การคำนวณขนาดเบรกเกอร์ DC สำหรับโซลาร์: สตริง เอาต์พุตคอมไบเนอร์ และการเลือก MCB กับ MCCB

คำตอบการปรับขนาดอย่างรวดเร็ว

ปรับขนาดเซอร์กิตเบรกเกอร์ DC โซลาร์ที่ตำแหน่งจริงบนไดอะแกรมเส้นเดี่ยว ใช้แรงดันสตริงที่แก้ค่าอุณหภูมิแล้ว V_oc สำหรับแรงดัน กระแสโมดูล I_sc คูณด้วยจำนวนสตริงขนานและค่าตัวคูณที่โครงการกำหนดสำหรับกระแส จากนั้นยืนยันการป้องกันสายเคเบิล ความสามารถในการตัดกระแส DC การเดินสายขั้ว และการลดพิกัดจากตู้ เลือก MCB หรือ MCCB หลังจากทราบหน้าที่เหล่านั้นแล้วเท่านั้น.

แผง PV เดียวกันอาจต้องใช้อุปกรณ์ 20 A ที่สตริงหนึ่ง และอุปกรณ์ 100 A ที่เอาต์พุตรวม อุปกรณ์ทั้งสองเห็นแรงดันสตริงใกล้เคียงกัน แต่ไม่ได้รับกระแสเท่ากันหรือป้องกันตัวนำเดียวกัน นั่นคือเหตุผลที่คำขอเช่น “เบรกเกอร์ DC โซลาร์ 1000 V” ยังไม่พร้อมสำหรับการเลือกรุ่น.

คำถามแรกไม่ใช่ เบรกเกอร์ขนาดเท่าใด? แต่คือ เบรกเกอร์อยู่ที่ไหน และอะไรสามารถป้อนกระแสลัดวงจรที่จุดนั้นได้?

วางเบรกเกอร์บนแผนที่การป้องกัน PV

แผงโซลาร์คือสายโซ่ของวงจรที่แตกต่างกันทางไฟฟ้า ทำเครื่องหมายเบรกเกอร์ที่เสนอไว้ก่อนเปิดแคตตาล็อก:

สตริง PV → อินพุตรวมสตริง → เอาต์พุต DC รวม → อินพุต DC อินเวอร์เตอร์

การเลื่อนตำแหน่งไปทางขวาหนึ่งตำแหน่งเปลี่ยนเส้นทางกระแส โมดูลที่ต่ออนุกรมเพิ่มแรงดัน สตริงที่เข้ากันได้ที่ต่อขนานเพิ่มกระแส เบรกเกอร์ที่อินพุตแต่ละตัวปกติรับสตริงเดียว เบรกเกอร์ที่เอาต์พุตร่วมรับทุกสตริงที่เชื่อมต่อกับเอาต์พุตนั้น.

ตำแหน่ง	กระแสผ่านอุปกรณ์	หน้าที่หลักที่ต้องกำหนด	ตัวเลือกปกติ
สตริงเดี่ยว	หนึ่งสตริง	การป้องกันกระแสย้อนกลับและการแยกสตริง	ฟิวส์ gPV หรือ MCB DC พิกัด PV ที่การออกแบบอนุญาต
เอาต์พุตรวม	ผลรวมของสตริงขนาน	การป้องกันสายป้อนรวมและสายเอาต์พุต	MCB DC พิกัด PV, MCCB DC หรือสวิตช์ตัดตอนพร้อมการป้องกันแยก
อินพุต DC อินเวอร์เตอร์	กระแสที่กำหนดให้กับอินพุตอินเวอร์เตอร์นั้นหรือเส้นทาง MPPT	การแยกอุปกรณ์และการป้องกันที่ประสานกัน	เบรกเกอร์หรือสวิตช์ตัดตอนที่กำหนดโดยการออกแบบระบบ

ตารางจงใจใช้คำว่า “ตัวเลือกปกติ” เซอร์กิตเบรกเกอร์ไม่จำเป็นต้องมีในทุกตำแหน่งโดยอัตโนมัติ สตริงอาจใช้ฟิวส์ gPV อินเวอร์เตอร์อาจมีตัวแยก DC ที่เหมาะสมอยู่แล้ว เอาต์พุตอาจต้องการการแยกในขณะที่มีการป้องกันกระแสเกินอยู่ที่อื่น กำหนดฟังก์ชันที่ขาดหายไปก่อนเลือกอุปกรณ์.

บทความเรื่อง การปรับขนาดตู้รวมโซลาร์ อธิบายว่าการจัดกลุ่ม MPPT กำหนดว่าสตริงใดสามารถใช้เอาต์พุตร่วมกันได้ จัดการการตัดสินใจสถาปัตยกรรมนั้นให้เสร็จก่อน เบรกเกอร์ไม่สามารถแก้ไขสตริงที่ไม่ควรต่อขนานกันตั้งแต่แรก.

