一、原因分析
1、现场资料检查分析
案例光伏电站位于光资源丰富的准噶尔盆地北缘福海县喀拉玛盖镇区域，项目位于新疆光资源较优异的地区，整体消纳环境优越，该区域位于新疆阿勒泰地区福海县城南 57km 处，光伏站装机容量为20MWp，采用分块发电、集中并网方案。光伏组件采用昱辉阳光能源有限公司310Wp多晶硅光伏组件，共计65430块;逆变器选用特变电工西安科技有限公司型号TC500KH 逆变器，额定功率为500kW，共计38台。于2016年1月25日投产发电。发出的电能经箱变升压至35千伏，通过四条汇集线将电能送至35kV母线，经由35kV送出线路接入紧邻的110kV变电站送入新疆电网。
根据光伏电站现场工作人员对能效异常情况描述按计划对2020-2023年度场站组件、逆变器、汇流箱巡检记录、国能日新品牌光功率预测系统运行记录、定检记录、光伏组件性能测试记录、场站运行报表， SCADA数据（运行数据、报警记录、故障日志等），以及场站汇流箱保险等耗材更换记录、组件更换记录等进行检查分析。
场站整体运行情况良好，组件、逆变器、汇流箱巡检记录，运行记录、报表，检修记录等均正常管理。
现场有汇流箱、逆变器红外测温自主检查记录，未见场站组件伏安特性（I-V）、组件绝缘电阻、组件热斑、组件EL、串并联失配等性能测试记录，且自场站收购以来均未对组件进行相关性能检测，组件具体运行状态无法有效评估。（组件性能检测可参考《中国华电集团有限公司光伏发电企业技术监督实施规范》第一章-光伏发电单元监督实施规范中3.4.5条性能检测部分表6-光伏主设备运行期性能检测中内容要求执行）。
2、容配比
查看项目可行性研究报告发现可研报告中设计装机峰值功率为20.384MWp，计算容配比（光伏系统的安装容量与额定容量之比）为1.0192∶1，安装及峰值容量设计量过低，组件常年运行衰减后会有无法达到额定发电量情况。由于《光伏电站设计规范（GB 50797-2012）》成文时间较早，目前行业形势发生了重大变化，“设计规范”中关于“容配比＝1：1”的规定已经不适合当前情况。而在新的《光伏发电系统效能规范》（NB/T 10394-2020）中，根据项目所在地的辐照度、项目采取的技术路线、项目采用的组件类型，对容配比采取了新的规定，最高可达到1.8：1。按照项目可研报告1-1 太阳能资源部分提供数据“根据气象站资料，年均日照小时数为 2900h，工程代表年总辐射量为5514.69MJ/m²（1531.86kWh/m2），属于太阳能资源很丰富带”，同时参照《光伏发电系统效能规范》（NB/T 10394-2020）中表B.4单面组件容配比典型地区算例结果评估，项目容配比选择为1.4∶1较为合适；
3、光伏阵列安装角度
参考《光伏发电站设计规范》（GB 50797-2012）中附录B光伏阵列最佳倾角参考值，本项目中心点地理位置坐标约为 46°38'28.28"N，实际安装倾角43°，符合并网系统推荐倾角要求。
图1 可研报告组件安装角度40°描述内容
报告中组件倾斜角度有前后不统一的情况，5-3.2 电池阵列最佳倾角的计算部分描述“本工程电池组件光伏阵列安装最佳倾角为40°”，但在5-5.3.4 太阳电池阵列行间距的计算部分描述“本项目光伏阵列采用固定倾角43°排布”。
4、光伏组件及通讯检查
现场通讯及运行电流低异常支路较多，其中33个汇流箱通讯异常占场站整体汇流箱总数14.47%，支路运行电流低异常共计335路，占总体支路数9.18%，通讯异常会造成对组件运行监管失效，支路运行电流低反应出异常支路存在个别组件故障、汇流箱保险熔断故障、MC4插头故障等问题，间接造成系统能效低。
现场抽查逆变器运行情况，逆变器散热设备运行正常，运行温度良好（环境温度33℃，逆变器运行温度40℃），无典型故障记录，逆变器运行功率因数1.0，电网频率50.02Hz为出现明显过频现象，现场具体情况如下图所示。
图2 逆变器现场运行情况
现场查看光功率预测系统，光功率预测准确率均在85%以上。
现场检查监控后台发现多条支路存在运行异常情况，包括通讯异常及支路电流低异常，其中33个汇流箱通讯异常占场站整体汇流箱总数14.47%，支路运行电流低异常共计335路，占总体支路数9.18%。
5、PR性能比、电气效率比对
选用PR性能比和电气效率两种方法对在现场测试期间的发电性能进行评估。本次对该电站系统进行了短期性能测试评估，确定出电站系统在评估期内与初始性能之间的差异。通过计算可知2022年1月至6月PR为83.40%，电气效率为98.61%，2023年同期1月至6月PR为83.8%，电气效率为98.60%，相邻两年同期PR效率与电气效率相差不大，可知PR与电气效率较稳定。同时可知PR结果要比初始性能差异相对较大，电器效率相对较小，此次评估发现，评估更准确需要剔除限电缘故，2023年1月至6月比2022年同期限电多11天，因排除限电因素，PR数据对比存在不可避免的误差。
二、结束语
依照《中国华电集团有限公司光伏发电企业技术监督实施规范》第一章-光伏发电单元监督实施规范中3.4.5条性能检测部分表6-光伏主设备运行期性能检测中内容要求，定期开展场站组件伏安特性（I-V）、组件绝缘电阻、组件热斑、组件EL、串并联失配等性能测试。并对检测发现的故障组件进行替换，确保全系统组件正常运行。
现场工作人员开展汇流箱通讯故障、汇流箱保险熔断故障、MC4插头故障、支路正、负极保险熔断故障、支路电池组件进线虚接等隐患排查工作，并对异常部件进行更换、维修。
参照《光伏发电系统效能规范》（NB/T 10394-2020）、《光伏发电站性能评估技术规范》（GB/T 39854-2021）中内容，定期对场站设备进行检查，并做系统效率、系统能效、电气效率、中长期发电量预评估、并网性能评估等评估工作。
参照《光伏发电系统效能规范》（NB/T 10394-2020）中容配比的建议，考虑合规的增加光伏系统安装容量，确保系统运行有效达到额定发电量。