CN104798281A - 减轻光伏电站中的电弧闪光危害 - Google Patents

减轻光伏电站中的电弧闪光危害 Download PDF

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Abstract

本发明描述在光伏逆变器的维护期间采用电弧闪光减轻装置来保护人员。在正常工作期间，光伏逆变器的交流电(AC)输出端通过汇流条(B)(例如，导电互连件)耦接到升压变压器的低压绕组，所述汇流条具有比熔丝(F)高的电流额定值。在维护期间，用所述熔丝(F)更换所述汇流条(B)。所述熔丝(F)可与开关结合使用。所述开关可以是在正常工作期间放置所述汇流条(B)使其与所述熔丝并联、并且在维护期间将所述汇流条从所述熔丝(F)去耦接的断开开关。所述开关还可以是放置所述汇流条(B)或所述熔丝(F)使其与所述光伏逆变器的所述AC输出端和所述升压变压器的所述低压绕组串联的转接开关。

Description

减轻光伏电站中的电弧闪光危害
发明人：Seshadri Sivakumar、Jiyong Lian、Venkat Reddy Konala、DavidBarr、Priyantha Sirisooriya、Jacqueline Ahmad和Jason Spokes
技术领域
一般来说，本文中所述主题的实施例涉及太阳能电池。更具体地讲，本文所公开的主题的实施例涉及光伏电站的操作和维护。
背景技术
光伏电站采用太阳能电池来将太阳辐射转换为电能。光伏电站还包括光伏逆变器(“逆变器”)，其将由太阳能电池产生的直流电(DC)转换为适于通过变压器和输电线路的网络递送到与公用电网的互连点的交流电(AC)。逆变器通常在逆变器站中采用，这些逆变器站包括连接到单个多绕组中压升压变压器的若干逆变器，所述单个多绕组中压升压变压器继而连接到中压电网。
操作逆变器时，诸如在维护期间，电弧闪光是严重的工作场所危害。减轻逆变器站中的电弧闪光危害向人们提出了若干个设计挑战，因为逆变器站连接的公用电网充当大型故障电流源，从而导致逆变器站内在电弧故障期间存在高电弧闪光能量。另外，有效的调试和维护活动通常需要在逆变器通电并且带电连接到公用电网时在内部完全触及逆变器。电气和电子工程师协会的文件IEEE 1584-2002和美国国家消防协会的NFPA-70E提供指导方针来分析和评估在电气系统(诸如AC逆变器站)内各种位置处的电弧闪光能量并且确定防范潜在的电弧闪光事件所需的合适个人防护设备(PPE)。
针对一般情况，即，未必针对光伏应用，电力设备、电弧闪光减轻解决方案可包括减小电弧电流、增加工作距离和缩短清除时间。然而，这些解决方案可能难以实现或不足以保护逆变器站的工作人员。
某些防护装置通过设计来限制电流。通过限制或减小可用于电弧故障的电流，对应入射能量在故障清除时间内减小，所述故障清除时间通常持续很短时间(例如，1-3个循环)。这些防护装置的故障电流必须处在使其有效的限流范围中。此解决方案的潜在问题是如果低于故障电流限制，则清除时间显著增加，并且因此对于光伏电站的电网工作条件范围，入射能量水平可能超过可行水平。
增加工作距离将显著减小入射能量水平，因为入射能量与户外距离的平方成正比。可通过使用远程操作装置和延长工具(例如，带电操作杆)来增加工作距离。然而，就逆变器站而言，许多维护或调试活动需要在逆变器通电并且带电连接到公用电网时在内部触及逆变器。因此，增加工作距离在逆变器站中可能并不实际。
缩短清除时间的一种流行方法是降低防护装置(例如断路器)的电流设置。此解决方案的缺点(特别是针对逆变器站)是对于正常工作条件，电流设置可降低的水平有限，因为需要协调断路器跳闸特性和设备保护需求并且避免正常短时瞬态电流使断路器跳闸。
一般来说，用于减轻电弧闪光危害的其他解决方案包括提供母线差动保护和区域选择性联锁，其具体实施方案高度依赖于系统，通常复杂并且不具有成本效益。
发明内容
在一个实施例中，采用电弧闪光减轻装置来在光伏逆变器的维护期间保护人员。在正常工作期间，光伏逆变器的交流电(AC)输出端通过汇流条(例如，导电互连件)耦接到升压变压器的低压绕组，该汇流条具有比熔丝高的电流额定值。在维护期间，用熔丝更换汇流条。熔丝可与开关结合使用。开关可以是在正常工作期间放置汇流条使其与熔丝并联、并且在维护期间将汇流条从熔丝去耦接的断开开关。开关还可以是放置汇流条或熔丝使其与光伏逆变器的AC输出端和升压变压器的低压绕组串联的转接开关。
