蔡潔聰，呂洪坤，朱凌云，王 偉

(1.國網(wǎng)浙江省電力有限公司電力科學(xué)研究院，浙江杭州 310014；2.杭州意能電力技術(shù)有限公司，浙江杭州 310014)

光伏發(fā)電站在運行期間出現(xiàn)的眾多故障類型中，危害最大且發(fā)生最多的是光伏組件熱斑故障問題。發(fā)生熱斑效應(yīng)嚴重的組件局部溫度有可能超過150 ℃，其產(chǎn)生的熱量很可能燒毀整個組件，使整個串聯(lián)支路的光伏組件都無法正常工作。據(jù)國內(nèi)外學(xué)者統(tǒng)計，熱斑效應(yīng)可使光伏組件的實際使用壽命至少減少10%[1-2]。

絕大多數(shù)的熱斑問題，可通過早期及時發(fā)現(xiàn)并處理而避免，所以熱斑檢測是光伏發(fā)電站的重要運維內(nèi)容。目前應(yīng)用最多的熱斑檢測技術(shù)是運維人員使用紅外熱像儀進行現(xiàn)場測試，對于大型分散布置的光伏電站運維難度是巨大的。近幾年涌現(xiàn)出了很多新的熱斑檢測技術(shù)來解決這個難題[3]。

本文綜述了光伏發(fā)電站的熱斑檢測技術(shù)，并分析了其特點和適用場合。一些智能無人運維的熱斑在線監(jiān)測技術(shù)應(yīng)用，能協(xié)助運維人員準確定位并及時排查熱斑故障，保障光伏發(fā)電站的高效安全運行[4]。

1 熱斑的特性

熱斑是指光伏組件因電池片破碎、隱裂、焊接等質(zhì)量問題或陰影、鳥糞、灰塵等遮擋原因，問題電池片被當作負載來消耗串聯(lián)的其他電池片產(chǎn)生的能量，從而產(chǎn)生局部的溫升。光伏發(fā)電站運行過程中，遮擋是熱斑形成的主要原因[5]。研究表明，同一電池串中存在遮擋的電池片溫度要高于其他電池片，而發(fā)熱最嚴重的地方在該電池片未被遮擋的部分。被遮擋的電池片可以等效看成一個負載，遮擋比例越大，被遮擋電池兩端的偏置電壓越大，完全被遮擋時，相當于一個開路狀態(tài)。而遮擋電池片的偏置電壓對接負載也很敏感，處于正常發(fā)電情況下的組件，外接負載點總是處于最大功率MPPT跟蹤點，只要電池被遮擋的比例較小，即便存在局部遮擋，也不會造成熱斑[6]。

發(fā)生熱斑的電池片會消耗所在串聯(lián)電路其他正常電池片產(chǎn)生的能量，導(dǎo)致輸出功率減少，降低了光伏發(fā)電站的生產(chǎn)效率。嚴重的熱斑會對電池片造成嚴重破壞，并縮短其使用壽命或者直接報廢，導(dǎo)致大型光伏電廠發(fā)電成本增加[7]。

目前對熱斑的問題主要以預(yù)防為主，在設(shè)計階段不僅要選擇合理的方陣間距、傾角和高度，避免相互遮擋，還應(yīng)考慮周邊的環(huán)境，避免建筑物、植物對光伏方陣的遮擋；在光伏發(fā)電站運行期間，也要定期對組件表面進行清洗，以免不均勻的積塵或鳥糞的遮擋，從而造成熱斑[8]。

而對于發(fā)生熱斑，也要采取“早發(fā)現(xiàn)早處理”的原則，這就需要高效準確熱斑檢測及定位。

2 常規(guī)熱斑檢測方法

常規(guī)熱斑檢測方法是人工手持紅外熱像儀進行現(xiàn)場掃描，在并網(wǎng)發(fā)電且輻照度高于600 W/m2時進行測試，同一組件內(nèi)溫度差超過20 ℃時，視為發(fā)生熱斑。圖1 為光伏組件紅外掃描后的熱圖像，產(chǎn)生熱斑的電池片溫度異常且高于同組件其他電池片的溫度。

圖1 光伏組件紅外掃描出現(xiàn)熱斑情況

熱成像技術(shù)是目前光伏發(fā)電站最為常規(guī)的運維方式，可以精確定位熱斑位置，準確分析熱斑成因，對于導(dǎo)致熱斑的雜草、積灰、鳥糞等，可以當場掃除。熱成像技術(shù)的人工檢測方法不太適用于大型光伏發(fā)電站，因為該方法耗費時間、工作效率低、運維成本大且缺乏安全性。

如果用此方法進行大型光伏電站的熱斑檢測及定位，往往需要運維人員分析各組串電壓和電流的異常變化，來辨識大致可能會發(fā)生熱斑的方陣安裝區(qū)域，以期盡量縮小現(xiàn)場檢測范圍。但目前光伏發(fā)電站在線數(shù)據(jù)采集一般只采集組件逆變器數(shù)據(jù)，電壓和電流變化受輻照影響非常大，會給分析判斷帶來很大難度，不確定性會增加。

