光伏电站解决方案对比分析

光伏电站解决方案对比分析
第一篇：光伏电站解决方案对比分析
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光伏电站解决方案对比分析
国家能源局敲定2014年国内光伏新装机容量达14GW，伴随着光伏电站规划目标的提升，引起了人们对电站设计方案的讨论，特别是针对组串式和集中式这两种光伏逆变器的选择。

相比于国际市场，国内市场以大型地面电站为主，更多的光伏投资商倾向于集中式逆变器，本文主要从逆变器技术方案入手,就两种方案的适用场合及优劣势进行分析。

1.方案介绍
兆瓦级箱式逆变站解决方案：1MW单元采用一台兆瓦级箱式逆变站，内部集成2台500kW并网逆变器（集成直流配电柜）、交流配电箱等设备，该箱式逆变站箱体防护等级可达IP54，可直接室外安装,无需建造逆变器室土建房。

集中式解决方案：1MW单元需建设逆变器室，内置2台500kW 并网逆变器（集成直流配电柜）、1台通讯柜等设备。

现场需要建造逆变器土建房。

组串式解决方案：1MW单元采用40台28kW组串式并网逆变器，组串式逆变器防护等级IP65，可安装在组件支架背后。

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2.方案对比
2.1 投资成本对比
组串式解决方案：
集中式解决方案：
兆瓦级箱式逆变站解决方案：
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备注：以上价格来源于各设备厂商及系统集成商，此报价仅供参考。

设备数量均按照1MW单元计算。

2.2 可靠性对比
（1）元器件对比
集中式解决方案：1MW配置2台集中式并网逆变器，单台设备采用单级拓扑设计，共用功率模块6个，2台并网逆变器共12个。

单兆瓦配置设备少、总器件数少，发电单元更加可靠。

另外，集中式逆变器采用金属薄膜电容，MTBF超过10万小时，保证25年无需更换。

组串式解决方案：1MW配置40台组串式并网逆变器，单台设备采用双级拓扑设计，共用功率模块12个，40台并网逆变器共480个。

功率器件电气间隙小，不适合高海拔地区。

组串式逆变器采用户外安装，风吹日晒很容易导致外壳和散热片老化;且单兆瓦配置设备数量多、总器件数多，可靠性低；采用铝电解电容，MTBF仅为数千个小时，且故障后无法现场更换。

（2）应用业绩对比
集中式解决方案：集中式并网逆变器在大型地面电站中应用广泛，国内目前99%的光伏电站均采用该类型并网逆变器，市场占有率高，认可度高。

组串式解决方案：组串式并网逆变器在大型地面电站中的应用极少，国内目前只在青海格尔木有4MW的运行业绩，市场占有率低，认可度低。

根据全球最权威的光伏逆变器行业研究机构IHS截至2013年12月的统计，容量在5MW以上的光伏电站中，全球约2%的电站采用了组串式方案接入。

各代表区域市场里面，比例最高的德国市场，采用组串式方案的比例为12%；近年市场容量排名第一第二的中国和美国市场，采用组串式方案很低，比例不到1%。

（3）谐波及环流问题
集中式解决方案：1MW电站仅需2台并网逆变器，接入双分裂变压器，交流侧无需汇流设备，完全不用考虑环流问题和谐波叠加问题，更加可靠。

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组串式解决方案：1MW多达40台组串式并网逆变器,单台设备在额定功率下的谐波含量远高于集中式逆变器，且40台逆变器并联后，会在并网点造成谐波叠加问题，而且较难抑制。

另外，因交流输出侧采用双绕组变压器，多台设备间的环流问题严重。

单台设备额定功率下的谐波电流对比（数据来源于CQC检测报告）（4）MPPT跟踪技术
集中式解决方案：集中式并网逆变器采用单路MPPT跟踪技术，单级拓扑，无BOOST电路，完全适用于大型地面电站无遮挡的环境中，可靠性更高。

组串式解决方案：组串式并网逆变器采用多路MPPT跟踪技术，双级拓扑，配备BOOST升压电路，主要针对分布式及小型电站设计，而大型地面电站因其组件种类单
一、朝向角度一致、无局部遮挡，无需配置多路MPPT逆变器。

（5）故障设备数量
假设组串式逆变器故障率为1%，集中式故障率2%，电站容量按照100MW计算。

集中式解决方案：100MW共需200台集中式并网逆变器，按照故障率2%计算，故障设备为4台，按照每台更换一半元器件的极端情况考虑，共需要花费＜30万。

组串式解决方案：100MW共需4000台组串式并网逆变器，按照故障率1%计算，故障数量为40台，按照组串式整机更换的维护理念，共需人工更换逆变器40次，共需花费61.6万元。

