10、QSPI 9711-2016 光伏程逆变器选型技术规范

企 业 标 准

Q/SPI 9711-2016

光伏发电工程逆变器选型技术规范

2016-09-25 发布 2016-10-01实施

国家电力投资集团公司 发 布

Q/SPI 9711—2016光伏发电工程逆变器选型技术规范

目 录

前言.................................................................III 1 范围................................................................1 2 规范性引用文件......................................................1 3 定义与术语..........................................................2 4 逆变器的分类........................................................3 5 选型原则............................................................4

5.1 一般原则........................................................4 5.2 测试认证要求...................................................7 6 通用技术要求........................................................7

6.1 工作环境........................................................7 6.2 外观及内部结构..................................................7 6.3 基本功能........................................................8 6.4 性能指标........................................................9 6.5 电网兼容性......................................................9 6.6 保护功能要求...................................................10 6.7 电磁兼容.......................................................12 6.8 其它...........................................................13 7 不同类型逆变器的特定要求...........................................13

7.1 集中型逆变器...................................................13 7.2 组串型逆变器...................................................14 7.3 微型逆变器.....................................................14 7.4 集散式逆变器...................................................14 8 特定环境下的要求...................................................15

8.1 一般要求.......................................................15 8.2 太阳辐照影响...................................................15 8.3 海拔...........................................................16 8.4 环境温湿度.....................................................17 8.5 风沙污染.......................................................18

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8.6 地形...........................................................18 9 关键元器件技术要求.................................................18

9.1 一般要求.......................................................18 9.2 外壳...........................................................19 9.3 功率半导体器件.................................................19 9.4 开关电器.......................................................19 9.5 直流侧浪涌保护器...............................................20 9.6 母线电容.......................................................21 9.7 滤波器.........................................................21 9.8 风扇...........................................................21 10 质量保证能力要求..................................................22

10.1质量保证能力要求..............................................22 10.2 成品逆变器的出货前检验和交付放行..............................22 10.3 售后服务......................................................22 附录A 箱式光伏逆变房通用技术条件......................................24

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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。

本标准由国家电力投资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）：国家电投研究院有限公司、北京鉴衡认证中心有限公司。

本标准主要起草人：纪振双、李佳林、王婷、范士林、刘家鼎、赵鹏。 本标准一审主要审查人：夏忠、胡建东、郑武生、徐树彪、李晓民、李启钊、 彭波、王举宝、、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。

本标准二审主要审查人：夏忠、李树雷、毛国权、徐树彪、李晓民、袁蕊、 王举宝、郭苏煜、张皖军、李品格、谢骊骊、胡国飞、莫玄超、郭伟锋、李广博、 王聚博、王新社、王玉青、于水、李远、王志峰、王励、嵇景文、于昆、史朝晖、 王敬、周平。

本标准系首次发布。

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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。

本标准规定了特殊应用环境下光伏并网逆变器应满足的技术要求。

本标准适用于直流系统电压不超过1500V、交流电压不超过1000V的光伏并网逆变器。

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。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。凡是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 2297 太阳光伏能源系统术语 GB 4208 外壳防护等级（IP代码）

GB 165.32 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 603-7-712，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 191 包装储运图示标志

GB/T 2423.3 电工电子产品环境试验 第2部分：恒定湿热 GB/T 2423.17 电工电子产品环境试验 第17部分：盐雾

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/T 199 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 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

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GB/T 205 特殊环境条件 高原用低压电器技术要求 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 0012-2013 并网光伏微型逆变器技术要求和测试方法 CNCA/CTS 0002-2014 光伏并网逆变器中国效率技术条件 IEC 628 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

3 定义与术语

GB/T 30427、NB/T 32004、CNCA/CTS 0012-2013、CNCA/CTS 0002-2014中界定的以及下列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

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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

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 impacts(IK 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功能未前置：传统集中式逆变器 2）MPPT功能前置：集散式逆变器 b）组串式逆变器 c）微型逆变器

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5 选型原则

5.1 一般原则

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。

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。

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表1 逆变器选型参考一览表

大型荒漠

大型沿海

山地电站

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

3 2 1 2

不选

位于东南沿海、临近湿地地区必选

农光互补、渔光互

补、滩涂

屋顶

农光互补、渔光互补、

屋顶

逆变器类型

光伏组

光伏组光伏组光伏组光伏组串安装串安装串安装串安装串安装倾角、朝倾角、朝倾角、朝倾角、朝倾角、朝向、高度向、高度向、高度向、高度向、高度一致性等一致等一致等一致等一致较差、存性较好、性较差、性较好、性较差、在遮挡、无遮挡 有遮挡无遮挡有遮挡规模较

大

1 2 3

1 不选

b

组串朝组串朝

组串朝向、安装向、安装

地形不地形不向、安装倾角、高倾角、高一致、存一致、存倾角、高度一致度一致在遮挡、在遮挡、度一致性较差性较差单个方单个方性较好的小型的大型阵功率阵功率的大型屋顶电屋顶电较小 达MW级屋顶电站、单个站、单个