有些運維人員還提出通過布置盡可能多的熱電偶直接監(jiān)控組件背板的溫度，但是需要增加很多資源，這過于理想化，而難于實現(xiàn)。

3 機器視覺檢測方法

機器視覺檢測技術(shù)主要依靠計算機來模擬人的視覺功能，從客觀事物的圖像中提取信息，并加以處理，最后用于實際檢測[9]。在現(xiàn)場熱斑檢測中，一般將紅外熱成像裝置與清掃機器人或無人機合理搭配使用。與傳統(tǒng)檢測方法相比，機器視覺檢測技術(shù)具有速度快，效果好等優(yōu)勢。

機器視覺檢測技術(shù)與灰塵清掃機器人結(jié)合，即在機器人上增加多點紅外測溫裝置，在清掃組件表面的同時完成溫度的網(wǎng)格測量，并進行溫度場分析，根據(jù)所測組件中異常溫度點來判斷是否產(chǎn)生熱斑。此方法能同時測量一塊組件多個位置的溫度，并能精確定位熱斑的位置。此項技術(shù)僅限于在已有清掃機器人的基礎(chǔ)上加裝紅外熱成像測量裝置，而在不需要配置清掃機器人的光伏電站去使用該項技術(shù)，其成本較高，經(jīng)濟性較差。

機器視覺檢測技術(shù)也可與無人機結(jié)合，即在無人機上搭載熱成像裝置及高清攝像頭，進行自動巡航并采集圖像，將數(shù)據(jù)傳輸至地面監(jiān)控站，以此來發(fā)現(xiàn)光伏組件存在異常熱斑情況[10]。無人機可以高效便捷地完成檢測任務(wù)，采集高清視頻圖像，便于后期數(shù)據(jù)處理與分析，最終定位熱斑組件。但無人機視覺檢測技術(shù)應(yīng)用也有局限性，它過于依賴技術(shù)人員操作水平，在無人機故障或遇惡劣天氣(如大風(fēng)、強降雨)情況下可能會帶來一定安全隱患。

4 基于I-V 曲線的熱斑檢測方法

正常的光伏組件I-V曲線應(yīng)如圖2 中紅線所示，而當有局部污漬或陰影遮擋、電池片損壞、電池組件損壞、旁路二極管導(dǎo)通等情況時，組件的I-V曲線如圖2 黑線所示，會存在階梯或凹陷[11]。

圖2 光伏組件/組串I-V特性曲線

組件I-V曲線測試需用專業(yè)I-V測試儀在離網(wǎng)條件下進行。近幾年不少逆變器廠家開發(fā)了組件I-V曲線掃描功能，通過分析光伏組件I-V特性曲線形狀，判斷是否存在熱斑故障。華為公司、古瑞瓦特公司的逆變器集成了這個功能，帶I-V掃描的逆變器和專業(yè)組件I-V曲線測試儀相比，前者可方便快捷查找組件故障，也很經(jīng)濟。

5 在線計算監(jiān)測方法

光伏陣列熱斑在線計算監(jiān)測方法是利用在線監(jiān)測的數(shù)據(jù)，通過相關(guān)的計算方法來判斷組串是否存在熱斑。此類計算方法一般會有一個表征熱斑的參數(shù)，然后利用在線數(shù)據(jù)通過一系列算法得到該參數(shù)來判斷光伏陣列的運行狀態(tài)，進而確定是否發(fā)生熱斑故障。

目前研究較多的是計算分析光伏組件等效串聯(lián)電阻的方法。該方法引入了一個用于反映輸出特性的等效串聯(lián)電阻概念，并簡化了等效電阻的計算模型。光伏組件發(fā)生熱斑故障時其等效串聯(lián)電阻會隨之發(fā)生較大的變化，遠遠大于輻照度等其他因素對它的影響。基于這個特性，通過在線獲取最大功率點電壓、最大功率點電流、輻照度、環(huán)境溫度等運行參數(shù)來計算等效電阻，并和預(yù)設(shè)的閥值進行比較，來判斷光伏陣列是否發(fā)生熱斑故障[12]。

在線計算監(jiān)測熱斑方法可以在光伏發(fā)電陣工作狀態(tài)下進行，無需中斷發(fā)電。等效串聯(lián)電阻在線計算，需預(yù)先實驗并設(shè)定熱斑故障閥值。不同種類光伏組件等效串聯(lián)電阻不一樣，同一種類光伏組件，在組合數(shù)量及組合方式不同時，其方陣或組件等效串聯(lián)電阻也不一樣。由于沒有統(tǒng)一標準，設(shè)計不同的電站都需要進行實驗才能設(shè)定熱斑故障閥值。目前，在線計算監(jiān)測技術(shù)暫無實際應(yīng)用案例。

