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。
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。
与简单去掉直流侧支路熔丝的方案不同，集散式方案创新提出采用“电子熔断器”替代普通熔断器的方式，在MPPT汇流箱输入端采用了可重复使用/可自动恢复的智能“电子熔断器”，实现甚至1A以下的故障电流的有效检测及快速阻断。当系统出现拉弧、短路甚至起火等严重故障时，控制系统主动发出控制信号，快速断开与电池板的物理连接，最大限度地保护系统安全，特别是在山地和有防火要求的应用环境中，这种高可靠性的设计就显得尤为重要。
编后语
小编认为，从集中式逆变器的一家独大，到集中式逆变器与组串逆变器的“双雄争霸”，再到集散式逆变器的成熟应用，中国光伏逆变器技术路线已呈现出“三足鼎立”的局面。而在激烈的竞争中，集散式逆变器的优异表现，符合光伏领跑者计划的初衷，支持先进技术产品扩大市场，加速淘汰技术落后产品，促进企业良性竞争。
索比光伏网 https://news.solarbe.com/201608/14/161313.html
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。
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。
与简单去掉直流侧支路熔丝的方案不同，集散式方案创新提出采用“电子熔断器”替代普通熔断器的方式，在MPPT汇流箱输入端采用了可重复使用/可自动恢复的智能“电子熔断器”，实现甚至1A以下的故障电流的有效检测及快速阻断。当系统出现拉弧、短路甚至起火等严重故障时，控制系统主动发出控制信号，快速断开与电池板的物理连接，最大限度地保护系统安全，特别是在山地和有防火要求的应用环境中，这种高可靠性的设计就显得尤为重要。
编后语
小编认为，从集中式逆变器的一家独大，到集中式逆变器与组串逆变器的“双雄争霸”，再到集散式逆变器的成熟应用，中国光伏逆变器技术路线已呈现出“三足鼎立”的局面。而在激烈的竞争中，集散式逆变器的优异表现，符合光伏领跑者计划的初衷，支持先进技术产品扩大市场，加速淘汰技术落后产品，促进企业良性竞争。
索比光伏网 https://news.solarbe.com/201608/14/161313.html
