光伏組件的四種失效方式與修復！

光伏電站長期穩定運行，是項目投資獲得合理收益的基本保障。然而，由于光伏電站運行環境復雜，溫度、濕度、光照、風、雪等條件差異大，長時間運行后，會出現一定比例的組件失效，大幅降低發電量，投資達不到預期收益。

本文通過篩選、調研30多個國內外不同氣候條件下典型光伏電站，發現運行超過4年的光伏電站，四類光伏組件問題比較突出。

組件失效方式一：背板開裂

調研的電站中，有7個使用AAA背板的光伏電站出現背板開裂、粉化的情況。這7個電站的基本情況如下表所示。

表1：出現背板開裂電站基本情況

圖2：(a) 條形開裂；(b) 方形開裂；(c) 背板粉化

由于在不同氣候條件下，背板材料橫縱向的拉伸性能保持率不同相關。因此，在不同的地區，背板開裂方式不同，其中：

濕熱地區以方形開裂為主，干熱地區以條形開裂為主，高寒地區前期以條形開裂為主，后期發展成方形開裂。

同時，由于該材質耐紫外性能弱，所有電站都存在不同程度的粉化現象(圖 2c)。

背板開裂初期，主要表現是絕緣性能會下降，如下表所示。

表2：背板方形開裂后組件絕緣性能測試值

背板開裂后期，由于水汽通過開裂處進入組件內部，導致電池腐蝕，從而影響輸出功率，從而導致組件功率持續、大幅下降。

組件失效方式二：電池和焊帶醋酸腐蝕

電池和焊帶腐蝕主要發生在高溫高濕地區，其失效機理是水汽穿透背板到達組件內部，與EVA反應產生醋酸，醋酸腐蝕電池和焊帶導致組件功率大幅度下降。

調研過程中發現的三個典型的高溫高濕條件下組件失效案例。

表3：三個光伏電站的基本情況

上述三個案例的組件外觀、EL測試、PR值情況分別如圖3~6所示。

通過測試結果可以發現，三個電站均出現以下情況：

組件的外觀：可以肉眼觀察到水汽滲入組件內部的跡象，

EL檢測：電池片和焊帶出現明顯的腐蝕現象，

PR值檢測：整個電站的實際PR值（紅線）已經降低至25年的理論衰減值（藍線），意味著整個電站已經失效。

圖3：案例1，東南亞某項目的失效組件外觀、EL圖像、PR值測試值

圖4：案例2，法國熱帶海島項目的失效組件的PR值測試值、EL圖像

圖5：案例3，某熱帶海島項目的失效組件外觀、EL圖像、PR值測試值

從上述三個高溫高濕環境下、醋酸腐蝕電池和焊帶的失效案例來看：

這類失效在初期不太容易發現，因為PR值符合理論預期，但是一旦PR值低于理論預期，意味著醋酸腐蝕的失效機制已經啟動，會在接下來兩年內組件完全失效。

由于光伏組件大多都采用EVA封裝，在高溫高濕環境下，EVA水解產生醋酸是不可避免的，尤其隨著組件的降本，電池、背板材料都在不斷的減薄，水汽更容易進入組件內部。

安裝在高溫高濕地區的、EVA封裝的組件，在6年左右可能會大面積出現醋酸腐蝕失效。

組件失效方式三：水汽深入組件內部導致低絕緣

1）無框雙玻組件：邊緣脫層，水汽進入組件內部導致低絕緣

早期雙玻組件為降低重量和成本，采用無邊框的結構。

相對于高分子背板而言，玻璃水透是零，因此早期廠家宣稱雙玻組件該產品可以用于水面電站、高溫高濕地區，且使用壽命長達30年。

然而，運行一段時間后發現，水汽非常容易通過光伏組件的邊緣滲入！當水汽透過組件邊緣進入組件內部會導致組件分層，如圖6所示。

圖6：無框雙玻組件水汽滲入組件內部示意圖

案例4：印度洋上某熱帶海島

光伏組件2018年安裝，運行2年后發現組件邊緣滲水，組件背面由于水汽滲入導致焊帶腐蝕，組件絕緣性能下降導致逆變器跳閘無法正常工作，如圖7所示。

圖7：無框雙玻組件邊緣滲水導致低絕緣

案例5：中國某水面電站

中國某水上光伏電站，運行一段時間后發現組件邊緣分層，水汽滲入，導致低絕緣，如圖8 所示。

圖8：無框雙玻組件邊緣滲水現象明顯

2）常規帶邊框組件：硅膠老化及邊緣缺膠，使得水汽進入組件內部導致低絕緣

早期的組件，受自動化生產的限制，邊框硅膠通常采用手工打膠的方式，因此常常會出現邊框缺膠的現象。

圖9：缺膠組件邊緣可插入鋼尺

在戶外長期使用過程中，水汽會從邊框缺膠處滲入組件內部，導致組件低絕緣。此外，硅膠在戶外長期使用過程中也會出現老化現象，導致硅膠開裂，水汽可以從硅膠開裂處進入組件內部，導致組件低絕緣，如圖10所示。

