基于紅外熱成像檢測的光伏電站異常分析

梁健鋒，胡振球，黃 燦，許長盛，曾 飛，黃浩鋒

(廣東產品質量監督檢驗研究院，佛山 528300)

0 引言

近年來，不可再生的化石能源消耗加劇，環境污染和氣候問題日益嚴峻，世界各國能源危機意識和環保要求不斷提高，在此情景下，大力發展以太陽能、風能為代表的清潔能源已成為全球共識。其中，光伏發電為主要的太陽能應用形式。中國光伏發電累計裝機容量和年新增裝機容量已多年位居全球第一，在碳達峰、碳中和政策的驅動下，中國光伏產業和光伏發電裝機規模將迎來新一輪的發展高潮[1]。

光伏組件是光伏電站最核心的部件，從光伏組件生產、運輸到安裝，再到光伏電站建成后的長時間運行，不可避免會因各種因素導致光伏組件出現缺陷，這些因素包括外部機械應力、自身材料老化及環境條件等[2]。運行的光伏電站中，若光伏組件存在缺陷，輕則會影響光伏電站的發電量，導致其平準化度電成本上升，投資回收期延長；重則會造成光伏電站安全事故[3]。有研究表明：運行10 年的光伏電站中，存在中等程度故障的光伏組件占光伏組件總數量的比例為9.1%，存在重度故障的光伏組件占光伏組件總數量的比例為1.5%，逆變器存在故障的比例高達32.2%[4]。因此，為了保證光伏電站正常運行，提高系統可靠性和安全性，減少不必要的損失甚至事故，對其進行定期檢測和維護顯得十分必要。

針對光伏電站異常進行故障識別和檢測，常見的檢測方法有物理檢測法、能量損失法、I-V曲線法和時序電壓電流法[5]。其中，物理檢測法是通過識別紅外熱成像圖的方法進行光伏組件故障診斷；與其他檢測方法相比，物理檢測法采用的紅外熱成像檢測具有非接觸、靈敏度高、測溫范圍寬、作用距離遠等優點，且作業過程中光伏電站無需斷電。采用紅外熱成像儀對光伏組件、電氣設備及機械部件進行紅外熱成像檢測，成為光伏電站質量和故障診斷的絕佳工具[6]。對于大型光伏電站而言，因其占地面積大，且通常建設在荒地、水面、戈壁等地區，傳統的手持式紅外熱成像儀檢測難度較大，而利用無人機搭載紅外熱成像儀等方式進行檢測，具有安全、高效、靈活的特點，越來越受到光伏電站運維和檢測人員的青睞[7]。

本文利用手持式紅外熱成像儀和無人機搭載紅外熱成像儀兩種檢測方式，對多個光伏電站現場進行了紅外熱成像檢測，然后從所有檢測結果中挑選出異常紅外熱成像圖，對這些異常紅外熱成像圖的典型特征進行分析，之后對導致異常紅外熱成像圖的光伏電站常見故障進行歸類，以便光伏電站業主和運維人員可以通過異常紅外熱成像圖直接辨識出故障類型，從而使光伏電站的日常巡檢和故障排查更加便捷，保障電站的安全高效運行。

1 光伏電站現場檢測

采用物理檢測法，依據CNCA/CTS 0016—2015《并網光伏電站性能檢測與質量評估技術規范》[8]和IEC TS 62446-3: 2017《Photovoltaic (PV)systems——Requirements for testing，documentation and maintenance——Part 3: Photovoltaic modules and plants——Outdoor infrared thermography》[9]對多個在運光伏電站現場進行紅外熱成像檢測。CNCA/CTS 0016—2015 是光伏電站驗收和性能檢測的常用標準，該標準設置了光伏組件紅外熱成像檢測條款，針對光伏組件異常，特別是熱斑提出了具體規定。IEC TS 62446-3：2017 是專門針對光伏電站紅外熱成像檢測的國際技術規范，其規定了紅外熱成像檢測的程序和紅外熱成像圖像異常情況分類，并對電氣設備的紅外熱成像檢測提出了明確要求。

1.1 檢測設備

1.1.1 無人機搭載紅外熱成像儀

無人機搭載的紅外熱成像儀型號為Zenmuse XT，紅外分辨率為640 像素×512 像素(最大分辨率)；熱靈敏度為小于50 mK；測量溫度范圍為-40～550 ℃，溫度精度為±2 ℃或讀數的2%(以較大者為準)；波長范圍為7.5～13.5μm；探測器像素間距為17 μm。

