《电化学储能光伏系统性能检测技术规范》标准编制说明+征求意见稿

《电化学储能光伏系统性能检测技术规范》

编制说明

一、工作简况

1、任务来源

新能源特别是光伏发电一直是国家重点支持的代替化石能源的发展方向。近

年来，在政策、市场和技术发展的三重驱动下，光伏装机容量和发电量取得了长

足的发展。由于光伏等新能源本身具有的间歇性和不稳定性，阻碍了可再生能源

发电的快速发展和应用。将储能系统应用于光伏发电，可以为光伏电站接入电网

提供一定的缓冲，起到平滑和能量调度的作用;并可以在相当程度上改善新能源

发电功能率不稳定，从而改善电能质量、提升新能源发电的可预测性，提高利用

率。储能系统也可根据当地峰谷电差时间设置削峰填谷产生收益。未来，储能系

统在光伏的渗透率将会稳步提升。

光伏和储能是当前新能源产业的热点，市场也是如火如荼。然而，其技术标

准和规范仍旧跟不上行业的发展。面对产业发展和标准滞后的矛盾问题，以及光

伏和储能标准“各自为政”的不协调不统一问题，广大企业期望能够制定适应电

化学储能光伏系统相关标准。

基于行业发展的迫切需求，广东省太阳能协会及相关企业踊跃参与标准的制

修订工作。2022年4月，广东省太阳能协会发布“关于《光储充一体化电站技

术规范》等三项团体标准立项的通知”，《电化学储能光伏系统性能检测技术规范》

被列入了广东省太阳能协会团体标准制修订项目计划，由广东产品质量监督检验

研究院组织起草，xx家单位参编。

2、主要工作过程

2022年4月中旬，广东质检院组织成立了标准起草小组，召开起草了小组

第一次工作会议。会上讨论了标准制定的总体思路、标准框架、制定标准的工作

安排、编写分工等事项，确定成立标准的编写组、编写原则及要求、工作进度等。

2022年5-6月上旬，经起草小组成员的多次讨论和反复修改，完成标准初稿编

写。

2022年6月15日，第一次标准编制研讨会召开，标准编制工作组讨论了标

准草案，所有标准编制单位就相关技术要点及规范内容进行商定；

2022年7月-9月，标准编制工作组开展调研，实地调研广州发展南沙充电

站分布式储能系统项目、肇庆综合能源智慧工业园区等广东省内已建成项目，就

电站建设情况、技术状况、执行标准、检测和验收要求、安全保障及运营维护进

行了详细的调研；

2023年02月09日，起草小组召开第二次标准编制研讨会，就重点问题对

应的章节内容征求参编单位意见，并对标准初稿进行修改。

2023年3月初，起草小组完成标准初稿的修改，形成征求意见稿。

二、标准编制原则和确定标准主要内容的依据

1、标准编制原则

本标准按照GB/T1.1-2020《标准化工作导则第1部分:标准化文件的结

构与起草规则》的规定起草，遵循科学性、先进性、经济性，坚持实事求是，以

光伏电站和电化学储能电站现场测试为基础，遵守国家有关法律、法规，符合团

体标准要求，目的在于规范电化学储能光伏电站现场性能测试的内容、方法和要

求，为电化学储能光伏电站性能测试提供标准依据和指导。

在标准编制过程中，主要依据GB51048-2014《电化学储能电站设计规范》、

GB/T36547-2018《电化学储能系统接入电网技术规定》、GB/T36548-2018《电

化学储能系统接入电网测试规范》、NB/T33015-2014《电化学储能系统接入配

电网技术规定》、DB31/T1146.1-2019《智能电网储能系统性能测试技术规范第

1部分削峰填谷应用》、T/CEEMA014-2021《电力系统电化学储能系统现场检测

技术规范》、CNCA/CTS0016-2015《并网光伏电站性能检测与质量评估技术规范》、

IEC62933‑2‑1:2018《Electricalenergystorage(EES)systemsPart2-1:Unit

parametersandtestingmethods-Generalspecification》等国家、行业、

地方及国际标准。

2、标准主要内容依据

本标准主要章节包括：1范围、2规范性引用文件、3术语和定义、4检测条

件、5光伏系统测试、6储能系统测试、7附录。

标准的主要内容包括：

（1）范围，规定了电化学储能光伏系统性能及其关键部件的测试项目、方

法和技术要求等。

适用于电化学储能与光伏一体化的系统，其功率变换设备可以是储能变流器

和光伏逆变器的组合，或是光储一体机。电化学储能电站或光伏电站可参照执行。

（2）规范性引用文件，包括：

GB/T12325电能质量供电电压偏差

GB/T14549电能质量公用电网谐波

GB/T15543电能质量三相电压不平衡

GB/T15945电能质量电力系统频率偏差

GB/T17949.1-2000接地系统的土壤电阻率、接地阻抗和地面电位测量导则

第1部分：常规测量

GB/T18210-2000晶体硅光伏(PV）方阵I-V特性的现场测量

GB/T20513-2006光伏系统性能监测测量、数据交换和分析导则

GB/T24337电能质量公用电网间谐波

GB/T36558-2018电力系统电化学储能系统通用技术条件

GB/T50065-2011交流电气装置的接地设计规范

IEC62446-1光伏(PV）系统测试、文档和维护要求-第1部分：并网系统-

文档、测试和检查（Photovoltaic(PV）systems-Requirementsfortesting,

documentationandmaintenance-Part1:Gridconnectedsystems–

Documentation,commissioningtestsandinspection）

IECTS62446-3光伏（PV）系统测试、文档和维护要求第3部分：光伏组

件和电站-户外红外热像仪检测（Photovoltaic(PV）systems–Requirements

