晶体硅光伏组件封装失效的探讨
晶体硅光伏组件封装失效的探讨
(201*-12-1910:07:00)
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标签：分类：认证知识杂谈
近年来，我国光伏产业发展迅猛，尤其是太阳电池组件生产厂家更是如雨后春笋般涌现。据不完全统计，目前中国大陆已经拥有超过500家光伏组件生产公司。但在这种繁荣的背后，各个组件生产厂家其产品质量却良莠不齐，一些组件在野外短短使用的几年时间内就出现了内部腐蚀、电性能明显衰减、电池片栅线消失、EVA黄变等失效情况。上述现象的出现，除了原材料方面的因素以外，很大一部分还是和组件的生产工艺不完善有关。
1组件封装失效情况及原因分析
1.1腐蚀
光伏电池组件的腐蚀主要产生在光伏电池组件内部、接线盒导电体和铝边框的断面上。针对太阳电池组件接线盒内部金属导电体和铝边框断面上出现的外腐蚀现象，目前各生产厂家已经采取相应的措施，该问题得到有效解决，这里不在讨论。但对太阳电池组件内部产生的腐蚀问题，本文将重点进行分析讨论。一般来说，太阳电池组件产生的内部腐蚀主要是由助焊剂的腐蚀性和组件生产环境的洁净度决定的。许多厂家在选用助焊剂的时候，主要以助焊效果为标准，即助焊效果好，就说明是好的助焊剂，很少考虑助焊剂的安全性和对组件电性能的影响。据有关资料证明，助焊剂的助焊效果和腐蚀性是成反比的，即往往助焊效果越好，它的腐蚀性就越强。目前很多组件生产厂家都在使用电子工业中使用的助焊剂，这种助焊剂主要以有机酸为主，但电子产品制造和太阳电池组件制造在助焊剂的使用方法上还是有很大区别的。二者焊接时的接触部位不同，电子产品是先密封然后对电子元器件的管脚进行焊接，接触部位较少，且都是在相对密闭的环境中使用，对核心部分的正常运行不会造成影响；而太阳电池是先进行焊接后再真空层压密封，经过密封后形成的光伏组件要在野外恶劣的气候环境下使用，且助焊剂与太阳电池表面和EVA胶膜直接接触。长期的实践证明，在太阳电池组件生产过程中由于助焊剂选择不当，是造成太阳电池组件失效的重要原因之一。组件生产厂家在选择助焊剂时，应在保证助焊效果的前提下，采用中性的免清洗助焊剂。具体要求是；焊后残留物较少、对电池片本身和EVA胶膜无腐蚀性，有足够的热稳定性，且对环境无污染，对操作者无伤害，安全可靠。另外，前几年有些组件生产厂家使用的玻璃纤维也是导致组件内部产生腐蚀的原因之二。使用玻璃纤维虽然有利于组件内部空气的排除，避免气泡的产生；但是玻璃纤维本身就显弱碱性，吸水性很强，杂质含量很高，因此导致组件在使用的过程中就会产生发黄、变色，电性能下降等现象。目前，国内组件生产厂家已经很少使用玻璃纤维。
光伏组件生产环境的净洁度也是出现腐蚀现象的一个主要来源之一。目前，国内大部分组件生产采用人工操作，每道工序应避免裸手直接接触电池片，应戴汗布手套或指套，以减少对电池片的污染，时刻保证工作台面的清洁和生产环境的通风换气，电池片很容易吸潮，在生产过程中应尽量缩短从开包到封装的时间，如果暂时不用一定要密封保存，避免生产过程中产生的人为污染。
1.2组件电性能衰减或无输出
在组件使用的过程中，总有一些组件在使用2-3年以后出现功率明显下降电性能明显衰减的现象，有些甚至超过了当初承诺的组件10年内功率衰减10%，20年内功率衰减20%的比例。组件产生这种电性能衰减的因素有很多，如原材料自身原因、生产工艺不成熟、生产环境因素等等。通过分析我们可以总结原因如下：
