公司(某地)10MWp光伏發(fā)電項目招標技術文件

技術部分

目錄

附件一技術規(guī)范........................................................................3

第1章總則.........................................3

第2章性能保證......................................6

第3章總圖運輸......................................8

第4章建筑結構技術規(guī)范...............................11

第5章電氣技術規(guī)范..................................19

第6章暖通技術規(guī)范..................................69

第7章水工技術規(guī)范..................................73

第8章環(huán)保措施技術規(guī)范..............................75

第9章消防系統(tǒng)技術規(guī)范...............................76

第10章技術表格.....................................79

第11章供貨范圍......................................85

第12章招標書附圖...................................91

附件二工程范圍劃分..................................................................92

附件三設備、技術文件及圖紙的交付...................................................96

附件四設備監(jiān)造和性能驗收試驗........................................................97

附件五培訓..........................................................................106

附件六運輸和保管....................................................................108

附件七項目組織與管理...............................................................109

附件八差異表（技術部分）.............................................................117

附件九安全防護、文明施工協(xié)議.......................................................118

附件十主要工程量.....................................................................128

附件一技術規(guī)范

第1章總則

L1概述

某光伏發(fā)電項目擬建場址位于某地某地市西北方向的西官營鎮(zhèn)梁杖子村東梁家杖

子山坡上，緊鄰S305國道（即209省道），距離某地市區(qū)17公里。坡向朝南稍偏西，

坡度7°?22°,均為未開墾利用的荒山。

本工程屬新建項目，規(guī)劃容量為lOMWp并網(wǎng)型太陽能光伏發(fā)電系統(tǒng)，工程包括太

陽能光伏發(fā)電系統(tǒng)及相應的配套上網(wǎng)設施。某公司（某地）光伏發(fā)電有限公司負責該電站

的建設、經營和管理，計劃2012年12月底建成投產。

1.2基本要求

本規(guī)范書中提出了最低限度的技術要求，并未對一切技術細節(jié)規(guī)定所有的技術要求

和適用的標準，承包人應保證提供符合本規(guī)范書和有關最新工業(yè)標準的優(yōu)質產品及其相

應服務。對國家有關安全、健康、環(huán)保等強制性標準，必須滿足其要求。承包人提供的

產品應滿足本規(guī)范書的要求。

本電站的設備供貨、施工及安裝必須滿足國家及地方有關質量、施工安裝、安全、健康、環(huán)保、

水保、消防及等強制性標準及規(guī)范的要求。具體內容在第一次設計聯(lián)絡會上討論確定。

本電站承包人提供的所有電氣設備質保期為五年。

本電站設備性能指標及整體性能指標必須滿足Q/GDW617-2011《光伏電站接入電網(wǎng)

技術規(guī)定》中的所有要求。

L3總的設計工藝和方案

本工程將系統(tǒng)分成10個IMWp光伏并網(wǎng)發(fā)電單元,分別經過升壓變壓器接入10kV

配電裝置，最終實現(xiàn)將整個光伏并網(wǎng)系統(tǒng)接入66kV西山變進行并網(wǎng)發(fā)電的方案。

本工程光伏組件lOMWp全部采用固定式安裝方案。

本系統(tǒng)按10個IMWp光伏并網(wǎng)發(fā)電單元進行設計，每個單元采用2臺500KW并

網(wǎng)逆變器的方案，全站共設20臺500KW并網(wǎng)逆變器。每個光伏并網(wǎng)發(fā)電單元的電池

組件采用串并聯(lián)的方式組成多個太陽能電池陣列，太陽能電池陣列經匯流箱和光伏并網(wǎng)

逆變器接入升壓變壓器。本工程匯流箱和并網(wǎng)逆變器、升壓變壓器均屬于按IMWp單元

分布式就地布置設備。

每個光伏并網(wǎng)發(fā)電單元設一臺升壓變壓器，升壓變壓器采用三相l(xiāng)OOOkVA雙分裂

變壓器。光伏組件陣列、直流匯流箱、逆變器及升壓變壓器以單元為單位就地布置，經

10kV電纜接至10kV配電室，最終經1回I0kV接入66kV西山變。

根據(jù)遼寧電網(wǎng)調度規(guī)程，本光伏發(fā)電站由朝陽地調進行調管，遠動信息按通信專業(yè)

分配的通道送往朝陽地調調度室。調度室新增一塊遠動接口板，并對模擬屏做相應改造。

光伏電站采用光纖通信方式作為本電站與朝陽地調的電力調度電話、生產管理電

話、遠動信息及調度自動化、電量計費和繼電保護信息的傳輸方式，站場每IMWp發(fā)

電單元通過光纖通信連接。

電站電氣二次采用微機綜合自動化系統(tǒng)，計算機監(jiān)控系統(tǒng)包括兩部分：站控層和間

隔層。站控層設置工程師站、操作人員工作站，可對間隔層電氣設備進行監(jiān)視和控制操

作。站控層與升壓站網(wǎng)絡監(jiān)控系統(tǒng)采用100M雙以太網(wǎng)絡通信方式連接，實現(xiàn)監(jiān)控系統(tǒng)

