屋顶光伏电站防拉弧改造技术研究与应用

引言

迄今为止,太阳能的开发和利用已经历了几十年的发展,逐渐成为绿色领域的前沿技术。光伏组件中的电池热斑效应是一个能严重破坏光伏组件中的光伏电池,并影响组件发电性能的不利因素。严重的热斑效应可导致电池局部烧毁或形成暗斑、焊点熔化、封装材料老化或盖板玻璃炸裂等永久性损坏,降低光伏组件输出功率,缩短使用寿命。

某项目位于广州市黄埔区某物流园,总面积约11万m2,光伏组件铺设方式为沿彩钢瓦大面积平铺,密集紧凑。该项目地处热带,属于热带季风气候,旱雨季明显,雨季降水量大,常年高温潮湿。受周边环境因素影响,在该分布式光伏电站日常运行过程中,光伏组件至逆变器之间的直流输电系统会发生电缆老化、组件连接头制作工艺不达标等导致的短路故障。然而,运行人员在监视设备运行状态时,并不能立即发现短路故障,而是需要检修人员现场检查电流、电压后才能确认,对故障处理所需时间拖延较久,严重影响电力生产的安全运行。

2017年8月17日,该项目分布式光伏电站光伏发电设备在运行过程中发生MC4接头短路拉弧,击穿彩钢瓦屋面,造成彩钢瓦屋顶隔热棉碳化2～3m2后自行熄灭,屋顶下方为储物仓库,所幸未造成恶劣影响。若后续再次发生同类事件,造成重大事故,经济损失将无法估量。为了保障发电设备的正常运行,避免不必要的经济损失,对分布式光伏电站直流发电系统进行调查,根据调查统计结果,并结合现场实际情况,对直流绝缘监测系统进行技术改造与升级。

由图1可知,该项目分布式光伏电站2017年发生MC4接头短路拉弧故障5次,2018年发生MC4接头短路拉弧故障3次,2019年发生MC4接头短路拉弧故障4次,2020年发生MC4接头短路拉弧故障3次,年均发生MC4接头短路拉弧故障4次。因此,对该项目分布式光伏电站进行整改优化,从而降低故障发生率,减少故障处理所带来的电量损失与经济损失,提高设备运行稳定性,增加电厂经济收益,已经迫在眉睫。

图12017_2020年直流发电系统故障统计图

1直流发电系统故障调研分析

光伏系统工作在直流高电压和大电流下,线缆绝缘老化、连接受潮、接触器接触不良、磨损、腐蚀或机械压力导致的松动、靠近热源等都会产生直流电弧。因此,有必要进行项目质量控制,避免屋顶因光伏系统施工而发生漏水,以及光伏组件、汇流箱等电气设备发生短路燃烧,给电站带来不必要的损失。

通过对分布式光伏电站直流发电系统进行实地调查,并对检修台账记录情况及运行数据展开综合统计分析,发现设备在高温潮湿环境,特别是雨季或台风过后,组件连接头制作工艺不达标更容易发生直流绝缘损坏拉弧等故障,严重影响电厂的安全稳定运行。详细分析如下:

(1）该项目坐落于广东省广州市黄埔区某物流园,属于热带地区,且雨季降水量大,常年高温潮湿。直流发电设备铺设在屋顶,电力电缆的铺设环境非常恶劣,电缆绝缘层容易老化腐蚀。

(2）该项目临近工业地区,工业污染较严重,每年定期组织两次光伏组件清洗,容易对组件连接部分造成接触不良、开路、短路影响:而组件铺设紧凑,直流电缆以及MC4接头清洗过程中,电缆绝缘层易受潮造成接触不良。

(3）该项目由于面积大、设备数量多、巡检费时费力、运维人员短缺,传统监控系统定位故障效率低,无法有效避免直流电弧问题。

2直流系统升级改造

2.1改造目标

在直流系统中,若发生绝缘老化或破坏、金属接头松动、高压线路开路或接地等故障,都可能伴随直流电弧的产生。电弧是电导体间明亮的放电,通常具有很高的温度,容易使故障范围迅速扩大,从而损坏导线绝缘,点燃附近的可燃物,进而引发火灾甚至发生爆炸,威胁供电电源和控制电路的安全。为了减少光伏组件与逆变器之间的连接线,提高运行可靠性,方便系统维护,可在光伏组件与逆变器之间增加直流防雷汇流装置。

经过现场实际调查,深入研究分析后决定从解决直流侧拉弧问题入手,加强技术改进与投入,减少设备故障的发生。

同时,改造后系统发生故障时应能及时预警和控制,合力争取把故障造成的损失降到最低,保证屋顶光伏电站运行的安全稳定。

2.2实施方案

直流电弧可以看作一个非线性电阻,电弧的伏安特性表现出非线性和反比例特性。直流电弧的电气特性对间隙距离的依附性较大。电弧平均电流随间隙距离增大而线性减小,且随着电极直径的增加,电弧电流总体呈现减小趋势,当电极直径较小时,电极直径增加,电弧电流减小趋势比较明显,但随着电极直径的不断增加,电弧电流减小趋势将变得不再明显。

