组串式逆变器哪家强？技术规范和性能指标

2.光伏并网逆变器技术要求

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

逆变器的基本要求为：

（1）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（待定）20/50/60kW（三相四线输出）。

（2）单机防护等级不低于IP65，且需提供第三方权威机构测试报告；厂家需考虑外壳防腐。

（3）考虑逆变器对组串能量的精细化跟踪，具体要求见下述内容。

（4）综合考虑光伏电站的运行安全和后期的运维费用等因素，推荐逆变器采用具有开断能力的负荷开关设计；

（5）为匹配未来能源互联网的相关技术要求，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 输入参数

1.额定交流输出功率： 50000w

最大输入电压：1100V

最大功率追踪电压范围：180-1000V

每路MPPT最大输入电流：≥30A

最低启动电压：≤200V

MPPT数量：≥4

最大输入路数：≥8

. 2.额定交流输出功率： 60000w

最大输入电压：1100V

最大功率追踪电压范围：180-1000V

每路MPPT最大输入电流：≥30A

最低启动电压：≤200V

MPPT数量：≥6

最大输入路数：≥12

2.1.3 输出参数

1.额定交流输出功率：50000w

额定输出电压：220V/380V，230V/400V，3W+（N）+PE

额定输出频率： 50Hz

功率因数调节范围：0.8 超前 ~ 0.8 滞后

最大输出功率：55000w

最大总谐波失真：≤3%

2.额定交流输出功率：60000w

额定输出电压：220V/380V，230V/400V，3W+（N）+PE

额定输出频率： 50Hz

功率因数调节范围：0.8 超前 ~ 0.8 滞后

最大输出功率：66000w

最大总谐波失真：≤3%

2.2 光伏并网逆变器的主要性能指标

2.2.1 逆变器最大效率和中国效率

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%；必须提供第三方权威机构出具的中国效率检测报告。

2.2.2 输出电压范围

供应商提供逆变器三相四线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，逆变器在运行时不应造成电网电压波形过度畸变，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/T 14549-1993《电能质量 公用电网谐波》的要求时，逆变器的输出电能质量必须优于GB/T 14549-1993《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/T 15945-2008《电能质量 电力系统频率偏差》、CNCACTS 0004-2011《并网光伏发电专用逆变器技术条件》、GB/T 19964-2012《光伏发电站接入电力系统技术规定》、NB/T 32004-2013《光伏发电并网逆变器技术规范》等标准的要求。提供机型第三方实验室谐波测试报告或同类组串式逆变器中国电力科学研究院现场谐波测试报告，以证明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，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要求的通信设备构成干扰。

光伏逆变器的电磁干扰和兼容水平应优于NB/T 32004-2013《光伏发电并网逆变器技术规范》、GB/T 17799.2《电磁兼容 通用标准 居住、商业和轻工业环境中的射》、GB 17799.3《电磁兼容 通用标准 工业环境中的抗扰度试验》、IEC 61000-6-2、IEC 61000-6-3等标准的要求。

2.2.6 MPPT效率及范围

逆变器应具有较高的MPPT效率，静态MPPT和动态MPPT效率均大于99.8%

当光伏组件的温度在-30℃~+80℃之间正常变化时,逆变器的MPPT电压范围为200~1000V。

2.2.7 有功功率和功率因数控制

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。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。

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。

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。逆变器的有功功率控制功能还应满足GB/T 19964-2012《光伏发电站接入电力系统技术规定》的要求。

本工程为低压并网项目，逆变器应能根据厂区进线电流功率，发出适当无功，以控制全厂功率因数在0.95以上，如有厂区进线采集及逆变器功率控制装置，请一并提供。

2.2.8 电网适应性

(1)电压适应性

逆变器必须通过中国电力科学研究院电压范围认证测试。并且可在380-440V的电网线电压范围内保证逆变器的正常运行。

光伏发电站在不同并网点电压范围内的运行规定如表3所示

表3 电压范围运行规定

并网点电压

最大分闸时间

U＜0.5UN

0.1 秒

0.5UN≤U＜0.85UN

2.0 秒

0.85UN≤ U≤1.1UN

连续运行

1.1UN＜U＜1.35UN

2.0 秒

1.35UN≤U

0.05 秒

(2)频率适应性

逆变器应具备良好的电网频率适应性，默认的频率适应范围符合GB/T 19964-2012《光伏发电站接入电力系统技术规定》。必须通过中国电力科学研究院现场或实验室频率扰动测试。

