组串式与集中式光伏电站安全对比分析

中国电建集团成都勘测设计研究院有限公司 ■ 孙庆

■ 钱伯章 等 编译



组串式与集中式光伏电站安全对比分析

中国电建集团成都勘测设计研究院有限公司 ■ 孙庆

摘 要：主要从安全角度对比分析传统集中式与组串式两种不同的电站解决方案，在直流侧、熔断器、断路器、防护等级、防PID效应等方面进行综合分析，在系统设计、施工建设、运行维护全过程中进行严格管控，尽可能做到降低电站的潜在安全风险。

关键词：组串式；集中式；电站安全；熔断器；防护安全；防PID

0 引言

当今社会传统能源面临枯竭，人类生态环境日益恶化，太阳能光伏发电以资源丰富、清洁、不受资源分布地域限制等优点成为人们关注的焦点。近几年我国光伏产业迅猛发展，现今国内光伏累计装机容量已超过28 GW，并以每年大于10 GW的速度增长。光伏电站建站越来越多，如何提高电站的安全性，如何将各种安全隐患防范于未然，也已成为电站业主们首要考虑的问题。

本文通过分析对比组串式与集中式两种应用广泛的电站解决方案，通过理论与实际案例分析它们的安全性差异，供业界探讨。

1 组串式和集中式电站结构对比

集中式光伏电站解决方案主要包括：组件、直流汇流箱、直流配电柜、逆变器及其配套的逆变器房或集装箱体、箱式升压变等。

与集中式方案相比，组串式方案减少了直流设备和逆变房等配套设施，增加了交流汇流箱，缩短了高压直流的传输距离，国内主流的组串式方案更采用了无熔断器设计、自然散热的简洁方案(见图1)。主要电气设备对比见表1，电缆对比见表2。

图1　组串式和集中式方案电站结构对比

表1　主要电气设备对比

表2　电缆对比

2 组串式和集中式安全风险对比

本文中分析的安全风险是指光伏电站中可能引发火灾或对人身安全产生威胁的风险点。 根据前述中关于组串式与集中式的对比，最大差异就是交流和直流电缆距离的不同，而交流输电与直流输电在安全性方面有显著差异。

自1882年爱迪生发明了第一盏电灯开始，供电方式就是直流电，但由于当时直流升压非常困难，供电范围限制在较小的区域内。交流电的易用性使之很快形成了供电网络的主流方案，随着多年的技术发展，交流电网从几kW发展到几亿kW，电压等级从几十V发展到上百万V。科学技术在不断解决电力发展的难题，也保障了交流输电的安全，使电进入千家万户[1]。

直流供电主要用于安全电压48 V以下的控制系统及后备电源，或特高压长距离直流输电(±400 kV以上)工程中。1000 V直流输电配套的相关电气设备有待完善，甚至出现有部分厂家使用交流断路器充当直流断路器使用的情况。

在开关元件中，在发生故障时能够正确灭弧是衡量开关元器件最重要的一项技术指标。由于交流系统存在过零点，开关元件在断开故障电流时，能够利用过电压过零点进行灭弧，且由于电弧的产生电压要比维持电压高得多，所以，交流电弧在过零点处熄灭后很难再产生。而直流没有过零点，电压一直存在，电弧持续燃烧，必须拉开足够的弧长距离才能够可靠熄灭。接线不良、电缆绝缘破损等也会引起拉弧，具有较高热能电弧的出现使得电站存在火灾隐患，也是光伏电站发生火灾的最主要因素。

从总体上看，交流系统部分相对成熟可靠，电站的安全性风险主要来自直流部分。必须采取严谨的设计减少直流系统长度，同时进行精心的电气设备选型，以保障电站安全。

2.1 组串式逆变器到交流汇流箱与集中式直流汇流箱到配电柜安全对比

在集中式方案中，直流汇流箱到直流配电柜这段电缆，电压高达500～800 Vdc，按照16进1出的直流汇流箱进行计算，电流约为130 A，长度一般超过100 m；在山地光伏电站或建筑光伏系统中，由于地形及建筑物的因素，长度可能会超过300 m。这段电缆是集中式方案较易发生着火事故的一段电缆，且由于能量大，影响范围及后果严重。

