近年来，随着光伏电站的大规模建设，出现不同程度的质量和安全隐患。安全质量问题，已经成为了光伏电站长期稳定发电的头号杀手。一旦出现炸机甚至火灾这样的严重事故，不仅影响发电量，而且对国家财产甚至人的生命都将产生非常恶劣的影响。
因此，安全质量问题，已经成为光伏电站首要考虑的问题。安全出了问题，发电量和投资收益都是零。
本文将光伏电站主要面临的安全问题分为组件和逆变器两大部分：
1组件部分
组件的安全问题主要来自接线盒和热斑效应。
接线盒质量问题评析
不起眼的接线盒是引起很多组件自燃的“元凶”，目前，接线盒市场较为混乱和无序。根据一项调查显示，国外史陶比尔公司出产的MC4光伏连接器由于山寨和人为误导，大部分人都以为MC4是连接器的一个标准型号而非这家公司独有的产品规格，因此大量的劣质“山寨”连接器流入市场被制成接线盒卖给组件企业。
劣质连接器由于内部粗糙不平，接触点较少，使电阻过高引燃接线盒，进而烧毁组件背板引起组件碎裂。
组件企业在选购接线盒时，将质量而非价格作为优选，同时对连接器等关键零部件进行考察，从源头消灭隐患。
热斑问题成因及解决建议
在实际应用中，太阳能电池一般是由多块电池组件串联或并联起来，以获得所期望的电压或电流的。为了达到较高的光电转换效率，电池组件中的每一块电池片都须具有相似的特性。在使用过程中，可能出现一个或一组电池不匹配，如：出现裂纹、内部连接失效或遮光等情况，导致其特性与整体不谐调。
在一定条件下，一串联支路中被遮蔽的太阳电池组件，将被当作负载消耗其他有光照的太阳电池组件所产生的能量。被遮蔽的太阳电池组件此时会发热，这就是热斑效应。这种效应能严重的破坏太阳能电池。
热斑效应除对组件寿命有严重影响之外，还可能烧毁组件甚至引起火灾。
一般情况下认为：光伏组件在正常工作时的温度为30℃时，局部温度高于周边温度6.5℃时，可认为组件局部为热斑区域。不过这也不是绝对的，因为热斑检测会受到辐照度、组件输出功率、环境温度及组件工作温度、热斑形成原因等因素的影响，因而判断热斑效应最好是以热成像仪图像上的数据分析为准。（以下图片为组件局部的热斑成像）
另外，光伏组件制造时电池尽可能选择同一批次电池片并通过精密的测试，避免性能不一，同时不要发生人为混片现象。在焊接时要检查隐裂、虚焊和异物。
2逆变器、汇流箱及运维部分
直流侧安全风险大、易起火
传统方案组件经直流汇流箱、直流配电柜到逆变器，电压高达1000V，直流拉弧起火和长距离直流输电起火给电站带来很大的安全风险。汇流箱、配电柜易被烧毁、进水等。
案例1：2014年8月，武汉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。
案例2：2014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。
直流线缆触电风险高，危害人身安全事故
传统集中式方案，每个逆变器100多组串正负极并联在一起，当任意的组串正极和负极漏电，1000V的直流高压，触电将无可避免。渔光互补、农光互补电站都是开放式电站，渔民、农民经常出入，一旦线缆对地或者鱼塘出现绝缘破损，1000V高压直流对水塘漏电，将可能导致人畜触电安全事故。
熔丝故障率高，容易引发着火风险
传统电站采用熔丝设计增加了直流节点，电站即使使用熔丝，也不能有效地保护组件；而且在过载电流情况下，熔丝还会因熔断慢，发热高，引发着火风险。
几乎所有的传统电站都受熔丝故障率高的困扰，部分电站年故障率>7%，特别是在夏天，某30MW电站运维人员反馈夏季平均每天熔丝故障数量达5-6个。
逆变器监测数据不准确
1.逆变器监测数据不准确。内蒙某电站集中式逆变器监控数据与实际发电量严重不符，监控上报值比实际值虚高了3%。
2.逆变器或者直流汇流箱数据采样精度不够，造成故障信息判断不准确、不及时。
集装箱设计易烧机；IP20、风扇设计无法隔离尘沙，设备腐蚀损坏；组串式逆变器噪音污染大。
1.集装箱设计，内部温度过高，导致烧机现象。2011年在江苏大丰某电站（在电站完工并网仪式上，嘉宾一边现场剪彩，而另一边逆变器却突然起火燃烧），2013年8月在青海乌兰某电站发生类似事故。
2.IP20设计，无法隔离沙尘，设备易被腐蚀损坏。沙尘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。