第一，太阳电池片本身就存在一定的衰减。晶体硅太阳电池组件开始使用一段时闻以后，在电性能方面都会出现1%～2%不同程度的衰减，这是由电池片本身材料特性所决定的，由于电池片中的硼、氧在光照能量下激发、反应，产生硼氧复合对，形成载流子复合中心，从而导致电池片转换效率下降。
第二，EVA胶膜的使用不当导致组件电性能下降。我们知道EVA是太阳电池组件封装过程中一种非常关键的原材料，EVA的使用不当也会导致组件电性能下降。EVA在常温状态下不发粘，加热到所需的温度后将发生本质的变化(包括物理变化和化学变化)，将三层材料(钢化玻璃、太阳电池片和绝缘背板)粘接到一起，形成太阳电池组件，主要起到粘接密封的作用。EVA交联度是测试EVA胶膜经过层压、固化以后达到热熔交联程度的指标，正常情况下，EVA的交联度至少要达到60%以上，这样才能保证组件在恶劣的环境中长期稳定、安全运行。如果EVA交联度达不到规定的要求，EVA的性能很不稳定，在正常使用的过程中，抗紫外性能很差，很容易发生热胀冷缩导致电池片隐裂或短路，久而久之，这种电池片的电阻就会增大，在强烈太阳光的照射下，其局部温度迅速升高，甚至出现电池片炸裂，最终导致了太阳电池组件的失效。
第三，焊接对电池片造成的潜在损伤导致组件电性能下降。在整个太阳电池组件封装的过程中，焊接是一道特殊工序，焊接工艺是否成熟直接影响太阳电池组件的产品质量，同时这也是整个生产过程中一个关键的生产成本控制点。焊接温度和焊接速度是该工序的两个主要控制指标，焊接温度太低可能会导致虚焊；焊接温度太高或焊接时间太长一方面碎片率就会增加，另一方面就会对电池片内部造成潜在的损伤，这种损伤是无法用肉眼能观察到的，这也是导致电池片在使用过程中电性能衰减的一个重要原因之一。
第四，员工的操作手法不当造成的。个别组件在使用一段时间以后甚至出现了无输出的情况，这种情况主要是由于员工在制作出线或与接线盒进行连接时焊接时间太长造成的。大家知道，铜的传热是非常快的，员工在制作出线或与接线盒进行焊接时，为了保证焊接质量，将烙铁长时间搭在焊接点上，这时焊接点的温度迅速传到汇流条的另一端使原先已经焊好的节点出现松脱，久而久之，就出现了断路。
除此之外，还有很多细节问题都会间接导致组件的电性能下降，尤其今后的电池片将会越来越薄，层压压力过大、搬运过程中造成的组件弯曲等等方面都会对电池片造成潜在的细小裂纹，这也是组件在长期的使用过程中出现性能下降的原因之一。
1.3EVA胶膜黄变
EVA产生黄变，这对组件的使用是非常致命的，EVA材料品质问题、生产工艺不当、贮存环境都有可能导致组件产生黄变。个别厂家在认证过程中也出现过这种情况，黄变的部位有的出现在组件的局部，而有的则整个组件都出现黄变，黄变的部位可以肯定的是EVA内部已经发生了化学反应，可能是EVA胶膜本身就夹带了易使EVA发黄的物质或接触的物质中本身就存在与EVA发生化学发应的物质，也有可能是EVA受光、热、氧等作用的老化所造成的。在使用EVA的过程中，要严格控制好贮存环境，应将其置于恒温、恒湿的仓库内，温度控制在30℃之内，湿度小于60%，应避光、避热、避潮。同时保证EVA在其有效范围内使用，打开包装的EVA应在24小时内使用完，如果暂时不用一定要密封保存，另外一定要保证EVA的交联度要达到规定的要求，这样才能保证组件能够经受时间的考验。
1.4其他失效现象
