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因此，安全質(zhì)量問題，已經(jīng)成為光伏電站首要考慮的問題。安全出了問題，發(fā)電量和投資收益都是零。

 

本文將光伏電站主要面臨的安全問題分為組件和逆變器兩大部分：

 

 

1接線盒質(zhì)量問題評析

 

不起眼的接線盒是引起很多組件自燃的“元兇”，目前，接線盒市場較為混亂和無序。根據(jù)一項調(diào)查顯示，國外史陶比爾公司出產(chǎn)的MC4光伏連接器由于山寨和人為誤導，大部分人都以為MC4是連接器的一個標準型號而非這家公司獨有的產(chǎn)品規(guī)格，因此大量的劣質(zhì)“山寨”連接器流入市場被制成接線盒賣給組件企業(yè)。

 

劣質(zhì)連接器由于內(nèi)部粗糙不平，接觸點較少，使電阻過高引燃接線盒，進而燒毀組件背板引起組件碎裂。

 

建議組件企業(yè)在選購接線盒時，將質(zhì)量而非價格作為優(yōu)選，同時對連接器等關鍵零部件進行考察，從源頭消滅隱患。

 

2熱斑問題成因及解決建議

 

在實際應用中，太陽能電池一般是由多塊電池組件串聯(lián)或并聯(lián)起來，以獲得所期望的電壓或電流的。為了達到較高的光電轉換效率，電池組件中的每一塊電池片都須具有相似的特性。在使用過程中，可能出現(xiàn)一個或一組電池不匹配，如：出現(xiàn)裂紋、內(nèi)部連接失效或遮光等情況，導致其特性與整體不諧調(diào)。

 

在一定條件下，一串聯(lián)支路中被遮蔽的太陽電池組件，將被當作負載消耗其他有光照的太陽電池組件所產(chǎn)生的能量。被遮蔽的太陽電池組件此時會發(fā)熱，這就是熱斑效應。這種效應能嚴重的破壞太陽能電池。

 

熱斑效應除對組件壽命有嚴重影響之外，還可能燒毀組件甚至引起火災。

 

一般情況下認為：光伏組件在正常工作時的溫度為30℃時，局部溫度高于周邊溫度6.5℃時，可認為組件局部為熱斑區(qū)域。不過這也不是絕對的，因為熱斑檢測會受到輻照度、組件輸出功率、環(huán)境溫度及組件工作溫度、熱斑形成原因等因素的影響，因而判斷熱斑效應最好是以熱成像儀圖像上的數(shù)據(jù)分析為準。

 

一般說來，每個組件所用太陽電池的電特性要基本一致，否則將在電性能不好或被遮擋的電池(問題電池)上產(chǎn)生所謂熱斑效應。遮擋多為設計不合理或運維不及時造成，而問題電池成因則多種多樣。主要成因有劣質(zhì)硅料造成電池的自身缺陷、電池制造中邊緣短路、柵線局部短路、燒結度不夠或過度等問題都會造成熱斑。除嚴把檢測環(huán)節(jié)之外，在采購組件時，最好對該組件廠電池片來源甚至硅料來源有所了解。

 

另外，光伏組件制造時電池盡可能選擇同一批次電池片并通過精密的測試，避免性能不一，同時不要發(fā)生人為混片現(xiàn)象。在焊接時要檢查隱裂、虛焊和異物。

 

 

1直流側安全風險大、易起火

 

傳統(tǒng)方案組件經(jīng)直流匯流箱、直流配電柜到逆變器，電壓高達1000V，直流拉弧起火和長距離直流輸電起火給電站帶來很大的安全風險。匯流箱、配電柜易被燒毀、進水等。

 

案例1：2014年8月，武漢某屋頂光伏電站發(fā)生著火，彩鋼瓦屋頂被燒穿了幾個大洞，廠房內(nèi)設備燒毀若干，損失慘重。

 

最終分析原因為：由于施工或其他原因?qū)е履硡R流箱線纜對地絕緣降低，在環(huán)流、漏電流的影響下進一步加劇，最終引起絕緣失效，線槽中的正負極電纜出現(xiàn)短路、拉弧，導致了著火事故的發(fā)生。

 

案例2：2014年5月，某山地光伏電站發(fā)生著火，當?shù)亓謽I(yè)部門立即責令停止并網(wǎng)發(fā)電，進行全面風險評估，持續(xù)時間三個月，造成了數(shù)百萬的損失。

 

最終分析原因為：由于某匯流箱電纜在施工時被拖拽磨損，在運行一段時間后絕緣失效，正負極電纜出現(xiàn)短路、拉弧，導致了著火事故的發(fā)生。

 

2直流線纜觸電風險高，危害人身安全事故

 

傳統(tǒng)集中式方案，每個逆變器100多組串正負極并聯(lián)在一起，當任意的組串正極和負極漏電，1000V的直流高壓，觸電將無可避免。漁光互補、農(nóng)光互補電站都是開放式電站，漁民、農(nóng)民經(jīng)常出入，一旦線纜對地或者魚塘出現(xiàn)絕緣破損，1000V高壓直流對水塘漏電，將可能導致人畜觸電安全事故。

