Banner

光伏并网逆变器订货技术条件

光伏并网逆变器订货技术条件
光伏并网逆变器订货技术条件

目  录(2022年6月11日发布)


1、总则...................................................................................................................................................................................... 1

2、技术标准............................................................................................................................................................................ 3

3、设备运行环境和条件..................................................................................................................................................... 5

4、技术要求............................................................................................................................................................................ 6

5、并网参数要求................................................................................................................................................................. 15

6、供货范围及交货............................................................................................................................................................ 17

7 质量保证及试验.......................................................................................................................................................... 27

8 技术资料和交付.......................................................................................................................................................... 29

9 技术服务和设计联络................................................................................................................................................ 33

10 设备监造..................................................................................................................................................................... 38

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 


 

1、总则

1.1     本适用于天津津南区、空港开发区、静海区、唐山市分布式光伏发电项目自发自用部分的并网逆变器,它对逆变器本体及其附属设备的功能设计、结构、性能安装和试验等方面提出了技术要求。

1.2     电站概况

本工程为天津津南区、空港开发区、静海区分布式光伏发电项目,项目分别位于天津市津南、空港开发、静海等三个区和唐山市。

津南区有1个子项目,项目名称为天津艾丽格斯家居建材有限公司100KWp屋顶分布式光伏发电项目,位于天津市津南区开发区西区旺港路16,发电上网类型自发自用余电上网全部采用单晶硅高效545Wp光伏组件,根据现场情况选用100kW组串式逆变器。项目通过用户户外箱变并入天津艾丽格斯家居建材有限公司配电系统。项目组件安装混凝土屋顶上,年均利用小时1017.68h

东丽区有1个子项目,项目名称为天津腾飞钢管有限公司厂房屋顶2MW分布式光伏发电项目,位于天津市东丽区军粮城产业园区腾飞路5,发电上网类型自发自用余电上网全部采用单晶硅高效545Wp光伏组件,根据现场情况选用100kW、50kW、30kW组串式逆变器。项目通过用户厂区内变电站并入天津腾飞钢管有限公司配电系统。项目组件安装在厂房彩钢屋顶,组件安装倾角按与屋面坡度一致考虑,年均利用小时1017.68h。。

静海区有3个子项目,其中:

天津市恒源泰线材有限公司屋顶1.2MWp分布式项目位于天津市静海县双塘镇杨家园村委会工业区永联道5,发电上网类型自发自用余电上网全部采用单晶硅高效545Wp光伏组件,根据现场情况选用100kW、50kW组串式逆变器。项目通过用户厂区内变电室并入天津市恒源泰线材有限公司配电系统。项目组件安装在厂房彩钢屋顶,组件安装倾角按与屋面坡度一致考虑,年均利用小时1017.68h

天津市宏冠宇金属制品有限公司2MWp屋顶分布式项目位于天津市静海区静海镇双塘高档五金制品产业园静陈路99号,发电上网类型自发自用余电上网全部采用单晶硅高效545Wp光伏组件,根据现场情况选用100kW、50kW、30kW组串式逆变器。项目通过用户厂区内变电站并入天津市宏冠宇金属制品有限公司系统。项目组件安装在厂房彩钢屋顶,组件安装倾角按与屋面坡度一致考虑,年均利用小时1017.68h。。

天津市天洋发线材有限公司屋顶分布式项目1.8MWp屋顶分布式项目坐落于天津市静海县双塘镇杨家园村委会工业区永联道100号,发电上网类型自发自用余电上网全部采用单晶硅高效545Wp光伏组件,根据现场情况选用100kW、50kW组串式逆变器。项目通过用户厂区内变电站并入天津市天洋发线材有限公司系统。项目组件安装在厂房彩钢屋顶,组件安装倾角按与屋面坡度一致考虑,年均利用小时1017.68h

天津中电卓耀鑫通衢1.5MWp分布式光伏发电项目位于天津市滨海新区汉沽东风北路41发电上网类型自发自用余电上网全部采用单晶硅高效545Wp光伏组件,根据现场情况选用100kW、50kW组串式逆变器。项目通过用户厂区内变电站并入天津中电卓耀鑫通衢有限公司配电系统。项目组件安装在厂房彩钢屋顶,组件安装倾角按与屋面坡度一致考虑,年均利用小时1017.68h

唐山源泰德润阳丰30MWp屋顶分布式项目位于河北省唐山市,发电上网类型为自发自用余电上网。全部采用单晶硅高效545Wp光伏组件,根据现场情况选用320kW110kW组串式逆变器。项目通过用户厂区内变电站并入唐山源泰德润阳丰有限公司配电系统。项目组件安装在厂房彩钢屋顶,组件安装倾角按与屋面坡度一致考虑,年均利用小时1017.68h

有关情况详见下表:

序号

项目名称

上网发电类型

项目位置

屋面类型

安装容量

备注

1

天津艾丽格斯家居建材有限公司100KWp屋顶分布式光伏发电项目

自发自用    余电上网

天津市

津南区

混凝土

100.28kWp


2

天津腾飞钢管有限公司厂房屋顶2MW分布式光伏发电项目

自发自用    余电上网

天津市

东丽区

门式刚架彩钢板

2016.5kWp


3

天津市恒源泰线材有限公司屋顶1.2MWp分布式项目

自发自用    余电上网

天津市

静海区

门式刚架彩钢板

1200.09 kWp


4

天津市宏冠宇金属制品有限公司2MWP屋顶分布式项目

自发自用    余电上网

天津市

静海区

门式刚架彩钢板

2016.5kWp


5

天津市天洋发线材有限公司屋顶分布式项目1.8MWP屋顶分布式项目

自发自用    余电上网

天津市

静海区

门式刚架彩钢板

1800.135kWp


6

天津中电卓耀鑫通衢1.5MWp分布式光伏发电项目

自发自用    余电上网

天津市

静海区

门式刚架彩钢板

1500.385kWp


7

唐山源泰德润阳丰30MWp屋顶分布式项目

自发自用    余电上网

河北省唐山市

门式刚架彩钢板

30MWp


 

1.3     本技术协议提出的是最低限度的技术要求,并未对一切技术细节做出规定,也未充分引述有关标准和规范的条文,投标方应保证提供符合本协议书和有关国家标准,并且功能完整、性能优良的优质产品及其相应服务。同时必须满足国家有关安全、环保等强制性标准和规范的要求。

1.4     投标方对其供货范围内的所有产品质量负有全责,包括其分包和外购的产品。

1.5     投标方在设备设计和制造中应执行协议书所列的各项现行(国内)标准。协议书中未提及的内容均满足或优于所列的国家标准、电力行业标准。当国家标准和电力行业标准有矛盾时,按较高标准执行。在此期间若颁布有要求更高、更新的技术标准及规定、规范,则以最新技术标准、规定、规范执行。

1.6     合同签订之后,按要求,投标方提出合同设备的设计、制造、检验/试验等合格证明文件给招标方;投标方提供合同设备时需提供装配、安装、调试、试运、验收、试验、运行和维护的相关资料。

1.7     投标方所提供设备必须满足并网的要求并提供所有文件和资料。

1.8     招标方和设计方有权提出因规范标准和规定或工程条件发生变化而产生的一些补充要求,具体可由双方共同协商,但投标方最终应予解决。

1.9     投标方必须具有良好的财务状况和商业信誉;具备光伏电站设备制造行业相关的公司体系认证书、质量认证证书以及行业内要求的其他相关认证证书。

1.10    投标方应有良好的项目业绩,至少应提供三个同等容量大小已成功投运并连续可靠运行两年以上的实际项目业绩证明性文件,投标方对证明性文件的真实性负全责。

1.11    联络方式:设计联络会、传真。日常可以电话及电子邮件方式联络。(但具备法律效力的联系方式为设计联络会及供、需双方认可的文件)。

1.11   本协议书未尽事宜,由供、需双方共同协商确定。

1.12   本协议经供、需双方确认后作为订货合同的技术附件,与合同正文具有同等的法律效力

1.13  本技术协议书涉及商务方面的内容,如与《商务合同》有矛盾时,以《商务合同》为准。


2、技术标准

DL/T 527—2013      继电保护及控制装置电源模块(模件)技术条件

GB/T 13384—2008    机电产品包装通用技术条件

GB/T 191-2008       包装储运图示标志

GB/T 14537—1993    量度继电器和保护装置的冲击与碰撞试验

GB/T 14598.27-2017  量度继电器和保护装置 第27部分:产品安全要求

DL/T 478—2013      继电保护和安全自动装置通用技术条件

GB/T 19939-2005     光伏系统并网技术要求

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

GB/T 19964-2012     光伏发电站接入电力系统技术规定

GB/T 2423.1-2008    电工电子产品环境试验 第2部分:试验方法 试验A:低温

GB/T 2423.2-2008    电工电子产品环境试验 第2部分:试验方法 试验B:高温

GB/T 2423.3-2016    环境试验 第2部分:试验方法 试验Cab:恒定湿热试验

GB/T 4208-2017      外壳防护等级(IP代码)

GB/T 3859.2-2013    半导体变流器 通用要求和电网换相变流器 第1-2部分:应用导则

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 供电电压偏差

GB/T 15945-2008     电能质量 电力系统频率偏差

GB 19939-2005       太阳能光伏发电系统并网技术要求

GB 20513-2006       光伏系统性能监测 测量、数据交换和分析导则

GB 20514-2006       光伏系统功率调节器效率测量程序

GB/T 3859.2-2013    半导体变流器 通用要求和电网换相变流器 第1-2部分:应用导则

GB/T 30427-2013     并网光伏发电专用逆变器技术要求和试验方法

电磁兼容性相关标准:EN50081或同级以上标准

EMC相关标准:       EN50082或同级以上标准

电网干扰相关标准:  EN61000或同级以上标准

电网监控相关标准:UL1741或同级以上标准

电磁干扰相关标准:GB9254或同级以上标准

GB/T 14598.26-2015  量度继电器和保护装置 第26部分:电磁兼容要求

GB/T 14598.3-2006   电气继电器 第5部分:量度继电器和保护装置的绝缘配合要求和试验

GB2423              电工电子产品基本环境试验规程

GB/T13926           工业过程测量和控制装置的电磁兼容性

GB/T 14598.26-2015  量度继电器和保护装置 第26部分:电磁兼容要求

GB/T 7261-2016      继电保护和安全自动装置基本试验方法

GB/T 2887-2011      计算机场地通用规范

GB50171-2012        电气装置安装工程盘、柜及二次回路结线施工及验收规范  

GB/T 14537-1993     量度继电器和保护装置的冲击与碰撞试验

GB14285-2006        继电保护和安全自动装置技术规程

GB50065-2011        交流电气装置的接地设计规范

GB/T14598.9         辐射静电试验

GB/T14598.10        快速瞬变干扰试验

GB/T14598.13        1兆赫脉冲群干扰试验

GB/T14598.14        静电放电试验

DL/T 671-2010       发电机变压器组保护装置通用技术条件

DL/T 667-1999       远动设备及系统 第5部分:传输规约 第103篇: 继电保护设备信息接口配套标准

DL/T5136-2012       火力发电厂、变电所二次接线设计规程

GB/T 14598.3-2006   电气继电器 第5部分:量度继电器和保护装置的绝缘配合要求和试验

DL/T 478-2013       继电保护和安全自动装置通用技术条件

DL/T 720-2013       电力系统继电保护及安全自动装置柜(屏)通用技术条件

GB/T 50062-2008     电力装置的继电保护及安全自动装置设计规范

部颁                电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点

国电公司文件        防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》继电保护实施细则

GB/T 4208-2017     外壳防护等级(IP标志)

GB/T 15532-2008    计算机软件测试规范

DL/T 476-2012      电力系统实时数据通信应用层协议

DL/T 5137-2001     电测量及电能计量装置设计技术规程

IEC870-5-102       电力系统中传输电能脉冲计数量配套标准

GB 4943.1-2011     信息技术设备 安全 第1部分:通用要求

GB/T5169.5-2008    电工电子产品着火危险试验 第5部分:试验火焰 针焰试验方法 装置、确认试验方法和导则

GB/T11287-2000     电气继电器 第21部分:量度继电器和保护装置的振动、冲击、碰撞和地震试验 第1篇:振动试验(正弦)

GB/T 15153.1-1998  远动设备及系统 第2部分:工作条件 第1篇:电源和电磁兼容性

GB/T 16435.1-1996  远动设备及系统接口(电气特性)

GB50260-2013       电力设施抗震设计规范

并网逆变器应满足国网公司下发的《国家电网公司光伏电站接入电网技术规定》和随时生效的规定的要求。

有关在发标及投标有效期内,国家、行业颁布了新标准、规范等。

上述标准、规范及规程仅是本工程的最基本依据,并未包括实施中所涉及到的所有标准、规范和规程,并且所用标准和均应为合同签订之日为止时的最新版本。

3、设备运行环境和条件

本工程地点为天津市津南区、东丽区、静海区与滨海新区境内,安装方式为户外安装,其设备必须满足当地环境。

极端最高温度40.9℃,极端最低温度-22.9℃,最冷月平均温度-3.5℃, 最热月平均温度26.5℃,最热月14时平均温度29.8℃,最热月平均相对湿度78%,30年一遇最大风速25.3m/s,全年雷暴日数27.5d/a,海拔高度3米。

4、技术要求

4.1  总体要求

4.1.1 系统各设备的保护接地、工作接地(也称逻辑接地)可靠接地。

4.1.2 系统各设备应具有防止交流侧和直流侧入侵雷电波和操作过电压的功能,充分保护设备安全。

4.1.3 逆变器应具有防雷装置,具备雷击防护告警功能(标称放电电流大于40kA,残压小于2.5kV);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,每闪冲击间隔为1min,设备仍能够正常工作。

4.1.4 系统的设计应充分考虑电磁兼容技术,包括光电隔离、合理的接地和必须的电磁屏蔽等措施。

4.1.5 投标方应提出整体系统一次、二次设备,软硬件协调配合措施。各敏感电子设备、各子系统及整个系统电磁兼容措施。

4.1.6本项目津南部分包含110kW逆变器,其必须包含所需要的数据采集,每个逆变器含RS485通信接口,采用端子连接形式;

东丽部分包含110kW、50kW、30kW逆变器,其必须包含所需要的数据采集,每个逆变器含RS485通信接口,采用端子连接形式;

静海部分包含110kW、50kW、30kW逆变器,其必须包含所需要的数据采集,每个逆变器含RS485通信接口,采用端子连接形式;

滨海部分包含110kW、50kW逆变器,其必须包含所需要的数据采集,每个逆变器含RS485通信接口,采用端子连接形式;

唐山市部分包含320kW、110kW逆变器,其必须包含所需要的数据采集,每个逆变器含RS485通信接口,采用端子连接形式;

4.2  逆变器总则

4.2.1 逆变器为了提高整个并网发电系统的效率,应采用高性能的MPPT控制技术。通过逆变器DC/AC单元控制太阳能电池的输出电流,通过CPU判定电池板输出功率的最大点,以保证太阳能电池在不同日照及温度情况下一直工作在最大功率输出点。320kW逆变器对应的MPPT至少12路,直流输入端至少24路;110kW逆变器对应的MPPT至少9路,直流输入端至少18路;50kW逆变器对应的MPPT至少5路,直流输入端至少10路;30kW逆变器对应的MPPT至少3路,直流输入端至少6路。

