ICS27.180CCSF19中华人民共和国国家标准GB/TXXXXX—XXXX电化学储能电站调试规程CodeforcommissioningofelectrochemicalenergystoragestationXXXX-XX-XX发布XXXX-XX-XX实施（征求意见稿）国家市场监督管理总局国家标准化管理委员会发布GB/TXXXXX—XXXX目次前言.................................................................................I1范围.................................................................................12规范性引用文件.......................................................................13术语和定义...........................................................................24基本规定.............................................................................25分系统调试...........................................................................25.1一般规定.........................................................................25.2储能系统.........................................................................35.3监控系统........................................................................125.4继电保护及安全自动装置..........................................................195.5通信与调度自动化系统............................................................236联合调试............................................................................246.1一般规定........................................................................246.2启动/停机........................................................................246.3有功功率控制....................................................................246.4无功功率控制....................................................................266.5额定能量........................................................................276.6能量转换效率....................................................................276.7低电压穿越......................................................................276.8高电压穿越......................................................................286.9电网适应性......................................................................296.10一次调频.......................................................................306.11惯量响应.......................................................................306.12电能质量.......................................................................31附录A（资料性）数据记录............................................................32GB/TXXXXX—XXXXI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专利的责任。本文件由中国电力企业联合会提出。本文件由全国电力储能标准化技术委员会（SAC/TC550）归口。本文件起草单位：本文件主要起草人：GB/TXXXXX—XXXX1电化学储能电站调试规程1范围本文件规定了电化学储能电站分系统、整站联合调试的技术要求。本文件适用于锂离子电池、铅酸（炭）电池、钠离子电池、液流电池、水电解制氢/燃料电池为储能载体的电化学储能电站调试、验收。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。GB/T14549电能质量公用电网谐波GB/T15479工业自动化仪表绝缘电阻、绝缘强度技术要求和试验方法GB/T15543电能质量三相电压不平衡GB/T20297静止无功补偿装置现场试验GB/T24337电能质量公用电网间谐波GB/T24554燃料电池发动机性能试验方法GB/T26862电力系统同步相量测量装置检测规范GB/T27748.4固定式燃料电池发电系统第4部分：小型燃料电池发电系统性能试验方法GB/T29247工业自动化仪表通用试验方法GB/T29838燃料电池模块GB/T32509全钒液流电池通用技术条件GB/T34120电化学储能系统储能变流器技术规范GB/T34131电力储能用电池管理系统GB/T34133储能变流器检测技术规程GB/T34583加氢站用储氢装置安全技术要求GB/T36547电化学储能系统接入电网技术规定GB/T36558电力系统电化学储能系统通用技术条件GB/T37562压力型水电解制氢系统技术条件GB/T40595并网电源一次调频技术规定及试验导则GB/T电化学储能电站安全规程GB50034建筑照明设计标准GB50054低压配电设计规范GB50147电气装置安装工程高压电器施工及验收规范GB50148电气装置安装工程电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范GB50149电气装置安装工程母线装置施工及验收规范GB50150电气装置安装工程电气设备交接试验标准GB50168电气装置安装工程电缆线路施工及验收标准GB50171电气装置安装工程盘、柜及二次回路接线施工及验收规范GB/TXXXXX—XXXX2GB50172电气装置安装工程蓄电池施工及验收规范GB50177氢气站设计规范GB50233110kV～750kV架空输电线路施工及验收规范GB50254电气装置安装工程低压电器施工及验收规范GB50395视频安防监控系统工程设计规范GB/T50516加氢站技术规范GB50582室外作业场地照明设计标准GB51048电化学储能电站设计规范DL/T618气体绝缘金属封闭开关设备现场交接试验规程DL/T687微机型防止电气误操作系统通用技术条件DL/T995继电保护和电网安全自动装置检验规程DL/T110135kV～110kV变电站自动化系统验收规范DL/T1215.4链式静止同步补偿器第4部分：现场试验DL/T2528电力储能基本术语DL/T5044电力工程直流电源系统设计技术规程DL/T5149变电站监控系统设计规程3术语和定义DL/T2528界定的术语和定义适用于本文件。4基本规定4.1储能电站调试应包括分系统调试和电站联合调试两个阶段，分系统调试完成后方可进行电站联合调试。4.2储能电站调试应制订调试大纲、调试方案和应急预案。4.3储能电站渉网调试方案应经调度机构批准。渉网项目调试前应向调度机构提出申请，经批准后实施。4.4储能电站调试工作安全应符合GB/T《电化学储能电站安全规程》的规定。4.5调试人员应熟悉储能电站设备工作原理及结构、调试工序、调试质量标准和安全工作规程，掌握必要的机械、电气、检测、安全防护知识，具备正确使用工器具、仪器仪表和安全防护设备的技能。4.6储能电站调试所用工器具和仪器仪表应检验校准合格，并在有效期内。4.7储能电站调试工作应完整保存调试记录，编制调试报告。5分系统调试5.1一般规定5.1.1储能电站分系统调试应包括储能系统、监控系统、继电保护及安全自动装置、通信与调度自动化系统等调试。5.1.2储能电站分系统调试前应具备下列条件：a)设备安装完毕，接线正确、接头牢靠、各模块功能正常，外观良好，编号和标识等清晰正确，规格型号符合设计要求；b)设备的型式试验报告、出厂试验报告、技术说明书、图纸和备品备件齐备；GB/TXXXXX—XXXX3c)汇集线路空充完毕，升压变压器、变流器柜、汇流柜、电池柜应与接地网导通良好；d)现场临时供电设备的电压、频率和容量符合调试要求。5.1.3储能电站用电源调试应符合GB50054的规定，照明装置调试应符合GB50582、GB50034的规定，站用直流系统调试应符合DL/T5044的规定，交流不间断电源的事故放电时间应不小于2.0h。5.1.4变配电系统二次设备调试应符合GB50171、GB50172、GB50254、GB/T26862、DL/T663、DL/T687、DL/T995、DL/T1101的相关规定。5.1.5变配电系统一次设备调试应符合GB50147、GB50148、GB50149、GB50150、GB50168、GB50233、GB/T20297、DL/T618、DL/T1215.4的相关规定。5.1.6储能电站厂房内供暖通风与空气调节系统、消防系统、给排水系统应符合GB51048的规定，视频及环境监控系统调试应符合GB50395的规定。