晶体硅太阳电池组件在使用过程中失效因素还有很多，如热斑效应、电池片炸裂、玻璃碎裂、汇流条发黄、电池片栅线消失等等。像玻璃碎裂就和组件的设计有很大关系，在组件的设计过程中边框和玻璃的配合二定要顶留一定的热胀冷缩空间，材料本身就具有一定的热膨胀系数，如铝型材热膨胀系数为2.35×10-5，玻璃的热膨胀系数为0.903×10-5，如果在设计的过程中玻璃与边框的配合间隙不当，很容易使组件在使用的过程中由于表面温度升高而出现碎裂。另外在设计时，组件和支架的安装要有一定的调节余地，否则就会因为加工误差和安装不当导致组件应力集中而出现碎裂，这种现象在前几年的光伏发电系统工程项目中是比较常见的。汇流条发黄一方面是是由材料本身的原因造成的；另一方面是由助焊剂的腐蚀或在生产过程中受到某种污染，在长期的光照使用过程中出现了化学反应。总之，太阳电池组件在使用过程中出现的这些失效现象，都是由于生产厂家在制造太阳电池组件的过程中某一环节控制不当造成的，在这些问题出现之前都可以采取一定措施进行预防。
2应采取的预防措施
第一、选用高品质的原材料。在整个太阳电池组件生产的过程中，电池片的成本占到总成本的80%以上，其他的原材料成本对总成本影响很小，因此，应尽量选用高品质的原材料，从而降低原材料品质问题带来的后期风险。第二、成熟的生产工艺。生产厂家应根据自身企业生产环境、生产设备、原材料情况等条件的差异，摸索出一套适合于自己工厂的最佳生产工艺参数，并通过原材料的不断更新进行适当调整，不断完善。第三、培养高素质员工。企业可以通过培训、学习、举行各种活动、完善企业文化等手段，来提高员工的业务水平，增强员工的凝聚力，提高员工的团队精神，激励员工将以最佳的状态投入到工作当中。同时也可以邀请行业内的一些专家到生产企业进行参观、指导，并对员工进行专业培训，提高员工的专业素质和质量意识，使其操作更加标准、规范。
高品质的原材料、成熟的生产工艺加上高素质人才这样才能够制造出优质的产品。在组件生产的过程中，除了以上几点以外，其中有些细节的控制也是非常重要的，很多时候我们就是因为常常忽略了一些很小的问题而导致客户的投诉甚至出现退货。
扩展阅读：晶体硅光伏组件的电位诱发衰减
晶体硅光伏组件的电位诱发衰减（PID）
1.前言
近几年的研究表明，存在于晶体硅光伏组件中的电路与其接地金属边框之间的高电压，会造成组件的光伏性能的持续衰减。造成此类衰减的机理是多方面的，例如在上述高电压的作用下，组件电池的封装材料和组件上表面层及下表面层的材料中出现的离子迁移现象；电池中出现的热载流子现象；电荷的再分配削减了电池的活性层；相关的电路被腐蚀等等。这些引起衰减的机理被称之为电位诱发衰减、极性化、电解腐蚀和电化学腐蚀。
2.PID相关介绍
.b6]2o4F(b,m.S
PID(PotentialInducedDegradation)
意为电位诱发衰减测试，一些电站实际使用表明，光伏发电系统的系统电压似乎存在对晶体硅电池组件有持续的“电位诱发衰减”效用，基于丝网印刷的晶体硅电池通过封装材料（通常是EVA和玻璃的上表面）对组件边框形成的回路所导致的漏电流，被确认为是引起上述效应的主要原因。近年来PID已经成为国外买家投诉国内组件质量的重要因素之一，严重时候它可以引起一块组件功率衰减50%以上，从而影响整个电站的功率输出，国际上已经许多企业对组件的PID现象进行分析。PID效应现象在电站实际运用中并不鲜见，他的直接后果是电站实际发电效果下降，从而严重损害投资者的收益，最终会导致组件厂遭遇投诉甚至是退货、赔偿。PID现在并没有统一的检测标准，现在行业测试的方法主要有三种：双85加1000V负压，96小时；常温环境加1000V负压168小时；60度温度85%湿度1000V负压168小时。其中第一种测试方法最为苛刻。
