屋顶分布式光伏发电工程方案
招标编号：****
投标单位名称：****
授权代表：****
投标日期：****
一、 创新项目技术策略
一.1 概述与整体构想
一.1.1 项目简介
建设地点及规模：本项目为xxxxxx项目，xxxxxx项目屋面光伏安装面积合计约0.81万
。主体结构为钢结构或混凝土结构，外立面及屋面多为维护系统结构（以现场为准）。
本工程项目涵盖太阳能光伏发电系统的构建及其配套的并网设施与运维设备。光伏系统的核心组件为太阳能电池，负责光能至电能的直接转化。系统设计中未配备储能设备，通过逆变器将产生的直流电高效转化为交流电，随后通过变压器升压，直接并入到当地的配电网中。
一.1.2 项目涵盖范围
本项目涵盖了从屋顶光伏工程的全程服务，即投资、设计、设备供应、施工安装、系统调试与并网送电，至运营、维护保养以及最终的项目移交给业主。在履行合同所有责任与义务的同时，确保项目的各项标准达到验收要求。
一.1.3 关键性能指标解释与响应策略
本项目拟采用高压或低压（10千伏变压器）并网方式，具体实施方案将以项目所在地供电部门的官方批准为准，并需获得甲方的确认许可。
在项目启动之前，我们公司将提交屋面承载力评估报告（一份由我公司出具并具备法定效力的屋面荷载报告），该报告作为施工许可的必要条件，未经此报告确认，工程不得进行奠基仪式。
在项目启动前，我们将呈交详尽的施工规划，涵盖施工进度明细、设计图纸以及严格的安全管理措施。若未能提交这些关键文档，项目将无法进入施工阶段。
在项目启动之前，我们公司会与相关部门明确屋面渗漏责任的划分，并签署相应的责任协议。这份协议被视为项目正式启动的前提条件，未经屋面渗漏责任明确，项目将无法进行施工。
我司承诺提交详尽的实地考察报告，将按照产业园的部署进行现场勘查。在编制报告过程中，我们将与产业园就技术参数充分交换意见。若未提供完整的考察报告，投标文件将被视为无效。
在获取产业园的相关资料时，我公司始终坚持与xxxxxx签订严谨的保密协议。
本项目采用的电缆均为优质铜芯制品，选自业内享有盛誉的一线品牌。
在设备选型上，我们优先考虑业内顶级品牌的变压器及开关柜，详细的技术规格请参阅附件1和附件2。
铝合金作为电缆桥架的主要材质，其详细的技术规格将在附件3中作进一步阐述。
10、项目使用光伏组件品牌：晶科，一个项目只选择同一品牌，不混合使用，光伏组件第一年功率衰降
（包括初期衰减），之后每年衰减率
，项目全寿命周期内(25年)功率衰减
；
单一品牌策略：项目仅接纳阳光电源品牌的逆变器，避免混搭使用。
电费的支付需以甲方对项目验收合格，并确认所有相关问题已得到妥善整改为前提，否则甲方保留拒付的权利。
在项目验收通过后，我公司将向甲方提交包括但不限于完整的工程竣工图纸、详尽的设备清单以及运维方案手册等必要文件，以确保甲方能够顺利接收。若未能如约提供，甲方将有权拒付电费。
在项目施工阶段及运营期间，我们均会购置对应的人身及财产保障险，包括但不限于施工过程中的高空作业人员意外险，以及运营后的第三方责任险和设备财产险。所有保单将被妥善获取。若未能提供相关保险凭证，甲方有权拒付电费。
15、光伏子站自动化监控系统技术要求（系统与产业园总部系统对接)，此系统作为预留项目，现场按技术要求做好，待产业园启动相关对接工作再进行详细的系统对接；
所有关键条款将在合同中明确规定，本公司将严格遵照执行，否则甲方将保有拒付电费的权利。
一.1.4 详细的技术规格需求
我司将依据甲方提交的原始数据、明确的技术规格及施工现场的约束条件，审慎确定供货范围内的设备与材料，确保其性能参数达标且系统运行的安全稳定。
一.1.4.1 关键技术规格
我司郑重承诺，项目的所有系统及设备将确保至少符合下列整体规格要求。
选用技术先进、成熟且稳定的方案，确保造价经济且合理，同时注重运行与维护的便捷性。
(2)所有的设备和材料是全新的；
设备具有高可利用率，预期寿命可达25年，首10年内确保无主要设备故障导致的发电效能受限问题（即不影响电力产出）。若未能履行此承诺，我公司将承担因可利用率不足导致的发电效益损失赔偿，具体标准按照每千瓦时1元人民币进行计算。所有设备的通信模块稳定性能保证在99.99%以上，可靠性极高。
