不同气候环境对光伏组件的影响!

组件是光伏发电系统重要的组成设备之一，其质量决定电站的长期发电量。现阶段，人们主要通过实验室检测来了解组件和材料的性能， 但测试设备难以模拟户外各种复杂气候条件以提出更恰当的检测标准。在诸多不足的背景下，最具代表性和参考意义的性能数据只能通过检测光伏组件在户外使用下的实际性能获得。1 从实验室到户外，从理论分析到规模应用2011 年，启动了一项全球性的户外光伏组件研究项目，涵盖不同地区及气候范围，重点研究组件可靠性及其它影响组件完整性的问题。 2011-2014 年， 该研究共涵盖全球 60 多个光伏发电装置， 项目规模从 1kW 至 20MW，累计规模达 200MW 以上。所有研究组件中 41存在外观失效，详细失效分类可见图 1。其中， 24的失效来自于电池， 包括热斑 通过红外成像仪识别 、 连接处的烧痕和裂痕 通过蜗牛纹识别 。背板失效比占到 9，是组件除电池以外失效比例最高的部件。背板作为保护层，其耐久性不足导致的电池性能降低和功率衰减增加则会直接损害投资收益。同时，背板关系到组件的绝缘和耐久性，因此掌握组件在国内各类型气候下运行和材料失效情况，将最大程度地降低组件在不同恶劣环境下所带来的发电损失。（图 1） 零部件外观失效比例实验检测主要侧重对太阳能组件材料的化学和物理变化的分析，而户外电站检测主要侧重视觉失效统计。随着太阳能产业的重心从 “ 设计制造 ” 阶段转移至系统的运营和维护，功率输出、安全性能和外观失效日益成为决定光伏系统价值的关键性标识。根据研究显示， 所有确认的失效都涉及到光伏组件四大主要零部件中的一个或多个前板、 封装材料、电池 / 连接电路和背板 见表 1。（表 1）光伏组件各个零部件的外观失效分类说明2 深入中国各地研究不同气候地区，材料对组件效能的影响为了对不同典型气候类型和使用年限的组件做深入调查和研究，国内光伏行业专家和专业技术人员走访了 12 个省份，检测了 20 多个光伏系统和电站、累计约 210MW 的光伏组件。研究发现，不同气候地区光伏组件的衰减和材料老化有一定差异和规律，尤其对于拥有亚热、热带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 如表 2，其影响更加明显。（表 2） 中国典型气候地区及气象数据举例3 荒漠干旱地区组件发黄严重青海、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集中地，这些地区光照资源充足，土地价格低廉，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5500MJ/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。在欧洲、 北美和日本等地区多种气候类型下 包括温和气候 都报道过大量的相关失效案例。 在我国也有很多此类背板发黄的案例。图 2 是某地区使用 4 年的组件， 使用的是单层 PVDF背板 PVDF薄膜 / 聚酯 PET/粘接 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，根据现场 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 年组件功率衰减不超过 5的要求。（图 2） 宁夏使用 4 年单层 PVDF背板组件还有些在西部风沙活动频繁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很快直接曝露于苛刻大气环境中，在使用不到两年时间里即加速老化失效，如图 3。（图 3）在某地区安装 18 月组件 FEVE涂料背板外层减薄为 16.5 微米，而标称厚度为 20 微米4 高原地区组件背板外层脆化剥落中国太阳辐射能最多的地方，阳光直射比例大，年际变化小，大部分地区年日照时间达 3100～ 3400小时。以某地区为例，年太阳辐照剂量达 7600 MJ/m2 ，组件正面年紫外辐照剂量超过 100 kWh/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、背板黄变脆化和剥落。图 4 是在太阳敷设能最多的地区使用 9 年的组件，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/粘接 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。（图 4） 在太阳辐射能最多的地区使用 9 年组件的聚酯背板内层黄变、外层开裂剥落5 热带、亚热带地区电池焊带被腐蚀我国热带湿热气候地区，年平均气温 2227℃，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 如图 5，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。（图 5） 热带湿热气候地区使用 15 年 安装 19 年 双玻组件电池腐蚀和封装材料黄变明显另外，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现象，在接线盒部位由于水汽通过背面玻璃打孔处导致封装材料严重脱层。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。6 沿海地区组件出现起泡脱层现象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 6a是在沿海某地运行 4 年的光伏组件典型失效照片。（图 6） 在沿海某地区使用 4 年光伏组件a边框密封失效导致水汽进入组件 ;b、 cPVDF背板多处脱层起泡经过长期的侵蚀，铝边框和硅胶密封部分失效，导致水汽进入组件。图 6b和图 6c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。根据现场 IV 测试结果显示，有 PVDF背板脱层组件的功率衰减达到 11～ 14.7。7 材料可靠性决定组件环境适应力不同气候类型的环境老化应力水平和种类不同， 组件材料失效出现的时间和类型有差异也有类似规律。背板作为光伏组件的关键封装材料，对组件的耐久性、性能和使用寿命具有重要影响。多项研究表明，基于特能 TedlarPVF薄膜的背板在各种气候环境都得到了广泛的 25 年甚至 30 年实绩验证 ;而一些其它背板材料在户外短期内即出现了明显的老化或失效现象， 有些还导致了组件功率加速衰减和安全隐患。光伏系统的长期可靠性和性能很大一部分取决于其使用的材料。基于度电成本 LCOE的最优系统价值的实现是依靠组件按预期运营，从而提供稳定功率输出和较长的使用寿命。专家建议，在项目开始阶段明确使用经长期户外实绩验证的高质量材料，有助于确保光伏组件于整个系统使用周期内的使用寿命和发电性能，帮助降低终端用户的发电成本，从而实现甚至超出项目预期的财务回报。