CHÁY HỆ THỐNG ĐIỆN MẶT TRỜI: 6 NGUYÊN NHÂN GÂY CHÁY HỆ THỐNG ĐIỆN MẶT TRỜI VÀ BIỆN PHÁP PHÒNG NGỪA
Cháy hệ thống điện mặt trời là rủi ro kỹ thuật hiếm gặp nhưng có thể gây thiệt hại nghiêm trọng nếu hệ thống thiết kế, lắp đặt hoặc vận hành không đạt chuẩn. Khi quy mô solar rooftop ngày càng lớn, nguy cơ phát sinh điểm nóng, hồ quang DC, quá áp hoặc lỗi inverter cũng tăng theo. Hiểu rõ các nguyên nhân và tiêu chuẩn PCCC điện mặt trời giúp giảm thiểu rủi ro và đảm bảo an toàn điện mặt trời lâu dài.
1. TỔNG QUAN RỦI RO CHÁY HỆ THỐNG ĐIỆN MẶT TRỜI
1.1 Đặc điểm vận hành của hệ thống điện mặt trời và nguy cơ cháy
Hệ thống điện mặt trời rooftop thường vận hành ở điện áp DC từ 600V đến 1500V. Khi số lượng module kết nối nối tiếp tăng, tổng điện áp string có thể vượt 1000VDC. Điện áp cao kết hợp dòng điện DC liên tục tạo điều kiện hình thành hồ quang điện nếu xảy ra lỗi đấu nối.
Không giống mạch AC, hồ quang DC khó dập tắt vì không có điểm zero crossing. Nếu xuất hiện tại đầu nối MC4, junction box hoặc cáp DC, nhiệt độ hồ quang có thể vượt 3000°C. Đây là nguyên nhân chính dẫn tới rủi ro cháy solar trong các hệ thống quy mô lớn.
1.2 Thống kê các vụ cháy solar rooftop trên thế giới
Theo báo cáo của tổ chức nghiên cứu năng lượng Fraunhofer ISE, tỷ lệ sự cố cháy trong hệ thống PV khoảng 0.006% trên tổng số hệ thống vận hành. Tuy nhiên, khi sự cố xảy ra, mức độ thiệt hại thường lớn do lửa lan theo hệ thống dây DC.
Tại Đức, giai đoạn 2006–2018 ghi nhận hơn 430 vụ cháy liên quan đến cháy solar rooftop. Phần lớn nguyên nhân đến từ lỗi đầu nối, lỗi inverter hoặc thiết bị bảo vệ không đạt tiêu chuẩn IEC 61730 và IEC 62109.
1.3 Đặc điểm cháy trong hệ thống điện DC
Hỏa hoạn trong hệ thống PV thường bắt nguồn từ hồ quang điện DC hoặc hiện tượng quá nhiệt cục bộ. Khi nhiệt độ tại điểm lỗi vượt 150°C, vật liệu polymer trong cáp XLPE hoặc vỏ connector bắt đầu phân hủy.
Quá trình phân hủy sinh ra khí dễ cháy như methane hoặc ethylene. Khi gặp nguồn hồ quang, hỗn hợp khí này bốc cháy nhanh, làm lan rộng sự cố cháy hệ thống điện mặt trời.
1.4 Vai trò của tiêu chuẩn kỹ thuật trong an toàn điện mặt trời
Các tiêu chuẩn quốc tế như IEC 60364-7-712, IEC 62548 và NEC 690 quy định chi tiết về thiết kế hệ thống PV. Những tiêu chuẩn này yêu cầu khoảng cách cáp, bảo vệ chống quá áp, chống hồ quang và quy trình lắp đặt.
Việc tuân thủ tiêu chuẩn giúp nâng cao an toàn điện mặt trời, giảm nguy cơ phát sinh hồ quang DC hoặc quá nhiệt tại các điểm kết nối.
1.5 Hệ thống PCCC điện mặt trời trong công trình
Trong các công trình thương mại hoặc nhà máy, hệ thống PV cần tích hợp giải pháp PCCC điện mặt trời như Rapid Shutdown, DC isolator và thiết bị chống hồ quang AFCI.
Rapid Shutdown có thể giảm điện áp string xuống dưới 30V trong vòng 30 giây khi xảy ra sự cố. Điều này giúp lực lượng cứu hỏa tiếp cận mái nhà an toàn khi xảy ra cháy.
