逆变器方案对比解析

逆变器方案对比
1 概述
逆变器是光伏发电的核心设备，它将光伏组件产生的直流电转换为标准的交流电。

逆变器的品质好坏决定了发电效率的大小。

逆变器性能的各项技术指标主要包括：输入直流电压的范围、输出功率、输出波形、最大功率点跟踪、额定容量，输出功率因数，额定输入电压，电流，电压调整率，总谐波畸变率等。

目前市场上并网逆变器的产品主要有两种主流的发展方向：集中式逆变器和组串式逆变器。

两种方案在大规模并网光伏电站的应用均较为广泛。

通过市场调查，目前国内主流厂家所生产的集中式逆变器多为1MW（2*500kW），组串式逆变器多为50Kw。

为更好地优化光伏工程，需要对1MW（2*500kW）集中式逆变器与50kW 组串式逆变器进行对比。

本文主要对1MW集中式逆变器与50kW组串式逆变器进行方案对比，从经济性，施工难度等方面进行分析。

2逆变器选型
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。

主要优点：
a) 逆变器数量少，便于管理；
b) 逆变器元器件数量少，可靠性高；
c) 谐波含量少，直流分量少电能质量高；
d) 逆变器集成度高，功率密度大，成本低；
e) 逆变器各种保护功能齐全，电站安全性高；
f) 有功率因素调节功能和低电压穿越功能，电网调节性好。

主要缺点：
a) 直流汇流箱故障率较高，影响整个系统；
b) 集中式逆变器MPPT路数少，组件配置不灵活。

在阴雨天，雾气多的部区，发电时间短；
c) 逆变器机房安装部署困难、需要专用的机房和设备；
d) 逆变器自身耗电以及机房通风散热耗电，系统维护相对复杂；
e) 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，山地电站。

主要优点：
a) 组串式逆变器采用模块化设计，每个光伏串对应一个逆变器，直流端具有最大功率跟踪功能，交流端并联并网，其优点是不受组串间模块差异，和阴影遮挡的影响，同时减少光伏电池组件最佳工作点与逆变器不匹配的情况，最大程度增加了发电量；
b) 组串式逆变器MPPT路数多，组件配置更为灵活。

在阴雨天，雾气多的部区，发电时间长；
c) 组串式并网逆变器的体积小、重量轻，搬运和安装都非常方便，不需要专业工具和
设备，也不需要专门的配电室，在各种应用中都能够简化施工、减少占地，直流线路连接也不需要直流汇流箱和直流配电柜等。

组串式还具有自耗电低、故障影响小、更换维护方便等优势。

主要缺点：
a) 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；
b) 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；
c) 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。

选择500kW集中式逆变器和50kW组串式逆变器技术参数如下：
表2-1 500kW集中式逆变器技术参数
3逆变器总体布置方案
本方案组串式50KW逆变器和集中式500KW逆变器布置方案如下：
4 集电线路损耗
因为集电线路存在一定的线损，对光伏阵列的发电量有一定的影响，故本文对两个方案的线损进行计算。

该部分线损总共包括三部分： 1、光伏专用电缆的线损；2、直流汇流箱至逆变器/逆变器至交流汇流箱的线损；3、逆变器至箱变/交流汇流箱至箱变的线损。

根据DL/T 5044-2004标准可知：
I（5-1）
∆U p=ρbL
S
其中：
b :对于支流回路取2，对于三相交流取1.732；
ρ: 为电阻系数，铜导体ρ=0.0184Ωmm²/m，铝导体ρ=0.031Ωmm²/m；
L: 为电缆布线系统直线长度，单位为米；
S: 为导线的横向截面面积，单位为mm²；
I : 为工作电流；
假设U为电池组件组串电压，则：U=V mppt∙n（5-2）其中：
V mppt：为电池组件单体工作电压；
n：为光伏电池组件串联数量。

（5-3）则：线损=∆U
U
具体数值见下表5-1、5-2：
注：1、电池串联的线缆截面为4mm²，组件到汇流箱/组件到逆变器的电缆截面也为4mm²，故这两段损耗放在一起计算。

