滨州沾化区2GW渔光互补发电项目二期工程组串式逆变器招标技术规范书.docx

上海能源科技发展有限公司SHANGHAIENERGYTECHNOLOGYDEVELOPMENTCO.TD.滨州沾化区2GW渔光互补发电项目二期工程组串式逆变器招标技术规范书2022.05目录目录错误!未定义书签。第一章总则错误!未定义书签。1主要设备需求表错误!未定义书签。2一般规定错误!未定义书签。3工作范围和进度要求错误!未定义书签。4对设计图纸、说明书和试验报告的要求错误!未定义书签。5备品备件错误!未定义书签。6专用工具与仪器仪表错误!未定义书签。7安装、调试、性能试验、试运行和验收错误!未定义书签。8标准和规范错误!未定义书签。9包装、运输错误!未定义书签。第二章工程概况错误!未定义书签。1项目概况错误!未定义书签。2环境条件错误!未定义书签。3系统条件错误!未定义书签。第三章技术要求错误!未定义书签。1技术要求错误!未定义书签。2其它要求错误!未定义书签。第四章技术参数响应表错误!未定义书签。第五章技术差异表错误!未定义书签。第六章供货范围错误!未定义书签。1一般要求错误!未定义书签。2工作范围错误!未定义书签。3供货范围错误!未定义书签。表1供货范围清单：错误!未定义书签。表2主要元器件分项表（单台逆变器）错误!未定义书签。附表2主要外购元器件清单错误!未定义书签。附表3必需的备品备件错误!未定义书签。附表4必需的专用工器具及仪器仪表错误!未定义书签。附表5推荐的专用工器具及仪器仪表错误!未定义书签。第七章交货进度错误!未定义书签。第八章性能验收试验错误!未定义书签。第九章技术服务、设计联络错误!未定义书签。1技术服务错误!未定义书签。2培训错误!未定义书签。3设计联络会错误!未定义书签。第十章工厂检验和监造错误!未定义书签。1概述错误!未定义书签。2工厂检验错误!未定义书签。3设备监造错误!未定义书签。第十一章附图错误!未定义书签。第一章总则1主要设备需求表编号设备名称型号规格数量单位备注1组串式逆变器DC1500V,每25串为一个MPPT,具备防PlD功能,输出电压AC800V（暂定），PLC通讯；满足至少21210串双面光伏组件接入按需台组件为210电池片650Wp双面双玻组件，共636300块;总容量为413.595MWp,请按照组件布置数量合理配置逆变器台数。2组串式逆变器DC1500V,每2-5串为一个MPPT,具备防PlD功能，输出电压AC800V（暂定），PLC通讯；满足至少6720串双面光伏组件接入按需台组件为182电池片570Wp双面双玻组件，共174720块;总容量为99.5904MWp,请按照组件布置数量合理配置逆变器台数。3智能通讯箱含数据采集器、PLC模块、PlD模块等安装位置121台数量暂定，最终根据箱变数量调整，费用含在投标总价中。4站控管理系统搭建满足智慧运维要求的站控管理系统。1套包含系统所需软硬件设备（站控层），完成系统安装、调试等工作，包括光伏区箱变等电气设备信号的接入。含工作站、服务器、光纤交换机（满足光伏区至少20个光纤环网的接入）、防火墙、千兆纵向加密装置、光纤终端盒、屏柜及相关附件等。注：L逆变器接入串数为暂定值，最终施1二图为M2.箱变测控接入数据采集器，通讯协议待箱变厂家确定后确定，数据采集器通过纵向加密装置再经环网交换机通过光纤环网上传监控信息，应至少支持61850、103、104、modbus等常规通讯协议，方便与箱变测控和升压站电站监控系统、远动装置、AGC/AVC系统、一次调频系统等通讯，通信传输速率及逆变器调节应满足监控后台控制、AGC/AVC调节及一次调频等的需要。站级管理系统采用61850、103、104、InodbUS等常规标准通讯协议。2一般规定2.1 投标人所提供的设备在质保期内不应出现异常运行状态，如出现异常，应按照异常消除时长进行延保，延保期结束时异常运行状态仍未消除，投标人无条件更换设备。2.2 设备主要元器件应采用行业内公认一线品牌，工业级产品。1.1 3投标人应具备招标公告所要求的资质，具体资质要求详见招标文件的商务部分。本技术规范中涉及有关商务方面的内容，如与商务部分有矛盾，以商务部分为准。