Mikroinvertere vs. strenginvertere for LONGi Hi-MO X10 Guardian Anti-Dust 640-670W bifacial toglass solcellesystemer

Åpen kretsspenning stiger når omgivelsestemperaturen faller, og dette forholdet er den vanligste årsaken til strenge overdimensjoneringsfeil i kaldt klima. En streng som ser trygt innenfor en 1500V systemgrense ved 25C omgivelsestemperatur, kan nærme seg det taket på en klar vintermorgen ved minus 10C. Fordi HPBC 2.0-moduler pakker flere celler og høyere spenning per celle i samme fotavtrykk, krymper marginen for feil sammenlignet med eldre generasjoner.

Strømmisforhold betyr like mye som spenning. Hver MPPT-inngang har en maksimal kontinuerlig inngangsstrømklassifisering, og høystrømsmoduler kan nærme seg det taket under lyse, kjølige forhold der utgangen kort overstiger standard testtilstandsvurdering. Parallelle strenger som mater en delt MPPT-inngang multipliserer denne risikoen hvis beregningen ikke gjøres om for den kombinerte strømmen.

• Bruk nettstedet rekordlav temperatur, ikke et sesongmessig gjennomsnitt, for strenglengde.
• Behandle modulkortslutningsstrøm, ikke driftsstrøm, som basislinjen mot omformergrenser.
• Beregn på nytt når modulbeholderklassen eller celletall endres mellom bestillinger.

Mikroinvertere konverterer likestrøm til vekselstrøm ved hver enkelt modul, slik at hvert panel opererer på sitt eget maksimale strømpunkt uavhengig av naboene. For bifacial-dobbeltglassmoduler, der bestrålingen på baksiden varierer fra panel til panel basert på bakkealbedo og stativhøyde, fanger denne uavhengigheten opp energien som en seriekoblet streng ville miste ved misforhold.

Avveiningen er enhetsøkonomi og felttetthet. Mikroinvertere har en høyere kostnad per watt og gjør en takterrasse til hundrevis av individuelle servicepunkter, selv om overvåking av granularitet og feilisolering er utmerket, kan en tekniker oppdage en underpresterende modul fra et dashbord før han noen gang sender en lastebil.

String-invertere er fortsatt det dominerende valget for store, jevnt orienterte arrays fordi økonomien skaleres gunstig etter hvert som systemstørrelsen vokser. En enkelt sentralisert enhet, eller et lite antall av dem, erstatter hundrevis av distribuerte konverteringspunkter, noe som senker utstyrskostnaden per watt og reduserer antallet feltkomponenter som kan svikte. Vektet effektivitet har også en tendens til å gå litt foran mikroinverter-flåtene.

Begrensningen er selve seriekoblingen: moduler koblet til en felles streng deler strøm, så den svakeste modulen setter taket. Å gruppere moduler med lignende eksponering på baksiden i samme streng, og holde skyggelagte seksjoner på separate MPPT-innganger, bevarer mesteparten av fordelen med bifacial utbytte uten full konverteringskostnad på modulnivå.

DC/AC-forhold beskriver hvor mye DC-navneskiltkapasitet som er tilkoblet i forhold til omformerens AC-utgangsklassifisering. Bifacial forsterkning på baksiden legger til en stedsavhengig boost til DC-utgangen som et estimat bare på forsiden undervurderer, så å kjøre forholdet for høyt fører til klipping mens det kjøres for lavt, gjør at omformerkapasiteten blir ubrukt i rushtiden.

Der en grense for nytteeksport ved punktet for felles kobling er bindingsbegrensningen i stedet for omformerklipping, er det fortsatt fornuftig å overdimensjonere DC-gruppen litt, siden den ekstra kapasiteten fyller ut produksjonen i løpet av timer med lavere bestråling uten å presse den totale AC-effekten over taket.