华电滹沱河污水处理厂光伏节能改造项目工程集装箱式光伏并网逆变器技术规范书 集装箱式逆变器和低压柜 55页

华电滹沱河污水处理厂光伏节能改造项目工程集装箱式光伏并网逆变器及低压配电柜技术规范书\n华北电力设计院工程有限公司2014年11月\n目录第一部分总则2第二部分工程概况3第三部分光伏并网逆变器技术规范5第四部分附录19附录1技术差异表19附录2投标技术方案19附录3供货范围19附录4技术资料及交付进度21附录5设备检验和性能验收试验25附录6技术服务和设计联络28\n第一部分总则1.1本技术规范书适用于华电滹沱河污水处理厂光伏节能改造项目工程的光伏并网逆变器成套设备（包括逆变器和配套低压柜，详见供货范围），提出了招标设备的功能、性能、结构、安装、试验等方面的技术要求。1.2本工程太阳能电池组件采用多晶硅组件设计。1.3本技术规范书内容包括集装箱式并网逆变器设备及其配套设备、低压配电柜的功能设计、结构、性能、安装、试验等方面的技术与服务要求。卖方应提供完整的成套设备及其附属设备、备品备件、专用工具等，卖方需详细列出附属设备、备品备件和专用工具等的设备清单。1.5本招标技术规范书提出了最低限度的技术要求，并未规定所有的技术要求和适用的标准，投标人应提供一套满足招标文件和本技术规范书所列标准要求的高质量产品。1.6投标人如对本技术规范书有偏差(无论多少或微小)都必须清楚地表示在投标文件的“差异表”中，否则招标人将认为投标人完全接受和同意本技术规范书的要求。1.7本技术规范书所使用的标准如与投标人所执行的标准发生矛盾时，按较高标准执行。1.8在签订合同之后，招标人保留对本技术规范书提出补充要求和修改的权利，投标人应予以配合。如提出修改，将根据需要，招标人与投标人应召开设计联络会，具体项目和条件由招标人、投标人双方协商确定。1.9中标后投标人应协同设计方完成深化方案设计，配合施工图设计，配合安装调试、系统调试和验收，并承担培训及其它附带服务。1.10本技术规范书经双方签字认可后作为订货合同的附件，与合同正文同等效力。\n第一部分工程概况2.1概况本工程光伏装机容量约900kW，分布于厂区空地上，本工程拟采用0.4kV电压等级，共4个回路，两两分别直接接入#301配电室和#302配电室低压配电盘0.4kV母线。根据光伏板布置容量的大小，本工程拟选用4台250kW逆变器，光伏板经由汇流箱接至逆变器，出口电压为0.4kV，经电缆敷设分别接至#301配电室和#302配电室低压配电柜。2.2气象条件2.2.1气象站主要气象要素特征值平均风速2.8m/s极端最低温度-20℃极端最高温度40℃最热月平均计算相对湿度60%2.3.2太阳资源状况石家庄地区年总辐射量为4378～5365兆焦耳/平方米。一年之中，太阳总辐射量的变化呈单峰型。1～5月随太阳高度角渐增和白昼延长，月总辐射量逐渐增加，5月为全年最大月值，达674.07兆焦耳/平方米；从6月到12月则随太阳高度角的减小和昼长缩短而逐月递减，12月为全年最低值242.83兆焦耳/平方米。在四季太阳辐射量中，夏季(6～8月)最大，冬季(12～2月)最小，春季(3～5月)略小于夏季，秋季介于冬夏之间。全省太阳能年总辐射在1450~1700kWh/㎡，基本都属于太阳能资源很丰富地区。\n第一部分光伏并网逆变器技术规范3.1设计和运行条件光伏并网逆变器应在下述条件下连续工作满足其所有性能指标：1）环境温度：－25℃～＋45℃；2）相对湿度：≤95%；3）海拔高度：500m；3.2规范和标准下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准，使用本标准的各方应使用这些文件的最新版本。按有关标准和准则拟定技术条件的合同设备，包括工厂由其他厂商购来的设备和配件，都符合该标准和准则的最新版本或修订本，包括投标时生效的任何更正或增补，经特殊说明者除外。GB/T18479-2001《地面用光伏(PV)发电系统概述和导则》DL/T527—2002《静态继电保护装置逆变电源技术条件》GB/T13384—2008《机电产品包装通用技术条件》GB/T191-2008《包装储运图示标志》GB/T14537—1993《量度继电器和保护装置的冲击与碰撞试验》GB/T20046-2006《光伏（PV）系统电网接口特性》（IEC61727:2004,MOD）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》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》\nGB4208-2008《外壳防护等级（IP代码）》（IEC60529:1998）GB3859.2-1993《半导体变流器应用导则》GB/T14549-1993《电能质量公用电网谐波》GB/T15543-2008《电能质量三相电压不平衡度》GB/T12325-2008《电能质量供电电压偏差》GB/T15945-1995《电能质量电力系统频率允许偏差》GB19939-2005《光伏系统并网技术要求》GB/T20513-2006《光伏系统性能监测测量、数据交换和分析导则》GB/T20514-2006《光伏系统功率调节器效率测量程序》GB/T3859.2-1993《半导体变流器应用导则》GB/T14598.9-2010《辐射电磁场抗扰度》GB/T14598.14-2010《静电放电试验》GB/T17626.8-2006《工频磁场抗扰度试验》GB/T14598.3-2006《量度继电器和保护装置的绝缘配合要求和试验》GB7251《低压成套开关设备和控制设备》GB14048.1-2006《低压开关设备和控制设备总则》GB14048.2-2008《低压开关设备和控制设备断路器》GB14048.3-2008《低压开关设备和控制设备开关、隔离器、隔离开关以及熔断器组合电器》GB14048.4-2010《低压开关设备和控制设备接触器和电动机启动器机电式接触器和电动机起动器（含电动机保护器）》GB14048.5-2008《低压开关设备和控制设备\n控制电路电器和开关元件机电式控制电路电器》GB/T3047.1-1995《高度进制为20mm的面板、架和柜的基本尺寸系列》GB2423.4-2008《电工电子产品环境试验第2部分：试验方法试验Db交变湿热（12h+12h循环）》GB4205-2010《人机界面标志标识的基本和安全规则操作规则》GB/T17626《电磁兼容》GB7261-2008《继电保护和安全自动装置基本试验方法》GB/T14537《量度继电器和保护装置的冲击与碰撞试验》GB1094.2-1996《电力变压器第2部分温升》GB1094.3-2003《电力变压器第3部分绝缘水平绝缘试验和外绝缘空气间隙》GB1094.5-2008《电力变压器第5部分承受短路的能力》GB2900.15-1997《电工术语变压器互感器调压器和电抗器》GB/T10228-2008《干式电力变压器技术参数和要求》Q/GDW617-2011《国家电网公司光伏电站接入电网技术规定》GB/T19964-2012《光伏发电站接入电力系统技术规定》其它未注标准按国际、国标或行业标准执行。投标方应将采用的相应标准和规范的名称及版本在标书中注明。5、主要技术参数和性能要求5.1投标方提供的设备应功能完整，技术先进成熟，并能满足人身安全和劳动保护条件。投标方所供设备均正确设计和制造，在投标方提供的各种工况下均能满足安全和持续运行的要求。5.2光伏并网逆变器总体技术要求\n5.2.1光伏并网逆变器及其配套设备（含光伏并网逆变器、直流防雷配电柜及连接电缆，下称逆变单元）采用集装箱式方案（投标方提供用于放置逆变器及其配套设备的箱体）。全部电气设备均须满足500m海拔要求。5.2.2投标人负责逆变器及控制柜内部自用电装置的接线。投标人负责逆变单元内部自用电装置的接线，逆变器及逆变器室内所有负荷电源均取自该自用电系统。