fortesting,documentationandmaintenance–Part3:Photovoltaic

modulesandplants–Outdoorinfraredthermography）

CNCA/CTS0016-2015并网光伏电站性能检测与质量评估技术规范

光伏制造行业规范条件（工业和信息化部，2018年版、2021年版）

（3）术语和定义，规定了相关术语，术语定义均参考自国家和行业标准。

（4）检测条件，规定了现场测试的环境条件、系统条件和测试设备要求。

（5）光伏系统测试，包括安全性能和发电性能测试2大类，其中：

安全性能测试包括：接地连续性、接地电阻、光伏方阵绝缘电阻、红外热成

像4项检测。

发电性能测试包括：光伏系统能效比（PR）、光伏系统标准能效比（PRSTC）、

光伏组件电致发光（EL）、光伏组件最大功率、光伏组件温升损失、光伏阵列最

大功率、光伏组串开路电压、光伏组串短路电流、光伏组串工作电流、组串内光

伏组件的串联失配损失、多个组串并联失配损失、多个直流汇流箱并联失配损失、

光伏组串到逆变器/汇流箱的直流线损、直流汇流箱到逆变器的直流线损、交流

线损、阴影评估、逆变器转换效率等17个项目测试

（6）储能系统测试，包括安全性能测试、系统故障测试、电池测试、电池

管理系统采集精度、储能系统性能测试5大类，其中：

安全性能测试括：接地连续性、接地电阻、绝缘电阻、红外热成像4项检测。

系统故障测试包括温控系统失效测试、主控电源失效测试、通讯故障测试、

绝缘故障测试、消费火灾报警系统联动测试5项检测。

电池测试包括电池内阻、电池互连电阻、电池容量测试3项检测。

电池管理系统采集精度包括单体电池电压采集精度、电池簇电压采集精度和

电流采集精度3项检测。

储能系统性能测试包括储能系统额定容量测试、额定功率充放电效率测试、

典型工作周期充放电效率测试、储能能量稳定性测试、日待机能量损失率测试、

日自放电率测试、充放电转换时间测试、充放电爬坡率测试、有功功率调节能力

测试、无功功率调节能力测试、功率因数调节能力测试和过载能力测试12个项

目。

（7）附录，有电化学储能光伏系统典型拓扑结构示意图（资料性附录）、光

伏系统红外热异常类型（规范性附录）、光伏组件电致发光（EL）测试（资料性

附录）、阴影评估记录示例（资料性附录）等4个附录。

三、主要试验或验证的分析、综述报告、技术经济论证，预期的经济效果

1、主要试验或验证

本标准主要作为现场性能检测的技术规范，除部分安全性能测试条款外，多

数测试项目无判定限值，即无判定合格与否的标准。此类判定，应以合同双方约

定条款为准。

2、预期的经济效果

“双碳”目标下，新能源行业无疑迎来前所未有的景气周期。然而，风电、

光伏作为主力的发电能源，因为本身天然随机性、间歇性和波动性特征，随着其

装机量的快速增长，其带来的新能源消纳问题愈加突出。在此前提下，“新能源+

储能”的模式开始在全球范围内得到有效推广，成为了解决新能源在大幅装机下

消纳难题的一把钥匙。目前，全国已有近30个省份出台了“十四五”新型储能

规划或新能源配置储能文件，大力发展“新能源+储能”。

本技术规范的制定，是在现有光伏和储能相关标准和大量检测实践中总结提

炼而成。传统的检测标准，多数依据实验室测试方法而定，在现场测试缺乏可操

作性，也给判定造成困扰。本标准的制定和实施，将为电化学储能光伏系统的检

测提供重要依据，对促进行业的高质量发展起到保驾护航的作用。

四、采用国际标准或国外先进标准的目的、意义和一致性程度；我国标准与被采

用标准的主要差异及其原因；以及与国际、国外同类标准水平的对比情况

1、国际标准

储能系统方面目前国际标准主要有IEC62933系列标准，其对储能的应用场

景作了分类，规定了能量测试、功率测试、充放电转换效率测试、预期使用寿命

测试、系统响应测试等。国内部分标准都有引用对应的国际标准，本标准在充放

电斜率和爬坡率上对其进行相应的引用转化。

2、国内标准

国内目前发布的主要有GB/T36547、GB/T36548和GB/T36549三项标准，

以及NB/T33015等能源标准，各标准的侧重点各不相同。本规范对它们进行的

引用改进，包括储能额定能量、充放电转换时间、有功功率和无功功率测试等。

但在响应时间上，本规范没有采用，主要考虑响应时间测试中的起始时间为命令

触发的开始时间，现场测试无法进行，可操作性差。

在典型工作周期充放电效率、能量稳定性、能量损失率、日自放电率等项目，

参考国内部分地区的标准，主要是针对削峰填谷的应用场景。

储能的故障测试、采集精度测试、电池测试等项目则根据项目验收及定期维

护的需要而设定的项目

光伏方面，参考的标准主要为CNCA/CTS0016，本规范在其基础上，增加了

光伏阵列功率测试、开路电压、短路电流、工作电流、阴影评估等测试，并且在

所有的测试项目上都进行了改进，使测试项目更合理，操作性更好。

3、同类标准水平的对比情况

本规范在已有的标准上进行改良。

在光伏系统能效比（PR）测试方面，设定了不同时长的测试，以及短时测试

对太阳辐射的量化要求，不再是笼统的要求晴好天气测试。

光伏组件电致发光（EL）测试，在附录增加了相应的异常图像供判定参考。

在线损测试上，提供了两种测试方法，传统的电压损失法，误差较大，新增

的能量损耗法，测试时间延长，可以大大降低时间不同步带来的误差。

在逆变器转换效率测试上，不再采用分功率区间的测试方法，传统的测试方

法只适合在实验室测试，在现场难以达到测试条件。本规范采用能量比的方法，

对多路MPPT的逆变器依然适用。

在储能电池方面，新增了现场电池内阻和连接线测试，该测试数据可以作为

电池寿命的依据。

