服务需求及技术规格要求

1、第三章 服务需求及技术规格要求1. 第二、三标段技术参数及要求清单一 . 设计依据 本工程主要遵循和依据下列标准、文件：GB/T 9535-1998GB/T18479-2001GB19064-2003GB50054-95GB17478- 1998GB50171-92GB13337.1-91YD799-2010DL/T620-1997DL/T621-1997GB50057-2010GB191-2008GBJ232-82GB50205-2002GBJ17-88GB/T11373-1989二 . 设计原则地面用晶体硅光伏组件设计鉴定和定型(PV) 发电系统概述和导则家用太阳能光伏电源系统技术条件和试

2、验方法低压配电设计规范低压直流电源设备的特性和安全要求电气装置安装工程盘、柜及二次回路结线施工及验收规范固定型防酸式铅酸蓄电池技术条件l交流电气装置的过电压保护和绝缘配合交流电气装置的接地建筑物防雷设计规范包装贮运标志«电气装置安装工程施工及验收规范钢结构工程施工及验收规范钢结构技术规范山热喷涂金属件表面处理通则本工程设计在遵循技术先进、科学合理、安全可靠、经济实用的指导思想和设计原则下，着重考虑以下设计原则。先进性原则 : 随着太阳能技术的发展，光伏电站设计必须考虑先进性，使系统在一定的时期内保持技术领先性，以保证产品具有较长的生命周期。实用性原则 : 光伏电站设计充分考虑我国太阳

3、能电源设备生产现状，选用有大规模实际工程应用经验的产品，采用先进成熟的技术, 保证产品的稳定性、可靠性和可维性。经济性原则 : 光伏电站设计在保证系统各项技术指标的前提下，努力降低工程、设备成本，提高系统的性能价格比，保护用户的投资效益。主要设备的选型说明电池组件对于电站电池组件选型遵循以下原则 :在兼顾易于搬运条件下，选择大尺寸、高效的电池组件选择易于接线的电池组件 ;组件各部分抗强紫外线 ( 符合 GB/T18950-2003 橡胶和塑料管静态紫外线性能测定):组件必须符合IEC61215标准，保证每块电池组件的质量。遵循以上原则选择270WP多晶硅电池组件。三、技术性能要求制造工艺(1)

4、 合同内组件应在良好的工艺条件下进行制造，制造工艺应是经实践证实是最先进的。全部设计和制造工作应由专业技术人员和经训练的熟练技工完成, 不接收手工焊接工艺制作的组件。 所有零部件应严格按规定的标准加工，零件可互换，便于修理。设备的生产过程应进行严格地质量控制，确保提供设备的质量。(2) 所有的配合件，应按其用途选择合适的机械制造公差，公差应符合国际标准协会 (ISO) 标准。(3) 含有铅或其它重金属或危险的化学物质不得用于保护涂层。(4) 全部组件表面应消理干净，并应涂以保护层或采取防护措施。在进行清理和上涂料期间，对不需要涂保护层的表面应保护其不受污染和损坏。铭牌、标牌光伏组件主要部件，

5、以及列入备品备件清单的都要标明部件编号和制造厂的名称。 对 成批生产制造的组件，必须为同一批次，必须标出时间和序号。每板光伏组件都要有永久性标志，至少标出以下内容:型号功率因数和额定功率额定工作电压额定输出电流开路电压短路电流制造厂产品出厂合格标志认证标识防护等级光伏组件需满足室外安装的使用要求，防护等级至少为 IP65, 防水、防灰、防锈、防盐雾， 满足室外安装的要求， 并考虑到依托支架安装的固定措施， 确保在 25 年内在当地自然条件下不致破坏。工作温度光伏组件需满足环境温度-40+85C时，能够长期稳定可靠工作。质量保证1、光伏组件作为光伏电站的主要设备，应当提供具有ISO导则资质的专业

6、测试机构出具的符合国家标准(或IBC标准)的测试报告(有国家标准或1EC标准的应给出标准号 ) 或由国家批准的认证机构出具A 级认证证书。或者出具国家级检测机构出具的可以证明该产品的检测报告。供货设备已经取得国际/ 国内认证机构的认证，其中至少通过莱茵TUV或VDE的认证，并提供认证证书复印件。2、供货方使用的太阳电池组件型号应包含在TUV!证产品范围内，及合同中的规格型号的产品应具备TUV认证。3. 在质保期内， 供货方产品各部件因制造不良或设计不当而发生损坏或未能达到合同规定的各项指标时，供货方应无偿地为需方修理或更换零部件，直至改进设备结构并无偿供货。设备在验收试验时达不到合同规定的一个

7、或多个技术指标保证值而属于供货方责任时，则供货方应自费采用有效措施在商定的时间内，使之达到保证指标。在质保期内，由于下列情况所造成的缺陷、损坏或达不到指标时，不属供货方责任 :由于需方错误操作和维修;设备在现场保存时间超过合同规定期限的问题 ;由于非供货方造成的其它错误和缺陷。供货方提供的产品应满足在保证期内经供、需双方认可的权威第三方抽样检测合格，抽检数量和频次由购买方决定。4、供货方应保证制造过程中的所有工艺、材料等( 包括供货方的外购件在内 ) 均应符合本文件的规定。 若购买方根据运行经验指定供货方提供某种外购零部件， 供货方应积极配合。组件性能1、本规范对所提供的晶硅太阳电池组件主要性

