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1、松源村光伏發電項目總體設計方案1、項目概況浙江金華市武義縣2016年光伏扶貧項目位于武義縣境壺山街道松源村內， 建設一標段合計35.36kW的并網型太陽能光伏發電系統，包括太陽能光伏發電 系統及相應的配套并網和監控設施。本項目采用全額上網的并網模式，所發電 量主要饋送至光伏電站附近的所在企業和居民的配電網，供其中的各種負載使 用，全額上網的方式進行運作，系統不設儲能裝置。1）、投標方負責本項目所涉及到的所有工作（明確由招標方負責的除外）， 包括設備和材料供貨、分系統設計以及、安裝、培訓、調試，并配合性能驗收 試驗等所有工作。2）、本技術規范中提出了最低技術要求，并未規定所有技術要求和適用標 準2、，投標方提供滿足本技術協議和有關最新工業標準的產品的高質量的設計、 設備及其相應的服務。并滿足國家有關安全、消防、環保、勞動衛生等強制性 標準的要求。3）、招標方所提及的供貨范圍都是最低限度的要求，并未對一切技術細節 作出規定，投標方應提供符合招標文件和相關工業標準的功能齊全的優質產品 及其相應服務。招標方對本分布式光伏發電項目的設計、制造、供貨等方面內 容的認可，都不能免除投標方的責任。4）、投標方所執行的標準與本技術規范所使用的標準不一致時，經招標方 同意后才能執行。本技術規范書的文字說明、供貨范圍和附圖是一個完整的整 體，投標方滿足所有的要求。如果發生矛盾，以更高的要求為準。5）、建設進3、度：投標方應按照此工期在投標文件中做出整個工程進度控制 網絡圖，并做出保證工程按期完成的措施和方案。6）、投標方的承包范圍除新建滿足招標文件技術要求的完整的太陽能分布 式并網光伏電站外，還包括因建造光伏電站需要而對原構筑物局部的拆除和修 復、能滿足太陽能分布式光伏發電系統從發電直至并網正常運行所需具備的相 關設計、設備材料采購供應、運輸及儲存、建筑安裝工程施工、工程質量及工 期控制、工程管理、培訓、各種試驗、調試及檢查測試、試運直至驗收交付生1）無隔離變壓器型逆變器最大轉換效率98%,含隔離變壓器型逆變器最 大轉換效率N97%。2）額定功率下電流總諧波畸變率W3%：交流輸出三相電壓的允許偏差不4、 超過額定電壓的10%；直流分量不超過其交流額定值的0.5%；具有電網過/欠 壓保護、過/欠頻保護、防孤島保護、恢復并網保護、過流保護、極性反接保 護、過載保護、短路保護、光伏陣列及逆變器本身的接地檢測及保護功能，并 相應給出各保護功能動作的條件和工況（即保護動作條件、保護時間、自恢復 時間等），具備低電壓穿越能力。3）使用壽命不低于25年，質保期不低于5年。在環境溫度為-25C +50C,相對濕度W95%,海拔高度W2000米情況下能正常使用。（能提供保險 公司保單優先考慮）。4）無功功率可調，功率因數范圍超前（）.9至滯后0.9。5）按照CNCA/CTS0（）04：2009認證技術規范要求5、，通過國家批準認證機構的 認證。逆變器輸出功率大于其額定功率的50%時，功率因數應不小于0.98,輸 出有功功率在20%-50%之間時，功率因數不小于0.95o同時逆變器功率因數必 須滿足浙江地區電網要求。6）逆變器應采用太陽光伏電池組件最大功率跟蹤技術（MPPT）o7）逆變器本體要求具有緊急停機操作開關。8）逆變器應具有通訊接口，能將相關的測量保護信號上傳至監控系統，并 能實現遠方控制。通信、監控系統的采購、安裝、調試工作均由投標方負責。