Dịch vụ đánh giá thiệt hại điện mặt trời: quy trình hiện trường, thử nghiệm EL/IV/thermography và tuân thủ IEC/UL/NEC

Dịch vụ đánh giá thiệt hại điện mặt trời bao gồm xác định nguyên nhân hư hỏng, quy trình đánh giá hiện trường, sử dụng EL, đo đường cong IV và ảnh nhiệt hồng ngoại; tuân thủ tiêu chuẩn IEC/UL/NEC; phân loại thiệt hại theo module, inverter, BOS và kết cấu; lập hồ sơ báo cáo, khuyến nghị khắc phục và bảo đảm an toàn.

Nguyên nhân hư hỏng thường gặp của hệ thống PV.

Dịch vụ đánh giá thiệt hại điện mặt trời tập trung nhận diện đầy đủ các nhóm nguyên nhân: (1) ngoại cảnh và vận hành như bão, sét, ngập nước, nhiệt độ cao, mưa đá, gió lớn gây hư hỏng cơ học cho module, dây cáp và inverter; (2) hiện tượng vật lý đặc biệt gồm PID (Potential Induced Degradation), hot-spot và microcrack làm giảm hiệu suất và gây suy giảm module; (3) lỗi thi công và bảo trì như mối nối lỏng lẻo, đấu nối sai kỹ thuật, dây điện bị gặm nhấm, lão hóa vật liệu cách điện, chập hồ quang DC do hỏng lớp cách điện, đầu cắm không chuẩn; (4) thiết bị phụ trợ như inverter quá nhiệt, lỗi mạch ngoài, lỗi kết nối, mất tiếp địa, ảnh hưởng môi trường ẩm; (5) tác động vật lý lên module như nứt, trầy xước kính, xâm nhập nước/ẩm gây ăn mòn và rủi ro an toàn điện. Nội dung này là cơ sở cho khảo sát sự cố PV có hệ thống..

Các dự án PV vận hành trong điều kiện khắc nghiệt, vì vậy việc nhận diện nguyên nhân gốc của sự cố điện mặt trời giúp tối ưu an toàn, hiệu suất và tuổi thọ hệ thống.

1) Ngoại cảnh và điều kiện vận hành

• Bão, gió lớn: Tác động cơ học lặp lại làm biến dạng module và khung, làm lỏng bulong/mối nối, ảnh hưởng đến dây DC/AC và cả inverter theo thời gian do ứng suất cơ kéo dài [2][8].
• Sét: Có thể kích hoạt hồ quang DC (DC arc fault), gây cháy chập ở mối nối, cáp và thiết bị điện [1][2][6][7].
• Ngập nước: Ẩm xâm nhập qua khe ghép, đầu nối hoặc vỏ thiết bị dẫn đến ăn mòn điện hóa, suy giảm tuổi thọ, nguy cơ đoản mạch và rò điện [2][5].
• Nhiệt độ cao: Làm quá nhiệt inverter, gia tăng rủi ro hot-spot trên module, giảm hiệu suất/tuổi thọ và góp phần gây lỗi cách điện, phóng điện cục bộ [3][6].
• Mưa đá: Có thể làm nứt/vỡ kính, hư hại cell và busbar, ảnh hưởng cấu trúc lamination dẫn tới suy giảm hiệu suất hoặc hỏng module [1][8].

2) Hiện tượng vật lý đặc thù của module

• PID (Potential Induced Degradation): Suy giảm hiệu suất do chênh áp giữa module và đất; gây phóng điện cục bộ, có thể xử lý đảo ngược phần nào với kỹ thuật chuyên môn. Khi đánh giá PID tấm pin, cần kết hợp đo kiểm điện và ảnh hưởng theo thời gian [4].
• Hot-spot: Do che khuất, lỗi hàn hoặc vi nứt làm phát nhiệt cục bộ; hot-spot PV kéo giảm tuổi thọ, thậm chí gây cháy module [1][4].
• Microcrack: Vết nứt siêu nhỏ trong cell phát triển dần theo thời gian, gây suy giảm công suất; microcrack solar thường khó nhận biết bằng mắt thường [4].
• LID/Light Soaking: Hiệu suất giảm ban đầu do tác động ánh sáng tạo vùng suy giảm, có thể hồi phục một phần nhờ Light Soaking [4].
• Snail trails: Vệt ố do ôxy hóa hoặc lỗi keo bạc, thường đi kèm microcrack [4].
• Delamination: Tách lớp giữa các lớp module, làm yếu cơ học và giảm hiệu suất [8].
• Yellowing/UV degradation: UV gây biến màu EVA, giảm truyền sáng hiệu quả [8].
• Soiling: Bụi bẩn tích tụ làm giảm quang thông lên bề mặt cell, hạ sản lượng [4].
• PID-Recovery: Có thể đảo ngược một phần suy giảm do PID bằng biện pháp xử lý chuyên sâu [4].

3) Lỗi thi công và bảo trì

• Mối nối lỏng lẻo: Tăng điện trở tiếp xúc, gây hồ quang DC, điểm nóng và nguy cơ cháy nổ [1][2][3].
• Đấu nối sai: Có thể gây đoản mạch, cháy inverter hoặc suy giảm hiệu suất toàn hệ thống [1][9].
• Siết mô-men không chuẩn: Dễ lỏng dần theo thời gian, gia tăng rủi ro phóng điện và giảm ổn định cơ khí [1][8].
• Ăn mòn điện hóa: Do ẩm, oxy hoặc hóa chất làm hỏng đầu nối, cáp, thiết bị [2][5].
• Xâm nhập ẩm qua cáp/đầu nối: Nguồn gốc phổ biến của hồ quang DC, rò rỉ điện và chập mạch [2][5].
• Chuột/mối cắn cáp: Gây đứt cáp, mất truyền dẫn hoặc cháy chập [2].
• Lão hóa cách điện: Điện trở cách điện giảm theo thời gian, tăng nguy cơ rò điện và chập [5].
• DC arc-fault: Hồ quang do lỗi nối hoặc linh kiện hỏng hóc, có thể dẫn tới cháy hệ thống [1][2][6].

