TDCB0012023配置电化学储能的光伏系统性能检测技术规范

ICS27.160

CCSF12

DCB

中国电池工业协会团体标准

T/DCB001—2023

配置电化学储能的光伏系统

性能检测技术规范

Technicalspecificationforperformancetestingof

photovoltaicsystemsequippedwithelectrochemicalenergystorage

2023-12-4发布2024-3-1实施

中国电池工业协会发布

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T/DCB001—2023

前言

本文件按照GB/T1.1-2020《标准化工作导则第1部分:标准化文件的结构和起草规则》的规定

起草。

请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别这些专利的责任。

本文件由中国电池工业协会归口。

本文件牵头起草单位：广东产品质量监督检验研究院。

本文件参与起草单位：南方电网综合能源股份有限公司、福建星云电子股份有限公司、西安奇点能

源股份有限公司、新源智储能源发展（北京）有限公司、温州丰宝客电子有限公司、兰州衡宙电力检测

有限公司、特变电工新疆新能源股份有限公司、平高集团储能科技有限公司、山东电工时代能源科技有

限公司、珠海华成电力设计院股份有限公司、中节能太阳能科技有限公司、北京京能国际综合智慧能源

有限公司、四川伟力得能源股份有限公司、锦浪科技股份有限公司、江苏绿碳芯科技有限公司、麦田能

源股份有限公司、天津中电新能源研究院有限公司、浙江艾罗网络能源技术股份有限公司、湖南云储循

环新能源科技有限公司、电能（北京）认证中心有限公司、忻州格林贝斯新能源装备制造有限公司、北

京合康新能科技股份有限公司、深圳硕日新能科技股份有限公司、河南辉煌科技股份有限公司、深圳市

云天数字能源有限公司、西安高压电器研究院股份有限公司、江苏大秦新能源科技有限公司、中国能源

建设集团广西电力设计研究院有限公司、深圳市德兰明海新能源股份有限公司、深圳市健网科技有限公

司、法罗电力(浙江)有限公司、世慧科技（北京）集团有限公司、深圳安诚新能源有限公司、浙江超威

电力有限公司、国家电投集团科学技术研究院有限公司、中国电池工业协会储能分会。

本文件主要起草人：曾飞、李达、汤慈全、张翼、李鹏举、王艳、吴贤平、郑翔宇、张天飞、梁健

锋、汪婷婷、田刚领、秦伟、杨振元、蒋大欣、王琪、张会学、郭毅、陈继军、许颇、戴燚、邓志江、

张蕊、吴忠强、熊伟、冀润景、张宇阳、王菲、方茂成、杨桂贤、刘志勇、熊新、王弋飞、柳扬、甘焱、

尹相柱、谢朝晖、王江城、黎世莲、汪洋、刘焯、李辰、姜晓霞、张蓉、刘忠斌。

III

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配置电化学储能的光伏系统

性能检测技术规范

1范围

本文件规定了配置电化学储能的光伏系统性能及其关键部件的测试项目和检测方法。

本文件适用于配置电化学储能的光伏系统性能检测。电化学储能系统或并网光伏系统可参照执行。

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。

GB51048电化学储能电站设计规范

GB/T17949.1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晶体硅光伏（PV）方阵I-V特性的现场测量

GB/T20513光伏系统性能监测测量、数据交换和分析导则

GB/T34120电化学储能系统储能变流器技术规范

GB/T36276电力储能用锂离子电池

GB/T36547电化学储能系统。接入电网技术规定

GB/T36548电化学储能系统接入电网测试规范

GB/T36558电力系统电化学储能系统通用技术条件

GB/T41240户用光储一体机测试

GB/T50065交流电气装置的接地设计规范

NB/T33015电化学储能系统接入配电网技术规定

CNCA/CTS0016并网光伏电站性能检测与质量评估技术规范

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）

3术语、定义和缩写词

GB/T20000.1界定的以及下列术语和定义适用于本文件。

术语和定义

3.1.1

配置电化学储能的光伏系统photovoltaicsystemsequippedwithelectrochemicalenergystorage

采用电化学电池作为储能元件的并网光伏系统。

注：典型拓扑结构可参照附录A。

3.1.2

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，实现功率双向变换的装置。

[来源：GB/T34120]