所属领域的技术人员在阅读本公开内容的全文时将易于明了本发明的这些特征和其他特征，本公开内容包括附图和权利要求书。
附图说明
结合以下附图考虑时，可通过参考具体实施方式和权利要求得到对主题的更完整理解，其中在所有这些附图中，相似标号指代类似元件。
图1示出根据本发明实施例的光伏电站的示意图。
图2和图3示出根据本发明实施例的呈逆变器站形式的系统的示意图。
图4显示的示意图示出根据本发明实施例的图2的系统的汇流条联接件。
图5显示的示意图示出根据本发明实施例的图3的系统的熔丝联接件。
图6示出根据本发明实施例的互连件固持器上的汇流条联接件的示意图。
图7示出根据本发明实施例的互连件固持器上的熔丝联接件的示意图。
图8示出根据本发明实施例的呈逆变器站形式的另一系统的示意图。
图9示意性地示出根据本发明实施例的图8的系统的开关-熔丝联接件。
图10示意性地示出根据本发明实施例的图8的系统的开关-熔丝联接件的其他细节。
图11示出根据本发明实施例的呈逆变器站形式的又一系统的示意图。
图12示意性地示出根据本发明实施例的图11的系统的开关-熔丝联接件。
图13和图14示意性地示出根据本发明实施例的维护杆件的操作。
图15示出根据本发明实施例的将逆变器站从正常工作模式切换到维护模式的方法的流程图。
图16示出根据本发明实施例的将逆变器站从维护模式切换到正常工作模式的方法的流程图。
具体实施方式
在本公开内容中，提供众多具体细节(例如仪器、部件和方法的例子)以提供对本发明的实施例的透彻理解。然而，所属领域的技术人员将认识到，可在不具有这些具体细节中的一个或多个具体细节的情况下实践本发明。在其他示例中，不显示或描述众所周知的细节以避免混淆本发明的方面。
上述电弧闪光危害的常规解决方案是基于如下前提：该解决方案应为正常工作和维护条件两者所共用，即，该解决方案需要保证电弧闪光风险类别不高于适于安全进行调试和维护活动的风险类别，同时确保正常工作条件不受影响。然而，防护装置针对工作和维护两者的单一设置并不保证该防护装置对于所有可用短路电流电平都可以迅速清除故障。例如，断路器可针对高于1000A的电流在50ms内跳闸，但是可针对小于800A的电流接管10s。假定电弧闪光能量是可用故障电流的非线性函数并且与故障清除时间成正比，则最高潜在短路电流电平及其对应清除时间就电弧闪光能量而言可能不代表最坏情况。事实上，最高电弧闪光能量可对应于比最大值低很多的故障电流电平。
同样，在进行电弧闪光危害分析时，很常见的假设是公用电网是无限大容量母线或可从公用电网获得最大故障电流。然而，这些假设会产生不准确的结果，常常低估电弧闪光能量。另外，这些假设并未考虑可能显著影响可用故障电流的未来电厂扩建或改造。在逆变器站分散在数百英亩区域的大型光伏(PV)电站中，从逆变器站到变电站的线路阻抗可显著改变。因此，可用短路电流以及因此电弧闪光能量水平可在不同逆变器站之间有巨大差异。大型PV电站内防护装置的单点设置可能不足以满足所有上述复杂性。
此外，当跳闸电流设置为低值时，传统断路器解决方案的跳闸时间的单点设置可产生有害的跳闸，这种有害的跳闸可导致影响可靠电力生产的不期望中断、频繁关机和重启。另一方面，如果跳闸电流设置太高，则低于跳闸电平的电弧电流可仍旧导致电弧闪光危害，因为所产生的断路器跳闸时间显著增加。更具体地讲，如果起弧电流超过瞬时设置，则入射能量水平极低。在低于瞬时设置的电弧电流下，额外清除时间不只是抵消较低电弧电流以产生较高入射能量，并且因此导致更有害的情况。
常规用于一般电力设备和系统的解决方案涉及以下步骤：在进行维护活动之前减小防护装置跳闸设置以减少故障清除时间，以及在进行维护活动之前在公用电网和设备之间插入高阻抗元件以减小故障电流电平。这些解决方案因高阻抗成本和安全进行维护所必需的扩展工序步骤而不容易扩展到逆变器站。
因此，本发明的实施例提供电弧闪光减轻解决方案，其对于对逆变器进行维护尤其有利、具有成本效益并且实际。
现在参见图1，其示出了根据本发明实施例的PV电站100的示意图。PV电站100可包括多个变压器壳体140、多个光伏逆变器120、多个光伏模块110和一个高压(HV)升压变压器160。为了清楚说明，图中没有示出PV电站100的对于理解本发明并非必需的控件和其他部件。
