随着光伏发电技术的越发成熟，电站建设成本的降低和补贴制度的日益健全，光伏电站的容量从最早的几个千瓦发展到现在的几十兆瓦甚至几百兆瓦，为了顺应光伏电站发展的潮流，功率更大的集中式并网逆变器被迅速推向市场，并得到了非常好的市场应用。

 

　　根据全球最权威的光伏逆变器行业研究机构调查截至2013年12月的统计，容量在5MW以上的光伏电站中，全球约2%的电站采用了组串式方案接入。这一比例在德国最高也仅仅达到12%，而在光伏发展迅速的中国仅不到1%。在美国5MW以上的地面电站达2.3GW，采用组串式方案接入的比例同样不到1%，而在印度这一比例更低，印度作为新兴的光伏市场，容量5MW以上的光伏地面电站达580MW，几乎所有的5MW以上光伏地面能电站均采用集中式并网逆变器。综上所述，集中式逆变器在大型地面电站中应用的认可度极高。SMA公司大客户经理MrPradah先生也完全赞同在5MW以上的大型地面电站中使用集中式并网逆变器，他说:“在大型光伏电站中，尤其是容量大于5MW的光伏电站，最好的解决方案就是集中式逆变器，SMA一直在全球范围内推广并应用此方案，得到良好的客户反响。”

 

　　HS统计数据：5MW以上的光伏电站逆变器应用占比

 

　　随着近年来也有组串式逆变器应用在5MW以上的大型地面电站中，引起了光伏业界对应用方案的争论，那么组串式方案与集中式方案相比真的会有如此巨大的优势吗？

 

 

　　光伏电站建设作为一种商业投资，投资收益率是各方关注的重点，无论采用何种方案，能够让客户最大限度的提高投资收益率便是完美的解决方案。将组串式并网逆变器应用于大型地面电站真的能为客户带来更大的收益吗？具体分析如下：

 

　　本次对比数据来源于某电站逆变器实际上传数据，橙色标注部分为某品牌组串式逆变器，蓝色标注部分为三个品牌的集中式逆变器。为了确保对比数据的公平性，本次对比将组串输出功率、组件衰减程度、交直流侧线损等因素综合考虑后，得出的具有实际价值的数据。

 

　　a.组串输出功率

 

　　组串式测试阵列输入功率为1.02MW，集中式测试阵列输入功率为1.04MW，为公平起见为组串式测试阵列增加2%的发电量。[page]

 

　　b.组件衰减程度

 

　　集中式发电阵列组件为2011年投入运行，衰减严重，而组串式逆变器发电阵列组件为2013年投入运行，组件衰减程度远低于集中式发电阵列。经过实际测量，集中式测试阵列组件2年间平均衰减达到3.13%，最终数据的得出必须将组件衰减考虑进去。

 

　　c.交直流线损

 

　　结合组串式方案和集中式方案的各自组网特点，组串式逆变器交流侧线损较大，集中式逆变器直流侧线损较大，而组串式逆变器上传的发电量数据并未包含交流侧线损。根据分析线缆损耗占比为1%，所以组串式测试阵列需扣除这部分发电量。

 

　　考虑到以上三个因素后最终得出的测试数据如下：
 

 

 

 

　　通过以上数据对比可以得出，与A厂家相比组串式逆变器发电量平均低1.418%；与B厂家相比组串式逆变器发电量平均低2.174%；而与C厂家相比组串式逆变器发电量也仅高出1.0%。经过计算平均发电量后得出，组串式逆变器要比集中式逆变器发电量低0.864%。综上所述，组串式逆变器在大型地面电站中的应用无法为客户带来收益的提高。

 

 

 

　　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。

 

 

 

　　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/T19964-2012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。

 

 

　　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。

 

　　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（PVGround-FaultDetectorInterrupter）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。

 

 

　　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。

 

 

　　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。

 

 

　　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Puglia120MW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SMAKalkbult,SouthAfrica75MW项目、Kagoshima,Japan70MW项目、AdelantoSolarPowerPlant10.4MW项目等；邦飞利美国Thornton2.3MW项目、中国格尔木200MW项目、保加利亚Karadzhalovo60MW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。

 

 

　　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。