ICS27.160

CCSF12

DCB

中國電池工業協會團體標準

T/DCB001—2023

配置電化學儲能的光伏系統

性能檢測技術規范

Technicalspecificationforperformancetestingof

photovoltaicsystemsequippedwithelectrochemicalenergystorage

2023-12-4發布2024-3-1實施

中國電池工業協會發布

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T/DCB001—2023

前言

本文件按照GB/T1.1-2020《標準化工作導則第1部分:標準化文件的結構和起草規則》的規定

起草。

請注意本文件的某些內容可能涉及專利。本文件的發布機構不承擔識別這些專利的責任。

本文件由中國電池工業協會歸口。

本文件牽頭起草單位：廣東產品質量監督檢驗研究院。

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

源股份有限公司、新源智儲能源發展（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

有限公司、特變電工新疆新能源股份有限公司、平高集團儲能科技有限公司、山東電工時代能源科技有

限公司、珠海華成電力設計院股份有限公司、中節能太陽能科技有限公司、北京京能國際綜合智慧能源

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、浙江艾羅網絡能源技術股份有限公司、湖南云儲循

環新能源科技有限公司、電能（北京）認證中心有限公司、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、中國能源

建設集團廣西電力設計研究院有限公司、深圳市德蘭明海新能源股份有限公司、深圳市健網科技有限公

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

電力有限公司、國家電投集團科學技術研究院有限公司、中國電池工業協會儲能分會。

本文件主要起草人：曾飛、李達、湯慈全、張翼、李鵬舉、王艷、吳賢平、鄭翔宇、張天飛、梁健

鋒、汪婷婷、田剛領、秦偉、楊振元、蔣大欣、王琪、張會學、郭毅、陳繼軍、許頗、戴燚、鄧志江、

張蕊、吳忠強、熊偉、冀潤景、張宇陽、王菲、方茂成、楊桂賢、劉志勇、熊新、王弋飛、柳揚、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

配置電化學儲能的光伏系統

性能檢測技術規范

1范圍

本文件規定了配置電化學儲能的光伏系統性能及其關鍵部件的測試項目和檢測方法。

本文件適用于配置電化學儲能的光伏系統性能檢測。電化學儲能系統或并網光伏系統可參照執行。

2規范性引用文件

下列文件中的內容通過文中的規范性引用而構成本文件必不可少的條款。其中，注日期的引用文件，

僅該日期對應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電化學儲能電站設計規范

GB/T17949.1接地系統的土壤電阻率、接地阻抗和地面電位測量導則第1部分：常規測量

GB/T18210晶體硅光伏（PV）方陣I-V特性的現場測量

GB/T20513光伏系統性能監測測量、數據交換和分析導則

GB/T34120電化學儲能系統儲能變流器技術規范

GB/T36276電力儲能用鋰離子電池

GB/T36547電化學儲能系統。接入電網技術規定

GB/T36548電化學儲能系統接入電網測試規范

GB/T36558電力系統電化學儲能系統通用技術條件

GB/T41240戶用光儲一體機測試

GB/T50065交流電氣裝置的接地設計規范

NB/T33015電化學儲能系統接入配電網技術規定

CNCA/CTS0016并網光伏電站性能檢測與質量評估技術規范

IEC62446-1光伏（PV）系統測試、文檔和維護要求第1部分：并網系統-文檔、測試和檢查

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

connectedsystems-Documentation,commissioningtestsandinspection）

IECTS62446-3光伏（PV）系統測試、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）

3術語、定義和縮寫詞

GB/T20000.1界定的以及下列術語和定義適用于本文件。

術語和定義

3.1.1

配置電化學儲能的光伏系統photovoltaicsystemsequippedwithelectrochemicalenergystorage

采用電化學電池作為儲能元件的并網光伏系統。

注：典型拓撲結構可參照附錄A。

3.1.2

儲能變流器powerconversionsystem;PCS

電化學儲能系統中，連接于電池系統與電網（和/或負荷）之間，實現功率雙向變換的裝置。

[來源：GB/T34120]

3.1.3

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光儲一體機hybridphotovoltaicandstorageconverter

具有光伏、儲能、負載及電網接口，并根據運行模式協調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、殼體和端子等組成的，實現化學能和電能相互轉化的基本單元。

