分布式光伏系統(tǒng)組件缺陷檢測及診斷技術規(guī)范

[在此處鍵入]1范圍 12規(guī)范性引用文件 13術語和定義 14測試程序 24.1外觀檢查 24.2紅外熱成像測試 24.3EL測試 44.4I-V測試 54.5接地連續(xù)性測試 54.6絕緣測試 65組件故障類別 65.1安全性能故障 65.2功率損耗故障 76故障診斷 76.1外觀檢查 76.2紅外熱成像 96.3電致發(fā)光 106.4I-V測試 15

分布式光伏系統(tǒng)組件缺陷檢測及診斷技術規(guī)范范圍本技術規(guī)范規(guī)定了分布式光伏系統(tǒng)組件缺陷檢測的試驗要求以及組件故障診斷的分類和分析。本標準適用于分布式光伏發(fā)電系統(tǒng)中安裝使用的光伏組件。本標準適用于晶體硅光伏組件。規(guī)范性引用文件下列文件對于本文件的應用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，僅所注日期的版本適用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改單）適用于本文件。GB/T6495.1光伏電流-電壓特性的測量GB/T6495.2標準太陽電池的要求GB/T6495.3地面用光伏器件的測量原理及標準光譜輻照度數據GB/T6495.5用開路電壓法確定光伏（PV）器件的等效電池溫度（ECT）GB/T6495.6標準太陽電池組件的要求GB/T6495.7光伏器件測量過程中引起的光譜失配誤差的計算GB/T6495.10線性特性測量方法IEC61215-1地面用光伏組件設計鑒定和定型第1部分：試驗要求（Terrestrialphotovoltaic(PV)modules-Designqualificationandtypeapproval-Part1:Testrequirements）IEC61215-2地面用光伏組件設計鑒定和定型第2部分：試驗程序（Terrestrialphotovoltaic(PV)modules-Designqualificationandtypeapproval-Part2:Testprocedures）IECTS60904-13光伏器件第13部分：光伏組件電致發(fā)光（Photovoltaicdevices–Part13:Electroluminescenceofphotovoltaicmodules）IECTS62446-3光電系統(tǒng)、試驗、文件和維護要求-第3部分：光伏組件和設備-室外紅外熱像儀（Requirementsfortesting,documentationandmaintenance-Part3:Photovoltaicmodulesandplants-Outdoorinfraredthermography）IEC61853-1光伏組件性能測試和能量評級第1部分：輻照度和溫度性能測試和能量評級（Photovoltaic(PV)moduleperformancetestingandenergyrating-part1:irradianceandtemperatureperformancemeasurementsandpowerrating）術語和定義反射溫度物體向紅外相機反射的環(huán)境平均溫度。云層覆蓋對于觀測來說，云的類型分為不同的兩種:積云和卷云。云覆蓋率應用okta給出。像素圖像傳感器上能單獨感光的物理單元。曝光時間缺陷檢測儀成像傳感器接受太陽電池組件電致發(fā)光信號所用的時間。組件故障組件故障是指造成運行不可逆轉的功率衰減或安全問題。測試程序外觀檢查試驗目的檢測分布式光伏系統(tǒng)組件上的任何外觀缺陷。