TDCB 001-2023 配置電化學(xué)儲能的光伏系統(tǒng)性能檢測技術(shù)規(guī)范

ICS27.160CCSF12DCB中國電池工業(yè)協(xié)會團體標(biāo)準(zhǔn)T/DCB001—2023配置電化學(xué)儲能的光伏系統(tǒng)性能檢測技術(shù)規(guī)范Technicalspecificationforperformancetestingofphotovoltaicsystemsequippedwithelectrochemicalenergystorage2023-12-4發(fā)布 2024-3-1實施中國電池工業(yè)協(xié)會 發(fā)布T/DCB001T/DCB001—2023目 次前言 III1范圍 12規(guī)范性引用文件 13術(shù)語、定義和縮寫詞 14檢測條件 3環(huán)境條件 3系統(tǒng)條件 3測試設(shè)備 35光伏系統(tǒng)測試 3光伏系統(tǒng)安全性能 35.1.1接地連續(xù)性 45.1.2接地電阻 4光伏方陣絕緣電阻 4紅外熱成像 4光伏系統(tǒng)發(fā)電性能 4光伏系統(tǒng)能效比（PR） 4光伏系統(tǒng)標(biāo)準(zhǔn)能效比（PRSTC） 5光伏組件電致發(fā)光（EL） 5光伏組件最大功率 5光伏組件溫升損失 6光伏陣列最大功率 6光伏組串開路電壓 6光伏組串短路電流 6光伏組串工作電流 6組串內(nèi)光伏組件串聯(lián)失配損失 6多個組串并聯(lián)失配損失 7多個直流匯流箱并聯(lián)失配損失 7光伏組串到逆變器或匯流箱直流線損 7直流匯流箱到逆變器直流線損 75.2.15交流線損 8逆變器轉(zhuǎn)換效率 8陰影評估 86儲能系統(tǒng)測試 9儲能系統(tǒng)安全性能 96.1.1接地連續(xù)性 96.1.2接地電阻 96.1.3絕緣電阻 96.1.4紅外熱成像 9I儲能系統(tǒng)故障測試 9溫控系統(tǒng)失效 9主控電源失效 106.2.3通訊故障 106.2.4消防火災(zāi)報警系統(tǒng) 10電池測試 106.3.1電池內(nèi)阻 106.3.2電池互連電阻 106.3.3電池容量 10電池管理系統(tǒng)采集精度 11電池簇電壓采集精度 11電流采集精度 11儲能系統(tǒng)性能測試 11儲能系統(tǒng)額定能量 11額定功率充放電效率 11典型工作周期充放電效率 12儲能能量衰減速率 12待機能量損失率 126.5.6自放電率 12充放電轉(zhuǎn)換時間 13充放電爬坡率 13有功功率調(diào)節(jié)能力 14無功功率調(diào)節(jié)能力 15功率因數(shù)調(diào)節(jié)能力 156.5.12過載能力 16附錄A（資料性）配置電化學(xué)儲能的光伏系統(tǒng)典型拓撲結(jié)構(gòu)示意圖 17附錄B（資料性）接地連續(xù)性測試記錄表 18附錄C（資料性）光伏系統(tǒng)紅外熱異常類型 19附錄D（資料性）光伏組件電致發(fā)光（EL）測試 22附錄E（資料性）陰影評估記錄示例 24參考文獻 25II前 言本文件按照GB/T1.1-2020《標(biāo)準(zhǔn)化工作導(dǎo)則第1部分:標(biāo)準(zhǔn)化文件的結(jié)構(gòu)和起草規(guī)則》的規(guī)定起草。請注意本文件的某些內(nèi)容可能涉及專利。本文件的發(fā)布機構(gòu)不承擔(dān)識別這些專利的責(zé)任。本文件由中國電池工業(yè)協(xié)會歸口。本文件牽頭起草單位：廣東產(chǎn)品質(zhì)量監(jiān)督檢驗研究院。（北京（北京（北京III配置電化學(xué)儲能的光伏系統(tǒng)性能檢測技術(shù)規(guī)范范圍本文件規(guī)定了配置電化學(xué)儲能的光伏系統(tǒng)性能及其關(guān)鍵部件的測試項目和檢測方法。本文件適用于配置電化學(xué)儲能的光伏系統(tǒng)性能檢測。電化學(xué)儲能系統(tǒng)或并網(wǎng)光伏系統(tǒng)可參照執(zhí)行。規(guī)范性引用文件（包括所有的修改單適用于本文件。GB51048電化學(xué)儲能電站設(shè)計規(guī)范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(dǎo)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/T20513GB/T34120電化學(xué)儲能系統(tǒng)儲能變流器技術(shù)規(guī)范GB/T36276電力儲能用鋰離子電池GB/T36547電化學(xué)儲能系統(tǒng)。接入電網(wǎng)技術(shù)規(guī)定GB/T36548電化學(xué)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(xué)儲能系統(tǒng)通用技術(shù)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(shè)計規(guī)范NB/T33015電化學(xué)儲能系統(tǒng)接入配電網(wǎng)技術(shù)規(guī)定CNCA/CTS0016并網(wǎng)光伏電站性能檢測與質(zhì)量評估技術(shù)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(shù)語、定義和縮寫詞GB/T20000.1界定的以及下列術(shù)語和定義適用于本文件。術(shù)語和定義3.1.1配置電化學(xué)儲能的光伏系統(tǒng) photovoltaicsystemsequippedwithelectrochemicalenergystorage采用電化學(xué)電池作為儲能元件的并網(wǎng)光伏系統(tǒng)。注：典型拓撲結(jié)構(gòu)可參照附錄A。