前言：據(jù)相關(guān)調(diào)查，截至2013年12月，在容量為5MW以上的太陽能電站中，全球約2%的電站采用了組串式方案接入。這一比例在德國最高也僅達(dá)12%，而在太陽能發(fā)展迅速的中國僅不到1%。在美國5MW以上的地面電站達(dá)2.3GW，采用組串式方案接入的比例同樣不到1%，而在印度這一比例更低，印度作為新興的太陽能市場，容量5MW以上的光伏地面電站達(dá)580MW，幾乎所有的5MW以上太陽能地面能電站均采用集中式并網(wǎng)逆變器。綜上所述，集中式逆變器在大型地面電站中應(yīng)用的認(rèn)可度極高。


IHS統(tǒng)計資料：5MW以上的太陽能電站逆變器應(yīng)用占比

近年來組串式逆變器也開始應(yīng)用在5MW以上的大型地面電站中，這引起了太陽能業(yè)界對這兩個應(yīng)用方案的爭論，那么，組串式方案與集中式方案到底哪個更好呢？它們各自的優(yōu)勢是什么？

一、關(guān)于收益：


某電站實測資料分析
注：考慮到6月8日組串式陣列因停機(jī)或其他原因造成的發(fā)電量異常，故剔除該日資料。

通過對某電站逆變器的實際資料，從組串輸出功率、元件衰減程度、交直流線損三個因素綜合考慮，組串式逆變器與A、B兩家廠商的相比均低于1%以上，而與C廠家相比也才高出1%，綜合平均之后組串式逆變器要比集中式逆變器發(fā)電量低0.864%。

二、關(guān)于大型地面電站對設(shè)備功能的要求：

（1）零電壓穿越保護(hù)的問題

根據(jù)GB/T19964-2012中對低電壓穿越故障的要求，逆變器必須具備零電壓穿越能力，要求逆變器能夠在電網(wǎng)電壓跌至0時，保持0.15s并網(wǎng)運行，當(dāng)電壓跌至曲線1以下，允許逆變器從電網(wǎng)中切出。

光伏發(fā)電站的零電壓穿越能力要求:

組串式逆變器的劣勢：組網(wǎng)方式限制——其逆變器間無高頻載波同步，無法解決逆變器間的并聯(lián)環(huán)流問題；距離箱變遠(yuǎn)端的逆變器線路阻抗較大；多機(jī)并聯(lián)模式——多臺逆變器在電網(wǎng)電業(yè)跌落時會無法統(tǒng)一輸出電壓及電流的相位。

集中式并網(wǎng)逆變器：均可通過實驗室和現(xiàn)場的低電壓穿越測試。

（2）防孤島保護(hù)

孤島效應(yīng)：是指當(dāng)電網(wǎng)的部分線路因故障或維修而停電時，停電線路由所連的并網(wǎng)發(fā)電裝置繼續(xù)供電，并連同周圍負(fù)載構(gòu)成一個自給供電的孤島的現(xiàn)象。GB/T19964-2012標(biāo)準(zhǔn)要求電站具有防孤島保護(hù)設(shè)備，通常情況下逆變器采用主動+被動雙重防孤島保護(hù)，以保障在任何情況下逆變器能可靠地斷開與電網(wǎng)的連接。主動保護(hù)通常采用向電網(wǎng)注入很小的干擾信號，通過檢測回饋信號判斷是否失電，而被動保護(hù)通常采用檢測輸出電壓、頻率和相位的方式來判定孤島狀態(tài)的發(fā)生。

組串式逆變器：交流側(cè)直接并聯(lián)，因主動保護(hù)而采用注入失真信號的方式無法應(yīng)用在多機(jī)并聯(lián)的系統(tǒng)中，無法執(zhí)行孤島保護(hù)中的主動保護(hù)。
——應(yīng)用風(fēng)險：產(chǎn)生諧振孤島將會對線路檢修人員造成安全威脅，對用電設(shè)備造成損害，嚴(yán)重影響電站的運行安全等等。

集中式逆變器：交流輸出無需匯流，直接接入雙分裂繞組變壓器，同時執(zhí)行主動和被主動孤島保護(hù)。

（3）支持電網(wǎng)調(diào)度

兩者共同點：均采用RS485作為通訊接口，回應(yīng)速度均相應(yīng)較慢。

組串式逆變器：每兆瓦需對40臺逆變器調(diào)度，不利于電站的遠(yuǎn)端調(diào)度管理；

集中式逆變器：每兆瓦僅對2臺逆變器調(diào)度，較為方便。

（4）PID效應(yīng)抑制策略

目前公認(rèn)的最為可靠抑制PID效應(yīng)的解決方法：逆變器負(fù)極接地

組串式逆變器：采用虛擬負(fù)極接地電路的方式來抑制PID效應(yīng)，如虛擬電路發(fā)生故障組串式逆變器則無法保障對PID效應(yīng)抑制，遠(yuǎn)比實體負(fù)極接地可靠性差。

集中式逆變器：采用絕緣阻抗監(jiān)測+GFDI（PV Ground-Fault Detector Interrupter，由分?jǐn)嗥骷蛡鞲衅鹘M成）方案，即逆變器即時監(jiān)測PV+對地阻抗。當(dāng)PV+對地阻抗低于閾值的時候，逆變器就會立刻報警停機(jī)。

（5）分?jǐn)嗥骷Ｗo(hù)

組串式逆變器：直流側(cè)采用直流開關(guān)而非斷路器，直流開關(guān)在直流側(cè)發(fā)生接地故障的時候并不具備分?jǐn)嗄芰Γ虼藷o法切點故障點，會造成硬件保護(hù)功能的缺失。

三、關(guān)于維護(hù)效率：

（1）備用逆變器

組串式逆變器：若按100MW電站算，組串式逆變器需要4000臺，而廠家提供的只有10臺，比例僅為0.25%。但其元器件數(shù)量眾多，逆變拓?fù)鋸?fù)雜等原因故障率遠(yuǎn)高于0.25%。而多數(shù)大型地面電站地處沙漠、戈壁，其物流、搬運等均成了比較現(xiàn)實的問題。　　

（2）現(xiàn)場更換

組串式逆變器：大型地面電站占地面積通常較大，部分電站現(xiàn)場道路條件較差，地形特殊，造成現(xiàn)場維護(hù)的諸多不便。特別是山地、丘陵電站，現(xiàn)場道路條件較差，運維人員無法將組串式逆變器直接運輸至故障點進(jìn)行更換。

集中式并網(wǎng)逆變器：多采用器件組件化設(shè)計，主要器件均可通過插拔的方式快速更換，在故障定位后，維護(hù)時間不會超過20分鐘。另外，集中式逆變廠商在電站附近的城市均建立有售后服務(wù)中心及備件管理中心。

（3）維護(hù)成本

組串式逆變器：整機(jī)更換的維護(hù)方式的成本更高，在質(zhì)保期過后，其維護(hù)費用將在電站運行費用中占比不小。

集中式逆變器：更換故障組件方式的維護(hù)成本低。

通過以上各方面的比較，我們或許可以看到集中式逆變器的優(yōu)勢是遠(yuǎn)遠(yuǎn)大于組串式逆變器的。但是未來組串式逆變器的發(fā)展會不會更好，會不會把這些缺點都變成優(yōu)點，成功逆襲集中式逆變器，這些都是有可能的。