20MW光伏大棚电站项目技术招标文件1.docx

20MW光伏大棚电站项目技术招标文件1.docx

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20MW光伏大棚电站项目技术招标文件1

---州---县20MW光伏大棚电站项目

技术招标文件

日期：

【2016】年【9】月【23】日

※注：

本招标文件中业主即招标方，总承包人即投标方

第一章技术规范

1.1总则

1.1.1概述

本项目为---州---县20MW光伏农业科技大棚项目，本期建设容量20MWp，占地约900亩,针对20MWp太阳能光伏并网发电系统，采用分块发电、集中并网方案，将系统分成20个1MWp并网发电系统，升压35kV电压后，每10个发电单元组成一条集电线路，本项目共2回，再经过高压汇流后35kV电压等级接入110kV变电站35kV侧，建设光伏农业科技大棚，利用农业大棚棚顶建设光伏电站。

1.1.2基本要求

本技术部分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，总承包人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，提供的产品应满足本技术部分的要求，本技术协议书所采用的标准若与总承包人执行的标准发生矛盾，按较严格的标准执行，但总承包人必须考虑招标方的利益，事前通知招标方并得到招标方的同意，本技术协议书未涉及到的事宜，由双方共同商定。

总承包人必须满足其要求国家有关质量、安全、健康、环保、水保、消防等强制性标准。

本电站设备性能指标及整体性能指标满足以下标准：

Q/GDW617-2011《光伏电站接入电网技术规定》

GB50794-2012《光伏发电站施工规范》

GB50797-2012《光伏发电站设计规范》

GB/T50796-2012《光伏发电工程验收规范》等中的所有要求。

光伏电站实施KKS标识系统3级，编码原则按中国电力工程顾问集团公司技术标准（Q/DG1-A003-2005）执行。

标识原则、方法和内容在第一次设计联络会上讨论确定。

光伏系统应满足国网公司下发的《国家电网公司光伏电站接入电网技术规定》及随时修改的规定的要求。

工程设计、设备制造、建筑安装、调试试验及EPC承包项下的其他工作应满足国家现行规程、标准和规范。

承包合同执行期间，国家新颁布的与本工程有关的强制性标准、规程和规范，同样适用于本工程，承包商与发包人协商后执行；承包合同执行期间，国家新颁布的非强制性标准、规程和规范，承包商与发包人双方协商后确定是否适用。

承包商为确保涉及工程质量的活动均符合有关规定，应按ISO9001：

2000的要求建立质量管理体系，所有与工程质量有关的活动应按体系的要求运转。

同时，按现行有关标准，承包商建立分级验收制度，配备合格的各级检验员在规定的环节检验、试验，保证合格的产品进入下道工序。

承包人严格按承包合同约定的范围和要求建设，工程建设全面执行国家和电力、光伏行业颁布的有关规范、标准及要求。

工程建设质量满足承包合同规定的规范标准和原电力部颁发的《火电施工质量检验和评定标准》、《光伏发电工程验收规范GB/T50796-2012》、《光伏发电施工规范GB/T50794-2012》、《电力建设施工及验收技术规范》、《光伏电站收购项目建筑安装工程验收标准》及企业标准，若出现发包人执行标准与国家标准或验收标准规范不一致，以对发包人较有利条件或较高标准执行。

承包人应创电力行业一流的安全文明施工现场。

杜绝人身死亡事故，不发生人身重伤、群伤事故，不发生重大机械和设备损坏事故，不发生重大火灾事故，不发生负主要责任的特大交通事故，不发生重大垮塌、职业伤害和重大环境污染事故，全员年度轻伤负伤率控制在5‰以内。

本项目在全部容量投入的情况下视为成功并网，试运行期验收起点以并网成功为起点，并且所有设备带电运行240小时无异常和故障运行为设备最终验收终点，发生异常或故障设备运行时间从零计时；

所有与该工程相关的设计、安装、试验、调试施工和设备、材料选型应满足国家、行业和当地的电力、质检、环保、水保、消防、国土、城建、交通、气象等部门的所有要求并完全满足电站最终验收的所有要求；

