屋頂分布式光伏發(fā)電項目組串式逆變器及數(shù)據(jù)采集轉發(fā)系統(tǒng)技術規(guī)范書

屋頂分布式光伏發(fā)電項目組串式逆變器及數(shù)據(jù)采集轉發(fā)系統(tǒng)技術規(guī)范書一、組串式逆變器技術協(xié)議1.一般規(guī)定與規(guī)范1.1總則本技術規(guī)范提出的是最低限度的技術要求，并未對一切技術細節(jié)做出規(guī)定，也未充分引述有關標準的條文，投標乙方應提供符合本規(guī)范和有關最新工業(yè)標準的優(yōu)質產(chǎn)品。作為負責任和專業(yè)的投標乙方，乙方被認為在投標前已認真、仔細審查了技術規(guī)范書，技術規(guī)范書中的任何錯誤、不準確、遺漏項等均不能解除投標乙方應提供符合國內外先進安全、性能、環(huán)保標準的優(yōu)質、可靠產(chǎn)品應負的責任，投標方乙方對投標設備對國內外先進、強制標準的符合性和投標設備的正確性、可靠性負責。本技術規(guī)范提出的是對招標設備的最基本技術要求，屬于技術指標要求，并不是設計規(guī)范。作為專業(yè)的投標方乙方，投標方乙方對投標設備的設計、材料和元器件的正確選型、材料和元器件的正確使用、投標設備的性能指標、質量、安全、可靠性等負有完全的、不可推卸的責任；同時，投標方乙方從其它工廠采購的設備所發(fā)生的一切質量問題應由投標方乙方負責。產(chǎn)品認證是保證產(chǎn)品安全和性能的最基本手段，但產(chǎn)品認證標準只規(guī)定了產(chǎn)品的通用認證項目及其最低的合格判據(jù)，只要產(chǎn)品滿足認證標準中的最低要求即可拿到相關的認證證書，拿到認證證書并不能代表投標產(chǎn)品滿足招標技術規(guī)范要求。針對產(chǎn)品認證標準中的可選擇項、可加強項和最低技術要求，本技術規(guī)范根據(jù)甲方實際需求對部分認證項目的合格判據(jù)提出了更高的要求，乙方需提供投標設備做認證時的型式試驗報告以證明投標產(chǎn)品的實際性能能夠滿足本技術規(guī)范要求。本技術規(guī)范對產(chǎn)品認證標準中未覆蓋到的需要招投標甲乙雙方協(xié)商的項目進行了明確的約定，投標產(chǎn)品應滿足相關約定，同時，乙方需提供投標設備的型式試驗報告數(shù)據(jù)以證明投標產(chǎn)品的實際性能能夠滿足本技術規(guī)范要求。一旦乙方中標，簽訂技術協(xié)議時，甲方只對投標設備的技術性能和受約束的元器件品牌進行確認，乙方對投標設備的設計、材料和元器件的正確選型、材料和元器件的正確使用、投標設備的性能指標、質量、安全、可靠性等完全負責，一旦出現(xiàn)故障或問題，乙方必須按照約定的時間解決問題并承擔甲方損失（如有），不得以任何理由和任何形式推脫和拖延，不得以任何理由和任何形式轉移和轉嫁技術責任。本技術規(guī)范中的條款如與商務標書中的條款不一致時，乙方應按招標要求及時提出澄清，逾期未提澄清的，按照對甲方有利的條款和較高要求執(zhí)行。本技術規(guī)范中的條款和要求如出現(xiàn)不一致或自相矛盾時，乙方應按招標要求及時提出澄清，逾期未提澄清的，按照對甲方有利的條款和較高要求執(zhí)行。如果乙方中標，甲方將以乙方對招標技術規(guī)范書的實質性響應內容為基礎簽訂技術協(xié)議。在技術協(xié)議簽訂過程中，如果在技術協(xié)議中出現(xiàn)了對乙方投標技術文件的遺漏項，按照乙方對招標技術規(guī)范書的實質性響應處理；如果在技術協(xié)議中出現(xiàn)了招投標雙方在招投標過程中均沒有書面約定的遺漏項，按照國家或行業(yè)標準中的較嚴格標準執(zhí)行；技術協(xié)議中的條款如與乙方對招標技術規(guī)范書實質性響應內容中的條款不一致時，按對甲方有利的條款和較高要求執(zhí)行；技術協(xié)議中的條款如出現(xiàn)不一致或自相矛盾時，按照對甲方有利的條款和較高要求執(zhí)行。偏差（無論多少）都必須清楚地標示在投標文件的“技術條件偏差表”中，技術條件偏差表應以匯總的形式放置在投標書正文的首頁。如未對本規(guī)范書提出偏差，將認為乙方提供的設備和服務完全符合本技術規(guī)范書和相關標準的要求。本技術規(guī)范書經(jīng)招、投標雙方確認后作為訂貨合同的技術附件，與合同正文具有同等的法律效力。本技術規(guī)范未盡事宜由招投標雙方與設計單位共同協(xié)商解決。如果出現(xiàn)乙方在投標文件中承諾但在簽訂技術協(xié)議時拒絕承諾或不滿足投標文件條款的情況，甲方有權更換中標人。甲方保留對本技術規(guī)范書提出補充要求和修改的權利，乙方應予以配合。如甲方提出修改，將根據(jù)實際需要通知乙方召開設計聯(lián)絡會，具體細則由雙方協(xié)商確定。乙方應明確投標產(chǎn)品的具體參數(shù)，不允許出現(xiàn)模棱兩可的選項和前后自相矛盾響應，如果出現(xiàn)，按照對甲方有利的選項處理，否則，甲方有權更換中標人。乙方投標設備中涉及到國家規(guī)定必須通過國家強制性認證的產(chǎn)品、元器件或部件的，必須通過國家的強制性認證并在相關的產(chǎn)品、元器件或部件上體現(xiàn)出符合國家規(guī)定的強制性認證標識。乙方中標后，如果因乙方原因不能在5個工作日之內完成技術協(xié)議的簽訂，視為自動棄權中標結果。乙方應逐條、正面對本技術規(guī)范書做出明確的響應，如果出現(xiàn)遺漏項且乙方中標的情況，所有遺漏項按完全響應技術規(guī)范書的要求處理。乙方應按照技術規(guī)范書第9章《技術規(guī)范書的基本響應方式》的基本要求和格式對技術規(guī)范書的條款進行逐條應答，不按第9章《技術規(guī)范書的基本響應方式》基本要求響應技術規(guī)范書的乙方直接廢標。乙方對取得的技術規(guī)范書負有保密責任，因乙方原因造成甲方技術規(guī)范書泄露的，3年內，取消乙方的投標資格。未經(jīng)甲方書面許可，禁止乙方使用自動通信設備擅自收集甲方設備的任何運行信息。在沒有得到甲方書面許可的情況下，乙方收集的任何形式的設備運行信息均按無效處理，甲方不予任何形式的承認。乙方提供的全部設備需保證滿足電網(wǎng)相關要求，如不能滿足要求，乙方有義務免費整改解決，由此使甲方造成的損失由乙方承擔。技術規(guī)范書中帶“※”的項目為廢標項，不滿足要求的乙方直接廢標?！稑藦S家須提供詳實的資料體現(xiàn)出廠家專業(yè)技術及研發(fā)人員數(shù)量及組成（學歷及職稱結構），試驗室數(shù)量及硬件配置水平（試驗室數(shù)量，國家級重點試驗室及認證試驗室數(shù)量及相應硬件設施配置情況等），生產(chǎn)線硬件配置水平（生產(chǎn)線數(shù)量，各線產(chǎn)能及硬件配置情況等），質量管理體系水平（質量管控手段及認證）。本條須在投標文件中獨立成章闡述。2.乙方工作內容及招標設備范圍2.1乙方工作內容乙方的工作內容包括：組串式光伏并網(wǎng)逆變器、數(shù)據(jù)采集器等的設計生產(chǎn)；供貨范圍內所有設備元件的選擇、設計、制造、提供圖紙資料、質檢、試驗（包括型式試驗、出廠試驗、交接試驗）等；所供設備的供貨、包裝、發(fā)運、現(xiàn)場交貨、現(xiàn)場指導安裝、設備調試、培訓、參加試驗運行、配合交接驗收和售后服務等。2.2光伏電站基本情況用于光伏并網(wǎng)發(fā)電。2.3招標設備范圍本技術規(guī)范中的技術參數(shù)要求指的是投標設備根據(jù)項目實際使用環(huán)境和使用方式進行技術修正后的技術參數(shù)。乙方對投標組串式光伏并網(wǎng)逆變器、數(shù)據(jù)采集轉發(fā)系統(tǒng)的成套性、匹配性和集成可靠性負責。本次招標對投標光伏并網(wǎng)逆變器的基本要求為：必須為商業(yè)級支架式安裝的三相組串式光伏并網(wǎng)逆變器；光伏并網(wǎng)逆變器的每路直流輸入為單串多晶硅或單晶硅光伏電池組串；原則上單機額定重量≤75kg；單機額定容量≤80kW；單機防護等級不低于IP65；單臺光伏并網(wǎng)逆變器內部集成防組件PID（電勢誘導衰減）效應功能、組件支路拉弧保護功能和組件支路防逆流功能；組串式光伏并網(wǎng)逆變器的交流輸出側接三相AC380V至三相AC500V的IT系統(tǒng)，升壓變壓器低壓側的電壓等級根據(jù)投標光伏并網(wǎng)逆變器的額定工作電壓確定；光伏并網(wǎng)逆變器交直流側必須具備完善的二級防雷保護功能；光伏并網(wǎng)逆變器內部應集成光伏組件支路防逆流功能，要求組串型光伏并網(wǎng)逆變器保證在每2個或1個光伏組串直流輸入支路加裝1個國際知名廠家的高品質、低壓降防反二極管；組串型光伏并網(wǎng)逆變器BOOST升壓電路中的二極管可以替代防反二極管的作用，但必須保證BOOST升壓電路所接入的光伏組串數(shù)量不大于2串，獨立配置防反二極管的可不受此條限制。本次招標對交流匯流箱的基本要求為：支架式安裝的工業(yè)級交流匯流箱；單機額定容量不大于250kVA（S≤250kVA）；整機防護等級不低于IP65；若交流匯流箱與接入其中的距離最近的光伏并網(wǎng)逆變器之間的最遠電氣連接距離≤10m，則交流匯流箱內可不配置交流防雷器；若交流匯流箱與接入其中的距離最近的光伏并網(wǎng)逆變器之間的最遠電氣連接距離＞10m，則交流匯流箱內必須配置二級交流防雷器及其失效保護裝置。