某光伏电站招标技术文件范本

1、第二卷 技术部分 目 录 TOC o 1-3 h z u HYPERLINK l _Toc325695762 附件一 技术规范 PAGEREF _Toc325695762 h 4 HYPERLINK l _Toc325695763 第 1 章 总 则 PAGEREF _Toc325695763 h 4 HYPERLINK l _Toc325695764 第 2 章 性能保证 PAGEREF _Toc325695764 h 7 HYPERLINK l _Toc325695765 第 3 章 总图运输 PAGEREF _Toc325695765 h 9 HYPERLINK l _Toc325695

2、766 第4章 建筑结构技术规范 PAGEREF _Toc325695766 h 12 HYPERLINK l _Toc325695767 第5章 电气技术规范 PAGEREF _Toc325695767 h 20 HYPERLINK l _Toc325695768 第6章 暖通技术规范 PAGEREF _Toc325695768 h 69 HYPERLINK l _Toc325695769 第7章 水工技术规范 PAGEREF _Toc325695769 h 73 HYPERLINK l _Toc325695770 第8章 环保措施技术规范 PAGEREF _Toc325695770 h 7

3、5 HYPERLINK l _Toc325695771 第9章 消防系统技术规范 PAGEREF _Toc325695771 h 76 HYPERLINK l _Toc325695772 第10章 技术表格 PAGEREF _Toc325695772 h 79 HYPERLINK l _Toc325695773 第11章 供货范围 PAGEREF _Toc325695773 h 86 HYPERLINK l _Toc325695774 第12章 招标书附图 PAGEREF _Toc325695774 h 92 HYPERLINK l _Toc325695775 附件二 工程范围划分 PAGER

4、EF _Toc325695775 h 93 HYPERLINK l _Toc325695776 附件三 设备、技术文件及图纸的交付 PAGEREF _Toc325695776 h 96 HYPERLINK l _Toc325695777 附件四 设备监造和性能验收试验 PAGEREF _Toc325695777 h 97 HYPERLINK l _Toc325695778 附件五 培训 PAGEREF _Toc325695778 h 105 HYPERLINK l _Toc325695779 附件六 运输和保管 PAGEREF _Toc325695779 h 107 HYPERLINK l _

5、Toc325695780 附件七 项目组织与管理 PAGEREF _Toc325695780 h 108 HYPERLINK l _Toc325695781 附件八 差异表(技术部分) PAGEREF _Toc325695781 h 115 HYPERLINK l _Toc325695782 附件九 安全防护、文明施工协议 PAGEREF _Toc325695782 h 116 HYPERLINK l _Toc325695783 附件十 主要工程量 PAGEREF _Toc325695783 h 124附件一 技术规范第 1 章 总 则1.1概述某光伏发电项目拟建场址位于某地北票某地市西北方向

6、的西官营镇梁杖子村东梁家杖子山坡上，紧邻S305国道（即209省道），距离北票某地市区17公里。坡向朝南稍偏西，坡度722，均为未开垦利用的荒山。本工程属新建项目，规划容量为10MWp并网型太阳能光伏发电系统，工程包括太阳能光伏发电系统及相应的配套上网设施。辽宁能源某公司(北票某地)光伏发电有限公司负责该电站的建设、经营和管理，计划2012年12月底建成投产。1.2基本要求本规范书中提出了最低限度的技术要求，并未对一切技术细节规定所有的技术要求和适用的标准，承包人应保证提供符合本规范书和有关最新工业标准的优质产品及其相应服务。对国家有关安全、健康、环保等强制性标准，必须满足其要求。承包人提供的

7、产品应满足本规范书的要求。本电站的设备供货、施工及安装必须满足国家及地方有关质量、施工安装、安全、健康、环保、水保、消防及等强制性标准及规范的要求。具体内容在第一次设计联络会上讨论确定。本电站承包人提供的所有电气设备质保期为五年。本电站设备性能指标及整体性能指标必须满足Q/GDW617-2011光伏电站接入电网技术规定中的所有要求。1.3总的设计工艺和方案本工程将系统分成10个1MWp光伏并网发电单元，分别经过升压变压器接入10kV配电装置，最终实现将整个光伏并网系统接入66kV西山变进行并网发电的方案。本工程光伏组件10MWp全部采用固定式安装方案。本系统按10个1MWp光伏并网发电单元进行

8、设计，每个单元采用2台500KW并网逆变器的方案，全站共设20台500KW并网逆变器。每个光伏并网发电单元的电池组件采用串并联的方式组成多个太阳能电池阵列，太阳能电池阵列经汇流箱和光伏并网逆变器接入升压变压器。本工程汇流箱和并网逆变器、升压变压器均属于按1MWp单元分布式就地布置设备。每个光伏并网发电单元设一台升压变压器，升压变压器采用三相1000kVA双分裂变压器。光伏组件阵列、直流汇流箱、逆变器及升压变压器以单元为单位就地布置，经10kV电缆接至10kV配电室，最终经1回10kV接入66kV西山变。根据辽宁电网调度规程，本光伏发电站由朝阳地调进行调管，远动信息按通信专业分配的通道送往朝阳地

