無(wú)人機(jī)紅外熱成像測(cè)試系統(tǒng)在光伏組件熱斑檢測(cè)中的應(yīng)用

曾 飛，林志鴻，梁健鋒，劉書強(qiáng)，胡振球，孫韻琳

(1.廣東產(chǎn)品質(zhì)量監(jiān)督檢驗(yàn)研究院，佛山 528300；2.廣東華矩檢測(cè)技術(shù)有限公司，佛山 528300)

0 引言

在光伏電站的故障類型中，光伏組件熱斑是最常見的一種，其往往會(huì)降低光伏電站發(fā)電量，嚴(yán)重時(shí)甚至?xí)?dǎo)致光伏組件被燒穿，從而造成重大安全隱患。在傳統(tǒng)的光伏組件熱斑檢測(cè)中，通常使用手持式紅外熱成像儀進(jìn)行檢測(cè)排查，但對(duì)于規(guī)模大、地貌復(fù)雜的光伏電站而言，此種方式往往存在耗時(shí)長(zhǎng)、人工成本高的缺點(diǎn)，而且容易給檢測(cè)人員帶來較大的安全風(fēng)險(xiǎn)。

近年來，因無(wú)人機(jī)紅外熱成像測(cè)試系統(tǒng)能高效、準(zhǔn)確、安全地完成光伏組件熱斑排查任務(wù)，已逐漸取代手持式設(shè)備，成為光伏電站檢測(cè)、巡查、故障排查的重要手段。本文在環(huán)境條件接近的情況下，利用無(wú)人機(jī)紅外熱成像測(cè)試系統(tǒng)對(duì)4個(gè)典型光伏電站進(jìn)行全面的光伏組件熱斑檢測(cè)，通過統(tǒng)計(jì)分析大量數(shù)據(jù)，研究不同類型光伏電站和不同類型光伏組件的熱斑分布規(guī)律及主要成因。

1 熱斑成因及其影響

1.1 熱斑形成的原因

熱斑形成的原因主要有3種：1)光伏組件內(nèi)部存在缺陷，主要包括太陽(yáng)電池的隱裂、裂片、漏電、混檔、焊接不良、背板劃傷、PID效應(yīng)等問題；2)外部因素，比如光伏組件局部被云、灰塵、鳥糞遮擋，或被植物、建筑物、光伏陣列等物體的陰影遮擋[1]；3)施工原因，比如光伏組串正、負(fù)極接反，使其余組串對(duì)其反向供電，導(dǎo)致該光伏組串內(nèi)的所有太陽(yáng)電池都處于發(fā)熱狀態(tài)。上述原因均會(huì)使光伏組件內(nèi)的太陽(yáng)電池成為耗電單元，導(dǎo)致光伏組件局部過熱，從而形成熱斑。

1.2 熱斑效應(yīng)的影響

熱斑效應(yīng)產(chǎn)生的影響主要有2種：1)產(chǎn)生熱斑的光伏組件會(huì)消耗其他光伏組件所發(fā)的部分電量，降低光伏電站整體電力輸出；2)產(chǎn)生熱斑的光伏組件的局部溫度偏高，輕則加速光伏組件老化，重則導(dǎo)致太陽(yáng)電池局部燒毀、焊點(diǎn)熔化、玻璃蓋板炸裂，甚至引發(fā)火災(zāi)[2]，嚴(yán)重影響光伏電站的安全運(yùn)行。

2 無(wú)人機(jī)紅外熱成像測(cè)試系統(tǒng)的原理和優(yōu)勢(shì)

對(duì)于建設(shè)在屋頂、山地、水面、大棚等地方的光伏電站，如果采用以往傳統(tǒng)的人工手持式紅外熱像儀進(jìn)行檢測(cè)排查，往往會(huì)因光伏組件安裝過高、人員操作不便而導(dǎo)致檢測(cè)效率低下，且對(duì)于裝機(jī)容量大的光伏電站而言，耗時(shí)太長(zhǎng)。采用無(wú)人機(jī)紅外熱成像測(cè)試系統(tǒng)進(jìn)行檢測(cè)排查，即以無(wú)人機(jī)作為飛行平臺(tái)，搭載可見光相機(jī)及紅外光熱成像相機(jī)，可以克服復(fù)雜地貌的限制，實(shí)現(xiàn)精準(zhǔn)化檢測(cè)，不僅可以提高巡檢的效率，更可以快速響應(yīng)[3-5]。因此，該方式近年來在大型光伏電站中得到大量應(yīng)用。

