淺析熱斑光伏組件的危害控制

摘 要：隨著光伏電站運行時間的增加，光伏組件熱斑故障帶來的危害是亟待解決的問題。通過探討光伏電站中熱斑光伏組件的成因及危害，對現有的熱斑光伏組件檢測方法進行優缺點分析，從光伏組件內部、外部和光伏電站全生命周期3個方面提出熱斑光伏組件危害控制方法。對于內部質量問題造成的熱斑故障，提出按熱斑光伏組件不同位置之間的溫差進行分類，并評估熱斑光伏組件對光伏電站發電量的影響和光伏電站存在的安全隱患；基于光伏組件市場價格、光伏電站成本回收期，再根據熱斑光伏組件的嚴重程度，對更換熱斑光伏組件與否進行性價比分析，依據分析結果判定是否更換光伏組件。以期該方法為光伏電站的安全穩定運行提供理論支持和實踐指導。

關鍵詞：光伏電站；熱斑；光伏組件；發電量；熱斑檢測；危害控制

中圖分類號：TM615 文獻標志碼：A

0 "引言

國家能源局于2024年12月15日發布數據顯示，截至2024年底，中國光伏發電裝機約為8.4億kW，光伏發電平均利用率保持在95%以上[1]。中國現階段光伏發電裝機規模巨大，市場儲備規模雄厚，以戈壁、荒漠、沙漠地區為重點的第3批大型風光大基地正在有序推進建設，各省“十四五”期間的規劃光伏發電裝機容量巨大，僅公開信息顯示的26個省份的規劃光伏發電裝機容量就已超過406.55 GW，預計未來4年全國新增裝機容量將達355.5 GW。

隨著中國光伏行業的快速發展，除百萬千瓦級大型光伏基地正如火如荼地建設之外，分布式光伏電站也在陸續審批建設中。然而，光伏組件長期以來存在的熱斑故障尚未得到徹底解決，對光伏電站的運行效率和安全性構成了嚴重威脅，隨著光伏電站運行時間的增加，這一問題日益突出。

本文對存在熱斑故障的光伏組件（下文簡稱為“熱斑光伏組件”）的危害和檢測方法進行深入分析，并探討有效的危害控制方法，以期為光伏電站的安全、穩定運行提供理論支持和實踐指導。

1 "熱斑光伏組件的成因及危害分析

當光伏組件中1片或幾片太陽電池被遮擋或因質量問題處于低效狀態時，若光伏組件的工作電流超過了此類太陽電池的短路電流，則此類太陽電池會成為電路中的負載，消耗其他區域產生的電能，導致光伏組件局部過熱，進而成為熱斑光伏組件[2]。

具體來說，熱斑光伏組件的形成原因既有外部因素也有內部因素。外部因素主要包括光伏組件表面積塵、被雜草或樹木遮擋（如圖1所示）、光伏方陣間距不足，以及大型遮擋問題（比如：山體遮擋）；外部因素會導致光伏組件中部分太陽電池無法正常接收太陽光，最終發生熱斑故障。內部因素主要包括太陽電池存在混檔、虛焊、隱裂、碎片、電勢誘導衰減（PID）效應、蝸牛紋等質量問題，這些問題造成太陽電池降低光電轉換效率，存在低效太陽電池的光伏組件長時間運行會發生熱斑故障。

熱斑故障一方面會造成光伏組件局部溫度升高（最高時可達150 ℃）使太陽電池的柵線、焊帶熔化，改變太陽電池表面的電流收集方向，甚至發生內部短路或導通旁路二極管，從而影響光伏組件的安全穩定運行；與此同時熱斑故障還會造成大量的光伏組件背板擊穿，嚴重時會引發光伏電站火災。另一方面，熱斑故障會造成光伏組件絕緣性能下降，產生PID效應，降低光伏組件及光伏組串的輸出功率，對整個光伏電站的發電量產生巨大影響。

2 "熱斑光伏組件的檢測方法

2.1 "常規檢測方法

在光伏電站的熱斑光伏組件檢測方法中，較為常見的方法是通過手持式熱紅外成像儀對光伏組件進行監測。這種方法要求被檢測的熱斑故障面積必須大于紅外熱成像鏡頭的掃描范圍，以保證采集的光伏組件表面溫差數據能準確反映實際情況，且為避免誤差，需盡量避免陽光直射鏡頭。根據現場檢測的實際經驗，當同一塊光伏組件表面不同位置之間的溫差大于20 ℃時，視為熱斑光伏組件。雖然人工通過手持式紅外熱成像儀檢測發現熱斑光伏組件的準確率較高，但其存在檢測時間長、工作效率低、成本高的缺點。