8、能参数在标准测试条件即AMI.5 、1000W/itf的辐照度、25c的工彳温度)下达到如下要求：(1) 寿命及功率衰减：太阳能电池组件正常条件下的使用寿命不低于 25 年，光伏组件第 I 年内输出功率不低于97.5%的标准功率; 在前 5年的输出功率不低于95%的标准功率， 在 10 年使用期限内输出功率不低于90%的标准功率, 在 25 年使用期限内输出功率不低于80%勺标准功率(首年衰减0 2.5%, 5 年衰减0 5%,10年衰减0 10% 21年衰 减0 20%如果组件效率衰减大于合同要求，供货方须赔偿购买方发电量损失，赔偿金 额按合同价格总额的1%- 5%(2) 供货方提供的所有光

9、伏组件的实际输出功率的总和不低于供货的实际功率。(3) 供货方提供的多晶硅光伏组件标称功率公差为0+5W多晶硅太阳能组件的转换效率高于或等于工信部 光伏制造行业规范条件 2015 年光电转换效率15.5% ( 以组件边框面积计算转换效率) 。(4) 供货方所使用电池组件需具备受风，雪或覆冰等静载荷的能力，组件前表面的静负荷最大承压大于2400Pa,机械裁荷试验满足IEC61215相关规定，大于5400Pa如组件安装场地须有特殊载荷的需要， 太阳能电池组件防护等级不低于 IP65 。 并具有防沙尘冲击功能， 确保在 25 年内在当地自然条件下不致破坏， 承包人应提供相应的应对措施及组件加强处理并

10、提供证明文件。(5) 供货方所使用电池组件需具备一定的抗冰雹的撞击，冰雹实验需满足 IEC61215相关规定，并对所供组件的抗冰雹能力加以说明提供证明文件。2、晶体硅按照IEC61215 和 1EC61646 以及 IEC61730 标准要求，通过国家批准认证机构的认证，关键部件和原材料电池片 . 封装材料、玻璃面板、背板材料、焊接材料、接线盒和接线端子等型号、规格及生产厂家应与认证产品一致。3、为确保组件的绝缘、抗湿性和寿命，组件汇流带与短边框内沿距高11mm边框与电池片的距离要11mm.4、选用电池符合或优于地面用晶体硅太阳电池单体质量分等标准的A 级品。5、标称工作温度、峰值功率温度系数

11、、开路电压温度系数、短路电流温度系数符合IEC 61215 中温度系数的测量方法。(6) 、光伏电池组件要求同一光伏发电单元内光伏电池组件的电池片需为同一批次原料，表面颜色均匀一致无斑点、无明显色差，无机械损伤、无隐裂，焊点无氧化班、栅线完整均匀、无虚印，玻璃无压痕、皱纹、彩虹、裂纹、不可擦除污物、开口气泡均不允许存在。(7) 、 电池组件的封装层中不允许气泡或脱层在某一片电池或组件边缘形成一个通路，气泡或脱层的几何尺寸和个数符合相应的产品详细检验规范。(8) 、组件的硅胶密封工艺要求，组件封装的玻璃上表面与边框之间，背板与边框之间无可见缝隙，组件边框内硅胶密封充分。(9) 、供货方提供的多晶

12、硅光伏组件标称功率公差为0+5W组件成品包装按照工程要求一定数量为一托，一托所包括的组件全部按照电流分档。光伏组件在出厂时要以组件测试的最佳工作点的电流进行功率分档， 每个标称功率档 ( 如 :270Wp) 按照电流大小须最多分为三个档位，每个细分功率档的组件，要在每块组件上用颜色或者数字进行标识， 方便安装， 且在同一光伏组串 .300kw 级光伏方阵内只能安装同一细分功率档位的组件。10、每块组件应带有满足现场安装要求正负出线、正负极连接头和旁路二极管( 防止组件热斑故障) 。 太阳能电池组件自配的串联所使用的电缆线应满足抗紫外线， 抗老化、抗高温、防腐蚀和阻燃等性能要求，选用双绝缘防紫外

13、线阻燃镀锡铜芯电缆，电缆性能符合 GB/T18910-2003 性能测试的要求: 接线盒 (引线盒 ) 应密封防水、散热性好并连接牢固， 引线极性标记准确、 明显， 采用满足 IEC 标准的电气连接: 采用工业防水耐温快速接插件，接插件防锈、防腐蚀等性能要求，并应满足符合相关国家和行业规范规程，满足不少于 25 年室外使用的要求。11、太阳能电池组件应设有能方便地与安装支架之间可靠连接接地线的连接螺栓孔。12 、 太阳能电池组件防护等级不低于 IP65. 并具有防沙尘冲击功能， 确保在 25 年 内在当地自然条件下不致破坏。 太阳能电池组件的插头采用 MC4 通用型， 防护等级 IP67. 组

