组串式逆变器的认识误区
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摘要: 　　在我国，光伏电站从2010年开始批量建设，此时国内组串式逆变器供应商少且技术不成熟，而国外的产品价格很高，在大型地面电站中使用组串式逆变器方案系统成本远高于使用集中式逆变器的方案，这就使得集中式逆变器 ...
　　在我国，光伏电站从2010年开始批量建设，此时国内组串式逆变器供应商少且技术不成熟，而国外的产品价格很高，在大型地面电站中使用组串式逆变器方案系统成本远高于使用集中式逆变器的方案，这就使得集中式逆变器成为地面电站的首选，从而造成了集中式逆变器在我国的地面电站中占据了绝对的统治地位。广大的光伏从业者由于对组串式逆变器不熟悉，还存在着认识上的误区，主要有以下几点：　　误区一，地面电站中组串式逆变器机器数量多，维护比集中式更复杂更难　　这种观点其实是对集中式和组串式维护方式不了解导致。组串式逆变器的维护一般是由电站运维人员直接整机更换，对技能要求低；而集中式的维护则是必须由厂家技术人员到现场，对技能要求非常高。组串式的这种维护方式优势非常明显，特别是在偏远的地区或者海外。一个明显的事实可以证明：负责任的逆变器的厂商，很少敢把集中式逆变器卖到国外，但几乎所有厂商，都敢把组串式逆变器卖到国外。原因很清楚，国外的维护成本太高，维护人员出去费用昂贵。备件也是一个问题，放在当地不好保管，随身携带也不可行，到了现场发现备件不合适还得从国内重新发，不仅耽误时间，还可能引发电站业主的索赔，这都将成为逆变器厂商的噩梦。如果客户要跟逆变器厂商签20年的维保合同，那对逆变器厂商而言恐怕不是什么好事：长达20年维保周期里集中式逆变器出问题的概率是100%，出了问题维护几次就把卖设备挣的钱给赔进去了。这也解释了为什么各国集中式逆变器的供应商几乎全是本土厂商的原因，一方面是本土厂商更熟悉本国的市场，另一方面就是国外厂商服务难以保证。　　从故障对电站的影响看，组串式逆变器也占有明显优势：假设组串式逆变器和集中式逆变器的年故障率都是1%，1MW电站有2台集中式逆变器，40台组串式逆变器，按照组串式逆变器平均修复时间为2小时，集中式为12小时计算（考虑到各厂家响应时间不一样，集中式的实际修复时间可能还要长很多），组串式逆变器故障造成的发电量损失只有集中式的1/6，如下表所示，这其中的根本原因还是维护方式的差异。　　部件设计使用寿命（年）年故障率& （%）平均故障修复时间（分钟）单位功率 （W）1MW数量 （台）年故障导致的发电损失（kWh）　　组串式逆变器 201.　　集中式逆变器 201.00r　　从长时间看，组串式逆变器的维护优势更加明显。举个例子，用现在的组串小机去替换10年前组串式小机，直流侧和交流侧线缆相差不大，通信协议稍有差异，如果端子线缆不适配，完全可以通过外加线缆转接的方式实现，而现在的组串式逆变器远比10年前的产品便宜，替换起来更简单。如果用同一个厂家现在的集中式逆变器去替换10年前的机器，由于一般的产品生产时间不超过5年，会发现所有的电路板，电感等均不适配，而元器件的库存也不可能超过5年，器件替换就非常昂贵且难找。用组串式逆变器实现相互替换更加现实且成本更低，而集中式逆变器替换的就跟重新建设电站没有差别，费时费力。国内的集中式电站都是2010年以后才开始建设，维护问题还不突出，后续维护问题将会逐渐暴露。　　误区二，组串式逆变器机器数量多，电站谐波将会变大　　谐波是指电中中所含有的频率为基波的整数倍的电压或者电流分量，一般是指对周期性的非正弦电流进行傅立叶分解，扣除基波以外其他频率点的电流分量。谐波电流会在电网短路阻抗上产生谐波电压降，影响电压输出波形（用户端电压=电网稳定电压-谐波电压降）。　　