5.2储能系统5.2.1锂离子电池、铅酸（炭）电池、钠离子电池阵列5.2.1.1调试条件锂离子电池、铅酸（炭）电池、钠离子电池阵列调试应具备以下条件：a)电池单体、电池模块和电池簇应无变形及裂纹，表面应干燥、平整无毛刺、无外伤，且标识清晰、正确；电池模块排列整齐、连接可靠；电池簇相关的设备、零部件及辅助设施外观应无变形及裂纹；电池支架应无变形、锈蚀；电缆连接正确、无破损；b)电池单体、电池模块端子极性标识应正确、清晰，极性与标识一致；c)电池架、电池柜应可靠接地。5.2.1.2绝缘电阻测试绝缘电阻测试按以下步骤进行：a)将电池簇的正极和负极与外部装置断开，并将不能承受绝缘电压试验的元件短接或拆除；b)分别检测电池簇正极与外部裸露可导电部分之间、电池簇负极与外部裸露可导电部分之间的绝缘电阻，测试方法和技术要求应符合GB/T34131的规定；c)恢复电池簇正负极与外部装置连接、短接或拆除的元件。5.2.1.3冷却系统调试冷却系统调试按以下步骤进行：a)对于采用风冷的电池模块，改变制冷、制热温度设定值，散热风扇的应正常启停；b)对于采用液冷的电池模块，改变制冷、制热温度设定值，泵启停功能应正常，密封、温控范围应符合相关技术要求。5.2.1.4电池管理系统调试5.2.1.4.1绝缘电阻测试绝缘电阻测试应按以下步骤进行：a)断开电池管理系统与外部连接、将不能承受绝缘电压试验的元件短接或拆除；b)分别检测电池管理系统与电池相连的采集端子和接地端子之间、通信端子与接地端子之间、采集端子和通信端子之间、供电端子与通信端子之间的绝缘电阻，测试方法和技术要求应符合GB/T34131的规定；c)恢复电池管理系统与外部连接、短接或拆除的元件。GB/TXXXXX—XXXX45.2.1.4.2供电电源检查给电池管理系统供电电源断路器一次侧送电，测试电源电压应符合设计要求。5.2.1.4.3通信功能调试电池管理系统上电启动，检查显示功能应正常。通过信号发生装置发送并接收报文ID或相关指令，监测串口和网口报文，通信接口和通信协议应满足相关技术要求。电池管理系统与监控系统、储能变流器、其他管理层级电池管理系统、消防系统、供暖通风与空气调节系统等设备通信功能应正常。5.2.1.4.4控制功能校验电池管理系统上电启动，通过信号发生装置模拟下发所有控制端口的闭合和断开指令，检查所有控制端口的闭合和断开状态应与指令一致。5.2.1.4.5采集功能校验电池管理系统上电启动，通过检查充放电过程中电池管理系统采集的电池单体电压、电池单体温度、电池模块正负极端子温度、电池簇电压、电池簇电流等参数，显示应正常，精度应满足GB/T34131的要求。5.2.1.4.6温度测量点数校验电池管理系统上电启动，通过检查充放电过程中电池管理系统采集的电池簇、电池阵列温度测量点数应符合技术要求。5.2.1.4.7电压一致性检验电池管理系统上电启动，通过检查充放电过程中电池管理系统采集的电池单体电压、电池簇电压值，电压一致性应符合技术要求。5.2.1.4.8报警和保护功能调试通过改变报警阈值和保护定值对电池管理系统的报警和保护功能进行调试，应满足以下要求：a)电池管理系统保护定值设置应与保护定值单一致；b)电池管理系统在设备状态异常或故障时保护动作应正确、报警信号正常并上传，报警内容、保护动作逻辑和动作时限应符合GB/T34131的规定；c)对于配置软/硬出口节点的电池管理系统，当保护动作时，应能发出报警/跳闸信号，并对故障前后的状态量有效记录，电流量、电压量、温度量记录周期和记录时间符合GB/T34131的规定。5.2.2液流电池阵列调试5.2.2.1调试条件液流电池阵列调试应具备以下条件：a)电池阵列管路施工、设备安装、电解液罐装已完成并验收合格；b)电池阵列外部所有电气及通信等线缆接线施工已完成并验收合格；c)电池阵列中管路、阀门、电堆、电气设备等外观无变形、断裂且标识清晰、正确；d)储能变流器处于停止状态，电池阵列中管路、阀门、电气元件等连接已完成并验收合格。GB/TXXXXX—XXXX55.2.2.2绝缘电阻测试绝缘电阻测试应按以下步骤进行：a)将电池阵列的正极和负极与外部装置断开，并将不能承受绝缘电压试验的元件短接或拆除；b)分别测试电池阵列正极和负极对地的绝缘电阻，测试结果均应符合GB/T32509；c)恢复电池阵列的正极和负极与外部装置的连接、短接或拆除的元件。5.2.2.3电池管理系统调试5.2.2.3.1按照5.2.1.4.1~5.2.1.4.3的方法对液流电池管理系统绝缘电阻检测、通电前检查和通信功能调试。5.2.2.3.2控制功能校验通过下发控制指令，检查电动阀门、泵、接触器等应正常，各状态参数反馈数值应符合设计要求。5.2.2.3.3采集功能校验通过检查电池管理系统采集的电堆电压、电堆电流、电解液温度、电解液压力、电解液流量、电解液液位状态、泵电流、泵频率和阀门状态等参数，显示应正常，精度应满足GB/T34131的要求。5.2.2.3.4电压一致性检验通过检查电池管理系统采集的电池堆电压值，电压一致性应符合技术要求。5.2.2.3.5报警和保护功能调试按照5.2.1.4.8的方法对液流电池管理系统报警和保护功能调试。液流电池管理系统的报警内容应包含电压越限、电压偏差越限、电流越限、温度越限、流量越限、压力越限、液位越限、漏液故障、通信异常等。5.2.2.4电解液循环系统调试电解液循环系统调试应按以下步骤进行：a)电解液循环系统运行调试前应检查所有电动阀门和手动阀门位置及开关状态正确，电解液已灌装完成。电池管理系统无报警信息，电池阵列处于可运行状态，储能变流器处于停止状态；b)同时给定正负极电解液循环泵可运行的最低频率或转速，并下发运行指令，正负极循环泵应正常工作，无异响、剧烈震动，交流循环泵运行正常。系统管路、阀门、电堆应无渗漏液，电池阵列流量、压力、温度、泵电流、泵频率检测值应符合相关技术要求，电池管理系统无报警信息；c)对于循环泵采用频率/转速可调设计的，通过电池管理系统逐次增加电解液循环泵频率或转速至设计所允许的最高值，循环泵应正常响应；d)将电解液循环泵频率或转速降至电解液循环泵可运行的最低频率或转速，下发停止指令，循环泵应停止工作，电池管理系统应无报警信息。5.2.2.5换热系统调试5.2.2.5.1对于采用风冷的电池阵列，改变制冷温度设定值，制冷设备应正常启停。5.2.2.5.2对于采用液冷的电池阵列，改变制冷温度设定值，制冷设备的循环泵启停功能应正常，冷媒管路压力、温度范围应符合技术要求。5.2.2.5.3对于配备制热设备的电池阵列，改变制热温度设定值，制热设备应正常启停。GB/TXXXXX—XXXX65.2.3水电解制氢/燃料电池阵列调试5.2.3.1调试条件水电解制氢/燃料电池阵列调试应具备以下条件：a)水电解制氢/燃料电池各个系统的设备铭牌参数、出厂试验报告、检验合格证、产品说明书、数量应符合技术要求；b)安装记录资料、符合资质的水电解制氢系统、储氢系统、燃料电池系统的标定报告资料应齐全。c)各零部件外壳及涂层、结构加工件表面、系统管路表面应完好，无损伤、划伤。设备及各零部件不应出现锈蚀、霉斑、开裂、变形、脱落等影响使用安全及性能的缺陷；d)电气设备应能正常通电运行、通讯正常、供电反馈值在合理范围内，接收指令后能够成功启动、正常运转；e)各仪表及传感器供电、通讯、显示应正常；f)燃料电池系统气密性校验前，卡盘接头、卡盘抱箍、卡盘堵片、密封件等操作工具应齐全。5.2.3.2气密性试验5.2.3.2.1按照GB/T37562规定的方法对水电解制氢系统气密性进行校验，所有阀门、法兰或螺纹连接处，焊缝、垫片等密封点应无漏气。5.2.3.2.2按照GB/T50516和GB50177规定的试验方法，依次对压缩机、压力容器、减压阀组、氮气汇流排独立进行气密性试验，焊缝及连接部位应无泄漏和压力降。5.2.3.2.3按照GB/T24554规定的方法对燃料电池系统气密性进行校验，全程燃料电池不起动，试验中压力下降值应不超过限值。5.2.3.3燃料电池系统绝缘电阻测试燃料电池系统绝缘电阻测试应按以下步骤进行：a)对燃料电池系统的绝缘电阻进行校验，至少在通入氢气调试前后各进行一次；b)校验前系统电气线束及接插件应连接无误，加入冷却系统的冷却液电导率应＜5μs/cm，校验全程不起动燃料电池；c)在燃料电池冷却管路内充满冷却液，保持冷却液处于非循环状态，测量燃料电池堆正极和负极对地的绝缘电阻；d)在燃料电池冷却管路内充满冷却液，保持冷却液处于循环流动状态2~3分钟，测量燃料电池堆正极和负极对地的绝缘电阻；e)记录绝缘电阻值，两种循环状态下的绝缘电阻值均应不低于500Ω/V。5.2.3.4水电解制氢系统接地电阻测试水电解制氢系统接地电阻测试应按以下步骤进行：a)接地干线与接地体的连接点或接地干线上所有接地支线的连接点应可靠连接；b)分别测量系统多个接地点的接地电阻，接地电阻值应满足GB/T37562和GB50177规定的要求；c)对于电气设备工作（系统）接地、保护接地、雷电保护接地、防静电接地等共用一个总的接地装置的，其中接地电阻最小值应符合技术要求。5.2.3.5水电解制氢系统供水试验水电解制氢系统供水试验应按以下步骤进行：GB/TXXXXX—XXXX7a)纯水机、水泵等供水系统设备供电正常，供水系统循环管路、循环管路为通路，储水量可维持供水系统正常运行；b)给定水电解制氢控制系统纯水补水水位指令，给定指令与纯水机补水数据信息应交互正常，满足供水要求；c)水电解制氢控制系统启动水泵，检查供水系统流量应符合设计要求，流量反馈与本地及远程控制交互应正常，供水系统循环应工作正常，无泄漏；d)水电解制氢控制系统中纯水机、水泵控制器与控制系统数据交互应正常，报警与指示信息显示应正常。5.2.3.6水电解制氢系统吹扫试验水电解制氢系统吹扫试验应按以下步骤进行：a)阀门、管路连接正常，管路设备、阀门供电正常；b)供水系统循环管路开启为通路；c)开启吹扫管路阀门，吹扫通路阀门与控制器数据交互应正常，报警与指示信息显示应正常；d)开启气源进行吹扫置换，吹扫后的制氢系统氧含量应不高于0.5%。5.2.3.7水电解制氢模块仪表系统调试应包括温度仪表、压力仪表、流量计、液位计、电导率仪、氢气报警器、火焰探测器、气体分析类仪表等调试。水电解制氢模块仪表系统调试应按以下步骤进行：a)仪表型号、规格、过程连接尺寸、材质与设计要求应一致，爆炸性环境设置的防爆仪表应符合GB3836.1的有关规定；b)仪表通电后正常运行，应无故障报警；c)压力变送器、氢气流量计等在安装后首次调试需进行零点校正。用浓度1~4%的氢气标准气体测试，氢气报警器应响应，氧中氢系统读数应与标准气体一致；d)调整不同运行工况，仪表测量、就地显示读数及远传读数应正常；e)根据仪表规格参数，对仪表读数与实际值或理论预值进行对比，误差应在允许范围内。