2024海上漂浮式光伏系统设计方案

ii兆瓦级海试方阵总体设计方案（2022版）目 录第一章 综合说明 1新研究上漂光伏系的过回顾 1主要研成果介与产权声明 2兆瓦级试的要性行性 3第二章 新能海上漂浮式光伏系统概要设计 4海况条及通需求 4海况，浪别有波高风力 4海水度变范围 5海水蚀性 5海洋着物 5近岸域水层度 6海冰 6纬度 6客户需的最和最标 7最低标人安、备安与境全 7最高标海风度成本海风联电平价网 7应用场细分系统需求与决方构思 8沿海涂水两光8近海面海风联9沿海面海漂式系统 9总体架规划子系功能模划分接口义 9总体构划 9子系及能块分 9接口义 10测试规范 10光伏用范 10海上电海工参标准 10第三章 主要部件选型要点与技术规格说明 113.1.光伏组件 113.2.浮体 11光伏组在浮上的方式 11系泊与固 12水陆两光伏统 12第四章 兆瓦级方阵设计方案与海试计划 13总体布局 13海试地选择 14海试期运行护计划 14海上测项目专项课题 14第五章 大规模应用单瓦造价降低路线图与度电成本分析 15大规模用单造价路线图 15大规模用的电成16第六章 海上漂浮式光伏系统与海洋产业跨界整合 17环岛浅景区浮式系统清能源应站景装饰程 17海上光浮体锚固箱一体渔光补型牧场 17第七章 课题研究、技术开发与产业链合作建议 18基于区链的洁能电网与海零经济间规划究 18水陆两与海漂浮伏、海风光合电键技术发 18海上漂式光系统链深度作 18海上漂浮式光伏系统兆瓦级海试方阵总体设计方案海上漂浮式光伏系统兆瓦级海试方阵总体设计方案PAGE1/18PAGE1/18第一章综合说明2020度电成本降低可能性、对海洋环境的适应性等进行了深入研究。典型项目包括：项目名称并网时间装机规模环境特点技术路线降本可能性海洋适应性淮南采煤塌陷区渔光互补光伏电站201620MW水深6-10米全吹塑浮体支撑常规铝边框组件有差安徽淮南顾桥漂浮式光伏电站2017150MW平均水深8米吹塑浮体+钢架常规铝边框组件小差201831MW平均水深6米吹塑浮体+钢架常规铝边框组件小差202093MW近海封闭水域回型浮体铝支架常规铝边框组件小差2021200MW水深17-23米条形浮体铝支架常规铝边框组件小差光伏组件方面，新能针对海浪拍击、持续起伏、干湿交变海水腐蚀、海盐结晶、海洋生物附着等与内湖完全不同的海洋环境，进行了一系列专题研究，并从面板厌水透明材料、背板防渗导热材料、电池片布局与电极连接方式、层压件成型工艺、组件周边密封绝缘工艺等多方面进行改进和优化，推出了一款适合海洋环境应用的新一代光伏组件。浮体方面，新能联合多家科研机构展开了“风浪作用下海上浮体阵列发电结构力学特性分析”课题攻关，对正常典型波浪和极端风载条件进行理论研究，借助超级计算机、运用多款海工工程计算分析软件进行同步模拟和交叉验证，获得了符合我国各种海况条件的最佳浮体参数、浮体互联和组件支撑结构。在此基础上，借鉴海底核废料存储箱等类似环境的材料技术和成型工艺，通过控股子公司推出了海上漂浮式光伏专用浮体及连接附件。截止到2022年3月，新能已经取得的专利权或专有技术等成果如下：序号功能部件研究成果名称主要技术特征或技术优势1组件装配组件及光伏系统装配效率高2组件光伏电池组件的前板及光伏电池组件减重、提高韧性3浮体一种浮体阵列弹性件缓冲4浮体光伏浮体、漂浮单元以及漂浮阵列堆叠运输降低成本5浮体一种光伏漂浮系统现场装配降低成本6浮体一种光伏组件用浮体安装结构避免浮体传递应力7浮体一种光伏组件用浮体的加工方法高压注射提高流动性8浮体一种光伏用漂浮安装结构多浮体阵列结构简单9浮体一种太阳能组件漂浮系统及其结构多种浮体，降低成本10浮体组件漂浮系统及其结构模块化，降低成本。11浮体套叠注塑浮筒焊接方法现场合体，减少成本12浮体海上漂浮式轻质浮体结构与成型方法重量轻、成型工艺13浮体轻质浮体防撞结构与施工方法防撞设计14浮体轻质浮体流水线及控制方法流水生产线与控制15浮体轻质浮体力学性能综合试验台力学性能实验室测试16系泊海上漂浮式浮体互联结构及施工方法适应频繁起伏条件17系泊海上漂浮式浮体互联缓冲装置施工方法18系泊海上漂浮式光伏系统专用系泊缆绳专用缆绳19电缆海上漂浮式光伏电缆柔性支撑装置应力缓释支撑20电缆海上漂浮式光伏阵列直流组串方法直流组串方案21电缆海上漂浮式光伏阵列交流汇流方法交流汇流方案22锚固海上漂浮式光伏系统混合锚固装置混合锚固23锚固海上漂浮式光伏系统锚固设计方法受力校核方法24附件海上漂浮式光伏组件紧固装置与方法组件安装附件与方法25附件海上漂浮式光伏组件专用拆装工具安装与拆卸工具26附件海上漂浮式光伏系泊与锚固连接装置连接装置27系统海上漂浮式光伏组件阵列设计方法布局设计方法28系统海上漂浮式光伏系统发电量计算方法发电量计算方法29系统海上漂浮式光伏经济指标计算方法成本与投资收益计算30系统海上漂浮式光伏系统可靠性分析方法可靠性建模与分析接下来，新能将与国内客户合作，分别在渤海、黄海、东海、南海进行兆瓦级海试，并在材料、部件、产品、系统、方案、设计、施工、检测等多方面持续探索、积累更多的专有技术或知识产权，共同打造完整的海上漂浮式光伏系统技术体系。与此同时，新能正对接国家级科研院所和新能源开发国家队，共同申报“十四五”国家重点研发计划“可再生能源技术”重点专项2022年度项目。内湖漂浮式方案直接用在海上出现了很多失败案例，凸现出海上漂浮式光伏项目面临的巨大风险。部分失效模式如下：舟山市白沙岛：塑料浮筒之间的连接件疲劳断裂、方阵被打散，组件被海浪打变形欧洲海试案例：海洋生物在浮体上表面和侧面附着严重由于海洋环境与内湖条件存在巨大差异，不同海域之间的水文特点也存在很大差别，通过小规模海试进行风险评估，必要性充分；结合海上风电工程经验，对组件、浮体等进行优化，安排小规模海试，在经济性和技术性方面均具备可行性。第二章新能海上漂浮式光伏系统概要设计海况表，海浪级别、有效波高与风力海况表用于海面在风的作用下波动的情况。以下是国际标准海况等级表。海域波级海浪级别有效波高Hs（米）风力海况1级微浪<0.11级波纹、或涌浪和小波纹同时存在，微小波浪呈鱼鳞状，没有浪花。2级小浪0.1-0.52级3级轻浪0.5-1.253-4级波浪不大，但很触目，波长变长，波峰开始破裂。浪沫光亮，散见的或连片的白色浪花。4级中浪1.25-2.55级波浪具有很明显的形状，许多波峰破裂，白浪成群出现，偶有飞沫，长波状开始出现。5级大浪2.5-4.06级6级巨浪4.0-6.07级海浪波长较长，高大波峰随处可见。波峰上被风削去的浪花开始沿波浪斜面伸长成带状。7级狂浪6.0-9.08-9级8级狂涛9.0-14.010-17级海面颠簸加大，有震动感，波峰长而翻卷。海面几乎完全被沿风向吹出的白沫片所掩盖。9级怒涛≥14.017级以上我国主要沿海海域的海况情况汇总：渤海（辽东湾、渤海湾、莱州湾0.8-0.95秒。1月平均波高为1.1-1.7米，寒潮侵袭时可达3.5-6.0米。夏秋之间，偶有大于6.0米的台风浪。黄海：2.0～6.03.5～8.56.1～8.52.0～6.0东海：108南海：9.5（9，浪向与季风风向一致。1101海水深度及变化范围参考海上风电的最大水深，海上漂浮式光伏系统所处海域的002其中，0水深变化范围与所选海域有关，303。海水腐蚀性海洋环境中的腐蚀主要有化学腐蚀、生物腐蚀、机械作用腐蚀和电化学腐蚀，这些腐蚀一般是同时进行的。其中，对材料影响最大的是电化学腐蚀。海水是良好的导电介质，大多数金属在海水中腐蚀速率很大。海水本身就是强腐蚀介质，海水中高盐、富氧等都是导致其高腐蚀性的重要因素。除此之外，海洋腐蚀还包括海生物污损腐蚀，主要指海生物附着在金属表面上影响氧扩散，造成细菌栖息，改变环境条件，破坏表面膜和涂层。这种腐蚀在船底及海水管道中尤为显著。海洋生物污损腐蚀会导致船舶的航行阻力增大，负载增大，腐蚀加速。