孫慶 中國電建集團成都勘測設計研究院有限公司

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、不受資源分布地域的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28GW，并以每年大于10GW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。







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有顯著的差異。

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，但是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，交流電網從幾千瓦發展到幾億千瓦，電壓等級從幾十伏發展到上百萬伏?？茖W技術不斷在解決著電力發展的難題，也保障了交流輸電的安全，使電進入千家萬戶。

直流供電主要用于于安全電壓48V以下的控制系統及后備電源使用，或是特高壓長距離直流輸電（±400kV以上）工程中。1000V直流輸電是伴隨著光伏的發展而興起，其配套的相關電氣設備還有待完善，甚至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，而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，具有較高熱能的電弧的出現使得電站存在一個火災的隱患，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500~800Vdc，按照16進1出的直流匯流箱進行計算，電流大約在130A左右，長度一般超過100米，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米。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480Vac，電流一般控制在50A以內，大大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，使得直流斷路器QF3無法跳脫切斷回路，從而使得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的損壞。



案例：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。最終分析原因為：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，導致了著火事故的發生。



案例：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，持續時間三個月，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，導致了著火事故的發生。



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。



小結：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。那么兩者的安全性方面的對比如下：


2.2.1 短路故障發生概率對比

當組件線纜通過線槽進行匯集時，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，而集中式一臺直流匯流箱的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。

小結：集中式組件發生短路故障的概率遠遠高于組串式，短路故障若不能及時切除，將會引起電流反灌。

2.2.2 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，即使有一串發生短路故障，反灌電流最大也不會超過10A，均在直流線纜和光伏組件承受范圍以內（42mm直流電纜載流能力大于30A，組件耐受反灌電流15A），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，具體安全風險分析如下。

2.3 集中式方案中直流熔斷器的安全風險分析

2.3.1 熔斷器增加了直流節點，埋下安全隱患

集中式1MW需要使用熔斷器400個，每個熔斷器與熔斷器盒夾片之間有采用壓接的方式。由于熔斷器盒對線纜可靠安裝要求高，現場實際不容易做到，可能出現接觸不良的現象，是匯流箱著火的主要原因。



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，可靠性相對較高，可以有效規避因施工人員能力不同引發的安裝隱患。

小結：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

從熔斷器標準IEC 60269-6中可以看出：15A的熔斷器，標準要求在16.95A下，1小時不能熔斷，在21.75A下，1小時內熔斷。冬天受低溫影響，需要熔斷的電流更大，時間更長。




從組件標準IEC 61730-2中可以看出：反向電流15A的組件，標準要求在20.25A下，2小時不能起火。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至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。



從光伏熔斷器熔體結構上可以看出，熔斷器狹徑非常細，對制造工藝要求很高，普通廠家很難控制好熔斷器的質量。由于生產工藝的局限，可能造成生產的熔斷器額定電流出現一定的偏移，若不能夠在規定的電流和時間下及時熔斷，更會加劇電池板的損壞，帶來火災風險。所以，從電站安全的角度出發，為了保護組件，不僅需要增加熔斷器，還需要使用帶防反二極管的直流匯流箱。

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。




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。


小結：集中式方案因使用熔斷器增加了直流節點，現場可能發生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擋，并不能有效地保護組件；而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，采用無熔絲的設計方案，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

在前文已經分析了高壓直流滅弧難的問題，所以1000Vdc的直流斷路器在設計上存在一定的難度，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。



小結：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。



小結：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。

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，無法和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之間會形成高壓。通常熔斷器選型在5A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。



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30mA的情況下，迅速切斷電路，實現了保護人身安全。

小結：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。在去年8月份舉行的在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就表示，“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。”

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要著重考慮安全問題。