1.6 Tác động của môi trường đến nguy cơ cháy solar
Nhiệt độ môi trường cao, bức xạ UV mạnh và độ ẩm cao có thể làm suy giảm vật liệu cách điện. Sau 8–10 năm vận hành, lớp cách điện cáp DC có thể giảm điện trở cách điện xuống dưới 1 MΩ.
Sự suy giảm này làm tăng nguy cơ phóng điện và dẫn đến rủi ro cháy solar, đặc biệt trong các khu vực khí hậu nhiệt đới.
Để hiểu cấu trúc của hệ thống trước khi phân tích rủi ro cháy nổ, bạn nên xem bài “Hệ thống điện năng lượng mặt trời là gì? Tổng quan toàn diện về solar power”.
2. NGUYÊN NHÂN 1: LỖI ĐẤU NỐI DẪN ĐẾN CHÁY HỆ THỐNG ĐIỆN MẶT TRỜI
2.1 Đầu nối MC4 không tương thích
Trong hệ thống PV, đầu nối MC4 được sử dụng phổ biến để kết nối module. Tuy nhiên, nhiều hệ thống sử dụng connector từ các nhà sản xuất khác nhau nhưng vẫn ghép nối với nhau.
Sự không tương thích cơ khí khiến tiếp điểm không đạt lực ép tiêu chuẩn 40–60N. Khi dòng điện DC từ 10A đến 15A chạy qua, điện trở tiếp xúc tăng làm phát sinh nhiệt cục bộ. Nhiệt độ có thể vượt 120°C và gây cháy hệ thống điện mặt trời.
2.2 Siết đầu cáp không đúng mô-men
Quá trình lắp đặt yêu cầu dụng cụ ép cáp chuyên dụng với mô-men siết từ 2.5Nm đến 3Nm. Nếu kỹ thuật viên siết không đủ lực, tiếp điểm sẽ bị lỏng.
Tiếp xúc kém làm điện trở tiếp xúc tăng từ vài milliohm lên vài ohm. Theo công thức P = I²R, với dòng 12A, nhiệt lượng sinh ra có thể đạt 144W tại một điểm nối nhỏ, đủ để làm chảy vỏ nhựa connector.
2.3 Oxy hóa tại điểm tiếp xúc
Các đầu nối DC thường làm từ đồng mạ thiếc. Khi tiếp xúc với độ ẩm hoặc không khí muối, lớp mạ có thể bị ăn mòn điện hóa.
Lớp oxit tạo ra điện trở cao tại điểm tiếp xúc, dẫn đến hiện tượng quá nhiệt. Đây là một trong những nguyên nhân phổ biến gây cháy solar rooftop tại khu vực ven biển.
2.4 Cáp DC bị uốn cong quá mức
Bán kính uốn tối thiểu của cáp PV thường bằng 4 đến 6 lần đường kính cáp. Khi cáp bị uốn cong quá mức tại khung module, lõi đồng có thể bị gãy vi mô.
Các vết gãy làm tăng điện trở dẫn điện và gây phát nhiệt. Khi nhiệt độ cáp vượt 90°C, lớp cách điện XLPE bắt đầu suy giảm và có thể dẫn tới rủi ro cháy solar.
2.5 Lắp đặt connector không đúng kỹ thuật
Một số hệ thống sử dụng dụng cụ ép cáp không đạt chuẩn. Điều này khiến đầu cos không được ép chặt vào lõi đồng.
Khi dòng điện lớn chạy qua, tiếp xúc không hoàn chỉnh tạo ra hồ quang nhỏ bên trong connector. Hồ quang này có thể lan rộng và gây cháy hệ thống điện mặt trời.
2.6 Dây DC bị kéo căng do giãn nở nhiệt
Module PV có thể giãn nở 1–2 mm mỗi mét khi nhiệt độ tăng từ 20°C lên 70°C. Nếu dây DC không có vòng giãn nở, lực kéo sẽ dồn vào đầu connector.
Sau nhiều chu kỳ nhiệt, đầu nối có thể bị lỏng. Đây là điều kiện thuận lợi cho hiện tượng hồ quang điện phát sinh.
3. NGUYÊN NHÂN 2: HOT SPOT TRÊN MODULE DẪN ĐẾN CHÁY HỆ THỐNG ĐIỆN MẶT TRỜI
3.1 Hiện tượng hot spot trong tấm pin mặt trời
Hot spot là hiện tượng một hoặc nhiều cell quang điện trong module bị quá nhiệt cục bộ. Điều này xảy ra khi một cell bị che bóng, nứt hoặc suy giảm hiệu suất khiến dòng điện đi qua cell đó bị hạn chế.
