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作者：薛葵系中國能源建設(shè)集團(tuán)云南省電力設(shè)計院有限公司
摘 要：光伏電站建成并網(wǎng)以后，運維上升成為光伏電站的工作重心，運維工作直接關(guān)系到電站能否長期正常穩(wěn)定運行，關(guān)系到光伏電站的運維成本、投資價值及最終收益。文章就目前電站建設(shè)的兩種設(shè)計解決方案：組串式逆變器方案與集中式逆變器方案，在涉及運維工作的各個方面：安全性與可靠性、運維難度與故障定位、故障導(dǎo)致?lián)p失、故障修復(fù)難度、防沙塵與防鹽霧等進(jìn)行對比。
關(guān)鍵詞：光伏電站；集中式方案；組串式方案；成本與價值
前言
光伏電站依然在如火如荼的建設(shè)，現(xiàn)今國內(nèi)光伏累計裝機容量已超過28 GW，2013、2014連續(xù)兩年新增并網(wǎng)光伏發(fā)電容量超過10 GW。隨著光伏電站大規(guī)模建設(shè)并陸續(xù)并網(wǎng)，為保證光伏電站長期平穩(wěn)運行，達(dá)到規(guī)劃設(shè)計的發(fā)電目標(biāo)，早日收回建站成本并實現(xiàn)盈利，運維工作自然而然成為光伏電站的重中之重。
目前電站設(shè)計因所采用逆變器不同而分為兩種方案：集中式逆變器方案與組串式逆變器方案。
集中式方案采用集中式逆變器，單臺容量達(dá)到500 kW，甚至更高。1 MW子陣需2臺逆變器，子陣內(nèi)所有組串經(jīng)直流匯流箱匯流后，再分別輸入子陣內(nèi)2臺逆變器。方案簡圖見圖1。
組串式方案采用組串式并網(wǎng)逆變器，單臺容量只有幾十kW。1 MW子陣需約30臺逆變器，子陣內(nèi)光伏組串直流輸出直接接入逆變器。方案簡圖見圖2。
圖2 組串式方案簡圖
因采用的方案不同，造成運維工作的難度及成本也有明顯不同。下面從安全性、可靠性、故障率及故障定位精確性、巡檢、故障影響范圍及其造成的發(fā)電量損失、故障修復(fù)難度、防沙防塵等方面進(jìn)行比較闡述。
1、安全性與可靠性比較
電站的安全運行及防火工作極其重要，而熔絲過熱及直流拉弧是起火的重大風(fēng)險來源。
1.1 集中式方案分析
組串輸出需要通過直流匯流箱并聯(lián)，再經(jīng)過直流柜，100多串組串并聯(lián)在一起，直流環(huán)節(jié)長，且每一匯流箱每一組串必須使用熔絲。按每串20塊250 Wp組件串聯(lián)計算，1 MW的光伏子陣使用直流熔絲數(shù)量達(dá)到200個，10 MW用量則達(dá)到2000個。如此龐大的直流熔絲用量導(dǎo)致熔絲過熱燒壞絕緣保護(hù)外殼（層），甚至引發(fā)直流拉弧起火的風(fēng)險倍增。
直流側(cè)短路電流來自電池組件，短路電流分布范圍廣（幾A～1.5 kA），在短路電流不夠大（受光照、天氣的影響）時，不能快速熔斷熔絲，但短路電流可能大于熔斷器的額定電流，導(dǎo)致絕緣部分過熱、損壞，最終引起明火。例如，12 A的熔斷器承載20 A電流，需要持續(xù)1000 S才能熔斷，但熔斷前絕緣部分就可能因過溫受到損傷，電流繼續(xù)沖擊時就失去了絕緣保護(hù)，導(dǎo)致起弧燃燒。
a. 發(fā)熱熔絲燒毀絕緣外殼
b. 直流匯流箱內(nèi)拉弧灼燒痕跡
c. 燒蝕脫落的絕緣保護(hù)層碎片
圖3 直流匯流箱內(nèi)拉弧及燒蝕實景
1.2 組串式方案分析
組串式方案沒有直流匯流箱，在直流側(cè)，每一路組串都直接接入逆變器，無熔絲，直流線纜短且少，做到了主動安全設(shè)計與防護(hù)，有效抑制拉弧現(xiàn)象，避免起火事故發(fā)生；在交流側(cè)，短路電流來自電網(wǎng)側(cè)，短路電流較大（10 kA～20 kA），一旦發(fā)生異常，交流匯流箱內(nèi)斷路器會瞬時脫扣，將危害降至最低。
1.3 比較結(jié)果
組串式方案安全性更好，可靠性更高。
2、運維難易程度、故障定位精準(zhǔn)度比較
2.1 集中式方案分析
對于集中式方案，多數(shù)電站的匯流箱與逆變器非同一廠家生產(chǎn)，通訊匹配困難。國內(nèi)光伏電站目前普遍存在直流匯流箱故障率高、匯流箱通訊可靠性較低、數(shù)據(jù)信號不準(zhǔn)確甚至錯誤導(dǎo)致無法通信的情況，因此難以準(zhǔn)確得知每個組串的工作狀態(tài)。即使通過其他方面發(fā)現(xiàn)異常，也難以快速準(zhǔn)確定位并解決問題。
