1. 电池板故障排查
目视检查： 对电池板进行整体外观检查，查看是否有裂纹、破碎、脱胶、腐蚀、积尘等情况。 红外热成像检测： 使用红外热像仪扫描电池板，查找是否存在温度异常区域（热斑），这是由于局部遮挡、污染或内部故障导致。 电性能测试： 对单块或多块电池板进行IV曲线测试，对比标称参数，判断其性能是否下降或存在故障。 连接检查： 检查电池板之间的串并联接线是否松动、腐蚀或烧损，确保电气连接良好。
清洗污染严重的电池板以恢复发电效率。 更换损坏或性能严重下降的电池板。 修复或更换故障接线，消除热斑风险。
2. 逆变器故障排查
查看逆变器显示屏或监控系统： 获取逆变器状态、报警信息及故障代码，初步判断问题所在。 检查输入电压和电流： 使用万用表测量逆变器直流侧输入电压和电流，确认是否在正常范围内。 检查交流输出： 测量交流侧电压、频率和电流，验证逆变器转换功能是否正常。 检查散热系统： 观察风扇运行情况和逆变器外壳温度，确保散热良好。 检查内部设置和通信： 确认逆变器配置参数正确，与监控系统通信正常。
根据故障代码手册进行针对性维修或软件复位。 清理逆变器内部灰尘，改善散热条件。 若必要，更换故障部件或整体逆变器。 修正配置错误，修复或升级通信设备。
3. 电缆故障排查
目视检查： 查看电缆是否有裸露、破损、老化、过度弯曲、鼠害等迹象。 电阻测量： 使用兆欧表检查电缆绝缘电阻，确保符合安全标准。 电压降测试： 对关键电缆段进行负载下的电压降测试，评估其承载能力是否满足要求。 接地检查： 测量接地电阻，确保接地系统有效。
修复或更换损坏的电缆及其接头。 增加电缆截面积或调整布线，减小电压降。 改善接地条件，如增加接地极、改良接地材料等。
4. 过载与欠载排查
监控数据分析： 分析光伏电站历史发电数据，查找是否存在长期或周期性的过载或欠载现象。 气象条件比对： 对照当地气象记录，核实实际光照强度与发电量是否匹配。 系统配置审查： 检查光伏阵列设计、逆变器选型、MPPT路数分配等是否合理，是否存在设计缺陷或配置不当。
调整逆变器工作模式或限功率设置，避免过载。 清理遮挡物，优化阵列布局以提高发电效率。 如有必要，升级逆变器或调整系统设计以适应实际光照条件。
5. 消防安全排查
现场勘查： 立即前往报警位置，确认火源及火势情况。 电气线路检查： 检查相关电气设备及线路是否存在短路、过热等火灾隐患。 周边环境评估： 查看是否存在易燃物堆积、植被过密等外部火灾风险因素。
立即启动应急预案，采取灭火措施，并通知消防部门。 整改电气安全隐患，如更换老化电缆、增设电气保护设备等。 清理周边易燃物，保持电站区域整洁，减少火灾风险。
6. 追踪系统故障排查
监控系统检查： 查看追踪控制器的报警信息和追踪状态，判断是否存在控制故障。 现场观察： 直接观察追踪系统的运行情况，检查驱动电机、传动机构、传感器等部件是否正常工作。 角度校验： 使用专业工具（如太阳高度角计）测量追踪系统当前对准角度，对比理论值，评估跟踪精度。
根据控制器报警信息和追踪算法，调整控制参数或进行软件升级。 维修或更换故障的驱动电机、传动部件、传感器等硬件。 定期进行追踪系统校准，确保跟踪精度。
7. 监控系统故障排查
网络检查： 检测通信线路、路由器、交换机等网络设备的工作状态，确认网络连接是否正常。 设备检查： 检查监控服务器、数据采集器、传感器等硬件设备的运行状态和电源供应。 软件诊断： 登录监控系统后台，查看系统日志，分析数据处理、存储、传输等环节是否存在故障。
修复或更换故障的网络设备，优化网络配置，提升通信稳定性。 维护或更换故障的硬件设备，确保数据采集和传输正常。 升级监控系统软件，修复已知bug，优化数据处理性能。
8. 储能系统故障排查
BMS数据分析： 查看BMS提供的电池电压、电流、温度、SOC、SOH等参数，判断电池状态。 充放电测试： 在安全条件下进行电池充放电试验，验证其实际容量和性能。 电池单元检查： 对于模块化电池，逐个检查电池单元的电压一致性，查找可能存在故障的单元。