กำหนดช่วงกระแส ไม่ใช่แค่พิกัดแอมแปร์ขั้นต่ำ

การคำนวณกระแสมีสองด้าน เบรกเกอร์ต้องรับกระแสออกแบบภายใต้เงื่อนไขการติดตั้ง แต่ต้องไม่ใหญ่เกินจนสายเคเบิลที่ป้องกันหรืออุปกรณ์ที่เชื่อมต่ออยู่นอกขีดจำกัด.

สำหรับสตริง PV ที่ตรงกัน:

I_sc,path = N_p × I_sc,module

โดยที่:

• I_sc,path คือพื้นฐานกระแสลัดวงจรสำหรับเส้นทางที่เลือกในหน่วยแอมแปร์;
• N_p คือจำนวนสตริงที่ต่อขนานบนเส้นทางนั้น;
• I_sc,module คือกระแสลัดวงจรของโมดูลที่สภาวะทดสอบที่ระบุ.

วิธีการติดตั้งของโครงการจึงกำหนดการจัดการกระแสออกแบบ:

I_design = ฉัน_sc,path × K_{โครงการ}

K_{โครงการ} ไม่ใช่ตัวเลขที่ต้องเดา แต่เป็นค่าตัวคูณปัจจุบันที่กำหนดโดยกฎการติดตั้งและเกณฑ์การออกแบบที่นำมาใช้ ตัวอย่างในอเมริกาเหนือมักแสดงค่า 1.25 หรือ 1.56 ขึ้นอยู่กับพิกัดอุปกรณ์และแนวทางการคำนวณ โครงการที่อิงมาตรฐาน IEC ต้องใช้ข้อกำหนดการติดตั้งที่เกี่ยวข้อง ข้อมูลโมดูล และคำแนะนำของผู้ผลิต แทนการนำตัวเลขใดตัวเลขหนึ่งไปติดป้ายใหม่ว่าเป็น “ตัวคูณ IEC” สากล”

ช่วงการเลือกที่เหมาะสมคือ:

กระแสที่ต้องรองรับ ≤ พิกัดหรือค่าตั้งของเบรกเกอร์ที่ใช้งานได้ ≤ ขีดจำกัดวงจรที่ได้รับการป้องกัน

ขอบเขตบนอาจกำหนดโดยความสามารถนำกระแสของสายเคเบิลหลังลดค่า พิกัดขั้วต่อ ขีดจำกัดอินพุตอินเวอร์เตอร์ หรือชิ้นส่วนอื่นที่ได้รับการป้องกัน การเลือกเบรกเกอร์มาตรฐานถัดไปที่สูงกว่า I_design จะใช้ได้ก็ต่อเมื่อขอบเขตบนยังผ่านเกณฑ์.

โมดูลที่ต่ออนุกรมไม่ได้คูณกระแสเบรกเกอร์

โมดูลยี่สิบแผงต่ออนุกรมไม่ได้ทำให้กระแสเป็นยี่สิบเท่าของกระแสโมดูล แต่เพิ่มแรงดันสตริงในขณะที่กระแสสตริงยังคงอิงตามโมดูลแผงเดียว สตริงที่เหมือนกันห้าชุดต่อขนานจะให้กระแสประมาณห้าเท่า นี่คือเหตุผลที่การหารวัตต์อาร์เรย์ด้วยแรงดัน DC ที่สมมุติขึ้นเป็นวิธีที่ไม่ดีเมื่อเทียบกับเอกสารข้อมูลโมดูลและตารางสตริง.

ใช้ I_sc และ I_ส.ส. สำหรับการตรวจสอบที่ต่างกัน

I_sc คือจุดเริ่มต้นกระแสลัดวงจรที่ใช้ในการออกแบบการป้องกันกระแสเกินของ PV ส่วน I_ส.ส. อธิบายกระแสทำงานใกล้กำลังสูงสุดและช่วยตรวจสอบโหลด MPPT ของอินเวอร์เตอร์และการทำงานปกติ เก็บค่าทั้งสองไว้ในแผ่นงาน อย่าแทนที่พื้นฐานการป้องกันด้วยค่า I_ส.ส., ที่ต่ำกว่า และอย่าลืมขีดจำกัดกระแสทำงานของอินเวอร์เตอร์หลังจากคำนวณจาก I_sc.

แยกตัวอย่าง IEC และอเมริกาเหนือให้อยู่ในแนวทางของตนเอง

คู่มือการใช้งาน PV ของ Eaton ในอเมริกาเหนือ เช่น แยกเบรกเกอร์ชนิด molded-case ที่พิกัด 80% และ 100% วิธีคำนวณที่ใช้คือ 1.56 × I_sc สำหรับเบรกเกอร์พิกัด 80% และ 1.25 × I_sc สำหรับเบรกเกอร์พิกัด 100% พร้อมการตรวจสอบตัวนำและอุณหภูมิ ตัวเลขเหล่านี้มีประโยชน์ในบริบทผลิตภัณฑ์และ NEC/UL นั้น ไม่ควรแยกออกจากบริบทแล้วเผยแพร่เป็นกฎ PV สากล.

