合肥金太阳示范工程(三期)鑫晟子站3.2MW EPC总承包需求标前公示项目名称合肥金太阳示范工程(三期)鑫晟子站3.2MW EPC总承包项目编号2012CGFZ1719项目预算1440万元采购内容合肥金太阳示范工程(三期)鑫晟子站3.2MW EPC总承包详见需求投标人资格要求1、符合《政府采购法》第二十二条规定；2、注册资金不少于2000万元人民币。付款方式合同生效后，预付合同总价的10%；按完成的组件安装容量占项目组件总量的比例支付工程进度款（每半月支付一次，全部组件安装完成，合计支付的工程进度款为合同总价的20%）；按完成系统集成的子系统容量占项目总容量的比例工程进度款（每半月支付一次，全部子系统集成完成，合计支付的工程进度款为合同总价的30%）；项目通过国家三部委委托的金太阳示范工程审核专家组现场审核，支付的工程进度款为合同总价的10%；项目通过验收并收到财政部等部委金太阳工程验收报告，支付至合同总价的90%；质保期（三年）满支付剩余10%质保金(不计息)。供货及安装期限自采购人书面通知中标人具备条件进入施工场地起120天内完成勘测设计、施工、设备安装、调试、并网、试运行、监控数据和视频信号送入采购人总部远程监控室主站、通过竣工验收、具备国家三部委对工程总体验收条件，并移交给采购人。免费质保期3年（不包括太阳能组件、逆变器），自竣工验收报告签署后第2日开始计算。项目说明1. 总则1.1本技术要求书适用于合肥金太阳示范工程(三期)鑫晟子站3.2MW EPC总承包项目工程（以下简称工程）。1.2 本技术要求书提出的是最低限度要求，并未对一切技术细节做出规定，也未充分引述有关标准和规范的条文，投标人应保证工程符合国家、行业、安徽电网标准、规程、规定和本技术要求书的要求。1.3如果投标人没有以书面形式对本技术要求书的条文提出异议，则意味着投标人保证工程完全符合本技术要求书的要求。如有异议，不管是多么微小，都应在投标书中以“对技术要求书的意见和同技术要求书的差异”为标题的专门章节中加以详细描述。1.4 投标人保证工程采用的标准符合本技术要求书所使用的标准。本技术要求书所采用的标准若与投标人采用的标准发生矛盾时，按较严格的标准执行。1.5 工程中所使用的主要设备需采用国内国际知名品牌。1.6本技术要求书经发包人、投标人确认后作为合同的技术附件，与合同正文具有同等的法律效力。1.7本技术要求书未尽事宜，由发包人、投标人协商确定。2. 工程概况2.1 工程基本情况2.1.1合肥金太阳工程（三期）是国家实施的一项促进光伏产业发展和技术进步，培育战略性新兴产业的新能源项目。2.1.2本项目为合肥金太阳示范工程（三期）子项目，装机容量3.2兆瓦，安装地点在鑫晟公司内。2.2 工程气象条件年平均太阳辐射量4986 MJ/m2年平均日照小时数2163 h多年极端最高气温41 ℃多年极端最低气温-20.6 ℃多年年平均气温15.7 ℃多年年平均降雨量975.3 mm多年年平均相对湿度76 %多年最大积雪深度45 cm多年年平均风速2.6 m/s最大风速21.3 m/s(离地10米处，10min的最大风速)抗震设防烈度7度设计基本地震加速度值0.1g3. 工程总承包的范围3.1工程总承包范围概述工程总承包范围：自勘察设计起，至光伏发电系统投入商业运行、通过国家相关部门验收和国家财政部、科技部、国家能源局（以下简称三部委）对金太阳示范工程验收且质量保证期满止为建设一个完整的光伏发电系统所需要的全部工作，包括但不限于勘察设计（施工现场勘察测量、初步设计、施工设计、竣工图编制），工程项目管理、设备及材料采购、运输、保管，施工（含屋顶太阳能组件支架地基），试运行，技术服务，人员培训，调试和并网前后聘请有资质机构测试以及售后服务等工作。工程涵盖光伏发电系统及其建设或在原有建筑物上增设的工程场所。工程场所包括不限于太阳能组件安装场地、升压变压器室、逆变器室、配电开关室、监控室及配套道路等。3.2 工程EPC总承包具体包括但不限于：3.2.1工程的勘查、测量（包括子站电能质量评估、接入系统设计评审）3.2.2设计（包括初步设计、施工设计）3.2.3提供工程材料、设备、工器具、备品备件，包括不限于：（1）光伏发电系统设备（不含太阳能电池组件与逆变器）。（2）接入系统、调度通信、系统保护、无功补偿(根据电能质量报告定)等装置设备。（3）工程需要的主、辅材料。（4）工程需要的建筑材料。（5）质保期内备品备件。（6）安装、检修专用工具。负责材料与设备（含太阳能电池组件与逆变器）卸货、收货、验货和保管。3.2.4建设或在原有建筑物上增设工程场所。工程场所包括不限于太阳能组件安装场地、升压变压器室、逆变器室、配电开关室、监控室及配套道路等。3.2.5负责场地协调，处理开工前和工程持续期与场地业主有关的各种事宜。3.2.6设备安装、调试，工程场所照明、通风、排水设施安装、调试。3.2.7负责接入电网前、后各种测试，通过国家三部委、电力行业、电网公司组织的各种验收。3.2.8负责项目试运行直至省内预验收合格、具备三部委验收条件之前的运行操作、保洁、维护、安全管理，工程运行设备和备用设备管理和现场保卫。3.2.9提供系统整套的初步设计方案、施工设计方案、设备说明书、图纸，提供子站运行规程、管理制度和设备维修手册，为发包人培训运维人员。3.2.10配合发包人完成发电许可、购售电合同签订。3.2.11负责工程建成后质保期内和质保期外10年技术支持和售后服务。4. 工程总要求4.1子站并网电压等级和计量关口鑫晟子站采用20KV并网，就近接入鑫晟公司内部20KV系统。鑫晟子站接入点发电计量和向电网售电计量关口的设置满足电网公司要求。4.2太阳能光伏阵列在建筑物上结构和布局合理、美观。整个光伏发电系统具有高安全可靠性、美观性、高效性（光伏组件产生的电能送到并网接入点，整个系统的总效率不低于80%）、耐用性（满足不少于25年的正常发电）、合理性等特性。4.3进行建筑物结构和电气系统的安全复核，增设的光伏发电系统符合建筑结构及电气系统的安全性要求。4.4工程场所建筑和光伏发电系统参数、指标符合电网、消防、环保、建筑、防雷、防震主管部门相关规定。4.5 发配电工程施工队伍应具有电监会颁发的“承装（修、试）电力设施许可证”。4.6工程所有设备和部件，符合国家和行业相关法规和产品标准，提供具有相应资质的第三方质量和安全认证标志或认证证书并满足：（1）本工程所有设备的订货合同中须附有对产品或服务的技术内容进行详细规范的技术协议并在技术协议中明确规定设备的质保服务对象是合肥金太阳能源科技股份有限公司。（2）在采购设备前，须把设备订货用技术规范书送交包人书面审核认可。设备订货合同正式签字前，须把技术协议送交发包人书面审核认可。发包人有权根据合同对技术规范书和技术协议进行修改并决定是否参加设备订货时的技术谈判。（3）发包人有权拒绝质量不合格或者技术协议没经发包人书面认可的设备，由此产生的一切后果由投标人负责。（4）电气设备应选择具有安全许可证、产品合格证及入网许可证的电气产品。4.7工程质量全优，一次性通过“三部委”验收。5. 工程执行的标准本工程符合但不限于下列标准或与之相当的其它国际标准，使用替代标准须经发包人认可。IEC 60068-2基本环境试验 第2部分：试验IEC 60364-7-712建筑物电气装置 第7-712部分：特殊装置或场所的要求 太阳光伏（PV）发电系统IEC 60904光电器件IEC 61000-4-30电磁兼容性 第4-30部分：试验和测量技术电能质量测量方法IEC 61173光电功率发生系统过压保护 导则IEC 61204直流输出低压供电装置 特性和安全要求IEC 61215晶体硅光伏组件设计鉴定和定型IEC 61721光伏组件对意外碰撞的承受能力（抗冲击试验）IEC 61730.l光伏组件的安全性构造要求IEC 61730.2光伏组件的安全性测试要求GB/T2297-1989太阳光伏能源系统术语GB/T3859.2-1993半导体变流器 应用导则GB/T6495.2-1996光伏器件 第2部分：标准太阳电池的要求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/Z19964-2005光伏发电站接入电力系统技术规定GB/T20046-2006光伏系统电网接口特性（IEC 