在图1的例子中，逆变器站190包括连接到变压器壳体140的一个或多个逆变器120。变压器壳体140可包括同一逆变器站190中的所有逆变器120所连接的单个多绕组中压(MV)变压器。成组的太阳能电池115可共同封装在光伏模块110中，该光伏模块可连同其他光伏模块110一起连接到逆变器120。太阳能电池115可包括市售太阳能电池，诸如可得自加利福尼亚州圣何塞市的SunPower公司的那些太阳能电池。应注意，为清楚起见，在图1中仅标记了太阳能电池115中的一些。
逆变器120将由一组光伏模块产生的DC电流转换为适于在互连点(POI)161处递送到公用电网的AC电流。在图1的例子中，逆变器120的输出由变压器壳体140的MV变压器升压并且在提供到公用电网之前由变压器160进一步升压，该公用电网可由向消费者提供电气服务的公用事业公司操作。
图2和图3示出根据本发明实施例的呈逆变器站190A形式的系统的示意图。逆变器站190A是图1所示PV电站100的逆变器站190的具体实施例。逆变器站190A被示为使用两个逆变器120(即，120-1、120-2)，这两个逆变器连接到单个多绕组升压MV变压器142。一般来说，逆变器站可具有更少或更多的连接到MV变压器的逆变器。在一个实施例中，MV变压器142具有两个低压绕组和单个高压绕组。低压绕组中的每一个耦接到逆变器120，并且高压绕组耦接到公用电网。
图2中所示的变压器壳体140A是PV电站100的变压器壳体140的具体实施例。变压器壳体140A可出于安全原因而在同一防护壳体中包封MV变压器142、MV冲出式熔丝143、MV限流熔丝144和MV断开开关145。如下文将显而易见的是，在本发明的各种实施例中，变压器壳体可在其壳体内包括不同逆变器-变压器联接件(例如，汇流条或触点联接件、熔丝联接件，和开关-熔丝联接件)。将逆变器120连接到MV变压器142的逆变器-变压器联接件还可位于变压器壳体外部。
逆变器站190A是其中两个逆变器120连接到单个三绕组MV变压器142的配置的例子。逆变器站的其他电路配置可包括单个逆变器或通过两绕组MV变压器连接的多个并联逆变器。
逆变器120可包括逆变器电路122、AC输出断开件123和DC输入断开件121。逆变器电路122包括用于将从光伏模块110接收的DC功率转换为公用电网兼容输出的电路。DC输入断开件121和AC输出断开件123可包括分别用于将逆变器120从光伏模块110和MV变压器142断开的开关。逆变器120可包括市售光伏逆变器。
逆变器120具有用于接收光伏模块110的DC输出的DC输入和提供到公用电网的AC输出。逆变器120的AC输出在提供到公用电网之前由MV变压器142升压。除使AC电压升压之外，MV变压器142在公用电网和逆变器120之间、并且因此向光伏模块110提供电流隔离。
假定逆变器120以潜在大可用故障电流连接到大型公用电网，则在逆变器120处出现电弧闪光的可能性是重大安全问题。虽然通常由熔丝143和144在MV变压器142的高压侧提供过电流保护，但MV变压器142的低压侧和逆变器120的故障的对应故障清除时间通常很长并且差异巨大，从而在MV变压器142的低压端子和逆变器120的AC输出之间的区域中产生高入射电弧能量。在MV变压器142和逆变器120之间的此位置处插入合适的电弧闪光减轻解决方案将帮助确保人身安全，特别是在操作、调试、维护或维修逆变器120时。优选地，该电弧闪光减轻解决方案对于来自公用电网的所有潜在可用故障电流一致地将入射能量水平从4级或更高级PPE(>40cal/cm2)减小为2级或更低级PPE(<8cal/cm2)。
常规电弧闪光减轻解决方案是在MV变压器壳体内并且与逆变器输出端串联安装专用断路器。这些断路器帮助确保逆变器输出端电弧故障的任何潜在发生由相关联的断路器立即清除，使得相关联的入射能量不超过2级水平的PPE。然而，要正确设置断路器跳闸特性是一项困难的任务，因为该设置需要确保断路器对于大范围的电弧故障电流以依赖于可用故障电流的电平立即跳闸，而不响应于在正常工作期间期望的过电流和冲击电流。同样，在断路器位于MV变压器壳体内的情况下，该壳体应经适当设计以满足断路器的环境要求，从而导致实施成本增加。
在一个实施例中，逆变器站190A可根据逆变器站190A是处于正常工作模式还是维护模式而具有不同逆变器-变压器联接件。顾名思义，正常工作模式是逆变器120在正常工作以向公用电网提供太阳能产生的电力时的模式。维护模式是逆变器120处于维护、维修或调试时的模式。