5.2.3.8水电解制氢系统冷态联调水电解制氢系统冷态联调应按以下步骤进行：a)自来水供水、供电和排风正常，电解槽周围无漏水，所有电动阀门和手动阀门位置及开关状态正确；b)制氢系统各单体设备通过单体调试，各设备间电气连接完好。绝缘电阻、接地电阻，控制功能，保护定值等均满足设计要求；c)将制氢系统设备上电，制氢系统运行应正常、无故障。供水及吹扫系统应满足系统的用水和吹扫要求。水流量、工作压力、水温、电导率、原料水量等参数应在设计范围。停车过程中制氢系统的设备应正常关闭，无报警、故障。5.2.3.9储氢系统氢气安全联动测试储氢系统氢气安全联动测试应按以下步骤进行：a)用浓度1%~4%的氢气测试氢浓度报警器，检查报警器应响应，现场通风保护装置应开启；b)按照GB/T34583的方法，检查超压泄放装置超压情况下应正确动作，排放能力不小于储氢装置的安全泄放量。支撑结构应能承受泄放装置泄放时产生的反作用力。5.2.3.10燃料电池模块调试燃料电池模块调试应按以下步骤进行：GB/TXXXXX—XXXX8a)对于采用氮气增压触发泄压设备的压力保护，确认超压保护功能有效；b)分别模拟低压、高压及通讯中断故障，任一故障情况下备用电源应能在设计要求的时间内投入使用，燃料电池模块应正常停机；c)对燃料电池模块所处环境氢气浓度超标故障进行模拟，检查报警器应响应，现场通风保护装置应开启；d)进行燃料电池模块起动试验，起动前燃料电池模块不应预热，起动后进入怠速应能够稳定15s以上，且不自动停机；e)进行正常运行试验，按照GB/T29838规定的方法进行燃料电池模块正常运行试验，燃料电池在正常温度、流量、压力等条件下运行。达到热平衡，测量电压、温度、燃料压力等相关参数，测量值应符合设备技术要求。5.2.3.11电池管理系统5.2.3.11.1按照5.2.1.4.1~5.2.1.4.3的方法对水电制氢/燃料电池管理系统绝缘电阻检测、通电前检查和通信功能调试。5.2.3.11.2控制功能校验通过下发控制指令，检查设备及零部件指令执行的时效性和正确性应满足设计要求。5.2.3.11.3采集功能校验通过检查电池管理系统采集电解槽电压、电解槽电流、电解槽温度、冷却水温度、冷却水压力、制氢系统氢气出口压力、电解液循环流量、氢中氧浓度、氧中氢浓度、氢中微氧含量、氢气露点、燃料电池电压、燃料电池电流、燃料电池温度、燃料电池入口氢气压力、储氢系统压力、供氢管道氢气流量、环境氢气浓度等参数，显示应正常，精度应满足GB/T34131的要求。5.2.3.11.4电压一致性检验通过检查电池管理系统采集的燃料电池电压值，电压一致性应符合技术要求。5.2.3.11.5报警和保护功能调试按照5.2.1.4.8的方法对水电解制氢/燃料电池管理系统报警和保护功能调试。水电解制氢/燃料电池管理系统的报警内容应包含电压越限、电流越限、温度越限、流量越限、液位越限、压力越限、氢中氧浓度越限、氧中氢浓度越限、环境氢气浓度越限、通信异常等。5.2.4储能变流器调试5.2.4.1调试条件储能变流器调试应具备以下条件：a)储能变流器直流侧、交流侧和接地线缆均已连接牢固；b)储能变流器交、直流侧各接线排的接线极性（相序）应正确；c)直流电压和交流电压应在储能变流器的正常工作范围内；d)储能变流器断路器、接触器应正常动作。5.2.4.2绝缘电阻在正常试验大气条件下，分别测试储能变流器各独立电路与外露的可导电部分之间，以及与各独立电路之间的绝缘电阻，测试方法及技术要求应符合GB/T34120的规定。GB/TXXXXX—XXXX95.2.4.3通信功能储能变流器通信功能调试应按以下步骤进行：a)将储能变流器通信接口连接至通信调试终端；b)启动储能变流器，检查各指示灯、仪表应正常指示和显示；c)通过通信调试终端设置储能变流器为就地控制模式，读取电池管理系统电池单体、电池模块、电池簇状态信息应正常；d)断开储能变流器和电池管理系统通信连接，储能变流器应在通信调试终端报警通信故障；e)恢复储能变流器和电池管理系统通信连接，储能变流器应清除报警。5.2.4.4启/停机功能启/停机功能调试应按照以下步骤进行：a)启动储能变流器，通过就地启停机开关进行启机操作，储能变流器应正常启机；b)通过就地启停机开关进行停机操作，储能变流器应正常停机；c)重新启动储能变流器，按下急停按钮，储能变流器交直流侧开关应断开；d)清除紧急停机并恢复储能变流器至待机状态。5.2.4.5并/离网模式调试5.2.4.5.1并/网模式切换功能并/网模式切换功能调试应按照以下步骤进行：a）启动储能变流器，设置储能变流器为并网模式，读取储能变流器的运行模式和保护定值，应符合并网模式要求；b）下发启机指令，储能变流器应正常启机；c）在并网模式下设置储能变流器为离网模式，读取储能变流器的运行模式和保护定值，应符合离网模式要求。d）测量离网端口电压，应与显示离网端口电压一致。5.2.4.5.2故障后重新并网功能故障后重新并网功能调试应按照以下步骤进行：a）将储能系统与模拟电网装置（公共电网）相连，所有参数调至正常工作条件，连续运行5min；b）断开储能系统与模拟电网装置（公共电网）的并网开关，5s后合上并网开关；c）对于接入220V/380V电压等级电网的储能系统，合上并网开关20s内应不重新并网；接入10kV～35kV电压等级电网的储能系统，在接到调度指令之前应不重新并网，重复试验3次。5.2.4.6故障保护功能故障保护功能调试应按照以下步骤进行：a）启动储能变流器，分别模拟储能变流器短路、极性反接、直流过/欠压、离网过电流、过温、通讯、冷却系统异常等故障，储能变流器保护动作应正确；b）清除故障，重新启动储能变流器；c）调整储能变流器运行至并网模式，断开储能变流器与电网侧电源，储能变流器应进行防孤岛保护。5.2.4.7充/放电功能充/放电功能调试应按照以下步骤进行：a）启动储能变流器，设置储能变流器为并网模式；GB/TXXXXX—XXXX10b）设置储能变流器为充电模式并设定任意充电功率，测量储能变流器直流侧功率，应与通信调试终端读取的直流侧功率一致；c）设置储能变流器为放电模式并设定任意放电功率，测量储能变流器交流侧功率，应与通信调试终端读取的交流侧功率一致。5.2.4.8有功/无功控制功能有功/无功控制功能调试应按照以下步骤进行：a）启动储能变流器，设置储能变流器为并网模式；b）设置储能变流器为放电模式并设定有功功率，有功功率值和持续时间应满足GB/T34133的要求；c）测量储能变流器交流侧有功功率，应与通信调试终端读取的交流侧有功功率一致；d）设置储能变流器为放电模式并设定无功功率，无功功率值和持续时间应满足GB/T34133的要求；e）测量储能变流器交流侧无功功率，应与通信调试终端读取的交流侧无功功率一致。5.2.4.9故障电压穿越功能故障电压穿功能调试应按照以下步骤进行：a）检查储能变流器的参数设定，确认已启用低电压穿越功能，低电压穿越电压和时间设置应满足GB/T36547规定的低电压穿越曲线；b）检查储能变流器的参数设定，确认已启用高电压穿越功能，高电压穿越电压和时间设置应满足GB/T36547规定的高电压穿越曲线；c）启动储能变流器，通过模拟信号模拟低电压穿越和高电压穿越故障，储能变流器并离网状态、故障穿越功能应符合GB/T36547的规定，且报警和保护应正常。5.2.4.10电网适应性电网适应性调试应按照以下步骤进行：a）检查储能变流器的参数设定，确认已启用电网适应性功能；b）启动储能变流器，通过模拟信号模拟频率波动和电压波动，频率和电压波动幅值和时间应符合GB/T34133的要求，储能变流器并离网状态、电网适应性功能应符合GB/T34133的规定，且报警和保护应正常。5.2.5储能协调控制器调试5.2.5.1调试条件储能协调控制器调试应具备以下条件：a）储能协调控制器各接线排的接线极性（相序）应正确；b）储能协调控制器断路器、接触器应正常动作。5.2.5.2绝缘电阻在正常试验大气条件下，分别测试储能协调控制器各独立电路与外露的可导电部分之间，以及与各独立电路之间的绝缘电阻，测试结果应符合GB/T34120的规定。5.2.5.3通信功能GB/TXXXXX—XXXX11将储能协调控制器通信接口连接至通信调试终端。启动储能协调控制器，通过通信调试终端校验协调控制器与储能变流器、监控系统通信应正常。5.2.5.4储能协调控制器控制单台变流器充电调试储能协调控制器控制单台变流器充电调试应按照以下步骤进行：a）通过储能协调控制器设置储能变流器工作模式为恒功率模式；b）给储能变流器发送启动命令，就地设置最低充电有功功率，检查就地监控、电池管理系统和变流器人机界面，电压、电流、温度等运行参数显示应正确；c）设置不同的充电功率直至达到额定功率，有功功率实测值与设定值相对偏差宜不大于5%，电池管理系统无告警，充电过程电池模块温度差不宜超过5℃，充入的能量占满充能量的百分比应符合GB/T36558相关规定。对于水电解制氢/燃料电池储能系统，启动水电解制氢系统，额定工况稳定运行1h以上改变工况，按照设计负荷范围运行，水电解制氢系统的各设备均应正常稳定运行，产氢量、纯度、压力应满足设计要求；d）模拟充电过流报警，校验电池管理系统电流显示、电池荷电状态；e）设置无功功率，无功功率实测值与设定值相对偏差宜不大于5%，且电池管理系统无报警；f）给储能变流器发送停止命令，储能变流器应停止充电，储能协调控制器各参数显示应正常；g）对于液流电池系统，用于液流电池阵列初始充电的储能变流器应具备在电池阵列直流电压为0V状态下启动并可稳定持续充电的功能。初始充电可在储能变流器恒功率、恒电流模式下进行。5.2.5.5储能协调控制器控制单台储能变流器放电调试储能协调控制器控制单台变流器放电调试应按照以下步骤进行：a）通过储能协调控制器设定储能变流器工作模式为恒功率模式；b）就地设置100%额定有功功率，检查就地监控、电池管理系统和变流器人机界面，电压、电流、温度等运行参数显示正确；c）设置不同的放电功率直至达到最低放电有功功率，有功功率实测值与设定值相对偏差宜不大于5%，电池管理系统无告警，充电过程电池模块温度差不宜超过5℃；d）对于水电解制氢/燃料电池储能系统，启动燃料电池系统，按照实际功率可调范围，均匀设置至少4个功率工况点，在各工况点发电，各工况点应稳定运行至少10min，实际发电功率与设定值的偏差不应超过5%。按照规定的加载方式加载到储能单元的峰值功率，根据产品技术要求，在该功率点持续稳定运行合适的时间后，按照制造厂规定的卸载方式进行卸载停机，峰值功率与出厂检测文件的偏差不超过规定的值。按照GB/T24549进行尾气排放测试，任意连续3s内的平均氢气体积浓度应不超过3%，且瞬时氢气体积浓度不应超过8%，氢气排放率应符合技术要求；e）模拟放电过流报警，校验电池管理系统电流显示、电池荷电状态；f）给储能变流器发送停止命令，就地观察储能变流器停止，储能协调控制器各参数显示应正常。