สำหรับโครงการ IEC ให้เริ่มจากฉบับที่สัญญาหรือเขตอำนาจนำมาใช้ ขอบเขตสาธารณะของ IEC 60364-7-712 ยืนยันว่าครอบคลุมการติดตั้งไฟฟ้า PV แต่หน้าขอบเขตไม่ได้กำหนดการคำนวณที่สมบูรณ์สำหรับโครงการเฉพาะ บันทึกกฎการออกแบบจริงไว้ข้าง K_{โครงการ}; ซึ่งจะทำให้การคำนวณตรวจสอบได้และป้องกันไม่ให้ซัพพลายเออร์เปลี่ยนวิธีการอย่างเงียบ ๆ.

กำหนดพิกัดแรงดันจาก V_oc ในสภาพอากาศหนาวและแผนภาพขั้ว

แรงดันสตริงสูงสุดเมื่อโมดูลอยู่ในสภาวะวงจรเปิดและอากาศหนาว เบรกเกอร์ที่เลือกจากค่า STC V_oc ของโมดูลเพียงอย่างเดียวอาจมีพิกัดต่ำเกินไปในเช้าที่หนาวจัด.

หากโมดูลระบุค่าสัมประสิทธิ์อุณหภูมิ V_oc ติดลบเป็นเปอร์เซ็นต์ต่อองศาเซลเซียส การคำนวณเบื้องต้นคือ:

V_{oc,เย็น,โมดูล} = V_oc,STC × [1 + |β_Voc| × (25 − T_min)]

V_{oc,เย็น,สตริง} = N_s × V_{oc,เย็น,โมดูล}

โดยที่ N_s คือจำนวนโมดูลที่ต่ออนุกรม และ T_min คืออุณหภูมิออกแบบต่ำสุดของโครงการ ป้อน −0.27%/°C เป็น 0.0027 หากผู้ผลิตโมดูลหรือวิธีการออกแบบที่นำมาใช้ระบุการคำนวณอุณหภูมิแบบอื่น ให้ใช้อย่างสม่ำเสมอทั่วทั้งอินเวอร์เตอร์และชิ้นส่วน DC ทุกชิ้น.

แรงดันไฟฟ้ากระแสตรงที่ประกาศของเบรกเกอร์ต้องไม่น้อยกว่าแรงดันไฟฟ้าวงจรสูงสุดที่ได้รับอนุมัติ และต้องได้พิกัดนั้นในการจัดเรียงขั้วตามที่ผู้ผลิตแสดงไว้ทุกประการ เบรกเกอร์ไฟฟ้ากระแสตรงแรงดันสูงบางรุ่นวางหน้าสัมผัสหลายชุดแบบอนุกรมเพื่อแบ่งการตัดอาร์ก ตัวถังสี่ขั้วไม่ได้หมายความว่าเป็นเบรกเกอร์ 1000 V หรือ 1500 V โดยอัตโนมัติ.

เครื่องมือ คำนวณแรงดันสตริงเย็น JUTRION ที่มีอยู่สามารถให้ผลลัพธ์ V_{oc,เย็น,สตริง} เบื้องต้นได้ เครื่องมือนี้สร้างขึ้นเพื่อการคัดกรองแรงดัน SPD ของระบบ PV แต่แรงดันสตริงเย็นยังเป็นข้อมูลนำเข้าสำหรับการตรวจสอบเบรกเกอร์ ตัวแยกวงจร สายเคเบิล และอินเวอร์เตอร์ด้วย.

ใช้เส้นทางความผิดพร่องเพื่อตัดสินว่าเบรกเกอร์สามารถป้องกันวงจรได้หรือไม่

กระแสพิกัดของเบรกเกอร์และความสามารถในการตัดกระแสตอบคำถามที่ต่างกัน:

• กระแสพิกัดหรือค่าตั้งทริป: อุปกรณ์สามารถนำกระแสปกติและป้องกันวงจรจากกระแสเกินที่เกี่ยวข้องได้หรือไม่?
• ความสามารถในการตัดกระแสตรง: มันสามารถตัดกระแสลัดวงจรที่คาดว่าจะเกิดขึ้นได้อย่างปลอดภัยที่แรงดันไฟฟ้ากระแสตรงและสภาพการเดินสายที่ระบุหรือไม่?

อย่าเปรียบเทียบพิกัดเบรกเกอร์ 100 A กับกระแสย้อนกลับ 50 A แล้วสรุปว่าอุปกรณ์สามารถตัดกระแสลัดวงจรได้ ฉลากกระแสปกติไม่ได้พิสูจน์การตอบสนองการตัดวงจร การป้องกันตัวนำ หรือประสิทธิภาพการตัดวงจรกระแสตรง.

