上海2016年5月13日電 /美通社/ -- 隨著高效電池功率的提升，組件熱斑溫度越來越高；但各組件廠在解決高效組件熱斑影響上還沒有切實可行的解決方案。為此，TUV 南德意志集團（以下簡稱“TUV SUD”）聯合光伏行業專家黃子健先生與王囯峰先生對剛剛推出的無熱斑組件進行了測試，并和傳統組件熱斑溫度進行了技術解讀。TUV SUD大中華區光伏產品部總監許海亮先生特別指出，“隨著電池效率的不斷提升，組件的輸出功率越來越高，對組件熱斑保護也越來越受到關注。而組件安裝后很多情況下熱斑是不可控的，因此對于組件熱斑的保護就格外重要。無熱斑組件無論從理論還是實際，都證實了其優異的熱斑保護效果。”

概述：

傳統組件根據 IEC 61215測量熱斑時，高效單晶72片電池組件電池片遮擋處的絕對溫度已經超過150°C。而硅基半導體的PN結Tj標定值也只有150°C。很明顯，隨著電池片效率的提升，組件熱斑溫度還將進一步升高，傳統組件的設計已經不能滿足組件長期安全可靠工作的要求了。

針對光伏組件中的“熱斑”這一頑疾，通過新的電路設計，開發出無熱斑組件。無熱斑組件不僅徹底解決了組件發生熱斑時電池片的高溫問題，而且當電池串內電流失配時，無熱斑組件的輸出功率也比傳統組件高，提高了光伏系統的經濟收益。

在同一實驗環境下，選一件傳統60片多晶組件和一件60片單晶無熱斑組件測試發生熱斑時對應電池片和旁路保護二極管的溫度。實驗結果證實，無熱斑組件中熱斑電池片溫度基本沒有變化，和該組件中其它正常工作電池片沒有明顯溫差；而傳統組件中熱斑電池片溫度比組件中其它正常工作電池片溫度高出30°C，而且該電池片的絕對溫度也達到了120°C以上。無熱斑組件發生熱斑時的低溫特性使高效電池片的長期安全應用得到技術上的保障。

為了保障光伏組件長期安全可靠正常的發電能力，建議組件熱斑溫度判定標準限定在150°C以下，并且，熱斑絕對溫度越低，可以判定組件的長期可靠性能越好。

測試：

(1) 選用60片單晶無熱斑光伏組件(267.268Wp, Imp=8.569A)。
(2) 選用傳統60片多晶光伏組件   (262.440Wp, Imp=8.496A) 。
(3) 選用Honel穩態測試儀，箱內溫度設定為28°C，實際溫度27.5°C。
(4) 溫度測量是通過貼在組件背板相對應位置的熱電偶獲得的。
(5) 由于測試箱條件的限制，組件溫度保持在80°C而不是IEC標準的50°C。

圖一

圖二

(6) 遮擋面積的確定

a) 電池片沒有遮擋時，對應面積為0%；
b) 按IEC 61215 第三版確定Imp時遮擋面積；
    無熱斑組件Imp 的遮擋面積為6.18%；
    傳統組件Imp時遮擋面積為 10.67%，比無熱斑組件的遮擋面積要大；
c) 選不同電池遮擋面積，測量熱斑電池片和二極管的溫度；
d) 全遮擋電池片100%；

(7) 熱斑電池片和溫度測試點的確定
     通過紅外測溫，選定組件中最差電池片。二塊組件最差電池片都在同一位置。

圖三

無熱斑組件和傳統組件測試點唯一不同就是二極管測試點。無熱斑組件二極管封裝在組件背面背板電池片附近，而傳統組件二極管在接線盒中，要挖開硅膠，將熱電偶貼在 R6封裝的二極管上，但測試時，沒有再重新灌膠。所測溫度都是二極管的 Tc，而不是 Tj。但由于二種封裝不一樣，無熱斑組件中二極管是通過EVA+背板，傳統接線盒中二極管 R6 封裝是通過環氧樹脂表面測得 Tc。

