1、本电站拟建1座110kV升压站，装设2台主变，主变容量选择为240MVA，电压等级110/35kV，选用有载调压变压器。110kV 输电线路“”入牛家岭风电场至安荣220kV站110kV线路，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
2、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
3、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 5,1
4、0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
5、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
6、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
7、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
8、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
9、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（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 133841992 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）
10、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 1262-199
11、5 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、
12、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。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
13、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AM=1.5，辐照度1000W/m2，电池工作温度为252，标准太阳光谱
14、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/T18950-20
15、03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。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Wp255功率偏差w0W+3W组件效率%15.6%开
16、路电压（Voc）V37.7短路电流（Isc）A9.0工作电压（Vmppt）30.2工作电流（Imppt）8.43系统最大耐压Vdc1000尺寸mm1650*992*40重量kg18.2峰值功率温度系数%/K-0.42开路电压温度系数-0.32短路电流温度系数0.0510年功率衰降8.825年功率衰降19.3运行温度范围摄氏度-4085最大风/雪负载Pa5400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
17、括光伏逆变器、专用工具、随机备品备件。4.2.2 标准和规范GB 18479-2001 地面用光伏（PV）发电系统 概述和导则DL/T 5272002 静态继电保护装置逆变电源技术条件GB/T 133841992 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 145371993 量度继电器和保护装置的冲击与碰撞试验GB 168361997 量度继电器和保护装置安全设计的一般要求DL/T 4782001 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 6
18、1727:2004,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 60529:1998）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
19、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
20、准：EN50082或同级以上标准电网干扰相关标准：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 1996-201
21、2）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。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
22、。（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/CTS004:2009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。（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
23、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
24、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DC500VDC820V（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10
25、0W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）反极性保护（有/无）过电压保护（有/无）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2555相对湿度095%，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
26、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8/20s，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
