光伏系统设计中绝缘电阻的考虑

云南拓日科技有限公司 ■ 普平贵 滕小华 李伟明

一 引言

目前光伏行业正历经空前的危机，产能闲置，行业整体亏损，破产传言此起彼伏，与疯狂期形成了鲜明的对比。但不可否认，化石能源总有终结的一天，传统可再生能源中能够形成替代功能的水电开发总有限度，而且随着自然灾害的频繁发生也带来了诸多争议；日本福岛核事件也给核电的发展蒙上了一层阴影。近年来国内发展迅猛的风电在给人们带来实惠的同时，大规模集中应用也给电网带来了很大挑战，除电网本身需要不断完善外，风电本身的设计、管理和技术的提升也同样迫切。目前，国内光伏电力的发展日益成熟，政府也出台相关的政策加以支持，国内光伏发电装机容量从起步阶段正逐渐进入发展期，从2000年初的千瓦级至2011年的兆瓦级，发展可谓势不可挡、大势所趋。

不可否认，光伏电力必将成为全社会的重要能源，但目前的事实同样也需要理智认知，国内光伏发电还处于初期，国内技术和标准仍处于借鉴国外现有资料和经验阶段。目前国外大规模应用的西方发达国家，其单个系统本身容量较小，很少有非常大容量的单个电站。系统容量偏小自然系统电压也就不高，德国莱茵TUV认证测试的组件电压为715V，IEC内规定值为1kV。而国内目前建设的项目，特别是2011年国内装机容量达到2.9GW的电站中，绝大部分为大型地面电站。大型地面电站由于受组件耐压值的限制，目前直流系统部分均以1kV为上限，而并网逆变器的设计和系统直流部分设备的选型也与组件耐压直接相关，导致直流系统电压仍然较低，从而单位方阵基本以1MWp为单元。

就目前已经设计并建设完成的项目中，人们在设计直流系统部分电压时，并没有把各设备在系统中组合后会导致系统整体绝缘电阻下降考虑在内，也没有把特殊环境状况下绝缘电阻大幅降低所带来的安全隐患做充分考虑，仅仅依靠各种设备自身的耐压和绝缘阻值数据，这是不科学的。本文根据已建项目的实际测试数据和实验结果，为光伏项目设计者和电站运营管理单位提供一些参考。

二 光伏方阵组串与绝缘

1 组串设计依据

目前国内大型地面光伏电站设计时，基本以1MWp为一个单元，通过许多个相同的单元组合为一个电站。在一个单元设计上，将逆变器交流输出做一次升压为10kV，再二次升压为35kV并入电网，或直接一次升压至35kV并入电网，容量较大电站还升压并入110kV电网。直流逆变交流部分一般采用两台500kW组合“主从”或“主从主”模式，将1MWp单元方阵直流逆变为交流电。

在1MWp单元方阵直流系统电气设计上，根据光伏组件和逆变器的电压参数以及当地气温极值，设计一个组串需要配置的组件数量，再根据一个组串峰值功率容量在1MWp单元方阵内的占比，配置一定数量的组串。一般以16路组串汇流进一个汇流箱的形式配置多台汇流箱，将整个1MWp单元方阵内的组串汇流至机房直流配电柜，如图1所示。

2 影响系统绝缘电阻因素

目前，IEC 61215-2005规定光伏系统在绝缘电阻检测时相对湿度不得超过75%、测试绝缘电阻不小于1MΩ即满足设计要求。设备实验室检测光伏设备的绝缘电阻和耐压时，均对测试环境条件有明确要求。

在空气相对湿度较大的条件下对电气设备进行绝缘电阻测试，其测量值与实际值差别较大，原因主要是受水膜和电场畸变的影响。当空气相对湿度较大时，绝缘物表面将出现凝露或附着一层水膜，导致表面绝缘电阻降低而表面泄漏电流增加。另外，凝露和水膜还可能导致导体与绝缘物表面电场发生畸变，电场分布更不均匀，从而产生电晕现象，直接影响测量结果。

表1为一段电缆在不同湿度下的绝缘电阻测试数据。由表1可见，绝缘电阻对湿度变化很敏感，相对湿度增加，绝缘电阻降低。当环境的相对湿度大于75%，一般在绝缘材料表面会出现微小的水珠或薄薄的水膜。

表1 不同湿度电缆绝缘电阻实验数据

同时在建设的电站中，绝缘电阻值还受温度、机械震动等因素的影响。温度升高会导致绝缘材料的离子活动和游离机会增加，使离子数目相应增多，离子性电导电流加大，绝缘电阻下降；强烈、持续震动可导致绝缘材料原有的物理和机械性能的改变，破坏其绝缘强度。此外，由于介质的吸收性能不同，绝缘电阻也常随加压时间的长短而变化。

此外，湿度过高会使空气的绝缘性能降低，而开关设备中很多地方是靠空气间隙绝缘的。另一方面空气中的水分附着在绝缘材料表面，使电气设备的绝缘电阻降低，特别是使用年限较长的设备，由于内部有积尘吸附水分，潮湿程度将更严重，绝缘电阻更低。设备的泄露电流大大增加，甚至造成绝缘击穿，产生事故。

潮湿的空气还有利于霉菌的生长。实践表明，温度25～30℃、相对湿度75%～95%是霉菌生长的良好条件。所以，如果通风不好将会加快霉菌的生长速度。霉菌中含有大量的水分，会使设备的绝缘性能将大大降低。对一些多孔的绝缘材料，霉菌根部还能深入到材料的内部，造成绝缘击穿。霉菌的代谢过程所分泌的酸性物质与绝缘材料相互作用，也会使设备绝缘性能下降。

