光伏电站EPC总包工程技术方案

 

 

 

 

招标编号：****

投标单位名称：****

授权代表：****

投标日期：****

 

 

1项目基础标准

本协议书明确了基本的技术规格，而非详尽无遗地涵盖所有技术细节和适用标准。承包方需确保所提供的产品及其相关服务完全符合本技术章节的规定以及最新的行业标准。产品的性能必须满足本技术部分所设定的标准。

技术协议应由承包方在初步设计评审通过后完整提交，包括但不限于以下内容：电气、土建、暖通、给排水及消防等详细设计图纸，所有设备的供货清单与技术规格参数，备用部件，电力产能预测，施工实施计划，技术服务承诺，施工、调试、验收流程，以及相关员工培训资料。

项目须严格遵循国家所规定的各项强制性标准，包括但不限于产品质量、安全、健康保障、环境保护、水土保持以及消防安全规定。

光伏系统应满足国网公司最新下发的《光伏电站接入电网技术规定》(Q/GDW617-2011)、《光伏电站接入电网测试规程》(Q/GDW618-2011)。

2设计工艺与整体方案

本项目装机容量不小于70.7MWp;

光伏电站的装机型式：固定式安装；

所采用的太阳能电池板基材为多晶硅太阳能电池组件，每块组件的功率参数尚未确定。

综合考虑电站的可靠性和经济性，本工程的太阳电池组件全部采用固定安装方式，太阳能电池组件阵列由1MW发电子方阵单元组成，本期子方阵的安装容量约为1MW,预留增容的组件安装位置。每个子方阵配置2台500kW光伏并网不带隔离变压器的逆变器。每个子方阵配备一个1MWp逆变器房，逆变器及二级直流汇流柜及通信柜全部布置在逆变器房内，逆变器房布置在单元合理位置，以减少直流汇线损失。

该设施由70个独立的1兆瓦发电单元构成，每个单元包含若干个光伏阵列。每组光伏阵列通过安装44块光伏组件来实现。每个发电单元配备一个逆变器室和一个箱式变电站。逆变器室内配置了两个500千瓦的阵列级逆变器以及直流配电柜，还包括其他如配电柜和通讯设备等配套设施。这些阵列逆变器由多路太阳电池组串单元串联连接，而每个串单元则由22块太阳能电池组件串联组成。

电力流程如下：各太阳能电池阵列串联的汇流单元通过电缆连接至防雷汇流箱，再导入逆变器室。在此，光伏并网逆变器将315V三相交流电逆变输出。随后，电压提升至0.315/0.315/35kV，通过电缆输送到升压变压器。每一组变压器利用35kV电缆并联，进一步接入35kV配电室。经过35/110kV变压器的升压处理，电力最终以110kV的形式通过架空线路π型连接至福光牛家岭风电场的110kV系统，并接入220kV安荣变电站的相应线路。

管理区规划配置如下：一座集办公与生活于一体的综合办公楼，内含中控室和集中配电室；此外，还包括门卫室、水泵房、供员工活动的运动场地，象征国家的国旗台，以及便利停车的停车场和处理废弃物的垃圾处理区。出入口采用现代化的电动伸缩门设计，确保出入安全与便捷。

进场道路采用4米宽现场浇筑的普通混凝土路面；场内检修道路采用4米宽级配碎石路面；围墙采用高1.8m防盗型钢丝网围栏。

厂区的主要构建物包括单层砖混结构的配电楼和生活区。集装箱式逆变房以及箱式变电站的基础选用箱型钢筋混凝土结构，而光伏阵列支架的基础则采用螺旋桩设计，采用36度恒定倾角的安装模式，其最低点离地高度为500毫米，阵列的前后排列间距设定为8.6米。

本电站拟建1座110kV升压站，装设2台主变，主变容量选择为,电压等级110/35kV,选用有载调压变压器。110kV输电线路“π”入牛家岭风电场至安荣220kV站110kV线路，π接线路全长4.2公里，其中单回线路长1.1公里，双回线路长3.1公里。

