电站现场光伏组件老化失效研究

郭腾腾 张恩享 张宝峰 邓巍 赵勇

摘 要：随着全球经济的迅速发展，人们对清洁能源的需求越来越大，太阳能作为清洁能源的典型代表，其使用范围也不断扩大。光伏电站作为太阳能利用的代表，光伏组件又作为光伏电站的核心部件，随着使用时间的不断增加，其老化现象日益凸显。本文通过对我国的气候类型及特点进行分析，利用组件历史运行数据、检测试验数据以及文献调研等方法整理了组件在不同气候条件下的失效问题，同时分析了不同环境因子对组件老化失效的关联程度，最后确认导致组件老化的关键因子。

关键词：光伏组件;气候类型;失效问题;组件老化因子

中图分类号：TM615文献标识码：A文章编号：1003-5168（2020）29-0138-05

Abstract： With the rapid development of the global economy， people's demand for clean energy is increasing， as a typical representative of clean energy， solar energy has been continuously expanded. Photovoltaic power plant is a representative of solar energy utilization， and photovoltaic modules are used as the core component of photovoltaic power plant， as the use time continues to increase， its aging phenomenon becomes increasingly prominent. This paper analyzed the types and characteristics of China's climate， and used methods such as component historical operation data， inspection test data， and literature research to sort out component failures under different climatic conditions， and analyzed the correlation degree of different environmental factors to the aging failure of the components， and finally confirmed the key factors that led to the aging of the components.

Keywords： photovoltaic modules; climate types; failure problems; module aging factors

我国大部分陆地区域都处在北纬18°～53°，太阳能资源丰富。根据中国气象局风能太阳能资源中心公布的数据，我国各地的太阳能年辐射总量保持在3 400～8 500 kW·h/m2，其中年均太阳辐射总量超过5 500 kW·h/m2的地区约占全国总面积的一半。

我国年平均总辐射量的地理分布如下：青藏高原及其周边地区为6 700～8 400 MJ/m2;甘肃、宁夏、新疆、青海、内蒙古西部、山西北部为5 900～6 700 MJ/m2;秦岭—淮河以北的北方地区（除大兴安岭北部地区）、福建和广东的南部、台湾和海南的大部为5000～5900 MJ/m2;湖南、湖北、广西、江西、浙江、福建北部、广东北部、陕西南部、江苏北部、安徽南部以及黑龙江、台湾东北部为4 200～5000 MJ/m2;四川、贵州为3 400～4 200 MJ/m2。

1 不同气候条件下组件的老化失效问题

根据《环境条件分类 自然环境条件 温度和湿度》（GB/T 4797.1—2018），我国气候划分为湿热、亚湿热、暖温、干热、寒温I、寒温II（高原）以及寒冷7种类型。光伏组件长期工作在各种环境条件下，不同的环境条件会对其造成不同程度的故障失效[1]。有研究对多个电站进行长达两年的检测，结果发现，在各种气候环境的综合作用下，组件故障造成的年电能损失率约为18.9%[2]。本研究对西安热工研究院有限公司的20多个光伏系统、累计约210 MW的光伏电站组件进行分析。研究发现，不同气候地区光伏组件的衰減和材料老化有一定差异和规律，尤其对于拥有亚湿热、湿热和温带等不同气候类型及荒漠干旱、高原、沿海等多个地理特征的中国而言，其影响更加明显。

1.1 荒漠干旱地区

青海、新疆、内蒙古和宁夏等西北部地区是近年国内光伏电站建设的集中地，这些地区光照资源充足，土地价格低，方便集中管理。但该地区气候环境严苛，具体表现为干旱少雨，年太阳辐照量超过5 500 MJ/m2，冬夏及昼夜温差较大，且部分地区地表沙化严重。对于耐候性差的背板来说，如聚酯（PET）和单层聚偏氟乙烯（PVDF）背板，变色发黄是一种常见的外观失效。

图1是宁夏使用4 a的组件，使用的是单层PVDF背板（PVDF薄膜/聚酯PET/黏接E层），背板内层显著黄变，超过50%的同类型组件和背板存在类似问题。背板变色发黄是一种常见的外观失效，现场IV测试结果显示，黄变组件的平均功率衰减为11%左右，显著高于户外使用4 a组件功率衰减不超过5%的要求。

还有些在西部风沙活动地区使用的光伏组件，因其背板材料耐磨性差，厚度低，涂层被风沙磨损，背板内层PET很快直接暴露于苛刻大气环境中，在使用不到两年时间里出现加速老化失效。通过对青海安装18个月的组件测量，其FEVE涂料背板外层减薄为16.5 μm，而标称厚度为20 μm。