3.1.3

1

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光储一体机hybridphotovoltaicandstorageconverter

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

[来源：GB/T41240，有修改]

3.1.4

电池单体cell

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

[来源：GB/T36276，有修改]

3.1.5

电池模块batterymodule

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，包括外壳、

管理与保护装置等部件。

[来源：GB/T36276，有修改]

3.1.6

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，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。

[来源：GB/T36276，有修改]

3.1.7

荷电状态stateofcharge;SOC

电池实际或剩余可放出的容量与额定可放出最大容量的比值。

[来源：NB/T33015，有修改]

3.1.8

辅助负载auxiliaryloads

支撑储能系统正常运行的辅助设施负载。辅助设施包括运行和保护系统的电池管理系统、冷却系统、

风扇、泵以及加热器等。

3.1.9

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。

3.1.10

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。以24小时为一个周期，充放电时间与功率

由设备制造商或业主设定。

3.1.11

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]

3.1.12

能量管理系统energymanagementsystem;EMS

由硬件及软件组成，对储能系统监控、管理、实现能量安全优化调度等功能的系统。

3.1.13

储能能量衰减速率storageenergydecayrate

描述储能系统存储能量变化，由测试时储能放电能量除以储能额定能量的比值确定。

3.1.14

待机能量损失率standbyenergylossrate

自放电和电池管理系统、能源管理系统以及其他辅助负载等系统组件在规定时间内消耗的能量，占

初始测定能量的比率。

3.1.15

自放电率self-dischargerate

2

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当储能系统与负载之间保持开路状态，除使储能系统进入永久退出运行状态时，储能系统在规定时

间内损失能量占初始测定能量的比率。

3.1.16

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与电

网能量交换的状态。

[来源：GB/T36547，有修改]

3.1.17

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。

3.1.18

功率控制精度controlprecision

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

[来源：GB/T36548，有修改]

3.1.19

并网点pointofcoupling（POC）

系统与电网的连接点，有升压站的系统，并网点为升压站高压侧母线或节点，无升压站的系统，并

网点为输出汇总点。

缩写词

STC：standardtestcondition，标准测试条件

PR：performanceratio，能效比

PRSTC：标准能效比

EL：electroluminescent，电致发光

MPPT：maximumpowerpointtracking，最大功率点跟踪

4检测条件

环境条件

检测应在下列环境条件下执行：

a）环境温度：5℃~40℃；

b）湿度：不大于95%，无凝露；

c）大气压力：80kPa~106kPa。

注：除另有规定，测试应在上述测试条件下执行，测试时将测试条件记录到测试报告中。

系统条件

检测应在下列现场条件下执行：

a）应在电化学储能光伏系统试运行后，并且系统内保护系统状态完好；

b）现场消防设施、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。测试接线前核对图纸和技术资料，对测点位置核实无误，原系统接

