屋面分布式光伏发电工程投标方案（387页）（2024年修订版）.docx

屋面分布式光伏发电工程投标方案 目录 第一章 项目总体设想 10 第一节 项目概况 10 第二节 项目范围 10 第三节 重点指标说明响应 10 第二章 技术要求 12 第一节 总的技术要求 12 第一条 质量控制 16 第二条 光伏组件支架的技术要求 16 第二节 逆变器 18 第一条 总的要求 18 第二条 引用标准 19 第三条 品牌和质量要求 22 第四条 性能要求 22 第五条 运行条件及防护等级 26 第六条 信息与接口 26 第七条 试验与报告 28 第八条 其他 29 第九条 逆变器主要性能参数表 31 第三节 光伏子站自动化监控系统技术要求 32 第一条 总的要求 32 第二条 引用标准 35 第三条 承诺与保证 38 第四条 使用条件 40 第五条 间隔层及网络设备电磁兼容试验要求 41 第六条 设备品牌推荐 46 第七条 光伏子站自动化监控系统数据采集 46 第八条 光伏子站自动化监控系统结构 50 第四节 光伏子站自动化监控系统的功能 54 第一条 实时数据的采集、存储、处理、控制、分析 54 第二条 全站逆变器运行状态总图 64 第三条 可靠性及性能要求 67 第四条 系统实时性要求 68 第五条 工业级后台服务器及工作站 68 第六条 工业级主交换机和环网交换机 70 第七条 环境监测仪设备 71 第八条 技术参数 72 第九条 售后服务 81 第五节 电力监控系统网络安全 86 第一条 执行的标准及法律法规 86 第二条 二次系统网络安全要求 89 第三条 质量保证 94 第四条 现场服务及售后服务 94 第五条 备品备件及质量保证 96 第六节 10kV 箱式变压器 97 第一条 10kV 开关柜 98 第二条 对电缆材料和配件的要求 98 第三条 引用标准 98 第七节 防雷 106 第一条 接地 106 第二条 光伏电站接地接零的要求 107 第三条 设计要求 107 第四条 防雷接地 108 第五条 工作接地 108 第六条 保护接地 108 第七条 屏蔽接地 108 第八条 连接要求 108 第九条 设备安装、布局 109 第十条 电缆桥架 110 第八节 油漆、色彩、设备标牌 110 第一条 喷涂要求 111 第二条 其他要求 111 第九节 建筑结构 111 第一条 范围 111 第二条 标准、规范和抗震措施 112 第三条 主要建构筑物 113 第四条 建筑构造 114 第五条 装修要求 114 第十节 光伏支架 116 第一条 彩钢瓦屋面光伏支架设计要求 116 第二条 混凝土屋面光伏支架设计要求 119 第三条 技术要求 120 第四条 结构形式 120 第十一节 栏杆、钢梯、运维通道 121 第一条 栏杆 121 第二条 钢梯 122 第三条 运维通道 122 第十二节 消防系统及火灾自动告警系统 130 第一条 范围 130 第二条 设计采用的标准及规范(不限于此) 131 第三条 主要设计原则、功能及配置 131 第四条 智能烟感火灾探测器 132 第五条 智能温感火灾探测器 132 第六条 手动报警器 133 第七条 消防电缆敷设方式 133 第八条 设备的配置 133 第九条 消防验收 134 第十条 电缆工艺要求 135 第十一条 电缆管工艺要求 137 第十二条 接线 142 第十三条 维护设施 147 第十三节 清洗系统 147 第一条 屋顶的光伏系统清洗系统设计要求 147 第二条 布置原则 147 第三条 材质要求 148 第四条 安全及保护配置 148 第五条 电能计量 148 第十四节 站用电系统 149 第一条 质量保证 149 第二条 现场服务及售后服务 150 第三条 硬件维护及质量保证 150 第十五节 接入系统及设备交接、调试试验 151 第一条 资质要求 151 第二条 变压器交接试验 