摘要：光伏电站产品的长期可靠性直接影响投资人收益，在长达25年的投资回报期内，降低产品故障、提高发电收益,是永恒不变的主题。目前国内光伏电站质量长期可靠性隐患重重，逆变器作为光伏电站的核心发电单元，其安全可靠性更成为了大家关注的热点。文章从系统可靠性原理、逆变器失效率、可用度及可维护性几方面对比分析了集中式逆变器和组串式逆变器的安全可靠性。
2014年的慕尼黑的intersolar论坛上，资深的光伏从业人士Manfred Bachler（曾是全球最大的EPC厂商Phoenix solar的首席技术官）提出了用组串式逆变器改造现存的集中式逆变器的方案，给出的结论是5～6年可以收回改造的成本，主要的原因是因为集中式逆变器维护麻烦，可用性差，仅仅在可用度方面就比组串式逆变器差6%。
近日，行业内对于组串式与集中式逆变器的故障率、可靠性众说纷纭。本文将从以下几个角度详细分析，抛砖引玉。
1、系统可靠性基本原理差异
组串式方案组件和逆变器直接相连，逆变器输出通过升压变接入电网，输变电链路设备少,直流线缆短，输电主要以交流线缆为主；集中式方案主要设备有直流汇流箱、直流配电柜、逆变器以及升压变，输变电链路设备多，输电线路直流线缆较多。笔者将从以下几个方面分析系统方案可靠性原理差异。
1.1直流和交流线路对系统安全性能的影响
直流电特点是易产生拉弧故障且不易熄灭，存在无法扑灭的风险，因为只要有光照，就会有电流产生，危害性大；交流电由于存在过零点，即使发生电弧故障，电弧也会在过零点处熄灭，危害性小。
1.2系统故障响应时间
交流侧出现短路故障时，由于能量来自于电网，能量足够大，电气保护设备可及时跳脱，切断短路路径，保护用电设备；直流侧短路时，由于故障电流小，且断路器常有降额设计，断路器不能快速保护，切断短路路径，其间可能出现绝缘老化、软化，进而引发火灾。
图1-1 直流线缆间发生短路烧毁 图1-2直流断路器拉弧起火
1.3关键设备成熟度
由于交流电技术已经发展了100多年，发电技术稳定、成熟，应用范围广，与之相关的电器件也已发展成熟；而直流电是随着光伏行业才逐步发展起来的，技术积累少，有很多亟待解决的技术难题；且直流电压范围广，能量差异较大，相关应用器件发展还不成熟，如，用于高压直流保护的器件，只有极少数厂家才能提供。
1.4系统关键器件选型
当前，逆变器器件选型时，部分厂家为追求低成本，交流断路器用在集中式逆变器直流侧的现象非常普遍，这样会对系统带来极大的安全隐患；首先，由于交流电和直流电电压等级不同，交流断路器用于直流场景，则工作电压超出器件额定电压，长期使用会造成断路器功能失效，安全隐患大；其次，由于直流电压等级高，工作电流大，断路器切断过程易产生电弧，直流和交流特点不同，断路器灭弧装置设计也势必不同，当交流断路器应用在直流场景时，直流电弧不能有效熄灭，如果电弧持续太久（几十毫秒），则会产生爆炸事故。
从以上系统角度分析可知，组串式逆变器比集中式逆变器可靠性更好，组串式方案比集中式方案更安全，更可靠。据统计，集中式逆变器几乎每月都有起火烧毁的重大事故，而组串式直流线缆很短，交流部分安全性经过一百多年验证，全球范围至今10G以上组串式电站，也未听说发生过严重的起火事故。
2、逆变器失效率差异
集中式逆变器和组串式由于功率等级不同，其结构特点、散热方式、以及防护等级等都会有所不同，从而整机失效率也会有差异。
2.1组串式逆变器失效率