线拆除前做好接线记录。

测试设备

测试仪器仪表应满足下列要求：

a）检测仪器仪表应检定或校准合格，并在有效期内；

b）仪器仪表准确度等级应符合GB/T20513的规定。

5光伏系统测试

光伏系统安全性能

3

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5.1.1接地连续性

接地连续性测试应符合下列规定：

a）光伏系统外露可导电部分应可靠接地；

b）光伏组件金属边框、支架、线槽、汇流箱、逆变器等应连接地排或通过互连后连接地排；

c）应利用接地电阻仪，用电桥法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，

测试结果记录可参照附录B执行；

d）接地连续性电阻值应不高于0.1Ω。

5.1.2接地电阻

接地电阻测试应符合下列规定：

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

试应按GB/T17949.1执行；

b）接地电阻值应不高于4Ω。

备注：有接地网时，接地电阻测试可省略。

5.1.3光伏方阵绝缘电阻

光伏方阵绝缘电阻测试应符合下列规定：

a）光伏方阵的绝缘电阻测试应按IEC62446-1执行，可单个组串测试，也可多个组串并联同时测

试；

b）单个光伏组串的绝缘电阻测试电压及限值应符合表1的规定；多组串并联测试时，测试电压参

照表1执行，当测试值低于限值时，应减少组串并联数，重新测试排查，直至确认每个组串均满足要

求。

表1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

红外热成像测试应符合下列规定：

a）光伏系统红外热成像检测，应包括光伏组件和光伏平衡系统（BOS）部件，光伏平衡系统包括

连接器、汇流箱、逆变器、电缆、连接点、保险丝、开关等；

b）检测条件和程序应按照IECTS62446-3执行；

c）红外热成像检测应在系统正常运行的条件下进行；光伏组件检测时，光伏方阵面的辐照度不应

小于600W/m2；光伏平衡系统（BOS）部件检测时，工作电流不应低于额定电流的30%；

d）红外热异常主要类型可参照附录C。

光伏系统发电性能

5.2.1光伏系统能效比（PR）

光伏系统能效比（PR）测试应符合下列规定：

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

口表；

b）测试周期可分为长时间、短时间、超短时间，长时间可为1～12个月，短时间可为1～7天，

超短时间不应小于4小时；

c）短时间及超短时间测试应在天气良好少云的条件下，短时间测试方阵面日均辐射量应大于10

MJ/m2，超短时间测试方阵面平均辐照应大于400W/m2；

d）测试应按下列步骤执行：

4

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1）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；

2）在组件背面安装温度采集器，记录组件背板温度，测温点选择前，应对组串红外扫描，确

定代表平均温度的测试点；

3）在光伏发电交流输出侧测量发电量；

4）按下式计算光伏系统能效比：

PR=(퐸푃푉/푃0）/(퐻퐼/퐺）=퐸푃푉/(푃0∙퐻퐼/퐺）············································(1)

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。

5）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(푃0푖∙퐻퐼푖）/퐺···························································(2)

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）

光伏系统标准能效比（PRSTC）测试应符合下列规定：

a）可用标准能效比PRSTC对光伏电站评估，标准能效比应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；

b）组件结温测试和修正应按GB/T18210执行；

c）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，按光伏电池结温在辐照1000

W/m2时比实测组件温度高2ºC，辐照变化对结温的影响按照线性处理；

d）标准能效比PRSTC计算应在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

中温度修正系数应按下式计算：

Ci=1+γi·(Tcell-25）···································································(3)

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；

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）

光伏组件电致发光（EL）测试应符合下列规定：

a）应采用EL测试仪对选定的光伏组件测试，根据图像特征对异常组件分类；

b）应发现隐裂、裂片、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

良现象应根据供需技术要求判定；

c）缺陷分类可参照附录D。

5.2.4光伏组件最大功率

光伏组件最大功率测试应符合下列规定：

a）光伏组件最大功率测量可将组件拆卸送至实验室测试，也可在现场测试，宜送实验室测试；

b）现场测试应按GB/T18210的规定对选定的光伏组件测试；

c）测试时辐照应大于400W/m2，在光伏组件清洗前和清洗后分别对I-V曲线测试，测试结果修正

到STC条件下；

d）辐照、温度、电流、电压和功率修正可参照CNCA/CTS0016执行；

5

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e）组件清洗前功率可反映电站现场组件实际功率，组件清洗后的功率可计算组件衰降率，用清洗

前后功率对比计算污渍和灰尘遮挡损失率，计算公式如下：

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%

f）判定条件：

1)组件衰降率以供需双方的合同条款为准。

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，遮挡损失不应超过5%。

注：组件衰降率在没有合同约定的情况下，可参考工信部《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。

5.2.5光伏组件温升损失

组件清洗后，应按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，应按

GB/T18210执行，修正公式可参照CNCA/CTS0016执行。

5.2.7光伏组串开路电压

光伏组串开路电压测试应符合下列规定：

a）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；

b）测试应在稳定辐照条件下执行；

c）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

光伏组串短路电流测试应符合下列规定：

a）测试应在稳定的辐照条件下执行；

b）判定条件：相同倾角、朝向的组串视为同一组，同一组内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

光伏组串工作电流测试应符合下列规定：

a）测试应在稳定的辐照条件下进行。

b）判定条件：相同倾角、朝向的组串视为同一组，同一组内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组串内光伏组件串联失配损失