14、件正、负极引线长度满足现场安装要求。13 、 产品包装符合相应国标要求， 外包装坚固， 内部对组件有牢靠的加固措施及防撞措施。全包装箱在箱面上标出中心位置、装卸方式、储运注意标识等内容。14 、供货方所提供电池组件型号必须通过抗PID认证。15、外观要求，保证组件的外观满足如下要求：1) 电池组件框架整洁、平整、无毛刺、无腐蚀斑点。组件的每片电池与互连条排列整齐 .2) 所提供的组件无开裂、弯曲、不规整或损伤的外表面。3) 组件的电池表面颜色均匀，无明显色差，无机械损伤，焊点无氧化斑。4) 组件的盖板玻璃应整洁、平直、无裂痕，组件背面无划伤、碰伤等缺陷。背板无明显皱痕，组件背面无明显凸起或者凹

15、陷 ( 由内部引线引起的突起) ，硅胶均匀 ; 接线盒粘接牢固，表面干净.5) 组件的输出连接、互联线及主汇流线无可见的腐蚀。6) 组件的电池表面状况符合相应的产品详细规范的规定。7) 组件的封层中没有气泡或脱层在某一片电池与组件边缘形成一个通路， 气泡或脱 层的几何尺寸和个数符合相应的产品详细规范规定。8) 电池组件的接线装置密封，极性标志准确和明显，与引出线的连接牢固可靠。9)组件的硅胶密封工艺要求，组件封装的玻璃上表面与边框之间，背板与边框之间硅胶均匀充分，无可见缝隙，组件边框内硅胶密封充分。10) 光伏组件背面应在统一地方粘贴产品标签和条形码，标识应清晰、完整便于追溯。光伏组件的标识内

16、容至少含有以下内容; 制造厂名、产品名称，产品型号、技术参数 ( 标准功率、 峰值电压， 开路电压， 峰值电流， 短路电流、 组件效率等) 、 制造日期、生产批号、条形码、光伏组件位号。标签保证能够抵抗十年以上的自然环境的侵害而不脱落、标签上的字迹不能轻易抹掉。材料组件制造选用的材料应是新的、适用的优质产品，并且无缺陷。材料的规格、包括等级应符合相应的标准，并表示在适当的详图上，以提交购买方审批。1. 光伏玻璃 ;1) 应当采用保证光伏组件运行的高可靠性的材料。供货方应当负责对购进的低铁钢化玻璃材料取样试验( 如果出现异常情况，次数应当增加，并将对结果进行分析，分析结果或试验报告应当提交业主。

17、提供数据需满足或好于以下参数。2) 光伏电池组件用玻璃弓形弯曲度不应超过0.2%; 波形弯曲度任意300mm 范围不应超过0. Imm ;两对角线差值/平均值00.1%3) 缺陷类型 ; 压痕、皱纹、彩虹、霉变、线条、线道、裂纹、不可擦除污物、开口气泡均不允许存在。4) 有较好的自洁能力 ; 表面抗腐蚀、抗磨损能力满足相应的国标要求。5) 应具有可靠的抗风压、抗冰覆冲击能性试验。耐雹撞击性能 : 23m/s 耐风 压 :2400Pa。6) 荷载(长期)：1800Pa2. 晶体硅电池片 :1) 应当采用得到实践证明的、 使用运行良好的材料， 以保证光伏组件运行的高可靠性。 提供电池型号必须通过抗

18、PID 改进， 供货方应当负责对购进的电池片取样试验(如 果出现异常情况，次数应当增加），并将对结果进行分析，或供应商提供的试验报告， 分析结果或试验报告应当提交业主。提供数据需满足或好于以下参数。2）氧浓度：氧含量的标准为；5*10的17次方3）碳浓度：碳含量为：8*10的17次方4） 印刷偏移0.1mm5）漏浆不允许边漏浆，正面漏浆面积 1mm,个数1个6）外观要求：无可视裂纹、崩边、崩角、缺口、虚印、色斑、水印、手印、油污、划痕；色差面积0电池片面积1/3; 结点面积& l.0mmx0.3mm,结点个数0 6个，结点面 积0 0.3mmx0.3mm不做结点处理。7）背铝平整；不能

19、存在铝珠、褶皱。8） 翘曲度2.0mm9）栅线不允许黄变；主栅线缺失主栅线宽度方向缺损0 0.1mm.主栅线长度方向缺 损0 1.0mm,缺损处0 1个：主栅线脱落不允许。10）A 级符合SJ/T9110.29-1993地面用晶体硅太阳电池单体质量分等标准3.EVA :太阳能电池组件的电池片与 EVA需为同一批次原料，表面平整、半透明、压花清晰， 无折痕、污点、污迹、颜色均匀一致，无机械损伤，使用的EVA粘结剂应具有TUV测 试报告或同等资质的第三方提供的测试报告，供货方应提供选用EVA的交联度、抗拉强度、伸缩率、EVA与背板和玻璃的剥离强度和黄变指数。EVA的力学性能、电学性 能、老化黄变和

20、可靠性满足规范要求和行业标准，应具有TUVM试报告或同等资质的第三方提供的测试报告，供货方应提供选用EVA的交联度、抗拉弓S度、伸缩率、EVA与背板和玻璃的剥离强度和黄变指数。EVA应当采用得到实践证明的、使用运行良好的材料，以保证光伏组件运行的高可 靠性。供货方应当负责对购进的EVA材料取样试验（如果出现异常情况，次数应当增加）， 并将对结果进行分析，分析结果或试验报告应当提交业主。提供数据需满足或好于以下 参数。序 号项目技木要求1外观表面平整、半透明，压花清晰，无折痕、污点、2尺寸用精度0.01mm测厚仪测定，在幅度方向至少测五 点取平均值，厚度符合协定厚度，允许公差为土0.02mm;用

