针对大硅片组件逆变器相关设计白皮书-solarbe文库

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2 针对大硅片组件逆变器相关设计白皮书据预测，到 2030 年中国碳排放将达到 116 亿吨的峰值，这是实现碳中和关键的里程碑。未来十年，非化石能源尤其是光伏将成为增量能源需求的主力。为早日实现可再生能源取代化石能源，要求光伏电站单瓦成本不断走低，促进迈入平价时代。在过去十年，产业链上下游不断通过技术创新成功驱动成本下降，例如组件端通过效率提升，增大硅片尺寸，改进辅材等技术手端不断降低单瓦成本；逆变器端通过功率密度提升，组串式架构创新等不断降低电气系统单瓦成本。去年，在各类创新面临 “天花板”之际，中国硅片行业又引领一次重大的技术突破大硅片技术。大硅片技术的突破为组件及系统成本进一步降低打开了一条新的通道。但同时对于产业链上下游配套带来了挑战。此外，不可否认在全行业聚焦降低光伏度电成本的同时，对于系统安全性的挑战考虑相对欠缺，尤其大硅片对组件电性能影响巨大，对电气系统长期可靠性挑战增加，因此如何在享受大硅片红利的同时保持系统长期安全可靠运行值得全行业予以关注。本白皮书旨在分析大硅片组件带来的挑战以及如何针对性地进行逆变器选型及相关要求，供行业参考。 PREFACE 前言光伏硅片尺寸行业演进第一阶段第二阶段第三阶段 1.1 光伏行业总体沿用半导体行业 6 英寸晶圆规格，硅片尺寸在 125mm。在技术及成本双轮驱动下， 125mm 硅片逐步被 156mm 硅片替代，至 2014 年前后，125mm 硅片基本退出舞台。硅片尺寸维持了基本稳定，在组件尺寸固定的约束下，硅片尺寸由早期的 M0（156mm）演进至 M1/M2（156.75mm），至 2018 年，业内主流采用 M2 标准。在技术驱动及成本压力下，硅片尺寸出现了 “百花齐放” ，由 M2（156.75mm）衍生出 G1（156.75mm 全方片）、 M6 （166mm）、 M10（182mm）、 G12（210mm）。光伏硅片的尺寸演进大体分为三个阶段图 1.1 硅片尺寸演进边长 156.75mm 对径 210mm 面积 24432mm 2 边长 158.75mm 对径 223mm 面积 25199mm 2 边长 163mm 对径 229mm 面积 26567mm 2 边长 166mm 对径 223mm 面积 27416mm 2 边长 182mm 对径 253mm 面积 33119mm 2 边长 210mm 对径 295mm 面积44096mm 2 边长 220mm 对径 311mm 面积 48396mm 2 行业趋势 01 1981-2012 2013-2017 2018 年至今1 针对大硅片组件逆变器相关设计白皮书光伏硅片尺寸影响组件规格 1.2 硅片尺寸的变化将直接导致硅片面积发生变化，而太阳电池输出电流直接与电池面积正相关，而组件是由一定数量的电池片串并联封装而成，因此硅片尺寸将直接影响组件电性能规格。例如下表罗列了 166、182 及 210 硅片典型组件规格，受组件尺寸限制，硅片尺寸将导致组件额定输出电压及电流出现巨大变化。表 1.1 不同硅片尺寸典型组件电性能规格根据行业机构预测，未来几年光伏行业硅片尺寸将向大硅片演进，但由于不同阵营支持及现有产能迭代，未来数年行业中不同规格硅片将长期共存。硅片规格市场份额预测图 1.2 硅片尺寸市场份额演进预测（Pvinfolink-20 年 6 月 12 日） 2019 2020 2021 2022 2023 2024 210 G12 0.30 4 8 16 32 182 M10 1 12 40 58 53 166 M6 1 14 43 36 22 12 161/163 M4 3 10 8 6 4 3 158G1 12 64 30 10 0 0 156M2 83 9 2 0 0 0 125M0 1 1 1 0 0 0 组件规格市场占比 100 80 60 40 20 0 组件型号硅片类型 LR4-72HBD-455M LR50-72HBD-540M Vertex M6 M10 G12 STC 性能 Pmax[W] 455 540 600 Voc[V] 49.8 49.5 41.7 Isc[A] 11.65 13.85 18.42 Vmp[V] 41.6 41.65 34.6 Imp[A] 10.93 12.97 17.342 针对大硅片组件逆变器相关设计白皮书组件电流增大导致的直流限发风险 2.1 如上所述，硅片尺寸增大将直接导致组件额定电压及电流发生显著变化。