组串内光伏组件串联失配损失测试应符合下列规定：

a）测试时辐照应大于400W/m2；

b）断开选定组串，对选定组串中每块组件检测I-V曲线，记录辐照和组件温度；

c）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；

d）分别修正到统一辐照和统一温度,计算公式：

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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%

e）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

多个组串并联失配损失测试应符合下列规定：

a）测试时辐照应大于400W/m2；

b）多个组串是同一直流汇流箱内的若干组串，或是逆变器中同一个MPPT通道中的若干组串；

c）断开选定直流汇流箱或逆变器，对选定的每个组串检测I-V曲线，记录辐照和组件温度；

d）接通直流汇流箱或逆变器，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；

e）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%

f）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

多个直流汇流箱并联失配损失测试应符合下列规定：

a）测试时辐照应大于400W/m2；

b）断开逆变器输入开关，对选定逆变器的MPPT通道中每个直流汇流箱检测I-V曲线，记录辐照

和组件温度；

c）接通逆变器输入开关，使该MPPT通道中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；

d）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%

e）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光伏组串到逆变器或汇流箱直流线损

光伏组串到逆变器或汇流箱直流线损测试应符合下列规定：

a）测试时辐照应大于400W/m2；

b）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

3个组串分别进行检测，测试结果取其平均值；

c）测试结果判定应以供需双方的合同条款为准。可采用下列方法之一：

1)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。按下列公式计算直流线损：

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%

2)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························································(4)

ΔV/Vzc×100%=现场实测直流线损（%）············································(5)

ΔV/Izc=直流导线电阻Rdc·····························································(6)

ISTC×Rdc=STC条件下的直流压降ΔVSTC···············································(7)

ΔVSTC/VSTC×100%=单组串STC条件下直流线损（%）································(8)

ΔVSTC/VSTC×100%=单组串STC条件下直流线损（%）································(9)

式中：

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直流线损

7

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直流汇流箱到逆变器直流线损测试应符合下列规定：

a）测试时辐照应大于400W/m2；

b）测试直流汇流箱到逆变器的直流线损，从逆变器对应直流汇流箱中选取近、中、远3台分别检

测，测试结果应取平均值；

c）测试结果判定应以供需双方的合同条款为准。可采用下列方法之一：

1)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5min，计算功率累计值，即直流能量。按下列公式计算直流线损：

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%

2)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。按下式求出直流线损：

Vhc–Vnr=直流导线电压差ΔV······················································(10)

ΔV/Vhc×100%=现场实测直流线损（%）··········································(11)

ΔV/Idc=直流导线电阻Rdc··························································(12)

ISTC×Rdc=STC条件下的直流压降ΔVSTC·············································(13)

ΔVSTC/VSTC×100%=单组串STC条件下直流线损（%）······························(14)

式中：

ISTC：直流汇流箱STC条件下工作电流；

VSTC：直流汇流箱STC条件下工作电压。

5.2.15交流线损

交流线损测试应符合下列规定：

a）交流线损应为从逆变器输出端开始，直到并网点的各段交流电缆的损耗，各段交流电缆应包括

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；

b）各段交流线损应根据系统配置确定，测试方法应相同；

c）测试结果判定应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%，可采用下列方法之一：

1)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。按下列公式计算交流线损：

交流线损=（首端能量–末端能量）/首端能量×100%

2)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·······················································(15)

ΔV/VS×100%=现场实测交流线损（%）···········································(16)

ΔV/Iac=交流导线电阻Rac···························································(17)

IN×Rac=额定条件下的交流压降ΔVN················································(18)

ΔVN/VN×100%=额定条件下交流线损（%）········································(19)

