1MW集装箱式逆变器技术规范书3.3

1MW技术规范书二〇一五年十一月目 录TOC\o"1-1"\h\z\u1总的要求 3工程概况 3技术参数和性能要求 4供货范围 30图纸及资料 31技术服务、设计联络、工厂检验和监造 337试验 35包装和运输 37质量保证和管理 38相关附件 39总的要求1MW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。应符合技术规范书所规定的要求。高的标准执行。必须逐项在“卖方技术差异表”中列出。尽事宜，由合同签约双方在合同谈判时协商确定。（或供货商ISO-9001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。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IEC，TUV，CCCGB工程概况项目名称：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。设备运输:汽运。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~AC360V直流侧1000V低压电缆5与其他设备连接方式交流侧1000V低压电缆6额定频率Hz507电流互感器二次侧电流A/高压侧kA/11海拔高度m4012太阳辐射强度MJ∕m2507213最大覆冰厚度mm14最大风速m/s2.9系统短路水平8系统短路水平8环境温度低压侧多年平均多年极端最高多年极端最低日相对湿度平均值月相对湿度平均值kA℃9/13.940.5-16.6环境相对湿度湿度（20℃）%1015（全系数不小于1.67）污秽等级安装场所（户内/户外）度71617级户内1000m技术参数和性能要求标准和规范按有关标准、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。2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GB3859-1993GB4208-2008GB17625.1-2003GB18479-2001GB20513-2006GB20514-2006GB/T191-2008GB/T2423.1-2008GB/T2423.2-2008GB/T2423.9-2008GB/T4942.2-1993GB/T12325-2008GB/T12326-2008GB/T13384—2008GB/T14549-2008GB/T14598.3-93.6.0GB/T14598.9GB/T14598.14GB/T15543-2008GB/T15945-2008GB/T17626.8GB/T19939-2005GB/Z19964-2005GB/T20046-2006SJ11127-1997DL/T621-1997GB/T13384-2008Q/SPS22-2007