即便在发包范围内没有明确载明，但发包人认为实际工作中需要做的工作、为确保电站安全、经济、稳定的运行和通过各相关部门验收所必须的，总承包人应无条件将该工作纳入设计、采购、安装及提供服务范围，而且不能顺延影响发电验收日期。

1.1.3总的设计工艺和方案

1、总体布局：

整个项目分为农业展示区、农业生产区和电力管理区。

1）农业大棚类型如下：

农业展示区棚型：

玻璃温室、联排棚A、双膜双网棚、砌砖冬暖棚、冬暖阴阳棚A五种棚型，展示区装机容量947.49kWp

农业生产区棚型：

本项目共包含春秋棚、冬暖阴阳棚、联排棚三种棚型。

2）农业生产区各棚型及比例要求（只保留项目实际有的棚型）：

联排棚B：

电池组件装机容量约10771.2kWp（棚内净面积约184.27亩）；

冬暖阴阳棚B：

电池组件装机容量约454.41kWp（棚内净面积约12.53亩）；

春秋棚A：

电池组件装机容量约2692.8kWp（棚内净面积约42.08亩）；

春秋棚B：

电池组件装机容量约1481.04kWp（棚内净面积约23.44亩）；

春秋棚C：

电池组件装机容量约3702.6kWp（棚内净面积约58.73亩）；

各棚型布局见附件总平图。

2、太阳能电池组件选择：

太阳电池组件选用多晶硅太阳能电池组件，展示区和生产组件选择要求如下：

1）、农业展示区组件选择（22块一串）：

玻璃温室棚（1个）：

采用双玻110Wp多晶硅太阳能电池组件,单个棚容量为168.96kWp；总装机容量168.96kWp。

联排棚A（1个）：

采用双玻145Wp多晶硅太阳能电池组件,单个棚容量为167.04kWp；总装机容量167.04kWp。

双膜双网棚（2个）：

采用单玻255Wp多晶硅太阳能电池组件,单个棚容量为56.1kWp；总装机容量112.2kWp。

砖砌冬暖棚（2个）：

采用单玻255Wp多晶硅太阳能电池组件,单个棚容量为84.15kWp；总装机容量168.3kWp。

冬暖阴阳棚A（2个）：

采用单玻255Wp多晶硅太阳能电池组件,单个棚容量为50.49kWp；总装机容量100.98kWp。

冷库（1个）：

采用单玻255Wp多晶硅太阳能电池组件,单个容量为48.195kWp；总装机容量50.49kWp。

办公室（1个）：

采用单玻255Wp多晶硅太阳能电池组件,单个容量为58.905kWp；总装机容量61.71kWp。

渔光互补：

采用单玻255Wp多晶硅太阳能电池组件,容量为89.76kWp；

光伏车棚（1个）：

采用单玻255Wp多晶硅太阳能电池组件,单个容量为26.775kWp；总装机容量28.05kWp。

整个展示区组件装机容量为947.49kWp；

2）、农业生产区组件选择：

农业生产区所有棚型组件选用单玻255Wp多晶硅太阳能电池组件，容量为19102.05kWp；

3、相关标识要求

标识范围及要求：

综合楼、配电室、农业管理区、门卫室房间按名称做好标识牌及相关的警示牌，电气设备、所有大棚、组串需做好标识及相关警示牌，所有标识做法及材质需招标方审核确定后方可实施。

4、农业棚型简介

光伏电站的装机型式：

农业大棚屋面上部固定式安装电池组件；

农业大棚类型如下：

展示区棚型包含：

50%透光玻璃温室、40%透光联排棚A、双膜双网棚、砌砖冬暖、冬暖阴阳棚A；

本项目生产区共包含春秋棚A、B、C、冬暖阴阳棚B、联排棚B等几种棚型。

各棚型具体要求以招标文件附件中大棚图纸为准

1.2性能保证

提供的整套光伏发电系统应能满足提出的性能及质量要求，当由第三方所做的性能试验证明总承包人不能达到以下技术指标或接入电力系统点达不到国家对接入点的电能质量的要求和Q/GDW617-2011《光伏电站接入电网技术规定》和随时生效的规定的要求时，招标方按合同条款对总承包人进行处罚外，总承包人必须在其后二个月内无偿自费修复。