[來源：GB/T36276，有修改]

3.1.5

電池模塊batterymodule

電池單體采用串聯、并聯或串并聯連接方式，且只有一對正負極輸出端子的電池組合體，包括外殼、

管理與保護裝置等部件。

[來源：GB/T36276，有修改]

3.1.6

電池簇batterycluster

由電池模塊采用串聯、并聯或串并聯連接方式，且與變流器及附屬設施連接后實現獨立運行的電池

組合體，包括電池管理系統、監測和保護電路、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

支撐儲能系統正常運行的輔助設施負載。輔助設施包括運行和保護系統的電池管理系統、冷卻系統、

風扇、泵以及加熱器等。

3.1.9

充放電效率roundtripenergyefficiency;RTE

儲能系統在一個充放電周期內輸出能量除以輸入能量的百分比。

3.1.10

典型工作周期dutycycle

與儲能系統應用場景相關的典型充放電循環工作時間段。以24小時為一個周期，充放電時間與功率

由設備制造商或業主設定。

3.1.11

電池管理系統batterymanagementsystem;BMS

監測電池的溫度、電壓、電流、荷電狀態等參數，為電池提供管理、通信接口和保護的系統。

[來源：GB51048]

3.1.12

能量管理系統energymanagementsystem;EMS

由硬件及軟件組成，對儲能系統監控、管理、實現能量安全優化調度等功能的系統。

3.1.13

儲能能量衰減速率storageenergydecayrate

描述儲能系統存儲能量變化，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

自放電和電池管理系統、能源管理系統以及其他輔助負載等系統組件在規定時間內消耗的能量，占

初始測定能量的比率。

3.1.15

自放電率self-dischargerate

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當儲能系統與負載之間保持開路狀態，除使儲能系統進入永久退出運行狀態時，儲能系統在規定時

間內損失能量占初始測定能量的比率。

3.1.16

熱備用狀態hotstandbystate

儲能系統已具備運行條件，設備保護及自動裝置處于正常運行狀態，向儲能系統下達控制指令與電

網能量交換的狀態。

[來源：GB/T36547，有修改]

3.1.17

爬坡率ramprate

儲能系統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

在穩定運行狀態下，儲能系統輸出/輸入功率依據設定值變化時，輸出/輸入功率控制的穩定程度。

[來源：GB/T36548，有修改]