电网谐波的主要来源于三个方面：一是发质量不高产生谐波；二是输配电系统产生谐波；三是用电设备产生的谐波，其中用电设备产生的谐波最多。在用电设备中，由整流装置产生的谐波占所有谐波的近40%，这是最大的谐波源。　　逆变器属于发电设备，它本身对输出电压是不控的，依托于电网电压，只是把电流灌入电网，这种工作方式对电网电压谐波的影响较小（但如果逆变器引发了电网的谐振除外），所以在衡量光伏电站并网点电能质量时，在电网电压谐波能够达到5%要求的情况下，重点关注的是逆变器输出的电流谐波。逆变器的电流谐波主要和以下几个因素有关：　　（1）输出电压波形质量：逆变器的控制算法中输出电压为正弦波，当经过逆变器调制输出PWM波有畸变时，将影响逆变器的输出谐波与控制效果。 提高开关频率与输出PWM电平数有助于降低PWM波形的畸变率，高开关频率三电平的组串式逆变器比低开关频率两电平的集中式逆变器更有优势。　　（2）软件控制带宽：逆变器的开关频率越高，控制带宽越宽，对于宽范围的电流谐波抑制更充分，为保证稳定性，逆变器的控制带宽通常取开关频率的1/10左右；组串式逆变器的开关频率（16kHz左右）远高于集中式逆变器（两电平逆变器为3kHz，三电平可以做到8k左右），控制带宽更宽，对于低次谐波的控制能力更强。控制频率高，可以在控制环路中对电网谐波进行检测，加入对低频谐波的抑制程序，使得逆变器的输出电流谐波比电网的电压谐波做的更好。　　（3）并网滤波器性能：控制带宽以外输出电流高频成分，需要依赖滤波器来滤除，组串式逆变器一般采用LCL型滤波器，具有高频谐波衰减能力强、受并网阻抗影响小的优点。　　（4）并机谐波抵消能力：1个方阵多台组串式逆变器距离升压变压器距离不一样，线路阻抗会有差异。线路阻抗会等效改变并网LCL滤波器中L2的电感，不同的滤波器参数会改变谐波的相位。当多台组串式逆变器并联工作时，谐波成分将会由于相位的差异而部分相互低消，降低系统整体的谐波值。　　从以上四点可以看出，组串式逆变器的输出电流谐波原理上并不会比集中式的差，由于其工作频率更高，完全可以在算法中加入谐波抑制的算法，保证输出电流谐波不受电网谐波的干扰，这是比集中式更有优势的地方。　　误区三，组串式逆变器的并联的数量多，更容易引起谐振，导致系统不稳定　　逆变器多机并联系统由光伏电池阵列、多台逆变器、输配电设备与电网组成。逆变器和输配电设备都具有很强的非线性，功率输入端的光伏电池阵列与输出电网也可能出现大幅度的扰动，整个系统非常复杂。设计不合理有可能出现多台逆变器之间，逆变器与电网之间的振荡，导致逆变器保护脱网，甚至造成人身与财产损失。谐振的产生原因是多方面的，跟设备的数量多少并没有直接的关系。举个例子，从配电网的情况看，配电网中居民用户有大量的用电设备，功率大小不等，但谐振的情况并不明显，反而是工厂里面的数量少的大功率设备，更加容易引起谐振。　　并网逆变器中常见的并联谐振分为两种情况：　　第一种情况是逆变器多机并联工作时，其输出并网端有公共阻抗引发了并联逆变器之间的多机谐振。在并联系统中，当其中一台逆变器的输出电流含有谐波时，该谐波分量将在回路上产生谐波压降，并影响并联的其他逆变器的并网端电压，当该电压谐波与逆变器的控制频率接近时，就有可能导致多机并联谐振。这种谐振多见于工作频率较低的逆变器并联系统，集中式逆变器工作频率为3~8kHz，而组串式逆变器工作频率高于16kHz，因此，并联的集中式逆变器更容易出现这种谐振。　　第二种情况是，逆变器端口有滤波，该电容与变压器的漏感组成LC网络，逆变器的输出电流中含有的高次谐波正好与该LC网络谐振频率相同时，就会产生谐振。此时如果电网中正好也含有相同频率的高次谐波，震荡就会加剧，从而导致了电网电压的震荡。