屋頂分布式光伏發(fā)電項目組串式光伏并網(wǎng)逆變器專用技術規(guī)范

屋頂分布式光伏發(fā)電項目組串式光伏并網(wǎng)逆變器專用技術規(guī)范1.1光伏并網(wǎng)逆變器范圍的界定和重要功能要求1.1.1光伏并網(wǎng)逆變器范圍的界定光伏并網(wǎng)逆變器作為不可分割的整體由乙方成套提供，不允許進行任何形式的拆分、分包或外協(xié)。光伏并網(wǎng)逆變器的容量、安規(guī)、降額系數(shù)等必須嚴格匹配。光伏并網(wǎng)逆變器的輸入接口為光伏并網(wǎng)逆變器直流輸入側的成套光伏連接器（含公頭和母頭），輸出接口為光伏并網(wǎng)逆變器的交流總輸出。輸入、輸出接口之間的所有部分及其可能涉及到的現(xiàn)場安裝（不含光伏并網(wǎng)逆變器本體的安裝）、連接等工作均屬于乙方的供貨責任范圍，與甲方無關。光伏并網(wǎng)逆變器作為不可分割的成套設備，其內部的所有機械、電氣、通信、外殼、接地等連接和配合均屬于乙方的責任范疇，與甲方無關。1.1.2光伏并網(wǎng)逆變器輸入、輸出電氣接口特性光伏并網(wǎng)逆變器的每路直流輸入為截面積4mm2的光伏專用直流電纜，光伏并網(wǎng)逆變器上的成套光伏連接器（含公頭、母頭、安裝附件等）必須與光伏專用直流電纜相匹配；光伏并網(wǎng)逆變器的交流總輸出接1根三相鎧裝電力電纜，鎧裝電力電纜的截面積由乙方根據(jù)各自的投標設備情況提供建議，投標光伏并網(wǎng)逆變器應保證三相鎧裝電力電纜通過螺栓連接方式與光伏并網(wǎng)逆變器連接（本次招標不排除技術上更加優(yōu)越、可靠的交流電纜連接方式），投標光伏并網(wǎng)逆變器的交流輸出接線電纜孔必須與乙方建議的鎧裝電力電纜的截面積相匹配并預留調節(jié)裕量，乙方需在此處提供投標光伏并網(wǎng)逆變器交流輸出接線電纜孔所兼容的截面積范圍。光伏并網(wǎng)逆變器需通過集成在本體上的獨立的接線端子或集成在本體上的成套通信連接器向外部提供光伏并網(wǎng)逆變器內所有可通信設備的RS485通信接口，RS485通信接口的有效傳輸距離不小于1000m。乙方對光伏并網(wǎng)逆變器RS485通信的通信距離、通信可靠性、準確性和有效性負責。乙方對光伏并網(wǎng)逆變器上RS485通信接口的有效帶寬、通信距離、通信可靠性、準確性和有效性負責。光伏并網(wǎng)逆變器上必須明確而清晰的標注出防雷接地點和設備外殼接地點。組串式逆變器直流進線電纜外徑范圍6-9（mm），交流出線電纜外徑范圍22-32（mm）。如果大于這個范圍的上限，會導致線纜無法接入機器，如果小于這個范圍的下限，線纜雖可以接入，但會導致機器直流和交流線纜處密封不緊，這時必須使用防火泥對縫隙進行封堵，防止?jié)駳膺M入。1.1.3光伏并網(wǎng)逆變器接地乙方必須保證光伏并網(wǎng)逆變器整機的安全性與可靠性，在光伏并網(wǎng)逆變器內部，防雷系統(tǒng)的接地線和漏電監(jiān)測保護系統(tǒng)的接地線（若有）不能共用。1.1.4光伏并網(wǎng)逆變器的防組件PID（電勢誘導衰減）效應功能光伏并網(wǎng)逆變器內部應集成防組件PID（電勢誘導衰減）效應功能，應能夠完全消除組件的PID（電勢誘導衰減）效應，同時，不能對光伏組件造成損害。為保證光伏并網(wǎng)逆變器防組件PID（電勢誘導衰減）效應功能的有效性，光伏并網(wǎng)逆變器必須保證光伏組件方陣負極對地的最大電壓≥-6V。乙方需在投標附件中對光伏并網(wǎng)逆變器集成的防組件PID（電勢誘導衰減）效應功能進行專題說明和論述。1.1.5光伏并網(wǎng)逆變器的直流拉弧保護功能光伏并網(wǎng)逆變器內部應集成直流拉弧保護功能，直流拉弧保護功能必須能夠準確檢測每路直流輸入組串的拉弧情況并進行保護。光伏并網(wǎng)逆變器內部集成的直流拉弧保護功能應滿足UL1699B《OUTLINEOFINVESTIGATIONFORPHOTOVOLTAIC（PV）DCARC-FAULTCIRCUITPROTECTION》（IssueNumber2，JANUARY14，2013）中對Ⅱ類設備的要求，即同時具備串聯(lián)拉弧保護功能和并聯(lián)拉弧保護功能。光伏并網(wǎng)逆變器的直流拉弧保護功能應通過由美國UL或加拿大CSA按照UL1699B《OUTLINEOFINVESTIGATIONFORPHOTOVOLTAIC（PV）DCARC-FAULTCIRCUITPROTECTION》（IssueNumber2，JANUARY14，2013）所做的測試并獲得正式的認證報告。美國UL或加拿大CSA按照UL1699B所做的認證是對光伏并網(wǎng)逆變器的最基本要求，本技術規(guī)范書要求光伏并網(wǎng)逆變器的直流拉弧保護功能必須能夠準確檢測每路直流輸入組串的拉弧情況并進行保護，不得出現(xiàn)誤動和拒動現(xiàn)象。乙方需在投標附件中對光伏并網(wǎng)逆變器內部集成的直流拉弧保護功能進行專題說明和論述。1.1.6光伏并網(wǎng)逆變器的組串支路防逆流功能光伏并網(wǎng)逆變器內部應集成光伏組件支路防逆流功能，要求組串型光伏并網(wǎng)逆變器保證在每2個或1個光伏組串輸入支路加裝1個國際知名廠家的高品質、低壓降防反二極管；組串型光伏并網(wǎng)逆變器BOOST升壓電路中的二極管可以替代防反二極管的作用，但必須保證BOOST升壓電路所接入的光伏組串數(shù)量不大于2串。乙方應在此處提供防反二極管的品牌、規(guī)格型號和技術參數(shù)等關鍵數(shù)據(jù)。如投標廠家配置了獨立的防反二極管，可不受此條款限制。但須在投標文件中詳細闡明。1.1.7光伏并網(wǎng)逆變器的防逆風功能（如有）若投標組串光伏并網(wǎng)逆變器采用外部強制風冷的冷卻方式，則投標組串光伏并網(wǎng)逆變器必須配套提供專用的防護等級不低于IP30的高品質防逆風風管，乙方必須在此處提供詳細的防逆風風管的材料和關鍵技術參數(shù)。1.1.8光伏并網(wǎng)逆變器的諧振抑制功能投標光伏并網(wǎng)逆變器必須具備諧振抑制功能，在投標光伏并網(wǎng)逆變器的整個生命周期內（不低于25年），正常工況下，投標光伏并網(wǎng)逆變器的輸出電能質量指標必須滿足本技術規(guī)范2.2.2的相關要求；非正常工況下，投標光伏并網(wǎng)逆變器的諧振抑制功能必須保證投標光伏并網(wǎng)逆變器自身及其所在升壓變壓器低壓側的諧波電流值始終不超過GB/T14549中限值的75%；在極端惡劣工況下，投標光伏并網(wǎng)逆變器的諧振抑制功能必須保證投標光伏并網(wǎng)逆變器自身及其所在升壓變壓器低壓側的諧波電流值始終不得超過GB/T14549中規(guī)定的限值。1.1.9光伏并網(wǎng)逆變器的大規(guī)模在線升級功能光伏并網(wǎng)逆變器必須具備大規(guī)模遠程在線升級功能（包括軟件升級和參數(shù)設置等），單次在線升級成功率必須達到100%。