组件工作温度，看这一篇就够了

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电池尺寸的差异对组件工作温度的影响

我们以电池尺寸的差异变化来定性说明其对组件工作温度造成的影响。下表展示了同样的组件尺寸和组件结构下，由于电池片尺寸的差异所带来的各项影响因素。

初步测试结果表明：

组件结构一致的情况下，采用166mm电池尺寸的组件，其 NMOT 要较采用158.75mm电池尺寸的组件高1-3℃。因此，判断此种情况下， 电池片尺寸的差异，使得电流损失产生的热量成为两类组件工作温度差异的主要来源。

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不同安装方式下的组件温度差异

再来借鉴一下更多的研究结果。早在2009年，NREL实验室的 Sarah Kurtz 等人就基于对比模拟计算组件的工作温度和实际观测的温度之间的结果，给出了屋顶贴合安装和支架安装条件下，组件的工作温度模拟值。

下图中可以看出，在埃及等中东非地区，支架安装的组件工作温度可以达到70℃以上。如果是屋顶安装的话，工作温度可以达到90℃左右。

图1 不同安装方式下，组件全年工作温度对比[2]

结论类似:

不同安装方式、不同地域条件，会对组件工作温度 产生直接影响。

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如何合理评估背板的耐高温性能

当下，晶硅太阳能技术有了长足发展，大尺寸硅片技术、半片电池、多主栅设计等层出不穷。这些技术的普及和推广对组件工作温度造成了不同程度的影响。 但是总体而言，随着组件功率的稳步提升，光伏组件的工作温度呈现上升的趋势。而分布式和居民用光伏电站的发展，又使得人们更多地关注组件在更高工作温度下的性能表现。 那么，如何来评估关键封装材料——背板——在高工作温度下的性能表现呢？

方法一：

借鉴上述文献研究结果，屋顶安装的组件极限工作温度约为95℃，而在全年大部分时间都要低于该温度。同时，水汽影响对组件的性能表现至关重要。建议使用DH双95的条件（95℃+95%RH）持续500-1000小时，表征背板在老化前后的力学性能损失。

图2 老化测试前后，各类型背板力学性能对比[6]

结果表明：在双95的老化条件下，帝斯曼耐候背板表现优异。以MD方向的力学性能为例，老化前后衰减非常轻微。

方法二：

使用110℃-120℃的干热老化1000小时，对比老化前后的力学损失来评估背板的耐温性能。

之所以使用这个温度，是因为这样的温度下，既能够保证背板的老化机理和实际组件工作温度下的热老化机理一致，又能够起到加速评估的目的，满足加速老化的设计准则。

图3 高温老化前后，帝斯曼背板力学性能对比[6]

目前，帝斯曼B系列耐候背板的TI典型值在125℃左右， 满足组件户外应用需求。

方法三：

单因素的评估往往不能完全反映实际环境中的复杂情况，进而，建议使用DH+UV这样的综合老化来进一步评估背板性能。辐照剂量建议达到90kWh-120kWh/m2。初步测试结果参见 图4。

图4 UV+DH老化后拉伸强度保持率

各类型背板力学性能对比[6]

以上三个测试，是为了适应组件技术发展的实际情况而设计的加强老化测试方法。由于组件中各层材料存在较大差异，在昼夜交替中，组件将累积一定内应力施加在背板上。在高工作温度下的背板力学性能表现，能够充分反映背板在实际环境中的机械保护性能，为组件在户外使用中保驾护航。

帝斯曼的共挤背板，在设计之初就充分考虑了组件应用的实际需要，在加速老化中的力学性能表现十分优异。迄今为止长达6年的户外使用追踪数据中， 没有发现一例背板失效案例。完全称得上是久经验证的背板解决方案。

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我们再来简单看看热斑的问题

长期以来，业主和组件制造商都非常关注组件的热斑现象。因为热斑现象的发生会对组件的性能产生很大的危害。但是，单纯的用封装材料能承受的热斑温度作为评估材料“好”“坏”的标准，既不客观，也无必要。

需要强调的是： 组件的工作温度升高，并不表明组件在户外发生热斑时温度就一定会升高。这两者之间没有必然关系。影响组件热斑温度的因素众多：电站的系统设计；组件设计、功率及二极管设计；电池的反向漏电流水平、工艺技术…… 目前，我们看到越来越多的组件制造商将关注点聚焦到提高组件整体设计水平和性能表现，尽力地避免高效组件的热斑现象带来的影响，切切实实地为投资方带来好处。

参考文献：

[1] IEC61215: Terrestrial photovoltaic (PV) modules – Design qualification and type approval – Part 2: Test procedures

[2] S.Kurtz et Al.: “Evaluation of High-Temperature Exposure of Photovoltaic Modules “IEEE conference, June 2009

[3] David C et Al,: CREEP IN PHOTOVOLTAIC MODULES: EXAMINING THE STABILITY OF POLYMERIC MATERIALS AND COMPONENTS，The 35th IEEE Photovoltaic Specialists Conference (PVSC '10) Honolulu, Hawaii June 20-25, 2010

[4] J.Wolgomouth& S.Kurtz. , NREL: “”How can we make PV modules safer?” IEEE Photovoltaic Specialists Conference ,Austin, Texas ,June, 2012

[5] R. Moretón et Al, : Experimental observations on hot-spots and derived acceptance/rejection criteria; Inst de Energía Solar,2014

[6] 帝斯曼内部测试数据

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