荒漠地区光伏组件表面积尘及清洁技术研究

国家电投集团西安太阳能电力有限公司 ■ 左燕 王锐 严华 魏亚楠

帝斯曼（中国）有限公司 ■ 于磊

3M中国有限公司 ■ 刘红亮

0 引言

随着我国西部荒漠及半荒漠地区光伏电站的建设规模及保有量的不断增长，光伏组件表面积尘对电站发电效率及运营维护的影响日益凸显，积尘成因分析及相应清洁技术的开发越来越受到业界关注。研究表明，光伏组件表面积尘会对太阳辐射产生一定的反射、散射和吸收，而且随着积尘量的增加，光伏组件的光电转换效率会迅速降低。Khadija[1]研究发现，光伏组件表面积尘的形成是一个较为复杂的过程，并受多种因素影响。温岩等[2]认为，光伏组件表面积尘会对玻璃的透光率及组件散热产生一定影响，并且会对玻璃表面产生腐蚀。汪继伟等[3]通过对广泛采用的光伏组件清洁技术的成本及缺陷进行分析，提出了对于新型清洁技术的需求。

西部荒漠及半荒漠地区的光伏电站无法依靠自然降水冲洗的模式完成光伏组件的表面清洁，仍普遍采用人工清洁与机械冲洗相结合的表面清洁技术。由于受地理自然条件所限，大型光伏电站的组件表面清洁普遍面临用水匮乏、水质较差、清洁质量低、周期短、成本高等诸多问题。对于建设在高原地区的光伏电站，因场地地势起伏较大，也很难实现高度自动化、智能化清洁设备的规模化应用。因此，西部荒漠及半荒漠地区大型光伏电站组件表面高效清洁技术的开发成为亟待解决的问题。

1 积尘测试

本文以属于西部典型荒漠地区的格尔木荒漠地区为例，对其光伏电站组件表面积尘进行采样，通过X射线衍射分析(X-Ray Diffraction，XRD)对积尘进行物质结构分析，通过扫描电子显微镜(Scanning Electron Microscope，SEM)对积尘进行颗粒形态分析，并结合电站地表沙尘成分及当地气象数据，推断光伏组件表面积尘的主要来源及成因。

1.1 积尘成分测试

对安装于格尔木光伏园区内不同区域的子阵(相距约5 km)的光伏组件表面积尘进行分组采样并进行XRD测试，结果表明，不同子阵中光伏组件表面积尘的成分极为相似，均为石英、白云母、方解石、钠长石等硅酸盐、碳酸盐类物质，如图1所示。该测试结果与孟广双[4]对该地区进行的地表土质成分分析结果极为吻合，如表1所示。

图1 光伏组件表面积尘成分分析

表1 格尔木地区地表土质成分分析

1.2 积尘粒径测试

光伏组件表面积尘按照粒径大小可分为细颗粒灰尘(直径D≤100 μm)和粗颗粒灰尘(直径D＞100 μm)。通过对2014年、2017年安装于格尔木荒漠地区光伏电站中不同子阵内光伏组件的表面积尘进行取样和SEM分析可知，积尘粒径基本分布于10～150 µm之间，如图2、图3所示，大部分颗粒集中于80 µm以下，属于细颗粒灰尘，且形状多为无尖角的椭球或球形颗粒，分布较为均匀。

图2 2014年安装的光伏组件表面积尘SEM分析

图3 2017年安装的光伏组件表面积尘SEM分析

电站运营维护时会定期清洁光伏组件，在清洁周期内，光伏组件的表面积尘颗粒趋向于细颗粒灰尘的均匀分布，而粗颗粒灰尘在安装倾角、风力、重力等综合因素的作用下较难积存。这与孟广双[4]对积尘直径与受力关系的建模分析结果相一致，即在干燥多风的荒漠地区，积尘清洁主要考虑净重力与范德华力的作用，随着积尘颗粒直径的减小，光伏组件表面积尘所受的范德华力将大于自身净重力，因此，细颗粒灰尘更易于附着在光伏组件表面并长期积存。