根据BMS提示，调整充放电策略或进行电池均衡，优化电池使用条件。 更换故障或性能严重下降的电池单元或整个电池组。 维护或升级BMS系统，确保其准确监测和控制电池状态。
9. 防雷接地系统故障排查
雷击痕迹检查： 检查光伏组件、支架、逆变器、配电箱等设备是否有雷击痕迹，如熔断、烧蚀等。 接地电阻测量： 使用接地电阻测试仪，定期测量接地系统的接地电阻，确保其符合规范要求。 防雷器件检查： 检查浪涌保护器（SPD）、避雷针、接地扁钢等防雷器件的安装状态和工作性能。
及时更换被雷击损坏的设备，修复或加强防雷设施。 优化接地系统设计，降低接地电阻，增强雷电流泄放能力。 定期检查和更换防雷器件，确保其有效保护电力设备免受雷击影响。
10. 环境影响故障排查
现场巡查： 定期进行光伏电站现场巡查，及时发现并记录环境影响因素。 无人机航拍检查： 利用无人机进行高空拍摄，全面、直观地查看光伏阵列的整体状况，尤其是难以到达的区域。 发电数据对比分析： 对比受影响区域与正常区域的发电数据，量化环境影响的程度。
安装防鸟设施（如驱鸟器、防鸟刺等），减少鸟类在光伏组件上停留、排泄。 定期清理光伏组件表面的鸟粪、落叶、积雪等，保持组件清洁。 对于光伏电站周边的高大树木，考虑修剪枝叶或协商移栽，减少阴影遮挡。
11. 组件隐裂故障排查
电致发光（EL）测试： 使用电致发光成像仪在暗环境中对光伏组件进行检测，隐裂会呈现出明显的亮线或暗线。 机械应力测试： 对疑似隐裂的组件施加一定的机械应力（如弯曲测试），观察是否有电流突然增大或电压骤降的现象。
对于检测出隐裂的组件，应及时更换，防止隐裂扩大导致漏电、热斑等问题。 分析隐裂原因，可能是运输、安装过程中的操作不当，或者组件本身质量缺陷，需改进相应环节的工作流程或选择更可靠的供应商。
12. PID效应故障排查
IV曲线测试： 对疑似PID效应的组件进行IV曲线测试，观察其最大功率点（Pmax）和开路电压（Voc）是否明显降低。 PID恢复测试： 将疑似PID效应的组件短暂接入反向偏压（通常为-1000V），然后再次进行IV曲线测试，观察其性能是否有所恢复。
对于确认存在PID效应的组件，可尝试进行反向偏压恢复处理，部分情况下可恢复部分发电效率。 预防PID效应的主要措施包括选用抗PID的光伏组件、优化电站接地设计、保持组件与接地之间适当的电位差等。
13. 电网兼容性故障排查
电能质量监测： 在光伏电站并网点安装电能质量分析仪，实时监测并记录电压、电流、频率、谐波等参数。 逆变器参数检查： 检查逆变器的并网参数设置，如电压、频率范围、有功/无功控制策略、谐波抑制功能等。
根据电能质量监测结果，调整逆变器并网参数，优化其并网性能。 若逆变器内置的电能质量控制功能不足，可能需要额外配置无功补偿装置、有源滤波器等设备，以满足电网公司的并网要求。
14. 组件热斑故障排查
红外热成像检测： 使用红外热像仪对光伏组件进行扫描，热斑通常表现为明显高于周围区域的高温点。 IV曲线测试： 对疑似热斑的组件进行IV曲线测试，热斑区域的电流会明显降低，导致功率损失。
发现热斑后，应立即切断该组件的电路，防止热量积累导致进一步损害。 找出热斑产生的原因，如电池片缺陷、焊接不良、接线盒故障等，进行相应修复或更换。 定期进行红外热成像检测，及时发现并处理热斑问题，防止热斑引发的火灾风险。
15. 逆变器通讯故障排查
现场检查： 检查逆变器的通讯接口、网络连接、信号强度等，确认硬件是否正常。 网络诊断： 使用网络诊断工具，测试逆变器到监控系统的网络连通性，排查路由、交换机等中间设备问题。 协议分析： 对逆变器与监控系统的通讯数据进行抓包分析，检查通讯协议是否正确执行，是否存在数据包丢失、错误等问题。
根据硬件检查结果，修复或更换故障的通讯接口、网络设备等。 调整网络配置，如更改IP地址、子网掩码、网关等，优化网络路径。 对于协议问题，可能需要更新逆变器或监控系统的软件版本，修复通讯协议的bug。
