組串式與集中式光伏電站安全對比分析

中國電建集團成都勘測設計研究院有限公司 ■ 孫慶

■ 錢伯章 等 編譯

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組串式與集中式光伏電站安全對比分析

中國電建集團成都勘測設計研究院有限公司 ■ 孫慶

摘 要：主要從安全角度對比分析傳統集中式與組串式兩種不同的電站解決方案，在直流側、熔斷器、斷路器、防護等級、防PID效應等方面進行綜合分析，在系統設計、施工建設、運行維護全過程中進行嚴格管控，盡可能做到降低電站的潛在安全風險。

關鍵詞：組串式；集中式；電站安全；熔斷器；防護安全；防PID

0 引言

當今社會傳統能源面臨枯竭，人類生態環境日益惡化，太陽能光伏發電以資源豐富、清潔、不受資源分布地域限制等優點成為人們關注的焦點。近幾年我國光伏產業迅猛發展，現今國內光伏累計裝機容量已超過28 GW，并以每年大于10 GW的速度增長。光伏電站建站越來越多，如何提高電站的安全性，如何將各種安全隱患防范于未然，也已成為電站業主們首要考慮的問題。

本文通過分析對比組串式與集中式兩種應用廣泛的電站解決方案，通過理論與實際案例分析它們的安全性差異，供業界探討。

1 組串式和集中式電站結構對比

集中式光伏電站解決方案主要包括：組件、直流匯流箱、直流配電柜、逆變器及其配套的逆變器房或集裝箱體、箱式升壓變等。

與集中式方案相比，組串式方案減少了直流設備和逆變房等配套設施，增加了交流匯流箱，縮短了高壓直流的傳輸距離，國內主流的組串式方案更采用了無熔斷器設計、自然散熱的簡潔方案(見圖1)。主要電氣設備對比見表1，電纜對比見表2。

圖1　組串式和集中式方案電站結構對比

表1　主要電氣設備對比

表2　電纜對比

2 組串式和集中式安全風險對比

本文中分析的安全風險是指光伏電站中可能引發火災或對人身安全產生威脅的風險點。 根據前述中關于組串式與集中式的對比，最大差異就是交流和直流電纜距離的不同，而交流輸電與直流輸電在安全性方面有顯著差異。

自1882年愛迪生發明了第一盞電燈開始，供電方式就是直流電，但由于當時直流升壓非常困難，供電范圍限制在較小的區域內。交流電的易用性使之很快形成了供電網絡的主流方案，隨著多年的技術發展，交流電網從幾kW發展到幾億kW，電壓等級從幾十V發展到上百萬V?？茖W技術在不斷解決電力發展的難題，也保障了交流輸電的安全，使電進入千家萬戶[1]。

直流供電主要用于安全電壓48 V以下的控制系統及后備電源，或特高壓長距離直流輸電(±400 kV以上)工程中。1000 V直流輸電配套的相關電氣設備有待完善，甚至出現有部分廠家使用交流斷路器充當直流斷路器使用的情況。

在開關元件中，在發生故障時能夠正確滅弧是衡量開關元器件最重要的一項技術指標。由于交流系統存在過零點，開關元件在斷開故障電流時，能夠利用過電壓過零點進行滅弧，且由于電弧的產生電壓要比維持電壓高得多，所以，交流電弧在過零點處熄滅后很難再產生。而直流沒有過零點，電壓一直存在，電弧持續燃燒，必須拉開足夠的弧長距離才能夠可靠熄滅。接線不良、電纜絕緣破損等也會引起拉弧，具有較高熱能電弧的出現使得電站存在火災隱患，也是光伏電站發生火災的最主要因素。

從總體上看，交流系統部分相對成熟可靠，電站的安全性風險主要來自直流部分。必須采取嚴謹的設計減少直流系統長度，同時進行精心的電氣設備選型，以保障電站安全。

2.1 組串式逆變器到交流匯流箱與集中式直流匯流箱到配電柜安全對比

在集中式方案中，直流匯流箱到直流配電柜這段電纜，電壓高達500～800 Vdc，按照16進1出的直流匯流箱進行計算，電流約為130 A，長度一般超過100 m；在山地光伏電站或建筑光伏系統中，由于地形及建筑物的因素，長度可能會超過300 m。這段電纜是集中式方案較易發生著火事故的一段電纜，且由于能量大，影響范圍及后果嚴重。