标 准 名 称半导体变流器应用导则外壳防护等级IP代码（IEC电磁兼容限值谐波电流发射限值地面用光伏（PV）发电系统概述和导则光伏系统性能监测测量、数据交换和分析导则光伏系统功率调节器效率测量程序包装储运图示标志电工电子产品基本环境试验规程试验A：低温试验方法电工电子产品基本环境试验规程试验B：高温试验方法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低压电器外壳防护等级电能质量供电电压偏差电能质量电压波动和闪变机电产品包装通用技术条件电能质量公用电网谐波绝缘试验辐射电磁场干扰试验静电放电试验电能质量三相电压不平衡电能质量电力系统频率偏差工频磁场抗扰度试验光伏系统并网技术要求光伏发电站接入电力系统技术规定光伏（PV）系统电网接口特性（IEC61727:2004,MOD）光伏（PV）发电系统的过电压保护——导则交流电气装置的接地机电产品包装通用技术条件并网光伏发电专用逆变器技术要求和试验方法ISOSI公制标准。当标准、规范之间存在差异时，应按要求高的指标执行。一体化集装箱式逆变房的技术参数光伏并网逆变器形式（低温型。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功率因数调节分辨率：不低于±0.01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对辅助触点的要求AC690V，2A（AC690V），辅助触点通过连接到接线端子的形式向用户提供。光伏并网逆变器的主要性能指标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DC600V±10V（含直流配电柜）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DC600V±10V值）100.5%。卖方应提供盖有公章的数据真实性承诺函。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DC450V±10VDC600V±10VDC750V±10V（含直流配电柜）5%、10%、15%、20%、25%、30%、35%、40%、45%、50%、55%6065%70%758085%90%95%100105%110%3（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DC450V±10V、DC600V±10VDC750V±10V（含直流配电柜）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50.5%。卖方应提供盖有公章的数据真实性承诺函。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MPPT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。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%1201120%。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/T14549《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：30~110%3%，GB/T14549要求。20~30%5%，GB/T14549求。10~20%8%，GB/T14549求。10%15%，其中，奇次、偶次谐波电流含有率不超过GB/T14549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。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%。6000.75%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601.0%时，逆变器应立即停机进行直流分量超标保护；当逆301.2%时，逆变器应立即停机101.5%51.8%时，逆变器应立即停机进行直流分量超标保护。600.5%时，300.75%51.0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。电压不平衡度4%；1.3%，2.6%。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。电磁干扰和电磁兼容EMCEMC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/T17626GB17799、IEC61000-6-2、IEC61000-6-4的要求。MPPT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。有功功率和功率因数控制率、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），百分比形式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）。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/T19964-2012《光伏发电站接入电力系统技术规定》的要求。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。GB/T19964-2012《光伏发电站接入8噪声110%1m65dB(A)。待机功耗并网逆变器的待机功耗不应大于100W。SVG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。SVGSVG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双绕组变压器双分裂变压器逆变器的自动电压调节范围。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/T19964-20128（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。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。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的相关要求，具体的调节方式待定。数学模型卖方必须承诺按照电网公司GB/T19964-2012《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/T19964-2012《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。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80%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）对值与额定值（出厂设定值）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%。光伏并网逆变器的保护功能电网故障保护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GB/T19964-20128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。IEC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。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：20s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。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。输出过流保护120%，0.1s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%。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。极性反接保护并网逆变器应能正常工作。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。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。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。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。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状态。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。整机阻燃性和环境适应性IEC62109（CE）和UL1941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）125℃，如果有电缆并联的情和可用性负责。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。保护能力。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。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。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IEC62109《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IEC62109《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IEC62109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。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。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。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。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安全等问题。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接口向用户和后台报警并定位故障风机的类型。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。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》、IEC62109《光伏发电专用逆变器的安全》、IEC62116-2008《光伏并网系统用逆变器防孤岛测试方法》、GB/T19939-2005《光伏系统并网技术要求》等。