3.1.19

并網點pointofcoupling（POC）

系統與電網的連接點，有升壓站的系統，并網點為升壓站高壓側母線或節點，無升壓站的系統，并

網點為輸出匯總點。

縮寫詞

STC：standardtestcondition，標準測試條件

PR：performanceratio，能效比

PRSTC：標準能效比

EL：electroluminescent，電致發光

MPPT：maximumpowerpointtracking，最大功率點跟蹤

4檢測條件

環境條件

檢測應在下列環境條件下執行：

a）環境溫度：5℃~40℃；

b）濕度：不大于95%，無凝露；

c）大氣壓力：80kPa~106kPa。

注：除另有規定，測試應在上述測試條件下執行，測試時將測試條件記錄到測試報告中。

系統條件

檢測應在下列現場條件下執行：

a）應在電化學儲能光伏系統試運行后，并且系統內保護系統狀態完好；

b）現場消防設施、環境保護設施、勞動安全設施等輔助性設施應通過驗收；

c）應提前做好事故應急預案。測試接線前核對圖紙和技術資料，對測點位置核實無誤，原系統接

線拆除前做好接線記錄。

測試設備

測試儀器儀表應滿足下列要求：

a）檢測儀器儀表應檢定或校準合格，并在有效期內；

b）儀器儀表準確度等級應符合GB/T20513的規定。

5光伏系統測試

光伏系統安全性能

3

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5.1.1接地連續性

接地連續性測試應符合下列規定：

a）光伏系統外露可導電部分應可靠接地；

b）光伏組件金屬邊框、支架、線槽、匯流箱、逆變器等應連接地排或通過互連后連接地排；

c）應利用接地電阻儀，用電橋法測試光伏系統外露可導電部分之間以及其和地排之間的接觸電阻，

測試結果記錄可參照附錄B執行；

d）接地連續性電阻值應不高于0.1Ω。

5.1.2接地電阻

接地電阻測試應符合下列規定：

a）光伏方陣、直流匯流箱、逆變器及GB/T50065規定的交流電氣裝置應可靠接地，接地電阻測

試應按GB/T17949.1執行；

b）接地電阻值應不高于4Ω。

備注：有接地網時，接地電阻測試可省略。

5.1.3光伏方陣絕緣電阻

光伏方陣絕緣電阻測試應符合下列規定：

a）光伏方陣的絕緣電阻測試應按IEC62446-1執行，可單個組串測試，也可多個組串并聯同時測

試；

b）單個光伏組串的絕緣電阻測試電壓及限值應符合表1的規定；多組串并聯測試時，測試電壓參

照表1執行，當測試值低于限值時，應減少組串并聯數，重新測試排查，直至確認每個組串均滿足要

求。

表1光伏方陣絕緣電阻測試電壓及限值

系統電壓（V）測試電壓（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

紅外熱成像測試應符合下列規定：

a）光伏系統紅外熱成像檢測，應包括光伏組件和光伏平衡系統（BOS）部件，光伏平衡系統包括

連接器、匯流箱、逆變器、電纜、連接點、保險絲、開關等；

b）檢測條件和程序應按照IECTS62446-3執行；

c）紅外熱成像檢測應在系統正常運行的條件下進行；光伏組件檢測時，光伏方陣面的輻照度不應

小于600W/m2；光伏平衡系統（BOS）部件檢測時，工作電流不應低于額定電流的30%；

d）紅外熱異常主要類型可參照附錄C。

光伏系統發電性能

5.2.1光伏系統能效比（PR）

光伏系統能效比（PR）測試應符合下列規定：

a）光伏系統的能效比測試時，應將光伏系統發電量與儲能部分區分開，應在光伏側安裝獨立的關

口表；

b）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天，

超短時間不應小于4小時；

c）短時間及超短時間測試應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大于10

MJ/m2，超短時間測試方陣面平均輻照應大于400W/m2；

d）測試應按下列步驟執行：

4

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1）在光伏方陣中安裝氣象數據采集裝置，測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，測溫點選擇前，應對組串紅外掃描，確

定代表平均溫度的測試點；

3）在光伏發電交流輸出側測量發電量；

4）按下式計算光伏系統能效比：

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

式中：

???——在測量周期內光伏系統發電量，單位：kWh；

?0——光伏系統額定功率，單位：kWp；

2

??——在測試周期內光伏方陣面的輻射量，單位：kWh/m；

G——標準測試條件輻照度，為1kW/m2。

5）有多個輻照度采集數據，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

???——在測試周期內第i種光伏方陣面的輻射量，單位：kWh/m。

注：如光伏發電量不是由測試設備記錄得到，而是通過關口電表得到，應在檢測報告中予以說明。

5.2.2光伏系統標準能效比（PRSTC）

光伏系統標準能效比（PRSTC）測試應符合下列規定：

a）可用標準能效比PRSTC對光伏電站評估，標準能效比應將溫度條件修正到標準測試條件25oC的

能效比，測試步驟同5.2.1；

b）組件結溫測試和修正應按GB/T18210執行；

c）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溫，按光伏電池結溫在輻照1000

W/m2時比實測組件溫度高2oC，輻照變化對結溫的影響按照線性處理；

d）標準能效比PRSTC計算應在5.2.1的基礎上，把對應光伏功率PO乘以對應的溫度修正系數，其

中溫度修正系數應按下式計算：

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

式中：

Ci——第i種組件的溫度修正系數；

γi——第i種組件的功率相對溫度系數；

Tcell——測試周期內電池工作時段的平均工作結溫。

5.2.3光伏組件電致發光（EL）

光伏組件電致發光（EL）測試應符合下列規定：

a）應采用EL測試儀對選定的光伏組件測試，根據圖像特征對異常組件分類；

b）應發現隱裂、裂片、劃傷、黑片、無圖像、部分子串無圖像等問題，其余因生產工藝導致的不

良現象應根據供需技術要求判定；

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試應符合下列規定：

a）光伏組件最大功率測量可將組件拆卸送至實驗室測試，也可在現場測試，宜送實驗室測試；

b）現場測試應按GB/T18210的規定對選定的光伏組件測試；

c）測試時輻照應大于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執行；

5

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e）組件清洗前功率可反映電站現場組件實際功率，組件清洗后的功率可計算組件衰降率，用清洗

