德令哈逆变器标书0624意见.docx
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德令哈逆变器标书0624意见
力诺德令哈30MWp光伏电站工程
光伏并网逆变器
技术规范书
招标人：
招标代理机构：
2011年7月
目录
第一部分总则2
第二部分工程概况3
第三部分光伏并网逆变器技术规范5
第四部分附录5
附录1技术差异表5
附录2投标技术方案5
附录3供货范围5
附录4技术资料及交付进度5
附录5设备检验和性能验收试验5
附录6技术服务和设计联络5
第一部分总则
1.1本技术规范书适用于力诺德令哈30MWp光伏电站工程的光伏并网逆变器成套设备（包括逆变器、直流柜及附属连接设备，详见供货范围），提出了招标设备的功能、性能、结构、安装、试验等方面的技术要求。
1.2本工程30MWp太阳能电池组件采用单晶硅结合多晶硅组件设计。
1.3本技术规范书内容包括直流配电柜和并网逆变器设备及其配套监控装置的功能设计、结构、性能、安装、试验等方面的技术与服务要求。
卖方应提供完整的成套设备及其附属设备、备品备件、专用工具等，卖方需详细列出附属设备、备品备件和专用工具等的设备清单。
1.5本招标技术规范书提出了最低限度的技术要求，并未规定所有的技术要求和适用的标准，投标人应提供一套满足招标文件和本技术规范书所列标准要求的高质量产品。
1.6投标人如对本技术规范书有偏差（无论多少或微小）都必须清楚地表示在投标文件的“差异表”中，否则招标人将认为投标人完全接受和同意本技术规范书的要求。
1.7本技术规范书所使用的标准如与投标人所执行的标准发生矛盾时，按较高标准执行。
1.8在签订合同之后，招标人保留对本技术规范书提出补充要求和修改的权利，投标人应予以配合。
如提出修改，将根据需要，招标人与投标人应召开设计联络会，具体项目和条件由招标人、投标人双方协商确定。
1.9中标后投标人应协同设计方完成深化方案设计，配合施工图设计，配合安装调试、系统调试和验收，并承担培训及其它附带服务。
1.10本技术规范书经双方签字认可后作为订货合同的附件，与合同正文同等效力。
第二部分工程概况
德令哈市，位于举世闻名的柴达木盆地东北边缘，地理位置在东经96°15′～98°15′，北纬36°55′～38°22′之间。
力诺德令哈30MWp并网光伏电站站址位于德令哈西出口处、国道G315北侧区域，距市中心约17km，周边交通运输便利。
站址位于德令哈光伏规划园区内，符合当地光伏光电发展规划。
2.1光伏方阵接线
根据光伏方阵的布置情况，全站共20个1005.8kWp多晶硅光伏发电单元，10个1003.2kWp单晶硅光伏发电单元。
总容量分别为20.116MWp和10.032MWp；每个1005.8kWp多晶硅光伏发电单元配14个16路防雷汇流箱，每个1003.2kWp单晶硅光伏发电单元需14个12路防雷汇流箱。
2.2逆变升压单元接线
方案一：
逆变升压装置按每1MW为一个光伏发电单元进行设置，全站共设30套。
每套装置配置2台500kW逆变器（或1台1MW逆变器）和一台1100kVA单元变压器。
方案二：
逆变升压装置按每2MW为一个光伏发电单元进行设置，全站共设15套。
每套装置配置4台500kW逆变器（或2台1MW逆变器）和两台1100kVA单元变压器。
投标方应按两种方案分别报价。
2.3气象条件
气象站主要气象要素特征值
项目
单位
指标
备注
气温
多年平均
℃
2.8
多年极端最高
℃
32.7
多年极端最低
℃
-37.2
气压
多年平均
kPa
53.7
相对湿度
多年平均
%
34
风速
多年平均风速
m/s
2.0
多年极端风速
m/s
25.4
冻土深度
多年最大
cm
196
1978.3出现