61727：2004）GB/T14549-1993电能质量公用电网谐波GB/T12326-2008电能质量电压波动与闪变GB/T12325-2008电能质量供电电压允许偏差GB/T15543-2008电能质量三相电压不平衡GB/T15945-2008电能质量电力系统频率偏差DL/T614-2007多功能电能表DL/T645-2007多功能电能表通信协议DL/T448-2000电能计量装置技术管理规程DL/T5202-2004电能量计量系统设计技术规程GB/T14285-2006继电保护和安全自动装置技术规程DL/T5002-2005地区电网调度自动化设计技术规程DL/T5003-2005电力系统调度自动化设计技术规程DL/T5065-1996水力发电厂计算机监控系统设计规定GB 50395-2007视频安防监控系统工程设计规范GB50054-95低压配电设计规范GB17478-1998低压直流电源设备的特性和安全要求GB7251低压成套开关设备和控制设备DL/T593-2006高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求GB50060-20083~110kV高压配电装置设计规范DL/T404-20073.6kV～40.5kV交流金属封闭开关设备和控制设备GB1984交流高压断路器DL/T 40310～35千伏户内高压真空断路器订货技术条件GB1985交流高压隔离开关和接地开关GB1207电压互感器GB1208电流互感器GB/T10228-2008干式电力变压器技术参数和要求GB1094.1电力变压器第1部分总则GB1094.11 电力变压器第11部分 干式电力变压器GB50217-2007电力工程电缆设计规范CEEIA B218.1~.4-2012光伏发电系统用电缆Q/GDW617-2011光伏电站接入电网技术规定Q/GDW618-2011光伏电站接入电网测试规程DL/T620-1997交流电气装置的过压保护和绝缘配合DL/T621-1997交流电气装置的接地GB50057-2000建筑物防雷设计标准GB/T19271.3-2003雷电电磁脉冲的防护 第3部分：对浪涌保护器的要求GB 50601-2010建筑物防雷工程施工与质量验收规范GB50345屋面工程技术要求书GB50207屋面工程质量验收规范GB50205钢结构工程施工质量验收规范GB50204-2002混凝土结构工程施工质量验收规范GB 50009建筑结构荷载规范GB50212建筑防腐蚀工程施工及验收规范GB50224建筑防腐蚀工程质量检验评定标准GB50300建筑工程施工质量验收统一标准DGJ08-9-2003建筑抗震设计规程GB3096城市区域环境噪声标准GB50229火力发电厂与变电站设计防火规范GBS0140建筑灭火装置设计规范GB50169-2006电气装置安装工程接地装置施工及验收规范GB50254-2006电气装置安装工程低压电器施工及验收规范GB50258-1996电气装置安装工程1kV及以下配线工程施工及验收规范GB50168-2006电气装置安装工程 电缆线路施工及验收规范GB50150-2006电气装置安装工程电气设备交接试验标准GB/T 191-2008包装储运图示标志GB4208-2008外壳防护等级(IP代码)DL/T5450-201220KV配电设备选型技术规定Q/CSG 10701-200820kV输配电设计标准Q/GDW-10-315-200820kV断路器技术规范Q/GDW 10-315-200720kV交流金属封闭开关技术规范Q/GDW-10-326-200820kV干式变压器技术规范Q/GDW-10-327-200820kV电压互感器技术规范Q/GDW-10-328-200820kV电流互感器技术规范Q/GDW-10-322-200820kV电力电缆技术规范6.工程设计6.1原则要求6.1.1投标人应组织甲级资质的电力设计单位完成工程设计。设计应使光伏发电系统有能力在安全、稳定、经济状态下运行，并使其性能达到最佳状态和满足国家、安徽省电网企业对于太阳能并网电站的规定。设计方案须经过专家评审，接入系统设计方案须经本地电力部门审查和批准。设计图纸资料包括但不限于：?设备接线图（设备间关系、线缆类型、长度、结点方式）。?设备位置图（设备相对位置、体积、间距）。?系统走线图（走线路径、线缆长度、规格型号）。?线缆选型（压降、容量、损耗率、类型：护套、阻燃、屏蔽、软硬）。?设备细化选型（附加模块、连接端子、环境要求、通信方式等）。?防雷设计（防雷等级、直击雷防护方式、引下线、电力与通信防雷保护器）。?配电设计（升压变压器、高低压开关柜、交流和直流配电柜、汇流箱、防逆流保护、三相平衡调节、峰值功率控制、保护功能、无功功率补偿与调节、直流电源和UPS电源、监控系统等）。?基础设计（基础结构、基础稳定性、地基摩擦力与附着力）。?支架强度计算（风压、积雪、地震）。?支架部件、装配详图（零件三维装配图）。?系统效率计算（线损、设备损耗、环境损耗、其它损耗）。?光伏电站电气系统短路电流汇总表。?工程使用场地荷载复核计算书。6.1.2事先对既有建筑的结构设计、结构材料、耐久性、安装部位的构造及强度、防火、防雷和防静电等进行检验、复核，不满足要求应进行加固和处理。6.1.3结合建筑形式，合理设置光伏组件的倾角和方位角，避免被阴影遮挡。工程节能、防火、防雷、防静电、防光反射等功能符合国家和行业相关规定。6.1.4光伏发电系统的各项安全生产与工业卫生措施，符合国家相关标准要求。逆变器、变压器、通风机及空调室外机在运行时所产生的噪声满足环保要求。6.1.5光伏发电系统输出的电能质量和电能计量装置、电能表符合国家和电力行业相关标准。光伏电站接入点和并网计量点的电能计量装置、电能表符合安徽省电力公司规定。6.1.6光伏发电系统配置的保护、通讯、无功功率补偿与调节、安全自动装置等，功能完善并符合Q/GDW617-2011《光伏电站接入电网技术规定》。光伏发电系统与公用电网间设置明显断开点，并可进行隔离操作。6.1.7设计的光伏发电系统自动化程度高，无人值守，设备免维护。6.2系统设备6.2.1在现有建筑上增加或新建的工程场所满足光伏发电系统的安装、使用、维护需要。6.2.2光伏发电系统设备的选择考虑维护保养的安全性，不得妨碍和降低设备固有的维护和检修的安全性标准。光伏组件的设置不跨越变形缝(抗震缝、沉降缝、温度缝)。6.2.3发包人提供太阳能光伏电池组件，承包人负责验货、保管并按照以下规定完成光伏组件组串：（1）光伏组件布局和组串的串接数量设计合理，个别组件异常不影响系统整体效率和安全运行。（2）光伏发电系统设计考虑减小环状布置导线所围的面积，不得将导线多圈布置。（3）连接组串的电缆须采用不锈钢槽盒保护,电缆进入槽盒处应有防止电缆被刮伤和防水保护，槽盒有足够的机械强度，壁厚大于1.5mm。（4）组串的最高电压不得超过光伏组件和逆变器制造商给出的允许电压。（5）根据设置光伏组件的屋面条件，要求满足：光伏组件在平屋面设置符合下列要求：1)光伏组件铺设方式，按照屋面装机容量、年发电量最大、屋面载荷等约束条件，进行优化设计。2)光伏组件与支架连接牢固，符合抗风、抗震、承受积雪要求。3)光伏组件的支架采用螺栓或焊接方式固定在屋面基座上，基座进行防水处理。光伏组件在坡屋面设置符合下列要求：1)根据安装屋面与所在屋面的组件安装容量的实际条件，根据优化设计的原则合理设计光伏组件倾角。2)对于中间高两边低的屋面，光伏组件采用顺坡或顺坡架空设置，要求安装后的组件倾斜角度不因屋面坡度影响而出现差异。3)光伏组件与坡屋面结合处有通畅的雨水排放。4)顺坡架空在坡屋面上的光伏组件不相互遮挡并与屋面间留有≥100mm的通风间隙，同时保证光伏板背部接线盒、电缆不被雨水浸泡。5)逆坡架空在坡屋面上的光伏组件不相互遮挡并与屋面间留有≥100mm的通风间隙，同时保证光伏板背部接线盒、电缆不被雨水浸泡。6)在坡屋面上安装光伏建筑构件时，其与周围屋面材料的连接部位应做好建筑构造处理，并满足屋面整体的保温、防水等防护功能要求。（5）光伏组件的引线穿越屋面时(穿墙管线不宜设在结构立柱处)，在屋面预埋防水套管，并对其与穿越屋面的管线相接处进行防水密封处理。（6）组件方阵输出端应有明显的极性标志和子方阵的编号标志牌，标志牌上的文字不允许手工书写，印制的文字应清晰牢固。（7）根据场地实际需要,在光伏组件阵列外围设置美观、永久性围栏。围栏入口装门加锁，在满足子站运行管理人员出入需要的同时防止场地业主单位人员触及栏内带电设备。（8）需要在光伏组件阵列中设置固定式清洗管路时，管路上每隔20米应布置一个用于连接清洗组件移动水管的分支水管接口。