设计单位负责电站的总体平面设计，此设计需在初次设计评审阶段提交给业主方进行审阅并确认，待其批准后方可进入施工阶段。接入系统设计则严格遵循已获批的接入系统方案，而升压站设计则依据经官方核准的升压站初步设计开展。

3强有力的表现保障

承包方需确保其所提交的光伏发电系统完全符合发包方设定的性能及品质标准。若经第三方进行性能测试，结果显示承包方未能达标上述技术规格，依据合同约定，发包方将采取相应措施处理承包方。

若工艺流程无法满足运行保证的规格，承包商需承担维修、更换或处置所有物料、设备或其他必要设施的责任，以确保符合运行保证标准。相关费用，包括维修、更换、处置以及拆装和安装所需的人力成本，均由承包商负担。维修、更换完成后，工艺流程需按照合同规定重新进行测试，其费用亦由承包商承担。然而，在进行维修等操作之前，部分试验环节已验证通过。如维修、更换措施可能对已确认的运行保证产生负面影响，工艺系统将需重新进行全面测试，所有要求均需满足，相应费用仍由承包商负责。

电站的质保期自竣工验收后一年开始，其中逆变器享有五年质保。在质保期内，若承包方供应的光伏发电系统设备或部件遭遇故障，须由承包方履行维修或更换义务，直至发包方完全满意，相关费用由承包方承担。

除与合同条款存在明确冲突的情况外，一切均应遵循合同条款的规定。

3.1 承包方需依据所选电池组件及设备特性，提供以下关键性能保障指标。

在预设的设计条件下，承包单位需确保实现以下技术标准。若第三方的性能测试结果显示承包单位未能达标，发包方将采取相应措施。

3.1.1 项目的光伏组件总装机容量确保不低于70.7兆瓦(最终以初设评审确认的结果为准)

3.1.2晶体硅光伏组件光电转化效率；（以组件边框面积计算转换效率)

3.1.3光伏组件峰瓦功差满足;

3.1.4 光伏组件在首年的性能指标要求是输出功率衰减率不超过2%，第二年不超过3%，五年内控制在5%以内，十年内的目标衰减率为10%，而二十五年期限内，承诺的衰减率不超过20%。

3.1.5总体光伏组件故障率

3.1.6逆变器效率

额定输入输出时效率： >97.7%;

最高转换效率： 98.5%;

欧洲效率： 98.2%;

详细参数见4.2节逆变器

3.1.8 发电单元年度故障时间标准：每串初级汇流箱下的发电单元，非承包商责任导致的故障累计不超过24小时

3.1.9系统总效率：≥80%。

3.1.10 系统的综合效能计算公式为：年上网电量与其对应的环境监测仪在光伏电站内所测定的太阳能辐射数据，依据标准日照条件下的发电量估算值相除得出。

系统的总效率计算公式为：年上网发电量（千瓦时），乘以在标准条件下（假设每平方米为1千瓦时）的辐照度，然后除以实际安装的功率容量（千瓦），并参照环境监测仪器测得的太阳能数据，将结果换算成组件倾斜面对应的年辐射量（千瓦时/平方米）。

当环境监测设备能够精确测量与组件倾斜角度一致的年度辐射量时，组件倾斜表面的年辐射量（kWh/m²）将等于设备测定的倾斜面年辐射量（kWh/m²）.

当环境监测设备仅能测量平面上的年辐射剂量时，对于组件的倾斜面年辐射量(kWh/m²)的计算方法为：通过环境检测设备获取的水平面年辐射量(kWh/m²)乘以相应的折算系数，此系数基于RETScreen软件在相同倾角下对水平面与倾斜面辐射量的换算比率得出。

单位换算：。

3.1.11 首年上网电量要求：不少于11,000万度（发电量初设评审结束后由双方共同确认，实际首年发电量将依据当年气象条件，并参照同类设施的业绩进行适度调整）

在起始阶段，上网电量需满足如下条件：不低于以该光伏电站成立初期设置的环境监测设备所记录的首年度太阳能辐射数值为基准，经过标准日照条件下的折算，并乘以系统的总效率（80%）得出的第一年预计发电总量。

