光伏发电工程逆变器选型技术规范150422-solarbe文库

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企业标准CPI XX-2014光伏发电工程逆变器选型技术规范2014 XX 发布 2014 XX 实施中国电力投资集团公司发布 Q/CPI XX 2014 光伏发电工程逆变器选型技术规范 - I -目录前言 . III1 范围 . 12 规范性引用文件 . 13 定义与术语 . 24 逆变器的分类 . 35 选型原则 . 35.1 一般原则 . . 35.2 测试认证要求 . . 76 通用技术要求 . 76.1 工作环境 . . 76.2 外观及内部结构 . . 76.3 基本功能 . . 86.4 性能指标 . . 96.5 电网兼容性 . . 96.6 保护功能要求 . 106.7 电磁兼容 . 126.8 其它 . 137 不同类型逆变器的特定要求 137.1 集中型逆变器 . 137.2 组串型逆变器 . 147.3 微型逆变器 . 147.4 集散式逆变器 . 148 特定环境下的要求 158.1 太阳辐照影响 . 158.2 海拔 . 168.3 环境温湿度 . 178.4 风沙污染 . 18Q/CPI XX 2014 光伏发电工程逆变器选型技术规范 - II -8.5 地形 . 189 关键元器件技术要求 189.1 总则 . 189.2 外壳 . 199.3 功率半导体器件 . 199.4 开关电器 . 199.5 直流侧浪涌保护器 . 209.6 母线电容 . 219.7 滤波器 . 219.8 风扇 . 2110 质量保证能力要求 . 2210.1 质量保证能力要求 . . 2210.2 成品逆变器的出货前检验和交付放行 . . 2210.3 售后服务 . . 22附录 A 箱式光伏逆变房通用技术条件 24Q/CPI XX 2014 光伏发电工程逆变器选型技术规范 - III -前言为规范集团公司及其全资、控股公司所属或管理的光伏发电工程光伏逆变器选型工作，制定本标准。本标准由集团公司水电与新能源部提出、组织起草并归口管理。本标准主要起草单位（部门）中电投科学技术研究院有限公司、北京鉴衡认证中心有限公司。本标准主要起草人宿凤明、纪振双、李佳林、王婷、范士林、李端开、王聚博本标准主要审查人夏忠、胡建东、郑武生、徐树彪、李晓民、李启钊、彭波、王举宝、张健、王威、莫玄超、郭伟锋、张凯、张潇蓥、罗辉、雷力、王励、徐振兴、顾斌、张治、郑江伟、崇锋、唐猷成、徐征、李仲明、翟永辉、李春成、安超、张雪、成吉、朱晓岗。本标准为首次发布。 Q/CPI XX 2014 光伏发电工程逆变器选型技术规范第 1 页共 35 页光伏发电工程逆变器选型技术规范 1 范围本标准根据集团公司的逆变器应用现状给出了逆变器的分类。本标准规定了逆变器的外观、结构、保护功能、电性能、电磁兼容及其关键部件的要求。本标准适用于指导集团公司及其全资、控股公司所属或管理的光伏发电工程建设过程中光伏逆变器的选型工作。 2 规范性引用文件下列文件对于本文件的应用是必不可少的。不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。 GB/T 191 包装储运图示标志 GB 2297 太阳光伏能源系统术语 GB 4208 外壳防护等级（ IP代码） GB 7251.1 低压成套开关设备和控制设备第 1部分型式试验和部分型式试验成套设备 GB/T 14597 电工产品不同海拔的气候环境条件 GB 16895.32 建筑物电气装置第 7-712部分特殊装置或场所的要求太阳能光伏PV电源的供电系统（ IEC 60364-7-712， IDT） GB 17467 高压∕低压预装式变电站 GB 18802.1 低压配电系统的电涌保护器 SPD GB/T 19964 光伏发电站接入电力系统技术规定 GB/T 20138 电器设备外壳对外界机械碰撞的防护等级 GB/T 20645 特殊环境条件高原用低压电器技术要求 GB/T 20626.1 特殊环境条件高原电工电子产品第一部分通用技术要求 GB/T 29319 光伏发电系统接入配电网技术规定 NB/T 32004 光伏发电并网逆变器技术规范 CNCA/CTS 0012 并网光伏微型逆变器技术要求和测试方法 CNCA/CTS 0002 光伏并网逆变器中国效率技术条件 IEC 62548 光伏方阵设计要求 IEC 62446 并网光伏发电系统技术资料，委托检测和验收测试的最低要求 Q/CPI XX 2014 光伏发电工程逆变器选型技术规范第 2 页共 35 页3 定义与术语 GB/T 30427、 NB/T 32004 及 CNCA/CTS 0012界定的定义与术语适用于本文件。 