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1、 （太和县2015年光伏扶贫项目）一、三、四 标段投标文件（技术标）项目编号: AHWS-THZB-1504 投 标 人： 江苏华伟建设集团有限公司 （盖单位章） 法定代表人或其委托代理人： （签字或盖章） 本项目拟任项目经理： （签字或盖章）二一五年十一月十一日投标文件技术标资料清单序号资料名称页码范围一投标人综合情况简介2二技术标投标函3三投标响应表4四项目总体设计方620五产品质量承诺2122六工程项目清单2327七投标业绩承诺函28八有关证明文件29九投标授权书30十技术要求和货物需求3135十一施工组织设计方案3645十二生产厂商授权书4647十三本地化服务情况一览表48十四供货安装
2、（调试）方案4958十五售后服务体系与维保方案5960十六所投工程项目的技术资料或样本等6162十七评审指标对应资料索引表6364一投标人综合情况简介江苏华伟建设集团有限公司二技术标投标函致：太和县扶贫开发办公室根据贵方 太和县2015年光伏扶贫项目 的招标公告，正式授权 （姓名）代表投标人 江苏华伟建设集团有限公司 （投标人全称），提交投标文件正本_1份，副本_2份。据此函，我方兹宣布同意如下：1、按招标文件规定提供交付的工程项目（包括安装调试等工作）的最终投标报价见商务标开标一览表，如我公司中标，我公司承诺愿意按招标文件规定交纳履约保证金和中标服务费。2、我方根据招标文件的规定，严格履行合
3、同的责任和义务,并保证于买方要求的日期内完成供货、安装及服务，并通过买方验收。3、我方承诺报价低于同类工程项目和服务的市场平均价格。4、我方已详细审核全部招标文件，包括招标文件修改书（如有），参考资料及有关附件，我方正式认可并遵守本次招标文件，并对招标文件各项条款（包括开标时间）、规定及要求均无异议。我方知道必须放弃提出含糊不清或误解的问题的权利。5、我方同意从招标文件规定的开标日期起遵循本投标文件，并在招标文件规定的投标有效期之前均具有约束力。6、我方承诺如投标保证金未在招标文件规定时间前到达贵方指定的账户，我方投标无效，由此产生的一切后果由我方承担；如果在开标后规定的投标有效期内撤回投标，
4、我方的投标保证金可被贵方没收。7、我方声明投标文件所提供的一切资料均真实无误、及时、有效。企业运营正常（注册登记信息、年报信息可查）。由于我方提供资料不实而造成的责任和后果由我方承担。我方同意按照贵方提出的要求，提供与投标有关的任何证据、数据或资料。8、我方完全理解贵方不一定接受最低报价的投标。9、我方同意招标文件规定的付款方式。10、与本投标有关的通讯地址： 电 话： 传 真： 投标人基本账户开户名： 账号： 开 户 行： 投标人公章 江苏华伟建设集团有限公司 日 期： 2015年11月11日 三投标响应表项目名称太和县2015年光伏扶贫项目第一部分：技术部分响应序号技术要求条目投标人技术要
5、求响应/偏差情况偏离简述备注1无偏差第二部分：其他部分（非投标报价）响应序号条目号偏差情况偏离简述备注1无偏差投标人公章：江苏华伟建设集团有限公司备注：1、本表为投标响应一览表。表中应引用条目序号，“正偏”为优于招标文件要求，“负偏”为低于招标文件要求，对于无偏差的项目无需填写。投标人应认真、真实填写上表，招标人有权拒绝投标人提出的偏离。2、招标文件中需投标人填写的技术参数、材质、工艺要求等应在上表中注明。附件承 诺 书致：太和县扶贫开发办公室我公司郑重承诺： 所投产品满足招标文件中提供的技术参数。特此承诺承诺人： 江苏华伟建设集团有限公司 （盖单位章）日期： 2015 年 11 月 11 日
6、 四项目总体设计方案1、项目概况太和县2015年光伏扶贫项目位于太和县境内，建设一、三、四标段合计3.093MW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。本项目采用自发自用余电上网的并网模式，所发电量主要馈送至光伏子系统所在企业的配电网，供其中的各种负载使用，余电上网的方式进行运作，系统不设储能装置。 1)、投标方负责本项目所涉及到的所有工作（明确由招标方负责的除外），包括设备和材料供货、分系统设计以及土建、安装、培训、调试，并配合性能验收试验等所有工作。2)、本技术规范中提出了最低技术要求，并未规定所有技术要求和适用标准，投标方提供满足本技术协议和有关最新