9、调调度室。调度室新增一块远动接口板，并对模拟屏做相应改造。光伏电站采用光纤通信方式作为本电站与朝阳地调的电力调度电话、生产管理电话、远动信息及调度自动化、电量计费和继电保护信息的传输方式，站场每 1MWp 发电单元通过光纤通信连接。电站电气二次采用微机综合自动化系统，计算机监控系统包括两部分：站控层和间隔层。站控层设置工程师站、操作人员工作站，可对间隔层电气设备进行监视和控制操作。站控层与升压站网络监控系统采用100M双以太网络通信方式连接，实现监控系统数据的共享。同时在站控层配置两台打印机、一台可读写光盘驱动器以及一套卫星时钟接收和时钟同步系统。间隔层设备主要包括布置在每个逆变器室内的通信管

10、理机。配电室电气设备如逆变器、10kV开关柜、380V开关柜、配电室直流系统等，其通信口通过于MODBUS协议的RS485总线连接成现场总线网络，接至每个逆变器室通信管理机，再经过光纤以太网送至站控层。1.4 太阳能资源 1） 北票某地地区的年太阳总辐射为5200 MJ/m2左右，即1444kWh/m2左右。该地区的年日照时数为2800 h左右，年日照百分率为63%左右，太阳能资源处于全省前列。根据辽宁省太阳能资源区划结果，北票某地地区处于全省太阳能资源丰富区。2）太阳能资源以春季和夏季较好、冬季最差为主要特征。其中，5月份太阳辐射最强，可达到620 MJ/m2左右，12月份辐射最弱，为206

11、 MJ/m2左右。春、夏、秋、冬四季总辐射量分别约占年总辐射量的31.31%、33.25%、21.01%和14.43%左右。3）从第二章，日平均状况看，1114时的太阳辐射较强，可占全天辐射量的53%左右，是最佳太阳能资源利用时段，12时前后辐射最强。4）日照时数以7.5 h左右的天数最多，全年可达到60天左右，占14%以上；6.112.0h区间的天数较多，总天数为250天以上，可占全年的69%，年可利用率较高。1.5 水文气象条件1.5.1、水文据调查，场址区E-Z016征界点南侧，养鹿场东侧冲沟有一堤坝，高约4m，为林场早年修建的水利设施小水库。历史汛期洪峰时最高水位约3m。场址区西侧冲沟

12、历史汛期最高洪峰时有洪水，近年来由于气候干旱，勘察期间冲沟处都未见水。1.5.2、气象勘察区地处北温带半干旱季风气候区，是辽宁省降水量较少的地区，多年平均降水量（1963-2000年）北票某地站为457.8mm，且降水量在时空分布上极不均一，多集中于7-9月，汛期洪灾泛滥，雨过地干，且存在由南向北逐渐较少的趋势。气候特征为冬季寒冷、夏季炎热。年平均气温8.8，极端最高温度43.3，极端最低温度-34.4，地面平均温度10.7。年平均降雨量485.5mm，最大一次日降雨量232.2mm，年平均蒸发量2057.1mm，年最大积雪厚度17cm，年平均相对湿度52%，晴天日数125天，阴天日数53天，

13、年日照时数2810.9小时，日照百分数63%。年平均雷暴日数35天，年平均大风日数13.2天，年平均沙尘暴日数1.3天，年平均雾日数2.8天，冰雹日数2.1天。累计年均风速2-8m/s。常年主导风向为南风。1.6 工程地质条件（1）场址区地貌单元属剥蚀残丘，建筑场地类别为I类场地，未发现不良地质作用，场地稳定，适宜本工程建设。 （2）拟建站址地层主要由上覆的第四系松散残积土及底部强中风化基岩构成。第砾岩：可做为天然地基。其物理力学指标如下： 砾岩：fak=400kpa k=30 =20KN/m Es=30MPa （3）勘察期间未见地下水，具走访调查，地下水埋深大于10m，可不考虑其对建（构）筑

14、物基础的影响。 （4）该地区地基土的标准冻深为140cm。 （5）场地土对混凝土结构具有弱腐蚀性，对钢筋混凝土结构中的钢筋具有弱腐蚀性，对钢结构具弱腐蚀性。 （6）勘察区抗震设防烈度为7度，设计地震分组为第一组，设计基本地震加速度值为0.10g。 （7）本工程中支架基础采用钢管螺旋桩基础。第 2 章 性能保证投标人提供的整套光伏发电系统应能满足招标方提出的性能及质量要求，当由第三方所做的性能试验证明投标方不能达到以下技术指标，招标方将对投标方进行罚款，详见商务部分。如果整个工艺过程不能满足运行保证中所许诺的要求，则投标方应负责修理、替换或者处理所有的物料、设备或其它，以便满足运行保证要求。这部

15、分费用由投标方负责（包括修理、替换或者处理、拆卸和安装所需要的人员费用）。在完成修理、替换或者其它处理后，整个工艺过程应按合同重新进行试验，费用由投标方负责。在此之前的某些试验阶段，一些试验保证已经成功地被验证，如果由于修理、替换或者其它处理措施对已验证了的运行保证产生可能的不利影响，则整个工艺系统还需要按所有要求重新试验，费用由投标方负责。第一次运行试验完全成功后的3年时间里，如果投标方所提供的光伏发电系统的设备和部件出现故障，投标方应负责修理和替换，直至招标方完全满意，费用由投标方负责。2.1 主要性能保证在设计工况下，投标人应确保下列技术指标，当由第三方所做的性能试验证明投标人不能达到以