站 方阵功方阵功

率较小率较大

3 2 1 2

不选

2 1 3 1

1 2 3 1

3 2 1 2 不选

位于东南沿海、临近湿地地区则必选

3 1 2 2

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 集散式逆变器 组串式逆变器 箱式光伏逆变房微型逆变器

3 1 2

1 2 3

1 不选

b

3 1 2

3 1 2 1

不选 不选 不选 不选 1 位于东南沿海、临近湿地地区则必

选

抗PID功能 可选 必选 必选

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表1 逆变器选型参考一览表（续）

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

逆变器类型 向、高度

一致性较差、存在遮挡、单个方阵功率较小

组件朝向不一致优

需特殊考虑风沙、需特殊考虑温度、选多路MPPT功能

备注

温度的影响 湿度、盐雾的影响的逆变器、同时考

虑湿度影响

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：b 在风沙较大以及高温地区箱式光伏逆变房慎选；

注3：在出现相同选择等级时要结合发电量、经济性综合考虑。

光伏组

光伏组光伏组光伏组光伏组串安装串安装串安装串安装串安装倾角、朝倾角、朝倾角、朝倾角、朝倾角、朝向、高度向、高度向、高度向、高度向、高度一致性等一致等一致等一致等一致较差、存性较好、性较差、性较好、性较差、在遮挡、无遮挡 有遮挡无遮挡有遮挡规模较

大

组串朝组串朝

组串朝向、安装向、安装

地形不地形不向、安装倾角、高倾角、高一致、存一致、存倾角、高度一致度一致在遮挡、在遮挡、度一致性较差性较差单个方单个方性较好的小型的大型阵功率阵功率的大型屋顶电屋顶电较小 达MW级屋顶电站、单个站、单个

站 方阵功方阵功

率较小率较大需特殊考虑遮挡/

腐蚀及湿度影响

组件朝向、安装倾角一致性较差，有遮挡，功率规模较小

应用于屋顶需考虑其安全性

应用于屋顶需考虑其安

全性

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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 0012-2013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。

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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。

集中式逆变器开机电压不高于500V； 组串式逆变器开机电压不高于250V。 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，逆变器的通信接口应开放。

通讯接口：RS 232/485，通信协议：modbus。 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

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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。 6.3.10 防PID功能

高温、潮湿地区安装的逆变器应具备防PID功能。 6.3.11 防护等级

户内型逆变器的防护等级不低于IP20，户外型逆变器防护等级不低于IP。 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98.2%，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

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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。

表2 谐波电流含有率限值

奇次谐波次数 3～9 11～15 17～21 23～33 35以上

含有率限值（%） 4.0 2.0 1.5 0.6 0.3

偶次谐波次数 2～10 12～16 18～22 24～34 36以上

含有率限值（%） 1.0 0.5 0.375 0.15 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 149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 199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

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6.6.1 直流输入侧过电压保护

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

U＜50%UN1

要求

最大分闸时间不超过0.2s 最大分闸时间不超过2.0s

连续运行

最大分闸时间不超过2.0s 最大分闸时间不超过0.2s

2

50%UN≤U＜85% UN 85% UN≤U＜110% UN 110% UN≤U＜135% UN

135% UN≤U

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。

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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 199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

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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。

每个模块应该有的主动分断装置，在故障条件下能够进行主动切断，实现交、

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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；

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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

8.1 一般要求

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。 8.2 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；

mppt,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 所占权重系数

5% 0.02

10% 0.03

20% 0.06

30% 0.12

50% 0.25

70% 0.37

100% 0.15

表5 不同资源区权重系数表

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Q/SPI 9711—2016光伏发电工程逆变器选型技术规范 负载点 权重 系数

资源区 I类 II类 III类

5% aCGC-1 0.01 0.01 0.02

10% aCGC-2 0.02 0.03 0.06

20% aCGC-3 0.05 0.06 0.10

30% aCGC-4 0.09 0.13 0.16

50% aCGC-5 0.22 0.25 0.28

75% aCGC-6 0.40 0.38 0.33

100% aCGC-7 0.21 0.14 0．05

注：Ⅰ类资源区：，宁夏，青海海西，甘肃嘉峪关、武威、张掖、酒泉、敦煌、金昌，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、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。

8.3 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 205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。 8.3.1 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

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海拔高度 （m）

2 000 3 000 4 000 5 000

正常大气压强 （kPa）

80.0 70.0 62.0 .0

电气间隙修正系数

1.00 1.14 1.29 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。

8.3.2 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

H=2000 2000＜H≤2500 2500＜H≤3000 3000＜H≤3500 3500＜H≤4000 4000＜H≤4500 4500＜H≤5000

注：本表的依据为海拔每升高100m，环境温度降低0.5℃。

温升极限修正值/K

0 2 4 6 8 10 12

8.3.3 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。 8.4 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。 8.4.1 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℃～+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

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行。 8.4.2 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。 8.5 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。

