1MW集装箱式逆变器技术规范书3.3

1MW集装箱式逆变房技术规范书二一五年十一月目 录1 总的要求32.工程概况33.技术参数和性能要求44 供货范围295 图纸及资料306 技术服务、设计联络、工厂检验和监造327 试验348 包装和运输369 质量保证和管理3710 相关附件381 总的要求1.1 本技术规范书适用于光伏项目1MW集装箱式逆变房项目，提出了对设备本体及其附属设备功能设计、结构、性能、安装和试验等方面的技术要求。1.2 卖方应仔细阅读本技术规范书阐述的全部条款。卖方提供的设备本体及其附件应符合技术规范书所规定的要求。 1.3 本技术规范书提出的是最低限度的技术要求，并未对一切技术细节做出规定，也未完全陈述与之有关的规范和标准，卖方应提供符合本技术规范书引用标准的最新版本标准和技术规范书技术要求的全新产品，如果所引用的标准之间不一致或本技术规范书所使用的标准如与卖方所执行的标准不一致时，按要求较高的标准执行。1.4 如果卖方没有以书面形式对技术规范书的条文提出差异，则意味着卖方提供的设备完全符合本技术规范书的要求。若有与本技术规范书要求不一致的地方，必须逐项在“卖方技术差异表”中列出。1.5 本技术规范书将作为订货合同的附件，与合同具有同等的法律效力。涉及有关商务方面的内容，如与商务部分有矛盾时，以商务部分为准。本技术规范书未尽事宜，由合同签约双方在合同谈判时协商确定。1.6 卖方（或供货商）必须有权威机构颁发的ISO-9001系列的认证证书或等同的质量保证体系认证证书。卖方（或供货商）具有严格的质量体系和先进的工艺及完善的检测设备,以确保提供设备具有先进的技术水平和可靠的质量。1.7 卖方提供的所有光伏逆变器在技术上应是成熟可靠、先进的，并经过几年运行实践已证明是完全成熟可靠的产品。卖方应已有相应的运行成功经验（提供近三年的国内外业绩表），同时必须满足国家有关安全、环保等强制性法规、标准的要求，满足IEC，TUV，CCC和GB等要求。2.工程概况2.1 项目名称：菏泽神州节能环保服务有限公司废旧坑塘 20MWp 光伏发电工程2.2 工程概述:菏泽神州节能环保服务有限公司废旧坑塘 20MWp 光伏发电工程项目位于菏泽市牡丹区，拟建设在一座占地 31.4hm2 的废旧坑塘上，光伏电站总装机规模20MWp，本项目一次建成，预计 2014 年年底成投产。2.3 设备运输: 汽运。2.4 使用条件：表1 使用条件参数表序号名 称单位招标人要求值1最高输入电压VDC10002MPPT电压范围VDC480-850V（或更宽）3额定输出电压VAC270V AC360V4输出电压范围VAC270V AC360V5与其他设备连接方式直流侧1000V低压电缆交流侧1000V低压电缆6额定频率Hz507电流互感器二次侧电流A/8系统短路水平高压侧kA/低压侧kA/9环境温度多年平均13.9多年极端最高40.5多年极端最低-16.610环境相对湿度湿度（20）日相对湿度平均值%月相对湿度平均值11海拔高度m4012太阳辐射强度MJm2507213最大覆冰厚度mm14最大风速m/s2.915耐受地震能力（对应水平加速度，安全系数不小于1.67）度716污秽等级级17安装场所（户内/户外）户内注：1. 环境最低气温超过-25的需要进行温度修正；2. 海拔高度超过1000m时，需根据高海拔地区配电装置的内容进行修正；3.技术参数和性能要求3.1标准和规范3.1.1 按有关标准、规范或准则规定的合同设备，包括卖方向其他厂商购买的所有组部件和设备，都应符合这些标准、规范或准则的要求。3.1.2 表2标准中的条款通过本技术规范书的引用而成为本技术规范书的条款，凡是注明日期的引用标准，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用本技术规范书。凡是不注明日期的引用文件，其最新版本均适用本技术规范书。表2 卖方提供的设备和附件需要满足的主要标准标准号标 准 名 称GB 3859-1993半导体变流器 应用导则 GB 4208-2008外壳防护等级（IP代码）（IEC 60529:1998）GB 17625.1-2003电磁兼容限值谐波电流发射限值GB 18479-2001地面用光伏（PV）发电系统 概述和导则GB 20513-2006光伏系统性能监测 测量、数据交换和分析导则GB 20514-2006光伏系统功率调节器效率测量程序GB/T 191-2008包装储运图示标志GB/T 2423.1-2008电工电子产品基本环境试验规程 试验A：低温试验方法GB/T 2423.2-2008电工电子产品基本环境试验规程 试验B：高温试验方法GB/T 2423.9-2008电工电子产品基本环境试验规程 试验C:设备用恒定湿热试验方法GB/T4942.2-1993低压电器外壳防护等级GB/T12325-2008电能质量 供电电压偏差GB/T12326-2008 电能质量 电压波动和闪变GB/T133842008机电产品包装通用技术条件GB/T14549-2008电能质量 