3.1.2儲能變流器 powerconversionsystem;PCS電化學(xué)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]3.1.31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]3.1.4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(xué)能和電能相互轉(zhuǎn)化的基本單元。[來源：GB/T36276，有修改]3.1.5電池模塊 batterymodule管理與保護裝置等部件。[來源：GB/T36276，有修改]3.1.6電池簇 batterycluster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]3.1.7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]3.1.8輔助負載 auxiliaryloads風(fēng)扇、泵以及加熱器等。3.1.9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。3.1.10典型工作周期 dutycycle24由設(shè)備制造商或業(yè)主設(shè)定。3.1.11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]3.1.12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)。3.1.13儲能能量衰減速率 storageenergydecayrate描述儲能系統(tǒng)存儲能量變化，由測試時儲能放電能量除以儲能額定能量的比值確定。3.1.14待機能量損失率 standbyenergylossrate初始測定能量的比率。3.1.15自放電率 self-dischargerate2間內(nèi)損失能量占初始測定能量的比率。3.1.16熱備用狀態(tài) hotstandbystate網(wǎng)能量交換的狀態(tài)。[來源：GB/T36547，有修改]3.1.17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。3.1.18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(shè)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]3.1.19并網(wǎng)點 pointofcoupling（POC）網(wǎng)點為輸出匯總點。縮寫詞STC：standardtestcondition，標(biāo)準(zhǔn)測試條件PR：performanceratio，能效比PRSTC：標(biāo)準(zhǔn)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(yīng)在下列環(huán)境條件下執(zhí)行：a）環(huán)境溫度：5℃~40℃；b）95%c）大氣壓力：80kPa~106kPa。注：除另有規(guī)定，測試應(yīng)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(yīng)在下列現(xiàn)場條件下執(zhí)行：a）應(yīng)在電化學(xué)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(shè)施、環(huán)境保護設(shè)施、勞動安全設(shè)施等輔助性設(shè)施應(yīng)通過驗收；c）應(yīng)提前做好事故應(yīng)急預(yù)案。測試接線前核對圖紙和技術(shù)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(shè)備測試儀器儀表應(yīng)滿足下列要求：a）檢測儀器儀表應(yīng)檢定或校準(zhǔn)合格，并在有效期內(nèi)；b）GB/T20513光伏系統(tǒng)測試光伏系統(tǒng)安全性能3接地連續(xù)性接地連續(xù)性測試應(yīng)符合下列規(guī)定：光伏系統(tǒng)外露可導(dǎo)電部分應(yīng)可靠接地；光伏組件金屬邊框、支架、線槽、匯流箱、逆變器等應(yīng)連接地排或通過互連后連接地排；測試結(jié)果記錄可參照附錄B執(zhí)行；接地連續(xù)性電阻值應(yīng)不高于0.1Ω。接地電阻接地電阻測試應(yīng)符合下列規(guī)定：光伏方陣、直流匯流箱、逆變器及GB/T50065試應(yīng)按GB/T17949.1執(zhí)行；4Ω。備注：有接地網(wǎng)時，接地電阻測試可省略。光伏方陣絕緣電阻光伏方陣絕緣電阻測試應(yīng)符合下列規(guī)定：IEC62446-1試；1照表1執(zhí)行，當(dāng)測試值低于限值時，應(yīng)減少組串并聯(lián)數(shù)，重新測試排查，直至確認(rèn)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(yīng)符合下列規(guī)定：光伏系統(tǒng)紅外熱成像檢測，應(yīng)包括光伏組件和光伏平衡系統(tǒng)（BOS）連接器、匯流箱、逆變器、電纜、連接點、保險絲、開關(guān)等；IECTS62446-3執(zhí)行；小于600W/m2；光伏平衡系統(tǒng)（BOS）部件檢測時，工作電流不應(yīng)低于額定電流的30%；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(yīng)符合下列規(guī)定：口表；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超短時間不應(yīng)小于4小時；短時間及超短時間測試應(yīng)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(yīng)大于10MJ/m2，超短時間測試方陣面平均輻照應(yīng)大于400W/m2；d）測試應(yīng)按下列步驟執(zhí)行：4的安裝角度與方陣面一致；定代表平均溫度的測試點；在光伏發(fā)電交流輸出側(cè)測量發(fā)電量；按下式計算光伏系統(tǒng)能效比： PR=）/(????