Khi dòng điện của string vẫn duy trì khoảng 9A đến 13A nhưng một cell có điện trở cao hơn bình thường, công suất nhiệt sinh ra tại điểm đó có thể vượt 150W. Nhiệt độ cell có thể tăng lên 150°C, làm hỏng lớp encapsulant EVA và dẫn đến cháy hệ thống điện mặt trời nếu không phát hiện kịp thời.
3.2 Che bóng cục bộ gây phát sinh điểm nóng
Che bóng cục bộ là nguyên nhân phổ biến gây hot spot. Bóng đổ từ ăng-ten, cây xanh, lan can hoặc bụi bẩn trên bề mặt module có thể che một phần cell.
Trong trường hợp một cell bị che bóng hoàn toàn, nó sẽ hoạt động như một điện trở tiêu thụ năng lượng thay vì phát điện. Dòng điện của toàn string vẫn chạy qua cell này, làm nhiệt độ tăng nhanh và gây rủi ro cháy solar trong thời gian dài vận hành.
3.3 Lỗi diode bypass trong junction box
Mỗi module PV thường có 2 đến 3 diode bypass nhằm bảo vệ các nhóm cell khi xảy ra che bóng. Diode có nhiệm vụ cho dòng điện đi vòng qua vùng cell bị lỗi.
Khi diode bypass bị hỏng hoặc quá nhiệt, dòng điện không thể bypass vùng cell che bóng. Điều này khiến cell chịu dòng ngược, gây tăng nhiệt nhanh và có thể dẫn đến cháy solar rooftop tại junction box phía sau module.
3.4 Cell bị nứt vi mô do tải trọng cơ học
Trong quá trình vận chuyển hoặc lắp đặt, các tấm pin có thể chịu lực nén từ 2400Pa đến 5400Pa. Nếu thao tác không đúng kỹ thuật, các cell silicon có thể xuất hiện vết nứt vi mô.
Những vết nứt này làm tăng điện trở nội của cell và tạo ra vùng phát nhiệt cục bộ. Khi nhiều cell nứt nằm trong cùng một string, nhiệt lượng tích tụ có thể làm hỏng vật liệu cách điện và gây cháy hệ thống điện mặt trời.
3.5 Lão hóa vật liệu EVA và backsheet
Sau 10 đến 15 năm vận hành ngoài trời, lớp EVA encapsulant trong module có thể bị suy giảm do tia UV và nhiệt độ cao. Khi lớp này mất tính đàn hồi, khả năng tản nhiệt của module giảm đáng kể.
Nhiệt độ tích tụ tại vùng cell lỗi có thể lan ra toàn bộ module. Trong trường hợp nghiêm trọng, backsheet polymer có thể bị cháy âm ỉ, làm tăng nguy cơ rủi ro cháy solar trên mái nhà.
3.6 Bụi bẩn và ô nhiễm bề mặt module
Tại các khu công nghiệp hoặc khu vực nhiều khói bụi, bề mặt module có thể tích tụ lớp bụi dày. Lớp bụi làm giảm khả năng hấp thụ bức xạ đồng đều trên toàn bộ tấm pin.
Sự phân bố nhiệt không đồng đều làm tăng nguy cơ hình thành hot spot. Nếu hệ thống không được vệ sinh định kỳ, nguy cơ cháy hệ thống điện mặt trời có thể tăng theo thời gian vận hành.
3.7 Phát hiện hot spot bằng công nghệ nhiệt ảnh
Công nghệ kiểm tra bằng camera hồng ngoại (Thermal Imaging) là phương pháp hiệu quả để phát hiện hot spot. Khi module vận hành ở công suất cao, camera có thể ghi nhận chênh lệch nhiệt độ giữa các cell.
Theo tiêu chuẩn IEC TS 62446-3, chênh lệch nhiệt độ trên 20°C giữa các cell được xem là dấu hiệu bất thường. Phát hiện sớm giúp ngăn chặn cháy solar rooftop trước khi sự cố xảy ra.
Một trong những nguyên nhân gây cháy hệ thống solar là hiện tượng hot spot, bạn có thể tìm hiểu thêm tại bài “Hot spot pin mặt trời: 5 nguyên nhân gây hot spot pin mặt trời và cách xử lý hiệu quả năm 2025 (38)”.
