三级判断200

1. 光伏发电站接入电力系统检测由具备相应资质的机构进行，并在检测前 30 日将检测方案报所接入地区的电网调度机构备案。光伏发电站应在全部光伏部件并网调试运行后 6 个月内向电网调度机构提供有关光伏发电站运行特性的检测报告。
2. 对于接入 220kV 及以上电压等级的光伏发电站应配置相角测量系统（PMU）。
3. PCS 装置在额定工况运行时在距离 1m 处测得的噪声等级应小于 100dB。
4. 光伏发电站应在全部光伏部件并网调试运行后 3 个月内向电网调度机构提供有关光伏发电站运行特性的检测报告。
5. 通过 35kV 及以上电压等级接入电网的光伏发电站，其升压站的主变压器应采用无载调压变压器。
6. 光伏系统并网运行时，逆变器向电网馈送的直流电流分量不应超过其交流额定值的 1%。
7. 光伏系统对电网应设置短路保护，当电网短路时，逆变器的过电流应不大于额定电流的 150%。
8. 对光伏发电站送出线路，应在系统侧配置分段式相间、差动保护。
9. 光伏发电站调度自动化、电能量信息传输应采用主 / 备信道的通信方式，直送电网调度机构。
10. MPPT 控制器出现声音异常、焦味、冒烟等异常情况或可能遭受水灾时，应立即断开输入开关。
11. 光伏方阵、汇流箱、配电柜、逆变器的检修与调试应满足停电、验电、接地、悬挂标识牌等有关技术要求。同一电气连接部分，检修和调试工作可以同时进行。
12. 当电力系统发生短路故障引起电压跌落时，动态无功电流的响应时间不大于 20ms。
13. 通过 35kV 及以上电压等级接入电网的光伏发电站应配置无功电压控制系统，具备无功功率调节及电压控制能力。
14. 光伏组件串并入汇流箱时，应采取防止拉弧措施。
15. 当公共电网电压处于正常范围内时，通过 220kV 及以上电压等级接入电网的光伏发电站应能够控制光伏发电站并网点电压在标称电压的 100%~110% 范围内。
16. 光伏发电站调度管辖设备供电电源应采用不间断电源装置（UPS）或站内直流电源系统供电，在交流供电电源消失后，不间断电源装置带负荷运行时间应大于 30min。
17. 大型光伏电站 — 通过 66kV 及以上电压等级接入电网的光伏电站。
18. T 接于公用电网的中型光伏电站总容量宜控制在所接入的公用电网线路最大输送容量的 25% 内。
19. 对于小型光伏电站，电能质量数据应至少存储 1 年。
20. 光伏发电站动态无功响应时间应不大于 20ms。
21. 对电力系统故障期间没有切出的光伏电站，其有功功率在故障清除后应快速恢复，自故障清除时刻开始，以至少 10% 额定功率 / 秒的功率变化率恢复至故障前的值。
22. 当光伏电站设计为不可逆并网方式时，应配置逆向功率保护设备。当检测到逆向电流超过额定输出的 5% 时，光伏电站应在 0.5s~2s 内停止向电网线路送电。
23. 光伏发电站并网逆变器应在其无功调节范围内按光伏发电站无功电压控制系统的协调要求进行无功 / 电流控制。
24. 检修工作开始前，应收集前期运维和检修资料和相关缺陷测试结果；检查绝缘手套、绝缘靴、组件特性测试仪、直流钳形表、电流表、万用表、绝缘电阻测试仪、红外测温仪等，测量设备精度应不低于 1 级。
25. 温度直接测量或红外照相探测时，被探测光伏组件处于正常工作模式（峰值功率跟踪）。其表面的辐照度应超过 400W/m2，且气象条件稳定。
26. 监测光伏发电系统某支路电流值与同一汇流箱中其他支路平均电流相比偏差率超过 5% 时，且确定为故障。
27. 安装完成后应检查背板接线盒接线连接情况，将更换后的光伏组件的插接头与相邻光伏组件插接头连接，连接后应核对电缆极性。
28. 光伏系统并网运行（仅对三相输出）时，电网接口处的三相电压不平衡度允许值为 2％，短时不得超过 4％。
29. 太阳电池组件以额定电流通过控制器对蓄电池充电时，太阳电池组件输出端与控制器输入端的线路压降应不大于蓄电池额定电压 3%。
