光伏项目EPC总承包技术及施工要求恩菲工程技术-solarbe文库

资源描述：

恩菲新能源（朔州）有限公司70MWp 并网光伏发电项目EPC总承包技术要求发包方恩菲新能源（朔州）有限公司承包方中国恩菲工程技术有限公司二○一四年七月CHINA 2 目录1 基本要求 . 3 2 总的设计工艺和方案 . 3 3 性能保证 . 4 4 电气技术要求 . 6 5 建筑结构技术要求 29 6 暖通技术要求 31 7 水工技术规范 32 8 环保、水保措施技术规范 32 9 消防系统技术规范 33 10 设备及材料表 35 11 设备、技术文件及图纸的交付 . 36 12 设备监造和性能验收试验 . 37 13 设计联络会及培训 47 14 运输和保管 . 49 附件 1 项目组织与管理 50 1. 项目管理组织机构和人员配置 . 50 2. 施工分承包方的选择 . 51 3. 施工所用的标准及规范 . 52 4. 施工综合进度 . 52 5. 施工总平面布置 . 53 6. 施工临时设施及场地 . 53 7. 施工力能供应 . 53 8. 主要施工方案及特殊施工措施 . 53 9. 设备、物资的管理 . 54 10. 项目质量管理 54 11. 职业健康安全管理和环境管理 56 12. 文明施工 56 13. 项目施工技术管理 56 14. 与发包方有关的主要工作 57 附件 2 安全防护、文明施工协议 58 3 1 基本要求本协议书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，承包方应保证提供符合本技术部分和有关最新工业标准的优质产品及其相应服务。承包方提供的产品应满足本技术部分的要求。承包方必须在初设评审完成后提供一份完整的技术协议，涵盖但不限于项目电气、土建、暖通、给排水、消防等设计方案，所有供货设备清单和技术参数，备品备件，发电量估算、施工设计方案以及技术服务、施工、调试、验收和人员培训等内容。必须满足国家有关质量、安全、健康、环保、水保、消防等强制性标准。光伏系统应满足国网公司最新下发的光伏电站接入电网技术规定（ Q/GDW617-2011）、光伏电站接入电网测试规程（ Q/GDW618-2011）。2 总的设计工艺和方案本项目装机容量不小于 70.7 MWp；光伏电站的装机型式固定式安装；太阳能电池组件基扳的材质为多晶硅太阳能电池组件，单块组件功率待定。综合考虑电站的可靠性和经济性，本工程的太阳电池组件全部采用固定安装方式，太阳能电池组件阵列由 1MW发电子方阵单元组成，本期子方阵的安装容量约为1MW,预留增容的 0.05MW1.1MW组件安装位置。每个子方阵配置 2 台 500kW光伏并网不带隔离变压器的逆变器。每个子方阵配备一个 1MWp逆变器房，逆变器及二级直流汇流柜及通信柜全部布置在逆变器房内，逆变器房布置在单元合理位置，以减少直流汇线损失。全场由 70 个 1MW发电子方阵单元组成，每个方阵由若干个光伏阵列组成，每个光伏阵列支架安装 44 块光伏组件，每个发电子方阵配 1 个逆变器房和 1 个箱式变电站，逆变器室内装有 2 个 500kW 阵列逆变器及直流配电柜，以及其他配电柜、通讯柜等。每个阵列逆变器组由若干路太阳电池组串单元并联而成，每个组串单元由 22块太阳电池组件串联组成。各太阳电池组串划分的汇流区并联接线，输入防雷汇流箱经电缆接入逆变器房，4 然后经光伏并网逆变器逆变后输出 315V 的三相交流电，经电缆引至0.315/0.315/35kV/ 升压变压器，每组 57 台升压变压器采用 35kV 电缆并联后，接入 35kV配电室后，经 35/110kV 变压器升压至 110kV，以 110kV架空出线 π 接福光牛家岭风电场至系统 220kV安荣变电站的 1 回 110kV线路。管理区设置综合办公楼（包括办公区和生活区）、中控室和集中配电室，以及门卫室、水泵房、运动场地、国旗台、停车场和垃圾场等附属设施，管理区大门采用电动伸缩门。进场道路采用 4 米宽现场浇筑的普通混凝土路面；场内检修道路采用 4 米宽级配碎石路面；围墙采用高 1.8m 防盗型钢丝网围栏。