2014年慕尼黑Inter Solar论坛上，资深光伏从业人士Manfred Bachler（曾是全球最大EPC厂商Phoenix Solar的首席技术官）提出了用组串式逆变器改造现存的集中式逆变器的方案，给出的结论是5～6年可收回改造成本，主要是因为集中式逆变器维护麻烦、可用性差，仅在可用度方面就比组串式逆变器差6%。
近日，行业内对于组串式与集中式逆变器的故障率、可靠性众说纷纭。本文将从以下几个角度详细分析，抛砖引玉。
1、系统可靠性基本原理差异
组串式方案组件和逆变器直接相连，逆变器输出通过升压变接入电网，输变电链路设备少，直流线缆短，输电主要以交流线缆为主；集中式方案主要设备有直流汇流箱、直流配电柜、逆变器及升压变，输变电链路设备多，输电线路直流线缆较多。本文将从以下几个方面分析系统方案可靠性原理差异。
1.1、直流和交流线路对系统安全性能的影响
直流电特点是易产生拉弧故障且不易熄灭，存在无法扑灭的风险，因为只要有光照，就会有电流产生，危害性大；交流电由于存在过零点，即使发生电弧故障，电弧也会在过零点处熄灭，危害性小。
1.2、系统故障响应时间
交流侧出现短路故障时，由于能量来自于电网，能量足够大，电气保护设备可及时跳脱，切断短路路径，保护用电设备；直流侧短路时，由于故障电流小，且断路器常有降额设计，断路器不能快速保护切断短路路径，其间可能出现绝缘老化、软化，进而引发火灾。
1.3、关键设备成熟度
由于交流电技术已发展了100多年，发电技术稳定、成熟，应用范围广，与之相关的电器件也已发展成熟。而光伏直流电保护技术积累少，有很多亟待解决的技术难题；且直流电压范围广，能量差异较大，相关应用器件发展还不成熟，如用于高压直流保护的器件，只有极少数厂家才能提供。1.4、系统关键器件选型
当前，逆变器器件选型时，部分厂家为追求低成本，交流断路器用在集中式逆变器直流侧的现象非常普遍，这样会给系统带来极大的安全隐患。首先，由于交流电和直流电电压等级不同，交流断路器用于直流场景，工作电压超出器件额定电压，长期使用会造成断路器功能失效，安全隐患大；其次，由于直流电压等级高，工作电流大，断路器切断过程易产生电弧，直流和交流特点不同，断路器灭弧装置设计也势必不同，当交流断路器应用在直流场景时，直流电弧不能有效熄灭，如果电弧持续太久（几十ms），则会产生爆炸事故。
1.5、分析对比
从以上系统角度分析可知，组串式逆变器比集中式逆变器可靠性更好，组串式方案比集中式方案更安全、更可靠。据统计，集中式逆变器几乎每月都有起火烧毁的重大事故；而组串式直流线缆很短，交流部分安全性经过100多年验证，全球范围至今10G以上组串式电站，还未听说发生过严重的起火事故。
2、逆变器失效率差异
集中式和组串式逆变器由于功率等级不同，其结构特点、散热方式，以及防护等级等，都会有所不同，从而整机失效率也会存在差异。
2.1、组串式逆变器失效率
业界一些知名的组串式逆变器厂家按照25年系统可靠运行设计，采用自然散热方式，无外置风扇，实现内外部的环境隔离，防护等级达IP65，可使内部器件保持在无尘和稳定的环境中运行，大幅降低了温度、风沙、湿气、盐雾等外部环境对器件寿命的影响，可靠性大幅增强。同时系统无易损部件，无熔丝等需定期更换的器件，整机故障率小于1%，实现了系统免维护。
2.2、集中式逆变器失效率
集中式逆变器方案一般采用常规的土建房或集装箱式机房，防护等级IP54，但因机房普遍采用直通风式散热方案，实际只能达到IP44或者更低，无法阻挡风沙、灰尘和腐蚀性气体进入逆变器。因此集中式逆变器内部电路器件容易暴露在恶劣的工作环境下，如灰尘在逆变器内电路板、端子排等的累积会造成爬电距离减小，最终造成放电、起火等安全风险。
