光伏电站价值提升策略之逆变器选型资料.docx
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光伏电站价值提升策略之逆变器选型资料
之所以想从应用和市场的角度写一下逆变器选型的文章，也是因为最近在编写完成和评审陕西咸阳一个350千瓦的屋顶分布式光伏电站技术方案时，分别出了一套集中式逆变器的方案和组串式逆变器的方案，僵持不下，触发自己系统的梳理下逆变器的选型。
光伏逆变器是专用于太阳能光伏发电领域的逆变器，是光伏系统中不可缺少的核心部件，其最大的作用在于将太阳能电池产生的直流电通过电力电子变换技术转换为能够直接并入电网、负载的交流能量。
并网逆变器作为光伏电池与电网的接口装置，将光伏电池的电能转换成交流电能并传输到电网上，在光伏并网发电系统中起着至关重要的作用，为了实现最佳方式的太阳能转换，这势必要求逆变器多样化，这是由于建筑的多样性导致太阳能电池板安装的多样性，同时为了使太阳能的转换效率最高同时又兼顾建筑的外形美观的缘故。
有关逆变器分类的方法很多，例如：
根据逆变器输出交流电压的相数，可分为单相逆变器和三相逆变器；根据逆变器使用的半导体器件类型不同，又可分为电晶体逆变器、晶闸管逆变器及可关断晶闸管逆变器等。
目前通用的太阳能逆变方式为：
集中逆变器、组串逆变器，多组串逆变器和组件逆变（微型逆变器）。
集中逆变器
集中逆变器设备功率在50KW到630KW之间，系统拓扑结构采用DC-AC一级电力电子器件变换全桥逆变，工频隔离变压器的方式，防护等级一般为IP20。
体积较大，室内立式安装。
一般用与大型光伏发电站（>10kW）的系统中，大量并行的光伏组串被连到同一台集中逆变器的直流输入端，一般功率大的使用三相的IGBT功率模块，功率较小的使用场效应晶体管，同时使用DSP转换控制器来改善所产出电能的质量，让它非常接近于正弦波电流。
其最大特点是系统的功率高，成本低。
但由于不同光伏组串的输出电压、电流往往不完全匹配（特别是光伏组串因多云、树荫、污渍等原因被部分遮挡时），采用集中逆变的方式会导致逆变过程的效率降低和电户能的下降。
同时整个光伏系统的发电可靠性受某一光伏单元组工作状态不良的影响。
最新的研究方向是运用空间矢量的调制控制以及开发新的逆变器的拓扑连接，以获得部分负载情况下的高效率。
组串逆变器已成为目前国际市场上最流行的逆变器。
其是基于模块化概念基础上的，每个光伏组串（1kW-5kW）通过一个逆变器，在直流端具有最大功率峰值跟踪，在交流端并联并网。
很多大型光伏电厂都使用的是组串逆变器。
其优点是不受组串间模块差异和遮影的影响，同时减少了光伏组件最佳点与逆变器不匹配的情况，从而增加了发电量。
技术上的优势不仅降低了系统成本，也增加了系统的可靠性。
同时，在组串间引入“主-从”的概念，使得在系统在单串电能不能使单个逆变器工作的情况下，将几组光伏组串联系在一起，让其中一个或几个工作，从而产出更多的电能。
多组串逆变是取了集中逆变和组串逆变的优点，避免了其缺点，可应用于几千瓦的光伏发电站。
其功率一般小于30KW，功率开关管采用小电流的MOSFET，拓扑结构采用DC-DC-BOOST升压和DC-AC全桥逆变两级电力电子器件变换，防护等级一般为IP65。
体积较小，可室外臂挂式安装。
在多组串逆变器中，包含了不同的单独的功率峰值跟踪和直流到直流的转换器，这些直流通过一个普通的直流到交流的逆变器转换成交流电，并网到电网上。
光伏组串的不同额定值
（如：
不同的额定功率、每组串不同的组件数、组件的不同的生产厂家等等）、不同的尺寸或不同技术的光伏组件、不同方向的组串（如：
东、南和西）、不同的倾角或遮影，都可以被连在一个共同的逆变器上，同时每一组串都工作在它们各自的最大功率峰值上。
同时，直流电缆的长度减少、将组串间的遮影影响和由于组串间的差异而引起的损失减到最小。
组件逆变器（微型逆变器）
在传统的PV系统中，每一路组串型逆变器的直流输入端，会由10块左右光伏电池板串联接入。
当10块串联的电池板中，若有一块不能良好工作，则这一串都会受到影响。
若逆变器多路输入使用同一个MPPT，那么各路输入也都会受到影响，大幅降低发电效率。
