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作者：高立刚，田莉莎，张堃，陈亮亮( 中国电建集团西北勘测设计研究院有限公司，西安710065)丨《西北水电》

概要：大型光伏电站的设计方案对光伏电站的投资收益影响较大。本文给出了光伏电站关键设备组串式逆变器的两种布置方案并从光伏电站子方阵初始投资、压降损耗、发电量及运维等方面进行了比较，通过比较可知，组串式逆变器优化布置方案可减少线缆损耗、减少设备投资，便于后期的运维和巡检。

1 大型光伏发电项目关键设备分析随着光伏发电基地建设、领跑者项目推广和应用，集中式光伏发电项目的规模越来越大。根据GB50797－2012《光伏发电站设计规范》规定，项目安装容量大于30 MWp 属于大型光伏电站，而目前大型光伏电站、特别是光伏基地等单体光伏项目的装机容量均在50 ～ 200 MWp。同时由于组件、逆变器等设备元器件的技术水平的提高，主流的组件、逆变器的电压等级从1 000 V 提高至1 500 V，而1 500 V系统较1 000 V 系统具有更低的初始投资成本以及更高的系统发电效率。根据交、直流汇流设计方案，1 500 V 光伏子方阵的规模也从1 MWp 提高至3.5MWp 左右。除光伏组件外，并网逆变器也是光伏发电系统的核心装置，并网逆变器可以把光伏方阵的直流电转换成交流电，同时兼具MPPT 最大功率控制、元件控制和保护等功能。目前主流的并网逆变器为集中式逆变器和组串式逆变器。1.1 集中型逆变器特点( 1) 系统拓扑结构采用DC－AC 一级电力电子器件变换全桥逆变。( 2) 功率器件采用大电流IGBT，器件损耗较大，需要强制冷却方式保证设备温度。( 3) 防护等级一般为IP20，体积较大，室内立式安装或采用集装箱一体机安装方式。( 4 ) 一般采用单路或两路最大功率跟踪( MPPT) 跟踪，组件异常遮挡、组串距离差异等原因导致的组串电压差异，对子阵的整体发电量产生一定影响。1.2 组串式逆变器特点( 1) 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。( 2) 功率开关管采用小电流的MOSFET，器件损耗小，可采用自然散热或强制风冷的方式控制器件温度。( 3) 防护等级一般为IP65，体积较小，可室外挂式安装。( 4) 每台逆变器设18 ～ 20 路MPPT，每1 ～ 2 个组串接入1 路MPPT，每18 ～ 20 个组串( 约187 ～ 233kW) 对应1 台并网逆变器，组串间电压的差异不影响MPPT 电压的跟踪，可以跟踪到每个组串的最大功率点，减少组串不匹配，理论上可提高发电量。因组串式逆变器可以精确跟踪到每1 ～ 2 个组串的MPPT，减小组串线缆距离差异、失配等原因导致的组串电压差异，理论上可以提高发电量和运行效益，所以越来越受到关注。随着电力电子元器件的价格进一步下调，组串型逆变器的竞争优势更加明显，而且组串型逆变器相比集中式逆变器，除了多路MPPT 优势外，能更精准的识别每个组串故障，精准运维，效率大幅提升，因此应用场合也更加广泛。根据目前市场份额和应用场景，两种类型的逆变器均在大型地面光伏电站中广泛应用。2 两种组串式逆变器布置方案对比传统的组串式逆变器布置方案是将组串式逆变器分散布置在子方阵的道路两侧，就地进行逆变，再经过交流线缆汇流至35 kV 升压箱变低压侧。为保证压降和损耗，组串式逆变器至升压箱变采用变截面的低压交流电缆，组串式逆变器传统布置方案( 分散布置) 见图1。

图1 组串式逆变器传统方案( 分散布置)优化方案将组串式逆变器进行集中布置，组件至逆变器的线缆采用变截面的直流线缆，组串式逆变器至35 kV 升压箱变的低压侧采用母排( 或电缆) 连接，组串式逆变器优化布置方案( 集中布置)见图2。