在逆变器质保期内，运营成本最低的要求是：头五年内，每兆瓦非计划系统停机导致的电量损失需控制在500千瓦时以下，后五年则需控制在1000千瓦时以内。对于质保期内超出此范围的非计划故障所引发的电量损失，将按照1元/千瓦时的官方电价进行赔偿。
(5)观察、监视、维护简单；
(6)运行维护人员数量最少；
光伏系统的稳定运行与高效设备保障了人身与设备的安全性。
(8)节省能源、水和原材料；
我公司将遵循电网系统的调度要求，确保太阳能光伏发电装置的调试、启动与停止过程对原有供电系统运作的干扰降至最低，同时将提交详尽的运行调试方案。
该太阳能设备具备即时启动并迅速投入运行的能力，展现出卓越的负荷适应性。在持续运行状态下，其表现出高度的可靠性与稳定性，无论面对原有系统的启动、暂停还是负荷变化，均能从容应对。
在规划设计阶段，应确保光伏阵列区域预留充足的通行空间，以满足施工、维护和运营的需求。通道的设计需兼顾运维的便捷性和施工成本的经济效益。
甲方在招标文件中明确了各系统配置与布局的基本标准，供我司作为设计参考，但须明确我司对系统设计与布置的独立责任。我公司将全面考虑自身的业务范畴，在初步设计评审过程中，我司需履行包括但不限于设计、施工及项目实施阶段的缺陷修复等工作，直至工程竣工验收前的所有相关职责均不容有误。
光伏电站契合信息化与自动化的标准，运行人员于中控室得以全面监控光伏电站的各项关键电能数值以及非电参数信息。
电站装配了完善的故障日志功能，任何异常或故障情况下，监控系统能准确记录涉及的具体设备信息、发生时刻以及事故详情，以便于运行人员有效管理电站并追踪问题源头。
在光伏电站并网设计中，我们严格遵循当地电网公司的规定，确保光伏电站接入点以及建筑物业主与电网公司的电能质量结算点都能满足其标准，即功率因数需不低于0.9。在项目规划初期，我们会充分评估光伏电站对接配电网可能带来的电能质量影响，并预先制定相应的优化策略。若在并网运行后发现光伏电站端的功率因数达标，但建筑物业主与电网结算点存在问题，我们将适时配置无功补偿设备，以确保所有相关节点的电能质量都能达到或超过电网公司的要求，功率因数始终保持在0.9以上。
项目实施的安装容量及接入容量应严格遵照当地电网公司已批准的接入方案。若我司项目的最终容量数据（安装或接入）与电网公司批复不符，我司承诺确保项目通过电网公司的并网验收，并获取相应的验收合格证明文件。
对于隐蔽工程的验收，要求提供相应的视频及影像资料以供检查。
为了保障光伏系统的高效稳定运行，光伏逆变器的直流侧接入容量（千瓦峰值，kWp）与逆变器的标称输出功率（千瓦，kW）的比例应遵循不超过1.2的原则；同时，每台光伏升压变压器接纳的逆变器最大输出功率总和（千瓦，kW）与其额定容量（千伏安，kVA）的比例原则上不宜超过1.1。
我司将严格遵照电网公司或建筑物业的指定标准，提供由经认证的第三方机构出具的电能质量、网络安全、功率特性及防雷接地等相关领域的合规测评与测试报告。
我司将承担本项目的有线宽带预开通任务，确保电站运营数据能连接至产业园总部平台。网络接入将以产业园的通知为准，现阶段我们将进行预留布线，但暂不激活网络，此为启动竣工验收的必要前提条件。
在遵循国家强制标准《GB50171-2012电气装置安装工程盘、柜及二次回路接线施工及验收规范》的规定下，配电柜之间的间距管理尤其要关注与业主高压配电柜的接口。同时，明确并网柜相邻业主配电柜的运行状态和湿度控制情况，实施前务必进行一次全面的预防性试验和定期检查，并确保经业主签字确认验收。若高压配电室无法满足高压配电系统长期稳定运行的要求，须与屋顶或场地所有权人协商增设温湿度监测设备（具体数量依据现场实际需求，最低配置1台除湿机）及空调（同样根据现场需求，最低配置1台），以确保高压配电系统具备足够的除湿能力，符合高压开关设备和控制设备共享的技术规格要求。
一.1.4.2 质量管理策略
我司全面负责履行项目内的质量管理，涵盖设计阶段的设计规格、设备与材料的选购与物流仓储、施工与装置、以及调试等环节。我们将制定详尽的质量控制方案，编制并提交质量控制手册，通过该计划对所有项目（含外包商任务）进行严格的合同符合性核查与规定执行检查。