逆变器自用电电源为一用一备两路电源，一路为招标方向每一发电单元（1MW）提供的低压三相五线制0.4kV电源，投标人预留该路电源接口；另一路为投标人取自其中一台逆变器的交流侧；一用一备两路电源可实现手动/自动切换的双电源切换功能，双电源切换时间需满足国家标准的相关规定（取自逆变器交流侧电源为主供电电源，招标方提供电源为备用电源）。逆变器自用电变压器容量为招标阶段暂定容量，具体容量在技术协议签订时确定。最终逆变器室用电负荷容量及接线方案满足实际工程需求。5.2.3逆变器交流侧与箱变的连接电缆为：采用3根3×240mm2电缆，投标方需预留足够的接线端子或母线排。5.2.4柜内电气元件应使用知名品牌，具备国内相关认证的产品。5.2.5柜体结构要求户外产品及集装箱应达到IP54以上防护标准，具备防雨、防沙、防尘等功能；柜体（箱体）的全部金属结构件都应经过特殊防腐处理，以具备防腐、美观的性能，机房箱体外壳由钢板焊接而成，保证25年不锈；柜体（箱体）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；箱内使用的盘柜需达到IP30以上的防护标准，采用高素质的冷轧钢板，钢板的厚度≥2.0mm，表面采用静电喷涂。集装箱的封板和门板夹层采用防火发泡保温材料，并可针对环境要求调整隔热保温层厚度；集装箱内部各电气设备放置整齐、合理，装修简洁，便于巡检和维护。\n5.2.6布线1）所有集装箱内和设备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。集装箱内底部应设有专用的电缆夹层，并充分考虑通风散热。进出线必须通过接线端子，大电流端子、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。应选用质量可靠的输入输出端子，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(二次导线采用阻燃多股铜芯导线，电流互感器二次侧导线截面≥4mm；控制回路导线截面≥2.5mm。二次回路端子排包括单极断路器,二次回路承受2kV工频耐压试验无破坏性放电)。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。2）系统盘柜内应该针对接入的设备及线路，拥有明显的断点器件，能够确保检修时能够逐级断开系统。3）逆变器交流侧输出端采用电缆连接方式。4）交流各相、直流正负导线应有不同色标。5）母线、汇流排需加装绝缘热缩套管，无裸露铜排。6）柜内元件位置编号、元件编号与图纸一致，并且所有可操作部件均用中文标明功能。5.2.7柜面布置1）柜面的布置应整齐、简洁、美观。柜面上部应设测量表计、故障信号显示装置、指示灯、按钮等。逆变器柜体正面必须配备紧急停机按钮。2）进出线要求：电缆连接时，柜体进出线宜采用下进下出的引线及连接线方式。3）投标方负责逆变单元内所有直流、逆变和控制设备的接线和自用电接线。5.3直流配电柜技术要求（可采用与逆变器集成方式）\n1)直流防雷配电柜应满足本规范书5.2节中相关工艺要求；2)每台直流配电柜应配备不少于8路直流输入接口，每路额定电流250A，额定耐压1000V，并预留备用回路；3)直流配电柜数量匹配逆变器，配电柜每路输入应有防反接保护功能，防反二极管额定电压不低于DC1000V。4)直流配电柜应设有断路器及操作开关（每路直流输入侧应配有可分断的直流断路器），以便于维护人员运行操作及检查。直流断路器应具备速断（磁脱口）、过流（热脱口）保护功能，能够在-40℃下安全可靠运行。直流断路器，需通过国内外直流认证（且有国内外相关认证，推荐使用VDE认证）。不可采用交流或交直流通用产品替代使用；同时为了确保产品的防凝露要求，宜选用高污秽等级的开关。并且要求在高温环境使用时，允许开关器件通过降容使用，达到可靠保护的目的。断路器的极限分断能力不低于36KA（至少25kA），脱扣时间不多于2ms，要求运行分段能力等于极限分段能力；为达安全保护，各级之间需配置相间隔板保护；要求断路器支持反向进线，且反向进行时不降低容量；5)直流母线输出侧应配置光伏专用防雷器（罗斯瑞尔、伽尔玛、国电百泰），防雷器具备正负极对地和正负极之间的雷电防护功能，开路电压不低于DC1000V最大持续工作电压不低于DC1000V，电压保护水平不低于3.5KV，标称放电电流不低于20KA，最大放电电流不低于40KA，运行环境温度-40~+70℃；6)采用知名品牌的优质产品；7)直流配电柜面板应设电压表，可方便观察母线电压。8)每路直流输入提供电流检测，每路断路器配有状态接点和事故报警接点；9)可实时监测直流母线及支路的输入电压、输入电流、功率、绝缘阻抗、断路器状态及报警、直流接地报警等信息，直流配电柜绝缘监测仪必须能够准确、可靠的监测直流母线及每条支路直流侧正极对地、负极对地的绝缘电阻，并能发出相应的报警信息明确绝缘损坏的具体直流支路。\n上述所有信息通过自身的RS485接口上传数据。直流配电柜中通过1组标准接线端子向外部提供直流配电柜内所有可通信设备的RS485通信口，RS485通信口的有效传输距离不小于1000m。通讯规约暂定modbus。1)直流配电柜柜体应有足够的机械强度，在运输、安装中不发生变形，并力求外型美观。外壳喷塑喷涂均匀，抗暴晒、抗腐蚀，并有牢固的附着力；2)直流配电柜柜体采用金属材料，具有抗暴晒、不易导热、抗风化腐蚀及抗机械冲击等特点。开关柜金属框架均具有良好的接地，至少设置2个接地端子，并标有明显的保护接地符号；3)直流配电柜应能够从底部引入电缆；4)直流配电柜柜体设计满足自然通风要求，散热性能良好，方便现场安装。柜顶四角配备可拆卸的起吊环；柜底配备可供叉车搬运的基座；柜体外表面应装有临时重心指示标志（安装后可去掉），柜内安装件均作镀锌钝化处理；5)所有母线铜排须镀锡处理，所有主母线及分支母线均用绝缘阻燃热缩套管密封绝缘，柜内所有铜排连接处全部加装符合生产工艺要求的高品质弹垫和平垫；6)直流配电柜柜门、隔板采用静电环氧喷塑并进行橘纹处理消除眩光；7)母线的连接应采用防腐处理的螺栓、螺母、套管。母线应按国家标准(GB)的规定排列和标记；配电柜母线应按IEC431等相关标准，采用高导电率的铜质母线，母线截面在整个长度内应均匀，确保能承受连续的负荷电流，并能满足系统的动、热稳定技术要求。所有母线铜排须镀锡处理，主母线及分支母线均用绝缘阻燃热缩套管密封绝缘，柜内所有铜排连接处全部加装符合生产工艺要求的高品质弹垫和平垫；8)直流配电柜内元件的温升应不超出所采用标准的允许温升极限；9)直流配电柜柜内元件除应能满足本回路的参数要求外，还应保证在规定的额定条件下安全可靠地运行，且其安装应易于检查和维修；10)直流配电柜运行时，打开柜门后，所有导电部件均应有防护措施以防止人手触及；11)直流配电柜的额定容量不小于并网逆变器的最大连续输出容量。\n5.4逆变器5.4.1技术要求光伏并网逆变器（下称逆变器）是光伏发电系统中的核心设备，必须具有高效率、低成本的特点，采用高品质性能良好的成熟产品。逆变器将光伏方阵产生的直流电（DC）逆变为三相正弦交流电（AC），输出符合电网要求的电能(具有低电压穿越、、零电压穿越和无功功率调节等功能)。逆变器应该满足以下要求：1)每1MW逆变升压单元由2台的单台逆变器组成。2)并网逆变器的功率因数和电能质量应满足中国电网要求。3)本工程逆变器设备在500m的海拔高度地区使用，投标方应保证逆变器设备在此环境下使用不降容；4)逆变器的安装简便，无特殊性要求。5)逆变器应采用太阳电池组件最大功率跟踪技术(MPPT)。6)逆变器应选用技术先进且成熟的IGBT/IPM功率器件。7)逆变器为高频的电力电子转换装置，电流谐波畸变率THD＜3%（满功率时）。8)逆变器是光伏电站的核心设备，其设计寿命不得低于25年，标准质保期为2年。