目前，光伏电站设计因所采用逆变器不同而分为两种方案：集中式逆变器方案与组串式逆变器方案。
集中式方案采用集中式逆变器，单台容量达到500千瓦，甚至更高。1 兆瓦子阵需2台逆变器，子阵内所有组串经直流汇流箱汇流后，再分别输入子阵内2台逆变器。方案简图见图1。
图1 集中式方案简图
组串式方案采用组串式并网逆变器，单台容量只有几十千瓦。1 兆瓦子阵需约30台逆变器，子阵内光伏组串直流输出直接接入逆变器。方案简图见图2。
图2 组串式方案简图
因光伏电站采用的方案不同，造成运维工作的难度及成本也有明显不同。下文从安全性、可靠性、故障率及故障定位精确性、巡检、故障影响范围及其造成的发电量损失、故障修复难度、防沙防尘等方面进行比较阐述。
1 安全性与可靠性比较
电站的安全运行及防火工作极其重要，而熔丝过热及直流拉弧是起火的重大风险来源。
1.1 集中式方案分析
组串输出需要通过直流汇流箱并联，再经过直流柜，100多串组串并联在一起，直流环节长，且每一汇流箱每一组串必须使用熔丝。按每串20块250 Wp组件串联计算，1 MW的光伏子阵使用直流熔丝数量达到400个，10 MW用量则达到4000个。如此庞大的直流熔丝用量导致熔丝过热烧坏绝缘保护外壳（层），甚至引发直流拉弧起火的风险倍增。
直流侧短路电流来自电池组件，短路电流分布范围广（几A～1.5 kA），在短路电流不够大（受光照、天气的影响）时，不能快速熔断熔丝，但短路电流可能大于熔断器的额定电流，导致绝缘部分过热、损坏，最终引起明火。例如，12 A的熔断器承载20 A电流，需要持续1000 S才能熔断，但熔断前绝缘部分就可能因过温受到损伤，电流继续冲击时就失去了绝缘保护，导致起弧燃烧。
a. 发热熔丝烧毁绝缘外壳
b. 直流汇流箱内拉弧灼烧痕迹
c. 烧蚀脱落的绝缘保护层碎片
图3 直流汇流箱内拉弧及烧蚀实景
1.2 组串式方案分析
组串式方案没有直流汇流箱，在直流侧，每一路组串都直接接入逆变器，无熔丝，直流线缆短且少，做到了主动安全设计与防护，有效抑制拉弧现象，避免起火事故发生；在交流侧，短路电流来自电网侧，短路电流较大（10 kA～20 kA），一旦发生异常，交流汇流箱内断路器会瞬时脱扣，将危害降至最低。
1.3 比较结果
组串式方案安全性更好，可靠性更高。
2 运维难易程度、故障定位精准度比较
2.1 集中式方案分析
对于集中式方案，多数电站的汇流箱与逆变器非同一厂家生产，通讯匹配困难。国内光伏电站目前普遍存在直流汇流箱故障率高、汇流箱通讯可靠性较低、数据信号不准确甚至错误导致无法通信的情况，因此难以准确得知每个组串的工作状态。即使通过其他方面发现异常，也难以快速准确定位并解决问题。
因此，为掌握光伏区每一组串工作状态，当前的检测方法是：找到区内每一个直流汇流箱，打开汇流箱，用手持电流钳表测量每个组串的工作电流来确认组串的状态。但在部分电站，由于直流汇流箱内直流线缆过于紧密，直流钳表无法卡入，导致无法测量。运维人员不得不断开直流汇流箱开关和对应组串熔丝，再逐串检测组串的电压和熔丝的状态。检查工作量大，现场运维繁琐且困难、缓慢，在给运维人员带来巨大工作量和技术要求的同时，也会危及运维人员的人身安全。
图4 直流汇流箱内密集的直流线缆
另外，检查期间开关被断开，影响了电站发电。假设单块组件最大功率为250 W，20块一串，一个16进1汇流箱装机容量即为16×5 kW=80 kW，完全检查一个汇流箱并记录共需10 min（0.17 h）。假设当时组串处于半载工作状态，断电检查一个汇流箱引起的发电量损失为80 kW×50%×0.17 h=6.8 kWh。
