光伏逆变器(20180723141902)

选择光伏逆变器要考虑哪些参数指标呢？关键词 : 光伏逆变器 光伏并网逆变器 光伏离网逆变器北极星太阳能光伏网讯 : 首先要确定是并网还是离网。逆变器的配置除了要根据整个光伏发电系统的各项技术指标并参考生产厂家提供的产品样本手册来确定。 一般还要重点考虑下列几项技术指标。1、额定输出功率额定输出功率表示 光伏逆变器 向负载供电的能力。 额定输出功率高的光伏逆变器可以带更多的用电负载。 选用光伏逆变器时应首先考虑具有足够的额定功率， 以满足最大负荷下设备对电功率的要求， 以及系统的扩容及一些临时负载的接入。 当用电设备以纯电阻性负载为生或功率因数大于 0.9 时，一般选取光伏逆变器的额定输出功率比用电设备总功率大10%`15%。2、输出电压的调整性能输出电压的调整性能表示光伏逆变器输出电压的稳压能力。 一般光伏逆变器产品都给出了当直流输入电压在允许波动范围变动时， 该光伏逆变器输出电压的波动偏差的百分率， 通常称为电压调整率。高性能的光伏逆变器应同时给出当负载由零向 100%变化时，该光伏逆变器输出电压的偏差百分率， 通常称为负载调整率。 性能优良的光伏逆变器的电压调整率应小于等于± 3%，负载调整率就小于等于± 6%。3、整机效率整机效率表示光伏逆变器自身功率损耗的大小。 容量较大的光伏逆变器还要给出满负荷工作和低负荷工作下的效率值。一般 KW级以下的逆变器的效率应为 85%以上； 10KW级的效率应为 90%以上；更大功率的效率必须在 95%以上。逆变器效率高低对光伏发电系统提高有效发电量和降低发电成本有重要影响， 因此选用光伏逆变器要尽量进行比较， 选择整机效率高一些的产品。4、启动性能光伏逆变器应保证在额定负载下可靠启动。 高性能的光伏逆变器可以做到连续多次满负荷启动而不损坏功率开关器件及其他电路。 小型逆变器为了自身安全， 有时采用软启动或限流启动措施或电路。光伏逆变器功能知多少？关键词 : 光伏逆变器 光伏逆变器功能 光伏系统北极星太阳能光伏网讯 : 逆变器又称电源调整器、功率调节器，是 光伏系统 必不可少的一部分。 通常， 物理上把将直流电能变换成交流电能的过程称为逆变， 把实现逆变过程的装置称为逆变设备或逆变器。 逆变器的名称由此而来。 光伏逆变器 最主要的功能是把太阳能电池板所发的直流电转化成家电使用的交流电。逆变器是光伏系统的心脏， 太阳能电池板所发的电全部都要通过逆变器的处理才能对外输出， 逆变器对于整套系统的运行起着重要的作用， 下面小编给大家介绍一下为什么逆变器这么神奇。最大功率跟踪功能，保证输出功率最大化太阳能电池板的电流和电压是随太阳辐射强度和太阳电池组件自身温度而变化的， 因此输出的功率也会变化， 为了保证输出电力最大化， 就要尽可能的获取电池板的最大输出功率。逆变器的 MPPT跟踪功能就是针对这一特性设计的。MPPT跟踪又叫最大功率点跟踪，据测算，配置了 MPPT跟踪的系统比没有安装 MPPT跟踪的系统发电量可以高出 50%。所以，想要光伏系统发更多的电，不要只看太阳能电池板，太阳能电池板所发的电最后能够有多少被有效输出，还是要看逆变器。防单独运行功能，保障电网的安全很多人在安装光伏系统时，都抱着“即使电网停电，自己家也能用上电”的心态，殊不知，电网停电时，自己家的光伏系统也会停止运转。造成这一现象的原因在于现在逆变器中一般配置了防孤岛装置， 当电网电压为 0 时， 逆变器就会停止工作。听到这，是不是有种被坑的感觉 ?先别急，听小编给你解释一下，防孤岛装置是光伏所有并网逆变器的必备装置， 之所以这样做， 主要是为了电网的安全考虑， 试想， 电网停电， 电网工作人员已经披挂上阵对电路进行检修， 而你家的光伏系统还在源源不断地上传电力 , 很容易造成安全事故有没有。如果真的很想在电网停电时自己家也能用电， 可以考虑安装光伏离网系统， 这样平时太阳能电池板所发的电就会被存储起来，当用户有需要的时候，可以拿来使用。根据太阳能电池板的输出功率，自动运行和停机早晨日出后， 太阳辐射强度逐渐增强， 太阳电池的输出也随之增大， 当达到逆变器工作所需的输出功率后， 逆变器即自动开始运行。 进入运行后， 逆变器便时时刻刻监视太阳电池组件的输出， 只要太阳电池组件的输出功率大于逆变器工作所需的输出功率， 逆变器就持续运行 ; 直到日落停机，即使阴雨天逆变器也能运行。当太阳电池组件输出变小，逆变器输出接近 0 时，逆变器便形成待机状态。