9）逆變器應能通過RS485接口（協議采用MODBUS-RTU）向監控系統上 傳當前發電功率、日發電量、累計發電量、設備狀態、電流、電壓、逆變器機 內溫度、6、頻率、故障信息、保護動作信息等數據信號。11）逆變器參數與升壓變壓器參數要合理匹配。12）逆變器輸出電流和電壓的諧波水平應滿足現行國家規范和電網的規 定。光伏系統的輸出應有較低的電流畸變，以確保對連接的電網的其他設備不 造成不利影響。逆變器輸出電流總諧波畸變率不大于3%。各次諧波應限制在下 表所列的百分比之內。此范圍內的偶次諧波應小于奇次諧波限值的25%。13）逆變器光伏系統側和并網接口設備的防雷和接地，應符合SJ/T 11127 中的規定。14）逆變器對電網應設置短路保護，當電網或線路短路時，逆變器輸出的 過電流應不大于額定電流的150%,并在0.1s以內將光伏系統與電網斷開，并需 經系統復7、位后才能再次恢復供電。15）逆變器對電網應設置孤島效應保護。逆變器在檢測到孤島狀態后，在 O.ls以內將光伏系統與電網斷開，逆變器出口端子應保持零電壓，并需經系統 復位后才能再次恢復供電。16）逆變器要求具有故障數據自動記錄存儲功能，存儲時間大于5年。17）逆變器要求能夠自動化運行，運行狀態可視化程度高，并且可通過遠 程控制，調整逆變器輸出功率。顯示屏可清晰顯示實時各項運行數據，實時故 障數據，歷史故障數據，總發電量數據，歷史發電量（按月、按年查詢），當前 發電功率、日發電量、累計發電量、設備狀態、電流、電壓、逆變器機內溫 度、頻率、故障信息等數據。18）逆變器的框架為垂直地面安裝的自撐式結構8、，框架和外殼應有足夠的 強度和剛度，應能承受所安裝元件及短路所產生的動、熱穩定。同時不因成套 設備的安裝、運輸等情況而影響設備的性能。逆變器柜體鍍鋅件必須光亮，無 蝕斑。19）逆變器直流側設電纜進線端子，容量滿足額定電流要求。交流電纜的 出線端子。20）逆變器本體應采取足夠的通風散熱措施，以保證在本項目安裝的環境 條件下逆變器柜內各元件能始終正常工作。21）逆變器設計壽命不小于20年。其中，主要部件（如IGBT或其它功率開關 元件，電感、電容，控制電路板等）在設計壽命期間不應更換，如因設計、制 造、材料原因使上述主要部件在設計壽命期內必須更換，投標方必須承擔全部 費用，并賠償招標方損失。產品的9、任何偏差或改進必須說明，并附有批準機構 的證明文件。22）逆變器應具備能量管理平臺功能，實現遠方控制逆變器輸出功率的調 節。23）逆變器自用電取電方式為無擾動自動切換取電方式，主供電源為廠用 外來電供電，當外來電源失電后應無擾動自動切換為升壓箱變低壓側取電。24）逆變器監控系統與發電系統必須充分保護逆變器的機械和電氣裝置， 以防發生故障或崩潰。作為監控系統一部分的監測系統機上顯示屏至少應顯示 下列內容：a）逆變器的狀態b）逆變器的月、年和累計的、以小時為單位的運行時間值c）電網正常運行的小時數d）逆變器正常運行的小時數0）發電小時數f）故障小時數g）發電量（kWh）（月、年和累計的）h）所有相10、頻率、電壓和電流i）有功功率（kW）j）無功功率（kvar）k）功率因素cos叩（包括實時數據以及功率因數曲線，以月統計值儲存）l）所有故障（狀態信息、故障發生次數、總的持續時間和發生日期、月和 累計時間；內存容量需能儲存超過12個月的資料）m）內部溫度25）電擊防護：逆變器的電氣系統應便于運行、試驗、檢查、維護。電氣 系統的設計應當保證人員的安全，并防止其他動物可能由于直接或間接接觸系 統的帶電部件所帶來的危險。