電化學儲能光伏系統(tǒng)性能檢測技術規(guī)范

電化學儲能光伏系統(tǒng)性能檢測技術規(guī)范范圍規(guī)范性引用文件下列文件中的內(nèi)容通過文中的規(guī)范性引用而構成本文件必不可少的條款。其中，注日期的引用文件，僅該日期對應的版本適用于本文件；不注日期的引用文件，其最新版本(包括所有的修改單）適用于本文件。GB/T17949.1接地系統(tǒng)的土壤電阻率、接地阻抗和地面電位測量導則第1部分：常規(guī)測量GB/T18210晶體硅光伏(PV）方陣I-V特性的現(xiàn)場測量GB/T20513光伏系統(tǒng)性能監(jiān)測測量、數(shù)據(jù)交換和分析導則GB/T34120電化學儲能系統(tǒng)儲能變流器技術規(guī)范GB/T36276電力儲能用鋰離子電池GB/T36547電化學儲能系統(tǒng)接入電網(wǎng)技術規(guī)定GB/T36548電化學儲能系統(tǒng)接入電網(wǎng)測試規(guī)范GB/T36558電力系統(tǒng)電化學儲能系統(tǒng)通用技術條件GB/T41240戶用光儲一體機測試GB/T50065交流電氣裝置的接地設計規(guī)范GB51048電化學儲能電站設計規(guī)范NB/T33015電化學儲能系統(tǒng)接入配電網(wǎng)技術規(guī)定CNCA/CTS0016并網(wǎng)光伏電站性能檢測與質(zhì)量評估技術規(guī)范IEC62446-1光伏(PV）系統(tǒng)測試、文檔和維護要求-第1部分：并網(wǎng)系統(tǒng)-文檔、測試和檢查（Photovoltaic(PV）systems-Requirementsfortesting,documentationandmaintenance-Part1:Gridconnectedsystems–Documentation,commissioningtestsandinspection）IECTS62446-3光伏（PV）系統(tǒng)測試、文檔和維護要求第3部分：光伏組件和電站-戶外紅外熱像儀檢測（Photovoltaic(PV）systems–Requirementsfortesting,documentationandmaintenance–Part3:Photovoltaicmodulesandplants–Outdoorinfraredthermography）術語、定義和縮寫詞GB/T20000.1界定的以及下列術語和定義適用于本文件。術語和定義電化學儲能光伏系統(tǒng)electrochemicalenergystorage-photovoltaicsystem采用電化學電池作為儲能元件，通過儲能變流器或光儲一體機對電能存儲、轉(zhuǎn)換及釋放的光伏系統(tǒng)。注：典型拓撲結構可參照附錄A。儲能變流器powerconversionsystem;PCS電化學儲能系統(tǒng)中，連接于電池系統(tǒng)與電網(wǎng)（和/或負荷）之間，實現(xiàn)功率雙向變換的裝置。[來源：GB/T34120]光儲一體機hybridphotovoltaicandstorageconverter具有光伏、儲能、負載及電網(wǎng)接口，并根據(jù)運行模式協(xié)調(diào)接口間電能變換的一體化裝置。[來源：GB/T41240，有修改]電池單體cell由正極、負極、隔膜、電解質(zhì)、殼體和端子等組成的，實現(xiàn)化學能和電能相互轉(zhuǎn)化的基本單元。[來源：GB/T36276，有修改]電池模塊batterymodule電池單體采用串聯(lián)、并聯(lián)或串并聯(lián)連接方式，且只有一對正負極輸出端子的電池組合體，包括外殼、管理與保護裝置等部件。[來源：GB/T36276，有修改]電池簇batterycluster由電池模塊采用串聯(lián)、并聯(lián)或串并聯(lián)連接方式，且與變流器及附屬設施連接后實現(xiàn)獨立運行的電池組合體，包括電池管理系統(tǒng)、監(jiān)測和保護電路、電氣和通訊接口等部件。[來源：GB/T36276，有修改]荷電狀態(tài)stateofcharge;SOC電池實際或剩余可放出的容量與額定可放出最大容量的比值。[來源：NB/T33015，有修改]輔助負載auxiliaryloads支撐儲能系統(tǒng)正常運行的輔助設施負載。輔助設施包括運行和保護系統(tǒng)的電池管理系統(tǒng)、冷卻系統(tǒng)、風扇、泵以及加熱器等。充放電效率roundtripenergyefficiency;RTE儲能系統(tǒng)在一個充放電周期內(nèi)輸出能量除以輸入能量的百分比。典型工作周期dutycycle與儲能系統(tǒng)應用場景相關的典型充放電循環(huán)工作時間段。以24小時為一個周期，充放電時間與功率由設備制造商或業(yè)主設定。電池管理系統(tǒng)batterymanagementsystem;BMS監(jiān)測電池的溫度、電壓、電流、荷電狀態(tài)等參數(shù)，為電池提供管理、通信接口和保護的系統(tǒng)。[來源：GB51048]能量管理系統(tǒng)energymanagementsystem;EMS由硬件及軟件組成，對儲能系統(tǒng)監(jiān)控、管理、實現(xiàn)能量安全優(yōu)化調(diào)度等功能的系統(tǒng)。能量穩(wěn)定性capacitystability描述儲能系統(tǒng)存儲能量變化，由測試時儲能能量除以儲能額定能量的比值確定。日待機能量損失率dailystandbyenergelossrate自放電和電池管理系統(tǒng)、能源管理系統(tǒng)以及其他輔助負載等系統(tǒng)組件每天消耗的能量，占初始測定能量的比率。日自放電率dailyself-dischargerate當儲能系統(tǒng)與負載之間保持開路狀態(tài)，除使儲能系統(tǒng)進入永久退出運行狀態(tài)時，儲能系統(tǒng)每天損失能量占初始測定能量的比率。熱備用狀態(tài)hotstandbystate儲能系統(tǒng)已具備運行條件，設備保護及自動裝置處于正常運行狀態(tài)，向儲能系統(tǒng)下達控制指令與電網(wǎng)能量交換的狀態(tài)。[來源：GB/T36547，有修改]爬坡率ramprate儲能系統(tǒng)吸收或釋放的功率單位時間變化值與額定功率的比值。功率控制精度controlprecision在穩(wěn)定運行狀態(tài)下，儲能系統(tǒng)輸出/輸入功率依據(jù)設定值變化時，輸出/輸入功率控制的穩(wěn)定程度。