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、不受资源分布地域的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28GW，并以每年大于10GW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。
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有显著的差异。
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，但是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，交流电网从几千瓦发展到几亿千瓦，电压等级从几十伏发展到上百万伏。科学技术不断在解决着电力发展的难题，也保障了交流输电的安全，使电进入千家万户。
直流供电主要用于于安全电压48V以下的控制系统及后备电源使用，或是特高压长距离直流输电（±400kV以上）工程中。1000V直流输电是伴随着光伏的发展而兴起，其配套的相关电气设备还有待完善，甚至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，而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，具有较高热能的电弧的出现使得电站存在一个火灾的隐患，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500~800Vdc，按照16进1出的直流汇流箱进行计算，电流大约在130A左右，长度一般超过100米，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米。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480Vac，电流一般控制在50A以内，大大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，使得直流断路器QF3无法跳脱切断回路，从而使得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的损坏。
案例：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。最终分析原因为：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，导致了着火事故的发生。
小结：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。那么两者的安全性方面的对比如下：
图6 组串式与集中式方案直流线缆的故障
2.2.1 短路故障发生概率对比
当组件线缆通过线槽进行汇集时，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，而集中式一台直流汇流箱的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。
小结：集中式组件发生短路故障的概率远远高于组串式，短路故障若不能及时切除，将会引起电流反灌。
2.2.2 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，即使有一串发生短路故障，反灌电流最大也不会超过10A，均在直流线缆和光伏组件承受范围以内（42mm直流电缆载流能力大于30A，组件耐受反灌电流15A），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，具体安全风险分析如下。
2.3 集中式方案中直流熔断器的安全风险分析
2.3.1 熔断器增加了直流节点，埋下安全隐患
集中式1MW需要使用熔断器400个，每个熔断器与熔断器盒夹片之间有采用压接的方式。由于熔断器盒对线缆可靠安装要求高，现场实际不容易做到，可能出现接触不良的现象，是汇流箱着火的主要原因。
图7 直流汇流箱着火
图8 熔断器接线不良引发的烧毁着火案例
图9 熔断器与底座接触不良
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，可靠性相对较高，可以有效规避因施工人员能力不同引发的安装隐患。
小结：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
从熔断器标准IEC 60269-6中可以看出：15A的熔断器，标准要求在16.95A下，1小时不能熔断，在21.75A下，1小时内熔断。冬天受低温影响，需要熔断的电流更大，时间更长。
图10 标准IEC 60269-6 对熔断器的要求
从组件标准IEC 61730-2中可以看出：反向电流15A的组件，标准要求在20.25A下，2小时不能起火。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。
图11 标准IEC 61730-2 对组件的要求
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至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。
图12 光伏熔断器熔体结构
从光伏熔断器熔体结构上可以看出，熔断器狭径非常细，对制造工艺要求很高，普通厂家很难控制好熔断器的质量。由于生产工艺的局限，可能造成生产的熔断器额定电流出现一定的偏移，若不能够在规定的电流和时间下及时熔断，更会加剧电池板的损坏，带来火灾风险。所以，从电站安全的角度出发，为了保护组件，不仅需要增加熔断器，还需要使用带防反二极管的直流汇流箱。
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。
图13 熔断器的熔断时间和电流特性曲线
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14 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。
图15 熔断器熔断时喷弧烧毁相邻元件
小结：集中式方案因使用熔断器增加了直流节点，现场可能发生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挡，并不能有效地保护组件；而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，采用无熔丝的设计方案，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
在前文已经分析了高压直流灭弧难的问题，所以1000Vdc的直流断路器在设计上存在一定的难度，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16 在直流故障时交流断路器的灭弧室被烧穿
小结：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17 集中式逆变房内积尘
图18 集中式逆变器内部积尘
图19 集中式直流汇流箱锈蚀、积尘
小结：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。
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，无法和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之间会形成高压。通常熔断器选型在5A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。
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30mA的情况下，迅速切断电路，实现了保护人身安全。
小结：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。在去年8月份举行的在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就表示，“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。”
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要着重考虑安全问题。
索比光伏网 https://news.solarbe.com/201506/04/73576.html
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。
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有显著的差异。
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，但是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，交流电网从几千瓦发展到几亿千瓦，电压等级从几十伏发展到上百万伏。科学技术不断在解决着电力发展的难题，也保障了交流输电的安全，使电进入千家万户。
直流供电主要用于于安全电压48V以下的控制系统及后备电源使用，或是特高压长距离直流输电（±400kV以上）工程中。1000V直流输电是伴随着光伏的发展而兴起，其配套的相关电气设备还有待完善，甚至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，而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，具有较高热能的电弧的出现使得电站存在一个火灾的隐患，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500~800Vdc，按照16进1出的直流汇流箱进行计算，电流大约在130A左右，长度一般超过100米，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米。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480Vac，电流一般控制在50A以内，大大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，使得直流断路器QF3无法跳脱切断回路，从而使得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的损坏。
案例：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，持续时间三个月，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，导致了着火事故的发生。
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。
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。
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。那么两者的安全性方面的对比如下：
图6 组串式与集中式方案直流线缆的故障
2.2.1 短路故障发生概率对比
当组件线缆通过线槽进行汇集时，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，而集中式一台直流汇流箱的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。
小结：集中式组件发生短路故障的概率远远高于组串式，短路故障若不能及时切除，将会引起电流反灌。
2.2.2 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，即使有一串发生短路故障，反灌电流最大也不会超过10A，均在直流线缆和光伏组件承受范围以内（42mm直流电缆载流能力大于30A，组件耐受反灌电流15A），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，具体安全风险分析如下。
2.3 集中式方案中直流熔断器的安全风险分析
2.3.1 熔断器增加了直流节点，埋下安全隐患
集中式1MW需要使用熔断器400个，每个熔断器与熔断器盒夹片之间有采用压接的方式。由于熔断器盒对线缆可靠安装要求高，现场实际不容易做到，可能出现接触不良的现象，是汇流箱着火的主要原因。
图7 直流汇流箱着火
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，可靠性相对较高，可以有效规避因施工人员能力不同引发的安装隐患。
小结：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
从熔断器标准IEC 60269-6中可以看出：15A的熔断器，标准要求在16.95A下，1小时不能熔断，在21.75A下，1小时内熔断。冬天受低温影响，需要熔断的电流更大，时间更长。
从组件标准IEC 61730-2中可以看出：反向电流15A的组件，标准要求在20.25A下，2小时不能起火。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至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。
从光伏熔断器熔体结构上可以看出，熔断器狭径非常细，对制造工艺要求很高，普通厂家很难控制好熔断器的质量。由于生产工艺的局限，可能造成生产的熔断器额定电流出现一定的偏移，若不能够在规定的电流和时间下及时熔断，更会加剧电池板的损坏，带来火灾风险。所以，从电站安全的角度出发，为了保护组件，不仅需要增加熔断器，还需要使用带防反二极管的直流汇流箱。
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。
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。
小结：集中式方案因使用熔断器增加了直流节点，现场可能发生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挡，并不能有效地保护组件；而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，采用无熔丝的设计方案，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
在前文已经分析了高压直流灭弧难的问题，所以1000Vdc的直流断路器在设计上存在一定的难度，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16 在直流故障时交流断路器的灭弧室被烧穿
小结：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。
小结：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。
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，无法和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之间会形成高压。通常熔断器选型在5A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。
小结：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。在去年8月份举行的在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就表示，“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。”
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要着重考虑安全问题。
索比光伏网 https://news.solarbe.com/201506/04/73576.html