同时，波、浪、潮、流产生的低频往复应力和冲击力，再加上海洋微生物、附着生物及它们的代谢产物等都对腐蚀过程产生直接或间接的加速作用。ISO6200对应盐雾试验标准《IEC61701ED3saltmist6IEC604海洋附着生物海洋附着生物是生长在船底和海中设施表面的动植物与微生物的总称。附着生物分为微型和大型二类,微型附着生物主要包括细菌、硅藻、原生动物、轮虫和线虫等。大型附着生物几乎包括海洋生物各主要门类。世界共有1,000多种(包括动100附着生物对海上漂浮式光伏系统的影响包括腐蚀、浮体负重增加、遮挡光伏组件等三类影响。250506近岸区域海水表层温度渤海：，20℃左右，821℃黄海：0～5℃，24～26℃。东海：11℃，29℃南海：18℃，29℃上述海水表层温度，均未超出光伏组件的额定工作温度范围。海冰渤海海湾存在海冰现象。冰期约为3个多月。沿岸固定冰宽度一般在距岸1千5-1510-402-320-4050/秒左右。0708纬度20°40°之间。相应地，光伏组件的最佳10°30°左右。海上漂浮式光伏系统要综合防海浪冲击、浮体及系泊与锚固系统造价、发电量、排水等综合因素，以及考虑海浪定期冲刷组件及浮体表面、以减少或避免光伏运维工作量等综合因素，确定合适09最低目标：人身安全、设备安全与环境安全海上漂浮式光伏系统除了要满足一般光伏项目必须的人身、设备与环境安全相关规定外，还要满足《国家海洋局海上作业安全管理规定》，包括：【客户需求01】浮体作业平台周边必须设置防护栏杆，并挂设安全网，如设置防护栏杆有困难的，工人作业必须系安全带。【客户需求02】浮体作业平台预留施工与运维通道，表面设计必要防滑特征。03】浮体作业平台上需备足并正确放置救生设备（圈、救生绳等。并配有必需的消防器材。【客户需求04】同一个浮体作业平台，当一个人在任意位置站立、两个人同时在对角位置站立时，浮体应具备保持平衡的能力。【客户需求05】浮体作业平台上提供必要的固定装置，用于放置工具、仪器、个人物品，避免滑落到海中。【客户需求06】系泊与锚固系统的疲劳寿命是浮体及光伏组件寿命的三倍。【客户需求07】浮体、光伏组件、电缆及安装附件的材料选择应符合《海洋工程环境影响评价管理规定》。最高目标：海上风电度电成本与海上风光联合电场平价上网202112000元/千瓦、发电小时数3500h，则度电成本可降至0.37元/千瓦时，勉强满足开发商平价收益率要求。但目前度电成本约0.4元，距离目标还有不小差距。海上漂浮式光伏系统的度电成本应低于沿海各地的脱硫燃煤标杆电价（例如，0.3/千瓦时09地区辽宁河北天津山东江苏上海浙江福建广东广西海南脱硫燃煤标杆电价元/kWh0.3749南网0.3644北网0.37200.36550.39490.3910.41550.41530.39320.4530.42070.4298海上风光联合电场度电成本=0.4×50%+0.3×50%=0.35（元/千瓦时）为达到精细设计、深度降本、显著增效的目标，根据水深、距离海岸线的距近海水面-海上风光联合电场。这三类解决方案，在光伏组件、浮体、逆变器/汇流箱、箱变等方面具有相同或相近的配置，但在系泊与锚固系统、集电电缆、升压站与送出线路等方面，具有完全不同的配置需求，对于综合造价和运维方式等方面也会产生较大影响。沿海滩涂-水陆两栖光伏系统沿海滩涂区域，一般在冬季出现大面积干塘现象，在夏季时岸边水深1-2米。江苏南通启东十里海滩，2022年3月1日山东潍坊莱州湾，2022年2月10日考虑采用水陆两栖光伏系统（01，有望提高施工速度、降低打桩费用。近海水面-海上风光联合电场10-40kM线路、锚固，或提供运维船停靠码头（02，以降低造价、提高收益。沿海水面-海上漂浮式光伏系统1-5kM上漂浮式光伏系统。可以单独配置箱变、集电线路、升压与并网线路（方案构思03，也可以与沿海滩涂-水陆两栖光伏系统共用升压与并网线路（04。总体架构规划海上漂浮式光伏系统以浮体、系泊和锚固部件替代了地面光伏电站的地桩和支架，选用海上光伏组件。其余从汇流箱到逆变器、箱变、升压站等配置方案相同。本方案重点关注光伏组件、浮体、系泊、锚固等子系统及功能部件。子系统及功能模块划分光伏组件：25浮体：光伏组件在浮体上的固定：支持组件承受风荷载、海浪冲击，要求快速拆装。浮体互联与防撞缓冲：浮体之间可靠连接，对相互碰撞提供缓冲。新能海上漂浮式光伏系统兆瓦级海试方阵总体设计方案技术规格说明书新能海上漂浮式光伏系统兆瓦级海试方阵总体设计方案技术规格说明书PAGE10/18PAGE10/18系泊与锚固：使光伏浮体阵列固定在特定范围，避免被海风或洋流冲散。水陆两栖特殊设计：当浮体坐在裸露地面时，浮体重力可抵抗风荷载。接口定义机械接口：锚固之间互联、交直流电缆在浮体上柔性支撑、汇流箱等电气设备在浮体上固定。电气接口：软件接口：采集器或交换机的通信接口，以及陆上集控中心的人机界面接口。测试规范光伏通用规范GB50797-2012光伏发电站设计规范GB50794-2012光伏发电站施工规范GB/T18210-2000晶体硅光伏（PV）方阵I-V特性的现场测量GB/T18479-2001地面用光伏（PV）发电系统概述和导则GB/T18912-2002光伏组件盐雾腐蚀试验（IEC61701-ED3-salt-mist）GB/T50796-2012光伏发电工程验收规范海上风电或海洋工程参考标准GB/T51308-2019海上风力发电厂设计标准GB/T50571-2010海上风力发电工程施工规范GB/T17503-2009海上平台场址工程地质勘察规范NB/T10393-2020海上风电场工程施工安全技术规范NB/T31006-2011海上风电场钢结构防腐蚀技术标准GB/T37424-2019海上风力发电机组运行及维护要求第三章主要部件选型要点与技术规格说明光伏组件为适应海浪拍击、干湿交变海水腐蚀、海盐结晶、海洋生物附着等海洋环境特征，对面板厌水透明材料、背板防渗导热材料、电池片布局与电极连接方式、层压件成型工艺、组件周边密封绝缘工艺等多方面进行改进和优化，推出适合海洋环境应用的新一代光伏组件。浮体为研究浮体材料、形状和系泊方式对海洋环境的适应性，新能联合多家科研机构展开了“风浪作用下海上浮体阵列发电结构力学特性分析”课题攻关，对正常典型波浪和极端风载条件进行理论研究，借助超级计算机、运用多款海工工程计算分析软件进行同步模拟和交叉验证。经过模拟分析，获得了符合我国各种海况条件的浮体支撑结构最优参数范围。根据初步计算，浮体自重加光伏组件、电缆和汇流箱的重量对应的吃水深度约为300毫米。由于浮体的总高为750毫米，因此有450毫米的浮力冗余。这个冗余量，可以承受两人同时站在浮台上，或30年的生物附着增重11件与浮体的固定方式可以采用胶粘、可拆卸嵌入式、周边压板式等多种方式。单个浮体上布置四块光伏组件，按光伏组件额定功率425Wp（420-430Wp）计，单个浮体上布置的光伏组件额定功率为1700Wp。海上光伏电站在受到风、流及浪等共同荷载的作用下，会发生平移或者相互碰撞，对设备产生伤害。系泊系统是保证海上漂浮浮体阵列能够抵御荷载冲击，维持系统稳定的重要结构。距离岸边较远时，常采用水下固定锚块形式系泊系统方式。浮体之间的差异、系泊如何适应不同、系泊缆的载荷均布、系泊连接点强度设计锚进行锚固，水平投影长度初步设计为304。系泊与锚固示意图如下：504产生内应力。第四章兆瓦级方阵设计方案与海试计划总体布局况：1）1100V，201500V，28800V，35kV1700Wp7001.19MW350150具体布局如下：根据离网型兆瓦级方阵和并网型兆瓦级方阵两种不同情况，采用不同的组串布局设计。海试地点按三类情况进行选择，具体根据用海权、周边航道及其它设施情况综合考虑：11012050海洋牧场内或旁边，尽最大可能共用海上设施。365CF以下测试项目或专项攻关课题，需要通过兆瓦级海试来完成。