[來源：GB/T36548，有修改]并網(wǎng)點pointofcoupling(POC）網(wǎng)的連接點，有升壓站的系統(tǒng)，并網(wǎng)點為升壓站高壓側(cè)母線或節(jié)點，無升壓站的系統(tǒng)，并網(wǎng)點為輸出匯總點。縮寫詞STC:standardtestcondition，標準測試條件PR：performanceratio，能效比PRSTC：標準能效比EL：electroluminescent，電致發(fā)光MPPT:maximumpowerpointtracking，最大功率點跟蹤檢測條件環(huán)境條件檢測應在下列環(huán)境條件下執(zhí)行：a）環(huán)境溫度：5℃~40℃；b）濕度：不大于95%，無凝露；c）大氣壓力：80kPa~106kPa。注：除另有規(guī)定，測試應在上述測試條件下執(zhí)行，測試時將測試條件記錄到測試報告中。系統(tǒng)條件檢測應在下列現(xiàn)場條件下執(zhí)行：a）應在電化學儲能光伏系統(tǒng)試運行后，并且系統(tǒng)內(nèi)保護系統(tǒng)狀態(tài)完好；b）現(xiàn)場消防設施、環(huán)境保護設施、勞動安全設施等輔助性設施應通過驗收；c）應提前做好事故應急預案。測試接線前核對圖紙和技術資料，對測點位置核實無誤，原系統(tǒng)接線拆除前做好接線記錄。測試設備測試儀器儀表應滿足下列要求：a）檢測儀器儀表應檢定或校準合格，并在有效期內(nèi)；b）儀器儀表準確度等級應符合GB/T20513的規(guī)定。光伏系統(tǒng)測試光伏系統(tǒng)安全性能接地連續(xù)性接地連續(xù)性測試應符合下列規(guī)定：a）光伏系統(tǒng)外露可導電部分應可靠接地；b）光伏組件金屬邊框、支架、線槽、匯流箱、逆變器等應連接地排或通過互連后連接地排；c）測試光伏系統(tǒng)外露可導電部分之間以及其和地排之間的接觸電阻，測試結果記錄可參照附錄B執(zhí)行；d）接地連續(xù)性電阻值不應高于0.1Ω。接地電阻接地電阻測試應符合下列規(guī)定：a）光伏方陣、直流匯流箱、逆變器及GB/T50065規(guī)定的交流電氣裝置應可靠接地，接地電阻測試應按GB/T17949.1執(zhí)行；b）有接地網(wǎng)時，接地電阻測試可省略；c）接地電阻值不應高于4Ω。光伏方陣絕緣電阻光伏方陣絕緣電阻測試應符合下列規(guī)定：a）光伏方陣的絕緣電阻測試應按IEC62446-1執(zhí)行，可單個組串測試，也可多個組串并聯(lián)同時測試；b）光伏方陣絕緣電阻測試電壓及限值應符合表1的規(guī)定；c）當多組串并聯(lián)測試值低于限值時，應減少組串并聯(lián)數(shù)，重新測試排查，直至確認每個組串均滿足要求。表1光伏方陣絕緣電阻測試電壓及限值系統(tǒng)電壓（V）測試電壓（V）絕緣電阻最小限值（MΩ）<1202500.5120–500（含）5001500–1000（含）10001>100015001紅外熱成像紅外熱成像測試應符合下列規(guī)定：a）光伏系統(tǒng)紅外熱成像檢測，應包括光伏組件、匯流箱、逆變器、電纜、連接點、保險絲、開關、電池等關鍵電氣設備；b）檢測條件和程序應按照IECTS62446-3執(zhí)行；c）紅外熱成像檢測應在系統(tǒng)正常運行的條件下執(zhí)行，且方陣面的輻照度不應小于600W/m2，電氣設備工作電流不應低于額定電流的30%；d）紅外熱異常主要類型可參照附錄C。光伏系統(tǒng)發(fā)電性能光伏系統(tǒng)能效比（PR）光伏系統(tǒng)能效比（PR）測試應符合下列規(guī)定：a）光伏系統(tǒng)的能效比測試時，應將光伏系統(tǒng)發(fā)電量與儲能部分區(qū)分開，應在光伏側(cè)安裝獨立的關口表；b）測試周期可分為長時間、短時間、超短時間，長時間可為1~12個月，短時間可為1~7天，超短時間不應小于4小時；c）短時間及超短時間測試應在天氣良好少云的條件下，短時間測試方陣面日均輻射量應大于10MJ/m2，超短時間測試方陣面平均輻照應大于400W/m2；d）測試應按下列步驟執(zhí)行：1）在光伏方陣中安裝氣象數(shù)據(jù)采集裝置，測量光伏組件表面接收的輻照度，輻照度采集裝置的安裝角度與方陣面一致，有多個傾角或朝向，每個朝向或傾角應安裝采集裝置；2）在組件背面安裝溫度采集器，記錄組件背板溫度，測溫點選擇前，應對組串紅外掃描，確定代表平均溫度的測試點；3）在光伏發(fā)電交流輸出側(cè)測量發(fā)電量；4）按下式計算光伏系統(tǒng)能效比：PR=(式中：EPVP0HI——在測試周期內(nèi)光伏方陣面的輻射量，單位：kWh/m2G——標準測試條件輻照度，為1kW/m2。5）有多個輻照度采集數(shù)據(jù)，上式中輸入能量P0P0?式中：POiHIi——在測試周期內(nèi)第i種光伏方陣面的輻射量，單位：kWh/m2注：如光伏發(fā)電量不是由測試設備記錄得到，而是通過關口電表得到，應在檢測報告中予以說明。光伏系統(tǒng)標準能效比（PRSTC）光伏系統(tǒng)標準能效比（PRSTC）測試應符合下列規(guī)定：a）可用標準能效比PRSTC對光伏電站評估，標準能效比應將溫度條件修正到標準測試條件25oC的能效比，測試步驟同5.2.1；b）組件結溫測試和修正應按GB/T18210執(zhí)行；c）條件不具備時可通過光伏組件背板溫度簡單推算光伏電池結溫，按光伏電池結溫在輻照1000W/m2時比實測組件溫度高2度，輻照變化對結溫的影響按照線性處理；d）標準能效比PRSTC計算應在5.2.1的基礎上，把對應光伏功率PO乘以對應的溫度修正系數(shù)，其中溫度修正系數(shù)應按下式計算：Ci=1+γi?(Tcell-25）式中：Ci——第i種組件的溫度修正系數(shù)；γi——第i種組件的功率相對溫度系數(shù)；Tcell——測試周期內(nèi)電池工作時段的平均工作結溫。光伏組件電致發(fā)光（EL）光伏組件電致發(fā)光（EL）測試應符合下列規(guī)定：a）應采用EL測試儀對選定的光伏組件測試，根據(jù)圖像特征對異常組件分類；b）應發(fā)現(xiàn)隱裂、裂片、劃傷、黑片、無圖像、部分子串無圖像等問題，其余因生產(chǎn)工藝導致的不良現(xiàn)象應根據(jù)供需技術要求判定；c）缺陷分類可參照附錄D。