4.2.2 逆变器应具有完善的保护功能,具有直流过压/过流、交流过压/欠压、交流过流、短路、过频/欠频、系统瞬时功率、内部过热等多种综合保护策略。

4.2.3 逆变器具有完善自动与电网侧同期功能。

4.2.4 逆变器具有一定的过载能力,可长期过载不低于110%运行。

4.2.5 逆变器只能单向通过电流。

4.2.6 逆变器应能通过RS485、RS232等接口向监控系统上传当前发电功率、日发电量、累计发电量、设备状态、电流、电压、频率、故障信息等信号,本工程将建设集中监控平台,逆变器设备厂家需提供配套的数据采集装置并无条件负责配合集中监控系统厂家实现数据通讯上传及调试工作。

4.2.7 逆变器设备应能在上述海拔地区使用,逆变器额定功率应满足用于本项目海拔高度的要求,其内绝缘等电气性能满足要求。

4.2.8 逆变器与现行电力标准的变压器参数要合理匹配。

4.2.9 逆变器与监控系统之间规范应全面开放,逆变器应能接受监控及调度指令进行有功功率和无功功率的调整,实现AGC和AVC功能。

4.2.10 投标方所提供产品需无偿提供软件升级。

4.2.11投标方产品必须中国金太阳、德国TÜV等认证、全面满足最新发布的国家标准:GB/T 19964-2012《光伏发电站接入电力系统技术规定》的要求。

4.2.12 逆变器需通过中国电科院 GB19964全项测试报告(包括低电压穿越、频率扰动、有功控制、无功调节、谐波电流、功率因数、电压不平衡度、直流分量等检验项目)。

4.2.13 逆变器为组串式逆变器单元,投标方必须提逆变器整体方案,方案必须满足如下要求:

1)逆变器室外安装,其表面喷涂工艺必须保证良好的防腐功能,外壳防护等级达到IP65以上。

2)逆变器具备优秀的防尘(防风沙)功能。

3)逆变器必须提供完善的安装与维护方案。

4)逆变器金属外壳均应有良好的接地,至少在两对角处各有1个接地端子,并标有接地符号。

5)逆变器进出线皆为电缆。进出线位于箱体底部。

6)逆变器为自供电方式。

4.3  电能质量

    逆变器向交流负载提供电能的质量应受控,应保证逆变器交流侧所有电能质量(电压、频率、谐波等)。

4.3.1 电压偏差

为了使当地交流负载正常工作,光伏系统中逆变器的输出电压应与电网相匹配。正常运行时,光伏系统和电网接口处的电压允许偏差应符合GB/T 12325的规定。三相电压的允许偏差为额定电压的±7%,单相电压的允许偏差为额定电压的+7%、-10%。

4.3.2 频率

光伏系统并网时应与电网同步运行。电网额定频率为50Hz,光伏系统并网后的频率允许偏差应符合GB/T 15945的规定即偏差值允许±0.5Hz。

4.3.3 谐波和波形畸变

电流和电压的谐波水平应较低;较高的谐波将增加对所连接设备产生有害影响的可能性。谐波电压和电流的允许水平取决于配电系统的特性、供电类型、所连接的负载、设备,以及电网的现行规定。光伏系统的输出应有较低的电流畸变,以确保对连接的电网的其他设备不造成不利影响。总谐波电流应小于逆变器额定输出的5%。各次谐波应限制在表1、表2所列的百分比之内。此范围内的偶次谐波应小于低的奇次谐波限值的25%。

表1 奇次谐波电流畸变限值

奇次谐波

畸变限值

3次至9次

<4.0%

11次至15次

<2.0%

17次至21次

<1.5%

23次至33次

<0.6%

表2 偶次谐波电流畸变限值

偶次谐波

畸变限值

2次至8次

<1.0%

10次至32次

<0.5%

4.3.4 功率因数(PF)

当光伏系统中逆变器的输出大于其额定输出的50%时,平均功率因数应不小于0.98(超前或滞后)。一段时期内的平均功率因数(PF)公式为:

PF=

式中:

EREAL——有功电量,单位为千瓦时(kWh);

EREACTIVE——无功电量,单位为千乏时(kvarh)。

4.3.5 电压不平衡度

光伏系统并网运行(仅对三相输出)时,电网接口处的三相电压不平衡度不应超过GB/T 15534规定的数值,允许值为1.3%,短时不得超过2.6%。

4.3.6 直流分量

光伏系统并网运行时,逆变器向电网馈送的直流分量不应超过其交流额定值的0.5%。

4.4  安全与保护

光伏系统和电网异常或故障时,为保证设备和人身安全,应具有相应的电网保护功能。

4.4.1 过/欠电压

此要求适应于多相系统中的任何一相,系统应能检测到异常电压并做出反应。电压的方均根值在电网接口处测量,应满足表3的条件。

表3 异常电压的响应

电压(电网接口处)

最大分闸时间

U<0.5×U正常

0.1s

50% U正常≤U<85% U正常

2.0s

85% U正常≤U<110% U正常

继续运行

110% U正常≤U<135% U正常

2.0s

135%U正常≤U

0.05s

最大分闸时间是指异常状态发生到逆变器停止向电网送电的时间。主控与检测电路应切实保持与电网的连接,从而继续监视电网的状态,使得“恢复并网”功能有效。

4.4.2 过/欠频率

当电网接口处频率超出规定的频率范围时,过/欠频率保护应在0.2s内动作,将光伏系统与电网断开。

4.4.3 防孤岛效应

当光伏系统并入电网失压时,必须在规定的时限内将该光伏系统与电网断开,防止出现孤岛效应。应设置至少各一种主动和被动防孤岛效应保护。

主动防孤岛效应保护方式主要有频率偏移、电流脉冲注入引起阻抗变动、电力线载波通讯等。

被动防孤岛效应保护方式主要有电压相位跳动、3次电压谐波变动、频率变化率检测、有功功率变动、无功功率变动等。

当电压失压时,防孤岛效应保护应在2s内动作,将光伏系统与电网断开。

防孤岛效应保护方案的选取应考虑以下规则:

a)  要兼顾考虑检测性能、输出电能质量以及对整个系统暂态响应的影响;

b)  如果一个简单且成本低的防孤岛效应保护方案将孤岛效应带来的危害降低到其它的电力危害以下,那么该方案即为适当的;

4.4.4 恢复并网

由于超限状态导致光伏系统停止向电网送电后,在电网的电压和频率恢复到正常范围后的20s到5min,光伏系统不应向电网送电。

4.4.5 防雷和接地

光伏系统和并网接口设备的防雷和接地,应符合SJ/T 11127中的规定。

4.4.6 短路保护

光伏系统对电网应设置短路保护,当电网短路时,逆变器的过电流应不大于额定电流的150%,并在0.1s以内将光伏系统与电网断开。故障排除后,逆变器应能正常工作。

4.4.7 隔离和开关

在光伏系统与电网连接的开关柜中应提供手动和自动的断路开关,断路开关应采用具有断点指示的机械式开关。

在逆变器直流输入侧应提供手动断路开关,断路开关应采用具有断点指示的机械式开关,可实现手动操作。

4.4.8 绝缘耐压性 

4.4.8.1 绝缘电阻

逆变器的输入电路对地、输出电路对地以及输入电路与输出电路间的绝缘电阻应不小于1M 。绝缘电阻只作为绝缘强度试验参考。

4.4.8.2 绝缘强度

逆变器的输入电路对地、输出电路对地以及输入电路对输出电路应承受 50Hz 的正弦交流电压1min,试验电压的方均根值见表 4,不击穿,不飞弧,漏电流<20mA。

试验电压应从零开始,以每级为规定值的 5%的有级调整方式上升至规定值后,持续 1min。

表4  绝缘强度试验电压

额定电压UN(V)

试验电压 (V)

UN≤60

1000

60<UN≤300

2000

300<UN≤690

2500

注 1:整机绝缘强度按上述指标仅能试验一次。用户验收产品时如需要进行绝缘强度试验,应将上列试验电压降低25%进行;

注 2:不带隔离变压器的逆变器不需要进行输入电路对输出电路的绝缘强度测试。

4.4.9 逆变器需满足国网颁布的《光伏电站接入电网技术规定》的谐波等各项指标要求。

逆变器需满足 《分布式电源接入电网运行控制规范》、《分布式电源接入电网测试》和《分布式电源接入电网监控系统功能规范》各项规定。

4.4.10 逆变器应具有金太阳认证报告。

4.4.11 逆变器应具有零电压穿越检验报告。

4.4.12 逆变器具备极性反接保护。

4.4.13 逆变器具备接地故障监测。

4.4.14 投标方需提供完善的PID解决方案,逆变器具备可靠及有安全运行案例的抗PID模块。

4.4.15 外壳

防止受气候影响的电器设备外壳应同时能防雨雪、防寒、防沙尘、防阳光照射。门和盖板应配有专用的锁具,以保证在关闭位置上能安全地闭合。应当满足IEC或同类标准最低规定的要求。所有外壳应当得到合理的防护,布置的位置尽可能减少其暴露在雨水中的可能。在外壳的门为维护或操作而开启时,要注意防止雨水的溅入。

4.4.16 电气布线

逆变器电气系统部件间的布线特性须符合IEC227,245,287或相当标准,具体位置和导线需考虑在安装和运行期间承受的应力。直流接线端子要方便接线。

导线布置应避免在不同额定电压情况下因导线间的接触产生的过电压。

不同耐热等级导线不得在同一导线管内运行,除非每根导线的电流密度不大于允许的最低耐热等级。

    所有的电缆终端都要接在带有环的端头或安装到接线板。电缆端均须有识别标签或彩码。逆变器的彩码对所有逆变器必须统一。所有的电气连接均要符合IEC标准。

4.5  柜体要求

4.5.1 框架和外壳

设备的框架为垂直地面安装的自撑式结构,框架和外壳应有足够的强度和刚度,应能承受所安装元件及短路所产生的动、热稳定。同时不因成套设备的吊装、运输等情况而影响设备的性能。

4.5.2 柜体可采用电缆下进线。

4.5.3 直流侧设进线端子,容量满足额定电流要求。

4.5.3.1 320kW的逆变器正负母排分别各留有不少于24根(4mm²-6mm²/根)直流电缆的光伏专用防水进线端子。交流侧设三块接线端子(出线电缆可接4*185+1*70mm²),容量满足额定电流要求,输出端子为防水PG头+OT/DTL端子, 留有通信接线端子。

4.5.3.2 110kW的逆变器正负母排分别各留有不少于18根(4mm²-6 mm²/根)直流电缆的光伏专用防水进线端子。交流侧设三块接线端子(出线电缆可接4*120+1*70mm²),容量满足额定电流要求,输出端子为防水PG头+OT/DTL端子, 留有通信接线端子。

4.5.3.3 50kW的逆变器正负母排分别各留有不少于10根(4mm²-6 mm²/根)直流电缆的光伏专用防水进线端子。交流侧设三块接线端子(出线电缆可接4*70+1*35mm²),容量满足额定电流要求,输出端子为防水PG头+OT/DTL端子, 留有通信接线端子。

4.5.3.4 30kW的逆变器正负母排分别各留有不少于6根(4mm²-6 mm²/根)直流电缆的光伏专用防水进线端子。交流侧设三块接线端子(出线电缆可接4*35+1*16mm²),容量满足额定电流要求,输出端子为防水PG头+OT/DTL端子, 留有通信接线端子。

4.6 逆变器具有故障数据自动记录存储功能,存储时间大于10年。

4.7 逆变器要求能够自动化运行,运行状态可视化程度高,并且可通过远程控制,调整逆变器输出功率。显示屏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(按月、按年查询),当前发电功率、日发电量、累计发电量、设备状态、电流、电压、逆变器机内温度、频率、故障信息等数据。

4.8 针对同一机型,逆变器的所有部件均应满足现场条件下运行,并可以互换,互换后不影响逆变器的正常运行。

4.9 逆变器设计寿命至少是25年。其中,主要部件(如IGBT或其它功率开关元件,电感、电容,控制板等)在设计寿命期间不应更换,如因设计、制造、材料原因使上述主要部件在设计寿命期内必须更换,卖方必须承担全部费用,参照国家产品召回有关规定执行。任何偏差或改进必须说明,并附有批准机构的证明文件。

4.10 逆变器监控

控制系统与发电系统必须充分保护逆变器的机械和电气装置,以防发生故障或崩溃。

作为控制系统一部分的监测系统至少应显示下列内容:

   逆变器的状态

   逆变器的月、年和累计的、以小时为单位的运行时间值

   电网正常运行的小时数

   逆变器正常运行的小时数

   发电小时数

   故障小时数

   光伏阵列的、以kWh为单位的发电量(月、年和累计的)

   所有相频率、电压和电流

   有功功率(kW)

   无功功率(kvar)

   功率因素cosφ(包括实时数据以及功率因数曲线,以月统计值储存)

   所有故障(状态信息、故障发生次数、总的持续时间和发生日期、月和累计的;内存容量需能储存超过12个月的资料)

   温度

    要求对所有监测资料编制成一定格式的文件,从而能直接调用独立的资料记录系统,应当推荐一个合适的调用接口。

逆变器应具有相应通讯接口,能够向中央监控系统等远程监控设备传输数据,并提出具体的连接方案和要求。

4.11   其他要求

4.11.1 逆变器需满足国网颁布的《光伏电站接入电网技术规定》中电压异常时的响应特性,频率异常时的响应特性的技术要求。(满足低电压穿越和谐波的技术要求)。

4.11.2 逆变器必须有国网电科院出具低电压穿越报告。

4.11.3 逆变器控制电源为自取电模式,投标方本身必须考虑低电压穿越时控制电源。

4.11.4 互换性

所提供的逆变器要有相同的设计和结构,同型号部件都可以互换使用。在正常使用中可以互换的逆变器系统的任何部件性能和寿命要统一,都应可以互换而不须要改变接口特性。所有逆变器应采用统一的彩色编码和或接线标记。

4.11.5 可靠设计

    所有的系统元件须满足如下三个可靠性要求之中的一个:

1)用控制系统检测可能发生故障的方式,如检测到故障,系统应能自动安全停机。

2)元件分析后表明要求的检测间隔时间足以在发生故障前发现并解决问题。

3)系统设计要求元件冗余,其要求在故障后能维持系统持续安全运行至故障被监测设备检测到或在正常的检查中被发现。万一这些元件或组件故障,逆变器系统应维持在一个非危险状态。

4.11.6 材料

    用于制造生产逆变器的全部材料都要是全新的,没有缺陷和损伤。在这里使用缺陷和损伤这个术语是指的不完美性,即材料的型号和品级不满足设计规定的标准。所有的材料都要适合各光伏电站现场规定的温度和其它条件。更换的部件必须是新的,而不应对旧部件修理或整修代替。

4.11.7 修整

    非天然坚固的材料须进行处理或修整,以便保护其表面的完整性。目的是至少在质保期内不须重新修整。

逆变器外表面上的标志,包括制造厂的名称及其颜色,尺寸和形状均要经招标代理/业主方批准。

4.11.8 维护和安全设计

    逆变器的设计应便于维护和维修。总重量超过20公斤的部件,或者增加附属装置连接点,或者做一个链钩用来搬运。

    为确保人员的安全,设计应考虑下列内容:

l  对带电体设置警告标志

l  提供雷电放电装置

l  逆变器箱体内要有充足的照明或提供必要的照明装置

l  应设置事故停机按钮

l  在维修期间,切断远方监控功能

    逆变器应至少具有下列维修和安全特性:

1)出现故障时,自动停机

2)就地和远距离监视性能和运行状态

3)需要搬运材料的部件上设附属装置

4.11.9 逆变器必须满足现行规范及政策要求。

4.12 本技术文件中技术要求互不一致时以高要求为准。

5并网参数要求

5.1  名称:320kW光伏并网逆变器

允许输入最大直流电压:   1500Vdc 

MPPT输入电压范围:   500~1500Vdc (或更宽)

额定容量:     320kW    

输出额定频率:     50HZ/60HZ      

输出额定电压(无隔离变):  800    V

电网额定电压:      640-920       V

额定输入时输出功率因数:     >0.99(可在0.8超前—0.8滞后之间调节­­­­­­­­

额定输入输出时总电流谐波畸变率:     <3%     

控制电源:   逆变器自取电      

最大转换效率:    >99.01%    

中国效率:     >98.52%      

年故障小时数:<24小时  (有效发电时间)

噪声:<60dB   (测试距离1米)

冷却方式:     智能风冷     

夜间自耗电:      ≤2W    

逆变器直流侧IGBT保护温度:      105 ℃       

逆变器交流侧保护温度:     105 ℃       

运行温度范围:     -30~+60℃     

防护等级    >IP66  

相对湿度:0~100%

海拔高度 5000米

名称:110kW光伏并网逆变器

允许输入最大直流电压:   1100Vdc 

MPPT输入电压范围:   180~1000Vdc (或更宽)

额定容量:     110kW    

输出额定频率:     50HZ      

输出额定电压(无隔离变):   400    V

电网额定电压:      320-460       V

额定输入时输出功率因数:     >0.99(可在0.8超前—0.8滞后之间调节­­­­­­­­

额定输入输出时总电流谐波畸变率:     <3%     

控制电源:   逆变器自取电      

最大转换效率:    >98.6%    

中国效率:     >98%      

年故障小时数:<24小时  (有效发电时间)

噪声:<60dB   (测试距离1米)

冷却方式:     智能风冷     

夜间自耗电:      ≤4W    

逆变器直流侧IGBT保护温度:      105 ℃       

逆变器交流侧保护温度:     105 ℃       

运行温度范围:     -30~+60℃     

防护等级    >IP66  

相对湿度:0~100%

海拔高度 4000米

5.2  名称:50kW光伏并网逆变器

允许输入最大直流电压:   1100Vdc 

MPPT输入电压范围:   200~1000Vdc (或更宽)

额定容量:     50kW    

输出额定频率:     50HZ      

输出额定电压(无隔离变):   400    V

电网额定电压:     312-528       V

额定输入时输出功率因数:     >0.99(可在-0.8~+0.8之间调节)   ­­­­­­­­

额定输入输出时总电流谐波畸变率:     <3%     

控制电源:   逆变器自取电      

最大转换效率:    >98.7%    

中国效率:     >98.3%      

年故障小时数:<24小时  (有效发电时间)

噪声:<60dB   (测试距离1米)

冷却方式:     智能强制风冷     

夜间自耗电:      ≤2 W    

逆变器直流侧IGBT保护温度:      105 ℃       

逆变器交流侧保护温度:     105 ℃       

运行温度范围:     -30~+60℃     

防护等级    >IP66  

相对湿度:0~100%

海拔高度 4000米

5.3  名称:30kW光伏并网逆变器

允许输入最大直流电压:   1100Vdc 

MPPT输入电压范围:   160~1000Vdc (或更宽)

额定容量:     30kW    

输出额定频率:     50HZ      

输出额定电压(无隔离变):   400    V

电网额定电压:      315-528       V

额定输入时输出功率因数:     >0.99(可在-0.8~+0.8之间调节)   ­­­­­­­­

额定输入输出时总电流谐波畸变率:     <3%     

控制电源:   逆变器自取电      

最大转换效率:    >98.6%    

中国效率:     >98%      

年故障小时数:<24小时  (有效发电时间)

噪声:<50dB   (测试距离1米)

冷却方式:     自然散热     

夜间自耗电:      ≤2 W    

逆变器直流侧IGBT保护温度:      105 ℃       

逆变器交流侧保护温度:     105 ℃       

运行温度范围:     -30~+60℃     

防护等级    >IP66  

相对湿度:0~100%

海拔高度: 4000米

6、供货范围及交货

6.1     一般要求

6.1.1  规定了合同设备的供货范围,投标方保证提供设备为全新的、先进的、成熟的、完整的和安全可靠的。

6.1.2  投标方应提供详细供货清单,清单中依次说明型号、数量、产地、生产厂家等内容。对于属于整套设备运行和施工所必需的部件,即使本合同附件未列出和/或数目不足,投标方仍须在执行的同时补足。

投标方应向招标方提供一般性资料,如所供货设备的型式试验报告、鉴定证书、低电压穿越报告、典型说明书、主要的总装图和主要技术参数。

6.1.3  投标方应提供所有安装和检修所需专用工具和装置性材料等,并提供详细供货清单。

6.1.4  提供运行所需备品备件,及具体清单和数量。

6.1.5  提供所供设备的进口件清单。

6.1.6  交货地点: (需与建设单位确认交货地点)

6.2    供货范围

6.2.1 投标方应确保供货范围完整,以能满足招标方安装、设备正常运行要求为原则。在中涉及的供货要求也作为本供货范围的补充,若在安装、调试、运行中发现缺项(属投标方供货范围)由投标方无偿补充。

6.2.2 投标方的供货范围包括,但不限于此:

供货范围(不仅限于此,投标方保证设备的完整性)

(1)津南部分

1)天津艾丽格斯家居建材有限公司100KWp屋顶分布式光伏发电项目

序号

名称

参数

单位

数量

备注

1

组串式并网逆变器

110kW

1


(2)东丽部分

1)天津腾飞钢管有限公司厂房屋顶2MW分布式光伏发电项目

序号

名称

参数

单位

数量

备注

1

组串式并网逆变器

110kW

18


2

组串式并网逆变器

50kW

1


2

组串式并网逆变器

30kW

3


(3)静海部分

1)天津市恒源泰线材有限公司屋顶1.2MWp分布式项目

序号

名称

参数

单位

数量

备注

1

组串式并网逆变器

110kW

12


2

组串式并网逆变器

50kW

2


2天津市宏冠宇金属制品有限公司2MWP屋顶分布式项目

序号

名称

参数

单位

数量

备注

1

组串式并网逆变器

110kW

18


2

组串式并网逆变器

50kW

2


3

组串式并网逆变器

30kW

2


3)天津市天洋发线材有限公司屋顶分布式项目1.8MWP屋顶分布式项目

序号

名称

参数

单位

数量

备注

1

组串式并网逆变器

110kW

17


2

组串式并网逆变器

50kW

2


(4)滨海部分

1)天津中电卓耀鑫通衢1.5MWp分布式光伏发电项目

序号

名称

参数

单位

数量

备注

1

组串式并网逆变器

110kW

15


2

组串式并网逆变器

50kW

1


(5)唐山部分

1)唐山源泰德润阳丰30MWp屋顶分布式项目

序号

名称

参数

单位

数量

备注

1

组串式并网逆变器

320kW

94


2

组串式并网逆变器

110kW

9


 

6.2.3 技术参数表

1)110kW产品参数(投标单位自行填写

序号

名   

单位

数值/内容

备注

1

逆变器型号


卖方填写

2

逆变器生产厂家及生产地



卖方填写

3

隔离方式




4

直流侧参数

(1)

最大直流电压

V



(2)

MPPT跟踪电压范围

V



(3)

额定直流功率

kW



(4)

每路MPPT最大直流输入电流

A



(5)

额定输入电压

V



(6)

直流输入路数




5

交流侧参数

(1)

额定输出功率

kW



(2)

额定电网电压

V



(3)

允许电网电压

V



(4)

输出频率

Hz



(5)

输出电流波形畸变率

%



(6)

功率因数




(7)

额定交流电流

A


卖方填写

(8)

交流输出电压

V



6

系统参数

(1)

最大转换效率

%


卖方填写

(2)

中国效率

%


卖方填写

(3)

平均MPPT跟踪误差

W


卖方填写

(4)

平均MPPT跟踪时间

ms



(5)

防护类型/防护等级




(6)

待机功耗/夜间功耗

W



(7)

运行自耗电

W



(8)

允许环境温度

额定功率运行



稳定运行



(9)

散热方式




(10)

允许相对湿度




(11)

海拔(额定功率运行)




(12)

降容系数(用于高海拔)



卖方填写

(13)

效率

20%额定功率



卖方填写

40%额定功率



卖方填写

60%额定功率



卖方填写

80%额定功率



卖方填写

100%额定功率



卖方填写

110%额定功率



卖方填写

(14)

总谐波电流

20%额定功率



卖方填写

40%额定功率



卖方填写

60%额定功率



卖方填写

80%额定功率



卖方填写

100%额定功率



卖方填写

110%额定功率



卖方填写

7

要求的电网形式




8

自动投运条件




9

断电后自动重启时间




10

低电压穿越




11

主要保护功能




12

显示与通讯

(1)

显示及上传信息




(2)

通讯接口




(3)

人机界面




13

平均无故障运行时间





机械参数

(1)

外形尺寸

(宽×深×高)

Mm


卖方填写

(2)

重量

Kg


卖方填写

14

电源




15

其它




 

2)50kW产品参数(投标单位自行填写

序号

名   

单位


备注

1

逆变器型号


卖方填写

2

逆变器生产厂家及生产地



卖方填写

3

隔离方式




4

直流侧参数

(1)

最大直流电压

V



(2)

MPPT跟踪电压范围

V



(3)

额定直流功率

kW



(4)

每路MPPT最大直流输入电流

A



(5)

额定输入电压

V



(6)

直流输入路数




5

交流侧参数

(1)

额定输出功率

kW



(2)

额定电网电压

V



(3)

允许电网电压

V



(4)

输出频率

Hz



(5)

输出电流波形畸变率

%



(6)

功率因数




(7)

额定交流电流

A


卖方填写

(8)

交流输出电压

V



6

系统参数

(1)

最大转换效率

%


卖方填写

(2)

中国效率

%


卖方填写

(3)

平均MPPT跟踪误差

W


卖方填写

(4)

平均MPPT跟踪时间

ms



(5)

防护类型/防护等级




(6)

待机功耗/夜间功耗

W



(7)

运行自耗电

W



(8)

允许环境温度

额定功率运行



稳定运行



(9)

散热方式




(10)

允许相对湿度




(11)

海拔(额定功率运行)




(12)

降容系数(用于高海拔)



卖方填写

(13)

效率

20%额定功率



卖方填写

40%额定功率



卖方填写

60%额定功率



卖方填写

80%额定功率



卖方填写

100%额定功率



卖方填写

110%额定功率



卖方填写

(14)

总谐波电流

20%额定功率



卖方填写

40%额定功率



卖方填写

60%额定功率



卖方填写

80%额定功率



卖方填写

100%额定功率



卖方填写

110%额定功率



卖方填写

7

要求的电网形式




8

自动投运条件



9

断电后自动重启时间




10

低电压穿越




11

主要保护功能




12

显示与通讯

(1)

显示及上传信息




(2)

通讯接口




(3)

人机界面




13

平均无故障运行时间





机械参数

(1)

外形尺寸

(宽×深×高)

Mm


卖方填写

(2)

重量

Kg


卖方填写

14

电源




15

其它




 

3)30kW产品参数(投标单位自行填写

序号

名   

单位


备注

1

逆变器型号


卖方填写

2

逆变器生产厂家及生产地



卖方填写

3

隔离方式




4

直流侧参数

(1)

最大直流电压

V



(2)

MPPT跟踪电压范围

V



(3)

额定直流功率

kW



(4)

每路MPPT最大直流输入电流

A



(5)

额定输入电压

V



(6)

直流输入路数




5

交流侧参数

(1)

额定输出功率

kW



(2)

额定电网电压

V



(3)

允许电网电压

V



(4)

输出频率

Hz



(5)

输出电流波形畸变率

%



(6)

功率因数




(7)

额定交流电流

A


卖方填写

(8)

交流输出电压

V



6

系统参数

(1)

最大转换效率

%


卖方填写

(2)

中国效率

%


卖方填写

(3)

平均MPPT跟踪误差

W


卖方填写

(4)

平均MPPT跟踪时间

ms



(5)

防护类型/防护等级




(6)

待机功耗/夜间功耗

W



(7)

运行自耗电

W



(8)

允许环境温度

额定功率运行



稳定运行



(9)

散热方式




(10)

允许相对湿度




(11)

海拔(额定功率运行)




(12)

降容系数(用于高海拔)



卖方填写

(13)

效率

20%额定功率



卖方填写

40%额定功率



卖方填写

60%额定功率



卖方填写

80%额定功率



卖方填写

100%额定功率



卖方填写

110%额定功率



卖方填写

(14)

总谐波电流

20%额定功率



卖方填写

40%额定功率



卖方填写

60%额定功率



卖方填写

80%额定功率



卖方填写

100%额定功率



卖方填写

110%额定功率



卖方填写

7

要求的电网形式




8

自动投运条件




9

断电后自动重启时间




10

低电压穿越




11

主要保护功能




12

显示与通讯

(1)

显示及上传信息




(2)

通讯接口




(3)

人机界面




13

平均无故障运行时间





机械参数

(1)

外形尺寸

(宽×深×高)

Mm


卖方填写

(2)

重量

Kg


卖方填写

14

电源




15

其它




 

 

 

3)满足电网要求参数

序号

名称

《国家电网公司光伏电站接入电网技术规定》要求

参数(投标单位填写)

1

谐波

光伏电站接入电网后,公共连接点的谐波电压应满足GB/T   14549-93《电能质量公用电网谐波》的规定;

光伏电站接入电网后,公共连接点处的总谐波电流分量(方均根)应满足GB/T   14549-93《电能质量公用电网谐波》的规定。


2

电压

偏差

标称电压的±10%


3

电压

波动

与闪

光伏电站接入电网后,公共连接点处的电压波动和闪变应满足GB/T 12326-2008《电能质量 电压波动和闪变》的规定。

r<1           d<4%;

1<r<10       d<3%;

10<r<100     d<2%;

100<r<1000     d<1.25%.