序号海上测试项目或专项攻关课题序号海上测试项目或专项攻关课题对应的通用需求、客户需求或方案构思预期成果1海浪冲击对光伏电池片隐裂的影响评估【通01】最大浪高11米学术论文2具有缓冲层的海上专用轻质光伏组件【通01】最大浪高11米发明专利3浮体五面承受海浪冲击的失效模式研究【通01】最大浪高11米学术论文4流线型海上光伏浮体及制造方法【通01】最大浪高11米发明专利5海上光伏浮体互联部件疲劳寿命试验台【通01】最大浪高11米【客06】系泊与锚固疲劳寿命发明专利6具有防海洋生物附着涂层的光伏组件【通04】防腐等级IEC-6级发明专利7具有防海洋生物附着涂层的光伏浮台【通04】防腐等级IEC-6级发明专利8用潮汐进行浮体和组件表面清洁的装置【通06】海水冲刷避免生物附着发明专利9漂浮式光伏方阵防海冰装机结构【通07】海冰冲击发明专利10防冰冻膨胀的弧形底面海上光伏浮台【通08】冰冻膨胀发明专利11海上漂浮式光伏系统最佳倾角设计方法【通09】设计合适的光伏倾角发明专利12具有防滑特征的海上光伏浮体【客02】浮体表面防滑特征发明专利13自平衡型浮体结构及设计方法【客04】浮体应具备平衡能力发明专利14浮体与系泊高可靠性连接件【客06】系泊与锚固疲劳寿命发明专利15水陆两栖光伏系统及设计方法（构思01）水陆两栖光伏系统发明专利16水陆两栖光伏系统专用浮体（构思01）水陆两栖光伏系统发明专利17水陆两栖光伏系统专用系泊装置（构思01）水陆两栖光伏系统发明专利18可接入光伏直流输入的风光互补变流器（构思02）与海上风电共用设施发明专利19共享运维通道与锚固的风光互补装置（构思02）与海上风电共用设施发明专利20环岛漂浮式光伏发电与夜间照明装置（构思05）环岛景区光伏照明发明专利21海上风光互补与海洋牧场一体化装置（构思06）海上风电、光伏与牧场发明专利上表中未涉及的设计需求、方案构思，属于相对简单的需求，可采用文件审核、参数计算等方式完成。光伏组件、浮体、系泊与锚固等材料特性和力学性能，已经各自通过第三方认证测试、出厂前单项测试、设计计算书及材料供应商质量保证等方式完成内测，不包含在兆瓦级方阵海上测试项目中。第五章大规模应用单瓦造价降低路线图与度电成本分析1210121010987654.854.254201MW10MW50MW100MW200MW500MW以舟山群岛附近海上漂浮式光伏系统为例进行度电成本分析。假设条件如下：20°1084h。95%1029.8h。EPC含箱变及以后的物料及施工费（与风电共用。30%，70%（5%，151510%。按浙江省脱硫燃煤标杆电价结算：0.4153/0.045元/千瓦时，综合电价按0.4603元/千瓦时。100MWp5200MWp4.86500MWp4.25计算结果如下表：装机规模，MWp100200500EPC造价，元/Wp5.04.854.25资本金内部收益率，静态，税后3.84%5.27%11.84%全投资内部收益率，静态，税后4.58%5.01%7.01%投资回收期，年16.415.712.8说明：100MWp4.58%，4.9%，模效应。200MWp5.01%，4.9%，平衡点。500MWp7.01%，4.9%，企投资门槛。所改善。第六章海上漂浮式光伏系统与海洋产业跨界整合12LED（05。舟山市普陀区虾峙岛浅湾区漂浮式景观光伏、环岛环形漂浮式光伏构想洋牧场（06。第七章课题研究、技术开发与产业链合作建议将试行中的隔墙售电模式进行全面升级、定向试点，利用区块链技术，将沿海滩涂水陆两栖光伏发电、沿海水面漂浮式光伏发电和近海风光联合电场组成清洁能源微电网，向沿海化工、渔业深加工、沿海工业区直接供应清洁能源，打造沿海零碳经济带，为提前实现双碳目标探索新路。左图，沿海零碳经济带（蓝色） 右图，基于区块链的清洁能源微电网（绿色）4.521报“十四五”国家重点研发计划“可再生能源技术”重点专项。与沿海区域的开发项目和本地资源对接，打造集中研发、本地制造、全程服务的海上漂浮式光伏系统生态圈，建设从技术研究到产品开发、从系统集成到解决方案、从生产供应到项目施工的全产业链体系。新能源光伏发电工程漂浮式水面光伏项目EPC招标文件技术标准2022.10目录15246_WPSOffice_Level11.1工程建设标准 56815_WPSOffice_Level11.2技术条件 718512_WPSOffice_Level11.3设计方面 917602_WPSOffice_Level11.4设备选型 4119535_WPSOffice_Level11.5技术资料、产品样品 4122192_WPSOffice_Level11.6供货及工程范围及交付进度和要求 4219808_WPSOffice_Level11.7检验和性能试验 4432007_WPSOffice_Level11.8工厂检验 4429537_WPSOffice_Level11.9设备验收 4532532_WPSOffice_Level11.10培训 45

漂浮式水面光伏项目招标文件技术标准1.1工程建设标准项目的材料、设备、施工须达到下列现行中华人民共和国以及省、自治区、直辖市或行业的工程建设标堆、规范的要求，但不限于下列规范：1、工程测量规范（GB50026-2007）2、设计单位设计的施工图中涉及到的规范、规程和标准集及相关技术。IEC61215晶体硅光伏组件设计鉴定和定型IEC6173O.l光伏组件的安全性构造要求IEC6173O.2光伏组件的安全性测试要求GB/T18479-2001《地面用光伏（PV）发电系统概述和导则》SJ/T11127-1997《光伏（PV）发电系统过电压保护—导则》GB/T19939-2005《光伏系统并网技术要求》GB/T19964-2012《光伏发电站接入电力系统技术规定》GB50797-2012《光伏发电站设计规范》GB/T50866-2013《光伏发电站接入电力系统设计规范》GB/T20046-2006《光伏系统电网接口特性》（IEC61727：2004）GB/T29321-2012《光伏发电站无功补偿技术规范》GB12326-2000《电能质量电压波动和闪变》GB12325-2003《电能质量电力系统供电电压允许偏差》GB/T14549-1993《电能质量公用电网谐波》GB50057-2000《建筑物防雷设计标准》DL/T448-2000《电能计量装置技术管理规程》GB50217-2007《电力工程电缆设计规范》DL/T404-2007《3.6kV～40.5kV交流金属封闭开关设备和控制设备》GB/T50795-2012《光伏发电工程施工组织设计规范》GB/T50796-2012《光伏发电工程验收规范》GB/T50794-2012《光伏发电站施工规范》《国家电网公司十八项电网重大反事故措施（修订版）》国家电网【2018】979号《防止电力生产事故的二十五项重点要求》（国能安全【2014】161号）GB50150-2006《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》Q/CSG10011.2-2007《110~500KV送变电工程质量检验及评定标准(第2部分 变电电气安装工程)》DL5009.3-1997《电力建设安全工作规程》（变电所部分）DL 408—91《电业安全工作规程( 发电厂和变电所电气部分)》GB50059-2011《35KV-110KV变电站设计规范》GB50060-2008《3-110KV高压配电装置设计规范》DLT5242-2010《35KV-220KV变电站无功补偿装置设计技术规范》DL/T587《微机继电保护装置运行管理规程》GB/T14285《继电保护和安全自动装置技术规程》GB/T50062《电力装置的继电保护和自动装置设计规范》GB/T50062《电力装置的继电保护和自动装置设计规范》DL/T478《继电保护及安全自动装置通用技术条件》GB/T15145《输电线路保护装置通用技术条件》DL/T770《变压器保护装置通用技术条件》GB50171《电气装置安装工程盘、柜及二次回路接线施工及验收规范》DL/T5137《电测量及电能计量装置设计技术规程》DL/T5044《电力工程直流电源系统设计技术规程》DL/T5491《电力工程交流不间断电源系统设计技术规程》GB50115《工业电视系统工程设计规范》DL/T5002《地区电网调度自动化设计技术规程》DL/T5003《电力系统调度自动化设计技术规程》GB3453《数据通讯基本型控制规程》GB4943《信息技术设备的安全》GB/T17618《信息技术设备抗扰度限值和测量方法》GB7450《电子设备雷击保护导则》国家电网公司《预制舱式二次组合设备技术规范》DL/T1870-2018《电力系统网源协调技术规范》XXXXX公司相关企业标准、规范和规程上述标准、规范及规程仅是本工程建设的基本依据，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。