无人机红外热成像测试系统在光伏组件热斑检测中的应用

2022-10-09林志鸿梁健锋刘书强胡振球孙韵琳

太阳能 2022年9期

曾飞，林志鸿，梁健锋，刘书强，胡振球，孙韵琳

(1.广东产品质量监督检验研究院，佛山 528300；2.广东华矩检测技术有限公司，佛山 528300)

0 引言

在光伏电站的故障类型中，光伏组件热斑是最常见的一种，其往往会降低光伏电站发电量，严重时甚至会导致光伏组件被烧穿，从而造成重大安全隐患。在传统的光伏组件热斑检测中，通常使用手持式红外热成像仪进行检测排查，但对于规模大、地貌复杂的光伏电站而言，此种方式往往存在耗时长、人工成本高的缺点，而且容易给检测人员带来较大的安全风险。

近年来，因无人机红外热成像测试系统能高效、准确、安全地完成光伏组件热斑排查任务，已逐渐取代手持式设备，成为光伏电站检测、巡查、故障排查的重要手段。本文在环境条件接近的情况下，利用无人机红外热成像测试系统对4个典型光伏电站进行全面的光伏组件热斑检测，通过统计分析大量数据，研究不同类型光伏电站和不同类型光伏组件的热斑分布规律及主要成因。

1 热斑成因及其影响

1.1 热斑形成的原因

热斑形成的原因主要有3种：1)光伏组件内部存在缺陷，主要包括太阳电池的隐裂、裂片、漏电、混档、焊接不良、背板划伤、PID效应等问题；2)外部因素，比如光伏组件局部被云、灰尘、鸟粪遮挡，或被植物、建筑物、光伏阵列等物体的阴影遮挡[1]；3)施工原因，比如光伏组串正、负极接反，使其余组串对其反向供电，导致该光伏组串内的所有太阳电池都处于发热状态。上述原因均会使光伏组件内的太阳电池成为耗电单元，导致光伏组件局部过热，从而形成热斑。

1.2 热斑效应的影响

热斑效应产生的影响主要有2种：1)产生热斑的光伏组件会消耗其他光伏组件所发的部分电量，降低光伏电站整体电力输出；2)产生热斑的光伏组件的局部温度偏高，轻则加速光伏组件老化，重则导致太阳电池局部烧毁、焊点熔化、玻璃盖板炸裂，甚至引发火灾[2]，严重影响光伏电站的安全运行。

2 无人机红外热成像测试系统的原理和优势

对于建设在屋顶、山地、水面、大棚等地方的光伏电站，如果采用以往传统的人工手持式红外热像仪进行检测排查，往往会因光伏组件安装过高、人员操作不便而导致检测效率低下，且对于装机容量大的光伏电站而言，耗时太长。采用无人机红外热成像测试系统进行检测排查，即以无人机作为飞行平台，搭载可见光相机及红外光热成像相机，可以克服复杂地貌的限制，实现精准化检测，不仅可以提高巡检的效率，更可以快速响应[3-5]。因此，该方式近年来在大型光伏电站中得到大量应用。

此外，由于无人机红外热成像测试系统可在短时间内完成大批量光伏组件的红外检测，使检测过程中太阳辐照度、风速、风向、环境温度等外界条件相近，因此通过大数据统计分析，可以对热斑的分布规律、严重程度和形成原因进行研究，有利于科学合理地评价光伏电站的建设质量。

本文使用的无人机红外热成像测试系统由无人机、红外热成像相机及可见光相机3部分组成，主要技术参数如表1所示。

表1 无人机红外热成像测试系统的主要技术参数Table 1 Main technical parameters of UAV infrared thermal imaging test system

3 实测案例分析

在太阳辐照度、环境温度等外界条件非常接近的情况下，采用无人机红外热成像测试系统检测了4个典型的光伏电站，并从光伏电站类型、光伏组件类型2个方面进行热斑效应的对比研究。为便于对比分析，检测均在太阳辐照度大于700 W/m2时进行，每个光伏电站的检测覆盖所有的光伏组件，对检测期间热斑的平均温差、热斑的平均温度、热斑的最高温度及热斑光伏组件的占比进行统计。其中：热斑的平均温差是指所有热斑光伏组件的热斑温度与相应光伏组件中心温度差值的平均值；热斑光伏组件的划分标准根据CNCA/CTS 0016—2015《并网光伏电站性能检测与质量评估技术规范》的规定[6]，当同一块光伏组件内的温差大于20 ℃时，将其视为热斑光伏组件。由于光伏组件背板温度与检测期间的太阳辐照度、环境温度有较大关系，应结合太阳辐照度和环境温度曲线进行分析，因此本文同时记录了检测期间的太阳辐照度、环境温度、光伏组件背板温度曲线。

