電站現場光伏組件老化失效研究

郭騰騰 張恩享 張寶峰 鄧巍 趙勇

摘 要：隨著全球經濟的迅速發展，人們對清潔能源的需求越來越大，太陽能作為清潔能源的典型代表，其使用范圍也不斷擴大。光伏電站作為太陽能利用的代表，光伏組件又作為光伏電站的核心部件，隨著使用時間的不斷增加，其老化現象日益凸顯。本文通過對我國的氣候類型及特點進行分析，利用組件歷史運行數據、檢測試驗數據以及文獻調研等方法整理了組件在不同氣候條件下的失效問題，同時分析了不同環境因子對組件老化失效的關聯程度，最后確認導致組件老化的關鍵因子。

關鍵詞：光伏組件;氣候類型;失效問題;組件老化因子

中圖分類號：TM615文獻標識碼：A文章編號：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

我國大部分陸地區域都處在北緯18°～53°，太陽能資源豐富。根據中國氣象局風能太陽能資源中心公布的數據，我國各地的太陽能年輻射總量保持在3 400～8 500 kW·h/m2，其中年均太陽輻射總量超過5 500 kW·h/m2的地區約占全國總面積的一半。

我國年平均總輻射量的地理分布如下：青藏高原及其周邊地區為6 700～8 400 MJ/m2;甘肅、寧夏、新疆、青海、內蒙古西部、山西北部為5 900～6 700 MJ/m2;秦嶺—淮河以北的北方地區（除大興安嶺北部地區）、福建和廣東的南部、臺灣和海南的大部為5000～5900 MJ/m2;湖南、湖北、廣西、江西、浙江、福建北部、廣東北部、陜西南部、江蘇北部、安徽南部以及黑龍江、臺灣東北部為4 200～5000 MJ/m2;四川、貴州為3 400～4 200 MJ/m2。

1 不同氣候條件下組件的老化失效問題

根據《環境條件分類 自然環境條件 溫度和濕度》（GB/T 4797.1—2018），我國氣候劃分為濕熱、亞濕熱、暖溫、干熱、寒溫I、寒溫II（高原）以及寒冷7種類型。光伏組件長期工作在各種環境條件下，不同的環境條件會對其造成不同程度的故障失效[1]。有研究對多個電站進行長達兩年的檢測，結果發現，在各種氣候環境的綜合作用下，組件故障造成的年電能損失率約為18.9%[2]。本研究對西安熱工研究院有限公司的20多個光伏系統、累計約210 MW的光伏電站組件進行分析。研究發現，不同氣候地區光伏組件的衰減和材料老化有一定差異和規律，尤其對于擁有亞濕熱、濕熱和溫帶等不同氣候類型及荒漠干旱、高原、沿海等多個地理特征的中國而言，其影響更加明顯。

1.1 荒漠干旱地區

青海、新疆、內蒙古和寧夏等西北部地區是近年國內光伏電站建設的集中地，這些地區光照資源充足，土地價格低，方便集中管理。但該地區氣候環境嚴苛，具體表現為干旱少雨，年太陽輻照量超過5 500 MJ/m2，冬夏及晝夜溫差較大，且部分地區地表沙化嚴重。對于耐候性差的背板來說，如聚酯（PET）和單層聚偏氟乙烯（PVDF）背板，變色發黃是一種常見的外觀失效。

圖1是寧夏使用4 a的組件，使用的是單層PVDF背板（PVDF薄膜/聚酯PET/黏接E層），背板內層顯著黃變，超過50%的同類型組件和背板存在類似問題。背板變色發黃是一種常見的外觀失效，現場IV測試結果顯示，黃變組件的平均功率衰減為11%左右，顯著高于戶外使用4 a組件功率衰減不超過5%的要求。

還有些在西部風沙活動地區使用的光伏組件，因其背板材料耐磨性差，厚度低，涂層被風沙磨損，背板內層PET很快直接暴露于苛刻大氣環境中，在使用不到兩年時間里出現加速老化失效。通過對青海安裝18個月的組件測量，其FEVE涂料背板外層減薄為16.5 μm，而標稱厚度為20 μm。

1.2 高原地區

西藏作為中國太陽輻射最多的地區，陽光直射比例大，年際變化小，大部分地區年日照時間為3 100～3 400 h。以拉薩為例，年太陽輻照量達7 600 MJ/m2，組件正面年紫外輻照量超過100 kW·h/m2。該地區組件的典型外觀失效主要表現為封裝材料變色、柵線變色、背板黃變脆化以及剝落。從在西藏使用9 a的組件來看，該組件使用的背板材料由空氣面向內依次為：白色聚酯PET/透明聚酯PET/黏接E層。該組件背板內層嚴重發黃，在電池片間隙位置，由于背板內外兩層都受到紫外照射，背板外層白色聚酯PET層幾乎全部剝落。