/??）=?????/??） (1)式中：??????——在測量周期內(nèi)光伏系統(tǒng)發(fā)電量，單位：kWh；??0——光伏系統(tǒng)額定功率，單位：kWp；????——在測試周期內(nèi)光伏方陣面的輻射量，單位：kWh/m2；G ——標(biāo)準(zhǔn)測試條件輻照度，為1kW/m2。?????/??表示為：??=1 ?????/??=∑?????????）/??···························································(2)??=1式中：??????——第i種朝向的光伏組件額定功率之和，單位：kWp；??????——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(shè)備記錄得到，而是通過關(guān)口電表得到，應(yīng)在檢測報告中予以說明。光伏系統(tǒng)標(biāo)準(zhǔn)能效比（PRSTC）光伏系統(tǒng)標(biāo)準(zhǔn)能效比（PRSTC）測試應(yīng)符合下列規(guī)定：PRSTC的能效比，測試步驟同5.2.1；GB/T18210執(zhí)行；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(jié)溫，按光伏電池結(jié)溫在輻照1000W/m2時比實測組件溫度高2，輻照變化對結(jié)溫的影響按照線性處理；標(biāo)準(zhǔn)能效比PRSTC5.2.1PO Ci=1+γi·(Tcell-25） (3)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(jié)溫。光伏組件電致發(fā)光（EL）光伏組件電致發(fā)光（EL）測試應(yīng)符合下列規(guī)定：應(yīng)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；良現(xiàn)象應(yīng)根據(jù)供需技術(shù)要求判定；D。光伏組件最大功率光伏組件最大功率測試應(yīng)符合下列規(guī)定：a）b）GB/T18210的規(guī)定對選定的光伏組件測試；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(jié)果修正到STC條件下；CNCA/CTS0016執(zhí)行；5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(biāo)稱功率值—組件清潔后修正功率值）/組件標(biāo)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%判定條件：組件衰降率以供需雙方的合同條款為準(zhǔn)。定值，遮擋損失不應(yīng)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(biāo)，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(yīng)按5.2.4測試并修正得到的STC下的功率和開路電壓，結(jié)合該型號組件的溫度系數(shù)，推算得到當(dāng)前結(jié)溫下的功率和開路電壓，計算溫度損失百分比。計算公式：=（STC–未修正結(jié)溫最大功率）/STC最大功率100%=（STC–未修正結(jié)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(yīng)大于400W/m2，應(yīng)按GB/T18210CNCA/CTS0016執(zhí)行。光伏組串開路電壓光伏組串開路電壓測試應(yīng)符合下列規(guī)定：二極管短路等故障問題；測試應(yīng)在穩(wěn)定輻照條件下執(zhí)行；路電壓與該組開路電壓平均值偏差不應(yīng)超過5%。光伏組串短路電流光伏組串短路電流測試應(yīng)符合下列規(guī)定：測試應(yīng)在穩(wěn)定的輻照條件下執(zhí)行；流與該組短路電流平均值偏差不應(yīng)超過10%。光伏組串工作電流光伏組串工作電流測試應(yīng)符合下列規(guī)定：測試應(yīng)在穩(wěn)定的輻照條件下進行。流與該組工作電流平均值偏差不應(yīng)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(yīng)符合下列規(guī)定：400W/m2；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）d）分別修正到統(tǒng)一輻照和統(tǒng)一溫度,計算公式：6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(yīng)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(yīng)符合下列規(guī)定：400W/m2；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）件溫度；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%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(yīng)符合下列規(guī)定：測試時輻照應(yīng)