深入：极端温度对光伏系统和电池储能意味着什么

光伏系统依赖阳光，电池储能系统依赖在电网需要时精确地吸收和释放电力。两者听起来像是炎热夏日的理想组合：充足的阳光、高发电量、因制冷而增加的电力需求以及更大的电网灵活性。在实践中，情况要复杂得多。

欧洲的热浪正成为常态。强烈的阳光不是问题。关键因素是温度。太阳能组件在标准测试条件下进行评估：辐照度为每平方米1000瓦，电池温度为25摄氏度。在现场，炎热天气下的电池温度要显著更高。组件温度可能远高于环境空气温度。

在晶体硅太阳能电池中，功率输出通常随温度升高而降低。如果电池温度不是25摄氏度而是65摄氏度，假设温度系数为每摄氏度负0.4%，则相当于功率损失约16%。

对运营商而言，这种区别至关重要。只看原始发电量数据的人忽略了更全面的情况。更重要的问题是：光伏系统在实际辐照度和温度条件下是否按预期发电？

极端温度很少是问题的唯一原因。它们往往揭示出已有的薄弱环节。这些包括，但不限于，组件脏污、局部遮挡、植被和受损的电池区域。在高辐照度下，电流和热应力增加。因此，小的不平衡会变得更加明显。

一个典型的例子是热斑。当个别电池区域承受比组件其他部分更高的负荷时，就会发生热斑。在强辐照下，局部电效应会转化为热问题。

电池储能使系统问题更加复杂

对于电池储能，热问题变得更加相关，因为它改变了整个系统的运行逻辑。储能系统可以吸收过剩的太阳能，平滑馈入峰值，减少弃电，将电力转移到更有价值的时段，提供电网服务，并稳定负荷曲线。这正是储能在光伏占比高的市场中变得越来越重要的原因。

但储能设备有其自身的物理特性：锂离子电池通过日历老化和循环老化而衰减。温度、荷电状态、放电深度、C倍率、闲置时间和运行策略都会影响容量和性能下降的速度。研究清楚地表明，高温、高荷电状态和深度循环会加速老化。

热也在多个层面影响储能系统。冷却系统必须更加努力地工作，自耗电增加，热储备减少。当电芯、机架或集装箱温度达到临界极限时，电池系统会降低其性能。同时，长时间的高温和高荷电状态会加速日历老化。

这在光伏耦合应用中尤其重要，储能系统在中午快速充电，然后在数小时内保持高荷电状态和高环境温度。

安全也是一个关键问题。现代电池系统配备电池管理系统、温度传感器、消防概念和停机逻辑。然而，热失控仍然是一个重大风险。研究表明，离开制造过程后的内部电芯缺陷无法被运行技术完全排除。因此，防止蔓延、测量排气以及设计和操作系统使其单一故障不会演变为系统性事件至关重要。

监测各种电池关键绩效指标变得越来越重要。VCOM为此提供了多种选项，例如监测电芯温度。

光伏和储能必须综合考虑

在混合系统中，两种效应汇聚在一起：光伏系统在高辐照度下产生大量能量，但由于高电池温度而损失部分潜在输出。储能系统旨在吸收过剩能量、转移峰值负荷并稳定电网，但它也因高温而承受更大的应力。

这在运行中产生了相互冲突的目标。储能系统可以在中午完全充电，即使环境温度很高。它可以保持高荷电状态数小时。它可以在晚上深度放电，而冷却、电网负荷和价格信号都在发挥作用。这些决策中的每一个在经济上可能都是合理的，或者从长远来看可能代价高昂。

因此，重要的不是单一运行模式，而是对使用场景的持续评估。来自交易、优化自耗或电网服务的潜在收益必须不断与效率损失、热应力和额外老化进行权衡。现代能源管理系统执行此任务，持续评估技术条件、市场和电网信号，并从中推导出适当的运行策略。