光伏組件最大功率光伏組件最大功率測試應符合下列規(guī)定：a）光伏組件最大功率測量可將組件拆卸送至實驗室測試，也可在現(xiàn)場測試，宜送實驗室測試；b）現(xiàn)場測試應按GB/T18210的規(guī)定對選定的光伏組件測試；c）測試時輻照應大于400W/m2，在光伏組件清洗前和清洗后分別對I-V曲線測試，測試結果修正到STC條件下；d）輻照、溫度、電流、電壓和功率修正可參照CNCA/CTS0016執(zhí)行；e）組件清洗前功率可反映電站現(xiàn)場組件實際功率，組件清洗后的功率可計算組件衰降率，用清洗前后功率對比計算污漬和灰塵遮擋損失率，計算公式如下：組件衰降率=（組件標稱功率值-組件清潔后修正功率值）/組件標稱功率值×100%污漬和灰塵遮擋損失率=（組件清潔后修正功率值-組件清潔前修正功率值）/組件清潔后修正功率值×100%f）判定條件：1)組件衰降率以供需雙方的合同條款為準。2)污漬和灰塵遮擋損失率以光伏電站的設定值為準，實測結果應滿足設定值。如電站沒有設定值，遮擋損失不應超過5%。注：組件衰降率在沒有合同約定的情況下，可參考工信部《光伏制造行業(yè)規(guī)范條件》中的指標，2020年之前建成的電站，參考2018年本，2021年之后建成的電站，參考2021年本。光伏組件溫升損失組件清洗后，應按5.2.4測試并修正得到的STC下的功率和開路電壓，結合該型號組件的溫度系數(shù)，推算得到當前結溫下的功率和開路電壓，計算溫度損失百分比。計算公式：光伏組件功率溫升損失率=（STC最大功率–未修正結溫最大功率）/STC最大功率×100%光伏組件電壓溫升損失率=（STC開路電壓–未修正結溫開路電壓）/STC開路電壓×100%光伏陣列最大功率對一個或若干個組串組成的光伏方陣進行I-V特性曲線測試，測試時輻照應大于400W/m2，應按GB/T18210執(zhí)行，修正公式可參照CNCA/CTS0016執(zhí)行。光伏組串開路電壓光伏組串開路電壓測試應符合下列規(guī)定：a）光伏組串開路電壓測試，可發(fā)現(xiàn)組串是否正確接線，組件串聯(lián)數(shù)量是否符合預期以及組件旁路二極管短路等故障問題；b）測試應在穩(wěn)定輻照條件下執(zhí)行；c）判定條件：共接相同母排或母線的組串視為同一組。同一組內(nèi)組串開路電壓值應接近，各串開路電壓與該組開路電壓平均值偏差不應超過5%。光伏組串短路電流光伏組串短路電流測試應符合下列規(guī)定：a）測試應在穩(wěn)定的輻照條件下執(zhí)行；b）判定條件：相同傾角、朝向的組串視為同一組，同一組內(nèi)組串短路電流值應接近，各串短路電流與該組短路電流平均值偏差不應超過10%。光伏組串工作電流光伏組串工作電流測試應符合下列規(guī)定：a）測試應在穩(wěn)定的輻照條件下進行。b）判定條件：相同傾角、朝向的組串視為同一組，同一組內(nèi)組串工作電流值應接近，各串工作電流與該組工作電流平均值偏差不應超過5%。組串內(nèi)光伏組件串聯(lián)失配損失組串內(nèi)光伏組件串聯(lián)失配損失測試應符合下列規(guī)定：a）測試時輻照應大于400W/m2；b）斷開選定組串，對選定組串中每塊組件檢測I-V曲線，記錄輻照和組件溫度；c）恢復組串到工作狀態(tài)，檢測組串的實際工作電壓和工作電流，記錄輻照和組件溫度；d）分別修正到統(tǒng)一輻照和統(tǒng)一溫度,計算公式：光伏組件的串聯(lián)失配損失=（各組件修正最大功率之和-組串修正工作功率值）/各組件修正最大功率值之和×100%e）判定條件：組件串聯(lián)平均失配損失不應超過2%。多個組串并聯(lián)失配損失多個組串并聯(lián)失配損失測試應符合下列規(guī)定：a）測試時輻照應大于400W/m2；b）多個組串是同一直流匯流箱內(nèi)的若干組串，或是逆變器中同一個MPPT通道中的若干組串；c）斷開選定直流匯流箱或逆變器，對選定的每個組串檢測I-V曲線，記錄輻照和組件溫度；d）接通直流匯流箱或逆變器，處于工作狀態(tài)，記錄工作電壓和并聯(lián)工作電流，同時記錄輻照和組件溫度；e）分別修正到統(tǒng)一輻照和統(tǒng)一溫度條件，計算公式：光伏組串的并聯(lián)失配損失=（各組串修正最大功率之和–并聯(lián)組串修正工作功率值）/各組串修正功率值之和×100%f）判定條件：組串并聯(lián)平均失配損失不應超過2%。多個直流匯流箱并聯(lián)失配損失多個直流匯流箱并聯(lián)失配損失測試應符合下列規(guī)定：a）測試時輻照應大于400W/m2；b）斷開逆變器輸入開關，對選定逆變器的MPPT通道中每個直流匯流箱檢測I-V曲線，記錄輻照和組件溫度；c）接通逆變器輸入開關，使該MPPT通道中直流匯流箱處于正常工作狀態(tài)，記錄工作電壓和工作電流，同時記錄輻照和組件溫度；d）分別修正到統(tǒng)一輻照和統(tǒng)一溫度條件，計算公式：直流匯流箱的并聯(lián)失配損失=（各直流匯流箱修正最大功率之和–逆變器MPPT通道光伏輸入修正工作功率值）/各直流匯流箱修正最大功率值之和×100%e）判定條件：直流匯流箱并聯(lián)平均失配損失不應超過2%。光伏組串到逆變器或匯流箱直流線損光伏組串到逆變器或匯流箱直流線損測試應符合下列規(guī)定：a）測試時輻照應大于400W/m2；b）測試組串到逆變器或直流匯流箱的直流線損，從逆變器或直流匯流箱的組串中選取近、中、遠3個組串分別進行檢測，測試結果取其平均值；c）測試結果判定應以供需雙方的合同條款為準?？刹捎孟铝蟹椒ㄖ唬?)方法一：同時測試組串出口端和逆變器或直流匯流箱入口端的直流功率，采樣間隔不大于1s，連續(xù)測試5min，計算功率累計值，即組串直流能量。按下列公式計算直流線損：直流線損=（組串出口端能量-逆變器或直流匯流箱入口端能量）/組串出口端能量×100%2)方法二：同時檢測組串出口直流電壓(Vzc）和逆變器/直流匯流箱入口直流電壓(Vhr），同時測量該組串的直流電流Izc。按照下式求出直流線損：Vzc–Vhr=直流導線電壓差ΔVΔV/Vzc×100%=現(xiàn)場實測直流線損（%）ΔV/Izc=直流導線電阻RdcISTC×Rdc=STC條件下的直流壓降ΔVSTCΔVSTC/VSTC×100%=單組串STC條件下直流線損（%）ISTC：光伏組串STC條件下額定工作電流；VSTC：光伏組串STC條件下額定工作電壓。直流匯流箱到逆變器直流線損直流匯流箱到逆變器直流線損測試應符合下列規(guī)定：a）測試時輻照應大于400W/m2；b）測試直流匯流箱到逆變器的直流線損，從逆變器對應直流匯流箱中選取近、中、遠3臺分別檢測，測試結果應取平均值；c）測試結果判定應以供需雙方的合同條款為準?？