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2.3 设备性能对比
（1）逆变器效率对比
为什么组串式并网逆变器的效率相比集中式低呢？原因主要在于常见的组串式并网逆变器采用DC-DC-AC双级拓扑，而集中式逆变器
采用DC-AC单级拓扑，正是因为多一级直流升压电路从而导致逆变器整机效率下降，通常单级变换要比两级变换效率高0.4%以上，而组串式逆变器厂家对外宣称的效率通常是在高直流输入电压下测得，相当于关闭DC-DC逆变电路，但实际应用中母线电压不可能时刻保持在高电压下，所以组串式逆变器宣称效率远低于实际效率。

按照100MWp电站（以西北各省平均日照小时数均在3000小时以上，折算成峰值日照小时数约为1650小时），参考当前电网电价0.95元/度，则25年可增加发电收入为1650（万元）。

100（MW）×1650（小时）×25（年）×0.95（元/度）×0.4％=1568（万元）
（2）功能对比
集中式并网逆变器具备更加全面的功能，例如夜间无功补偿（SVG）、零电压穿越、无功调节、功率因数校正等，适应多种电网环境及大型地面电站的技术要求,同时能够响应电网的各种调度指令。

组串式并网逆变器因针对分布式电站和小型地面电站设计，其单体功率小，应用在大型地面电站中则需要的设备总数巨大，单台逆变器虽可以实现零电压穿越功能，但多机并联时，零电压穿越、无功调节、有功调节等功能实现较难。

多台设备是否能够同时应对电网的各种故障，还有待实践考验。

（3）拓扑对比
集中式并网逆变器采用单级拓扑，功率器件少、控制系统简单，技术成熟，大规模应用在大功率并网逆变产品中。

组串式并网逆变器采用两级拓扑，功率器件多、控制系统复杂、驱动繁琐，主要应用在中小功率逆变器中。

单级vs双级：
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组串式拓扑vs集中式拓扑：
（4）过载能力对比
集中式并网逆变器过载能力高达120%，能够匹配更大容量的光
伏阵列，在光照条件良好的情况为用户带来更多的收益。

组串式并网逆变器过载能力仅为110%，因组串式逆变器受到防护等级的限制，在设计时需将散热部分和发热元件采用单独封装的方式分开，冷空气无法直接经过主要发热元件，造成散热效率较低，所以过载能力受限。

2.4 可维护性对比
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集中式并网逆变器采用模块化前维护设计，控制系统、散热风机、功率模块等均采用模块化设计，待专业的售后服务人员定位故障后，可在20分钟内完成更换，十分方便。

组串式并网逆变器采用直接更换的维护方式，因设备数量较多，现场故障定位较为繁琐，仍然要与逆变器厂家沟通确认；其次逆变器现场应用分散，更换困难，整机更换维护成本高，且需要专门配置备件库房，尤其是在山丘或者站内路况较差的情况，需要人工搬运组串式逆变器，维护时间较长；再有因组串式没有一级汇流设备，如在白天更换无法断开直流侧，存在高电压危险，为保障人员安全只能在夜间进行更换，影响维护效率。

3.对比总结
通过以上的对比说明不难看出组串式逆变器应用在大型地面电站上面存在较大的风险，也会增加相应的投资；而集中式解决方案和兆瓦级箱式逆变站解决方案专门针对大型地面电站，优势非常突出，应用业绩也十分广泛，下面对三种方案进行系统的对比。

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4.结论
集中式解决方案与兆瓦级箱式逆变站解决方案目前广泛应用在大型地面电中，此类电站装机容量多在5MW以上，一般处于地广人稀的沙漠、戈壁地带，组件布局朝向一致，极少出现局部遮挡；中压10KV或以上并网，对电能质量和电网调度要求高。

因此要求逆变器输
出功率高，可靠性好，设备运行维护快捷方便，电网适应性强，能够从容应对电网可能出现的各种故障。

所以大功率集中式逆变器更加适用于5MW以上的大型地面电站。

组串型式并网逆变器解决方案目前广泛应用在分布式电站和小型电站小型地面电站中，此类电站容量多在5MW以下，常以家用、商用屋顶为组件载体，单个屋顶或单个容量常小于100kW，系统能够直接并入低压配电网或供用户直接使用。

