以某平地光伏电站项目为例，对组串式逆变器方案的2种布置方案的投资和损耗情况进行定量分析。采用620Wp单晶双面双玻的光伏组件，根据光伏组件参数及逆变器的mppt电压范围，确定每个组件串为28块组件组成。每个子阵有 250个组串单元。由 32个3.2MWp（逆变器侧）子方阵组成，每个子阵采用10台1500 V、320kW组串式逆变器及1台3150kVA的升压箱变，系统容配比约1.36。
组串式逆变器分散布置在子方阵周围，组串至组串式逆变器采用1×4或1×6mm2， 组串式逆变器至升压箱变采用截面为3×240mm2铝合金交流电缆。根据NB/T 10128－2019《光伏发电工程电气设计规范》中3.3.4有关要求，电池组串至逆变器直流侧的最大压降损耗（下统称线损率）不宜超过1%，逆变器至箱变低压侧压降损耗不宜超过1%。按此边界条件，此时组串至逆变器电缆的最大长度为266 m（1×6mm2），组串式逆变器至箱变电缆3×240 mm2的长度为107m。经计算，电池组件串至逆变器的最大线损率为1.05%，逆变器至箱变低压侧的最大线损率为0.95% ，子方阵逆变器分散布置见下图左所示。组串式逆变器集中布置箱变旁边，组串至组串式逆变器采用的电缆型号为1×4 mm2或1 ×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，逆变器至升压箱变低压侧选用3 × 240 mm2 进行连接。根据NB /T 10128-2019《光伏发电工程电气设计规范》，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1×6mm2 电缆最大长度为400m，组串式逆变器至箱变的电缆3×240mm2的长度平均20m，经计算，电池组件串至逆变器侧的最大线损率为1.73% ，子方阵集中布置方案见上图右（示意）。选用2个相邻的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。常规设计方案采用组串式逆变器分散布置于道路两侧，集中式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下表。比较可知，对于子方阵组串式逆变器集中布置方案投资略有增加，较分散布置方案约增加7%（暂不考虑逆变器的安装成本差异）。
根据组串STC工作电流、逆变器交流侧输出电流、电缆长度及截面，可计算出光伏电缆回路的平均线损及每台逆变器的平均线损率。由表数据可知，集中式布置方案由于较长的光伏电缆，光伏电缆损耗较高，导致光伏电缆加上逆变器出线电缆的整体损耗较高，平均约高出0.2%（绝对值）。
根据PVsyst仿真经验值，全年的线损率约为STC时的60%-70%，即集中式布置方案一年的单位千瓦发电量损失约0.12%~0.14%。
逆变器分散布置缺点：运维人员例行巡检，查看逆变器运行状况或检修更换，需要深入光伏区检查，对于复杂山地电站，逆变器分散程度大，巡检困难将有一定程度增加。
逆变器集中布置优点：虽较分散式布置投资成本有一定增加，但它的好处在于施工安装方便，可以采用平台化布置方案，也便于后期运维巡检和故障检修，同时因减少了通讯长度，提高了数据传输的可靠性。
上文依据《光伏电站电气设计规范》的有关要求，在线损边界条件下，对组串逆变器的分散布置和集中布置方案的投资、线损率等进行了初步的分析，结果表明分散式布置经济性较好，而集中式布置方案虽投资略有增加，发电损失略增加，但对25年-30年的电站运维更友好。文中相关案例仅个人角度分析，供学习参考。