谁“偷”走了光伏电站 6% 的发电量关键词 : 光伏发电量光伏逆变器阳光电源北极星太阳能光伏网讯 : 引言“同一个电站，使用不同品牌的逆变器一年的综合发电量相差居然超过 6%”，西北某个电站负责人如是说。 遇到这种情况的还不止一个电站。 令人比较诧异的是目前大部分厂家生产的逆变器转换效率都在 98%-99%之间，相差也就百分之零点几，可是为什么发电量差异会如此大呢？这里我们是否忽略了其他无法测量或预知的因素呢？今天笔者就从技术的角度带您揭开这个神秘面纱！谁偷了我 6%的发电量？作为光伏系统的桥梁， 逆变器在整个系统成本中占比很小， 但是它的作用是不可忽视的。系统发多少电，逆变器在其中起了决定性作用。目前在国内虽然有很多的厂家在做逆变器，大部分产品转换效率也都处于 98%-99%之间，不同品牌的逆变器综合发电量差异惊人。“同样的 100MW电站由于用了两个厂家的逆变器产品， 根据一年的数据统计发电量差异超过 6%，看到这个结果，感觉触目惊心。”西北某个电站负责人表示，同时也表达更大的担心 “这还是电站初始运行的头几年， 未来更不好预测” 。 以西北青海地区的某个电站为例，根据近一年的发电量数据显示，不同厂家的逆变器差异发电量差异为 6.71%。如果按照一年1MW发电 160 万 kwh,0.9 元 /kwh， 这个差价一年约为 160*6.71%*0.9=9.66 万元， 100MW电站一年差价 966 万元。折算到每瓦，相当于一年每瓦收回投资差别 9.66 分 / 瓦 , 如果按照逆变器差价 3 分钱 /瓦计算， 3~4 个月收回多投资的部分。全方位评价逆变器生命周期内真实效率目前我们评价逆变器习惯于基于转换效率， 因为这个效率也是最容易测量出来的。 但是评价一个产品， 应该是对产品整个生命周期内的全方位评价， 通过多年的行业积累， 在这里给大家推荐一个逆变器全生命周期的综合评价公式：逆变器的真实效率 =逆变器转换效率 * 动态 MPPT效率 *可用率 *真实寿命率（真实寿命率=实际使用寿命 / 逆变器标称寿命）。从上述公式中我们可以看出，在大家转换效率都相差无几的情况下，其实动态 MPPT效率、 产品的可用率以及逆变器的真实寿命也会对效益影响巨大， 然而这几项却是难以测量和评估的。动态 MPPT效率是系统里面的最大功率点跟踪效率，这个效率是很难现场测出来的。因为一个电站会随着光照条件、 电压、 温度的变化而一直处于动态变化状态， 所以动态最大功率点不容易找到。 目前各厂家也有不同的算法， 但是有效性还是依靠产品的性能及公司自身的逆变器的可用率反应的是在电站系统正常运行的情况下， 实际可发电时间与预期正常运行的情况相比较。通过大量的电站分析，影响产品可用率的主要因素有过热停机、电网适应性差、过热降容、 故障率高、维护不及时等。所以可用率不仅指的是逆变器本身， 还与服务系统相关， 比如服务响应慢， 优秀企业半天甚至夜晚就可以处理掉的问题， 有的企业却要用一周时间恢复，也导致可用率变低。最后一个影响因素是产品的真实寿命率，即实际使用寿命 / 逆变器标称寿命。目前行业内大部分厂家都声称 25 年，但是最终真实寿命是多少年，一般客户无法测量，这主要取决于产品自身的工业设计及所应用的环境。 有些产品本身设计就有缺陷的， 比如外壳散热效率，风扇的排风强度、 风道设计的合理性， 以及内部元器件本身的耐温性能， 当然也与设计和使用有关，比如选择户外型产品， 因温度变化率大， 强紫外线对于设备的老化影响等。业内关于有无风扇和熔丝的争论也是基于逆变器的寿命考虑。另一种极端情况就是， 如果逆变器的厂家几年后不存在了， 产品出现问题别的厂家又无法维修，那么只有更换新的产品，原来的产品寿命也就终结了，这时寿命率就会大幅下降。结论从上述分析可知， 采购逆变器时， 应该综合全方位的评价全生命周期的真实效率： 逆变器转换效率、动态 MPPT效率、可用率及真实寿命率，同时确保产品供应商在光伏领域具备几年的数据积累， 客户认可度高， 对运维中出现的问题能够进行准确诊断并及时解决， 并具备持续创新及 25 年设备寿命期内服务的能力。光伏逆变器的性能简析关键词 : 光伏逆变器光伏系统光伏发电最大功率跟踪功能，保证输出功率最大化太阳能电池板的电流和电压是随太阳辐射强度和太阳电池组件自身温度而变化的， 因此输出的功率也会变化， 为了保证输出电力最大化， 就要尽可能的获取电池板的最大输出功率。逆变器的 MPPT跟踪功能就是针对这一特性设计的。 