1引言
如果有人告诉你：自然冷却的组串式逆变器比强制风冷的组串式逆变器温升更低，你信吗？有人拿Photon的测试结果对两种机器温升进行对比，得出自然散热温升更低的结论。然而，炎热的夏天，西北电 站某自然冷却的组串式逆变器出现了高温降额运行现象。
多个电站调研中也发现，后台监控上显示：自然冷却的逆变器机器内部环境温度比强制风冷高10℃以上。 真实数据表明，自然冷却逆变器的安全性和寿命正面临着巨大威胁。
2PHOTON温升测试不能用于对比
Photon从2007年初开始，根据其制定的综合效率测量方法对逆变器效率进行测试，并依据测试结果将逆变器按A++到F进行评级。截止到 2014年，多个厂家超过120款逆变器接受了Photon测试和评级。考虑逆变器转换效率与温度的相关性，Photon采用热成像技术对逆变器内部温升 进行测试，以修正评级结果，但该方法不是为了对比不同产品的实际温升。
热成像测试方式简单、方便、直观，但测量存在盲区，仪器辐射不到的部位无法被测量。而且是在机箱开盖的情况下进行的，和实际工况不同，对测试结 果有影响。此外，不同的内部结构对测试结果也会产生影响，多层结构的逆变器，热成像只能测试到上层的温度。因此直接对比这个结果是不合理的。
采用单层结构的组串式逆变器。Photon于2013年2月公布了国内某知名厂家采用强制风冷散热的组串式逆变器测试结果，机器内部最高温度点在共模电感（82.3℃）。该厂家的组串式逆变器内部采用单层结构设计，热成像仪可测得内部大部分部件的温度。
逆变器测试结果，机器内部最高温度点在继电器处（80.1℃）。但Photon在测试结果中给出了"由于装置为多层设计结构，热成像中不可能捕 获到所有元件"的文字说明，而在单层结构组串式逆变器的测试结果中却未加以说明。因为多层结构，热成像仪只能测量到逆变器上层器件温度，无法测得下层元件 温度，图4所示的示意图更能直观的表达这一现象。温度最高点主要集中在下层的元器件，上下两层的温差至少在10℃以上。
综上所述可见：
Photon温升测试是在机箱开盖的情况下进行的，和实际工况存在一定的差别；
采用多层结构设计的组串式逆变器，热成像仪只能测得机器内部部分器件温度，无法测得所有部件的温度，如核心器件模块，电抗等；
直接对比Photon的测试结果无法真实反应不同逆变器实际温升差异。
3正确的温升对比测试方法及结果
不同逆变器产品温升对比，应保证逆变器工作于相同环境温度、相同工况下，采用热电阻或热电偶等接触测温方法对机器内部关键元器件进行测量，如图5。该方法为标准测试法。
某机构曾按照接触测温方法对采用不同散热方式的两种结构逆变器进行温升测试，得到的结果如表1。
4现场监控显示：自然冷却逆变器内部温升高，高温出现降额运行
夏天曾走访宁夏某电站发现，自然冷却的组串式逆变器，中午环境温度高的时候出现了降额运行，通过计算降额至少带来每年1%以上的发电量损失。
近期走访国内某电站时也发现，该电站同时安装了自然冷却和强制风冷两种散热方式的40kW组串式逆变器，通过实时上传到监控系统的逆变器内部环 境温度可知，中午12:37左右该电站采用的自然冷却的40kW组串式逆变器内部环境温度比强制风冷的至少高10度以上，如表2所示。
根据电子器件寿命与 环境温度的"10度法则"，环境温度每升高10度，电子器件寿命将减少一半。该测试环境温度仅为20℃，且显示的是内部环境温度，而不是元器件温度，实际 元器件温升更高，特别是夏季高温情况下。
研究发现20kW以下逆变器可采用自然冷却，例如通信上用的电源，功率小，大部分时间轻载工作，自然冷却方式完全满足要求。而逆变器大部分时间 需满载输出。对于20kW以上的组串式逆变器，如果继续采用自然散热的方式，逆变器的体积和重量需要大幅度增加，进而导致成本的增加，而且安装维护不方 便。因此设计上需要寻找平衡点。
这也是导致自然冷却方式散热效果差的根本原因。20kW以上逆变器采用强制风冷散热是主流解决方案，如SMA、ABB等知 名厂家的产品，IP65防护等级、25年长寿命的风扇完全满足使用要求。
国内某采用自然冷却的组串式逆变器正是因为散热性能不好的缘故，容量设计上总是短斤缺两，40kW逆变器直流输入仅6串。如果考虑10%的直流 侧损耗和不同地区光照条件差异，实际到逆变器直流侧的容量不到36kW，逆变器交流输出容量仅为其标称额定功率值的80%左右，系统一直处于降功率运行状 态，间接的提高了用户的投资成本。既便如此，现场仍然出现了高温降额运行的现象，进一步影响了发电量收益。
5结论
（1）Photon温升测试是在开盖情况下进行的，与实际工况不同，且逆变器结构不同，无法测试到真正的最高温度点，因此直接对比不合理，有断章取义的嫌疑；
（2）使用热电阻标准测试方法，相同测试条件下，采用自然冷却方案的组串式逆变器内部各器件温度比强制风冷方案高15℃~27℃。
（3）国内多个电站的实测结果也显示，采用自然冷却的逆变器内部环境温度比强制风冷至少高10℃以上，高温下出现了降额运行情况；
（4）如此高的温升，如何保证逆变器高温下不出现降额运行，又如何满足25年的寿命要求呢？
如果有人告诉你：自然冷却的组串式逆变器比强制风冷的组串式逆变器温升更低，你信吗？有人拿Photon的测试结果对两种机器温升进行对比，得出自然散热温升更低的结论。然而，炎热的夏天，西北电 站某自然冷却的组串式逆变器出现了高温降额运行现象。
多个电站调研中也发现，后台监控上显示：自然冷却的逆变器机器内部环境温度比强制风冷高10℃以上。 真实数据表明，自然冷却逆变器的安全性和寿命正面临着巨大威胁。
2PHOTON温升测试不能用于对比
Photon从2007年初开始，根据其制定的综合效率测量方法对逆变器效率进行测试，并依据测试结果将逆变器按A++到F进行评级。截止到 2014年，多个厂家超过120款逆变器接受了Photon测试和评级。考虑逆变器转换效率与温度的相关性，Photon采用热成像技术对逆变器内部温升 进行测试，以修正评级结果，但该方法不是为了对比不同产品的实际温升。
热成像测试方式简单、方便、直观，但测量存在盲区，仪器辐射不到的部位无法被测量。而且是在机箱开盖的情况下进行的，和实际工况不同，对测试结 果有影响。此外，不同的内部结构对测试结果也会产生影响，多层结构的逆变器，热成像只能测试到上层的温度。因此直接对比这个结果是不合理的。
采用单层结构的组串式逆变器。Photon于2013年2月公布了国内某知名厂家采用强制风冷散热的组串式逆变器测试结果，机器内部最高温度点在共模电感（82.3℃）。该厂家的组串式逆变器内部采用单层结构设计，热成像仪可测得内部大部分部件的温度。
逆变器测试结果，机器内部最高温度点在继电器处（80.1℃）。但Photon在测试结果中给出了"由于装置为多层设计结构，热成像中不可能捕 获到所有元件"的文字说明，而在单层结构组串式逆变器的测试结果中却未加以说明。因为多层结构，热成像仪只能测量到逆变器上层器件温度，无法测得下层元件 温度，图4所示的示意图更能直观的表达这一现象。温度最高点主要集中在下层的元器件，上下两层的温差至少在10℃以上。
综上所述可见：
Photon温升测试是在机箱开盖的情况下进行的，和实际工况存在一定的差别；
采用多层结构设计的组串式逆变器，热成像仪只能测得机器内部部分器件温度，无法测得所有部件的温度，如核心器件模块，电抗等；
直接对比Photon的测试结果无法真实反应不同逆变器实际温升差异。
3正确的温升对比测试方法及结果
不同逆变器产品温升对比，应保证逆变器工作于相同环境温度、相同工况下，采用热电阻或热电偶等接触测温方法对机器内部关键元器件进行测量，如图5。该方法为标准测试法。
某机构曾按照接触测温方法对采用不同散热方式的两种结构逆变器进行温升测试，得到的结果如表1。
4现场监控显示：自然冷却逆变器内部温升高，高温出现降额运行
夏天曾走访宁夏某电站发现，自然冷却的组串式逆变器，中午环境温度高的时候出现了降额运行，通过计算降额至少带来每年1%以上的发电量损失。
近期走访国内某电站时也发现，该电站同时安装了自然冷却和强制风冷两种散热方式的40kW组串式逆变器，通过实时上传到监控系统的逆变器内部环 境温度可知，中午12:37左右该电站采用的自然冷却的40kW组串式逆变器内部环境温度比强制风冷的至少高10度以上，如表2所示。
根据电子器件寿命与 环境温度的"10度法则"，环境温度每升高10度，电子器件寿命将减少一半。该测试环境温度仅为20℃，且显示的是内部环境温度，而不是元器件温度，实际 元器件温升更高，特别是夏季高温情况下。
研究发现20kW以下逆变器可采用自然冷却，例如通信上用的电源，功率小，大部分时间轻载工作，自然冷却方式完全满足要求。而逆变器大部分时间 需满载输出。对于20kW以上的组串式逆变器，如果继续采用自然散热的方式，逆变器的体积和重量需要大幅度增加，进而导致成本的增加，而且安装维护不方 便。因此设计上需要寻找平衡点。
这也是导致自然冷却方式散热效果差的根本原因。20kW以上逆变器采用强制风冷散热是主流解决方案，如SMA、ABB等知 名厂家的产品，IP65防护等级、25年长寿命的风扇完全满足使用要求。
国内某采用自然冷却的组串式逆变器正是因为散热性能不好的缘故，容量设计上总是短斤缺两，40kW逆变器直流输入仅6串。如果考虑10%的直流 侧损耗和不同地区光照条件差异，实际到逆变器直流侧的容量不到36kW，逆变器交流输出容量仅为其标称额定功率值的80%左右，系统一直处于降功率运行状 态，间接的提高了用户的投资成本。既便如此，现场仍然出现了高温降额运行的现象，进一步影响了发电量收益。
5结论
（1）Photon温升测试是在开盖情况下进行的，与实际工况不同，且逆变器结构不同，无法测试到真正的最高温度点，因此直接对比不合理，有断章取义的嫌疑；
（2）使用热电阻标准测试方法，相同测试条件下，采用自然冷却方案的组串式逆变器内部各器件温度比强制风冷方案高15℃~27℃。
（3）国内多个电站的实测结果也显示，采用自然冷却的逆变器内部环境温度比强制风冷至少高10℃以上，高温下出现了降额运行情况；
（4）如此高的温升，如何保证逆变器高温下不出现降额运行，又如何满足25年的寿命要求呢？
索比光伏网 https://news.solarbe.com/201511/19/180471.html