核心储能器件采用高可靠长寿命的薄膜电容。9)逆变器的全年在线工作时间不低于99%，减少故障和维护时间，并提供相应的保证材料。10)逆变器要求能够自动化运行，包括自动跟踪电网频率、相位、启动、并网、解列等，运行状态可视化程度高。逆变器应提供大尺寸的液晶显示屏(LCD)和轻触按键作为人机界面。通过按键操作，液晶显示屏(LCD)可清晰显示各项实时运行数据，实时故障数据，历史故障数据（不少于50条），总发电量数据，历史发电量（按月、按年查询）数据。单台设备所记录内容可以通过外部接口导出形成对应的运行数据，便于维护查询。11)\n逆变器本体要求具有直流输入手动分断开关，交流电网分断开关，紧急停机操作开关。交、直流断路器需具有完善的保护功能。可实时监测交、直流断路器的状态。1)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、低电压穿越、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（对地电阻监测和报警功能）等，并相应给出各保护功能动作的条件和工况（即保护动作值、保护动作时间、自恢复时间等）。2)逆变器的直流和交流侧均具备防浪涌保护功能（防感应雷）。（罗斯瑞尔、伽尔玛、国电百泰）3)逆变器是光伏电站的主要设备，应当提供具有ISO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）。如果该产品没有国家标准（或IEC标准），亦应出具专业测试机构出具的可以证明该产品的主要性能参数符合投标书中提供的技术参数和性能指标的测试报告。如果设备已经取得国际/国内认证机构的认证，则应提供认证证书复印件。4)逆变器与电网的接口特性，应遵循GB/T20046-2006《光伏（PV）系统电网接口特性（IEC61727:2004）》、《光伏发电站接入电力系统技术规定》GB19964-2012和《光伏电站接入电网测试规程》：光伏电站接入电网技术规定的要求，包括但不限于功率因素、谐波和波形畸变、电压偏差、电压不平衡度、直流分量、直流注入分量、电压波动和闪变、有功率控制、电压/无功调节、电网电压异常、电网频率异常、过流与短路保护、防孤岛效应、低电压穿越、逆向功率保护、恢复并网、防雷接地、电磁兼容、耐压要求、抗干扰要求等相关要求。5)逆变器应具有一定的过载能力，逆变器可以本工程工作条件下、以110%额定出力条件连续运行。6)逆变器交流侧除常规操作保护元件外均应配套安装断路器（与逆变器集成），保证交流侧可直接与35kV变压器低压侧相连，无需其他开断设备。7)逆变器具有辅助加热、除湿功能，能够在高湿、高温和低温环境稳定运行8)逆变器基本参数要求如下：A．逆变器效率（投标方应给出逆变器的效率曲线）\n—最高效率≥97%、欧效≥96.5%；—加权平均效率：>96.5%—功率损耗（额定）：<1%B．逆变器输入参数—输入电压形式：双极性输入/单极性输入—输入电压范围：由厂家确定—MPPT电压范围：由厂家确定C．逆变器输出参数—输出电压：0.4kV—输出电压范围：应适合中国电网，由厂家确定—频率：满足电网运行要求—功率因数：具备在线可调功能，并给出调节范围，说明是否损害有功输出—总电流波形畸变率：<3%—光伏电站应具备一定的耐受系统频率异常的能力，应能够在下表所示电网频率偏离下运行：\n—逆变器容量：250kW级逆变器可以在275kW容量下长期连续运行，不影响发电效率。D．电气绝缘性能—直流输入对地：1500V（AC），1分钟—直流与交流之间：1500V（AC），1分钟E．防雷能力具有防雷装置，具备雷击防护告警功能（最大放电电流大于40kA，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8/20µs，幅值为20kA的冲击5次，每次冲击间隔为1min，设备仍能够正常工作。F.噪声：≤65dBG.平均无故障时间：>10年H.并网电流谐波：逆变器在运行时不应造成电网电压波形过度畸变和注入电网过度的谐波电流\n，以确保对连接到电网的其他设备不造成不利影响。逆变器满负载（线性负载）运行时，电流谐波总畸变率限值为5%，奇次谐波电流含有率限值见表1，偶次谐波电流含有率限值见表2。表1奇次谐波电流含有率限值奇次谐波次数含有率限值（%）3rd-9th4.011th-15th2.017th-21st1.523rd-33rd0.635th以上0.3表2偶次谐波电流含有率限值偶次谐波次数含有率限值（%）2nd-10th1.012th-16th0.518th-22nd0.37524th-34th0.1536th以上0.075F.低电压穿越逆变器应具备《光伏发电站接入电力系统技术规定》GB19964-2012中要求的低电压穿越功能，并具备国网电科院的正式认证报告，需通过国家电网要求的现场低电压穿越测试。5.4.2光伏并网逆变器的保护功能\n1)电网故障保护a）电网异常时的响应特性并网逆变器应该具有耐受电网电压跌落的低电压穿越能力。当设备运行于低电压穿越模式时，应符合《国家电网公司光伏电站接入电网技术规定》的第7条规定。b）防孤岛效应保护并网逆变器应具有可靠而完备的非计划性孤岛保护功能。并网逆变器防非计划性孤岛功能应同时具备主动与被动两种孤岛检测方案。并网逆变器应具有可靠的计划性孤岛响应功能。如果非计划性孤岛效应发生，逆变器应在2s内停止向电网供电，同时发出报警信号。c）恢复并网保护由于超限状态导致并网逆变器停止向电网供电后，在电网的电压和频率恢复到正常范围后的20s到5min，并网逆变器不应向电网供电。d）输出过流保护并网逆变器的交流输出应设置过流保护。当检测到电网侧发生短路时，并网逆变器的过电流应不大于额定电流的150%，并在0.1s内停止向电网供电，同时发出警示信号。故障排除后，并网逆变器应能正常工作。正常情况下，如果光伏电池阵列能够输出的功率大于并网逆变器额定输出功率的110%，并网逆变器应以110%额定输出功率长期工作。2）防反放电保护当并网逆变器直流侧电压低于允许工作范围或逆变器处于关机状态时，并网逆变器直流侧应无反向电流流过。直流侧具备反接、过流、过压脱扣保护。3）极性反接保护当光伏方阵的极性反接时，并网逆变器应能保护而不会损坏。极性正接后，并网逆变器应能正常工作。\n4）供电电网过/欠压，过/欠频保护电根据《光伏发电站接入电力系统技术规定》GB19964-2012，在并网逆变器的交流输出侧，并网逆变器应能够准确判断供电电网（接线）的过/欠压，过/欠频等异常状态，并网逆变器应按要求的时间进行保护。欠压保护中包含了并网逆变器输出缺相保护。5）供电电网相序保护并网逆变器必须具备电网相序检测功能，当连接到逆变器的电网电压是负序电压时，逆变器必须停机并报警或通过逆变器内部调整向电网注入正序正弦波电流。任何情况下，并网逆变器都不能向电网注入负序电流。由逆变器向电网注入负序电流而引起的招标方设备故障和相关损失，由投标方负责免费维修和赔偿。由并网逆变器所引起的电压不平衡，不应超过限制。6）输入过流保护并网逆变器的额定输入电流应大于光伏组串在+85℃时的短路电流，当出现输入过流时，过流保护电路动作并报警。7）内部短路保护当并网逆变器内部发生短路时，逆变器内的电子电路、保护熔断器和输出断路器应快速、可靠动作，任何情况下都不能因逆变器内部短路原因导致电网高压侧的高压断路器动作，否则，认为并网逆变器存在设计缺陷。8）过热保护并网逆变器应具备机内环境温度过高报警（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过热保护功能。9）保护的灵敏度和可靠性在正常的逆变器运行环境和符合国标要求的电网环境下，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。由逆变器本身缺陷所引起的非正常停机对招标方造成的发电量等损失由投标方负责并赔偿。