12座光伏电站远程诊断+50座电站现场诊断 木联能带你看清光伏电站运维痛点

:光伏电站建设周期只有短短数月，后期运行时间却长达20多年。在电站运行期间一旦出现故障，不仅会影响电站收益，甚至会造成安全隐患，因此光伏运维至关重要。哪些是光伏电站故障多发区？该如何提升发电量？8月11日，北京木联能软件股份有限公司发布了光伏电站O2O运维模式之远程诊断案例集和现场诊断案例集，对光伏电站运维现状、主要设备问题案例、典型电站可提升电量案例进行了详细分析。

据木联能咨询服务部总经理李强介绍，基于光伏电站设备多且不易快速定位、工作流动性差及人员流动性频繁等特点，木联能基于O2O的运维实践，通过线上平台与线下团队联动，对12座典型进行电站的远程诊断，结果显示造成光伏电站发电量损失的主要因素是设备故障。

其中组件和汇流箱设备故障占比最高，而主要设备故障集中于方阵区域。李强表示，方阵区域故障通过传统运维模式不易被发现，需要基于大数据分析和智能化系统应用为基础的O2O运维模式，来准确定位设备故障并快速完成消缺，来提高运维工作效率。

如上图所示，光伏组件存在热斑、组件遮挡和组件破损等缺陷，其次是组件安装角度不一致，再者是组件功率异常衰减、组件被大风吹翻和组件接线盒烧毁等问题。

李强介绍，在远程诊断的12座电站中，有三分之一的电站出现了不同程度的组件热斑现象，在组件常见缺陷中占比达到29.84%，组件热斑会造成安全隐患。

其次是组件遮挡，在远程诊断中，有一半的电站存在灌木遮挡、鸟粪遮挡、电线杆遮挡等问题，在组件常见缺陷中占比达到29.84%。组件被遮挡之后会造成整个支路电流偏低。对发电量的影响非常大。

李强介绍，在远程诊断电站中，有80%以上的电站存在汇流箱采集模块未调零、采集模块系数设置不合理、采集模块故障等一系列问题，最终导致采集到的汇流箱支路电流异常偏高、偏低、恒值或为零等，典型的数据表征为：支路电流值异常偏高、支路电流几乎为恒值，再就是通讯恒值、通讯时有时无等问题，这些都会影响到远程诊断专家线上的数据分析与判断，因此准确的数据采集和稳定的通讯是保障智能化系统和大数据分析手段得以应用的基本前提。

除《远程诊断案例集》外，木联能从2014年到2016年期间现场诊断的100座光伏电站中，挑选出了50座典型电站，将现场诊断结果进行梳理并编制了《光伏电站现场诊断案例集》，该案例集包含光伏电站运维现状分析、主要设备问题案例、常见安全隐患案例、日常管理疏漏案例、典型电站可提升电量案例分析。

光伏电站安全隐患统计表

从50座典型电站的安全隐患统计表中可以看出，大多数光伏电站均存在不同程度的安全隐患，严重影响电站人员和设备的安全。其中组件热斑问题比较严重，50座电站中有49座电站均出现不同程度的组件热斑现象；安全管理风险这块则是整个安全隐患中的重灾区。

从50座典型电站的发电量提升空间分析表中可以看出：50座电站中只有11个电站发电量提升空间小于3%，有6个电站发电量提升空间大于11%，有29座电站也就是多一半的电站发电量提升空间在3%~8%之间，50座电站的平均发电量提升空间为5.92%，可见发电量提升空间非常的巨大。

李强介绍，“通过50座典型电站现场诊断分析，我们得出了4条核心的结论：1）发电量提升空间巨大，平均可达5.92%；2）设备故障频发，且不能及时发现，造成电站发电量的持久损失；3）安全隐患丛生，易造成资产损失及人身伤害；4）日常管理不到位，缺少专业的运维管理体系，致使电站的运维成效难以保证。”

在发布会期间，多位光伏业内人士积极参与运维技术讨论，对促进整个光伏行业提升运维效率，保障电站质量有积极作用。李强表示，木联能将通过智能化平台+专业运维服务，改变运维模式，让O2O运维模式引领智能光伏运维！