4) Sự cố thiết bị phụ trợ

• Inverter quá nhiệt: Do nhiệt độ môi trường cao hoặc quá tải, có thể kích hoạt bảo vệ ngắt hoặc dẫn đến hư hỏng inverter [3][5].
• Lỗi MPPT: Theo dõi sai điểm công suất tối đa làm thất thoát sản lượng [5].
• Lỗi mạch DC/AC: Hư hỏng phần tử mạch gây mất điện áp hoặc vận hành bất thường [5].
• Ground fault: Mất/ lỗi tiếp địa gây rò điện, rủi ro cháy nổ và hỏng thiết bị [5][7].
• PID do chênh áp cực tính: Cực tính hệ thống không phù hợp có thể tạo điều kiện phát sinh PID [4].
• Ẩm/ngưng tụ trong tủ điện: Oxi hóa linh kiện, chập mạch và giảm tuổi thọ mạch điện tử [5].
• Surge/OV/UV: Quá áp/thiếu áp hoặc xung sét có thể phá hủy inverter và linh kiện; cần triển khai SPD phù hợp [1][6].

5) Tác động cơ học lên module

• Nứt kính, cell crack: Do áp lực hoặc va đập (như mưa đá), làm suy giảm công suất và tuổi thọ [1][8].
• Hail impact: Kiểm chứng theo IEC 61215 để đánh giá khả năng chịu mưa đá [8].
• Kính cường lực: Tăng khả năng chịu lực và bền bỉ với ngoại cảnh [8].
• IEC 61215/61730: Yêu cầu về môi trường, cơ học và an toàn cho module PV [8].
• Đứt busbar/ribbon: Mất liên kết dẫn dòng trong cell, giảm hiệu suất [4].
• Lamination voids: Lỗ hổng trong lớp dán tạo điểm yếu cấu trúc, tăng nguy cơ xâm nhập ẩm và suy giảm [4].

6) Phương pháp chẩn đoán và kiểm định

• IV curve tracing: Đo đường đặc tính I-V để đánh giá hiệu suất module/chuỗi [4][8].
• EL (Electroluminescence): Phát hiện microcrack, vết nứt và khuyết tật ẩn [4][8].
• IR thermography: Ảnh nhiệt nhận diện hot-spot và điểm phát nhiệt bất thường [4].
• Drone inspection: Kiểm tra trên không nhanh, hiệu quả cho dự án diện rộng [8].
• So sánh PR/PR loss: Theo dõi chỉ số Performance Ratio để phát hiện suy giảm hệ thống [4][8].
• String-level monitoring: Giám sát từng chuỗi để cảnh báo sớm lỗi mảng [4][8].
• Insulation resistance test (MEGGER): Đo điện trở cách điện nhằm phát hiện rò điện [5].
• Hi-Pot test: Kiểm tra chịu áp cao của cách điện [5].
• Surge test: Thử bằng sóng xung để đánh giá SPD/thiết bị trước quá áp [6].
• Impedance spectroscopy: Phân tích trở kháng để nhận diện lỗi điện hóa hoặc đứt gãy bên trong module [4].

7) Tiêu chuẩn và khuyến nghị liên quan

• IEC 61215, IEC 61730, IEC 61646: Thiết kế, an toàn và độ bền module [8].
• IEC 62920, IEC TS 63126: Yêu cầu cho điều kiện nhiệt độ cao [4].
• IEC 60364-7-712: Yêu cầu hệ thống điện AC/DC cho PV [4].
• IEC 62446-1: Hướng dẫn test nghiệm, kiểm tra hệ thống PV [4].
• UL 1741/9540: An toàn inverter và hệ thống lưu trữ năng lượng (ESS) [4].
• NEC, NFPA 70, IEEE: Chuẩn/quy định thiết kế và an toàn cho hệ thống điện mặt trời [4].

8) Biện pháp giảm thiểu rủi ro

• Chống sét, SPD: Trang bị SPD phù hợp để bảo vệ trước xung sét/quá áp [1][6].
• Thiết kế thoát nước (drainage): Ngăn ngập cục bộ, hạn chế xâm nhập ẩm [2][5].
• Nâng cấp IP rating, gia cường sealing: Chọn thiết bị có cấp bảo vệ tương thích môi trường, bịt kín chống ẩm/bụi [2][5].
• Vật liệu chống UV: Hạn chế lão hóa vỏ nhựa và đầu nối do tia UV [4][8].
• Kẹp/máng cáp đúng chuẩn: Bảo vệ cáp khỏi tác động cơ học và ăn mòn [2][5].
• Siết mô-men đúng chuẩn: Đảm bảo lực siết ổn định lâu dài, ngừa lỏng mối nối [1][8].
• Kiểm tra định kỳ: Phát hiện sớm bất thường và xử lý kịp thời [4][5].
• Condition monitoring: Giám sát online liên tục hiệu suất và cảnh báo sự cố sớm [4][8].

Với cách tiếp cận hệ thống từ nguyên nhân đến chẩn đoán, tiêu chuẩn và giảm thiểu, doanh nghiệp có thể chủ động kiểm soát rủi ro, hạn chế sự cố điện mặt trời và tối ưu sản lượng vận hành dài hạn.

Quy trình đánh giá hiện trường và an toàn điện.

Dịch vụ đánh giá thiệt hại điện mặt trời triển khai quy trình hiện trường gồm: kiểm tra trực quan mô-đun, kết cấu, mối nối, lớp kính, hệ thống chống sét và bảo vệ cáp; kiểm tra an toàn điện như điện trở cách điện, hệ thống tiếp địa, nguy cơ rò rỉ và chập hồ quang; ghi nhận, đo đạc trạng thái vận hành. Quy trình kiểm định điện mặt trời này đảm bảo dữ liệu khách quan cho phân tích nguyên nhân và mức độ thiệt hại, đồng thời duy trì an toàn cho nhân sự và thiết bị thông qua việc cô lập nguồn, sử dụng dụng cụ cách điện và thao tác theo trình tự kiểm tra an toàn..

