1配电设备的布置

逆变器、升压变压器及配电设备整体采用预装式成品房，所有设备均布置于成品房内，变压器选择干式变压器，与逆变器一体化设计。

2 直流配电单元

1）直流防雷配电部分集成于光伏并网逆变器中。

2）直流断路器选用光伏专用产品，直流配电数量匹配逆变器。逆变器房进线电缆型号为YJHLV23-2x120(铝合金电缆), 每台一体机共接入16-22回，设计制造时应充分考虑低压电缆及控制电缆进线的安装位置。

3）直流配电部分应设有断路器及操作开关（每路直流输入侧应配有可分断的直流断路器），以便于维护人员运行操作及检查；直流配电部分运行时，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。

4）逆变器内应成套配置智能绝缘监测装置及智能遥信遥控单元，可实现光伏配电站二级汇流、防雷及监测、保护、计量、断路器状态监测、通讯等。

5）直流母线输出侧应配置光伏专用防雷器。

6）直流配电部分元件的温升应不超出所采用标准的允许温升极限。

7）直流配电的容量与并网逆变器的最大连续输入容量相匹配。

8）直流避雷器技术参数

工作电压：1kV；

雷电流放电能力：≥30kA；

不能使用小容量直流避雷器并联成30kA，只能使用单个容量为30kA的避雷器。因直流防雷器质量问题对招标方造成的所有损失由投标方负责赔偿。

3逆变器

本次供货范围内设备为三相户内式三电平光伏并网逆变器，无隔离变，集成直流配电单元，逆变器输出端交流断路器选用抽屉式框架断路器。

并网逆变器须最大效率不低于98.5%、中国效率不低于98.3%。

并网逆变器须取得国网电科院的GB/T 19964-2012标准检测报告，同时取得CGC，TUV等第三方权威机构的认证或检测报告。逆变器产品在国内外项目中用多项运用业绩，实际运用业绩超过2GW，同时提供相应的合同给及证明。

并网逆变器满足GB/T 19964-2012标准，同类产品在实际现场项目通过第三方权威机构的低电压（含零电压）穿越测试，同时取得测试报告（需要提供通过测试的现场项目名称）。

光伏并网逆变器输出参数

    额定交流输出功率                 630kW

    最大交流输出功率                 693kVA

    额定交流输出电压                 315V

    允许电网电压                     AC283～347V（可设置）

    额定输出频率                     50Hz

    平均功率因数                     ≥0.99

    过载能力                         110%

    最大效率                         ≥98.5%

    中国效率                         ≥98.3%

光伏并网逆变器输入参数

    最大输入电压：                   DC1000V

    MPPT电压范围                     DC500V～DC820V

    MPPT数量                         ≥1

    最大输入直流电流                 1330A

并网逆变器的制造、试验和验收满足以下的规范和标准，但不限于此：

l     GB/T 191 包装储运图示标志

l     GB/T 19939-2005 光伏系统并网技术要求

l     GB/T 20046-2006 光伏（PV）系统电网接口特性（IEC 61727:2004,MOD）

l     GB/Z 19964-2005 光伏发电站接入电力系统技术规定

l     GB/T 2423.1 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 2423.1-2001，idt IEC 60068-2-1:1990）

l     GB/T 2423.2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 2423.2-2001，idt IEC 60068-2-2:1974）

l     GB/T 2423.9 电工电子产品基本环境试验规程 试验Cb：设备用恒定湿热试验方法（GB/T 2423.9-2001，idt IEC 60068-2-56:1988）

l     GB/T 2423.10 电工电子产品基本环境试验规程 试验Fc：振动（正弦）（GB/T 2423.10-1995，idt IEC 60068-2-6:1982）

l     GB 4208 外壳防护等级（IP 代码）（equ IEC 60529:1998）

l     GB/T 14549-1993 电能质量公用电网谐波

l     GB/T 15543-1995 电能质量三相电压允许不平衡度

l     Q/SPS 22-2007 并网光伏发电专用逆变器技术要求和试验方法

l     GB/T 12326-2008 电能质量电压波动和闪变

l     GB/T 12325-2003 电能质量供电电压允许偏差

l     GB 50054-95 低压配电设计规范

l     IEC61312-5 内部防雷的应用指南

l     IEC61312-3 1996 电涌保护器（SPD）

l     GB 50343 一2004 建筑物电子信息系统防雷技术

l     GB/T 15945-2008 电能质量电力系统频率偏差

l     Q/GDW 617-2011 光伏电站接入电网技术规定

l     GB2829 周期检查计数抽样程序及抽样表(适用于生产过程稳定性的检查)

