TDCB0012023配置電化學(xué)儲(chǔ)能的光伏系統(tǒng)性能檢測(cè)技術(shù)規(guī)范

ICS27.160

CCSF12

DCB

中國(guó)電池工業(yè)協(xié)會(huì)團(tuán)體標(biāo)準(zhǔn)

T/DCB001—2023

配置電化學(xué)儲(chǔ)能的光伏系統(tǒng)

性能檢測(cè)技術(shù)規(guī)范

Technicalspecificationforperformancetestingof

photovoltaicsystemsequippedwithelectrochemicalenergystorage

2023-12-4發(fā)布2024-3-1實(shí)施

中國(guó)電池工業(yè)協(xié)會(huì)發(fā)布

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T/DCB001—2023

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(qǐng)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(jī)構(gòu)不承擔(dān)識(shí)別這些專利的責(zé)任。

本文件由中國(guó)電池工業(yè)協(xié)會(huì)歸口。

本文件牽頭起草單位：廣東產(chǎn)品質(zhì)量監(jiān)督檢驗(yàn)研究院。

本文件參與起草單位：南方電網(wǎng)綜合能源股份有限公司、福建星云電子股份有限公司、西安奇點(diǎn)能

源股份有限公司、新源智儲(chǔ)能源發(fā)展（北京）有限公司、溫州豐寶客電子有限公司、蘭州衡宙電力檢測(cè)

有限公司、特變電工新疆新能源股份有限公司、平高集團(tuán)儲(chǔ)能科技有限公司、山東電工時(shí)代能源科技有

限公司、珠海華成電力設(shè)計(jì)院股份有限公司、中節(jié)能太陽(yáng)能科技有限公司、北京京能國(guó)際綜合智慧能源

有限公司、四川偉力得能源股份有限公司、錦浪科技股份有限公司、江蘇綠碳芯科技有限公司、麥田能

源股份有限公司、天津中電新能源研究院有限公司、浙江艾羅網(wǎng)絡(luò)能源技術(shù)股份有限公司、湖南云儲(chǔ)循

環(huán)新能源科技有限公司、電能（北京）認(rèn)證中心有限公司、忻州格林貝斯新能源裝備制造有限公司、北

京合康新能科技股份有限公司、深圳碩日新能科技股份有限公司、河南輝煌科技股份有限公司、深圳市

云天數(shù)字能源有限公司、西安高壓電器研究院股份有限公司、江蘇大秦新能源科技有限公司、中國(guó)能源

建設(shè)集團(tuán)廣西電力設(shè)計(jì)研究院有限公司、深圳市德蘭明海新能源股份有限公司、深圳市健網(wǎng)科技有限公

司、法羅電力(浙江)有限公司、世慧科技（北京）集團(tuán)有限公司、深圳安誠(chéng)新能源有限公司、浙江超威

電力有限公司、國(guó)家電投集團(tuán)科學(xué)技術(shù)研究院有限公司、中國(guó)電池工業(yè)協(xié)會(huì)儲(chǔ)能分會(huì)。

本文件主要起草人：曾飛、李達(dá)、湯慈全、張翼、李鵬舉、王艷、吳賢平、鄭翔宇、張?zhí)祜w、梁健

鋒、汪婷婷、田剛領(lǐng)、秦偉、楊振元、蔣大欣、王琪、張會(huì)學(xué)、郭毅、陳繼軍、許頗、戴燚、鄧志江、

張蕊、吳忠強(qiáng)、熊偉、冀潤(rùn)景、張宇陽(yáng)、王菲、方茂成、楊桂賢、劉志勇、熊新、王弋飛、柳揚(yáng)、甘焱、

尹相柱、謝朝暉、王江城、黎世蓮、汪洋、劉焯、李辰、姜曉霞、張蓉、劉忠斌。

III

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T/DCB001—2023

配置電化學(xué)儲(chǔ)能的光伏系統(tǒng)

性能檢測(cè)技術(shù)規(guī)范

1范圍

本文件規(guī)定了配置電化學(xué)儲(chǔ)能的光伏系統(tǒng)性能及其關(guān)鍵部件的測(cè)試項(xiàng)目和檢測(cè)方法。

本文件適用于配置電化學(xué)儲(chǔ)能的光伏系統(tǒng)性能檢測(cè)。電化學(xué)儲(chǔ)能系統(tǒng)或并網(wǎng)光伏系統(tǒng)可參照?qǐng)?zhí)行。

2規(guī)范性引用文件

下列文件中的內(nèi)容通過(guò)文中的規(guī)范性引用而構(gòu)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(duì)應(yīng)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。

GB51048電化學(xué)儲(chǔ)能電站設(shè)計(jì)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(cè)量導(dǎo)則第1部分：常規(guī)測(cè)量

GB/T18210晶體硅光伏（PV）方陣I-V特性的現(xiàn)場(chǎng)測(cè)量

GB/T20513光伏系統(tǒng)性能監(jiān)測(cè)測(cè)量、數(shù)據(jù)交換和分析導(dǎo)則

GB/T34120電化學(xué)儲(chǔ)能系統(tǒng)儲(chǔ)能變流器技術(shù)規(guī)范

GB/T36276電力儲(chǔ)能用鋰離子電池

GB/T36547電化學(xué)儲(chǔ)能系統(tǒng)。接入電網(wǎng)技術(shù)規(guī)定

GB/T36548電化學(xué)儲(chǔ)能系統(tǒng)接入電網(wǎng)測(cè)試規(guī)范

GB/T36558電力系統(tǒng)電化學(xué)儲(chǔ)能系統(tǒng)通用技術(shù)條件

GB/T41240戶用光儲(chǔ)一體機(jī)測(cè)試

GB/T50065交流電氣裝置的接地設(shè)計(jì)規(guī)范

NB/T33015電化學(xué)儲(chǔ)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(cè)與質(zhì)量評(píng)估技術(shù)規(guī)范

