晶硅组件检测与分析

晶硅组件检测与分析This model paper was revised by the Standardization Office on December 10, 2020光伏电站晶硅组件如何检测与分析光伏电站的质量问题由来已久，几年前，一家权威认证机构对国内已经在运行的多座大型晶硅组件光伏电站进行了质量检测，调查发现光伏组件普遍存在各种质量问题，如热斑、隐裂和功率衰减等，对电站的发电量、KPI指标、电站收益及日常运行维护带来严重影响。

电站建成后，随着时间的推移，组件本身首年光致衰减及逐年衰减率和其他衰减因素都客观存在、不可避免，因此实际的装机容量会逐年减少，那么基于原始装机容量进行理论发电量或理论功率输出计算的发电性能指标如PR、CPR和EPI等，其中包含的光伏电池板自身损耗部分会逐年增加，而且实际装机容量的不确定性将对次年各个电站的计划发电量的制定带来一定影响。

因此文中基于现实存在的客观情况，着重探讨已并网电站的户外组件电性能测试及功率修正方法、组件热斑现象和原因分析以及晶硅组件PID功率衰减的快速甄别方法，由于篇幅有限，其他质量问题的检测将另起他文探讨。

通过相关的测试和分析手段，可对自有电站的实际情况有清楚的了解，如组件的衰减情况、热斑组件的分布比例及是否存在PID 组件等等。

一、组件（方阵）I-V测试及功率修正方法笔者曾在某西部多家地面电站进行考察，发现在某一随机时段各个逆变器的发电量存在较大差异。

如图1所示，通过对电站逐级逐段分析，排除了逆变器本身及对应方阵故障、设备停机等因素，发现电量差异的主要来源为各个组串工作电流的波动性，整体离散率较高，有的甚至超过20%。

逆变器发电量的差异和组件的功率输出情况有密切关联，因此有必要从汇流箱侧去查找低功率的组串或组件，一般的，户外组件或方阵组串的电性能测试使用便携式I-V测试仪，本部分首先介绍便携I-V测试仪的原理、配套辐照度计量仪的类型和特点，接着介绍现场组件功率测试的一次修正和二次修正方法。

图1 某地面电站某一时段各个逆变器的发电对比1.1便携式I-V测试仪分类与测试原理据调研目前市场上常用的便携式I-V测试仪主要有可变电子负载式和动态电容式两种，如图2和图3所示，可变电子负载式是仪器自身内置了电子负载，当电阻从0变到无穷大的时候，仪器通过采集上百个负载点所对应的工作电流和工作电压值来构成整条I-V曲线，并通过算法寻找到最大功率点。

电容式I-V测试仪以充电式动态电容作为光伏组件的动态负载，实际测试时，光伏组件因有光生电流对电容充电，电容在开始充电时，阻抗很低几乎为零，充电回路相当于短路，当充电结束，阻抗非常高，充电回路相当于开路，那么在电容的充电过程中，电容的阻抗从0变到无穷大，相当于光伏组件或阵列的负载电阻从0变化到无穷大，然后对电压电流进行采样，这些采样点构成了光伏组件的I-V特性曲线。

和可变电子负载式相比，动态电容式测试方法的优点是虽然测试速度较快，精度较高，但需要复杂的控制电路，而对于阵列型的I-V测试仪，就需要比较大的电容器，那么体积和重量就会增加，所以带到户外进行测试会比较笨重。

图2 可变电子负载式图3 动态电容式太阳辐照数据采集介绍便携式I-V测试仪在测试过程中需要对实时的辐照数据进行采集，辐照采集目前常用的仪器是总辐射表，它分为热电型（Thermopile Pyranometers）和光电型（Silicon Pyranometers）两种，如图4所示为热电型，图5为光电型。

热电型一般为两层玻璃罩结构，由玻璃罩下黑色感应面与内部的热电堆等感应器件组成。

一般感应元件表面涂有高吸收率的黑色涂层，感应元件的热接点在感应面上，而冷接点位于仪器的机体内，双层石英玻璃罩结构的作用是防止热接点单方向通过玻璃罩与环境进行热交换，提高测量精度。