8.6 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 一般要求

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。

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

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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，然后通过电感和电容构成的滤波器后，转成正弦波送出。

开关管在工作中会产生热损耗，其损耗的大小及性能直接影响逆变器的转换效率。 逆变器产品中主要使用IGBT/MOSFET等电力电子功率半导体器件，应明确提供IGBT或MOSFET的生产厂家、规格型号、额定电压、额定电流、工作温度范围等关键信息。 9.4 开关电器 9.4.1 断路器

断路器在逆变器中起隔离、分断故障的作用。逆变器应提供有效的措施实现逆变器正常工作条件下的开断以及故障条件下与PV侧、交流输出的切离。

a）逆变器直流侧应选用光伏直流断路器； b）在临界负载电流下分断时间不超过2s；

c）相反极性端子间、带电部件与外壳或安装板间的爬电距离应满足GB 14048.1中所规定的2倍；

d）操作性能满足下表要求。

表8 断路器操作性能要求

额定电流a

每小时的

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操作循环数

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A

In≤100 100＜In≤315 315＜In≤630 630＜In≤2500 2500＜In

操作循环数b

120 120 60 20 10

无电流 9 700 7 800 4 900 2 900 1 900

有电流c 300 200 200 100 100

总计 10 000 8 000 5 000 3 000 2 000

注：a 指给定壳架等级的最大额定电流。

b 第二列给出了最低操作频率。如制造商同意，此值可以增加；在这种情况下，应在试

验报告中注明该操作频率。

c 在每次操作循环中，断路器应保持足够的闭合时间以确保达到全电流值，但不超过2

秒。

9.4.2 直流侧熔断器 9.4.2.1 熔断体

直流侧熔断器熔断体应满足下列要求： a）直流专用；

b）额定电压大于等于光伏汇流设备的额定电压；

c）额定电流满足（1.25,2.4]方阵短路电流（STC条件下），且小于等于被保护电缆的额定电流；

d）额定分断能力不小于20kA；

e）短路及过载电流保护类型满足GB 13539.6的gPV型要求。 9.4.2.2 熔断器支持件

直流侧熔断器支持件应满足下列要求： a）满足GB 13539.1或GB 14048.3相关要求； b）额定电压大于等于相匹配的熔断体的额定电压； c）额定电流大于等于相匹配的熔断体的额定电流； d）峰值耐受电流大于相匹配的熔断体的额定分断能力； 9.5 直流侧浪涌保护器

直流侧若安装SPD，则应选用满足CNCA/CTS 0026的光伏直流专用SPD。对于逆变器对外的通讯电路也推荐安装符合GB/T 18802.21的SPD进行保护。

若直流侧安装SPD，则正极与地、负极与地、正极与负极之间均应安装。若选用Ⅰ类SPD,则每一保护模式的冲击放电电流Iimp不应低于5 kA (电压性、电压开关元件与电压元件并联的混合型)，6.25kA（电压开关型、电压开关元件与电压元件串联的混合型）；若选用Ⅱ类SPD，则每一保护模式的标称放电电流值In不应低于

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10kA。

SPD的电压保护水平Up不应大于被保护设备的冲击耐受电压值SPD的最大持续工作电压。UCPV应大于等于1.2UOC STC, UCPV的选择要考虑每种保护模式（+/-,+/地, -/地）。

注：UCPV应大于或等于任何情况下的光伏方阵的最大电压，当环境温度为-25℃时，UCPV应大于1.2 UOC STC。

SPD应满足EN 50539中SPD选型要求。 9.6 母线电容

逆变器中的直流母线电容主要起平波、储能、升压的作用。 为保证逆变器寿命应优先选用经过测试认证的薄膜电容。 集中式逆变器应采用薄膜电容，组串式逆变器宜采用薄膜电容。

薄膜电容除应满足标准GB/T 17702的要求外，还应满足下面的要求：逆变器直流侧母线电容充放电试验前后，自愈的电容器电容量变化应小于±1%，正切损耗应满足：tanδ≤1.2×tanδ+1×10-4。母线电容应满足CGC-R47016耐久性的要求。 9.7 滤波器

滤波器主要起抑制高频干扰、相线和地线滤波、浪涌抑制和脉冲抑制等功能。 滤波器除应满足GB/T15287、GB/T15288的要求外还应满足下面的要求： 滤波器使用环境温度为-25℃~+85℃，耐压值满足EN 60939-2表9的要求，并补充如下表中760V以上的要求。电气间隙、爬电距离应满足EN 60939-2中表8的要求，对于高于此要求的应满足逆变器相关标准。

表9滤波器耐压值要求

滤波器额定电压 760 V＜UR≤1000 V 1000 V＜UR≤1200 V 1200 V＜UR≤1500 V (仅适用于直流)

