光伏电站长期稳定运行，是项目投资获得合理收益的基本保障。然而，由于光伏电站运行环境复杂，温度、湿度、光照、风、雪等条件差异大，长时间运行后，会出现一定比例的组件失效，大幅降低发电量，投资达不到预期收益。
本文通过筛选、调研30多个国内外不同气候条件下典型光伏电站，发现运行超过4年的光伏电站，四类光伏组件问题比较突出。
组件失效方式一：背板开裂
调研的电站中，有7个使用AAA背板的光伏电站出现背板开裂、粉化的情况。这7个电站的基本情况如下表所示。
表1：出现背板开裂电站基本情况
图2：(a) 条形开裂；(b) 方形开裂；(c) 背板粉化
由于在不同气候条件下，背板材料横纵向的拉伸性能保持率不同相关。因此，在不同的地区，背板开裂方式不同，其中：
湿热地区以方形开裂为主，干热地区以条形开裂为主，高寒地区前期以条形开裂为主，后期发展成方形开裂。
同时，由于该材质耐紫外性能弱，所有电站都存在不同程度的粉化现象(图 2c)。
背板开裂初期，主要表现是绝缘性能会下降，如下表所示。
表2：背板方形开裂后组件绝缘性能测试值
背板开裂后期，由于水汽通过开裂处进入组件内部，导致电池腐蚀，从而影响输出功率，从而导致组件功率持续、大幅下降。
组件失效方式二：电池和焊带醋酸腐蚀
电池和焊带腐蚀主要发生在高温高湿地区，其失效机理是水汽穿透背板到达组件内部，与EVA反应产生醋酸，醋酸腐蚀电池和焊带导致组件功率大幅度下降。
调研过程中发现的三个典型的高温高湿条件下组件失效案例。
表3：三个光伏电站的基本情况
上述三个案例的组件外观、EL测试、PR值情况分别如图3~6所示。
通过测试结果可以发现，三个电站均出现以下情况：
组件的外观：可以肉眼观察到水汽渗入组件内部的迹象，
EL检测：电池片和焊带出现明显的腐蚀现象，
PR值检测：整个电站的实际PR值（红线）已经降低至25年的理论衰减值（蓝线），意味着整个电站已经失效。
图3：案例1，东南亚某项目的失效组件外观、EL图像、PR值测试值
图4：案例2，法国热带海岛项目的失效组件的PR值测试值、EL图像
图5：案例3，某热带海岛项目的失效组件外观、EL图像、PR值测试值
从上述三个高温高湿环境下、醋酸腐蚀电池和焊带的失效案例来看：
这类失效在初期不太容易发现，因为PR值符合理论预期，但是一旦PR值低于理论预期，意味着醋酸腐蚀的失效机制已经启动，会在接下来两年内组件完全失效。
由于光伏组件大多都采用EVA封装，在高温高湿环境下，EVA水解产生醋酸是不可避免的，尤其随着组件的降本，电池、背板材料都在不断的减薄，水汽更容易进入组件内部。
安装在高温高湿地区的、EVA封装的组件，在6年左右可能会大面积出现醋酸腐蚀失效。
组件失效方式三：水汽深入组件内部导致低绝缘
1）无框双玻组件：边缘脱层，水汽进入组件内部导致低绝缘
早期双玻组件为降低重量和成本，采用无边框的结构。
相对于高分子背板而言，玻璃水透是零，因此早期厂家宣称双玻组件该产品可以用于水面电站、高温高湿地区，且使用寿命长达30年。
然而，运行一段时间后发现，水汽非常容易通过光伏组件的边缘渗入！当水汽透过组件边缘进入组件内部会导致组件分层，如图6所示。
图6：无框双玻组件水汽渗入组件内部示意图
案例4：印度洋上某热带海岛
光伏组件2018年安装，运行2年后发现组件边缘渗水，组件背面由于水汽渗入导致焊带腐蚀，组件绝缘性能下降导致逆变器跳闸无法正常工作，如图7所示。
图7：无框双玻组件边缘渗水导致低绝缘
案例5：中国某水面电站
中国某水上光伏电站，运行一段时间后发现组件边缘分层，水汽渗入，导致低绝缘，如图8 所示。
图8：无框双玻组件边缘渗水现象明显
2）常规带边框组件：硅胶老化及边缘缺胶，使得水汽进入组件内部导致低绝缘
早期的组件，受自动化生产的限制，边框硅胶通常采用手工打胶的方式，因此常常会出现边框缺胶的现象。
图9：缺胶组件边缘可插入钢尺
在户外长期使用过程中，水汽会从边框缺胶处渗入组件内部，导致组件低绝缘。此外，硅胶在户外长期使用过程中也会出现老化现象，导致硅胶开裂，水汽可以从硅胶开裂处进入组件内部，导致组件低绝缘，如图10所示。
图10：水汽从常规边框组件缺胶处渗入组件内部示意图
图10~12为调研过程中，三个常规组件失效的案例。
表4：三个常规组件失效案例所在光伏电站的基本情况
案例6：光伏组件边框缺胶，水汽长期积聚，导致组件分层出现低绝缘，且由于水汽长期渗入，边框内长满青苔。
图11：边框缺胶，水汽长期积聚，导致边框处长青苔