1.1.2 手持式紅外熱成像儀

手持式紅外熱成像儀的型號為FLIR T620，紅外分辨率為640 像素×480 像素；熱靈敏度為小于40 mK；測量溫度范圍為-40～650 ℃，溫度精度為±2 ℃或讀數的2%(以較大者為準)；波長范圍為7.5～14.0 μm；探測器像素間距為17 μm。

1.2 檢測條件

光伏方陣表面接收的太陽輻照度應不小于600 W/m2，電氣設備的工作電流應不少于其額定電流的30%，風速不高于4 級，云覆蓋量不大于2 okta[9]。

1.3 檢測方法

手持式紅外熱成像儀適合檢測小型光伏電站中的光伏組件和電氣設備，可以一邊檢測拍攝，一邊記錄紅外熱成像圖顯示的發熱異常位置和故障類型。

無人機搭載紅外熱成像儀的方式適合檢測所有類型光伏電站中的光伏組件?？紤]到無人機的續航時間，基本不可能做到檢測和記錄同步進行，因此，利用無人機搭載紅外熱成像儀進行檢測前，需要事先規劃無人機的飛行路徑，然后根據規劃的飛行路徑進行圖像和視頻拍攝。飛行結束后將其采集的圖像和視頻信息導入計算機，利用分析軟件對數據進行處理。對于顯示發熱異常的紅外熱成像圖，根據采集的信息、視頻、圖紙等進行位置定位，最后完成故障類型的確認和整改[10]。

2 紅外熱成像檢測結果分類

對多個在運光伏電站進行紅外熱成像檢測后，現場檢測出的異常類型可分為光伏組件異常和電氣設備異常兩大類。光伏組件異常主要包括：光伏組件熱斑、光伏組件內太陽電池串異常、光伏組件短路或開路、接線端子發熱、光伏方陣中光伏組件缺失、光伏支架變形等。電氣設備異常主要包括匯流箱、逆變器、并網柜等的接線部位接觸不良導致的異常。

本文根據導致紅外熱成像圖異常的原因，將光伏電站故障類型分為5 類，分別為：1)光伏組件中單片太陽電池熱斑；2)光伏組件內太陽電池串開路；3)光伏組串(或光伏組件)短路或開路；4)光伏陣列完整性缺失或機械受損(例如：光伏支架變形、其他設備外觀變形或扭曲等)；5)電氣設備異常。

3 紅外熱成像檢測結果分析

針對多個在運光伏電站的紅外熱成像檢測結果，對不同故障類型導致的異常紅外熱成像圖進行具體分析。需要說明的是，由于這些紅外熱成像圖是在多個在運光伏電站的不同時間下采集得到的，因此測量溫度不能作橫向比較；另外由于篇幅有限，為了突顯故障部位，本文的部分紅外熱成像圖經過剪裁處理。

3.1 光伏組件中單片太陽電池熱斑

光伏組件中單片太陽電池熱斑導致的異常紅外熱成像圖如圖1 所示，該類型故障的紅外熱成像圖表現為光伏組件內若干太陽電池的溫度情況大于其正常溫度值。

圖1 光伏組件中單片太陽電池熱斑導致的異常紅外熱成像圖Fig. 1 Abnormal infrared thermal imaging caused by one piece of solar cell hot spots in PV modules

圖1 a 中，光伏組件異常發熱點的最高溫度為67.1 ℃，而正常區域的平均溫度為43.5 ℃，二者的溫差為23.6 ℃。圖1b 中，光伏組件異常發熱點的最高溫度為84.1 ℃，而正常區域的平均溫度為39.2 ℃，二者的溫差高達44.9 ℃。圖1c 中，光伏組件的發熱位置分布不規則，發熱太陽電池呈馬賽克狀分布，異常發熱點與其周圍區域的溫差可達4～10 ℃。

造成這類紅外熱成像圖異常的外部原因是光伏組件受到污漬、塵土、鳥糞、樹木、建筑物等異物或其陰影的遮擋，被遮擋的部位相當于負載消耗電能，熱量集聚導致光伏組件局部發熱。根據文獻[11]的研究結果，光伏組件異常發熱點的最高溫度可達100 ℃以上，部分溫差甚至可達到40～50 ℃。內部原因是光伏組件自身質量問題，比如，太陽電池存在缺陷(碎片、裂片、斷柵、虛焊等)。根據文獻[12]的研究結果，碎片、裂片缺陷區域的溫度通常比其他正常區域的溫度高5～10 ℃，斷柵缺陷區域的溫度通常比其他正常區域的溫度高30 ℃以上。此類問題會引起太陽電池局部發熱，雖然這種發熱程度沒有熱斑導致的發熱程度嚴重，但隨著光伏電站長時間運行，會導致光伏組件的發電性能逐漸降低。