圖10：水汽從常規邊框組件缺膠處滲入組件內部示意圖

圖10~12為調研過程中，三個常規組件失效的案例。

表4：三個常規組件失效案例所在光伏電站的基本情況

案例6：光伏組件邊框缺膠，水汽長期積聚，導致組件分層出現低絕緣，且由于水汽長期滲入，邊框內長滿青苔。

圖11：邊框缺膠，水汽長期積聚，導致邊框處長青苔

案例7：邊框缺膠和硅膠老化組件正面的水可以直接到達背部，長期水汽浸泡的環境導致組件分層，電池腐蝕，因而組件出現低絕緣，功率下降。

圖12：邊框缺膠及硅膠老化導致水汽滲入，引起低絕緣

案例8：組件內部進水導致組件分層，出現低絕緣，電池腐蝕功率下降，且部分組件由于漏電導致打弧出現背板擊穿現象。

圖13：邊框老化，導致水汽進入組件內部，產生分層和腐蝕

組件失效方式四：接線電纜絕緣皮開裂

中東沙漠地區某光伏電站，2008年并網，運行11年左右，裸露在空氣中的電纜線外層老化開裂如下圖所示，造成絕緣性能下降，給電站業主帶來巨大的安全隱患。

圖14：電纜絕緣皮開裂

失效光伏組件修復的可行性探討

背板開裂、電池和焊帶醋酸腐、水汽深入組件內部導致低絕緣、接線電纜絕緣皮開裂，運行4年以上的光伏電站，逐漸出現一定比例的中期組件失效情況。

由于運行4年以上的存量電站的已經超過300GW，且每年以約100GW的規模增加，中期失效組件比例即使很低，失效組件的總量也非常龐大。

這類失效組件往往已經出質保期，如果更換，一方面要新增組件購置、拆卸、安裝等投資，造成巨大的經濟損失；另一方面，由于組件技術進步快，市場難以買到尺寸兼容、原逆變器兼容的新組件。

賽伍技術從2017年開始對國內外存量電站進行調研，收集了大量的光伏組件失效的案例。通過對這些光伏組件失效類型的分析，研發了相對應的組件修復材料，并為投資企業提供最佳技改方案，延長失效光伏組件的壽命，幫助電站投資者挽回經濟損失。

經過修復，背板開裂的修復材料、邊框阻水修復膠帶、自固化阻水包材等已經開始用在于相對應的失效組件上，且室內的加嚴測試已經得到驗證。

1、背板開裂修復材料室內驗證數據

隨機抽取一塊失效組件，組件一半用修復材料修復，一半不做修復，對組件進行老化測試，在不同時間段的EL圖像如下圖所示?？梢钥吹?，未進行修復處理的串1電池出現腐蝕現象，而串3在DH1000后沒有明顯變化。

下圖中，紅框內為修復背板貼敷處，即組串1未貼敷修補膠帶，組串2一半貼敷修補膠帶，組串3全部貼敷修補膠帶。

圖15：背板開裂修復效果EL圖像對比

對組串的參數進行測試發現，未進行修復處理的串1衰減達19.3%,而進行修復處理的串3衰減僅4.7%。具體參數如下表所示。

2、阻水背板修復材料驗證

阻水背板修復材料在高濕地區應用的組件上得到驗證。

兩片應用在高濕地區7年左右的組件，組件功率已經出現8%~9%左右衰減，對1號組件進行修復，2號組件不修復，兩片組件同時進行DH2000測試，2000小時候獲得的EL圖像如下圖所示，差別十分明顯：修復后可有效降低在高濕環境下的醋酸腐蝕現象?？梢?，阻水背板修復材料可以有效延緩組件在高濕地區的醋酸腐蝕衰減。

圖16：阻水膠帶修復效果EL圖像對比

對兩塊組件的參數進行測試，1號進行修復的組件在DH2000后功率衰減為7.46%，而2號未進行修復的組件在DH2000后功率衰減達41.94%。

兩塊組件的詳細測試參數如下表所示。

光伏組件失效修復需求大

光伏組件的玻璃膜層磨損、邊框煙霧腐蝕等屬于早期失效，通常發生在在電站運行1至2年內，多與組件制造商的設計、生產工藝相關。早期失效比較容易發現，且組件都在質保期內，因此，僅對組件廠商造成一定的經濟損失，而業主通常能及時挽回損失。

上文提到的背板開裂、電池和焊帶醋酸腐蝕、水汽深入組件內部導致低絕緣、接線電纜絕緣皮開裂等，屬于中期失效。中期失效通常發生在電站運行4年以后，主要一是特定環境下組件材料的選擇不當，二是對缺乏長期驗證的新型光伏材料本身的特性認識不足。中期失效具有一定的潛伏性，可能發生在組件質保期內，也可能發生在質保期外，但是無論組件是否超出質保期，如不及時發現，都會給投資人和組件廠商帶來巨大的經濟損失。

根據IEA的統計，截止2019年底，全球累計光伏裝機達到617.2GW，如下圖所示。預計到2020年底將達到750GW左右！

來源：IEA PVPS

圖：全球歷年累計光伏裝機規規模

從上圖可以看出，2016年底前并網的、超過300GW的項目，目前運行已經超過4年，部分運行條件惡劣的項目，已經陸陸續續開始出現光伏組件中期失效的現象，導致發電量大幅降低。

通過實驗發現，及時對失效組件進行修復，能較好的保證組件的電性能參數，幫助業主減少發電量損失。

隨著越來越多的光伏電站投入運行，光伏系統運行的長期穩定性越來越受到重視，對失效光伏組件進行修復將成為光伏電站運維中的一項重要工作！