根据首个运营年度光伏电站内安装的环境监测设备收集的太阳能辐射数据，我们推算出的第一年总发电量计算公式为：实际装机容量（千瓦）乘以该设备测得并转换至组件倾角面的年辐射量（千瓦时/平方米），然后除以标准条件下的辐射强度（恒定值为1千瓦时/平方米）。

4电气技术要求

4.1光伏组件

4.1.1范围

本项目涉及的70兆瓦光伏电站的光伏组件供应，均由发包方提供，具体包含光伏多晶硅电池组件、固定支架、检测设备、专用工具以及相关随机备用配件。

4.1.2标准和规范

(1)设计与定型鉴定：根据IEC 61215标准的晶体硅光伏组件规范

(2)构造安全标准：IEC 61730.1针对光伏组件的详细规定

(3)《IEC 61730.2：光伏组件安全性能评估标准》

(4)《地面用光伏(PV)发电系统 概述和导则》(GB/T18479-2001)

(5)《光伏(PV)发电系统过电压保护一导则》

(6)《光伏系统并网技术要求》

(7)符合EN61701-1999标准的光伏组件盐雾耐蚀性测试

(8)EN61829-1998：现场测量晶体硅光伏方阵的I-V特性(九)；EN61721-1999：光伏组件的意外碰撞承受能力评估(抗撞击试验)

(10)符合EN 61345-1998标准的光伏组件紫外线耐受性测试

(11)《GB6495.1-1996光伏器件标准第一部分：光伏电流-电压特性测试方法》

(12)《光伏器件第2部分：标准太阳电池的要求》(GB6495.2-1996)：详述关于标准太阳电池的规格与准则

(13)第3部分：地面光伏器件的测量原理与标准光谱辐照度数据 - GB6495.3-1996光伏器件技术规范

(14)1996年发布的GB6495.4标准：关于晶体硅光伏器件I-V特性在温度和辐照度影响下的校正方法

(15)第5部分：依据开路电压法测定光伏(PV)器件的等效电池温度(ECT) - GB6495.5-1997标准

(16)《光伏器件第7部分：光伏器件测量过程中引起的光谱失配误差的计算》

(17)《光伏器件第8部分：光伏器件光谱响应的测量》

(18)现场测量晶体硅光伏（PV）方阵的I-V特性：GB/T18210-2000标准要求

(19)《GB/T 18912-2002光伏组件盐雾耐蚀性试验标准》

(20)《GB/T 19394-2003 光伏(PV)组件紫外线耐受性测试规范》

(21)《机电产品包装通用技术条件》(GB/T 13384-1992)：关于机电设备产品包装的标准与通用要求

(22)《GB/T 191-2008 包装及储运图示标志标准》

(23)《光伏(PV)组件安全鉴定第1部分：结构要求》(GB20047.1-2006)

(24)《光伏(PV)组件安全鉴定第2部分：试验要求》（GB20047.2-2006）

(25)《GB6495-86地面用太阳能电池电性能测试方法标准》

(26)GB6497-1986地面用太阳能电池标定的一般规定；

(27)《GB/T 14007-1992：陆地应用太阳能电池组件通用规范》

(28)《GB/T 14009-1992 太阳能电池组件参数测定方法》

(29)《GB/T9535-1998：地面应用晶体硅太阳能电池组件的设计鉴定与类型标准》

(30)《GB/T 11009-1989 太阳电池光谱响应测试方法》

(31)GB/T 11010-1989：标准光谱太阳能电池

(32)《GB/T 11012-1989：太阳电池电性能测试设备的检验方法标准》

(33)IEEE 1995年发布的1262号标准：太阳能电池组件的测试与认证指南

(34)《SJ/T 2196-1982 地面应用硅太阳电池电性能测试规程》

(35)《SJ/T 9550.29-1993 地面应用的晶体硅太阳能电池单体质量分级标准》

(36)《SJ/T 9550.30-1993 地面应用晶体硅太阳能电池组件品质分级规范》

(37)SJ/T 10173-1991：单晶硅太阳电池技术要求及检测方法(TDA75)