因此，為掌握光伏區(qū)每一組串工作狀態(tài)，當(dāng)前的檢測方法是：找到區(qū)內(nèi)每一個直流匯流箱，打開匯流箱，用手持電流鉗表測量每個組串的工作電流來確認(rèn)組串的狀態(tài)。但在部分電站，由于直流匯流箱內(nèi)直流線纜過于緊密，直流鉗表無法卡入，導(dǎo)致無法測量。運維人員不得不斷開直流匯流箱開關(guān)和對應(yīng)組串熔絲，再逐串檢測組串的電壓和熔絲的狀態(tài)。檢查工作量大，現(xiàn)場運維繁瑣且困難、緩慢，在給運維人員帶來巨大工作量和技術(shù)要求的同時，也會危及運維人員的人身安全。
圖4 直流匯流箱內(nèi)密集的直流線纜
另外，檢查期間開關(guān)被斷開，影響了電站發(fā)電。假設(shè)單塊組件最大功率為250 W，20塊一串，一個16進(jìn)1匯流箱裝機容量即為16×5 kW=80 kW，完全檢查一個匯流箱并記錄共需10 min（0.17 h）。假設(shè)當(dāng)時組串處于半載工作狀態(tài)，斷電檢查一個匯流箱引起的發(fā)電量損失為80 kW×50%×0.17 h=6.8 kWh。
一個30 MW的電站擁有400多個匯流箱，全部巡檢一次將花費大量時間，并損失數(shù)千kWh的發(fā)電量。再合并計算人工、車輛等成本投入，巡檢所消耗的運維費用將十分可觀。此種情況在山地電站表現(xiàn)會更加明顯。需要特別注意的是，這樣的巡檢方式并不可靠，易產(chǎn)生人為疏忽，比如檢查完成后忘記合閘，影響更多發(fā)電量。
目前不少電站的運維人員只有幾個人，面對幾十MW甚至上百MW的龐大電站，將難以全面檢查到每個光伏子陣，更難以細(xì)致到每個組串，所以一些電站的匯流箱巡檢約半年一次。這樣的巡檢頻次，難以發(fā)現(xiàn)電站運行過程中存在的細(xì)小問題，雖然細(xì)微，但長期累積引起的發(fā)電量損失和危害卻不可輕視。
目前國內(nèi)光伏電站有關(guān)直流匯流箱運維的數(shù)據(jù)如下：
1）直流匯流箱內(nèi)的熔絲：易損耗，維護(hù)工作量大，部分電站每月有總?cè)劢z1%左右的維護(hù)量；且因工作量大，檢修時容易出現(xiàn)工作疏漏，影響后續(xù)發(fā)電量。
2）直流匯流箱數(shù)據(jù)準(zhǔn)確性與通訊可靠性：直流電流檢測精度低，誤差大于5%，弱光時難以分辨組件失效與否，不利于進(jìn)行組件管理；直流匯流箱通訊故障率高、效果不佳，容易斷鏈，導(dǎo)致數(shù)據(jù)無法上傳，通訊失效后，組串監(jiān)控和管理便處于完全失控狀態(tài)，除非再次巡檢發(fā)現(xiàn)并處理。
2.2 組串式方案分析
對于組串式方案，逆變器對每個組串的電壓、電流及其他工作參數(shù)均有高精度的采樣測量，測量精度達(dá)到5‰（見圖5）。利用電站的通信系統(tǒng)，通過后臺便可遠(yuǎn)程隨時查看每個組串的工作狀態(tài)和參數(shù)，實現(xiàn)遠(yuǎn)程巡檢，智能運維。對于逆變器或組串異常，智能監(jiān)控系統(tǒng)會主動進(jìn)行告警上報，故障定位快速、精準(zhǔn)，整個過程操作安全、無需斷電、不影響發(fā)電量，將巡檢、運維成本降至極低水平。
圖5 組串式逆變器對組串電壓、電流精確測量
2.3 比較結(jié)果
組串式故障定位快、精準(zhǔn)，實現(xiàn)智能運維。
3、故障影響范圍及其造成的發(fā)電量損失比較
電站建成運行一定時間后，各種因素導(dǎo)致的故障逐漸顯現(xiàn)。
3.1 集中式方案分析
就采用集中式方案的光伏系統(tǒng)的各節(jié)點及設(shè)備而言，不考慮組件自身因素、施工接線因素及自然因素的破壞，直流匯流箱和逆變器故障是導(dǎo)致發(fā)電量損失的重要源頭。
如前文所述，直流匯流箱故障在當(dāng)前光伏電站所有故障中表現(xiàn)較為突出。一個1 MW的光伏子陣，一個組串（假設(shè)采用20塊250 Wp組件，共5 kW）因熔絲故障不發(fā)電，即影響整個子陣發(fā)電量約0.5%；如果一個匯流箱（16進(jìn)1出，合計功率80 kW）故障，即導(dǎo)致涉及該匯流箱的所有組串都不能正常發(fā)電，將影響整個子陣發(fā)電量約8%。因匯流箱通信可靠性低，運維人員難以在故障發(fā)生的第一時間發(fā)現(xiàn)故障、處理故障。多數(shù)故障往往在巡檢時或累計影響較大時才被發(fā)現(xiàn)，但此時故障引起的發(fā)電量損失已按千、萬計算。