4. NGUYÊN NHÂN 3: QUÁ ÁP VÀ SÉT LAN TRUYỀN GÂY CHÁY HỆ THỐNG ĐIỆN MẶT TRỜI
4.1 Hiện tượng quá áp trong hệ thống PV
Quá áp là một trong những nguyên nhân kỹ thuật có thể dẫn đến cháy hệ thống điện mặt trời. Trong hệ thống rooftop, điện áp hở mạch của một module thường khoảng 40V đến 50V.
Khi 20 đến 25 module được mắc nối tiếp trong một string, tổng điện áp có thể đạt 800V đến 1200VDC. Nếu xảy ra biến động nhiệt độ hoặc lỗi thiết kế, điện áp có thể vượt ngưỡng chịu đựng của inverter hoặc thiết bị bảo vệ.
4.2 Ảnh hưởng của nhiệt độ thấp đến điện áp string
Nhiệt độ thấp làm tăng điện áp hở mạch của module PV. Theo đặc tính của silicon, Voc có thể tăng khoảng 0.3% đến 0.4% mỗi độ C khi nhiệt độ giảm.
Trong điều kiện nhiệt độ xuống 5°C, điện áp string có thể tăng thêm 8% đến 10%. Nếu thiết kế hệ thống không tính toán hệ số nhiệt độ, điện áp có thể vượt 1500VDC và gây rủi ro cháy solar tại inverter hoặc thiết bị DC isolator.
4.3 Sét lan truyền qua hệ thống điện
Sét đánh trực tiếp hoặc gián tiếp có thể tạo ra xung điện áp lên tới hàng chục kilovolt. Các xung này lan truyền qua cáp DC và cáp AC của hệ thống PV.
Nếu hệ thống không có thiết bị chống sét lan truyền (SPD – Surge Protection Device), xung điện áp có thể phá hủy linh kiện điện tử trong inverter. Khi linh kiện bán dẫn bị hỏng, dòng điện lớn có thể gây quá nhiệt và dẫn đến cháy solar rooftop.
4.4 Lỗi thiết kế hệ thống tiếp địa
Tiếp địa là yếu tố quan trọng trong việc bảo vệ an toàn điện mặt trời. Điện trở tiếp địa của hệ thống PV thường yêu cầu nhỏ hơn 10Ω, trong nhiều tiêu chuẩn yêu cầu dưới 4Ω.
Nếu hệ thống tiếp địa không đạt chuẩn, dòng điện sét hoặc dòng rò sẽ không được dẫn xuống đất hiệu quả. Điều này làm tăng nguy cơ phóng điện và gây cháy hệ thống điện mặt trời tại các thiết bị điện.
4.5 Thiếu thiết bị chống sét lan truyền SPD
SPD được lắp đặt tại tủ combiner box hoặc inverter để bảo vệ thiết bị khỏi xung điện áp. SPD loại II thường được sử dụng cho hệ thống rooftop với điện áp định mức 1000VDC hoặc 1500VDC.
Nếu không có SPD hoặc SPD không đạt chuẩn IEC 61643, xung điện áp có thể phá hủy cách điện của cáp và thiết bị. Đây là yếu tố làm gia tăng rủi ro cháy solar trong các hệ thống PV quy mô lớn.
4.6 Quá áp do lỗi inverter
Inverter đóng vai trò chuyển đổi điện DC sang AC. Khi hệ thống điều khiển MPPT gặp lỗi, inverter có thể tạo ra dao động điện áp bất thường.
Các linh kiện bán dẫn như IGBT hoặc MOSFET khi hoạt động ngoài giới hạn có thể phát sinh nhiệt độ trên 200°C. Nếu hệ thống làm mát không đủ hiệu quả, sự cố quá nhiệt có thể gây cháy hệ thống điện mặt trời trong khoang inverter.
4.7 Bảo vệ quá áp theo tiêu chuẩn quốc tế
Các tiêu chuẩn như IEC 60364-7-712 và IEC 62305 quy định chi tiết về bảo vệ chống sét và quá áp cho hệ thống PV. Những tiêu chuẩn này yêu cầu lắp đặt SPD ở cả phía DC và AC của inverter.
Việc tuân thủ tiêu chuẩn giúp nâng cao PCCC điện mặt trời, giảm đáng kể nguy cơ cháy do xung điện áp hoặc sự cố sét lan truyền.