此外，由于無(wú)人機(jī)紅外熱成像測(cè)試系統(tǒng)可在短時(shí)間內(nèi)完成大批量光伏組件的紅外檢測(cè)，使檢測(cè)過程中太陽(yáng)輻照度、風(fēng)速、風(fēng)向、環(huán)境溫度等外界條件相近，因此通過大數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)分析，可以對(duì)熱斑的分布規(guī)律、嚴(yán)重程度和形成原因進(jìn)行研究，有利于科學(xué)合理地評(píng)價(jià)光伏電站的建設(shè)質(zhì)量。

本文使用的無(wú)人機(jī)紅外熱成像測(cè)試系統(tǒng)由無(wú)人機(jī)、紅外熱成像相機(jī)及可見光相機(jī)3部分組成，主要技術(shù)參數(shù)如表1所示。

表1 無(wú)人機(jī)紅外熱成像測(cè)試系統(tǒng)的主要技術(shù)參數(shù)Table 1 Main technical parameters of UAV infrared thermal imaging test system

3 實(shí)測(cè)案例分析

在太陽(yáng)輻照度、環(huán)境溫度等外界條件非常接近的情況下，采用無(wú)人機(jī)紅外熱成像測(cè)試系統(tǒng)檢測(cè)了4個(gè)典型的光伏電站，并從光伏電站類型、光伏組件類型2個(gè)方面進(jìn)行熱斑效應(yīng)的對(duì)比研究。為便于對(duì)比分析，檢測(cè)均在太陽(yáng)輻照度大于700 W/m2時(shí)進(jìn)行，每個(gè)光伏電站的檢測(cè)覆蓋所有的光伏組件，對(duì)檢測(cè)期間熱斑的平均溫差、熱斑的平均溫度、熱斑的最高溫度及熱斑光伏組件的占比進(jìn)行統(tǒng)計(jì)。其中：熱斑的平均溫差是指所有熱斑光伏組件的熱斑溫度與相應(yīng)光伏組件中心溫度差值的平均值；熱斑光伏組件的劃分標(biāo)準(zhǔn)根據(jù)CNCA/CTS 0016—2015《并網(wǎng)光伏電站性能檢測(cè)與質(zhì)量評(píng)估技術(shù)規(guī)范》的規(guī)定[6]，當(dāng)同一塊光伏組件內(nèi)的溫差大于20 ℃時(shí)，將其視為熱斑光伏組件。由于光伏組件背板溫度與檢測(cè)期間的太陽(yáng)輻照度、環(huán)境溫度有較大關(guān)系，應(yīng)結(jié)合太陽(yáng)輻照度和環(huán)境溫度曲線進(jìn)行分析，因此本文同時(shí)記錄了檢測(cè)期間的太陽(yáng)輻照度、環(huán)境溫度、光伏組件背板溫度曲線。

3.1 不同類型光伏電站的熱斑效應(yīng)對(duì)比

在廣東地區(qū)選取山地光伏電站和彩鋼瓦屋頂光伏電站各1個(gè)，裝機(jī)容量分別為25 MWp和10 MWp，均安裝標(biāo)稱功率為270 Wp的多晶硅單面光伏組件，光伏組件安裝傾角分別為15°、2°(沿屋面平鋪)；山地光伏電站中光伏組件最低點(diǎn)離地面的高度約為1.5 m，彩鋼瓦屋頂光伏電站中光伏組件最低點(diǎn)離屋面的高度為15 cm，具體如圖1所示。檢測(cè)時(shí)間為4月，由于彩鋼瓦屋頂光伏電站中污漬對(duì)光伏組件的遮擋較為嚴(yán)重，在檢測(cè)前對(duì)所有光伏組件進(jìn)行了清洗，清洗后的第5天進(jìn)行熱斑檢測(cè)；而山地光伏電站中的光伏組件較為干凈，因此未清洗。熱斑檢測(cè)前在現(xiàn)場(chǎng)通過對(duì)測(cè)得的光伏組件最大功率進(jìn)行現(xiàn)場(chǎng)比對(duì)，發(fā)現(xiàn)2個(gè)光伏電站的污漬遮擋率均約為2%。

圖1 不同類型光伏電站的光伏組件安裝方式Fig.1 PV module installation methods of different types of PV power stations