刹捎孟铝蟹椒ㄖ唬?)方法一：同時測試直流匯流箱出口端和逆變器入口端的直流功率，采樣間隔不大于1s，連續(xù)測試5min，計算功率累計值，即直流能量。按下列公式計算直流線損：直流線損=（直流匯流箱出口端能量-逆變器入口端能量）/直流匯流箱出口端能量×100%2)方法二：同時檢測直流匯流箱出口直流電壓(Vhc）和逆變器入口直流電壓(Vnr），同時測量該直流電纜的直流電流Idc。按下式求出直流線損：Vhc–Vnr=直流導線電壓差ΔVΔV/Vhc×100%=現(xiàn)場實測直流線損（%）ΔV/Idc=直流導線電阻RdcISTC×Rdc=STC條件下的直流壓降ΔVSTCΔVSTC/VSTC×100%=單組串STC條件下直流線損（%）ISTC：直流匯流箱STC條件下工作電流；VSTC：直流匯流箱STC條件下工作電壓。交流線損交流線損測試應符合下列規(guī)定：a）交流線損應為從逆變器輸出端開始，直到并網(wǎng)點的各段交流電纜的損耗，各段交流電纜應包括逆變器到變壓器、逆變器到交流匯流箱、交流匯流箱到變壓器、變壓器到并網(wǎng)點、逆變器到并網(wǎng)點；b）各段交流線損應根據(jù)系統(tǒng)配置確定，測試方法應相同；c）測試結果判定應以供需雙方的合同條款為準。測試時電纜電流應大于逆變器或變壓器額定電流的30%，可采用下列方法之一：1)方法一：同時測試電纜首端和末端的交流功率，采樣間隔不大于1s，連續(xù)測試5min，計算功率累計值，即交流能量。按下列公式計算交流線損：交流線損=（首端能量-末端能量）/首端能量×100%2)方法二：同時檢測線纜首端和末端各相對地電壓，分別記為VS和VM，同時測量該電纜的交流電流Iac。按照下列求出交流線損：VS–VM=交流導線電壓差ΔVΔV/VS×100%=現(xiàn)場實測交流線損（%）ΔV/Iac=交流導線電阻RacIN×Rac=額定條件下的交流壓降ΔVNΔVN/VN×100%=額定條件下交流線損（%）IN：以逆變器為首端，IN為逆變器輸出額定電流；以匯流箱為首端，IN為對應的多臺逆變器輸出額定電流之和；以變壓器為首端，IN為變壓器額定電流。VN：為首端設備的額定工作電壓。陰影評估陰影評估應符合下列規(guī)定：a）陰影評估應記錄光伏方陣陰影遮擋情況，光伏系統(tǒng)設計階段宜避免遮擋，當陰影遮擋不可避免時，應記錄陰影遮擋情況并定期分析陰影遮擋影響下光伏組件的發(fā)熱；b）采用陰影分析儀時，應對光伏方陣可能存在陰影遮擋的地方拍攝，記錄全年12個月份9:00~15:00時間段內(nèi)存在陰影遮擋的區(qū)域，拍攝圖像及評估可參照附錄E。逆變器轉(zhuǎn)換效率逆變器轉(zhuǎn)換效率測試應符合下列規(guī)定：a）現(xiàn)場測試逆變器轉(zhuǎn)換效率，測試期間逆變器平均負載率不應低于30%；b）同時采集逆變器輸入端和輸出端的功率，連續(xù)測試不應少于5min，計算功率累計值，即能量。按下列公式計算轉(zhuǎn)換效率：逆變器轉(zhuǎn)換效率=輸出能量/輸入能量×100%儲能系統(tǒng)測試儲能系統(tǒng)安全性能接地連續(xù)性利用接地連續(xù)性測試儀測試儲能系統(tǒng)被測設備外殼或相應保護接地裝置與外部保護接地端子之間的連接電阻，不應高于0.1Ω。接地電阻儲能變流器、光儲一體機、電池柜及GB/T50065規(guī)定的交流電氣裝置應可靠接地，接地電阻應小于4Ω，接地電阻測試應按照GB/T17949.1執(zhí)行。絕緣電阻絕緣電阻測試應符合下列規(guī)定：a)儲能系統(tǒng)絕緣電阻測試應按GB/T36558執(zhí)行，對儲能電池簇、儲能變流器、光儲一體機和配電柜應測試絕緣電阻；b)測試前應斷開電涌保護器或其他可能影響測試結果或可能被損壞的設備，使用測試儀器在帶電導體和連接到接地裝置的保護導體之間測量絕緣電阻，判定應符合表2。表2絕緣電阻測試電壓及限值額定絕緣電壓等級UN（V）測試電壓（V）絕緣電阻最小限值（MΩ）<602500.560<UN≤2505001250<UN≤1000100011000<UN≤150025001紅外熱成像紅外熱成像測試應符合下列規(guī)定：a）在儲能系統(tǒng)正常運行的條件下，用紅外熱像儀掃描檢查儲能電池簇、儲能變流器、光儲一體機、配電柜以及斷路器、電纜接頭、保險絲等的發(fā)熱情況；b）紅外熱成像檢測應在系統(tǒng)正常運行條件下執(zhí)行，電氣設備應工作在額定功率或典型工作周期的最大功率。儲能系統(tǒng)故障測試溫控系統(tǒng)失效測試6.2.1.1溫控系統(tǒng)失效測試用于診斷BMS、PCS、暖通空調(diào)系統(tǒng)以及消防系統(tǒng)中溫度檢測元件、加熱冷卻執(zhí)行元件失效情況下系統(tǒng)的反應，宜采用下列測試方法：a）將系統(tǒng)處于熱備用狀態(tài)；b）將被測系統(tǒng)中溫度故障告警、保護閾值調(diào)整至適當位；c）將系統(tǒng)處于穩(wěn)定運行狀態(tài)下；d）停止被測系統(tǒng)中加熱冷卻執(zhí)行元件的運行，模擬過溫或低溫、溫升信號，將溫度檢測元件加熱或冷卻至預期的告警、保護動作值；e）恢復溫度故障告警、保護閾值至初始值。6.2.1.2溫控系統(tǒng)失效測試應滿足下列要求：a）BMS應具備溫控系統(tǒng)故障自診斷功能，當溫控系統(tǒng)失效時，BMS應將問題電池簇退出運行，并上報相關告警、保護信號；b）PCS應具備溫控系統(tǒng)故障自診斷功能，當溫控系統(tǒng)失效時，控制系統(tǒng)應就地故障隔離，將PCS停機、向BMS發(fā)出停止充放電指令，并上報相關告警、保護信號；c）暖通系統(tǒng)應具備溫控系統(tǒng)故障自診斷功能，當溫控系統(tǒng)失效時，應停止儲能系統(tǒng)工作，并上報告警、保護信號。主控電源失效測試主控電源失效測試應符合下列規(guī)定：a）主控電源失效測試用于診斷BMS、消防系統(tǒng)的主控電源電壓在過壓、欠壓等失效情況下的反應；b）測試方法：切斷BMS、消防系統(tǒng)的主控電源開關，查看是否及時切換為備用電源，并上報相關告警、保護信號；c）BMS、消防系統(tǒng)應具備供電系統(tǒng)故障自診斷功能，當主控電源過低或過高時，應及時啟動備用電源，并上報告警、保護信號。通訊故障測試6.2.3.1儲能系統(tǒng)PCS、BMS及EMS系統(tǒng)間應具有兩兩連接的通訊線纜，具備通訊故障保護功能。