恒科二期逆变器技术协议.docx
- 文档编号:12999528
- 上传时间:2023-06-10
- 格式:DOCX
- 页数:29
- 大小:131.48KB
恒科二期逆变器技术协议.docx
《恒科二期逆变器技术协议.docx》由会员分享,可在线阅读,更多相关《恒科二期逆变器技术协议.docx(29页珍藏版)》请在冰点文库上搜索。
恒科二期逆变器技术协议
恒科新材料二期15.75MW屋顶太阳能光伏发电项目(本期11MW)
逆变器
技术协议书
需方:
供方:
2017年8月
1总则
1.1本设备技术协议适用于恒科新材料二期15.75MW屋顶太阳能光伏发电项目(本期11MW)的并网逆变器,它对逆变器本体及其附属设备的功能设计、结构、性能安装和试验等方面提出了技术要求。
1.2本技术协议提出的是最低限度的技术要求,并未对一切技术细节做出规定,也未充分引述有关标准和规范的条文,乙方应保证提供符合本规范书和有关国家标准,并且功能完整、性能优良的优质产品及其相应服务。
同时必须满足国家有关安全、环保等强制性标准和规范的要求。
1.3本技术协议内容包括并网型逆变器的技术与服务要求。
1.4本设备技术协议提出的是最低限度的技术要求,并未对一切技术细节作出规定,供方应保证所提供产品符合本技术协议的同时,符合国家标准(GB)、国际电工委员会(IEC)标准、国际单位制(SI)标准和DL最新版本的标准,并且提供功能完整、性能优良的优质产品及其相应服务。
同时还能满足国家有关安全、环保等强制性标准和规范的要求。
1.5供方如果没有以书面形式对本技术协议的条文提出异议,则意味着卖方提供的设备完全符合本规范书的要求。
如有异议,不管是多么微小,都应在投标书中以“对规范书的意见和同规范书的差异”为标题的专门章节中加以详细描述。
1.6供方在设备设计和制造中所涉及的各项标准、规程、规范和遵循现行最新版本的标准。
本设备技术协议所使用的标准如遇与卖方所执行的标准不一致时,按较高标准执行。
1.7在签订合同之后,需方保留对本技术协议提出补充要求和修改的权利,供方应予以配合。
如提出修改,将根据需要,需方与供方应召开设计联络会,具体项目和条件由需方、供方双方商协商确定。
1.8中标后供方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。
1.9设备采用的专利涉及到的全部费用均被认为已包含在设备报价中,卖方保证买方不承担有关设备专利的一切责任。
1.10本设备技术协议经买、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。
1.11本设备技术协议未尽事宜,由买、卖双方协商确定。
本协议的条款,如因技术问题而引起商务上变更,则有买、卖双方在商务合同中友好协商解决。
1.12每台500kW逆变器直流侧进线回路不低于8路,每台630kW逆变器直流侧进线回路不低于10路。
2工程概况
2.1工程项目名称
恒科新材料二期15.75MW屋顶太阳能光伏发电项目(本期11MW)
2.2工程项目地点
项目地点位于南通市通州区开沙岛。
2.3项目规模
本项目本期安装容量为11MW,安装多晶硅组件。
2.4项目地气象环境
南通地处北纬31°1'-32°43'、东经120°12'-121°55'之间,属北亚热带和暖温带季风气候,光照充足,雨水充沛,四季分明,温和宜人。
南通属北亚热带湿润性气候区,季风影响明显,四季分明,气候温和,光照充足,雨水充沛,无霜期长。
由于地处中纬度地带、海陆相过渡带,常见的气象灾害有洪涝、干旱、梅雨、台风、暴雨、寒潮、高温、大风、雷击、冰雹等,是典型的气象灾害频发区。
按近30年资料统计,年平均气温在15℃左右,年平均日照时数达2000~2200小时,年平均降水量1000~1100毫米,且雨热同季,夏季雨量约占全年雨量的40~50%。
常年雨日平均120天左右,6月~7月常有一段梅雨。
2.5接入系统方案
本项目全部经过逆变器将直流电变成交流电,经变压器升压至10kV,接入电网。
3设备规范
3.1设计和运行条件
并网型逆变装置是光伏发电系统中的关键部件,必须具有高效率、低成本的特点。
光伏逆变器的高转换效率对光伏升压站发电量和电能质量有重要影响,因此光伏发电系统对逆变器的可靠性和逆变效率有很高的要求。
并网型逆变器及配电装置应在下述条件下连续工作满足其所有性能指标:
1)运行温度:
-25℃~55℃;
2)相对湿度:
