光伏电站热斑测试研究

杨康， 李景天， 刘祖明， 马铭， 马逊，许海园， 谢明达， 赵冬阳

(1.云南师范大学 太阳能研究所,云南省农村能源工程重点实验室，云南 昆明 650092；2.云南电网公司 大理供电局，云南 大理 671000)

引 言

太阳电池表面受到树荫、尘土、房屋等遮挡或者由于组件本身的问题导致电池片电阻过大时，问题电池片或电池组件将会被当作负载消耗其他有光照的太阳电池组件所产生的能量，此时问题电池片将会发热，这就是热斑效应[1-4].严重的热斑效应可导致电池组件局部烧毁或形成暗斑、焊点熔化、封装材料老化或盖板玻璃炸裂等永久性损坏[5-6].同时热斑会不同程度的降低组件的输出功率[7-10]，从而对系统的发电量造成影响.因此，热斑检测是考察光伏电站工作状况的一项重要工作内容.

当前少有研究人员对实际运行中的大型光伏电站作热斑检测，对热斑问题的严重程度了解不多.本文基于光伏电站热斑的实地检测，对电站中发生热斑的电池组件数量进行统计，并对产生热斑的原因进行分析.

1 光伏电站概况

所检测并网光伏电站位于云南省昆明市郊县，地处高低不平的石漠化荒地，所在区域年平均日照时数2 193.1 h，年平均辐射强度5 608.5 MJ/m2，年平均气温15.8 ℃.

图1 光伏电站形貌

2 检测方法

采用意大利HT公司的红外热像仪THT-49作为主要检测设备，它利用红外探测器和光学成像物镜接受被测目标的红外辐射能量分布图形，并将其反映到红外探测器的光敏元件上，从而获得红外热像图，这种热像图与物体表面的热分布场相对应.THT-49的光谱响应波长为8～14 μm，测温范围为-40～500 ℃，测温精度为±3%，温度分辨率达0.1 ℃，空间分辨率为1.5 mrad，完全满足测试需要.使用THT-49逐个快速扫描太阳电池组件，并获取表面的清晰红外图像及各点温度，统计发生热斑的组件数量.排查的同时，选取几类具有代表性的组件，使用HT公司的I-V400测试其I-V特性，分析输出功率、开路电压和短路电流等参数.

3 问题组件数量统计

该光伏电站共有10个阵列，每个阵列有1 MW光伏组件，2号、4号、6号、8号、10号为水平单轴跟踪方阵，1号、3号、5号、7号、9号为固定倾角方阵.现已完成对1号、2号、3号、4号、6号、7号、9号共7个方阵的检测，并对发生热斑效应电池片数较多的组件作了I-V曲线测试.

热斑效应的强烈程度与太阳光辐射强度密切相关，随着辐射强度的增强，热斑效应也随之愈明显，在电池组件上表现的温度也更高，所以出现热斑效应的电池片的热斑温度在早上、中午和下午时差异比较大.经过测量，早上十点钟所测的有热斑效应的电池片温度为40 ℃左右(周围正常电池片18 ℃左右，见图2)，而在中午或者下午，温度会达到75～90 ℃(周围正常电池片42 ℃，见图3).也就是说，早上出现热斑效应温度达到40 ℃左右的电池片和中午出现热斑效应温度达到70 ℃以上的电池片同属问题较严重的电池片.因此，统计与周围电池片温差超过15 ℃的电池片数量.

图2 早上测得的发热温度

图3 中午测得的发热温度

各方阵中出现热斑效应的问题组件数、问题电池片数等统计数据见表1.

表1 各方阵测量数据汇总

从表1中可以看出，出现热斑效应的问题组件的总数为654块，所占比例为1.68%；出现热斑效应的问题电池片总数为1 717片，所占比例为0.61‰；2号、4号单轴跟踪方阵出现问题的比例比9号固定方阵出现问题的比例大.

统计数据显示，光伏电站的热斑效应问题较为严重.对导致热斑的原因分析如下：

研究发热电池片在电池组件中的位置后发现，组件倾斜向下的两个角落附近的电池片发热概率较大，这两处角落是雨水冲刷灰尘后的必经之处，积累了较多灰尘，对电池表面有一定的遮挡，容易发生热斑效应.

从电站的地形与植被生长情况可以看出，由植被引起的遮阴不可避免并由此引发相应的热斑(发热问题最严重的4号方阵，部分组件东面植被生长较为茂盛，早晨会有大面积的遮阴).

部分组串之间有早上和下午共5个小时左右的遮阴(3月17日-4月11日)，这种遮阴和上述的遮阴都是持续性的、长时间的，不仅影响太阳电池的发电量、缩短组件的寿命，高温的产生甚至会烧穿电池组件，直接导致组件报废.

单轴跟踪方阵出现热斑的数量高于固定方阵，原因在于单轴跟踪方阵除植被遮挡外还存在组串之间的遮挡.

有一部分组件出现了热击穿、组件正面玻璃碎裂、栅极烧黑等现象，这些热斑的产生是由组件的生产过程中的瑕疵引起的.

4 问题组件性能测试

图4 问题组件红外热像图

为研究热斑效应对组件发电量的影响，对图4所示发生热斑效应电池片数较多(10片左右发热电池片)但发热温度并不是很高的组件2、组件4和正常组件1、组件3分别作了I-V曲线测试，测试结果见表2.

被测试的四个组件标称峰值功率175 W，开路电压44.4 V，短路电流5.36 A，峰值电压35.2 V，峰值电流4.97 A.表格中数据为实测值.

表2 户外测试组件性能参数

通过与I-V400相匹配的数据处理软件Topview将表2中的实测值转换到标准测试条件下(标准测试条件：辐照度1 000 W/m2，温度25 ℃，AM 1.5)的组件参数，可以更为准确的反映组件性能.转换结果见表3.

对比表2与表3可以发现，不论是在实际情况下，还是在标准测试条件下，发热组件的峰值功率相对正常组件都有所下降.与其他两个没有出现热斑效应的组件相比，问题组件的光电转换效率降低了大约10%，即组件的输出功率也降低了大约10%.

表3 标准测试条件下组件性能参数

5 结 论

根据实地测量数据，热斑效应在目前的光伏电站中存在且影响程度不可忽略.热斑从一定程度上减少电站的发电量，同时也为电站长期安全运行埋下隐患.热斑现象的产生既有外部因素，也有内部因素.对于内部因素，生产厂商要通过严格控制生产工艺，为用户提供高质量的电池片及组件，而用户在采购时应选用质量可靠的电池厂商生产的组件，以将隐患消除在初始阶段；对于外部因素，要对发电系统合理布局，合理避免电池组件之间的相互遮挡，及时清理杂草、灰尘，尽量降低产生热斑的可能性，减小热斑的危害性.

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