(38)《SJ/T 10459-1993 太阳电池温度系数测试技术规范》

(39)《SJ/T 11209-1999 光伏器件第6部分：标准太阳电池组件的要求》

(40)在招标及投标的有效期内，IEC、IEEE、EN以及国内SJ等相关机构均发布了新的标准和规范。

本工程的基础遵循上述标准、规范及规程，但需注意，这些并非涵盖全部实施过程中所需遵守的标准、规范和规程。所有引用的标准和技术规范应采用合同签署日期为准的最新有效版本。

4.1.3主要性能、参数及配置

(1)主要性能

作为光伏电站的核心组成部分，室外安装的太阳电池组件专为恶劣环境下的发电任务设计，其首要特性是卓越的耐候性能，确保在严苛的室外条件下能实现长久且稳定的高效运行。

本项目采用多晶硅电池组件。

作为光伏电站的核心组件，太阳电池板必须符合GB/T9535（或IEC61215）及GB/T18911（或IEC61646）的专业标准，并获得国内外权威认证机构的认可。

光伏组件的各项可靠性实验测试应当严格遵循上述标准、规范及规程进行。

光伏组件的光电转换效率（以组件边框面积计算转换效率)。

供应商资质要求如下： - 至少拥有三年的国内光伏设备生产和管理经验。 - 光伏组件产品需具备300兆瓦及以上并网型光伏电站的实际应用记录，且运行安全稳定超过三年，国内外业绩均被验证。 - 必须通过国内外权威机构的认证，持有CQG及CGC等相关证书，确保产品符合国家强制性的质量和技术标准。

光伏组件的设计与制造依托尖端科技，其构造经过精心优化，展现出卓越的可靠性和节能环保特性。其低能耗且无环境污染的特点显著，同时，为了确保长期高效运行，我们强调承包商需负责光伏组件板外表面的定期清洁，并实施有效的防热斑策略。

在常规工作条件下，光伏组件的各个组成部分应确保安全、稳定的运行，不应出现过量的应力、温升、腐蚀或老化现象。

在标准试验条件下（即：大气质量AM=1.5,辐照度,电池工作温度为，标准太阳光谱辐照度分布符合GB/T6495.3规定)，光伏组件的实际输出功率必须在标称功率+3W)偏差范围内。

光伏组件在正常使用条件下的预期寿命不少于25年，其一年内的输出功率需保持在98%的标准功率以上，两年内不低于97%，十年内不低于90%，而二十五年期限内则应维持在80%的标准功率水平。

光伏组件防护等级不低于IP65。

每块光伏组件应带有正负出线、正负极连接头和旁路二极管(防止组件热斑故障)。自带的串联所使用的电缆线应满足抗紫外线、抗老化、抗高温、防腐蚀和阻燃等性能要求，选用双绝缘防紫外线阻燃铜芯电缆，电缆性能符合GB/T18950-2003性能测试的要求；接线盒（引线盒）应密封防水、散热性好并连接牢固，引线极性标记准确、明显，采用满足IEC标准的电气连接；采用工业防水耐温快速接插件，接插件防锈、防腐蚀等性能要求，并应满足符合相关国家和行业规范规程，满足不少于25年室外使用的要求。

光伏组件安装方案：

光伏组件在同一个发电单元内应采用源自同一批次的原料，确保其表面色泽均匀无瑕疵，机械损伤不得存在，焊接部位应无氧化斑点。各电池组件的I-V特性曲线应保持高度一致性。

恳请承包商提交符合光伏组件性能保障标准的详细太阳能电池组件参数清单。

255Wp多晶硅太阳电池组件参数

太阳电池组件技术参数
太阳电池种类		多晶硅
指标	单位	数据
峰值功率	Wp	255
功率偏差		0W~+3W
组件效率	%	15.6%
开路电压（Voc）	V	37.7
短路电流（Isc）	A	9.0
工作电压（Vmppt）	V	30.2
工作电流（Imppt）	A	8.43
系统最大耐压	Vdc	1000
尺寸	mm	1650*992*40
重量	kg	18.2
峰值功率温度系数	%/K	-0.42
开路电压温度系数	%/K	-0.32
短路电流温度系数	%/K	0.05
10年功率衰降	%	≤8.8
25年功率衰降	%	≤19.3
运行温度范围	摄氏度	-40~85
最大风／雪负载	Pa	5400