一.1.4.3 关于光伏支架的详细技术规格
屋面光伏支架系统应至少包括支座、夹具、联接件、导轨等组成部分，车棚支架系统包括基础、梁柱、檩条等组成部分，我公司会说明支架各组成的材料，支架系统应避免采用双金属系统。彩钢瓦屋面支架系统应采用铝合金支架，当铝合金部分支撑件无法满足强度要求时，可将该部件选为不锈钢、热渗铝锌钢或镀锌铝镁钢，同时与该构件接触的铝合金也应做热渗锌、热镀锌或镀锌铝镁处理，联接件也应做热渗锌、热镀锌或镀锌铝镁处理；水泥屋面和车棚支架系统可采用满足建筑结构、支架结构安全要求的热渗锌、热镀锌钢或镀锌铝镁钢。
在设计过程中，我们评估风压对材料的弯曲强度和变形的影响，包括支撑臂的压曲（压缩）与拉伸强度，以及安装螺栓的承载能力。特别强调，拧紧时螺母外部的螺杆需确保至少露出三个螺纹牙；对于固定光伏组件的紧固件，选用的标准为304-2B等级的不锈钢螺栓。
支架的强度应满足在自重、风荷载、雪荷载和地震荷载共同作用下的使用要求，支架设计时，雪荷载按国家规范和项目所在地的地方规范50年一遇的要求取值，仅在沿海地区的海边城市（江苏、浙江、福建、广东、广西等海边城市及海南全境；海边城市指距海岸线100km以内)需考虑台风的影响，且能承受项目所在地50年内历史最大台风，非沿海地区按照荷载规范50年一遇风荷载考虑。
支架系统的耐用性需确保在10年内实现拆卸与再利用，并在25年的使用期内保持全面的安全性能。支架需具备优异的防腐和抗盐雾防护能力，防腐涂层应致密无瑕，其厚度应不低于国家、地方及行业标准的1.5倍要求。
在施工图阶段，屋面荷载符合招标技术规格要求的前提下，车间屋面的结构计算、核算及必要的加固工作需由原设计单位或具备相应资质的设计机构签字并加盖公章，只有得到官方认可后方可开展建设。若厂房业主方有额外需求，例如要求原设计单位提供校核报告，我公司将遵循业主方的指示进行操作。
混凝土屋面支架和车棚支架采用强度不低于Q235B的钢材，钢材须经热渗锌、热镀锌或镀锌铝镁处理。热镀锌或热渗锌锌层厚度不小于75um,或者镀锌铝镁双面镀层重量3mm厚以下构件不少于;3mm以上构件不小于(镀层重量重“铝”的含量不低于6%，镁的含量不低于3%)，提供第三方检测报告；彩钢瓦屋面支架材质为不得低于6005-T5,并经阳极氧化的铝合金材质，阳极氧化膜厚为15um;防腐使用年限不低于30年。
所有电气紧固件和结构紧固件满足防锈和防腐蚀要求，应采用热渗锌、热镀锌或镀锌铝镁工艺。热渗锌或热镀锌厚度不低于75um,或者镀锌铝镁双面镀层重量3mm厚以下构件不少于
,3mm以上构件不小于
(镀层重量中“铝”的含量不低于6%，镁的含量不低于3%)，使用年限不低于30年；所有施工造成的原有防腐防锈层损坏，我公司会采取等级相当的防腐处理，所有的紧固件、连接件应做二次防腐，刷防锈漆。
在项目实施过程中，我公司将委托第三方专业机构对光伏系统的支架结构进行拉拔力及风压承载力等相关性能测试，以确保其符合预定的设计标准。
在施工前，我们遵循严格的程序：首先，在选定的屋面区域（不少于三个）进行支架预安装测试。完成试装并确保屋面梁和板无裂痕后，需获得甲方的批准，方可进行大规模支架安装。如遇屋面结构异常，如梁板出现裂缝，我公司将无条件依据甲方规格进行整改，确保工程质量。
我司将在投标文件中详尽阐述支架安装方案及其相应的专业技术规划，同时提交屋面原结构及支架结构受力的专题分析报告。此报告须由具备资质的第三方机构出具，其结论将明确评估结构设计是否满足结构安全标准，并决定是否需要实施强化措施。若需加固，相关加固费用已包含在总报价内；反之，加固费用将由我公司自行负责。
一.1.4.4 高效能直流转换器
一.1.4.4.1 项目总体规定
逆变器全部选用组串式逆变器，逆变器需符合国标《GB/T37408-2019光伏发电并网逆变器技术要求》中的规定，选用的逆变器型号必须通过CQC或CGC、VDE-AR-N4105、BDEW。
一.1.4.4.2 采用相关标准规定