發生熱斑的太陽電池會消耗其所在串聯電路中其他正常太陽電池產生的能量，導致光伏組件的輸出功率減小，從而降低光伏電站的發電效率。若太陽電池內部存在微裂紋，微裂紋在受到熱應力或外力后會逐漸演變為故障性裂紋(即隱裂)。根據文獻[13]的研究結果，發生隱裂故障時，光伏組件的輸出功率損失超過2%；當金屬焊帶存在20%的斷裂時，會導致光伏組件的最大輸出功率降低2.83%～5.64%。隨著光伏組件的運行和周圍環境的影響，若光伏組件內局部異常發熱點的溫度升高至足夠高，還會對其鄰近的其他太陽電池串造成熱損傷，進一步影響光伏組件的輸出功率。熱斑除了會影響光伏組件的輸出功率，還會導致光伏組件局部溫度升高，長時間異常高溫會導致背板鼓包、接線盒變形、接線盒脫落等故障，嚴重的甚至會引起火災，存在較大的安全隱患[6]。

3.2 光伏組件內太陽電池串開路

光伏組件內太陽電池串開路導致的異常紅外熱成像圖如圖2 所示。

圖2 光伏組件內太陽電池串開路導致的異常紅外熱成像圖Fig. 2 Abnormal infrared thermal imaging caused by open circuit in solar cell strings inside PV modules

根據同一塊光伏組件的表面溫度，可以將其分為兩個區域，分別為正常區域和異常發熱區域。圖2a 中，正常區域的平均溫度為52.8 ℃，異常發熱區域的平均溫度為55.1 ℃，二者的溫差為2.3℃，存在較明顯差異，但各區域內部的發熱溫度均勻。圖2b 中，異常發熱區域的面積比圖1a 中異常發熱區域的面積多了1 倍，其異常發熱區域的平均溫度為62.9 ℃，正常區域的平均溫度為59.1 ℃，二者的溫差為3.8 ℃。

目前，常規光伏組件是由60 片或72 片太陽電池串聯封裝組成，通常光伏組件內部安裝有3個旁路二極管，每個旁路二極管并聯1/3 數量的太陽電池，太陽電池共分為3 組，防止出現因部分太陽電池發生故障而影響整塊光伏組件發電的情況[14]。因此，若旁路二極管失效或某串太陽電池串發生故障，會導致該太陽電池串開路，而開路狀態的太陽電池較正常負載的太陽電池的溫度高[15-16]。從紅外熱成像圖來看，此種異常表現為光伏組件的1/3 或2/3 面積區域的溫度比其他區域高2～7 ℃。

雖然此類故障造成的異常溫度不高，但會影響光伏組件的輸出功率，而且在太陽電池串或旁路二極管開路的部位，存在發生串行電弧故障的風險。

3.3 光伏組串(或光伏組件)短路或開路

光伏組串(或光伏組件)短路或開路導致的異常紅外熱成像圖如圖3 所示。

圖3 光伏組串(或光伏組件)短路或開路導致的異常紅外熱成像圖Fig. 3 Abnormal infrared thermal imaging caused by PV string(or PV module) with short or open circuits

圖3a 中，出現多塊太陽電池發熱現象，異常發熱區域的最高溫度達到52.5 ℃，正常區域的平均溫度為40.9 ℃。圖3b 中，有1 串光伏組串的溫度普遍偏高，異常區域的平均溫度達到42.6 ℃，而正常區域的平均溫度為39.9 ℃，二者的溫差為2.7 ℃。

短路狀態通常是以整串光伏組串為基本單位，因此圖3a其實是2串光伏組串處于短路狀態，光伏組串的工作電流接近光伏組件的短路電流，由于內部或外部原因，短路電流較小的太陽電池發熱量較高，于是出現光伏組件內多片太陽電池溫度較高的現象[17-18]。由前文可知，開路狀態的太陽電池溫度較高，因此開路狀態的光伏組件的溫度也會比正常運行光伏組件的溫度高，紅外熱成像圖中，開路光伏組件所在整串光伏組串的溫度比正常運行光伏組串的溫度偏高2～7 ℃。