如果一臺逆變器遭遇故障而影響發(fā)電，將導(dǎo)致整個子陣約50%的發(fā)電量損失。集中式逆變器必須由專業(yè)人員檢測維修，配件體積大、重量重，從故障發(fā)現(xiàn)到故障定位，再到故障解除，周期漫長。按日均發(fā)電4 h計算，一臺500 kW的逆變器在故障期間（從故障到解除，按15 d計算）損失的發(fā)電量為500 kW×4 h/d×15 d =30000 kWh。按照上網(wǎng)電價1元/kWh計算，故障期間損失達(dá)到3萬元。
3.2 組串式方案分析
同樣不考慮組件自身因素、施工接線因素及自然因素的破壞，采用組串式方案的光伏系統(tǒng)因沒有直流匯流箱，無熔絲，系統(tǒng)整體可靠性大幅提升，幾乎只有在遭遇逆變器故障時才會導(dǎo)致發(fā)電量損失。組串式逆變器體積小，重量輕，通常電站都備有備品備件，可以在故障發(fā)生當(dāng)天立即更換。單臺逆變器故障時，最多影響6串組串（按照每串20塊250 Wp組件串聯(lián)計算，每個組串功率為5 kW），即使6串組串滿發(fā)，按照日均發(fā)電4 h計算，因逆變器故障導(dǎo)致的發(fā)電量損失為5 kW×6×4 h/d×1 d = 120 kWh。按照上網(wǎng)電價1元/kWh計算，故障導(dǎo)致發(fā)電損失為120元。
考慮更極端的情況，電站無備品備件，需廠家直接發(fā)貨更換，按照物流時間7 d計算，故障導(dǎo)致發(fā)電損失為120元/d×7 d= 840元。
3.3 比較結(jié)果
從表1可以看出，相比集中式方案故障損失動輒上萬的情況，組串式方案優(yōu)勢顯而易見，其因故障導(dǎo)致的損失僅相當(dāng)于集中式方案的幾百分之一到幾十分之一。
4、故障修復(fù)難度比較
不同的方案特點不同，自然也導(dǎo)致了故障修復(fù)難度的差異。光伏電站所有組串全部投入后，故障修復(fù)工作主要集中在電站運行期間的線路故障及設(shè)備故障。線路故障受施工質(zhì)量、人為破壞、自然力破壞等因素影響。設(shè)備故障包含匯流箱故障及逆變器故障。
4.1 集中式方案分析
直流匯流箱內(nèi)原件輕小、數(shù)量少，線路簡單，一旦故障準(zhǔn)確定位后，修復(fù)難度不大；其修復(fù)困難集中表現(xiàn)為故障偵測或發(fā)現(xiàn)困難。
對于逆變器故障，因集中式逆變器體積大、重量重，內(nèi)部許多元器件也同樣具有此類特點，部分元件重量甚至達(dá)到數(shù)十或上百kg，給維護(hù)修復(fù)工作造成了較大程度的不便和麻煩。這也是電站建設(shè)時集中式逆變器采用整體吊裝的部分原因所在。
圖6 集中式逆變器吊裝
對于集中式逆變器方案，電站通常不會留存任何的備品備件，且集中式逆變器的維修必須由生產(chǎn)廠家售后人員完成。因此在故障發(fā)生后，必須要首先等待廠家人員前往電站定位問題；待問題定位后，確定維修方案及需要更換的元器件，然后再由逆變器廠家發(fā)貨至電站現(xiàn)場，維修人員選用一定搬運車輛或工具將新的元器件搬運至逆變器房（箱）進(jìn)行更換。一旦集中式逆變器出現(xiàn)故障，粗略估算整個維修過程將長達(dá)15 d，甚至更久，維修難度大、耗時長、費力多，還嚴(yán)重影響電站發(fā)電量。
4.2 組串式方案分析
組串式方案無直流匯流箱，所用交流匯流箱出現(xiàn)故障的概率幾乎為零，甚至部分電站棄用匯流箱，將逆變器交流輸出直接連接至箱變低壓側(cè)母線。因此，組串式方案的設(shè)備故障主要是逆變器的自身故障。相較于集中式逆變器的龐然大物，組串式逆變器顯得異常輕靈小巧，其拆裝、接線只需2人協(xié)作即可完成，且不必專業(yè)人員操作。因此，確認(rèn)逆變器故障發(fā)生后，可根據(jù)精準(zhǔn)的告警信息提示，立即啟用備品替換故障逆變器，使電站短時間內(nèi)全部恢復(fù)正常，將發(fā)電量損失降至最低。
圖7 組串式逆變安裝
4.3 比較結(jié)果
綜上所述，比較兩種方案的故障修復(fù)難度，組串式方案故障修復(fù)難度小、速度快，優(yōu)勢明顯。
5、防沙防塵、防鹽霧比較
在逆變器使用壽命期限內(nèi)，空氣中的灰塵及沿海地區(qū)的鹽霧對逆變器整體及內(nèi)部零部件的壽命影響巨大。積累過多的灰塵可引起電路板電路失效或?qū)е聝?nèi)部接觸器接觸不良，鹽霧造成設(shè)備及元器件腐蝕，因此有逆變器在使用一段時間后，出現(xiàn)了控制失效、內(nèi)部異常短路等現(xiàn)象，甚至起火燃燒，造成重大事故和損失?，F(xiàn)階段，灰塵和鹽霧不可能被機房或設(shè)備防塵濾網(wǎng)完全過濾，因此，在風(fēng)沙、霧霾嚴(yán)重的地區(qū)或沿海鹽霧地區(qū)（也是我國土地資源和太陽能資源相對豐富的地區(qū)），兩者對逆變器乃至光伏電站的長期安全正常運行構(gòu)成了嚴(yán)重威脅。
