2.3　高风速砂尘对光伏组件性能影响的数据分析

在过去的20年里，因为有足够的政策支持和丰富的阳光资源，中国已经成为世界上最大的太阳能光伏市场和最大的太阳能发电市场。企业不仅重视太阳能电池效率的提高，更重视在不同气候条件下提升光伏组件的发电性能和使用寿命。此外，在沙漠地区的光伏电站装机容量占中国大型地面电站的绝大部分，提高光伏电站的耐砂尘能力尤为重要，取得吹砂能力的检测认证成为光伏电站建设方非常关注的问题。本节以单晶体硅组件为例，对单块同批次单晶体硅组件进行高风速砂尘检测。

2.3.1　外观检查

选取3块单晶体硅光伏组件，其中2块作为吹砂试验组件，1块作为参考件。3块组件无外观缺陷。

2.3.2　吹砂试验前最大功率检测

3块组件分别编号为1#、2#和3#，利用AAA级瞬态太阳光模拟器在标准条件下检测最大功率，检测结果见表2.3。

2.3.3　吹砂试验前电安全性检测（绝缘、湿漏电流和接地连续性检测）

光伏组件的尺寸为1.94m2，绝缘检测结果应不低于20.62MΩ，检测结果均大于检测设备最大测量范围9990MΩ；湿漏电流试验的溶液温度为22.1℃，检测溶液电导率为2617Ω·cm，结果不应低于20.62MΩ，检测结果均大于检测设备最大测量范围9990MΩ；接地连续性最大过电流保护等级为20A，采用50A。吹砂试验前光伏组件的电安全性检测结果见表2.4。

2.3.4　吹砂试验前EL检测

利用EL检测仪的稳压电源为光伏组件接入9A的直流电，并拍摄其EL图像，经分析，在吹砂试验前，3块组件均没有隐裂，如图2.6所示。

2.3.5　吹砂试验

对组件1#和组件2#进行高风速砂尘的吹砂试验，在吹砂过程中，腔室内温度为50℃，风速为18.3～20.7m/s，砂尘浓度为4.8～5.3g/m3，砂尘颗粒大小见表2.1，光伏组件正、反面的吹砂时间各为4h。组件3#作为参考件不进行吹砂试验。

吹砂结束后，对光伏组件进行外观检查，以确定砂尘是否对其造成外观缺陷。

2.3.6　吹砂试验后最大功率检测

3块组件分别编号为1#、2#和3#，利用AAA级瞬态太阳光模拟器在标准条件下检测最大功率，检测结果见表2.5。组件1#的最大功率降低2.72%。组件2#的最大功率降低2.55%。参考组件3#的最大功率降低0.10%。

2.3.7　吹砂试验后电安全性检测（绝缘、湿漏电流和接地连续性检测）

光伏组件的尺寸为1.94m2，绝缘检测结果不能低于20.62MΩ，检测结果均大于检测设备最大测量范围9990MΩ；湿漏电流试验的溶液温度为22.1℃，检测溶液电导率为2617Ω·cm，结果不应低于20.62MΩ，检测结果均大于检测设备最大测量范围9990MΩ；接地连续性最大过电流保护等级为20A，采用50A。吹砂试验后光伏组件的电安全性检测结果见表2.6。

2.3.8　吹砂试验后EL检测

利用EL测试仪的稳压电源为光伏组件接入9A的直流电，并拍摄其EL图像，经分析，在吹砂试验后，3块组件均没有产生新的隐裂，如图2.7所示。

由以上检测结果可知，吹砂试验后，光伏组件仅短路电流和最高功率产生明显衰减，因此可推断是由于光伏组件表面的光学性能随着吹砂变差而造成的。以上被测试的光伏组件，其面积很大且已经封装完好，所以无法确定样品的光谱透射率。图2.8为晶体硅光伏组件前表面玻璃在吹砂试验前后的外观图。在吹砂试验中，表面A区域被一层玻璃和胶带遮盖，表面B区域未被遮挡。经过4h的吹砂试验后，取出光伏组件并用清水洗净，遮挡区域A和未遮挡区域B之间有很大的差异。区域B的玻璃表面被砂尘刻蚀后呈乳白色，晶体硅电池片和印刷的栅线均变得有些模糊。上述试验表明，吹砂试验对组件表面的刻蚀降低了太阳光的透射，模块的电流减小了。