光伏发电工程方案

招标编号：****

投标单位名称：****

授权代表：****

投标日期：****

一、整体项目设计概念

1、项目简介

浙江**市**县2016年光伏扶贫项目位于**县境壶山街道松源村内，建设一标段合计35.36kW的并网型太阳能光伏发电系统，包括太阳能光伏发电系统及相应的配套并网和监控设施。本项目采用全额上网的并网模式，所发电量主要馈送至光伏电站附近的所在企业和居民的配电网，供其中的各种负载使用，全额上网的方式进行运作，系统不设储能装置。

1)、投标方需承担本项目的全面职责，除明确规定由招标方负责的部分外，涵盖设备与材料供应、子系统的详细设计、安装作业、人员培训、系统调试，以及协同进行性能验收试验等工作内容。

2)、本技术规格明确了最低技术基准，但并未涵盖所有详细要求和适用标准。投标方需确保其提交的设计、设备及其相关服务能够符合本技术协定及最新的行业标准，并严格遵守国家关于安全、消防、环境保护和职业健康等强制性法规标准。

3)、投标须知中明确列出了基本的供货要求，但并未详细阐述所有技术细节，因此，投标方需确保所提供的产品及其配套服务完全符合招标文件和相应的行业标准，具备完整功能。尽管招标方可能对分布式光伏发电项目的包括设计、制造和供货在内的部分内容表示认同，但这并不减轻投标方应承担的任何责任。

4)、当投标方实施的标准与本技术规范规定不符时，需经招标方书面确认后方可执行。本技术规格书的文本阐述、供货明细以及所有附件构成一个统一的整体，投标方需全面符合其中的所有条件。如遇任何冲突，优先采纳更为严格的要求作为执行依据。

5)、进度管理：投标方需在投标文件中详尽展示工程进度控制网络图，并明确提出确保项目按预期工期顺利完成的策略与执行计划。

6)、投标人的承揽内容涵盖了以下全面范围：按照招标文件的技术规格，新建一座完整的分布式太阳能并网光伏电站。此外，还包括因光伏电站建设需求对原有结构进行必要的拆卸与修复工作。从系统的设计、设备材料的采购、运输与储存，到建筑安装施工，乃至工程质量与工期管控，工程管理，人员培训，一系列的试验、调试、检验与检测，试运行，直至最终的验收和交付使用，所有确保光伏电站顺利投入运营的活动都在承包范围内。承诺光伏电站首年的整体发电效率至少达到90%，并在十年质保期内提供缺陷修复服务。

7)、以下是太阳能并网光伏电站的基本要求：  - 安全与可靠性：确保系统的稳定运行，无安全隐患。 - 系统优化：鼓励投标方提供创新的解决方案，但须经过招标方的审核和确认。 - 功能完整性：设备和施工应具备全面的功能，满足项目需求。 - 施工协调：施工过程应无缝融入，不得影响工厂日常生产活动。 - 设备与责任：投标方需自主选择并设计合适的设备，布局合理，同时明确招标方的要求不会减轻投标方的职责。

8)、在进行载荷校核等相关评估时，投标方需全面领会原建筑设计单位提供的设计资料。尽管设计文件提供参考，但并不减轻投标方自身的责任义务。

9)、投标人应对招标工程项目的实地考察负有预先义务，以确保全面理解和掌握本次招标的所有相关事项。若因未进行前期考察导致对项目及招标文件理解不充分，其后果由投标人自行承担。踏勘费用亦由投标人自理。在入场踏勘前，投标人及其代理人须经招标方许可。在踏勘过程中，如发生任何人身伤害或财产损失，均由投标人承担所有相关责任，招标人对此不负任何法律责任。

10)、如投标方对技术规格书有任何疑问，无论其规模如何微小，必须以书面形式详尽陈述，并体现在差异对照表中。在获得招标方的书面确认后，可能对相关条款进行修订。若招标方拒绝接受修订，原招标方的观点将被视为最终决定。对于未提出明确异议的部分，视为投标方接受本技术规格书的相关内容。