图2 组串式逆变器优化布置方案( 集中布置)2.1 实例以青海某100 MWp 平价项目为例，对组串式逆变器方案的2 种布置方案的投资和发电量情况进行定量分析。( 1) 项目采用400 Wp 单晶双面双玻的光伏组件，根据光伏组件参数及逆变器的电压范围，确定每个组件串为26 块光伏组件组成。每个子阵有360个组件串单元。( 2) 项目装机容量为100 MWp，由32 个3.7MWp 子方阵组成，每个3.7 MWp 子阵采用18－20台1 500 V、175 kW 的组串式逆变器及1 台3 150kVA、37 /0.8 kV 的升压箱变。选取2 个3.7 MWp的相邻子方阵，采用组串式逆变器两种布置方案如下所示。传统方案: 分散布置组串式逆变器分散布置在子方阵的道路两侧，组件串至组串式逆变器采用GF－WDZCEEＲ－125 －DC1800V－2×4 mm2，组串式逆变器至升压箱变采用ZＲ－YJY23－1.8 /3kV－3×70 mm2、ZＲ－YJY23－1.8 /3kV－3×95 mm2 的电缆。根据NB/T 10128 －2019《光伏电站电气设计规范》中3.3.4 有关要求，电池组串至逆变器直流侧最大压降不宜超过1%，逆变器至箱变低压侧压降不宜超过1%。组串至逆变器电缆GF－WDZCEEＲ－125－DC1800V－2×4 mm2的最大长度为104 m，组串式逆变器至箱变电缆ZＲ－YJY23 －1.8 /3 kV－3×95 mm2 的长度为165 m。经计算，电池组件串至逆变器的压降为1.05%，逆变器至箱变低压侧第压降为1.01%，3.7 MWp 子方阵传统方案布置见图3 所示。

图3 3． 7 MWp 子方阵传统方案布置示意图优化方案: 集中布置组串式逆变器集中布置在35 kV 箱变旁边，组件串至组串式逆变器采用的电缆型号为GF－WDZCEEＲ－125－DC1800V－2 ×4 mm2或2 ×6 mm2，组串式逆变器至升压箱变低压侧采用电缆或母排连接，本项目逆变器至升压箱变低压侧选用ZＲ－YJY23 －1． 8 /3kV－3 × 70 mm2进行连接。根据NB/T 10128 －2019《光伏电站电气设计规范》，优化方案采用集中布置，参照本规范3． 3． 3 的要求，电池组串至逆变器直流侧不宜超过2%。组串至逆变器的电缆GF－WDZCEEＲ－125 －DC1800V－2 ×6mm2电缆最大长度为265 m、组串式逆变器至箱变的电缆ZＲ－YJY23－1.8 /3kV－3×70 mm2的长度为20 m，经计算，电池组件串至逆变器侧的压降为1.78%，3.7 MWp 子方阵优化方案布置见图4 所示。

图4 3. 7 MWp 子方阵优化方案布置示意图2.2 投资比较选用2 个相邻的3.7 MWp 子方阵进行主要设备投资比较。因电池组件数量、子方阵布置、35 kV就地升压箱变等均相同，本次只比较由于逆变器布置方案不同引起的电缆选型和安装工程量的差异。传统方案采用组串式逆变器分散布置于道路两侧，优化方案采用逆变器集中布置在箱变旁边，两种布置方案投资比较见表1。比较可知，对于3.7MWp 子方阵组串式逆变器优化布置方案投资较传统布置方案约减少10.9 万元。经分析可知2 种方案的投资差别主要体现在电缆的选型和敷设。表1 两种布置方案的主要设备投资比较表

说明: 本表为1 个3.7 MWp 子方阵主要线缆设备及安装工程费用，不含组件、逆变器、支架、箱变及其他费用。2.3 线缆损耗比较光伏电站子方阵线缆的直流损耗和交流损耗分别用ΔPZ和ΔPJ表示。选择2 个3.7 MWp 的相邻子方阵进行线缆损耗比较，线路损耗计算公式见式( 1) ～ ( 3) 。

经计算，传统方案的线缆损耗为1.53%，优化方案的线缆损耗为1.． 29%，优化布置方案的线缆损耗小于传统布置方案的线缆损耗。2.4 发电量比较考虑到本地区5 月份辐射条件较好，选取天气较好的某一天进行发电量比较。传统方案为组串式逆变器分散布置，优化方案为组串式逆变器集中布置于箱变旁边。2 种3.7 MWp 子方阵布置方案的发电量曲线见图5。由图5 可知，传统布置方案的日发电量为约2.41 万kWh，优化布置方案的日发电量约为2.40万kWh，2 种方案的日发电量相当。

图5 典型日发电量对比图2.5 运维比较与传统布置方案相比，优化布置方案采用组串式逆变器集中布置，将逆变器安装在35 kV 箱变旁边，有利于设备的巡检和后期运维。3 总结本文通过对比组串式逆变器2种布置方案，对大型光伏电站的组串式逆变器的布置进行了设计优化。通过比较可知:( 1) 传统布置方案的日发电量约为2.41 万kWh，优化布置方案的日发电量约为2.40 万kWh，2种布置方案的发电量相当;( 2) 采用组串式逆变器优化布置方案可减少线缆损耗、减少设备投资，便于后期的巡检和运维。组串式逆变器的优化布置方案有利于减少设备的投资，提高收益，降低光伏电站度电成本，加速光伏发电的“平价时代”的进程。END.