l     GB/T 3859.1 半导体变流器基本要求的规定

l     GB/T 3859.2 半导体变流器 应用导则（GB/T 3859.2-1993，eqv IEC 60146-1-2:1991）

l     GB 3873 通信设备产品包装通用技术条件

l     GB 17625.2 电磁兼容 限值 对额定电流不大于16A的设备在低压供电系统中产生的电压波动和闪烁的限制（GB 17625.2-1999，idt IEC 61000-3-3:1994）

l     GB/Z 17625.3 电磁兼容 限值 对额定电流大于16A的设备在低压供电系统中产生的电压波动和闪烁的限制（GB/Z 17625.3-2000，idt IEC 61000-3-5:1994）

l     GB/T 17626.2 电磁兼容 试验和测量技术 静电放电抗扰度试验（GB/T 17626.2-1998，idt IEC 61000-4-2:1995）

l     GB/T 17626.3 电磁兼容 试验和测量技术 射频电磁场辐射抗扰度试验（GB/T 17626.3-1998，idt IEC 61000-4-3:1995）

l     GB/T 17626.4 电磁兼容 试验和测量技术 电快速瞬变脉冲群抗扰度试验（GB/T 17626.4-1998，idt IEC 61000-4-4:1995）

l     GB/T 17626.5 电磁兼容 试验和测量技术 浪涌（冲击）抗扰度试验（GB/T 17626.5-1999，idt IEC 61000-4-5:1995）

l     GB/T 17626.6 电磁兼容 试验和测量技术 射频场感应的传导骚扰抗扰度（GB/T 17626.6-1998，idt IEC 61000-4-6:1996）

l     GB/T 17626.11 电磁兼容 试验和测量技术 电压暂降、短时中断和电压变化的抗扰度试验（GB/T 17626.11-1999，idt IEC 61000-4-11:1994）

l     GB 17799.3 电磁兼容通用标准 居住、商业和轻工业环境中的发射标准（GB 17799.3-2001，idt IEC 61000-6-3:1996）

l     GB 17799.4 电磁兼容通用标准工业环境中的发射标准（GB 17799.4-2001，idt IEC 61000-6-4:1997）

l     《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》、《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》以及其他相关标准。

上述标准与招标文件有矛盾的地方，以招标文件为准。如果在上述标准之间存在矛盾，而在本招标文件中并未明确规定，则应以招标方的决定为准。

4使用条件

4.1.1使用环境温度：

逆变器正常工作温度范围为-35℃～55℃ ；

无剧烈震动冲击, 垂直倾斜度≤5?；

工作环境应无导电爆炸尘埃, 应无腐蚀金属和破坏绝缘的气体和蒸汽；

逆变器应满足本项目所在地低温运行设计并满足环境条件要求；

逆变器交直流侧均为下出线。

4.1.2投标方应根据本工程的实际海拔高度对逆变器的各项性能指标进行修正。并保证其绝缘性能满足要，其降容系数不低于以下要求：

表4.1.2 降容系数表

 4.2光伏并网逆变器是光伏发电系统中的核心设备，必须采用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：

4.2.1并网逆变器的功率因数和电能质量应满足中国电网要求。

4.2.2逆变器的安装应简便，无特殊性要求。

4.2.3逆变器应选用技术先进且成熟的已有多项成功应用经验的设备，要求使用三电平技术。

4.2.4本工程项目采用1.25MW逆变发电单元方案。

4.2.5 PID防护和修复功能及要求

    逆变器应具备光伏组件PID防护和修复功能。逆变器PID防护方案必须采用电阻虚拟中性点电位抬升方式，在逆变器正常并网运行和待机时均须保证负极对地电位≥0。且PID防护功能应能与直流绝缘检测功能同时工作。

