摘要：本文通过对建立典型光伏电站模型，在逆变器选型中，分别采用集中式、集散式、组串式三种型式，从“初始投资”和“PR值”两个角度出发，对项目的LCOE进行分析，发现：组串式的初始投资明显高于集中式和集散式，但PR值最高；综合分析，集散式的LCOE低于另外两种2.08%。同时，考虑到电站的电能质量，认为集散式应该是未来大型光伏电站中逆变器的发展方向。
0 引言
今年1~4月，我国光伏新增装机达3.82GW。至此，我国光伏电站累计装机已经达到31.87GW，每年的装机量也将进入一个稳定发展期。与此同时，2009、2010年投产的约723MW的光伏电站，也开始进入稳定运营阶段，投资商们的视角也逐渐从“前期开发”转向“后期运营”，从追逐“前期投资最低”转向“度电成本最低”；大家对电站的质量越来越关注，电站检测、质量等级评定等一系列相关标准正在出台，整个光伏行业正在进入理性化的健康发展轨道。
度电成本（Levelized Cost Of Electricity，简称LCOE），即每度光伏电量的成本。在目前标杆电价下，光伏电站的LCOE水平，基本代表了电站的赢利能力。LCOE主要受发电量和总成本的影响。其中，
总成本=初始投资+运营维护费用+设备维修费用；
寿命期内发电量主要取决于：太阳能资源水平、系统配置、运行方式、电站PR值、融资成本、智能化运维水平。
可见，影响LCOE的因素很多。其中，除“太阳能资源水平”为不可控因素外，其他的各项因素都可以改善和优化。本文通过建立典型地面电站项目模型，仅从“初始投资成本”、“PR值”两个角度，分析一下逆变器选型对于LCOE的影响。
1 典型地面电站模型
为了进行准确的分析，本文建立了一个典型的光伏电站模型，相关条件如下：
1）电站地点：假设在西部某地，纬度为35°~40°，海拔3000m以内，太阳能总辐射年总量为1800kWh/m2（I类资源区）。
2）电站规模：50MW；其中，光伏组件60MW、逆变器50MW，系统配置按“光伏组件：逆变器=1.2:1”考虑；
3）选用260W多晶硅组件，按10年衰减10%、25年衰减20%进行发电量计算；整个电站系统效率按80%考虑。
4）其他：固定式运行方式，方阵倾角采用35°，年峰值小时数为2100h；独立柱基，以110kV电压等级送出；
7）假设不同情形下，未提及的光伏电站所有其他条件均相同。
8）除从“汇流箱~箱变”之外，其他设备造价估算如下表。
表 1 光伏电站部分投资估算表
说明：上述费用不包含汇流箱、直流配电柜、逆变器、箱变、直流电缆、交流电缆等费用。
8）运营维护费和设备维修费用：为简化计算，按平均每年1000万、25年25000万元考虑。
2 三种型式逆变器设计方案
目前，市场上的主要逆变器类型包括：集中式、集散式、组串式。本文从“初始投资成本”、“PR值”两个角度对三种型式逆变器进行对比。
在进行数据对比之前，先分析一下选用不同逆变器对方案的影响。整个光伏电站的设计方案为：
22块260W光伏组件组成1个串联之路，每个方阵为2个并联支路；104个方阵组成一个1.19MW的发电单元。整个光伏电站由50个发电单元组成，总容量为59.488MW。
集中式每个发电单元设计方案为：光伏组串所发电量用PV1-F-1×4电缆汇入14台汇流箱（12个16进1出，2个8进1出），
再以450~820V的直流电压用ZR-YJY22-0.6/1-2×50电缆汇入2台直流配电柜，之后以450~820V的直流电压用ZR-YJY22-0.6/1-2×50电缆汇流进入2台500kW逆变器，转化为315V的交流电后，用ZR-YJY22-0.6/1-3×185汇入一台1000kVA的箱式变压器。
集散式每个发电单元设计方案为：光伏组串所发电量用PV1-F-1×4电缆汇入14台控制器（12个16进1出，2个8进1出），再以820V的直流电压用ZR-YJY22-0.6/1-2×50电缆汇入2台直流配电柜，之后以820V的直流电压用ZR-YJY22-0.6/1-2×50电缆汇流进入1台1000kW逆变器，转化为540V的交流电后，用ZR-YJY22-0.6/1-3×185汇入一台1000kVA的箱式变压器。