16、下技术指标，招标人将对投标人进行罚款，详见商务部分。（1)全站光伏组件总容量10.152MWp（不含正公差）（2）光伏组件光电转化效率14.4；（以组件边框面积计算转换效率）（3） 光伏组件峰瓦功差满足0+5W；（4）晶体硅光伏组件第1年内输出功率衰减率不高于1%，2年内输出功率衰减率不高于2%，五年内输出功率衰减率不高于 5%,10年内输出功率衰减率不高于10%、25年内输出功率衰减率不高于20%；（5）光伏组件故障率0.01%（6）逆变器效率500KW逆变器效率：最大效率： 98.5%；欧洲效率： 98.3%；（7）逆变器输入参数500KW逆变器输入参数：最大输入电压：DC900V MPP

17、T电压范围：DC450820 V(8)年故障小时数：12小时 （扣除非承包商原因，发电单元（初级汇流箱下每一串为一个故障点）年故障小时数不超过12h。）（9）发电当年系统总效率： 80%系统总效率年上网发电量/以本光伏电站设立的环境监测仪所取得的太阳能辐射数据为基准折合标准日照条件下，利用PVSYST软件估算出年总发电量。（10）第一年发电量： 13.6x106kWh 光伏电场使用寿命25年进行电场全寿命发电量计算。序号发电量（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 设备性能保证本工程所有设备产品内容包括设计、结构、性能、安装、试验、调试及现场服务和技术服务。所有设备、备品备件，包括从第三方获得的所有附件和设备，均应遵照最新版

19、本的行业标准、国家标准（GB）和IEC标准及国际单位制（SI），这是对设备的最低要求。本工程严格按照国家和地方关于并网光伏发电系统验收标准和规范执行，例如 HYPERLINK /view/b2b39300de80d4d8d15a4fe0.html?from=rec&pos=0&weight=221&lastweight=74&count=5 o 并网光伏发电系统工程验收基本要求 (CGCGF003.1：2009)(CNCACTS 0004-2010) t _blank 并网光伏发电系统工程验收 (CGCGF003.1：2009)等技术规范。第 3 章 总图运输3.1 投标范围本工程电站招标范围

20、包括站区绿化、围墙（围栅）、进站道路、站区总体规划、竖向布置（包括站区防、排洪及）、站区地下设施布置（包括所有地下管线）、站区内道路及地坪（基层及面层）砂砾基层及面层等施工图纸所包含所有施工内容。站区拆迁、征地工程均不在投标人范围内。3.2 标准及规程3.2.1中华人民共和国电力行业标准DL/T5032-2005火力发电厂总图运输设计技术规程3.2.2中华人民共和国国家标准GB50016-2006建筑设计防火规范3.2.3中华人民共和国国家标准GB50229-2006火力发电厂与变电站设计防火规范3.3 站区总平面布置3.3.1 光伏阵列设计1) 固定式光伏阵列最佳倾角确定太阳能光伏电站根据荷

21、载情况的要求和当地的气象及地理条件（纬度、太阳辐照量、最长连阴雨天数等）进行设计，光伏系统设计的依据是按月能量平衡。本工程全固定式光伏阵列的最佳倾角根据建站地区纬度等因素，并网太阳能系统的太阳能板倾角按36度考虑。2) 固定式光伏阵列间距确定阵列前后排间距设计光伏阵列通常成排安装，一般要求在冬至影子最长时，两排光伏阵列之间的距离要保证上午9 点到下午3 点之间前排不对后排造成遮挡。每排光伏阵列投影中心间距见设计施工图。太阳能电池板最低点距地面距离H 太阳能电池板最低点距地面距离H的选取主要考虑以下因素： 高于当地最大积雪深度； 高于当地洪水水位； 防止动物破坏； 防止泥和沙溅上太阳能电池板；

22、H增高会增加光伏阵列的土建成本。 本次设计H值见设计施工图。3.3.2站区总平面布置方案1）总平面布置方案根据其各自的生产工艺流程、运行管理等要求按其功能分为下述区域：核心发电区：主要由太阳能电池阵列、防雷汇流箱、就地箱式变电站构成，全站共10个发电单元，全部采用固定安装的形式。投标人应根据设计图纸要求，对站区总平面布置进行竖向局部平整，并完成站区内部道路施工，道路施工具体要求详见道路相关图纸。3.4 站区竖向布置根据图纸要求并结合自然地形，主要建构筑物地基处理，土石方工程量综合平衡，内涝水位、场地排水及道路、管线接口标高综合考虑。3.4.1竖向布置形式站区建在山上，总的趋势为北高南低、两山包

23、中间是洼地，生活办公区自然地面标高385.9386.9m之间。站区内竖向布置详见电站总图部分。3.4.2 主要建构筑物室内外标高的确定根据规范及工艺要求，室内外设计高差为0.3m，当室内外高差较大时，可采用散水下加矮墙或局部调整场地设计坡度来解决。投标人根据设计图纸要求，进行全站的场地平整工作。3.4.3 场地排水站区地表雨水排水，采用场地、路面的综合排水方式，具体方式详见相关图纸。3.4.4 站区防排洪在站区逆变器室及办公生活区处均设置防洪渠一道，采用浆砌卵石。3.5 站区道路站区道路采用6m和4m宽两种道路，其中主干道6m，采用砂砾路；支干道及太阳阵列检修道路4m，采用砂砾路，主要道路的转