1.3 熱帶、亞熱帶地區

海南作為我國典型的熱帶濕熱氣候地區，年平均氣溫為22～27 ℃，年平均濕度超過80%。濕熱氣候地區具有高溫、高濕和強紫外等環境特點，對組件中的電池柵線、焊帶、EVA、背板等材料有顯著影響，在海南使用的光伏組件普遍存在電池柵線和焊帶腐蝕、封裝材料變色等問題（見圖2），該電站由多個4塊組件的獨立系統組成，其系統無一例外存在電池片、銀柵線和焊帶腐蝕問題，戶外功率測試設備已測不出電流和組件剩余功率。

另外，從電池片間隙可看到，封裝材料EVA黃變嚴重;部分區域還存在電池片和封裝材料脫層的現象，在接線盒部位，由于水汽通過背面玻璃打孔處，封裝材料嚴重脫層。這些雙玻組件使用鋁邊框封邊，仍不能阻止水汽進入組件及封裝材料的老化和電池部件的腐蝕。

1.4 沿海地區

沿海地區尤其是在近海和易積水的灘涂地區，空氣濕度較大，年均超過70%。水汽和鹽霧腐蝕是主要的環境老化因素。圖3是在江蘇沿海某地運行4 a的光伏組件典型失效照片。

經過長期的侵蝕，鋁邊框和硅膠密封部分失效，導致水汽進入組件。圖4是PVDF背板內層起泡和脫層，據隨機片區抽樣統計，起泡脫層組件比例約為6.2%。現場IV測試結果顯示，有PVDF背板脫層組件的功率衰減11%～14.7%。

2 關鍵老化因子

根據以上不同氣候地區運行電站組件的老化失效研究，在光伏組件的運行環境中，影響組件失效的因子包括光照、溫度、濕度、紫外線、風、雨、雪、冰雹等，多種因素共同作用。將不同組件失效模式和影響因子之間的關系匯總，如表1所示，結果表明，組件老化的最主要的影響因素為溫度、濕度、紫外。

2.1 溫度

太陽能光伏發電核心單元為太陽能電池，目前投入大規模商業化應用的主要是硅系太陽能電池：單晶硅太陽能電池、多晶硅太陽能電池和非晶硅太陽能電池[3]。溫度對硅太陽能電池的影響，主要反映在太陽能電池的開路電壓、短路電流、峰值功率等參數隨溫度的變化而變化[4]。

晶硅材料的溫度系數為210～212 mV/℃，即溫度每升高1℃，單體太陽能電池開路電壓降低210～212 mV，開路電壓是隨溫度的升高而降低的;太陽能電池的短路電流隨溫度的升高而升高;太陽能電池的峰值功率隨溫度的升高而下降（直接影響效率），其中單晶硅的功率溫度系數為-0.38%/℃～0.55%/℃，多晶硅的功率溫度系數為-0.39%/℃～0.55%/℃，即溫度每升高1 ℃，太陽能電池的峰值功率損失率為0.38%～0.55%。例如，工作在20 ℃的硅太陽電池，其輸出功率比工作在70 ℃的環境下高19%。

單塊光伏組件通常由內部光伏電池串聯和并聯組成。根據在西寧實地測量的結果，夏天時太陽能電池組件背表面溫度可以達到70 ℃，而此時的太陽能電池工作結溫度可以達到100 ℃，（額定參數標定均要求在25 ℃條件下），此時該組件的開路電壓與額定值相比將降低約210 mV×（100-25）=15.75 V;峰值功率損失率約為0.38%×（100-25）=28.5%。由此可以看出，晶硅太陽能電池工作在溫度較高情況下，開路電壓隨溫度的升高而大幅下降，使得系統工作點的電壓嚴重偏移，造成損壞;晶硅太陽能電池的輸出功率隨溫度的升高也大幅下降，致使太陽能電池組件不能充分發揮最大性能。

太陽能電池組件運行的實際環境溫度千差萬別，組件會因溫度變化而輸出電壓降低、電流增大，組件實際效率降低，發電量減少。因此，溫度引起的效率降低是必須考慮的一個重要因素，在研究溫度循環對組件的影響時，要考慮溫度循環變化引起的電壓變化，保證組件能在絕大部分時間內工作在最大功率范圍內，例如，晶硅電池的功率溫度系數一般為-0.38%/℃～-0.55%/℃，并且單晶功率溫度系數小于多晶。外界環境溫度的變化及組件在工作過程中產生的熱量致使組件溫度升高，也會造成組件的發電功率下降。