\n当出现故障时，逆变器应能够按照设计的功能可靠动作。由逆变器本身缺陷或可靠性引起的故障拒动等对招标方造成的所有损失由投标方负责并赔偿。10）整机阻燃性IEC62109（CE认证安规测试标准）和UL1941认证中的阻燃要求是对逆变器提出的最低要求。逆变器走线应使用阻燃型电线和电缆，线槽和线号标记套管等采用阻燃材料，逆变器机体内应装有环境温度报警继电器（温度继电器）。逆变器在任何情况下均不能产生蔓延性明火，由逆变器引起的蔓延性火灾对招标方造成的所有损失，由投标方负责及时处理并赔偿。11）绝缘监测逆变器具备完善的绝缘监测功能，当设备带电部分被接地时，绝缘监测系统应能够立即监测到逆变器的故障状态、停机并报警。直流侧绝缘监测仪必须能够准确、可靠的监测直流母线及每条支路直流侧正极对地、负极对地的绝缘电阻并通过自身的RS485接口上传数据。绝缘监测仪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，绝缘监测仪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CGC/GF004:2011《并网光伏发电专用逆变器技术条件》中的具体要求。5.4.3光伏并网逆变器的绝缘耐压性能1）绝缘电阻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不小于1MΩ。2）绝缘强度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能承受50Hz、2500V的正弦交流电压1min，且不击穿、不飞弧，漏电电流＜10mA。并网逆变器内的元器件布置应符合国内的相关安规要求。\n5.4.4并网逆变器的启动及同步并网逆变器应能根据日出及日落的日照条件，实现自动开机和关机。并网逆变器启动运行时应确保光伏发电站输出的有功功率变化不超过所设定的最大功率变化率。当光伏电站因系统要求而停运，而后逆变器要重新启动并网时，尤其需要考虑该制约因素。并网逆变器应具有自动与电网侧同步的功能。并网逆变器应具有对时功能，能够与监控系统的基准时间对时（网络广播对时方式）。5.4.5并网逆变器的人机接口并网逆变器应在面板上设置液晶触摸屏，以实现操作人员的现地手动操作。通过触摸屏可实现对主要设备的手动控制。触摸屏应能显示并网逆变器的运行参数、状态、故障信息等。逆变器需预留与光伏电站总监控系统的通讯接口，逆变器的所有运行参数、状态、故障信息均能通过通讯上传至光伏电站总监控系统，同时光伏电站总监控系统、AGC、AVC可以实现对各个逆变器的启动、停机和调节有功、无功输出等操作。接口型式可选RS485。5.4.6逆变器监控后台的要求投标方应配置后台监控系统（操作员站），布置在业主提供的光伏专用房间，逆变器需通过485接口或者光口传输到监控系统，使运行人员可通过监控后台监视每个逆变单元内的所有信息，逆变器监控系统应能通过RS485,RS232等接口向电厂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，并负责配合电厂监控系统厂家实现通讯。监控后台可以实现远方遥控低压配电柜光伏输入开关。在电网需要停电的时候应能接收来自于全站监控系统的远方指令。5.4.6.1配合要求卖方应将逆变室监控后台与全站监控系统的通讯中所使用的通讯协议、格式及对应关系一一列举，以确保全站电厂监控系统和逆变室监控系统相互之间发出的数据能够被识别和正常使用，以确保全站监控系统能安全、有效地监视和控制逆变升压装置内的设备及现场汇流设备。\n5.4.6.2并网逆变器的显示及故障报警液晶触摸屏的显示参数主要包括（但不限于此）：直流电压、直流电流、直流功率、交流电压、交流电流、并网逆变器机内温度、时钟、频率、功率因数、当前发电功率、日发电量、累计发电量、有功电度量、无功电度量、每天发电功率曲线、电压畸变率、电流畸变率、逆变器投入/退出状态位置及并网状态信号等。故障量信号包括（但不限于此）：电网电压过高、电网电压过低、电网频率过高、电网频率过低、电网电压不平衡、直流电压过高、并网逆变器过载、并网逆变器过热、并网逆变器短路、散热器过热、光伏并网逆变器孤岛、DSP故障、通讯失败等。并网逆变器应采用声光报警的方式来向操作人员发出故障信号提示。可监视逆变升压装置内的直流配电柜、光伏并网逆变器等逆变器室内相关电气设备的状态。通过光伏电站总监控系统可以实现各个逆变器的启动、停机和有功、无功功率控制。5.4.7并网逆变器的历史数据采集和存储并网逆变器应能够连续存储至少半年以上的电站所有运行数据和故障记录。并网逆变器需分别以日、月、年为单位记录和存储数据、运行事件、报警、故障信息等。5.4.8通讯接口并网逆变器应提供标准的RS485通信功能，并网逆变器应能与光伏电站监控系统通过基于RS485的Modbus协议上传并网逆变器本身的详细的运行状态、工作参数及故障报警信号、完成远程调度等，至少保证每分钟可以刷新一次系统运行数据，故障信息应实时传送，所发信息必须清晰、准确，不能发送用户看不懂的故障代码。招标方有权知道逆变器的所有运行和故障信息，运行和故障信息应清晰、明确（准确）。并网逆变器应具备接收电网调度指令并可靠执行的能力，在设备质保期内，投标方应无条件、免费的满足招标方、电网公司、监控后台提出的所有调度、通讯等功能及其后续升级要求。\n5.4.9光伏并网逆变器的工艺要求1）并网逆变器交流各相、直流正负导线应按照国家标准配置相应的颜色。2）选用质量可靠的输入输出端子，需充分考虑电缆的安装与固定，柜内所有铜排连接处全部加装符合生产工艺要求的高品质弹垫和平垫。3）柜体内元件位置编号、元件编号需与图纸一致，所有可操作部件均应用中文标明功能。4）柜体结构安全、可靠；易损件的设计与安装应便于维护及拆装。5）各元件板应有防尘装置，柜体设计应考虑通风、散热。6）光伏并网逆变器柜内应有保护接地。7）所有导线、电缆、线槽、线号套管等应使用阻燃型产品。8）并网逆变器可以靠墙摆放。打开柜门后，所有导电部件均应有防护措施以防止人手触及。5.4.10光伏并网逆变器的安装及调试1）光伏并网逆变器的具体安装由招标方承担。2）投标方的设备安装指导人员，须按合同设备每个部分的安装进行技术指导与督导，并负责调试。现场技术服务人员应协调各设备接入系统的工作，保证现场安装调试工作的正常进行。3）投标方应对以下各项负责：a）对所提供的设备安装指南和图纸负责；b）对供货范围内设备性能和质量负责；c）对安装调试中提供错误的服务负责。4）在安装和调试过程中，须有招标方人员参加，招标方人员协助并协调所有设备的安装及调试，投标方人员对安装调试过程中的全部技术问题负责。\n5）投标方人员有义务解答招标方和安装单位技术人员提出的问题。6）投标方应提供并网逆变器的性能保证值及有关参数。5.4.11光伏并网逆变器的主要元器件列表名称规格型号技术参数数量品牌直流断路器交流断路器交流接触器散热风机直流母线电容直流滤波器交流滤波器交流输出电感交流避雷器IGBT功率模块5.4.12光伏并网并网逆变器的性能参数表制造厂商　　型号　　\n直流输入最大直流输入功率　最大方阵开路电压（V）　最大方阵输入电流（A）　直流输入电压范围（V）　MPPT范围（V）　平均MPPT跟踪误差（W）平均MPPT跟踪时间交流输出额定交流输出功率（kW）　最大交流输出功率（kW）　最大输出电流（A）工作电压范围（V±%）　工作频率范围（Hz±%）　最大逆变器效率（%）　欧洲效率（%）　功率因数　功率因数调节范围　50%负载时的总谐波畸变率（%）　夜间自耗电（W）　噪音（dB）　保护功能过/欠压保护（有/无）　\n过/欠频保护（有/无）　防孤岛效应保护（有/无）　过流保护（有/无）　内部短路保护（有/无）　防反放电保护（有/无）　极性反接保护（有/无）　电网相序自适应功能（有/无）　安全要求绝缘电阻　绝缘强度　外壳防护等级　通讯通讯接口　控制功率开关　控制器　冷却方式冷却方式运行自耗电运行自耗电（kW）尺寸长×宽×高（mm）　重量（Kg）　文件要求产品说明书（有/无）　用户手册（有/无）　产品合格证（有/无）　\n保修卡（有/无）　产品认证（有/无）5.4.13直流配电柜性能参数表（投标人填写）制造厂商型号直流输入输入形式额定直流输入功率最大直流连续输入功率最大输入电压（V）最大输入电流（A）直流输出输出形式额定直流输出功率（kW）最大直流连续输出功率（kW）最大输出电压（V）最大输出电流（A）保护功能过流保护（有/无）短路保护（有/无）过压保护（有/无）绝缘监测系统（有/无）安全绝缘电阻\n要求绝缘强度外壳防护等级尺寸长×宽×高（mm）重量（Kg）5.5集装箱（1）箱体设计及制作1）箱体应符合集装箱标准中的相关条款。