24、弯半径一般采用6m，检修道路的转弯半径一般为4m。站区道路的设置同时满足运输和防火要求，在每个发电单元外侧设置环行道路。站区道路应满足以下要求：1) 站内道路采用砂砾路。道路横坡为1.5%2.0%，纵坡和人行道纵、横坡随竖向布置要求而定。2) 主干道路路面宽6m，支干道及检修道路路面宽4m，路肩每边各300mm。道路应高于邻近场地300mm，按照场地排水方向在道路路基内埋设过路排水管道。3) 站区系统道路路面内缘转弯半径为6m。4) 发电单元内的检修道的坡度与单元内其它场地一致，且应接至站区主干道。5） 道路砂砾换填厚度不小于750mm，分两层夯填，表层采用砂砾细料碾压密实，压实系数不小于93

25、%。6）站区内铺设3580m2的方砖广场，基层做350厚砂砾垫层，碾压密实，25mm白灰砂浆铺设；安装100m道牙（1米长成品）。7）做1.65米高围栏2720米，做法见围栏详图。8）国道至场区内有200米进场道路采用砂砾路，道路应满足材料设备进场需要及相关规范规程。3.6 站区管线布置3.6.1 站区管线布置原则1) 管线敷设方式以工艺要求、自然条件、场地条件等综合考虑。2) 管线（沟）走径：力求顺直短捷，并尽量沿规划管线走廊平行路网，靠接口较多一侧布置，减少交叉，埋深及长度。3) 方便施工运行管理及检修。3.6.2 站区管线布置 站区管线施工投标方根据设计要求对光伏电站内室（内）外地上、地

26、下所有管线，沟道的走径、管径以及站区对外接口的施工进行全面控制，确保运行安全。 管线敷设方式本工程管线设计采用地下直埋和电缆沟敷设的方式.3.6.3 管线标志桩设置站区内所有地埋管线需设置专用水泥标志桩，间隔不大于30米。第4章 建筑结构技术规范4.1 范围本工程投标范围包括但不限于下列各项：综合办公楼及基础、光伏阵列支架基础、逆变器室及基础、箱式变压器基础、10kV 配电室及基础、地基处理、余土平衡、零米及以下设施、上部结构、屋面、防水、防腐、防火、封闭、装修、消防、给排水、采暖、建筑照明等。场地整平、土方回填、站区道路及照明、站区地下管线等整个土建工程的设备材料采购及施工。4.2 标准、规

27、范和抗震措施混凝土结构设计规范 GB 50010-2010砌体结构设计规范 GB 50003-2011建筑结构荷载规范 GB 50009-2006建筑抗震设计规范 GB 50011-2010构筑物抗震设计规范 GB 50191-93建筑内部装修设计防火规范 GB 50222-95建筑设计防火规范 GB50016-2006建筑地基基础设计规范 GB 50007-2011建筑地基处理技术规范 JGJ 79-2002钢结构设计规范 GB 50017-2003钢混凝土组合结构设计规程 DL/T 5085-1999工业企业设计卫生标准 （GBZ1-2002）屋面工程质量验收规范 （GB50207-200

28、2）屋面工程技术规范 （GB50245-2004）建筑地面设计规范 （GB50037-97）电力工程制图标准 DL 5028-93砼结构工程施工质量验收规范 （GB50204-2002）钢结构工程施工质量验收规范（GB50205-2001）建筑基桩检测技术规范（JGJ106-2003）焊接工艺评定规程 DL/T868-2004 HYPERLINK /weld/gbt/20110827/14400.html 焊接材料焊接工艺性能评定方法 GB/T 25776-2010钢结构工程质量检验评定标准 （GB50221-2001）钢焊缝手工超声波探伤方法和探伤结果分级 （GB11345-89）钢熔化焊对

29、接接头射线照相和质量分级规范 （GB3323-87）建筑钢结构焊接技术规程 （JGJ81-2002）钢结构、管道涂装技术规程 （YB/T9256-96）冷弯薄壁型钢结构技术规范 (GB50018-2002)上述标准、规范及规程仅是本工程的最基本依据，并未包括实施中所涉及到的所有标准、规范和规程，并且所用标准和技术规范均应为合同签订之日为止时的最新版本。本工程拟建场地地震参数：拟建场地设计基本地震动峰值加速度为0.10g，抗震设防烈为7度，设计地震分组为第一组，设计地震动反应谱特征周期0.35s。4.3 主要建构筑物4.3.1 光伏阵列支架及基础光伏阵列支架基础采用钢管螺旋桩基础，钢结构为Q23

30、5-B,具体详见基础施工图。桩受力需满足在基本风压不大于0.6KN/m2和基本雪压不大于0.45KN/m2 的条件下的以下两组受力要求：1.抗拔12KN，抗剪15KN，2. 抗压16KN，抗剪15KN，（此两组受力均为单桩承载力特征值），钢管桩在施工完后必须满足建筑基桩检测技术规范JGJ106-2003和建筑地基基础设计规范GB 50007-2011以及相关规范、施工监理等规范对桩的检测要求。钢管桩的防腐年限必须满足在弱腐蚀性条件下使用25年的要求。在满足受力要求的前提下钢管桩长还需满足总长不小于1800mm以及深入砾岩层不小于1400mm。所有钢桩在不大于0.6KN/m2基本风压的条件下均应

31、保证使用25年的要求。在满足受力要求的前提下钢管桩直径不得小于76X4。所有钢结构均需满足钢结构工程施工质量验收规范 GB50205-2001。4.3.2逆变器室及基础逆变器室采用单层砖混结构形式，采用条形基础，砌体维护结构（详见建筑专业图纸及结构专业图纸），考虑小室的采光及通风问题，逆变器室采用防爆轴流风机及塑钢窗，考虑塑钢窗下设自然进风口，采用手动式双层防沙百叶窗（详见暖风专业图纸）。箱式变压器基础采用混凝土墙及条形基础。4.3.3综合办公楼及基础综合办公楼采用两层砖混结构形式，采用条形基础，砌体维护结构（详见建筑专业图纸及结构专业图纸）。4.3.4 10kV 配电室及基础10kV 配电室