1.1.10光伏并網(wǎng)逆變器更換后的參數(shù)自動設定功能光伏并網(wǎng)逆變器必須具備通信參數(shù)和技術參數(shù)的自動設定功能，當單臺或多臺光伏并網(wǎng)逆變器被更換或替代后，新加入的光伏并網(wǎng)逆變器在投運發(fā)電前，其通信參數(shù)和技術參數(shù)必須自動設定為與其他在運光伏并網(wǎng)逆變器的通信參數(shù)和技術參數(shù)完全相同。1.1.11光伏并網(wǎng)逆變器的絕緣電阻監(jiān)測與報警光伏并網(wǎng)逆變器必須具備完備、準確、可靠地直流側絕緣監(jiān)測功能。直流側絕緣監(jiān)測功能必須能夠準確、可靠的監(jiān)測直流側正極對地、負極對地的絕緣電阻并通過自身的RS485接口上傳數(shù)據(jù)。絕緣監(jiān)測功能的電阻報警閾值應可以設置，當監(jiān)測到直流側絕緣電阻超出設置的閾值時，絕緣監(jiān)測功能應立即進行本地和遠程報警。絕緣監(jiān)測系統(tǒng)的技術性能要求和初始報警閾值應滿足NB/T32004-2013《光伏發(fā)電并網(wǎng)逆變器技術規(guī)范》中的具體要求。在防組件PID效應的功能中，對于需要進行負極接地的光伏并網(wǎng)逆變器，逆變器在開機前應進行正、負極對地絕緣檢測以確保系統(tǒng)在光伏并網(wǎng)逆變器的負極接地點處單點接地，在絕緣檢測正常后，逆變器負極接地運行。乙方對直流側絕緣監(jiān)測儀的正確使用負責，對直流側絕緣監(jiān)測儀的準確性和可靠性負責，如果直流側絕緣電阻監(jiān)測儀損壞，必須進行本地和遠程報警。為了彌補絕緣監(jiān)測系統(tǒng)在光伏并網(wǎng)逆變器工作狀態(tài)時的檢測盲區(qū)，本技術規(guī)范要求，投標光伏并網(wǎng)逆變器應通過連續(xù)監(jiān)測光伏并網(wǎng)逆變器正、負極對地電壓的方式來判斷系統(tǒng)是否工作在期望的工作模式，當系統(tǒng)約定的工作模式遭到破壞后，投標光伏并網(wǎng)逆變器應立即停機并重新執(zhí)行絕緣監(jiān)測功能，在系統(tǒng)工作模式恢復到預期的工作模式之前，光伏并網(wǎng)逆變器不能并網(wǎng)工作。1.1.12光伏并網(wǎng)逆變器的漏電監(jiān)測與保護光伏并網(wǎng)逆變器必須具備完備、準確、可靠地交流側漏電監(jiān)測和保護功能。漏電監(jiān)測保護系統(tǒng)必須能夠準確、可靠的監(jiān)測成套設備的漏電流（包括直流和交流成分）。漏電監(jiān)測保護系統(tǒng)的報警、保護閾值應可以進行本地和遠程設置，當檢測到漏電故障時，漏電監(jiān)測保護系統(tǒng)應立即按設計功能動作并進行本地和遠程報警（通過RS485通信實現(xiàn)）。漏電監(jiān)測保護系統(tǒng)必須滿足NB/T32004-2013《光伏發(fā)電并網(wǎng)逆變器技術規(guī)范》中的具體要求，出廠設置按照該標準的要求進行。乙方對漏電監(jiān)測保護系統(tǒng)的準確性和可靠性負責，如果漏電監(jiān)測保護系統(tǒng)損壞，光伏并網(wǎng)逆變器必須進行本地和遠程報警。漏電監(jiān)測保護系統(tǒng)不允許出現(xiàn)測量不準，誤動、拒動等情況。1.1.13光伏并網(wǎng)逆變器的電能計量光伏并網(wǎng)逆變器必須具備完備、準確、可靠地交直流電能計量功能。在實際工作環(huán)境下，光伏并網(wǎng)逆變器直流側電能計量組件必須滿足的技術要求如下：電壓、電流傳感器的有效精度不低于0.2級。直流電能有效計量精度不低于0.5級，最小量程不低于999MWh。至少可以存儲12個月的歷史發(fā)電量數(shù)據(jù)，具備RS485通信功能，應能夠手動或通過后臺命令自動清零（通過通訊實現(xiàn)）。在實際工作環(huán)境下，光伏并網(wǎng)逆變器交流側電能計量組件必須滿足的技術要求如下：電壓、電流傳感器的有效精度不低于0.2S級。交流電能有效計量精度不低于0.5級，最小量程不低于999MWh。至少可以存儲12個月的歷史發(fā)電量數(shù)據(jù)，具備RS485通信功能，應能夠手動或通過后臺命令自動清零（通過通訊實現(xiàn)）。甲方在設備驗收時將對投標光伏并網(wǎng)逆變器中的電能計量組件進行第三方校準，因投標光伏并網(wǎng)逆變器中電能計量組件不準、性能指標達不到要求、未有效投運等乙方供貨和調試等原因所產(chǎn)生的所有改造、第三方再次計量和驗收延遲等責任全部由乙方承擔。1.1.14光伏并網(wǎng)逆變器等的正常工作電網(wǎng)條件符合國標GB/T19964-2012《光伏發(fā)電站接入電力系統(tǒng)技術規(guī)定》、GB/T14549-1993《電能質量公用電網(wǎng)諧波》、GB/T15543-2008《電能質量三相電壓不平衡》、GB/T12325-2008《電能質量供電電壓允許偏差》、GB/T15945-2008《電能質量電力系統(tǒng)頻率偏差》、GB/T12326-2008《電能質量電壓波動和閃變》、GB/T24337-2009《電能質量公用電網(wǎng)間諧波》等的電網(wǎng)環(huán)境為投標成套設備正常運行的正常電網(wǎng)環(huán)境，成套設備必須在正常的電網(wǎng)環(huán)境下安全、可靠運行，性能指標達到本技術規(guī)范要求。1.2光伏并網(wǎng)逆變器1.2.1光伏并網(wǎng)逆變器形式光伏并網(wǎng)逆變器的基本形式本次招標對投標光伏并網(wǎng)逆變器的基本要求為：必須為商業(yè)級支架式安裝的三相組串式光伏并網(wǎng)逆變器；光伏并網(wǎng)逆變器的每路直流輸入為單串多晶硅光伏電池組串；原則上單機額定重量≤75kg；單機額定容量≤80kW；單機防護等級不低于IP65；單臺光伏并網(wǎng)逆變器自身集成防組件PID（電勢誘導衰減）效應功能和組件支路拉弧保護功能；組串式光伏并網(wǎng)逆變器的交流輸出側接三相AC380V至三相AC500V的IT系統(tǒng)，升壓變壓器低壓側的電壓等級根據(jù)投標光伏并網(wǎng)逆變器的額定工作電壓確定；光伏并網(wǎng)逆變器交直流側必須具備完善的二級防雷保護功能；光伏并網(wǎng)逆變器內部應具備光伏組串支路防逆流功能，要求組串型光伏并網(wǎng)逆變器保證在每2個或1個光伏組串輸入支路加裝1個國際知名廠家的高品質、低壓降防反二極管；組串型光伏并網(wǎng)逆變器BOOST升壓電路中的二極管可以替代防反二極管的作用，但必須保證BOOST升壓電路所接入的光伏組串數(shù)量不大于2串。如投標廠家采用獨立配置防反二極管方案，可不受此條限制，但需再投標文件中詳細闡述。