厂区内的主要建筑物为单层砖混结构，如配电楼、生活区等，集装箱式逆变房、箱式变电站基础采用箱型钢筋混凝土基础，光伏阵列内支架基础采用螺旋桩基础，采用 36°固定倾角支架安装方式，最低端距地 500mm，阵列前后排间距取 8.6m。本电站拟建 1 座 110kV 升压站，装设 2 台主变，主变容量选择为 2 40MVA，电压等级 110/35kV，选用有载调压变压器。 110kV 输电线路“ π ”入牛家岭风电场至安荣 220kV站 110kV线路， π 接线路全长 4.2 公里，其中单回线路长 1.1 公里，双回线路长 3.1 公里。电站总平面设计由设计单位完成，在初设评审时提交业主方审核确认，确认后方可施工。接入系统设计以批复的接入系统方案为准，升压站设计以批准的升压站初步设计为准。3 性能保证承包方提供的整套光伏发电系统应能满足发包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承包方不能达到以下技术指标，发包方将按合同条款对承包方进行处置。如果整个工艺过程不能满足运行保证中的要求，则承包方应负责修理、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。这部分费用由承包方负责（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，费用由承包方负责。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5 新试验，费用由承包方负责。电站整体质保期为竣工验收后的 1 年（逆变器为 5 年），在质保期内，如果承包方所提供的光伏发电系统的设备和部件出现故障，承包方应负责修理和替换，直至发包方完全满意，费用由承包方负责。如果本款与合同条款有不一致之外，均以合同条款为准。3.1 主要性能保证承包方应根据电池组件及设备的选用情况，报出以下主要性能保证值在设计工况下，承包方应确保下列技术指标，当由第三方所做的性能试验证明承包方不能达到以下技术指标，发包方将对承包方进行处置。3.1.1 全站光伏组件总容量≥ 70.7 MWp （在项目初设评审完成后确定）3.1.2 晶体硅光伏组件光电转化效率≥ 15％；（以组件边框面积计算转换效率）3.1.3 光伏组件峰瓦功差满足 0W～ 3W；3.1.4 晶体硅光伏组件第 1 年内输出功率衰减率不高于 2， 2 年内输出功率衰减率不高于 3，五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；3.1.5 总体光伏组件故障率≤ 0.01 3.1.6 逆变器效率额定输入输出时效率 97.7 ；最高转换效率 98.5 ；欧洲效率 98.2 ；详细参数见 4.2 节逆变器3.1.8 年故障小时数 24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发电单元）年故障小时数不超过 24h。）3.1.9 系统总效率≥ 80 ％。3.1.10 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，估算出年总发电量。即系统总效率年上网发电量（ kWh） * 标准条件下的辐照度（常数 1kWh/m2）/ 实际装机容量（ kW） / 环境检测仪所取得的太阳能数据为基准折合到组件倾斜面的年辐射量（ kWh/m2）如果环境检测仪能直接检测到与组件同倾角的年辐射量，则组件倾斜面的年辐射量（ kWh/m2）环境检测仪所测的倾斜面年辐射量（ kWh/m2）。6 如果环境检测仪只能直接检测到水平面的年辐射量，则组件倾斜面的年辐射量（ kWh/m2）环境检测仪所测的水平面年辐射量（ kWh/m2） *折算系数（依据 RETScreen软件在相同倾角下的水平面与倾斜面的折算关系）。单位换算（ MJ/m2）（ kWh/m2） *3600*1000 。3.1.11 第一年上网电量≥ 11000万度（首年发电量由双方在初设评审完成后确定，首年发电量的考核根据当年气象条件并结合同等条件的电站进行适当修订）。同时，第一年上网电量≥ 以本光伏电站设立的环境监测仪第一年所取得的太阳能辐射数据为基准折合标准日照条件下，估算出的第一年总发电量 * 系统总效率（ 80）。