本次招標對數(shù)據(jù)采集轉發(fā)系統(tǒng)的基本要求見數(shù)據(jù)采集轉發(fā)系統(tǒng)專用技術規(guī)范。招標設備范圍：供貨設備范圍編號設備名稱基本型式數(shù)量單位備注1組串型光伏并網(wǎng)逆變器額定總容量≥招標容量，具有PID防護及修復功能。三相三線，IT系統(tǒng)單機功率：36kW額定電壓：400VAC規(guī)格型號：SG36KTL-M臺本技術規(guī)范中的技術參數(shù)要求指的是投標設備根據(jù)實際使用環(huán)境和使用方式進行技術修正后的技術參數(shù)。投標成套設備的實際供貨數(shù)量是指，在滿足電站實際發(fā)電容量并經(jīng)過技術修正的前提下成套設備（經(jīng)過技術修正后）的具體數(shù)量。2數(shù)據(jù)采集轉發(fā)系統(tǒng)（含附加的增值服務）滿足招標技術規(guī)范要求，覆蓋整個光伏電站套招標備品備件和專用工具范圍：投標電站名稱（含電站規(guī)模）編號設備名稱基本型式數(shù)量說明品牌/規(guī)格型號1組串型光伏并網(wǎng)逆變器成套整機組串型光伏并網(wǎng)逆變器整機（與供貨設備完全一致），備用容量≥250kWSG36KTL-M2數(shù)據(jù)采集器整機數(shù)據(jù)采集器整機（與供貨設備完全一致），1MW光伏方陣中數(shù)據(jù)采集器側的成套通信設備整機（含數(shù)據(jù)采集器側光纖交換機或無線通信模塊、輔助電源等所有通信組件）COM100本次招標中，所有涉及到可在多個品牌中選擇的條款及乙方提出的可在多可品牌中選擇的條款時，簽訂技術協(xié)議及實際供貨中，只允許選擇其中1個品牌的產(chǎn)品進行供貨。乙方必須保證投標產(chǎn)品及其后續(xù)升級換代產(chǎn)品的相互兼容性（至少保證向下兼容）、可互換性、可替換性、機械和電氣接口的一致性。乙方必須保證投標產(chǎn)品及其后續(xù)升級換代產(chǎn)品的通信協(xié)議及通信點表完全兼容。備品備件必須與投標設備及其元器件完全相同，專用工具必須滿足供貨設備的實際要求。2.4供貨界面乙方的供貨設備范圍包括組串型光伏并網(wǎng)逆變器及其安裝附件、數(shù)據(jù)采集器及其安裝附件、備品備件和專用工具等。本次招標要求投標成套設備的正常存儲環(huán)境溫度為-40℃～+70℃、正常運行環(huán)境溫度為-25℃～+60℃；不降額運行海拔不低于2000m；成套設備內所有元器件的正常存儲環(huán)境溫度為-40℃～+70℃、正常運行環(huán)境溫度為-25℃～+60℃。投標成套設備的所有元器件必須符合或優(yōu)于本技術規(guī)范對成套設備的存儲和運行溫度要求。乙方對投標成套設備的成套性、匹配性、集成合理性和整體可靠性負責。甲方除向數(shù)據(jù)采集轉發(fā)系統(tǒng)提供AC220V、50Hz的市電供電電源外，不再向乙方的其他設備提供任何形式的外部電源，乙方所供其他設備應全部采用自供電方式運行。2.5供貨時間與項目二級進度同步。2.6電站概況及主要任務電站使用功率范圍在265W～285W之間的標準多晶硅或單晶硅光伏電池組件。2.7設備基本運行環(huán)境條件設備存儲運輸溫度-40℃～+70℃設備運行溫度（不進行電氣和機械操作）-40℃～+60℃設備正常運行溫度（進行電氣和機械操作）-25℃～+60℃設備不降額運行溫度（進行電氣和機械操作）-25℃～+50℃機械活性物質條件級別（戶外）3S4設備直流耐沖擊電壓等級Ⅲ設備交流耐沖擊電壓等級Ⅳ設備運行陽光直射強度（光照強度）1200W/m2設備運行相對濕度0～100%；年平均95%；臨時100%；允許冷凝工作設備安規(guī)和散熱設計海拔高度2000m地震動峰值加速度（水平）0.3g地震動峰值加速度（垂直）0.15g抗震設防級別Ⅷ度污穢等級Ⅲ級積雪厚度200mm最大日溫差60℃最大風速29.0m/s沙塵暴情況嚴重年雷暴日40本技術規(guī)范中的技術要求是針對上述基本運行環(huán)境提出的，乙方必須充分考慮不同地域環(huán)境對成套設備的影響，根據(jù)不同地域的實際環(huán)境對投標設備做出必要的技術調整。光伏并網(wǎng)逆變器和交流匯流箱支架式安裝于支架上，應滿足-40℃環(huán)境下的存儲運輸要求。任何情況下，甲方都可以拒絕乙方提出的任何現(xiàn)場改造措施，投標成套設備必須在本技術規(guī)范規(guī)定的運行壞境下安全穩(wěn)定的長期不降額運行。成套設備投入運行后，不允許出現(xiàn)因實際使用環(huán)境原因無法正常運行、頻繁保護或無故停機等情況。針對上述實際使用環(huán)境，投標設備的實際使用壽命不能小于25年。2.8我國中東部地區(qū)附加環(huán)境條件氣候條件級別（戶外）3K6化學活性物質條件級別（戶外）3C42.9標準及規(guī)范招標設備應符合中華人民共和國國家標準（GB）、中華人民共和國電力行業(yè)標準（DL）、原水電部標準（SD）以及相關的IEC、NEC標準。在上述標準中，優(yōu)先采用中華人民共和國國家標準及電力行業(yè)標準，在國內標準缺項時，參考選用相應的國際標準或其他國家標準，選用的標準應是在合同簽訂之前已頒布的最新版本。所有螺紋、螺母、螺栓、螺桿、彈片、墊片等均應采用GB標準的公制規(guī)定。本技術規(guī)范所使用的標準如與乙方所執(zhí)行的標準不一致時，按較高標準執(zhí)行；如果所使用的標準中包含對其他標準引用的，所對應的引用標準也包含在技術要求中。本技術規(guī)范所要求的安全、性能等指標如與國家、行業(yè)、國際標準不一致時，按較高要求執(zhí)行。主要引用標準如下：GB4208外殼防護等級（IP代碼）GB/T2423電工電子產(chǎn)品基本環(huán)境試驗規(guī)程Q/GDW617光伏電站接入電網(wǎng)技術規(guī)定Q/GDW618光伏電站接入電網(wǎng)測試規(guī)程GB/T19964-2012光伏發(fā)電站接入電力系統(tǒng)技術規(guī)定GB19517-2009國家電氣設備安全技術規(guī)范IEC62109-1/2光伏發(fā)電專用光伏并網(wǎng)逆變器的安全UL1741光伏并網(wǎng)逆變器、轉換器、控制器和內部連接器系統(tǒng)的安全GB4943信息技術設備安全NB/T32004-2013光伏發(fā)電光伏并網(wǎng)逆變器技術規(guī)范IEC62116-2008光伏并網(wǎng)系統(tǒng)用光伏并網(wǎng)逆變器防孤島測試方法UL1699BOUTLINEOFINVESTIGATIONFORPHOTOVOLTAIC（PV）DCARC-FAULTCIRCUITPROTECTION，IssueNumber2，JANUARY14，2013GB17799電磁兼容通用標準IEC61000-6 電磁兼容通用標準GB/T14549電能質量公用電網(wǎng)諧波GB/T15543電能質量三相電壓不平衡GB/T12326電能質量電壓波動和閃變GB/T24337電能質量公用電網(wǎng)間諧波GB/T12325電能質量供電電壓允許偏差GB/T15945電能質量電力系統(tǒng)頻率偏差IEC60269低壓熔斷器GB7251低壓成套開關設備國家標準IEC60439低壓開關設備和控制設備成套裝置JJG842直流電能表DL/T614多功能電能表DL/T448電能計量裝置技術管理規(guī)定GB/T178830.2S和0.5S級靜止式交流有功電度表GB/T20513光伏系統(tǒng)性能監(jiān)測測量、數(shù)據(jù)交換和分析導則DL/T621-1997交流電氣裝置的接地GB11032交流無間隙金屬氧化物避雷器SJ/T11127光伏（PV）發(fā)電系統(tǒng)過電保護－導則YD5098通信局（站）防雷與地接工程設計規(guī)范GB/T191包裝儲運圖示標志GB/T13384機電產(chǎn)品包裝通用技術條件GB/T3873通信設備產(chǎn)品包裝通用技術條件2.10設備顏色乙方的投標成套設備顏色必須嚴格一致并在投標文件中明確說明設備顏色。2.11銘牌投標設備包括的主要元件和操作機構均應有耐久和字跡清晰的銘牌。銘牌均使用簡體中文刻制，字體為印刷體，銘牌的材料應不受氣候影響，銘牌中刻制的字跡應永久保持清晰。所有的銘牌和標牌應永久性的安裝在相應的設備和部件上，其位置清楚易見，使用壽命不低于25年。為了工作人員的安全，乙方應提供專門的標牌以表明主要的操作說明、注意事項或警告。電氣接線和回路應標有編號并與電氣圖紙上的編號相對應，裝設在供貨設備上的銘牌清單及圖樣應提交甲方審查。至少下述各項內容應標記在各設備的銘牌上：制造廠商的名稱和商標設備的名稱、規(guī)格、型號、產(chǎn)地產(chǎn)品的額定容量、額定電壓、額定電流出廠編號和出廠日期防護等級設備歐洲效率和綜合轉換效率設備尺寸（mm）設備總質量（kg）執(zhí)行標準認證標識制造廠商的名稱和商標產(chǎn)品的名稱、規(guī)格、型號、產(chǎn)地產(chǎn)品的額定電壓、額定電流出廠編號和出廠日期防護等級設備尺寸（mm）設備總質量（kg）執(zhí)行標準認證標識2.12包裝、起吊、運輸和安裝2.12.1包裝設備制造完成并通過試驗后應及時包裝，否則應得到切實的保護。