光伏发电项目EPC总承包技术（附图）.doc

CHINA GUODIAN 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○一四年七月目 录 1 基本要求 32 总的设计工艺和方案 33 性能保证 44 电气技术要求 65 建筑结构技术要求 296 暖通技术要求 317 水工技术规范 328 环保、水保措施技术规范 329 消防系统技术规范 3310设备及材料表 3511 设备、技术文件及图纸的交付 3612 设备监造和性能验收试验 3713设计联络会及培训 4714 运输和保管 49附件1 项目组织与管理 501. 项目管理组织机构和人员配置 502. 施工分承包方的选择 513. 施工所用的标准及规范 524. 施工综合进度 525. 施工总平面布置 536. 施工临时设施及场地 537. 施工力能供应 538. 主要施工方案及特殊施工措施 539. 设备、物资的管理 5410. 项目质量管理 5411. 职业健康安全管理和环境管理 5612. 文明施工 5613. 项目施工技术管理 5614. 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 581 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 增加的0.7MW成本由EPC承担MWp；l 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，单块组件功率待定因采购形式未确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~1.1MW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，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π接增加主接线方式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米宽级配碎石建议改为：碎（卵）石路面；围墙采用高1.8m建议改为2.0m防盗型钢丝网围栏，建议增加：管理区采用铁艺围栏将管理区与生产区隔离。

  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应注明是钢管螺栓桩、还是混凝土灌注桩，建议采用混凝土灌注桩基础基础，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） 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核实光伏电站所需光伏组件由发包方核实提供，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（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。