IEC62446-1光伏（PV）系統(tǒng)測(cè)試、文檔和維護(hù)要求第1部分：并網(wǎng)系統(tǒng)-文檔、測(cè)試和檢查

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

connectedsystems-Documentation,commissioningtestsandinspection）

IECTS62446-3光伏（PV）系統(tǒng)測(cè)試、文檔和維護(hù)要求第3部分：光伏組件和電站—戶外紅外熱

像儀檢測(cè)（Photovoltaic(PV)systems-Requirementsfortesting,documentationandmaintenance-Part3:

Photovoltaicmodulesandplants-Outdoorinfraredthermography）

3術(shù)語(yǔ)、定義和縮寫詞

GB/T20000.1界定的以及下列術(shù)語(yǔ)和定義適用于本文件。

術(shù)語(yǔ)和定義

3.1.1

配置電化學(xué)儲(chǔ)能的光伏系統(tǒng)photovoltaicsystemsequippedwithelectrochemicalenergystorage

采用電化學(xué)電池作為儲(chǔ)能元件的并網(wǎng)光伏系統(tǒng)。

注：典型拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)可參照附錄A。

3.1.2

儲(chǔ)能變流器powerconversionsystem;PCS

電化學(xué)儲(chǔ)能系統(tǒng)中，連接于電池系統(tǒng)與電網(wǎng)（和/或負(fù)荷）之間，實(shí)現(xiàn)功率雙向變換的裝置。

[來(lái)源：GB/T34120]

3.1.3

1

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T/DCB001—2023

光儲(chǔ)一體機(jī)hybridphotovoltaicandstorageconverter

具有光伏、儲(chǔ)能、負(fù)載及電網(wǎng)接口，并根據(jù)運(yùn)行模式協(xié)調(diào)接口間電能變換的一體化裝置。

[來(lái)源：GB/T41240，有修改]

3.1.4

電池單體cell

由正極、負(fù)極、隔膜、電解質(zhì)、殼體和端子等組成的，實(shí)現(xiàn)化學(xué)能和電能相互轉(zhuǎn)化的基本單元。

[來(lái)源：GB/T36276，有修改]

3.1.5

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(duì)正負(fù)極輸出端子的電池組合體，包括外殼、

管理與保護(hù)裝置等部件。

[來(lái)源：GB/T36276，有修改]

3.1.6

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(shè)施連接后實(shí)現(xiàn)獨(dú)立運(yùn)行的電池

組合體，包括電池管理系統(tǒng)、監(jiān)測(cè)和保護(hù)電路、電氣和通訊接口等部件。

[來(lái)源：GB/T36276，有修改]

3.1.7

荷電狀態(tài)stateofcharge;SOC

電池實(shí)際或剩余可放出的容量與額定可放出最大容量的比值。

[來(lái)源：NB/T33015，有修改]

3.1.8

輔助負(fù)載auxiliaryloads

支撐儲(chǔ)能系統(tǒng)正常運(yùn)行的輔助設(shè)施負(fù)載。輔助設(shè)施包括運(yùn)行和保護(hù)系統(tǒng)的電池管理系統(tǒng)、冷卻系統(tǒng)、

風(fēng)扇、泵以及加熱器等。

3.1.9

充放電效率roundtripenergyefficiency;RTE

儲(chǔ)能系統(tǒng)在一個(gè)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dutycycle

與儲(chǔ)能系統(tǒng)應(yīng)用場(chǎng)景相關(guān)的典型充放電循環(huán)工作時(shí)間段。以24小時(shí)為一個(gè)周期，充放電時(shí)間與功率

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(cè)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(hù)的系統(tǒng)。

[來(lái)源：GB51048]

3.1.12

能量管理系統(tǒng)energymanagementsystem;EMS

由硬件及軟件組成，對(duì)儲(chǔ)能系統(tǒng)監(jiān)控、管理、實(shí)現(xiàn)能量安全優(yōu)化調(diào)度等功能的系統(tǒng)。

3.1.13

儲(chǔ)能能量衰減速率storageenergydecayrate

描述儲(chǔ)能系統(tǒng)存儲(chǔ)能量變化，由測(cè)試時(shí)儲(chǔ)能放電能量除以儲(chǔ)能額定能量的比值確定。

3.1.14

待機(jī)能量損失率standbyenergylossrate

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(fù)載等系統(tǒng)組件在規(guī)定時(shí)間內(nèi)消耗的能量，占

初始測(cè)定能量的比率。

3.1.15

自放電率self-dischargerate

2

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T/DCB001—2023

當(dāng)儲(chǔ)能系統(tǒng)與負(fù)載之間保持開路狀態(tài)，除使儲(chǔ)能系統(tǒng)進(jìn)入永久退出運(yùn)行狀態(tài)時(shí)，儲(chǔ)能系統(tǒng)在規(guī)定時(shí)

間內(nèi)損失能量占初始測(cè)定能量的比率。

3.1.16

熱備用狀態(tài)hotstandbystate

儲(chǔ)能系統(tǒng)已具備運(yùn)行條件，設(shè)備保護(hù)及自動(dòng)裝置處于正常運(yùn)行狀態(tài)，向儲(chǔ)能系統(tǒng)下達(dá)控制指令與電

網(wǎng)能量交換的狀態(tài)。

[來(lái)源：GB/T36547，有修改]

3.1.17

爬坡率ramprate

儲(chǔ)能系統(tǒng)吸收或釋放的功率單位時(shí)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(yùn)行狀態(tài)下，儲(chǔ)能系統(tǒng)輸出/輸入功率依據(jù)設(shè)定值變化時(shí)，輸出/輸入功率控制的穩(wěn)定程度。