1.2技术条件1.2.1现场自然条件本工程拟建于XXX省XXX水域，利用水面建设集中漂浮式光伏电站，本光伏电站对水质不产生污染，不改变水面用途性质。所在区域内太阳能资源、气象条件、水文地质、原材料供应等满足建设要求等，为本项目建设提供了有利条件。场址坐标约为北纬28°55′，东经112°43′。1.2.2气象及太阳能资源情况根据沅江市气象站实测资料统计，沅江市气候属亚热带湿润季风气候。具有湖区气候特色。光热充足，降水适中。平均气温16.9℃。1月平均气温4.3℃，7月平均气温29.1℃。年平均日照数为1743.5小时。年平均降水量1322毫米。多集中在4～6月。无霜期276天。结合1983年～2017年的NASA卫星数据和Meteonorm数据的太阳辐射资料统计数据为依据。太阳总辐射的年际变化波动不大，最大值出现在2008年3.96kWh/㎡/d，最小值出现在2014年2.84kWh/㎡/d。近35年年平均值为3.29kWh/㎡/d。月总辐射从3月开始增加，7月为一年峰值月，随后缓慢下降，NASA数据冬季2月达最小值，Meteonorm数据冬季1月达到最小值。从季节分析看出，春季太阳辐射量比冬季多主要由于春季3月以后太阳直射北半球，白昼时间长，日照时数增加较快，9月后直射南半球，昼短夜长所致。本项目所在地区光资源稳定，适合建设光伏发电系统，更能充分利用光资源，实现社会、环境和经济效益。本项目要求以SolarGIS和Meteonorm数据进行测算。1.2.3地质地貌工程地质（1）拟建厂址区域位于洞庭湖平原地区，地质构造相对稳定，无区域性活动断层通过。（2）工程场地50年超越概率10%水平峰值加速度为0.028g，工程场地地震基本烈度小于Ⅳ度。施工图设计阶段，应进行本阶段的工程地质勘察工作，以满足设计要求。1.2.4施工用电施工用电电源就近10kV线路引接，施工区现场可安装一台变压器10/0.38kV专用变压器，经变压器降压后引线至各施工用电点。施工及施工用电的相关设备、设施及材料的采购、安装、拆除均由投标人负责，费用由投标人承担，并计入投标报价。1.2.5施工用水本项目施工用水由承包人自行解决，施工用水费用由投标人承担，并计入投标报价。1.2.6施工建材本工程所需的主要材料为砂石料、水泥、钢材、木材、油料等由投标人承担，并计入投标报价。1.2.7施工照明投标人应负责设计、施工、采购、安装、管理和维修本合同工程所有施工作业区的施工区照明线路和照明设施。各区的最低照明度应符合照明安全的规定。1.2.8施工通信招标人不提供外部通信接入条件，投标人应解决通向本标施工现场的通信线路和服务设施，承担费用。1.2.9仓库和堆料场1）投标人应负责本工程施工所需的各项材料、设备仓库的设计、修建、管理和维护。2）投标人自建的材料仓库应严格按监理单位批准的地点进行布置和修建，并应遵守国家有关安全规程的规定。3）各种露天堆放的砂石骨料、存弃渣料及其它材料应按施工总布置规划的场地进行布置设计，场地周围及场地内应做防洪、排水等保护措施以防止冲刷和水土流失。4）仓库和堆料场等临时用地由投标人负责租赁。1.2.10临时房屋建筑和公用设施1）除合同另有规定外，投标人应负责设计和修建施工所需的临时房屋建筑和公用设施。2）投标人应按施工图纸和监理单位指示，负责上述房屋和公用设施的设备和设施的采购、安装、管理和维护。1.2.11其它临时设施1）投标人可根据施工需要，进行规划并负责设计除以上规定外的其它临时设施，并负责施工、运行和维护管理。2）以上所有临建设施均应报监理单位批准后方可实施。工程完工验收后，根据监理单位的指示，对需要保留的临时设施需完整地移交给招标人，对需要拆除的临时设施需在合同规定的时间内拆除，并进行场地平整和环境恢复工作。1.2.12特别说明投标人应特别注意，XXXX光伏发电项目要求严格按本招标文件的技术要求实施，避免投标出现重大偏差。1.3设计方面本工程按照“无人值班、少人值守、智能运维、远方集控”总体原则设计。投标人所采用的设计方案（施工详图等）必须经招标人审定确认后方可实施。方案要结合现场实际情况，充分利用现有土地，合理进行设计优化，按不小于121.992MWp装机容量布置，包括如下内容（不限于）：本工程生产工艺系统、辅助生产设施和附属设施的全部工艺系统的土建、安装，包括从“五通一平”开始至并网发电全过程施工图及竣工图的设计。主要投标方案包括（但不限于）：光伏场区、集电线路和升压站工程总平面布置、建筑物设计；主要设备选型，包括光伏组件、浮体（含附属支架）和锚固、汇流箱、逆变器和箱变（含浮体平台）、35kV集电线路、35kV及110KV配电设备、保护、控制设备、通信、计算机监控系统、智能运维等；绿化、植被恢复、环保、水保、安全设施、照明、消防、防雷接地及进场和场区道路。并要为后续项目使用本项目配套设施提供接口和通道。1.3.1施工图阶段应遵循的设计原则和设计要求具体如下：1.3.1.1主要技术指标本并网光伏电站的系统总效率不得低于85.6%，投标人应采取技术措施予以保证。要求投标人按国家相关规定采用经国家认监委批准的认证机构认证的先进技术指标的光伏产品进行设计。（1）光伏组件：要求选用晶科、晶澳、天合光能、隆基、阿特斯五家或2018年度出货量与上述五家同等及以上的国内知名品牌之一。光伏组件要求具备抗PID性能，背板要求T膜或K膜厚度需满足招标方的要求；设计、选型需由投标人采购并进行全方位的技术、性能比较，报招标人审核后确定。（2）逆变器：要求选用阳光电源、上能电气、禾望科技、科士达、特变电工五家或2018年度出货量与上述五家同等及以上的国内知名品牌之一。要求具备抗PID性能，具有高电压穿越功能；由投标人进行全方位的技术、性能比较，终选方案需报招标人审核确定。性能应符合接入公共电网相关技术要求的规定，并具有有功功率和无功功率连续可调功能。应符合《光伏发电站接入电力系统技术规定》（GB/T19964-2012）对逆变器低电压穿越性能及其他相关规定的要求。（3）直流汇流箱汇流箱的主要作用是将各个光伏组串的电能汇集后送入逆变器。汇流箱设有防雷保护装置，配置防反二极管，光伏组件串支路正负极设置断路器，并且可以采集各支路电流和开关量信号，提供RS485通讯接口及标准转换规约，箱体要考虑盐雾腐蚀的影响，应选用304不锈钢材质箱体。汇流箱底部进线、出线，室外支架式安装，箱体设计满足良好的自然散热要求，箱体内不能加装风扇等旋转电气元件。交汇流箱箱体强度满足长期户外使用，箱体结构应防潮，抗紫外线、抗老化，易于散热，整机防护等级不低于IP65。汇流箱应有足够的机械强度和刚度，应能承受所安装元件正常工作、短路、雷击时所产生的动、热稳定冲击，不因运输等情况而变形或影响设备的性能。