陽光電源股份有限公司中央研究院 ■ 云平

合肥工業(yè)大學(xué)電氣與自動化工程學(xué)院 ■ 劉恒 張志祥

0 引言

光伏組件在戶外使用過程中會受到各種氣候、環(huán)境及系統(tǒng)配置的影響，導(dǎo)致其出現(xiàn)不同程度的失效問題[1-3]。在平價上網(wǎng)的驅(qū)動下，組件降本提效是趨勢，同時也對組件的質(zhì)量及可靠性提出了更高的要求[4]。但一些廠家忽略了組件的質(zhì)量及可靠性問題，單純?yōu)榱私当径当?，使組件在生產(chǎn)時存在如硅片減薄導(dǎo)致隱裂和碎裂比例增加、電池銀漿減量導(dǎo)致焊接拉力降低、降低背板成本導(dǎo)致其阻水性及絕緣耐壓性能下降、邊框變薄導(dǎo)致組件機械強度降低，以及高效組件產(chǎn)生熱斑時發(fā)熱溫度更高等情況，這些情況使組件的失效比例進一步增加。通過查閱文獻及收集部分組件廠家的反饋信息發(fā)現(xiàn)，目前，組件的失效類型主要為熱斑、材料變色、玻璃碎裂、電池碎裂、電位誘發(fā)衰減(PID)、電路失效、旁路二極管失效、接線盒脫落、組件分層、陰影遮擋[5-6]。其中，PID和熱斑屬于較為嚴重的失效類型，PID會導(dǎo)致發(fā)電量顯著降低，熱斑會增加火災(zāi)風(fēng)險，并且熱斑在組件失效中的占比最高，達25%。針對以上失效問題，尤其是熱斑，提出切實可行的光伏電站端檢測方法，有利于改善電站的發(fā)電收益，減少火災(zāi)等事故的發(fā)生[7]。

隨著光伏電站向數(shù)字化和智能化發(fā)展，具備在線失效檢測功能的智能光伏組件逐漸應(yīng)用于光伏電站，其可以顯著提高檢測精度，降低運維成本。目前，在線失效檢測主要是在光伏組件上配置關(guān)斷器、監(jiān)控器、優(yōu)化器或微型逆變器，以此來實現(xiàn)組件的電性能參數(shù)監(jiān)控、I-V測試。其中，由于I-V測試獲得的I-V曲線含有豐富的特征參數(shù)，該測試被廣泛用于在線失效檢測[8-10]。這主要是因為不同失效類型的組件在I-V曲線上具有不同的特征參數(shù)，比如，PID組件在輻照度低時的開路電壓Voc和填充因子FF也較低；老化組件具有低的填充因子FF和高的串聯(lián)電阻RS；陰影遮擋時I-V曲線上會出現(xiàn)階梯或拐點；組件均勻積塵時表現(xiàn)為短路電流Isc降低；熱斑組件的I-V曲線上特定區(qū)間包含高線性度的直線及直線組合。根據(jù)上述特征，可以通過提取I-V曲線上的特征參數(shù)或機器學(xué)習(xí)進行組件失效檢測[11]。

本文通過對不同類型的熱斑組件進行I-V測試、紅外熱成像測試(下文稱為“IR測試”)，提取熱斑組件在I-V曲線上的特征參數(shù)，并基于此特征參數(shù)，提出一種熱斑檢測方法。目前還未有關(guān)于組件出現(xiàn)熱斑時I-V曲線呈無階梯型的相關(guān)報道。

1 光伏組件及熱斑形成原理

1.1 光伏組件

光伏組件是由一定數(shù)量的太陽電池通過串聯(lián)或串、并聯(lián)結(jié)合的方式連接而成。為鉗制電池在熱斑狀態(tài)的反偏電壓，避免p-n結(jié)擊穿失效，會在電池串聯(lián)達到一定電壓后并聯(lián)1個旁路二極管，并根據(jù)電池的反向擊穿電壓來確定旁路二極管可保護電池的最大數(shù)量。圖1為光伏組件內(nèi)部電路連接圖，該組件由60片電池串聯(lián)組成。將與旁路二極管并聯(lián)的電池串稱為一個子串，圖1中的組件包含3個子串，分別為子串1、子串2、子串3，每個子串包含20片電池。本文用于測試的組件即為此種結(jié)構(gòu)。