所有逆变器，包括工厂采购自其他供应商的设备和配件，均需符合现行有效或经过修订的相应标准和准则，此标准涵盖投标生效时可能的任何更新或补充，除非另有特别注明，例如但不限于以下标准。
(1)GB18479-2001地面用光伏
发电系统概述和导则
《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/T 191-2008 包装及储运图示标志标准》
《GB/T 14537-1993：测量继电器和保护设备的冲击与碰撞试验方法》
验
《GB16836-1997关于继电器和保护装置安全设计的基本规定》
《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》
(9)GB/T20046-2006光伏系统电网接口特性(IEC61727:2004,MOD)
《GB/Z19964-2012光伏发电站并网技术标准规定》
《GB/T 2423.1-2008 电工电子产品基本环境试验规程》中的试验A：低温试验操作指南
《GB/T 2423.2-2008 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 2423.9-2008 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
(14)GB4208-2008外壳防护等级(IP代码)
半导体变流器的应用指南：GB3859.2-1993
《GB/T 14549-1993 电能质量：公用电网中的谐波标准》
《GB/T 15543-1995 电力系统电能质量 三相电压允许不平衡度标准》
《GB/T 12325-2003电能质量：供电电压的法定允许偏差标准》
《1995年电能质量电力系统频率的允许偏差标准》(GB/T15945-1995)
《GB/T 19939-2005 太阳能光伏发电系统并网技术规范》
GB/T SJ11127-1997：光伏(PV)发电系统过电压保护通用导则
《GB20513-2006光伏系统性能监测、数据交换与分析指南》
《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》
半导体变流器的应用指南：GB3859.2-1993
《QSPS22-2007光伏发电专用逆变器的技术规格与试验规程》
《光伏发电并网逆变器技术规范》
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
试验方法：依照GB/T 14598.9标准进行辐射电磁场干扰测试
静电放电试验：依据GB/T 14598.14标准进行
试验要求遵照GB/T 17626.8标准进行工频磁场抗扰度测试
《GB/T 14598.3-1993》：绝缘性能测试标准
通用技术条件：JB-T7064-1993半导体逆变器标准
(39)GB/T2423.1—2008电工电子产品环境试验第2部分：试验方法试验A:低温
(40)GB/T2423.2—2008电工电子产品环境试验第2部分：试验方法试验B:高温
(41)GB/T2423.3—2006电工电子产品环境试验第2部分：试验方法试验Cab:恒定湿热试验
《GB/T 2423.17—2008 电工电子产品环境试验 第2部分：试验方法》——试验项目Ka：盐雾耐受性评估
(43)GB4208外壳防护等级试验
无线电骚扰限值及信息技术设备的测量方法标准：GB9254
《电磁兼容试验和测量技术 - 静电放电抗扰度试验》(GB/T 17626.2-2006)
《电磁兼容试验与测量技术规范：第3部分—射频电磁场辐射抗扰度试验》(GB/T 17626.3-2006)
《电磁兼容试验和测量技术 - 电快速瞬变群脉冲抗扰度试验》：GB/T 17626.4-2008标准
《电磁兼容试验与测量技术 - GB/T 17626.5-2008 浪涌（冲击）抗扰度试验方法》
《电磁兼容试验和测量技术标准》GB/T 17626.11-2008：关于电压暂降、短时中断和电压变化抗扰度试验的方法与要求
《DL/T 645-2007多功能电能表通信协议标准》