商务部分中涉及技术方面的内容，如与技术部分有矛盾，以技术部分为准。2.4 投标人提供的设备本体及其附件应符合招标文件所规定的要求，如有偏差，应专门加以详细描述。2.5 本招标文件技术规范将作为订货合同的附件，与合同具有同等的法律效力。本招标文件技术规范未尽事宜，由合同签约双方在合同谈判时协商确定。2.6 对投标人的资质要求见商务部分。3工作范围和进度要求3.1 本招标文件仅适用于技术规范专用部分货物需求一览表中所列的设备。其中，包括设备本体及其附件的功能设计、结构、性能、安装和试验等方面的技术要求，以及供货和现场技术服务。3.2 技术协议签订后，投标方应在1周内，向招标方提交一份详尽的生产进度计划表.如生产进度有延误，投标方应及时将延误的原因、产生的影响及准备采取的补救措施等向招标方加以解释，并尽可能保证交货的进度。否则应及时向招标方通报，以便招标方能采取必要的应对延迟交货的措施。4对设计图纸、说明书和试验报告的要求4.1 图纸及图纸的认可和交付4. 2所有需经招标方确认的图纸和说明文件，均应由投标方在技术协议签订后的1周内提交给招标方进行审定认可。招标方审定时有权提出修改意见。在未经招标方对图纸做最后认可前，投标方任何采购或加工所造成的材料损失应由投标方单独承担。5. 3投标方在收到招标方确认图纸（包括认可方修正意见）后，经修改应于1周内有关单位提供最终版的正式图纸和一套供复制用的底图及正式的CAD2004文件电子版，正式图纸必须加盖生产厂家公章和签字。6. 4图纸的格式：所有图纸均应有标题栏、全部符号和部件标志、文字均用中文书写，并使用Sl国际单位制。投标方应免费提供给招标方全部最终版的图纸、资料及说明书。其中图纸应包括总装配图及安装时设备位置的精确布置图，并且应保证招标方可按最终版的图纸资料对所供设备进行维护，并在运行中便于进行更换零部件等工作。4 .5试验报告4.5 .1投标方应提供全部试验报告，包括例行、型式和特殊试验报告。5备品备件4.6 投标方应供安装时必需的备品备件，费用应包括在投标总价中。4.7 招标方根据需要提出备品备件，投标方应按项目分项报价，备品备件价格应含在投标总价中。4.8 投标方应推荐能使用的备品备件，并分别列出其单价和总价供招标方选购。5 .4所有备品备件应为全新产品，与已经安装设备的相应部件能够互换,具有相同的规格材质和制造工艺。6 .5所有备品备件应单独包装装在箱内，采取防尘、防潮、防止损坏等措施后与主设备一并发运，并标注“备品备件”以区别本体。7 .6在设备投产后三年内，以不超过备品备件的投标单价提供备品备件，其他以商务部分约定为准。6专用工具与仪器仪表6.1 投标方提供安装时必需的专用工具和仪器仪表，费用应包括在投标总价中。6.2 招标方根据需要提出的专用工具和仪器仪表放入第二部相应表中，投标方应分项列出其单价和总价，价款包含在投标总价中。6.3 投标方应推荐能使用的专用工具和仪器仪表，并分别列出其单价和总价，供招标方选购。6.4 所有专用工具与仪器仪表必须是全新的、先进的且须附详细使用说明资料。6.5 专用工具与仪器仪表应单独包装装于箱内，注明“专用工具”“仪器仪表”，并标明防潮、防尘、易碎、向上、勿倒置等字，同主设备一并发运。7安装、调试、性能试验、试运行和验收1. 1合同设备的安装、调试由招标方根据投标方提供的技术文件和说明书的规定在投标方技术人员指导下进行。7. 2合同设备的性能试验、试运行和验收根据本规范书规定的标准、规程规范进行。8. 3完成合同设备安装后，买方和投标方应检查和确认安装工作，并签署安装工作证明书，共两份、双方各执一份。9. 4验收时间为安装、调试、性能试验和试运行完成后三个月内。在此期间，如果所有的合同设备都已达到各项技术指标，并稳定运行240小时，买卖双方应签署合同设备的验收证明书，该证明书共两份、双方各执一份。8标准和规范1.1 合同设备包括投标方向其他厂商购买的所有附件和设备，所有设备都应符合相应的标准、规范或法规的最新版本或其修正本的要求，除非另有特别外。标准有冲突时，按现行较高标准执行。8. 