积雪深度
多年最大
cm
18
1994.1出现
地区含氧量
多年平均
﹪
70
相对于海平面
多年平均
天气日数
大风
天
>30
雷暴
天
19.3
沙尘
天
13.2
2.3.2太阳资源状况
拟选场区所在区域日照充足，历年的总辐射量在6300MJ㎡～7100MJ/㎡之间，30年平均值为6780.5MJ/㎡；近30年间的日照时数变化在2790h~3300h之间，30年平均的年日照时数为3082.9小时。
第三部分光伏并网逆变器技术规范
3.1设计和运行条件
光伏并网逆变器应在下述条件下连续工作满足其所有性能指标：
1）环境温度：
－40℃～＋40℃；
2）相对湿度：
≤95%；
3）海拔高度：
3000m；
4）多年平均沙尘天数为13.2天，设备应充分考虑防风沙措施
3.2规范和标准
按有关标准和准则拟定技术条件的合同设备，包括工厂由其他厂商购来的设备和配件，都符合该标准和准则的最新版本或修订本，包括投标时生效的任何更正或增补，经特殊说明者除外。
GB18479-2001《地面用光伏（PV）发电系统概述和导则》
DL/T527—2002《静态继电保护装置逆变电源技术条件》
GB/T13384—1992《机电产品包装通用技术条件》
GB/T191-2008《包装储运图示标志》
GB/T14537—1993《量度继电器和保护装置的冲击与碰撞试验》
GB16836—1997《量度继电器和保护装置安全设计的一般要求》
DL/T478—2001《静态继电保护及安全自动装置通用技术条件》
GB/T20046-2006《光伏（PV）系统电网接口特性》（IEC61727:
2004,MOD）
GB/T2423.1-2001《电工电子产品基本环境试验规程试验A：
低温试验方法》
GB/T2423.2-2001《电工电子产品基本环境试验规程试验B：
高温试验方法》
GB/T2423.9-2001《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》
GB4208-2008《外壳防护等级（IP代码）》（IEC60529:
1998）
GB3859.2-1993《半导体变流器应用导则》
GB/T14549-1993《电能质量公用电网谐波》
GB/T15543-1995《电能质量三相电压允许不平衡度》
GB/T12325-2003《电能质量供电电压允许偏差》
GB/T15945-1995《电能质量电力系统频率允许偏差》
GB19939-2005《太阳能光伏发电系统并网技术要求》
GB20513-2006《光伏系统性能监测测量、数据交换和分析导则》
GB20514-2006《光伏系统功率调节器效率测量程序》
GB/T4942.2-1993《低压电器外壳防护等级》
GB3859.2-1993《半导体变流器应用导则》
GB/T14598.9《辐射电磁场干扰试验》
GB/T14598.14《静电放电试验》
GB/T17626.8《工频磁场抗扰度试验》
GB/T14598.3-936.0《绝缘试验》
JB-T7064-1993《半导体逆变器通用技术条件》
GB7251-2005《低压成套开关设备》
GB14048.1-2006《低压开关设备和控制设备总则》
GB14048.2-2001《低压开关设备和控制设备低压断路器》
GB14048.3-2002《低压开关设备和控制设备低压断路器低压开关、隔离器、隔离开关及熔断器组合电器》
GB14048.4-2003《低压开关设备和控制设备低压机电式接触器和电动机启动器》
GB14048.5-2001《低压开关设备和控制设备控制电路电器和开关元件第一部分低压机电式控制电路电器》
GB3047-1995《面板、架和柜的基本尺寸》
