系統(tǒng)端光伏組件熱斑研究及其成因分析

上海晶澳太陽能科技有限公司 ■ 邢濤 陳道遠(yuǎn) 劉玲玲 周永 張金林 劉勇

0 引言

光伏系統(tǒng)應(yīng)用端，組件熱斑不僅可能會(huì)對(duì)太陽電池造成損害，也會(huì)影響組件封裝材料的長期可靠性[1]。如造成焊帶的熔斷、EVA黃變、背板鼓包燒穿、接線盒損壞燒毀；嚴(yán)重時(shí)還可能因溫差過大發(fā)生玻璃局部碎裂的情況。

光伏組件在系統(tǒng)應(yīng)用端形成的熱斑來自遮擋和電池缺陷兩個(gè)方面。遮擋來自于鳥糞、落葉、積雪殘留、灰塵、云朵，以及植物、建筑物、鄰串組件等。當(dāng)遮擋發(fā)生而旁路二極管未打開時(shí)，組件中的被遮擋電池或被遮擋的電池局部處于“反向偏置”狀態(tài)，在系統(tǒng)電流的作用下產(chǎn)生熱量，形成熱斑。電池缺陷包括：漏電流過大或漏電區(qū)域集中、串阻過大、并阻過小、隱裂、裂片、邊緣短路、功率混檔、黑芯片、燒結(jié)短路、虛焊等，均可能會(huì)使組件在系統(tǒng)應(yīng)用端產(chǎn)生熱斑現(xiàn)象。當(dāng)這些缺陷降低了電池的短路電流，使其低于組件工作電流時(shí)，缺陷電池處于“反向偏置”狀態(tài)，可能會(huì)產(chǎn)生大量熱量，形成熱斑。

本文對(duì)熱斑的探討和分析，只針對(duì)來源于電池缺陷的熱斑，遮擋不在本文考慮范疇內(nèi)。

1 熱斑原理及表征

1.1 熱斑原理

太陽電池是一種光電轉(zhuǎn)換器件，其原理基于半導(dǎo)體的光生伏特效應(yīng)。在p型或n型半導(dǎo)體襯底上進(jìn)行相反類型的摻雜，p型與n型半導(dǎo)體之間存在內(nèi)建電場(chǎng)，光照產(chǎn)生的電子空穴對(duì)在內(nèi)建電場(chǎng)的作用下發(fā)生分離，如果在器件兩邊連接負(fù)載形成回路，則有電流通過。

太陽電池為一個(gè)大面積的平面二極管，可看作一個(gè)由無數(shù)個(gè)小二極管并聯(lián)而成的平面二極管，可用圖1所示等效電路來表示。圖中IL代表光生電流，一個(gè)在恒定光照下工作的太陽電池，其光生電流不隨負(fù)載變化，可看作一個(gè)恒流源；由于光生電動(dòng)勢(shì)使p-n結(jié)正向偏置，因此存在一個(gè)流經(jīng)二極管的漏電流，該漏電流為非線性變化，并與光生電流的方向相反，因此會(huì)抵消部分光生電流，被稱為暗電流ID；太陽電池邊緣漏電或p-n結(jié)結(jié)區(qū)漏電所引起的電流損耗，可用并聯(lián)電阻Rsh來表征；Rs相當(dāng)于與外電路中的負(fù)載串聯(lián)，因此稱為太陽電池的串聯(lián)電阻，它主要由金屬電極與半導(dǎo)體材料的接觸電阻造成。需要說明的是，太陽電池的等效電路圖僅為簡化圖，并不代表太陽電池真實(shí)電路圖。

圖1 晶體硅太陽電池等效電路圖

短路電流的大小代表晶體硅太陽電池為電路回路提供電子空穴對(duì)的最大能力，當(dāng)太陽電池有造成短路電流下降的缺陷時(shí)，太陽電池等效電路模型中的IL減小[2]，采用物理極限法，當(dāng)缺陷導(dǎo)致晶體硅太陽電池的光生電流為零時(shí)，等效電路如圖2所示。

圖2 極限情況時(shí)缺陷晶體硅太陽電池等效電路圖

由圖1可看出，當(dāng)太陽電池出現(xiàn)熱斑時(shí)，流經(jīng)太陽電池的電流分為兩部分：流過二極管的暗電流ID和流過并阻Rsh的Ish。缺陷的存在可能導(dǎo)致暗電流的增大，增加熱量的產(chǎn)生；另一方面，由于太陽電池可看作由無數(shù)個(gè)小二極管并聯(lián)而成，因此，在并阻和串阻的共同作用下，太陽電池局部電阻過小的地方有大電流通過，形成熱斑。

1.2 熱斑表征

在系統(tǒng)應(yīng)用端的熱斑問題，用熱紅外圖分析是一種非常有效的檢測(cè)方法，且被業(yè)界廣泛接受。所有物體都會(huì)輻射紅外線，測(cè)試儀器通過捕捉紅外線可檢測(cè)出物理表面的溫度。權(quán)威檢測(cè)機(jī)構(gòu)基于大量數(shù)據(jù)積累和資料調(diào)研，提出以下指導(dǎo)原則[3]：1)為了確保測(cè)試結(jié)果的有效性，測(cè)試輻照條件應(yīng)大于800 W/m2；2)對(duì)于紅外圖分析中IR溫差，定義為熱斑最高溫度與組件平均溫度之間的溫度差值；3)IR溫差小于10 ℃可接受，正常情況下，IR溫差超過5 ℃的比例非常??；4)IR溫差超過10 ℃，預(yù)示組件可能存在質(zhì)量問題，如果少數(shù)組件存在溫差超過10 ℃的情況，只要此比例不超過5%，不是由于電池混檔造成的熱斑溫差異常，且系統(tǒng)功率輸出正常，也可接受；5)一般情況，輻照度和溫度不超過一定程度的測(cè)試條件下，超過20 ℃的IR溫差不能被接受，所有組件應(yīng)被檢測(cè)，甚至替換。

