光伏 电站项目技术要求

1．光伏组件采用“横向”排列方式。

2．光伏板钢支架采用前后支腿，立柱不用C型钢。 3．光伏板支架地基应依据地勘报告确定最优方式，桩距宜取1.2m~1.5m。

4．直流导线选用光伏专用直流导线，尽量减少损耗，采用上下分排分开的接线方式。

5．优化汇流箱接线，尽量减少电缆通道。 6．汇流箱内直流开关需加信号模块、浪涌保护器。

7. 组容比根据当地辐照资源及限电情况综合确定,原则上不低于1.1:1 8．箱变基础高出地坪500mm。

9．箱变至逆变器联络电缆采用三芯电缆。 10．35kV集电线路每回最大不超过10MW。 11．场内通信采用环网通信。 12．电缆接头采用冷缩。

13．汇流箱内接线端子需附带接线铜排，满足现场接线要求。 14．汇流箱内加装防反二极管，逆变器侧不安装。 15．SVG采用降压型，容量按12Mvar考虑。

16．35kV智能测控装置、带电显示装置需安装在开关柜柜门上。 17．35kV配电装置底部采用电缆隧道布置电缆，在35kV配电室内设置人孔进入电缆隧道。

18．需要二次升压的升压站内采用电阻接地,开关站接地方式需满足电网要求可采用消弧线圈或电阻接地方式。

19．光伏组件阵列间采用接地扁钢跨接并引下接地，两端需可靠接地。 20．常规地面电站组件底边在有杂草生长的地面距地不小于500mm,其余不小于400mm.

21．沿海等污染严重的地区光伏组件采用抗PID组件，逆变器配合采用抗PID配置，所有电气设备采用耐污型设备,.

22．钢支架需满足结构要求下增加壁厚及镀锌厚度抗腐蚀,也可采用玻璃钢支架.

23． 配电楼设置35kV配电间、低压站用配电间、集中控制室（面积不小于40m2，采用300mm高架空地板）、二次设备间（采用300mm高架空地板）、工具间、休息室。

24．综合楼定员按12人考虑（1个总经理、1个副总经理、10个运行人员），需设置1个总经理办公室、1个副总经理办公室、1个公用大办公室、1个大会议室、1个活动室（约50m2）、1个资料室、1个备品间、1个厨房、1个小型餐厅、5个双人宿舍（含卫生间）、1个总经理宿舍（含卫生间）、1个副总经理宿舍（含卫生）、1个卫生间。

25．升压站、综合楼区域采用水泥道路，主路宽6m，并设置停车场位置,场区采用砂石路面。

26．光伏场区围栏采用丝状围栏（总高不低于1.8m，底部距地不大于150mm），升压站、综合楼区域采用下部为500mm高实墙、上部

为铁艺、总高不低于2.2m的围栏。 27．暖通取暖采用电热辐射设备。

28．每个逆变器房角上设置投光灯，光照方向投向相对应的箱变区域。 29.逆变器应布置与方阵中心区域,,旁边设道路.