要求管路使用镀锌管，管路和分支水管使用铜质或不锈钢阀门。6.2.4基座、支架支架、基座设计进行抗滑移、抗倾覆等稳定性验算。采用固定式支架，支架与基座使用寿命与建筑主体结构相同。在光伏发电系统使用寿命年限内，具备抗风、抗冰冻、抗温度交变的能力。抗震设计符合DGJ08--9--2003《建筑抗震设计规范》规定。支架采用从钢筋混凝土基座中伸出的钢制热镀锌连接件或不锈钢地脚螺栓来固定或焊接在预先埋置至于基础上的钢板上。钢筋混凝土基座的主筋锚固在主体结构内，受结构条件限制无法锚固时，采取措施加大基台与主体结构间的附着力。支架、支撑金属件及各个连接节点用不锈钢螺栓连接，要求连接牢固且不影响光伏组件的更换。选用国内优质支架（推荐品牌：富勒世达、合肥聚能、昊缇（上海）、喜利得）。提供基座、支架具有抵抗系统自重、风荷载、雪荷载和地震作用能力的设计依据。钢结构支架及其连接件须用热浸镀锌防腐。在光伏组件安装处风速30m/s或者地震烈度7度和地震加速度值0.1g条件下，组件和支架能够正常使用。6.2.5发包人提供逆变器，承包人负责验货、保管并负责设计时合理选择逆变器规格和电路拓扑结构，满足光伏发电系统安全和经济运行要求，满足安装场地的实际需要。逆变器最大功率点跟踪的控制范围，覆盖各种情况下组串可能输出的电压范围。6.2.6直流汇流箱、防雷直流配电柜选用国内优质直流汇流箱（推荐品牌：安徽硕日、阳光电源、合肥聚能、科诺伟业）和国内外优质直流配电柜（推荐品牌：ABB、安徽硕日、阳光电源、科诺伟业、合肥聚能），国内直流汇流箱和防雷直流配电柜需通过国家金太阳认证或CCC认证。直流汇流箱、防雷直流柜外部设置“有电危险”“双电源”等警示标志，箱、柜内设备应名称、编号齐全，接线端子和导线应有清晰命名编号，电缆两端应有清晰的标牌，标牌上的文字不允许手工书写，印制的文字应清晰牢固，+、-极接线铜牌应有符合规范的色标。直流汇流箱、防雷直流柜的额定电压等级，高于在标准测试条件下，组串开路电压的l.25倍。直流汇流箱内配置（包括不限于）光伏专用直流保险丝和防雷模块、直流开关、组串防反充二极管、各种接线端子。基本要求：直流输出母线端配置额定电压不低于1000V光伏专用高分断能力的直流断路器；要求直流断路器具有在1.25倍组串最大开路电压下，安全切断接入汇流箱所有组串1.25倍最大短路电流之和的能力。每路光伏组串配有额定电压不低于1000V光伏专用直流熔断器进行保护；直流输出母线的正极对地，负极对地、正负极之间配有（推荐品牌： DEHN，ABB，魏德米勒）光伏专用防雷模块；汇流箱配有监视装置，对每一路电池组串列进行监控，通过RS485通讯接口，可将光伏阵列电压、电流、熔断器工作状态、防雷器工作状态、断路器工作状态等参数上传至上位监视机；直流汇流箱内电气回路与金属外壳之间能够承受1500V,1min工频耐压（电子监控模块、防雷模块不进行工频耐压）。布置的各种接线端子，应方便接线和更换，端子规格与连接导线截面积应配套，要求连接导线满足：?组串输入端子的连接导线截面积不小于4mm2。?汇流输出端子的连接导线安全载流量，大于标准测试条件下组串或方阵短路电流l.25倍。?接地线端子的连接导体截面积不小于35mm2。户外壁挂式安装、防水、防锈、防晒、防护灰，防护等级不低于IP65，能满足室外安装使用的要求；主要技术参数序号项 目内容1最大开路电压VDC10002输入路数8/163每路输入电流A15/204防水端子PG255光伏专用防雷模块推荐品牌：DEHN，ABB，魏德米勒6直流输出断路器ABB，额定电压≥DC1000V7安装方式户外壁挂式8防护等级IP65户外9通讯功能RS48510绝缘强度（AC 有效值）1500V（min）11噪音(dB/m)＜1012使用环境温度℃-25℃～+60℃13环境湿度0～99%14使用海拔高度m＜2000防雷直流柜内配置（包括不限于）光伏专用ABB直流断路器、菲尼克斯防雷器、防反二极管、指示仪表和各种接线端子等。柜体等满足6.2.7条要求。6.2.7配电装置配电装置设计符合GB50054-95《低压配电设计规范》、GB50060-2008《3~110kV高压配电装置设计规范》和Q/CSG 10701-2008《20kV输配电设计标准规定》并满足以下要求：（1）配套的土建基础设施符合国家和行业的相关规定。（2）正常运行条件下，配电装置运行寿命不小于25年。（3）采用符合Q/GDW-10-326-2008《20kV干式变压器技术规范》要求的国内外知名品牌的环氧树脂浇注式升压变压器（推荐品牌：ABB、特变电工、天威保变、明珠电气、金盘电气），要求变压器绝缘等级F级或H级、铜绕组、损耗不大于GB 20052-2006《三相配电变压器能效限定值及节能评价值》4.2条规定。选择的变压器连接组别能够隔离逆变器产生的直流分量。（4）采用符合国家、行业标准以及Q/GDW 10-315-2007《20kV交流金属封闭开关技术规范》、Q/GDW-10-315-2008《20kV断路器技术规范》、《Q/GDW-10-327-2008《20kV电压互感器技术规范》、Q/GDW-10-328-2008《20kV电流互感器技术规范》要求的国内外知名品牌产品， 20kV开关柜推荐ABB、东源电器、山东泰开、西门子产品，低压开关柜推荐：ABB、安徽鑫龙电器、山东泰开、安徽中安恒宇、合肥力源电气产品。高压开关柜需通过西安高压电气研究所的型式试验，低压柜需通过国家CCC认证。开关柜外壳采用进口覆铝锌钢板，板材厚度高压柜≥2.0mm、低压柜≥1.5mm，边角重复折弯处厚度高压柜＞4mm、低压柜＞3mm。柜门采用冷轧钢板，表面应采用环氧树脂喷涂，喷涂层厚度不小于4um，喷前进行除油、除锈或磷化处理，要求面漆美观、附着力强、硬度高、耐腐蚀、抗老化，保光保色性好。柜体底板有防止小动物和灰尘进入措施。开关柜运点应设可拆吊环。开关柜的结构应保证工作人员的安全，便于运行、维护、检查、监视、检修和试验。高压柜中真空断路器为国际知名品牌产品（推荐品牌：ABB、西门子、施耐德），微机型保护与测控装置为国际或国内知名品牌（推荐品牌：南瑞、许继、金智科技、国电南自）产品。低压柜中400A以上的回路选用框架断路器，要求该类断路器是配有电子智能脱扣器的国际知名品牌产品（推荐品牌：ABB、施耐德）。低压柜中的塑壳断路器、微型断路器、接触器、热继电器为国际国内知名品牌产品（推荐品牌：ABB、施耐德）产品。直流断路器额定电压≥1000V为国际知名品牌光伏专用产品（推荐品牌：ABB、施耐德），分断能力不小于50kA。柜中配置的互感器为符合国家、行业标准和规范要求的国内知名品牌。采用环氧树脂浇注型单相式互感器，准确级组合及输出容量符合施工设计方案要求。高压PT柜内设防止高压电压互感器发生铁磁谐振的一、二次消谐装置。柜内主母线、分支母线、过渡母线应标明颜色（交流A、B、C、N相分别为黄、绿、红、黑，直流+、-极分别为赭、蓝。母线排布按图纸要求，材质为无氧铜排，表面按国标镀锡处理、接头处压花镀锡，用绝缘热缩套管密封绝缘。低压开关柜内设置中性点工作母线和接地保护母线，工作母线和接地保护母线贯穿低压开关柜组全长。中性点工作母线截面不小于主母线的50%，接地保护母线截面不小于中性点工作母线的50%。开关柜的主母线和中性点工作母线及接地保护母线均采用无氧铜质。接地保护母线的颜色符合GB2681-81“电工成套装置中的导线颜色”的规定。柜内二次部分应满足下列要求：a)导线敷设在足够空间的防火型线槽内，外露的导线束在一起，用夹具固定或支持，走向水平或垂直，导线在槽管中所占空间不超过70%。b)所有的导线中间无接头，导线在屏柜内的连接均经端子板或设备接线端子。大电流端子、普通端子、弱电端子之间须加装隔离，一个接线端子的连接导线不超过两条。所有开关柜上的端子排的接线及其排列应与图纸一致，端子排上至少应有20%的备用端子。端子采用魏德米勒或菲尼克斯品牌。d) 二次导线采用BVR多股铜芯塑料导线。导线截面：二次回路的导线采用多股软铜线，电流回路的截面≥4mm2，电压回路的截面≥2.5 mm2，控制、信号回路的截面≥1.5 mm2。工频耐压2kV。e)所有导线的终端有与施工图纸一致的回路编号或导线走向标识。标识和线号应用微机打印在塑料配件上。标号正确、完整、清晰、牢固，不得用手写或粘贴。开关柜有完善的“五防闭锁”功能。开关柜具有同规格单元互换功能。开关柜前、后上部应有标识开关柜编号和用途的标示牌。开关柜内设开关状态综合指示仪具有一次回路模拟图、温湿度控制、高压带电显示功能。