组串式逆变器解决方案

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1、组串式逆变器解决方案：针对屋顶光伏电站在2014年全国能源工作会上，国家能源局敲定2014年国内光伏新增装机14GW，其中分布式电站8GW、地面电站6GW。分布式电站有80%主要建于东部沿海经济发达地区，同时因受限于东部土地资源的稀缺，其中又有80%的电站只能建在屋顶。近年，国家政策从初始投资补贴转向度电补贴，如何降低电站运维成本、提高发电量、提升电站整体收益率，成为我们面临的新课题，需要我们在电站建设形式上深入探索。一、传统集中式方案弊端经过实际项目的调研，并与EPC，设计院以及光伏专家的研讨，在屋顶电站设计、建设及运维过程中，我们对集中式逆变器组网方案所遇

2、到的问题进行了分析总结。比较突出的是以下6类问题：1、电站建设中最重要的是安全问题。集中式方案中采用直流汇流箱，由于内置直流支路熔丝，存在融不断起火的风险，因为只要有光照太阳能板就会处于工作状态。对于分布式屋顶厂房来说，带来严重的安全隐患。不仅电站本身经济收益受影响，更关键会影响到厂房的其他设备。给业主带来非常大的损失。2、不规则屋顶，采用单个500KW逆变器无法充分利用屋顶面积。逆变器经常处于过载或轻载或者超配、欠配的情况。3、多个朝向的屋顶，电池板有部分阴影遮挡导致组串的不一致性，单路MPPT导致发电量相对较低；同时，各路组串的失配损失也将导致发电量的损失

3、。4、逆变器需要专业工程师维护，单个逆变器故障对发电量影响较大，对维护人员的安全也带来巨大挑战，同时，备件种类较多，故障定位及修复3天以上，严重影响客户发电收益。直流汇流箱故障率高，无法监控到每路组串，增加故障定位时间，由于熔丝挥发，故障率、维护成本高，需要定期更换维护；线路复杂，现场加工的接头多，故障率高；部份项目运行1~2年后，有效发电率低于90%；下图就是某电站直流汇流箱烧毁。5、集中式方案需要逆变器房和相应土建工程，同时需配套相应的风机，风道，烟感，温感等设备，增加施工复杂度，初始投资和运维成本。6、集中式逆变器需强制风冷，机房消耗电力大，平均至少30

4、0W以上，需要定期扫灰，风扇维护和防尘网更换。二、组串式解决方案优势结合欧美等光伏电站建设发达地区屋顶电站的成功经验，组串式已经成为屋顶电站的首选解决方案。以典型1MW屋顶组串式电站为例：电池板采用250Wp多晶，每串20块，每台逆变器接4串，总共采用50台20KW逆变器，每8台逆变器接一个交流汇流箱，并入建筑低压配电网。在实际的设计，建设和运行过程中，组串式逆变器解决方案较集中式而言，具有较为明显的优势：1、组串式逆变器组网结构简单，可分散室外就近安装，根据屋顶容量选择合适的逆变器灵活组合，充分利用屋顶面积，增加投资收益。2、设备种类简单，节省投资。直流汇流

5、箱、直流配电柜、隔离变压器、机房和相关土建工程可全部省去，同时降低现场施工组织难度、缩短工期。综合计算，组串式逆变器系统土建工作量仅为集中式逆变器系统的1/4；从安全可靠性而言，避免了传统集中式方案直流侧着火无法扑灭的风险。3、组件不一致性对发电量影响较小，逆变器自用电少，组串式自耗电功率为20W，仅为集中式的1.3%，根据实际项目的测试，组串式方案系统效率约比集中式方案至少高5%左右。4、每台逆变器具备3路独立MPPT，对每一路单独跟踪，单路故障影响小，精细化管理每路电池板输出，全系统发电量高。当出现部分遮挡、部分污损（如鸟粪）、部分故障时，除了受影响部分的

6、发电量有影响以外，其余部分依然可以保证最大功率输出。5、组串式逆变器无需专业工程师维护，设备模块化，现场安装调试简单，20分钟可完成一台逆变器的更换，无需专业人员值守，实现“傻瓜式”维护；单台逆变器故障对发电量影响较低，系统可靠性和年可用率较高，逆变器年故障率小于0.5%。6、每台逆变器可实现6路组串智能监测，减少故障定位时间80%，独立侦测每一路输入的电压和电流，可实时采样组串电流、电压，及时发现线路故障、组件故障、遮挡等问题。通过组串横向比较、气象条件比较、历史数据比较等，提高检测准确性。而且可以和后台网管配合，提供自动运维建议，如清洗、组串匹配优化、逆变

7、器协同等。7、逆变器免维护，自然散热（无风扇），自耗电小，IP65，能在雨水，风沙和盐雾环境下可靠运行；目前国内主流的组串式逆变器都已经达到IP65，比如华为的组串式逆变器机身采用全铝一体封闭式外壳，无外置风扇设计（这点很关键，外置风扇是逆变器中最容易出现故障和被腐蚀地方之一），逆变器外壳喷涂高耐候室外型涂层保护，散热器采取加厚阳极氧化氧化工艺，以及所有安装部件采取不锈钢等耐腐蚀材料，真正实现了IP65防护，从而满足在盐雾和高湿环境下的应用。经过严谨的测算，在1MW屋顶场景下，除逆变器外的设备投资，组串式比集中式节省约0.15~0.25元/瓦。组串式比集中式发

8、电量提升约5%左右，减少直流汇流箱，直