圖1 光伏組件內(nèi)部電路連接圖

1.2 熱斑形成原理

光伏組件的某些電池被遮擋或內(nèi)部出現(xiàn)異常時，電池的短路電流會小于組件的工作電流，此時電池的電壓將發(fā)生反向偏置，作為負載消耗能量，導(dǎo)致電池發(fā)熱，從而形成熱斑。由于組件內(nèi)的電池串聯(lián)，電流存在一致性，流過熱斑電池的電流是光生電流與漏電流之和。其中，漏電流為無光照條件下流過處于反向偏置p-n結(jié)的電流，其隨反偏電壓的增加而增加；當(dāng)達到電池的反向擊穿電壓后，漏電流成指數(shù)級關(guān)系迅速增大，電池的p-n結(jié)被擊穿。

圖2為熱斑形成的原理圖。圖中，藍色曲線代表有遮擋或內(nèi)部發(fā)生損壞的電池的I-V特性曲線，其中，Isc2為熱斑電池的短路電流；綠色曲線代表含有熱斑電池的整個光伏組件的I-V特性曲線，其中，Isc1為組件的短路電流。當(dāng)光伏組件的工作電流Im滿足Isc2＜Im＜Isc1時，被遮擋電池發(fā)生反偏，處于熱斑狀態(tài)，即圖中Im1點，該點所在的區(qū)域稱為熱斑工作區(qū)；當(dāng)Im＜Isc2時，被遮擋電池未發(fā)生反偏，不處于熱斑狀態(tài)，即圖中Im2點，該點所在的區(qū)域稱為非熱斑工作區(qū)。

圖2 熱斑形成的原理圖

2 光伏組件IR及I-V測試

選擇天氣晴朗、太陽輻照度大于800 W/m2的一天，采用FLIR T420紅外熱成像儀對光伏組件進行IR測試，采用AV6591太陽電池測試儀對光伏組件進行I-V測試；然后依據(jù)IR結(jié)果和I-V曲線特征將組件分為：I-V曲線正常的組件、I-V曲線無階梯型的熱斑組件、I-V曲線有階梯型的熱斑組件3類。通過分析正常組件和熱斑組件I-V曲線的特征，提取出熱斑組件的特征參數(shù)，為基于I-V曲線的熱斑檢測提供依據(jù)。

下文分析了3類組件的IR和I-V測試結(jié)果，并對組件的I-V曲線特定區(qū)間的曲線進行了線性擬合，然后通過對比IR圖與I-V曲線特定區(qū)間曲線的線性擬合度R2來確定熱斑組件的特征參數(shù)。

2.1 I-V曲線正常的組件的IR圖及I-V曲線分析

圖3為正常組件的IR圖。可以看出，所有電池發(fā)熱均勻。

圖3 正常組件的IR圖

圖4a為正常組件的I-V曲線圖。在最大功率點Pm左側(cè)的I-V曲線上選取AB和BC段進行線性擬合，如圖4b、圖4c所示，擬合度R2分別為0.9187和0.9329。

圖4 正常組件的I-V曲線及AB段、BC段線性擬合圖

2.2 I-V曲線無階梯型的熱斑組件的IR圖及I-V曲線分析

圖5為含1片熱斑電池的熱斑組件的IR圖?？梢钥闯觯瑹岚唠姵氐臏囟蕊@著高于其他正常電池。

圖5 含1片熱斑電池的熱斑組件的IR圖

圖6為含1片熱斑電池的熱斑組件的I-V曲線及AB段、BC段線性擬合圖。圖6a中，在Pmi點左側(cè)的I-V曲線上選取AB和BC段進行線性擬合，由圖6b、圖6c可知，擬合度R2分別為0.9637和0.9982。

圖6 含1片熱斑電池的熱斑組件的I-V曲線及AB段、BC段線性擬合圖

圖7為含2片熱斑電池的熱斑組件的IR圖?？梢钥闯觯?片熱斑電池的溫度相差較大。

圖7 含2個熱斑電池片的熱斑組件IR圖

圖8為使用I-V測試儀獲得的含2片熱斑電池的熱斑組件的I-V曲線及AB段、BC段線性擬合圖。圖8a中，在Pmi點左側(cè)的I-V曲線上選取AB和BC段進行線性擬合，由圖8b、圖8c可知，擬合度R2分別為0.994和0.9977。

圖8 含2片熱斑電池的熱斑組件的I-V曲線及AB段、BC段線性擬合圖

2.3 I-V曲線有階梯型的熱斑組件的I-V曲線分析

圖9a為組件中1個漏電流較小的電池被遮擋25%面積后獲取的組件I-V曲線。在Pmi點左側(cè)的I-V曲線上選取AB段進行線性擬合，如圖9b所示，擬合度R2為0.9913。

圖9 組件中1個漏電流較小的電池被遮擋25%面積后的組件I-V曲線及AB段線性擬合圖

圖10a為組件中1個漏電流較大的電池被遮擋25%面積后獲取的組件I-V曲線。在Pmi點左側(cè)的I-V曲線上選取AB段進行線性擬合，如圖10b所示，擬合度R2為0.9998。

