詳解光伏電站運維的下一站比拼：成本和價值

編者按 目前，我國累計光伏裝機容量已超過28GW，2013、2014連續兩年新增并網光伏發電容量均超過10 GW。隨著光伏電站大規模建設并陸續并網，運維已上升為光伏電站的工作重心，其直接關系到電站能否長期穩定運行，關系到電站運維成本、投資價值及最終收益。 2015年將是我國光伏產業的大發展之年，也是考驗光伏電站運維能力之年。目前，光伏電站建設有組串式逆變器與集中式逆變器兩種設計解決方案，本文針對以上兩種方案在運維工作中的實際情況，包括安全性與可靠性、運維難度與故障定位、故障導致損失、故障修復難度、防沙塵與防鹽霧等各方面進行對比，以期保證光伏電站長期平穩運行，達到規劃設計的發電目標，早日收回建站成本并實現盈利。 目前，光伏電站設計因采用不同逆變器而分為兩種方案：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，單臺容量達到500kW，甚至更高。1 MW子陣需2臺逆變器，子陣內所有組串經直流匯流箱匯流后，再分別輸入子陣內2臺逆變器。（方案見圖一） 組串式方案采用組串式并網逆變器，單臺容量只有幾十kW。1 MW子陣需約30臺逆變器，子陣內光伏組串直流輸出直接接入逆變器。（方案見圖二） 因光伏電站采用的方案不同，造成運維工作的難度及成本也有明顯不同。下文從安全性、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電量損失、故障修復難度、防沙防塵等方面進行比較闡述。 安全性與可靠性比較 電站的安全運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險來源。 集中式方案分析 組串輸出需要通過直流匯流箱并聯，再經過直流柜，100多串組串并聯在一起，直流環節長，且每一匯流箱每一組串必須使用熔絲。按每串20塊250 Wp組件串聯計算，1MW的光伏子陣使用直流熔絲數量達到400個，10MW用量則達到4000個。如此龐大的直流熔絲用量導致熔絲過熱燒壞絕緣保護外殼（層），甚至引發直流拉弧起火的風險倍增。 直流側短路電流來自電池組件，短路電流分布范圍廣，在短路電流不夠大（受光照、天氣的影響）時，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1000 秒才能熔斷，但熔斷前絕緣部分就可能因過溫受到損傷，電流繼續沖擊時就失去了絕緣保護，導致起弧燃燒。 組串式方案分析 組串式方案沒有直流匯流箱，在直流側，每一路組串都直接接入逆變器，無熔絲，直流線纜短且少，做到了主動安全設計與防護，有效抑制拉弧現象，避免起火事故發生；在交流側，短路電流來自電網側，短路電流較大（10 kA-20 kA），一旦發生異常，交流匯流箱內斷路器會瞬時脫扣，將危害降至最低。 比較結果 組串式方案安全性更好，可靠性更高。 運維難易程度、故障定位精準度比較 集中式方案分析 對于集中式方案，多數電站的匯流箱與逆變器非同一廠家生產，通訊匹配困難。國內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、數據信號不準確甚至錯誤導致無法通信的情況，因此難以準確得知每個組串的工作狀態。即使通過其他方面發現異常，也難以快速準確定位并解決問題。 因此，為掌握光伏區每一組串工作狀態，當前的檢測方法是：找到區內每一個直流匯流箱，打開匯流箱，用手持電流鉗表測量每個組串的工作電流來確認組串的狀態。但在部分電站，由于直流匯流箱內直流線纜過于緊密，直流鉗表無法卡入，導致無法測量。運維人員不得不斷開直流匯流箱開關和對應組串熔絲，再逐串檢測組串的電壓和熔絲的狀態。檢查工作量大，現場運維繁瑣且困難、緩慢，在給運維人員帶來巨大工作量和技術要求的同時，也會危及運維人員的人身安全。 另外，檢查期間開關被斷開，影響了電站發電。假設單塊組件最大功率為250 W，20塊一串，一個16進1匯流箱裝機容量即為16×5 kW=80 kW，完全檢查一個匯流箱并記錄共需10 min（0.17 h）。假設當時組串處于半載工作狀態，斷電檢查一個匯流箱引起的發電量損失為80 kW×50%×0.17 h=6.8 kWh。 一個30 MW的電站擁有400多個匯流箱，全部巡檢一次將花費大量時間，并損失數千度的發電量。再合并計算人工、車輛等成本投入，巡檢所消耗的運維費用將十分可觀。此種情況在山地電站表現會更加明顯。需要特別注意的是，這樣的巡檢方式并不可靠，易產生人為疏忽，比如檢查完成后忘記合閘，影響更多發電量。 目前不少電站的運維人員只有幾個人，面對幾十MW甚至上百MW的龐大電站，將難以全面檢查到每個光伏子陣，更難以細致到每個組串，所以一些電站的匯流箱巡檢約半年一次。