深入浅出理解光伏直流系统之(一)

今年以来,集中式与组串式两大流派针对各自的技术是否安全可靠展开了激烈的讨论。组串式发电技术的拥趸坚定地认为，光伏熔断器是集中式发电并网发电的风险来源，甚至宣称国内集中式光伏电站的火灾数量平均下来每个月都有发生。

2013年9月，外国光伏的专业媒体曾在文中提到德国的一项研究显示在130万业已安装的系统中大约发生了75起事故，而美国的该项研究显示，整个国家仅有7起事故发生。

众所周知，欧美国家小型家用屋顶项目采用的微型逆变器或组串式逆变器技术，大型分布式项目采用较多的是集中式逆变器。从统计数据来看，无论集中式还是组串式的解决方案其安全性和可靠性都非常高。而因为集中式光伏项目的在项目总数量上比例更高，所以从统计学角度来理解，集中式的安全可靠性与组串式相比或许更高。

而反观国内的情况，长期以来国内光伏行业重设备而轻系统的情况十分严重。此篇文章将从国内目前广泛采用的集中式并网发电系统的短路分析入手，对比欧美国家的系统设计，帮业主和EPC客户及设计院重新审视自己的光伏电站的设计和低压电器的选用。

第一部分光伏组件篇

要想对光伏系统的短路故障进行分析，首先需要对光伏电池组件的性能形成正确地认识。对于光伏组件和组串，我们需要强调的是：

1.光伏电池串串并联规则：光伏电池串联增加可用电压，电池并联增加可用电流。

2.一个重要的指标光伏电池的短路电流Isc：这一指标通常为测试条件是照度为1000W/m2,温度为25℃条件下测量的短路故障电流，若照度和温度有变化，其数值也会有较大变化，但是当照度超过1000W/m2时，其大小不会变化太大，同时25摄氏度这一条件的变化也对其短路电流的增加有影响。

3.光伏直流侧系统电路是电流限制型电路：基于目前的市场上光伏组件的厂家样本，我们可以得知串联在一起的某一路光伏电池组串，当发生短路故障时其短路电流的大小与单个电池发生短路的电流（Isc）大小一致，一般不超过10A。

基于上面的介绍，我们可以得知光伏直流系统电路是一个短路电流有限制的电路，即此线路为电流限制型电路。

第二部分短路故障类型与反向电流

关于直流侧系统的故障类型，在北美地区采用的是接地系统（GroundedPVsystem），光伏系统研究人员将直流系统的短路故障分为接地故障（Groundfault）和线线故障（Line-Linefault）两种[2]。

在欧洲地区和我国广泛采用的是不接地系统（UngroundedPVsystem或floatingPVsystem）,对于不接地系统北美地区也有采用。有些德国的光伏研究人员把直流系统的短路故障分为组件短路故障（Moduleshort-circuit）和对地故障（DoubleEarthFault）[2]。根据美国690.35(B)的规定正负极都要采用过电流保护装置（OCP,Over-currentProtectionDevice）进行线路保护。这是因为不接地系统的正负极的电缆均为带有电流的导体，有可能从负极产生短路故障（DoubleEarthFault）[2]，所以正负极均要采用过电流保护装置。

但是不论哪种光伏直流系统（接地或不接地），无论哪种短路故障类型，系统都会表现为由于短路故障点的电阻下降，其余并联在一起的其他线路达到短路状态同时反向流向此短路点，我们称此电流为反向短路电流（Iback）。

专题.：为什么集中式逆变器在组网时必须要加熔断器?[6]

为了了解集中式逆变器在组网时必须要加装熔断器这个问题我们引用一个模型来讨论，此模型为3串电池组件（threestrings）组成的一个系统并且并联在一起，每个组件的短路电流为Isc=8.19A。

美国的光伏系统研究人员认为[6]，当组串数为3串时，发生短路后，A线路的电流达到10.2A(1.25*8.19=10.2A)，B线路的反向电流大小为其余2串线路的短路状态的电流2*10.2A=20.4A与逆变器的反向电流D线路(大小为0A)汇流后的电流。此反向电流20.4A对15A的熔断器形成了过载（20.4÷15=1.36倍），这种情况下就进入了gPV级熔断器的保护范围（gPV级熔断器是1.35In（UL标准）或1.45In（IEC标准）），所对于集中式的光伏发电系统组网的时候无论是汇流箱还是逆变器直流侧输入线路的路数大于3路时，安装gPV级熔断器会更加有效地保护系统线路。换句话说当并联路数超过3路时，就必须加装gPV级熔断器进行线路保护。并且我们可以总结得到一个分析光伏系统直流侧的反向电流计算公式：

