基于紅外熱成像檢測的光伏電站異常分析

梁健鋒，胡振球，黃 燦，許長盛，曾 飛，黃浩鋒

(廣東產(chǎn)品質(zhì)量監(jiān)督檢驗研究院，佛山 528300)

0 引言

近年來，不可再生的化石能源消耗加劇，環(huán)境污染和氣候問題日益嚴峻，世界各國能源危機意識和環(huán)保要求不斷提高，在此情景下，大力發(fā)展以太陽能、風(fēng)能為代表的清潔能源已成為全球共識。其中，光伏發(fā)電為主要的太陽能應(yīng)用形式。中國光伏發(fā)電累計裝機容量和年新增裝機容量已多年位居全球第一，在碳達峰、碳中和政策的驅(qū)動下，中國光伏產(chǎn)業(yè)和光伏發(fā)電裝機規(guī)模將迎來新一輪的發(fā)展高潮[1]。

光伏組件是光伏電站最核心的部件，從光伏組件生產(chǎn)、運輸?shù)桨惭b，再到光伏電站建成后的長時間運行，不可避免會因各種因素導(dǎo)致光伏組件出現(xiàn)缺陷，這些因素包括外部機械應(yīng)力、自身材料老化及環(huán)境條件等[2]。運行的光伏電站中，若光伏組件存在缺陷，輕則會影響光伏電站的發(fā)電量，導(dǎo)致其平準化度電成本上升，投資回收期延長；重則會造成光伏電站安全事故[3]。有研究表明：運行10 年的光伏電站中，存在中等程度故障的光伏組件占光伏組件總數(shù)量的比例為9.1%，存在重度故障的光伏組件占光伏組件總數(shù)量的比例為1.5%，逆變器存在故障的比例高達32.2%[4]。因此，為了保證光伏電站正常運行，提高系統(tǒng)可靠性和安全性，減少不必要的損失甚至事故，對其進行定期檢測和維護顯得十分必要。

針對光伏電站異常進行故障識別和檢測，常見的檢測方法有物理檢測法、能量損失法、I-V曲線法和時序電壓電流法[5]。其中，物理檢測法是通過識別紅外熱成像圖的方法進行光伏組件故障診斷；與其他檢測方法相比，物理檢測法采用的紅外熱成像檢測具有非接觸、靈敏度高、測溫范圍寬、作用距離遠等優(yōu)點，且作業(yè)過程中光伏電站無需斷電。采用紅外熱成像儀對光伏組件、電氣設(shè)備及機械部件進行紅外熱成像檢測，成為光伏電站質(zhì)量和故障診斷的絕佳工具[6]。對于大型光伏電站而言，因其占地面積大，且通常建設(shè)在荒地、水面、戈壁等地區(qū)，傳統(tǒng)的手持式紅外熱成像儀檢測難度較大，而利用無人機搭載紅外熱成像儀等方式進行檢測，具有安全、高效、靈活的特點，越來越受到光伏電站運維和檢測人員的青睞[7]。

本文利用手持式紅外熱成像儀和無人機搭載紅外熱成像儀兩種檢測方式，對多個光伏電站現(xiàn)場進行了紅外熱成像檢測，然后從所有檢測結(jié)果中挑選出異常紅外熱成像圖，對這些異常紅外熱成像圖的典型特征進行分析，之后對導(dǎo)致異常紅外熱成像圖的光伏電站常見故障進行歸類，以便光伏電站業(yè)主和運維人員可以通過異常紅外熱成像圖直接辨識出故障類型，從而使光伏電站的日常巡檢和故障排查更加便捷，保障電站的安全高效運行。

1 光伏電站現(xiàn)場檢測

采用物理檢測法，依據(jù)CNCA/CTS 0016—2015《并網(wǎng)光伏電站性能檢測與質(zhì)量評估技術(shù)規(guī)范》[8]和IEC TS 62446-3: 2017《Photovoltaic (PV)systems——Requirements for testing，documentation and maintenance——Part 3: Photovoltaic modules and plants——Outdoor infrared thermography》[9]對多個在運光伏電站現(xiàn)場進行紅外熱成像檢測。CNCA/CTS 0016—2015 是光伏電站驗收和性能檢測的常用標準，該標準設(shè)置了光伏組件紅外熱成像檢測條款，針對光伏組件異常，特別是熱斑提出了具體規(guī)定。IEC TS 62446-3：2017 是專門針對光伏電站紅外熱成像檢測的國際技術(shù)規(guī)范，其規(guī)定了紅外熱成像檢測的程序和紅外熱成像圖像異常情況分類，并對電氣設(shè)備的紅外熱成像檢測提出了明確要求。

