屋顶光伏电站(合肥)技术条款 (1)

1、*(合肥)光伏发电工程专 用 技 术 条 款一综合说明1. 工程概述本期项目规划建设在*（合肥）有限公司（地址：）厂房屋顶。项目规模： MW。本项目在中央控制区域设置环境监测装置一套，并通过数据采集系统实现集中监控。2. 工程内容1）土建部分包括屋面（或墙面）清理及局部防水处理，光伏组件基础、逆变器基础、电缆沟、检修通道等制安。2）安装部分包括光伏组件及支架安装、逆变器及配电柜安装、汇流箱安装、电缆敷设、逆变器室的照明通风、光伏发电组件及逆变器的接地系统、监视系统等。 二工程技术要求1. 专业技术规范： 本项目施工过程中技术标准参照以下相关专业规范要求：DLT 5272002 静态继电保护装置

2、逆变电源技术条件GBT 133841992 机电产品包装通用技术条件GBT 145371993 量度继电器和保护装置的冲击与碰撞试验GB 168361997 量度继电器和保护装置安全设计的一般要求DLT 4782001 静态继电保护及安全自动装置通用技术条件GB/T 191 包装储运图示标志GB/T 19939-2005 光伏系统并网技术要求GB/T 20046-2006 光伏（PV）系统电网接口特性（IEC 61727:2004,MOD）GB/Z 19964-2005 光伏发电站接入电力系统技术规定GB/T 2423.1-2001 电工电子产品基本环境试验规程 试验A：低温试验方法GB/T

3、2423.2-2001 电工电子产品基本环境试验规程 试验B：高温试验方法GB/T 2423.3-2006 电工电子产品环境试验 第二部分 试验方法 试验Cb：设备用恒定湿热GB 4208 外壳防护等级（IP代码）（equ IEC 60529:1998）GB 3859.2-1993 半导体变流器 应用导则 GB/T 14549-1993 电能质量 公用电网谐波GB/T 15543-1995 电能质量 三相电压允许不平衡度GB50345-2004 屋面工程技术规范2. 技术指标：由第三方所做的性能试验证明投标人应达到以下技术指标：（1）全站光伏组件总容量12MW（2）多晶硅光伏组件光电转化效率

4、15；单晶硅光伏组件光电转化效率17；（3）光伏组件峰瓦功差满足正公差；（4） 光伏组件前2年输出功率衰减率小于3% ，25年输出功率衰减率小于20%；（5）光伏组件故障率 1%；（6）逆变器效率最大效率： 98%；欧洲效率： 97%；（7）逆变器输入参数最大输入电压：DC 900 V；MPPT 电压范围：420V850V或更大范围；（8）投标人设备系统须满足站址自然环境极限值，包含但不限于气温、抗风、冰雹、防火、风沙、干旱、防洪、植被。有充分的防止动物破坏的措施。 （9）光伏电站整体效率不低于80%（如总的发电量低于根据合肥地区下一年实际的日照强度和按照平均系统效率80计算出的发电量的，总承

5、包商应按照电站业主单位光伏电的销售电价给予不足额部分的补偿。） 验收规范以CGC/GF003.1：2009并网光伏发电系统工程验收基本要求为准。3设备选型技术要求1） 光伏组件安装及选用要求1.1 支架基础要求 所有构件两端必须平整，施焊端面应打磨平整，保证搭接质量。构件的工厂接头设置在受力较小的地方，但同一零件上的拼接不能超过两处，且拼装长度应610mm，拼接接头、翼缘板和腹板的拼接应错开，其余应200mm，端板与肋板等构件不允许拼接。 钢结构表面采用热浸镀锌防腐处理，并喷涂白色面漆，防腐处理应在工厂加工时完成，现场焊缝焊接完成后必须将表面焊渣清除，用环氧富锌底漆修复，并喷涂白色面漆。1.2