否则招标方仍有权邀请其他合格的供应商来修复不符合合同之处，因此所产生的费用和风险，全部由总承包人负担。

如果整个工艺过程不能满足运行保证中的要求，则总承包人应负责修理、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。

这部分费用由总承包人负责（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，费用由总承包人负责。

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，费用由总承包人负责。

1.2.1主要性能保证

在设计工况下，总承包人应确保下列技术指标。

1.2.1.1全站太阳电池组件标称总容量≥20MWp；

1.2.1.2多晶硅太阳电池组件光电转化效率≥15.5％（以组件边框面积计算转换效率）；电池组件功率温度系数优于-0.42%/℃，电压温度系统优于-0.33%/℃；

1.2.1.3批量生产的光伏组件必须通过经国家认监委批准的认证机构认证，且每块单体组件产品实际功率与标称功率的偏差满足0～+5W；若使用镀膜组件，则单块正公差应在2W以上，且供应一个项目的组件规格应一致。

1.2.1.4电池组件自项目投产运行之日起，光电转换效率第一年衰减≤2%，之后每年衰减率不高于0.7%，5年运行期内衰减≤5%，在10年运行使用期限内输出功率衰减不超过10%，在25年运行期内输出功率衰减不超过20%，同时总承包人应提供针对组件衰减承诺的分析和保障措施，否则招标方可视情况不予采信；

1、光伏组件光电转换效率

（1）光电转换效率定义

光伏组件光电转换效率是指标准测试条件下（AM1.5、组件温度25℃，辐照度1000W/m2）光伏组件最大输出功率与照射在该组件上的太阳光功率的比值。

（2）光电转换效率的确定

光伏组件光电转换效率由通过国家资质认定（CMA）的第三方检测实验室，按照GB/T6495.1标准规定的方法测试，必要时可根据GB/T6495.4标准规定作温度和辐照度的修正。

计算公式为：

（其中组件面积为光伏组件含边框在内的所有面积）

2、光伏组件衰减率

（1）光伏组件衰减率定义

光伏组件衰减率是指光伏组件运行一段时间后，在标准测试条件下（AM1.5、组件温度25℃，辐照度1000W/m2）最大输出功率与投产运行初始最大输出功率的比值。

（2）光伏组件衰减率的确定

光伏组件衰减率的确定可采用加速老化测试方法、实地比对验证方法或其它有效方法。

加速老化测试方法是利用环境试验箱模拟户外实际运行时的辐照度、温度、湿度等环境条件，并对相关参数进行加倍或者加严等控制，以实现较短时间内加速组件老化衰减的目的。

加速老化测试完成后，要标准测试条件下，对试验组件进行功率测试，依据衰减率公式，判定得出光伏组件发电性能的衰减率。

实地比对方法是自组件投产运行之日起，根据项目装机容量抽取足够数量的组件样品，由国家资质认定（CMA）的第三方检测实验室，按照GB/T6495.1标准规定的方法，测试其初始最大输出功率后，与同批次生产的其它组件安装在同一环境下正常运行发电，运行之日起一年后再次测量其最大输出功率。

将前后两次最大输出功率进行对比，依据衰减率计算公式，判定得出光伏组件发电性能的衰减率。

计算公式为：

1.2.1.5逆变器效率

500KW逆变器效率：

最大效率：

≥98.5%；

欧洲效率：

≥97.5%；

中国平均加权效率：

≥98%；

1.2.1.6电站年运行故障率：

年不高于2%

1.2.1.7质保期内每年实际发电量≥每年理论发电量

首年理论发电量2770.66万千瓦时（实际发电量计量以光伏站内考核计量表为准，若发电量达不到约定要求，根据电站实测年辐照量进行校核，年辐量测量数值以气象仪数据为准。

）

质保期内理论发电量要求：

序号

年份

组件衰减率

理论发电量（万kWh）

1

第一年

2.0%

2770.66

2

第二年

0.7%

2750.87

3

第三年

0.7%

2731.08

1.2.1.8项目现场须配备气象仪，总承包人提供安装调试报告；并提供供货设备的厂家计量校验证书和国家级计量校验证书，设备安装报告，设备连续稳定运行30天的分析报告。