圖10 組件中1個漏電流較大的電池被遮擋25%面積后組件的I-V曲線及AB段線性擬合圖

3 分析

3.1 影響I-V曲線特征的因素

首先，光伏組件是由多個電池通過串聯(lián)或串、并聯(lián)方式組合而成，因此其I-V曲線也是多個電池I-V曲線的合成，圖11為60個正常電池串聯(lián)后合成的I-V曲線。若其中某些電池的I-V曲線出現(xiàn)異常，則合成后的I-V曲線也會出現(xiàn)異常，比如局部發(fā)生形變。

圖11 I-V曲線合成圖

其次，光伏組件中每個子串并聯(lián)1個旁路二極管，它將鉗制子串的反向電壓。當(dāng)該反向電壓超過旁路二極管的導(dǎo)通電壓時，旁路二極管被導(dǎo)通，對原有電路產(chǎn)生分流作用，在I-V曲線上表現(xiàn)為拐點或階梯。

圖12為旁路二極管導(dǎo)通示意圖，由圖可知，當(dāng)1個子串中某些電池的電壓發(fā)生反向偏置，對應(yīng)的反偏電壓之和為VHS，剩余正常電池的正向電壓之和為VNM，則旁路二極管的導(dǎo)通條件為VHS-VNM＞VBS，其中VBS為旁路二極管的導(dǎo)通電壓。

圖12 旁路二極管導(dǎo)通示意圖

此外，電池之外的電氣連接部分及旁路二極管故障都會對I-V曲線特征產(chǎn)生影響。

3.2 熱斑組件的I-V曲線特征分析

通過以上測試和分析可以看出，熱斑組件與正常組件在I-V曲線上的區(qū)別在于最大功率點左側(cè)I-V曲線特定區(qū)間曲線的線性擬合度，該區(qū)間曲線的線性擬合度越高，則發(fā)生熱斑的可能性越大。觀察熱斑組件的I-V曲線可以發(fā)現(xiàn)，存在有階梯型(圖中粉色實線)和無階梯型(圖中藍色實線)2種類型的I-V曲線，具體如圖13所示。

圖13 熱斑組件的I-V曲線特征分析

當(dāng)組件中發(fā)生熱斑問題時，將該組件中熱斑電池所在的子串分成兩部分，一部分為熱斑電池，其I-V曲線如圖13中的黑色虛線所示；一部分為非熱斑電池，其I-V曲線如圖13中的綠色虛線所示。

依據(jù)熱斑電池的漏電流大小將其I-V曲線分為2類：圖13中1對應(yīng)漏電流大時熱斑電池的反偏I-V曲線、2代表漏電流小時熱斑電池的反偏I-V曲線。以下對2種漏電流情況進行說明：

1)當(dāng)熱斑電池漏電流大時。隨著熱斑電池反偏電壓增大，漏電流達到了Isc1-Isc2，但是熱斑電池的反偏電壓與正常電池正向電壓綜合作用后未達到旁路二極管的導(dǎo)通電壓VBS，因此旁路二極管未導(dǎo)通。此時，熱斑電池的反偏I-V曲線特征與正常電池的I-V曲線特征合成后，在I-V曲線上的特定區(qū)間內(nèi)包含高線性擬合度的直線段，此時因旁路二極管未啟動分流，因此I-V曲線未出現(xiàn)階梯，如圖13中藍色實線所示。

2)當(dāng)熱斑電池漏電流小時。隨著熱斑電池反偏電壓增大，漏電流逐步增大，但未達到Isc1-Isc2，此時熱斑電池的反偏電壓與正常電池正向電壓綜合作用后達到了旁路二極管的導(dǎo)通電壓VBS。此時，熱斑電池的反偏I-V曲線特征與正常電池的I-V曲線特征合成后，整體的I-V曲線出現(xiàn)階梯和顯著的拐點，如圖13中粉色實線所示。

3.3 基于I-V曲線的熱斑電池發(fā)熱功率計算

熱斑電池產(chǎn)生的熱能主要為正常電池提供的能量與熱斑電池本身的光照熱能之和。依據(jù)太陽電池單二極管模型，正常電池提供的能量在熱斑電池上的消耗可分為光生電流消耗的熱能、并聯(lián)電阻消耗的熱能、串聯(lián)電阻消耗的熱能、電池二極管消耗的熱能4部分。光照熱能為電池在光生電的同時產(chǎn)生的熱能，與電池的轉(zhuǎn)換效率和接收的輻照度有關(guān)。熱斑電池的發(fā)熱功率PS可表示為：

