隨著光伏發(fā)電技術(shù)的越發(fā)成熟，電站建設(shè)成本的降低和補(bǔ)貼制度的日益健全，光伏電站的容量從最早的幾個(gè)千瓦發(fā)展到現(xiàn)在的幾十兆瓦甚至幾百兆瓦，為了順應(yīng)光伏電站發(fā)展的潮流，功率更大的集中式并網(wǎng)逆變器被迅速推向市場，并得到了非常好的市場應(yīng)用。

根據(jù)全球最權(quán)威的光伏逆變器行業(yè)研究機(jī)構(gòu)調(diào)查截至2013年12月的統(tǒng)計(jì)，容量在5MW以上的光伏電站中，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僅達(dá)到12%，而在光伏發(fā)展迅速的中國僅不到1%。在美國5MW以上的地面電站達(dá)2.3 GW，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，印度作為新興的光伏市場，容量5MW以上的光伏地面電站達(dá)580MW，幾乎所有的5MW以上光伏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。SMA公司大客戶經(jīng)理Mr Pradah先生也完全贊同在5MW以上的大型地面電站中使用集中式并網(wǎng)逆變器，他說:在大型光伏電站中，尤其是容量大于5MW的光伏電站，最好的解決方案就是集中式逆變器，SMA一直在全球范圍內(nèi)推廣并應(yīng)用此方案，得到良好的客戶反響。

隨著近年來也有組串式逆變器應(yīng)用在5MW以上的大型地面電站中，引起了光伏業(yè)界對應(yīng)用方案的爭論，那么組串式方案與集中式方案相比真的會有如此巨大的優(yōu)勢嗎？

一、組串式并網(wǎng)逆變器的應(yīng)用是否能帶來收益的提高？

光伏電站建設(shè)作為一種商業(yè)投資，投資收益率是各方關(guān)注的重點(diǎn)，無論采用何種方案，能夠讓客戶最大限度的提高投資收益率便是完美的解決方案。將組串式并網(wǎng)逆變器應(yīng)用于大型地面電站真的能為客戶帶來更大的收益嗎？具體分析如下：

本次對比數(shù)據(jù)來源于某電站逆變器實(shí)際上傳數(shù)據(jù)，橙色標(biāo)注部分為某品牌組串式逆變器，藍(lán)色標(biāo)注部分為三個(gè)品牌的集中式逆變器。為了確保對比數(shù)據(jù)的公平性，本次對比將組串輸出功率、組件衰減程度、交直流側(cè)線損等因素綜合考慮后，得出的具有實(shí)際價(jià)值的數(shù)據(jù)。

a.組串輸出功率

組串式測試陣列輸入功率為1.02MW，集中式測試陣列輸入功率為1.04MW，為公平起見為組串式測試陣列增加2%的發(fā)電量。

b.組件衰減程度

集中式發(fā)電陣列組件為2011年投入運(yùn)行，衰減嚴(yán)重，而組串式逆變器發(fā)電陣列組件為2013年投入運(yùn)行，組件衰減程度遠(yuǎn)低于集中式發(fā)電陣列。經(jīng)過實(shí)際測量，集中式測試陣列組件2年間平均衰減達(dá)到3.13%，最終數(shù)據(jù)的得出必須將組件衰減考慮進(jìn)去。

c.交直流線損

結(jié)合組串式方案和集中式方案的各自組網(wǎng)特點(diǎn)，組串式逆變器交流側(cè)線損較大，集中式逆變器直流側(cè)線損較大，而組串式逆變器上傳的發(fā)電量數(shù)據(jù)并未包含交流側(cè)線損。根據(jù)分析線纜損耗占比為1%，所以組串式測試陣列需扣除這部分發(fā)電量。

考慮到以上三個(gè)因素后最終得出的測試數(shù)據(jù)如下：

通過以上數(shù)據(jù)對比可以得出，與A廠家相比組串式逆變器發(fā)電量平均低1.418%；與B廠家相比組串式逆變器發(fā)電量平均低2.174%；而與C廠家相比組串式逆變器發(fā)電量也僅高出1.0%。經(jīng)過計(jì)算平均發(fā)電量后得出，組串式逆變器要比集中式逆變器發(fā)電量低0.864%。綜上所述，組串式逆變器在大型地面電站中的應(yīng)用無法為客戶帶來收益的提高。

二、組串式逆變器是否滿足大型地面電站對設(shè)備功能的要求？

（1）零電壓穿越保護(hù)的問題

根據(jù)GB/T 19964-2012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(shí)，保持0.15s并網(wǎng)運(yùn)行，當(dāng)電壓跌至曲線1以下，允許逆變器從電網(wǎng)中切出。

