逆变器运维方案对比分析

目前电站设计所采用逆变器分为两种方案：集中式逆变器方案与组串式逆变器方案。1.集中式方案采用集中式逆变器，单台容量达到 500 kW，甚至更高。 1 MW 子阵需 2 台逆变器，子阵内所有组串经直流汇流箱汇流后，再分别输入子阵内 2 台逆变器。(图 1)集中式逆变器方案简图2.组串式方案采用组串式并网逆变器， 单台容量只有几十 kW。 1 MW 子阵需约 30 台逆变器， 子阵内光伏组串直流输出直接接入逆变器。(图 2)组串式逆变器方案简图因采用的方案不同，造成运维工作的难度及成本也有明显不同。下面就从各方案的安全性、可靠性、故障率、故障定位精确性、巡检、故障影响范围及其造成的发电量损失、故障修复难度、防沙防尘等方面进行比较阐述。一、安全性与可靠性的比较1、集中式方案分析集中式输出需要通过直流汇流箱并联，再经过直流柜， 100 多串组串并联在一起，直流环节长，且每一汇流箱每一组串必须使用熔丝。按每串 20 块 250 Wp 组件串联计算， 1 MW 的光伏子阵使用直流熔丝数量达到 200 个， 10 MW 用量则达到 2000 个。 如此庞大的直流熔丝用量导致熔丝过热烧坏绝缘保护外壳 (层 )，甚至引发直流拉弧起火的风险倍增。2、组串式方案分析组串式方案没有直流汇流箱，在直流侧，每一路组串都直接接入逆变器，无熔丝，直流线缆短且少，做到了主动安全设计与防护，有效抑制拉弧现象，避免起火事故发生 ;在交流侧，短路电流来自电网侧，短路电流较大 (10 kA～ 20 kA)，一旦发生异常，交流汇流箱内断路器会瞬时脱扣，将危害降至最低。3、比较结果组串式方案安全性更好，可靠性更高。二、运维难易程度、故障定位精准度比较1、集中式方案分析对于集中式方案，多数电站的汇流箱与逆变器非同一厂家生产，通讯匹配困难。国内光伏电站目前普遍存在直流汇流箱故障率高、汇流箱通讯可靠性较低、数据信号不准确甚至错误导致无法通信的情况，因此难以准确得知每个组串的工作状态。即使通过其他方面发现异常，也难以快速准确定位并解决问题。因此，为掌握光伏区每一组串工作状态，当前的检测方法是：找到区内每一个直流汇流箱，打开汇流箱，用手持电流钳表测量每个组串的工作电流来确认组串的状态。但在部分电站，由于直流汇流箱内直流线缆过于紧密， 直流钳表无法卡入， 导致无法测量。运维人员不得不断开直流汇流箱开关和对应组串熔丝，再逐串检测组串的电压和熔丝的状态。检查工作量大，现场运维繁琐且困难、缓慢，在给运维人员带来巨大工作量和技术要求的同时，也会危及运维人员的人身安全。一个 30 MW 的电站拥有 400 多个汇流箱，全部巡检一次将花费大量、人工、车辆等成本投入，巡检所消耗的运维费用将十分可观。此种情况在山地电站表现会更加明显。2、组串式方案分析对于组串式方案，逆变器对每个组串的电压、电流及其他工作参数均有高精度的采样测量，测量精度高。利用电站的通信系统，通过后台便可远程随时查看每个组串的工作状态和参数，实现远程巡检，智能运维。对于逆变器或组串异常，智能监控系统会主动进行告警上报，故障定位快速、精准，整个过程操作安全、无需断电、不影响发电量，将巡检、运维成本降至极低水平。3、比较结果组串式故障定位快、精准，实现智能运维。三、故障影响范围及其造成的发电量损失比较1、集中式方案分析就采用集中式方案的光伏系统的各节点及设备而言，不考虑组件自身因素、施工接线因素及自然因素的破坏，直流汇流箱和逆变器故障是导致发电量损失的重要源头。如前文所述，直流汇流箱故障在当前光伏电站所有故障中表现较为突出。一个 1 MW 的光伏子阵，一个组串 (假设采用 20 块 250 Wp 组件， 共 5 kW)因熔丝故障不发电， 即影响整个子阵发电量约 0.5%;如果一个汇流箱 (16 进 1 出，合计功率 80 kW)故障，即导致涉及该汇流箱的所有组串都不能正常发电，将影响整个子阵发电量约 8%。如果一台逆变器遭遇故障而影响发电，将导致整个子阵约 50%的发电量损失。集中式逆变器必须由专业人员检测维修，配件体积大、重量重，从故障发现到故障定位，再到故障解除，周期漫长。