6、 组件安装分配及角度 项目位于在北半球，对应最大日照辐射接收量的平面为朝向正南。本项目为彩钢瓦屋面电站。应综合考虑安装方式，风载、雪载、屋顶荷载、屋顶防水等因素，项目设计业主不作具体要求，但需充分考虑最大发电量。1.3 组件主要技术指标 必须通过国内或国际认证机构的认证，必须具有CQC或CGC认证证书,近三年年出货量不少200MW。具有海外组件供应业绩的供应商和防水功能的组件优先考虑，建议使用250W多晶组件；2） 逆变器选用及安装要求2.1基础制作要求（适用于室外逆变器安装） 混凝土中的任何钢筋应与暴露在混凝土外的临时或永久性的金属件绝缘。绑扎垫块和钢筋的铁丝头不得深入保护层内。垫块的外形应

7、尽可能增大渗径，接触摸板的面积尽可能小，并已于固定。混凝土构件拆模后，其表面不得留有螺栓、拉杆、铁钉等铁件。绑扎垫块和钢筋的铁丝头不得深入保护层内。 布置预埋管时，钢筋允许在小范围内活动，但不允许截断钢筋。钢筋间隙大于等于200mm时，用直径12mm的钢筋补强。基础混凝土墙不允许设垂直施工缝，可设水平施工缝一道。2.2电气技术性能要求2.2.1额定输出电压（即在规定的直流输入电压允许波动范围内逆变器应能输出的额定电压值）。对额定输出电压值的稳定精度有如下规定： 在稳态运行时，电压波动偏差不超过额定值的3。 在负载突变（额定负载的0、50、100）或有其他干扰因素影响情况下，其输出电压偏差不应超

8、过额定值的8。 逆变器应具有足够的额定输出容量和过载能力，以满足最大负荷下设备对电功率的需求。逆变器的额定输出容量和过载能力应明确标识并与实际相符。2.2.2逆变器的输出电压稳定度表征逆变器输出电压的稳压能力，多数逆变器产品给出的是在输入直流电压允许波动范围内该逆变器输出电压的偏差百分数，通常称为电压调整率。本项目使用的逆变器应同时给出当负载由0100变化时，电压调整率应3。2.2.3输出电压的波形失真度。本项目用逆变器输出电压为正弦波，所允许的最大波形失真度（或谐波含量），用输出电压的总波形失真度表示，应5。2.2.4额定输出频率。逆变器输出交流电压的频率应是一个相对稳定的值，通常为工频50

9、hz。本项目逆变器正常工作条件下频率偏差应1。2.2.5负载功率因数，表征逆变器带感性负载或容性负载的能力，在正弦波条件下，负载功率因数应0.9。2.2.6额定输出电流(或额定输出容量)，表示在规定的负载功率因数范围内，逆变器的额定输出电流。本项目逆变器的额定输出电流应明确标识并与实际相符。2.2.7额定逆变输出效率，等于逆变器输出功率除以输入功率，逆变器的效率会因负载的不同而有很大变化。本项目逆变器的效率应98%。2.2.8保护功能。在太阳能光伏发电系统正常运行过程中，负载故障、人员误操作及外界干扰等因素会引起供电系统过流或短路。逆变器对外部电路的过电流及短路现象最为敏感，是太阳能光伏发电系

10、统中的薄弱环节。因此，本逆变器要具有良好的对过电流及短路的自我保护功能。 输入欠压保护：当输入端电压低于额定电压的85 时，逆变器应有保护和报警显示。 输入过压保护：当输入端电压高于额定电压的130时，逆变器应有保护和报警显示。 输出过压保护：当输出端电压高于额定电压的10时，逆变器应有保护和报警显示。 过电流保护：逆变器的过电流保护，应能保证在负载发生短路或电流超过允许值时及时动作，使其免受浪涌电流的损伤。当工作电流超过额定的150 时，逆变器应能自动保护。 输出短路保护：逆变器短路保护动作时间应不超过0.5s。 输入反接保护：当输入端正、负极接反时，逆变器应有防护功能和报警显示。 防雷保护