IEC 61215標準也明確提出，光伏組件的功率取決于電池的溫度。而電池溫度受環境溫度和太陽輻照度的影響。就我國高輻射地區青藏高原來說，其輻射特別適合光伏發電，但是青藏高原日溫差常年較大，一般保持在10～20 ℃，而IEC 61215標準規定的標準測試溫度25 ℃并不能反映組件的實際工作環境。因此，在研究溫度對組件老化影響時，要考慮組件能否適應溫度的循環變化，溫度循環也將是研究光伏組件老化因子必不可少的部分。

2.2 濕度

光伏組件封裝時，通常是通過一定的加工工藝使用EVA將太陽電池、前蓋板玻璃和背板黏合為一體，最終形成的光伏組件結構如圖5所示。前蓋板玻璃通常使用具有透光、隔離與抗壓作用的鋼化玻璃;EVA充滿于電池片與鋼化玻璃和背板之間，起到黏接、密封和保護電池片的作用;背板可以起到防腐蝕、固定的作用。但是，光伏組件長期在戶外工作，受到各種環境因素的影響，而濕度環境會侵蝕組件，導致組件封裝材料起泡、脫層、老化、絕緣性降低等問題[5]。

濕度環境條件下最主要的老化現象是組件分層，主要包括EVA與前蓋板分層、EVA與電池片分層、背板與EVA分層。組件分層的主要原因是EVA黏著能力下降。黏著能力下降是因為EVA受戶外紫外照射、溫度、濕度和氧氣的共同作用發生老化。在光和熱的條件下，EVA與組件內部的氧氣發生化學反應：第一類是脫乙酰反應，生成乙酸和烯烴;第二類是脫乙醛反應，生成乙醛和一氧化碳、二氧化碳、甲烷等氣體。在濕熱氣候下，濕氣滲透入組件從而導致組件內發生各種物理和化學的降解，如金屬結構腐蝕，造成金屬離子的污染和腐蝕性鹽分積累，光伏組件所含的氟可以腐蝕組件界面的連接。

圖6為建設在濕熱環境下的電站使用過程中組件的EL圖。通過EL圖可以看出，組件出現了隱裂、焊點老化、短路和斷路等不同程度的缺陷。這將直接影響組件的耐久性和可靠性，進而影響組件壽命。因此，濕度對組件性能的影響還是非常值得注意的。

2.3 紫外

太陽光是由不同波長的單色光組成的復合光。在各色光中，紫外光約占6%，會讓EVA材料催化，降低膠連作用，進而黃變老化失效，從而對組件的發電效率造成影響[6]。EVA材料作為光伏組件的主要封裝材料，存在紫外穩定性差、材料易黃變老化的問題，即使光伏組件的玻璃面板通常有過濾紫外的功能，可以阻止大部分的UV-B輻射，但是通常很少阻止UV-A（320～400 nm）輻射。EVA材料受紫外線照射的作用，紫外光能量高于EVA鏈的斷裂能，可顯著加速EVA材料的老化，在高溫和氧氣的協同作用下，材料降解過程中會產生較長共軛體系的烯酮結構的生色基團，從而發生黃變，降低組件的透性，其降解氧化過程是不可避免的。

同時，EVA降解過程中產生乙酸，對EVA的降解黃變反應具有催化作用。EVA膠膜在經過多次脫乙酰反應后會變成長碳鏈的共軛烯烴，而共軛烯烴是生色團，鏈越長，EVA的顏色就會越深，從而使光伏組件的顏色從淺黃演變成深褐色。伴隨著EVA材料降解，組件內部黏附力也將減小，嚴重時組件會發生層間脫落，光伏組件使用可靠性也會隨之下降。組件的工作溫度越高、紫外光的輻射強度越大，EVA材料的光降解反應的速度就越快。值得注意的是，紫外照射也會引起EVA材料的光漂白反應。具體來說，波長為310、370 nm的紫外光會誘發黃色降解產物中的生色團進一步反應而生成無顏色的物質，這一過程即稱紫外漂白，同時，475 mn處的可見光也具有一定的漂白效果，光漂白反應在一定程度上減緩了EVA材料的黃變現象。在85 ℃以上，光降解反應占主導;在50 ℃以下，光漂白反應占主導。因此，在高原地區的光伏電站，組件的失效現象多為黃變現象。減少組件EVA材料黃變，對提高組件的發電效率是非常必要的。

3 結論

本文分析了我國的氣候環境特點和各種氣候環境下電站現場的組件老化失效情況，指出影響光伏組件失效的關鍵因素為溫度、濕度和紫外，并分別探究了各個因子的具體影響，旨在為組件生產和應用提供有效的指導。

參考文獻：

[1]Liu G，Marshall J S.Particle transport by standing waves on an electric curtain[J].Journal of Electrostatics，2010（4）：289-298.

[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]黃慶舉，林繼平，魏長河，等.硅太陽能電池的應用研究與進展[J].材料開發與應用，2009（6）：93-6.

[4]殷志剛.太陽能光伏發電材料的發展現狀[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.