一个30 MW的电站拥有400多个汇流箱，全部巡检一次将花费大量时间，并损失数千kWh的发电量。再合并计算人工、车辆等成本投入，巡检所消耗的运维费用将十分可观。此种情况在山地电站表现会更加明显。需要特别注意的是，这样的巡检方式并不可靠，易产生人为疏忽，比如检查完成后忘记合闸，影响更多发电量。
目前不少电站的运维人员只有几个人，面对几十MW甚至上百MW的庞大电站，将难以全面检查到每个光伏子阵，更难以细致到每个组串，所以一些电站的汇流箱巡检约半年一次。这样的巡检频次，难以发现电站运行过程中存在的细小问题，虽然细微，但长期累积引起的发电量损失和危害却不可轻视。
目前国内光伏电站有关直流汇流箱运维的数据如下：
1）直流汇流箱内的熔丝：易损耗，维护工作量大，部分电站每月有总熔丝1%左右的维护量；且因工作量大，检修时容易出现工作疏漏，影响后续发电量。
2）直流汇流箱数据准确性与通讯可靠性：直流电流检测精度低，误差大于5%，弱光时难以分辨组件失效与否，不利于进行组件管理；直流汇流箱通讯故障率高、效果不佳，容易断链，导致数据无法上传，通讯失效后，组串监控和管理便处于完全失控状态，除非再次巡检发现并处理。
2.2 组串式方案分析
对于组串式方案，逆变器对每个组串的电压、电流及其他工作参数均有高精度的采样测量，测量精度达到5‰（见图5）。利用电站的通信系统，通过后台便可远程随时查看每个组串的工作状态和参数，实现远程巡检，智能运维。对于逆变器或组串异常，智能监控系统会主动进行告警上报，故障定位快速、精准，整个过程操作安全、无需断电、不影响发电量，将巡检、运维成本降至极低水平。
图5 组串式逆变器对组串电压、电流精确测量
2.3 比较结果
组串式故障定位快、精准，实现智能运维。
3 故障影响范围及其造成的发电量损失比较
电站建成运行一定时间后，各种因素导致的故障逐渐显现。
3.1 集中式方案分析
就采用集中式方案的光伏系统的各节点及设备而言，不考虑组件自身因素、施工接线因素及自然因素的破坏，直流汇流箱和逆变器故障是导致发电量损失的重要源头。
如前文所述，直流汇流箱故障在当前光伏电站所有故障中表现较为突出。一个1 MW的光伏子阵，一个组串（假设采用20块250 Wp组件，共5 kW）因熔丝故障不发电，即影响整个子阵发电量约0.5%；如果一个汇流箱（16进1出，合计功率80 kW）故障，即导致涉及该汇流箱的所有组串都不能正常发电，将影响整个子阵发电量约8%。因汇流箱通信可靠性低，运维人员难以在故障发生的第一时间发现故障、处理故障。多数故障往往在巡检时或累计影响较大时才被发现，但此时故障引起的发电量损失已按千、万计算。
如果一台逆变器遭遇故障而影响发电，将导致整个子阵约50%的发电量损失。集中式逆变器必须由专业人员检测维修，配件体积大、重量重，从故障发现到故障定位，再到故障解除，周期漫长。按日均发电4 h计算，一台500 kW的逆变器在故障期间（从故障到解除，按15 d计算）损失的发电量为500 kW×4 h/d×15 d =30000 kWh。按照上网电价1元/kWh计算，故障期间损失达到3万元。
3.2 组串式方案分析
同样不考虑组件自身因素、施工接线因素及自然因素的破坏，采用组串式方案的光伏系统因没有直流汇流箱，无熔丝，系统整体可靠性大幅提升，几乎只有在遭遇逆变器故障时才会导致发电量损失。组串式逆变器体积小，重量轻，通常电站都备有备品备件，可以在故障发生当天立即更换。单台逆变器故障时，最多影响6串组串（按照每串20块250 Wp组件串联计算，每个组串功率为5 kW），即使6串组串满发，按照日均发电4 h计算，因逆变器故障导致的发电量损失为5 kW×6×4 h/d×1 d = 120 kWh。按照上网电价1元/kWh计算，故障导致发电损失为120元。
考虑更极端的情况，电站
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