简述光伏组件热斑耐久试验的主要步骤及其原理

仲政祥，胡晋荣，卢 杰，陈 栋，陈 勇

(中认南信检测技术有限公司，南京 210023)

0 引言

能源短缺一直是阻碍我国经济发展的主要瓶颈之一，随着化石能源的日益匮乏及其对环境污染的不断加重，改变能源结构成为我国长期的战略目标。为此，我国逐渐减少了对煤炭等化石能源的使用，并大力开发了各种清洁的可再生能源。太阳能是一种取之不尽、用之不竭的可再生能源，光伏发电是其主要的利用方式之一，而光伏组件是该方式下将太阳能的光能转换为电能的重要设备。

在我国，以无锡尚德太阳能电力有限公司为代表的光伏企业自2004年之后如雨后春笋般的出现并迅速发展，2008年我国光伏组件的出货量达到全球第一，其中90%的光伏组件出口至国外。但随着2011年欧洲光伏补贴的减少及美国对我国光伏组件实施的“双反”政策，国内光伏企业举步维艰；随后国家与地方政府均出台了各种优惠及补贴政策，促进了我国国内光伏电站的建设，从西部地区到东部地区逐渐建设了各种集中式和分布式光伏电站。之后，随着国内光伏补贴的减少及光伏扶贫工作的开展，工商业屋顶光伏电站及扶贫光伏电站逐渐成为国内光伏行业发展的主流，但由于这2类光伏电站的业主均不具备相应的光伏电站运维知识，电站中常存在建筑物、植物、灰尘等遮挡光伏组件的情况，进而导致被遮挡的光伏组件产生热斑现象。而热斑现象若长期得不到解决，轻则会造成光伏组件的性能衰减，重则会引发火灾。基于此，本文首先对光伏组件热斑现象的产生原因进行了分析，然后针对产生热斑后光伏组件中太阳电池串的电路情况进行了研究，并阐述了通过热斑耐久试验寻找光伏组件中发生最严重热斑现象的太阳电池的方法及确定热斑现象最严重的光伏组件遮挡方式。

1 热斑现象的产生原因

照射在光伏组件上的太阳光一部分会被吸收，而另一部分会被反射，反射的太阳光基本不会对光伏组件的工作温度产生影响；而被光伏组件吸收的太阳光中，一部分是用于光电转换，另一部分则会产生热量，使光伏组件的工作温度上升。在风速一定的情况下，正常工作的光伏组件的背面温度与环境温度之间的差值大小一般仅与太阳辐照度有关，且二者呈线性关系。通常，光伏组件并网时的背面温度应比其处于开路状态时的背面温度低。

当某个串联的太阳电池串中存在被遮挡或有缺陷的太阳电池时，该电池将会被当作负载来消耗电池串中其他正常接收光照的电池所产生的能量[1]，导致该电池的表面温度远高于电池串中其他正常电池的表面温度，即产生了热斑现象。热斑现象会严重损坏太阳电池，并会导致光伏组件局部发热。由于光伏组件内部的太阳电池一般采用串联结构，为了防止因某块电池产生热斑现象而导致整个电池串的电流下降，需在组件内部每隔数个电池串并联1个旁路二极管，当发生严重的光伏组件遮挡情况时，电流会流经旁路二极管以避开被遮挡的太阳电池，从而确保光伏组件正常、安全地运行。

光伏组件产生热斑现象的常见原因主要包括：1)由光伏组件的生产过程导致。比如，在光伏组件生产时未严格筛选太阳电池，导致存在太阳电池黑斑、隐裂及太阳电池串联失配等缺陷，造成部分太阳电池的光生电流低于太阳电池串正常状态下的工作电流，存在缺陷的电池被迫反向消耗功率，导致其温度上升幅度较大，从而产生热斑现象。2)在光伏组件运输或安装过程中因外力造成太阳电池产生裂缝或破碎。3)光伏电站运维不到位，存在建筑物、植物、鸟屎或灰尘等遮挡情况。本文主要针对第3种情况进行分析。

运行的光伏组件被遮挡的实物图如图1所示，被遮挡的光伏组件内某块太阳电池产生热斑后的红外图像如图2所示。结合图1、图2可知，光伏组件被遮挡后，受到遮挡的太阳电池极有可能会产生热斑。