光伏发电站频率范围要求如表4所示

表4 频率范围运行要求

频率范围

运行要求

＜48Hz

根据光伏发电站逆变器允许运行的最低频率或电网要求而定

48 Hz≤f＜49.5 Hz

频率每次低于49.5Hz，光伏发电站应能至少运行10min

49.5 Hz≤f≤50.2 Hz

连续运行

50.2 Hz＜f≤50.5 Hz

每次频率高于 50.2Hz 时，光伏电站应具备能够连续运行 2 分钟的能力，
同时具备 0.2 秒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。

＞50.5 Hz

在 0.2 秒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。

2.2.9 噪声和待机功耗

(1) 当逆变器输出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65dB。

(2) 逆变器的待机功耗不应大于3W。

2.2.10 外置散热风机（如有）寿命预测功能

(1) 逆变器在散热风机损坏的时候，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

(2) 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，逆变器应按照GB/T 19964-2012《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》、CNCACTS 0004-2011《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/T 32004-2013《光伏发电并网逆变器技术规范》、IEC 62116-2008《光伏并网系统用逆变器防孤岛测试方法》等标准和本技术规范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，应无反向电流流过。

当光伏方阵的极性反接时，逆变器应能可靠保护而不会损坏。极性正接后，应能正常工作。

2.3.3 电网相序保护

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，逆变器都不能向电网注入负序电流。

2.3.4 过压、过流保护

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

逆变器在温度过高时必须进入降额运行模式，但应至少满足环境温度45℃不降额要求，供应商应提供逆变器的降额曲线和关机温度设定值。

2.3.7 故障的记录与显示

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，并可以由监控后台调取。

2.3.8 电气间隙和爬电距离

逆变器的电气间隙和爬电距离必须满足或优于IEC 62109《光伏发电系统用电力转换设备的安全》的基本要求。当应用于高海拔环境时，应按照IEC 62109《光伏发电系统用电力转换设备的安全》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IEC 62109的要求。

2.3.9 残余电流保护和接触漏电流

逆变器应提供残余电流保护功能并满足NB/T 32004-2013《光伏发电并网逆变器技术规范》的要求。

2.3.10 防雷保护

逆变器必须具备完备的交、直流防雷保护功能，其中，交流进线侧和直流进线侧的防雷保护等级不低于Ⅱ级。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

光伏逆变器至少应具备本技术协议书中要求的第三方认证并提供相关的型式试验报告。逆变器需要做的认证测试标准包括：GB/T 19964-2012《光伏发电站接入电力系统技术规定》、NB/T 32004-2013《光伏发电并网逆变器技术规范》、IEC 62109-1/2《光伏发电专用逆变器的安全》、GB/T 17799.2或其等效标准IEC61000-6-2、GB 17799.3或其等效标准IEC 61000-6-3等。

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UnderwritersLaboratories Inc.（简称美国UL）、加拿大Canadian Standards Association（简称加拿大CSA）等。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。

2.5 光伏逆变器的绝缘耐压性能

2.5.1 逆变器绝缘电阻

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应不小于1MΩ，绝缘电阻只作为绝缘强度试验参考。

2.5.2 逆变器绝缘强度

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、2200V的正弦交流电压1min，且不击穿、不飞弧，漏电电流＜20mA。

2.6 光伏逆变器的供电及监控系统要求

2.6.1 控制系统的供电要求

逆变器的控制系统应采用自供电方式运行。

2.6.2 控制系统的基本要求

逆变器的控制系统应采用高性能DSP冗余备份的全数字化控制结构以确保控制系统损坏后，逆变器可以安全停机；反馈环节应采用低温漂、高精度、宽温度范围的高品质传感器（传感器的带宽和实际检测精度必须满足控制要求）；模数和数模（如有）转换环节应采用高精度的高速AD/DA（如有）；控制系统和为其供电的多路冗余辅助电源应满足25年使用寿命的要求。