可指示开关设备状态，当环境湿度高于设定湿度时，自动启动加热器，降低湿度，当湿度低于设定湿度时，停止加热。 高压开关柜正面大门与背面封板上需装绝缘材料制造的视察窗，位置方便观察者巡视运行中的设备，观察窗与外壳具有相同的防护等级和机械强度。视察窗具有良好透明度和足够的强度,便于观察并考虑断路器检修方便。高压开关柜内应设照明灯以便于运行检查及检修用，并由门开关联锁。照明灯具可在运行的情况下检查和更换。根据光伏发电系统交流侧断开后，直流侧仍可能带电的特点，连接光伏发电系统和配电网的专用开关柜应有醒目标识。标识应标明“警告”、“双电源”等提示性文字和符号。标识的形状、颜色、尺寸和高度遵照GB 2894和GB 16179执行并经发包人认可。开关柜内元器件、母排、主回路和辅助回路导线布置合理、牢固美观、方便维修，电器之间、电器与壳体之间的空气间隙和爬电距离符合电力行业相关标准。开关柜（箱）防护等级：室内为IP4X，室外为IP54。箱、柜颜色由发包人确定。（5）光伏发电系统与接入点设备及线路之间的隔离部分的设计，满足GB/T19939-2005《光伏系统并网技术要求》和国家电网公司《光伏电站接入电网技术规定》要求。（6）光伏发电系统的变压器室、逆变控制室、开关室及其它工艺、设备房间，采用自然进风，机械排风。夏季排风温度不超过40℃，进风与排风温差应不超过15℃。达不到要求时，应增设空调。6.2.8 光伏发电系统无功补偿投标人根据国标光伏发电站无功补偿技术规范和Q/GDW617-2011《光伏电站接入电网技术规定》，设计、安装符合规定的无功补偿装置和无功电压控制系统。无功补偿装置和无功电压控制系统应满足不限于以下要求：（1）光伏发电子站接入点功率因数调整范围并网逆变器的输出有功功率在10%～100%之间时，并网逆变器功率因数应能在超前0.9～滞后0.9范围内连续可调。接入点配电系统母线功率因数应能在超前0.98～滞后0.98范围内连续可调（可在光伏发电站升压变压器低压侧配置无功补偿装置）。（2）选用国内优质无功补偿装置（推荐品牌：追日电气、易事特、许继电气、上海双电），无功补偿装置的配置和装置的主要性能要求包括不限于：? 根据光伏发电站实际情况，如安装容量、安装型式、站内汇集线分布、送出线路长度、接入电网情况等，由有资质的设计单位配置无功补偿装置并通过专家评审。? 采用动态无功补偿装置，装置的响应时间不大于30ms。? 动态无功补偿装置具备自动控制功能，应在其无功调节范围内按光伏子站接入点无功电压控制系统的协调要求控制并网点电压。接入点电压高于1.2pu时，无功补偿装置可退出运行。接入点电压低于0.9pu时，无功补偿装置应配合站内其他无功电源按照GB/T 19964中的低电压穿越无功支持的要求发出无功功率。（3）光伏发电子站无功电压控制系统的配置和主要性能要求? 由有资质的设计单位为光伏发电子站配置无功电压控制系统并通过专家评审。? 无功电压控制系统具备根据电力系统调度机构指令，自动调节光伏发电子站发出（或吸收）的无功功率，控制子站并网点电压在正常运行范围内，调节速度和控制精度应能满足电力系统电压调节的要求。? 无功电压控制系统稳态响应时间应不超过10s，无功功率控制偏差的绝对值不超过给定值5%，电压调节精度在0.005pu内。? 无功电压控制系统应监控各部件的运行状态，统一协调控制并网逆变器、无功补偿装置。? 无功电压控制系统具备计算、自动调节、监视、保护、通信、启动/停止顺序控制、文件记录等功能。? 无功电压控制系统应通过通信接口与站控和上级控制（或电力系统调度机构）保持相互传送信息和运行命令。6.3电缆20KV配电装置使用电缆满足Q/GDW-10-322-2008《20kV电力电缆技术规范》要求，电缆的额定工频电压不低于20KV，电缆芯线导体与金属屏蔽之间的额定工频电压不低于18KV。低压配电装置使用电缆的额定工频电压为1000V。选用国内优质电缆（推荐品牌：江苏江扬、安徽宏源、上海金友、宝胜科技），电缆的规格满足GB50168-2006《电气装置安装工程 电缆线路施工及验收规范》5.7.4条和光伏发电系统达到铭牌功率时电缆上的电压降≤1%，同时满足：（1）光伏组件之间、光伏组件与直流汇流箱之间，电缆安全载流量≥1.56倍线路最大连续电流计算值。（2）直流汇流箱与直流配电柜以及直流配电柜与逆变器之间，电缆安全载流量≥组串或方阵标准测试条件下的短路电流的l.25倍。（3）直流侧总电缆的长期使用设计载流量应不低于光伏发电系统短路电流的1.25倍。（4）光伏组件之间、光伏组件与直流汇流箱之间，采用经过UL认证，耐热90℃、防酸、防潮、防晒光伏专用电缆。（5）直流汇流箱与配电室之间采用铜芯、阻燃直流电缆，配电室内交流电部分、光伏发电系统与并网接入点之间，采用铜芯、阻燃交流电缆。（6）交流动力电缆和控制电缆采用铜芯、阻燃交流电缆。控制电缆芯线的截面积和备用芯预留数量符合国家及行业规定。（7）选用抗压、抗老化、耐腐蚀、阻燃、耐热90℃材质的屋顶电缆保护管。（8）屋顶上的光伏电缆与组件支架的绑定，采用不锈钢扎带。（9）电缆桥架有满足国家标准的产品合格证，钢制电缆桥架，应采用热浸镀锌防腐工艺，热浸镀锌防腐层的质量，应符合下表要求镀锌厚度（附着量）平均值桥　架　构　件≥65μm(460g/㎡)螺栓及杆件(直径≥10mm)≥54μm((460g/㎡)锌层附着力划线，划格法或锤击法试验，锌层应不剥离、不凸起锌层均匀性硫酸铜试验4次不应露铁外观锌层表面应均匀、无毛刺、过烧、挂灰、伤痕、局部未镀锌（直径2mm以上）等缺陷，不得有影响安装的锌瘤。螺纹的镀层应光滑、螺栓连接件应能拧入（10）电缆桥架应满足强度、刚度、稳定性的要求，允许最小板材厚度满足下表要求桥架宽度B允许最小板厚B≤1501.0150＜B≤3001.2300＜B≤5001.5500＜B≤8002.0800＜B2.2（11）电缆桥架表面应光滑无毛刺、保证外型美观，电缆桥架弯通、三通等应有足够的弯曲半径，以满足电缆敷设的最小半径。桥架之间的连接板连接螺栓等受力附件，与桥架、托臂等本体结构强度相适应。（12）电缆桥架直接片、压板、连接螺栓等附件数量需满足现场使用。（13）电缆桥架施工和电缆与桥架空间的容积比应符合规范，在屋面上布置的桥架底部距屋面应大于30cm，容积比应小于50%，以利于通风散热。（14）电缆桥架对于电缆具有防尘、防水、防机械损伤功能，电缆桥架底部排水设计能保证任何情况电缆桥架内无积水。（15）电缆防火涂料的涂刷和空洞的封堵，应符合电力行业要求。（16）电缆应悬挂说明电缆规格型号、起终点位置的标志牌，标志牌上的文字不允许手工书写，印制的文字应清晰牢固。6.4防雷及接地复核采用支架直接接地的防雷保护是否满足GB50057《建筑防雷设计规范》GB 50601-2010《建筑物防雷工程施工与质量验收规范》的要求。不满足时，须安装防直击雷保护装置。光伏系统的防雷和接地，符合 SJ/T11127《光伏（PV）发电系统过电压保护-导则》规定，并不得与市电配电网共用接地装置。设置光伏系统专用的接地电阻≤4Ω的接地装置。接地装置的接地体和接地引下线采用热浸镀锌防腐。接地装置的施工工艺按照03D501-4《接地装置的安装》、GB50169《电气装置安装工程 接地装置施工及验收规范》进行。光伏组件支架直接与接地干线连接，变压器室、配电室、监控室内电气设备接地符合DL/T621-1997《交流电气装置的接地》规定。当直流侧带电体设计为接地时，应有效防止导体的电化学腐蚀的措施。并网接入点设备接地符合IEC 60364-7-712《建筑物电气装置 第7-712 部分：特殊装置或场所的要求 太阳光伏（PV）发电系统》要求。为抑制感应过电压和操作过电压，在直流汇流、交流汇流、分级配置防雷防浪涌保护模块，在配电装置母线和电缆进线柜装设避雷器。光伏发电系统直流侧设备具有模拟雷击电压波形1.2/50μs，幅值不低于下表要求的进行正负各3次冲击的防雷能力：光伏系统最大开路电压（V）模拟雷击峰值电压（V）10080015015003002500600400010006000具有模拟雷击电流波形8/20μs，幅值不低于下表要求的l次冲击，每次冲击间隔为lmin的试验：子站各接入点装机容量（kW）模拟雷电峰值电流（A）20＜装机容量≤40010000装机容量＞40020000试验后设备能正常工作。光伏发电系统的通信接口线对地，应能承受组合波l.2/50μs(500V)、8/20μs(250A)的耐雷击电压、耐雷击电流试验。