≤95%;
3)海拔高度:
≤1000m;
4)地震烈度(度):
6度;
5)最大风速:
40m/s;
3.2规范和标准
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。
GB18479-2001地面用光伏(PV)发电系统概述和导则
GB/T13384—1992机电产品包装通用技术条件
GB/T191-2008包装储运图示标志
GB/T19939-2005光伏系统并网技术要求
GB/T20046-2006光伏(PV)系统电网接口特性(IEC61727:
2004,MOD)
GB/Z19964-2005光伏发升压站接入电力系统技术规定
GB/T2423.1-2001电工电子产品基本环境试验规程试验A:
低温试验方法
GB/T2423.2-2001电工电子产品基本环境试验规程试验B:
高温试验方法
GB/T2423.9-2001电工电子产品基本环境试验规程试验Cb:
设备用恒定湿热试验方法
GB4208-2008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/T15543-1995电能质量三相电压允许不平衡度
GB/T12325-2003电能质量供电电压允许偏差
GB/T15945-1995电能质量电力系统频率允许偏差
GB19939-2005太阳能光伏发电系统并网技术要求
SJ11127-1997光伏(PV)发电系统的过电压保护——导则
GB20513-2006光伏系统性能监测测量、数据交换和分析导则
GB20514-2006光伏系统功率调节器效率测量程序
GB4208-2008外壳防护等级(IP代码)
GB/T4942.2-1993低压电器外壳防护等级
GB3859.2-1993半导体变流器应用导则
Q/SPS22-2007并网光伏发电专用逆变器技术要求和试验方法
电磁兼容性相关标准:
EN50081或同级以上标准
EMC相关标准:
EN50082或同级以上标准
电网干扰相关标准:
EN61000或同级以上标准
电网监控相关标准:
UL1741或同级以上标准
电磁干扰相关标准:
GB9254或同级以上标准
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/T14598.3-936.0绝缘试验
JB-T7064-1993半导体逆变器通用技术条件
国家电网发展[2009]747号国家电网公司光伏电站接入电网技术规定(试行)
其它未注标准按国际标准、国家标准或行业标准执行。
供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。
3.3技术要求
供方提供的设备应是全新,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的设备。
供方所供设备均正确设计和制造,提供的全套设备应良好匹配,保证整机性能良好,在需方提供的各种工况下均能满足安全和持续运行的要求。
3.3.1总体要求
1)光伏并网型逆变装置是光伏发电系统中的核心设备,必须采用高品质性能良好的成熟产品。
卖方产品必须通过CE、CQC、IEC等相关国际认证,并符合国家电网公司的强制性并网标准要求。
2)光伏并网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、低电压穿越、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。
3)逆变器具有完善自动与电网侧同期功能,能够接受电网指令实现有功和无功功率调节和开关机控制功能。
4)逆变器具有一定的交流输出过载能力,可长期过载110%运行,逆变器寿命不受影响。
5)逆变器核心器件必须采用进口知名品牌器件,以保证逆变器品质,要求厂家在招标时提供下列核心器件品牌及参数。
关键器件包括:
IGBT、散热风机、开关类器件、供电电源、电容、浪涌保护器等;
6)并网逆变器的功率因数和电能质量满足中国电网要求,各项性能指标满足Q/GDW617《光伏电站接入电网技术规定》的要求。
7)逆变器采用太阳电池组件最大功率跟踪技术(MPPT),跟踪精度大于99%。
8)逆变器要求能够自动化运行,运行状态可视化程度高。
显示屏可清晰显示实时各项运行数据,实时故障数据,历史故障数据,总发电量数据,历史发电量(按月、按年查询)数据。
