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

一、關于收益：

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或其他原因造成的發電量異常，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電量低0.864%。

二、關于大型地面電站對設備功能的要求：

（1）零電壓穿越保護的問題

根據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電壓跌至0時，保持0.15s并網運行，當電壓跌至曲線1以下，允許逆變器從電網中切出。

光伏發電站的零電壓穿越能力要求:

組串式逆變器的劣勢：組網方式限制——其逆變器間無高頻載波同步，無法解決逆變器間的并聯環流問題；距離箱變遠端的逆變器線路阻抗較大；多機并聯模式——多臺逆變器在電網電業跌落時會無法統一輸出電壓及電流的相位。

集中式并網逆變器：均可通過實驗室和現場的低電壓穿越測試。

（2）防孤島保護

孤島效應：是指當電網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發電裝置繼續供電，并連同周圍負載構成一個自給供電的孤島的現象。GB/T19964-2012標準要求電站具有防孤島保護設備，通常情況下逆變器采用主動+被動雙重防孤島保護，以保障在任何情況下逆變器能可靠地斷開與電網的連接。主動保護通常采用向電網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的發生。

組串式逆變器：交流側直接并聯，因主動保護而采用注入失真信號的方式無法應用在多機并聯的系統中，無法執行孤島保護中的主動保護。

——應用風險：產生諧振孤島將會對線路檢修人員造成安全威脅，對用電設備造成損害，嚴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，同時執行主動和被主動孤島保護。

（3）支持電網調度

兩者共同點：均采用RS485作為通訊接口，回應速度均相應較慢。

組串式逆變器：每兆瓦需對40臺逆變器調度，不利于電站的遠端調度管理；

集中式逆變器：每兆瓦僅對2臺逆變器調度，較為方便。

（4）PID效應抑制策略

目前公認的最為可靠抑制PID效應的解決方法：逆變器負極接地

組串式逆變器：采用虛擬負極接地電路的方式來抑制PID效應，如虛擬電路發生故障組串式逆變器則無法保障對PID效應抑制，遠比實體負極接地可靠性差。

集中式逆變器：采用絕緣阻抗監測+GFDI（PVGround-FaultDetectorInterrupter，由分斷器件和傳感器組成）方案，即逆變器即時監測PV+對地阻抗。當PV+對地阻抗低于閾值的時候，逆變器就會立刻報警停機。

（5）分斷器件保護

組串式逆變器：直流側采用直流開關而非斷路器，直流開關在直流側發生接地故障的時候并不具備分斷能力，因此無法切點故障點，會造成硬件保護功能的缺失。

三、關于維護效率：

（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%。但其元器件數量眾多，逆變拓撲復雜等原因故障率遠高于0.25%。而多數大型地面電站地處沙漠、戈壁，其物流、搬運等均成了比較現實的問題。

（2）現場更換

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

集中式并網逆變器：多采用器件組件化設計，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中心及備件管理中心。

（3）維護成本

組串式逆變器：整機更換的維護方式的成本更高，在質保期過后，其維護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勢是遠遠大于組串式逆變器的。但是未來組串式逆變器的發展會不會更好，會不會把這些缺點都變成優點，成功逆襲集中式逆變器，這些都是有可能的。