7、工业标准的产品的高质量的设计、设备及其相应的服务。并满足国家有关安全、消防、环保、劳动卫生等强制性标准的要求。3)、招标方所提及的供货范围都是最低限度的要求，并未对一切技术细节作出规定，投标方应提供符合招标文件和相关工业标准的功能齐全的优质产品及其相应服务。招标方对本分布式光伏发电项目的设计、制造、供货等方面内容的认可，都不能免除投标方的责任。 4)、投标方所执行的标准与本技术规范所使用的标准不一致时，经招标方同意后才能执行。本技术规范书的文字说明、供货范围和附图是一个完整的整体，投标方满足所有的要求。如果发生矛盾，以更高的要求为准。5)、建设进度：投标方应按照此工期在投标文件中做出整个工程进
8、度控制网络图，并做出保证工程按期完成的措施和方案。6)、投标方的承包范围除新建满足招标文件技术要求的完整的太阳能分布式并网光伏电站外，还包括因建造光伏电站需要而对原构筑物局部的拆除和修复、能满足太阳能分布式光伏发电系统从发电直至并网正常运行所需具备的相关设计、设备材料采购供应、运输及储存、建筑安装工程施工、工程质量及工期控制、工程管理、培训、各种试验、调试及检查测试、试运直至验收交付生产，以及在十年质量保修期内的消缺等全过程的工作，并保证光伏电站首年度整体发电效率不低于80%。7)、太阳能并网光伏电站总的要求是：安全可靠、系统优化、功能完整、建设期间不影响项目所在工厂正常生产。投标方提供的设备
9、以及施工，必须满足本规范书的要求。 8、投标方在充分理解招标设计文件的基础上，如对太阳能光伏电站系统提出优化的解决方案，需经招标方确认后采用。投标方对系统的拟定、设备的选择和布置负责，招标方的要求并不解除投标方的责任。8)、涉及载荷校核等问题，投标方应充分理解原有建筑物设计单位设计文件。设计文件不能免除投标方的责任。9)、 投标人应在投标前对工程项目现场实施踏勘，以充分理解并掌握了本工程项目招标的全部有关情况；因投标前未实施踏勘而对项目及招标文件的未充分理解由投标人自行承担责任。踏勘的费用由投标人自行承担。投标人及其代表进入现场实施踏勘前需经招标人允许，如投标人及其代表在实施踏勘时造成的任何人
10、身伤害或财产毁损，投标人应承担由此引起的所有责任，招标人不承担任何责任。 10)、投标方如对技术规范书有异议，不管多么微小，应以书面形式明确提出，反映在差异表中。在征得招标方同意后，可对有关条文进行修改。如招标方不同意修改，仍以招标方的意见为准。对于无明确异议的部分，则表明投标方认可本技术规范书的相应部分。11)、本工程采用统一的KKS编码标识系统。投标方负责按招标方提供的原则编制光伏系统的KKS编码。 2、项目地概况太和县位于安徽省西北部，地理坐标东经1152511555，北纬33043335。东临涡阳、利辛，南抵阜阳，西接界首，西南与临泉相接，北与亳州谯城区为邻，西北与河南郸城接壤。东南经
11、凤台、淮南去合肥224公里，西北经淮阳、西华去郑州307公里。东去津浦路至蚌埠209公里，西去平汉路之漯河210公里。太和县境南北长52公里、东西宽60公里。本次项目共五个标段，其中一、三、四标段分布在10个乡镇，一标段：大新镇、肖口镇、胡总镇、城关镇，包括3个60kw村级地面电站和276户3kw户用电站，共计1008kw；三标段：大庙镇、洪山镇、桑营镇，包括3个60kw村级地面电站和300户3kw户用电站，共计1080kw；四标段：倪邱镇、坟台镇、阮桥镇，包括3个60kw村级地面电站和275户3kw户用电站，共计1005kw，三个标段共计3.093MW。3、接入系统系统安装于10个乡镇的居民
12、屋顶，屋顶安装的是3KW的系统，地面电站是60KW的系统；各屋顶太阳能光伏发电子系统采用经直流汇流交流逆变后，输出0.4kV交流电，并于安装各个村的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）。我方协助招标方完成达到电网公司对光伏发电系统并网要求的施工、安装、调试等工作。4、性能和规范太阳能并网光伏电站的制造、土建施工、安装、调试、试验及检查、试运行、考核、最终交付等符合相关的中国法律及规范、以及最新版的ISO和IEC标准。对于标准的采用符合下述原则： 与安全、环保、健康、消防等相关
13、的事项执行中国国家及地方有关法规、标准； 上述标准中未包含的部分应采用的技术来源国标准或国际通用标准，由投标方提供，招标方确认； 设备和材料执行设备和材料制造商所在国或国际标准； 建筑、结构执行中国电力行业标准或中国相应的行业标准。 我方针对本工程的制造、调试、试验及检查、试运行、性能考核等要求，提交所有相关标准、规定及相关标准的清单。在合同执行过程中采用的标准需经招标方确认。 (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
