集中式与组串式逆变器在光伏电站的应用分析

时间: 2024-09-12 17:15:00 |   作者: AC电源接口

  摘要：逆变器作为并网光伏电站关键设备之一，其性能直接影响整个并网光伏电站的发电效益．对大型光伏电站投资所需成本和发电效益的问题，对集中式逆变器和组串式逆变器的优缺点做多元化的分析，并通过工程实例分析了大型光伏电站中集中式逆变器和组串式逆变器的应用，比较了２种逆变器的投资所需成本、发电效益和运维情况．结果为，大型光伏电站中采用组串式逆变器能大大的提升发电效益，降低投资成本．

  在能源紧缺和环境污染严重的形势下，在拥有大面积荒地和荒漠资源，太阳能丰富的西北地区，大型光伏电站获得大规模的建设．光伏电站关键设备最重要的包含光伏组件、支架、并网逆变器、箱式变压器等．光伏并网逆变器主要是将光伏组件输出的直流电转换为符合电网要求的交流电，其性能直接影响到整个太阳能光伏电站的可靠性和经济性［１－５］．文献［１－３］主要从集中式逆变器和组串式逆变器的安全性、稳定性、本以及实用性等方面做了分析，得出了组串式逆变器能大大的提升光伏电站的发电效率，适应不一样类型的电站场景，具有较明显的优势．本文结合具体的工程实例，利用实际数据分析组串式逆变器和集中式逆变器在成本、发电效益以及运维方面的不同．

  以榆林神木某地面光伏电站为例，该项目位于陕西省榆林市神木市，装机容量为１００ ＭＷ，分两期建设，第一期 为５０ ＭＷ，已 于２０１５年 投 入 运 行，第 二 期５０ ＭＷ 于２０１６年 建 设 完 成 投 入 运 行；第 一 期５０ＭＷ 中采用了集中式和组串式２种逆变器，其中３５个方阵采用集中式逆变器，１５个方阵采用组串式逆变器．工程采用３２５ Ｗ 多晶硅光伏组件，组件间距为８ｍ，支架采用固定倾斜角为３９°的固定式安装．项目设计运行期内年均上网电量为１３９０６．８６ 万ｋＷ·ｈ，运行期２５年内的平均发电量为３４．８ 亿Ｗ·ｈ／年，可利用小时数为１３８０ｈ／年．集中式逆变器的光伏发电单元为：光伏组件—直流汇流箱—逆变器—升压变接入电网，输电线路多以直流电缆为主；组串式逆变器的光伏发电单元 ｏ ：光伏组件—逆 变器—交流汇流箱—升压变接入电网，输电线路多以交流电缆为主．

  光伏组件串联的数量由逆变器的最高输入电压和最低工作电压、光伏组件允许的最大系统电压所确定．光伏组件组串的并联数量由逆变器的额定容量确定［６－７］．光伏组件的串联数量公式为Ｎｍｉｎ（Ｖｄ１／Ｖｍｐ）≤ Ｎ ≤ Ｎｍａｘ（Ｖｄ２／Ｖｏｃ）． （１）式中：Ｖｄ２ 为逆变器输入直流侧最大电压，Ｖｄ１ 为逆变器输入 直 流 侧 最 小 电 压，Ｖｏｃ 为 电 池 组 件 开 路 电 压，ｍｐ 为电池组件最佳工作电压，Ｎ 为电池组件串联数．１ＭＷ 集中式光伏发电单元中，光伏组件选用３２５Ｗ 光伏组件，逆变器采用２台５００ｋＷ 集中式逆变器，则光伏组件串联数量为１３≤Ｎ≤２２．

  根据场址区的气候环境并结合光伏组件温度修正参数以及逆变器最佳输入电压修正计算后光伏组件的串联数为１８块．则每一路组件串联的额定功率容量为５８５０ Ｗ．１ＭＷ 组串式光伏发电单元中，光伏组件选用３２５ Ｗ，逆变器采用５０ｋＷ 组串式逆变器，则每一路光伏组件串联数为２０块.

  逆变器是光伏组件的控制中心，其上限功率跟踪的准确性直接影响光伏组件的实际输出．集中式逆变器多以５００ｋＷ 为基本的产品，采用单路上限功率点跟踪（ＭａｘｉｍｕｍＰｏｗｅｒＰｏｉｎｔＴｒａｃｋｉｎｇ，ＭＰＰＴ），ＭＰＰＴ的电压范围较窄，一般为４５０～８２０Ｖ．光伏组件的遮挡、衰减以及组件间间距不同等因素造成的组串电压差异会影响整个光伏电站的发电效益．集中式逆变器采用强制冷却方式保证设备温度工作在允许范围内，其谐波分量少，电能质量高，所需数量少，便于管理，大多数都用在日照均匀的大型光伏电站、荒漠电站，系统总功率较大，一般在兆瓦级以上［８－１１］．