雖然光伏組串(或光伏組件)短路或開路導致的發熱溫度沒有熱斑導致的發熱溫度高，但因其涉及的光伏組件較多，對光伏陣列的發電量影響較大。筆者在廣東省某新建的屋頂分布式光伏電站進行測試時發現，該光伏電站的能效比(PR)只有71%，而且光伏組件表面較為干凈，但此值與正常水平相比卻偏低。經過紅外熱成像檢測后，發現多個光伏組串的平均溫度比正常狀態時的溫度偏高4～6 ℃，排查結果為這幾串光伏組串所接逆變器的直流開關未打開，導致光伏組串均處于開路狀態。這些光伏組串恢復并網后，重新測試該光伏電站的能效比，結果為82%。

3.4 光伏陣列完整性缺失或機械受損

光伏陣列完整性缺失或機械受損導致的異常紅外熱成像圖如圖4 所示。

圖4a 中，光伏陣列缺少了光伏組件，完整性受損。該光伏陣列中，每24 塊光伏組件串聯成1 串光伏組串，從該光伏組串剩下的6 塊光伏組件的紅外熱成像圖來看，也證實了開路狀態的光伏組件的溫度比正常光伏組件的溫度高。圖4b中，光伏陣列存在扭曲現象，現場勘查發現，該光伏陣列的光伏支架基礎管樁塌陷，導致光伏支架彎曲。

在太陽輻射下，光伏組件的溫度會比周圍其他物體的溫度高，在紅外熱成像圖中表現為光伏組件發熱均勻且邊界筆直清晰，因此通過紅外熱成像檢測，可以發現光伏組件缺失、光伏支架變形等異?，F象。

光伏電站中，若出現光伏組件開路或因外力導致光伏組件缺失等情況，會導致實際發電的光伏組件的裝機容量少于設計的裝機容量，從而造成資源浪費。

3.5 電氣設備異常

電氣設備異常導致的異常紅外熱成像圖如圖5 所示。

圖5 電氣設備異常導致的異常紅外熱成像圖Fig. 5 Abnormal infrared thermal imaging caused by electrical equipment abnormalities

圖5 a 中，發熱位置為直流匯流箱與光伏組串的接線端子，該接線端子的溫度高達86.9 ℃，而匯流箱內其他正常接線端子的平均溫度為32.7℃，二者的溫差高達54.2 ℃。圖5b 為某戶用光伏發電系統的并網柜的紅外熱成像圖，可以看到，其中1 個接線端子的溫度達到49.6 ℃，而另1個接線端子的溫度為39.7 ℃，二者的溫差為9.9℃。圖5c 中，發熱位置為組串式逆變器的直流輸入端子，左側兩個異常直流輸入端子的最高溫度達88.5 ℃，其他正常直流輸入端子的平均溫度為38.2 ℃，二者的溫差達50.3 ℃。

在光伏電站紅外熱成像檢測中，通常只關注光伏組件的發熱異常情況，甚至相關的檢測標準也僅對光伏組件熱斑作了限定，而忽視了對電氣設備的紅外熱成像檢測。實際上，光伏電站因電氣設備發熱故障導致的生產和安全事故時有發生。電氣設備異常發熱容易燒毀周圍的電氣部件，造成停電事故或引起火災。在紅外熱成像檢測排查中，可以根據電纜絕緣體、電氣觸點、變壓器、電壓互感器、電流互感器、絕緣子等電氣設備的表面溫度、相對溫差，通過分析紅外圖譜快速找到故障位置及導致發熱異常的主要原因[19-21]。

筆者對廣東省某地面光伏電站進行紅外熱成像檢測后發現，2018 年該光伏電站中直流匯流箱的故障率為6.06%，全部是由于保險絲或接線端子接觸不良引起的熱故障造成的，嚴重的甚至導致接線端子被燒毀。

4 結論

本文利用手持式紅外熱成像儀和無人機搭載紅外熱成像儀兩種檢測方式，對多個在運光伏電站現場進行了紅外熱成像檢測，根據紅外熱成像檢測結果挑選出光伏電站常見的故障案例，然后分析了這些故障導致的異常紅外熱成像圖的典型特征。分析結果表明：將紅外熱成像技術應用于光伏電站檢測，可以指導光伏電站業主和運維人員快速準確地發現和辨別光伏組件的故障類型和電氣設備異常，從而可以提高光伏電站的運維效率，對促進光伏電站的安全高效運行和新能源行業的發展具有重要意義。