5. NGUYÊN NHÂN 4: LỖI INVERTER GÂY CHÁY HỆ THỐNG ĐIỆN MẶT TRỜI
5.1 Vai trò của inverter trong hệ thống điện mặt trời
Inverter là thiết bị trung tâm của hệ thống PV, chịu trách nhiệm chuyển đổi điện DC từ các chuỗi pin sang điện AC đồng bộ với lưới điện. Hiệu suất chuyển đổi của inverter hiện đại thường đạt từ 97% đến 99%.
Tuy nhiên, khi inverter vận hành liên tục ở công suất cao từ 5kW đến 250kW, các linh kiện bán dẫn như IGBT, MOSFET và tụ điện phải chịu nhiệt độ và dòng điện lớn. Nếu xảy ra lỗi kỹ thuật, nhiệt lượng tích tụ có thể dẫn đến cháy hệ thống điện mặt trời trong khoang thiết bị.
5.2 Quá nhiệt linh kiện bán dẫn
Các module công suất trong inverter thường hoạt động ở nhiệt độ từ 60°C đến 90°C. Khi hệ thống tản nhiệt không hoạt động hiệu quả, nhiệt độ junction của IGBT có thể vượt 150°C.
Nhiệt độ cao làm suy giảm lớp cách điện trong linh kiện bán dẫn. Nếu tình trạng quá nhiệt kéo dài, các linh kiện có thể bị phá hủy và gây phát sinh tia lửa điện, dẫn đến cháy solar rooftop tại khu vực đặt inverter.
5.3 Lỗi tụ điện DC-link
Tụ điện DC-link trong inverter có nhiệm vụ ổn định điện áp DC trước khi chuyển đổi sang AC. Những tụ này thường có điện áp định mức 900V đến 1200V và nhiệt độ làm việc tối đa khoảng 105°C.
Sau khoảng 7 đến 10 năm vận hành, dung lượng tụ điện có thể suy giảm 20% đến 30%. Khi tụ điện bị phồng hoặc rò rỉ điện môi, dòng điện gợn sóng tăng lên và gây quá nhiệt, làm gia tăng rủi ro cháy solar trong thiết bị.
5.4 Lỗi quạt làm mát hoặc hệ thống tản nhiệt
Nhiều inverter sử dụng quạt cưỡng bức để duy trì nhiệt độ ổn định. Nếu quạt làm mát bị kẹt hoặc bụi bẩn bám dày trên bộ tản nhiệt, khả năng tản nhiệt sẽ giảm đáng kể.
Khi nhiệt độ bên trong inverter vượt 85°C, hệ thống bảo vệ có thể tự động ngắt. Tuy nhiên nếu cơ chế bảo vệ không hoạt động, linh kiện điện tử có thể cháy và gây cháy hệ thống điện mặt trời.
5.5 Lỗi firmware hoặc thuật toán MPPT
Phần mềm điều khiển inverter sử dụng thuật toán MPPT để tối ưu công suất. Trong một số trường hợp, lỗi firmware có thể khiến inverter điều chỉnh điện áp và dòng điện không ổn định.
Dao động điện áp có thể gây tăng dòng đột ngột trong các chuỗi PV. Khi dòng điện vượt ngưỡng thiết kế, cáp và đầu nối có thể bị quá nhiệt, làm tăng nguy cơ rủi ro cháy solar.
5.6 Lắp đặt inverter tại vị trí không phù hợp
Inverter cần được lắp đặt tại vị trí thông thoáng, tránh ánh nắng trực tiếp và có khoảng cách tối thiểu 300 mm xung quanh để tản nhiệt. Nếu inverter đặt trong không gian kín hoặc gần nguồn nhiệt, nhiệt độ môi trường có thể vượt 45°C.
Nhiệt độ môi trường cao làm giảm hiệu suất làm mát của thiết bị và tăng nguy cơ phát sinh cháy solar rooftop trong quá trình vận hành.
5.7 Kiểm tra định kỳ inverter để đảm bảo an toàn điện mặt trời
Bảo trì định kỳ là giải pháp quan trọng để duy trì an toàn điện mặt trời. Kỹ thuật viên cần kiểm tra nhiệt độ linh kiện, độ sạch của quạt làm mát và tình trạng tụ điện.
Việc sử dụng thiết bị đo nhiệt hồng ngoại và phân tích log dữ liệu giúp phát hiện sớm các dấu hiệu quá nhiệt. Điều này góp phần ngăn ngừa cháy hệ thống điện mặt trời trước khi sự cố xảy ra.
