大型光伏电站组串式逆变器布置方案分析

2021-05-19高立刚田莉莎陈亮亮

西北水电 2021年2期

高立刚，田莉莎，张堃，陈亮亮

(中国电建集团西北勘测设计研究院有限公司，西安 710065)

0 前言

随着光伏发电系统成本的不断下降，光伏发电项目正式进入了“平价时代”，如何降低电站投资成本、提高电站发电量和整体收益率，成为光伏电站投资领域关注的焦点。影响光伏电站投资收益的因素较多，设备集成方案、设计方案、安装工艺及弃光限电等都会对投资收益产生影响。本文通过比较目前主流的组串式逆变器设计布置方案，从系统成本、线缆损耗、发电量比较等角度综合分析，提出实现降低光伏电站度电成本的优化方案。

1 大型光伏发电项目投资面临的形势

“十三五”以来，太阳能发电发展迅速，截至2019年底，太阳能发电装机20 430万kW(不含光热发电)，在可再生能源总装机中占比25.7%。2019年，全国光伏年发电量为2 243亿kWh，同比增长26%，占全社会各类电源年发电量3.1%。光伏发电成本持续降低，将逐渐成为未来能源转型中发挥“主力军”[1]。

2020年是我国推进光伏发电“平价上网”的承上启下之年，如何做好从补贴走向平价对实现行业的持续健康发展至关重要。根据国家发展改革委发布的《关于2020年光伏发电上网电价政策有关事项的通知》，将纳入国家财政补贴范围的Ⅰ至Ⅲ类资源区新增集中式光伏电站指导价，分别确定为0.35、0.4、0.49元/ kWh，新增集中式光伏电站上网电价原则上通过市场竞争方式确定，不得超过所在资源区指导价，逐渐推动光伏补贴退坡。大型地面光伏发电项目如何降低电站投资成本、提高电站发电量和整体收益率越来越受到关注。

2 大型光伏发电项目关键设备分析

随着光伏发电基地建设、领跑者项目推广和应用，集中式光伏发电项目的规模越来越大。根据GB 50797-2012《光伏发电站设计规范》规定，项目安装容量大于30 MWp属于大型光伏电站，而目前大型光伏电站、特别是光伏基地等单体光伏项目的装机容量均在50～200 MWp。同时由于组件、逆变器等设备元器件的技术水平的提高，主流的组件、逆变器的电压等级从1 000 V提高至1 500 V，而1 500 V系统较1 000 V系统具有更低的初始投资成本以及更高的系统发电效率。根据交、直流汇流设计方案，1 500 V光伏子方阵的规模也从1 MWp提高至3.5 MWp左右。

除光伏组件外，并网逆变器也是光伏发电系统的核心装置，并网逆变器可以把光伏方阵的直流电转换成交流电，同时兼具 MPPT 最大功率控制、元件控制和保护等功能。

目前主流的并网逆变器为集中式逆变器和组串式逆变器。

2.1 集中型逆变器特点

(1) 系统拓扑结构采用DC-AC一级电力电子器件变换全桥逆变。

(2) 功率器件采用大电流IGBT，器件损耗较大，需要强制冷却方式保证设备温度。

(3) 防护等级一般为IP20，体积较大，室内立式安装或采用集装箱一体机安装方式。

(4) 一般采用单路或两路最大功率跟踪(MPPT) 跟踪，组件异常遮挡、组串距离差异等原因导致的组串电压差异，对子阵的整体发电量产生一定影响[2]。

2.2 组串式逆变器特点

(1) 拓扑结构采用DC-DC-BOOST 升压和DC-AC全桥逆变两级电力电子器件变换。

(2) 功率开关管采用小电流的MOSFET，器件损耗小，可采用自然散热或强制风冷的方式控制器件温度。

(3) 防护等级一般为IP65，体积较小，可室外挂式安装。

(4) 每台逆变器设18～20 路MPPT，每1～2 个组串接入1 路MPPT，每18～20个组串(约187～233 kW)对应1 台并网逆变器，组串间电压的差异不影响MPPT 电压的跟踪，可以跟踪到每个组串的最大功率点，减少组串不匹配，理论上可提高发电量[3]。

