根据国家能源局的统计数据，截止2018年底，我国光伏累计装机容量达到了174.63GW，其中集中式电站占比71%，分布式光伏占比29%，金太阳项目累计装机容量6.15GW,占比约3.5%。光伏电站在早期建设时由于存在粗放式增长、追求规模化、赶工期等弊端，很多电站存在质量缺陷，同时光伏项目的建设缺乏全生命周期的理念，导致设计、施工与后期运维脱节。随着存量电站的规模越来越大，部分地区的消纳能力存在一定的制约，西部电站仍存在一定的弃光限电，虽然通过电力交易手段可以降低弃光率，但是大多数光伏企业是以低于政府批复电价的价格参与的电力交易，低于脱硫煤上网电价，另外新能源补贴拖欠的历史遗留问题对发电投资企业也是带来了一定的资金困境。在这种外界大环境下，对于存量光伏电站持有者而言，在关注政策变化、市场行情的同时，笔者认为更多的焦点还需要放在电站的运维管理上，尽可能的解决因前期设计施工遗留下来的问题，同时保障设备的安全稳定运行，每多发出一度电，就有多一度电的收益，并积少成多。

光伏电站在25年及以上的运行期间，电站运营效率和效果直接影响电站的运行稳定性及发电量。依靠自动化系统、通讯技术、数字技术的发展，光伏电站的运维方式逐渐地由粗放、被动、人工的传统运维方式向精细、主动、系统的智能运维方式转变，运维企业并通过一支专业化的运维队伍，在依据标准可落地的运营制度，进行精细化管理。在运维过程中，各家的运维工作的方式、操作内容、执行标准可能都有些差异。但不管如何，降低运维成本，提升发电量都是最为关心的话题，因为它直接影响到收益，也是对能源服务商的重要的考核指标之一。

光伏电站的发电量和很多因素有关，如辐照量、系统效率、电站运维工作、设备稳定性、不可抗力的环境因素等。我们说光伏电站看天吃饭，因为天气的好坏确实对电站的发电有很大影响，除了客观因素，有些是可以通过日常的运维工作去改善，比如组件脏污、低效发电单元，这两块主要是发生在光伏场区直流侧，在电站的多年运行当中需持续关注，对于整个电站的发电量或系统效率提升的可能性较大，给业主带来的效益比较可观。限于篇幅关系，笔者就组件脏污、低效两个典型问题，以问答的形式进行阐述。

Q：对于分布式电站而言，困扰业主的突出问题是什么？

目前有些屋顶实际可利用面积有限或屋顶彩钢瓦载荷能力不足，光伏方阵大部分采用了顺着屋面平铺的安装方式，对于彩钢瓦屋面，它的坡角一般在5度左右，有的甚至可能更低一些，那么基于这样的客观情况，晶硅边框组件表面的灰尘污垢难以靠雨水自清洁，因此分布式电站组件清洗难度会比正常的大倾角安装方式的组件要难的多。据不完全统计，一个20MW光伏电站每年因灰尘造成的损失至少在200万元以上，同时，积灰带来热斑效应、腐蚀效应等，严重威胁光伏组件的使用寿命。因此探索高效、科学、经济的光伏板清洗方案变得十分必要。

Q：人工清洗的优点和缺点是什么？清洗时需要注意什么？

人工清洗是目前比较普遍的清洗方式，优点是清洗较为干净。缺点是需要较多的劳动力，人员成本较高，同时人员上屋顶清洗，存在一定的安全风险。对于分布式彩钢瓦屋面，如果清洗不当，很可能对企业的屋顶产生潜在的漏水隐患，特别是在第三方企业的厂房做清洗工作，需要和业主进行沟通，能否清洗在很大程度上受制于业主，需要经过业主的同意。另外有些厂房，没有爬梯，清洗工作很难开展。

传统的清洗计划的制定策略较为粗犷，在没有运营发电数据支撑的情况下，靠视觉感知组件表面的积灰情况，或者简单的将组件清洗后和未清洗的组件进行电流对比来决定是否需要清洗，对于精细化运营管理来说，清洗工作需要考虑组件的积灰情况、发电数据、天气情况、投入成本及可产生的收益来综合判断。

对于组件最佳清洗时间节点的研究，国内外也有很多的文献，比如基于灰尘遮蔽率、系统效率的判断或积灰损失的动态监测，也有提出了在光伏场区安装一套组件清洗系统，含灰尘监测装置，根据对标清洗组件和未清洗组件的直流发电量来精确分析。笔者认为，主要是考虑两种情况，第一是运维人员到现场巡查，用肉眼就可以看出来灰尘的覆盖情况，比如灰尘很厚，几乎看不到组件，这种情况下需要立即清洗。其次，对于肉眼难以判断，模棱两可的情况，就需要数据支撑，重点分析因灰尘遮蔽所带来的发电损失。