配置的防雷防浪涌保护模块应合格，并有产品合格证、国家认可的测试机构出具的《防雷产品测试报告》、安徽省防雷管理部门出具的《防雷产品登记备案证书》。6.5子站自用电系统6.5.1子站配置自用电系统，满足阴天和夜间用电的需求。6.5.2自用电系统采用双电源自动切换，电压等级为380V/220V，动力回路、照明、插座分开布置。6.6保护、计量、通讯装置6.6.1电网异常时的响应特性和安全保护满足Q/GDW617-2011《光伏电站接入电网技术规定》。6.6.2根据接入系统设计方案确定并网接入点是否需要设置防逆流保护装置，如需要设置防逆流保护，要求防逆流保护可根据现场运行方式选择投入或退出。6.6.3升压变压器配置电流速断、过流、单相接地、温度等保护。6.6.4在接入点系统侧配置一套快速切除故障的主保护系统和一套后备保护。6.6.5实时采集外部电网的电压、相位信号，通过闭环控制，使得系统输出电压和相位与外部电网同步。6.6.6集中监控选择在行业内有成熟应用业绩的监控系统集成商（推荐品牌：和利时、上海蓝鸟、北京四方、南京中德）。要求集中监测和控制系统满足国家和电力部门的相关规定，满足发包人监控、运行分析、事故追忆的需要。其功能至少包括：（1）数据采集与处理,能通过现场（I/O）测控单元采集有关信息，检测出事件，故障，状态，变位信号及模拟量正常，越限信息等，进行包括对数据合理性校验在内的各种预处理，实时更新数据库，其范围包括：1）模拟量采集?直流汇流箱工作电压、电流。?逆变器直流侧输入电压、电流、交流侧输出电压、电流、功率、功率因数、频率。?升压变压器高低压侧运行电压、电流、有功功率、无功功率。?光伏发电区域子电站（以下简称子电站）上网电流、电压、有功功率、无功功率、功率因数、当月发电量、年度总发电量、环境参数（如辐照度、环境温度、风速）。系统采用交流采集方式，对不能实现交流采集的非电量如辐照度、环境温度、风速等，可采用直流采集方式，并实现如下功能：? 定时采集：按扫描周期定时采集数据并进行相应转换、滤波、精度校验及数据库更新等。? 越限报警：按设置的限值对模拟量进行死区判别和越限报警，报警信息包括报警条文、参数值及报警时间等内容。2）数字量采集?光伏组件运行状态及故障报警信号。?逆变器运行状态及故障报警信号。?断路器、接地刀闸的位置信号。?子站接入点断路器位置信号，接入点隔离断路器（隔离开关）位置信号。?继电保护和安全自动装置动作及报警信号。?直流系统及UPS设备运行状态及故障报警信号。要求功能满足：? 定时采集：按扫描周期定时采集输入量并进行光电隔离，状态检查及数据库更新等。? 设备异常报警：状态发生变化时，进行设备异常报警，其报警信息包括报警条文、事件性质及报警时间。? 事件顺序记录（SOE）、操作记录及事故追忆：对断路器位置信号、继电保护动作信号、逆变器保护动作信号等需要快速反应的开关量应采用中断方式，并按其变位发生时间的先后顺序进行事件顺序记录。系统能记录事故前1分钟至事故后2分钟全部的模拟量，可根据不同的触发条件，产生事故追忆表，事故追忆表可以在事故时系统自动打印或事故后手动打印。系统满足在数个触发点同时发生时不影响系统的可靠性，事故追忆表同时存放的数量不少于5个。3）脉冲量的采集包括有功电度和无功电度等，要求能连续采集电度脉冲量，能根据各回路PT、CT二次变比及脉冲电度表参数计算转换为实际电度量，系统对采集的电度量可进行分时段和分方向统计，统计的电量具有与相应模拟量平均值进行校核的功能。当系统因故中断计量时，不丢失原累积值，并能通过人工置数保证电量累计的正确性。（2）监视通过显示器对主要电气设备运行参数和设备状态进行监视，画面调用采用键盘、鼠标或跟踪球。显示的主要画面至少如下：?电气主接线图，包括显示设备运行状态、各主要电气量(电流、电压、频率、有功、无功)、主要环境参数（如辐照度、环境温度、风速）等的实时值?直流系统图?交流不停电电源(UPS)系统图?趋势曲线图，包括历史数据和实时数据?棒状图?计算机监控系统运行工况图?发电量曲线?各种保护信息及报表?控制操作过程记录及报表?事故追忆记录报告或曲线?事故顺序记录报表?数字视频监视（3）报警当所采集的模拟量发生越限，数字量变位及计算机系统自诊断故障时应进行报警处理。报警方式应分为两种:一种为事故报警，一种为预告报警,前者为非操作引起的断路器跳闸和保护装置动作、逆变器故障信号，后者为一般性模拟量越限、设备变位、状态异常信号。事故报警和预告报警应采用不同颜色，不同音响给以区别，并具有人工确认、自动或手动复归等功能。对重要模拟量越限或发生断路器跳闸等事故时，系统自动推出相关事故报警图面和提示信息，并自动启动事件记录打印机。（4）数据存储1）系统能够记录保存5年以上数据，并方便归档查询。2）存储数据不因监控系统断电和其它异常而丢失。3）存储数据能够根据需要输出到指定的外部存储设备，如U盘、移动硬盘、光盘刻录机。4）提供管理存储数据的软件。（5）报警短信和电子邮件光伏发电系统故障时，子站监控室和公司总部电力监控室立即发出告警信号，同时发包人指定手机和电子邮箱也立即收到监控系统发出告警短信和告警邮件（发包人可根据需要，自行设定与更改手机号码和邮箱地址。要求可供设定的手机号码和邮箱数量不少于256个）。（6）数据异地传输1)负责子站全部监控信息和视频信号接入发包人公司总部远程集控室，包括采用标准通讯接口，通过电信运营商数据专线把子站的全部监控和视频信息送至远程集控室机房。完成子站数据与远程集控室机房主站监控系统的数据对接，按照一期子站的现有模式在远程集控室机房主站监控系统中实现:?数据规约转换?流程图组态?趋势组态?报警组态?报表配置?短信发送功能配置?数据库的优化2）子站须具备与电力系统调度机构之间进行数据通信的能力。并网双方的通信系统应以满足电网安全经济运行对电力通信业务的要求为前提，满足继电保护、安全自动装置、调度自动化及调度电话等业务对电力通信的要求。在正常运行情况下，光伏发电系统向电力系统调度机构提供的信号至少包括：光伏发电系统并网状态、辐照度；光伏发电系统有功和无功输出、发电量、功率因数；并网点的电压和频率、注入电力系统的电流；变压器分接头档位、接入点并网断路器开关状态等。（7）系统自诊断具有在线诊断系统中各设备和软件运行情况，当发现故障或错误时，自诊断程序能正确地判断出故障内容和故障插件，并在对其进行隔离的同时发出监控系统故障告警。诊断程序的检测结果可以自动或手动打印。监控系统自身故障不影响光伏系统正常发电。（8）数字视频监视视频监视系统由前端系统、传输系统、控制系统、显示系统四个部分构成,还具有对图像信号的分配切换、存储、处理、还原等功能。通过监测终端上的摄像装置，实现在线视频监测光伏电站运行状况。通过图像监测可以直观的实现对屋顶光伏阵列、配电室设备的观测，防止设备火灾、被盗。视频监视的功能包括：1）能够远程设置摄相机参数，控制摄像机连续摄像、拍照、调焦、采样时间间隔、拍摄角度转换等命令，能够对设备周围较大范围的情况进行监控（摄像机推荐品牌：三星泰科、海康威视、亚安科技）；2）视频信号上传监控主机，发包人公司总部监控室可以随时查看图像，查看历史照片；3）对屋顶光伏阵列、配电房逆变器、开关柜、升压变进行实时和定时监控；4）对设备现场的危险点监测；5）视频监视主机配置，不低于以下要求：?主机：高性能西门子工业控制PC机?处理器：低功耗Intel Core?2 Duo 处理器?内存：DDR3、2G（可升级）?硬盘：500G（可升级）?通讯接口：RS232/RS485，10/100/1000M以太网?端口：4个USB2.0?显示器：三星液晶彩色显示器,子站屏幕尺寸不低于 21 吋。?键盘、鼠标：标准键盘（或功能键盘）及光电鼠标器。?外部存储设备：SONY DVD刻录机（外置USB口）?软件：系统软件、支持软件和应用软件。所配置的软件为模块化结构，方便修改和维护。软件的实时性、安全性、可靠性及实用化符合调度自动化设计技术规程（DL5003－91、DL5002－91）要求。（9）子站监控室监控系统（以下简称“监控系统”）配置要求：监控系统采用全计算机监控方式，按无人值班（少人值守）运行方式设计。监控系统应当技术成熟、高度可靠、技术先进、便于维护、经济合理， 整个系统采用开放式结构。软件应适合开放系统环境下运行，并具有成熟的运行经验。操作系统采用Windows 操作系统，用户界面及网络接口均应符合开放系统及安徽电网有关标准。监控系统设备至少包括二台主计算机兼操作员工作站，二机互为冗余热备用，作为监控系统的控制中枢；另设工程师工作站供系统维护和通信之用，控制中心还需设有UPS装置、打印机、GPS卫星时钟、工业大屏幕液晶显示器及其他辅助设备（包括通信网络、接口设备以及网络防护设备）。