迄今為止，太陽能的開發和利用已經歷了幾十年的發展，逐漸成為綠色領域的前沿技術。光伏組件中的電池熱斑效應是一個能嚴重破壞光伏組件中的光伏電池，并影響組件發電性能的不利因素。嚴重的熱斑效應可導致電池局部燒毀或形成暗斑、焊點熔化、封裝材料老化或蓋板玻璃炸裂等永久性損壞，降低光伏組件輸出功率，縮短使用壽命。

　　某項目位于廣州市黃浦區某物流園，總面積約11萬m2，光伏組件鋪設方式為沿彩鋼瓦大面積平鋪，密集緊湊。該項目地處熱帶，屬于熱帶季風氣候，旱雨季明顯，雨季降水量大，常年高溫潮濕。受周邊環境因素影響，在該分布式光伏電站日常運行過程中，光伏組件至逆變器之間的直流輸電系統會發生電纜老化、組件連接頭制作工藝不達標等導致的短路故障。然而，運行人員在監視設備運行狀態時，并不能立即發現短路故障，而是需要檢修人員現場檢查電流、電壓后才能確認，對故障處理所需時間拖延較久，嚴重影響電力生產的安全運行。

　　2017年8月17日，該項目分布式光伏電站光伏發電設備在運行過程中發生MC4接頭短路拉弧，擊穿彩鋼瓦屋面，造成彩鋼瓦屋頂隔熱棉碳化2～3m2后自行熄滅，屋頂下方為儲物倉庫，所幸未造成惡劣影響。若后續再次發生同類事件，造成重大事故，經濟損失將無法估量。為了保障發電設備的正常運行，避免不必要的經濟損失，對分布式光伏電站直流發電系統進行調查，根據調查統計結果，并結合現場實際情況，對直流絕緣監測系統進行技術改造與升級。

　　由圖1可知，該項目分布式光伏電站2017年發生MC4接頭短路拉弧故障5次，2018年發生MC4接頭短路拉弧故障3次，2019年發生MC4接頭短路拉弧故障4次，2020年發生MC4接頭短路拉弧故障3次，年均發生MC4接頭短路拉弧故障4次。因此，對該項目分布式光伏電站進行整改優化，從而降低故障發生率，減少故障處理所帶來的電量損失與經濟損失，提高設備運行穩定性，增加電廠經濟收益，已經迫在眉睫。

　　1、直流發電系統故障調研分析

　　光伏系統工作在直流高電壓和大電流下，線纜絕緣老化、連接受潮、接觸器接觸不良、磨損、腐蝕或機械壓力導致的松動、靠近熱源等都會產生直流電弧。因此，有必要進行項目質量控制，避免屋頂因光伏系統施工而發生漏水，以及光伏組件、匯流箱等電氣設備發生短路燃燒，給電站帶來不必要的損失。

　　通過對分布式光伏電站直流發電系統進行實地調查，并對檢修臺賬記錄情況及運行數據展開綜合統計分析，發現設備在高溫潮濕環境，特別是雨季或臺風過后，組件連接頭制作工藝不達標更容易發生直流絕緣損壞拉弧等故障，嚴重影響電廠的安全穩定運行。詳細分析如下：

　　（1）該項目坐落于廣東省廣州市黃埔區某物流園，屬于熱帶地區，且雨季降水量大，常年高溫潮濕。直流發電設備鋪設在屋頂，電力電纜的鋪設環境非常惡劣，電纜絕緣層容易老化腐蝕。

　　（2）該項目臨近工業地區，工業污染較嚴重，每年定期組織兩次光伏組件清洗，其對組件連接部分產生接觸不良、開路、短路影響；而組件鋪設緊湊，直流電纜以及MC4接頭清洗過程中，電纜絕緣層易受潮造成接觸不良。

　　（3）該項目由于面積大、設備數量多、巡檢費時費力、運維人員短缺，傳統監控系統定位故障效率低，無法有效避免直流電弧問題。

　　2、直流系統升級改造

　　2.1改造目標

　　在直流系統中，若發生絕緣老化或破壞、金屬接頭松動、高壓線路開路或接地等故障，都可能伴隨直流電弧的產生。電弧是電導體間明亮的放電，通常具有很高的溫度，容易使故障范圍迅速擴大，從而損壞導線絕緣，點燃附近的可燃物，進而引發火災甚至發生爆炸，威脅供電電源和控制電路的安全。為了減少光伏組件與逆變器之間的連接線，提高運行可靠性，方便系統維護，可在光伏組件與逆變器之間增加直流防雷匯流裝置。

　　經過現場實際調查，深入研究分析后決定從解決直流側拉弧問題入手，加強技術改進與投入，減少設備故障的發生。同時，改造后系統發生故障時應能及時預警和控制，合力爭取把故障造成的損失降到*低，保證屋頂光伏電站運行的安全穩定。

　　2.2實施方案

　　直流電弧可以看作一個非線性電阻，電弧的伏安特性表現出非線性和反比例特性。直流電弧的電氣特性對間隙距離的依附性較大。電弧平均電流隨著間隙距離增大而線性減小，而且隨著電*直徑的增加電弧電流總體呈現減小趨勢，當電*直徑較小時，電*直徑增加電弧電流減小趨勢比較明顯，但隨著電*直徑的不斷增加，電弧電流減小趨勢將變得不再明顯。電*移動速度對電弧發展過程有較大影響，電弧電流突變隨著移動速度的增加而增加。另外，直流電弧電流中存在的高頻分量主要集中在150kHz以下[5]。