CGC/GF004:2011《并网光伏发电专用逆变器技术条件》完成IEC62109-1IEC62109-2IEC61000-6-2IEC61000-6-4TUV中心按照GB/T19964-2012GB/T19964-2012《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。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/T19964-2012《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）。光伏并网逆变器的绝缘耐压性能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。逆变器绝缘强度50Hz2500V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。光伏并网逆变器的监控系统要求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。AC220V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。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）AD/DA（如有），控制25PCB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。通信RS485（RS485ModbusIEC61850（作参数及故障报警信号、完成远程调度等），2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。RS485100019.2kB/S9.6kB/S。（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（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。并网逆变器的启动及同步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。GPS间对时。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。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。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。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。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。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。光伏并网逆变器的工艺要求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。须保证并网逆变器可以在-40℃~+70℃-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。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。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。光伏并网逆变器柜内应有保护接地。所有导线、电缆、线槽、线号套管等应使用阻燃型产品。手触及。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直流配电柜应能够从底部引入电缆。IP20。重心指示标志（安装后可去掉），2.0mm须保证直流配电柜可以在-40℃~+70℃-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。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。GB的规定排列和标记。限。的条件下安全可靠地运行，且易于安装、检查和维修。人手触及。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。元器件提供外部供电电源。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0.5（0.2），999MWh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。500kW8直流配电柜的二次接线要求牢固。装接线和检修。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≥4mm²；制回路导线截面≥2.5mm²。二次回路端子排包括单极断路器。2kV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。配线主回路应按国标规定的颜色和文字标注。二次接线应采用不小于2.5mm²的端子或端子排上。每个端子只容许接单根导线。直流配电柜技术性能要求500kW1直流配电柜可承受的最大直流电压：1250VDC20kA。网逆变器的输入相连。DC1250V，250A，应具备速断（磁脱扣（热脱扣3*In，20kA200A（根据海拔高度修正后）。DC1600VDC250A，防反二极管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30℃。限。跳闸指示灯，并安装于直流配电柜表面。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。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：≥20kA直流柜内所有断路器需实现过压、速断、过流（过载）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。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。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DC900V，1000V，3KV、不4KV，标称通流容量（正负极对地）12.5KA，最大通流容量（正负极对地）25KA，25-40~+80℃光伏专用直流防雷器必须具备防雷器失效保护电路；光伏专用直流防雷器应有状态指示节点，通过状态指示节点向监控通信设备提供防雷器的工作状态。与光伏专用直流防雷器导电接线端子相连接的导电导线的有效截面积不低于35mm²。要求直流防雷器采用可带电直接插拔式。数字式直流电能表直流配电柜的前面板上应配置数字式直流电能表，直流电能表的计量精度不于0.5级，传感器精度不低于0.2级，能够显示电压、电流、电能等信息，最小程不低于999MWh直流电度表至少可以存储12个月的历史发电量数据具备RS485通信功能，工作温度范围不小于-25℃~+55℃，存储温度范围不小于-40℃~+70℃数字式直流电能表应能够手动或通过后台命令自动清零（通过 RS485通讯实现）。绝缘电阻和耐压直流配电柜的输入电路对地、输出电路对地以及输入电路与输出电路间的绝缘电阻应不小于10MΩ。绝缘电阻只作为绝缘强度试验参考。直流配电柜的输入电路对地、输出电路对地以及输入电路对输出电路应承受AC3500V、50Hz1min，5s定值。试验过程中无击穿和闪络，不飞弧，漏电流<5mA。直流配电柜的散热直流配电柜的散热问题由卖方自行解决，直流配电柜内部元件的最高温升不能大于30℃，直流配电柜内部空气温度与环境温度的最大温差不能大于10℃。B-40℃~+70℃，运行温度范围不低于-25℃~+55℃，应在此处提供所用散热风机的详细技术参数（datasheet）。直流专用电缆直流配电柜中所有电线、电缆的对地额定电压均不能低于DC1250V，长期允许运行温度不低于125℃，电缆必须为阻燃型电缆。电气间隙和爬电距离海拔高度最小电气间隙海拔高度最小电气间隙最小爬电距离3000m19mm33mm一体化集装箱式逆变房成套装置成套装置范围界定箱式逆变房要求具有如下集成设计：并网逆变器、交流配电箱（换）留通讯柜位置的集成一体化功能房。2.0mm1.5mm0.11mmA8℃。-25℃～+55℃下正常运行，逆变器厂网等防尘措施设计。8三根三芯电缆的出线端子。变器、自供电、（汇流箱及升压变）等其他接线端子留置在交直流侧接线箱内。800*600*1900mm位置。（该尺寸由逆变房厂家提出具体要求）1380V1220V（7）1MW箱式逆变房外部接线箱内应该能够至少接入16台汇流箱的的端子。集装箱尺寸为（长x宽x高）： ；RAL7035。外壳油漆喷涂均匀，抗暴晒、抗腐蚀，并有牢符合环保标准的要求，卖方应提供环保部颁发的合格证书。逆变器成套设备外壳采用集装箱式结构，外壳需经防腐蚀处理。箱门的设计尺寸与所装用的设备尺寸相配合所有的门向外开，开启角度90°外挂锁孔。门的设计尺寸与所装用的设备尺寸相配合。在当地环境条件下运行时，所有电器设备不超过其最大允许温度。A1（并满足当地消防要求。IP54。逆变器应具备自足成套设备内所有设备（含通信保护设备）电源需求。通信、外壳、接地等连接和配合均属于卖方的责任范畴，与甲方无关。一体化逆变器房内配有火灾报警系统。成套装置输入、输出电气接口特性500kW870mm²/95mm²/120mm²卖方必须保证直流配电柜内各直流输入支路电流的均衡性。变器直流输入支路电流的均衡性。单台并网逆变器交流总输出的UVW3240mm²的标准电力电3240mm²接线的要求，同时，接线电缆孔必须与240mm²的电缆相匹配，不接受两根电缆压接于同一个端子（即接线孔）上的接线方式。1RS485，RS4851000mRS4851RS485，RS4851000mRS485除具备标准的RS485IEC6185010M，100m效带宽、通信距离、通信可靠性、准确性和有效性负责。成套装置的绝缘电阻监测与报警统必须特别注意直流配电柜中防反二极管对绝缘监测仪测量性能的影响。RS485远程报警。绝缘监测系统的技术性能要求和初始报警阈值应满足CGC/GF004:2011《并网光伏发电专用逆变器技术条件》中的具体要求。警。成套装置的漏电监测与保护IT地交流侧漏电监测和保护功能。漏电监测保护系统必须能够准确、可靠的监测成套设备的漏电流（包括直流和交流成分当检测到漏电故障时，漏电监测保护系统应立即按设计功能动作并进行本地和远程报警（RS485）。《并网光伏发电专用逆变器5.7.5动、拒动等情况。成套装置正常工作的电网条件符合国标GB/T19964-2012GB/T14549-1993《电能质量公用电网谐波》、GB/T15543-2008《电能质量三相电压不平衡》、GB/T12325-2008GB/T15945-2008GB/TGB/T《电能质量公用电网间谐波》等的电网环境为成套设备正常运行一体化集装箱式逆变房技术数据序号名称招标方要求值投标方提供保证值序号名称招标方要求值投标方提供保证值备注1生产厂家序号23(1)4(1)(2)(3)5(1)

