[深度]集散式逆变器与组串式逆变器在领跑者项目的；1、集散式方案系统成本可降低0.45元/Wp,竞；以逆变器、汇流箱以及全部直流相关设备、箱式升压变；(1)在不考虑逆变器超配的情况下，集散式逆变器方；(2)在考虑1.15倍容配比的条件下，集散式逆变；造成以上成本差异，一方面是因为当前组串式逆变器售；2、集散式方案系统效率高，发电量提升高于组串式方；由于组串式
[深度] 集散式逆变器与组串式逆变器在领跑者项目的优劣势对比 2016年光伏领跑者基地企业评优标准中，逆变器方案的选择将直接影响到电价水平、技术方案创新性、系统效率等指标。在目前的集中式、组串式、集散式三种主流技术路线中，集散式与组串式方案由于具备多路MPPT特性，可适应山地地形变化带来的发电量影响，成为领跑者项目的主流选择方案；同时，由于集散式逆变器在前期大同领跑者项目中的规模化成功应用经验，2016年领跑者招商文件中也明确将集散式列入新型逆变器技术路线。笔者试图从两种技术路线的系统成本、发电量、转换效率、产品寿命、容配比、安全可靠性等方面进行对比，解析集散式方案为何成为领跑者项目业主优选对象。
1、集散式方案系统成本可降低0.45元/Wp,竞价投标优势显著
以逆变器、汇流箱以及全部直流相关设备、箱式升压变和子阵区通讯等设备采购及安装的初始投资来看，采用50kW组串式逆变器组成的1.6MWp光伏阵列方案，与采用1MW集散式逆变器组成的2MWp光伏阵列方案对比：
(1) 在不考虑逆变器超配的情况下，集散式逆变器方案比组串式单瓦造价水平低0.2元/Wp左右；
(2) 在考虑1.15倍容配比的条件下，集散式逆变器方案比组串式单瓦造价水平低0.45元/Wp左右；
造成以上成本差异，一方面是因为当前组串式逆变器售价较高，每个逆变器功率较小，规模效应较差，而且数量较多，位置分散，通信、调度和控制的技术复杂；另一方面，集散式逆变器的容配比大，超配比例远大于组串式，能最大限度发挥逆变器的效能，并具有规模效应。
2、集散式方案系统效率高，发电量提升高于组串式方案
由于组串式和集散式逆变器都采用了DC-DC / DC-AC两级转换电路，MPPT路数也基本一致，从理论上分析，组串式与集散式逆变器在同一外部条件下相比于
集中式逆变器，发电量提升水平一致，在山地电站可实现3%以上发电量提升。但实际在夏季项目现场应用中，笔者拿到某电站发电量比拼报告结果却令人错愕，组串式方案发电量比集散式低1.9%。
据业主反馈，采用无外置风扇自然冷散热的组串式逆变器，内外部温升最大超过30度，设备在夏天高温环境下满载运行时经常出现降额甚至过温关机的现象，导致发电量出现严重损失。特别是领跑者项目组件的功率一般都选择在280Wp以上，单台组串式逆变器接入组件容量一般可以达到额定容量，在光照较好的情况下，中午出现满载运行的概率很大，因温升太高出现降额比较普遍。
为验证业主的说法，笔者也在多个现场了解组串式逆变器的夏季过温降额情况，以下为某个现场采集的采用无风扇自然冷散热的组串式逆变器内部温升及降额情况：
选取环境温度为30℃的某个晴天的中午，无云层遮挡。组串式逆变器在中午运行时，内部腔体环境温度竟然达到近60℃，出现降容运行。如下图，在12点整逆变器温度为58.2℃，运行电流为41A， 6分钟后，逆变器温度为59.4℃，运行电流降额到20A，输出功率大幅下降。
12点06分截图
3、采用自然冷散热的组串式逆变器最大效率难以达到99%，无法满足领跑者技术指标要求
目前主流集散式逆变器厂家的产品均已通过最大效率99%的第三方权威认证。而通过查询某厂家目前推出的50KW组串式逆变器产品之认证报告，组串式逆变器实际最大效率无法达到其宣介等所表述的99%，无法满足领跑者产品技术指标要求。
4、组串式逆变器的25年使用寿命难以满足，将严重影响电站收益