溫度測試數據：

無熱斑組件不同遮擋面積時，各測試點溫度

注：I-V曲線對應Imp的遮擋面積為6.16%

傳統組件不同遮擋面積時，各測試點溫度

注：I-V曲線對應Imp的遮擋面積為11.45%

實驗數據分析：

1. 由于測試熱斑的電池片位于緊靠邊框的位置，相比組件中心電池片散熱條件好，導致兩種組件在沒有任何遮擋正常工作時，測試電池片的溫度都比組件中心電池片溫度低（無熱斑組件82.9°C /78.41°C；傳統組件92.3°C /80.7°C）。

2. 無熱斑組件從0%遮擋到100%遮擋，熱斑電池片的溫度始終在組件參考基準溫度值附近，該電池片溫度變化范圍在78.4°C .4斑電池°C。由此推斷，無熱斑組件發生遮擋時，熱斑電池片的溫度主要受組件工作溫度的影響；而傳統組件熱斑電池片溫度已經遠遠超過了組件參考基準溫度（92°C /124.6°C）。從以上可以看出，組件熱斑電池片的高溫是由電池串設計和電池片本身發熱造成，在相同組件工作溫度下，傳統組件電池片熱斑較高溫度會遠大于無熱斑組件。而100%遮擋的電池片，由于本身不工作，并且100%被覆蓋，電池溫度比組件中心的基準參考溫度要低。二極管導通后，二極管的溫度將隨電池遮擋面積的增加而升高。

當兩種組件的測試電池都被100% 遮擋時，電池串內100%電流都要從旁路二極管通過。二極管處于100% 負載加熱狀態，所以溫度處于較高點。從實驗數據看，無熱斑組件和傳統組件中二極管的表面溫差并不大（95.8C/93.8C），推測是由于無熱斑組件的二極管是封裝在組件中，受到輻照帶來的額外溫升。

3. 雖然電池片熱斑溫度和硅片、電池片及組件制造工藝有很大關聯性，各組件廠的測試數據也不完全一致，但有以下的平均值：

硅基材料 PN 結的結溫在正常工作條件下是150°C（不降流使用情況下）。而光伏電池片本身就是 PN 結，當溫度超過結溫時，會導致電池片效率降低，同時加速組件其它材料的老化和損壞。因此太陽能電池PN 結結溫不應該高于150°C 才能保證其PN結和組件長期可靠的使用。

雖然 IEC 和 UL 組件相關標準中并沒有規定熱斑電池溫度的絕對值，但限于硅基電池 PN 結的溫度特性，加上目前組件背板相對溫度指數（RTI）只有105°C ~110°C的實際狀況，特別是隨著電池片效率的提高，電池片的熱斑溫度將進一步大幅度提高，72片 PERC 單晶組件的熱斑溫度可能超過160°C。這不但對發電效率有影響，對低 RTI 背板，甚至組件的長期可靠性都將是一個巨大威脅（組件質保使用溫度上限為+85度）。

結論：

1. 無熱斑組件測試電池片遮擋面積從0% 增加到100% 遮擋過程中，不論旁路二極管是否導通，被遮擋電池片的絕對溫度和組件中心參考溫度基本保持一致 (在2°C 范圍內)。無熱斑組件在發生熱斑時，被遮擋電池片的熱斑溫度主要將由此時組件工作溫度決定。

2. 傳統組件測試電池片遮擋面積從0% 增加到100% 遮擋過程中，被遮擋電池片的絕對溫度從80.7°C 升高到124.6°C；熱斑較高溫度和組件中心參考溫度差30°C 以上。如果組件工作溫度降低到50°C，傳統60片多晶組件在發生遮擋時，熱斑電池片和組件其他正常工作電池片溫度差有可能會達到70°C。

3. 建議將電池熱斑溫度合格判定標準限定在150°C 以下。而且，熱斑電池溫度越低，可以判定組件在這方面的長期可靠性越好。

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