监控系统主要硬件不低于以下要求：1）主计算机兼操作员工作站性能至少应满足下列要求：?中央处理器不低于Intel Xeon DP E5504 2.0G。?内存：DDR3、6G（可升级）?硬盘：1T（可升级）?通讯接口：RS232/RS485，10/100/1000M以太网?端口：4个USB2.0?显示器：液晶彩色显示器,屏幕尺寸不低于 21 吋。?键盘、鼠标：标准键盘（或功能键盘）及光电鼠标器。?存储设备：DVD刻录机?有同步接口，以便于与外部设备的实时时钟同步。2）打印机打印机选用激光打印机，打印幅面为A3，打印速度至少达到10PPM，字符为ASCII码及国标一、二级汉字库、分辨率不小于720dpi。打印机应是低噪音的，应不干扰音响报警及正常话务通信联系。3）同步时钟监控系统设置一套GPS卫星时钟，要求时钟稳定度为10E-7，时钟精度为±1ms。4）直流电源、不停电电源（UPS）选用国内优质直流电源和UPS电源（推荐品牌：奥特迅、易事特、国电南自、江苏中凌）直流电源满足DL/T459-2000电力系统直流电源柜订货技术条件，并至少满足以下要求：在输入交流电压变化20%、频率变化10%范围内，直流电源能稳定、可靠运行。充电模块N+1热备份，直流系统中任一充电模块或者元件故障时，不影响直流电源正常运行。具有RS232、RS485等多种接口，方便与光伏电站监控系统通讯，适合于直流电源无人值守。具有蓄电池自动管理及自动温度补偿功能，智能化电池管理。具有交流进线缺相保护、雷击浪涌吸收及交流配电单元。UPS系统满足以下基本特性要求：输入电压：AC380/220V±15%，3相/单相，50Hz±2%；输出电压：AC220V±2%，50Hz±1%；波形畸变：＜5％；噪音：＜60dB；UPS应具有抑制波涌电压和电磁干扰的能力。UPS指示：UPS的面板上必须装有用于指示电源工况及保护状态的信号灯， 并提供内部故障信号接点。UPS应具有冲击电压保护、短路保护、冲击电流保护等必要的保护措施。同时具有恒频恒压特性。6.6.7 在子站的每个并网接入点，安装经相关电能计量强检机构和本市电力主管部门认可的电能计量装置，电能计量装置的设备配置和技术要求应符合DL/T 448，以及相关标准、规程要求。并经发包人和电网企业双方认可的具有相应资质的电能计量检测机构对电能计量装置完成相关检测，出具完整检测报告，施加封条、封印或其他封固措施。电能计量装置投运前，须通过电网企业和发包方组织的竣工验收。每个并网接入点安装同型号、同规格、准确度相同的主、副电能表各一套。主、副表应有明确标志。要求电能表采用静止式多功能电能表，技术性能符合GB/T 17215.322和DL/T 614的要求。电能表至少应具备双向有功和四象限无功计量功能、事件记录功能，配有标准通信接口，具备本地通信和通过电能信息采集终端远程通信的功能，电能表通信协议符合DL/T 645。采集信息应接入电力系统调度机构的电能信息采集系统。计量装置内计量用互感器和电能表须有CMC标志，电能计量柜的观察窗口、铅封方式、电表和互感器安装位置符合本市电力主管部门认可。6.6.8在各个并网接入点装设满足IEC 61000-4-30《电磁兼容 第4-30 部分 试验和测量技术-电能质量》标准要求的A 类电能质量在线监测装置。电能质量数据能远程传送到电网企业，保证电网企业对电能质量的监控。6.6.9 光伏发电系统的功率因数能够在0.9（超前）～0.9（滞后）范围内连续可调。具备在无功输出范围内，根据接入点电压水平调节无功输出，参与电网电压调节的能力，其调节方式、参考电压、电压调差率等参数具备由电网调度机构远程设定的条件。6.6.10在子站配置微机“五防”系统。6.6.11在子站配置直流系统一套（通讯用直流电源单独组屏）。直流系统蓄电池的充电设备采用高频开关整流充电器，兼做浮充电用。6.6.12 资料提供投标人向发包人提供的技术文件及图纸等资料费用计入合同总价。投标人所提供的各种技术资料能满足发包人对电站设计以及安装调试、运行试验和维护的要求。投标人保证技术文件及图纸清除污物、封装良好、并按系统分类提供给发包人。投标人保证随最后一批资料供给一套完整的全套图纸、资料和手册的总清单。（1）图纸评审前提供3套初步设计图纸和计算书，评审时通知发包人参加。（2）安装工程开工前，提供5套施工图。（3）应按发包人要求的时间向发包人提供施工进度计划。（4）设计单位编写的设备规范书应交发包人审查，发包人对设备规范书提出的修改意见，投标人和投标人委托的设计单位应接受。设备订货时向发包人提供配电设备、集中监测和控制系统、电能表等订货技术协议各3套。（5）按时提供相应的技术说明、图纸、设备材料清册（包括但不限于）?材质检验报告3 套?设备明细清单5 套?隐蔽工程验收记录6套?试验报告5 套?设备图纸和随机资料各3 套?竣工图纸8 套（正本1 套、副本7 套）?子站电气系统图6套?子站电气二次回路接线图6套?光伏电站运行规程6套?光伏电站设备维修手册6套提供的文件，包括图纸、计算书、说明、使用手册等使用国际单位制（SI），所有文件、图纸、传真、信件均使用简体中文，如提供外文资料，须征得发包人同意。除纸质资料外，提供初步设计方案、施工图纸、竣工图纸、子站电气系统图、子站二次回路接线图、光伏电站运行规程、光伏电站设备维修手册电子版资料各2套。在试运行前一周，提交子站系统图和运行规程。在项目竣工后30天内提交符合发包人要求的竣工图原始资料2套，并配合发包人或发包人委托的竣工图编制单位完成竣工图编制工作。7.安装7.1一般规定7.1.1光伏发电系统的安装符合设计要求。7.1.2安装前应具备的条件：?设计文件齐全，并已审查通过。?施工组织设计或施工方案已提供审查批准。?施工场地符合施工组织设计要求。?现场水、电、场地、道路等条件能满足正常施工需要。?预留基座、孔洞、预埋件、设施符合设计图纸要求，并已验收合格。?施工队伍有建设兆瓦级及以上光伏发电工程的实际经验。7.1.3施工过程中，不得破坏建筑物的结构和建筑物的附属设施，不得影响建筑物在设计使用年限内承受各种荷载的能力。7.1.4投标人对整个现场各种操作和施工方法的适用性、稳定性和安全性全面负责。但应服从发包人的现场协调。7.1.5投标人在投标文件中需提供里程碑控制点计划表，格式见表一。7.2施工安全要求7.2.1光伏发电系统设备和部件在存放、搬运、吊装等过程中不得碰撞和受损，光伏组件的正反面不得受到任何碰撞和挤压。7.2.2在安装时，禁止站在光伏组件上作业，电路接通后应有防止电击的安全措施。不允许带负荷或能够形成低阻回路的情况下接通或断开隔离开关、安装或拆卸连接缆线。7.2.3光伏组件施工时，应做好安全围护措施，光伏组件连接完成或部分完成后，遇有组件破裂须及时设置限制接近的措施，并由安全监察人员会同技术人员处置。7.2.4吊装光伏组件，其底部衬垫木。吊装光伏组件和大件设备时，避免吊装机械和吊物与周围建筑和公共设施碰撞，并有保障施工人员人身安全的措施。7.2.5当屋面斜度大于10°时，应设置踏脚板。7.2.6雨天停工前，做好光伏组件输出电缆防护，防止日照条件下光伏组件有电时发生短路。7.3基座、支架施工7.3.1按设计要求的位置设置光伏方阵的基座并保证基座与建筑主体结构牢固连接。7.3.2在屋面的结构层上现浇基座，完工后做防水处理，并符合GB50207《屋面工程质量验收规范》的规定。7.3.3光伏组件安装前，钢筋混凝土基座顶面的预埋件，按设计的防腐级别涂防腐涂料，并妥善保护。7.3.4光伏组件支架及其材料符合设计要求。钢结构的焊接符合GB50205《钢结构工程施工质量验收规范》的规定。按设计要求校准位置把光伏组件支架安装在基座上并保证可靠固定。对框架周围需要填缝的均应填实，表面修整光洁，无裂纹。7.3.5结构件焊接完毕进行防腐处理。防腐施工符合GB50212《建筑防腐蚀工程施工及验收规范》和GB50224《建筑防腐蚀工程质量检验评定标准》的规定。7.3.6光伏组件之间的连接方式，符合设计规定。7.3.7光伏组件的排列连接固定可靠，外观整齐。7.3.8坡屋面上安装光伏建筑构件，其周边的防雨连接结构须严格施工，不得漏水、漏雨，外表须整齐美观。7.3.9光伏组件背面通风良好，不得被杂物遮挡。7.3.10光伏组件和支架安装完成后，检查光伏组件布线美观、整齐、无线缆外露，各方阵线缆连接附件有足够的强度、防水、抗老化、便于连接和运行维护，对成品采取保护措施。 