2022光伏電站光伏組件和逆變器選型方案

作者：職場(chǎng)人新能源光伏電站光伏組件和逆變器選型方案（2022）目錄4700_WPSOffice_Level11組件 35067_WPSOffice_Level21.1光伏電池類型 314309_WPSOffice_Level21.2光伏組件前沿技術(shù)分析 67575_WPSOffice_Level21.3光伏組件選型分析 95067_WPSOffice_Level12逆變器 118301_WPSOffice_Level22.1逆變器概述及分類 1115962_WPSOffice_Level22.2逆變器發(fā)展趨勢(shì) 1527317_WPSOffice_Level22.3逆變器選型 179969_WPSOffice_Level22.4逆變器性能指標(biāo) 2429510_WPSOffice_Level22.5組串式與集散式逆變器占比分析及主要技術(shù)參數(shù) 2631833_WPSOffice_Level22.6智能MPPT匯流箱 27組件光伏電池類型太陽能光伏發(fā)電的最核心器件是池，商用主要有以下幾種類太陽能光伏發(fā)電的最核心器件是池，商用主要有以下幾種類型：單晶硅太陽能電池、多非碲化鎘銅銦硒型：單晶硅太陽能電池、多非碲化鎘銅銦硒型：單晶硅太陽能電池、多非碲化鎘銅銦硒型：單晶硅太陽能電池、多非碲化鎘銅銦硒型：單晶硅太陽能電池、多非碲化鎘銅銦硒型：單晶硅太陽能電池、多非碲化鎘銅銦硒電池等。單晶硅、多太陽能電池由于制造技術(shù)成熟產(chǎn)品性穩(wěn)定使用壽命長光單晶硅、多太陽能電池由于制造技術(shù)成熟產(chǎn)品性穩(wěn)定使用壽命長光單晶硅、多太陽能電池由于制造技術(shù)成熟產(chǎn)品性穩(wěn)定使用壽命長光單晶硅、多太陽能電池由于制造技術(shù)成熟產(chǎn)品性穩(wěn)定使用壽命長光單晶硅、多太陽能電池由于制造技術(shù)成熟產(chǎn)品性穩(wěn)定使用壽命長光轉(zhuǎn)化效率相對(duì)較高的特點(diǎn)，被廣泛應(yīng)用于大型并網(wǎng)光伏電站項(xiàng)目。非晶硅薄膜太陽能轉(zhuǎn)化效率相對(duì)較高的特點(diǎn)，被廣泛應(yīng)用于大型并網(wǎng)光伏電站項(xiàng)目。非晶硅薄膜太陽能轉(zhuǎn)化效率相對(duì)較高的特點(diǎn)，被廣泛應(yīng)用于大型并網(wǎng)光伏電站項(xiàng)目。非晶硅薄膜太陽能池穩(wěn)定性較差、光電轉(zhuǎn)化效率相對(duì)低使用壽命短，但由于其擁有良好的弱池穩(wěn)定性較差、光電轉(zhuǎn)化效率相對(duì)低使用壽命短，但由于其擁有良好的弱池穩(wěn)定性較差、光電轉(zhuǎn)化效率相對(duì)低使用壽命短，但由于其擁有良好的弱池穩(wěn)定性較差、光電轉(zhuǎn)化效率相對(duì)低使用壽命短，但由于其擁有良好的弱發(fā)電能力和溫度特性，在一定程上可減少網(wǎng)的波動(dòng)。在近幾年光伏行業(yè)中占主流市場(chǎng)的組件要有單晶硅、多和非在近幾年光伏行業(yè)中占主流市場(chǎng)的組件要有單晶硅、多和非太陽能組件，在太陽能組件，在2007年前，市場(chǎng)主導(dǎo)產(chǎn)品是單晶硅組件年前，市場(chǎng)主導(dǎo)產(chǎn)品是單晶硅組件2007年之后，主流市場(chǎng)被單年之后，主流市場(chǎng)被單晶硅組件和多平分，各占市場(chǎng)的百之四十。（1）晶體電池與薄膜的區(qū)別：單晶硅、多太陽能電池由于制造技術(shù)成熟產(chǎn)品性穩(wěn)定使用壽命長光單晶硅、多太陽能電池由于制造技術(shù)成熟產(chǎn)品性穩(wěn)定使用壽命長光單晶硅、多太陽能電池由于制造技術(shù)成熟產(chǎn)品性穩(wěn)定使用壽命長光單晶硅、多太陽能電池由于制造技術(shù)成熟產(chǎn)品性穩(wěn)定使用壽命長光單晶硅、多太陽能電池由于制造技術(shù)成熟產(chǎn)品性穩(wěn)定使用壽命長光轉(zhuǎn)化效率相對(duì)較高的特點(diǎn)，被廣泛應(yīng)用于大型并網(wǎng)光伏電站項(xiàng)目。非晶硅薄膜太陽能轉(zhuǎn)化效率相對(duì)較高的特點(diǎn)，被廣泛應(yīng)用于大型并網(wǎng)光伏電站項(xiàng)目。非晶硅薄膜太陽能轉(zhuǎn)化效率相對(duì)較高的特點(diǎn)，被廣泛應(yīng)用于大型并網(wǎng)光伏電站項(xiàng)目。非晶硅薄膜太陽能池穩(wěn)定性較差、光電轉(zhuǎn)化效率相對(duì)低使用壽命短，但由于其擁有良好的弱池穩(wěn)定性較差、光電轉(zhuǎn)化效率相對(duì)低使用壽命短，但由于其擁有良好的弱池穩(wěn)定性較差、光電轉(zhuǎn)化效率相對(duì)低使用壽命短，但由于其擁有良好的弱池穩(wěn)定性較差、光電轉(zhuǎn)化效率相對(duì)低使用壽命短，但由于其擁有良好的弱發(fā)電能力和溫度特性，在一定程上可減少網(wǎng)的波動(dòng)。因此，推薦選用晶體硅太陽能電池組件。（2）高效組件與低的區(qū)別在同樣板型下（60塊或72塊），組件功率越高電池片效，同樣板型塊），組件功率越高電池片效，同樣板型率越高，單位面積上發(fā)電量。率越高，單位面積上發(fā)電量。