組串式方案逆變器至匯流箱的電能傳輸為交流輸電，電壓變為380 Vac或480 Vac，電流一般控制在50 A以內，大幅降低了發生火災的可能性。2.1.1 集中式直流匯流箱到配電柜安全風險分析

如圖2所示，當短路故障(A點)發生在直流匯流箱和配電柜進線斷路器之間時，存在直流回路(紅色)和交流回路(藍色)。

1)直流回路：由于短路電流較小，直流斷路器QF3為防止誤動作，一般整定電流都較大，使直流斷路器QF3無法跳脫切斷回路，從而使匯流箱輸出持續的直流能量到短路點，維持電弧燃燒，使火災風險持續擴大。

2)交流回路：電流主要來自電網側，在直流斷路器QF1及交流斷路器QF2動作前，逆變單元IGBT將承受較大的故障電流，可能會對其產生嚴重損壞。

案例一：2014年7月，某屋頂光伏電站發生著火，彩鋼瓦屋頂被燒穿了幾個大洞，廠房內設備燒毀若干，損失慘重。最終分析原因，是由于施工或其他原因導致某匯流箱線纜對地絕緣降低，在環流、漏電流的影響下進一步加劇，最終引起絕緣失效，線槽中的正負極電纜出現短路、拉弧，導致著火事故的發生。

圖2　 直流匯流箱到配電柜故障

圖3　直流匯流箱到配電柜電纜故障致屋頂燒毀

圖4　直流匯流箱到配電柜電纜破損短路故障引發山地著火

集中式直流匯流箱到配電柜電纜能量大，短路故障時直流源持續時間較長，電弧持續燃燒，事故影響嚴重，應加強直流電纜的絕緣監測。組串式逆變器到交流匯流箱發生短路故障時，交直流側電源均能迅速切除，安全風險較小。

2.2 組串式與集中式方案中組件匯流線纜的安全對比

光伏電站的能量來源為太陽能光伏組件，組件電流輸出使用小截面直流線纜對于組串式和集中式來說都必不可少。對組串式來說，一般采取2～3串組件并聯；而對于集中式方案來說，一般采取16路并聯后，再經直流匯流箱8路并聯，最終并聯的組件數可能達到100串組件。下文對兩者的安全性方面進行對比。

2.2.1 觸電概率

以500 kW子陣、100串組件為例，假設某組串PV-發生接地短路，則觸碰集中式的任意一串組件正極，均可能發生觸電事故。對于組串式，則只有觸碰相并聯組件的正極，才可能發生觸電事故，觸電概率只有集中式的2%。

2.2.2 接地故障引發短路概率

在PV-接地短路還沒有消除的情況下，如果發生PV+接地短路，則相當于組串發生了正負極短路，組串式發生這種短路的概率同樣只有集中式的2%。

2.2.3 線間直接發生短路概率

當組件線纜通過線槽進行長距離敷設時，易發生線間短路故障。組串式只有并聯的2串間會發生短路故障，組合數為2^2，而集中式1臺直流匯流箱的16路線纜都會發生短路故障，組合數為2^16，集中式組件線間直接發生短路故障的概率比組串式要高得多。

集中式組件發生觸電事故和短路故障的概率遠高于組串式，短路故障若不能及時切除，將會引起電流反灌。

2.2.4 電流反灌風險對比

國內主流的組串式方案采用2串組件并聯，

圖5　交流側故障

案例二：2014年5月，某山地光伏電站發生著火，當地林業部門立即責令停止并網發電，進行全面風險評估，持續時間3個月，造成了數百萬的損失。最終分析原因為：由于某匯流箱電纜在施工時被拖拽磨損，在運行一段時間后絕緣失效，正負極電纜出現短路、拉弧，導致著火事故發生。2.1.2 組串式逆變器到交流匯流箱安全風險分析