6.2.3.2通訊故障測試宜采用下列測試方法：a）儲能系統(tǒng)正常運行后，斷開PCS與BMS間通訊連接，觀察系統(tǒng)保護；b）儲能系統(tǒng)正常運行后，斷開PCS與EMS間通訊連接，觀察系統(tǒng)保護；c）儲能系統(tǒng)正常運行后，斷開BMS與EMS間通訊連接，觀察系統(tǒng)保護；d）儲能系統(tǒng)上電后，在待機狀態(tài)下重復上述步驟。6.2.3.3不論系統(tǒng)是否運行，任意兩設備間發(fā)生通信故障，均應使PCS停止運行，并由EMS系統(tǒng)準確報告通訊連接發(fā)生故障部位。消防火災報警系統(tǒng)聯(lián)動測試6.2.4.1消防火災報警系統(tǒng)聯(lián)動測試應正確顯示動作煙感或溫感探頭區(qū)域并觸發(fā)報警。6.2.4.2測試時，被測儲能單元內(nèi)的設備應處于待機狀態(tài)，手動觸發(fā)艙內(nèi)頂部的傳感器。6.2.4.3查看系統(tǒng)狀態(tài)，交直流側(cè)主回路開關或斷路器跳閘，系統(tǒng)狀態(tài)為“緊急停機命令”。層級保護動作應符合邏輯要求。預制式滅火系統(tǒng)應正常反饋啟動信號至火災控制系統(tǒng)，PCS應立即停機，能源管理系統(tǒng)應告警。電池測試電池內(nèi)阻電池內(nèi)阻測試時，應用測試儀測試電池單體或電池模塊內(nèi)阻，測試儀探針應接觸電池極柱，記錄電池內(nèi)阻值和電壓值。電池互連電阻用測試儀測試相鄰電池模塊的連接電阻，測試儀探針應接觸電池極柱。電池容量利用系統(tǒng)充放電試驗，在直流側(cè)測量功率，應按下列步驟執(zhí)行：a）以額定功率放電至SOC下限時停止放電；b）以額定功率充電至任一單體、任一模塊或簇的充電終止電壓，靜置1小時；c）以額定功率放電至任一單體、任一模塊或簇的放電終止電壓，靜置1小時；d）重復b）?c）步驟2次，以3次試驗的均值作為結果；e）利用放電能量和額定電壓計算電池容量。電池管理系統(tǒng)采集精度電池簇電壓采集精度電池簇電壓采集精度試驗應按下列步驟執(zhí)行：a）BMS上電正常后，記錄電池管理系統(tǒng)顯示屏上的電池簇總電壓UR；b）用電壓表測量電池簇總電壓值并記錄，重復測量3次計算平均值UM；c）按下式計算電池簇總電壓測量誤差ΔU，并記錄數(shù)據(jù)。ΔU=（|UM-UR|）/UM×100%d）判定條件：電池簇總電壓測量誤差不應大于1%。電流采集精度電池管理系統(tǒng)電流測量精度試驗應按下列步驟執(zhí)行：a）BMS上電正常后，電池系統(tǒng)在50%額定功率和100%額定功率下分別充放電5min；b）用電流表測量電池系統(tǒng)電流值并記錄為IM；c）記錄電池管理系統(tǒng)顯示屏上的電流值IR；d）按下式計算電流測量誤差ΔI，并記錄數(shù)據(jù)。ΔI=（|IM-IR|）/IM×100%e）判定條件：電流測量誤差不應大于1%。儲能系統(tǒng)性能測試儲能系統(tǒng)額定能量測試在儲能變流器或光儲一體機額定功率充放電條件下，應檢測儲能系統(tǒng)的充電能量、放電能量。光儲一體機在測試期間應斷開與光伏部分的連接。測試應按下列步驟執(zhí)行：a）以額定功率放電至SOC下限時停止放電；b）以額定功率充電至SOC上限時停止充電。記錄本次充電過程中儲能系統(tǒng)充電能量Ec和輔助負載能耗Wc；c）以額定功率放電至SOC下限停止放電。記錄本次放電過程中儲能系統(tǒng)放電能量Ed和輔助負載能耗Wd；d）重復b）?c）步驟兩次，記錄每次充放電能量Ecn、EDn和輔助負載能耗Wcn、WDn；e）按照下式計算平均值，記Ec和Ed為儲能系統(tǒng)的額定充電能量和額定放電能量。EE式中：Eci——第iEDi——第iWci——第iWDi——第i注1：對于輔助負載由自身供應的儲能系統(tǒng)，Wci=注2：測試中SOC上限和下限應唯一且與實際使用時保持一致。額定功率充放電效率測試在額定功率充放電條件下，測試儲能系統(tǒng)的充放電效率，測試步驟可參照6.5.1。按下式計算。RTERTE=式中：i——充放電循環(huán)數(shù)；RTE——充放電效率。典型工作周期充放電效率測試典型工作周期充放電效率測試周期應至少為1個完整的自然日。充放電時間與充放電功率與日常運行一致，記錄儲能系統(tǒng)的輸出能量、輸入能量、輔助功耗及待機損耗。按下式計算。RTE式中：RTEdutyED——典型工作周期內(nèi)放電能量，EC——典型工作周期內(nèi)充電能量，WD——典型工作周期內(nèi)放電過程輔助Wc——典型工作周期內(nèi)充電過程輔助WS——典型工作周期內(nèi)待機時的能量損耗，儲能能量穩(wěn)定性測試儲能能量穩(wěn)定性測試應符合下列規(guī)定：a）儲能系統(tǒng)投入使用后，按規(guī)定時間或技術協(xié)議規(guī)定的時間間隔測試儲能系統(tǒng)的實際能量，確定系統(tǒng)能量穩(wěn)定性；b）根據(jù)6.5.1的測試步驟獲得測試時間點的能量，按下式計算儲能能量的穩(wěn)定性。ω=（式中：ω——儲能能量穩(wěn)定性；ED——儲能系統(tǒng)測試時間點放電能量，EN——儲能系統(tǒng)額定能量，日待機能量損失率測試日待機能量損失率測試應按下列步驟執(zhí)行：a）儲能系統(tǒng)充電至SOC上限；b）儲能系統(tǒng)在額定功率下放電至SOC下限，記錄放電能量Einitial；c）儲能系統(tǒng)充電至SOC上限，靜置約定時間，儲能系統(tǒng)與交流電網(wǎng)保持連接；d）儲能系統(tǒng)以額定功率放電至SOC下限，記錄放電能量Enc；e）按下式計算日待機能量損失率DSELR(dailystandbyenergelossrate）。DSELR=（Einitial-Enc）/（Einitial×n）×100%式中：Einitial——測試前儲能系統(tǒng)能量下限值，單位：kW?h；Enc——測試后儲能系統(tǒng)能量下限值，單位：kW?h；n——靜置的天數(shù)。日自放電率測試日自放電率測試應按下列步驟執(zhí)行：a）儲能系統(tǒng)充電至SOC上限；b）儲能系統(tǒng)在額定功率下放電至SOC下限，記錄放電能量Einitial；c）儲能系統(tǒng)充電至SOC上限，靜置約定時間，儲能系統(tǒng)與交流系統(tǒng)保持斷開；d）儲能系統(tǒng)與交流系統(tǒng)接觸器閉合，并以額定功率放電至SOC下限，記錄放電能量Eno；e）按下式計算日自放電率DSDR(dailyself-dischargerate）。