公用电网谐波GB/T14598.3-93.6.0绝缘试验GB/T14598.9辐射电磁场干扰试验GB/T14598.14静电放电试验GB/T15543-2008电能质量 三相电压不平衡GB/T15945-2008电能质量 电力系统频率偏差GB/T17626.8工频磁场抗扰度试验GB/T19939-2005光伏系统并网技术要求GB/Z19964-2005光伏发电站接入电力系统技术规定GB/T20046-2006光伏（PV）系统电网接口特性（IEC 61727:2004,MOD）SJ11127-1997光伏（PV）发电系统的过电压保护导则DL/T621-1997交流电气装置的接地 GB/T 13384-2008机电产品包装通用技术条件Q/SPS22-2007并网光伏发电专用逆变器技术要求和试验方法3.1.3 所有螺栓、双头螺栓、螺纹、管螺纹、螺栓头和螺帽均应遵照ISO及SI公制标准。3.1.4 当标准、规范之间存在差异时，应按要求高的指标执行。3.2 一体化集装箱式逆变房的技术参数3.2.1光伏并网逆变器形式（1）并网逆变器的交流输出侧应配有知名厂家的高品质低压断路器（低温型）。（2）光伏并网逆变器输出参数（不降额工作海拔下）额定交流输出功率： 500kW最大连续输出功率：不低于550kW额定输出频率： 50Hz不降额工作海拔（保证值）：卖方填写功率因数调节范围：至少保证功率因数在0.9范围内连续调节功率因数调节分辨率：不低于0.01（3）光伏并网逆变器输入参数最大输入电压：根据实际选用产品填写额定输入电流：根据实际选用产品填写额定输入电压：根据实际选用产品填写额定输入电流：根据实际选用产品填写（4）对辅助触点的要求光伏并网逆变器至少向用户提供两对空闲的常开常闭触点，该常开常闭触点应能够反映逆变器的工作状态，设备启停机状态所对应的触点状态由卖方明确。触点的最小耐压AC690V，最小电流2A（AC690V时），辅助触点通过连接到接线端子的形式向用户提供。3.2.2 光伏并网逆变器的主要性能指标（1）逆变器欧洲效率及承诺函当并网逆变器在全运行温度范围内工作于自供电模式且逆变器直流输入电压为DC600V10V时，在并网逆变器（含直流配电柜）的工作温度范围内，逆变器的欧洲效率应不低于97.0%（包含所有直流配电柜损耗、逆变器自身损耗和散热系统损耗）。卖方应明确承诺在逆变器的工作温度范围内，逆变器在DC600V10V输入电压时，处于自供电模式下的逆变器（含直流配电柜）欧洲效率保证值（如果逆变器自带专用通风散热设备，则必须提供包含专用通风散热设备功耗在内的欧洲效率保证值）并提供详细的测试数据，测试中所有的效率均使用能量效率，能量积分时间不低于10分钟，测量系统的有效精度不能低于0.5%。卖方应提供盖有公章的数据真实性承诺函。（2）逆变器各功率点的效率曲线及承诺函卖方应提供并网逆变器在全运行温度范围内工作于自供电模式且逆变器直流输入电压分别为DC450V10V、DC600V10V、DC750V10V时，并网逆变器（含直流配电柜）在功率点5%、10%、15%、20%、25%、30%、35%、40%、45%、50%、55%、60%、65%、70%、75%、80%、85%、90%、95%、100%、105%、110%时的3条逆变器（含直流配电柜）效率曲线保证值。卖方应明确承诺在逆变器的工作温度范围内，逆变器在DC450V10V、DC600V10V、DC750V10V输入电压时，处于自供电模式下逆变器（含直流配电柜）的各功率点效率保证值（如果逆变器自带专用通风散热设备，则必须提供包含专用通风散热设备功耗在内的欧洲效率保证值）并提供详细的测试数据和曲线，测试中所有的效率均使用能量效率，能量积分时间不低于5分钟，测量系统得到的最终有效效率精度不能低于0.5%。卖方应提供盖有公章的数据真实性承诺函。（3）成套设备综合效率及承诺函逆变器成套装置的实际发电能力是由直流配电柜的损耗、逆变器的环境适应性、逆变器MPPT跟踪效率、逆变器自身转换效率、逆变器超发能力、成套设备长期可靠性、成套设备平均故障率、供应商的售后服务能力、逆变器实际使用寿命等多方面因素综合决定的，最终体现在不同逆变器企业逆变器的实际发电量差异上。因此，对逆变器的实际发电量进行评价是最科学和最有效的评价方法。卖方应对成套逆变器的环境适应性、直流配电柜损耗、逆变器MPPT跟踪效率、逆变器超发能力、设备长期可靠性、成套设备平均故障率、供应商的售后服务能力等进行综合评估做出逆变器在运行温度范围内的综合效率承诺值，出具盖有公章的承诺函。（4）过载能力并网逆变器应具有一定的过载能力并具备可靠的最大输出电流限制功能。当海拔条件一定时，在110%的负载电流情况下，并网逆变器应连续可靠的长期工作，在120%的负载电流情况下，光伏电站连续可靠工作时间应不小于1分钟，并网逆变器的最大输出电流不应超过额定电流的120%。（5）并网电压、电流谐波无论采用何种控制方式，并网逆变器在运行时不应造成电网电压波形过度畸变，并网逆变器注入电网的谐波电压和谐波电流不能超标，以确保公用电网和连接到电网的其他设备正常运行。