Các biện pháp bảo vệ hệ thống khỏi rủi ro điện áp và sự cố môi trường được trình bày tại bài “Chống sét điện mặt trời: 5 giải pháp chống sét điện mặt trời giúp bảo vệ hệ thống solar (40)”.
6. NGUYÊN NHÂN 5: HỎNG CÁP DC VÀ CÁCH ĐIỆN GÂY CHÁY HỆ THỐNG ĐIỆN MẶT TRỜI
6.1 Đặc tính kỹ thuật của cáp DC trong hệ thống PV
Cáp DC trong hệ thống điện mặt trời thường sử dụng lõi đồng mạ thiếc với lớp cách điện XLPE hoặc XLPO. Những loại cáp này có khả năng chịu điện áp 1000VDC hoặc 1500VDC và nhiệt độ làm việc đến 90°C.
Nếu cáp không đạt tiêu chuẩn IEC 62930 hoặc EN 50618, lớp cách điện có thể suy giảm nhanh dưới tác động của tia UV và nhiệt độ. Khi cách điện bị hỏng, dòng điện rò có thể gây phát nhiệt và dẫn đến cháy hệ thống điện mặt trời.
6.2 Cáp DC bị hư hỏng cơ học
Trong quá trình lắp đặt, cáp DC có thể bị kẹp giữa khung kim loại hoặc bị cọ xát với cạnh sắc của mái nhà. Những tác động cơ học này làm trầy xước lớp cách điện.
Khi lõi đồng bị lộ ra ngoài, nguy cơ phóng điện hoặc chạm chập với khung kim loại sẽ tăng. Đây là một trong những yếu tố làm phát sinh cháy solar rooftop trong các hệ thống rooftop.
6.3 Tác động của tia UV và thời tiết
Cáp PV thường phải chịu bức xạ UV mạnh trong suốt vòng đời vận hành từ 20 đến 25 năm. Nếu lớp vỏ ngoài không có chất chống UV, vật liệu polymer sẽ trở nên giòn và nứt.
Khi lớp vỏ nứt, hơi ẩm và bụi bẩn có thể xâm nhập vào lõi cáp. Điều này làm giảm điện trở cách điện và tạo điều kiện cho hiện tượng phóng điện, làm tăng rủi ro cháy solar.
6.4 Nhiệt độ cáp vượt quá giới hạn cho phép
Mỗi loại cáp PV có dòng điện định mức nhất định. Ví dụ cáp 4mm² thường chịu dòng khoảng 40A trong điều kiện nhiệt độ 60°C.
Nếu thiết kế hệ thống không tính toán đúng tiết diện cáp, dòng điện có thể vượt quá giới hạn này. Nhiệt độ cáp tăng lên trên 100°C sẽ làm suy giảm lớp cách điện và có thể dẫn tới cháy hệ thống điện mặt trời.
6.5 Sự tích tụ nhiệt trong bó cáp
Trong nhiều hệ thống lớn, cáp DC được bó thành nhóm để đi trong máng cáp. Khi nhiều dây dẫn mang dòng điện chạy song song, nhiệt lượng sinh ra có thể tích tụ.
Nếu hệ thống không có khoảng cách tản nhiệt phù hợp, nhiệt độ trong bó cáp có thể tăng 10°C đến 15°C so với môi trường. Sự tích tụ nhiệt lâu dài làm tăng nguy cơ cháy solar rooftop.
6.6 Động vật gây hư hại cáp
Chuột, chim hoặc côn trùng có thể cắn phá lớp cách điện của cáp PV. Những hư hại nhỏ ban đầu có thể không được phát hiện ngay.
Theo thời gian, vùng cách điện bị hỏng sẽ trở thành điểm yếu trong hệ thống. Khi điện áp DC cao đi qua, hiện tượng phóng điện có thể xảy ra và dẫn đến cháy hệ thống điện mặt trời.
6.7 Kiểm tra điện trở cách điện của cáp
Kiểm tra điện trở cách điện bằng Megger là phương pháp quan trọng trong bảo trì hệ thống PV. Điện trở cách điện của cáp thường phải lớn hơn 1 MΩ tại điện áp thử 1000VDC.
Nếu giá trị đo được thấp hơn ngưỡng này, cáp có thể đã bị suy giảm cách điện. Phát hiện sớm giúp giảm nguy cơ phát sinh rủi ro cháy solar trong quá trình vận hành.