2投标方提供的设备和配套件要符合以下标准但不局限于以下标准：标准的使用等级顺序如下：IEC国际电工技术委员会标准ISO国际标准化协会标准GL德国劳埃德IEA国际能量所DIN-VDE德国标准化协会电气委员会标准CEE电气设备验收规则国际委员会EC欧洲标准ANSI美国国家标准协会GB中国国家标准DL中国电力行业标准9包装、运输9.1投标方交付的所有货物要符合国家主管机关的规定，具有适合长途运输和装卸的坚固包装。包装应保证在运输、装卸过程中完好无损，并有减振、防冲击及防磨损措施。9. 2对裸装货物应在金属标签上注明上述有关内容。并要带有足够的货物支架或包装垫木。9. 3每件包装箱内，应附有包括：名称、数量的详细装箱单、合格证。包装箱内应有产品出厂质量合格证明书、用户说明书各一份。9. 4专用工具（如有）分别包装并按上述内容。9. 5各设备的松散零星部件应采用良好包装方式，装入尺寸适当的箱内。随整车发送。第二章工程概况1项目概况9.1 项目名称：滨州沾化区2GW渔光互补发电项目二期工程9.2 工程地址：，占地面积约3616公顷，本期为二期工程。地处东经118°6'27.27",北纬38°6'46.00，距沾化区中心约45km。9.3 运输方式：铁路、公路。2环境条件海拔高度（m）8m环境温度和冷却介质温度（）最高气温40.9最低气温-21.4最热月平均温度/最高年平均温度/耐地震能力地面水平加速度0.IOg正弦共振三个周期，安全系数1.67以上风速（ms）离地面高IOm处，维持IOmin的平均最大风速21ms月平均最高相对湿度，25下（）>90%日照强度（Wcm2）0.1覆冰厚度（mm）10污秽等级e级设备需要充分考虑防高温、高湿度、高盐雾划；境防腐蚀的影响。3系统条件3.1 额定频率：50Hz3.2 最高运行电压：直流侧150OV3.3 与其他设备连接方式：电缆接入3.4 中性点接地方式：3.5 系统短路电流：3.6 安装地点：户外安装。第三章技术要求1技术要求1.1逆变器（1）稳定工作温度范围不小于-40C至50。海拔3000米以下可在额定功率下稳定运行。（2）并网逆变器的功率因数和电能质量应满足电网要求，具有低电压穿越功能。各项性能指标满足国网公司NB/T32004-2018光伏并网逆变器技术规范、GB/T29319-2012光伏发电系统接入配电网技术规定GBT19964-2012光伏电站接入电力系统技术规定、国家电网公司光伏电站接入电网技术规定（试行）、IEC62446：2009并网光伏发电系统文件、试运行测试和检查的基本要求、GBT19939-2005：光伏系统并网技术要求、GBT20046-2006：光伏（PV）系统电网接口特性、UEC/TR60755:2008保护装置剩余电流动作的一般要求、CNCACTS0004-2009400V以下低压并网光伏发电专用逆变器技术要求和试验方法要求。（3）逆变器设备应能在工程所在地的环境下使用，逆变器额定功率应满足用于本招标文件相应标段的海拔高度的要求，其内绝缘等电气性能满足要求。系统的设计应充分考虑电磁兼容技术，包括光电隔离、合理的接地和必须的电磁屏蔽、散热及防风沙、防盐雾腐蚀等措施。（4）系统应能在电子噪声，射频干扰，强电磁场等恶劣的电磁环境中安全可靠的连续运行，且不降低系统的性能。设备应满足抗电磁场干扰及静电影响的要求，在雷击过电压及操作过电压发生及一次设备出现短路故隙时，设备不应误动作。（5）投标方应提出整体系统一次、二次设备，软硬件协调配合措施。各敏感电子设备、各子系统及整个系统电磁兼容措施。（6）逆变器的安装应简便，无特殊性要求。（7）逆变器应采用太阳电池组件最大功率跟踪技术（MPpT）。（8）逆变器应具有电网异常保护、过/欠压保护、过/欠频保护、防孤岛效应保护、恢复并网保护、过流保护、防反放电和极性反接保护、电网相序保护、直流接地保护、内部故障保护、过热保护、降额警告、参数设置保护、保护后的自动电气隔离功能、光伏并网逆变器的谐振抑制功能。（9）逆变器应具有通讯接口，能将相关的测量保护信号上传至监控系统，并能实现远方控制。（10）逆变器应能通过RS485、PLC等接口向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、逆变器机内温度、频率、故障信息等信号，并负责配合监控系统厂家实现通讯。