组串式方案在故障处理方面采用了整机替换的模式，确实在一定程度上减轻了电站一线工作人员的工作难度和技术能力要求。但打开组串式逆变器，发现里面布满了大量的电解电容。国际知名电解电容生产厂家的技术资料表明，电容电解在正常条件下，平均最长寿命是15年，而在自然冷散热的户外高温环境条件下，平均寿命不到8年。整个设备寿命其实就是由电解电容决定的，在25年运营期内，2--3次整机替换的后期成本将极大影响电站的整体收益。
5、通过24块组件一串增加组串式逆变器的容配比，可能影响电站安全运行 通过合理的超配方案设计，可以实现对光伏系统的优化，最大限度发挥逆变器效能，提高发电量，系统平均化度电成本进一步降低，提升投资方整体收益。
以某采煤沉陷区光伏电站为例，光照资源属于三类地区，电站位于采煤沉陷区废弃地、煤矸石山、采矿回填区等。由于长期的矿产采掘，沉陷区内矿体表层土壤剥除，地表植被遭到严重破坏，水土流失和土壤沙化严重加剧，地表变形、崩塌明显，造成组件朝向很难实现最佳角度；同时考虑组件输出至逆变器输入侧的系统损耗，为了充分利用逆变器的额定容量，降低系统投资成本，
山地电站普
遍采用提高组件与逆变器的容量比值，容配比一般选择在1.1~1.2之间。
采用集散式方案，可通过增加汇流箱输入路数或增加汇流箱数量，实现容配比的任意调整；而组串式方案由于采用逆变器输出侧交流并联方案，直流输入路数为固定不可调，50KW组串式逆变器一般只能配置47~50KW左右的组件，容配比只能接近或达到1，系统成本将大幅增加。
假设集散式方案容配比设计为1.15，组串式方案容配比设计为1考虑，100MWp可节省逆变器、箱变及升压线路的配置13MW，节省初始投资成本达2500万，约0.25元/Wp。
为提高组串式逆变器的容配比，部分组串式逆变器厂家表述可采用23~24块一串的方案取代22块一串，通过增加组件串联数量实现容配比的调节。为了验证该组串方案的科学性，假设选用23块组件进行串联：
(1) 为保证开路条件下，组串电压不高于1000V，反算每块组件最大输出电压不应大于43.47V；
(2) 按光伏组件的STC(标准测试环境)，辐照度1000W/m2，电池温度25℃，根据290Wp单晶硅组件开路电压温度系数为-0.330%/℃，以及STC测试条件下开路电压为39.31V，反算出当地地表温度不应低于-7.13℃。
(3) 某采煤塌陷区全年平均最低温度-7.8℃，极端最低气温-18℃，历史极端最低气温-20℃。而且本光伏电站位于山区，项目所在地的极端最低气温很有可能将在-20℃以下。
以上计算说明采用23块以上组件串联，在电站25年运营期内很可能将存在开路电压超过1000V的情况，这也将超出单/多晶硅片、逆变器、光伏电缆等设备和材料的标称耐受电压，具有极大的安全隐患，并也不能切合国家相关标准和规范。当前，虽然有部分厂家推出直流输入电压达1100V的逆变器产品，但光伏电站是一个系统工程，涉及到硅片、电缆、开关等各种材料和设备，单单某个设备达到1100V电压等级，并不代表系统能耐受1100V电压。
6、集散式方案相比组串式方案，更能适应山地电站安全可靠性要求
集散式逆变器方案与集中式逆变器方案在系统构架上基本相同，且其带有MPPT控制功能的智能MPPT汇流箱在安全保护功能上比传统汇流箱强，具备完善的
输入隔离开关、支路电子“熔断器”、防反隔离二极管、输出直流断路器等保护装置，具备了各种短路拉弧故障模式的组串级主动式断路保护功能。同时，由于MPPT汇流箱内部采用电子开关取代了传统的熔丝设计，有效解决了传统集中式逆变器方案中汇流箱故障率高的问题。2MW集散式逆变器方案用2台1MW逆变器取代20台50kW组串式逆变器，集中升压并网，集中逆变并网方案经过了多年运行于大型光伏电站的考验，在电网适应性方面没有任何问题。
而组串式逆变器在大型光伏电站的运行时间还较短，而且市场上出现过系统振荡导致的脱网事故，因此可以说组串式逆变器在大型光伏电站的应用还需要时间的检验。下面，对电网适应性和安全性的几个方面风险也可以进行对比分析：
(1) 零电压穿越保护的问题
