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1、 1MW集装箱式逆变房 技术规范书 XX 目 录 1 总的要求 3 2.工程概况 3 3.技术参数和性能要求 4 4 供货范围 29 5 图纸及资料 30 6 技术服务、设计联络、工厂检验和监造 32 7 试验 34 8 包装和运输 36 9 质量保证和管理 37 10 相关附件 38 1 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
2、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
3、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
4、 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 V DC1000 2 MPPT电压范围 V DC480-850V（或更宽） 3 额定输出电压
5、V AC270V~ AC360V 4 输出电压范围 V AC270V~ AC360V 5 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 Hz 50 7 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 -16.6 10 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 m 40 12
6、太阳辐射强度 MJ∕m2 5072 13 最大覆冰厚度 mm 14 最大风速 m/s 2.9 15 耐受地震能力（对应水平加速度，安全系数不小于1.67） 度 7 16 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
7、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-
8、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
9、 电能质量 电压波动和闪变 GB/T13384—2008 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/T2004
10、6-2006 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
11、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
12、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DC600V±10V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DC600V±10V输入电压时，处于自
13、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DC450V±10V、DC600V±10V、DC750V±10V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
14、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DC450V±10V、DC600V±10V、DC750V±10V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
15、 （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
16、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
17、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30~110%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20~30%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10~20%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
18、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
19、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
20、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
21、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
22、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
23、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
24、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 19964-201
25、2《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
26、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
27、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。 （2
28、0）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
29、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
30、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
31、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
32、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
33、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
34、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
35、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
36、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
37、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
38、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
39、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
40、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CG
41、C/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
42、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
43、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
44、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
45、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
46、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
47、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
48、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
49、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
50、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
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