本项目逆变器采用PLC通讯，预留RS485接口。（11）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（或正C标准）的测试报告（有国家标准或IEC标准的应给出标准号）及通过国际认证（TUV、CE）o（12）光伏并网逆变器具备防PlD功能。（13）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。光伏系统的输出应有较低的电流畸变，以确保对连接的电网的其他设备不造成不利影响。总谐波电流应小于逆变器额定输出的5%。各次谐波应限制在表1所列的百分比之内。此范围内的偶次谐波应小于低的奇次谐波限值的25%。表1奇次谐波电流畸变限值奇次谐波次数谐波电流限制（）偶次谐波次数谐波电流限制（%）3次至9次4.02次JO次1.011次至15次2.012次-16次0.517次至21次1.518次-22次0.37523次至33次0.624次-34次0.1535次以上0.336次以上0.075光伏电站并网运行时，光伏并网逆变器接入电网的公共连接点的负序电压不平衡度不应超过2%,短时不得超过4%；光伏并网逆变器引起的负序电压不平衡度不应超过1.3%,短时不应超过2.6%o电流和电压的谐波水平必须满足要求上述要求，投标方须就如何降低逆变器在各功率段的谐波含量做详细说明。（14）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。（15）逆变器开机或运行中，检测到输出侧发生短路时，逆变器应能自动保护。逆变器最大跳闸时间应小于0.1s。（16）隔离和开关在逆变器直流输入侧应提供可视断点的装置。（17）逆变器要求具有故障数据自动记录存储功能，结合后台监控存储时间大于10年。（18）逆变器要求能够自动化运行，运行状态可视化程度高，并且可通过远程控制，调整逆变器输出功率。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），当前发电功率、日发电量、累计发电量、设备状态、电流、电压、逆变器机内温度、频率、故障信息等数据。（19）设备的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震动、热稳定。同时不因成套设备的安装、运输等情况而影响设备的性能。开关柜柜体镀锌件必须光亮，无蚀斑。（20）光伏电站并网运行时，向电网馈送的直流电流分量不应超过其交流额定值的0.5%,对于不经变压器直接接入电网的光伏电站，因逆变器效率等特殊因素可放宽至1%。（21）逆变器本体防护等级不低于IP65（如为外置风扇散热方式，风扇防护等级不低于IP55）o（22）投标方的逆变器应通过权威机构的设计认证。（23）针对同一机型，逆变器的所有部件均应满足现场条件下运行，并可以互换，互换后不影响逆变器的正常运行。（24）投标方设备型号的安全等级必需满足各光伏电站当地的极端气候条件，当地的极端气候条件详见各光伏电站的特殊要求。（25）逆变器设计寿命至少是25年。其中，主要部件（如IGBT或其它功率开关元件,电感、电容，控制板等）在设计寿命期间不应更换，如因设计、制造、材料原因使上述主要部件在设计寿命期内必须更换，投标方必须承担全部费用，参照国家产品召回有关规定执行。任何偏差或改进必须说明，并附有批准机构的证明文件。（26）逆变器参数基本要求如下:频率50Hz±0.5%功率因数可调根据实际运行要求调节总电流波形畸变率<5%使用寿命25年安全可靠运行保护功能电网异常保护、过/欠压保护、过/欠频保护、防孤岛效应保护、恢复并网保护、过流保护、防反放电和极性反接保护、电网相序保护、直流接地保护、内部故障保护、过热保护、降额警告、参数设置保护、保护后的自动电气隔离功能、光伏并网逆变器的谐振抑制功能。光伏并网逆变器应具有如下保护或功能。1）电网异常保护电网异常时，光伏并网逆变器应按照GB/T19964、QGDW6I7.NBZT32004、IEC62116等标准和本技术规范中的相关要求进行动作和保护。