[來(lái)源：GB/T36548，有修改]

3.1.19

并網(wǎng)點(diǎn)pointofcoupling（POC）

系統(tǒng)與電網(wǎng)的連接點(diǎn)，有升壓站的系統(tǒng)，并網(wǎng)點(diǎn)為升壓站高壓側(cè)母線或節(jié)點(diǎn)，無(wú)升壓站的系統(tǒng)，并

網(wǎng)點(diǎn)為輸出匯總點(diǎn)。

縮寫詞

STC：standardtestcondition，標(biāo)準(zhǔn)測(cè)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(diǎn)跟蹤

4檢測(cè)條件

環(huán)境條件

檢測(cè)應(yīng)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(wú)凝露；

c）大氣壓力：80kPa~106kPa。

注：除另有規(guī)定，測(cè)試應(yīng)在上述測(cè)試條件下執(zhí)行，測(cè)試時(shí)將測(cè)試條件記錄到測(cè)試報(bào)告中。

系統(tǒng)條件

檢測(cè)應(yīng)在下列現(xiàn)場(chǎng)條件下執(zhí)行：

a）應(yīng)在電化學(xué)儲(chǔ)能光伏系統(tǒng)試運(yùn)行后，并且系統(tǒng)內(nèi)保護(hù)系統(tǒng)狀態(tài)完好；

b）現(xiàn)場(chǎng)消防設(shè)施、環(huán)境保護(hù)設(shè)施、勞動(dòng)安全設(shè)施等輔助性設(shè)施應(yīng)通過(guò)驗(yàn)收；

c）應(yīng)提前做好事故應(yīng)急預(yù)案。測(cè)試接線前核對(duì)圖紙和技術(shù)資料，對(duì)測(cè)點(diǎn)位置核實(shí)無(wú)誤，原系統(tǒng)接

線拆除前做好接線記錄。

測(cè)試設(shè)備

測(cè)試儀器儀表應(yīng)滿足下列要求：

a）檢測(cè)儀器儀表應(yīng)檢定或校準(zhǔn)合格，并在有效期內(nèi)；

b）儀器儀表準(zhǔn)確度等級(jí)應(yīng)符合GB/T20513的規(guī)定。

5光伏系統(tǒng)測(cè)試

光伏系統(tǒng)安全性能

3

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T/DCB001—2023

5.1.1接地連續(xù)性

接地連續(xù)性測(cè)試應(yīng)符合下列規(guī)定：

a）光伏系統(tǒng)外露可導(dǎo)電部分應(yīng)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(yīng)連接地排或通過(guò)互連后連接地排；

c）應(yīng)利用接地電阻儀，用電橋法測(cè)試光伏系統(tǒng)外露可導(dǎo)電部分之間以及其和地排之間的接觸電阻，

測(cè)試結(jié)果記錄可參照附錄B執(zhí)行；

d）接地連續(xù)性電阻值應(yīng)不高于0.1Ω。

5.1.2接地電阻

接地電阻測(cè)試應(yīng)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(yīng)可靠接地，接地電阻測(cè)

試應(yīng)按GB/T17949.1執(zhí)行；

b）接地電阻值應(yīng)不高于4Ω。

備注：有接地網(wǎng)時(shí)，接地電阻測(cè)試可省略。

5.1.3光伏方陣絕緣電阻

光伏方陣絕緣電阻測(cè)試應(yīng)符合下列規(guī)定：

a）光伏方陣的絕緣電阻測(cè)試應(yīng)按IEC62446-1執(zhí)行，可單個(gè)組串測(cè)試，也可多個(gè)組串并聯(lián)同時(shí)測(cè)

試；

b）單個(gè)光伏組串的絕緣電阻測(cè)試電壓及限值應(yīng)符合表1的規(guī)定；多組串并聯(lián)測(cè)試時(shí)，測(cè)試電壓參

照表1執(zhí)行，當(dāng)測(cè)試值低于限值時(shí)，應(yīng)減少組串并聯(lián)數(shù)，重新測(cè)試排查，直至確認(rèn)每個(gè)組串均滿足要

求。

表1光伏方陣絕緣電阻測(cè)試電壓及限值

系統(tǒng)電壓（V）測(cè)試電壓（V）絕緣電阻最小限值（MΩ）

<1202500.5

120–500（含）5001

500–1000（含）10001

>100015001

5.1.4紅外熱成像

紅外熱成像測(cè)試應(yīng)符合下列規(guī)定：

a）光伏系統(tǒng)紅外熱成像檢測(cè)，應(yīng)包括光伏組件和光伏平衡系統(tǒng)（BOS）部件，光伏平衡系統(tǒng)包括

連接器、匯流箱、逆變器、電纜、連接點(diǎn)、保險(xiǎn)絲、開關(guān)等；

b）檢測(cè)條件和程序應(yīng)按照IECTS62446-3執(zhí)行；

c）紅外熱成像檢測(cè)應(yīng)在系統(tǒng)正常運(yùn)行的條件下進(jìn)行；光伏組件檢測(cè)時(shí)，光伏方陣面的輻照度不應(yīng)

小于600W/m2；光伏平衡系統(tǒng)（BOS）部件檢測(cè)時(shí)，工作電流不應(yīng)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

5.2.1光伏系統(tǒng)能效比（PR）

光伏系統(tǒng)能效比（PR）測(cè)試應(yīng)符合下列規(guī)定：

a）光伏系統(tǒng)的能效比測(cè)試時(shí)，應(yīng)將光伏系統(tǒng)發(fā)電量與儲(chǔ)能部分區(qū)分開，應(yīng)在光伏側(cè)安裝獨(dú)立的關(guān)

口表；

b）測(cè)試周期可分為長(zhǎng)時(shí)間、短時(shí)間、超短時(shí)間，長(zhǎng)時(shí)間可為1～12個(gè)月，短時(shí)間可為1～7天，