在同樣板型的光伏組件制作過程中，高效電池片在同樣板型的光伏組件制作過程中，高效電池片與低效電池片組件消耗的人力成本和其它輔料都是一致；在同樣板型光伏低效電池片組件消耗的人力成本和其它輔料都是一致；在同樣板型光伏制作過程中，硅片的價(jià)格一也是固定用同樣做成無論高效組件還低制作過程中，硅片的價(jià)格一也是固定用同樣做成無論高效組件還低制作過程中，硅片的價(jià)格一也是固定用同樣做成無論高效組件還低效組件，硅成本是一致的。使用高效組件既能為國家減少消耗硅料、源浪費(fèi)，還生產(chǎn)商利益最使用高效組件既能為國家減少消耗硅料、源浪費(fèi)，還生產(chǎn)商利益最使用高效組件既能為國家減少消耗硅料、源浪費(fèi)，還生產(chǎn)商利益最大化，有利于整個(gè)組件市場(chǎng)的健康發(fā)展。所以在電站總?cè)萘看_定情況下，使用高效組件既能為國家減少源浪費(fèi)、減少有害物質(zhì)排放，還能節(jié)省電站建設(shè)方的初投成本增大整個(gè)光伏性價(jià)比。（3）單晶和多晶的區(qū)別：單晶硅和多晶硅的區(qū)別是，當(dāng)熔融的單質(zhì)硅凝固時(shí)，硅原子以金剛石晶格排列成許多晶核，如果這些晶核長成晶面取向相同的晶粒，則形成單晶硅。如果這些晶核長成晶面取向不同的晶粒，則形成多晶硅。多晶硅與單晶硅的差異主要表現(xiàn)在物理性質(zhì)方面。例如在力學(xué)性質(zhì)、電學(xué)性質(zhì)等方面，多晶硅均不如單晶硅。多晶硅可作為拉制單晶硅的原料。單晶和多晶的生產(chǎn)制造工藝是不一樣的，成分也有所不同，但是最后做成成品（太陽能電池板）使用效果是差不多的，2008年之前兩者的區(qū)別在于光電轉(zhuǎn)換率不同，單晶一直比多晶轉(zhuǎn)換效率高，即使在實(shí)驗(yàn)室還是這種情況，另外單晶的材質(zhì)要比多晶的好，在生產(chǎn)過程中不容易損壞，另外在外觀上，單晶一般都是單色的（常規(guī)的是藍(lán)色和黑色。國外基本都是藍(lán)色多，國內(nèi)的大多表面是藍(lán)色，但在層壓后顏色會(huì)變成黑色）多晶顏色很雜，既有單色藍(lán)色，也有彩色的。目前市場(chǎng)上單晶的占有量正逐步增多，轉(zhuǎn)換效率高能夠在電纜用量和占地面積等方面有優(yōu)勢(shì)。光伏組件前沿技術(shù)分析1）雙面背鈍化（PERC）電池組件PERC技術(shù)（鈍化發(fā)射極與背面的電池技術(shù)）通過背面鈍化和激光開孔技術(shù)代替常規(guī)鋁背場(chǎng)技術(shù)，使背鈍化層兼具表面鈍化和場(chǎng)鈍化效應(yīng)，將電池片效率絕對(duì)值提高1.5%左右。雙面PERC技術(shù)在2015年由德國ISFH與Solarworld報(bào)道，相比常規(guī)PERC技術(shù)背面采用局部鋁柵線代替全覆蓋的背鋁，成本相當(dāng)，在正面功率與常規(guī)PERC技術(shù)相當(dāng)?shù)那闆r下使電池具有背面發(fā)電的能力，組件雙面率（背面標(biāo)稱功率與正面標(biāo)稱功率比值）可做到65%。單雙面光伏電池結(jié)構(gòu)如圖5.2-1所示。圖5.2-1單雙面光伏電池結(jié)構(gòu)圖2）高功率雙面雙玻半片組件雙面雙玻組件除在電池端背面使用鋁柵線代替原鋁背場(chǎng)外，在組件端使用背板玻璃代替原高分子材料背板來保證背面的輻照攝入，使用整體性能更優(yōu)的POE來代替單面組件的EVA確保雙面雙玻組件生命周期的可靠性。組件在背面發(fā)電量增益上具有更高性價(jià)比的優(yōu)勢(shì)，優(yōu)異的背面發(fā)電增益可以降低電站投資LCOE，提高投資收益率；3）組件半片技術(shù)半片組件具有更高的組件功率：通過使用先進(jìn)的激光切割技術(shù)對(duì)電池片進(jìn)行切半，使電池工作電流減半，明顯降低焊帶上的電學(xué)損失，提高組件CTM；另外半片組件電池間空隙增大，照到背面玻璃經(jīng)玻璃反射到電池的光略有增加；電池片電流越高，使用半片技術(shù)帶來的價(jià)值越大，高效單晶電池使用半片技術(shù)，功率增益2%。半片組件更低的熱斑溫度：在實(shí)際光伏系統(tǒng)運(yùn)行過程中，總會(huì)存在陰影遮擋現(xiàn)場(chǎng)，如鳥糞、灰塵、草木、前后排遮擋等；當(dāng)遮擋達(dá)到一定程度的時(shí)候，組件被遮擋區(qū)域就會(huì)產(chǎn)生明顯的熱斑效應(yīng)（溫度明顯高于未遮擋區(qū)域），高溫會(huì)對(duì)組件的可靠性造成影響；由于半片組件實(shí)際工作中通過電池片電流為整片組件的1/2，故在發(fā)生陰影遮擋時(shí)熱斑溫度也將顯著低于整片組件，明顯降低熱斑給組件帶來的不利影響。半片組件陰影遮擋及高輻照環(huán)境下更優(yōu)的發(fā)電能力：為了降低電站建設(shè)的土地、線纜、人工等成本，在電站光伏區(qū)設(shè)計(jì)時(shí)以冬至日9:00AM-15:00PM時(shí)間段前后排陣列無陰影遮擋為組件前后排陣列間距；但在整個(gè)發(fā)電時(shí)段，早晚（例如：冬至日9:00AM以前和15:00PM以后）仍存在陰影遮擋現(xiàn)象，會(huì)造成發(fā)電量的損失，降低系統(tǒng)的PR值；由于半片雙面組件采用上下兩部分并聯(lián)的電路結(jié)構(gòu)，故在早晚陰影遮擋時(shí)，僅對(duì)處于陰影區(qū)域的組件下端部分產(chǎn)生發(fā)電量影響，組件上端部分不受任何影響，整體發(fā)電能力優(yōu)于整片組件，最高可提高50%發(fā)電能力；4）多主柵（MBB）技術(shù)光伏組件電池片采用多主柵（MBB）技術(shù)，可使電池片內(nèi)電流傳導(dǎo)距離縮短，橫向電阻損失下降，從而內(nèi)耗及功率提升。