大于400W/m2；斷開逆變器輸入開關(guān)，對選定逆變器的MPPT通道中每個直流匯流箱檢測I-V和組件溫度；MPPT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%判定條件：直流匯流箱并聯(lián)平均失配損失不應(yīng)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(yīng)符合下列規(guī)定：測試時輻照應(yīng)大于400W/m2；b）3個組串分別進行檢測，測試結(jié)果取其平均值；c）1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%方法二：同時檢測組串出口直流電壓(Vzc）/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(dǎo)線電壓差ΔV (4) ΔV/Vzc×100%=現(xiàn)場實測直流線損（%） (5) ΔV/Izc=直流導(dǎo)線電阻Rdc (6) ISTC×Rdc=STC條件下的直流壓降ΔVSTC (7) ΔVSTC/VSTC×100%=單組串STC條件下直流線損（%） (8) ΔVSTC/VSTC×100%=單組串STC條件下直流線損（%） (9)式中：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7直流匯流箱到逆變器直流線損測試應(yīng)符合下列規(guī)定：400W/m2；3臺分別測試結(jié)果判定應(yīng)以供需雙方的合同條款為準(zhǔn)?？刹捎孟铝蟹椒ㄖ唬悍椒ㄒ唬和瑫r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=（–逆變器入口端能量）/直流匯流箱出口端能量100%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(dǎo)線電壓差ΔV (10) ΔV/Vhc×100%=現(xiàn)場實測直流線損（%） (11) ΔV/Idc=直流導(dǎo)線電阻Rdc (12) ISTC×Rdc=STC條件下的直流壓降ΔVSTC (13) ΔVSTC/VSTC×100%=單組串STC條件下直流線損（%） (14)式中：ISTC：直流匯流箱STC條件下工作電流；VSTCSTC條件下工作電壓。交流線損交流線損測試應(yīng)符合下列規(guī)定：a）交流線損應(yīng)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(yīng)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(yīng)根據(jù)系統(tǒng)配置確定，測試方法應(yīng)相同；c）測試結(jié)果判定應(yīng)以供需雙方的合同條款為準(zhǔn)。測試時電纜電流應(yīng)大于逆變器或變壓器額定電流的30%，可采用下列方法之一：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%VSVM，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(dǎo)線電壓差ΔV (15) ΔV/VS×100%=現(xiàn)場實測交流線損（%） (16) ΔV/Iac=交流導(dǎo)線電阻Rac (17) IN×Rac=額定條件下的交流壓降ΔVN (18) ΔVN/VN×100%=額定條件下交流線損（%） (19)式中：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(yīng)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(shè)備的額定工作電壓。逆變器轉(zhuǎn)換效率逆變器轉(zhuǎn)換效率測試應(yīng)符合下列規(guī)定：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(yīng)低于30%；5陰影評估

逆變器轉(zhuǎn)換效率=輸出能量/輸入能量×100%8陰影評估應(yīng)符合下列規(guī)定：時，應(yīng)定期分析陰影遮擋影響下光伏組件的發(fā)熱情況；采用陰影分析儀時，應(yīng)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，拍攝圖像及評估可參照附錄E。儲能系統(tǒng)測試儲能系統(tǒng)安全性能接地連續(xù)性應(yīng)使用接地連續(xù)性測試儀，測試儲能系統(tǒng)被測設(shè)備外殼或相應(yīng)保護接地裝置與外部保護接地端子之間的連接電阻，測試結(jié)果記錄可參照附錄B執(zhí)行。連接電阻測試值應(yīng)不高于0.1Ω。接地電阻GB/T50065于4Ω，接地電阻測試應(yīng)按照GB/T17949.1執(zhí)行。絕緣電阻絕緣電阻測試應(yīng)符合下列規(guī)定：儲能系統(tǒng)絕緣電阻測試應(yīng)按GB/T36558電柜應(yīng)測試絕緣電阻；測試前應(yīng)斷開電涌保護器或其他可能影響測試結(jié)果或可能被損壞的設(shè)備，使用測試儀器在帶電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(yīng)符合下列規(guī)定：最大功率。儲能系統(tǒng)故障測試溫控系統(tǒng)失效BMSPCS失效情況下系統(tǒng)的反應(yīng)，宜采用下列測試方法：將系統(tǒng)處于熱備用狀態(tài)；c）將系統(tǒng)處于穩(wěn)定運行狀態(tài)下；或冷卻至預(yù)期的告警、保護動作值；恢復(fù)溫度故障告警、保護閾值至初始值。