Phạm vi và mục tiêu

Đối với các hệ thống điện mặt trời sau sự cố, đánh giá hiện trường PV là bước nền tảng để xác định mức độ hư hỏng và khôi phục an toàn vận hành. Quy trình tập trung vào kiểm tra trực quan, kiểm tra an toàn điện, đối chiếu theo các tiêu chuẩn IEC/NEC và hoàn thiện hồ sơ đo kiểm để đưa ra đề xuất xử lý.

Kiểm tra trực quan hiện trường

• Mô-đun PV: Quan sát nứt vỡ, vỡ kính, delamination (tách lớp) và dấu hiệu PID gây suy giảm hiệu suất. Thực hiện chụp ảnh nhiệt PV theo IEC 62446-1 để phát hiện hot-spot và các điểm tiếp xúc kém. Đây là phần trọng yếu của đánh giá hiện trường PV nhằm sớm cô lập các rủi ro tiềm ẩn.
• Khung đỡ và kết cấu: Đánh giá ăn mòn, biến dạng, hư hỏng cơ khí; kiểm tra mối nối, ốc vít, mối hàn và dấu hiệu hút ẩm, rỉ sét có thể làm suy yếu độ bền hệ thống.
• Hộp nối và mối nối cáp: Kiểm tra đầu nối và hộp nối có bị ẩm, oxy hóa hoặc lỏng lẻo gây chạm chập; rà soát cáp DC/AC, máng cáp, ống dẫn về vết cắt, trầy xước, lão hóa nhiệt hay côn trùng gây tổn thương.
• Hệ thống chống sét và bảo vệ quá áp: Đối chiếu tình trạng hệ thống chống sét PV theo IEC 62305; kiểm tra thiết bị bảo vệ chống quá áp (SPD) theo IEC 61643 và đánh giá hiệu suất hoạt động hiện thời.

Kiểm tra an toàn điện kỹ thuật

• Đo điện trở cách điện: Thực hiện bằng megohmmeter theo IEC 62446-1, đảm bảo điện trở cách điện của cáp và mô-đun đạt ngưỡng an toàn (thường > 1 MΩ). Nội dung đo điện trở cách điện là bắt buộc trong kiểm tra an toàn điện sau sự cố.
• IV-curve, Voc/Isc: Đo và đối chiếu đường đặc tính IV theo IEC 61215, so sánh với thông số nhà sản xuất để nhận diện suy giảm hiệu suất.
• Tiếp địa và PE: Đo điện trở đất trong giới hạn cho phép (ví dụ < 100 Ω tùy hệ thống) và kiểm tra liên tục dây bảo vệ PE nhằm ngăn rò điện.
• Phát hiện rò rỉ, hồ quang (AFCI): Sử dụng thiết bị phát hiện hồ quang điện để nhận biết và cô lập sự cố rò rỉ, chập nguy hiểm.
• Chụp ảnh nhiệt toàn hệ thống: Theo IEC 62446-1, chụp ảnh nhiệt PV cho mô-đun, hộp nối, dây dẫn để phát hiện điểm nóng và mối nối kém. Hoạt động này hỗ trợ đánh giá hiện trường PV một cách định lượng, có bằng chứng hình ảnh.

Thủ tục an toàn khi làm việc hiện trường

• Cô lập nguồn (Isolation): Cắt nguồn PV và inverter, áp dụng Lockout-Tagout (LOTO) để đảm bảo không cấp điện trong suốt quá trình kiểm tra.
• PPE: Trang bị đầy đủ bảo hộ cách điện, găng cách điện, kính và mũ bảo hộ phù hợp với mức rủi ro.
• Khoảng cách an toàn: Tuân thủ IEC 60364-7-712 và NEC 690 khi làm việc gần thiết bị đang mang điện. Đây là yêu cầu nòng cốt của kiểm tra an toàn điện tại hiện trường.

Các tiêu chuẩn áp dụng

• IEC 62446-1:2016 – Yêu cầu kiểm tra, nghiệm thu hệ thống PV nối lưới, bao gồm IV-curve, đo điện trở cách điện, chụp ảnh nhiệt và hồ sơ nghiệm thu.
• IEC 60364-7-712:2017/2025 – Quy định lắp đặt PV, bảo vệ chống rò, tiếp đất, an toàn điện và điều kiện làm việc có điện.
• NEC Article 690 – Yêu cầu an toàn điện PV: ký hiệu, bảo vệ, cách ly nguồn, giới hạn điện áp, bảo vệ quá dòng.
• IEC 61215, IEC 61730 – Độ tin cậy, hiệu suất và an toàn điện-cơ của mô-đun PV.
• IEC 62305, IEC 61643 – Hệ thống chống sét PV và bảo vệ chống quá áp SPD.

Quy trình bước kiểm tra sau sự cố

1. Cô lập và đảm bảo an toàn: LOTO, PPE, tắt nguồn inverter và mảng PV.
2. Kiểm tra trực quan: Mô-đun, khung đỡ; khảo sát nứt kính, tách lớp; chụp ảnh nhiệt PV để phát hiện hot-spot.
3. Rà soát hộp nối, đầu nối, cáp DC/AC, máng cáp, ống dẫn: Tìm dấu hiệu hư hỏng, ẩm, oxy hóa, rò rỉ.
4. Đối chiếu hệ thống chống sét PV và SPD: Kiểm tra hiệu suất, đo tiếp địa liên quan.
5. Đo cách điện và thông số điện: Voc, Isc, IV-curve, đo điện trở cách điện và liên tục PE theo IEC 62446-1.
6. Kiểm tra rò rỉ, hồ quang: Dùng thiết bị AFCI để nhận biết và cô lập sự cố.
7. Ghi nhận nhiệt: Chụp ảnh nhiệt toàn bộ cụm mô-đun, hộp nối, dây dẫn.
8. Thu thập dữ liệu: Lưu trữ SCADA, logger inverter, hình ảnh và ghi chú hiện trường.
9. Lập biên bản: Ghi rõ tình trạng, kết quả kiểm tra an toàn điện, và đề xuất sửa chữa.