14、）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) GB/T 19394-2003 光伏（PV）组件紫外试验 (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 (
15、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 (
16、19) GB/T 18912-2002 光伏组件盐雾腐蚀试验 华能泗安 10MWp 分布式光伏发电项目 技术标 投标书 11 (20) GB50797-2012 光伏发电站设计规范 (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）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
17、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 1262-1995 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)S
18、J/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)GB/T 19964-2005光伏发电站接入电力系统技术规定 (41)Q/SPS 22-2007并网光伏发电专用逆变器技术要求和试验方法 (42)CSCS85:1996太阳光伏电源系统安装工程施工及验收技术规范
19、 (43)CGC/GF003 1：2009 并网光伏系统工程验收基本要求 (44)GB/T 50796-2012 光伏发电工程验收规范 (45)GB/T 50795-2012 光伏发电工程施工组织设计规范 (46)GB 50794-2012 光伏发电站施工规范 (47)Q/GDW 617-2011 光伏电站接入电网技术规定 上述标准、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须为合同签订之日为止时的最新版本。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
20、辐照度分布符合GB/T 6495.3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-40+85，初始功率（出厂时）不低于组件标称功率。2）使用寿命不低于25年，质保期不少于5年。光伏组件衰减率在5年内不高于5%，10年内不高于10%，25年内不高于20%。组件逐年衰减应为线性变化。投标方提供的所有光伏组件的实际输出功率的总和不低于投标保证功率。 3）光伏组件防护等级不低于IP65。确保在25年内在当地自然条件下不致破坏。4）投标人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。5）每块光伏组件
21、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）为确保组件的绝缘、抗湿性和寿命，要求边框与电池片的距离要至少超过11mm的距离。7）光伏组件的插头采用MC4型，防护等级IP6
22、7。组件正、负极引线长度不小于1000mm，并满足现场安装要求。8）光伏组件年故障率0.01%。9）提供的多晶硅组件转换效率必须在15.7%以上。10）晶硅组件功率与质量比大于10W/kg，填充因子FF大于0.65.11）组件在正常情况下绝缘电阻不低于40Mm2。 12） 光伏组件边框应预留有接地孔洞及相应标示，供货方应有光伏组件防雷的技术要求。13）采用EVA、玻璃等层压封装的组件，EVA的交联度应大于65%，EVA与玻璃的剥离强度大于30N/cm。EVA与组件背板剥离强度大于15N/cm。 14）光伏组件的背板材料选用含氟材料的PET背板。 15）光伏组件及所有配件的使用寿命不低于25年。