1.2 高原地区

西藏作为中国太阳辐射最多的地区，阳光直射比例大，年际变化小，大部分地区年日照时间为3 100～3 400 h。以拉萨为例，年太阳辐照量达7 600 MJ/m2，组件正面年紫外辐照量超过100 kW·h/m2。该地区组件的典型外观失效主要表现为封装材料变色、栅线变色、背板黄变脆化以及剥落。从在西藏使用9 a的组件来看，该组件使用的背板材料由空气面向内依次为：白色聚酯PET/透明聚酯PET/黏接E层。该组件背板内层严重发黄，在电池片间隙位置，由于背板内外两层都受到紫外照射，背板外层白色聚酯PET层几乎全部剥落。

1.3 热带、亚热带地区

海南作为我国典型的热带湿热气候地区，年平均气温为22～27 ℃，年平均湿度超过80%。湿热气候地区具有高温、高湿和强紫外等环境特点，对组件中的电池栅线、焊带、EVA、背板等材料有显著影响，在海南使用的光伏组件普遍存在电池栅线和焊带腐蚀、封装材料变色等问题（见图2），该电站由多个4块组件的独立系统组成，其系统无一例外存在电池片、银栅线和焊带腐蚀问题，户外功率测试设备已测不出电流和组件剩余功率。

另外，从电池片间隙可看到，封装材料EVA黄变严重;部分区域还存在电池片和封装材料脱层的现象，在接线盒部位，由于水汽通过背面玻璃打孔处，封装材料严重脱层。这些双玻组件使用铝边框封边，仍不能阻止水汽进入组件及封装材料的老化和电池部件的腐蚀。

1.4 沿海地区

沿海地区尤其是在近海和易积水的滩涂地区，空气湿度较大，年均超过70%。水汽和盐雾腐蚀是主要的环境老化因素。图3是在江苏沿海某地运行4 a的光伏组件典型失效照片。

经过长期的侵蚀，铝边框和硅胶密封部分失效，导致水汽进入组件。图4是PVDF背板内层起泡和脱层，据随机片区抽样统计，起泡脱层组件比例约为6.2%。现场IV测试结果显示，有PVDF背板脱层组件的功率衰减11%～14.7%。

2 关键老化因子

根据以上不同气候地区运行电站组件的老化失效研究，在光伏组件的运行环境中，影响组件失效的因子包括光照、温度、湿度、紫外线、风、雨、雪、冰雹等，多种因素共同作用。将不同组件失效模式和影响因子之间的关系汇总，如表1所示，结果表明，组件老化的最主要的影响因素为温度、湿度、紫外。

2.1 温度

太阳能光伏发电核心单元为太阳能电池，目前投入大规模商业化应用的主要是硅系太阳能电池：单晶硅太阳能电池、多晶硅太阳能电池和非晶硅太阳能电池[3]。温度对硅太阳能电池的影响，主要反映在太阳能电池的开路电压、短路电流、峰值功率等参数随温度的变化而变化[4]。

晶硅材料的温度系数为210～212 mV/℃，即温度每升高1℃，单体太阳能电池开路电压降低210～212 mV，开路电压是随温度的升高而降低的;太阳能电池的短路电流随温度的升高而升高;太阳能电池的峰值功率随温度的升高而下降（直接影响效率），其中单晶硅的功率温度系数为-0.38%/℃～0.55%/℃，多晶硅的功率温度系数为-0.39%/℃～0.55%/℃，即温度每升高1 ℃，太阳能电池的峰值功率损失率为0.38%～0.55%。例如，工作在20 ℃的硅太阳电池，其输出功率比工作在70 ℃的环境下高19%。

单块光伏组件通常由内部光伏电池串联和并联组成。根据在西宁实地测量的结果，夏天时太阳能电池组件背表面温度可以达到70 ℃，而此时的太阳能电池工作结温度可以达到100 ℃，（额定参数标定均要求在25 ℃条件下），此时该组件的开路电压与额定值相比将降低约210 mV×（100-25）=15.75 V;峰值功率损失率约为0.38%×（100-25）=28.5%。由此可以看出，晶硅太阳能电池工作在温度较高情况下，开路电压随温度的升高而大幅下降，使得系统工作点的电压严重偏移，造成损坏;晶硅太阳能电池的输出功率随温度的升高也大幅下降，致使太阳能电池组件不能充分发挥最大性能。

太阳能电池组件运行的实际环境温度千差万别，组件会因温度变化而输出电压降低、电流增大，组件实际效率降低，发电量减少。因此，温度引起的效率降低是必须考虑的一个重要因素，在研究温度循环对组件的影响时，要考虑温度循环变化引起的电压变化，保证组件能在绝大部分时间内工作在最大功率范围内，例如，晶硅电池的功率温度系数一般为-0.38%/℃～-0.55%/℃，并且单晶功率温度系数小于多晶。外界环境温度的变化及组件在工作过程中产生的热量致使组件温度升高，也会造成组件的发电功率下降。

IEC 61215标准也明确提出，光伏组件的功率取决于电池的温度。而电池温度受环境温度和太阳辐照度的影响。就我国高辐射地区青藏高原来说，其辐射特别适合光伏发电，但是青藏高原日温差常年较大，一般保持在10～20 ℃，而IEC 61215标准规定的标准测试温度25 ℃并不能反映组件的实际工作环境。因此，在研究温度对组件老化影响时，要考虑组件能否适应温度的循环变化，温度循环也将是研究光伏组件老化因子必不可少的部分。