5.2.5.6储能协调控制器控制全部储能变流器调试储能协调控制器控制全部储能变流器调试应按照以下步骤进行：a）将全部储能变流器以恒功率方式投入运行；b）设置不同功率工况点的有功功率的进行顺序充放电，储能系统应运行正常。有功和无功功率的实测值与设定值相对偏差宜不大于5%，功率因数调节范围应符GB/T36558的规定，以额定功率同步运行时，变流器交流侧电流不均衡度应符合设计要求；c）充放电过程模拟过流报警，电池管理系统电流显示、电池荷电状态以及报警功能正常；d）充放电过程电池模块温度差不宜超过5℃。GB/TXXXXX—XXXX125.3监控系统5.3.1调试条件监控系统调试应具备以下条件：a）机柜、工程师站、操作员站、历史数据站、通讯电缆等设备安装完毕，接地良好；b）供暖通风系统正式投入使用，主控室、计算机室的温度、湿度符合要求，无严重的粉尘污染；c）监控系统数据库的建立与维护功能、电源电压稳定度、人机界面设计与操作功能、通信接口及协议、时间同步系统对时误差应符合GB/T电化学储能电站监控系统技术规范的规定。5.3.2接地电阻测试接地电阻测试应按照以下步骤进行：a）控制柜所控制的系统（设备）停运；b）逐项测试监控系统各个盘柜、信号和电缆屏蔽层对地电阻。监控系统盘柜接地电阻、各盘柜的交流地与直流地之间的电阻应符合GB/T电化学储能电站监控系统技术规范的规定；c）断开屏柜所有接地线，测量柜内信号地、保护地、屏蔽地等任意两地间电阻，应应符合GB/T电化学储能电站监控系统技术规范的规定。5.3.3通信功能调试5.3.3.1通信功能完整性检查通信功能完整性检查应按照以下步骤进行：a）触发模拟信号发生器的输出模拟量变化，启动监控系统数据采集及通信进程，检查监控系统与电池管理系统、储能变流器、测控装置、协调控制器等现地层设备的双向通信报文应一致；b）储能电站设备状态显示应完整正确，设备遥测量、遥信量传送正确，实时性符合设计和DL/T5149的规定；c）监控系统可远方操作设备遥控功能和远方调节设备遥调功能，并应可靠正确；d）无功补偿装置投入/退出遥控指令、无功/电压遥调指令应正确执行。5.3.3.2站内通信调试站内通信调试应按照以下步骤进行：a）启动监控系统数据采集及通信进程，检查监控系统与电池管理系统、储能变流器、测控装置、协调控制器、站内远动装置等现地层设备通讯状态应正常；b）选择现地层设备其中一个，使用模拟装置通过监控系统发送下行信息；c）检查现地层设备接受到的信息报文应与发送的下行信息报文一致；d）依次对其他现地层设备重复步骤b）~c）；e）选择现地层设备其中一个，使用模拟装置向监控系统发送上行信息；f）检查监控系统接受到的信息报文应与发送的上行信息报文一致；g）依次对其他现地层设备重复步骤e）~f）。5.3.3.3通信故障报警功能调试通信故障报警功能调试应按照以下步骤进行：a）启动监控系统数据采集及通信进程，检查监控系统与电池管理系统、储能变流器、测控装置、协调控制器、站内远动装置等现地层设备通讯应正常；b）选择现地层设备其中一个，拔掉与监控系统之间的通信连接线，查看报警窗口应有通信故障一级报警信息；c）恢复连接通信连接线，查看报警窗口应有通信恢复事件信息；GB/TXXXXX—XXXX13d）依次对其他现地层设备重复步骤b）~c），完成所有现地层设备与监控系统之间的通讯故障报警功能调试。5.3.3.4通讯网络冗余调试通讯网络冗余调试应按照以下步骤进行：a）监控系统与任一系统通信异常应不影响系统中其它通信链路的数据交互；b）切断任意节点上一条通讯总线，相应节点的控制系统工作应正常；c）切断通讯总线模件的电源或拔掉通讯总线的插头，各通讯系统工作应正常、无异常报警。5.3.3.5权限设置检查权限设置检查应按照以下步骤进行：a)检查各操作员站、工程师站和其它功能站的用户权限设置，应符合安全要求；b)检查各网络接口站或网关的用户权限设置，应符合安全要求；c)检查各网络接口站或网关的端口服务设置，不使用的端口服务应关闭。5.3.4数据采集与传输功能调试5.3.4.1模拟量采集及处理功能测试使用模拟信号发生器触发电压、电流、温度等模拟量变化，通过监控系统实时查看，应满足以下要求：a)响应数据变化量与模拟信号发生器发出信号应一致；b)模拟量信息响应时间（从I/O输入端至站控层显示屏）≤2s；c)电压、电流采集误差≤0.2%，功率采集误差≤0.5%，频率采集误差≤±0.005Hz；d)模拟量越死区传送整定最小值≤0.1%额定值。5.3.4.2数字量采集及处理功能测试使用开断模拟装置模拟触发保护动作信号、断路器分合等开关量变化，通过监控系统告警列表或实时查看数字量变化值，应与开断模拟装置模拟值一致，状态量信息响应时间应不大于1s。5.3.4.3数据质量处理测试数据质量处理测试应按照以下步骤进行：a)打开实时库管理工具查看所有模拟量和开关量的数据质量码；b)设置数据的“人工置数”状态显示颜色为某特定颜色；c)选择图形画面上显示的任意数据进行人工置数；d)被人工置数的模拟量在图形画面上显示颜色应正确。5.3.4.4监控系统与远程终端单元数据传输调试监控系统与远程终端单元数据传输调试应按照以下步骤进行：a)监控系统、远程终端单元通讯应正常；b)对监控系统输出至远程终端单元的模拟量信号校验。选择0%、100%和0%~100%满量程之间的3个模拟量信号，分别以正、反向置入监控系统端，远程终端单元接收模拟信号应正常，精度应不大于0.25%；c)对远程终端单元输出至监控系统的模拟量信号校验。选择0%、100%和0%~100%满量程之间的3个模拟量信号，分别以正、反向置入远程终端单元端，核对监控系统端接收信号应正常，精度应不大于0.25%；d)对监控系统输出至远程终端单元的开关量信号校验。通过在监控系统端分别置入0、1状态信号，核对远程终端单元接收数字信号应正常；e)对远程终端单元输出至监控系统的开关量信号校验。通过在远程终端单元端分别置入0、1状态信号，核对监控系统端接收数字信号应正常。GB/TXXXXX—XXXX145.3.5报警功能调试报警功能调试应按照以下步骤进行：a)通过电池管理系统、储能变流器、保护测控装置或模拟信号发生器产生开关变位、设备启停、工况投退等告警事件；b)监控系统画面应显示告警条文和画面，并发出声、光告警。告警事件记录应包含告警设备对象，产生时间、告警描述、告警对象当前状态、告警确认状态等信息；c)停止告警模拟信号发送，通过监控界面对历史告警信息进行确认，告警对象的声光告警状态应消失；d)检查历史事件功能，告警事件可按告警等级、设备或数据对象，发生时间、告警事件类型、关键字等条件进行检索；e)发生告警时，电池管理系统、储能变流器等设备的保护动作应正确；f)通过电池管理系统、储能变流器、保护测控装置或模拟信号发生器产生运行状态异常、模拟量越限或突变、通信异常等告警事件，重复步骤b）~c）；g)通过模拟信号发生器产生储能系统模拟量越限、断路器跳闸、保护及安全自动装置出口信号、通信故障等告警事件，重复步骤b）~c）。5.3.6计算与统计功能调试计算与统计功能调试应按照以下步骤进行：a)在监控系统数据库中预先存储一段时间的系统运行数据；b)在公式编辑界面编辑公式，分别测试加、减、乘、除、三角、对数、绝对值、日期时间等常用算术和函数运算及逻辑与条件判断运算，运算结果应正确；c)统计计算该时段充放电量、累计运行时长、最值等数值，统计计算结果应正确。5.3.7开关控制设备调试开关控制设备调试应按照以下步骤进行：a)在监控系统控制界面中选择一个可控开关设备，对该设备分别下发开、关指令；b)在就地核实设备实际动作状况，应正确执行开、关指令；c)检查监控系统中该设备的状态反馈，应与就地实际显示状态一致；d)依次对其他可控开关设备重复步骤a）~c），完成所有可控开关设备调试。5.3.8调节控制设备调试开关控制设备调试应按照以下步骤进行：a)在监控系统控制界面中选择一个调节控制设备，对该设备依次下发0%、0%~100%满量程之间的3个指令信号、100%满量程指令信号，分别以正、反向置入进行调节操作；b)在就地核实设备实际动作状况，应正确执行调节操作指令；c)检查监控系统中该设备的状态反馈，应与就地实际显示值一致；d)依次对其他可控开关设备重复步骤a）~c），完成所有调节控制设备调试。5.3.9自动发电控制（AGC）功能调试自动发电控制（AGC）功能调试应按照以下步骤进行：a)将监控系统的储能电站控制层级设置为“调度控制级”、AGC控制模式设置为“自动控制”方式；b)将监控系统AGC功率下发模式设置为“定值设置”模式；GB/TXXXXX—XXXX15c)从上级调度系统模拟装置下发有功设定值；d)校验监控系统中储能系统的有功功率的输出值，应与调度下发定值一致；e)调整监控系统AGC储能系统状态、储能系统优先级、有功功率分配策略等；f)校验监控系统中储能系统的有功功率的输出值，应与调度下发定值一致，各储能系统功率分配应正确；g)将监控系统AGC功率下发模式切换至“计划曲线”方式；h)从上级调度系统模拟装置下发有功功率计划曲线；i)校验监控系统中有功功率的输出值，应与下发的计划曲线一致。5.3.10自动电压控制（AVC）功能调试自动电压控制（AVC）功能调试应按照以下步骤进行：a)将监控系统的储能电站控制层级设置为“调度控制级”、AVC运行模式设置为“自动控制”方式；b)将监控系统AVC功率下发模式设置为“定值设置”模式；c)从上级调度系统模拟装置下发无功设定值或者电压设定值；d)校验监控系统中有功功率的输出值，应与调度下发定值一致；e)调整监控系统AGC储能系统状态、储能系统优先级、无功功率分配策略等；f)校验监控系统中储能系统的无功功率的输出值，应与调度下发定值一致，各储能系统功率分配应正确；g)将监控系统AVC功率下发模式切换至“计划曲线”方式；h)从上级调度系统模拟装置下发电压计划曲线，监控系统中无功功率的输出值应正常。5.3.11功率协调控制功能校验5.3.11.1功率调节功能功率调节功能调试应按照以下步骤进行：a)通过监控操作界面对储能变流器或协调控制器进行充放电功率设置或计划值；b)检查电池管理系统模拟器应按照设定值或计划值执行充放电。5.3.11.2AGC与一次调频协调策略AGC与一次调频协调策略调试应按照以下步骤进行：a)检查确认一次调频装置的功能和逻辑正确；b)通过模拟电网频率扰动，同时AGC系统转发调度端AGC指令至一次调频装置，检验储能电站有功功率的控制目标应为调度端AGC有功指令值与一次调频响应调节量的代数和；c)一次调频与调度AGC有功功率指令方向相反时，闭锁功能应正确动作。5.3.11.3模拟接收并下达电站调度指令调试模拟接收并下达电站调度指令调试应按照以下步骤进行：a)储能单元监控系统投入自动调控模式；b)通过电站监控系统给储能协调控制器下发50%额定充电功率指令，检查储能单元能量管理系统信息与电站监控系统信息一致，且指令下达与数据信息上传正常，满足精度要求；c)通过电站监控系统给储能协调控制器下发20%额定放电功率指令，检查储能单元能量管理系统信息与电站监控系统信息一致，且指令下达与数据信息上传正常，满足精度要求。