箱式逆变器设备技术协议.docx
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箱式逆变器设备技术协议
箱式逆变器设备采购
技术协议
买方：
设计方：
卖方：
2014年*月
技术规范与要求
目录
第一章总则2
第二章逆变器供应技术规范3
第三章逆变器供应附录21
附录1技术差异表21
附录2供货范围22
附录3技术资料及交付进度25
附录4性能验收试验28
附录5技术服务和设计联络29
附录6投标文件附图32
附录7运行维护手册33
附录8技术协议签字页34
第一章总则
1.1本技术规范提出了逆变器设备的供货范围、设备的技术规格、遵循的技术标准以及其他方面的内容，适用于集装箱式光伏并网逆变器及其附属设备。
投标人提供设备的技术规格须响应本技术规范所提出的技术规定和要求。
1.2本招标书中提出了最低限度的技术要求，并未对一切技术细节规定所有的技术要求和适用的标准，投标人应保证提供符合本招标书和有关最新工业标准的优质产品及其相应服务。
对国家有关安全、健康、环保等强制性标准，必须满足其要求。
投标人提供的产品必须满足本招标书的要求。
1.3投标人执行的标准与本规范所列标准有矛盾时，按较高标准执行。
1.4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，配合其他设备厂家进行系统调试和验收，并承担培训及其它附带服务。
合同签订后10天内，投标人提出合同设备的设计、制造、检验/试验、装配、安装、调试、试运行、验收、运行和维护等采用的标准目录给招标人，由招标人确认。
1.5本规范书要求投标人提供的文件和资料为中文版本。
第二章逆变器供应技术规范
1概述
本规范的目的是为满足xx项目所需的逆变器及其相关服务的要求。
本工程为20MW光伏项目，每1MW需2台逆变器至315V交流电，然后经升压变升压至10kV后接到110kV升压站。
1.1逆变器设备采购清单
项目清单：
20MWp集装箱式光伏逆变器（40台500kW逆变器）及其附属设备及配套服务。
1.2厂区位置及气候条件
************************************************************************************
根据场址区代表气象站的气象资料统计
**气象站1979～2008年30年气象的资料统计，年平均气温9℃，年平均降水量266.1.mm，年平均气压862.3hpa,,雷暴日数18.7d。
主要气象要素
项目
单位
数量
备注
多年平均气温
℃
9
多年极端最高气温
℃
37.4
多年极端最低气温
℃
-27.1
多年最大冻土深度
cm
102
多年最大积雪厚度
cm
11
多年平均风速
m/s
3.2
多年最大风速
m/s
22
多年平均雷暴日数
日
18.7
（甲方提供资料）
1.3规范和标准
主要引用标准如下：
本技术规范书中设备的设计、制造应符合（但不限于）下列规范与标准:
CNCA/CTS0004-2009A并网光伏发电专用逆变器技术条件
IEC62109-1:
2010光伏发电系统用电力转换设备的安全第1部分通用要求
IEC62109-2:
2011光伏发电系统用电力转换设备的安全第2部分对逆变器的特殊要求
IEC60990-1999接触电流和保护导体电流的测量方法
IEC62116-2008并网连接式光伏逆变器孤岛防护措施测试方法
GB4208-2008外壳防护等级（IP代码）
GB7260.2-2009不间断电源设备（UPS）第2部分：
电磁兼容性（EMC）要求
GB10593.1-2005电工电子产品环境参数测量方法第1部份：
振动
GB/T191-2008包装储运图示标志
GB/T2423.1-2008电工电子产品环境试验第2部分:
试验方法试验A：
低温
GB/T2423.2-2008电工电子产品环境试验第2部分:
试验方法试验B：
高温
GB/T2423.3-2006电工电子产品环境试验第2部分:
试验方法试验Cab：
恒定湿热试验方法
GB/T3859.2-1993半导体变流器应用导则
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/T13384-2008机电产品包装通用技术条件
GB/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/T15945-2008电能质量电力系统频率偏差
GB/T17626.2-2006电磁兼容试验和测量技术静电放电抗扰度试验
GB/T17626.3-2006电磁兼容试验和测量技术射频电磁场辐射抗扰度试验
GB/T17626.4-2008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/T17626.5-2008电磁兼容试验和测量技术浪涌（冲击）抗扰度试验
GB/T17626.6-2008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/T17626.8-2006电磁兼容试验和测量技术工频磁场抗扰度试验
GB/T17626.12-1998电磁兼容试验和测量技术阻尼振荡波抗扰度试验
GB/T17626.14-2005电磁兼容试验和测量技术电压波动抗扰度试验
GB/T18479-2001地面用光伏（PV）发电系统概述和导则
GB/T20514-2006光伏系统功率调节器效率测量程序
Q/GDW617-2011光伏电站接入电网技术规定
其它未注标准按国际、国内行业标准执行。
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。
2技术要求
2.1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。
逆变器作为光伏电站的主要设备，应不低于标准中的外观要求、性能指标、测试及认证要求、关键元器件要求、生产厂要求及验证方法等具体要求。
投标人用于生产和测试的设备必须处于正常工作状态，校准设备应有国家计量单位出具的计量证书，企业内部校准的设备，应能溯源到国家计量机构的计量结果。
相关校准人员必须具有校准资质。
如企业内控标准与附件A和国内其他标准要求不符合时，按照较高标准实施，对未提及到的工艺均按照企业内控最高标准实施。
投标人应按技术要求供应原厂制造、封装的成型产品。
所供设备、材料必须是该品牌注册工厂根据该设备、材料的标准和规范进行设计，采用最先进的技术制造的未使用过的全新合格产品，是在投标时该生产厂家近年来定型投产的该规格型号最新的成熟产品。
招标人不接受带有试制性质的逆变器及其组成部件。
2.2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采用逆变器房方案。
（2）投标人提出成套设备自用电负荷耗电量。
（3）投标人负责逆变单元内部自用电装置的接线，逆变器及逆变器房自用电电源取自该自用电系统。
逆变器及逆变器房自用电电源取自逆变器自用电系统，备用电源取自箱式变压器低压侧自用电变压器，自用、备用系统均为低压三相五线制0.4kV电源。
箱式变压器自用电变压器容量为招标阶段暂定容量，具体容量在技术协议签订时确定。
最终逆变器房用电负荷容量及接线方案满足实际工程需求。
逆变器交流侧与箱式变压器的连接电缆，投标方需预留足够的接线端子或母线排。
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
柜体应达到IP20以上防护标准；柜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IP20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（二次导线采用阻燃多股铜芯塑料导线，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,二次回路承受2kV工频耐压试验无破坏性放电）。
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）逆变器直流侧输入端采用电缆连接方式，铜排输出并满足6×（ZR-YJV23-1kV-2×95）电缆接线。
4）逆变器交流侧输出端采用电缆连接方式铜排输出并满足6×（ZR－YJV23-1kV-3×120）电缆接线。
5）交流各相、直流正负导线应有不同色标。
6）母线、汇流排需加装绝缘热缩套管，无裸露铜排。
7）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。
8）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。
9）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。
10）投标方负责逆变单元内所有直流、逆变和控制设备的接线和自用电接线。
2.3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。
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、零电压穿越、AGC/AVC等功能）。
逆变器应该满足以下要求：
（1）每1MW逆变器由不多于2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）逆变器的安装简便，无特殊性要求。
（4）逆变器应采用太阳电池组件最大功率跟踪技术（MPPT）。
（5）逆变器应选用技术先进且成熟的IGBT/IPM功率器件。
（6）逆变器为高频的电力电子转换装置。
（7）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进口金属化薄膜电容。
（8）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。
（9）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。
单台设备所记录内容可以通过外部接口导出形成对应的运行数据，便于维护查询。
（10）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。
逆变器可采用集成直流配电机型，直流侧分断开关必须是断路器；
（11）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、零电压穿越、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）。
（12）逆变器的直流和交流侧均具备防浪涌保护功能（防感应雷）。
（13）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。
逆变器须取得金太阳认证，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。
投标人为本项目提供的设备应具有国家认可机构出具的型式试验报告，逆变器必须提供通过国网电科院的低电压穿越、零电压穿越和电能质量等检测报告。
（14）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）》、国家电网公司企业标准（Q/GDW617-2011）:
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、零电压穿越、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。
需提供国网检测机构出具的零电压穿越报告和电网适应性报告。
（15）若在极限条件下，1MW逆变升压装置所匹配的1MWp太阳电池组件发出的电能超过1MW，投标人请给出逆变器应能继续安全稳定运行的极限条件。
（16）逆变器交流侧除常规操作保护元件外均应配套安装接触器（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。
（17）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：
≥99%
—加权平均效率：
≥98%
—10%额定交流功率下：
≥96%
—功率损耗（额定）：
<1%
—夜间损耗<100W
2）逆变器输入参数
—输入电压形式：
双极性输入
—输入电压范围：
由厂家确定
—MPPT电压范围：
DC450~850V
—最大允许直流输入电压：
不低于1000V
3）逆变器输出参数
—额定电网电压：
400V
—输出电压范围：
应适合中国电网，且能够设置范围
—频率：
满足电网运行要求，满足国网接入电网
—功率因数：
具备在线可调功能，并给出调节范围
—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
（19）并网电流谐波：
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流，以确保对连接到电网的其他设备不造成不利影响。
逆变器满负载（线性负载）运行时，电流谐波总畸变率限值为5%，奇次谐波电流含有率限值见表1，偶次谐波电流含有率限值见表2。
表1奇次谐波电流含有率限值
奇次谐波次数
含有率限值（%）
3rd-9th
4.0
11th-15th
2.0
17th-21st
1.5
23rd-33rd
0.6
35th以上
0.3
表2偶次谐波电流含有率限值
偶次谐波次数
含有率限值（%）
2nd-10th
1.0
12th-16th
0.5
18th-22nd
0.375
24th-34th
0.15
36th以上
0.075
（20）直流分量：
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%。
（21）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。
（22）待机功耗
并网逆变器的待机功耗不应大于100W。
（23）独立无功补偿、夜间SVG和自动电压控制
投标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。
2.4逆变器的保护功能
（1）电网故障保护
1）电网异常时的响应特性
逆变器应该具有耐受电网电压跌落的低电压、零电压穿越能力。
当设备运行于低电压、零电压穿越模式时，应符合《国家电网公司光伏电站接入电网技术规定》的第7条规定。
提供零电压穿越检测报告。
2）防孤岛效应保护
逆变器应具有可靠而完备的非计划性孤岛保护功能。
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。
逆变器应具有可靠的计划性孤岛响应功能。
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。
3）恢复并网保护
由于超限状态导致逆变器停止向电网供电后，在电网的电压和频率恢复到正常范围后的20s到5min，逆变器不应向电网供电。
4）输出过流保护
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，逆变器的过电流应不大于额定电流的150%，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，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逆变器额定输出功率的110%，逆变器应以110%额定输出功率长期工作。
（2）防反放电保护
当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，逆变器直流侧应无反向电流流过。
直流侧具备反接、过流、过压脱扣保护。
（3）极性反接保护
当光伏方阵的极性反接时，逆变器应能保护而不会损坏。
极性正接后，逆变器应能正常工作。
（4）供电电网过/欠压，过/欠频保护电
根据《GB_T_19939-2005光伏系统并网技术要求》和《GB_T_19939-2005光伏系统并网技术要求》，在逆变器的交流输出侧，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，逆变器应按要求的时间进行保护。
欠压保护中包含了逆变器输出缺相保护。
提供国网电网适应性报告，包含有电压响应及频率响应检测项。
（5）供电电网相序保护
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，逆变器都不能向电网注入负序电流。
由逆变器所引起的电压不平衡，不应超过限制。
（6）输入过流保护
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
当逆变器内部发生短路时，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高压断路器动作。
（8）过热保护
逆变器应具备机内环境温度过高报警（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过热保护功能。
（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
IEC62109（CE认证安规测试标准）和UL1941认证中的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采用阻燃材料，逆变器机体内应装有环境温度报警继电器（温度继电器）。
逆变器在任何情况下均不能产生蔓延性明火。
（11）绝缘监测
逆变器具备完善的绝缘监测功能，当设备带电部分被接地时，绝缘监测系统应能够立即监测到逆变器的故障状态、停机并报警。
2.5逆变器的启动及同步
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。
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。
逆变器应具有自动与电网侧同步的功能。
逆变器应具有对时功能，能够与监控系统的基准时间对时。
此外，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等。
2.6逆变器的人机接口
逆变器应在面板上设置可靠地LCD显示屏加按键组合，以实现操作人员的现地手动操作。
通过按键可实现对主要设备的手动控制。
LCD显示屏应能显示逆变器的运行参数、状态、故障信息等。
逆变器需预留与光伏电站总监控系统的通讯接口，接口型式可选RS485。
2.7逆变器的显示及故障报警
液晶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、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。
故障量信号包括（但不限于此）：
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、逆变器过载、逆变器过热、逆变器短路、散热器过热、光伏逆变器孤岛、DSP故障、通讯失败等。
逆变器应采用声光报警的方式来向操作人员发出故障信号提示。
2.8逆变器的历史数据采集和存储
逆变器应能够连续存储至少一个月以上的电站所有运行数据和故障记录。
逆变器需分别以日、月、年为单位记录和存储数据、运行事件、报警、故障信息等。
2.9与全站监控系统的配合要求
（1）供货范围划分
逆变器、汇流箱、箱变监控装置至逆变器房通讯柜，逆变器房之间以及逆变器房至全站监控系统的光缆由招标方供货。
（2）配合要求
投标人应将1MW逆变升压装置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、并配合全站监控系统厂家完成与逆变升压装置的通信，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（或）控制逆变升压装置内的设备（特别是每个逆变器）。
2.10逆变器认证要求
投标逆变器需通过CE、TUV、金太阳认证、国网零电压穿越测试、国网电网适应性测试。
2.11其它要求
本工程逆变器工作环境，箱式逆变器防护等级为IP54，配有易于清扫型防沙尘滤网等防尘措施、带强排风装置与排风孔，由厂家提供成套排风装置及针对本工程的通风方案。
箱体结构能防止污物进入，使用寿命长、外形美观。
附件：
集装箱式逆变器房及房内直流柜的技术要求
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2.2节中相关工艺要求；
（2）每台直流配电柜应配备输入不少于8路直流输入接口，每路额定电流200A，额定耐压1000V。
（3）直流配电柜数量匹配箱式逆变器，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；直流电压为1000V；（EX9MD2S200A或同等以上产品）。
直流断路器，需通过国内外直流认证（且有国内外相关认证，推荐使用VDE认证）。
不可采用交流或交直流通用产品替代使用；直流断路器应具备速断（磁脱扣）、过流（热脱
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