3.PID的形成机理%j}7X7f9E;K1n6\\,l8R
PID效应现象大多数最容易出现在潮湿的条件下发生，且其活跃程度与潮湿程度相关；同时组件表面被导电性、酸性、碱性以及带有离子的物体的污染程度，也与上述衰减现象发生有关。在实际的应用场合，晶体硅光伏组件的PID现象已经被观察到，基于其电池结构和其他构成组件的材料及设计型式的不同，PID现象可能是在其电路与金属接地边框成正向电压偏置的条件下发生，也可能是成反向偏置的条件下发生。&z-m"@9j"Rq/N#t
到目前为止，漏电流形成的机理实际上还不是十分的清楚。总体而言，由于封装材料对电池进行封装后所形成的绝缘系统对于上述漏电流而言是不完善的，同时推测来自于钠钙玻璃的金属离子是形成上述具有PID效应的漏电流的主要载流介质。
图1PID现象漏电流的主要路径（实线部分）
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到目前为止，漏电流形成的机理实际上还不是十分的清楚。总体而言，由封装材料对电池进行封装后所形成的绝缘系统对于上述漏电流而言是不完善的，同时推测来自于钠钙玻璃的金属离子是形成上述具有PID效应的漏电流的主要载流介质。
光伏太阳能玻璃的原料成份首先是二氧化硅，其主要是起着网络形成体的作用，所以其用量占玻璃组分中的一大半；第二大用量是纯碱，主要是提供氧化钠，可以降低玻璃的熔制温度；再者是石灰石即碳酸钙和氧化镁，他们的主要作用是调整玻璃的黏度在一个合适的值，使玻璃成型时间缩短或延长，以满足成型的要求；还引入氧化铝原料，提高玻璃的物理化学性能，如强度、化学稳定性等；最后是碳和芒硝，两个联合使用，主要作用是作为澄清剂，以排除玻璃中的气泡，是玻璃中的气泡尽量少，以用来提高玻璃的透过率。
据相关文献介绍，在实际的应用条件下，上午太阳初升后的一段时间内，往往是PID效应相对强烈的时段，原因是晶体硅光伏组件在经历了一个不发电的夜晚以后，其表面会有凝露现象发生（特别是夏、秋季节的露水），会造成光伏系统在早晨太阳初升后的一段时间内，在其表面较为潮湿的情况下，承受前面提及的系统偏置电压。
4.并网光伏系统中光伏阵列的输出端“对地电压”
在实际应用的并网光伏系统中，光伏阵列的MPPT电压、电网电压和逆变器的拓扑结构决定了光伏阵列输出端的对地电压（大小和正负关系），而与逆变器输入端相邻的组件电路通常承受着实际的最大系统电压。
图2并网光伏系统组件电路的电压承受情况
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以MPPT电压为400V、电网电压为230V（50Hz）和下列SMA的4个类型的逆变器为例，其对应的光伏阵列的输出端对地电压的情况如下图所示。
图3光伏阵列对地端输出电压情况5.实验室对晶体硅光伏组件的PID测试和评估
0^3k$_2]6p"m,W-h-W+y0f;M
目前在国际电工委员会（IEC）层面上，还没有出台有关实验室进行PID测试和评估的正式标准，该测试和评估标准正在研究和制定过程中，201*年11月TC82（国际电工委员会光伏能源标准化技术委员会f3O4L$T9Q/X"@$e$T
）、WG2（非聚光组件8x*P*p2V;W
）工作组形成了一个工作文件。该文件内容相关介绍如下。5.1样品要求