這樣的巡檢頻次，難以發現電站運行過程中存在的細小問題，雖然細微，但長期累積引起的發電量損失和危害卻不可輕視。 目前國內光伏電站有關直流匯流箱運維的數據如下： 直流匯流箱內的熔絲：易損耗，維護工作量大，部分電站每月有總熔絲1%左右的維護量；且因工作量大，檢修時容易出現工作疏漏，影響后續發電量。 直流匯流箱數據準確性與通訊可靠性：直流電流檢測精度低，誤差大于5%，弱光時難以分辨組件失效與否，不利于進行組件管理；直流匯流箱通訊故障率高、效果不佳，容易斷鏈，導致數據無法上傳，通訊失效后，組串監控和管理便處于完全失控狀態，除非再次巡檢發現并處理。 組串式方案分析 對于組串式方案，逆變器對每個組串的電壓、電流及其他工作參數均有高精度的采樣測量，測量精度達到5‰。利用電站的通信系統，通過后臺便可遠程隨時查看每個組串的工作狀態和參數，實現遠程巡檢，智能運維。對于逆變器或組串異常，智能監控系統會主動進行告警上報，故障定位快速、精準，整個過程操作安全、無需斷電、不影響發電量，將巡檢、運維成本降至極低水平。 比較結果 組串式故障定位快、精準，實現智能運維。 故障影響范圍及發電量損失比較 電站建成運行一定時間后，各種因素導致的故障逐漸顯現。 集中式方案分析 就采用集中式方案的光伏系統的各節點及設備而言，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致發電量損失的重要源頭。 如前文所述，直流匯流箱故障在當前光伏電站所有故障中表現較為突出。一個1 MW的光伏子陣，一個組串（假設采用20塊250 Wp組件，共5 kW）因熔絲故障不發電，即影響整個子陣發電量約0.5%；如果一個匯流箱（16進1出，合計功率80 kW）故障，即導致涉及該匯流箱的所有組串都不能正常發電，將影響整個子陣發電量約8%。因匯流箱通信可靠性低，運維人員難以在故障發生的第一時間發現故障、處理故障。多數故障往往在巡檢時或累計影響較大時才被發現，但此時故障引起的發電量損失已按千、萬計算。 如果一臺逆變器遭遇故障而影響發電，將導致整個子陣約50%的發電量損失。集中式逆變器必須由專業人員檢測維修，配件體積大、重量重，從故障發現到故障定位，再到故障解除，周期漫長。按日均發電4 小時計算，一臺500kW的逆變器在故障期間（從故障到解除，按15 天計算）損失的發電量為500 kW×4 h/d×15 d =30000 kWh。按照上網電價1元/kWh計算，故障期間損失達到3萬元。 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因沒有直流匯流箱，無熔絲，系統整體可靠性大幅提升，幾乎只有在遭遇逆變器故障時才會導致發電量損失。組串式逆變器體積小，重量輕，通常電站都備有備品備件，可以在故障發生當天立即更換。單臺逆變器故障時，最多影響6串組串（按照每串20塊250 Wp組件串聯計算，每個組串功率為5 kW），即使6串組串滿發，按照日均發電4 小時計算，因逆變器故障導致的發電量損失為5 kW×6×4 h/d×1 d = 120 kWh。按照上網電價1元/kWh計算，故障導致發電損失為120元。 考慮更極端的情況，電站無備品備件，需廠家直接發貨更換，按照物流時間7 天計算，故障導致發電損失為120元/天×7 天= 840元。 比較結果 兩種方案對比計算數據見表一。 故障修復難度比較 不同的方案特點不同，自然也導致了故障修復難度的差異。光伏電站所有組串全部投入后，故障修復工作主要集中在電站運行期間的線路故障及設備故障。線路故障受施工質量、人為破壞、自然力破壞等因素影響。設備故障包含匯流箱故障及逆變器故障。 集中式方案分析 直流匯流箱內原件輕小、數量少，線路簡單，一旦故障準確定位后，修復難度不大；其修復困難集中表現為故障偵測或發現困難。 對于逆變器故障，因集中式逆變器體積大、重量重，內部許多元器件也同樣具有此類特點，部分元件重量甚至達到數十或上百千克，給維護修復工作造成了較大程度的不便和麻煩。這也是電站建設時集中式逆變器采用整體吊裝的部分原因所在。 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廠家售后人員完成。因此在故障發生后，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貨至電站現場，維修人員選用一定搬運車輛或工具將新的元器件搬運至逆變器房（箱）進行更換。一旦集中式逆變器出現故障，粗略估算整個維修過程將長達15 天，甚至更久，維修難度大、耗時長、費力多，還嚴重影響電站發電量。 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母線。