5.3.12运行模式校验5.3.12.1调峰模式调峰模式调试应按照以下步骤进行：GB/TXXXXX—XXXX16a)依次断开参与调试的所有储能电池与储能变流器之间的直流开关、储能变流器并网开关；b)切换储能变流器的控制模式为远程控制；c)模拟储能电站运行在并网方式，将监控系统的运行模式调整至调峰模式，进行调峰模式下升功率试验；d)分别以小幅度、大幅度改变功率设定值，检查监控系统分配至各储能变流器的功率指令应正确；e)重复步骤c）~d）进行调峰模式降功率试验。5.3.12.2调频模式调频模式调试应按照以下步骤进行：a)依次断开参与调试的所有储能电池与储能变流器之间的直流开关、储能变流器并网开关；b)切换储能变流器的控制模式为远程控制；c)模拟储能电站运行在并网方式，将监控系统的运行模式调整至调频模式，进行调频模式单向升/降功率试验；d)调整模拟频率信号在调频死区范围内变化，储能电站输出功率应无变化；e)调整模拟频率信号在调频死区范围外变化，储能电站应调整至放电/充电模式；f)进行调频模式双向升/降功率试验，将模拟频率信号由49.9Hz调整为50.05Hz（或由50.05Hz调整为49.9Hz），储能电站由放电模式切换为充电模式（或由充电模式切换为放电模式）。5.3.12.3紧急功率支撑模式紧急功率支撑模式调试应按照以下步骤进行：a)依次断开参与调试的所有储能电池与储能变流器之间的直流开关、储能变流器并网开关；b)切换储能变流器的控制模式为远程控制，通过监控系统下发最大充电指令；c)模拟储能电站运行在并网方式，设定功率为可调有功功率上限，模拟稳控装置或调度指令发出紧急功率支撑升功率信号至储能变流器，进行升功率调试；d)通过监控系统查看储能变流器功率指令变为阶跃式上升，储能变流器充放电指令的反转时间应不大于100ms；e)恢复紧急功率支撑升功率信号为正常状态，查看储能变流器功率指令恢复至起始状态；f)通过监控系统下发最大放电指令；g)设定功率为可调有功功率下限，模拟稳控装置或调度指令发出紧急功率支撑降功率信号至储能变流器，进行降功率调试；h)通过监控系统查看储能变流器功率指令变为阶跃式下降，储能变流器放充电指令的反转时间应不大于100ms；i)恢复紧急功率支撑降功率信号为正常状态，查看储能变流器功率指令恢复至起始状态。5.3.12.4电压控制模式电压控制模式调试应按照以下步骤进行：a)模拟储能电站运行在并网方式，下发电压目标值指令，查看监控系统分配无功至储能变流器情况。b)由模拟客户端下发无功目标值指令，查看监控系统分配无功至储能变流器情况。c)模拟主站控制指今中断，监控系统控制模式应自动切换至就地模式，并按照预先给定的高压侧母线电压目标曲线进行控制。d)模拟主站恢复通讯并下发无功控制指令，查看监控系统控制模式与无功下发分配指令。e)模拟储能电站无功调节能力不足，应正确发出告警信息。5.3.12.5跟踪计划曲线功能跟踪计划曲线功能调试应按照以下步骤进行：a)模拟储能电站运行在并网方式，在储能监控系统输入计划值，或导入计划文件，查看计划曲线，储能监控系统根据计划曲线分配功率控制命令至储能变流器；GB/TXXXXX—XXXX17b)在就地控制模式下，监控系统应按照计划曲线分配有功控制至储能变流器，各现地设备应响应主站的有功控制命令；c)在远方控制模式下，由模拟客户端下发有功遥调指令，储能监控系统应按照主站命令分配下发有功命令至储能变流器。模拟主站不下发控制指令或通讯中断，监控系统应保持当前指令状态；d)模拟顺序控制不满足储能电站运行要求时，储能监控系统控制应具有保护机制；e)模拟运行参数超出规定的约束条件或保护动作时，储能监控系统应具备控制闭锁功能。5.3.12.6平滑功率输出模式平滑功率输出功能调试应按照以下步骤进行：a)依次断开参与调试的所有储能电池与储能变流器之间的直流开关、储能变流器并网开关；b)切换储能变流器的控制模式为远程控制，模拟储能电站运行在并网方式，投入平滑功率输出模式；c)模拟储能电站接收到的平滑功率指令为定值；d)分别正反向模拟间歇性电源功率变化在阈值内，储能电站充放电功能不启动；分别正反向模拟间歇性电源变化值超过阈值，储能电站应正确启动充放电功能。5.3.12.7电压暂降支撑模式电压暂降支撑模式调试应按照以下步骤进行：a)依次断开参与调试的所有储能电池与储能变流器之间的直流开关、储能变流器并网开关；b)切换储能变流器的控制模式为远程控制；c)模拟调整单相电压有效值降低至额定电压的10%~90%，持续时间为10ms~1min，各储能变流器的输出指令应正确；d)重复步骤c）模拟两相、三相电压暂降过程，各储能变流器的输出指令应正确。5.3.12.8备用电源供电模式备用电源供电模式调试应按照以下步骤进行：a)模拟储能电站运行在并网方式；b)投入备用电源供电模式；c)核实储能电站所有变流器已切换至恒定电压/频率控制；d)核实母线电压稳定，精度满足要求。5.3.13启/停功能调试启/停功能调试应按照以下步骤进行：a)依次检查参与调试的所有电池管理系统、储能变流器、变压器和开关柜等设备，确认设备无异常告警；b)依次闭合参与调试的所有储能电池与储能变流器之间的直流开关，依次闭合参与调试的所有储能变流器并网开关；c)切换储能变流器的控制模式为储能电站监控系统的远程控制；d)通过储能电站监控系统下发参与调试的所有储能变流器启动指令；e)等待启动完成，储能电站监控系统设置储能电站按小功率运行；f)通过储能电站监控系统下发系统停止运行指令，运行功率应降为0；g)储能电站正常运行状态下，按下储能变流器的急停按钮，储能变流器停止运行，同时断开储能变流器直流侧和交流侧接触器，则紧急停机功能正常；h)储能电站启动/停机调试完毕，调试过程应无任何异常。5.3.14监控系统防误闭锁功能调试监控系统调试应按照以下步骤进行：GB/TXXXXX—XXXX18a)检查防误闭锁功能投入与退出功能正常；b)检查防误闭锁功能预演功能，预演逻辑应正确；c)投入防误闭锁功能；d)在模拟装置设置一个可控设备的状态，使其不满足操作条件，在监控系统控制界面中对该设备进行操作；e)在监控系统中核实该设备状态无变化，核实闭锁原因提示应正确；f)依次对其他可控设备重复步骤c）~e），完成所有可控设备防误闭锁功能调试。5.3.15监控系统自诊断及冗余切换功能调试监控系统自诊断及冗余切换功能调试应按照以下步骤进行：a)自诊断及节点状态监测功能测试。输入故障信号，检查系统图形画面应在线显示服务器、交换机和工作站等硬件设备的运行状态，对重要服务节点、网络通信或服务进程的异常退出，应生成异常告警；b)系统冗余切换测试。对于有冗余配置的设备，模拟关闭该设备主机节点，系统应自动切换至备机运行，切换过程不影响系统功能和人机操作。5.3.16不间断电源切换功能调试不间断电源切换功能调试应按照以下步骤进行：a)在不间断电源进线电源中串入交流0V-250V调压器后合上电源，分别调整调压器电源电压，测量不间断电源输出电压，均应在交流220V±11V内；b)断开工作电源开关，备用电源应自动投入。闭合工作电源开关，不间断电源应迅速切回工作电源，切换时间应不大于5ms；c)确认不间断电源电池充电灯灭，调节调压器的输出电压等于切换电压时（或切断UPS外部供电电源），不间断电源应迅速切至电池供电，测量不间断电源输出电压应在交流220V±11V内；d)调节调压器的输出电压至正常值（或恢复不间断电源外部供电），应由电池供电自动切至外部电源供电；e)保持不间断电源由电池供电，直至计算机系统自动执行关机程序正确关机，检查不间断电源电池供电备用时间，应不小于2h；f)试验过程中，电源模块状态指示正常，监控系统设备运行无任何异常，相应的声光报警、故障显示正常。5.3.17时间同步系统调试时间同步系统调试应按照以下步骤进行：a)通过配置NTP客户端对系统服务器和工作站实现NTP服务对时；b)服务器节点配置为NTP服务器，检查其它服务器和工作站时钟可通过NTP服务与该服务器保持时钟同步，对时误差不大于1ms；c)通过IRIG-B码对测控装置与网络卫星钟对时，测控装置对时误差不大于0.5ms；失去同步时钟信号60min内，测控装置守时误差不大于1ms。5.3.18事件顺序记录功能调试事件顺序记录功能调试应按照以下步骤进行：a)储能电站内重要设备的状态变化应列为事件顺序记录，主要包括但不限于：电池堆、功率变化系统等储能设备的状态信号；电气一次设备断路器、隔离开关动作信号及其操作机构监视信号；电气二次保护设备及其他装置的动作信号、故障信号；GB/TXXXXX—XXXX19b)将脉冲信号模拟器的两路输出信号至监控系统终端的任意两路遥信输入端，对两路脉冲信号设置一定的时间延时（不大于10ms）；c)启动脉冲模拟器工作，记录监控系统终端显示的遥信名称、状态及动作时间，开关动作应正确；事件顺序记录的分辨率应满足同一装置不大于1ms，不同装置不大于2ms；事故追忆的时间跨度和记录点的时间间隔应能方便设定，应至少记录事故前1min至事故后2min的相关模拟量和事件动作信息，并能反演事故过程；d)重复上述试验不少于5次，均应满足上述技术指标要求。5.4继电保护及安全自动装置5.4.1继电保护装置5.4.1.1线路保护调试5.4.1.1.1调试条件线路保护调试应具备以下条件：a)保护装置的配置、规格型号、额定参数应满足相关技术要求；b)保护装置的标识应正确、清晰，并与图纸和运行规程相符；c)保护装置的各个部件固定良好、无松动，装置外观无损坏、变形。d)保护装置各屏柜之间的接线，以及与外部接线应正确、可靠；e)电流互感器的二次回路、电压互感器的二次回路接地满足设计要求；f)保护装置的交、直流工作电源应具备投运条件，各交、直流空开标识正确，直流系统中的上、下级直流熔断器或自动空开之间应满足选择性要求。5.4.1.1.2绝缘电阻测试绝缘电阻测试应按照以下步骤进行：a)断开被保护设备的断路器、电流互感器以及交流电压回路与其他单元设备回路；b)分别检测主回路、控制回路、信号回路（核实回路）各端子对地绝缘电阻，其阻值均应大于20MΩ；c)将主回路的所有端子连接在一起，测量主回路对地以及主回路相间绝缘电阻；d)重复步骤c），分别测量控制回路、信号回路对地以及其相间绝缘电阻，其阻值均应大于10MΩ；e)分别将电流、电压、直流控制、信号回路的所有端子各自连接在一起，测量各回路对地以及各回路相间绝缘电阻，其阻值均应大于10MΩ；f)每进行一项绝缘测试后，应将测试回路对地放电。