2 积尘成因分析

2.1 积尘来源

格尔木位于青海省海西区，当地气候为高原大陆性气候，经常出现沙尘暴、扬尘和浮尘等天气。根据1961～2010年青海省多地区沙尘天气的监测数据显示[5]，格尔木的常年风力在4～5级之间，4级和风的风速为5.5～7.9 m/s，足以吹起地表灰尘与纸张。同时，数据还显示，格尔木地区的沙尘暴和浮尘天气的发生次数与降尘量均明显高于共和、同仁(海东区)等地区。由于格尔木荒漠地区光伏电站组件的表面积尘成分与该地区地表沙尘成分具有一致性，且积尘粒径趋于细颗粒灰尘的均匀分布，因此可以推断，格尔木荒漠地区光伏电站组件表面积尘的主要来源为当地地表沙尘与大气降尘中的细颗粒灰尘。

2.2 细颗粒灰尘吸附原因

光伏组件玻璃的主要成分包括SiO2、纯碱、石灰石、白云石、硝酸钠、芒硝、焦锑酸钠、氢氧化铝等，其中含有的阳离子较小且具有很高的场强(如Na+)。当玻璃表面的阳离子周围所围绕的氧离子数目无法达到平衡要求，就会形成表面张力、摩擦力及表面吸湿性，使玻璃表面具有较大活泼性。

Hard等[6]在硅酸盐玻璃网络结构的碱离子通道模型基础上，提出玻璃表面吸附的水分子中的H+会与玻璃本体中的碱离子(如Na+)发生交换，形成Si-OH基团。当玻璃表面通道由比较弱的氢键连接时，其表面区域键能会降低，容易形成表面缺陷，同时也更利于表面离子的相互扩散。当玻璃表面具有较大活泼性和表面缺陷时，其表面很容易吸附空气中的细颗粒灰尘。

2.3 影响积尘的因素

光伏组件表面积尘成因复杂且受多种因素影响，如图4所示，仅改善单一因素很难达到大幅降低积尘的效果。

图4 影响光伏组件表面积尘的因素

3 积尘对光伏组件的影响及清洁技术

3.1 积尘对光伏组件的影响

积尘对光伏组件有诸多不利的影响，主要体现在以下几方面。1)积尘附着于光伏组件表面可降低玻璃的透光率，从而降低组件的发电量。2)长期的、大量的积尘可改变光伏组件的传热方式，甚至引发组件的热斑效应，影响电站的运行安全。3)积尘还会对玻璃表面产生腐蚀效应。玻璃表面存在Ca2+、Na+、K+等碱性离子，会在空气中CO2等气体的作用下与水气中的H+发生交换作用，生成Na2CO3、K2CO3等碱性物质，从而腐蚀玻璃表面[7]。随着腐蚀效应的进行，碱性物质在玻璃表面聚集的浓度会越来越高，PH值也越来越大，从而进一步促进玻璃表面的腐蚀。

对格尔木荒漠地区光伏电站中组件表面积尘的样本进行分析可知，样本中含有大量Ca2+、Na+、K+离子，这些积尘无疑会加速光伏组件表面的腐蚀，使本来光滑的玻璃表面形成许多细小凹面，增加粗糙度。当太阳光入射时，被腐蚀的小凹面会对太阳入射光线形成漫反射，使照射到玻璃表面的光反射增加，入射至玻璃内部的折射光减少，进一步减少了入射光在组件中的吸收与传播，从而降低了光伏组件的发电效率。

3.2 常规清洁技术

定期清洁光伏组件可以缓解积尘对其造成的诸多不利影响，但荒漠地区因受地理环境、水资源等条件限制，采用常规的人工擦拭与高压水射流结合的清洁方式仍存在较多弊端。对于常规清洁方式而言，若擦拭工具选用不当、操作不规范等会造成光伏组件的玻璃表面磨损、电池隐裂等。此外，通过对格尔木荒漠地区光伏电站清洁用水的取样进行分析可知，当地水质的PH值为8.4，总硬度(CaCO3)为29.6 GPG，已远超出美国水质量协会(WQA)标准中对于极硬水(14.0 GPG)的规定。因此，使用此类具有碱性的极硬水来清洁光伏组件的表面积尘，会对玻璃表面造成二次污染，形成以碳酸盐、硫酸盐、硅酸盐为主要成分的盐碱垢；而且二次污染的残留物质很容易板结于玻璃表面，进一步加快玻璃表面的腐蚀，增加光伏组件的清洁难度。