1 光伏电站主要设备技术要求 光伏组件技术要求 转换效率及功率衰减： 转换效率：光伏组件采用多晶硅材料其转换效率不低于15.5%： 60片：250W≥15.5%、255W≥15.6%； 备注 1.1 72片：295W≥15.5%、300W≥15.5%、305W≥15.6%、310W≥15.9% 功率衰减：首年功率衰减不高于2%，5年内功率衰减不高于5% 资格认证： 1.2 通过国家金太阳认证，取得测试报告和证书； 通过德国TUV认证，取得测试报告和证书； 2 逆变器技术要求 转换效率：最大效率不低于98.7%，欧洲效率不低 2.1 于98.4%，10%过载时效率不低 于96% MPPT跟踪电压范围：下限电压≤450V，上限电压 2.2 ≥820V 2.3 待机：待机自耗电≤30W 最大输出：最大交流持续输出功率应能达到额定值 2.4 1.1倍 具有核心易损部件的故障检测功能： 2.5 辅助电源故障检测、风扇故障检测、直流输入及交流电容等故障检测 对关键部件的相关要求： 直流输入及交流输出均 2.6 采用断路器保护方案 IGBT直流输入电容、交流输出电容等应采用可靠性较高的国际知名品牌 维护：除磁性元件外，应具备所有部件全正面维护 2.7 功能 散热：应具有设备及整体的散热方案，确保在50℃ 2.8 环境温度下，可满载连续运行 2.9 直流电压：最大输入电压≥900V 直流配电柜智能监控功能：应能实现对每一路输入 2.10 电流、开关状态、电压等参 数的监控，且选用直流断路器 产品认证： 必须通过金太阳认证，取得测试报告 2.11 和证书； 必须通过国网公司“零电压穿越”认证，取得测试报告和证书； 通过德国TUV认证，取得测试报告和证书； 光伏逆变器应能向远程集控系统提供以下信号： 光伏逆变器运行状态（投运、退出、停运等） 直流输入：输入电压、输入电流、输入功率 交流输出：相电压、相电流、频率、有功功率、无功功率、视在功率、功率因数 2.12 电能计量：日发电量、月发电量、总发电量、每日输出功率曲线、日运行时间、总 运行时间 所有故障信息：故障类型、故障发生次数、故障持续时间、故障发生日期（存储容 量至少满足储存12个月的数据） 远程集控系统应能对光伏并网逆变器完成以下操作： 2.13 对光伏逆变器实现远方启、停，对功率输出实现远方调节 对光伏逆变器实现远方对时、远方复位 远程集控系统应能对以下情况发出报警信号： 模块异常；电网反序、电网电压异常、电网频率异 2.14 常；PV输入过压、PV无输入 系统输出过载、紧急停机、冷却风机入口过热、输入反接报警、输出断路器故障 控制器、辅助电源异常、通讯故障、逆变器过热、逆变器孤岛 逆变器的技术指标要求： 逆变器的功率因数和电能质量应满足中国电网要求，功率因数具备在线可调功能， 给出调节范围；并应详细说明降低系统谐波的策略 逆变器中使用的核心器件应为欧美国际知名品牌的优质产品，逆变器的直流侧支撑 电容器必须采用国际知名品牌的优质薄膜电容，确保转换效率。 逆变器的直流输入侧必须加装ABB、西门子等国际知名品牌的高品质直流断路器，其 额定直流分断能力不小于20KA；逆变器的交流输出侧必须加2.15 装ABB、西门子等国际知 名品牌的高品质低温型交流断路器，在AC415V时的极限短路电流分断能力不小于 70KA，磁脱口电流≤5*In，额定电压不低于AC690V 逆变器需同时具有被动式检测、主动式检测两种技术；逆变器应具备易损部件故障 自动检测功能 逆变器产品需具备金太阳认证型式试验报告；具备国家能源太阳能发电研发（实 验）中心所做的低电压穿越测试报告 逆变器厂家需提供最大交流持续输出功率，用以体现逆变器超发能力 3 3.1 汇流箱技术要求 汇流箱直流断路器机械寿命应不低于5000次 汇流箱智能测控单元应能向远程集控系统提供以下信号： 光伏组件信号：光伏电池组串电流、光 3.2 伏电池阵列电压、光伏电池组串故障告警及定位 汇流箱信号：汇流箱保险器熔断告警和定位、防雷器状态和输出断路器状态、汇流 箱箱体温度 远程集控系统应能对以下情况发出报警信号： 3.3 光伏电池组串故障、汇流箱保险器熔断、汇流箱体内温度过高 4 主变压器技术要求 主变压器应能向远程集控系统提供以下信号： 设 备运行状态：运行、退出、异常及故障等各种运行状态运行参数，应至少包括： 4.1 1.电气量参数：主变高低压侧电流、电压、有功功率、无 功功率、功率因数； 2.非电量参数：主变油温、油压、铁芯温度； 3.有载调压开关 档位 远程集控系统应能对主变压器完成以下操作： 对主变压器中性点隔离开关、有载调压开关、有载 4．2 调压开关油箱滤油机、主变压器 冷区风机（如果有）实现远方操作 远程集控系统应能对以下情况发出报警信号： 保护动作、重/轻瓦斯、变压器油温高、油压高/低、4.3 变压器油位低、主变高低压参 数越限，包括三相电压（过/低、闪变）、三相电流 5 无功补偿装置技术要求 无功补偿装置应能向远程集控系统提供以下信号： 装置电压、电流、功率因数、无功输出容量 各IGBT5.1 换流阀组单元的工作状态 冷却系统的工作状态 各类保护动作情况及故障告警信息 远程集控系统应能对无功补偿装置完成以下操作： 5.2 对无功补偿装置输出容量、滤波功能实现远方调节、远方开停机 远程集控系统应能对以下情况发出报警信号： 5.3 直流过压、电力电子元件损坏、丢脉冲、触发异常、过压击穿、温度过高 6 直流、UPS系统技术要求 直流、UPS系统应能向远程集控系统提供以下信号：蓄电池电压、电流、浮充电流、充电装置直流 6.1 电压、充电装置直流电流、直流母线电压等模拟量 蓄电池保护设备开关状态、直流系统接地等开关量 整流器输出电压、电流，直流回路输入电流、电压；逆变器输出电流、电压、频率；旁路交流电压 整流器、逆变器运行指示；静态开关、旁路开关位置指示 远程集控系统应能对直流系统完成以下操作： 6.2 对直流系统交流充电电源、高频开关电源实现远程操作 远程集控系统应能对以下情况发出报警信号： 蓄电池回路保护设备事故跳闸、蓄电池过充电、直流侧保护设备事故跳闸、充电装置故障 直流母线电压异常、绝缘监测装置故障 整流器输 6.3 入、直流输入、旁路交流电源电压低报警 逆变器输入、输出电压低/高报警 静态开关(旁路位置)报警；整流器、逆变器、静态开关故障报警 说明：除上述相关技术要求外，其他常规性的技术要求应按照国家、行业及集团公 司有关规定执行。