9溫控系統(tǒng)失效測試應(yīng)滿足下列要求：BMS應(yīng)具備溫控系統(tǒng)故障自診斷功能，當(dāng)溫控系統(tǒng)失效時，BMS應(yīng)將問題電池簇退出運行，并上報相關(guān)告警、保護信號；PCSPCS停機、向BMS發(fā)出停止充放電指令，并上報相關(guān)告警、保護信號；告警、保護信號。主控電源失效主控電源失效測試應(yīng)符合下列規(guī)定：主控電源失效測試用于診斷BMSBMS告警、保護信號；c）BMS、消防系統(tǒng)應(yīng)具備供電系統(tǒng)故障自診斷功能，當(dāng)主控電源過低或過高時，應(yīng)及時啟動備用電源，并上報告警、保護信號。通訊故障PCS、BMSEMS系統(tǒng)間應(yīng)具有兩兩連接的通訊線纜，具備通訊故障保護功能。通訊故障測試宜采用下列測試方法：a）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PCSEMS間通訊連接，觀察系統(tǒng)保護；c）BMSEMSd）儲能系統(tǒng)上電后，在待機狀態(tài)下重復(fù)上述步驟。PCSEMS報告通訊連接發(fā)生故障部位。消防火災(zāi)報警系統(tǒng)消防火災(zāi)報警系統(tǒng)聯(lián)動測試應(yīng)正確顯示動作煙感或溫感探頭區(qū)域并觸發(fā)報警。測試時，被測儲能單元內(nèi)的設(shè)備應(yīng)處于待機狀態(tài)，手動觸發(fā)艙內(nèi)頂部的傳感器。管理系統(tǒng)應(yīng)告警。電池測試電池內(nèi)阻池內(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(yīng)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)測量能量，應(yīng)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）SOC上限時停止充電，靜置1c）SOC下限時停止放電，靜置1小時；重復(fù)b）?c）23次試驗的均值作為結(jié)果；利用放電能量和額定電壓計算電池容量。10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(yīng)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(fù)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% (20)d）判定條件：電池簇總電壓測量誤差不應(yīng)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(yīng)按下列步驟執(zhí)行：a）BMS50%100%5min；b）用電流表測量電池系統(tǒng)電流值并記錄為IM；c）IR；d）ΔI ΔI=（|IM–IR|）/IM×100% (21)e）判定條件：電流測量誤差不應(yīng)大于1%。儲能系統(tǒng)性能測試儲能系統(tǒng)額定能量一體機在測試期間應(yīng)斷開與光伏部分的連接。測試應(yīng)按下列步驟執(zhí)行：SOC下限時停止放電；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負載能耗Wc；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載能耗Wd；b）?c）Ecn、EDnWcn、WDn；e）EcEd為儲能系統(tǒng)的額定充電能量和額定放電能量。??=1 ????=∑3??=1

+/3····························································(22) =∑3?）/3····························································(23)式中：

??=1——第i次循環(huán)充電能量，單位：kW?h；——第i次循環(huán)放電能量，單位：kW?h；??????——第i次循環(huán)充電過程輔助負載能耗，單位：kW?h；??????——第i次循環(huán)放電過程輔助負載能耗，單位：kW?h。注1：對于輔助負載由自身供應(yīng)的儲能系統(tǒng)，??????=0，??????=0。注2：測試中SOC上限和下限應(yīng)唯一且與實際使用時保持一致。額定功率充放電效率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。 RTE??=?+(24)??=1 =∑3 RTE??/3 (25)??=1式中：i——充放電循環(huán)數(shù)；11RTE——充放電效率。典型工作周期充放電效率典型工作周期充放電效率測試周期應(yīng)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。 =?++·········································(26)式中：??????????????——典型工作周期充放電效率；kW?h；kW?h；——典型工作周期內(nèi)放電過程輔助負載能耗，單位：kW?h；kW?h；??????——典型工作周期內(nèi)待機時的能量損耗，單位：kW?h。儲能能量衰減速率儲能能量衰減速率測試應(yīng)符合下列規(guī)定：系統(tǒng)能量衰減速率；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衰減速率。 ω=1?）×100% (27)式中：ω——儲能能量衰減速率；????——儲能系統(tǒng)測試時間點放電能量，單位：kW?h；????——儲能系統(tǒng)額定能量，單位：kW?h；待機能量損失率待機能量損失率測試應(yīng)按下列步驟執(zhí)行：SOC上限；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）SOCd）儲能系統(tǒng)以額定功率放電至SOC下限，記錄放電能量Enc；e）按下式計算待機能量損失率SELR(standbyenergylossrate）。 