请留意：所列组件的功率标称值是在标准测试条件下（STC）设定的，具体为1000瓦特每平方米。

太阳电池温度25℃、AM1.5

确保所提供的产品应满足或超越如上所示的质量标准。

4.2逆变器

4.2.1范围

本项目涉及的设备为70兆瓦光伏发电站所需的500千瓦无隔离变压器并网型逆变器，具体包含光伏逆变器、配套专用工具以及相应的随机附件与备用部件。

4.2.2标准和规范

概述与指南：地面光伏（PV）发电系统的技术标准GB18479-2001

《DL/T 527-2002 静态继电保护装置逆变电源技术要求》

《机电产品通用包装技术条件》(GB/T 13384—1992)

GB/T191-2008包装储运图示标志

《GB/T 14537-1993：继电器和保护装置冲击与碰撞试验方法》

《GB16836—1997关于继电器和保护装置安全设计的基本要求》

《DL/T 478-2001 静态继电保护及安全自动装置通用技术要求》

《GB/T 19939-2005 光伏系统并网技术通用要求》

《GB/T 20046-2006 光伏(PV)系统与电网接口特性标准指南 (参照IEC 61727: 2004 和MOD要求)》

《GB/Z19964-2005光伏发电站并网技术标准指南》

《GB/T 2423.1-2001 电工电子产品基本环境试验规程》中的试验项目A：低温试验操作指南

《GB/T 2423.2-2001 电工电子产品基本环境试验规程》试验B：高温试验操作指南

《GB/T 2423.9-2001 电工电子产品基本环境试验规程》中设备恒定湿热实验的实施方法：试验Cb章节

GB4208-2008外壳防护等级(IP代码)

GB3859.2-1993年半导体变流器应用技术指南

中华人民共和国国家标准 GB/T 14549-1993：公共电网中的电能质量-谐波

《GB/T 15543-1995 电力系统电能质量 三相电压允许不平衡度标准》

《电能质量：供电电压的法定允许偏差》（GB/T 12325-2003标准）

《1995年电能质量国家标准：电力系统频率的允许偏差》（GB/T 15945-1995）

《GB19939-2005 太阳能光伏发电系统并网技术标准规范》

GB/T SJ 11127-1997：光伏(Power-Voltaic, PV)发电系统过电压防护指南

《GB20513-2006 光伏系统性能监测、数据交换与分析操作指南》

《GB20514-2006光伏系统功率调节器效率测定方法》

GB 4208-2008 外壳防护标准的IP代码规定

《GB/T 4942.2-1993 低压电器外壳防护等级标准》

GB3859.2-1993年半导体变流器应用技术指南

《SPS22-2007光伏并网专用逆变器技术要求及试验规程》

符合或高于EN50081级别的电磁兼容性标准要求

符合或高于EN50082级别的电磁兼容性标准要求

关于电网干扰的合规要求：参照EN61000级别或以上国际标准

关于电网监控的技术规范：需符合或优于UL1741级别的行业标准

关于电磁干扰的标准要求：参照GB9254或等效的高级别标准

GB/T14598.9辐射电磁场干扰试验

GB/T14598.14静电放电试验

GB/T17626.8工频磁场抗扰度试验

《GB/T 14598.3-1993》：绝缘性能测试标准

3.2 技术规范与引用标准：JB-T7064-1993半导体逆变器通用技术条件

逆变器需符合中国国家电网的相关技术标准，包括《光伏电站接入电网技术规定》Q/GDW617-2011、《光伏电站接入电网测试规程》Q/GDW618-2011，以及《光伏发电站接入电力系统技术规定》GB/T1996-2012中关于逆变器性能的明确规定，同时须满足任何即时生效的额外要求。

在招标及投标的有效期内，国家及行业相继发布了若干新的标准与规范。

本工程的基础遵循上述标准、规范及规程，但需注意，这些并非涵盖全部实施过程中所需遵守的标准、规范和规程。所有引用的标准和技术规范应采用合同签署日期为准的最新有效版本。