16. 组件衰减故障排查
长期发电数据跟踪： 分析光伏电站历年来的发电数据，计算年均发电效率下降率，与厂家提供的衰减率进行对比。 组件性能测试： 选取部分运行时间较长的组件，进行IV曲线测试，评估其当前的实际性能。 环境影响评估： 考虑电站所处环境因素（如沙尘、盐雾、氨气等）对组件衰减的影响，评估其对整体衰减速率的贡献。
对于超出预期的衰减，应联系组件供应商进行质保索赔，必要时进行法律诉讼。 对于环境因素导致的加速衰减，应采取相应的防护措施，如增加清洗频率、更换耐候性更好的组件等。 对于严重衰减的组件，应及时更换，以维持电站的整体发电效率。
17. 电网故障穿越能力故障排查
故障记录分析： 收集电网故障期间光伏电站的运行数据，分析其电压、频率、有功/无功输出等参数变化。 逆变器功能检查： 检查逆变器的低电压穿越（LVRT）、高电压穿越（HVRT）、频率响应等功能是否正常启用，参数设置是否合理。 仿真模拟测试： 利用电力系统仿真软件，模拟电网故障场景，验证光伏电站的故障穿越能力。
根据故障记录分析结果，调整逆变器的故障穿越参数，优化其故障响应策略。 对于逆变器故障穿越功能不足的情况，要进行硬件或软件升级，甚至更换逆变器。 加强与电网调度部门的沟通，了解最新的故障穿越要求，确保光伏电站满足并网规定。
18. 防雷系统故障排查
现场勘查： 检查雷击痕迹，如熔断的导线、烧焦的设备、炸裂的防雷器件等，确定雷击路径和影响范围。 防雷器件检测： 使用专用仪器检测浪涌保护器（SPD）、防雷接地电阻等防雷器件的状态，确认其是否仍具有有效的保护功能。 接地系统检查： 测量接地电阻，检查接地引下线、接地体等是否完好，接地连接是否牢固。
更换受损的设备和失效的防雷器件，确保防雷系统恢复正常工作。 对于接地电阻过高或接地连接不良的问题，应采取补打接地桩、增加接地引下线、更换接地材料等措施，降低接地电阻，增强雷电流的泄放能力。 定期进行防雷系统维护和检测，根据实际情况调整防雷方案，如增加防雷等级、增设避雷针等。
19. 支架结构故障排查
目视检查： 对光伏支架进行全面的外观检查，留意是否有明显的变形、裂缝、锈蚀、油漆脱落等现象。 结构强度评估： 对关键部位（如立柱、横梁、连接件等）进行无损检测（如超声波、磁粉探伤等），评估其实际承载能力。 连接紧固性检查： 使用扭矩扳手检查螺栓、螺母等连接件的紧固程度，确保达到设计要求。
对于轻微的锈蚀、油漆脱落等问题，进行除锈、防腐处理，重新涂刷防锈漆。 对于变形、裂缝等结构性问题，可能需要局部加固、更换部件，严重时可能需要整体更换支架。 对于连接松动的问题，重新紧固至设计要求的扭矩，并定期进行复查。
20. 环境监测系统故障排查
数据比对： 将监测系统的数据与权威气象数据、相邻站点数据进行比对，判断数据偏差是否超出合理范围。 设备检查： 检查传感器、采集器、传输设备等硬件设备的运行状态，确认供电、通信是否正常，外观是否有损坏。 校准测试： 对传感器进行现场校准，如使用标准温度源、风速计等进行对比测试，验证其测量准确性。
根据数据比对结果，调整监测系统的参数设置，或联系设备供应商进行软件升级，优化数据处理算法。 对于硬件设备故障，进行维修或更换，确保其正常运行。 对于传感器测量误差较大，应定期进行现场校准，或考虑使用更高精度的传感器。
21. 电缆绝缘故障排查
绝缘电阻测量： 使用绝缘电阻测试仪对电缆进行绝缘电阻测量，判断其绝缘性能是否符合标准要求。 局部放电检测： 对怀疑存在局部放电的电缆，采用脉冲电流法、超声波法、高频电流法等进行检测，定位放电位置。 接头温度监测： 使用红外热像仪定期监测电缆接头的温度，及时发现过热现象。
对于绝缘电阻严重下降或局部放电严重的电缆，应进行更换，避免发生短路或接地故障。 对于接头温度异常的电缆，应检查接头连接是否紧固、接触是否良好，必要时重新制作接头，加强散热措施。 定期进行电缆绝缘性能检测和局部放电监测，建立电缆维护档案，跟踪电缆健康状态。
