分布式光伏项目组串式逆变器及数据采集系统技术协议厂家修改.docx
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分布式光伏项目组串式逆变器及数据采集系统技术协议厂家修改
河北清苑国家粮食储备库屋顶分布式(4MWp)并网光伏电站项目
组串式逆变器及数据采集系统
技术协议
买方:
保定中泰新能源科技有限公司
卖方:
中建材信息技术股份有限公司
2017年6月
第一部分一般规定与规范3
1.1概述3
1.2铭牌5
1.3企业资质6
1.4包装、起吊、运输和安装6
1.5图纸、资料的审查与提交7
1.6现场培训8
1.7质保要求9
1.8产品售后服务9
1.9安装和调试9
1.10分包10
1.11发货计划及发货细节10
第二部分光伏并网逆变器专用技术协议11
2.1光伏并网逆变器形式11
2.2光伏并网逆变器的主要性能指标12
2.3光伏并网逆变器的保护功能14
2.5光伏并网逆变器的绝缘耐压性能16
2.6光伏并网逆变器的供电及监控系统要求16
2.7并网逆变器的通风散热18
2.8光伏并网逆变器的工艺要求18
2.9光伏并网逆变器的基本性能参数表(卖方填写,不降额工作海拔下)19
2.10光伏并网逆变器的关键元器件21
2.12元件技术参数表24
第三部分监控系统技术要求29
3.1光伏电站监控系统要求29
3.2监控系统拓扑图31
3.3主要硬件设备规范要求31
第四部分供货范围37
4.1一般要求37
4.2工作范围37
4.3供货范围38
第五部分设备监造(工厂检验/试验)40
5.1概述40
5.2工厂检验40
5.3设备监造40
5.4卖方实施的试验和检验42
5.5运输和开箱检验43
第六部分性能验收试验45
6.1概述45
6.2预调试45
6.3功能性检验45
6.4试运行期的检查45
6.5最终验收46
第七部分技术服务和联络47
7.1概述47
7.2安装和试运行过程中的责任47
7.3技术联络会47
第一部分一般规定与规范
1.1概述
1.1.1目的
本协议的目的是为满足河北清苑国家粮食储备库屋顶分布式(4MWp)并网光伏电站项目所需的组串式逆变器设备及其相关服务的功能设计、结构、性能安装和试验等方面提出了技术要求,包含光伏并网逆变器和数据采集系统。
以下将“组串式光伏并网逆变器”简称为“逆变器”。
1.1.2项目概况
工程项目名称:
河北清苑国家粮食储备库屋顶分布式(4MWp)并网光伏电站项目
工程项目地点:
项目规模:
气象条件:
累年极端最高气温42℃
累年极端最低气温-27℃
累年气温平均值2.9℃
年最大降雨量595.1mm
累年最大一日降雨量281.9mm
最大积雪厚度31mm
海拔高度:
1385m,
抗震设防烈度:
7度
基本地震加速度值:
0.1g
冻土深度-2.0米
爬电比距:
31mm/kV
污秽等级:
IV级
覆冰厚度:
10mm
1.1.3工作概要
卖方或制造厂家负责逆变器的制造、交付、安装培训、调试培训。
卖方应为本项目逆变器提供至少5年质保期服务。
卖方应对其供货范围外的、系统整体的设计提出要求(例如:
变压器联接、组件联接等等)。
卖方应当向买方提供逆变器及相关附件;用于逆变器安装指导、试运行、运行和维护的支持性的服务;相关培训等内容。
卖方应对其所提供的设施充分考虑提供咨询服务。
1.1.4标准和规程
除本协议对标准和规程另有规定,合同项下所使用和提供的所有设备、器件、材料和所有设计计算及试验应根据以下最新版本的标准和规程或经批准的其他标准或同等的适用于制造国的其他相关标准。
如提供的设备或材料不符合如下标准,其建议标准和以下标准之间的所有详细区别应予以说明,卖方应就其可能影响设备设计或性能内容的标准用中文文本提供给买方,供其批准。
主要引用标准如下:
GB4208外壳防护等级(IP代码)
GB/T2423电工电子产品基本环境试验规程
Q/GDW617光伏电站接入电网技术规定
Q/GDW618光伏电站接入电网测试规程
GB/T19964-2012光伏发电站接入电力系统技术规定
GB19517-2009国家电气设备安全技术规范
IEC62109-1/2光伏发电专用逆变器的安全
NB/T32004-2013光伏发电并网逆变器技术规范
CNCACTS0004-2011并网光伏发电专用逆变器技术条件
IEC62116-2008光伏并网系统用逆变器防孤岛测试方法
GB17799电磁兼容通用标准
IEC61000-6电磁兼容通用标准
GB/T14549电能质量公用电网谐波