由并网逆变器引起的低压侧电压总谐波畸变率不超过3% ，奇次谐波电压畸变率不应超过2.1% ，偶次谐波电压畸变率不应超过1.2% 。在电网背景电压符合GB/T 14549电能质量 公用电网谐波的要求时，并网逆变器输出电流的电能质量应满足：当逆变器工作在额定容量的30110%时，应达到下列输出波形要求：电流总谐波畸变率不超过3%，其中，奇次、偶次谐波电流含有率不超过GB/T 14549的相关要求。当逆变器工作在额定容量的2030%时，应达到下列输出波形要求：电流总谐波畸变率不超过5%，其中，奇次、偶次谐波电流含有率不超过GB/T 14549的相关要求。当逆变器工作在额定容量的1020%时，应达到下列输出波形要求：电流总谐波畸变率不超过8%，其中，奇次、偶次谐波电流含有率不超过GB/T 14549的相关要求。当逆变器工作在额定容量的10%及以下时，应达到下列输出波形要求：电流总谐波畸变率不超过15%，其中，奇次、偶次谐波电流含有率不超过GB/T 14549的相关要求。（6）输出电压卖方需提供并网逆变器三相交流输出的电压范围。（7）直流分量在0%110%功率范围内的任何工况下和短时120%负载的任何工况下，光伏并网逆变器输出的最大直流分量不允许超过其额定输出电流的0.5%。异常情况下，当逆变器输出的最大直流分量连续600秒达到其额定电流的0.75%时，逆变器应立即停机进行直流分量超标保护；当逆变器输出的最大直流分量连续60秒达到其额定电流的1.0%时，逆变器应立即停机进行直流分量超标保护；当逆变器输出的最大直流分量连续30秒达到其额定电流的1.2%时，逆变器应立即停机进行直流分量超标保护；当逆变器输出的最大直流分量连续10秒达到其额定电流的1.5%时，逆变器应立即停机进行直流分量超标保护；当逆变器输出的最大直流分量连续5秒达到其额定电流的1.8%时，逆变器应立即停机进行直流分量超标保护。异常情况下，当电网电压的最大直流分量连续60秒达到其额定幅值的0.5%时，逆变器应立即停机进行电网电压直流分量超标保护；当电网电压的最大直流分量连续30秒达到其额定幅值的0.75%时，逆变器应立即停机进行电网电压直流分量超标保护；当电网电压的最大直流分量连续5秒达到其额定幅值的1.0%时，逆变器应立即停机进行电网电压直流分量超标保护。逆变器直流分量保护功能的阈值和时间应可以通过软件更改，卖方应免费向甲方提供参数更改服务。并网逆变器由于直流分量超标造成升压变压器无法正常工作、升压变高、低压侧电能质量超标、升压变压器声音异常等故障的，卖方应负责及时处理。（8）电压不平衡度光伏电站并网运行时，并网逆变器低压侧的电压不平衡度不应超过2%，短时不得超过4%；由并网逆变器引起的电压不平衡不应超过1.3%，短时不应超过2.6%。（9）电压跌落和闪变光伏电站并网运行时，并网逆变器引起的电压跌落和闪变应符合Q/GDW617-2011光伏电站接入电网技术规定中5.4的规定。（10）电磁干扰和电磁兼容光伏电站并网运行时，除不可抗拒因素外，并网逆变器作为光伏电站内唯一的大功率干扰源，不得对本机和符合相关EMC要求的通信设备的正常通信构成干扰。如果光伏逆变器对其他符合EMC要求的通信设备构成干扰，卖方有责任无偿及时的解决问题。光伏并网逆变器的电磁兼容水平应符合CGC/GF004:2011、GB/T 17626、GB 17799、IEC 61000-6-2、IEC 61000-6-4的要求。（11）MPPT效率及范围卖方应明确承诺设备综合考虑不同外部环境后的MPPT实际综合跟踪效率的最低保证值（该综合效率值最终体现在逆变器的实际发电量上）。当光伏组件的温度在-35+70之间正常变化时，在保证MPPT追踪效率和稳定性的前提下，MPPT的电压追踪范围应尽可能宽。（12）有功功率和功率因数控制并网逆变器必须具备有功功率、有功功率变化率和功率因数控制功能，有功功率、有功功率变化率和功率因数控制功能必须可以进行本地和远程设置（远程调度），其中，有功功率控制指令应可以通过百分比和绝对值的形式向逆变器下达。逆变器有功功率指令的控制精度不低于1%（百分比形式）或5kW（绝对值形式）；功率因数控制指令的控制精度不低于0.01；功率变化率控制指令的控制精度不低于1kW/S，所有控制指令及对应的控制参数应保证可以由后台一次性下达至并网逆变器。逆变器有功功率的最小调节范围为0%110%，功率因数的最小调节范围为0.9，卖方应明确说明逆变器的有功功率调节范围和功率因数调节范围。卖方应提供逆变器的最大功率上升率和最大功率下降率参数。在并网逆变器的最大功率上升率和下降率范围内，并网逆变器的输出功率和输出功率变化率应可以由用户通过本地控制器或后台调节（远程设置、远程调度）。并网逆变器应采用分级控制的方式运行，远程控制的优先级高于本地控制，由后台远程设置的参数不能通过本地操作更改，除非后台发送指令允许进行本地操作。逆变器不应改变后台发送并设置成功的设定值。逆变器应具备可靠地强制一键恢复出厂设置的功能（本地实现和远程实现，只提供本地实现的功能是可以接受的）。