1.1 檢測設(shè)備

1.1.1 無人機搭載紅外熱成像儀

無人機搭載的紅外熱成像儀型號為Zenmuse XT，紅外分辨率為640 像素×512 像素(最大分辨率)；熱靈敏度為小于50 mK；測量溫度范圍為-40～550 ℃，溫度精度為±2 ℃或讀數(shù)的2%(以較大者為準)；波長范圍為7.5～13.5μm；探測器像素間距為17 μm。

1.1.2 手持式紅外熱成像儀

手持式紅外熱成像儀的型號為FLIR T620，紅外分辨率為640 像素×480 像素；熱靈敏度為小于40 mK；測量溫度范圍為-40～650 ℃，溫度精度為±2 ℃或讀數(shù)的2%(以較大者為準)；波長范圍為7.5～14.0 μm；探測器像素間距為17 μm。

1.2 檢測條件

光伏方陣表面接收的太陽輻照度應(yīng)不小于600 W/m2，電氣設(shè)備的工作電流應(yīng)不少于其額定電流的30%，風(fēng)速不高于4 級，云覆蓋量不大于2 okta[9]。

1.3 檢測方法

手持式紅外熱成像儀適合檢測小型光伏電站中的光伏組件和電氣設(shè)備，可以一邊檢測拍攝，一邊記錄紅外熱成像圖顯示的發(fā)熱異常位置和故障類型。

無人機搭載紅外熱成像儀的方式適合檢測所有類型光伏電站中的光伏組件?？紤]到無人機的續(xù)航時間，基本不可能做到檢測和記錄同步進行，因此，利用無人機搭載紅外熱成像儀進行檢測前，需要事先規(guī)劃無人機的飛行路徑，然后根據(jù)規(guī)劃的飛行路徑進行圖像和視頻拍攝。飛行結(jié)束后將其采集的圖像和視頻信息導(dǎo)入計算機，利用分析軟件對數(shù)據(jù)進行處理。對于顯示發(fā)熱異常的紅外熱成像圖，根據(jù)采集的信息、視頻、圖紙等進行位置定位，最后完成故障類型的確認和整改[10]。

2 紅外熱成像檢測結(jié)果分類

對多個在運光伏電站進行紅外熱成像檢測后，現(xiàn)場檢測出的異常類型可分為光伏組件異常和電氣設(shè)備異常兩大類。光伏組件異常主要包括：光伏組件熱斑、光伏組件內(nèi)太陽電池串異常、光伏組件短路或開路、接線端子發(fā)熱、光伏方陣中光伏組件缺失、光伏支架變形等。電氣設(shè)備異常主要包括匯流箱、逆變器、并網(wǎng)柜等的接線部位接觸不良導(dǎo)致的異常。

本文根據(jù)導(dǎo)致紅外熱成像圖異常的原因，將光伏電站故障類型分為5 類，分別為：1)光伏組件中單片太陽電池?zé)岚撸?)光伏組件內(nèi)太陽電池串開路；3)光伏組串(或光伏組件)短路或開路；4)光伏陣列完整性缺失或機械受損(例如：光伏支架變形、其他設(shè)備外觀變形或扭曲等)；5)電氣設(shè)備異常。

3 紅外熱成像檢測結(jié)果分析

針對多個在運光伏電站的紅外熱成像檢測結(jié)果，對不同故障類型導(dǎo)致的異常紅外熱成像圖進行具體分析。需要說明的是，由于這些紅外熱成像圖是在多個在運光伏電站的不同時間下采集得到的，因此測量溫度不能作橫向比較；另外由于篇幅有限，為了突顯故障部位，本文的部分紅外熱成像圖經(jīng)過剪裁處理。