GB2423.1-GB2423.2-2001《电工电子产品基本环境试验规程》
GB2423.4-1993《电工电子产品基本环境试验规程》
GB9466《低压成套开关设备基本试验方法》
GB4205-2003《控制电气设备的操作件标准运动方向》
GB2681《电工成套装置中的导线颜色》
DL404-1997《户内交流开关柜订货技术条件》
GB/T17626-1998《电磁兼容》
GB7261-2000《继电器及继电保护装置基本试验方法》
GB/T14537（idtIEC255-21-2:
1988）《量度继电器和保护装置的冲击与碰撞试验》
GB1094.2《电力变压器第2部分温升》
GB1094.3《电力变压器第3部分绝缘水平和绝缘试验》
GB1094.5《电力变压器第5部分承受短路的能力》
GB2900.15《电工术语变压器互感器电抗器调压器》
GB/T10228《电力变压器技术参数和要求》
GB/T10228《干式电力变压器技术参数和要求》
GB7328《变压器和电抗器的声级测定》
GB10237《电力变压器绝缘水平和绝缘试验外绝缘的空气间隙》
GB2706《高压电气动热稳定》
GB/T13499《电力变压器应用导则》
GB6450《干式电力变压器》
GB311.1《高压输变电设备的绝缘配合》
2009年7月《国家电网公司光伏电站接入电网技术规定（试行）》
其它未注标准按国际、国标或行业标准执行。
投标人应将采用的相应标准和规范的名称及版本在标书中注明。
3.3技术要求
投标人提供的设备应功能完整，技术先进成熟，并能满足人身安全和劳动保护条件。
投标人所供设备均正确设计和制造，在投标人提供的各种工况下均能满足安全和持续运行的要求。
光伏并网逆变器总体技术要求
1）光伏并网逆变器及其配套设备可采用户外型或预装式箱体方案（招标人不再提供用于放置逆变器及其配套设备的建筑物），投标方需根据自身设备条件及现场环境条件自行选择一种（若采用预装式，报价应为含预装箱体的总价）。
全部电气设备均须满足3000m以上海拔要求。
2）投标人提出成套设备自用电（包括预装箱体内照明及电加热用电）解决方案，并明确自用电负荷耗电量。
3）柜内电气元件应使用知名品牌，具备国内认证的产品。
4）柜体结构要求
户外产品及预装式箱体应达到IP54以上防护标准；柜体（箱体）的全部金属结构件都应经过特殊防腐处理，以具备防腐、美观的性能；柜体（箱体）结构安全、可靠，应具有足够的机械强度，保证元件安装后及操作时无摇晃、不变形；通过抗震试验、内部燃弧试验；柜体采用封闭式结构，柜门开启灵活、方便；元件特别是易损件安装便于维护拆装，各元件板应有防尘装置；屋内使用的盘柜需达到IP30以上的防护标准，采用高素质的冷轧钢板，钢板的厚度≥1.5mm，表面采用静电喷涂。
5）布线
（1）所有设备柜内元器件安装及走线要求整齐可靠、布置合理，电器间绝缘应符合国家有关标准。
进出线必须通过接线端子，大电流端子、一般端子、弱电端子间需要有隔离保护，电缆排布充分考虑EMC的要求。
应选用质量可靠的输入输出端子，端子排的设计应使运行、检修、调试方便，适当考虑与设备位置对应，并考虑电缆的安装固定。
端子排应为铜质，大小应与所接电缆相配套。
柜内应预留一定数量的端子。
强电、弱电的二次回路的导线应分开敷设在不同的线槽内。
每个端子只允许接一根导线。
电流端子和电压端子应有明确区分。
（2）系统盘柜内应该针对接入的设备及线路，拥有明显的断点器件，能够确保检修时能够逐级断开系统。
（3）逆变器交流侧输出端采用电缆连接方式。
（4）交流各相、直流正负导线应有不同色标。
（5）母线、汇流排需加装绝缘热缩套管，无裸露铜排。
（6）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用中文标明功能。