22. 光伏方阵串并联故障排查
IV曲线测试： 对光伏方阵各串并联组进行IV曲线测试，分析其最大功率点（Pmax）、开路电压（Voc）、短路电流（Isc）等参数，判断是否存在故障。 电流平衡性检查： 对同一并联组内的各串电流进行测量，判断电流平衡性是否良好，是否存在某串电流过小或过大的情况。 接线检查： 检查光伏方阵的串并联接线，确认接线方式、连接器、电缆规格等是否符合设计要求。
对于IV曲线异常的串并联组，检查其电池板、接线、逆变器输入端等环节，找出故障原因并进行修复或更换。 对于电流不平衡的并联组，检查各串电池板性能、接线连接等，必要时调整串并联组合方式，改善电流平衡性。 对于接线错误或不符合设计要求的情况，应纠正接线方式，更换不符合规格的连接器或电缆。
23. 防尘防水故障排查
设备内部检查： 打开设备外壳，检查内部积尘、潮湿、腐蚀等情况，判断防尘防水效果。 密封性测试： 对设备的密封部位（如接线口、通风口、盖板缝隙等）进行气密性或水密性测试，确认其密封性能。 环境因素分析： 考虑设备所处环境（如沙尘、盐雾、降雨、结露等）对防尘防水的影响，评估其对设备性能和寿命的影响程度。
对于积尘严重的设备，应定期进行内部清洁，保持设备内部干燥、清洁。 对于密封性不良的部位，应修复或更换密封件，提高设备的防尘防水能力。 对于环境因素恶劣的地区，应选用具有更强防尘防水能力的设备，或采取额外的防护措施，如增设防尘网、防水罩等。
24. 光伏组件背板故障排查
目视检查： 对光伏组件进行全面的外观检查，留意背板是否存在明显的开裂、起泡、黄变、脱层等现象。 背板性能测试： 对怀疑存在问题的背板进行剥离强度、耐候性、耐湿热等性能测试，验证其实际性能。 内部检查： 对于严重背板问题的组件，打开EVA封装层，检查电池片、接线盒等内部结构是否受到影响。
对于轻微的背板问题，如黄变、轻微脱层等，可继续观察，无需立即更换。 对于开裂、起泡、严重脱层等严重影响背板性能的问题，应更换组件，避免影响电站整体性能和安全性。 对于背板质量问题频发的组件品牌或型号，应考虑更换供应商，选择质量更可靠的组件。
25. 光伏电站控制系统故障排查
故障代码分析： 查看故障设备的报警信息和故障代码，对照设备手册进行故障原因分析。 通信检查： 检查控制系统各设备间的通信连接，如RS485、以太网、无线通信等，确认通信链路是否畅通。 软件系统检查： 检查控制系统软件版本、配置参数、数据库状态等，确认软件系统是否正常运行。
根据故障代码和故障原因分析，进行针对性的故障排除，如更换故障部件、重启设备、调整参数等。 对于通信故障，检查通信线路、接头、转换器等设备，修复或更换故障设备，优化通信网络。 对于软件系统故障，进行软件升级、数据恢复、配置修正等操作，确保软件系统正常运行。
26. 光伏电站接地故障排查
接地电阻测量： 使用接地电阻测试仪对光伏电站的接地系统进行接地电阻测量，判断其是否符合标准要求。 接地线检查： 检查接地线的连接、敷设、保护等是否符合规范要求，是否存在断裂、腐蚀、绝缘破损等现象。 接地体检查： 检查接地体的埋设深度、数量、材质、连接等是否符合规范要求，是否存在腐蚀、松动、接触不良等现象。
对于接地电阻过高的情况，应增加接地体数量、更换接地材料、改善土壤条件等，降低接地电阻。 对于接地线断裂、腐蚀等问题，应修复或更换接地线，加强接地线的保护措施。 对于接地体腐蚀、松动等问题，应修复或更换接地体，加强接地体的防腐、紧固措施。
27. 光伏组件热斑故障排查
红外热像检测： 使用红外热像仪对光伏组件进行热像检测，发现并定位热斑区域。 IV曲线测试： 对含有热斑的组件进行IV曲线测试，分析其最大功率点、开路电压、短路电流等参数，判断热斑对组件性能的影响程度。 电池片检查： 对热斑区域的电池片进行详细检查，观察是否有裂纹、隐裂、碎片、污渍等现象。
