说一说光伏电站“安全”那些事儿

此前，关于“山西户用光伏电站逆变器着火了”的报道在各大媒体被报道，事故的原因扑朔迷离：刚出来的报道解释为“劣质逆变器引起的直流拉弧”，随后后续报道提到是因为“雷电”导致了这次事故。无论原因是什么，逐渐披露的屋顶光伏电站火灾的报道，给所有的行业人士，尤其是从事分布式、户用光伏电站建设等相关人士敲响了警钟!在分布式中，很多用户都不知道，采用串型逆变器实际上是在屋顶上引进了一根600V~1000V的高压电缆!

根据统计，据统计80%以上的电站着火是因为直流侧的故障，那么如何避免由于直流拉弧带来的火灾隐患呢?

什么是直流电弧，起因和破坏力如何?

直流电弧是一种气体放电现象，可以理解为绝缘情况下产生的高强度瞬时电流。根据文献报道：当用电开关断开电流或接触不良时，如果电路电压不低于20 伏，电流不小于80~100mA，电器的触头间便会产生直流电弧。

看得见的直流电弧火花

跟交流电弧不一样的是，直流电弧没有过零点，意味着如果发生了直流电弧，触发部位会维持相当长一段时间稳定燃烧而不熄灭。

实际电站中，接头没有拧紧导致的接触不良、接触件质量问题、运行时间久带来的绝缘部位老化等问题都会直接造成直流电弧现象。不难看出，随着电站的运行时间增加，出现直流电弧的概率也会增加。

直流电弧产生的高温轻易超过3000℃，能够直接导致起火。综合国内外的案例和数据，直流电弧俨然已经成为引发电站火灾的头号杀手。

直流电弧的发生概率有多大?

不考虑其他接触件以及绝缘部位，在一个10MW的分布式电站中，光接触点便超过了80,000个，它们时刻存在发生直流电弧的可能性。即便在25年的电站运行时间中只有1/1000的接触点发生直流电弧，这个电站也会发生80次直流电弧事件，引起火灾的概率非常之高。

电弧检测装置是否可以解决直流高压问题?

电弧检测装置包含电弧检测功能及关断功能，但该装置一般只能断开整个系统的连接。对于串型系统来说，组件之间是串联关系，只要有光照，组件就会发电，每一串中的直流高压依然存在，并不能真正解决直流高压。只有增加组件级别的关断功能，才能在系统检测到电弧时，断开每一块组件的连接，确保系统无直流高压。

另外， 在光伏系统中产生的电弧可分为正常电弧和非正常电弧。断路器的正常关断等引起的电弧为正常电弧。电线老化、接触不良问原因引起的电弧为非正常电弧。这就表示电弧检测装置需要正确分辨“好弧”和“坏弧”。因为存在着这样的复杂因素，所以也给电弧的检测带来了难度，对检测的方式和计算方法提出了更高的要求。电弧的发生及其特性也极为复杂，很难预测和考虑到各种状况。

如何解决/改善直流拉弧引发的直流高压问题?

目前市场上有以下解决方案：

方案一：微型逆变器方案

目前，在欧美等发达国家，越来越多的屋顶光伏系统都采用微型逆变器取代传统的组串型逆变器。微型逆变器为全并联电路设计，组件之间不再有电压叠加，直流电压小于60伏(不高于组件最高输出直流电压)，彻底解决了由于高压直流拉弧引起火灾的风险，同时也解决了当房屋起火时，因光伏电站而阻碍了施救的问题。

该方案的初始投资成本较高，但由于国外诸多安规限制，加上人工费用的节省，使得微型逆变器系统方案成本与组串逆变器系统基本持平，甚至由于10年的质保、易维护及多发电的优势，成为欧美国家民用系统(<10kW)的首选产品。

方案二：优化器方案

优化器系统具有组件级远程监控、关断、MPPT功能，虽然不能直接解决直流高压问题，但在发生火灾之后能够关断每块组件的直流输出，不会威胁到消防员的人身安全。当逆变器与电网断开时，交流端输出为0V时，直流优化器会自动切断连接，实现组件级别的关断，相当于一块组件加连接了一个关断器，真正意义上的消除了组件串联形成的直流高压。

优化器系统整体成本较微型逆变器系统更低，后期易维护及多发电，受到美国和欧洲多个国家的欢迎。另外，该方案不仅可用于民用系统，也广泛应用于商用甚至大型地面电站中。

方案三：改良版组串逆变器方案

● 组串逆变器设计修改：直接装在组件支架上，缩短直流线尺寸，降低直流拉弧的可能性及减少用户接触直流高压电缆;

● 组串逆变器直流电缆外额外保护套，直流电缆不裸露;额外增加部分成本;

● 直流电缆超过1.5米间隔需安装物理性关断开关;

● 增加直流电弧检测装置，但正如上文所说的，组件级别的快速关断才能解决直流高压问题。

昱能科技在开发产品的路线中，一直致力于解决 “直流高压线缆”这根线带来的安全隐患：昱能微型逆变器可以直接消除直流高压，系统为并联结构，只有数十伏的低压;昱能直流优化器将组件级快速关断功能集成入光伏组件，解决了光伏系统的“施救风险”;昱能组串式逆变器，可直接安装在组件背面，保证组件阵列外无直流高压，避免了十几米长的直流高压电缆带来的隐患。

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