太阳能作为替代能源，应用越来越广泛，预计到2020年，国内光伏装机容量将达到150GW，平均每年以20GW的装机容量递增。到2030年，装机容量有望达到400GW。光伏发电受自然条件影响，具有间歇性、随机性、周期性特点。随着装机量的不断增大，渗透率的不断提高，光伏系统并网性能的要求越来越高。大量分布式光伏接入配电网，对配电网安全运行也将产生一定的影响。因此，作为光伏系统与电网的接口，逆变器具有十分重要的作用，将直接影响光伏系统的并网性能。同时，光伏储能技术在平滑光伏系统输出、解决弃光问题，增强系统调频调峰能力、提高稳定性方面有着重要的意义。
1光伏电站并网面临的挑战
挑战一：电网故障时，光伏电站需要在规定的时间内保持并网运行
在电网出现扰动故障时，光伏电站需保持并网运行，并为电网提供支撑，保证系统的稳定运行，以防止事故进一步扩大，造成大面积的停电。相关标准也明确要求大中型光伏电站应具备一定的耐受电网频率和电压异常的能力，能够为保持电网稳定性提供支撑。图1(a)所示光伏电站低电压穿越能力要求，当并网点电压跌至0时，光伏电站应能不脱网连续运行0.15s，当并网点电压跌至曲线1以下时，光伏电站可从电网切出。图1(b)所示电站高电压穿越能力要求，当并网点电压为额定电压的1.2~1.3倍时，光伏电站应能不脱网连续运行0.5s，当并网点电压为额定电压的1.1~1.2倍时，光伏电站应能不脱网连续运行10s。
图1光伏电站故障穿越能力要求
挑战二：功率调度，电压频率调节要求越来越高
光伏装机容量占一次能源的比例越来越高，调度的重要性日益突出。目前青海、甘肃等新能源装机量大的地区已明确要求光伏系统需具备调度能力，并且响应时间也有明确要求。目前国内调度方式主要是调度主站将调度指令下发至电站AGC/AVC，然后AGC/AVC通过通讯方式下发至逆变器。调度性能一方面取决于电站监控系统接受调度指令后下发至逆变器速度，另一方面取决于逆变器功率调度模式和自身响应速度。国外如德国中压并网标准BDEW已规定逆变器需要根据电网电压和频率变化自动调节逆变器输出无功和有功，对逆变器提出了更高要求。不同的逆变器方案和通讯方案对调度的快速性、稳定性也将产生影响。
挑战三：谐振、电压波动、功率因数低等问题突出
光伏电站接入电网环境千差万别，部分末端电网相对较弱，电压波动明显，电能质量差。光伏系统并网甚至出现谐振脱网的现象。如图2所示的西北某大型电站，采用了多台组串式逆变器并网方案，由于设备数量多，电网弱，光伏输出阻抗与电网阻抗严重不匹配导致谐振，引起大面积脱网事故。无奈之下只有通过增加额外的无功补偿装置以增强对电网的支撑，并逐个修改了每台逆变器的控制软件。脱网不仅造成了发电量损失，而且增加了设备投资。