 

3熔絲故障率高，容易引發(fā)著火風險

 

傳統(tǒng)電站采用熔絲設計增加了直流節(jié)點，電站即使使用熔絲，也不能有效地保護組件;而且在過載電流情況下，熔絲還會因熔斷慢，發(fā)熱高，引發(fā)著火風險。

 

幾乎所有的傳統(tǒng)電站都受熔絲故障率高的困擾，部分電站年故障率>7%，特別是在夏天，某30MW電站運維人員反饋夏季平均每天熔絲故障數(shù)量達5-6個。

 

4逆變器監(jiān)測數(shù)據(jù)不準確

 

1.逆變器監(jiān)測數(shù)據(jù)不準確。內(nèi)蒙某電站集中式逆變器監(jiān)控數(shù)據(jù)與實際發(fā)電量嚴重不符，監(jiān)控上報值比實際值虛高了3%。

 

2.逆變器或者直流匯流箱數(shù)據(jù)采樣精度不夠，造成故障信息判斷不準確、不及時。

 

5集裝箱設計易燒機;IP20、風扇設計無法隔離塵沙，設備腐蝕損壞;組串式逆變器噪音污染大

 

1.集裝箱設計，內(nèi)部溫度過高，導致燒機現(xiàn)象。2011年在江蘇大豐某電站(在電站完工并網(wǎng)儀式上，嘉賓一邊現(xiàn)場剪彩，而另一邊逆變器卻突然起火燃燒)，2013年8月在青海烏蘭某電站發(fā)生類似事故。

 

2.IP20設計，無法隔離沙塵，設備易被腐蝕損壞。沙塵會引起開關接觸不良，風扇失效散熱變差，電路板打火等現(xiàn)象，存在著火風險。

 

3.組串式逆變器噪音污染大，奧地利某學校電站，在夏天光照好的環(huán)境下也只能將逆變器關機，避免影響教學。

 

6傳統(tǒng)方案PID衰減嚴重，抑制方法危害人身安全

 

常熟某漁光互補電站，電站運行2年多，部分電池板衰減嚴重，達到30%以上，最高的衰減達到50%。傳統(tǒng)抑制PID的方法是采用負極接地，但該方案存在極大的安全隱患，特別是漁光互補電站容易漏電導致觸電，如果直接將負極接地，等于只要正極一旦對地漏電，作業(yè)人員和魚類觸電將無可避免。

 

7電站運維效率低下：逆變器廠家很多、質(zhì)量參差不齊，無法快速定位故障，故障恢復時間長、損失大

 

1.逆變器廠家多，很多廠家倒閉或者退出市場，使電站后期運維變得很困難

 

多數(shù)電站的匯流箱與逆變器非同一廠家生產(chǎn)，通訊匹配困難、質(zhì)量參差不齊。某電站站長談到運維頗有申冤訴苦的感覺，該電站選用了近十家逆變器品牌，對運維、售后造成了非常大的麻煩。某電站采用的集中式逆變器某設備已過保修期，當時購買設備時是通過代理，現(xiàn)在該廠家已不在了，有問題代理也沒法解決，后面還有20年，站長對后期運維非常擔心。

 

2.無法快速定位故障，電站運維效率異常低下

 

國內(nèi)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(shù)據(jù)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(tài)。即使通過其他方面或手段發(fā)現(xiàn)異常，也難以快速準確定位并解決問題。

 

因此，為掌握光伏區(qū)每一組串工作狀態(tài)，當前的檢測方法是：找到區(qū)內(nèi)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(tài)。但在部分電站，由于直流匯流箱內(nèi)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(tài)。檢查工作量大，現(xiàn)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。

 

三峽某山地電站巡檢匯流箱必須斷開總開關，逐個手動測量每一組串的電壓和熔絲狀態(tài)，效率異常低下。更嚴重的是，檢查完后忘記閉合匯流箱總開關，導致當月發(fā)電量損失近30%。因是山地電站，加之運維人員數(shù)量不足，逆變器、箱變巡檢1次/月，匯流箱巡檢半年一次，所以組串和匯流箱故障一般難以發(fā)現(xiàn)。

 

順德某屋頂電站監(jiān)控系統(tǒng)通訊經(jīng)常出現(xiàn)異常，每天逆變器會送上大量異常信號，電站運維效率低下。

 

3.逆變器故障恢復時間太長，損失很大

 

一臺逆變器遭遇故障而影響發(fā)電，將導致整個子陣約50%的發(fā)電量損失。集中式逆變器必須由專業(yè)人員檢測維修，配件體積大、重量重，從故障發(fā)現(xiàn)到故障定位，再到故障解除，周期漫長。按日均發(fā)電4h計算，一臺500kW的逆變器在故障期間(從故障到解除，按15d計算)損失的發(fā)電量為500kW×4h/d×15d=30000kWh。按照上網(wǎng)電價1元/kWh計算，故障期間損失達到3萬元。