30. 逆变器应具有输出电压自动调节功能，当输入直流电压在额定值的 85%~120% 范围变化时，其方波输出端电压变化范围应不超过额定电压值的 ±5%。
31. 逆变器应具有输出电压自动调节功能，当输入直流电压在额定值的 85%~120% 范围变化时，正弦波输出端电压变化范围应不超过额定电压值的 ±5%。
32. 逆变器的输出频率变化范围应不超过规定值的 ±10%。
33. 逆变器输入反接保护是指当输入端正、负极接反时，逆变器应有防护功能和显示。
34. 逆变器带电电路对地（机壳）之间的绝缘电阻在环境温度为 20℃和相对湿度为 85% 时，电气回路与壳体的接地部件之间应大于或等于 20MΩ。
35. 逆变器介电强度是指电路与外壳之间应能承受 50Hz、正弦波电压为 1500V、历时 1min 的试验而不击穿。
36. 逆变器首次故障前工作时间应大于或等于 1000h。
37. 光伏汇流箱的接地导通性能检测中，接地电阻不应超过 1Ω。
38. 汇流箱绝缘强度检测，漏电流应小于 20mA。
39. 组串式逆变器 MPPT 之间不互相影响，同一路 MPPT 组件类型和组串电压相同即可，可支持不同种类的组串混接。
40. 组串式逆变器中多个逆变器串联，子阵总谐波偏高，抑制难度大，容易产生谐振。
41. 集中式逆变器 MPPT 电压范围较宽，启动电压高，发电时间稍短。
42. 集中式逆变器不能进行精细化的组串 MPPT 功率控制，同一路 MPPT 下的直流汇流箱所连接的所有组串都会产生电压失配，组件配置不灵活，只适用于平坦地面电站。
43. 逆变器交流输出与机壳间的绝缘电阻应大于等于 100MΩ。
44. 电压谐波检测防孤岛策略能在很大范围内检测孤岛效应，在系统连接有多台逆变器的情况下会产生稀释效应。
45. 并网逆变器有功功率指令的控制精度不低于 10%（百分比形式）。
46. 逆变器无功功率控制误差不应大于逆变器额定有功功率的 1%，响应时间不应大于 1s。
47. 通过 380V 电压等级接入电网的光伏发电系统宜采用熔断器或断路器，可不配置专用的继电保护装置。
48. 每年应在雷雨季节到来前后对光伏电站的防雷接地进行一次测试和检查，建筑物、光伏方阵的接地电阻应小于 4Ω，升压站的接地电阻应小于 0.5Ω。
49. 在寒冷、潮湿和盐雾腐蚀严重的地区，停止运行 2 个星期以上的单轴、双轴跟踪式光伏支架，在投运前应测量电机绝缘，合格后方可投入运行。
50. 光伏发电站应能参与自动电压控制（AVC），总容量在 5MW 及以上光伏发电站应能参与自动发电控制（AGC）。
51. 通过 110kV 及以上电压等级接入的光伏发电站应配置同步相量测量装置。
52. 为了保证光伏发电站与电网之间的功率输送，需要在光伏发电站升压站侧配置线路保护，以确保继电保护装置的可靠性。
53. 并网电压等级为 220kV 及以上的光伏发电站远动通信设备应采用无机械磨损件独立设备。
54. 在地下敷设电缆附近开挖土方时，可以使用机械开挖。
55. 3kV-66kV 中性点不接地系统发生单相接地故障时，一次设备应能快速切除故障，从而降低人身触电风险。
56. 35kV 及以上电压等级发电厂（包括新能源场站）、变电站均应具备自动电压控制（AVC）功能。
57. 光伏逆变器除具备低电压穿越能力外，机端电压原则上应具有 1 倍额定电压持续 500ms 的高电压穿越能力。
58. 光伏发电站汇集线系统应采用经电阻或消弧线圈接地方式。
59. 避雷器运行中持续电流检测（带电），220kV 及以下的避雷器每 6 个月检测 1 次，检测应在雷雨季节前进行。测试数据应包括全电流及阻性电流，且不超过规程允许值。
60. 对运行 10 年及以上的避雷器应重点跟踪泄漏电流的变化，停运后应重点检查压力释放板是否有变色、锈蚀或破损。
61. 电容器组过电压保护用金属氧化物避雷器接线方式应采用星形接线，中性点直接接地方式。
62. 光伏组件串的最大功率工作电压变化范围应在逆变器的最大功率跟踪电压范围内。