數(shù)據(jù)的共享。同時在站控層配置兩臺打印機、一臺可讀寫光盤驅動器以及一套衛(wèi)星時鐘

接收和時鐘同步系統(tǒng)。間隔層設備主要包括布置在每個逆變器室內的通信管理機。配電

室電氣設備如逆變器、10kV開關柜、380V開關柜、配電室直流系統(tǒng)等，其通信口通過

于MODBUS協(xié)議的RS485總線連接成現(xiàn)場總線網(wǎng)絡，接至每個逆變器室通信管理機，

再經過光纖以太網(wǎng)送至站控層。

1.4太陽能資源

1）某地地區(qū)的年太陽總輻射為5200MJ/m2左右，即1444kW?h/m2左右。該地

區(qū)的年日照時數(shù)為2800h左右，年日照百分率為63%左右，太陽能資源處于全省前列。

根據(jù)遼寧省太陽能資源區(qū)劃結果，某地地區(qū)處于全省太陽能資源豐富區(qū)。

2）太陽能資源以春季和夏季較好、冬季最差為主要特征。其中，5月份太陽輻射

最強，可達到620MJ/m2左右，12月份輻射最弱，為206MJ/m?左右。春、夏、秋、冬

四季總輻射量分別約占年總輻射量的31.31樂33.25樂21.01%和14.43%左右。

3）從第二章，日平均狀況看，11~14時的太陽輻射較強，可占全天輻射量的53%

左右，是最佳太陽能資源利用時段，12時前后輻射最強。

4）日照時數(shù)以7.5h左右的天數(shù)最多，全年可達到60天左右，占14%以上;6.「12.Oh

區(qū)間的天數(shù)較多，總天數(shù)為250天以上，可占全年的69%,年可利用率較高。

1.5水文氣象條件

1.5.1、水文

據(jù)調查，場址區(qū)E-Z016征界點南側，養(yǎng)鹿場東側沖溝有一堤壩，高約4m,為林場

早年修建的水利設施小水庫。歷史汛期洪峰時最高水位約3m。場址區(qū)西側沖溝歷史汛

期最高洪峰時有洪水，近年來由于氣候干旱，勘察期間沖溝處都未見水。

1.5.2、氣象

勘察區(qū)地處北溫帶半干旱季風氣候區(qū)，是遼寧省降水量較少的地區(qū)，多年平均降水

量(1963-2000年)某地站為457.8mm,且降水量在時空分布上極不均一，多集中于7-9

月，汛期洪災泛濫，雨過地干，且存在由南向北逐漸較少的趨勢。氣候特征為冬季寒冷、

夏季炎熱。年平均氣溫8.8C,極端最高溫度43.3℃,極端最低溫度-34.4C,地面平

均溫度10.7C。年平均降雨量485.5mm,最大一次日降雨量232.2mm,年平均蒸發(fā)量

2057.1mm,年最大積雪厚度17cm,年平均相對濕度52臨晴天日數(shù)125天，陰天日數(shù)

53天，年日照時數(shù)2810.9小時，日照百分數(shù)63機年平均雷暴日數(shù)35天，年平均大風

日數(shù)13.2天，年平均沙塵暴日數(shù)1.3天，年平均霧日數(shù)2.8天，冰雹日數(shù)2.1天。累

計年均風速2-8m/s。常年主導風向為南風。

1.6工程地質條件

(1)場址區(qū)地貌單元屬剝蝕殘丘，建筑場地類別為I類場地，未發(fā)現(xiàn)不良地質作

用，場地穩(wěn)定，適宜本工程建設。

(2)擬建站址地層主要由上覆的第四系松散殘積土及底部強?中風化基巖構成。

第②礫巖：可做為天然地基。其物理力學指標如下：

礫巖：fak=400kpa中k=30°y=20KN/mEs=30MPa

(3)勘察期間未見地下水，具走訪調查，地下水埋深大于10m,可不考慮其對建

(構)筑物基礎的影響。

(4)該地區(qū)地基土的標準凍深為140cm。

(5)場地土對混凝土結構具有弱腐蝕性，對鋼筋混凝土結構中的鋼筋具有弱腐蝕

性，對鋼結構具弱腐蝕性。

(6)勘察區(qū)抗震設防烈度為7度，設計地震分組為第一組，設計基本地震加速度

值為0.10g。

(7)本工程中支架基礎采用鋼管螺旋樁基礎。

第2章性能保證

投標人提供的整套光伏發(fā)電系統(tǒng)應能滿足招標方提出的性能及質量要求，當由第三

方所做的性能試驗證明投標方不能達到以下技術指標，招標方將對投標方進行罰款，詳

見商務部分。如果整個工藝過程不能滿足運行保證中所許諾的要求，則投標方應負責修

理、替換或者處理所有的物料、設備或其它，以便滿足運行保證要求。這部分費用由投

標方負責（包括修理、替換或者處理、拆卸和安裝所需要的人員費用）。在完成修理、

替換或者其它處理后，整個工藝過程應按合同重新進行試驗，費用由投標方負責。在此

之前的某些試驗階段，一些試驗保證已經成功地被驗證，如果由于修理、替換或者其它

處理措施對已驗證了的運行保證產生可能的不利影響，則整個工藝系統(tǒng)還需要按所有要

求重新試驗，費用由投標方負責。

第一次運行試驗完全成功后的3年時間里，如果投標方所提供的光伏發(fā)電系統(tǒng)的設

備和部件出現(xiàn)故障，投標方應負責修理和替換，直至招標方完全滿意，費用由投標方負

責。

2.1主要性能保證

在設計工況下，投標人應確保下列技術指標，當由第三方所做的性能試驗證明投標

人不能達到以下技術指標，招標人將對投標人進行罰款，詳見商務部分。

（1）全站光伏組件總容量210.152MWp（不含正公差）

（2）光伏組件光電轉化效率214.4%；（以組件邊框面積計算轉換效率）

（3）光伏組件峰瓦功差滿足0?+5W；

（4）晶體硅光伏組件第1年內輸出功率衰減率不高于1%,2年內輸出功率衰減率

不高于2隊五年內輸出功率衰減率不高于5%,10年內輸出功率衰減率不高于10%、25

年內輸出功率衰減率不高于20%；

（5）光伏組件故障率W0.01%

（6）逆變器效率

500KW逆變器效率:最大效率:298.5%；歐洲效率：298.3%；

（7）逆變器輸入?yún)?shù)