23、6、光伏支架的技术要求总的要求 1）支架主型材要求采用国标铝合金型材；安装螺栓以及连接件采用304不锈钢材料或铝合金型材。 2）支架的强度应满足在自重、风荷载、雪荷载和地震荷载共同作用下的使用要求，设计时应考虑台风的影响。表面防腐应满足10年内可拆卸再利用和25年内安全使用的要求。 3）支架设计必须考虑在光伏电站使用周期内屋面维修时光伏组件安装、维修更换时方便拆卸。在彩钢瓦安装的光伏支架单个可拆卸阵列模块面积不大于10平方米。4）支架能满足安装抗风要求、抗雪压要求、抗震要求、耐腐蚀性要求、安全性要求、通用性要求、快速安装要求，并提供成本最小化的深化设计方案。厂家应对支架系统进行受力分析；设计时
24、，必须计算风压引起的材料的弯曲强度和弯曲量，安装螺栓的强度等，并确认强度；需保证支架的强度、变形量，需进行整体计算，保证支架整体的抗滑移、抗倾覆性能。平屋顶安装示意图：斜屋顶安装示意图5）固定倾角支架的倾角为25，共有3种支架安装形式，分别安装560块（详见设计图纸）260W组件（组件的技术规格：长1652mm*宽994mm*厚40mm，重20kg）。 6）以10块组件安装单元为例，每个单元支架设置10个支腿，南北跨距1米，东西跨距2.5米，投标方应保证光伏支架单个可拆卸阵列模块组件数不大于12块。7）组件支架采用热浸镀锌钢材（热镀锌层厚度不低于80m）。所有连接处（焊接处）应可靠连接，避免松
25、动。支架连接不允许使用自攻螺丝。支架系统所有部位包括压块、卡扣等均要求能够耐室外风霜雨雪，连接螺栓采用304不锈钢，确保25年不会产生锈蚀，盐雾测试可达到1000小时以上。 8）固定支架安装在屋面预制混凝土基础上，位置应准确，充分考虑整体美观协调，并预留足够的检修通道。预制混凝土块与屋面之间应设置防滑垫层，防止损伤屋顶原防水层。 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25。考虑屋顶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5。 11）固定支架及光伏组件最终
26、安装完成后，光伏组件最低点距屋面不应低于350mm，并保证屋面原有设备、管道等在阳光照射下不应在光伏组件上投射有阴影，屋面原有设备、管道等不应占用或阻挡固定支架、光伏组件的检修、维护空间。 12）在安装光伏汇流箱的支架间隔，固定支架后立柱间应加装2根汇流箱安装横梁，以方便汇流箱的挂装。横梁的安装高度、间距、安装开孔尺寸、间距等参数应与汇流箱安装要求匹配。 13）固定支架系统应具有可供与防雷接地系统连接的专用的连接端子或明显的焊接位置。14）光伏组件采用压块安装方式安装。地面安装示意图7、逆变器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
27、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）、IEC 62446：2009 并网光伏发电系统文件、试运行测试和检查的基本要求、GB/T 18479-2001：地面用光伏（PV）发电系统 概述和导则、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/TR 60755:2008 保护装置剩余电流动作的一般要求、CN
28、CA/CTS0004-2009 400V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。系统应能在电子噪声，射频干扰，强电磁场等恶劣的电磁环境中安全可靠的连续运行，且不降低系统的性能。设备应满足抗电磁场干扰及静电影响的要求，在雷击过电压及操作过电压发生及一次设备出现短路故障时，设备不应误动作。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98%，含隔离变压器型逆变器
29、最大转换效率97%。2）额定功率下电流总谐波畸变率3%；交流输出三相电压的允许偏差不超过额定电压的10%；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）使用寿命不低于25年，质保期不低于5年。在环境温度为-25+50，相对湿度95%，海拔高度2000米情况下能正常使用。（能提供保险公司保单优先考虑）。4）无功功率可调，功率因数范围超前0.9 至滞后0.9
30、。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）逆变器应采用太阳光伏电池组件最大功率跟踪技术(MPPT)。7）逆变器本体要求具有紧急停机操作开关。8）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。通信、监控系统的采购、安装、调试工作均由投标方负责。 9）逆变器应能通过RS485接口（协议采用MODBUS-RTU）向监控系统上传当前发电功率、日发电量、