    夜间待机时，逆变器可选择进入PID修复模式，在光伏组件负极与地之间施加正电压以修复已发生PID衰减的组件。PID修复模式下输出电压可调，同时具备定时启停和直流电压检测启停判断功能，并可将PID防护和修复装置工作状态和参数上传至后台监控系统。

    投标人须详细说明PID防护和修复功能的策略及控制方式。

4.2.6具有防“孤岛”运行保护功能；

逆变器孤岛保护方案严格按照相关标准《Q/GDW 617-2011光伏电站接入电网技术规程》、《GB/T 19964-2012 光伏发电站接入电力系统技术规定》和《NB/T 32004-2012 光伏发电并网逆变器技术规范》要求的动作时间来执行，即2秒钟内关闭逆变器的DC/AC变流器，断开逆变器的并网接触器，脱离电网。

4.2.7逆变器应具有极性反接保护、短路保护、孤岛效应保护、过温保护、交流过流及直流过流保护、直流母线过电压保护、电网断电、电网过欠压、电网过欠频、光伏阵列及逆变器本身的接地检测及保护功能等，并相应给出各保护功能动作的条件和工况（即何时保护动作、保护时间、自恢复时间等）。

4.2.8具有输出正弦波电流，谐波含量低，电能质量高等特点；

4.2.9具有防雷、防浪涌等保护装置及系统接地装置；

4.2.10显示触摸屏的显示信息包括直流电压、直流电流、直流功率、输出电压、输出频率、输出电流、输出功率、功率因数、当前发电量、总发电量、CO2减排量等、逆变器内部温度、环境温度、环境湿度、当前告警、当前故障、当前运行状态等，历史故障数据和统计数据及曲线等。

所有调度状态、操作记录、功率限制等信息均能够在液晶或后台明确显示。并可向本地操作、运维人员根据故障告警提供声光告警提示信号。

4.2.11具有太阳能光伏发电子系统电流、电压、频率、功率等运行数据及状态显示功能；

4.2.12逆变器要求具有故障数据自动记录存储功能，存储故障信息不能小于300组。

4.2.13具有串行通信功能，逆变器至少提供RS485 远程通讯接口，提供开放的通讯协议。RS485 需要遵循 Modbus 通讯协议。

4.2.14电气绝缘性能:

    直流输入对地： 2000V（AC），1分钟或2820（DC),1分钟

    直流与交流之间：2000V（AC），1分钟或2820（DC),1分钟

4.2.15平均无故障时间：≥10年

使用寿命：25年安全可靠运行

4.3 逆变器选用技术先进且成熟的功率器件。

4.4 逆变器提供液晶显示屏(LCD)和轻触按键作为人机界面。液晶显示屏(LCD)提供中文的操作界面。通过按键操作，液晶显示屏(LCD)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，历史发电量数据。

4.5逆变器要求通过中国效率认证，中国效率大于98.3%。同时具有相应的认证证书，投标方需提供相关认证机构提供的认证测试报告和认证证书。

4.6要求设备经过严格安全测试，电气绝缘保护、电网接口和电能质量等技术指标满足相关标准的要求。

4.7检测点预留:光伏发电系统的安装、验收以及运行维护过程中均需要进行直流侧和交流侧的检测工作，为了方便检测，在逆变控制器的交流和直流侧各预留一个检测点，用于检测直流输入的电压电流和交流侧的电压电流频率等参数。

4.8 逆变控制设备的IP防护等级不低于IP20。

4.9 逆变器要求有具有金太阳认证或TUV/CE 认证。并提供符合国家标准（或IEC标准）的测试报告。

4.10并网电流谐波

光伏并网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压和谐波电流，以确保对连接到电网的其他设备不造成不利影响。

本电站接入系统电压等级为35kV，光伏并网逆变器接入电网时公共连接点的电压总谐波畸变率不应超过3%，奇次谐波电压含有率不应超过2.4%，偶次谐波电压含有率不应超过1.2%。光伏并网逆变器带载运行时，电流总谐波畸变率不应超过5%，奇次、偶次谐波电流含有率不应超过下表的要求：