图1 运行的光伏组件被遮挡的实物图Fig.1 Photo of operating PV module being shaded

图2 产生热斑的太阳电池的红外图像Fig.2 Infrared image of solar cell that produces hot spot

2 产生热斑现象的太阳电池串的电路图

以某厂家生产的晶体硅光伏组件为例。该组件由60片太阳电池组成，每20片太阳电池为1个太阳电池串，每个太阳电池串并联1个旁路二极管，共3个旁路二极管。假设某太阳电池串内的某片太阳电池全部被遮挡，并由此产生了热斑现象，现对该太阳电池串的电路情况进行分析。由于被遮挡的太阳电池与剩余的太阳电池属于串联关系，因此将19片未被遮挡的太阳电池等效视为1个电源，用S19表示；被遮挡的1片太阳电池用S遮表示。该太阳电池串的电路图如图3所示。图中：Imp为光伏组件的最大功率点电流；Ud为旁路二极管的两端电压；Rs19、Rsh19分别为S19的等效串联电阻和等效并联电阻；Rs遮、Rsh遮分别为S遮的等效串联电阻和等效并联电阻；ψ1、ψ2、ψ3、ψ4分别为太阳电池内的各点电势，对于正常状态的太阳电池，其电势升高方向应与内部的电流方向一致，即ψ4>ψ3，但由于S遮相当于负载，因此该电池电势升高方向与内部的电流方向相反，即ψ1>ψ2。

图3 存在热斑现象的太阳电池串的电路图Fig.3 Circuit diagram of solar cell string with hot spot phenomenon

由于该太阳电池串并联了1个旁路二极管，则该旁路二极管的两端电压Ud可表示为：

式中：U19为S19的光生电压；U遮为S遮的反向电压。

当通过电路中的电流I发生改变时，U遮会随之发生改变，相应的Ud也会发生改变。

当Ud>0时，旁路二极管被反向截止，此时Ud的值越高，U遮的绝对值就越低。

当Ud=0时，U遮=-U19，此时S遮两端的电压最大，S19所产生的光生电压全部加载至S遮的两端，此时S遮消耗的功率Q可表示为：

当Ud<0时，由于旁路二极管一般为锗二极管，直到Ud=-0.3 V时旁路二极管全部被导通。通常，单片晶体硅太阳电池的光生电压约为0.7 V。

因此，U遮=Ud–U19=(-0.3)–19×0.7=-13.6 V。

但此时通过S遮的电流为零，因此这时这片被遮挡的太阳电池不发热。

3 光伏组件热斑耐久试验的步骤与方式

随着光伏组件的封装工艺不断提升，封装较好的光伏组件应具备较大的并联电阻和较低的串联电阻。通常，在光伏组件的使用过程中，无论组件中哪片太阳电池被遮挡均会使光伏组件产生热斑现象，当旁路二极管即将被导通时，被遮挡太阳电池在发热时其反向电压最高。光伏组件热斑耐久试验的步骤主要包括寻找最易发生热斑现象的太阳电池和寻找热斑现象最严重的光伏组件遮挡方式。

3.1 寻找最易发生热斑现象的太阳电池

寻找最易发生热斑现象的太阳电池的方法为：按照IEC 61215: 2005[2]的要求，根据太阳电池的特性，一般可将光伏组件内部的太阳电池分为A类和B类，因此在进行热斑耐久试验时，先要判定太阳电池的种类。对于A类太阳电池而言，最易发生热斑现象的是并联电阻最小的太阳电池；对于B类太阳电池而言，最易发生热斑现象的是并联电阻最大的太阳电池。

正常运行的光伏组件的I-V曲线示意图如图4所示。图中，I-V曲线与横轴交汇处的切线的斜率的倒数为电路中的串联电阻Rs，当Rs趋向零时，这条切线垂直于横轴；I-V曲线与纵轴交汇处的切线的斜率的倒数为电路中的并联电阻Rsh，当Rsh趋向无穷大时，这条切线趋于水平。

图4 正常运行的光伏组件的I-V曲线示意图Fig.4 Schematic diagram of I-V curve of PV module in normal operation

填充因子FF的高低是考核太阳电池性能好坏的因素之一，其值越高，表示太阳电池的性能越好。由图4可知，当Rsh值越大、Rs值越小时，太阳电池的FF也就越高，但其值总是小于1。

