电力行业：光伏电站智能安全技术白皮书

光伏电站智能安全技术 白皮书 版权所有©2023华为数字能源技术有限公司。保留一切权利。 非经本公司书面许可，任何单位和个人不得擅自摘抄、复制本文档内容的部分或全部，并不得以任何形式传播。 商标声明 、HUAWEI、以及 是华为技术有限公司的商标或者注册商标。在本手册中以及本手册描述的产品中， 出现的其他的商标、产品名称、服务名称以及公司名称，由其各自的所有人拥有。 免责声明 本文档可能含有预测信息，包括但不限于有关未来的财务、运营、产品系列、新技术等信息。由于实践中存在很多不确定因素，可能导致实际结果与预测信息有很大的差别。因此，本文档信息仅供参考，不构成任何要约或承诺。华为数字能源可能不经通知修改上述信息，恕不另行通知。 华为数字能源技术有限公司 深圳市福田区香蜜湖街道香安社区安托山六路33号安托山总部大厦solar.huawei.com 目录 CONTENTS 背景 光伏电站安全问题及典型案例分析 光伏电站电气安全问题总览典型电气故障及安全问题介绍与分析 光伏电站智能安全设计 智能光伏电气安全设计理念光伏电站电气安全设计框架及技术 结语 1背景 随着碳中和目标在全球范围内加速落地，以及各国对能源安全与能源独立的重视，光伏产业迎来了前所未有的“爆发式”增长。根据国际可再生能源署(IRENA)发布的最新报告，截至2022年底，全球累计光伏装机为1053GW。而中国光伏行业协会 （CPIA）预测，在2023年~2030年，国内年均新增光伏装机将达到90GW以上，全球年均新增装机在250GW以上。光伏正逐渐替代传统能源，成为全球主力能源。 安全，则是光伏行稳致远的根基。随着光伏组件电流、逆变器等关键设备容量和功率不断增加，以及光伏应用场景复杂多样化，如何保障电站端到端的系统安全受到全行业高度关注。光伏电站安全涵盖电气安全、并网安全、供电安全、网络信息安全、生态安全等方面。其中，与人身和财产安全息息相关的电气安全最受关注，也至为重要。 传统的光伏电站安全防护通常围绕“全方位”、“无死角”、“快响应”的理念进行设计、强调管理制度的科学性与应对反应的及时性，而随着数字技术与电力电子技术的结合越来越紧密，需要借助数字化的手段实现安全管理的技术迭代。 本白皮书通过全面深入地分析光伏电站电气安全问题及事故案例，系统地介绍了光伏电站安全防护领域的最新技术与实践；旨在助力光伏电站智能安全防护技术的应用，促进产业快速、健康发展。 0102 光伏电站安全中，电气安全事故发生频次最高、也最为复杂，对人员、设备及电站均构成威胁，需要整个行业携手应对。宏观上，应建立全局视角，端到端审视与分析各关键节点、链路的安全风险；微观上，需要对各种安全事故发生的根因进行深入剖析，有的放矢管控风险。 2光伏电站 2典型电气安全事故介绍与分析 2光伏电站安全问题 及典型案例分析 2光伏电站 1电气安全事故总览 光伏电气安全的故障源点和形式具有多、散、杂的特点，任何一块组件或一台设备及其电气连接，均可能成为故障源点并发生不同形式的安全事故。 图1光伏发电系统电气事故图例 接地故障 接地故障是目前电站安全首当其冲的问题。根据第三方机构统计，超过一半的光伏电站火灾是由接地故障引起。在光伏电站中，光伏组件-汇流箱（如有）-逆变器-箱变之间的线缆大多为直接埋地铺设，而光伏组件、接线盒、直流电缆、汇流箱、逆变器、交流电缆、接线端子等各环节易出现绝缘层破损并与地面接触，引起输电导线对地绝缘下降。一旦形成漏电回路，将会造成局部发热或者电火花，严重时甚至会引发火灾等严重后果。 针对接地问题，电站系统采取了一系列防范措施。当电站直流侧系统发生接地故障时，逆变器应能够检测出正极或负极绝缘异常，并通过光伏电站部署的通信系统，将故障信号发送至电站中央控制室的监控后台。