32、采用单层砖混结构形式，采用条形基础，砌体维护结构（详见建筑专业图纸及结构专业图纸），考虑采光及通风问题，10kV 配电室采用防爆轴流风机及塑钢窗，考虑塑钢窗下设自然进风口，采用手动式双层防沙百叶窗（详见暖风专业图纸）。主变采用整体混凝土基础。进出线构架基础采用独立钢筋混凝土基础。事故油池采用钢筋混凝土墙及钢筋混凝土筏板基础。4.3.5水泵房及基础消防水泵房：消防用水也采用蓄水二次升压方式，消防蓄水池水由深井泵房所出管线补给。消防蓄水池容积为100 m3，旁边设消防水泵房供厂区消防用水。消防水泵房上部为砖混结构，下部为钢筋混凝土箱型结构，按轴线：长宽为9m6m，地上部分净高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钢筋砼结构，消防蓄水池尺寸为：7.8m7.8m（长宽），深：3.5m。屋面防水做法：一层4厚自带保护层SBS改性沥青防水卷材。4.3.7化粪池化粪池为钢筋混凝土墙承重，基础为筏板基础。4.3.8围墙和大门围墙为铁丝栅栏，基础为独立混凝土基础。大门详见附件施工图。4.3.9路灯及旗杆基础为钢筋混凝土独立基础4.3.10场区内电缆沟电缆沟为混凝土墙壁，基础为整体混凝土基础。4.3.11场地整平综合考虑厂区总体排水方案及造价因素，场地坪整采用部分场平的方式，具体坪土设计标高详见总图运输专业竖向图。4.3.12无功补偿间及其基础按SVG和SVQC的型号

34、建设无功补偿房间和基础。4.4 固定支架4.4.1技术要求固定支架要求：支架钢结构要求, 加工制作要求：1) 除设计图纸中的具体规定外，钢结构的制作质量、尺寸的允许偏差值须符合钢结构工程施工质量验收规范（GB50205-2001）的相关规定。2) 钢材的切割：钢结构构件采用机械切割的方式。3) 加工的成孔：钢结构构件采用机械成孔的方式。4) 钢结构的焊接：钢结构焊接采用E43型系列焊条，须采取有效措施避免薄壁钢构件在焊接过程中产生较大的焊接变形，焊接质量须满足建筑钢结构焊接技术规程（JGJ81-2002）的相关规定。5）所有支架均须全部在工厂内加工完成，不允许在项目现场制作加工。 除锈方法及除

35、锈等级要求：1) 钢构件须进行表面处理，除锈方法和除锈等级须符合涂装前钢材表面锈蚀等级和除锈等级（GB8923-88）的相关规定。2) 除锈方法：钢构件可采用喷砂或喷丸的除锈方法，若采用化学除锈方法时，应选用具备除锈、磷化、钝化两个以上功能的处理液，其质量应符合多功能钢铁表面处理液通用技术条件（GB/T12612-2005）的相关规定。3) 除锈等级：除锈等级应达到Sa2 1/2要求。 防腐要求：1) 钢结构支架均采用热浸镀锌涂层，热浸镀锌须符合金属覆盖层 钢铁制件热浸镀锌层技术要求及实验方法（GB/T13912-2002）的相关要求，镀锌层厚度不小于70um。2) 热锌厚度检测：镀锌层厚度按

36、照金属覆盖层 钢铁制件热浸镀锌层技术要求及实验方法提供方法进行检测。3) 热浸镀锌防变形措施：给出具体防变形镀锌方案，以防止构件在热浸镀锌后产生明显的变形。 固定支架形式按招标图进行报价，采用Q235-B钢材。4.4.2 一般要求加工材料和外购件 (1)支架制作使用的全部钢材、焊接材料、外购件和涂装材料均应由承包人按计划自行采购。(2)加工材料和外购件运抵工地后，承包人应自行负责检查验收，并应接受监理人的不定期抽检。每批到货的材料应附有质量证明书或试验报告等证明资料，并按规范规定需要进行二次复检的材料应进行二次复检，合格后方可用于加工制作。支架钢材(1)用于钢结构支架的钢材应按设计图纸的品种和

37、规格进行采购，钢材的材质应符合现行国家标准。(2)钢材应存放在干燥通风的仓库内，注意防止锈蚀和污染。(3)钢材应分类堆放，挂牌注明品种、规格和批号，搁置稳妥，防止变形和损伤。焊接材料(1)焊接材料应按图纸及规程的要求选用，并应符合现行国家标准。(2)焊接材料必须分类存放在干燥通风良好的仓库内，库房内温度不应低于5，相对湿度不大于70%。外购件(1)按设计图纸要求采购的普通螺栓及其它零、部件应符合现行国家标准。(2)外购件应注意轻装轻卸，在室内按批号、规格分类存放，防止生锈、污染和损坏螺纹。防腐涂装材料(1)承包人应按设计图纸要求采购热浸锌等所用的涂装材料。涂装材料应与设计对应并应符合现行国家标

