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4、組串式逆變器的25年使用壽命難以滿足，將嚴(yán)重影響電站收益

組串式方案在故障處理方面采用了整機(jī)替換的模式，確實(shí)在一定程度上減輕了電站一線工作人員的工作難度和技術(shù)能力要求。但打開組串式逆變器，發(fā)現(xiàn)里面布滿了大量的電解電容。國際知名電解電容生產(chǎn)廠家的技術(shù)資料表明，電容電解在正常條件下，平均最長壽命是15年，而在自然冷散熱的戶外高溫環(huán)境條件下，平均壽命不到8年。整個(gè)設(shè)備壽命其實(shí)就是由電解電容決定的，在25年運(yùn)營期內(nèi)，2--3次整機(jī)替換的后期成本將極大影響電站的整體收益。

5、通過24塊組件一串增加組串式逆變器的容配比，可能影響電站安全運(yùn)行

通過合理的超配方案設(shè)計(jì)，可以實(shí)現(xiàn)對光伏系統(tǒng)的優(yōu)化，最大限度發(fā)揮逆變器效能，提高發(fā)電量，系統(tǒng)平均化度電成本進(jìn)一步降低，提升投資方整體收益。

以某采煤沉陷區(qū)光伏電站為例，光照資源屬于三類地區(qū)，電站位于采煤沉陷區(qū)廢棄地、煤矸石山、采礦回填區(qū)等。由于長期的礦產(chǎn)采掘，沉陷區(qū)內(nèi)礦體表層土壤剝除，地表植被遭到嚴(yán)重破壞，水土流失和土壤沙化嚴(yán)重加劇，地表變形、崩塌明顯，造成組件朝向很難實(shí)現(xiàn)最佳角度；同時(shí)考慮組件輸出至逆變器輸入側(cè)的系統(tǒng)損耗，為了充分利用逆變器的額定容量，降低系統(tǒng)投資成本，山地電站普遍采用提高組件與逆變器的容量比值，容配比一般選擇在1.1~1.2之間。

采用集散式方案，可通過增加匯流箱輸入路數(shù)或增加匯流箱數(shù)量，實(shí)現(xiàn)容配比的任意調(diào)整；而組串式方案由于采用逆變器輸出側(cè)交流并聯(lián)方案，直流輸入路數(shù)為固定不可調(diào)，50KW組串式逆變器一般只能配置47~50KW左右的組件，容配比只能接近或達(dá)到1，系統(tǒng)成本將大幅增加。

假設(shè)集散式方案容配比設(shè)計(jì)為1.15，組串式方案容配比設(shè)計(jì)為1考慮，100MWp可節(jié)省逆變器、箱變及升壓線路的配置13MW，節(jié)省初始投資成本達(dá)2500萬，約0.25元/Wp。
為提高組串式逆變器的容配比，部分組串式逆變器廠家表述可采用23~24塊一串的方案取代22塊一串，通過增加組件串聯(lián)數(shù)量實(shí)現(xiàn)容配比的調(diào)節(jié)。為了驗(yàn)證該組串方案的科學(xué)性，假設(shè)選用23塊組件進(jìn)行串聯(lián)：

(1) 為保證開路條件下，組串電壓不高于1000V，反算每塊組件最大輸出電壓不應(yīng)大于43.47V；

(2) 按光伏組件的STC(標(biāo)準(zhǔn)測試環(huán)境)，輻照度1000W/m2，電池溫度25℃，根據(jù)290Wp單晶硅組件開路電壓溫度系數(shù)為-0.330%/℃，以及STC測試條件下開路電壓為39.31V，反算出當(dāng)?shù)氐乇頊囟炔粦?yīng)低于-7.13℃。

(3) 某采煤塌陷區(qū)全年平均最低溫度-7.8℃，極端最低氣溫-18℃，歷史極端最低氣溫-20℃。而且本光伏電站位于山區(qū)，項(xiàng)目所在地的極端最低氣溫很有可能將在-20℃以下。

以上計(jì)算說明采用23塊以上組件串聯(lián)，在電站25年運(yùn)營期內(nèi)很可能將存在開路電壓超過1000V的情況，這也將超出單/多晶硅片、逆變器、光伏電纜等設(shè)備和材料的標(biāo)稱耐受電壓，具有極大的安全隱患，并也不能切合國家相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)和規(guī)范。當(dāng)前，雖然有部分廠家推出直流輸入電壓達(dá)1100V的逆變器產(chǎn)品，但光伏電站是一個(gè)系統(tǒng)工程，涉及到硅片、電纜、開關(guān)等各種材料和設(shè)備，單單某個(gè)設(shè)備達(dá)到1100V電壓等級，并不代表系統(tǒng)能耐受1100V電壓。

6、集散式方案相比組串式方案，更能適應(yīng)山地電站安全可靠性要求

集散式逆變器方案與集中式逆變器方案在系統(tǒng)構(gòu)架上基本相同，且其帶有MPPT控制功能的智能MPPT匯流箱在安全保護(hù)功能上比傳統(tǒng)匯流箱強(qiáng)，具備完善的輸入隔離開關(guān)、支路電子“熔斷器”、防反隔離二極管、輸出直流斷路器等保護(hù)裝置，具備了各種短路拉弧故障模式的組串級主動式斷路保護(hù)功能。同時(shí)，由于MPPT匯流箱內(nèi)部采用電子開關(guān)取代了傳統(tǒng)的熔絲設(shè)計(jì)，有效解決了傳統(tǒng)集中式逆變器方案中匯流箱故障率高的問題。2MW集散式逆變器方案用2臺1MW逆變器取代20臺50kW組串式逆變器，集中升壓并網(wǎng)，集中逆變并網(wǎng)方案經(jīng)過了多年運(yùn)行于大型光伏電站的考驗(yàn)，在電網(wǎng)適應(yīng)性方面沒有任何問題。

而組串式逆變器在大型光伏電站的運(yùn)行時(shí)間還較短，而且市場上出現(xiàn)過系統(tǒng)振蕩導(dǎo)致的脫網(wǎng)事故，因此可以說組串式逆變器在大型光伏電站的應(yīng)用還需要時(shí)間的檢驗(yàn)。下面，對電網(wǎng)適應(yīng)性和安全性的幾個(gè)方面風(fēng)險(xiǎn)也可以進(jìn)行對比分析：

(1) 零電壓穿越保護(hù)的問題

根據(jù)組串式逆變器組網(wǎng)方式可知，組串式方案中逆變器間無高頻載波同步，原理上無法解決逆變器間的并聯(lián)環(huán)流問題。其次，因組串式方案交流側(cè)采用多機(jī)并聯(lián)模式，造成多臺逆變器在電網(wǎng)電壓跌落時(shí)無法統(tǒng)一輸出電壓及電流的相位。實(shí)驗(yàn)室中的測試僅表明單個(gè)設(shè)備能夠?qū)崿F(xiàn)穿越功能，但現(xiàn)場并聯(lián)機(jī)器數(shù)量多，工況復(fù)雜，多重因素可能會影響現(xiàn)場逆變器對零電壓穿越故障的判定和過程控制。

(2)支持電網(wǎng)調(diào)度問題

按當(dāng)前電力公司對光伏電站的調(diào)度要求，一般采用通過RS485總線通訊方式，來控制電站中的逆變器輸出有功或無功功率，集散式逆變器方案2MW共2臺逆變器，調(diào)度更加快捷和方便。
而組串式逆變器方案，組串式逆變器數(shù)量較多，1MWp光伏陣列一般配20臺50kW組串式逆變器，組串式組網(wǎng)方式通常通過集中的通信管理機(jī)實(shí)現(xiàn)，調(diào)度指令先下發(fā)到通信管理機(jī)，然后再統(tǒng)一下發(fā)給同一通信管理機(jī)下面對應(yīng)逆變器。由于每臺逆變器所處的工況不會相同，極有可能會出現(xiàn)電網(wǎng)功率調(diào)度的功率與系統(tǒng)實(shí)際響應(yīng)的功率不一致的情況。造成調(diào)度數(shù)據(jù)不準(zhǔn)，對電網(wǎng)安全造成隱患。

(3) “無熔絲”設(shè)計(jì)的安全風(fēng)險(xiǎn)

由于光伏電池組件“電流源”輸出的特性，傳統(tǒng)的保護(hù)方案，無論是有熔絲還是取消熔絲的設(shè)計(jì)都存在保護(hù)的局限性，特別是當(dāng)設(shè)備內(nèi)部出現(xiàn)短路以及直流側(cè)出現(xiàn)拉弧等故障時(shí)，都無法實(shí)現(xiàn)有效保護(hù)，從而將光伏發(fā)電系統(tǒng)置身于巨大的安全風(fēng)險(xiǎn)之中。

與簡單去掉直流側(cè)支路熔絲的方案不同，集散式方案創(chuàng)新提出采用“電子熔斷器”替代普通熔斷器的方式，在MPPT匯流箱輸入端采用了可重復(fù)使用/可自動恢復(fù)的智能“電子熔斷器”，實(shí)現(xiàn)甚至1A以下的故障電流的有效檢測及快速阻斷。當(dāng)系統(tǒng)出現(xiàn)拉弧、短路甚至起火等嚴(yán)重故障時(shí)，控制系統(tǒng)主動發(fā)出控制信號，快速斷開與電池板的物理連接，最大限度地保護(hù)系統(tǒng)安全，特別是在山地和有防火要求的應(yīng)用環(huán)境中，這種高可靠性的設(shè)計(jì)就顯得尤為重要。

編后語

小編認(rèn)為，從集中式逆變器的一家獨(dú)大，到集中式逆變器與組串逆變器的“雙雄爭霸”，再到集散式逆變器的成熟應(yīng)用，中國光伏逆變器技術(shù)路線已呈現(xiàn)出“三足鼎立”的局面。而在激烈的競爭中，集散式逆變器的優(yōu)異表現(xiàn)，符合光伏領(lǐng)跑者計(jì)劃的初衷，支持先進(jìn)技術(shù)產(chǎn)品擴(kuò)大市場，加速淘汰技術(shù)落后產(chǎn)品，促進(jìn)企業(yè)良性競爭。