光伏并網(wǎng)逆變器輸入?yún)?shù)（不降額工作海拔下）工作電壓范圍：480V~800V （不得低于300V~800V）最大輸入電壓：1000V 最大功率追蹤電壓范圍：480V~800V （不得低于300V~800V）直流輸入支路數(shù)：8 輸入支路最大電流：70A 獨立MPPT追蹤支路數(shù)：3 （不得低于2路）光伏并網(wǎng)逆變器輸出參數(shù)（不降額工作海拔下）額定交流輸出功率（PN≤80kW）：36kW 最大連續(xù)輸出功率（≥110%PN）：36kW 不降額工作海拔（≥2000m）：3000m 額定輸出電壓： 400VAC （AC380V至AC500V）額定輸出頻率： 50Hz功率因數(shù)調節(jié)范圍： ±0.8功率因數(shù)調節(jié)分辨率： 不低于±0.01光伏并網(wǎng)逆變器的并聯(lián)容量投標光伏并網(wǎng)逆變器的最小直接并聯(lián)臺數(shù)不得低于30臺。乙方應在此處提供投標光伏并網(wǎng)逆變器建議的最優(yōu)并聯(lián)規(guī)模。1.2.2光伏并網(wǎng)逆變器的主要性能指標※光伏并網(wǎng)逆變器歐洲效率及綜合效率當光伏并網(wǎng)逆變器在全運行溫度范圍內工作于自供電模式且光伏并網(wǎng)逆變器直流輸入電壓為DC600V±10V時，光伏并網(wǎng)逆變器的歐洲效率得不低于97.5%（包含所有光伏并網(wǎng)逆變器損耗）?！夥⒕W(wǎng)逆變器各功率點的效率曲線及承諾函乙方應提供光伏并網(wǎng)逆變器在全運行溫度范圍內工作于自供電模式且光伏并網(wǎng)逆變器直流輸入電壓分別為DC450V±10V、DC600V±10V、DC750V±10V時，光伏并網(wǎng)逆變器（包含所有光伏并網(wǎng)逆變器損耗）在功率點5%、10%、15%、20%、25%、30%、35%、40%、45%、50%、55%、60%、65%、70%、75%、80%、85%、90%、95%、100%、105%、110%時的3條光伏并網(wǎng)逆變器效率曲線保證值?！商自O備綜合效率及承諾函光伏并網(wǎng)逆變器成套裝置的實際發(fā)電能力是由光伏并網(wǎng)逆變器的環(huán)境適應性、光伏并網(wǎng)逆變器MPP跟蹤效率、光伏并網(wǎng)逆變器自身轉換效率、光伏并網(wǎng)逆變器超發(fā)能力、成套設備長期可靠性、成套設備平均故障率、供應商的售后服務能力、光伏并網(wǎng)逆變器實際使用壽命等多方面因素綜合決定的，最終體現(xiàn)在不同光伏并網(wǎng)逆變器企業(yè)光伏并網(wǎng)逆變器的實際發(fā)電量差異上。因此，對投標光伏并網(wǎng)逆變器的實際發(fā)電量進行評價是最科學和最有效的評價方法。乙方應對投標成套光伏并網(wǎng)逆變器的環(huán)境適應性、光伏并網(wǎng)逆變器MPPT跟蹤效率、光伏并網(wǎng)逆變器超發(fā)能力、設備長期可靠性、成套設備平均故障率、供應商的售后服務能力等進行綜合評估并在投標文件中做出光伏并網(wǎng)逆變器在運行溫度范圍內的綜合效率承諾值，出具蓋有乙方（和制造商）公章的承諾函。乙方一旦中標，其提供的光伏并網(wǎng)逆變器成套設備綜合效率將作為商務合同和技術協(xié)議的條款形成合同。投標光伏并網(wǎng)逆變器的綜合效率保證值不得低于97.5%。過載能力光伏并網(wǎng)逆變器應具有一定的過載能力并具備可靠的最大輸出電流限制功能。在實際運行環(huán)境條件下，投標光伏并網(wǎng)逆變器的最大長期出力能力不應低于額定電流的110%；投標光伏并網(wǎng)逆變器的最大輸出電流不應大于額定電流的120%。輸出電壓范圍乙方需提供光伏并網(wǎng)逆變器三相交流輸出的電壓范圍。電能質量無論采用何種控制方式，光伏并網(wǎng)逆變器在運行時不應造成電網(wǎng)電壓波形過度畸變，光伏并網(wǎng)逆變器注入電網(wǎng)的諧波電壓和諧波電流不能超標，以確保公用電網(wǎng)和連接到電網(wǎng)的其他設備正常運行。由光伏并網(wǎng)逆變器引起的低壓側電壓總諧波畸變率不超過3%，奇次諧波電壓畸變率不應超過2.1%，偶次諧波電壓畸變率不應超過1.2%。在電網(wǎng)背景電壓符合GB/T14549《電能質量公用電網(wǎng)諧波》的要求時，光伏并網(wǎng)逆變器輸出電流的電能質量應滿足：當光伏并網(wǎng)逆變器工作在額定容量的30~110%時，應達到下列輸出波形要求：電流總諧波畸變率不超過2%，其中，奇次、偶次諧波電流含有率不超過GB/T14549的相關要求。當光伏并網(wǎng)逆變器工作在額定容量的20~30%時，應達到下列輸出波形要求：電流總諧波畸變率不超過3%，其中，奇次、偶次諧波電流含有率不超過GB/T14549的相關要求。當光伏并網(wǎng)逆變器工作在額定容量的10~20%時，應達到下列輸出波形要求：電流總諧波畸變率不超過5%，其中，奇次、偶次諧波電流含有率不超過GB/T14549的相關要求。當光伏并網(wǎng)逆變器工作在額定容量的10%及以下時，應達到下列輸出波形要求：電流總諧波畸變率不超過8%，其中，奇次、偶次諧波電流含有率不超過GB/T14549的相關要求。光伏并網(wǎng)逆變器的輸出電能質量必須優(yōu)于GB/T14549-1993《電能質量公用電網(wǎng)諧波》、GB/T15543-2008《電能質量三相電壓不平衡》、GB/T12326-2008《電能質量電壓波動和閃變》、GB/T24337-2009《電能質量公用電網(wǎng)間諧波》、GB/T12325-2008《電能質量供電電壓允許偏差》、GB/T15945-2008《電能質量電力系統(tǒng)頻率偏差》、Q/GDW617-2011《光伏電站接入電網(wǎng)技術規(guī)定》、GB/T19964-2012《光伏發(fā)電站接入電力系統(tǒng)技術規(guī)定》、NB/T32004-2013《光伏發(fā)電并網(wǎng)逆變器技術規(guī)范》等標準的要求。直流分量在0%~110%功率范圍內的任何工況下和短時120%負載的任何工況下，光伏并網(wǎng)逆變器輸出的最大直流分量不允許超過其額定輸出電流的0.5%。異常情況下，當光伏并網(wǎng)逆變器輸出的最大直流分量連續(xù)600秒達到其額定電流的0.75%時，光伏并網(wǎng)逆變器應立即停機進行直流分量超標保護；當光伏并網(wǎng)逆變器輸出的最大直流分量連續(xù)60秒達到其額定電流的1.0%時，光伏并網(wǎng)逆變器應立即停機進行直流分量超標保護；當光伏并網(wǎng)逆變器輸出的最大直流分量連續(xù)30秒達到其額定電流的1.2%時，光伏并網(wǎng)逆變器應立即停機進行直流分量超標保護；當光伏并網(wǎng)逆變器輸出的最大直流分量連續(xù)10秒達到其額定電流的1.5%時，光伏并網(wǎng)逆變器應立即停機進行直流分量超標保護；當光伏并網(wǎng)逆變器輸出的最大直流分量連續(xù)5秒達到其額定電流的1.8%時，光伏并網(wǎng)逆變器應立即停機進行直流分量超標保護。