业界一些知名的组串式逆变器厂家按照25年系统可靠运行设计，采用自然散热方式，无外置风扇，实现内外部的环境隔离，防护等级达IP65，可以使内部器件保持在无尘和稳定的环境中运行，大大降低了温度、风沙、湿气、盐雾等外部环境对器件寿命的影响，可靠性大大增强。同时系统无易损部件，无熔丝等需定期更换的器件，整机故障率小于1%，实现了系统免维护。
2.2集中式逆变器失效率
集中式逆变器方案一般采用常规的土建房或集装箱式机房，防护等级IP54，但因机房普遍采用直通风式散热方案，实际只能达到IP44或者更低，无法阻挡风沙、灰尘和腐蚀性气体进入逆变器，因此集中式逆变器内部电路器件容易暴露在恶劣的工作环境下，如灰尘在逆变器内电路板、端子排等的累积会造成爬电距离减小，最终造成放电、起火等安全风险；湿尘在PCB或元器件间易形成漏电效应和腐蚀效应，造成信号的异常或高压拉弧打火，还有可能造成电网对PE的短路，引起逆变器异常关机或炸毁；同时逆变器风扇是易损件，平均使用寿命约为5年左右。北方很多电站是在戈壁滩上建设，其实际是典型的盐碱地，灰尘中含大量的盐离子成分。在昼夜间歇工作模式下，发生腐蚀和漏电的概率比常规的电气设备大很多；据统计，集中式逆变器失效率大于3%。
图2-1 逆变器机房的灰尘 图2-2 逆变房内直流柜内部的灰尘
图2-3 某户外电站逆变器风扇积尘腐蚀示意图
通过以上几方面对比分析知，集中式逆变器失效率是组串式逆变器的3倍以上，组串式逆变器相比集中式逆变器，可靠性更高，系统稳定性更好。
3、逆变器散热原理差异
由于功率等级不同，组串式逆变器和集中式逆变器发热程度也会有很大差异，逆变器散热方式，决定着产品整机可靠性。
3.1热产生机理差异
组串式逆变器单个功耗数百瓦，可以实现自然散热设计，且可满足60℃环境温度下可靠运行；集中式逆变器，尤其是10尺集装箱方案，1MW的损耗高达30千瓦，相当于有30个1千瓦的电炉丝在10尺集装箱内部烘烤，单靠几个风扇是很难实现可靠散热的，极大地增加了烧机的风险。
3.2应用环境对逆变器散热影响
西部地面电站，组串式逆变器安装在组件上，环境开旷、通风好，逆变器散热良好；集中式逆变器安装在机房中，由于西北地区风沙严重，集中式逆变器机房中积灰导致防尘网堵塞、整机散热性能变差，大功耗器件温度急剧上升，引起温度告警，更严重会导致内部IGBT器件损坏，设备不断重启，甚至烧坏。表3-1为西北地面电站逆变器温度测试结果，从表格可知，由于集中式逆变器安装于机房内，温升比组串式高，在炎热夏天，机房内温度超过50度是经常的事情，集中式逆变器柜体内温度更高更恶劣，而高温带来的是器件寿命降低、整机降额运行，甚至炸机隐患。今年上半年以来，几乎每个月都有因为散热问题，集中式逆变器出现炸机等严重事故。
表3-1 西北地面电站逆变器温度测试表格
4、逆变器可用度和可维护性
逆变器作为光伏发电系统的核心部件，期可用度和可维护性对光伏系统可靠性、发电量、发电收益产生决定性作用。以下从两方面对比分析集中式逆变器和组串式逆变器对系统可靠性的影响。
4.1可用度
欧洲应用的顶级组串式逆变器，其MTBF可以做到35万小时，年失效率均在1%以下，部份厂家可以做到低于0.5%，而集中式常规的MTBF一般只能做到5万到10万小时。
4.2可维护性
故障发生时，集中式一般需要厂家的专业人员到场定位及维修，处理时间长，发电量损失大；而组串式逆变器，可直接由现场运维人员进行更换处理，简单快捷，先保证发电，然后再对故障机器进行分析、维修。表4-1说明了集中式逆变器和组串式逆变器故障维护差异及对系统的影响程度。