5.1 直通風(fēng)式散熱方案
行業(yè)內(nèi)集中式逆變器和逆變器房（箱），甚至部分組串式逆變器都普遍采用直通風(fēng)式散熱方案?？諝庵械纳硥m、微粒等伴隨逆變器和逆變器房（箱）中的空氣和熱量流動進(jìn)入逆變器內(nèi)部和逆變器房（箱），加之逆變器內(nèi)部電子元器件的靜電吸附作用，運行一段時間后，逆變器內(nèi)部和逆變器房（箱）都沉積了大量的灰塵。同理，鹽霧也會以同樣的方式進(jìn)入箱房及逆變器內(nèi)部。
圖8 集中式逆變器內(nèi)部的積塵
5.1.1 灰塵及鹽霧對電氣設(shè)備的主要危害
1）漏電失效、腐蝕失效。在空氣濕度較大時，吸濕后的灰塵導(dǎo)電活性激增，在元器件間形成漏電效應(yīng)，造成信號異?；蚋邏豪〈蚧?，甚至短路。同時，因濕度增加，濕塵中的酸根和金屬離子活性增強，呈現(xiàn)一定酸性或堿性，對PCB的銅、焊錫、器件端點形成腐蝕效應(yīng)，引起設(shè)備工作異常。在沿海高鹽霧地區(qū)，腐蝕失效表現(xiàn)更加顯著。
2）散熱性能下降。積塵導(dǎo)致防塵網(wǎng)堵塞、設(shè)備散熱性能變差，大功耗器件溫度急劇上升，嚴(yán)重時甚至導(dǎo)致IGBT器件損壞。
5.1.2 運維清掃的困難及成本
多數(shù)光伏電站建設(shè)區(qū)域遠(yuǎn)離城市與鄉(xiāng)村，給野外運維清掃工作造成諸多不便。另外，光伏電站白天要發(fā)電，清掃拆卸只能晚上進(jìn)行。夏天逆變器房（箱）內(nèi)溫度高、蚊子多，冬天則是低溫嚴(yán)寒，工作人員手腳活動都受到影響；設(shè)備的局部地方還需要用專業(yè)工具，如空氣泵吹凈灰塵。因此，清掃工作耗費了大量時間、人力和成本。
以西北風(fēng)沙地區(qū)100 MW電站為例，10人1天只能清掃10臺機器。100 MW共有200臺機器，根據(jù)西北電站實際情況，每個月至少清掃一次，100 MW電站清掃一遍，正好需要20個工作日（1個月）。按此清掃頻率，1人1天工資200元，10人1天需要2000元；按照1個月20工作日計算，1年人力費用就至少達(dá)到2000×20×12=48萬；在電站的生命周期25年內(nèi)，共需要25×48=1200萬元。一個100 MW電站生命周期內(nèi)的人力清掃費用就達(dá)到0.12元/W，這個成本相當(dāng)驚人。如果進(jìn)一步考慮25年內(nèi)人力成本的上升和通脹因素，實際所付出的費用還要遠(yuǎn)高于這個數(shù)值。
另外，防塵網(wǎng)每隔1～2個月需要進(jìn)行更換，還有專業(yè)的清洗工具采購和折舊、車輛及燃油投入，均給電站運維帶來了實際的成本和困難。
5.2 熱傳導(dǎo)式散熱方案
對于采用熱傳導(dǎo)式散熱方案的逆變器，如國內(nèi)廠家華為組串式逆變器，因逆變器采用非直通風(fēng)式散熱方案，逆變器的防護(hù)能力達(dá)到IP65，能夠有效應(yīng)對沙塵影響，即使在風(fēng)沙及霧霾嚴(yán)重的地區(qū)，逆變器仍能輕松應(yīng)對沙塵威脅，完全實現(xiàn)免清掃、免維護(hù)，節(jié)省大量清掃成本和投入。另一方面，華為組串式逆變器優(yōu)異的熱設(shè)計方案匹配性能優(yōu)異的散熱材料也保證了逆變器可以從容應(yīng)對高溫環(huán)境。IP65的防護(hù)等級和卓越的散熱能力保證了組串式逆變器自身和光伏電站的長期、安全、正常、低成本運行。
5.3 兩種散熱方案比較分析
兩種散熱方案對比計算數(shù)據(jù)見表2。經(jīng)比較，IP65防護(hù)等級具有明顯優(yōu)勢。
6、結(jié)論
從光伏電站運維所涉及的各工作層面對安全性和可靠性、運維難易程度及故障定位精確性、故障影響范圍及其造成的發(fā)電量損失、故障修復(fù)難度、防沙防塵防鹽霧等方面進(jìn)行橫向比較，結(jié)果顯示：組串式逆變器方案更安全、更可靠；且可實現(xiàn)基于組串為基本管理單元的智能運維，極大地提升了運維工作效率、降低運維成本；同時顯著降低了故障修復(fù)難度，大幅減少了故障導(dǎo)致的各種損失；IP65的防護(hù)等級使得逆變器可長期、正常、穩(wěn)定運行在多沙塵、高鹽霧的環(huán)境和地區(qū)，具有集中式方案難以比擬的優(yōu)勢。電站規(guī)模越大，地形越復(fù)雜（如山地電站），組串式方案的運維和成本優(yōu)勢越加顯著，越能夠為投資者降低電站運行成本，創(chuàng)造更多價值。