组串式方案逆变器至汇流箱的电能传输为交流输电，电压变为380 Vac或480 Vac，电流一般控制在50 A以内，大幅降低了发生火灾的可能性。2.1.1 集中式直流汇流箱到配电柜安全风险分析

如图2所示，当短路故障(A点)发生在直流汇流箱和配电柜进线断路器之间时，存在直流回路(红色)和交流回路(蓝色)。

1)直流回路：由于短路电流较小，直流断路器QF3为防止误动作，一般整定电流都较大，使直流断路器QF3无法跳脱切断回路，从而使汇流箱输出持续的直流能量到短路点，维持电弧燃烧，使火灾风险持续扩大。

2)交流回路：电流主要来自电网侧，在直流断路器QF1及交流断路器QF2动作前，逆变单元IGBT将承受较大的故障电流，可能会对其产生严重损坏。

案例一：2014年7月，某屋顶光伏电站发生着火，彩钢瓦屋顶被烧穿了几个大洞，厂房内设备烧毁若干，损失惨重。最终分析原因，是由于施工或其他原因导致某汇流箱线缆对地绝缘降低，在环流、漏电流的影响下进一步加剧，最终引起绝缘失效，线槽中的正负极电缆出现短路、拉弧，导致着火事故的发生。

图2　 直流汇流箱到配电柜故障

图3　直流汇流箱到配电柜电缆故障致屋顶烧毁

图4　直流汇流箱到配电柜电缆破损短路故障引发山地着火

集中式直流汇流箱到配电柜电缆能量大，短路故障时直流源持续时间较长，电弧持续燃烧，事故影响严重，应加强直流电缆的绝缘监测。组串式逆变器到交流汇流箱发生短路故障时，交直流侧电源均能迅速切除，安全风险较小。

2.2 组串式与集中式方案中组件汇流线缆的安全对比

光伏电站的能量来源为太阳能光伏组件，组件电流输出使用小截面直流线缆对于组串式和集中式来说都必不可少。对组串式来说，一般采取2～3串组件并联；而对于集中式方案来说，一般采取16路并联后，再经直流汇流箱8路并联，最终并联的组件数可能达到100串组件。下文对两者的安全性方面进行对比。

2.2.1 触电概率

以500 kW子阵、100串组件为例，假设某组串PV-发生接地短路，则触碰集中式的任意一串组件正极，均可能发生触电事故。对于组串式，则只有触碰相并联组件的正极，才可能发生触电事故，触电概率只有集中式的2%。

2.2.2 接地故障引发短路概率

在PV-接地短路还没有消除的情况下，如果发生PV+接地短路，则相当于组串发生了正负极短路，组串式发生这种短路的概率同样只有集中式的2%。

2.2.3 线间直接发生短路概率

当组件线缆通过线槽进行长距离敷设时，易发生线间短路故障。组串式只有并联的2串间会发生短路故障，组合数为2^2，而集中式1台直流汇流箱的16路线缆都会发生短路故障，组合数为2^16，集中式组件线间直接发生短路故障的概率比组串式要高得多。

集中式组件发生触电事故和短路故障的概率远高于组串式，短路故障若不能及时切除，将会引起电流反灌。

2.2.4 电流反灌风险对比

国内主流的组串式方案采用2串组件并联，

图5　交流侧故障

案例二：2014年5月，某山地光伏电站发生着火，当地林业部门立即责令停止并网发电，进行全面风险评估，持续时间3个月，造成了数百万的损失。最终分析原因为：由于某汇流箱电缆在施工时被拖拽磨损，在运行一段时间后绝缘失效，正负极电缆出现短路、拉弧，导致着火事故发生。2.1.2 组串式逆变器到交流汇流箱安全风险分析