4.2.3逆变器技术要求

作为光伏发电系统的核心组件，光伏并网逆变器（以下简称逆变器）应选用性能卓越且稳定的成熟产品。逆变器的主要功能是将光伏电池阵列产生的直流电(DC)高效转换为与电网兼容的三相正弦交流电(AC)，以输出满足电网标准的电能。其关键特性需满足如下标准：

(1)单台逆变器的额定容量为500kW。

(2)并网逆变器需确保其功率因数与电能质量符合中国电网的标准，所有性能参数需满足国家电网发布的《光伏电站接入电网技术规定》(Q/GDW617-2011)、《光伏电站接入电网测试规程》(Q/GDW618-2011)的要求，以及任何即时生效的相关规定。

(3)本项目的逆变器应配备与其海拔高度相适应的额定功率，同时需考虑高原环境对容量的影响，确保其内部绝缘等电气特性符合规定标准。

(4)逆变器的安装应简便，无特殊性要求。

(5)所选逆变器需具备太阳电池组件的最大功率追踪技术（MPPT）功能。

(6)逆变器要求采用国内、外成熟、先进的产品，逆变器要按照认证技术规范要求，拥有CQC认证证书。逆变器供货商要求具有500kW及以上逆变器安全运行3年以上500台套成功经验。

(7)设备应具备高度自动化的运行性能，并支持直观的运行状态监控。配备的显示屏需清晰展示实时运行参数，包括但不限于故障信息（即时及历史），总计发电量数据，以及历史发电量数据（支持按月度和年度查询）

(8)设备须具备自动故障数据记录和存储的功能，所记录的数据应能在光伏电站的本地监控系统计算机中保存，且存储期限需超过十年。

(9)逆变器本体要求具有直流输入分断开关，紧急停机操作开关；每台逆变器交流输出侧不应带有隔离变压器。(10)逆变器应具有极性反接保护、短路保护、孤岛效应保护、过温保护、交流过流及直流过流保护、直流母线过电压保护、电网断电、电网过欠压、电网过欠频、光伏阵列及逆变器本身的接地检测及保护功能等，并相应给出各保护功能动作的条件和工况（即何时保护动作、保护时间、自恢复时间等)。

(11)逆变器是光伏电站的主要设备，应当提供具有IS0导则25资质的专业测试机构出具的符合国家标准（或IEC标准)的测试报告（有国家标准或IEC标准的应给出标准号）。

(12)设备应配备通讯接口，以便将测量与保护的相关数据传输至监控系统，并支持远程操作功能。

(13)供应商需确保所提交的逆变器具备低电压穿越性能，并需提供满足验收标准的逆变器低（零）电压穿越技术报告。

(14)逆变器与变压器参数要合理匹配。

4.2.4逆变器基本参数要求如下：

本项目配置集成式逆变器房，其配备的逆变器详细参数如下：

逆变器型号
逆变器型号
输出额定功率	500kW
最大直流功率	550kW
最大交流输出电流	1008A
最高转换效率	≥98.5%
欧洲效率	≥98.2%
最大功率跟踪（MPP）范围	DC500V～DC820V（或更宽）
最大直流电压	DC1000V
额定交流输出电压	315V
额定交流频率	50Hz
要求的电网形式	IT系统
待机功耗／夜间功耗	<100W
输出电流总谐波畸变率	＜3％（额定功率时）
功率因数	>0.99
自动投运条件	直流输入及电网满足要求时，逆变器将
逆变器型号
	自动运行
断电后自动重启时间	5min（时间可调）
隔离变压器（有／无）	无
接地点故障检测（有／无）	有
过载保护（有／无）	有
反极性保护（有／无）	有
过电压保护（有／无）	有
其它保护（请说明）	短路保护、孤岛效应保护、过热保护、过载保护等
工作环境温度范围	-25℃~+55℃
相对湿度	0～95％，不结露
允许最高海拔	≤6000m（超过3100m需降容使用）
防护类型／防护等级	IP20（室内）
散热方式	强制风冷
其他	低电压穿越功能、远程数据通讯接口

