淺析熱斑光伏組件的危害控制

摘 要：隨著光伏電站運(yùn)行時(shí)間的增加，光伏組件熱斑故障帶來的危害是亟待解決的問題。通過探討光伏電站中熱斑光伏組件的成因及危害，對(duì)現(xiàn)有的熱斑光伏組件檢測(cè)方法進(jìn)行優(yōu)缺點(diǎn)分析，從光伏組件內(nèi)部、外部和光伏電站全生命周期3個(gè)方面提出熱斑光伏組件危害控制方法。對(duì)于內(nèi)部質(zhì)量問題造成的熱斑故障，提出按熱斑光伏組件不同位置之間的溫差進(jìn)行分類，并評(píng)估熱斑光伏組件對(duì)光伏電站發(fā)電量的影響和光伏電站存在的安全隱患；基于光伏組件市場(chǎng)價(jià)格、光伏電站成本回收期，再根據(jù)熱斑光伏組件的嚴(yán)重程度，對(duì)更換熱斑光伏組件與否進(jìn)行性價(jià)比分析，依據(jù)分析結(jié)果判定是否更換光伏組件。以期該方法為光伏電站的安全穩(wěn)定運(yùn)行提供理論支持和實(shí)踐指導(dǎo)。

關(guān)鍵詞：光伏電站；熱斑；光伏組件；發(fā)電量；熱斑檢測(cè)；危害控制

中圖分類號(hào)：TM615 文獻(xiàn)標(biāo)志碼：A

0 "引言

國(guó)家能源局于2024年12月15日發(fā)布數(shù)據(jù)顯示，截至2024年底，中國(guó)光伏發(fā)電裝機(jī)約為8.4億kW，光伏發(fā)電平均利用率保持在95%以上[1]。中國(guó)現(xiàn)階段光伏發(fā)電裝機(jī)規(guī)模巨大，市場(chǎng)儲(chǔ)備規(guī)模雄厚，以戈壁、荒漠、沙漠地區(qū)為重點(diǎn)的第3批大型風(fēng)光大基地正在有序推進(jìn)建設(shè)，各省“十四五”期間的規(guī)劃光伏發(fā)電裝機(jī)容量巨大，僅公開信息顯示的26個(gè)省份的規(guī)劃光伏發(fā)電裝機(jī)容量就已超過406.55 GW，預(yù)計(jì)未來4年全國(guó)新增裝機(jī)容量將達(dá)355.5 GW。

隨著中國(guó)光伏行業(yè)的快速發(fā)展，除百萬千瓦級(jí)大型光伏基地正如火如荼地建設(shè)之外，分布式光伏電站也在陸續(xù)審批建設(shè)中。然而，光伏組件長(zhǎng)期以來存在的熱斑故障尚未得到徹底解決，對(duì)光伏電站的運(yùn)行效率和安全性構(gòu)成了嚴(yán)重威脅，隨著光伏電站運(yùn)行時(shí)間的增加，這一問題日益突出。

本文對(duì)存在熱斑故障的光伏組件（下文簡(jiǎn)稱為“熱斑光伏組件”）的危害和檢測(cè)方法進(jìn)行深入分析，并探討有效的危害控制方法，以期為光伏電站的安全、穩(wěn)定運(yùn)行提供理論支持和實(shí)踐指導(dǎo)。

1 "熱斑光伏組件的成因及危害分析

當(dāng)光伏組件中1片或幾片太陽電池被遮擋或因質(zhì)量問題處于低效狀態(tài)時(shí)，若光伏組件的工作電流超過了此類太陽電池的短路電流，則此類太陽電池會(huì)成為電路中的負(fù)載，消耗其他區(qū)域產(chǎn)生的電能，導(dǎo)致光伏組件局部過熱，進(jìn)而成為熱斑光伏組件[2]。

具體來說，熱斑光伏組件的形成原因既有外部因素也有內(nèi)部因素。外部因素主要包括光伏組件表面積塵、被雜草或樹木遮擋（如圖1所示）、光伏方陣間距不足，以及大型遮擋問題（比如：山體遮擋）；外部因素會(huì)導(dǎo)致光伏組件中部分太陽電池?zé)o法正常接收太陽光，最終發(fā)生熱斑故障。內(nèi)部因素主要包括太陽電池存在混檔、虛焊、隱裂、碎片、電勢(shì)誘導(dǎo)衰減（PID）效應(yīng)、蝸牛紋等質(zhì)量問題，這些問題造成太陽電池降低光電轉(zhuǎn)換效率，存在低效太陽電池的光伏組件長(zhǎng)時(shí)間運(yùn)行會(huì)發(fā)生熱斑故障。