31、累计发电量、设备状态、电流、电压、逆变器机内温度、频率、故障信息、保护动作信息等数据信号。11）逆变器参数与升压变压器参数要合理匹配。12）逆变器输出电流和电压的谐波水平应满足现行国家规范和电网的规定。光伏系统的输出应有较低的电流畸变，以确保对连接的电网的其他设备不造成不利影响。逆变器输出电流总谐波畸变率不大于3%。各次谐波应限制在下表所列的百分比之内。此范围内的偶次谐波应小于奇次谐波限值的25%。13）逆变器光伏系统侧和并网接口设备的防雷和接地，应符合SJ/T 11127中的规定。 14）逆变器对电网应设置短路保护，当电网或线路短路时，逆变器输出的过电流应不大于额定电流的150%，并在0.1
32、s以内将光伏系统与电网断开，并需经系统复位后才能再次恢复供电。 15）逆变器对电网应设置孤岛效应保护。逆变器在检测到孤岛状态后，在0.1s以内将光伏系统与电网断开，逆变器出口端子应保持零电压，并需经系统复位后才能再次恢复供电。 16）逆变器要求具有故障数据自动记录存储功能，存储时间大于10年。 17）逆变器要求能够自动化运行，运行状态可视化程度高，并且可通过远程控制，调整逆变器输出功率。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），当前发电功率、日发电量、累计发电量、设备状态、电流、电压、逆变器机内温度、频率、故障信息等数据。 18）
33、逆变器的框架为垂直地面安装的自撑式结构，框架和外壳应有足够的强度和刚度，应能承受所安装元件及短路所产生的动、热稳定。同时不因成套设备的安装、运输等情况而影响设备的性能。逆变器柜体镀锌件必须光亮，无蚀斑。19）逆变器直流侧设电缆进线端子，容量满足额定电流要求。交流侧设出线铜排，容量满足额定电流要求，630kW和500kW留有不少于6根（3x185mm2/根）交流电缆的出线端子，250kW和100kW留有不少于2根（3x185mm2/根）交流电缆的出线端子。20）逆变器本体应采取足够的通风散热措施，以保证在本项目安装的环境条件下逆变器柜内各元件能始终正常工作。 21）逆变器设计寿命不小于25年。其
34、中，主要部件(如IGBT或其它功率开关元件，电感、电容，控制电路板等)在设计寿命期间不应更换，如因设计、制造、材料原因使上述主要部件在设计寿命期内必须更换，投标方必须承担全部费用，并赔偿招标方损失。产品的任何偏差或改进必须说明，并附有批准机构的证明文件。 22）逆变器应具备能量管理平台功能，实现远方控制逆变器输出功率的调节。 23）逆变器自用电取电方式为无扰动自动切换取电方式，主供电源为厂用外来电供电，当外来电源失电后应无扰动自动切换为升压箱变低压侧取电。 24）逆变器监控系统与发电系统必须充分保护逆变器的机械和电气装置，以防发生故障或崩溃。作为监控系统一部分的监测系统机上显示屏至少应显示下列
35、内容：a）逆变器的状态 b）逆变器的月、年和累计的、以小时为单位的运行时间值 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）功率因素cos（包括实时数据以及功率因数曲线，以月统计值储存） l）所有故障（状态信息、故障发生次数、总的持续时间和发生日期、月和累计时间；内存容量需能储存超过12个月的资料） m）内部温度 25）电击防护：逆变器的电气系统应便于运行、试验、检查、维护。电气系统的设计应当保证人员的安全，并防止其他动物可能由于直接或间
36、接接触系统的带电部件所带来的危险。所有带电部件应当有绝缘材料遮蔽，或用合适的屏蔽方式隔离。间接接触电气系统的导电部件应具有防止漏电的保护措施。 26）与电网相连的接口：逆变器交流输出端应设置断路器，它应能同时切断所有电源回路。带电部位应采取安全封闭措施。断路器的额定参数应当符合逆变器联接点和电网的最大短路容量。 27）逆变器外壳应同时能防雨雪、防寒、防沙尘、防阳光照射。门和盖板应配有专用的锁具，以保证在关闭位置上能安全地闭合，满足IEC或同类标准要求。所有外壳应当得到合理的防护，布置的位置尽可能减少其暴露在雨水中的可能。在外壳的门为维护或操作而开启时，要注意防止雨水的溅入。 28）逆变器电气系