MPPT跟踪又叫最大功率点跟踪， 据测算，配置了 MPPT跟踪的系统比没有安装 MPPT跟踪的系统发电量可以高出 50%。所以，想要光伏系统发更多的电， 不要只看太阳能电池板， 太阳能电池板所发的电最后能够有多少被有效输出，还是要看逆变器。防单独运行功能，保障电网的安全很多人在安装光伏系统时，都抱着“即使电网停电，自己家也能用上电”的心态，殊不知，电网停电时，自己家的光伏系统也会停止运转。造成这一现象的原因在于现在逆变器中一般配置了防孤岛装置， 当电网电压为 0 时， 逆变器就会停止工作。 听到这，是不是有种被坑的感觉？先别急，听小编给你解释一下， 防孤岛装置是光伏所有并网逆变器的必备装置， 之所以这样做， 主要是为了电网的安全考虑， 试想， 电网停电， 电网工作人员已经披挂上阵对电路进行检修， 而你家的光伏系统还在源源不断地上传电力 , 很容易造成安全事故有没有。如果真的很想在电网停电时自己家也能用电， 可以考虑安装光伏离网系统， 这样平时太阳能电池板所发的电就会被存储起来，当用户有需要的时候，可以拿来使用。根据太阳能电池板的输出功率，自动运行和停机早晨日出后， 太阳辐射强度逐渐增强， 太阳电池的输出也随之增大， 当达到逆变器工作所需的输出功率后， 逆变器即自动开始运行。 进入运行后， 逆变器便时时刻刻监视太阳电池组件的输出， 只要太阳电池组件的输出功率大于逆变器工作所需的输出功率， 逆变器就持续运行； 直到日落停机，即使阴雨天逆变器也能运行。当太阳电池组件输出变小，逆变器输出接近 0 时，逆变器便形成待机状态。组串式与集中式光伏电站安全对比关键词 : 组串式逆变器集中式逆变器光伏电站运维北极星太阳能光伏网讯 : 当今社会传统能源面临枯竭，人类生态环境日益恶化，太阳能光伏发电以资源丰富、 清洁、 不受资源分布地域的限制等优点成为人们关注的焦点。 近几年我国光伏产业迅猛发展，现今国内光伏累计装机容量已超过 28GW，并以每年大于 10GW的速度增长。 光伏电站建站越来越多， 如何提高电站的安全性， 如何将各种安全隐患防范于未然，也已成为电站业主们首要考虑的问题。本文通过分析对比组串式与集中式两种应用广泛的电站解决方案， 通过理论与实际案例分析它们的安全性差异，供业界探讨。1 组串式和集中式电站结构对比集中式光伏电站解决方案主要包括组件、 直流汇流箱、 直流配电柜、 逆变器及其配套的逆变器房或集装箱体、箱式升压变等。与集中式方案相比， 组串式方案减少了直流设备和逆变房等配套设施， 增加了交流汇流箱， 缩短了高压直流的传输距离， 国内主流的组串式方案更采用了无熔断器设计， 自然散热的简洁方案。图 1 组串式和集中式方案电站结构对比主要电气设备对比：电缆对比：2、组串式和集中式安全风险对比本文中分析的安全风险，是指光伏电站中可能引发火灾或对人身安全产生威胁的风险点。 根据前述中关于组串式与集中式的对比， 最大差异就是交流和直流电缆距离的不同， 而交流输电与直流输电在安全性有显著的差异。自 1882 年爱迪生发明了第一盏电灯开始，供电方式就是直流电，但是由于当时直流升压非常困难， 供电范围限制在较小的区域内。 交流电的易用性使之很快形成了供电网络的主流方案， 随着多年的技术发展， 交流电网从几千瓦发展到几亿千瓦， 电压等级从几十伏发展到上百万伏。 科学技术不断在解决着电力发展的难题， 也保障了交流输电的安全， 使电进入千家万户。直流供电主要用于于安全电压 48V 以下的控制系统及后备电源使用， 或是特高压长距离直流输电（± 400kV 以上）工程中。 1000V 直流输电是伴随着光伏的发展而兴起，其配套的相关电气设备还有待完善，甚至有部分厂家使用交流断路器充当直流断路器使用的情况。在开关元件中，在发生故障时能够正确灭弧是衡量开关元器件最重要的一项技术指标。由于交流系统存在过零点，开关元件在断开故障电流时，能够利用过电压过零点进行灭弧，而且由于电弧的产生电压要比维持电压高得多， 所以， 交流电弧在过零点处熄灭后很难再产生。而直流没有过零点， 电压一直存在， 电弧持续燃烧， 必须拉开足够的弧长距离才能够可靠熄灭。 接线不良、 电缆绝缘破损等也会引起拉弧， 具有较高热能的电弧的出现使得电站存在一个火灾的隐患，也是光伏电站发生火灾的最主要因素。从总体上看， 交流系统部分相对成熟可靠， 电站的安全性风险主要来自直流部分。 必须采取严谨的设计、减少直流系统长度，同时进行精心的电气设备选型，以保障电站安全。