21、精度1mm的直尺寸尺测定，宽度符合协 定宽度，允许公差为± 2mm3密度>0.96g/cm24透光率>91%5交联度90%父联度80% （在此区间外的视为负偏差）6抗拉强度>16MPa7断裂伸长 率>550%8收缩率纵向<4.0%,横向<2.0%9吸水率<0.1%10剥高强度玻璃/EVA: >60N/cm,背板/EVA: >40N/cm11耐紫外老 化实验后EVA胶膜不龟裂、/、变色、不鼓泡、无气泡 群电池组件的封装层中不允许气泡或脱层在某一片电池或组件边缘形成一个通路4.背板：组件背板选择要符合国家标准的相关规定，背板要求为TP

22、K KPF材质，并得到实践证明的、使用运行良好的材料，以保证光伏组件运行的高可靠性。供货方应当负责对购 进的背板材料取样试验（如果出现异常情况，次数应当增加），并将对结果进行分析，分 析结果或试验报告应当提交业主。提供数据需满足或好于以下参数。1）膜厚：0.3.mm2）分层剥离强度：4Ncm3）安全性，局部放电方1000V （应该有TUV检测报告）。击穿电压18kV应 该有第三方检测报告）。与EVA勺剥离弓S度40N/cm4）耐紫外：90kWh照射后应该满足以下品质要求（300-400nm,1000mW /m2,60 C）。色变指数： AYIl 0 90kW h 紫外后背板与EVA的剥 离 4

23、0N/cmb5）耐湿热：PCT10小时后应该满足以下品质要求（110C,100%RH,0.2Mpa）=没 有破碎，开裂，脱层，褶皱，黄变，鼓包。双85测试1000小时后背板与EVA的剥离强度：40N/cm=6）其他标准：外观表面无异物、脏污、水痕、褶皱，无明显划伤：划 伤以无手感为原则：宽度0.1mm,长度30mm的划痕 母平方米不多于3条；范度在0.1mm 0.1mm,长度 30mm的划痕每平方米不多于1条；不允许有划透 背板的划伤层间剥离强 度> 4-6N/cm单层氟膜厚 度>30m抗张强度（Mp3横向>110纵向>110收缩率横向<1.0纵向<1.0抗

24、电压强度Kv18水蒸气透过 率g/m2d (40 C /90%RH<1.5老化特性背板不龟裂、/、艾色、/、鼓泡、无气泡群5.接线盒:应当采用外壳具有强烈的抗老化性材料、较好耐紫外线能力，符合于室外恶劣环 境条件下的使用；所有的连接方式采用插入式连接，供货方应当负责对购进的接线 盒试验报告应当提交业主。提供数据需满足或好于以下参数。提供数据需满足或好 于以下参数。(1) 最大承载工作电流能力： 15A(2) 额定电压；1000V DC(3) 使用温度 ：-4085Cn(4) 最大工作湿度为：1%- 95%1(5)防护等级不小于：IP65(6)连接器抗拉力：110N(7)绝缘强度：1kV

25、电压下绝缘电阻400MD(8) 引线卡口咬合力：20N安全等级；Classll(9) 阻燃等级；UL94-V0(11)线缆范围；4.0mn2-6mn2(12) 每块光伏组件带有正负出线、正负极连接头和旁路二极管。自带的串联所使用的电缆线满足抗紫外线、抗老化、抗高温、防腐蚀和阻燃等性能要求，具额定值应满足系统电压，载流能力，潮湿位置、温度和耐日照的要求，至少具备 TUV CQC!证。选用双绝缘防紫外线阻夕铜芯电缆，电缆性能符合GB/T18910-2003性能测试的要求。正负极引出线电缆长度均不小于产品规定的尺寸要求。接线盒密封防水、散热性好并连接牢固，引线极性标记准确、明显，采用满足IEC标准的

26、电气连接，应至少具备TUV CQCA证；采用工业防水耐温快速接插件，接插件 防锈、防腐蚀等性能要求。并满足符合相关国家和行业规范规程，满足不少于25年室外使用的要求，防水性能为IP67,应至少具备TUV CQCA证 焊带(汇流带/互连条)；序 号项目技木要求检验方法1外观焊带表面光洁，色泽、粗 细均匀，无漏铜、脱锡、黑 班、锈蚀、裂微:等缺陷目视检查2尺寸符合协定厚度士 0.015mm使用游标卡尺 匕直尺测量3电阻率<0.02 ± 0.003 Q .cm电阻率仪4可焊性255C400c的温度正常焊接后主栅线留有均匀的 焊锡层万能试验机测 量5抗拉强度>150MPa6伸长率