超短時(shí)間不應(yīng)小于4小時(shí)；

c）短時(shí)間及超短時(shí)間測(cè)試應(yīng)在天氣良好少云的條件下，短時(shí)間測(cè)試方陣面日均輻射量應(yīng)大于10

MJ/m2，超短時(shí)間測(cè)試方陣面平均輻照應(yīng)大于400W/m2；

d）測(cè)試應(yīng)按下列步驟執(zhí)行：

4

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T/DCB001—2023

1）在光伏方陣中安裝氣象數(shù)據(jù)采集裝置，測(cè)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；

2）在組件背面安裝溫度采集器，記錄組件背板溫度，測(cè)溫點(diǎn)選擇前，應(yīng)對(duì)組串紅外掃描，確

定代表平均溫度的測(cè)試點(diǎn)；

3）在光伏發(fā)電交流輸出側(cè)測(cè)量發(fā)電量；

4）按下式計(jì)算光伏系統(tǒng)能效比：

PR=(???/?0）/(??/?）=???/(?0???/?）············································(1)

式中：

???——在測(cè)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；

2

??——在測(cè)試周期內(nèi)光伏方陣面的輻射量，單位：kWh/m；

G——標(biāo)準(zhǔn)測(cè)試條件輻照度，為1kW/m2。

5）有多個(gè)輻照度采集數(shù)據(jù)，上式中輸入能量?0???/?表示為：

?

?0???/?=∑?=1(?0?????）/?···························································(2)

式中：

???——第i種朝向的光伏組件額定功率之和，單位：kWp；

2

???——在測(cè)試周期內(nèi)第i種光伏方陣面的輻射量，單位：kWh/m。

注：如光伏發(fā)電量不是由測(cè)試設(shè)備記錄得到，而是通過(guò)關(guān)口電表得到，應(yīng)在檢測(cè)報(bào)告中予以說(shuō)明。

5.2.2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(cè)試應(yīng)符合下列規(guī)定：

a）可用標(biāo)準(zhǔn)能效比PRSTC對(duì)光伏電站評(píng)估，標(biāo)準(zhǔn)能效比應(yīng)將溫度條件修正到標(biāo)準(zhǔn)測(cè)試條件25oC的

能效比，測(cè)試步驟同5.2.1；

b）組件結(jié)溫測(cè)試和修正應(yīng)按GB/T18210執(zhí)行；

c）條件不具備時(shí)可通過(guò)光伏組件背板溫度簡(jiǎn)單推算光伏電池結(jié)溫，按光伏電池結(jié)溫在輻照1000

W/m2時(shí)比實(shí)測(cè)組件溫度高2oC，輻照變化對(duì)結(jié)溫的影響按照線性處理；

d）標(biāo)準(zhǔn)能效比PRSTC計(jì)算應(yīng)在5.2.1的基礎(chǔ)上，把對(duì)應(yīng)光伏功率PO乘以對(duì)應(yīng)的溫度修正系數(shù)，其

中溫度修正系數(shù)應(yīng)按下式計(jì)算：

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(duì)溫度系數(shù)；

Tcell——測(cè)試周期內(nèi)電池工作時(shí)段的平均工作結(jié)溫。

5.2.3光伏組件電致發(fā)光（EL）

光伏組件電致發(fā)光（EL）測(cè)試應(yīng)符合下列規(guī)定：

a）應(yīng)采用EL測(cè)試儀對(duì)選定的光伏組件測(cè)試，根據(jù)圖像特征對(duì)異常組件分類；

b）應(yīng)發(fā)現(xiàn)隱裂、裂片、劃傷、黑片、無(wú)圖像、部分子串無(wú)圖像等問(wèn)題，其余因生產(chǎn)工藝導(dǎo)致的不

良現(xiàn)象應(yīng)根據(jù)供需技術(shù)要求判定；

c）缺陷分類可參照附錄D。

5.2.4光伏組件最大功率

光伏組件最大功率測(cè)試應(yīng)符合下列規(guī)定：

a）光伏組件最大功率測(cè)量可將組件拆卸送至實(shí)驗(yàn)室測(cè)試，也可在現(xiàn)場(chǎng)測(cè)試，宜送實(shí)驗(yàn)室測(cè)試；

b）現(xiàn)場(chǎng)測(cè)試應(yīng)按GB/T18210的規(guī)定對(duì)選定的光伏組件測(cè)試；

c）測(cè)試時(shí)輻照應(yīng)大于400W/m2，在光伏組件清洗前和清洗后分別對(duì)I-V曲線測(cè)試，測(cè)試結(jié)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；

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e）組件清洗前功率可反映電站現(xiàn)場(chǎng)組件實(shí)際功率，組件清洗后的功率可計(jì)算組件衰降率，用清洗

前后功率對(duì)比計(jì)算污漬和灰塵遮擋損失率，計(jì)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%

f）判定條件：

1)組件衰降率以供需雙方的合同條款為準(zhǔn)。

2)污漬和灰塵遮擋損失率以光伏電站的設(shè)定值為準(zhǔn)，實(shí)測(cè)結(jié)果應(yīng)滿足設(shè)定值。如電站沒有設(shè)

定值，遮擋損失不應(yīng)超過(guò)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。

5.2.5光伏組件溫升損失

組件清洗后，應(yīng)按5.2.4測(cè)試并修正得到的STC下的功率和開路電壓，結(jié)合該型號(hào)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(jì)算溫度損失百分比。

計(jì)算公式：

光伏組件功率溫升損失率=（STC最大功率–未修正結(jié)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(jié)溫開路電壓）/STC開路電壓×100%