3.1 光伏并网逆变器 photovoltaic grid-connected inverter 将光伏方阵发出的直流电变换成交流电并馈入电网的设备。 3.2 光伏方阵 PV array 又称光伏阵列。将若干个光伏组件在机械和电气上按一定方式组装在一起并且有固定的支撑结构而构成的直流发电单元。 3.3 光伏汇流设备 PV combiner assemblies 光伏汇流设备包括光伏组串汇流箱和光伏直流配电柜。 3.4 光伏组串汇流箱（简称光伏汇流箱） PV string combiner box 将光伏组串连接，实现光伏组串间并联的箱体，并在内部安装过流保护或 / 和隔离开关装置的接线箱体。 3.5 光伏直流配电柜（简称直流配电柜） PV distribution cabinet 将光伏子方阵连接，实现光伏子方阵间并联的箱体，并将必要的保护器件安装在此箱体内。通常情况下，光伏直流配电柜的每一路输入与前端的光伏组串汇流箱相连接。3.6 光伏组件 PV module 具有完整环境防护措施，内部相互连接，最小太阳电池组合体。 3.7 光伏组串 PV string一个或多个组件串联形成的电路。 3.8 光伏子方阵 PV sub-arrary 由并联的光伏组串形成，是光伏方阵的电气子集。 3.9 通讯设备 communication equipment 用于连接箱式光伏逆变房内所有采集、控制设备，实现与逆变房监控中心的数据通信，同时接受逆变房监控中心调度功能的装置或设备。 3.10 污染等级（环境条件的） pollution degree of environmental conditions 根据导电或吸湿的尘埃、电离气体或盐类由于相对湿度以及由于吸湿或凝露导致表面介电强度和 / 或电阻率下降事件发生的频度而对环境条件作出的分级。 3.11 箱式光伏逆变房 box PV inverter room Q/CPI XX 2014 光伏发电工程逆变器选型技术规范第 3 页共 35 页集成的光伏发电成套设备，它应包括逆变房箱体、光伏逆变器、直流配电柜、通信装置以及相应的辅助设备等。 3.12 隔离室 compartment 箱式光伏逆变房的一部分，除了内部连接，控制和通风需用的通道外，其余为封闭的。注当箱式光伏逆变房集成了升压变压器部件后，通常需要增加隔室，隔室可以由其中包含的主要元件来命名，例如分别成为变压器隔室、高压开关设备和控制设备隔室、低压开关设备和控制隔室、逆变器发电单元隔室等。 3.13 防护等级（ IP 代码） degree of protection IP code 表明外壳对人体接近危险部件、防止固体异物或水进入的防护等级以及与这些防护有关的附加信息的代码系统。 3.14 防止机械撞击的防护等级（ IK 代码） degree of protection against mechanical impactsIK code 电器设备外壳对外界有害机械碰撞的防护等级。 4 逆变器的分类根据集团现有应用情况，将逆变器分类如下 a）集中式逆变器其中按照 MPPT功能是否前置可分为 1） MPPT功能未独立前置传统集中式逆变器 2） MPPT功能独立前置集散式逆变器 b）组串式逆变器 c）微型逆变器 5 选型原则光伏逆变器的选型总体应该遵循“性能优异，产品可靠，环境适应，系统匹配”的基本原则。5.1 一般原则逆变器选型应综合考虑使用地的气象条件、地形并与光伏方阵的设计相匹配。电站项目所在地的辐照度、温度影响光伏组件的 I-V 特性，进而影响逆变器的输入及工作特性；海拔高度影响逆变器的散热、爬电、电气间隙及降额等级；温度影响逆Q/CPI XX 2014 光伏发电工程逆变器选型技术规范第 4 页共 35 页变器的工作电压范围、满功率工作的最大环境温度以及可稳定运行的最大环境温度，温度同时会影响器件的寿命进而影响逆变器的使用寿命；湿度影响逆变器的污染等级、漏电、防腐、防护等级；风沙、腐蚀影响逆变器的防护等级、散热。