摘要：光伏组件长期可靠性运行是大规模商业应用的前提。为确保光伏组件寿命超过 25 年，分析光伏组件性能衰减的机制显得至关重要。

以长沙市户外使用 9 年的 40 kW 单晶硅光伏组件为对象，对其全过程的性能数据进行分析，进行外观检查、红外热成像测试和电性能评估。

统计外观缺陷并分类，分析组件电性能参数衰减、变化情况；尝试把外观缺陷与电性能衰减对应关联起来。发现玻璃侵蚀、背板黄变、电池栅线和抗反射层氧化等频繁出现的外观缺陷可导致性能衰减，九年间总功率衰减 7.8%。

本文结合小型光伏设施的优势，通过外观检查、红外热成像分析和电性能评估，分析了位于我国湖南省长沙市屋顶光伏组件使用 9 年的衰减情况和衰减机制。

通过详尽地了解、分析每一个光伏组件的老化、减和失效情况，进而实现以下三个目标：确定发生频率高的组件老化类型、找到各电学参数衰减情况与衰减多种组件老化现象之间的关系。

实验

单晶硅光伏组件实验平台建于 2008 年，其主要由光伏阵列、汇流箱、交直流防雷配电柜和并网逆变器组成。逆变器将光伏阵列产生的直流电转变成交流电然后并入国家电网，同时逆变器自带 MPPT，使光伏组件工作在最大输出功率点。

1.1 光伏阵列

光伏阵列由 208 个额定功率为 180 W 的光伏组件组成，每个光伏组件由 72 片 p 型单晶硅太阳电池串联连接构成，电池尺寸为 125 mm×125 mm，厚度约 300 mm。

电池片采用正面制绒以提高抗反射率，表面沉积的 SiNx 抗反射层同时也起到电池片表面钝化的作用。电池片之间采用镀锡铜焊带互联，并封装在上下两层 EVA 之间，上层 EVA 之上采用高透钢化玻璃起防护作用，下层 EVA 之下采用 TPE(PVF/PET/EVA)复合背板起绝缘和隔离水汽的作用。

每个组件包含一个接线盒，起到输出电能并实现各组件之间互联的作用，每个接线盒内接有 3 个旁路二极管用于防止热斑效应。组件边框采用阳极氧化铝边框。

2008 年组件搭建光伏实验平台时，厂家提供了每个组件的电性能出厂数据，并与组件上的条形码一一对应。光伏组件以 16 块为一串，共 13 串并联安装于固定式金属支架上，组件安装方位角为正南，倾斜角度为 22°。

1.2 实验平台的运行环境

光伏组件实验平台地处我国湖南长沙，当地气候属于亚热带季风气候，四季分明，夏季高温多雨，冬季温和少雨。根据国家气象数据中心提供的数据， 在组件安装平面上的年平均太阳能辐射总量约为 1 120 kWh/m2，年平均气温 17.2 ℃，相对湿度为 72%，风速 2.3 m/s。

1.3 红外热成像

采 用 分 辨 率 为 384 ×288 像 素 的 三 合 一 红 外 热 像 仪FOTRIC226 拍照获取光伏组件温度分布图。由于光伏组件背面的空间过小无法正常拍摄，因此所有的红外热辐射照片均从光伏组件的正面拍摄。红外成像拍摄时光伏组件处在并网发电状态，因此逆变器的 MPPT 模块保证了组件此时工作最大功率点附近。

1.4 电学性能测试

光伏组件的初始电性能数据均由组件生产厂家在标准测试条件下测得。经过 9 年的户外使用后，每个光伏组件的电性能参数由便携式太阳电池参数测试仪(HT I-V 400 W)在户外实地测得，然后基于 IEC 60891通过设备自带的程序转换为 STC 下的 I-V 数据，其中转换参数 a、b、g 和 Rs 由组件生产厂家提供。

为了减小参数转换为标准条件所带来的误差，根据国际电工委员会 (IEC) 提供的光伏组件 I-V 曲线测试标准 IEC 60904-1，户外电性能参数测试过程中严格执行以下条件：

测试在晴朗无云的天气下进行，测试时组件表面接收辐射照度大于 800 W/m2；测试期间总辐照度的波动不大于±1%；风速小于 2 m/s；测试期间光伏组件和参考器件共面，仰角偏差±3°内；测试期间待测组件和参考器件的温度变化保持在±1 ℃内。

结果与讨论

2.1 外观缺陷

为了弄清组件衰减的原因，我们首先对每个光伏组件进行彻底的外观检查，并将发现的缺陷按照出现频率进行归纳整理。

2.1.1 玻璃面板的侵蚀

玻璃侵蚀表现为玻璃表面浑浊及颜色变深，常见于组件正面的底部并且一般无法修复。由于在组件外观检查之前，预先对组件进行了清洗，因此纯粹的组件的底部积尘效应不在本文外观缺陷的考察范围之内，也没有进一步分析该效应对组件输出功率产生的影响。