逆变器内的所有PCB电路板都必须做优质、可靠、全面的三防处理，供应商应详细说明其采用的三防处理工艺流程、三防漆厚度、三防处理设备等关键信息。

控制系统应能稳定、快速的实现最大功率点跟踪和输出波形质量控制，以确保逆变器获得最大的功率输入并输出预期的正序正弦波电流。

2.6.3 逆变器的对外供电接口

逆变器需具备对外部设备的独立供电接口，支持跟踪支架，根据实际情况，该项目不需要配置对外供电接口。

2.6.4 通信

逆变器应提供标准的隔离型RS485标准通信接口，逆变器应能与光伏电站监控系统或数据采集器通过基于RS485通信接口的Modbus RTU协议。

逆变器内RS485信号的有效传输距离得不小于1000米，RS485的传输速率不得低于9600bps。

逆变器支持通讯棒用于4G信号传输。

逆变器要求能够自动化运行，并且可通过远程控制，调整逆变器输出功率。并可将各项运行数据，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、故障信息等数据上传至计算机监控系统以及云端，运行和管理人员通过网络访问云平台获取光伏场区监控信息，远程对逆变器进行控制。享有权限的工作人员可通过手机 App 随时随地访问云平台对光伏厂区的运行进行数据查看和运行管理。

2.6.5 逆变器应具有自动与电网侧同步的功能。

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。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率不超过所设定的最大功率变化率。

2.6.6 逆变器的人机接口

为了便于现场运维人员更加直观的了解到逆变器的运行参数、状态、故障信息、历史发电量和瞬时发电量等所有运行和历史信息，要求逆变器具备数据本地显示功能，可采用更为先进的WLAN/蓝牙通讯等方式。

2.6.7 逆变器的显示及故障报警

逆变器能够本地显示的参数主要包括（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、交流功率、电网频率、功率因数、日发电量、累计发电量、日发电时间、累计发电时间（逆变器有功率输出的实际累计发电时间）、无故障运行时间、每天发电曲线、交流和直流发电量所有显示的数据应能够通过通信接口传至监控后台。

故障信号包括：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、逆变器过载、逆变器过热、逆变器短路、散热器过热、光伏逆变器孤岛保护、DSP故障、通讯失败、绝缘故障、漏电保护等。

逆变器应向本地操作、运维人员发出故障提示信号。

2.6.8 逆变器的历史数据采集和存储

在逆变器的寿命期内，逆变器应能够以日、月、年为单位连续存储运行数据和故障记录等。

2.6.9 逆变器的组串失配或故障检测功能

逆变器必须具备组串失配或故障检测功能，能够精确定位到每一个失配或故障组串。

2.7 逆变器的通风散热

高温会加速设备老化，严重影响设备实际使用寿命。无论采用自然冷却还是强制风冷都要求逆变器必须具备良好的通风散热能力。

2.8 光伏逆变器的工艺要求

逆变器外壳采用经高质量表面处理的不生锈金属材料制作，耐候年限（不生锈、不腐蚀、机械强度满足使用要求）不低于25年。

逆变器结构安全、可靠；易损件的设计与安装应便于维护及拆装。

逆变器的结构必须安全、可靠；逆变器必须便于运输、搬运、安装、接线和维修；风机、熔断器等易损件必须便于拆装和维护。

若逆变器采用了散热风扇，则散热风扇必须可以在逆变器外部或逆变器的专用更换腔体内进行更换。

逆变器中不允许使用镀锡处理的母线和连接件，可以使用钝化或镀镍等工艺处理的防腐、防氧化母线和连接件，无论卖方采用何种母线防腐、防氧化处理方式，都必须保证并网逆变器可以在-40℃~+70℃的环境温度下存储运输，在-30℃~+60℃的环境温度下满功率运行，同时，不能影响电缆连接点处的接触电阻。

光伏并网逆变器内的所有导线、电缆、线槽、线号套管等应使用阻燃型产品。

2.9 光伏并网逆变器的关键元器件

2.9.1 直流输入EMI滤波器

逆变器直流输入侧应配备国内外知名品牌的高品质EMI滤波器，直流输入EMI滤波器必须满足长期安全、稳定工作的要求。

2.9.2 逆变器交流输出EMI滤波器

逆变器交流输出侧应配备国内外知名品牌的高品质EMI滤波器，交流输出EMI滤波器必须满足长期安全、稳定工作的要求。

2.9.3 漏电监测保护系统

逆变器交流侧必须配置高品质漏电监测保护系统，漏电监测保护系统必须能够准确、可靠的检测成套装置的漏电流（包含直流成分）并按NB/T 32004-2013《光伏发电并网逆变器技术规范》中要求的阈值和功能动作。