根据组串式逆变器组网方式可知，组串式方案中逆变器间无高频载波同步，原理上无法解决逆变器间的并联环流问题。其次，因组串式方案交流侧采用多机并联模式，造成多台逆变器在电网电压跌落时无法统一输出电压及电流的相位。实验室中的测试仅表明单个设备能够实现穿越功能，但现场并联机器数量多，工况复杂，多重因素可能会影响现场逆变器对零电压穿越故障的判定和过程控制。
(2)支持电网调度问题
按当前电力公司对光伏电站的调度要求，一般采用通过RS485总线通讯方式，来控制电站中的逆变器输出有功或无功功率，集散式逆变器方案2MW共2台逆变器，调度更加快捷和方便。
而组串式逆变器方案，组串式逆变器数量较多，1MWp光伏阵列一般配20台50kW组串式逆变器，组串式组网方式通常通过集中的通信管理机实现，调度指令先下发到通信管理机，然后再统一下发给同一通信管理机下面对应逆变器。由于每台逆变器所处的工况不会相同，极有可能会出现电网功率调度的功率与系统实际响应的功率不一致的情况。造成调度数据不准，对电网安全造成隐患。
(3) “无熔丝”设计的安全风险
由于光伏电池组件“电流源”输出的特性，传统的保护方案，无论是有熔丝还是取消熔丝的设计都存在保护的局限性，特别是当设备内部出现短路以及直流侧出现拉弧等故障时，都无法实现有效保护，从而将光伏发电系统置身于巨大的安全风险之中。
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如何正确选择光伏电站集中式逆变器与组串式逆变器
随着光伏行业利好消息不断发布，光伏行业关于集中式与组串式优劣之争也甚是激烈，下面以青海某并网2015年1月的实际生产运行数据为例，通过根据光伏电站实际运行数据对集中式和组串式逆变器性能进行对比分析，排除两种逆变器的及交流线损影响因素，初步结论如下：选取三个子阵（容量为500kW）进行整体发电量对比分析，两个集中式逆变单元与一个组串式逆变器子阵，其中一个集中式高于组串式发电量，另一个低于组串式发电量。研究分析选取五天太阳能资源辐射条件较好的段，分别选取两个集中式逆变单元与同一个组串式子阵进行对比分析，三个子阵的具体装机信息如下表所示：说明：以上三个子阵均为500kW；集中式与组串式所选取的子阵中，其下所带的电池组件均为同一厂家、同一型号且投产相同。一、光伏子阵发电量对比分析之一本次选取的集中式逆变单元为02#集中式逆变柜01，发电量较好，与组串式06#组串式子阵，为客观对比分析集中式子阵与组串式子阵的发电量，排除装机容量的影响，分析结果如下表所示：数据分析：02#集中式逆变柜01的单位千瓦发电量比06#组串式子阵偏高。二、光伏子阵发电量对比分析之二本次选取的集中式逆变单元为15#集中式逆变柜02，发电量一般，与组串式06#组串式子阵，为客观对比分析集中式子阵与组串式子阵的发电量，排除装机容量的影响，分析结果如下表所示：数据分析：15#集中式逆变柜02的单位千瓦发电量比06#组串式子阵偏低。
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保存至快速回贴【深度图解数据说话】组串式与集中式光伏电站发电量；在如今的度电补贴时代，评价一个光伏电站的好坏，其；1、组串式逆变器与集中式逆变器转换效率比较；逆变器将组串发出的直流电转换成交流电，逆变器转换；实际电站运行效率测试结果表明：在不同负载等级下，；2、并网发电时长比较；根据电站的数据记录，对电站内集中式方案和组串式方；3、组串式逆变器多路MPPT提升发电量；在光
【深度图解数据说话】组串式与集中式光伏电站发电量对比
在如今的度电补贴时代，评价一个光伏电站的好坏，其实是发电量的角力。这涉及到光伏电站的各类产品设备选型、系统方案设计、建设、施工、运维等各层面和环节。受技术水平影响，提高组件发电效率与降低系统成本不可能在短时间内达到和实现。因此，提升光伏电站的发电量，改善空间就集中在设计更优系统方案、提升建设施工质量、提升运维效率等方面。目前主流的系统方案有两种：集中式方案和组串式方案。结合作者长期从事的工作和研究，就两种方案的发电量及影响因素进行比较分析。
