（構(gòu)）筑物結(jié)構(gòu)重要性系數(shù)取1.0。6.3.2設(shè)計(jì)主要技術(shù)數(shù)據(jù)根據(jù)本項(xiàng)目可行性研究報(bào)告，支架及基礎(chǔ)的荷載取值：根據(jù)GB51101-2016《太陽(yáng)能發(fā)電站支架基礎(chǔ)技術(shù)規(guī)范》3.0.4要求，支架基礎(chǔ)設(shè)計(jì)使用年限不應(yīng)小于電站設(shè)計(jì)使用年限，即按50年設(shè)計(jì)，光伏支架基礎(chǔ)設(shè)計(jì)等級(jí)為丙級(jí)，光伏支架基礎(chǔ)設(shè)計(jì)，重要性系數(shù)1.0。本工程光伏區(qū)的支架設(shè)計(jì)使用年限為25年，結(jié)構(gòu)安全等級(jí)為三級(jí)，重要性系數(shù)0.9；（1）主要設(shè)計(jì)參數(shù)基本風(fēng)壓：0.31kN/㎡（25年一遇）基本雪壓：0.47kN/㎡（25年一遇）基本風(fēng)壓：0.35kN/㎡（50年一遇）基本雪壓：0.55kN/㎡（50年一遇）風(fēng)荷載和雪荷載，根據(jù)全國(guó)基本風(fēng)壓布置圖及《建筑結(jié)構(gòu)結(jié)構(gòu)荷載規(guī)范》和《光伏支架結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)規(guī)程》（NB/T10115-2018）取值。本項(xiàng)目支架及基礎(chǔ)所考慮的荷載為：結(jié)構(gòu)自重、預(yù)應(yīng)力作用、風(fēng)荷載、雪荷載、地震作用和溫度作用。本項(xiàng)目支架設(shè)計(jì)根據(jù)《建筑結(jié)構(gòu)荷載規(guī)范》GB50009進(jìn)行荷載效應(yīng)設(shè)計(jì)。按承載能力極限狀態(tài)設(shè)計(jì)結(jié)構(gòu)構(gòu)件時(shí)，應(yīng)采用荷載效應(yīng)的基本組合或偶然組合。荷載效應(yīng)組合應(yīng)按下式驗(yàn)算：式中：γ0——重要性系數(shù)。光伏支架的設(shè)計(jì)使用年限宜為25年，安全等級(jí)為三級(jí)，重要性系數(shù)不小于0.9；在抗震設(shè)計(jì)中，不考慮重要性系數(shù)；S——荷載效應(yīng)組合的設(shè)計(jì)值；R——結(jié)構(gòu)構(gòu)件承載力的設(shè)計(jì)值。在抗震設(shè)計(jì)時(shí)，荷載效應(yīng)組合應(yīng)按下式計(jì)算：/γRE即：γREγ0S≤RγRE為承載力抗震調(diào)整系數(shù)，γRE按現(xiàn)行國(guó)家標(biāo)準(zhǔn)《建筑抗震設(shè)計(jì)規(guī)范》GB50011的規(guī)定取值。工程區(qū)抗震設(shè)防烈度為6度，設(shè)計(jì)基本地震加速度值為0.05g，設(shè)計(jì)地震分組為第一組。根據(jù)《光伏發(fā)電站設(shè)計(jì)規(guī)范》（GB50797-2012）第6.8.6條條文說(shuō)明，對(duì)于地面用光伏組件的支架，當(dāng)設(shè)防烈度小于8度時(shí)，可以不進(jìn)行抗震驗(yàn)算；又由于本項(xiàng)目支架比較輕，地震工況與風(fēng)荷載相比，其遠(yuǎn)不起控制作用，因此，不考慮地震工況。按正常使用極限狀態(tài)設(shè)計(jì)結(jié)構(gòu)構(gòu)件時(shí)，應(yīng)采用荷載效應(yīng)的標(biāo)準(zhǔn)組合。荷載效應(yīng)組合的設(shè)計(jì)值應(yīng)按下式驗(yàn)算：S≤C式中：S——荷載效應(yīng)組合的設(shè)計(jì)值；C——結(jié)構(gòu)構(gòu)件達(dá)到正常使用要求所規(guī)定的變形限值。場(chǎng)址所在地地震烈度：根據(jù)《建筑抗震設(shè)計(jì)規(guī)范》GB50011-2010（2016版）所示，本工程場(chǎng)地抗震設(shè)防烈度為6度，設(shè)計(jì)基本地震加速度值為0.05g，抗震設(shè)計(jì)分組為第一組。地基基礎(chǔ)設(shè)計(jì)等級(jí)為丙級(jí)。本項(xiàng)目地震活動(dòng)和場(chǎng)址地震動(dòng)參數(shù)按現(xiàn)行《建筑結(jié)構(gòu)荷載規(guī)范》和《建筑抗震設(shè)計(jì)規(guī)范》，風(fēng)荷載、雪荷載和溫度荷載按現(xiàn)行國(guó)家標(biāo)準(zhǔn)《建筑結(jié)構(gòu)荷載規(guī)范》GB50009-2012的荷載數(shù)值取大值。6.3.3光伏陣列結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)光伏組件安裝在方案設(shè)計(jì)上應(yīng)以安全可靠、節(jié)能經(jīng)濟(jì)的形式實(shí)現(xiàn)，并應(yīng)符合國(guó)家及行業(yè)相關(guān)規(guī)范，滿(mǎn)足組件結(jié)構(gòu)強(qiáng)度的要求。本工程太陽(yáng)能光伏電池板組件的排布應(yīng)充分挖掘利用已有場(chǎng)地等可利用空間，有針對(duì)性地根據(jù)場(chǎng)地的特點(diǎn)設(shè)計(jì)支架形式，合理鋪設(shè)光伏組件。太陽(yáng)電池矩陣支架及基礎(chǔ)在滿(mǎn)足安全的前提下，綜合考慮經(jīng)濟(jì)性、適用性、施工方便等因素依照相關(guān)規(guī)程規(guī)范進(jìn)行設(shè)計(jì)。6.3.4支架結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)本工程支架受力設(shè)計(jì)應(yīng)滿(mǎn)足規(guī)范對(duì)強(qiáng)度、剛度、穩(wěn)定等各項(xiàng)指標(biāo)要求。光伏支架及基礎(chǔ)設(shè)計(jì)均考慮防腐要求，光伏支架的鋼構(gòu)件均采用熱鍍鋅方式防腐，鍍鋅厚度根據(jù)《熱鍍鋅標(biāo)準(zhǔn)GB/T13912》規(guī)范執(zhí)行；鋁合金構(gòu)件均采用陽(yáng)極氧化膜方式防腐，氧化膜厚度級(jí)別根據(jù)《鋁合金結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)規(guī)范》執(zhí)行；其他構(gòu)件設(shè)計(jì)時(shí)按照《工業(yè)建筑防腐蝕設(shè)計(jì)規(guī)范》（GB50046-2008）相關(guān)規(guī)定采取相應(yīng)的防腐措施。6.3.5支架基礎(chǔ)光伏組件支架基礎(chǔ)上作用的主要荷載包括支架及光伏組件自重、風(fēng)荷載、雪荷載、溫度荷載及地震荷載。其中起主要控制作用的是風(fēng)荷載，因此基礎(chǔ)設(shè)計(jì)應(yīng)保證風(fēng)荷載作用下基礎(chǔ)的穩(wěn)定，不出現(xiàn)破壞，因本工程建設(shè)于穆塢村附近山地，根據(jù)當(dāng)?shù)匾螅M件下沿離地高度為2.5米左右，為了能夠更大得提高單位面積土地的經(jīng)濟(jì)價(jià)值，在以減少對(duì)環(huán)境污染的前提下，優(yōu)先考慮采用鉆孔灌注樁。6.3.6道路設(shè)計(jì)光伏區(qū)內(nèi)的施工檢修道路主要沿箱、逆變器修建，采用碎石路面，道路寬度為4.0m，轉(zhuǎn)彎半徑不小于6m。道路的縱向坡度結(jié)合地形設(shè)計(jì)，滿(mǎn)足設(shè)備運(yùn)輸及運(yùn)行管理的需要。