玻璃侵蚀产生的原因有：空气中的灰尘颗粒的沉积，雨水的积淀和浸出作用，以及玻璃中的 K＋和水中 H＋之间的离子交换等[5]。同时，环境污染和边框的使用会加重这一缺陷的发展程度。

受玻璃侵蚀的影响，组件底部的浑浊、发黑的玻璃产生了不可逆的透射光的损失，因此引起组件输出功率的降低。由于组件是横向安装，因此由透射光损失造成的短路电流减小发生于组件底部电池串。

在本光伏组件实验平台中， 100%的组件底部出现玻璃侵 蚀，直接受影响的电池片占总数的六分之一，电池片受影响的面积占比从 5%到 13%不等，平均受影响面积为 9%，在光伏电站的运营中，定期清理组件底部积累的污垢将有助于减小玻璃侵蚀的面积。

2.1.2 背板黄变

光伏组件在长时间的户外使用后，背板颜色黄变或者呈现一定程度的黄色或棕色被称为背板黄变。在本实验平台中，近一半的光伏组件呈现不同程度的背板黄变。

组件正面电池片区域没有产生发黄、变色，而电池片间的空隙区域明显发黄，因此可以确定褪色现象发生在背板上。实验平台光伏组件采用的背板是 TPE(PVF/PET/EVA)结构的三层复合背板。

与组件生产商沟通了解到，早期的光伏组件没有考虑背板发黄的问题，在组件封装的时候采用的 EVA 紫外透过率较高，背板的 EVA 层中没有添加抗紫外助剂， TPE 结构的背板 E易出现黄变。

由于背板所反射光线有一部分被组件正面的钢化玻璃二次反射至电池片表面，进而被吸收转化成电能，因此背板黄变将导致组件的光吸收率下降，输出功率下降。

2.1.3 正面栅线和抗反射层的氧化

电池片和封装材料之间的黏附力下降导致电池片受到的保护减弱以及电池片上金属和抗反射层的腐蚀。28%的组件上不同程度地出现了这个现象， 正面的银栅线和 SiNx 抗反射层颜色变深，表明氧化正在进行。

EVA 是一种无定形聚合物，氧和水的扩散率高，因此氧能够快速扩散到其他区域，此外， EVA 脱水产生的醋酸加速金属栅线的腐蚀。

Kempe 等[6]的研究显示，与不透气的背板相比，采用透气性好的背板醋酸的影响明显减小。由于电池边缘的水分子更容易从背板扩散，因此湿度较低，这很好地解释了电池边缘氧化速度慢的原因。

2.1.4 热斑

在实验平台中，有一块电池片出现热斑烧穿。由于热斑区域温度过高，导致电池片烧熔，组件背板烧穿。另外，通过红外热成像发现另有 3 块组件出现不同程度的热斑效应，后面将会进一步介绍。

热斑现象普遍认为由接线盒二极管损坏、局部组件积尘，电池片失效或者严重的电池串间失配引起。组件中，短路电流减小的电池片被正常的电池片反偏，不仅本身吸收的光能全部转化为热能，反偏电流产生的能量消耗也全部发生于反偏的电池片上，并全部转换为热量，因此可能产生非常高的温度[7]。

2.1.5 电池片开裂

少量的电池片出现裂纹，但是电池片之间仍然保持连接，没有出现完全分离，这些开裂可能由于外力或者热应力所致。

2.2 红外热成像分析

红外热成像分析中，一个重要的发现是所有接线盒上方的电池片温度比其他地方高出 6 ℃左右，因此这些电池片会有更高的热衰减速率。此外，我们也发现了电池串间的失配现象。

下面的电池串的温度明显高于上面的电池串，但是我们无法得知此电池串间的失配是由于使用后组件的功率衰减引起的，还是在组件进行初始曝光前就已经产生。

由于功率衰减或失效，光伏组件中的一块电池片工作在反偏状态下，并出现明显的发热现象，红外热成像显示热斑所在电池片的温度比周围其他电池片的温度高 13 ℃。

经过外观检查，在热斑区域附近的正面电池片以及背面背板上未发现外观缺陷。这也说明，由于温度急剧增加导致电池片烧穿后，电池片的并联电阻变得非常低，因此没有再出现热斑过热的现象。

2.3 电性能分析

实地的室外测量中，所有 208 个光伏组件的电性能参数都是在 850 ~ 1 100 W/m2 的辐照度区间内测量，而环境温度在22~33 ℃，测得的光伏组件的电性能参数经过软件转换到 STC的数值。

分别给出了开路电压 (Voc)、最大功率电压(Vmpp)、最大功率电流(Impp)、短路电流(Isc)、最大输出功率(Pmax)和填充因子(FF)六个参数在使用前和 9 年的户外衰减后的平均值和标准差。