同时为了避免太阳辐射对冷接点的影响，增加了一个白色防辐射盘用来反射阳光的热辐射。

它的原理很简单，当太阳辐射透过玻璃罩到达热电表感应面时，冷热结点会产生温差，由此产生温差电动势，将光信号转换为电信号输出，那么这个输出信号与感应面上所接收到的太阳辐照度成正比（在线性误差范围内），根据毫伏表或电位差计测出的热电势就可以进行读数。

目前光电型辐照计一般使用硅光电二极管传感器，也有使用标准太阳电池（Reference cells）作为辐照度传感器件，它的原理是利用其短路电流与投射在电池片上的太阳辐照度的线性关系来测定太阳辐照度，分为电压输出型和电流输出型两种，对于电流输出型，一般可在电路设计上增加小的负载电阻，通过测量负载电阻之间的电压来间接得到短路电流。

图4 热电表（热电堆型）2图5 光电型辐照计（晶硅电池片式）当前我国的太阳辐射观测网所选用的总辐射表大部分都是热电型，热电型总辐射表的光谱范围较宽，一般大致为太阳全谱段的280nm至3000 nm（参考图6，来源于荷兰Kipp&Zonen公司），响应时间一般小于60s，价格较高。

而光电型总辐射表的光谱范围大致为400nm至1100nm，响应时间一般小于 10μs，其光谱响应范围与太阳能电池板的工作光谱范围十分接近，且主要特点是其响应时间快、价格低廉。

因此光电表的光谱选择性完全取决于其自身的光电感应器件硅光电二极管（含标准电池），具有一定的光谱选择特性，而热电表中的热电堆，属于中性宽带感应器件，并没有明显的光谱选择性。

图6 光谱响应曲线（蓝色：太阳辐射光谱绿色：晶硅电池片的光谱响应红色：热电表的光谱响应）表1为两者的特点对比，其中温度特性是环境温度发生改变后，表的灵敏度所发生的变化。

光电表一般都没有温度补偿电路，因此需要在实际使用中确定光电表观测数据的温度系数进行补偿。

由于在测量过程中的温度变化引入的测量偏差较大，热电型则拥有质量更高的玻璃罩，对温度变化所做的温度修正精度也更高。

一般来说，热电型总辐射表主要用来测量水平面太阳总辐射，也可用来测量入射到方阵斜面上的太阳总辐射，因此在评价电站的PR能效比和EPI一般采用热电表来计量方阵斜面总辐射量（POA），而由于光电表的光谱响应和电池的光谱响应较为接近，所以光伏组件或方阵的实时输出功率测试可使用光电表。

但是电池片型光电表也存在一些问题，如电池片的衰减特性、易受环境污染和温度影响、余弦误差和方向误差偏高、校准难度大、以及测量精度和电池片封装玻璃的透射率都有关系等，特别是光电表的温度修正、余弦误差和方位误差的测量和控制在校准的时候需要注意的。

表1 两种辐射表的特点对比组件背板温度采集组件背板温度数据的采集操作有下面两种，图7为胶带粘接式测试，其探头分为金属或者环氧树脂探头，图8为吸盘式。

一般情况下，若温度数据的采集精度不够，还需使用高精度IR热成像仪进行辅助测试以确定实际的组件背板温度，需要注意的一点是很多厂家将背板温度当成电池片的结温，这是不正确的，根据美国Sandia实验室的经验值，一般地面电站上的晶硅电池片结温在组件背板温度值的基础上再加上2℃-3℃。