试验A 引出端之间

试验B或C内部或外部绝缘 C≤1 uF

4.3UR d.c. （取最大电压） 4.3UR d.c. （取最大电压） 4.3UR d.c. （取最大电压）

C>1 uF

9.8 风扇

逆变器应采用利用散热风扇进行主动散热的方式，散热风机应选用滚珠轴承,并配合防尘结构设计的散热风扇，并选用国际上性能优异的风扇品牌，以保证逆变器散热风扇具有较低的故障率。风扇应能配合逆变器控制系统采用智能温控调速控制策略，

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在保证散热性能的前提下，耗电量更少。

逆变器应具有对风扇故障的报警/预警要求，具备选择性的冗余设计。

功率模块散热风机的最低防护等级不低于IP40，最低绝缘材料耐热等级不低于B级，存储温度范围不低于-40℃~+70℃，工作温度范围不低于-25℃~+60℃。

10 质量保证能力要求

10.1 质量保证能力要求 10.1.1 质量体系

制造工厂应依据GB/T 19001-2008或其他等效标准建立并实施质量管理体系，并通过经CNAS认可的认证机构的认证。

在生产过程中，应保证工人生产过程满足工厂的生产流程，作业指导书，及相应的控制标准。 10.1.2 出厂检测设备

生产厂须配备出厂检测设备（示波器、功率分析仪、耐压测试仪、接地电阻测试仪、绝缘阻抗及残余电流测试设备）并具备相应的出厂检测能力。

生产厂须根据产品容量配备满足匹配要求（110%直流电源容量，30%孤岛负载和交流源）的模拟电网电源、防孤岛测试装置、I-V直流源。

相应的出厂检测设备应按照要求进行年度的校准，保证设备处于校准有效期。 10.2 成品逆变器的出货前检验和交付放行

应满足如下要求：

a）清点批次出货具体数量、检查设计规格等

b）审核出货测试数据，从数据中发现逆变器功率及性能是否存在问题。 c）抽样检查成品的出厂测试报告是否覆盖本标准要求项目。 d）根据抽样试验监控结果，确认是否出货 e）对出货逆变器进行封条处理、拍照留档 10.3 售后服务

逆变器厂家应该根据中电投内建设项目对于安装、调试、试运行和验收的要求，配备专门人员对口配合建设单位完成相应工作。

在调试期间，如果合同设备未能达到本合同中规定的要求，双方共同就此进行调查。责任方采取措施消除缺陷和/或使调试顺利进行，并承担由此产生的费用。

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试运行期限为有功率输出的240小时，如果在限期内无法通过试运行，卖方无条件更换逆变器，由此产生的费用由卖方负担。试运行在买方的配合下由卖方负责进行。

现场逆变器出现事故后，逆变器厂家在接到通知后48小时内应到达现场处理事故。事故处理超过48小时，逆变器厂家应对超过48小时导致的发电量损失进行赔偿。

逆变器设备在正常使用下满足使用寿命25年的要求。

附录A （资料性附录）

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箱式光伏逆变房通用技术条件

A1 范围

本附录规定了箱式光伏逆变房的术语和定义、技术要求以及标志、包装、运输和储存等的要求。

本标准适用于集团公司及其全资、控股公司所属或管理的光伏发电工程建设过程中的箱式光伏逆变房选型工作。

风沙较大以及高温环境下不宜使用箱式光伏逆变房。 A2 要求 A2.1 使用条件 A2.1.1 一般使用条件

a）使用环境温度：-40℃～+60℃；相对湿度≤95%，无凝露； b）符合GB 7251.1中6.1.2.3中污染等级≤3的规定； c）海拔高度≤3000m；

d）无剧烈震动冲击, 垂直倾斜度≤5º； e）-40℃~+70℃的环境温度下存储运输。 A2.1.2 特殊使用条件

如果箱式光伏逆变房在异于A2.1.1规定的条件下使用，用户应在订货时提出，并与制造厂商或供货商取得协议。

对于在高海拔处使用的设备，需要考虑介电强度的降低、器件的相关性能以及空气冷却效果的减弱。用于高原地区的逆变器性能按照《特殊环境条件 高原型光伏发电并网逆变器技术要求》，其它设备按照GB/T 22580-2008，无具体要求的由制造商与使用单位协商按相关技术要求执行。 A2.2 基本要求

无论采用哪种外形形式的箱式光伏逆变房，均应满足隔热、防寒功能。对于隔热要求，由于长期暴露在阳光直射的条件下，逆变房顶部承受阳光和雨水侵蚀最严重的地方，应对材料、隔热方式、防腐蚀性能进行明确要求。材料工艺应选用耐腐蚀的工艺处理，在设计形式上，应具备防水屋檐能保证顶部不积水。