相对而言，电站设计时根据实际环境调整组件串联数量调整组串电压，因此组件电压规格的变化对支架设计影响较大 , 但对电站电气设计影响较小。而输出电流的变化则直接对逆变器直流侧输入能力提出了要求，因此必须根据电站实际运行环境（例如辐照、温度）及设计（例如配比、倾角）等因素进行评估，以选择合理的直流能力，即不因电流增加进行过设计导致成本增加，又不能因直流能力选型不合理导致出现直流限发造成浪费。例如，下表针对 182 双面组件，DC/AC 配比采用 1.26，逆变器 MPPT 电流为 26A 时（2 组串 / MPPT 输入），系统的交流及直流限发仿真分析。在德国这类辐照相对较弱地区，MPPT 电流 26A 的逆变器不会造成直流侧限发。但在例如西班牙、巴西这类辐照较好的地区，逆变器 MPPT 电流能力 26A 将会造成直流侧限发，因此针对 182 组件，必须适当提高逆变器直流侧电流输入能力。表 2.1 182 组件典型工况下不同地区限发分析硅片“混战”时代带来的电站设计挑战 02 国家组件 DC/AC 配比交流限发直流限发西班牙 LR5-72HPH 545M 1.26 1.50 0.10 德国（Isc 13.92A） 0.50 0 巴西 0.80 0.303 针对大硅片组件逆变器相关设计白皮书组件电流增大导致逆变器可靠性风险 2.2 据第三方机构统计，目前 1MW 的光伏电站中，使用 PV 连接器的数量将近 3000 对。正因为光伏连接器在电站中使用数量非常多，室外应用且高电压，任一个 PV 连接器故障，如果处理不及时，就会引发系统安全事故。欧盟 Horizon 2020“Solar Bankability”项目组根据 746 座电站的实际运维数据，给出了电站 Top20 技术失效列表，若只考虑失效风险所造成的发电量收益损失， “连接器损坏和烧毁”排在第 2 位。据业界相关专业机构的研究，光伏连接器失效并引发火灾的根本原因是通流情况下接触电阻增大导致温度增加，并最终超出了塑料外壳及金属件所能承受的温度范围。整体来说，引起光伏连接器失效并引发故障扩散主要有三大原因低品质的光伏连接器目前光伏连接器生产厂家众多，不同厂家的产品质量差异较大。另外，业界对评价光伏连接器的核心指标认知不清晰，光伏连接器的行业标准 IEC 62852 对相关可靠性的要求规定过于宽泛。不规范的安装绝大多数的光伏连接器是在工厂内通过自动化设备完成安装的，压接质量较高。但是，对于不得不在工程现场安装的连接器，由于原厂的压接工具不易获取，现场的压接经常采用普通的老虎钳或者尖嘴钳进行压接，导致压接质量低下。同时，现场的安装不当也会导致光伏逆变器进水从而导致故障。光伏连接器故障无检测告警和保护电站现场由光伏连接器引发的故障的检测告警和保护缺失，将导致故障继续扩展，引发系统更大范围的故障或事故。而针对大硅片组件，由于工作电流大幅度提升，对于光伏连接器的挑战愈加严酷。基于功耗 PI 2 R, 目前 210 硅片组件的电流相比传统硅片组件增加 1 倍，那么在不调整电阻的前提下，其在光伏连接器的功耗将增加 4 倍，导致异常状态下连接器发热更加严重。可以预见，如果连接器选型或设计不当，那么其故障率将几何级增加，从而威胁到光伏电站的安全运行。 2.2.1 组件电流增大导致逆变器连接器风险图 2.1 电站现场连接器故障及故障扩散案例4 针对大硅片组件逆变器相关设计白皮书在成本压力驱动之下，光伏系统无论是光伏组件还是逆变器，功率正在不断向更大的方向演进，例如 2015 年前后组件常规额定电流 8A 左右，而集中式逆变器单体主流功率在 500kW，组串式逆变器主流功率 40kW。而到了 2020 年大电流组件额定电流已经演进至 17A 以上，而集中式逆变器单体功率 3.4MW，组串式逆变器功率也突破 200kW。而逆变器输入电流 5 年间增加了 45 倍（如下表）。随着光伏组件及逆变器输入电流增大，当发生故障时，在故障点产生的短路电流也相应的增大，根据焦耳定律 QI²Rt 可知，电流增大一倍，短路点热效应增加 4 倍，起火的风险也极大的增加，逆变器火灾成为光伏系统的巨大安全隐患。