DSDR=（Einitial-Eno）/（Einitial×n）×100%式中：Einitial——測試前儲能系統(tǒng)能量下限值，單位：kW?h；Eno——測試后儲能系統(tǒng)能量下限值，單位：kW?h；n——靜置的天數(shù)。充放電轉(zhuǎn)換時間測試在額定功率充放電條件下，應對充電到放電、放電到充電的轉(zhuǎn)換時間測試，應按下列步驟執(zhí)行：a）設置儲能系統(tǒng)以額定功率充電，向儲能系統(tǒng)發(fā)送以額定功率放電指令，記錄從90%額定功率充電到90%額定功率放電的時間t1；b）儲能系統(tǒng)以額定功率放電，向儲能系統(tǒng)發(fā)送以額定功率充電指令，記錄從90%額定功率放電到90%額定功率充電的時間t2；c）充放電循環(huán)共做3次，取3次測試結果的最大值。 圖1充放電轉(zhuǎn)換時間充放電爬坡率測試儲能系統(tǒng)充放電爬坡率測試應在額定功率(PN）下執(zhí)行，應按下列步驟執(zhí)行：a）儲能系統(tǒng)保持在熱備用狀態(tài)，SOC處于50%；b）向儲能系統(tǒng)下達充電指令，功率達到10%PN的時刻記為t1a,達到90%PN的時刻記為t2a；c）向充電狀態(tài)下的儲能系統(tǒng)下達停止充電指令，功率達到90%PN的時刻記為t1b,達到10%PN的時刻記為t2b；d）儲能系統(tǒng)放電至SOC為50%，使其處于熱備用狀態(tài)；e）向儲能系統(tǒng)下達放電電指令，功率達到10%PN的時刻記為t1c,達到90%PN的時刻記為t2c；f）向放電狀態(tài)下的儲能系統(tǒng)下達停止放電指令，功率達到90%PN的時刻記為t1d,達到10%PN的時刻記為t2d；g）步驟b）、c）、e）、f）的充放電斜率按下式計算：RRi=0.8×PN/（t2i-t1i）式中：RR——充放電斜率，單位：kW/s；PN——儲能系統(tǒng)充放電額定功率，單位：kW；i——為步驟b）、c）、e）、f）中的a、b、c、d四個階段。爬坡率通過每秒功率變化百分比RRpct描述，按下式計算。RRpct=RRi/PN×100%圖2充放電斜率和爬坡率計算示意圖有功功率調(diào)節(jié)能力測試有功功率調(diào)節(jié)可分為升功率和降功率測試，應按下列步驟執(zhí)行：a）升功率測試如圖3所示，設置儲能系統(tǒng)的有功功率為0；b）逐級調(diào)節(jié)有功功率設定值至-0.25PN、0.25PN、-0.5PN、0.5PN、-0.75PN、0.75PN、-PN、PN，各個功率點保持至少30s，在儲能系統(tǒng)并網(wǎng)點測量時序功率，以每0.2s有功功率平均值為一點，記錄實測曲線；c）以每次有功功率變化后的第二個15s計算15s有功功率平均值，按下式計算各點有功功率的控制精度；δ=|(PM-PS）/PS|×100%式中：δ——有功功率控制精度；PM——有功功率平均值；PS——有功功率設定值。d）降功率測試如圖4所示設定功率點，要求與計算方法同升功率一致。圖3升功率測試曲線圖4降功率測試曲線無功功率調(diào)節(jié)能力測試具有無功功率控制功能的儲能系統(tǒng)應分別進行充電和放電模式下的無功功率調(diào)節(jié)能力測試，應按下列步驟執(zhí)行：a）設置儲能系統(tǒng)充電有功功率為額定值PN；b）調(diào)節(jié)儲能系統(tǒng)運行在輸出最大容性無功功率工作模式；c）在儲能系統(tǒng)并網(wǎng)點測量時序功率，至少記錄30s有功功率和無功功率，以每0.2s功率平均值為一點，計算第二個15s內(nèi)有功功率和無功功率的平均值；d）分別調(diào)節(jié)儲能系統(tǒng)充電有功功率為0.9PN、0.8PN、0.7PN、0.6PN、0.5PN、0.4PN、0.3PN、0.2PN、0.1PN和0，重復步驟b）、c）；e）調(diào)節(jié)儲能系統(tǒng)運行在輸出最大感性無功功率模式，重復步驟c）～d）；f）設置儲能系統(tǒng)放電有功功率為額定值PN，重復步驟b）～e）；g）以有功功率為橫坐標，無功功率為縱坐標，繪制儲能系統(tǒng)功率包絡圖。圖5四象限功率范圍示意圖功率因數(shù)調(diào)節(jié)能力測試功率因數(shù)條件能力測試應按下列步驟執(zhí)行：a）將儲能系統(tǒng)放電有功功率分別調(diào)至0.25PN、0.5PN、0.75PN、PN四個點；b）調(diào)節(jié)儲能系統(tǒng)功率因數(shù)從超前0.95開始，連續(xù)調(diào)節(jié)至滯后0.95，調(diào)節(jié)幅度不大于0.01，測量并記錄儲能系統(tǒng)實際輸出的功率因素；c）將儲能系統(tǒng)充電有功功率分別調(diào)至0.25PN、0.5PN、0.75PN、PN四個點；d）調(diào)節(jié)儲能系統(tǒng)功率因數(shù)從超前0.95開始，連續(xù)調(diào)節(jié)至滯后0.95，調(diào)節(jié)幅度不大于0.01，測量并記錄儲能系統(tǒng)實際輸出的功率因素。過載能力測試儲能系統(tǒng)應具有一定的過載運行能力，在1.1倍額定功率充放電下可以正常運行至少10min，在1.2倍額定功率充放電下可正常運行至少1min。應按下列步驟執(zhí)行：a）將儲能系統(tǒng)調(diào)整至熱備用狀態(tài)，設置儲能系統(tǒng)充電有功功率設定值至1.1PN,連續(xù)運行10min,在儲能系統(tǒng)并網(wǎng)點測量時序功率，以每0.2s有功功率平均值為一點，記錄實測曲線；b）將儲能系統(tǒng)調(diào)整至熱備用狀態(tài)，設置儲能系統(tǒng)充電有功功率設定值至1.2PN，連續(xù)運行1min,在儲能系統(tǒng)并網(wǎng)點測量時序功率，以每0.2s有功功率平均值為一點，記錄實測曲線；c）將儲能系統(tǒng)調(diào)整至熱備用狀態(tài)，設置儲能系統(tǒng)放電有功功率設定值至1.1PN,連續(xù)運行10min,在儲能系統(tǒng)并網(wǎng)點測量時序功率，以每0.2s有功功率平均值為一點，記錄實測曲線；d）將儲能系統(tǒng)調(diào)整至熱備用狀態(tài)，設置儲能系統(tǒng)放電有功功率設定值至1.2PN，連續(xù)運行1min,在儲能系統(tǒng)并網(wǎng)點測量時序功率，以每0.2s有功功率平均值為一點，記錄實測曲線。附錄A（資料性）電化學儲能光伏系統(tǒng)典型拓撲結構示意圖電化學儲能光伏系統(tǒng)典型拓撲結構見圖A.1。