按日均发电4 h 计算， 一台 500 kW 的逆变器在故障期间 (从故障到解除， 按 15 d 计算 )损失的发电量为 500 kW× 4 h/d × 15 d =30000 kWh。按照上网电价 1 元 /kWh 计算，故障期间损失达到 3 万元。2、组串式方案分析同样不考虑组件自身因素、施工接线因素及自然因素的破坏，采用组串式方案的光伏系统因没有直流汇流箱，无熔丝，系统整体可靠性大幅提升，几乎只有在遭遇逆变器故障时才会导致发电量损失。组串式逆变器体积小，重量轻，通常电站都备有备品备件，可以在故障发生当天立即更换。单台逆变器故障时，最多影响 6 串组串 (按照每串 20 块 250 Wp 组件串联计算，每个组串功率为 5 kW)，即使 6 串组串满发，按照日均发电 4 h 计算，因逆变器故障导致的发电量损失为 5 kW× 6× 4 h/d × 1 d = 120 kWh。按照上网电价 1 元/kWh 计算，故障导致发电损失为 120 元。考虑更极端的情况，电站无备品备件，需厂家直接发货更换，按照物流时间 7 d 计算，故障导致发电损失为 120 元 /d × 7 d= 840元。3、比较结果相比集中式方案故障损失动辄上万的情况，组串式方案优势显而易见，其因故障导致的损失较小。四、故障修复难度比较不同的方案特点不同，自然也导致了故障修复难度的差异。光伏电站所有组串全部投入后，故障修复工作主要集中在电站运行期间的线路故障及设备故障。线路故障受施工质量、人为破坏、自然力破坏等因素影响。设备故障包含汇流箱故障及逆变器故障。1、集中式方案分析直流汇流箱内原件轻小、数量少，线路简单，一旦故障准确定位后，修复难度不大 ;其修复困难集中表现为故障侦测或发现困难。对于逆变器故障，因集中式逆变器体积大、重量重，内部许多元器件也同样具有此类特点，部分元件重量甚至达到数十或上百 kg，给维护修复工作造成了较大程度的不便和麻烦2、组串式方案分析相较于集中式逆变器的庞然大物，组串式逆变器显得异常轻灵小巧，其拆装、接线只需 2 人协作即可完成，且不必专业人员操作。因此，确认逆变器故障发生后，可根据精准的告警信息提示，立即启用备品替换故障逆变器，使电站短时间内全部恢复正常，将发电量损失降至最低。3、比较结果综上所述，比较两种方案的故障修复难度，组串式方案故障修复难度小、速度快，优势明显。五、防沙防尘、防盐雾比较在逆变器使用寿命期限内，空气中的灰尘及沿海地区的盐雾对逆变器整体及内部零部件的寿命影响巨大。积累过多的灰尘可引起电路板电路失效或导致内部接触器接触不良，盐雾造成设备及元器件腐蚀，因此有逆变器在使用一段时间后，出现了控制失效、内部异常短路等现象，甚至起火燃烧，造成重大事故和损失。现阶段，灰尘和盐雾不可能被机房或设备防尘滤网完全过滤，因此，在风沙、雾霾严重的地区或沿海盐雾地区 (也是我国土地资源和太阳能资源相对丰富的地区 )， 两者对逆变器乃至光伏电站的长期安全正常运行构成了严重威胁。1、直通风式散热方案行业内集中式逆变器和逆变器房 (箱 )， 甚至部分组串式逆变器都普遍采用直通风式散热方案。 空气中的沙尘、微粒等伴随逆变器和逆变器房 (箱 )中的空气和热量流动进入逆变器内部和逆变器房 (箱 )，加之逆变器内部电子元器件的静电吸附作用，运行一段时间后，逆变器内部和逆变器房 (箱 )都沉积了大量的灰尘。另外，防尘网每隔 1～ 2 个月需要进行更换，还有专业的清洗工具采购和折旧、车辆及燃油投入，均给电站运维带来了实际的成本和困难。2、热传导式散热方案对于采用热传导式散热方案的组串式逆变器，逆变器的防护能力达到 IP65，能够有效应对沙尘影响，即使在风沙及雾霾严重的地区，逆变器仍能轻松应对沙尘威胁，完全实现免清扫、免维护，节省大量清扫成本和投入。3、两种散热方案比较分析从光伏电站运维所涉及的各工作层面对安全性和可靠性、运维难易程度及故障定位精确性、故障影响范围及其造成的发电量损失、故障修复难度、防沙防尘防盐雾等方面进行横向比较，结果显示：组串式逆变器方案更安全、更可靠 ;且可实现基于组串为基本管理单元的智能运维，极大地提升了运维工作效率、降低运维成本 ;同时显著降低了故障修复难度，大幅减少了故障导致的各种损失。