เมื่อเกิดฟอลต์ที่สตริง สตริงขนานที่ยังปกติอาจป้อนกระแสย้อนกลับเข้าสู่สตริงที่เสียหาย การตรวจสอบเบื้องต้นคือ:

I_{reverse,screen} = (N_p − 1) × I_sc,string

สิ่งนี้แสดงให้เห็นว่าเหตุใดการสัมผัสกระแสย้อนกลับจึงเพิ่มขึ้นเมื่อมีสตริงขนานมากขึ้น ตัวมันเองไม่ได้เลือกเบรกเกอร์หรือฟิวส์ การออกแบบขั้นสุดท้ายต้องพิจารณาพิกัดฟิวส์อนุกรมสูงสุดของโมดูล ความสามารถของตัวนำ คุณลักษณะของอุปกรณ์ป้องกัน และข้อกำหนดของกฎการติดตั้งที่นำมาใช้.

ที่เอาต์พุตรวม ให้ระบุทุกแหล่งที่สามารถป้อนกระแสเข้าสู่ฟอลต์ได้ โมดูล PV มีการจำกัดกระแสเมื่อเทียบกับระบบไฟฟ้าหรือแบตเตอรี่ แต่ซับอาร์เรย์ขนาน อุปกรณ์แปลงกำลังที่เชื่อมต่ออยู่ และอินเทอร์เฟซการเก็บพลังงานใดๆ สามารถเปลี่ยนกระแสที่มีอยู่ได้ หากมีการเชื่อมต่อแบตเตอรี่ที่ระดับกระแสตรง ให้หยุดปฏิบัติต่อวงจรนี้เป็นตัวอย่าง PV เพียงอย่างเดียว การประเมินกระแสลัดวงจรของแบตเตอรี่สมควรได้รับการออกแบบเฉพาะของมันเอง.

อย่าคิดว่าตัวเลขการตัดวงจรขนาดใหญ่จะแก้ปัญหาการตัดสินใจตัดวงจรที่ไม่ดี

เบรกเกอร์อาจมีความสามารถในการตัดวงจรสูงสุดอย่างเพียงพอแต่ยังล้มเหลวในการป้องกันตัวนำที่ตั้งใจไว้ เนื่องจากเกณฑ์การตัดวงจรหรือการตอบสนองเวลากระแสไม่เหมาะสม ในทางกลับกัน เบรกเกอร์กระแสต่ำอาจมีพิกัดปกติใกล้กับโหลดแต่ขาดความสามารถในการตัดวงจรกระแสตรงที่แรงดันไฟฟ้าจริง ตรวจสอบทั้งพิกัดการตัดวงจรและคุณลักษณะการป้องกัน.

ฟอลต์ PV ยังสามารถเกิดขึ้นใกล้ช่วงล่างของช่วงการทำงานของเบรกเกอร์ การเลือกทำงานระหว่างอุปกรณ์สตริงและเบรกเกอร์เอาต์พุตไม่ได้รับการรับประกันเพียงเพราะอุปกรณ์เอาต์พุตมีฉลากแอมแปร์ใหญ่กว่า ใช้ข้อมูลการประสานงานจากผู้ผลิตในกรณีที่การทำงานแบบเลือกมีความสำคัญ และปฏิบัติต่อเส้นโค้งการตัดวงจรที่อ้างว่าเป็นหลักฐานเฉพาะรุ่นมากกว่ากฎทั่วไปแบบ “C-curve สำหรับโซลาร์”.

IEC 60947-2:2024 ใช้กับเซอร์กิตเบรกเกอร์สำหรับบุคคลที่ได้รับคำแนะนำหรือผู้ชำนาญงานที่มีแรงดันไฟฟ้าพิกัดสูงสุด 1000 V AC หรือ 1500 V DC ขอบเขตมาตรฐานผลิตภัณฑ์นั้นสนับสนุนกฎการจัดซื้อที่สำคัญ: ขอรับพิกัดกระแสตรงที่ผ่านการตรวจสอบสำหรับเบรกเกอร์รุ่นที่แน่นอน ไม่ใช่ตัวเลขการตัดวงจร AC หรือฉลากการตลาดระดับตระกูล.

เลือก DC MCB หรือ DC MCCB หลังจากเห็นภาระงานชัดเจน

“ใช้ MCB ต่ำกว่า 63 A และ MCCB สูงกว่า 63 A” เป็นวิธีที่สะดวก แต่ไม่ใช่ขอบเขตทางวิศวกรรมสากล ช่วงผลิตภัณฑ์ทับซ้อนกัน ตระกูล DC MCB บางรุ่นขยายเกิน 63 A บางโครงการเลือก MCCB ที่กระแสต่ำกว่าเพราะต้องการความสามารถในการตัดวงจรที่แตกต่าง การป้องกันที่ปรับได้ ขั้วต่อที่ใหญ่กว่า หรืออุปกรณ์เสริม.