数据显示，经过 9 年的户外使用，实验平台的单晶硅光伏组件最大输出功率衰减率为 7.8%，这主要是由 5.4%短路电流衰减所致。此外，开路电压和填充因子也出现了相对较小的衰减比例，分别为 1.1%和 1.5%。

考虑光伏组件首次曝光的前几个小时会有约 3%的初始光致衰减[8]，因此可以计算得到平均每年的最大输出功率衰减约为 0.53%，低于组件生产商保证的每年功率衰减值 0.7 %。

在数据的统计分析中发现，组件的各性能参数都近似服从正态分布。数据分布直方图显示光伏组件的四个参数分布区间扩大，标准差增加，这与先前研究人员的统计结果相一致[9-10]。

在这四个光伏组件性能参数中，短路电流的标准差增加量最大，达到 +153%，而这个标准差随组件使用时间逐渐增加的原因，目前尚无统一的结论。

在组件各参数平均值的衰减上，由于在忽略二次效应的情况下，组件最大输出功率的平均值衰减率是短路电流、开路电压和填充因子的衰减率之和，因此组件最大输出功率的平均值衰减比例最大。

2.4 外观缺陷和性能衰减之间的联系

经过 9 年的户外使用后，开路电压和填充因子分别呈现了 1.1%和 1.5%的衰减率， 28%光伏组件正面电池栅线和抗反射层的氧化被认为是其主要原因之一。

正面电池栅线由于氧化后变细发黑，因此栅线的电阻率增加，组件的串联电阻增大；抗反射层的氧化使得电池片表面的钝化效果减弱，表面载流子复合增加，而载流子的复合会带来电池片短路电流和并联电阻的减小。

并联电阻减小会降低光伏组件的开路电压和填充因子，同时串联电阻增大也会降低组件的填充因子和短路电流。

在短路电流的衰减方面，影响因素除了上述的正面电池栅线和抗反射层的氧化外，玻璃面板侵蚀和背板黄变被考虑作为短路电流衰减的主要原因之一，而电池片开裂和热斑现象影响电池片和组件的比例小，因此这两项外观缺陷不被考虑作为组件衰减的主要原因。

由于组件背板反射的光线经过前玻璃面板二次反射后可被电池吸收，因此白色背板的使用有利于提高组件的短路电流，我们的实验结果以及 MR Vogt 等的研究结果均显示白色背板的使用可以使组件的短路电路增加 2%~3%[11]，背板的发黄引起光反射率的减少一般不超过 20%[12]。

结合背板黄变的统计比例，我们可以计算得到背板黄变引起的短路电流损失不超过 0.3%，因此背板黄变对本实验平台中的组件短路电流影响较小。

同理，玻璃面板侵蚀体现在电池片接收的入射光减少，因此会减少光伏组件的短路电流。根据外观统计结果，玻璃面板平均受侵蚀的面积为 9%，尽管玻璃面板受侵蚀的程度不同，侵蚀区域 10%的光学损失是一个合理的值[13-14]，因此可以计算得到玻璃面板侵蚀造成的短路电流损失近 1%。

随机选取 5 块组件测量，发现底部电池串的短路电流平均比顶部串低约1.5%，与预测的数值相近。除了本文统计的外观缺陷外，根据NERL 的研究结果，与电池片制作工艺有关，电池片本身的 p-n结老化也是组件短路电流衰减的主要原因之一。

组件性能参数的标准差呈现较大幅度的增加，说明各光伏组件老化程度差异较大。正如外观检查统计结果所示，光伏组件的各组成部件，包括正面玻璃面板、EVA、金属栅线、电池片和背板均出现不同程度、不同比例的老化，这种差异性的产生最终致使组件的各性能参数的标准差增加。

在实际光伏电站的运营中，组件性能的差异性增加会加重组件间失配，进而导致电站输出功率的下降。

结论

本文分析了 40 kW 单晶硅光伏组件户外使用 9 年的功率衰减情况和衰减机制。最主要的外观缺陷是玻璃侵蚀、背板黄变、电池栅线和抗反射层的氧化。此外，也发现有少量的热斑和电池片开裂现象。

对比 208 块光伏组件使用前后的性能参数，组件的峰值功率衰减 7.8%，除去初始光致衰减，平均每年的功率衰减约为0.53%，低于组件生产商保证的每年功率衰减值 0.7%。

短路电流衰减是组件峰值功率衰减的主要原因，玻璃面板侵蚀、正面电池栅线和抗反射层氧化贡献了部分短路电流损失。正面电池栅线和抗反射层氧化也是组件开路电压衰减的主要原因之一。

此外，组件性能参数标准差增幅较大，将增加组件间的失配，进而影响整个发电站的发电效率，因此，组件的生产过程中应尽可能保证原材料的一致性和生产工艺稳定性。

原标题：单晶硅光伏组件性能衰减分析