光伏逆变器的选择必须与光伏方阵相配合保证光伏方阵的最大出力，应满足逆变器电压范围与光伏方阵可输出的电压范围相匹配。逆变器直流侧可承受的最大电压应不小于光伏方阵的最大开路电压，逆变器可以跟踪的最大功率点电压范围应涵盖光伏方阵理论输出最大功率的电压范围，保证系统安全高效的输出。表 1 给出了逆变器选型的参考导则。本表基于当前各类逆变器的应用成熟度以及其运行的安全、可靠性给出了参考性选型，各项目在具体设计阶段进行选型时应根据当时逆变器技术、市场价格进行经济性比对进行研究确定。Q/CPI XX 2014 光伏发电工程逆变器选型技术规范第 5 页共 33 页表 1 逆变器选型参考一览表逆变器类型大型荒漠大型沿海山地电站农光互补、渔光互补、滩涂屋顶农光互补、渔光互补、屋顶光伏组串安装倾角、朝向、高度等一致性较好、无遮挡光伏组串安装倾角、朝向、高度等一致性较差、有遮挡光伏组串安装倾角、朝向、高度等一致性较好、无遮挡光伏组串安装倾角、朝向、高度等一致性较差、有遮挡光伏组串安装倾角、朝向、高度一致性较差、存在遮挡、规模较大光伏组串安装倾角、朝向、高度一致性较差、存在遮挡、单个方阵功率较小地形不一致、存在遮挡、单个方阵功率较小地形不一致、存在遮挡、单个方阵功率达 MW级组串朝向、安装倾角、高度一致性较好的大型屋顶电站组串朝向、安装倾角、高度一致性较差的小型屋顶电站、单个方阵功率较小组串朝向、安装倾角、高度一致性较差的大型屋顶电站、单个方阵功率较大组件朝向、安装倾角一致性较差，有遮挡，功率规模较小传统集中式逆变器 1 1 1 1 2 2 2 2 1 3 3 不选集散式逆变器 * 2 2a 2 2a 1c 1 1c 1c 2 2 1c 不选组串式逆变器 3 3 3 3 3 3 3 3 3 1 2 不选箱式光伏逆变房 1b 1b 2 2 1 3 3 不选微型逆变器不选不选不选不选不选 1 抗 PID 功能可选必选位于东南沿海、临近湿地地区则必选必选位于东南沿海、临近湿地地区则必选位于东南沿海、临近湿地地区则必选 Q/CPI XX 2014 光伏发电工程逆变器选型技术规范第 6 页共 33 页表 1 逆变器选型参考一览表（续）逆变器类型大型荒漠大型沿海山地电站农光互补、渔光互补、滩涂屋顶农光互补、渔光互补、屋顶光伏组串安装倾角、朝向、高度等一致性较好、无遮挡光伏组串安装倾角、朝向、高度等一致性较差、有遮挡光伏组串安装倾角、朝向、高度等一致性较好、无遮挡光伏组串安装倾角、朝向、高度等一致性较差、有遮挡光伏组串安装倾角、朝向、高度一致性较差、存在遮挡、规模较大光伏组串安装倾角、朝向、高度一致性较差、存在遮挡、单个方阵功率较小地形不一致、存在遮挡、单个方阵功率较小地形不一致、存在遮挡、单个方阵功率达 MW级组串朝向、安装倾角、高度一致性较好的大型屋顶电站组串朝向、安装倾角、高度一致性较差的小型屋顶电站、单个方阵功率较小组串朝向、安装倾角、高度一致性较差的大型屋顶电站、单个方阵功率较大组件朝向、安装倾角一致性较差，有遮挡，功率规模较小备注需特殊考虑风沙、温度的影响需特殊考虑温度、湿度、盐雾的影响组件朝向不一致优选多路 MPPT功能的逆变器、同时考虑湿度影响需特殊考虑遮挡及湿度影响应用于屋顶需考虑其安全性应用于屋顶需考虑其安全性注 1 1， 2,3 代表选择的优先顺序，优先等级 1 最高，2 次之，3 最后；注 2 *集散式逆变器目前尚无大规模应用实例；注 3 a 在集散式逆变器安全可靠性有保证的前提下可作为优选，且其它类型逆变器选择等级依次降低；注 4c 在安全可靠性充分验证前，大规模应用时应慎重；注 5 b 在风沙较大以及高温地区箱式光伏逆变房慎选；注 6在出现相同选择等级时要结合发电量、经济性综合考虑。Q/CPI XX 2014 光伏发电工程逆变器选型技术规范第 7 页共 35 页同时，由于光伏逆变器具有一定的过载能力及限功率工作能力，允许出现光伏方阵的实际最高输出功率高于光伏逆变器的标称功率的情况。5.2 测试认证要求集中式逆变器和组串式逆变器须按照 NB/T 32004 通过具有 CNAS资质的测试认证机构的测试并通过国家批准认证机构的认证。