其包裝應符合鐵路、公路及海運部門的有關規(guī)定。包裝箱上應有明顯的包裝儲運圖示標志，并應標明甲方的訂貨號和發(fā)貨號。包裝應確保整機和各零部件在運輸過程中不丟失、不損壞、不受潮、不腐蝕。設備有可能在戶外條件下存放，乙方應保證包裝箱在戶外雨雪大風條件下存放時不會對包裝箱內部設備造成損害。2.12.2起吊和移動合同設備須具有能承受其總重量的基座和搬運點，在設備包裝箱外殼和機殼上（臨時指示性圖標）應標明設備重心。2.12.3運輸合同設備在運輸時應符合鐵路、公路及海運部門的有關規(guī)定。合同設備的運輸應保證其外殼不受任何損傷，內部元件不能發(fā)生位移且應保證內部元件性能完好。所有部件經(jīng)妥善包裝或裝箱后，在運輸過程中尚應采取其它防護措施，以免散失損壞或被盜合同設備在運輸中不允許有任何破壞性碰撞、震動、傾斜和磨損，底部需加緩沖墊防震，同時，還應采取適當措施以鑒別設備在運輸途中是否發(fā)生過嚴重的震動和傾斜。如果乙方在設備運輸途中沒有采取適當?shù)蔫b別措施界定責任，則設備到達現(xiàn)場后出現(xiàn)的所有機械損壞均視為在運輸途中發(fā)生。隨產(chǎn)品提供的技術資料應完整無缺。乙方只允許采用直運方式將設備運往項目現(xiàn)場，嚴禁采用倒運、配貨、托運等方式運送設備。2.12.4安裝乙方應負責現(xiàn)場交付完整、成套的合同設備；提供基礎設計要求；并配合協(xié)助完成設備安裝、接地和接地電阻的測量。投標設備應提供螺栓固定方式；乙方應提供投標產(chǎn)品的精確安裝圖紙；乙方應提供投標設備要求的接地形式。2.13對規(guī)定設備、組件和材料的變更乙方實際提供的產(chǎn)品必須與技術規(guī)范中約定的產(chǎn)品完全相同，具備滿足技術規(guī)范要求的第三方認證的產(chǎn)品應與認證報告上的產(chǎn)品完全相同，乙方未經(jīng)過甲方書面同意，不得對技術規(guī)范中約定的元器件、設備、組件和材料進行變更或替代。即使經(jīng)過甲方書面同意變更或替代，也不得有損于甲方的利益、不得增加合同金額、不得轉移技術責任。甲方對乙方產(chǎn)品的驗收不能免除乙方為滿足合同文件應負的責任。2.14圖紙、資料的審查與提交2.14.1乙方應向甲方提供的圖紙除本節(jié)所列圖紙數(shù)據(jù)外，隨工程進度或電站需要所必須的其它圖紙數(shù)據(jù)應隨時填補，所增加的部分，乙方有義務提供并不得另增費用。乙方提供的所有正式圖紙及技術文件須加蓋乙方單位公章。所有進口設備及元器件均應提供完整的中英文資料。當所有規(guī)定的文件全部提交，甲方簽發(fā)一份交接證明給乙方，否則，將認為該項工作未完全完成。技術協(xié)議簽訂后，乙方應在3個自然日內向甲方及工程設計單位提供如下圖紙和資料以供甲方及工程設計審查：設計依據(jù)，計算成果，外形圖和詳圖；工廠組裝和試驗程序；搬運、貯存、安裝、運行和維修說明書；安裝檢查、現(xiàn)場試驗和試運行的現(xiàn)場調試程序；設備材料清單；接線和控制原理圖；產(chǎn)品樣本和介紹；本條以及技術規(guī)范其它各節(jié)中所列出的產(chǎn)品性能和試驗報告；基礎開孔開洞尺寸圖；設備的重量、震動承受能力等資料。上述各項圖紙數(shù)據(jù)，乙方應向甲方提供5套，向工程設計單位提供2套。乙方應在提供合同設備的每個主要組裝件或部件的設計圖紙時，提交設備清單交甲方批準。清單應包括本工程項目涉及的設備和輔助設備的源產(chǎn)地、制造廠名，以及說明書、部件編號、額定值、性能特性和能使甲方得到備件所必需的其他有用資料。乙方應在甲方和工程設計單位審查結束后的3個自然日內向甲方和工程設計單位提供滿足上述要求的所有最終工廠圖紙。乙方應將上述每項圖紙數(shù)據(jù)向甲方提供10套及配套光盤1套，向工程設計單位提供2套及配套光盤1套。圖紙應以AutoCAD2007圖形的文件格式（字體為gbcbig）、技術文件應以Word2007的文檔格式提供電子版。2.14.2乙方隨設備到貨提供的圖紙和數(shù)據(jù)下列圖紙和數(shù)據(jù)應隨設備到貨；乙方應向甲方提供10套圖紙數(shù)據(jù)及配套光盤1套：設備安裝說明書現(xiàn)場調試試驗大綱經(jīng)買賣雙方最終確認的圖紙數(shù)據(jù)技術協(xié)商成果甲方及工程設計單位需要的其它圖紙和數(shù)據(jù)各參數(shù)整定范圍說明書設備運行和操作說明書詳細的設備清冊及使用說明書故障檢查及修復說明書廠內產(chǎn)品檢查及設備試驗記錄產(chǎn)品合格證和質?？ò匆?guī)定應隨設備到貨的有關圖紙資料2.14.3圖紙審查及設計聯(lián)絡會甲方的審查并不能免除乙方為滿足合同文件和保證各部件安裝時正確配合應負的責任。為協(xié)調設備設計制造、工程設計及其它方面的工作，以保證合同有效、順利地實施，甲方和乙方計劃召開一次設計聯(lián)絡會，乙方應按要求參加甲方的設計聯(lián)絡會，設計聯(lián)絡會期間乙方的所有費用由乙方承擔。無論甲方是否召開設計聯(lián)絡會，乙方都有責任根據(jù)自身產(chǎn)品特點主動向設計院和甲方提供充分全面的設計輸入資料，由于乙方?jīng)]有及時提供資料或設計聯(lián)絡會時提供資料不充分等原因所產(chǎn)生的一切后果由乙方負責并承擔所有損失。2.15對成套性和互換性的要求乙方確保所供投標設備零部件、專用工具和備品備件的成套性，同時確保應有的隨機文件的成套性，這些隨機文件包括裝箱清單、合格證、使用維護說明書、總圖、易損件圖和主要部件裝配圖等。投標設備的相同零部件（含備品備件），必須具有互換性，便于設備安裝、運行和檢修。2.16培訓為保證投標設備的正常運行，乙方應安排對甲方人員的技術培訓，其中包括一次持續(xù)5天的10人/次的在乙方工廠的培訓和甲方針對現(xiàn)場運維人員的現(xiàn)場技術培訓，培訓以甲方技術人員簽字認可培訓效果為達標依據(jù)，如果有甲方受訓人員以培訓效果差為由拒絕簽字認可，乙方應繼續(xù)對其進行培訓，直到甲方技術人員簽字認可培訓效果為止。所有培訓費用已包含在合同總價中。培訓的具體細節(jié)由招、投標雙方協(xié)商確定。乙方應指派熟練、稱職的技術人員，對甲方技術人員進行指導和培訓，并解釋本合同范圍內所有技術問題。技術培訓技術資料由乙方負責整理及編制。乙方應保證甲方技術人員在不同崗位工作和受訓，使他們能夠了解和掌握設備的操作、檢驗、修理和維護等技術；乙方應保證對甲方受訓人員培訓的全面性、實用性和正確性；乙方應保證甲方的受訓人員在培訓結束后將培訓的全部文件和筆記帶回。培訓期間，乙方應向甲方技術人員免費提供相關的試驗儀表、工具、技術文件、圖紙、參考數(shù)據(jù)、工作服、安全用品和其它必須品，以及適當?shù)霓k公室。乙方應在技術協(xié)議簽訂后三天提供一份對甲方技術人員的培訓大綱，包括時間、計劃、地點、要求等。乙方應在合同簽訂后7個自然日內，將初步培訓計劃提交給甲方審查。培訓開始前，乙方應向甲方技術人員詳細闡明與工作有關的規(guī)定和注意事項。在得到甲方所有參訓人員的培訓效果認可簽字后，培訓結束。培訓結束后，乙方應給甲方出具證書，以證明培訓結束。2.17質保乙方需說明質保機構設置及職責。乙方需提供質量管理程序清單。乙方需提供有效的ISO9001：2008質量管理體系認證文件?！曳叫枵f明質保期限，投標設備的最低質保期限不應低于24個月并作為合同條款?！|量保證期內，由于乙方設備的質量問題而造成停運等故障的，乙方應負責盡快更換有缺陷或損壞的部件，同時，停運或故障設備（整機）的質保期延長，延長時間為停運或故障設備（整機）重新投運后的24個月（如果甲方在訂貨時選擇了更長的質保期，則設備質保延長時間為甲方訂貨時的質保期）?！曳綇钠渌S采購的設備所發(fā)生的一切質量問題由乙方負責?！曳綄λ┰O備內所有元器件和材料等的正確使用負責，因元器件和材料等錯誤使用或使用不當?shù)仍蛟斐傻脑O備運行不正常、設備停機、設備損壞、安全等事故，乙方應負責及時處理，如果甲方要求退貨，乙方必須無條件退貨?！追綄σ曳皆O備的現(xiàn)場驗收或其他任何形式的驗收，都不能免除乙方產(chǎn)品必須滿足技術協(xié)議或相關國家、行業(yè)安全和性能標準要求所負的責任。在投標產(chǎn)品的壽命期內，無論何時，一旦發(fā)現(xiàn)乙方產(chǎn)品不符合技術協(xié)議或相關國家、行業(yè)安全或性能標準要求（技術協(xié)議要求如與相關國家、行業(yè)安全和性能標準要求不一致時，按較高標準執(zhí)行），甲方可以要求乙方退貨或整改，乙方必須無條件退貨或按要求整改。※乙方必須在設備的壽命期內提供最大功率追蹤（MPPT）優(yōu)化程序的免費升級服務和其他無需更改硬件的軟件優(yōu)化程序的免費升級服務。※鑒于光伏行業(yè)的實際特點，在設備質保期內，乙方應保證對可能出現(xiàn)的因新標準頒布或老標準更新所引起的新的技術性能要求進行及時的免費升級（包括但不限于零電壓穿越功能、高電壓穿越功能、反復穿越功能等，反復穿越功能是指在高、低、零三種電壓穿越模式下的反復穿越），否則，甲方可無條件退貨。