常規(guī)組件與多主柵組件串阻優(yōu)化對(duì)比圖如圖5.2.2所示。常規(guī)組件多主柵組件圖5.2-2常規(guī)組件與多主柵組件串阻優(yōu)化對(duì)比圖采用多主柵（MBB）技術(shù)，更多收集電流功能，應(yīng)力分布更均勻。當(dāng)電池片出現(xiàn)裂片時(shí)，MBB產(chǎn)品將更有效收集裂片部分電流（黑色部分為電流無法傳輸出去，從而功率降低）；圖5.2-3常規(guī)組件與多主柵組件收集電流功能對(duì)比圖5）晶硅雙玻組件的1500V應(yīng)用目前主流的電站設(shè)計(jì)以及光伏組件、逆變器、匯流箱、線纜等產(chǎn)品均基于直流端1000V的電壓要求設(shè)計(jì)和制造，光伏電站要降本增效，升高電壓是降低線損的有效措施之一，1500V高耐壓光伏系統(tǒng)的應(yīng)用，可以實(shí)現(xiàn)串接更多組件，以此來節(jié)約整體的BOS成本，同時(shí)降低交直流側(cè)線損及變壓器低壓側(cè)繞組損耗。（1）單晶雙玻組件降低系統(tǒng)成本1500V光伏性對(duì)應(yīng)的逆變器擴(kuò)容，逆變器單機(jī)容量增大，數(shù)量減少；逆變器、匯流箱、線纜、箱變、監(jiān)控系統(tǒng)等均有不同程度的成本節(jié)省概算除組件外共計(jì)可以節(jié)省約0.08元/W；根據(jù)已建光伏電站實(shí)際運(yùn)行情況，1500V系統(tǒng)的應(yīng)用，可以實(shí)現(xiàn)光伏發(fā)電系統(tǒng)中組件的多串少并，有效降低系統(tǒng)中直流端的電能損壞，概算可以使光伏系統(tǒng)綜合效率較1000V系統(tǒng)提高約1%。6）雙面組件雙面發(fā)電大幅度提升組件等效發(fā)電功率，根據(jù)不同的安裝環(huán)境，發(fā)電量提升最大可達(dá)25%，獨(dú)特的接線盒設(shè)計(jì)，實(shí)現(xiàn)背面零遮擋，增加整體發(fā)電量。低度電成本：雙面發(fā)電單面價(jià)格，有限空間效率最大化，節(jié)約BOS及人工成本。光伏組件選型分析光伏組件的選型應(yīng)以降造、增效和環(huán)境適應(yīng)性為原則，經(jīng)綜合分析比較確定光伏組件的選型。根據(jù)區(qū)域光資源分析，本項(xiàng)目資源等級(jí)為最豐富。項(xiàng)目地年平均溫度為5.8℃，多年極端最高溫度為35.5℃，多年極端最低溫度為-26.5℃，多年平均降水量為314.3mm，多年平均風(fēng)速為1.8m/s，多年最大積雪深度為12cm。光伏組件的選型應(yīng)滿足項(xiàng)目當(dāng)?shù)丨h(huán)境條件下運(yùn)行的要求。綜合考慮太陽能光伏組件的技術(shù)成熟度、光電轉(zhuǎn)換效率、運(yùn)行可靠性、未來技術(shù)發(fā)展趨勢(shì)等，并結(jié)合光伏發(fā)電工程周圍的自然環(huán)境、施工條件、交通運(yùn)輸條件等因素，選用高轉(zhuǎn)換效率、大功率組件可降低電站占地面積，減少土地租賃成本，并可使系統(tǒng)綜合成本下降?？紤]到單晶、多晶組件的各項(xiàng)特性，本工程擬選用單位面積轉(zhuǎn)換效率更高的單晶組件。根據(jù)當(dāng)前組件發(fā)展趨勢(shì)及技術(shù)成熟度，結(jié)合本項(xiàng)目自身特點(diǎn)，現(xiàn)選擇4種組件進(jìn)行比選。A、N型PERC單晶415Wp雙面雙玻半片多主柵組件（以下簡稱N型415Wp雙面組件）；B、P型PREC單晶410Wp雙面雙玻半片多主柵組件（以下簡稱P型410Wp雙面組件）；C、P型PREC單晶410Wp單面半片多主柵組件（以下簡稱P型410Wp單面組件）；D、P型PREC單晶415Wp疊瓦組件（以下簡稱P型415Wp疊瓦組件）；1）利用小時(shí)數(shù)比較經(jīng)測(cè)算分析N型415Wp雙面組件與P型410Wp雙面組件在首年利用小時(shí)數(shù)上基本持平，而N型415Wp雙面組件的20年平均利用小時(shí)數(shù)率高于P型410Wp雙面組件。P型415Wp疊瓦組件次之，P型410Wp單面組件在這兩項(xiàng)指標(biāo)上均較低。年均利用小時(shí)數(shù)比較結(jié)論：N型415Wp雙面組件＞P型410Wp雙面組件＞P型415Wp疊瓦組件＞P型410Wp單面組件。2）單位方陣內(nèi)主要設(shè)備成本比較單位方陣成本比較結(jié)論：N型415Wp雙面組件＞P型410Wp雙面組件=P型415Wp疊瓦組件＞P型410Wp單面組件。3）單位方陣內(nèi)20年初始投資度電成本比較據(jù)測(cè)算分析得出單位方陣20年初始投資度電成本P型410Wp雙面組件＜P型410Wp單面組件＜P型415Wp疊瓦組件＜N型415Wp雙面組件。有上述分析可知，選用P型410Wp雙面組件在項(xiàng)目內(nèi)整體性價(jià)比較高，故本項(xiàng)目推薦選用P型PREC單晶410Wp雙面雙玻半片多主柵組件。