(注:r为变动频度,d为电压变动限值)

光伏电站在公共连接点单独引起的电压闪变值应根据光伏电站安装容量站供电容量的比例、以及系统电压,按照GB/T12326-2008《电能质量 电压波动和闪变》的规定分别按三级作不同的处理。

Pst =0.9  Plt =0.7其中Pst ,Plt每次测量周期分别取为10min和2min。


4

电压

不平

衡度

公共连接点的负序电压不平衡度应不超过2%,短时不得超过4%;其中由光伏电站引起的负序电压不平衡度应不超过1.3%,短时不超过2.6%。


5

直流分量

小于交流额定值的0.5%


6

有功

功率

控制

大型和中型光伏电站应具有有功功率调节能力,并能根据电网调度部门指令控制其有功功率输出。为实现对光伏电站有功功率的控制,光伏电站需要安装有功功率控制系统,能够

接收并自动执行电网调度部门远方发送的有功出力控制信号。根据电网频率值、电网调度部门指令等信号自动调节电站的有功功率输出,确保光伏电站最大输出功率及功率变化率不超过电网调度部门的给定值。大型和中型光伏电站应具有限制输出功率变化率的能力。


7

电压/无功调节

型和中型光伏电站的功率因数应能够在0.98(超前)~0.98(滞后)范围内连续可调,有特殊要求时,与电网企业协商确定。在其无功输出范围内,大型和中型光伏电站应具备根据并网点电压水平调节无功输出,参与电网电压调节的能力,期调节方式、参考电压、电压调差率等参数应可由电网调度机构远程设定。


8

启动

光伏电站启动时需要考虑光伏电站的当前状态、来自电网调度机构的指令和本地测量时的信号。确保输出的有功功率变化不超过所设定的最大功率变化率。


9

停机

除发生电气故障或接受到来自电网调度机构的指令以外,光伏电站同时切除的功率应在电网允许的最大功率变化率范围内。


10

电压响应特性:

上图中,UL0为正常运行的电压,一般取0.9UN。UL1为需要耐受的电压下限,T1为电压跌落到UL1需要保持并网的时间,T2为电压跌落到UL0时需要保持并网的时间。UL1 、T1 、T2数值的确定需考虑承包呼喝重合闸动作时间等实际情况。推荐UL1设定为0.2 UN ,T1设定为1秒,T2设定为3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>50.5 Hz,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。


11

安全与保护

光伏电站或电网异常、故障时,为保证设备和人身安全,应具有相应继电保护功能,保证电网和光伏设备的安全运行,确保维修人员和公众人身安全,光伏电站的保护应符合可靠性、选择性、灵敏性和速动性的要求。


12

过流与

短路保护

光伏电站需具备一定的过载(过电流)能力,在120%倍额定电流以下,光伏电站连续可靠工作时间应不小于1分钟;在120%~150%额定电流内,光伏连续可靠工作时间应不小于10秒。当检测到电网侧发生短路时,光伏电站向电网输出的短路电流应不大于额定电流的150%。


13

防孤岛效应

光伏电站必须具备快速检测孤岛且立即断开与电网连接的能力,期防孤岛保护应与电网侧线路保护相配合。防孤岛保护必须同时具备主动式和被动式两种。


14

恢复

并网

20s≤T≤5min


15

功率

因数

-0.98~+0.98


16

防雷和接地

光伏电站和并网点设备的防雷和接地,应符合SJ/T11127《光伏(PV)发电系统过电压保护-导则》中的规定,不得与市电配电网共用接地装置。光伏电站并网点设备应按照IEC60364-7-712《建筑物电气装置第7-712部分:特殊装置或场所的要求   太阳光伏(PV)发电系统》的要求接地/接保护线。


17

电磁兼容

光伏电站应具有适当的抗电磁干扰的能力,应保证信号传输不受电磁干扰,执行部件不发生误动作。同时设备本身的电磁干扰不应超过相关设备标准。


18

耐压

要求

光伏电站的设备必须满足相应电压等级的电气设备耐压标准。


19

抗干

扰要

当并网点的闪变值满足GB12326-2008《电能质量电压波动和闪变》、谐波值满足GB/T14549-1993《电能质量公用电网谐波》、三相电压不平衡度满足GB/T15543-20《电能质量三相电压不平衡》的规定时,光伏电站应能正常运行


20

正常运行信号

在正常运行情况下,光伏电站向电网调度机构提供的信号至少应当包括:光伏电站并网状态、辐照度;光伏电站有功和无功输出、发电量、功率因数;并网点的电压和频率、注入电力系统的电流;变压器分接头档位、主断路器开关状态等


 


 

4)产品配置清单(投标单位填写)

序号

名称

规格和型号

单位

数量

产地

生产厂家

备注

1

IGBT/MOSFET







2

母线支撑电容







3

直流滤波器







4

交流滤波器







5

电流传感器







6

DSP







7

交流侧断路器







8

直流侧断路器







9

接触器







10

直流防雷器







11

交流防雷器







12

冷却风机







13

电抗器







7、 质量保证及试验

7.1     质量保证

7.1.1  投标方应提供有效的质量保证办法以确保项目和服务满足招标方技术协议书的要求。所提供的逆变器应具有高可靠性,便于安装与维修,并具有两年以上的成功运行经验。

7.1.2  在设备制造过程中接受必要的监督和检查。

7.1.3  质量保证从设备及系统在现场安装调试开始,性能满足本规范要求及有关国标,直至设备正式投运后二年以上。

7.1.4  投标方提交给招标方下列文件作备案(见相关资料)。

a.合格证书

b.主管部门或行业颁发的资格证书

c.国家对该产品的有关标准

d.对该产品的鉴定证书

e.对本协议书有异议的文件及招标方对投标方提出的解决办法的许可文件

f.质量保证大纲

g.质量保证程序文件

h.电气试验结果

I.低电压穿越报告(国网认可的报告)

7.1.5  质保期按设备及系统在现场安装调试开始,性能满足本规范要求及有关国标,直至设备正式投运后二年以上,在保质期内投标方对产品实行“三包”(包修、包换、包退)。

7.2     试验

投标方应根据国标和部颁标准进行工厂试验和现场试验,并提供给招标方详细的试验说明、技术说明及特殊试验仪器的要求。

7.2.1  工厂试验

投标方应根据国标和部颁标准进行工厂试验。(或提供同型号逆变器的型式试验报告),试验均在厂内完成。

7.2.2    现场试验

    投标方应根据国网接入要求所做的相关性能试验,并提供相应的试验报告。

7.3     技术服务

7.3.1  系统运行后,投标方应能充分保证售后服务,随时无偿向招标方提供合同设备的技术咨询服务。

7.3.2  投标方应免费对招标方的运行及维护人员进行技术培训,直至上述人员熟悉设备。

7.3.3  在任何时候,招标方需要备品备件,投标方都应能保证及时提供。

7.3.4  在质保期内,投标方应保证接到通知,4小时內答复问题, 48小时內到达现场,并免费更换故障设备及元件。

7.4     包装、运输和贮存

7.4.1  设备制造完成并通过试验后,应及时包装,否则应得到切实的保护、确保其不受污损。

7.4.2  所有部件经妥善包装或装箱后,在运输过程中尚应采取其它防护措施,以免散失损坏或被盗。

7.4.3  在包装箱外应标明招标方的订货号、发货号。

7.4.4  各种包装应能确保各零部件在运输过程中不致遭到损坏、丢失、变形、受潮和腐蚀。

7.4.5  包装箱上应有明显的包装储运图示标志(按GB191)。

7.4.6  整体产品或分别运输的部件都要适合运输和装载的要求。

8、 技术资料和交付

a)   一般要求

8.1.1  投标方提供的资料应使用国家法定单位制即国际单位制,语言为中文。进口部件的外文图纸及文件应由投标方免费翻译成中文。

8.1.2  资料的组织结构清晰、逻辑性强。资料内容要正确、准确、一致、清晰、完整,满足工程要求。

8.1.3  投标方应根据协议书中提出的设计条件、技术要求、供货范围、保证条件等提供完整的文件和图纸资料。图纸资料的交付进度应满足工程进度的要求。投标方应在签订后3个工作日内提供资料,如逆变器外形图、原理图、二次接线图等。投标方提供适用于本工程实际情况的资料必须准确,不能任意修改。投标方所提交的技术资料内容至少包括本附件中所要求的。如招标方在工程设计中需要本附件以外的资料,投标方及时无偿地提供。在合同签定后5天内给出全部技术资料清单和交付进度,并经招标方确认。

8.1.4  投标方提供的技术资料一般可分为投标阶段,配合工程设计阶段,设备监造检验及施工调试、试运、性能验收试验和运行维护等四个方面。投标方须满足以上四个方面的具体要求。

8.1.5  对于其它没有列入合同的技术资料清单,却是工程所必需的文件和资料,一经发现,投标方也应及时免费提供。如本期工程为多台设备构成,后续设备有改进时,投标方也应及时免费提供新的技术资料。

8.1.6  招标方要及时提供与合同设备设计制造有关的资料。

8.2   资料交付基本要求

8.2.1  技术文件与资料

投标方应向招标方提供一般性资料,如所供货设备的型式试验报告、鉴定证书、典型说明书、主要的总装图和主要技术参数。

8.2.2  投标方随货提供的成品图纸及文件

1)包装清单

2)产品出厂合格证明书

3)出厂试验报告及该类产品的型式试验报告

4)安装、使用说明书,技术说明书,电气原理图,柜体安装接线图,端子排图等

5提供设备排列所要求的操作维护走廊净距、安装尺寸、控制电缆及电力电缆进口位置和连接详图。

6)主要技术数据及安装结构图。

7)柜体内安装的主要设备的技术数据及配套厂家。

8设备总重量、最大运输尺寸和重量。

9)安装须知、调试须知、运行手册、维修手册、部件目录等。

8.2.3  . 合同实施应提供的文件(14套文件以及2套电子文档)

  合同实施过程中,卖方应提交如下:

(1)逆变器和内部控制系统的设计说明和手册(包括逆变器的总图、主要元件,包括电气系统、控制、保护以及散热系统的装配的工厂图纸)、配置图和主要部件子系统的设备材料清单,包括生产商、特性、型号和数量。

(2)监控系统硬件、软件的设计说明和手册。

8.2.4  . 质量保证和控制文件(4套文件)

    此文件包括质量保证和含有检查记录、型式试验和/或第4.1节规定的试验证书的控制文件。

8.2.5  . 储运指导(10套文件)

    应提交在现场搬运、贮存和保管设备的详细说明文件,并附有图解、图纸和重量,应包括:

    (1)各部件要求户外、户内、温度或湿度控制、长期或短期贮存的专门标志;

    (2)户外、户内、温度或湿度控制、长期或短期贮存的空间要求;

    (3)设备卸货、放置、叠放和堆放所要遵守的程序;

    (4)长期和短期维护程序, 包括户外贮存部件推荐的最长存期

8.2.6  . 安装文件(14套文件以及2套电子文档)

(1)安装文件应提供设备安装所需的所有资料,如:

(2)安装图纸和技术要求(包括起吊位置),安装步骤说明及安装材料清单;

(3)安装工具,分专用工具和一般工具;

(4)电缆布置图,包括端子图和外部连接图;

(5)开关和控制板平面图、接地图和环境要求;

(6)设备安全预防措施。

8.2.7  . 运行和维护文件(10套文件以及2套电子文档)

    卖方应为逆变器和远方监控系统提供完整的运行和维护手册,包括但不限于:

(1)安全程序

(2)启动和停机程序

(3)报警动作一览表,紧急处理程序安排

(4)逆变器的子操作描述,包括控制和保护逻辑的详细描述

(5)维护检验间隔时间和程序

(6)完整的线路联络图

(7)诊断程序和发现并修理故障的指南

(8)工具清单

8.2.8  . 备品备件清单(10套文件以及2套电子文档)

1)卖方应提供详细的备品备件清单,并给出订货时必需的数据,包括规格和价格。另外,还应提供一份能从独立的供应点获得的备品备件清单和/或消耗品清单,清单应提供直接购买所需的足够信息。

随机备品备件

    2)供应逆变器的同时,卖方应提供在品种上和数量上足够在质保期内使用的随机备品备件,提供的备品备件的数量和品种应根据本项目的规模、项目所在地的自然环境特点以及卖方对合同设备的经验来确定。该备品备件及相应的清单应与逆变器同时交付。并应按与投标书同时提交的备品备件价格表(含易耗品)实施。此备品备件作为招标人的存货。

3)随机备品备件的使用

卖方应及时负责免费更换质保期内的损坏部件。如果卖方用了招标人的随机备品备件存货,卖方应当对此及时补足,确保在质保期末,业主的备品备件存货应得到充分补足。

对于质保期内实际使用的随机备品备件品种和数量,超出清单范围的,除逆变器主要部件外,也应在质保期末按实际用掉的数量免费补足。

4)备品备件额外的供应

质保期后,业主如有需要,可按合同协议书附件提供的主要备品备件、工具和服务的单价向卖方购买。这些单价将被认作固定价格,但在质保期结束后可能增长,其最大增长率将按照价格调整公式(如果有)计算,如此计算所得的价格应看作是今后定货的最高单价。

5)在质保期结束后, 如果卖方将停止生产这些零备件,应提前6个月通知业主,以便使业主做最后一次采购。在停产后,如果业主要求,卖方应在可能的范围内免费帮助业主获得备品备件的蓝图、图纸和。

7) 备品备件的品质

所提供的全部备品备件应能与原有部件互相替换,其材料,工艺和构造均应相同。

    备件应当是新的,而不是修理过的或刷新过的旧产品,卖方应当在质保期末提供一份备品备件清单(带部件号,部件名称,部件型号,数量,单价),以便业主采购。

所有备品备件的包装和处理都要适用于工地长期贮存。每个备品备件的包装箱上都应有清楚标志和编号。每一个箱子里都应有设备清单。当几个备品备件装在一个箱里时,则应在箱外给出目录,箱内附有详细清单。

8) 易耗品

    供应逆变器的同时,卖方应提供在品种上和数量上质保期内足够使用的易耗品,提供的易耗品的数量和品种应根据本项目的规模、项目所在地的自然环境特点以及卖方对合同设备的经验来确定。该易耗品及相应的清单应与逆变器同时交付。

9) 专用工具

卖方应推荐提供用于连续运行和维护所需的完整工具规格和数量,相应的费用在报价单中显示。

8.2.9  . 培训计划和培训材料

    卖方应提供详细的培训计划,包括时间表和内容,作为草案供业主批复,并作为培训条款的最终版本。另外,适当的培训材料,如:手册、图纸和散发材料等应在培训过程中提供。

8.2.10. 调试和试运行计划(10套文件以及2套电子文档)

    卖方应提交一份调试和试运行计划供业主批复,计划应包括时间表和详细的试验和试运行步骤,以及相关的图纸和说明。

    试验和运行步骤应当分项进行,并在任何可能地方指出要达到的目标结果和允许偏差,并留出空白处以便填写在调试和试验过程中实际观测到的结果。

8.2.11. 试验和调试报告(4套文件)

    所有的试验和调试记录和报告都应编写成试验和调试报告,并提交业主。

8.2.12. 竣工文件(4套文件)

    卖方应在运行验收结束后,提交10套竣工文件及5套光盘。

    竣工文件应包括业主的意见及设备在安装过程中的修改,其详细程度应能使业主对所有的设备进行维护、拆卸、重新安装和调试、运行。

竣工文件中还应有操作和维护手册,以及监控软件手册,为了安全和全面地远程控制设备的运行,后者必须非常详尽,以能实现数据评价编程和显示图表。

8.2.13. 计划内维护和额外维修报告(4套文件)

    卖方应为所有计划内和计划外的维护(维修)提供报告,报告中应写明详细的实施措施和使用过的备品备件和消耗品清单,包括名称、部件/目录号、数量和价格。

8.2.14. 资料和图纸交付时间

   - 每批货随机提交质量保证和控制文件。

  - 培训前4周提交培训计划和培训材料。

  - 在预验收前提交试验和调试报告。

  - 在预验收后15天内提交竣工文件。

  - 维护和维修报告在每项措施采取后2周内提交。

9、 技术服务和设计联络

9.1  投标方现场技术服务

在设备安装、调试及第一个大修期间,制造厂应提供无偿的现场服务,直至设备无缺陷为止。投标方负责在安装调试时提供技术服务,包括如下内容,但不限于此:

1)   逆变器安装接线指导。

2)   逆变器单体及成套启动调试,提交调试报告。

3)   提供必须的专用工具、内绝缘材料等。

4)   设备现场最终性能测试,提交最终测试验收报告。

        i.      投标方现场技术服务人员的目的是保证所提供的合同设备安全、正常投运。投标方要派出合格的、能独立解决问题的现场服务人员。投标方提供的包括服务人天数的现场服务表应能满足工程需要。如果由于投标方的原因,下表中的人天数不能满足工程需要,招标方有权追加人天数,且发生的费用由投标方承担;如果由于招标方的原因,下表中的人天数不能满足工程需要,招标方要求追加人天数,投标方应满足招标方的要求。

       ii.      投标方服务人员的一切费用已包含在合同总价中,它包括诸如服务人员的工资及各种补助、交通费、通讯费、食宿费、医疗费、各种保险费、各种税费,等等。

     iii.      现场服务人员的工作时间应与现场要求相一致,以满足现场安装、调试和试运行的要求。招标方不再因投标方现场服务人员的加班和节假日而另付费用。

       iv.      未经招标方同意,投标方不得随意更换现场服务人员。同时,投标方须及时更换招标方认为不合格的投标方现场服务人员。

        v.      下述现场服务表中的天数均为现场服务人员人天数。(业主自行要求)


序号

技术服务内容

计划人日数

派出人员构成

备注

职 称

人数

1

现场条件确认





2

底座安装督导





3

逆变器器安装督导





4

电缆连接督导





5

开机调试





6

系统测试





7

现场操作培训





8

工程收尾工作





9

竣工图纸





10

其他竣工资料准备





 

       vi.      投标方现场服务人员具有下列资质:

1.  遵守法纪,遵守现场的各项规章和制度;

2.  有较强的责任感和事业心,按时到位;

3.  了解合同设备的设计,熟悉其结构,有相同或相近电站的现场工作经验,能够正确地进行现场指导;

4.  身体健康,适应现场工作的条件。

投标方向招标方提供安装服务人员情况表。招标方有权提出更换不合格的投标方现场服务人员。                 

     vii.      投标方现场技术服务人员的职责

1.  现场技术服务人员的任务主要包括设备催交、货物的开箱检验、设备质量问题的处理、安装指导、调试、参加试运和性能验收试验。

2.  在调试前,投标方技术服务人员应向招标方技术交底,编制调试大纲和安全技术措施,讲解和示范将要进行的程序和方法。对重要工序(见下表),投标方技术人员要对施工情况进行确认和签证,否则招标方不能进行下一道工序。经投标方确认和签证的工序如因投标方技术服务人员指导错误而发生问题,投标方负全部责任。

投标方提供的调试重要工序表


序号

工序名称

工序主要内容

备注

1

技术交底

讨论要进行的程序和方法


2

指导设备就位

设备搬运、就位、


3

指导设备安装

设备安装


4

指导设备间电缆连接

设备电缆连接


5

单机调试

调试前检查,单机调试


6

系统联调

系统联调、试运行


 

3.  投标方现场安装服务人员应有权处理现场出现的一切技术问题。如现场发生质量问题,投标方现场人员要在招标方规定的时间内处理解决。如投标方委托招标方进行处理,投标方现场服务人员要出委托书并承担相应的经济责任。

4.  投标方对其现场技术服务人员的一切行为负全部责任。

5.  投标方现场技术服务人员的正常来去和更换事先应与招标方协商。

    viii.      招标方的义务

招标方要配合投标方现场技术服务人员的工作,并在生活、交通和通讯上提投标方便,费用由投标方负责。

9.10    培训

9.10.1  为使合同设备能正常安装和运行,投标方有责任提供相应的技术培训。培训内容应与工程进度相一致。现场培训应在设备安装和预调试过程中进行,时间为2周,经过培训的操作人员应在调试和保证值试验前到位。培训应在教室和现场进行,内容包括逆变器安装、误差检测、维修、维护和故障检修。业主有权更换投标方不合格的培训师。培训计划必须足够确保招标方人员在调试结束后有能力进行工程运行工作。

9.10.2  除了与投标书一起提交的资料外,在培训开始前2周,投标方还应提供一份培训计划和培训材料,说明怎样完成培训。培训计划应包括:时间、地点和培训类型。培训材料应包括:设备的详细介绍、部件清单和安装、维修和维护手册。

9.10.3  下列情况的实际演示:

    (1)维护手册的正确使用;

    (2)设备计划内维护服务的执行;

    (3)故障检修,备品备件识别;

    (4)一般部件的维修/更换;

    (5)运行监测和逆变器维护/维修文档记载;

    (6)逆变器的就地和远程操作;

    (7)操作和维护安全步骤。

9.10.4  培训计划和内容列表如下(业主自行要求):


 

 


序号

培训内容

计划人月数

培训教师构成

地点

课程目的


职  称

人数

1

逆变器基础知识培训

参与人数与时间与贵方协商后决定



项目现场


2

逆变器部件装配更换方法




3

逆变器检修培训




4

逆变器运行手册讲解以及运行操作培训



5

备品备件管理



6

逆变器控制系统数据采集系统和监测系统培训




 

9.10.5  培训的时间、人数、地点等具体内容由供需双方商定。

9.10.6  投标方为招标方培训人员提供设备、场地、资料等培训条件,并提供食宿和交通方便。

9.11    设计联络

有关设计联络的计划、时间、地点和内容要求由供需双方商定

 

10、    设备监造

招标方和投标方单位签订供货合同后,有权对投标方设备制造进行监造,详细监造内容双方另行约定,有义务配合招标方人员完成监造工作。

招标方将对投标方的合同设备进行监造。招标方的监造并不免除任何投标方对设备制造质量所应负的责任。

设备文件见证和现场见证资料在见证前10天内提供给招标方监造代表;设备监造招标方派人到现场参加验收,文件见证和现场见证资料在见证前30天内提供给招标方监造代表。

投标方在设备投料前提供生产计划,每月第1周内将加工计划和检验试验计划书面通知监造代表。

招标方监造代表有权查阅与监造设备有关的技术资料,投标方积极配合并提供相关资料的复印件。

合同设备的重要部件和专用部件未经招标方允许,投标方不得擅自调换。

招标方监造代表有权随时到车间检查设备质量生产情况。

投标方给招标方监造代表提供专用办公室及通讯、生活方便。

投标方在现场见证前10天以书面形式通知招标方监造代表。

文件见证、现场见证和停工待检,即 R点、W点、H点。

R 点:卖方提供检验、试验记录及报告的项目,即文件见证。

W 点:招标方监造代表参加的检验或试验项目,检验或试验后卖方提供检验或试验记录,即现场见证。

H 点:停工待检。卖方在进行至该点时停工等待招标方监造代表参加的检验或试验项目,检验或试验后卖方提供检验及试验记录。

招标方接到质量见证通知后,及时派代表到卖方参加现场见证。如果招标方代表不能按期参加,招标方在接到卖方书面通知7日内不回复卖方,则W点自动转为R点,但H点没有招标方书面通知同意转为R点时,卖方不转入下道工序,与招标方联系商定更改见证日期,如果更改时间后,招标方仍未按时到达,则H点自动转为R点。

每次监造内容完成后,卖方和招标方监造代表均在见证表上履行签字手续。签字手续一式3份,交招标方监造代表1份。

在合同规定要提供的所有主要设备、主要辅助设备和关键材料的制造、加工和准备过程中,关键的监造、检测、试验活动,投标方应及时通知招标方派代表参加。招标方有权对监造、检测、试验的结果提出异议,并要求再次检测或试验;同时招标方有权要求对存在质量问题的设备和材料进行整改或更换,由此发生的所有费用由投标方承担。

-------------------------以下无----------------------------------------

 

目  录


1、总则...................................................................................................................................................................................... 1

2、技术标准............................................................................................................................................................................ 3

3、设备运行环境和条件..................................................................................................................................................... 5

4、技术要求............................................................................................................................................................................ 6

5、并网参数要求................................................................................................................................................................. 15

6、供货范围及交货............................................................................................................................................................ 17

7 质量保证及试验.......................................................................................................................................................... 27

8 技术资料和交付.......................................................................................................................................................... 29

9 技术服务和设计联络................................................................................................................................................ 33

10 设备监造..................................................................................................................................................................... 38

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 


 

1、总则

1.1     本适用于天津津南区、空港开发区、静海区、唐山市分布式光伏发电项目自发自用部分的并网逆变器,它对逆变器本体及其附属设备的功能设计、结构、性能安装和试验等方面提出了技术要求。

1.2     电站概况

本工程为天津津南区、空港开发区、静海区分布式光伏发电项目,项目分别位于天津市津南、空港开发、静海等三个区和唐山市。

津南区有1个子项目,项目名称为天津艾丽格斯家居建材有限公司100KWp屋顶分布式光伏发电项目,位于天津市津南区开发区西区旺港路16,发电上网类型自发自用余电上网全部采用单晶硅高效545Wp光伏组件,根据现场情况选用100kW组串式逆变器。项目通过用户户外箱变并入天津艾丽格斯家居建材有限公司配电系统。项目组件安装混凝土屋顶上,年均利用小时1017.68h

东丽区有1个子项目,项目名称为天津腾飞钢管有限公司厂房屋顶2MW分布式光伏发电项目,位于天津市东丽区军粮城产业园区腾飞路5,发电上网类型自发自用余电上网全部采用单晶硅高效545Wp光伏组件,根据现场情况选用100kW、50kW、30kW组串式逆变器。项目通过用户厂区内变电站并入天津腾飞钢管有限公司配电系统。项目组件安装在厂房彩钢屋顶,组件安装倾角按与屋面坡度一致考虑,年均利用小时1017.68h。。

静海区有3个子项目,其中:

天津市恒源泰线材有限公司屋顶1.2MWp分布式项目位于天津市静海县双塘镇杨家园村委会工业区永联道5,发电上网类型自发自用余电上网全部采用单晶硅高效545Wp光伏组件,根据现场情况选用100kW、50kW组串式逆变器。项目通过用户厂区内变电室并入天津市恒源泰线材有限公司配电系统。项目组件安装在厂房彩钢屋顶,组件安装倾角按与屋面坡度一致考虑,年均利用小时1017.68h

天津市宏冠宇金属制品有限公司2MWp屋顶分布式项目位于天津市静海区静海镇双塘高档五金制品产业园静陈路99号,发电上网类型自发自用余电上网全部采用单晶硅高效545Wp光伏组件,根据现场情况选用100kW、50kW、30kW组串式逆变器。项目通过用户厂区内变电站并入天津市宏冠宇金属制品有限公司系统。项目组件安装在厂房彩钢屋顶,组件安装倾角按与屋面坡度一致考虑,年均利用小时1017.68h。。

天津市天洋发线材有限公司屋顶分布式项目1.8MWp屋顶分布式项目坐落于天津市静海县双塘镇杨家园村委会工业区永联道100号,发电上网类型自发自用余电上网全部采用单晶硅高效545Wp光伏组件,根据现场情况选用100kW、50kW组串式逆变器。项目通过用户厂区内变电站并入天津市天洋发线材有限公司系统。项目组件安装在厂房彩钢屋顶,组件安装倾角按与屋面坡度一致考虑,年均利用小时1017.68h

天津中电卓耀鑫通衢1.5MWp分布式光伏发电项目位于天津市滨海新区汉沽东风北路41发电上网类型自发自用余电上网全部采用单晶硅高效545Wp光伏组件,根据现场情况选用100kW、50kW组串式逆变器。项目通过用户厂区内变电站并入天津中电卓耀鑫通衢有限公司配电系统。项目组件安装在厂房彩钢屋顶,组件安装倾角按与屋面坡度一致考虑,年均利用小时1017.68h

唐山源泰德润阳丰30MWp屋顶分布式项目位于河北省唐山市,发电上网类型为自发自用余电上网。全部采用单晶硅高效545Wp光伏组件,根据现场情况选用320kW110kW组串式逆变器。项目通过用户厂区内变电站并入唐山源泰德润阳丰有限公司配电系统。项目组件安装在厂房彩钢屋顶,组件安装倾角按与屋面坡度一致考虑,年均利用小时1017.68h

有关情况详见下表:

序号

项目名称

上网发电类型

项目位置

屋面类型

安装容量

备注

1

天津艾丽格斯家居建材有限公司100KWp屋顶分布式光伏发电项目

自发自用    余电上网

天津市

津南区

混凝土

100.28kWp


2

天津腾飞钢管有限公司厂房屋顶2MW分布式光伏发电项目

自发自用    余电上网

天津市

东丽区

门式刚架彩钢板

2016.5kWp


3

天津市恒源泰线材有限公司屋顶1.2MWp分布式项目

自发自用    余电上网

天津市

静海区

门式刚架彩钢板

1200.09 kWp


4

天津市宏冠宇金属制品有限公司2MWP屋顶分布式项目

自发自用    余电上网

天津市

静海区

门式刚架彩钢板

2016.5kWp


5

天津市天洋发线材有限公司屋顶分布式项目1.8MWP屋顶分布式项目

自发自用    余电上网

天津市

静海区

门式刚架彩钢板

1800.135kWp


6

天津中电卓耀鑫通衢1.5MWp分布式光伏发电项目

自发自用    余电上网

天津市

静海区

门式刚架彩钢板

1500.385kWp


7

唐山源泰德润阳丰30MWp屋顶分布式项目

自发自用    余电上网

河北省唐山市

门式刚架彩钢板

30MWp


 

1.3     本技术协议提出的是最低限度的技术要求,并未对一切技术细节做出规定,也未充分引述有关标准和规范的条文,投标方应保证提供符合本协议书和有关国家标准,并且功能完整、性能优良的优质产品及其相应服务。同时必须满足国家有关安全、环保等强制性标准和规范的要求。

1.4     投标方对其供货范围内的所有产品质量负有全责,包括其分包和外购的产品。

1.5     投标方在设备设计和制造中应执行协议书所列的各项现行(国内)标准。协议书中未提及的内容均满足或优于所列的国家标准、电力行业标准。当国家标准和电力行业标准有矛盾时,按较高标准执行。在此期间若颁布有要求更高、更新的技术标准及规定、规范,则以最新技术标准、规定、规范执行。

1.6     合同签订之后,按要求,投标方提出合同设备的设计、制造、检验/试验等合格证明文件给招标方;投标方提供合同设备时需提供装配、安装、调试、试运、验收、试验、运行和维护的相关资料。

1.7     投标方所提供设备必须满足并网的要求并提供所有文件和资料。

1.8     招标方和设计方有权提出因规范标准和规定或工程条件发生变化而产生的一些补充要求,具体可由双方共同协商,但投标方最终应予解决。

1.9     投标方必须具有良好的财务状况和商业信誉;具备光伏电站设备制造行业相关的公司体系认证书、质量认证证书以及行业内要求的其他相关认证证书。

1.10    投标方应有良好的项目业绩,至少应提供三个同等容量大小已成功投运并连续可靠运行两年以上的实际项目业绩证明性文件,投标方对证明性文件的真实性负全责。

1.11    联络方式:设计联络会、传真。日常可以电话及电子邮件方式联络。(但具备法律效力的联系方式为设计联络会及供、需双方认可的文件)。

1.11   本协议书未尽事宜,由供、需双方共同协商确定。

1.12   本协议经供、需双方确认后作为订货合同的技术附件,与合同正文具有同等的法律效力

1.13  本技术协议书涉及商务方面的内容,如与《商务合同》有矛盾时,以《商务合同》为准。


2、技术标准

DL/T 527—2013      继电保护及控制装置电源模块(模件)技术条件

GB/T 13384—2008    机电产品包装通用技术条件

GB/T 191-2008       包装储运图示标志

GB/T 14537—1993    量度继电器和保护装置的冲击与碰撞试验

GB/T 14598.27-2017  量度继电器和保护装置 第27部分:产品安全要求

DL/T 478—2013      继电保护和安全自动装置通用技术条件

GB/T 19939-2005     光伏系统并网技术要求

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

GB/T 19964-2012     光伏发电站接入电力系统技术规定

GB/T 2423.1-2008    电工电子产品环境试验 第2部分:试验方法 试验A:低温

GB/T 2423.2-2008    电工电子产品环境试验 第2部分:试验方法 试验B:高温

GB/T 2423.3-2016    环境试验 第2部分:试验方法 试验Cab:恒定湿热试验

GB/T 4208-2017      外壳防护等级(IP代码)