道路做法主要采用30mm砂礫磨耗層、300mm級(jí)配碎礫石面層及150mm天然砂礫墊層。每間隔300m左右設(shè)置一處會(huì)車(chē)平臺(tái)，平臺(tái)長(zhǎng)22m，寬6m。升壓站進(jìn)站大門(mén)設(shè)在站址東側(cè)，經(jīng)東向進(jìn)站道路接至進(jìn)場(chǎng)路，進(jìn)站道路寬4m，長(zhǎng)約100m，采用混凝土路面。站內(nèi)主變壓器及綜合樓周邊設(shè)有環(huán)形道路，采用4m寬混凝土路面，轉(zhuǎn)彎半徑不小于9m，滿(mǎn)足消防和運(yùn)行要求。道路做法主要采用200厚C30水泥混凝土路面板、150厚級(jí)配碎石或級(jí)配碎礫石基層及150厚砂礫墊層。6.3.7箱變及預(yù)制艙基礎(chǔ)設(shè)計(jì)箱變及預(yù)制艙的基礎(chǔ)采用混凝土，強(qiáng)度等級(jí)C30，高出地面0.5m，踏步為磚砌踏步。6.3.8綜合控制室設(shè)計(jì)綜合控制室為單層鋼筋混凝土框架結(jié)構(gòu)，柱下獨(dú)立基礎(chǔ)。建筑外立面為外墻瓷磚。6.3.9給排水設(shè)計(jì)本工程排水系統(tǒng)采用雨污分流制，雨水和污水單獨(dú)排放。6.3.9.1雨水排水系統(tǒng)建筑物屋面雨水采用內(nèi)排水，自流排入建筑物四周排水溝；室外雨水排放考慮利用匯集站場(chǎng)地的自然坡度，在建筑物四周設(shè)置排水溝，將雨水直接排出。6.3.9.2污水排水系統(tǒng)室內(nèi)生活污水系統(tǒng)采用單立管排水系統(tǒng)，污水自流排入室外污水管網(wǎng)。室外埋設(shè)一套生活污水一體化處理系統(tǒng)。污水經(jīng)處理后達(dá)到排放標(biāo)準(zhǔn)后排入集水池內(nèi)，冬存夏用。升壓站內(nèi)排水包括變壓器事故排油、室外電纜溝積水、地表雨水排放。變壓器事故排油經(jīng)事故油池處理后，將油截流，池中積水在油壓作用下，排入排水管網(wǎng)，截流廢油回收，并由有處理資質(zhì)的單位集中處理。電纜溝積水經(jīng)附近檢查井進(jìn)入站內(nèi)排水管網(wǎng)。6.3.9.3管材與連接室外給水管采用給水PE管、熱熔連接，與金屬管道、閥門(mén)、設(shè)備連接時(shí)，必須采用鋼塑過(guò)渡接頭或?qū)ｉT(mén)的法蘭接頭。室內(nèi)給水管采用PPR給水管，熱熔連接；室內(nèi)生活污水管采用UPVC排水管，承插膠接；室外雨水、污水管采用HDPE雙壁波紋排水管，橡膠圈接口。管材接口處理方式：鋼管采用焊接，排水管采用熱熔。敷設(shè)方式均采用暗埋地下方式。6.3.10電纜溝設(shè)計(jì)電纜溝平面規(guī)劃應(yīng)盡量平行路網(wǎng)，力求管線(xiàn)順捷，少交叉，并考慮運(yùn)行、檢修方便。電纜溝結(jié)構(gòu)形式采用鋼筋混凝土結(jié)構(gòu)，高出地面的非跨道路蓋板考慮站區(qū)美觀(guān)要求和方便施工，擬采用63mm厚包角鋼鋼筋網(wǎng)片混凝土蓋板，蓋板每側(cè)比電纜溝壁外沿寬50mm，以便于運(yùn)行檢修、維護(hù)等。另外，每隔一定距離設(shè)置活動(dòng)印花鋼蓋板，方便開(kāi)啟，便于電纜溝通風(fēng)、防潮和檢修進(jìn)人。跨道路鋼筋混凝土蓋板，設(shè)在路面混凝土以下，有利于電纜溝的防水。6.3.11采暖通風(fēng)設(shè)計(jì)本工程所有設(shè)備均應(yīng)采用工廠(chǎng)預(yù)制式成套設(shè)備，成套設(shè)備應(yīng)具備可靠的空調(diào)、風(fēng)機(jī)等暖通設(shè)備。6.4工程消防設(shè)計(jì)6.4.1設(shè)計(jì)原則本工程消防系統(tǒng)設(shè)計(jì)遵照國(guó)家“預(yù)防為主、防消結(jié)合”的方針，并根據(jù)工程具體情況，力求體現(xiàn)當(dāng)前的消防設(shè)計(jì)思想和水平。從全局出發(fā)，統(tǒng)籌兼顧，正確處理生產(chǎn)和安全、重點(diǎn)和一般的關(guān)系，做到促進(jìn)生產(chǎn)，保障安全，方便使用，經(jīng)濟(jì)合理。6.4.2消防設(shè)計(jì)要求根據(jù)光伏發(fā)電自身的特點(diǎn)，機(jī)電消防根據(jù)不同的對(duì)象采取不同的防火技術(shù)措施，阻止電氣火災(zāi)事故的發(fā)生。電氣系統(tǒng)的消防措施：根據(jù)《火力發(fā)電廠(chǎng)與變電站設(shè)計(jì)防火規(guī)范》（GB50229-2006）、《光伏發(fā)電站設(shè)計(jì)規(guī)范》（GB50797-2012）、《高壓配電裝置設(shè)計(jì)技術(shù)規(guī)程》（DL/T5352-2006）及《電力設(shè)備典型消防規(guī)程》（DL5027-2015）規(guī)定設(shè)置消防設(shè)施，電氣設(shè)備布置全部滿(mǎn)足電氣及防火安全距離。根據(jù)《建筑設(shè)計(jì)防火規(guī)范》GB50016相關(guān)要求：必須明確建筑內(nèi)的電纜井、管道井應(yīng)在每層樓板處采用不低于樓板耐火極限的不燃材料或防火封堵材料封堵。建筑內(nèi)的電纜井、管道井與房間、走道等相連通的孔隙應(yīng)采用防火封堵材料封堵。預(yù)制艙內(nèi)部火災(zāi)探測(cè)及報(bào)警系統(tǒng)的設(shè)計(jì)和消防控制設(shè)備及其功能應(yīng)符合現(xiàn)行國(guó)家標(biāo)準(zhǔn)《火災(zāi)自動(dòng)報(bào)警系統(tǒng)設(shè)計(jì)規(guī)范》GB50116的規(guī)定。艙內(nèi)應(yīng)配置1~2個(gè)火災(zāi)報(bào)警煙感探測(cè)裝置，采用吸頂布置；艙體外布置手動(dòng)火災(zāi)報(bào)警按鈕以及聲光報(bào)警器，接入站內(nèi)集中式火災(zāi)報(bào)警器或區(qū)域火災(zāi)報(bào)警器。艙內(nèi)配置5kg手提式滅火器2個(gè)，置于門(mén)口處。6.5環(huán)境保護(hù)與水土保持設(shè)計(jì)6.5.1設(shè)計(jì)目的通過(guò)環(huán)境保護(hù)與水土保持設(shè)計(jì)，分析環(huán)境與本工程間的相互影響要素，并采取有效措施使不利影響因素減至最低程度，使環(huán)境和水土在本工程建設(shè)與運(yùn)行期內(nèi)都得到很好的保護(hù)，進(jìn)而使工程與其周?chē)h(huán)境之間達(dá)到相互和諧發(fā)展的目的。6.5.2建設(shè)施工期間環(huán)境保護(hù)措施包括但不限于以下內(nèi)容：（1）工程施工廢水主要成分是含泥沙廢水，若任意隨地漫流，將會(huì)污染光伏電站周?chē)h(huán)境。應(yīng)對(duì)廢水進(jìn)行收集，在現(xiàn)場(chǎng)開(kāi)挖簡(jiǎn)易池子對(duì)泥漿水進(jìn)行沉淀處理，處理后尾水全部予以回用，可用于施工場(chǎng)地沖洗、工區(qū)灑水或施工機(jī)械沖洗等。（2）工程施工中在作業(yè)面及其附近區(qū)域?qū)a(chǎn)生粉塵和二次揚(yáng)塵，同時(shí)施工機(jī)械和運(yùn)輸車(chē)輛在運(yùn)行過(guò)程中也排放含NO2、CO和HC的廢氣，造成局部區(qū)域的空氣污染。為減小施工揚(yáng)塵和廢氣對(duì)施工人員的影響，必須配合相應(yīng)的環(huán)境保護(hù)措施，如定期灑水清掃運(yùn)輸車(chē)進(jìn)出的主干道、建筑材料堆場(chǎng)以及混凝土拌和處應(yīng)定點(diǎn)定位并采取適當(dāng)?shù)姆缐m措施、加強(qiáng)對(duì)施工機(jī)械和運(yùn)輸車(chē)輛的維修保養(yǎng)等，同時(shí)提倡文明施工，加強(qiáng)施工管理。