對(duì)檢測(cè)當(dāng)天的太陽(yáng)輻照度進(jìn)行監(jiān)測(cè)，以保證在太陽(yáng)輻照度大于700 W/m2后才開展檢測(cè)。檢測(cè)當(dāng)天2個(gè)光伏電站的太陽(yáng)輻照度、環(huán)境溫度和光伏組件背板溫度曲線如圖2所示。

圖2 檢測(cè)當(dāng)天2個(gè)光伏電站的太陽(yáng)輻照度、環(huán)境溫度及光伏組件背板溫度對(duì)比Fig.2 Comparison of solar irradiance，ambient temperature and PV module backplane temperature of two PV power stations during test day

從圖2中可以看出：檢測(cè)期間，山地光伏電站的太陽(yáng)輻照度相對(duì)穩(wěn)定，雖然彩鋼瓦屋頂光伏電站為多云天氣，但大部分時(shí)段的太陽(yáng)輻照度還是相對(duì)較高；彩鋼瓦屋頂光伏電站的環(huán)境溫度比山地光伏電站的平均高10 ℃左右，而且前者的光伏組件背板溫度比后者的也高10 ℃左右，這與光伏組件的安裝方式有直接關(guān)系。光伏組件平鋪在金屬屋面上，不利于其背面散熱，因此，彩鋼瓦屋頂光伏電站的光伏組件背板溫度大幅高于山地光伏電站的光伏組件背板溫度。

由于屋頂光伏電站的光伏組件更易積塵、積灰，若清洗不及時(shí)，長(zhǎng)期可能會(huì)形成無(wú)法清洗的污漬。雖然本次檢測(cè)前對(duì)彩鋼瓦屋頂光伏電站的光伏組件進(jìn)行了清洗，但其污漬遮擋率仍約為2%。由于存留的污漬無(wú)法清洗干凈，仍會(huì)增大熱斑出現(xiàn)的概率。

山地光伏電站與彩鋼瓦屋頂光伏電站的熱斑統(tǒng)計(jì)結(jié)果如表2所示。

從表2可以看出：雖然2個(gè)光伏電站的熱斑平均溫差較為接近，都略高于20 ℃，但彩鋼瓦屋頂光伏電站的熱斑平均溫度明顯較高，達(dá)到了75.5 ℃，這是因?yàn)榇祟惞夥娬局械墓夥M件背板溫度普遍較高導(dǎo)致的；彩鋼瓦屋頂光伏電站中熱斑光伏組件的占比為0.16%，明顯高于山地光伏電站的0.09%。綜上可知：彩鋼瓦屋頂光伏電站的熱斑效應(yīng)比山地光伏電站的顯著，此類光伏電站更容易出現(xiàn)熱斑，且熱斑溫度也更高。

表2 2個(gè)光伏電站的熱斑統(tǒng)計(jì)結(jié)果Table 2 Statistical results of hot spots for two PV power stations

此外，從上述2個(gè)光伏電站中各抽取1%的光伏組件進(jìn)行EL測(cè)試，測(cè)試結(jié)果顯示：彩鋼瓦屋頂光伏電站的缺陷光伏組件(包含太陽(yáng)電池隱裂、裂片，背板劃傷等缺陷)占比為46%，山地光伏電站的則低于1%。由此可知，彩鋼瓦屋頂光伏電站的光伏組件質(zhì)量明顯較差，這是由于彩鋼瓦屋頂光伏電站容易出現(xiàn)暴力施工和運(yùn)維，而這也是造成光伏組件熱斑的重要原因。

無(wú)人機(jī)紅外熱成像測(cè)試系統(tǒng)拍攝的山地光伏電站與彩鋼瓦屋頂光伏電站的可見光照片和紅外圖像，分別如圖3、圖4所示。

圖3 山地光伏電站的可見光照片和紅外圖像Fig.3 Visible light photo and infrared image of mountain PV power station

圖4 彩鋼瓦屋頂光伏電站的可見光照片和紅外圖像Fig.4 Visible light photo and infrared image of color steel tile roof PV power station

通過對(duì)光伏電站中的熱斑位置進(jìn)行分析發(fā)現(xiàn)：由于山地光伏電站中的光伏方陣有的位于山上，有的位于山下，而大部分熱斑出現(xiàn)在位于山下的光伏組件上，尤其是光伏組件下方受雜草遮擋處。因此，為減少熱斑效應(yīng)，山地光伏電站應(yīng)加強(qiáng)雜草清除。彩鋼瓦屋頂光伏電站的熱斑分布較為分散，這與缺陷光伏組件的隨機(jī)分布及光伏組件下方更容易積灰有關(guān)。因此，屋頂光伏電站更應(yīng)設(shè)法改善光伏組件的散熱條件，嚴(yán)格監(jiān)控光伏組件的生產(chǎn)和施工質(zhì)量。