Q：组件清洗机器人有哪些特点？发电量提升效果如何？

清洗机器人的优点是无人值守，可远程操作，并通过后台进行集中式管理，但是长期运行的可靠性还有待于验证。

组件清洗机器人的提升效果与项目地组件的安装方式、组件积灰情况、灰尘性质、降雨量等都有关系。组件清洗机器人一般是使用干洗方式，清洗效果总体是低于人工水洗方式的，对于一些粘性的顽垢是很难清除的。如果选择在雨天或刚下完雨以后再清洗，效果就会比干洗好的多。我们曾经做过相关的试验，对于分布式平铺组件，灰尘污渍较多，经过清洁后，实际的发电量提升比例能达到8%以上。假设电量损失率8%，按一个20MW光伏电站25年的使用寿命，降尘总损失约为（保守测算）：

不考虑组件衰减：1300小时（可研利用小时）*20兆瓦（电站规模）*25年（工作年限）*1元/度（平均电价）*8% （降尘损失的效率）=5200万元。

考虑组件衰减：假设逐年衰减率0.7%，那么25年的总损失为4785.7万元。

从以上数据可以看出灰尘很大程度影响了光伏电站的发电收益。

Q：光伏电站的组件失配效应有哪些影响因素？

光伏电站组件的数量是最多的，且每一片光伏组件的输出特性也是不尽相同的，如果组件原材料性能好，生产工艺水平很高，组件出厂的电性能偏差比较小，衰减一致性好，那么在实际成串的时候就可以达到非常低的失配损失（小于标准的1%以下），但纵观现实情况，我们发现经过几年的运行，组件会出现不同程度的功率衰减，从而带来了较大的失配损失。另外，对于分布式电站所依附的屋顶的周边环境是相对比较复杂的，如女儿墙、空调风机、附楼、气窗，临近厂房后建的高大建筑物等，不可避免带来一定的阴影遮挡。由于传统的组串式或集中式逆变器的最大功率点跟踪是针对组串而言，当组串中的某一片或若干片存在低效、或者阴影遮挡，就会产生木桶效应。

我们曾经在已经运行若干年的分布式电站做过抽样检测，检测结果显示，由于前期施工不当、组件选型问题及后期未给予组件足够的维护（如清洗），那么组件内部可能一开始就存在隐裂、裂片等问题，组件长期暴露在室外，经过环境温度的冷热交替，这些隐性的问题就极有可能被放大；组件表面污垢长期残留，由于污垢灰渍主要是来源于大气环境、屋顶周边环境等，对组件的玻璃或多或少会有些影响，再者不及时清洗会带来热斑效应，发生热斑的区域局部受热，长期以往，组件的原材料因高温受热会老化，也会在一定程度上降低了材料的性能，间接影响了组件的功率输出。

失配的原因从内因和外因角度可总结为：组串本身问题（组件低效，产生木桶效应）、前后左右遮挡； 环境因素，如杂草、树木遮挡、组件表面灰尘污渍严重等。

Q：对于光伏阵列前后阴影遮挡带来的失配如何处理？

大型地面电站纵向双排安装的阵列，一般接线方式可能是U型或直线型两种，如果是U型接线，一个支架单元的上下两排连接成一串，如果下面一排受到阴影遮挡，那么上面一排就会受到短板效应，带来发电损失。对于此种接线，建议采用直线型，即相邻支架单元的上一排组件连接成一串，下面一排组件连接成一串，这样可有效的降低下一排组件对上一排组件的失配影响。对于新建电站，可采用组件横向三排安装的方法来减少阴影遮挡带来的失配损失。对于组串式逆变器，还可以继续优化组串的MPPT来降低失配损失，对于不同类型的组串，建议使用不同的MPPT，这样也可以从一定程度上降低因为上述接线方式不同带来的电流失配影响。

另外对于发生阴影后，方阵的I-V曲线反映为多峰特性，这个时候逆变器的最大功率点跟踪算法需要使用多峰扫描功能，避免在局部电压范围内寻找，以免产生错误判断，带来MPPT跟踪损失。

如新疆某电站，由于前后间距不足，C型接线方式造成前排对后排组件带来遮挡影响，发电损失约1.65%。将接线方式改成直线型，每台逆变器日均提升电量约2度，提升比例1.5%，全年提升电量66万度，年收益约62万元，改造费用30万元，半年左右即可收回成本。

小结

光伏组件脏污、组件低效、组件失配、阴影遮挡等问题在运维当中是比较常见的，也是难以避免的一些问题，随着技术的发展，目前也有了较成熟的解决方案，笔者从实际出发，总结了一些个人的看法和心得。

从光伏电站运维的特点来说，运维工作是长期的、持续性的工作，涉及到的内容众多繁杂，从笔者多年的运维经验，其实真正运维好,事无巨细，要想运维做的比别人优秀，要想争做行业的运维标杆，就一定要在运维的细节小事上多下点功夫，做事需要精益求精，把每一件简单的事情重复做，并持续性地做好，如组件清洗、组件低效、失配等都是发生在直流侧，直流侧的特点是组件或组串的数量众多，不管是低效统计、损失电量分析，还是组件最佳清洗节点，都需要辅以大量的数据支撑，需要精细化的思维模式，如果人脑算不过来，就靠运营分析平台帮助来算，从数据量化分析、电站症结诊断、驱动运维作业、运维闭环反馈、发电效果跟踪等这个连贯的运维过程中，在每一个环节都值得我们用心思去研究。