ความต้องการของโครงการ	DC MCB เป็นตัวเลือกที่แข็งแกร่งกว่าเมื่อ…	DC MCCB เป็นตัวเลือกที่แข็งแกร่งกว่าเมื่อ…
รูปแบบการติดตั้ง	อุปกรณ์ราง DIN ขนาดกะทัดรัดเหมาะกับสตริงหรือฟีดเดอร์ขนาดเล็ก	อุปกรณ์แผงแบบโมลด์เคส ตัวนำขนาดใหญ่กว่า หรือบัสบาร์เกี่ยวข้อง
การปรับการป้องกัน	คุณลักษณะคงที่ที่ประกาศไว้เหมาะกับวงจร	ชุดตัดวงจรแบบปรับได้ที่มีอยู่ช่วยประสานงานฟีดเดอร์
ภาระการตัดวงจร	ความสามารถในการตัดวงจรกระแสตรงที่ผ่านการตรวจสอบของรุ่นเกินระดับฟอลต์	วงจรต้องการภาระการตัดวงจรกระแสตรงที่ผ่านการตรวจสอบสูงกว่า
การควบคุมและการแสดงสถานะ	ตำแหน่งด้ามจับพื้นฐานหรือตัวเลือกหน้าสัมผัสเสริมแบบโมดูลาร์ก็เพียงพอ	ต้องใช้และรองรับชุดปลดด้วยแรงดัน หน้าสัมผัสเสริม หรือการสั่งงานระยะไกล
ตำแหน่ง PV ทั่วไป	สตริงเดี่ยวหรือสาขากระแสต่ำกว่า	เอาต์พุตของตู้รวมสายหรือสายป้อนอาร์เรย์กระแสสูงกว่า

การตัดสินใจไม่ใช่เรื่องว่าตระกูลใด “ดีกว่า” แต่เป็นเรื่องว่าผลิตภัณฑ์ใดที่ผ่านการตรวจสอบแล้วตรงตามช่วงกระแสของตำแหน่ง การจัดเรียงแรงดัน/ขั้ว หน้าที่การตัดกระแส อินเทอร์เฟซสายเคเบิล และข้อกำหนดการควบคุม หลังจากทราบค่าเหล่านั้นแล้ว ให้เปรียบเทียบ การกำหนดค่า JUTRION DC MCB ที่มีจำหน่าย and การกำหนดค่า JUTRION DC MCCB ที่มีจำหน่าย.

ตัดสินใจว่าตำแหน่งนั้นต้องใช้ฟิวส์ เบรกเกอร์ หรือสวิตช์แยก

อุปกรณ์สามชนิดมักปรากฏในตู้รวมสายเดียวกัน แต่หน้าที่ของอุปกรณ์เหล่านั้นใช้แทนกันไม่ได้.

• ฟิวส์และตัวจับยึด gPV: ให้การป้องกันกระแสเกินของสตริง PV หรืออาร์เรย์ภายในหน้าที่ที่ผ่านการตรวจสอบแล้ว ไม่ได้ให้การแยกเพื่อบำรุงรักษา เว้นแต่การจัดเรียงฟิวส์-สวิตช์ทั้งชุดได้รับการออกแบบสำหรับฟังก์ชันนั้น.
• DC circuit breaker: ให้การทำงานกระแสเกินอัตโนมัติพร้อมการสับเปลี่ยนภายในพิกัดที่ประกาศไว้ ไม่ได้ตอบสนองฟังก์ชันการแยกที่จำเป็นโดยอัตโนมัติ เว้นแต่จะประกาศว่าเหมาะสมสำหรับการแยก.
• สวิตช์ตัดตอน DC: ให้การสับเปลี่ยนโหลดด้วยมือและการแยกภายในพิกัดการใช้งาน ไม่ได้ให้การป้องกันโหลดเกินหรือไฟฟ้าลัดวงจรอัตโนมัติ.

ที่ระดับสตริง ฟิวส์ gPV เป็นเรื่องปกติเพราะสตริงขนานสามารถป้อนกระแสย้อนกลับเข้าสู่สตริงที่เกิดฟอลต์ และโมดูลระบุพิกัดฟิวส์อนุกรมสูงสุด เบรกเกอร์ที่รีเซ็ตได้อาจมีประโยชน์เมื่อหน้าที่ PV และคุณลักษณะของมันผ่านการตรวจสอบแล้ว แต่ “รีเซ็ตได้” ไม่ใช่หลักฐานว่ามันประสานกันได้ดีกว่า.

ที่เอาต์พุตของตู้รวมสาย เบรกเกอร์อาจป้องกันสายเคเบิลรวมและให้การสับเปลี่ยน การออกแบบอื่นอาจใช้สวิตช์ตัดตอนเพราะการป้องกันกระแสเกินอยู่ที่อื่น ระบุว่าอุปกรณ์ทำหน้าที่ใด มิฉะนั้นผู้จำหน่ายสองรายอาจเสนอราคาสถาปัตยกรรมที่ต่างกันภายใต้คำขอ “เบรกเกอร์ DC” เดียวกัน.

ประสานเบรกเกอร์กับเส้นทาง DC ทั้งหมด

เบรกเกอร์ที่ถูกต้องยังอาจผิดพลาดได้ในระบบที่ประสานกันไม่ถูกต้อง ดำเนินการตรวจสอบห้าข้อให้เสร็จก่อนกำหนดรุ่น.