9)逆变器须按照CNCA/CTS0004:
2009A认证技术规范要求,通过国家批准认证机构的认证。
10)逆变器平均无故障时间不低于5年,使用寿命不低于25年逆变器;整机免费质保期不低于5年。
11)逆变器要求具有CE认证资质部门出具的CE安全证书。
12)光伏并网逆变器本体要求具有直流输入手动,交流电网手动,紧急停机操作开关;每台逆变器直流侧及交流输出侧应带有隔离开关与变压器低压侧形成安全隔离。
13)逆变器要求有中国国家级检测机构出具的产品测试报告和省级科技部门以上的产品鉴定报告。
14)逆变器必须具有国家电网颁发的低电压穿越认证证书,如果后续国家电网要求设备具有零电压穿越认证,供方应无条件为甲方做技术升级改造。
15)供方需提供可靠及有安全运行案例的抗PID模块;
3.3.2技术参数
逆变器的技术参数如下表所示:
表3-1逆变器技术参数
序号
项目
甲方要求内容
乙方保证值
1
额定输出功率
500kW
630kW
2
隔离方式
不带隔离变压器
不带隔离变压器
3
额定电网电压
315V~400V
315V
4
允许电网电压范围
±10%×额定电网电压
±7%*额定电网电压
5
额定电网频率
50Hz
50Hz
6
允许电网频率范围
±0.5%Hz
±0.5%Hz
7
最大阵列允许开路电压
DC1000V
DC1000V
8
输入电压范围MPPT(Upv)
450V(最低)-850V(最高)
450V(最低)-850V(最高)
9
功率因数
功率因数:
要求可以通过通讯方式进行设定,设定范围从0.95(超前)~0.95(滞后)
功率因数:
要求可以通过通讯方式进行设定,设定范围从0.95(超前)~0.95(滞后)
10
最大效率
≥98.0%
≧98.0%
11
欧洲效率
≥97.5%
≧97.5%
12
10%额定交流功率下
>97.5%
>97.5%
13
运行温度范围
-25℃~55℃
-25℃~55℃
14
设备噪音
≤65dB(1m)
≤65dB(1m)
15
冷却方式
强制风冷
强制风冷
16
设备设计使用寿命
≥25年
≧25年
17
相对湿度
0-95%(无凝露)
0-95%(无凝露)
18
显示
中英文、真彩触摸屏
中英文、真彩触摸屏
19
通讯接口
标配:
RS485
标配:
RS485
20
支持通讯协议
ModBus
ModBus
21
海拔
≤1000m
≤1000m
22
外形尺寸(宽×深×高)mm
23
整体谐波
<3%(额定功率时)
<3%(额定功率时)
24
电气绝缘性能
直流输入对地:
1500V(DC),1分钟;
直流与交流之间:
1500V(AC),1分钟
直流输入对地:
1500V(DC),1分钟;
直流与交流之间:
1500V(AC),1分钟
25
夜间功率损耗(额定)
<0.2‰
<0.2‰
3.3.3电能质量
逆变器交流输出的电能质量(电压、频率、谐波等)应满足标准所有要求。
1)电压偏差
为了使当地交流负载正常工作,光伏系统中逆变器的输出电压应与电网相匹配。
正常运行时,光伏系统和电网接口处的电压允许偏差应符合GB/T12325的规定。
三相电压的允许偏差为额定电压的±7%,单相电压的允许偏差为额定电压的+7%、-10%。
2)频率
光伏系统并网时应与电网同步运行。
电网额定频率为50Hz,光伏系统并网后的频率允许偏差应符合GB/T15945的规定即偏差值允许±0.5%Hz。
3)谐波和波形畸变
电流和电压的谐波水平应较低;较高的谐波将增加对所连接设备产生有害影响的可能性。
谐波电压和电流的允许水平取决于配电系统的特性、供电类型、所连接的负载、设备,以及电网的现行规定。
光伏系统中逆变器的输出应有较低的电流畸变,以确保光伏电站接入电网后,公共连接点处的总谐波电流分量(方均根)应满足GB/T14549-1993《电能质量公用电网谐波》的规定。
4)功率因数(PF)
当光伏系统中逆变器的输出大于其额定输出的50%时,平均功率因数应不小于0.95(超前或滞后)。
一段时期内的平均功率因数(PF)公式为:
式中:
——有功电量,单位为千瓦时(kWh);
——无功电量,单位为千乏时(kvarh)。
5)电压不平衡度
光伏系统并网运行(仅对三相输出)时,电网接口处的三相电压不平衡度不应超过GB/T15534规定的数值,允许值为2%,短时不得超过4%。
6)直流分量
光伏系统并网运行时,逆变器向电网馈送的直流分量不应超过其交流额定值的0.5%(逆变电源系统和电网应通过专用变压器隔离连接)。