5.2.6光伏陣列最大功率

對(duì)一個(gè)或若干個(gè)組串組成的光伏方陣進(jìn)行I-V特性曲線測(cè)試，測(cè)試時(shí)輻照應(yīng)大于400W/m2，應(yīng)按

GB/T18210執(zhí)行，修正公式可參照CNCA/CTS0016執(zhí)行。

5.2.7光伏組串開路電壓

光伏組串開路電壓測(cè)試應(yīng)符合下列規(guī)定：

a）光伏組串開路電壓測(cè)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(yù)期以及組件旁路

二極管短路等故障問(wèn)題；

b）測(cè)試應(yīng)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(yīng)接近，各串開

路電壓與該組開路電壓平均值偏差不應(yīng)超過(guò)5%。

5.2.8光伏組串短路電流

光伏組串短路電流測(cè)試應(yīng)符合下列規(guī)定：

a）測(cè)試應(yīng)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(yīng)接近，各串短路電

流與該組短路電流平均值偏差不應(yīng)超過(guò)10%。

5.2.9光伏組串工作電流

光伏組串工作電流測(cè)試應(yīng)符合下列規(guī)定：

a）測(cè)試應(yīng)在穩(wěn)定的輻照條件下進(jìn)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(yīng)接近，各串工作電

流與該組工作電流平均值偏差不應(yīng)超過(guò)5%。

5.2.10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(cè)試應(yīng)符合下列規(guī)定：

a）測(cè)試時(shí)輻照應(yīng)大于400W/m2；

b）斷開選定組串，對(duì)選定組串中每塊組件檢測(cè)I-V曲線，記錄輻照和組件溫度；

c）恢復(fù)組串到工作狀態(tài)，檢測(cè)組串的實(shí)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(jì)算公式：

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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(guò)2%。

5.2.11多個(gè)組串并聯(lián)失配損失

多個(gè)組串并聯(lián)失配損失測(cè)試應(yīng)符合下列規(guī)定：

a）測(cè)試時(shí)輻照應(yīng)大于400W/m2；

b）多個(gè)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(gè)MPPT通道中的若干組串；

c）斷開選定直流匯流箱或逆變器，對(duì)選定的每個(gè)組串檢測(cè)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(shí)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(jì)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(yīng)超過(guò)2%。

5.2.12多個(gè)直流匯流箱并聯(lián)失配損失

多個(gè)直流匯流箱并聯(lián)失配損失測(cè)試應(yīng)符合下列規(guī)定：

a）測(cè)試時(shí)輻照應(yīng)大于400W/m2；

b）斷開逆變器輸入開關(guān)，對(duì)選定逆變器的MPPT通道中每個(gè)直流匯流箱檢測(cè)I-V曲線，記錄輻照

和組件溫度；

c）接通逆變器輸入開關(guān)，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(shí)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(jì)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(yīng)超過(guò)2%。

5.2.13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(cè)試應(yīng)符合下列規(guī)定：

a）測(cè)試時(shí)輻照應(yīng)大于400W/m2；

b）測(cè)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(yuǎn)

3個(gè)組串分別進(jìn)行檢測(cè)，測(cè)試結(jié)果取其平均值；

c）測(cè)試結(jié)果判定應(yīng)以供需雙方的合同條款為準(zhǔn)。可采用下列方法之一：

1)方法一：同時(shí)測(cè)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(cè)試5min，計(jì)算功率累計(jì)值，即組串直流能量。按下列公式計(jì)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(shí)檢測(cè)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(shí)

測(cè)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(chǎng)實(shí)測(cè)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。

5.2.14直流匯流箱到逆變器直流線損

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直流匯流箱到逆變器直流線損測(cè)試應(yīng)符合下列規(guī)定：

a）測(cè)試時(shí)輻照應(yīng)大于400W/m2；

b）測(cè)試直流匯流箱到逆變器的直流線損，從逆變器對(duì)應(yīng)直流匯流箱中選取近、中、遠(yuǎn)3臺(tái)分別檢

測(cè)，測(cè)試結(jié)果應(yīng)取平均值；

c）測(cè)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?/p>

1)方法一：同時(shí)測(cè)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(cè)

試5min，計(jì)算功率累計(jì)值，即直流能量。按下列公式計(jì)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(shí)檢測(cè)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(shí)測(cè)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(chǎng)實(shí)測(cè)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；

VSTC：直流匯流箱STC條件下工作電壓。

5.2.15交流線損

交流線損測(cè)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(diǎn)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(diǎn)、逆變器到并網(wǎng)點(diǎn)；

b）各段交流線損應(yīng)根據(jù)系統(tǒng)配置確定，測(cè)試方法應(yīng)相同；

c）測(cè)試結(jié)果判定應(yīng)以供需雙方的合同條款為準(zhǔn)。測(cè)試時(shí)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：

1)方法一：同時(shí)測(cè)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(cè)試5min，計(jì)算功

率累計(jì)值，即交流能量。按下列公式計(jì)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(shí)檢測(cè)線纜首端和末端各相對(duì)地電壓，分別記為VS和VM，同時(shí)測(cè)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(chǎng)實(shí)測(cè)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(duì)應(yīng)的多臺(tái)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。

5.2.16逆變器轉(zhuǎn)換效率

逆變器轉(zhuǎn)換效率測(cè)試應(yīng)符合下列規(guī)定：

a）現(xiàn)場(chǎng)測(cè)試逆變器轉(zhuǎn)換效率，測(cè)試期間逆變器平均負(fù)載率不應(yīng)低于30%；

b）同時(shí)采集逆變器輸入端和輸出端的功率，連續(xù)測(cè)試不應(yīng)少于5min，計(jì)算功率累計(jì)值，即能量，

按下列公式計(jì)算轉(zhuǎn)換效率：

逆變器轉(zhuǎn)換效率=輸出能量/輸入能量×100%

5.2.17陰影評(píng)估

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陰影評(píng)估應(yīng)符合下列規(guī)定：

a）陰影評(píng)估應(yīng)記錄光伏方陣陰影遮擋情況。光伏系統(tǒng)設(shè)計(jì)階段應(yīng)避免遮擋，當(dāng)陰影遮擋不可避免

