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这些光伏电站的安全质量问题 不容小觑!
发表于:2018-05-17 15:01:50
来源:艾莱光伏网

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:

组件部分

组件的安全问题主要来自接线盒和热斑效应。

1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。

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。

2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。

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

1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。

2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。

3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。

4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。

5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。

6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。

7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。某电站采用的集中式逆变器某设备已过保修期,当时购买设备时是通过代理,现在该厂家已不在了,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。

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