对储能电池管理系统采集精度的测量，可以验证后台数据的准确性，为项目

验收提供依据。

因此，本规范是在现有标准的基础上，结合工作实际和行业需求而编制，具

有客观性、科学性和可操作性。

五、与我国有关现行法律、法规和其他强制性标准的关系

目前国内、国际并无现行标准，本标准符合我国相关法律、法规，与有关现

行法律、法规和强制性标准不抵触、不矛盾。相关指标符合目前我国电化学储能

光伏系统行业实际情况。

六、重大意见分歧的处理结果和依据

本标准的制定编写工作中未产生重大意见分歧。

七、标准作为强制性标准或推荐性标准、指导性技术文件的建议及其理由；密级

确定的建议及其理由

本标准规范的内容不是国家强制要求，因此本标准为推荐性标准。

八、贯彻强制性标准的要求、措施建议

本规范为推荐性标准。

九、设立标准实施过渡期的理由

建议设立为期1年的标准实施过渡期。

本标准制定完成以后的一年内，将由申报单位面向电化学储能光伏系统的安

装承建、运维、检测、经营、投资等企事业单位，从事设备安装、调试、检测、

工程项目施工管理、运维管理等职业岗位的人员进行推广和宣贯，并进行相关试

点工作。

十、代替或废止现行有关标准的建议

无

十一、其他主要内容的解释和其他需要说明的事项

无

团体标准《电化学储能光伏系统性能检测技术规范》编制工作组

2023年3月10日

ICS27.160

CCSF12

T/GSEAXXX—XXXX

T/GSEA

广东省太阳能协会团体标准

T/GSEAXXXX—2023

电化学储能光伏系统性能检测技术规范

Technicalspecificationoftestforelectrochemicalenergystorage-photovoltaic

system

（初稿）

2023-XX-XX发布2023-XX-XX实施

广东省太阳能协会发布

T/GSEAxxx—2023

电化学储能光伏系统性能检测技术规范

1范围

本文件规定了电化学储能光伏系统性能及其关键部件的测试项目、方法和技术要求等。

本文件适用于电化学储能与光伏一体化的系统，其功率变换设备可以是储能变流器和光伏逆变器的组

合，或是光储一体机。电化学储能电站或光伏电站可参照执行。

2规范性引用文件

下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，

仅该日期对应的版本适用于本文件；不注日期的引用文件，其最新版本(包括所有的修改单）适用于本

文件。

GB/T12325电能质量供电电压偏差

GB/T14549电能质量公用电网谐波

GB/T15543电能质量三相电压不平衡

GB/T15945电能质量电力系统频率偏差

GB/T17949.1-2000接地系统的土壤电阻率、接地阻抗和地面电位测量导则第1部分：常规测量

GB/T18210-2000晶体硅光伏(PV）方阵I-V特性的现场测量

GB/T20513-2006光伏系统性能监测测量、数据交换和分析导则

GB/T24337电能质量公用电网间谐波

GB/T36558-2018电力系统电化学储能系统通用技术条件

GB/T50065-2011交流电气装置的接地设计规范

IEC62446-1光伏(PV）系统测试、文档和维护要求-第1部分：并网系统-文档、测试和检查

（Photovoltaic(PV）systems-Requirementsfortesting,documentationandmaintenance-Part1:Grid

connectedsystems–Documentation,commissioningtestsandinspection）

IECTS62446-3光伏（PV）系统测试、文档和维护要求第3部分：光伏组件和电站-户外红外热像

仪检测（Photovoltaic(PV）systems–Requirementsfortesting,documentationandmaintenance–Part3:

Photovoltaicmodulesandplants–Outdoorinfraredthermography）

CNCA/CTS0016-2015并网光伏电站性能检测与质量评估技术规范

T/GSEAXXXXX-2023电化学储能光伏系统电能质量检测规程

光伏制造行业规范条件（工业和信息化部，2018年版、2021年版）

1

T/GSEAXXXX—2023

3术语和定义

GB/T20000.1界定的以及下列术语和定义适用于本文件。

3.1

电化学储能光伏系统electrochemicalenergystorage-photovoltaicsystem

采用电化学电池作为储能元件，通过储能变流器或光储一体机进行电能存储、转换及释放的光伏系

统。

注：典型拓扑结构见附录A。

3.2

储能变流器powerconversionsystem;PCS

电化学储能系统中，连接于电池系统与电网（和/或负荷）之间的实现功率双向变换的装置。

[来源：GB/T34120-2017，3.3]

3.3

光储一体机hybridphotovoltaicandstorageconverter

具有光伏、储能、负载及电网接口，并能根据不同运行模式协调接口间电能变换的一体化装置。

[来源：GB/T41240-2022，3.1]

3.4

外露可导电部分exposedconductivepart

设备上能触及到的可导电部分，它在正常情况下不带电，但在基本绝缘损坏时会带电。

[来源：GB/T50065-2011，2.0.21]

3.5

电池单体cell

实现化学能和电能相互转化的基本单元，由正极、负极、隔膜、电解质、壳体和端子等组成。

[来源：GB/T36276-2018，3.1.1]