GB/T15543电能质量三相电压不平衡
GB/T12326电能质量电压波动和闪变
GB/T24337电能质量公用电网间谐波
GB/T12325电能质量供电电压允许偏差
GB/T15945电能质量电力系统频率偏差
IEC60269低压熔断器
GB7251低压成套开关设备国家标准
IEC60439低压开关设备和控制设备成套装置
JJG842直流电能表
DL/T614多功能电能表
DL/T448电能计量装置技术管理规定
GB/T178830.2s和0.5s级静止式交流有功电度表
GB/T20513光伏系统性能监测测量、数据交换和分析导则
DL/T621-1997交流电气装置的接地
GB11032交流无间隙金属氧化物避雷器
SJ/T11127光伏(PV)发电系统过电保护-导则
YD5098通信局(站)防雷与地接工程设计规范
GB/T191包装储运图示标志
GB/T13384机电产品包装通用技术条件
GB/T3873通信设备产品包装通用技术条件
注:
卖方所使用的标准、规范应为现行的最新版本。
1.1.5法律效力
本技术协议经买、卖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。
1.2铭牌
卖方设备应有耐久和字迹清晰的铭牌。
铭牌均使用简体中文刻制,字体为印刷体,铭牌的材料应不受气候影响,铭牌中刻制的字迹应永久保持清晰。
所有的铭牌和标牌应永久性的安装在相应的设备和部件上,其位置清楚易见,使用寿命不低于25年。
为了工作人员的安全,卖方应提供专门的标牌以表明主要的操作说明、注意事项或警告。
电气接线和回路应标有编号并与电气图纸上的编号相对应,装设在供货设备上的铭牌清单及图样应提交买方审查。
至少下述各项内容应标记在各设备的铭牌上:
●制造厂商的名称和商标
●设备的名称、规格、型号、产地
●产品的额定容量、额定电压、额定电流
●出厂编号和出厂日期
●防护等级
●设备欧洲效率和综合转换效率
●设备尺寸(mm)
●设备总质量(kg)
●执行标准
●认证标识
1.3包装、起吊、运输和安装
1.3.1包装
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。
其包装应符合铁路、公路及海运部门的有关规定。
包装箱上应有明显的包装储运图示标志,并应标明买方的订货号和发货号。
包装应确保整机和各零部件在运输过程中不丢失、不损坏、不受潮、不腐蚀。
设备有可能在户外条件下存放,卖方应保证包装箱在户外雨雪大风条件下存放时不会对包装箱内部设备造成损害。
1.3.2起吊和移动
合同设备须具有能承受其总重量的基座和搬运点,在设备包装箱外壳和机壳上(临时指示性图标)应标明设备重心。
1.3.3运输
1)合同设备在运输时应符合铁路、公路及海运部门的有关规定。
2)合同设备的运输应保证其外壳不受任何损伤,内部元件不能发生位移且应保证内部元件性能完好。
3)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。
4)随产品提供的技术资料应完整无缺。
5)卖方只允许采用直运方式将设备运往项目现场,严禁采用倒运、配货、托运等方式运送设备。
1.3.4安装
卖方应负责现场交付完整、成套的合同设备;提供基础设计要求;并提向买方的现场施工人员提供安装指导。
卖方设备应提供螺栓固定方式;卖方应提供产品的精确安装图纸;卖方应提供设备要求的接地形式。
1.4图纸、资料的审查与提交
1.4.1卖方应向买方提供的图纸
1)除本节所列图纸数据外,随工程进度或电站需要所必须的其它图纸数据应随时填补,所增加的部分,卖方有义务提供并不得另增费用。
当所有规定的文件全部提交,买方签发一份交接证明给卖方。
2)技术协议签订后,卖方应在7个自然日内向买方及工程设计单位提供与光伏电站施工和接线相关的图纸和资料以供买方及工程设计审查。
3)卖方应在提供合同设备的每个主要组装件或部件的设计图纸时,提交设备清单交买方批准。
清单应包括本工程项目涉及的设备和辅助设备的源产地、制造厂名,以及说明书、部件编号、额定值、性能特性和能使买方得到备件所必需的其他有用资料。
4)卖方随设备到货提供的图纸和数据
下列图纸和数据应随设备到货;
●设备安装说明书
●现场调试试验大纲
●设备使用说明书
●详细的设备清册
●厂内产品检查及设备试验记录
●产品合格证
1.4.2图纸审查及设计联络会
买方的审查并不能免除卖方为满足合同文件和保证各部件安装时正确配合应负的责任。