2、项目地理位置详情

位于中国东部的浙江省内，浙江省金华市武义县壶山街道松源村地处精确的经纬度。此村北部与金东区紧密相连，西部则与遂昌县为邻，南部直通丽水市，东部与永康市的缙云县接壤。武义县壶山街道松源村的地域范围横跨东西50公里，纵向延伸59公里，总面积达到1577.2平方公里。作为武义县管辖的一部分，松源村紧邻正新屋村、高坞村及汤岭脚村，社区和谐稳定，自然环境优美，绿意盎然，村民淳朴好客。项目的具体地址位于武义县壶山街道的松源村鱼塘区域。

本项目划分为一个标段，包含35.36千瓦的光伏电站设施。

3、系统接入方案

系统安装于**市松源村的鱼塘中间的大路上，地面电站是35.36KW的系统；太阳能光伏发电子系统采用经直流汇流一交流逆变后，输出0.4kV交流电，并于安装本村的0.4kV配电系统并入地区电力网。电能计量采用双向计量方式，电力接入需符合电网接入规范要求，电力运行遵守当地调度指令。(具体接入系统方案以电网公司审批为准)。

我们承诺为招标单位提供全面的支持，确保光伏发电系统的施工、安装与调试工作能够满足电网公司的接入标准和规定。

4、产品特性与技术规格

在构建过程中，太阳能光伏电站历经从设计到实际运营的严谨环节，包括但不限于：制造与土建施工的合规实施、光伏组件与设备的安装、系统调试与试验的细致进行、各项检查与试运行的严格要求，以及最后的性能考核与交付，所有步骤均需遵循中国的现行法律、相关规范，以及ISO和IEC国际标准的最新版规定。这些标准的选用坚持了如下准则：

严格遵循并执行中国国家及地方关于安全、环保、健康和消防等相关领域的法律法规与标准。

对于标准中未涵盖的内容，投标方需提交相应的技术来源国标准或国际通行标准，并经招标方确认。

设备及材料须符合其原产国或国际通行的标准规定。

本项目建筑及结构的设计与施工将严格遵循中国电力行业的国家标准，以及任何适用的中国行业规范。

我们按照本项目的制造、调试、试验与检验、试运行以及性能评估的各项规定，提供所有适用的标准文献、规程，并附带相关标准清单。在合同履行期间，所采纳的标准须经招标方的审定和确认。

(1)设计与定型鉴定：根据IEC 61215标准的晶体硅光伏组件规范

(2)《IEC 61730-1：光伏组件的安全性设计规范》

(3)关于光伏组件的安全性，需遵循IEC 61730.2标准的严格测试规定

(4)《地面用光伏(PV)发电系统概述和导则》：GB/T18479-2001

(5)《光伏发电系统过电压保护—导则》

(6)《光伏系统并网技术要求》

(7)《GB/T 19394-2003 光伏(PV)组件紫外线耐久性测试规范》

(8)符合EN 61829-1998标准的晶体硅光伏阵列在位I-V特性现场测量方法

(9)《光伏组件对外来冲击承受能力的EN61721-1999标准要求》(抗碰撞试验规程)

(10)符合EN 61345-1998标准的光伏组件紫外线耐受性测试

(11)中华人民共和国国家标准 GB 6495.1-1996：光伏器件第1部分 - 光伏电流-电压特性测试方法

(12)《光伏器件第2部分：标准太阳电池的要求》(GB6495.2-1996)：详述关于标准太阳电池的规格与准则

(13)第3部分：地面光伏器件的测量原理与标准光谱辐照度数据 - GB6495.3-1996光伏器件技术规范

(14)1996年发布的GB6495.4标准：关于晶体硅光伏器件I-V特性在温度和辐照度影响下的校正方法

(15)第5部分：依据开路电压法测定光伏(PV)器件的等效电池温度(ECT) - GB6495.5-1997标准

(16)《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)《光伏器件第8部分：光伏器件光谱响应的测量》

(18)现场测量晶体硅光伏（PV）方阵的I-V特性：依据GB/T18210-2000标准

(19)华能泗阳光伏组件盐雾腐蚀试验指南：参考GB/T18912-2002标准

技术标投标书：11MWp分布式光伏发电系统实施方案

(20)《2012年光伏发电站设计规范》(GB50797)