摘 要：光伏電站建成并網(wǎng)以后，運維上升成為光伏電站的工作重心，運維工作直接關(guān)系到電站能否長期正常穩(wěn)定運行，關(guān)系到光伏電站的運維成本、投資價值及最終收益。文章就目前電站建設(shè)的兩種設(shè)計解決方案：組串式逆變器方案與集中式逆變器方案，在涉及運維工作的各個方面：安全性與可靠性、運維難度與故障定位、故障導(dǎo)致?lián)p失、故障修復(fù)難度、防沙塵與防鹽霧等進(jìn)行對比。
關(guān)鍵詞：光伏電站；集中式方案；組串式方案；成本與價值
前言
光伏電站依然在如火如荼的建設(shè)，現(xiàn)今國內(nèi)光伏累計裝機容量已超過28 GW，2013、2014連續(xù)兩年新增并網(wǎng)光伏發(fā)電容量超過10 GW。隨著光伏電站大規(guī)模建設(shè)并陸續(xù)并網(wǎng)，為保證光伏電站長期平穩(wěn)運行，達(dá)到規(guī)劃設(shè)計的發(fā)電目標(biāo)，早日收回建站成本并實現(xiàn)盈利，運維工作自然而然成為光伏電站的重中之重。
目前電站設(shè)計因所采用逆變器不同而分為兩種方案：集中式逆變器方案與組串式逆變器方案。
集中式方案采用集中式逆變器，單臺容量達(dá)到500 kW，甚至更高。1 MW子陣需2臺逆變器，子陣內(nèi)所有組串經(jīng)直流匯流箱匯流后，再分別輸入子陣內(nèi)2臺逆變器。方案簡圖見圖1。
組串式方案采用組串式并網(wǎng)逆變器，單臺容量只有幾十kW。1 MW子陣需約30臺逆變器，子陣內(nèi)光伏組串直流輸出直接接入逆變器。方案簡圖見圖2。
圖2 組串式方案簡圖
因采用的方案不同，造成運維工作的難度及成本也有明顯不同。下面從安全性、可靠性、故障率及故障定位精確性、巡檢、故障影響范圍及其造成的發(fā)電量損失、故障修復(fù)難度、防沙防塵等方面進(jìn)行比較闡述。
1、安全性與可靠性比較
電站的安全運行及防火工作極其重要，而熔絲過熱及直流拉弧是起火的重大風(fēng)險來源。
1.1 集中式方案分析
組串輸出需要通過直流匯流箱并聯(lián)，再經(jīng)過直流柜，100多串組串并聯(lián)在一起，直流環(huán)節(jié)長，且每一匯流箱每一組串必須使用熔絲。按每串20塊250 Wp組件串聯(lián)計算，1 MW的光伏子陣使用直流熔絲數(shù)量達(dá)到200個，10 MW用量則達(dá)到2000個。如此龐大的直流熔絲用量導(dǎo)致熔絲過熱燒壞絕緣保護(hù)外殼（層），甚至引發(fā)直流拉弧起火的風(fēng)險倍增。
直流側(cè)短路電流來自電池組件，短路電流分布范圍廣（幾A～1.5 kA），在短路電流不夠大（受光照、天氣的影響）時，不能快速熔斷熔絲，但短路電流可能大于熔斷器的額定電流，導(dǎo)致絕緣部分過熱、損壞，最終引起明火。例如，12 A的熔斷器承載20 A電流，需要持續(xù)1000 S才能熔斷，但熔斷前絕緣部分就可能因過溫受到損傷，電流繼續(xù)沖擊時就失去了絕緣保護(hù)，導(dǎo)致起弧燃燒。
a. 發(fā)熱熔絲燒毀絕緣外殼
b. 直流匯流箱內(nèi)拉弧灼燒痕跡
c. 燒蝕脫落的絕緣保護(hù)層碎片
圖3 直流匯流箱內(nèi)拉弧及燒蝕實景
1.2 組串式方案分析
組串式方案沒有直流匯流箱，在直流側(cè)，每一路組串都直接接入逆變器，無熔絲，直流線纜短且少，做到了主動安全設(shè)計與防護(hù)，有效抑制拉弧現(xiàn)象，避免起火事故發(fā)生；在交流側(cè)，短路電流來自電網(wǎng)側(cè)，短路電流較大（10 kA～20 kA），一旦發(fā)生異常，交流匯流箱內(nèi)斷路器會瞬時脫扣，將危害降至最低。
1.3 比較結(jié)果
組串式方案安全性更好，可靠性更高。
2、運維難易程度、故障定位精準(zhǔn)度比較
2.1 集中式方案分析
對于集中式方案，多數(shù)電站的匯流箱與逆變器非同一廠家生產(chǎn)，通訊匹配困難。國內(nèi)光伏電站目前普遍存在直流匯流箱故障率高、匯流箱通訊可靠性較低、數(shù)據(jù)信號不準(zhǔn)確甚至錯誤導(dǎo)致無法通信的情況，因此難以準(zhǔn)確得知每個組串的工作狀態(tài)。即使通過其他方面發(fā)現(xiàn)異常，也難以快速準(zhǔn)確定位并解決問題。