所有未特别标注的标准，我们将遵循国际标准、部颁规范或行业通用准则。在投标文件中，我们将明确列出采用的具体标准名称及其版本详情。
1.1.4.4.3 品牌和质量要求
我们选用的组串式逆变器供应商为阳光电源股份有限公司。
我们承诺为项目供应各备选品牌的逆变器，优先推荐技术先进、可靠性强、安全性卓越的产品，以期优化系统发电效能。对于组串式并网逆变器，我们坚持提供不少于十年的质保期。
逆变器的性能品质是我们方案的关键考量，一旦我公司有幸中标，我们承诺在甲方正式确认之前，不会随意变更逆变器的品牌及型号。
一.1.4.4.4 产品性能规格
一.1.4.4.4.1 过载
具有超过110%的过载承载能力，能够经受持久的过载负荷。
一.1.4.4.4.2 效率
最大效率
，中国效率大于等于98.4%，我公司会提供认证15
承诺提供逆变器在常规及高温环境下的转换效率曲线，该曲线将接受第三方权威验证，数据点间隔为每10%一组。
会提供每种型号逆变器不同带载率情况下的效率曲线（每
个点)。
若我司供应的逆变器在两年内其运行效率值未能达到中国标称效率的99.7%，我公司将无偿提供符合标准的替换设备。同时，对于由此产生的发电量损失，我司承诺按照两倍的实际损失金额向甲方进行赔偿。
计算的发电量损失为：运行期实际发电量乘以(当地的峰值电价与(n1/n0-1)的比例)。
其中：
n1为交流功率/直流功率曲线顶部平段部分的拟合值（有资质第三方单位现场进行效率检测，检测单位需得到甲人认可，检测费用由我公司承担)；
n0为欧洲效率。
如逆变器在第3至第10年的实际运行效率低于标称效率0.5%，我司将无偿提供符合标准的替换服务。同时，若由此导致的发电量损失，我司将按照双倍损失电量对甲方进行赔偿。
计算的发电量损失为：运行期实际发电量乘以(当地的峰值电价与(n1/n0-1)的比例)。
其中：
n1为交流功率/直流功率曲线顶部平段部分的拟合值（有资质第三方单位现场进行效率检测，检测单位需得到甲人认可，检测费用由我公司承担)；
n0为欧洲效率。
电量差额赔偿期限始于上一次性能检测合格之日，如不合格，则追溯至发电计量日起生效。
一.1.4.4.4.3 电能质量
逆变器在10%额定功率及以上电流总谐波畸变率
；交流输出三相电压的允许偏差不超过额定电压的
；直流分量不超过其交流额定值的0.5%。
请求提供各型号逆变器在不同带载率条件下的总电流谐波畸变率详细图表，要求数据点按照10%的间隔分布。
按照
;IEC62109-1;IEC62109-2;BDEW2008;GB/T19964-2012认证及并网技术规范要求，通过国家批准认证机构的认证。逆变器输出功率大于其额定功率的50%时，功率因数应不小于0.98，输出有功功率在20%-50%之间时，功率因数不小于0.95，逆变器具备无功补偿功能，保证并网点发电、用电功率因数在超前0.8~滞后0.8区间内连续可调。同时逆变器功率因数必须满足电网公司要求。
一.1.4.4.4.4 强化安全保障措施
该设备配备有全面的保护功能，包括电网电压异常（过压/欠压）防护、频率偏差（过/欠频）保护、防止孤岛效应的保护机制、自动恢复并网功能、过流保护、极性错误防护以及过载保护。此外，还具备远程操控性能。
一.1.4.4.4.5 MPPT
该逆变器表现出卓越的最优化功率追踪（MPPT）性能，静态MPPT效率确保了至少99.8%的高效转换，而动态MPPT效率亦不低于99%。每个MPPT模块的串联连接上限限定为2路。我们强烈建议避免使用Y型接线端子来扩展逆变器的接入容量。
逆变器具备高精度，能够准确监测输入MPPT模块各路串联线路的电压和电流，其检测准确度达到或超过0.5%标准。
一.1.4.4.4.6 PID
逆变器内置或通过独立智能通讯柜预装的抗PID功能模块，旨在满足光伏发电系统对PID抗性的需求。实施该功能后，应确保不会对系统的效率、常规运作、安全及使用寿命产生负面影响。可供选择的抗PID策略包括虚拟接地、结合夜间反向充电的防PID策略。最终实施方案需经甲方确认。
采用创新的夜间反向充电策略，旨在防止PID效应，通过精心设计的方法，成功地规避了抗PID设计可能引发的直流或交流侧电压异常升高，从而确保设备及元器件免受不良影响。