สายเคเบิล

ตรวจสอบความสามารถนำกระแสของตัวนำหลังการแก้ไขอุณหภูมิแวดล้อม การจัดกลุ่ม การติดตั้ง และจุดต่อ พิกัดหรือการตั้งค่าเบรกเกอร์ต้องอยู่ภายในความสัมพันธ์การป้องกันที่อนุญาต อย่าเพิ่มขนาดเบรกเกอร์เพียงเพื่อหยุดการทริปโดยไม่จำเป็นโดยไม่ทบทวนอุณหภูมิตู้และสายเคเบิล.

อินเวอร์เตอร์

เปรียบเทียบแรงดันสตริงขณะเย็นกับแรงดันอินพุต DC สูงสุด เปรียบเทียบกระแสทำงานของสตริงขนานกับขีดจำกัด MPPT/กระแสอินพุต และ I รวม_sc กับกระแสลัดวงจรที่อนุญาตของอินเวอร์เตอร์ เบรกเกอร์ไม่อนุญาตให้อาร์เรย์เกินข้อมูลของอินเวอร์เตอร์.

ฟิวส์สตริง

ยืนยันว่าแต่ละสตริงต้องการการป้องกันกระแสย้อนกลับหรือไม่ และฟิวส์/ลิงก์ที่เลือกยังคงต่ำกว่าพิกัดฟิวส์อนุกรมสูงสุดของโมดูลขณะที่นำกระแสที่ต้องการภายใต้สภาวะตู้.

พีวี ดีซี เอสพีดี

SPD จำกัดแรงดันเกินชั่วครู่ ไม่ใช่อุปกรณ์กระแสเกินปกติ ปฏิบัติตามคำแนะนำการป้องกันสำรองของผู้ผลิต SPD และตรวจสอบพฤติกรรมลัดวงจร คู่มือ การเลือก DC SPD สำหรับโซลาร์ PV ครอบคลุม U_CPV, การตัดสินใจ Type 2/Type 1+2 และระดับการป้องกัน.

ตู้และการประกอบ

กล่องรวมสายภายนอกอาคารอาจมีอุณหภูมิสูงกว่าอากาศโดยรอบอย่างมาก ใช้ข้อมูลอุณหภูมิ/ระดับความสูงจริงของเบรกเกอร์ ขีดจำกัดของขั้วต่อ และคำแนะนำในการติดตั้ง อุปกรณ์ป้องกันที่ติดตั้งชิดกัน ความร้อนจากแสงอาทิตย์ การสูญเสียในสายเคเบิล และการไหลเวียนอากาศที่จำกัด ล้วนส่งผลต่อกระแสที่ใช้งานได้จริง ตรวจสอบข้อมูลทั้งหมด การประกอบกล่องรวมสาย PV, ทั้งหมด ไม่ใช่แค่ป้ายชื่อเบรกเกอร์.

หากกราฟแคตตาล็อกแสดงว่าเบรกเกอร์นำกระแสได้น้อยลงที่อุณหภูมิภายในที่คาดไว้ ให้ใช้กราฟนั้นก่อนเลือกขนาดเฟรม หากไม่มีกราฟหรือข้อมูลการประกอบที่ใช้ได้ การเพิ่มพิกัดเบรกเกอร์ด้วยเปอร์เซ็นต์แบบประมาณไม่ใช่การออกแบบทางความร้อนที่ป้องกันได้ เบรกเกอร์ที่ใหญ่ขึ้นอาจต้องใช้ตัวนำ ขั้วต่อ หรือตู้ที่ใหญ่ขึ้น และอาจไม่ป้องกันสายเคเบิลเดิมอีกต่อไป.

IEC 62548-1:2023 ครอบคลุมข้อกำหนดการออกแบบอาร์เรย์ PV รวมถึงการเดินสาย DC อุปกรณ์ป้องกันไฟฟ้า การสับเปลี่ยน และข้อกำหนดการต่อลงดิน. IEC 60364-7-712:2025 ใช้กับการติดตั้งไฟฟ้าของระบบ PV บริบทการติดตั้งเหล่านี้แตกต่างจากมาตรฐานผลิตภัณฑ์เซอร์กิตเบรกเกอร์.

หนึ่งอาร์เรย์ สามการตัดสินใจเบรกเกอร์ที่ต่างกัน

การออกแบบตัวอย่าง: แต่ละสตริงมี 20 โมดูลเหมือนกัน ข้อมูลโมดูลระบุ V_oc,STC = 41.8 V, I_sc = 14.2 A และ β_Voc = −0.27%/°C อุณหภูมิออกแบบต่ำสุดคือ −20°C ห้าสตริงที่เข้ากันได้ป้อนเข้าอินพุตอินเวอร์เตอร์หนึ่งช่องผ่านกล่องรวมสาย สำหรับตัวอย่างนี้เท่านั้น วิธีกระแสเบื้องต้นของโครงการใช้ 1.25 × I_sc.

ขั้นแรก กำหนดหน้าที่แรงดันร่วม

V โมดูลขณะเย็น_oc = 41.8 × [1 + 0.0027 × (25 − (−20))] = 46.88 V

V สตริงขณะเย็น_oc = 20 × 46.88 = 937.6 V

สตริงต่อขนานกันที่กล่องรวมสาย ดังนั้นแรงดันไฟฟ้าจึงไม่รวมกัน อุปกรณ์ของสตริงและอุปกรณ์ขาออกต่างต้องมีการจัดเรียงแรงดัน/ขั้วที่ผ่านการตรวจสอบแล้วว่าสูงกว่าแรงดันวงจรสูงสุดที่อนุมัติ คลาส 1000 V DC เป็นตัวเลือกแรกเริ่ม ขึ้นอยู่กับการจัดการแรงดันเพิ่มเติมของโครงการและแผนภาพเบรกเกอร์ที่แน่นอน.

ตำแหน่ง 1: หนึ่งสตริง

กระแสออกแบบสตริงเบื้องต้น = 14.2 × 1.25 = 17.75 A

อุปกรณ์ป้องกันพิกัด PV 20 A คือตัวเลือกกระแสแรก ก่อนเลือก DC MCB เปรียบเทียบผลลัพธ์นี้กับพิกัดฟิวส์อนุกรมสูงสุดของโมดูล ความสามารถนำกระแสของตัวนำ การป้องกันกระแสย้อนกลับที่ต้องการ และลักษณะการตัดวงจรที่แน่นอน ฟิวส์ gPV อาจยังเป็นตัวเลือกการป้องกันสตริงที่ดีกว่า.

เมื่อมีห้าสตริงขนานกัน สี่สตริงที่ปกติจะสร้างการตรวจกรองกระแสย้อนกลับเบื้องต้นเป็น:

(5 − 1) × 14.2 = 56.8 A

ตัวเลขนั้นอธิบายว่าทำไมการป้องกันสตริงจึงสมควรได้รับความสนใจ ไม่ได้หมายความว่าควรติดตั้งเบรกเกอร์สตริง 56.8 A.

ตำแหน่งที่ 2: เอาต์พุตของตู้รวมสาย

I รวม_sc = 5 × 14.2 = 71.0 A

กระแสออกแบบเบื้องต้นด้านเอาต์พุต = 71.0 × 1.25 = 88.75 A

DC breaker ระดับ 100 A เป็นตัวเลือกเบื้องต้นสำหรับเอาต์พุตรวม การเปลี่ยนจาก MCB เป็น MCCB ขึ้นอยู่กับช่วงผลิตภัณฑ์ที่มีจำหน่าย ความสามารถในการตัดกระแส DC ที่ผ่านการตรวจสอบแล้ว การตั้งค่าที่ต้องการ ขนาดขั้วต่อ และอุณหภูมิภายในตู้ ไม่ใช่กฎตายตัวที่ 63 A.

ตำแหน่งที่ 3: อินพุตอินเวอร์เตอร์

การคำนวณกระแสอาจเหมือนกับเอาต์พุตของตู้รวมสาย เนื่องจากเป็น feeder เดียวกัน แต่การตัดสินใจไม่จำเป็นต้องเหมือนกันโดยอัตโนมัติ ตรวจสอบว่าอินเวอร์เตอร์มีสวิตช์ DC ในตัวอยู่แล้วหรือไม่ จำเป็นต้องมีเบรกเกอร์ภายนอกหรือไม่ กระแสอินพุตสูงสุดและค่า I_sc, รูปแบบการสับเปลี่ยนที่อนุญาต และตำแหน่งที่จำเป็นสำหรับการบำรุงรักษาอย่างปลอดภัย.

ตำแหน่ง	จุดเริ่มต้นกระแสที่คำนวณได้	ทิศทางอุปกรณ์เบื้องต้น	การตัดสินใจที่ยังคงเหลือ
หนึ่งสตริง	75 A	อุปกรณ์ป้องกัน PV ขนาด 20 A ที่เป็นตัวเลือก	ฟิวส์ gPV หรือ DC MCB; การประสานระหว่างโมดูล/สายเคเบิล
เอาต์พุตรวม	75 A	เบรกเกอร์ DC ระดับ 100 A ที่เป็นตัวเลือก	MCB/MCCB, ความสามารถในการตัดกระแส DC, การตั้งค่า และอุณหภูมิ
ขาอินพุตอินเวอร์เตอร์	กระแส feeder เดียวกัน	เบรกเกอร์หรือสวิตช์-ดิสคอนเนคเตอร์ตามที่กำหนด	ขีดจำกัดของอินเวอร์เตอร์และว่ามีการป้องกันอยู่แล้วหรือไม่