乙方需詳細說明質量保證期內的服務計劃及質量保證期后的服務計劃。2.18產(chǎn)品售后服務為保證售后服務時間和質量，乙方應保證所供設備的所有零部件都可以在其國內工廠或其國內代理商處獲得，乙方應在技術協(xié)議簽訂后3天內提供其售后服務專用備品備件的詳細資料，乙方所列售后服務專用備品備件由甲方備案。售后服務中，不允許出現(xiàn)以故障設備在國內缺乏零部件為由延遲維修的情況。為保證售后服務時間和質量，乙方應保證能夠解決所供設備故障問題的國內技術人員的數(shù)量和能力與本項目技術投標文件的承諾一致。乙方應在保證具備故障修復能力的售后服務人員的具體數(shù)量與本項目技術投標文件一致，乙方所列售后服務人員的數(shù)量由甲方備案。售后服務中，不允許出現(xiàn)以國內缺乏能解決問題的技術人員為由延遲維修的情況。乙方承諾所供設備的安裝調試時間不大于1天。認證機構針對所供設備的安全認證和功能認證并不能完全保證產(chǎn)品的實際質量和可靠性，乙方對所供設備的質量、安全和可靠性負有不可推卸的責任。在產(chǎn)品的壽命期內，當產(chǎn)品出現(xiàn)故障時，乙方應保證8小時內做出有效響應，24小時內做出實質響應，48小時內有能力解決問題的技術人員到達現(xiàn)場，乙方技術人員對故障設備的完全修復時間不能大于72小時。從甲方發(fā)出故障通知算起，設備總修復時間不能超過72小時。作為光伏電站的核心設備之一，光伏并網(wǎng)逆變器成套設備的首年故障率不能大于2%；在質保期內的成套設備年故障率不能大于2%；在質保期外的使用壽命期（不低于25年）內的成套設備年故障率不能大于2%。在質保期外，當光伏并網(wǎng)逆變器成套設備年故障率超出技術規(guī)范規(guī)定時，乙方必須及時、免費的對設備進行維修。本技術規(guī)范中的年故障率是指，一年內電站內所有乙方的在運設備的故障次數(shù)之和除以電站內所有乙方在運設備的總臺數(shù)。作為負責任的產(chǎn)品供應商，乙方有責任在產(chǎn)品出現(xiàn)重大性能、設計、制造工藝和可靠性缺陷時召回相關產(chǎn)品。如果單臺設備在一年內系統(tǒng)故障次數(shù)超過2次或單臺設備在一年內的總修復時間大于15個自然日或產(chǎn)品性能不滿足相關標準、技術規(guī)范等的要求，甲方可以要求更換產(chǎn)品或無條件退貨，乙方應無條件免費更換并承擔相關費用或無條件退貨。乙方的光伏并網(wǎng)逆變器成套設備到達現(xiàn)場后不允許發(fā)生不能工作或工作不正常的情況。乙方所供光伏并網(wǎng)逆變器成套設備不允許發(fā)生任何形式的蔓延性火災。在產(chǎn)品的整個使用壽命中，乙方必須保證光伏并網(wǎng)逆變器成套設備擁有充足的備品備件。2.19成套裝置的安裝及調試成套裝置的具體安裝由甲方承擔，乙方負責現(xiàn)場指導和服務并負責調試工作。乙方的設備安裝指導和調試人員，須按合同設備每個部分的安裝進行技術指導與督導，并負責調試?，F(xiàn)場技術服務人員應協(xié)調設備接入系統(tǒng)的工作，保證現(xiàn)場安裝調試工作的正常進行。乙方應對以下各項負責：對所提供的設備安裝指南和圖紙負責；對供貨范圍內設備性能和質量負責；對安裝調試中提供錯誤的服務負責。在安裝和調試過程中，須有甲方人員參加，甲方人員協(xié)助并協(xié)調所有設備的安裝及調試，乙方人員對安裝調試過程中的全部技術問題負責。乙方人員有責任解答甲方、監(jiān)理單位和安裝單位技術人員提出的問題。乙方應提供成套設備的性能保證值及有關技術參數(shù)。乙方的現(xiàn)場服務人員必須服從項目現(xiàn)場的管理規(guī)定。如果乙方的現(xiàn)場服務人員違反了項目現(xiàn)場的管理規(guī)定，乙方必須承擔因乙方服務人員違反現(xiàn)場管理規(guī)定所造成的后果和責任。乙方的現(xiàn)場服務人員必須遵守項目現(xiàn)場的組織紀律。如果出現(xiàn)乙方服務人員不遵守現(xiàn)場組織紀律的情況，甲方的現(xiàn)場項目經(jīng)理具有在甲方授權范圍內對乙方進行處罰的權利。2.20設備巡檢和預測性維護乙方必須在投標文件中以附件形式提供投標成套設備及其關鍵組件在質保期內和質保期外的檢查計劃和檢查項目；對于需要定期更換的系統(tǒng)組件，必須列出具體的更換清單、更換周期及其原因；對于需要定期維護的系統(tǒng)組件，必須列出具體的檢查維護項目清單、檢查維護周期及其原因；如果乙方中標，乙方因設備檢查計劃不合理或檢查計劃未按時、有效執(zhí)行造成設備非預期故障的，由乙方負責免費維修。乙方應根據(jù)投標設備特點及其實際使用環(huán)境在投標文件中以附件形式提供有針對性的設備預測性維護計劃及其相關的技術依據(jù)；技術依據(jù)包括但不限于直流母線電容器、濾波電容、風機、散熱器、電路板、驅動系統(tǒng)等關鍵系統(tǒng)組件的壽命終結特征及其壽命終結前的技術判斷依據(jù)。乙方應在投標文件中以附件形式提供投標設備在質保期內和質保期外的關鍵部件的預測性維護清單、開展預測性維護工作所必須的專用工具清單、合理的預測性維護周期及其依據(jù)（預測性維護周期不得低于6個月）、預測性維護的操作維護手冊等關鍵材料。如果乙方中標，乙方因設備預測性維護計劃不合理或預測性維護計劃未按時、有效執(zhí)行造成設備非預期故障的，由乙方負責免費維修。在產(chǎn)品的整個使用壽命中，任何情況下，乙方都必須保證每年至少進行一次詳細的經(jīng)過甲方書面許可或由甲方以書面形式確定巡檢時間的設備巡檢并向甲方提交年度巡檢報告（具體的巡檢時間根據(jù)實際情況招投標雙方友好協(xié)商確定，即使在未得到甲方正式書面許可或要求的最壞情況下，乙方也必須保證每年至少進行一次有效的設備巡檢并向甲方提交年度巡檢報告），乙方提交的年度巡檢報告必須對下一年的設備運行狀況進行準確評估并提出合理的、切實可行的潛在故障預防措施（如需要）。如果乙方中標，乙方因設備年度巡檢未按時、有效執(zhí)行或巡檢結果不準確等原因造成設備非預期故障的，由乙方負責免費維修。乙方必須在投標文件中提供整機在實際運行環(huán)境下實際使用壽命的保證值，在設備使用壽命保證期內出現(xiàn)的任何性能劣化和使用壽命縮短等問題的，由乙方負責免費維修。本節(jié)所述工作的全部費用已包含在商務合同中。2.21分包本次采購的成套設備不允許分包，一旦發(fā)現(xiàn)分包情況，如果甲方要求退貨，乙方必須無條件退貨；分包事實發(fā)生后，甲方可以扣除乙方的設備款直至雙方就解決方案達成一致為止。本次采購的光伏并網(wǎng)逆變器必須由乙方自己的工廠組裝、調試、檢驗和供貨。2.22標書質量乙方需提供完整的投標書文件，描寫要清晰、全面、準確、邏輯性強。技術偏差提交要明確、完整，技術偏離表應以匯總的形式放置在投標書正文的首頁，技術偏差的詳細原因可以以附件的形式詳細說明。投標書要以響應招標文件為核心，不能出現(xiàn)無關項目。投標產(chǎn)品的技術優(yōu)勢、認證文件應以附件的形式詳細闡述。投標文件的附件中，應提供投標設備準確的外形尺寸圖紙、安裝固定圖紙、電氣和機械接口圖紙、接地形式及要求、電氣原理圖、電氣接線圖等電站設計所必須關鍵圖紙和信息。投標書中不應出現(xiàn)模糊不清的論述及承諾，如果投標書中模糊不清的技術描述太多，需要大量繁雜的技術澄清工作，致使技術評標工作難以合理推進的，甲方可以將投標書按廢標處理。2.23發(fā)貨計劃及發(fā)貨細節(jié)乙方須詳細說明具體的發(fā)貨計劃及發(fā)貨細節(jié)。

3.光伏并網(wǎng)逆變器專用技術規(guī)范3.1光伏并網(wǎng)逆變器范圍的界定和重要功能要求3.1.1光伏并網(wǎng)逆變器范圍的界定光伏并網(wǎng)逆變器作為不可分割的整體由乙方成套提供，不允許進行任何形式的拆分、分包或外協(xié)。光伏并網(wǎng)逆變器的容量、安規(guī)、降額系數(shù)等必須嚴格匹配。光伏并網(wǎng)逆變器的輸入接口為光伏并網(wǎng)逆變器直流輸入側的成套光伏連接器（含公頭和母頭），輸出接口為光伏并網(wǎng)逆變器的交流總輸出。輸入、輸出接口之間的所有部分及其可能涉及到的現(xiàn)場安裝（不含光伏并網(wǎng)逆變器本體的安裝）、連接等工作均屬于乙方的供貨責任范圍，與甲方無關。光伏并網(wǎng)逆變器作為不可分割的成套設備，其內部的所有機械、電氣、通信、外殼、接地等連接和配合均屬于乙方的責任范疇，與甲方無關。3.1.2光伏并網(wǎng)逆變器輸入、輸出電氣接口特性光伏并網(wǎng)逆變器的每路直流輸入為截面積4mm2的光伏專用直流電纜，光伏并網(wǎng)逆變器上的成套光伏連接器（含公頭、母頭、安裝附件等）必須與光伏專用直流電纜相匹配；光伏并網(wǎng)逆變器的交流總輸出接1根三相鎧裝電力電纜，鎧裝電力電纜的截面積由乙方根據(jù)各自的投標設備情況提供建議，投標光伏并網(wǎng)逆變器應保證三相鎧裝電力電纜通過螺栓連接方式與光伏并網(wǎng)逆變器連接（本次招標不排除技術上更加優(yōu)越、可靠的交流電纜連接方式），投標光伏并網(wǎng)逆變器的交流輸出接線電纜孔必須與乙方建議的鎧裝電力電纜的截面積相匹配并預留調節(jié)裕量，乙方需在此處提供投標光伏并網(wǎng)逆變器交流輸出接線電纜孔所兼容的截面積范圍。