前言:據(jù)相關(guān)調(diào)查,截至2013年12月,在容量為5MW以上的太陽(yáng)能電站中,全球約2%的電站采用了組串式方案接入。這一比例在德國(guó)最高也僅達(dá)12%,而在太陽(yáng)能發(fā)展迅速的中國(guó)僅不到1%。在美國(guó)5MW以上的地面電站達(dá)2.3GW,采用組串式方案接入的比例同樣不到1%,而在印度這一比例更低,印度作為新興的太陽(yáng)能市場(chǎng),容量5MW以上的光伏地面電站達(dá)580MW,幾乎所有的5MW以上太陽(yáng)能地面能電站均采用集中式并網(wǎng)逆變器。綜上所述,集中式逆變器在大型地面電站中應(yīng)用的認(rèn)可度極高。
IHS統(tǒng)計(jì)資料:5MW以上的太陽(yáng)能電站逆變器應(yīng)用占比
近年來(lái)組串式逆變器也開(kāi)始應(yīng)用在5MW以上的大型地面電站中,這引起了太陽(yáng)能業(yè)界對(duì)這兩個(gè)應(yīng)用方案的爭(zhēng)論,那么,組串式方案與集中式方案到底哪個(gè)更好呢?它們各自的優(yōu)勢(shì)是什么?
一、關(guān)于收益:
某電站實(shí)測(cè)資料分析
注:考慮到6月8日組串式陣列因停機(jī)或其他原因造成的發(fā)電量異常,故剔除該日資料。
通過(guò)對(duì)某電站逆變器的實(shí)際資料,從組串輸出功率、元件衰減程度、交直流線損三個(gè)因素綜合考慮,組串式逆變器與A、B兩家廠商的相比均低于1%以上,而與C廠家相比也才高出1%,綜合平均之后組串式逆變器要比集中式逆變器發(fā)電量低0.864%。
二、關(guān)于大型地面電站對(duì)設(shè)備功能的要求:
(1)零電壓穿越保護(hù)的問(wèn)題
根據(jù)GB/T19964-2012中對(duì)低電壓穿越故障的要求,逆變器必須具備零電壓穿越能力,要求逆變器能夠在電網(wǎng)電壓跌至0時(shí),保持0.15s并網(wǎng)運(yùn)行,當(dāng)電壓跌至曲線1以下,允許逆變器從電網(wǎng)中切出。
光伏發(fā)電站的零電壓穿越能力要求:
組串式逆變器的劣勢(shì):組網(wǎng)方式限制——其逆變器間無(wú)高頻載波同步,無(wú)法解決逆變器間的并聯(lián)環(huán)流問(wèn)題;距離箱變遠(yuǎn)端的逆變器線路阻抗較大;多機(jī)并聯(lián)模式——多臺(tái)逆變器在電網(wǎng)電業(yè)跌落時(shí)會(huì)無(wú)法統(tǒng)一輸出電壓及電流的相位。
集中式并網(wǎng)逆變器:均可通過(guò)實(shí)驗(yàn)室和現(xiàn)場(chǎng)的低電壓穿越測(cè)試。
(2)防孤島保護(hù)
孤島效應(yīng):是指當(dāng)電網(wǎng)的部分線路因故障或維修而停電時(shí),停電線路由所連的并網(wǎng)發(fā)電裝置繼續(xù)供電,并連同周圍負(fù)載構(gòu)成一個(gè)自給供電的孤島的現(xiàn)象。GB/T19964-2012標(biāo)準(zhǔn)要求電站具有防孤島保護(hù)設(shè)備,通常情況下逆變器采用主動(dòng)+被動(dòng)雙重防孤島保護(hù),以保障在任何情況下逆變器能可靠地?cái)嚅_(kāi)與電網(wǎng)的連接。主動(dòng)保護(hù)通常采用向電網(wǎng)注入很小的干擾信號(hào),通過(guò)檢測(cè)回饋信號(hào)判斷是否失電,而被動(dòng)保護(hù)通常采用檢測(cè)輸出電壓、頻率和相位的方式來(lái)判定孤島狀態(tài)的發(fā)生。
組串式逆變器:交流側(cè)直接并聯(lián),因主動(dòng)保護(hù)而采用注入失真信號(hào)的方式無(wú)法應(yīng)用在多機(jī)并聯(lián)的系統(tǒng)中,無(wú)法執(zhí)行孤島保護(hù)中的主動(dòng)保護(hù)。