(21)《机电产品通用包装技术条件》(GB/T 13384—1992)

(22)《GB/T 191-2008 包装及储运图示标志标准》

(23)《光伏(PV)组件安全鉴定第1部分：结构要求》(GB20047.1-2006)

(24)《光伏(PV)组件安全鉴定第2部分：试验要求》(GB20047.2-2006)

(25)《GB6495-86地面用太阳能电池电性能测试方法标准》

(26)GB6497-1986地面用太阳能电池标定的一般规定；

(27)《陆地用太阳能电池组件总规范》：GB/T 14007-1992

(28)《GB/T 14009-1992 太阳能电池组件参数测定方法》

(29)《GB/T9535-1998地面应用晶体硅太阳电池组件设计鉴定与类型标准》

(30)《GB/T 11009-1989 太阳电池光谱响应测试方法标准》

(31)中华人民共和国国家标准：光谱标准太阳电池（GB/T 11010-1989）

(32)《GB/T 11012-1989：太阳电池电性能测试设备检验方法标准》

(33)IEEE 1995年发布的1262号标准：太阳能电池组件的测试与认证指南

(34)《SJ/T 2196-1982 地面应用硅太阳电池电性能测试规程》；以及《SJ/T 9550.29-1993 地面使用晶体硅太阳电池单体质量分级规范》

(36)《SJ/T 9550.30-1993 地面应用晶体硅太阳能电池组件品质分级规范》

(37)TDA75型硅基晶体太阳能电池技术要求：SJ/T10173-1991

(38)《SJ/T 10459-1993 太阳电池温度系数测试技术规程》

(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)《光伏发电站接入电力系统技术规定》

(41)《并网光伏发电专用逆变器技术要求和试验方法》

(42)《太阳光伏电源系统安装工程施工及验收技术规范》（CSCS85:1996）

(43)《CGC/GF0031:2009光伏并网系统工程验收通用规范》

(44)《GB/T 50796-2012 光伏发电工程验收标准操作指南》

(45)《GB/T 50795-2012 光伏发电工程施工组织设计标准指南》

(46)《2012年光伏发电站施工标准规范》（GB 50794-2012）

(47)《Q/GDW 617-2011 光伏电站并网技术标准》

本工程的基础遵循上述标准、规范及规程，但需注意，这些并非涵盖实施过程中所有相关要求。所有引用的标准和技术规范必须是最新的，截至合同签署之日。

5、光伏组件的性能要求

1)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25℃，标准太阳光谱辐照度分布符合GB/T6495.3规定)，光伏组件的实际输出功率满足标称功率范围。工作温度范围为，初始功率（出厂时)不低于组件标称功率。

2)1. 具有至少25年的使用寿命及不少于5年的质保期。光伏组件在5年内衰减率限定在5%以内，10年内的衰减率不超过10%，而25年内不超过20%。组件的功率逐年衰减需呈线性下降趋势。投标方需确保所有光伏组件实际输出功率之和达到或超过投标保证功率。

3)光伏组件需配备不低于IP65级别的防护标准，旨在确保其在二十年的使用期限内，能够在当地的自然环境下稳固无损。

4)投标人需确保光伏组件板的外表面清洁并实施防热斑策略。在常规工作状态下，光伏组件的所有组件件应能稳定、无故障地运行，不应出现过大的应力、温度升高、腐蚀或老化现象。

5)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）。光伏组件自配的串联所使用的电缆线满足抗紫外线、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镀锡铜芯电缆，电缆性能符合GB/T18950-2003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。

6)为了保障组件的绝缘性、防潮性能以及延长其使用寿命，规定边框与电池片之间的最小间距应达到11毫米以上。

7)光伏组件采用的插头型号为MC4，具备IP67级别的防护等级。其正极和负极引线的长度均需达到或超过800毫米，确保符合现场安装的规格需求。

8)光伏组件年故障率。

9)所要求的多晶硅组件的转化效率不得低于15.7%。

10)该晶硅组件的功率重量比已超过10瓦/千克，且填充因子FF表现优异，达到了0.65以上。

11)组件在正常情况下绝缘电阻不低于。

12)光伏组件的边框应配备专用的接地孔，并附有明确标识，同时，供应商需确保提供针对光伏组件防雷的专业技术规格。

13)组件采用EVA和玻璃进行层压封装，其中EVA的交联度需达到或超过65%。EVA与玻璃之间的粘附力须大于30牛顿每厘米（N/cm），同时，EVA与组件背板间的剥离强度标准要求不低于15N/cm。