以本光伏电站设立的环境监测仪第一年所取得的太阳能辐射数据为基准折合标准日照条件下，估算出的第一年总发电量实际装机容量（ kW） * 环境检测仪所取得的太阳能数据为基准折合到组件倾斜面的年辐射量（ kWh/m2） / 标准条件下的辐照度（常数 1kWh/m2）。7 4 电气技术要求4.1 光伏组件4.1.1 范围本合同范围为 70MW光伏电站所需光伏组件由发包方提供，包括光伏多晶硅电池组件、固定支架、检测装置、专用工具、随机备品备件。4.1.2 标准和规范（ 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 61345-1998 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8 （ 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 13384 1992 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） 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 单晶硅太阳电池；（ 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；40 有关 IEC、 IEEE、 EN、 SJ 和在发标及投标有效期内，国家、行业颁布了新标准、规范等。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。4.1.3 主要性能、参数及配置（ 1）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。9 本项目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 GB/T9535 或 IEC61215和GB/T18911或 IEC61646标准要求，通过国际、国内国家认证机构的认证。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≥ 15.0（以组件边框面积计算转换效率）。光伏组件产品供应商应在国内具有三年以上光伏设备生产及管理经验，光伏组件产品已用 300MW并网型光伏电站并有三年以上国内外安全稳定运行业绩；通过国内、外权威部门的认证，拥有 CQG、 CGC认证证书 , 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，承包方要对光伏组件板外表面板的清洁、防热斑提供措施。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 AM1.5，辐照度 1000W/m2，电池工作温度为25± 2℃，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（ 0W～ 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 1 年使用期限内输出功率不低于 98的标准功率 , 在 2 年使用期限内输出功率不低于 97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的标准功率。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和行业规范规程，满足不少于 25年室外使用的要求。光伏组件安装方案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。10 请承包方按照光伏组件性能保证要求提供太阳能电池组件参数详表。