11、：逆变器应有防雷保护。 过温保护等。2.2.9防孤岛效应。逆变器应具有优良的防孤岛效应能力。2.2.10启动特性。表征逆变器带负载启动的能力和动态工作时的性能，逆变器应保证在额定负载下可靠启动。本项目逆变器需做到连续多次满负载启动而不损坏功率器件。2.2.11噪声。逆变器中的电子开关、变压器、滤波电感、电磁开关及风扇等部件均会产生噪声。逆变器正常运行时，噪声应不超过65db。3） 汇流箱选用技术要求3.1箱体和结构 箱体结构和制造质量、主电路连接、二次线及电器元件安装等应符合下列要求3.1.1机箱组件有关零部件均应符合各自的技术标准。3.1.2箱体要牢固，表面平整光滑，无脱漆、锈蚀及裂痕现象。

12、3.1.3 面板须平整，文字、符号须清晰、整洁、规范、正确。3.1.4 标牌、标识应完整清晰，含义明确易懂。3.1.5各种开关应安装可靠、操作便利、灵活。3.2技术要求3.2.1满足室外安装、使用的防水、防尘等防护要求。应符合GB4208-2008规定标准，不低于IP54。3.2.2可同时接入多路光伏组件串，每路需配有独立的过流保护装置（如熔断丝等）并便于更换。过流保护能力应 1.25Isc（STC）。3.2.3应配有光伏专用高压防雷器，正负极都具备防雷功能，并满足以下要求 最大持续工作电压Uc 1.3Uoc。 最大放电电流Imax 40kA。 电压保护水平Up 4kV。 具有脱离器和故障指示

13、功能。3.2.4须采用正负极分别串联的四极断路器提高直流耐压值。4） 交流配电柜选用技术要求4.1箱体和结构（见3.1）4.2 需具备的功能4.2.1并网点发电计量4.2.2短路、接地和过流保护4.2.3防雷击保护4.2.4简化系统布线，操作简单，维护方便4.2.5选用国外高品质器件可靠性、安全性提高4.3技术参数要求4.3.1规格：100kW、250kW、500kW三种4.3.2交流输入电压：240V10%4.3.3交流工作电压：380V10%4.3.4输入功率：100kVA、250kVA、500kVA三种4.3.5工作环境温度范围：上限+60，下限-255） 电缆选用技术要求5.1不同使用

14、区域对电缆的特别技术要求5.1.1组件与组件之间的连接必须进行UL测试，耐热90，防酸，防化学物质，防潮，防曝晒。5.1.2方阵内部和方阵之间的连接可以露天或者埋在地下，要求防潮、防曝晒。必须穿管安装，线管必须耐热90。5.1.3蓄电池和逆变器之间的接线可以使用通过UL测试的多股软线，或者使用通过UL测试的电焊机电缆。 5.1.4室内接线（环境干燥）直流电缆5.2电缆尺径技术要求5.2.1蓄电池到室内设备的短距离直流连接，选取电缆的额定电流为计算电缆连续电流的1.25倍。 5.2.2交流负载的连接，选取的电缆额定电流为计算所得电缆中最大连续电流的1.25倍。5.2.3 逆变器的连接，选取的电缆

15、额定电流为计算所得电缆中最大连续电流的1.25倍。5.2.4方阵内部和方阵之间的连接，选取的电缆额定电流为计算所得电缆中最大连续电流的1.56倍。5.2.5电缆铺设张紧度应考虑温度变化的影响。5.2.6每根电缆的整体压降应 2输出侧电压。5.2.7其他特殊区域的电缆尺径选取须满足下列计算公式要求，线损应不超过5.2.6项中对整体压降的要求。线损 = 电流 电路总线长 线缆电压因子（线缆电压因子由电缆制造商处提供。）6） 现场监控和集中控制技术要求6.1各区域设置独立的现场监控人机界面（下位机），界面分辨率1024*768,12吋（或以上）。6.2设置中央监控系统（上位机）一套，通过专用PC软件

