近年来，随着光伏电站的大规模建设，出现不同程度的质量和安全隐患。安全质量问题，已经成为了光伏电站长期稳定发电的头号杀手。一旦出现炸机甚至火灾这样的严重事故，不仅影响发电量，而且对国家财产甚至人的生命都将产生非常恶劣的影响。
因此，安全质量问题，已经成为光伏电站首要考虑的问题。安全出了问题，发电量和投资收益都是零。
本文将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：
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组件部分
组件的安全问题主要来自接线盒和热斑效应。
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”，目前，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。
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能电池。
热斑效应除对组件寿命有严重影响之外，还可能烧毁组件甚至引起火灾。
一般情况下认为：光伏组件在正常工作时的温度为30℃时，局部温度高于周边温度6.5℃时，可认为组件局部为热斑区域。不过这也不是绝对的，因为热斑检测会受到辐照度、组件输出功率、环境温度及组件工作温度、热斑形成原因等因素的影响，因而判断热斑效应最好是以热成像仪图像上的数据分析为准。（以下图片为组件局部的热斑成像）
组件烧损处的热斑成像
组件裂纹处的热斑成像
另外，光伏组件制造时电池尽可能选择同一批次电池片并通过精密的测试，避免性能不一，同时不要发生人为混片现象。在焊接时要检查隐裂、虚焊和异物。
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逆变器、汇流箱及运维部分
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1：2014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。
直流线缆触电风险高，危害人身安全事故
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。
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。
熔丝接线不良引发的烧毁着火案例
熔丝与底座接触不良
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。
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
1.集装箱设计，内部温度过高，导致烧机现象。2011年在江苏大丰某电站（在电站完工并网仪式上，嘉宾一边现场剪彩，而另一边逆变器却突然起火燃烧），2013年8月在青海乌兰某电站发生类似事故。
2.IP20设计，无法隔离沙尘，设备易被腐蚀损坏。沙尘会引起开关接触不良，风扇失效散热变差，电路板打火等现象，存在着火风险。
3.组串式逆变器噪音污染大，奥地利某学校电站，在夏天光照好的环境下也只能将逆变器关机，避免影响教学。
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。
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
多数电站的汇流箱与逆变器非同一厂家生产，通讯匹配困难、质量参差不齐。某电站站长谈到运维颇有申冤诉苦的感觉，该电站选用了近十家逆变器品牌，对运维、售后造成了非常大的麻烦。某电站采用的集中式逆变器某设备已过保修期，当时购买设备时是通过代理，现在该厂家已不在了，有问题代理也没法解决，后面还有20年，站长对后期运维非常担心。
2.无法快速定位故障，电站运维效率异常低下
国内光伏电站目前普遍存在直流汇流箱故障率高、汇流箱通讯可靠性较低、数据信号不准确甚至错误导致无法通信的情况，因此难以准确得知每个组串的工作状态。即使通过其他方面或手段发现异常，也难以快速准确定位并解决问题。
因此，为掌握光伏区每一组串工作状态，当前的检测方法是：找到区内每一个直流汇流箱，打开汇流箱，用手持电流钳表测量每个组串的工作电流来确认组串的状态。但在部分电站，由于直流汇流箱内直流线缆过于紧密，直流钳表无法卡入，导致无法测量。运维人员不得不断开直流汇流箱开关和对应组串熔丝，再逐串检测组串的电压和熔丝的状态。检查工作量大，现场运维繁琐且困难、缓慢，在给运维人员带来巨大工作量和技术要求的同时，也会危及运维人员的人身安全。
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。
顺德某屋顶电站监控系统通讯经常出现异常，每天逆变器会送上大量异常信号，电站运维效率低下。
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。按日均发电4h计算，一台500kW的逆变器在故障期间（从故障到解除，按15d计算）损失的发电量为500kW×4h/d×15d=30000kWh。按照上网电价1元/kWh计算，故障期间损失达到3万元。