根据IEC 61215: 2005[2]中的热斑耐久试验要求可知，当1串太阳电池串(电池数量为s)中某片太阳电池被全部遮挡时，该片太阳电池的两端电压为(s-1)片太阳电池产生的光生电压。当被遮挡太阳电池的反向I-V曲线先与(s-1)片太阳电池的最大功率点电压Vmp相交时，将此类太阳电池定义为“A类太阳电池”，此类电池的并联电阻较大；若被遮挡太阳电池的反向I-V曲线先与(s-1)片太阳电池的短路电流Isc相交时，将此类太阳电池定义为“B类太阳电池”，此类电池的并联电阻较小。分类具体如图5所示。

图5 被遮挡太阳电池的分类Fig.5 Classification of shaded solar cells

随着太阳电池技术不断提升，光伏组件的并联电阻也越来越高，因此光伏组件采用的是A类太阳电池的概率较高。对于A类太阳电池而言，光伏组件的并联电阻越低，其越容易产生热斑；对于B类太阳电池而言，光伏组件的并联电阻越高，其越容易产生热斑。

在同一块光伏组件中，不同品质的太阳电池具备不同的并联电阻，因此根据IEC 61215-2:2016[3]，通过将该光伏组件中不同的整片太阳电池依次进行全部遮挡来测试该光伏组件的I-V特性，并将得到的所有I-V曲线集中至同一张图中，如图6所示。从图6可知，太阳电池依次被全部遮挡时生成的光伏组件I-V曲线不是平滑的曲线，全部出现了较大的拐角，在拐角处旁路二极管被导通；并且旁路二极管被导通时的最大导通电流远低于太阳电池未被遮挡时生成的Imp。由此可知，此光伏组件采用的是A类太阳电池，而旁路二极管的导通电流最大时对应的太阳电池即为并联电阻最小的太阳电池，也是最易发生热斑现象的太阳电池。

图6 不同情况下的光伏组件I-V曲线Fig.6 I-V curves of PV modules in different situations

3.2 寻找热斑现象最严重的光伏组件遮挡方式

由上文可知，对于A类太阳电池而言，可通过全部遮挡组件中某片太阳电池并测试遮挡后光伏组件的I-V特性来寻找并联电阻最小的太阳电池，从而确定最易发生热斑现象的太阳电池。而当逐渐减少遮挡面积后，随着遮挡面积的减小，流经旁路二极管的电流不断增大，当旁路二极管全部被导通时的导通电流与Imp相等时，此种情况下对应的太阳电池的单位面积发热量最多，而该遮挡面积下的太阳电池发生的热斑现象最严重。不同太阳电池遮挡面积下的光伏组件I-V特性如图7[3]所示。

图7 不同太阳电池遮挡面积下的光伏组件I-V特性Fig.7 I-V characteristics of PV modules under different shaded areas of solar cells

进行热斑耐久试验时发现，光伏组件采用A类太阳电池时居多。单片A类太阳电池最严重的遮挡情况一般是出现在电池遮挡面积为5%～10%时。以单片太阳电池面积243 cm2为例，其Imp一般为8.0～8.5 A，本文取8 A。以上文的20片电池中1片被全部遮挡时的情况为例，则按照式(2)可得到Q=106.4 W。

若电池遮挡面积为5%时，则该片电池上未被遮挡的面积A的单位面积上的热功率密度J可表示为：

式中，A=243×5%=12.15 cm2，代入相关数值后可得J=8.8 W/cm2。由此可知，发生热斑现象时太阳电池单位面积上的发热量较高，若热量长期聚集，将严重影响组件中的电池寿命，同时还会造成背板黄变和EVA性能退化，降低光伏组件的使用年限。

若某光伏组件采用的均为B类太阳电池，可根据遮挡太阳电池后旁路二极管的导通电流等于Imp来确定热斑现象最严重的遮挡方式。当某片太阳电池被全部遮挡时，旁路二极管的导通电流大于Imp；若减少该片太阳电池的被遮挡面积，旁路二极管的导通电流会更大于Imp。因此需要增加太阳电池的遮挡数量来降低旁路二极管的导通电流，直到太阳电池的被遮挡面积大到可使旁路二极管的导通电流等于Imp时，此时才是B类太阳电池热斑现象最严重的光伏组件遮挡方式。

4 结论

本文对热斑耐久试验的主要步骤进行了简述，揭示了各个操作步骤的原理，根据A类太阳电池和B类太阳电池所表现出的特性，指出了寻找这2类太阳电池中最易发生热斑现象的太阳电池的方式。太阳电池产生热斑后，轻则会造成光伏组件性能衰减，重则会引发火灾，因此在光伏电站实际运行过程中，应尽可能避免各种因素造成的光伏组件中的太阳电池遮挡情况。