随着光伏应用的普及，光伏电站一旦发生火灾事故，不仅会损失电站成本、发电收益，严重时还会造成建筑及人身伤害。然而过去几年，行业主要的注意力集中在提升逆变器功率而对于配套的逆变器保护性能却没有任何对应的改进或升级。表 2.2 2015 年典型集中式逆变器 vs2020 年典型集中式逆变器输入参数表 2.3 2015 年典型组串式逆变器 vs2020 年典型组串式逆变器输入参数 2.2.2 大电流 / 大功率导致逆变器运行安全风险增加逆变器型号 xxx-500KTL 2015 年 xx3400HV 2020 年最大输入电压 1000V 1500V 额定输入电流 1000A 4178A 最低工作电压 475V 875V MPPT 电压范围 500 ～ 850V 8751300V 最大输入路数 10 18 MPPT 数量 1 1 逆变器型号 xxx-40KTL 2015 年 xx225k 2020 年最大输入电压 1000V 1500V 额定输入电流 69A 360A 最低工作电压 200V 1080V MPPT 电压范围 580 ～ 800V 8601300V 最大输入路数 6 24 MPPT 数量 3 12 图 2.2 电站现场逆变器 / 汇流箱损毁案例5 针对大硅片组件逆变器相关设计白皮书目前光伏电站直流系统设计主要参考 IEC 62548 标准进行，IEC 62548 中对于光伏系统设计保护重点关注与对于光伏组串的过流保护、光伏子方阵的过流保护，整体思路是考虑对于光伏组件的反灌保护和直流线缆的保护，并没有考虑到对于设备故障后，光伏组件持续电流对于设备故障的持续能量注入，使得故障持续发生，并最终引起故障扩散。例如，集中式方案一般使用 16/24 路直流汇流箱将组件功率进行汇集，采用支路熔丝和汇流断路器进行保护，因光伏组件短路电流仅为额定电流的 1.1 倍，通常无法达到熔丝和断路器的保护电流，因此直流保护器件均无法动作保护。下表举例集中式及组串式逆变器中最常见导致逆变器起火的典型故障综上所述，随着组件电流及组串输入路数的提升，逆变器功率也大幅度增加，导致逆变器运行安全风险增加。因此需要行业重视相关风险并通过解决方案创新帮助客户提升系统安全性避免运行风险，真真实实的享受到技术进步带来的好处。表 2.4 集中式逆变器及组串式逆变器典型起火原因分析逆变器起火原因分析 A 点发生短路故障，形成红色故障回路 QF1 为汇流箱断路器，额定电流 500A，由于组件的短路电流在 480A 左右，QF1 一直不会脱扣，持续输出直流能量到故障点，维持电弧燃烧，扩大火灾事故。组串式方案虽然不存在汇流箱后端短路问题，但是当逆变器内部出现极端故，如内部 IGBT 故障造成直流母线短路，逆变器因无法分断直流输入能量，大量的能量在故障点积累可能导致进一步的问题，严重时发生炸机、起火等事故。逆变器类型故障示意图起火原因分析电池组件组串式逆变器集中式逆变器组串式逆变器组件汇流箱1 直流配电柜逆变器组件组件 A QF16 针对大硅片组件逆变器相关设计白皮书根据组件电流调整逆变器的直流侧输入能力要求 3.1 针对典型 210 硅片组件，额定电流达到 17A 以上，需要重点考虑逆变器输入能力选型，例如以下分析对比市场上标准组串式产品与匹配 210 组件专用逆变器之间的限发损失分析。分析参考组件天合 TSM-DEG19C.20 双面组件，540Wp, 组件详细规格如下图针对大硅片组件逆变器选型设计建议 03 图 3.1 天合 TSM-DEG19C.20 系列组件规格参数7 针对大硅片组件逆变器相关设计白皮书 * 双面因子 0.8 综合上述仿真分析，针对 210 硅片大电流组件，必须选择与之相配套的逆变器，否则由于逆变器直流侧输入能力不足将会导致客户系统发电量显著损失。此外，由于大电流组件每一串能够接入更多组件，单串功率大幅度上升，因此逆变器输入路数应适当降低以避免造成过多浪费。例如，HW SUN2000-196KTL-H3，在充分考虑行业设计习惯及最佳配比，将输入路数调整至 14 路输入，在满接情况下 DC/AC 配比接近 1.4 ，能够满足全球绝大部分区域 / 客户设计要求，同时在配比较低时也不会造成逆变器过度浪费。