7)并网逆变器必须取得电力科学院低电压穿越测试报告和零电压穿越认证测试报告。
3.3.4安全与保护
光伏系统和电网异常发生故障时,为保证设备和人身安全,应具有相应的电网保护功能。
1)过/欠电压
电压的方均根值在电网接口处测量,应满足表3-2的条件。
表3-2异常电压的响应
电压(电网接口处)
最大分闸时间
U<0.5×U正常
0.1s
50%U正常≤U<85%U正常
2.0s
85%U正常≤U<110%U正常
继续运行
110%U正常≤U<135%U正常
2.0s
135%U正常≤U
0.05s
最大分闸时间是指异常状态发生到逆变器停止向电网送电的时间。
主控与检测电路应切实保持与电网的连接,从而继续监视电网的状态,使得“恢复并网”功能有效。
2)过/欠频率
当电网接口处频率超出5.2规定的频率范围时,过/欠频率保护应在0.2s内动作,将光伏系统与电网断开。
3)防孤岛效应
当光伏系统并入电网失压时,必须在规定的时限内将该光伏系统与电网断开,防止出现孤岛效应。
应设置至少各一种主动和被动防孤岛效应保护。
主动防孤岛效应保护方式主要有频率偏高、有功功率变动、无功功率变动、电流脉冲注入引起阻抗变动等。
被动防孤岛效应保护方式主要有电压相位跳动、3次电压谐波变动、频率变化率等。
当电压失压时,防孤岛效应保护应在2s内动作,将光伏系统与电网断开,防孤岛保护欲低电压穿越保护的优先级,根据电网的需要设置,保护定值需要对买方公开。
4)恢复并网
由于超限状态导致光伏系统停止向电网送电后,在电网的电压和频率恢复到正常范围后的20s到5min,光伏系统不应向电网送电。
5)防雷和接地
光伏系统和并网接口设备的防雷和接地,应符合SJ/T11127中的规定。
防雷装置具备雷击防护告警功能(标称放电电流大于20kA,残压小于1.5kV);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,每闪冲击间隔为1min,设备仍能够正常工作。
6)短路保护
光伏系统对电网应设置短路保护,当电网短路时,逆变器的过电流应不大于额定电流的150%,并在0.1s以内将光伏系统与电网断开。
7)隔离和开关
在光伏系统与电网连接的开关柜中应提供手动,开关应采用可视断点的机械式开关。
在逆变器直流输入侧应提供手动断路,断路开关应采用可视断点的机械式开关。
3.3.5监控及数据
1)操作界面
液晶显示屏(LCD)和轻触按键作为人机界面。
LCD点阵不小于240×128点。
通过按键操作,液晶显示屏(LCD)可清晰显示实时各项运行数据,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。
2)监控数据
要求提供监控和通讯装置,采用RS485通讯方式,实时采集电站中所有设备运行状态及工作参数并上传到监控主机。
供应商免费提供通讯协议,并负责配合监控系统厂家实现通讯。
要求监控主机至少可以显示下列信息:
◇可实时动态显示电站的当前发电总功率、日总发电量、累计总发电量、累计CO2总减排量以及每天发电功率曲线图。
◇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、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
I、功率因数
J、当前发电功率
K、日发电量
L、累计发电量
M、累计CO2减排量
N、每天发电功率曲线图
◇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、直流电压过低
G、逆变器过载
H、逆变器过热
I、逆变器短路
J、散热器过热
K、逆变器孤岛
L、DSP故障
M、通讯失败
N、接地保护
3)要求最短每隔1分钟存储一次电站所有运行数据。
故障数据需要实时存储。
4)要求能够分别以日、月、年为单位记录和存储数据、运行事件、警告、故障信息等。
并且至少可以通过后台连续存储20年以上的逆变器所有的运行数据和所有的故障纪录。
5)就地监控显示设备采用微机处理器及液晶显示器。
6)逆变器在电网需要停电的时候应能接收来自于电站监控系统的远方指令。
7)乙方提供的逆变器应具备对外的数据接口,即甲方可以通过总线通讯方式,在全站监控系统上异地实时查看整个电源系统的实时运行数据以及历史数据和故障数据等。
通讯协议最终应与监控厂家配合。