如图5所示，当短路故障(A点)发生在组串式逆变器和交流汇流箱之间时，存在逆变器输出的交流回路(红色)和电网侧的交流回路(蓝色)。

1)逆变器输出交流回路：组串式逆变器均具有限流输出功能，在逆变器检测到电网电压异常，会立即控制逆变器脱网，切断故障点的直流侧电流。

2)电网侧交流回路：交流断路器QF1会进行短路保护，切断电网过来的短路回路，不会造成任何影响。较高，可有效规避因施工人员能力不同引发的安装隐患。

集中式直流节点多，容易因接触不良引发着火事故，组串式直流节点只有集中式的1/4，且使用专用光伏连接器，安全可靠。

2.3.2 熔断器并不能有效地保护组件[2]

对于小于等于63 A的光伏熔断器，其标准IEC 60269-6要求熔断器在1.13In时，1 h不熔断；在1.45In时，1 h内熔断。

组件标准IEC 61730-2要求组件在1.35倍的反向电流下，2 h内不起火。标准只是要求组件不起火，却不能保证组件不损坏，实际上组件一直在承受反向电流而发生热斑效应，性能会下降，输出功率会降低。

熔断器的标准要求是1.45倍的电流，而组件的标准要求是1.35倍的电流，那么在1.35～1.45倍额定电流之间就出现了一个保护空挡。在这个保护空挡内，熔断器不能够有效地保护组件，可能造成光伏组件本体损坏。

2.3.3 熔断器在过载电流情况下，熔断慢、发热高、易引发着火

熔断器的保护原理是利用金属的热熔特性。这一特性决定了熔断器的熔断时间与过电流的大小呈反时限的关系，电流越大，其熔断时间越短；电流越小，其熔断时间越长。熔断器主要还是用在短路的保护上，而对于过载，熔断器的保护效果将大打折扣，甚至带来负面影响。因为在过载情况下，尤其是小电流过载，熔断器的熔断将变得很慢，在这种“将断未断”情况下，熔断器将处于一个非常高温的热平衡状态。

光伏熔断器的熔体主要是银，银的熔点高达961 ℃，为了使熔断器在较低温度时也能够熔断，在银上增加了一个焊锡点，该焊锡的熔点一般在260 ℃以上。

熔断器的熔断过程是当温度达到熔断器的熔点时，熔断器开始熔化并继续吸收热量进一步熔化变成液态，随后熔断器温度进一步升高直到汽即使有1串发生短路故障，反灌电流最大也不会超过10 A，均在直流线缆和光伏组件承受范围以内(42 mm直流电缆载流能力大于30 A，组件耐受反灌电流15 A)，安全性较高。

而集中式方案组件并联串数多，反灌电流大，超出了线缆和组件的安全要求。所以，集中式方案必须使用保护器件对线缆和组件进行保护，相比于直流断路器，熔断器因价格低被集中式方案选择。但使用熔断器作为保护元件又带来了一系列的安全问题。

2.3 集中式方案中直流熔断器的安全风险分析

2.3.1 熔断器容易接线不良，存在着火风险

目前熔断器的接线方式普遍采用压接的方式，集中式1 MW需要使用约400个熔断器，带来大量的现场接线工作，难免会出现压接不良的现象，引发接线端子、熔断器盒的烧毁，甚至引发直流汇流箱着火烧毁。

图6　直流汇流箱着火烧毁案例

图7　熔断器接线端子烧毁案例

图8　熔断器盒烧毁案例

而主流组串式方案一般采用无熔断器设计，外部连接一般采用专用光伏连接器，可靠性相对化，熔断器汽化形成断点，开始产生拉弧，拉弧拉到一定距离后熄灭，熔断器熔断。所以在“将断未断”情况下，熔断器的温度可能高达500 ℃。这么高的温度将破坏线缆和熔断器盒的绝缘，最终引发着火事故。

图9　 熔断器发热使熔断器盒烧毁

另外，部分熔断器在熔断时会出现喷弧现象，电弧温度非常高，会使相邻的塑料元件、线缆绝缘等着火[3]。

图10　熔断器熔断时喷弧烧毁电流传感器

集中式方案因使用熔断器增加了直流节点，现场可能发生由于接线不良而引发的烧毁事故；集中式方案使用熔断器保护组件，但因熔断器和组件之间存在匹配空档，并不能有效地保护组件；且在过载电流情况下，熔断器还会因熔断慢，发热高、容易引发着火风险，成为光伏电站安全的重大隐患。国内部分组串式厂家因为采用超过两路组串并联设计，必须外置熔丝保护，因此也存在着熔断器的安全和维护问题。而主流组串式方案采用无熔丝的设计，不仅从源头解决了组件和线缆的保护问题，而且彻底杜绝了熔断器安全隐患。