同时应提交产品在认证机构备案认证型号的关键元器件清单。微型逆变器须按照 CNCA/CTS 0012 通过具有 CNAS 资质测试认证机构的测试并通过国家批准认证机构的认证。同时应提交产品在认证机构备案的认证型号的关键元器件清单。对于具有特殊要求的电站场址，零部件要求，适配性应该提交通过 CNAS 认可的第三方测试、认证机构的验证报告。6 通用技术要求 6.1 工作环境逆变器在以下环境应能正常工作。 a）使用环境温度户内型 -20℃～ 40℃；户外型 -25℃～ 60℃； b）相对湿度≤ 95，无凝露； c）符合 GB 7251.1 中 6.1.2.3 中污染等级≤3 的规定； d）海拔高度≤ 3000m； e）无剧烈震动冲击 , 垂直倾斜度≤ 5o； f ） -40℃ 70℃条件下存储运输。注正常工作指在运行过程中不出现故障，允许有满足要求的降载功能。 6.2 外观及内部结构 6.2.1 一般要求 a）采用的元器件数量、质量应符合设计要求，元器件布局、安装应符合各自技术要求； b）逆变器外壳等部位油漆或电镀部分应牢固、平整，无剥落、锈蚀及裂痕等现象；c）逆变器机架面板应平整，文字和符号要清晰、整齐、规范、正确； d）逆变器标牌、标志、标记应完整清晰； e）各种开关应便于操作，灵活可靠。 Q/CPI XX 2014 光伏发电工程逆变器选型技术规范第 8 页共 35 页6.2.2 保护措施应该具有如下保护措施，保护人员免受电击、机械伤害。 a）逆变器应该具有直接接触防护措施，通过提供保护的外壳和安全遮栏，其零部件在不使用工具情况下应不能拆卸； b）逆变器应具有防止间接接触的措施； c）逆变器的绝缘配合应该得当，符合标准要求； d）逆变器外壳、内部部件、器件均应经过妥善处理，人员能够接触的部位应圆滑、无毛刺，在正常使用时不能引起伤害。 6.3 基本功能逆变器应该具有如下的基本功能。 6.3.1 MPPT 跟踪功能逆变器应具有最大功率点跟踪的功能。 6.3.2 自动开关机可根据光伏方阵输出电压情况或故障以及故障恢复后应能实现对应的自动开、关机。 6.3.3 软启动逆变器开关机期间不应出现功率大的波动，不应对电网造成冲击。 6.3.4 自动恢复并网故障停机条件下，在电网恢复正常后逆变器应该能自动并网。 6.3.5 通讯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，能接受远端控制，且能与系统内其他逆变器或通信设备进行信息交换。 6.3.6 有功功率控制通过 10kV 、 35kV 及以上电压等级与公共电网连接并网的光伏逆变器，应具有输出限制能力以及有功功率调节功能，逆变器在正常运行时有功功率变化速率不超过 10额定功率 /min，允许出现因太阳能辐照度降低引起的光伏发电站有功功率变化速率超出限值的情况。 6.3.7 电压 / 无功调节通过 10kV 、 35kV 及以上电压等级与公共电网连接并网的光伏逆变器，应满足额定Q/CPI XX 2014 光伏发电工程逆变器选型技术规范第 9 页共 35 页有功出力下功率因数在超前 0.95滞后 0.95 范围内连续可调。 6.3.8 防雷逆变器应具有防雷保护装置，且直流侧防雷器应满足本规范的 9.5 节要求。 6.3.9 恢复并网因电网故障或直流输入原因导致的逆变器停止向电网送电，在故障排除恢复正常后，逆变器应能在 20s-5min 内自动重新并网。 6.4 性能指标 6.4.1 逆变器中国效率按照中国地区权重系数计算的中国效率（逆变器加权总效率），含变压器型的光伏逆变器中国效率不低于 96，不含变压器的光伏逆变器中国效率不低于 98，微型逆变器相关指标不低于 94和 95。厂家应该提交第三方验证的常温、高温运行条件下的逆变器转换效率曲线。 6.4.2 逆变器的 MPPT效率逆变器应具有较高的 MPPT效率，静态 MPPT效率不低于 99.8，动态 MPPT效率不低于 99。 6.4.3 噪声按照 NB/T 32004 的测试要求，在最严酷的工况下，在逆变器噪声最强的方向距离设备 1m处采用 A 计权方式的噪声计进行测量，原则上逆变器的噪声不应超过 80dB，当应用于轻工业区、居民区、商业区时逆变器的噪声不超过 65dB。 