因组串式逆变器可以精确跟踪到每 1～2个组串的 MPPT，减小组串线缆距离差异、失配等原因导致的组串电压差异，理论上可以提高发电量和运行效益，所以越来越受到关注。随着电力电子元器件的价格进一步下调，组串型逆变器的竞争优势更加明显，而且组串型逆变器相比集中式逆变器，除了多路MPPT优势外，能更精准的识别每个组串故障，精准运维，效率大幅提升，因此应用场合也更加广泛。

根据目前市场份额和应用场景，两种类型的逆变器均在大型地面光伏电站中广泛应用。

3 两种组串式逆变器布置方案对比

传统的组串式逆变器布置方案是将组串式逆变器分散布置在子方阵的道路两侧，就地进行逆变，再经过交流线缆汇流至35 kV升压箱变低压侧。为保证压降和损耗，组串式逆变器至升压箱变采用变截面的低压交流电缆, 组串式逆变器传统布置方案(分散布置)见图1。

图1 组串式逆变器传统方案(分散布置)

优化方案将组串式逆变器进行集中布置，组件至逆变器的线缆采用变截面的直流线缆，组串式逆变器至35 kV升压箱变的低压侧采用母排(或电缆)连接，组串式逆变器优化布置方案(集中布置)见图2。

图2 组串式逆变器优化布置方案(集中布置)

3.1 实例

以青海某100 MWp平价项目为例，对组串式逆变器方案的2种布置方案的投资和发电量情况进行定量分析。

(1) 项目采用400 Wp单晶双面双玻的光伏组件，根据光伏组件参数及逆变器的电压范围，确定每个组件串为 26 块光伏组件组成。每个子阵有360个组件串单元。

(2) 项目装机容量为100 MWp，由32个3.7 MWp子方阵组成，每个 3.7 MWp 子阵采用18-20台1 500 V、175 kW的组串式逆变器及 1 台 3 150 kVA、37/0.8 kV 的升压箱变。选取2个3.7 MWp的相邻子方阵，采用组串式逆变器两种布置方案如下所示。

传统方案：分散布置

组串式逆变器分散布置在子方阵的道路两侧，组件串至组串式逆变器采用 GF-WDZCEER-125-DC1800V-2×4 mm2，组串式逆变器至升压箱变采用 ZR-YJY23-1.8/3kV-3×70 mm2、ZR-YJY23-1.8/3kV-3×95 mm2的电缆。

根据NB/T 10128-2019《光伏电站电气设计规范》中3.3.4有关要求，电池组串至逆变器直流侧最大压降不宜超过1%，逆变器至箱变低压侧压降不宜超过1%。组串至逆变器电缆GF-WDZCEER-125-DC1800V-2×4 mm2的最大长度为104 m，组串式逆变器至箱变电缆ZR-YJY23-1.8/3 kV-3×95 mm2的长度为165 m。经计算[6]，电池组件串至逆变器的压降为1.05%，逆变器至箱变低压侧第压降为1.01%，3.7 MWp子方阵传统方案布置见图3所示。

图3 3.7 MWp子方阵传统方案布置示意图

优化方案：集中布置

组串式逆变器集中布置在35 kV箱变旁边，组件串至组串式逆变器采用的电缆型号为 GF-WDZCEER-125-DC1800V-2×4 mm2或2×6 mm2，组串式逆变器至升压箱变低压侧采用电缆或母排连接，本项目逆变器至升压箱变低压侧选用ZR-YJY23-1.8/3kV-3 × 70 mm2进行连接。

根据NB/T 10128-2019《光伏电站电气设计规范》，优化方案采用集中布置，参照本规范3.3.3的要求，电池组串至逆变器直流侧不宜超过2%。组串至逆变器的电缆GF-WDZCEER-125-DC1800V-2×6 mm2电缆最大长度为265 m、组串式逆变器至箱变的电缆ZR-YJY23-1.8/3kV-3×70 mm2的长度为20 m，经计算[6]，电池组件串至逆变器侧的压降为1.78%，3.7 MWp子方阵优化方案布置见图4所示。