为协调设备设计制造、工程设计及其它方面的工作,以保证合同有效、顺利地实施,买方和卖方计划召开一次设计联络会,卖方应按要求参加买方的设计联络会,设计联络会期间卖方的所有费用由卖方承担。
无论买方是否召开设计联络会,卖方都有责任根据自身产品特点主动向设计院和买方提供充分全面的设计输入资料,由于卖方没有及时提供资料或设计联络会时提供资料不充分等原因所产生的一切后果由卖方负责并承担所有损失。
1.5质保要求
1.5.1质保期限
卖方需说明质保期限,卖方逆变器的最低质保期限不应低于60个月并作为合同条款。
1.5.2质保期内的要求
1)质量保证期内,由于卖方设备的质量问题而造成停运等故障的,卖方应负责尽快更换有缺陷或损坏的部件。
2)卖方从其它工厂采购的设备所发生的一切质量问题由卖方负责。
3)卖方对所供设备内所有元器件和材料等的正确使用负责,因元器件和材料等错误使用或使用不当等原因造成的设备运行不正常、设备停机、设备损坏、安全等事故,卖方应负责及时处理,如果买方要求退货,卖方必须无条件退货。
4)卖方必须在设备的寿命期内提供最大功率追踪(MPPT)优化程序的免费升级服务和其他无需更改硬件的软件优化程序的免费升级服务。
1.6产品售后服务
1.6.1为保证售后服务时间和质量,卖方应保证所供设备的所有零部件都可以在其国内工厂或其国内代理商处获得,卖方应在技术协议签订后7天内提供其售后服务专用备品备件的详细资料,卖方所列售后服务专用备品备件由买方备案。
售后服务中,不允许出现以故障设备在国内缺乏零部件为由延迟维修的情况。
1.6.2保证售后服务时间和质量,不允许出现以国内缺乏能解决问题的技术人员为由延迟维修的情况。
1.6.3在产品的寿命期内,当产品出现故障时,卖方应保证24小时内做出有效响应,48小时内做出实质响应,72小时内有能力解决问题的技术人员到达现场并排出故障。
1.6.4卖方的并网逆变器成套设备到达现场后不允许发生不能工作或工作不正常的情况。
1.6.5卖方所供并网逆变器成套设备不允许发生任何形式的蔓延性火灾。
1.6.6在产品的整个使用寿命中,卖方必须保证并网逆变器成套设备拥有充足的备品备件。
1.7安装和调试
卖方负责现场设备的安装指导和服务工作,具体安装工作由买方承担。
卖方的设备安装调试指导人员,须按卖方设备每个部分的安装进行技术指导与督导。
现场技术服务人员应协调设备接入系统的工作,保证现场安装调试工作的正常进行。
1.8分包
本次采购的组串式并网逆变器不允许分包,一旦发现分包情况,如果买方要求退货,卖方必须无条件退货;分包事实发生后,买方可以扣除卖方的设备款直至双方就解决方案达成一致为止。
1.9发货计划及发货细节
卖方须在技术协议签订后的10个工作日内向买方提供具体的发货计划和发货细节。
第二部分光伏并网逆变器专用技术协议
以下技术参数为单套设备的参数,以下各电气设备技术参数均为1000m实验标准值,未做高海拔修正(卖方提供设备按海拔1400m进行修正,绝缘水平及温升修正系数k=1/(1.1-H/10000)=1.05)。
2.1光伏并网逆变器形式
2.1.1光伏并网逆变器的基本形式
本次买方对卖方逆变器的基本要求为:
必须为商业级支架式安装的三相组串式光伏并网逆变器;单机额定容量35kW~45kW;单机防护等级不低于IP65;组串式逆变器的交流输出侧接三相AC380V的TN系统;逆变器交直流侧必须具备完善的Ⅲ级防雷保护功能;要求每台逆变器至少具备三路MPPT;综合考虑光伏电站的运行安全和后期的运维费用等因素,推荐逆变器采用无直流熔断器设计,每两路组串接入一路MPPT;组串式逆变器要求每个支路配备高精度电流检测以及故障检测功能,并说明每个支路电流检测精度。
同一路MPPT的多个输入支路配置一个电压故障检测单元,电流检测及电压检测单元检测到故障支路后能将故障信息上传至监控后台。
2.1.2光伏并网逆变器输入参数(不降额工作海拔下)
工作电压范围:
200V~1000V
(不得低于300V~1000V)
最大输入电压:
1100V
最大功率追踪电压范围:
200V~1000V
(不得低于300V~950V)
直流输入支路数:
8
最大输入电流:
30A
独立MPPT追踪支路数:
4
(不得低于3路)
2.1.3光伏并网逆变器输出参数(不降额工作海拔下)
额定交流输出功率:
36kW
不降额工作海拔:
≥3000m
额定输出电压:
AC380V
额定输出频率:
50Hz
功率因数调节范围:
±0.8
功率因数调节分辨率:
不低于±0.01
2.2光伏并网逆变器的主要性能指标