如圖5所示，當短路故障(A點)發生在組串式逆變器和交流匯流箱之間時，存在逆變器輸出的交流回路(紅色)和電網側的交流回路(藍色)。

1)逆變器輸出交流回路：組串式逆變器均具有限流輸出功能，在逆變器檢測到電網電壓異常，會立即控制逆變器脫網，切斷故障點的直流側電流。

2)電網側交流回路：交流斷路器QF1會進行短路保護，切斷電網過來的短路回路，不會造成任何影響。較高，可有效規避因施工人員能力不同引發的安裝隱患。

集中式直流節點多，容易因接觸不良引發著火事故，組串式直流節點只有集中式的1/4，且使用專用光伏連接器，安全可靠。

2.3.2 熔斷器并不能有效地保護組件[2]

對于小于等于63 A的光伏熔斷器，其標準IEC 60269-6要求熔斷器在1.13In時，1 h不熔斷；在1.45In時，1 h內熔斷。

組件標準IEC 61730-2要求組件在1.35倍的反向電流下，2 h內不起火。標準只是要求組件不起火，卻不能保證組件不損壞，實際上組件一直在承受反向電流而發生熱斑效應，性能會下降，輸出功率會降低。

熔斷器的標準要求是1.45倍的電流，而組件的標準要求是1.35倍的電流，那么在1.35～1.45倍額定電流之間就出現了一個保護空擋。在這個保護空擋內，熔斷器不能夠有效地保護組件，可能造成光伏組件本體損壞。

2.3.3 熔斷器在過載電流情況下，熔斷慢、發熱高、易引發著火

熔斷器的保護原理是利用金屬的熱熔特性。這一特性決定了熔斷器的熔斷時間與過電流的大小呈反時限的關系，電流越大，其熔斷時間越短；電流越小，其熔斷時間越長。熔斷器主要還是用在短路的保護上，而對于過載，熔斷器的保護效果將大打折扣，甚至帶來負面影響。因為在過載情況下，尤其是小電流過載，熔斷器的熔斷將變得很慢，在這種“將斷未斷”情況下，熔斷器將處于一個非常高溫的熱平衡狀態。

光伏熔斷器的熔體主要是銀，銀的熔點高達961 ℃，為了使熔斷器在較低溫度時也能夠熔斷，在銀上增加了一個焊錫點，該焊錫的熔點一般在260 ℃以上。

熔斷器的熔斷過程是當溫度達到熔斷器的熔點時，熔斷器開始熔化并繼續吸收熱量進一步熔化變成液態，隨后熔斷器溫度進一步升高直到汽即使有1串發生短路故障，反灌電流最大也不會超過10 A，均在直流線纜和光伏組件承受范圍以內(42 mm直流電纜載流能力大于30 A，組件耐受反灌電流15 A)，安全性較高。

而集中式方案組件并聯串數多，反灌電流大，超出了線纜和組件的安全要求。所以，集中式方案必須使用保護器件對線纜和組件進行保護，相比于直流斷路器，熔斷器因價格低被集中式方案選擇。但使用熔斷器作為保護元件又帶來了一系列的安全問題。

2.3 集中式方案中直流熔斷器的安全風險分析

2.3.1 熔斷器容易接線不良，存在著火風險

目前熔斷器的接線方式普遍采用壓接的方式，集中式1 MW需要使用約400個熔斷器，帶來大量的現場接線工作，難免會出現壓接不良的現象，引發接線端子、熔斷器盒的燒毀，甚至引發直流匯流箱著火燒毀。

圖6　直流匯流箱著火燒毀案例

圖7　熔斷器接線端子燒毀案例

圖8　熔斷器盒燒毀案例

而主流組串式方案一般采用無熔斷器設計，外部連接一般采用專用光伏連接器，可靠性相對化，熔斷器汽化形成斷點，開始產生拉弧，拉弧拉到一定距離后熄滅，熔斷器熔斷。所以在“將斷未斷”情況下，熔斷器的溫度可能高達500 ℃。這么高的溫度將破壞線纜和熔斷器盒的絕緣，最終引發著火事故。

圖9　 熔斷器發熱使熔斷器盒燒毀

另外，部分熔斷器在熔斷時會出現噴弧現象，電弧溫度非常高，會使相鄰的塑料元件、線纜絕緣等著火[3]。

圖10　熔斷器熔斷時噴弧燒毀電流傳感器

集中式方案因使用熔斷器增加了直流節點，現場可能發生由于接線不良而引發的燒毀事故；集中式方案使用熔斷器保護組件，但因熔斷器和組件之間存在匹配空檔，并不能有效地保護組件；且在過載電流情況下，熔斷器還會因熔斷慢，發熱高、容易引發著火風險，成為光伏電站安全的重大隱患。國內部分組串式廠家因為采用超過兩路組串并聯設計，必須外置熔絲保護，因此也存在著熔斷器的安全和維護問題。而主流組串式方案采用無熔絲的設計，不僅從源頭解決了組件和線纜的保護問題，而且徹底杜絕了熔斷器安全隱患。