152 第三条 开关柜交接试验 152 第十六节 设备布置及走线 153 第三章 项目投资方案 154 第一节 资金来源及保障措施 154 第一条 自有资金情况 154 第二条 项目资本金 155 第三条 建设期保险方案 155 第四条 资金筹措的应急预案 155 第二节 投资控制目标和保证措施 155 第一条 投资控制目标 155 第二条 投资控制保证措施 156 第三节 项目资金到位和使用计划 159 第一条 资金投入使用计划表 159 第四章 项目建设及与运维方案 159 第一节 建设工作内容和时间安排 159 第一条 项目准备阶段 159 第二条 建设阶段工作内容 161 第三条 设计安装周期 163 第四条 重大时间控制点 163 第二节 并网设计方案 167 第一条 项目解读与整体设计思路 167 第二条 25 年总发电量(预估) 168 第三条 设计机构设置和岗位职责 168 第四条 设计工作重点、难点分析 178 第五条 设备方案 179 第六条 主要设备 187 第七条 并网设计方案 199 第三节 施工组织方案 209 第一条 工程概况 209 第二条 施工部署 209 第三条 施工现场平面布置和临时设施布置 214 第四条 项目管理机构 222 第四节 主要施工方案 245 第一条 工序安排 245 第二条 土建施工 245 第三条 安装工程 274 第四条 特殊施工措施 288 第五节 质量管理 300 第一条 设计质量目标 300 第二条 设备质量目标 301 第三条 施工质量目标 301 第六节 安全专项施工方案 302 第一条 组件组串防触电施工方案 302 第二条 临时用电安全施工方案 304 第三条 脚手架架设安全施工方案 307 第四条 起重吊装安全施工方案 308 第五条 高空专业安全施工方案 312 第六条 施工现场平面布置 317 第七条 主要施工管理计划 321 第八条 重难点分析 327 第九条 合理化建议 328 第十条 保障措施 330 第七节 运维方案 338 第一条 运营管理原则 338 第二条 运营管理制度 339 第三条 交接班制度 339 第四条 巡检制度 340 第五条 检修制度 341 第六条 光伏发电系统的日常检查 341 第七条 光伏发电系统的维护 342 第八节 合作期内绩效目标和保障措施 345 第一条 绩效目标 345 第二条 保障措施 347 第三条 运维软件 348 第九节 培训计划 352 第一条 培训内容 352 第二条 培训标准 353 第三条 定期培训制度 355 第四条 培训资料管理 356 第十节 维修响应 356 第一条 维修管理 356 第二条 专业经验 359 第三条 运维人员配置 359 第四条 运维团队岗位职责 359 第五条 备品备件 362 第六条 光伏清洗方案 363 第十一节 运行管理机制及应急预案 365 第一条 运行管理机制 365 第二条 应急预案 374 第十二节 养护质量指标和保障措施(含测试仪器) 374 第一条 养护质量指标 374 第二条 保障措施 375 第五章 光伏电站应急预案 377 第一节 火灾爆炸事故应急预案 377 第二节 触电事故应急预案 380 第三节 机械伤害事故应急预案 382 第六章 培训计划 383 第一节 培训目标 383 第二节 培训计划 384 项目总体设想 项目概况 建设地点及规模：本项目为xxXxxx项目，xxxxxx项目屋面光伏安装面积合计约0.81万m²。主体结构为钢结构或混凝土结构，外立面及屋面多为维护系统结构(以现场为准)。 本项目屋顶光伏发电工程包括太阳能光伏发电系统及相应的配套上网设施、运维设施。光伏发电系统采用太阳能电池作为光电转换装置，系统没有储能装置，利用逆变器将直流电转换成交流电后，经过变压器升压并入配电网。 项目范围 包括上述产业园项目屋顶光伏工程投资、设计、设备供货、安装、调试并网送电、运营、维保、移交等全生命周期内的所有工作，在满足合同其它责任和义务的同时使本项目符合相关达标验收的要求。 重点指标说明响应 1、本次项目采用高压或低压并网(10KV变压器),最终并网方案以项目所在地供电部门批准并网方案为准，并经甲方同意； 2、我公司在开工前会出具屋面载荷报告(我公司出具的具有法律效应的屋面荷载报告),此报告是项目开工条件之一，未出具此报告不允许开工； 3、我公司开工前会提供详细的施工方案，包括详细的施工计划、施工图纸、安全管控措施等，未出具以上资料，项目不允许开工； 4、我公司开工前会与项目确定屋面漏水责任划分，签订屋面漏水责任书，此责任书是项目开工条件之一，未确定漏水责任划分书，项目不允许开工； 5、我公司会出具踏勘报告，我公司会根据产业园安排到现场进行踏勘，踏勘报告技术指标会与产业园充分沟通，未出具踏勘报告的，投标文件无效； 6、我公司获取产业园相关资料都会与xxxxxx签署保密协议； 7、项目电缆全部使用铜芯电缆，品牌为行业一线品牌； 8、变压器及开关柜需要选择行业一线品牌，相关技术要求后附见附件1、附件2; 9、电缆桥架材质为铝合金，相关技术要求后附见附件3; 10、项目使用光伏组件品牌：晶科，一个项目只选择同一品牌，不混合使用，光伏组件第一年功率衰降≤2%(包括初期衰减),之后每年衰减率≤0.55%,项目全寿命周期内(25年)功率衰减≤15.2%; 11、逆变器品牌：阳光电源，一个项目只选择同一品牌，不混合使用； 12、项目需要甲方验收合格后，相关问题完成整改，才具备支付电费的条件，否则甲方有权拒绝支付电费； 13、项目验收完后，我公司会提供整个工程的竣工图纸，设备清单、运维方案手册等资料给到甲方，否则甲方有权拒绝支付电费； 14、项目施工中及正常运营后都会购买行业相关人身及财产保险，如施工当中高空作业人身安全险、运营后的第三方责任险、设备财产险等，并出具保单，未购买相关保险 ， 甲方有权拒绝支付电费； 15、光伏子站自动化监控系统技术要求(系统与产业园总部系统对接),此系统作为预留项目，现场按技术要求做好，待产业园启动相关对接工作再进行详细的系统对接； 16、以上重点指标条款都会写进合同，我公司会按要求执行，否则甲方有权拒绝支付电费。 技术要求 我公司会根据甲方提供的原始数据、技术要求和现场限定的条件，合理选择其供货范围内的设备和材料，保证其性能指标和系统的安全可靠运行； 总的技术要求 我公司保证项目所有系统和设备至少满足以下总体要求： (1)采用先进、成熟、可靠的技术，造价要经济、合理，便于运行维护； (2)所有的设备和材料是全新的； (3)可利用率高，满足25年可靠运行，前10年不可出现不可维修的设备故障(如主要设备的故障影响到发电量);如无法达到，由我公司负责由于可利用率偏低造成的发电损失的赔偿，按1元/kWh的标准电价赔偿；所有设备的通信模块可靠率大于99.99%。 (4)运行费用最少，逆变器质保期内，每MW非计划系统停机造成的电量损失前5年须小于500kWh,后5年须小于1000kWh,质保期内超过部分的非计划故障导致的电量损失应按1元/kWh的标准电价赔偿； (5)观察、监视、维护简单； (6)运行维护人员数量最少； (7)光伏系统及设备运行可靠安全，确保人身和设备安全； (8)节省能源、水和原材料； (9)太阳能光伏发电装置的调试、启/停和运行不影响原有供电系统的正常工作且其调度服从电网系统的要求，我公司会提交调试计划。 (10)太阳能装置能快速启动投入，在负荷调整时有良好的适应性，在运行条件下能可靠和稳定地连续运行。能适应原有系统负荷的启动、停运及负荷变动； (11)在设计上要留有足够的通道在光伏阵列区，包括施工、检修、运维所需要通道，通道的设置要考虑运维方便性和施工成本的经济性。 (12)招标文件中关于各系统的配置和布置等是甲方的基本要求，仅供我公司设计参考，并不免除我公司对系统设计和布置等的责任，我公司会充分考虑自身的工作范围，初步设计评审亦不能免除其工作范围内设计、施工、消缺等工程竣工验收前的一切工作范畴和责任。 (13)光伏电站符合信息化和自动化的要求，运行人员可以在中控室对光伏电站的各种重要电量及非电量信息进行监测。 (14)电站具备故障记录功能，当电站发生异常或故障时，监控系统应可靠记录发生异常或故障的具体设备、时间及事件，方便运行人员对电站的管理和问题跟踪。 (15)光伏电站并网后，光伏电站并网点及建筑物业主与电网公司关口结算点的电能质量都应当时符合当地电网公司要求的，且功率因素应不低于0.9。我公司会在设计阶段充分考虑光伏电站对原有配电系统电能质量方面的影响并提出应对措施。如果光伏电站并网后，光伏电站并网点功率因素符合当地电网公司要求而建筑物业主与电网公司关口结算点的电能质量不符合的，我公司会配置无功补偿装置，确保光伏电站并网点及建筑物业主与电网公司关口结算点的电能质量都应当时符合当地电网公司要求的，且功率因素应不低于0.9。 (16)项目实际安装容量及接入容量，应与当地电网公司接入方案批复的容量一致。如我公司最终项目安装容量或者接入容量与当地电网公司接入方案批复的容量不一致的，我公司有义务保证项目通过当地电网公司的并网验收并取得相关并网验收证明材料。 (17)关于隐蔽工程，需要拍摄视频、图片交付验收。 (18)为确保光伏系统的正常稳定运行，光伏逆变器直流侧接入容量(kWp)与逆变器输出额定功率(kW)的比值原则上不大于1.2;每台光伏升压变压器所接入逆变器的最大输出功率(kW)之和与其额定容量(kVA)的比值原则上不大于1.1。 (19)我公司会按照电网公司或建筑物业主要求提供并 网所需的由第三方有资质单位完成的电能质量、网络安全 、 功率特性、防雷接地等相关合格的测评、测试报告。 (20)本项目由我公司负责预留开通有线宽带，负责将电站的运行数据接入产业园总部平台，具体宽带启用以产业园通知为主(暂做预留布线，网络可不开通)此要求作为开始竣工验收必备条件； 配电柜之间特别是与业主高压配电柜的间隙按国家强制标准《GB50171-2012电气装置安装工程盘、柜及二次回路接线施工及验收规范》中<2mm的要求；同时明确并网柜隔壁的业主配电柜的运行工况、除湿情况，且并网前需做一次完整的预防性试验和1次定期检查，并交付业主签字验收。如高压配电室不满足高压配电系统长期运行条件，需与屋顶/场地业主沟通增加温湿度计、除湿机(台数根据现场实际情况配置，至少1台)及空调(台数根据现场实际情况配置，至少1台),确保高压配电系统具备除湿能力满足《GB/T11022-2011高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求》。 质量控制 我公司负责对其工作范围内的设计、设备和材料的采购、运输和储存、施工和安装、调试等实行质量控制，制定质量控制计划和提交质量控制手册，并用质量控制计划检查各个项目(包括分包商的项目)是否符合合同的要求和规定。 光伏组件支架的技术要求 屋面光伏支架系统应至少包括支座、夹具、联接件、导轨等组成部分，车棚支架系统包括基础、梁柱、檩条等组成部分，我公司会说明支架各组成的材料，支架系统应避免采用双金属系统。彩钢瓦屋面支架系统应采用铝合金支架，当铝合金部分支撑件无法满足强度要求时，可将该部件选为不锈钢、热渗铝锌钢或镀锌铝镁钢，同时与该构件接触的铝合金也应做热渗锌、热镀锌或镀锌铝镁处理，联接件也应做热渗锌、热镀锌或镀锌铝镁处理；水泥屋面和车棚支架系统可采用满足建筑结构、支架结构安全要求的热渗锌、热镀锌钢或镀锌铝镁钢。 设计时，会计算风压引起的材料的弯曲强度和弯曲量，支撑臂的压曲(压缩)、拉伸强度，以及安装的螺栓的强度等，螺栓在拧紧状态下，螺母外侧的螺杆必须露出至少三个螺纹牙；用于固定光伏组件的螺栓必须是304-2B的不锈钢螺栓。 支架的强度应满足在自重、风荷载、雪荷载和地震荷载共同作用下的使用要求，支架设计时，雪荷载按国家规范和项目所在地的地方规范50年一遇的要求取值，仅在沿海地区的海边城市(江苏、浙江、福建、广东、广西等海边城市及海南全境；海边城市指距海岸线100km以内)需考虑台风的影响，且能承受项目所在地50年内历史最大台风，非沿海地区按照荷载规范50年一遇风荷载考虑。 支架系统应满足10年内可拆卸再利用和25年内安全使用的要求。支架须满足防腐、防盐雾的功能，防腐膜致密，其厚度至少是国家、地方、行业标准的1.5倍。 屋面荷载情况满足招标技术要求施工图阶段，车间屋面的结构计算、核算、加固由原设计单位或有相应资质的设计院签字盖章，在取得盖章后方可建设；如厂房业主方要求由原设计单位出具校核报告，则我公司会按照厂房业主方的要求执行。 混凝土屋面支架和车棚支架采用强度不低于Q235B的钢材，钢材须经热渗锌、热镀锌或镀锌铝镁处理。热镀锌或热渗锌锌层厚度不小于75um,或者镀锌铝镁双面镀层重量3mm厚以下构件不少于275g/m²;3mm以上构件不小于350g/m²(镀层重量重“铝”的含量不低于6%,镁的含量不低于3%),提供第三方检测报告；彩钢瓦屋面支架材质为不得低于6005-T5,并经阳极氧化的铝合金材质，阳极氧化膜厚为15um;防腐使用年限不低于30年。 所有电气紧固件和结构紧固件满足防锈和防腐蚀要求，应采用热渗锌、热镀锌或镀锌铝镁工艺。热渗锌或热镀锌厚度不低于75um,或者镀锌铝镁双面镀层重量3mm厚以下构件不少于275g/m²,3mm以上构件不小于310g/m²(镀层重量中“铝”的含量不低于6%,镁的含量不低于3%),使用年限不低于30年；所有施工造成的原有防腐防锈层损坏，我公司会采取等级相当的防腐处理，所有的紧固件、连接件应做二次防腐，刷防锈漆。 项目建设期间，我公司会邀请第三方对光伏系统的支架系统进行拉拔力或风揭力等测试，确保满足设计要求。 在进行光伏支架安装前，会在每个屋面选取不少于三个区域进行支架的试装，试装完确定屋面梁和板没有裂缝后经甲方同意方可进行大面积的支架安装；否则出现屋面梁和板有裂缝的，由我公司按照甲方要求无条件进行整改。 我公司会在投标文件中提供详细的支架安装方案及其相对应的必要技术方案，并对屋面原结构及支架结构受力做专题论证报告，报告应由具备资质的第三方机构出具，报告结论需明确该结构设计是否符合结构安全要求，并确定是否需要采用加固措施。如需加固，结构加固费用包含在总价中，否则加固费用由我公司自行承担。 逆变器 总的要求 逆变器全部选用组串式逆变器，逆变器需符合国标《GB/T37408-2019光伏发电并网逆变器技术要求》中的规定，选用的逆变器型号必须通过CQC或CGC、VDE-AR-N4105 、 BDEW。 引用标准 逆变器、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，包括但不限于以下标准。 (1)GB18479-2001地面用光伏(PV)发电系统概述和导则 (2)DL/T527—2002静态继电保护装置逆变电源技术条件 (3)GB/T13384—1992机电产品包装通用技术条件 (4)GB/T191-2008包装储运图示标志 (5)GB/T14537—1993量度继电器和保护装置的冲击与碰撞试验 (6)GB16836—1997量度继电器和保护装置安全设计的一般要求 (7)DL/T478—2001静态继电保护及安全自动装置通用技术条件 (8)GB/T19939-2005光伏系统并网技术要求 (9)GB/T20046-2006光伏(PV)系统电网接口特性(IEC61727:2004,MOD) (10)GB/Z19964-2012光伏发电站接入电力系统技术规定 (11)GB/T2423.1-2008电工电子产品基本环境试验规程试验A:低温试验方法 (12)GB/T2423.2-2008电工电子产品基本环境试验规程试验B:高温试验方法 (13)GB/T2423.9-2008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 (14)GB4208-2008外壳防护等级(IP代码)(IEC60529:1998) (15)GB3859.2-1993半导体变流器应用导则 (16)GB/T14549-1993电能质量公用电网谐波 (17)GB/T15543-1995电能质量三相电压允许不平衡度 (18)GB/T12325-2003电能质量供电电压允许偏差 (19)GB/T15945-1995电能质量电力系统频率允许偏差 (20)GB/T19939-2005太阳能光伏发电系统并网技术要求 (21)SJ11127-1997光伏(PV)发电系统的过电压保护——导则 (22)GB20513-2006光伏系统性能监测测量、数据交换和分析导则 (23)GB20514-2006光伏系统功率调节器效率测量程序 (24)GB4208-2008外壳防护等级(IP代码) (25)GB/T4942.2-1993低压电器外壳防护等级 (26)GB3859.2-1993半导体变流器应用导则 (27)Q/SPS22-2007并网光伏发电专用逆变器技术要求和试验方法 (28)NB/T32004-2018《光伏发电并网逆变器技术规范》 (29)电磁兼容性相关标准：EN50081或同级以上标准 (30)EMC相关标准：EN50082或同级以上标准 (31)电网干扰相关标准：EN61000或同级以上标准 (32)电网监控相关标准：UL1741或同级以上标准 (33)电磁干扰相关标准：GB9254或同级以上标准 (34)GB/T14598.9辐射电磁场干扰试验 (35)GB/T14598.14静电放电试验 (36)GB/T17626.8工频磁场抗扰度试验 (37)GB/T14598.3-936.0绝缘试验 (38)JB-T7064-1993半导体逆变器通用技术条件 (39)GB/T2423.1—2008电工电子产品环境试验第2部分：试验方法试验A:低温(IEC60068—2—1:2007,IDT) (40)GB/T2423.2—2008电工电子产品环境试验第2部分：试验方法试验B:高温(IEC60068—2—2:2007,IDT) (41)GB/T2423.3—2006电工电子产品环境试验第2部分：试验方法试验Cab:恒定湿热试验(IEC60068—2—78:2001,IDT) (42)GB/T2423.17—2008电工电子产品环境试验第2部分：试验方法试验Ka:盐雾 (43)GB4208外壳防护等级试验(IEC60529:2001,IDT) (44)GB9254信息技术设备的无线电骚扰限值和测量方法 (45)GB/T17626.2—2006电磁兼容试验和测量技术静电放电抗扰度试验 (46)GB/T17626.3—2006电磁兼容试验和测量技术射频电磁场辐射抗扰度试验 (47)GB/T17626.4—2008电磁兼容试验和测量技术电快速瞬变群脉冲抗扰度试验 (48)GB/T17626.5—2008电磁兼容试验和测量技术浪涌(冲击)抗扰度试验 (49)GB/T17626.11—2008电磁兼容试验和测量技术电压暂降、短时中断和电压变化的抗扰度试验 (50)DL/T645-2007多功能电能表通信协议 其它未注标准按国际、部标或行业标准执行。我公司会将采用的相应标准和规范的名称及版本在标书中注明。 品牌和质量要求 我公司所选组串式逆变器的品牌为阳光电源股份有限公司； 我公司会按备选品牌提供项目的逆变器，鼓励采用技术领先、可靠性高、安全性高、有利于提升系统发电量的产品。组串式并网逆变器要求质保不低于十年。 逆变器品质是评价我公司方案的重要因素，我公司如果中标，不会在甲方确认前更改逆变器品牌和型号。 性能要求 2.2.4.1.过载 具备110%以上过载能力，能承受长期过载。 2.2.4.2.效率 最大效率≥99%,中国效率大于等于98.4%,我公司会提供认证证书。会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(每10%一个点)。 会提供每种型号逆变器不同带载率情况下的效率曲线(每10%一个点)。 如逆变器2年内年运行效率值低于标称效率的0.3%(中国效率)的，我公司会免费更换为满足要求的逆变器，期间造成发电损失的，我公司会按2倍于发电量损失来赔偿甲方： 发电量损失=当地峰值电价*(n0/n1-1)*运行期实际发电 量； 其中： n1为交流功率/直流功率曲线顶部平段部分的拟合值(有资质第三方单位现场进行效率检测，检测单位需得到甲人认可，检测费用由我公司承担); n0为欧洲效率。 第3-10年实际运行效率值低于标称效率0.5%的，我公司会免费更换成满足要求的逆变器，造成发电损失的，我公司会按2倍于发电量损失来赔偿甲方 ， 发电量损失=当地峰值电价*(n0/n1-1)*运行期实际发电 量； 其中： n1为交流功率/直流功率曲线顶部平段部分的拟合值(有资质第三方单位现场进行效率检测，检测单位需得到甲人认可，检测费用由我公司承担); n0为欧洲效率。 以上电量差额赔偿期自上次性能检测合格日起，不合格的，自发电计量日起。 2.2.4.3.电能质量 逆变器在10%额定功率及以上电流总谐波畸变率≤3%;交流输出三相电压的允许偏差不超过额定电压的±7%;直流 分量不超过其交流额定值的0.5%。 应提供每种型号逆变器不同带载率情况下的总电流谐波畸变率曲线(每10%一个点)。 按照CNCA/CTS0004:2009;IEC62109-1;IEC62109-2; BDEW2008;GB/T19964-2012认证及并网技术规范要求，通过国家批准认证机构的认证。逆变器输出功率大于其额定功率的50%时，功率因数应不小于0.98,输出有功功率在20%-50%之间时，功率因数不小于0.95,逆变器具备无功补偿功能，保证并网点发电、用电功率因数在超前0.8～滞后0.8区间内连续可调。同时逆变器功率因数必须满足电网公司要求。 2.2.4.4.保护功能 具有电网过/欠压保护、过/欠频保护、防孤岛保护、恢复并网保护、过流保护、极性反接保护、过载保护功能、Anti-PID功能，具备远程操作功能。 2.2.4.5.MPPT 逆变器具有较高的MPPT效率，静态MPPT效率不低于99.8%,动态MPPT效率不低于99%。每个MPPT模块的接入组串数不能超过2路。禁止采用Y型端子增加逆变器接入容量。 逆变器能检测到输入MPPT模块的每一路组串的电压、电流，检测精度不低于0.5%。 2.2.4.6.PID 逆变器具备抗PID功能(防PID功能模块可集成在逆变 器内或者预装在单独的智能通讯柜内),以满足光伏发电系统抗PID性能的要求，采用抗PID功能后不得影响原有系统的效率、正常运行、安全及寿命。抗PID方案可采用虚拟接地、虚拟接地+夜间反向充电防PID方案、夜间反向充电防PID方案中一种，最终方案须得到甲方确认； (1)采用夜间反向充电防PID方案，通过设计有效的避免因抗PID设计造成的直流侧或交流侧电压抬升对设备及元器件影响； (2)采用负极虚拟接地方案。通过设计有效的避免因抗PID设计造成的直流侧或交流侧电压抬升对设备及元器件影响及保证人身安全，升压变压器低压侧的防雷电压等级须相应提高。 抗PID模块的运行监测模块必须具备通信能力，由逆变器数据采集器点表或逆变器本体点表统一上送数据。当直流线缆绝缘异常或发生接地时候，组串式逆变器监控模块能发出直流接地告警、绝缘阻抗、绝缘阻抗低告警、直流接地保护跳闸等告警信号并将信号上送至监控系统。 为了保证工程应用中PID装置与其他设备通信时的抗干扰能力及可靠性，PID装置自带通信端口需具有一定的泄放浪涌电流能