采取负极虚拟接地策略，旨在有效防止由抗PID设计可能导致的直流或交流侧电压异常升高，从而确保设备及元件免受损害并保障人员安全。因此，对于升压变压器低压侧的防雷电压等级，应相应提升至适宜水平。
运行监测模块，针对抗PID功能，需具备有效的通信功能。数据通过逆变器的数据采集器或逆变器主体的接口统一传输。在检测到直流电缆绝缘状态异常或接地情况时，组串式逆变器监控模块会触发直流接地报警、绝缘阻抗异常报警以及直流接地保护跳闸等告警，并将这些信号准确地传递至监控系统。
为了保证工程应用中PID装置与其他设备通信时的抗干扰能力及可靠性，PID装置自带通信端口需具有一定的泄放浪涌电流能力（差模1.5kV,共模
,我公司会提供厂家测试报告。
PID模块中与光伏方阵负极或正极有电气连接的接口要具有抗浪涌电压的能力。另外，与该接口有电气连通部分的元器件耐压设计必须按照该系统光伏方阵最大开路电压来设计，PID装置内部的电气间隙和爬电距离要满足光伏方阵开路电压下工作的安全要求，以上要求需要提供设备生产厂家相关设计技术证明及测试文件。
一.1.4.4.5 设备运行环境与安全规格
使用寿命不低于25年。
在环境温度为，月平均相对湿度，海拔高度米情况下能正常使用，不降额，逆变器外壳、箱体保证寿命25年，必须由原厂生产，逆变器整机保护等级不低于IP66。
箱体应装配有防腐盐雾防护设施，确保具备抵抗盐雾侵蚀的能力，以保障箱体内部在二十年内的完全无腐蚀状态。
1.1.4.4.6 信息与接口
逆变器通过有效的通讯机制与光伏监控系统建立起远程控制（遥控）、实时数据采集（遥测）、状态信息传输（遥信）以及参数调节（遥调）的功能，从而极大地便利了项目的运行维护与监控工作。信号类型涵盖但不限于以下列举：
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项目 |
参数 |
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遥控信息 |
开关机遥控 |
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遥信信息 |
逆变器停机状态、并网状态、闭锁状态、烟感报警状态、交直流防雷故障报警状态、直流侧异常报警状态、交流侧异常报警状态、电网侧异常报警状态、逆变器本体过热报警状态、孤岛保护状态等 |
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遥测信息 |
直流电压、直流电流、直流输入功率、交流电压、交流电流、功率因数、频率、有功功率、无功功率、视在功率、逆变器机柜及环境温度、日发电量、月累计发电量、总累计发电量、时钟等 |
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项目 |
参数 |
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遥调信息 |
功率因数遥调、有功功率遥调、无功功率遥调 |
逆变器需内置自动化系统接口功能，此功能在组串式逆变器中为必要配置，并需配备集群化组串式数据采集器；输入输出接口的设计需遵循独立原则，不得与控制单元的主板合并，以防止接口线路故障影响主板性能。接口板应设计为易于拆卸和安装，便于运维人员进行便捷的更换操作。
逆变器应具备远程对时功能，确保其直流和交流取数满足精确的时间同步标准。交流和直流测量值须准确无误地传输至监控系统。对于逆变器输出的交直流数据，若与第三方机构检测结果出现偏差，制造商将免费进行修正，直至数据达到准确值。
设备要求：逆变器及数据采集器需支持与光伏监控后台兼容的通讯协议和接口，其中逆变器数采需具备以太网等标准接口，以便于与监控系统进行无缝对接，实现对连接的逆变器群组进行集体有功无功调控功能。
每个直流组串输入的绝缘故障和接地异常应通过明确的软报文在自动化监控系统中实时上报。所使用的组串式逆变器智能通讯模块需具备支路电流分析功能，能发送当支路电流低于整箱平均值的20%时的遥信告警信息（系统会自动辨别是否已安装组件，未安装组件的支路将不触发智能告警，初始阈值设定为20%）。
1.1.4.4.7 试验与报告
每台逆变器须提交出厂试验报告及型式试验报告，其内容涵盖但不限于以下要点：
表10：逆变器测试内容一览表
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序号 |
项目 |
技术要求 |
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1 |
低温工作测试 |
-25℃额定负载下保持6h后，逆变器能正常工作 |
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2 |
高温工作测试 |
60℃额定负载下保持6h后，逆变器能正常工作 |
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3 |
恒定湿热测试 |
55℃，85％RH条件下，20小时满载，4小时空载为一个循环，进行20个循环后，逆变器绝缘耐压满足要求，电能质量满足要求 |
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4 |
HALT加速老化测试 |
逆变器绝缘耐压满足要求，电能质量满足要求 |
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5 |
最低短路容量比（SCR）的运行能力 |
保持正常运行且无震荡现象发生，谐波电流分量应满足GB／T14549规定的要求 |
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序号 |
项目 |
技术要求 |
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6 |
最低短路容量比（SCR）下的低电压穿越性能 |
逆变器不脱网，且有功功率和动态无功能力满足标准GB／T37408的要求 |
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7 |
最低短路容量比（SCR）下的高电压穿越性能 |
逆变器不脱网，且有功功率和动态无功能力满足标准GB／T37408的要求 |
我司将承担现场逆变器的交接试验工作，试验过程中我们将依据GB/T 30427-2013《并网光伏发电专用逆变器技术要求和试验方法》及NB/T 32004-2018《光伏发电并网逆变器技术规范》进行。项目并网运行后，我们将出具权威的第三方性能测试报告。
对于具备直流拉弧检测及自动关断功能的逆变器，应当提交户外实地验证报告，以此证实产品的功能完整性能。
1.1.4.4.8 其他
逆变器需配备全面的IV曲线扫描功能，针对各组串进行精确测量，以便实现故障定位与类型识别。扫描所得的数据应能通过内置的数据采集模块传输至光伏监控系统的后台管理系统。
逆变器需配备夜间无功功率补偿功能，以充分满足光伏系统在夜晚对无功功率的需求。
逆变器需配备功能完备的实时监控模块，用于测量并网点的有功及无功功率。根据预设的功率因数目标值，该装置应能自动调整治疗其有功和无功输出，以确保并网点的功率因数符合电网公司的性能考核标准。
在采用熔丝作为逆变器组串输入端的短路保护措施时，需确保设备年度故障率不高于1%。对于组串接反及相互反灌电流等异常情况，必须确保系统的安全性，避免引发火灾。任何因熔丝问题导致的后果，包括但不限于设备损坏和可能产生的损失，都将由我公司全权负责并承担赔偿责任。同时，对于因熔丝故障导致的发电量损失，我公司将按照每千瓦时1元的标准电价进行赔偿补偿。
在选择逆变器散热风扇时，需优选全球性能卓越的品牌，以确保其具备低故障率，年故障率不超过1%。如因风扇故障导致逆变器功率限制而产生的发电量损失，将由我公司负责赔偿，赔偿标准为每千瓦时1元人民币。风扇需与逆变器控制系统协同，采用先进的智能温控PWM调速策略，在优化散热效能的同时，力求降低能耗并减小运行噪音。逆变器配备有风扇异常报警功能。