图2示出在正常工作模式下逆变器120的输出端到MV变压器142的连接配置。在正常工作中，汇流条联接件141(例如，导电互连件)充当将逆变器120连接到MV变压器142的逆变器-变压器联接件。汇流条联接件141优选地但不是必需包封在变压器壳体140A内。单导线或多导线导体124可将汇流条联接件141连接到逆变器120的AC输出端。
在正常工作期间，汇流条联接件141将逆变器120的AC输出端连接到MV变压器142的对应低压端子。汇流条联接件141被设计成使得其携载逆变器120的满载额定电流，并且按某种机械配置布置以使其可针对维护模式容易地用一组熔丝-联接件146(参见图3)移除和更换。图4的示意图示出汇流条联接件141，其将来自逆变器120-1的端子L1A、L2A和L3A连接到MV变压器142的对应低压绕组端子X1A、X2A和X3A，并且将来自逆变器120-2的端子L1B、L2B和L3B连接到MV变压器142的对应低压绕组端子X1B、X2B和X3B。所示例子是针对三相线路的情况，每相一条线，仅出于说明目的。
图3示出在维护模式下逆变器120到MV变压器142的连接配置。在维护模式下，熔丝联接件146(替代汇流条联接件141)充当逆变器-变压器联接件。在对逆变器120进行维护任务之前，用熔丝联接件146更换每一个汇流条联接件141。不同于额定为携载逆变器120的满载额定电流的汇流条联接件141，熔丝-联接件146额定为携载逆变器120的额定电流的一部分，以使得熔丝-联接件146的故障清除时间足够短，以针对整个可用故障电流范围减小电弧闪光能量，使其充分低于对应于2级PPE的水平。熔丝-联接件146可包括快速熔丝。借助熔丝联接件146，可因此以相对安全的方式采用需要逆变器120保持通电的维护任务。需要逆变器120通电的维护任务的例子包括逆变器输出电流和电压测量、泄漏电流测量、谐波测量、热测量、控制、通信和监测电路以及功能诊断，或可在需要接近逆变器内部的带电部件的维护和调试活动期间进行的任何其他万用表或示波器测量。如果在维护期间出现电弧故障情况，则快速熔丝联接件146能够在几毫秒到几百毫秒的时间内清除电弧，从而显著限制入射能量使其充分低于8cal/cm，2。这允许维护人员仅使用PPE 2级保护来对逆变器站190安全地进行维护任务。在维护任务完成时，移除熔丝联接件146并用汇流条联接件141将其更换，以便可以恢复正常工作。图5的示意图示出熔丝联接件146，其将来自逆变器120-1的端子L1A、L2A和L3A连接到MV变压器142的对应低压绕组端子X1A、X2A和X3A，并且将来自逆变器120-2的端子L1B、L2B和L3B连接到MV变压器142的对应低压绕组端子X1B、X2B和X3B。
在一个实施例中，汇流条联接件和熔丝联接件共享共同的物理空间布局、接线端占用面积和接线端装置，使得可容易地并且以最小数目的步骤来可靠地进行用于用熔丝联接件146更换汇流条联接件141(并且反之亦然)的工序。图6和图7中示意性地示出此特征，其中互连件固持器192物理地容纳汇流条联接件141或熔丝联接件146。每个固持器192允许将MV变压器142的低压绕组端子(即，X1A、X2A、X3A、X1B、X2B或X3B)连接到来自逆变器120的对应端子(即，L1A、L2A、L3A、L1B、L2B或L3B)。要从正常模式改变到维护模式，维护人员只需将汇流条联接件141从互连件固持器192移除并且将熔丝联接件141安装到固持器192上。类似地，要从维护模式改变到正常工作模式，维护人员只需将熔丝联接件146从互连件固持器192移除并且将汇流条联接件141安装到固持器192上。在用熔丝联接件146替换汇流条联接件141(并且反之亦然)期间，整个逆变器站190A需要断电并且从公用电网断开，这可通过打开MV断开开关145(图2和图3中所示)来实现，该MV断开开关通常存在于MV变压器142的高压侧。
参考图2和图3，在本发明的一个实施例中，一种对PV电站100的逆变器120进行维护的方法可涉及以下步骤：通过使逆变器120断电来将逆变器站190A置于维护模式下，通过打开MV断开开关145来将逆变器站190A从公用电网断开，用熔丝-联接件146更换汇流条联接件141，闭合MV断开开关145，使逆变器120通电，然后在熔丝-联接件146替代汇流条联接件141处于适当位置的情况下对一个或多个逆变器120进行维护(通电时)。该方法还涉及以下步骤：通过使逆变器120断电来将逆变器站190A置于正常工作模式下，通过打开MV断开开关145来将逆变器站190A从公用电网断开，用汇流条联接件141更换熔丝联接件146，闭合MV断开开关145，并且在汇流条联接件141替代熔丝联接件146处于适当位置的情况下使逆变器120通电。