1.2.1.9本节未提到的电站设备性能指标及整体性能指标必须满足Q/GDW617-2011《光伏电站接入电网技术规定》和GB/T19964-2012《光伏发电站接入电力系统技术规定》的所有要求；

1.2.1.10系统发电效率：

≥80%

1.2.1.11施工验收指标要求

（1）工程设计审查合格率≥98%；

（2）关键设备采购及监造合格率100%

（3）单位工程验收合格率100%

（4）分项工程一次验收通过率≥98%；

（5）设备到场一次检验合格率≥98%；

（6）不符合项关闭率100%；

（7）质量事故发生率0。

1.3※指标要求

1.3.1质保期要求

承包范围内的整个电站的质保期为3年，以竣工验收证明签发之日作为质保期计算的起始点。

1.3.2其它要求

系统性能试验应达到设计标准和主设备合同约定的标准：

1）质保期内年发电量应达到设计条件下的要求值，年发电量每低于合同值1度给予2元罚款。

2）质保期内每年需对已安装组件进行拆装抽测，抽测数量每1MWp抽测1块，检测单位需招标方认可的第三方检测单位，检测过程需招标方全程参与，期间所有产生的费用由总承包人承担。

若检测结果衰减超过1.2.1.4要求，按以下公式计算处罚金额。

处罚金额计算公式：

处罚金额=（实际衰减率-2.5%）×1000×合同金额×0.5%

质保期间清洗次数每年约定不少于6次

3）处罚措施1）和2）累积处罚。

以上罚款累积罚款总额不超过承包总价的10%。

1.4总图运输

1.4.1标准及规程

中华人民共和国电力行业标准DL/T5032-2005《火力发电厂总图运输设计技术规程》

中华人民共和国国家标准GB50016-2006《建筑设计防火规范》

中华人民共和国国家标准GB50229-2006《火力发电厂与变电站设计防火规范》

1.4.2大棚光伏阵列设计

棚阵列的型式：

根据项目建设地的特点、棚型及逆变器的MPPT电压要求，光伏组串选择合适数量的太阳能电池组件串联而成，每个光伏阵列根据农业大棚具体的结构形式进行设计安装和区域划分。

为减少风压和方便安装组件，组件与组件之间尽量留有间距为20mm空隙。

光伏阵列区应设置充足的防鸟装置。

1.4.3站区总平面布置方案

（1）设计依据

电站总平面布置依据太阳能资源、站区进出场公路、高压出线走廊方向、水源、环保、水保、站区工程地质、地形、风向、施工等建站外部条件及工艺要求等。

（2）总平面布置方案

总承包人根据实际地形做优化设计，经初步设计审查确定后方可执行。

场区的总平面布置结合场区的总体规划及电气工艺要求进行布置。

在满足自然条件和工程特点的前提下，考虑了安全、防火、卫生、运行检修、交通运输、环境保护、各建筑物之间的联系等各方面因素。

变电站平面布置方案完全按照《变电所总布置设计技术规程》规定执行，满足规范及工艺要求。

站区配、变电区域布置：

相应布置了广场和绿化用地与场内其余设施之间用围栅隔开，场内农业用途设施亦要求采用围栏进行分隔，以满足今后运行管理要求，农业大棚间单元阵列中相关发电设备设施应采取安全防护措施。