500KW逆變器輸入?yún)?shù)：最大輸入電壓：2DC900V

MPPT電壓范圍：DC450-820V

（8）年故障小時數(shù)：＜12小時（扣除非承包商原因，發(fā)電單元（初級匯流箱下每

一串為一個故障點)年故障小時數(shù)不超過12h。)

(9)發(fā)電當年系統(tǒng)總效率：280%

系統(tǒng)總效率=年上網(wǎng)發(fā)電量/以本光伏電站設立的環(huán)境監(jiān)測儀所取得的太陽能輻射

數(shù)據(jù)為基準折合標準日照條件下，利用PVSYST軟件估算出年總發(fā)電量。

(10)第一年發(fā)電量:213.6xl06kWh

光伏電場使用壽命25年進行電場全壽命發(fā)電量計算。

序號發(fā)電量(kWh)

第一年13601092

第二年13465081

第三年13329070

第四年13206660

第五年13097852

第六年12989043

第七年12887035

第八年12785026

第九年12689819

第十年12594611

第十一年12499404

第十二年12404196

第十三年12308988

第十四年12213781

第十五年12118573

第十六年12023365

第十七年11928158

第十八年11832950

第十九年11737742

第二十年11642535

第二十一年11547327

第二十二年11452119

第二十三年11356912

第二十四年11261704

第二十五年11166497

2.2設備性能保證

本工程所有設備產品內容包括設計、結構、性能、安裝、試驗、調試及現(xiàn)場服務和

技術服務。所有設備、備品備件，包括從第三方獲得的所有附件和設備，均應遵照最新

版本的行業(yè)標準、國家標準(GB)和IEC標準及國際單位制(SI),這是對設備的最低

要求。

本工程嚴格按照國家和地方關于并網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)驗收標準和規(guī)范執(zhí)行，例如《丑

網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)工程驗收》（CGCGF003.1：2009）等技術規(guī)范。

第3章總圖運輸

3.1投標范圍

本工程電站招標范圍包括站區(qū)綠化、圍墻（圍柵）、進站道路、站區(qū)總體規(guī)劃、豎

向布置（包括站區(qū)防、排洪及）、站區(qū)地下設施布置（包括所有地下管線）、站區(qū)內道

路及地坪（基層及面層）砂礫基層及面層等施工圖紙所包含所有施工內容。

站區(qū)拆遷、征地工程均不在投標人范圍內。

3.2標準及規(guī)程

3.2.1中華人民共和國電力行業(yè)標準DL/T5032-2005《火力發(fā)電廠總圖運輸設計技

術規(guī)程》

3.2.2中華人民共和國國家標準GB50016-2006《建筑設計防火規(guī)范》

3.2.3中華人民共和國國家標準GB50229-2006《火力發(fā)電廠與變電站設計防火規(guī)