现在参见图8，其示出根据本发明实施例的呈逆变器站190B形式的系统的示意图。逆变器站190B是逆变器-变压器联接件包括开关-熔丝联接件201的逆变器站190A的具体实施例。开关-熔丝联接件201可并入变压器壳体的防护壳体内，该变压器壳体重新标记为“140B”。此外，逆变器190B的其他部件如参考图2和图3所述。
在一个实施例中，如图8所示，开关-熔丝联接件201包括快速熔丝F和单掷开关203。类似于熔丝-联接件146，熔丝F额定为逆变器120的额定电流的一部分，以使得熔丝F的故障清除时间足够短，以减小电弧闪光能量使其充分低于对应于2级PPE的水平。单掷开关203可包括两端子单掷断开开关。
在正常工作期间，开关203闭合并且与熔丝201并联。因此，开关203的触点B在正常工作期间将逆变器120连接到MV变压器142，正如前述汇流条联接件141(参见图2)一样。由于开关203的触点B和熔丝F并联，熔丝F在正常工作期间仅携载逆变器120的额定电流的一小部分。在维护模式期间，打开开关203使其不与熔丝F并联，从而允许熔丝F将逆变器120连接到MV变压器142，正如前述熔丝-联接件146(参见图3)一样。
图9示意性地示出根据本发明实施例的开关-熔丝联接件201。如上所述，开关-熔丝联接件201可包括熔丝F(即，F1、F2、F3、F4、F5和F6)和开关203的对应开关触点B(即，B1、B2、B3、B4、B5或B6)。在图9的例子中，单掷开关203一起被联结可由单个维护杆件204操作，该单个维护杆件可在变压器壳体的外部触及。MV变压器142绕组端子X1A、X2A、X3A和X1B、X2B、X3B以及来自逆变器120的端子L1A、L2A、L3A、L1B、L2B和L3B如先前参考图4和图5所述。
在图9的例子中，将维护杆件204投掷到第一位置(正常工作位置)中的步骤闭合开关203的所有触点B以放置触点B使其与对应永久性安装的熔丝F并联，从而将逆变器站190B置于正常工作模式下。要将逆变器站190B置于维护模式下，则将维护杆件204投掷到第二位置(维护位置)中以打开开关203的触点B，使得逆变器和MV变压器低压绕组通过熔丝F连接。可出于安全原因而借助挂锁205将维护杆件204在特定位置中适当锁定。开关-熔丝联接件201有利地消除了手动移除和安装汇流条及熔丝以改变操作模式的需要。
在开关-熔丝联接件201中，由于始终安装有熔丝F，因此在正常工作期间，熔丝F仍然存在并且与触点B并联连接。因此，每个熔丝F将携载正常工作电流的一小部分。在正常工作条件期间流动的熔丝电流的量可通过开关-熔丝联接件201的电路布局设计，借助开关203的触点B和熔丝F之间的合适阻抗匹配减小到极小水平。这在图10中示出，该图示意性地示出根据本发明实施例的开关-熔丝联接件201。
在图10的例子中，包括开关203的触点B的电路206具有等效串联电阻207。包括熔丝F的电路208具有等效串联电阻209。例如，如果与开关203相关联的电路206的等效串联电阻207为Rswi，则对应熔丝F的电路208被特意设计成使得等效串联电阻209等于kiRswi，其中ki>>1。等效阻抗应被设计成对于正常工作和维护条件两者都满足环境要求。
现在转到图11，其示出根据本发明实施例的呈逆变器站190C形式的系统的示意图。逆变器站190C是逆变器-变压器联接件包括开关-熔丝联接件213的逆变器站190A的具体实施例。开关-熔丝联接件203可并入变压器壳体的防护壳体内，该变压器壳体重新标记为“140C”。此外，逆变器190C的其他部件如参考图2和图3所述。
在图11绘出的一个实施例中，开关-熔丝联接件203包括快速熔丝214、汇流条213和双掷开关215。类似于熔丝-联接件146，熔丝214额定为逆变器120的额定电流的一部分，以使得熔丝214的故障清除时间足够短，以减小电弧闪光能量使其充分低于PPE 2。双掷开关215可包括转接开关，该转接开关具有两个位置以通过熔丝214或汇流条213将逆变器120连接到MV变压器142。也就是说，在任何给定时间，熔丝214或汇流条213中只有一者将逆变器120连接到MV变压器142的低压侧。熔丝214和汇流条213可为永久性安装。