组串式每个发电单元设计方案为：光伏组串出线用PV1-F-1×4电缆汇入35台28kW组串式逆变器，转化为480V交流电后用YJV -0.6/1kV-3×6电缆汇入交流配电柜汇流，再用ZR-YJY22-0.6/1-3×185电缆以480V交流电压汇入一台1000kVA的箱式变压器。此方案中，光伏组件：逆变器=1.226：1，略高于集中式、集散式。
集中式、集散式的发电单元如下图所示。
图 1 集中式/集散式每个单元布置方案
组串式的发电单元如下图所示。
三种方案的设备用量情况如下图所示。
集中式方案：
集散式方案：
组串式方案：
图 3 三种型式逆变器主要电气设备用量对比
3 逆变器选型对造价的影响分析
根据上述布置方案，对三种型式的造价进行估算。
表 2集中型式逆变器初始投资估算
表 3集散型式逆变器初始投资估算
表 4组串型式逆变器初始投资估算
表 5三种型式逆变器初始投资对比表
从上表可以看出，集中式的造价最低，集散式与集中式相差不大；组串式逆变器虽然造价比集中式高0.2元/W，但综合造价仅高出0.11元/W。
2 逆变器选型对PR值的影响分析
通过图3，可以清楚的看到，选用三种型式的逆变器，主要差别体现在：电气设备用量、电缆长度、电压水平三个方面。因此，其对PR值的影响，主要体现在电气设备效率和线损上。
先来看线路损耗。
计算线路损失时，按照光伏组件的平均工作状态考虑，即辐照度为800W/m2时：
P=193W、U=28.3V、I=6.84A
经计算，各种技术路线的线路损失如下。
表 6集中式逆变器线路损耗计算
表 7集散式逆变器线路损耗计算
表 8组串式逆变器线路损耗计算
表 9三种型式逆变器线路损耗对比
说明：由于线损计算时，组件功率按193W考虑，因此在计算线损百分比时，电站功率按43.47MW考虑。
由于线缆长度的差异，造成线损的差异，从而造成MPPT电压差异。由于集散式、组串式都能在组串段，对每个组串的MPPT进行精确跟踪，因此，此项损失暂不考虑；而传统的集中式逆变器，由于每个发电单元仅有2路MPPT，因此要按电压最低的组串考虑（即离逆变器最远的组串）。经计算，集中式由于MPPT电压跟踪造成的损失按150kW考虑，约为0.34%。
在看设备的转化效率。根据公开数据，不同类型的逆变器欧洲效率均标示为98.5%。
综上所述，采用不同型式逆变器，造成的PR值差异如下表。
表 10三种型式逆变器的PR值对比
通过上表分析，逆变器之前的光伏系统效率按89%以内。当辐照度为1000W/m2时，59.488MW光伏组件出力经折减到达逆变器时的功率约为52.9MW。由于集中式、集散式2*500kW和1000kW逆变器的最大输入功率分别为2*550kW和1100kW，不会产生弃光；组串式28kW的最大输入功率为28.2kW，会产生弃光。当辐照度为932W/m2及以下时，光伏组件出力经折减到达组串式逆变器时不会产生弃光；根据某地实际统计数据，太阳能辐照度为932W/m2及以上的总辐射量，占一年总辐射量的9.8%。因此，组串式逆变器全年由于光伏组件超配产生的弃光率按0.67%考虑。
基于年峰值小时数为2100h、PR值、弃光率进行计算，三种型式逆变器的发电量情况如下表所示。
表 11三种型式逆变器的发电量对比
说明1：如果不考虑弃光，则组串式的投资将会增加，因此项仅供参考。
4 综合分析
1）三种型式的LCOE对比分析
对上述分析结果进行汇总，如下表所示。
表 12三种型式逆变器的LCOE对比分析
说明1：如果不考虑弃光，则组串式的投资将会增加，因此费用会增加。
从上表可以看出，集中式的LCOE最高，其次为组串式，集散式的最低，约比集中式低2.2%。
2）小结
本文通过对典型光伏项目的“初始投资”和“PR值”两项的对比，分析了逆变器选型对LCOE的影响，发现三种逆变器的优缺点如下表。
表 13三种型式逆变器的优缺点对比分析
需要说明的是，上述方案是基于特定的典型项目进行计算的。如果项目场址变更到南方地区，阵列间距变小，则组串式、集散式的线损较小优势则会不明显；如果“光伏组件：逆变器”不按1.2:1考虑，则集中式的造价低优势将更加明显。因此，在实际工程中，要根据自己的项目情况进行技术经济比较后，再确定技术方案。
