光伏逆变器是光伏电站中重要的一个组件，光伏逆变器的输入功率会直接影响到光伏电站的发电量，那么哪些因素影响光伏逆变器的输入功率?具体的情况怎么样呢?下面跟小编一起来了解吧。

一、哪些因素影响了逆变器的输入功率

1、温度折减

温度系数是光伏组件非常重要的一个参数。一般情况下，晶硅电池的温度系数一般是 -0.35～-0.45%/℃，非晶硅电池的温度系数一般是-0.2%/℃左右。而光伏组件的温度并不等于环境温度。图1就是光伏组件输出功率随组件温度的变化情况。

在正午12点附近，图中光伏组件的温度达到60摄氏度左右，光伏组件的输出功率大约仅有85%左右。温度造成的折减，可以根据光伏组件的温度系数和当地的气温进行估算。

2、光伏组件的匹配度

虽然组件的标称参数是一样的，但实际上输出特性曲线是有差异的，这就造成多个组件串联时因电流不一致产生的效率降低。

3、直流线损

一个1MW单元的面积大约14000 m²。要将这么大面积光伏组件发出的电送到一处地方，就需要很长的直流线路。一般情况下，直流线损可以按2~3%来估算。

4、光伏组件灰尘损失

在西北地区，一次沙尘暴可能会造成发电量直接降低5%以上;在东部，严重的雾霾天气时光伏电站几乎没有出力。下图是清洗前后光伏电站的出力对比。

5、光伏组件功率衰减损失

光伏组件的衰减过快也是造成发电量达不到预期的重要原因。一般厂家承诺头两年衰减不超过2%，10年不超过10%，25年不超过20%。10年和20年的情况暂时还没有准确的数据，据了解，前2年衰减在2%的光伏组件比较少。随着时间的推移，组件的发电功率在降低，逆变器的输入功率将逐年减小。

6、MPPT偏离损失

大型电站通过汇流箱将光伏组件的直流电汇集至集中逆变器，而大型逆变器依赖于一路MPPT来跟踪。山地项目中，由于地区地形复杂，平地很少，无法做土地平整，电池板朝向各异;不同组件到汇流箱距离差异很大，汇流箱至逆变器的距离也有很大差异，这都将影响逆变器的输入功率。

7、系统的PR值

从光伏组件到逆变器、箱变之间，有很多环节的出力损失。从箱变出来以后，只有一项交流线损。假设整个电站的PR为84%(已经算比较高了，一般电站很难达到)。

二、光伏组件容量与逆变器最佳匹配

可以看出，固定式项目，1MW出力最高的时候也就0.82MW，而且能达到0.8MW出力的时间大概只有2个小时。

就固定式而言，即使在太阳能资源最好的地区，光伏组件真正能接收到1000W/m2以上的辐照度，时间大概也就中午1点前后的1~2个小时(而且是在春秋通风效果好，组件温度不是很高的情况下)。此时，光伏组件可以实现满发，而其他大部分时候，由于辐照度低，光伏组件的输出功率都比装机容量低很多(如图中的黄线)。这也就解释了，为什么图1中1MW固定式的最高出力只有0.82MW。

假定电站的PR为84%，那么光伏组件输出功率的0.84(PR值)/0.97(逆变器效率)/0.98(交流效率)≈88%才能到达逆变器，因此，即使在太阳能资源条件好，光伏组件满发的情况下，直流侧损失也会达到12% 。以100KW逆变器为例，逆变器允许输入的最大功率为110KW，反推光伏组件110/0.88=125KW。以上情况未考虑组件衰减情况，若按照5年5%衰减，10年10%衰减，那么组件输入逆变器的功率也在逐年递减。因此，如果光伏组件：逆变器=1：1时，逆变器容量基本都是大幅浪费的。

三、组件容量：逆变器=1.2:1是否合适?

光伏组件PV输入为500KW时，逆变器的输入功率为460KW，那么逆变器的最大输入功率为其额定容量的1.1倍，即550KW，那么反推光伏组件的最大值为550*500/460=598KW约等于1.2倍的逆变器的额定功率。因此可以得出组件容量：逆变器=1.2:1。该地区属于太阳能资源一类地区。

另外附表北票10MW大型并网电站数据表近三个月的数据显示，即时输出最大功率超过8MW的情况只有8天，那么逆变器的输入基本上没有几天能达到8MW(逆变器输入功率×逆变器效率=逆变器输出功率)，而且是在中午的一两个小时，9月份是一年中发电量较高的月份，而且北票也属太阳能资源一类地区。

综上所述，大部分太阳能资源一类地区可以采用组件容量：逆变器=1.2:1比例选配，二类以下地区均采用此配比。

当然1.2倍于逆变器的光伏组件输入很多情况下可能是个临界状态，这需要根据不同地区太阳能资源程度及组件倾角摆放，环境等因素综合考虑。当出现逆变器的输入功率大于标称功率的情况时，可以对逆变器的MPPT跟踪进行设置，当输入功率大于标称功率时，不采用MPPT跟踪，逆变器完全不会烧毁(通过咨询逆变器方面的专家)。

四、经济分析

为了算清楚，先来以一个50MWp光伏电站(建110kV升压站)为例，看一下光伏电站投资的构成。

我把光伏电站的投资大概归纳成10项。当光伏组件：逆变器=1.2：1时，那前5项的费用会增加，后5项基本不变。

比例增大后，总造价增加了50万元。

另一方面：500KW光伏电站，综合效率80%，首年等效利用小时数1800，年发电量72万KWh。

如果单将光伏组件增加20%，则600KW光伏电站，综合效率80%，首年等效利用小时1800，年发电量86.4万KWh。理论年增收：(86.4-72)*0.9=12.96万元(按0.9元/kWh考虑)。

如果光伏组件按10年衰减10%，25年衰减20%考虑，则该光伏电站25年平均的满发小时数为1598。新增100KW光伏组件年均发电量为12.784万KWh。在此基础上计算：新增50万元的投资回收期仅为500000/(127840*0.9)=4.3年，大大低于常规光伏电站8年的投资回收期。

五、结论

1、光伏组件：逆变器=1.2：1在绝大多数光资源一类地区及二类以下地区是一个最佳比例。

2、当逆变器的输入功率大于其标称容量时，逆变器将不再进行MPPT跟踪，不会被烧毁。

3、光伏组件：逆变器>1.2:1时，当春秋日照辐射强度高，通风好的情况下，逆变器一天中的某个时段输入功率会超出其标称值，此时逆变器不会进行MPPT跟踪，会有弃光现象。应综合分析弃光率及投入产出比来确定光伏组件与逆变器的比例关系。