255Wp 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 Wp 255 功率偏差 w 0W3W 组件效率 15.6 开路电压（ Voc） V 37.7 短路电流（ Isc） A 9.0 工作电压（ Vmppt ） V 30.2 工作电流（ Imppt ） A 8.43 系统最大耐压 Vdc 1000 尺寸 mm 1650*992*40 重量 kg 18.2 峰值功率温度系数 /K -0.42 开路电压温度系数 /K -0.32 短路电流温度系数 /K 0.05 10 年功率衰降 ≤ 8.8 25 年功率衰降 ≤ 19.3 运行温度范围摄氏度 -4085 最大风 /雪负载 Pa 5400 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承包方实际提供的产品应不低于上表的质量要求。4.2 逆变器4.2.1 范围本合同范围为 70MW光伏电站所需 500kW不带隔离变并网型逆变器，包括光伏逆变器、专用工具、随机备品备件。4.2.2 标准和规范11 GB 18479-2001 地面用光伏 PV发电系统概述和导则DL/T 527 2002 静态继电保护装置逆变电源技术条件GB/T 13384 1992 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 14537 1993 量度继电器和保护装置的冲击与碰撞试验GB 16836 1997 量度继电器和保护装置安全设计的一般要求DL/T 478 2001 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 617272004,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 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 605291998 ）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12 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/T14598.14 静电放电试验GB/T17626.8 工频磁场抗扰度试验GB/T14598.3-93 6.0 绝缘试验JB-T7064-1993 半导体逆变器通用技术条件 3.2 规范和标准并网逆变器应满足国家电网的光伏电站接入电网技术规定（ Q/GDW617-2011）、光伏电站接入电网测试规程（ Q/GDW618-2011）、光伏发电站接入电力系统技术规定（ GB/T 1996-2012）中与逆变器性能有关的技术要求、以及随时生效的规定要求。有关在发标及投标有效期内，国家、行业颁布了新标准、规范等。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。4.2.3 逆变器技术要求光伏并网逆变器（下称逆变器）是光伏发电系统中的核心设备，必须采用高品质性能良好的成熟产品。逆变器将光伏方阵产生的直流电（ DC）逆变为三相正弦交流电（ AC），输出符合电网要求的电能。逆变器应该满足以下要求（ 1）单台逆变器的额定容量为 500kW。（ 2）并网逆变器的功率因数和电能质量应满足中国电网要求，各项性能指标满足国家电网的光伏电站接入电网技术规定（ Q/GDW617-2011）、光伏电站接入电网测试规程（ Q/GDW618-2011）和随时生效的规定的要求。（ 3）逆变器额定功率应满足用于本项目海拔高度的要求，考虑高原降容，其内绝缘等电气性能满足要求。（ 4）逆变器的安装应简便，无特殊性要求。（ 5）逆变器应采用太阳电池组件最大功率跟踪技术 MPPT。（ 6 ）逆变器要求采用国内、外成熟、先进的产品，逆变器要按照CNCA/CTS0042009认证技术规范要求，拥有 CQC认证证书。逆变器供货商要求具有 500kW及以上逆变器安全运行 3 年以上 500 台套成功经验。13 （ 7）逆变器要求能够自动化运行，运行状态可视化程度高。显示屏可清晰显示实时各项运行数据，实时故障数据，历史故障数据，总发电量数据，历史发电量（按月、按年查询）数据。（ 8）逆变器要求具有故障数据自动记录存储功能，数据存储于光伏电站就地监控系统的计算机内，存储时间大于 10 年。