Trình tự này đảm bảo đánh giá hiện trường PV có bằng chứng đo kiểm đầy đủ và tuân thủ chuẩn mực quốc tế.

Mẫu nội dung biên bản kiểm định

• Thông tin khách hàng, dự án; thời gian, nhân sự thực hiện.
• Mô tả hệ thống PV: công suất, số mô-đun, inverter.
• Kết quả kiểm tra trực quan, chụp ảnh nhiệt PV và phát hiện hot-spot.
• Kết quả đo điện trở cách điện, IV-curve, Voc/Isc; điện trở đất và liên tục PE.
• Nhận diện hồ quang/rò rỉ (AFCI) và mức độ ảnh hưởng.
• Đề xuất biện pháp xử lý, sửa chữa; chữ ký người kiểm tra và chủ đầu tư.

Tuân thủ IEC 62446-1, IEC 60364-7-712, NEC 690, IEC 61215, IEC 61730, IEC 62305 và IEC 61643 giúp hoạt động đánh giá hiện trường PV minh bạch, nhất quán và ưu tiên kiểm tra an toàn điện, tạo nền tảng kỹ thuật vững chắc để khôi phục hệ thống sau sự cố.

Phương pháp thử nghiệm: EL, IV curve và thermography.

Dịch vụ đánh giá thiệt hại điện mặt trời sử dụng bộ công cụ tiêu chuẩn: (1) kiểm tra EL module để phát hiện microcrack, điểm chết và suy giảm tế bào không thể thấy bằng mắt thường; (2) đo đường cong IV nhằm xác định giảm công suất, phát hiện lỗi mạch trong/bên ngoài dưới điều kiện chuẩn; (3) chụp ảnh nhiệt hồng ngoại để xác định hot-spot, quá nhiệt mô-đun, mối nối lỗi gây chập, cháy tiềm ẩn. Việc phối hợp EL, IV curve và thermography giúp định lượng mức độ ảnh hưởng và khoanh vùng nguyên nhân nhanh, chính xác..

Việc kiểm định chất lượng mô-đun và chuỗi PV cần một quy trình đo lường đồng bộ, kết hợp kiểm tra EL PV, IV curve PV và thermography PV theo các chuẩn IEC hiện hành như IEC 62446 để bảo đảm tính tái lập, so sánh được và hỗ trợ chẩn đoán các hiện tượng như PID pin mặt trời, vi nứt hay lỗi đấu nối.

Kiểm tra quang điện huỳnh quang (EL) cho mô-đun PV

• Nguyên lý: Khi cấp dòng kích thích qua cell PV, sự tái hợp mang điện tạo phát xạ photon trong dải hồng ngoại/gần hồng ngoại. Ảnh EL thể hiện vùng sáng – tối tương ứng với chất lượng vật liệu và khuyết tật như microcrack, vùng chết (inactive), đứt finger/busbar, cell mismatch hay dấu hiệu suy giảm do PID pin mặt trời.
• Thiết bị: Nguồn DC để kích thích mô-đun ở dòng/điện áp định mức; camera CCD/CMOS nhạy hồng ngoại hoặc camera chuyên dụng có lọc bước sóng phù hợp; môi trường tối hoặc buồng che sáng để giảm nhiễu quang.
• Quy trình:
  1. Phòng thí nghiệm: cấp dòng chuẩn (thường gần Isc), chụp ảnh EL độ phân giải cao phục vụ phân tích vật liệu và khuyết tật.
  2. Hiện trường: dùng thiết bị di động, kiểm soát ánh sáng ngoại cảnh, điều chỉnh dòng kích thích, quy định thời gian phơi sáng; chuẩn hóa nhiệt độ mô-đun, dòng, môi trường ánh sáng.
• Chuẩn IEC liên quan: IEC 60904-11 quy định phương pháp đo EL; IEC 61215 và IEC 61646 hướng dẫn kiểm tra độ bền và khuyết tật mô-đun, trong đó EL là công cụ hữu hiệu.
• Mẫu lỗi thường gặp trên ảnh EL:
  • Microcrack: các đốm tối rời rạc, có thể tiến triển theo thời gian.
  • Cell mismatch: cell sáng – tối không đồng đều.
  • PID: vùng giảm sáng cục bộ do suy giảm hiệu suất.
  • Đứt finger/busbar: vệt thẳng tối theo phương ngón tay dẫn hoặc thanh góp.
  • Cell inactive/điểm chết: mảng tối lớn không phát quang.
• Yếu tố sai số: Ánh sáng môi trường, nhiệt độ mô-đun, dòng kích thích, thời gian phơi và góc chụp có thể gây sai lệch cường độ tín hiệu hoặc biến dạng hình ảnh.

Đo đường cong dòng – áp (I–V) cho mô-đun/chuỗi PV

• Chuẩn đo: IEC 60904 là bộ tiêu chuẩn điện của pin quang điện; IEC 60891 hướng dẫn hiệu chỉnh dữ liệu về điều kiện STC (1000 W/m², 25 °C, AM 1.5G) để so sánh công bằng giữa các lần đo IV curve PV.
• Thông số phân tích:
  • Voc (điện áp hở mạch), Isc (dòng ngắn mạch), Pmax (công suất cực đại).
  • Fill Factor (FF) = Pmax / (Voc × Isc), phản ánh mức “vuông” của đường cong.
• Nhận diện lỗi qua đường I–V:
  • Suy giảm công suất: Pmax giảm so với dữ liệu gốc hoặc mô-đun tương đồng.
  • Lỗi nối tiếp: làm giảm điện áp; lỗi song song (shunt): làm giảm dòng.
  • Bóng che: gây biến dạng đường cong, tạo điểm gãy cục bộ.
  • Hành vi diode bypass: thể hiện ở đặc trưng độ dốc phía điện áp âm.
  • Tổn hao dây dẫn: đánh giá qua sụt áp/dòng của chuỗi.
• Thực hành đo: Đo trong điều kiện bức xạ và nhiệt độ ổn định; tách chuỗi/mô-đun để so sánh; hiệu chỉnh dữ liệu về STC theo IEC 60891 để phân tích chính xác IV curve PV.