38、准。(2)涂装材料及其辅助材料应贮于535通风良好的库房内，按原包装密封保管，若制造厂另有规定，则应按制造厂规定执行。4.4.3支架钢构件制作说明(1)按设计方提供的支架加工制作的设计图纸进行加工制作。(2)据制造工艺，需对设计图纸进行局部修改时，应经设计人同意，业主、发包人、监理人批准，不得因此要求增加额外支付。(3)构件上应避免刻伤。放样和号料应根据工艺要求预留制作和安装时的焊接收余量及切割、刨边和铣平等加工余量。(4)支架除立柱与基础预埋铁件的固定连接节点为安装时在现场焊接外，其余均为在工厂加工制作进行，特别是支架立柱的角钢加强肋节点，加强肋与角钢的焊接应在工厂完成。的柱性件电池板的安装

39、螺丝支架结构钢零件和钢部件的加工(1)切割：应保证切割部位准确、切口整齐，切割前应将钢材切割区域表面的铁锈、污物等清除干净，切割后应清除毛刺、熔渣和飞溅物。(2)矫正：钢材切割后应矫正，其标准应符合GB50018-2002第11.1.3的规定。(3)制孔 螺栓孔周边应无毛刺、破裂、喇叭口和凹凸的痕迹、切削应清除干净。(4)螺栓连接a)螺栓孔的允许偏差必须符合GB50205-2001表7.6.1-2的规定。b)螺栓孔孔距的允许偏差应符合GB50205-2001表7.6.2的规定。c)螺栓孔孔距的允许偏差超过规范规定的允许偏差时，应采用与母材材质相匹配的焊条补焊后重心制孔。4.4.4支架钢构件在大

40、量制作生产前应进行少量模拟加工制作，组装检验合格后，再进行批量加工制作。构件组装和拼装应符合GB50018-2002第11.1.5的有关规定。焊接连接组装的允许偏差应符合GB50205-2001附录C中表C.0.2的规定。对顶紧接触面应有75%的部位以上的面积紧贴，检查方法应满足GB50205-2001第8.3.3条规定，顶紧面应经检查合格后，方能施焊，并作好记录。4.4.5焊接工艺评定和焊接工艺规程对首次使用的钢材，以及改变焊接材料、焊接方法、焊后热处理等，应进行焊接工艺评定。焊接工艺评定规则应按GB50236-98第42节的规定进行，焊接工艺评定报告格式可参考GB50236-98附录A第A

41、.0.1条的规定。焊接工艺评定报告应报送承包人、监理人审批。(1)焊工a)用于加工生产的焊工应持有上岗合格证。合格证应注明证件有效期限和焊工施焊的范围等。焊工参加焊接工作中断6个月以上的，应重新进行考试。b)焊工应严格按焊接工艺规定的施焊顺序和方法以及焊接参数进行焊接。焊接过程中应随时自控好构件制造和钢结构安装的变形。(2)焊接 a)焊接材料应储存在干燥、通风良好的地方，并有专人保管。使用前，必须按产品使用说明书规定的技术要求进行烘焙，保护气体的纯度应符合工艺要求。低氢型焊条烘焙后应放在保温箱（筒）内，随用随取。焊丝、焊钉在使用前应清除其表面的油污、锈蚀等。 b)超过保质期的焊接材料、药皮脱落

42、或焊芯生锈的焊条、受潮的焊剂及熔烧过的渣壳，均禁止使用。c)焊接应符合GB50018-2002第11.1.的规定,e)焊缝尺寸允许偏差应符合GB50205-2001附录A中表A.0.2的规定。f)焊接环境：焊接时的风速，在手工电弧焊、埋弧焊、氧乙炔焊时不应大于8.0m/s，在气体保护焊时不应大于2.0ms。当超过规定时，应有防风设施。相对湿度不得大于90。当焊接表面潮湿，雨、雪、刮风工作日气，焊工及焊件无保护措施时，不应施焊。g) 焊接工作完毕后，焊工应清理焊缝表面，自检焊缝合格后，在焊缝部位旁，打上焊工工号钢印。(3)焊缝质量检验应按加工制作图纸规定的焊缝质量等级，并按GB50205-200

43、1第5.2.45.2.8条的规定，对焊缝进行外观检查和超声检验。检测人员必须持有国家有关专业部门签发的无损检测资格证书，才能从事相应的焊缝检测工作。a)外观检查。应按GB50205-2001附录A中表A.0.1所列的外观缺陷项目，对全部焊缝进行外观检查。监理人认为有必要时，检查表面裂纹应采用磁粉或渗透探伤。b)焊缝质量检验报告。承包人应向监理人提交一份附有上述检验记录的焊缝质量检验报告，供监理人进行支架钢构件验收用。(4)焊缝缺陷处理经检查确认必须返修的焊缝缺陷，应由承包人提出返修措施，经监理人同意后进行返修。返修后的原缺陷部位仍需按规定进行检验。同一部位的返修次数不应超过两次。当超过两次时，

44、应重新制定新的返修措施报监理人批准后实施。返修后的焊缝应重新进行检验。4.4.6支架构件热浸锌等防腐涂装(1)构件制作的质量检验合格后，应严格按设计要求对构件进行热浸锌涂装防腐，尤其是热浸锌层干膜厚度必须满足设计要求，确保在本项目场地地质环境气候下，支架满足25年防腐要求；运输到场后，如运输中产生构件的非连接部位及焊接或局部防腐破损部位应进行防腐处理，处理部位防腐能力应满足设计要求。， (2)构件涂装前应对其表面进行除锈处理。除锈方法和除锈等级应设计及规范要求，除锈质量应符合YB/T9256-96第2.6节的规定。除锈合格后，应立即涂装，在潮湿气候条件下4h内完成；在气候较好条件下不超过12h