熱斑故障一方面會(huì)造成光伏組件局部溫度升高（最高時(shí)可達(dá)150 ℃）使太陽電池的柵線、焊帶熔化，改變太陽電池表面的電流收集方向，甚至發(fā)生內(nèi)部短路或?qū)ㄅ月范O管，從而影響光伏組件的安全穩(wěn)定運(yùn)行；與此同時(shí)熱斑故障還會(huì)造成大量的光伏組件背板擊穿，嚴(yán)重時(shí)會(huì)引發(fā)光伏電站火災(zāi)。另一方面，熱斑故障會(huì)造成光伏組件絕緣性能下降，產(chǎn)生PID效應(yīng)，降低光伏組件及光伏組串的輸出功率，對(duì)整個(gè)光伏電站的發(fā)電量產(chǎn)生巨大影響。

2 "熱斑光伏組件的檢測(cè)方法

2.1 "常規(guī)檢測(cè)方法

在光伏電站的熱斑光伏組件檢測(cè)方法中，較為常見的方法是通過手持式熱紅外成像儀對(duì)光伏組件進(jìn)行監(jiān)測(cè)。這種方法要求被檢測(cè)的熱斑故障面積必須大于紅外熱成像鏡頭的掃描范圍，以保證采集的光伏組件表面溫差數(shù)據(jù)能準(zhǔn)確反映實(shí)際情況，且為避免誤差，需盡量避免陽光直射鏡頭。根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)檢測(cè)的實(shí)際經(jīng)驗(yàn)，當(dāng)同一塊光伏組件表面不同位置之間的溫差大于20 ℃時(shí)，視為熱斑光伏組件。雖然人工通過手持式紅外熱成像儀檢測(cè)發(fā)現(xiàn)熱斑光伏組件的準(zhǔn)確率較高，但其存在檢測(cè)時(shí)間長(zhǎng)、工作效率低、成本高的缺點(diǎn)。

筆者團(tuán)隊(duì)于2017年9月對(duì)青海省德令哈市某30 MW光伏電站開展了熱斑光伏組件檢測(cè)工作，測(cè)試人員為2人，測(cè)試儀器為2臺(tái)型號(hào)為FLUKE Ti32的紅外熱成像儀，測(cè)試周期為1個(gè)月。經(jīng)過檢測(cè)共發(fā)現(xiàn)77塊問題光伏組件，其中熱斑光伏組件為40塊，存在旁路二極管問題的光伏組件為37塊，這兩類光伏組件的紅外熱成像圖 "如圖2所示。

此外，進(jìn)行檢測(cè)時(shí)發(fā)現(xiàn)，該光伏電站中存在其他影響光伏組件發(fā)電量及安全隱患的情況，比如：光伏組件玻璃碎裂，光伏組串中有光伏組件未連接，以及光伏組串無標(biāo)識(shí)等。

2.2 "機(jī)器視覺檢測(cè)方法

利用無人機(jī)紅外熱成像檢測(cè)系統(tǒng)進(jìn)行光伏電站中熱斑光伏組件的排查，是近幾年技術(shù)上較為成熟、且市場(chǎng)使用量較大的機(jī)器視覺檢測(cè)方法，可提供智能化檢測(cè)服務(wù)。該檢測(cè)系統(tǒng)由無人機(jī)、紅外熱成像儀、可見光成像儀、地面站控制系統(tǒng)、飛行控制系統(tǒng)、GPS定位裝置及相關(guān)配套軟件系統(tǒng)組成。無人機(jī)可快速完成熱斑光伏組件的檢測(cè)與排查，并實(shí)時(shí)定位，配套的軟件系統(tǒng)可自動(dòng)完成數(shù)據(jù)分析；飛行控制系統(tǒng)用于接收或發(fā)送指令；可見光成像儀和紅外熱成像儀按照地面站控制系統(tǒng)指令進(jìn)行拍攝。無人機(jī)紅外熱成像檢測(cè)系統(tǒng)降低了熱斑光伏組件檢測(cè)時(shí)的危險(xiǎn)系數(shù)，簡(jiǎn)化了檢測(cè)過程，并提高了光伏電站熱斑光伏組件的檢測(cè)效率。