在实际应用中，云彩，树木，烟囱，动物，灰尘，冰雪等各种遮挡因素都会引起上述因素，情况非常普遍。
而在微型逆变器的PV系统中，每一块电池板分别接入一台微型逆变器，当电池板中有一块不能良好工作，则只有这一块都会受到影响。
其他光伏板都将在最佳工作状态运行，使得系统总体效率更高，发电量更大。
在实际应用中，若组串型逆变器出现故障，则会引起几千瓦的电池板不能发挥作用，而微型逆变器故障造成的影响相当之小。
微型逆变器是将每个光伏组件与一个逆变器相连，同时每个组件有一个单独的最大功率峰值跟踪，这样组件与逆变器的配合更好。
通常用于50W到400W的光伏发电站，总效率低于组串逆变器。
这是因为是在交流处并联，这就增加了交流侧的连线的复杂性，维护困难。
另一需要解决的问题是怎样能更有效的与电网并网，最直接简单的方法是直接通过普通的交流电插座进行并网，这样可减少成本和设备的安装，但往往各地的电网的安全标准可能不允许这样做，电力公司也极有可能反对发电装置直接和普通家庭用户的普通插座相连。
另一与安全有关的因素是是否需要使用隔离变压器（高频或低频），或者允许使用无变压器式的逆变器。
这一逆变器在玻璃幕太阳能并网逆变器光伏并网逆变器墙中使用最为广泛。
日前，国家能源正式出台了《分布式光伏发电项目管理暂行办法》，与此早之前国家能源局面就召集了能源局相关各司及江、浙、沪发改委和能源局领导均有出席的高规格座谈会，并在随后的意见稿中明确提出了“将在2014年新建总量达12GW的光伏发电项目，其中8GW属于分布式，4GW为地面电站。
这无疑都反映了政府主管部门力推分布式光伏发电，以压制地面电站的无序扩张的决心。
然后这种产业形态的实质性转变，反应到光伏逆变器领域，则是产品与市场的双重角力。
“虽然大型逆变器在成本上有一定的优势，但随着分布式光伏政策及细则的不断出台，传统大型逆变器的体积大、不便搬运、直流电缆多、需加入汇流箱和直流配电柜，虽然逆变器本身效率很高，相对整个电站效率偏低等缺点将暴露地更加明显”。
赵磊对记者说：
从技术角度，对于相同容量的光伏电站，采用大型逆变器时MPPT较少，MPPT集中监测，精确度较低；若采用组串式逆变器时，针对不同的安装方式或每一串电池板都有一个MPPT精确监测，组串间影响小，整体发电效率高；从商务角度：
就以前的市场来看，因为采用金太阳一次性补贴的商务运作方式，所以很多人在设计电站的时候只是考虑一次性的投资成本，所以选用大型逆变器，因为仅仅从逆变器本身是最便宜的。
组串式逆变器的单瓦价格高于大型逆变器，因此业主往往会考虑使用大型逆变器；但是随着技术成熟和市场变化，目前随着新的补贴政策（度电补贴按照0.42元每千瓦时）的推出，综合考虑组串型机型的价格有相当的优势，因此组串式逆变器与大型逆变器的市场格局正悄然发生着变化，随着分布式电站的逐步兴起，以组串型逆变器为主，微型逆变器为辅（在屋顶局部阴影附近或者局部电池板角度不一致选用）结合，将是未来分布式从整体电站考虑的最佳选择了。
根据市场调研公司IHS最新的购买者调查，随着不断变化的倾向以及中国生产商产品的接受程度提高，光伏逆变器市场继续发展。
IHS的一个重要发现是，对于规模超过1MW的大型光伏发电站，认为组串式逆变器的接受程度越来越高。
根据IHS调查，40%的逆变器买家目前考虑组串式逆变器而非集中型逆变器，由于他们可以提供更好的灵活性，并减少电力损失。
HIS资深光伏市场分析师表示：
“该调查证实，过去一年大型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光伏市场获得份额。
大型系统中太阳能买家越来越偏爱组串式逆变器而非中央逆变器最常见的原因是，更好的系统设计灵活性、故障情况下最小的损失以及较低的寿命系统成本。
”
根据IHS调查，对于大型光伏项目，超过50%的买家考虑组串式逆变器，较此前调查的17%有所提高。
据说超过三百家太阳能安装商、经销商及设计、采购和施工（EPC）公司参与此次调查。
那么我们面对一个500kWp的屋顶光伏电站应该如何进行逆变器的选型？
特对这三种逆变器的优缺点进行比较如下：
集中式方案优缺点
