光伏逆变器.docx
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光伏逆变器.docx
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光伏逆变器
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
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- 逆变器