通常，由于受软件和硬件匹配等影响，集中式逆变器必须使用原厂家的备件，一旦厂家倒闭，未来维护将会被迫中断；而组串式逆变器 5年维保期内，免费替换，质保期外的故障机器，可以借助现代物流平台，返厂维修，仅需收取少量维修费用；若某些组串式品牌若干年后倒闭或不存在了，也可以重新更换一台其他品牌的组串式逆变器，更换成本较低，对系统整体发电量的影响甚微。因此组串式逆变器维护成本远低于集中式逆变器。图4-1显示了集中式逆变器和组串式逆变器故障修复时对发电量的影响。
表4-1 故障发生时，集中式和组串式逆变器影响对比
图4-1 集中式和组串式逆变器故障修复时发电量影响对比
5、结论
综上所述，组串式逆变器相比集中式，无论是在故障率、系统安全性还是运维成本方面都更占优势，系统可靠性更好，能保证电站长期安全、可靠运营。
在过去十多年逆变器的发展过程中，欧洲的技术领先全球市场2-3年，是技术和市场的风向标，中国、美国和日本等市场，基本上是跟随欧洲的路线，同时吸收欧洲的经验和教训。现在以SMA为代表的技术厂家在美国和欧洲正在力推组串式方案。国内越来越多的光伏电站也正在采用组串式方案。可见，组串式正在成为光伏电站建设的主流方案。图5-1为2014年IHS调研组串式逆变器使用情况调查结果。
图5-1 IHS 2014年调查结果
IHS资深光伏市场分析师吉利根（CormaGilligan）表示：“经调查证实，过去一年大型系统对组串式逆变器的接受不断增加，反映出IHS预期的这些产品将在几个关键市场获得份额，大型系统中太阳能买家越来越偏爱组串式逆变器而非集中式逆变器常见的原因是，组串式逆变器的系统设计更灵活、故障发生时的损失较低且生命周期维护成本更低。”
参考文献
【1】冯垛生，张淼，赵慧.太阳能发电技术与应用[M].北京.人民邮电出版社.2009
【2】组串式逆变器用于兆瓦级光伏项目的比例愈来愈高 IHS 2014
【3】Roger A Messenger,Jerry Ventre.Photovoltaic Systems Engineering[M],2nd ed.GRC Press LLC,2004.
2014年的慕尼黑的intersolar论坛上，资深的光伏从业人士Manfred Bachler（曾是全球最大的EPC厂商Phoenix solar的首席技术官）提出了用组串式逆变器改造现存的集中式逆变器的方案，给出的结论是5～6年可以收回改造的成本，主要的原因是因为集中式逆变器维护麻烦，可用性差，仅仅在可用度方面就比组串式逆变器差6%。
近日，行业内对于组串式与集中式逆变器的故障率、可靠性众说纷纭。本文将从以下几个角度详细分析，抛砖引玉。
1、系统可靠性基本原理差异
组串式方案组件和逆变器直接相连，逆变器输出通过升压变接入电网，输变电链路设备少,直流线缆短，输电主要以交流线缆为主；集中式方案主要设备有直流汇流箱、直流配电柜、逆变器以及升压变，输变电链路设备多，输电线路直流线缆较多。笔者将从以下几个方面分析系统方案可靠性原理差异。
1.1直流和交流线路对系统安全性能的影响
直流电特点是易产生拉弧故障且不易熄灭，存在无法扑灭的风险，因为只要有光照，就会有电流产生，危害性大；交流电由于存在过零点，即使发生电弧故障，电弧也会在过零点处熄灭，危害性小。
1.2系统故障响应时间
交流侧出现短路故障时，由于能量来自于电网，能量足够大，电气保护设备可及时跳脱，切断短路路径，保护用电设备；直流侧短路时，由于故障电流小，且断路器常有降额设计，断路器不能快速保护，切断短路路径，其间可能出现绝缘老化、软化，进而引发火灾。
图1-1 直流线缆间发生短路烧毁 图1-2直流断路器拉弧起火
1.3关键设备成熟度
