收稿日期：2022-12-02

通信作者：林皓（1987—），男，碩士，主要從事光伏組件研究及測試方面的工作。lin_hao@126.com

DOI： 10.19911/j.1003-0417.tyn20221202.01 文章編號：1003-0417（2024）02-38-07

摘 要：以7種不同類型的晶體硅光伏組件作為研究對象，通過溫度系數(shù)測量實驗，針對光伏組件老化、太陽電池技術(shù)、太陽電池尺寸、光伏組件類型等因素對晶體硅光伏組件溫度系數(shù)的影響進行了分析研究。首先研究了常規(guī)老化多晶硅光伏組件的溫度系數(shù)，然后探討了雙面單晶硅光伏組件溫度系數(shù)測試方法的具體要求，最后對比分析了采用不同太陽電池技術(shù)和尺寸封裝的不同類型單晶硅光伏組件的溫度系數(shù)。研究結(jié)果表明：1）在光伏電站現(xiàn)場使用過的常規(guī)老化多晶硅光伏組件的溫度系數(shù)依然保持穩(wěn)定；2）使用門框內(nèi)表面為黑色的瞬態(tài)太陽光模擬器對雙面單晶硅光伏組件進行溫度系數(shù)測試時，可以不必對光伏組件背部進行遮擋；3）并串結(jié)構(gòu)的半片單晶硅光伏組件的溫度系數(shù)與太陽電池尺寸、單面或雙面發(fā)電無直接關(guān)系；4）PERC、TOPCon單晶硅光伏組件的溫度系數(shù)雖然存在一定的差異，但總體來看差異不大。

關(guān)鍵詞：晶體硅光伏組件；單晶硅；多晶硅；溫度系數(shù)；并串結(jié)構(gòu)；PERC；TOPCon

中圖分類號：TM615 文獻標(biāo)志碼：A

0" 引言

光伏組件的性能與其工作溫度有關(guān)，其輸出功率會隨著工作溫度的升高而降低[1]。IEC 61215-2： 2021《Terrestrial photovoltaic （PV） modules——Design qualification and type approval——Part 2： Test procedures》中詳細描述了如何通過測試得到光伏組件的3個溫度系數(shù)，即短路電流溫度系數(shù)、開路電壓溫度系數(shù)和最大功率溫度系數(shù)。然而，當(dāng)光伏組件開始在光伏電站現(xiàn)場工作后，由于其暴露在不斷變化的環(huán)境溫度、濕度和紫外輻射等各種戶外條件中，會發(fā)生老化，因此光伏組件的溫度系數(shù)可能會因老化而發(fā)生改變。由于在光伏電站現(xiàn)場測量時，不可能將光伏組件溫度始終保持在標(biāo)準(zhǔn)測試條件（STC）（即25 ℃）的值，因此有必要通過溫度系數(shù)將測量得到的光伏組件I-V數(shù)據(jù)修正為STC值。綜上，在不同的應(yīng)用場景中，對于光伏組件發(fā)電量評估而言，光伏組件的溫度系數(shù)值是必不可少的。

由于雙面晶體硅光伏組件的正面和背面都能吸收太陽光，因此其性能比傳統(tǒng)的單面晶體硅光伏組件的好。太陽電池的開路電壓越高，開路電壓溫度依賴性越小。雙面太陽電池技術(shù)，例如PERC太陽電池，具有高開路電壓，且開路電壓溫度依賴性較小[2]；此外，由于PERC太陽電池的串聯(lián)電阻較高，其填充因子與工作溫度的相關(guān)性也較高。根據(jù)硅片的技術(shù)差異，晶體硅太陽電池可以分為p型晶體硅太陽電池和n型晶體硅太陽電池。除PERC太陽電池技術(shù)以外，市場上還出現(xiàn)了鈍化發(fā)射極背部局域擴散（PERL）、鈍化發(fā)射極背表面全擴散（PERT）、HJT、TOPCon等新的雙面太陽電池技術(shù)，這些技術(shù)都能夠提高硅片的少數(shù)載流子壽命，且制備的太陽電池也具有高開路電壓和較低的開路電壓溫度依賴性。