案例7：边框缺胶和硅胶老化组件正面的水可以直接到达背部，长期水汽浸泡的环境导致组件分层，电池腐蚀，因而组件出现低绝缘，功率下降。
图12：边框缺胶及硅胶老化导致水汽渗入，引起低绝缘
案例8：组件内部进水导致组件分层，出现低绝缘，电池腐蚀功率下降，且部分组件由于漏电导致打弧出现背板击穿现象。
图13：边框老化，导致水汽进入组件内部，产生分层和腐蚀
组件失效方式四：接线电缆绝缘皮开裂
中东沙漠地区某光伏电站，2008年并网，运行11年左右，裸露在空气中的电缆线外层老化开裂如下图所示，造成绝缘性能下降，给电站业主带来巨大的安全隐患。
图14：电缆绝缘皮开裂
失效光伏组件修复的可行性探讨
背板开裂、电池和焊带醋酸腐、水汽深入组件内部导致低绝缘、接线电缆绝缘皮开裂，运行4年以上的光伏电站，逐渐出现一定比例的中期组件失效情况。
由于运行4年以上的存量电站的已经超过300GW，且每年以约100GW的规模增加，中期失效组件比例即使很低，失效组件的总量也非常庞大。
这类失效组件往往已经出质保期，如果更换，一方面要新增组件购置、拆卸、安装等投资，造成巨大的经济损失；另一方面，由于组件技术进步快，市场难以买到尺寸兼容、原逆变器兼容的新组件。
赛伍技术从2017年开始对国内外存量电站进行调研，收集了大量的光伏组件失效的案例。通过对这些光伏组件失效类型的分析，研发了相对应的组件修复材料，并为投资企业提供最佳技改方案，延长失效光伏组件的寿命，帮助电站投资者挽回经济损失。
经过修复，背板开裂的修复材料、边框阻水修复胶带、自固化阻水包材等已经开始用在于相对应的失效组件上，且室内的加严测试已经得到验证。
1、背板开裂修复材料室内验证数据
随机抽取一块失效组件，组件一半用修复材料修复，一半不做修复，对组件进行老化测试，在不同时间段的EL图像如下图所示。可以看到，未进行修复处理的串1电池出现腐蚀现象，而串3在DH1000后没有明显变化。
下图中，红框内为修复背板贴敷处，即组串1未贴敷修补胶带，组串2一半贴敷修补胶带，组串3全部贴敷修补胶带。
图15：背板开裂修复效果EL图像对比
对组串的参数进行测试发现，未进行修复处理的串1衰减达19.3%,而进行修复处理的串3衰减仅4.7%。具体参数如下表所示。
2、阻水背板修复材料验证
阻水背板修复材料在高湿地区应用的组件上得到验证。
两片应用在高湿地区7年左右的组件，组件功率已经出现8%~9%左右衰减，对1号组件进行修复，2号组件不修复，两片组件同时进行DH2000测试，2000小时候获得的EL图像如下图所示，差别十分明显：修复后可有效降低在高湿环境下的醋酸腐蚀现象。可见，阻水背板修复材料可以有效延缓组件在高湿地区的醋酸腐蚀衰减。
图16：阻水胶带修复效果EL图像对比
对两块组件的参数进行测试，1号进行修复的组件在DH2000后功率衰减为7.46%，而2号未进行修复的组件在DH2000后功率衰减达41.94%。
两块组件的详细测试参数如下表所示。
光伏组件失效修复需求大
光伏组件的玻璃膜层磨损、边框烟雾腐蚀等属于早期失效，通常发生在在电站运行1至2年内，多与组件制造商的设计、生产工艺相关。早期失效比较容易发现，且组件都在质保期内，因此，仅对组件厂商造成一定的经济损失，而业主通常能及时挽回损失。
上文提到的背板开裂、电池和焊带醋酸腐蚀、水汽深入组件内部导致低绝缘、接线电缆绝缘皮开裂等，属于中期失效。中期失效通常发生在电站运行4年以后，主要一是特定环境下组件材料的选择不当，二是对缺乏长期验证的新型光伏材料本身的特性认识不足。中期失效具有一定的潜伏性，可能发生在组件质保期内，也可能发生在质保期外，但是无论组件是否超出质保期，如不及时发现，都会给投资人和组件厂商带来巨大的经济损失。
根据IEA的统计，截止2019年底，全球累计光伏装机达到617.2GW，如下图所示。预计到2020年底将达到750GW左右！
来源：IEA PVPS
图：全球历年累计光伏装机规规模
从上图可以看出，2016年底前并网的、超过300GW的项目，目前运行已经超过4年，部分运行条件恶劣的项目，已经陆陆续续开始出现光伏组件中期失效的现象，导致发电量大幅降低。
通过实验发现，及时对失效组件进行修复，能较好的保证组件的电性能参数，帮助业主减少发电量损失。
随着越来越多的光伏电站投入运行，光伏系统运行的长期稳定性越来越受到重视，对失效光伏组件进行修复将成为光伏电站运维中的一项重要工作！