7.4电气设备和缆线安装7.4.1电气装置的安装符合GB50303《建筑电气安装工程施工质量验收规范》的规定7.4.2电缆线路施工符合GB50168《电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范》的规定。7.4.3电气系统的接地符合GB50169《电气装置安装工程接地装置施工及验收规范》的规定。7.4.4两根电缆对连接，须使用符合绝缘标准的中间接头。7.4.5逆变器表面不得设置其他电气设备和堆放杂物，不得破坏逆变器的通风环境。7.4.6光伏系统直流部分施工时，须保证正负极性的正确性。7.4.7电线、电缆穿越楼板、屋面和墙面时，应配置防水套管并做好防水套管与建筑物主体间的缝隙的防水密封，做好建筑物表面光洁处理。7.5在工程设备施工平台、走道、吊装孔等有坠落危险处，设置栏杆或盖板。对需登高检查、维修及更换光伏组件处，设操作平台或扶梯。防坠落伤害设计符合国家相关标准要求。7.6投标人在施工过程中，通过班组、施工队、公司三级质量签证，保证交付发包人的成品各项指标全部合格。8检测与调试8.1检测前应具备的条件：8.1.1接线箱、逆变器、并网保护系统和变压器等设备，接头无锈蚀、松动，结构和电气连接正确和完整，没有功能衰退等缺陷。8.1.2确认光伏组件连接可靠、极性正确，线路连接符合设计要求，光伏组件清洁、无遮挡。8.1.3设备安装使用条件，符合使用说明书和相关标准、规程的规定。8.2测试时段为10:00～14:O0，在日照和风力稳定，光伏方阵接受光照较好的条件下进行。8.3在无光照的条件下（或者有光照但光伏组件被有效遮挡），短接光伏组件输出端，测量输出端与接地端的绝缘电阻≥40MΩ?m2／光伏组件总面积m2。8.4依次分级测量各个光伏组串、方阵、直流侧、交流侧和整个光伏发电系统。要求后级测量在前级测量正常进行。在明亮环境下进行测量，要有防止工作人员被光伏系统电击的措施。8.5检测设备的重复性和准确度等性能指标，应优于光伏发电系统本身的计量检测单元的性能，并满足光伏发电系统设计的技术指标要求。按照国家和行业相关标准和规范，编制详细的检测记录表格，形成有效的存档记录。8.6投标人进行升压变压器、高低压开关柜、直流配电柜、计量柜隔离柜、电缆等交接试验时，应使用经有资质机构检验合格的仪器和试验设备。试验项目和合格标准按照GB50150-2006《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》执行。投标人在进行继电保护及安全自动装置检验前，根据DL/T584-2007《3～110kV电网继电保护装置运行整定规程》进行整定计算，并使用经有资质机构检验合格的仪器与试验装置，按照规程和厂家说明书的要求进行检验。8.7系统调试8.7.1系统的调试由具备相应资质的单位和部门，按照国家、行业和本地电网企业的规定的测试项目和合格标准进行。测试内容按照Q/GDW617-2011《光伏电站接入电网规定》和国能新能[2011]109号《金太阳示范项目管理暂行办法》执行。在工程项目持续期，如有国家和电力主管部门新的标准、规程规范发布，还应符合新的标准和规程规范的要求。8.7.2光伏系统的调试顺序为：先调试光伏组串，合格后再依次调试光伏方阵、直流侧、交流侧、整个光伏发电系统。光伏发电系统接入电网的测试点为光伏发电系统并网点。并网点的测试应由具备相应资质专业机构或部门进行，并在测试前将测试方案报发包人和所接入电网企业备案。8.7.3投标人负责在光伏发电系统并网运行后6个月内向发包人和电网企业提供有关光伏发电系统运行特征的测试报告，测试应在辐照良好的环境下进行。检测内容至少包括：（1）电能质量，包括电压不平衡度、谐波、直流分量、电压波动和闪变等；（2）通用技术条件测试，包括接地、耐压、抗电网扰动等；（3）有功功率输出特性（有功功率输出与辐照度、温度的关系特性）；（4）并网运行适应性；（5）安全与保护功能；（6）光伏发电系统启停时对电网的影响。8.7.4通过检测证明每个并网点设备运行参数符合设计规定，光伏发电系统满足接入电网的相关规定，子站自用电系统满足现场使用要求。测试中发现任何不合格，由投标人自费进行整改。整改后经复测合格，由具备相应资质专业机构或部门出具测试报告。发包人要求测试方案和测试工作由同一个专业机构或部门完成，除非得到发包人和所接入电网企业同意，投标人不得在测试过程中更换事前已确定的测试专业机构或部门。9试运行管理与维护9.1一般规定9.1.1光伏发电系统并网前调试合格后，试运行开始前，投标人为发包人培训员工并提前一周提交子站运行规程。9.1.2试运行前，由投标人编写子站管理制度，包括技术档案管理、安全操作、巡回检查、定期点检、事故预防和处理等并经发包人确认。9.1.3在并网前、后和试运行期间，投标人聘请并配合有资质的专业机构或部门完成光伏发电系统的各项电气测试和消防、环保、防雷验收工作。投标人应提前10天提交测试、验收方案，发包人有权对方案提出修改意见。9.2管理与维护9.2.1试运行开始直至省内预验收合格具备三部委验收条件前，光伏发电系统的运行操作、工程场所和设备的保洁、运行设备和备用设备保管等，由投标人负责。9.2.2试运行开始直至省内预验收合格具备三部委验收条件前，如光伏发电系统发生异常，由投标人或者投标人联系设备厂家专业人员进行处理，并及时通知发包人。发包人认为处理方案需要改进，有权提出书面改进意见，投标人一般不得拒绝。如投标人认为执行会导致不良后果，应在8小时内书面提出与发包人不一致但能及时有效解决问题的方案，并切实做好方案经发包人同意即可立即实施的准备。9.2.3测试、分项工程验收完成后，投标人负责汇总、分析、保管运行记录、测试报告和验收合格证明，对存在的问题及时进行整改。投标人提供测试报告和分项工程验收合格证明复印件给发包人，接受发包人的检查。10工程验收10.1一般规定10.1.1投标人负责工程材料和设备（包括太阳能组件和逆变器）的卸货、收货、验货和货物保管。10.1.2工程验收包括光伏发电系统验收和与之相关的建筑工程验收，并根据施工安装特点进行分项工程验收和竣工验收。10.1.3相关的建筑工程验收符合GB50300《建筑工程施工质量验收统一标准》的规定。10.2隐蔽工程验收隐蔽工程验收前由投标人技术(质量)人员先行质量检查合格，并提前24h向发包人提交书面验收申请。发包人项目技术负责人，投标人项目专业质量(技术)负责人参加验收，验收项目包括：?预埋件或后置螺栓、锚栓连接件。?基座与主体结构的连接节点。?支架与基座的连接节点。?光伏发电系统的防雷、接地连接节点。?封闭空间内敷设的管道与电气管线等。10.3分项工程验收工程验收前，现场应清理干净、孔洞应进行封堵。10.3.1分项工程验收由投标人项目技术负责人组织，发包人技术工程师、施工单位项目专业质量(技术)负责人参加。10.3.2分项工程验收根据工程施工特点分期进行。限定下列工序，须在前道工序验收合格后才能进入后道工序的施工：?在屋面光伏发电系统施工前，进行屋面防水工程的验收。?在光伏组件安装就位前，进行基座、支架和框架的验收。?在隐蔽工程隐蔽前，进行施工质量验收。?既有建筑增设光伏发电系统，施工前必须经建筑物结构安全检查。10.4竣工验收10.4.1按照电建质监[2011] 92号《电力建设工程质量监督检查典型大纲 (光伏发电部分)》要求，聘请安徽省电力建设工程质量监督中心，完成光伏发电首次及土建工程质量监督检查和并网启动试运前质量监督检查；按照CNCA/CTS 0004-2010《并网光伏发电系统工程验收基本要求》，由国家三部委委托的相关专业机构，完成金太阳示范项目审核验收。10.4.2金太阳示范项目审核验收在光伏发电系统并网试运行、各项测试正常后，三个月内进行。投标人负责备齐各种申请材料，做好一次性通过国家三部委委托的相关专业机构金太阳示范项目审核验收的准备（经由省级主管部门上报项目验收申请由发包人负责）。10.4.3在国家三部委委托的相关专业机构验收前一个月，投标人自查合格后向发包人提交竣工验收申请报告及下列资料：?设计文件、设计变更文件和竣工图。?主要材料、设备、成品、半成品、仪表的出厂合格证明或检验资料。?屋面防水检漏记录。?隐蔽工程验收记录和分项工程验收记录。?光伏发电系统调试和试运行记录(包括组串、汇流箱、逆变器、交直流开关柜电缆与电线绝缘测试记录、接地电阻测试记录、防雷测试记录等)。?子站运行、监控、显示、计量等功能的检验记录。?子站运行规程、保护定值整定计算书。?