6 基于旁路二極管的熱斑在線監(jiān)測方法

基于旁路二極管的熱斑監(jiān)測方法是利用旁路二極管在與其并聯(lián)的電池串出現(xiàn)故障時正向?qū)ǖ脑磉M行監(jiān)測的。

6.1 旁路二極管工作原理

目前，降低熱斑效應(yīng)影響的有效方式是在電池串兩端并聯(lián)一個旁路二極管來避免光照組件所產(chǎn)生的能量被問題電池片所消耗。圖3 是并聯(lián)二極管減小熱斑影響的工作原理圖。

圖3 旁路二極管工作原理示意圖

正常發(fā)電時，旁路二極管反向截止；如果出現(xiàn)熱斑，問題電池片在串聯(lián)電路中相當于一個負載，且熱斑越嚴重，這一負載消耗的功率就越大。

對于旁路二極管，問題電池片會產(chǎn)生一正向偏置電壓，當這個正向偏置電壓達到二極管導(dǎo)通電壓時，二極管正向?qū)ǎ瑔栴}電池片被旁路。

如果熱斑故障不能及時排除，旁路二極管長時間工作，有可能發(fā)生電壓擊穿或熱擊穿現(xiàn)象。旁路二極管熱擊穿在光伏電站中越來越普遍，熱擊穿后旁路二極管的熱斑保護功能喪失，導(dǎo)致發(fā)電量損失，甚至是組件燒壞，帶來巨大的財產(chǎn)損失和安全危險。在線監(jiān)測旁路二極管工作狀態(tài)很有必要。

6.2 旁路二極管的監(jiān)測方法

基于旁路二極管的工作特性及重要性，對旁路二極管的實時狀態(tài)監(jiān)測變得非常有意義，一般可通過監(jiān)測旁路二極管的電流、電壓、電阻或者溫度等信號來判斷其工作狀態(tài)和產(chǎn)生熱斑效應(yīng)的電池片位置。

陳斯等[13]基于飛思卡爾MC9S08DZ60 微控制器，通過采集旁路二極管接線盒的溫度、電流、電壓等參數(shù)實現(xiàn)對旁路二極管狀態(tài)的實時采集、無線傳輸和監(jiān)測。王志強等[14]申請的實用新型專利將電阻與旁路二極管串聯(lián)連接，通過采集并分析旁路二極管和電阻之間節(jié)點的電流數(shù)據(jù)，來判斷旁路二極管是否存在反向擊穿導(dǎo)通。趙威等[15]申請實用新型專利，利用導(dǎo)熱元件和溫度傳感器測量旁路二極管溫度，并利用數(shù)據(jù)傳輸技術(shù)實現(xiàn)遠程監(jiān)控，通過與預(yù)設(shè)溫度對比，從而監(jiān)控光伏組件是否產(chǎn)生熱斑，并定位問題組件具體位置。

現(xiàn)階段旁路二極管在線監(jiān)測方法只停留在理論和實驗的研究，并未在光伏發(fā)電項目中應(yīng)用。在光伏發(fā)電平價上網(wǎng)的趨勢下，光伏組件價格不斷下降，每個組件增加旁路二極管在線監(jiān)測裝置，會增加光伏組件成本，對其推廣應(yīng)用有一定阻力。但此方法能較為直觀準確定位熱斑位置，對光伏發(fā)電站安全高效運行有著重要作用。

6.3 旁路二極管特性

光伏組件旁路二極管反向擊穿電壓要求必須大于其所并聯(lián)電池片開路電壓之和。目前光伏組件廠商配置的旁路二極管反擊穿電壓都比較大，例如常見的72 片單體電池串聯(lián)組件的接線盒中用10SQ050 型肖特基二極管，其反向工作電壓為50 V，遠大于電池串的開路電壓14.88 V。光伏組件旁路二極管的正向?qū)妷河啥O管材料決定，硅二極管為0.5 V，鍺二極管為0.1 V。

假設(shè)發(fā)電陣由10 個光伏組件串聯(lián)組成，每塊組件并聯(lián)一個旁路二極管。正常發(fā)電時，輻照強度不變，輸出功率為Pmax，當其中一個組件存在遮擋時，輸出功率下降。遮擋越嚴重，輸出功率下降越多；而當問題組件產(chǎn)生正向偏置電壓達到其旁路二極管正向?qū)妷簳r，旁路二極管導(dǎo)通，輸出功率穩(wěn)定在0.9Pmax。依據(jù)此特性，基于上述假設(shè)，在戶外發(fā)電時，當組串的輸出功率下降10%時，大概率可判斷某一組件旁路二極管導(dǎo)通。光伏電站運維中可利用旁路二極管導(dǎo)通前后輸出功率的變化來進行在線監(jiān)測及熱斑定位。

7 結(jié)論

光伏組件熱斑成因雖不同，但其光電特性有一定規(guī)律。通過對現(xiàn)階段光伏發(fā)電站熱斑檢測方法的介紹，歸納總結(jié)了各方法的特點和適用性。總的來說，光伏組件熱斑故障可以檢測并定位，故障可以排除或部分改善，更智能化的熱斑在線檢測及定位技術(shù)是未來發(fā)展方向。