内部装置的布置应充分考虑安全、安装、调试、维护、更换及运行的要求，接插件和断路器应动作可靠、接触良好、不松动。汇流箱的安规和散热设计必须保证在室外、-25~+60℃、多雷、有凝露(安装除湿装置)、昼夜温差大、每天至少1个热循环的环境条件下安全稳定的连续运行。交流汇流箱温升应符合IEC60947-1有关温升的规定，且温升值不超过部件相应的标准要求。直流汇流箱的输入直流断路器必须采用国内外知名厂家的高品质工业级产品，应具备速断和过流保护功能。直流汇流箱直流总输出侧必须配置国内外知名品牌的高品质Ⅱ级直流防雷器，直流防雷器应具备共模和差模的雷电防护功能。直流输出防雷器必须配置防雷器失效保护电路；输出防雷器应有状态指示器，通过状态指示器提供防雷器的工作状态。汇流箱的输入电路对地、输出电路对地、输入电路对输出电路的绝缘电阻应不小于10MΩ，绝缘电阻只作为绝缘强度试验参考。汇流箱的输入对地、输出对地、输入电路对输出电路应承受DC1500V。汇流箱应满足的最小电气间隙和爬电距离如下表所示：最小电气间隙(mm)最小爬电距离(mm)2035汇流箱的直流输入支路必须配备国内外知名品牌的高品质防松动、防潮、防晒、防臭氧、抗紫外线、抗老化、阻燃防水接头。阻燃等级不低于UL94-V0；防护等级不低于IP68。汇流箱内的电缆应采用国内外知名品牌的高品质阻燃型铜芯软电缆，电缆的对地额定工作电压不低于0.6kV，正常运行温度范围不低于-40℃~+105℃。内部所有接线应有对应的配线标记，所有电缆、导线、线槽、端子、配线标记等均采用阻燃材料，配线标记应与生产图纸上的完全相同。汇流箱内电缆、电气连接点、接线端子等的耐冲击电流能力应该与汇流箱内的预期短路电流、断路器、电缆等严格匹配，不得出现短板现象或超出保护范围的现象。交流汇流箱内元器件、电缆、接线端子、焊点和电气连接点等必须严格匹配，任何故障情况下，均不允许出现汇流箱燃烧情况。汇流箱内部母线的连接应采用经过防腐处理的螺栓、螺母、套管，母线应按国家标准(GB)的规定排列和标记。汇流箱的箱体框架及其它不载流金属部件都应和接地母线可靠连接，柜体内的接地端子应以截面不小于16mm2的多股黄绿铜线与接地母线直连，接地端子处应标有明显的保护接地符号。汇流箱运行时，打开柜门后，所有导电部件均应有防护措施以防止人手触及。汇流箱采用自供电模式，电源由汇流箱自行解决。汇流箱中不允许使用镀锡处理的母线和连接件，可以使用钝化或镀银等工艺处理的防腐、防氧化母线和连接件，无论投标人采用何种母线防腐、防氧化处理方式，都必须保证交流汇流箱可以在-25℃~+60℃的环境温度下满功率运行，同时，不能影响电缆连接点处的接触电阻，所有的电缆连接处决不能出现热胀冷缩而松动或出现裂纹的情况。（4）主变、GIS、开关柜必须采用国内一流品牌产品。（5）电缆：设计时要求采用国内知名厂家产品。暴露在阳光下的电缆（根据现场情况，如有）需选用防紫外线电缆和防止小动物咬伤的铠甲阻燃或耐火电缆，地埋电缆应采用防水钢铠电缆。（6）电缆头、通讯要求采用国内知名厂家产品。高低压电缆头均要求采用优质冷缩电缆头。场内通讯方案通过汇流箱RS485信号送出,直至控制室,实现对光伏组串的监控。该通讯方式还应能同时满足电网调度要求。（7）光伏阵列浮体、锚固及支架1）浮体系统设计要求①浮体形式应为主浮体安装一块组件，过道浮体（副浮体）将主浮体连接在一起，浮体与浮体之间不应采用钢性连接形式。②在25年使用周期内，浮体系统需能适应以下环境条件：a)水面浪高不低于1m；b)水流速度不低于1m/s；c)风力载荷不低于20.3m/S（50年一遇最大风速）；d)使用环境温度范围超过-30℃到60℃；e)雪载荷不低于70DaN/m2（等于700N/m2）；f)适应水位变化超过3m；（超极限状态时的水位变化幅度）g)抗震强度6级；h)浮筒能承受的紫外老化计量超过1650kWh/m2（25年平均每年4800MJ/m2辐射量条件下的5%）。③浮体型式设计要求组件平台主浮体倾角为9°，投标人所使用的浮体按照此倾角设计。浮体型式由投标人按照72片电池组件尺寸标准自行设计；主浮体和过道浮体均满足极限状态下载荷设计要求。2）锚固系统设计漂浮方阵锚固系统由投标人根据所选用浮体型式及漂浮方阵方案设计。锚固系统连同浮体组成的漂浮子阵应充分考虑风浪流耦合分析，并提供专业流体力学软件分析结果。投标人提供锚固系统设计方案应充分考虑光伏场区水底地质稳沉情况、水位变化、水底地形等因素，确保具有适应水位变化的能力，不因风浪或水位变化因素造成锚固位移或损坏浮体，确保漂浮方阵系统安全稳定运行25年。3）支架设计光伏组件的支架风荷载应按照相应规范进行取值，支架应按承载能力极限状态计算结构和构件的强度、稳定性以及连接强度。防腐宜采用热镀锌，镀锌层平均厚度不应小于65µm。光伏阵列的布置应适应水面形状的变化，在确保安全的前提下既经济合理，又方便施工，因为支架镀锌不到位或安装导致氧化、生锈等质量安全问题，承包人承担一切责任。投标人应充分研究光伏阵列的合理布置，既要做好总体布置，又要优化微观布置；布置方案须经招标人优化、审核确认后方可施工。（8）监控和保护系统设计主要配置系统有：计算机监控系统、继电保护及安全自动装置、电能质量在线监测、防误操作系统、电能量计量系统、火灾自动报警系统、视频安防监控系统、环境监测系统、光功率预测系统、有功和无功功率调节、通信系统等.考虑业主方规划在总部设置远程集控中心，对新能源电站统一管理，拟在本光伏电站的建设中应配置远程集控系统设备，以实现相应集控功能。（9）智能运维设计1）智能营维云中心智能营维云中心实现对客户全公司所有电站进行集中管理，提高电站的管理和运维效率，提升发电量，降低管理成本：①基于云计算平台，具备管理数十GW、数百电站的数据接入能力，支持25年、数百TB的数据存储，完备的权限控制和鉴权机制，保证数据安全；②支持多电站接入、扩展接入新电站，将位于全国/全球不同位置的多个电站当作本地逻辑电站进行管理，分析各电站全年和各月发电计划完成情况、运维投入情况，辅助集团领导决策分析；③汇总多个电站生产数据、融合分析，形成一整套跨电站的KPI指标来评估电站的运营情况，评估电站运行健康状态，快速找出短板、给出优化建议。2)电站生产管理系统生产管理系统ePMS710，提供电子化、移动化的生产运行管理和办公功能，提高电站管理、运行效率：①两票电子化移动化，提升处理效率，缩短处理时间，减少故障引起的发电损失；②运维分析和设备评估实现对人、设备、事件精确评估分析，持续优化运维效率。3）电站监控系统监控系统提供完善的光伏电站汇集站和光伏发电侧设备实时监控和管理，及时发现并精确定位故障，提升电站运维效率：①高精度光伏组串监测，组件故障快速识别；②故障精确定位、告警关联分析及告警修复建议，减少现场工作人员的定位时间和分析工作；③基于设备物理位置、逻辑拓扑和电气接线图的实时监测，直观可视，良好的用户体验。4）光伏终端及运维APP基于智能光伏终端及运维APP，提供移动化的运维和巡检手段：①提供多种业务功能，如电站列表、告警管理、告警查看、两票管理、资产管理、运营报表等业务功能，为电站运维提供强大的业务支撑；②突破办公场所的限制，提供新型移动运维模式，实现工作票及操作票移动化、电子化，提升了运维效率。5）经营APP经营APP，可通过手机实时查询集团及电站KPI运营指标：①直观展现集团下属所有电站布局结构及运行状态，同时为电站管理者提供各种运营数据，如发电报表、电量统计分析、电站运行分析、设备运行分析、运维评估等多维度运营信息；②为投资机构和投资者提供了解电站运营、收益情况的通道。（10）35kV无功补偿装置要求具有高电压穿越功能。1.3.1.2工程总平面布置与建筑物要求总体要求：总平面布置科学合理，功能分区明确；建筑物设计遵循“以人为本”的原则，并体现XXXXX公司企业文化；建筑物风格美观大方、环境友好、耐久实用。汇流箱布置应选择各支路电缆长度均等位置进行布置，各逆变器布置应选择各汇流箱电缆长度均等位置进行布置，以避免电压不平衡。