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=（組件標稱功率值—組件清潔后修正功率值）/組件標稱功率值×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。

2)污漬和灰塵遮擋損失率以光伏電站的設定值為準，實測結果應滿足設定值。如電站沒有設

定值，遮擋損失不應超過5%。

注：組件衰降率在沒有合同約定的情況下，可參考工信部《光伏制造行業規范條件》中的指標，

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，應按5.2.4測試并修正得到的STC下的功率和開路電壓，結合該型號組件的溫度系數，

推算得到當前結溫下的功率和開路電壓，計算溫度損失百分比。

計算公式：

光伏組件功率溫升損失率=（STC最大功率–未修正結溫最大功率）/STC最大功率×100%

光伏組件電壓溫升損失率=（STC開路電壓–未修正結溫開路電壓）/STC開路電壓×100%

5.2.6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，測試時輻照應大于400W/m2，應按

GB/T18210執行，修正公式可參照CNCA/CTS0016執行。

5.2.7光伏組串開路電壓

光伏組串開路電壓測試應符合下列規定：

a）光伏組串開路電壓測試，可發現組串是否正確接線，組件串聯數量是否符合預期以及組件旁路

二極管短路等故障問題；

b）測試應在穩定輻照條件下執行；

c）判定條件：共接相同母排或母線的組串視為同一組。同一組內組串開路電壓值應接近，各串開

路電壓與該組開路電壓平均值偏差不應超過5%。

5.2.8光伏組串短路電流

光伏組串短路電流測試應符合下列規定：

a）測試應在穩定的輻照條件下執行；

b）判定條件：相同傾角、朝向的組串視為同一組，同一組內組串短路電流值應接近，各串短路電

流與該組短路電流平均值偏差不應超過10%。

5.2.9光伏組串工作電流

光伏組串工作電流測試應符合下列規定：

a）測試應在穩定的輻照條件下進行。

b）判定條件：相同傾角、朝向的組串視為同一組，同一組內組串工作電流值應接近，各串工作電

流與該組工作電流平均值偏差不應超過5%。

5.2.10組串內光伏組件串聯失配損失

組串內光伏組件串聯失配損失測試應符合下列規定：

a）測試時輻照應大于400W/m2；

b）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）恢復組串到工作狀態，檢測組串的實際工作電壓和工作電流，記錄輻照和組件溫度；

d）分別修正到統一輻照和統一溫度,計算公式：

6

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光伏組件的串聯失配損失=（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：組件串聯平均失配損失不應超過2%。

5.2.11多個組串并聯失配損失

多個組串并聯失配損失測試應符合下列規定：

a）測試時輻照應大于400W/m2；

b）多個組串是同一直流匯流箱內的若干組串，或是逆變器中同一個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）接通直流匯流箱或逆變器，處于工作狀態，記錄工作電壓和并聯工作電流，同時記錄輻照和組

件溫度；

e）分別修正到統一輻照和統一溫度條件，計算公式：

光伏組串的并聯失配損失=（各組串修正最大功率之和–并聯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：組串并聯平均失配損失不應超過2%。

5.2.12多個直流匯流箱并聯失配損失

多個直流匯流箱并聯失配損失測試應符合下列規定：

a）測試時輻照應大于400W/m2；

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

和組件溫度；

c）接通逆變器輸入開關，使該MPPT通道中直流匯流箱處于正常工作狀態，記錄工作電壓和工作

電流，同時記錄輻照和組件溫度；

d）分別修正到統一輻照和統一溫度條件，計算公式：

直流匯流箱的并聯失配損失=（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：直流匯流箱并聯平均失配損失不應超過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試應符合下列規定：

a）測試時輻照應大于400W/m2；

b）測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

3個組串分別進行檢測，測試結果取其平均值；

c）測試結果判定應以供需雙方的合同條款為準。可采用下列方法之一：

1)方法一：同時測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%

2)方法二：同時檢測組串出口直流電壓(Vzc）和逆變器/直流匯流箱入口直流電壓(Vhr），同時

測量該組串的直流電流Izc。按照下式求出直流線損：

Vzc–Vhr=直流導線電壓差ΔV························································(4)

ΔV/Vzc×100%=現場實測直流線損（%）············································(5)

ΔV/Izc=直流導線電阻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

7

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直流匯流箱到逆變器直流線損測試應符合下列規定：

a）測試時輻照應大于400W/m2；

b）測試直流匯流箱到逆變器的直流線損，從逆變器對應直流匯流箱中選取近、中、遠3臺分別檢

測，測試結果應取平均值；

c）測試結果判定應以供需雙方的合同條款為準。可采用下列方法之一：

1)方法一：同時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=（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=直流導線電壓差ΔV······················································(10)

ΔV/Vhc×100%=現場實測直流線損（%）··········································(11)

ΔV/Idc=直流導線電阻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

交流線損測試應符合下列規定：

a）交流線損應為從逆變器輸出端開始，直到并網點的各段交流電纜的損耗，各段交流電纜應包括

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、變壓器到并網點、逆變器到并網點；

b）各段交流線損應根據系統配置確定，測試方法應相同；

c）測試結果判定應以供需雙方的合同條款為準。測試時電纜電流應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：同時測試電纜首端和末端的交流功率，采樣間隔不大于1s，連續測試5min，計算功

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%

2)方法二：同時檢測線纜首端和末端各相對地電壓，分別記為VS和VM，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=交流導線電壓差ΔV·······················································(15)

ΔV/VS×100%=現場實測交流線損（%）···········································(16)

ΔV/Iac=交流導線電阻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：為首端設備的額定工作電壓。

5.2.16逆變器轉換效率

逆變器轉換效率測試應符合下列規定：

a）現場測試逆變器轉換效率，測試期間逆變器平均負載率不應低于30%；

b）同時采集逆變器輸入端和輸出端的功率，連續測試不應少于5min，計算功率累計值，即能量，

按下列公式計算轉換效率：

逆變器轉換效率=輸出能量/輸入能量×100%

5.2.17陰影評估

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陰影評估應符合下列規定：

a）陰影評估應記錄光伏方陣陰影遮擋情況。光伏系統設計階段應避免遮擋，當陰影遮擋不可避免

時，應定期分析陰影遮擋影響下光伏組件的發熱情況；

b）采用陰影分析儀時，應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時間段內存在陰影遮擋的區域，拍攝圖像及評估可參照附錄E。

6儲能系統測試

儲能系統安全性能

6.1.1接地連續性

應使用接地連續性測試儀，測試儲能系統被測設備外殼或相應保護接地裝置與外部保護接地端子

之間的連接電阻，測試結果記錄可參照附錄B執行。

連接電阻測試值應不高于0.1Ω。

6.1.2接地電阻

儲能變流器、光儲一體機、電池柜及GB/T50065規定的交流電氣裝置應可靠接地，接地電阻應小

于4Ω，接地電阻測試應按照GB/T17949.1執行。

6.1.3絕緣電阻

絕緣電阻測試應符合下列規定：

a)儲能系統絕緣電阻測試應按GB/T36558執行，對儲能電池簇、儲能變流器、光儲一體機和配

電柜應測試絕緣電阻；

b)測試前應斷開電涌保護器或其他可能影響測試結果或可能被損壞的設備，使用測試儀器在帶電

導體和連接到接地裝置的保護導體之間測量絕緣電阻，判定應符合表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）