光伏并網(wǎng)逆變器需通過集成在本體上的獨立的接線端子或集成在本體上的成套通信連接器向外部提供光伏并網(wǎng)逆變器內所有可通信設備的RS485通信接口，RS485通信接口的有效傳輸距離不小于1000m。乙方對光伏并網(wǎng)逆變器RS485通信的通信距離、通信可靠性、準確性和有效性負責。乙方對光伏并網(wǎng)逆變器上RS485通信接口的有效帶寬、通信距離、通信可靠性、準確性和有效性負責。光伏并網(wǎng)逆變器上必須明確而清晰的標注出防雷接地點和設備外殼接地點。組串式逆變器直流進線電纜外徑范圍6-9（mm），交流出線電纜外徑范圍22-32（mm）。如果大于這個范圍的上限，會導致線纜無法接入機器，如果小于這個范圍的下限，線纜雖可以接入，但會導致機器直流和交流線纜處密封不緊，這時必須使用防火泥對縫隙進行封堵，防止?jié)駳膺M入。3.1.3光伏并網(wǎng)逆變器接地乙方必須保證光伏并網(wǎng)逆變器整機的安全性與可靠性，在光伏并網(wǎng)逆變器內部，防雷系統(tǒng)的接地線和漏電監(jiān)測保護系統(tǒng)的接地線（若有）不能共用。3.1.4光伏并網(wǎng)逆變器的防組件PID（電勢誘導衰減）效應功能光伏并網(wǎng)逆變器內部應集成防組件PID（電勢誘導衰減）效應功能，應能夠完全消除組件的PID（電勢誘導衰減）效應，同時，不能對光伏組件造成損害。為保證光伏并網(wǎng)逆變器防組件PID（電勢誘導衰減）效應功能的有效性，光伏并網(wǎng)逆變器必須保證光伏組件方陣負極對地的最大電壓≥-6V。乙方需在投標附件中對光伏并網(wǎng)逆變器集成的防組件PID（電勢誘導衰減）效應功能進行專題說明和論述。3.1.5光伏并網(wǎng)逆變器的直流拉弧保護功能光伏并網(wǎng)逆變器內部應集成直流拉弧保護功能，直流拉弧保護功能必須能夠準確檢測每路直流輸入組串的拉弧情況并進行保護。光伏并網(wǎng)逆變器內部集成的直流拉弧保護功能應滿足UL1699B《OUTLINEOFINVESTIGATIONFORPHOTOVOLTAIC（PV）DCARC-FAULTCIRCUITPROTECTION》（IssueNumber2，JANUARY14，2013）中對Ⅱ類設備的要求，即同時具備串聯(lián)拉弧保護功能和并聯(lián)拉弧保護功能。光伏并網(wǎng)逆變器的直流拉弧保護功能應通過由美國UL或加拿大CSA按照UL1699B《OUTLINEOFINVESTIGATIONFORPHOTOVOLTAIC（PV）DCARC-FAULTCIRCUITPROTECTION》（IssueNumber2，JANUARY14，2013）所做的測試并獲得正式的認證報告。美國UL或加拿大CSA按照UL1699B所做的認證是對光伏并網(wǎng)逆變器的最基本要求，本技術規(guī)范書要求光伏并網(wǎng)逆變器的直流拉弧保護功能必須能夠準確檢測每路直流輸入組串的拉弧情況并進行保護，不得出現(xiàn)誤動和拒動現(xiàn)象。乙方需在投標附件中對光伏并網(wǎng)逆變器內部集成的直流拉弧保護功能進行專題說明和論述。3.1.6光伏并網(wǎng)逆變器的組串支路防逆流功能光伏并網(wǎng)逆變器內部應集成光伏組件支路防逆流功能，要求組串型光伏并網(wǎng)逆變器保證在每2個或1個光伏組串輸入支路加裝1個國際知名廠家的高品質、低壓降防反二極管；組串型光伏并網(wǎng)逆變器BOOST升壓電路中的二極管可以替代防反二極管的作用，但必須保證BOOST升壓電路所接入的光伏組串數(shù)量不大于2串。乙方應在此處提供防反二極管的品牌、規(guī)格型號和技術參數(shù)等關鍵數(shù)據(jù)。如投標廠家配置了獨立的防反二極管，可不受此條款限制。但須在投標文件中詳細闡明。3.1.7光伏并網(wǎng)逆變器的防逆風功能（如有）若投標組串光伏并網(wǎng)逆變器采用外部強制風冷的冷卻方式，則投標組串光伏并網(wǎng)逆變器必須配套提供專用的防護等級不低于IP30的高品質防逆風風管，乙方必須在此處提供詳細的防逆風風管的材料和關鍵技術參數(shù)。3.1.8光伏并網(wǎng)逆變器的諧振抑制功能投標光伏并網(wǎng)逆變器必須具備諧振抑制功能，在投標光伏并網(wǎng)逆變器的整個生命周期內（不低于25年），正常工況下，投標光伏并網(wǎng)逆變器的輸出電能質量指標必須滿足本技術規(guī)范2.2.2的相關要求；非正常工況下，投標光伏并網(wǎng)逆變器的諧振抑制功能必須保證投標光伏并網(wǎng)逆變器自身及其所在升壓變壓器低壓側的諧波電流值始終不超過GB/T14549中限值的75%；在極端惡劣工況下，投標光伏并網(wǎng)逆變器的諧振抑制功能必須保證投標光伏并網(wǎng)逆變器自身及其所在升壓變壓器低壓側的諧波電流值始終不得超過GB/T14549中規(guī)定的限值。3.1.9光伏并網(wǎng)逆變器的大規(guī)模在線升級功能光伏并網(wǎng)逆變器必須具備大規(guī)模遠程在線升級功能（包括軟件升級和參數(shù)設置等），單次在線升級成功率必須達到100%。3.1.10光伏并網(wǎng)逆變器更換后的參數(shù)自動設定功能光伏并網(wǎng)逆變器必須具備通信參數(shù)和技術參數(shù)的自動設定功能，當單臺或多臺光伏并網(wǎng)逆變器被更換或替代后，新加入的光伏并網(wǎng)逆變器在投運發(fā)電前，其通信參數(shù)和技術參數(shù)必須自動設定為與其他在運光伏并網(wǎng)逆變器的通信參數(shù)和技術參數(shù)完全相同。3.1.11光伏并網(wǎng)逆變器的絕緣電阻監(jiān)測與報警光伏并網(wǎng)逆變器必須具備完備、準確、可靠地直流側絕緣監(jiān)測功能。直流側絕緣監(jiān)測功能必須能夠準確、可靠的監(jiān)測直流側正極對地、負極對地的絕緣電阻并通過自身的RS485接口上傳數(shù)據(jù)。絕緣監(jiān)測功能的電阻報警閾值應可以設置，當監(jiān)測到直流側絕緣電阻超出設置的閾值時，絕緣監(jiān)測功能應立即進行本地和遠程報警。絕緣監(jiān)測系統(tǒng)的技術性能要求和初始報警閾值應滿足NB/T32004-2013《光伏發(fā)電并網(wǎng)逆變器技術規(guī)范》中的具體要求。在防組件PID效應的功能中，對于需要進行負極接地的光伏并網(wǎng)逆變器，逆變器在開機前應進行正、負極對地絕緣檢測以確保系統(tǒng)在光伏并網(wǎng)逆變器的負極接地點處單點接地，在絕緣檢測正常后，逆變器負極接地運行。乙方對直流側絕緣監(jiān)測儀的正確使用負責，對直流側絕緣監(jiān)測儀的準確性和可靠性負責，如果直流側絕緣電阻監(jiān)測儀損壞，必須進行本地和遠程報警。為了彌補絕緣監(jiān)測系統(tǒng)在光伏并網(wǎng)逆變器工作狀態(tài)時的檢測盲區(qū)，本技術規(guī)范要求，投標光伏并網(wǎng)逆變器應通過連續(xù)監(jiān)測光伏并網(wǎng)逆變器正、負極對地電壓的方式來判斷系統(tǒng)是否工作在期望的工作模式，當系統(tǒng)約定的工作模式遭到破壞后，投標光伏并網(wǎng)逆變器應立即停機并重新執(zhí)行絕緣監(jiān)測功能，在系統(tǒng)工作模式恢復到預期的工作模式之前，光伏并網(wǎng)逆變器不能并網(wǎng)工作。3.1.12光伏并網(wǎng)逆變器的漏電監(jiān)測與保護光伏并網(wǎng)逆變器必須具備完備、準確、可靠地交流側漏電監(jiān)測和保護功能。漏電監(jiān)測保護系統(tǒng)必須能夠準確、可靠的監(jiān)測成套設備的漏電流（包括直流和交流成分）。漏電監(jiān)測保護系統(tǒng)的報警、保護閾值應可以進行本地和遠程設置，當檢測到漏電故障時，漏電監(jiān)測保護系統(tǒng)應立即按設計功能動作并進行本地和遠程報警（通過RS485通信實現(xiàn)）。漏電監(jiān)測保護系統(tǒng)必須滿足NB/T32004-2013《光伏發(fā)電并網(wǎng)逆變器技術規(guī)范》中的具體要求，出廠設置按照該標準的要求進行。乙方對漏電監(jiān)測保護系統(tǒng)的準確性和可靠性負責，如果漏電監(jiān)測保護系統(tǒng)損壞，光伏并網(wǎng)逆變器必須進行本地和遠程報警。漏電監(jiān)測保護系統(tǒng)不允許出現(xiàn)測量不準，誤動、拒動等情況。3.1.13光伏并網(wǎng)逆變器的電能計量光伏并網(wǎng)逆變器必須具備完備、準確、可靠地交直流電能計量功能。在實際工作環(huán)境下，光伏并網(wǎng)逆變器直流側電能計量組件必須滿足的技術要求如下：電壓、電流傳感器的有效精度不低于0.2級。直流電能有效計量精度不低于0.5級，最小量程不低于999MWh。至少可以存儲12個月的歷史發(fā)電量數(shù)據(jù)，具備RS485通信功能，應能夠手動或通過后臺命令自動清零（通過通訊實現(xiàn)）。在實際工作環(huán)境下，光伏并網(wǎng)逆變器交流側電能計量組件必須滿足的技術要求如下：電壓、電流傳感器的有效精度不低于0.2S級。交流電能有效計量精度不低于0.5級，最小量程不低于999MWh。