6.5 电网兼容性 6.5.1 电能质量 6.5.1.1 逆变器并网谐波要求逆变器在额定功率运行时，注入电网的电流谐波总畸变率限值为 5，各次谐波电流含有率限值也应满足表 2 要求。 Q/CPI XX 2014 光伏发电工程逆变器选型技术规范第 10 页共 35 页表 2 谐波电流含有率限值奇次谐波次数含有率限值（）偶次谐波次数含有率限值（） 3～ 9 4.0 2～ 10 1.0 11～ 15 2.0 12～ 16 0.5 17～ 21 1.5 18～ 22 0.375 23～ 33 0.6 24～ 34 0.15 35 以上 0.3 36 以上 0.075 逆变器在其它负载条件下运行时，总谐波电流大小及各次谐波电流的大小不应超过额定条件下的谐波电流限值。公共连接点的全部用户注入的谐波电流分量不应超过 GB/T 14549 中的允许值。 6.5.1.2 直流分量要求逆变器在各负载率并网运行时向电网馈送的直流电流分量均不能超过其输出电流额定值的 0.5或 5mA，取二者较大值。 6.5.1.3 功率因数逆变器输出功率因数不小于 0.98。 6.5.1.4 三相不平衡度逆变器并网运行时，引起该点负序电压不平衡度一般不超过 1.3，短时不超过2.6。电压负序不平衡度测量值的 10min 方均根值的 95概率大值不超过 1.3，且测量最大值不超过 2.6。 6.5.2 逆变器接入配电网技术要求通过 380V电压等级接入电网，以及通过 10（ 6） kV 电压等级接入用户侧的新建、改建和扩建光伏发电系统，应满足 GB/T 29319 中规定的光伏发电系统接入配电网中的并网要求。 6.5.3 逆变器接入电力系统技术要求通过 35kV及以上电压等级并网，以及通过 10kV电压等级与公共电网连接的新建、改建和扩建发电站，满足 GB/T 19964 光伏发电站接入电力系统技术规定的要求。 6.6 保护功能要求 6.6.1 直流输入侧过电压保护 Q/CPI XX 2014 光伏发电工程逆变器选型技术规范第 11 页共 35 页当直流侧输入电压高于逆变器允许的最大直流电压时，逆变器不得启动，在运行的逆变器应能在 0.1s 内停机，同时发出警示信号。在直流电压恢复正常后逆变器应能正常启动。 6.6.2 交流输出侧过电压 / 欠电压保护通过 380V、 6kV、以及 10kV 电压等级接入配电网的逆变器，交流输出端电压应满足如下表 3 的要求。表 3 接入配电网的逆变器异常电压响应时间并网点电压要求 U＜ 50U N1 最大分闸时间 2 不超过 0.2s 50U N≤ U＜ 85 U N 最大分闸时间不超过 2.0s 85 UN≤ U＜ 110 UN 连续运行 110 U N≤ U＜ 135 U N 最大分闸时间不超过 2.0s 135 U N≤ U 最大分闸时间不超过 0.2s 注 1 UN为并网点电网额定电压；注 2最大分闸时间是指异常状态发生到电源停止向电网送电时间。通过 10kV 、 35kV及以上电压等级接入到输电网的逆变器其电压异常响应时间应满足 NB/T 32004 中表 10 的要求。 6.6.3 交流输出过频 / 欠频保护电网频率异常时，逆变器工作状态应满足 NB/T 32004 中表 11 的要求。 6.6.4 直流极性反接保护逆变器在直流输入极性误解时能自动保护，极性和相序正接时，逆变器可正常工作。6.6.5 交流缺相保护输入、输出通电加载工作电压，交流输出缺相时设备不能正常工作，正确连接后逆变器可正常运行。 6.6.6 直流输入过载保护如果逆变器不具有限功率功能，当逆变器输入功率超过额定功率 1.1 倍时需要跳保护；如果逆变器具有限功率功能，当输入功率超过逆变器允许的最大直流输入功率时，逆变器应自动限流工作在允许的最大额定输出功率处。 Q/CPI XX 2014 光伏发电工程逆变器选型技术规范第 12 页共 35 页6.6.7 交流侧短路保护逆变器输出侧发生短路时，逆变器应能在 0.1s 内自动保护。 6.6.8 防反放电保护逆变器直流侧电压低于允许电压或逆变器处于关机时，逆变器直流侧应无反向电流。 6.6.9 方阵绝缘阻抗检测与不接地的光伏方阵连接的逆变器应在系统启动前测量光伏方阵输入端与地之间的直流绝缘电阻，并满足 NB/T32004中 7.10.1.1 的要求。 