試驗步驟在不低于1000lux的照度下，對每一個組件仔細檢查下列情況：開裂、彎曲、不規(guī)整或損傷的外表面；破碎的太陽電池；有裂紋的太陽電池；互聯線或接頭有缺陷；太陽電池相互接觸或與邊框接觸；粘合連接失效；在組件的邊框和電池之間形成連續(xù)通道的氣泡或脫層；在塑料材料表面有粘污物；引出端失效，帶電部件外露；可能影響組件性能的其它任何情況。對任何裂紋，氣泡或脫層等的狀態(tài)和位置應作記錄或/和照相記錄。這些缺陷在后續(xù)試驗中可能會加劇并對組件的性能產生不良影響。紅外熱成像測試試驗目的確定分布式光伏系統(tǒng)組件是否存在潛在缺陷，探測組件是否存在電氣互聯問題。試驗設備本章節(jié)規(guī)定了用于紅外熱成像設備測試的最低要求，包括對紅外相機、數碼相機和環(huán)境條件測試設備的要求測試過程中使用的紅外相機應該滿足表1所列的最低要求，建議使用分辨率大于等于320×240像素的紅外相機。紅外相機的最低要求特性最低要求a光譜響應2μm到5μm（中波長）或8μm到14μm（長波長）ab熱敏度和校準范圍(組件溫度范圍)-20°C到+120°Cc操作環(huán)境空氣溫度范圍-10°C到+40°Cd熱靈敏度(NETD)≤0.1K在30℃下e空間分辨率光伏組件：每像素最大3cm的組件邊緣b電氣連接：空間分辨率(實測點c)必須匹配待驗證的最小目標區(qū)域f測量絕對誤差<±2Kg可調參數發(fā)射率，反射溫度h可調功能聚焦，溫度等級和跨度i測量功能測量點，測量平均和最大溫度區(qū)域j校準測量系統(tǒng)(相機，鏡頭，光圈和濾色鏡):熱像儀至少兩年校準一次，并且記錄。如果相機有問題，必須由廠家進行調整。k文件存儲紅外圖像與所有輻射測量信息，以能夠確定絕對溫度。非輻射照片只能提供模式和最終的溫差。波長范圍為2-5μm的照相機只能用于BOS器件的熱成像，例如保險絲。由于玻璃的透明度在3um范圍內，使用該范圍的光伏組件可能會導致測量誤差。在一個光伏電池上每像素3厘米的邊緣長度等于5×5像素。實測點大多定義為3×3像素。若紅外照片出現熱異?，F象或與安全有關的異常現象，需在對應的位置上，用單獨的數碼相機拍攝一張可見光圖片，數碼相機像素至少是紅外相機的30倍。為了準確測量紅外熱像，測試時環(huán)境條件必須滿足要求。環(huán)境條件測試設備要滿足表2的最低要求。環(huán)境條件測試設備要求參數設備精度a輻照度輻照傳感器（晶硅電池或輻照計）±5%b環(huán)境溫度溫度傳感器（避光避風）±2Kc風速Bftscale或風速表估測d云層覆蓋范圍照相機估測e沾污度照相機可根據IEC61724-1的程序進行估測f組件或者串聯電流直流(鉗位)安培表(或逆變器讀數)a±2%逆變器讀數可能不能給出準確的結果或校準。盡管對某些BOS組件有用，但逆變器讀書也可能沒有解決光伏串級聯電流測量要求。試驗步驟為了確保紅外熱成像測試在適當的環(huán)境條件下進行，組件平面內的輻照度至少為600W/m2，風速最大為4Bft或28km/h，最大2okta的天空被積云覆蓋。在對組件進行紅外熱成像測試之前，應先進行外觀檢查，并以照片形式記錄結果。如果在光伏組件上觀察到由于鳥類糞便等原因造成的嚴重污染或部分陰影，建議在檢查之前對整個系統(tǒng)進行清洗。經過外觀處理后，應使系統(tǒng)進行紅外熱成像測試的部分處于熱穩(wěn)定狀態(tài)。被檢組件與紅外攝像機之間的距離應滿足4.2.2中規(guī)定的空間分辨率，同時滿足安全規(guī)程要求的安全距離。紅外照片的拍攝應盡可能垂直于組件表面。與此同時，應避免測試人員和紅外相機自身反射、以及太陽、附近建筑物、樹等熱源的反射。如果照片不能垂直于組件拍攝，相機和組件平面的夾角不能小于30°。根據被檢測對象的表面情況調整紅外相機的發(fā)射率。與熱像圖一起，每一種類型的熱探測都應拍攝相同區(qū)域的照片。