（a）（b）（c）圖A.1電化學儲能光伏系統(tǒng)典型拓撲結構示意圖附錄B（資料性）接地連續(xù)性測試記錄表表B.1接地連續(xù)性測試記錄表測試區(qū)域測試對象測試點電阻（Ω）光伏方陣組件—組件組件—支架支架（組件）—接地排線槽線槽—接地排匯流箱匯流箱—接地排匯流箱—支架支架—接地排逆變器逆變器—接地排逆變器—支架支架—接地排箱變箱變—接地排其他附錄C（資料性）光伏系統(tǒng)紅外熱異常類型表C.1光伏系統(tǒng)紅外熱異常類型序號類別特征典型圖例1熱斑通常電池高溫部分高于正常區(qū)域10℃以上2子串開路組件部分區(qū)域（約1/3或2/3組件面積）均勻異常發(fā)熱，偏高（2-7）℃3組件短路電池片不規(guī)則發(fā)熱，溫度偏高（2-7）℃4組件開路組件均勻發(fā)熱，溫度偏高（2-7）℃5組件前玻璃破碎組件表面有異常熱點，結合現(xiàn)場目視檢查6逆變器進線端接觸不良接線端子溫度偏高7電纜接頭連接不良電纜接線頭溫度偏高8保險絲接觸不良保險絲周邊溫度偏高9MC4接頭連接電阻過大連接頭部位溫度偏高10接線盒溫度異常接線盒溫度偏高附錄D（資料性）光伏組件電致發(fā)光（EL）測試表D.1記錄表格序號組件位置/編號缺陷類別EL圖像編號隱裂裂片背板劃傷黑片無圖像部分子串無圖像其他注：存在EL缺陷的組件，在對應缺陷格內(nèi)填寫“√”，表格可接續(xù)制表。表D.2EL缺陷分類序號類別特征典型圖例1隱裂電池片受到外力或熱應力等使內(nèi)部產(chǎn)生細裂紋，且周圍沒有陰影狀產(chǎn)生。2裂片電池片中存在有明顯邊界的黑色或灰色區(qū)域，并且與周圍存在明顯的碎痕和明暗對比3背板劃傷單面玻璃組件背板材料劃傷，導致鋁背板氧化，形成黑色線條4黑片整個電池片完全發(fā)黑，看不見主柵等細節(jié)5無圖像無法檢測到圖像白色框內(nèi)為組件6部分子串無圖像一塊組件部分（1個或2個）子串無圖像，其它子串有圖像注：1、隱裂缺陷如需進一步細分（根據(jù)裂紋形狀、長度、隱裂電池片占組件總電池片比例等），可根據(jù)合同或協(xié)議的技術要求進行。2、組件EL其它缺陷（如斷柵、虛焊、明暗片、黑邊、黑芯片、亮斑、PID等）可根據(jù)特定要求進行。附錄E（資料性）陰影評估記錄示例對光伏方陣可能存在陰影遮擋的地方進行拍攝，記錄全年12個月份9:00~15:00時間段內(nèi)存在陰影遮擋的區(qū)域。以下表為例，陰影分析結果圖中黃色帶狀部分為該測試點上方全年各月各時段的太陽運行軌跡。X坐標為時間坐標，Y坐標為月份坐標（下邊界為太陽直射北回歸線月份時間，上邊界為太陽直射南回歸線月份時間）。圖中黃色帶狀部分右上角處顯示有風機圖像，顯示為陰影遮擋物。該遮擋物約在每年1~3月和9~12月的13:00~15:00內(nèi)對該測試點造成陰影遮擋。表E.1陰影評估記錄表陰影評估位置評估結果陰影分析點陰影分析結果（風機遮擋）參?考?文?獻[1]GB51048-2014電化學儲能電站設計規(guī)范[2]GB/T34120-2017電化學儲能系統(tǒng)儲能變流器技術規(guī)范[3]GB/T34133-2017儲能變流器檢測技術規(guī)程[4]GB/T36547-2018電化學儲能系統(tǒng)接入電網(wǎng)技術規(guī)定[5]GB/T36548-2018電化學儲能系統(tǒng)接入電網(wǎng)測試規(guī)范[6]GB/T36558-2018電力系統(tǒng)電化學儲能系統(tǒng)通用技術條件[7]NB/T32004-2018光伏并網(wǎng)逆變器技術規(guī)范[8]NB/T33015-2014電化學儲能系統(tǒng)接入配電網(wǎng)技術規(guī)定[9]DB31/T1146.1-2019智能電網(wǎng)儲能系統(tǒng)性能測試技術規(guī)范第1部分削峰填谷應用[10]T/CEEMA014-2021電力系統(tǒng)電化學儲能系統(tǒng)現(xiàn)場檢測技術規(guī)范[11]CNCA/CTS0016-2015并網(wǎng)光伏電站性能檢測與質(zhì)量評估技術規(guī)范《電化學儲能光伏系統(tǒng)性能檢測技術規(guī)范》團體標準編制說明一、工作簡況1、任務來源電化學儲能是儲能市場保持增長的新動力，隨著電化學儲能技術的不斷改進，電化學儲能系統(tǒng)的制造成本和維護成本不斷下降、儲能設備容量及壽命不斷提高，電化學儲能將得到大規(guī)模的應用，成為中國儲能產(chǎn)業(yè)新的發(fā)展趨勢。儲能技術是新能源發(fā)展最關鍵的技術之一，牽動著新能源向前發(fā)展。儲能具有消除電力峰谷差，實現(xiàn)光伏、風力等新能源平滑輸出，調(diào)峰、調(diào)頻和備用容量等作用，滿足新能源發(fā)電平穩(wěn)、安全接入電網(wǎng)的要求，可以有效減少棄風、棄光現(xiàn)象，增加光伏和風電在電網(wǎng)中的份額。2021年至今，全國大部分省份發(fā)布了新能源配置儲能的政策。值得注意的是，多地政策中也對分布式光伏配儲做出了要求。總體來看，各地要求光伏電站配儲規(guī)模為裝機容量的5%-30%之間，配置時間多以2-4小時為主，少部分地區(qū)為1小時。未來，光伏+儲能將迎來爆發(fā)式增長。隨著光伏+儲能產(chǎn)業(yè)進程的加速，急需建立合適的標準體系來保證市場健康有序規(guī)范發(fā)展，營造公平的競爭秩序。2023年3月，中國電池工業(yè)協(xié)會發(fā)布《關于2023年中國電池工業(yè)協(xié)會團體標準（第一批）立項公告》，《電化學儲能光伏系統(tǒng)性能檢測技術規(guī)范》標準立項，由廣東產(chǎn)品質(zhì)量監(jiān)督檢驗研究院、南方電網(wǎng)綜合能源股份有限公司組織起草，浙江超威電力有限公司、福建星云電子股份有限公司、西安高壓電器研究院股份有限公司、法羅電力(浙江)有限公司、河南輝煌科技股份有限公司、江蘇綠碳芯科技有限公司、四川偉力得能源股份有限公司、世慧科技(北京)集團有限公司、深圳市云天數(shù)字能源有限公司、錦浪科技股份有限公司、合肥金泰克新能源科技有限公司、中節(jié)能太陽能有限公司、特變電工新疆新能源股份有限公司、麥田能源股份有限公司、西安奇點能源股份有限公司、江蘇大秦新能源科技有限公司、中國能源建設集團廣西電力設計研究院有限公司、溫州豐寶客電子有限公司、天津中電新能源研究院有限公司、湖南云儲循環(huán)新能源科技有限公司、山東電工時代能源科技有限公司、電能(北京)認證中心有限公司、山西晉開電力科技有限公司、浙江艾羅網(wǎng)絡能源技術股份有限公司等26家單位參編。