Ảnh nhiệt hồng ngoại (IR thermography) cho PV

• Chuẩn và phạm vi: IEC TS 62446-3 và IEC 62446 quy định thiết bị, điều kiện đo và cách phát hiện hotspot, delamination, PID, quá nhiệt tại junction box hay mối nối MC4.
• Khảo sát bằng UAV: Ứng dụng máy bay không người lái để bao phủ diện tích lớn; cần hiệu chuẩn hệ số phát xạ bề mặt, điều chỉnh góc nhìn, độ cao bay và tần suất đo để có bản đồ nhiệt nhất quán cho thermography PV.
• Nhận diện lỗi trên ảnh nhiệt:
  • Hot-spot: điểm nhiệt độ cao bất thường do lỗi cell/kết nối.
  • Delamination: vùng tách lớp hiển thị khác biệt nhiệt.
  • PID: các vùng nóng không đồng nhất.
  • Quá nhiệt tại junction box/mối nối: thể hiện tăng nhiệt cục bộ.
• Yếu tố ảnh hưởng và sai số: Emissivity thay đổi do bụi/bẩn/ẩm; gió làm mát bề mặt; góc nhìn và điều kiện bay ảnh hưởng tín hiệu; sai số có thể chênh vài độ C nếu không chuẩn hóa theo quy trình.

Kết hợp EL + I–V + IR để khoanh vùng nguyên nhân và lượng hóa ảnh hưởng

• Mục tiêu: Phân biệt lỗi thuộc mô-đun (cell, laminate) hay hệ thống BOS (đấu nối, dây dẫn, inverter); đánh giá từ cấp cell tới cấp chuỗi/hệ thống.
• Quy trình điều tra:
  1. Đo I–V: xác định dòng, điện áp, công suất, mô hình lỗi nối tiếp–song song, bóng che.
  2. Chụp EL: định vị vi nứt, cell chết, mismatch, dấu hiệu PID pin mặt trời ở cấp cell.
  3. Chụp IR: phát hiện hotspot, quá nhiệt kết nối để đánh giá rủi ro an toàn.
  4. Tổng hợp dữ liệu: đối chiếu mẫu lỗi giữa ảnh EL, đường I–V và ảnh nhiệt để quy kết nguyên nhân thuộc mô-đun hay BOS.
  5. Lập báo cáo: ảnh minh họa, số liệu hiệu suất, mức độ ảnh hưởng và khuyến nghị khắc phục.
• Thực hành tốt nhất tại hiện trường:
  • Chuẩn hóa điều kiện đo, hiệu chuẩn thiết bị theo IEC 60904 (EL, I–V) và IEC 62446 (thermography PV, kiểm tra hệ thống).
  • Ghi nhận môi trường (nhiệt độ, bức xạ, gió) và kiểm tra chéo thiết bị trước/sau đo.
  • Sử dụng phần mềm phân tích chuyên dụng để xử lý ảnh EL/IR và dữ liệu I–V, đảm bảo truy vết và so sánh theo thời gian.

Việc phối hợp kiểm tra EL PV, phân tích IV curve PV và triển khai thermography PV dưới khung tiêu chuẩn IEC 62446 và các tiêu chuẩn liên quan cho phép rút ngắn thời gian chẩn đoán, tăng độ tin cậy khi quy kết nguyên nhân, đồng thời cung cấp căn cứ kỹ thuật rõ ràng để lập kế hoạch bảo trì, sửa chữa và tối ưu vận hành trong các hệ thống có nguy cơ ảnh hưởng bởi PID pin mặt trời hoặc lỗi đấu nối.

Tiêu chuẩn IEC/UL/NEC và yêu cầu bảo hiểm.

Dịch vụ đánh giá thiệt hại điện mặt trời tuân thủ các tiêu chuẩn quốc tế: IEC 61215 và IEC 61730 cho chất lượng và an toàn mô-đun PV; IEC 62817, UL 1703 và NEC 690 cho yêu cầu lắp đặt và đánh giá an toàn. Hồ sơ đánh giá kỹ thuật chi tiết là cơ sở để đơn vị bảo hiểm xác định nguyên nhân, mức độ thiệt hại và định giá bồi thường cho module, inverter, hệ thống BOS và kết cấu. Áp dụng tiêu chuẩn giúp kết quả kiểm định điện mặt trời nhất quán, minh bạch và chấp nhận được trong quy trình bồi thường..

Khung tiêu chuẩn áp dụng trong đánh giá thiệt hại hệ PV

• IEC 61215: cơ sở tham chiếu cho đánh giá chất lượng liên quan đến mô-đun quang điện khi xem xét hư hỏng và suy giảm.
• IEC 61730: khung yêu cầu an toàn đối với mô-đun quang điện để rà soát các rủi ro về an toàn trong quá trình đánh giá thiệt hại.
• IEC 62817, UL 1703, NEC 690: nhóm tiêu chuẩn/quy chuẩn được sử dụng khi xem xét các yêu cầu lắp đặt và an toàn hệ thống, bảo đảm việc đối chiếu hiện trạng với tiêu chí kỹ thuật được quốc tế công nhận.

Phạm vi hạng mục được đánh giá

• Mô-đun PV: đối chiếu theo IEC 61215 và IEC 61730 để xem xét khía cạnh chất lượng và an toàn khi xảy ra tổn thất.
• Inverter: được đưa vào phạm vi hồ sơ nhằm phục vụ việc xác định nguyên nhân và mức độ thiệt hại liên quan đến chuyển đổi điện.
• Hệ thống BOS: bao gồm các phần tử hỗ trợ hệ thống; được đánh giá để làm rõ phạm vi ảnh hưởng và cơ sở định giá bồi thường.
• Kết cấu: ghi nhận hiện trạng và tác động làm cơ sở tổng hợp trong hồ sơ phục vụ bảo hiểm.