2）过/欠压保护当光伏并网逆变器交流输出端电压超出规定的电压允许值范围10%时，光伏并网逆变器应停止向电网供电，同时发出报警信号。光伏并网逆变器应能检测到异常电压并做出反应。电压的方均根值在逆变器交流输出端测量，其值应满足相关规定的要求。3）过/欠频保护当光伏并网逆变器交流输出端电压的频率超出规定的允许频率范围时，光伏并网逆变器应在0.2s内停止向电网供电，同时发出报警信号。4）防孤岛效应保护光伏逆变器必须具备快速监测孤岛且立即断开与电网的连接，其防孤岛保护应与电网侧线路保护相配合。光伏逆变器的防孤岛保护必须具备主动式和被动式两种，应设置至少各一种主动和被动防孤岛保护。5）恢复并网保护系统发生扰动后，在电网电压和频率恢复正常范围之前并网逆变器不允许并网，且在系统电压频率恢复正常后，并网逆变器需要经过一个可调的延时时间后才能重新并网，这个延时一般为20秒到5分钟，取决于当地条件。6）过流保护能够在110%额定电流下长期运行；在120%额定电流下，逆变器连续可靠工作时间应不小于Imino并网逆变器的过电流大于额定电流的150%时，能在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。7）防反放电和极性接反保护当光伏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，光伏并网逆变器直流侧无反向电流流过。当光伏方阵的极性反接时，光伏并网逆变器应能可靠保护而不会损坏。极性正接后，光伏并网逆变器应能正常工作。8）电网相序保护光伏并网逆变器应具备电网相序检测功能，当连接到光伏并网逆变器的电网电压为负序时，光伏并网逆变器应通过内部调整向电网注入正序正弦波电流。任何情况下，光伏并网逆变器都不应向电网注入负序电流。9）直流接地保护逆变器具有接地检测功能，直流回路绝缘性能降低后能发出报警信号，直流支路接地以后逆变器应自动停止运行。10）内部故障保护当光伏并网逆变器内部发生故障时（如电力电子开关直通、直流母线短路等），光伏并网逆变器内的保护装置应快速、可靠动作，实现直流输入侧（PV（W）与交流输出侧（电网侧）的有效隔离，任何情况下都不应因光伏并网逆变器内部故障导致外部设备损坏。11）过热保护光伏并网逆变器应具备机内环境温度过高保护（例如着火）、机内关键部件温度过高保护等基本过热保护功能。12）降额警告光伏并网逆变器在温度过高时应进入降额运行模式，并通过本地和远程进行提醒，投标方应在投标文件中提供光伏并网逆变器的降额曲线并提供光伏并网逆变器的关机温度设定值。13）参数设置保护光伏并网逆变器应具备对不支持的设备运行参数进行自动限制和保护的功能，不允许操作、调试人员对投标设备支持范围之外的参数进行选择和设置。14）保护后的自动电气隔离功能保护动作发生后，逆变器自动实现逆变器其直流输入侧及交流输出侧的有效电气隔离。如果投标方提供了该项功能和配置，须在投标文件中详细说明具体的技术方案和配置情况。15）组串故障检测功能逆变器应具有组串故障检测功能，能够检测到每个组串的电压和电流值，通过分析每个组串的电压和电流,从而判断各组串运行情况是否明显正常，若有异常则及时显示告警代码,并精确定位异常组串，并能将故障记录上传至监控系统，便于运维人员及时发现故障.16）绝缘阻抗检测功能逆变器应具有绝缘阻抗检测功能，其应满足光伏并网逆变器技术规范（NB/T32004-2018）的要求。17）残余电流监测功能逆变器应具有残余电流监测功能，其应满足光伏并网逆变器技术规范（NB/T32004-2018）的要求。（27）低电压穿越能力要求：满足国家电网对低电压穿越的要求（如下图所示）。并承诺在设备投运前取得国家电网低电压穿越认证证书，设备投运后通过国家电网低电压穿越现场试验。光伏发电站的低电压穿越能力要求(28)具备能量管理平台功能，实现远方控制逆变器输出功率的调节(29)频率异常响应特性大中型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，本电站所选逆变器的频率响应参照该要求执行。