子站光伏发电系统使用维护手册。?子站监控系统操作说明书和维护手册。?CNCA/CTS 0004-2010《并网光伏发电系统工程验收基本要求》的其他资料。10.4.4发包人对竣工资料和工程场所、设备进行检查，发现问题书面通知投标人整改。投标人需按照发包人的要求及时进行整改，并在整改后通知发包人重新验收。10.4.5满足条件时，投标人组织发包人及相关单位对工程进行竣工预验收。预验收中查出的问题，由投标人负责整改，整改合格后，投标人做好验收记录和资料立卷归档工作。10.4.6国家三部委委托的相关专业机构验收合格，投标人负责将光伏发电系统移交发包人，运行记录、子站管理制度、测试报告原件、验收报告原件、签署文件等竣工验收资料同时立卷移交。11质量保证和服务11.1质量保证11.1.1投标人需在光伏发电系统设计、施工组织设计、设备采购保管、施工、安装、调试、测试、试运行直至通过国家三部委验收全过程执行GB/T19000.1－2008质量管理和质量保证标准（投标人持有GB/T19000.1-2008证书和企业质量手册，可供发包人必要时查验）。11.1.2工程设备订货满足国家、相关规程和本技术要求的要求。在承包人在设备采购协议中，明确设备供货商直接向发包人承诺提供售后服务、现场培训。在设备采购协议签订后，投标人向发包人提供技术协议复印件和设备及备品备件清单。11.1.3投标人负责卸货，负责查验材料的数量、材质、规格，负责查验设备外观合格、出厂报告和合格证齐全，负责查验设备规格、数量、随机资料与装箱单一致并在开箱前通知发包人到场。11.1.4投标人设置临时仓库，并指定专人保管验收合格的设备与材料，保管条件应满足设备、材料对存储环境和安全的需要，不因保管原因产生质量问题或丢失影响工程进度。11.1.5工程设备必须是全新、技术先进、性能可靠、经运行验证的合格产品。使用寿命不小于25年。11.1.6设备（包括附件、零部件）从整体上满足工程需要，即使在本技术要求书中没有明显地提出,也应满足作为完整产品所能满足的全部要求，在安装、调试、验收、试运行中发现不足、损坏、丢失，由投标人免费在72小时内补齐。11.1.7装机容量3.2兆瓦,光伏系统总效率不低于80%。11.1.8工程质保期为竣工验收合格后的三年。保质期内由于投标人的原因(选材不当、设计错误、施工与安装不良、调试缺项或仪器仪表不合格等)致使光伏发电系统及其设备出现缺陷和损坏时，投标人接到发包人通知（书面或电话）1小时内给予答复，2小时内派出专业人员到达现场免费修理或更换。11.1.9质保期满后，无论何种原因造成的光伏发电系统故障或设备缺陷、部件损坏，投标人接到发包人通知（书面或电话）1小时内给予答复，2小时内派出专业人员到达现场，先处理问题，后区分责任，确属发包人原因的，由发包人按照成本价支付费用。11.1.10维护用工器具和质保期内备品备件，由投标人免费提供。11.1.11投标人对其提供的设备应提供稳定的技术支持，支持时间应不小于10年。支持期内的备品备件和服务费用收取不高于成本价。11.2现场服务11.2.1投标人应指定负责本工程的项目经理。项目经理负责工程全过程的各项工作，如工程进度、设计、图纸文件、设备和材料采购保管、现场施工、设备安装、调试验收等。11.2.2投标人现场技术人员有对发包人技术人员详细解释技术文件、图纸、运行和维护手册、设备特性、分析方法和有关的注意事项的义务并对技术指导正确性负责，如因错误指导而引起设备和材料的损坏，投标人免费修理、更换。11.2.3如因投标人原因造成设计、施工安装、调试工作拖期，发包人有权要求投标人增加人力资源，费用由投标人自理。11.3培训11.3.1投标人在投标文件中需提供培训计划表（格式见表二）。培训内容至少包括：1）太阳能光伏发电系统的发电原理及系统构成。2）主要设备的性能、安装步骤和质量控制标准。3）光伏组件、逆变器、配电设备和光伏发电系统主要调试项目，调试方法和合格标准。4）光伏发电系统的运行操作流程、安全注意事项和常见故障的处理方法。5）光伏发电系统的维护周期选择和定期点检的建议。11.3.2培训由有培训资格的专业工程技术人员担任，投标人应提供师资人员资料。11.3.3理论培训在发包人指定地点进行，模拟实际操作在子项目所在地进行。培训小时数根据培训效果确定。11.3.4要求通过培训，发包人的受训人员能够了解光伏发电原理和系统构成，能够安全、正确、熟练操作光伏发电系统设备，能够判别系统故障原因并会对简单缺陷进行处理。12主要设备12.1 投标人投标的主要设备见一下清单并满足本技术要求书相关条款规定鑫晟子站配置清单序号名 称型号规格数量备注1太阳能电池组件245Wp依据设计结果确定发包人提供2太阳能电池支架系统采用钢构支架须热浸镀锌防腐依据设计结果确定满足国家、行业标准、规范3光伏并网逆变器500 kW250 kW100 kW50 kW其他规格依据设计结果确定发包人采购4光伏阵列防雷汇流箱16进1出10进1出依据设计结果确定满足国家、行业标准、规范5直流防雷配电柜8进1出依据设计结果确定满足国家、行业标准、规范6交流配电柜MNS依据设计结果确定满足国家、行业标准、规范7双绕组升压变压器/分裂绕组升压变压器干式变20kV低损耗变压器（S11型）依据设计结果确定满足国家、行业标准、规范8高压汇流保护柜KYN28-24（进口产品根据品牌确定）依据设计结果确定满足国家、行业标准、规范9高压并网柜KYN28-24（进口产品根据品牌确定）按照计量点配置满足国家、行业标准、规范10高压计量柜KYN28-24（进口产品根据品牌确定）按照计量点配置满足国家、行业标准、规范11环境监测仪依据设计结果确定12GPRS模块依据设计结果确定13监控装置监控软件监控软件、工控机、依据设计结果确定GPS对时14监控装置15监控显示16监控计算机DELL工作站Precision T7500依据设计结果确定满足国家、行业标准、规范17打印机HP依据设计结果确定满足国家、行业标准、规范18UPS装置依据设计结果确定满足国家、行业标准、规范19GPS模块依据设计结果确定满足国家、行业标准、规范20监控软件依据设计结果确定满足国家、行业标准、规范21辅材PVC穿线管，光伏线缆接头等依据设计结果确定满足国家、行业标准、规范22电缆、桥架依工程实际确定12.2备品备件投标方提供必需的备品备件，费用包括在投标总价中。投标方推荐可能使用的备品备件，并分别列出其单价和总价供发包人选购。所有备品备件应为全新产品, 与已经安装设备的相应部件能够互换,具有相同的规格材质和制造工艺。所有备品备件应单独包装放入箱内，防尘、防潮、防止损坏等措施，与主设备一并发运，并标注“备品备件”以区别设备本体。投标方应填写备品备件清单表，如下表：必备备品备件清单序号名 称型号和规范单位数量用 途备 注推荐备品备件清单序号 名 称型号和规范单位数量用 途备 注12.3 专用工具与仪器仪表投标方提供安装、调试必需的专用工具和仪器仪表，费用包括在投标总价中。投标方推荐检修、维护可能使用到的专用工具和仪器仪表，并分别列出其单价和总价，供发包人选购。所有专用工具与仪器仪表必须是全新的、先进的且须附详细使用说明资料。专用工具与仪器仪表应单独包装放入箱内，注明“专用工具”“仪器仪表”，并标明防潮、防尘、易碎、向上、勿倒置等字样，同主设备一并发运。投标方应填写专用工具及仪器清单表，如下表：必需专用工具及仪器清单序号 名 称型号和规范单位数量用 途备 注推荐专用工具及仪器清单序号 名 称型号和规范单位数量用 途备 注 表一 里程碑控制点计划表（总工期为120天）序号项目名称完成时间1工程勘测设计完成提供施工图2屋顶光伏组件支架基础开始施工（工程开工）3太阳能组件吊装开始4完成屋顶设备安装5完成地面配电设备安装6首次整套启动7工程具备初步验收条件8具备国家三部委金太阳工程验收条件注：120天不含三部委金太阳工程验收时间表二 培训计划表（投标人填写）序号培训内容培训教师职称天数培训地点1太阳能光伏发电系统原理及系统构成2太阳能电池组件的原理、构成及检测、维护3光伏逆变器的原理、构成及检测、维修4直流配电设备的构成及检测、维修5交流配电设备的构成及检测、维修6变压器的原理及检测、维修7光伏系统的防雷及接地措施8光伏发电站计算机监控系统原理、操作及维护9光伏发电系统主要检测标准、调试项目及方法10光伏发电系统的运行操作规程11光伏发电系统与设备常见故障判断及维修12光伏发电系统的日常维护和定期点检项目及方法13光伏发电系统的安全注意事项14光伏发电系统的现场操作