3.组串式逆变器噪音污染大，奥地利某学校电站，在夏天光照好的环境下也只能将逆变器关机，避免影响教学。
因此，安全质量问题，已经成为光伏电站首要考虑的问题。安全出了问题，发电量和投资收益都是零。
本文将光伏电站主要面临的安全问题分为组件和逆变器两大部分：
1组件部分
组件的安全问题主要来自接线盒和热斑效应。
接线盒质量问题评析
不起眼的接线盒是引起很多组件自燃的“元凶”，目前，接线盒市场较为混乱和无序。根据一项调查显示，国外史陶比尔公司出产的MC4光伏连接器由于山寨和人为误导，大部分人都以为MC4是连接器的一个标准型号而非这家公司独有的产品规格，因此大量的劣质“山寨”连接器流入市场被制成接线盒卖给组件企业。
劣质连接器由于内部粗糙不平，接触点较少，使电阻过高引燃接线盒，进而烧毁组件背板引起组件碎裂。
组件企业在选购接线盒时，将质量而非价格作为优选，同时对连接器等关键零部件进行考察，从源头消灭隐患。
热斑问题成因及解决建议
在实际应用中，太阳能电池一般是由多块电池组件串联或并联起来，以获得所期望的电压或电流的。为了达到较高的光电转换效率，电池组件中的每一块电池片都须具有相似的特性。在使用过程中，可能出现一个或一组电池不匹配，如：出现裂纹、内部连接失效或遮光等情况，导致其特性与整体不谐调。
在一定条件下，一串联支路中被遮蔽的太阳电池组件，将被当作负载消耗其他有光照的太阳电池组件所产生的能量。被遮蔽的太阳电池组件此时会发热，这就是热斑效应。这种效应能严重的破坏太阳能电池。
热斑效应除对组件寿命有严重影响之外，还可能烧毁组件甚至引起火灾。
一般情况下认为：光伏组件在正常工作时的温度为30℃时，局部温度高于周边温度6.5℃时，可认为组件局部为热斑区域。不过这也不是绝对的，因为热斑检测会受到辐照度、组件输出功率、环境温度及组件工作温度、热斑形成原因等因素的影响，因而判断热斑效应最好是以热成像仪图像上的数据分析为准。（以下图片为组件局部的热斑成像）
另外，光伏组件制造时电池尽可能选择同一批次电池片并通过精密的测试，避免性能不一，同时不要发生人为混片现象。在焊接时要检查隐裂、虚焊和异物。
2逆变器、汇流箱及运维部分
直流侧安全风险大、易起火
传统方案组件经直流汇流箱、直流配电柜到逆变器，电压高达1000V，直流拉弧起火和长距离直流输电起火给电站带来很大的安全风险。汇流箱、配电柜易被烧毁、进水等。
案例1：2014年8月，武汉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。
案例2：2014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。
直流线缆触电风险高，危害人身安全事故
传统集中式方案，每个逆变器100多组串正负极并联在一起，当任意的组串正极和负极漏电，1000V的直流高压，触电将无可避免。渔光互补、农光互补电站都是开放式电站，渔民、农民经常出入，一旦线缆对地或者鱼塘出现绝缘破损，1000V高压直流对水塘漏电，将可能导致人畜触电安全事故。
熔丝故障率高，容易引发着火风险
传统电站采用熔丝设计增加了直流节点，电站即使使用熔丝，也不能有效地保护组件；而且在过载电流情况下，熔丝还会因熔断慢，发热高，引发着火风险。
几乎所有的传统电站都受熔丝故障率高的困扰，部分电站年故障率>7%，特别是在夏天，某30MW电站运维人员反馈夏季平均每天熔丝故障数量达5-6个。
逆变器监测数据不准确
1.逆变器监测数据不准确。内蒙某电站集中式逆变器监控数据与实际发电量严重不符，监控上报值比实际值虚高了3%。
2.逆变器或者直流汇流箱数据采样精度不够，造成故障信息判断不准确、不及时。
集装箱设计易烧机；IP20、风扇设计无法隔离尘沙，设备腐蚀损坏；组串式逆变器噪音污染大。
1.集装箱设计，内部温度过高，导致烧机现象。2011年在江苏大丰某电站（在电站完工并网仪式上，嘉宾一边现场剪彩，而另一边逆变器却突然起火燃烧），2013年8月在青海乌兰某电站发生类似事故。
2.IP20设计，无法隔离沙尘，设备易被腐蚀损坏。沙尘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。
3.组串式逆变器噪音污染大，奥地利某学校电站，在夏天光照好的环境下也只能将逆变器关机，避免影响教学。
索比光伏网 https://news.solarbe.com/201607/06/164855.html