箱式光伏逆变房系统整体上要具有良好的防腐、防火、防水、防尘、防震、防盗、防紫外线、防霉菌、防潮湿、防烟雾等功能。

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箱体整体及内部设备本身的制造质量、主电路连接、二次线及电器元件安装等符合下列要求：

a）逆变房箱体油漆或电镀应牢固、平整、无剥落、锈蚀及裂痕；

b）箱体内部设备有关部件均应符合各自的技术要求，部件的选型及数量符合设 计要求；

c）箱体内部设备布局合理，应充分考虑安全及维护要求；

d）箱体外部壳体应平整，文字和符号要求清楚、整齐、规范、正确； e）标牌、标志、标记应完整清晰；

f）箱体外门向外开启至少90度，应便于操作，灵活可靠； g）箱体在外界环境温度骤冷骤热变化时不产生凝露。 A2.3 逆变房壳体 A2.3.1 总体要求

为保证足够的强度和25年的寿命要求，箱式光伏逆变房的外壳厚度不小于2mm，宜采用冷轧钢板、铝板或者不锈钢板材料。

非导电材料制作的外壳部件应满足特定的绝缘要求，其应满足GB 17467-2010中第6.2节中的验证性试验要求。 A2.3.2 防火性能

其防火性能应能满足GB 17467-2010中第5.102.2节的相关要求。 在外壳结构中使用的材料应具备防止内部或外部着火时的最低性能。 A2.3.3 抗腐蚀性能

满足GB 17467-2010中第5.102.3中规定。

如果按照制造厂的说明书进行了维护，外壳材料在其预期的使用寿命期间不应劣化。

可以采用附加的涂层或表面处理。

GB/T 2423.3、GB/T 2423.17系列标准给出了环境试验程序和试验严酷度方面的信息。

如果外壳是主接触导体系统的一部分，为了保持在其预期寿命期间的载流能力，应采取措施防止接地回路中元件和接触表面的腐蚀。

应通过采用适当的材料或者对于暴露的表面采用适当的保护涂层来保证防止金属腐蚀。

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涂层和油漆的特性为：附着力、老化（湿热）和抗脱落。 可以使用没有防护的不锈钢和铝。

对于所有可以拆卸设计的箱体门板的螺栓和螺钉，应使用不锈钢等防绣材料并且方便日后进行拆卸维护。 A2.3.4 面板及门要求

满足GB 17467-2010 中第5.102.4节的相关规定。

面板和门是外壳的一部分。当关上时，应符合对外壳规定的防护等级。

正常操作时需要开启（可移开的面板、门），开启和移开时不需要工具。除非人员的安全已通过合适的联锁装置来保证，否则，此类面板或门应装锁。

所有其它的面板、门或顶板，应装锁或在用于正常操作的门打开之前，它们不能被开启或移开，打开或移开它们需要专用工具。

门应能向外打开至少90°，并具有定位装置使其保持在打开位置，地面下安装的箱式光伏逆变房要有一个供进出的舱门，为运行人员和行人提供安全保障。该舱门由一个人操作即可。

当操作人员在箱式光伏逆变房内部或者在逆变房的外部对设备进行操作时，应有可靠装置锁定舱门防止其关闭。

并作如下补充要求：

考虑维护方便的要求，箱体应最好具备3个或以上的门，其中前后各一个从外部开启的门，用于日常维护，另外应设置一个逃生门，逃生门不应上锁，可以从内部打开，方便逃生；

前后进出门需要使用钥匙才能从外面打开门，门内侧应有缓冲及密封装置，并装有把手、暗栓，配有防雨、防堵、防锈的嵌入式挂锁，需要具备防水防盗的功能，铰链应采用内铰链。门的设计尺寸应与所装用的设备尺寸相配合。 A2.3.5 外壳防护等级

户外型设备防护等级不低于IP ，应具备防沙、防水能力，对于风沙大的场地，推荐采用下进风的方式，以提高防沙及防水的防护等级。

通风口的设计或遮护，应使其保持与外壳相同的防护等级和对抗机械冲击的等同等级。

推荐通风口加装防风弯管，提高防水、防沙能力，同时最好在风道内部设置防回风的百叶窗，弯头底部应设置不锈钢防虫网，防虫网网孔应满足防护等级的要求。

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A2.3.6 抗风等级

箱式光伏逆变房壳体抗风等级不低于12级，短时耐受13级大风。 A2.3.7 污染等级

符合GB 7251.1中6.1.2.3中污染等级≤3的要求。 A2.3.8 抗震等级

抗震能力：8度（地面水平加速度0.3g，垂直加速度0.15g，两种加速度同时作用。分析计算的安全系数不小于1.67）。 A2.3.9 耐紫外线辐射

依据GB/T 122.2中的方法A进行UV试验，喷水5min，用氙灯烤干25min，进行1000次循环，总共500h。

实验时的温度和湿度值分别为：(65 ± 3) °C和(65 ± 5) %，除非制造商有其它规定。

用金属制作的但完全用合成材料涂敷的壳体，其合成材料的附着（依据ISO 2409）应最少保留50％。

经正常视力或没有附加放大设备的校正视力目测样品应没有可见的裂痕或损坏。 如果原始制造商能够提供来自合成材料供应商的数据，证明同样厚度或较薄的材料满足这些要求，则不需做试验。 A2.3.10 隔热材料的要求