集中式逆变器一般用于日照均匀的大型厂房，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。
应用集中式逆变器的光伏电站系统主要器件对比：
光伏组件，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。
集中式逆变器优点：
（1）逆变器数量少，便于管理；
（2）逆变器元器件数量少，可靠性高；
（3）谐波含量少，直流分量少电能质量高；
（4）逆变器集成度高，功率密度大，成本低；
（5）逆变器各种保护功能齐全，电站安全性高；
（6）有功率因素调节功能和低电压穿越功能，电网调节性好
集中式逆变器缺点：
1、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。
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%；
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，而如果在传统的厂房屋顶安装光伏电站，其配电室不一定能够安置下体积庞大的500KWp集中式逆变器。
同时不但增加了施工复杂度，还加大了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300W以上，需要定期扫灰，风扇维护和防尘网更换。
7、集中式逆变器MPPT电压范围窄，一般为450-820V，组件配置不灵活。
在阴雨天，雾气多的部区，发电时间短。
8、集中式并网逆变系统中无冗余能力，如有发生故障停机，整个系统将停止发电。
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。
应用组串式逆变器的光伏电站系统包括组件，直流电缆，逆变器，交流配电，电网。
组串式逆变器优点：
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、逆变器协同等。
7、组串式逆变器MPPT电压范围宽，一般为250-800V，组件配置更为灵活。
在阴雨天，雾气多的部区，发电时间长。
8、逆变器免维护，自然散热（无风扇设计-华为公司目前在这方面做的比较突出），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。
组串式逆变器缺点：
1、电子元器件较多，功率器件和信号电路在同一块板上，设计和制造的难度大，可靠性稍差。
2、功率器件电气间隙小，不适合高海拔地区。
户外型安装，风吹日晒很容易导致外壳和散热片老化。
3、不带隔离变压器设计，电气安全性稍差，不适合薄膜组件负极接地系统，直流分量大，对电网影响大。
4、多个逆变器并联时，总谐波高，单台逆变器THDI可以控制到2%以上，但如果超过40台逆变器并联时，总谐波会迭加。
而且较难抑制。
5、逆变器数量多，总故障率会升高，系统监控难度大。
6、没有直流断路器和交流断路器，没有直流熔断器，当系统发生故障时，不容易断开，组件组串短路会造成严重事故；
7、单台逆变器可以实现零电压穿越功能，但多机并联时，零电压穿越功能、无功调节、有功调节等功能实现较难。
8、10MW电站使用组串式逆变器需要300~400台，按照电气供电可靠性理论，电站故障率是使用500KW逆变器10倍以上；
9、由于受国内人工施工水平限制，会出现接错、反接、松接、虚接等问题，而且单个逆变器有10个接点，400台逆变器就有4000个接点，只要有某些检查不到位，1000V直流电压的条件下，直流拉弧现象会很严重，烧毁机器的现象会经常发生；
10、组串式电站规模越大，通讯节点越多，综合继保系统要重新设计；
11、组串式逆变器在40℃的环境温度的条件下，才能达到满额运行，每上升10℃会降额5%，500KW逆变器可以在55℃的环境温度的条件下1:
1.1满额运行；
12、组串式逆变器比集中式逆变器成本每W高出0.15~0.2元；
13、由于并网逆变器的控制特许—时时追踪电网电压，西北电站电网电能质量本身就很差，所以谐波会比较大，电网公司很排斥。
国内组串式逆变器做的比较出色的是华为公司。