并网逆变器应能够上传逆变器输出功率设定值（百分比和绝对值）、功率变化率设定值、功率因数设定值的当前状态。并网逆变器的有功功率控制功能还应满足GB/T 19964-2012光伏发电站接入电力系统技术规定的要求。（13）低电压穿越、零电压穿越和孤岛保护并网逆变器应配备低电压穿越功能、零电压穿越功能和孤岛保护功能，由用户根据实际需要选择设备处于何种运行方式。当逆变器运行于低电压穿越模式时，逆变器必须同时具备平衡穿越和不平衡穿越能力，默认的低电压穿越能力曲线必须符合GB/T 19964-2012光伏发电站接入电力系统技术规定中第8章的所有要求。（14）噪声当并网逆变器输出110%的额定功率时，在距离设备水平位置1m处，用声压级计测量满载时的噪声不应大于65dB(A)。（15）待机功耗并网逆变器的待机功耗不应大于100W。（16）独立无功补偿、夜间SVG和自动电压控制逆变器应具备独立的无功补偿、夜间SVG和自动电压控制功能，其中，独立无功补偿和夜间SVG的调节分辨率不低于1kvar。独立无功补偿功能是指，可以由用户和调度独立的设置逆变器发出的无功功率大小，逆变器运行时始终输出用户设置的无功功率。夜间SVG功能是指，逆变器夜间不输出有功功率时，可以作为SVG使用，逆变器发出的无功功率大小可以由用户和调度根据实际情况设定。自动电压控制功能是指，逆变器可以通过自动调节无功功率的方式将并网点的电压稳定在逆变器的额定工作电压或用户设定的合理电压下。逆变器出厂时屏蔽该功能，该功能应由用户从后台和本地操作屏上开启并设置。逆变器应明确提供当变压器阻抗电压为6%（双绕组变压器）或半穿越阻抗电压为10%（双分裂变压器）时，逆变器的自动电压调节范围。（17）动态无功支撑逆变器应提供动态无功支撑功能，动态无功支撑功能应满足GB/T 19964-2012光伏发电站接入电力系统技术规定第8章的所有要求（逆变器的出厂默认设置）。逆变器的动态无功支撑功能应可以通过逆变器的控制器（人机接口和远程后台）屏蔽。在设备的使用质保期内，卖方必须承诺按照电网公司、国家标准和甲方的要求，及时、免费的为甲方升级可能出现的新动态无功支撑能力要求。（18）电网调频、调峰逆变器应具备电网调频和调峰能力，该能力应符合DL/T 1040电网运行准则的相关要求，具体的调节方式待定。（19）数学模型卖方必须承诺按照电网公司GB/T 19964-2012光伏发电站接入电力系统技术规定要求，向甲方提供符合电网公司和GB/T 19964-2012光伏发电站接入电力系统技术规定要求的成套设备数学模型和特性等资料，由甲方提供给电网公司。（20）直流侧电容器寿命预测功能并网逆变器成套装置必须能够准确检测并判断并网逆变器直流侧电容器的容量，当并网逆变器直流侧电容器的容量降低到额定容量或原始容量的80%时，并网逆变器应通过自身的显示屏和通信接口向用户和后台提出电容器需要更换的信息并提示更换原因。并网逆变器可以采用测量直流侧电容器现存容量与原始容量（或额定容量）百分比比值的方式预测直流侧电容器的有效寿命，可以采用测量直流侧电容器容量绝对值与额定值（出厂设定值）比较的方式预测直流侧电容器的有效寿命，也可以采用上述两种方法的综合方法进行电容器有效寿命的预测。并网逆变器应具备直流侧电容器初始容量的自动设置和手动设置功能，当重新更换电容器后，应能够通过并网逆变器的控制屏重新确定电容器更换后的容量并重新开始新一轮的寿命预测工作。当卖方进行软件升级时，必须确保电容器容量测试数据的连续性，不能中断或覆盖掉之前积累的有效数据。卖方应详细介绍设备的电容器寿命预测方法及其在控制屏中的具体操作方法。并网逆变器对其直流侧电容器容量判断的有效精度不能低于电容器额定容量或原始容量的2%。3.2.3 光伏并网逆变器的保护功能（1）电网故障保护a）电网异常时的响应特性当设备运行于低电压穿越模式时，逆变器必须具备平衡穿越和不平衡穿越能力，默认的低电压穿越能力必须符合GB/T 19964-2012光伏发电站接入电力系统技术规定第8章的所有要求。b）防孤岛效应保护并网逆变器应具有可靠而完备的非计划性孤岛保护功能。并网逆变器防非计划性孤岛功能应同时具备主动与被动两种孤岛检测方案。并网逆变器应具有可靠的计划性孤岛响应功能，计划性孤岛是指按预先配置的控制策略，有计划的发生孤岛现象，如收到明确的电网调度指令等。当逆变器工作于防孤岛模式时，如果非计划性孤岛效应发生，逆变器应在2s内停止向电网供电，同时发出报警信号。光伏并网逆变器的孤岛检测功能应由第三方测试机构按照IEC 62116-2008 光伏并网系统用逆变器防孤岛测试方法进行测试并出具第三方测试报告。c）恢复并网保护由于电网超限状态导致并网逆变器停止向电网供电后，并网逆变器应具备两种模式供用户选择：在电网的电压和频率恢复到正常范围后的20s到5min，并网逆变器不应向电网供电。电网的电压和频率恢复到正常范围后，在收到电力调度部门的调度指令之前，逆变器不可自行并网。