(1)电气绝缘性能

直流输入对地：2000V(AC),1分钟

交流与直流转换特性：2000伏特交流电，持续时间1分钟

(2)噪声：

(3)平均无故障时间：年

(4)使用寿命：25年安全可靠运行

防雷能力

逆变器应具有防雷装置，具备雷击防护告警功能（最大放电电流不小于40kA,标称放电电流不小于20kA,残压小于1kV);防浪涌能力，能承受模拟雷击电压波形10/700us,幅值为5kV的冲击5次，模拟雷击电流波形,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。

设备形态与规格：并网逆变器应采用柜式设计，为了提升视觉效果，各面柜体的高度及色调需保持一致，确保整体风格和谐统一。

柜体结构要求：并网型逆变器内柜体可采用高素质的冷轧钢板，钢板的厚度,表面采用静电喷涂，柜体的全部金属结构件都经过特殊防腐处理，以具备防腐、美观的性能；柜体结构安全、可靠，应具有足够的机械强度，保证元件安装后及操作时无摇晃、不变形；通过抗震试验、内部燃弧试验；柜体采用封闭式结构，柜门开启灵活、方便；元件特别是易损件安装便于维护拆装，各元件板应有防尘装置；柜体设备要考虑通风、散热；屋内使用的盘柜需达到IP20以上的防护标准；设备应有保护接地。

柜内装配的电气元件，如母线电容、接触器、交流与直流断路器以及防雷模块，皆选用国际知名品牌的优质产品。

柜内元器件安装及走线要求整齐可靠、布置合理，电器间绝缘应符合国家有关标准。进出线必须通过接线端子，大电流、一般端子、弱电端子间需要有隔离保护，电缆排布充分考虑EMC的要求。应选用国内外知名品牌的质量可靠的输入输出端子（请说明所采用端子的品牌)，端子排的设计应使运行、检修、调试方便，适当考虑与设备位置对应，并考虑电缆的安装固定。端子排应为铜质，大小应与所接电缆相配套。柜内应预留一定数量的备用端子。强电、弱电的二次回路的导线应分开敷设在不同的线槽内。每个端子只允许接一根导线。电流端子和电压端子应有明确区分。

系统盘柜的设计应配备针对各接入设备及线路的明显断路装置，以便于检修过程中能够进行逐级隔离，确保系统的安全维护操作性。

当逆变器的交流侧输出端直接与双分裂变压器的低压侧相连时，我们选用电缆作为连接手段；而在逆变器通过交流开关柜与升压变压器衔接的情境下，两者之间的连接同样采取电缆链接的方式。

交流各相、直流正负导线应有不同色标。

所有母线及汇流排需安装绝缘热缩保护套，确保无任何裸露的铜排部分。

柜内元件的编号及其与图纸的一致性得到了确保，所有可操作组件均标注有明确的中文功能标识。

柜面设计需追求整洁、简约与美观的风格。上部区域应配置测量仪表、故障指示设备、照明指示灯以及操作按钮。尤为重要的是，逆变器柜体正面应设有应急停止按钮，确保操作便捷且安全。

柜体的引线与连接线推荐采用下进下出的方式以满足进出线需求。

4.2.5 关于并网逆变器的通讯设备及相应的软件规格要求

承包方需提供完整的气象站设备，包括所有必需的传感器、监控设备、通信设备以及支持太阳能光伏发电系统信号采集、分析和上传的软件。此外，气象站需配备以太网通信接口，其相关软硬件配置将由发包方负责提供。这些设备应能无缝衔接至电站监控系统，确保数据传输的顺畅性。

系统能够实时采集气象站提供的数据，包括但不限于电站阳光辐照度、风速、气温、湿度、气压以及电池板温度，并将这些信息准确无误地录入数据库。在此基础上，进行即时的计算，得出在当前环境条件下，光伏组件的预期理论发电功率。

逆变器应确保在本地显示装置及远程监控系统中实现以下信息的可视化展示：

系统能够即时呈现电站的如下关键数据：即发即显的总发电功率、全天的日发电总量、累积的总发电量、以及累计的二氧化碳减排总量。同时，还提供每日发电功率的详细图表展示。

具备与监控系统的通信功能，能够实时查阅逆变器的工作参数，主要包括：

A、直流电压

B、直流电流

C、直流功率

D、交流电压

E、交流电流

F、逆变器机内温度

G、时钟

H、频率