使用开关-熔丝联接件212来代替开关-熔丝联接件201(参见图8)的优点在于熔丝214在正常工作期间不携载任何负载电流。因此，熔丝分级和电路布局设计考虑的事项并不需要考虑连续工作要求，从而简化了电气设计。一个缺点是开关-熔丝联接件212通常比开关-熔丝联接件201在实施上更昂贵并且物理地更大。
图12示意性地示出根据本发明实施例的开关-熔丝联接件212。在图12的例子中，双掷开关215一起被联结可由单个维护杆件204操作，该单个维护杆件可在变压器壳体的外部触及。MV变压器142绕组端子X1A、X2A、X3A和X1B、X2B、X3B以及来自逆变器120的端子L1A、L2A、L3A、L1B、L2B和L3B如先前参考图4和图5所述。
在图12的例子中，将维护杆件204投掷到第一位置中的步骤会通过串联连接的汇流条213将逆变器120连接到MV变压器142，从而将逆变器站190C置于正常工作模式下。要将逆变器站190C置于维护模式下，将维护杆件204投掷到第二位置中，以通过串联连接的熔丝214将逆变器120连接到MV变压器142。可出于安全原因而借助挂锁205将维护杆件204在特定位置中适当锁定。
在逆变器站190B(参见图8)和190C(参见图11)两者中，在逆变器站完全断电并且从公用电网断开的情况下进行在正常工作模式和维护模式之间切换的工序，以确保该切换工序本身不造成电弧闪光危害。这可通过在操作维护杆件204之前打开MV断开开关145(通常通过带电操作杆)而实现。可采用联锁机构来确保在这两个操作模式之间的切换仅在MV断开开关145处于打开(即，切断)位置中的情况下实现。
图13和图14示出处于正常工作位置(图13)和维护位置(图14)中的维护杆件204。可使用挂锁205将维护杆件204锁定在适当位置。当将维护杆件204置于正常工作位置中以使逆变器站处于正常工作模式下时，逆变器120通过串联连接的开关触点和/或汇流条(例如，在开关-熔丝联接件201和汇流条213的情况下为开关203的触点B，在开关-熔丝联接件212的情况下为开关215的触点)连接到MV变压器142的低压侧。当将维护杆件204置于维护位置中以使逆变器站处于维护模式下时，逆变器120通过串联连接的开关触点和/或熔丝(例如，在开关-熔丝联接件201和熔丝214的情况下为熔丝F，在开关-熔丝联接件212的情况下为开关215的触点)连接到MV变压器142的低压侧。
图15示出根据本发明实施例的将逆变器站190从正常工作模式切换到维护模式的方法的流程图。图15的方法可作为预维护工序进行。
在图15的方法中，使逆变器120断电，并且通过打开其DC输入断开件121和AC输出断开件123来使其断开(步骤301)。打开MV断开开关145(即，切断)，并且借助具有与维护杆件204的挂锁205相同的挂锁钥匙的负载断开挂锁将此MV断开开关锁定在打开位置中(步骤302)；然后从该负载断开挂锁释放挂锁钥匙。挂锁钥匙用于解锁维护杆件204，并且将维护杆件204从工作位置转动到维护位置(步骤303)。将维护杆件204锁定在维护位置处，并且释放挂锁钥匙(步骤304)。打开逆变器120的门以进行任何断电维护操作，然后在这些维护操作进行之后关闭该门(步骤305)。对逆变器站中的所有逆变器120重复步骤305(步骤306)。在进行断电维护操作之后，使用挂锁钥匙解锁负载断开挂锁以允许MV断开开关145闭合，即，接通(步骤307)。使逆变器120通电，并且通过闭合其DC输入断开件121和AC输出断开件123来使其重新连接(步骤308)。在通电之前，将逆变器120的输出功率限制设置为比满载额定值小的数值，所述满载额定值与开关-熔丝联接件201的熔丝F或开关-熔丝联接件212的熔丝214的额定值相对应并且适合于这些熔丝的额定值。然后对逆变器120进行通电维护操作。注意，在通电维护操作(即，在逆变器120通电时进行的维护操作)期间，逆变器120的输出功率电平仍限制为由开关-熔丝联接件201或212(无论实施哪一个)的熔丝额定值来确定，因为维护杆件204仍锁定在维护位置中。
图16示出根据本发明实施例的将逆变器站190从维护模式切换到正常工作模式的方法的流程图。图16的方法可在图15的方法之后作为后维护工序进行。
