2016逆变器技术专题研讨会 - 领跑者创新论坛
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摘要: 中国光伏领跑者创新论坛 – 逆变器储能 技术专题研讨会
非常诚挚地邀请您参加由中国质量认证中心、上海市太阳能学会、中国光伏测试网主办的2016中国光伏领跑者创新论坛 – 逆变器储能技术专题研讨会。 会议背景
中国光伏领跑者创新论坛 –&逆变器技术专题研讨会
& & & &非常诚挚地邀请您参加由中国质量认证中心、上海市太阳能学会、中国光伏测试网主办的2016中国光伏领跑者创新论坛
– 逆变器技术专题研讨会。
分布式光伏发电将将成为未来几年的投资重点。而光伏发电的不稳定性会严重影响并网消纳和发电收益。利用逆变器及储能技术进行调峰、改善发电质量，成为全球光伏发电的最新关注。
作为光伏电站的重要部件，逆变器应当如何优化设计，如何**以避免过去几年应用实践中出现的质量问题？生产研发如何满足不断增长的市场新需求？逆变器性能如何应对差异化的市场应用？如何解读逆变器的最新国际标准和测试规范？如何面对1500V的新挑战？本次研讨会将重点关注。
本次会议作为《中国光伏领跑者创新论坛》的重点专题，将汇集行业内专注于逆变器产品生产、测试、认证及应用的专业人员，对零部件选型、产品设计、电站接入检测、国内外逆变器市场的最新技术路线等各个层面做介绍，帮助行业全方位了解逆变器产品所面临的机遇和挑战。
主办单位：& & &上海市太阳能学会&&&中国光伏测试网&&
中国质量认证中心 德国莱茵TüVV&上海公司& &
浙江省太阳能行业协会
&&&& 日-7月1日
l电站投资机构：国家电投、中民新能、中广核、中节能、黄河水电、协鑫新能源、绿巨人、SPI、正硅新能源、中材国际、舜天光伏、天华阳光、君阳集团等
l天合、晶澳、晶科、腾晖、阿特斯、海润、英利等组件&电站开发商
l阳光电源、SMA兆伏艾索、华为、兆能、上能、KOSTAL、科士达、许继电气、特变电工、固德威、欧姆尼克、江山控股、万银科技、电源优化器及储能设备供应商
l认证机构：CQC、TüV&、国网电科院、CSA、上海电科院、天津电气传动设计研究所
l测试仪：诺威特、致茂、科威尔、群菱等
合作单位征集截止至日
报告题目及报告人截止至日，报告PPT截止至6月15日
1.欢迎相关企业、机构提供精彩演讲报告，请联系
2.报告内容应结合当天主题，紧扣光伏电站对逆变器、储能系统及智能化运维的要求，讨论相应解决方案的的开发、技术、质量控制和测试方法、标准、结果分析；
3.每个报告演讲时间30分钟，提问5分钟；
4.报告PPT内容不能涉及演讲嘉宾所在企业、产品介绍等广告信息，仅限企业LOGO；
5.报告题目及100字摘要需在4月30日前提交主办方；
6.报告须在6月1日截止期前提交主办方审核，审核通过后通知报告演讲时间
7.会议资料将印刷400份发送到业内单位。
·光伏电站设计、选型对逆变器、储能产品的要求·光伏逆变器现状及技术发展路线·应对<span lang="EN-US" style="mso-bidi-font-size:10.5
mso-bidi-font-family:Tcolor:#00V逆变器、储能产品的设计及挑战·影响逆变器质量的关键部件技术（如IGBT、风扇、碳化硅）·逆变器直流侧的设计、保护、熔丝熔断保护机制·光伏电站智能运维技术及发展路线·光伏电站中逆变器、储能、运维应用实例及失效分析
参会报名：标准参会费用2000元/位，注册优惠截止至日24:00优惠截止日期逆变器原材料&部件**商测试仪、认证机构逆变器厂商其它电站部件电站相关、研究所、协会5月31日8折7.5折7折5折免费(限20位)6月10日8.5折8.0折8折6折1折6月20日9折8.5折8.5折7折2折6月28日9.5折9折9折8折3折现场报名上浮10%上浮10%上浮10%原价4折& & & &注： 最新通知：上海市太阳能学会所属逆变器制造企业会员单位，6月28日前报名，将直接享受原价的7折优惠！！其它电站部件是指：电站用电缆、连接器、汇流箱、支架、跟踪系统等无逆变器相关的制造企业；电站相关是指：从事光伏电站开发、设计、投融资、EPC、建设、运维、保险、行业协会、学会、联盟、碳金融等无逆变器相关经营业务的企业；免费名额限20名，报名时须在会前支付200元/位的参会费，参会报到时退还本人。名额用完会即刻在网站及微信等平台公布。公司是否有逆变器经营业务以开票名称和营业执照经营范围为准，本着诚信原则申请，违规者取消参会资格，不退还报名费。
参会联系：& 钟玲 &ling.
宋杰 &song. & & & &收款账号：上海朔日太低碳科技有限公司 建行上海白莲泾支行 往届主题：
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解读光伏逆变器“领跑者”认证技术
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【大比特导读】光伏发电产品“领跑者”认证计划(简称“领跑者”认证计划)是符合我国当前光伏行业差别化质量管理要求的合格评定制度。“领跑者”认证计划和“基础”认证是相辅相成的两套检测认证体系，“基础”认证的目的是淘汰落后产能，“领跑者”认证的目的是促进先进产品应用。
光伏发电产品&领跑者&认证计划(简称&领跑者&认证计划)是符合我国当前差别化质量管理要求的合格评定制度。&领跑者&认证计划和&基础&认证是相辅相成的两套检测认证体系，&基础&认证的目的是淘汰落后产能，&领跑者&认证的目的是促进先进产品应用。
&基础&认证表明产品的安全及性能和生产厂的质量保证能力已经经过评价和确认;&领跑者&认证是在&基础&认证上对于行业较为关注的指标比如效率、耐久性、寿命、实际发电量等进行的专项评价，其实施形式类似于我国&节能&产品认证体系。
本文将着重围绕光伏系统重要电气设备光伏逆变器的&领跑者&认证技术要求和相关重要事项进行解读，主要目的是为光伏发电项目业主遴选优质高效的逆变器产品提供技术保障。
一、主要技术特点
1.技术指标更全面
当前我国的&基础&认证主要评价产品的安全、基本性能指标、保护、EMC和一般使用环境要求。&领跑者&认证在&基础&认证的基础上对效率(平均加权总效率)和环境适应性(多重环境因子影响)进行综合考核。
2.考核要求更严格
&基础&认证要求对于不带隔离变压器型逆变器的转换效率最大值在96%以上，带隔离变压器型逆变器的转换效率最大值在94%以上。&领跑者&认证要求对于不带隔离变压器型逆变器的平均加权总效率在98%以上，对于带隔离变压器型逆变器的平均加权总效率在96%以上，&领跑者&认证的考核指标远远高于&基础&认证中的要求。
&基础&认证主要考核基于模拟一般工作条件下的低温工作、高温工作、恒定湿热及振动项目。&领跑者&认证的考核主要针对特定应用环境下的低温工作、高温工作、交变湿热、振动、冲击、盐雾项目的综合影响，其模拟特定环境下的试验条件和判定要求较&基础&认证更严格。
二、技术解读
(一)效率认证
1.认证要求
光伏并网逆变器&领跑者&认证中的效率认证是根据逆变器平均加权总效率测试值确定其对应的效率等级，其中1级为最高，3级最低，2级为达到&领跑者&水平，即2级以上为&领跑者&先进技术产品。由于目前光伏电站建设主要采用的是晶硅组件，因此平均加权总效率的评级是基于晶硅特性曲线测试下的数据，相关对应等级的平均加权总效率要求情况如下所示：
2.测试设备精度要求及测试方法
1)测试设备精度要求
2)测试方法
光伏并网逆变器的平均加权总效率需先测试MPPT静态效率、MPPT动态效率、转换效率后进行计算。
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【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
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核心提示：前言：2016年新光伏领跑者计划不仅强调了技术先进性，还增加了竞价上网的内容，对光伏领跑技术基地采用招标、优选等竞争性比选方前言：
2016年新领跑者计划不仅强调了技术先进性，还增加了竞价上网的内容，对光伏领跑技术基地采用招标、优选等竞争性比选方式配置项目资源。将电价作为主要竞争条件，这要求投资主体在保证技术先进性的前提下具备价格优势。对于光伏设备制造企业，只有加大技术创新来降低度电成本，才能在领跑者竞争中脱颖而出，最终促成平价上网光伏梦。
作为光伏系统的桥梁，成本占比低但对系统成本和发电量影响大。iSolar智慧阳光解决方案秉承&因地制宜、科学设计&的理念，结合了各领跑者基地环境特点，倡导不同类型电站选择不同类型逆变器，不断降低光伏系统成本，提高系统发电效率，帮助用户在竞价上网的新模式下取得收益。
1 光伏领跑者电站主要类型及特点
纵观八大领跑者基地，地理位置遍布全国，地形各有不同，逆变器选型是否合理将直接影响系统整体成本和发电量，最终影响各方利益。按照安装环境，领跑者电站主要包括平坦地面电站、水面电站、复杂山丘电站等几种主要类型。
1.1 平坦地面电站
地面相对平坦，组件布局相对集中，组件朝向一致，无遮挡。
图1 平坦地面电站应用场景
1.2 水面电站
利用鱼塘、塌陷区等广阔的水面资源开发的光伏电站。安装面都十分平坦，朝向一致，基本不存在因遮挡和朝向不一致而带来的失配问题。根据水深采用打桩式或漂浮式两种安装方式。其中打桩式是目前较为成熟的方案，已有大量成熟的应用案例。漂浮式还处于大范围示范和推广应用阶段。
图2 水面电站应用场景
1.3 复杂山丘电站
利用地形零散、朝向各异的山地、丘陵等资源开发的光伏电站。该类电站受地形影响，多有组件朝向不一致或早晚遮挡问题，地形零散，组件集中布局困难。
图3 复杂山丘电站应用场景
1.4 各领跑基地安装环境特点
不同领跑基地光伏电站规划容量及安装环境特点如表1所述。
表1 光伏领跑技术基地概述
2 &因地制宜，科学设计&&&光伏领跑者项目之逆变器选型指南
2.1 &因地制宜，科学设计&选型纲领
因地制宜，科学设计&&即根据光伏电站所处环境和电网接入要求，合理选择逆变器，满足电站建设方、投资方、运营方以及电网等相关多方在高效、安全、智能和友好方面的价值需求，使得各方共同利益最大化，促进光伏行业健康、有序发展。光伏领跑者电站建设规模较大，安装环境复杂，电网友好性要求高，因此，结合各类型逆变器的特点，一般采用集中式逆变器或组串式逆变器。
集中式逆变器：主要特点是单机功率大，每瓦系统成本低，设备数量相对少，后期运维方便，运维成本低，可靠接受电网调度，接入电网更友好。因此在全球5MW以上容量的大型电站中使用率为98%。目前国内的主流机型以500/630kW为主，功率、电压等级和集成度不断提高，集成升压变压器和环网柜的应用需求不断增多。欧洲及北美等地区主流机型单机功率1MW甚至更高，德国SMA公司今年推出了单机功率5MW、集成中压变压器的一体化解决方案。
组串式逆变器：单机功率在2.5~100kW之间。主流机型单机功率30~60kW，单个或多个MPPT，一般为6~20kW一路MPPT。该类逆变器每瓦系统成本相对较高，由于单机功率小，具有多路MPPT，因此主要用于复杂山丘、农业大棚等电站。
根据平坦地面电站、水面电站、复杂山丘电站安装环境特点，根据&因地制宜，科学设计&的逆变器选型理念，给出不同电站的推荐方案如表2所示。
表2 光伏电站类型及适用逆变器方案
2.2 平坦地面电站&&集中式方案优势明显
（1）集中式初始投资节省0.22元/W，度电成本LCOE降低2分/kWh
光伏领跑者基地投资主体评分标准中电价水平占总分值的30%左右，是占比最大一块，因此电站建设除了关注技术先进性指标外，需更加注重投资成本及光伏电站生命周期内LCOE（Levelized Cost of Electricity, 度电成本）。分析显示，集中式1.25MW比1.6MW组串式方案初投资节省约0.22元/W，100MW可节省2200万。以阳泉50MW电站为例，1.25MW集中式比1.6MW组串式方案，系统度电成本LCOE降低2分/kWh左右，内部收益率IRR提升0.7%。
图4 1.25MW集中式与1.6MW组串式方案投资收益对比
（2）多个实际电站运行结果表明：平坦地面电站，集中式和组串式发电量持平
选取运行时间长达一年以上的多个实际电站，进行发电量数据对比，发现在安装面平坦、组件朝向一致、无遮挡的电站，集中式与组串式方案发电量持平，如表3所示。
表3 实际电站集中式与组串式方案发电量对比（发电量取自35kV侧电表）
（3）100MW电站，集中式25年运维成本节省超1000万元
通过对比集中式和组串式方案在100MW电站的运维数据可以看出，发电量损失二者相当。由于组串式成本高，设备数量多，因此维护成本集中式更低。同时，百MW级大规模电站占地面积大，逆变器安装分散，维护人员花在路途上的时间将远高于进行设备更换的时间，且需要投入更多运维人员，运维人力成本高。
表4 集中式和组串式运维费用对比（100MW电站，假设0.5%的逆变器故障率计算）
（4）集中式方案设备数量减少10倍以上，电网接入更友好
各领跑者项目基地规划电站容量均500MW以上，电站规模较大，因此，在调度响应、故障穿越、限发、超发、平滑、谐波限制、功率变化率、紧急启停等方面都有严格要求。相同容量电站，组串式逆变器数量是集中式的10倍以上，且集中式逆变器单机功能强大，通讯控制简单，能够穿越故障的概率远大于组串式逆变器。集中式逆变器台数少，可快速实现闭环控制，组串式方案数量多存在调度可靠性的风险。
图5 集中式与组串式方案调度响应对比
实际应用案例。集中式解决方案不断发展,从最初的集中式逆变器加配电房，发展到以集装箱为载体的箱式逆变器，再到集成中压系统的箱式中压逆变器，整体方案不断成熟完善。集中式逆变器已广泛应用于高温、低温、高海拔、沙漠、沿海等各种恶劣环境中。
图6 平坦地面电站应用案例
2.3 水面电站&&推荐集中式方案
无论是打桩式还是漂浮式，组件安装面均十分平坦，不存在朝向不一致和遮挡问题，集中式方案除了在系统成本和度电成本、电网接入等方面具有与平坦地面电站相同优势外，在后期运维便利性、防腐能力、组件PID防护上优势更加明显。
（1）合理布局利于后期运维
集中式逆变器放置于维护通道两旁，水面光伏专用智能汇流箱沿子阵边缘摆放，当逆变器或汇流箱出现故障时，运维人员驾车即可抵达故障点，响应时间短，可减少因故障停机造成的发电量损失，如图7所示。
图7 集中式逆变器沿道路摆放，后期运维方便
图8 IP67防护等级MC4端子，连接更简单可靠
（2）防护等级达IP67，耐腐蚀能力强
水面光伏专用高防护智能汇流箱直流输入采用IP67防护的MC4端子，安装简单，接线更可靠，减少现场施工量，如图8所示。汇流箱整机具备IP67高防护等级，意味着设备即使浸入水中，也不会有水浸入箱体内部，可抵抗浪花拍打。
箱式逆变器和水面光伏专用汇流箱外壳采用的镀锌钢板是国内外知名厂家的高品质钢板产品，并施涂三层重防腐涂层（富锌底漆、环氧中间漆、丙烯酸面漆），总厚度达到280微米以上，保证在高湿高盐雾环境下不会腐蚀。
图9 三层油漆结构，耐腐蚀能力强
（3）专利PID防护方案
高湿环境加剧了光伏组件的PID衰减。电站系统设计和选型时，除了选择具备抗PID能力的组件外，还需要选择具备防PID功能的逆变器。阳光电源集中式逆变器采用了基于虚拟电位专利技术的PID防护和修复解决方案，可有效防止组件在潮湿环境下易发生PID衰减，并可对已发生PID现象的组件进行修复，表5为实际项目中进行对比测试数据，PID防护效果非常明显。
表5 阳光电源基于虚拟电位的专利防/反PID方案实际应用案例
实际应用案例。集中式逆变器在国内水面电站中已有很多成熟的应用案例，如图10所示。
图10 水面电站典型应用案例
2.4 复杂山丘电站 && 推荐组串式方案
复杂山丘电站地形高低起伏不平，所安装的组件存在朝向不同和局部遮挡现象，组串式逆变器多路MPPT可在一定程度上减少失配带来的发电量损失。因此，复杂山丘电站推荐组串式逆变器。针对复杂山丘电站的特点，系统设计及组串式逆变器选型时需要重点关注以下几个方面：
（1）逆变器具备更强的&吞吐&能力