所有帶電部件應當有絕緣材料遮蔽，或用合適的 屏蔽方式隔離。間接接觸電氣系統的導電部件應具有防止漏電的保護措施。26）與電網相連的接口：逆變器交流輸出端應設置斷路器，它應能同時切 斷所11、有電源回路。帶電部位應采取安全封閉措施。斷路器的額定參數應當符合 逆變器聯接點和電網的最大短路容量。27）逆變器外殼應同時能防雨雪、防寒、防沙塵、防陽光照射。門和蓋板 應配有專用的鎖具，以保證在關閉位置上能安全地閉合，滿足IEC或同類標準 要求。所有外殼應當得到合理的防護，布置的位置盡可能減少其暴露在雨水中 的可能。在外殼的門為維護或操作而開啟時，要注意防止雨水的濺入。28）逆變器電氣系統部件間的布線特性須符合1EC227, 245, 287或相當標 準，具體位置和導線需考慮在安裝和運行期間承受的應力。導線布置應避免在 不同額定電壓情況下因導線間的接觸產生的過電壓。所有的電纜終端都要接在 帶有12、環的端頭或安裝到接線板。電纜終端均須有識別標簽或彩碼。逆變器的彩 碼對所有逆變器必須統一。所有的電氣連接均要符合IEC標準。29）逆變器應設有防止雷擊過電壓、電網過電壓的保護裝置。保護裝置應 保證逆變器能夠承受雷擊，保障逆變器在運行期間處于安全狀態。逆變器的過 電壓保護裝置應符合IEC標準的要求。30）逆變器應具有如下可靠性設計要求中的至少一項：a）利用控制系統檢測可能發生故障的方式，如檢測到故障，系統應能自動 安全停機。b）元件分析后表明要求的檢測間隔時間足以在發生故障前發現并解決問 題。c）系統設計采取元件冗余措施，要求在故障后能維持系統持續安全運行至 故障被監測設備檢測到或在正常的檢查中13、被發現。萬一這些元件或組件故障， 逆變器系統應維持在一個非危險狀態。31）每臺逆變器都應有永久性銘牌標志，至少標示以下內容：a）型號b）功率因數和額定功率c）額定頻率d）相數e）輸出電壓f）制造廠g）制造日期7.2、箱體的一般要求1）、柜體逆變器房采用集裝箱的方式將并網逆變器、直流配電柜和數據采集通訊單 元進行集成設計。光伏并網逆變器柜體及直流柜應是外表美觀的2mm厚冷軋板 鋼殼體，盤面應平整。應至少涂兩層底漆，面漆用亞光漆。殼體應有一定的剛 度和強度，盤柜的正面應開有門。每扇門應裝有帶鑰匙的安全鎖。殼體內應有 內安裝板以便安裝電氣設備。電氣盤防護等級應不低于IP21o2）、接地光伏并網逆變器14、柜體的框架和所有設備的其它不載流金屬部件都應和接地 母線可靠連接，柜體的接地端子應以截面不小于2.5mm2的多股銅線和接地母線 直連。逆變器房的殼體，也應可靠接地。3）、光伏并網逆變器柜體內設備內部裝置的布置應充分考慮安裝、調試、 維護、更換及運行的要求，接插件和斷路器應動作可靠、接觸良好、不松動。 光伏并網逆變器柜體內應自帶散熱風機，且散熱風機出風口直接排出逆變器集 裝箱箱體外。4）、箱殼箱殼應采用防腐整體鋼結構，各鋼構件間應可靠電氣連接。殼體 頂板應選用厚度不小于2mm的鋼板。防護等級為IP54。箱體內應考慮通風，及 低溫凝露（自動投切）。另外為方便運行和維修，箱內應裝有二盞照明燈（須滿 15、足內部照明要求）和一個插座。照明燈采用就地控制方式，插座應為5A、多聯（兩極和三極至少各2個）。逆變器控制回路，箱體通風風機、電加熱裝置、照 明燈和插座等的工作電源均采用自供電，交流配電箱為380/220V電源。箱體外 面標志完整清晰，前后兩側均應打印上“招標方”標識（logo）,詳細要求合同中 規定。5）、所有電氣設備的保護外殼均不能采用泡沫板。