（3）施工過(guò)程中采取有效措施減輕施工噪音對(duì)周?chē)h(huán)境及住戶(hù)的影響。合理安排施工時(shí)間，施工期間噪音排放執(zhí)行GB12523-2011《建筑施工場(chǎng)界環(huán)境噪音排放標(biāo)準(zhǔn)》。（4）施工挖方和建筑垃圾盡量用于工程建設(shè)，剩余部分應(yīng)合理選擇堆置地點(diǎn)，外運(yùn)綜合利用，生活垃圾及時(shí)清運(yùn)。（5）項(xiàng)目施工期間需采取有效措施防治水土流失，加強(qiáng)對(duì)周?chē)鷳B(tài)環(huán)境的保護(hù)，施工結(jié)束后做好臨時(shí)占用地的植被恢復(fù)工作。（6）施工結(jié)束后，永久性使用的光伏場(chǎng)地應(yīng)適當(dāng)綠化以美化環(huán)境，具體以發(fā)包人要求為準(zhǔn)；對(duì)于施工臨時(shí)用地，施工臨時(shí)設(shè)施應(yīng)拆除，清理地面，并根據(jù)土地性質(zhì)進(jìn)行恢復(fù)。6.6勞動(dòng)安全與工業(yè)衛(wèi)生6.6.1設(shè)計(jì)總則為貫徹“安全第一、預(yù)防為主”的方針，本項(xiàng)目工程勞動(dòng)安全與工業(yè)衛(wèi)生專(zhuān)項(xiàng)設(shè)計(jì)，必須遵循國(guó)家的有關(guān)方針、政策，并應(yīng)結(jié)合工程的具體情況，積極采用先進(jìn)的技術(shù)措施和設(shè)施，做到安全可靠、經(jīng)濟(jì)合理，設(shè)施符合國(guó)家規(guī)定的標(biāo)準(zhǔn)，為發(fā)包人的工程招標(biāo)管理、工程竣工驗(yàn)收和并網(wǎng)光伏電站的安全運(yùn)行管理提供參數(shù)依據(jù)，確保施工人員生命與財(cái)產(chǎn)的安全。6.6.2工程安全衛(wèi)生設(shè)計(jì)6.6.2.1設(shè)計(jì)范圍和主要內(nèi)容本工程的勞動(dòng)安全與工業(yè)衛(wèi)生設(shè)計(jì)范圍是對(duì)主要建（構(gòu)）筑物、生產(chǎn)設(shè)備及其光伏作業(yè)崗位和場(chǎng)所的勞動(dòng)安全及工業(yè)衛(wèi)生進(jìn)行分析，主要包括光伏陣列、逆變器室等。電站勞動(dòng)安全與工業(yè)衛(wèi)生設(shè)計(jì)的重點(diǎn)為：分析電站運(yùn)行過(guò)程中可能出現(xiàn)的勞動(dòng)安全與工業(yè)衛(wèi)生等方面的主要危險(xiǎn)有害因素，從設(shè)計(jì)、運(yùn)行、管理的角度提出相應(yīng)的消除或減免措施，提出勞動(dòng)安全與工業(yè)衛(wèi)生建議。6.6.2.2勞動(dòng)安全與工業(yè)衛(wèi)生專(zhuān)項(xiàng)工程和實(shí)施計(jì)劃（1）安全技術(shù)措施工程主要包括防火工程、通風(fēng)工程、噪音的防治、安全監(jiān)測(cè)工程，在工程的建設(shè)施工過(guò)程中，同時(shí)進(jìn)行以上各項(xiàng)工程。上述各項(xiàng)安全技術(shù)措施工程的資金含在工程的合同總價(jià)中。（2）安全設(shè)備、器材、裝備、儀器、儀表等以及安全設(shè)備的日常維護(hù)、檢修。為使各項(xiàng)安全設(shè)施正常運(yùn)行，安全專(zhuān)項(xiàng)資金要在施工開(kāi)始前就位，確保施工運(yùn)行過(guò)程中安全可靠運(yùn)轉(zhuǎn)。（3）為確保生產(chǎn)運(yùn)行人員在施工過(guò)程中得到良好的安全保護(hù)，按照國(guó)家的標(biāo)準(zhǔn)給生產(chǎn)施工人員定期配備必要的勞動(dòng)保護(hù)用品，如工作服、工作鞋、安全帽、衛(wèi)生用品等。（4）要設(shè)立專(zhuān)項(xiàng)的安全事故應(yīng)急救援資金，以確保在安全生產(chǎn)過(guò)程中發(fā)生事故的應(yīng)急救援工作，要配備相應(yīng)的應(yīng)急救援設(shè)施，如急救包、氧氣袋、擔(dān)架、救援車(chē)輛等。6.7電氣部分6.7.1范圍本工程所屬電氣系統(tǒng)及其設(shè)備選型、安裝、調(diào)試，包括但不限于：（1）電站內(nèi)110kV/35kV/10kV配電裝置（10kV為備用電源）。（2）電氣保護(hù)、控制、測(cè)量系統(tǒng)。（3）站內(nèi)照明系統(tǒng)。（4）站內(nèi)防雷接地系統(tǒng)。（5）站內(nèi)通信系統(tǒng)。（6）電纜敷設(shè)及電纜防火系統(tǒng)。（7）站內(nèi)安保系統(tǒng)。（8）本工程綜自、遠(yuǎn)動(dòng)系統(tǒng)、繼電保護(hù)、計(jì)量系統(tǒng)、系統(tǒng)通訊的設(shè)計(jì)、采購(gòu)、施工屬于本工程招標(biāo)的范圍。（9）電站主要設(shè)備包括但不限于主變壓器、箱變、開(kāi)關(guān)柜、電纜等設(shè)備的設(shè)計(jì)、采購(gòu)、施工屬于本工程招標(biāo)的范圍。（10）本項(xiàng)目所需的所有材料和工程設(shè)備均由承包人負(fù)責(zé)采購(gòu)、運(yùn)輸、保管。6.7.2主要設(shè)計(jì)原則6.7.2.1光伏電站升壓方案光伏電站由32個(gè)光伏發(fā)電單元組成，分為29個(gè)4.16208MWp、1個(gè)4.147MWp和2個(gè)2.53344MWp光伏發(fā)電單元，每個(gè)發(fā)電單元均為一個(gè)獨(dú)立的并網(wǎng)單元，每個(gè)4.16208MWp發(fā)電單元設(shè)置10臺(tái)320kW組串式逆變器和1臺(tái)4200kVA就地升壓變壓器,每個(gè)4.147MWp發(fā)電單元設(shè)置10臺(tái)320kW組串式逆變器和1臺(tái)4200kVA就地升壓變壓器，每個(gè)2.53344MWp發(fā)電單元設(shè)置6臺(tái)320kW組串式逆變器和1臺(tái)2600kVA就地升壓變壓器，各光伏發(fā)電單元采用光伏組件-組串式逆變器-就地升壓變壓器接線(xiàn)方式，每串光伏組串有26塊580Wp太陽(yáng)電池組件，經(jīng)組串式逆變器逆變輸出800V三相交流電，采用電纜接至就地升壓變壓器的低壓側(cè)，最終經(jīng)就地升壓變壓器升壓至35kV。6.7.2.2電氣主接線(xiàn)按光伏發(fā)電單元布置及線(xiàn)路走向劃分，本工程每6~8臺(tái)就地升壓變壓器并為1回35kV進(jìn)線(xiàn)，共5回35kV集電線(xiàn)路接至110kV升壓站35kV配電裝置室。本工程包含集電線(xiàn)路設(shè)計(jì)及通訊光纜設(shè)計(jì)。集電線(xiàn)路起點(diǎn)始于光伏升壓站5面35kV電線(xiàn)路開(kāi)關(guān)柜，止于光伏場(chǎng)區(qū)32臺(tái)箱變高壓側(cè)的出口負(fù)荷開(kāi)關(guān)；光纜起始于光伏升壓站二次設(shè)備室內(nèi)的光纖環(huán)網(wǎng)交換機(jī)，止于光伏場(chǎng)區(qū)32臺(tái)箱變控制柜。主接線(xiàn)圖最終以接入系統(tǒng)評(píng)審意見(jiàn)為準(zhǔn)。6.7.2.3電氣二次部分（1）繼電保護(hù)及安全自動(dòng)裝置光伏電站相關(guān)繼電保護(hù)、安全自動(dòng)裝置以及二次回路的設(shè)計(jì)、安裝應(yīng)滿(mǎn)足電力系統(tǒng)有關(guān)規(guī)定和反事故措施的要求。