在实际光伏系统中，由于灰尘遮挡、朝向不同和局部遮挡带来的损失、组件衰减、电缆损耗等因素，实际传输到逆变器直流侧功率约为组件容量的90%以下，特别是光照资源相对较差的II III类资源区，传输到逆变器直流侧的功率远小于组件额定标称容量。若接入组件容量小于等于逆变器交流功率额定值时，逆变器、变压器及后端电气系统将长期处于轻载，系统利用率降低，间接地增加了系统投资成本，如图11(a)所示。因此，对于II、III类资源区，一般推荐接入组件容量是逆变器额定容量的1.2倍以上，组串式逆变器直流侧需配置足够的输入端子，即&吞&的能力要强。
图11 50kW组串式逆变器合理设计的价值
当辐照度较好或温度等环境条件变化时，组件输出功率短时会超过规格书中标定的最大功率，即&组件超发&，这就要求组串式逆变器需具备将组件能量全部转化的能力，即&吐&的能力要强，否则将会出现弃光的现象，降低发电量，影响用户收益，如图11(b)所示。
（2）合理设计容配比，初始投资节省7分钱/W，度电成本降低1分钱/kWh
根据1.6MW典型系统设计方案成本计算表明，系统按照1.1倍以上的容配比设计，可有效的降低系统初始投资成本和度电成本。以50kW组串式逆变器为例，1.1倍以上超配，要求逆变器直流侧至少需要接入9路组串，相对于接入8串方案，逆变器数量减少了12%以上，同时减少交流汇流箱和交流线缆成本，节省系统初投资0.07元/W，100MW可节约初始投资700万。以包头50MW电站为例，直流侧接9串方案比8串方案，系统度电成本LCOE降低1分/kWh左右，内部收益率IRR提升0.3%。
图12 直流侧接入不同路数对投资收益的影响
（3）逆变器需要更强的散热能力，避免高温降额运行
组串式逆变器常处在一个相对封闭的狭小空间内，空气流通不畅，导致逆变器内部环境及器件温度也相应升高。现场调研发现，采用自然冷却的组串式逆变器，在周围散热空间不同时内部环境温度相差高达11.3℃，而对于智能风扇散热的机器仅差3.4℃，如图13(a)所示。组串式逆变器散热能力差，会导致逆变器降额运行，尤其是在山丘电站中&窝在&电池板下方的逆变器。国内某山丘电站现场的组串式逆变器，由于自身散热能力差，在中午发电量最佳的时刻出现了降额运行现象，造成发电量损失超过1%，直接影响了电站投资收益，如图13(b)所示。因此，要重点关注机器的散热能力，选用散热能力好，高温适应性好的强制风冷逆变器。
图13 某山丘电站组串式逆变器内部环境温度对比及降额运行记录
（4）选择重量轻的逆变器，降低运维难度
复杂山丘安装场所道路崎岖逆变器周围没有道路，车辆无法将逆变器送到故障点，只有靠人工搬运。大部分厂家的组串式逆变器重量达到了五六十公斤，至少需要2人搬运，在地形复杂的山丘上空手行走都困难，在负重五六十公斤的情况下上山或下山难度可想而知，稍有不慎就会造成运维人员脚部扭伤，如图14所示。因此，在使用组串式逆变器的应用场合，重量成了产品选择的关键指标。阳光电源50kW组串式逆变器重量仅为39kg，业内最轻。
图14 山丘电站地势复杂，行走困难
实际应用案例。阳光电源组串式逆变器在复杂山丘电站中已有很多成熟的应用案例，如图15所示。
逆变器作为组件和电网之间的桥梁，是光伏系统的关键核心部件。不同的应用场合中，选择合适的逆变器，对系统生命周期内的系统成本、发电量和度电成本都有显著影响，阳光电源iSolar智慧阳光解决方案，根据不同应用环境的实际情况，因地制宜，科学设计，从系统角度进行技术创新，帮助用户不断降低系统成本，提升系统发电量，助力用户在竞价上网新形式下保持较强的竞争力，最终为光伏发电的平价上网贡献自己的力量。&
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　　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。
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