45、。(3)在有雨、雾、雪、风沙及灰尘较大的户外环境中禁止进行涂装作业。(4)构件涂装时的环境温度和相对湿度，应遵守产品使用说明书的规定。在产品使用说明书未规定时，环境温度应控制在538，相对湿度应小于85，构件表面不低于露点以上3。涂装后4h内不得淋雨和日光暴晒。(5)热浸锌涂装遍数、涂层厚度均应符合图纸设计及规范要求。当涂装无明确规定时，涂装的遍数及干膜总厚度应满足规范及操作规程的规定，并保证在本项目场地的地质环境气候下，支架热浸锌涂装具备25年防腐能力。当工作日使用的涂料应在当工作日配置，并不得随意添加稀释剂。(6)不得使用超过保质期的涂装材料。由于贮存不当而影响涂装材料的质量时，必须重新检

46、验，并经监理人同意后方能使用。(7)目测涂装质量应符合GB50018-2002第11.2.9的规定。4.4.7钢构件制造质量检查(1)钢构件外形尺寸的允许偏差应满足图纸设计及钢结构验收规范要求，并应符合下列规定： 构件的外形尺寸的允许偏差，应符合GB50205-2001附录C表C.0.8的规定。(2)应按本章有关条款进行支架钢构件质量自检，并作好检查记录，监理人定期进行抽检，检查记录及报告作为支架钢构件的验收资料。第5章 电气技术规范5.1 光伏组件5.1.1 范围本次招标范围为10.152MWp光伏电站所需光伏组件，包括光伏电池板，支架，检测装置，专用工具，随机备品备件。5.1.2 标准和规

47、范(1) IEC61215 晶体硅光伏组件设计鉴定和定型(2) IEC6173O.l 光伏组件的安全性构造要求(3) IEC6173O.2 光伏组件的安全性测试要求(4) GB/T18479-2001地面用光伏（PV）发电系统 概述和导则(5) SJ/T11127-1997光伏（PV）发电系统过电压保护导则(6) GB/T 19939-2005光伏系统并网技术要求(7) EN 61701-1999 光伏组件盐雾腐蚀试验(8) EN 61829-1998 晶体硅光伏方阵I-V特性现场测量(9) EN 61721-1999 光伏组件对意外碰撞的承受能力(抗撞击试验)(10) EN 61345-19

48、98 光伏组件紫外试验(11) GB 6495.1-1996 光伏器件 第1部分: 光伏电流电压特性的测量(12) GB 6495.2-1996 光伏器件 第2部分: 标准太阳电池的要求(13) GB 6495.3-1996 光伏器件 第3部分: 地面用光伏器件的测量原理及标准光谱辐照度数据(14) GB 6495.4-1996 晶体硅光伏器件的I-V实测特性的温度和辐照度修正方法(15) GB 6495.5-1997 光伏器件 第5部分: 用开路电压法确定光伏(PV)器件的等效电池温度(ECT)(16) GB 6495.7-2006 光伏器件 第7部分：光伏器件测量过程中引起的光谱失配误差的

49、计算(17) GB 6495.8-2002 光伏器件 第8部分: 光伏器件光谱响应的测量测量(18) GB/T 18210-2000 晶体硅光伏（PV）方阵I-V特性的现场测量(19) GB/T 18912-2002 光伏组件盐雾腐蚀试验(20) GB/T 19394-2003 光伏（PV）组件紫外试验(21) GB/T 133841992 机电产品包装通用技术条件(22) GB/T 191-2008 包装储运图示标志(23) GB 20047.1-2006 光伏（PV）组件安全鉴定 第1部分：结构要求(24) GB 20047.2-2006 光伏（PV）组件安全鉴定 第2部分：试验要求(25

50、) GB6495-86 地面用太阳能电池电性能测试方法；(26) GB6497-1986 地面用太阳能电池标定的一般规定；(27) GB/T 14007-1992 陆地用太阳能电池组件总规范；(28) GB/T 14009-1992 太阳能电池组件参数测量方法；(29) GB/T 9535-1998 地面用晶体硅太阳电池组件设计鉴定和类型；(30) GB/T 11009-1989 太阳电池光谱响应测试方法；(31) GB/T 11010-1989 光谱标准太阳电池；(32) GB/T 11012-1989 太阳电池电性能测试设备检验方法；(33) IEEE 1262-1995 太阳电池组件的测

51、试认证规范；(34) SJ/T 2196-1982 地面用硅太阳电池电性能测试方法；(35)SJ/T 9550.29-1993 地面用晶体硅太阳电池单体 质量分等标准；(36)SJ/T 9550.30-1993 地面用晶体硅太阳电池组件 质量分等标准；(37)SJ/T 10173-1991 TDA75多晶硅太阳电池；(38)SJ/T 10459-1993 太阳电池温度系数测试方法；(39)SJ/T 11209-1999 光伏器件 第6部分 标准太阳电池组件的要求；上述标准、规范及规程仅是本工程的最基本依据，并未包括实施中所涉及到的所有标准、规范和规程，并且所用标准和技术规范均应为合同签订之日为