相關(guān)配置應(yīng)符合《繼電保護(hù)和安全自動(dòng)裝置技術(shù)規(guī)程》GB/T14285-2006、《光伏電站接入電網(wǎng)技術(shù)規(guī)定》Q(chēng)/GDW617-2011、《光伏發(fā)電站接入電力系統(tǒng)技術(shù)規(guī)定》GB/T19964-2012及《光伏發(fā)電站接入電力系統(tǒng)設(shè)計(jì)規(guī)范》GB/T50866-2013。110kV（主變高壓側(cè)）及35kV（主變低壓側(cè)）系統(tǒng)應(yīng)配置繼電保護(hù)與綜自裝置。并網(wǎng)點(diǎn)應(yīng)配置防孤島保護(hù)裝置、故障解列保護(hù)、電能質(zhì)量在線(xiàn)監(jiān)測(cè)裝置。380V斷路器應(yīng)具備短路速斷、延時(shí)保護(hù)和分勵(lì)脫扣、失壓跳閘及低壓閉鎖合閘等功能。光伏電站應(yīng)配置直流電源及不停電電源，直流系統(tǒng)電壓及容量配置應(yīng)考慮現(xiàn)場(chǎng)設(shè)備需要及市電斷電影響。直流充電電源采用雙路配置。不停電電源容量應(yīng)符合現(xiàn)場(chǎng)設(shè)備需要。蓄電池采用免維護(hù)蓄電池。承包人應(yīng)根據(jù)當(dāng)?shù)卣{(diào)度提供數(shù)據(jù)、現(xiàn)場(chǎng)設(shè)備參數(shù)，編制繼電保護(hù)整定計(jì)算書(shū)及繼電保護(hù)定值單。相關(guān)定值應(yīng)與用戶(hù)繼電保護(hù)定值、電網(wǎng)繼電保護(hù)定值實(shí)現(xiàn)級(jí)差配合。繼電保護(hù)及安全自動(dòng)裝置最終配置以接入系統(tǒng)評(píng)審意見(jiàn)為準(zhǔn)。（2）電能質(zhì)量光伏發(fā)電系統(tǒng)的各項(xiàng)電能質(zhì)量指標(biāo)應(yīng)符合相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)的規(guī)定。1）諧波光伏電站接入電網(wǎng)后，公共連接點(diǎn)的諧波電壓應(yīng)滿(mǎn)足GB/T14549-1993《電能質(zhì)量公共電網(wǎng)諧波》的規(guī)定。光伏電站接入電網(wǎng)后，公共連接點(diǎn)的總諧波電流分量（方均根）應(yīng)滿(mǎn)足GB/T14549-1993《電能質(zhì)量公共電網(wǎng)諧波》的規(guī)定，其中光伏電站向電網(wǎng)注入的諧波電流允許值按此光伏電站安裝容量與其公共連接點(diǎn)的供電設(shè)備容量之比進(jìn)行分配。2）電壓偏差光伏電站接入電網(wǎng)后，公共連接點(diǎn)的電壓偏差應(yīng)滿(mǎn)足GB/T12325-2008《電能質(zhì)量供電電壓偏差》的規(guī)定，10kV及380V三相供電電壓偏差為標(biāo)稱(chēng)電壓的±7%。3）電壓波動(dòng)光伏電站接入電網(wǎng)后，公共連接點(diǎn)的電壓波動(dòng)應(yīng)滿(mǎn)足GB/T12326-2008《電能質(zhì)量電壓波動(dòng)和閃變》的規(guī)定。對(duì)于光伏電站出力變化引起的電壓變動(dòng)，其頻度可以按照1<r<10（每小時(shí)變動(dòng)的次數(shù)在10次以?xún)?nèi)）考慮，因此光伏電站接入引起的公共連接點(diǎn)電壓變動(dòng)最大不得超過(guò)3%。4）電壓不平衡度光伏電站接入電網(wǎng)后，公共連接點(diǎn)的三項(xiàng)電壓不平衡應(yīng)不超過(guò)GB/T15543-2008《電能質(zhì)量三項(xiàng)電壓不平衡》規(guī)定的限值，公共連接點(diǎn)的負(fù)序電壓不平衡度應(yīng)不超過(guò)2%，短時(shí)不得超過(guò)4%；其中由光伏電站引起的負(fù)序電壓不平衡度應(yīng)不超過(guò)1.3%，短時(shí)不超過(guò)2.6%。5）直流分量光伏電站向公共連接點(diǎn)注入的直流電流分量不應(yīng)超過(guò)其交流額定值的0.5%。（3）光伏電站并網(wǎng)的相關(guān)要求1）電網(wǎng)電壓異常時(shí)的響應(yīng)特性a.《光伏電站接入電網(wǎng)技術(shù)規(guī)定》Q(chēng)/GDW617-2011要求大中型光伏電站應(yīng)具備一定的低電壓穿越能力，其中接入用戶(hù)內(nèi)部電網(wǎng)的中型光伏電站的低電壓穿越要求由調(diào)度部門(mén)確定。①電力系統(tǒng)發(fā)生不同類(lèi)型故障時(shí)，若光伏電站并網(wǎng)點(diǎn)考核電壓全部在下圖中電壓輪廓線(xiàn)及以上的區(qū)域內(nèi)時(shí)，光伏電站應(yīng)保證不間斷并網(wǎng)運(yùn)行；否則光伏電站停止向電網(wǎng)線(xiàn)路送電。光伏電站并網(wǎng)點(diǎn)電壓跌落至0.2UN時(shí)，光伏電站能夠保證不間斷并網(wǎng)運(yùn)行1s；光伏電站并網(wǎng)點(diǎn)電壓在發(fā)生跌落后3s內(nèi)能夠恢復(fù)到0.9UN時(shí)，光伏電站能夠保證不間斷并網(wǎng)運(yùn)行。②對(duì)電力系統(tǒng)故障期間沒(méi)有切出的光伏電站，其有功功率在故障清除后應(yīng)快速恢復(fù)，自故障清除時(shí)刻開(kāi)始，以至少10%額定功率/秒的功率變化率恢復(fù)至故障前的值。③低電壓穿越過(guò)程中光伏電站宜提供動(dòng)態(tài)無(wú)功支撐。圖6-1光伏電站并網(wǎng)點(diǎn)電壓變化示意圖b.《光伏發(fā)電站接入電力系統(tǒng)技術(shù)規(guī)定》GB/T19964-2012對(duì)于光伏發(fā)電站在不同并網(wǎng)點(diǎn)電壓范圍內(nèi)的運(yùn)行規(guī)定為：①當(dāng)光伏發(fā)電站并網(wǎng)點(diǎn)電壓UT＜0.9UN時(shí)，應(yīng)滿(mǎn)足低電壓穿越的要求；②當(dāng)0.9UN≤UT≤1.1UN時(shí)，應(yīng)正常運(yùn)行；③當(dāng)1.1UN＜UT＜1.2UN時(shí)，應(yīng)至少連續(xù)運(yùn)行10s；④當(dāng)1.2UN≤UT≤1.3UN時(shí)，應(yīng)至少連續(xù)運(yùn)行0.5s。c.光伏發(fā)電站的低電壓穿越能力要求為：①電力系統(tǒng)發(fā)生不同類(lèi)型故障時(shí)，若光伏發(fā)電站并網(wǎng)點(diǎn)考核電壓全部在下圖中電壓輪廓線(xiàn)及以上的區(qū)域內(nèi)，光伏發(fā)電站應(yīng)保證不脫網(wǎng)連續(xù)運(yùn)行；否則，允許光伏發(fā)電站切出。光伏發(fā)電站并網(wǎng)點(diǎn)電壓跌至0時(shí)，光伏發(fā)電站應(yīng)能不脫網(wǎng)連續(xù)運(yùn)行0.15s；光伏發(fā)電站并網(wǎng)點(diǎn)電壓跌至下圖中曲線(xiàn)1以下時(shí)，光伏發(fā)電站可以從電網(wǎng)切出。②對(duì)電力系統(tǒng)故障期間沒(méi)有脫網(wǎng)的光伏發(fā)電站，其有功功率在故障清除后應(yīng)快速恢復(fù)，自故障清除時(shí)刻開(kāi)始，以至少30%額定功率/秒的功率變化率恢復(fù)至正常發(fā)電狀態(tài)。圖6-2光伏發(fā)電站的低電壓穿越能力要求2）電網(wǎng)頻率異常時(shí)的響應(yīng)特性a.