2.4 集中式交流断路器代替直流断路器使用风险分析

前文已经分析了高压直流灭弧难的问题，所以1000 Vdc的直流断路器在设计上存在一定难度，目前市场也只有少数厂家能够生产，使得直流断路器的价格也高出交流断路器近2倍。近几年，光伏行业走过了初期的美好发展，进入了“价格战”的阶段，部分厂家为了降低成本，直接将交流断路器代替直流断路器使用，但未对灭弧系统进行有效变更设计。当出现故障时，交流断路器无法将高压直流电弧熄灭，将引发着火事故。

图11　在直流故障时交流断路器的灭弧室被烧穿

集中式方案若直接使用交流断路器代替直流断路器使用，存在着火风险。而组串式变直流输电为交流输电，本身设计选用的就是成熟可靠的交流断路器，风险较低。

2.5 组串式与集中式防护安全对比

主流的组串式方案采用自然散热，IP65的防护等级，防沙尘、抗盐雾、全密闭的设计，保障逆变器25年的安全运行。

集中式方案采用风扇散热、IP20设计，防护等级低，无法隔离沙尘和盐雾。因此，集中式电站在运行一段时间后，由于环境原因会使其逆变房、逆变器和直流汇流箱内都积满了沙尘，需要定期对防尘棉、通风系统进行维护。积尘会堵塞防尘网、降低通风系统的效率，使设备散热性能变差，大功耗器件温度急剧上升，严重时将引发着火事故。

在沙尘中经常会含有部分的金属颗粒，金属颗粒落在电路板上，会降低电路板上的安规间距，造成放电打火。同时，因湿度增加，湿尘中的酸根和金属离子活性增强，呈现一定酸性或碱性，对PCB的铜、焊锡、器件端点形成腐蚀效应，引起设备工作异常。在沿海等高盐雾地区，腐蚀失效现象更加显著。

图12　集中式逆变房内积尘

图13　集中式逆变器内部积尘

集中式逆变器IP20防护等级，不可避免受到沙尘影响，会引起开关接触不良，风扇失效散热变差，电路板打火等现象，存在着火风险。而组串式逆变器IP65防护等级，完全隔离沙尘，可靠性及安全性较高。

图14　集中式直流汇流箱锈蚀、积尘

2.6 组串式逆变器和集中式逆变器防PID安全对比

我国东部地区，人口密度高，土地资源稀缺，无法像西部地区一样发展大型地面光伏电站。结合东部地区鱼塘、滩涂多的特点，出现很多渔光互补或滩涂光伏电站。此类电站环境湿度大，电池组件更容易出现PID衰减，为此，必须增加防PID措施。

集中式逆变器为防止PID问题，一般采取负极接地的方案，这样在电池组件正极与接地系统间会形成高压。通常熔断器选型在5 A以上，人若不小心触碰到电池组件正极，可能造成人身伤亡事故。同时若组件正极或电缆产生接地故障，会通过接地线产生故障电流或产生电弧放电，引发着火事故。

图15　鱼光互补光伏电站场景

组串式逆变器为防止PID问题，通过在系统中设置虚拟正压电路，实现所有电池板负极对地正电压，安全规避PID效应。由于电池板负极无需接地，加上逆变器内部的残余电流监测电路，能够在检测到漏电流大于30 mA的情况下，迅速切断电路，保护人身安全。

集中式采用负极接地防止PID，存在人身安全和着火两大隐患。组串式采用虚拟正压防止PID，无需负极接地，不存在人身安全和着火隐患。

3 总结

综上所述，集中式方案在直流输电、熔断器、断路器、防护等级、防PID效应等方面存在着火和人身安全隐患。而组串式方案变直流输电为交流输电，采用无熔断器、自然散热、IP65防护等级，虚拟正压防止PID，从根本上解决了集中式的着火隐患。