逆变器、箱变及电缆分支箱应按照电能量损耗最低，发电效率最大化进行布置，电缆走向合理敷设。箱变、逆变器布置考虑直流损耗的合理规避，要求达到损耗最小，电缆选择要求考虑“压降配线法”。1.3.1.3建筑、装修及给排水工程给排水工程包括光伏区所有设备及检修道路等给排水系统工程。建筑、装修及给排水工程必须满足XXXXX集团公司《电厂建筑色彩形象及装饰装修设计标准》以及现行最新施工规范要求。本工程生活用水水源考虑从附近村落引入，生产用水水源考虑从周边河道取水。生活污水采用先处理后排放的原则，具体经地埋式污水处理装置处理后回用于站区内绿地浇灌，做到零排放。1.3.1.4系统与监测控制要求一、监控系统本工程配置远动功能的监控系统，实现光伏场信息向电网调度部门传送。全站设备的监控均由计算机监控系统完成，不再另设常规模拟屏、控制屏，光伏电站站内的数据统一采集处理，资源共享。监控系统满足集团远程集控的要求。1）计算机监控系统的设计原则（以下方案供投标人参考）光伏电站配置计算机监控系统，并具有远动功能，根据调度运行的要求，本升压站端采集到的各种实时数据和信息，经处理后可传送至上级调度中心，实现无人值班，少人值守。本工程拟通过光伏电站监控通信系统接受远方遥控，全站设备的监控均由计算机监控系统完成，不再另设常规模拟屏、控制屏，站内数据统一采集处理，资源共享。2）监控范围计算机监控系统的监测范围为升压站和光伏厂区设备，升压站至少包括35kV及110KV断路器、电动操作隔离开关及接地开关、变压器、电容器、无功补偿系统、所用电系统、直流系统、逆变器电源系统、保护信号和各种装置状态信号及发电系统等；光伏厂区至少包括组件、汇流箱、箱变、逆变器、环境监测仪等。每个光伏方阵设有子监控系统一套，共配置40套就地光伏通信柜，分别安装在箱变内或户外，采集箱变、逆变器信息，并通过网络交换机与110kV升压站计算机监控系统相连。3）操作控制方式控制方式为三级控制：就地控制、站控层控制、远方遥控。操作命令的优先级为就地控制＞站控层控制＞远方遥控。在监控系统正常运行的情况下，任何一层的操作，设备的运行状态和选择切换开关的状态都应处于计算机监控系统的监视中。在任何一层操作时，其他操作级均应处于被闭锁状态。系统出现故障时，应能立即发信至集控站或调度并闭锁远方控制。4）系统功能a)数据采集与处理功能：系统对电站主要设备的运行状态和运行参数实时自动采集，对所采集的数据进行分析、处理和计算以形成电站监控与管理所需要的数据，对主要的数据作为历史数据予以整理、记录、归档，按调度要求传送必要的实时数据。b)安全检测与人机接口功能：系统能实时监视电站各类电气设备的运行状态和参数，并能完成越限报警、事故顺序记录、事故追忆等任务。系统可通过LCD、键盘等人机接口设备实现人机对话。c)控制功能：系统能自动完成对电站设备的实时控制，主要包括运行设备控制、断路器及隔离开关的分合闸操作、站用系统的控制与操作。d)数据通信功能：能实现计算机监控系统与调度中心的数据通信。e)系统自诊断功能：计算机监控系统自诊断功能包括硬件自诊断和软件自诊断，在线自诊断和离线自诊断。f)系统软件具有良好的可修改性，能很容易地增减或改变软件功能及方便升级。g)时钟系统：通过卫星同步时钟系统，实现计算机监控系统与系统调度之间时间的同步。5）计算机监控系统的构成：选用两台工控计算机做为站级控制设备，每台工控机的人机联系设备选用标准键盘、鼠标各一个，高分辨率大屏幕监视器一台(监视器要求知名品牌4K,不小于50寸)，另外配置打印机两台(打印机要求国内外知名品牌能打印A3纸,具备联网激光彩打及复印功能)、语音报警音响等。6）全站时间同步系统配置1套公用的时间同步系统，实现站内所有对时设备的软、硬对时。时间同步系统对时范围：监控系统站立路控层设备、保护装置、测控装置、故障录波装置、自动装置、光伏监控保护系统及其他智能设备等。技术参数和配置满足电网要求。二、继电保护及安全自动装置（以下方案供投标人参考）1）有功功率及频率控制根据国家电网调【Q/GDW617-2011】《光伏电站接入电网技术规定》要求，光伏电站应能执行电网调度机构对光伏有功功率变化率的要求。在下列特定情况下，光伏电站应能根据调度要求控制其有功功率的输出：（1）电力系统事故或特殊运行方式下要求降低光伏电站有功功率，以防止输电设备过载，确保电力系统稳定运行。（2）当电力系统频率高于50.2Hz时，按照电力系统调度部门指令降低光伏电站有功功率，严重情况下切除整个光伏电站。（3）在电力系统紧急情况下，若光伏电站的运行危及电力系统安全稳定，电力调度部门应暂时切除光伏电站。光伏电站集控站远动通信服务器需具备与控制系统的接口，接受调度部门的指令，具体调节方案由调度部门根据运行方式确定。光伏电站有功功率控制系统应能够接收并自动执行电网调度部门发送的有功功率及有功功率变化的控制指令，确保光伏电站有功功率及有功功率变化按照电力调度部门的要求运行。2）无功功率及电压控制根据国家电网调【Q/GDW617-2011】《光伏电站接入电网技术规定》要求，光伏电站应具备电压控制措施，实现对并网点电压的控制，其调节速度和控制精度应能满足电网电压调节的要求。无功功率和电压的调节主要包括调节逆变器无功功率、调节无功补偿设备投入量等。3）系统计量集控站配置一套电能量远方终端，用于完成电站关口计量点电能信息采集、处理，并向调度传送电能计量信息。电能计量点信息采集：35kV线路有、无功电能量；全站总有、无功电能量。系统关口点设在110kV出线侧，最终以接入系统报告及批复意见为准，计量表计按1+1配置，其它作为计量考核侧，计量表计按1+1配置，关口计量表计精度：有功为0.2S级，无功为2级。关口计量用电压互感器精度为0.2级，电流互感器精度为0.2S级。要求计量表计应能准确、完整、可靠、连续地计量关口计量点和考核点的正反向有功电能量和无功电能量的功能；计量表应具备两个RS-485/RS-232串口输出，并向电能量远方终端传送分时电量数据，通信规约为DL/T-645；计量表应具备分时存储功能，可人工设置时段；计量表应具备失压记忆功能，以保持运行参数和电能量数据；计量表应具有就地维护、测试功能接口。电能量远方终端完成各计量关口点和考核点数据的采集、处理、传输、对时、自检、报警、事件纪录、操作密码设置等功能；电能量远方终端应具备脉冲和数字量输入两种方式，采用脉冲信号输入时应有光电隔离、滤波措施，防止接点抖动和干扰误动，电能量远方终端应具有内部时钟，能接受主站端的对时命令，以满足调度计量系统的要求。4）远动系统为了系统安全稳定运行，按要求光伏电站应实现安全监控功能，即远动应具备遥测、遥信、遥调、遥控功能。对光伏电站主设备（如逆变器、35kV出线及断路器等）的运行状况进行遥测、遥信安全监控，使电站运行在最佳状态。远动信息采集要考虑完整性和实时性，具体内容如下：遥测：110kV线路电压、频率、功率因数遥测；110kV线路有功功率、电流；35kV母线电压、频率、功率因数遥测；35kV线路有功功率、电流；逆变器交流输出侧有功功率、电流；遥信：事故总信号;110KV及35kV线路断路器位置信号遥信；5）系统保护配置原则光伏电站内电气设备采用微机保护，以满足信息上送的需求。元件保护按照《继电保护和安全自动装置技术规程》GB14285—2006配置。根据《继电保护和安全自动装置技术规程》和有关“反措要求”，光伏电站接入系统工程35kV系统继电保护配置原则如下：对单侧电源的线路，可采用一段或两段电流速断或电压闭锁过电流保护作主保护，并应以带时限的过流保护作后备保护。6）系统保护配置方案(最终满足电网要求)（1）110kV线路保护配置一台光纤差动保护装置，其品牌及型号与对侧保持一致，具体根据接入系统要求确定。