近幾年，太陽電池的尺寸越做越大，目前主流的尺寸為182 mm和210 mm，相比于傳統(tǒng)的156 mm太陽電池，這些大尺寸太陽電池具有性能優(yōu)勢。但應(yīng)用到組件端時，為了降低封裝損失，提高光伏組件的光電轉(zhuǎn)換效率，目前大尺寸太陽電池都采用半片模式封裝成光伏組件。半片光伏組件內(nèi)部的太陽電池之間通常采用并串（PS）結(jié)構(gòu)的電路，該結(jié)構(gòu)能夠有效減小光伏組件的工作電流，降低損耗，從而提高其光電轉(zhuǎn)換效率[3]；同時，并串結(jié)構(gòu)還能夠增強光伏組件的弱光性能[4]，提高其散熱能力[5]，并降低光伏組件熱斑效應(yīng)發(fā)生的可能性[6]。

本文以7種不同類型的晶體硅光伏組件作為研究對象，通過溫度系數(shù)測量實驗，針對光伏組件老化、太陽電池技術(shù)、太陽電池尺寸、光伏組件類型等因素對晶體硅光伏組件溫度系數(shù)的影響進行分析研究。首先對常規(guī)老化多晶硅光伏組件的溫度系數(shù)進行分析，然后對雙面單晶硅光伏組件溫度系數(shù)測量方法的具體要求進行探討，最后對采用不同技術(shù)和尺寸的太陽電池封裝的不同類型單晶硅光伏組件的溫度系數(shù)進行對比分析。

1" 測量實驗準(zhǔn)備

1.1" 實驗樣品

實驗采用7種不同類型的晶體硅光伏組件，每種選擇1塊作為實驗樣品，具體為：選擇已運行光伏電站現(xiàn)場使用過的156 mm整片單面單玻常規(guī)多晶硅光伏組件作為常規(guī)老化多晶硅光伏組件樣品，即光伏組件A；選擇182 mm半片雙面雙玻PERC單晶硅光伏組件，即光伏組件B；選擇182 mm半片單面單玻PERC單晶硅光伏組件，即光伏組件C；選擇210 mm半片單面單玻PERC單晶硅光伏組件，即光伏組件D；選擇210 mm半片雙面雙玻PERC單晶硅光伏組件，即光伏組件E；選擇182 mm半片單面單玻TOPCon單晶硅光伏組件，即光伏組件F；選擇182 mm半片雙面雙玻TOPCon單晶硅光伏組件，即光伏組件G。

除光伏組件A外，其余光伏組件均已完成穩(wěn)定性測試，測試依據(jù)為IEC 61215-1： 2021《Terrestrial photovoltaic （PV） modules——Design qualification and type approval——Part 1： Test requirements》、IEC 61215-1-1： 2021《Terrestrial photovoltaic （PV） modules——Design qualification and type approval——Part 1-1： Special requirements for testing of crystalline silicon photovoltaic （PV） modules》和IEC 61215-2： 2021《Terrestrial photovoltaic （PV） modules——Design qualification and type approval——Part 2： Test procedures》。所有光伏組件在實驗前均進行了電致發(fā)光（EL）測試，保證光伏組件中的太陽電池不存在隱裂、黑片等缺陷。

1.2" 實驗設(shè)備及條件

實驗采用的主要設(shè)備為瞬態(tài)3A級長脈寬太陽光模擬器（最大脈沖寬度為100 ms）、環(huán)境試驗箱和溫度記錄儀等。

實驗開始前，需要采用瞬態(tài)3A級長脈寬太陽光模擬器對實驗用的不同類型光伏組件進行校準(zhǔn)，以減小光伏組件電容效應(yīng)產(chǎn)生的影響。

根據(jù)IEC TS 60904-1-2： 2019《Photovoltaic devices——Part 1-2： Measurement of current-voltage characteristics of bifacial photovoltaic （PV） devices》的要求，在溫度系數(shù)測量實驗過程中，應(yīng)創(chuàng)造一個無太陽輻照背景的測試環(huán)境，以完全消除入射光線對待測光伏組件背面的影響；如果待測光伏組件表面任何1點的太陽輻照度都不超過3 W/m2，則該背景被認為無太陽輻照。因此，根據(jù)以上規(guī)定，本文采用黑色布匹作為溫度系數(shù)測量實驗時的背景，使實驗條件達到IEC TS 60904-1-2： 2019的要求。