光伏电站安全问题已上升为中国能源战略的大问题。在2014年8月举行的“大型光伏电站高效可靠运营与发电增效研讨会”上，国家发改委能源研究所研究员王斯成表示，在走访西部大量电站后发现，很多电站在运行一段时间后出现了大量的安全问题，而电站质量直接影响到电站的收益，这也是为什么目前银行对投资电站有顾虑的主要原因之一[4]。

在安全方面的对比上，组串式拥有

绝对优势。特别是在山地、屋顶等电站中，一旦发生着火事故，可能引发山林火灾。而在农光、渔光等电站中，经常有非电站专业人员出入耕种，一旦发生人员触电伤亡事故，影响更是难以估量。建议业主在进行光伏电站的建设及方案设计时更需着重考虑安全问题。

参考文献

[1] 张国宝. 交、直流之争的历史和现实趣闻[EB/OL]. http:// www.sgcc.com.cn/xwzx/gsyw/2012/10/282508.shtml, 2012-10-29. [2] 马勇. 光伏熔丝知多少[J]. 太阳能, 2015, (7): 69－73.

[3] 国家能源局. 关于光伏产业监测有关情况的会议通报[EB/ OL]. www.nea.gov.cn/, 2015.

[4] 王斯成. 关注光伏五要素 实现收益最大化[A]. 2014中国光伏电站建设与分布式光伏发电投资战略研讨会[C]. 北京, 2014.

国际可再生能源新闻

■ 钱伯章 等 编译

欧盟将中国光伏玻璃反倾销税上调至75.4%

欧盟对中国光伏玻璃征收反倾销税，将影响多达200家光伏企业，随着税率的大幅提高，大多数有产品出口欧盟的光伏企业的利润空间将进一步压缩，影响的出口金额约为3亿美元，涉及光伏企业约200余家。

今年8月6日，欧盟认定中国太阳能玻璃企业以远超底线的价格在欧洲市场倾销产品，对中国的光伏玻璃产品开征临时反倾销税，实施期限6个月，反倾销税率为17.1%～38.4%。

8月14日，欧盟又提高了对中国光伏玻璃的反倾销税，从此前的最高38.4%上调至最高达75.4%，上调近1倍。

欧盟方面将依据中国出口商不同，实施的较高关税从17.5%～75.4%不等，而之前的最低关税税率为0.4%。对此欧盟表示，欧盟光伏玻璃生产商在面对来自中国的竞争时，需要额外保护。此外，欧盟委员会此前在官方公报中也表示，对来源于中华人民共和国的进口光伏玻璃实施反倾销措施应当得到修正。

由于光伏玻璃产品在光伏组件成本中占比仅为3%，最终对组件价格影响约为0.01～0.02欧元。不过由于中国的光伏企业对欧盟有最低价格承诺，所以中国的光伏组件在欧洲市场并没有价格优势。

美国加州理工学院科研团队开发新的太阳能驱动制氢设施

美国加州大学理工学院科研团队于8月10日宣布，开发出新的太阳能驱动制氢设施，将电催化剂与硅微丝阵列相集成，同时达到高的填充因子(性能指标)和来自光阴极使光受限的光电流密度，则光阴极就可以直接从太阳光和水中产生氢气。

该两层的催化剂膜由Ni-Mo系纳米粉体和TiO2光散射颗粒组成。TiO2层将光散射回到Si微丝阵列，而在光学上遮蔽底层的Ni-Mo系催化剂膜。

反过来，Ni-Mo膜有质量负载足以产生高的催化活性，在几何面积的基础上，可用于释氢反应。

在这项工作中制备的表现最好的微丝阵列设施，在模拟太阳光照为1 时，表现出短回路光电流密度为-14.3 mA/cm2、420 mV光伏和填充因子为0.48；而等效平面镀Ni-Mo 的Si设施，没有TiO2散射，表现出的光电流可忽略不计，因为Ni-Mo催化剂完成遮光。

通信作者：孙庆，高级工程师。sunqing0822@163.com

收稿日期：2015-07-31