光伏组件红外热成像检测技术规范

光伏组件红外热成像检测技术规范主要由国家能源局发布，并由中国电力企业联合会提出并归口。以下是对该检测技术规范的详细归纳：

一、范围

该规范适用于晶体硅光伏组件的现场红外热成像检测，规定了检测条件、检测设备、检测方法和结果判定等方面的内容。

二、规范性引用文件

规范中引用了相关标准和文件，如GB/T 2828.1（技术抽样检验程序第1部分：按接收质量限（AQL）检索的逐批检验抽样计划）、GB/T 9535（地面用晶体硅光伏组件设计和定型）、GB/T 19870（工业检测型红外热像仪）、DL/T 664（带电设备红外诊断应用规范）等，这些文件对于规范的应用是必不可少的。

三、术语和定义

规范中定义了以下术语和概念：

• 光伏组件：具有封装及内部联结的，能单独提供直流输出的，最小不可分割的太阳电池组合装置，又称太阳电池组件。

• 热成像：通过非接触探测红外能量（热量），并将其转换为电信号，进而在显示器上生成热图像和温度值，并可以对温度值进行计算的一种检测设备。

• 热斑：晶体硅光伏组件由于质量缺陷或局部遮挡而导致的组件局部异常发热现象。

• 温差：不同被测设备或同一被测设备不同部位之间的温度差。

• 精确检测：用检测电压制热性和部分电流制热型设备的表面温度分布去发现内部缺陷，对设备故障作精确判断，也称诊断性检测。

四、检测条件

检测条件包括太阳辐照强度、环境温度、环境湿度和风速等要求，具体如下：

• 太阳辐照强度：应大于600W/m²（某些规范中要求不低于700W/m²）。

• 环境温度：不宜低于5℃。

• 环境湿度：不宜大于90%（某些规范中要求一般不大于85%RH）。

• 风速：不宜大于8m/s（某些规范中要求一般不大于5m/s）。

此外，光伏组件检测宜在出力峰值时间段内开展。

五、检测设备

检测设备主要包括手持式红外热像仪和机载型红外热像仪，它们应满足以下要求：

• 手持式红外热像仪：

• 红外探测器空间分辨率小于2.0mrad（某些规范中要求小于1.4mrad）。

• 红外探测器热图像分辨率不低于320×240（76800像素）。

• 测量范围：-20℃~+350℃。

• 测量精度：±2℃。

• 测量灵敏度不低于0.15℃。

• 机载型红外热像仪：

• 基本技术参数应满足DL/T 664中关于机载红外热像仪的基本要求。

• 可安置在飞行器等移动设备，进行在线巡视检查。

• 具备图像传输、存储等功能。

• 飞机（飞行器）巡线检测用红外热线仪宜具备普通宽视场镜头和远距离窄视场镜头。

• 机载红外热像仪宜具有自动聚焦和图像无线传输功能。

六、检测方法

检测方法包括检测准备、检测步骤等，具体如下：

• 检测准备：

• 使用便携式红外热成像仪检测时应根据地形、组件规格、方阵分布制定巡检方案。

• 使用无人机巡检系统应先对检测现场踏勘，确认气象条件、地形条件后，制定巡检方案。

• 检测步骤：

• 手持式红外热像仪检测步骤：

• 机载型红外热像仪检测步骤：

1. 编制巡检系统路线，制定航向、巡航高度等参数。

2. 按巡检系统的操作方法进行检测巡航，应使各取景区域成像清晰。

3. 根据巡检系统的电量、巡航时间等因素，分周期完成巡检检测。

4. 由计算机系统进行红外图像分析，结合组件外部特征，确定热斑成因。

5. 出具检测报告。

1. 参照DL/T 664执行离线型红外热像仪的精确检测操作方法。

2. 使红外热成像仪正对待测组件或阵列，使其处于仪器显示的视界内正中位置。

3. 调节探测器焦距，使取景图像清晰。

4. 使红外热成像仪取景屏幕中心测温准星指向被测组件存在局部热斑的部位，读取热斑温度，按键截取并保存图像。

5. 出具检测报告。

七、结果判定

结果判定主要依据光伏组件局部电池片温度与其余正常区域的平均温差来进行。具体来说：

• 如光伏组件局部电池片温度与其余正常区域的平均温差≥10℃（某些规范中为≥20℃），判定为形成了红外热斑。其表征为组件红外图像中的局部高亮。

• 当光伏组件热异常电池片与邻近正常电池片的温度差异在10℃~20℃之间时，宜结合热异常电池片的数量、面积等因素，建立案例库并定期检测，跟踪其变化趋势。

八、检测文件

检测文档内容应包括以下内容：被测光伏发电站名称、检测光伏发电站方式、现场检测环境参数、被测光伏组件缺陷整体描述、检测图像存储路径、被测光伏组件检测结果以及其他相关内容。检测结果应能够重复验证，现场应如实记录原始数据，原始记录表应有检测人员、校核人员签名。

综上所述，光伏组件红外热成像检测技术规范为光伏组件的现场检测提供了明确的技术指导和判定标准，有助于确保光伏组件的质量和性能。