光伏系統設計中絕緣電阻的考慮

云南拓日科技有限公司 ■ 普平貴 滕小華 李偉明

一 引言

目前光伏行業正歷經空前的危機，產能閑置，行業整體虧損，破產傳言此起彼伏，與瘋狂期形成了鮮明的對比。但不可否認，化石能源總有終結的一天，傳統可再生能源中能夠形成替代功能的水電開發總有限度，而且隨著自然災害的頻繁發生也帶來了諸多爭議；日本福島核事件也給核電的發展蒙上了一層陰影。近年來國內發展迅猛的風電在給人們帶來實惠的同時，大規模集中應用也給電網帶來了很大挑戰，除電網本身需要不斷完善外，風電本身的設計、管理和技術的提升也同樣迫切。目前，國內光伏電力的發展日益成熟，政府也出臺相關的政策加以支持，國內光伏發電裝機容量從起步階段正逐漸進入發展期，從2000年初的千瓦級至2011年的兆瓦級，發展可謂勢不可擋、大勢所趨。

不可否認，光伏電力必將成為全社會的重要能源，但目前的事實同樣也需要理智認知，國內光伏發電還處于初期，國內技術和標準仍處于借鑒國外現有資料和經驗階段。目前國外大規模應用的西方發達國家，其單個系統本身容量較小，很少有非常大容量的單個電站。系統容量偏小自然系統電壓也就不高，德國萊茵TUV認證測試的組件電壓為715V，IEC內規定值為1kV。而國內目前建設的項目，特別是2011年國內裝機容量達到2.9GW的電站中，絕大部分為大型地面電站。大型地面電站由于受組件耐壓值的限制，目前直流系統部分均以1kV為上限，而并網逆變器的設計和系統直流部分設備的選型也與組件耐壓直接相關，導致直流系統電壓仍然較低，從而單位方陣基本以1MWp為單元。

就目前已經設計并建設完成的項目中，人們在設計直流系統部分電壓時，并沒有把各設備在系統中組合后會導致系統整體絕緣電阻下降考慮在內，也沒有把特殊環境狀況下絕緣電阻大幅降低所帶來的安全隱患做充分考慮，僅僅依靠各種設備自身的耐壓和絕緣阻值數據，這是不科學的。本文根據已建項目的實際測試數據和實驗結果，為光伏項目設計者和電站運營管理單位提供一些參考。

二 光伏方陣組串與絕緣

1 組串設計依據

目前國內大型地面光伏電站設計時，基本以1MWp為一個單元，通過許多個相同的單元組合為一個電站。在一個單元設計上，將逆變器交流輸出做一次升壓為10kV，再二次升壓為35kV并入電網，或直接一次升壓至35kV并入電網，容量較大電站還升壓并入110kV電網。直流逆變交流部分一般采用兩臺500kW組合“主從”或“主從主”模式，將1MWp單元方陣直流逆變為交流電。

在1MWp單元方陣直流系統電氣設計上，根據光伏組件和逆變器的電壓參數以及當地氣溫極值，設計一個組串需要配置的組件數量，再根據一個組串峰值功率容量在1MWp單元方陣內的占比，配置一定數量的組串。一般以16路組串匯流進一個匯流箱的形式配置多臺匯流箱，將整個1MWp單元方陣內的組串匯流至機房直流配電柜，如圖1所示。

2 影響系統絕緣電阻因素

目前，IEC 61215-2005規定光伏系統在絕緣電阻檢測時相對濕度不得超過75%、測試絕緣電阻不小于1MΩ即滿足設計要求。設備實驗室檢測光伏設備的絕緣電阻和耐壓時，均對測試環境條件有明確要求。

在空氣相對濕度較大的條件下對電氣設備進行絕緣電阻測試，其測量值與實際值差別較大，原因主要是受水膜和電場畸變的影響。當空氣相對濕度較大時，絕緣物表面將出現凝露或附著一層水膜，導致表面絕緣電阻降低而表面泄漏電流增加。另外，凝露和水膜還可能導致導體與絕緣物表面電場發生畸變，電場分布更不均勻，從而產生電暈現象，直接影響測量結果。

表1為一段電纜在不同濕度下的絕緣電阻測試數據。由表1可見，絕緣電阻對濕度變化很敏感，相對濕度增加，絕緣電阻降低。當環境的相對濕度大于75%，一般在絕緣材料表面會出現微小的水珠或薄薄的水膜。

表1 不同濕度電纜絕緣電阻實驗數據

同時在建設的電站中，絕緣電阻值還受溫度、機械震動等因素的影響。溫度升高會導致絕緣材料的離子活動和游離機會增加，使離子數目相應增多，離子性電導電流加大，絕緣電阻下降；強烈、持續震動可導致絕緣材料原有的物理和機械性能的改變，破壞其絕緣強度。此外，由于介質的吸收性能不同，絕緣電阻也常隨加壓時間的長短而變化。

此外，濕度過高會使空氣的絕緣性能降低，而開關設備中很多地方是靠空氣間隙絕緣的。另一方面空氣中的水分附著在絕緣材料表面，使電氣設備的絕緣電阻降低，特別是使用年限較長的設備，由于內部有積塵吸附水分，潮濕程度將更嚴重，絕緣電阻更低。設備的泄露電流大大增加，甚至造成絕緣擊穿，產生事故。