6.6.10 方阵残余电流检测逆变器应提供适当的措施将接触电流限值在 30mA以内，或在超过 30mA时应按照NB/T 32004 中表 17 的要求进行保护。着火型漏电流应限制在如下范围，如果超出如下范围应在 0.3s 内断开并发出故障信号。 a）≤ 30kVA 的逆变器，不应大于 300mA； b）＞ 30kVA 的逆变器，不应大于 10mA/kVA。 6.6.11 防孤岛保护接入配电网的并网逆变器应具备防孤岛保护，在电网中断时逆变器应能在 2s 内停止向电网供电，同时发出警示信号。 6.6.12 低电压穿越接入输电网的逆变器应具备低电压穿越功能，满足 GB/T 19964 中的要求。逆变器所有的功能均应该满足 NB/T 32004 的具体要求。 6.7 电磁兼容逆变器应具备如下电磁兼容抗扰度以及限制发射限值的功能，满足 NB/T 32004 中对电磁兼容条款的要求。 6.7.1 静电放电抗扰度 6.7.2 射频电磁场辐射抗扰度 6.7.3 电快速脉冲群抗扰度 6.7.4 浪涌（冲击）抗扰度 6.7.5 射频场感应的传导骚扰抗扰度 6.7.6 电压暂降、短时中断和电压变化的抗扰度 Q/CPI XX 2014 光伏发电工程逆变器选型技术规范第 13 页共 35 页6.7.7 工频磁场抗扰度 6.7.8 阻尼振荡波抗扰度 6.7.9 电压波动抗扰度非家用或不直接连接到住宅的低压供电网设施中使用的逆变器应满足 A 类限值；家用或直接连接到住宅的低压供电网设施中使用的逆变器应满足 B 类限值。 6.7.10 传导发射 6.7.11 辐射发射 6.8 其它 6.8.1 冷却系统如果逆变器具有冷却系统，在完全堵住或部分堵住进风口、堵转或断开冷却风扇，一次一个、循环水或冷却液应停止或部分限制故障条件下，逆变器能持续运行 7小时而不损坏，或有自动检测温度功能，温度超过限值时自动停止工作。 6.8.2 温升考虑所有可能影响温度测量结果的工作模式和条件。逆变器在宣称的可满功率工作的环境温度下（不低于 55℃），以及宣称的可正常工作的最高温度下分别进行温升测试，在达到热稳定后逆变器的器件温度不应超过标准要求。 6.8.3 稳定性逆变器的各箱柜应在额定容积范围内转至能产生最不利结果的位置，脚轮等置于正常使用范围内最不利的位置，门与抽屉应关紧（除非另有规定）。 a）落地式逆变器， 800N 的向下作用力施加在能产生最大力矩的位置（所有水平工作面、明显突出且距离地面 1m的其它表面），逆变器不能失去平衡。 b）对于壁挂式安装的逆变器，其支架需承受大小等于逆变器本身 4 倍的重力。 7 不同类型逆变器的特定要求 7.1 集中型逆变器集中型逆变器主要适用于组串一致性高、无遮挡的光伏发电场所。集中型的逆变器要求逆变器留有充足裕量，保证逆变器在超发条件下，可以在最大功率 110功率下安全、稳定运行。每个模块应该有独立的主动分断装置，在故障条件下能够进行主动切断，实现交、Q/CPI XX 2014 光伏发电工程逆变器选型技术规范第 14 页共 35 页直流侧电气隔离。集中型逆变器宜有 2 路及 2 路以上的 MPPT。 7.2 组串型逆变器组串型逆变器主要适用于组串所接方阵一致性差或者有遮挡的光伏发电场所，单个阵列设计较小情况。选择利用组串型逆变器时应考虑光伏电站的整体经济效益，施工周期等情况。对于组串型逆变器，应该满足如下的特殊要求 a）多机并联时，其并网点的电能质量应满足本规范中对于电能质量的要求。 b）对于接入输电网电力系统的光伏发电站，多机并联时，逆变器应该能够保证光伏电站低电压穿越功能的实现。 c）对于接入配电网的光伏发电系统，多机并联时，逆变器应该能够保证光伏电站防孤岛功能的实现。 d）对于直接暴露在户外且采用自然散热的组串型逆变器，应采取措施，保证逆变器密闭空间温度不应该超过逆变器内部电子元器件的工作温度。设备满功率工作时，在最严酷的工况条件下，关键部件的最高温度应低于部件标称承受最高温度 5 ℃。 e）当组串式并网逆变器内部发生短路时（如 IGBT直通、直流母线短路等），逆变器内保护装置应快速、可靠动作，逆变器应在短路后 0.5 秒内，通过逆变器内部可以分断故障电流的保护装置脱离和 PV 侧以及电网侧的连接。