Hồ sơ kỹ thuật phục vụ đánh giá bảo hiểm

• Xác định nguyên nhân: làm rõ yếu tố dẫn đến thiệt hại đối với mô-đun PV, inverter, hệ thống BOS và kết cấu.
• Định lượng mức độ thiệt hại: phân định phạm vi ảnh hưởng trên từng hạng mục để phục vụ bước định giá.
• Định giá bồi thường: xây dựng trên cơ sở kết quả đánh giá kỹ thuật và phạm vi thiệt hại được ghi nhận trong hồ sơ.

Nguyên tắc áp dụng tiêu chuẩn trong kiểm định

• Tuân thủ bộ tiêu chuẩn được nêu (IEC 61215, IEC 61730, IEC 62817, UL 1703, NEC 690) nhằm bảo đảm việc kiểm định dựa trên các tiêu chí đã được quốc tế chấp nhận.
• Kết quả kiểm định được trình bày theo hướng nhất quán và minh bạch để phù hợp với yêu cầu xem xét của đơn vị bảo hiểm.
• Việc đối chiếu hiện trạng lắp đặt và an toàn hệ thống với các tiêu chuẩn liên quan giúp tăng độ tin cậy của hồ sơ khi đưa vào quy trình bồi thường.

Cách thức trình bày kết quả

• Theo nhóm tiêu chuẩn: phần đánh giá mô-đun PV dựa trên IEC 61215 và IEC 61730; các nội dung lắp đặt, an toàn hệ thống được so chiếu với IEC 62817, UL 1703 và NEC 690.
• Theo hạng mục tài sản: module, inverter, hệ thống BOS và kết cấu được mô tả riêng rẽ về nguyên nhân, mức độ thiệt hại và căn cứ định giá.
• Hướng đến mục đích bảo hiểm: cấu trúc nội dung phục vụ trực tiếp cho việc xác định nguyên nhân, phạm vi ảnh hưởng và cơ sở bồi thường.

Phân loại thiệt hại theo module, inverter, BOS và kết cấu.

Phân loại thiệt hại theo module, inverter, BOS và kết cấu.

Dịch vụ đánh giá thiệt hại điện mặt trời phân loại rõ: Module – nứt kính, microcrack, hot-spot, PID, suy giảm hiệu suất; Inverter – quá nhiệt, lỗi kết nối, mất tiếp địa, phá mạch; BOS – hư hỏng dây cáp, đầu nối, hộp kết nối, rò điện; Kết cấu – đứt gãy, biến dạng liên kết do bão, sét, áp lực cơ học. Cách phân loại này giúp ưu tiên xử lý theo rủi ro và giá trị tài sản, hỗ trợ khảo sát sự cố PV có trọng tâm và lên kế hoạch thay thế/sửa chữa phù hợp..

Cách tiếp cận phân loại theo nhóm thiết bị cho phép thực hiện đánh giá thiệt hại PV có hệ thống, tập trung vào các khu vực dễ tổn thương và tối ưu hóa quyết định sửa chữa/thay thế. Nhờ vậy, phạm vi khảo sát, nguồn lực và thời gian dừng hệ thống được kiểm soát theo mức rủi ro và giá trị tài sản, thay vì xử lý dàn trải.

Nguyên tắc phân nhóm để khoanh vùng nhanh

• Module: quy nhóm các hiện tượng suy giảm và khiếm khuyết xuất hiện ở cấp tấm và chuỗi, tạo nền tảng ưu tiên xử lý hư hỏng module theo mức độ ảnh hưởng đến sản lượng và độ ổn định của mảng PV.
• Inverter: tập trung vào các biểu hiện gián đoạn chuyển đổi và bất thường liên quan bảo vệ/tiếp địa, giúp nhận diện và khắc phục lỗi inverter theo đúng phạm vi hệ thống chịu tác động.
• BOS: bao quát phần dây dẫn, đầu nối và hộp kết nối của mảng DC/AC; việc gom nhóm cho phép định vị nhanh sự cố BOS và loại trừ các điểm rò/gián đoạn trong hành lang cáp.
• Kết cấu: theo dõi các biến dạng, đứt gãy và vấn đề liên kết dưới tác động môi trường; phân nhóm cho phép phân định thiệt hại kết cấu cần gia cố hay thay thế cục bộ.

Ưu tiên xử lý theo rủi ro và giá trị tài sản

• Ưu tiên 1: hạng mục có nguy cơ lan rộng hoặc gây gián đoạn lớn, ảnh hưởng trực tiếp đến an toàn thiết bị và giá trị tài sản cao; tiến hành cách ly, khắc phục trước.
• Ưu tiên 2: hạng mục có tác động vừa phải đến sản lượng hoặc độ ổn định, có thể gộp xử lý theo cụm để tối ưu thời gian dừng.
• Ưu tiên 3: hạng mục tác động hạn chế, lập lịch bảo trì định kỳ và theo dõi xu hướng để ra quyết định thay thế khi cần.

Cách sắp xếp này bảo đảm mọi nhóm đều được xem xét nhưng tài nguyên tập trung vào nơi rủi ro và giá trị tài sản cao nhất, phù hợp với mục tiêu đánh giá thiệt hại PV theo trọng tâm.

Ứng dụng trong khảo sát hiện trường và lập kế hoạch khắc phục

• Khoanh vùng: xác định nhanh nhóm thiết bị bị ảnh hưởng (module, inverter, BOS, kết cấu) để phân công đội ngũ phù hợp; nhờ đó, hư hỏng module, lỗi inverter, sự cố BOS và thiệt hại kết cấu được tách bạch, tránh chồng chéo.
• Ghi nhận có cấu trúc: biên mục theo nhóm, vị trí và mức độ ảnh hưởng; dữ liệu được tổng hợp để hình thành bức tranh toàn hệ thống, phục vụ đánh giá thiệt hại PV một cách định hướng.
• Lập kế hoạch: xây dựng danh mục sửa chữa/thay thế theo mức ưu tiên; tối ưu thời điểm dừng và phạm vi can thiệp theo cụm thiết bị để rút ngắn thời gian khôi phục.