分析对比逆变器逆变器型号 SUN2000-196KTL-H3 xx225xx 输入额定输入电压 1080V 1160V 输入路数 4/5/5 2*12 MPPT 电流 100A*3 30A*12 输出额定输出功率 196,000W 225,000W 最大视在功率 216,000W 250,000W 仿真分析结果区域典型辐照支架逆变器组串输入配比交流限发直流限发国内青海共和 1840.6 固定支架 196KTL-H3 34*12 1.12 -1.63 0 MPPT30A 机型 34*14 1.14 -1.90 -0.86 宁夏同心 1629 196KTL-H3 36*12 1.19 -0.57 0 MPPT30A 机型 36*14 1.21 -0.70 -0.48 海外中东（迪拜） 2109 平单跟踪 200KTL-H3 36*12 1.26 -0.02 0 MPPT30A 机型 36*14 1.21 -0.16 -0.50 拉美（圣地亚哥） 1816.5 215KTL-H3 36*12 1.17 -0.73 0 MPPT30A 机型 36*14 1.21 -0.84 -0.94 亚太（吉隆坡） 1676.9 215KTL-H3 36*12 1.17 -0.11 0 MPPT30A 机型 36*14 1.21 -0.20 -0.528 针对大硅片组件逆变器相关设计白皮书大电流输入逆变器连接器设计要求 3.2 针对大硅片组件电流大幅度提升带来的连接器故障风险，需要从连接器选型、强化安装规范及检测两方面入手，控制其存在的可靠性风险及其防止其故障进一步向系统扩散。 1，选用高品质的光伏连接器评价光伏连接器的核心指标应当是公母连接器对插之后的接触电阻及其接触电阻稳定性 , 但恰恰这一点并不能及时感知及验收。建议基于 IEC 62852 标准，经过 TC400 和 DH1000 实验后，评估其接触电阻的变化率小于一定范围，以保证光伏连接器通过电流时温升可控。针对光伏接触器选型，建议选择业界一流品牌，通常一流品牌的连接器会远高于标准要求的可靠性测试。建议客户针对大电流组件作逆变器选型时将光伏连接器可靠性测试作为验收标准之一，测试用例可参考如下表格。 Table 9- Thermal test group D mated test specimen 1 2 3 4 5 6 7 8 Test phase Designation IEC 60512 test no. Test according to severity or conditions Measurements to be performed Requirements Designation or title lEC60512 test no D1 Initial measurement Test current 1 A Measuring points At the end of the te rmination Maximum three contacts per specimen Contact resistance 2b Reference value for subsequent measurement D2 Temperature rise test 5a 6.3.4 5.13 The upper speciﬁed temperature shall not be exceeded D3 Dry heat 11i Test temperature Upper limiting temperature speciﬁed for the specimen Test duration 1 000 h D4 Final measurement Any existng cover shall be removed if required visual examination 1a No damage likely to impair function Same conditions as in D1 Contact resistance 2b Deviation of the contact resistance shall be no more than 50 of the reference value or ≤5m Ω. The higher value is permissible9 针对大硅片组件逆变器相关设计白皮书此外，大部分逆变器在选型光伏连接器时仅会考虑初始接触电阻，通常要求初始接触电阻不大于 0.5m Ω 。