16、同步采集并汇总处理各区域下位机的监控数据。中央监控系统安放在*光伏科技公司指定中控室内。6.3下位机与上位机通过以太网（*内网）进行通讯传输。6.4监控内容包括 防雷器状态、断路器状态采集与显示； 实时监控逆变器、环境采集仪、汇流箱、防逆流装置、电表等设备的工作状态，监控其故障信息； 系统详细运行参数显示； 故障记录及报警； 具有电量累计、系统分析、历史记录功能； 简单易用的参数设置功能。 监测每一路组件串的电流，监测信息可通过本机LED显示屏显示并可通过RS485接口传送。 监测母线电压，监测信息可通过本机LED显示屏显示并可通过RS485接口传送。6.5软件界面包括 提供功能选择画面，并对

17、光伏阵列现场环境进行实时监控与显示，如室外温度值、湿度百分比、光照度及阵列表面温度值等； 分区域实时监控各光伏阵列的充电电压及电流等信息，并对故障点进行异常显示与报警提示； 绘制显示逆变器电压时间曲线、功率时间曲线等，直流侧输入电流实时曲线、交流侧逆变输出电流曲线，并采集与显示日发电量等电参量； 针对光伏发电现场的各种事件进行记录，如：通讯采集异常、开关变位、操作记录等，时间记录支持按类型查询，并可对越限报警进行更改设置； 对光伏发电的发电量可形成月棒图及年度棒图显示，并折算成二氧化碳、二氧化硫减排量值；并可查看太阳辐射强度趋势曲线、风速变化趋势曲线显示。 其他功能显示信息。7）系统防雷系统的

18、防雷措施是保证系统和人身安全的重要保障，是整个系统的“安全阀门”。l 雷击主要包括直击雷和感应雷，均会造成设备损坏、人员伤亡等极大危害。l 设置避雷带，以减少直击雷击中的概率。并尽量采用多根均匀布置的引下线。l 整个支撑架应具有良好的接地回路，以形成一个完整的导电网状结构，每块组件必须用专用铜缆线形成良好的接地状态。l 为保证系统防雷和接地正常可靠，太阳能电池组件将安装必要的接地连接装置。每块太阳能电池组件都用黄绿专用接地线与安装支架连接，保证太阳能电池组件之间和组串连接线良好的接地。接地线采用符合国家标准的专用黄绿双色接地线配合铜接头连接。l 安装支架与屋顶防雷接地系统采用镀锌扁铁进行可靠连

19、接。（此工序须在安装支架后马上进行，严禁安装组件后焊接，焊接部分采用一度防锈一度银粉漆防腐处理）交流并网配电柜必须用黄绿专用接地线与接地母排进行连接。l 为了不降低建筑的原有防雷等级，建筑上所有防雷装置原有高度应适当加高，其增高量大于屋面到支架最高点的距离。在交、直流电气回路中逐级设置防雷模块，以防止雷电感应电压的冲击。3. 现场安装技术说明 本项目光伏发电接入点须遵循以下原则 用户侧接入原则 所有光伏发电接入点全部是10KV母线。 自发自用、余电上网的原则所发电量在供光伏发电用户区域内部使用后，余电向上级（高压）电网反送。 小容量接入原则各接入点设计光伏发电容量均应不超过对应低压变压器额定容

20、量的25%。确保用户侧和变压器运行、管理安全。三测试与验收1. 电气设备（设施）和系统的测试和验收1） 一般检查验收要求 电气设备的调试必须符合GB 16895.23-2005-T的要求。 测量仪器和监测设备及调试方法应参照 GB/T18216的相关部分要求。如果使用另外的设备代替，设备必须达到同一性能和安全等级。 在调试过程中如发生不合格，需要对之前所有项目逐项重新调试。 在适当的情况下应按照下面顺序进行逐项检查验收： （1）交流电路的测试必须符合GB 16895.23-2005-T要求； （2）保护装置和等势体的连接匹配性测试； （3）极性测试； （4）组串开路电压测试； （5）组串短路电

21、流测试； （6）功能测试； （7）绝缘电路的直流电阻的测试。 按一定方式串联、并联使用的光伏组件I-V特性曲线应具有良好的一致性，以减小方阵组合损失；优化设计的光伏子系统组合损失应不大于8%。2） 保护装置和等电位体的验收 保护或联接体应可靠连接。3） 极性测试验收应检查所有直流电缆的极性并标明极性，确保电缆连接正确。为了安全起见和预防设备损坏，进行极性测试应在进行其他测试和开关关闭或组串过流保护装置接入前进行。 应测量每个光伏组串的开路电压。在对开路电压测量之前，应关闭所有的开关和过电流保护装置（如安装）。 测量值应与预期值进行比较，将比较的结果作为检查安装是否正确的依据。对于多个相同的组串