1.4.4站区竖（横）向布置

结合项目洪评报告，根据工艺要求并结合自然地形，合理确定主要建构筑物的设计标高。

整个厂地内合理设计排水系统，低洼区域应设置有效的排涝设施。

场地在设计重现期50年一遇的暴雨强度下，不得产生积涝现象以免影响农业种植，且不得影响发电生产设施的安全运行。

给水管网和排水沟渠需要考虑与排水、电缆的综合布置，尽量减少交叉布置。

1.4.5场区道路

场区道路的设置同时满足运输和防火要求，总承包人对规划图中站区支路进行优化。

必须便于检修方便，本期站内检修道路采用泥结碎石路面。

阵列区域检修道路路面宽为4m，转弯半径一般为6m。

进场道路和厂前区道路路面宽为6m，转弯半径一般为9m，电力生产及管理区域道路满足相关规程要求，全场道路满足消防要求并合理设置回车区域。

场区道路考虑一纵一横的主路，且与支路能形成有效环路，且保证道路可能通到每个农业大棚，以便于农业生产运营。

道路应满足能够到达园区内所有大棚，并满足农业运输要求，主路采用6m宽，辅路采用4m宽。

道路应该满足40吨荷载承载力要求，主道路设置路缘石，高于路面15cm。

1.4.6站区围栏及围栏基础

全场围栏采用简易铁丝网式围栅，围栅高1.8m，围栅外斜30度角，围栅立柱厚度浸塑前不低于2mm厚，围栅铁丝直径浸塑前不低于4mm；

生活、办公、升压站区域围栅方采用铁艺围栏，方案须经招标方审核批准后方可实施。

场区入口大门采用9米宽电动伸缩门，生活、办公、升压站区域入口大门采用电动伸缩门，配置远控视频对讲系统。

大门造型，LOGO墙及相关装饰方案须经招标方审核批准后方可实施。

1.4.7场区管线布置

场区管线布置原则

（1）管线敷设方式以工艺要求、自然条件、场地条件等综合考虑。

根据工艺要求场区管线的布置尽可能顺畅、短捷，减少埋深和交叉，并沿道路布置，以方便检修。

（2）管线（沟）走径：

力求顺直短捷，并尽量沿规划管线走廊平行路网，靠接口较多一侧布置，减少交叉，埋深及长度。

（3）方便施工运行管理及检修。

（4）管线敷设方式

本工程电缆35kV电压等级以下（含35kV）除沿光伏大棚支架敷设外，均采用电缆沟或直埋敷设方式，管线所有转弯处设标志桩，直线距离20米间隔设标志桩。

1.4.8保护接地

（1）应根据光伏电站所在区域的雷电情况，在整个阵列区中铺设接地网，满足防雷要求，接地电阻按4Ω考虑；大棚上部安装的光伏发电系统应设计有效的防雷措施，总承包需复核该数值，并提供计算书。