14)采用含氟PET背板作为光伏组件的背板材质，以提升其性能和耐用性。

15)光伏组件及其相关配件的预期使用寿命应不少于二十年。

6、光伏支架技术规格

总的要求

1)主支撑结构选用符合国家标准GB/T Q235B的镀锌C型钢材作为主要型材；紧固件及连接组件则优选304不锈钢材质，如遇特殊情况，也可选用同等强度的Q235B型钢材。

2)支架需确保在自重、风力负荷（风荷载）、雪压及地震作用下具备正常使用的需求，设计过程中须纳入台风影响的考量。对于表面防腐处理，标准规定需保证其在10年内支持拆卸重用以及20年内维持安全使用的性能目标。

3)在光伏电站的使用寿命期间，支架设计需着重考虑屋面维修时对光伏组件的拆卸与安装便利性。每个可拆卸的光伏阵列模块的安装面积应严格控制在10平方米以内。

4)支架应满足安装过程中的多项关键标准：包括抵御风力影响（抗风要求）、雪压负荷（抗雪压要求）、地震效应（抗震要求），以及耐腐蚀性能（耐腐蚀性要求）。此外，对支架的安全性（安全性要求）、通用适用性（通用性要求）和快速安装便捷性（快速安装要求）亦有严格要求。供应商需提供经济高效的深化设计解决方案，确保支架的成本效益。  在设计过程中，厂家需对支架系统进行全面的受力分析，精确计算风压导致的材料弯曲强度和变形程度，以及安装螺栓的承载能力，并对其强度特性进行验证。同时，必须确保支架自身的强度和稳定性，通过整体计算来保证其抗滑移和抗倾覆性能的完备性。

光伏系统立体图（一）

5)固定倾角支架的倾角为5°，共有3种支架安装形式，分别安装136块（详见设计图纸）260W组件（组件的技术规格：长宽厚40mm,重20kg)。

6)针对8个组件安装单元，每个单元配置有6个支撑腿，南北方向跨度为2.4米，东西方向跨度为2.8米。投标人需确保光伏支架单次可分解的阵列模块组件数量不超过12块。

7)组件支架选用优质镀锌钢材，其镀层厚度需达到或超过80微米。所有接合点（焊接区域）应确保坚固无松动，非螺纹连接被严格禁止。支架系统的各组件，如压块和卡扣，需具备抵御户外恶劣天气的能力，历经风雨冰雪考验。连接螺栓选用304不锈钢材料，确保长达20年的耐腐蚀性，其盐雾测试表现优异，超过1000小时的标准要求。

8)支架定位需精确安装于预制混凝土桩基之上，注重整体的审美和谐，同时确保安装区域留有充分的维护通道。在预制混凝土桩与支架接合处应增设防滑保护层。

10)固定支架系统是以工厂预制零部件在工地现场进行组装的支架产品，支架主体间采用标准连接件。固定支架系统设计倾角为5°。考虑桩基非水平和基础制作中的偏差，要求支架在垂直和水平方向上具有可在现场安装时调节的裕度或设计措施，调节范围不大于。

11)在光伏组件及固定支架安装完毕后，其最低点与地面的距离应确保不低于2400毫米。同时，务必保证地面上的树木或其他建筑物不会在光照期间对光伏组件产生阴影影响。此外，原地面的树木、建筑物等不得妨碍固定支架和光伏组件的检修、维护作业区域。

12)固定支架装置须配备专设的与防雷接地系统衔接的接口或明确的焊接接口设计。

13)光伏组件采用压块安装方式安装。

地面安装示意图

7、高效能电力转换设备

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标准的应给出标准号）及通过国内(CQC、CGC)、国际认证(UL、TUV、CE)。