因此，組串式方案的設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人協作即可完成，且不必專業人員操作。因此，確認逆變器故障發生后，可根據精準的告警信息提示，立即啟用備品替換故障逆變器，使電站短時間內全部恢復正常，將發電量損失降至最低。 比較結果 綜上所述，比較兩種方案的故障修復難度，組串式方案故障修復難度小、速度快，優勢明顯。 防沙防塵、防鹽霧比較 在逆變器使用壽命期限內，空氣中的灰塵及沿海地區的鹽霧對逆變器整體及內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導致內部接觸器接觸不良，鹽霧造成設備及元器件腐蝕，因此有逆變器在使用一段時間后，出現了控制失效、內部異常短路等現象，甚至起火燃燒，造成重大事故和損失?，F階段，灰塵和鹽霧不可能被機房或設備防塵濾網完全過濾，因此，在風沙、霧霾嚴重的地區或沿海鹽霧地區（也是我國土地資源和太陽能資源相對豐富的地區），兩者對逆變器乃至光伏電站的長期安全正常運行構成了嚴重威脅。 直通風式散熱方案 行業內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進入逆變器內部和逆變器房（箱），加之逆變器內部電子元器件的靜電吸附作用，運行一段時間后，逆變器內部和逆變器房（箱）都沉積了大量的灰塵。同理，鹽霧也會以同樣的方式進入箱房及逆變器內部。 灰塵及鹽霧對電氣設備的主要危害體現在漏電失效、腐蝕失效及散熱性能下降方面。 漏電失效、腐蝕失效方面，在空氣濕度較大時，吸濕后的灰塵導電活性激增，在元器件間形成漏電效應，造成信號異?；蚋邏豪〈蚧?，甚至短路。同時，因濕度增加，濕塵中的酸根和金屬離子活性增強，呈現一定酸性或堿性，對PCB的銅、焊錫、器件端點形成腐蝕效應，引起設備工作異常。在沿海高鹽霧地區，腐蝕失效表現更加顯著。 散熱性能下降方面，積塵導致防塵網堵塞、設備散熱性能變差，大功耗器件溫度急劇上升，嚴重時甚至導致IGBT器件損壞。 運維清掃的困難及成本體現在：多數光伏電站建設區域遠離城市與鄉村，給野外運維清掃工作造成諸多不便。另外，光伏電站白天要發電，清掃拆卸只能晚上進行。夏天逆變器房（箱）內溫度高、蚊子多，冬天則是低溫嚴寒，工作人員手腳活動都受到影響；設備的局部地方還需要用專業工具，如空氣泵吹凈灰塵。因此，清掃工作耗費了大量時間、人力和成本。 以西北風沙地區100 MW電站為例，10人1天只能清掃10臺機器。100 MW共有200臺機器，根據西北電站實際情況，每個月至少清掃一次，100 MW電站清掃一遍，正好需要20個工作日（1個月）。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個月20工作日計算，1年人力費用就至少達到2000×20×12=48萬；在電站的生命周期25年內，共需要25×48=1200萬元。一個100MW電站生命周期內的人力清掃費用就達到0.12元/W，這個成本相當驚人。如果進一步考慮25年內人力成本的上升和通脹因素，實際所付出的費用還要遠高于這個數值。 另外，防塵網每隔1-2個月需要進行更換，還有專業的清洗工具采購和折舊、車輛及燃油投入，均給電站運維帶來了實際的成本和困難。 熱傳導式散熱方案 對于采用熱傳導式散熱方案的逆變器，如國內廠家華為組串式逆變器，因逆變器采用非直通風式散熱方案，逆變器的防護能力達到IP65，能夠有效應對沙塵影響，即使在風沙及霧霾嚴重的地區，逆變器仍能輕松應對沙塵威脅，完全實現免清掃、免維護，節省大量清掃成本和投入。另一方面，華為組串式逆變器優異的熱設計方案匹配性能優異的散熱材料也保證了逆變器可以從容應對高溫環境。IP65的防護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、低成本運行。 兩種散熱方案比較分析 兩種散熱方案經比較，IP65防護等級具有明顯優勢。（對比計算數據見表二） 從光伏電站運維所涉及的各工作層面對安全性和可靠性、運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電量損失、故障修復難度、防沙防塵防鹽霧等方面進行橫向比較，結果顯示：組串式逆變器方案更安全、更可靠；且可實現基于組串為基本管理單元的智能運維，極大地提升了運維工作效率、降低運維成本；同時顯著降低了故障修復難度，大幅減少了故障導致的各種損失；IP65的防護等級使得逆變器可長期、正常、穩定運行在多沙塵、高鹽霧的環境和地區，具有集中式方案難以比擬的優勢。電站規模越大，地形越復雜（如山地電站），組串式方案的運維和成本優勢越加顯著，越能夠為投資者降低電站運行成本，創造更多價值。 （作者供職于中國能源建設集團云南省電力設計院有限公司）