（2）防孤岛检测及安全稳定控制装置根据《光伏电站接入电网技术规定》对防孤岛的要求，对于大、中型光伏电站，公共电网继电保护装置必须保障公用电网故障时切除光伏电站，光伏电站可不设防孤岛保护。光伏电站并网逆变器含孤岛效应保护，当网上发生故障时，光伏电站并网逆变器通过检测并网电压、频率、相位等，当逆变器输出电流大于额定电流150%时，则将光伏电站与电网断开，动作时间小于0.1s。当光伏电站并网频率偏离额定频率±5%Hz时，则光伏电站应与电网断开，动作时间小于0.2s。在光伏电站输出端安装逆流检测装置，应具有逆功率保护，当检测到供电变压器次级处的逆流为逆变器额定输出大于5%，逆功率保护时间0.5s～2s时，则光伏电站应与电网断开。因此考虑在光伏电站送出线路处装设1套主动式防孤岛保护装置。（3）电能质量分析仪光伏发电厂属于谐波源，根据《光伏电站接入电网技术规定》应配置满足IEC61000-4-30-2003标准的A类电能量质量在线监测装置。本工程属于大型光伏电站，采集的电能质量数据应具备远程传输至电网企业的功能，以保证电网企业对电能质量的监控。光伏电站开关站按出线配置多套电能质量分析仪。电能质量分析仪预留与电能质量检测主站通信的接口。三、组屏方案（以下方案供投标人参考）1）站控层设备远动通信设备与调度数据网设备组1面屏；公用接口及网络设备组1面屏，柜上包括智能接口设备、交换机、光电转换装置等。2）间隔层设备设3面公用测控柜；直流蓄电池组2面屏、充电装置2面屏、直流馈线柜2面屏；UPS组1面屏；35kV线路保护测控装置设置在对应35kV开关柜上，不集中组屏；电能质量在线监测、光功率预测系统、安全稳控装置等均各组1面屏；电能量远方终端和电能表安装在35kV计量柜上。四、二次接线（以下方案供投标人参考）1）测量系统光伏电站计量点配置于35kV汇集站母线出线侧。测量表计按DL/T5137-2001《电测量及电能计量装置设计技术规程》有关要求进行配置。2）信号系统不设常规音响信号系统。所有的事故、故障信号均应传输至主控室兼保护盘室综合自动化系统。（1）35kV断路器及隔离开关位置状态；（2）35kV各断路器手车位置状态；（3）继电保护及自动装置的动作及装置异常信号；（4）直流系统和交流不停电电源故障信号。3）互感器的选择与配置按照《电测量及电能计量装置设计技术规程》的有关规定，电能计量装置应接于电流互感器和电压互感器的专用二次绕组（电流互感器准确级次为0.2S级，电压互感器准确级次为0.2级），计量专用的电流、电压互感器二次绕组及其二次回路不得接入与计量无关的设备。五、控制电源系统（以下方案供投标人参考）1）直流电源直流系统电压为220V，选用智能高频开关直流电源，整流模块采用高频开关N＋1热备份，其中监控元件可监控交流配电、整流模块。设1组300Ah阀控式密封铅酸蓄电池，采用单母线接线，蓄电池组不设端电池。直流系统正常情况下浮充电方式运行，事故放电后进行均衡充电，直流放电小时数为2h。直流系统还配有微机直流绝缘检测装置、蓄电池巡检、直流放电仪。直流电源供全所保护、控制、交流不停电电源和综合自动化等设备。2）交流不停电电源全所配置1套交流不停电电源UPS，容量为10kVA，给微机监控系统提供安全可靠的工作电源，UPS不带蓄电池，其所需直流电源由直流系统提供。六、消防及火灾自动报警系统本工程消防总体设计采用综合消防技术措施，从防火、监测、报警、控制、灭火、排烟、逃生等各方面入手，力争减少火灾发生的可能，一旦发生也能在短时间内予以扑灭，使火灾损失减少到最低程度，同时确保火灾时人员的安全疏散。升压站内设置消防器材。最终需满足当地消防主管部门要求。35kV配电间、继电保护室的消防设施按照有关规定设置。本工程设置一套火灾报警装置，在中控室、二次设备间、35kV配电装置室、无功补偿室、400V配电室等处设置火灾探测报警装置。火灾报警控制系统由主控制器、各种探测器、手动报警按钮及线缆等设备组成。当发生火灾时，探测器将火灾信号送至主控制器，在主控制器上能显示火灾发生的时间、地点，并发出声光报警信号。七、视频安防监控系统设置一套视频安防监控系统，实现对电站主要设备的监视要求，监视范围包含光伏场区、升压站，光伏场区包括光伏方阵（箱逆变一体机）、主要通道、场区边界等；升压站包括预制舱、配电设备、电气设备间、围墙及主要通道、综合楼等。主要实现对光伏场区、升压站、检修道路等现场的视频监视，图像监控及安全警卫系统采用数模集合的方式在监控室设置控制中心。要求监视摄像机具有360度云台控制。视频监控系统采用独立光纤环网,不得利用光伏区通讯通道传输信号八、电气二次设备布置（以下方案供投标人参考）110kV升压站计算机监控系统布置在110kV升压站中控室。升压站二次设备一般采用集中布置的方式，全站控制保护及通信设备都集中布置在继电保护室内，蓄电池放置于单独设置的蓄电池室内，站内不设通信机房。蓄电池室布置于生产综合楼一层，继电保护室与中控室均布置在一层。升压站二次设备柜体结构、外形及颜色均应统一。根据实际工程需要，选择合理的保护装置和监控系统测控装置组屏方案。110kV线路和主变的保护、测控装置等分别组屏布置于继保室内；35kV及站用变的保护测控装置就地分散布置于开关柜内;无功补偿装置控制保护装置由厂家自带，就地布置于无功补偿装置附近。九、通信（以下方案供投标人参考，最终需满足电网公司要求）光伏电站通信系统主要包括系统通信、场内通信以及与公网通信三个部分。光伏电站系统通信的任务是为电力系统上级主管部门对光伏电站内的生产调度和现代化管理提供电话通道，并为继电保护、远动、计量及计算机监控系统等提供信息传输通道。场内通信是为光伏电站生产运行、调度指挥及行政办公系统各职能部门之间业务联系和对外通信联络提供服务。场内通信分为升压站内行政和生产调度通信及光伏电站内通信。光伏电站需与当地的公用通信网建立通信联系，以满足光伏电站对外的电话、数据传输和宽带上网等通信要求，同时也为本光伏电站的自动化和远动系统预留与电力系统通信的备用通道。1）光伏发电工程站内通信站内通信是为光伏电站生产运行、调度指挥及行政办公系统各职能部门之间业务联系和对外通信联络提供服务，分为站内生产调度通信和行政管理通信。设行、调合一数字式程控调度交换机1套（8门），作为光伏电站的生产、行政通信使用。通信电源采用高频开关式稳压稳流电源系统，二路取自站用电母线段的交流220V作为主供电源，电源系统输出交流220V及直流48V供通信设备用。同时考虑光电场检修及巡视，光电场及逆变器室与控制室之间的语音通信，主要采用大功率无线对讲机通信方式，并以公网手机通信方式为辅。大功率无线对讲机暂按5部配置。2）系统通信系统通信是为上级主管部门对光伏电站生产调度和现代化管理提供电话通道，并为继电保护、远动和计算机监控系统等提供信息传输通道。考虑在升压站设1套电力调度网接入设备，利用电厂通信设备和通信通道建设光伏电站至调度部门的通信电路；最终系统通信的设计方案应以接入系统设计报告和电网公司的批复意见为准。1.3.1.5电气一次（以下方案供投标人参考）（1）光伏方阵接线设计100MW光伏项目组件安装容量不小于121.992MWp。考虑以110kV电压等级接入电网。高效单晶硅电池组件26块串成一组串，本工程共分为40个发电单元。每个2750KVA箱变接入2台1250kW逆变器，每台逆变器接入13或14台直汇流箱汇流箱。（2）电气主接线40个光伏发电单元分5条架空集电线路汇聚至升压站35KV汇集站，35KV采用单母线，通过主变压器升压至110KV，再经110KV组合电器并入电网。380/220V站用电接线：单母线接线，电源一主一备用，从电厂就近PC段引入。1.3.1.6综合厂用电率本期工程要求设计的综合厂用电率控制在2.0%以内。1.3.2主要设备、材料选择场地污秽等级为IV级，所有电气设备选型应优先符合国家标准，如没有国标的应符合行业标准。