至少可以存儲12個月的歷史發(fā)電量數(shù)據(jù)，具備RS485通信功能，應能夠手動或通過后臺命令自動清零（通過通訊實現(xiàn)）。甲方在設備驗收時將對投標光伏并網(wǎng)逆變器中的電能計量組件進行第三方校準，因投標光伏并網(wǎng)逆變器中電能計量組件不準、性能指標達不到要求、未有效投運等乙方供貨和調試等原因所產(chǎn)生的所有改造、第三方再次計量和驗收延遲等責任全部由乙方承擔。3.1.14光伏并網(wǎng)逆變器等的正常工作電網(wǎng)條件符合國標GB/T19964-2012《光伏發(fā)電站接入電力系統(tǒng)技術規(guī)定》、GB/T14549-1993《電能質量公用電網(wǎng)諧波》、GB/T15543-2008《電能質量三相電壓不平衡》、GB/T12325-2008《電能質量供電電壓允許偏差》、GB/T15945-2008《電能質量電力系統(tǒng)頻率偏差》、GB/T12326-2008《電能質量電壓波動和閃變》、GB/T24337-2009《電能質量公用電網(wǎng)間諧波》等的電網(wǎng)環(huán)境為投標成套設備正常運行的正常電網(wǎng)環(huán)境，成套設備必須在正常的電網(wǎng)環(huán)境下安全、可靠運行，性能指標達到本技術規(guī)范要求。3.2光伏并網(wǎng)逆變器3.2.1光伏并網(wǎng)逆變器形式光伏并網(wǎng)逆變器的基本形式本次招標對投標光伏并網(wǎng)逆變器的基本要求為：必須為商業(yè)級支架式安裝的三相組串式光伏并網(wǎng)逆變器；光伏并網(wǎng)逆變器的每路直流輸入為單串多晶硅光伏電池組串；原則上單機額定重量≤75kg；單機額定容量≤80kW；單機防護等級不低于IP65；單臺光伏并網(wǎng)逆變器自身集成防組件PID（電勢誘導衰減）效應功能和組件支路拉弧保護功能；組串式光伏并網(wǎng)逆變器的交流輸出側接三相AC380V至三相AC500V的IT系統(tǒng)，升壓變壓器低壓側的電壓等級根據(jù)投標光伏并網(wǎng)逆變器的額定工作電壓確定；光伏并網(wǎng)逆變器交直流側必須具備完善的二級防雷保護功能；光伏并網(wǎng)逆變器內部應具備光伏組串支路防逆流功能，要求組串型光伏并網(wǎng)逆變器保證在每2個或1個光伏組串輸入支路加裝1個國際知名廠家的高品質、低壓降防反二極管；組串型光伏并網(wǎng)逆變器BOOST升壓電路中的二極管可以替代防反二極管的作用，但必須保證BOOST升壓電路所接入的光伏組串數(shù)量不大于2串。如投標廠家采用獨立配置防反二極管方案，可不受此條限制，但需再投標文件中詳細闡述。光伏并網(wǎng)逆變器輸入?yún)?shù)（不降額工作海拔下）工作電壓范圍：480V~800V （不得低于300V~800V）最大輸入電壓：1000V 最大功率追蹤電壓范圍：480V~800V （不得低于300V~800V）直流輸入支路數(shù)：8 輸入支路最大電流：70A 獨立MPPT追蹤支路數(shù)：3 （不得低于2路）光伏并網(wǎng)逆變器輸出參數(shù)（不降額工作海拔下）額定交流輸出功率（PN≤80kW）：36kW 最大連續(xù)輸出功率（≥110%PN）：36kW 不降額工作海拔（≥2000m）：3000m 額定輸出電壓： 400VAC （AC380V至AC500V）額定輸出頻率： 50Hz功率因數(shù)調節(jié)范圍： ±0.8功率因數(shù)調節(jié)分辨率： 不低于±0.01光伏并網(wǎng)逆變器的并聯(lián)容量投標光伏并網(wǎng)逆變器的最小直接并聯(lián)臺數(shù)不得低于30臺。乙方應在此處提供投標光伏并網(wǎng)逆變器建議的最優(yōu)并聯(lián)規(guī)模。3.2.2光伏并網(wǎng)逆變器的主要性能指標※光伏并網(wǎng)逆變器歐洲效率及綜合效率當光伏并網(wǎng)逆變器在全運行溫度范圍內工作于自供電模式且光伏并網(wǎng)逆變器直流輸入電壓為DC600V±10V時，光伏并網(wǎng)逆變器的歐洲效率得不低于97.5%（包含所有光伏并網(wǎng)逆變器損耗）。※光伏并網(wǎng)逆變器各功率點的效率曲線及承諾函乙方應提供光伏并網(wǎng)逆變器在全運行溫度范圍內工作于自供電模式且光伏并網(wǎng)逆變器直流輸入電壓分別為DC450V±10V、DC600V±10V、DC750V±10V時，光伏并網(wǎng)逆變器（包含所有光伏并網(wǎng)逆變器損耗）在功率點5%、10%、15%、20%、25%、30%、35%、40%、45%、50%、55%、60%、65%、70%、75%、80%、85%、90%、95%、100%、105%、110%時的3條光伏并網(wǎng)逆變器效率曲線保證值?！商自O備綜合效率及承諾函光伏并網(wǎng)逆變器成套裝置的實際發(fā)電能力是由光伏并網(wǎng)逆變器的環(huán)境適應性、光伏并網(wǎng)逆變器MPP跟蹤效率、光伏并網(wǎng)逆變器自身轉換效率、光伏并網(wǎng)逆變器超發(fā)能力、成套設備長期可靠性、成套設備平均故障率、供應商的售后服務能力、光伏并網(wǎng)逆變器實際使用壽命等多方面因素綜合決定的，最終體現(xiàn)在不同光伏并網(wǎng)逆變器企業(yè)光伏并網(wǎng)逆變器的實際發(fā)電量差異上。因此，對投標光伏并網(wǎng)逆變器的實際發(fā)電量進行評價是最科學和最有效的評價方法。乙方應對投標成套光伏并網(wǎng)逆變器的環(huán)境適應性、光伏并網(wǎng)逆變器MPPT跟蹤效率、光伏并網(wǎng)逆變器超發(fā)能力、設備長期可靠性、成套設備平均故障率、供應商的售后服務能力等進行綜合評估并在投標文件中做出光伏并網(wǎng)逆變器在運行溫度范圍內的綜合效率承諾值，出具蓋有乙方（和制造商）公章的承諾函。乙方一旦中標，其提供的光伏并網(wǎng)逆變器成套設備綜合效率將作為商務合同和技術協(xié)議的條款形成合同。投標光伏并網(wǎng)逆變器的綜合效率保證值不得低于97.5%。過載能力光伏并網(wǎng)逆變器應具有一定的過載能力并具備可靠的最大輸出電流限制功能。在實際運行環(huán)境條件下，投標光伏并網(wǎng)逆變器的最大長期出力能力不應低于額定電流的110%；投標光伏并網(wǎng)逆變器的最大輸出電流不應大于額定電流的120%。輸出電壓范圍乙方需提供光伏并網(wǎng)逆變器三相交流輸出的電壓范圍。電能質量無論采用何種控制方式，光伏并網(wǎng)逆變器在運行時不應造成電網(wǎng)電壓波形過度畸變，光伏并網(wǎng)逆變器注入電網(wǎng)的諧波電壓和諧波電流不能超標，以確保公用電網(wǎng)和連接到電網(wǎng)的其他設備正常運行。由光伏并網(wǎng)逆變器引起的低壓側電壓總諧波畸變率不超過3%，奇次諧波電壓畸變率不應超過2.1%，偶次諧波電壓畸變率不應超過1.2%。在電網(wǎng)背景電壓符合GB/T14549《電能質量公用電網(wǎng)諧波》的要求時，光伏并網(wǎng)逆變器輸出電流的電能質量應滿足：當光伏并網(wǎng)逆變器工作在額定容量的30~110%時，應達到下列輸出波形要求：電流總諧波畸變率不超過2%，其中，奇次、偶次諧波電流含有率不超過GB/T14549的相關要求。當光伏并網(wǎng)逆變器工作在額定容量的20~30%時，應達到下列輸出波形要求：電流總諧波畸變率不超過3%，其中，奇次、偶次諧波電流含有率不超過GB/T14549的相關要求。當光伏并網(wǎng)逆變器工作在額定容量的10~20%時，應達到下列輸出波形要求：電流總諧波畸變率不超過5%，其中，奇次、偶次諧波電流含有率不超過GB/T14549的相關要求。當光伏并網(wǎng)逆變器工作在額定容量的10%及以下時，應達到下列輸出波形要求：電流總諧波畸變率不超過8%，其中，奇次、偶次諧波電流含有率不超過GB/T14549的相關要求。光伏并網(wǎng)逆變器的輸出電能質量必須優(yōu)于GB/T14549-1993《電能質量公用電網(wǎng)諧波》、GB/T15543-2008《電能質量三相電壓不平衡》、GB/T12326-2008《電能質量電壓波動和閃變》、GB/T24337-2009《電能質量公用電網(wǎng)間諧波》、GB/T12325-2008《電能質量供電電壓允許偏差》、GB/T15945-2008《電能質量電力系統(tǒng)頻率偏差》、Q/GDW617-2011《光伏電站接入電網(wǎng)技術規(guī)定》、GB/T19964-2012《光伏發(fā)電站接入電力系統(tǒng)技術規(guī)定》、NB/T32004-2013《光伏發(fā)電并網(wǎng)逆變器技術規(guī)范》等標準的要求。直流分量在0%~110%功率范圍內的任何工況下和短時120%負載的任何工況下，光伏并網(wǎng)逆變器輸出的最大直流分量不允許超過其額定輸出電流的0.5%。