式中：

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逆变器转换效率

逆变器转换效率测试应符合下列规定：

a）现场测试逆变器转换效率，测试期间逆变器平均负载率不应低于30%；

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

按下列公式计算转换效率：

逆变器转换效率=输出能量/输入能量×100%

5.2.17阴影评估

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阴影评估应符合下列规定：

a）阴影评估应记录光伏方阵阴影遮挡情况。光伏系统设计阶段应避免遮挡，当阴影遮挡不可避免

时，应定期分析阴影遮挡影响下光伏组件的发热情况；

b）采用阴影分析仪时，应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，拍摄图像及评估可参照附录E。

6储能系统测试

储能系统安全性能

6.1.1接地连续性

应使用接地连续性测试仪，测试储能系统被测设备外壳或相应保护接地装置与外部保护接地端子

之间的连接电阻，测试结果记录可参照附录B执行。

连接电阻测试值应不高于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，接地电阻测试应按照GB/T17949.1执行。

6.1.3绝缘电阻

绝缘电阻测试应符合下列规定：

a)储能系统绝缘电阻测试应按GB/T36558执行，对储能电池簇、储能变流器、光储一体机和配

电柜应测试绝缘电阻；

b)测试前应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，判定应符合表2。

表2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

红外热成像测试应符合下列规定：

a）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、

配电柜以及断路器、电缆接头、保险丝等的发热情况；

b）红外热成像检测应在系统正常运行条件下执行，电气设备应工作在额定功率或典型工作周期的

最大功率。

储能系统故障测试

6.2.1温控系统失效

温控系统失效测试用于诊断BMS、PCS以及暖通空调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，宜采用下列测试方法：

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，模拟过温或低温、温升信号，将温度检测元件加热

或冷却至预期的告警、保护动作值；

e）恢复温度故障告警、保护阈值至初始值。

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温控系统失效测试应满足下列要求：

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应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，控制系统应就地故障隔离，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

告警、保护信号。

6.2.2主控电源失效

主控电源失效测试应符合下列规定：

a）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；

b）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；

c）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，应及时启动备用

电源，并上报告警、保护信号。

6.2.3通讯故障

储能系统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。

通讯故障测试宜采用下列测试方法：

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；

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；

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；

d）储能系统上电后，在待机状态下重复上述步骤。

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

报告通讯连接发生故障部位。

6.2.4消防火灾报警系统

消防火灾报警系统联动测试应正确显示动作烟感或温感探头区域并触发报警。

测试时，被测储能单元内的设备应处于待机状态，手动触发舱内顶部的传感器。

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。预制式灭火系统应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。

电池测试

6.3.1电池内阻

电池内阻测试时，应用测试仪测试电池单体或电池模块内阻，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，在直流侧测量能量，应按下列步骤执行：

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SOC上限时停止充电，静置1小时；

c）以额定功率放电至SOC下限时停止放电，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。

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电池管理系统采集精度

6.4.1电池簇电压采集精度

电池簇电压采集精度试验应按下列步骤执行：

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3次计算平均值UM；

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%····················································(20)

d）判定条件：电池簇总电压测量误差不应大于1%。

6.4.2电流采集精度

电池管理系统电流测量精度试验应按下列步骤执行：

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%·······················································(21)

e）判定条件：电流测量误差不应大于1%。

储能系统性能测试

6.5.1储能系统额定能量

在储能变流器或光储一体机额定功率充放电条件下，应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。测试应按下列步骤执行：

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SOC上限时停止充电。记录本次充电过程中储能系统充电能量Ec和辅助

负载能耗Wc；

c）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能量Ed和辅助负

载能耗Wd；

d）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；

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

3

퐸푐=∑푖=1(퐸푐푖+푊푐푖）/3····························································(22)

3

퐸퐷=∑푖=1(퐸퐷푖−푊퐷푖）/3····························································(23)

式中：

퐸푐푖——第i次循环充电能量，单位：kW•h；

퐸퐷푖——第i次循环放电能量，单位：kW•h；

푊푐푖——第i次循环充电过程辅助负载能耗，单位：kW•h；

푊퐷푖——第i次循环放电过程辅助负载能耗，单位：kW•h。

注1：对于辅助负载由自身供应的储能系统，푊푐푖=0，푊퐷푖=0。

注2：测试中SOC上限和下限应唯一且与实际使用时保持一致。

6.5.2额定功率充放电效率

在额定功率充放电条件下，测试储能系统的充放电效率，测试步骤可参照6.5.1。按下式计算。

RTE푖=(퐸퐷푖−푊퐷푖）/(퐸푐푖+푊푐푖）····················································(24)