（1）光伏组件1）本工程采用400+Wp高效单晶大功率组件，具备抗PID性能，通过IEC61215认证、IEC61730认证、UL1703认证、IEC62804(抗PID)、IEC62716（耐盐雾）、IEC61701(耐盐雾)、IECTS62941（质量体系）认证。2）背板材料为通过认证的含氟背板，PET厚度≥250um±10%，T(或K）膜厚度≥22.5um，背板的力学性能、电学性能、收缩率、透水率和靠性满足相关规范要求和行业标准。3）包含三对旁路二极管，以避免因阴影导致电池片及其电路故障。4）转换效率不低于19%，首年功率衰减不高于2.5%，后续年内功率衰减不高于0.55%，工作环境温度范围-35℃到60℃。（2）浮体系统（包括主浮体、过道浮体、组件连接件及锚固系统）1）浮体材料要求：①主体材料为高密度聚乙烯（HDPE），高密度聚乙烯需采用国内或国际上知名大公司品牌，并提供原材料型号等相关证明材料，原材料符合国家及国家对高密度聚乙烯材料制定的相关规范要求。投标人需提供其产品的国家光伏检测中心CBC认证证书或TUV的认证证书。不可使用废料或回料作为原料，浮筒生产过程中需定期对用料进行抽检。②漂浮式水上光伏电站所采用的HDPE浮体目前没有统一的国家标准，根据招标人的需求，投标人使用的浮体的设计、制造应符合（但不限于）下列规范与标准，如果投标人有其他相关标准（例如企业标准），且测试方法及标准高于本标准的，可以乙方标准为准，招标人可根据投标人提供的测试项目核测试指标进行评价，投标人须提供相应的说明材料。同时投标人所供产品均须遵守最新的国家或国际标准，当与下述标准不一致时按最高标准执行，部分测试项目为乙方在生产工厂测试的，需提供测试方法测试标准以及测试结果说明。③材料应符合下表技术指标要求：物理性能性能项目测试方法试验条件单位性能密度ASTMD-150523℃g/cm3>0.94拉伸断裂延伸率GB/T104023C%>200%拉伸断裂强度GB/T104023℃，5mm/minMPa>18断裂屈服强度GB/T104023℃，5mm/minMPa>22缺口冲击强度GB/T1043.1-200823℃KJ/m2>40抗拉弹性模量GB/T1040.1-200623℃，5mm/minMPa>600弯曲模量GB/T9341-200823℃，2mm/minMPa>900冲击脆性温度℃<-60邵氏硬度ShoreD>60卫生性能卫生要求GBT17219-1998满足《生活饮用水输配水设备及防护材料安全性评价标准》析出物分析GB/T5009.60-2003脱色试验阴性，重金属合格，高锰酸钾消耗量<10符合Reachy要求提供检测数据符合Rohs要求提供检测数据阻燃性能阻燃等级UL94HB耐化学，湿气老化耐高温湿气能力PCT96JESD22-A102拉伸强度，冲击强度,断裂延伸率的保持率>80%耐液体化学溶剂（5%盐酸，甲苯，IRM903矿物油、乙醇，饱和NAOH）55℃×168hGB/T11547-200855℃，168h拉伸强度，冲击强度,断裂延伸率的保持率>75%高温高湿DH1500hIEC61215，10.1385C,85%，1500小时拉伸强度，冲击强度,断裂延伸率的保持率>80%④材料抗UV紫外老化性能要求。采用1A型（UVA-340）荧光紫外灯或相应的1A型荧光紫外灯组来模拟日光中的紫外部分测试，应没有明显的老化迹象，包括裂纹或破裂。⑤浮体封气口浮体封气口应具备透气和防水性能，在浮体内外气压变化时平衡内外气压且可保证浸入水中时不漏水。封气口采用的材质应与浮体主体材质一致。⑥连接件、支撑件、钢索材质选择浮体耳板连接件要求采用与浮筒主体相同性质材料制作；其他连接件或者支撑件要求与浮筒本体材料一致或采用铝合金或不锈钢材质；锚索要求为热镀锌材质或者其他能满足25年使用寿命的材质，热镀锌平均厚度不低于120μm，最低厚度不低于110μm（镀锌层厚度检测，材质检测。厂家需提供相关的材质检测报告和镀锌层厚度检测报告。），材质要求为碳钢Q235B，钢索索环粗细要求直径不小于10mm。2）浮体性能及测试要求厂家应提供其产品的各项性能的检测报告，检测报告需包含抗UV（紫外）测试报告、浮力测试报告、对饮用水无害测试报告、对边对角拉力和压力测试报告、浮筒材质检测报告、锚索材质检测报告、镀锌层厚度检测报告、抗风能力测试报告。相关的测试方法及测试标准可依据本文件的建议，也可根据厂家自身的测试标准（企业标准），如果是依据厂家的企业标准，厂家需对各项检测项目的检测方法、合格标准及检测结果进行说明。浮体外观尺寸、壁厚及重量要求：项目要求颜色无明显色差气泡个数≤5泡径≤5nm黑点/异色点个数每100cm2表面≤5黑点直径0.5mm最大长度mm不允许有穿透状杂质塑化不良不允许容器内壁成絮状或颗粒状裂缝空洞不允许变形不应有影响外观使用的变形油污不允许合模线飞边合模飞边应切除光滑，在封气口部飞边切除，注意不得划伤插划痕插痕：轻微小于表面积5%不允许浮体表面有划痕浮体尺寸偏差（长、宽、高）≤5mm，安装孔的直径偏差≤1mm，安装孔的孔距偏差≤1mm，浮体厚度允许偏差为标称值的±10%，实际最小壁厚不得小于2mm。浮体上同一部位应随机抽样测量5次，取其平均值。主浮体、走道浮体、连接螺栓的重量偏差均应不超过制造商宣称值的±5%。②浮体抗风性能测试及要求投标人使用浮体（指整个漂浮子阵系统）需保证能抵抗11级风（30m/s）的影响，从多个主要风速方向进行测试，同时利用成熟的流体力学软件，结合锚固系统对漂浮子阵不同排列的风压情况进行模拟研究，建立流体力学模型。③浮体浮力性能测试及要求合格标准判定：单个主浮体最大承重≥80kg，单个过道浮体最大承重≥50kg。正常负重（指单个浮体加1块70片电池片组件，组件重量23kg左右）情况下，要求平台浮体安装组件后与过道浮体吃水位置相同。④浮体气密性测试及要求参照参考GB150.1-2011标准。测试方法为在完整的浮筒上开圆孔，安装阀门、压力表并用密封胶密封到位。浮筒内部充入0.1MPa大气压，封闭阀门30min，再次测量浮筒内部压力大小。合格判定标准：读取压力表前后的读数，规定时间内的压力降不超过133Pa为合格。该项测试招标人有权利在监造过程中对产品进行抽检。⑤浮体跌落试验要求浮体参照《聚乙烯吹塑容器》（GB/T13508-2011）规定汇总6.9条款悬挂试验要求进行相关试验，拟装物为水，浮体离地高度1m。试验浮体应满足无破损，气密性良好、无漏液等要求。⑥浮体表面落锤试验要求将浮体置于某一固定位置，随后将25kg钢球从2m高的高空落到浮筒表面。测试过后，浮筒表面不应该有明显裂缝，且随后进行气密性测试，气密性测试需合格。⑦浮筒间螺栓螺母连接强度要求将浮筒对角套环分别使用绳索固定，将含有绳索的浮筒分别悬挂在横梁支架的上下方，下方再连接钢板（2m*2m)，在钢板上放置负重（重量依次为300kg，600kg，900kg，1000kg……），每次负重的放置时间不应小于1小时。该组负重撤除后，浮筒抱耳应进行尺寸测量，以不发生明显变形为通过。若浮筒抱耳或浮筒自身发生不可逆转的塑性变形，则应停止该组负重测试。合格标准：浮筒施加2500N的对角拉力或对边拉力时，浮筒结构不产生塑性变形。对角拉力试验，破坏负荷（拉断）不少于9000N，对边拉力试验，破坏负荷（拉断）不少于12000N。如浮体生产商有自行委托检测机构以其他检测方法及标准进行测试，需说明采用该测试方法及标准的理由，并解释测试结果。⑧耐环境应力开裂性能测试及要求按照《聚乙烯环境应力开裂试验方法》（GB/T1842-2008）中规定要求，试验条件为表2中条件B，其耐环境应力开裂F0≥1000h。如浮体生产商有自行委托检测机构以其他检测方法及标准进行测试，需说明采用该测试方法及标准的理由，并解释测试结果。⑨冲击脆化温度测试及要求按照《塑料冲击法脆化温度的测定》（GBT5470-2008）中规定要求，采用通过法，试验温度-75℃，每组不切口试样30片，15片及以上不破裂为合格。如浮体生产商有自行委托检