被檢查系統(tǒng)中所有結果的準確位置，以及包括局部直流負載和環(huán)境條件在內的操作條件都應記錄在案。EL測試試驗目的通過黑暗環(huán)境中進行的電致發(fā)光測試，可以檢測出光伏組件中存在的隱裂、黑片、斷柵、裂片、虛焊等缺陷，分析這些缺陷與組件發(fā)電性能和安全性能的關系，確保分布式光伏系統(tǒng)正常運行。試驗設備一個可為分布式光伏組件的缺陷檢測提供合適的檢測環(huán)境，并抑制雜散光的暗室，暗室可以是設備自身的箱體結構、遮光布簾或者設備外部的暗檢測環(huán)境。一臺電致發(fā)光成像相機，主要包括成像探測器、鏡片和過濾片。具體要求如下：成像探測器應使用Si、Ge、InGaAs等材料制成，需對光伏組件的電致發(fā)光波段有響應；鏡片通常采用光學玻璃，允許光伏組件產生的電致發(fā)光透過；過濾片可以減少雜散光。針對晶硅光伏組件的測試，通常采用850nm到950nm的過濾片。需要一個能保證組件達到Isc狀態(tài)的直流電源，根據組件技術不同，直流電源的電壓可能近似等于組件的開路電壓。一個圖像處理系統(tǒng)，主要包括圖像處理軟件和圖像顯示系統(tǒng)。具體要求如下：圖像處理軟件應可以對成像探測器采集到的圖像信息進行處理，如可進行圖像拼接、圖形取向等編輯，以得到被檢測光伏組件的圖像。圖像顯示系統(tǒng)應具有支持圖像處理軟件進行圖像顯示、局部放大、剪裁、旋轉、調節(jié)灰度等功能，并可進行圖像像素、曝光時間等圖像信息查詢。試驗步驟確定實驗室測試環(huán)境滿足以下要求：環(huán)境溫度：5℃-45℃環(huán)境相對濕度：<=80%RH測試環(huán)境寶石情節(jié)、無振動。在室內測試中，打開暗室，將樣品放入測試區(qū)域，使樣品表面與成像鏡頭垂直，鏡頭對準測試樣品的中間區(qū)域。接通電源與試驗樣品，將測試樣品正極與恒流電源正極相連，負極與恒流電源負極相連。輸入樣品序號，關閉暗室，開始拍照。確認測試樣品在測試區(qū)域可以成像，進行圖像分析，最大分辨率符合圖案編號范圍，測試系統(tǒng)與分辨率相對應。成像拍攝清楚后，保存圖像，打開暗室，去除樣品。I-V測試試驗目的測量光伏組件的I-V曲線，確定其功率變化情況。試驗設備輻照度的測量應使用經過標定的標準光伏器件或輻射強度計。標準光伏器件的封裝和標定過程應符合GB6495.2或者GB6495.6要求。標準光伏器件應該與被測樣品具有相匹配的光譜響應，或根據GB6495.7進行光譜失配修正。標準期間的短路電流應符合IEC60904-10要求。在感興趣的輻照度范圍內，標準期間的短路電流應當是線性變化的；標準器件與試樣的溫度測量精度為+-1℃，重復性為+-0.5℃；測量試樣的溫度裝置可以采用GB6495.5指定的等效電池溫度測量方法；能夠跟蹤太陽，精度為+-5℃的二軸跟蹤系統(tǒng)；能夠測量試樣和標準器件在光譜響應范圍內的太陽光譜輻照度的分光輻射計。試驗步驟在自然太陽光下測量，必須要在一次量期間內總輻照度的波動不大于±1。若要求測量結果仍以標準測量條件為參照，則輻照度應不低于800W/m2。測試過程如下：在雙軸跟蹤器上，標準器件應可能靠近試樣安裝，并與之共面。兩者均應和直射太陽光束垂直，偏差應在±5°以內。連接必要的儀器。如果試樣和標準器件各有溫控，則將溫度設過在所需的溫度下。如果不能控制溫度，則把試樣和標準器件遮蔽起來，避免太陽光和風的影響，一直們的溫度與周圍空氣溫度一致，溫差在±2℃以內。需把試樣溫度平衡到其穩(wěn)態(tài)溫度，或者將試樣預置到低于目標溫度的某個溫度，然后讓組件自然升溫。記錄試樣的電流一電壓特性及溫度，同時記錄標準器件的在所需溫度下的輸出和溫度（如有需要)。如有必要，移去遮擋物后立即進行泓量。