近日，由中广核太阳能开发有限公司开发建设的中国目前最大的分布式屋顶项目——中广核太阳能嘉兴21MW光伏发电应用示范项目一期8.93MW建成并网。
该项目属于嘉兴市光伏高新技术产业园区分布式发电应用示范工程，总投资1.89亿元，利用285008.67平方米屋顶建筑面积，在浙江省秀洲区行政中心、浙江龙腾科技发展有限公司等建筑屋面建设21MW光伏发电系统。
一期8.9MW浙江龙腾科技发展有限公司项目于2014年2月下旬开工建设，4月30日建成并网。
项目利用龙腾公司7个厂房共计12万平方米的屋顶，安装250W多晶硅组件35720块。
华为为该项目提供SUN2000组串光伏逆变器总计409台。
该产品最高效率达98.7%，3路MPPT，6路组串智能监控，采用自然散热、无风扇设计及业界最高防雷等级，消除直流安全隐患。
微型逆变器
优点：
1、安装简单：
积木式安装方式，简化设计及现场安装步骤，单电缆接入配电柜；
2、投资节省：
无直流部分设计、相关零部件，节省系统成本（零部件成本、安装人力及时间成本、简化设计）及无相关直流端线路损耗；
3、系统安全：
没有直流高压，系统安全性高，无人身及火灾隐患；对于采用集中式与组串式逆变器的光伏电站系统与电网断开后，尽管交流端输出为0V,但直流端电压仍然保持600-1000V，而采用微型逆变器的光伏电站直流端电压仅30-40V.
4、管理智能：
世界范围内，通过网络可以监控每块组件的工作情况；可以及时、直接观察到出故障的组件及微逆，及时解除系统故障；
5、使用环境：
微逆及监控设备无需专用机房，微逆使用环境为户外（-40-+65℃），节省场地成本及无需专人照看；
6、多发电：
微逆系统单组件级的MPPT功能，有效解决组件间不匹配性；可以多朝向，多种型号组件可以相互连接，系统发电最大化；有效解决由于建筑结构，部分组件污渍，遮挡造成相应系统功率下降问题；系统效率最大可达90%；
7、微逆系统稳定性更好。
单机设计使用寿命可长达25年，减少相关直流端接头，相应减少其带来的安装及设备失效隐患；单组件故障对于整个系统没有影响，提高系统稳定性，100%工作时间保证；
缺点：
1、系统单位造价明显比集中式逆变器及组串式逆变器高很多。
2、逆变器维修成本较高。
国内微型逆变器目前做的比较好的是昱能光伏科技集成有限公司（APS）的逆变器。
典型的项目案例是浙江嘉兴的6MWp分布式屋顶电站。
工程地点
浙江嘉兴
逆变器厂商
昱能•中国
项目完成时间
2013.10
年发电量
6701400kWh
逆变器类型
昱能光伏微型逆变器YC500-CN
逆变器数量
10302台
年节约煤
2680.56吨
年减排CO2
4927.5吨
项目介绍
项目概况：
世界上最大的商用微逆系统群在中国浙江海宁开工，总装机容量为6MW。
系统涉及到彩钢瓦屋顶、车棚和水泥平面屋顶等多种建筑类型，单屋顶最大容量为358kW。
系统每5分钟进行一次信息刷新，实现系统的实时监控。
系统通过交流电缆并入室内交流配电柜与市电连接。
另外，微型逆变器直接在户外使用（使用温度：
-40-+65℃），不需要室内机房及专人看管，大幅度降低了系统维护的成本。
结论
结合以上分析，虽然这三种逆变器各有优缺点，但是目前在各自领域做的比较出色的厂家，例如合肥阳光、华为公司以及APS都可以在一定程度上规避目前逆变器的一些常规缺点。
笔者认为接近的初始投资成本下，对于屋顶分布式光伏电站，组串式逆变器解决方案较集中式逆变器及微型逆变器拥有着较为得天独厚的优势，很好的解决了集中式解决方案遇到的问题。
2014年国内光伏新装总容量达14G，其中分布式8G，地面电站6G。
分布式光伏电站一定将迎来一个前所未有的发展机会。
国家电网对分布式光伏电站要求如下：
单个并网点小于6MW，年自发自用电量大于50%；8KW以下可接入220V；8KW-400KW可接入380V；400KW-6MW可接入10KV。
根据逆变器的特点，220V项目选用单相组串式逆变器，8KW-30KW选用三相组串式逆变器，50KW以上的项目，可以根据实际情况选用组串式逆变器或集中式逆变器。
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