6）、光伏并網逆變器是光伏發電系統中的核心設備，必須采用高品質性能 良好的成熟產品。逆變器將光伏方陣產生的直流電（DC）逆變為三相正弦交流 電（AC）,并饋送給50Hz交流電網，輸出符合電網要求的電能。逆變器應該 滿足以下要求：并網逆變器的功率因數和16、電能質量應滿足國家電網要求。具 有寬電壓范圍的MPPT光伏組件最大功率追蹤功能；具有全自動運行功能，無需人工干預，伴隨太陽升起，系統自動將太陽能 光伏組件所發電能接入電網，傍晚日落或者陰雨天，太陽能光伏組件發電不滿 足逆變器輸入時，逆變器自動進入待機狀態，并時刻監測市電狀況；逆變器必 須具備低電壓穿越功能，并具有國網電科院出具的檢驗報告，并具有主動式防 孤島保護檢測功能。并網逆變器交流各相、直流正負導線應有不同色標。選用質量可靠的輸入輸出端子或銅排，并應充分考慮電纜的安裝與固定。柜內元件 位置編號、元件編號與圖紙一致，并且所有可操作部件均應用中文標明功能。柜體結構安全、可靠；易損件的設計與安裝17、應便于維護及拆裝。各元件板應有 防塵裝置，柜體設計應考慮通風、散熱，并配備專用強排風道。逆變器應具有 如下保護:項目名稱保護方式跳脫時間恢復時間直流過壓保護自動脫開電網，逆變器進入停止模 式并報錯0.2秒5分鐘電網過壓（線電 壓310V,可設置）自動脫開電網，逆變器進入停止模 式并報錯0.2秒5分鐘電網欠壓（線電壓210V,可設置）自動脫開電網，逆變器進入停止模式并報錯0.2秒5分鐘電網過頻率（51.5Hz,可設置）自動脫開電網，逆變器進入停止模 式并報錯0.2秒5分鐘電網欠頻率（47Hz,可設置）自動脫開電網，逆變器進入停止模 式并報錯0.2秒5分鐘具有低電壓穿越功能按Q/GDW 617-218、011標準要求電網短路保護（1.5倍額定電流）自動脫開電網，逆變器進入停止模式并報錯0.2秒5分鐘過流保護自動限制輸出功率不跳脫無接地故障保護自動脫開電網，逆變器進入停止模 式并報錯0.2秒5分鐘過熱保護自動脫開電網，逆變器進入停止模 式并報錯0.2秒5分鐘正、負極性反接保護逆變器不工作，恢復極性正接后正常無無具有輸出正弦波電流，諧波含量低，電能質量高等特點；具有防雷、防浪涌等保護裝置及系統接地裝置；逆變器要求能夠自動化運行，運行狀態可視化 程度高。顯示屏可清晰顯示實時各項運行數據，實時故障數據，歷史故障數據，總發電量數據，歷史發電量(按月、按年查詢)數據。逆變器具有電流、 電壓、頻率、功率等19、運行數據及狀態顯示功能；逆變器要求具有故障數據自動 記錄存儲功能，并網逆變器能記錄最近的1()0條故障信息。具有串行通信功能，逆變器至少提供包括RS485遠程通訊接口，提供開 放的通訊協議。其中RS485需要遵循Modbus通訊協議。電氣絕緣性能：直 流輸入對地：2000V (AC), 1分鐘 直流與交流之間：2000V (AC), 1分鐘 平 均無故障時間：210年使用壽命：25年安全可靠運行7) 、逆變器選用技術先進且成熟的功率器件。8) 、逆變器本身要求具有直流輸入手動分斷開關，交流電網手動分斷開 關，緊急停機操作開關。9) 、并網電流諧波逆變器在運行時不應造成電網電壓波形過度畸變和注入20、電網過度的諧波電 流，以確保對連接到電網的其他設備不造成不利影響。10) 、工作頻率逆變器并網時應與電網同步運行。