在每個設定數據的記錄期間內，確保試樣和標準器件的溫度是穩(wěn)定的，并保持恒定在±1℃范圍內；由標推器件測得的輻照度恒定在±1％（波動可能是中云、霧、煙塵等引起的）范圍內。如輻射強度計或不相匹配的標準器件用作為參考器件，同時用分光輻射渡計對光譜輻照度進行測量。通過其光譜響應數據（應用GB6495.7）計算試樣在AMI.5光譜（見GB6495.3）下的有效輻照度。依照IEC60891，將測得的電流-電壓特性修正到所需的輻照度和溫度條件。接地連續(xù)性測試試驗目的驗證可直接接觸的導電部件之間的連續(xù)路徑（例如金屬框架的部分）。試驗設備能夠產生2.5倍于光伏組件最大過流保護級別的電流的恒流電源。合適的電壓表。注：最大過流保護必須由制造商提供，常見的過流保護裝置有熔斷器或斷路器。試驗步驟選擇制造商的指定的等電位連接點和推薦的連接線，連接到恒流電源的終端。選定到接地點最大物理唯一的相鄰（連接）外露導電部分，并接上另一個電源終端；將電壓表連接到靠近電流引線的電流供應器上的兩個導電元件上；施加2.5±10%倍于組件過電流保護級別的電流，并持續(xù)至少2分鐘；測量所施加的電流和所產生的電壓降；將電流調到0；對所有其他可接觸的導電部件重復試驗；對制造商所指定的用于光伏組件接地的所有連接、端子和/或電線重復試驗。絕緣測試試驗目的測定組件中的載流部分與組件邊框或外部之間的絕緣是否良好。試驗設備有限流的直流電壓源，能提供500V或1000V加上規(guī)定的兩倍組件最大系統(tǒng)電壓的電壓；測量絕緣電阻的儀器。試驗步驟對組件試驗的條件：溫度為環(huán)境溫度(見GB/T2421)，相對濕度不超過75%將組件引出線短路后接到有限流裝置的直流絕緣測試儀的正極將組件暴露的金屬部分接到絕緣測試儀的負極。如果組件無邊框，或邊框是不良導體，將其邊緣用導電箔包裹。將組件全部的聚合表面（前后表面，接線盒）用導電箔包裹。再將導電箔覆蓋的所有部分連接到絕緣測試儀的負極。如果組件保持正向電壓連接邊框，一些組件可能對靜態(tài)極化比較敏感。在這種情況下，測試儀的應以相反的方式連接。如果條件允許，生產商應提供靜態(tài)極化靈敏度的信息。以不大于500V/s的速率增加絕緣測試儀的電壓，直到等于1000V加上兩倍的系統(tǒng)最大電壓。如果系統(tǒng)的最大電壓不超過50V，所施加的電壓應為500V。維持此電壓1min。降低電壓到零，將絕緣測試儀的正負極短路使組件放電。拆去絕緣測試儀正負極的短路線。以不大于500V/s的速率增加絕緣測試儀的電壓，直到等于500V或組件最大系統(tǒng)電壓的高值。維持此電壓2min。然后測量絕緣電阻。降低電壓到零，將絕緣測試儀的正負極短路使組件放電。拆去絕緣測試儀與組件的連線及正負極的短路線。組件故障類別安全性能故障安全性能故障按照光伏組件的安全來進行劃分，具體內容見表3。安全性能故障類別列表安全性能故障類別描述A故障對組件安全沒有影響。B(f,e,m)如果發(fā)生后續(xù)故障和/或第二次故障，則失效可能導致火災隱患（f）、電擊危險（e）和機械應力隱患（m）。C(f,e,m)故障直接導致安全問題（f，e，m的定義見B）。功率損耗故障功率損耗故障類別描述了從初始時刻到光伏組件使用的某一時刻，功率損耗的變化情況。具體內容見表4。功率損耗故障類別列表功率損耗故障類別描述A功率損耗低于初始值的3%。B功率隨使用時間呈指數衰減。C功率隨使用時間呈線性衰減D隨著使用時間的推移，功率損耗減低趨于飽和。E功率隨使用時間呈階梯狀衰減。F隨著使用時間的推移，其他類型的功率損耗。故障診斷外觀檢查按照組件的物理結構將外觀檢查故障劃分為以下三類：太陽電池故障主要包括電池片變色、電池片裂紋、焊帶故障；封裝材料故障主要包括EVA變色、背板燒痕、背板分層、組件分層；外部元件故障主要包括接線盒故障。