（ 9）逆变器本体要求具有直流输入分断开关，紧急停机操作开关；每台逆变器交流输出侧不应带有隔离变压器。（ 10）逆变器应具有极性反接保护、短路保护、孤岛效应保护、过温保护、交流过流及直流过流保护、直流母线过电压保护、电网断电、电网过欠压、电网过欠频、光伏阵列及逆变器本身的接地检测及保护功能等，并相应给出各保护功能动作的条件和工况（即何时保护动作、保护时间、自恢复时间等）。（ 11）逆变器是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）。（ 12）逆变器应具有通讯接口，能将相关的测量保护信号上传至监控系统，并能实现远方控制。（ 13）逆变器具有低电压穿越功能，承包方需提供符合验收要求的逆变器低（零）电压穿越报告。（ 14）逆变器与变压器参数要合理匹配。4.2.4 逆变器基本参数要求如下本工程采用集成式逆变器房，其中的逆变器参数如下逆变器型号输出额定功率 500kW 最大直流功率 550kW 最大交流输出电流 1008A 最高转换效率 ≥ 98.5 欧洲效率 ≥ 98.2 最大功率跟踪（ MPP）范围 DC500V～ DC820V或更宽最大直流电压 DC1000V 额定交流输出电压 315V 额定交流频率 50Hz 要求的电网形式 IT 系统待机功耗 / 夜间功耗＜ 100W 输出电流总谐波畸变率＜ 3（额定功率时）功率因数＞ 0.99 自动投运条件直流输入及电网满足要求时，逆变器将自动运行14 逆变器型号断电后自动重启时间 5min 时间可调隔离变压器（有 / 无）无接地点故障检测（有 / 无）有过载保护（有 / 无）有反极性保护（有 / 无）有过电压保护（有 / 无）有其它保护（请说明）短路保护、孤岛效应保护、过热保护、过载保护等工作环境温度范围－ 25℃～＋ 55℃相对湿度 0～ 95，不结露允许最高海拔 ≤ 6000m超过 3100m 需降容使用防护类型 / 防护等级 IP20 （室内）散热方式强制风冷其他低电压穿越功能、远程数据通讯接口（ 1）电气绝缘性能直流输入对地 2000V（ AC）， 1 分钟直流与交流之间 2000V（ AC）， 1 分钟（ 2）噪声≤ 60dB （ 3）平均无故障时间≥ 5 年（ 4）使用寿命 25 年安全可靠运行防雷能力逆变器应具有防雷装置，具备雷击防护告警功能（最大放电电流不小于 40kA，标称放电电流不小于 20kA，残压小于 1kV）；防浪涌能力，能承受模拟雷击电压波形10/700us ，幅值为 5kV的冲击 5 次，模拟雷击电流波形 8/20 μ s，幅值为 20kA 的冲击5 次，每闪冲击间隔为 1min，设备仍能够正常工作。外观及尺寸并网型逆变器应为柜式结构，为保证美观，每面柜体尺寸高度、色调应统一，整体协调。柜体结构要求并网型逆变器内柜体可采用高素质的冷轧钢板，钢板的厚度≥ 2.5mm，表面采用静电喷涂，柜体的全部金属结构件都经过特殊防腐处理，以具备防腐、美观的性能；柜体结构安全、可靠，应具有足够的机械强度，保证元件安装后及操作时无摇晃、不变形；通过抗震试验、内部燃弧试验；柜体采用封闭式结构，柜门开启灵活、方便；元件特别是易损件安装便于维护拆装，各元件板应有防尘装置；柜体设备要考虑通风、散热；屋内使用的盘柜需达到 IP20 以上的防护标准；设备应有保护接地。15 柜内电气元件包括母线电容、接触器、交直流断路器、防雷模块等均使用国际知名品牌。柜内元器件安装及走线要求整齐可靠、布置合理，电器间绝缘应符合国家有关标准。进出线必须通过接线端子，大电流、一般端子、弱电端子间需要有隔离保护，电缆排布充分考虑 EMC的要求。应选用国内外知名品牌的质量可靠的输入输出端子（请说明所采用端子的品牌），端子排的设计应使运行、检修、调试方便，适当考虑与设备位置对应，并考虑电缆的安装固定。端子排应为铜质，大小应与所接电缆相配套。柜内应预留一定数量的备用端子。强电、弱电的二次回路的导线应分开敷设在不同的线槽内。每个端子只允许接一根导线。电流端子和电压端子应有明确区分。系统盘柜内应该针对接入的设备及线路，拥有明显的断点器件，确保检修时能逐级断开系统。逆变器交流侧输出端与双分裂变压器低压侧直接连接时，采用电缆连接方式；逆变器交流侧输出端经交流开关柜与升压变压器连接时，逆变器与低压交流开关柜采用电缆连接方式。