27、互连条10%汇流条20%7折断率0° 180°弯曲 7 次 不断裂8镰力转曲度互连条w 4mm/1000mpt流带0 3mm/1000nm直尺测量9基材TU1无氧铜铜含量99.97%核对出厂检验 报告铝边框：应当采用得到实践证明的、使用运行良好的材料，以保证光伏组件运行的高可靠性。供货方应当负责对购进的铝边框材料取样试验（如果出现异常情况，次数应当增加），并将 对结果进行分析，分析结果或试验报告应当提交业主。提供数据需满足或好于以下参数。序 号项目技木要求1尺寸符合协定宽度+1mm长度+1mm厚度=40mm单根边框偏差0 0.5mm2阳极氧化膜厚度>13 m3韦氏硬度

28、>10HW4弯曲度<0.2%5扭曲度< 10硅胶:应当采用得到实践证明的、使用运行良好的材料，以保证光伏组件运行的高可靠性。供货方应当负责对购进的硅胶材料取祥试验（如果出现异常情况，次数应当增加，并 将对结果进行分析，分析结果或试验报告应当提交业主。提供数据需满足或好于以下参 数（固化后性能）序 号项目技木要求1邵氏硬度42H胆2HA2强度>1.5MPa3伸率>250%4剪切强度>1.2MPa5阻燃等级94HB光伏组件材料/部件产地光伏组件总装在供货方本部工厂内完成。供货方应向业主方提供国内/国际采购的材料和零部件的必要证明材料(包括但不限 于出厂检验证、合

29、格证、供货单、第三方认证型式试验报告)。其它要求(1)互换性所提供的光伏组件要有相同的设计和结构，所有组件都可以互换使用。所有光伏组件应采用统一的条码和或接线标记。 在正常使用中可以互换的光伏组件的性能和寿命要统 一，都应可以互换而不须要改变接口特性。附件：A级光伏组件检验标准A级光伏组件检验标准1外观检验1.1 电池片检验1.1.1 电池片无裂片，无暗裂，无针孔。1.1.2 1米外目视组件电池片间无明显色差。1.1.3 无明显脏污，单个面积0 10mm,同一组件最多允许4 处。1.1.4 单片电池片上脱晶面积0 10mm,但不允许超过栅线，个数01个，同一个组件最 多允许4处。1.1.5 单

30、片电池片缺角及崩边长度0 3 mm深度0 1mm;个数0 2个；同一组件最多允许4处。不可有V型和锯齿型缺角；1.1.6 单片电池片断栅线长度0 2mm个数0 5个，不允许有连续性断栅。1.1.7 单片电池片划痕：轻微，长度20mm深度未露基材，个数1个，不允许划断 栅线；同一组件最多允许2处。1.1.8 焊接表面光亮、无锡珠、无毛刺、无堆锡、无助焊剂残留等。1.1.9 焊带与主栅线之间无脱焊，无黑斑；焊带偏离主栅线小于0.5mm1.2 汇流条1.2.1 表面光亮、平直，不允许有折痕、扭曲、露铜、断裂、氧化、脏污等 ：与焊带连 接处不得有锡渣、锡珠，不得虚焊或开焊。1.3 杂质1.3.1 焊锡

31、：单处面积0 3mm,同一组件内数量0 2,且不允许存在于同一电池片上，连 通2片电池片或电池片与汇流条的焊锡不允许存在。1.3.2 毛发、纤维长度0 10mm宽度0 0.5mm同一片电池片0 1处、同一组件内0 3 处；连通2片电池片或电池片与汇流条的毛发不允许存在。1.3.3 其它类杂质：允许存在面积0 2mm的杂质，数量不能超过3个;23 mm的最 多2个；3 mn2的不允许存在，电池片到玻璃边缘不允许有。1.4 背板1.4.1 同一组件内允许存在直径0 10mm深度0 0.5mm的凹坑2 处；深度0 0.2mm的 凹坑忽略不计。1.4.2 褶皱/凸起：组件背面褶皱深度0 0.5mm,不

32、超过3处，由焊带引起的凸起允许 高度0 0.5mm数量0 3处。1.4.3 鼓胀 : 不允许存在由气体引起的鼓胀。1.4.4 划痕（无触感且未划破聚酯薄膜层）：累计长度0 100mm宽度 0.5mmH 1m处目视不明显。1.4.5 划伤 （划破聚酯薄膜层） : 组件背面不允许存在。1.5 条形码1.5.1 内容及位置正确，与组件正面一致，无褶皱、翘角、歪斜、破损、断帧等现象1.6 玻璃1.6.1 划伤宽度0 0.1mm长度0 50mm允许有4条；0.1mmc划伤宽度0 0.5mm,划伤长 度10mm可以有4处；且划伤外观不得明显可见。划伤宽度 0.5不接受。1.6.2 玻璃气泡：圆形气泡要求直

33、径2mm方形气泡要求长0 10mm宽0 1mm;不允 许有开口气泡。1.7 接线盒1.7.1 接线盒内外周边无缝隙，涂布硅胶均匀，硅胶溢出接线盒周边2-5mm内。导线上正/负极标识正确，连接头蓝色/红色。位置居中不接触铝合金，左右偏差020mm盒体同边最外两个点与1.7.2 外观标识 ; 螺帽拧紧， 导线无松脱， 无损伤， 印字清晰准确，标识正确齐全。1.7.3 线缆及盒体无破损、无压痕裂纹，连接器完好。1.8 表面清洁1.8.1 铝合金硅胶印残留 : 不允许存在; 铝合金胶带/ 胶带印残留 : 不允许存在1.8.2 补胶 : 硅胶平滑、均匀、无堆胶、密封良好无漏缝，完全密封型材下沿，宽度 3

34、mm1.8.3 自动溢胶：均匀一致，无卷边、气泡、隙、缺胶等不良，外漏溢胶宽度大于 1mm。1.9 铝合金1.9.1 划伤（漏底材）： A 面：0-3mmC2 个，3-8mmC 1个，8m不允许。B 面： 总长度0 10mm深度以不见铝型材本色，宽度0 0.5mm 0 2个，10mrmf允 许;C面：总长度0 15mm深度以不见铝型材本色，数量0 2个；1.9.2 磕碰伤：A.B面（包含楞）：总面积0 5mm,深度0 0.5mm,不能超过一处；C面（包含楞）：深度0 0.5mm总面积0 10 mm,不能超过1处1.9.3 孔/ 接地标识: 数量、位置、尺寸均符合图纸要求，不得有异物堵塞。1.9

35、.4 锤角横截面：宽度0 1.0mm，无毛刺、针刺感1.9.5 长短边框接合处缝隙；宽度0 0.5mm1.9.6 长短边框接合处上下错位：高度0 0.5mm1.10 性能1.10.1 EVA缺失： 不允许存在。1.10.2 层压气泡/不溶物；焊带/电池片上不允许存在；其它位置，直径0 1.5mm的,数量0 3个；1.5mm直径0 2mm勺，允许存在1个； 直径2mm勺不允许存在。1.1.3 3汇流条引出线；引出线与背板接触位置必须用硅胶密封，平滑地插入卡槽内，无摇摆松动导致短路漏电的隐患。1.1.4 4焊接的引出线：实际焊接面积1/2 可焊接面积，无虚焊、开焊、毛刺、锡珠残留等。1.1.5 5

36、背面补胶/溢胶铝合金与背板之间无缝隙，均匀光滑无毛刺，无气泡 ；1.1.6 6 铝合金与玻璃间隙：间隙高度0.5mm深度7知受0 5mm1.11 尺寸：1.11.1 长/宽；符合图纸要求。1.11.2 对角线； 差值0 3mm1.11.3 电池用到电池用问正 3 ± 1mm1.11.4 电池片到电池片间距 2± 0.5mm1.11.5 汇流条与电池片距离5 ± 1mm1.11.6 汇流条到玻璃短边的距离15 ± 1mm.1.11.7 整板偏移；两边差值0 4mm.（或以实际订单为准）1.12 安全性能1.12.1 绝缘电阻IEC61215对子面积小于0.

37、1褶的组件的绝缘电阻不小于 400MQ, 对于面积大于0.1褶的组件，测试绝缘电阻乘以组件面积应不小于40M .m2。1.12.2 耐压测试 3600V 5S。1.12.3 湿漏电测试IEC61215对于面积小于0.1m2的组件的绝缘电阻不小于 400MQ。 对于面积大于0.1m2的组件，测试绝缘电阻乘以组件面积应不小于40MQ .m2。并网逆变器图6.组用式逆变器外形示意图逆变器参数如下表（以50KVfe例）:技术参数50KW效率最大效率99%中国效率98.49%输入最大输入直流功率51500W取大输入电压1100V每路MPPT最大输入电流22A每路MPPT最大短路电流30A最低工作电压20

38、0VMPPT电压范围200V7000V额定输入电压720V最大输入路数8MPPT数量4输出额定输出功率46000W取大视在功率50500VA最大有功功率（cos 。=1）50500W额定输出电压3 X277V/480V+PE额定输出电流55.3A输出电压频率50Hz最大输出电流60.8A功率因数0.8超前0.8滞后最大总谐波失真<3%保护输入直流开关支持防孤岛保护支持输出过流保护支持输入反接保护支持组串故障检测支持直流浪涌保护type n交流浪涌保护type n绝缘阻抗检测支持RCD检测支持显示与通信显示LED指示灯；蓝牙+APPRS485支持USB支持PLC支持常规参数尺寸（宽X高*）

39、930 >550 >260mm重量55kg工作温度-25 C60 C冷却方式自然对流取局，作海拔5000m （4000m以上降额）相对湿度0100%输入端子Amphenol H4输出端子防水PG头+OT端子防护等级IP65夜间自耗用<1W拓扑无变压器满足的标准标准EN/IEC62109-1,EN/IEC62109-2,NB/T32004-2013,GBm9964-2012,IEC61727,IEC62116方阵的安装倾角为了保证光伏系统全年能够获得最大的发电量，一般并网系统光伏方阵的倾角选择等于项目当地的纬度。该项目为砖瓦结构坡屋面时，采取平铺方式。水泥屋面或地面时，根 据当

40、地最住倾角，选取组件安装倾角为30。2.第四标段技术要求2.1 .1采购清单1.箱变的采购安装2.10kv下线及下线跌落保险、10kv进线电缆的安装3.10kv计量采购安装4 .避雷器购置安装5 .箱变基础建设2.1.2供应商应提供符合如下要求的设备箱式升压变招标范围序号设备名称单台容量数量单位备注110kV预装式 变电站315kVA、20台变压器米用SH11型全铜油浸式变压器 高压室采固封式高压真空断路器、光伏 防孤岛装置、电能质量监测装置及箱变 综合智能测控装置、低压侧配智能框架 断路器、UPS电源和必要的附属设备及 备品配件供货界定设备运行环境条件及布置序号项目数值备注1极端最高气温（C