異常情況下，當電網(wǎng)電壓的最大直流分量連續(xù)60秒達到其額定幅值的0.5%時，光伏并網(wǎng)逆變器應立即停機進行電網(wǎng)電壓直流分量超標保護；當電網(wǎng)電壓的最大直流分量連續(xù)30秒達到其額定幅值的0.75%時，光伏并網(wǎng)逆變器應立即停機進行電網(wǎng)電壓直流分量超標保護；當電網(wǎng)電壓的最大直流分量連續(xù)5秒達到其額定幅值的1.0%時，光伏并網(wǎng)逆變器應立即停機進行電網(wǎng)電壓直流分量超標保護。光伏并網(wǎng)逆變器直流分量保護功能的閾值和時間應可以通過軟件更改，乙方應免費向甲方提供參數(shù)更改服務。電磁干擾和電磁兼容光伏電站并網(wǎng)運行時，除不可抗拒因素外，光伏并網(wǎng)逆變器作為光伏電站內唯一的大功率干擾源，不得對本機和符合相關EMC要求的通信設備的正常通信構成干擾。如果光伏光伏并網(wǎng)逆變器對其他符合EMC要求的通信設備構成干擾，乙方有責任無償及時的解決問題。光伏并網(wǎng)逆變器的電磁兼容水平應優(yōu)于NB/T32004-2013《光伏發(fā)電并網(wǎng)逆變器技術規(guī)范》、GB/T17799.2《電磁兼容通用標準居住、商業(yè)和輕工業(yè)環(huán)境中的發(fā)射》、GB17799.3《電磁兼容通用標準工業(yè)環(huán)境中的抗擾度試驗》、IEC61000-6-2、IEC61000-6-3等標準的要求，其中，電磁干擾（發(fā)射）水平應優(yōu)于上述標準對民用設備的最嚴格要求，電磁兼容（抗干擾）水平應優(yōu)于上述標準對工業(yè)設備的A級性能判據(jù)要求。MPPT效率乙方應明確承諾投標設備綜合考慮不同外部環(huán)境后的MPPT實際綜合跟蹤效率的最低保證值（該綜合跟蹤效率綜合了光伏并網(wǎng)逆變器的靜態(tài)跟蹤效率、動態(tài)跟蹤效率、平衡輸入跟蹤效率和不平衡輸入跟蹤效率等，最終體現(xiàn)在光伏并網(wǎng)逆變器的實際發(fā)電量上），投標光伏并網(wǎng)逆變器的MPPT實際綜合跟蹤效率不得低于99.0%。有功功率和功率因數(shù)控制光伏并網(wǎng)逆變器必須具備有功功率、有功功率變化率和功率因數(shù)控制功能，有功功率、有功功率變化率和功率因數(shù)控制功能必須可以進行本地和遠程設置（遠程調度），其中，有功功率控制指令應可以通過百分比和絕對值的形式向光伏并網(wǎng)逆變器下達。乙方光伏并網(wǎng)逆變器有功功率指令的控制精度不低于1%（百分比形式）或1kW（絕對值形式）；功率因數(shù)控制指令的控制精度不低于±0.01；功率變化率控制指令的控制精度不低于1kW/S，所有控制指令及對應的控制參數(shù)應保證可以由后臺一次性下達至光伏并網(wǎng)逆變器。光伏并網(wǎng)逆變器有功功率的最小調節(jié)范圍為0%~110%，功率因數(shù)的最小調節(jié)范圍為±0.8。乙方光伏并網(wǎng)逆變器應具備可靠地強制一鍵恢復出廠設置的功能（本地實現(xiàn)和遠程實現(xiàn)，只提供本地實現(xiàn)的功能是可以接受的）。光伏并網(wǎng)逆變器應能夠上傳光伏并網(wǎng)逆變器輸出功率設定值（百分比和絕對值）、功率變化率設定值、功率因數(shù)設定值的當前狀態(tài)。光伏并網(wǎng)逆變器的有功功率控制功能還應滿足GB/T19964-2012《光伏發(fā)電站接入電力系統(tǒng)技術規(guī)定》的要求。低電壓穿越和孤島保護光伏并網(wǎng)逆變器應配備低電壓穿越功能和孤島保護功能，由用戶根據(jù)實際需要選擇設備處于何種運行方式，光伏并網(wǎng)逆變器出廠默認設置為孤島保護模式（具體形式以接入系統(tǒng)批復為準）。當光伏并網(wǎng)逆變器運行于低電壓穿越模式時，光伏并網(wǎng)逆變器必須同時具備平衡穿越和不平衡穿越能力，默認的低電壓穿越能力曲線必須符合GB/T19964-2012《光伏發(fā)電站接入電力系統(tǒng)技術規(guī)定》中第8章的所有要求。噪聲和待機功耗當光伏并網(wǎng)逆變器輸出110%的額定功率時，在距離設備水平位置1m處，用聲壓級計測量滿載時的噪聲不應大于40dB（A）。光伏并網(wǎng)逆變器的待機功耗不應大于1W。獨立無功補償、夜間SVG和自動電壓控制投標光伏并網(wǎng)逆變器應具備獨立的無功補償、夜間SVG和自動電壓控制功能，其中，獨立無功補償和夜間SVG的調節(jié)分辨率不低于1kvar。獨立無功補償功能是指，可以由用戶和調度獨立的設置光伏并網(wǎng)逆變器發(fā)出的無功功率大小，光伏并網(wǎng)逆變器運行時始終輸出用戶設置的無功功率。夜間SVG功能是指，光伏并網(wǎng)逆變器夜間不輸出有功功率時，可以作為SVG使用，光伏并網(wǎng)逆變器發(fā)出的無功功率大小可以由用戶和調度根據(jù)實際情況設定。自動電壓控制功能是指，光伏并網(wǎng)逆變器可以通過自動調節(jié)無功功率的方式將并網(wǎng)點的電壓穩(wěn)定在光伏并網(wǎng)逆變器的額定工作電壓或用戶設定的合理電壓下。光伏并網(wǎng)逆變器出廠時屏蔽該功能，該功能應由用戶從后臺和本地操作屏上開啟并設置。投標光伏并網(wǎng)逆變器應在投標文件中明確提供當變壓器阻抗電壓為6%（雙繞組變壓器）時，光伏并網(wǎng)逆變器的自動電壓調節(jié)范圍。※動態(tài)無功支撐投標光伏并網(wǎng)逆變器應提供動態(tài)無功支撐功能，動態(tài)無功支撐功能應滿足GB/T19964-2012《光伏發(fā)電站接入電力系統(tǒng)技術規(guī)定》第8章的所有要求（投標光伏并網(wǎng)逆變器的出廠默認設置）。投標光伏并網(wǎng)逆變器的動態(tài)無功支撐功能應可以通過光伏并網(wǎng)逆變器的控制器（人機接口和遠程后臺）屏蔽。在設備的使用壽命期內，乙方必須承諾按照電網(wǎng)公司、國家標準和甲方的要求，及時、免費的為甲方升級可能出現(xiàn)的新動態(tài)無功支撐能力要求?！娋W(wǎng)調頻、調峰投標光伏并網(wǎng)逆變器應具備電網(wǎng)調頻和調峰能力，該能力應符合DL/T1040《電網(wǎng)運行準則》的相關要求，具體的調節(jié)方式待定。乙方應承諾在中標后按照電網(wǎng)公司要求為甲方及時、免費的配置光伏并網(wǎng)逆變器調頻、調峰功能?！鶖?shù)學模型乙方必須承諾按照電網(wǎng)公司GB/T19964-2012《光伏發(fā)電站接入電力系統(tǒng)技術規(guī)定》要求，向甲方提供符合電網(wǎng)公司和GB/T19964-2012《光伏發(fā)電站接入電力系統(tǒng)技術規(guī)定》要求的成套設備數(shù)學模型和特性等資料，由甲方提供給電網(wǎng)公司。※直流側電容器壽命預測功能投標光伏并網(wǎng)逆變器成套裝置必須能夠準確檢測并判斷光伏并網(wǎng)逆變器直流側電容器的容量，當光伏并網(wǎng)逆變器直流側電容器的容量降低到額定容量或原始容量的80%時，光伏并網(wǎng)逆變器應通過自身的顯示屏和通信接口向用戶和后臺提出電容器需要更換的信息并提示更換原因。