3.1 光伏組件中單片太陽電池?zé)岚?/h3>

光伏組件中單片太陽電池?zé)岚邔?dǎo)致的異常紅外熱成像圖如圖1 所示，該類型故障的紅外熱成像圖表現(xiàn)為光伏組件內(nèi)若干太陽電池的溫度情況大于其正常溫度值。

圖1 光伏組件中單片太陽電池?zé)岚邔?dǎo)致的異常紅外熱成像圖Fig. 1 Abnormal infrared thermal imaging caused by one piece of solar cell hot spots in PV modules

圖1 a 中，光伏組件異常發(fā)熱點的最高溫度為67.1 ℃，而正常區(qū)域的平均溫度為43.5 ℃，二者的溫差為23.6 ℃。圖1b 中，光伏組件異常發(fā)熱點的最高溫度為84.1 ℃，而正常區(qū)域的平均溫度為39.2 ℃，二者的溫差高達44.9 ℃。圖1c 中，光伏組件的發(fā)熱位置分布不規(guī)則，發(fā)熱太陽電池呈馬賽克狀分布，異常發(fā)熱點與其周圍區(qū)域的溫差可達4～10 ℃。

造成這類紅外熱成像圖異常的外部原因是光伏組件受到污漬、塵土、鳥糞、樹木、建筑物等異物或其陰影的遮擋，被遮擋的部位相當(dāng)于負載消耗電能，熱量集聚導(dǎo)致光伏組件局部發(fā)熱。根據(jù)文獻[11]的研究結(jié)果，光伏組件異常發(fā)熱點的最高溫度可達100 ℃以上，部分溫差甚至可達到40～50 ℃。內(nèi)部原因是光伏組件自身質(zhì)量問題，比如，太陽電池存在缺陷(碎片、裂片、斷柵、虛焊等)。根據(jù)文獻[12]的研究結(jié)果，碎片、裂片缺陷區(qū)域的溫度通常比其他正常區(qū)域的溫度高5～10 ℃，斷柵缺陷區(qū)域的溫度通常比其他正常區(qū)域的溫度高30 ℃以上。此類問題會引起太陽電池局部發(fā)熱，雖然這種發(fā)熱程度沒有熱斑導(dǎo)致的發(fā)熱程度嚴重，但隨著光伏電站長時間運行，會導(dǎo)致光伏組件的發(fā)電性能逐漸降低。

發(fā)生熱斑的太陽電池會消耗其所在串聯(lián)電路中其他正常太陽電池產(chǎn)生的能量，導(dǎo)致光伏組件的輸出功率減小，從而降低光伏電站的發(fā)電效率。若太陽電池內(nèi)部存在微裂紋，微裂紋在受到熱應(yīng)力或外力后會逐漸演變?yōu)楣收闲粤鸭y(即隱裂)。根據(jù)文獻[13]的研究結(jié)果，發(fā)生隱裂故障時，光伏組件的輸出功率損失超過2%；當(dāng)金屬焊帶存在20%的斷裂時，會導(dǎo)致光伏組件的最大輸出功率降低2.83%～5.64%。隨著光伏組件的運行和周圍環(huán)境的影響，若光伏組件內(nèi)局部異常發(fā)熱點的溫度升高至足夠高，還會對其鄰近的其他太陽電池串造成熱損傷，進一步影響光伏組件的輸出功率。熱斑除了會影響光伏組件的輸出功率，還會導(dǎo)致光伏組件局部溫度升高，長時間異常高溫會導(dǎo)致背板鼓包、接線盒變形、接線盒脫落等故障，嚴重的甚至?xí)鸹馂?zāi)，存在較大的安全隱患[6]。

3.2 光伏組件內(nèi)太陽電池串開路

光伏組件內(nèi)太陽電池串開路導(dǎo)致的異常紅外熱成像圖如圖2 所示。

圖2 光伏組件內(nèi)太陽電池串開路導(dǎo)致的異常紅外熱成像圖Fig. 2 Abnormal infrared thermal imaging caused by open circuit in solar cell strings inside PV modules