因此，為掌握光伏區(qū)每一組串工作狀態(tài)，當(dāng)前的檢測方法是：找到區(qū)內(nèi)每一個直流匯流箱，打開匯流箱，用手持電流鉗表測量每個組串的工作電流來確認(rèn)組串的狀態(tài)。但在部分電站，由于直流匯流箱內(nèi)直流線纜過于緊密，直流鉗表無法卡入，導(dǎo)致無法測量。運維人員不得不斷開直流匯流箱開關(guān)和對應(yīng)組串熔絲，再逐串檢測組串的電壓和熔絲的狀態(tài)。檢查工作量大，現(xiàn)場運維繁瑣且困難、緩慢，在給運維人員帶來巨大工作量和技術(shù)要求的同時，也會危及運維人員的人身安全。
圖4 直流匯流箱內(nèi)密集的直流線纜
另外，檢查期間開關(guān)被斷開，影響了電站發(fā)電。假設(shè)單塊組件最大功率為250 W，20塊一串，一個16進(jìn)1匯流箱裝機容量即為16×5 kW=80 kW，完全檢查一個匯流箱并記錄共需10 min（0.17 h）。假設(shè)當(dāng)時組串處于半載工作狀態(tài)，斷電檢查一個匯流箱引起的發(fā)電量損失為80 kW×50%×0.17 h=6.8 kWh。
一個30 MW的電站擁有400多個匯流箱，全部巡檢一次將花費大量時間，并損失數(shù)千kWh的發(fā)電量。再合并計算人工、車輛等成本投入，巡檢所消耗的運維費用將十分可觀。此種情況在山地電站表現(xiàn)會更加明顯。需要特別注意的是，這樣的巡檢方式并不可靠，易產(chǎn)生人為疏忽，比如檢查完成后忘記合閘，影響更多發(fā)電量。
目前不少電站的運維人員只有幾個人，面對幾十MW甚至上百MW的龐大電站，將難以全面檢查到每個光伏子陣，更難以細(xì)致到每個組串，所以一些電站的匯流箱巡檢約半年一次。這樣的巡檢頻次，難以發(fā)現(xiàn)電站運行過程中存在的細(xì)小問題，雖然細(xì)微，但長期累積引起的發(fā)電量損失和危害卻不可輕視。
目前國內(nèi)光伏電站有關(guān)直流匯流箱運維的數(shù)據(jù)如下：
1）直流匯流箱內(nèi)的熔絲：易損耗，維護(hù)工作量大，部分電站每月有總?cè)劢z1%左右的維護(hù)量；且因工作量大，檢修時容易出現(xiàn)工作疏漏，影響后續(xù)發(fā)電量。
2）直流匯流箱數(shù)據(jù)準(zhǔn)確性與通訊可靠性：直流電流檢測精度低，誤差大于5%，弱光時難以分辨組件失效與否，不利于進(jìn)行組件管理；直流匯流箱通訊故障率高、效果不佳，容易斷鏈，導(dǎo)致數(shù)據(jù)無法上傳，通訊失效后，組串監(jiān)控和管理便處于完全失控狀態(tài)，除非再次巡檢發(fā)現(xiàn)并處理。
2.2 組串式方案分析
對于組串式方案，逆變器對每個組串的電壓、電流及其他工作參數(shù)均有高精度的采樣測量，測量精度達(dá)到5‰（見圖5）。利用電站的通信系統(tǒng)，通過后臺便可遠(yuǎn)程隨時查看每個組串的工作狀態(tài)和參數(shù)，實現(xiàn)遠(yuǎn)程巡檢，智能運維。對于逆變器或組串異常，智能監(jiān)控系統(tǒng)會主動進(jìn)行告警上報，故障定位快速、精準(zhǔn)，整個過程操作安全、無需斷電、不影響發(fā)電量，將巡檢、運維成本降至極低水平。
圖5 組串式逆變器對組串電壓、電流精確測量
2.3 比較結(jié)果
組串式故障定位快、精準(zhǔn)，實現(xiàn)智能運維。
3、故障影響范圍及其造成的發(fā)電量損失比較
電站建成運行一定時間后，各種因素導(dǎo)致的故障逐漸顯現(xiàn)。
3.1 集中式方案分析
就采用集中式方案的光伏系統(tǒng)的各節(jié)點及設(shè)備而言，不考慮組件自身因素、施工接線因素及自然因素的破壞，直流匯流箱和逆變器故障是導(dǎo)致發(fā)電量損失的重要源頭。
如前文所述，直流匯流箱故障在當(dāng)前光伏電站所有故障中表現(xiàn)較為突出。一個1 MW的光伏子陣，一個組串（假設(shè)采用20塊250 Wp組件，共5 kW）因熔絲故障不發(fā)電，即影響整個子陣發(fā)電量約0.5%；如果一個匯流箱（16進(jìn)1出，合計功率80 kW）故障，即導(dǎo)致涉及該匯流箱的所有組串都不能正常發(fā)電，將影響整個子陣發(fā)電量約8%。因匯流箱通信可靠性低，運維人員難以在故障發(fā)生的第一時間發(fā)現(xiàn)故障、處理故障。多數(shù)故障往往在巡檢時或累計影響較大時才被發(fā)現(xiàn)，但此時故障引起的發(fā)電量損失已按千、萬計算。
如果一臺逆變器遭遇故障而影響發(fā)電，將導(dǎo)致整個子陣約50%的發(fā)電量損失。集中式逆變器必須由專業(yè)人員檢測維修，配件體積大、重量重，從故障發(fā)現(xiàn)到故障定位，再到故障解除，周期漫長。按日均發(fā)電4 h計算，一臺500 kW的逆變器在故障期間（從故障到解除，按15 d計算）損失的發(fā)電量為500 kW×4 h/d×15 d =30000 kWh。按照上網(wǎng)電價1元/kWh計算，故障期間損失達(dá)到3萬元。
