光伏项目EPC总承包技术及施工要求

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)

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/GDW617-201)、《光伏电站接入电网测试规程》 (Q/GDW618-201)。

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0.05MW~1.1MWfi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1MW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，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5~7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n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2X40MVA电压等级110/35kV，选用有载调压变压器。110kV输电线路“ n”入牛家岭风电场至安荣220kV站110kV线路，n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0M +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w 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24h0）

3.1.9系统总效率：》80 %）

3.1.10系统总效率二年上网发电量/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

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。

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(P"发电系统概述和导则》

(5) SJ/T11127-1997《光伏(P"发电系统过电压保护一导则》

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

EN 61721-1999 光伏组件对意外碰撞的承受能力 ( 抗撞击试验 )

标准光谱辐照度数据

方法

件的等效电池温度 (ECT)

光谱失配误差的计算》

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(P"方阵I-V 特性的现场测量

10) EN 61345-1998 光伏组件紫外试验

11) GB 6495.1-1996 光伏器件

1 部分 : 光伏电流－电压特性的测量 12) GB 6495.2-1996 光伏器件

2 部分 : 标准太阳电池的要求 1

3 ) GB 6495.3-1996 光伏器件

3 部分 : 地面用光伏器件的测量原理及

14) GB6495.4-1996 晶体硅光伏器件的 I-V

实测特性的温度和辐照度修正

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

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

17) GB 6495.8-2002

( 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(P"组件安全鉴定第1部分：结构要求》

(24)GB 20047.2-2006 《光伏(P"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本项目采用多晶硅电池组件。