由于交流电技术已经发展了100多年，发电技术稳定、成熟，应用范围广，与之相关的电器件也已发展成熟；而直流电是随着光伏行业才逐步发展起来的，技术积累少，有很多亟待解决的技术难题；且直流电压范围广，能量差异较大，相关应用器件发展还不成熟，如，用于高压直流保护的器件，只有极少数厂家才能提供。
1.4系统关键器件选型
当前，逆变器器件选型时，部分厂家为追求低成本，交流断路器用在集中式逆变器直流侧的现象非常普遍，这样会对系统带来极大的安全隐患；首先，由于交流电和直流电电压等级不同，交流断路器用于直流场景，则工作电压超出器件额定电压，长期使用会造成断路器功能失效，安全隐患大；其次，由于直流电压等级高，工作电流大，断路器切断过程易产生电弧，直流和交流特点不同，断路器灭弧装置设计也势必不同，当交流断路器应用在直流场景时，直流电弧不能有效熄灭，如果电弧持续太久（几十毫秒），则会产生爆炸事故。
从以上系统角度分析可知，组串式逆变器比集中式逆变器可靠性更好，组串式方案比集中式方案更安全，更可靠。据统计，集中式逆变器几乎每月都有起火烧毁的重大事故，而组串式直流线缆很短，交流部分安全性经过一百多年验证，全球范围至今10G以上组串式电站，也未听说发生过严重的起火事故。
2、逆变器失效率差异
集中式逆变器和组串式由于功率等级不同，其结构特点、散热方式、以及防护等级等都会有所不同，从而整机失效率也会有差异。
2.1组串式逆变器失效率
业界一些知名的组串式逆变器厂家按照25年系统可靠运行设计，采用自然散热方式，无外置风扇，实现内外部的环境隔离，防护等级达IP65，可以使内部器件保持在无尘和稳定的环境中运行，大大降低了温度、风沙、湿气、盐雾等外部环境对器件寿命的影响，可靠性大大增强。同时系统无易损部件，无熔丝等需定期更换的器件，整机故障率小于1%，实现了系统免维护。
2.2集中式逆变器失效率
集中式逆变器方案一般采用常规的土建房或集装箱式机房，防护等级IP54，但因机房普遍采用直通风式散热方案，实际只能达到IP44或者更低，无法阻挡风沙、灰尘和腐蚀性气体进入逆变器，因此集中式逆变器内部电路器件容易暴露在恶劣的工作环境下，如灰尘在逆变器内电路板、端子排等的累积会造成爬电距离减小，最终造成放电、起火等安全风险；湿尘在PCB或元器件间易形成漏电效应和腐蚀效应，造成信号的异常或高压拉弧打火，还有可能造成电网对PE的短路，引起逆变器异常关机或炸毁；同时逆变器风扇是易损件，平均使用寿命约为5年左右。北方很多电站是在戈壁滩上建设，其实际是典型的盐碱地，灰尘中含大量的盐离子成分。在昼夜间歇工作模式下，发生腐蚀和漏电的概率比常规的电气设备大很多；据统计，集中式逆变器失效率大于3%。
图2-1 逆变器机房的灰尘 图2-2 逆变房内直流柜内部的灰尘
图2-3 某户外电站逆变器风扇积尘腐蚀示意图
通过以上几方面对比分析知，集中式逆变器失效率是组串式逆变器的3倍以上，组串式逆变器相比集中式逆变器，可靠性更高，系统稳定性更好。
3、逆变器散热原理差异
由于功率等级不同，组串式逆变器和集中式逆变器发热程度也会有很大差异，逆变器散热方式，决定着产品整机可靠性。
3.1热产生机理差异
组串式逆变器单个功耗数百瓦，可以实现自然散热设计，且可满足60℃环境温度下可靠运行；集中式逆变器，尤其是10尺集装箱方案，1MW的损耗高达30千瓦，相当于有30个1千瓦的电炉丝在10尺集装箱内部烘烤，单靠几个风扇是很难实现可靠散热的，极大地增加了烧机的风险。
3.2应用环境对逆变器散热影响