对于逆变房墙体使用的隔热材料，应采用满足防火阻燃的要求并提供所用材料的认证证明资料。

箱式光伏逆变房的外壳应有足够的机械强度，并应耐受以下的负荷和撞击： a）顶部负荷：最小值为2500N/m（竖立负荷或其它负荷）； 雪负荷（根据当地的气候条件确定）；

覆冰对I级不超过1mm,对10级不超过10mm，对20级不超过20mm。 b）外壳上的风负荷：

风负荷按GB/T 11022-1999第2.1.2节中要求，可耐受风速不高于34m/s的冲击。 c）在面板、门和通风口上的外部机械撞击：

外部机械撞击的撞击能量为20J，对应的防护等级为GB/T 20138的IK10。

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大于此值的意外机械撞击（如车辆的碰撞）未包含在本标准中，但应予以防止。如果需要，可在箱式光伏逆变房外部及周围采取其它措施。 A2.4 操作和维护通道

箱式光伏逆变房内部操作通道的宽度应适于进行任何操作和维护。该通道的宽度不小于0.8m。逆变器和控制设备的门应朝出口方向关闭，或者是转动的但不应减小通道的宽度。在任一开启位置的门或者开关设备和控制设备突出的机械传动装置不应将通道的宽度减小到0.4m以下。

由于考虑到中长期维护的要求，逆变房内部所有设备内的所有部件应被设计成可以检查和维护的，包括设备后舱的所有元部件及其连接，如果外壳的门板设计成可拆卸或者可以打开的，可以通过拆卸逆变房外壳门板等方式进行设备后部的维护。 A2.5 内部布局及设备的基本要求

逆变房内部基本配置：逆变器、直流配电柜、通信柜、控制用配电箱、防潮灯、应急照明灯、烟感、光感（可选）、加热器（可选）、环境控制、预留安装视频监控装置的位置等基本设备。

设备正面地板应铺设耐高压的绝缘垫，以降低维护人员触电风险。

对于下进风方式的箱式光伏逆变房，在逆变房内部地板上应设置维护盖板，以方便设备安装时接线，同时也方便日后维护人员进入地基内部维护。 A2.5.1 光伏逆变器

A2.5.1.1 光伏逆变器应满足逆变器产品相关规定要求，并取得相应的认证。 A2.5.1.2 光伏逆变器的布局应考虑具备足够的维护空间。当采用面对面排布时，需要保证提供对逆变器后部部件或连接进行维护的功能。

A2.5.1.3 无论采用哪种制冷形式的逆变器，在设计时都应保证将逆变器产生的热量通过专用风道直接排出箱体外部，以提高换热效率。不允许将逆变器的热风直接排在箱体内部，然后再排出外部的间接排热方式。 A2.5.2 直流配电柜

A2.5.2.1 光伏直流配电柜应满足汇流箱产品相关规定要求，并取得相应的认证； A2.5.2.2 光伏直流配电柜外观风格应保持与逆变器整体风格一致。

A2.5.2.3 如果直流配电柜产品的热量较大时，也应考虑为直流配电柜安装排风风道。 A2.5.3 通信柜

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A2.5.3.1 通信设备可以使用壁挂式或者落地式安装方式；通信设备应能接入箱式光伏逆变房内部（包含与之相连接的汇流箱）所有智能设备的数据，并通过该通信设备对这些智能设备进行监控；

A2.5.3.2 推荐的通信设备协议包括ModbusTCP/IP, IEC 60870-5-104协议簇的工业以太网通信等。 A2.5.4 其它设备

逆变房内部前后的顶部都应配置防潮防爆照明灯，保证维修要求。该照明灯可以设置成与逆变房外门做成联动。逆变房壳体内部应设有照明和动力配电箱，用于提供逆变房内部设备的所有供电，供电方式可以取自外部站用电供电方式，也可取逆变器的输出电。对于接入来自站用电的情况，需要在入端增加C级交流防雷器（标称放电能力：≥20kA，最大放电能力： ≥40kA）。

逆变房内部至少在前面应配置应急照明灯，降低对维护人员造成的维护风险。 箱式逆变器应防装置。逆变房内部顶端应配置的烟感或光感灯消防检测告警设备，并且应具备与逆变器等设备的消防联动功能，在检测到设备出现着火等故障时，一方面通过监控系统上送告警信号，另外一方面应利用该信号关闭逆变房内部所有用电设备。

对于传感设备、通信柜等设备的供电，应采用与逆变器相对的供电系统，最大限度地保证这些设备在其它设备故障时能正常工作和送出告警；如该电源取自经过外部站用电和逆变器输出电自动切换后的电源，防止出现因一路电源故障，导致照明及通信设备不能正常工作的工况。

逆变器设备在运行过程中，热量会在逆变房内部上部积聚，应在侧面上部配置环境风机（制冷装置可以是风冷也可以是水冷的），通过温控方式启停该风机，及时将上部热量排出箱体外部。温度检测探头宜放置在箱体内部偏上部位置。