3.6

电池模块batterymodule

由电池单体采用串联、并联或串并联连接方式，且只有一对正负极输出端子的电池组合体，还宜包

括外壳、管理与保护装置等部件。

[来源：GB/T36276-2018，3.1.2]

3.7

电池簇batterycluster

由电池模块采用串联、并联或串并联连接方式，且与变流器及附属设施连接后实现独立运行的电池

组合体，还宜包括电池管理系统、监测和保护电路、电气和通讯接口等部件。

2

T/GSEAxxx—2023

[来源：GB/T36276-2018，3.1.3]

3.8

电池管理系统batterymanagementsystem;BMS

监测电池的状态（温度、电压、电流、荷电状态等），为电池提供管理及通信接口的系统

[来源：GB/T50065-2011，2.0.21]

3.9

荷电状态stateofcharge;SOC

电池实际或剩余可放出的瓦时容量与额定的可放出最大瓦时容量的比值。

[来源：NB/T33015-2014，3.6]

3.10

辅助负载auxiliaryloads

支撑储能系统正常运行所必须的辅助设施的负载，辅助设施包括运行和保护系统所必须的电池管理

系统、冷却系统、风扇、泵以及加热器等。

[来源：DB31/T1146.1-2019，3.3]

3.11

充放电效率roundtripenergyefficiency;RTE

储能系统在一个充放电周期内输出能量除以输入能量的百分比。

[来源：DB31/T1146.1-2019，3.8]

3.12

典型工作周期dutycycle

与储能系统应用场景相关的典型充放电循环工作时间段。一般以24小时为一个周期，其充放电时间

与功率由设备制造商或业主来设定。

[来源：DB31/T1146.1-2019，3.4]

3.13

电池管理系统batterymanagementsystem;BMS

监测电池的温度、电压、电流、荷电状态等参数，为电池提供管理、通信接口和保护的系统。

[来源：GB51048-2014，2.0.4]

3.14

能量管理系统energymanagementsystem;EMS

有硬件及软件组成，负责对储能系统进行监控、管理、实现能量的安全优化调度等功能的一套系统。

[来源：T/CEEMA014-2021，3.7]

3

T/GSEAXXXX—2023

3.15

能量稳定性capacitystability

由测试时的储能能量除以储能额定能量的比值确定，用于描述储能系统存储能量的变化情况。

[来源：DB31/T1146.1-2019，3.9]

3.16

日待机能量损失率dailystandbyenergelossrate

自放电和其他所有系统组件，如电池管理系统、能源管理系统以及准备运行所需要的其他辅助负载

等每天消耗的能量，占初始测定能量的比率。

[来源：DB31/T1146.1-2019，3.13]

3.17

日自放电率dailyself-dischargerate

当储能系统与负载之间保持开路状态，除了使储能系统进入永久退出运行状态时，储能系统每天损

失能量占初始测定能量的比率。

[来源：DB31/T1146.1-2019，3.14]

3.18

热备用状态hotstandbystate

储能系统已具备运行条件，设备保护及自动装置处于正常运行状态，向储能系统下达控制指令即可

与电网进行能量交换的状态。

[来源：GB/T36547-2018，3.5]

3.19

爬坡率ramprate

储能系统吸收或释放的功率单位时间变化值与额定功率的比值。

[来源：DB31/T1146.1-2019，3.11]

3.20

功率控制精度controlprecision

在稳定运行状态下，储能系统输出/输入功率依据其设定值变化时，其输出/输入功率控制的稳定程

度。

[来源：GB/T36548-2018，3.2]