2）箱体可以是把全部设备，包括直流柜（若有）、逆变器、交流柜（若有）、交流配电箱等装在一个箱体内。3）箱体的进风和出风口通风面积必须满足当地海拔条件下箱内各设备冷却风流量的需要，逆变器柜风机出口的风道阻力应满足冷却风机阻力要求，并按风机特性曲线（压力、流量、阻力）进行校核。4）箱体正面和背面检修通道的尺寸除了满足一般要求外，还必须满足逆变器更换或检修抽出模组的需要。5）箱体箱门插销应牢固可靠，保证能够正常开启25年。箱体结构在逆变器有需要时，应满足逆变器柜等设备就位和检修需要。6）箱体的防护等级应达到IP54以上防护标准。7）箱内温度变化范围在任何环境条件下都应保持在设计允许变化范围内，箱体应尽量采用不同的材料和其他措施实现保温、降温满足需要，尽量避免采用附加的加热、制冷设备消耗能源，实现节能降耗的要求。8）箱体材料要抗紫外线辐射，抗暴晒性能好，不易导热避免因外部温度过高而引起箱体温度升高。当箱体采用夹层板，保温层厚度50mm，保温层材料必须具有阻燃、无毒性能。并能在风速56m/s下保证不发生变形和撕裂。\n9）箱体内壁材料防潮性能好，不会因冷热突变而产生凝露。10）箱体机械强度高，耐压抗张，抗冲击。11）箱体对环境有良好的协调性，能美化环境，可适应各种气候条件，外形美观。12）箱体门锁应采用防雨、防堵、防锈、防盗的专用门锁，门打开后可定位在开门位置。13）门框上应加装专用的抗老化橡皮嵌条。14）逆变器室应设二道门，推荐采用金属网经镀锌处理，网孔直径=8mm，确保巡视人员的人身安全。15）箱体的设计，需要满足箱内电力电子设备的环境工作温度要求。16）箱体金属框架均应有良好的接地，至少在两对角处各有1个接地端子，并标有不可擦灭的接地符号。17）箱体进出线皆为电缆。进出线均位于箱体底部。18）每台箱体应有足够的电缆布置和接线空间以及足够的电气相间距离。逆变器交流侧与箱式变压器的连接电缆为3根3×240mm2电缆，投标方需预留足够的接线端子或母线排。连接处的母线和端子要考虑满足电缆连接的机械应力要求，4根电缆终端的固定分别要设置固定型钢和卡具并加装绝缘护套，并有接地端子点，接地端应采用接地铜排，并留有足够的接线孔。19）集装箱外壳的要求序号技术参数名称要求1产品材料标准防腐整体钢结构2抗台风等级≥36m/s（12级）3抗震等级≥7级4防腐蚀标准满足规范GB/T2437.17-2008\n5房子钢板厚度（mm）≥2.5mm6安装方式一体化现场安装7保修期≥10年8产品寿命＞25年9集装箱外壳同时应该还满足以下特点：保温、隔热、吸音、减震、阻燃、防静电、透气性能好，户外型，按照1MW单元进行设计。（2）箱体内设备参数、状态的监测和通讯箱体内应加装温度、湿度测量表计、烟雾报警装置、门开关行程开关，并将温度、湿度、烟雾报警探头、箱体门的状态接入投标方供货的智能检测装置。智能装置需预留通讯接口，上述所有信息能通过通讯接口上传至光伏电站总监控系统，接口型式暂定RS485。此外，投标方需保证火灾情况下烟雾报警装置联动切除箱内通风风机。（3）箱内一、二次接线1）为适应太阳能光伏发电站无人值守或少人值守的需要，箱内设备选型、控制系统设计、保护系统设计和通讯规约确定都要遵照该原则。2）箱内控制线和盘间电力电缆或铜排按照设计图纸连接好,现场仅需连接逆变升压箱进、出直流、交流电缆和通讯线缆即可。（4）箱内低压自用电系统（应满足2.2第三条要求）1）箱内应配置交流380/220V电源箱，负责给箱内照明、箱体排气风机、箱内检测设备、箱内屏柜电源、箱内检修插座等所有工作电源；2）箱内照明灯应受门开关的位置开关节点控制；3）照明灯具选用节能灯具，采用知名品牌优质产品，照度要求值应满足DL/T5390-2007标准要求；4）插座及开关等采用合资品牌优质产品；\n投标方提出成套设备（包括成套设备的箱体照明、箱体排气风机、箱内检测设备、箱内屏柜电源、箱内检修插座等）自用电解决方案，并明确自用电负荷耗电量。同时投标方提供的自用电系统预留有与招标方提供的380/220V场用电系统的接口，招标方仅提供外引电源的电缆，其他均有投标方提供。5.6低压配电柜技术要求5.6.1整柜参数额定短路开断电流：50kA额定短时耐受电流：50kA(1S)额定峰值耐受电流：125kA5.6.2技术条件（1）一般要求低压开关柜的设计、制造应做到技术先进、经济合理、安全适用、设计规范、确保质量。开关柜中的主要元件和附件均应采用阻燃材料制造。（2）柜架和外壳设备的柜架为垂直地面安装的自支撑式结构。外壳防护等级不低于IP33。柜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时所产生的动、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。外壳顶部应覆板遮盖，防止异物、水滴落下造成母线短路。柜架背面应设置防止直接触及带电元件的门。柜体屏与屏之间应有隔板，以防止事故扩大。（3）断路器应具有相同分断能力。5.6.3柜体结构\n断路器单元在单元门的正面具有一个手动操作的手柄，手柄位置表明断路器处于断开或合闸状态。具有二个或以上的挂锁用来把断路器锁住在断开位置。断路器和门上的操作机构应如此设计，只有当断路器和操作机构在“断开”位置时，才可以打开或关上门，并提供一个解除装置，允许断路器闭合时去打开门。配电柜均为防护式组合拼装结构，零件用螺栓连接。装于柜体上的继电器，能防止断路器或其它电器设备正常操作振动而误动作。5.6.4主母线和分支母线配电柜母线在与已有配电柜母线上扩建，规格与已有母线相同；主母线、分支母线及接头，都予以绝缘，即采用绝缘母线。母线材料选高导电率的铜材制造。采用螺栓连接时，每个接头不少于两个螺栓。绝缘导线选用铜质多股绞线。铜母线在搭接部位要求搪锡或镀银。5.6.5接线端子排额定电压不低于500V，额定电流不小于10A，具有隔板、标号线套和端子螺丝。每个端子排均应标以编号。控制回路的导线均应选用绝缘电压不小于500V，截面不小于2.5mm2的多股铜绞线。导线两端均要标以编号，导线任何的连接部分不能焊接。对外引接电缆均应通过端子排，出线端子用压接式连线鼻子。抽屉二次接线采用插入式结构，并且柜内设备机械配合和间隙符合机械和电气距离的要求，控制和操作灵活、可靠。二次接线插头必须选用具有足够机械强度和导电容量的名牌产品，并维修更换方便。每个电源及馈线回路均配置通电指示灯。对于抽屉柜内电气联锁、控制回路的接线应进行严格检查，保证回路接线正确性，完整性。5.6.6与逆变器的连接\n逆变器与低压柜的连接全部采用电缆下进线的方式。5.6.7柜中的二次元件(控制、保护、信号等元件)包括在投标报价内。5.6.8柜内元器件配置要求断路器：每个低压柜内配置框架断路器一台，框架电流按照不低于1250A选取，额定电流不低于800A；5.6.9光伏电站环境监测系统1套，实现环境监测功能，主要包括总辐射量、直接辐射量、散射辐射量、最大辐照度、气温、温度风速、风向、环境温度、组件背板温度等参量。