本項(xiàng)目推薦采用P型PREC單晶410Wp雙面雙玻半片多主柵組件，組件在輻照度1000W/m2，電池溫度25°C，大氣質(zhì)量AM1.5情況下技術(shù)參數(shù)見表5.2-1。表5.2-1410Wp型單晶硅雙面太陽能電池組件參數(shù)最大功率（Pmax）410Wp組件尺寸（mm）2015×996×30開路電壓（Voc）49.3V組件轉(zhuǎn)換效率20.43%短路電流（Isc）10.41A溫度系數(shù)峰值功率的溫度系數(shù)-0.35%/℃最大功率點(diǎn)電壓（Vmp）41.4V開路電壓的溫度系數(shù)-0.25%/℃最大功率點(diǎn)電流（Imp）9.91A短路電流的溫度系數(shù)0.04%/℃最大系統(tǒng)電壓1500V光伏電池類型與效率單晶硅，22.4%組件類型單晶硅組件型號(hào)TSM-410DEG15MC.20(II)組件數(shù)量323372組件先進(jìn)性見附件一：組件先進(jìn)性及證明文件。逆變器逆變器概述及分類由于現(xiàn)階段光伏組件僅能將太陽能轉(zhuǎn)化為直流電，所以在光伏組件后需要逆變器將直流電逆變成為交流電進(jìn)行輸送?？蓪⒐夥孀兤鞣譃槿箢悾杭惺侥孀兤?、組串式逆變器、集散式逆變器。每類逆變器的特點(diǎn)以及應(yīng)用場(chǎng)合均有不同。1、集中式逆變器方案集中式逆變是較傳統(tǒng)的方案，即電站的光伏組串經(jīng)過匯流箱匯流，電能輸送到逆變器后，再集中把電能從直流變換成交流。集中式逆變方案的逆變器的功率等級(jí)一般較高，目前主流用的是額定功率500kW～3125kW的逆變器，一般以2.0MW或者2.5MW作為一個(gè)光伏發(fā)電單元，既2MW（2.5MW）的光伏組件功率分別輸送到2臺(tái)1000kW（1250kW）逆變器，再經(jīng)過1個(gè)雙分裂變壓器把電能升壓輸送到主變低壓側(cè)進(jìn)行2次升壓并網(wǎng)?？傮w而言，集中逆變方案是集中逆變，集中升壓，MPPT數(shù)量較少。集中式逆變方案其拓?fù)淙鐖D5.2-4。

圖5.2-4集中式光伏逆變方案拓?fù)鋱D集中式逆變器一般用于日照均勻的大型廠房、荒漠化電站、地面電站等發(fā)電系統(tǒng)中，系統(tǒng)總功率大，一般是數(shù)百千瓦以上。其主要優(yōu)勢(shì)有：逆變器數(shù)量少，便于管理；逆變器元件數(shù)量少，可靠性高；諧波含量少，直流分量少，電能質(zhì)量高；逆變器集成度高，功率密度大，成本低；保護(hù)功能齊全，電站安全性高；具備功率因素調(diào)節(jié)及低電壓穿越功能，電網(wǎng)調(diào)節(jié)性能好。主要缺點(diǎn)是：直流匯流箱設(shè)備數(shù)量多，故障率高；MPPT調(diào)壓范圍窄，組件配置不靈活，陰雨天及多霧天發(fā)電時(shí)間短；逆變器安裝相對(duì)困難，需要專用的吊裝設(shè)備；自身耗電相對(duì)較大，系統(tǒng)維護(hù)相對(duì)復(fù)雜；集中式并網(wǎng)逆變系統(tǒng)無冗余能力，如有發(fā)生故障停機(jī)，影響系統(tǒng)發(fā)電面大。2、集散式逆變器方案集散式逆變方案是在傳統(tǒng)的集中式逆變方案的基礎(chǔ)上做的改進(jìn)，主要特點(diǎn)是把MPPT前置到了匯流箱，并在匯流箱增加了MPPT功能與升壓功能。這樣，傳統(tǒng)的匯流箱不僅把組件匯聚過來電能做了DC/DC的升壓，而且增加了MPPT跟蹤功能。集散式方案的逆變器不再是主流的500kW機(jī)型，而是1MW機(jī)型，所以只需雙繞組變壓器而不是雙分裂變壓器，不僅節(jié)省了一套箱變低壓側(cè)電纜和開關(guān)，同時(shí)也降低了直流側(cè)損耗。集散式逆變方案拓?fù)淙鐖D5.2-5：

圖5.2-5集散式逆變方案拓?fù)鋱D集散式逆變器一般用于日照均勻的大型廠房、荒漠化電站、地面電站等發(fā)電系統(tǒng)中，系統(tǒng)總功率大，一般是兆瓦級(jí)以上。其主要優(yōu)勢(shì)有：逆變器數(shù)量少，便于管理；逆變器元件數(shù)量少，可靠性高；諧波含量少，直流分量少，電能質(zhì)量高；逆變器集成度高，功率密度大，成本低；MPPT數(shù)量多，最大限度的提高發(fā)電量。保護(hù)功能齊全，電站安全性高；具備功率因素調(diào)節(jié)及低電壓穿越功能，電網(wǎng)調(diào)節(jié)性能好。主要缺點(diǎn)是：光伏控制器設(shè)備數(shù)量多，故障率高；逆變器安裝相對(duì)困難，需要專用的吊裝設(shè)備；自身耗電相對(duì)較大，系統(tǒng)維護(hù)相對(duì)復(fù)雜；集散式并網(wǎng)逆變系統(tǒng)無冗余能力，如發(fā)生故障停機(jī)，影響系統(tǒng)發(fā)電面大。3、組串式逆變器方案組串式逆變器與傳統(tǒng)的集中式逆變器的思路不同，即以小規(guī)模的光伏發(fā)電單元先逆變，通過不同的組串式逆變器并聯(lián)接至箱變低壓側(cè)升壓，并非集中式的把光伏組件所發(fā)直流電能集中后再做電能逆變的思路。組串式逆變器具有多路MPPT功能，能極大的降低光伏電站復(fù)雜地形對(duì)發(fā)電量的影響；并且組串式逆變器方案大大減少了直流傳輸環(huán)節(jié)，即減少了直流損耗?？偟膩碚f，組串式逆變器方案是分散MPPT，分散逆變和監(jiān)控。從理論上講，組串式逆變器在系統(tǒng)效率以及發(fā)電量上有一定的優(yōu)勢(shì)。組串式逆變方案拓?fù)淙鐖D5.2-6。