0 引言
今年1~4月，我国光伏新增装机达3.82GW。至此，我国光伏电站累计装机已经达到31.87GW，每年的装机量也将进入一个稳定发展期。与此同时，2009、2010年投产的约723MW的光伏电站，也开始进入稳定运营阶段，投资商们的视角也逐渐从“前期开发”转向“后期运营”，从追逐“前期投资最低”转向“度电成本最低”；大家对电站的质量越来越关注，电站检测、质量等级评定等一系列相关标准正在出台，整个光伏行业正在进入理性化的健康发展轨道。
度电成本（Levelized Cost Of Electricity，简称LCOE），即每度光伏电量的成本。在目前标杆电价下，光伏电站的LCOE水平，基本代表了电站的赢利能力。LCOE主要受发电量和总成本的影响。其中，
总成本=初始投资+运营维护费用+设备维修费用；
寿命期内发电量主要取决于：太阳能资源水平、系统配置、运行方式、电站PR值、融资成本、智能化运维水平。
可见，影响LCOE的因素很多。其中，除“太阳能资源水平”为不可控因素外，其他的各项因素都可以改善和优化。本文通过建立典型地面电站项目模型，仅从“初始投资成本”、“PR值”两个角度，分析一下逆变器选型对于LCOE的影响。
1 典型地面电站模型
为了进行准确的分析，本文建立了一个典型的光伏电站模型，相关条件如下：
1）电站地点：假设在西部某地，纬度为35°~40°，海拔3000m以内，太阳能总辐射年总量为1800kWh/m2（I类资源区）。
2）电站规模：50MW；其中，光伏组件60MW、逆变器50MW，系统配置按“光伏组件：逆变器=1.2:1”考虑；
3）选用260W多晶硅组件，按10年衰减10%、25年衰减20%进行发电量计算；整个电站系统效率按80%考虑。
4）其他：固定式运行方式，方阵倾角采用35°，年峰值小时数为2100h；独立柱基，以110kV电压等级送出；
7）假设不同情形下，未提及的光伏电站所有其他条件均相同。
8）除从“汇流箱~箱变”之外，其他设备造价估算如下表。
表 1 光伏电站部分投资估算表
说明：上述费用不包含汇流箱、直流配电柜、逆变器、箱变、直流电缆、交流电缆等费用。
8）运营维护费和设备维修费用：为简化计算，按平均每年1000万、25年25000万元考虑。
2 三种型式逆变器设计方案
目前，市场上的主要逆变器类型包括：集中式、集散式、组串式。本文从“初始投资成本”、“PR值”两个角度对三种型式逆变器进行对比。
在进行数据对比之前，先分析一下选用不同逆变器对方案的影响。整个光伏电站的设计方案为：
22块260W光伏组件组成1个串联之路，每个方阵为2个并联支路；104个方阵组成一个1.19MW的发电单元。整个光伏电站由50个发电单元组成，总容量为59.488MW。
集中式每个发电单元设计方案为：光伏组串所发电量用PV1-F-1×4电缆汇入14台汇流箱（12个16进1出，2个8进1出），
再以450~820V的直流电压用ZR-YJY22-0.6/1-2×50电缆汇入2台直流配电柜，之后以450~820V的直流电压用ZR-YJY22-0.6/1-2×50电缆汇流进入2台500kW逆变器，转化为315V的交流电后，用ZR-YJY22-0.6/1-3×185汇入一台1000kVA的箱式变压器。
集散式每个发电单元设计方案为：光伏组串所发电量用PV1-F-1×4电缆汇入14台控制器（12个16进1出，2个8进1出），再以820V的直流电压用ZR-YJY22-0.6/1-2×50电缆汇入2台直流配电柜，之后以820V的直流电压用ZR-YJY22-0.6/1-2×50电缆汇流进入1台1000kW逆变器，转化为540V的交流电后，用ZR-YJY22-0.6/1-3×185汇入一台1000kVA的箱式变压器。
组串式每个发电单元设计方案为：光伏组串出线用PV1-F-1×4电缆汇入35台28kW组串式逆变器，转化为480V交流电后用YJV -0.6/1kV-3×6电缆汇入交流配电柜汇流，再用ZR-YJY22-0.6/1-3×185电缆以480V交流电压汇入一台1000kVA的箱式变压器。此方案中，光伏组件：逆变器=1.226：1，略高于集中式、集散式。