7. NGUYÊN NHÂN 6: LỖI THIẾT BỊ BẢO VỆ VÀ HỆ THỐNG PCCC ĐIỆN MẶT TRỜI
7.1 Vai trò của thiết bị bảo vệ trong hệ thống PV
Trong một hệ thống PV hoàn chỉnh, các thiết bị bảo vệ như cầu chì DC, thiết bị ngắt mạch DC isolator, thiết bị chống sét SPD và hệ thống Rapid Shutdown có vai trò rất quan trọng. Những thiết bị này giúp ngắt dòng điện khi xảy ra sự cố.
Nếu thiết bị bảo vệ không hoạt động đúng thiết kế, dòng điện có thể tiếp tục chạy qua điểm lỗi. Khi dòng điện DC duy trì ở mức 10A đến 20A trong thời gian dài, nhiệt lượng sinh ra có thể làm chảy cách điện và dẫn tới cháy hệ thống điện mặt trời.
7.2 Cầu chì DC không đúng thông số kỹ thuật
Cầu chì DC trong hệ thống PV thường có dòng định mức từ 10A đến 30A và điện áp chịu đựng 1000VDC hoặc 1500VDC. Nếu lựa chọn cầu chì không phù hợp, thiết bị có thể không ngắt mạch khi xảy ra quá dòng.
Trong trường hợp dòng điện tăng lên 1.35 đến 1.5 lần dòng định mức của string, cầu chì đạt chuẩn sẽ phải ngắt mạch trong thời gian rất ngắn. Nếu cầu chì không đạt chuẩn, dòng điện tiếp tục chạy qua dây dẫn và làm tăng nguy cơ rủi ro cháy solar.
7.3 DC isolator bị lỗi tiếp điểm
DC isolator là thiết bị dùng để ngắt kết nối giữa các chuỗi pin và inverter khi bảo trì hoặc sự cố. Các thiết bị này thường phải chịu điện áp DC cao và dòng điện liên tục.
Nếu tiếp điểm bên trong isolator bị oxy hóa hoặc bị mòn sau nhiều năm vận hành, điện trở tiếp xúc sẽ tăng lên. Khi dòng điện đi qua tiếp điểm bị mòn, nhiệt lượng sinh ra có thể làm nóng thiết bị và gây cháy solar rooftop.
7.4 Thiếu thiết bị phát hiện hồ quang DC
Hồ quang điện DC là một trong những nguyên nhân nguy hiểm nhất trong hệ thống PV. Nhiều hệ thống hiện đại sử dụng thiết bị AFCI (Arc Fault Circuit Interrupter) để phát hiện hồ quang.
AFCI có thể phát hiện tín hiệu nhiễu tần số cao đặc trưng của hồ quang điện. Khi phát hiện bất thường, thiết bị sẽ tự động ngắt mạch. Nếu hệ thống không có AFCI, hồ quang có thể tồn tại trong thời gian dài và gây cháy hệ thống điện mặt trời.
7.5 Hệ thống Rapid Shutdown không được lắp đặt
Rapid Shutdown là giải pháp an toàn được yêu cầu trong nhiều tiêu chuẩn quốc tế như NEC 690.12. Hệ thống này cho phép giảm điện áp của toàn bộ hệ thống PV xuống dưới 30V trong vòng 30 giây.
Điện áp thấp giúp lực lượng cứu hỏa tiếp cận mái nhà an toàn khi xảy ra sự cố. Nếu hệ thống không có Rapid Shutdown, điện áp cao vẫn tồn tại trên mái nhà và làm tăng nguy cơ rủi ro cháy solar trong quá trình xử lý sự cố.
7.6 Thiếu kiểm tra bảo trì định kỳ
Nhiều hệ thống PV sau khi lắp đặt thường không được kiểm tra định kỳ. Theo khuyến nghị của IEC 62446, hệ thống điện mặt trời cần được kiểm tra ít nhất mỗi năm một lần.
Việc kiểm tra bao gồm đo điện áp string, đo điện trở cách điện, kiểm tra nhiệt độ các đầu nối và kiểm tra thiết bị bảo vệ. Nếu bỏ qua các bước này, những lỗi nhỏ có thể phát triển thành sự cố lớn dẫn đến cháy hệ thống điện mặt trời.