2.1 组串式逆变器到交流汇流箱与集中式直流汇流箱到配电柜安全对比在集中式方案中，直流汇流箱到直流配电柜这段电缆，电压高达 500~800Vdc，按照 16进 1 出的直流汇流箱进行计算，电流大约在 130A 左右，长度一般超过 100 米，在山地光伏电站或建筑光伏系统中， 由于地形及建筑物的因素， 长度可能会超过 300 米。 这段电缆是集中式方案较易发生着火事故的一段电缆，且由于能量大，影响范围及后果严重。组串式方案逆变器至汇流箱的电能传输为交流输电，电压变为 380Vac 或 480Vac，电流一般控制在 50A 以内，大大降低了发生火灾的可能性。2.1.1 集中式直流汇流箱到配电柜安全风险分析如图 2 所示，当短路故障（ A点）发生在直流汇流箱和配电柜进线断路器之间时，存在直流回路（红色）和交流回路（蓝色）。1）直流回路：由于短路电流较小，直流断路器 QF3为防止误动作，一般整定电流都较大， 使得直流断路器 QF3无法跳脱切断回路， 从而使得汇流箱输出持续的直流能量到短路点，维持电弧燃烧，使火灾风险持续扩大。2）交流回路：电流主要来自电网侧，在直流断路器 QF1及交流断路器 QF2动作前，逆变单元 IGBT 将承受较大的故障电流，可能会对其产生严重的损坏。图 2 直流汇流箱到配电柜故障案例： 2014 年 7 月，某屋顶光伏电站发生着火，彩钢瓦屋顶被烧穿了几个大洞，厂房内设备烧毁若干， 损失惨重。 最终分析原因为： 由于施工或其他原因导致某汇流箱线缆对地绝缘降低， 在环流、 漏电流的影响下进一步加剧， 最终引起绝缘失效， 线槽中的正负极电缆出现短路、拉弧，导致了着火事故的发生。图 3 直流汇流箱到配电柜电缆故障致屋顶烧毁案例： 2014 年 5 月，某山地光伏电站发生着火，当地林业部门立即责令停止并网发电，进行全面风险评估， 持续时间三个月，造成了数百万的损失。 最终分析原因为：由于某汇流箱电缆在施工时被拖拽磨损，在运行一段时间后绝缘失效，正负极电缆出现短路、 拉弧，导致了着火事故的发生。图 4 直流汇流箱到配电柜电缆破损短路故障引发山地着火2.1.2 组串式逆变器到交流汇流箱安全风险分析如图 5 所示，当短路故障（ A点）发生在组串式逆变器和交流汇流箱之间时，存在逆变器输出的交流回路（红色）和电网侧的交流回路（蓝色）。1）逆变器输出交流回路：组串式逆变器均具有限流输出功能，在逆变器检测到电网电压异常，会立即控制逆变器脱网，切断故障点的直流侧电流。2）电网侧交流回路：交流断路器 QF1会进行短路保护，切断电网过来的短路回路，不会造成任何影响。图 5 交流侧故障小结： 集中式直流汇流箱到配电柜电缆能量大， 短路故障时直流源持续时间较长， 电弧持续燃烧， 事故影响严重， 应加强直流电缆的绝缘监测。 组串式逆变器到交流汇流箱发生短路故障时，交直流侧电源均能迅速切除，安全风险较小。2.2 组串式与集中式方案中组件汇流线缆的安全对比光伏电站的能量来源为太阳能光伏组件， 组件电流输出使用小截面直流线缆对于组串式和集中式来说都必不可少。 对组串式来说， 一般采取 2~3 串组件并联。 而对于集中式方案来说，一般采取 16 路并联后，再经直流汇流箱 8 路并联，最终并联的组件数可能达到 100 串组件。那么两者的安全性方面的对比如下：图 6 组串式与集中式方案直流线缆的故障2.2.1 短路故障发生概率对比当组件线缆通过线槽进行汇集时， 易发生线间短路故障。 组串式只有并联的 2 串间会发生短路故障，组合数为 2^2，而集中式一台直流汇流箱的 16 路线缆都会发生短路故障，组合数为 2^16，集中式组件线间直接发生短路故障的概率比组串式要高得多。小结： 集中式组件发生短路故障的概率远远高于组串式， 短路故障若不能及时切除， 将会引起电流反灌。2.2.2 电流反灌风险对比国内主流的组串式方案采用 2 串组件并联， 即使有一串发生短路故障， 反灌电流最大也不会超过 10A，均在直流线缆和光伏组件承受范围以内（ 42mm直流电缆载流能力大于 30A，组件耐受反灌电流 15A），安全性较高。而集中式方案组件并联串数多， 反灌电流大， 超出了线缆和组件的安全要求。所以，集中式方案必须使用保护器件对线缆和组件进行保护， 相比于直流断路器， 熔断器因价格低被集中式方案选择。 但使用熔断器作为保护元件又带来了一系列的安全问题， 具体安全风险分析如下。2.3 集中式方案中直流熔断器的安全风险分析2.3.1 熔断器增加了直流节点，埋下安全隐患集中式 1MW需要使用熔断器 400 个， 每个熔断器与熔断器盒夹片之间有采用压接的方式。由于熔断器盒对线缆可靠安装要求高， 现场实际不容易做到， 可能出现接触不良的现象， 是汇流箱着火的主要原因。图 7 直流汇流箱着火图 8 熔断器接线不良引发的烧毁着火案例图 9 熔断器与底座接触不良而主流组串式方案一般采用无熔断器设计， 外部连接一般采用专用光伏连接器， 可靠性相对较高，可以有效规避因施工人员能力不同引发的安装隐患。小结： 集中式直流节点多， 容易因接触不良引发着火事故， 组串式直流节点只有集中式的 1/4 ，且使用专用光伏连接器，安全可靠。2.3.2 熔断器并不能有效地保护组件从熔断器标准 IEC60269-6 中可以看出： 15A 的熔断器，标准要求在 16.95A 下， 1 小时不能熔断，在 21.75A 下， 1 小时内熔断。冬天受低温影响，需要熔断的电流更大，时间更长。图 10 标准 IEC60269-6 对熔断器的要求从组件标准 IEC61730-2 中可以看出：反向电流 15A的组件，标准要求在 20.25A 下， 2小时不能起火。 标准只是要求组件不起火， 却不能保证组件不损坏， 实际上组件一直在承受反向电流而发生热斑效应，性能会下降，输出功率会降低。图 11 标准 IEC61730-2 对组件的要求熔断器的标准要求是 1.45 倍的电流， 而组件的标准要求是 1.35 倍的电流， 那么在 1.35至 1.45 倍额定电流之间就出现了一个保护空挡。在这个保护空挡内，熔断器不能够有效地保护组件，可能造成光伏组件本体损坏。图 12 光伏熔断器熔体结构从光伏熔断器熔体结构上可以看出， 熔断器狭径非常细， 对制造工艺要求很高， 普通厂家很难控制好熔断器的质量。 由于生产工艺的局限， 可能造成生产的熔断器额定电流出现一定的偏移， 若不能够在规定的电流和时间下及时熔断， 更会加剧电池板的损坏， 带来火灾风险。所以，从电站安全的角度出发，为了保护组件，不仅需要增加熔断器，还需要使用带防反二极管的直流汇流箱。2.3.3 熔断器在过载电流情况下，熔断慢，发热高，易引发着火熔断器的保护原理是利用金属的热熔特性， 这一特性决定了熔断器的熔断时间与过电流的大小呈反时限的关系，电流越大，其熔断时间越短，电流越小，其熔断时间越长。熔断器主要还是用在短路的保护上， 而对于过载， 熔断器的保护效果将大打折扣， 甚至带来负面影响。 因为在过载情况下， 尤其是小电流过载， 熔断器的熔断将变得很慢， 在这种 “将断未断”情况下，熔断器将处于一个非常高温的热平衡状态。图 13 熔断器的熔断时间和电流特性曲线光伏熔断器的熔体主要是银，银的熔点高达 961℃，为了使熔断器在较低温度时也能够熔断，在银上增加了一个焊锡点，该焊锡的熔点一般在 260℃以上。熔断器的熔断过程是当温度达到熔断器的熔点时， 熔断器开始熔化并继续吸收热量进一步熔化变成液态， 随后熔断器温度进一步升高直到汽化， 熔断器汽化形成断点， 开始产生拉弧，拉弧拉到一定距离后熄灭，熔断器熔断。所以在“将断未断”情况下，熔断器的温度可能高达 500℃。这么高的温度将破坏线缆和熔断器盒的绝缘，最终引发着火事故。图 14 熔断器发热使熔断器盒烧毁另外，部分熔断器在熔断时会出现喷弧现象，电弧温度非常高，会使相邻的塑料元件、线缆绝缘等着火。图 15 熔断器熔断时喷弧烧毁相邻元件小结： 集中式方案因使用熔断器增加了直流节点， 现场可能发生接线不良而引发的烧毁事故； 集中式方案使用熔断器保护组件， 但因熔断器和组件之间存在匹配空挡， 并不能有效地保护组件；而且在过载电流情况下，熔断器还会因熔断慢，发热高，容易引发着火风险，成为光伏电站安全的重大隐患。国内部分组串式厂家因为采用超过两路组串并联设计，必须外置熔丝保护，因此也存在着熔断器的安全和维护问题。而主流组串式方案， 采用无熔丝的设计方案， 不仅从源头解决了组件和线缆的保护问题，而且彻底杜绝了熔断器安全隐患。2.4 集中式交流断路器代替直流断路器使用风险分析在前文已经分析了高压直流灭弧难的问题， 所以 1000Vdc 的直流断路器在设计上存在一定的难度， 目前市场也只有少数厂家能够生产， 使得直流断路器的价格也高出交流断路器近2 倍。近几年，光伏行业走过了初期的美好发展，进入了“价格战”的阶段，部分厂家为了降低成本， 直接将交流断路器代替直流断路器使用， 但未对灭弧系统进行有效变更设计。 当出现故障时，交流断路器无法将高压直流电弧熄灭，将引发着火事故。图 16 在直流故障时交流断路器的灭弧室被烧穿小结： 集中式方案若直接使用交流断路器代替直流断路器使用， 存在着火风险。 而组串式变直流输电为交流输电，本身设计选用的就是成熟可靠的交流断路器，风险较低。2.5 组串式与集中式防护安全对比主流的组串式方案采用自然散热， IP65 的防护等级，防沙尘，抗盐雾，全密闭的设计保障逆变器 25 年的安全运行。集中式方案采用风扇散热， IP20 设计，防护等级低，无法隔离沙尘和盐雾。因此，集中式电站在运行一段时间后， 由于环境原因会使其逆变房、 逆变器和直流汇流箱内都积满了沙尘，需要定期对防尘棉、通风系统进行维护。积尘会堵塞防尘网、降低通风系统的效率，使设备散热性能变差，大功耗器件温度急剧上升，严重时将引发着火事故。在沙尘中经常会含有部分的金属颗粒， 金属颗粒落在电路板上， 会降低电路板上的安规间距，造成放电打火。同时，因湿度增加，湿尘中的酸根和金属离子活性增强，呈现一定酸性或碱性，对 PCB的铜、焊锡、器件端点形成腐蚀效应，引起设备工作异常。在沿海等高盐雾地区，腐蚀失效现象更加显著。图 17 集中式逆变房内积尘图 18 集中式逆变器内部积尘图 19 集中式直流汇流箱锈蚀、积尘小结 ：集中式逆变器 IP20 防护等级，不可避免受到沙尘影响，会引起开关接触不良，风扇失效散热变差，电路板打火等现象，存在着火风险。而组串式逆变器 IP65 防护等级，完全隔离沙尘，可靠性及安全性较高。2.6 组串式逆变器和集中式逆变器防 PID 安全对比我国东部地区， 人口密度高， 土地资源稀缺， 无法和西部地区一样发展大型地面光伏电站，结合东部地区鱼塘， 滩涂多的特点。 出现很多渔光互补或滩涂光伏电站，此类电站环境湿度大，电池组件更容易出现 PID 衰减，为此，必须增加防 PID 措施。集中式逆变器为防止 PID 问题， 一般采取负极接地的方案， 这样在电池组件正极与接地系统之间会形成高压。通常熔断器选型在 5A 以上，人若不小心触碰到电池组件正极，可能造成人身伤亡事故。 同时若组件正极或电缆产生接地故障， 会通过接地线产生故障电流或产生电弧放电，引发着火事故。组串式逆变器为防止 PID 问题， 通过在系统中设置虚拟正压电路， 实现所有电池板负极对地正电压， 安全规避 PID 效应。 由于电池板负极无需接地， 加上逆变器内部的残余电流监测电路，能够在检测到漏电流大于 30mA的情况下，迅速切断电路，实现了保护人身安全。小结： 集中式采用负极接地防止 PID，存在人身安全和着火两大隐患。组串式采用虚拟正压防止 PID，无需负极接地，不存在人身安全和着火隐患。3、总结综上所述，集中式方案在直流输电、熔断器、断路器、防护等级、防 PID 效应等方面存在着火和人身安全隐患。而组串式方案变直流输电为交流输电，采用无熔断器，自然散热，IP65 防护等级，虚拟正压防止 PID，从根本上解决了集中式的着火隐患。光伏电站安全问题已上升为中国能源战略的大问题。 在去年 8 月份举行的在大型光伏电站高效可靠运营与发电增效研讨会上， 国家发改委能源研究所研究员王斯成就表示， “在走访西部大量电站后发现， 很多电站在运行一段时间后出现了大量的安全问题， 而电站质量直接影响到电站的收益，这也是为什么目前银行对投资电站有顾虑的主要原因之一。”在安全方面的对比上，组串式拥有绝对优势。 特别是在山地、 屋顶等电站中，一旦发生着火事故， 可能引发山林火灾。 而在农光、 渔光等电站中， 经常有非电站专业人员出入耕种，一旦发生人员触电伤亡事故， 影响更是难以估量。 建议业主在进行光伏电站的建设及方案设计时更需要着重考虑安全问题。光伏逆变器现状及其发展趋势一工作原理及特点工作原理：逆变装置的核心， 是逆变开关电路， 简称为逆变电路。 该电路通过电力电子开关的导通与关断，来完成逆变的功能。特点 ：(1) 要求具有较高的效率。由于目前太阳能电池的价格偏高， 为了最大限度的利用太阳能电池， 提高系统效率， 必须设法提高逆变器的效率。(2) 要求具有较高的可靠性。目前光伏电站系统主要用于边远地区， 许多电站无人值守和维护， 这就要求逆变器有合理的电路结构，严格的元器件筛选，并要求逆变器具 备各种保护功能，如：输入直流极性接反保护、交流输出短路保护、过热、过载保护等。(3) 要求输入电压有较宽的适应范围。由于太阳能电池的端电压随负载和日照强度变化而变化。 