并网逆变器的功率因数和电能质量应满足电网要求，各项性能指标满足国网公司《光伏电站接入电网技术规定》、《国家电网公司光伏电站接入电网技术规定（试行）》、《IEC62446:2009并网光伏发电系统文件、试运行测试和检查的基本要求》、:地面用光伏(PV)发电系统概述和导则》、:光伏系统并网技术要求》、GB/T20046-2006:光伏(PV)系统电网接口特性》、保护装置剩余电流动作的一般要求》、以下低压并网光伏发电专用逆变器技术要求和试验方法》要求。

逆变器设备应能在工程所在地极端气候条件下使用。逆变器额定功率应满足用于本招标文件相应的海拔高度的要求，其内绝缘等电气性能满足要求。系统的设计应充分考虑电磁兼容技术，包括光电隔离、合理的接地和必须的电磁屏蔽等措施。

系统需确保在诸如电子噪声、射频干扰和强电磁场等严峻的电磁环境下，能够稳定、可靠地持续运行，同时不会影响其性能指标。设备应具备强大的电磁场干扰和静电效应抵抗能力，面对雷击过电压、操作过电压冲击以及一次设备突发的短路故障，设备应能保持准确无误的操作稳定性。

7.1、逆变器的性能要求

1)无隔离变压器型逆变器最大转换效率，含隔离变压器型逆变器最大转换效率。

2)额定功率下电流总谐波畸变率；交流输出三相电压的允许偏差不超过额定电压的；直流分量不超过其交流额定值的0.5%；具有电网过/欠压保护、过/欠频保护、防孤岛保护、恢复并网保护、过流保护、极性反接保护、过载保护、短路保护、光伏阵列及逆变器本身的接地检测及保护功能，并相应给出各保护功能动作的条件和工况（即保护动作条件、保护时间、自恢复时间等)，具备低电压穿越能力。

3)设备的最低耐用期限为25年，且享有不少于5年的质保服务。在标准环境条件下，即温度在（请具体说明）范围内，相对湿度保持在（同样需要具体数值），以及海拔高度不超过（同样需要具体数值）米，设备能确保稳定运行。如有提供保险公司保单，将被优先考虑。

4)支持无功功率的可调性，具备宽广的功率因数调节范围，涵盖0.9的超前值至0.9的滞后值。

5)按照CNCA/CTS0004:2009认证技术规范要求，通过国家批准认证机构的认证。逆变器输出功率大于其额定功率的50%时，功率因数应不小于0.98，输出有功功率在20%-50%之间时，功率因数不小于0.95。同时逆变器功率因数必须满足浙江地区电网要求。

6)所选逆变器应具备太阳光伏电池组件的最大功率追踪技术（MPPT）功能。

7)逆变器本体要求具有紧急停机操作开关。

8)设备应配备兼容的通讯接口，以便与监控系统进行有效交互，实时传输包括测量与保护在内的关键信息，并支持远程操作。此外，通信接口的相关设施购置、安装及调试任务将由投标方全权承担，确保系统的无缝集成与运行。

9)RS485接口通信应支持逆变器的接入，其通信协议采用严谨的标准设计。

监控系统接收到来自MODBUS-RTU协议的实时数据，包括但不限于：当前发电功率、日发电总量、累计发电累积量、设备运行状态、电气参数（如电流、电压）、逆变器内部温度、频率读数，以及故障报告和保护动作详细信息等。

11)确保逆变器参数与升压变压器参数之间的协调一致性。

12)逆变器的输出电流和电压需严格遵循国家现行标准与电网规定，其谐波特性应确保光伏系统输出的电流低度失真，以避免对相连电网设备产生不良干扰。具体要求为，逆变器的总谐波畸变率不得高于3%，各次谐波分量应控制在如下的百分比限值内。对于偶次谐波，其数值应低于奇次谐波限值的25%。

13)光伏系统侧及并网接口设备的防雷和接地措施须严格遵循SJ/T11127的相关标准要求。

14)逆变器应对电网实施短路保护机制：在电网或线路发生短路状况时，其输出的过电流应严格控制在额定电流的150%以下，并需在0.1秒内迅速将光伏系统与电网断开。在完成系统复位操作后，方可重新启动供电功能。