交流各相、直流正负导线应有不同色标。母线、汇流排需加装绝缘热缩套管，无裸露铜排。柜内元件位置编号、元件编号与图纸一致，并且所有可操作部件均用中文标明功能。柜面的布置应整齐、简洁、美观。柜面上部应设测量表计、故障信号显示装置、指示灯、按钮等。逆变器柜体正面必须配备紧急停机按钮。进出线要求柜体进出线宜采用下进下出的引线及连接线方式。4.2.5 并网逆变器通讯装置及配套软件的要求承包方应成套提供一套气象站满足太阳能光伏发电系统所要求的信号采集、分析、上传所需要的全部传感器、监控装置、通讯装置以及相关的软件，并且提供以太网通讯接口（转换所需软硬件由发包方全套提供），能完成与电站监控系统的连接可通过气象站监测电站阳光辐照值、风力、温度、湿度、大气压、电池板温度等实时数据。并录入数据库，实时进行计算在当前条件下，组件的理论发电功率。逆变器需在就地显示设备以及远方监控系统中至少可以显示下列信息可实时显示电站的当前发电总功率、日总发电量、累计总发电量、累计 CO2总减排量以及每天发电功率曲线图。16 可以与监控系统进行通讯，可查看逆变器的运行参数，主要包括A、直流电压B、直流电流C、直流功率D、交流电压E、交流电流F、逆变器机内温度G、时钟H、频率I 、功率因数J、当前发电功率K、日发电量L、累计发电量M、累计 CO2减排量N、每天发电功率曲线图逆变器保护及故障信号如下（但不限于此） A、电网电压过高；B、电网电压过低；C、电网频率过高；D、电网频率过低；E、直流电压过高；F、直流电压过低；G、逆变器过载；H、逆变器过热；I 、逆变器短路；J、散热器过热；K、逆变器孤岛；L、 DSP故障；M、通讯失败；N、接地保护17 逆变器需提供 RS485通讯接口，并开放通讯协议，配合监控系统能将逆变器上述参数及故障型号通过分站房通信管理机，接入场区监控系统，并能保证实现监控系统可以远方控制逆变器启停，可以远方调整逆变器功率的功能。4.3 箱式变压器箱式变电站应符合中华人民共和国国家标准（ GB）、中华人民共和国电力行业标准（ DL）、原水电部标准（ SD）以及相关的 IEC 标准。在上述标准中，优先采用中华人民共和国国家标准及电力行业标准。在国内标准缺项时，参考选用相应的国际标准或其他国家标准。选用的标准是在合同签订之前已颁布的最新版本。产品应执行，但不限于如下标准所有螺纹、螺母、螺栓、螺杆应采用 GB标准的公制规定。GB/T-17467 1998 高低压预装式变电站GB4208 外壳防护等级 IP 代码 GB 1094.1-1996 电力变压器总则GB 1094.2-1996 电力变压器温升GB 1094.3-2003 电力变压器绝缘水平、绝缘试验和外绝缘空气间隙GB 1094.5-2008 电力变压器承受短路能力GB/T 1094.4-2005 电力变压器电力变压器和电抗器的雷电冲击和操作冲击试验导则GB/T 1094.10-2003 电力变压器声级测定GB 311.1-1997 高压输变电设备的绝缘配合GB/T 4109-2008 交流电压高于 1000V的绝缘套管GB/T 5582-1993 高压电力设备外绝缘污秽等级GB/T 6451-2008 油浸式电力变压器技术参数和要求GB 2536-1990 变压器油GB 5273-1985 变压器、高压电器和套管的接线端子GB/T 7354-2003 局部放电测量GB 11604-1989 高压电器设备无线电干扰测试方法GB/T 16927.1-1997 高电压试验技术一般试验要求GB/T 16927.2-1997 高电压试验技术测量系统18 GB 1208-2006 电流互感器GB 16847-1997 保护用电流互感器暂态特性技术要求GB/T 4585-2004 交流系统用高压绝缘子的人工污秽试验GB 50150-2006 电气装置安装工程电气设备交接试验标准GB/T772 高压绝缘子瓷件技术条件DL/T537 高压 / 低压预装箱式变电站选用导则DL/T5222 导体和电器选择设计技术规定国际电工委员会标准IEC 60076 电力变压器IEC 60815 关于污染条件的绝缘子选择导则4.3.1 35kV 箱式变电站技术规范4.3.1.1 箱式变电站型式35kV 终端型户外箱式变电站4.3.1.2 箱式变电站使用环境（ 1）工作环境现场户外安装。