2.4 集中式交流斷路器代替直流斷路器使用風險分析

前文已經分析了高壓直流滅弧難的問題，所以1000 Vdc的直流斷路器在設計上存在一定難度，目前市場也只有少數廠家能夠生產，使得直流斷路器的價格也高出交流斷路器近2倍。近幾年，光伏行業走過了初期的美好發展，進入了“價格戰”的階段，部分廠家為了降低成本，直接將交流斷路器代替直流斷路器使用，但未對滅弧系統進行有效變更設計。當出現故障時，交流斷路器無法將高壓直流電弧熄滅，將引發著火事故。

圖11　在直流故障時交流斷路器的滅弧室被燒穿

集中式方案若直接使用交流斷路器代替直流斷路器使用，存在著火風險。而組串式變直流輸電為交流輸電，本身設計選用的就是成熟可靠的交流斷路器，風險較低。

2.5 組串式與集中式防護安全對比

主流的組串式方案采用自然散熱，IP65的防護等級，防沙塵、抗鹽霧、全密閉的設計，保障逆變器25年的安全運行。

集中式方案采用風扇散熱、IP20設計，防護等級低，無法隔離沙塵和鹽霧。因此，集中式電站在運行一段時間后，由于環境原因會使其逆變房、逆變器和直流匯流箱內都積滿了沙塵，需要定期對防塵棉、通風系統進行維護。積塵會堵塞防塵網、降低通風系統的效率，使設備散熱性能變差，大功耗器件溫度急劇上升，嚴重時將引發著火事故。

在沙塵中經常會含有部分的金屬顆粒，金屬顆粒落在電路板上，會降低電路板上的安規間距，造成放電打火。同時，因濕度增加，濕塵中的酸根和金屬離子活性增強，呈現一定酸性或堿性，對PCB的銅、焊錫、器件端點形成腐蝕效應，引起設備工作異常。在沿海等高鹽霧地區，腐蝕失效現象更加顯著。

圖12　集中式逆變房內積塵

圖13　集中式逆變器內部積塵

集中式逆變器IP20防護等級，不可避免受到沙塵影響，會引起開關接觸不良，風扇失效散熱變差，電路板打火等現象，存在著火風險。而組串式逆變器IP65防護等級，完全隔離沙塵，可靠性及安全性較高。

圖14　集中式直流匯流箱銹蝕、積塵

2.6 組串式逆變器和集中式逆變器防PID安全對比

我國東部地區，人口密度高，土地資源稀缺，無法像西部地區一樣發展大型地面光伏電站。結合東部地區魚塘、灘涂多的特點，出現很多漁光互補或灘涂光伏電站。此類電站環境濕度大，電池組件更容易出現PID衰減，為此，必須增加防PID措施。

集中式逆變器為防止PID問題，一般采取負極接地的方案，這樣在電池組件正極與接地系統間會形成高壓。通常熔斷器選型在5 A以上，人若不小心觸碰到電池組件正極，可能造成人身傷亡事故。同時若組件正極或電纜產生接地故障，會通過接地線產生故障電流或產生電弧放電，引發著火事故。

圖15　魚光互補光伏電站場景

組串式逆變器為防止PID問題，通過在系統中設置虛擬正壓電路，實現所有電池板負極對地正電壓，安全規避PID效應。由于電池板負極無需接地，加上逆變器內部的殘余電流監測電路，能夠在檢測到漏電流大于30 mA的情況下，迅速切斷電路，保護人身安全。

集中式采用負極接地防止PID，存在人身安全和著火兩大隱患。組串式采用虛擬正壓防止PID，無需負極接地，不存在人身安全和著火隱患。

3 總結

綜上所述，集中式方案在直流輸電、熔斷器、斷路器、防護等級、防PID效應等方面存在著火和人身安全隱患。而組串式方案變直流輸電為交流輸電，采用無熔斷器、自然散熱、IP65防護等級，虛擬正壓防止PID，從根本上解決了集中式的著火隱患。