《光伏電站接入電網(wǎng)技術(shù)規(guī)定》Q(chēng)/GDW617-2011要求大中型光伏電站應(yīng)具備一定的耐受系統(tǒng)頻率異常的能力：①低于48Hz，根據(jù)光伏電站逆變器允許運(yùn)行的最低頻率或電網(wǎng)要求而定；②48Hz~49.5Hz，每次低于49.5Hz時(shí)要求至少能運(yùn)行10min；③49.5Hz~50.2Hz，連續(xù)運(yùn)行；④50.2Hz~50.5Hz，每次頻率高于50.2Hz時(shí)，光伏電站應(yīng)具備能夠連續(xù)運(yùn)行2min的能力，同時(shí)具備0.2s內(nèi)停止向電網(wǎng)線(xiàn)路送電的能力，實(shí)際運(yùn)行時(shí)間由電力調(diào)度部門(mén)決定，此時(shí)不允許處于停運(yùn)狀態(tài)的光伏電站并網(wǎng)；⑤高于50.5Hz，在0.2s內(nèi)停止向電網(wǎng)線(xiàn)路送電，且不允許處于停運(yùn)狀態(tài)的光伏電站并網(wǎng)。b.《光伏發(fā)電站接入電力系統(tǒng)技術(shù)規(guī)定》GB/T19964-2012對(duì)于光伏發(fā)電站在不同電力系統(tǒng)頻率范圍內(nèi)的運(yùn)行規(guī)定為：①f＜48Hz，根據(jù)光伏發(fā)電站逆變器允許運(yùn)行的最低頻率而定；②48Hz≤f＜49.5Hz，頻率每次低于49.5Hz，光伏發(fā)電站應(yīng)能至少運(yùn)行10min；③49.5Hz≤f＜50.2Hz，連續(xù)運(yùn)行；④50.2Hz＜f≤50.5Hz，頻率每次高于50.2Hz，光伏發(fā)電站應(yīng)能至少運(yùn)行2min，并執(zhí)行電網(wǎng)調(diào)度機(jī)構(gòu)下達(dá)的降低出力或高周切機(jī)策略，不允許處于停運(yùn)狀態(tài)的光伏發(fā)電站并網(wǎng)；⑤f＞50.5Hz，立刻終止向電網(wǎng)線(xiàn)路送電，且不允許處于停運(yùn)狀態(tài)的光伏發(fā)電站并網(wǎng)。3）防孤島保護(hù)a.根據(jù)《光伏系統(tǒng)并網(wǎng)技術(shù)要求》GB/T19939-2005，當(dāng)光伏系統(tǒng)并入的電網(wǎng)失壓時(shí)，必須在規(guī)定的時(shí)限內(nèi)將該光伏系統(tǒng)與電網(wǎng)斷開(kāi)，防止出現(xiàn)孤島效應(yīng)。光伏電站應(yīng)設(shè)置至少各一種主動(dòng)和被動(dòng)防孤島效應(yīng)保護(hù)。主動(dòng)防孤島效應(yīng)保護(hù)方式主要有頻率偏離、有功功率變動(dòng)、無(wú)功功率變動(dòng)、電流脈沖注入引起阻抗變動(dòng)等；被動(dòng)防孤島效應(yīng)保護(hù)方式主要有電壓相位跳動(dòng)、3次電壓諧波變動(dòng)、頻率變化率等。當(dāng)電網(wǎng)失壓時(shí)，防孤島效應(yīng)保護(hù)應(yīng)在2s內(nèi)動(dòng)作，將光伏系統(tǒng)與電網(wǎng)斷開(kāi)。b.根據(jù)《光伏電站接入電網(wǎng)技術(shù)規(guī)定》Q(chēng)/GDW617-2011，對(duì)于大中型光伏電站，公用電網(wǎng)繼電保護(hù)裝置必須保障公用電網(wǎng)故障時(shí)切除光伏電站，光伏電站可不設(shè)置防孤島保護(hù)。4）短路保護(hù)及過(guò)流保護(hù)根據(jù)《光伏系統(tǒng)并網(wǎng)技術(shù)要求》GB/T19939-2005，光伏系統(tǒng)對(duì)電網(wǎng)應(yīng)設(shè)置短路保護(hù)，當(dāng)電網(wǎng)短路時(shí)，逆變器的過(guò)電流應(yīng)不大于額定電流的150%，并在0.1s以?xún)?nèi)將光伏系統(tǒng)與電網(wǎng)斷開(kāi)。根據(jù)《光伏電站接入電網(wǎng)技術(shù)規(guī)定》Q(chēng)/GDW617-2011，光伏電站應(yīng)具備一定的過(guò)電流能力，在120%倍額定電流以下，光伏電站連續(xù)可靠工作時(shí)間應(yīng)不小于1min。5）恢復(fù)并網(wǎng)根據(jù)《光伏系統(tǒng)并網(wǎng)技術(shù)要求》GB/T19939-2005，由于超限狀態(tài)導(dǎo)致光伏系統(tǒng)停止向電網(wǎng)送電后，在電網(wǎng)的電壓和頻率恢復(fù)到正常范圍后的20s到5min，光伏系統(tǒng)不應(yīng)向電網(wǎng)送電。根據(jù)《光伏電站接入電網(wǎng)技術(shù)規(guī)定》Q(chēng)/GDW617-2011，電網(wǎng)發(fā)生擾動(dòng)后，在電網(wǎng)電壓和頻率恢復(fù)正常范圍之前光伏電站不允許并網(wǎng)，且在電網(wǎng)電壓和頻率恢復(fù)正常后，大中型光伏電站應(yīng)按電力調(diào)度部門(mén)指令執(zhí)行，不可自行并網(wǎng)。6.7.2.4光伏監(jiān)控系統(tǒng)光伏監(jiān)控系統(tǒng)包括就地測(cè)控裝置和監(jiān)控后臺(tái)。就地測(cè)控部分包括數(shù)采裝置、逆變器、箱變測(cè)控單元、高低壓開(kāi)關(guān)信號(hào)等接入光伏監(jiān)控系統(tǒng)。光伏監(jiān)控后臺(tái)應(yīng)能滿(mǎn)足對(duì)光伏發(fā)電系統(tǒng)的基本管理，能對(duì)組件和逆變器等進(jìn)行故障判斷和分析，并具備數(shù)據(jù)上傳功能。光伏電站后期需接入集團(tuán)調(diào)度中心，承包人應(yīng)確保接入集團(tuán)調(diào)度中心所需相關(guān)工程量及費(fèi)用。承包人應(yīng)確保本工程監(jiān)控系統(tǒng)符合電力監(jiān)控系統(tǒng)安全防護(hù)要求，并提供電力監(jiān)控系統(tǒng)安全防護(hù)方案，在當(dāng)?shù)仉娏緜浒浮?.7.2.5接地（1）升壓站部分升壓站接地網(wǎng)采用水平地網(wǎng)與垂直接地極相結(jié)合的外邊緣閉合的復(fù)合接地網(wǎng)方式，與光伏區(qū)接地網(wǎng)可靠連接。水平接地體采用60×8熱鍍鋅扁鋼，垂直接地體采用φ50×5L=2500mm熱鍍鋅鋼管。接地網(wǎng)埋至凍土層以下。（2）光伏區(qū)部分光伏區(qū)接地網(wǎng)采用水平地網(wǎng)與垂直接地極相結(jié)合的外邊緣閉合的復(fù)合接地網(wǎng)方式。水平接地體采用50×5熱鍍鋅扁鋼，垂直接地體采用φ50L=2500mm熱鍍鋅鋼管。接地網(wǎng)埋至凍土層以下。6.7.2.6電纜敷設(shè)及防火（1）電纜敷設(shè)本項(xiàng)目采用組串式逆變器方案進(jìn)行設(shè)計(jì)，光伏區(qū)匯流方式為“光伏組件-組串式逆變器”方案。光伏電纜一般沿光伏支架背部鋼索進(jìn)行敷設(shè)，組串跨陣列間隙處采用穿管進(jìn)行保護(hù)，對(duì)于跨區(qū)域接線(xiàn)部分則采用穿管埋地敷設(shè)形式。（2）高壓電力電纜敷設(shè)方式集電線(xiàn)路電纜采用直埋敷設(shè)方式，整體接線(xiàn)為按最短匯集路徑，成放射狀接線(xiàn)方式。110kV升壓站采用電纜溝敷設(shè)電纜，屋外設(shè)置電纜溝道，電纜溝道內(nèi)采用角鋼支架敷設(shè)電纜，電纜溝至屋外配電裝置采用電纜穿管直埋敷設(shè)。（3）通訊電纜選型及敷設(shè)方式本工程組串式逆變器至35kV就地升壓變通訊采用電力載波通訊方式，直接利用組串式逆變器交流輸出線(xiàn)纜進(jìn)行數(shù)據(jù)通訊，省去布設(shè)及維護(hù)專(zhuān)用通訊線(xiàn)纜的麻煩，每臺(tái)35kV就地升壓變旁安裝1臺(tái)電力線(xiàn)通訊箱。