2、主要工作過程2023年3月，廣東產(chǎn)品質(zhì)量監(jiān)督檢驗研究院、南方電網(wǎng)綜合能源股份有限公司組織成立了標準起草小組，召開起草了小組第一次工作會議。會上討論了標準制定的總體思路、標準框架、制定標準的工作安排、編寫分工等事項，確定成立標準的編寫組、編寫原則及要求、工作進度等。2023年4月上旬，經(jīng)起草小組成員的多次討論和反復修改，完成標準初稿編寫。2023年4月10日，召開第一次討論會，標準編制工作組討論了標準草案，所有標準編制單位就相關技術要點及規(guī)范內(nèi)容進行商定。2023年4-5月，標準編制工作組對收集到的意見進行修改，形成第二次討論稿。2023年5月31日，召開第二次討論會，各參編單位對標準內(nèi)容深入交流，提出建議。二、標準編制原則本標準按照GB/T1.1-2020《標準化工作導則第1部分:標準化文件的結構與起草規(guī)則》的規(guī)定起草，遵循科學性、先進性、經(jīng)濟性，堅持實事求是，以光伏電站和電化學儲能電站現(xiàn)場測試為基礎，遵守國家有關法律、法規(guī)，符合團體標準要求，目的在于規(guī)范電化學儲能光伏電站現(xiàn)場性能測試的內(nèi)容、方法和要求，為電化學儲能光伏電站性能測試提供標準依據(jù)和指導。在標準編制過程中，主要依據(jù)GB51048-2014《電化學儲能電站設計規(guī)范》、GB/T36547-2018《電化學儲能系統(tǒng)接入電網(wǎng)技術規(guī)定》、GB/T36548-2018《電化學儲能系統(tǒng)接入電網(wǎng)測試規(guī)范》、NB/T33015-2014《電化學儲能系統(tǒng)接入配電網(wǎng)技術規(guī)定》、DB31/T1146.1-2019《智能電網(wǎng)儲能系統(tǒng)性能測試技術規(guī)范第1部分削峰填谷應用》、T/CEEMA014-2021《電力系統(tǒng)電化學儲能系統(tǒng)現(xiàn)場檢測技術規(guī)范》、CNCA/CTS0016-2015《并網(wǎng)光伏電站性能檢測與質(zhì)量評估技術規(guī)范》、IEC62933?2?1:2018《Electricalenergystorage(EES)systemsPart2-1:Unitparametersandtestingmethods-Generalspecification》等國家、行業(yè)、地方及國際標準。三、標準主要內(nèi)容的確定本標準主要章節(jié)包括：1范圍、2規(guī)范性引用文件、3術語、定義和縮寫詞、4檢測條件、5光伏系統(tǒng)測試、6儲能系統(tǒng)測試、7附錄。標準的主要內(nèi)容如下：（一）范圍。規(guī)定了電化學儲能光伏系統(tǒng)性能及其關鍵部件的測試項目和檢測方法。（二）規(guī)范性引用文件。包括GB/T17949.1等15項標準。（三）術語、定義和縮寫詞。列出了標準涉及到的術語定義解釋，縮寫詞全稱。（四）檢測條件。規(guī)定了現(xiàn)場測試的環(huán)境條件、系統(tǒng)條件和測試設備要求。（五）光伏系統(tǒng)測試，包括安全性能和發(fā)電性能測試2大類，測試項目包括：1、接地連續(xù)性測試，規(guī)定光伏組件金屬邊框、支架、線槽、匯流箱、逆變器等應連接地排或通過互連后連接地排，且接觸電阻限值為0.1Ω。2、接地電阻，參照電氣裝置規(guī)定，接地電阻值不應高于4Ω。3、光伏方陣絕緣電阻。按IEC62446-1執(zhí)行。4、紅外熱成像。按照IECTS62446-3執(zhí)行，方陣面的輻照度不應小于600W/m2，電氣設備工作電流不應低于額定電流的30%。5、光伏系統(tǒng)能效比（PR）和標準能效比（PRSTC）。測試周期可分為長時間、短時間、超短時間，短時間及超短時間測試應在天氣良好少云的條件下，短時間測試方陣面日均輻射量應大于10MJ/m2，超短時間測試方陣面平均輻照應大于400W/m2，規(guī)定的多個組件朝向的輻照采集方法和計算公式。6、光伏組件電致發(fā)光（EL）。對隱裂、裂片、劃傷、黑片、無圖像、部分子串無圖像等問題進行判定。7、光伏組件最大功率，即現(xiàn)場的組件I-V曲線測試，測試時輻照應大于400W/m2，輻照、溫度、電流、電壓和功率修正可參照CNCA/CTS0016執(zhí)行。8、光伏組件溫升損失，計算得到當前結溫下的功率和開路電壓，得出溫度損失百分比。9、光伏陣列最大功率，對一個或若干個組串組成的光伏方陣進行I-V特性曲線測試，測試時輻照應大于400W/m2，應按GB/T18210執(zhí)行，修正公式可參照CNCA/CTS0016執(zhí)行。10、光伏組串開路電壓，發(fā)現(xiàn)組串是否正確接線，組件串聯(lián)數(shù)量是否符合預期以及組件旁路二極管短路等故障問題，各串開路電壓與該組開路電壓平均值偏差不應超過5%。11、光伏組串短路電流，相同傾角、朝向的組串視為同一組，同一組內(nèi)組串短路電流值應接近，各串短路電流與該組短路電流平均值偏差不應超過10%。12、組串內(nèi)光伏組件串聯(lián)失配損失、多個組串并聯(lián)失配損失、多個直流匯流箱并聯(lián)失配損失，測試輻照應大于400W/m2，分別列出計算公式，判定條件參照CNCA/CTS0016。13、光伏組串到逆變器或匯流箱直流線損、直流匯流箱到逆變器直流線損、交流線損分別提供兩種測試方法，第一種方法為能量損耗計算，第二種方法用電壓差計算。14、陰影評估，對光伏方陣可能存在陰影遮擋的地方拍攝，記錄全年12個月份9:00~15:00時間段內(nèi)存在陰影遮擋的區(qū)域。15、逆變器轉(zhuǎn)換效率，考慮現(xiàn)場實際情況，響應快捷和可操作性要求，用輸出輸入能量進行計算。（六）儲能系統(tǒng)測試，包括安全性能、系統(tǒng)故障、電池測試、電池管理系統(tǒng)采集精度和系統(tǒng)性能測試5大類，測試項目包括：1、接地連續(xù)性和接地電阻測試與光伏等電氣設備類同，接觸電阻不應高于0.1Ω，接地電阻應小于4Ω。2、絕緣電阻，應按GB/T36558執(zhí)行，對儲能電池簇、儲能變流器、光儲一體機和配電柜應測試絕緣電阻。3、紅外熱成像，規(guī)定對儲能電池簇、儲能變流器、光儲一體機、配電柜以及斷路器、電纜接頭、保險絲等進行紅外掃描，測試條件為額定功率或典型工作周期的最大功率。4、儲能系統(tǒng)故障測試，該項目模擬溫控系統(tǒng)失效、主控電源失效、通訊故障等異常狀態(tài)下