　　某物流園B區光伏項目因直流電弧故障導致屋頂彩鋼瓦出現破損，使用防拉弧箱后，可以針對光伏電站中頻發的串聯電弧及接地電弧進行有效的識別及切斷保護動作，保證光伏系統穩定、安全。防拉弧箱經測試后可以穩定運行。

　　該光伏項目屋頂采用華為逆變器，防拉弧箱安裝在B7-04NB號逆變器與光伏組件之間。現場進行了兩個部分的測試，*個部分是對于串聯電弧的測試，第二個部分是對于接地電弧的測試。

　　2.2.1防拉弧箱安裝

　　防拉弧箱使用35mm導軌進行固定安裝，導軌與支架采用φ8mm螺栓與螺母進行固定。

　　2.2.2串聯電弧檢測

　　串聯電弧檢測使用UL1699B認證中規定的串聯電弧發生器進行。電弧發生器串聯接入逆變器的組串中，此次試驗針對B7-04NB的8個組串均進行測試。

　　進行串聯電弧測試需要完成以下幾個步驟：

　　（1）關閉逆變器電源開關，將電弧發生器接入系統中。

　　（2）打開逆變器電源開關，使逆變器正常工作。

　　（3）轉動電弧發生器的橫向調節裝置，使電弧發生器產生直流電弧。

　　（4）電弧主機執行脫扣動作，并將故障通道顯示在屏幕上。

　　串聯電弧測試結果：現場針對防拉弧箱內8個組串分別進行串聯電弧測試，測試結果均通過。

　　2.2.3接地電弧檢測

　　接地電弧檢測使用外皮破損的直流電纜線直接碰觸系統接地端，模擬現場*易發生的接地電弧擊穿彩鋼瓦屋面的情況。

　　進行接地電弧測試需要完成以下幾個步驟：

　　（1）關閉逆變器電源開關，將破損線纜接入系統中。

　　（2）打開逆變器電源開關，使逆變器正常工作。

　　（3）用破損線纜觸碰系統接地端，并伴隨火花聲。

　　（4）電弧主機執行脫扣動作，并將故障通道顯示在屏幕上。

　　接地電弧測試結果：現場針對防拉弧箱內8個組串分別進行接地電弧測試，測試結果均通過。

　　2.2.4后臺報警與通信

　　當防拉弧箱發現電弧存在并驅動分勵脫扣器后，系統后臺可觀測到逆變器狀態發生改變，并出現報警信息。因為防拉弧箱內還接入了智能網關模塊，所以傳輸效率及可靠性高，中控室后臺能及時無誤地收到信號。

　　在故障發生后，及時而準確地確認故障支路與故障類別，是十分必要的，它直接影響到故障的處理速度和經濟損失。在直流發電系統中也是一樣，改造后，當支路發生接地故障時，可以在確定支路回路的同時顯示出故障類別，讓值班員對故障情況有一定的了解，也讓檢修效率有了較大提升。

　　3、整改效果與效益分析

　　3.1整改效果

　　2020年6月，該項目開始著手對屋頂光伏電站防拉弧技術進行整改升級，截至9月份，202臺逆變器已全部整改完成。此次屋頂光伏電站直流側防拉弧改造技術的應用，不僅可以提高運維質量，降低運維成本，及時發現、杜絕安全隱患，延長設備使用壽命，還可以為電站運營帶來巨大的經濟效益。

　　3.2效益分析

　　3.2.1改造前

　　單臺逆變器價值1.68萬元，約（5+3+4+3）/4×1.68=6.3萬元。

　　每年損失發電量約0.5萬kW·h，約0.5×1.13=0.565萬元。

　　間接破壞的屋面需800元修復一個點，造成損失（5+3+4+3）/4×0.08=0.3萬元。

　　3.2.2改造成本

　　單個方陣改造所需材料：1個箱體、1個防雷器、1個主控模塊、2只電弧傳感器、2只熔斷器、9套接插件、25m1×4線材、1套輔材、1套成材。

　　單臺逆變器改造成本：1×480+1×120+1×450+2×130+2×12+9×10+25×10+1×200+1×250=2124元。

　　則202臺逆變器改造總成本合計：2124×202=429048元。

　　3.2.3改造后

　　直接經濟效益：由項目電站結算單可知，單臺逆變器1.68萬元左右，202臺逆變器總價格在340萬元左右；光伏組件總計35094塊，總價值約3132萬元。上述加裝防拉弧箱的技術改造，能為公司帶來直接的設備安全的經濟效益約3472萬元。

　　4、結語

　　綜上所述，此次針對光伏組件直流發電系統拉弧問題進行的升級改造，達到了預期效果，可靠保證了光伏電廠直流系統的安全穩定運行，并延長了設備的使用壽命，有效減少了故障處理時間與人工成本，大大降低了生產成本及光伏發電直流系統的故障發生率，切實提高了光伏發電量及設備完好利用率。