对电力系统故障期间没有脱网的并网逆变器，其有功功率在故障清除后应快速恢复，自故障清除时刻开始，以至少30%额定功率/秒的功率变化率恢复至正常发电状态或按照电网公司的要求恢复至正常发电状态。d）输出过流保护并网逆变器的交流输出应设置过流保护。当检测到电网侧发生短路时，并网逆变器的过电流应不大于额定电流的120%，并在 0.1s 内停止向电网供电，同时发出警示信号。故障排除后，并网逆变器应能正常工作。正常情况下，如果光伏电池阵列能够输出的功率大于并网逆变器的最大输出功率，并网逆变器应以最大输出功率连续工作，并网逆变器的最大连续输出功率不应小于其额定功率的110%。（2）防反放电保护当并网逆变器直流侧电压低于允许工作范围或逆变器处于关机状态时，并网逆变器应无反向电流流过。（3）极性反接保护当光伏方阵的极性反接时，并网逆变器应能可靠保护而不会损坏。极性正接后，并网逆变器应能正常工作。（4）供电电网过/欠压，过/欠频保护电在并网逆变器的交流输出侧，并网逆变器应能够准确判断供电电网（接线）的过/欠压，过/欠频等异常状态，按照Q/GDW617-2011光伏电站接入电网技术规定的相关要求进行保护。欠压保护中包含了并网逆变器输出缺相保护。（5）供电电网相序保护并网逆变器必须具备电网相序检测功能，当连接到逆变器的电网电压是负序电压时，逆变器必须停机并报警或通过逆变器内部调整向电网注入正序正弦波电流。任何情况下，并网逆变器都不能向电网注入负序电流。由并网逆变器所引起的电压不平衡，不应超过2.3.2-8中的限制。（6）输入过压、过流保护并网逆变器必须具备完备的交、直流过压、过流保护功能。并网逆变器的额定输入电流应大于光伏组串在+85时的短路电流，当出现输入过流时，过流保护电路动作并报警。（7）内部短路保护当并网逆变器内部发生短路时（如IGBT直通、直流母线短路等），逆变器内的电子电路、保护熔断器和输出断路器应快速、可靠动作，任何情况下都不能因逆变器内部短路原因导致电网高压侧的过流保护装置动作。（8）过热、过湿保护并网逆变器应具备机内环境温度过高保护（例如着火引起的机箱内环境温度过高）、机内关键部件温度过高保护等基本过热保护功能。并网逆变器应具备基本的机内湿度保护功能，当检测到机内出现凝露等情况时，并网逆变器不允许并网发电。此时，逆变器必须采取有效措施消除机内的凝露状态。（9）保护的灵敏度和可靠性在正常的逆变器运行环境和符合国标要求的电网环境下，逆变器不应出现误停机、误报警和其他无故停止工作的情况。当出现故障时，逆变器应能够按照设计的功能可靠动作。（10）整机阻燃性和环境适应性IEC 62109（CE认证安规测试标准）和UL1941标准中的安规、阻燃要求是对逆变器提出的最低要求。逆变器走线应使用阻燃型电线和电缆，线槽和线号标记套管等应采用阻燃材料。逆变器内电缆（如有）的额定工作温度不得低于125，如果有电缆并联的情况，则卖方必须对并联电缆的散热和均流性负责，同时，必须对电缆的长期可靠性和可用性负责。逆变器内电缆的长期运行温度必须与其连接的元件工作温度严格匹配，卖方必须充分考虑电缆接头处温度对电缆绝缘的影响。逆变器成套设备在任何情况下均不能产生蔓延性火灾。逆变器机体内应装有环境温度、湿度控制、保护继电器以加强整机的环境控制、保护能力。（11）降额警告逆变器在温度过高时必须进入降额运行模式，不能直接关机，卖方应明确提供并网逆变器的温度降额运行技术数据并提供逆变器的关机温度设定值。当并网逆变器因温度过高而自动降额运行时，应通过逆变器的本地显示屏显示并通过逆变器的通信接口向后台提供逆变器降额运行的警告信号。（12）故障的记录与显示并网逆变器必须能够记录设备使用寿命期内的所有故障信息，逆变器历史故障记录既能从本地显示屏调取，又能由监控后台远程调取。（13）电气间隙和爬电距离并网逆变器的电气间隙和爬电距离必须满足或优于IEC 62109光伏发电系统用电力转换设备的安全标准中的基本要求。当应用于高海拔环境时，应按照IEC 62109光伏发电系统用电力转换设备的安全标准的要求进行对应的修正，并网逆变器修正后的电气间隙和爬电距离必须满足或优于IEC 62109的要求。卖方应明确提供并网逆变器内主电路和控制电路电气间隙和爬电距离的最小保证值。（14）接触电流保护任何情况下，逆变器的接触电流均不能大于10mA。（15）漏电流保护逆变器的最大对地漏电流有效值（含直流）不应超过1A。逆变器交流侧必须配置高品质漏电监测保护系统，漏电监测保护系统必须能够准确、可靠的监测成套装置的漏电流（包含直流成分）和漏电流突变并按CGC/GF004:2011并网光伏发电专用逆变器技术条件中要求的阈值、时间和功能动作。（16）防雷保护逆变器必须具备完备的防雷保护功能。防雷设备损坏后，损坏的防雷器应能够可靠地与交、直流电网脱离（应具备防雷器失效保护装置），同时，应有信号上传至并网逆变器由并网逆变器统一与后台监控系统通信（上传至后台监控系统）。卖方对防雷设备失效后的可靠保护负责，对防雷设备的质量和正确应用负责。（17）对光伏阵列的保护逆变器成套装置不能对与其连接的光伏电池阵列的性能和安全性产生负面影响。