SELR=（Einitial–Enc）/（Einitial×n）×100% (28)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靜置的時間，宜按天計算。自放電率自放電率測試應(yīng)按下列步驟執(zhí)行：SOC上限；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）SOCd）SOCEno；e）SDR(self-dischargerate）。 SDR=（Einitial–Eno）/（Einitial×n）×100% (29)式中：Einitial——測試前儲能系統(tǒng)能量下限值，單位：kW?h；12Eno——測試后儲能系統(tǒng)能量下限值，單位：kW?h；n——靜置的時間，宜按天計算。充放電轉(zhuǎn)換時間在額定功率充放電條件下，應(yīng)對充電到放電、放電到充電的轉(zhuǎn)換時間測試，應(yīng)按下列步驟執(zhí)行：設(shè)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%充電到90%t1；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%到90%t2；3次，取3次測試結(jié)果的最大值。圖1 充放電轉(zhuǎn)換時間充放電爬坡率儲能系統(tǒng)充放電爬坡率測試應(yīng)在額定功率(PN)下執(zhí)行，應(yīng)按下列步驟執(zhí)行：儲能系統(tǒng)保持在熱備用狀態(tài)，SOC50%；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；SOC50%，使其處于熱備用狀態(tài)；10%PN的時刻記為90%PN的時刻記為t2c；90%PN的時刻記為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） (30)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；ib）、c）、e）、f）中的a、b、c、d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% (31)13圖2 充放電斜率和爬坡率計算示意圖有功功率調(diào)節(jié)能力有功功率調(diào)節(jié)可分為升功率和降功率測試，應(yīng)按下列步驟執(zhí)行：升功率測試如圖3所示，設(shè)置儲能系統(tǒng)的有功功率為0；圖3 升功率測試曲線-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記錄實測曲線；以每次有功功率變化后的第二個15s計算15s控制精度； δ=|(PM–PS）/PS|×100% (32)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(shè)定值。4所示設(shè)定功率點，要求與計算方法同升功率一致。14圖4 降功率測試曲線無功功率調(diào)節(jié)能力具有無功功率控制功能的儲能系統(tǒng)應(yīng)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(yīng)按下列步驟執(zhí)行：a）設(shè)置儲能系統(tǒng)充電有功功率為額定值PN；b）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為一點，計算第二個15s內(nèi)有功功率和無功功率的平均值；0.9PN0.8PN0.7PN0.6PN0.5PN0.4PN0.3PN0.2PN0.1PN0b）、c）；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(fù)步驟f）設(shè)置儲能系統(tǒng)放電有功功率為額定值PN，重復(fù)步驟b）～e）；g）以有功功率為橫坐標(biāo)，無功功率為縱坐標(biāo)，繪制儲能系統(tǒng)功率包絡(luò)圖。圖5 四象限功率范圍示意圖功率因數(shù)調(diào)節(jié)能力功率因數(shù)條件能力測試應(yīng)按下列步驟執(zhí)行：15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；0.95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；0.95過載能力儲能系統(tǒng)應(yīng)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，在倍額定功率充放電下可正常運行至少1min。應(yīng)按下列步驟執(zhí)行：1.1P10mi，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；1.21min，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；1.1P100.2s有功功率平均值為一點，記錄實測曲線；1.21min,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。16附錄A（資料性）配置電化學(xué)儲能的光伏系統(tǒng)典型拓撲結(jié)構(gòu)示意圖配置電化學(xué)儲能的光伏系統(tǒng)典型拓撲結(jié)構(gòu)見圖A.1。 圖A.1配置電化學(xué)儲能的光伏系統(tǒng)典型拓撲結(jié)構(gòu)示意圖17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—接地排儲能變流器儲能變流