（7）柜面布置
柜面的布置应整齐、简洁、美观。
柜面上部应设测量表计、故障信号显示装置、指示灯、按钮等。
逆变器柜体正面必须配备紧急停机按钮。
（8）进出线要求：
电缆连接时，柜体进出线宜采用下进下出的引线及连接线方式。
3.3.1直流配电柜技术要求（可采用与逆变器集成方式）
1）直流防雷配电柜应满足本规范书2.3.2节中相关工艺要求；
2）每台直流配电柜应配备不少于8路直流输入接口，并预留备用回路；
3）直流配电柜数量匹配逆变器，由厂家自配；
4）直流配电柜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；
5）直流母线输出侧应配置光伏专用防雷器；
3.3.2逆变器技术要求
光伏并网逆变器（下称逆变器）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，且有高海拔地区应用业绩（海拔>=3000米）。
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），输出符合电网要求的电能（具有低电压穿越、无功功率调节等功能）。
逆变器应该满足以下要求：
1）每1MW（2MW）逆变器由不多于2台（4台）的单台逆变器组成（模块化产品除外）。
2）并网逆变器的功率因数和电能质量应满足中国电网要求。
3）本工程逆变器设备在3000m的海拔高度地区使用，投标人应给出逆变器设备是否降容使用，并给出降容后逆变器的额定功率，降容后的单台逆变器功率不小于500kW；
4）逆变器的安装简便，无特殊性要求。
5）逆变器应采用太阳电池组件最大功率跟踪技术（MPPT）。
6）逆变器应选用技术先进且成熟的IGBT/IPM功率器件。
投标人必须提供IGBT/IPM功率器件的厂家及主要技术参数。
7）逆变器为高频的电力电子转换装置，其开关频率不得低于5KHZ。
8）逆变器是光伏电站的核心设备，其设计寿命不得低于25年，标准质保期为5年。
核心储能器件采用高可靠长寿命的薄膜电容。
9）逆变器的全年在线工作时间不低于99%，减少故障和维护时间，并提供相应的保证材料。
10）逆变器要求能够自动化运行，包括自动跟踪电网频率、相位、启动、并网、解列等，运行状态可视化程度高。
逆变器应提供大尺寸的液晶显示屏（LCD）和轻触按键作为人机界面。
通过按键操作，液晶显示屏（LCD）可清晰显示各项实时运行数据，实时故障数据，历史故障数据（不少于50条），总发电量数据，历史发电量（按月、按年查询）数据。
11）逆变器本体要求具有直流输入分断开关，交流电网分断开关，紧急停机操作开关。
12）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、低电压穿越、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（对地电阻监测和报警功能）等，并相应给出各保护功能动作的条件和工况（即保护动作值、保护动作时间、自恢复时间等）。
13）逆变器的直流和交流侧均具备防浪涌保护功能（防感应雷）。
14）逆变器是光伏电站的主要设备，应当提供具有ISO导则25资质的专业测试机构出具的符合国家标准（或IEC标准）的测试报告（有国家标准或IEC标准的应给出标准号）。
如果该产品没有国家标准（或IEC标准），亦应出具专业测试机构出具的可以证明该产品的主要性能参数符合投标书中提供的技术参数和性能指标的测试报告。
如果设备已经取得国际/国内认证机构的认证，则应提供认证证书复印件。
15）逆变器与电网的接口特性，应遵循GB/T20046-2006《光伏（PV）系统电网接口特性（IEC61727:
2004）》、2009年7月《国家电网公司光伏电站接入电网技术规定》的要求，包括功率因数、低电压穿越、电压不平衡度、直流分量、谐波和波形畸变、电压闪变、直流注入分量、电网失压、电网过欠压、电网过欠频、防孤岛效应、逆向功率保护、短路保护、恢复并网时间、防雷接地等相关要求。
16）若在极限条件下，1MW（2MW）逆变升压装置所匹配的1MWp（2MWp）太阳电池组件发出的电能超过1MW（2MW），投标人请给出逆变器应能继续安全稳定运行的极限条件。
17）逆变器交流侧除常规操作保护元件外均应配套安装断路器（与逆变器集成），保证交流侧可直接与中压变压器相连，无需其他开断设备。
18）逆变器基本参数要求如下：
（1）逆变器效率（投标人应给出逆变器的效率曲线）
—最高效率：
>98%
—加权平均效率：
>97%
—10%额定交流功率下：
>95%
—功率损耗（额定）：
<1%
（2）逆变器输入参数
—输入电压形式：
双极性输入/单极性输入
—输入电压范围：
由厂家确定
—MPPT电压范围：
由厂家确定
（3）逆变器输出参数
—输出电压：
由厂家确定
—输出电压范围：
应适合中国电网，由厂家确定
—频率：
满足电网运行要求
—功率因数：
具备在线可调功能，并给出调节范围，说明是否损害有功输出
—总电流波形畸变率：
<3%
对于小型光伏电站，当并网点频率超过49.5~50.2Hz范围时，应在0.2s内停止向电网线路送电。
如果在指定的时间内频率恢复到正常的电网持续运行状态，则无需停止送电。
大型和中型光伏电站应具备一定的耐受系统频率异常的能力，应能够在下表所示电网频率偏离下运行：
（4）电气绝缘性能
—直流输入对地：
1500V（AC），1分钟
—直流与交流之间：
1500V（AC），1分钟
（5）防雷能力
具有防雷装置，具备雷击防护告警功能（最大放电电流大于40kA，残压小于1kV）；防浪涌能力，能承受模拟雷击电压波形10/700us，幅值为5kV的冲击5次，模拟雷击电流波形8/20µs，幅值为20kA的冲击5次，每次冲击间隔为1min，设备仍能够正常工作。
a）噪声：
≤65dB
b）平均无故障时间：
>10年
3.3.3逆变升压装置内逆变器的测控、通讯管理单元及配套软件的要求
投标人应成套提供满足太阳能光伏发电系统所要求的信号采集、分析、上传所需要的全部传感器、变送器、测控单元、通讯管理单元以及相关的软件，并且提供以太网通讯接口，能完成与电站总监控系统的连接，监控系统具体应包括以下功能（至少包括但不仅限于此）：
3.3.3.1测控功能
每个1MW（2MW）逆变升压装置逆变器测控单元应完成直流配电柜、光伏并网逆变器的测控；测控单元用来完成开关量、模拟量、电度量、温度量等电气量的采集以及断路器等设备的控制功能。
要求测控单元开关量输入、开关量输出、交流量采集和直流量采集路数应满足系统要求，并留有20%的余量。
3.3.3.2通信管理功能
每个1MW（2MW）逆变升压装置逆变器应具有数据处理及通信管理功能，实现逆变升压装置内设备及现场汇流箱和全站监控系统站控层设备之间信息的“上传下发”，并监视和管理逆变升压装置内电气设备及现场汇流箱等。
逆变器测控单元通过以太网接入全站监控系统站控层。
通信管理单元具有将保护动作或任意一个前端设备发生故障或越限变位信息，传送给站控层系统的功能。
通信管理单元的通信端口应采用隔离措施，并具有较强的抗干扰能力。
每个1MW（2MW）逆变升压装置内配套1个通信管理单元，实现数据通信和信息交换。
须保证系统运行的可靠性和实时性。
通信管理单元具有实时数据库，满足逆变器测控单元通信报文信息上传，实现测量和控制；此外，通信管理单元具有现场设备故障诊断与管理、控制权限的切换、基于通信的就地控制、可编程控制逻辑等附带功能。