特别是当蓄电池老化时其端电压的变化范围很大，如 12V 的蓄电池，其端电压可能在 10V~16V 之间变化，这就要求逆变器在较大的直流输入电压范围内保证正常工作。二 光伏逆变器 分类有关逆变器分类的方法很多， 例如： 根据逆变器输出交流电压的相数， 可分为单相逆变器和三相逆变器 ; 根据逆变器使用的半导体器件类型 不同， 又可分为晶体管逆变器、 晶闸管逆变器及可关断晶闸管逆变器等。 根据逆变器线路原理的不同， 还可分为自激振荡型逆变器、阶梯波叠加型逆变器和脉宽调制型逆变器等。 根据应用在并网系统还是离网系统中又可以分为并网逆变器和离网逆变器。 为了便于光电用户选用逆变器， 这里仅以逆变器适用场合的不同进行分类。1、集中型逆变器集中逆变技术是若干个并行的光伏组串被连到同一台集中逆变器的直流输入端， 一般功率大的使用三相的 IGB T 功率模块，功率较小的使用场效应晶体管，同时使用 DSP转换控制器来改善所产出电能的质量， 使它非常接近于 正弦波电流， 一般用于大型光伏发电站 (>10kW)的系统中。最大特点是系统的功率高，成本低，但由于不同光伏组 串的输出电压、电流往往不完全匹配 ( 特别是光伏组串因多云、 树荫、 污渍等原因被部分遮挡时 ) ， 采用集中逆变的方式会导致逆变过程的效率降低和电户能的下降。 同时整个光伏系统的发电可靠性受某一光伏单元组工作状态不 良的影响。最新的研究方向是运用空间矢量的调制控制以及开发新的逆变器的拓扑连接，以获得部分负载情况下的高效率。2、组串型逆变器组串逆变器是基于模块化概念基础上的，每个光伏组串 (1-5kw) 通过一个逆变器，在直流端具有最大功率峰值跟踪，在交流端并联并网，已成为现在国际市场上最流行的逆变器。许多大型光伏电厂使用组串逆变器。 优点是不受组串间模块差异和遮影的影响， 同时减少了光伏组件最佳工作点与逆变器不匹配的情况， 从而增加了发电量。 技术上的这些优势不仅降低了系统成本，也增加了系统的可靠性。同时，在组串间引人 “ 主 - 从 “ 的概念，使得系统在单串电能不能使单个逆变器工作的情况下， 将几组光伏组串联系在一起， 让其中一个或几个工作，从而产出更多的电能。最新的概念为几个逆变器相互组成一个 “ 团队 “ 来代替 “ 主 - 从 “ 的概念，使得系统的可靠性又进了一步。目前，无变压器式组串逆变器已占了主导地位。3、微型逆变器在传统的 PV系统中， 每一路组串型逆变器的直流输入端， 会由 10 块左右光伏电池板串联接入。当 10 块串联的 电池板中， 若有一块不能良好工作， 则这一串都会受到影响。 若逆变器多路输入使用同一个 MPPT，那么各路输入 也都会受到影响，大幅降低发电效率。在实际应用中，云彩，树木，烟囱，动物，灰尘，冰雪等各种遮挡因素都 会引起上述因素，情况非常普遍。而在微型逆变器的 PV系统中，每一块电池板分别接入一台微型逆变器，当电池 板中有一块不能良好工作，则只有这一块都会受到影响。其他光伏板都将在最佳工作状态运行，使得系统总体效 率更高，发电量更大。在实际应用中，若组串型逆变器出现故障，则会引起几千瓦的电池板不能发挥作用，而微 型逆变器故障造成的影响相当之小。4、功率优化器太阳能发电系统加装功率优化器 (OptimizEr) 可大幅提升转换效率，并将逆变器(Inverter) 功能化繁为简降低 成本。为实现智慧型太阳能发电系统，装置功率优化器可确实让每一个太阳能电池发挥最佳效能，并随时监控电 池耗损状态。功率优化器是介于发电系统与逆变器之间的装置，主要任务是替代逆变器原本的最佳功率点追踪功 能。功率优化器藉由将线路简化以及单一太阳能电池即对应一个功率优化器等方式， 以类比式进行极为快速的最 佳功率点追踪扫描，进而让每一个太阳能电池皆可确实达到最佳功率点追踪，除此之外，还能藉置入通讯晶片随 时随地监控电池状态，即时回报问题让相关人员尽速维修。三光伏逆变器的功能逆变器不仅具有直交流变换功能， 还具有最大限度地发挥太阳电池性能的功能和系统故障保护功能。 归纳起来有自动运行和停机功能、 最大功率跟踪控制功能、 防单独运行功能 ( 并网系统用 )、自动电压调整功能 ( 并网系统用 ) 、直流检测功能 ( 并网系统用 ) 、直流接地检测功能 ( 并网系统用 ) 。这里简单介绍自动运行和停机功能及最大功率跟踪控制功能。(1) 自动运行和停机功能早晨日出后， 太阳辐射强度逐渐增强， 太阳电池的输出也随之增大， 当达到逆变器工作所需的输出功率后， 逆变器即自动开始运行。 