（ 2）环境参数4.3.2 箱式变电站的总体要求4.3.2.1 箱式变电站主要配置高压负荷开关、监控装置、带电显示器、避雷器、变压器硅钢片、变压器油、变压器铜绕组、绝缘材料等主要电气元件要求采用知名品牌的优质产品。4.3.2.2 箱变需保证满足户外使用条件，门口加密封条，充分考虑防风沙、放凝露、散热、保温等环境要求。箱变内各小室应保证正常工作环境温度不大于 40 度，通风电机应具有按温度自动开停风机的功能。当各小室采用三相风机通风时，应具备过热、过流和短路保护装置，并采取缺相保护和监视电动机旋转方向的措施。4.3.2.3 箱变高低压均采用电缆进线，设计时考虑能方便人进入箱变基础电缆沟。箱变内部 , 变压器至 35kV 环网柜建议采用母线出线 4.3.2.4 箱体有足够的机械强度，在运输、安装中不发生变形，并力求外型美观、色彩与环境协调。外壳油漆喷涂均匀，抗暴晒、抗腐蚀，并有牢固的附着力。4.3.2.5 箱壳采用金属材料具有抗暴晒、不易导热、抗风化腐蚀及抗机械冲击等特点。19 箱体金属框架均具有良好的接地，设至少 2 个接地端子，并标有接地符号。4.3.2.6 箱体不带操作走廊。箱壳门应向外开，开启角度大于 180°，并设定位装置。箱式变装有把手、暗闩和能防雨、防堵、防锈的暗锁。4.3.2.7 箱式变压器的噪音水平不大于 55dB（声压级）。4.3.2.8 箱体顶盖的倾斜度不小于 3°。4.3.2.9 箱体内有驱潮装置，避免内部元件发生凝露。4.3.2.10 箱式变电站内部电气设备（ 1）箱体门内侧附有主回路线路图、控制线路图、操作程序及注意事项。（ 2）母线采用绝缘母线，并设有安全防护措施。（ 3）箱变进出线均为电缆下进线，预留电缆的安装位置便于进行试验。（ 4）箱式变电站内部电气设备的装设位置易于观察、操作及安全地更换。4.3.2.11 柜体防护等级 IP65 。4.3.2.12 箱变使用寿命大于 30 年。箱式变内所有部件按运行寿命大于 30 年设计。4.3.2.13 箱式变电站内所有设备均根据设备安装位置的实际海拔高度对设备外绝缘进行修正。4.3.2.14 箱变内变压器至箱壁间距离应满足国标要求。4.3.3 箱式变电站内主要元件4.3.3.1 升压变压器技术参数及要求1 35kV 变压器主要技术参数名称三相铜绕组油浸自冷式升压电力变压器型号 S11-M-1000/35 额定容量 1000kVA 额定电压 38.5kV ± 2x2.5/0.3kV/0.3kV 低压侧电压为暂定高压分接 ± 2 2.5 联结组别 Dyn11 yn11额定电流（请承包方填写）阻抗电压（请承包方填写）空载损耗（请承包方填写）负载损耗（ 75 摄氏度）（请承包方填写）空载电流（请承包方填写）20 额定 1min 工频耐压（请承包方填写）额定雷电冲击耐压（请承包方填写）2 变压器一般要求本规格书所涉及的电力变压器绝缘等级应为 F 级或以上，以保证变压器具有更大的温升裕度，运行更安全可靠且具有更强的过载能力，并且变压器绝缘老化缓慢，寿命长，正常运行寿命应大于 30 年。供方应对变压器噪声、电场分布和磁场分布以及冲击特性综合治理，优化设计，提供优质的产品。变压器防潮能力强，阻燃性能好。变压器应能够随时投入运行，停止运行后一段时间可不经干燥而直接投入，并允许在正常环境温度下，承受 80的突加负载。绝缘绝缘应均匀一致。雷电脉冲承受电压应符合 IEC60726-3 的要求。温升应限制在 IEC60726-2 给出的范围内。1 除在特殊说明外，变压器为自然冷却式，箱内安装。小室内环境温度不超过 40 度的情况下使用。2 所有规定的报警和跳闸接点应为适于 220VDC的转换接点。如果不能用转换接点时，应用可互换的接点，但其最终的型式应与买方协商确定。3）端子箱应安装在易于接近处并带有规定的密封件。4）变压器应有 2 个接地点，对角焊接在导轨基座上。5）底座应有起重设施。应提供能承受整个变压器重量的吊耳。吊耳的安装位置应在不用拆卸接线箱的情况下吊起变压器。6）变压器铁心和金属件均应可靠接地，并有明显的接地标志，铁心和金属件均