時(shí)，應(yīng)定期分析陰影遮擋影響下光伏組件的發(fā)熱情況；

b）采用陰影分析儀時(shí)，應(yīng)對(duì)光伏方陣可能存在陰影遮擋的地方進(jìn)行拍攝，記錄全年12個(gè)月份

9:00~15:00時(shí)間段內(nèi)存在陰影遮擋的區(qū)域，拍攝圖像及評(píng)估可參照附錄E。

6儲(chǔ)能系統(tǒng)測(cè)試

儲(chǔ)能系統(tǒng)安全性能

6.1.1接地連續(xù)性

應(yīng)使用接地連續(xù)性測(cè)試儀，測(cè)試儲(chǔ)能系統(tǒng)被測(cè)設(shè)備外殼或相應(yīng)保護(hù)接地裝置與外部保護(hù)接地端子

之間的連接電阻，測(cè)試結(jié)果記錄可參照附錄B執(zhí)行。

連接電阻測(cè)試值應(yīng)不高于0.1Ω。

6.1.2接地電阻

儲(chǔ)能變流器、光儲(chǔ)一體機(jī)、電池柜及GB/T50065規(guī)定的交流電氣裝置應(yīng)可靠接地，接地電阻應(yīng)小

于4Ω，接地電阻測(cè)試應(yīng)按照GB/T17949.1執(zhí)行。

6.1.3絕緣電阻

絕緣電阻測(cè)試應(yīng)符合下列規(guī)定：

a)儲(chǔ)能系統(tǒng)絕緣電阻測(cè)試應(yīng)按GB/T36558執(zhí)行，對(duì)儲(chǔ)能電池簇、儲(chǔ)能變流器、光儲(chǔ)一體機(jī)和配

電柜應(yīng)測(cè)試絕緣電阻；

b)測(cè)試前應(yīng)斷開電涌保護(hù)器或其他可能影響測(cè)試結(jié)果或可能被損壞的設(shè)備，使用測(cè)試儀器在帶電

導(dǎo)體和連接到接地裝置的保護(hù)導(dǎo)體之間測(cè)量絕緣電阻，判定應(yīng)符合表2。

表2絕緣電阻測(cè)試電壓及限值

額定絕緣電壓等級(jí)UN（V）測(cè)試電壓（V）絕緣電阻最小限值（MΩ）

<602500.5

60<UN≤2505001

250<UN≤100010001

1000<UN≤150025001

6.1.4紅外熱成像

紅外熱成像測(cè)試應(yīng)符合下列規(guī)定：

a）在儲(chǔ)能系統(tǒng)正常運(yùn)行的條件下，用紅外熱像儀掃描檢查儲(chǔ)能電池簇、儲(chǔ)能變流器、光儲(chǔ)一體機(jī)、

配電柜以及斷路器、電纜接頭、保險(xiǎn)絲等的發(fā)熱情況；

b）紅外熱成像檢測(cè)應(yīng)在系統(tǒng)正常運(yùn)行條件下執(zhí)行，電氣設(shè)備應(yīng)工作在額定功率或典型工作周期的

最大功率。

儲(chǔ)能系統(tǒng)故障測(cè)試

6.2.1溫控系統(tǒng)失效

溫控系統(tǒng)失效測(cè)試用于診斷BMS、PCS以及暖通空調(diào)系統(tǒng)中溫度檢測(cè)元件、加熱冷卻執(zhí)行元件

失效情況下系統(tǒng)的反應(yīng)，宜采用下列測(cè)試方法：

a）將系統(tǒng)處于熱備用狀態(tài)；

b）將被測(cè)系統(tǒng)中溫度故障告警、保護(hù)閾值調(diào)整至適當(dāng)位；

c）將系統(tǒng)處于穩(wěn)定運(yùn)行狀態(tài)下；

d）停止被測(cè)系統(tǒng)中加熱冷卻執(zhí)行元件的運(yùn)行，模擬過(guò)溫或低溫、溫升信號(hào)，將溫度檢測(cè)元件加熱

或冷卻至預(yù)期的告警、保護(hù)動(dòng)作值；

e）恢復(fù)溫度故障告警、保護(hù)閾值至初始值。

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溫控系統(tǒng)失效測(cè)試應(yīng)滿足下列要求：

a）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(shí)，BMS應(yīng)將問(wèn)題電池簇退出運(yùn)行，

并上報(bào)相關(guān)告警、保護(hù)信號(hào)；

b）PCS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(shí)，控制系統(tǒng)應(yīng)就地故障隔離，將PCS

停機(jī)、向BMS發(fā)出停止充放電指令，并上報(bào)相關(guān)告警、保護(hù)信號(hào)；

c）暖通系統(tǒng)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(shí)，應(yīng)停止儲(chǔ)能系統(tǒng)工作，并上報(bào)

告警、保護(hù)信號(hào)。

6.2.2主控電源失效

主控電源失效測(cè)試應(yīng)符合下列規(guī)定：

a）主控電源失效測(cè)試用于診斷BMS、消防系統(tǒng)的主控電源電壓在過(guò)壓、欠壓等失效情況下的反應(yīng)；

b）測(cè)試方法：切斷BMS、消防系統(tǒng)的主控電源開關(guān)，查看是否及時(shí)切換為備用電源，并上報(bào)相關(guān)

告警、保護(hù)信號(hào)；

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(guò)低或過(guò)高時(shí)，應(yīng)及時(shí)啟動(dòng)備用

電源，并上報(bào)告警、保護(hù)信號(hào)。

6.2.3通訊故障

儲(chǔ)能系統(tǒng)PCS、BMS及EMS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(hù)功能。

通訊故障測(cè)試宜采用下列測(cè)試方法：

a）儲(chǔ)能系統(tǒng)正常運(yùn)行后，斷開PCS與BMS間通訊連接，觀察系統(tǒng)保護(hù)；

b）儲(chǔ)能系統(tǒng)正常運(yùn)行后，斷開PCS與EMS間通訊連接，觀察系統(tǒng)保護(hù)；

c）儲(chǔ)能系統(tǒng)正常運(yùn)行后，斷開BMS與EMS間通訊連接，觀察系統(tǒng)保護(hù)；

d）儲(chǔ)能系統(tǒng)上電后，在待機(jī)狀態(tài)下重復(fù)上述步驟。

不論系統(tǒng)是否運(yùn)行，任意兩設(shè)備間發(fā)生通信故障，均應(yīng)使PCS停止運(yùn)行，并由EMS系統(tǒng)準(zhǔn)確

報(bào)告通訊連接發(fā)生故障部位。

6.2.4消防火災(zāi)報(bào)警系統(tǒng)

消防火災(zāi)報(bào)警系統(tǒng)聯(lián)動(dòng)測(cè)試應(yīng)正確顯示動(dòng)作煙感或溫感探頭區(qū)域并觸發(fā)報(bào)警。

測(cè)試時(shí)，被測(cè)儲(chǔ)能單元內(nèi)的設(shè)備應(yīng)處于待機(jī)狀態(tài)，手動(dòng)觸發(fā)艙內(nèi)頂部的傳感器。

查看系統(tǒng)狀態(tài)，交直流側(cè)主回路開關(guān)或斷路器跳閘，系統(tǒng)狀態(tài)為“緊急停機(jī)命令”。層級(jí)保

護(hù)動(dòng)作應(yīng)符合邏輯要求。預(yù)制式滅火系統(tǒng)應(yīng)正常反饋啟動(dòng)信號(hào)至火災(zāi)控制系統(tǒng)，PCS應(yīng)立即停機(jī)，能源

管理系統(tǒng)應(yīng)告警。

電池測(cè)試

6.3.1電池內(nèi)阻

電池內(nèi)阻測(cè)試時(shí)，應(yīng)用測(cè)試儀測(cè)試電池單體或電池模塊內(nèi)阻，測(cè)試儀探針應(yīng)接觸電池極柱，記錄電

池內(nèi)阻值和電壓值。

6.3.2電池互連電阻

用測(cè)試儀測(cè)試相鄰電池模塊的連接電阻，測(cè)試儀探針應(yīng)接觸電池極柱。

6.3.3電池容量

利用系統(tǒng)充放電試驗(yàn)，在直流側(cè)測(cè)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(shí)停止放電；

b）以額定功率充電至SOC上限時(shí)停止充電，靜置1小時(shí)；

c）以額定功率放電至SOC下限時(shí)停止放電，靜置1小時(shí)；

d）重復(fù)b）?c）步驟2次，以3次試驗(yàn)的均值作為結(jié)果；

e）利用放電能量和額定電壓計(jì)算電池容量。

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電池管理系統(tǒng)采集精度

6.4.1電池簇電壓采集精度

電池簇電壓采集精度試驗(yàn)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(cè)量電池簇總電壓值并記錄，重復(fù)測(cè)量3次計(jì)算平均值UM；

c）按下式計(jì)算電池簇總電壓測(cè)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(cè)量誤差不應(yīng)大于1%。

6.4.2電流采集精度

電池管理系統(tǒng)電流測(cè)量精度試驗(yàn)應(yīng)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(cè)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(jì)算電流測(cè)量誤差ΔI，并記錄數(shù)據(jù)。

ΔI=（|IM–IR|）/IM×100%·······················································(21)

e）判定條件：電流測(cè)量誤差不應(yīng)大于1%。

儲(chǔ)能系統(tǒng)性能測(cè)試

6.5.1儲(chǔ)能系統(tǒng)額定能量

在儲(chǔ)能變流器或光儲(chǔ)一體機(jī)額定功率充放電條件下，應(yīng)檢測(cè)儲(chǔ)能系統(tǒng)的充電能量、放電能量。光儲(chǔ)

一體機(jī)在測(cè)試期間應(yīng)斷開與光伏部分的連接。測(cè)試應(yīng)按下列步驟執(zhí)行：

a）以額定功率放電至SOC下限時(shí)停止放電；

b）以額定功率充電至SOC上限時(shí)停止充電。記錄本次充電過(guò)程中儲(chǔ)能系統(tǒng)充電能量Ec和輔助

負(fù)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(guò)程中儲(chǔ)能系統(tǒng)放電能量Ed和輔助負(fù)

載能耗Wd；

d）重復(fù)b）?c）步驟兩次，記錄每次充放電能量Ecn、EDn和輔助負(fù)載能耗Wcn、WDn；

e）按照下式計(jì)算平均值，記Ec和Ed為儲(chǔ)能系統(tǒng)的額定充電能量和額定放電能量。

3

??=∑?=1(???+???）/3····························································(22)

3

??=∑?=1(???????）/3····························································(23)

式中：

???——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(guò)程輔助負(fù)載能耗，單位：kW?h；

???——第i次循環(huán)放電過(guò)程輔助負(fù)載能耗，單位：kW?h。

注1：對(duì)于輔助負(fù)載由自身供應(yīng)的儲(chǔ)能系統(tǒng)，???=0，???=0。

注2：測(cè)試中SOC上限和下限應(yīng)唯一且與實(shí)際使用時(shí)保持一致。

6.5.2額定功率充放電效率

在額定功率充放電條件下，測(cè)試儲(chǔ)能系統(tǒng)的充放電效率，測(cè)試步驟可參照6.5.1。按下式計(jì)算。

RTE?=(???????）/(???+???）····················································(24)