范》

3.3站區(qū)總平面布置

3.3.1光伏陣列設計

1）固定式光伏陣列最佳傾角確定

太陽能光伏電站根據(jù)荷載情況的要求和當?shù)氐臍庀蠹暗乩項l件（緯度、太陽輻照量、

最長連陰雨天數(shù)等）進行設計，光伏系統(tǒng)設計的依據(jù)是按月能量平衡。本工程全固定式

光伏陣列的最佳傾角根據(jù)建站地區(qū)緯度等因素，并網(wǎng)太陽能系統(tǒng)的太陽能板傾角按36

度考慮。

2）固定式光伏陣列間距確定

——陣列前后排間距設計

光伏陣列通常成排安裝，一般要求在冬至影子最長時，兩排光伏陣列之間的距

離要保證上午9點到下午3點之間前排不對后排造成遮擋。每排光伏陣列投影

中心間距見設計施工圖。

一一太陽能電池板最低點距地面距離H

太陽能電池板最低點距地面距離H的選取主要考慮以下因素：

高于當?shù)刈畲蠓e雪深度；

高于當?shù)睾樗唬?/p>

防止動物破壞；

防止泥和沙濺上太陽能電池板；

H增高會增加光伏陣列的土建成本。

本次設計H值見設計施工圖。

3.3.2站區(qū)總平面布置方案

1）總平面布置方案

根據(jù)其各自的生產工藝流程、運行管理等要求按其功能分為下述區(qū)域：

核心發(fā)電區(qū)：主要由太陽能電池陣列、防雷匯流箱、就地箱式變電站構成，全站共

10個發(fā)電單元，全部采用固定安裝的形式。

投標人應根據(jù)設計圖紙要求，對站區(qū)總平面布置進行豎向局部平整，并完成站區(qū)內

部道路施工，道路施工具體要求詳見道路相關圖紙。

3.4站區(qū)豎向布置

根據(jù)圖紙要求并結合自然地形，主要建構筑物地基處理，土石方工程量綜合平衡，

內澇水位、場地排水及道路、管線接口標高綜合考慮。

3.4.1豎向布置形式

站區(qū)建在山上，總的趨勢為北高南低、兩山包中間是洼地，生活辦公區(qū)自然地面標

高385.9?386.9m之間。站區(qū)內豎向布置詳見電站總圖部分。

3.4.2主要建構筑物室內外標高的確定

根據(jù)規(guī)范及工藝要求，室內外設計高差為0.3m,當室內外高差較大時，可采用散

水下加矮墻或局部調整場地設計坡度來解決。

投標人根據(jù)設計圖紙要求，進行全站的場地平整工作。

3.4.3場地排水

站區(qū)地表雨水排水，采用場地、路面的綜合排水方式，具體方式詳見相關圖紙。

3.4.4站區(qū)防排洪

在站區(qū)逆變器室及辦公生活區(qū)處均設置防洪渠一道，采用漿砌卵石。

3.5站區(qū)道路

站區(qū)道路采用6m和4nl寬兩種道路，其中主干道6m,采用砂礫路；支干道及太陽

陣列檢修道路4m,采用砂礫路，主要道路的轉彎半徑一般采用6m,檢修道路的轉彎半

徑一般為4mo

站區(qū)道路的設置同時滿足運輸和防火要求，在每個發(fā)電單元外側設置環(huán)行道路。

站區(qū)道路應滿足以下要求：

1）站內道路采用砂礫路。道路橫坡為1.5%?2.0%,縱坡和人行道縱、橫坡隨豎

向布置要求而定。

2）主干道路路面寬6m,支干道及檢修道路路面寬4m,路肩每邊各300mm。道路

應高于鄰近場地300mm,按照場地排水方向在道路路基內埋設過路排水管道。

3）站區(qū)系統(tǒng)道路路面內緣轉彎半徑為6m。

4）發(fā)電單元內的檢修道的坡度與單元內其它場地一致，且應接至站區(qū)主干道。

5）道路砂礫換填厚度不小于750mm,分兩層夯填，表層采用砂礫細料碾壓密實，

壓實系數(shù)不小于93%O

6）站區(qū)內鋪設3580nr'的方石專廣場，基層做350厚砂礫墊層，碾壓密實，25mm白灰

砂漿鋪設；安裝100m道牙（1米長成品）。

7）做1.65米高圍欄2720米，做法見圍欄詳圖。

8）國道至場區(qū)內有200米進場道路采用砂礫路，道路應滿足材料設備進場需要及

相關規(guī)范規(guī)程。

3.6站區(qū)管線布置

3.6.1站區(qū)管線布置原則

1）管線敷設方式以工藝要求、自然條件、場地條件等綜合考慮。

2）管線（溝）走徑：力求順直短捷，并盡量沿規(guī)劃管線走廊平行路網(wǎng)，靠接口較

多一側布置，減少交叉，埋深及長度。

3）方便施工運行管理及檢修。

3.6.2站區(qū)管線布置

3.6.2,1站區(qū)管線施工

投標方根據(jù)設計要求對光伏電站內室（內）外地上、地下所有管線，溝道的走徑、

管徑以及站區(qū)對外接口的施工進行全面控制，確保運行安全。

3.6.2.2管線敷設方式

本工程管線設計采用地下直埋和電纜溝敷設的方式.

3.6.3管線標志樁設置

站區(qū)內所有地埋管線需設置專用水泥標志樁，間隔不大于30米。

第4章建筑結構技術規(guī)范

4.1范圍

本工程投標范圍包括但不限于下列各項：

綜合辦公樓及基礎、光伏陣列支架基礎、逆變器室及基礎、箱式變壓器基礎、10kV

配電室及基礎、地基處理、余土平衡、零米及以下設施、上部結構、屋面、防水、防腐、

防火、封閉、裝修、消防、給排水、采暖、建筑照明等。場地整平、土方回填、站區(qū)道

路及照明、站區(qū)地下管線等整個土建工程的設備材料采購及施工。

4.2標準、規(guī)范和抗震措施

《混凝土結構設計規(guī)范》GB50010-2010

《砌體結構設計規(guī)范》GB50003-2011

《建筑結構荷載規(guī)范》GB50009-2006

《建筑抗震設計規(guī)范》GB50011-2010

《構筑物抗震設計規(guī)范》GB50191-93

《建筑內部裝修設計防火規(guī)范》GB50222-95

《建筑設計防火規(guī)范》GB50016-2006

《建筑地基基礎設計規(guī)范》GB50007-2011

《建筑地基處理技術規(guī)范》JGJ79-2002

《鋼結構設計規(guī)范》GB50017-2003

《鋼一混凝土組合結構設計規(guī)程》DL/T5085-1999

《工業(yè)企業(yè)設計衛(wèi)生標準》(GBZ1-2002)

《屋面工程質量驗收規(guī)范》(GB50207-2002)

《屋面工程技術規(guī)范》(GB50245-2004)

《建筑地面設計規(guī)范》(GB50037-97)

《電力工程制圖標準》DL5028-93

《硅結構工程施工質量驗收規(guī)范》(GB50204-2002)

《鋼結構工程施工質量驗收規(guī)范》(GB50205-2001)

《建筑基樁檢測技術規(guī)范》(JGJ106-2003)

《焊接工藝評定規(guī)程》DL/T868-2004

《焊接材料焊接工藝性能評定方法》GB/T25776-2010

《鋼結構工程質量檢驗評定標準》(GB50221-2001)

《鋼焊縫手工超聲波探傷方法和探傷結果分級》(GB11345-89)

《鋼熔化焊對接接頭射線照相和質量分級規(guī)范》(GB3323-87)

《建筑鋼結構焊接技術規(guī)程》(JGJ81-2002)

《鋼結構、管道涂裝技術規(guī)程》(YB/T9256-96)

《冷彎薄壁型鋼結構技術規(guī)范》(GB50018-2002)

