光伏回暖，“钱途”可期，光伏电站投资再次吸引了业内外大量资本的关注。但在一片叫好声中，对一个行业的参与者而言，探究其加速生长背后的理性与客观，应远比喝彩和跟风更为有力。时值“3·15国际消费者权益日”，我们就一起来谈谈光伏电站质量问题。

过去的一年里，严重的电站质量问题层出不穷：组件负偏差、电站实地功率预测不准确、逆变器高故障率，尤其是组件发电效率衰减剧速等问题屡屡地被媒体见诸报端。

一、光伏电站质量问题到底有多严重？

第三方检测机构北京鉴衡认证中心检测发现，新疆某8MW光伏电站3178块光伏组件中红外成像抽检2856块，其中19%存在虚焊热斑效应。甘肃某10MW光伏电站，抽检发现高达58%的光伏组件出现功率明显衰减。

鉴衡认证去年曾对国内32个省市，容量3.3GW的425个包括大型地面电站和分布式电站所用组件进行检测，发现光伏组件主要存在热斑，衰减，隐裂，蜗牛纹等一系列问题。结果显示，425座太阳能电站中，30%建成3年的电站都不同程度出现了问题；由于组件的质量问题有些建成3年的电站设备衰减率甚至高达68%。如果组件一年衰减超过5%，照此速度，5年后这个电站就将报废。

如此严重的质量问题已经为光伏行业敲响了警钟，解决光伏电站质量问题确实已迫在眉睫。可以预期，伴随光伏电站的大规模建设，其一，如果将来继续出现大范围的质量问题，将导致“灾难性”的局面；其二，光伏电站的质量风险也会成为导致金融和保险机构不敢进入光伏行业最直接的原因；其三，如果质量问题上升为安全问题，发电量是0，投资收益都是0——还会有其它风险，你懂的。

那么，到底是哪些因素导致了电站质量问题频出？华夏能源网总结梳理发现，光伏产业的质量是动态的质量，不是静态的。从太阳能整个产业链来说，从各种部件到运输、生产到设计、安装、运维，所有环节全部都充满风险，只解决其中一个部分或几个部分是不够的。国电光伏总工程师吴协祥将问题总结为三类：发电量保证、可靠性、运维。也有具备项目实操的业内人士认为“电站问题，90%甚至95%以上是安装、施工问题”：怎么看待整个产业质量的风险？最最重要就是在施工上，会两三年以后爆发，十年以后爆发的基本上是材料问题。

二、近年发生了哪些典型的电站质量事故？

过去的一年里，国内外都陆续报道了不少光伏电站的安全事故，多为各种原因引起的火灾、雷击、触电等。最为“有名”的一例是去年5月，苹果公司一直引以为傲的位于亚利桑那Mesa的工厂屋顶突然起火，起火点是大楼屋顶的光伏组件；现场浓烟四起，光伏组件被烧毁。

再往前，2012年7月，位于德国某地的光伏电站起火，起火点发生在屋顶光伏组件的汇流箱处。

而国内的相关报道也层出不穷：

2013年8月，某央企新疆博湖50MW光伏电站出现批量蜗牛纹现象，组件出现率75%；

2014年某央企对青海龙羊峡电站进行巡检时，发现组件在尚未并网的情况下即出现蜗牛纹问题，出现比率70%；

2014年5月青海地方某国企旗下电站，2013年11月安装，2014年5月出现批量闪电纹和蠕虫纹现象,总数量20MW；某央企内蒙古50MW电站2013年并网，2014年即开始出现大批蜗牛蚊现象，蜗牛蚊及删线腐蚀出现比率95%；

2014年浙江杭州东站10MW光伏电站1500块组件出现蜗牛纹现象；2014年山东地区250MW光伏电站组件30%出现蜗牛纹现象，涉事厂家达20余家，事后部分组件得到更换，部分组件供应商同意修复；2014年河北阳原某100MW光伏电站，其中70MW全部出现严重闪电纹现象。

………….

这是一组令人触目惊心的数据。从时间的维度上看，数据同样令人不安：因蜗牛纹，闪电纹，蠕虫纹而继发组件衰减起于2013年，2014年集中爆发。《西北光伏电站质量启示录:隐忧下的设备选型》一文的作者不完全统计，以上列举的数据只是冰山一角，2014年全国地面电站产生同类问题的就高达116个，而截至目前，这个数字依然高企不下。

这些问题不仅威胁到电站25年的平稳运行，甚至会诱发产业投资信用危机及各种连带效应，导致光伏融资难上加难。

三、哪些因素导致安全问题？

由于光伏电站需要长期稳定地运营20年-25年时间，投资机构在愈发关注光伏电站投资机会的同时，却表达出对电站长期运营的可靠性和抗风险能力的担忧。

在贯彻落实《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》，推进电力体制改革实施工作中，由于售电侧的开放，越来越多光伏企业正积极布局电力市场，而为保证稳定的投资回报率，目前的市场对电站质量、衰减率、稳定输出功率等硬件条件的要求也越来越更高。