各方陣至升壓站通訊電纜均采用鎧裝16芯單模光纖，光伏區(qū)域部分光纜敷設(shè)采用直埋敷設(shè)方式，通訊光纜與35kV集電線(xiàn)路平行敷設(shè)。（2）防火要求電纜溝進(jìn)入建筑物的入口處設(shè)置阻火隔墻。不同電壓等級(jí)的配電裝置及配電裝置的不同段之間的電纜溝連接處設(shè)置阻火隔墻。高低壓開(kāi)關(guān)柜、控制保護(hù)屏、配電屏待電纜敷設(shè)完畢后應(yīng)對(duì)其下部的孔洞進(jìn)行封堵。電纜溝阻火隔墻兩側(cè)各1.5m范圍內(nèi)均纏繞防火包帶。電纜穿管敷設(shè)完畢后應(yīng)將管子的兩頭封堵。7、主要設(shè)備技術(shù)要求7.1太陽(yáng)能電池組件本工程選擇規(guī)格不小于580Wp的N型高效單晶硅雙面組件。光伏組件全光照面積的光電轉(zhuǎn)換效率≥_22.45_%（正面效率），標(biāo)稱(chēng)功率公差至少為0～+5W，第1年內(nèi)輸出功率衰減率不高于1%、2~25年運(yùn)營(yíng)期內(nèi)逐年功率衰減不高于0.4%/年，產(chǎn)品材料與工藝質(zhì)保期不低于30年。本項(xiàng)目首年系統(tǒng)整體效率（計(jì)入組件衰減率）應(yīng)不低于82.9%。承包人承諾：本工程電池組件采用_____（品牌、規(guī)格）_____Wp的高效單晶硅單面/雙面組件，光伏組件全光照面積的光電轉(zhuǎn)換效率≥_____%（正面效率），標(biāo)稱(chēng)功率公差至少為0～+5W，第1年內(nèi)輸出功率衰減率不高于_____%、2~25年運(yùn)營(yíng)期內(nèi)逐年功率衰減不高于_____%/年，產(chǎn)品材料與工藝質(zhì)保期不低于_____年。本項(xiàng)目首年系統(tǒng)整體效率（計(jì)入組件衰減率）不低于_____%。（由承包人填寫(xiě)）7.1.1組件認(rèn)證要求太陽(yáng)電池組件作為光伏電站的主要設(shè)備，應(yīng)具有滿(mǎn)足國(guó)家、行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)或IEC標(biāo)準(zhǔn)的認(rèn)證，須按照IEC61215、IEC61730、UL1703等標(biāo)準(zhǔn)要求，通過(guò)國(guó)際知名第三方認(rèn)證機(jī)構(gòu)及國(guó)家批準(zhǔn)的權(quán)威認(rèn)證機(jī)構(gòu)的產(chǎn)品認(rèn)證，包括但不限于TUV、UL、MCS、ICIM、CGC等認(rèn)證的完整測(cè)試報(bào)告。每塊組件出廠(chǎng)前應(yīng)有工廠(chǎng)測(cè)試報(bào)告，報(bào)告中必須標(biāo)示出該塊組件的實(shí)際輸出功率設(shè)備到場(chǎng)后現(xiàn)場(chǎng)檢驗(yàn)，功率偏差必須為正公差。光伏組件所有的試驗(yàn)和調(diào)試記錄、報(bào)告都應(yīng)編寫(xiě)成試驗(yàn)和檢測(cè)報(bào)告，并提交業(yè)主，包括但不限于以下試驗(yàn)，性能不低于所列要求，依照IEC-61215標(biāo)準(zhǔn)。7.1.1.1機(jī)械載荷試驗(yàn)（1）目的：決定組件承受風(fēng)、雪、靜壓和冰載的能力。（2）試驗(yàn)條件：2400Pa的均勻載荷依次加到前和后表面1h，循環(huán)兩次（陣風(fēng)安全系數(shù)為3時(shí)，2400Pa對(duì)應(yīng)于130km/h風(fēng)速（12級(jí)颶風(fēng)，壓力約800Pa））。（3）5400Pa的均勻載荷依次加到前表面1h，循環(huán)兩次。（4）性能要求：1）在試驗(yàn)過(guò)程中無(wú)間歇斷路或漏電現(xiàn)象。2）無(wú)標(biāo)準(zhǔn)中規(guī)定的嚴(yán)重外觀(guān)缺陷。3）絕緣電阻應(yīng)滿(mǎn)足初始試驗(yàn)的同樣要求。4）標(biāo)準(zhǔn)測(cè)試條件下最大輸出功率的衰減不超過(guò)實(shí)驗(yàn)前的5%。7.1.1.2冰雹試驗(yàn)（1）目的：驗(yàn)證組件能經(jīng)受住冰雹的撞擊。（2）試驗(yàn)條件：25mm直徑的冰球，質(zhì)量7.53克，以23m/s的速度撞擊11個(gè)位置。（3）性能要求：1）無(wú)外觀(guān)缺陷。2）絕緣電阻應(yīng)滿(mǎn)足初始試驗(yàn)的同樣要求。3）標(biāo)準(zhǔn)測(cè)試條件下衰減不超過(guò)實(shí)驗(yàn)前的5%。7.1.1.3絕緣測(cè)試（1）目的：測(cè)定組件中的載流部分與組件邊框之間的絕緣是否良好。（2）試驗(yàn)條件：直流1000V加上兩倍系統(tǒng)在標(biāo)準(zhǔn)測(cè)試條件下開(kāi)路電壓，持續(xù)1min；加直流500V時(shí)，測(cè)絕緣電阻。（3）性能要求：1）無(wú)絕緣擊穿或表面無(wú)破裂現(xiàn)象。2）絕緣電阻不小于50MΩ。7.1.1.4濕漏電試驗(yàn)（1）目的：評(píng)價(jià)組件在潮濕工作條件下的絕緣性能，驗(yàn)證雨、霧、露水或溶雪的濕氣不能進(jìn)入組件內(nèi)部電路的工作部分，如果濕氣進(jìn)入該處可能會(huì)引起腐蝕、漏電或安全事故。（2）試驗(yàn)條件：加直流500V時(shí)，水噴淋引出端和邊緣浸入水中，確定絕緣電阻。（3）性能要求：1）無(wú)絕緣擊穿或表面無(wú)破裂現(xiàn)象。2）絕緣電阻組件面積不小于40MΩ/m2。7.1.1.5熱循環(huán)試驗(yàn)（1）目的：確定組件承受由于溫度反復(fù)變化而引起的熱失配、疲勞和其他應(yīng)力的能力。（2）試驗(yàn)條件：使組件的溫度在-40±2℃和85±2℃之間，最高和最低之間的溫度變化速率不超過(guò)100℃/h在每個(gè)極端溫度下，應(yīng)保持穩(wěn)定至少10min，一次循環(huán)不超過(guò)6h，循環(huán)次數(shù)50和200次。（3）性能要求：1）在試驗(yàn)過(guò)程中無(wú)間歇斷路或漏電現(xiàn)象。2）無(wú)外觀(guān)缺陷。3）絕緣電阻應(yīng)滿(mǎn)足初始試驗(yàn)的同樣要求。7.1.1.6濕-凍試驗(yàn)（1）目的：確定組件承受高溫、高濕之后以及隨后的零下低溫影響的能力。（2）試驗(yàn)條件：從+85℃，85%相對(duì)濕度到-40℃,循環(huán)10次。（3）性能要求：1）在試驗(yàn)過(guò)程中無(wú)間歇斷路或漏電現(xiàn)象。2）無(wú)外觀(guān)缺陷。3）絕緣電阻應(yīng)滿(mǎn)足初始試驗(yàn)同樣的要求。4）標(biāo)準(zhǔn)測(cè)試條件下最大輸出功率的衰減不超過(guò)試驗(yàn)前測(cè)試值的5%。7.1.1.7濕-熱試驗(yàn)（1）目的：確定組件承受長(zhǎng)期濕氣滲透的能力。（2）試驗(yàn)條件：在+85℃，85%相對(duì)濕度下，保持1000h。（3）性能要求：1）無(wú)外觀(guān)缺陷。2）絕緣電阻應(yīng)滿(mǎn)足初始試驗(yàn)的同樣要求。3）標(biāo)準(zhǔn)測(cè)試條件下，正面和背面最大輸出功率的衰減不超過(guò)試驗(yàn)前的5%。7.1.1.8室外暴露試驗(yàn)（1）目的：初步評(píng)價(jià)組件經(jīng)受室外條件曝露的能力，以揭示在實(shí)驗(yàn)室試驗(yàn)中可能測(cè)不出來(lái)的綜合衰減效應(yīng)。（2）試驗(yàn)條件：太陽(yáng)總輻射量60kWh/m2。（3）性能要求：1）無(wú)外觀(guān)缺陷。