浅析组串式和集中式逆变器安全可靠性辩析.docx

浅析组串式和集中式逆变器安全可靠性 2014年的慕尼黑的intersolar论坛上，资深的光伏从业人士Manfred Bachler（曾是全球最大的EPC厂商Phoenix solar的首席技术官）提出了用组串式逆变器改造现存的集中式逆变器的方案，给出的结论是5～6年可以收回改造的成本，主要的原因是因为集中式逆变器维护麻烦，可用性差，仅仅在可用度方面就比组串式逆变器差6%。 近日，行业内对于组串式与集中式逆变器的故障率、可靠性众说纷纭。本文将从以下几个角度详细分析，抛砖引玉。 1、系统可靠性基本原理差异 组串式方案组件和逆变器直接相连，逆变器输出通过升压变接入电网，输变电链路设备少，直流线缆短，输电主要以交流线缆为主；集中式方案主要设备有直流汇流箱、直流配电柜、逆变器以及升压变，输变电链路设备多，输电线路直流线缆较多。笔者将从以下几个方面分析系统方案可靠性原理差异。 1.1直流和交流线路对系统安全性能的影响 直流电特点是易产生拉弧故障且不易熄灭，存在无法扑灭的风险，因为只要有光照，就会有电流产生，危害性大；交流电由于存在过零点，即使发生电弧故障，电弧也会在过零点处熄灭，危害性小。 1.2系统故障响应时间 交流侧出现短路故障时，由于能量来自于电网，能量足够大，电气保护设备可及时跳脱，切断短路路径，保护用电设备；直流侧短路时，由于故障电流小，且断路器常有降额设计，断路器不能快速保护，切断短路路径，其间可能出现绝缘老化、软化，进而引发火灾。 ? 1.3关键设备成熟度 由于交流电技术已经发展了100多年，发电技术稳定、成熟，应用范围广，与之相关的电器件也已发展成熟；而直流电是随着光伏行业才逐步发展起来的，技术积累少，有很多亟待解决的技术难题；且直流电压范围广，能量差异较大，相关应用器件发展还不成熟，如，用于高压直流保护的器件，只有极少数厂家才能提供。 1.4系统关键器件选型 当前，逆变器器件选型时，部分厂家为追求低成本，交流断路器用在集中式逆变器直流侧的现象非常普遍，这样会对系统带来极大的安全隐患；首先，由于交流电和直流电电压等级不同，交流断路器用于直流场景，则工作电压超出器件额定电压，长期使用会造成断路器功能失效，安全隐患大；其次，由于直流电压等级高，工作电流大，断路器切断过程易产生电弧，直流和交流特点不同，断路器灭弧装置设计也势必不同，当交流断路器应用在直流场景时，直流电弧不能有效熄灭，如果电弧持续太久（几十毫秒），则会产生爆炸事故。 从以上系统角度分析可知，组串式逆变器比集中式逆变器可靠性更好，组串式方案比集中式方案更安全，更可靠。据统计，集中式逆变器几乎每月都有起火烧毁的重大事故，而组串式直流线缆很短，交流部分安全性经过一百多年验证，全球范围至今10G以上组串式电站，也未听说发生过严重的起火事故。 2、逆变器失效率差异 集中式逆变器和组串式由于功率等级不同，其结构特点、散热方式、以及防护等级等都会有所不同，从而整机失效率也会有差异。 2.1组串式逆变器失效率 业界一些知名的组串式逆变器厂家按照25年系统可靠运行设计，采用自然散热方式，无外置风扇，实现内外部的环境隔离，防护等级达IP65，可以使内部器件保持在无尘和稳定的环境中运行，大大降低了温度、风沙、湿气、盐雾等外部环境对器件寿命的影响，可靠性大大增强。同时系统无易损部件，无熔丝等需定期更换的器件，整机故障率小于1%，实现了系统免维护。 2.2集中式逆变器失效率 集中式逆变器方案一般采用常规的土建房或集装箱式机房，防护等级IP54，但因机房普遍采用直通风式散热方案，实际只能达到IP44或者更低，无法阻挡风沙、灰尘和腐蚀性气体进入逆变器，因此集中式逆变器内部电路器件容易暴露在恶劣的工作环境下，如灰尘在逆变器内电路板、端子排等的累积会造成爬电距离减小，最终造成放电、起火等安全风险；湿尘在PCB或元器件间易形成漏电效应和腐蚀效应，造成信号的异常或高压拉弧打火，还有可能造成电网对PE的短路，引起逆变器异常关机或炸毁；同时逆变器风扇是易损件，平均使用寿命约为5年左右。北方很多电站是在戈壁滩上建设，其实际是典型的盐碱地，灰尘中含大量的盐离子成分。在昼夜间歇工作模式下，发生腐蚀和漏电的概率比常规的电气设备大很多；据统计，集中式逆变器失效率大于3%。 通过以上几方面对比分析知，集中式逆变器失效率是组串式逆变器的3倍以上，组串式逆变器相比集中式逆变器，可靠性更高，系统稳定性更好。 3、逆变器散热原理差异 由于功率等级不同，组串式逆变器和集中式逆变器发热程度也会有很大差异，逆变器散热方式，决定着产品整机可靠性。 3.1热产生机理差异 组串式逆变器单个功耗数百瓦，可以实现自然散热设计，且可满足60℃环境温度下可靠运行；集中式逆变器，尤其是10尺集装箱方案，1MW的损耗高达30千瓦，相当于有30个1