通過IR溫差的檢測(cè)，可分析組件在系統(tǒng)端的問題，進(jìn)行分析的案例為：

1)如果某一塊組件溫度明顯低于其他組件，則該組件可能存在漏連，即未與系統(tǒng)連接，處于開路狀態(tài)。

2)如果組件中某一串電池片溫度明顯低于其他電池串，則該串電池片內(nèi)部處于開路，或組件內(nèi)部匯流條存在短路，或與之相連的旁路二極管短路。

3)如果組件中少數(shù)電池片溫度明顯過高，存在熱斑，則組件中可能存在混檔片，或該組件為低效組件，或電池質(zhì)量出現(xiàn)問題。

4)如果組件中存在大面積電池片熱斑，則很可能源于PID或嚴(yán)重的質(zhì)量問題。

5)如果組件中只有一個(gè)電池片存在嚴(yán)重?zé)岚?，則該電池片為缺陷電池片。

系統(tǒng)端組件的實(shí)際紅外圖獲取過程，要排除一定干擾，以下為一些實(shí)際拍攝過程易造成誤導(dǎo)的圖。

圖3為不同電站采樣熱斑紅外圖。圖3a下方的發(fā)紅邊緣，為常年雨雪促使塵土積聚造成一定遮擋而形成的熱斑，一般IR溫差不超過5 ℃。圖3b中的熱斑面積小，且IR溫差超過15 ℃，該熱斑源于直徑3～5 cm的鳥糞的遮擋。圖3c中，組件某1/3串電池片的溫度明顯高于組件平均溫度，可能是焊接問題或旁路二極管短路等，該種情況，通過大量的檢測(cè)結(jié)果，IR溫差不超過5℃，對(duì)組件的長期可靠性和系統(tǒng)的電力輸出不會(huì)造成太大影響。圖3d中，單片太陽電池存在熱斑，溫差不超過5℃，可能由于該區(qū)域玻璃存在臟污或電池片存在輕微的缺陷問題。

圖3 不同電站采樣熱斑紅外圖

2 實(shí)驗(yàn)

本實(shí)驗(yàn)針對(duì)組件在系統(tǒng)端的熱斑問題進(jìn)行熱紅外圖像檢測(cè)工作。選用某實(shí)驗(yàn)電站為實(shí)驗(yàn)場(chǎng)，輻照度超過800 W/m2，環(huán)境溫度超過30 ℃，風(fēng)速低于2 m/s，采樣組件數(shù)量為1080塊，IR溫差異常標(biāo)準(zhǔn)為10 ℃。實(shí)驗(yàn)設(shè)計(jì)如圖4所示。

本實(shí)驗(yàn)共檢測(cè)出4塊IR溫差異常組件，分別命名為組件A、B、C、D，相關(guān)紅外和EL圖如圖5～8所示。

圖4 某電站熱斑檢測(cè)實(shí)驗(yàn)設(shè)計(jì)方案

圖5 組件A的紅外和EL圖

組件A的紅外和EL圖如圖5所示。由圖5可知，組件A存在嚴(yán)重?zé)岚?，IR溫差為10 ℃，該組件熱斑由裂片引起。

組件B的紅外和EL圖及缺陷電池片如圖6所示。由圖6可知，組件B存在嚴(yán)重?zé)岚撸琁R溫差大于15.7 ℃(圖6a)；該熱斑電池片邊緣發(fā)暗，輔助組件正面觀測(cè)，電池片四周邊緣柵線已黃變甚至呈現(xiàn)黑色(圖6b)，可判斷熱斑由邊緣漏電引起(圖6c)。

由圖7可知，組件C存在嚴(yán)重?zé)岚?，IR溫差約為10 ℃，該組件熱斑由裂片而引起。

圖6 組件B的紅外和EL圖及缺陷電池片

圖7 IR溫差異常組件C的紅外和EL圖

圖8 組件D的紅外和EL圖

由圖8可知，組件D存在嚴(yán)重?zé)岚?，IR溫差超過14.7 ℃，1/3串電池片未發(fā)光。可能原因?yàn)?，?/3串對(duì)應(yīng)旁路二極管或匯流條短路。

補(bǔ)充實(shí)驗(yàn)為，將組件4根引出線與接線盒分離，分別測(cè)試兩個(gè)1/3串電池的EL圖像，輔助電壓電流值驗(yàn)證斷路或短路，如圖9和圖10所示。由圖可知，匯流條內(nèi)部短路，1/3串電池片形成自回路。

圖9 引出線與接線盒分離補(bǔ)充實(shí)驗(yàn)

圖10 正常和異常1/3串電壓和EL圖

3 結(jié)語

通過對(duì)實(shí)際并網(wǎng)運(yùn)行兩年的光伏電站進(jìn)行采樣紅外測(cè)試，1080塊組件中，僅2塊組件IR溫差超過10 ℃，2塊組件IR溫差超過15 ℃，IR溫差異常比為0.37%，而IR溫差超過20 ℃的比例為0。同時(shí)，所有IR溫差超標(biāo)組件均與隱裂無關(guān)，從階段性實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，隱裂與熱斑IR溫差的相關(guān)性較低。

[1] Wendlandt S, Drobisch A, Buseth T, et al. Hot spot risk analysis on silicon cell modules[A]. 25th European Photovoltaic Solar Energy Conference and Exhibition[C], Valencia, Spain,2010, 4002－4006.

[2] Quaschning V. Numerical simulation of current voltage characteristics of photovoltaic systems with shaded solar cells[J].Solar Energy, 1996, (4): 55－60.