1、组串式逆变器与集中式逆变器转换效率比较
逆变器将组串发出的直流电转换成交流电，逆变器转换效率的高低直接影响到最终上网电量的多少。设备方面，在组件效率一定的情况下，提升逆变器的转换效率是提升发电量的关键一环。当前，不同厂家的逆变器转换效率都达到了相当高的水平。那么不同逆变器在光伏电站运行过程中的实际表现如何，作者选择了国内知名的集中式和组串式厂家，并结合实际参与的电站项目，对集中式方案和组串式方案两种逆变器的实际效率曲线进行了比较。
实际电站运行效率测试结果表明：在不同负载等级下，组串式逆变器较集中式逆变器转换效率高0.5%～1%。另外，当组串工作电压升高，组串式逆变器逆变转换效率随之升高；而集中式逆变器随着组串电压升高，效率出现了下降。基于此，在冬季时，低温导致组串电压升高，组串式逆变器相对集中式逆变器的优势会更加明显，这也与电站实际发电量数据比较结果保持一致。
2、并网发电时长比较
根据电站的数据记录，对电站内集中式方案和组串式方案两种逆变器的开关机时间和并网运行时长进行了比较，发现组串式逆变器在实际运行中弱光发电能力相对集中式逆变器更优，具体表现为：早晨开机和发电时间均早于集中式逆变器；傍晚关机和下网时间普遍晚于集中式逆变器。在不同天气条件下，早晨发电提前的时间从2～30min不等，傍晚关机和下网延后的时间从2～10min不等。因此增加了发电时长，提升了发电量。图3、图4为～30日组串式与集中式逆变器的实际观测数据曲线图。
3、组串式逆变器多路MPPT提升发电量
在光伏电站，因为早晚太阳高度较低，因此会存在前后遮挡。遮挡直接造成了辐照减少，影响发电量。如果受遮挡组串与未受遮挡组串被接入了同1路MPPT，因不同组串间最大功率点电压不同，必然造成组串间的并联适配，进一步损失发电量。尤其在冬季，因太阳高度角较低，遮挡影响范围大，遮挡时间长，引起的发电量损失为一年中最大。
业内主流组串式逆变器每台可支持3路MPPT，每路MPPT最多接入2个组串，通过合理设计接线方式，可很好地应对遮挡，减轻和避免组串间的并联失配现象，从而减少和避免发电量损失。而集中式逆变器将100个，甚至更多组串均接入1路MPPT，不同组串最大功率点电压不同，因此不可避免的导致了严重的组串失配及发电量损失。根据遮挡发生时组串的I-V曲线，可更直观地看出遮挡导致最大功率点变化趋势，及并联失配导致的严重发电量损失。
由图6可知，组串一旦局部被遮挡就会形成多峰的情况，此时组串式逆变器因具有多路MPPT，且接入组串数量少，可准确追踪到组串的最大功率点，最大限度挖掘该组串的输出功率，组串之间无影响。而集中式逆变器由于同1路MPPT内组串并联数量较多，遮挡组串和未遮挡组串最大功率点电压不同，组串工作电压被限制在所有组串均压后的一个较高电压水平，此时，遮挡组串几乎无功率输出，未遮挡组串的输出功率也会损失。最终的结果是，整个子阵（电站）发电量损失严重。笔者曾对在北纬38°附近的一个地面电站进行过研究，电站采用8m的前后排间距，前后排遮挡发生的时间集中在冬至日前后各一个半月，具体时间大致在前一年的11月1日～次年2月10日。遮挡现象最严重时，对发电量影响可达8%。
4、运维效率及其对发电量影响的比较
电站建成后，优质而高效的运维是保障和提升光伏电站发电量的关键。运维工作的难易程度及工作量也直接关系到电站运行阶段运维成效、人员及设备的再投入等。运维成效直接关系光伏电站是否能够取得预期收益，人员及设备投入则关系电站运行阶段的运行成本。当前不少光伏电站在方案设计阶段，考虑更多的是如何提升发电量，同时降低电站的投资建设成本，至于电站后期的运维工作则考虑相对较少。但光伏电站是一个系统工程，
运维工作更
是贯穿光伏电站25年的整个生命周期。可以说，运维工作决定了电站未来的收益能否如期达到，关系到电站的运行安全等各方面。