8)逆变器需提供RS485通讯接口和以太网通讯接口,并开放通讯协议,配合监控系统能将逆变器上述参数及故障型号传至远方控制室。
并能保证实现监控系统可以远方控制逆变器启停,可以远方调整逆变器功率的功能。
3.4柜体要求
3.4.1框架和外壳
设备的框架为垂直地面安装的自撑式结构,柜体柜架的基本结构材料除立柱(立柱板材厚度≥2mm)外全部采用镀锌板(≥2mm)制作,用螺栓连接。
框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。
柜体及框架材料需采用双层镀锌板(单层板材≥2mm,双层板材间填充隔热防火材料)。
柜型采用九折型材并配有E=25mm安装孔。
相邻盘柜和成列柜的水平度、不平度、垂直度需满足电气装置安装验收规范。
柜体颜色:
RAL7035
3.4.2进出线方式
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,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。
电流端子和电压端子应有明确区分。
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,确保检修时能逐级断开系统。
逆变器交流侧输出端与升压变压器连接时,逆变器采用电缆连接方式。
柜体采用电缆下进线。
直流侧设进线铜排,容量满足额定电流要求,每台500kW的回路满足正负各8路120平方,每台630kW的回路满足正负各10路120平方,每孔配相应规格不锈钢螺栓。
交流侧设出线铜排,容量满足额定电流要求,恒科项目本期预计共9台500kW逆变器,10台630kW逆变器。
每孔配相应规格不锈钢螺栓,交流各相、直流正负导线应有不同色标。
柜内元件位置编号、元件编号与图纸一致,编号字迹清晰,不易褪色,固定良好,不易脱落丢失,并且所有可操作部件均应有中文标识。
3.4.3散热
由于逆变器工作时发热量大,要求逆变器不得向配电室内直接排风,逆变器柜顶应设有排风扇、分支排风道。
乙方提供分支排风道和风道接口、接口资料、配合完成风道接口。
乙方应提供逆变器全套排风方案和计算书。
逆变器具有智能通风系统,逆变器的风扇启动、停止均需根据逆变器的工作状态确定,风扇转速应根据风道温度高低自动调整。
风道统一按穿墙设计的并满足逆变器通风要求的直排式风道,并有配室外防护罩。
(乙方提供风道设计图纸)。
3.5数量及系统图
本项目使用9台500kW逆变器,10台630kW逆变器。
买方系统图:
供方(拓扑):
4技术保证值
供方应根据自身情况,如实准确提供设备的技术性能资料。
表4-1逆变器的总体技术数据
序号
名称
单位
数值(供方填)
1
额定输出功率
kW
2
最大输出功率
kW
3
输出电压范围
V
4
最大直流输入电压
V
5
最小输出功率
kW
6
最大直流输入功率
kW
7
最低启动电压(可稳定运行)
V
8
最大输出电流
A
9
低电压穿越功能
10
平均无故障运行时间
h
11
断电后最短重启时间
s
12
功率调节范围(能量管理平台)
kW
13
欧洲效率
14
MPPT调节范围
V
15
系统允许输入电压范围
V
16
平均MPPT跟踪误差
W
17
平均MPPT跟踪时间
ms
18
功率因数调节范围
19
总谐波电流
20%额定功率
40%额定功率
60%额定功率
80%额定功率
100%额定功率
20
效率
20%额定功率
40%额定功率
60%额定功率
80%额定功率
100%额定功率
21
最大运行自耗电
W
22
最大待机自耗电
W
23
工作环境温度范围
额定功率运行
℃
稳定运行
℃
24
工作环境湿度范围(额定功率运行)
25
海拔(额定功率运行)
m
26
降容系数(用于高海拔)
27
运行噪音
dB
28
冷却方式
29
技术方案(模块化,单级,双级等)
30
外观尺寸
mm
31
重量
kG
32
输出频率范围
33
外壳材料与防护等级
34
电隔离部分是否采用光纤电缆
35
绝缘耐热等级
36
控制与保护的配置
- 配套讲稿:
如PPT文件的首页显示word图标,表示该PPT已包含配套word讲稿。双击word图标可打开word文档。
- 特殊限制:
部分文档作品中含有的国旗、国徽等图片,仅作为作品整体效果示例展示,禁止商用。设计者仅对作品中独创性部分享有著作权。
- 关 键 词:
- 恒科二期 逆变器 技术 协议