3.2 不同類型光伏組件的熱斑效應(yīng)對(duì)比

在貴州地區(qū)選取2個(gè)山地光伏電站，均位于黔西南州，裝機(jī)容量分別為10 MWp和56 MWp，光伏組件分別使用標(biāo)稱功率為320 Wp的單面PERC多晶硅光伏組件(下文簡(jiǎn)稱為“單面光伏組件”)和標(biāo)稱功率為430 Wp(正面)的雙面PERC單晶硅光伏組件(下文簡(jiǎn)稱為“雙面光伏組件”)，光伏組件的安裝傾角均為20°，光伏組件最低點(diǎn)離地高度均為1 m，均采用混凝土基礎(chǔ)和熱鍍鋅光伏支架。單面光伏組件由整片PERC太陽(yáng)電池串聯(lián)而成，采用白色背板；雙面光伏組件由半片PERC太陽(yáng)電池串并聯(lián)而成，3個(gè)分體接線盒均位于光伏組件中部，邊框采用鋁合金邊框，背板采用透明高分子材料，光伏支架安裝形式與常規(guī)單面光伏組件的支架安裝形式相同。雙面光伏組件的接線盒、邊框及光伏支架的安裝形式如圖5所示。

圖5 雙面光伏組件的接線盒、邊框及光伏支架的安裝形式Fig.5 Installation form of junction box，frame and PV bracket for bifacial PV modules

檢測(cè)時(shí)間為3月，檢測(cè)當(dāng)天采用不同類型光伏組件的光伏電站的太陽(yáng)輻照度、環(huán)境溫度、光伏組件背板溫度曲線如圖6所示。

圖6 采用不同類型光伏組件的光伏電站的太陽(yáng)輻照度、環(huán)境溫度及光伏組件背板溫度對(duì)比Fig.6 Comparison of solar irradiance，ambient temperature and PV module backplane temperature of PV power stations using different types of PV modules

從圖6可以看出：在太陽(yáng)輻照度大于700 W/m2的檢測(cè)期間，2個(gè)光伏電站的太陽(yáng)輻照度都較為穩(wěn)定，但采用單面光伏組件的光伏電站的太陽(yáng)輻照度比采用雙面光伏組件的光伏電站的略高；2個(gè)光伏電站的環(huán)境溫度非常接近；但雙面光伏組件的背板溫度比單面光伏組件的低，當(dāng)太陽(yáng)輻照度高于700 W/m2時(shí)，雙面光伏組件和單面光伏組件的背板溫度平均值分別為35.0 ℃和50.8 ℃，最高溫度的差距最大時(shí)接近20 ℃。由此可見，雙面光伏組件雖然發(fā)電功率較高、工作電流較大，但其在降低工作溫度方面具有非常大的優(yōu)勢(shì)。

采用不同類型光伏組件的2個(gè)光伏電站的熱斑統(tǒng)計(jì)結(jié)果如表3所示。

表3 采用不同類型光伏組件的2個(gè)光伏電站的熱斑統(tǒng)計(jì)結(jié)果Table 3 Statistical results of hot spots of two PV power stations using different types of PV modules

從表3可以看出：雖然2個(gè)光伏電站的熱斑平均溫差較為接近，但采用單面光伏組件的光伏電站的熱斑平均溫差比采用雙面光伏組件的光伏電站的略高；采用單面光伏組件的光伏電站的熱斑平均溫度比采用雙面光伏組件的光伏電站的高10 ℃，這主要是因?yàn)閱蚊婀夥M件的工作溫度較高；采用雙面光伏組件的光伏電站的熱斑光伏組件占比為0.05%，高于采用單面光伏組件的光伏電站的0.02%，且前者的熱斑最高溫度也較高。由此可見，與采用單面光伏組件的光伏電站相比，采用雙面光伏組件的光伏電站雖然組件工作溫度和熱斑平均溫度都較低，但熱斑光伏組件的占比更高。

利用無(wú)人機(jī)紅外熱成像測(cè)試系統(tǒng)對(duì)2個(gè)光伏電站進(jìn)行檢測(cè)，得到大量熱斑光伏組件的圖像，通過分析這些圖像，發(fā)現(xiàn)雙面光伏組件因其背面可以發(fā)電的特殊性及其結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)原因，熱斑形成機(jī)制比單面光伏組件的更為多樣。雙面光伏組件不同部位產(chǎn)生的熱斑的紅外圖像如圖7所示。