但由于连接器在户外严酷的运行环境中会出现老化导致接触电阻上升，因此为控制连接器故障风险，建议客户针对大电流组件在进行逆变器选型要求提供样品分别通过 Dry heat 1000h, change of temperature , Damp heat 三大可靠性实验后的接触电阻变化数据，接触电阻变化要求控制在 50 以内。 Table 10-Climatic test group E mated test specimen 1 2 3 4 5 6 7 8 Test phase Designation IEC 60512 test no. Test according to severity or conditions Measurements to be performed Requirements Designation or title lEC60512 test no E1 Initial measurement Test current 1 A Measuring points At the end of the termination. Maximum three contacts per specimen Contact resistance 2b Reference value for subsequent measurement E2 Change of temerature 6.3.11 Upper temperature 85° C Lower temperature -40° C Number of test cycles 200 Visual examination 1a No damage Iikely to impair function E3 Damp heat 6.3.12 Test temperature85 ° C Relative humidity. 85 Test duration 1 000h Visual examination 1a No damage likely to impair function E4 Dielectric strength 8.3.8 aor b Measuring points- contact/contact contact/earth Test voltage impulse withstand voltage according to Table 2 for double or reinforced insulation shall be applied a Impulse withstand voltage 5.10 No breakdown or ﬂashover Measuing points contact/contact contact/earth b Voltage proof 4a E5 Corrosion test 11g Alternative Corrosion test according to 6.3.9 Test 1 5.20.1 E6 6.3.9 Test 2 1a No damage likely to impair function Final measurement Same conditions as for test phace E1 Contact resistance 2b Deviation of the contact resistance shall be no more than 50 of the reference value or ≤5m Ω. The highervalue is permissible10 针对大硅片组件逆变器相关设计白皮书 2、安装的规范性业界 PV 连接器 TOP3 的厂家，均推荐其原厂工具来压接，但这些工具存在货期长、价格高、终端客户不易获取的问题，导致在实际应用中用原厂工具进行压接的非常少。光伏连接器的生产厂家，应想法降低压接工具的成本，方便终端客户采购专业的压接工具。大电流 / 大功率逆变器直流保护能力要求 3.3 如上文所述，现行光伏电站直流侧电气保护标准（如下图）主要目的是保护光伏组件免受反灌电流的损坏。而针对正向输入电流导致的逆变器安全风险在现行标准中没有有效的保护措施及定义。