2）標(biāo)準(zhǔn)測(cè)試條件下的最大輸出功率應(yīng)大于制造廠(chǎng)規(guī)定的最小額定值。3）絕緣電阻應(yīng)滿(mǎn)足初始試驗(yàn)的同樣要求。7.1.1.9紫外試驗(yàn)（1）目的：確定組件承受紫外（UV）輻照的能力。（2）試驗(yàn)條件：組件溫度60±5℃波長(zhǎng)為400nm的紫外照射60kWh/m2，其中280-320nm波長(zhǎng)的輻射至少為5kWh/m2。（3）性能要求：1）無(wú)標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定的嚴(yán)重外觀(guān)缺陷。2）標(biāo)準(zhǔn)測(cè)試條件下的最大輸出功率應(yīng)大于制造廠(chǎng)規(guī)定的最小額定值。3）絕緣電阻應(yīng)滿(mǎn)足初始試驗(yàn)的同樣要求。7.1.1.10熱斑耐久試驗(yàn)（1）目的：確定組件承受熱斑加熱效應(yīng)的能力，如這種效應(yīng)可能導(dǎo)致封裝退化。電池不匹配或裂紋、內(nèi)部連接失效、局部被遮光或弄臟均會(huì)引起這種缺陷。（2）試驗(yàn)條件：在最壞熱斑條件下，1000W/m2輻照度照射1h，共5次。（3）性能要求：1）無(wú)標(biāo)準(zhǔn)中規(guī)定的嚴(yán)重外觀(guān)缺陷。2）絕緣電阻應(yīng)滿(mǎn)足初始試驗(yàn)同樣的要求。7.1.1.11鹽霧測(cè)試（1）目的：確定組件承受長(zhǎng)期鹽霧腐蝕的能力。（2）試驗(yàn)條件：依據(jù)IEC61701:2011嚴(yán)酷度6，組件暴露在5%氯化鈉溶液噴淋中。一個(gè)測(cè)試周期為7天，共8個(gè)周期，56天。每個(gè)周期包含4次鹽霧噴淋與高濕度保存以及3天標(biāo)準(zhǔn)氣氛儲(chǔ)藏。每次鹽霧噴淋在溫度35℃和相對(duì)濕度93%環(huán)境下進(jìn)行2h，然后在40℃濕度和相對(duì)濕度93%環(huán)境下放置22h。4次循環(huán)后組件在標(biāo)準(zhǔn)氣氛保持3天。（3）性能要求：1）無(wú)外觀(guān)缺陷和影響到組件功能的零部件腐蝕。2）絕緣、濕漏和接地滿(mǎn)足IEC61730-2要求。3）旁路二級(jí)管能正常工作。3）標(biāo)準(zhǔn)測(cè)試條件下最大輸出功率的衰減不超過(guò)試驗(yàn)前的5%。7.1.1.12PID測(cè)試（1）目的：確定組件耐電位誘發(fā)功率衰減的能力。（2）試驗(yàn)條件：依據(jù)IEC62804-1：2015，在85℃和85%相對(duì)濕度環(huán)境下，對(duì)組件施加反向1500V電壓，其中正面測(cè)試時(shí)間為192小時(shí)，背面電池的測(cè)試時(shí)間為96小時(shí)。（3）性能要求：1）無(wú)外觀(guān)缺陷。2）絕緣電阻應(yīng)滿(mǎn)足初始試驗(yàn)的同樣要求。3）標(biāo)準(zhǔn)測(cè)試條件下，正面和背面的最大輸出功率的衰減不超過(guò)試驗(yàn)前的5%。7.1.2組件性能技術(shù)參數(shù)要求組件主要性能參數(shù)在標(biāo)準(zhǔn)測(cè)試條件（即大氣質(zhì)量AM1.5、1000W/m2的輻照度、25℃的電池工作溫度）下提出如下要求：（1）填充因子：≥78%（2）峰值功率：不低于580Wp（3）組件效率（含邊框）：組件的轉(zhuǎn)換效率應(yīng)≥22.45%（以組件邊框面積計(jì)算轉(zhuǎn)換效率）?？偟耐稑?biāo)功率滿(mǎn)足項(xiàng)目要求。（4）組件標(biāo)稱(chēng)功率為正公差。（5）壽命及功率衰減：太陽(yáng)電池組件正常條件下的使用壽命不低于25年，單晶硅光伏組件第1年內(nèi)輸出功率衰減率不高于1%，2~25年運(yùn)營(yíng)期內(nèi)逐年功率衰減不高于0.4%/年。PID衰減計(jì)入年度衰減，同時(shí)承包人應(yīng)提供針對(duì)組件衰減承諾的分析和保障措施，否則發(fā)包人可視情況不予采信。（6）電池組件應(yīng)具備較好的低輻照性能，承包人應(yīng)提供在200~1000W/m2的IV測(cè)試曲線(xiàn)和測(cè)試數(shù)據(jù)，在200W/m2的輻照條件下，其組件功率可保持在STC條件下的19%以上。（7）光伏組件正常條件下的使用壽命不低于25年，并在出廠(chǎng)前進(jìn)行嚴(yán)格的紫外老化測(cè)試，滿(mǎn)足相應(yīng)測(cè)試標(biāo)準(zhǔn)。（8）光伏組件的最大功率溫度系數(shù)優(yōu)于-0.29%/℃。（9）若采用雙面光伏組件，雙面率至少85%。表7-1單晶硅太陽(yáng)能電池組件參數(shù)表（由承包人填寫(xiě)并附相關(guān)證明材料）項(xiàng)目單位參數(shù)峰值功率Wp開(kāi)路電壓VocV短路電流IscA工作電壓VmpptV工作電流ImpptA峰值功率溫度系數(shù)%/C開(kāi)路電壓溫度系數(shù)%/C短路電流溫度系數(shù)%/C首年功率衰降%25年功率衰降%外形尺寸mm重量kg抗PID能力雙面率%注：相關(guān)性能參數(shù)及衰減指標(biāo)必須優(yōu)于本技術(shù)規(guī)范書(shū)要求。7.1.3組件原材料要求承包人需提供供貨組件的完整的CQC或TUV認(rèn)證證書(shū)和測(cè)試報(bào)告（IEC61215和IEC61730或UL1703）或其他同等資質(zhì)的第三方認(rèn)證報(bào)告（包含原材料清單），供貨太陽(yáng)電池組件使用的關(guān)鍵原材料（包括電池片、蓋板玻璃、POE、EVA、邊框、接線(xiàn)盒、密封膠、線(xiàn)纜、匯流條、背板（如有）等）應(yīng)與測(cè)試報(bào)告中的BOM清單一致，且供貨組件的原材料組合方案應(yīng)通過(guò)IEC標(biāo)準(zhǔn)中組件性能和安全認(rèn)證測(cè)試的全部序列環(huán)境試驗(yàn)。電池片應(yīng)優(yōu)先采用自產(chǎn)電池片，如無(wú)法滿(mǎn)足，可選用行業(yè)內(nèi)優(yōu)秀電池供應(yīng)商。對(duì)于其它關(guān)鍵原材料（包括電蓋板玻璃、POE、EVA、邊框、接線(xiàn)盒、密封膠、線(xiàn)纜、匯流條、背板（如有）等），發(fā)包人允許承包人選擇多家供貨商。承包人應(yīng)在文件中明確列出所選原材料供應(yīng)商的名單且后續(xù)不能更改。7.1.4關(guān)鍵元器件及材料要求7.1.4.1供貨組件使用的電池片要求構(gòu)成同一塊組件正面的電池片應(yīng)為同一批次的電池片。表面顏色均勻，電池片表面無(wú)明顯色差、無(wú)碎片。所有的電池片均無(wú)隱形裂紋和邊角損傷。電池與邊框距離≥11mm，符合GB20047.1-2006《光伏（PV）組件安全鑒定第1部分：結(jié)構(gòu)要求》。表7-3硅片技術(shù)要求及檢驗(yàn)方法序號(hào)項(xiàng)目檢驗(yàn)方法技術(shù)要求1硅片電阻率(Ω?cm)GB/T15520.5~1.52硅片少子壽命（裸測(cè)最小值，μs）GB/T1553P型≥80N型≥7003硅片氧濃度（atoms/cm3）GB/T1557≤8×10174硅片碳濃度（atoms/cm3）GB/T1558≤5×10165硅片總厚度變化（μm）GB/T66185點(diǎn)測(cè)量法≤276硅片鋸痕臺(tái)階儀供需雙方約定表7-4太陽(yáng)電池性能要求及檢驗(yàn)方法序號(hào)項(xiàng)目檢驗(yàn)方法技術(shù)要求1轉(zhuǎn)換效率(%)SJ/T9550.29-1993≥23.02填充因子IEEE1262-1995≥80.23反向電流(A)反向電壓=12V≤14尺寸(mm)游標(biāo)卡尺166,182，210邊長(zhǎng)尺寸誤差±0.25；對(duì)角尺寸誤差為±0.255厚度(um)GB/T6618千分尺1606電池溫度系數(shù)(%)SJ/T10459≤0.47減反射膜附著強(qiáng)度（N/mm）ASTM3359≥448外觀(guān)目測(cè)：不低于800LX的照射下，距離電池片30-50cm的距離，目視方向垂直于電池片表面觀(guān)察。