2.2 湿度

光伏组件封装时，通常是通过一定的加工工艺使用EVA将太阳电池、前盖板玻璃和背板黏合为一体，最终形成的光伏组件结构如图5所示。前盖板玻璃通常使用具有透光、隔离与抗压作用的钢化玻璃;EVA充满于电池片与钢化玻璃和背板之间，起到黏接、密封和保护电池片的作用;背板可以起到防腐蚀、固定的作用。但是，光伏组件长期在户外工作，受到各种环境因素的影响，而湿度环境会侵蚀组件，导致组件封装材料起泡、脱层、老化、绝缘性降低等问题[5]。

湿度环境条件下最主要的老化现象是组件分层，主要包括EVA与前盖板分层、EVA与电池片分层、背板与EVA分层。组件分层的主要原因是EVA黏着能力下降。黏着能力下降是因为EVA受户外紫外照射、温度、湿度和氧气的共同作用發生老化。在光和热的条件下，EVA与组件内部的氧气发生化学反应：第一类是脱乙酰反应，生成乙酸和烯烃;第二类是脱乙醛反应，生成乙醛和一氧化碳、二氧化碳、甲烷等气体。在湿热气候下，湿气渗透入组件从而导致组件内发生各种物理和化学的降解，如金属结构腐蚀，造成金属离子的污染和腐蚀性盐分积累，光伏组件所含的氟可以腐蚀组件界面的连接。

圖6为建设在湿热环境下的电站使用过程中组件的EL图。通过EL图可以看出，组件出现了隐裂、焊点老化、短路和断路等不同程度的缺陷。这将直接影响组件的耐久性和可靠性，进而影响组件寿命。因此，湿度对组件性能的影响还是非常值得注意的。

2.3 紫外

太阳光是由不同波长的单色光组成的复合光。在各色光中，紫外光约占6%，会让EVA材料催化，降低胶连作用，进而黄变老化失效，从而对组件的发电效率造成影响[6]。EVA材料作为光伏组件的主要封装材料，存在紫外稳定性差、材料易黄变老化的问题，即使光伏组件的玻璃面板通常有过滤紫外的功能，可以阻止大部分的UV-B辐射，但是通常很少阻止UV-A（320～400 nm）辐射。EVA材料受紫外线照射的作用，紫外光能量高于EVA链的断裂能，可显著加速EVA材料的老化，在高温和氧气的协同作用下，材料降解过程中会产生较长共轭体系的烯酮结构的生色基团，从而发生黄变，降低组件的透性，其降解氧化过程是不可避免的。

同时，EVA降解过程中产生乙酸，对EVA的降解黄变反应具有催化作用。EVA胶膜在经过多次脱乙酰反应后会变成长碳链的共轭烯烃，而共轭烯烃是生色团，链越长，EVA的颜色就会越深，从而使光伏组件的颜色从浅黄演变成深褐色。伴随着EVA材料降解，组件内部黏附力也将减小，严重时组件会发生层间脱落，光伏组件使用可靠性也会随之下降。组件的工作温度越高、紫外光的辐射强度越大，EVA材料的光降解反应的速度就越快。值得注意的是，紫外照射也会引起EVA材料的光漂白反应。具体来说，波长为310、370 nm的紫外光会诱发黄色降解产物中的生色团进一步反应而生成无颜色的物质，这一过程即称紫外漂白，同时，475 mn处的可见光也具有一定的漂白效果，光漂白反应在一定程度上减缓了EVA材料的黄变现象。在85 ℃以上，光降解反应占主导;在50 ℃以下，光漂白反应占主导。因此，在高原地区的光伏电站，组件的失效现象多为黄变现象。减少组件EVA材料黄变，对提高组件的发电效率是非常必要的。

3 结论

本文分析了我国的气候环境特点和各种气候环境下电站现场的组件老化失效情况，指出影响光伏组件失效的关键因素为温度、湿度和紫外，并分别探究了各个因子的具体影响，旨在为组件生产和应用提供有效的指导。

参考文献：

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[2]Firth S K，Lomas K J，Rees S J.A simple model of PV system performance and its use in fault detection[J].Solar Energy，2009（4）：624-635.

[3]黄庆举，林继平，魏长河，等.硅太阳能电池的应用研究与进展[J].材料开发与应用，2009（6）：93-6.

[4]殷志刚.太阳能光伏发电材料的发展现状[J].可再生能源，2008（5）：17-20.

[5]Wohlgemuth J，Kurtz S，Sample T，et al.Predicting PV module service life[C]//Proceedings of the Reliability of Photovoltaic Cells，Modules，Components，and Systems VI.2013.

[6]Klemchuk P，Ezrin M，Lavigne G，et al.Investigation of the degradation and stabilization of EVA-based encapsulant in field-aged solar energy modules[J].Polymer Degradation and Stability，1997（3）：347-365.