因此，在电站运行过程中，水分、温度和气压是影响系统绝缘电阻的基础因素，由于此三种因素的共同作用，将直接影响电站电气设备的绝缘电阻。对于高纬度、高海拔的雨雪地带以及处于低纬度的热带地区，雪、雨水与太阳辐射的并行出现或频繁交替发生，必然会大大降低系统的绝缘电阻值，将对设备安全运行和运营管理人员安全构成威胁。

三 光伏系统直流线路的绝缘电阻测试

在我公司承担的云南冶金集团技术中心实验研究基地内1MWp光伏发电系统(图2)中，部分设备配置和安装为：组件峰值功率为185Wp，72片125mm×125mm单晶硅电池片串联；汇流箱为16路组串接入；接入汇流箱的每个组串共计有17块组件串联；光伏阵列放置在屋顶彩钢瓦面上，组件通过铝合金和钢结构支撑；每个组串至汇流箱的正负极引线用金属管做保护。

用绝缘电阻测试仪DC 1kV档位做以下测试：

(1) 正常条件下测量

拆卸汇流箱内正负极接地防雷器，组串正负极进线与汇流箱正负极母排正常连接，测量汇流箱正极母排对地绝缘电阻为8.4M½，负极母排对地绝缘电阻为37.2M½。

(2) 汇流箱正负极对地绝缘电阻测量

当16路组串正负极均不接入汇流箱，测量汇流箱正负极母排对地绝缘电阻均为无穷大。

(3) 组件正负极对地绝缘电阻测量

选取组串内一块组件，在安装支架上单独测量其正负极对地绝缘电阻，正极对地绝缘电阻为3G½，负极对地绝缘电阻为3.1G½。

(4) 组串至汇流箱之间线路绝缘电阻测量

单独测量组串正极出线点至汇流箱正极进线点的连接电缆的接地电阻，测量该线路汇流箱侧对地的绝缘电阻为5.2G½，组串侧对地的绝缘电阻为无穷大。

5 测量汇流箱在组串回路内对整体绝缘电阻的影响

当组串负极并在汇流箱负极母排时，测量该组串汇流箱侧正极端对地绝缘电阻为11.6M½；当组串负极不接入汇流箱负极母排时，测量该组串汇流箱侧正极端对地绝缘电阻为187M½。

除以上5项测量外，为检测组串内串联组件数量对组串回路整体绝缘电阻的影响，组串的正负极均并在汇流箱的正负极母排，分别将组串的第1、2、3块组件，直至第17块组件的负极从组串中拆下，分别测量负极端对地的绝缘电阻。经测试，发现测量的现有串联组件、组串正极至汇流箱正极母排间线路和汇流箱设备整体绝缘电阻，随着串联组件的减少，绝缘电阻逐步升高。

通过现场测量数据发现，单一设备的绝缘电阻值均很大，但随着设备的串联组合数量增加，整体绝缘电阻在不断下降。在雨天用同样的方式测量同样的设备和组串绝缘电阻时，其测量值更低。

四 光伏组串绝缘电阻实验

在实验室选取规格相同、峰值功率为90Wp的10块单晶硅组件，将其串联为一个组串，并排斜靠在墙壁上，地面用金属板铺垫，以保证10块组件的边框与其可靠接触，用绝缘电阻测试仪DC 1kV档位，做以下实验：

(1) 所有组件均干燥的条件下，测量组串正极对边框的绝缘电阻为300M½；

(2) 在靠近组串正极侧的第1块组件的正面玻璃上均匀喷洒水珠，测量组串正极对边框的绝缘电阻。起初绝缘电阻基本不发生变化，但水珠汇集在一起，并且向下流至组件边框时，绝缘电阻迅速下降。此时不停向组件正面玻璃和边框喷洒水，使组件正面玻璃和边框表面形成水膜的面积增大，绝缘电阻逐步往下降低，最低降至48M½；

(3) 当在10块组件的正面快速喷洒水珠时，组串正极对边框的绝缘电阻下降更快，实验测量到的最低值为9M½。停止喷洒，随着玻璃表面 的水珠逐渐干燥，绝缘电阻又逐渐上升。

通过实验证明了工程现场不同条件下测量数据的可靠性。虽然实验数据比电站现场数据较为理想，但电站现场影响绝缘电阻的因素更为复杂，特别是运行一段时间后，由于潮湿空气和雨水的作用，常年处于高温高湿的热带地区，系统整体绝缘电阻的变化还会进一步加剧。

五 结语

虽然光伏发电应用已经有数十年，但以往项目主要以离网和小型并网形式出现，运行过程中的数据收集条件和范围有一定限制。目前光伏发电走向大型化，系统绝缘电阻问题也将逐步显现。对于湿度较大的地区和时期，雪和雨水频繁的地区和时期，项目设计上需要特别考虑直流系统的绝缘电阻值受环境的影响。在热带高温高湿地带，还需不断跟踪电站运行期直流系统绝缘电阻的变化情况，适时对绝缘电阻降低的部位及时修复调整。同时也收集更多可靠的运行期数据，为新项目的设计提供更多依据。

[1] 欧阳润泽. 湿度对绝缘电阻的影响及解决方式[J] . 电气时代,2001, (12): 37－38.

[2] CGC/GF003.1:2009, 并网光伏发电系统工程验收基本技术要求[S] .

[3] IEC60068-3-4:2001, 电工电子产品环境试验湿热试验导则[S] .