圖5.2-6組串式光伏逆變方案拓?fù)鋱D組串式逆變器采用模塊化設(shè)計(jì)，每幾個(gè)光伏組串對(duì)應(yīng)一臺(tái)逆變器，直流端具有最大功率跟蹤功能，交流端并聯(lián)并網(wǎng)，其優(yōu)點(diǎn)是減少光伏電池組件最佳工作點(diǎn)與逆變器不匹配的情況，最大限度的增加發(fā)電量；組串式逆變器減少了系統(tǒng)的直流傳輸環(huán)節(jié)，減小了短路直流拉弧的風(fēng)險(xiǎn)；組串式逆變器的體積小、重量輕，搬運(yùn)和安裝方便，自身耗電低，故障影響小，更換維護(hù)方便等優(yōu)勢(shì)。主要缺點(diǎn)是電子元器件多，功率和信號(hào)電路在一塊板上，容易故障；功率器件電氣間隙小，不適宜高海拔地區(qū)；戶外安裝，風(fēng)吹日曬容易導(dǎo)致外殼和散熱片老化等（注：本項(xiàng)目中因組串式逆變器容量較大，不采用交流匯流箱，在箱變低壓側(cè)裝設(shè)交流匯流配電柜）。逆變器發(fā)展趨勢(shì)目前，光伏逆變器市場(chǎng)主要以集中式逆變器和組串式逆變器為主，集散式和其他類型逆變器占比極小。在市場(chǎng)構(gòu)成中，集中式逆變器原占比最高，近年來由于組串式逆變器以及集散式逆變器快速發(fā)展，占比亦不斷提高。隨著技術(shù)的不斷進(jìn)步，組串式逆變器以及集散式逆變器成本迅速下降，逐漸接近于集中式逆變器成本，而受益于組串式逆變器以及集散式逆變器在中東部地區(qū)應(yīng)用逐步展開、分布式應(yīng)用領(lǐng)域不斷增加，且保持快速增長，市場(chǎng)占比進(jìn)一步提升，所以2015年至2019年全球逆變器中，組串式逆變器以及集散式逆變器占比呈現(xiàn)不斷上升的趨勢(shì)。并且隨著平價(jià)上網(wǎng)項(xiàng)目成為主流，降本增效與智能化升級(jí)成為光伏行業(yè)的迫切需求，逆變器作為光伏發(fā)電的關(guān)鍵設(shè)備，在利好政策的刺激下技術(shù)不斷更新迭代，成為推動(dòng)平價(jià)時(shí)代的“引擎”。新的發(fā)展形勢(shì)也對(duì)逆變器的功率等級(jí)、電壓等級(jí)、容配比、過載能力等提出了更高的要求，使逆變器技術(shù)和市場(chǎng)的發(fā)展進(jìn)入新的階段。未來逆變器的發(fā)展趨勢(shì)有以下幾點(diǎn)：1）1500V（逆變器直流側(cè)最大承受電壓）成為行業(yè)主流權(quán)威研究機(jī)構(gòu)IHSMarkit報(bào)告指出，未來兩年內(nèi)全球1500V光伏電站規(guī)模將突破100GW。相較于傳統(tǒng)的1000V系統(tǒng)，1500V系統(tǒng)以更高的電壓等級(jí)、更長的組串長度，大幅減少設(shè)備成本、線纜成本及施工成本，發(fā)電量提升同時(shí)，系統(tǒng)BOS成本每瓦均有降低，是時(shí)下無補(bǔ)貼及低補(bǔ)貼國家光伏項(xiàng)目設(shè)計(jì)方案的不二選擇。2）數(shù)字化、智能化升級(jí)近年來，國內(nèi)外主流光伏逆變器供應(yīng)商都不約而同地瞄準(zhǔn)了智能物聯(lián)領(lǐng)域，相繼開發(fā)新的智能軟件技術(shù)平臺(tái)，構(gòu)建數(shù)字化服務(wù)。逆變器的關(guān)鍵功能是將太陽能轉(zhuǎn)化為電能，讓電網(wǎng)可以使用。以往太陽能逆變器被認(rèn)為是獨(dú)立分散的，不相互連接。然而，在新的數(shù)字化能源世界中，軟件平臺(tái)正在解鎖曾經(jīng)孤立和分離的設(shè)備部件。所以，AI技術(shù)也將逐漸融入光伏，包括現(xiàn)在正在規(guī)模應(yīng)用的智能IV技術(shù)。光伏系統(tǒng)將以逆變器為核心，向數(shù)字化、智能化方向不斷提升。在全面提升發(fā)電量、運(yùn)維效率的同時(shí)，搭起未來綜合能源服務(wù)的終極平臺(tái)。3）逆變器外延擴(kuò)展功能（1）光伏儲(chǔ)能管理功能。儲(chǔ)能對(duì)于光伏等新能源大規(guī)模并網(wǎng)的重要性不言而喻。光儲(chǔ)系統(tǒng)的應(yīng)用，進(jìn)一步驅(qū)動(dòng)逆變器向電站能源管理中心演進(jìn)。（2）安全管理功能。直流拉弧檢測(cè)、組件快速關(guān)斷和保護(hù)等技能加身的逆變器將光伏電站的安全防護(hù)由被動(dòng)型向主動(dòng)型演變。（3）自動(dòng)監(jiān)控和預(yù)警運(yùn)維管理功能。（4）戶用微網(wǎng)管理功能。逆變器選型光伏并網(wǎng)逆變器是將光伏組件輸出的直流電轉(zhuǎn)換成符合電網(wǎng)要求的交流電的設(shè)備，是并網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)能量轉(zhuǎn)換與控制的核心。光伏并網(wǎng)逆變器的性能不僅影響和決定整個(gè)光伏并網(wǎng)系統(tǒng)能否穩(wěn)定、安全、可靠、高效，而且也是影響整個(gè)系統(tǒng)使用壽命的主要因素。1.