GB/T 3859.2-2013    半导体变流器 通用要求和电网换相变流器 第1-2部分:应用导则

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 供电电压偏差

GB/T 15945-2008     电能质量 电力系统频率偏差

GB 19939-2005       太阳能光伏发电系统并网技术要求

GB 20513-2006       光伏系统性能监测 测量、数据交换和分析导则

GB 20514-2006       光伏系统功率调节器效率测量程序

GB/T 3859.2-2013    半导体变流器 通用要求和电网换相变流器 第1-2部分:应用导则

GB/T 30427-2013     并网光伏发电专用逆变器技术要求和试验方法

电磁兼容性相关标准:EN50081或同级以上标准

EMC相关标准:       EN50082或同级以上标准

电网干扰相关标准:  EN61000或同级以上标准

电网监控相关标准:UL1741或同级以上标准

电磁干扰相关标准:GB9254或同级以上标准

GB/T 14598.26-2015  量度继电器和保护装置 第26部分:电磁兼容要求

GB/T 14598.3-2006   电气继电器 第5部分:量度继电器和保护装置的绝缘配合要求和试验

GB2423              电工电子产品基本环境试验规程

GB/T13926           工业过程测量和控制装置的电磁兼容性

GB/T 14598.26-2015  量度继电器和保护装置 第26部分:电磁兼容要求

GB/T 7261-2016      继电保护和安全自动装置基本试验方法

GB/T 2887-2011      计算机场地通用规范

GB50171-2012        电气装置安装工程盘、柜及二次回路结线施工及验收规范  

GB/T 14537-1993     量度继电器和保护装置的冲击与碰撞试验

GB14285-2006        继电保护和安全自动装置技术规程

GB50065-2011        交流电气装置的接地设计规范

GB/T14598.9         辐射静电试验

GB/T14598.10        快速瞬变干扰试验

GB/T14598.13        1兆赫脉冲群干扰试验

GB/T14598.14        静电放电试验

DL/T 671-2010       发电机变压器组保护装置通用技术条件

DL/T 667-1999       远动设备及系统 第5部分:传输规约 第103篇: 继电保护设备信息接口配套标准

DL/T5136-2012       火力发电厂、变电所二次接线设计规程

GB/T 14598.3-2006   电气继电器 第5部分:量度继电器和保护装置的绝缘配合要求和试验

DL/T 478-2013       继电保护和安全自动装置通用技术条件

DL/T 720-2013       电力系统继电保护及安全自动装置柜(屏)通用技术条件

GB/T 50062-2008     电力装置的继电保护及安全自动装置设计规范

部颁                电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点

国电公司文件        防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》继电保护实施细则

GB/T 4208-2017     外壳防护等级(IP标志)

GB/T 15532-2008    计算机软件测试规范

DL/T 476-2012      电力系统实时数据通信应用层协议

DL/T 5137-2001     电测量及电能计量装置设计技术规程

IEC870-5-102       电力系统中传输电能脉冲计数量配套标准

GB 4943.1-2011     信息技术设备 安全 第1部分:通用要求

GB/T5169.5-2008    电工电子产品着火危险试验 第5部分:试验火焰 针焰试验方法 装置、确认试验方法和导则

GB/T11287-2000     电气继电器 第21部分:量度继电器和保护装置的振动、冲击、碰撞和地震试验 第1篇:振动试验(正弦)

GB/T 15153.1-1998  远动设备及系统 第2部分:工作条件 第1篇:电源和电磁兼容性

GB/T 16435.1-1996  远动设备及系统接口(电气特性)

GB50260-2013       电力设施抗震设计规范

并网逆变器应满足国网公司下发的《国家电网公司光伏电站接入电网技术规定》和随时生效的规定的要求。

有关在发标及投标有效期内,国家、行业颁布了新标准、规范等。

上述标准、规范及规程仅是本工程的最基本依据,并未包括实施中所涉及到的所有标准、规范和规程,并且所用标准和均应为合同签订之日为止时的最新版本。

3、设备运行环境和条件

本工程地点为天津市津南区、东丽区、静海区与滨海新区境内,安装方式为户外安装,其设备必须满足当地环境。

极端最高温度40.9℃,极端最低温度-22.9℃,最冷月平均温度-3.5℃, 最热月平均温度26.5℃,最热月14时平均温度29.8℃,最热月平均相对湿度78%,30年一遇最大风速25.3m/s,全年雷暴日数27.5d/a,海拔高度3米。

4、技术要求

4.1  总体要求

4.1.1 系统各设备的保护接地、工作接地(也称逻辑接地)可靠接地。

4.1.2 系统各设备应具有防止交流侧和直流侧入侵雷电波和操作过电压的功能,充分保护设备安全。

4.1.3 逆变器应具有防雷装置,具备雷击防护告警功能(标称放电电流大于40kA,残压小于2.5kV);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,每闪冲击间隔为1min,设备仍能够正常工作。

4.1.4 系统的设计应充分考虑电磁兼容技术,包括光电隔离、合理的接地和必须的电磁屏蔽等措施。

4.1.5 投标方应提出整体系统一次、二次设备,软硬件协调配合措施。各敏感电子设备、各子系统及整个系统电磁兼容措施。

4.1.6本项目津南部分包含110kW逆变器,其必须包含所需要的数据采集,每个逆变器含RS485通信接口,采用端子连接形式;

东丽部分包含110kW、50kW、30kW逆变器,其必须包含所需要的数据采集,每个逆变器含RS485通信接口,采用端子连接形式;

静海部分包含110kW、50kW、30kW逆变器,其必须包含所需要的数据采集,每个逆变器含RS485通信接口,采用端子连接形式;

滨海部分包含110kW、50kW逆变器,其必须包含所需要的数据采集,每个逆变器含RS485通信接口,采用端子连接形式;

唐山市部分包含320kW、110kW逆变器,其必须包含所需要的数据采集,每个逆变器含RS485通信接口,采用端子连接形式;

4.2  逆变器总则

4.2.1 逆变器为了提高整个并网发电系统的效率,应采用高性能的MPPT控制技术。通过逆变器DC/AC单元控制太阳能电池的输出电流,通过CPU判定电池板输出功率的最大点,以保证太阳能电池在不同日照及温度情况下一直工作在最大功率输出点。320kW逆变器对应的MPPT至少12路,直流输入端至少24路;110kW逆变器对应的MPPT至少9路,直流输入端至少18路;50kW逆变器对应的MPPT至少5路,直流输入端至少10路;30kW逆变器对应的MPPT至少3路,直流输入端至少6路。

4.2.2 逆变器应具有完善的保护功能,具有直流过压/过流、交流过压/欠压、交流过流、短路、过频/欠频、系统瞬时功率、内部过热等多种综合保护策略。

4.2.3 逆变器具有完善自动与电网侧同期功能。

4.2.4 逆变器具有一定的过载能力,可长期过载不低于110%运行。

4.2.5 逆变器只能单向通过电流。

4.2.6 逆变器应能通过RS485、RS232等接口向监控系统上传当前发电功率、日发电量、累计发电量、设备状态、电流、电压、频率、故障信息等信号,本工程将建设集中监控平台,逆变器设备厂家需提供配套的数据采集装置并无条件负责配合集中监控系统厂家实现数据通讯上传及调试工作。

4.2.7 逆变器设备应能在上述海拔地区使用,逆变器额定功率应满足用于本项目海拔高度的要求,其内绝缘等电气性能满足要求。

4.2.8 逆变器与现行电力标准的变压器参数要合理匹配。

4.2.9 逆变器与监控系统之间规范应全面开放,逆变器应能接受监控及调度指令进行有功功率和无功功率的调整,实现AGC和AVC功能。

4.2.10 投标方所提供产品需无偿提供软件升级。

4.2.11投标方产品必须中国金太阳、德国TÜV等认证、全面满足最新发布的国家标准:GB/T 19964-2012《光伏发电站接入电力系统技术规定》的要求。

4.2.12 逆变器需通过中国电科院 GB19964全项测试报告(包括低电压穿越、频率扰动、有功控制、无功调节、谐波电流、功率因数、电压不平衡度、直流分量等检验项目)。

4.2.13 逆变器为组串式逆变器单元,投标方必须提逆变器整体方案,方案必须满足如下要求:

1)逆变器室外安装,其表面喷涂工艺必须保证良好的防腐功能,外壳防护等级达到IP65以上。

2)逆变器具备优秀的防尘(防风沙)功能。

3)逆变器必须提供完善的安装与维护方案。

4)逆变器金属外壳均应有良好的接地,至少在两对角处各有1个接地端子,并标有接地符号。

5)逆变器进出线皆为电缆。进出线位于箱体底部。

6)逆变器为自供电方式。

4.3  电能质量

    逆变器向交流负载提供电能的质量应受控,应保证逆变器交流侧所有电能质量(电压、频率、谐波等)。

4.3.1 电压偏差

为了使当地交流负载正常工作,光伏系统中逆变器的输出电压应与电网相匹配。正常运行时,光伏系统和电网接口处的电压允许偏差应符合GB/T 12325的规定。三相电压的允许偏差为额定电压的±7%,单相电压的允许偏差为额定电压的+7%、-10%。

4.3.2 频率

光伏系统并网时应与电网同步运行。电网额定频率为50Hz,光伏系统并网后的频率允许偏差应符合GB/T 15945的规定即偏差值允许±0.5Hz。

4.3.3 谐波和波形畸变

电流和电压的谐波水平应较低;较高的谐波将增加对所连接设备产生有害影响的可能性。谐波电压和电流的允许水平取决于配电系统的特性、供电类型、所连接的负载、设备,以及电网的现行规定。光伏系统的输出应有较低的电流畸变,以确保对连接的电网的其他设备不造成不利影响。总谐波电流应小于逆变器额定输出的5%。各次谐波应限制在表1、表2所列的百分比之内。此范围内的偶次谐波应小于低的奇次谐波限值的25%。

表1 奇次谐波电流畸变限值

奇次谐波

畸变限值

3次至9次

<4.0%

11次至15次

<2.0%

17次至21次

<1.5%

23次至33次

<0.6%

表2 偶次谐波电流畸变限值

偶次谐波

畸变限值

2次至8次

<1.0%

10次至32次

<0.5%

4.3.4 功率因数(PF)

当光伏系统中逆变器的输出大于其额定输出的50%时,平均功率因数应不小于0.98(超前或滞后)。一段时期内的平均功率因数(PF)公式为:

PF=

式中:

EREAL——有功电量,单位为千瓦时(kWh);

EREACTIVE——无功电量,单位为千乏时(kvarh)。

4.3.5 电压不平衡度

光伏系统并网运行(仅对三相输出)时,电网接口处的三相电压不平衡度不应超过GB/T 15534规定的数值,允许值为1.3%,短时不得超过2.6%。

4.3.6 直流分量

光伏系统并网运行时,逆变器向电网馈送的直流分量不应超过其交流额定值的0.5%。

4.4  安全与保护

光伏系统和电网异常或故障时,为保证设备和人身安全,应具有相应的电网保护功能。

4.4.1 过/欠电压

此要求适应于多相系统中的任何一相,系统应能检测到异常电压并做出反应。电压的方均根值在电网接口处测量,应满足表3的条件。

表3 异常电压的响应

电压(电网接口处)

最大分闸时间

U<0.5×U正常

0.1s

50% U正常≤U<85% U正常

2.0s

85% U正常≤U<110% U正常

继续运行

110% U正常≤U<135% U正常

2.0s

135%U正常≤U

0.05s

最大分闸时间是指异常状态发生到逆变器停止向电网送电的时间。主控与检测电路应切实保持与电网的连接,从而继续监视电网的状态,使得“恢复并网”功能有效。

4.4.2 过/欠频率

当电网接口处频率超出规定的频率范围时,过/欠频率保护应在0.2s内动作,将光伏系统与电网断开。

4.4.3 防孤岛效应

当光伏系统并入电网失压时,必须在规定的时限内将该光伏系统与电网断开,防止出现孤岛效应。应设置至少各一种主动和被动防孤岛效应保护。

主动防孤岛效应保护方式主要有频率偏移、电流脉冲注入引起阻抗变动、电力线载波通讯等。

被动防孤岛效应保护方式主要有电压相位跳动、3次电压谐波变动、频率变化率检测、有功功率变动、无功功率变动等。

当电压失压时,防孤岛效应保护应在2s内动作,将光伏系统与电网断开。

防孤岛效应保护方案的选取应考虑以下规则:

a)  要兼顾考虑检测性能、输出电能质量以及对整个系统暂态响应的影响;

b)  如果一个简单且成本低的防孤岛效应保护方案将孤岛效应带来的危害降低到其它的电力危害以下,那么该方案即为适当的;

4.4.4 恢复并网

由于超限状态导致光伏系统停止向电网送电后,在电网的电压和频率恢复到正常范围后的20s到5min,光伏系统不应向电网送电。

4.4.5 防雷和接地

光伏系统和并网接口设备的防雷和接地,应符合SJ/T 11127中的规定。

4.4.6 短路保护

光伏系统对电网应设置短路保护,当电网短路时,逆变器的过电流应不大于额定电流的150%,并在0.1s以内将光伏系统与电网断开。故障排除后,逆变器应能正常工作。

4.4.7 隔离和开关

在光伏系统与电网连接的开关柜中应提供手动和自动的断路开关,断路开关应采用具有断点指示的机械式开关。

在逆变器直流输入侧应提供手动断路开关,断路开关应采用具有断点指示的机械式开关,可实现手动操作。

4.4.8 绝缘耐压性 

4.4.8.1 绝缘电阻

逆变器的输入电路对地、输出电路对地以及输入电路与输出电路间的绝缘电阻应不小于1M 。绝缘电阻只作为绝缘强度试验参考。

4.4.8.2 绝缘强度

逆变器的输入电路对地、输出电路对地以及输入电路对输出电路应承受 50Hz 的正弦交流电压1min,试验电压的方均根值见表 4,不击穿,不飞弧,漏电流<20mA。

试验电压应从零开始,以每级为规定值的 5%的有级调整方式上升至规定值后,持续 1min。

表4  绝缘强度试验电压

额定电压UN(V)

试验电压 (V)

UN≤60

1000

60<UN≤300

2000

300<UN≤690

2500

注 1:整机绝缘强度按上述指标仅能试验一次。用户验收产品时如需要进行绝缘强度试验,应将上列试验电压降低25%进行;

注 2:不带隔离变压器的逆变器不需要进行输入电路对输出电路的绝缘强度测试。

4.4.9 逆变器需满足国网颁布的《光伏电站接入电网技术规定》的谐波等各项指标要求。

逆变器需满足 《分布式电源接入电网运行控制规范》、《分布式电源接入电网测试》和《分布式电源接入电网监控系统功能规范》各项规定。

4.4.10 逆变器应具有金太阳认证报告。

4.4.11 逆变器应具有零电压穿越检验报告。

4.4.12 逆变器具备极性反接保护。

4.4.13 逆变器具备接地故障监测。

4.4.14 投标方需提供完善的PID解决方案,逆变器具备可靠及有安全运行案例的抗PID模块。

4.4.15 外壳

防止受气候影响的电器设备外壳应同时能防雨雪、防寒、防沙尘、防阳光照射。门和盖板应配有专用的锁具,以保证在关闭位置上能安全地闭合。应当满足IEC或同类标准最低规定的要求。所有外壳应当得到合理的防护,布置的位置尽可能减少其暴露在雨水中的可能。在外壳的门为维护或操作而开启时,要注意防止雨水的溅入。

4.4.16 电气布线

逆变器电气系统部件间的布线特性须符合IEC227,245,287或相当标准,具体位置和导线需考虑在安装和运行期间承受的应力。直流接线端子要方便接线。

导线布置应避免在不同额定电压情况下因导线间的接触产生的过电压。

不同耐热等级导线不得在同一导线管内运行,除非每根导线的电流密度不大于允许的最低耐热等级。

    所有的电缆终端都要接在带有环的端头或安装到接线板。电缆端均须有识别标签或彩码。逆变器的彩码对所有逆变器必须统一。所有的电气连接均要符合IEC标准。

4.5  柜体要求

4.5.1 框架和外壳

设备的框架为垂直地面安装的自撑式结构,框架和外壳应有足够的强度和刚度,应能承受所安装元件及短路所产生的动、热稳定。同时不因成套设备的吊装、运输等情况而影响设备的性能。

4.5.2 柜体可采用电缆下进线。

4.5.3 直流侧设进线端子,容量满足额定电流要求。

4.5.3.1 320kW的逆变器正负母排分别各留有不少于24根(4mm²-6mm²/根)直流电缆的光伏专用防水进线端子。交流侧设三块接线端子(出线电缆可接4*185+1*70mm²),容量满足额定电流要求,输出端子为防水PG头+OT/DTL端子, 留有通信接线端子。

4.5.3.2 110kW的逆变器正负母排分别各留有不少于18根(4mm²-6 mm²/根)直流电缆的光伏专用防水进线端子。交流侧设三块接线端子(出线电缆可接4*120+1*70mm²),容量满足额定电流要求,输出端子为防水PG头+OT/DTL端子, 留有通信接线端子。

4.5.3.3 50kW的逆变器正负母排分别各留有不少于10根(4mm²-6 mm²/根)直流电缆的光伏专用防水进线端子。交流侧设三块接线端子(出线电缆可接4*70+1*35mm²),容量满足额定电流要求,输出端子为防水PG头+OT/DTL端子, 留有通信接线端子。

4.5.3.4 30kW的逆变器正负母排分别各留有不少于6根(4mm²-6 mm²/根)直流电缆的光伏专用防水进线端子。交流侧设三块接线端子(出线电缆可接4*35+1*16mm²),容量满足额定电流要求,输出端子为防水PG头+OT/DTL端子, 留有通信接线端子。

4.6 逆变器具有故障数据自动记录存储功能,存储时间大于10年。

4.7 逆变器要求能够自动化运行,运行状态可视化程度高,并且可通过远程控制,调整逆变器输出功率。显示屏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(按月、按年查询),当前发电功率、日发电量、累计发电量、设备状态、电流、电压、逆变器机内温度、频率、故障信息等数据。

4.8 针对同一机型,逆变器的所有部件均应满足现场条件下运行,并可以互换,互换后不影响逆变器的正常运行。

4.9 逆变器设计寿命至少是25年。其中,主要部件(如IGBT或其它功率开关元件,电感、电容,控制板等)在设计寿命期间不应更换,如因设计、制造、材料原因使上述主要部件在设计寿命期内必须更换,卖方必须承担全部费用,参照国家产品召回有关规定执行。任何偏差或改进必须说明,并附有批准机构的证明文件。

4.10 逆变器监控

控制系统与发电系统必须充分保护逆变器的机械和电气装置,以防发生故障或崩溃。

作为控制系统一部分的监测系统至少应显示下列内容:

   逆变器的状态

   逆变器的月、年和累计的、以小时为单位的运行时间值

   电网正常运行的小时数

   逆变器正常运行的小时数

   发电小时数

   故障小时数

   光伏阵列的、以kWh为单位的发电量(月、年和累计的)

   所有相频率、电压和电流

   有功功率(kW)

   无功功率(kvar)

   功率因素cosφ(包括实时数据以及功率因数曲线,以月统计值储存)

   所有故障(状态信息、故障发生次数、总的持续时间和发生日期、月和累计的;内存容量需能储存超过12个月的资料)

   温度

    要求对所有监测资料编制成一定格式的文件,从而能直接调用独立的资料记录系统,应当推荐一个合适的调用接口。

逆变器应具有相应通讯接口,能够向中央监控系统等远程监控设备传输数据,并提出具体的连接方案和要求。

4.11   其他要求

4.11.1 逆变器需满足国网颁布的《光伏电站接入电网技术规定》中电压异常时的响应特性,频率异常时的响应特性的技术要求。(满足低电压穿越和谐波的技术要求)。

4.11.2 逆变器必须有国网电科院出具低电压穿越报告。

4.11.3 逆变器控制电源为自取电模式,投标方本身必须考虑低电压穿越时控制电源。

4.11.4 互换性

所提供的逆变器要有相同的设计和结构,同型号部件都可以互换使用。在正常使用中可以互换的逆变器系统的任何部件性能和寿命要统一,都应可以互换而不须要改变接口特性。所有逆变器应采用统一的彩色编码和或接线标记。

4.11.5 可靠设计

    所有的系统元件须满足如下三个可靠性要求之中的一个:

1)用控制系统检测可能发生故障的方式,如检测到故障,系统应能自动安全停机。

2)元件分析后表明要求的检测间隔时间足以在发生故障前发现并解决问题。

3)系统设计要求元件冗余,其要求在故障后能维持系统持续安全运行至故障被监测设备检测到或在正常的检查中被发现。万一这些元件或组件故障,逆变器系统应维持在一个非危险状态。

4.11.6 材料

    用于制造生产逆变器的全部材料都要是全新的,没有缺陷和损伤。在这里使用缺陷和损伤这个术语是指的不完美性,即材料的型号和品级不满足设计规定的标准。所有的材料都要适合各光伏电站现场规定的温度和其它条件。更换的部件必须是新的,而不应对旧部件修理或整修代替。

4.11.7 修整

    非天然坚固的材料须进行处理或修整,以便保护其表面的完整性。目的是至少在质保期内不须重新修整。

逆变器外表面上的标志,包括制造厂的名称及其颜色,尺寸和形状均要经招标代理/业主方批准。

4.11.8 维护和安全设计

    逆变器的设计应便于维护和维修。总重量超过20公斤的部件,或者增加附属装置连接点,或者做一个链钩用来搬运。

    为确保人员的安全,设计应考虑下列内容:

l  对带电体设置警告标志

l  提供雷电放电装置

l  逆变器箱体内要有充足的照明或提供必要的照明装置

l  应设置事故停机按钮

l  在维修期间,切断远方监控功能

    逆变器应至少具有下列维修和安全特性:

1)出现故障时,自动停机

2)就地和远距离监视性能和运行状态

3)需要搬运材料的部件上设附属装置

4.11.9 逆变器必须满足现行规范及政策要求。

4.12 本技术文件中技术要求互不一致时以高要求为准。

5并网参数要求

5.1  名称:320kW光伏并网逆变器

允许输入最大直流电压:   1500Vdc 

MPPT输入电压范围:   500~1500Vdc (或更宽)

额定容量:     320kW    

输出额定频率:     50HZ/60HZ      

输出额定电压(无隔离变):  800    V

电网额定电压:      640-920       V

额定输入时输出功率因数:     >0.99(可在0.8超前—0.8滞后之间调节­­­­­­­­

额定输入输出时总电流谐波畸变率:     <3%     

控制电源:   逆变器自取电      

最大转换效率:    >99.01%    

中国效率:     >98.52%      

年故障小时数:<24小时  (有效发电时间)

噪声:<60dB   (测试距离1米)

冷却方式:     智能风冷     

夜间自耗电:      ≤2W    

逆变器直流侧IGBT保护温度:      105 ℃       

逆变器交流侧保护温度:     105 ℃       

运行温度范围:     -30~+60℃     

防护等级    >IP66  

相对湿度:0~100%

海拔高度 5000米

名称:110kW光伏并网逆变器

允许输入最大直流电压:   1100Vdc 

MPPT输入电压范围:   180~1000Vdc (或更宽)

额定容量:     110kW    

输出额定频率:     50HZ      

输出额定电压(无隔离变):   400    V

电网额定电压:      320-460       V

额定输入时输出功率因数:     >0.99(可在0.8超前—0.8滞后之间调节­­­­­­­­

额定输入输出时总电流谐波畸变率:     <3%     

控制电源:   逆变器自取电      

最大转换效率:    >98.6%    

中国效率:     >98%      

年故障小时数:<24小时  (有效发电时间)

噪声:<60dB   (测试距离1米)

冷却方式:     智能风冷     

夜间自耗电:      ≤4W    

逆变器直流侧IGBT保护温度:      105 ℃       

逆变器交流侧保护温度:     105 ℃       

运行温度范围:     -30~+60℃     

防护等级    >IP66  

相对湿度:0~100%

海拔高度 4000米

5.2  名称:50kW光伏并网逆变器

允许输入最大直流电压:   1100Vdc 

MPPT输入电压范围:   200~1000Vdc (或更宽)

额定容量:     50kW    

输出额定频率:     50HZ      

输出额定电压(无隔离变):   400    V

电网额定电压:     312-528       V

额定输入时输出功率因数:     >0.99(可在-0.8~+0.8之间调节)   ­­­­­­­­

额定输入输出时总电流谐波畸变率:     <3%     

控制电源:   逆变器自取电      

最大转换效率:    >98.7%    

中国效率:     >98.3%      

年故障小时数:<24小时  (有效发电时间)

噪声:<60dB   (测试距离1米)

冷却方式:     智能强制风冷     

夜间自耗电:      ≤2 W    

逆变器直流侧IGBT保护温度:      105 ℃       

逆变器交流侧保护温度:     105 ℃       

运行温度范围:     -30~+60℃     

防护等级    >IP66  

相对湿度:0~100%

海拔高度 4000米

5.3  名称:30kW光伏并网逆变器

允许输入最大直流电压:   1100Vdc 

MPPT输入电压范围:   160~1000Vdc (或更宽)

额定容量:     30kW    

输出额定频率:     50HZ      

输出额定电压(无隔离变):   400    V

电网额定电压:      315-528       V

额定输入时输出功率因数:     >0.99(可在-0.8~+0.8之间调节)   ­­­­­­­­

额定输入输出时总电流谐波畸变率:     <3%     

控制电源:   逆变器自取电      

最大转换效率:    >98.6%    

中国效率:     >98%      

年故障小时数:<24小时  (有效发电时间)

噪声:<50dB   (测试距离1米)

冷却方式:     自然散热     

夜间自耗电:      ≤2 W    

逆变器直流侧IGBT保护温度:      105 ℃       

逆变器交流侧保护温度:     105 ℃       

运行温度范围:     -30~+60℃     

防护等级    >IP66  

相对湿度:0~100%

海拔高度: 4000米

6、供货范围及交货

6.1     一般要求

6.1.1  规定了合同设备的供货范围,投标方保证提供设备为全新的、先进的、成熟的、完整的和安全可靠的。

6.1.2  投标方应提供详细供货清单,清单中依次说明型号、数量、产地、生产厂家等内容。对于属于整套设备运行和施工所必需的部件,即使本合同附件未列出和/或数目不足,投标方仍须在执行的同时补足。

投标方应向招标方提供一般性资料,如所供货设备的型式试验报告、鉴定证书、低电压穿越报告、典型说明书、主要的总装图和主要技术参数。

6.1.3  投标方应提供所有安装和检修所需专用工具和装置性材料等,并提供详细供货清单。

6.1.4  提供运行所需备品备件,及具体清单和数量。

6.1.5  提供所供设备的进口件清单。

6.1.6  交货地点: (需与建设单位确认交货地点)

6.2    供货范围

6.2.1 投标方应确保供货范围完整,以能满足招标方安装、设备正常运行要求为原则。在中涉及的供货要求也作为本供货范围的补充,若在安装、调试、运行中发现缺项(属投标方供货范围)由投标方无偿补充。

6.2.2 投标方的供货范围包括,但不限于此:

供货范围(不仅限于此,投标方保证设备的完整性)

(1)津南部分

1)天津艾丽格斯家居建材有限公司100KWp屋顶分布式光伏发电项目

序号

名称

参数

单位

数量

备注

1

组串式并网逆变器

110kW

1


(2)东丽部分

1)天津腾飞钢管有限公司厂房屋顶2MW分布式光伏发电项目

序号

名称

参数

单位

数量

备注

1

组串式并网逆变器

110kW

18


2

组串式并网逆变器

50kW

1


2

组串式并网逆变器

30kW

3


(3)静海部分

1)天津市恒源泰线材有限公司屋顶1.2MWp分布式项目

序号

名称

参数

单位

数量

备注

1

组串式并网逆变器

110kW

12


2

组串式并网逆变器

50kW

2


2天津市宏冠宇金属制品有限公司2MWP屋顶分布式项目

序号

名称

参数

单位

数量

备注

1

组串式并网逆变器

110kW

18


2

组串式并网逆变器

50kW

2


3

组串式并网逆变器

30kW

2


3)天津市天洋发线材有限公司屋顶分布式项目1.8MWP屋顶分布式项目

序号

名称

参数

单位

数量

备注

1

组串式并网逆变器

110kW

17


2

组串式并网逆变器

50kW

2


(4)滨海部分

1)天津中电卓耀鑫通衢1.5MWp分布式光伏发电项目

序号

名称

参数

单位

数量

备注

1

组串式并网逆变器

110kW

15


2

组串式并网逆变器

50kW

1


(5)唐山部分

1)唐山源泰德润阳丰30MWp屋顶分布式项目

序号

名称

参数

单位

数量

备注

1

组串式并网逆变器

320kW

94


2

组串式并网逆变器

110kW

9


 

6.2.3 技术参数表

1)110kW产品参数(投标单位自行填写

序号

名   

单位

数值/内容

备注

1

逆变器型号


卖方填写

2

逆变器生产厂家及生产地



卖方填写

3

隔离方式




4

直流侧参数

(1)

最大直流电压

V



(2)

MPPT跟踪电压范围

V



(3)

额定直流功率

kW



(4)

每路MPPT最大直流输入电流

A



(5)

额定输入电压

V



(6)

直流输入路数




5

交流侧参数

(1)

额定输出功率

kW



(2)

额定电网电压

V



(3)

允许电网电压

V



(4)

输出频率

Hz



(5)

输出电流波形畸变率

%



(6)

功率因数




(7)

额定交流电流

A


卖方填写

(8)

交流输出电压

V



6

系统参数

(1)

最大转换效率

%


卖方填写

(2)

中国效率

%


卖方填写

(3)

平均MPPT跟踪误差

W


卖方填写

(4)

平均MPPT跟踪时间

ms



(5)

防护类型/防护等级




(6)

待机功耗/夜间功耗

W



(7)

运行自耗电

W



(8)

允许环境温度

额定功率运行



稳定运行



(9)

散热方式




(10)

允许相对湿度




(11)

海拔(额定功率运行)




(12)

降容系数(用于高海拔)



卖方填写

(13)

效率

20%额定功率



卖方填写

40%额定功率



卖方填写

60%额定功率



卖方填写

80%额定功率



卖方填写

100%额定功率



卖方填写

110%额定功率



卖方填写

(14)

总谐波电流

20%额定功率



卖方填写

40%额定功率



卖方填写

60%额定功率



卖方填写

80%额定功率



卖方填写

100%额定功率



卖方填写

110%额定功率



卖方填写

7

要求的电网形式




8

自动投运条件




9

断电后自动重启时间




10

低电压穿越




11

主要保护功能




12

显示与通讯

(1)