異常情況下，當光伏并網(wǎng)逆變器輸出的最大直流分量連續(xù)600秒達到其額定電流的0.75%時，光伏并網(wǎng)逆變器應立即停機進行直流分量超標保護；當光伏并網(wǎng)逆變器輸出的最大直流分量連續(xù)60秒達到其額定電流的1.0%時，光伏并網(wǎng)逆變器應立即停機進行直流分量超標保護；當光伏并網(wǎng)逆變器輸出的最大直流分量連續(xù)30秒達到其額定電流的1.2%時，光伏并網(wǎng)逆變器應立即停機進行直流分量超標保護；當光伏并網(wǎng)逆變器輸出的最大直流分量連續(xù)10秒達到其額定電流的1.5%時，光伏并網(wǎng)逆變器應立即停機進行直流分量超標保護；當光伏并網(wǎng)逆變器輸出的最大直流分量連續(xù)5秒達到其額定電流的1.8%時，光伏并網(wǎng)逆變器應立即停機進行直流分量超標保護。異常情況下，當電網(wǎng)電壓的最大直流分量連續(xù)60秒達到其額定幅值的0.5%時，光伏并網(wǎng)逆變器應立即停機進行電網(wǎng)電壓直流分量超標保護；當電網(wǎng)電壓的最大直流分量連續(xù)30秒達到其額定幅值的0.75%時，光伏并網(wǎng)逆變器應立即停機進行電網(wǎng)電壓直流分量超標保護；當電網(wǎng)電壓的最大直流分量連續(xù)5秒達到其額定幅值的1.0%時，光伏并網(wǎng)逆變器應立即停機進行電網(wǎng)電壓直流分量超標保護。光伏并網(wǎng)逆變器直流分量保護功能的閾值和時間應可以通過軟件更改，乙方應免費向甲方提供參數(shù)更改服務。電磁干擾和電磁兼容光伏電站并網(wǎng)運行時，除不可抗拒因素外，光伏并網(wǎng)逆變器作為光伏電站內唯一的大功率干擾源，不得對本機和符合相關EMC要求的通信設備的正常通信構成干擾。如果光伏光伏并網(wǎng)逆變器對其他符合EMC要求的通信設備構成干擾，乙方有責任無償及時的解決問題。光伏并網(wǎng)逆變器的電磁兼容水平應優(yōu)于NB/T32004-2013《光伏發(fā)電并網(wǎng)逆變器技術規(guī)范》、GB/T17799.2《電磁兼容通用標準居住、商業(yè)和輕工業(yè)環(huán)境中的發(fā)射》、GB17799.3《電磁兼容通用標準工業(yè)環(huán)境中的抗擾度試驗》、IEC61000-6-2、IEC61000-6-3等標準的要求，其中，電磁干擾（發(fā)射）水平應優(yōu)于上述標準對民用設備的最嚴格要求，電磁兼容（抗干擾）水平應優(yōu)于上述標準對工業(yè)設備的A級性能判據(jù)要求。MPPT效率乙方應明確承諾投標設備綜合考慮不同外部環(huán)境后的MPPT實際綜合跟蹤效率的最低保證值（該綜合跟蹤效率綜合了光伏并網(wǎng)逆變器的靜態(tài)跟蹤效率、動態(tài)跟蹤效率、平衡輸入跟蹤效率和不平衡輸入跟蹤效率等，最終體現(xiàn)在光伏并網(wǎng)逆變器的實際發(fā)電量上），投標光伏并網(wǎng)逆變器的MPPT實際綜合跟蹤效率不得低于99.0%。有功功率和功率因數(shù)控制光伏并網(wǎng)逆變器必須具備有功功率、有功功率變化率和功率因數(shù)控制功能，有功功率、有功功率變化率和功率因數(shù)控制功能必須可以進行本地和遠程設置（遠程調度），其中，有功功率控制指令應可以通過百分比和絕對值的形式向光伏并網(wǎng)逆變器下達。乙方光伏并網(wǎng)逆變器有功功率指令的控制精度不低于1%（百分比形式）或1kW（絕對值形式）；功率因數(shù)控制指令的控制精度不低于±0.01；功率變化率控制指令的控制精度不低于1kW/S，所有控制指令及對應的控制參數(shù)應保證可以由后臺一次性下達至光伏并網(wǎng)逆變器。光伏并網(wǎng)逆變器有功功率的最小調節(jié)范圍為0%~110%，功率因數(shù)的最小調節(jié)范圍為±0.8。乙方光伏并網(wǎng)逆變器應具備可靠地強制一鍵恢復出廠設置的功能（本地實現(xiàn)和遠程實現(xiàn)，只提供本地實現(xiàn)的功能是可以接受的）。光伏并網(wǎng)逆變器應能夠上傳光伏并網(wǎng)逆變器輸出功率設定值（百分比和絕對值）、功率變化率設定值、功率因數(shù)設定值的當前狀態(tài)。光伏并網(wǎng)逆變器的有功功率控制功能還應滿足GB/T19964-2012《光伏發(fā)電站接入電力系統(tǒng)技術規(guī)定》的要求。低電壓穿越和孤島保護光伏并網(wǎng)逆變器應配備低電壓穿越功能和孤島保護功能，由用戶根據(jù)實際需要選擇設備處于何種運行方式，光伏并網(wǎng)逆變器出廠默認設置為孤島保護模式（具體形式以接入系統(tǒng)批復為準）。當光伏并網(wǎng)逆變器運行于低電壓穿越模式時，光伏并網(wǎng)逆變器必須同時具備平衡穿越和不平衡穿越能力，默認的低電壓穿越能力曲線必須符合GB/T19964-2012《光伏發(fā)電站接入電力系統(tǒng)技術規(guī)定》中第8章的所有要求。噪聲和待機功耗當光伏并網(wǎng)逆變器輸出110%的額定功率時，在距離設備水平位置1m處，用聲壓級計測量滿載時的噪聲不應大于40dB（A）。光伏并網(wǎng)逆變器的待機功耗不應大于1W。獨立無功補償、夜間SVG和自動電壓控制投標光伏并網(wǎng)逆變器應具備獨立的無功補償、夜間SVG和自動電壓控制功能，其中，獨立無功補償和夜間SVG的調節(jié)分辨率不低于1kvar。獨立無功補償功能是指，可以由用戶和調度獨立的設置光伏并網(wǎng)逆變器發(fā)出的無功功率大小，光伏并網(wǎng)逆變器運行時始終輸出用戶設置的無功功率。夜間SVG功能是指，光伏并網(wǎng)逆變器夜間不輸出有功功率時，可以作為SVG使用，光伏并網(wǎng)逆變器發(fā)出的無功功率大小可以由用戶和調度根據(jù)實際情況設定。自動電壓控制功能是指，光伏并網(wǎng)逆變器可以通過自動調節(jié)無功功率的方式將并網(wǎng)點的電壓穩(wěn)定在光伏并網(wǎng)逆變器的額定工作電壓或用戶設定的合理電壓下。光伏并網(wǎng)逆變器出廠時屏蔽該功能，該功能應由用戶從后臺和本地操作屏上開啟并設置。投標光伏并網(wǎng)逆變器應在投標文件中明確提供當變壓器阻抗電壓為6%（雙繞組變壓器）時，光伏并網(wǎng)逆變器的自動電壓調節(jié)范圍。※動態(tài)無功支撐投標光伏并網(wǎng)逆變器應提供動態(tài)無功支撐功能，動態(tài)無功支撐功能應滿足GB/T19964-2012《光伏發(fā)電站接入電力系統(tǒng)技術規(guī)定》第8章的所有要求（投標光伏并網(wǎng)逆變器的出廠默認設置）。投標光伏并網(wǎng)逆變器的動態(tài)無功支撐功能應可以通過光伏并網(wǎng)逆變器的控制器（人機接口和遠程后臺）屏蔽。在設備的使用壽命期內，乙方必須承諾按照電網(wǎng)公司、國家標準和甲方的要求，及時、免費的為甲方升級可能出現(xiàn)的新動態(tài)無功支撐能力要求?！娋W(wǎng)調頻、調峰投標光伏并網(wǎng)逆變器應具備電網(wǎng)調頻和調峰能力，該能力應符合DL/T1040《電網(wǎng)運行準則》的相關要求，具體的調節(jié)方式待定。乙方應承諾在中標后按照電網(wǎng)公司要求為甲方及時、免費的配置光伏并網(wǎng)逆變器調頻、調峰功能?！鶖?shù)學模型乙方必須承諾按照電網(wǎng)公司GB/T19964-2012《光伏發(fā)電站接入電力系統(tǒng)技術規(guī)定》要求，向甲方提供符合電網(wǎng)公司和GB/T19964-2012《光伏發(fā)電站接入電力系統(tǒng)技術規(guī)定》要求的成套設備數(shù)學模型和特性等資料，由甲方提供給電網(wǎng)公司?！绷鱾入娙萜鲏勖A測功能投標光伏并網(wǎng)逆變器成套裝置必須能夠準確檢測并判斷光伏并網(wǎng)逆變器直流側電容器的容量，當光伏并網(wǎng)逆變器直流側電容器的容量降低到額定容量或原始容量的80%時，光伏并網(wǎng)逆變器應通過自身的顯示屏和通信接口向用戶和后臺提出電容器需要更換的信息并提示更換原因。投標光伏并網(wǎng)逆變器可以采用測量直流側電容器現(xiàn)存容量與原始容量（或額定容量）百分比比值的方式預測直流側電容器的有效壽命，可以采用測量直流側電容器容量絕對值與額定值（出廠設定值）比較的方式預測直流側電容器的有效壽命，也可以采用上述兩種方法的綜合方法進行電容器有效壽命的預測。如果乙方采用了其他電容器壽命預測方法，應在投標文件中詳細說明。投標光伏并網(wǎng)逆變器應具備直流側電容器初始容量的自動設置和手動設置功能，當重新更換電容器后，應能夠通過光伏并網(wǎng)逆變器的控制屏重新確定電容器更換后的容量并重新開始新一輪的壽命預測工作。當乙方進行軟件升級時，必須確保電容器容量測試數(shù)據(jù)的連續(xù)性，不能中斷或覆蓋掉之前積累的有效數(shù)據(jù)。乙方應在投標文件中詳細介紹投標設備的電容器壽命預測方法及其在控制屏中的具體操作方法。光伏并網(wǎng)逆變器對其直流側電容器容量判斷的有效精度不能低于電容器額定容量或原始容量的2%?！L機壽命預測功能（如有）投標光伏并網(wǎng)逆變器應具備對光伏并網(wǎng)逆變器內所有散熱風機有效壽命的預測功能，在散熱風機達到壽命終結之前，應通過光伏并網(wǎng)逆變器的顯示屏和通信接口向用戶和后臺提出風機更換信息并提示更換原因。