投標光伏并網(wǎng)逆變器可以采用測量直流側電容器現(xiàn)存容量與原始容量（或額定容量）百分比比值的方式預測直流側電容器的有效壽命，可以采用測量直流側電容器容量絕對值與額定值（出廠設定值）比較的方式預測直流側電容器的有效壽命，也可以采用上述兩種方法的綜合方法進行電容器有效壽命的預測。如果乙方采用了其他電容器壽命預測方法，應在投標文件中詳細說明。投標光伏并網(wǎng)逆變器應具備直流側電容器初始容量的自動設置和手動設置功能，當重新更換電容器后，應能夠通過光伏并網(wǎng)逆變器的控制屏重新確定電容器更換后的容量并重新開始新一輪的壽命預測工作。當乙方進行軟件升級時，必須確保電容器容量測試數(shù)據(jù)的連續(xù)性，不能中斷或覆蓋掉之前積累的有效數(shù)據(jù)。乙方應在投標文件中詳細介紹投標設備的電容器壽命預測方法及其在控制屏中的具體操作方法。光伏并網(wǎng)逆變器對其直流側電容器容量判斷的有效精度不能低于電容器額定容量或原始容量的2%?！L機壽命預測功能（如有）投標光伏并網(wǎng)逆變器應具備對光伏并網(wǎng)逆變器內所有散熱風機有效壽命的預測功能，在散熱風機達到壽命終結之前，應通過光伏并網(wǎng)逆變器的顯示屏和通信接口向用戶和后臺提出風機更換信息并提示更換原因。光伏并網(wǎng)逆變器散熱系統(tǒng)（含散熱風機和散熱片等）的壽命投標光伏并網(wǎng)逆變器中散熱系統(tǒng)（含散熱風機和散熱片等）的使用壽命不得低于25年，在設備壽命期內，不能出現(xiàn)因光伏并網(wǎng)逆變器散熱系統(tǒng)（含散熱風機和散熱片等）性能劣化或故障等原因導致發(fā)電站電量降低（如限功率運行等）、光伏并網(wǎng)逆變器內元器件壽命下降、電站其他設備性能劣化、安全等問題。1.2.3光伏并網(wǎng)逆變器的保護功能電網(wǎng)異常保護電網(wǎng)異常時，投標光伏并網(wǎng)逆變器應按照GB/T19964-2012《光伏發(fā)電站接入電力系統(tǒng)技術規(guī)定》、Q/GDW617-2011《光伏電站接入電網(wǎng)技術規(guī)定》、NB/T32004-2013《光伏發(fā)電并網(wǎng)逆變器技術規(guī)范》、IEC62116-2008《光伏并網(wǎng)系統(tǒng)用光伏并網(wǎng)逆變器防孤島測試方法》等標準和本技術規(guī)范中的相關要求進行動作和保護。防反放電和極性接反保護當光伏并網(wǎng)逆變器直流側電壓低于允許工作范圍或光伏并網(wǎng)逆變器處于關機狀態(tài)時，光伏并網(wǎng)逆變器應無反向電流流過。當光伏方陣的極性反接時，光伏并網(wǎng)逆變器應能可靠保護而不會損壞。極性正接后，光伏并網(wǎng)逆變器應能正常工作。電網(wǎng)相序保護光伏并網(wǎng)逆變器必須具備電網(wǎng)相序檢測功能，當連接到光伏并網(wǎng)逆變器的電網(wǎng)電壓是負序電壓時，光伏并網(wǎng)逆變器必須停機并報警或通過光伏并網(wǎng)逆變器內部調整向電網(wǎng)注入正序正弦波電流。任何情況下，光伏并網(wǎng)逆變器都不能向電網(wǎng)注入負序電流。過壓、過流保護投標光伏并網(wǎng)逆變器必須具備完備的直流輸入過壓、過流保護功能和交流輸出過壓、過流保護功能。內部故障保護當光伏并網(wǎng)逆變器內部發(fā)生故障時（如電力電子開關直通、直流母線短路等），光伏并網(wǎng)逆變器內的保護裝置應快速、可靠動作，光伏并網(wǎng)逆變器內的保護裝置應使光伏并網(wǎng)逆變器與直流輸入側（PV側）及交流輸出側（電網(wǎng)側）脫離并實現(xiàn)與直流輸入側（PV側）及交流輸出側（電網(wǎng)側）的有效隔離，任何情況下都不能因光伏并網(wǎng)逆變器內部故障導致外部設備損壞。過熱、過濕保護光伏并網(wǎng)逆變器應具備機內環(huán)境溫度過高保護（例如著火引起的機箱內環(huán)境溫度過高）、機內關鍵部件溫度過高保護等基本過熱保護功能。光伏并網(wǎng)逆變器應具備基本的機內濕度保護功能，當檢測到機內出現(xiàn)凝露等情況時，光伏并網(wǎng)逆變器不允許并網(wǎng)發(fā)電。此時，光伏并網(wǎng)逆變器應采取有效措施消除機內的凝露狀態(tài)。保護的靈敏度和可靠性在正常的光伏并網(wǎng)逆變器運行環(huán)境和符合國標要求的電網(wǎng)環(huán)境下，光伏并網(wǎng)逆變器不應出現(xiàn)誤停機、誤報警和其他無故停止工作的情況。當出現(xiàn)故障時，光伏并網(wǎng)逆變器應能夠按照設計的功能可靠動作。整機阻燃性和環(huán)境適應性IEC62109（歐洲安規(guī)測試標準）和UL1941（美國安規(guī)測試標準）標準中的安規(guī)、阻燃要求是對光伏并網(wǎng)逆變器提出的最低要求，投標光伏并網(wǎng)逆變器必須滿足。投標光伏并網(wǎng)逆變器在任何情況下均不能產(chǎn)生蔓延性火災。降額警告投標光伏并網(wǎng)逆變器在溫度過高時必須進入降額運行模式，不能直接關機，乙方應在此處提供光伏并網(wǎng)逆變器的降額曲線并提供光伏并網(wǎng)逆變器的關機溫度設定值。當光伏并網(wǎng)逆變器因溫度過高而自動降額運行時，應通過光伏并網(wǎng)逆變器的本地顯示屏顯示并通過光伏并網(wǎng)逆變器的通信接口向后臺提供光伏并網(wǎng)逆變器降額運行的警告信號。故障的記錄與顯示投標光伏并網(wǎng)逆變器必須能夠記錄設備使用壽命期內的所有故障信息，光伏并網(wǎng)逆變器歷史故障記錄既能從本地顯示屏調取，又能由監(jiān)控后臺遠程調取。電氣間隙和爬電距離光伏并網(wǎng)逆變器的電氣間隙和爬電距離必須滿足或優(yōu)于IEC62109《光伏發(fā)電系統(tǒng)用電力轉換設備的安全》標準中的基本要求。當應用于高海拔環(huán)境時，應按照IEC62109《光伏發(fā)電系統(tǒng)用電力轉換設備的安全》標準的要求進行對應的修正，光伏并網(wǎng)逆變器修正后的電氣間隙和爬電距離必須滿足或優(yōu)于IEC62109的要求。殘余電流保護和接觸漏電流投標光伏并網(wǎng)逆變器應提供殘余電流保護功能并滿足NB/T32004-2013《光伏發(fā)電并網(wǎng)逆變器技術規(guī)范》的要求。任何情況下，投標光伏并網(wǎng)逆變器的接觸電流均不能大于10mA?！览妆Ｗo投標光伏并網(wǎng)逆變器必須具備完備的交、直流防雷保護功能，其中，交流進線側和直流進線側的防雷保護等級不低于Ⅱ級。防雷設備損壞后，損壞的防雷器應能夠可靠地與交、直流電網(wǎng)脫離（應具備防雷器失效保護裝置），同時，應有信號上傳至光伏并網(wǎng)逆變器，由光伏并網(wǎng)逆變器統(tǒng)一與后臺監(jiān)控系統(tǒng)通信（上傳至后臺監(jiān)控系統(tǒng)）。乙方對防雷設備失效后的可靠保護負責，對防雷設備的質量和正確應用負責?！鶎夥姵仃嚵械谋Ｗo投標光伏并網(wǎng)逆變器（包含光伏并網(wǎng)逆變器自身集成的防組件PID效應模塊）不能對與其連接的光伏電池陣列的性能和安全性產(chǎn)生負面影響。不能出現(xiàn)因投標光伏并網(wǎng)逆變器原因導致與其連接的光伏電池陣列出現(xiàn)性能劣化和安全等問題。散熱風機的保護和報警投標光伏并網(wǎng)逆變器必須能夠準確檢測并判斷光伏并網(wǎng)逆變器內所有散熱風機的工作狀態(tài)，當光伏并網(wǎng)逆變器內的散熱風機出現(xiàn)故障時，必須進行保護并通過光伏并網(wǎng)逆變器的顯示屏和通信接口向用戶和后臺報警。諧振檢測和保護投標光伏并網(wǎng)逆變器必須具備諧振檢測和保護功能，極端情況下，當光伏并網(wǎng)逆變器與外部（光伏并網(wǎng)逆變器與光伏并網(wǎng)逆變器之間、光伏并網(wǎng)逆變器與升壓變壓器低壓側之間等）發(fā)生諧振并導致電網(wǎng)電壓畸變超過GB/T14549的規(guī)定時，光伏并網(wǎng)逆變器必須采取有效的保護措施。投標光伏并網(wǎng)逆變器必須對光伏并網(wǎng)逆變器的輸出濾波電容器進行有效的過流保護；乙方必須在此處說明投標光伏并網(wǎng)逆變器具體的諧振檢測和保護措施。1.2.4※產(chǎn)品認證報告及其型式試驗報告投標光伏并網(wǎng)逆變器至少應具備本技術規(guī)范書中要求的第三方認證并提供相關的型式試驗報告。投標光伏并網(wǎng)逆變器需要做的認證測試標準包括：Q/GDW617-2011《光伏電站接入電網(wǎng)技術規(guī)定》、GB/T19964-2012《光伏發(fā)電站接入電力系統(tǒng)技術規(guī)定》、NB/T32004-2013《光伏發(fā)電并網(wǎng)逆變器技術規(guī)范》、IEC62109-1/2《光伏發(fā)電專用光伏并網(wǎng)逆變器的安全》、GB/T17799.2或其等效標準IEC61000-6-2、GB17799.3或其等效標準IEC61000-6-3、IEC62116-2008《光伏并網(wǎng)系統(tǒng)用光伏并網(wǎng)逆變器防孤島測試方法》、UL1699B《OUTLINEOFINVESTIGATIONFORPHOTOVOLTAIC（PV）DCARC-FAULTCIRCUITPROTECTION》等。甲方認可的第三方檢測機構為國家能源太陽能發(fā)電研發(fā)（實驗）中心、中國質量認證中心（簡稱CQC）、北京鑒衡認證中心有限公司（簡稱CGC）、萊茵技術（上海）有限公司（簡稱TUV萊茵）、南德認證檢測（中國）有限公司（簡稱TUV南德）、美國UnderwritersLaboratoriesInc.（簡稱美國UL）、加拿大CanadianStandardsAssociation（簡稱加拿大CSA）等。其中，低電壓穿越報告必須由國家能源太陽能發(fā)電研發(fā)（實驗）中心按照GB/T19964-2012《光伏發(fā)電站接入電力系統(tǒng)技術規(guī)定》進行認證；直流拉弧保護功能報告必須由美國UL或加拿大CSA按照UL1699B《OUTLINEOFINVESTIGATIONFORPHOTOVOLTAIC（PV）DCARC-FAULTCIRCUITPROTECTION》（IssueNumber2，JANUARY14，2013）中對Ⅱ類設備（即同時具備串聯(lián)拉弧保護功能和并聯(lián)拉弧保護功能）的要求進行認證。第三方認證報告中必須明確而清晰的體現(xiàn)出認證機構的名稱、認證機構公章、認證日期或有效期限、被測試設備的具體型號等關鍵信息。甲方不接受任何形式的制造商自我聲明認證；技術標書中不得出現(xiàn)與招標設備無關的任何形式的認證和測試報告。如果存在欺騙甲方的行為且該行為沒有在評標過程中被發(fā)現(xiàn)，而是在以后的合同執(zhí)行中被發(fā)現(xiàn)，則甲方可以無條件終止合同并退貨。第三方認證報告在此處提供，第三方認證報告對應的具體型式試驗報告以附件形式提供。1.2.5低電壓穿越測試的特殊說明投標光伏并網(wǎng)逆變器必須具備低電壓穿越功能（包括平衡穿越和不平衡穿越）并出具國家能源太陽能發(fā)電研發(fā)（實驗）中心或具備同等資質的第三方按照GB/T19964-2012《光伏發(fā)電站接入電力系統(tǒng)技術規(guī)定》所做的低電壓穿越檢測報告及其結論（包括平衡穿越和不平衡穿越）。在乙方承諾的光伏并網(wǎng)逆變器最小直接并聯(lián)容量下，投標光伏并網(wǎng)逆變器直接并聯(lián)后作為一個整體的低電壓穿越性能必須滿足GB/T19964-2012《光伏發(fā)電站接入電力系統(tǒng)技術規(guī)定》或電網(wǎng)公司的要求。1.2.6光伏并網(wǎng)逆變器的絕緣耐壓性能光伏并網(wǎng)逆變器絕緣電阻投標光伏并網(wǎng)逆變器的輸入電路對地、輸出電路對地，輸入電路對機殼、輸出電路對機殼以及輸入電路與輸出電路間的絕緣電阻應不小于10MΩ，絕緣電阻只作為絕緣強度試驗參考。光伏并網(wǎng)逆變器絕緣強度投標光伏并網(wǎng)逆變器的輸入電路對地、輸出電路對地，輸入電路對機殼、輸出電路對機殼以及輸入電路與輸出電路間應能承受50Hz、3000V的正弦交流電壓1min，且不擊穿、不飛弧，漏電電流＜5mA。1.2.7光伏并網(wǎng)逆變器的監(jiān)控系統(tǒng)要求控制系統(tǒng)的供電要求投標光伏并網(wǎng)逆變器的控制系統(tǒng)應采用自供電方式運行，本技術規(guī)范書中的自供電方式是指光伏并網(wǎng)逆變器直接從光伏并網(wǎng)逆變器直流側和交流側同時取電的雙路冗余供電方式?？刂葡到y(tǒng)的基本要求投標光伏并網(wǎng)逆變器的控制系統(tǒng)應采用高性能DSP冗余備份的全數(shù)字化控制結構以確?？刂葡到y(tǒng)損壞后，光伏并網(wǎng)逆變器可以安全停機；反饋環(huán)節(jié)應采用低溫漂、高精度、寬溫度范圍的高品質傳感器（傳感器的帶寬和實際檢測精度必須滿足控制要求）；模數(shù)和數(shù)模（如有）轉換環(huán)節(jié)應采用高精度的高速AD/DA（如有）；控制系統(tǒng)和為其供電的多路冗余輔助電源應滿足25年使用壽命的要求。光伏并網(wǎng)逆變器內的所有PCB電路板都必須做優(yōu)質、可靠、全面的三防處理，乙方應在此處詳細說明其采用的三防處理工藝流程、三防漆厚度、三防處理設備等關鍵信息。控制系統(tǒng)應能穩(wěn)定、快速的實現(xiàn)最大功率點跟蹤和輸出波形質量控制，以確保光伏并網(wǎng)逆變器獲得最大的功率輸入并輸出預期的正序正弦波電流。通信投標光伏并網(wǎng)逆變器需通過集成在本體上的獨立的接線端子或集成在本體上的成套通信連接器向外部提供標準的隔離型RS485通信接口，光伏并網(wǎng)逆變器應能與光伏電站監(jiān)控系統(tǒng)或數(shù)據(jù)采集器通過基于RS485通信接口的ModbusRTU協(xié)議進行通信。