3.21

并网点pointofcoupling(POC）

指系统与电网的连接点，对于有升压站的系统，指升压站高压侧母线或节点，对于无升压站的系统，

指输出汇总点。

4

T/GSEAxxx—2023

4检测条件

4.1环境条件

检测应在以下环境条件下进行：

a）环境温度：5℃~40℃；

b）湿度：≤95%（无凝露）；

c）大气压力：80kPa~106kPa。

注：除另有规定，所有测试应在上述测试条件下进行，测试时将相应的测试条件记录到测试报告中。

4.2系统条件

检测应在以下现场条件下进行：

a）应在电化学储能光伏系统试运行后，并且系统内的各个保护系统状态完好。

b）现场的消防设施、环境保护设施、劳动安全设施等辅助性设施应通过验收。

c）应提前做好事故应急预案。测试接线前仔细核对图纸和相关的技术资料，对测点位置核实无误，

原系统接线拆除前做好接线记录。

4.3测试设备

测试仪器仪表应满足以下要求：

a）现场检测所用仪器仪表应按国家有关计量检定规程或有关标准经检定或计量合格，并在有效期

内；

b）测试仪器仪表准确度等级应符合GB/T20513-2006的要求。

5光伏系统测试

5.1光伏系统安全性能测试

5.1.1接地连续性

光伏系统外露可导电部分应可靠接地。光伏组件金属边框、支架、线槽、汇流箱、逆变器等应直接

连接地排或通过互连后最终连接地排。

测试光伏系统外露可导电部分之间以及其和地排之间的接触电阻,测试结果记录参见表1所示：

表1接地连续性测试记录表

测试区域测试对象测试点电阻（Ω）

组件—组件

光伏方阵组件—支架

支架（组件）—接地排

线槽线槽—接地排

5

T/GSEAXXXX—2023

测试区域测试对象测试点电阻（Ω）

汇流箱—接地排

汇流箱汇流箱—支架

支架—接地排

逆变器—接地排

逆变器逆变器—支架

支架—接地排

箱变箱变—接地排

其他

判定条件：接地连续性电阻值应不高于0.1Ω。

5.1.2接地电阻

光伏方阵、直流汇流箱、逆变器及GB/T50065—2011规定的交流电气装置应可靠接地，接地电阻按

照GB/T17949.1-2000的要求进行测试（当建设有接地网时，接地电阻测试可省略）。

判定条件：接地电阻值应不高于4Ω。

5.1.3光伏方阵绝缘电阻

光伏方阵的绝缘电阻测试按照IEC62446-1的要求执行，可以单个组串测试，也可以多个组串并联

同时测试。光伏方阵绝缘电阻测试电压及限值见表2。

当多组串并联测试值低于限值时，则应减少组串并联数，重新测试排查，直至确认每个组串是否

均符合要求。

表2光伏方阵绝缘电阻测试电压及限值

系统电压（V）测试电压（V）绝缘电阻最小限值（MΩ）

<1202500.5

120–500（含）5001

500–1000（含）10001

>100015001

5.1.4红外热成像

光伏系统的红外热成像检测，包括光伏组件和关键电气设备，如汇流箱、逆变器、电缆、连接点、

保险丝、开关、电池等。检测条件和程序按照IECTS62446-3的要求进行。红外热成像检测在系统正常

运行的条件下进行，且方阵面的辐照度不小于600W/m2，电气设备工作电流不低于额定电流的30%。

红外热异常主要类型参考附录B。

5.2光伏系统发电性能测试

5.2.1光伏系统能效比（PR）

光伏系统的能效比测试时，需要将光伏系统的发电量与储能部分区分开，应在光伏侧安装独立的关

口表。

6

T/GSEAxxx—2023

测试周期分为长时间、短时间、超短时间三类，长时间为1~12个月，短时间为1~7天，超短时间不

小于4小时。短时间及超短时间测试应在天气良好少云的前提下进行，短时间测试方阵面日均辐射量大

于10MJ/m2，超短时间测试方阵面平均辐照大于400W/m2。测试步骤如下：

a)在光伏方阵中安装气象数据采集装置，测量光伏组件表面接收的辐照度，辐照度采集装置的安

装角度与方阵面一致，如有多个倾角或朝向，每个朝向或倾角都应安装采集装置；

b)在组件背面安装温度采集器，记录组件背板温度，测温点在选择前，应进行组串的红外扫描，

确定能够代表平均温度的测试点；

c)在光伏发电交流输出侧测量发电量；

d)按照下式计算光伏系统能效比：

PR=(퐸푃푉/푃0）/(퐻퐼/퐺）=퐸푃푉/(푃0∙퐻퐼/퐺）

式中：

퐸푃푉——在测量周期内光伏系统发电量，单位：kWh；

푃0——光伏系统额定功率，单位：kWp；

2

퐻퐼——在测试周期内光伏方阵面的辐射量，单位：kWh/m；

G——标准测试条件辐照度，为1kW/m2。

e)如有多个辐照度采集数据，上式中输入能量푃0∙퐻퐼/퐺表示为：

푛

푃0∙퐻퐼/퐺=∑푖=1(푃푂푖∙퐻퐼푖）/퐺

式中：

푃푂푖——第i种朝向的光伏组件额定功率之和，单位：kWp；

2

퐻퐼푖——在测试周期内第i种光伏方阵面的辐射量，单位：kWh/m。

注：如光伏发电量不是由测试设备记录得到，而是通过关口电表得到，应在检测报告中予以说明。

5.2.2光伏系统标准能效比（PRSTC）

为了排除温度的影响，可以用标准能效比PRSTC对光伏电站进行评估，标准能效比是将温度条件修

正到标准测试条件（25ºC）的能效比，测试步骤同5.2.1。组件结温测试和修正应按照GB/T18210-2000

执行。条件不具备时可通过光伏组件背板温度简单推算光伏电池结温，按照光伏电池结温在辐照1000

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W/m时比实测组件温度高2度，辐照变化对结温的影响按照线性处理。标准能效比PRSTC的计算公式是