大中型光伏电站在电网频率异常时的运行时间要求频率范围运行要求低于48Hz根据当地电网要求而定48Hz49.5Hz每次低于49.5HZ至少能运行Iomin49.5Hz50.2Hz连续运行50.2Hz-50.5Hz每次高于50.2Hz,光伏电站应具备能够连续运行2min的能力，同时具备0.2s内停止向电网线路送电的能力，实际运行时间由电力调度部门决定；此时不允许处于停运状态的光伏电站并网。高于50.5HZ0.2s内停止向电网线路送电，且不允许处于停运状态的光伏电站并网。(30)逆变器应具备I-V扫描功能，实现对光伏区每台逆变器每串组串的IV曲线等数据收集，精准判断零值组串及低效组串，提前预警。(31)逆变器符合高压穿越的要求，需满足电网要求。(32)逆变器满足一次调频的功能，需满足电网的要求。(33)逆变器需具备远程启停功能。(34)逆变器应满足山东电网验收要求。(35)逆变器应适应当地电网运行和管理的所有最新要求，例如高/低电压穿越、频率响应、次/超同步振荡抑制能力、电磁暂态和机电暂态模型(根据需要，投标方配合招标方获取电磁暂态和机电暂态模型与实测型式试验数据或半实物仿真试验数据的对比验证报告)等，投标方必须完全响应且无条件接受。1.2逆变器监控系统控制系统与发电系统必须充分保护逆变器的机械和电气装置，以防发生故障或崩溃。作为控制系统一部分的监测系统至少应显示下列内容：- 逆变器的状态- 逆变器的月、年和累计的、以小时为单位的运行时间值- 电网正常运行的小时数- 逆变器正常运行的小时数- 发电小时数- 故障小时数- 光伏阵列的、以kWh为单位的发电量(月、年和累计的)-所有相频率、电压和电流有功功率(kW)一无功功率(kvar)-功率因数cos”(包括实时数据以及功率因数曲线，以月统计值储存)-所有故障(状态信息、故障发生次数、总的持续时间和发生日期、月和累计的；内存容量需能储存100条，结合后台可存储超过12个月的资料)-温度要求对所有监测资料编制成一定格式的文件，从而能直接调用独立的资料记录系统，应当推荐一个合适的调用接口。逆变器应具有相应通讯接口，能够向中央监控系统等远程监控设备传输数据，并提出具体的连接方案和要求。1.3保护(1)防止电接触：逆变器的电气系统应便于运行、试验、检查、维护。电气系统的设计应当保证人员的安全，及防止其他动物可能由于直接或间接接触系统的带电部件所带来的危险，所有带电部件应当有绝缘材料遮蔽，或用合适的屏蔽方式隔离。间接接触电气系统的导电部件应具有防止漏电的保护措施。(2)与电网相连的接口：软启动装置或同类系统装置在逆变器并网时将瞬态降至最低，以防逆变器启动时本身的过电压。(3)电器设备的外壳：防止受气候影响的电器设备外壳应同时能防雨雪、防寒、防沙尘、防阳光照射、防盐雾腐蚀。门和盖板应配有专用的锁具，以保证在关闭位置上能安全地闭合。应当满足IEC或同类标准最低规定的要求。所有外壳应当得到合理的防护，布置的位置尽可能减少其暴露在雨水中的可能。在外壳的门为维护或操作而开启时，要注意防止雨水的溅入。(4)电气布线：逆变器电气系统部件间的布线特性须符合IEC227,245,287或相当标准，具体位置和导线需考虑在安装和运行期间承受的应力。直流接线端子要方便接线。导线布置应避免在不同额定电压情况下因导线间的接触产生的过电压。不同耐热等级导线不得在同-一导线管内运行，除非每根导线的电流密度不大于允许的最低耐热等级。所有的电缆终端都要接在带有环的端头或安装到接线板。电缆端均须有识别标签或彩码。逆变器的彩码对所有逆变器必须统一。所有的电气连接均要符合IEC标准。(5)接地每台逆变器都应当按逆变器制造厂家推荐的和IEC标准提供接地布置。所有电器框架都要有效地接地。（6）雷电保护逆变器和相关设备应当加以适当保护，以防遭到雷击和由雷电引起的过电压破坏。逆变器设备（包括RCMS）必须防止有害的电压瞬态，应当采用过电压保护设施的先进方式。保护装置应保证逆变器能够承受雷击，保障逆变器在运行期间处于安全状态。逆变器的避雷器等相关设备与接地网可靠连接。避雷器要符合或超过IEC标准的要求。然而，如果受现场条件限制，必须采取高于可用标准的措施并应同时考虑当前的技术水平。