7.7 Sai sót trong thiết kế hệ thống PCCC điện mặt trời
Trong nhiều công trình công nghiệp, hệ thống PV được lắp đặt trên mái nhà có diện tích lớn. Nếu không thiết kế lối đi an toàn và khoảng cách phòng cháy giữa các dãy module, việc kiểm soát sự cố sẽ gặp khó khăn.
Các tiêu chuẩn thiết kế thường yêu cầu khoảng cách tối thiểu từ 0.6m đến 1.2m giữa các khu vực module để đảm bảo PCCC điện mặt trời hiệu quả. Thiếu các khoảng cách này có thể làm đám cháy lan rộng nhanh hơn.
8. BIỆN PHÁP PHÒNG NGỪA CHÁY HỆ THỐNG ĐIỆN MẶT TRỜI
8.1 Thiết kế hệ thống theo tiêu chuẩn quốc tế
Một hệ thống PV an toàn phải được thiết kế theo các tiêu chuẩn như IEC 62548, IEC 60364-7-712 và NEC 690. Những tiêu chuẩn này quy định chi tiết về lựa chọn cáp, thiết bị bảo vệ và bố trí hệ thống.
Việc tuân thủ các tiêu chuẩn giúp giảm thiểu nguy cơ phát sinh lỗi kỹ thuật. Đây là nền tảng quan trọng để phòng ngừa cháy hệ thống điện mặt trời ngay từ giai đoạn thiết kế.
8.2 Lựa chọn thiết bị đạt chứng nhận
Các thiết bị như inverter, connector, cáp DC và module PV cần đạt chứng nhận quốc tế như IEC 61215, IEC 61730 hoặc TÜV. Những chứng nhận này đảm bảo thiết bị đã vượt qua các thử nghiệm về nhiệt độ, độ ẩm và an toàn điện.
Sử dụng thiết bị đạt chuẩn giúp giảm đáng kể rủi ro cháy solar trong suốt vòng đời vận hành của hệ thống.
8.3 Lắp đặt hệ thống chống sét và SPD
SPD cần được lắp đặt tại combiner box và phía AC của inverter để bảo vệ hệ thống khỏi xung điện áp. Các thiết bị SPD phải có điện áp định mức phù hợp với hệ thống, thường là 1000VDC hoặc 1500VDC.
Ngoài ra, hệ thống tiếp địa phải được thiết kế với điện trở nhỏ hơn 10Ω để đảm bảo an toàn điện mặt trời và giảm nguy cơ cháy do sét lan truyền.
8.4 Kiểm tra bằng camera nhiệt định kỳ
Camera nhiệt là công cụ quan trọng để phát hiện điểm nóng trong hệ thống PV. Kỹ thuật viên có thể kiểm tra module, đầu nối và tủ điện trong điều kiện hệ thống đang hoạt động.
Nếu phát hiện chênh lệch nhiệt độ trên 15°C so với các khu vực xung quanh, cần kiểm tra ngay lập tức. Phương pháp này giúp phát hiện sớm nguy cơ cháy solar rooftop.
8.5 Bảo trì và vệ sinh hệ thống thường xuyên
Bụi bẩn, lá cây hoặc phân chim có thể làm giảm hiệu suất của module và tạo ra các vùng che bóng. Việc vệ sinh định kỳ giúp duy trì khả năng tản nhiệt của tấm pin.
Ngoài ra, kiểm tra các đầu nối và cáp DC giúp phát hiện sớm các điểm tiếp xúc lỏng. Đây là biện pháp hiệu quả để giảm thiểu nguy cơ cháy hệ thống điện mặt trời.
8.6 Đào tạo nhân sự vận hành
Nhân sự vận hành cần được đào tạo về kỹ thuật hệ thống PV và các quy trình PCCC điện mặt trời. Việc hiểu rõ cấu trúc hệ thống giúp họ xử lý nhanh khi xảy ra sự cố.
Ngoài ra, cần trang bị thiết bị chữa cháy phù hợp như bình CO₂ hoặc bình bột ABC tại khu vực inverter và tủ điện.
8.7 Ứng dụng công nghệ giám sát thông minh
Hệ thống giám sát SCADA hoặc monitoring platform cho phép theo dõi điện áp, dòng điện và công suất của từng chuỗi pin theo thời gian thực.
Nếu phát hiện bất thường như dòng điện giảm đột ngột hoặc nhiệt độ tăng cao, hệ thống sẽ gửi cảnh báo. Công nghệ này giúp giảm thiểu rủi ro cháy solar và nâng cao độ tin cậy của hệ thống PV.
TÌM HIỂU THÊM: