晶硅组件典型环境下服役性能与表面温度研究

冯江涛， 秦汉军， 姜 川， 邱敬钟， 揭敢新

(1.中国电器科学研究院有限公司工业产品环境适应性国家重点实验室，广东广州510000；2.华南师范大学物理与电信工程学院，广东广州510000)

晶硅组件典型环境下服役性能与表面温度研究

冯江涛1*， 秦汉军1， 姜 川1， 邱敬钟2， 揭敢新1

(1.中国电器科学研究院有限公司工业产品环境适应性国家重点实验室，广东广州510000；2.华南师范大学物理与电信工程学院，广东广州510000)

研究了单晶硅和多晶硅光伏组件在广州、海南琼海和拉萨等典型环境条件下工作16个月后的外观、关键性能变化及表面温度分布规律。结果表明，所有单晶硅组件max出现衰减，最大衰减幅度达到－8.9%，功率衰减源自电池片的短路、破片等缺陷；辐照量和大气温度对晶硅组件表面温度有显著影响，其中辐照量与组件表面温度成线性分布；接线盒是组件表面所有温度区域中最高处，在试验期间辐照量最大日和大气温度最高日的中午(12:00左右)达到最高值，50℃以上温度累积时间达3 h左右。

晶硅组件；服役环境；功率衰减；表面温度

光伏组件的环境耐久性影响着其在服役环境条件下的长期安全可靠性，美国国家可再生能源实验室、Sandia国家实验室以及欧洲Joint Research Centre等机构已经开展了相关研究，为其所在国家的光伏企业提供了大量的技术数据和研究经验[1-3]。我国自2009年光伏应用市场启动以来，光伏发电规模化应用逐渐从荒漠电站、边远山区(西藏)过渡到沿海发达城市，由于中国具有干热、湿热、寒冷等7类大气环境条件，加之因工业发展而引发的工业污染，具有与欧洲和北美不同的环境特点，因而在未来大规模应用过程中可能会出现不同的失效行为，本文从组件服役环境角度与组件性能之间的关系出发，研究光伏组件在中国典型环境条件下的服役行为。

1 试验条件与方法

1.1 典型环境条件

选择可代表中国典型湿热环境条件及高原环境条件的试验点(表1)开展户外试验研究，所有试验场均为符合国家标准的户外试验场地；广州试验场位于花都区、海南试验场位于琼海市，西藏试验场位于拉萨。

表1 典型环境条件气候参数

1.2 样品

样品选用国内知名企业生产的多晶硅与单晶硅光伏组件，额定功率均为130 W，组件基本物理参数见表2，两种类型的组件分别采购4块，分成四组，每组由一块单晶硅和一块多晶硅组成，装载负载后分别投试到表1所列户外试验点，开展静态暴露试验，样品分布详见表3。负载选用铝外壳电阻并联，阻值以组件STC条件下的计算值的1.1～1.2倍为基础。

表2 晶硅组件的基本参数

表3 样品测试地点分布

1.3 性能测试

重点关注组件外观变化及关键性能变化，具体测试项目见表4，主要测试设备有：光电性能测试设备选用德国产太阳模拟器Berger PSS8，级别为 Class AAA，测试不确定度≤±3.2%，测试不确定度≤±2.6%，测试不确定度≤±2.1%；EL测试仪选用沛德EL-1.4MD-M组件EL测试仪，分辨率1 360×1 024，曝光时间0～60 s可调；红外热影仪选用FLIR公司E50，分辨率240×180，精度±2%，温度范围－20～650℃。图1为组件表面温度监控点分布。

表4 测试项目

图1 组件表面温度监控点分布

2 结果分析

2.1 晶硅组件在不同环境条件下外观变化

将晶硅光伏组件在亚湿热(广州)、湿热(海南琼海)以及高原(拉萨)环境条件下16个月后的外观形貌和初始状态对比发现，单晶硅组件和多晶硅组件的外观在三种环境条件下没有发生显著变化。

2.2 晶硅组件性能变化

晶硅组件在上述三种不同环境条件下带负载工作一年后最大功率出现不同程度的衰减(图2)，其中所有单晶硅光伏组件最大功率均出现衰减，J2衰减幅度最高达到－8.9%；多晶硅光伏组件仅有一块(Y2)出现衰减，最大功率衰减达到2.1%。图3所示为因子变化情况，与最大功率衰减规律一致，所有单晶硅的降低，J2组件降幅最大 (－9.8%)；Y2多晶硅组件的值下降了－1.9%。

图2 晶硅光伏组件户外耐久性试验后衰减率

图3 晶硅光伏组件户外耐久性试验后值变化

由于晶硅组件在户外使用过程中一般会发生早期光致衰减[4]，在晶硅表面没出现明显失效行为情况下，功率的衰减可认为是组件早期的光致衰减现象(一般认为1%～3%)，但是对于J2组件，其和的降幅大大超出可接受的范围，组件或关键材料可能存在缺陷或失效。

为进一步查明J2和Y2晶硅组件功率下降的原因，对两个组件进行红外分析，图4为16个月后红外影像对比，初始组件的温度分布较为均匀，J2在上方中央位置出现温度较高的点(对应背面为接线盒位置)，同时，组件的某些汇流条位置的温度也较高；Y2组件也出现温度较高的点，其位置也在上方中央位置。16个月后，两类组件表面温度分布和初始态相似，没有出现异常温度点。