以下是运营商应注意的几个方面：

第一，热逻辑始于电站设计。遮阳通常对太阳能组件有害，因为它会降低发电量，加剧失配效应，并可能促进热斑。然而，有针对性的遮阳对电池储能系统可能是有益的，因为它可以降低热应力并减轻冷却系统的负担。这听起来简单，但在实践中很快就会变成真正的目标冲突。对光伏区域产生最大输出的方案，并不自动是储能集装箱、逆变器、变压器站或开关柜的最佳解决方案。因此，电站的设计还应考虑系统在炎热天气下的表现，包括热量积聚的位置、哪些组件长期暴露在直射阳光下、储能系统、逆变器和电气基础设施的通风或遮阳效果，以及关键组件在维护、检查和消防通道方面的可访问性。

第二，运营商应在应力条件下测试调节能力。对于光伏加储能系统，仅检查单个组件是否正常运行是不够的。关键因素是当多个需求同时作用时，系统整体是否保持可控：高辐照度、高温、电网要求、储能策略、逆变器限制和经济运行计划。因此，不仅应在纸面上评估控制概念，还应在运行中验证设定值是否被可靠采纳、系统是否对电网连接点规范做出正确响应、有功和无功功率控制是否在高负载下正常运行、爬坡率是否得到维持，以及如果温度、荷电状态或降额限制表明不适宜，储能运行是否得到调整。同时，系统何时以及为何被调节或削减，必须有清晰记录。

第三，数据质量是每次评估的基础。辐照度、环境温度、组件温度、风、逆变器数据、组串数据、电池温度、荷电状态和运行条件都必须是可信的。有故障的传感器会导致错误的诊断，进而引发不必要的上门服务或被忽视的问题。

第四，必须通过温度校正来评估性能。运营商应将各个组串、逆变器、跟踪器段、子系统或储能集装箱与同一时期内的类似单元进行比较。如果所有区域对热的反应相似，则表明存在一般性的温度效应；如果个别区域显著不同，则表明存在局部问题。

第五，要始终优先考虑局部风险。热斑、遮挡和污染应被优先处理，特别是在高太阳辐照度下，局部效应影响更大。因此，植被控制、清洁策略、热成像和视觉检查不应孤立地考虑，而应作为全面风险管理策略的一部分。电气基础设施同样值得关注：连接器、电缆、接线盒、配电箱、开关柜和变压器在高温期间都会承受应力。

第六，储能设备需要热透明性。电芯、模块、机架和集装箱温度不仅需要测量，还需在上下文中评估。不仅绝对最高温度是相关的，温度分布同样重要。系统内较大的温度变化可能表明冷却问题、气流问题、传感器故障或不均匀的负荷分布。

第七，要特别关注荷电水平和老化控制。荷电状态窗口应仔细选择，储能系统无需仅仅因为有大量光伏能量就持续维持接近100% SOC。特别是在高环境温度下，设计运行策略以避免不必要地长时间维持高SOC是有益的。冷却系统也必须被视为关键组件，HVAC或液冷系统不是次要的，它们确保性能、寿命和安全性，过滤器、风道、制冷剂、压缩机、泵、传感器和冗余必须纳入维护计划。

第八，认真对待早期指标和报警。重要的早期指标包括机架之间温差增大、明显的电芯电压偏差、内阻增加、往返效率下降、更频繁的降额、意外的SOC漂移、通信错误或异常的HVAC运行时间。单个信号不构成紧急情况，但组合在一起可能形成一种模式。

第九，热浪过后应进行系统性跟踪。系统不应自动恢复至正常运行。炎热的日子提供了宝贵数据：哪些逆变器首先降额，哪些组串表现出偏差，哪些传感器数据不可信，哪些储能区域表现出异常的热活动，哪些报警有用，哪些只是噪声。此类分析会带来改进的运营。

行业可以从中学到什么

因此，热浪不仅仅是一个季节性的极端事件。它们是对光伏、储能和混合系统在其整个生命周期内是否可被理解和管理的实践检验。对此类阶段的系统性评估不仅能提供有关单个组件的洞察，还能提供有关整体运营模式质量的洞察。

关于作者

Andreas Kern是一名高级技术顾问，负责提供技术咨询服务，包括发电量评估、技术检查、技术尽职调查和BESS发电量评估。

Philippe Staudinger是mc Energy的技术总监，负责建立和发展技术组织，同时塑造C&I能源领域的运营结构，专注于为商业和工业客户开发和部署分布式电池储能系统（BESS）。

（全球储能网、全球光伏网、新能源网综合）