22、系统，应在稳定的光照条件下对组串之间的电压进行比较。在稳定的光照条件下这些组串电压值应该是相等的（在稳定光照情况下，应在5%范围内）。4） 光伏组串电流的测试验收用适合的测试设备测量每一光伏组串的短路电流。组串短路电流的测试是有相应的测试程序和潜在危险，应以下面要求的测试步骤进行。 测量值必须与预期值作比较。对于多个相同的组串系统并且在稳定的光照条件下，单个组串之间的电流应该进行比较。在稳定的光照条件下这些组串短路电流值应该是相同的（在稳定光照情况下，应在5 %范围内）。 5） 光伏方阵绝缘阻值测试验收采用下列两种调试方法： 测试方法1先测试方阵负极对地的绝缘电阻，然后测试方阵正极对地的绝缘电

23、阻。 测试方法2测试光伏方阵正极与负极短路时对地的绝缘电阻。测试方法系统电压（V）测试电压（V）最小绝缘电阻（M）测试方法11202500.56005001100010001测试方法21202500.560050011000100016） 光伏方阵标称功率测试验收现场功率的测定可以采用由第三方检测单位校准过的“太阳电池方阵测试仪”抽测太阳电池支路的I-V特性曲线，抽检比例一般不得低于30%。 由I-V特性曲线可以得出该支路的最大输出功率，为了将测试得到的最大输出功率转换到峰值功率，需要做如下第a)、b)、c)、e)项的校正。 如果没有“太阳电池方阵测试仪”，也可以通过现场测试电站直流侧的工作电

24、压和工作电流得出电站的实际直流输出功率。为了将测试得到的电站实际输出功率转换到峰值功率，也需要做如下所有项目的校正。 a) 光强校正：在非标准条件下测试应当进行光强校正，光强按照线性法进行校正。 b) 温度校正： 结温一般估计为60 C，按照高于25 C时每升高1 C，功率下降千分之二计算（晶体硅按照千分之五计算），合计下降7。 c) 组合损失校正： 太阳电池组件串并联后会有组合损失，应当进行组合损失校正，太阳电池的组合损失应当控制在5以内。 d) 最大功率点校正： 工作条件下太阳电池很难保证工作在最大功率点，需要与功率曲线对比进行校正；对于带有太阳电池最大功率点跟踪（MPPT）装置的系统可以

25、不做此项校正； e）太阳电池朝向校正： 不同的太阳电池朝向具有不同的功率输出和功率损失，如果有不同朝向的太阳电池接入同一台逆变器的情况下，需要进行此项校准。7） 电能质量的评价7.1 将光伏电站与电网断开，测试电网的电能质量。检测项目含：各相电压偏差各相频率偏差各相电压/电流谐波含量与畸变率各相电压不平衡度、直流分量各相功率因数是否存在电压波动与闪变事件以上各指标的判定依据GB/T19939的要求执行。7.2 将逆变器并网，待稳定后测试并网点的电能质量。检测项目含：各相电压偏差各相频率偏差各相电压/电流谐波含量与畸变率各相电压不平衡度、直流分量各相功率因数是否存在电压波动与闪变事件以上各指标的判定依据GB/T19939的要求执行。2. 土建和支架结构的验收1） 一般验收标准 光伏子系统可设计成满足系统年电量输出平均值或峰值要求，其大小既可根据所需满足的特定负载确定，也可根据某一普通负载范围及包括系统性能价格比等在内的系统优化结果确定。至少应该满足以下要求： 土建和支架结构应该满足设计强度的要求； 土建和支架结构应该满足当地环境的要求； 土建和支架结构应该满足相关标准的要求。2） 方阵支架 本项目方阵支架是固定的，