การคำนวณได้ให้ผลการตัดสินใจเชิงฟังก์ชันที่แตกต่างกันสามแบบจากอาร์เรย์เดียว ซึ่งมีประโยชน์มากกว่าการระบุขนาดเบรกเกอร์เพียงตัวเดียวสำหรับ “ระบบโซลาร์ 100 kW”

อ่านเอกสารข้อมูลเบรกเกอร์เป็นชุดพิกัดที่เชื่อมโยงกัน

อย่าอนุมัติอุปกรณ์โดยวงกลมตัวเลขเพียงตัวเดียว จงอ่านพิกัดเหล่านี้ร่วมกัน:

• U_e: แรงดันไฟฟ้าปฏิบัติการพิกัดสำหรับการจัดขั้ว DC ที่ระบุ;
• I_n หรือเฟรม/การตั้งค่า: พิกัดกระแสและการปรับค่าได้ภายใต้เงื่อนไขอ้างอิง;
• ความสามารถในการตัดกระแสตรง: สมรรถนะการตัดกระแสที่ประกาศไว้ที่แรงดัน DC ที่เกี่ยวข้อง;
• คุณลักษณะการทริป: อุปกรณ์ทำงานอย่างไรและเมื่อใด ไม่ใช่เพียงแค่ตัวอักษร B/C/D ที่ยืมมาจากตระกูลอื่น;
• การประกาศการแยกวงจร: ว่าสามารถทำหน้าที่แยกวงจรตามที่ต้องการได้หรือไม่;
• แผนภาพขั้วและขั้วบวกขั้วลบ: การเชื่อมต่อที่ถูกต้องเพียงแบบเดียวสำหรับพิกัดแรงดันสูงที่ประกาศไว้;
• ข้อมูลอุณหภูมิและระดับความสูง: พื้นฐานสำหรับกระแสที่ใช้งานได้จริงในตู้จริง;
• ขั้วต่อ: ช่วงขนาดตัวนำ วัสดุ การเตรียม และแรงบิดขัน;
• อุปกรณ์เสริม: หน้าสัมผัสช่วย, shunt trip หรือการสั่งงานระยะไกลในจุดที่ระบบต้องการ.

ฉลากเช่น “4P, 1000 V DC, 100 A” ไม่ได้เปิดเผยชุดพิกัดที่เชื่อมโยงกันทั้งหมด จงขอเอกสารทางเทคนิคและแผนภาพการเดินสายที่แน่นอนสำหรับรุ่นที่สั่งซื้อ.

สัญญาณเตือนสามประการจากเอกสารข้อมูล

• ตัวเลขความสามารถในการตัดกระแสเพียงตัวเดียวโดยไม่มีแรงดัน DC: สมรรถนะการตัดกระแสต้องอ้างอิงถึงแรงดันและรูปแบบการทดสอบที่ระบุ.
• การอ้าง 1000 V โดยไม่มีแผนภาพขั้ว: ผู้ซื้อไม่สามารถยืนยันได้ว่าห้องดับอาร์กแบ่งแรงดันอย่างไรหรือตัวนำเชื่อมต่อที่ใด.
• พิกัดกระแสเพียงตัวเดียวโดยไม่มีอุณหภูมิอ้างอิง: ภาระของตู้บนหลังคายังคงไม่ทราบแน่ชัด.

การละเว้นเหล่านี้ไม่ได้พิสูจน์โดยอัตโนมัติว่าผลิตภัณฑ์ไม่เหมาะสม แต่ทำให้ไม่สามารถคัดเลือกทางวิศวกรรมได้ จงแก้ไขให้เรียบร้อยก่อนติดตั้งอุปกรณ์ในสตริง PV ที่มีกระแสไฟฟ้า.

คำถามที่พบบ่อย

ทำการเลือกให้ครบถ้วนในแต่ละตำแหน่ง

สำหรับสตริงเดี่ยว ให้แก้ไขการป้องกันกระแสย้อนกลับและขีดจำกัดการป้องกันอนุกรมของโมดูล ที่เอาต์พุตของตู้รวมสาย ให้แก้ไขกระแสรวม การป้องกันสายเคเบิล และหน้าที่การตัดวงจร DC ที่อินพุตของอินเวอร์เตอร์ ให้แก้ไขขีดจำกัดของอุปกรณ์และจุดแยกวงจรที่จำเป็น.

จากนั้นจึงเลือกตระกูลผลิตภัณฑ์ รุ่นกะทัดรัด ดีซี เอ็มซีบี อาจเหมาะกับสตริงหรือ feeder ขนาดเล็กกว่า ส่วน ดีซี เอ็มซีซีบี อาจเหมาะกับเอาต์พุตรวมมากกว่า รุ่นสุดท้ายคือรุ่นที่ค่ากระแส แรงดัน การตัดวงจร จำนวนขั้ว และพิกัดในสภาพติดตั้งจริงทั้งหมดอ้างอิงถึงวงจรเดียวกัน—ไม่ใช่ตัวเลขที่น่าประทับใจห้าตัวที่แยกจากกันจากสภาวะที่ต่างกัน.