总辐照度及直接辐照度的测量精度应该满足国家相关标准要求，并经过国家正规计量部门标定。所需的各类模拟传感器由卖方成套提供。环境监测系统组网纳入全站监控系统，并能在全站监控系统中显示和统计。中标人在签订技术协议时与买方商定环境监测系统的安装位置，环境监测系统所需的安装支架由投标人成套。2)配合要求卖方应将逆变室监控后台与全站监控系统的通讯中所使用的通讯协议、格式及对应关系一一列举，以确保全站电厂监控系统和逆变室监控系统相互之间发出的数据能够被识别和正常使用，以确保全站监控系统能安全、有效地监视和控制逆变升压装置内的设备及现场汇流设备。逆变室监控系统与全站监控系统的通讯的数据至少可完成以下功能：①可查看每台逆变器的运行参数，主要包括：a.直流电压b.直流电流c.交流电压d.交流电流e.逆变器机内温度f.电网频率\ng.功率因数h.当前发电功率i.日发电量j.累计发电量k.累计CO2减排量②监控所有逆变器的运行状态，采用声光报警方式提示设备出现故障，可查看故障原因及故障时间，监控的故障信息至少应包括以下内容：a.电网电压过高；b.电网电压过低；c.电网频率过高；d.电网频率过低；e.直流电压过高；f.逆变器过载；g.逆变器过热；h.逆变器短路；i.散热器过热；j.DSP故障；k.通讯失败；③可监视逆变升压装置内的直流配电柜、光伏并网逆变器等逆变器室内相关电气设备的状态。④通过光伏电站总监控系统可以实现各个逆变器的启动、停机和有功、无功功率控制。\n5.7其它要求投标人用于生产和测试的设备必须处于正常工作状态，校准设备应有国家计量单位出具的计量证书，企业内部校准的设备，应能溯源到国家计量机构的计量结果。相关校准人员必须具有校准资质。如企业内控标准与国内其他标准要求不符合时，按照较高标准实施，对未提及到的工艺均按照企业内控最高标准实施。投标人应按技术要求供应原厂制造、封装的成型产品。所供设备、材料必须是该品牌注册工厂根据该设备、材料的标准和规范进行设计，采用最先进的技术制造的未使用过的全新合格产品，是在投标时该生产厂家近年来定型投产的该规格型号最新的成熟产品。招标人不接受带有试制性质的箱式逆变器及其组成部件。以下技术条款（参数）是重要内容，不满足任何一条，将导致废标。（1）根据下列公式计算分别在5%，10%，15%，20%，25%，30%，50%，70%，90%，100%额定输出功率条件下的箱式逆变器逆变效率的加权效率值不应该小于97%：（2）MPPT静态跟踪效率不低于99%。（3）箱式逆变器使用寿命不低于25年，质保期不少于5年。5.8直流防雷配电柜要求直流防雷配电柜参数，输入电压范围：DC400~1000V；输入直流断路器数量:8路；每路直流断路器额定电流不小于250A，并配有防反二极管和光伏防雷器；输出直流断路器数量：1路；每路直流断路器额定电流不小于1600A。5.9技术数据应答表下列表格中所列要求值仅适用于海拔1000m以下地区，投标方应按本工程实际海拔高度修正后填写，且表中只列出了设备性能的必须参数，但设备性能参数不仅限于这些，投标方按下表格式填写，多出部分可后续：逆变器主要技术性能参数表\n序号名称要求值投标方提供值备注生产厂家逆变器型号1逆变器输出功率(1)逆变器输出额定功率(2)逆变器最大交流侧功率2逆变器效率(1)最高转换效率>97%(2)*欧洲效率（加权平均效率）>96.5%3逆变器输入参数(1)输入电压范围(2)MPPT电压范围(3)最大直流输入电流4逆变器输出参数(1)额定输出电压(2)输出电压范围(3)输出频率要求50±2%HZ(4)功率因数(5)最大交流输出电流(6)总电流波形畸变率<3%5电气绝缘(1)直流输入对地AC1500V，1分钟(2)直流与交流之间AC1500V，1分钟\n6防雷能力(1)最大放电电流>40kA(2)残压<1kV7防护等级IP208噪音<65dB9平均无故障时间>10年10要求的电网形式11逆变器功率损耗(1)工作损耗（包括通风照明等自用电）(2)待机损耗（无加热时）（3）加热功耗（如有）12自动投运条件13断电后自动重启时间14隔离变压器（有/无）15接地点故障检测（有/无）16保护功能(1)过载保护（有/无）(2)反极性保护（有/无）(3)过电压保护（有/无）(4)其它保护（请说明）17工作环境温度范围－30℃～＋40℃18生存环境温度－40℃～＋40℃18相对湿度\n19满功率运行的最高海拔高度500m20防护类型/防护等级21散热方式22重量23机械尺寸（宽×高×深）5.9逆变单元接线示意见下图\n单元示意图第一部分附录附录1技术差异表如有，投标人要将投标文件和招标文件的差异之处汇集成表，针对本节技术偏离内容逐项说明。附录2投标技术方案投标人在投标技术方案中应至少包含下列内容：1．投标设备整体方案论述（包括接线原理图、设备初步布置方案图、主要设备外形尺寸图等）；2．成套设备自用电解决方案描述（列明负荷及耗电量）；3．逆变器设备性能描述及详细参数表；4．逆变器效率曲线；5．逆变器设备认证资料及试验报告；\n6．设备满足现场环境条件的相关证明材料或业绩；7．所有配套电气设备清单及主要元器件供货厂商。附录3供货范围1一般要求1.1本附件规定了合同设备的供货范围。投标人保证所提供的设备为全新的、先进的、成熟的、完整的和安全可靠的，且设备的技术经济性能符合技术规范书的要求。1.2投标人提供详细供货清单，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，如果本合同附件未列出和/或数量不足，投标人仍需在执行合同时补足。1.3投标人提供所有安装和检修所需专用工具和消耗材料等。1.4提供备品备件。投标人应免费提供竣工验收前设备安装、调试、试运行直至质保期结束所需要的备品备件。投标人应分别提供以上各种情况下的备品备件清单，并附有每件备品的使用部位的详细说明。1.5进口件清单单列，并要求提供原产地证明。1.6投标人提供的技术资料清单见附录3。1.7投标人提供终身维修。招标人发现问题通知投标人后，维修人员24小时内抵达现场。缺陷处理后，半个月内向招标人提交分析报告。1.8投标人承诺质保期满后（请投标单位出具质保承诺函），优惠服务五年，被更换备品备件的价格在五年内不提价，提供这五年内的备品备件价格清单作为投标附件，但遇市场降价应随之降价。2供货范围\n投标人确保供货范围完整，满足招标人对安装、调试、运行和设备性能的要求，并提供保证设备安装、调试、投运相关的技术服务和配合。在技术规范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，投标人无偿补充供货。光伏并网逆变器及其辅助材料的具体项目如下（但不限于此）：2.1集装箱式逆变器及其配套设施：；2.2低压配电柜；2.3逆变器监控和通讯装置及配套软件：与逆变器及系统容量匹配；投标人所提供的设备之间的通信和控制电缆。2.6其他配套设施：应配套内部连接一切所需；采用纯户外布置方案时应保证逆变器满足现场环境条件及本次投标范围内设备的内部连接所需一切设备。2.7设备范围（由投标人详细填写各设备的主要元器件）序号名称规格和型号单位数量产地生产厂家备注1250kW集中型逆变器套4集装箱式，出口电压400V2低压配电柜面2额定电流1250A3逆变器监控和通讯装置及配套软件（包括数据采集器、光纤转换器、内部连接光缆等）　套　　4逆变器监控操作员站套15集装箱外壳及照明、通风等配套设施　　套2　　　包含所有内部线缆的连接6光伏电站环境监测系统套1　合计　　　　　　\n附录4技术资料及交付进度1一般要求1.1技术文件中所含的内容将构成投标人进行产品设计、生产、售后服务的技术依据，也是电站集成的基本技术条件和要求。1.2投标人应按照招标人要求准备和提供有关并网逆变升压装置的运行、维护、修理的相关资料。1.3投标人应汇总并提交有关并网逆变升压装置的相关标准及技术支持性文件测试报告，认证证书等文件。