总承包人需复核系统接地电容电流值，且向招标方提供计算书。

如核算电容电流超过规定，应采用接地变压器接地方式，具体采用何种接地方式，待下一阶段结合对侧变电站情况整体考虑，并满足接入审查意见要求。

站内所有保护应考虑接地后跳闸方式。

（2）整个方阵场中铺设接地网，满足所有电气装置和设施的下列金属部分，均应可靠接地的要求。

组件支架应保证良好的接地；

电池组件金属边框应保证良好接地；

太阳能光伏阵列直流防雷汇线箱可靠接地；

并网逆变器金属外壳可靠接地。

根据《交流电气装置的接地》DL/T621-1997规定，电气装置和设施的下列金属部分，均应接地：

变压器和高压电器等的底座和外壳；

互感器二次绕组；配电、控制、保护用的屏（柜、箱）及操作台等的金属框架；

铠装控制电缆的外皮；

屋内外配电装置的金属架构以及靠近带电部分的金属围栏和金属门；

电力电缆接线盒、终端盒的外壳，电缆的外皮，穿线的钢管和电缆桥架等；

箱式变电站的金属箱体；

设置在方阵子场的逆变器室做独立接地网，再与全站接地网至少有4点可靠连接；

每个单元的箱式变电站做独立接地网，再与全站接地网至少有4点可靠连接。

1.4.9全厂接地方案

根据电站土壤电阻率测试结果和接地系统设计原则，拟定的全厂接地方案如下：

a.全厂接地系统主要由电池方阵区接地网组成。

b.全厂接地系统各部分通过镀锌接地扁钢连接成一体，满足接地要求。

c.升压站内各建筑物接地网由屋顶避雷带和各层接地网组成，在每层接地网的上下侧均设置接地主干线。

污秽等级按IV级考虑，土壤电阻率本阶段未进行实测，待进一步实测，电阻值按不大于4欧考虑。

本工程35kV系统经消弧线圈接地，具体采用何种接地方式，待下一阶段结合对侧变电站情况整体考虑。

1.4.10站用电及照明

本光伏电站设置站用变的容量总承包人根据电站负荷进行，额定电压35kV的站用变压器，采用干式变，站用变压器接到光伏电站35kV母线上。

由于本电站只有1回35kV出线，当35kV线路故障或检修时，电站将失去站用电源，因此，为保证站用电源的供电可靠性，需设置外来备用厂用电源。

光伏电站的施工电源由10kV或35KV市电就近引接，作为本光伏电站的主厂用电源，站用电400V侧采用单母线接线，两个厂用电源互为备用。

照明系统分正常照明与事故照明。

正常照明系统电压为交流380/220V。

直流事故照明电压为直流220V。

本工程照明及动力系统采用TN-C-S系统。

交流正常照明系统为光伏电站正常运行时供全厂运行，维护，检修，管理等使用。

正常照明由低压站用开关柜供电或采用太阳能路灯满足整个场区照明，场区照明方案需报招标方由招标方审核后方可实施。

光源：

全厂照明尽量采用高效节能荧光灯及LED灯具。

1.4.11站内监控系统、安保系统

本电站设置一套工业电视系统，实现对电站主要电气设备，光伏电池方阵、配电室、升压站区域、综合楼、场区道路、门卫室、农业管理区等现场的视频监视，系统主要配置前置摄像机及相关附件。

网络视频服务器、视频监视主机及网络输出设备、视频信号需要设置两套后台，一套位于电力生产控制室，一套位于农业管理区，其中电气设备相关监控可不上传至农业管理区后台；

场区围栅安保系统采用电子脉冲式电子围栏。

1.5建筑结构技术规范

1.5.1标准、规范和抗震措施

《混凝土结构设计规范》GB50010-2010

《砌体结构设计规范》GB50003-2011

《建筑结构荷载规范》GB50009-2012

《建筑抗震设计规范》GB50011-2010

《构筑物抗震设计规范》GB50191-2012

《建筑内部装修设计防火规范》GB50222-95（2001年修订版）

《建筑设计防火规范》GB50016-2014

《建筑地基基础设计规范》GB50007-2011

《建筑地基处理技术规范》JGJ79-2012

《钢结构设计规范》GB50017-2003

《钢—混凝土组合结构设计规程》DL/T5085-1999

《工业企业设计卫生标准》（GBZ1-2010）

《屋面工程质量验收规范》（GB50207-2012）

《屋面工程技术规范》（GB50245-2012）

《建筑地面设计规范》（GB50037-2014）

《电力工程制图标准》DL5028-93

《砼结构工程施工质量验收规范》　（GB50204-2002）（2011版）

《钢结构工程施工质量验收规范》　（GB50205-2001）

《建筑基桩检测技术规范》　（JGJ106-2014）

本工程所有建构筑物均应遵循国家有关规范进行抗震设防设计。

主要建构筑物的抗震设防烈度应按土规表9.1.4“发电厂建筑物抗震措施设防烈度调整表”执行。

1.5.2主要建构筑物

本项目主要建筑物包含综合楼、配电室、公厕（不低于6个）。

1.5.2.1综合楼主要设计原则

1.5.2.1.1功能要求：

①综合楼必须能投同时满足20个人的住宿（宿舍按2人1间带卫生间的标准间配置）、生活要求；满足30人的正常工作需求。

②必须至少配备2间会议室（大会议室容纳20人，小会议室容纳10人）、1间餐厅、1间厨房、1间总经理办公室、6间办公室和1间活动室、洗手间和淋浴间等配套。

③所有房间装修后的净高不小于2.9m。

④屋顶为上人屋顶，可通过旋转楼梯上到屋面，上人参观。

⑤综合楼的建筑面积不低于800平米

1.5.2.1.2结构要求：

①结构设计使用年限为50年。

②结构形式为两层钢筋混凝土结构。

③屋面四周设置女儿墙。

④建筑热工设计应符合国家节约能源的方针，使设计与气候条件相适应,在建筑布置中注意建筑朝向,墙体采用370节能材料