分布式发电系统因受到屋顶角度、建筑物阴影、树木阴影等原因的影响，采用具备多路MPPT功能逆变器可灵活配置组件功率和种类，所以组串型逆变器更加适用于5MW以下的小型地面电站和分布式电站中。

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第二篇：光伏电站
主要有电站折旧费，还贷费用，劳保费用，人工费用（包括管理人员费用、清洁人员费用，目前差不多没有无人值守的大型电站，每月要打扫光伏组件两次左右），日常维护费用，备用设备的费用，还有就是设备维修费用，逆变器什么的选择质量不够好的，大概有一部分零件运行一段时间后要换掉。

电站维护费用主要是组件清洗擦拭、逆变器的维护
20MW电站投资2.8亿。

1、光伏电站主要的运维内容有：电站前期建设投产试运行准备工作、掌握光伏电站光伏组件的性能特性（应配备的主要测试仪器以及要测试的项目）、定期开展预防性试验工作、光伏电站正常情况下应储备的备品备件（可以解决电站突发状况）、电池板的清理、太阳能发电综合效率因素分析；
2、大约电站一般配备5-6人就够用了，并不是按兆瓦来划分，只有清洗板子的时候会需要人多一些，这个最好还是需要清洗的时候雇人来完成就好了
我所在的电站基本需要每天检查逆变器或者汇流箱。

我去过的电站都不需要天天检查，他们都是隔一段时间检查一次，有的是隔几天，有的是一周检查一次，不同的电站不一样
10多个人做维护的，5-6个人维护半个月休息半个月 10多个人做维护的，5-6个人维护半个月休息半个月 1个人分一条线路、轮毂罩；
2、叶片；
3、轮毂；
4、变桨机构；
5、增速箱；
6、减噪装置；
7、冷却风扇；
8、主机架；
9、吊车机构；
10、制动器；
11、联轴器；
12、机舱罩；
13、控制及变频柜支架；
14、风向标；
15、发电机水冷装置；
16、发电机；
17、偏航机构；18 增速箱油冷装置；19 变频柜；20 主控柜；21 塔筒等
光伏电站建设运维工作总结
青海德令哈光伏电站于2011年12月20号顺利并网发电，由此成为德令哈第一个光伏并网发电的企业。

为使新建电站顺利平稳运行，在最短时间内达到安全、经济、满发的目标，公司工程部、客服中心积极承担了该电站的施工安装与运营维护工作。

下面就施工安装及其运维情况进行如下总结
一、电站前期建设投产试运行准备工作
为实现电站顺利投产与运行管理，保证电网安全稳定运行，德令哈项目部根据国标《光伏发电工程验收规范》和省电力公司调度字〔2011〕87 号《关于加强青海电网并网光伏电站运行管理的通知》要求，按照《青海电网光伏电站调度运行管理规定》并结合电力行业标
准DL/T1040-2007《电网运行准则》，对德令哈光伏电站工程建设、运行管理等进行了统一的系列规划尤其是针对电站运行及维护详细编写了运营大纲，并按大纲要求逐一检查落实，为电站顺利投产奠定了良好基础。

1、严格内业管理，夯实管理基础。

2011年7月公司成立德令哈光伏电站项目部，负责电站的建设和维护工作。

项目部从成立之日起以严格管理，精准施工、规范建档为主线，以“12.31”发电为目标，全面参与电站设备安装与调试工作，结合光伏电站并网技术规范，分别验证建设工程不符合项和存在问题的整改，同时结合设备安装与调试对电站运维人员进行了岗位模拟演练与操作。

全程参与了从电站的管理和运行操作及系统调度的接项目，结合德令哈电站的具体要求，项目组全面总结分及析了德令哈安全生产以主运维工作中有关安全责任的重点、难点问题，探讨总结电站试运行及商运行期间的安全生产管理，研究部署责任目标和工作任务。

对项目组成员及时组织了以《运规》、《安规》和《调规》为重点的集中讲课与考试，并编制了《试运行流程及责任划分》，明确了安全学习内容，强化安全生产的动态控制，时刻做到与上级安全管理要求一致，确保电站安全运行。

2、全面参与图纸审查与工程验收
在整个工程建设期期间，项目工程部为顺利施工安装，对工程各个系统分册图进行仔细深入的阅读，一方面更加彻底地掌握设计原则和思路，同时在实际施工安装中针对施工图设计中存在的偏差，及时与技术部门沟通，反馈技术部门修改完善。