显示及上传信息




(2)

通讯接口




(3)

人机界面




13

平均无故障运行时间





机械参数

(1)

外形尺寸

(宽×深×高)

Mm


卖方填写

(2)

重量

Kg


卖方填写

14

电源




15

其它




 

2)50kW产品参数(投标单位自行填写

序号

名   

单位


备注

1

逆变器型号


卖方填写

2

逆变器生产厂家及生产地



卖方填写

3

隔离方式




4

直流侧参数

(1)

最大直流电压

V



(2)

MPPT跟踪电压范围

V



(3)

额定直流功率

kW



(4)

每路MPPT最大直流输入电流

A



(5)

额定输入电压

V



(6)

直流输入路数




5

交流侧参数

(1)

额定输出功率

kW



(2)

额定电网电压

V



(3)

允许电网电压

V



(4)

输出频率

Hz



(5)

输出电流波形畸变率

%



(6)

功率因数




(7)

额定交流电流

A


卖方填写

(8)

交流输出电压

V



6

系统参数

(1)

最大转换效率

%


卖方填写

(2)

中国效率

%


卖方填写

(3)

平均MPPT跟踪误差

W


卖方填写

(4)

平均MPPT跟踪时间

ms



(5)

防护类型/防护等级




(6)

待机功耗/夜间功耗

W



(7)

运行自耗电

W



(8)

允许环境温度

额定功率运行



稳定运行



(9)

散热方式




(10)

允许相对湿度




(11)

海拔(额定功率运行)




(12)

降容系数(用于高海拔)



卖方填写

(13)

效率

20%额定功率



卖方填写

40%额定功率



卖方填写

60%额定功率



卖方填写

80%额定功率



卖方填写

100%额定功率



卖方填写

110%额定功率



卖方填写

(14)

总谐波电流

20%额定功率



卖方填写

40%额定功率



卖方填写

60%额定功率



卖方填写

80%额定功率



卖方填写

100%额定功率



卖方填写

110%额定功率



卖方填写

7

要求的电网形式




8

自动投运条件



9

断电后自动重启时间




10

低电压穿越




11

主要保护功能




12

显示与通讯

(1)

显示及上传信息




(2)

通讯接口




(3)

人机界面




13

平均无故障运行时间





机械参数

(1)

外形尺寸

(宽×深×高)

Mm


卖方填写

(2)

重量

Kg


卖方填写

14

电源




15

其它




 

3)30kW产品参数(投标单位自行填写

序号

名   

单位


备注

1

逆变器型号


卖方填写

2

逆变器生产厂家及生产地



卖方填写

3

隔离方式




4

直流侧参数

(1)

最大直流电压

V



(2)

MPPT跟踪电压范围

V



(3)

额定直流功率

kW



(4)

每路MPPT最大直流输入电流

A



(5)

额定输入电压

V



(6)

直流输入路数




5

交流侧参数

(1)

额定输出功率

kW



(2)

额定电网电压

V



(3)

允许电网电压

V



(4)

输出频率

Hz



(5)

输出电流波形畸变率

%



(6)

功率因数




(7)

额定交流电流

A


卖方填写

(8)

交流输出电压

V



6

系统参数

(1)

最大转换效率

%


卖方填写

(2)

中国效率

%


卖方填写

(3)

平均MPPT跟踪误差

W


卖方填写

(4)

平均MPPT跟踪时间

ms



(5)

防护类型/防护等级




(6)

待机功耗/夜间功耗

W



(7)

运行自耗电

W



(8)

允许环境温度

额定功率运行



稳定运行



(9)

散热方式




(10)

允许相对湿度




(11)

海拔(额定功率运行)




(12)

降容系数(用于高海拔)



卖方填写

(13)

效率

20%额定功率



卖方填写

40%额定功率



卖方填写

60%额定功率



卖方填写

80%额定功率



卖方填写

100%额定功率



卖方填写

110%额定功率



卖方填写

(14)

总谐波电流

20%额定功率



卖方填写

40%额定功率



卖方填写

60%额定功率



卖方填写

80%额定功率



卖方填写

100%额定功率



卖方填写

110%额定功率



卖方填写

7

要求的电网形式




8

自动投运条件




9

断电后自动重启时间




10

低电压穿越




11

主要保护功能




12

显示与通讯

(1)

显示及上传信息




(2)

通讯接口




(3)

人机界面




13

平均无故障运行时间





机械参数

(1)

外形尺寸

(宽×深×高)

Mm


卖方填写

(2)

重量

Kg


卖方填写

14

电源




15

其它




 

 

 

3)满足电网要求参数

序号

名称

《国家电网公司光伏电站接入电网技术规定》要求

参数(投标单位填写)

1

谐波

光伏电站接入电网后,公共连接点的谐波电压应满足GB/T   14549-93《电能质量公用电网谐波》的规定;

光伏电站接入电网后,公共连接点处的总谐波电流分量(方均根)应满足GB/T   14549-93《电能质量公用电网谐波》的规定。


2

电压

偏差

标称电压的±10%


3

电压

波动

与闪

光伏电站接入电网后,公共连接点处的电压波动和闪变应满足GB/T 12326-2008《电能质量 电压波动和闪变》的规定。

r<1           d<4%;

1<r<10       d<3%;

10<r<100     d<2%;

100<r<1000     d<1.25%.

(注:r为变动频度,d为电压变动限值)

光伏电站在公共连接点单独引起的电压闪变值应根据光伏电站安装容量站供电容量的比例、以及系统电压,按照GB/T12326-2008《电能质量 电压波动和闪变》的规定分别按三级作不同的处理。

Pst =0.9  Plt =0.7其中Pst ,Plt每次测量周期分别取为10min和2min。


4

电压

不平

衡度

公共连接点的负序电压不平衡度应不超过2%,短时不得超过4%;其中由光伏电站引起的负序电压不平衡度应不超过1.3%,短时不超过2.6%。


5

直流分量

小于交流额定值的0.5%


6

有功

功率

控制

大型和中型光伏电站应具有有功功率调节能力,并能根据电网调度部门指令控制其有功功率输出。为实现对光伏电站有功功率的控制,光伏电站需要安装有功功率控制系统,能够

接收并自动执行电网调度部门远方发送的有功出力控制信号。根据电网频率值、电网调度部门指令等信号自动调节电站的有功功率输出,确保光伏电站最大输出功率及功率变化率不超过电网调度部门的给定值。大型和中型光伏电站应具有限制输出功率变化率的能力。


7

电压/无功调节

型和中型光伏电站的功率因数应能够在0.98(超前)~0.98(滞后)范围内连续可调,有特殊要求时,与电网企业协商确定。在其无功输出范围内,大型和中型光伏电站应具备根据并网点电压水平调节无功输出,参与电网电压调节的能力,期调节方式、参考电压、电压调差率等参数应可由电网调度机构远程设定。


8

启动

光伏电站启动时需要考虑光伏电站的当前状态、来自电网调度机构的指令和本地测量时的信号。确保输出的有功功率变化不超过所设定的最大功率变化率。


9

停机

除发生电气故障或接受到来自电网调度机构的指令以外,光伏电站同时切除的功率应在电网允许的最大功率变化率范围内。


10

电压响应特性:

上图中,UL0为正常运行的电压,一般取0.9UN。UL1为需要耐受的电压下限,T1为电压跌落到UL1需要保持并网的时间,T2为电压跌落到UL0时需要保持并网的时间。UL1 、T1 、T2数值的确定需考虑承包呼喝重合闸动作时间等实际情况。推荐UL1设定为0.2 UN ,T1设定为1秒,T2设定为3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>50.5 Hz,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。


11

安全与保护

光伏电站或电网异常、故障时,为保证设备和人身安全,应具有相应继电保护功能,保证电网和光伏设备的安全运行,确保维修人员和公众人身安全,光伏电站的保护应符合可靠性、选择性、灵敏性和速动性的要求。


12

过流与

短路保护

光伏电站需具备一定的过载(过电流)能力,在120%倍额定电流以下,光伏电站连续可靠工作时间应不小于1分钟;在120%~150%额定电流内,光伏连续可靠工作时间应不小于10秒。当检测到电网侧发生短路时,光伏电站向电网输出的短路电流应不大于额定电流的150%。


13

防孤岛效应

光伏电站必须具备快速检测孤岛且立即断开与电网连接的能力,期防孤岛保护应与电网侧线路保护相配合。防孤岛保护必须同时具备主动式和被动式两种。


14

恢复

并网

20s≤T≤5min


15

功率

因数

-0.98~+0.98


16

防雷和接地

光伏电站和并网点设备的防雷和接地,应符合SJ/T11127《光伏(PV)发电系统过电压保护-导则》中的规定,不得与市电配电网共用接地装置。光伏电站并网点设备应按照IEC60364-7-712《建筑物电气装置第7-712部分:特殊装置或场所的要求   太阳光伏(PV)发电系统》的要求接地/接保护线。


17

电磁兼容

光伏电站应具有适当的抗电磁干扰的能力,应保证信号传输不受电磁干扰,执行部件不发生误动作。同时设备本身的电磁干扰不应超过相关设备标准。


18

耐压

要求

光伏电站的设备必须满足相应电压等级的电气设备耐压标准。


19

抗干

扰要

当并网点的闪变值满足GB12326-2008《电能质量电压波动和闪变》、谐波值满足GB/T14549-1993《电能质量公用电网谐波》、三相电压不平衡度满足GB/T15543-20《电能质量三相电压不平衡》的规定时,光伏电站应能正常运行


20

正常运行信号

在正常运行情况下,光伏电站向电网调度机构提供的信号至少应当包括:光伏电站并网状态、辐照度;光伏电站有功和无功输出、发电量、功率因数;并网点的电压和频率、注入电力系统的电流;变压器分接头档位、主断路器开关状态等


 


 

4)产品配置清单(投标单位填写)

序号

名称

规格和型号

单位

数量

产地

生产厂家

备注

1

IGBT/MOSFET







2

母线支撑电容







3

直流滤波器







4

交流滤波器







5

电流传感器







6

DSP







7

交流侧断路器







8

直流侧断路器







9

接触器







10

直流防雷器







11

交流防雷器







12

冷却风机







13

电抗器







7、 质量保证及试验

7.1     质量保证

7.1.1  投标方应提供有效的质量保证办法以确保项目和服务满足招标方技术协议书的要求。所提供的逆变器应具有高可靠性,便于安装与维修,并具有两年以上的成功运行经验。

7.1.2  在设备制造过程中接受必要的监督和检查。

7.1.3  质量保证从设备及系统在现场安装调试开始,性能满足本规范要求及有关国标,直至设备正式投运后二年以上。

7.1.4  投标方提交给招标方下列文件作备案(见相关资料)。

a.合格证书

b.主管部门或行业颁发的资格证书

c.国家对该产品的有关标准

d.对该产品的鉴定证书

e.对本协议书有异议的文件及招标方对投标方提出的解决办法的许可文件

f.质量保证大纲

g.质量保证程序文件

h.电气试验结果

I.低电压穿越报告(国网认可的报告)

7.1.5  质保期按设备及系统在现场安装调试开始,性能满足本规范要求及有关国标,直至设备正式投运后二年以上,在保质期内投标方对产品实行“三包”(包修、包换、包退)。

7.2     试验

投标方应根据国标和部颁标准进行工厂试验和现场试验,并提供给招标方详细的试验说明、技术说明及特殊试验仪器的要求。

7.2.1  工厂试验

投标方应根据国标和部颁标准进行工厂试验。(或提供同型号逆变器的型式试验报告),试验均在厂内完成。

7.2.2    现场试验

    投标方应根据国网接入要求所做的相关性能试验,并提供相应的试验报告。

7.3     技术服务

7.3.1  系统运行后,投标方应能充分保证售后服务,随时无偿向招标方提供合同设备的技术咨询服务。

7.3.2  投标方应免费对招标方的运行及维护人员进行技术培训,直至上述人员熟悉设备。

7.3.3  在任何时候,招标方需要备品备件,投标方都应能保证及时提供。

7.3.4  在质保期内,投标方应保证接到通知,4小时內答复问题, 48小时內到达现场,并免费更换故障设备及元件。

7.4     包装、运输和贮存

7.4.1  设备制造完成并通过试验后,应及时包装,否则应得到切实的保护、确保其不受污损。

7.4.2  所有部件经妥善包装或装箱后,在运输过程中尚应采取其它防护措施,以免散失损坏或被盗。

7.4.3  在包装箱外应标明招标方的订货号、发货号。

7.4.4  各种包装应能确保各零部件在运输过程中不致遭到损坏、丢失、变形、受潮和腐蚀。

7.4.5  包装箱上应有明显的包装储运图示标志(按GB191)。

7.4.6  整体产品或分别运输的部件都要适合运输和装载的要求。

8、 技术资料和交付

a)   一般要求

8.1.1  投标方提供的资料应使用国家法定单位制即国际单位制,语言为中文。进口部件的外文图纸及文件应由投标方免费翻译成中文。

8.1.2  资料的组织结构清晰、逻辑性强。资料内容要正确、准确、一致、清晰、完整,满足工程要求。

8.1.3  投标方应根据协议书中提出的设计条件、技术要求、供货范围、保证条件等提供完整的文件和图纸资料。图纸资料的交付进度应满足工程进度的要求。投标方应在签订后3个工作日内提供资料,如逆变器外形图、原理图、二次接线图等。投标方提供适用于本工程实际情况的资料必须准确,不能任意修改。投标方所提交的技术资料内容至少包括本附件中所要求的。如招标方在工程设计中需要本附件以外的资料,投标方及时无偿地提供。在合同签定后5天内给出全部技术资料清单和交付进度,并经招标方确认。

8.1.4  投标方提供的技术资料一般可分为投标阶段,配合工程设计阶段,设备监造检验及施工调试、试运、性能验收试验和运行维护等四个方面。投标方须满足以上四个方面的具体要求。

8.1.5  对于其它没有列入合同的技术资料清单,却是工程所必需的文件和资料,一经发现,投标方也应及时免费提供。如本期工程为多台设备构成,后续设备有改进时,投标方也应及时免费提供新的技术资料。

8.1.6  招标方要及时提供与合同设备设计制造有关的资料。

8.2   资料交付基本要求

8.2.1  技术文件与资料

投标方应向招标方提供一般性资料,如所供货设备的型式试验报告、鉴定证书、典型说明书、主要的总装图和主要技术参数。

8.2.2  投标方随货提供的成品图纸及文件

1)包装清单

2)产品出厂合格证明书

3)出厂试验报告及该类产品的型式试验报告

4)安装、使用说明书,技术说明书,电气原理图,柜体安装接线图,端子排图等

5提供设备排列所要求的操作维护走廊净距、安装尺寸、控制电缆及电力电缆进口位置和连接详图。

6)主要技术数据及安装结构图。

7)柜体内安装的主要设备的技术数据及配套厂家。

8设备总重量、最大运输尺寸和重量。

9)安装须知、调试须知、运行手册、维修手册、部件目录等。

8.2.3  . 合同实施应提供的文件(14套文件以及2套电子文档)

  合同实施过程中,卖方应提交如下:

(1)逆变器和内部控制系统的设计说明和手册(包括逆变器的总图、主要元件,包括电气系统、控制、保护以及散热系统的装配的工厂图纸)、配置图和主要部件子系统的设备材料清单,包括生产商、特性、型号和数量。

(2)监控系统硬件、软件的设计说明和手册。