筆者團隊于2017年9月對青海省德令哈市某30 MW光伏電站開展了熱斑光伏組件檢測工作，測試人員為2人，測試儀器為2臺型號為FLUKE Ti32的紅外熱成像儀，測試周期為1個月。經過檢測共發現77塊問題光伏組件，其中熱斑光伏組件為40塊，存在旁路二極管問題的光伏組件為37塊，這兩類光伏組件的紅外熱成像圖 "如圖2所示。

此外，進行檢測時發現，該光伏電站中存在其他影響光伏組件發電量及安全隱患的情況，比如：光伏組件玻璃碎裂，光伏組串中有光伏組件未連接，以及光伏組串無標識等。

2.2 "機器視覺檢測方法

利用無人機紅外熱成像檢測系統進行光伏電站中熱斑光伏組件的排查，是近幾年技術上較為成熟、且市場使用量較大的機器視覺檢測方法，可提供智能化檢測服務。該檢測系統由無人機、紅外熱成像儀、可見光成像儀、地面站控制系統、飛行控制系統、GPS定位裝置及相關配套軟件系統組成。無人機可快速完成熱斑光伏組件的檢測與排查，并實時定位，配套的軟件系統可自動完成數據分析；飛行控制系統用于接收或發送指令；可見光成像儀和紅外熱成像儀按照地面站控制系統指令進行拍攝。無人機紅外熱成像檢測系統降低了熱斑光伏組件檢測時的危險系數，簡化了檢測過程，并提高了光伏電站熱斑光伏組件的檢測效率。

筆者團隊于2018年12月利用無人機紅外熱成像系統對河北省曲陽縣某20 MW光伏電站進行熱斑光伏組件檢測工作，如圖3所示，測試人員為2人。測試過程中由1臺型號為Flygo的無人機搭載1臺可見光成像儀、紅外熱成像儀，測試周期為1天。

2.3 "I-V曲線測試方法

光伏組件I-V曲線反映了電流與電壓之間的線性關系，是光伏組件性能的重要評估方式。當光伏組件存在旁路二極管故障、短路電流偏小或開路電壓低等情況時，其I-V曲線會呈現“階梯”、“凹陷”或急劇下降等異常，如圖4所示。

圖4a中，異常光伏組件的I-V曲線存在多次階梯狀浮動，說明光伏組件的旁路二極管存在故障，這可能是因為光伏組件被遮擋或部分太陽電池損壞，造成短路電流過大，超出旁路二極管的承受能力所導致。圖4b中，異常光伏組件的短路電流偏小，原因可能是光伏組件輸出功率衰減，也可能是測試時操作不當（比如：太陽輻照度測試計放置傾角不正確，測試時太陽輻照度變化過快）。圖4c中，異常光伏組件的開路電壓過低，原因可能是光伏組件存在PID效應、光伏組件被完全遮擋、旁路二極管損壞等，還有可能是測試時操作不當。

綜上所述，可通過分析I-V曲線的形狀也可判定光伏組件是否存在熱斑故障[3]。但是，光伏組件的I-V測試需由專業人員進行，目前主要依賴現場人工檢測，檢測周期較長，比常規紅外檢測時間更長。對運行中的光伏組件進行I-V測試時會受到太陽輻照度、太陽電池結溫準確率的影響，測試結果存在誤差。此外，該方法需要較多測試人員、檢測效率低、成本高。為提高檢測效率，一些組串式逆變器廠家將光伏組件I-V測試功能集成到逆變器中，一旦發現I-V曲線異常，逆變器顯示屏即可顯示出異常光伏組件所在位置，并將異常數據傳輸至中控室后臺。

2.4 "在線檢測計算方法

在線檢測計算方法是一種仍處于研究階段的熱斑光伏組件檢測方法，通過采集光伏組件的最大功率點電壓、最大功率點電流、太陽輻照度、背板溫度、環境溫度等實際運行數據來計算光伏組件的等效電阻，并與設定的數值進行對比分析，判斷是否存在熱斑故障[3]。

2.5 "熱斑光伏組件檢測方法優缺點分析

熱斑光伏組件檢測方法優缺點分析結果如表1所示。

綜上所述，在大型地面光伏電站中，最優的熱斑光伏組件的檢測方法是無人機紅外熱成像系統，其次是將I-V曲線測試技術集成到組串式逆變器的檢測方法，再次就是常規人工手持紅外熱成像儀的檢測方法。

3 "熱斑光伏組件的危害控制

3.1 "外部遮擋問題

由外部遮擋（比如：雜草、樹木、灰塵等）引起的熱斑故障是可恢復的，可以根據光伏電站的環境情況和氣候條件制定清除和光伏組件清洗計劃來解決。光伏電站的運維人員應定期清除遮擋物和清洗光伏組件，清除遮擋后即可解決問題。