Giá trị vận hành mang tính dài hạn

• Tính lặp lại: khung phân loại thống nhất giúp duy trì chất lượng báo cáo qua nhiều đợt khảo sát, dễ so sánh và theo dõi.
• Tối ưu chi phí: tập trung xử lý những điểm có tác động lớn trước, hạn chế lãng phí nguồn lực cho hạng mục ít ảnh hưởng.
• Minh bạch quyết định: các hành động sửa chữa/thay thế được gắn với mức rủi ro và giá trị tài sản cụ thể, tạo cơ sở kỹ thuật rõ ràng cho phê duyệt.

Bằng việc duy trì cấu trúc phân loại nhất quán cho bốn nhóm thiết bị, các đội dự án có thể đẩy nhanh quy trình đánh giá thiệt hại PV, giữ được sự tập trung trong khảo sát hiện trường và hình thành kế hoạch khắc phục có cơ sở, phù hợp mục tiêu an toàn – liên tục – hiệu quả.

Hồ sơ báo cáo kỹ thuật và khuyến nghị khắc phục.

Dịch vụ đánh giá thiệt hại điện mặt trời lập hồ sơ gồm mô tả lỗi, đánh giá nguyên nhân, dữ liệu EL, đường cong IV và ảnh nhiệt kèm hình ảnh minh họa, đối chiếu tiêu chuẩn. Khuyến nghị khắc phục: thay module hỏng, sửa mối nối/dây, nâng cấp tiếp địa, bổ sung thiết bị chống sét, thực hiện bảo trì định kỳ. Lưu ý an toàn: ngắt nguồn trước khi kiểm tra, dùng thiết bị cách điện, kiểm soát rò điện để tránh gây hư hỏng thêm. Tài liệu báo cáo đóng vai trò bằng chứng kỹ thuật cho bảo hiểm và lập kế hoạch vận hành..

Phạm vi hồ sơ và phương pháp tiếp cận

Hồ sơ báo cáo được xây dựng xoay quanh hai nhóm nội dung: (i) bằng chứng kỹ thuật định lượng, gồm dữ liệu EL, đường cong IV và ảnh nhiệt kèm hình ảnh minh họa; (ii) phân tích định tính dựa trên mô tả lỗi, đánh giá nguyên nhân và đối chiếu tiêu chuẩn. Cách tiếp cận này đảm bảo mỗi nhận định đều có dữ liệu hỗ trợ và có thể truy vết lại.

Thu thập và trình bày dữ liệu hiện trường

• EL: ghi nhận dữ liệu phục vụ nhận diện bất thường trên tấm pin ở cấp độ tế bào, trình bày dưới dạng ảnh và chú thích đi kèm để dễ đối chiếu.
• Đường cong IV: đo và lưu trữ các đường đặc tính nhằm phản ánh trạng thái hoạt động của chuỗi/tổ hợp, thể hiện dưới dạng đồ thị để thuận tiện so sánh.
• Ảnh nhiệt: chụp và dán nhãn vị trí quan sát nhằm nhận biết khu vực phát nhiệt, đồng thời gắn kèm hình ảnh minh họa để làm rõ hiện trạng.

Tất cả tệp dữ liệu được gắn với mục mô tả lỗi, đảm bảo mối liên hệ giữa hiện tượng quan sát được và hạng mục thiết bị liên quan.

Đánh giá nguyên nhân và đối chiếu tiêu chuẩn

Phần phân tích tập trung liên kết mô tả lỗi với dữ liệu EL, đường cong IV và ảnh nhiệt. Kết quả đối chiếu với tiêu chuẩn áp dụng được ghi nhận trong hồ sơ nhằm xác lập căn cứ kỹ thuật cho từng nhận định. Cách trình bày nhấn mạnh tính nhất quán: dữ liệu đo lường, ảnh minh họa và lập luận kỹ thuật phải khớp nhau.

Khuyến nghị khắc phục theo mức độ ảnh hưởng

• Thay module hỏng để loại bỏ nguồn rủi ro và khôi phục khả năng phát điện ổn định.
• Sửa mối nối/dây khi phát hiện khiếm khuyết về kết nối hoặc suy giảm chất lượng cách điện.
• Nâng cấp tiếp địa nhằm tăng cường an toàn vận hành và giảm nguy cơ sự cố hệ thống.
• Bổ sung thiết bị chống sét để cải thiện khả năng bảo vệ trước xung quá áp.
• Thực hiện bảo trì định kỳ theo kế hoạch nhằm kiểm soát rủi ro tái diễn và duy trì hiệu suất.

Mỗi khuyến nghị được liên hệ trực tiếp với bằng chứng đo lường tương ứng để thuận tiện cho việc quyết định và triển khai.

Kiểm soát an toàn trong quá trình thực hiện

• Ngắt nguồn trước khi kiểm tra để đảm bảo an toàn thao tác.
• Dùng thiết bị cách điện đúng mục đích nhằm hạn chế nguy cơ chạm chập.
• Kiểm soát rò điện để tránh gây hư hỏng thêm cho thiết bị trong suốt quá trình đo kiểm.

Các lưu ý này được áp dụng xuyên suốt quá trình khảo sát, đo kiểm và ghi nhận dữ liệu.

Giá trị sử dụng của tài liệu báo cáo

Hồ sơ đóng vai trò bằng chứng kỹ thuật phục vụ hồ sơ bảo hiểm và là đầu vào cho lập kế hoạch vận hành. Việc tập trung vào mô tả lỗi, đánh giá nguyên nhân, kèm dữ liệu EL, đường cong IV và ảnh nhiệt với hình ảnh minh họa giúp rút ngắn thời gian ra quyết định, đồng thời tạo nền tảng cho công tác khắc phục và bảo trì định kỳ.

Rủi ro môi trường và lưu ý an toàn trong xử lý.