针对大电流组件带来的挑战，建议在标准定义的直流保护措施的基础上增加自动切断装置，支持组件反灌保护，直流母线短路保护，同时满足 IEC 60947-2 、IEC 62548 相关标准，采用无熔丝设计，多维度保护逆变器运行安全。图 3.2 现行标准 IEC62548 中直流侧保护要求图 3.3 手动 vs 自动直流分断开关示意图传统方案直流隔离开关组串断路器 , 实现组串级快速分断 DC-DC/ MPPT DC/AC 直流隔离开关 1 PV1 PV2 PV1- PV2- 电子脱扣的直流断路器 1 脱扣控制 2 控制器相对于传统隔离开关，带有检测和分断保护功能，当内部短路和故障后，快速切断故障电流回路；相对于熔丝保护无需频繁更换，检测故障及时保护；组串直流断路器满足 IEC60947-2 断路器标准认证组串“直流断路器” 普通隔离开关，仅支持手工分断 , 设备内部故障 / 组件故障 , 无法分断保护传统隔离开关 3 DC-DC/ MPPT DC/AC PV1 PV2 PV1- PV2-11 针对大硅片组件逆变器相关设计白皮书直流线缆设计建议 3.4 在实际电站设计过程中，国内对于线缆选型存在标准不统一的情况，随着大电流组件应用的普及，线缆选型不合理将导致系统长期运行风险上升。因此，强烈建议客户在线缆选型时统一标准，并充分考虑设计安全余量，以保障系统长期可靠性。与海外项目设计规范相比国内在考虑线缆载流要求时经常存在严重偏小的情况，这将会导致系统长期运行存在安全风险。因此本文强烈建议参考 IEC62548 要求，充分考虑系统安全性，在设计线缆载流能力时参考过流保护装置的规格，即考虑到光照超过标准 STC 状态下组件超额输出 1.25 倍的安全系数，并在双面组件场景充分考虑双面因子 Ki。双面因子 Ki 建议根据项目边界条件仿真确定，无仿真数据的情况下，应按双面铭牌辐照 BNPI Bifacial nameplate irradiance 确定。即线缆通流和过流保护装置规格应满足 1.25*10.135* φ*Isc_subarray。具有自动分断能力的直流开关，其工作原理是逆变器对组串电流进行实时监测，遭遇异常情况时，如接线端子反接、组件反灌、内部短路等，组串电流将超出设定阈值，通过数字化技术，实现开关自动脱扣，软件上报告警。因此在极端失效模式，如逆变器内部短路时，自动直流分断功能会大幅度提高系统安全性，并减小故障扩散范围。而在传统保护范围内，相对于熔丝保护，自动直流分断开关保护效果更优 1、检测精度高，一致性好，动作一致性好，不会出现熔丝熔断的较大的离散性问题。 2、响应及时（按软件设计响应），保护及时。图 3.4 IEC62548 关于过流保护，和双面因子的描述12 针对大硅片组件逆变器相关设计白皮书图 3.5 IEC61215 草案对于双面因子要求（来源 IEC61215 2020 草案 - 鉴衡认证动态解读）总结综上所述，在成本需求及技术进步，硅片尺寸变大、组件电流提升是行业无可避免的趋势。但客户在考虑组件设计的同时，必须站在系统角度考虑其带来的挑战，否则不仅无法享受到大电流组件带来的收益，而且会导致系统安全风险上升。因此，根据大电流组件特点，我们建议客户在选择相匹配的逆变器时必须充分考虑从发电收益及安全保护等因素综合考量，选择最匹配的逆变器，将大电流组件优势充分挖掘的同时将系统安全风险抑制到最低。逆变器输入电流能力 1 逆变器光伏连接器选型 2 逆变器直流保护能力 3 直流线缆选型 4商标声明，，是华为技术有限公司商标或者注册商标，在本手册中以及本手册描述的产品中，出现的其它商标，产品名称，服务名称以及公司名称，由其各自的所有人拥有。免责声明本文档可能含有预测信息，包括但不限于有关未来的财务、运营、产品系列、新技术等信息。由于实践中存在很多不确定因素，可能导致实际结果与预测信息有很大的差别。因此，本文档信息仅供参考，不构成任何要约或承诺，华为不对您在本文档基础上做出的任何行为承担责任。华为可能不经通知修改上述信息，恕不另行通知。版权所有 © 华为技术有限公司 2021。保留一切权利。非经华为技术有限公司书面同意，任何单位和个人不得擅自摘抄、复制本手册内容的部分或全部，并不得以任何形式传播。华为技术有限公司深圳龙岗区坂田华为基地电话86 755 28780808 邮编518129 www.huawei.com