在5.2.1的基础上，把对应光伏功率PO乘以对应的温度修正系数，其中温度修正系数按下式计算：

Ci=1+γi∙(Tcell-25）

式中：

Ci——第i种组件的温度修正系数；

γi——第i种组件的功率相对温度系数；

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Tcell——测试周期内电池工作时段的平均工作结温。

5.2.3光伏组件电致发光（EL）

采用EL测试仪对选定的光伏组件进行测试，根据图像特征对异常组件进行分类，重点发现隐裂、裂

片、背板划伤、黑片、无图像、部分子串无图像等问题，其余因生产工艺导致的不良现象根据供需技术

要求进行判定。

具体缺陷分类见附录C。

5.2.4光伏组件最大功率

光伏组件最大功率测量可以将组件拆卸送至实验室测试，也可以在现场测试。由于现场测得的光伏

组件最大功率较为粗略，为了得到更准确的结果，应优先送实验室测试。

现场测试应按照GB/T18210-2000的要求对选定的光伏组件进行。测试时辐照应大于400W/m2，在

光伏组件清洗前和清洗后分别进行I-V曲线测试，测试结果修正到STC条件下。辐照、温度、电流、电

压和功率的修正参考CNCA/CTS0016-2015的方法。

组件清洗前的功率可以反映电站现场组件实际功率大小，组件清洗后的功率可以计算组件衰降率，

用清洗前后功率对比计算污渍和灰尘遮挡损失率。

计算公式：

组件衰降率=（组件标称功率值-组件清洁后修正功率值）/组件标称功率值×100%

污渍和灰尘遮挡损失率=（组件清洁后修正功率值-组件清洁前修正功率值）/组件清洁后修正功率

值×100%

判定条件：

（1）组件衰降率以供需双方的合同条款为准。在没有合同约定的情况下，可以参考工信部《光伏

制造行业规范条件》中的指标，2020年之前建成的电站，参考2018年本，2021年之后建成的电站，参考

2021年本。

（2）污渍和灰尘遮挡损失率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，遮挡损失原则上不超过5%。

5.2.5光伏组件温升损失

在组件清洗后，按照5.2.4测试并修正得到的STC下的功率和开路电压，结合该型号组件的温度系数，

推算得到当前结温下的功率和开路电压，计算温度损失百分比。

计算公式：

光伏组件功率温升损失率=（STC最大功率–未修正结温最大功率）/STC最大功率×100%

光伏组件电压温升损失率=（STC开路电压–未修正结温开路电压）/STC开路电压×100%

5.2.6光伏阵列最大功率

对一个或若干个组串组成的光伏方阵进行I-V特性曲线测试，测试时辐照应大于400W/m2，按照

GB/T18210-2000的要求执行，修正公式参考CNCA/CTS0016-2015的方法。

5.2.7光伏组串开路电压

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光伏组串开路电压测试，可发现组串是否正确接线，组件串联数量是否符合预期以及组件旁路二极

管短路等故障问题。测试应在稳定的辐照条件下进行。

判定条件：共接相同母排或母线的组串视为同一组。同一组内所有组串开路电压值应接近，各串开

路电压与该组开路电压平均值偏差不应超过5%。

5.2.8光伏组串短路电流

测试应在稳定的辐照条件下进行。

判定条件：相同倾角、朝向的组串视为同一组，同一组内所有组串短路电流值应接近，各串短路电

流与该组短路电流平均值偏差不应超过10%。

5.2.9光伏组串工作电流

测试应在稳定的辐照条件下进行。

判定条件：相同倾角、朝向的组串视为同一组，同一组内所有组串工作电流值应接近，各串工作电

流与该组工作电流平均值偏差不应超过5%。

5.2.10组串内光伏组件的串联失配损失

测试时辐照应大于400W/m2。断开选定组串，对选定组串中每一块组件检测I-V曲线，记录辐照和

组件温度；恢复组串到工作状态，检测组串的实际工作电压和工作电流，记录辐照和组件温度；分别修

正到统一辐照和统一温度。计算公式：

光伏组件的串联失配损失=（各组件修正最大功率之和-组串修正工作功率值）/各组件修正最大功

率值之和×100%

判定条件：组件串联平均失配损失不应超过2%。

5.2.11多个组串并联失配损失

测试时辐照应大于400W/m2。多个组串可以是同一直流汇流箱内的若干组串，也可以是逆变器中

同一个MPPT通道中的若干组串。断开选定直流汇流箱或逆变器，对选定的每一个组串检测I-V曲线，记

录辐照和组件温度；接通直流汇流箱或逆变器，使其处于工作状态，记录工作电压和并联工作电流，同

时记录辐照和组件温度；分别修正到统一辐照和统一温度条件。

计算公式：光伏组串的并联失配损失=（各组串修正最大功率之和–并联组串修正工作功率值）/

各组串修正功率值之和×100%

判定条件：组串并联平均失配损失不应超过2%。

5.2.12多个直流汇流箱并联失配损失

测试时辐照应大于400W/m2。断开逆变器的输入开关，对选定逆变器的MPPT通道中每一个直流汇

流箱检测I-V曲线，记录辐照和组件温度；接通逆变器输入开关，使该MPPT通道中所有直流汇流箱处于

正常工作状态，记录工作电压和工作电流，同时记录辐照和组件温度；分别修正到统一辐照和统一温度

条件。计算公式：

直流汇流箱的并联失配损失=（各直流汇流箱修正最大功率之和–逆变器MPPT通道光伏输入修正工

作功率值）/各直流汇流箱修正最大功率值之和×100%

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判定条件：直流汇流箱并联平均失配损失不应超过2%。

5.2.13光伏组串到逆变器/汇流箱的直流线损

测试时辐照应大于400W/m2。测试组串到逆变器或直流汇流箱的直流线损，从逆变器或直流汇流

箱的组串中选取近、中、远三个组串分别进行检测，测试结果取其平均值。测试结果判定以供需双方的

合同条款为准。可采用以下方法之一进行。

方法一：同时测试组串出口端和逆变器或直流汇流箱入口端的直流功率，采样间隔不大于1s，连

续测试5min，计算功率累计值，即组串直流能量。按以下公式计算直流线损：

直流线损=（组串出口端能量-逆变器或直流汇流箱入口端能量）/组串出口端能量×100%

方法二：同时检测组串出口直流电压(Vzc）和逆变器/直流汇流箱入口直流电压(Vhr），同时测量

该组串的直流电流Izc。按照下式求出直流线损：

Vzc–Vhr=直流导线电压差ΔV

ΔV/Vzc×100%=现场实测直流线损（%）

ΔV/Izc=直流导线电阻Rdc

ISTC×Rdc=STC条件下的直流压降ΔVSTC

ΔVSTC/VSTC×100%=单组串STC条件下直流线损（%）

ISTC：光伏组串STC条件下额定工作电流；

VSTC：光伏组串STC条件下额定工作电压。

5.2.14直流汇流箱到逆变器的直流线损

测试时辐照应大于400W/m2。测试直流汇流箱到逆变器的直流线损，从逆变器所对应直流汇流箱

中选取近、中、远三台分别进行检测，测试结果取其平均值。测试结果判定以供需双方的合同条款为准。

可采用以下方法之一进行。

方法一：同时测试直流汇流箱出口端和逆变器入口端的直流功率，采样间隔不大于1s，连续测试5

min，计算功率累计值，即直流能量。按以下公式计算直流线损：

直流线损=（直流汇流箱出口端能量-逆变器入口端能量）/直流汇流箱出口端能量×100%

方法二：同时检测直流汇流箱出口直流电压(Vhc）和逆变器入口直流电压(Vnr），同时测量该直流

电缆的直流电流Idc。按照下式求出直流线损：

Vhc–Vnr=直流导线电压差ΔV

ΔV/Vhc×100%=现场实测直流线损（%）

ΔV/Idc=直流导线电阻Rdc

ISTC×Rdc=STC条件下的直流压降ΔVSTC

ΔVSTC/VSTC×100%=单组串STC条件下直流线损（%）

ISTC：直流汇流箱STC条件下工作电流；

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VSTC：直流汇流箱STC条件下工作电压。

5.2.15交流线损

交流线损是指从逆变器输出端开始，直到并网点的各段交流电缆的损耗，各段交流电缆包括逆变器

到变压器、逆变器到交流汇流箱、交流汇流箱到变压器、变压器到并网点、逆变器到并网点（为方便描

述，统一称作电缆的首端和末端）。

各段交流线损应根据系统配置而定，其测试方法相同。测试结果判定以供需双方的合同条款为准。

测试时电缆电流应大于逆变器或变压器额定电流的30%，可采用以下方法之一进行。

方法一：同时测试电缆首端和末端的交流功率，采样间隔不大于1s，连续测试5min，计算功率累

计值，即交流能量。按以下公式计算交流线损：

交流线损=（首端能量-末端能量）/首端能量×100%

方法二：同时检测线缆首端和末端各相对地电压，分别记为VS和VM，同时测量该电缆的交流电流

Iac。按照下列求出交流线损：

VS–VM=交流导线电压差ΔV

ΔV/VS×100%=现场实测交流线损（%）

ΔV/Iac=交流导线电阻Rac

IN×Rac=额定条件下的交流压降ΔVN

ΔVN/VN×100%=额定条件下交流线损（%）

IN：以逆变器为首端，IN为逆变器输出额定电流；以汇流箱为首端，IN为对应的多台逆变器输出额

定电流之和；以变压器为首端，IN为变压器额定电流。

VN：为首端设备的额定工作电压。

5.2.16阴影评估

阴影评估是为了记录光伏方阵阴影遮挡的情况，原则上光伏系统设计阶段应尽量避免遮挡，当阴影

遮挡不可避免时，应记录阴影遮挡情况并定期关注阴影遮挡影响下光伏组件的发热情况。

阴影有多种测量和记录方法。在太阳路径图上记录阴影场景是一种常用的方法，如采用阴影分析仪，

对光伏方阵可能存在阴影遮挡的地方进行拍摄，记录全年12个月份9:00~15:00时间段内存在阴影遮挡

的区域，拍摄图像及评估参考附录D。

5.2.17逆变器转换效率

现场测试逆变器的转换效率，测试期间逆变器平均负载率不应低于30%。

同时采集逆变器输入端和输出端的功率，连续测试不少于5min，计算功率累计值，即能量。按以

下公式计算转换效率：

逆变器转换效率=输出能量/输入能量×100%

6储能系统测试项目及方法

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6.1储能系统安全性能测试

6.1.1接地连续性

利用接地连续性测试仪测试储能系统被测设备外壳或相应的保护接地装置与外部保护接地端子之

间的连接电阻，其值不高于0.1Ω。

6.1.2接地电阻

储能变流器、光储一体机、电池柜及GB/T50065-2011规定的交流电气装置应可靠接地，接地电阻