63. 大、中型地面光伏发电站站区可设两个出入口，其位置应使站内外联系方便。站区主要出入口处主干道行车部分的宽度宜采用 5m；次干道（环行道路）宽度宜采用 3m。通向建筑物出入口处的人行引道的宽度宜与门宽相适应。
64. 光伏发电站母线上的电压互感器和避雷器应合用一组隔离开关，并组装在一个柜内。
65. 光伏发电站内 10kV 或 35kV 系统中性点可采用不接地、经消弧线圈接地方式，不可采用小电阻接地方式。
66. 大、中型光伏发电站其站内汇集系统宜采用经消弧线圈接地或小电阻接地的方式。
67. 当采用消弧线圈接地时，不应装设隔离开关。
68. 主变压器中性点避雷器不应装设隔离开关。
69. 站用电备用变压器的容量与工作变压器容量相同。
70. 接入 10kV~35kV 电压等级公用电网的光伏发电站，功率因素应能在超前 0.95 和滞后 0.95 范围内连续可调。
71. 小型光伏发电站输出有功功率大于其额定功率的 50％时，功率因数不应小于 0.98（超前或滞后）。
72. 测控装置能够输出防误闭锁接点，闭锁设备的遥控和手动操作。
73. 机械防误闭锁是指利用电气设备的机械联动部件对相应电气设备操作构成的闭锁。
74. 光缆配套防振锤安装距离允许偏差为 30mm，安装位置、数量、方向、锤头朝向和螺栓紧固力矩应符合设计要求。
75. 引下光缆弯曲半径不应小于 20 倍的光缆直径。
76. 光缆进站接地应采用可靠接地方式，至少三点接地。
77. 站内采用落地余缆箱安装时，余缆箱、钢管与站内接地网应可靠连接，钢管直径不应小于 50mm，绝缘套管直径不应小于 32mm，钢管弯曲半径不应小于 15 倍钢管直径。
78. 余缆捆绑应采用不锈钢带，且应不少于 5 处捆扎。每条光缆盘留量不应小于光缆放至地面加 5m。
79. 接续盒熔纤盘内的接续用光纤盘留量不应少于 500mm，弯曲半径不应小于 30mm。
80. 接续盒安装高度应符合设计要求，终端接续盒安装位置宜在余缆架顶端上方不小于 1m。
81. 绝缘电阻指在绝缘上施加一直流电压时，此电压与出现的电流之比，通常绝缘电阻都是指稳态电阻。
82. 光伏发电站汇流箱冲击检测中，应保持通电的条件对属于外壳组成部分的面板或其他材质部件进行冲击测试。
83. 光伏发电站汇流箱振动检测中，被测设备无包装且不通电时，应选择随机振动方式进行测试。
84. 光伏阵列发热故障检查中，温度直接测量或红外照相探测时，被探测光伏组件处于正常工作模式（峰值功率跟踪），其表面的辐照度应超过 400W/m2，且气象条件稳定。
85. 在汇流箱过流保护检测过程中，调节光伏模拟电源 IV 输出曲线，使其在光伏汇流箱施加标称最大工作电压下的电流值小于规定的最大短路故障电流值。
86. 光伏发电站计算机监控系统站控层应采用交流不停电电源系统供电，其持续供电时间不宜小于 1h。
87. 光伏组件实验室检测，检测确定组件在标准测试条件下的最大功率值，对运行期组件，在达到某一运行年限时，其实际最大功率与铭牌标示值相比的衰减率不得超过合同中的规定值。
88. 在四周有防护高度不小于 1050mm 女儿墙的平顶屋上作业，可以不使用安全带。
89. 同一光伏组件不同区域外表面上方温度差超过 30℃的区域，应视为发生热斑。
90. 逆变器运行时注入电网的电流谐波总畸变率限值为 6%。
91. 断路器失灵保护在断路器拒动时动作。
92. 电压互感器二次负载变大时，二次电压变大。
93. 变压器运行中的压力释放阀动作后，应将释放阀的机械电气信号手动复位。
94. 变压器空载合闸时励磁涌流的大小与断路器合闸快慢有关。
95. 被拆装光伏组件（含室外汇流箱）所在支路必须停电，并用电流表检测回路确实无电流，同时必须在该支路开关操作把手上悬挂 “禁止合闸，有人工作” 警示牌。
96. 变压器带容性负荷时电压最高。
97. 变压器调整电压一般是利用改变绕组的匝数的方法来进行。
98. 10kV、20kV、35kV 配电装置的裸露部分在跨越人行过道或作业区时，若导电部分对地高度分别小于 2.6m、2.7m、2.8m，该裸露部分两侧和底部须装设护网。
