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，作者觉得，不管是集中式、集散式还是组串式，只要可以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。

  “领跑者”对系统和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、投资所需成本低，电网接入性好，可以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根据结果得出，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，合理地布局，选择正真适合路数的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，成本大幅度的增加，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数量基本没任何影响。因此，能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。

  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。

  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。

  光伏电站提升投资收益率，一方面要降低初始投资所需成本及运维成本，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。

  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，相比能够大大减少4台2MW逆变器及96台直流汇流箱、4台变压器和交直流线提高满载小时数，发电量提升2.7%

  光伏电站怎么样提高满载小时数，其中一个最有效简单的办法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，其功率曲线所示。

  从功率曲线kW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和温度相差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。

  影响系统效率的重要的因素有：外因—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。根据重要的因素评估系统效率对比如表3-3所示。

  光伏电站的投资回报周期较长，为获得预期收益一定要保证电站稳定运行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，其常规使用的寿命必然的联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。

  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，在电站生命周期内要换掉整机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。

  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，工作时候的温度-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，腔体内温度比环境和温度高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要换掉风机2.5次！

  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。

  组串式逆变器安装数量多，且一般实行整机更换，在相当数量的区域没办法保证安装的地方平坦或易于到达，大部分厂家组串式逆变器都在50公斤左右，若要更换在大多数情况下要两人抬着整机越过多重障碍！

  集中模组式逆变器必然安装在道路两侧，维护人能快速的到达现场。设备的备品备件也能够最终靠汽车等交通工具运输。完全解决人员运输的弊端。

  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

  故障时冗余不停机：部分模块发生故障时，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。

  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。

  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。

  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，根据负载情况做模组投切、变频控制，使全功率范围内均能输出优质的电能质量。

  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，一直在优化，得到业界一致好评，并取得广泛应用，实现初期投资所需成本比传统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。