4.11工作频率

逆变器并网时应与电网同步运行。逆变器交流输出端频率的允许偏差为±0.5Hz，电网额定频率为50Hz。

4.12直流分量

并网运行时，逆变器向电网馈送的直流电流分量应不超过其输出电流额定值的0.5%或5mA，应取二者中较大值。

4.13电压不平衡度

光伏电站并网运行时，光伏并网逆变器接入电网的公共连接点的负序电压不平衡度不应超过2%，短时不得超过4%；光伏并网逆变器引起的负序电压不平衡度不应超过1.3%，短时不应超过2.6%。

4.14噪声

当输入电压为额定值时，在距离设备水平位置1m处，户内型的噪声应不大于65dB。

4.15 远程开关机、功率调节

并网逆变器应具有AGC、AVC远程自动调节功能，可以向上位机开放远方启停和远方给定功率运行功能。

4.16 GPS对时

并网逆变器应具备和上位机实现GPS对时功能，以做到适时、同步显示。

4.17自动开关机

    逆变器可根据组件发电情况实现自动开机和关机功能，无需人工干预。并且在逆变器启动运行时输出有功功率变化率不会超过设定值。在不满足发电情况下，逆变器进入待机状态，监控设备仍然正常运行，并时刻跟踪太阳能光伏组件发电状态。

4.18 光伏并网逆变器的电磁兼容性

4.18.1电压波动和闪变

光伏电站通过并网逆变器接入电网后，单独引起公共连接点处的电压波动限制不应超过2%；公共连接点处短时间（10min）闪变不应超过0.9，长时间（2h）闪变不应超过0.7。并且在并网运行时电压波动和闪变的限制不应超过GB/Z 17625.3和 GB 17625.2及GB/T 12326-2008《电能质量 电压波动和闪变》规定的要求。

4.18.2发射要求

光伏并网逆变器连接到电网后，正常运行时的电磁发射不应超过GB17799.4规定的发射限值。

4.18.3 抗扰度要求

4.18.3.1静电放电抗扰度

光伏并网逆变器静电放电抗扰度应符合GB/T 17626.2标准抗扰度等级3的要求，即空气放电8kV和接触放电6kV,试验结果应符合GB/T 17626.2标准第9条中b类要求。

4.18.3.2射频电磁场辐射抗扰度

光伏并网逆变器射频电磁场辐射抗扰度应采用GB/T 17626.3试验等级3的要求，试验场强10V/m，试验结果应符合GB/T 17626.3标准中a类要求。

4.18.3.3电快速瞬变脉冲群抗扰度

光伏并网逆变器电快速瞬变脉冲群抗扰度应采用GB/T 17626.4试验等级3的要求，电源端2kV,信号控制端1kV，试验结果应符合GB/T 17626.4标准中b类要求。

4.18.3.4浪涌抗扰度

当光伏并网逆变器电源端口施加1.2/50us的浪涌信号，试验等级为线对线±1kV，线对地±2kV，试验结果应符合GB/T 17626.5标准中第9条b类的要求。

4.18.3.5射频场感应的传导骚扰抗扰度

光伏并网逆变器传导抗扰度应采用GB/T 17626.6中试验等级3，试验结果应符合GB/T 17626.6标准中a类要求。

4.18.3.6电压暂降、短时中断和电压变化的抗扰度

根据光伏并网逆变器的预期工作环境，按GB/T 17626.11中附录B的规定选择试验等级，光伏并网逆变器应能承受所选试验等级的电压暂降、短时中断和电压变化的抗扰度试验。

4.19低电压穿越功能

投标方要提供由国家电网科学研究院提供的低电压穿越证明材料，否则，招标方可以认为投标产品有重大技术隐患。

在电网电压出现瞬时跌落时，逆变器可保证以额定电流为电网供电，为电网尽可能大的提供电能支持，如下图：

上图中，U_L2为正常运行的电压，宜取0.9U_N。U_L1为需要耐受的电压下限，宜取0.2 U_N，T₁为电压跌落到0时需要保持并网的时间，T₂为电压跌落到U_L1需要保持并网的时间。一般T₁设定为0.15秒，T₂设定为0.625秒，T₃设定为2秒。。