99. 在逆变器中检查和更换电容器前，对电容器剩余电量可以不用充分放电。
100. 在电容器的两端加上直流电时，阻抗为无限大，相当于 “开路”。
101. 在发生接地故障时，变压器中性点处零序电压将会很高。
102. 已运行的变压器气体继电器应每半年开盖一次，进行内部结构和动作可靠性检查。
103. 影响变压器励磁涌流的主要原因有：①变压器剩磁的存在；②电压合闸角。
104. 无功电压控制系统应通过通信接口与站控和上级控制（或电力系统调度机构）保持相互传送信息和运行命令。
105. 系统中无功功率不足时，电压偏低。
106. 系统中有功功率不足时，频率偏低。
107. 线路覆冰使架空线舞动的可能性增大。
108. 配电柜中开关，主接触点不应有烧熔痕迹，灭弧罩不应烧黑和损坏，紧固各接线螺丝，清洁柜内灰尘。
109. 热斑效应会对组件的封装材料造成破坏。
110. 若不考虑电流和线路电阻，在大电流接地系统中发生接地短路时，零序电流超前零序电压 90 度。
111. 配电柜保养完毕后，拆除安全装置，断开高压侧接地开关，合上真空断路器，观察变压器投入运行无误后，向低压配电柜一次送电。
112. 每个汇流箱应有一个固定的通讯 IP 地址。
113. 每年至少一次对数据传输系统中输入数据的传感器灵敏度进行校验。
114. 开关正常操作必须采用三相操作。
115. 开路电压显著增大，转换效率降低。
116. 可能发生雷鸣等落雷危险时，或回路的开关或断路器开关时，可以短时间内接近避雷器及接地回路。
117. 光伏组件检修停电作业时，应断开汇流箱内相应组串开关及相邻组件的连接线；无组串开关时，应断开汇流箱输出开关，取下对应组串保险。光伏发电站监控系统具有自动控制功能，不需要人工控制。
118. 光伏方阵电气设备的日常维护检修宜选择光照较弱的时段进行。
119. 光伏方阵检修工作结束后，应进行测试和验收。
120. 发电厂及变电站应配置厂站端自动化系统，并根据其调度管理关系的划分接入相应的调度端自动化系统。
121. 断路器被画成断开位置时，在电气图中属于正常状态。
122. 对光伏发电站送出线路，应在系统侧配置分段式相间、接地故障保护；有特殊要求时，可配置纵联电流差动保护。
123. 电压互感器工作时相当于变压器空载运行。
124. 电晕是高压带电体表面向周围空气游离放电现象。
125. PCS 装置工作在充电或放电状态时，最优效率不宜低于 95%。
126. 电压互感器端子箱应密封良好，无进水受潮现象。
127. 电压互感器的互感比即为一、二次额定电压之比。
128. 导体的长度和截面积都增大一倍，则该导体的电阻值也将增大一倍。
129. 低压是指配电交流系统中 1000V 及以下等级的电压。
130. 单母线接线的主要优点是接线简单、设备少、操作方便、投资少，便于扩建。
131. 单位时间内所做的功叫做电功率。
132. 强油循环风冷式变压器额定负荷时冷却装置全部停运，此时其上层油温不超过 75℃就可以长时间运行。
133. 参考气象站应具有连续 15 年以上的太阳辐射长期观测记录。
134. 继电保护的整定应满足速动性、选择性和灵敏性要求，如果由于运行方式、装置性能等原因，不能兼顾速动性、选择性或灵敏性要求时，应在整定时合理地进行取舍，优先考虑选择性。
135. 10kV 及以下电压系统继电保护一般采用近后备原则。
136. 继电保护的运行整定，应以保证系统的安全稳定运行为根本目标。
137. 当光伏电站更换逆变器或变压器等主要设备时，应重新提交测试报告。
138. 低电阻接地系统每段汇集母线必须且只能有一个中性点接地运行，当接地点失去时，应断开汇集母线所有断路器。
139. 分段汇集母线正常情况不允许并列运行。汇集母线为单母线或单母线分段并列运行时，有且只能有一台接地变压器（或带平衡绕组变压器）接入该母线运行。