無(wú)可視水印、手印、油污、劃痕9色差目測(cè)單晶：同一片電池片顏色均勻一致，顏色范圍中沒(méi)有褐色10色斑目測(cè)白斑：不允許有發(fā)白色斑，其它色斑：色斑部分的顏色和該電池片上其他地區(qū)的顏色不允許跳色，應(yīng)為相近色。11亮斑目測(cè)不允許有亮斑12裂紋目測(cè)無(wú)可視裂紋和裂痕13崩邊、崩角、缺口用游標(biāo)卡尺或模板量取缺口的長(zhǎng)、寬、深邊緣崩邊和缺口：無(wú)三角缺口和尖銳型缺口，且不超過(guò)電極。長(zhǎng)度≤2mm，深度≤0.5mm，數(shù)量≤1處；比例≤5%14掉角目測(cè)無(wú)15彎曲度(mm)塞尺D≤2.016印刷圖形目測(cè)，千分尺主柵線(xiàn)：線(xiàn)寬0.8mm-1.5mm，厚度>9um。粗細(xì)均勻，不允許有斷線(xiàn)，缺失、扭曲以及突出，不允許有發(fā)黑發(fā)黃等變色現(xiàn)象；副柵線(xiàn)：線(xiàn)寬25um-80um,，厚度>9um。清晰，允許有兩條柵線(xiàn)存在斷線(xiàn)，可視斷線(xiàn)數(shù)量≤3條，斷開(kāi)距離≤0.5mm；不允許有任何虛印、粗點(diǎn)；不允許有發(fā)黑發(fā)黃等變色現(xiàn)象。位移偏差≤0.5mm,角度偏差≤0.3°17疊片目測(cè)正面不允許存在，背面不影響電極的按缺印或變色判。變色面積不能超過(guò)背電極總面積的30%18正面漏漿目測(cè)，千分尺單個(gè)面積小于0.25mm*0.25mm，數(shù)量≤1個(gè)19電致發(fā)光，正向偏置EL無(wú)黑心、隱裂副柵線(xiàn)可視斷線(xiàn)數(shù)量≤10根20電致發(fā)光，反向偏置EL無(wú)區(qū)域性集中漏電7.1.4.2供貨組件使用的接線(xiàn)盒要求表7-5接線(xiàn)盒要求及檢驗(yàn)方法序號(hào)項(xiàng)目檢驗(yàn)方法技術(shù)要求1外觀(guān)目視接線(xiàn)盒和引線(xiàn)無(wú)裂紋斑點(diǎn)、變形、破損，與組件引線(xiàn)連接處焊錫飽滿(mǎn)2尺寸公差（mm）直尺±13機(jī)械強(qiáng)度242g鋼球自1m高自由落體撞擊接線(xiàn)盒無(wú)破損4外殼防護(hù)等級(jí)IP655防銹測(cè)試VDEV0126-5:2008部件表面不應(yīng)出現(xiàn)腐蝕跡象6阻燃性IEC60695-11-10提供證書(shū)，HB,V-2,V-1,V-0；7耐候性試驗(yàn)GB/T16422（60W/m2@300nm~400nm,65oCBPT,65%R.H.,18分鐘噴淋，102分鐘氙燈照射，500小時(shí)）接線(xiàn)盒無(wú)破壞變形8灼熱絲試驗(yàn)650oC(外殼聚合物板);750oC(內(nèi)部載流聚合物板)采用耐候性試驗(yàn)樣品9球壓試驗(yàn)90oC(外殼聚合物板);120oC(內(nèi)部載流聚合物板)壓痕直徑<2.0mm10熱老化GB/T4208（100oC,240小時(shí)）絕緣密封性能不發(fā)生變化。墊圈不得從接線(xiàn)盒或蓋中脫落變松11帶電部件VDEV0126-5:2008電勢(shì)差＞350mV，不能互相接觸;絕緣板厚度>2mm;12連接和端子VDEV0126-5:2008非絕緣端子必須固定13電氣間隙及爬電距離VDEV0126-5:2008污染等級(jí)3級(jí)，耐受8kV脈沖電壓14可敲落的孔口蓋的強(qiáng)度IEC61730-2（45±1N的垂直作用力1分鐘）作用力撤除1h后，孔口蓋位置與外殼的防護(hù)等級(jí)都不應(yīng)發(fā)生變化15固線(xiàn)器防拉拽拉力試驗(yàn)：89N拉力1分鐘；扭曲試驗(yàn)拉力試驗(yàn)：電纜延長(zhǎng)量不應(yīng)超過(guò)2mm，并不能對(duì)導(dǎo)線(xiàn)或電纜及接線(xiàn)盒的連接方式造成損害。扭曲試驗(yàn)后不應(yīng)出現(xiàn)以下現(xiàn)象：對(duì)接線(xiàn)端的支撐件造成損害；降低連續(xù)性；電路與可接觸金屬件間形成短路；電纜旋轉(zhuǎn)超過(guò)45°16低溫機(jī)械強(qiáng)度-40℃，5h，1J沖擊能量沒(méi)有影響接線(xiàn)盒使用性能的破損出現(xiàn)17接線(xiàn)盒與背板粘接強(qiáng)度經(jīng)過(guò)E/F試驗(yàn)的樣品平行和垂直背板各施加30分鐘無(wú)位移發(fā)生；滿(mǎn)足漏電流試驗(yàn)要求18耐電壓試驗(yàn)工頻耐電壓：2000V+（4×額定電壓）無(wú)擊穿或破裂現(xiàn)象19脈沖電壓試驗(yàn)1.2/50us,<500Ω無(wú)擊穿或破裂現(xiàn)象20漏電流試驗(yàn)1kV絕緣電阻＞400MΩ21序列試驗(yàn)E耐壓試驗(yàn)+濕漏電試驗(yàn)+200冷熱循環(huán)+耐壓試驗(yàn)+脈沖電壓試驗(yàn)無(wú)嚴(yán)重外觀(guān)缺陷；電壓測(cè)試中無(wú)擊穿或破裂現(xiàn)象；滿(mǎn)足漏電流試驗(yàn)要求22序列試驗(yàn)F濕漏電+1000小時(shí)濕熱老化+耐壓試驗(yàn)+濕漏電試驗(yàn)無(wú)嚴(yán)重外觀(guān)缺陷；電壓測(cè)試中無(wú)擊穿或破裂現(xiàn)象；滿(mǎn)足漏電流試驗(yàn)要求23序列試驗(yàn)G50次冷熱循環(huán)試驗(yàn)+10次濕凍試驗(yàn)+濕漏電試驗(yàn)無(wú)嚴(yán)重外觀(guān)缺陷；滿(mǎn)足漏電流試驗(yàn)要求24連接器抗拉力萬(wàn)能試驗(yàn)機(jī)≥150N25連接器EN50521兼容MC426引線(xiàn)卡口咬合力萬(wàn)能試驗(yàn)機(jī)＞20N27旁路二極管熱試驗(yàn)75±5℃,接線(xiàn)盒額定電流1h后，測(cè)量每一個(gè)二極管的溫度。結(jié)溫不應(yīng)超過(guò)生產(chǎn)商聲明的結(jié)溫最高值；沒(méi)有明顯損壞；試驗(yàn)結(jié)束后二極管應(yīng)仍可正常工作且通過(guò)漏電流試驗(yàn)。使用的接線(xiàn)盒應(yīng)具備CQC或TUV或同等資質(zhì)第三方認(rèn)證，接線(xiàn)盒盒體的強(qiáng)度、耐紫外性能、熱循環(huán)測(cè)試、耐低溫能力、二極管反向耐壓和工作時(shí)的結(jié)溫、端子插拔力、接觸電阻滿(mǎn)足標(biāo)準(zhǔn)與規(guī)范要求，接線(xiàn)盒旁路二極管的數(shù)量至少為3個(gè)，接線(xiàn)盒密封防水、散熱性能滿(mǎn)足組件正常工作并連接牢固，引線(xiàn)極性標(biāo)記準(zhǔn)確、明顯。7.1.4.3供貨組件使用的POE、EVA要求表7-6POE主要性能參數(shù)序號(hào)參數(shù)單位要求1密度g/cm30.83-0.902交聯(lián)度%65-903粘接力與背板的粘接力N/cm≥40與玻璃的粘接力≥504透光率電池正面用POE膠膜%波長(zhǎng)380nm-1100nm：≥90%電池背面用POE膠膜%波長(zhǎng)290nm-380nm：≤30%5熱收縮率橫向%≤1.5%縱向≤3.0%6體積電阻率Ω*cm≥1*10157黃變指數(shù)_△≤28擊穿電壓kV/mm≥289吸水率%≤0.1表7-7EVA主要性