通過外觀檢查，并結合表5的組件故障清單可對光伏組件進行故障診斷，以評估分布式光伏組件中可見的缺陷。外觀檢查對應的組件故障清單組件故障類別描述安全性能等級功率衰減等級外觀檢查照片太陽電池故障當一塊電池片比其他電池片溫度高時，這塊電池片會更快的變?yōu)楹稚?。B(f)D蝸牛紋是電池網格線上銀漿的變色，蝸牛紋沿著電池裂紋出現。B(f)C組件前部有燒痕，封裝劑變色，這與金屬連接處過熱有關B(f,e,m)D/E封裝材料故障電池片中心的EVA呈微褐色，且EVA中發(fā)生變色的部分發(fā)生在能夠接觸到大氣中的氧氣和/或非常接近醋酸擴散出細胞的邊緣AC電池片上EVA呈褐色，且電池片有兩條裂紋。沿電池片裂紋出現光致褪色，因此，電池片裂紋是可見的。EVA材料的褐變需要幾年時間才能出現。B(f)C組件背板沿著母線方向出現燒痕B(f,e,m)D/E背板分層B/C(e)D多晶硅光伏組件分層B(e)D/E組件外表面、框架或接線盒等部位的外觀缺陷可能導致現場故障。另外，像電池片裂紋這樣的缺陷很有可能導致組件功率損失或安全問題等后續(xù)故障。紅外熱成像按照組件熱成像的區(qū)域將紅外熱成像故障劃分為以下三類：組件故障主要包括組件整體過熱、組件部分過熱、電池串過熱；電池片故障主要包括某些電池片過熱（無規(guī)律）、某些電池片過熱（有規(guī)律）、單塊電池片過熱、單塊電池片部分過熱。在光伏組件平面內輻照度穩(wěn)定在至少為600W/m2，且室外風速比較低的情況下進行紅外熱成像試驗，在操作偏差下觀察成像結果時，電池溫度可能只相差幾度。若組件短路或存在缺陷，溫度變化會大很多。表6列出了紅外熱成像試驗可以識別的光伏組件故障。紅外熱成像測試對應的組件故障清單組件故障類別描述安全性能等級功率衰減等級紅外熱成像照片組件故障一塊組件比其他組件更熱A系統(tǒng)故障一個熱點B(f)C(m,tc)組件中的一行電池片比其他行的電池片更熱B(f)功率恒定或者E在相同陰影下，電池串中部分電池片溫度比其他電池片溫度更高A、B(f)A、C電池片故障單塊電池片過熱，沒有任何規(guī)律。A（當外部短路時），B(f)（當二極管短路）功率恒定或者E單塊電池片較上部和中部溫度高，下部溫度低，靠近框架溫度高。AC(v,h,t)一塊電池片明顯比其他電池片溫度更高A、B(f)A、B或C(m,h,tc)一塊電池片的一部分溫度較高B(f)C(m,tc)電致發(fā)光按照組件故障程度劃分，可分為以下三類：組件無故障情況；組件故障主要包括電勢誘導衰減、組件裂紋、組件翹起、組件某處斷開、二極管故障；電池片故障主要包括電池片裂紋、柵線故障、濕氣腐蝕、輪胎類壓痕、分流故障、電池片連接斷開。通過電致發(fā)光測試，并結合表7的組件故障清單可對光伏組件進行故障診斷，以評估分布式光伏組件中隱藏的缺陷。電致發(fā)光測試對應的組件故障清單組件故障類別描述安全性能等級功率衰減等級電致發(fā)光照片沒有組件故障的情況多晶圓片中的晶體位錯AA晶片邊緣AA紋環(huán)AA光伏組件故障電勢誘導衰減（PID）：在功率損失之前，PID光伏組件可以在早期以額定電流1/10下拍攝的EL圖像進行識別。A生產過程中，重復誘導電池裂紋B(f)C過大的機械載荷。組件中整體裂紋形狀呈X狀，如右圖中紅線部分。B(f)C光伏組件翹起。在光伏組件中間的電池片上存在許多樹突狀裂紋。B(f)C通過二極管分流或者電流在組件某處斷開。B(f)E電池片故障電池片裂紋模式A：電池片有裂紋，但裂紋不影響流過裂紋的電流（無抗電流）BC電池片裂紋模式B+（A）：電池片有裂紋，且裂紋影響流過該單元互聯條的電流，但電池片仍然是連接的。B(f)C電池片裂紋模式C+（B+A）：電池片有裂紋，且裂紋完全將電池片部分與電池片互聯條隔離。在光伏組件額定電流的1/10下拍攝的EL圖像（上圖）與光伏組件額