Dịch vụ đánh giá thiệt hại điện mặt trời nhận diện các rủi ro then chốt: bão, sét gây hư hỏng kết cấu, hồ quang; PID, hot-spot làm suy giảm hiệu suất; microcrack có thể lan rộng; ngập nước, ẩm ướt làm giảm cách điện, tăng nguy cơ rò rỉ và cháy nổ; lỗi thi công/vận hành làm giảm tuổi thọ. Khuyến nghị kiểm soát rủi ro dựa trên tuân thủ IEC/UL/NEC và áp dụng kiểm tra định kỳ bằng chụp ảnh nhiệt hồng ngoại, đo IV và kiểm tra EL module để phát hiện sớm bất thường, giảm thiểu tổn thất và gián đoạn..

Dịch vụ đánh giá thiệt hại điện mặt trời tập trung làm rõ mối liên hệ giữa từng nhóm rủi ro và phương pháp phát hiện sớm, từ đó xây dựng lộ trình kiểm soát phù hợp với yêu cầu tuân thủ IEC/UL/NEC và mục tiêu giảm gián đoạn hệ thống.

Thời tiết cực đoan: bão, sét và tác động đến hệ thống

Bão và sét có thể gây hư hỏng kết cấu và phát sinh hồ quang. Với các rủi ro này, cách tiếp cận ưu tiên là tuân thủ IEC/UL/NEC ngay từ khâu đánh giá hiện trường và áp dụng kiểm tra định kỳ để nhận diện bất thường kịp thời.

• Kiểm soát: thực hiện chụp ảnh nhiệt hồng ngoại, đo IV và kiểm tra EL module theo kế hoạch kiểm tra định kỳ.
• Mục tiêu: phát hiện sớm dấu hiệu hư hỏng kết cấu và hồ quang nhằm hạn chế tổn thất và gián đoạn.

Rủi ro suy giảm hiệu suất: PID, hot-spot, microcrack

PID và hot-spot làm suy giảm hiệu suất; microcrack có thể lan rộng theo thời gian, ảnh hưởng đến vận hành. Các kỹ thuật kiểm tra định kỳ được sử dụng nhằm phát hiện sớm các bất thường này để kịp thời xử lý.

• Chụp ảnh nhiệt hồng ngoại hỗ trợ nhận diện bất thường nhiệt liên quan đến hot-spot.
• Đo IV giúp đánh giá tình trạng suy giảm hiệu suất.
• Kiểm tra EL module phục vụ phát hiện bất thường cấu trúc như microcrack.

Dịch vụ đánh giá thiệt hại điện mặt trời triển khai đồng bộ các phương pháp trên nhằm giới hạn ảnh hưởng lan rộng và duy trì hiệu quả khai thác hệ thống.

Ngập nước, ẩm ướt và an toàn điện

Ngập nước và ẩm ướt làm giảm cách điện, tăng nguy cơ rò rỉ và cháy nổ. Việc duy trì kiểm tra định kỳ theo khuyến nghị và tuân thủ IEC/UL/NEC là trọng tâm để kiểm soát rủi ro an toàn điện trong bối cảnh môi trường ẩm ướt.

• Áp dụng chụp ảnh nhiệt hồng ngoại, đo IV và kiểm tra EL module để nhận diện sớm các bất thường liên quan.
• Ưu tiên phát hiện rò rỉ điện và dấu hiệu suy giảm cách điện để giảm thiểu nguy cơ cháy nổ.

Lỗi thi công/vận hành và ảnh hưởng tuổi thọ

Lỗi thi công hoặc vận hành làm giảm tuổi thọ hệ thống. Trọng tâm là kiểm soát chất lượng bằng cách tuân thủ IEC/UL/NEC và duy trì quy trình kiểm tra định kỳ để sớm nhận diện sai lệch.

• Kiểm tra định kỳ với chụp ảnh nhiệt hồng ngoại, đo IV và kiểm tra EL module nhằm phát hiện bất thường phát sinh trong quá trình vận hành.
• Tập trung xử lý kịp thời nhằm hạn chế tổn thất và tránh gián đoạn kéo dài.

Khung triển khai kiểm soát rủi ro

1. Định danh nhóm rủi ro: bão/sét; PID và hot-spot; microcrack; ngập nước/ẩm ướt; lỗi thi công/vận hành.
2. Thiết lập quy trình tuân thủ IEC/UL/NEC phù hợp phạm vi dự án và yêu cầu an toàn.
3. Áp dụng kiểm tra định kỳ: chụp ảnh nhiệt hồng ngoại, đo IV và kiểm tra EL module để phát hiện sớm bất thường.
4. Tập trung giảm thiểu tổn thất và gián đoạn thông qua xử lý theo kết quả kiểm tra.

Dịch vụ đánh giá thiệt hại điện mặt trời, khi được vận dụng nhất quán với tiêu chuẩn IEC/UL/NEC và lịch kiểm tra định kỳ nêu trên, hỗ trợ nhận diện rủi ro kịp thời, giảm suy hao hiệu suất và duy trì tính liên tục của hệ thống.

Dịch vụ đánh giá thiệt hại điện mặt trời mang lại lợi ích kỹ thuật nhờ chẩn đoán chính xác bằng EL, IV và ảnh nhiệt; lợi ích đầu tư thông qua phân loại thiệt hại theo thành phần để tối ưu chi phí thay thế/sửa chữa; và lợi ích chiến lược khi hồ sơ báo cáo tuân thủ IEC/UL/NEC, đáp ứng yêu cầu bảo hiểm và hỗ trợ kế hoạch bảo trì.

Cần triển khai Dịch vụ đánh giá thiệt hại điện mặt trời cho dự án? Liên hệ QuangAnhcons – Hotline: +84 9 1975 8191 để đặt lịch khảo sát và nhận báo cáo kỹ thuật.

QuangAnhcons cung cấp Dịch vụ đánh giá thiệt hại điện mặt trời bao gồm: xác định nguyên nhân hư hỏng; quy trình đánh giá hiện trường và an toàn điện; thử nghiệm kỹ thuật bằng kiểm tra EL module, đo đường cong IV và chụp ảnh nhiệt hồng ngoại; đối chiếu tiêu chuẩn IEC/UL/NEC; phân loại thiệt hại theo module, inverter, BOS và kết cấu; lập hồ sơ báo cáo chi tiết kèm khuyến nghị khắc phục và hướng dẫn an toàn.