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1、屋顶分布式光伏发电项目组串式光伏并网逆变器专用技术规范1.1 光伏并网逆变器范围的界定和重要功能要求1.1.1 光伏并网逆变器范围的界定光伏并网逆变器作为不可分割的整体由乙方成套提供，不允许进行任何形式的拆分、分包或外协。光伏并网逆变器的容量、安规、降额系数等必须严格匹配。光伏并网逆变器的输入接口为光伏并网逆变器直流输入侧的成套光伏连接器（含公头和母头），输出接口为光伏并网逆变器的交流总输出。输入、输出接口之间的所有部分及其可能涉及到的现场安装（不含光伏并网逆变器本体的安装）、连接等工作均属于乙方的供货责任范围，与甲方无关。光伏并网逆变器作为不可分割的成套设备，其内部的所有机械、电气、通信、外
2、壳、接地等连接和配合均属于乙方的责任范畴，与甲方无关。1.1.2 光伏并网逆变器输入、输出电气接口特性光伏并网逆变器的每路直流输入为截面积4mm²的光伏专用直流电缆，光伏并网逆变器上的成套光伏连接器（含公头、母头、安装附件等）必须与光伏专用直流电缆相匹配；光伏并网逆变器的交流总输出接1根三相铠装电力电缆，铠装电力电缆的截面积由乙方根据各自的投标设备情况提供建议，投标光伏并网逆变器应保证三相铠装电力电缆通过螺栓连接方式与光伏并网逆变器连接（本次招标不排除技术上更加优越、可靠的交流电缆连接方式），投标光伏并网逆变器的交流输出接线电缆孔必须与乙方建议的铠装电力电缆的截面积相匹配并预留调节裕
3、量，乙方需在此处提供投标光伏并网逆变器交流输出接线电缆孔所兼容的截面积范围。光伏并网逆变器需通过集成在本体上的独立的接线端子或集成在本体上的成套通信连接器向外部提供光伏并网逆变器内所有可通信设备的RS485通信接口，RS485通信接口的有效传输距离不小于1000m。乙方对光伏并网逆变器RS485通信的通信距离、通信可靠性、准确性和有效性负责。乙方对光伏并网逆变器上RS485通信接口的有效带宽、通信距离、通信可靠性、准确性和有效性负责。光伏并网逆变器上必须明确而清晰的标注出防雷接地点和设备外壳接地点。组串式逆变器直流进线电缆外径范围6-9（mm），交流出线电缆外径范围22-32（mm）。如果大于
4、这个范围的上限，会导致线缆无法接入机器，如果小于这个范围的下限，线缆虽可以接入，但会导致机器直流和交流线缆处密封不紧，这时必须使用防火泥对缝隙进行封堵，防止湿气进入。1.1.3 光伏并网逆变器接地乙方必须保证光伏并网逆变器整机的安全性与可靠性，在光伏并网逆变器内部，防雷系统的接地线和漏电监测保护系统的接地线（若有）不能共用。1.1.4 光伏并网逆变器的防组件PID（电势诱导衰减）效应功能光伏并网逆变器内部应集成防组件PID（电势诱导衰减）效应功能，应能够完全消除组件的PID（电势诱导衰减）效应，同时，不能对光伏组件造成损害。为保证光伏并网逆变器防组件PID（电势诱导衰减）效应功能的有效性，光伏
5、并网逆变器必须保证光伏组件方阵负极对地的最大电压-6V。乙方需在投标附件中对光伏并网逆变器集成的防组件PID（电势诱导衰减）效应功能进行专题说明和论述。1.1.5 光伏并网逆变器的直流拉弧保护功能光伏并网逆变器内部应集成直流拉弧保护功能，直流拉弧保护功能必须能够准确检测每路直流输入组串的拉弧情况并进行保护。光伏并网逆变器内部集成的直流拉弧保护功能应满足UL1699BOUTLINE OF INVESTIGATION FOR PHOTOVOLTAIC（PV） DC ARC-FAULT CIRCUIT PROTECTION（Issue Number 2 ，JANUARY 14，2013）中对类设备的
6、要求，即同时具备串联拉弧保护功能和并联拉弧保护功能。光伏并网逆变器的直流拉弧保护功能应通过由美国UL或加拿大CSA按照UL1699BOUTLINE OF INVESTIGATION FOR PHOTOVOLTAIC（PV） DC ARC-FAULT CIRCUIT PROTECTION（Issue Number 2 ，JANUARY 14，2013）所做的测试并获得正式的认证报告。美国UL或加拿大CSA按照UL1699B所做的认证是对光伏并网逆变器的最基本要求，本技术规范书要求光伏并网逆变器的直流拉弧保护功能必须能够准确检测每路直流输入组串的拉弧情况并进行保护，不得出现误动和拒动现象。乙方需在
7、投标附件中对光伏并网逆变器内部集成的直流拉弧保护功能进行专题说明和论述。1.1.6 光伏并网逆变器的组串支路防逆流功能光伏并网逆变器内部应集成光伏组件支路防逆流功能，要求组串型光伏并网逆变器保证在每2个或1个光伏组串输入支路加装1个国际知名厂家的高品质、低压降防反二极管；组串型光伏并网逆变器BOOST升压电路中的二极管可以替代防反二极管的作用，但必须保证BOOST升压电路所接入的光伏组串数量不大于2串。乙方应在此处提供防反二极管的品牌、规格型号和技术参数等关键数据。如投标厂家配置了独立的防反二极管，可不受此条款限制。但须在投标文件中详细阐明。1.1.7 光伏并网逆变器的防逆风功能（如有）若投标
8、组串光伏并网逆变器采用外部强制风冷的冷却方式，则投标组串光伏并网逆变器必须配套提供专用的防护等级不低于IP30的高品质防逆风风管，乙方必须在此处提供详细的防逆风风管的材料和关键技术参数。1.1.8 光伏并网逆变器的谐振抑制功能投标光伏并网逆变器必须具备谐振抑制功能，在投标光伏并网逆变器的整个生命周期内（不低于25年），正常工况下，投标光伏并网逆变器的输出电能质量指标必须满足本技术规范2.2.2的相关要求；非正常工况下，投标光伏并网逆变器的谐振抑制功能必须保证投标光伏并网逆变器自身及其所在升压变压器低压侧的谐波电流值始终不超过GB/T 14549中限值的75%；在极端恶劣工况下，投标光伏并网逆变
9、器的谐振抑制功能必须保证投标光伏并网逆变器自身及其所在升压变压器低压侧的谐波电流值始终不得超过GB/T 14549中规定的限值。1.1.9 光伏并网逆变器的大规模在线升级功能光伏并网逆变器必须具备大规模远程在线升级功能（包括软件升级和参数设置等），单次在线升级成功率必须达到100%。1.1.10 光伏并网逆变器更换后的参数自动设定功能光伏并网逆变器必须具备通信参数和技术参数的自动设定功能，当单台或多台光伏并网逆变器被更换或替代后，新加入的光伏并网逆变器在投运发电前，其通信参数和技术参数必须自动设定为与其他在运光伏并网逆变器的通信参数和技术参数完全相同。1.1.11 光伏并网逆变器的绝缘电阻监测
10、与报警光伏并网逆变器必须具备完备、准确、可靠地直流侧绝缘监测功能。直流侧绝缘监测功能必须能够准确、可靠的监测直流侧正极对地、负极对地的绝缘电阻并通过自身的RS485接口上传数据。绝缘监测功能的电阻报警阈值应可以设置，当监测到直流侧绝缘电阻超出设置的阈值时，绝缘监测功能应立即进行本地和远程报警。绝缘监测系统的技术性能要求和初始报警阈值应满足NB/T 32004-2013光伏发电并网逆变器技术规范中的具体要求。在防组件PID效应的功能中，对于需要进行负极接地的光伏并网逆变器，逆变器在开机前应进行正、负极对地绝缘检测以确保系统在光伏并网逆变器的负极接地点处单点接地，在绝缘检测正常后，逆变器负极接地运
11、行。乙方对直流侧绝缘监测仪的正确使用负责，对直流侧绝缘监测仪的准确性和可靠性负责，如果直流侧绝缘电阻监测仪损坏，必须进行本地和远程报警。为了弥补绝缘监测系统在光伏并网逆变器工作状态时的检测盲区，本技术规范要求，投标光伏并网逆变器应通过连续监测光伏并网逆变器正、负极对地电压的方式来判断系统是否工作在期望的工作模式，当系统约定的工作模式遭到破坏后，投标光伏并网逆变器应立即停机并重新执行绝缘监测功能，在系统工作模式恢复到预期的工作模式之前，光伏并网逆变器不能并网工作。1.1.12 光伏并网逆变器的漏电监测与保护光伏并网逆变器必须具备完备、准确、可靠地交流侧漏电监测和保护功能。漏电监测保护系统必须能够
12、准确、可靠的监测成套设备的漏电流（包括直流和交流成分）。漏电监测保护系统的报警、保护阈值应可以进行本地和远程设置，当检测到漏电故障时，漏电监测保护系统应立即按设计功能动作并进行本地和远程报警（通过RS485通信实现）。漏电监测保护系统必须满足NB/T 32004-2013光伏发电并网逆变器技术规范中的具体要求，出厂设置按照该标准的要求进行。乙方对漏电监测保护系统的准确性和可靠性负责，如果漏电监测保护系统损坏，光伏并网逆变器必须进行本地和远程报警。漏电监测保护系统不允许出现测量不准，误动、拒动等情况。1.1.13 光伏并网逆变器的电能计量光伏并网逆变器必须具备完备、准确、可靠地交直流电能计量功能
13、。在实际工作环境下，光伏并网逆变器直流侧电能计量组件必须满足的技术要求如下：(1) 电压、电流传感器的有效精度不低于0.2级。(2) 直流电能有效计量精度不低于0.5级，最小量程不低于999MWh。至少可以存储12个月的历史发电量数据，具备RS485通信功能，应能够手动或通过后台命令自动清零（通过通讯实现）。在实际工作环境下，光伏并网逆变器交流侧电能计量组件必须满足的技术要求如下：(1) 电压、电流传感器的有效精度不低于0.2S级。(2) 交流电能有效计量精度不低于0.5级，最小量程不低于999MWh。(3) 至少可以存储12个月的历史发电量数据，具备RS485通信功能，应能够手动或通过后台命
14、令自动清零（通过通讯实现）。甲方在设备验收时将对投标光伏并网逆变器中的电能计量组件进行第三方校准，因投标光伏并网逆变器中电能计量组件不准、性能指标达不到要求、未有效投运等乙方供货和调试等原因所产生的所有改造、第三方再次计量和验收延迟等责任全部由乙方承担。1.1.14 光伏并网逆变器等的正常工作电网条件符合国标GB/T 19964-2012光伏发电站接入电力系统技术规定、GB/T 14549-1993电能质量公用电网谐波、GB/T 15543-2008电能质量三相电压不平衡、GB/T 12325-2008电能质量供电电压允许偏差、GB /T 15945-2008电能质量电力系统频率偏差、GB/T
15、 12326-2008电能质量电压波动和闪变、GB/T 24337-2009电能质量公用电网间谐波等的电网环境为投标成套设备正常运行的正常电网环境，成套设备必须在正常的电网环境下安全、可靠运行，性能指标达到本技术规范要求。1.2 光伏并网逆变器1.2.1 光伏并网逆变器形式(1) 光伏并网逆变器的基本形式本次招标对投标光伏并网逆变器的基本要求为：必须为商业级支架式安装的三相组串式光伏并网逆变器；光伏并网逆变器的每路直流输入为单串多晶硅光伏电池组串；原则上单机额定重量75kg；单机额定容量80kW；单机防护等级不低于IP65；单台光伏并网逆变器自身集成防组件PID（电势诱导衰减）效应功能和组件支
16、路拉弧保护功能；组串式光伏并网逆变器的交流输出侧接三相AC380V至三相AC500V的IT系统，升压变压器低压侧的电压等级根据投标光伏并网逆变器的额定工作电压确定；光伏并网逆变器交直流侧必须具备完善的二级防雷保护功能；光伏并网逆变器内部应具备光伏组串支路防逆流功能，要求组串型光伏并网逆变器保证在每2个或1个光伏组串输入支路加装1个国际知名厂家的高品质、低压降防反二极管；组串型光伏并网逆变器BOOST升压电路中的二极管可以替代防反二极管的作用，但必须保证BOOST升压电路所接入的光伏组串数量不大于2串。如投标厂家采用独立配置防反二极管方案，可不受此条限制，但需再投标文件中详细阐述。(2) 光伏并
17、网逆变器输入参数（不降额工作海拔下）工作电压范围：480V800V （不得低于300V800V）最大输入电压：1000V最大功率追踪电压范围：480V800V（不得低于300V800V）直流输入支路数：8输入支路最大电流：70A独立MPPT追踪支路数：3（不得低于2路）(3) 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（PN80kW）：36kW最大连续输出功率（110%PN）：36kW不降额工作海拔（2000m）：3000m额定输出电压：400V AC（AC380V至AC500V）额定输出频率：50Hz功率因数调节范围：±0.8功率因数调节分辨率：不低于±0
18、.01(4) 光伏并网逆变器的并联容量投标光伏并网逆变器的最小直接并联台数不得低于30台。乙方应在此处提供投标光伏并网逆变器建议的最优并联规模。1.2.2 光伏并网逆变器的主要性能指标(1) 光伏并网逆变器欧洲效率及综合效率当光伏并网逆变器在全运行温度范围内工作于自供电模式且光伏并网逆变器直流输入电压为DC600V±10V时，光伏并网逆变器的欧洲效率得不低于97.5%（包含所有光伏并网逆变器损耗）。(2) 光伏并网逆变器各功率点的效率曲线及承诺函乙方应提供光伏并网逆变器在全运行温度范围内工作于自供电模式且光伏并网逆变器直流输入电压分别为DC450V±10V、DC600V&#
19、177;10V、DC750V±10V时，光伏并网逆变器（包含所有光伏并网逆变器损耗）在功率点5%、10%、15%、20%、25%、30%、35%、40%、45%、50%、55%、60%、65%、70%、75%、80%、85%、90%、95%、100%、105%、110%时的3条光伏并网逆变器效率曲线保证值。(3) 成套设备综合效率及承诺函光伏并网逆变器成套装置的实际发电能力是由光伏并网逆变器的环境适应性、光伏并网逆变器MPP跟踪效率、光伏并网逆变器自身转换效率、光伏并网逆变器超发能力、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、光伏并网逆变器实际使用寿命等多方面因素
20、综合决定的，最终体现在不同光伏并网逆变器企业光伏并网逆变器的实际发电量差异上。因此，对投标光伏并网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。乙方应对投标成套光伏并网逆变器的环境适应性、光伏并网逆变器MPPT跟踪效率、光伏并网逆变器超发能力、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并在投标文件中做出光伏并网逆变器在运行温度范围内的综合效率承诺值，出具盖有乙方（和制造商）公章的承诺函。乙方一旦中标，其提供的光伏并网逆变器成套设备综合效率将作为商务合同和技术协议的条款形成合同。投标光伏并网逆变器的综合效率保证值不得低于97.5%。(4) 过载能力光伏并网逆变
21、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。在实际运行环境条件下，投标光伏并网逆变器的最大长期出力能力不应低于额定电流的110%；投标光伏并网逆变器的最大输出电流不应大于额定电流的120%。(5) 输出电压范围乙方需提供光伏并网逆变器三相交流输出的电压范围。(6) 电能质量无论采用何种控制方式，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，光伏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。由光伏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% ，偶次谐波电压畸变率不应超过1.2% 。在电网背
22、景电压符合GB/T 14549电能质量公用电网谐波的要求时，光伏并网逆变器输出电流的电能质量应满足：l 当光伏并网逆变器工作在额定容量的30110%时，应达到下列输出波形要求：电流总谐波畸变率不超过2%，其中，奇次、偶次谐波电流含有率不超过GB/T 14549的相关要求。l 当光伏并网逆变器工作在额定容量的2030%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。l 当光伏并网逆变器工作在额定容量的1020%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
23、的相关要求。l 当光伏并网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8%，其中，奇次、偶次谐波电流含有率不超过GB/T 14549的相关要求。光伏并网逆变器的输出电能质量必须优于GB/T 14549-1993电能质量公用电网谐波、GB/T 15543-2008电能质量三相电压不平衡、GB/T 12326-2008电能质量电压波动和闪变、GB/T 24337-2009电能质量公用电网间谐波、GB/T 12325-2008电能质量供电电压允许偏差、GB /T 15945-2008电能质量电力系统频率偏差、Q/GDW617-2011光伏电站接入电网技术规定、
24、GB/T 19964-2012光伏发电站接入电力系统技术规定、NB/T 32004-2013光伏发电并网逆变器技术规范等标准的要求。(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，当光伏并网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，光伏并网逆变器应立即停机进行直流分量超标保护；当光伏并网逆变器输出的最大直流分量连续60秒达到其额定电流的1.0%时，光伏并网逆变器应立即停机进行直流分量超标保护；当光伏并网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.
25、2%时，光伏并网逆变器应立即停机进行直流分量超标保护；当光伏并网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，光伏并网逆变器应立即停机进行直流分量超标保护；当光伏并网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，光伏并网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，光伏并网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，光伏并网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5秒达到其额定幅值的1.0%时，光伏并
26、网逆变器应立即停机进行电网电压直流分量超标保护。光伏并网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，乙方应免费向甲方提供参数更改服务。(8) 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，光伏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。如果光伏光伏并网逆变器对其他符合EMC要求的通信设备构成干扰，乙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优于NB/T 32004-2013光伏发电并网逆变器技术规范、GB/T17799.2电磁兼容通用标准居住、商业和轻工业环境中的发射、GB 17799.3电磁兼容通
27、用标准工业环境中的抗扰度试验、IEC 61000-6-2、IEC 61000-6-3等标准的要求，其中，电磁干扰（发射）水平应优于上述标准对民用设备的最严格要求，电磁兼容（抗干扰）水平应优于上述标准对工业设备的A级性能判据要求。(9) MPPT效率乙方应明确承诺投标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（该综合跟踪效率综合了光伏并网逆变器的静态跟踪效率、动态跟踪效率、平衡输入跟踪效率和不平衡输入跟踪效率等，最终体现在光伏并网逆变器的实际发电量上），投标光伏并网逆变器的MPPT实际综合跟踪效率不得低于99.0%。(10) 有功功率和功率因数控制光伏并网逆变器必须具备有功
28、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光伏并网逆变器下达。乙方光伏并网逆变器有功功率指令的控制精度不低于1%（百分比形式）或1kW（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，所有控制指令及对应的控制参数应保证可以由后台一次性下达至光伏并网逆变器。光伏并网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±0.8。乙方光伏并网逆变器应具备可靠地强制一键恢复出厂设
29、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）。光伏并网逆变器应能够上传光伏并网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。光伏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。(11) 低电压穿越和孤岛保护光伏并网逆变器应配备低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，光伏并网逆变器出厂默认设置为孤岛保护模式（具体形式以接入系统批复为准）。当光伏并网逆变器运行于低电压穿越模式时，光伏并网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
30、线必须符合GB/T 19964-2012光伏发电站接入电力系统技术规定中第8章的所有要求。(12) 噪声和待机功耗当光伏并网逆变器输出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40dB（A）。光伏并网逆变器的待机功耗不应大于1W。(13) 独立无功补偿、夜间SVG和自动电压控制投标光伏并网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光伏并网逆变器发出的无功功率大小，光伏并网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，光
31、伏并网逆变器夜间不输出有功功率时，可以作为SVG使用，光伏并网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，光伏并网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光伏并网逆变器的额定工作电压或用户设定的合理电压下。光伏并网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。投标光伏并网逆变器应在投标文件中明确提供当变压器阻抗电压为6%（双绕组变压器）时，光伏并网逆变器的自动电压调节范围。(14) 动态无功支撑投标光伏并网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
32、8章的所有要求（投标光伏并网逆变器的出厂默认设置）。投标光伏并网逆变器的动态无功支撑功能应可以通过光伏并网逆变器的控制器（人机接口和远程后台）屏蔽。在设备的使用寿命期内，乙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。(15) 电网调频、调峰投标光伏并网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。乙方应承诺在中标后按照电网公司要求为甲方及时、免费的配置光伏并网逆变器调频、调峰功能。(16) 数学模型乙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
33、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。(17) 直流侧电容器寿命预测功能投标光伏并网逆变器成套装置必须能够准确检测并判断光伏并网逆变器直流侧电容器的容量，当光伏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，光伏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。投标光伏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
34、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。如果乙方采用了其他电容器寿命预测方法，应在投标文件中详细说明。投标光伏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，当重新更换电容器后，应能够通过光伏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。当乙方进行软件升级时，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。乙方应在投标文件中详细介绍投标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。光伏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
35、量的2%。(18) 风机寿命预测功能（如有）投标光伏并网逆变器应具备对光伏并网逆变器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，应通过光伏并网逆变器的显示屏和通信接口向用户和后台提出风机更换信息并提示更换原因。(19) 光伏并网逆变器散热系统（含散热风机和散热片等）的寿命投标光伏并网逆变器中散热系统（含散热风机和散热片等）的使用寿命不得低于25年，在设备寿命期内，不能出现因光伏并网逆变器散热系统（含散热风机和散热片等）性能劣化或故障等原因导致发电站电量降低（如限功率运行等）、光伏并网逆变器内元器件寿命下降、电站其他设备性能劣化、安全等问题。1.2.3 光伏并网逆变器的保护功能
36、(1) 电网异常保护电网异常时，投标光伏并网逆变器应按照GB/T 19964-2012光伏发电站接入电力系统技术规定、Q/GDW617-2011光伏电站接入电网技术规定、NB/T 32004-2013光伏发电并网逆变器技术规范、IEC 62116-2008光伏并网系统用光伏并网逆变器防孤岛测试方法等标准和本技术规范中的相关要求进行动作和保护。(2) 防反放电和极性接反保护当光伏并网逆变器直流侧电压低于允许工作范围或光伏并网逆变器处于关机状态时，光伏并网逆变器应无反向电流流过。当光伏方阵的极性反接时，光伏并网逆变器应能可靠保护而不会损坏。极性正接后，光伏并网逆变器应能正常工作。(3) 电网相序保
37、护光伏并网逆变器必须具备电网相序检测功能，当连接到光伏并网逆变器的电网电压是负序电压时，光伏并网逆变器必须停机并报警或通过光伏并网逆变器内部调整向电网注入正序正弦波电流。任何情况下，光伏并网逆变器都不能向电网注入负序电流。(4) 过压、过流保护投标光伏并网逆变器必须具备完备的直流输入过压、过流保护功能和交流输出过压、过流保护功能。(5) 内部故障保护当光伏并网逆变器内部发生故障时（如电力电子开关直通、直流母线短路等），光伏并网逆变器内的保护装置应快速、可靠动作，光伏并网逆变器内的保护装置应使光伏并网逆变器与直流输入侧（PV侧）及交流输出侧（电网侧）脱离并实现与直流输入侧（PV侧）及交流输出侧（
38、电网侧）的有效隔离，任何情况下都不能因光伏并网逆变器内部故障导致外部设备损坏。(6) 过热、过湿保护光伏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。光伏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，光伏并网逆变器不允许并网发电。此时，光伏并网逆变器应采取有效措施消除机内的凝露状态。(7) 保护的灵敏度和可靠性在正常的光伏并网逆变器运行环境和符合国标要求的电网环境下，光伏并网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，光伏并网逆变器应能够按照设计的功能可靠动作。(8) 整机阻
39、燃性和环境适应性IEC 62109（欧洲安规测试标准）和UL1941（美国安规测试标准）标准中的安规、阻燃要求是对光伏并网逆变器提出的最低要求，投标光伏并网逆变器必须满足。投标光伏并网逆变器在任何情况下均不能产生蔓延性火灾。(9) 降额警告投标光伏并网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，乙方应在此处提供光伏并网逆变器的降额曲线并提供光伏并网逆变器的关机温度设定值。当光伏并网逆变器因温度过高而自动降额运行时，应通过光伏并网逆变器的本地显示屏显示并通过光伏并网逆变器的通信接口向后台提供光伏并网逆变器降额运行的警告信号。(10) 故障的记录与显示投标光伏并网逆变器必须能够记录设备使
40、用寿命期内的所有故障信息，光伏并网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。(11) 电气间隙和爬电距离光伏并网逆变器的电气间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，光伏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。(12) 残余电流保护和接触漏电流投标光伏并网逆变器应提供残余电流保护功能并满足NB/T 32004-2013光伏发电并网逆变器技术规范的要求。任何情况下，投标光伏并网逆变器
41、的接触电流均不能大于10mA。(13) 防雷保护投标光伏并网逆变器必须具备完备的交、直流防雷保护功能，其中，交流进线侧和直流进线侧的防雷保护等级不低于级。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，应有信号上传至光伏并网逆变器，由光伏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）。乙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。(14) 对光伏电池阵列的保护投标光伏并网逆变器（包含光伏并网逆变器自身集成的防组件PID效应模块）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。不能出现因投标光伏并网逆变器原因导致
42、与其连接的光伏电池阵列出现性能劣化和安全等问题。(15) 散热风机的保护和报警投标光伏并网逆变器必须能够准确检测并判断光伏并网逆变器内所有散热风机的工作状态，当光伏并网逆变器内的散热风机出现故障时，必须进行保护并通过光伏并网逆变器的显示屏和通信接口向用户和后台报警。(16) 谐振检测和保护投标光伏并网逆变器必须具备谐振检测和保护功能，极端情况下，当光伏并网逆变器与外部（光伏并网逆变器与光伏并网逆变器之间、光伏并网逆变器与升压变压器低压侧之间等）发生谐振并导致电网电压畸变超过GB/T 14549的规定时，光伏并网逆变器必须采取有效的保护措施。投标光伏并网逆变器必须对光伏并网逆变器的输出滤波电容器
43、进行有效的过流保护；乙方必须在此处说明投标光伏并网逆变器具体的谐振检测和保护措施。1.2.4 产品认证报告及其型式试验报告投标光伏并网逆变器至少应具备本技术规范书中要求的第三方认证并提供相关的型式试验报告。投标光伏并网逆变器需要做的认证测试标准包括：Q/GDW617-2011光伏电站接入电网技术规定、GB/T 19964-2012光伏发电站接入电力系统技术规定、NB/T 32004-2013光伏发电并网逆变器技术规范、IEC 62109-1/2光伏发电专用光伏并网逆变器的安全、GB/T17799.2或其等效标准IEC 61000-6-2、GB 17799.3或其等效标准IEC 61000-6-
44、3、IEC 62116-2008 光伏并网系统用光伏并网逆变器防孤岛测试方法、UL1699BOUTLINE OF INVESTIGATION FOR PHOTOVOLTAIC（PV） DC ARC-FAULT CIRCUIT PROTECTION等。甲方认可的第三方检测机构为国家能源太阳能发电研发（实验）中心、中国质量认证中心（简称CQC）、北京鉴衡认证中心有限公司（简称CGC）、莱茵技术（上海）有限公司（简称TUV莱茵）、南德认证检测（中国）有限公司（简称TUV南德）、美国Underwriters Laboratories Inc.（简称美国UL）、加拿大Canadian Standards
45、 Association（简称加拿大CSA）等。其中，低电压穿越报告必须由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进行认证；直流拉弧保护功能报告必须由美国UL或加拿大CSA按照UL1699BOUTLINE OF INVESTIGATION FOR PHOTOVOLTAIC（PV） DC ARC-FAULT CIRCUIT PROTECTION（Issue Number 2 ，JANUARY 14，2013）中对类设备（即同时具备串联拉弧保护功能和并联拉弧保护功能）的要求进行认证。第三方认证报告中必须明确而清晰的体现出认证机构的名称、认证
46、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。甲方不接受任何形式的制造商自我声明认证；技术标书中不得出现与招标设备无关的任何形式的认证和测试报告。如果存在欺骗甲方的行为且该行为没有在评标过程中被发现，而是在以后的合同执行中被发现，则甲方可以无条件终止合同并退货。第三方认证报告在此处提供，第三方认证报告对应的具体型式试验报告以附件形式提供。1.2.5 低电压穿越测试的特殊说明投标光伏并网逆变器必须具备低电压穿越功能（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）中心或具备同等资质的第三方按照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
47、越检测报告及其结论（包括平衡穿越和不平衡穿越）。在乙方承诺的光伏并网逆变器最小直接并联容量下，投标光伏并网逆变器直接并联后作为一个整体的低电压穿越性能必须满足GB/T 19964-2012光伏发电站接入电力系统技术规定或电网公司的要求。1.2.6 光伏并网逆变器的绝缘耐压性能(1) 光伏并网逆变器绝缘电阻投标光伏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) 光伏并网逆变器绝缘强度投标光伏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
48、能承受50Hz、3000V的正弦交流电压1min，且不击穿、不飞弧，漏电电流5mA 。1.2.7 光伏并网逆变器的监控系统要求(1) 控制系统的供电要求投标光伏并网逆变器的控制系统应采用自供电方式运行，本技术规范书中的自供电方式是指光伏并网逆变器直接从光伏并网逆变器直流侧和交流侧同时取电的双路冗余供电方式。(2) 控制系统的基本要求投标光伏并网逆变器的控制系统应采用高性能DSP冗余备份的全数字化控制结构以确保控制系统损坏后，光伏并网逆变器可以安全停机；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多路冗余辅助电源应满足25年使用寿命的要求。光伏并网逆变器内的所有PCB电路