<602500.5

60<UN≤2505001

250<UN≤100010001

1000<UN≤150025001

6.1.4紅外熱成像

紅外熱成像測試應符合下列規定：

a）在儲能系統正常運行的條件下，用紅外熱像儀掃描檢查儲能電池簇、儲能變流器、光儲一體機、

配電柜以及斷路器、電纜接頭、保險絲等的發熱情況；

b）紅外熱成像檢測應在系統正常運行條件下執行，電氣設備應工作在額定功率或典型工作周期的

最大功率。

儲能系統故障測試

6.2.1溫控系統失效

溫控系統失效測試用于診斷BMS、PCS以及暖通空調系統中溫度檢測元件、加熱冷卻執行元件

失效情況下系統的反應，宜采用下列測試方法：

a）將系統處于熱備用狀態；

b）將被測系統中溫度故障告警、保護閾值調整至適當位；

c）將系統處于穩定運行狀態下；

d）停止被測系統中加熱冷卻執行元件的運行，模擬過溫或低溫、溫升信號，將溫度檢測元件加熱

或冷卻至預期的告警、保護動作值；

e）恢復溫度故障告警、保護閾值至初始值。

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溫控系統失效測試應滿足下列要求：

a）BMS應具備溫控系統故障自診斷功能，當溫控系統失效時，BMS應將問題電池簇退出運行，

并上報相關告警、保護信號；

b）PCS應具備溫控系統故障自診斷功能，當溫控系統失效時，控制系統應就地故障隔離，將PCS

停機、向BMS發出停止充放電指令，并上報相關告警、保護信號；

c）暖通系統應具備溫控系統故障自診斷功能，當溫控系統失效時，應停止儲能系統工作，并上報

告警、保護信號。

6.2.2主控電源失效

主控電源失效測試應符合下列規定：

a）主控電源失效測試用于診斷BMS、消防系統的主控電源電壓在過壓、欠壓等失效情況下的反應；

b）測試方法：切斷BMS、消防系統的主控電源開關，查看是否及時切換為備用電源，并上報相關

告警、保護信號；

c）BMS、消防系統應具備供電系統故障自診斷功能，當主控電源過低或過高時，應及時啟動備用

電源，并上報告警、保護信號。

6.2.3通訊故障

儲能系統PCS、BMS及EMS系統間應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）儲能系統正常運行后，斷開PCS與BMS間通訊連接，觀察系統保護；

b）儲能系統正常運行后，斷開PCS與EMS間通訊連接，觀察系統保護；

c）儲能系統正常運行后，斷開BMS與EMS間通訊連接，觀察系統保護；

d）儲能系統上電后，在待機狀態下重復上述步驟。

不論系統是否運行，任意兩設備間發生通信故障，均應使PCS停止運行，并由EMS系統準確

報告通訊連接發生故障部位。

6.2.4消防火災報警系統

消防火災報警系統聯動測試應正確顯示動作煙感或溫感探頭區域并觸發報警。

測試時，被測儲能單元內的設備應處于待機狀態，手動觸發艙內頂部的傳感器。

查看系統狀態，交直流側主回路開關或斷路器跳閘，系統狀態為“緊急停機命令”。層級保

護動作應符合邏輯要求。預制式滅火系統應正常反饋啟動信號至火災控制系統，PCS應立即停機，能源

管理系統應告警。

電池測試

6.3.1電池內阻

電池內阻測試時，應用測試儀測試電池單體或電池模塊內阻，測試儀探針應接觸電池極柱，記錄電

池內阻值和電壓值。

6.3.2電池互連電阻

用測試儀測試相鄰電池模塊的連接電阻，測試儀探針應接觸電池極柱。

6.3.3電池容量

利用系統充放電試驗，在直流側測量能量，應按下列步驟執行：

a）以額定功率放電至SOC下限時停止放電；

b）以額定功率充電至SOC上限時停止充電，靜置1小時；

c）以額定功率放電至SOC下限時停止放電，靜置1小時；

d）重復b）?c）步驟2次，以3次試驗的均值作為結果；

e）利用放電能量和額定電壓計算電池容量。

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電池管理系統采集精度

6.4.1電池簇電壓采集精度

電池簇電壓采集精度試驗應按下列步驟執行：

a）BMS上電正常后，記錄電池管理系統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，并記錄數據。

ΔU=（|UM–UR|）/UM×100%····················································(20)

d）判定條件：電池簇總電壓測量誤差不應大于1%。

6.4.2電流采集精度

電池管理系統電流測量精度試驗應按下列步驟執行：

a）BMS上電正常后，電池系統在50%額定功率和100%額定功率下分別充放電5min；

b）用電流表測量電池系統電流值并記錄為IM；

c）記錄電池管理系統顯示屏上的電流值IR；

d）按下式計算電流測量誤差ΔI，并記錄數據。

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

e）判定條件：電流測量誤差不應大于1%。

儲能系統性能測試

6.5.1儲能系統額定能量

在儲能變流器或光儲一體機額定功率充放電條件下，應檢測儲能系統的充電能量、放電能量。光儲

一體機在測試期間應斷開與光伏部分的連接。測試應按下列步驟執行：

a）以額定功率放電至SOC下限時停止放電；

b）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充電能量Ec和輔助

負載能耗Wc；

c）以額定功率放電至SOC下限停止放電。記錄本次放電過程中儲能系統放電能量Ed和輔助負

載能耗Wd；

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

e）按照下式計算平均值，記Ec和Ed為儲能系統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次循環充電能量，單位：kW?h；