I_FAULT=I_back=(n–1)x1.25xI_SC

第三部分系统短路故障分析篇

我们将利用前两部分的两个结论：

串联在一起的某一路光伏电池组串，当发生短路故障时其短路电流的大小与单个电池发生短路的电流（Isc）大小一致，一般不超过10A。光伏系统直流侧的反向电流计算公式：IFAULT=Iback=(n–1)x1.25xISC

对目前国内较为常见的直流系统组网方式进行分析，其中组件采用天合光能的260W多晶硅组件。

整个光伏直流测系统采用260W的电池组件，以22片为一路串联在一起组成一路组串。

每16路组串在正负极串联了15A的10*38mm的gPV级熔断器后，并联在一起接入一个16路汇流箱，16路汇流箱（共计96路）的出线侧采用200A光伏专用直流断路器。6个汇流箱出线端利用70平铜电缆在500kW逆变器直流侧内部再串联一个200A的光伏直流断路器。

系统与电池参数:

直流侧系统开路低压电池短路电流Isc 最大功率点电流Impp

Vmmp*22=38.2*22=840.4V 9.00A 8.5A

3.1第一种情况(故障发生在熔断器下侧,即组件串侧)短路故障分析

当短路发生时，逆变器会检测到电压快速下降，一方面会自行关闭，另一方面会立即让交流接触器断开，所以不会有交流电反窜到直流侧。

I_back=（16-1）*1.25*9A=168.75A(I_sc照度为1000W/m2)

另外,2#-6#汇流箱(共计5个汇流箱)理论上也会产生反向电流流向故障点。

I_back2=9A*16*5=720A

假设720A的I_back2电流能够达到理论计算的最大值720A，720÷200(In)=3.6倍，我们通过脱扣曲线可知ABB断路器的脱扣时间为6s。

可见，流入故障点的电流为Iback与Iback2的叠加之和，在短路电流快速上升过程中由于15A的gPV级熔断器熔断速度非常快，故障组串线路的正极或负极串联的熔断器将会熔断切除故障线路。其上一级串联的2个200A断路器（包括汇流箱出线侧与逆变器直流侧）不会脱扣，也来不及脱扣。

3.2第二种情况(故障发生在汇流箱内熔断器上侧汇流铜排)短路故障分析

在此种情况下，即使组串的Isc达到了9A(照度为1000W/m2)可以顺利通过15A的熔断器，或者说汇流箱进线侧的熔断器并不是为了保护自身组串侧达到短路状态而进行线路保护设置的，而是为了防止反向电流的冲击而设置。所以1#汇流箱内熔断器均不会熔断。

而此短路点会导致其他汇流箱产生的反向电流Iback2使汇流箱出线侧或逆变器直流侧的断路器脱扣，究竟是汇流箱内的断路器脱扣还是逆变器内的断路器脱扣，还是同时脱扣，由于根本没有选择性，所以无法确定。

3.3第三种情况(故障发生在汇流箱内断路器出线侧与逆变器直流侧断路器进线侧)短路故障分析

第三种短路情况发生时，Isc按9A（照度为1000W/m2）考虑，16路汇流箱内自身16路组串产生的短路电流为16*Isc=16*9A=144A,这一短路电流值对于安装在汇流箱出线侧的这一200A断路器来讲根本就不会脱扣。而逆变器直流侧的短路电流Iback2将会使得逆变器直流侧的断路器脱扣。

3.4第四种情况(故障发生在逆变器内部总的汇流铜排)短路故障分析

第四种短路故障发生时，每一路组串都会达到短路状态，短路电流的大小跟照度有关，若Isc按9A（照度为1000W/m2）考虑，16路汇流箱内自身16路组串产生的短路电流为16*Isc=16*9A=144A。这一短路电流可以顺利流过汇流箱出线侧和逆变器直流侧的2个200A的断路器。这一种情况下光伏系统直流侧的所有过电流保护装置不会有任何动作，逆变器的交流侧断路器或熔断器会快速动作切断回路。

至此，我们已经将集中式光伏系统直流侧各个位置发生短路的情况进行了全面的考虑，现在我们对各种短路情况下的各个位置的过电流装置的相应情况进行统计：

可见汇流箱出线侧的直流断路器脱扣的机会很小，或者说是由于糟糕的系统设计，使得串联在一起的同样电流等级的断路器没有选择性保护在第二种短路故障的情况下才会脱扣。过电流保护装置选用时忽略了选择性保护这一重要原则，在低压电器的正确选用上是一个非常低级的错误。

这就解释了为什么国外的汇流箱里面装的都是负荷隔离开关（switch-disconnector）而不是断路器，因为此位置的低压电器是不需要具备过电流保护功能的。具备的脱扣功能反而在汇流箱所处的高温等较为恶劣的户外环境下成为了影响系统效率的不稳定因素。

注：表1、2欧美厂家的产品型号与元器件选型均来自其国外网站截止2015年9月可以供公众免费下载的公开资料，若有任何问题，请联系本文作者修正与删除。