1.4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。1.5投标人向采购人提供的技术文件及图纸等资料费用计入合同总价。1.6投标人所提供的各种技术资料能满足电站设计以及安装调试、运行试验和维护的要求。1.7投标人保证技术文件及图纸清除污物、封装良好、并按系统分类提供给采购人。1.8投标人提供的资料应使用国家法定单位制即国际单位制(文字为中文)。1.9投标人提供的技术资料分为投标阶段、配合设计阶段、设备监造检验、施工调试试运、性能试验验收和运行维护等四个方面。投标人须满足以上四个方面的具体要求。1.10所供图纸资料均应是由Word97或AUTOCAD2004软件编写绘制（设备外形及安装布置图应按比例绘制）。所供资料，不管设备是否国内提供，均应采用中文简体印刷字体。提供的正式文件应注明使用阶段。1.11设备装箱资料(含装箱清单、出厂合格证、出厂试验报告等)2份随设备发运。投标人负责按时向电力设计院提供必需的设计资料。投标人向招标人提供的技术文件及资料的电子文件应是可编辑、修改的电子文件。\n1.12投标人资料的提交及时充分，满足工程进度要求。在合同签订后15日内给出全部技术资料清单和交付进度，并经招标人确认。1.13技术协议小签后7天内提供施工图设计配合图纸（包括分包与外购设备的技术资料）：6套（其中设计院2套）及相应的电子版本资料2套（其中设计院1套）。1.14投标人保证随最后一批资料供给一套完整的全套图纸、资料和手册的总清单。最终技术资料（包括分包与外购设备的技术资料）及安装、运行、维护手册：提供14套及相应的电子版本资料2套。1.15投标人在设备开始加工前，根据加工进度向用户监造人员提供相关资料1份。1.16投标人提供的图纸应清晰，不得提供缩微复印的图纸。1.17投标人提供的图纸必须注明图纸用途及设计阶段，注明联系配合用图，工程施工用图等。最终正式工程设计用图应图纸签署完全，加盖确认标记。1.18所供图纸编号必须清晰、有序，不得有不同图纸相同编号的现象出现。图纸改版后，必须及时通知招标人，图纸应注明改版序号。1.19所供工程施工设计用图和资料，除说明书等文字资料及附图等可采用白图及印刷资料外，其它工程施工设计用图需采用蓝图。1.20提供图纸资料等应附有提供资料清单，以备查考。1.21对于其它没有列入合同技术资料清单，是工程所必需文件和资料，一经发现，投标人应及时免费提供。2资料提交的基本要求2.1技术协议书签定后7天以内向招标人、设计院提供以下技术文件（不限于此）：1）企业概况、资质、证书2）工厂概况3）产品外形、尺寸图纸（包括荷重资料）4）产品技术数据表\n5）主要设备供应商概况6）投标产品业绩表7）效率特性曲线图8）安装使用说明书9）电气原理接线图；10）产品随机资料，包括产品证书，供货清单，外形尺寸图，组装图，产品技术参数，安装、运行、检修使用说明书以及易损件清单等资料，在产品交货时提交给业主。2.2包括设计、安装、运行、维护及检修的说明书。2.3供货清单：包括设备本体、附件以及备品备件、专用工具等。清单中应有型号、规范、数量、材质、制造厂家、使用地点。2.4产品合格证及全套设备制造质量证明文件。2.5招投标人一致通过的“变更”文件及证明。2.6图纸应标明随每项部件所给的附件，以及部件制造厂家、型号和参数。2.7投标人应提供实用与本工程实际情况的，为本工程专用的技术资料。所有资料上应标明“华电滹沱河污水处理厂光伏节能改造项目工程专用”字样。2.8投标人所提交的技术资料内容至少应包括本附件中所要求的。如招标人在工程设计中所需要本附件以外的资料，投标人应及时无偿的提供。2.9投标人提交给招标人的每一批资料都应附有图纸清单，每张资料都应注明版次，当提交新版资料时应注明修改处并说明修改原因。最终图纸应注明订货合同号并有明显的最终版标记。2.10投标人在收到设计院反馈意见后两周内应提供以上文件的最终设计文件。2.11工程配合和资料交换所用的语言为中文。2.12投标人向招标人提供的资料\n资料交接清单：序号资料名称单位数量提供时间备注1资料移交清单份22供货清单份33装箱单份34说明书(维护、操作、安装)份125合格证份16出厂检验报告份17质量证明书份18所供图纸包括以下内容（不限于此）：(1)电气原理接线图;(2)设备结构尺寸图;(3)设备安装尺寸图;(4)控制系统原理图;套129外购件清单及相应的图纸、合格证套份12合格证、出厂检验报告各1份说明书、出厂检验报告10所有进口设备原产地证明、质量证明套1商检报告11制造质量监检报告、质量监察检验证书份112特种产品生产许可证复印件份113以上所列各种设备随机资料提供份2相应电子版(磁盘或光盘)以上设备资料内容均为原件。\n2.13安装、调试、运行用技术文件安装、调试、运行用技术文件应在设备到货前3月送达。投标人所供安装、调试、运行用技术文件和随机提供的技术文件应不少于下列技术文件(但不限于此)：1）设备运行维护手册2）各部件或设备的使用说明3）部件或设备的规范表4）部件或设备的调试试验规程5）各部件或设备的质量检验书6）各部件或设备主要用材的质量检验书7）安装要求及安装质量标准8）设备设计说明9）备品备件及专用工具一览表10）安装总装配图和部件组装图11）设备和电气、控制接口资料12）备品备件及易损件的加工制造图13）技术参数表14）系统设备清册15）设备说明书16）调试方案3资料移交注意事项\n3.1移交的有关资料是指每一型号规格的产品应交：合格证、证明书、检验报告、安装图纸、产品说明书。如果有证明书（其中含有合格证、材质证、工艺检验记录和其他检验报告）的，就可不再另交合格证及检验报告。技术光盘应按招标人要求提供两套。3.2、具体应交资料数量：3.2.1合格证：正本1套（为原件黑字红章），副本1套（复印件黑章）。3.2.2检验报告：正本2套（为原件黑字红章），副本3套（复印件黑章）。3.2.3证明书：正本2套（为原件黑字红章），副本3套（复印件黑章）。3.2.4安装图纸（要求设计人员签名）：正本12套（为原件蓝图红章）3.2.5说明书：正本12套。3.2.6运行维护手册：12套（见附录8运行维护手册）3.3、进口产品：不仅要交外文资料，而且应交相对应的同样数量的中文资料。3.4、光盘应按招标人要求提供两套。3.5、如在承包方中有委托他方供货的，承包方应通知和要求他方按需方的规定递交有关资料。交的资料应为黑色钢笔笔迹，不得为其他笔迹。交资料时，应按要求把要交的资料准备齐全，编写递交资料清单，交给招标人，并办理交接手续。附录5设备检验和性能验收试验1概述本附件用于合同执行期间对投标人所提供的设备（包括对分包外购设备）进行检验和性能验收试验，确保投标人所提供的设备符合技术规范书的要求。1.1投标人应在合同生效后按招标人的要求及时提供与合同设备有关的监造和检验标准。这些标准应符合技术规范书的规定。\n1.2投标人向采购人保证所供设备是技术先进成熟可靠的全新产品。在图纸设计和材料选择方面准确无误，加工工艺无任何缺陷和差错。技术文件及图纸清晰、正确、完整，能满足正常运行和维护的要求。1.3投标人具备有效方法、控制所有外协、外购件的质量和服务，使其符合本规范的要求。1.4采购人有权派代表到投标人制造工厂和分包及外购件工厂检查制造过程，检查按合同交付的货物质量，检查按合同交付的元件及使用材料是否符合标准及其合同上规定的要求，并参加合同规定由投标人进行的一些元件试验和整个装配件的试验。投标人提供给采购人代表相关技术文件及图纸查阅，试验及检验所必需的仪器工具、办公用具。1.5如在运行期间发现部件的缺陷、损坏情况，在证实设备储存安装、维护和运行都符合要求时，投标人将尽快免费更换。1.6在保证期内，投标人产品各部件因制造不良或设计不当而发生损坏或未能达到合同规定的各项指标时，供方无偿地为业主修理或更换部件，直至改进设备结构并无偿供货。