5.4.1.1.3保护装置通电后应进行检查，结果应满足以下要求：a)打开装置电源，装置应能正常工作；b)装置的硬件和软件版本号、校验码等信息满足设计要求；c)保护装置时钟与电力系统时间同步系统时钟应一致；d)按照正式定值单逐项核对电压/电流互感器变比、线路参数、电压等级、保护定值、控制字、软压板等定值，对于定值设置与正式定制单不一致的情况，应按照保护定值单整定。整定完成后，保护装置自检校验应正确。5.4.1.1.4零漂检查装置不输入交流电流、电压量，观察装置在一段时间内电压、电流采样值，电流电压通道零漂值≤0.1。5.4.1.1.5模拟量通道精度检验在各电流、电压回路分别输入不同幅值、相位的电流和电压，检查电流、电压采样值应满足以下要求：GB/TXXXXX—XXXX20a)显示值与外加值幅值误差不超过5%；b)相位误差不超过3°；c)额定电压、电流下，交流量相位关系应正确。5.4.1.1.6开入信号校验按照装置技术说明书规定的试验方法进行开入信号校验，应满足以下要求：a)对所有引入端子排的开关量输入回路依次采用外部实际动作或模拟动作使外部开入信号变位，保护装置开入信号变位应正确；b)投退各保护功能压板、装置告警信号、动作信号，开入信号变位应正确；c)对于几种保护共用同一开入信号的情况，将开入信号分别传至保护装置，保护装置的故障和异常状态信息应正确。5.4.1.1.7开出信号校验按照装置技术说明书规定的试验方法进行开入信号检查，应满足以下要求：a)分别模拟保护装置所有输出触点及输出信号的通断状态，监控、故障录波、远动等系统保护动作信号应正确。保护出口压板、装置告警信号、动作信号开出应正确；b)对于几种保护共用一组出口连片或共用同一告警信号的，应将几种保护分别传动开出，信号开出应正确。5.4.1.1.8保护装置的整定检验线路保护装置校验包括差动保护、过电流保护、阻抗保护、过电压保护等，每一功能元件逐一进行检验。线路保护装置整定校验应满足以下要求：a)差动保护校验。将测试仪接入保护装置电流回路，分别给保护装置本侧/对侧输入差流满足差动保护启动值的电流量，比率差动保护动作应正确、可靠，差动斜率、保护动作逻辑应满足技术要求，动作值和动作时间与保护定值单一致；b)过电流保护校验。将测试仪接入保护装置电压/电流回路，分别给保护装置输入满足过电流保护动作值的电流量，过电流保护动作应正确、可靠，保护动作逻辑应满足技术要求，动作值和动作时间与保护定值单一致。给保护装置分别输入电压量，电流满足过电流保护动作值，电压满足电压闭锁值，装置保护应不动作；c)阻抗保护校验。将测试仪接入保护装置电压/电流回路，分别给保护装置输入电流/电压量，模拟区内故障，阻抗方向和大小满足阻抗保护动作值，阻抗保护动作应正确、可靠，保护动作逻辑应满足技术要求，动作值和动作时间与保护定值单一致。给保护装置分别输入电流/电压量，模拟区外故障，阻抗大小满足阻抗保护动作值，阻抗方向不满足阻抗保护动作值，装置保护应不动作；d)过电压保护保护校验。将测试仪接入保护装置电压回路，分别给保护装置输入满足过电压保护动作值的电压量，过电压保护动作应正确、可靠，保护动作逻辑应满足技术要求，动作值和动作时间与保护定值单一致。5.4.1.1.9保护装置整组传动试验保护装置每做完一套单独保护的整定检验后，应将同一被保护设备的所有保护装置连在一起进行整组传动试验。保护装置整组传动应满足以下要求：a)整组传动试验过程中各保护之间的配合、装置动作行为、断路器动作行为、保护起动故障录波信号、厂站自动化系统信号、中央信号、监控信息等应正确无误。b)线路保护装置整组试验应与传输通道的检验一同进行，与线路对侧的保护配合模拟区内、区外故障，保护动作应正确；c)对配有综合重合闸装置的线路，各保护装置与重合闸装置间的相互动作情况应满足设计要求。自动重合闸应能按规定的方式动作且不发生多次重合情况；GB/TXXXXX—XXXX21d)进行跳、合闸试验，各有关跳、合闸回路、防止断路器跳跃回路、重合闸停用回路及气(液)压闭锁回路等动作应正确。对于配置单相重合闸装置的线路，电压、电流、断路器回路相别应一致性，与断路器跳合闸回路相连的所有信号指示应正确。双跳闸线圈的断路器，两跳闸接线的极性应一致。断路器、合闸线圈的压降应不小于额定值的90%。5.4.1.2母线保护调试5.4.1.2.1按照5.4.1.1.1~5.4.1.1.4的步骤进行调试条件检查、绝缘电阻校验、通电后检查，结果应满足技术要求。5.4.1.2.2按照5.4.1.1.4~5.4.1.1.7的步骤进行零漂检查、模拟量通道精度检验、开入/开出信号检查，结果应满足技术要求。5.4.1.2.3进行保护装置的整定检验，应满足以下要求：a)母线保护装置校验包括差动保护、过电流保护、充电保护等，每一功能元件逐一进行检验；b)按照5.4.1.1.8的步骤进行差动保护、过电流保护校验，结果应满足相应要求差动保护校验；c)充电保护校验。将测试仪接入保护装置电流回路，给保护装置分别输入满足充电保护动作值的电流量，充电保护动作应正确、可靠，保护动作逻辑应满足技术要求，动作值和动作时间与保护定值单一致。5.4.1.2.4按照5.4.1.1.9的步骤进行保护整组传动试验，结果应满足相关技术要求。5.4.1.3变压器保护调试5.4.1.3.1按照5.4.1.1.1~5.4.1.1.4的步骤进行调试条件检查、绝缘电阻校验、通电后检查，结果应满足相应要求；5.4.1.3.2按照5.4.1.1.4~5.4.1.1.7的步骤进行零漂检查、模拟量通道精度检验、开入/开出信号检查，结果应满足相应要求。5.4.1.3.3进行保护装置的整定检验，应满足以下要求：a)变压器保护装置校验包括差动保护、过电流保护、零序过电流保护、非电量保护等，每一功能元件逐一进行检验；b)按照5.4.1.1.8的步骤进行差动保护、过电流保护校验，结果应满足相应要求差动保护校验；c)零序过电流保护校验。将测试仪接入保护装置电流回路，给保护装置分别输入满足零序电流保护动作值的零序电流量，保护动作应正确、可靠，保护动作逻辑应满足技术要求，动作值和动作时间与保护定值单一致；d)非电量保护保护校验。变压器非电量继电器已校验合格，手动操作瓦斯、温度、速动油压、风冷全停继电器保护动作，保护动作应正确、可靠，保护动作逻辑应满足技术要求，动作值和动作时间与保护定值单一致。5.4.1.3.4按照5.4.1.1.9的步骤进行保护整组传动试验，结果应满足相关技术要求。5.4.1.4防孤岛保护调试5.4.1.4.1按照5.4.1.1.1~5.4.1.1.4的步骤进行调试条件检查、绝缘电阻校验、通电后检查，结果应满足相应要求。5.4.1.4.2按照5.4.1.1.4~5.4.1.1.7的步骤进行零漂检查、模拟量通道精度检验、开入/开出信号检查，结果应满足相应要求。5.4.1.4.3进行保护装置的整定检验，应满足以下要求：a)防孤岛保护装置校验过电压、低电压以及过频率、低频率保护等，每一功能元件逐一进行检验；b)过电压保护校验。将测试仪接入保护装置电压回路，给保护装置输入满足过电压保护动作值的电压量，电压保护动作应正确、可靠，保护动作逻辑应满足技术要求，动作值和动作时间与保GB/TXXXXX—XXXX22护定值单一致。给保护装置输入电压量，电压满足低电压保护动作值，装置保护动作，记录装置动作电压、动作时间、保护出口等信息；c)频率保护校验。将测试仪接入保护装置电压/电流回路，给保护装置分别通以动作频率模拟过频率保护动作，检验其动作的可靠性。给保护装置分别通以动作频率模拟低频率保护动作，检验其动作的可靠性，过频率/低频率保护功能逻辑满足技术要求，动作值和动作时间与保护定值单一致。5.4.1.4.4按照5.4.1.1.9的步骤进行保护整组传动试验，结果应满足相关技术要求。5.4.1.5故障录波装置调试5.4.1.5.1按照5.4.1.1.1~5.4.1.1.4的步骤进行调试条件检查、绝缘电阻校验、通电后检查，结果应满足相应要求。5.4.1.5.2电压回路二次通压试验。将测试仪接入保护装置电压回路，分别输入不同幅值、相位和相序的电压信号，检查故障录波系统电压采样值，电压通道采样值应满足相关技术要求。5.4.1.5.3电流回路二次通流试验。将测试仪接入保护装置电流回路，分别输入不同幅值、相位和相序的电流信号，检查故障录波系统电流采样值，电流通道采样值应满足满足满足相关技术要求。5.4.1.5.4模拟量启动定值的检验。用测试仪接入保护装置电压/电流回路，给保护装置输入满足保护启动值的电流量；给保护装置输入电压量，电压满足保护启动值，动作信息应正确、可靠，动作逻辑应满足技术要求，动作值与保护定值单一致。5.4.1.5.5模拟量突变定值的检验。将测试仪接入保护装置电压/电流回路，给保护装置输入电流量，电流满足保护突变值；给保护装置输入电压量，电压满足保护突变值，动作信息应正确、可靠，动作逻辑应满足技术要求，动作值与保护定值单一致。5.4.1.5.6开关量校验。按照装置技术说明书规定的试验方法，检查所有引入端子排的开关量输入回路，保护装置开入信号变位应正确。开关量启动，保护装置动作应正确。5.4.1.5.7录波数据输出检查。故障录波装置保护动作，启动录波，录波数据应自动转存到装置硬盘，打印机应能正确打印故障报文。5.4.2安全自动化装置调试5.4.2.1调试条件安全自动化装置调试应具备以下条件：a)装置的所有出口压板都已断开；b)装置的PT回路和CT回路已做好安全措施；c)参与调试的装置动作应不影响其他设备正常工作；d)调试前应退出装置所有出口硬压板和软压板。5.4.2.2通道校验改变物理通道的通断状态，投退稳控装置本侧、对侧通道压板，稳控装置通道异常告警、数据接收等应正常。5.4.2.3信息交互功能测试通过子站发送总功能压板退出、通道压板退出、装置闭锁、发送信号中断、接收信号中断等信息，主站应显示信息无效、电气量清零。5.4.2.4稳控系统策略验证GB/TXXXXX—XXXX23通过下发不同切机量信号，稳控装置应接收切机容量，并按照稳控策略对应步骤完成切机。5.5通信与调度自动化系统5.5.1调度数据网通信通道调试用一根跳线连接设备光纤发送端口和光功率计接收端口，读取光功率计的数值，应满足以下要求：a)厂站端接入通道带宽不应小于2Mbps；b)数字接口通信速率为2400bps〜9600bps之间。5.5.2信息采集功能调试信息采集功能调试应按照以下步骤进行：a)调阅装置上送数据库报表，其上送调度端的采集信息应至少包括厂站内模拟量、开关量、电能量以及来自其他智能装置的数据；b)调阅装置下传数据库报表，调度端对厂站内设备应有遥控、遥调功能；c)查阅通信报文，系统应具有遥测越死区传送、遥信变位传送、事故信号优先传送的功能；d)同时模拟多个调度端通信数据，并下发遥控、遥调指令，被控设备应执行已投允许调度端的遥控、遥调命令。