在图16的方法中，使逆变器120断电，并且通过打开其DC输入断开件121和AC输出断开件123来使其断开(步骤320)。打开MV断开开关145(即，切断)，并且借助负载断开挂锁将其锁定在打开位置中(步骤321)；然后从该负载断开挂锁释放挂锁钥匙。挂锁钥匙用于解锁维护杆件204，并且将维护杆件204从维护位置转动到工作位置(步骤322)。将维护杆件204锁定在工作位置中，并且释放挂锁钥匙。解锁MV断开开关145的断开挂锁，从而允许MV断开开关145闭合(步骤323)。将MV断开开关145锁定在闭合位置中，并且使挂锁钥匙205留在断开挂锁中。使逆变器120通电，并且通过闭合其DC输入断开件121和AC输出断开件123来使其重新连接(步骤324)。然后将逆变器120的输出功率限制调节回到其满载额定值。
注意，在本发明的实施例中，这些熔丝因其与逆变器的满载额定值有关的较低电流额定值而限制了可从逆变器传送到公用电网的电量。这一限制不影响逆变器的典型维护活动和相关联测试，因为它们在维护期间不需要满载功率工作。由于此限制，在维护期间，如在图15的步骤308中所述，需要将来自逆变器的电力生产削减到熔丝额定值所允许的限制内，并且这通常可通过逆变器的软件控制或通过断开馈入到逆变器的数个DC输入电路而实现。
表1示出采用开关-熔丝联接件的本发明实施例与基于断路器的常规解决方案的定性比较。虽然与图8和图11的基于开关-熔丝的解决方案相关联的材料成本高于图2和图3的基于汇流条和熔丝联接件的解决方案，但因开关的电压和高电流额定值以及使用永久性安装的熔丝，当与基于断路器的解决方案相比较时，基于开关-熔丝的解决方案仍具有成本效益。更重要的是，两种基于开关-熔丝的解决方案都提供对逆变器站中潜在电弧闪光危害的有保证的防范，然而基于断路器的解决方案不提供这种保证，特别是在可用故障电流和所产生电弧闪光电流变化并且可达到低于断路器的固定快速跳闸电流电平的电平时。同样，根据PV电站的规模和具体维护需求，图2和图3的基于汇流条和熔丝联接件的解决方案可能是最具有成本效益的解决方案。
表1
虽然已提供本发明的具体实施例，但应理解，这些实施例是出于举例说明目的而非限制目的。所属领域的技术人员在阅读本公开内容时将显而易见许多额外实施例。

Claims (20)

1.一种系统，包括：
第一光伏逆变器，所述第一光伏逆变器将由太阳能电池产生的直流电(DC)转换为在所述第一光伏逆变器的AC输出端处提供的交流电(AC)；
升压变压器，所述升压变压器在低压侧具有第一低压绕组并且在高压侧具有高压绕组，所述低压绕组被耦接到所述光伏逆变器，并且所述高压绕组被耦接到公用电网；和
第一开关-熔丝联接件，所述第一开关-熔丝联接件包括第一熔丝和第一开关，所述第一开关-熔丝联接件在正常工作模式期间通过所述第一开关的触点将所述第一光伏逆变器的所述AC输出端耦接到所述升压变压器的所述第一低压绕组，所述第一开关-熔丝联接件在维护模式期间通过所述第一熔丝将所述第一光伏逆变器的所述AC输出端耦接到所述升压变压器的所述第一低压绕组。
2.根据权利要求1所述的系统，其中所述第一开关包括单掷断开开关。
3.根据权利要求1所述的系统，其中所述第一熔丝在所述正常工作模式和所述维护模式两者下耦接到所述第一光伏逆变器的所述AC输出端和所述升压变压器的所述第一低压绕组。
4.根据权利要求1所述的系统，其中所述第一开关包括双掷转接开关。
5.根据权利要求1所述的系统，其中所述第一开关-熔丝联接件安装在容纳所述升压变压器的防护壳体内。
6.根据权利要求1所述的系统，其中所述第一开关具有第一位置和第二位置，所述第一位置在所述正常工作模式期间放置所述第一开关的所述触点使其与所述第一熔丝并联，所述第二位置在所述维护模式期间移除所述第一开关的所述触点使其不与所述第一熔丝并联。
7.根据权利要求1所述的系统，还包括：
第二光伏逆变器，所述第二光伏逆变器将由太阳能电池产生的DC转换为在所述第二光伏逆变器的AC输出端处提供的AC；和
第二开关-熔丝联接件，所述第二开关-熔丝联接件包括第二熔丝和第二开关，所述第二开关-熔丝联接件在所述正常工作模式期间通过所述第二开关的触点将所述第二光伏逆变器的所述AC输出端耦接到所述升压变压器的所述第二低压绕组，所述第二开关-熔丝联接件在所述维护模式期间通过所述第二熔丝将所述第二光伏逆变器的所述AC输出端耦接到所述升压变压器的所述第二低压绕组。