逆变房内部应设置维修插座，应至少提供一路10A单相和一路1OA三相墙壁型插座。该插座应配置防水盖板。

如果箱式光伏逆变房内部集成了升压变压器，对应要求参见 GB17467-2010相关要求

A2.6 电缆及布线要求

箱式光伏逆变房箱体内部的非主功率电缆应选用加强绝缘或双重绝缘电缆，也可以通过加强电缆保护来满足要求，电缆的阻燃性满足GB/T 18380.12-2008的要求。

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箱式光伏逆变房内部，用于设备之间相互连接的控制电缆以及通信电缆宜采用内走线方式，达到美观和安全的效果。

与逆变器和直流配电柜相连接的功率电缆宜采用下进下出方式，功率电缆进出口处在电缆连接完成后，应采用适当的措施进行封堵。 A2.7防雷和接地 A2.7.1 接地

箱式光伏逆变房外部壳体须提供螺栓安装和焊接两种固定方式。螺栓固定点和焊接点须与逆变房壳体金属外壳可靠联通。箱式光伏逆变房箱体应提供2接地点，接地点位于箱式光伏逆变房箱体的对角线位置。

箱式光伏逆变房内部应提供一个将不属于设备主回路和/或辅助回路的箱式光伏逆变房的所有金属部件接地的主接地导体系统。每个元件通过单独的连接线与之相连，该连接线应包含在主接地导体中。

如果外壳的框架/水泥的加强筋是金属螺栓或焊接材料制成的，也可以作为主接地导体系统使用。

GB 17467-2010附录给出了接地系统的一些典型示例。

在规定的故障条件下，接地导体的电流密度，如用铜导体，当额定短路持续时间为1s时应不超过200A/mm2；当额定短路持续时间为3S时应不超过125A/mm2。其横截面积不应小于30mm2，它的端部应有合适的界限端子，以便和装置系统连接，如果接地导体不是铜导体，则应满足等效的热和机械应力的要求。

接地系统在可能要通过的电流产生的热和机械应力作用后，其连续性应得到保证。

注：用户应建立定期检查或者在短路电流流经接地系统后检查接地系统所用部件（内部及外部）完整性的程序。

连接到接地回路的元件应包括：

——逆变房的外壳，如果是金属的，从其接地端子处连接；

——高低压开关设备和控制设备（如有）的外壳，如果是金属的，从其接地端子 处连接；

——光伏逆变器设备的外壳，如果是金属的，从其接地端子处连接； ——直流配电柜设备的外壳，如果是金属的，从其接地端子处连接； ——通信设备的外壳，如果是金属的，从其接地端子处连接；

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——其它带电的低压设备的金属外壳；

如箱式光伏逆变房的外壳是金属的，该外壳的盖板、门和其它可触及的金属部件应设计成从其自身到箱式光伏逆变房的主接地点能够在承载30Adc时电压降不超过3V。在逆变房的周围提供充分的接地措施，以防止危险的接触电压和跨步电压。 A2.7.2 防雷

箱式光伏逆变房应具有防雷装置。

对于金属外壳的箱式光伏逆变房而言，外壳可以作为避雷导体，雷击电流可以通过金属外壳导入大地。 A2.8 绝缘要求 A2.8.1 绝缘电阻

在电路与裸露导电部件之间，每条电路对地（箱体外壳）标称电压的绝缘电阻应不小于1000Ω/V。 A2.8.2 工频耐压

将所有电路端口短接，对地（箱体外壳）施加相应的试验电压，系统应无击穿及飞弧现象。

试验电压值参考GB 7251.1-2005中要求。 A2.8.3 冲击电压

箱式光伏逆变房内部的低压开关设备的最低额定累计耐受电压至少应为GB/T16935.1－2008 表1中的对IV类过电压给出的值。施加电压时，应将主回路每相的导体依次连接到试验电源的高压端子。主回路和辅助回路的所有其它导体应该连接到接地导体或框架上，并和试验电源的接地端子相连。

冲击电压施加位置：

成套设备的每个带电部件和内连的裸露导电部件之间； 主电路每个极和其它极之间；

无正常连接到主电路上的每个控制电路和辅助电路与主电路、其它电路、裸露导电部件、外壳或安装板之间；

断开位置上的抽出部件，穿过绝缘间隙，在电源侧和抽出式部件之间，以及在电源端和负载端之间。

施加电压：

对每个极应施加3次1.2/50us的冲击电压，间隔时间至少为1s；

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施加工频电压和直流电压，在交流下持续时间3个周期；在直流时，每极施加10ms。 施加电压值参考GB 7251.1-2005 表G.1要求。 试验中不应发生破坏性放电。

A2.8.4 主回路和接地回路的短路和峰值耐受电流试验

低压连接线应按GB7251.1-2005 进行试验，接地导体系统按GB11022-1999进行试验，并增加下述内容：

不要求对经过型式试验的元件的主回路和接地回路进行重复的型式试验； 试验后，主接地导体和元件的接地连接线有些变形是允许的，但应保持接地回路的连续性。

通常，如果已经证明设计是充分的，不需要对金属盖板及门和主接地导体的连接进行试验。但是，如有怀疑，应在30A（直流)时进行试验，电压降应小于3V。 A2.9 温升 A2.9.1 要求