EL测试仪利用硅材料的电致发光原理对组件进行缺陷检测，可以从电池片的角度分析组件功率衰减的原因，图5为多晶硅组件和单晶硅组件的EL照片，其中发现，多晶硅组件Y2下方两块电池片出现破片[图5(b)]；单晶硅组件J2上方发现短路黑片[图5(e)]，可能是由焊接造成的短路或者混入了低效电池片造成的；J3组件也发现了明显的暗区电池片，可能是局部短路导致。

图4 J2和Y2晶硅组件16个月前后红外热影像

图5 晶硅组件16个月户外试验后的EL照片

2.3 晶硅组件在湿热环境条件下的微环境分析

太阳电池组件在正常工作情况下，由于吸收的太阳辐射很大一部分转化为热能，因而导致组件表面温度高于环境温度许多，温度的变化对组件功率输出有很大影响，温度每升高1℃，功率输出减少0.4%～0.5%。因此，了解组件在服役环境时表面温度的分布情况，对于组件结构设计及封装材料选择，优化组件输出功率显得极为重要。由于湿热环境对于组件性能影响较为突出，本节重点分析湿热环境条件下的组件微环境情况。

图6和图7为晶硅组件在海南琼海试验场工作过程中正表面温度与辐照量、大气温度之间的关系，其中选取了具有代表性的接线盒处和中间处正表面温度数据进行分析(这两处的温度值较组件表面其他位置高)。单晶硅和多晶硅组件表面温度差异较小，两种类型的晶硅组件接线盒及中间处的平均温度与辐照量及大气温度变化趋势一致。晶硅组件表面平均温度与辐照量变化相关度较好，随着冬季到夏季(2～8月)辐照量的增加，组件表面平均温度也随之上升；进入秋冬季节后(9～11月)，随着辐照量的下降，组件表面平均温度随之下降。晶硅组件的接线盒处平均温度较逐月大气平均温度高，尤其在4～10月之间，晶硅表面与大气温度之间的温差较大，值得注意的是4～10月之间海南空气平均温度处于27℃左右，辐照量也在400 MJ/m2以上。

图6 晶硅组件正表面平均温度与辐照量的关系

图7 晶硅组件正表面平均温度与大气平均温度的关系

由上述分析可知，辐照量和温度对组件表面温度场分布都有影响，为进一步揭示气候因素对组件表面温度的影响，选取了晶硅组件在海南严酷气候日 (试验期间内空气温度最高日、日辐照量最大日，如表5所示)的24 h内表面温度进行比较分析。

表5 海南试验场严酷气候日环境条件

图8为单晶硅组件接线盒处在两种严酷日时的表面温度分布图，单晶硅光伏组件表面温度达到50℃以上高温区出现时间段大多集中在12:00～15:00之间，接线盒正表面在日辐照量最大日和温度最高日的高温区域相当；在两种类型的严酷日中，接线盒正面高温区分布都多于背面；在日辐照量最大日，正表面50℃以上高温区从12:00开始，在13:00左右达到最高温度区(57～63℃)，持续约0.5 h；接线盒背面50℃以上高温区呈分散状分布，在12:00～15:00呈不连续态分布，同样在13:00左右达到温度峰值；日落后(19:00以后)组件表面温度迅速下降至25℃以下；在平均温度最高日，组件表面温度分布规律与辐照量最多日类似，与辐照量最大日不同的是，日落后(19:00以后)组件表面温度缓慢从30℃(耗时约3 h)降至25℃以下。

图9为多晶硅光伏组件接线盒处在两种严酷日当天24 h表面温度分布图，与单晶硅相似，多晶硅光伏组件表面温度达到50℃以上高温区出现时间段同样集中在12:00～15:00之间；与单晶硅组件不同的是，接线盒正表面温度受辐照量影响较大气温度更为明显，辐照量最大日该处超过60℃高温时间累积约2 h，而大气温度最高日该处没有达到60℃；在大气温度最高日，接线盒背表面温度50℃以上累积时间多于正表面；在辐照量最多日，正表面温度和背表面温度分布相当，50℃以上高温时间累积时间也相似，说明光伏组件背板处温度受到大气环境温度影响较为明显。日落后(19:00以后)，辐照量最多日接线盒处的正背表面温度迅速下降至25℃以下，而大气温度最高日该处的正背表面温度呈阶梯状下降，19:00～22:00处于30～40℃，22:00以后缓慢降为30℃以下。

Study on service performance and surface temperature of crystalline silicon module in typical environments

Durablity performance of monocrystalline and polycrystalline silicon PV modules exposed in typical climate (Guangzhou，Qionghai and Lasa)for 16 months were studied，which involved appearance，power degradation and microclimate on the module surface.Themaxof all the monocrystalline silicon PV modules degrades， and the maximum degradation ratio is－8.9%， which is caused by the short circuit or cracked cell.Solar irradiation and atmosphere temperature have significant influences on the module surface temperature.Solar irradiation is linear with the module surface temperature.The highest surface temperature locates at site of junction box and appears at 12:00 on the day with maximum solar irradiation or highest atmosphere temperature. The time of surface temperature above 50℃accumulates to about 3 h.

crystalline silicon modules;service environment;power degradation;surface temperature

TM 615

A

1002-087 X(2016)04-0771-03

2015-09-16

科技部国际科技合作专项(2014DFA61960)；广东省重点实验室建设支撑项目(2012B061100001)；广州市科学和信息化局对外科技合作专项(2012J5100035)

冯江涛(1979—)，男，黑龙江省人，高级工程师，博士，主要研究方向为光伏材料、组件及系统的环境耐久性。