光伏并網(wǎng)逆變器散熱系統(tǒng)（含散熱風機和散熱片等）的壽命投標光伏并網(wǎng)逆變器中散熱系統(tǒng)（含散熱風機和散熱片等）的使用壽命不得低于25年，在設備壽命期內，不能出現(xiàn)因光伏并網(wǎng)逆變器散熱系統(tǒng)（含散熱風機和散熱片等）性能劣化或故障等原因導致發(fā)電站電量降低（如限功率運行等）、光伏并網(wǎng)逆變器內元器件壽命下降、電站其他設備性能劣化、安全等問題。3.2.3光伏并網(wǎng)逆變器的保護功能電網(wǎng)異常保護電網(wǎng)異常時，投標光伏并網(wǎng)逆變器應按照GB/T19964-2012《光伏發(fā)電站接入電力系統(tǒng)技術規(guī)定》、Q/GDW617-2011《光伏電站接入電網(wǎng)技術規(guī)定》、NB/T32004-2013《光伏發(fā)電并網(wǎng)逆變器技術規(guī)范》、IEC62116-2008《光伏并網(wǎng)系統(tǒng)用光伏并網(wǎng)逆變器防孤島測試方法》等標準和本技術規(guī)范中的相關要求進行動作和保護。防反放電和極性接反保護當光伏并網(wǎng)逆變器直流側電壓低于允許工作范圍或光伏并網(wǎng)逆變器處于關機狀態(tài)時，光伏并網(wǎng)逆變器應無反向電流流過。當光伏方陣的極性反接時，光伏并網(wǎng)逆變器應能可靠保護而不會損壞。極性正接后，光伏并網(wǎng)逆變器應能正常工作。電網(wǎng)相序保護光伏并網(wǎng)逆變器必須具備電網(wǎng)相序檢測功能，當連接到光伏并網(wǎng)逆變器的電網(wǎng)電壓是負序電壓時，光伏并網(wǎng)逆變器必須停機并報警或通過光伏并網(wǎng)逆變器內部調整向電網(wǎng)注入正序正弦波電流。任何情況下，光伏并網(wǎng)逆變器都不能向電網(wǎng)注入負序電流。過壓、過流保護投標光伏并網(wǎng)逆變器必須具備完備的直流輸入過壓、過流保護功能和交流輸出過壓、過流保護功能。內部故障保護當光伏并網(wǎng)逆變器內部發(fā)生故障時（如電力電子開關直通、直流母線短路等），光伏并網(wǎng)逆變器內的保護裝置應快速、可靠動作，光伏并網(wǎng)逆變器內的保護裝置應使光伏并網(wǎng)逆變器與直流輸入側（PV側）及交流輸出側（電網(wǎng)側）脫離并實現(xiàn)與直流輸入側（PV側）及交流輸出側（電網(wǎng)側）的有效隔離，任何情況下都不能因光伏并網(wǎng)逆變器內部故障導致外部設備損壞。過熱、過濕保護光伏并網(wǎng)逆變器應具備機內環(huán)境溫度過高保護（例如著火引起的機箱內環(huán)境溫度過高）、機內關鍵部件溫度過高保護等基本過熱保護功能。光伏并網(wǎng)逆變器應具備基本的機內濕度保護功能，當檢測到機內出現(xiàn)凝露等情況時，光伏并網(wǎng)逆變器不允許并網(wǎng)發(fā)電。此時，光伏并網(wǎng)逆變器應采取有效措施消除機內的凝露狀態(tài)。保護的靈敏度和可靠性在正常的光伏并網(wǎng)逆變器運行環(huán)境和符合國標要求的電網(wǎng)環(huán)境下，光伏并網(wǎng)逆變器不應出現(xiàn)誤停機、誤報警和其他無故停止工作的情況。當出現(xiàn)故障時，光伏并網(wǎng)逆變器應能夠按照設計的功能可靠動作。整機阻燃性和環(huán)境適應性IEC62109（歐洲安規(guī)測試標準）和UL1941（美國安規(guī)測試標準）標準中的安規(guī)、阻燃要求是對光伏并網(wǎng)逆變器提出的最低要求，投標光伏并網(wǎng)逆變器必須滿足。投標光伏并網(wǎng)逆變器在任何情況下均不能產(chǎn)生蔓延性火災。降額警告投標光伏并網(wǎng)逆變器在溫度過高時必須進入降額運行模式，不能直接關機，乙方應在此處提供光伏并網(wǎng)逆變器的降額曲線并提供光伏并網(wǎng)逆變器的關機溫度設定值。當光伏并網(wǎng)逆變器因溫度過高而自動降額運行時，應通過光伏并網(wǎng)逆變器的本地顯示屏顯示并通過光伏并網(wǎng)逆變器的通信接口向后臺提供光伏并網(wǎng)逆變器降額運行的警告信號。故障的記錄與顯示投標光伏并網(wǎng)逆變器必須能夠記錄設備使用壽命期內的所有故障信息，光伏并網(wǎng)逆變器歷史故障記錄既能從本地顯示屏調取，又能由監(jiān)控后臺遠程調取。電氣間隙和爬電距離光伏并網(wǎng)逆變器的電氣間隙和爬電距離必須滿足或優(yōu)于IEC62109《光伏發(fā)電系統(tǒng)用電力轉換設備的安全》標準中的基本要求。當應用于高海拔環(huán)境時，應按照IEC62109《光伏發(fā)電系統(tǒng)用電力轉換設備的安全》標準的要求進行對應的修正，光伏并網(wǎng)逆變器修正后的電氣間隙和爬電距離必須滿足或優(yōu)于IEC62109的要求。殘余電流保護和接觸漏電流投標光伏并網(wǎng)逆變器應提供殘余電流保護功能并滿足NB/T32004-2013《光伏發(fā)電并網(wǎng)逆變器技術規(guī)范》的要求。任何情況下，投標光伏并網(wǎng)逆變器的接觸電流均不能大于10mA?！览妆Ｗo投標光伏并網(wǎng)逆變器必須具備完備的交、直流防雷保護功能，其中，交流進線側和直流進線側的防雷保護等級不低于Ⅱ級。防雷設備損壞后，損壞的防雷器應能夠可靠地與交、直流電網(wǎng)脫離（應具備防雷器失效保護裝置），同時，應有信號上傳至光伏并網(wǎng)逆變器，由光伏并網(wǎng)逆變器統(tǒng)一與后臺監(jiān)控系統(tǒng)通信（上傳至后臺監(jiān)控系統(tǒng)）。乙方對防雷設備失效后的可靠保護負責，對防雷設備的質量和正確應用負責?！鶎夥姵仃嚵械谋Ｗo投標光伏并網(wǎng)逆變器（包含光伏并網(wǎng)逆變器自身集成的防組件PID效應模塊）不能對與其連接的光伏電池陣列的性能和安全性產(chǎn)生負面影響。不能出現(xiàn)因投標光伏并網(wǎng)逆變器原因導致與其連接的光伏電池陣列出現(xiàn)性能劣化和安全等問題。散熱風機的保護和報警投標光伏并網(wǎng)逆變器必須能夠準確檢測并判斷光伏并網(wǎng)逆變器內所有散熱風機的工作狀態(tài)，當光伏并網(wǎng)逆變器內的散熱風機出現(xiàn)故障時，必須進行保護并通過光伏并網(wǎng)逆變器的顯示屏和通信接口向用戶和后臺報警。諧振檢測和保護投標光伏并網(wǎng)逆變器必須具備諧振檢測和保護功能，極端情況下，當光伏并網(wǎng)逆變器與外部（光伏并網(wǎng)逆變器與光伏并網(wǎng)逆變器之間、光伏并網(wǎng)逆變器與升壓變壓器低壓側之間等）發(fā)生諧振并導致電網(wǎng)電壓畸變超過GB/T14549的規(guī)定時，光伏并網(wǎng)逆變器必須采取有效的保護措施。投標光伏并網(wǎng)逆變器必須對光伏并網(wǎng)逆變器的輸出濾波電容器進行有效的過流保護；乙方必須在此處說明投標光伏并網(wǎng)逆變器具體的諧振檢測和保護措施。3.2.4※產(chǎn)品認證報告及其型式試驗報告投標光伏并網(wǎng)逆變器至少應具備本技術規(guī)范書中要求的第三方認證并提供相關的型式試驗報告。投標光伏并網(wǎng)逆變器需要做的認證測試標準包括：Q/GDW617-2011《光伏電站接入電網(wǎng)技術規(guī)定》、GB/T19964-2012《光伏發(fā)電站接入電力系統(tǒng)技術規(guī)定》、NB/T32004-2013《光伏發(fā)電并網(wǎng)逆變器技術規(guī)范》、IEC62109-1/2《光伏發(fā)電專用光伏并網(wǎng)逆變器的安全》、GB/T17799.2或其等效標準IEC61000-6-2、GB17799.3或其等效標準IEC61000-6-3、IEC62116-2008《光伏并網(wǎng)系統(tǒng)用光伏并網(wǎng)逆變器防孤島測試方法》、UL1699B《OUTLINEOFINVESTIGATIONFORPHOTOVOLTAIC（PV）DCARC-FAULTCIRCUITPROTECTION》等。甲方認可的第三方檢測機構為國家能源太陽能發(fā)電研發(fā)（實驗）中心、中國質量認證中心（簡稱CQC）、北京鑒衡認證中心有限公司（簡稱CGC）、萊茵技術（上海）有限公司（簡稱TUV萊茵）、南德認證檢測（中國）有限公司（簡稱TUV南德）、美國UnderwritersLaboratoriesInc.（簡稱美國UL）、加拿大CanadianStandardsAssociation（簡稱加拿大CSA）等。其中，低電壓穿越報告必須由國家能源太陽能發(fā)電研發(fā)（實驗）中心按照GB/T19964-2012《光伏發(fā)電站接入電力系統(tǒng)技術規(guī)定》進行認證；直流拉弧保護功能報告必須由美國UL或加拿大CSA按照UL1699B《OUTLINEOFINVESTIGATIONFORPHOTOVOLTAIC（PV）DCARC-FAULTCIRCUITPROTECTION》（IssueNumber2，JANUARY14，2013）中對Ⅱ類設備（即同時具備串聯(lián)拉弧保護功能和并聯(lián)拉弧保護功能）的要求進行認證。第三方認證報告中必須明確而清晰的體現(xiàn)出認證機構的名稱、認證機構公章、認證日期或有效期限、被測試設備的具體型號等關鍵信息。甲方不接受任何形式的制造商自我聲明認證；技術標書中不得出現(xiàn)與招標設備無關的任何形式的認證和測試報告。如果存在欺騙甲方