2016年光伏領跑者基地企業評優標準中，逆變器方案的選擇將直接影響到電價水平、技術方案創新性、系統效率等指標。在目前的集中式、組串式、集散式三種主流技術路線中，集散式與組串式方案由于具備多路MPPT特性，可適應山地地形變化帶來的發電量影響，成為領跑者項目的主流選擇方案;同時，由于集散式逆變器在前期大同領跑者項目中的規模化成功應用經驗，2016年領跑者招商文件中也明確將集散式列入新型逆變器技術路線。筆者試圖從兩種技術路線的系統成本、發電量、轉換效率、產品壽命、容配比、安全可靠性等方面進行對比，解析集散式方案為何成為領跑者項目業主優選對象。

1、集散式方案系統成本可降低0.45元/Wp,競價投標優勢顯著

以逆變器、匯流箱以及全部直流相關設備、箱式升壓變和子陣區通訊等設備采購及安裝的初始投資來看，采用50kW組串式逆變器組成的1.6MWp光伏陣列方案，與采用1MW集散式逆變器組成的2MWp光伏陣列方案對比：

(1) 在不考慮逆變器超配的情況下，集散式逆變器方案比組串式單瓦造價水平低0.2元/Wp左右;

(2) 在考慮1.15倍容配比的條件下，集散式逆變器方案比組串式單瓦造價水平低0.45元/Wp左右;

造成以上成本差異，一方面是因為當前組串式逆變器售價較高，每個逆變器功率較小，規模效應較差，而且數量較多，位置分散，通信、調度和控制的技術復雜;另一方面，集散式逆變器的容配比大，超配比例遠大于組串式，能最大限度發揮逆變器的效能，并具有規模效應。

2、集散式方案系統效率高，發電量提升高于組串式方案

由于組串式和集散式逆變器都采用了DC-DC / DC-AC兩級轉換電路，MPPT路數也基本一致，從理論上分析，組串式與集散式逆變器在同一外部條件下相比于集中式逆變器，發電量提升水平一致，在山地電站可實現3%以上發電量提升。但實際在夏季項目現場應用中，筆者拿到某電站發電量比拼報告結果卻令人錯愕，組串式方案發電量比集散式低1.9%。

據業主反饋，采用無外置風扇自然冷散熱的組串式逆變器，內外部溫升最大超過30度，設備在夏天高溫環境下滿載運行時經常出現降額甚至過溫關機的現象，導致發電量出現嚴重損失。特別是領跑者項目組件的功率一般都選擇在280Wp以上，單臺組串式逆變器接入組件容量一般可以達到額定容量，在光照較好的情況下，中午出現滿載運行的概率很大，因溫升太高出現降額比較普遍。

為驗證業主的說法，筆者也在多個現場了解組串式逆變器的夏季過溫降額情況，以下為某個現場采集的采用無風扇自然冷散熱的組串式逆變器內部溫升及降額情況：

選取環境溫度為30℃的某個晴天的中午，無云層遮擋。組串式逆變器在中午運行時，內部腔體環境溫度竟然達到近60℃，出現降容運行。如下圖，在12點整逆變器溫度為58.2℃，運行電流為41A， 6分鐘后，逆變器溫度為59.4℃，運行電流降額到20A，輸出功率大幅下降。

12點截圖 12點06分截圖

3、采用自然冷散熱的組串式逆變器最大效率難以達到99%，無法滿足領跑者技術指標要求

目前主流集散式逆變器廠家的產品均已通過最大效率99%的第三方權威認證。而通過查詢某廠家目前推出的50KW組串式逆變器產品之認證報告，組串式逆變器實際最大效率無法達到其宣介等所表述的99%，無法滿足領跑者產品技術指標要求。

4、組串式逆變器的25年使用壽命難以滿足，將嚴重影響電站收益

組串式方案在故障處理方面采用了整機替換的模式，確實在一定程度上減輕了電站一線工作人員的工作難度和技術能力要求。但打開組串式逆變器，發現里面布滿了大量的電解電容。國際知名電解電容生產廠家的技術資料表明，電容電解在正常條件下，平均最長壽命是15年，而在自然冷散熱的戶外高溫環境條件下，平均壽命不到8年。整個設備壽命其實就是由電解電容決定的，在25年運營期內，2--3次整機替換的后期成本將極大影響電站的整體收益。

5、通過24塊組件一串增加組串式逆變器的容配比，可能影響電站安全運行

通過合理的超配方案設計，可以實現對光伏系統的優化，最大限度發揮逆變器效能，提高發電量，系統平均化度電成本進一步降低，提升投資方整體收益。

以某采煤沉陷區光伏電站為例，光照資源屬于三類地區，電站位于采煤沉陷區廢棄地、煤矸石山、采礦回填區等。由于長期的礦產采掘，沉陷區內礦體表層土壤剝除，地表植被遭到嚴重破壞，水土流失和土壤沙化嚴重加劇，地表變形、崩塌明顯，造成組件朝向很難實現最佳角度;同時考慮組件輸出至逆變器輸入側的系統損耗，為了充分利用逆變器的額定容量，降低系統投資成本，山地電站普遍采用提高組件與逆變器的容量比值，容配比一般選擇在1.1~1.2之間。