上述標準、規(guī)范及規(guī)程僅是本工程的最基本依據(jù)，并未包括實施中所涉及到的所有

標準、規(guī)范和規(guī)程，并且所用標準和技術規(guī)范均應為合同簽訂之日為止時的最新版本。

本工程擬建場地地震參數(shù)：擬建場地設計基本地震動峰值加速度為o.10g,抗震設

防烈為7度，設計地震分組為第一組，設計地震動反應譜特征周期0.35s。

4.3主要建構筑物

4.3.1光伏陣列支架及基礎

光伏陣列支架基礎采用鋼管螺旋樁基礎，鋼結構為Q235-B,具體詳見基礎施工圖。

樁受力需滿足在基本風壓不大于0.6KN/m2和基本雪壓不大于0.45KN/m2的條件下的以

下兩組受力要求：1.抗拔12KN,抗剪15KN,2.抗壓16KN,抗剪15KN,（此兩組受力

均為單樁承載力特征值），鋼管樁在施工完后必須滿足《建筑基樁檢測技術規(guī)范》

JGJ106-2003和《建筑地基基礎設計規(guī)范》GB50007-2011以及相關規(guī)范、施工監(jiān)理等

規(guī)范對樁的檢測要求。鋼管樁的防腐年限必須滿足在弱腐蝕性條件下使用25年的要求。

在滿足受力要求的前提下鋼管樁長還需滿足總長不小于1800mm以及深入礫巖層不小于

1400mm。所有鋼樁在不大于0.6KN/m2基本風壓的條件下均應保證使用25年的要求。在

滿足受力要求的前提下鋼管樁直徑不得小于①76X4。所有鋼結構均需滿足《鋼結構工程

施工質量驗收規(guī)范》GB50205-2001o

4.3.2逆變器室及基礎

逆變器室采用單層磚混結構形式，采用條形基礎，砌體維護結構（詳見建筑專業(yè)圖

紙及結構專業(yè)圖紙），考慮小室的采光及通風問題，逆變器室采用防爆軸流風機及塑鋼

窗，考慮塑鋼窗下設自然進風口，采用手動式雙層防沙百葉窗（詳見暖風專業(yè)圖紙）。

箱式變壓器基礎采用混凝土墻及條形基礎。

4.3.3綜合辦公樓及基礎

綜合辦公樓采用兩層磚混結構形式，采用條形基礎，砌體維護結構（詳見建筑專業(yè)

圖紙及結構專業(yè)圖紙）。

4.3.410kV配電室及基礎

10kV配電室采用單層磚混結構形式，采用條形基礎，砌體維護結構（詳見建筑專

業(yè)圖紙及結構專業(yè)圖紙），考慮采光及通風問題，10kV配電室采用防爆軸流風機及塑

鋼窗，考慮塑鋼窗下設自然進風口，采用手動式雙層防沙百葉窗（詳見暖風專業(yè)圖紙）。

主變采用整體混凝土基礎。進出線構架基礎采用獨立鋼筋混凝土基礎。事故油池采

用鋼筋混凝土墻及鋼筋混凝土筏板基礎。

4.3.5水泵房及基礎

消防水泵房：

消防用水也采用蓄水二次升壓方式，消防蓄水池水由深井泵房所出管線補給。消防

蓄水池容積為100m3,旁邊設消防水泵房供廠區(qū)消防用水。

消防水泵房上部為磚混結構，下部為鋼筋混凝土箱型結構，按軸線：長義寬為9m

X6m,地上部分凈高4.0m,地下部分深4.0m。

4.3.6消防水池

消防蓄水池均采用地下方形鋼筋碎結構，消防蓄水池尺寸為：7.8mX7.8m（長X寬）,

深：3.5m。屋面防水做法：一層4厚自帶保護層SBS改性瀝青防水卷材。

4.3.7化糞池

化糞池為鋼筋混凝土墻承重，基礎為筏板基礎。

4.3.8圍墻和大門

圍墻為鐵絲柵欄，基礎為獨立混凝土基礎。大門詳見附件施工圖。

4.3.9路燈及旗桿

基礎為鋼筋混凝土獨立基礎

4.3.10場區(qū)內電纜溝

電纜溝為混凝土墻壁，基礎為整體混凝土基礎。

4.3.11場地整平

綜合考慮廠區(qū)總體排水方案及造價因素，場地坪整采用部分場平的方式，具體坪土

設計標高詳見總圖運輸專業(yè)豎向圖。

4.3.12無功補償間及其基礎

按SVG和SVQC的型號建設無功補償房間和基礎。

4.4固定支架

4.4.1技術要求

4.4.1.1固定支架要求：

支架鋼結構要求，加工制作要求：

1）除設計圖紙中的具體規(guī)定外，鋼結構的制作質量、尺寸的允許偏差值須符合《鋼

結構工程施工質量驗收規(guī)范》（GB50205-2001）的相關規(guī)定。

2）鋼材的切割：鋼結構構件采用機械切割的方式。

3）加工的成孔：鋼結構構件采用機械成孔的方式。

4）鋼結構的焊接：鋼結構焊接采用E43型系列焊條，須采取有效措施避免薄壁鋼

構件在焊接過程中產生較大的焊接變形，焊接質量須滿足《建筑鋼結構焊接技術規(guī)程》

（JGJ81-2002）的相關規(guī)定。

5）所有支架均須全部在工廠內加工完成，不允許在項目現(xiàn)場制作加工。

4.4.1.2除銹方法及除銹等級要求：

1）鋼構件須進行表面處理，除銹方法和除銹等級須符合《涂裝前鋼材表面銹蝕等

級和除銹等級》（GB8923-88）的相關規(guī)定。

2）除銹方法：鋼構件可采用噴砂或噴丸的除銹方法，若采用化學除銹方法時，應

選用具備除銹、磷化、鈍化兩個以上功能的處理液，其質量應符合《多功能鋼鐵表面處

理液通用技術條件》（GB/T12612-2005）的相關規(guī)定。

3）除銹等級：除銹等級應達到Sa21/2要求。

4.4.1.3防腐要求：

1）鋼結構支架均采用熱浸鍍鋅涂層，熱浸鍍鋅須符合《金屬覆蓋層鋼鐵制件熱浸

鍍鋅層技術要求及實驗方法》（GB/T13912-2002）的相關要求，鍍鋅層厚度不小于70umo

2）熱鋅厚度檢測：鍍鋅層厚度按照《金屬覆蓋層鋼鐵制件熱浸鍍鋅層技術要求及

實驗方法》提供方法進行檢測。

3）熱浸鍍鋅防變形措施：給出具體防變形鍍鋅方案，以防止構件在熱浸鍍鋅后產

生明顯的變形。

4.4.1.4固定支架形式按招標圖進行報價，采用Q235-B鋼材。

4.4.2一般要求

4.4.2.1加工材料和外購件

(1)支架制作使用的全部鋼材、焊接材料、外購件和涂裝材料均應由承包人按計劃

自行采購。

(2)加工材料和外購件運抵工地后，承包人應自行負責檢查驗收，并應接受監(jiān)理人

的不定期抽檢。每批到貨的材料應附有質量證明書或試驗報告等證明資料，并按規(guī)范規(guī)

