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光伏电站运维及技术人员在现场检测时的项目包括：红外摄像（热斑检查），污渍遮挡损失，光伏组件性能衰降，光伏组串温升损失，光伏组件/组串的串并联失配损失，EL测试，光伏方阵相互遮挡损失，直流线损，逆变器效率，逆变器MPPT效率，变压器效率，交流线损，光伏方阵绝缘测试，接地连续性测试，并网性能测试（并网点电能质量、孤岛保护、有功/无功功率控制能力、低电压穿越以及电压/频率适应能力验证）等测试内容。 在对于采用组串逆变器光伏电站的测试项目，应根据实际情况确定。1、光伏组件红外（IR）扫描检查（使用无人机全检）（1）、光伏运维人员在对光伏组件进行红外扫描时，检测时光伏方阵应处于正常工作状态，且方阵面的辐照度应高于600W/㎡，以确保有足够的电流使有问题的部位产生高温。同一组件外表面电池正上方的温度差超过摄氏20℃时，应视为发生热斑；红外扫描应重点发现电池热斑、有问题的旁路二极管、接线盒、焊带、连接器等。如果有热斑发生，一般应该可以看到热斑处有明显发黄变色。注意！一旦发现温度异常应从组件的正反两面扫描以正确判断引起高温的原因，同时保留影像并记录有问题组件的位置。在扫描光伏组件正面时，应注意检测人员不要对扫描组件成遮挡。进行红外扫描时应注意寻找组串中前表面温度能够代表组串中所有组件平均温度的光伏组件，进行标记，用于测试该组串的平均背板温度。对于发生热斑的组件应作记录，准备进行后续的EL测试，同时应增加检测I-V特性，以便与正常组件进行比较，得出热斑组件功率衰降率。（2）、计算公式：组件热斑功率衰降率=（无热斑组件修整功率–热斑组件修正功率）/无热斑组件修正功率×100%。（3）、结果分析：分析热斑产生原因，并探索热斑与功率衰降的相关性。（1）、如果有积尘监测基准片（光伏电池的短路电流与积尘遮挡程度或辐照度呈线性关系），则调取基准片届时的积尘遮挡损失值。对于光伏组件或光伏方阵来讲，均匀积尘条件下，短路电流的下降与功率的下降相一致，非均匀积尘条件下，短路电流的下降与功率的下降有差异。为了比较辐照度损失与功率损失的关系，除了取得基准片的数据，亦应按照下面的方法实际测试积尘损失，并与基准片的监测结果比较。（2）、对于抽样选定的组串，待测试现场光强超过700W/㎡时，清洗前检测一次I-V曲线，并记录光强和组件温度；清洗后，再检测一次组串的I-V曲线：分别修正到统一的光强和温度条件。将组串清洗前后修正功率进行比较，得出该种状态下的积尘损失率，同时记录清洗周期以及上一次的清洗时间。应附清洗前和清洗后被测组串照片。（3）、计算公式：组串积尘当前损失=（组串清洁后修正功率值-组串清洁前修正功率值）/组串清洁后修正功率值×100%。（4）、判定条件：以光伏电站的设定值为准，实测结果应满足设定值。如电站没有设定值，积尘损失的平均测试结果原则上不超过5%。依据清洗后测试的组串I-V曲线和现场实测的组件平均结温，根据该类型组件的温度系数和实测结温推算出结温25℃下的最大功率点功率。根据电压温度损失计算公式计算电压温度损失百分比，根据功率温度损失计算公式计算功率温度损失百分比。（1）、光伏组串功率温升损失率=（25度结温组串最大功率–未修正结温组串最大功率）/25度结温组串最大功率×100%；2、光伏组串电压温升损失率=（25度结温组串开路电压–未修正结温组串开路电压）/25度结温组串开路电压×100%；结果分析：以测试结果为准，分析温度损失并评估散热条件。（1）、如果投运时设置了功率基准组件，则待测试现场光强超过700W/㎡时，检测基准组件的I-V曲线，并与基准组件初始值比较，得到准确的光伏组件功率衰降率；现场对抽样组件的测试并与标称功率比较的结果可以作为参考数据。（2）、如果没有功率基准组件，则待测试现场光强超过700W/㎡时，检测选定且清洗干净的组串中每一块组件I-V曲线，同时记录光强和组件温度。修正到STC条件，同标称功率比较，得到粗略的光伏组件功率衰降率。（3）、对于功率衰降超出判定条件的组件应作记录，准备进行后续的EL测试。（4）、无论采用基准组件功率还是标称功率作为参考，当衰降率超出判定条件时且对现场测试结果有质疑时，建议送实验室复检。判定条件：以供需双方的合同条款为准。在没有合同约定的情况下，以工信部“光伏制造行业规范条件”（2020年本）中的指标作为参考：晶硅组件衰减率首年不高2.5%，后续每年不高于0.6%，25年内不高于17%；薄膜组件衰减率首年不高于5%，后续每年不高于0.4%，25年内不高于15%。采用的标准在数值相同时采用国标、行标。
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