——應(yīng)用風(fēng)險(xiǎn):產(chǎn)生諧振孤島將會(huì)對(duì)線路檢修人員造成安全威脅,對(duì)用電設(shè)備造成損害,嚴(yán)重影響電站的運(yùn)行安全等等。
集中式逆變器:交流輸出無(wú)需匯流,直接接入雙分裂繞組變壓器,同時(shí)執(zhí)行主動(dòng)和被主動(dòng)孤島保護(hù)。
(3)支持電網(wǎng)調(diào)度
兩者共同點(diǎn):均采用RS485作為通訊接口,回應(yīng)速度均相應(yīng)較慢。
組串式逆變器:每兆瓦需對(duì)40臺(tái)逆變器調(diào)度,不利于電站的遠(yuǎn)端調(diào)度管理;
集中式逆變器:每兆瓦僅對(duì)2臺(tái)逆變器調(diào)度,較為方便。
(4)PID效應(yīng)抑制策略
目前公認(rèn)的最為可靠抑制PID效應(yīng)的解決方法:逆變器負(fù)極接地
組串式逆變器:采用虛擬負(fù)極接地電路的方式來(lái)抑制PID效應(yīng),如虛擬電路發(fā)生故障組串式逆變器則無(wú)法保障對(duì)PID效應(yīng)抑制,遠(yuǎn)比實(shí)體負(fù)極接地可靠性差。
集中式逆變器:采用絕緣阻抗監(jiān)測(cè)+GFDI(PV Ground-Fault Detector Interrupter,由分?jǐn)嗥骷蛡鞲衅鹘M成)方案,即逆變器即時(shí)監(jiān)測(cè)PV+對(duì)地阻抗。當(dāng)PV+對(duì)地阻抗低于閾值的時(shí)候,逆變器就會(huì)立刻報(bào)警停機(jī)。
(5)分?jǐn)嗥骷Wo(hù)
組串式逆變器:直流側(cè)采用直流開(kāi)關(guān)而非斷路器,直流開(kāi)關(guān)在直流側(cè)發(fā)生接地故障的時(shí)候并不具備分?jǐn)嗄芰?,因此無(wú)法切點(diǎn)故障點(diǎn),會(huì)造成硬件保護(hù)功能的缺失。
三、關(guān)于維護(hù)效率:
(1)備用逆變器
組串式逆變器:若按100MW電站算,組串式逆變器需要4000臺(tái),而廠家提供的只有10臺(tái),比例僅為0.25%。但其元器件數(shù)量眾多,逆變拓?fù)鋸?fù)雜等原因故障率遠(yuǎn)高于0.25%。而多數(shù)大型地面電站地處沙漠、戈壁,其物流、搬運(yùn)等均成了比較現(xiàn)實(shí)的問(wèn)題?! ?/div>
(2)現(xiàn)場(chǎng)更換
組串式逆變器:大型地面電站占地面積通常較大,部分電站現(xiàn)場(chǎng)道路條件較差,地形特殊,造成現(xiàn)場(chǎng)維護(hù)的諸多不便。特別是山地、丘陵電站,現(xiàn)場(chǎng)道路條件較差,運(yùn)維人員無(wú)法將組串式逆變器直接運(yùn)輸至故障點(diǎn)進(jìn)行更換。
集中式并網(wǎng)逆變器:多采用器件組件化設(shè)計(jì),主要器件均可通過(guò)插拔的方式快速更換,在故障定位后,維護(hù)時(shí)間不會(huì)超過(guò)20分鐘。另外,集中式逆變廠商在電站附近的城市均建立有售后服務(wù)中心及備件管理中心。
(3)維護(hù)成本
組串式逆變器:整機(jī)更換的維護(hù)方式的成本更高,在質(zhì)保期過(guò)后,其維護(hù)費(fèi)用將在電站運(yùn)行費(fèi)用中占比不小。
集中式逆變器:更換故障組件方式的維護(hù)成本低。
通過(guò)以上各方面的比較,我們或許可以看到集中式逆變器的優(yōu)勢(shì)是遠(yuǎn)遠(yuǎn)大于組串式逆變器的。但是未來(lái)組串式逆變器的發(fā)展會(huì)不會(huì)更好,會(huì)不會(huì)把這些缺點(diǎn)都變成優(yōu)點(diǎn),成功逆襲集中式逆變器,這些都是有可能的。
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