当前光伏电站运维工作的最大难点在于能否实现组串级监控，能否实现网上运维，提升运维工作的效率，及时发现并处理电站故障，保障电站运行安全，保证发电量。
但目前光伏电站存在的情况是：对于集中式方案，理论上智能汇流箱可检测到每串的工作电流和并联工作电压；但实际项目中，由于汇流箱电流检测精度低及通信不可靠，导致实际上报的数据存在较大误差，在组串出现故障时，依然难以准确判断故障点。因此多数情况，对于集中式方案的组串运维和巡检，依然严重依赖人工。运维工作量大、成本高、效率低。目前有统计显示，国内光伏电站60%的故障出现在直流侧，组串故障发生后，运维人员几乎不可能在第一时间发现和处理，多数故障处于不可知、不可控的状态。对于电站来说，此类故障轻则损失发电量，重则会危及电站的运行安全。因此，对于组串的监控和运维几乎成为当前采用集中式方案的光伏电站的最大痛点。
相比之下，组串式逆变器由于其精度高，是集中式的6倍以上，可精确检测到每串电池板的电压、电流，可针对组串进行智能的I-V、P-V曲线扫描，直观、简单、可靠地监测到每个组串的状态，从而能帮助工作人员及时发现故障并快速解决。甚至通过大数据分析，还能主动预判故障，真正做到运维智能化，这也是以精准的数据为基础的。
5、组串式方案与集中式方案系统效率角力
目前业界传统的集中式系统效率一般可达到76%，主要损失为光伏阵列损失和系统故障损失。而在山地光伏电站中，曾有光伏阵列损失达到14%的情况，主要包括：灰尘遮挡损失，温度损失，早晚不可利用损失，组件、组串失配损失，阴影遮挡损失等。很多电站的系统故障损失也超过6%以上，主要包括：组件故障、汇流箱故障、熔丝故障、逆变器故障等。
通过实际的大量应用发现，组串式解决方案系统效率可达到80%以上，可有效降低光伏阵列损失和系统故障损失，使整个电站效率提升，发电量可提升3%～5%，提升电站投资收益。
以设计建设的电站为例，该电站规模为20MW，其中集中式和组串式各为10MW，分别汇集成2条10MW的集电线路。在汇集处装有0.2s级电表，电站并网后，记录从日～4月25日的发电量数据，归一化后的计算结果表明，组串式方案较集中式方案发电量提升4.33%。
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光伏逆变器
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光伏电站集中式逆变器与组串式逆变器电量对比分析
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:近期，光伏行业关于逆变器集中式与组串式优劣之争甚是激烈，我们以青海某并网光伏电站2015年1月的实际生产运行数据为例，通过根据光伏电站实际运行数据对集中式和性能进行对比分析，排除两种逆变器的额定功率及交流线损影响因素，初步结论如下：选取三个子阵（容量为500kW）进行整体发电量对比分析，两个集中式逆变单元与一个组串式逆变器子阵，其中一个集中式高于组串式发电量，另一个低于组串式发电量。研究分析选取五天太阳能资源辐射条件较好的时间段，分别选取两个集中式逆变单元与同一个组串式逆变器子阵进行对比分析，三个子阵的具体装机信息如下表所示：说明：以上三个子阵额定容量均为500kW；集中式与组串式所选取的子阵中，其逆变器下所带的电池组件均为同一厂家、同一型号且投产时间相同。一、光伏子阵发电量对比分析之一本次选取的集中式逆变单元为02#集中式逆变柜01，发电量较好，与组串式06#组串式子阵，为客观对比分析集中式子阵与组串式子阵的发电量，排除装机容量的影响，分析结果如下表所示：数据分析：02#集中式逆变柜01的单位千瓦发电量比06#组串式子阵偏高。
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