这种谐振在电网较干净的大型地面电站的场合较难碰到，而分布式的低压并网场合由于本地负载情况复杂，电网中含有高次谐波含量较大时就可能出现。　　这两种谐振从本质上看都是逆变器自身输出含有高次谐波导致。抑制谐振的根本方法是改善逆变器的控制和LC滤波器的设计，保证逆变器输出侧不含高频谐波。对于采用组串式逆变器的大型电站来说，设计上一般1～2MW组成一个并网单元，通过隔离变压器并网。隔离变压器将在MW单元之间起到良好的解耦作用，确保MW单元之间不会相会影响。在MW单元内部，多机并联时，由于组串式逆变器开关频率较高，一般达到16KHz以上，控制带宽也相应较宽，一般达到2kHz左右，而电网中的谐波分量一般不超过2kHz，在组串式逆变器的控制带宽之内，组串式逆变器可以在控制环路中加入这些谐波的抑制算法，使得逆变器对这些频率的谐波不响应，就能有效防止谐振的发生，从而保证系统的稳定。　　误区四，组串式逆变器的低压穿越性能比集中式差　　所谓低穿/零穿是逆变器检测到电网电压跌落后，短时间内保持不脱网，并对电网输出无功支持电网尽快恢复。零穿的时候电网电压并不是完全跌到零，标准上认为电网电压跌倒5%以下就是零穿，因为零穿时逆变器还需要检测到电网的相位，才能发出无功对电网进行支撑。逆变器对低穿产生响应的关键点在于逆变器能够及时检测到电网电压的跌落，然后再根据内部的算法做出相应的反应。在一个并网单元内，交流线缆的阻抗不大，逆变器都能够及时检测到电网跌落并作出反应。因此，低穿完全是逆变器自主的行为，不需要逆变器之间有任何的联动，电站的低穿特性跟逆变器的数量没有必然的联系。德国中压并网标准BDEW在业界第一次提出了低压穿越的要求，该标准对逆变器低穿的评估主要是进行单机的测试，然后根据单机测试结果进行建模仿真。多机并联的低穿特性通过软件仿真得到，在并联仿真的过程中多台逆变器之间也不会出现相互干扰导致低穿性能变差。　　误区五，多台组串式逆变器相互干扰会导致孤岛无法保护　　孤岛是指当电网因当电网因故障、事故、自然因素或停电维修等原因而跳脱中断供电时，光伏并网逆变器未能即时检测出停电状态而将自身切离市电网络，仍继续向电网输送一定比例的电能，由太阳能并网发电系统和周围的负载形成的一个公司无法掌握的自给供电孤岛。从定义中可以看出，并网光伏逆变器形成孤岛的条件有以下2个：逆变器系统与电网脱离；逆变器输出功率与本地负载匹配，导致输出电压持续维持输出，从而形成供电孤岛运行。　　逆变器的防孤岛保护方案分为主动式防孤岛保护方案和被动式防孤岛保护方案。被动式方案通过检测逆变器交流输出端电压或频率的异常来检测孤岛效应，这种方案中，各台逆变器对电网进行检测，多台逆变器之间是不会产生相互干扰的。主动式方案通过有意地引入扰动信号来监控系统中电压、频率以及阻抗的相应变化，以确定电网的存在与否。主动式防孤岛效应保护方案主要有频率偏移、电流脉冲注入引起的阻抗变动、电力线载波通讯等。在主动式孤岛的方案中，如果一个并网单元中存在不同厂家的逆变器，是可能存在扰动信号方向不一致导致主动孤岛方案受到影响的现象。　　标准认证的过程中，反孤岛的测试非常严格，测试机构专门构造了谐振频率为50Hz的LC谐振网络对孤岛进行测试，确保逆变器的在这些极端的情况下都能够进行孤岛保护，逆变器为了满足标准的要求，光靠被动式反孤岛还不够，必须增加主动式的反孤岛方案。而在现实的并网中，谐振频率正好50Hz的LC谐振网络几乎不可能碰到，逆变器通过电压和频率检测等被动反孤岛手段就可以达到保护的目的。荷兰有研究机构发布报告表明，虽然欧洲有大量的电站都采用组串式逆变器，并且不同厂家的逆变器之间的主动孤岛方案可能都不一致，但仅靠被动孤岛方案就能够实现保护，而被动孤岛方案是不会相互干扰的，所以实际电站中没有因为孤岛而出现问题的案例。