且滿足下列要求:頻率范圍要求低于48Hz根據光伏電站逆變器允許運行的最低頻率或電網要求而定48Hz-49.5Hz每次低于49.5Hz時要求至少能運行10分鐘連續運行每次頻率高于50.2Hz時，光伏電站應具備能夠連續 運行2分鐘的能力，但同時具備0.2秒內停止向電網 線路送電的能力，實際運行時間由電網調度機構決 定；此時不允許處于停運狀態的光伏電站并網。iWj 于 50.5Hz在0.2秒內停止向電網線路送電，且不允許處于停運 狀態的光伏電站并網。產，以及在十年質量保修期內的消缺等全過21、程的工作，并保證光伏電站首年度 整體發電效率不低于90%。7）、太陽能并網光伏電站總的要求是：安全可靠、系統優化、功能完整、 建設期間不影響項目所在工廠正常生產。投標方提供的設備以及施工，必須滿 足本規范書的要求。投標方在充分理解招標設計文件的基礎上，如對太陽能光伏電站系統提出優化 的解決方案，需經招標方確認后采用。投標方對系統的擬定、設備的選擇和布 置負責，招標方的要求并不解除投標方的責任。8）、涉及載荷校核等問題，投標方應充分理解原有建筑物設計單位設計文 件。設計文件不能免除投標方的責任。9）、投標人應在投標前對工程項目現場實施踏勘，以充分理解并掌握了本 工程項目招標的全部有關情況；因投標22、前未實施踏勘而對項目及招標文件的未 充分理解由投標人自行承擔責任。踏勘的費用由投標人自行承擔。投標人及其 代表進入現場實施踏勘前需經招標人允許，如投標人及其代表在實施踏勘時造 成的任何人身傷害或財產毀損，投標人應承擔由此引起的所有責任，招標人不 承擔任何責任。10）、投標方如對技術規范書有異議，不管多么微小，應以書面形式明確提 出，反映在差異表中。在征得招標方同意后，可對有關條文進行修改。如招標 方不同意修改，仍以招標方的意見為準。對于無明確異議的部分，則表明投標 方認可本技術規范書的相應部分。2、項目地概況浙江金華武義縣壺山街道松源村位于浙江省的中部，地理坐標為東經 119。2700119。23、5800”,北緯28。3100”29。0300”。北與金東區相連，西與遂昌 縣相鄰，南通麗水市，東臨永康市縉云縣接壤，全縣東西寬5（）千米，南北長59 千米，總面積1577.2平方千米。浙江省金華市武義縣壺山街道松源村歸武義縣 管理，毗連正新屋村，高塢村，湯嶺腳村,社會和諧穩定，毓秀鐘靈，綠蔭成林，民風 淳樸，項目地址是武義縣壺山街道松源村魚塘本次項目共1個標段，35.36kw光伏電站。3、接入系統系統安裝于金華市松源村的魚塘中間的大路上，地面電站是35.36KW的系 統；太陽能光伏發電子系統采用經直流匯流一交流逆變后，輸出0.4kV交流電， 并于安裝本村的0.4kV配電系統并入地區電力網。電24、能計量采用雙向計量方式， 電力接入需符合電網接入規范要求，電力運行遵守當地調度指令。（具體接入系 統方案以電網公司審批為準）。我方協助招標方完成達到電網公司對光伏發電系統并網要求的施工、安 裝、調試等工作。4、性能和規范太陽能并網光伏電站的制造、土建施工、安裝、調試、試驗及檢查、試運 行、考核、最終交付等符合相關的中國法律及規范、以及最新版的ISO和IEC標 準。對于標準的采用符合下述原則：與安全、環保、健康、消防等相關的事項執行中國國家及地方有關法 規、標準；上述標準中未包含的部分應采用的技術來源國標準或國際通用標準， 由投標方提供，招標方確認；設備和材料執行設備和材料制造商所在國或國際標準25、；建筑、結構執行中國電力行業標準或中國相應的行業標準。我方針對本工程的制造、調試、試驗及檢查、試運行、性能考核等要求， 提交所有相關標準、規定及相關標準的清單。在合同執行過程中采用的標準需 經招標方確認。