3

RTE=∑푖=1RTE푖/3··································································(25)

式中：

i——充放电循环数；

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RTE——充放电效率。

6.5.3典型工作周期充放电效率

典型工作周期充放电效率测试周期应至少为1个完整的自然日。充放电时间与充放电功率与日常

运行一致，记录储能系统的输出能量、输入能量、辅助功耗及待机损耗。按下式计算。

푅푇퐸푑푢푡푦=(퐸퐷푑−푊퐷푑）⁄(퐸퐶푑+푊푐푑+푊푆푑）·········································(26)

式中：

푅푇퐸푑푢푡푦——典型工作周期充放电效率；

퐸퐷푑——典型工作周期内放电能量，单位：kW•h；

퐸퐶푑——典型工作周期内充电能量，单位：kW•h；

푊퐷푑——典型工作周期内放电过程辅助负载能耗，单位：kW•h；

푊푐푑——典型工作周期内充电过程辅助负载能耗，单位：kW•h；

푊푆푑——典型工作周期内待机时的能量损耗，单位：kW•h。

6.5.4储能能量衰减速率

储能能量衰减速率测试应符合下列规定：

a）储能系统投入使用后，按规定时间或技术协议规定的时间间隔测试储能系统的实际能量，确定

系统能量衰减速率；

b）根据6.5.1的测试步骤获得测试时间点的能量，按下式计算储能能量的衰减速率。

ω=1−（퐸퐷/퐸푁）×100%·························································(27)

式中：

ω——储能能量衰减速率；

퐸퐷——储能系统测试时间点放电能量，单位：kW•h；

퐸푁——储能系统额定能量，单位：kW•h；

6.5.5待机能量损失率

待机能量损失率测试应按下列步骤执行：

a）储能系统充电至SOC上限；

b）储能系统在额定功率下放电至SOC下限，记录放电能量Einitial；

c）储能系统充电至SOC上限，静置约定时间，储能系统与交流电网保持连接；

d）储能系统以额定功率放电至SOC下限，记录放电能量Enc；

e）按下式计算待机能量损失率SELR(standbyenergylossrate）。

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

式中：

Einitial——测试前储能系统能量下限值，单位：kW•h；

Enc——测试后储能系统能量下限值，单位：kW•h；

n——静置的时间，宜按天计算。

6.5.6自放电率

自放电率测试应按下列步骤执行：

a）储能系统充电至SOC上限；

b）储能系统在额定功率下放电至SOC下限，记录放电能量Einitial；

c）储能系统充电至SOC上限，静置约定时间，储能系统与交流系统保持断开；

d）储能系统与交流系统接触器闭合，并以额定功率放电至SOC下限，记录放电能量Eno；

e）按下式计算自放电率SDR(self-dischargerate）。

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

式中：

Einitial——测试前储能系统能量下限值，单位：kW•h；

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Eno——测试后储能系统能量下限值，单位：kW•h；

n——静置的时间，宜按天计算。

6.5.7充放电转换时间

在额定功率充放电条件下，应对充电到放电、放电到充电的转换时间测试，应按下列步骤执行：

a）设置储能系统以额定功率充电，向储能系统发送以额定功率放电指令，记录从90%额定功率

充电到90%额定功率放电的时间t1；

b）储能系统以额定功率放电，向储能系统发送以额定功率充电指令，记录从90%额定功率放电

到90%额定功率充电的时间t2；

c）充放电循环共做3次，取3次测试结果的最大值。

图1充放电转换时间

6.5.8充放电爬坡率

储能系统充放电爬坡率测试应在额定功率(PN)下执行，应按下列步骤执行：

a）储能系统保持在热备用状态，SOC处于50%；

b）向储能系统下达充电指令，功率达到10%PN的时刻记为t1a，达到90%PN的时刻记为t2a；

c）向充电状态下的储能系统下达停止充电指令，功率达到90%PN的时刻记为t1b，达到10%PN

的时刻记为t2b；

d）储能系统放电至SOC为50%，使其处于热备用状态；

e）向储能系统下达放电电指令，功率达到10%PN的时刻记为t1c，达到90%PN的时刻记