3.2 "內部質量問題

對于內部質量問題（比如：太陽電池損壞、PID效應等）引起的熱斑故障，通常是不可恢復的。可以按照熱斑光伏組件的溫差進行分類統計，比如：小于15 ℃為小溫差、大于等于15 ℃且小于25 ℃為中溫差、大于等于25 ℃為大溫差，然后評估發電量損失。結合市場上光伏組件價格和光伏電站成本回收期，在分類統計結果的基礎上，進行熱斑光伏組件替換與否的性價比分析，以決定是否更換光伏組件。然后再通過考慮熱斑光伏組件可能引起的其他安全隱患，以最終確定是否更換熱斑光伏組件。

熱斑光伏組件更換標準可分為3類：

1）更換后，收益大于更換成本，應更換。

2）更換后，收益小于更換成本，但光伏組件存在較大的安全隱患，應更換。

3）更換后，收益小于更換成本，且需更換的光伏組件為安全風險較小的光伏組件，可不更換，但需定期巡視或安裝溫度傳感器監控。

3.3 "光伏電站全生命周期管理

除以上兩種熱斑光伏組件的成因外，光伏電站前期的光伏組件制造環節、光伏電站設計環節、光伏組件運輸及施工過程中都有可能存在質量問題，所以光伏組件熱斑問題控制不應僅在光伏組件生產運行期，光伏電站全生命周期的任何一個環節都不可忽視，必須做好光伏組件從生產階段、到貨驗收及施工過程中質量的前期把控。只有前期把控的光伏組件質量，并結合后期的科學運維管理，才能減少光伏電站全生命周期內熱斑光伏組件的產生，提升光伏電站的發電效益，消除因熱斑故障引起的電氣故障和其他安全隱患。

4 "結論

本文通過分析光伏電站中熱斑光伏組件的危害和檢測方法，并從光伏組件內部、外部和光伏電站全生命周期3方面提出了熱斑光伏組件的危害控制思路。針對內部問題造成的熱斑光伏組件，將熱斑光伏組件按照不同位置間的溫差進行分類，在考慮熱斑光伏組件危害的前提下，以成本量化是否需要更換熱斑光伏組件，并將熱斑光伏組件的更換標準分為3類：更換后收益大于更換成本的，應更換；更換后收益小于更換成本，但熱斑光伏組件存在較大的安全隱患，應更換；更換后收益小于更換成本，且需更換的光伏組件為安全風險較小的熱斑光伏組件，可不更換但需定期巡視或安裝溫度傳感器監控，若超過分類標準，應更換。以上述方法進行熱斑光伏組件危害控制，可達到更換成本最低且可保證光伏電站的安全性。

[參考文獻]

[1] 國家能源局. 我國風光發電利用率保持95%以上[EB/OL].（ 2024-12-20）. https：//www.nea.gov.cn/20241220/b3b2e87dc3a945b684e364ca6e420866/c.html.

[2] 伊紀祿，劉文祥，馬洪斌，等. 太陽電池熱斑現象和成因的分析[J]. 電源技術，2012，36（6）：816-818.

[3] 蔡潔聰，呂洪坤，朱凌云，等. 光伏發電站熱斑檢測技術綜述[J]. 電源技術，2021，45（5）：683-685.

[4] 溫浚鐸，郭珂，王瀚笠，等，光伏陣列熱斑故障在線檢測方法研究[J].電子制作，2019（15）：55-58，76.

BRIEF ANALYSIS ON HAZARD CONTROL OF

HOT SPOT PV MODULES

Yan Shizhen

（Huanghe Hydropower Development Co.，Ltd. Hainan Branch，Hainan Tibetan Autonomous Prefecture 813000， China）

Abstract：As the operating time of PV power stations increases，the hazard caused by hot spot faults in PV modules is an urgent problem that needs to be solved. This paper explores the causes and hazards of hot spot PV modules in PV power stations，analyzes the advantages and disadvantages of existing detection methods for hot spot PV modules，and proposes hazard control methods for hot spot PV modules from three aspects： internal，external，and the entire life cycle of PV power stations. For hot spot faults caused by internal quality issues，it is proposed to classify them according to the temperature difference between different positions of hot spot PV modules，and evaluate the impact of hot spot PV modules on the power generation of PV power stations and the safety hazards that exist in PV power stations. Based on the market price of PV modules，the cost recovery period of PV power stations，and the severity of hot spot PV modules，a cost-effectiveness analysis is conducted on whether to replace hot spot PV modules，and the analysis results are used to determine whether to replace PV modules. In order to provide theoretical support and practical guidance for the safe and stable operation of PV power stations using this method.

Keywords：PV power station；hot spot module；power generation；hot spot detection；hazard control