luda 1 并网逆变器范围的界定和重要功能要求
1.1 并网逆变器范围的界定
并网逆变器作为不可分割的整体，不允许进行任何形式的拆分、分包或外协。并网逆变器的容量、安规、降额系数等必须严格匹配。
并网逆变器的输入接口为逆变器直流输入侧的成套光伏连接器（含公头和母头），输出接口为并网逆变器的交流总输出。
1.2 并网逆变器输入、输出电气接口的特性
并网逆变器的每路直流输入为截面积 4mm²的光伏专用直流电缆，并网逆变器上的成套光伏连接器（含公头、母头、安装附件等）必须与光伏专用直流电缆相匹配；并网逆变器的交流总输出接 1 根据三相铠装电力电缆，铠装电力电缆的截面积由设备厂家根据各自的设备情况提供建议，逆变器应保证三相铠装电力
电缆通过螺栓连接方式与逆变器连接，逆变器的交流输出接线电缆孔必须与设备厂家建议的铠装电力电缆的截面积相匹配并预留调节余量，设备厂家需在此处提供逆变器交流输出接线电缆孔所兼容的截面积范围。
并网逆变器需通过独立的接线端子向外部提供逆变器内所有可通信设备的RS485 通信接口，RS485 通信接口的有效传输距离不小于1000m。设备厂家对逆变器RS485通信的通信距离、通信可靠性、准确性和有效性负责。对并网逆变器标准的 RS485 通信接口的有效带宽、通信距离、通信可靠性、准确性和有效性负责。并网逆变器上必须明确而清晰的标注出防雷接地点和设备外壳接地点。设备方必须使用密封盖对未插合状态的光伏连接器等逆变器电气输入、输出接口进行有效的防潮和防尘保护。
1.3 逆变器接地
必须保证逆变器整机的安全性与可靠性，在并网逆变器内部，防雷系统的接地线和漏电监测保护系统的接地线（若有）不能共用。
1.4 并网逆变器的防组件PID效应功能（电势诱导衰减）
并网逆变器应具备防组件PID效应功能（电势诱导衰减），应能够完全消除组件的 PID效应，同时，不能对光伏组件造成损害。
为保证并网逆变器防护组件 PID效应功能的有效性，光伏并网逆变器必须保证光伏组件方阵负极对地的最大电压≥-6V。
1.5 并网逆变器的组串支路过流保护功能
组串并网逆变器内部应集成光伏组件支路过流保护功能，需在此处详细说明具体的保护方案。
1.6 并网逆变器的防逆风功能
若组串逆变器采用外部强制风冷的冷却方式，则组串逆变器必须配套提供专用的防护等级不低于IP30的高品质防逆风风管，设备方必须在此处提供详细的防逆风风管的材料和关键技术参数。
1.7 并网逆变器的谐振抑制功能
并网逆变器必须具备谐振拟制功能，在并网逆变器的整个生命周期内（不低于25年），正常工况下，逆变器的输出电能质量指标必须满足本技术规范的相关要求；非正常工况下，逆变器的谐振抑制功能必须保证逆变器自身及其所在升压变压器低压侧的谐波电流值始终不超过 GB/T 14549中限值的75%；在极端恶劣工况下，投标逆变器的谐振抑制功能必须保证逆变器自身及其所在升压变压器低压侧的谐波电流值始终不得超过 GB/T 14549 中规定的限值。
1.8 并网逆变器的大规模在线升级功能
并网逆变器必须具备大规模远程在线升级功能（包括软件升级和参数设置等），单次在线升级成功率必须达到 100%。
1.9 并网逆变器更换后的参数自动设定功能
并网逆变器必须具备通信参数和技术参数的自动设定功能，当单台或多台并网逆变器被更换或替代后，新加入的并网逆变器在投运发电前，其通信参数和技术参数必须自动设定为与其他在运并网逆变器的通信参数和技术参数完全相同。
1.10 并网逆变器的绝缘电阻监测与报警
并网逆变器必须具备完备、准确、可靠地直流侧绝缘监测功能。直流侧绝缘监测功能必须能够准确、可靠的监测直流侧正极对地、负极对地的绝缘电阻并通过自身的 RS485接口上传数据。
绝缘监测功能的电阻报警阈值应可以设置，当监测到直流侧绝缘电阻超出设置的阈值时，绝缘监测功能应立即进行本地和远程报警。绝缘监测系统的技术性能要求和初始报警阈值应满足 CNCACTS 0004-2011《并网光伏发电专用逆变器技术条件》中的具体要求。
为了弥补绝缘监测系统在逆变器工作状态时的检测盲区，本技术规范要求，逆变器应通过连续监测逆变器正、负极对地电压的方式来判断系统是否工作在期望的浮地工作模式，当系统约定的浮地工作模式遭到破坏后，逆变器应立即停机并重新执行绝缘监测功能，在系统工作模式恢复到预期的浮地工作模式之前，逆变器不能并网工作。
1.11 并网逆变器的漏电监测与保护
并网逆变器必须具备完备、准确、可靠地交流侧漏电监测和保护功能。漏电监测保护系统必须能够准确、可靠的监测成套设备的漏电流（包括直流和交流成分）。漏电监测保护系统的报警、保护阈值应可以进行本地和远程设置，当检测到漏电故障时，漏电监测保护系统应立即按设计功能动作并进行本地和远程报警通过 RS485通信实现。
漏电监测保护系统必须满足 CNCACTS 0004-2011《并网光伏发电专用逆变器技术条件》中的具体要求，出厂设置按照该标准的要求进行。如果漏电监测保护系统损坏，逆变器必须进行本地和远程报警。漏电监测保护系统不允许出现测量不准，误动、拒动等情况。
1.12 并网逆变器的电能计量
并网逆变器必须具备完备、准确、可靠地交直流电能计量功能。在实际工作环境下，并网逆变器直流侧电能计量组件必须满足的技术要求如下：
(1) 电压、电流传感器的有效精度不低于 0.2级。
(2) 直流电能有效计量精度不低于0.5级，最小量程不低于 999MWh。
至少可以存储 12 个月的历史发电量数据，具备 RS485通信功能，应能够手动或通过后台命令自动清零（通过通讯实现）。
在实际工作环境下，并网逆变器交流侧电能计量组件必须满足的技术要求如下：
(1) 电压、电流传感器的有效精度不低于 0.2S级。
(2) 交流电能有效计量精度不低于 0.5级，最小量程不低于 999MWh。
(3) 至少可以存储 12 个月的历史发电量数据，具备 RS485 通信功能，应能够
手动或通过后台命令自动清零（通过通讯实现）。
1.13 并网逆变器等的正常工作电网条件
符合国标GB/T 19964-2012《光伏发电站接入电力系统技术规定》、GB/T14549-1993《电能质量 公用电网谐波》、GB/T 15543-2008《电能质量 三相电压不平衡》、GB/T 12325-2008《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》、GB/T 12326-2008《电能质量 电压波动和闪变》、GB/T 24337-2009《电能质量 公用电网间谐波》等的电网环境为投标成套设备正常运行的正常电网环境，成套设备必须在正常的电网环境下安全、可靠运行，性能指标达到本技术规范要求。
2 并网逆变器
2.1 光伏并网逆变器基本要求
逆变器要求为商业级支架式安装的三相组串式光伏并网逆变器；光伏并网逆变器的每路直流输入为单串多晶硅光伏电池组串；单机额定重量≤75kg；单机额定容量≤60kW；单机防护等级不低于 IP65；逆变器应具备防组件PID（电势诱导衰减）效应功能和组件支路拉弧保护功能；组串式逆变器的交流输出侧接三相 AC480V-540V的 IT 系统，升压变压器低压侧的电压等级根据投标逆变器的额定工作电压确定；逆变器交直流侧必须具备完善的二级防雷保护功能；并网逆变器内部应具备光伏组串支路防逆流功能，要求组串型逆变器保证在每 2 个或 1 个光伏组串输入支路加装 1 个国际知名厂家的高品质、低压降防反二极管；组串型逆变器 BOOST 升压电路中的二极管可以替代防反二极管的作用，但必须保证 BOOST 升压电路所接入的光伏组串数量不大于 2串。
2.2 光伏并网逆变器的主要性能指标
(1) ※逆变器欧洲效率及综合效率
当并网逆变器在全运行温度范围内工作于自供电模式且逆变器直流输入电压为 DC600V±10V时，逆变器的欧洲效率得不低于 97.5%（包含所有逆变器损耗）。
(2) ※逆变器各功率点的效率曲线
并网逆变器在全运行温度范围内工作于自供电模式且逆变器直流输入电压分别为 DC450V±10V、DC600V±10V、DC750V±10V时，并网逆变器（包含所有逆变器损耗）在功率点 5%、10%、15%、20%、25%、30%、35%、40%、45%、50%、55%、60%、65%、70%、75%、80%、85%、90%、95%、100%、105%、110%时的3条逆变器效率曲线保证值。同时满足工信部《光伏制造行业规范条件（2015年本）》要求，不含变压器型的光伏逆变器中国加权效率不得低于 98%。
(3) ※成套设备综合效率
逆变器成套装置的实际发电能力是由逆变器的环境适应性、逆变器 MPPT跟踪效率、逆变器自身转换效率、逆变器超发能力、成套设备长期可靠性、成套设备平均故障率、供应商的售后服务能力、逆变器实际使用寿命等多方面因素综合决定的，最终体现在不同逆变器企业逆变器的实际发电量差异上。因此，对逆变器的实际发电量进行评价是最科学和最有效的评价方法。逆变器的综合效率保证值不得低于 98.0%。
(4) 过载能力
并网逆变器应具有一定的过载能力并具备可靠的最大输出电流限制功能。在实际项目海拔条件下，并网逆变器的最大长期出力能力不应低于额定电流的110%；并网逆变器的最大输出电流不应大于额定电流的 120%。
(5) 输出电压范围
需提供并网逆变器三相交流输出的电压范围。
(6) 电能质量
无论采用何种控制方式，并网逆变器在运行时不应造成电网电压波形过度畸变，并网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。由并网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《电能质量 公用电网谐波》的要求时，并网逆变器输出电流的电能质量应满足：
当逆变器工作在额定容量的 30~110%时，应达到下列输出波形要求：电流总谐波畸变率不超过 2%，其中，奇次、偶次谐波电流含有率不超过 GB/T14549的相关要求。
当逆变器工作在额定容量的 20~30%时，应达到下列输出波形要求：电流总谐波畸变率不超过 3%，其中，奇次、偶次谐波电流含有率不超过 GB/T14549的相关要求。
当逆变器工作在额定容量的 10~20%时，应达到下列输出波形要求：电流总谐波畸变率不超过 5%，其中，奇次、偶次谐波电流含有率不超过 GB/T14549的相关要求。
当逆变器工作在额定容量的 10%及以下时，应达到下列输出波形要求：电流总谐波畸变率不超过 8%，其中，奇次、偶次谐波电流含有率不超过 GB/T14549的相关要求。
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/T 15543-2008《电能质量 三相电压不平衡》、GB/T 12326-2008《电能质量 电压波动和闪变》、GB/T 24337-2009《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》、Q/GDW617-2011《光伏电站接入电网技术规定》、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。
(7) 直流分量
在0%~110%功率范围内的任何工况下和短时 120%负载的任何工况下，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%。
异常情况下，当逆变器输出的最大直流分量连续 600 秒达到其额定电流的0.75%时，逆变器应立即停机进行直流分量超标保护；当逆变器输出的最大直流分量连续 60 秒达到其额定电流的 1.0%时，逆变器应立即停机进行直流分量超标保护；当逆变器输出的最大直流分量连续 30秒达到其额定电流的 1.2%时，逆变器应立即停机进行直流分量超标保护；当逆变器输出的最大直流分量连续 10秒达到其额定电流的 1.5%时，逆变器应立即停机进行直流分量超标保护；当逆变器输出的最大直流分量连续 5 秒达到其额定电流的 1.8%时，逆变器应立即停机进行直流分量超标保护。
异常情况下，当电网电压的最大直流分量连续 60 秒达到其额定幅值的 0.5%时，逆变器应立即停机进行电网电压直流分量超标保护；当电网电压的最大直流分量连续 30 秒达到其额定幅值的 0.75%时，逆变器应立即停机进行电网电压直流分量超标保护；当电网电压的最大直流分量连续 5 秒达到其额定幅值的 1.0%时，逆变器应立即停机进行电网电压直流分量超标保护。
(8) 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，并网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 要求的通信设备的正常通信构成干扰。如果光伏逆变器对其他符合 EMC 要求的通信设备构成干扰，投标方有责任无偿及时的解决问题。
光伏并网逆变器的电磁干扰和兼容水平应优于 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》、GB《电磁兼容 通用标准 居住、商业和轻工业环境中的发射》、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，其中，电磁干扰（发射）水平应优于上述标准对民用设备的最严格要求，电磁兼容（抗干扰）水平应优于上述标准对工业设备的 A类性能要求。
(9) MPPT效率
投标方应明确承诺投标设备综合考虑不同外部环境后的MPPT实际综合跟踪效率的最低保证值（该综合跟踪效率综合了逆变器的静态跟踪效率、动态跟踪效率、平衡输入跟踪效率和不平衡输入跟踪效率等，最终体现在逆变器的实际发电量上），投标逆变器的 MPPT实际综合跟踪效率不得低于 99.0%。
(10) 有功功率和功率因数控制
并网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，有功功率、有功功率变化率和功率因数控制功能必须可以进行本地和远程设置（远程调度），其中，有功功率控制指令应可以通过百分比和绝对值的形式向逆变器下达。
投标方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至并网逆变器。
逆变器有功功率的最小调节范围为 0%~110%，功率因数的最小调节范围为±0.8。逆变器应具备可靠地强制一键恢复出厂设置的功能（本地实现和远程实现，只提供本地实现的功能是可以接受的）。
并网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。并网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。
(11) 低电压穿越和孤岛保护
并网逆变器应配备低电压穿越功能和孤岛保护功能，由用户根据实际需要选择设备处于何种运行方式，并网逆变器出厂默认设置为孤岛保护模式（具体形式以接入系统批复为准）。
当逆变器运行于低电压穿越模式时，逆变器必须同时具备平衡穿越和不平衡穿越能力，默认的低电压穿越能力曲线必须符合 GB/T 19964-2012《光伏发电站接入电力系统技术规定》中第 8章的所有要求。
(12) 噪声和待机功耗
当并网逆变器输出 110%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 40dB(A)。并网逆变器的待机功耗不应大于 1W。
(13) 独立无功补偿、夜间 SVG和自动电压控制
逆变器应具备独立的无功补偿功能，独立无功补偿的调节分辨率不低于1kvar。独立无功补偿功能是指，可以由用户和调度独立的设置逆变器发出的无功功率大小，逆变器运行时始终输出用户设置的无功功率。
(14) ※动态无功支撑
逆变器应提供动态无功支撑功能，动态无功支撑功能应满足 GB/T19964-2012《光伏发电站接入电力系统技术规定》第 8 章的所有要求（投标逆变器的出厂默认设置）。逆变器的动态无功支撑功能应可以通过逆变器的控制器（人机接口和远程后台）屏蔽。
(15) ※电网调频、调峰
逆变器应具备电网调频和调峰能力，该能力应符合 DL/T 1040《电网运行准则》的相关要求，具体的调节方式待定。
(16) ※数学模型
必须承诺按照电网公司 GB/T 19964-2012《光伏发电站接入电力系统技术规定》要求，提供符合电网公司和 GB/T 19964-2012《光伏发电站接入电力系统技术规定》要求的成套设备数学模型和特性等资料。
(17) ※直流侧电容器寿命预测功能
并网逆变器成套装置必须能够准确检测并判断并网逆变器直流侧电容器的容量，当并网逆变器直流侧电容器的容量降低到额定容量或原始容量的 80%时，并网逆变器应通过自身的显示屏和通信接口向用户和后台提出电容器需要更换的信息并提示更换原因。
并网逆变器可以采用测量直流侧电容器现存容量与原始容量（或额定容量）百分比比值的方式预测直流侧电容器的有效寿命，可以采用测量直流侧电容器容量绝对值与额定值（出厂设定值）比较的方式预测直流侧电容器的有效寿命，也可以采用上述两种方法的综合方法进行电容器有效寿命的预测。并网逆变器应具备直流侧电容器初始容量的自动设置和手动设置功能，当重新更换电容器后，应能够通过并网逆变器的控制屏重新确定电容器更换后的容量并重新开始新一轮的寿命预测工作。并网逆变器对其直流侧电容器容量判断的有效精度不能低于电容器额定容量或原始容量的 2%。
(18) ※风机（如有）寿命预测功能
并网逆变器应具备对逆变器内所有散热风机有效寿命的预测功能，在散热风机达到寿命终结之前，应通过逆变器的显示屏和通信接口向用户和后台提出风机更换信息并提示更换原因。
(19) 逆变器散热系统（含散热风机和散热片等）的寿命
并网逆变器中散热系统（含散热风机和散热片等）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系统（含散热风机和散热片等）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
(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》、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) 防反放电和极性接反保护
当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，并网逆变器应无反向电流流过。当光伏方阵的极性反接时，并网逆变器应能可靠保护而不会损坏。极性正接后，并网逆变器应能正常工作。
(3) 电网相序保护
并网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，并网逆变器都不能向电网注入负序电流。
(4) 过压、过流保护
并网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。
(5) 内部短路保护
当并网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。
(6) 过热、过湿保护
并网逆变器应具备机内环境温度过高保护（例如着火引起的机箱内环境温度过高）、机内关键部件温度过高保护等基本过热保护功能。
并网逆变器应具备基本的机内湿度保护功能，当检测到机内出现凝露等情况时，并网逆变器不允许并网发电。此时，逆变器应采取有效措施消除机内的凝露状态。
(7) 保护的灵敏度和可靠性
在正常的逆变器运行环境和符合国标要求的电网环境下，逆变器不应出现误停机、误报警和其他无故停止工作的情况。当出现故障时，逆变器应能够按照设计的功能可靠动作。
(8) 整机阻燃性和环境适应性
IEC 62109（欧洲安规测试标准）和 UL1941（美国安规测试标准）标准中的安规、阻燃要求是对逆变器提出的最低要求，投标逆变器必须满足。逆变器在任何情况下均不能产生蔓延性火灾。
(9) 降额警告
逆变器在温度过高时必须进入降额运行模式，不能直接关机，应在此处提供逆变器的降额曲线并提供逆变器的关机温度设定值。
当并网逆变器因温度过高而自动降额运行时，应通过逆变器的本地显示屏显示并通过逆变器的通信接口向后台提供逆变器降额运行的警告信号。
(10) 故障的记录与显示
并网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本地显示屏调取，又能由监控后台远程调取。
(11) 电气间隙和爬电距离
并网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》标准中的基本要求。当应用于高海拔环境时，应按照 IEC62109《光伏发电系统用电力转换设备的安全》标准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。
(12) 残余电流保护和接触漏电流
并网逆变器应提供残余电流保护功能并满足 CGC/GF004：2011《并网光伏发电专用逆变器技术条件》的要求。任何情况下，并网逆变器的接触电流均不能大于 5mA。
(13) ※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，由并网逆变器统一与后台监控系统通信（上传至后台监控系统）。
(14) ※对光伏电池阵列的保护
并网逆变器（包含并网逆变器防组件PID效应模块）不能对与其连接的光伏电池阵列的性能和安全性产生负面影响。不能出现因逆变器原因导致与其连接的光伏电池阵列出现性能劣化和安全等问题。
(15) 散热风机的保护和报警
并网逆变器必须能够准确检测并判断逆变器内所有散热风机的工作状态，当逆变器内的散热风机出现故障时，必须进行保护并通过逆变器的显示屏和通信接口向用户和后台报警。
(16) 谐振检测和保护
并网逆变器必须具备谐振检测和保护功能，极端情况下，当并网逆变器与外部（逆变器与逆变器之间、逆变器与升压变压器低压侧之间等）发生谐振并导致电网电压畸变超过 GB/T 14549的规定时，并网逆变器必须采取有效的保护措施。并网逆变器必须对逆变器的输出滤波电容器进行有效的过流保护。
2.4 ※产品认证报告及其型式实验报告
光伏并网逆变器至少应具备本技术规范书中要求的第三方认证并提供相关的型式试验报告。投标并网逆变器需要做的认证测试标准包括：CGC/GF004:2011《并网光伏发电专用逆变器技术条件》、Q/GDW617-2011《光伏电站接入电网技术规定》、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 或其等效标准 IEC 61000-6-2、GB 17799.3 或其等效标准 IEC61000-6-3、IEC 62116-2008 《光伏并网系统用逆变器防孤岛测试方法》等。
认可的第三方检测机构为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 Underwriters Laboratories Inc.（简称美国 UL）、加拿大 CanadianStandards Association（简称加拿大 CSA）等。其中，低电压穿越报告必须由国家能源太阳能发电研发（实验）中心按照 GB/T 19964-2012《光伏发电站接入电力系统技术规定》进行认证。
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 低电压穿越测试的特殊说明
并网逆变器必须具备低电压穿越功能（包括平衡穿越和不平衡穿越）并出具国家能源太阳能发电研发（实验）中心按照 GB/T 19964-2012《光伏发电站接入电力系统技术规定》所做的低电压穿越检测报告及其结论（包括平衡穿越和不平衡穿越）。
并网逆变器最小直接并联容量下，并网逆变器直接并联后作为一个整体的低电压穿越性能必须满足 GB/T 19964-2012《光伏发电站接入电力系统技术规定》或电网公司的要求。
2.6 光伏并网逆变器的绝缘耐压性能
(1) 逆变器绝缘电阻
并网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) 逆变器绝缘强度
并网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、3000V的正弦交流电压 1min，且不击穿、不飞弧，漏电电流＜5mA 。
2.7 光伏并网逆变器的监控系统要求
(1) 控制系统的供电要求
并网逆变器的控制系统应采用自供电方式运行，本技术规范书中的自供电方式是指并网逆变器直接从逆变器直流侧和交流侧同时取电的双路冗余供电方式。
(2) 控制系统的基本要求
并网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。
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，以确保并网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。
(3) 通信
并网逆变器应提供标准的隔离型 RS485 通信接口，并网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 协议进行通信（通信电缆采用屏蔽双绞线）。招标方有权知道并网逆变器的所有运行和故障信息，运行和故障信息应清晰、明确（准确），不允许出现用户看不懂的故障代码或"设备故障"等含糊不清（不能准确定位）的故障信息。
并网逆变器内 RS485 信号的有效传输距离不小于 1000 米，至少支持4.8kB/S 、9.6kB/S，19.2kB/S 两种通信速率，出厂默认通信速率 9.6kB/S。并网逆变器应具备通过逆变器的 RS485 通信接口进行远程升级系统软件和更改参数（包含单机升级和批量升级）的功能。
(4) 并网逆变器的启动、同步和对时
并网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。并网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。并网逆变器应具有自动与电网侧同步的功能。
并网逆变器应具备按照逆变器的 Modbus RTU 对时规约进行对时的功能，能够与数据采集器或监控系统的基准时间对时。
(5) 并网逆变器的人机接口
并网逆变器应在面板上设置宽温度范围的高品质工业级显示屏和操作控制设备，以实现操作人员的现地手动操作。显示屏应能显示并网逆变器的运行参数、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。
(6) 并网逆变器的显示及故障报警
并网逆变器上显示屏的显示参数主要包括（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、并网逆变器机内温度、电压畸变率、电流畸变率等，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、并网逆变器过载、并网逆变器过热、并网逆变器短路、散热器过热、光伏并网逆变器孤岛、DSP故障、通讯失败、绝缘故障、漏电保护、电压畸变率超标保护等。
如果并网逆变器运行于有功功率控制、功率因数调节、夜间 SVG、自动电压控制、独立无功补偿等调度状态，则并网逆变器应在显示屏的运行界面上明确显示，此时，有功功率限制功率、具体的功率因数限制值、夜间 SVG 输出功率、自动电压控制的目标值、独立无功补偿容量等应明确显示。并网逆变器应采用声光报警的方式来向本地操作、运维人员发出故障提示信号。
(7) 并网逆变器的历史数据采集和存储
在并网逆变器的寿命期内，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，其中故障、报警、异常事件等信息的准确度需精确到秒。
(8) 逆变器的组串故障检测功能
并网逆变器必须具备组串故障检测功能，能够精确定位到每一个故障组串。
2.8 光伏并网逆变器的寿命
在现场实际工作环境下，并网逆变器的实际工作寿命不得小于 25年。