光伏电站第三方检测认证机构：光伏电站质量安全问题汇总分析

认证机构北京鉴衡认证中心相关负责人透露，目前光伏电站存在的问题主要集中在设备质量、电站设计、电站施工和电站运维等方面。通过对400多个电站的测试发现，大部分电站都存在着不同的质量和安全隐患。

北京鉴衡认证中心副主任谢秉鑫就曾对媒体表示，近年来光伏电站的大规模建设，如果将来出现大范围的质量问题，将导致“灾难性”的局面;另外当前光伏电站的质量风险也是导致金融和保险机构不敢进入光伏行业最直接的原因。安全问题，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严重事故，不仅影响发电量，而且对国产财产甚至人的生命都将产生恶劣影响。因此，安全质量问题，已经成为了光伏电站首要考虑的问题。安全出了问题，发电量是0，投资收益都是0。

经过走访大量的光伏电站，笔者将目前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：

组件部分

组件的安全问题主要来自接线盒和热斑效应。

一、光伏组件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”，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。

建议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。

二、组件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。

一般说来，每个组件所用太阳电池的电特性要基本一致，否则将在电性能不好或被遮挡的电池(问题电池)上产生所谓热斑效应。遮挡多为设计不合理或运维不及时造成，而问题电池成因则多种多样。主要成因有劣质硅料造成电池的自身缺陷、电池制造中边缘短路、栅线局部短路、烧结度不够或过度等问题都会造成热斑。除严把检测环节之外，在采购组件时，最好对该组件厂电池片来源甚至硅料来源有所了解。

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。

逆变器、汇流箱及运维部分

一、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。

二、直流线缆触电风险高，危害人身安全故

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。

三、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。

四、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。

五、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)和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。

六、传统方案PID衰减严重，抑制方法危害人身安全

常熟某渔光互补电站，电站运行2年多，部分电池板衰减严重，达到30%以上，最高的衰减达到50%。传统抑制PID的方法是采用负极接地，但该方案存在极大的安全隐患，特别是渔光互补电站容易漏电导致触电，如果直接将负极接地，等于只要正极一旦对地漏电，作业人员和鱼类触电将无可避免。

七、电站运维效率低下：逆变器厂家很多、质量参差不齐，无法快速定位故障，故障恢复时间长、损失大

1.逆变器厂家多，很多厂家倒闭或者退出市场，使电站后期运维变得很困难

多数电站的汇流箱与逆变器非同一厂家生产，通讯匹配困难、质量参差不齐。某电站站长谈到运维颇有申冤诉苦的感觉，该电站选用了近十家逆变器品牌，对运维、售后造成了非常大的麻烦，其中如冠亚、艾默生都已经不存在了。某电站采用的集中式逆变器Answer设备已过保修期，当时购买设备时是通过代理，现在Answer已不在了，有问题代理也没法解决，后面还有20年，站长对后期运维非常担心。

2.无法快速定位故障，电站运维效率异常低下

国内光伏电站目前普遍存在直流汇流箱故障率高、汇流箱通讯可靠性较低、数据信号不准确甚至错误导致无法通信的情况，因此难以准确得知每个组串的工作状态。即使通过其他方面或手段发现异常，也难以快速准确定位并解决问题。

因此，为掌握光伏区每一组串工作状态，当前的检测方法是：找到区内每一个直流汇流箱，打开汇流箱，用手持电流钳表测量每个组串的工作电流来确认组串的状态。但在部分电站，由于直流汇流箱内直流线缆过于紧密，直流钳表无法卡入，导致无法测量。运维人员不得不断开直流汇流箱开关和对应组串熔丝，再逐串检测组串的电压和熔丝的状态。检查工作量大，现场运维繁琐且困难、缓慢，在给运维人员带来巨大工作量和技术要求的同时，也会危及运维人员的人身安全。

三峡某山地电站巡检汇流箱必须断开总开关，逐个手动测量每一组串的电压和熔丝状态，效率异常低下。更严重的是，检查完后忘记闭合汇流箱总开关，导致当月发电量损失近30%。因是山地电站，加之运维人员数量不足，逆变器、箱变巡检1次/月，汇流箱巡检半年一次，所以组串和汇流箱故障一般难以发现。

顺德某屋顶电站监控系统通讯经常出现异常，每天逆变器会送上大量异常信号，电站运维效率低下。

3.逆变器故障恢复时间太长，损失很大

一台逆变器遭遇故障而影响发电，将导致整个子阵约50%的发电量损失。集中式逆变器必须由专业人员检测维修，配件体积大、重量重，从故障发现到故障定位，再到故障解除，周期漫长。按日均发电4h计算，一台500kW的逆变器在故障期间(从故障到解除，按15d计算)损失的发电量为500kW×4h/d×15d=30000kWh。按照上网电价1元/kWh计算，故障期间损失达到3万元。

责任编辑：solar_robot