不能因逆变器内部短路原因造成 PV侧电流持续注入短路故障点超过 0.5 秒。 7.3 微型逆变器微型逆变器主要用于组件一致性差或有阴影遮挡的小规模光伏发电场所，单个阵列设计较小情况，对于大型的项目应综合考虑经济、技术等因素。微型逆变器应满足CNCA/CTS 0012-2013相关技术要求。 7.4 集散式逆变器适用于光伏方阵一致性较差，功率等级较高的发电场所。集散式逆变器应满足一般集中型逆变器的要求，其功率优化器部分的设备还应满足 a）采用模块化并联单元设计，故障情况下可单独切断； b）并联组串多于 2 串的，带优化功能的汇流箱内部应集成防反功能； Q/CPI XX 2014 光伏发电工程逆变器选型技术规范第 15 页共 35 页c）具备支路电流的监测功能； d）户外壁挂式安装，具备 IP65 防护等级； e）带优化功能的汇流箱和逆变器的所有数据统一接入到监控系统。 8 特定环境下的要求光伏电站微观气象环境对于光伏逆变器选型的影响因素主要包括太阳辐照强度、海拔高度、环境温湿度、沙尘污染、腐蚀性及方阵场的地形等。因此逆变器在选型时应该综合考虑本节的影响因素，最终确定适用的逆变器机型。 8.1 太阳辐照影响太阳辐照影响光伏方阵的输出特性进而影响逆变器的选型。光伏方阵的输出特性不同，输出功率的特点也不同。应该根据逆变器实际测量的不同电压，不同负载下的效率特点（不同权重），选择输出电量最高的逆变器。利用表 4 对应的权重系数计算逆变器的中国效率。对于有更详细数据的电站，可按照表 5 权重系数利用如下公式进行计算，计算逆变器现地条件下的加权总效率。其中，错误未找到引用源。第 i 个负载点的权重系数，各负载点的权重系数；错误未找到引用源。第 n 个电压、第 i 个负载点下的转换效率； m , ,ppt n i 第 n 个电压、第 i 个负载率下的静态 MPPT 跟踪效率。表 4 中国效率权重系数表逆变器负载点 5 10 20 30 50 70 100 所占权重系数 0.02 0.03 0.06 0.12 0.25 0.37 0.15 表 5 不同资源区权重系数表 Q/CPI XX 2014 光伏发电工程逆变器选型技术规范第 16 页共 35 页负载点 5 10 20 30 50 75 100 权重系数资源区 aCGC-1 aCGC-2 aCGC-3 aCGC-4 aCGC-5 aCGC-6 aCGC-7I 类 0.01 0.02 0.05 0.09 0.22 0.40 0.21 II 类 0.01 0.03 0.06 0.13 0.25 0.38 0.14 III 类 0.02 0.06 0.10 0.16 0.28 0.33 0． 05 注Ⅰ类资源区西藏，宁夏，青海海西，甘肃嘉峪关、武威、张掖、酒泉、敦煌、金昌，新疆哈密、塔城、阿勒泰、克拉玛依，内蒙古除赤峰、通辽、兴安盟、呼伦贝尔以外地区； Ⅱ类资源区北京，天津，黑龙江，吉林，辽宁，四川，云南，内蒙古赤峰、通辽、兴安盟、呼伦贝尔，河北承德、张家口、唐山、秦皇岛，山西大同、朔州、忻州，陕西榆林、延安，青海、甘肃、新疆除 I 类外其他地区； Ⅲ类资源区除前面的Ⅰ、Ⅱ类地区外的其他地区。 8.2 海拔在海拔 2000m及以下的条件下使用的光伏逆变器，各项指标应满足标准 NB/T32004的要求。参照 GB/T 20645 要求，在海拔 2000m以上使用的逆变器，因海拔增加主要有以下三个方面的影响 a）温度低，电子器件工况恶劣； b）气压低，电气绝缘受到影响； c）空气稀薄，散热条件变差，为了保障逆变器能够在高海拔地区可靠运行，在进行逆变器的选择时要充分进行考虑。 8.2.1 电气间隙随着海拔增高，气压降低会造成电气间隙的击穿电压降低，影响逆变器的绝缘，增加其在高电压下被击穿的可能性。使用在海拔 2000 米及以下的逆变器，电气间隙应满足 NB/T32004-2013 条款7.2.4.6 和条款 8.2.3.4.7 的规定。使用在海拔 2000 米以上的逆变器，电气间隙应按照标准要求进行修正，修正系数见下表。表 6 电气间隙的海拔修正系数 Q/CPI XX 2014 光伏发电工程逆变器选型技术规范第 17 页共 35 页海拔高度（ m）正常大气压强（ kPa）电气间隙修正系数 2 000 80.0 1.003 000 70.0 1.14 4 000 62.0 1.29 5 000 54.0 1.48 注 1逆变器适用海拔介于表内两值之间时，允许插值进行折算。