2、电缆长度见附图1与附表1。

表5-2直流汇流箱至逆变器/逆变器至交流汇流箱的线损
注：电缆长度见附图1与附表1。

表5-3逆变器至箱变/交流汇流箱至箱变的线损
因此,集电线路损耗见下表5-4：
6 发电量
6.1 并网光伏综合效率系数
根据《光伏发电站设计规范》GB50797，6.6发电量计算可知，综合效率系数包括：光伏组件类型修正系数、光伏方阵的倾角、方位角修正系数、光伏发电系统可用率、光照利用率、逆变器效率、集电线路损耗、升压变压器损耗、光伏组件表明污染修正系数、光伏组件转换效率修正系数，其中集电线路损耗不同，相同部分见表5-1：
表
5-1 各方案相同部分系数表
故各方案综合效率见下表5-2：
表5-2 各方案综合效率系数表
6.2 发电量计算
光伏电站发电量采用以下公式计算：
L=W×H×η
式中：
L——并网光伏电站年发电量；
W——并网光伏电站装机容量；
H——年峰值日照小时数；
K——光伏电站综合效率系数；
本项目的峰值小时数H=1353h。

根据太阳电池厂家提供的组件衰减参数，多晶硅太阳电池组件1年总衰减比例2.5%，以后每年衰减比例0.7%，25年总衰减比例为19.3%，中间区间采用线性插值。

首年发电量L1=容量X峰值小时数X综合效率系数X（1-多晶硅太阳电池组件1年衰减比例）
各方案最终发电量详见下表。

表6-1 方案一
首年发电量=1353*1.11936*0.8028*0.975=118.54万kW· h
约110.8799万kW· h，年利用小时数为：991小时。

表6-2 方案二
万kW· h
结论：由计算可得，本工程25年总发电量约为2787.1907万kW· h，25年年平均发电约111.4876万kW· h，年利用小时数为：996小时。

两个方案发电量见下表6-7：
表6-7
7 概算
7.1 材料清册
本文对六个方案进行分析对比，故材料清册中只取各方案中不同的材料，见表7-1：
表7-1 材料清册
7.1 利润分析
本项分析中投资额只记列了不同方案之间工程量有差异的部分，包括组件、汇流箱、集电电缆、桩基、支架等部分，因此这里所说的投资额并非项目全部投资额。

经过计算发现，六种布置方案中，310W组件在采用竖向排放方式下单位千瓦投资额较其他五种方式更低，这主要是由于竖向排放方式光伏专用电缆的用量和支架用量均较低。

为了进一步比较方案优劣，对各方案的利润进行测算。

测算的边界条件设置如下：经营期25年前20年含税电价1元/kWh，后5年含税电价0.431元/kWh；销售税金附加包括城市维护建设税和教育费附加，以增值税税额为计算基数，城市维护建设税税率取5％，教育附加费率取5％；维修费按0.2%计算；工资及福利按2人考虑，人均年工资按8万元计，职工福利费及其它占工资总额的70%；保险费按0.25%计算；材料费按7元/kW计算；其他费用按20元/kW.年；经营期年租地费用按2000元/亩；固定资产折旧提取采用直线法，残值按固定资产原值的1%计取，折旧年限取15年。

所得税按25％征收，暂未考虑三免三减半优惠政策。

经计算发现，260W的三种布置方式中，横向排放C型连接与横向排放一型连接方式的净利润较竖向连接方式更高。

310W的三种布置形式中，竖向排放方式的净利润较高。

为了对比260W与310W组件之间的优劣，在分析中需将两种组件的方案调整为同一口径，即计算投资利润率。

由于本分析中的投资额并非项目全部投资额，因此从理论上讲采用此投资额计算投资利润率并不合理，但考虑到各方案投资额未包括的工程量完全相同，故此处计算的各方案投资利润率有一定的参考价值。

通过计算可以看出，六种方案中，采用260W横向排放一型连接布置方式所获得的投资利润率最高，因此推荐采用方案三。