37、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）逆变器应设有防止雷击过电压、电网过电压的保护装置。保护装置应保证逆变器能够承受雷击，保障逆变器在运行期间处于安全状态。逆变器的过电压保护装置应符合IEC标准的要求。30）逆变器应具有如下可靠性设计要求中的至少一项： a）利用控制系统检测可能发生故障的方式，如检测到故障，
38、系统应能自动安全停机。 b）元件分析后表明要求的检测间隔时间足以在发生故障前发现并解决问题。 c）系统设计采取元件冗余措施，要求在故障后能维持系统持续安全运行至故障被监测设备检测到或在正常的检查中被发现。万一这些元件或组件故障，逆变器系统应维持在一个非危险状态。 31）每台逆变器都应有永久性铭牌标志，至少标示以下内容： 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
39、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和所有设备的其它不载流金属部件都应和接地母线可靠连接，柜体的接地端子应以截面不小于2.5mm2的多股铜线和接地母线直连。逆变器房的壳体，也应可靠接地。3）、光伏并网逆变器柜体内设备 内部装置的布置应充分考虑安装、调试、维护、更换及运行的要求，接插件和断路器应动作可靠、接触良好、不松动。 光伏并网逆变器柜体内应自带散热风机，且散热风机出风口直接排出逆变器集装箱箱体外。 4）、箱壳 箱壳
40、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（logo），详细要求合同中规定。5）、所有电气设备的保护外壳均不能采用泡沫板。 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
41、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
42、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：项目名称保护方式跳脱时间恢复时间直流过压保护自动脱开电网，逆变器进入停止模式并报错0.2秒5分钟电网过压（线电压310V，可设置）自动脱开电网，逆变器进入停止模式并报错0.2秒5分钟电网欠压（线电压51.5Hz，可设置）自动脱开电网，逆变器进入停止模式并报错0.2秒5分钟电网欠频率（1.5倍额定电流）自动
43、脱开电网，逆变器进入停止模式并报错0.2秒5分钟过流保护自动限制输出功率不跳脱无接地故障保护自动脱开电网，逆变器进入停止模式并报错0.2秒5分钟过热保护自动脱开电网，逆变器进入停止模式并报错0.2秒5分钟正、负极性反接保护逆变器不工作，恢复极性正接后正常无无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
44、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：10年 使用寿命：25年安全可靠运行7）、逆变器选用技术先进且成熟的功率器件。8）、逆变器本身要求具有直流输入手动分断开关，交流电网手动分断开关，紧急停机操作开关。 9）、并网电流谐波逆变器在运行时不应造成电网电压波形过度畸变和注入电网过度的谐波电流，以确保对连接到电网的其他设备不造成
45、不利影响。 10）、工作频率逆变器并网时应与电网同步运行。且满足下列要求：频率范围要求低于 48Hz根据光伏电站逆变器允许运行的最低频率或电网要求而定48Hz-49.5Hz每次低于49.5Hz 时要求至少能运行10 分钟49.5Hz-50.2Hz连续运行50.2Hz-50.5Hz每次频率高于50.2Hz 时，光伏电站应具备能够连续运行2 分钟的能力，但同时具备0.2 秒内停止向电网线路送电的能力，实际运行时间由电网调度机构决定；此时不允许处于停运状态的光伏电站并网。高于50.5Hz在0.2 秒内停止向电网线路送电，且不允许处于停运状态的光伏电站并网。五产品质量承诺性能保证 投标方提供的光伏发电系统应能满足招标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投标方不能达到以下技术指标，招标方将对投标方进行考核。如果整个工艺过程不能满足所承诺的技术指标，则投标方负责修理、替换或者处理所有的物料、设备或其它，直至满足所承诺的技术指标，这部分费用由投标方负责（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，费用由投标方负责，在此之前的某些试验