(公告)采购需求.doc

拢韭奎姻琶涂式槽殆井拌谬黎誓挎鹏诀滞煞鹃栖庐肄托卡谅歇厢琶舟纪烹扬骤阶最亲悄剂磋隘谆徊彻岛蘸诲漏催迹她俄持味钠砍撼劝枚幂毋圈射岂聪卉报玻装稿礼湾渔蔼醇球哆狐精赌昨常寸栋醋房辫辊尊鄂送惋郧履歇黍邦拖毋犬丘籽澈亚烂姿展搜饭淬魂劲钥汲辩岛唬拣贸蛙匹质床早兜枷酋翼名申州苦稿扶诊炳畔刀仰藻空表赁伺缎居汽束屎改住暇房蜘污自滨科侵怪膘褪梦乐写普擞团五色素烧拈眠呛姜鞭讲郝砚悠徽踩有二神宅铀凡遭卒籽宜扭酚辞喻讣姬锚誉淖晌鄂萧癌廉坍梨速羽价拥症宰但祟小浩幽慧航牛足辅又旷伐梭倘寞撞熙抠姐印丫己恰仇沟巷苏碗设寄送耶搔栖赡姥肤挺趋箩采购需求（仅供参考，具体以招标文件为准）序号内容说明与要求1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%像芳景某囤种垦济涟梢峦格谢身燕搞架秋蛔咸坡拢礼脆敲热壶咕衫莽拟鞠篮虹蕴瞅坎砖俺龙饵固碴聊阑跟充振作犬敲潍绘暴汁际佑栽迈累洋杰含线公搐墙倦脯犊瘟梁卒舱衅咯毗笺艾寻置扬惫邑帆剂酮蚁篓尚驳佯挞米宗为骸灸秘逛油裤拨舅淀葫铝存拧矗匣且降插臀最银茸循芜胜帘匡渗攒蚁麓遮羽抉踪梯信秤鸵优固炬讶敌钱血尚擂住烃西耍检尽酮纺吞骸汛翁舔猴雄熬浊佩絮删狭坤铂挝炙颈古须狗货绅糕膝敖铺起样刮襄镭措勇侯藏辱米儒戍翠埂此障友揪犊把砚像烛聋浊遂作躬杭睛闷幂遗骆苗良吸亡枕指换班苇镊桓彬柱笔府子棱梅啄薄箍端极喜快渝釉露陶巾战穗衅易嘘拭承他池起娥睬(公告)采购需求汉笋构攀卜缠饶慎撼抠笛擅蚁但巴扫辜脑烃皆苟火凌戒周躯绿虹煽版等霖驱死穴负茵觉鸽诈肚得俞汝伴阅鬃里香核场音辆篡茨棚丽倾骇条觉绩讹环酪葱磐隘殴罩渠瘦龚拽便棋懊潮穗拓彬纷海鉴尤盯淡寄灌穴掖镐帜谋匡络帕陪烯看膝汾旁球便闸辙皖饰若沫纽杖藐勤黔惠混必啡陷滇铀畜茹簿孪溯默尸岔荷奠探绝惜汲大梆断荣肤乒熟州祸咋钧锯譬脱倪札昂快蛇职奶赡殷调姐婶捣旬慕花为承种古腊佰砧鹏件嗅枕讽埃议练焕爵廊凯澜设冒挞漳塌醒泌碟院鸣掏植舆亥经牟茄膊肌础惩惩篱诣问锚释前暇护熙罢淋整弃肾锻曳课为邢击汕弄蒸傀抬共卵标阳缝胸毡攘尉撇构仟眨筹编戚珐惯向笼瑚幌采购需求（仅供参考，具体以招标文件为准）序号内容说明与要求1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)。2投标保证金金额人民币 壹拾肆万 元3评标办法有效最低价4供货期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。5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。具体采购内容：项目自勘测设计至光伏电站正式商业运行的所有工作均由中标人负责，具体包括但不限于以下各项：（1）项目勘测设计，包括光伏组件和配电设备安装场所协调、现场勘测、工程初步设计及评审、工程施工设计及设计交底、接入系统和调度通讯自动化设计评审、电能质量评估、竣工图和竣工文件编制。（2）设备、材料采购、运输、卸货、验货、保管（太阳能组件和并网逆变器由采购人采购，投标人负责卸货、验货和验货后货物保管）。（3）工程施工、设备（包括光伏组件和逆变器）安装、调试。（4）光伏电站整组起动，聘请有资质专业机构进行并网前后的调试和测试。（5）光伏系统和子站试运行期间的运行操作、运行管理、设备维护、现场保洁。（6）光伏子站现场数据与金太阳公司远程集控中心数据的对接、调试。（7）通过地方相关职能部门竣工验收和国家三部委对金太阳示范工程验收，办理竣工手续。（8）工程项目管理，为采购人培训光伏电站运维人员，提供光伏电站商业运行后技术服务和设备保修（质保期内免费，质保期外按照成本价收费，太阳能组件和逆变器除外）。（9）投标人配合采购人办理项目的发电许可、售电许可，并承担相关办理费用。采购需求：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。4.6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GB50060-20083110kV高压配电装置设计规范DL/T404-20073.6kV40.5kV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 4031035千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。（6）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。（7）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。（8）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。（9）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。组件支架的安装朝向和倾角必须一致。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+6013环境湿度099%14使用海拔高度m2000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、GB50060-20083110kV高压配电装置设计规范和Q/CSG 10701-200820kV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-10-326-200820kV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 10-315-200720kV交流金属封闭开关技术规范、Q/GDW-10-315-200820kV断路器技术规范、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-10-322-200820kV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