注 2逆变器认证测试报告中电气间隙的判定值根据上表中的修正系数进行修正后，实测值仍能满足要求则符合本条款的规定。 8.2.2 散热随着海拔的增加，空气密度降低导致逆变器的散热条件变差。使用在海拔 2000m以上的环境中，应对逆变器的散热器、散热风机和风道等进行优化设计。测试评估中应对测得的最高温根据表 7 进行修正，修正后的结果应满足 NB/T32004-2013 条款 8.4.2的限值要求。表 7 温升极限值的海拔修正值使用或试验地点的海拔高低 H/m 温升极限修正值 /K H2000 0 2000＜ H≤ 2500 2 2500＜ H≤ 3000 4 3000＜ H≤ 3500 6 3500＜ H≤ 4000 8 4000＜ H≤ 4500 10 4500＜ H≤ 5000 12 注本表的依据为海拔每升高 100m，环境温度降低 0.5 ℃ 。 8.2.3 紫外辐射海拔 3000 米以下满足 NB/T32004 中要求，使用在 3000 米以上的环境中，其紫外辐射应满足 GB/T 20626.1 中要求。 8.3 环境温湿度逆变器存储和工作的温湿度范围应能够与环境温湿度范围相适应，以保证逆变器的正常工作。 8.3.1 温度计划安装在户内的逆变器应至少能够在 -20℃～ 40℃的温度范围内满功率工作；计划安装在户外的逆变器应至少能够在 -25℃～ 60℃的温度范围内正常工作， -25℃～Q/CPI XX 2014 光伏发电工程逆变器选型技术规范第 18 页共 35 页55℃的温度范围内应能满功率工作， 60℃条件下允许降载为额定容量的 70条件下运行。 8.3.2 湿度计划安装在湿度可调节的户内的逆变器允许的环境相对湿度范围至少应为5-85，无凝露；计划安装在湿度不可调节的户内的逆变器允许的环境相对湿度范围至少应为5-95，无凝露；计划安装在户外的逆变器允许的环境相对湿度范围至少应为 4-100，有凝露。对于因温度变化大，环境湿度较大会产生凝露的环境，应选用具有除湿防凝露措施的逆变器保证在使用环境下正常工作。高温高湿环境下宜选用具有抗 PID 功能的逆变器。 8.4 风沙污染计划安装在户内的逆变器的防护等级至少为 IP20，计划安装在户外的逆变器的防护等级至少为 IP65。户内型逆变器应加强逆变房或逆变器箱体防护等级的设计。注对于风沙污染严重地区，风沙容易使逆变器的机械转动部件磨损加重，内部积尘影响部件散热，湿度较大情况下易吸水导致内部绝缘强度降低，盐碱地区风沙进入会对逆变器内部的金属部件造成腐蚀。 8.5 地形分布式屋顶、农业大棚考虑到朝向，遮挡差异，需要选择多路 MPPT的逆变器；山地电站、滩涂、鱼塘考虑安装域防护要求和遮挡，地形不一致的因素，选择具有更多路数 MPPT的逆变器，适应不规则地形和倾角；地面电站朝向一致性较好、无遮挡、衰减较小的宜选用集中式逆变器，朝向一致性较差或有遮挡的可考虑集散式或者组串式逆变器；所有选型应根据安全性以及机房安装位置、面积，安装、维护是否便利，经济效益等因素综合考虑，对于沿海、潮湿地使用逆变器必须具备抗 PID 功能。 9 关键元器件技术要求 9.1 总则逆变器的关键元器件主要包括功率半导体器件、断路器和接触器等开关器件、熔断器、直流母线电容、滤波器、风扇等。 Q/CPI XX 2014 光伏发电工程逆变器选型技术规范第 19 页共 35 页逆变器关键元器件选择应保证可靠性，性能指标满足相关产品标准的同时还应满足逆变器整机使用环境的要求。直流断路器、直流侧浪涌保护器、直流侧熔断器均应选用光伏专用的部件，相应的参数应满足光伏方阵场的使用要求，并考虑留有适当余量。本章有特殊要求的关键元器件应满足本章下面条款的具体要求，无特殊要求的满足相应的产品标准要求即可。 9.2 外壳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。外壳应有相应的防腐蚀措施。 9.3 功率半导体器件逆变器依靠 IGBT 按照 CPU的控制信号，进行每秒高达数千次的开关动作，把光伏组件送来的直流电压转成脉宽按照正弦规律变化的方波，然后通过