名称逆变器型号逆变器输出功率逆变器输出额定功率逆变器效率最高转换效率*欧洲效率（加权平均效率）10%额定交流功率时逆变器输入参数最高输入电压

招标方要求值500kW≥98.1%≥97.4%≥90%DC1000V

投标方提供保证值 备注(2)(3)(4)6(1)(2)(3)(4)(5)(6)7(1)(2)8(1)

MPPT电压范围逆变器输出参数额定输出电压功率因数电气绝缘直流输入对地防雷能力标称放电电流In（8/20µs）

480VDC ～850VDC1200A8AC270～AC360VAC270～AC360V49.5-50.5Hz≥0.99<3%≥20kA(2) 最大放电电流Imax（8/20µs） ≥40kA(3)(4)91011

电压保护水平Up残压噪音平均无故障时间

≤1kVIP20≤60dB≥10序号名称招标方要求值投标方提供保证值序号名称招标方要求值投标方提供保证值备注12要求的电网形式IT13逆变器功率损耗(1)工作损耗（包括通风照明等自用电）待机损耗/夜间功耗<1500W(2)<100W14自动投运条件15断电后自动重启时间5min16隔离变压器（有/无）无17接地点故障检测（有/无）有18保护功能(1)过载保护（有/无）有(2)反极性保护（有/无）有(3)过电压保护（有/无）有(4)孤岛保护和低电压穿透功能有(5)其它保护（请说明）-16.6 ℃ ～19工作环境温度范围40.5℃20相对湿度0～90%21满功率运行的最高海拔高度≤120022防护类型/防护等级23散热方式强制风冷24重量25箱体机械尺寸（宽×高×深）26外壳材质供货范围表5供货范围一览表序号设备名称数量产地生产厂家 备 注1一体化集装箱式逆变房1MW台16含：逆变器低压配电箱台套32通风通道通风通道三防灯火灾报警装置消防设备集装箱房体套套套套套备品备件和专用工具序号名称规格和型号单位序号名称规格和型号单位数量生产厂家备注1安装工具套22345图纸及资料图纸及图纸的认可和交付卖方技术协议签订后11表7卖方提交的需经确认的图纸资料及其接收单位提交图纸、资料名称认可图、最终图（附电子文档）

接收图纸单位名称、地址、邮编、电话（设计单位）

提交份数4认可图、最终图说明书试验报告（附电子文档）

（买方） 4买方在收到需认可图纸1（买方负责人签字）承担。卖方在收到买方确认图纸（包括认可方修正意见）后，应于1周内向表1所列有关单位提供最终版的正式图纸和两套供复制用的底图及正式U盘或光盘2UE-mail完工后的产品应与最后确认的图纸一致。买方对图纸的认可并不减轻卖相符。中文书写，并使用国际单位制。卖方免费提供给买方全部最终版的图纸、资料及说明书。其中，图纸应包括总装配图及安装时设备位置的精确布置图，并且应保证买方可按最终版的图纸资料对所供设备进行维护，并在运行中进行更换零部件等工作。说明书的要求安装使用说明书。最终技术资料（包括分包与外购设备的技术资料）手册：其它适于使用的数据和说明。逆变器检修安装演示光盘。卖方提供的图纸应清晰，不得提供缩微复印的图纸。程施工用图等。最终正式工程设计用图应图纸签署完全，加盖确认标记。图纸改版后，必须及时通知需方，图纸应注明改版序号。图及印刷资料外，其它工程施工设计用图需采用蓝图。提供图纸资料等应附有提供资料清单，以备查考。发现，卖方应及时免费提供。试验报告卖方应在逆变器出厂发运的同时提供有关质量保证的各项质量文件和技术文件。这些文件至少包括：产品检验合格证书；产品质量承诺书；主要零部件材料试验报告；出厂检验规格参数表和外形尺寸图；安装、使用、维护手册；原厂生产证明文件。技术服务、设计联络、工厂检验和监造技术服务概述此情况通知了买方。依据，并列出安装承包商应提供的人员和工具的类型及数量。的专业、人员数量、持续服务时间、以及到达和离开工地的日期。任务和责任更和修改合同。设备的安装、调试和验收试验。卖方技术人员有义务协助买方