3

RTE=∑?=1RTE?/3··································································(25)

式中：

i——充放電循環(huán)數(shù)；

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RTE——充放電效率。

6.5.3典型工作周期充放電效率

典型工作周期充放電效率測(cè)試周期應(yīng)至少為1個(gè)完整的自然日。充放電時(shí)間與充放電功率與日常

運(yùn)行一致，記錄儲(chǔ)能系統(tǒng)的輸出能量、輸入能量、輔助功耗及待機(jī)損耗。按下式計(jì)算。

???????=(???????）?(???+???+???）·········································(26)

式中：

???????——典型工作周期充放電效率；

???——典型工作周期內(nèi)放電能量，單位：kW?h；

???——典型工作周期內(nèi)充電能量，單位：kW?h；

???——典型工作周期內(nèi)放電過(guò)程輔助負(fù)載能耗，單位：kW?h；

???——典型工作周期內(nèi)充電過(guò)程輔助負(fù)載能耗，單位：kW?h；

???——典型工作周期內(nèi)待機(jī)時(shí)的能量損耗，單位：kW?h。

6.5.4儲(chǔ)能能量衰減速率

儲(chǔ)能能量衰減速率測(cè)試應(yīng)符合下列規(guī)定：

a）儲(chǔ)能系統(tǒng)投入使用后，按規(guī)定時(shí)間或技術(shù)協(xié)議規(guī)定的時(shí)間間隔測(cè)試儲(chǔ)能系統(tǒng)的實(shí)際能量，確定

系統(tǒng)能量衰減速率；

b）根據(jù)6.5.1的測(cè)試步驟獲得測(cè)試時(shí)間點(diǎn)的能量，按下式計(jì)算儲(chǔ)能能量的衰減速率。

ω=1?（??/??）×100%·························································(27)

式中：

ω——儲(chǔ)能能量衰減速率；

??——儲(chǔ)能系統(tǒng)測(cè)試時(shí)間點(diǎn)放電能量，單位：kW?h；

??——儲(chǔ)能系統(tǒng)額定能量，單位：kW?h；

6.5.5待機(jī)能量損失率

待機(jī)能量損失率測(cè)試應(yīng)按下列步驟執(zhí)行：

a）儲(chǔ)能系統(tǒng)充電至SOC上限；

b）儲(chǔ)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(chǔ)能系統(tǒng)充電至SOC上限，靜置約定時(shí)間，儲(chǔ)能系統(tǒng)與交流電網(wǎng)保持連接；

d）儲(chǔ)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(jì)算待機(jī)能量損失率SELR(standbyenergylossrate）。

SELR=（Einitial–Enc）/（Einitial×n）×100%·········································(28)

式中：

Einitial——測(cè)試前儲(chǔ)能系統(tǒng)能量下限值，單位：kW?h；

Enc——測(cè)試后儲(chǔ)能系統(tǒng)能量下限值，單位：kW?h；

n——靜置的時(shí)間，宜按天計(jì)算。

6.5.6自放電率

自放電率測(cè)試應(yīng)按下列步驟執(zhí)行：

a）儲(chǔ)能系統(tǒng)充電至SOC上限；

b）儲(chǔ)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(chǔ)能系統(tǒng)充電至SOC上限，靜置約定時(shí)間，儲(chǔ)能系統(tǒng)與交流系統(tǒng)保持?jǐn)嚅_；

d）儲(chǔ)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(jì)算自放電率SDR(self-dischargerate）。

SDR=（Einitial–Eno）/（Einitial×n）×100%··········································(29)

式中：

Einitial——測(cè)試前儲(chǔ)能系統(tǒng)能量下限值，單位：kW?h；

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Eno——測(cè)試后儲(chǔ)能系統(tǒng)能量下限值，單位：kW?h；

n——靜置的時(shí)間，宜按天計(jì)算。

6.5.7充放電轉(zhuǎn)換時(shí)間

在額定功率充放電條件下，應(yīng)對(duì)充電到放電、放電到充電的轉(zhuǎn)換時(shí)間測(cè)試，應(yīng)按下列步驟執(zhí)行：

a）設(shè)置儲(chǔ)能系統(tǒng)以額定功率充電，向儲(chǔ)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(shí)間t1；

b）儲(chǔ)能系統(tǒng)以額定功率放電，向儲(chǔ)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(shí)間t2；

c）充放電循環(huán)共做3次，取3次測(cè)試結(jié)果的最大值。

圖1充放電轉(zhuǎn)換時(shí)間

6.5.8充放電爬坡率

儲(chǔ)能系統(tǒng)充放電爬坡率測(cè)試應(yīng)在額定功率(PN)下執(zhí)行，應(yīng)按下列步驟執(zhí)行：

a）儲(chǔ)能系統(tǒng)保持在熱備用狀態(tài)，SOC處于50%；

b）向儲(chǔ)能系統(tǒng)下達(dá)充電指令，功率達(dá)到10%PN的時(shí)刻記為t1a，達(dá)到90%PN的時(shí)刻記為t2a；

c）向充電狀態(tài)下的儲(chǔ)能系統(tǒng)下達(dá)停止充電指令，功率達(dá)到90%PN的時(shí)刻記為t1b，達(dá)到10%PN

的時(shí)刻記為t2b；

d）儲(chǔ)能系統(tǒng)放電至SOC為50%，使其處于熱備用狀態(tài)；

e）向儲(chǔ)能系統(tǒng)下達(dá)放電電指令，功率達(dá)到10%PN的時(shí)刻記為t1c，達(dá)到90%PN的時(shí)刻記