甲方有權知道光伏并網(wǎng)逆變器的所有運行和故障信息，運行和故障信息應清晰、明確（準確），不允許出現(xiàn)用戶看不懂的故障代碼或“設備故障”等含糊不清（不能準確定位）的故障信息。投標光伏并網(wǎng)逆變器內RS485信號的有效傳輸距離得不小于1000米，至少支持4.8kB/S、9.6kB/S，19.2kB/S兩種通信速率，出廠默認通信速率9.6kB/S。投標光伏并網(wǎng)逆變器應具備通過光伏并網(wǎng)逆變器的RS485通信接口進行遠程升級系統(tǒng)軟件和更改參數(shù)（包含單機升級和批量升級）的功能。投標光伏并網(wǎng)逆變器應具備接收電網(wǎng)調度指令并可靠執(zhí)行的能力，在設備質保期內，乙方應無條件、免費的滿足甲方、電網(wǎng)公司、監(jiān)控后臺提出的所有調度、通訊等功能及其后續(xù)升級要求，與此相關的所有費用已包含在合同總價中。光伏并網(wǎng)逆變器的啟動、同步和對時投標光伏并網(wǎng)逆變器應能根據(jù)日出及日落的日照條件，實現(xiàn)自動開機和關機。光伏并網(wǎng)逆變器啟動運行時應確保光伏發(fā)電站輸出的有功功率變化率不超過所設定的最大功率變化率。投標光伏并網(wǎng)逆變器應具有自動與電網(wǎng)側同步的功能。投標光伏并網(wǎng)逆變器應具備按照光伏并網(wǎng)逆變器的ModbusRTU對時規(guī)約進行對時的功能，能夠與數(shù)據(jù)采集器或監(jiān)控系統(tǒng)的基準時間對時。光伏并網(wǎng)逆變器的人機接口投標光伏并網(wǎng)逆變器應在面板上設置寬溫度范圍的高品質工業(yè)級顯示屏和操作控制設備，以實現(xiàn)操作人員的現(xiàn)地手動操作。顯示屏應能顯示光伏并網(wǎng)逆變器的運行參數(shù)、狀態(tài)、故障信息、歷史發(fā)電量和瞬時發(fā)電量等所有運行和歷史信息。光伏并網(wǎng)逆變器的顯示及故障報警投標光伏并網(wǎng)逆變器上顯示屏的顯示參數(shù)主要包括（但不限于此）：直流電壓、直流電流、直流功率、交流電壓、交流電流、交流功率、電網(wǎng)頻率、功率因數(shù)、日發(fā)電量、累計發(fā)電量、日發(fā)電時間、累計發(fā)電時間（光伏并網(wǎng)逆變器有功率輸出的實際累計發(fā)電時間）、無故障運行時間、每天發(fā)電曲線、光伏并網(wǎng)逆變器機內溫度、電壓畸變率、電流畸變率等，所有顯示的數(shù)據(jù)應能夠通過通信接口傳至監(jiān)控后臺。故障信號包括：電網(wǎng)電壓過高、電網(wǎng)電壓過低、電網(wǎng)頻率過高、電網(wǎng)頻率過低、電網(wǎng)電壓不平衡、直流電壓過高、光伏并網(wǎng)逆變器過載、光伏并網(wǎng)逆變器過熱、光伏并網(wǎng)逆變器短路、散熱器過熱、光伏并網(wǎng)逆變器孤島、DSP故障、通訊失敗、絕緣故障、漏電保護、直流拉弧保護、電壓畸變率超標保護等。如果光伏并網(wǎng)逆變器運行于有功功率控制、功率因數(shù)調節(jié)、夜間SVG、自動電壓控制、獨立無功補償?shù)日{度狀態(tài)，則光伏并網(wǎng)逆變器應在顯示屏的運行界面上明確顯示，此時，有功功率限制功率、具體的功率因數(shù)限制值、夜間SVG輸出功率、自動電壓控制的目標值、獨立無功補償容量等應明確顯示。光伏并網(wǎng)逆變器應采用聲光報警的方式來向本地操作、運維人員發(fā)出故障提示信號。光伏并網(wǎng)逆變器的歷史數(shù)據(jù)采集和存儲在光伏并網(wǎng)逆變器的壽命期內，光伏并網(wǎng)逆變器應能夠以日、月、年為單位連續(xù)存儲運行數(shù)據(jù)和故障記錄等，其中故障、報警、異常事件等信息的準確度需精確到秒。光伏并網(wǎng)逆變器的組串故障檢測功能投標光伏并網(wǎng)逆變器必須具備組串故障檢測功能，能夠精確定位到每一個故障組串。1.2.8光伏并網(wǎng)逆變器的壽命在現(xiàn)場實際工作環(huán)境下，投標光伏并網(wǎng)逆變器的實際工作壽命不得小于25年。1.2.10※光伏并網(wǎng)逆變器成套裝置的通風散熱高溫會加速設備老化，嚴重影響設備實際使用壽命，由于乙方對通風散熱方案考慮不周所導致的所有問題由乙方負責。1.2.11※光伏并網(wǎng)逆變器的工藝要求（1）投標光伏并網(wǎng)逆變器外殼采用經(jīng)高質量表面處理的不生銹金屬材料制作，耐候年限（不生銹、不腐蝕、機械強度滿足使用要求）不低于25年。投標光伏并網(wǎng)逆變器結構安全、可靠；易損件的設計與安裝應便于維護及拆裝。（2）投標光伏并網(wǎng)逆變器的結構必須安全、可靠；投標光伏并網(wǎng)逆變器必須便于運輸、搬運、安裝、接線和維修；風機、熔斷器等易損件必須便于拆裝和維護。（3）若投標光伏并網(wǎng)逆變器采用了散熱風扇，則散熱風扇必須可以在光伏并網(wǎng)逆變器外部或光伏并網(wǎng)逆變器的專用更換腔體內進行更換。（4）投標成套設備的所有母排和電纜等導體，必須全部使用純銅材質，嚴禁采用鋁排或銅包鋁等形式；直流電纜必須采用額定工作溫度不低于105℃、對地額定電壓不低于DC1000V的雙層絕緣光伏專用直流電纜。投標光伏并網(wǎng)逆變器中不允許使用鍍錫處理的母線和連接件，可以使用鈍化或鍍銀等工藝處理的防腐、防氧化母線和連接件，無論乙方采用何種母線防腐、防氧化處理方式，都必須保證光伏并網(wǎng)逆變器可以在-40℃~+70℃的環(huán)境溫度下存儲運輸，在-25℃~+50℃的環(huán)境溫度下滿功率運行，同時，不能影響電纜連接點處的接觸電阻。（5）投標光伏并網(wǎng)逆變器的金屬連接處全部加裝符合生產(chǎn)工藝要求的高品質彈墊和平墊。（6）投標光伏并網(wǎng)逆變器內元件位置編號、元件編號需與圖紙一致，所有可操作部件均應用中文標明功能。（7）投標光伏并網(wǎng)逆變器內的所有導線、電纜、線槽、線號套管等應使用阻燃型產(chǎn)品。（8）投標光伏并網(wǎng)逆變器應有保護接地；投標光伏并網(wǎng)逆變器運行時，打開柜門后，所有導電部件均應有防護措施以防止人手觸及。1.2.12光伏并網(wǎng)逆變器的檢驗、試驗外觀檢查對柜體式樣、外形尺寸及工藝結構尺寸，以及柜內元器件選型、設備布置、布線、電裝工藝、表面涂層等進行目測或量測，確定是否符合本技術條件要求，做好記錄。試驗a）乙方在下列情況下應進行型式試驗：新產(chǎn)品鑒定正式生產(chǎn)后，結構、材料、工藝有較大改變足以影響到設備性能時。批量生產(chǎn)的產(chǎn)品，每隔3年進行一次型式檢驗。產(chǎn)品停產(chǎn)2年以上再次生產(chǎn)時。國家質量監(jiān)督機構提出進行型式檢驗的要求時。進行型式檢驗的樣品，應在經(jīng)過出廠檢驗合格的產(chǎn)品中隨機抽取，其數(shù)量為2臺，按GB/T2829標準規(guī)定進行。抽樣采用判別水平為I的一次抽樣方案，產(chǎn)品質量以不合格數(shù)表示，不合格質量水平取RQL=120。乙方在技術規(guī)范簽訂后3天內提供最新的型式試驗報告。