作为型式认可的实验样品，如果不确定PID发生的电压极性，则2种极性的偏置电压下，需分别进行实验；反之，则选用已知的PID发生的电压极性。对于某个极性的实验包括2个组件（也可能需要一个附加的控制组件），样品应该按IEC60410的要求，从相同生产批次中抽取。5.2合格判定
在“电压耐久”结束后，按下列要求进行合格判定：①STC最大功率，与初始值相比，衰减不超过5%；
②没有目测不合格现象（按IEC61215章节7；和IEC61730-2章节10.1.3）；③测试顺序中要求的湿漏电流实验，满足IEC61215章节10.15的要求；④实验结束后，组件的功能完整。5.3实验顺序)_9Y8Y/M,r8x1`序号测试项目:u(~;A7Vq2m!D项目说明1,@/C-z2O*ga消除早期衰组件开路进行5kWh/5.5kWh/的照射。减效应;\\2y(`:a+m"J0a(_/?.A,m&z,t&i,0s9B"G*P3W:H[c*b5\\+p7k9V3R(G(e$N%P(J6H2目测检查是否有不合格现象，并对上表面进行清理；目测检查按IEC61215章节7；和IEC61730-2章节10.1.3。1Y*k8`5F:s7J)R+_8f.J1x8Z&@"r6B+E8o.Y"c+E3EL成像和STC测定组件的EL成像；6T;B3Q#g"V,W,~组件的STC最大功率测定。"H;@.[7B0C)D$m!~#D"l1L6/U+r6t!t-K$P88W/G&M5g*V/X*g9O!ls!{+}0f#jO"A#|4湿漏电实验；绝缘及接地连续接地连续性实验。+I"~.Z6[0[,@)p在60±2℃、85±5%RH环境中，系统电压施加在组件的输出端电压耐久和铝边框之间持续96小时。&{%`"y1z7o-c80Z#H:?*He5o+{O:U组件的EL成像；观察组件中电池的变化情况。湿漏电流实验目测检查是否有不合格现象"h&L*O,{$H1D0U)\\*t!|5:F:Z+q-w3e7T.m9S({%I7F&k6;t%f6N:?0I,x1B/k7Z3J!S;u9k3N7r$A4|"LEL成像/H*d6Q#E)Y#E%S)N7$e4Q%`"h#k#e7O#J;f5O6n绝缘,[%i+f*\\:H!k5~"z8$Q/i4A*^:STC测定&v;\\3}&i3W组件的STC最大功率测定5q:s5{!]1^B+S0w,c1)V#S1g7L)d%B!z:e2`9-w2g,R&Q$R-AY1s合格判定结束%{4@0f"p(f1LO)z1t/E"L"s.a7l)b相关试验要求的说明：
1.实验组件需要通过电气绝缘性能良好的耐高温、高湿的支架被放置在环境试验箱内；并注意所有与实验组件电路连通的部位与环境试验箱之间保持良好的绝缘性能；2.实验组件的输出端被短接后，与提供实验用系统电压的电源输出端一极相连，极性按相关实验要求选择；
3.实验组件接地端子的连接要求，即有防松动、防腐蚀的措施。与提供实验用系统电压的电源输出端一极相连，极性与2中选择的极性相反；
4.“电压耐久”开始时，组件电路与金属边框之间，立即被接上试验系统电压；环境试验箱内的温度从不大于25℃开始爬升，爬升的速率为每分钟1℃，期间相对湿度控制在4585%RH.
5.“电压耐久”实验结束后的湿漏电实验，在“电压耐久”实验结束的2h后，4h前完成。
友情提示：本文中关于《晶体硅光伏组件封装失效的探讨》给出的范例仅供您参考拓展思维使用，晶体硅光伏组件封装失效的探讨：该篇文章建议您自主创作。
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