41、）402极端最低气温（C）-203海拔高度（m）1004地震烈度（中国12级标准）75地震基本加速值0.15g6污秽等级IV7泄露比距>2.8cm/kV产品使用寿命及其寿命期内的技术服务投标设备的实际使用寿命应不小于 30年。2.2分布式光伏电站用箱式变电站（欧式）技术要求设备的主要参数2.2.1 电力变压器电力变压器主要参数三（双绕组）型式油浸式非晶合金双绕组全铜变压器型号SH11 -315/10.5kV额定容量315kVA额定电压10.5士 2x2.5%/0.4kV相数频率50Hz调压方式无励磁调压线圈联接组别Dyn11冷却方式AN空载电流1.2%噪声水平0 55dB（距外壳1m处）

42、变压器中性点接地方式接地2.2.2 高压侧元件（1）固封式高压真空断路器真空断路器：额定电压不小于：12kV额定电流：630A 短时耐受电流：31.5kA （4S）峰值耐受电流：80 kA额定开断电流：隔离开关：额定电压不小于:31.5kA12kV额定电流： 630A短时耐受电流 :31.5kA （2S）（ 2） 10kV 金属氧化物避雷器（配在线检测装置）额定电压： 17kV持续运行电压：13.6kV标称放电电流：5kA直流1mA#考电压：相-地：24 kV操作冲击电流下残压：相-地：38.3 kV雷电冲击电流下残压：相-地：45 kV2ms 方波通流容量：400A大电流冲击耐受：65kA连

43、续 2 次大电流压力释放电流等级：40kA （有效值）（ 3）光伏测控装置箱变测控单元须内置通讯管理与光电转换模块，融合了通信管理机、光电交换、测控保护等功能。装置具有 RS485ffi以太网接口，规约采用 Modbus或IEC 60870-5-103 协议。其保护功能如下：三段式定时限过电流保护、反时限过流保护、零序电流保护、低电压保护、TV 断线告警、非电量保护、备用非电量保护，具备记录功能。箱变内的电流信号、 电压信号、变压器油温实时信号、油温高跳闸、油温高报警、油位高信号、油位低信号、压力释放阀动作信号、高压开关位置信号、低压框架断路器位置信号、故障报警信号、低压框架断路器远方，就地控

44、制状态信号等须引入箱变测控单元。箱变内的无线发射装置通过测控装置采集相关数据，实现电气参量的无线传送。测控单元电源采用AC220V电源取自箱变内特种电源压器及UPSt源，电源经自动空气开关串接后接入装置。箱变测控信号应包括：箱变高低压侧电流、电压信号（测控装置和电流表采用同一组电流互感器采集信号）变压器油温实时信号箱变油温高报警、油温高跳闸（投告警）高压断路器位置信号低压断路器合低压断路器分低压断路器故障低压断路器远方，就地控制状态箱变高低压侧断路器分合闸控制高，低压室内应设有温、湿度控制器和加热器箱变测控装置采集信息量表2-5所示：表2-5箱变测控装置采集信息量（双绕组）厅P回路名称信号名称

45、上传方式备注一、遥信信息量110kV出线开关高压断路器合位接入无源空接点DI高压断路器分位接入无源空接点一DI210kV箱变变压器油温超局跳闸接入无源空接点DI油温过高报警接入无源空接点DI压力释放动作跳闸接入无源空接点DI油位低报警接入无源空接点DI油位高报警接入无源空接点DI3进线开关框架断路器合位接入无源空接点DI框架断路器分位接入无源空接点DI框架断路器保护跳闸接入无源空接点DI远方操作接入无源空接点DI4箱变门位置信号接入无源空接点DI5总出口故障接入无源空接点DI6备用点接入无源空接点DI二、遥测信息量110kV箱式变压器温湿度控制器（油面）电阻值输出AI2高压出线出线电流Ia电流

46、互感器30/5 0.5 级AI出线电流IbAI出线电流IcAI3高压侧电压Uab10/0.1KVAI电压UbcAI电压UcaAI4低压总进线主进线电流Ia电流互感器600/5 0.5 级AI主进线电流IbAI主进线电流IcAI5低压侧电压Ua0450VAI电压UbAI电压UcAI6低压侧正反向有功功率AI7低压侧正反向无功功率AI8低压侧功率因素AI三、遥控信息量1高压出线开关高压真空断路器合闸DO高压真空断路器分闸DO2低压主进线开关低压框架断路器合闸DO低压框架断路器分闸DO2.2.3低压侧元件（1）低压断路器：（CW2-100卵，带P26智能控制器）型式：框架式断路器额定电压：0.4kV