或者也可以根据国标《GBT18210-2000 晶体硅光伏方阵I—V特性的现场测量》推荐的开路电压法来推算结温，但是其过程较为繁琐，不适用于实际户外操作。

图7 胶带粘贴式测试（环氧树脂探头）图8 吸盘式温度传感器探头功率测试值的修正方法便携式I-V曲线测试仪可以测试单片组件、组串和单台汇流箱直流电路的I-V曲线。

一般仪器自身也可以将实际自然光照条件下的实测功率数据进行自动修正，即修正到标准测试条件（STC）下的峰值功率。

测试仪修正的内容为温度和光强这两项修正，并未考虑到实际组件的灰尘遮挡损失、组串匹配损失及仪器自身的测试精度，另外如果在汇流箱的输入端进行测量，方阵的各个组串到达汇流箱的线缆长度不尽相同，也会存在电缆损耗，同样影响对组件或方阵真实功率的判断，因此还需要进行第二次修正，将上述损耗补偿到实际功率值当中，具体参考如下几点：1.灰尘遮蔽损失补偿损失Ls需要根据电站所处的地理位置和自然环境，测试期间天气状况及组件表面积灰状况，可在现场实际测试和计算，一般可以尝试这两种方法：①在现场选取典型的两块组件进行对比，一块擦除掉表面灰尘，另一块不做处理，可通过I-V测试功率，确定灰尘遮挡损失。

②选择两个组串，一串不清洗，另一串清洗，一般组串电流和太阳辐照可认为是线性正比关系，对于组串式逆变器，可监测组串的电流、实时辐照和环温，将实时电流换算到STC 下的电流进行对比。

对于集中式，可用过智能汇流箱监测每一串的工作电流进行分析。

2.光伏电缆线损补偿损失Lc4mm2光伏电缆电阻为Ω/km，假设取每一组串电缆平均长度40米，工作电流值最大8A，可计算出每一组串线损为组串功率的%左右，具体值还需要根据实际线缆长度来计算。

3.串联失配损失Lm组串当中各个组件实际工作电流不一致导致木桶效应，一般经验值可取1%。

当然实际值可对组串的每一块组件进行测试，获取Im值的最小值，以此计算串联失配损失。

4.测试仪器误差Le对于I-V特性曲线测试仪，如产品供应商给出的测试最大误差范围±5%，可根据实际情况取正偏差的。

因此根据上述可简单得到功率修正公式：Px=Pc*（1000/G）/（（1+（β*（Tc-25℃））*（1-Ls）*（1-Lc）*（1-Lm）*（1-Le））（其中Px为修正功率，Pc为实测功率，G为方阵斜面实时辐照度，β组件功率负温度系数，Ls灰尘遮挡损失，Lc线损，Lm匹配损失，Le设备误差损失）。

二、热斑问题分析组件上的热斑效应，一般由外部原因和内部原因两类造成。

常见的外部原因有：组件表面积灰严重且厚薄不均，鸟粪、污物、落叶、方阵组件前部的草木以及周边建筑物或电线杆等阴影遮挡，以及场地不平整、方阵东西设计间距不足造成的自阴影等，使得组件局部光照低于其他正常部位，被遮挡的电池或组件被置于反向偏置状态，消耗其他电池的功率，而功率以热能形式释放，导致该电池片温度较其他正常电池片的温度高。

外在因素导致的热斑问题在光伏电站中普遍存在，可在日常运维工作中采取清洗等措施进行消除。

内部原因和组件的生产制造工艺（特别是焊接和层压）、电池片质量（反向特性、边缘漏电流过大）、接线盒中二极管的长期可靠性、EVA和背板的耐高温及阻燃能力等因素都有关系，内部原因造成的热斑由于是先天性不足，在电站的运行期间将长期存在，对电站的可靠性带来严重安全隐患，任何一个热斑点造成的功率损耗将限制了组串的输出功率。

图9-图14列举了西部地面电站的部分热斑效应案例，如图9所示，组件有多个热斑点且随机分布：由于或者电池片本身的问题，互联条不清洁造成的污染和虚焊、隐裂、裂片或断栅等原因造成。

热斑导致组件局部的高温较高，有的甚至高达100℃以上，而其周边温度仅30多℃，尤其在我国西北地区，在夏日午后持续强烈光照和高温环境下，组件局部温度将持续升高，其结果可能导致玻璃爆裂，组件背板局部老化，严重的甚至会起火燃烧。