15)逆变器应配置针对孤岛效应的保护机制。一旦逆变器侦测到孤岛现象，应在0.1秒内迅速将光伏系统与电网断开连接。断开时，逆变器的出口端电压应保持为零，且系统需经过复位操作后方可重新供电。

16)设备必须配备自动故障数据记录和存储功能，且存储周期需超过五年以上。

17)以下是逆变器的关键性能需求：  - 自动化运行能力：确保系统的高效运作。 - 高度可视化的运行状态监控：具备远程控制功能，以便实时调整逆变器的输出功率。 - 显示屏功能强大：清晰呈现实时运行数据，包括但不限于：   - 实时故障数据   - 历史故障记录，支持按月或按年查询   - 总发电量数据   - 当前发电功率   - 日发电量   - 累计发电总量   - 设备工作状态   - 电流、电压读数   - 逆变器内部温度监控   - 频率信息   - 故障信息更新

18)逆变器采用垂直地面安置的自支撑结构框架，其设计确保了足够的强度与刚性，能够抵御安装组件以及可能出现的短路导致的动态和热稳定性挑战。同时，该结构需保证设备性能不受整套设备安装、运输过程中的影响。此外，逆变器的柜体镀锌部件表面应光滑无瑕，无锈蚀痕迹。

19)直流侧配备有逆变器专用电缆终端，其容量设计确保能满足额定电流的需求。同时，设备配备有交流电缆的出线端子。

20)为了确保逆变器柜内各组件在本项目安装环境下的持续稳定运行，本体逆变器需配备充足的通风散热设备。

21)设计要求：逆变器的预期使用寿命应不少于20年。在此期限内，核心组件（如IGBT或其他功率开关器件、电感、电容器以及控制电路板等）应无需更换。若因设计缺陷、制造瑕疵或材料问题导致这些关键部件在正常使用周期内需替换，投标方需自行承担全部费用并赔偿招标方由此产生的损失。对于产品可能的任何性能偏离或优化，必须明确阐述，并附上相应权威机构的认证文件作为支持。

22)逆变器需配备能效管理系统，支持远程调控其输出功率的功能。

23)逆变器的供电策略采用无扰动自动切换机制，主要依赖厂外引入的电力供应。在外部电源发生停电的情况下，系统将自动且平稳地转换至升压箱变低压侧获取电源供电。

24)为了确保逆变器的机械和电气组件免受损害，逆变器监控系统需与发电系统紧密协作并实施有效的防护措施，防止可能的故障或系统崩溃。作为监控系统核心组成部分的监测系统，其机上显示屏应至少显示以下关键信息：

a)逆变器的状态

b)运行时间数据，包括月度、年度以及累计的小时计数，源自逆变器的统计记录

c)电网正常运行的小时数

d)逆变器正常运行的小时数

e)发电小时数

f)故障小时数

g)发电量(kWh)(月、年和累计的)

h)所有相频率、电压和电流

i)有功功率(kW)

j)无功功率(kvar)

k)月度统计数据中的功率因数cosφ（涵盖实时数据及功率因数变化曲线）

1)故障详情包括：详细的状态信息、故障发生的频次、累计的总持续时间以及发生的具体日期（按月和累计时间记录）；此外，设备的内存容量需能满足存储超过12个月数据的需求。

m)内部温度

25)电气安全防护：逆变器的电气设计需确保操作、测试、检修与维护的便捷性，同时兼顾人员及防范动物意外触电风险。带电部件应采用绝缘材料覆盖或适当屏蔽，以隔离潜在接触。对于非直接接触电气系统的导体，必须装备防止漏电的防护装置，保障用户安全。

26)交流输出端的电网接口要求：逆变器应配备具有断路功能的开关，该装置需能同时中断所有供电路径。对于带电部分，必须实施有效的防护隔离。所选断路器的额定参数应满足逆变器连接点与电网的最大短路电流容量兼容标准。