定需要進行二次復檢的材料應進行二次復檢，合格后方可用于加工制作。

4.4.2.2支架鋼材

(1)用于鋼結構支架的鋼材應按設計圖紙的品種和規(guī)格進行采購，鋼材的材質應符

合現(xiàn)行國家標準。

(2)鋼材應存放在干燥通風的倉庫內，注意防止銹蝕和污染。

(3)鋼材應分類堆放，掛牌注明品種、規(guī)格和批號，擱置穩(wěn)妥，防止變形和損傷。

4.4.2.3焊接材料

(1)焊接材料應按圖紙及規(guī)程的要求選用，并應符合現(xiàn)行國家標準。

(2)焊接材料必須分類存放在干燥通風良好的倉庫內，庫房內溫度不應低于5℃,

相對濕度不大于70%0

4.4.2.4外購件

(1)按設計圖紙要求采購的普通螺栓及其它零、部件應符合現(xiàn)行國家標準。

(2)外購件應注意輕裝輕卸，在室內按批號、規(guī)格分類存放，防止生銹、污染和損

壞螺紋。

4.4.2.5防腐涂裝材料

(1)承包人應按設計圖紙要求采購熱浸鋅等所用的涂裝材料。涂裝材料應與設計對

應并應符合現(xiàn)行國家標準。

(2)涂裝材料及其輔助材料應貯于5?35℃通風良好的庫房內，按原包裝密封保管,

若制造廠另有規(guī)定，則應按制造廠規(guī)定執(zhí)行。

4.4.3支架鋼構件制作

4.4.3.1說明

(1)按設計方提供的支架加工制作的設計圖紙進行加工制作。

(2)據(jù)制造工藝，需對設計圖紙進行局部修改時，應經設計人同意，業(yè)主、發(fā)包人、

監(jiān)理人批準，不得因此要求增加額外支付。

(3)構件上應避免刻傷。放樣和號料應根據(jù)工藝要求預留制作和安裝時的焊接收余

量及切割、刨邊和銃平等加工余量。

(4)支架除立柱與基礎預埋鐵件的固定連接節(jié)點為安裝時在現(xiàn)場焊接外，其余均為

在工廠加工制作進行，特別是支架立柱的角鋼加強肋節(jié)點，加強肋與角鋼的焊接應在工

廠完成。

4.4.3.2支架結構鋼零件和鋼部件的加工

(1)切割：應保證切割部位準確、切口整齊，切割前應將鋼材切割區(qū)域表面的鐵銹、

污物等清除干凈，切割后應清除毛刺、熔渣和飛濺物。

(2)矯正:

鋼材切割后應矯正，其標準應符合GB50018-2002第11.1.3的規(guī)定。

(3)制孔

螺栓孔周邊應無毛刺、破裂、喇叭口和凹凸的痕跡、切削應清除干凈。

(4)螺栓連接

a)螺栓孔的允許偏差必須符合GB50205-2001表7.6.1-2的規(guī)定。

b)螺栓孔孔距的允許偏差應符合GB50205-2001表7.6.2的規(guī)定。

c)螺栓孔孔距的允許偏差超過規(guī)范規(guī)定的允許偏差時，應采用與母材材質相匹配的

焊條補焊后重心制孔。

4.4.4支架鋼構件在大量制作生產前應進行少量模擬加工制作，組裝檢驗合格后，

再進行批量加工制作。構件組裝和拼裝應符合GB50018-2002第11.1.5的有關規(guī)定。

焊接連接組裝的允許偏差應符合GB50205-2001附錄C中表C.0.2的規(guī)定。

對頂緊接觸面應有75%的部位以上的面積緊貼，檢查方法應滿足GB50205-2001第

8.3.3條規(guī)定，頂緊面應經檢查合格后，方能施焊，并作好記錄。

4.4.5焊接工藝評定和焊接工藝規(guī)程

對首次使用的鋼材，以及改變焊接材料、焊接方法、焊后熱處理等，應進行焊接工

藝評定。焊接工藝評定規(guī)則應按GB50236-98第4.2節(jié)的規(guī)定進行，焊接工藝評定報告

格式可參考GB50236-98附錄A第A.0.1條的規(guī)定。焊接工藝評定報告應報送承包人、

監(jiān)理人審批。

⑴焊工

a)用于加工生產的焊工應持有上崗合格證。合格證應注明證件有效期限和焊工施焊

的范圍等。焊工參加焊接工作中斷6個月以上的，應重新進行考試。

b）焊工應嚴格按焊接工藝規(guī)定的施焊順序和方法以及焊接參數(shù)進行焊接。焊接過程

中應隨時自控好構件制造和鋼結構安裝的變形。

（2）焊接

a）焊接材料應儲存在干燥、通風良好的地方，并有專人保管。使用前，必須按產

品使用說明書規(guī)定的技術要求進行烘焙，保護氣體的純度應符合工藝要求。低氫型焊條

烘焙后應放在保溫箱（筒）內，隨用隨取。焊絲、焊釘在使用前應清除其表面的油污、

銹蝕等。

b）超過保質期的焊接材料、藥皮脫落或焊芯生銹的焊條、受潮的焊劑及熔燒過的

渣殼，均禁止使用。

c）焊接應符合GB50018-2002第11.1.的規(guī)定,

e）焊縫尺寸允許偏差應符合GB50205-2001附錄A中表A.0.2的規(guī)定。

f）焊接環(huán)境:

焊接時的風速，在手工電弧焊、埋弧焊、氧乙快焊時不應大于8.0m/s,在氣體保

護焊時不應大于2.0m/s。當超過規(guī)定時，應有防風設施。

相對濕度不得大于90%。

當焊接表面潮濕，雨、雪、刮風工作日氣，焊工及焊件無保護措施時，不應施焊。

g）焊接工作完畢后，焊工應清理焊縫表面，自檢焊縫合格后，在焊縫部位旁，打

上焊工工號鋼印。

（3）焊縫質量檢驗

應按加工制作圖紙規(guī)定的焊縫質量等級，并按GB50205-2001第5.2.4-5.2.8條的

規(guī)定，對焊縫進行外觀檢查和超聲檢驗。檢測人員必須持有國家有關專業(yè)部門簽發(fā)的無

損檢測資格證書，才能從事相應的焊縫檢測工作。

a）外觀檢查。應按GB50205-2001附錄A中表A.0.1所列的外觀缺陷項目，對全部

焊縫進行外觀檢查。監(jiān)理人認為有必要時，檢查表面裂紋應采用磁粉或滲透探傷。

b）焊縫質量檢驗報告。承包人應向監(jiān)理人提交一份附有上述檢驗記錄的焊縫質量檢

驗報告，供監(jiān)理人進行支架鋼構件驗收用。

（4）焊縫缺陷處理

經檢查確認必須返修的焊縫缺陷，應由承包人提出返修措施，經監(jiān)理人同意后進行

返修。返修后的原缺陷部位仍需按規(guī)定進行檢驗。同一部位的返修次數(shù)不應超過兩次。

當超過兩次時，應重新制定新的返修措施報監(jiān)理人批準后實施。返修后的焊縫應重新進

行檢驗。

4.4.6支架構件熱浸鋅等防腐涂裝

(1)構件制作的質量檢驗合格后，應嚴格按設計要求對構件進行熱浸鋅涂裝防腐，

尤其是熱浸鋅層干膜厚度必須滿足設計要求，確保在本項目場地地質環(huán)境氣候下，支架

滿足25年防腐要求；運輸?shù)綀龊?，如運輸中產生構件的非連接部位及焊接或局部防腐

破損部位應進行防腐處理，處理部位防腐能力應滿足設計要求。，

(2)構件涂裝前應對其表面進行除銹處理。除銹方法和除銹等級應設計及規(guī)范要求,

除銹質量應符合丫8/丁9256-96第2.6節(jié)的規(guī)定。除銹合格后，應立即涂裝，在潮濕氣候

條件下4h內完成；在氣候較好條件下不超過12ho

(3)在有雨、霧、雪、風沙及灰塵較大的戶外環(huán)境中禁止進行涂裝作業(yè)。

(4)構件涂裝時的環(huán)境溫度和相對濕度，應遵守產品使用說明書的規(guī)定。在產品使

用說明書未規(guī)定時，環(huán)境溫度應控制在5?38℃,相對濕度應小于85%,構件表面不低

于露點以上3℃。涂裝后4h內不得淋雨和日光暴曬。

(5)熱浸鋅涂裝遍數(shù)、涂層厚度均應符合圖紙設計及規(guī)范要求。當涂裝無明確規(guī)定

時，涂裝的遍數(shù)及干膜總厚度應滿足規(guī)范及操作規(guī)程的規(guī)定，并保證在本項目場地的地

質環(huán)境氣候下，支架熱浸鋅涂裝具備25年防腐能力。當工作日使用的涂料應在當工作

日配置，并不得隨意添加稀釋劑。

(6)不得使用超過保質期的涂裝材料。由于貯存不當而影響涂裝材料的質量時，必

須重新檢驗，并經監(jiān)理人同意后方能使用。

(7)目測涂裝質量應符合GB50018-2002第11.2.9的規(guī)定。

4.4.7鋼構件制造質量檢查

(1)鋼構件外形尺寸的允許偏差應滿足圖紙設計及鋼結構驗收規(guī)范要求，并應符合

下列規(guī)定：構件的外形尺寸的允許偏差，應符合GB50205-2001附錄C表C.0.8的規(guī)定。

(2)應按本章有關條款進行支架鋼構件質量自檢，并作好檢查記錄，監(jiān)理人定期進

行抽檢，檢查記錄及報告作為支架鋼構件的驗收資料。

第5章電氣技術規(guī)范

5.1光伏組件

5.1.1范圍

本次招標范圍為10.152MWp光伏電站所需光伏組件，包括光伏電池板，支架，檢測

裝置，專用工具，隨機備品備件。

5.1.2標準和規(guī)范

(1)IEC61215晶體硅光伏組件設計鑒定和定型

(2)IEC6173O.1光伏組件的安全性構造要求

(3)IEC6173O.2光伏組件的安全性測試要求

(4)GB/T18479-2001《地面用光伏(PV)發(fā)電系統(tǒng)概述和導則》

(5)SJ/T11127-1997《光伏(PV)發(fā)電系統(tǒng)過電壓保護一導則》

(6)GB/T19939-2005《光伏系統(tǒng)并網(wǎng)技術要求》

(7)EN61701-1999光伏組件鹽霧腐蝕試驗

(8)EN61829-1998晶體硅光伏方陣「V特性現(xiàn)場測量

(9)EN61721-1999光伏組件對意外碰撞的承受能力(抗撞擊試驗)

(10)EN61345-1998光伏組件紫外試驗

(11)GB6495.1-1996光伏器件第1部分：光伏電流一電壓特性的測量

(12)GB6495.2-1996光伏器件第2部分：標準太陽電池的要求

(13)GB6495.3-1996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(shù)據(jù)