随着光伏电站逆变器直流组串接入回路数快速增加，传统集中式和组串式逆变器无法定位故障点具体组串位置，因此后续的故障点查找需要大量人工完成，尤其是在沙戈荒、流域、水面等复杂场景，运维更加困难，效率更低。 在光伏电站的直流侧接地故障中，如果发生单点接地，由于没有构成接地电流的通路，对系统不会产生明显影响，但如果另外一个点同时发生接地故障，可能造成系统短路，导致设备故障损坏，严重影响电站安全。对于多极接地故障可能造成的严重影响，我们重点分析两点接地的典型故障风险与问题。 ◎接地点同为正极 下图为集中式方案中任意两个组串PV+同时接地的示意图，等效为单点正极接地故障，系统会上报接地故障告警。 图2集中式两点正极接地故障示意图 组串式方案中如果两个接地点发生在同一逆变器下的组串PV+时，接地故障分析与上述集中式相同，也等效为单点正极接地故障，系统会上报接地故障告警。 组串式方案中如果两个接地点发生在同一逆变器下的组串PV-，接地故障分析与上述集中式相同，也等效为单点负极接地故障，系统会上报接地故障告警。 图5组串式两点负极接地故障示意图 如果非电气隔离逆变器有N线接地（如TN-C），可能还会导致逆变器内功率模块短路，导致功率模块失效，如下图所示。 图3组串式两点正极接地故障示意图 ◎接地点同为负极◎接地点为正极和负极 图6N线接地短路故障示意图 下图为集中式方案中任意两个组串PV-的同时接地的示意图，等效为单点负极接地故障，系统会上报接地故障告警。 图4集中式两点负极接地故障示意图 在集中式方案中，如果出现任意组串的PV+和PV-同时接地，则等效为组串短路，一般组串的短路电流是峰值电流的1.1倍，因此直流侧短路或过流故障熔丝难以有效分断。 图7集中式正负极接地故障示意图 图8组串式正负极接地故障示意图 在组串式方案中，如果接地点同时发生在同一Boost电路下的PV+和PV-时，接地故障分析和集中式相同；如果接地点发生在同一逆变器的不同Boost电路的PV+和PV-时，逆变器可能会出现3000V过电压的风险，导致设备损坏。 当Boost电路设计为对称拓扑时（如下图9），PV-与BUS-不直接连接，如果正负极接地则会引发3000V过电压。此电路架构对控制算法要求较低，但在雨季、雪天，出现积水、积雪时，由于接触不良或线缆破损，极易造成逆变器设备故障损坏。 图9对称BOOST拓扑，PV+/PV-多点接地，引起3000V高压 下图为一种飞跨电容的BOOST电路拓扑设计，该电路架构PV-与BUS-直接连接，可以有效避免多点接地带来的逆变器过压风险。但此方式对逆变器控制算法的要求较高，实现有一定难度。 图10飞跨BOOST拓扑，避免多点接地过压 电气绝缘故障 在电气安全中，绝缘故障是主要的安全风险之一，绝缘失效大多是由于电场、热、化学等因素综合作用下，绝缘材料的绝缘性能降低，导致绝缘性能破坏。绝缘失效的主要表现形式为绝缘击穿，当施加于电介质的电场强度高于临界值或者在一定电场强度下，电介质由于环境等影响，绝缘电阻值低于临界值，通过电介质的电流会突然猛增，使绝缘材料的绝缘性能被破坏，丧失绝缘能力，这种现象通常也称为电介质击穿，最终导致火灾等严重后果。 通常情况下，传统集中式逆变器防护等级为IP54，传统组串式逆变器防护等级为IP65。在运行或者运维过程中，难以避免会由于水汽、灰尘、盐雾等进入逆变器降低了爬电距离，导致逆变器单板/模块绝缘水平大幅降低，绝缘失效/过热，进而引发打火，造成整体逆变器烧毁。 由水汽导致的凝露现象是光伏电站最为常见的绝缘故障之一。为了避免运行时温升导致的腔内腔外气压不一致，逆变器会设置透气阀，透气阀同样也只能防水，不能防水蒸气。光伏电站逆变器都是在白天开机运行，随着设备腔内温度升高，由于热胀冷缩内部压力升高，逆变器内部器件中吸收的水份会变为水蒸气，当夜晚来临时，逆变器由于太阳辐照降低停止运行，腔内温度降低，如果达到露点温度就会在逆变器腔内凝结成水，进而导致元器件的绝缘故障，带来安规失效风险。 