首先，根據(jù)組串式逆變器組網(wǎng)方式可知，組串式方案中逆變器間無高頻載波同步，根本無法解決逆變器間的并聯(lián)環(huán)流問題。其次，在該方案中距離箱變遠(yuǎn)端的逆變器線路阻抗較大。再有，因組串式方案交流側(cè)采用多機(jī)并聯(lián)模式，造成多臺逆變器在電網(wǎng)電壓跌落時(shí)無法統(tǒng)一輸出電壓及電流的相位。以上原因均會嚴(yán)重影響逆變器對零電壓穿越故障的判定和過程控制。

在GB/Z 19964-2005標(biāo)準(zhǔn)執(zhí)行階段，集中式并網(wǎng)逆變器不但通過實(shí)驗(yàn)室低電壓穿越測試，同時(shí)也通過了現(xiàn)場低電壓穿越測試，可見實(shí)驗(yàn)室中的測試僅表明單個(gè)設(shè)備能夠?qū)崿F(xiàn)穿越功能，但現(xiàn)場測試則說明逆變器在實(shí)際工況下應(yīng)對電網(wǎng)故障的能力。為了證明逆變器能夠應(yīng)對現(xiàn)場實(shí)際工況下的電網(wǎng)故障，未來零電壓穿越測試必然會增加現(xiàn)場測試環(huán)節(jié)，但是組串式逆變器能否通過現(xiàn)場測試的考驗(yàn)這是一個(gè)問題。

（2）防孤島保護(hù)的問題

所謂孤島效應(yīng)是指當(dāng)電網(wǎng)的部分線路因故障或維修而停電時(shí)，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(gè)自給供電的孤島的現(xiàn)象。

雖然在大型地面電站中對逆變器防孤島保護(hù)的要求較低，但GB/T 19964-2012標(biāo)準(zhǔn)仍然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(dòng)+被動(dòng)雙重防孤島保護(hù)，以保障在任何情況下逆變器能夠可靠斷開與電網(wǎng)連接。主動(dòng)保護(hù)通常采用向電網(wǎng)注入很小的干擾信號，通過檢測反饋信號判斷是否失電，而被動(dòng)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。

組串式逆變器在大型地面電站中交流側(cè)直接并聯(lián)在一起，因主動(dòng)保護(hù)采用注入失真信號的方式無法應(yīng)用在多機(jī)并聯(lián)系統(tǒng)中，故無法執(zhí)行孤島保護(hù)中的主動(dòng)保護(hù)，存在應(yīng)用風(fēng)險(xiǎn)，如產(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(yùn)行安全。集中式逆變器交流輸出側(cè)無需匯流，而是直接接入雙分裂繞組變壓器，完全能夠同時(shí)執(zhí)行主動(dòng)和被動(dòng)孤島保護(hù)，可靠性更高。

（3）支持電網(wǎng)調(diào)度問題

對于大型地面電站來說支持電網(wǎng)調(diào)度是普遍需求，通過調(diào)度控制逆變器發(fā)出無功或有功的具體數(shù)值。無論組串式逆變器還是集中式逆變器均采用RS485作為通訊接口，響應(yīng)速度相對較慢，而集中式方案每兆瓦僅2臺逆變器，調(diào)度方便，但對于組串式逆變器來說每兆瓦需要對多達(dá)40臺逆變器進(jìn)行調(diào)度，十分復(fù)雜，不利于電站的遠(yuǎn)程調(diào)度管理。

（4）PID效應(yīng)抑制策略問題

逆變器負(fù)極接地是目前公認(rèn)的最為可靠抑制PID效應(yīng)的解決方法。對于組串式逆變器來說，通常采用虛擬負(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(shí)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 DetectorInterrupter）方案，即逆變器實(shí)時(shí)監(jiān)測PV+ 對地阻抗，如PV+對地阻抗低于閾值，逆變器立刻報(bào)警停機(jī)，切除安全隱患。而GFDI由分?jǐn)嗥骷蛡鞲衅鹘M成，保障負(fù)極接地的可靠性和運(yùn)行的安全性。

（5）分?jǐn)嗥骷Ｗo(hù)問題

在大型地面電站中故障保護(hù)對電站非常重要，無論是采用軟件保護(hù)還是硬件保護(hù)，都要求逆變器能夠在故障發(fā)生時(shí)可靠動(dòng)作，保護(hù)電站運(yùn)行安全。但是對于直流側(cè)采用直流開關(guān)(Switch)而非斷路器（Breaker）的組串式逆變器來說，如果直流側(cè)發(fā)生接地故障，直流開關(guān)不具備分?jǐn)嗄芰Γ瑹o法將直流側(cè)故障切斷，從而造成硬件保護(hù)功能的缺失。