2.9.4 输入直流开关

逆变器的直流输入侧必须加装国际知名品牌的高品质直流输入开关。

2.9.5 交流输出继电器

逆变器的交流输出侧必须加装国际知名品牌的交流输出继电器。

2.9.6 直流输入支路成套光伏连接器

逆变器的直流输入侧应配置国内外知名品牌的高品质防松动、防潮、防晒、防臭氧、抗紫外线、抗老化、阻燃、成套光伏连接器，成套光伏连接器必须采用具备防接错功能的公、母头形式（公、母头均由卖方成套提供）。

成套光伏连接器的额定对地电压不低于DC1000V并满足逆变器的需求，冲击电压不低于6kV，额定电流不低于30A；工作环境温度范围不低于-30℃~85℃；工作温度上限不低于105℃；接触电阻不高于1mΩ；阻燃等级不低于UL94-V0；光伏连接器应防紫外线、防臭氧、防潮，插合状态的防护等级不低于IP67。

若成套光伏连接器在供货时处于未插合状态，则必须对未插合的光伏连接器进行有效的防潮和防尘保护；成套光伏连接器必须能够与4mm²的光伏专用电缆匹配。

2.9.7 直流输入防雷器

逆变器的直流输入侧必须配置国内外知名品牌的高品质光伏专用二级直流防雷器，直流防雷器应具备正负极对地和正负极之间的雷电防护功能，直流防雷器的标称通流容量（正负极对地）不低于10kA，最大通流容量（正负极对地）不低于20kA，响应时间不大于25ns，运行环境温度范围不小于-40~+80℃。

光伏专用直流防雷器必须具备防雷器失效保护电路；光伏专用直流防雷器应有状态指示节点，通过状态指示节点向逆变器提供防雷器的工作状态。

2.9.8 交流输出防雷器

逆变器的交流输出侧必须配置国内外知名品牌的高品质Ⅲ级交流防雷器，交流防雷器应具备相对地和相间的雷电防护功能，交流防雷器的标称通流容量不低于10kA，最大通流容量不低于20kA，响应时间不大于25ns，运行环境温度范围不小于-30~+80℃。

交流输出防雷器必须具备防雷器失效保护电路；交流输出防雷器应有状态指示节点，通过状态指示节点向逆变器提供防雷器的工作状态。

2.9.9 直流母线支撑电容

逆变器的直流侧支撑电容器必须采用国内外知名品牌的优质产品，其中，金属膜电容器（如有）的运行温度范围不能小于-30℃~+85℃，电解电容器（如有）的运行温度范围不能小于-30℃~+105℃。

2.9.10 IGBT、MOSFET

逆变器中使用的IGBT、MOSFET等电力电子器件应采用国际知名品牌的优质产品。考虑到电站运行的可靠性问题，对于逆变器中的IGBT、MOSFET等电力电子器件不允许使用碳化硅器件。

2.9.11 电流传感器

逆变器的电流传感器应采用国际知名品牌的低温漂、高精度、抗干扰、宽温度范围的高品质产品，传感器的带宽和实际监测精度必须满足控制要求。

2.9.12直流输入支路熔断器

为保障光伏电站的运行可靠性，减少电站在生命周期内的维护费用，采用三路及以上组串接入一路MPPT的逆变器直流输入支路必须配置知名品牌gPV型光伏专用熔断器，确保当直流侧发生反灌电流故障时，可快速隔离故障点。

2.9.13 外置散热风机

逆变器可使用自然冷却或强制风冷作为散热方式。如果采用强制风冷，则要求使用进口品牌的散热风机，且风机的有效防护等级不得低于IP65，最低绝缘耐热等级不得低于B级，并满足本文件2.2.10节的要求。

2.9.14 交流输出电抗器

逆变器的交流输出电抗器必须为采用铜质绕组材料的国内外知名品牌的优质产品，电抗器的绝缘耐热等级不低于H级。

2.9.15 交流滤波电容

逆变器交流侧滤波电容器应采用国内外知名品牌的优质产品，其中，金属膜电容器（如有）的运行温度范围不得小于-30℃~+85℃，电解电容器（如有）的运行温度范围不得小于-30℃~+105℃。

2.9.16 交流滤波电抗器（如有）

对于采用LCL滤波结构的逆变器，逆变器交流滤波电抗器必须为采用铜质绕组材料的国内外知名品牌的优质产品，电抗器的绝缘耐热等级不低于H级。