式中，P1為光照熱能對應(yīng)的功率；P2為光生電流消耗的熱能對應(yīng)的功率；P3為并聯(lián)電阻消耗的熱能對應(yīng)的功率；P4為串聯(lián)電阻消耗的熱能對應(yīng)的功率；P5為電池二極管消耗的熱能對應(yīng)的功率。

式(1)可進一步表示為：

式中，G為熱斑電池接收到的輻照度；S為熱斑電池的面積；η為熱斑電池的光電轉(zhuǎn)換效率；α為修正系數(shù)；Vm為組件的工作電壓；V1為熱斑電池短路電流Isc2點對應(yīng)的電壓；RS為熱斑電池的串聯(lián)電阻；ID為電池二極管反向飽和電流。

由于組件的串聯(lián)電阻較小(約為0.3 Ω)，對于串聯(lián)60片電池的組件而言，每片電池對應(yīng)的串聯(lián)電阻RS就更小(約為0.005 Ω)，參考目前主流光伏組件的工作電流Im=9 A，則串聯(lián)電阻熱能對應(yīng)的功率P4較小(約為0.4 W)，因此在工程應(yīng)用中該功率可以忽略不計。

對于晶體硅電池的p-n結(jié)，電池二極管的反向飽和電流ID很小(為10-14～10-10A)，其消耗的熱能對應(yīng)的功率P5非常小，因此可以忽略不計。

圖14 基于I-V曲線的熱斑電池的發(fā)熱功率計算簡圖

上文提到的擬合直線的通用式可表示為y=kx+b，其中，斜率絕對值|k|可表示為：

則式(1)可以進一步簡化為：

在工程應(yīng)用中，可以依據(jù)式(4)計算出熱斑電池的發(fā)熱功率PS。

通過對實際熱斑組件中熱斑電池的發(fā)熱功率和背板溫度進行測試，并結(jié)合ANSYS Icepak軟件的仿真模擬，在環(huán)境風(fēng)速為0 m/s、環(huán)境溫度為26 ℃時，當(dāng)給熱斑電池輸入50 W的熱功率時，熱斑電池位置的背板溫度為101.6 ℃。本文將單片電池的發(fā)熱功率設(shè)為50 W作為熱斑的一個判定條件，但在實際工程應(yīng)用中還需要結(jié)合具體的環(huán)境風(fēng)速、環(huán)境溫度、通風(fēng)散熱狀態(tài)、組件特征等條件對熱斑發(fā)熱功率的閾值進行適當(dāng)調(diào)整。

3.4 基于I-V曲線的熱斑檢測

基于以上熱斑組件在I-V曲線上的特征，可以在局部最大功率點Pmi左側(cè)I-V曲線的特定區(qū)間曲線進行線性擬合，通過擬合度R2進行初步的熱斑檢測，再結(jié)合輻照度、組件信息、I-V曲線信息、組件工作電流計算熱斑電池的發(fā)熱功率PS，并將R2≥0.99、PS≥50 W作為熱斑檢測的判定條件。

圖15為光伏組件熱斑檢測流程。具體步驟為：1)組件執(zhí)行I-V測試，獲取I-V曲線。2)搜索I-V曲線局部最大功率點Pmi。3)對Pmi點左側(cè)I-V曲線的特定區(qū)間曲線進行線性擬合，擬合直線為y=kx+b，擬合度為R2。4)獲取輻照度G、組件信息、I-V曲線信息、組件工作電流Im，然后計算熱斑電池的發(fā)熱功率PS。5)進行判定：若R2≥0.99且PS≥50 W時，為熱斑；否則，為非熱斑。

圖15 光伏組件熱斑檢測流程簡圖

4 總結(jié)

本文通過對熱斑組件與正常組件進行IR及I-V測試，并對I-V曲線特定區(qū)間曲線進行線性擬合分析，確定熱斑在I-V曲線上的特征參數(shù)——I-V曲線上局部最大功率點Pmi左側(cè)I-V曲線的特定區(qū)間曲線的線性擬合度R2，R2越大說明發(fā)生熱斑的可能性越大；再結(jié)合輻照度、組件信息、I-V曲線信息、組件工作電流計算出熱斑電池的發(fā)熱功率PS，并將R2≥0.99、PS≥50 W作為熱斑檢測的判定條件。

通過分析發(fā)現(xiàn)，熱斑組件的I-V曲線表現(xiàn)出2種類型：I-V曲線有階梯和無階梯，這主要由熱斑電池的漏電流和反偏電壓決定。當(dāng)反偏電壓與正常電池正向電壓綜合作用后達到旁路二極管的導(dǎo)通電壓時，I-V曲線開始出現(xiàn)階梯；否則，不出現(xiàn)階梯。