3.2 組串式方案分析
同樣不考慮組件自身因素、施工接線因素及自然因素的破壞，采用組串式方案的光伏系統(tǒng)因沒有直流匯流箱，無熔絲，系統(tǒng)整體可靠性大幅提升，幾乎只有在遭遇逆變器故障時才會導(dǎo)致發(fā)電量損失。組串式逆變器體積小，重量輕，通常電站都備有備品備件，可以在故障發(fā)生當(dāng)天立即更換。單臺逆變器故障時，最多影響6串組串（按照每串20塊250 Wp組件串聯(lián)計算，每個組串功率為5 kW），即使6串組串滿發(fā)，按照日均發(fā)電4 h計算，因逆變器故障導(dǎo)致的發(fā)電量損失為5 kW×6×4 h/d×1 d = 120 kWh。按照上網(wǎng)電價1元/kWh計算，故障導(dǎo)致發(fā)電損失為120元。
考慮更極端的情況，電站無備品備件，需廠家直接發(fā)貨更換，按照物流時間7 d計算，故障導(dǎo)致發(fā)電損失為120元/d×7 d= 840元。
3.3 比較結(jié)果
從表1可以看出，相比集中式方案故障損失動輒上萬的情況，組串式方案優(yōu)勢顯而易見，其因故障導(dǎo)致的損失僅相當(dāng)于集中式方案的幾百分之一到幾十分之一。
4、故障修復(fù)難度比較
不同的方案特點不同，自然也導(dǎo)致了故障修復(fù)難度的差異。光伏電站所有組串全部投入后，故障修復(fù)工作主要集中在電站運行期間的線路故障及設(shè)備故障。線路故障受施工質(zhì)量、人為破壞、自然力破壞等因素影響。設(shè)備故障包含匯流箱故障及逆變器故障。
4.1 集中式方案分析
直流匯流箱內(nèi)原件輕小、數(shù)量少，線路簡單，一旦故障準(zhǔn)確定位后，修復(fù)難度不大；其修復(fù)困難集中表現(xiàn)為故障偵測或發(fā)現(xiàn)困難。
對于逆變器故障，因集中式逆變器體積大、重量重，內(nèi)部許多元器件也同樣具有此類特點，部分元件重量甚至達(dá)到數(shù)十或上百kg，給維護(hù)修復(fù)工作造成了較大程度的不便和麻煩。這也是電站建設(shè)時集中式逆變器采用整體吊裝的部分原因所在。
圖6 集中式逆變器吊裝
對于集中式逆變器方案，電站通常不會留存任何的備品備件，且集中式逆變器的維修必須由生產(chǎn)廠家售后人員完成。因此在故障發(fā)生后，必須要首先等待廠家人員前往電站定位問題；待問題定位后，確定維修方案及需要更換的元器件，然后再由逆變器廠家發(fā)貨至電站現(xiàn)場，維修人員選用一定搬運車輛或工具將新的元器件搬運至逆變器房（箱）進(jìn)行更換。一旦集中式逆變器出現(xiàn)故障，粗略估算整個維修過程將長達(dá)15 d，甚至更久，維修難度大、耗時長、費力多，還嚴(yán)重影響電站發(fā)電量。
4.2 組串式方案分析
組串式方案無直流匯流箱，所用交流匯流箱出現(xiàn)故障的概率幾乎為零，甚至部分電站棄用匯流箱，將逆變器交流輸出直接連接至箱變低壓側(cè)母線。因此，組串式方案的設(shè)備故障主要是逆變器的自身故障。相較于集中式逆變器的龐然大物，組串式逆變器顯得異常輕靈小巧，其拆裝、接線只需2人協(xié)作即可完成，且不必專業(yè)人員操作。因此，確認(rèn)逆變器故障發(fā)生后，可根據(jù)精準(zhǔn)的告警信息提示，立即啟用備品替換故障逆變器，使電站短時間內(nèi)全部恢復(fù)正常，將發(fā)電量損失降至最低。
圖7 組串式逆變安裝
4.3 比較結(jié)果
綜上所述，比較兩種方案的故障修復(fù)難度，組串式方案故障修復(fù)難度小、速度快，優(yōu)勢明顯。
5、防沙防塵、防鹽霧比較
在逆變器使用壽命期限內(nèi)，空氣中的灰塵及沿海地區(qū)的鹽霧對逆變器整體及內(nèi)部零部件的壽命影響巨大。積累過多的灰塵可引起電路板電路失效或?qū)е聝?nèi)部接觸器接觸不良，鹽霧造成設(shè)備及元器件腐蝕，因此有逆變器在使用一段時間后，出現(xiàn)了控制失效、內(nèi)部異常短路等現(xiàn)象，甚至起火燃燒，造成重大事故和損失?，F(xiàn)階段，灰塵和鹽霧不可能被機房或設(shè)備防塵濾網(wǎng)完全過濾，因此，在風(fēng)沙、霧霾嚴(yán)重的地區(qū)或沿海鹽霧地區(qū)（也是我國土地資源和太陽能資源相對豐富的地區(qū)），兩者對逆變器乃至光伏電站的長期安全正常運行構(gòu)成了嚴(yán)重威脅。
5.1 直通風(fēng)式散熱方案