140. 光伏电站所接入的公共连接点的谐波注入电流应满足 GB/T 14549 的要求，其中光伏电站向电网注入的谐波电流允许值按照光伏电站装机容量与其公共连接点上具有谐波源的发 / 供电设备总容量之比进行分配。
141. 光伏电站所接入的公共连接点的电压波动和闪变应满足 GB/T 12326 的要求，其中光伏电站引起的闪变值按照光伏电站装机容量与公共连接点上的干扰源总容量之比进行分配。
142. 有功功率变化即在一定时间间隔内，光伏电站有功功率最大值与最小值之差。本标准规定了 2min 及 10min 有功功率变化。
143. 光伏发电站可在升压变压器低压侧配置集中无功补偿装置。无集中升压变压器光伏发电站可以不安装集中无功补偿装置。
144. 无功电压控制系统应能监控各部件的运行状态，统一协调控制并网逆变器、无功补偿装置，但不包括升压变压器分接头。
145. 通过 10 （6） kV 电压等级并网的光伏发电系统，同一计量点应安装同型号、同规格、准确度相同的主、副电能表各一套。主、副表应有明确标志。
146. 光伏发电系统接入电网前，应明确上网电量和用网电量计量点。光伏发电系统电能计量点应设在光伏发电系统与电网的产权分界处，产权分界处按国家有关规定确定。
147. 当配电装置室的长度超过 100m 时，应增设一个中间疏散出口。
148. 建筑面积超过 500m2 的主控室、配电装置室、电缆夹层，其疏散出口不宜少于两个，楼层的第二个出口可设在固定楼梯的室外平台处。
149. 大型光伏发电站建设前期宜先在站址所在地设立太阳辐射现场观测站，现场观测记录的周期不应少于一个完整月。
150. 管理信息大区可单套配置远动网关，实现与其他管理系统的信息传输。
151. 调度端系统之间通信应采用环路网络通道。
152. 调度自动化系统的数据通信应按照各区域调度有关电力二次系统安全防护规定的要求采取安全隔离措施。
153. 调度端采用网络通信方式时，调度端与厂站端的专线通信方式，通信规约宜采用 DL/T 634.5102。
154. 调度自动化系统调度端仅能接收 1 种远动规约；与厂站端的通信方式宜采用问答式。
155. 调度端系统专用的每套 UPS 电源应至少配置一组蓄电池组，每组蓄电池组容量应满足带全部负载的时间不小于 1h。双机运行时单机负载率不应超过 30%。
156. 调度端系统应采用专用的、冗余配置的 UPS 供电，不应与信息系统、通信系统合用电源。
157. 系统应能与多个调度端进行数据通信，具备遥控、遥调功能，但同一时刻某一具体被控设备只允许执行一个调度端的遥控、遥调命令。
158. 光伏发电站中属于电网调度管辖的设备，运行人员应按照调度指令操作；操作电网调度许可范围内的设备，应得到电网调度部门的同意。但光伏发电站的运行方式及涉网设备参数的调整不需要按照电网调度部门的要求进行。
159. 红外热成像仪可以用来查找光伏组件热斑。
160. 逆变器开机或运行中，检测到输出侧发生短路时，逆变器应能自动保护。逆变器最大跳闸时间应小于 0.1s。
161. 逆变器交流输出缺相时，逆变器自动保护，并停止工作，正确连接后逆变器应能正常运行。
162. 光伏逆变器直流输入极性接反时逆变器能自动保护，待极性和相序正确接入时，逆变器应能正常工作。
163. 当因为频率响应的问题并网式光伏逆变器切出电网后，在电网频率恢复到允许运行的电网频率时逆变器应能重新启动运行。
164. 双轴跟踪系统的跟踪精度用太阳入射角来表示。
165. 单轴跟踪系统的跟踪精度以入射阳光射线与接收平面法线在跟踪方向的夹角来标识。
166. 与传统的固定支架相比较，采用单轴跟踪支架组件的单位容量发电量可以提高 20%，而双轴跟踪支架甚至可以提高 30% 以上。
167. 光缆在直线段每隔 5m、两端、转弯处以及穿墙洞处应设置明显标识。
168. 光纤成端应按纤序规定与尾纤熔接，熔纤盘内接续光纤单端盘留量不应少于 500mm，弯曲半径不应小于 30mm。
169. 杆塔上光缆跳线应自然大弧度过渡，并应安装 2 个～3 个固定线夹。
170. 光缆外护套不应有损伤、扭曲、鼓泡、挤压等现象。