2" 結(jié)果與討論

2.1" 不同太陽輻照度下常規(guī)老化多晶硅光伏組件溫度系數(shù)的測量

晶體硅光伏組件的開路電壓Voc、短路電流Isc和最大功率Pmax對其溫度T的依賴性都是線性的，可以通過溫度系數(shù)來表征，因此可以通過溫度系數(shù)是否大幅改變來評估常規(guī)老化多晶硅光伏組件的性能是否有改變。

不同太陽輻照度下常規(guī)老化多晶硅光伏組件的開路電壓、短路電流、最大功率與其溫度之間的關(guān)系如圖1所示。

從圖1可以看出：

1）隨著常規(guī)老化多晶硅光伏組件的溫度逐漸升高，其開路電壓呈線性下降趨勢。根據(jù)圖1a中

曲線的斜率可以計算得到該光伏組件的開路電壓溫度系數(shù)，在太陽輻照度為1000 W/m2時約為-0.3214%/℃。

2）隨著常規(guī)老化多晶硅光伏組件的溫度逐漸升高，其短路電流呈現(xiàn)輕微的增加趨勢。根據(jù)圖1b中曲線的斜率可以計算得到該光伏組件的短路電流溫度系數(shù)，在太陽輻照度為1000 W/m2時約為0.0531%/℃。從圖1b還可以看出：該光伏組件的短路電流會隨著太陽輻照度的增大而升高，這與文獻[7]研究得到的“光伏組件的短路電流與測量時的太陽輻照度成正比”這一結(jié)論相同。

3）隨著常規(guī)老化多晶硅光伏組件的溫度逐漸升高，其最大功率呈線性下降趨勢。根據(jù)圖1c中曲線的斜率可以計算得到該光伏組件的最大功率溫度系數(shù)，在太陽輻照度為1000 W/m2時約為-0.4299%/℃。

4） 測量得到的3個電性能參數(shù)的溫度系數(shù)值與光伏組件生產(chǎn)廠家給出的出廠參數(shù)溫度系數(shù)值差異不大，表明在光伏電站現(xiàn)場使用過的常規(guī)老化多晶硅光伏組件的溫度系數(shù)依然保持穩(wěn)定。

在光伏電站現(xiàn)場，太陽輻照度的高低隨天氣的變化而變化，因此光伏組件的發(fā)電量和太陽輻照度密切相關(guān)。對于多晶硅光伏組件而言，溫度系數(shù)體現(xiàn)了太陽輻照度和光伏組件熱穩(wěn)定性之間的關(guān)系。在對光伏電站現(xiàn)場使用的光伏組件進行性能評估時，溫度系數(shù)的測量有助于提高評估中I-V曲線轉(zhuǎn)換的準(zhǔn)確性，并可對老化光伏發(fā)電系統(tǒng)的性能退化提供更準(zhǔn)確的評估。不同太陽輻照度下常規(guī)老化多晶硅光伏組件的開路電壓、短路電流和最大功率的溫度系數(shù)如表1所示。

從表1可以看出：從總體變化趨勢來看，常規(guī)老化多晶硅光伏組件的開路電壓溫度系數(shù)與太陽輻照度的關(guān)系為負相關(guān)，短路電流溫度系數(shù)與太陽輻照度的關(guān)系為輕微的正相關(guān)，最大功率溫度系數(shù)基本不隨著太陽輻照度的增加而改變。

結(jié)合圖1和表1可以看出：即使是已經(jīng)在光伏電站現(xiàn)場使用過且已發(fā)生功率衰減的常規(guī)老化多晶硅光伏組件，其溫度系數(shù)依然保持穩(wěn)定，隨太陽輻照度變化而產(chǎn)生的變化可以忽略不計。

2.2" 雙面單晶硅光伏組件溫度系數(shù)的測量方法

根據(jù)文獻[8-9]的研究結(jié)果，在雙面單晶硅光伏組件背面放置1個白色反光罩，其短路電流和最大功率可增加4%；并且IEC 61215-2： 2021中也指出，對雙面光伏組件進行溫度系數(shù)測量時，必須對雙面光伏組件的背部進行遮擋。由此可見，雙面單晶硅光伏組件背面接收的太陽輻照度對其最大功率的影響非常大。