潮濕的空氣還有利于霉菌的生長。實踐表明，溫度25～30℃、相對濕度75%～95%是霉菌生長的良好條件。所以，如果通風不好將會加快霉菌的生長速度。霉菌中含有大量的水分，會使設備的絕緣性能將大大降低。對一些多孔的絕緣材料，霉菌根部還能深入到材料的內部，造成絕緣擊穿。霉菌的代謝過程所分泌的酸性物質與絕緣材料相互作用，也會使設備絕緣性能下降。

因此，在電站運行過程中，水分、溫度和氣壓是影響系統絕緣電阻的基礎因素，由于此三種因素的共同作用，將直接影響電站電氣設備的絕緣電阻。對于高緯度、高海拔的雨雪地帶以及處于低緯度的熱帶地區，雪、雨水與太陽輻射的并行出現或頻繁交替發生，必然會大大降低系統的絕緣電阻值，將對設備安全運行和運營管理人員安全構成威脅。

三 光伏系統直流線路的絕緣電阻測試

在我公司承擔的云南冶金集團技術中心實驗研究基地內1MWp光伏發電系統(圖2)中，部分設備配置和安裝為：組件峰值功率為185Wp，72片125mm×125mm單晶硅電池片串聯；匯流箱為16路組串接入；接入匯流箱的每個組串共計有17塊組件串聯；光伏陣列放置在屋頂彩鋼瓦面上，組件通過鋁合金和鋼結構支撐；每個組串至匯流箱的正負極引線用金屬管做保護。

用絕緣電阻測試儀DC 1kV檔位做以下測試：

(1) 正常條件下測量

拆卸匯流箱內正負極接地防雷器，組串正負極進線與匯流箱正負極母排正常連接，測量匯流箱正極母排對地絕緣電阻為8.4M?，負極母排對地絕緣電阻為37.2M?。

(2) 匯流箱正負極對地絕緣電阻測量

當16路組串正負極均不接入匯流箱，測量匯流箱正負極母排對地絕緣電阻均為無窮大。

(3) 組件正負極對地絕緣電阻測量

選取組串內一塊組件，在安裝支架上單獨測量其正負極對地絕緣電阻，正極對地絕緣電阻為3G?，負極對地絕緣電阻為3.1G?。

(4) 組串至匯流箱之間線路絕緣電阻測量

單獨測量組串正極出線點至匯流箱正極進線點的連接電纜的接地電阻，測量該線路匯流箱側對地的絕緣電阻為5.2G?，組串側對地的絕緣電阻為無窮大。

5 測量匯流箱在組串回路內對整體絕緣電阻的影響

當組串負極并在匯流箱負極母排時，測量該組串匯流箱側正極端對地絕緣電阻為11.6M?；當組串負極不接入匯流箱負極母排時，測量該組串匯流箱側正極端對地絕緣電阻為187M?。

除以上5項測量外，為檢測組串內串聯組件數量對組串回路整體絕緣電阻的影響，組串的正負極均并在匯流箱的正負極母排，分別將組串的第1、2、3塊組件，直至第17塊組件的負極從組串中拆下，分別測量負極端對地的絕緣電阻。經測試，發現測量的現有串聯組件、組串正極至匯流箱正極母排間線路和匯流箱設備整體絕緣電阻，隨著串聯組件的減少，絕緣電阻逐步升高。

通過現場測量數據發現，單一設備的絕緣電阻值均很大，但隨著設備的串聯組合數量增加，整體絕緣電阻在不斷下降。在雨天用同樣的方式測量同樣的設備和組串絕緣電阻時，其測量值更低。

四 光伏組串絕緣電阻實驗

在實驗室選取規格相同、峰值功率為90Wp的10塊單晶硅組件，將其串聯為一個組串，并排斜靠在墻壁上，地面用金屬板鋪墊，以保證10塊組件的邊框與其可靠接觸，用絕緣電阻測試儀DC 1kV檔位，做以下實驗：

(1) 所有組件均干燥的條件下，測量組串正極對邊框的絕緣電阻為300M?；

(2) 在靠近組串正極側的第1塊組件的正面玻璃上均勻噴灑水珠，測量組串正極對邊框的絕緣電阻。起初絕緣電阻基本不發生變化，但水珠匯集在一起，并且向下流至組件邊框時，絕緣電阻迅速下降。此時不停向組件正面玻璃和邊框噴灑水，使組件正面玻璃和邊框表面形成水膜的面積增大，絕緣電阻逐步往下降低，最低降至48M?；

(3) 當在10塊組件的正面快速噴灑水珠時，組串正極對邊框的絕緣電阻下降更快，實驗測量到的最低值為9M?。停止噴灑，隨著玻璃表面 的水珠逐漸干燥，絕緣電阻又逐漸上升。

通過實驗證明了工程現場不同條件下測量數據的可靠性。雖然實驗數據比電站現場數據較為理想，但電站現場影響絕緣電阻的因素更為復雜，特別是運行一段時間后，由于潮濕空氣和雨水的作用，常年處于高溫高濕的熱帶地區，系統整體絕緣電阻的變化還會進一步加劇。

五 結語

雖然光伏發電應用已經有數十年，但以往項目主要以離網和小型并網形式出現，運行過程中的數據收集條件和范圍有一定限制。目前光伏發電走向大型化，系統絕緣電阻問題也將逐步顯現。對于濕度較大的地區和時期，雪和雨水頻繁的地區和時期，項目設計上需要特別考慮直流系統的絕緣電阻值受環境的影響。在熱帶高溫高濕地帶，還需不斷跟蹤電站運行期直流系統絕緣電阻的變化情況，適時對絕緣電阻降低的部位及時修復調整。同時也收集更多可靠的運行期數據，為新項目的設計提供更多依據。

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