组串逆变器的误区二

组串式并网方案，每兆瓦光伏电站需要对多达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。

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电站的远程调度，都是通过远程通讯的方式完成,现在的电站，都是集中监控；组串式逆变器接受命令的方式和动作方式都是一致的；可以单台操作，可以按线路分别操作，也可以全体操作，不存在调度复杂的问题。

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。

基本上集中式逆变器也做不到实体负极接地。

组串式虚拟负极接地出现故障，会有告警信息出现，提醒运维人员进行检查。

在大型地面电站中故障保护对电站非常重要，无论是采用软件保护还是硬件保护，都要求逆变器能够在故障发生时可靠动作，保护电站运行安全。但是对于直流侧采用直流开关而非断路器的组串式逆变器来说，如果直流侧发生接地故障，直流开关不具备分断能力，无法将直流侧故障切断，从而造成硬件保护功能的缺失。

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组串式逆变器使用的是直流侧开关，但其内部存在二极管，继电器等器件，具有限制电流、防反和分断交流和直流侧作用，具有硬件保护功能；组串式逆变器直流走线短，能减少直流拉弧，且能精确检测每串组件的电流，发生直流侧接地故障，机器会报警，可以提醒运维人员检查处理。

另外电池板的特性也决定了，电池组件的短路电流和实际运行电流相差不大；集中式逆变器选取的断路器，基本都存在误动作或者不能正确动作的问题；集中式逆变器方案，直流走线长，还必须配备汇流箱、直流柜等设备，线路的增长，设备的增多，必然导致集中式逆变器方案直流侧的故障率提高；直流拉弧、接地故障等问题发生的概率也随之大大提高。

组串式逆变器不适用于大型地面电站，无法为业主带来发电量以及收益的提高。

没有理论依据说明组串式逆变器不适合大型地面电站；相反国外很多大型地面电站都是采取组串式的逆变器；国内华为的组串式逆变器也应用于多个大型电站，我司的组串式逆变器也应用于澳洲、新疆等地的大型地面电站；从业主反馈来的发电量数据来看，组串式逆变器平均发电量要比集中式高3%-5%。

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%。

故障率影响的就是发电量和维修费用，由于组串式逆变器维护简易，通过电站实地运行数据对比来看，实际上的组串式逆变器平均发电量比集中式的高，维护成本比集中式的低。 而且0.25%的备货比例从何而来?一般组串式逆变器厂家的备货比例都能达到1%左右；1000MW的地面电站，采用40KW的组串式逆变器，只需要2500台；另外组串式逆变器由于单台更换时间最多为半个小时，不发电的功率单元小，恢复时间也短；损失的发电量极小，集中式逆变器，需要专业人员维护，如果逆变器厂家不在现场，等待时间至少为48小时，不发电的功率单元也大，造成的电量损失很大。

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。

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物流不是问题，现在的物流都可以上门收件；

而且难道就只是组串式逆变器的故障机需要处理么？集中式逆变器易损件功率模块也至少有25-30Kg，也存在运输问题。

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。

大型地面电站安装过程中，都会规划线路，对土地进行因地制宜的平整；这些工作对线路的铺设，支架和组件的安装等都有影响；电站基建过程中，组件和支架可以运输到位，逆变器也能运输到位。

另外集中式逆变器方案需要采取汇流箱，汇流箱也是分布在各处，且故障率比逆变器高，同样也需要运输。

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。

组串式逆变器采用的都是薄膜电容，使用寿命可达15年，普通人员即可完成更换；相反，集中式逆变器基本都是采取电解电容，寿命短，且集中式逆变器需要专业人员，两相比较，集中式的运维成本会更高。