逆變器選擇的關(guān)鍵指標(biāo)結(jié)合《光伏電站接入電網(wǎng)技術(shù)規(guī)范》（Q/CSG1211002-2014）及《光伏發(fā)電站設(shè)計(jì)規(guī)范》（GB50797-2012）等相關(guān)規(guī)范的要求，在本工程中逆變器的選型主要考慮以下技術(shù)指標(biāo)：（1）發(fā)電效率指標(biāo)1）轉(zhuǎn)換效率指標(biāo)逆變器作為光伏電站中的核心發(fā)電設(shè)備必須要求自身具有極高的轉(zhuǎn)換效率，最大轉(zhuǎn)換效率不低于99%，中國效率不低于98.5%,符合招標(biāo)技術(shù)文件逆變器轉(zhuǎn)換效率的要求。另外，根據(jù)中華人民共和國工業(yè)和信息化部頒布的《光伏制造行業(yè)規(guī)范條件（2015年本）》中第二節(jié)“生產(chǎn)規(guī)模和工藝技術(shù)”的要求，“含變壓器型的光伏逆變器中國加權(quán)效率不低于96%，不含變壓器型的光伏逆變器中國加權(quán)效率不得低于98%（微型逆變器相關(guān)指標(biāo)分別不低于94%和95%）”。逆變器轉(zhuǎn)換效率越高，光伏發(fā)電系統(tǒng)的轉(zhuǎn)換效率越高，系統(tǒng)總發(fā)電量損失越小，系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)性也越高。因此在單臺(tái)額定容量相同時(shí)，應(yīng)選擇效率高的逆變器。本工程要求大容量逆變器在額定負(fù)載時(shí)效率不低于95%，在逆變器額定負(fù)載10%的情況下，也要保證90%（大功率逆變器）以上的轉(zhuǎn)換效率。逆變器轉(zhuǎn)換效率包括最大效率和歐洲效率，歐洲效率是對(duì)不同功率點(diǎn)效率的加權(quán)，這一效率更能反映逆變器的綜合效率特性。而光伏發(fā)電系統(tǒng)的輸出功率是隨日照強(qiáng)度不斷變化的，因此選型過程中應(yīng)選擇歐洲效率高的逆變器。2）MPPT跟蹤指標(biāo)逆變器的MPPT跟蹤指標(biāo)表征著其追蹤光伏組串最大功率點(diǎn)的能力，對(duì)于地面電站來說，影響組件發(fā)電量的環(huán)境原因主要有早晚陰影對(duì)下排組件遮擋、灰塵覆蓋不均勻、組件衰減不一致、線纜長度導(dǎo)致的直流壓降等。MPPT功率密度：表征著每路MPPT管理的組件功率大小，該值越小表示精細(xì)程度越高，要求該數(shù)值應(yīng)＜15kW（計(jì)算方法：逆變器額定功率/MPPT跟蹤路數(shù)）；MPPT跟蹤路數(shù)：表征著每臺(tái)逆變器能夠追蹤到最大功率點(diǎn)的個(gè)數(shù)，MPPT路數(shù)≥3路；MPPT跟蹤效率：MPPT效率主要包括靜態(tài)效率和動(dòng)態(tài)效率為NB/T32004-2013《光伏發(fā)電并網(wǎng)逆變器技術(shù)規(guī)范》中要求的必測(cè)項(xiàng)目，按照目前光伏逆變技術(shù)的平均水平，通常要求逆變器的MPPT靜態(tài)效率不得低于99%，MPPT動(dòng)態(tài)效率不低于98%。3）直流輸入電壓范圍太陽電池組件的端電壓隨日照強(qiáng)度和環(huán)境溫度變化，逆變器的直流輸入電壓范圍寬，可以將日出前和日落后太陽輻射強(qiáng)度較小的時(shí)間段的發(fā)電量加以利用，從而延長發(fā)電時(shí)間，增加發(fā)電量。如在落日余暉下，輻照度小電池組件溫度較高時(shí)電池4）輸出電流諧波與功率因數(shù)光伏電站接入電網(wǎng)后，并網(wǎng)點(diǎn)的諧波電壓及總諧波電流分量應(yīng)滿足《電能質(zhì)量-公用電網(wǎng)諧波》（GB/T14549-1993）的規(guī)定，光伏電站諧波主要來源是逆變器，因此逆變器必須采用濾波措施使輸出電流能滿足并網(wǎng)要求，諧波含量應(yīng)低于3%，逆變器功率因數(shù)接近于1。（2）電網(wǎng)友好性指標(biāo)1）電網(wǎng)故障穿越根據(jù)GB/T19964-2012《光伏發(fā)電站接入電力系統(tǒng)技術(shù)規(guī)定》中對(duì)低電壓穿越故障的要求，逆變器必須具備低（零）電壓穿越能力，要求逆變器能夠在電網(wǎng)電壓跌至0時(shí)，保持0.15s并網(wǎng)運(yùn)行，當(dāng)電壓跌至曲線1以下，允許逆變器從電網(wǎng)中切出。圖5.2-7逆變器低電壓穿越根據(jù)電網(wǎng)的要求，逆變器應(yīng)在圖5.2-7高電壓曲線以下不脫網(wǎng)運(yùn)行，并應(yīng)在高電壓穿越期間具備有功功率連續(xù)調(diào)節(jié)的能力以及具備向電力系統(tǒng)注入無功電流的能力。逆變器要求在并網(wǎng)點(diǎn)電壓分別抬升到1.3、1.2、1.1倍的額定電網(wǎng)電壓下時(shí)，在幾十個(gè)測(cè)試點(diǎn)的電壓升高與恢復(fù)期間，均能不間斷并網(wǎng)運(yùn)行，并在高電壓穿越期間，能夠按照標(biāo)準(zhǔn)要求正確響應(yīng)并發(fā)出相應(yīng)比例的容性無功電流，有效支持電網(wǎng)電壓恢復(fù)，保證了電網(wǎng)的穩(wěn)定性。