三、組串式逆變器是否能提高電站的維護(hù)效率？

（1）備用逆變器的問題

按照100MW電站計(jì)算，共需組串式逆變器4000臺，廠家需提供的備用逆變器數(shù)量10臺，比例僅為0.25%，但因組串式逆變器元器件數(shù)量眾多、逆變拓?fù)鋸?fù)雜等原因故障率遠(yuǎn)高于0.25%。其次，大型地面電站地處沙漠、戈壁，物流欠發(fā)達(dá)，縱然組串式廠商承諾在質(zhì)保期內(nèi)由廠商派人上門回收故障逆變器，但在質(zhì)保期外則需客戶自行將逆變器通過物流運(yùn)輸至指定地址，對客戶來說需要將單臺55kg的并網(wǎng)逆變器搬運(yùn)至物流收件點(diǎn)，無疑增加了客戶的工作量。

（2）現(xiàn)場更換的問題

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(yùn)維人員無法將組串式逆變器直接運(yùn)輸至故障點(diǎn)進(jìn)行更換，費(fèi)時(shí)費(fèi)力，影響電站的維護(hù)效率。

集中式并網(wǎng)逆變器多采用器件模塊化設(shè)計(jì)，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(shí)間不會超過20分鐘，整個(gè)維護(hù)過程由專業(yè)售后服務(wù)人員到場維護(hù)，無需業(yè)主參與。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，保障項(xiàng)目現(xiàn)場的售后服務(wù)及備件供給。

（3）維護(hù)成本的問題

組串式逆變器整機(jī)更換的維護(hù)方式注定其維護(hù)成本要遠(yuǎn)高于集中式逆變器，特別是在質(zhì)保期過后，組串式逆變器的維護(hù)費(fèi)用將在電站運(yùn)行費(fèi)用中占比不小。從元器件壽命角度分析，逆變器中的開關(guān)電源、鋁電解電容壽命最短，多在5年~8年之間，對組串式逆變器來說需要整機(jī)更換，而集中式逆變器采用更換故障模塊的方式維護(hù)，僅需更換開關(guān)電源（集中式逆變器采用金屬薄膜電容運(yùn)行壽命內(nèi)無需更換），維護(hù)成本低。另外，專業(yè)的售后人員能夠?yàn)榭蛻籼峁└又艿降姆?wù)，更加適合大型地面電站的維護(hù)方式。

另外，中國制造的集中式逆變器應(yīng)用在國外項(xiàng)目中同樣不少，以陽光電源和特變電工這樣的一類逆變器制造商為例。陽光電源集中式逆變器成功應(yīng)用于意大利Puglia 120MW光伏并網(wǎng)電站項(xiàng)目、意大利撒丁島12MW項(xiàng)目、西班牙特納里夫島5MW項(xiàng)目等；特變電工集中式并網(wǎng)逆變器成功中標(biāo)巴基斯坦100MW光伏電站項(xiàng)目、阿爾及利亞90MW光伏電站項(xiàng)目等。而國外品牌SMA、邦飛利同樣將集中式逆變器應(yīng)用在本土以外的項(xiàng)目中，例如SMA Kalkbult, SouthAfrica 75MW項(xiàng)目、Kagoshima, Japan 70MW項(xiàng)目、Adelanto Solar PowerPlant 10.4MW項(xiàng)目等；邦飛利美國Thornton 2.3MW項(xiàng)目、中國格爾木200MW項(xiàng)目、保加利亞Karadzhalovo 60MW項(xiàng)目、印度泰米爾納德邦錫沃根加項(xiàng)目等。由此可見有能力的逆變器廠商能夠保障并網(wǎng)逆變器在全球各地穩(wěn)定運(yùn)行，為全球客戶提供可靠的光伏并網(wǎng)發(fā)電設(shè)備。

四、總結(jié)

集中式逆變器經(jīng)歷了12年的發(fā)展，目前已經(jīng)占據(jù)了全球絕大部分的光伏市場，成為大型地面電站最主流的解決方案，而組串式逆變器多數(shù)仍然應(yīng)用在分布式電站及小型地面電站中。根據(jù)權(quán)威機(jī)構(gòu)統(tǒng)計(jì)，預(yù)計(jì)到2018年全球大功率逆變器仍將占據(jù)系統(tǒng)出貨量的80%，光伏發(fā)電設(shè)備仍然會持續(xù)保持合理應(yīng)用的發(fā)展態(tài)勢。