52、止时的最新版本。5.1.3 主要性能、参数及配置 主要性能太阳电池组件为室外安装发电设备，是光伏电站的核心设备，要求具有非常好的耐侯性，能在室外严酷的环境下长期稳定可靠地运行，同时具有高的转换效率。本工程采用多晶硅电池组件。太阳电池组件作为光伏电站的主要设备，应当提供具有ISO导则25资质的专业测试机构出具的符合国家标准（或IEC标准）的测试报告（有国家标准或IEC标准的应给出标准号）。光伏组件应严格按照上述标准、规范及规程进行各种可靠性实验测试。光伏组件的光电转换效率14.4%（以组件边框面积计算转换效率）。 要求提供晶硅电池组件的供应商使用的电池片必须为2011年销量前十大国内电池片生产企

53、业所生产的产品，且年生产组件能力不低于50MW。；通过CE、TUV、UL等相关国际和CQC、CGC国内认证，并符合国家强制性标准要求。光伏组件采用先进、可靠的加工制造技术，结构合理，可靠性高，能耗低，不污染环境，维护保养简便。光伏组件各部件在正常工况下应能安全、持续运行，不应有过度的应力、温升、腐蚀、老化等问题。 在标准试验条件下（即：大气质量AM=1.5，辐照度1000W/m2，电池工作温度为252，标准太阳光谱辐照度分布符合GB/T 6495.3规定），光伏组件的实际输出功率必须在标称功率（0+3W）偏差范围内。光伏组件正常条件下的使用寿命不低于25年，在10年使用期限内输出功率不低于90

54、%的标准功率，在25年使用期限内输出功率不低于80%的标准功率。晶体硅光伏组件第1年内输出功率衰减率不高于1%，2年内输出功率衰减率不高于2%。光伏组件防护等级不低于IP65。 每块光伏组件应带有正负出线、正负极连接头和旁路二极管（防止组件热斑故障）。自带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，选用双绝缘防紫外线阻燃铜芯电缆，电缆性能符合GB/T18950-2003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

55、和行业规范规程，满足不少于25年室外使用的要求。本工程光伏电池组件组件采用235Wp多晶硅组件，按照以下方案设计光伏发电系统：实配容量不小于10.152MWp，采用固定式安装方式。按照10个光伏并网发电单元进行设计，每1MWp为一个发电单元，各建1个逆变器小室；每个光伏发电单元采用2台500kW不带隔离变的逆变器，每个光伏发电单元设1台1000kVA 10/0.315-0.315kV箱式升压变压器。要求同一光伏发电单元内光伏组件的电池片需为同一批次原料，表面颜色均匀一致，无机械损伤，焊点无氧化斑，电池组件的I-V曲线基本相同。设备主要参数本次工程拟选用电池组件参数如下：本工程全部选用功率为23

56、5Wp的多晶硅电池组件。235Wp电池组件组件效率14.4，10年内衰减率不大于10，25年总衰减率不大于20。235Wp多晶硅太阳电池组件参数太阳电池组件技术参数太阳电池种类多晶硅指标单位数 据峰值功率Wp235功率偏差w0 +5组件效率%14.4开路电压（Voc）V由生产厂商填写短路电流（Isc）A由生产厂商填写工作电压（Vmppt）V由生产厂商填写工作电流（Imppt）A由生产厂商填写系统最大耐压Vdc由生产厂商填写尺寸mm由生产厂商填写重量kg由生产厂商填写峰值功率温度系数%/K由生产厂商填写开路电压温度系数%/K由生产厂商填写短路电流温度系数%/K由生产厂商填写10年功率衰降%由生产

57、厂商填写25年功率衰降%由生产厂商填写运行温度范围摄氏度由生产厂商填写最大风/雪负载Pa由生产厂商填写注：上述组件功率标称在标准测试条件（STC）下：1000W/m2、太阳电池温度25、AM1.5。5.2 光伏并网逆变器5.2.1 范围本工程10.152MWp光伏电站所需500kW不带隔离变逆变器20台，包括光伏逆变器，专用工具，随机备品备件。5.2.2 标准和规范GB 18479-2001 地面用光伏(PV)发电系统 概述和导则DL/T 5272002 静态继电保护装置逆变电源技术条件GB/T 133841992 机电产品包装通用技术条件GB/T 191-2008 包装储运图示标志GB/T

58、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DL/T 4782001 静态继电保护及安全自动装置通用技术条件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 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 2423.9-2001

59、电工电子产品基本环境试验规程 试验Cb：设备用恒定湿热试验方法GB 4208-2008 外壳防护等级（IP代码）（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GB/T12325-2003 电能质量 供电电压允许偏差GB/T15945-1995 电能质量 电力系统频率允许偏差GB 19939-2005 太阳能光伏发电系统并网技术要求SJ 11127-1997 光伏（PV）发电系统的过电压保护导则GB 20513-2006 光伏系统性能监测 测

60、量、数据交换和分析导则GB 20514-2006光伏系统功率调节器效率测量程序GB 4208-2008 外壳防护等级（IP代码）GB/T4942.2-1993 低压电器外壳防护等级GB 3859.2-1993 半导体变流器 应用导则 Q/SPS 22-2007 并网光伏发电专用逆变器技术要求和试验方法电磁兼容性相关标准：EN50081或同级以上标准EMC相关标准： EN50082或同级以上标准电网干扰相关标准： EN61000或同级以上标准电网监控相关标准： UL1741或同级以上标准电磁干扰相关标准： GB9254或同级以上标准GB/T14598.9 辐射电磁场干扰试验GB/T14598.1