本文采用瞬態(tài)3A級長脈寬太陽光模擬器，對同一塊雙面單晶硅光伏組件（選擇光伏組件B）在不同背面遮擋情況下各項電性能參數(shù)的溫度系數(shù)進行對比測試，測試場景分別為背面用黑布遮擋和背面無遮擋，黑布遮擋符合IEC TS 60904-1-2： 2019中關(guān)于無太陽輻照背景的要求。測試過程中，太陽光模擬器的太陽輻照度設(shè)定為1000 W/m2，采用熱電偶監(jiān)控雙面單晶硅光伏組件溫度，光伏組件溫度的變化范圍為25～65 ℃，每隔5 ℃進行一次測試。測試得到的不同背面遮擋情況下雙面單晶硅光伏組件的開路電壓、短路電流和最大功率的溫度系數(shù)如表2所示。

從表2可以看出：背面用黑布遮擋和背面無遮擋情況下雙面單晶硅光伏組件各項電性能參數(shù)的溫度系數(shù)之間的差異極小，說明雙面單晶硅光伏組件背面是否遮擋對其溫度系數(shù)的影響不大。

由于測試使用的瞬態(tài)3A級長脈寬太陽光模擬器為側(cè)打光，為保證雙面單晶硅光伏組件不受外來光照的影響，根據(jù)對比測試結(jié)果，可以通過關(guān)閉太陽光模擬器門框這種方式來創(chuàng)造無太陽輻照背景的測試環(huán)境，此時雙面單晶硅光伏組件背面的背景實際為門框的內(nèi)表面，而門框內(nèi)表面的反射率也就決定了光伏組件背面的太陽輻照環(huán)境。市面上常見的瞬態(tài)太陽光模擬器的門框內(nèi)表面皆為黑色，反射率較低，雖然達不到IEC TS 60904-1-2： 2019中“待測光伏組件表面任何1點上的太陽輻照度都不超過3 W/m2”的要求，但該反射率對光伏組件溫度系數(shù)的影響較小。這意味著使用門框內(nèi)表面為黑色的瞬態(tài)太陽光模擬器對雙面單晶硅光伏組件進行溫度系數(shù)測試時，可以不必對光伏組件背部進行遮擋。

2.3" 不同太陽電池技術(shù)和尺寸封裝的單晶硅光伏組件溫度系數(shù)的測量

在太陽輻照度為1000 W/m2的條件下，分別對不同太陽電池技術(shù)和尺寸封裝的PERC、TOPCon單面單玻和雙面雙玻單晶硅光伏組件在不同溫度下的電性能參數(shù)進行測試，得到的不同類型單晶硅光伏組件的開路電壓、短路電流、最大功率與其溫度的關(guān)系如圖2所示，溫度系數(shù)如表3所示。

從表3可以看出：

1）與業(yè)內(nèi)常規(guī)156 mm整片單晶硅光伏組件各項電性能參數(shù)的溫度系數(shù)相比，半片單晶硅光伏組件各項電性能參數(shù)的溫度系數(shù)均有大幅降低，尤其是短路電流溫度系數(shù)降低的幅度最大。這是因為對半片單晶硅光伏組件而言，太陽電池的尺寸減半，且封裝采用了并串結(jié)構(gòu)，降低了光伏組件的串聯(lián)電阻，有效減小了光伏組件的工作電流。因較小的工作電流產(chǎn)生的熱量也較小，因此半片單晶硅光伏組件的熱穩(wěn)定性更好，其短路電流溫度系數(shù)也更小。

2）從182 mm和210 mm的半片單面單玻PERC單晶硅光伏組件來看，雖然太陽電池的尺寸有差異，但是光伏組件的短路電流和最大功率的溫度系數(shù)并沒有明顯差異。因此，并串結(jié)構(gòu)的半片單面單玻單晶硅光伏組件，無論是采用尺寸為182 mm還是210 mm的太陽電池，封裝后光伏組件的溫度系數(shù)差異極小。

3）從210 mm半片單面單玻、雙面雙玻PERC單晶硅光伏組件，以及182 mm半片單面單玻、雙面雙玻TOPCon單晶硅光伏組件的溫度系數(shù)來看，在采用門框內(nèi)表面為黑色的瞬態(tài)太陽光模擬器的情況下，采用同樣太陽電池技術(shù)封裝的光伏組件，各項電性能參數(shù)的溫度系數(shù)差異不大，因此，單晶硅光伏組件的溫度系數(shù)與其是單面發(fā)電還是雙面發(fā)電并無直接關(guān)系。

