目前電站設(shè)計(jì)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。

圖1 集中式方案簡圖

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(yùn)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(yùn)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(xiǎn)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(jì)算，1 MW的光伏子陣使用直流熔絲數(shù)量達(dá)到400個(gè)，10 MW用量則達(dá)到4000個(gè)。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(xiǎn)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(shí)，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(shí)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(shí)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(dòng)安全設(shè)計(jì)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(shí)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(yùn)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(cuò)誤導(dǎo)致無法通信的情況，因此難以準(zhǔn)確得知每個(gè)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(gè)直流匯流箱，打開匯流箱，用手持電流鉗表測量每個(gè)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(yùn)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(yùn)維繁瑣且困難、緩慢，在給運(yùn)維人員帶來巨大工作量和技術(shù)要求的同時(shí)，也會危及運(yùn)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(gè)16進(jìn)1匯流箱裝機(jī)容量即為16×5 kW=80 kW，完全檢查一個(gè)匯流箱并記錄共需10 min(0.17 h)。假設(shè)當(dāng)時(shí)組串處于半載工作狀態(tài)，斷電檢查一個(gè)匯流箱引起的發(fā)電量損失為80 kW×50%×0.17 h=6.8 kWh。

一個(gè)30 MW的電站擁有400多個(gè)匯流箱，全部巡檢一次將花費(fèi)大量時(shí)間，并損失數(shù)千kWh的發(fā)電量。再合并計(jì)算人工、車輛等成本投入，巡檢所消耗的運(yùn)維費(fèi)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(yùn)維人員只有幾個(gè)人，面對幾十MW甚至上百M(fèi)W的龐大電站，將難以全面檢查到每個(gè)光伏子陣，更難以細(xì)致到每個(gè)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(yùn)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(yùn)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(shí)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(shí)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(gè)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(shí)查看每個(gè)組串的工作狀態(tài)和參數(shù)，實(shí)現(xiàn)遠(yuǎn)程巡檢，智能運(yùn)維。對于逆變器或組串異常，智能監(jiān)控系統(tǒng)會主動(dòng)進(jìn)行告警上報(bào)，故障定位快速、精準(zhǔn)，整個(gè)過程操作安全、無需斷電、不影響發(fā)電量，將巡檢、運(yùn)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(shí)現(xiàn)智能運(yùn)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(yùn)行一定時(shí)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(diǎn)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(gè)1 MW的光伏子陣，一個(gè)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(gè)子陣發(fā)電量約0.5%;如果一個(gè)匯流箱(16進(jìn)1出，合計(jì)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(gè)子陣發(fā)電量約8%。因匯流箱通信可靠性低，運(yùn)維人員難以在故障發(fā)生的第一時(shí)間發(fā)現(xiàn)故障、處理故障。多數(shù)故障往往在巡檢時(shí)或累計(jì)影響較大時(shí)才被發(fā)現(xiàn)，但此時(shí)故障引起的發(fā)電量損失已按千、萬計(jì)算。

如果一臺逆變器遭遇故障而影響發(fā)電，將導(dǎo)致整個(gè)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(jì)算，一臺500 kW的逆變器在故障期間(從故障到解除，按15 d計(jì)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(jià)1元/kWh計(jì)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(shí)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(shí)，最多影響6串組串(按照每串20塊250 Wp組件串聯(lián)計(jì)算，每個(gè)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(jì)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(jià)1元/kWh計(jì)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(shí)間7 d計(jì)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

兩種方案對比計(jì)算數(shù)據(jù)見表1。

表1 兩種方案對比計(jì)算數(shù)據(jù)

注：1.組串每串按20塊250 Wp組件串聯(lián)計(jì)算，每個(gè)組串功率5 kW;

2.直流匯流箱按16進(jìn)1出計(jì)算，每個(gè)匯流箱合計(jì)功率80 kW;

3.日均發(fā)電按4 h計(jì)算，集中逆變器修復(fù)時(shí)間按15 d計(jì)算，上網(wǎng)電價(jià)按1元/kWh計(jì)算。

從表1可以看出，相比集中式方案故障損失動(dòng)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(diǎn)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(yùn)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(diǎn)，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(shí)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(yùn)車輛或工具將新的元器件搬運(yùn)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(gè)維修過程將長達(dá)15 d，甚至更久，維修難度大、耗時(shí)長、費(fèi)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(shí)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(shí)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(jī)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(yùn)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(dòng)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(yùn)行一段時(shí)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(shí)，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(shí)，因濕度增加，濕塵中的酸根和金屬離子活性增強(qiáng)，呈現(xiàn)一定酸性或堿性，對PCB的銅、焊錫、器件端點(diǎn)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(shí)甚至導(dǎo)致IGBT器件損壞。

5.1.2 運(yùn)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(yùn)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(dòng)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(fèi)了大量時(shí)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(jī)器。100 MW共有200臺機(jī)器，根據(jù)西北電站實(shí)際情況，每個(gè)月至少清掃一次，100 MW電站清掃一遍，正好需要20個(gè)工作日(1個(gè)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(gè)月20工作日計(jì)算，1年人力費(fèi)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(gè)100 MW電站生命周期內(nèi)的人力清掃費(fèi)用就達(dá)到0.12元/W，這個(gè)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(shí)際所付出的費(fèi)用還要遠(yuǎn)高于這個(gè)數(shù)值。

另外，防塵網(wǎng)每隔1～2個(gè)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(yùn)維帶來了實(shí)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(shí)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(jì)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(yùn)行。

5.3 兩種散熱方案比較分析

兩種散熱方案對比計(jì)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。

表2 兩種散熱方案對比計(jì)算數(shù)據(jù)

6 結(jié)論

從光伏電站運(yùn)維所涉及的各工作層面對安全性和可靠性、運(yùn)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(shí)現(xiàn)基于組串為基本管理單元的智能運(yùn)維，極大地提升了運(yùn)維工作效率、降低運(yùn)維成本;同時(shí)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(yùn)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(yùn)維和成本優(yōu)勢越加顯著，越能夠?yàn)橥顿Y者降低電站運(yùn)行成本，創(chuàng)造更多價(jià)值。