圖5.2-8逆變器高電壓穿越2）系統(tǒng)頻率異常響應(yīng)《光伏電站接入電網(wǎng)技術(shù)規(guī)范》（Q/CSG1211002-2014）和《光伏發(fā)電站設(shè)計(jì)規(guī)范》（GB50797-2012）中要求大型和中型光伏電站應(yīng)具備一定的耐受系統(tǒng)頻率異常的能力，逆變器頻率異常時(shí)的響應(yīng)特性至少能保證光伏電站在表5.4-1所示電網(wǎng)頻率偏離下運(yùn)行。表5.2-2光伏發(fā)電站在不同電力系統(tǒng)頻率范圍內(nèi)的運(yùn)行規(guī)定頻率范圍運(yùn)行時(shí)間要求＜48Hz根據(jù)光伏發(fā)電站逆變器允許運(yùn)行的最低頻率而定48Hz~49.5Hz每次低于49.5Hz時(shí)，光伏發(fā)電站應(yīng)能至少運(yùn)行10min49.5Hz~50.2Hz連續(xù)運(yùn)行50.2Hz~50.5Hz每次頻率高于50.2Hz時(shí)，光伏發(fā)電站應(yīng)能至少運(yùn)行2min，并執(zhí)行電網(wǎng)調(diào)度機(jī)構(gòu)下達(dá)的降低出力或高周切機(jī)策略；不允許處于停運(yùn)狀態(tài)的光伏發(fā)電站并網(wǎng)>50.5Hz立刻終止向電網(wǎng)線路送電，且不允許處于停運(yùn)狀態(tài)的光伏發(fā)電站并網(wǎng)3）輸出電能質(zhì)量根據(jù)GB/T14549-1993《電能質(zhì)量公用電網(wǎng)諧波》、GB/T24337-2009《電能質(zhì)量公用電網(wǎng)間諧波》、NB/T32004-2013《光伏發(fā)電并網(wǎng)逆變器技術(shù)規(guī)范》標(biāo)準(zhǔn)要求，光伏逆變器的輸出的電能質(zhì)量需優(yōu)于上述標(biāo)準(zhǔn)要求。表5.2-3表次諧波電流含有率限值奇次諧波次數(shù)含有率限值（%）3～94.011～152.017～211.523～330.635以上0.3表5.2-4偶次諧波電流含有率限值偶次諧波次數(shù)含有率限值（%）2～101.012～160.518～220.37524～340.1536以上0.0754）環(huán)境可靠性指標(biāo)a.防護(hù)等級(jí)考慮到惡劣環(huán)境對(duì)于逆變器的損害問題，要求逆變器必須具備較高的防護(hù)等級(jí)。b.溫度運(yùn)行范圍逆變器要求必須滿足在-25℃～50℃溫度范圍內(nèi)滿功率運(yùn)行，超過50℃允許逆變器降額運(yùn)行。5）運(yùn)行可靠性指標(biāo)光伏逆變器及其匯流設(shè)備在保證安全可靠的前提下應(yīng)盡量減少對(duì)易損元器件的使用。6）監(jiān)控可靠性指標(biāo)本項(xiàng)光伏項(xiàng)目電站規(guī)模大，設(shè)備分布廣、數(shù)量大，所以要求監(jiān)控系統(tǒng)具有更高可靠性和精確程度，在運(yùn)行壽命內(nèi)不允許出現(xiàn)無法排查的監(jiān)控故障。另外，逆變器對(duì)電壓、電流的檢測(cè)精度應(yīng)≤1%。7）可維護(hù)性指標(biāo)逆變器具備盡可能的降低故障影響時(shí)間和故障影響范圍，對(duì)故障的定位精確，做到光伏電站的精細(xì)化管理，提升光伏電站的可維護(hù)性。2、逆變器選型比選光伏電站光伏區(qū)設(shè)計(jì)可選取的三種方案：組串式逆變器方案、集中式逆變器方案、集散式逆變器方案。1）具有多路MPPT技術(shù)的組串式逆變器方案組串式方案的光伏發(fā)電系統(tǒng)構(gòu)成如圖5.2-9所示：圖5.2-9組串式光伏逆變系統(tǒng)示意圖組串逆變器優(yōu)勢(shì)如下：多路MPPT技術(shù)：每兩路組串設(shè)置1路MPPT，相比每個(gè)子陣僅2路~8路MPPT的集中式方案，能夠有效的降低因組串一致性問題（衰減不一致、組件熱斑故障）、灰塵遮擋不均勻、陰影遮擋及組串朝向、傾角不一致導(dǎo)致的失配損失，提升系統(tǒng)效率；高效功率變換技術(shù)：本次方案選用的組串逆變器中國效率高達(dá)98.437%。最高效率99.016%；高效MPPT跟蹤技術(shù)：MPPT跟蹤效率達(dá)到99.839%。高防護(hù)等級(jí)：防護(hù)等級(jí)可達(dá)IP66，滿足沙漠氣候。2）具有多路MPPT技術(shù)、高直流電壓、大容量集散式逆變器方案對(duì)于擬建場(chǎng)址地形為山地、且光伏方陣布置相對(duì)分散、形狀十分不規(guī)則、輸電距離長，存在遮影和朝向存在不一致的地區(qū)，采用多路MPPT技術(shù)的集散式逆變器。其系統(tǒng)構(gòu)成如圖5.2-10所示：圖5.2-10集散式光伏逆變系統(tǒng)示意圖集散式光伏逆變系統(tǒng)是集中逆變、分散式跟蹤的并網(wǎng)方案，其在傳統(tǒng)的光伏控制器內(nèi)部增加DC/DC升壓變換硬件單元和MPPT控制軟件單元，實(shí)現(xiàn)了每2~4串PV組件對(duì)應(yīng)1路MPPT的分散跟蹤功能，能夠減少光伏組串遮影和朝向不一致等因素帶來的影響，從而降低了逆變器失配，提高了發(fā)電量。集散式逆變方案的基本特征如下：（1）分散式多路MPPT集散式逆變方案在每臺(tái)24進(jìn)1出的智能MPPT匯流箱中內(nèi)置了12路MPPT，每2路組串接入1路MPPT，大大減少了組串并聯(lián)的數(shù)量，從而減少了支架傾角不匹配、陰影遮擋、組件參數(shù)不匹配等導(dǎo)致的失配損失，提升了發(fā)電量。