1.3 組件背板溫度采集

組件背板溫度數據的采集操作有下面兩種，圖7為膠帶粘接式測試，其探頭分為金屬或者環氧樹脂探頭，圖8為吸盤式。一般情況下，若溫度數據的采集精度不夠，還需使用高精度IR熱成像儀進行輔助測試以確定實際的組件背板溫度，需要注意的一點是很多廠家將背板溫度當成電池片的結溫，這是不正確的，根據美國Sandia實驗室的經驗值，一般地面電站上的晶硅電池片結溫在組件背板溫度值的基礎上再加上2℃-3℃。或者也可以根據國標《GBT18210-2000 晶體硅光伏方陣I—V特性的現場測量》推薦的開路電壓法來推算結溫，但是其過程較為繁瑣，不適用于實際戶外操作。

圖7 膠帶粘貼式測試(環氧樹脂探頭)

圖8 吸盤式溫度傳感器探頭

1.4 功率測試值的修正方法

便攜式I-V曲線測試儀可以測試單片組件、組串和單臺匯流箱直流電路的I-V曲線。一般儀器自身也可以將實際自然光照條件下的實測功率數據進行自動修正，即修正到標準測試條件(STC)下的峰值功率。測試儀修正的內容為溫度和光強這兩項修正，并未考慮到實際組件的灰塵遮擋損失、組串匹配損失及儀器自身的測試精度，另外如果在匯流箱的輸入端進行測量，方陣的各個組串到達匯流箱的線纜長度不盡相同，也會存在電纜損耗，同樣影響對組件或方陣真實功率的判斷，因此還需要進行第二次修正，將上述損耗補償到實際功率值當中，具體參考如下幾點：

1.灰塵遮蔽損失補償損失Ls

需要根據電站所處的地理位置和自然環境，測試期間天氣狀況及組件表面積灰狀況，可在現場實際測試和計算，一般可以嘗試這兩種方法：①在現場選取典型的兩塊組件進行對比，一塊擦除掉表面灰塵，另一塊不做處理，可通過I-V測試功率，確定灰塵遮擋損失。②選擇兩個組串，一串不清洗，另一串清洗，一般組串電流和太陽輻照可認為是線性正比關系，對于組串式逆變器，可監測組串的電流、實時輻照和環溫，將實時電流換算到STC下的電流進行對比。對于集中式，可用過智能匯流箱監測每一串的工作電流進行分析。

2.光伏電纜線損補償損失Lc

4mm2光伏電纜電阻為4.375Ω/km，假設取每一組串電纜平均長度40米，工作電流值最大8A，可計算出每一組串線損為組串功率的0.28%左右，具體值還需要根據實際線纜長度來計算。

3.串聯失配損失Lm

組串當中各個組件實際工作電流不一致導致木桶效應，一般經驗值可取1%。當然實際值可對組串的每一塊組件進行測試，獲取Im值的最小值，以此計算串聯失配損失。

4.測試儀器誤差Le

對于I-V特性曲線測試儀，如產品供應商給出的測試最大誤差范圍±5%，可根據實際情況取正偏差的1.5-2.5%。

因此根據上述可簡單得到功率修正公式：Px=Pc*(1000/G)/((1+(β*(Tc-25℃))*(1-Ls)*(1-Lc)*(1-Lm)*(1-Le))(其中Px為修正功率，Pc為實測功率，G為方陣斜面實時輻照度，β組件功率負溫度系數，Ls灰塵遮擋損失，Lc線損，Lm匹配損失，Le設備誤差損失)。

二、熱斑問題分析

組件上的熱斑效應，一般由外部原因和內部原因兩類造成。常見的外部原因有：組件表面積灰嚴重且厚薄不均，鳥糞、污物、落葉、方陣組件前部的草木以及周邊建筑物或電線桿等陰影遮擋，以及場地不平整、方陣東西設計間距不足造成的自陰影等，使得組件局部光照低于其他正常部位，被遮擋的電池或組件被置于反向偏置狀態，消耗其他電池的功率，而功率以熱能形式釋放，導致該電池片溫度較其他正常電池片的溫度高。外在因素導致的熱斑問題在光伏電站中普遍存在，可在日常運維工作中采取清洗等措施進行消除。

內部原因和組件的生產制造工藝(特別是焊接和層壓)、電池片質量(反向特性、邊緣漏電流過大)、接線盒中二極管的長期可靠性、EVA和背板的耐高溫及阻燃能力等因素都有關系，內部原因造成的熱斑由于是先天性不足，在電站的運行期間將長期存在，對電站的可靠性帶來嚴重安全隱患，任何一個熱斑點造成的功率損耗將限制了組串的輸出功率。

圖9-圖14列舉了西部地面電站的部分熱斑效應案例，如圖9所示，組件有多個熱斑點且隨機分布：由于或者電池片本身的問題，互聯條不清潔造成的污染和虛焊、隱裂、裂片或斷柵等原因造成。熱斑導致組件局部的高溫較高，有的甚至高達100℃以上，而其周邊溫度僅30多℃，尤其在我國西北地區，在夏日午后持續強烈光照和高溫環境下，組件局部溫度將持續升高，其結果可能導致玻璃爆裂，組件背板局部老化，嚴重的甚至會起火燃燒。