集中式、集散式的发电单元如下图所示。
图 1 集中式/集散式每个单元布置方案
组串式的发电单元如下图所示。
三种方案的设备用量情况如下图所示。
集中式方案：
集散式方案：
组串式方案：
图 3 三种型式逆变器主要电气设备用量对比
3 逆变器选型对造价的影响分析
根据上述布置方案，对三种型式的造价进行估算。
表 2集中型式逆变器初始投资估算
表 3集散型式逆变器初始投资估算
表 4组串型式逆变器初始投资估算
表 5三种型式逆变器初始投资对比表
从上表可以看出，集中式的造价最低，集散式与集中式相差不大；组串式逆变器虽然造价比集中式高0.2元/W，但综合造价仅高出0.11元/W。
2 逆变器选型对PR值的影响分析
通过图3，可以清楚的看到，选用三种型式的逆变器，主要差别体现在：电气设备用量、电缆长度、电压水平三个方面。因此，其对PR值的影响，主要体现在电气设备效率和线损上。
先来看线路损耗。
计算线路损失时，按照光伏组件的平均工作状态考虑，即辐照度为800W/m2时：
P=193W、U=28.3V、I=6.84A
经计算，各种技术路线的线路损失如下。
表 6集中式逆变器线路损耗计算
表 7集散式逆变器线路损耗计算
表 8组串式逆变器线路损耗计算
表 9三种型式逆变器线路损耗对比
说明：由于线损计算时，组件功率按193W考虑，因此在计算线损百分比时，电站功率按43.47MW考虑。
由于线缆长度的差异，造成线损的差异，从而造成MPPT电压差异。由于集散式、组串式都能在组串段，对每个组串的MPPT进行精确跟踪，因此，此项损失暂不考虑；而传统的集中式逆变器，由于每个发电单元仅有2路MPPT，因此要按电压最低的组串考虑（即离逆变器最远的组串）。经计算，集中式由于MPPT电压跟踪造成的损失按150kW考虑，约为0.34%。
在看设备的转化效率。根据公开数据，不同类型的逆变器欧洲效率均标示为98.5%。
综上所述，采用不同型式逆变器，造成的PR值差异如下表。
表 10三种型式逆变器的PR值对比
通过上表分析，逆变器之前的光伏系统效率按89%以内。当辐照度为1000W/m2时，59.488MW光伏组件出力经折减到达逆变器时的功率约为52.9MW。由于集中式、集散式2*500kW和1000kW逆变器的最大输入功率分别为2*550kW和1100kW，不会产生弃光；组串式28kW的最大输入功率为28.2kW，会产生弃光。当辐照度为932W/m2及以下时，光伏组件出力经折减到达组串式逆变器时不会产生弃光；根据某地实际统计数据，太阳能辐照度为932W/m2及以上的总辐射量，占一年总辐射量的9.8%。因此，组串式逆变器全年由于光伏组件超配产生的弃光率按0.67%考虑。
基于年峰值小时数为2100h、PR值、弃光率进行计算，三种型式逆变器的发电量情况如下表所示。
表 11三种型式逆变器的发电量对比
说明1：如果不考虑弃光，则组串式的投资将会增加，因此项仅供参考。
4 综合分析
1）三种型式的LCOE对比分析
对上述分析结果进行汇总，如下表所示。
表 12三种型式逆变器的LCOE对比分析
说明1：如果不考虑弃光，则组串式的投资将会增加，因此费用会增加。
从上表可以看出，集中式的LCOE最高，其次为组串式，集散式的最低，约比集中式低2.2%。
2）小结
本文通过对典型光伏项目的“初始投资”和“PR值”两项的对比，分析了逆变器选型对LCOE的影响，发现三种逆变器的优缺点如下表。
表 13三种型式逆变器的优缺点对比分析
需要说明的是，上述方案是基于特定的典型项目进行计算的。如果项目场址变更到南方地区，阵列间距变小，则组串式、集散式的线损较小优势则会不明显；如果“光伏组件：逆变器”不按1.2:1考虑，则集中式的造价低优势将更加明显。因此，在实际工程中，要根据自己的项目情况进行技术经济比较后，再确定技术方案。
索比光伏网 https://news.solarbe.com/201506/07/189599.html