进入运行后， 逆变器便时时刻刻监视太阳电池组件的输出， 只要太阳电池组件的输出功率大于逆变器工作所需的输出功率， 逆变器就持续运行 ; 直到日落停机，即使阴雨天逆变器也能运行。当太阳电池组件输出变小，逆变器输出接近 0 时，逆变器便形成待机状态。(2) 最大功率跟踪控制功能太阳电池组件的输出是随太阳辐射强度和太阳电池组件自身温度 ( 芯片温度 ) 而变化的。另外由于太阳电池组件具有电压随电流增大而下降的特性， 因此存在能获取最大功率的最佳工作点。太阳辐射强度是变化着的， 显然最佳工作点也是在变化的。相对于这些变化， 始终让太阳电池组件的工作点处于最大功率点， 系统始终从太阳电池组件获取最大功率输出， 这种控制就是最大功率跟踪控制。 太阳能发电系统用的逆变器的最大特点就是包括了最大功率点跟踪 (MPPT)这一功能。四 光伏逆变器 的主要技术指标1. 输出电压的稳定度在光伏系统中， 太阳电池发出的电能先由蓄电池储存起来， 然后经过逆变器逆变成 220V或 380V 的交流电。但是蓄电池受自身充放电的影响，其输出电压的变化范围较大，如标称12V的蓄电池， 其电压值可在 10.8 ～ 14.4V 之间变动 ( 超出这个范围可能对蓄电池造成损坏 ) 。对于一个合格的逆变器， 输入端电压在这个范围内变化时， 其稳态输出电压的变化量应不超过额定值的 5%， 同时当负载发生突变时， 其输出电压偏差不应超过额定值的± 10%。2. 输出电压的波形失真度对正弦波逆变器， 应规定允许的最大波形失真度 ( 或谐波含量 ) 。 通常以输出电压的总波形失真度表示， 其值应不超过 5%(单相输出允许 l0%) 。 由于逆变器输出的高次谐波电流会在感性负载上产生涡流等附加损耗，如果逆变器波形失真度过大，会导致负载部件严重发热，不利于电气设备的安全，并且严重影响系统的运行效率。3. 额定输出频率对于包含电机之类的负载，如洗衣机、电冰箱等，由于其电机最佳频率工作点为 50Hz，频率过高或者过低都会造成设备发热， 降低系统运行效率和使用寿命， 所以逆变器的输出频率应是一个相对稳定的值，通常为工频 50Hz，正常工作条件下其偏差应在 l% 以内。4. 负载功率因数表征逆变器带感性负载或容性负载的能力。 正弦波逆变器的负载功率因数为 0.7 ～ 0.9 ，额定值为 0.9 。在负载功率一定的情况下，如果逆变器的功率因数较低，则所需逆变器的容量就要增大， 一方面造成成本增加， 同时光伏系统交流回路的视在功率增大， 回路电流增大，损耗必然增加，系统效率也会降低。5. 逆变器效率逆变器的效率是指在规定的工作条件下，其输出功率与输入功率之比，以百分数表示，一般情况下，光伏逆变器的标称效率是指纯阻负载， 80%负载情况下的效率。由于光伏系统总体成本较高， 因此应该最大限度地提高光伏逆变器的效率，降低系统成本，提高光伏系统的性价比。目前主流逆变器标称效率在 80%～ 95%之间，对小功率逆变器要求其效率不低于 85%。在光伏系统实际设计过程中，不但要选择高效率的逆变器，同时还应通过系统合理配置，尽量使光伏系统负载工作在最佳效率点附近。6、额定输出电流 ( 或额定输出容量 )表示在规定的负载功率因数范围内逆变器的额定输出电流。 有些逆变器产品给出的是额定输出容量，其单位以 VA或 kVA 表示。逆变器的额定容量是当输出功率因数为 1( 即纯阻性负载 ) 时，额定输出电压为额定输出电流的乘积。7、保护措施一款性能优良的逆变器， 还应具备完备的保护功能或措施， 以应对在实际使用过程中出现的各种异常情况，使逆变器本身及系统其他部件免受损伤。(1) 输入欠压保户：当输入端电压低于额定电压的 85%时，逆变器应有保护和显示。(2) 输入过压保户：当输入端电压高于额定电压的 130%时，逆变器应有保护和显示。(3) 过电流保护：逆变器的过电流保护， 应能保证在负载发生短路或电流超过允许值时及时动作， 使其免受浪涌电流的损伤。当工作电流超过额定的 150%时，逆变器应能自动保护。(4) 输出短路保户逆变器短路保护动作时间应不超过 0.5s 。(5) 输入反接保护：当输入端正、负极接反时，逆变器应有防护功能和显示。(6) 防雷保护：逆变器应有防雷保护。(7) 过温保护等。另外， 对无电压稳定措施的逆变器， 逆变器还应有输出过电压防护措施， 以使负载免受过电压的损害。8. 起动特性表征逆变器带负载起动的能力和动态工作