2.2.1逆变器最大效率、欧洲效率和中国效率
卖方提供的组串式光伏并网逆变器最大效率不低于98.5%,中国效率不低于98%,要求提供第三方权威机构出具的中国效率检测报告。
2.2.23输出电压范围
卖方需提供并网逆变器三相交流输出的电压范围。
2.2.3电能质量
无论采用何种控制方式,并网逆变器在运行时不应造成电网电压波形过度畸变,并网逆变器注入电网的谐波电压和谐波电流不能超标,以确保公用电网和连接到电网的其他设备正常运行。
由并网逆变器引起的低压侧电压总谐波畸变率不超过3%,奇次谐波电压畸变率不应超过2.1%,偶次谐波电压畸变率不应超过1.2%。
在电网背景电压符合GB/T14549-1993《电能质量公用电网谐波》的要求时,并网逆变器的输出电能质量必须优于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》、GB/T12326-2008《电能质量电压波动和闪变》、GB/T24337-2009《电能质量公用电网间谐波》、GB/T12325-2008《电能质量供电电压允许偏差》、GB/T15945-2008《电能质量电力系统频率偏差》、CNCACTS0004-2011《并网光伏发电专用逆变器技术条件》、Q/GDW617-2011《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》、NB/T32004-2013《光伏发电并网逆变器技术规范》等标准的要求。
卖方必须提供同类型组串式逆变器第三方现场或实验室谐波检测报告,以证明卖方逆变器具备优良的输出电能质量。
2.2.4直流分量
在0%~100%功率范围内的任何工况下,光伏并网逆变器输出的最大直流分量不允许超过其额定输出电流的0.5%。
2.2.5电磁干扰和电磁兼容
光伏电站并网运行时,除不可抗拒因素外,并网逆变器作为光伏电站内唯一的大功率干扰源,不得对本机和符合相关EMC要求的通信设备的正常通信构成干扰。
光伏并网逆变器的电磁干扰和兼容水平应优于CGC/GF004:
2011《并网光伏发电专用逆变器技术条件》、NB/T32004-2013《光伏发电并网逆变器技术规范》、GB/T17799.2《电磁兼容通用标准居住、商业和轻工业环境中的发射》、GB17799.3《电磁兼容通用标准工业环境中的抗扰度试验》、IEC61000-6-2、IEC61000-6-3等标准的要求。
2.2.6MPPT效率及范围
卖方的组串式逆变器应具有较高的MPPT效率,静态MPPT效率不低于99%,动态MPPT效率不低于98%。
当光伏组件的温度在-25℃~+80℃之间正常变化时,逆变器的MPPT电压范围不应小于300Vdc~950Vdc。
2.2.7有功功率和功率因数控制
并网逆变器必须具备有功功率、有功功率变化率和功率因数控制功能。
卖方逆变器有功功率指令的控制精度不低于1%(百分比形式)或1kW(绝对值形式);功率因数控制指令的控制精度不低于±0.01;功率变化率控制指令的控制精度不低于1kW/s,所有控制指令及对应的控制参数应保证可以由后台一次性下达至并网逆变器。
在直流输入功率允许的情况下,逆变器有功功率的最小调节范围为0%~100%,功率因数的最小调节范围为±0.8。
并网逆变器应能够上传逆变器输出功率设定值(百分比和绝对值)、功率变化率设定值、功率因数设定值的当前状态。
并网逆变器的有功功率控制功能还应满足GB/T19964-2012《光伏发电站接入电力系统技术规定》的要求。
2.2.8低电压穿越功能
并网逆变器应具备低电压穿越功能功能,必须同时具备平衡穿越和不平衡穿越能力,默认的低电压穿越能力曲线必须符合GB/T19964-2012《光伏发电站接入电力系统技术规定》中第8章的所有要求。
光伏发电站的低电压穿越能力要求
2.2.9噪声和待机功耗
当并网逆变器输出100%的额定功率时,在距离设备水平位置1m处,用声压级计测量满载时的噪声不应大于40dB(A)。
并网逆变器的待机功耗不应大于1W。
2.2.10外置散热风机(如有)寿命预测功能
卖方并网逆变器应具备对逆变器外置散热风机有效寿命的预测功能,在散热风机达到寿命终结之前,应通过逆变器的人机界面和通信接口向用户和后台提出风机更换信息并提示更换原因。
卖方并网逆变器中散热风机的使用寿命不得低于25年,在设备寿命期内,不能出现因逆变器散热风机性能劣化或故障等原因导致发电站电量降低(如限功率运行等)、逆变器内元器件寿命下降、电站其他设备性能劣化、安全等问题。
2.3光伏并网逆变器的保护功能