因过电压往往产生于外部电网或就地设备，逆变器和控制系统的雷击和电气故障保护应在逆变器和控制系统的互相连接处设置冲击电容器和避雷器。1.4光伏区站控管理系统1.4.1基本技术条件1.4.1.1额定值（1）额定交流电压：220V（2）额定直流电压：220V（3）UPS电压：AC220V（4）额定频率:50Hz（5）间隔层设备（包括网络设备）采用DC/AC220V,站控层计算机设备采用AC220V不间断电源。1.4. 2接地与隔离要求站控管理系统不设置单独的接地网，接地线与升压站主接地网连接。系统的机箱、机柜以及电缆屏蔽层均应可靠接地。监控系统各间隔之间，间隔层与站控层之间的连接，以及设备通信口之间的连接应有隔离措施。1.4.1 4.3环境温度要求站控管理系统屏（柜）为室内布置，当室内温度5+40C；装置应能满足规范书所规定的精度。室内温度在-5+45C时，装置应能正常工作，不拒动不误动。1.4.4 电磁兼容性要求在雷击过电压、一次回路操作、开关场故障及其它强干扰作用下，在二次回路操作干扰下，装置包括测量元件，逻辑控制元件，均不应误动作。装置不应要求其交直流输入回路外接抗干扰元件来满足有关电磁兼容标准的要求。系统装置的电磁兼容性能应达到下表中的等级要求。系统装置的电磁兼容性能等级要求序号电磁干扰项目依据的标准等级要求1静电放电干扰GB/T17626.24级2辐射电磁场干扰GB/T17626.33级3快速瞬变干扰GB/T17626.44级4浪涌（冲击）抗扰度GB/T17626.53级5电磁感应的传导GB/T17626.63级6工频磁场抗扰度GB/T17626.85级7脉冲磁场抗扰度GB/T17626.95级8阻尼振荡磁场抗扰度GB/T17626.105级9振铃波抗扰度GB/T17626.123级1.4.5直流电源的影响.1I/O测控装置屏（柜）可采用一路直流供电方式，也可采用两路直流互为备用供电方式。各装置应具有直流快速小开关，与装置安装在同一面屏（柜）上。应对监测屏（柜）上整个直流电压回路进行监视，当在该直流回路中任何一处发生断线或短路时，都应发告警信号。1.4.5.2直流电源电压在80%115%额定值范围内变化时，装置应正确工作。直流电源波纹系数W5%时，装置应正确工作。1.4.5.3拉合直流电源以及插拔熔丝发生重复击穿火花时，装置不应误动作。宜流电源回路出现各种异常情况（如短路、断线、接地等）时装置不应误动作。1.4.5.4各装置的逻辑回路应由独立的直流/直流逆变器供电，在直流电源恢复（包括缓慢恢复）至额定电压的80%时，装置的直流变换电源应能可靠自起动。1.4.5.5当交流电源电压在85%110%额定值范围内，谐波分量不大于5%,频率在47.5-52.5HZ之间变化时，设备应能正常工作。1.4.6自诊断功能1.4.6.1装置异常及交直流消失等应有告警信号及各装置应有自诊断功能，装置本身也应有LED信号指示。1.4.6.2配置的软件应与系统的硬件资源相适应，除系统软件、应用软件外，还应配置在线故障诊断软件，数据库应考虑具有在线修改运行参数、在线修改屏幕显示画面等功能。软件设计应遵循模块化和向下兼容的原则。软件技术规范、汉字编码、点阵、字型等都应符合相应的中国国家标准。1.4.7其他要求1.4.7.1屏（柜）上各测控装置应有隔离措施，以便根据不同运行方式的需要断开或连接。1.4.7.2装置中任一元件损坏时，装置不应误动作。1.4.7.3站控管理系统中任一设备故障时，均不应影响其它设备的正常运行工作；站级控制层发生故障而停运时，不能影响间隔级控制层设备的正常运行工作。1.4.8技术性能要求1.4.8.1站控管理系统配置光伏阵列区站控管理系统采用分层分布式结构，由阵列区集控层、阵列区现地间隔层和数据通信网络组成。设备配置需满足至少监控500MWP容量的光伏区设备，包括逆变器、箱变等。站控管理系统采用61850、103、104、modbus等常规标准通用通讯协议，智能通讯箱的数据采集器、箱变测控装置可采用61850、103、104、InOdbUS等常规标准通用通讯协议，站控管理系统可通过光纤环网直接采集逆变器、箱变等数据，无需另外配置站控层侧的规约转换装置；站控管理系统与升压站监控系统、AGC、一次调频系统、光功率系统等系统通信采用常规标准通用通讯协议；若投标方的站控管理系统采用非标准规约，需自行考虑配置规约转换装置，费用含在投标总价中。