西部地面电站，组串式逆变器安装在组件上，环境开旷、通风好，逆变器散热良好；集中式逆变器安装在机房中，由于西北地区风沙严重，集中式逆变器机房中积灰导致防尘网堵塞、整机散热性能变差，大功耗器件温度急剧上升，引起温度告警，更严重会导致内部IGBT器件损坏，设备不断重启，甚至烧坏。表3-1为西北地面电站逆变器温度测试结果，从表格可知，由于集中式逆变器安装于机房内，温升比组串式高，在炎热夏天，机房内温度超过50度是经常的事情，集中式逆变器柜体内温度更高更恶劣，而高温带来的是器件寿命降低、整机降额运行，甚至炸机隐患。今年上半年以来，几乎每个月都有因为散热问题，集中式逆变器出现炸机等严重事故。
表3-1 西北地面电站逆变器温度测试表格
4、逆变器可用度和可维护性
逆变器作为光伏发电系统的核心部件，期可用度和可维护性对光伏系统可靠性、发电量、发电收益产生决定性作用。以下从两方面对比分析集中式逆变器和组串式逆变器对系统可靠性的影响。
4.1可用度
欧洲应用的顶级组串式逆变器，其MTBF可以做到35万小时，年失效率均在1%以下，部份厂家可以做到低于0.5%，而集中式常规的MTBF一般只能做到5万到10万小时。
4.2可维护性
故障发生时，集中式一般需要厂家的专业人员到场定位及维修，处理时间长，发电量损失大；而组串式逆变器，可直接由现场运维人员进行更换处理，简单快捷，先保证发电，然后再对故障机器进行分析、维修。表4-1说明了集中式逆变器和组串式逆变器故障维护差异及对系统的影响程度。
通常，由于受软件和硬件匹配等影响，集中式逆变器必须使用原厂家的备件，一旦厂家倒闭，未来维护将会被迫中断；而组串式逆变器 5年维保期内，免费替换，质保期外的故障机器，可以借助现代物流平台，返厂维修，仅需收取少量维修费用；若某些组串式品牌若干年后倒闭或不存在了，也可以重新更换一台其他品牌的组串式逆变器，更换成本较低，对系统整体发电量的影响甚微。因此组串式逆变器维护成本远低于集中式逆变器。图4-1显示了集中式逆变器和组串式逆变器故障修复时对发电量的影响。
表4-1 故障发生时，集中式和组串式逆变器影响对比
图4-1 集中式和组串式逆变器故障修复时发电量影响对比
5、结论
综上所述，组串式逆变器相比集中式，无论是在故障率、系统安全性还是运维成本方面都更占优势，系统可靠性更好，能保证电站长期安全、可靠运营。
在过去十多年逆变器的发展过程中，欧洲的技术领先全球市场2-3年，是技术和市场的风向标，中国、美国和日本等市场，基本上是跟随欧洲的路线，同时吸收欧洲的经验和教训。现在以SMA为代表的技术厂家在美国和欧洲正在力推组串式方案。国内越来越多的光伏电站也正在采用组串式方案。可见，组串式正在成为光伏电站建设的主流方案。图5-1为2014年IHS调研组串式逆变器使用情况调查结果。
图5-1 IHS 2014年调查结果
IHS资深光伏市场分析师吉利根（CormaGilligan）表示：“经调查证实，过去一年大型系统对组串式逆变器的接受不断增加，反映出IHS预期的这些产品将在几个关键市场获得份额，大型系统中太阳能买家越来越偏爱组串式逆变器而非集中式逆变器常见的原因是，组串式逆变器的系统设计更灵活、故障发生时的损失较低且生命周期维护成本更低。”
参考文献
【1】冯垛生，张淼，赵慧.太阳能发电技术与应用[M].北京.人民邮电出版社.2009
【2】组串式逆变器用于兆瓦级光伏项目的比例愈来愈高 IHS 2014
【3】Roger A Messenger,Jerry Ventre.Photovoltaic Systems Engineering[M],2nd ed.GRC Press LLC,2004.