(1) IEC61215晶體硅光伏組件設計鑒定和定型(2) IEC61730.1光伏組件的安全性構造要求(3) IEC61730.2光伏組件的安全性測試要求(4) GB/T18479-2001地面用光伏(PV)發電系統 概述和導則(5) SJ/T11127-1997光伏(PV)發電系統過電壓保護一導則(6) GB/T 19939-2005光伏系統并網技術要求GB/T 19394-2003光伏(26、PV)組件紫外試驗(8) EN 61829-1998晶體硅光伏方陣I-V特性現場測量EN 61721-1999光伏組件對意外碰撞的承受能力(抗撞擊試驗)(10) EN 61345-1998光伏組件紫外試驗(ll)GB 6495.1-1996光伏器件第1部分：光伏電流一電壓特性的測量(12) GB 6495.2-1996光伏器件第2部分：標準太陽電池的要求(13) GB 6495.3-1996光伏器件第3部分：地面用光伏器件的測量原理及標準光譜輻照度數據(14) GB 6495.4-1996晶體硅光伏器件的I-V實測特性的溫度和輻照度修正方(15) GB 6495.5-1997光伏器件第5部分：27、用開路電壓法確定光伏(PV)器件的等效電池溫度(ECT)(16) GB 6495.7-2006光伏器件第7部分：光伏器件測量過程中引起的光譜失配誤差的計算(17) GB 6495.8-2002光伏器件第8部分：光伏器件光譜響應的測量測(18) GB/T 18210-2000晶體硅光伏(PV)方陣I-V特性的現場測量(19) GB/T 18912-2002光伏組件鹽霧腐蝕試驗華能泗安lOMWp分布式光 伏發電項目技術標投標書11(20) GB50797-2012光伏發電站設計規范(21) GB/T 133841992機電產品包裝通用技術條件(22) GB/T 191-2008包裝儲運圖示標志(228、3) GB 20047.1-2006光伏(PV)組件安全鑒定 第1部分：結構要求(24) GB 20047.2-2006光伏(PV)組件安全鑒定第2部分：試驗要求(25) GB6495-86地面用太陽能電池電性能測試方法；(26) GB6497-1986地面用太陽能電池標定的一般規定：(27) GB/T 14007-1992陸地用太陽能電池組件總規范；(28) GB/T 14009-1992太陽能電池組件參數測量方法；(29) GB/T 9535-1998地面用晶體硅太陽電池組件設計鑒定和類型；(30) GB/T 11009-1989太陽電池光譜響應測試方法；(31) GB/T 11010-129、989光譜標準太陽電池;(32) GB/T 11012-1989太陽電池電性能測試設備檢驗方法；(33) IEEE 1262-1995太陽電池組件的測試認證規范；(34) SJ/T2196-1982地面用硅太陽電池電性能測試方法；(35) SJ/T 9550.29-1993地面用晶體硅太陽電池單體 質量分等標準；(36) SJ/T9550.30-1993地面用晶體硅太陽電池組件 質量分等標準；(37) SJ/T 10173-1991 TDA75 晶硅太陽電池；(38) SJ/T 10459-1993太陽電池溫度系數測試方法；(39) SJ/T 11209-1999光伏器件 第6部分 標準太陽電30、池組件的要求；(40) GB/T 19964-2005光伏發電站接入電力系統技術規定(4DQ/SPS 