二、组串式逆变器是否满足大型地面电站对设备功能的要求？

（1）零电压穿越保护的问题

根据GB/T 19964-2012中对低电压穿越故障的要求，逆变器必须具备零电压穿越能力，要求逆变器能够在电网电压跌至0时，保持0.15s并网运行，当电压跌至曲线1以下，允许逆变器从电网中切出。


首先，根据组串式逆变器组网方式可知，组串式方案中逆变器间无高频载波同步，根本无法解决逆变器间的并联环流问题。其次，在该方案中距离箱变远端的逆变器线路阻抗较大。再有，因组串式方案交流侧采用多机并联模式，造成多台逆变器在电网电压跌落时无法统一输出电压及电流的相位。以上原因均会严重影响逆变器对零电压穿越故障的判定和过程控制。

在GB/Z 19964-2005标准执行阶段，集中式并网逆变器不但通过实验室低电压穿越测试，同时也通过了现场低电压穿越测试，可见实验室中的测试仅表明单个设备能够实现穿越功能，但现场测试则说明逆变器在实际工况下应对电网故障的能力。为了证明逆变器能够应对现场实际工况下的电网故障，未来零电压穿越测试必然会增加现场测试环节，但是组串式逆变器能否通过现场测试的考验这是一个问题。

（2）防孤岛保护的问题

所谓孤岛效应是指当电网的部分线路因故障或维修而停电时，停电线路由所连的并网发电装置继续供电，并连同周围负载构成一个自给供电的孤岛的现象。

虽然在大型地面电站中对逆变器防孤岛保护的要求较低，但GB/T 19964-2012标准仍然要求电站具有防孤岛保护设备，通常情况下逆变器采用主动+被动双重防孤岛保护，以保障在任何情况下逆变器能够可靠断开与电网连接。主动保护通常采用向电网注入很小的干扰信号，通过检测反馈信号判断是否失电，而被动保护通常采用检测输出电压、频率和相位的方式来判定孤岛状态的发生。

组串式逆变器在大型地面电站中交流侧直接并联在一起，因主动保护采用注入失真信号的方式无法应用在多机并联系统中，故无法执行孤岛保护中的主动保护，存在应用风险，如产生谐振孤岛将会对线路检修人员造成安全威胁，对用电设备造成损害，严重影响电站的运行安全。集中式逆变器交流输出侧无需汇流，而是直接接入双分裂绕组变压器，完全能够同时执行主动和被动孤岛保护，可靠性更高。

（3）支持电网调度问题

对于大型地面电站来说支持电网调度是普遍需求，通过调度控制逆变器发出无功或有功的具体数值。无论组串式逆变器还是集中式逆变器均采用RS485作为通讯接口，响应速度相对较慢，而集中式方案每兆瓦仅2台逆变器，调度方便，但对于组串式逆变器来说每兆瓦需要对多达40台逆变器进行调度，十分复杂，不利于电站的远程调度管理。

（4）PID效应抑制策略问题

逆变器负极接地是目前公认的最为可靠抑制PID效应的解决方法。对于组串式逆变器来说，通常采用虚拟负极接地电路的方式来抑制PID效应，如虚拟电路发生故障组串式逆变器则无法保障对PID效应抑制，远比实体负极接地可靠性差。集中式逆变器采用绝缘阻抗监测+ GFDI（PV Ground-Fault DetectorInterrupter）方案，即逆变器实时监测PV+ 对地阻抗，如PV+对地阻抗低于阈值，逆变器立刻报警停机，切除安全隐患。而GFDI由分断器件和传感器组成，保障负极接地的可靠性和运行的安全性。

（5）分断器件保护问题

在大型地面电站中故障保护对电站非常重要，无论是采用软件保护还是硬件保护，都要求逆变器能够在故障发生时可靠动作，保护电站运行安全。但是对于直流侧采用直流开关(Switch)而非断路器（Breaker）的组串式逆变器来说，如果直流侧发生接地故障，直流开关不具备分断能力，无法将直流侧故障切断，从而造成硬件保护功能的缺失。

三、组串式逆变器是否能提高电站的维护效率？

（1）备用逆变器的问题

按照100MW电站计算，共需组串式逆变器4000台，厂家需提供的备用逆变器数量10台，比例仅为0.25%，但因组串式逆变器元器件数量众多、逆变拓扑复杂等原因故障率远高于0.25%。其次，大型地面电站地处沙漠、戈壁，物流欠发达，纵然组串式厂商承诺在质保期内由厂商派人上门回收故障逆变器，但在质保期外则需客户自行将逆变器通过物流运输至指定地址，对客户来说需要将单台55kg的并网逆变器搬运至物流收件点，无疑增加了客户的工作量。

（2）现场更换的问题

大型地面电站占地面积通常较大，部分电站现场道路条件较差，地形特殊，造成现场维护的诸多不便。特别是山地、丘陵电站，现场道路条件较差，运维人员无法将组串式逆变器直接运输至故障点进行更换，费时费力，影响电站的维护效率。

集中式并网逆变器多采用器件模块化设计，主要器件均可通过插拔的方式快速更换，在故障定位后，维护时间不会超过20分钟，整个维护过程由专业售后服务人员到场维护，无需业主参与。另外，集中式逆变厂商在电站附近的城市均建立有售后服务中心及备件管理中心，保障项目现场的售后服务及备件供给。

（3）维护成本的问题

组串式逆变器整机更换的维护方式注定其维护成本要远高于集中式逆变器，特别是在质保期过后，组串式逆变器的维护费用将在电站运行费用中占比不小。从元器件寿命角度分析，逆变器中的开关电源、铝电解电容寿命最短，多在5年~8年之间，对组串式逆变器来说需要整机更换，而集中式逆变器采用更换故障模块的方式维护，仅需更换开关电源（集中式逆变器采用金属薄膜电容运行寿命内无需更换），维护成本低。另外，专业的售后人员能够为客户提供更加周到的服务，更加适合大型地面电站的维护方式。

另外，中国制造的集中式逆变器应用在国外项目中同样不少，以阳光电源和特变电工这样的一类逆变器制造商为例。阳光电源集中式逆变器成功应用于意大利Puglia 120MW光伏并网电站项目、意大利撒丁岛12MW项目、西班牙特纳里夫岛5MW项目等；特变电工集中式并网逆变器成功中标巴基斯坦100MW光伏电站项目、阿尔及利亚90MW光伏电站项目等。而国外品牌SMA、邦飞利同样将集中式逆变器应用在本土以外的项目中，例如SMA Kalkbult, SouthAfrica 75MW项目、Kagoshima, Japan 70MW项目、Adelanto Solar PowerPlant 10.4MW项目等；邦飞利美国Thornton 2.3MW项目、中国格尔木200MW项目、保加利亚Karadzhalovo 60MW项目、印度泰米尔纳德邦锡沃根加项目等。由此可见有能力的逆变器厂商能够保障并网逆变器在全球各地稳定运行，为全球客户提供可靠的光伏并网发电设备。

四、总结

集中式逆变器经历了12年的发展，目前已经占据了全球绝大部分的光伏市场，成为大型地面电站最主流的解决方案，而组串式逆变器多数仍然应用在分布式电站及小型地面电站中。根据权威机构统计，预计到2018年全球大功率逆变器仍将占据系统出货量的80%，光伏发电设备仍然会持续保持合理应用的发展态势。