b）出廠試驗型式試驗與出廠試驗項目如下表，如有差異請說明。序號試驗項目型式檢驗出廠檢驗1機體結構和質量檢查√√2轉換效率試驗√√3并網(wǎng)電流諧波試驗√√4功率因數(shù)測定及調節(jié)試驗√√5電網(wǎng)電壓響應實驗√6電網(wǎng)頻率響應實驗√7直流分量試驗√√8電壓不平衡度實驗√9低電壓穿越實驗√10噪聲試驗√11電壓波動和閃爍考擾度試驗√12傳導發(fā)射試驗、輻射發(fā)射實驗√13靜電放電抗擾度試驗√14射頻電磁場輻射抗擾度試驗√15電快速瞬變脈沖群抗擾度試驗√16浪涌（沖擊）輻射抗擾度試驗√17射頻場感應的傳導騷擾抗擾度試驗√18工頻電磁場抗擾度實驗√19阻尼震蕩波抗擾度實驗√20防孤島效應保護試驗√21電壓暫降、短時中斷和電壓變化的抗擾度試驗√22過/欠壓試驗√√23過/欠頻試驗√√24電網(wǎng)相序自適應或負序報警實驗√25恢復并網(wǎng)試驗√26交流側短路保護試驗√27光伏并網(wǎng)逆變器內部短路試驗√28防反放電保護試驗√29極性反接保護試驗√30直流過載保護試驗√31直流過壓保護試驗√√32通訊功能實驗√√33自動開關機試驗√√34軟啟動試驗√√35絕緣電阻試驗√√36絕緣強度試驗√√37低溫啟動及工作試驗√38高溫啟動及工作試驗√39恒定濕熱試驗√40防護等級試驗√41有功功率控制試驗√√42自動電壓控制試驗√43電壓/無功調節(jié)試驗√44溫升試驗√45方陣絕緣阻抗檢測試驗√46方陣殘余電流檢測試驗√47連續(xù)工作試驗√√48有功功率控制實驗√49功率因數(shù)控制實驗√50獨立無功補償實驗√51夜間SVG實驗√52電網(wǎng)調頻、調峰實驗√53老化試驗√√1.2.13光伏并網(wǎng)逆變器的基本性能參數(shù)表（不降額工作海拔下）制造廠商型號SG36KTL-M直流輸入推薦的最大光伏方陣功率（kWp）/最大直流輸入功率（kW）36.8最大方陣開路電壓（V）1100最大方陣輸入電流（A）88直流輸入電壓范圍（V）0-1100MPP跟蹤范圍（V）200-1000MPP綜合跟蹤效率保證值（%）＞99.5交流輸出額定交流輸出功率（kW）36最大交流輸出功率（kW）36工作電壓范圍（V±%）310-480工作頻率范圍（Hz±%）50/60Hz，+/-5Hz按技術協(xié)議要求測試的歐洲效率（%）98.5%成套設備綜合效率保證值（%）98.2%功率因數(shù)＞0.99@滿功率（+/-0.8可調）電流總諧波畸變率（%）＜3%夜間自耗電（W）＜2W噪音（dB）＜45dB基本功能過/欠壓保護（有/無）有過/欠頻保護（有/無）有防孤島效應保護（有/無）有過流保護（有/無）有內部短路保護（有/無）有防反放電保護（有/無）有極性反接保護（有/無）有過載保護（有/無）有低電壓穿越功能（有/無）有零電壓穿越功能（有/無）有高電壓穿越功能（有/無）有（高、低、零電壓）反復穿越功能（有/無）有電網(wǎng)相序自適應功能（有/無）有有功功率控制功能（有/無）有并網(wǎng)點電壓自動控制功能（有/無）有功率因數(shù)控制功能（有/無）有獨立無功補償功能（有/無）有夜間SVG功能（有/無）有電網(wǎng)調頻、調峰功能（有/無）有數(shù)學模型（有/無）有對光伏陣列的保護（有/無）有光伏并網(wǎng)逆變器輸出直流分量超標保護（有/無）有電網(wǎng)電壓直流分量超標保護（有/無）有組件支路防逆流功能（有/無）有漏電保護功能（有/無）有絕緣監(jiān)測功能（有/無）有加強的絕緣監(jiān)測功能（有/無）有安全要求絕緣電阻≥10MΩ絕緣強度能承受50Hz、2200V的正弦交流電壓1min，且不擊穿、不飛弧，殘余電流＜10mA外殼防護等級IP65RS485通訊接口（有/無）有工業(yè)以太網(wǎng)通訊接口（有/無）/控制功率開關（IGBT、MOS管制造商、型號、數(shù)量）Vincotech、10-FZ12NMA、3控制器（控制芯片制造商、型號、數(shù)量）TI、TMS320系列、1尺寸長×寬×高（mm）525*240*740重量（Kg）48kg文件要求產(chǎn)品說明書（有/無）有用戶手冊（有/無）有產(chǎn)品合格證（有/無）有保修卡（有/無）有電磁兼容傳導發(fā)射符合GB7260.2-2009中附錄A的規(guī)定輻射發(fā)射符合GB7260.2-2009中附錄A的規(guī)定靜電放電抗擾度符合GB/T17626.3-2006的規(guī)定射頻電磁場輻射抗擾度符合GB/T17626.3-2006的規(guī)定電快速瞬變脈沖群抗擾度符合GB/T17626.4-2008的規(guī)定浪涌（沖擊）輻射抗擾度符合GB/T17626.5-2008的規(guī)定射頻場感應的傳導騷擾抗擾度符合GB/T17626.6-2008的規(guī)定電壓波動抗擾度符合GB/T17626.14-2005的規(guī)定工頻磁場抗擾度符合GB/T17626.8-2006的規(guī)定阻尼振蕩波抗擾度符合GB/T17626.12-1998的規(guī)定1.3光伏并網(wǎng)逆變器的關鍵元器件本次招標要求投標成套設備的正常存儲環(huán)境溫度為-40℃～+70℃、正常運行環(huán)境溫度為-25℃～+60℃；不降額運行海拔不低于2000m；成套設備內所有元器件的正常存儲環(huán)境溫度為-40℃～+70℃、正常運行環(huán)境溫度為-25℃～+60℃。投標成套設備的所有元器件必須符合或優(yōu)于本技術規(guī)范對成套設備的存儲和運行溫度要求。投標成套設備及其元器件應留足夠的設計和安全裕量，其中，直流電壓裕量不得低于10%、交流電壓裕量不得低于20%、直流電流裕量不得低于10%、交流電流裕量不得低于20%、壽命裕量不得低于10%。1.1.1直流輸入EMI濾波器投標光伏并網(wǎng)逆變器直流輸入側應配備國際知名品牌的高品質EMI濾波器，直流輸入EMI濾波器必須滿足長期安全、穩(wěn)定工作的要求。1.1.2光伏并網(wǎng)逆變器交流輸出EMI濾波器投標光伏并網(wǎng)逆變器交流輸出側應配備國際知名品牌的高品質EMI濾波器，交流輸出EMI濾波器必須滿足長期安全、穩(wěn)定工作的要求。1.1.3直流側絕緣監(jiān)測儀投標光伏并網(wǎng)逆變器直流輸入側必須配置高品質絕緣監(jiān)測儀，絕緣監(jiān)測儀必須能夠準確、可靠的檢測光伏陣列正極對地、負極對地的絕緣電阻并通過光伏并網(wǎng)逆變器自身的RS485通信接口上傳數(shù)據(jù)。1.1.4漏電監(jiān)測保護系統(tǒng)投標光伏并網(wǎng)逆變器交流側必須配置高品質漏電監(jiān)測保護系統(tǒng)，漏電監(jiān)測保護系統(tǒng)必須能夠準確、可靠的檢測成套裝置的漏電流（包含直流成分）并按NB/T32004-2013《光伏發(fā)電并網(wǎng)逆變器技術規(guī)范》中要求的閾值和功能動作。1.1.5輸入直流開關投標光伏光伏并網(wǎng)逆變器的直流輸入側必須加裝國際知名品牌的高品質直流輸入開關。1.1.6交流輸出