通信管理单元应具备丰富的通信接口，作为主站层和间隔层设备的连接枢纽和信息前置处理单元，对下具有多种方式通信接口，管理全站电气智能设备；对上具有多种方式通信接口，连接光伏电站监控管理系统。
通信接口应灵活配置，具有强大的通信处理能力，能接入Modbus、以太网等接口或协议的智能设备与仪表。
通信管理单元应以32位CPU作为单元的核心，具有体积小、集成度高、抗干扰能力强、寿命长等优点。
应采用专业开发的，具有类似现场保护测控装置的硬件结构（无风扇、无硬盘），采用嵌入式软件工业单片机产品，具有网络功能，同时它还具有体积小、功耗较低、接插件牢靠等特点。
3.3.3.3其它功能要求
1）就地显示设备的采用类型由投标人自行选择决定。
2）在电网需要停电的时候应能接收来自于全站监控系统的远方指令。
3.3.4与全站监控系统的配合要求
3.3.4.1供货范围划分
逆变升压装置内的设备与设备间的通信电缆由投标人供货。
逆变器留有供全站监控系统使用的以太网接口（逆变器的光端机由投标人供货），由上述以太网接口至全站监控系统的光缆及附件不属于本次招标范围。
3.3.4.2配合要求
投标人应将1MW（2MW）逆变升压装置逆变器与全站监控系统的以太网接口中所使用的通讯协议、格式及对应关系一一列举，以确保全站监控系统和逆变升压装置相互之间发出的数据能够被识别和正常使用，以确保全站监控系统能安全、有效地监视和控制逆变升压装置内的设备及现场汇流设备。
1MW（2MW）逆变升压装置逆变器与全站监控系统的以太网接口中通讯的数据至少可支持全站监控系统完成以下功能：
1）可查看每台逆变器的运行参数，主要包括：
a.直流电压
b.直流电流
c.交流电压
d.交流电流
e.逆变器机内温度
f.时钟频率
g.功率因数
h.当前发电功率
i.日发电量
j.累计发电量
k.累计CO2减排量
l.每天发电功率曲线图
2）监控所有逆变器的运行状态，采用声光报警方式提示设备出现故障，可查看故障原因及故障时间，监控的故障信息至少因包括以下内容：
a.电网电压过高；
b.电网电压过低；
c.电网频率过高；
d.电网频率过低；
e.直流电压过高；
f.逆变器过载；
g.逆变器过热；
h.逆变器短路；
i.散热器过热；
j.逆变器孤岛；
k.DSP故障；
l.通讯失败；
3）可监视逆变升压装置内的直流配电柜、光伏并网逆变器等相关电气设备的状态。
4）可监视汇流箱各组串的电流，并进行声光报警。
5）通过光伏电站总监控系统可以实现各个逆变器的启动、停机和有功功率控制。
3.4包装，装卸，运输与储存
3.4.1概述
供货商应按合同的要求，对产品的包装、发运、装卸、储存应建立一定的程序，形成文件并加以实施。
3.4.2包装
供货商应对产品的包装、储存和标志过程进行控制，使之达到给定的要求（包括所使用的材料）。
1）普通货物
本合同项下由供货商提供的所有设备和材料应具备适应远洋、内陆运输和多次搬运、装卸的坚固包装，并应根据货物特点及需要，采取防潮、防雨、防锈、防腐蚀等保护措施，以保证货物安全无损运抵安装现场。
笨重设备应有固定的底座，外包装上应有吊装挂钩。
容易散失的零部件应包装在箱内。
2）裸装货物
对于裸装货物，供货商应采取特殊措施保护货物及方便搬运。
3）技术文件
供货商应对交付的技术文件进行妥善包装，以适合长途运输、多次搬运，并采取防潮、防雨措施。
每个技术文件包装箱内应附有装箱清单2份，并注明资料编号、名称、页数（本数）。
3.4.3装运及标记
1）装运
（1）到货地点及运输
由招标人指定。
（2）装运通知
装运日期之前三十（30）天内以传真形式将合同号、货物名称、数量、箱数、总毛重、总体积（m3）和备妥待运的日期通知业主，同时供货商应用挂号信把
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