但电站质量和安全问题依然层出不穷。那么，到底有哪些因素导致了“问题”的出现？以下《光伏电站质量安全问题汇总分析》一文作者，经过走访大量的光伏电站，将目前光伏电站主要面临的安全问题分为组件和逆变器两大部分。

组件的安全问题主要来自接线盒和热斑效应：

一、光伏组件接线盒质量问题评析

不起眼的接线盒是引起很多组件自燃的“元凶”，接线盒市场较为混乱和无序。根据一项调查显示，国外史陶比尔公司出产的MC4光伏连接器由于山寨和人为误导，大部分人都以为MC4是连接器的一个标准型号而非这家公司独有的产品规格，因此大量的劣质“山寨”连接器流入市场被制成接线盒卖给组件企业。

劣质连接器由于内部粗糙不平，接触点较少，使电阻过高引燃接线盒，进而烧毁组件背板引起组件碎裂。建议组件企业在选购接线盒时，将质量而非价格作为优选，同时对连接器等关键零部件进行考察，从源头消灭隐患。

二、组件热斑问题成因及解决建议

在实际应用中，太阳能电池一般是由多块电池组件串联或并联起来，以获得所期望的电压或电流的。为了达到较高的光电转换效率，电池组件中的每一块电池片都须具有相似的特性。在使用过程中，可能出现一个或一组电池不匹配，如：出现裂纹、内部连接失效或遮光等情况，导致其特性与整体不谐调。

在一定条件下，一串联支路中被遮蔽的太阳电池组件，将被当作负载消耗其他有光照的太阳电池组件所产生的能量。被遮蔽的太阳电池组件此时会发热，这就是热斑效应。这种效应能严重的破坏太阳电池。

逆变器、汇流箱及运维部分：

一、直流侧安全风险大、易起火

传统方案组件经直流汇流箱、直流配电柜到逆变器，电压高达1000V，直流拉弧起火和长距离直流输电起火给电站带来很大的安全风险。汇流箱、配电柜易被烧毁、进水等。

案例：2014年8月，武汉某屋顶光伏电站发生着火，彩钢瓦屋顶被烧穿了几个大洞，厂房内设备烧毁若干，损失惨重。最终分析原因为：由于施工或其他原因导致某汇流箱线缆对地绝缘降低，在环流、漏电流的影响下进一步加剧，最终引起绝缘失效，线槽中的正负极电缆出现短路、拉弧，导致了着火事故的发生。

二、直流线缆触电风险高，危害人身安全故

传统集中式方案，每个逆变器100多组串正负极并联在一起，当任意的组串正极和负极漏电，1000V的直流高压，触电将无可避免。渔光互补、农光互补电站都是开放式电站，渔民、农民经常出入，一旦线缆对地或者鱼塘出现绝缘破损，1000V高压直流对水塘漏电，将可能导致人畜触电安全事故。

三、熔丝故障率高，容易引发着火风险

传统电站采用熔丝设计增加了直流节点，电站即使使用熔丝，也不能有效地保护组件；而且在过载电流情况下，熔丝还会因熔断慢，发热高，引发着火风险。

几乎所有的传统电站都受熔丝故障率高的困扰，部分电站年故障率>7%，特别是在夏天，某30MW电站运维人员反馈夏季平均每天熔丝故障数量达5-6个。

四、逆变器监测数据不准确

1.逆变器监测数据不准确。内蒙某电站集中式逆变器监控数据与实际发电量严重不符，监控上报值比实际值虚高了3%。

2.逆变器或者直流汇流箱数据采样精度不够，造成故障信息判断不准确、不及时。

五、集装箱设计易烧机；IP20、风扇设计无法隔离尘沙，设备腐蚀损坏；组串式逆变器噪音污染大。

六、传统方案PID衰减严重，抑制方法危害人身安全

常熟某渔光互补电站，电站运行2年多，部分电池板衰减严重，达到30%以上，最高的衰减达到50%。传统抑制PID的方法是采用负极接地，但该方案存在极大的安全隐患，特别是渔光互补电站容易漏电导致触电，如果直接将负极接地，等于只要正极一旦对地漏电，作业人员和鱼类触电将无可避免。

七、电站运维效率低下：逆变器厂家很多、质量参差不齐，无法快速定位故障，故障恢复时间长、损失大

1.逆变器厂家多，很多厂家倒闭或者退出市场，使电站后期运维变得很困难。

2.无法快速定位故障，电站运维效率异常低下。

案例：三峡某山地电站巡检汇流箱必须断开总开关，逐个手动测量每一组串的电压和熔丝状态，效率异常低下。更严重的是，检查完后忘记闭合汇流箱总开关，导致当月发电量损失近30%。因是山地电站，加之运维人员数量不足，逆变器、箱变巡检1次/月，汇流箱巡检半年一次，所以组串和汇流箱故障一般难以发现。

3.逆变器故障恢复时间太长，损失很大。

一台逆变器遭遇故障而影响发电，将导致整个子阵约50%的发电量损失。集中式逆变器必须由专业人员检测维修，配件体积大、重量重，从故障发现到故障定位，再到故障解除，周期漫长。