对于轻度热斑，可通过定期清洗、调整组件角度、优化遮阳措施等方式减轻热斑影响。 对于重度热斑，应更换故障电池片或整个组件，防止热斑进一步恶化，影响电站整体性能和安全性。 对于热斑频发的组件品牌或型号，应考虑更换供应商，选择质量更可靠的组件。
28. 光伏电站防雷接地系统故障排查
接地电阻测量： 使用接地电阻测试仪对光伏电站的防雷接地系统进行接地电阻测量，判断其是否符合标准要求。 接地线检查： 检查接地线的连接、敷设、保护等是否符合规范要求，是否存在断裂、腐蚀、绝缘破损等现象。 接地体检查： 检查接地体的埋设深度、数量、材质、连接等是否符合规范要求，是否存在腐蚀、松动、接触不良等现象。
对于接地电阻过高的情况，应增加接地体数量、更换接地材料、改善土壤条件等，降低接地电阻。 对于接地线断裂、腐蚀等问题，应修复或更换接地线，加强接地线的保护措施。 对于接地体腐蚀、松动等问题，应修复或更换接地体，加强接地体的防腐、紧固措施。
29. 光伏电站通信故障排查
通信链路检查： 检查通信链路的物理连接、信号强度、干扰情况等，判断通信链路是否畅通。 通信设备检查： 检查通信设备（如数据采集器、通信模块、路由器等）的工作状态、配置参数、软件版本等，判断设备是否正常运行。 通信协议检查： 检查通信协议的握手过程、数据格式、错误处理等，判断通信协议是否正确执行。
对于通信链路问题，应修复或更换通信线路、调整天线位置、增强信号强度等，优化通信链路。 对于通信设备问题，应重启设备、更新软件、调整配置参数等，确保设备正常运行。 对于通信协议问题，应升级通信协议、优化数据格式、增加错误处理机制等，提高通信系统的可靠性。
30. 光伏组件PID效应故障排查
IV曲线测试： 对疑似PID效应的组件进行IV曲线测试，对比其初始性能数据，观察开路电压、短路电流、最大功率点是否有明显下降。 反向偏置电压测试： 将组件在暗室环境下施加反向偏置电压（通常为-1000V左右），保持一段时间后释放，再次进行IV曲线测试，观察性能恢复情况。 环境因素调查： 分析电站所在地的气候条件（如湿度、温度、盐雾等）和电站设计（如接地方式、绝缘材料等），评估诱发PID效应的风险因素。
对于确认存在PID效应的组件，可以尝试进行反向偏置电压恢复处理，部分情况下可恢复部分功率。 长期来看，应采取预防措施，如选择抗PID性能较好的组件、优化电站接地设计、保持组件与接地之间适当的电位差、定期进行IV曲线监测等。
31. 光伏电站阴影遮挡故障排查
现场勘查： 对光伏阵列进行实地考察，观察是否存在建筑物、树木、电线杆、鸟粪、积雪等可能造成阴影遮挡的因素。 红外热像检测： 使用红外热像仪对光伏组件进行热像检测，发现并定位因阴影遮挡导致的温度异常区域。 发电数据分析： 分析电站历史发电数据，对比不同时间段、不同季节的发电量差异，进一步确认阴影遮挡的影响程度。
对于可移动的遮挡物（如鸟粪、积雪），及时清理以恢复发电效率。 对于固定遮挡物（如建筑物、树木），考虑调整光伏阵列布局、修剪或移除遮挡物，或者使用跟踪支架、双面组件等技术手段减少阴影影响。 对于不可避免的长期遮挡区域，可以考虑更换为更适合阴影条件的组件或调整逆变器配置，优化系统整体发电效率。
32. 光伏电站直流拉弧故障排查
故障现象分析： 详细记录故障发生的时间、地点、现象及相关设备状态，收集逆变器报警信息、故障代码等。 电气检测： 使用万用表、钳形电流表等工具，测量光伏阵列的直流电压、电流，检查电缆接头、连接器、熔丝等电气元件，寻找异常参数或物理损伤。 红外热像检测： 对光伏阵列及电气连接部分进行红外热像检测，查找是否存在异常高温区域，可能指示拉弧位置。
发现拉弧故障后，应立即断开故障回路电源，避免事故扩大。 对于损坏的组件、电缆、接头等，进行更换或修复。 强化电气连接部分的防水、防尘措施，确保良好的电气接触。 定期进行电气检测和红外热像巡检，及时发现并处理潜在的拉弧风险。