3.3 自清洁技术

1805年，Young通过对物质表面亲水、疏水性进行研究，提出了建立于光滑固体表面模型的杨氏方程[8]，为：

式中，λsv为固体表面在饱和蒸气压下的表面张力；λsl为液体在其自身饱和蒸气压下的表面张力；λlv为固液间界面张力；θ为气、固、液3项达到平衡时的接触角。当θ＞90°时，固体表面会表现出疏水性；当θ＜90°时，固体表面会表现出亲水性，如图5a所示。

随后，文策尔和卡西·巴克斯特分别提出了建立于粗糙固体表面的全润湿模型与空气垫模型[9-10]，如图5b所示。他们推导出大粗糙度和细针状表面形貌的存在会减小固体表面能，使水滴与薄膜接触面积变小，从而提高接触角；当θ＞150°时，固体表面表现出超疏水性，通过膜层表面结构使水滴极易从固体表面滚落，滚动同时带走污染物质，即俗称的“荷叶效应”。1995年，TOTO公司偶然发现TiO2表面具有亲水性，将SiO2和TiO2掺杂后的涂层表现出超亲水性(θ＜5°)，当水滴与固体表面接触后均匀铺展形成水膜，如图5c所示，将污染物和涂层表面隔离开，在风或重力等外力作用下污染物自动脱落，达到良好的自清洁效果。

图5 表面自清洁模型

光伏组件玻璃应采用自清洁防尘技术，以减少灰尘颗粒与玻璃表面的接触面积，从而降低粘连。此项技术适用于颗粒度较小且干燥的灰尘，因此，较适用于荒漠及半荒漠地区光伏组件表面细颗粒积尘的清洁。

4 自清洁光伏组件

4.1 降雨清洁对比

分别将采用自清洁防尘技术和减反射技术的光伏玻璃进行组件封装后，同时置于户外同一区域，观察表面积尘经雨水清洁后的效果对比。降雨时，减反射光伏玻璃表面存在大片积水渍，如图6a所示；且玻璃表面的灰尘浸润不充分，仍大片粘连于玻璃表面，难以靠雨水清洁干净。而在自清洁防尘光伏玻璃表面，雨水均匀铺展如镜面一样，无肉眼可见的灰尘粘连，如图6b所示。

图6 降雨时不同光伏玻璃的表面对比

4.2 组件功率对比

减反射技术可使普通光伏玻璃的透光率提升约2.3%，自清洁防尘技术可使透光率提升约2.2%，因此，二者具有基本一致的增透效果，如图7所示。在相同条件下，分别采用减反射光伏玻璃和自清洁防尘光伏玻璃进行组件封装，所封装组件的平均功率及封装损耗差异不大，具体如表2所示。

图7 不同镀膜技术的透光率对比

表2 组件功率对比

4.3 电站发电量及清洁费用对比

以格尔木地区某光伏电站为例，其相邻的1#、2#子阵中分别采用了减反射光伏组件和自清洁防尘光伏组件，2个子阵在1年内的发电量数据如图8所示，自清洁防尘光伏组件的每MW发电量比减反射光伏组件提升约2%。

图8 2个子阵1年内的发电量数据

荒漠及半荒漠地区的普通光伏电站的清洁频次一般为每月1次。采用自清洁防尘光伏组件后，清洁频次预计减少1/3～1/2，按照清洁费用4000～5000元/MW计算，10 MW规模的光伏电站每年可节约清洁费用约16～30万元。

5 结论

本文针对荒漠及半荒漠地区的光伏组件表面积尘及清洁技术进行了研究，以格尔木的荒漠地区为例，对不同时期安装的光伏组件表面积尘进行取样，通过XRD及SEM分析积尘的物理特性与化学特性，并结合当地气象数据与组件清洁用水的水质检测，提出光伏组件自清洁防尘技术在荒漠地区应用的必要性，并通过自清洁防尘光伏组件的户外实证与数据分析得到以下结论：

1)当地光伏电站组件的表面积尘主要来源于该地区地表沙尘，且随着时间增长，积尘更趋于小颗粒灰尘的均匀分布，灰尘颗粒具有盐碱化特性。

2)当地光伏电站清洁用水具有硬化、 碱化性质，若采用常规清洁方式会进一步 促进组件表面的腐蚀损伤。

3)采用高透光率的自清洁防尘光伏玻璃，可在保证光伏组件出厂功率的基础上提高光伏电站组件的清洁效率，降低清洁成本并提升发电量。