行業(yè)內(nèi)集中式逆變器和逆變器房（箱），甚至部分組串式逆變器都普遍采用直通風(fēng)式散熱方案?？諝庵械纳硥m、微粒等伴隨逆變器和逆變器房（箱）中的空氣和熱量流動進(jìn)入逆變器內(nèi)部和逆變器房（箱），加之逆變器內(nèi)部電子元器件的靜電吸附作用，運行一段時間后，逆變器內(nèi)部和逆變器房（箱）都沉積了大量的灰塵。同理，鹽霧也會以同樣的方式進(jìn)入箱房及逆變器內(nèi)部。
圖8 集中式逆變器內(nèi)部的積塵
5.1.1 灰塵及鹽霧對電氣設(shè)備的主要危害
1）漏電失效、腐蝕失效。在空氣濕度較大時，吸濕后的灰塵導(dǎo)電活性激增，在元器件間形成漏電效應(yīng)，造成信號異?；蚋邏豪〈蚧?，甚至短路。同時，因濕度增加，濕塵中的酸根和金屬離子活性增強，呈現(xiàn)一定酸性或堿性，對PCB的銅、焊錫、器件端點形成腐蝕效應(yīng)，引起設(shè)備工作異常。在沿海高鹽霧地區(qū)，腐蝕失效表現(xiàn)更加顯著。
2）散熱性能下降。積塵導(dǎo)致防塵網(wǎng)堵塞、設(shè)備散熱性能變差，大功耗器件溫度急劇上升，嚴(yán)重時甚至導(dǎo)致IGBT器件損壞。
5.1.2 運維清掃的困難及成本
多數(shù)光伏電站建設(shè)區(qū)域遠(yuǎn)離城市與鄉(xiāng)村，給野外運維清掃工作造成諸多不便。另外，光伏電站白天要發(fā)電，清掃拆卸只能晚上進(jìn)行。夏天逆變器房（箱）內(nèi)溫度高、蚊子多，冬天則是低溫嚴(yán)寒，工作人員手腳活動都受到影響；設(shè)備的局部地方還需要用專業(yè)工具，如空氣泵吹凈灰塵。因此，清掃工作耗費了大量時間、人力和成本。
以西北風(fēng)沙地區(qū)100 MW電站為例，10人1天只能清掃10臺機器。100 MW共有200臺機器，根據(jù)西北電站實際情況，每個月至少清掃一次，100 MW電站清掃一遍，正好需要20個工作日（1個月）。按此清掃頻率，1人1天工資200元，10人1天需要2000元；按照1個月20工作日計算，1年人力費用就至少達(dá)到2000×20×12=48萬；在電站的生命周期25年內(nèi)，共需要25×48=1200萬元。一個100 MW電站生命周期內(nèi)的人力清掃費用就達(dá)到0.12元/W，這個成本相當(dāng)驚人。如果進(jìn)一步考慮25年內(nèi)人力成本的上升和通脹因素，實際所付出的費用還要遠(yuǎn)高于這個數(shù)值。
另外，防塵網(wǎng)每隔1～2個月需要進(jìn)行更換，還有專業(yè)的清洗工具采購和折舊、車輛及燃油投入，均給電站運維帶來了實際的成本和困難。
5.2 熱傳導(dǎo)式散熱方案
對于采用熱傳導(dǎo)式散熱方案的逆變器，如國內(nèi)廠家華為組串式逆變器，因逆變器采用非直通風(fēng)式散熱方案，逆變器的防護(hù)能力達(dá)到IP65，能夠有效應(yīng)對沙塵影響，即使在風(fēng)沙及霧霾嚴(yán)重的地區(qū)，逆變器仍能輕松應(yīng)對沙塵威脅，完全實現(xiàn)免清掃、免維護(hù)，節(jié)省大量清掃成本和投入。另一方面，華為組串式逆變器優(yōu)異的熱設(shè)計方案匹配性能優(yōu)異的散熱材料也保證了逆變器可以從容應(yīng)對高溫環(huán)境。IP65的防護(hù)等級和卓越的散熱能力保證了組串式逆變器自身和光伏電站的長期、安全、正常、低成本運行。
5.3 兩種散熱方案比較分析
兩種散熱方案對比計算數(shù)據(jù)見表2。經(jīng)比較，IP65防護(hù)等級具有明顯優(yōu)勢。
6、結(jié)論
從光伏電站運維所涉及的各工作層面對安全性和可靠性、運維難易程度及故障定位精確性、故障影響范圍及其造成的發(fā)電量損失、故障修復(fù)難度、防沙防塵防鹽霧等方面進(jìn)行橫向比較，結(jié)果顯示：組串式逆變器方案更安全、更可靠；且可實現(xiàn)基于組串為基本管理單元的智能運維，極大地提升了運維工作效率、降低運維成本；同時顯著降低了故障修復(fù)難度，大幅減少了故障導(dǎo)致的各種損失；IP65的防護(hù)等級使得逆變器可長期、正常、穩(wěn)定運行在多沙塵、高鹽霧的環(huán)境和地區(qū)，具有集中式方案難以比擬的優(yōu)勢。電站規(guī)模越大，地形越復(fù)雜（如山地電站），組串式方案的運維和成本優(yōu)勢越加顯著，越能夠為投資者降低電站運行成本，創(chuàng)造更多價值。
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