以某平地光伏電站項目為例，對組串式逆變器方案的2種布置方案的投資和損耗情況進(jìn)行定量分析。采用620Wp單晶雙面雙玻的光伏組件，根據(jù)光伏組件參數(shù)及逆變器的mppt電壓范圍，確定每個組件串為28塊組件組成。每個子陣有 250個組串單元。由 32個3.2MWp（逆變器側(cè)）子方陣組成，每個子陣采用10臺1500 V、320kW組串式逆變器及1臺3150kVA的升壓箱變，系統(tǒng)容配比約1.36。
組串式逆變器分散布置在子方陣周圍，組串至組串式逆變器采用1×4或1×6mm2， 組串式逆變器至升壓箱變采用截面為3×240mm2鋁合金交流電纜。根據(jù)NB/T 10128－2019《光伏發(fā)電工程電氣設(shè)計規(guī)范》中3.3.4有關(guān)要求，電池組串至逆變器直流側(cè)的最大壓降損耗（下統(tǒng)稱線損率）不宜超過1%，逆變器至箱變低壓側(cè)壓降損耗不宜超過1%。
按此邊界條件，此時組串至逆變器電纜的最大長度為266 m（1×6mm2），組串式逆變器至箱變電纜3×240 mm2的長度為107m。經(jīng)計算，電池組件串至逆變器的最大線損率為1.05%，逆變器至箱變低壓側(cè)的最大線損率為0.95% ，子方陣逆變器分散布置見下圖左所示。
組串式逆變器集中布置箱變旁邊，組串至組串式逆變器采用的電纜型號為1×4 mm2或1 ×6 mm2，組串式逆變器至升壓箱變低壓側(cè)采用電纜或母排連接，逆變器至升壓箱變低壓側(cè)選用3 × 240 mm2 進(jìn)行連接。
根據(jù)NB /T 10128-2019《光伏發(fā)電工程電氣設(shè)計規(guī)范》，采用集中布置，參照本規(guī)范3.3.3的要求，電池組串至逆變器直流側(cè)不宜超過 2%。組串至逆變器的電纜1×6mm2 電纜最大長度為400m，組串式逆變器至箱變的電纜3×240mm2的長度平均20m，經(jīng)計算，電池組件串至逆變器側(cè)的最大線損率為1.73% ，子方陣集中布置方案見上圖右（示意）。
選用2個相鄰的方陣進(jìn)行主要設(shè)備投資比較。因電池組件數(shù)量、子方陣布置、35 kV就地升壓箱變等均相同，本次只比較由于逆變器布置方案不同引起的電纜選型和安裝工程量的差異。
常規(guī)設(shè)計方案采用組串式逆變器分散布置于道路兩側(cè)，集中式方案采用逆變器集中布置在箱變旁邊，兩種布置方案投資比較見下表。比較可知，對于子方陣組串式逆變器集中布置方案投資略有增加，較分散布置方案約增加7%（暫不考慮逆變器的安裝成本差異）。
根據(jù)組串STC工作電流、逆變器交流側(cè)輸出電流、電纜長度及截面，可計算出光伏電纜回路的平均線損及每臺逆變器的平均線損率。由表數(shù)據(jù)可知，集中式布置方案由于較長的光伏電纜，光伏電纜損耗較高，導(dǎo)致光伏電纜加上逆變器出線電纜的整體損耗較高，平均約高出0.2%（絕對值）。
根據(jù)PVsyst仿真經(jīng)驗值，全年的線損率約為STC時的60%-70%，即集中式布置方案一年的單位千瓦發(fā)電量損失約0.12%~0.14%。
逆變器分散布置缺點：運(yùn)維人員例行巡檢，查看逆變器運(yùn)行狀況或檢修更換，需要深入光伏區(qū)檢查，對于復(fù)雜山地電站，逆變器分散程度大，巡檢困難將有一定程度增加。
逆變器集中布置優(yōu)點：雖較分散式布置投資成本有一定增加，但它的好處在于施工安裝方便，可以采用平臺化布置方案，也便于后期運(yùn)維巡檢和故障檢修，同時因減少了通訊長度，提高了數(shù)據(jù)傳輸?shù)目煽啃?/span>。
上文依據(jù)《光伏電站電氣設(shè)計規(guī)范》的有關(guān)要求，在線損邊界條件下，對組串逆變器的分散布置和集中布置方案的投資、線損率等進(jìn)行了初步的分析，結(jié)果表明分散式布置經(jīng)濟(jì)性較好，而集中式布置方案雖投資略有增加，發(fā)電損失略增加，但對25年-30年的電站運(yùn)維更友好。文中相關(guān)案例僅個人角度分析，供學(xué)習(xí)參考。
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