为了保证工程应用中组串式逆变器与其他设备的通信的抗干扰能力及可靠性，逆变器自带通信端口具有一定的防浪涌电流能力（差模1.5kV,共模
,需提供厂家测试报告。
每个直流组串输入通道的绝缘和接地异常应通过明确的软报文在自动化监控系统中发出警报。组串式逆变器的智能通讯模块需配备支路电流对比分析功能，当任意支路电流低于整箱平均电流的20%（阈值可调整）时，将发送遥信告警（能自动识别是否已接入组串，未接入的支路将被排除在智能告警之外）
1.1.4.4.9 逆变器主要性能参数表
表11：光伏逆变器主要性能参数表
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序号 |
项目名称 |
单位 |
数据 |
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1 |
品牌 |
/ |
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2 |
制造厂家及产地 |
/ |
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3 |
逆变器型号 |
/ |
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4 |
·最大效率（需精确到小数点后1位） |
% |
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5 |
·欧洲效率（需精确到小数点后1位） |
% |
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6 |
·待机损耗／夜间功耗 |
W |
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7 |
·最大输入电压 |
V |
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8 |
·MPPT电压范围 |
V |
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9 |
MPPT跟踪路数 |
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10 |
·输出电压 |
V |
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序号 |
项目名称 |
单位 |
数据 |
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11 |
·输出频率 |
Hz |
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12 |
·功率因数 |
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13 |
·总电流波形畸变率 |
% |
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14 |
·电气绝缘性能 |
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15 |
一直流输入对地 |
V |
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16 |
一直流与交流之间 |
V |
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17 |
·噪声 |
dB |
&#
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京公网安备 11010802045440号