通过以上几方面对比分析可知，集中式逆变器失效率是组串式逆变器的3倍以上，组串式逆变器相比集中式逆变器，可靠性更高、系统稳定性更好。
3、逆变器散热原理差异
由于功率等级不同，组串式逆变器和集中式逆变器发热程度会有很大差异，逆变器散热方式决定了产品整机可靠性。
3.1、热产生机理差异
组串式逆变器单个功耗数百W，可实现自然散热设计，且可满足60℃环境温度下可靠运行。集中式逆变器，尤其是10尺集装箱方案，1MW的损耗高达30kW，相当于有30个1kW的电炉丝在10尺集装箱内部烘烤，单靠几个风扇是很难实现可靠散热的，极大地增加了烧机的风险。
3.2、应用环境对逆变器散热影响
西部地面电站，组串式逆变器安装在组件上，环境开旷、通风好，逆变器散热良好；集中式逆变器安装在机房中，由于西北地区风沙严重，集中式逆变器机房中积灰导致防尘网堵塞、整机散热性能变差，大功耗器件温度急剧上升，引起温度告警，更严重时会导致内部IGBT器件损坏，设备不断重启，甚至烧坏。表1为西北地面电站逆变器温度测试结果。可看出，由于集中式逆变器安装于机房内，温升比组串式高，在炎热夏天，机房内温度超过50℃是经常的事情，集中式逆变器柜体内温度更高更恶劣，而高温带来的是器件寿命降低、整机降额运行，甚至炸机隐患。今年上半年以来，几乎每月都有因为散热问题导致集中式逆变器出现炸机等严重事故。
4、逆变器可用度和可维护性
逆变器作为光伏发电系统的核心部件，其可用度和可维护性对光伏系统可靠性、发电量、发电收益产生决定性作用。下文从两方面对比分析集中式逆变器和组串式逆变器对系统可靠性的影响。
4.1、可用度
欧洲应用的顶级组串式逆变器，其MTBF可做到35万h，年失效率均在1%以下，部分厂家可做到低于0.5%；而集中式常规的MTBF一般只能做到5万～10万h。
4.2、可维护性
故障发生时，集中式一般需厂家的专业人员到场定位及维修，处理时间长，发电量损失大；而组串式逆变器可直接由现场运维人员进行更换处理，简单快捷，先保证发电，然后再对故障机器进行分析、维修。表2说明了集中式逆变器和组串式逆变器故障维护差异及对系统的影响程度。
通常，由于受软件和硬件匹配等影响，集中式逆变器必须使用原厂家的备件，一旦厂家倒闭，未来维护将会被迫中断；而组串式逆变器5年维保期内，免费替换，质保期外的故障机器，可借助现代物流平台返厂维修，仅需收取少量维修费用；若某些组串式品牌若干年后倒闭或已不存在，也可重新更换一台其他品牌的组串式逆变器，更换成本较低，对系统整体发电量的影响甚微。因此组串式逆变器维护成本远低于集中式逆变器。集中式逆变器和组串式逆变器故障修复时对发电量的影响如图5所示。
5、结论
综上所述，组串式逆变器相比集中式，无论是在故障率、系统安全性还是运维成本方面都更占优势，系统可靠性更好，能保证电站长期安全、可靠运营。
在过去10多年逆变器的发展过程中，欧洲的技术领先全球市场2～3年，是技术和市场的风向标；中国、美国和日本等市场，基本上是跟随欧洲的路线，同时吸收欧洲的经验和教训。现在以SMA为代表的技术厂家在美国和欧洲正在力推组串式方案。国内越来越多的光伏电站也正在采用组串式方案。可见，组串式正在成为光伏电站建设的主流方案。图6为2014年IHS调研组串式逆变器使用情况调查结果。
IHS资深光伏市场分析师CormacGilligan表示，经调查证实，过去一年大型光伏系统对组串式逆变器的接受不断增加，反映出IHS预期的这些产品将在几个关键市场获得份额。大型光伏系统中的买家越来越偏爱组串式逆变器而非集中式逆变器常见的原因是，组串式逆变器的系统设计更灵活、故障发生时的损失较低且生命周期维护成本更低。