1.7设备在验收试验时达不到合同规定的一个或多个技术指标保证值而属于投标人责任时，投标人自费采用有效措施在商定的时间内，使之达到保证指标。2工厂检验2.1工厂检验是质量控制的一个重要组成部分。投标人需严格进行厂内各生产环节的检验和试验。投标人提供的合同设备须签发质量证明、检验记录和测试报告，并且作为交货时质量证明文件的组成部分。2.2检查的范围包括原材料和元器件的进厂，部件的加工、组装、试验和出厂试验。投标人检验的结果要满足技术规范书的要求，如有不符之处或达不到标准要求，投标人要采取措施直至满足要求，同时向招标人提交不一致性报告。投标人发生重大质量问题时应将情况及时通知招标人。2.3工厂检验的所有费用包括在合同设备总价中。2.4生产厂在出厂试验1个月前应将试验标准、计划和报告送业主检查。\n2.5生产厂应配合进行所有设备整机的现场试验。2.6试验包含如下内容，但不限于此：2.6.1机体及结构检查2.6.2性能指标试验1）逆变效率试验2）并网电流谐波试验3）功率因数测定试验4）注入电网直流分量试验5）噪声测试2.6.3保护功能试验1）交流侧过/欠压保护试验2）交流侧过/欠频保护试验3）防孤岛效应保护试验4）恢复并网保护试验5）防反放电保护试验6）极性反接保护试验7）过载保护试验等2.6.4通讯接口试验2.6.5自动开/关机试验2.6.6软启动试验2.6.7绝缘耐压试验\n1）绝缘强度测定试验2）耐压试验2.6.8环境试验1）低温工作试验2）高温工作试验3）恒定湿热试验2.6.9温升试验2.6.10外壳防护等级试验3性能验收试验3.1性能验收试验的目的是为了检验合同设备的所有性能是否符合技术规范的要求。3.2性能验收试验的地点为招标人现场。设备到达安装现场后，供、需双方按商定的开箱检验方法，对照装箱清单逐件清点，进行检查和验收。3.3性能试验的时间：具体试验时间由供需双方协商确定。3.4性能验收试验由招标人组织，投标人参加。试验大纲由投标人提供，与招标人讨论后确定。3.5性能验收试验的标准和方法：由投标人提供详细资料清单，招标人确认。3.6性能验收试验所需的仪器或器材及其装置应由投标人提供，招标人参加配合。投标人也要提供试验所需的技术配合和人员配合。3.7性能验收试验的费用：本节3.6和投标人试验的配合等费用已在投标总价内。3.8性能验收试验结果的确认：性能验收试验报告以招标人为主编写，投标人参加，共同签章确认结论。如双方对试验的结果有不一致意见，双方协商解决。3.9进行性能验收试验时，一方接到另一方试验通知而不派人参加试验，则被视为对验收试验结果的同意，并进行确认签盖章。\n3.10由投标人外包生产的设备（部件）到达安装现场后，仍由招标人会同投标人进行检查和验收。3.11性能验收试验所需要的测点、一次元件和就地仪表由招标人确定的测试单位提供，投标人提供试验所需的技术配合和人员配合。3.12性能验收的内容、标准和方法：投标人在投标文件中提出，合同谈判时确定。性能验收试验的内容至少应包括：逆变电源效率；输出电压波动；总电流波形畸变率；电气绝缘性能等。附录6技术服务和设计联络1投标人现场技术服务1.1投标人现场技术服务人员的目的是保证所提供的招标设备安全、正常投运。投标人要派出合格的、能独立解决问题的现场服务人员。投标人提供的包括服务人天数的现场服务表应能满足工程需要。如果由于投标人的原因，下表中的人天数不能满足工程需要，招标人有权追加人天数，且发生的费用由投标人承担；如果由于招标人的原因，下表中的人天数不能满足工程需要，招标人要求追加人天数，且发生的费用由招标人承担。1.2投标人服务人员的一切费用已包含在招标总价中，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。1.3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。招标人不再因投标人现场服务人员的加班和节假日而另付费用。1.4未经招标人同意，投标人不得随意更换现场服务人员。同时，投标人须及时更换招标人认为不合格的投标人现场服务人员。1.5下述现场服务表中的天数均为现场服务人员人天数。现场服务序号技术服务内容总的计划人天数派出人员构成备注职称人数\n1.6在下列情况下发生的服务人天数将不计入投标人现场总服务人天数中：1.6.1由于投标人原因不能履行服务人员职责和不具备服务人员条件资质的现场服务人员人天数；1.6.2投标人为解决在设计、安装、调试、试运等阶段的自身技术、设备等方面出现的问题而增加的现场服务人天数；1.6.3因其他投标人原因而增加的现场服务人员。1.7投标人现场服务人员应具有下列资质：1.7.1遵守中华人民共和国法律，遵守现场的各项规章和制度；1.7.2有较强的责任感和事业心，按时到位；1.7.3了解招标设备的设计，熟悉其结构，有相同或相近设备的现场工作经验，能够正确地进行现场指导；1.7.4身体健康，适应现场工作的条件；1.7.5招标人向投标人提供服务人员情况表，招标人有权要求更换不合格的现场服务人员，投标人应及时更换。1.8投标人现场服务人员的职责1.8.1投标人现场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、安装和调试、参加试运和性能验收试验；1.8.2\n在安装和调试前，投标人技术服务人员应向招标人进行技术交底，讲解和示范将要进行的程序和方法。在设备安装前，投标人应向招标人提供设备安装和调试的重要工序和进度表，招标人技术人员要对此进行确认，否则投标人不能进行下一道工序。经招标人确认的工序不因此而减轻投标人技术服务人员的任何责任，对安装和调试中出现的任何问题投标人仍要负全部责任；安装和调试监督的重要工序表序号工序名称工序主要内容备注1.8.3投标人现场服务人员负责全权处理现场出现的一切技术和商务问题。如现场发生质量问题，投标人现场人员要在招标人规定的时间内处理解决。如投标人委托招标人进行处理，投标人现场服务人员要出委托书并承担相应的经济责任；1.8.4投标人对其现场服务人员的一切行为负全部责任；1.8.5投标人现场服务人员的正常来去和更换应事先与招标人协商。1.9招标人的义务招标人要配合投标人现场服务人员的工作，并在生活、交通和通讯上提供方便。2培训2.1为使招标设备能正常安装、调试、运行、维护及检修，投标人有责任提供相应的技术培训。投标人应对招标人人员进行全面的技术培训。使招标人人员达到能独立进行管理、运行、故障处理、日常测试维护等工作，以便投标人所提供的设备能够正常、安全地运行。2.2培训内容应包括：投标人所提供设备的性能、技术原理和操作使用方法，维护管理的技术，实际操作练习，培训内容和时间应与工程进度相一致。2.3投标人应列出具体的培训计划。2.4厂验及培训人数、时间等事宜在谈判时再由双方商定，投标人先报出人·天单价。\n2.5培训计划和内容列出如下：序号培训内容计划人天数培训教师构成地点备注职称人数1232.6培训的时间、人数、地点由投标人填写、招标人确认。2.7投标人为招标人培训人员提供设备、场地、资料等培训条件，并提供食宿和交通方便。3设计联络会3.1设计联络会的目的是保证招标设备和电厂的成功设计，及时协调和解决设计中的技术问题，协调招标人和投标人，以及各投标人之间的接口问题，设计联络会采用各专业联合召开的方式。正式设计联络会原则上召开两次。第一次会议召开地点设在制造厂所在地，第二次会议召开地点设在招标人所在地。联络会议由招标人主持。3.2设计联络会议题：1)讨论投标人提供的技术资料及标准协调。2)详细设计中的技术问题。3)协调布置和接口。4)招标人复核并确认投标人提供的辅助设备厂家。5)讨论施工、运输方案。6)讨论设备验收考核。7)参观考察投标人提供的技术支持方所生产的设备的电站、制造厂。3.3时间及人员：\n3.3.1第一次设计联络会召开地点设在制造厂所在地。时间及内容待定。3.3.2第二次设计联络会召开地点设在招标人所在地。时间及内容待定。