本试验的目的是校验箱式光伏逆变房外壳设计的正确性，且不缩短逆变房内元件的预期寿命。如果没有超过绝缘热效应劣化的接受，则不会影响他们的预期寿命。根据温升试验的结果，可能有必要对元件降容使用。

外壳应完整，元件的布置和使用时的一致。门应关上，电缆接口处应按使用条件予以封闭。

温升试验在室内进行，房间大小、保温或空气情况应保持在室内的周围空气温度不低于40℃，且在试验期间，在1h内测得的温度变化不超过1K。环境应无明显的空气流动，受试设备发出的热量产生的空气流动除外，实际若空气速度小于0.5m/s，则认为满足条件。

A2.9.2 试验方法

按照实际使用条件，连接输入/输出电缆，设备通以额定功率，工作时间至少8小时。 需要关注的温升： 箱体外壳；

逆变房内部环境最高温度； 各关键设备以及关键元件的温升； A2.9.3 验收规格

如果满足以下条件，则认为箱式光伏逆变房通过了温升试验：

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a）低压连接线、逆变器设备和低压开关设备的温升和温度不超过GB7251.1-2005及CGC/GF004:2011的相关要求；

b）箱式光伏逆变房外壳的温度和温升不超过GB/T 11022-1999中关于在正常运行期间可被触及的部件的要求（GB/T 11022-1999的表3） A2.10 电磁兼容要求

使用类别：

A类：主要与低压非公共电网或工业电网有关，包括强干扰源。

B类：主要与低压公共电网有关，如：居民区、商业区和轻工业区安装使用，不含强干扰源。

满足下述2个条件的可不在成套设备上进行，否则应按照下述实验项目进行试验。 a）按照上述相应环境进行设计的组合器件并且元件符合相关的产品标准或通用的EMC标准；

b）内部安装及接线是按照元器件制造商的说明书进行的（关于相互影响、电缆屏蔽和接地处的安排）。

不装电子电路的成套设备不受正常电磁干扰不需进行抗干扰试验、辐射试验； 安装在成套设备内的电子装置应符合相关的产品标准或通用的EMC标准以及规定的EMC环境。

抗扰度应满足：静电放电抗扰度、射频电磁场辐射抗扰度、雷击浪涌抗扰度、工频磁场抗扰度、快速瞬变脉冲群、射频场感应传导骚扰抗扰度

辐射应满足：辐射发射、传导发射。 A3 标志、包装、运输、安装、运行和维护要求 A3.1 标志

警告标识和载有制造厂使用说明等的标牌，以及按照地方标准和法规设置的标牌，应该耐久和清晰易读。用于标识产品参数的标牌应至少包含但不限于以下内容：

a）产品名称； b）产品型号或规格； c）额定输出容量； d）最大输入直流电压； e）MPPT电压范围； f）额定输出电压；

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g）额定输出频率； h）最大效率； i）尺寸； j）重量； k）防护等级； l）出厂编号； m）制造日期； n）制造厂名。 A3.2 开箱和起吊

每个运输单元的质量应由制造厂声明，且需标识在该运输单元上。 应该配备能够起吊每个单元的运输质量足够的起吊架。

说明书应该清楚地规定安全起吊箱式光伏逆变房地优选方法以及如果不适用于连续户外使用地起吊架的拆除。

对于起脊式设计的箱式光伏逆变房系统，宜采用底部起吊方式，对于箱式光伏逆变房系统，可采用顶部起吊方式。 A3.3 安装

当箱式光伏逆变房不能完全组装起来运输时，所有的运输单元应该清楚地加以标识，并应提供这些单元地组装图。

制造厂应提供全部必需的资料，以便完成现场的准备工作，例如： a）挖掘土方工作及基础底座的要求；

b）外部的接地端子以及等电位螺栓（如果需要时）； c）电缆的入口位置；

d）和外部雨水排泄管路的连接，如有的话，包括管道的尺寸和布置； e）如采用底部进风方式，需提供底部进风口的相关设计要求；

在安装和连接之后，对箱式光伏逆变房检查和试验的说明书至少应包括推荐在现场进行的试验清单。 A3.4 运行

除了每个元件的使用说明书外，制造厂应提供以下的补充资料，以便用户能够充分理解设计的主要原理：

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——箱式光伏逆变房安全特性的说明，处于安全的目的而提供的特种设施和工具的清单，以及他们的使用说明；

——通风设施、连锁和挂锁的操作。 A3.5 维护

制造厂应提供一份维护手册，至少包括以下资料： ——按相关标准的要求给出主要元件的完成的维护说明； ——外壳的维护说明，如有的话，包括维护频度和程序。

制造厂应提供允许最终用户对寿命终了的箱式光伏逆变房进行拆卸、回收以及处理的相关资料。这些资料应考虑到对人工和环境的保护。

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