近日，行业内对于组串式与集中式逆变器的故障率、可靠性众说纷纭。本文将从以下几个角度详细分析，抛砖引玉。
1、系统可靠性基本原理差异
组串式方案组件和逆变器直接相连，逆变器输出通过升压变接入电网，输变电链路设备少，直流线缆短，输电主要以交流线缆为主；集中式方案主要设备有直流汇流箱、直流配电柜、逆变器及升压变，输变电链路设备多，输电线路直流线缆较多。本文将从以下几个方面分析系统方案可靠性原理差异。
1.1、直流和交流线路对系统安全性能的影响
直流电特点是易产生拉弧故障且不易熄灭，存在无法扑灭的风险，因为只要有光照，就会有电流产生，危害性大；交流电由于存在过零点，即使发生电弧故障，电弧也会在过零点处熄灭，危害性小。
1.2、系统故障响应时间
交流侧出现短路故障时，由于能量来自于电网，能量足够大，电气保护设备可及时跳脱，切断短路路径，保护用电设备；直流侧短路时，由于故障电流小，且断路器常有降额设计，断路器不能快速保护切断短路路径，其间可能出现绝缘老化、软化，进而引发火灾。
1.3、关键设备成熟度
由于交流电技术已发展了100多年，发电技术稳定、成熟，应用范围广，与之相关的电器件也已发展成熟。而光伏直流电保护技术积累少，有很多亟待解决的技术难题；且直流电压范围广，能量差异较大，相关应用器件发展还不成熟，如用于高压直流保护的器件，只有极少数厂家才能提供。1.4、系统关键器件选型
当前，逆变器器件选型时，部分厂家为追求低成本，交流断路器用在集中式逆变器直流侧的现象非常普遍，这样会给系统带来极大的安全隐患。首先，由于交流电和直流电电压等级不同，交流断路器用于直流场景，工作电压超出器件额定电压，长期使用会造成断路器功能失效，安全隐患大；其次，由于直流电压等级高，工作电流大，断路器切断过程易产生电弧，直流和交流特点不同，断路器灭弧装置设计也势必不同，当交流断路器应用在直流场景时，直流电弧不能有效熄灭，如果电弧持续太久（几十ms），则会产生爆炸事故。
1.5、分析对比
从以上系统角度分析可知，组串式逆变器比集中式逆变器可靠性更好，组串式方案比集中式方案更安全、更可靠。据统计，集中式逆变器几乎每月都有起火烧毁的重大事故；而组串式直流线缆很短，交流部分安全性经过100多年验证，全球范围至今10G以上组串式电站，还未听说发生过严重的起火事故。
2、逆变器失效率差异
集中式和组串式逆变器由于功率等级不同，其结构特点、散热方式，以及防护等级等，都会有所不同，从而整机失效率也会存在差异。
2.1、组串式逆变器失效率
业界一些知名的组串式逆变器厂家按照25年系统可靠运行设计，采用自然散热方式，无外置风扇，实现内外部的环境隔离，防护等级达IP65，可使内部器件保持在无尘和稳定的环境中运行，大幅降低了温度、风沙、湿气、盐雾等外部环境对器件寿命的影响，可靠性大幅增强。同时系统无易损部件，无熔丝等需定期更换的器件，整机故障率小于1%，实现了系统免维护。
2.2、集中式逆变器失效率
集中式逆变器方案一般采用常规的土建房或集装箱式机房，防护等级IP54，但因机房普遍采用直通风式散热方案，实际只能达到IP44或者更低，无法阻挡风沙、灰尘和腐蚀性气体进入逆变器。因此集中式逆变器内部电路器件容易暴露在恶劣的工作环境下，如灰尘在逆变器内电路板、端子排等的累积会造成爬电距离减小，最终造成放电、起火等安全风险。
通过以上几方面对比分析可知，集中式逆变器失效率是组串式逆变器的3倍以上，组串式逆变器相比集中式逆变器，可靠性更高、系统稳定性更好。