频率响应特性：

48Hz≤f＜49.5 Hz, 每次低于49.5Hz至少能运行10min

49.5Hz≤f≤50.2Hz，连续运行

50.2Hz≤f≤50.5Hz，每次高于50.2Hz可连续运行2min，同时具备0.2s内停止向电网线路送电的能力 

f＞50.5Hz，0.2s内停止向电网线路送电，此时，不允许处于停止状态的光伏电站并网。

4.20 光伏并网逆变器的测控要求

4.20.1 控制设备要求及功能

4.20.1.1光伏并网逆变器主电路应使用高性能、大功率的功率器件进行开关控制，能保证电能的高效转换、交流隔离和高速PID调节控制，输出交流应精确而稳定，加载和卸载可靠。

4.20.1.2光伏并网逆变器的控制系统应采用高性能DSP控制芯片为核心的微处理器，可实现反馈信号的处理和AD转换、PWM逆变器控制脉冲的调节等功能。

4.20.1.3通信

光伏并网逆变器应提供通讯装置，采用RS485标准接口，并网逆变器成套装置应能与光伏电站监控系统通过基于RS485的Modbus协议，至少保证每分钟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、易理解。至少可以连续存储一个月以上的电站必要的运行数据和所有的故障记录。

并网逆变器内RS485信号的有效传输距离不小于1000米。

为满足监控系统要求，推荐逆变器夜间也能够采集运行数据和工作状态，并将数据上报电站监控系统。

并网逆变器开放通信协议，配合监控厂家与数据采集器、监控后台等装置进行数据通信。

投标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，投标方应无条件、免费的满足招标人、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，与此相关的所有费用已包含在合同总价中。

4.20.2 光伏并网逆变器的启动及同期

光伏并网逆变器能根据日出和日落的日照条件，实现自动开机和关机。并能接受来自地方调度中心的开机和关机指令。

光伏并网逆变器启动运行时确保光伏发电站输出的有功功率变化不超过所设定的最大功率变化率。当光伏电站因系统要求而停运，而后逆变器要重新启动并网时，尤其需要考虑该制约因素。

光伏并网逆变器具有自动与电网侧同期功能。

4.20.3光伏并网逆变器的人机接口

光伏并网逆变器在面板上设置液晶屏，以实现操作人员的现地手动操作。通过液晶屏可实现对主要设备的手动控制。液晶屏能显示逆变器的主要运行参数、状态、故障等信息量。

4.20.4光伏并网逆变器的显示及报警

液晶屏的显示主要包括（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、每天发电功率曲线等。故障量信号包括：电网电压过高、电网电压过低、电网频率过高、电网频率过低、直流输入电压过高、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、通讯失败等。

4.20.5光伏并网逆变器的历史数据采集和存储

光伏并网逆变器要求能够分别以日、月、年为单位记录和存储数据、运行事件、警告、故障信息等，故障记录存储不小于1000条，其中故障、报警、异常事件等信息的准确度需精确到秒，并可传至后台查看，下载备份，可转换EXCEL表格形式。

4.21逆变器的结构和机柜本身的制造质量、主电路连接、二次线及电气元件安装等应符合下列要求：

4.21.1机架组装有关零部件均应符合各自的技术要求；

4.21.2油漆电镀应牢固、平整，无剥落、锈蚀及裂痕等现象；

4.21.3机架面板应平整，文字和符号要求清楚、整齐、规范、正确；

4.21.4标牌、标志、标记应完整清晰；

4.21.5各种开关应便于操作, 灵活可靠；易损件的设计与安装应便于维护及拆装。

4.21.6光伏并网逆变器交流各相、直流正负导线有不同色标。

4.21.7 选用质量可靠的输入输出端子，并应充分考虑铝合金电缆的安装与固定。

4.21.8 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。

4.21.9 各元件板应有防尘装置，柜体设计应考虑通风、散热。

4.21.10 光伏并网逆变器柜内应有保护接地。

4.22 逆变器所需电源由投标方自行解决。

4.23 投标方应保证在本工程的海拔和运行温度下，逆变器的实际工作容量能够满足本协议书提出的容量。

4.24 供电、风扇和DSP等应考虑冗余配置。