5.5.3遥测功能调试模拟储能电站遥测信号，检查向有关调度上送遥测量，应满足以下要求：a)并网线路有功功率、无功功率、电压、电流显示应正确，误差在5%测量值以内；b)集电线有功功率、无功功率显示应正确误差在5%测量值以内；c)主变各侧有功功率、无功功率、电压、电流显示误差在5%测量值以内；d)站用变及接地变各侧有功功率、无功功率、电压、电流显示误差在5%测量值以内；e)无功补偿装置无功功率、电流显示误差在5%测量值以内；f)并网网容量显示误差在5%测量值以内；g)当前储能电站可调有功上限、下限显示误差在5%测量值以内；h)各段高压母线可增无功、可减无功显示误差在5%测量值以内。5.5.4遥信功能调试调整储能电站开关、刀闸位置状态，检查向有关调度上送遥信量，应满足以下要求：a)线路、母联、旁路、分段、变压器和无功补偿装置的开关、刀闸位置状态显示应与实际一致；b)储能电站的事故总信号、间隔事故总信号状态，AGC、AVC、同期装置、备自投装置运行状态信号和变压器主要保护动作信号应与实际一致；c)SOE信息状态应与实际一致。5.5.5遥控功能调试遥控功能调试应按照以下步骤进行：a)模拟调度端对控制试验间隔进行开关刀闸遥控、软压板投退等控制，遥控操作应正确，且返回控制状态结果；b)模拟调度端对控制试验单元储能变流器进行启停、充放电功率设定、交直流断路器分合、空调启停等控制与调节操作，遥控操作应正确，且返回控制状态结果。5.5.6遥调功能调试GB/TXXXXX—XXXX24模拟调度端下发遥调指令，储能电站应能正确接收遥调指令，并按照相关策略完成AGC、AVC功率分配。6联合调试6.1一般规定6.1.1储能电站联合调试应包括启动/停机、充/放电、有功功率控制、无功功率控制、故障穿越、电网适应性调试、一次调频、惯量响应。6.1.2储能电站联合调试前应具备下列条件：a)储能电站监控系统基本功能调试完毕，具备运行条件；b)变电站、储能系统与电站监控系统通信应正常，实时性和准确性应符合相关技术规定；c)分系统应调试完成，且调试结果合格；d)储能电站联合调试申请及调试方案提交调度机构，并审核同意；e)储能电站联调试方案、安全措施、应急预案审核完成，并签字盖章。6.1.3并网运行调试前，完成场站的AGC、AVC系统与集控中心、调度机构端监控系统对点。6.2启动/停机启动/停机调试应按照以下步骤进行：a)依次闭合参与调试的所有储能单元与变流器的之间的直流开关、所有变流器并网开关；b)切换变流器的控制模式为远程控制；c)通过储能电站能量管理系统下发参与调试的所有变流器启动指令，从PCS收到启动命令到额定功率运行时间不超过5s；d)等待启动完成，能量管理系统设置储能电站按小功率运行；e)通过能量管理系统下发系统停止运行指令，运行功率应降为0，从PCS接受关停指令到交流侧开关断开所用时间不超过100ms，关停时能断开PCS直流侧输入开关和低压主开关；f)储能电站启动/停机调试完毕，调试过程应无异常。6.3有功功率控制6.3.1场站端AGC与调度端联调6.3.1.1全站开环调试全站开环调试应按照以下步骤进行：a)投入全站AGC开环压板和单机AGC功能压板；b)模拟有功越限，检查确认告警文本给出的调节策略，AGC开环调节逻辑正确；c)恢复初始设置。6.3.1.2带部分储能变流器的闭环调试带部分储能变流器的闭环调试应按照以下步骤进行：a)投入AGC功能压板；b)投入参与调试储能变流器AGC功能压板；c)将AGC切换至就地控制，模拟调度指令下发有功功率目标值，检查确认AGC功率分配、控制逻辑及调节精度满足相关技术要求；d)恢复初始设置。6.3.1.3全站闭环调试GB/TXXXXX—XXXX25全站闭环调试应按照以下步骤进行：a)投入AGC功能压板；b)投入全站所有储能变流器的AGC功能压板；c)将AGC切换至就地控制，模拟调度指令下发给定值越限或越变幅，AGC应拒绝接受并报警；d)模拟调度通信通道切换、通信故障和通信机断电重启等故障，AGC应无错误遥调和遥控指令发出；e)将AGC切换至远方控制，由调度部门下发有功功率限制指令，检查确认AGC接收数值与调度下发指令一致，AGC跟踪调度指令正确，AGC上送调度数据与调度接收应一致；f)恢复初始设置。6.3.2全站充/放电调试充/放电调试应按照以下步骤进行：a)储能单元充放电调试工作完成，具备全站充放电条件；b)依次闭合储能单元与变流器之间的直流开关、变流器并网开关；c)调整变流器的控制模式为远程控制；d)通过储能电站能量管理系统设置储能电站有功功率为0；e)逐级调节有功功率设定值至-0.25Pn、0.25Pn、-0.5Pn、0.5Pn、-0.75Pn、0.75Pn、-Pn、Pn，各个功率点保持至少30s，检查确认有功功率达到目标值且满足精度要求；f)通过储能电站能量管理系统设置储能电站有功功率为Pn；g)逐级调节有功功率设定值至-Pn、0.75Pn、-0.75Pn、0.5Pn、-0.5Pn、0.25Pn、-0.25Pn、0，各个功率点保持至少30s，检查确认有功功率达到目标值且满足精度要求；h)恢复初始设置。6.3.3有功调节性能测试6.3.3.1升功率将储能系统与模拟电网装置（公共电网）相连，所有参数调至正常工作条件，进行有功功率调节能力升功率测试。测试应按照下列步骤进行：a)设置储能系统有功功率为0；b)逐级调节有功功率设定值至-0.25Pn、0.25Pn、-0.5Pn、0.5Pn、-0.75Pn、0.75Pn、-Pn、Pn，各个功率点保持至少30s，在储能系统并网点测量时序功率；以每0.2s有功功率平均值为一点，记录实测曲线；c)以每次有功功率变化后的第二个15s计算15s有功功率平均值；d)各点有功功率的控制精度、响应时间和调节时间应符合GB/T36547的规定。6.3.3.2降功率将储能系统与模拟电网装置（公共电网）相连，所有参数调至正常工作条件，进行有功功率调节能力降功率测试。测试应按照下列步骤进行：a)设置储能系统有功功率为Pn；b)逐级调节有功功率设定值至-Pn、0.75Pn、-0.75Pn、0.5Pn、-0.5Pn、0.25Pn、-0.25Pn、0，各个功率点保持至少30s，在储能系统并网点测量时序功率；以每0.2s有功功率平均值为一点，记录实测曲线；c)以每次有功功率变化后的第二个15s计算15s有功功率平均值；d)各点有功功率的控制精度、响应时间和调节时间应GB/T36547的规定。GB/TXXXXX—XXXX266.4无功功率控制6.4.1场站端AVC与调度端联调6.4.1.1全站开环调试全站开环调试应按照以下步骤进行：a)投入全站开环压板，将AVC相关压板全部投入；b)模拟无功越限，检查确认告警文本给出的调节策略，AVC开环调节逻辑正确；c)恢复初始设置。6.4.1.2带部分储能变流器的闭环调试带部分储能变流器的闭环调试应按照以下步骤进行：a)投入AVC功能压板；b)投入参与调试储能变流器AVC功能压板；c)将AVC切换至就地控制，模拟调度指令下发无功功率目标值，检查确认AVC调节动作正确；d)恢复初始设置。6.4.1.3全站闭环调试全站闭环调试应按照以下步骤进行：a)投入AVC功能压板；b)投入全站所有储能变流器的AVC功能压板；c)将AVC切换至就地控制，模拟调度指令下发给定值越限或越变幅，AVC应拒绝接受并报警；d)模拟调度通信通道切换、通信故障和通信机断电重启等故障，AVC应无错误遥调和遥控指令发出；e)将AVC切换至远方控制，由调度部门下发无功功率限制指令，检查确认AVC接收数值与调度下发指令一致，AVC跟踪调度指令正确，AVC上送调度数据与调度接收应一致；f)恢复初始设置。6.4.2无功功率控制系统充电模式调试无功功率控制系统充电模式调试应按照以下步骤进行：a)通过储能电站能量管理系统设置储能电站充电有功功率为Pn；b)调节储能电站运行在输出最大感性无功功率工作模式；c)在储能电站并网点测量时序功率，至少记录30s有功功率和无功功率；以每0.2s功率平均值为一点，计算第二个15s内有功功率和无功功率的平均值；d)分别调节储能电站充电有功功率为90%Pn、80%Pn、70%Pn、60%Pn、50%Pn、40%Pn、30%Pn、20%Pn、10%Pn和0，重复步骤b）~c）；e)调节储能电站运行在输出最大容性无功功率工作模式，重复步骤c）~d）。6.4.3无功功率控制系统放电模式调试无功功率控制系统放电模式调试应按照以下步骤进行：a)通过储能电站能量管理系统设置储能电站放电有功功率为Pn；b)调节储能电站运行在输出最大感性无功功率工作模式；c)在储能电站并网点测量时序功率，至少记录30s有功功率和无功功率，以每0.2s功率平均值为一点，计算第二个15s内有功功率和无功功率的平均值；GB/TXXXXX—XXXX27d)分别调节储能电站放电有功功率为90%Pn、80%Pn、70%Pn、60%Pn、50%Pn、40%Pn、30%Pn、20%Pn、10%Pn和0，重复步骤b）~c）；e)调节储能电站运行在输出最大容性无功功率工作模式，重复步骤c）~d）。6.4.4无功调节性能测试6.4.4.1充电模式调试将储能系统与模拟电网装置（公共电网）相连，所有参数调至正常工作条件，进行无功功率调节能力充电模式测试。测试应按照下列步骤进行：a)设置储能系统有功功率为Pn；b)调节储能系统运行在输出最大感性无功功率工作模式；c)在储能系统并网点测量时序功率，至少记录30s有功功率和无功功率，以每0.2s功率平均值为一点，计算第二个15s内有功功率和无功功率的平均值；d)分别调节储能系统充电有功功率为0.9Pn、0.8Pn、-0.7Pn、0.6Pn、0.5Pn、0.4Pn、0.3Pn、0.2Pn、0.1Pn、0，重复b）~c）；e)调节储能系统运行在输出最大容性无功功率工作模式，重复c）~d）。6.4.4.2放电模式调试将储能系统与模拟电网装置（公共电网）相连，所有参数调至正常工作条件，进行无功功率调节能力放电模式测试。测试应按照下列步骤进行：a)设置储能系统有功功率为Pn；b)调节储能系统运行在输出最大感性无功功率工作模式；c)在储能系统并网点测量时序功率，至少记录30s有功功率和无功功率，以每0.2s功率平均值为一点，计算第二个15s内有功功率和无功功率的平均值；d)分别调节储能系统放电有功功率为0.9Pn、0.8Pn、-0.7Pn、0.6Pn、0.5Pn、0.4Pn、0.3Pn、0.2Pn、0.1Pn、0，重复b）~c）；e)调节储能系统运行在输出最大容性无功功率工作模式，重复c）~d）。6.5额定能量在额定功率充放电工况和（25±5）℃环境条件下进行储能电站的充电能量、放电能量校核。储能电站放电至放电终止条件时停止放电，热备用状态运行15min，并以额定功率充电至充电终止条件时停止充电，热备用状态运行15min，记录充电能量。以额定功率放电至放电终止条件时停止放电，热备用状态运行15min，记录放电能量。重复额定功率充放电试验2次，放电能量和充电能量应符合设计要求。