27)外壳设计需具备多重防护功能，包括抵御雨雪侵袭、防范严寒、抵挡沙尘以及防止阳光直射。门与盖板应配备专门的锁定装置，确保在封闭状态下稳固且符合IEC或其他相关标准的安全要求。所有外壳应实施有效的防护措施，布局时优先考虑降低受雨水影响的风险。在进行维护或操作时，务必注意防止雨水意外进入，尤其是在打开外壳门的过程中。

28)逆变器电气系统部件间的布线特性须符合IEC227,245,287或相当标准，具体位置和导线需考虑在安装和运行期间承受的应力。导线布置应避免在不同额定电压情况下因导线间的接触产生的过电压。所有的电缆终端都要接在带有环的端头或安装到接线板。电缆终端均须有识别标签或彩码。逆变器的彩码对所有逆变器必须统一。所有的电气连接均要符合IEC标准。

29)逆变器需配备防雷击过电压及电网过电压的保护设备，旨在确保其在遭受雷击时具备承受能力，从而在整个运行过程中维持安全状态。过电压保护设备应符合国际电工委员会（IEC）的规范标准。

30)在逆变器的设计中，应当满足以下至少一个可靠性标准：通过控制系统实施故障监测，一旦检测到异常，系统应能自动确保安全停机。

b)经过元件分析，确认所提议的检测周期具备充分的前瞻性，能够在故障发生前及时识别并有效解决隐患。

c)系统设计采用冗余部件策略，旨在确保系统在遭遇故障后仍能保持持续且安全的运行，直至故障由监控设备察觉或在例行检查中被发现。一旦元件或组件发生故障，逆变器系统应稳定处于非风险工作状态。

31)每台逆变器均须配备永久性铭牌标识，其中应包含以下必要信息：

a)型号

b)功率因数和额定功率

c)额定频率

d)相数

e)输出电压

f)制造厂

g)制造日期

7.2、箱体的一般要求

1)、柜体

逆变器房采用集装箱的方式将并网逆变器、直流配电柜和数据采集通讯单元进行集成设计。光伏并网逆变器柜体及直流柜应是外表美观的2mm厚冷轧板钢壳体，盘面应平整。应至少涂两层底漆，面漆用亚光漆。壳体应有一定的刚度和强度，盘柜的正面应开有门。每扇门应装有带钥匙的安全锁。壳体内应有内安装板以便安装电气设备。电气盘防护等级应不低于IP21。

2)、接地

光伏并网逆变器柜体的框架及所有非电流承载的金属组件应确保与接地母线实施稳固连接。柜体的接地端子需采用不小于2.5mm²的多股铜线直接连接至接地母线。同样，逆变器室的外壳也必须实现有效的接地措施。

3)、光伏并网逆变器柜的设备内部布局设计需兼顾安装、调试、维护、更换与运行的需求，确保接插件与断路器的操作性能稳定，接触紧密且无松动现象。此外，柜内应配置自备散热风机，其出风口直接指向逆变器柜体外部以实现有效散热。

4)、箱壳箱壳应采用防腐整体钢结构，各钢构件间应可靠电气连接。壳体顶板应选用厚度不小于2mm的钢板。防护等级为IP54。箱体内应考虑通风，及低温凝露（自动投切）。另外为方便运行和维修，箱内应装有二盏照明灯（须满足内部照明要求)和一个插座。照明灯采用就地控制方式，插座应为5A、多联（两极和三极至少各2个）。逆变器控制回路，箱体通风风机、电加热装置、照明灯和插座等的工作电源均采用自供电，交流配电箱为380/220V电源。箱体外面标志完整清晰，前后两侧均应打印上“招标方”标识,详细要求合同中规定。

5)、任何电气设备的防护外壳必须摒弃泡沫板材质。

6)、光伏并网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),并馈送给50Hz交流电网，输出符合电网要求的电能。逆变器应该满足以下要求：并网逆变器的功率因数和电能质量应满足国家电网要求。具有宽电压范围的MPPT光伏组件最大功率追踪功能；