3、逆变器散热原理差异
由于功率等级不同，组串式逆变器和集中式逆变器发热程度会有很大差异，逆变器散热方式决定了产品整机可靠性。
3.1、热产生机理差异
组串式逆变器单个功耗数百W，可实现自然散热设计，且可满足60℃环境温度下可靠运行。集中式逆变器，尤其是10尺集装箱方案，1MW的损耗高达30kW，相当于有30个1kW的电炉丝在10尺集装箱内部烘烤，单靠几个风扇是很难实现可靠散热的，极大地增加了烧机的风险。
3.2、应用环境对逆变器散热影响
西部地面电站，组串式逆变器安装在组件上，环境开旷、通风好，逆变器散热良好；集中式逆变器安装在机房中，由于西北地区风沙严重，集中式逆变器机房中积灰导致防尘网堵塞、整机散热性能变差，大功耗器件温度急剧上升，引起温度告警，更严重时会导致内部IGBT器件损坏，设备不断重启，甚至烧坏。表1为西北地面电站逆变器温度测试结果。可看出，由于集中式逆变器安装于机房内，温升比组串式高，在炎热夏天，机房内温度超过50℃是经常的事情，集中式逆变器柜体内温度更高更恶劣，而高温带来的是器件寿命降低、整机降额运行，甚至炸机隐患。今年上半年以来，几乎每月都有因为散热问题导致集中式逆变器出现炸机等严重事故。
4、逆变器可用度和可维护性
逆变器作为光伏发电系统的核心部件，其可用度和可维护性对光伏系统可靠性、发电量、发电收益产生决定性作用。下文从两方面对比分析集中式逆变器和组串式逆变器对系统可靠性的影响。
4.1、可用度
欧洲应用的顶级组串式逆变器，其MTBF可做到35万h，年失效率均在1%以下，部分厂家可做到低于0.5%；而集中式常规的MTBF一般只能做到5万～10万h。
4.2、可维护性
故障发生时，集中式一般需厂家的专业人员到场定位及维修，处理时间长，发电量损失大；而组串式逆变器可直接由现场运维人员进行更换处理，简单快捷，先保证发电，然后再对故障机器进行分析、维修。表2说明了集中式逆变器和组串式逆变器故障维护差异及对系统的影响程度。
通常，由于受软件和硬件匹配等影响，集中式逆变器必须使用原厂家的备件，一旦厂家倒闭，未来维护将会被迫中断；而组串式逆变器5年维保期内，免费替换，质保期外的故障机器，可借助现代物流平台返厂维修，仅需收取少量维修费用；若某些组串式品牌若干年后倒闭或已不存在，也可重新更换一台其他品牌的组串式逆变器，更换成本较低，对系统整体发电量的影响甚微。因此组串式逆变器维护成本远低于集中式逆变器。集中式逆变器和组串式逆变器故障修复时对发电量的影响如图5所示。
5、结论
综上所述，组串式逆变器相比集中式，无论是在故障率、系统安全性还是运维成本方面都更占优势，系统可靠性更好，能保证电站长期安全、可靠运营。
在过去10多年逆变器的发展过程中，欧洲的技术领先全球市场2～3年，是技术和市场的风向标；中国、美国和日本等市场，基本上是跟随欧洲的路线，同时吸收欧洲的经验和教训。现在以SMA为代表的技术厂家在美国和欧洲正在力推组串式方案。国内越来越多的光伏电站也正在采用组串式方案。可见，组串式正在成为光伏电站建设的主流方案。图6为2014年IHS调研组串式逆变器使用情况调查结果。
IHS资深光伏市场分析师CormacGilligan表示，经调查证实，过去一年大型光伏系统对组串式逆变器的接受不断增加，反映出IHS预期的这些产品将在几个关键市场获得份额。大型光伏系统中的买家越来越偏爱组串式逆变器而非集中式逆变器常见的原因是，组串式逆变器的系统设计更灵活、故障发生时的损失较低且生命周期维护成本更低。
索比光伏网 https://news.solarbe.com/201601/13/176107.html