圖7 雙面光伏組件不同部位產(chǎn)生的熱斑的紅外圖像Fig.7 Hot spots infrared images generated in different parts of bifacial PV modules

下文針對(duì)雙面光伏組件不同部位產(chǎn)生熱斑的原因進(jìn)行分析：

1)對(duì)于雙面光伏組件下方產(chǎn)生的熱斑，可能是由于雙面光伏組件內(nèi)的上、下排太陽(yáng)電池存在高度差，導(dǎo)致雙面光伏組件背面接收的太陽(yáng)輻照度不均勻。通常，下排太陽(yáng)電池接收的太陽(yáng)輻照度較低、工作電流較小，使雙面光伏組件內(nèi)的太陽(yáng)電池存在失配現(xiàn)象，從而產(chǎn)生熱斑。

2)對(duì)于接線盒附近產(chǎn)生的熱斑，由于雙面光伏組件使用的是3個(gè)分體接線盒，安裝于光伏組件中部(見圖5a)，一方面，接線盒對(duì)太陽(yáng)電池背面造成了遮擋，這種遮擋會(huì)造成太陽(yáng)電池失配現(xiàn)象；另一方面，雙面光伏組件發(fā)電時(shí)接線盒的溫度較高，會(huì)對(duì)其附近的太陽(yáng)電池產(chǎn)生加熱效應(yīng)。這兩方面因素的影響導(dǎo)致部分雙面光伏組件在接線盒附近存在明顯的熱斑。

3)對(duì)于光伏支架遮擋部位產(chǎn)生的熱斑，由于雙面光伏組件的支架設(shè)計(jì)方案采用的是常規(guī)單面光伏組件的支架設(shè)計(jì)方案，檁條對(duì)部分太陽(yáng)電池的背面造成了遮擋(見圖5c)，使太陽(yáng)電池產(chǎn)生失配現(xiàn)象，因此部分雙面光伏組件在支架遮擋部位出現(xiàn)了熱斑。

綜上可知，雙面光伏組件因其背面發(fā)電特性、背面接收太陽(yáng)輻照度的不均勻性，會(huì)在一定程度上提高熱斑形成風(fēng)險(xiǎn)，應(yīng)予以關(guān)注。

4 結(jié)論

本文使用無(wú)人機(jī)紅外熱成像測(cè)試系統(tǒng)對(duì)4個(gè)典型光伏電站進(jìn)行全面的熱斑檢測(cè)，分別對(duì)比了山地、彩鋼瓦屋頂2種類型光伏電站，以及分別采用單面和雙面光伏組件的2個(gè)山地光伏電站的熱斑效應(yīng)，得到以下結(jié)論：

1)彩鋼瓦屋頂光伏電站的散熱條件較差，光伏組件背板溫度較高，比較容易出現(xiàn)熱斑，此類光伏電站中熱斑光伏組件的占比可達(dá)0.16%。

2)相較于單面光伏組件，雖然雙面光伏組件的工作溫度、熱斑平均溫度均較低，但其熱斑光伏組件的占比更大。這主要是與雙面光伏組件的背面發(fā)電特性及其結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)有關(guān)，且雙面光伏組件背面接收的太陽(yáng)輻照度不均易造成太陽(yáng)電池產(chǎn)生失配現(xiàn)象，從而產(chǎn)生熱斑。

3)為降低光伏組件熱斑產(chǎn)生的概率，應(yīng)設(shè)法改善光伏組件的散熱條件，嚴(yán)格監(jiān)控光伏組件的生產(chǎn)和施工質(zhì)量；此外，對(duì)于雙面光伏組件而言，還應(yīng)關(guān)注其背面太陽(yáng)輻照度不均勻造成的太陽(yáng)電池失配產(chǎn)生的影響，改良光伏組件的結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)及安裝方式。

通過無(wú)人機(jī)紅外熱成像測(cè)試系統(tǒng)能高效、準(zhǔn)確地進(jìn)行光伏電站中熱斑光伏組件的排查，有利于分析熱斑的分布規(guī)律和形成原因，指導(dǎo)光伏電站與光伏組件的設(shè)計(jì)、施工和運(yùn)維，對(duì)提高光伏電站的發(fā)電性能、安全運(yùn)行具有重要作用。