22-2007并網光伏發電專用逆變器技術要求和試驗方法(42) CSCS85:1996太陽光伏電源系統安裝工程施工及驗收技術規范(43) CGC/GF003 1: 2009并網光伏系統工程驗收基本要求(44) GB/T 50796-2012光伏發電工程驗收規范(45) GB/T 50795-2012光伏發電工程施工組織設計規范(46) GB 50794-2012光伏發電站施工規范(47) Q/GDW 617-2011光伏電站接入電網技術規定上述標準、規范及規程僅是本工程的最基本依據，并未包括實31、施中所涉及 到的所有標準、規范和規程，并且所用標準和技術規范均須為合同簽訂之日為 止時的最新版本。5、光伏組件的性能要求1）在標準試驗條件下（即：大氣質量AM=1.5,輻照度1000W/m2,電池工 作溫度為25C,標準太陽光譜輻照度分布符合GB/T6495.3規定），光伏組件的 實際輸出功率滿足標稱功率范圍。工作溫度范圍為-40C+85C,初始功率（出廠時）不低于組件標稱功率。2）使用壽命不低于25年，質保期不少于5年。光伏組件衰減率在5年內不高 于5%, 10年內不高于10%, 25年內不高于20%o組件逐年衰減應為線性變化。 投標方提供的所有光伏組件的實際輸出功率的總和不低于投標保證功率32、。3）光伏組件防護等級不低于IP65。確保在25年內在當地自然條件下不致破 壞。4）投標人要對光伏組件板外表面板的清潔、防熱斑提供措施。光伏組件各 部件在正常工況下應能安全、持續運行，不應有過度的應力、溫升、腐蝕、老 化等問題。5）每塊光伏組件應帶有正負出線、正負極連接頭和旁路二極管（防止組件 熱斑故障）。光伏組件自配的串聯所使用的電纜線滿足抗紫外線、抗老化、抗高 溫、防腐蝕和阻燃等性能要求，選用雙絕緣防紫外線阻燃鍍錫銅芯電纜，電纜 性能符合GB/T18950- 2003性能測試的要求；接線盒（引線盒）應密封防水、散 熱性好并連接牢固，引線極性標記準確、明顯，采用滿足IEC標準的電氣連接；采用33、工業防水耐溫快速接插件，接插件防銹、防腐蝕等性能要求，并應滿 足符合相關國家和行業規范規程，滿足不少于25年室外使用的要求。6）為確保組件的絕緣、抗濕性和壽命，要求邊框與電池片的距離要至少超 過11mm的距離。7）光伏組件的插頭采用MC4型，防護等級IP67。組件正、負極引線長度不 小于800mm,并滿足現場安裝要求。8）光伏組件年故障率W0.01%。9）提供的多晶硅組件轉換效率必須在15.7%以上。10）晶硅組件功率與質量比大于10W/kg,填充因子FF大于0.65.11）組件在正常情況下絕緣電阻不低于40MQm2。12）光伏組件邊框應預留有接地孔洞及相應標示，供貨方應有光伏組件防 雷的技術34、要求。13）采用EVA、玻璃等層壓封裝的組件，EVA的交聯度應大于65%, EVA與玻璃的剝離強度大于30N/cmo EVA與組件背板剝離強度大于15N/cm14）光伏組件的背板材料選用含氟材料的PET背板。15）光伏組件及所有配件的使用壽命不低于20年。6、光伏支架的技術要求總的要求1）支架主型材要求采用國標Q235B型鍍鋅C型鋼材；安裝螺栓以及連接件 采用304不銹鋼材料或Q235B型鋼材。2）支架的強度應滿足在自重、風荷載、雪荷載和地震荷載共同作用下的 使用要求，設計時應考慮臺風的影響。表面防腐應滿足10年內可拆卸再利用和 2（）年內安全使用的要求。3）支架設計必須考慮在光伏電站使用周期35、內屋面維修時光伏組件安裝、維 修更換時方便拆卸。在安裝的光伏支架單個可拆卸陣列模塊面積不大于10平方 米。