171. 引下光缆应顺直美观，每隔 1.5m~2m 安装一个固定卡具，引下光缆与铁塔或构架本体间距不应小于 50mm。
172. 引下光缆弯曲半径不应小于 5 倍的光缆直径。
173. 光缆在电缆沟内应穿阻燃子管保护并每隔 1m~2m 绑扎固定在支架上，保护管内径不应小于 30mm。
174. 光缆在直线段每隔 5m、两端、转弯处以及穿墙洞处应设置明显标识。
175. 为了增加硅片表面光能吸收量，减小光反射损耗，在光伏电池表面还要镀敷一层用二氧化硅构成的减反射膜。
176. 独立光伏系统不与公共电网相连，只满足小范围的电力需求。
177. 充 / 放电控制器的作用是将光伏电池板产生的电能存储到蓄电池中。
178. 并网光伏系统是指与公共电网相连的光伏发电系统。
179. 短路电流是指当光伏电池的电压为零时，即 P、N 结内电路短路时流过电池的电流。
180. 光伏电池如果外接负载的电阻大小等于电池本身的输出电阻，那么电池输出的功率达到最小。
181. 电流型逆变器的各个开关流过的电流是单方向的。
182. 使用金属边框的光伏组件，边框可以不接地。
183. 光伏建材和光伏构件的排水系统必须保持畅通，应定期疏通。
184. 负载电阻为零时，太阳能电池板输出的电流为短路电流。
185. 交流接触器的触点，由银钨合金制成，具有良好的导电性和耐高温烧蚀性。
186. 随着电池板温度升高，短路电流上升，开路电压上升，转换效率升高。
187. 由于光的颜色（波长）不同，转变为电能的比例也不同，这种特性称为 “光谱特性”。
188. 在太阳电池电学性能参数中，其开路电压大于工作电压，工作电流大于短路电流。
189. 在地球大气层之外，地球与太阳平均距离处，垂直于太阳光方向的单位面积上的辐射能基本上为一个常数。这个辐射强度称为太阳常数。
190. 太阳能光伏发电系统中，光伏效应指在电网失电情况下，发电设备仍作为孤立电源对负载供电这一现象。
191. 在太阳能光伏发电系统中，太阳电池方阵所发出的电力如果要供交流负载使用的话，实现此功能的主要器件是逆变器。
192. 太阳能光伏发电系统中，太阳电池组件表面被污物遮盖，会影响整个太阳电池方阵所发出的电力，从而产生热斑效应。
193. 直流汇流柜内直流输出母线的正极对地、负极对地的绝缘电阻应大于 0.5 兆欧，直流输出母线端配备的直流断路器，其分断功能应灵活、可靠。
194. 配电柜中开关，主触点不应有烧溶痕迹，灭弧罩不应烧黑和损坏，紧固各接线螺丝，清洁柜内灰尘。
195. 光伏方阵防雷保护器应有效，并在雷雨季节到来之前进行检查。
196. 光伏组件转换效率衰减测试，以电站所用光伏组件品牌型号为单位，按照总数量万分之一随机抽取，组件不足一万块的随机抽取一块。
197. 光伏电站需定期清理遮挡光伏组件的杂草和树木。
198. 太阳辐射量较高、直射分量较大的地区宜选用晶体硅光伏组件或聚光光伏组件。
199. 用于光伏发电站的储能电池宜根据储能效率、循环寿命、能量密度、功率密度、响应时间、环境适应能力、充放电效率、自放电率、深放电能力等技术条件进行选择。
200. 光伏发电站储能系统宜选用大容量单体储能电池，减少并联数，并宜采用储能电池组分组控制充放电。
201. 电化学储能电站安全工器具应定期检验，检验合格后方可使用。
202. 储能电池应无变形、漏液，铅酸（炭）电池应无爬酸，电池极柱、端子、连接排应连接牢固，裸露带电部位应采取绝缘遮挡措施。
203. 电池阵列应具有在短路、起火或其他紧急情况下迅速断开直流回路的措施，宜配置交流电弧保护装置。
204. 电池模块外壳、接插件、采集和控制线束、动力电缆等部件宜采用阻燃材料。
205. 电池阵列支架应无损伤、变形，其机械强度应满足承重要求。
206. 液流电池电堆外观应无变形或损坏，电解液循环系统管道、储罐、积液池应无变形、破损或裂痕，电解液循环系统各连接处应无漏液，阀门开合应无卡涩，过滤器压差应在规定范围内。
207. 电池阵列、水电解制氢 / 燃料电池系统连接的直流导体极性只能通过导体颜色、识别标志等明确区分。