3、投产试运行
项目投产试运行阶段主要配合技术部做了以下几个方面的工作
1）依据事先编制的“试运行流程及责任划分”，明确项目部各人员的岗位责任及要求，完成了电站启动前初步验收单元工程和分部工程的质量评定，并形成了初步验收鉴定书。

2）整理上报电站主要设备参数、电气一、二次系统图、监控系统图，对电站电气主结线设备进行命名和编号。

3）对电站生产现场的全部设备及时建档，编制安全标识、标号等。

备各项参数进行监视操作和调整，必须持之以恒周而复始的工作，以确保全厂设备安全、经济、稳定运行及设备检修安全措施的正确无误。

1）强化安全生产，落实安全生产责任制。

严格落实上级会议精神，定期组织召开运维安全生产例会，编制安全生产简报，严格执行《运规》、《安规》和《调规》牢固树立“安全第一、预防为主、综合治理”的安全生产方针，落实安全生产责任，强化安全管理，确保电站安全运行。

2）加强缺陷管理，严格电站建设质量管理。

按《光伏电站接入电网技术规定》、《光伏发电工程验收规范》及《关于加强青海电网并网光伏电站运行管理的通知》的要求，我们每周对建设期缺陷、运行期缺陷进行统计，对主要设备加密巡视管理，采取与厂家及建设单位联合消缺，严格电站建设质量管理。

使影响电站发电的主要缺陷做到可控在控，为保证电站电能质量和多发、满发做出了切实有效的工作。

(与上面的是重复了!，删除一处!)
3）加强现场管理，确保设备安全稳定运行。

结合电站实际，对从设备管理、人员管理、运行分析等制定了管理流程图和标准，使安全生产管理更具有实用性、可操作性。

具体措施：
一是加强运行人员在当值期间的监督职责，及时发现异常，防患于未然，并在专用记录本上作简要记录和签名。

二是严格执行两票三制，并对两票三制编写了详细的培训教材。

三是严格贯彻执行调度命令，当接到调度命令时，应复诵无误后应迅速执行。

四是做好电站运行事故预想及演练工作。

针对电站监控系统布设及原理，在数据采集与在线监测和故障报警方面进行了诊断分析，重点对电池板及逆变器的性能进行了跟踪统计，在不同环境条件下进行了效率的对比，并绘制了（时间—负荷功率）日曲线关系图，通过它可清楚地反映光伏电站日运行情况。

同时对监控系统监测软件操作、数据提取过程及数据分析方法及名称定义方面提出了改进建议。

二、掌握光伏电站光伏组件的性能特性，应配备的主要测试仪器以及要测试的项目
光伏组件的性能特性测试仪器是质检部门、生产厂家和科研教学的必要产品。

根据电站光伏组件运行实际缺陷情况，电站运行单位可备简单的定性测试仪器，1、湿漏电流测试：评价组件在潮湿工作条件下的绝缘性能，验证雨、雾、露水或溶雪的湿气不能进入组件内部电路的工作部分，如果湿气进入可能会引起腐蚀、漏电或安全事故
2、智能型太阳能光伏接线盒综合测试仪：对接线盒在光伏组件实际工作状态中的压降、漏电流、温漂以及导通直流电阻，正反向电压电流等参数测试。

三、如何定期开展预防性试验工作
电气预防性试验是为了发现运行中设备的隐患,预防发生事故或设备损坏;对设备进行的检查、试验或监测,是保证电气设备安全运行继续长期稳定安全运行起着不可替代的作用,因而如何对预试结果做出正确的分析和判断则显得更为重要。

三是加强技术管理，提高试验水平。

将历年的试验报告，设备原始档案规范管理；试验结果应与该设备历次试验结果相比较，与同类设备试验结果相比较，参照相关的试验结果，根据变化规律和趋势，进行全面分析后做出判断。

四是加强试验人员的责任心，试验结果的准确与否, 除了工作经验、技术水平以外，在很大程度上决定于试验人员的责任心。

所以加强试验人员的责任心也是预防性试验必不可少的重要条件。

四、光伏电站正常情况下应储备的备品备件
做好备品配件工作是及时消除设备缺陷，防止事故发生后，缩短事故抢修时间、缩短停运时间、提高设备可用效率，确保机组安全经济运行的重要措施。