???——第i次循環放電能量，單位：kW?h；

???——第i次循環充電過程輔助負載能耗，單位：kW?h；

???——第i次循環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的儲能系統，???=0，???=0。

注2：測試中SOC上限和下限應唯一且與實際使用時保持一致。

6.5.2額定功率充放電效率

在額定功率充放電條件下，測試儲能系統的充放電效率，測試步驟可參照6.5.1。按下式計算。

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

3

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

式中：

i——充放電循環數；

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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試周期應至少為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；

???——典型工作周期內放電能量，單位：kW?h；

???——典型工作周期內充電能量，單位：kW?h；

???——典型工作周期內放電過程輔助負載能耗，單位：kW?h；

???——典型工作周期內充電過程輔助負載能耗，單位：kW?h；

???——典型工作周期內待機時的能量損耗，單位：kW?h。

6.5.4儲能能量衰減速率

儲能能量衰減速率測試應符合下列規定：

a）儲能系統投入使用后，按規定時間或技術協議規定的時間間隔測試儲能系統的實際能量，確定

系統能量衰減速率；

b）根據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；

??——儲能系統測試時間點放電能量，單位：kW?h；

??——儲能系統額定能量，單位：kW?h；

6.5.5待機能量損失率

待機能量損失率測試應按下列步驟執行：

a）儲能系統充電至SOC上限；

b）儲能系統在額定功率下放電至SOC下限，記錄放電能量Einitial；

c）儲能系統充電至SOC上限，靜置約定時間，儲能系統與交流電網保持連接；

d）儲能系統以額定功率放電至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——測試前儲能系統能量下限值，單位：kW?h；

Enc——測試后儲能系統能量下限值，單位：kW?h；

n——靜置的時間，宜按天計算。

6.5.6自放電率

自放電率測試應按下列步驟執行：

a）儲能系統充電至SOC上限；

b）儲能系統在額定功率下放電至SOC下限，記錄放電能量Einitial；

c）儲能系統充電至SOC上限，靜置約定時間，儲能系統與交流系統保持斷開；

d）儲能系統與交流系統接觸器閉合，并以額定功率放電至SOC下限，記錄放電能量Eno；

e）按下式計算自放電率SDR(self-dischargerate）。

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

式中：

Einitial——測試前儲能系統能量下限值，單位：kW?h；

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Eno——測試后儲能系統能量下限值，單位：kW?h；

n——靜置的時間，宜按天計算。

6.5.7充放電轉換時間

在額定功率充放電條件下，應對充電到放電、放電到充電的轉換時間測試，應按下列步驟執行：

a）設置儲能系統以額定功率充電，向儲能系統發送以額定功率放電指令，記錄從90%額定功率

充電到90%額定功率放電的時間t1；

b）儲能系統以額定功率放電，向儲能系統發送以額定功率充電指令，記錄從90%額定功率放電

到90%額定功率充電的時間t2；

c）充放電循環共做3次，取3次測試結果的最大值。

圖1充放電轉換時間

6.5.8充放電爬坡率

儲能系統充放電爬坡率測試應在額定功率(PN)下執行，應按下列步驟執行：

a）儲能系統保持在熱備用狀態，SOC處于50%；

b）向儲能系統下達充電指令，功率達到10%PN的時刻記為t1a，達到90%PN的時刻記為t2a；

c）向充電狀態下的儲能系統下達停止充電指令，功率達到90%PN的時刻記為t1b，達到10%PN

的時刻記為t2b；

d）儲能系統放電至SOC為50%，使其處于熱備用狀態；

e）向儲能系統下達放電電指令，功率達到10%PN的時刻記為t1c，達到90%PN的時刻記