（2）集中逆變并網(wǎng)集散式逆變方案每臺(tái)逆變器為3.15MW，構(gòu)成3.15MW發(fā)電單元，避免了多臺(tái)逆變器交流并聯(lián)構(gòu)成3.15MW發(fā)電單元易形成并聯(lián)環(huán)流的弊端，不但保證了系統(tǒng)的高可靠性、良好電能質(zhì)量和電網(wǎng)適應(yīng)性，還大大降低了系統(tǒng)成本。（3）傳輸電壓提升由于集散式逆變方案智能MPPT匯流箱中內(nèi)置了DC/DC升壓電路，不但完成了分散的、就近的組件MPPT功能，還提升了匯流箱到逆變器間的直流傳輸電壓，穩(wěn)定在1200V，相應(yīng)地，逆變器的輸出電壓提升到800V，這樣可以大大減少交直流線損或者降低交直流電纜成本。另外，逆變器輸入輸出電壓不但提高了，而且均為穩(wěn)定的電壓，可以進(jìn)行效率的優(yōu)化設(shè)計(jì)，提高了逆變器的轉(zhuǎn)換效率。3）集中型逆變器方案集中式光伏逆變系統(tǒng)采用單路最大功率點(diǎn)跟蹤（MPPT）輸入，集中MPPT尋優(yōu)、集中逆變輸出，其系統(tǒng)構(gòu)成如圖5.2-11所示。圖5.2-11集中式光伏逆變系統(tǒng)示意圖上述示意圖中，光伏組件經(jīng)過大規(guī)模串并聯(lián)后，連接至一個(gè)大容量集中式光伏逆變器進(jìn)行“直流－交流”變換后并入電網(wǎng)。由于集中式光伏逆變器采用集中放置，因此，其安裝相對(duì)簡單，更方便維護(hù)。另外，該逆變系統(tǒng)采用單級(jí)式控制方式，控制相對(duì)簡潔，相關(guān)技術(shù)比較成熟，單位系統(tǒng)造價(jià)低。但每個(gè)逆變器僅有1路MPPT，因支架傾角不匹配、陰影遮擋、組件參數(shù)不匹配等原因容易導(dǎo)致失配，損失發(fā)電量。3、逆變器比選結(jié)論考慮本工程所選的光伏組件與逆變器的匹配性，提高系統(tǒng)效率，盡量降低投資的前提下，同時(shí)更好的應(yīng)對(duì)和解決發(fā)電量限制的不利因素，本工程推薦主要采用具有多路MPPT跟蹤的組串式逆變器和集散式逆變器。逆變器性能指標(biāo)1、集散式逆變器（1）效率：中國效率98.52%，最大效率99.1%；（2）逆變器最大輸入電壓：1500V（3）高效發(fā)電：每臺(tái)智能匯流箱安裝12路MPPT跟蹤路數(shù)，高效的最大功率點(diǎn)跟蹤技術(shù)，能夠應(yīng)對(duì)各種類型的發(fā)電場(chǎng)景，提高發(fā)電量；（4）MPPT工作電壓范圍寬達(dá)600V～1300V，寬MPPT跟蹤電壓范圍設(shè)計(jì)帶來較長的發(fā)電時(shí)間和更多的發(fā)電量；（5）可靠的低（零）電壓穿越功能；（6）可靠的高電壓穿越功能；（7）可靠的防孤島保護(hù)功能；（8）具有良好的直流分量控制和并機(jī)諧波抑制功能；（9）快速響應(yīng)電網(wǎng)調(diào)度功能；（10）良好的無功支撐能力，最大無功容量逆變器額定容量的60%。（11）專利的PID解決方案，有效解決PID現(xiàn)象帶來發(fā)電量損失；（12）超配能力：集散式逆變器通過調(diào)整前端MPPT匯流箱數(shù)量來實(shí)現(xiàn)容配比的靈活調(diào)整，集散式逆變器支持直流輸入支路數(shù)量最大20路，可實(shí)現(xiàn)1.5倍的容配比；（13）逆變器儲(chǔ)能接口：集散式逆變器直流側(cè)預(yù)留儲(chǔ)能耦合接口，在集散式的逆變系統(tǒng)的基礎(chǔ)上，將一個(gè)或多個(gè)電池組，分別通過各自的直流儲(chǔ)能變換裝置掛接到集散式逆變器的直流母線上，從而實(shí)現(xiàn)光儲(chǔ)一體化；（14）逆變器SVG功能：集散式逆變器可接受電網(wǎng)調(diào)度，實(shí)現(xiàn)有功和無功調(diào)節(jié)，功率因數(shù)可調(diào)范圍-0.8~+0.8可調(diào)，額定有功時(shí)最大能發(fā)出1510kVar無功，最大可輸出2079kVar無功功率，可取代光伏電站配置的傳統(tǒng)SVG功能。2、組串式逆變器（1）效率：中國效率98.437%，最大效率99.01%；（2）逆變器最大輸入電壓：1500V；（3）高效發(fā)電：每臺(tái)逆變器9路MPPT跟蹤路數(shù)，高效的最大功率點(diǎn)跟蹤技術(shù)，能夠應(yīng)對(duì)各種類型的發(fā)電場(chǎng)景，提高發(fā)電量；（4）MPPT工作電壓范圍寬達(dá)500V～1500V，寬MPPT跟蹤電壓范圍設(shè)計(jì)帶來更長的發(fā)電時(shí)間和更多的發(fā)電量；（5）智能直流跟蹤系統(tǒng)（SDS）有效提升發(fā)電量；（6）可靠的低（零）電壓穿越功能；（7）可靠的高電壓穿越功能；（8）可靠的防孤島保護(hù)功能；（9）具有良好的直流分量控制和并機(jī)諧波抑制功能；（10）快速響應(yīng)電網(wǎng)調(diào)度功能；（11）良好的無功支撐能力，最大無功容量逆變器額定容量的60%。組串式與集散式逆變器占比分析及主要技術(shù)參數(shù)為使項(xiàng)目投資成本與發(fā)電效益最大化，現(xiàn)對(duì)不同組合中采用組串式與集散式逆變器方案進(jìn)行對(duì)比。針對(duì)