208. 水电解制氢 / 燃料电池系统应采取防静电措施。
209. 梯次利用电池应进行外观、极性、绝缘、充放电功率、充放电能量的检测和分类。
210. 电池室 / 舱内应设置可燃气体探测器，温感探测器、烟感探测器等火灾探测器，每个电池模块可单独配置探测器。
211. 水电解制氢 / 燃料电池系统应设置氢气检测报警系统，氢气探测器应安装在最有可能积聚氢气的位置。
212. 电池室 / 舱应设置自动灭火系统，锂离子电池室 / 舱自动灭火系统的最小保护单元宜为电池簇，每个电池簇可单独配置灭火介质喷头或探火管。
213. 电池室 / 舱应装设环境温湿度控制系统、防爆型通风装置，电池室 / 舱内应设置排风开关。
214. 水电解制氢 / 燃料电池系统涉氢设备或管道放置房间应设置一个总机械排风系统，并与氢气检测报警系统联锁控制。
215. 电池室 / 舱门应向疏散方向开启﹐并能自行关闭，用于疏散的门应从向内打开。
216. 电化学储能电站应定期监视电池及电池管理系统、储能变流器、直流系统、站用电系统等运行工况。
217. 电化学储能电站交接班发生异常或事故时，应停止交接班，并对异常或事故及时处理。
218. 水电解制氢 / 燃料电池系统短暂停机时，涉氢设备应保持正压状态。在投入运行前、长期停用前，均应采用氮气进行吹扫置换。
219. 储能变流器在巡视检查和现场操作过程中发生紧急情况下无法及时停机时，应使用就地紧急按钮。异常停机后，在未查明原因前，不应重新投入运行。
220. 监控系统出现异常情况时，应手动切换到备用系统中并及时检查处理。
221. 空调系统应定期检查和补充空调冷却介质，定期清洗空调滤网，电池室 / 舱内空调无法正常工作时，应停运对应的储能系统。
222. 储能变流器、高压断路器、隔离开关等设备检修前，设备 “远方 / 就地” 控制方式应设置在 “就地” 方式。
223. 电化学储能电站室外检修和试验应避开雷雨等极端天气。
224. 电化学储能电站设备检修后，应核对设备运行参数及保护定值。
225. 电化学储能电站设备检修后，应对全部设备进行性能试验。
226. 电池检修前应断开一次回路交直流断路器、隔离开关，并在储能变流器交流侧装设接地线，悬挂安全警示牌。
227. 电化学储能电站电池室 / 舱发生气体泄漏，液体泄漏、可燃气体浓度超标、冒烟等异常情况时，人员进入事故现场前应佩戴个人防护用品。
228. 电池模块成组设计时应考虑在触电或紧急情况下迅速断开回路，保证人身安全和事故隔离。
229. 每台电池都进行出厂试验。一台中有一项性能不符合要求，即为不合格，允许返修后重试，复试一次仍不合格，则为试验不合格。
230. 电池模块应在不完全放电状态下运输。荷电状态应根据运输时间和自放电情况确定，一般应在 30%~80%。
231. 电池模块储存期间，剩余电能应不小于 20%。
232. PCS 可实现储能电池与交流电网之间双向能量转换，具备有功和无功解耦控制的四象限运行功能。
233. PCS 装置可接收监控系统的控制指令对电池进行充放电。
234. PCS 装置应能和电池管理系统配合以保障电池的安全。
235. PCS 装置应依据上层管理系统指令执行相应动作，实现对充放电电压和电流的开环控制。
236. PCS 装置运行期间周围环境温度应不高于 50℃，不低于 - 20℃。
237. PCS 装置运行期间日平均相对湿度应不大于 95%，月平均相对湿度应不大于 90%，产品上不应出现凝露。
238. PCS 装置安装使用地点应无强烈振动和冲击，无强电磁干扰，外磁场感应强度不得超过 0.5mT。
239. PCS 装置安装地点不得有爆炸危险介质，周围介质不含有腐蚀金属和破坏绝缘的有害气体及导电介质。
240. 电网发生短路故障时，PCS 装置提供的最大短路电流应小于 1.5 倍额定电流。
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