4）再結(jié)合圖2可以看出：PERC單晶硅光伏組件和TOPCon單晶硅光伏組件的溫度系數(shù)因采用的太陽電池技術(shù)不同而顯示出了一定的差異。這是因為不同太陽電池技術(shù)對硅材料的禁帶寬度會造成一定影響，而禁帶越寬，溫度系數(shù)越小。PERC太陽電池的背面采用了鈍化膜來替代傳統(tǒng)的全鋁背場，增強了光線在硅基背表面內(nèi)反射，增加了光吸收率，降低了少數(shù)載流子復(fù)合速率，有效提高了太陽電池的短路電流。TOPCon太陽電池技術(shù)主要應(yīng)用于太陽電池背表面，是沉積由1層超薄的氧化硅和1層磷摻雜的微晶非晶混合硅薄膜組成的鈍化膜[10]，可以有效降低少數(shù)載流子復(fù)合速率，提高太陽電池的開路電壓和短路電流，從而提高太陽電池的填充因子。因此，太陽電池技術(shù)對雙面雙玻單晶硅光伏組件的溫度系數(shù)存在影響。

3" 結(jié)論

本文以7種不同類型的晶體硅光伏組件作為研究對象，通過溫度系數(shù)測量實驗，針對光伏組件老化、太陽電池技術(shù)、太陽電池尺寸、光伏組件類型等因素對晶體硅光伏組件溫度系數(shù)的影響進行了分析研究。

1）對于在光伏電站現(xiàn)場使用過的常規(guī)老化多晶硅光伏組件，即使已發(fā)生功率衰減，但其各項電性能參數(shù)的溫度系數(shù)依然保持穩(wěn)定，老化對其溫度系數(shù)無影響；其開路電壓溫度系數(shù)與太陽輻照度的關(guān)系為負相關(guān)，短路電流溫度系數(shù)與太陽輻照度的關(guān)系為輕微的正相關(guān)，最大功率溫度系數(shù)基本不隨著太陽輻照度的增加而改變。

2）采用門框內(nèi)表面為黑色的瞬態(tài)太陽光模擬器對雙面單晶硅光伏組件進行溫度系數(shù)測試時，認為其處于無太陽輻照背景，可以不必對光伏組件背部進行遮擋。

3）并串結(jié)構(gòu)的半片單晶硅光伏組件，無論是采用182 mm還是210 mm太陽電池，封裝后光伏組件的溫度系數(shù)差異極小。在采用門框內(nèi)表面為黑色的瞬態(tài)太陽光模擬器的情況下，同樣太陽電池技術(shù)封裝的單晶硅光伏組件，各項電性能參數(shù)的溫度系數(shù)差異不大。因此，單晶硅光伏組件的溫度系數(shù)與其是單面發(fā)電還是雙面發(fā)電無直接關(guān)系。

4）由于PERC、TOPCon單晶硅光伏組件在正面并無本質(zhì)區(qū)別，只是在背面采用的技術(shù)不同，因此二者的溫度系數(shù)雖然存在一定的差異，但總體來看差異不大。

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Research on influence of different factors on temperature coefficient of various types of

c-Si PV modules

Sun Xiaoyin，Lin Hao，Ma Chao，Chen Haomin

（Wuxi Institute of Inspection，Testing and Certification，Wuxi 214000，China）

Abstract：This paper takes seven different types of c-Si PV modules as research objects，and analyzes the effects of factors such as aging of PV modules，solar cell technology，solar cell size，and PV module type on the temperature coefficient of c-Si PV modules through temperature coefficient measurement experiments. Firstly，the temperature coefficient of conventional aging poly-Si PV modules is studied，followed by an exploration of the specific requirements for testing the temperature coefficient of bifacial mono-Si PV modules. Finally，a comparative analysis is conducted on the temperature coefficients of different types of mono-Si PV modules packaged using different solar cell technologies and sizes. The research results show that：1） The temperature coefficient of conventional aging poly-Si PV modules used on site in PV power stations remains stable；2） When using a transient solar simulator with a black inner surface of the door frame to test the temperature coefficient of bifacial mono-Si PV modules，it is not necessary to cover the back of the PV modules；3） The temperature coefficient of semi mono-Si PV modules with parallel string structure is not directly related to the size of the solar cell，single-sided or bifacial power generation；4） Although there are certain differences in temperature coefficients between PERC and TOPCon mono-Si PV modules，overall the differences are not significant.

Keywords：c-Si PV modules；mono-Si；poly-Si；temperature coefficient；parallel string structure；PERC；TOPCon