电极移动速度对电弧发展过程有较大影响,电弧电流突变随着移动速度的增加而增加。另外,直流电弧电流中存在的高频分量主要集中在150kHz以下。

某物流园B区光伏项目因直流电弧故障导致屋顶彩钢瓦出现破损,使用防拉弧箱后,可以针对光伏电站中频发的串联电弧及接地电弧进行有效的识别及切断保护动作,保证光伏系统稳定、安全。防拉弧箱经测试后可以稳定运行。

该光伏项目屋顶采用华为逆变器,防拉弧箱安装在B7-04NB号逆变器与光伏组件之间。现场进行了两个部分的测试,第一个部分是对于串联电弧的测试,第二个部分是对于接地电弧的测试。

2.2.1防拉弧箱安装

防拉弧箱使用35mm导轨进行固定安装,导轨与支架采用68mm螺栓与螺母进行固定。

2.2.2串联电弧检测

串联电弧检测使用UL1699B认证中规定的串联电弧发生器进行。电弧发生器串联接入逆变器的组串中,此次试验针对B7-04NB的8个组串均进行测试。

进行串联电弧测试需要完成以下几个步骤:

(1）关闭逆变器电源开关,将电弧发生器接入系统中。

(2）打开逆变器电源开关,使逆变器正常工作。

(3）转动电弧发生器的横向调节装置,使电弧发生器产生直流电弧。

(4）电弧主机执行脱扣动作,并将故障通道显示在屏幕上。

串联电弧测试结果:现场针对防拉弧箱内8个组串分别进行串联电弧测试,测试结果均通过。

2.2.3接地电弧检测

接地电弧检测使用外皮破损的直流电缆线直接碰触系统接地端,模拟现场极易发生的接地电弧击穿彩钢瓦屋面的情况。

进行接地电弧测试需要完成以下几个步骤:

（1）关闭逆变器电源开关,将破损线缆接入系统中。

(2）打开逆变器电源开关,使逆变器正常工作。

(3）用破损线缆触碰系统接地端,并伴随火花声。

(4）电弧主机执行脱扣动作,并将故障通道显示在屏幕上。

接地电弧测试结果:现场针对防拉弧箱内8个组串分别进行接地电弧测试,测试结果均通过。

2.2.4后台报警与通信

当防拉弧箱发现电弧存在并驱动分励脱扣器后,系统后台可观测到逆变器状态发生改变,并出现报警信息。因为防拉弧箱内还接入了智能网关模块,所以传输效率及可靠性高,中控室后台能及时无误地收到信号。

在故障发生后,及时而准确地确认故障支路与故障类别,是十分必要的,它直接影响到故障的处理速度和经济损失。

在直流发电系统中也是一样,改造后,当支路发生接地故障时,可以在确定支路回路的同时显示出故障类别,让值班员对故障情况有一定的了解,也让检修效率有了较大提升。

3整改效果与效益分析

3.1整改效果

2020年6月,该项目开始着手对屋顶光伏电站防拉弧技术进行整改升级,截至9月份,202台逆变器已全部整改完成。此次屋顶光伏电站直流侧防拉弧改造技术的应用,不仅可以提高运维质量,降低运维成本,及时发现、杜绝安全隐患,延长设备使用寿命,还可以为电站运营带来巨大的经济效益。

3.2效益分析

3.2.1改造前

单台逆变器价值1.68万元,约(5＋3＋4＋3）/4×1.68+6.3万元。

每年损失发电量约=.5万k0·w,约=.5×1.13+=.565万元。间接破坏的屋面需8==元修复一个点,造成损失(5+3+4+3）/4×0.08=0.3万元。

3.2.2改造成本

单个方阵改造所需材料:1个箱体、1个防雷器、1个主控模块、2只电弧传感器、2只熔断器、9套接插件、25m1×4线材、1套辅材、1套成材。

单台逆变器改造成本:1×480+1×120+1×450+2×130+2×12+9×10+25×10+1x200+1x250=2124元。

则202台逆变器改造总成本合计:2124x202=429048元。3.2.3改造后

直接经济效益:由项目电站结算单可知,单台逆变器1.68万元左右,202台逆变器总价格在340万元左右:光伏组件总计35094块,总价值约3132万元。上述加装防拉弧箱的技术改造,能为公司带来直接的设备安全的经济效益约3472万元。

4结语

综上所述,此次针对光伏组件直流发电系统拉弧问题进行的升级改造,达到了预期效果,可靠保证了光伏电厂直流系统的安全稳定运行,并延长了设备的使用寿命,有效减少了故障处理时间与人工成本,大大降低了生产成本及光伏发电直流系统的故障发生率,切实提高了光伏发电量及设备完好利用率。