具有全自动运行功能，无需人工干预，伴随太阳升起，系统自动将太阳能光伏组件所发电能接入电网，傍晚日落或者阴雨天，太阳能光伏组件发电不满足逆变器输入时，逆变器自动进入待机状态，并时刻监测市电状况；逆变器必须具备低电压穿越功能，并具有国网电科院出具的检验报告，并具有主动式防孤岛保护检测功能。并网逆变器交流各相、直流正负导线应有不同色标。选用质量可靠的输入输出端子或铜排，并应充分考虑电缆的安装与固定。柜内元件位置编号、元件编号与图纸一致，并且所有可操作部件均应用中文标明功能。柜体结构安全、可靠；易损件的设计与安装应便于维护及拆装。各元件板应有防尘装置，柜体设计应考虑通风、散热，并配备专用强排风道。逆变器应具有如下保护：

具有输出正弦波电流，谐波含量低，电能质量高等特点；具有防雷、防浪涌等保护装置及系统接地装置；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。逆变器具有电流、电压、频率、功率等运行数据及状态显示功能；逆变器要求具有故障数据自动记录存储功能，并网逆变器能记录最近的100条故障信息。

具有串行通信功能，逆变器至少提供包括RS485远程通讯接口，提供开放的通讯协议。其中RS485需要遵循Modbus通讯协议。 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分钟平均无故障时间：年使用寿命：25年安全可靠运行

7)、我们倾向于采用技术精湛且成熟稳定的功率器件作为逆变器的关键元件。

8)、设备应配备直流输入手动断路器，以及交流电网的手动断开装置，并且必须包括紧急停机控制开关。

9)、并网电流谐波

运行中的逆变器应确保不会导致电网电压波形显著失真或向电网注入过量的谐波电流，从而防止对相连设备产生不良影响。

10)、工作频率

在并网操作中，逆变器应当与电网保持同步运行，并需符合以下标准：

二、我们的质量保证声明

1、强化性能承诺

投标方需保证其所提供的光伏发电系统符合招标方设定的性能与质量标准。若第三方的性能测试结果显示未能达到如下技术规格，招标方有权对投标方进行评估。对于工艺过程中未履行的承诺技术指标，投标方需承担维修、更换或处置所有物料、设备或其他相关事项的责任，包括由此产生的人员费用。修复、更换或处理完毕后，工艺流程需根据合同重新进行试验，其费用亦由投标方负担。即使前期部分指标已达标，但由于后续维护操作可能影响已达成的标准，工艺系统仍需按所有要求重新测试，相关费用同样由投标方负责。如因投标方技术或性能指标不达标导致招标方遭受损失，投标方需负赔偿责任。投标方需确保并经第三方验证达到以下技术指标：

(1)设备应确保在常规工作环境下持续稳定运行，以达成所有性能指标的要求。

环境温度：-20℃-+50℃；

相对湿度：；

海拔高度：;

最大风速：40m/s。

(2)全站太阳能电池组件的安装总量应不少于35.36千瓦

(3)我们承诺：该光伏电站的全面质保期限将不少于10年。

(4)技术效能保证：光伏电站的系统整体效率确保达到或超过80%基准(n2=80%)

(5)技术保证：光伏电站初期发电量确保达到或超过990千瓦时/千瓦，且25年的平均年发电量不少于900千瓦时/千瓦。

(6)光伏组件的多晶硅光电转化效率应达到或超过15.4%。

(7)光伏组件峰瓦功差满足;____

(8)光伏组件前2年输出功率衰减率；____

(9)光伏组件故障率；____

(10)不带隔离变压器的逆变器效率：最大效率：；____欧洲效率：；带隔离变压器的逆变器效率：最大____效率：；欧洲效率：。____

2、保证期条款

组件功率质保期10年。

3、承诺书

(1)供货涵盖但不限于招标文件所列清单，投标方应确保最终交付的设备材料的数量、规格型号、材质及性能参数能满足项目性能需求、技术协议规定以及施工现场和系统运行的要求。如需追加，将纳入投标方的供货责任范围，无需额外计费。未经招标方书面批准，设备材料的规格型号和材质不得擅自更改。即便经过同意的变更，如导致性能下降，招标方有权扣除因之产生的价格差额。

(2)我们郑重承诺，通过优化技术手段确保系统的高效运行与性能达标。

三、详细工程列表

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