不能出现因逆变器成套装置原因导致与其连接的光伏电池阵列出现性能劣化和安全等问题。（18）对成套设备内散热风机的保护和报警并网逆变器成套装置应具备对成套设备内所有散热风机有效寿命的预测功能，在散热风机达到寿命终结之前，应通过并网逆变器的显示屏和通信接口向用户和后台提出设备更换信息并提示更换原因。并网逆变器成套装置必须能够准确检测并判断兆瓦房内所有散热风机的工作状态，当兆瓦房内的散热风机出现故障时，兆瓦房必须通过逆变器的显示屏和通信接口向用户和后台报警并定位故障风机的类型。（19）谐振检测和保护并网逆变器成套装置必须具备谐振检测和保护功能，当并网逆变器与电网之间发生谐振时，并网逆变器必须能够检测到谐振并采取有效的保护措施（停机保护或破坏谐振发生的条件）。卖方必须说明具体采用的谐振检测和保护措施。3.2.4 相关测试报告以上3.2.1、3.2.2及3.2.3的各项内容原则上需提供独立第三方测试机构的测试报告。光伏并网逆变器应具备针对产品的型式试验及通过认证的报告。需要做的认证测试标准包括：CGC/GF004:2011 并网光伏发电专用逆变器技术条件、Q/GDW617-2011光伏电站接入电网技术规定、IEC 62109光伏发电专用逆变器的安全、IEC 62116-2008 光伏并网系统用逆变器防孤岛测试方法、GB/T 19939-2005 光伏系统并网技术要求等。产品需提供按照CGC/GF004:2011 并网光伏发电专用逆变器技术条件完成的金太阳认证型式试验报告和证书；按照IEC62109-1、IEC62109-2、IEC61000-6-2、IEC61000-6-4由TUV测试的安全、电磁兼容型式试验报告和证书；国家能源太阳能发电研发（实验）中心按照GB/T 19964-2012光伏发电站接入电力系统技术规定所做的低电压穿越测试报告和结论；逆变器必须具备GB/T 19964-2012光伏发电站接入电力系统技术规定标准中要求的所有功能。本项目原则上只接受独立的第三方认证报告，不接受任何形式的制造商自我声明认证。第三方认证报告中必须明确而清晰的体现出认证机构的名称、认证机构公章、认证日期或有效期限、被测试设备的具体型号等关键信息。3.2.5 低/零电压穿越测试的特殊说明产品必须具备低/零电压穿越功能（包括平衡穿越和不平衡穿越）并出具国家能源太阳能发电研发（实验）中心按照GB/T 19964-2012光伏发电站接入电力系统技术规定所做的低/零电压穿越检测报告及其结论（包括平衡穿越和不平衡穿越）。3.2.6 光伏并网逆变器的绝缘耐压性能（1）逆变器绝缘电阻并网逆变器的输入电路对地、输出电路对地，输入电路对机壳、输出电路对机壳以及输入电路与输出电路间的绝缘电阻应不小于10M。绝缘电阻只作为绝缘强度试验参考。（2）逆变器绝缘强度并网逆变器的输入电路对地、输出电路对地，输入电路对机壳、输出电路对机壳以及输入电路与输出电路间应能承受50Hz、2500V的正弦交流电压1min，且不击穿、不飞弧，漏电电流5mA 。 并网逆变器内的元器件布置应符合国内外的相关安规要求。3.2.7 光伏并网逆变器的监控系统要求（1）控制系统的供电要求并网逆变器的控制系统应具备自供电和外部供电（厂用电）两种供电方式供用户选择，其中自供电方式是指并网逆变器直接从逆变器直流侧和交流侧同时取电的双路冗余供电方式，外部供电（厂用电）方式是由外部提供单相AC220V给并网逆变器控制系统供电的方式。并网逆变器出厂时应设置为自供电方式，在产品说明书中应详细介绍外部供电方式的切换方法。如果并网逆变器采用了其他的自供电方式，例如使用UPS等储能装置、在并网逆变器输出侧使用小型隔离变压器向逆变器控制系统提供多路冗余电源等。并网逆变器控制系统的外部供电电压应为单相AC220V、50HZ，外部供电电源的输入端应加装知名品牌的高品质断路器。如果并网逆变器的控制系统采用三相电源供电，则并网逆变器的控制系统必须能够适应完全不平衡的三相电。（2）控制设备基本要求并网逆变器的控制系统应采用高性能的DSP控制芯片，反馈环节应采用低温漂、高精度、宽温度范围的高品质传感器（传感器的带宽和实际检测精度必须满足控制要求），模数和数模（如有）转换环节应采用高精度的高速AD/DA（如有），控制系统和为其供电的辅助电源应满足25年使用寿命的要求。并网逆变器内的所有PCB电路板都必须做优质、可靠的三防处理，卖方应详细说明其采用的三防处理工艺流程、三防漆厚度、三防处理设备等关键信息。控制系统应能稳定、快速的实现最大功率点跟踪和输出波形质量控制，以确保并网逆变器获得最大的功率输入并输出预期的正序正弦波电流。（3）通信并网逆变器应提供标准的RS485和工业以太网通信（有效带宽不能低于10M）功能，并网逆变器应能与光伏电站监控系统通过基于RS485的Modbus协议和基于工业以太网的IEC 61850协议簇通信（上传并网逆变器本身的详细的运行状态、工作参数及故障报警信号、完成远程调度等），至少保证每2秒可以刷新一次系统运行数据，故障信息应实时传送，所发信息必须清晰、准确，不能发送用户看不懂的故障代码。