筆者團(tuán)隊(duì)于2018年12月利用無人機(jī)紅外熱成像系統(tǒng)對(duì)河北省曲陽縣某20 MW光伏電站進(jìn)行熱斑光伏組件檢測(cè)工作，如圖3所示，測(cè)試人員為2人。測(cè)試過程中由1臺(tái)型號(hào)為Flygo的無人機(jī)搭載1臺(tái)可見光成像儀、紅外熱成像儀，測(cè)試周期為1天。

2.3 "I-V曲線測(cè)試方法

光伏組件I-V曲線反映了電流與電壓之間的線性關(guān)系，是光伏組件性能的重要評(píng)估方式。當(dāng)光伏組件存在旁路二極管故障、短路電流偏小或開路電壓低等情況時(shí)，其I-V曲線會(huì)呈現(xiàn)“階梯”、“凹陷”或急劇下降等異常，如圖4所示。

圖4a中，異常光伏組件的I-V曲線存在多次階梯狀浮動(dòng)，說明光伏組件的旁路二極管存在故障，這可能是因?yàn)楣夥M件被遮擋或部分太陽電池?fù)p壞，造成短路電流過大，超出旁路二極管的承受能力所導(dǎo)致。圖4b中，異常光伏組件的短路電流偏小，原因可能是光伏組件輸出功率衰減，也可能是測(cè)試時(shí)操作不當(dāng)（比如：太陽輻照度測(cè)試計(jì)放置傾角不正確，測(cè)試時(shí)太陽輻照度變化過快）。圖4c中，異常光伏組件的開路電壓過低，原因可能是光伏組件存在PID效應(yīng)、光伏組件被完全遮擋、旁路二極管損壞等，還有可能是測(cè)試時(shí)操作不當(dāng)。

綜上所述，可通過分析I-V曲線的形狀也可判定光伏組件是否存在熱斑故障[3]。但是，光伏組件的I-V測(cè)試需由專業(yè)人員進(jìn)行，目前主要依賴現(xiàn)場(chǎng)人工檢測(cè)，檢測(cè)周期較長(zhǎng)，比常規(guī)紅外檢測(cè)時(shí)間更長(zhǎng)。對(duì)運(yùn)行中的光伏組件進(jìn)行I-V測(cè)試時(shí)會(huì)受到太陽輻照度、太陽電池結(jié)溫準(zhǔn)確率的影響，測(cè)試結(jié)果存在誤差。此外，該方法需要較多測(cè)試人員、檢測(cè)效率低、成本高。為提高檢測(cè)效率，一些組串式逆變器廠家將光伏組件I-V測(cè)試功能集成到逆變器中，一旦發(fā)現(xiàn)I-V曲線異常，逆變器顯示屏即可顯示出異常光伏組件所在位置，并將異常數(shù)據(jù)傳輸至中控室后臺(tái)。

2.4 "在線檢測(cè)計(jì)算方法

在線檢測(cè)計(jì)算方法是一種仍處于研究階段的熱斑光伏組件檢測(cè)方法，通過采集光伏組件的最大功率點(diǎn)電壓、最大功率點(diǎn)電流、太陽輻照度、背板溫度、環(huán)境溫度等實(shí)際運(yùn)行數(shù)據(jù)來計(jì)算光伏組件的等效電阻，并與設(shè)定的數(shù)值進(jìn)行對(duì)比分析，判斷是否存在熱斑故障[3]。

2.5 "熱斑光伏組件檢測(cè)方法優(yōu)缺點(diǎn)分析

熱斑光伏組件檢測(cè)方法優(yōu)缺點(diǎn)分析結(jié)果如表1所示。

綜上所述，在大型地面光伏電站中，最優(yōu)的熱斑光伏組件的檢測(cè)方法是無人機(jī)紅外熱成像系統(tǒng)，其次是將I-V曲線測(cè)試技術(shù)集成到組串式逆變器的檢測(cè)方法，再次就是常規(guī)人工手持紅外熱成像儀的檢測(cè)方法。

3 "熱斑光伏組件的危害控制

3.1 "外部遮擋問題

由外部遮擋（比如：雜草、樹木、灰塵等）引起的熱斑故障是可恢復(fù)的，可以根據(jù)光伏電站的環(huán)境情況和氣候條件制定清除和光伏組件清洗計(jì)劃來解決。光伏電站的運(yùn)維人員應(yīng)定期清除遮擋物和清洗光伏組件，清除遮擋后即可解決問題。