  串式逆变器规格一般在２０～６０ｋＷ 以下，采用模块化设计，每台逆变器具备多路独立 ＭＰＰＴ，由此减少光伏组件最佳工作点与并网逆变器不匹配的问题，同时不受光伏组件模块差异化的影响，最大限度地提高了发电效益，能适应多种场合，主要使用在于屋顶光伏电站，中小型地面光伏电站以及具有特殊地形的光伏电站中．另外，每一路可单独跟踪，单路故障影响小，ＭＰＰＴ跟踪范围较广，能轻松实现精细化管理每路光伏组件的输出．组串式逆变器无需专业工程师维护，现场安装调试简单，无需专业技术人员值守，实现“傻瓜式”维护，然散热（无风扇），自耗电小，防护等级ＩＰ６５，能在雨水、风沙和盐雾环境下可靠运行［１２－１５］．３ 逆变器并网方案

  大型地面光伏电站广泛采用以１ＭＷ 为模块单元的“模块式发电，集中并网”方案．文中分别以１ＭＷ伏发电单元分析组串式和集中式逆变器的并网方案．集中式方案中，每个１ ＭＷ 集中式光伏发电单元的光伏组件通过直流汇流箱分别连接至２台５００ｋＷ 集中式逆变器，经逆变器逆变后连接至１台箱式变压器，然后通过两条汇集线ｋＶ 升压站，升压后并入公用电网，电站内采用集中式无功补偿装置ＳＶＧ，安装于１１０ｋＶ 升压站如图１所示．１ＭＷ 子方阵布置如图２所示。

  组串式方案中，每个１ＭＷ 光伏发电单元，每８串光伏组件通过电缆连接至１台５０ｋＷ 组串式逆变器，每４台组串式逆变器连接１台（４进１出）交流汇流箱，共采用５台交流汇流箱后并入 １ 台（１０００ｋＶＡ）双绕组升压变，通过升压变升压后接入１１０ｋＶ 升压站，电站内采用集中式无功补偿装置ＳＶＧ，安装于１１０ｋＶ 升压站，如图３所示，１ＭＷ 子方阵布置如图４所示。

  大型光伏电站的投资最重要的包含设备投资和施工投资．设备包括光伏组件、汇流箱、逆变器、箱式变压器、支架、交直流电缆等；施工投资包括设施安装、桩基工程、电缆敷设及设备基础等．１ＭＷ 光伏发电单元采用集中式逆变器和组串式逆变器方案设备成本如表１，２所示（不计入相同部分组件）．表１，２显示，在施工费用基本相同下，组串式逆变器略微降低了建设成本。

  以光伏电站两个相邻的１０＃ 、１１＃ 方阵为例，计了６月份７天时间的发电量，其中１０＃ 方阵采用集中式逆变器，１１＃ 方阵采用组串式逆变器，电量对比如图５所示．

  归一化后的计算根据结果得出，组串式方案比集中式方案发电量提升６％．在统计中发现，在不同天气、组件遮挡等因素的影响下，组串式逆变器比集中式逆变器将会促进提高发电效益。

  目前，大型光伏电站具有占地面积广，光伏组件数量多等特点，运维问题的投入在光伏电站中占据主要部分．集中式逆变器和组串式逆变器的运维情况主要体现在以下几方面：

  （１）在系统维护方面：由于集中式逆变器设备复杂，逆变器故障时要专业人员到场维修，停电时间长，发电量损失严重．组串式逆变器功率等级小，设备基本免维护，并可以整机更换，设备故障时，可由电站运维人员直接更换，停电时间短．但是从运维管理人角度分 析，集 中 式 逆 变 器 数 量 较 少，便 于 管理［１６－１７］．

  （２）从系统安全性方面：集中式逆变器由于光伏组件输出的直流电需要经过汇流箱等长距离的传输后，连接至逆变器中，并且直流汇流箱连接时会产生大量熔丝，故直流侧会造成拉弧故障，运维人员带来困难．对于组串式逆变器，光伏组件输出的直流电直接与逆变器直流侧相连，直流侧传输线路较短，产生损耗小，不易产生火灾故障［１８－１９］．

  （３）环境适应性方面：集中式逆变器采用集装箱式机房，一定要通过通风式散热方案，并且防护等级为Ｐ５４，无法适应风沙、灰尘、雨水、烟雾等恶劣环境；组串式逆变器防护等级达到ＩＰ６５，大幅度降低了风沙、灰尘、雨水、烟雾等恶劣环境对其运行稳定性的影响。

  由于各厂家的组串式逆变器和集中式逆变器在性能、质量上有所差别，本文选用神木某电站集中式逆变器（１ＭＷ）和组串式逆变器（５０ｋＷ）进行建设成本分析（不计入相同部分，如组件等），通过一系列分析，在整体电站建设投资上，组串式逆变器方案略有优势，整体价格水平相差不大．组串式逆变器 ＭＰＰＴ 方案相对于集中式逆变器 ＭＰＰＴ 方案能更精确地实现能量收集，发电量损失较低，组串式方案较集中式方案发电量能大大的提升６％．从运维角度分析，组串式逆变器简单灵活的组网方式和精细化的管理可以给电站运维人员带来诸多方便，同时能适应不同地形，如地面起伏不平、局部遮挡、朝向不一致，在建设条件多样性来说组串式逆变器具有较大优势．

  根据分析结果，建议目前阶段对组串式逆变器的稳定性、发电效益、实用性以及运维成本等方面做深入评估，保证测算光伏电站投资效益时考虑周全，在合理控制风险的基础上进行组串式逆变器的应用，提高光伏电站的投资回报，推动光伏产业的发展．