2.3.1电网异常保护
电网异常时,卖方逆变器应按照GB/T19964-2012《光伏发电站接入电力系统技术规定》、Q/GDW617-2011《光伏电站接入电网技术规定》、CNCACTS0004-2011《并网光伏发电专用逆变器技术条件》、CGC/GF004:
2011《并网光伏发电专用逆变器技术条件》、NB/T32004-2013《光伏发电并网逆变器技术规范》、IEC62116-2008《光伏并网系统用逆变器防孤岛测试方法》等标准和本技术协议中的相关要求进行动作和保护。
2.3.2防反放电和极性接反保护
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,并网逆变器应无反向电流流过。
当光伏方阵的极性反接时,并网逆变器应能可靠保护而不会损坏。
极性正接后,并网逆变器应能正常工作。
2.3.3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。
2.3.4过压、过流保护
卖方并网逆变器必须具备完备的直流输入过压、过流保护功能和交流输出过压、过流保护功能。
2.3.5内部短路保护
当并网逆变器内部发生短路时(如电力电子开关直通、直流母线短路等),逆变器内的电子电路、保护设备和输出继电器应快速、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侧的过流保护装置动作。
2.3.6降额警告
卖方逆变器在温度过高时必须进入降额运行模式,不能直接关机。
2.3.7故障的记录与显示
卖方并网逆变器必须能够记录设备使用寿命期内的所有故障信息,逆变器历史故障记录既能从显示屏或其他方式本地调取,又能由监控后台远程调取。
2.3.8电气间隙和爬电距离
并网逆变器的电气间隙和爬电距离必须满足或优于IEC62109《光伏发电系统用电力转换设备的安全》标准中的基本要求。
当应用于高海拔环境时,应按照IEC62109《光伏发电系统用电力转换设备的安全》标准的要求进行对应的修正,并网逆变器修正后的电气间隙和爬电距离必须满足或优于IEC62109的要求。
2.3.9残余电流保护和接触漏电流
卖方并网逆变器应提供残余电流保护功能并满足CGC/GF004:
2011《并网光伏发电专用逆变器技术条件》、NB/T32004-2013《光伏发电并网逆变器技术规范》的要求。
2.3.10防雷保护
卖方逆变器必须具备完备的交、直流防雷保护功能。
防雷设备损坏后,损坏的防雷器应能够可靠地与交、直流电网脱离(应具备防雷器失效保护装置),同时,应有信号上传至并网逆变器,由并网逆变器统一与后台监控系统通信(上传至后台监控系统)。
2.4产品认证报告及其型式实验报告
卖方光伏并网逆变器至少应具备本技术协议中要求的第三方认证并提供相关的型式试验报告。
卖方并网逆变器需要做的认证测试标准包括:
CGC/GF004:
2011《并网光伏发电专用逆变器技术条件》、Q/GDW617-2011《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》、NB/T32004-2013《光伏发电并网逆变器技术规范》、IEC62109-1/2《光伏发电专用逆变器的安全》、GB/T17799.2或其等效标准IEC61000-6-2、GB17799.3或其等效标准IEC61000-6-3等。
买方认可的第三方检测机构为中国电力科学研究院国家能源太阳能发电研发(实验)中心、中国质量认证中心(简称CQC)、北京鉴衡认证中心有限公司(简称CGC)、莱茵技术(上海)有限公司(简称TUV莱茵)、南德认证检测(中国)有限公司(简称TUV南德)、美国UnderwritersLaboratoriesInc.(简称美国UL)、加拿大CanadianStandardsAssociation(简称加拿大CSA)等。
其中,低(零)电压穿越报告必须由中国电力科学研究院按照GB/T19964-2012《光伏发电站接入电力系统技术规定》进行认证,并随卖方文件提供现场或实验室低(零)电压穿越检测报告。
第三方认证报告中必须明确而清晰的体现出认证机构的名称、认证机构公章、认证日期或有效期限、被测试设备的具体型号等关键信息。
买方不接受任何形式的制造商自我声明认证;技术协议中不得出现与买方设备无关的任何形式的认证和测试报告。
2.5光伏并网逆变器的
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