备品配件可分为事故备品、轮换备品和维护配件。

在正常情况下应储备备品备件可参照随设备提供的附件和备品备件及调试和试运行期易损的元器件进行储备。

五、电池板的清理
电池板的清理工作或采用外包或自行两种清理方式均可以。

由于
光伏电站地处荒漠戈壁滩上，沙尘袭来尘埃落在太阳能电池板上，辐照强度降低，严重地影响了发电效率。

所以必须做好电池板面清理工作，也是电站提高经济效益的途径之一。

因素，年清洗费用应在20万元。

如果电站较大，采用自己购买设备，聘用员工进行不间断清洗，成本还会有所下降，发电效率会稳步提高。

2、清洁费用与发电量的比较
目前光伏发电10WM的年均发电量按设计值约在1583万千瓦时左右。

实际新装电池板前三年比设计值约高8%-10%，然后逐步衰减。

电价为1.15元/千瓦时，如此算来，每年发电按1600万千瓦时计算，收入约为1840万元左右。

如果不清洁，以西部沙尘的影响程度分析，做过实践比较，清洗过的电池板比没清洗过的电池板一周内发电效率要高8%-10%，逐日衰减，约一月时间效率只高1%-2%左右（测试时间在风沙季节3-4月)。

按10兆瓦设计值1583万千瓦时的收入计算。

平均清洗效率提高6%，可以降低109万元的经济损失，减去清洗人工工资及管理费20万元，至少还有89万元的盈余，此值为保守值。

六、太阳能发电综合效率因素分析
太阳能光伏发电效率的高低，有几个方面因素需要特别注意
1、运营维护要勤跟踪，巡检不要走过场，监控后台各方阵数据巡检，一小时不能低于一次，跟踪数据是否有较大变化。

及时发现隐患及时根除，方阵巡检一天不能少于一次（特别在中午辐照度比较高时、重点观察逆变器及室内温度、保证良好的散热），要保证发电效率的出勤率高，还要保证有一定数量备品备件、易损件，确保一旦出问题后能及时更换。

有可能一个几元钱的小元器件，会损失几千元甚至上万元的发电效率。

按此差据计算，不到一年两者相差成本就可持平。

所以前期选择电池组件也是一个很关键的因素。

2、逆变器发电效率比较；此场站有一套国内知名国企生产的逆变器，通过同电池板组件、同单元数量20天的发电效率比较，在阳光很充足，当天发电量很高的情况下，两者相差我们只高0.1-0.5%，但在多云天气时要高出另外一家2%-4%，所以逆变器在阳光比较充足的情
况下，发电效率基本都平衡。

主要考验在天气不稳的情况下，逆变器电压下跌拖垮稳定的效率上。

七、生活条件
光伏电站一般建于荒漠和戈壁滩上，风沙较大、紫外线很强，生活用水极其困难（水含碱量大），买菜及交通极不方便，娱乐活动没有，“白天巡站场、晚上数星星”是项目组员工工作生活的真实写照。

为了丰富员工生活，场站拟购置乒乓球台、羽毛球、积极协调准备光纤接入。

努力解决内地员工的思乡之情，建议安排员工轮休制度，保证员工不超过两月能回家一次。

以保持更有激情与活力的员工维护好场站的运行维护工作，为场站多发、满发、保发做出积极的贡献。

第三篇：光伏电站运维常见问题及解决方案
光伏电站运维常见问题及解决方案
一台正常的光伏电站，可以正常运行25年左右，可不可以保持稳定收益关键还是要看运维。

正确的运营维护是光伏电站长期稳定运行的保障，就像人的身体一样，注意日常保养，才能保持健康。

今天，就为大家科普一下光伏运维中的常见“疑难杂症”及“整治方法”。

逆变器表面“意外生锈”
逆变器表面有锈点，严重时会影响逆变器内部功能的正常运作。

解决方案：
通常逆变器箱体材料为非生锈材质，但不排除不良商家使用劣质产品的可能性，出现生锈先排查原因，查看安装现场是否有铁削飘落的可能（如生锈的防雷网，粉尘排放口，都可能排出铁元素），如发现是现场问题，及时针对现场制定解决方案，如确是逆变器本身质量问题，及时联系安装服务商协调解决。

查看逆变器工作状态不方便巡检光伏系统现场，运维人员查看逆变器工作状态的方便程度，直接决定了系统的工作效率。

同时，如果因为不能查看逆变器是否在正常发电，就进行一些维护操作，还会有触电风险，危及运维人员的人身安全。

解决方案：
户用逆变器安装在方便查看的位置，但注意不要让孩童轻易可以。