3.2 "內(nèi)部質(zhì)量問題

對(duì)于內(nèi)部質(zhì)量問題（比如：太陽電池?fù)p壞、PID效應(yīng)等）引起的熱斑故障，通常是不可恢復(fù)的?？梢园凑諢岚吖夥M件的溫差進(jìn)行分類統(tǒng)計(jì)，比如：小于15 ℃為小溫差、大于等于15 ℃且小于25 ℃為中溫差、大于等于25 ℃為大溫差，然后評(píng)估發(fā)電量損失。結(jié)合市場(chǎng)上光伏組件價(jià)格和光伏電站成本回收期，在分類統(tǒng)計(jì)結(jié)果的基礎(chǔ)上，進(jìn)行熱斑光伏組件替換與否的性價(jià)比分析，以決定是否更換光伏組件。然后再通過考慮熱斑光伏組件可能引起的其他安全隱患，以最終確定是否更換熱斑光伏組件。

熱斑光伏組件更換標(biāo)準(zhǔn)可分為3類：

1）更換后，收益大于更換成本，應(yīng)更換。

2）更換后，收益小于更換成本，但光伏組件存在較大的安全隱患，應(yīng)更換。

3）更換后，收益小于更換成本，且需更換的光伏組件為安全風(fēng)險(xiǎn)較小的光伏組件，可不更換，但需定期巡視或安裝溫度傳感器監(jiān)控。

3.3 "光伏電站全生命周期管理

除以上兩種熱斑光伏組件的成因外，光伏電站前期的光伏組件制造環(huán)節(jié)、光伏電站設(shè)計(jì)環(huán)節(jié)、光伏組件運(yùn)輸及施工過程中都有可能存在質(zhì)量問題，所以光伏組件熱斑問題控制不應(yīng)僅在光伏組件生產(chǎn)運(yùn)行期，光伏電站全生命周期的任何一個(gè)環(huán)節(jié)都不可忽視，必須做好光伏組件從生產(chǎn)階段、到貨驗(yàn)收及施工過程中質(zhì)量的前期把控。只有前期把控的光伏組件質(zhì)量，并結(jié)合后期的科學(xué)運(yùn)維管理，才能減少光伏電站全生命周期內(nèi)熱斑光伏組件的產(chǎn)生，提升光伏電站的發(fā)電效益，消除因熱斑故障引起的電氣故障和其他安全隱患。

4 "結(jié)論

本文通過分析光伏電站中熱斑光伏組件的危害和檢測(cè)方法，并從光伏組件內(nèi)部、外部和光伏電站全生命周期3方面提出了熱斑光伏組件的危害控制思路。針對(duì)內(nèi)部問題造成的熱斑光伏組件，將熱斑光伏組件按照不同位置間的溫差進(jìn)行分類，在考慮熱斑光伏組件危害的前提下，以成本量化是否需要更換熱斑光伏組件，并將熱斑光伏組件的更換標(biāo)準(zhǔn)分為3類：更換后收益大于更換成本的，應(yīng)更換；更換后收益小于更換成本，但熱斑光伏組件存在較大的安全隱患，應(yīng)更換；更換后收益小于更換成本，且需更換的光伏組件為安全風(fēng)險(xiǎn)較小的熱斑光伏組件，可不更換但需定期巡視或安裝溫度傳感器監(jiān)控，若超過分類標(biāo)準(zhǔn)，應(yīng)更換。以上述方法進(jìn)行熱斑光伏組件危害控制，可達(dá)到更換成本最低且可保證光伏電站的安全性。

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BRIEF ANALYSIS ON HAZARD CONTROL OF

HOT SPOT PV MODULES

Yan Shizhen

（Huanghe Hydropower Development Co.，Ltd. Hainan Branch，Hainan Tibetan Autonomous Prefecture 813000， China）

Abstract：As the operating time of PV power stations increases，the hazard caused by hot spot faults in PV modules is an urgent problem that needs to be solved. This paper explores the causes and hazards of hot spot PV modules in PV power stations，analyzes the advantages and disadvantages of existing detection methods for hot spot PV modules，and proposes hazard control methods for hot spot PV modules from three aspects： internal，external，and the entire life cycle of PV power stations. For hot spot faults caused by internal quality issues，it is proposed to classify them according to the temperature difference between different positions of hot spot PV modules，and evaluate the impact of hot spot PV modules on the power generation of PV power stations and the safety hazards that exist in PV power stations. Based on the market price of PV modules，the cost recovery period of PV power stations，and the severity of hot spot PV modules，a cost-effectiveness analysis is conducted on whether to replace hot spot PV modules，and the analysis results are used to determine whether to replace PV modules. In order to provide theoretical support and practical guidance for the safe and stable operation of PV power stations using this method.

Keywords：PV power station；hot spot module；power generation；hot spot detection；hazard control