应小于4Ω，接地电阻按照GB/T17949.1-2000的要求进行测试。

6.1.3绝缘电阻

储能系统的绝缘电阻测试应按照GB/T36558的试验方法，对储能电池簇、储能变流器、光储一体机

和配电柜进行现场的绝缘电阻测试。

测试前断开电涌保护器或其他可能影响测试结果或可能被损坏的设备，使用测试仪器在带电导体和

连接到接地装置的保护导体之间测量绝缘电阻，判定见下表：

表4绝缘电阻测试电压及限值

额定绝缘电压等级UN（V）测试电压（V）绝缘电阻最小限值（MΩ）

<602500.5

60<UN≤2505001

250<UN≤100010001

1000<UN≤150025001

6.1.4红外热成像

在储能系统正常运行的条件下，用红外热像仪扫描检查储能电池簇、储能变流器、光储一体机、

配电柜以及其中的断路器、电缆接头、保险丝等的发热情况。红外热成像检测在系统正常运行的条件下

进行，电气设备工作电流不低于额定电流的30%。

6.2储能系统故障测试

6.2.1温控系统失效测试

温控系统失效测试用于诊断BMS、PCS、暖通空调系统以及消防系统中温度检测元件、加热冷却执

行元件失效情况下系统的反应。

测试方法：

a）将系统处于热备用状态；

b）将被测系统中温度故障告警、保护阈值调整至适当位；

c）将系统处于稳定运行状态下；

d）停止被测系统中加热冷却执行元件的运行，模拟过温（低温）、温升信号，将温度检测元件加

热（冷却）至预期的告警、保护动作值；

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f）恢复温度故障告警、保护阈值至初始值。

要求：

a）BMS应具备温控系统故障自诊断功能，当温控系统失效时，BMS能够将问题电池簇退出运行，

并上报相关告警、保护信号；

b）PCS应具备温控系统故障自诊断功能，当温控系统失效时，控制系统能够就地故障隔离，将PCS

停机、向BMS发出停止充放电指令，并上报相关告警、保护信号；

c）暖通系统应具备温控系统故障自诊断功能，当温控系统失效时，应停止储能系统工作，并上报

相关告警、保护信号。

6.2.2主控电源失效测试

主控电源失效测试用于诊断BMS、消防系统的主控电源电压在过压、欠压等失效情况下的反应。

测试方法：切断BMS、消防系统的主控电源开关，查看是否及时切换为备用电源，并上报相关告

警、保护信号。

要求：BMS、消防系统应具备供电系统故障自诊断功能，当主控电源过低或过高时，能够及时启

动备用电源，并上报相关告警、保护信号。

6.2.3通讯故障测试

储能系统的PCS、BMS及EMS系统间应具有两两连接的通讯线缆，具备通讯故障保护功能。

测试方法：

a）储能系统正常运行后，断开PCS与BMS间通讯连接，观察系统保护情况；

b）储能系统正常运行后，断开PCS与EMS间通讯连接，观察系统保护情况；

c）储能系统正常运行后，断开BMS与EMS间通讯连接，观察系统保护情况；

d）储能系统上电后，在待机状态下重复上述步骤。

要求：不论系统是否运行，任意两设备间发生通信故障，均应使PCS停止运行，并由EMS系统准确

报告哪一段通讯连接发生故障。

6.2.4绝缘故障测试

储能系统主回路应具备绝缘检查能力，测试绝缘故障时应能及时停止PCS运行并断开电气连接，防

止故障扩大。

测试方法：

a）储能系统正常运行后，采用高阻接地的方法，将直流母线正极接地（残压小于50V），观察系

统保护情况；

b）储能系统正常运行后，采用高阻接地的方法，将直流母线负极接地（残压小于50V），观察系

统保护情况；

c）储能系统正常运行后，采用高阻接地的方法，分别将交流母线三相接地（残压小于50V），观

察系统保护情况；

d）在系统上电后待机状态下，分别将上述测试点高阻接地，验证储能系统能否开机启动。

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要求：储能系统应在启动前和运行中具备绝缘监察功能，在上述测试点分别发生接地故障时，应能

有效停止PCS运行，自动断开电网、PCS、电池堆间的电气连接，并由EMS进行报警。

6.2.5消防火灾报警系统联动测试

消防火灾报警系统联动测试应能正确显示动作烟感或温感探头区域并触发报警。

测试方法：被测储能单元内的所有设备处于待机状态，手动触发舱内顶部的传感器（温/烟）。

要求：查看系统状态，交直流侧主回路开关或断路器跳闸，系统状态为“紧急停机命令”。层级保护

动作应符合逻辑要求。如有预制式灭火系统应能正常反馈启动信号至火灾控制系统，PCS应立即停机，

能源管理系统应告警。

6.3电池测试

6.3.1电池内阻

用测试仪测试电池单体或电池模块的内阻，测试仪探针应接触电池极柱，记录电池内阻值和电压值。

6.3.2电池互连电阻

用测试仪测试相邻电池模块的连接电阻，测试仪探针应接触电池极柱。

6.3.3电池容量

利用系统充放电试验，在直流侧测量功率，按照下列步骤进行：

a)以额定功率放电至SOC下限时停止放电；

b)以额定功率充电至任一单体、任一模块或簇的充电终止电压，静置1小时；

c)以额定功率放电至任一单体、任一模块或簇的放电终止电压，静置1小时；

d)重复b）〜c）步骤2次，以3次试验的均值作为结果；

e)利用放电能量和额定电压计算电池容量。

6.4电池管理系统采集精度

6.4.1单体电池电压采集精度

单体电池电压采集精度试验应按照下列步骤进行：

a)BMS单体电池电压采集线束未连接前，用电压表测量电池单体电压并记录UM；

b)连接BMS单体电池电压采集线束，BMS上电正常后，记录电池管理系统显示屏上的电池单体电

压UR；

c)按下式计算电池单体电压测量误差ΔU，并记录数据。

ΔU=|UM-UR|

判定条件：电池单体测量最大误差值应不大于5mV。

6.4.2电池簇电压采集精度

电池簇电压采集精度试验应按照下列步骤进行：

a)BMS上电正常后，记录电池管理系统显示屏上的电池簇总电压UR；

b)用电压表测量电池簇总电压值并记录，重复测量三次计算其平均值UM；

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c)按下式计算电池簇总电压测量误差ΔU，并记录数据。

ΔU=（|UM-UR|）/UM×100%

判定条件：电池簇总电压测量误差应不大于1%。

6.4.3电流采集精度

电池管理系统电流测量精度试验应按照下列步骤进行：

a)BMS上电正常后，电池系统在50%额定功率和100%额定功率下分别充放电5min；

b)用电流表测量电池系统电流值并记录为IM；

c)记录电池管理系统显示屏上的电流值IR；

d)按下式计算电流测量误差ΔI，并记录数据。

ΔI=（|IM-IR|）/IM×100%

判定条件：电流测量误差应不大于1%。

6.5储能系统性能测试

6.5.1储能系统额定能量测试

在储能变流器或光储一体机额定功率充放电条件下，检测储能系统的充电能量、放电能量。光储一

体机在测试期间应断开与光伏部分的连接。测试步骤如下：

f)以额定功率放电至SOC下限时停止放电；

g)以额定功率充电至SOC上限时停止充电。记录本次充电过程中储能系统充电的能量Ec和辅助

负载能耗Wc；

h)以额定功率放电至SOC下限停止放电。记录本次放电过程中储能系统放电的能量ED和辅助负

载能耗WD；

i)重复b）〜c）步骤两次，记录每次充放电能量Ecn、EDn和辅助负载能耗Wcn、WDn；

j)按照下式计算其平均值，记Ec和ED为储能系统的额定充电能量和额定放电能量。

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