根據(jù)同一塊光伏組件的表面溫度，可以將其分為兩個區(qū)域，分別為正常區(qū)域和異常發(fā)熱區(qū)域。圖2a 中，正常區(qū)域的平均溫度為52.8 ℃，異常發(fā)熱區(qū)域的平均溫度為55.1 ℃，二者的溫差為2.3℃，存在較明顯差異，但各區(qū)域內(nèi)部的發(fā)熱溫度均勻。圖2b 中，異常發(fā)熱區(qū)域的面積比圖1a 中異常發(fā)熱區(qū)域的面積多了1 倍，其異常發(fā)熱區(qū)域的平均溫度為62.9 ℃，正常區(qū)域的平均溫度為59.1 ℃，二者的溫差為3.8 ℃。

目前，常規(guī)光伏組件是由60 片或72 片太陽電池串聯(lián)封裝組成，通常光伏組件內(nèi)部安裝有3個旁路二極管，每個旁路二極管并聯(lián)1/3 數(shù)量的太陽電池，太陽電池共分為3 組，防止出現(xiàn)因部分太陽電池發(fā)生故障而影響整塊光伏組件發(fā)電的情況[14]。因此，若旁路二極管失效或某串太陽電池串發(fā)生故障，會導(dǎo)致該太陽電池串開路，而開路狀態(tài)的太陽電池較正常負載的太陽電池的溫度高[15-16]。從紅外熱成像圖來看，此種異常表現(xiàn)為光伏組件的1/3 或2/3 面積區(qū)域的溫度比其他區(qū)域高2～7 ℃。

雖然此類故障造成的異常溫度不高，但會影響光伏組件的輸出功率，而且在太陽電池串或旁路二極管開路的部位，存在發(fā)生串行電弧故障的風(fēng)險。

3.3 光伏組串(或光伏組件)短路或開路

光伏組串(或光伏組件)短路或開路導(dǎo)致的異常紅外熱成像圖如圖3 所示。

圖3 光伏組串(或光伏組件)短路或開路導(dǎo)致的異常紅外熱成像圖Fig. 3 Abnormal infrared thermal imaging caused by PV string(or PV module) with short or open circuits

圖3a 中，出現(xiàn)多塊太陽電池發(fā)熱現(xiàn)象，異常發(fā)熱區(qū)域的最高溫度達到52.5 ℃，正常區(qū)域的平均溫度為40.9 ℃。圖3b 中，有1 串光伏組串的溫度普遍偏高，異常區(qū)域的平均溫度達到42.6 ℃，而正常區(qū)域的平均溫度為39.9 ℃，二者的溫差為2.7 ℃。

短路狀態(tài)通常是以整串光伏組串為基本單位，因此圖3a其實是2串光伏組串處于短路狀態(tài)，光伏組串的工作電流接近光伏組件的短路電流，由于內(nèi)部或外部原因，短路電流較小的太陽電池發(fā)熱量較高，于是出現(xiàn)光伏組件內(nèi)多片太陽電池溫度較高的現(xiàn)象[17-18]。由前文可知，開路狀態(tài)的太陽電池溫度較高，因此開路狀態(tài)的光伏組件的溫度也會比正常運行光伏組件的溫度高，紅外熱成像圖中，開路光伏組件所在整串光伏組串的溫度比正常運行光伏組串的溫度偏高2～7 ℃。

雖然光伏組串(或光伏組件)短路或開路導(dǎo)致的發(fā)熱溫度沒有熱斑導(dǎo)致的發(fā)熱溫度高，但因其涉及的光伏組件較多，對光伏陣列的發(fā)電量影響較大。筆者在廣東省某新建的屋頂分布式光伏電站進行測試時發(fā)現(xiàn)，該光伏電站的能效比(PR)只有71%，而且光伏組件表面較為干凈，但此值與正常水平相比卻偏低。經(jīng)過紅外熱成像檢測后，發(fā)現(xiàn)多個光伏組串的平均溫度比正常狀態(tài)時的溫度偏高4～6 ℃，排查結(jié)果為這幾串光伏組串所接逆變器的直流開關(guān)未打開，導(dǎo)致光伏組串均處于開路狀態(tài)。這些光伏組串恢復(fù)并網(wǎng)后，重新測試該光伏電站的能效比，結(jié)果為82%。