光伏電站安全問題已上升為中國能源戰略的大問題。在2014年8月舉行的“大型光伏電站高效可靠運營與發電增效研討會”上，國家發改委能源研究所研究員王斯成表示，在走訪西部大量電站后發現，很多電站在運行一段時間后出現了大量的安全問題，而電站質量直接影響到電站的收益，這也是為什么目前銀行對投資電站有顧慮的主要原因之一[4]。

在安全方面的對比上，組串式擁有

絕對優勢。特別是在山地、屋頂等電站中，一旦發生著火事故，可能引發山林火災。而在農光、漁光等電站中，經常有非電站專業人員出入耕種，一旦發生人員觸電傷亡事故，影響更是難以估量。建議業主在進行光伏電站的建設及方案設計時更需著重考慮安全問題。

參考文獻

[1] 張國寶. 交、直流之爭的歷史和現實趣聞[EB/OL]. http:// www.sgcc.com.cn/xwzx/gsyw/2012/10/282508.shtml, 2012-10-29. [2] 馬勇. 光伏熔絲知多少[J]. 太陽能, 2015, (7): 69－73.

[3] 國家能源局. 關于光伏產業監測有關情況的會議通報[EB/ OL]. www.nea.gov.cn/, 2015.

[4] 王斯成. 關注光伏五要素 實現收益最大化[A]. 2014中國光伏電站建設與分布式光伏發電投資戰略研討會[C]. 北京, 2014.

國際可再生能源新聞

■ 錢伯章 等 編譯

歐盟將中國光伏玻璃反傾銷稅上調至75.4%

歐盟對中國光伏玻璃征收反傾銷稅，將影響多達200家光伏企業，隨著稅率的大幅提高，大多數有產品出口歐盟的光伏企業的利潤空間將進一步壓縮，影響的出口金額約為3億美元，涉及光伏企業約200余家。

今年8月6日，歐盟認定中國太陽能玻璃企業以遠超底線的價格在歐洲市場傾銷產品，對中國的光伏玻璃產品開征臨時反傾銷稅，實施期限6個月，反傾銷稅率為17.1%～38.4%。

8月14日，歐盟又提高了對中國光伏玻璃的反傾銷稅，從此前的最高38.4%上調至最高達75.4%，上調近1倍。

歐盟方面將依據中國出口商不同，實施的較高關稅從17.5%～75.4%不等，而之前的最低關稅稅率為0.4%。對此歐盟表示，歐盟光伏玻璃生產商在面對來自中國的競爭時，需要額外保護。此外，歐盟委員會此前在官方公報中也表示，對來源于中華人民共和國的進口光伏玻璃實施反傾銷措施應當得到修正。

由于光伏玻璃產品在光伏組件成本中占比僅為3%，最終對組件價格影響約為0.01～0.02歐元。不過由于中國的光伏企業對歐盟有最低價格承諾，所以中國的光伏組件在歐洲市場并沒有價格優勢。

美國加州理工學院科研團隊開發新的太陽能驅動制氫設施

美國加州大學理工學院科研團隊于8月10日宣布，開發出新的太陽能驅動制氫設施，將電催化劑與硅微絲陣列相集成，同時達到高的填充因子(性能指標)和來自光陰極使光受限的光電流密度，則光陰極就可以直接從太陽光和水中產生氫氣。

該兩層的催化劑膜由Ni-Mo系納米粉體和TiO2光散射顆粒組成。TiO2層將光散射回到Si微絲陣列，而在光學上遮蔽底層的Ni-Mo系催化劑膜。

反過來，Ni-Mo膜有質量負載足以產生高的催化活性，在幾何面積的基礎上，可用于釋氫反應。

在這項工作中制備的表現最好的微絲陣列設施，在模擬太陽光照為1 時，表現出短回路光電流密度為-14.3 mA/cm2、420 mV光伏和填充因子為0.48；而等效平面鍍Ni-Mo 的Si設施，沒有TiO2散射，表現出的光電流可忽略不計，因為Ni-Mo催化劑完成遮光。

通信作者：孫慶，高級工程師。sunqing0822@163.com

收稿日期：2015-07-31