(一)阵列区站控层光伏阵列区站控层采用星型以太网结构，包括面向全站级管理的服务器、操作员站及其他接口设备等。站控层设备采用网络对时，由升压站对时装置提供网络对时接口。(1)服务器：用作光伏阵列区数据收集、处理、存储及网络管理的中心，用于阵列区站控管理系统的维护、管理，可完成数据库的定义、修改，系统参数的定义、修改，报表的制作、修改及网络管理维护、系统诊断等工作。可进行一次设备的定义，保护RTU的定义,监控RTU的定义，越限定义，越限跳闸总闭锁设置，遥控总闭锁设置，可以定义或修改系统监控画面，可以定义或修改仪表标准系数等。设备应为冗余配置的高性能服务器，应符合FCC,EMC,CE,UL,3C等工业标准，每台至少满足以下配置要求： CPU：采用多内核，至少八核，主频23.5GHz,二级缓存24X2MB； 前端总线:采用高性能的IntelXeon5500series芯片组，支持13331066800MHz; 内存：2128GB,最高可扩展性为256GB； 硬盘：配置容量不低于6TB且可扩展多块硬盘；硬盘总容量需满足历史数据存储要求； 光驱：禁配； 显卡：独立的双输出显卡1块，显存容量22GDDR5,位宽2256BIT,分辨率2560*1600,支持DVIVGAHDMl接口； 网卡：24块，速率2100/1000M； 声卡：可采用板载声卡、有源音箱1套； 接口：千兆以太网接口2个、USB2.0接口4个，串行口2个，并行口1个； 操作系统：汉化UNIX或LlNUX,满足当地电网及山东电网要求； 显示器：暂按24寸彩色液晶显示器，最终与升压站内显示屏尺寸保持致，分辨率1920*1280； 标准键盘、鼠标：各1个； 电源:功耗W500W,硬件支持掉电保护、承受电压扰动和电源恢复后的自动重新启动； 过滤系统：前面板应带过滤器，且可拆卸，可清洗； 冷却系统：带球轴承风扇，铜质散热器及可拆卸的防尘罩； 开关指示灯：系统重启开关、电源开/关、系统电源显示、硬盘工作显示；其它必需配置的硬件和软件（2）操作员站，提供站级监控的主要人机界面，实现对全站光伏区设备的实时监视和操作控制；配置2台操作员站，应符合FCaEMC,CE,UL,3C等工业标准，每台至少满足以下配置要求： CPU：至少四核，主频22.5GHz,二级缓存24X2UB； 内存：216GB,可扩展； 硬盘：22*5OoG（安装系统）、配IT做RAlD5（安装应用软件、数据）； 光驱：禁配； 显卡：独立的双输出显卡1块，显存容量22GDDR5,位宽2256BIT,分辨率22560*1600,支持DVI/VGA/HDMI接口； 网卡:24块，速率100/1000M； 声卡：可采用板载声卡、有源音箱1套； 接口：千兆以太网接口2个、USB2.0接口4个，串行口2个，并行口1个； 操作系统：汉化UNlX或LlNUX,满足当地电网及山东电网要求； 显示器：24寸彩色液晶显示器，分辨率21920*1280； 标准键盘、鼠标：各1个； 电源：功耗W500W,硬件支持掉电保护、承受电压扰动和电源恢复后自动重新启动； 过滤系统：前面板应带过滤器，且可拆卸，可清洗； 冷却系统：带球轴承风扇，铜质散热器及可拆卸的防尘罩； 开关指示灯：系统重启开关、电源开/关、系统电源显示、硬盘工作显示；其它必需配置的硬件和软件。（4）规约转换装置（若需）：设备组屏（柜），为智能通信及规约转换装置，用于多种智能设备与站控管理系统通信。通过网络或串口，经规约转换后送往当地监控或保护信息管理装置等。设备配置需满足现场实际需求。智能设备接口装置处于中间层，对上（与当地监控系统通信）、对下（与箱变测控、数据采集器等智能设备通信）均应支持多种通信接口和多种通信协议。提供的对上通信接口类型至少应有：以太网接口（双绞线或光纤）、RS232串口。至少可以提供4个光纤或双绞线以太网接口、2个RS232串口，至少同时挂接6种不同协议（包括IEC60870-5-101/102/103/104,IEC61850>C