誤區一：組串式并網方案，每兆瓦光伏電站需要多達40臺逆變器進行調度，十分復雜，不利于電站的遠程調度管理。

電站的遠程調度，都是通過遠程通訊的方式完成，現在的電站，都是集中監控；組串式逆變器接受命令的方式和動作方式都是一致的；可以單臺操作，可以按線路分別操作，也可以全體操作，不存在調度復雜的問題。

誤區二：逆變器負極接地是目前公認的最為可靠抑制PID效應的解決方法。對于組串式逆變器來說，通常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。

基本上集中式逆變器也做不到實體負極接地。組串式虛擬負極接地出現故障，會有告警信息出現，提醒運維人員進行檢查。

誤區三：在大型地面電站中故障保護對電站非常重要，無論是采用軟件保護還是硬件保護，都要求逆變器能夠在故障發生時可靠動作，保護電站運行安全。但是對于直流側采用直流開關而非斷路器的組串式逆變器來說，如果直流側發生接地故障，直流開關不具備分斷能力，無法將直流側故障切斷，從而造成硬件保護功能的缺失。

組串式逆變器使用的是直流側開關，但其內部存在二極管，繼電器等器件，具有限制電流、防反和分斷交流和直流側作用，具有硬件保護功能；組串式逆變器直流走線短，能減少直流拉弧，且能精確檢測每串組件的電流，發生直流側接地故障，機器會報警，可以提醒運維人員檢查處理。

另外電池板的特性也決定了，電池組件的短路電流和實際運行電流相差不大；集中式逆變器選取的斷路器，基本都存在誤動作或者不能正確動作的問題；集中式逆變器方案，直流走線長，還必須配備匯流箱、直流柜等設備，線路的增長，設備的增多，必然導致集中式逆變器方案直流側的故障率提高；直流拉弧、接地故障等問題發生的概率也隨之大大提高。

誤區四：組串式逆變器不適用于大型地面電站，無法為業主帶來發電量以及收益的提高。

沒有理論依據說明組串式逆變器不適合大型地面電站；相反國外很多大型地面電站都是采取組串式的逆變器；國內華為的組串式逆變器也應用于多個大型電站，我司的組串式逆變器也應用于澳洲、新疆等地的大型地面電站；從業主反饋來的發電量數據來看，組串式逆變器平均發電量要比集中式高5%-10%。

誤區五：按照100MW電站計算，共需組串式逆變器4000臺，廠家需提供的備用逆變器數量10臺，比例僅為0.25%，但因組串式逆變器元器件數量眾多、逆變拓撲復雜等原因故障率遠高于0.25%。

故障率影響的就是發電量和維修費用，由于組串式逆變器維護簡易，通過電站實地運行數據對比來看，實際上的組串式逆變器平均發電量比集中式的高，維護成本比集中式的低。

而且0.25%的備貨比例從何而來？一般組串式逆變器廠家的備貨比例都能達到1%左右；1000MW的地面電站，采用50KW的組串式逆變器，只需要2000臺；另外組串式逆變器由于單臺更換時間最多為半個小時，不發電的功率單元小，恢復時間也短；損失的發電量極小，集中式逆變器，需要專業人員維護，如果逆變器廠家不在現場，等待時間至少為48小時，不發電的功率單元也大，造成的電量損失很大。

誤區六：大型地面電站地處沙漠、戈壁，物流欠發達，縱然組串式廠商承諾在質保期內由廠商派人上門回收故障逆變器，但在質保期外則需客戶自行將逆變器通過物流運輸至指定地址，對客戶來說需要將單臺55kg的并網逆變器搬運至物流收件點，無疑增加了客戶的工作量。

物流不是問題，現在的物流都可以上門收件；而且難道就只是組串式逆變器的故障機需要處理么？集中式逆變器易損件功率模塊也至少有25-30Kg，也存在運輸問題。

誤區七：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，費時費力，影響電站的維護效率。 

大型地面電站安裝過程中，都會規劃線路，對土地進行因地制宜的平整；這些工作對線路的鋪設，支架和組件的安裝等都有影響；電站基建過程中，組件和支架可以運輸到位，逆變器也能運輸到位。

另外集中式逆變器方案需要采取匯流箱，匯流箱也是分布在各處，且故障率比逆變器高，同樣也需要運輸。

誤區八：組串式逆變器整機更換的維護方式注定其維護成本要遠高于集中式逆變器，特別是在質保期過后，組串式逆變器的維護費用將在電站運行費用中占比不小。從元器件壽命角度分析，逆變器中的開關電源、鋁電解電容壽命最短，最多在5~8年之間，對組串式逆變器來說需要整機更換。

組串式逆變器采用的都是薄膜電容，使用壽命可達15年，普通人員即可完成更換；相反，集中式逆變器基本都是采取電解電容，壽命短，且集中式逆變器需要專業人員，兩相比較，集中式的運維成本會更高。

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