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大事记
光伏家
IHS统计资料：5MW以上的太阳能电站逆变器应用占比
近年来组串式逆变器也开始应用在5MW以上的大型地面电站中，这引起了太阳能业界对这两个应用方案的争论，那么，组串式方案与集中式方案到底哪个更好呢？它们各自的优势是什么？
一、关于收益：
某电站实测资料分析
注：考虑到6月8日组串式阵列因停机或其他原因造成的发电量异常，故剔除该日资料。
通过对某电站逆变器的实际资料，从组串输出功率、元件衰减程度、交直流线损三个因素综合考虑，组串式逆变器与A、B两家厂商的相比均低于1%以上，而与C厂家相比也才高出1%，综合平均之后组串式逆变器要比集中式逆变器发电量低0.864%。
二、关于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/T19964-2012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。
光伏发电站的零电压穿越能力要求:
组串式逆变器的劣势：组网方式限制——其逆变器间无高频载波同步，无法解决逆变器间的并联环流问题；距离箱变远端的逆变器线路阻抗较大；多机并联模式——多台逆变器在电网电业跌落时会无法统一输出电压及电流的相位。
集中式并网逆变器：均可通过实验室和现场的低电压穿越测试。
（2）防孤岛保护
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。GB/T19964-2012标准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可靠地断开与电网的连接。主动保护通常采用向电网注入很小的干扰信号，通过检测回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：交流侧直接并联，因主动保护而采用注入失真信号的方式无法应用在多机并联的系统中，无法执行孤岛保护中的主动保护。
——应用风险：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等等。
集中式逆变器：交流输出无需汇流，直接接入双分裂绕组变压器，同时执行主动和被主动孤岛保护。
（3）支持电网调度
两者共同点：均采用RS485作为通讯接口，回应速度均相应较慢。
组串式逆变器：每兆瓦需对40台逆变器调度，不利于电站的远端调度管理；
集中式逆变器：每兆瓦仅对2台逆变器调度，较为方便。
（4）PID效应抑制策略
目前公认的最为可靠抑制PID效应的解决方法：逆变器负极接地
组串式逆变器：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 Detector Interrupter，由分断器件和传感器组成）方案，即逆变器即时监测PV+对地阻抗。当PV+对地阻抗低于阈值的时候，逆变器就会立刻报警停机。
（5）分断器件保护
组串式逆变器：直流侧采用直流开关而非断路器，直流开关在直流侧发生接地故障的时候并不具备分断能力，因此无法切点故障点，会造成硬件保护功能的缺失。
三、关于维护效率：
（1）备用逆变器
组串式逆变器：若按100MW电站算，组串式逆变器需要4000台，而厂家提供的只有10台，比例仅为0.25%。但其元器件数量众多，逆变拓扑复杂等原因故障率远高于0.25%。而多数大型地面电站地处沙漠、戈壁，其物流、搬运等均成了比较现实的问题。
（2）现场更换
组串式逆变器：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。
集中式并网逆变器：多采用器件组件化设计，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。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。
（3）维护成本
组串式逆变器：整机更换的维护方式的成本更高，在质保期过后，其维护费用将在电站运行费用中占比不小。
集中式逆变器：更换故障组件方式的维护成本低。
通过以上各方面的比较，我们或许可以看到集中式逆变器的优势是远远大于组串式逆变器的。但是未来组串式逆变器的发展会不会更好，会不会把这些缺点都变成优点，成功逆袭集中式逆变器，这些都是有可能的。
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