3.4 光伏陣列完整性缺失或機械受損

光伏陣列完整性缺失或機械受損導(dǎo)致的異常紅外熱成像圖如圖4 所示。

圖4a 中，光伏陣列缺少了光伏組件，完整性受損。該光伏陣列中，每24 塊光伏組件串聯(lián)成1 串光伏組串，從該光伏組串剩下的6 塊光伏組件的紅外熱成像圖來看，也證實了開路狀態(tài)的光伏組件的溫度比正常光伏組件的溫度高。圖4b中，光伏陣列存在扭曲現(xiàn)象，現(xiàn)場勘查發(fā)現(xiàn)，該光伏陣列的光伏支架基礎(chǔ)管樁塌陷，導(dǎo)致光伏支架彎曲。

在太陽輻射下，光伏組件的溫度會比周圍其他物體的溫度高，在紅外熱成像圖中表現(xiàn)為光伏組件發(fā)熱均勻且邊界筆直清晰，因此通過紅外熱成像檢測，可以發(fā)現(xiàn)光伏組件缺失、光伏支架變形等異?，F(xiàn)象。

光伏電站中，若出現(xiàn)光伏組件開路或因外力導(dǎo)致光伏組件缺失等情況，會導(dǎo)致實際發(fā)電的光伏組件的裝機容量少于設(shè)計的裝機容量，從而造成資源浪費。

3.5 電氣設(shè)備異常

電氣設(shè)備異常導(dǎo)致的異常紅外熱成像圖如圖5 所示。

圖5 電氣設(shè)備異常導(dǎo)致的異常紅外熱成像圖Fig. 5 Abnormal infrared thermal imaging caused by electrical equipment abnormalities

圖5 a 中，發(fā)熱位置為直流匯流箱與光伏組串的接線端子，該接線端子的溫度高達86.9 ℃，而匯流箱內(nèi)其他正常接線端子的平均溫度為32.7℃，二者的溫差高達54.2 ℃。圖5b 為某戶用光伏發(fā)電系統(tǒng)的并網(wǎng)柜的紅外熱成像圖，可以看到，其中1 個接線端子的溫度達到49.6 ℃，而另1個接線端子的溫度為39.7 ℃，二者的溫差為9.9℃。圖5c 中，發(fā)熱位置為組串式逆變器的直流輸入端子，左側(cè)兩個異常直流輸入端子的最高溫度達88.5 ℃，其他正常直流輸入端子的平均溫度為38.2 ℃，二者的溫差達50.3 ℃。

在光伏電站紅外熱成像檢測中，通常只關(guān)注光伏組件的發(fā)熱異常情況，甚至相關(guān)的檢測標準也僅對光伏組件熱斑作了限定，而忽視了對電氣設(shè)備的紅外熱成像檢測。實際上，光伏電站因電氣設(shè)備發(fā)熱故障導(dǎo)致的生產(chǎn)和安全事故時有發(fā)生。電氣設(shè)備異常發(fā)熱容易燒毀周圍的電氣部件，造成停電事故或引起火災(zāi)。在紅外熱成像檢測排查中，可以根據(jù)電纜絕緣體、電氣觸點、變壓器、電壓互感器、電流互感器、絕緣子等電氣設(shè)備的表面溫度、相對溫差，通過分析紅外圖譜快速找到故障位置及導(dǎo)致發(fā)熱異常的主要原因[19-21]。

筆者對廣東省某地面光伏電站進行紅外熱成像檢測后發(fā)現(xiàn)，2018 年該光伏電站中直流匯流箱的故障率為6.06%，全部是由于保險絲或接線端子接觸不良引起的熱故障造成的，嚴重的甚至導(dǎo)致接線端子被燒毀。

4 結(jié)論

本文利用手持式紅外熱成像儀和無人機搭載紅外熱成像儀兩種檢測方式，對多個在運光伏電站現(xiàn)場進行了紅外熱成像檢測，根據(jù)紅外熱成像檢測結(jié)果挑選出光伏電站常見的故障案例，然后分析了這些故障導(dǎo)致的異常紅外熱成像圖的典型特征。分析結(jié)果表明：將紅外熱成像技術(shù)應(yīng)用于光伏電站檢測，可以指導(dǎo)光伏電站業(yè)主和運維人員快速準確地發(fā)現(xiàn)和辨別光伏組件的故障類型和電氣設(shè)備異常，從而可以提高光伏電站的運維效率，對促進光伏電站的安全高效運行和新能源行業(yè)的發(fā)展具有重要意義。