8.根据权利要求7所述的系统，其中所述第一开关和所述第二开关一起被联结到杆件，所述杆件具有第一位置和第二位置，所述第一位置在所述维护模式期间打开所述第一开关和所述第二开关，所述第二位置在所述正常工作模式期间闭合所述第一开关和所述第二开关。
9.根据权利要求7所述的系统，其中所述第一开关和所述第二开关一起被联结到杆件，所述杆件具有第一位置和第二位置，所述第一位置在所述正常工作模式期间将所述第一开关的所述触点耦接到第一光伏逆变器的所述AC输出端以及耦接到所述升压变压器的所述第一低压绕组并且将所述第二开关的所述触点耦接到所述第二光伏逆变器的所述AC输出端以及耦接到所述升压变压器的所述第二低压绕组，并且所述第二位置在所述维护模式期间将所述第一熔丝耦接到所述第一光伏逆变器的所述AC输出端以及耦接到所述升压变压器的所述第一低压绕组并且将所述第二熔丝耦接到所述第二光伏逆变器的所述AC输出端以及耦接到所述升压变压器的所述第二低压绕组。
10.一种系统，包括：
第一光伏逆变器，所述第一光伏逆变器将由太阳能电池产生的直流电(DC)转换为在所述第一光伏逆变器的AC输出端处提供的交流电(AC)；
升压变压器，所述升压变压器在低压侧具有第一低压绕组并且在高压侧具有高压绕组，所述高压绕组被耦接到公用电网；
第一熔丝；和
第一转接开关，所述第一转接开关具有第一位置和第二位置，所述第一转接开关的所述第一位置通过所述转接开关触点而非所述第一熔丝将第一汇流条耦接到所述第一光伏逆变器的所述AC输出端以及耦接到所述升压变压器的所述第一低压绕组，所述第一转接开关的所述第二位置通过所述转接开关触点而非所述第一汇流条将所述第一熔丝耦接到所述第一光伏逆变器的所述AC输出端以及耦接到所述升压变压器的所述第一低压绕组。
11.根据权利要求10所述的系统，其中所述第一开关包括双掷转接开关。
12.根据权利要求10所述的系统，其中所述第一熔丝和所述汇流条安装在容纳所述升压变压器的防护壳体内。
13.根据权利要求10所述的系统，还包括：
第二光伏逆变器，所述第二光伏逆变器将由太阳能电池产生的DC转换为在所述第二光伏逆变器的AC输出端处提供的AC；
第二熔丝；和
第二转接开关，所述第二转接开关具有第一位置和第二位置，所述第二转接开关的所述第一位置将第二汇流条而非所述第二熔丝耦接到所述第二光伏逆变器的所述AC输出端以及耦接到所述升压变压器的所述第二低压绕组，所述第二转接开关的所述第二位置将所述第二熔丝而非所述第二汇流条耦接到所述第二光伏逆变器的所述AC输出端以及耦接到所述升压变压器的所述第二低压绕组。
14.根据权利要求10所述的系统，其中所述第一转接开关和第二转接开关一起被联结到杆件，所述杆件具有第一位置和第二位置，所述第一位置在正常工作模式期间将第一汇流条耦接到所述第一光伏逆变器的AC输出端以及耦接到所述升压变压器的所述第一低压绕组并且将所述第二汇流条耦接到所述第二光伏逆变器的所述AC输出端以及耦接到所述升压变压器的所述第二低压绕组，所述第二位置在维护模式期间将所述第一熔丝耦接到所述第一光伏逆变器的AC输出端以及耦接到所述升压变压器的所述第一低压绕组并且将所述第二熔丝耦接到所述第二光伏逆变器的所述AC输出端以及耦接到所述升压变压器的所述第二低压绕组。
15.根据权利要求14所述的系统，其中所述第一转接开关、所述第二转接开关、所述第一汇流条和所述第二汇流条位于容纳所述升压变压器的防护壳体内。
16.根据权利要求15所述的系统，其中所述杆件位于容纳所述升压变压器的所述防护壳体外部。
17.一种对光伏逆变器进行维护的方法，包括：
使所述光伏逆变器断电；
用熔丝更换将所述光伏逆变器的交流电(AC)输出端耦接到升压变压器的低压绕组的汇流条；
使所述光伏逆变器通电；以及
在所述光伏逆变器通电并且所述熔丝替代所述汇流条处于适当位置时，对所述光伏逆变器进行维护。
18.根据权利要求17所述的方法，还包括：
在对所述光伏逆变器进行维护之后使所述光伏逆变器断电；
用所述汇流条更换所述熔丝；以及
在所述汇流条替代所述熔丝处于适当位置的情况下使所述光伏逆变器通电以进行正常工作。
19.根据权利要求17所述的方法，还包括：
在用所述熔丝更换所述汇流条之前断开所述升压变压器的高压侧。
20.根据权利要求17所述的方法，其中针对与所述光伏逆变器处于相同逆变器站中的另一个光伏逆变器进行所述方法。
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