采用集散式方案，可通過增加匯流箱輸入路數或增加匯流箱數量，實現容配比的任意調整;而組串式方案由于采用逆變器輸出側交流并聯方案，直流輸入路數為固定不可調，50KW組串式逆變器一般只能配置47~50KW左右的組件，容配比只能接近或達到1，系統成本將大幅增加。

假設集散式方案容配比設計為1.15，組串式方案容配比設計為1考慮，100MWp可節省逆變器、箱變及升壓線路的配置13MW，節省初始投資成本達2500萬，約0.25元/Wp。

為提高組串式逆變器的容配比，部分組串式逆變器廠家表述可采用23~24塊一串的方案取代22塊一串，通過增加組件串聯數量實現容配比的調節。為了驗證該組串方案的科學性，假設選用23塊組件進行串聯：

(1) 為保證開路條件下，組串電壓不高于1000V，反算每塊組件最大輸出電壓不應大于43.47V;

(2) 按光伏組件的STC(標準測試環境)，輻照度1000W/m2，電池溫度25℃，根據290Wp單晶硅組件開路電壓溫度系數為-0.330%/℃，以及STC測試條件下開路電壓為39.31V，反算出當地地表溫度不應低于-7.13℃。

(3) 某采煤塌陷區全年平均最低溫度-7.8℃，極端最低氣溫-18℃，歷史極端最低氣溫-20℃。而且本光伏電站位于山區，項目所在地的極端最低氣溫很有可能將在-20℃以下。

以上計算說明采用23塊以上組件串聯，在電站25年運營期內很可能將存在開路電壓超過1000V的情況，這也將超出單/多晶硅片、逆變器、光伏電纜等設備和材料的標稱耐受電壓，具有極大的安全隱患，并也不能切合國家相關標準和規范。當前，雖然有部分廠家推出直流輸入電壓達1100V的逆變器產品，但光伏電站是一個系統工程，涉及到硅片、電纜、開關等各種材料和設備，單單某個設備達到1100V電壓等級，并不代表系統能耐受1100V電壓。

6、集散式方案相比組串式方案，更能適應山地電站安全可靠性要求

集散式逆變器方案與集中式逆變器方案在系統構架上基本相同，且其帶有MPPT控制功能的智能MPPT匯流箱在安全保護功能上比傳統匯流箱強，具備完善的輸入隔離開關、支路電子“熔斷器”、防反隔離二極管、輸出直流斷路器等保護裝置，具備了各種短路拉弧故障模式的組串級主動式斷路保護功能。同時，由于MPPT匯流箱內部采用電子開關取代了傳統的熔絲設計，有效解決了傳統集中式逆變器方案中匯流箱故障率高的問題。2MW集散式逆變器方案用2臺1MW逆變器取代20臺50kW組串式逆變器，集中升壓并網，集中逆變并網方案經過了多年運行于大型光伏電站的考驗，在電網適應性方面沒有任何問題。

而組串式逆變器在大型光伏電站的運行時間還較短，而且市場上出現過系統振蕩導致的脫網事故，因此可以說組串式逆變器在大型光伏電站的應用還需要時間的檢驗。下面，對電網適應性和安全性的幾個方面風險也可以進行對比分析：

(1) 零電壓穿越保護的問題

根據組串式逆變器組網方式可知，組串式方案中逆變器間無高頻載波同步，原理上無法解決逆變器間的并聯環流問題。其次，因組串式方案交流側采用多機并聯模式，造成多臺逆變器在電網電壓跌落時無法統一輸出電壓及電流的相位。實驗室中的測試僅表明單個設備能夠實現穿越功能，但現場并聯機器數量多，工況復雜，多重因素可能會影響現場逆變器對零電壓穿越故障的判定和過程控制。

(2)支持電網調度問題

按當前電力公司對光伏電站的調度要求，一般采用通過RS485總線通訊方式，來控制電站中的逆變器輸出有功或無功功率，集散式逆變器方案2MW共2臺逆變器，調度更加快捷和方便。

而組串式逆變器方案，組串式逆變器數量較多，1MWp光伏陣列一般配20臺50kW組串式逆變器，組串式組網方式通常通過集中的通信管理機實現，調度指令先下發到通信管理機，然后再統一下發給同一通信管理機下面對應逆變器。由于每臺逆變器所處的工況不會相同，極有可能會出現電網功率調度的功率與系統實際響應的功率不一致的情況。造成調度數據不準，對電網安全造成隱患。

(3) “無熔絲”設計的安全風險

由于光伏電池組件