并网逆变器内RS485信号的有效传输距离不小于1000米，至少支持9.6kB/S，19.2kB/S两种通信速率，出厂默认通信速率9.6kB/S。甲方有权知道逆变器的所有运行和故障信息，运行和故障信息应清晰、明确（准确）。不允许出现用户看不懂的故障代码或“设备故障”等含糊不清（不能准确定位）的故障信息。并网逆变器应具备接收电网调度指令并可靠执行的能力，在设备质保期内，卖方应无条件、免费的满足甲方、电网公司、监控后台提出的所有调度、通讯等功能及其后续升级要求。（4）并网逆变器的启动及同步并网逆变器应能根据日出及日落的日照条件，实现自动开机和关机。并网逆变器启动运行时应确保光伏发电站输出的有功功率变化率不超过所设定的最大功率变化率。并网逆变器应具有自动与电网侧同步的功能；并网逆变器应具备自动获取GPS系统同步信号的功能；并网逆变器应具有自动对时功能，能够与监控系统的基准时间对时。（5）并网逆变器的人机接口并网逆变器应在面板上设置宽温度范围的高品质显示屏和操作控制设备，以实现操作人员的现地手动操作。显示屏应能显示并网逆变器的运行参数、状态、故障信息、历史发电量和瞬时发电量等所有运行和历史信息。（6）并网逆变器的显示及故障报警显示屏的显示参数主要包括（但不限于此）：直流电压、直流电流、直流功率、交流电压、交流电流、并网逆变器机内温度、时钟、频率、功率因数、当前发电功率、日发电量、累计发电量、每天发电功率曲线、电压畸变率、电流畸变率等。故障信号包括：电网电压过高、电网电压过低、电网频率过高、电网频率过低、电网电压不平衡、直流电压过高、并网逆变器过载、并网逆变器过热、并网逆变器短路、散热器过热、光伏并网逆变器孤岛、DSP故障、通讯失败、绝缘故障、漏电流保护等。如果并网逆变器运行于有功功率控制、功率因数调节、夜间SVG、自动电压控制、独立无功补偿等调度状态，则并网逆变器应在显示屏的运行界面上明确显示，此时，有功功率限制功率、具体的功率因数限制值、夜间SVG输出功率、自动电压控制的目标值、独立无功补偿容量等应明确显示。并网逆变器应采用声光报警的方式来向本地操作、运维人员发出故障提示信号。（7）并网逆变器的历史数据采集和存储在并网逆变器的寿命期内，逆变器应能够以日、月、年为单位连续存储运行数据和故障记录等，其中故障、报警、异常事件等信息的准确度需精确到秒。3.2.8 光伏并网逆变器的预期寿命卖方应提供并网逆变器在环境温度为+55、额定输出情况下，主要功率器件的温升和预期寿命资料。预期寿命资料中应提供系统在最高不降额工作海拔，环境温度+55，满载工作时功率开关器件（可不提供）、直流母线电容、输出高通滤波器电容、输入输出功率电感、控制系统辅助电源等的老化机制、寿命模型、预期寿命和失效模式等。满载工作时，直流母线电容温升和预期寿命、辅助电源预期寿命的详细资料必须提供。主要功率器件失效时，并网逆变器会对光伏阵列或供电电网构成危害的，资料中应说明是否采取预防措施，如果采取预防措施，应在资料中提供；如果不对光伏阵列或供电电网构成危害，请说明原因。3.2.9 并网逆变器成套装置的通风散热要求高温会加速设备老化，严重影响设备实际使用寿命，并网逆变器成套装置必须加装专用通风散热设备。由于卖方对通风散热方案考虑不周（没有加装专用通风散热设备或通风散热设备配置不合理）所导致的所有问题由卖方负责。3.2.10 光伏并网逆变器的工艺要求（1）并网逆变器交流各相、直流正负导线应按照国家标准配置相应的颜色。（2）不允许使用镀锡处理的母线和连接件，可以使用钝化或镀银等工艺处理的防腐、防氧化母线和连接件，无论卖方采用何种母线防腐、防氧化处理方式，都必须保证并网逆变器可以在-40+70的环境温度下存储运输，在-25+55的环境温度下满功率运行，同时，不能影响电缆连接点处的接触电阻。（3）选用质量可靠的输入输出端子，需充分考虑电缆的安装与固定，柜内所有铜排连接处全部加装符合生产工艺要求的高品质弹垫和平垫。（4）柜体内元件位置编号、元件编号需与图纸一致，所有可操作部件均应用中文标明功能。（5）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。（6）各元件板应有防尘装置，柜体设计应考虑通风、散热。（7）光伏并网逆变器柜内应有保护接地。（8）所有导线、电缆、线槽、线号套管等应使用阻燃型产品。（9）并网逆变器运行时，打开柜门后，所有导电部件均应有防护措施以防止人手触及。（10）并网逆变器能够单面（正面）维修。3.3.11直流配电柜的总体要求（1）直流配电柜柜体应有足够的机械强度，在运输、安装中不发生变形，外型美观。外壳油漆喷涂均匀，抗暴晒、抗腐蚀，抗紫外线并有牢固的附着力。（2）直流配电柜柜体应采用优质金属材料，具有抗暴晒、不易导热、抗风化腐蚀及抗机械冲击等特点。直流配电柜金属框架均能够良好的接地，至少设置2个接地端子，并标有明显的保护接地符号。（3）直流配电柜应能够从底部引入电缆。（4）直流配电柜柜体防护等级不低于IP20。（5）直流配电柜柜体设计满足自然通风要求，散热性能良好，方便现场安装。