图11逆变器绝缘故障导致起火事故 直流反接故障直流/交流端子接触故障 在电站施工接线时，由于线缆多且长，端子公母头容易接反，从而出现直流反接问题。传统多路并联方案中采用熔丝进行过流保护，如果出现一路组串直流反接，故障回路电压可能会达到组串电压的两倍，现有的1500V熔丝可能无法可靠分断，出现爆裂和起火。 下图分别为传统集中式方案和传统组串式方案中出现一路组串直流反接时的高压示意。 图12集中式方案直流反接，故障点电压可达3000V，超过熔丝分断能力 光伏电站中涉及大量的端子连接，端子接触不良引发的故障也是常见的电站安全问题。以一个100MW电站为例，电站共有7000多个组串，需要14000多个直流端子连接。导致端子接触故障的原因包括，在端子生产过程中因加工不到位会导致金属芯压接不良，在电站施工阶段因操作不规范会导致端子插接不到位，在电站运营阶段由于外力导致端子接触点之间产生应力从而造成端子虚接。下图是由于大风、土地沉降等因素长期影响导致接触劣化的案例。 图15土地沉降导致端子接触不良 端子接触不良带来的直接影响即端子过温，但是由于逆变器直流端子通常无法进行温度检测，这种故障非常容易从一个小故障扩散到大故障，引起直流拉弧/过热起火等现象。 图13传统组串式熔丝保护方案，直流反接引起3000V高压，超过熔丝分断能力 图16端子故障过温 图17端子过温导致的起火事故 当逆变器或Boost电路内全部组串反接时，设备中的二极管等效短路，可能会造成二极管烧坏，如图所示。 直流熔丝/汇流箱故障 图14全部组串反接，二极管短路 针对光伏直流侧的过流保护，标准层面尚存在不足，目前仅以IEC62548《光伏方阵设计要求》为主要依据。在工程应用中，特别是过流保护装置的选配、熔断体和断路器的质量控制等环节存在一定问题。 集中式方案过流保护通常采用组件级、组串级、汇流箱级熔丝进行分级保护，由于选型问题经常会在项目初期出现分断保护失效。另外，光伏直流侧短路电流来自于组串，一般最大仅为组件峰值电流的1.1倍，因此直流侧短路或过流故障时，熔丝很难有效分断；传统组串式直流侧无主动分断开关，在逆变器内部发生短路时，无法分断故障电流。因此逆变器、汇流箱等设备起火风险与日俱增。 箱变低压柜内喷弧故障 电弧是离子化的高温气体流，在电弧被引燃的初期，空气急剧爆燃产生的冲击波和随后的高温气流会对人体和设备带来极大危害。光伏电站交流侧防护相对成熟、相关标准也相对完善，但断路器分断故障电流时喷弧、低压侧绝缘击穿等仍然存在，进而带来安全隐患甚至可能引发安全事故。 直流电弧故障 图18逆变器、汇流箱因直流短路起火照片 在光伏系统中，接点松脱、接触不良、接线断裂、绝缘材料老化、碳化、电线受潮、腐蚀、绝缘材料破损等原因都可能产生电弧。由于光伏系统直流侧接线端子很多，发生电弧危害的可能性较高。 直流拉弧有3种类型，包括串联电弧、并联电弧和对地电弧。在3种类型的电弧中，串联电弧发生的可能性和频次最高可占整体的80%，危害较大。 图19常见电弧故障 图20箱变喷弧引发的安全事故 光伏电站中，目前箱式变电站低压侧短路的故障电流较大（不同容量变压器和线路阻抗下故障电流可能达到25kA以上甚至30kA）； 常规的800V塑壳断路器在分断短路故障时，会有一定的高温带电离子/颗粒物喷出； 开关喷出的高温带电离子/颗粒物最直接的扩散范围在开关上下部附近，当低压柜开关附近位置存在裸露导电铜排等部件时，高温导电粒子会引起裸露铜排间的空气绝缘能力大幅降低，引起绝缘击穿，进一步导致分支母排或者主母排短路； 母排短路时，会引起内部进一步连锁放电和故障扩散。 光伏箱式变电站在塑壳断路器分断时易出现箱变低压柜整体故障、内部严重损坏的情况。根据之前现场案例联合测试分析，故障路径参考如下： 逆变器内部故障 逆变器内部的电容、IGBT等器件失效时容易导致母线或半母线短路，在交流侧有继电器和箱变塑壳断路器可以有效进行故障电流分断保护，但是在直