(14)GB6495.4-1996晶體硅光伏器件的I-V實測特性的溫度和輻照度修正方法

(15)GB6495.5-1997光伏器件第5部分：用開路電壓法確定光伏(PV)器件的等

效電池溫度(ECT)

(16)GB6495.7-2006《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)GB6495.8-2002《光伏器件第8部分：光伏器件光譜響應的測量》測量

(18)GB/T18210-2000晶體硅光伏(PV)方陣LV特性的現(xiàn)場測量

(19)GB/T18912-2002光伏組件鹽霧腐蝕試驗

(20)GB/T19394-2003光伏(PV)組件紫外試驗

(21)GB/T13384—1992機電產品包裝通用技術條件

(22)GB/T191-2008包裝儲運圖示標志

(23)GB20047.1-2006《光伏(PV)組件安全鑒定第1部分：結構要求》

(24)GB20047.2-2006《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(guī)定；

(27)GB/T14007-1992陸地用太陽能電池組件總規(guī)范；

(28)GB/T14009-1992太陽能電池組件參數(shù)測量方法；

(29)GB/T9535-1998地面用晶體硅太陽電池組件設計鑒定和類型;

(30)GB/T11009-1989太陽電池光譜響應測試方法；

(31)GB/T11010-1989光譜標準太陽電池；

(32)GB/T11012-1989太陽電池電性能測試設備檢驗方法；

(33)IEEE1262-1995太陽電池組件的測試認證規(guī)范；

(34)SJ/T2196-1982地面用硅太陽電池電性能測試方法；

(35)SJ/T9550.29-1993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/T10173-1991TDA75多晶硅太陽電池;

(38)SJ/T10459-1993太陽電池溫度系數(shù)測試方法；

(39)SJ/T11209-1999光伏器件第6部分標準太陽電池組件的要求；

上述標準、規(guī)范及規(guī)程僅是本工程的最基本依據(jù)，并未包括實施中所涉及到的所有

標準、規(guī)范和規(guī)程，并且所用標準和技術規(guī)范均應為合同簽訂之日為止時的最新版本。

5.1.3主要性能、參數(shù)及配置

5.1.3.1主要性能

太陽電池組件為室外安裝發(fā)電設備，是光伏電站的核心設備，要求具有非常好的耐

侯性，能在室外嚴酷的環(huán)境下長期穩(wěn)定可靠地運行，同時具有高的轉換效率。本工程采

用多晶硅電池組件。

太陽電池組件作為光伏電站的主要設備，應當提供具有ISO導則25資質的專業(yè)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）。

光伏組件應嚴格按照上述標準、規(guī)范及規(guī)程進行各種可靠性實驗測試。

光伏組件的光電轉換效率214.4%（以組件邊框面積計算轉換效率）。

要求提供晶硅電池組件的供應商使用的電池片必須為2011年銷量前十大國內電池

片生產企業(yè)所生產的產品，且年生產組件能力不低于50MW。；通過CE、TUV、UL等相關

國際和CQC、CGC國內認證，并符合國家強制性標準要求。

光伏組件采用先進、可靠的加工制造技術，結構合理，可靠性高，能耗低，不污染

環(huán)境，維護保養(yǎng)簡便。

光伏組件各部件在正常工況下應能安全、持續(xù)運行，不應有過度的應力、溫升、腐

蝕、老化等問題。

在標準試驗條件下（即：大氣質量AM=1.5,輻照度lOOOW/n?,電池工作溫度為

25±2℃,標準太陽光譜輻照度分布符合GB/T6495.3規(guī)定），光伏組件的實際輸出功率

必須在標稱功率（0?+3W）偏差范圍內。

光伏組件正常條件下的使用壽命不低于25年，在10年使用期限內輸出功率不低于

90%的標準功率，在25年使用期限內輸出功率不低于8096的標準功率。

晶體硅光伏組件第1年內輸出功率衰減率不高于1%,2年內輸出功率衰減率不高于

2%o

光伏組件防護等級不低于IP65o

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）。

自帶的串聯(lián)所使用的電纜線應滿足抗紫外線、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；采用工業(yè)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(yè)規(guī)范規(guī)程，滿足不少于25年室外使用的要求。

本工程光伏電池組件組件采用235Wp多晶硅組件，按照以下方案設計光伏發(fā)電系

統(tǒng)：實配容量不小于10.152MWp,采用固定式安裝方式。按照10個光伏并網(wǎng)發(fā)電單元

進行設計，每IMWp為一個發(fā)電單元，各建1個逆變器小室；每個光伏發(fā)電單元采用2

臺500kW不帶隔離變的逆變器，每個光伏發(fā)電單元設1臺lOOOkVA10/0.315-0.315kV

箱式升壓變壓器。要求同一光伏發(fā)電單元內光伏組件的電池片需為同一批次原料，表面

顏色均勻一致，無機械損傷，焊點無氧化斑，電池組件的I-V曲線基本相同。

5.1.3.2設備主要參數(shù)

本次工程擬選用電池組件參數(shù)如下：

本工程全部選用功率為235Wp的多晶硅電池組件。235Wp電池組件組件效率2

14.4%,10年內衰減率不大于10%,25年總衰減率不大于20%。

235Wp多晶硅太陽電池組件參數(shù)

太陽電池組件技術參數(shù)

太陽電池種類多晶硅

指標單位數(shù)據(jù)

峰值功率Wp235

功率偏差W0~+5

組件效率%214.4

開路電壓(Voc)V由生產廠商填寫

短路電流(Isc)A由生產廠商填寫

工作電壓(Vmppt)V由生產廠商填寫

工作電流(Imppt)A由生產廠商填寫

系統(tǒng)最大耐壓Vdc由生產廠商填寫

尺寸mm由生產廠商填寫

重量kg由生產廠商填寫

峰值功率溫度系數(shù)%/K由生產