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组串式逆变器方案与集中式逆变器方案在运维工作的对比
责任编辑：linpher
&摘 要：电站建成并网以后，运维上升成为光伏电站的工作重心，运维工作直接关系到电站能否长期正常稳定运行，关系到光伏电站的运维成本、投资价值及最终收益。文章就目前电站建设的两种设计解决方案：组串式逆变器方案与集中式逆变器方案，在涉及运维工作的各个方面：安全性与可靠性、运维难度与故障定位、故障导致损失、故障修复难度、防沙尘与防盐雾等进行对比。
关键词：光伏电站；集中式方案；组串式方案；成本与价值
光伏电站依然在如火如荼的建设，现今国内光伏累计装机容量已超过28 GW，连续两年新增并网容量超过10 GW。随着光伏电站大规模建设并陆续并网，为保证光伏电站长期平稳运行，达到规划设计的发电目标，早日收回建站成本并实现盈利，运维工作自然而然成为光伏电站的重中之重。
目前电站设计因所采用逆变器不同而分为两种方案：集中式逆变器方案与组串式逆变器方案。
集中式方案采用集中式逆变器，单台容量达到500 kW，甚至更高。1 MW子阵需2台逆变器，子阵内所有组串经直流汇流箱汇流后，再分别输入子阵内2台逆变器。方案简图见图1。
图1 集中式方案简图
组串式方案采用组串式并网逆变器，单台容量只有几十kW。1 MW子阵需约30台逆变器，子阵内光伏组串直流输出直接接入逆变器。方案简图见图2。
图2 组串式方案简图
因采用的方案不同，造成运维工作的难度及成本也有明显不同。下面从安全性、可靠性、故障率及故障定位精确性、巡检、故障影响范围及其造成的发电量损失、故障修复难度、防沙防尘等方面进行比较阐述。
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集中式逆变器与组串式逆变器特点比较
作者：Sunny
编辑：sunny
&目前光伏市场中，在分布式商业屋顶和地面电站领域，用大机还是小机在业内引起了很大的争议。
根据专业光伏市场调研IHS今年2月出版的《光伏逆变器用户需求调研报告》显示：&报告通过线上的逆变器用户调研收集了300多名使用光伏逆变器的安装商、分销商及总包商对于选购光伏逆变器的倾向性和观点，为逆变器生产商更好地了解客户对产品的需求提供了翔实的资料。调查显示，200多名曾购买组串式逆变器的客户当中，有八成表示他们可能会考虑在100kW以上的光伏系统中使用组串式逆变器。而所有参与调研的客户当中，近半表示他们可能会考虑在1MW以上的系统中使用组串式变器。与去年（2013年）的调研相比，这一比例显著增加。去年参加调研的用户中仅有17%表示可能会考虑在1MW及以上的系统中使用组串式逆变器。&
调研结果中涉及到的应用是以1MW为界限进行区分，没有对地面应用或者屋顶应用进行区分。那么究竟是大机还是小机？怎样来选择最适合自己条件的逆变器？下面笔者通过一些数据的对比来做一些分析。
一、系统主要器件对比
集中式逆变器：组件直流电缆-汇流箱-直流电缆-直流汇流配电-直流电缆-逆变器-隔离变压器-交流配电-电网。
组串式逆变器：组件，直流电缆，逆变器，升压变压器、交流配电，电网。
组串式逆变器省下了汇流箱，直流线缆少交流线缆多，但造价较集中式逆变器高3毛/瓦，最终成本高出约0.25元/瓦，以100MW地面光伏电站为例，初始投资增加2500万元。
二、发电量对比
影响发电量的因素有很多，虽然理论上采用分布式逆变器可以更好的挽回组件失配、阴影遮挡、与汇流箱等配套设备消耗和直流电缆电压差等损失，但集中式逆变器在转换效率、电缆损耗等方面占优，同时在高海拔地区，组串式逆变器须降额运行。
当然，这是以目前国内较先进的集中型逆变器做对比的，数年前的大机技术对比小机表现不佳。
一份光伏企业的内部资料显示，某些地面电站中小机发电量高0.3%左右，某些地面电站，大机发电量会高约0.2%。
结论：新型大机&小机》旧式大机
三、维护成本
以20MW电站为例，应用500kW的集中式逆变器40台，30kW组串式则需要680台，同等质量下故障率提高17倍，但同样要指出，虽然组串式逆变器的故障较多，但每台故障机器对电站带来的损失也远小于集中式逆变器。
此外集中式逆变器是器件级维护，组串式维护则一般都是整机更换，质保期外集中式逆变器每年维护费用20MW*0.3元/W*5%=30万元，组串式为20MW*06*10%=120万元。
结论：从目前的技术发展来看，地面光伏电站的主流仍然是大机，适用于日照均匀的大荒漠电站，地面电站等大型发电系统中，系统总功率大，一般是兆瓦级以上。
组串式逆变器：适用于中小型屋顶光伏发电系统，小型地面电站。
但随着逆变器技术日新月异的发展，不排除小机突破技术壁垒和成本瓶颈的可能。
新闻/投稿热线：李女士
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到底什么逆变器才能真正“领跑”？
发布时间： & 来源：世纪新能源网
　　逆变器作为光伏系统的核心设备，何种技术路线真正适应领跑者项目，行业内一直争论不休却没有公论，笔者认为，不管是集中式、集散式还是组串式，只要能够通过技术创新来降低度电成本，帮助用户实现最大化收益，就能在领跑者竞争中脱颖而出，成为真正的领跑者。 　　1、什么逆变器才能真正”领跑”？ 　　“领跑者”对系统以及逆变器都提出了更高的要求，要求系统效率不低于81%；逆变器最大效率不低于99%，中国效率达到或超过98.2%；具有1.1倍额定功率下的过载能力，逆变器还需具备零电压穿越功能，同时具备保护逆变器自身不受损坏的功能等；另外，由于竞价机制的推出，价格也成为领跑者的主要竞争条件之一。所以，什么是真正的领跑者？只有具备高效、稳定的性能，发电量高、投资成本低，电网接入性好，能够帮助用户达到最大化收益的才是真正的领跑者。 　　多路MPPT不代表领跑者，理论分析与电站实际运行结果表明，在某一局部区域内，在倾角朝向一致、均无遮挡的情况下，MPPT数量多少与实际发电量无因果关系。根据地形，合理布局，选择合适路数的MPPT，提升发电量，降低初期投资，提高收益率才能真正领跑。 　　纵观八大领跑者基地，确实存在某些局部区域布局1MW方阵困难，但布局150kW-500KW的方阵相对容易。选择组串式逆变器，成本大幅增加，选择传统集中式逆变器，又无法全部满足至少一局部区域内一路MPPT的需求；对于水面电站而言，安装表面十分平坦，MPPT数量基本没有任何影响。因此，能够适应不同特征地形应用，且系统成本比传统集中式低，发电量比组串式逆变器高，同时长期可靠运行的逆变器才能在领跑者应用中脱颖而出。 　　2、集中模组式逆变器专为领跑而生 　　特变电工集中模组式逆变器，单机功率500kW～1MW，每167kW支持1路MPPT，2MW箱式逆变器支持1～12路MPPT，完全满足至少一局部区域内一路MPPT的需求，完美的解决了不同地貌特征下，光伏电站对逆变器的性能要求。 　　下面认识一下集中模组式逆变器： 　　集中模组式逆变器内部结构图如图3-1所示，1MW单机由6个模组组成，每个模组额定167kW，MPPT支持1-6路可设置；由2台1MW单机组成的2MW模组式集装箱，如图3-2所示；支持1～12路MPPT可设，可根据地形选择MPPT路数，配置灵活方便；每个模组独立设计，集中并网，支持公共直流母线和独立直流母线两种；集成SVG功能，对输电线路进行无功补偿，实现对系统电压的调节，从而确保电站在弱电网情况下的稳定运行，电网接入性更加友好。
图2-1模组式逆变器
图2-2模组式2MW箱式逆变器TC2000KS 　　3、集中模组式逆变器助力光伏电站提升投资收益率 　　光伏电站提升投资收益率，一方面要降低初始投资成本及运维成本，另一方面要提升发电量，众所周知，L=W×H×η;L——光伏电站年发电量；W——光伏电站装机容量；H——满载小时数；η——光伏电站系统总效率。由此可见，提升光伏电站投资收益率的关键环节主要有降低初期投资、提高满载小时数、提高系统效率及降低故障率，减少维护成本。 　　3.1集中模组式方案相比组串式方案，初始投资成本节省0.3元/W。 　　下面以50MW电站为例，常规配置: 　　表3-1：方案对比
　　表3-2投资成本对比
　　TC2000KS集中模组箱式逆变器方案50MW项目比组串式方案节省初期投资1500.1万元，即节省约0.3元/W。 　　3.2交流输出1.2倍长期过载，支持1.3倍以上的容配比设计，初始投资节省7.2分/W 　　以50MW为例，同按集中式方案做对比，一般容配比为1.1：1，能够配55MW光伏组件。而集中模组式逆变器支持1.3倍以上的容配比设计，55MW光伏组件只需配42MW逆变器，相比可以减少4台2MW逆变器及96台直流汇流箱、4台变压器和交直流线缆，初始投资节省358万元，即节省7.2分/W。 　　3.3提高满载小时数，发电量提升2.7% 　　光伏电站如何提高满载小时数，其中一个最有效简单的办法就是提高电站的容配比。 　　模组式逆变器强大的过载能力，3000m海拔，55℃环温输出1.2倍长期过载，推荐系统容配比：I类地区推荐1.2～1.25；II类地区推荐1.25～1.3；III类地区推荐1.3倍以上。 　　以国内II类地区某电站为例，容配比按1.3倍设计，使用500kW集中模组式逆变器，其功率曲线如图3-1所示。
图3-1功率曲线图 　　从功率曲线图可以看出，500kW逆变器交流输出功率可达到580kW左右，按每年交流过载输出60天计算，发电量提升2.7%。 　　而组串式逆变器过载能力很弱，而且属于全封闭户外电源，阳光越强，对散热的要求越高，实测内部温度与环境温度相差20℃以上，在尘土或杂物覆盖时温差更大，很容易达到降额运行，因降额给客户造成巨大的发电量损失。
图3-2实际降额曲线对比图 　　3.4相比组串式逆变器，系统效率提升2.83% 　　影响系统效率的主要因素有：环境因素—温升、设备因素—组件衰减、转换效率、施工因素—系统可靠性、设计因素—交直流线损及运维管理因素—故障损失等。 　　集中模组式逆变器3000m海拔，55℃环温不降额运行；中国效率98.44%（晶硅）、98.525（薄膜），行业领先；集成PID防护及修复功能，有效预防组件PID衰减，避免组件发生PID现象；由于组串式逆变器数量太多，接线较为复杂，可靠性降低，同时，不易管理，特别对于山地，故障后整机更换效率低。根据主要因素评估系统效率对比如表3-3所示。 　　表3-3系统效率对比
　　3.525年可靠寿命，节省维护成本 　　1）25年寿命来源于精心设计和多年技术沉淀 　　光伏电站的投资回报周期较长，为获得预期收益必须保证电站稳定运行20年以上。如此一来，器件选型对逆变器的寿命起着决定作用，同时，电容是逆变器内部实现能量交换的重要器件之一，其使用寿命直接关系到逆变器的整机寿命，而逆变采用高频斩波技术，母线电容将承担很大的高频纹波电流。如图3-3所示。
图3-3 　　对于组串式逆变器而言，部分组串式逆变器厂家使用不满足长期设计寿命的电解电容，如图3-4所示，根据电容的寿命计算，电解电容的寿命在金膜电容的1/4以下，计算寿命不足8年，电解电容任意工况下理论最大寿命值不足15年。因此，在电站生命周期内需要更换整机3次！极大增加了客户维护投入成本。100MW更换一次需要费用超过4000万元。
图3-5 　　与此同时，组串式逆变器电容通常直接集成在主电路板上，更换电容意味着整机更换，超过5年质保期后的维护成本必将大于重新采购成本！ 　　而集中式逆变器使用金属膜电容，10万小时寿命，工作温度-40℃至105℃，轻松保障25年的运行周期。 　　组串式逆变器内部使用轴流风机，小型轴流风机由于内部材料因素的影响，其运行温度范围较小，通常只在-10℃至70℃的范围内，且温度高的情况下工作时，其寿命会急剧降低。在电站环境太阳光直射的情况下，电池板周边温度很高，达到或超过50℃是较为常见的。而逆变器在此时往往功率输出也大，腔体内温度比环境温度高20℃以上，因而轴流风机往往运行在70℃以上的高温环境中。如图3-6所示，使用轴流风机的组串式逆变器在电站生命周期内需要更换风机2.5次！
图3-6轴流风机寿命分析 　　集中式逆变器采用EBM离心式风机，较传统风机散热效率提高20%，且实现器件级更换，极大的降低运维成本。 　　另外，集中模组式逆变器采用专利的智能启停设计，根据其光照强度确定运行模组数量，累积发电量确定模组运行优先级，来平衡模组运行时间，使单模组平均运行时间减少20%，整机寿命提升20%。具体工作过程如图3-7所示。
图3-7智能起停工作过程 　　2）可维护性–障碍越野或直接运输到位？ 　　组串式逆变器安装数量多，且一般实行整机更换，在相当数量的区域无法保证安装位置平坦或易于到达，大部分厂家组串式逆变器都在50公斤左右，若要更换可能需要两人抬着整机越过多重障碍！
图3-8组串式安装位置示意图 　　集中模组式逆变器必然安装在道路两侧，维护人员可以快速的到达现场。设备的备品备件也可以通过汽车等交通工具运输。彻底解决人员运输的弊端。
图3-9集中式安装位置示意图 　　3）任意模组故障不影响整机运行，可在不停机的情况下进行模组的维修和保养
图3-10模组故障消除示意图 　　故障时冗余不停机：部分模块出现故障时，只需维护故障模块，其余模块正常工作。单模组维护时间小于20分钟，避免因故障而损失过多发电量。 　　4、优质的电能质量输出，电网接入性更加友好 　　现场电网对逆变器的瞬态响应、低电压穿越等响应速度要求很高，组串式逆变器数量巨大，在各个逆变器输出侧端口电压有差异的情况下，很容易形成动作的不一致性。 　　在组串式逆变器组成的1MW系统中，共需要20台逆变器，根据逆变器布置位置，逆变器距离箱式变压器最远可至数百米；如图4-1所示。
图4-1组串式逆变器布置位置 　　对于50kW的组串式逆变器，输出电压为480V时，输出电流为：I=Pn/(√3Un)=50000/(√3*480)=60.14A，假设A逆变器距离箱变100米，B逆变器距离箱变500米，由于电压差异，将会造成A逆变器正常运行时但B逆变器已经欠压保护停机的情况！或者B经常性进入低穿补偿无功，将使整个并网系统稳定性变差，导致极差的电网适应性和电能质量。
图4-2组串式方案交流线缆压降 　　集中模组式逆变器集中并网，避免系统出现谐波震荡及弱电网现象，同时，根据负载情况进行模组投切、变频控制，使全功率范围内均能输出优质的电能质量。
图4-3电能质量输出对比 　　5、总结 　　逆变器集中式和组串式技术路线行业内一直争论不休却没有公论，集中式逆变器投入成本低，性能可靠；组串式逆变器初期投资大，后期维护成本巨大；集中模组式逆变器在传统集中式逆变器的基础上，通过技术创新，不断优化，得到业界一致好评，并取得广泛应用，实现初期投资成本比传统1MW集中式方案降低0.1元/W，比组串式方案降低0.3元/W的强大优势，不仅解决了复杂地形应用的问题，还通过自身的超配能力、优质电能质量等特点提升系统发电量，真正帮助用户达到最大化收益。
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