47、额定电流：1000A （配套双绕组变压器）极限分断能力： 65kA运行分断能力： 55kA脱扣时间：25ms 30ms电气寿命： 6500次机械寿命： 15000次安装方式：抽出式操作方式：手动，电动备注：低压断路器应选用智能型框架式断路器， 可实现速断、过流等保护功能。 其分合闸状态和故障跳闸状态应有信号上传，并提供2对（其中1常开，1常闭）辅助触头接点。断路器具备远程控制分合的功能。（2）光伏用低压交流浪涌保护器（3P+1P型）：10/350 pS冲击电流 75kA8/20仙s标称放电电流 100kA冲击残压1.5kV持续运行电压应满足光伏逆变器工况要求（3）低压断路器CM3ZL-250A

48、短路分断能力Ics/Icu50KA/70KACM3ZL-400A分断能力I cs/I CU70KA/100KACM3ZL-630A分断能力I CS/I CU70KA/100KA(4) UPS电源2kVA,30min,在线式1.1.4 绝缘水平(1)箱式变电站中变压器的绝缘水平应符合表1的规定表1额定电压kV10.5 (根据项目条件修改)短时工频耐受电压 kV35雷电冲击耐受电压 kV75(2)箱式变电站中高压侧元件绝缘水平应符合表2的规定表2额定电压kV最高电压kV雷电冲击耐受电压Kv短时工频耐受电压 kV对地及相问隔离断口对地及相问隔离断口真空断路器121275854248隔离升关12127

49、5854248(3)箱式变电站中低压电器设备的绝缘水平应符合表3的规定表3额定电压V315冲击试验电压V6000短时工频耐受电压V25001.1.5 外壳防护等级：各柜外壳(不低于)IP4X箱变外壳(不低于)IP542.3 其他配置要求2.3.1 箱式变压器高压侧10kV配用高压固封式真空断路器并配有集保护、监视、测量、 计量、控制、通讯一体的微机保护测控装置。用于光伏箱变的模拟量采集、非电量保护、 远方控制和通讯功能。箱变须以无线通讯方式并配置 TC-8000后台系统能可靠实现对光 伏箱变的远程管理和自动化监控。若有来自逆变器方面的相关信号须有逆变器或其安装 厂家将其相关信号引至箱变内相应装

50、置上，以供后台厂家使用。2.3.2 箱式变电站须配时控装置保证只有在光伏发电时升压变压器才会并网运行，其余时间不能并网，即便是空载。箱变内控制回路及测控装置等二次设备的工作电源须采用双电源方式由高压电源互感器及 UPS电源实现切换,确保供电可靠性。2.3.3 高压隔离开关与真空断路器及柜门间有联锁装置，并且柜门须装无源电磁锁，高 压室及变压器室内须配装人体感应语音防误提示装置，对操作人员接近高压时必要的警 示作用。2.3.4 箱式变电站内配置温湿度控制器。温湿度控制器监测箱式变电站温湿度，同时自 动控制加热除湿装置的运行，保证设备整体的运行环境。2.4 结构一般要求箱变高压出线真空断路器、并网

51、间隔或高压计量单独成柜。箱变内部的连接采用铜排连接，变压器高低压进线采用铜排连接。低压电缆接线端子应能保证每根电缆的连接，且应注意相序一致。2.3.1 箱体2.3.1.1 箱壳应采用外层冷轧钢板、内层隔热阻燃复合板的多层结构，冷轧钢板的厚度 不小于2MM且其表面应进行防腐喷砂处理；具有抗暴晒、不易导热、阻燃、抗风化腐 蚀及抗机械冲击等特点。箱体材质及结构需保证在本工程条件下正常使用25年。2.3.1.2 箱体应有足够的机械强度，在起吊、运输和安装中不得变形或损伤。2.3.1.3 箱体带操作走廊，箱变内应有进入地下的检修入口。2.3.1.4 箱体上的所有的门应向外开，开启角度不小于105

52、6; ,并设有定位装置。门应有 缓冲的功能，并装有把手、暗闩和能防雨、防堵、防锈、有较好防盗功能的暗锁 ，钱链应 采用内较链。门的尺寸应与所装用的设备尺寸相配合。2.3.1.5 箱体和箱柜的内外表面应平整、 光洁；涂层脱落和磕碰损伤，涂料层应牢固均匀 无明显色差和反光，25年不褪色，不脱落。2.3.1.6 箱体内用于高压套管和低压套管的压接板及其紧固件应采用不锈钢件。2.3.1.7 箱体应确保在正常环境温度下，所有电器设备的运行温度不超过其最高允许温 度。2.3.1.8 箱体顶盖的倾斜度不应小于3° ,并应装设防雨檐。2.3.1.9 箱体基座和所有外露金属件均应进行防锈处理，并喷涂耐久的防护层。2.3.1.10 箱体应有可靠的密封性能；门、窗和通风口应设防尘、防小动物进入和防渗漏 雨水措施。箱体内壁和隔板用金属（或非金属）材料，其色彩应与内部电器设备颜色协调。2.3.1.11 箱体顶部周圈设置避雷带，采用独立的接地导体引下与底座相连，引下线不少于两根。如壳体能够承受直击雷，并不影响设备正常运行，可不设置专用避雷带。2.4.2 高压配电装置1.1.1.1 高压电器设备应设有无源电磁锁装置。1.1.1.2 高压室内所有电器元件安装位置应便于导线连接、操作和维修, 其连线均有明显的相别标记。1.1.1.3 高压室门的内侧应标出主回路线路图 , 同时应注明操作程序和注意事项。