3.1 不同类型光伏电站的热斑效应对比

在广东地区选取山地光伏电站和彩钢瓦屋顶光伏电站各1个，装机容量分别为25 MWp和10 MWp，均安装标称功率为270 Wp的多晶硅单面光伏组件，光伏组件安装倾角分别为15°、2°(沿屋面平铺)；山地光伏电站中光伏组件最低点离地面的高度约为1.5 m，彩钢瓦屋顶光伏电站中光伏组件最低点离屋面的高度为15 cm，具体如图1所示。检测时间为4月，由于彩钢瓦屋顶光伏电站中污渍对光伏组件的遮挡较为严重，在检测前对所有光伏组件进行了清洗，清洗后的第5天进行热斑检测；而山地光伏电站中的光伏组件较为干净，因此未清洗。热斑检测前在现场通过对测得的光伏组件最大功率进行现场比对，发现2个光伏电站的污渍遮挡率均约为2%。

图1 不同类型光伏电站的光伏组件安装方式Fig.1 PV module installation methods of different types of PV power stations

对检测当天的太阳辐照度进行监测，以保证在太阳辐照度大于700 W/m2后才开展检测。检测当天2个光伏电站的太阳辐照度、环境温度和光伏组件背板温度曲线如图2所示。

图2 检测当天2个光伏电站的太阳辐照度、环境温度及光伏组件背板温度对比Fig.2 Comparison of solar irradiance，ambient temperature and PV module backplane temperature of two PV power stations during test day

从图2中可以看出：检测期间，山地光伏电站的太阳辐照度相对稳定，虽然彩钢瓦屋顶光伏电站为多云天气，但大部分时段的太阳辐照度还是相对较高；彩钢瓦屋顶光伏电站的环境温度比山地光伏电站的平均高10 ℃左右，而且前者的光伏组件背板温度比后者的也高10 ℃左右，这与光伏组件的安装方式有直接关系。光伏组件平铺在金属屋面上，不利于其背面散热，因此，彩钢瓦屋顶光伏电站的光伏组件背板温度大幅高于山地光伏电站的光伏组件背板温度。

由于屋顶光伏电站的光伏组件更易积尘、积灰，若清洗不及时，长期可能会形成无法清洗的污渍。虽然本次检测前对彩钢瓦屋顶光伏电站的光伏组件进行了清洗，但其污渍遮挡率仍约为2%。由于存留的污渍无法清洗干净，仍会增大热斑出现的概率。

山地光伏电站与彩钢瓦屋顶光伏电站的热斑统计结果如表2所示。

从表2可以看出：虽然2个光伏电站的热斑平均温差较为接近，都略高于20 ℃，但彩钢瓦屋顶光伏电站的热斑平均温度明显较高，达到了75.5 ℃，这是因为此类光伏电站中的光伏组件背板温度普遍较高导致的；彩钢瓦屋顶光伏电站中热斑光伏组件的占比为0.16%，明显高于山地光伏电站的0.09%。综上可知：彩钢瓦屋顶光伏电站的热斑效应比山地光伏电站的显著，此类光伏电站更容易出现热斑，且热斑温度也更高。

表2 2个光伏电站的热斑统计结果Table 2 Statistical results of hot spots for two PV power stations

此外，从上述2个光伏电站中各抽取1%的光伏组件进行EL测试，测试结果显示：彩钢瓦屋顶光伏电站的缺陷光伏组件(包含太阳电池隐裂、裂片，背板划伤等缺陷)占比为46%，山地光伏电站的则低于1%。由此可知，彩钢瓦屋顶光伏电站的光伏组件质量明显较差，这是由于彩钢瓦屋顶光伏电站容易出现暴力施工和运维，而这也是造成光伏组件热斑的重要原因。

无人机红外热成像测试系统拍摄的山地光伏电站与彩钢瓦屋顶光伏电站的可见光照片和红外图像，分别如图3、图4所示。

图3 山地光伏电站的可见光照片和红外图像Fig.3 Visible light photo and infrared image of mountain PV power station

图4 彩钢瓦屋顶光伏电站的可见光照片和红外图像Fig.4 Visible light photo and infrared image of color steel tile roof PV power station

通过对光伏电站中的热斑位置进行分析发现：由于山地光伏电站中的光伏方阵有的位于山上，有的位于山下，而大部分热斑出现在位于山下的光伏组件上，尤其是光伏组件下方受杂草遮挡处。因此，为减少热斑效应，山地光伏电站应加强杂草清除。彩钢瓦屋顶光伏电站的热斑分布较为分散，这与缺陷光伏组件的随机分布及光伏组件下方更容易积灰有关。因此，屋顶光伏电站更应设法改善光伏组件的散热条件，严格监控光伏组件的生产和施工质量。