4）支架能滿足安裝抗風要求、抗雪壓要求、抗震要求、耐腐蝕性要求、安 全性要求、通用性要求、快速安裝要求，并提供成本最小化的深化設計方案。 廠家應對支架系統進行受力分析；設計時，必須計算風壓引起的材料的彎曲強 度和彎曲量，安裝螺栓的強度等，并確認強度；需保證支架的強度、變形量， 需進行整體計算，保證支架整體的抗滑移、抗傾覆性能。光伏系統立體圖（一）5）固定傾角支架的傾角為5 ,共有3種支架安裝形式，分別安裝136塊（詳見設計圖紙）260W組件（組件的技術規格：長1640mm*寬992mm*厚36、 40mm,重20kg ）o6）以8塊組件安裝單元為例，每個單元支架設置6個支腿，南北跨距2.4 米，東西跨距2.8米，投標方應保證光伏支架單個可拆卸陣列模塊組件數不大于 12塊。7）組件支架采用鍍鋅鋼材（鍍鋅層厚度不低于80pm）。所有連接處（焊接 處）應可靠連接，避免松動。支架連接不允許使用自攻螺絲。支架系統所有部 位包括壓塊、卡扣等均要求能夠耐室外風霜雨雪，連接螺栓采用304不銹鋼，確 保20年不會產生銹蝕，鹽霧測試可達到1000小時以上。8）固定支架安裝在預制混凝土樁基礎上，位置應準確，充分考慮整體美觀 協調，并預留足夠的檢修通道。預制混凝樁與支架之間應設置防滑墊層。10）固定支架系統37、是以工廠預制零部件在工地現場進行組裝的支架產品， 支架主體間采用標準連接件。固定支架系統設計傾角為5。考慮樁基非水平和 基礎制作中的偏差，要求支架在垂直和水平方向上具有可在現場安裝時調節的 裕度或設計措施，調節范圍不大于5 o11）固定支架及光伏組件最終安裝完成后，光伏組件最低點距地面不應低 于2400mm,并保證地面原有的樹或者其他建筑在陽光照射下不應在光伏組件上 投射有陰影，地面原有樹或者其他建筑等不應占用或阻擋固定支架、光伏組件 的檢修、維護空間。12）固定支架系統應具有可供與防雷接地系統連接的專用的連接端子或明 顯的焊接位置。13）光伏組件采用壓塊安裝方式安裝。地面安裝示意圖7、逆變器38、逆變器是光伏電站的主要設備，應當提供具有ISO導則25資質的專業測試 機構出具的符合國家標準（或IEC標準）的測試報告（有國家標準或IEC標準的 應給出標準號）及通過國內（CQC、CGC）、國際認證（UL、TUV、CE）。并網逆變器的功率因數和電能質量應滿足電網要求，各項性能指標滿足國 網公司光伏電站接入電網技術規定、國家電網公司光伏電站接入電網技術 規定（試行）、IEC 62446： 2009并網光伏發電系統文件、試運行測試和檢查 的基本要求、GB/T 18479-2001：地面用光伏（PV）發電系統概述和導 則、GB/T 19939-2005：光伏系統并網技術要求、GB/T20046-2039、06：光伏 （PV）系統電網接口特性、IEC/TR 60755:2008保護裝置剩余電流動作的一 般要求、CNCA/CTS0004-2009 400V以下低壓并網光伏發電專用逆變器技術 要求和試驗方法要求。逆變器設備應能在工程所在地極端氣候條件下使用。逆變器額定功率應滿 足用于本招標文件相應的海拔高度的要求，其內絕緣等電氣性能滿足要求。系 統的設計應充分考慮電磁兼容技術，包括光電隔離、合理的接地和必須的電磁 屏蔽等措施。系統應能在電子噪聲，射頻干擾，強電磁場等惡劣的電磁環境中安全可靠 的連續運行，且不降低系統的性能。設備應滿足抗電磁場干擾及靜電影響的要 求，在雷擊過電壓及操作過電壓發生及一次設備出現短路故障時，設備不應誤 動作。7.1、逆變器的性能要求