柜顶配备起吊环或起吊孔；柜底配备可供叉车搬运的基座；柜体外表面应装有临时重心指示标志（安装后可去掉），柜内安装件均作镀锌钝化处理，柜体采用厚度不低于2.0mm的冷轧钢板制作。（6）不允许使用镀锡处理的母线和连接件，可以使用钝化或镀银等工艺处理的防腐、防氧化母线和连接件，无论卖方采用何种母线防腐、防氧化处理方式，都必须保证直流配电柜可以在-40+70的环境温度下存储运输，在-25+55的环境温度下满功率运行，同时，不能影响电缆连接点处的接触电阻。（7）直流配电柜柜门、隔板采用静电环氧喷塑并进行橘纹处理消除眩光。（8）母线的连接应采用防腐处理的螺栓、螺母、套管。母线应按国家标准 ( GB )的规定排列和标记。（9）最坏工况下，直流配电柜内元件的温升应不超出所采用标准的允许温升极限。（10）直流配电柜柜内元件除应能满足本回路的参数要求外，还应保证在规定的条件下安全可靠地运行，且易于安装、检查和维修。（11）直流配电柜运行时，打开柜门后，所有导电部件均应有防护措施以防止人手触及。（12）直流配电柜的额定容量不小于其配套并网逆变器的最大连续输入容量。（13）直流配电柜的供电问题由成套设备自行解决，不为直流配电柜内的所有元器件提供外部供电电源。（14）直流配电柜前面板上标配直流电压表、电流表、电度表，其中，直流电压表、电流表可以集成在直流电度表中。直流电能表的精度不低于0.5级（与电度表匹配的传感器最低精度0.2级），直流电能表的最小量程不低于999MWh并具备RS485通信功能。（15）直流配电柜的每个直流输入支路均加装高品质、低压降防反二极管，防反二极管的额定电流应留有充分的设计余量。防反二极管采用光伏专用型。（16）卖方必须保证每500kW直流配电柜的直流输入支路数量不低于8路。3.2.12 直流配电柜的二次接线要求（1）二次设备、接线应标明原理图和安装图标号，标号应正确、完整、清晰、牢固。（2）二次回路的接线端子排安装位置与一次接线对应，要充分考虑方便用户安装接线和检修。（3）二次导线采用多股铜芯阻燃导线，电流互感器二次侧导线截面4mm；控制回路导线截面2.5mm。二次回路端子排包括单极断路器。（4）二次回路承受2kV工频耐压试验无破坏性放电。（5）所有进出直流配电柜的控制配线及端子均需做配线标记，该标记的文字与编号应与控制原理图上的一致。所有配线标记采用阻燃材料。（6）配线主回路应按国标规定的颜色和文字标注。（7）二次接线应采用不小于 2.5mm的多股铜芯导线，导线的分支应在元器件的端子或端子排上。每个端子只容许接单根导线。3.2.13直流配电柜技术性能要求（1）每台500kW并网逆变器配置1台直流配电柜。（2）直流配电柜可承受的最大直流电压：1250V（3）直流配电柜的预期最大短路电流为DC 20kA。（4）直流配电柜的进出线均采用直流断路器，汇流箱的输出通过直流配电柜内的进线支路直流断路器汇流后接到汇流断路器的输入端，汇流断路器的输出端与并网逆变器的输入相连。（5）直流配电柜内的支路直流断路器必须采用知名厂家的产品。直流断路器额定电压不低于DC1250V，根据海拔高度修正后的额定电流不低于250A，应具备速断（磁脱扣）和过流（热脱扣）保护功能，断路器磁脱扣电流不能大于3*In， DC1250V时的额定短路分断能力不能低于20kA。直流断路器出厂的默认热脱扣电流应设定为200A（根据海拔高度修正后）。（6）直流配电柜的每条输入支路均加装知名厂家的高品质、低压降防反二极管，防反二极管的额定电压不低于DC 1600V，额定电流不低于DC 250A，防反二极管工作时的最高管压降不高于0.8V，卖方应明确防反二极管的厂家、型号、数量、额定耐压、额定电流、管压降、安装和散热方式等。直流配电柜中防反二极管的最高温升不超过30。（7）最坏工况下，直流配电柜内元件的温升应不超出所采用标准的允许温升极限。（8）汇流断路器应具有“分闸”、“合闸”位置的机械指示，合闸、分闸以及跳闸指示灯，并安装于直流配电柜表面。（9）汇流断路器的保护功能动作后只有手动复位才能重新合闸。（10）汇流直流断路器的技术参数（必须采用知名品牌的产品）名称：直流低压断路器（低温型）最小额定电压： DC1000V额定电流：卖方根据自己的接线方案设计并在此处提供单台汇流断路器的额定电流信息磁脱口电流：5*In直流极限分断能力：20 kA直流柜内所有断路器需实现过压、速断、过流（过载）等保护功能。其分合闸状态和故障跳闸状态应有信号上传至并网逆变器由并网逆变器统一与监控系统通信或采取其他方式送至监控系统。（11）关于汇流直流断路器配置位置的说明 如果并网逆变器的输入已配置直流进线断路器，则直流配电柜中可不配置直流汇流断路器，但直流配电柜中必须配置进线支路的直流断路器。此时，并网逆变器的输入直流断路器应采用知名厂商的产品。（12）光伏专用直流避雷器技术参数直流配电柜中应配置知名品牌的光伏专用直流防雷器，防雷器具备正负极对地和正负极之间的雷电防护功能，防雷器额定工作电压不低于DC900V，最大持续工作电压不低于DC