3.2 不同类型光伏组件的热斑效应对比

在贵州地区选取2个山地光伏电站，均位于黔西南州，装机容量分别为10 MWp和56 MWp，光伏组件分别使用标称功率为320 Wp的单面PERC多晶硅光伏组件(下文简称为“单面光伏组件”)和标称功率为430 Wp(正面)的双面PERC单晶硅光伏组件(下文简称为“双面光伏组件”)，光伏组件的安装倾角均为20°，光伏组件最低点离地高度均为1 m，均采用混凝土基础和热镀锌光伏支架。单面光伏组件由整片PERC太阳电池串联而成，采用白色背板；双面光伏组件由半片PERC太阳电池串并联而成，3个分体接线盒均位于光伏组件中部，边框采用铝合金边框，背板采用透明高分子材料，光伏支架安装形式与常规单面光伏组件的支架安装形式相同。双面光伏组件的接线盒、边框及光伏支架的安装形式如图5所示。

图5 双面光伏组件的接线盒、边框及光伏支架的安装形式Fig.5 Installation form of junction box，frame and PV bracket for bifacial PV modules

检测时间为3月，检测当天采用不同类型光伏组件的光伏电站的太阳辐照度、环境温度、光伏组件背板温度曲线如图6所示。

图6 采用不同类型光伏组件的光伏电站的太阳辐照度、环境温度及光伏组件背板温度对比Fig.6 Comparison of solar irradiance，ambient temperature and PV module backplane temperature of PV power stations using different types of PV modules

从图6可以看出：在太阳辐照度大于700 W/m2的检测期间，2个光伏电站的太阳辐照度都较为稳定，但采用单面光伏组件的光伏电站的太阳辐照度比采用双面光伏组件的光伏电站的略高；2个光伏电站的环境温度非常接近；但双面光伏组件的背板温度比单面光伏组件的低，当太阳辐照度高于700 W/m2时，双面光伏组件和单面光伏组件的背板温度平均值分别为35.0 ℃和50.8 ℃，最高温度的差距最大时接近20 ℃。由此可见，双面光伏组件虽然发电功率较高、工作电流较大，但其在降低工作温度方面具有非常大的优势。

采用不同类型光伏组件的2个光伏电站的热斑统计结果如表3所示。

表3 采用不同类型光伏组件的2个光伏电站的热斑统计结果Table 3 Statistical results of hot spots of two PV power stations using different types of PV modules

从表3可以看出：虽然2个光伏电站的热斑平均温差较为接近，但采用单面光伏组件的光伏电站的热斑平均温差比采用双面光伏组件的光伏电站的略高；采用单面光伏组件的光伏电站的热斑平均温度比采用双面光伏组件的光伏电站的高10 ℃，这主要是因为单面光伏组件的工作温度较高；采用双面光伏组件的光伏电站的热斑光伏组件占比为0.05%，高于采用单面光伏组件的光伏电站的0.02%，且前者的热斑最高温度也较高。由此可见，与采用单面光伏组件的光伏电站相比，采用双面光伏组件的光伏电站虽然组件工作温度和热斑平均温度都较低，但热斑光伏组件的占比更高。

利用无人机红外热成像测试系统对2个光伏电站进行检测，得到大量热斑光伏组件的图像，通过分析这些图像，发现双面光伏组件因其背面可以发电的特殊性及其结构设计原因，热斑形成机制比单面光伏组件的更为多样。双面光伏组件不同部位产生的热斑的红外图像如图7所示。

图7 双面光伏组件不同部位产生的热斑的红外图像Fig.7 Hot spots infrared images generated in different parts of bifacial PV modules

下文针对双面光伏组件不同部位产生热斑的原因进行分析：

1)对于双面光伏组件下方产生的热斑，可能是由于双面光伏组件内的上、下排太阳电池存在高度差，导致双面光伏组件背面接收的太阳辐照度不均匀。通常，下排太阳电池接收的太阳辐照度较低、工作电流较小，使双面光伏组件内的太阳电池存在失配现象，从而产生热斑。

2)对于接线盒附近产生的热斑，由于双面光伏组件使用的是3个分体接线盒，安装于光伏组件中部(见图5a)，一方面，接线盒对太阳电池背面造成了遮挡，这种遮挡会造成太阳电池失配现象；另一方面，双面光伏组件发电时接线盒的温度较高，会对其附近的太阳电池产生加热效应。这两方面因素的影响导致部分双面光伏组件在接线盒附近存在明显的热斑。

3)对于光伏支架遮挡部位产生的热斑，由于双面光伏组件的支架设计方案采用的是常规单面光伏组件的支架设计方案，檩条对部分太阳电池的背面造成了遮挡(见图5c)，使太阳电池产生失配现象，因此部分双面光伏组件在支架遮挡部位出现了热斑。

综上可知，双面光伏组件因其背面发电特性、背面接收太阳辐照度的不均匀性，会在一定程度上提高热斑形成风险，应予以关注。