6.6能量转换效率能量转换效率调试应按照以下步骤进行：a)以额定功率放电至放电终止条件时停止放电；b)以额定功率充电至充电终止条件时停止充电。记录本次充电过程中储能系统充电的能量和辅助能耗；c)以额定功率放电至放电终止条件时停止放电。记录本次放电过程中储能系统放电的能量和辅助能耗；d)重复方法两次，记录每次充放电能量和辅助能耗，计算能量转换效率。6.7低电压穿越GB/TXXXXX—XXXX286.7.1将模拟电网电压跌落装置接入储能系统测试回路，接线相序应正确。检测绝缘电阻及绝缘耐压性能应满足试验要求。6.7.2调整储能系统工作在与实际投入运行时一致的控制模式，分别进行空载测试和负载测试。6.7.3空载测试空载测试应按照以下步骤进行：a)储能系统储能变流器与电网断开连接；b)选取0%Un跌落点测试工况；c)调节电压跌落发生装置，模拟线路三相对称故障进行测试；d)调节电压跌落发生装置分别模拟线路单相接地短路、两相相间短路、两相接地短路三种不对称故障进行测试；e)分别选取20%Un、（20%-50%）Un、（50%-75%）Un、（75%-85%）Un4个跌落点测试工况，重复步骤c）～d）；f)试验设备电压跌落幅值、响应时间偏差不满足GB/T36548要求时，应调节电压跌落发生装置参数并重复进行测试。6.7.4负载测试负载测试应按照以下步骤进行：a)在空载测试结果满足要求情况下进行负载测试，且负载测试时电网故障模拟发生装置的配置应与空载测试保持一致；b)储能系统接入电网运行，调节储能系统输出功率在0.1Pn-0.3Pn之间稳定运行；c)控制电网故障模拟发生装置进行三相对称电压跌落测试，储能系统应保持不脱网连续运行且响应性能应符合GB/T36548的规定；d)控制电网故障模拟发生装置进行不对称电压跌落测试，储能系统应保持不脱网连续运行且响应性能应符合GB/T36548的规定；e)调节储能系统输出功率至额定功率Pn稳定运行，重复步骤c）~d）；f)负载测试结果不满足GB/T36548要求时，应优化储能系统相关参数并重复进行空载和负载测试。6.8高电压穿越6.8.1将模拟电网电压跌落装置接入储能系统测试回路，接线相序应正确。检测绝缘电阻及绝缘耐压性能应满足试验要求。6.8.2调整储能系统工作在与实际投入运行时一致的控制模式，分别进行空载测试和负载测试。6.8.3空载测试空载测试应按照以下步骤进行：a)储能系统储能变流器与电网断开连接；b)选取（110%-120%）Un抬升点测试工况；c)调节电压跌落发生装置，模拟线路三相对称故障进行测试；d)选取（120%-130%）Un抬升点测试工况，重复步骤c）；e)试验设备电压跌落幅值、响应时间偏差不满足GB/T36548要求时，应调节电压跌落发生装置参数并重复进行测试。6.8.4负载测试GB/TXXXXX—XXXX29负载测试应按照以下步骤进行：a)在空载测试结果满足要求情况下进行负载测试，且负载测试时电网故障模拟发生装置的配置应与空载测试保持一致；b)储能系统接入电网运行，调节储能系统输出功率在0.1Pn-0.3Pn之间稳定运行；c)控制电网故障模拟发生装置进行三相对称电压抬升测试，储能系统应保持不脱网连续运行且响应性能应符合GB/T36548的规定；d)调节储能系统输入功率至额定功率Pn稳定运行，重复步骤c）；e)负载测试结果不满足GB/T36548要求时，应优化储能系统相关参数并重复进行空载和负载测试。6.9电网适应性6.9.1将模拟电网装置接入储能系统测试回路，接线相序应正确。检测绝缘电阻及绝缘耐压性能应满足试验要求。6.9.2调整储能系统工作在与实际投入运行时一致的控制模式，分别进行频率适应性、电压适应性和电能质量性测试。6.9.3频率适应性测试频率适应性测试应按照以下步骤进行：a)设置储能系统运行在充电状态；b)调节模拟电网装置频率至49.52Hz～50.18Hz范围内，选择3个测点且临界点必测，每个点连续运行至少1min，应无跳闸现象，否则停止测试；c)设置储能系统运行在放电状态，重复步骤b）；d)设置储能系统运行在充电状态；e)调节模拟电网装置频率至48.02Hz～49.48Hz、50.22Hz～50.48Hz范围内；f)选择3个测点且临界点必测，每个点连续运行至少4s，储能系统运行状态及相应动作频率、动作时间应符合GB/T36548的规定；g)设置储能系统运行在放电状态，重复步骤f）。h)分别设置储能系统运行在充/放电状态，调节模拟电网装置频率至50.52Hz，重复步骤f）；i)分别设置储能系统运行在充/放电状态，调节模拟电网装置频率至47.98Hz，重复步骤f）。6.9.4电压适应性测试电压适应性测试应按照以下步骤进行：a)设置储能系统运行在充电状态；b)调节模拟电网装置输出电压至拟接入电网标称电压的86%～109%范围内；c)选择3个测点且临界点必测，每个点连续运行至少1min，应无跳闸现象，否则停止测试；d)调节模拟电网装置输出电压至拟接入电网标称电压的85%以下，连续运行至少1min，储能系统运行状态及相应动作电压、动作时间应符合GB/T36548的规定；e)调节模拟电网装置输出电压至拟接入电网标称电压的110%以上，连续运行至少1min，储能系统运行状态及相应动作电压、动作时间应符合GB/T36548的规定；f)设置储能系统运行在放电状态，重复步骤b）~e）。6.9.5电压质量适应性测试电能质量适应性测试应按照以下步骤进行：a)设置储能系统运行在充电状态；GB/TXXXXX—XXXX30b)调节模拟电网装置交流侧的谐波值、三相电压不平衡度、间谐波值分别至GB/T14549、GB/T15543和GB/T24337中要求的最大限值，连续运行至少1分钟，储能系统运行状态及相应动作时间应符合GB/T36548的规定；c)设置储能系统运行在放电状态，重复步骤b）；d)电网适应性测试结果不满足GB/T36548要求时，应优化储能系统相关参数并重复进行频率适应性、电压适应性和电能质量性测试。6.10一次调频6.10.1一次调频死区校验一次调频死区校验应按照以下步骤进行：a)将储能系统与模拟频率扰动装置相连；b)根据电网实际要求，储能电站一次调频的死区设置在±0.03Hz~±0.05Hz范围内；c)通过模拟频率扰动装置连续调整频差信号测试一次调频死区，直至有功功率开始规律性调节，并记录相应有功动作时间、动作频率值，死区设置与测试结果应符合GB∕T40595的规定。6.10.2一次调频动态性能测试一次调频动态性能测试应按照以下步骤进行：a)将储能系统与模拟电网扰动装置相连；b)设置储能系统运行在充电状态；c)通过模拟频率扰动装置调整频差扰动信号，测试储能电站频率阶跃动态响应性能。阶跃试验至少包括±0.05Hz、±0.15Hz、±0.2Hz的有效频差阶跃，最大有效频差宜不超过±0.25Hz；d)设置储能系统运行在放电状态，重复步骤c）；e)频差扰动信号应持续保持至一次调频功率达到理论计算值后30s，记录响应过程数据，得到一次调频滞后时间、上升时间、调节时间、达到稳定时的有功功率调节偏差等指标应符合GB∕T40595的规定。6.10.3一次调频限幅校验一次调频限幅校验应按照以下步骤进行：a)根据电网实际要求，设置储能电站一次调频调差率为0.5%~3%；b)将储能系统与模拟电网扰动装置相连；c)设置储能系统运行在充电状态；d)通过模拟频率扰动装置连续调整频差信号，测试有功功率规律性调节，有功最大调节幅值应符合GB∕T40595的规定；e)设置储能系统运行在放电状态，重复步骤d）。6.11惯量响应6.11.1储能电站AGC功能切换至就地控制模式，调整输出功率分别在25%Pn~50%Pn和65%Pn~90%Pn范围内。6.11.2调整频率信号发生装置输出不同频段、不同变化率的扰动信号，测试储能电站惯量响应性能，应满足以下要求：a)设定50.0Hz~49.8Hz、50.0Hz~50.2Hz、50.0Hz~49.8Hz-50.2Hz、50.0Hz~50.2Hz-49.8Hz四个频率段；GB/TXXXXX—XXXX31b)每个频率段设定值应保持时间不少于15s，每个频段分别设置2种不同的频率变化率，每种工况测试2次；c)储能电站输出有功功率0.2s平均值及惯量响应的上升时间、有功功率最大调节量和稳态偏差应满足技术要求。6.12电能质量6.12.1在储能电站并网点接入电能质量测量装置，分别进行三相电压不平衡、谐波和直流分量测试。6.12.2三相电压不平衡测试在充电和放电状态下分别测试，并按照GB/T15543的相关规定进行系统的三相电压不平衡测试。6.12.3谐波测试在充电和放电状态下分别测试，按照GB/T14549的相关规定进行系统的谐波测试，按照GB/T24337的相关规定进行间谐波测试，结果应满足相关技术要求。6.12.4直流分量测试6.12.4.1在放电状态下的直流分量测试，步骤如下：a)将储能电站与电网相连，所有参数调至正常工作条件，且功率因数调为1；b)调节储能电站输出电流至额定电流的33%，保持1min；c)测量储能电站输出端各相电压、电流有效值和电流的直流分量，在同样的采样速率和时间窗下测试5min；d)当各相电压有效值的平均值与额定电压的误差小于5%，且各相电流有效值的平均值与测试电流设定值的偏差小于5%时，采用各测量点的绝对值计算各相电流直流分量幅值的平均值；e)调节储能电站输出电流分别至额定输出电流的66%和100%，保持1min；重复步骤c）~d）。6.12.4.2在充电状态下的直流分量测试，步骤如下：a)将储能电站与电网相连，所有参数调至正常工作条件，且功率因数调为1；b)调节储能电站输入电流至额定电流的33%，保持1min；c)测量储能电站输入端各相电压、电流有效值和电流的直流分量，在同样的采样速率和时间窗下测试5min；d)当各相电压有效值的平均值与额定电压的误差小于5%，且各相电流有效值的平均值与测试电流设定值的偏差小于5%时，采用各测量点的绝对值计算各相电流直流分量幅值的平均值；f)调节储能电站输入电流分别至额定输出电流的66%和100%，保持1min；重复步骤c）~d）。GB/TXXXXX—XXXX32附录A（资料性）数据记录表A.1电池模块测试记录表电池模块与电池簇测试见表A.1。表A.1电池模块测试记录表序号项目名称测试内容评估结果1外观2极性3外形尺寸及质量4绝缘性能5耐压性能6电压、内阻7Pulse测试8室温充放电A.2电池系统测试记录表电池系统测试见表A.2。表A.2电池系统测试记录表序号类别项目名称测试内容评估结果1电池系统绝缘性能2BMS及高压箱外观校验3标签4安装位置5软、硬件版本6B+/B-，P+/P-短路检测7对外接口短路检测GB/TXXXXX—XXXX338供电24V检测9以太网通信测试10CAN内网通信测试11CAN外网通信测试12继电器动作测试13充放电电流精度14过压报警15欠压报警16过充保护17过放保护18过温保护19汇流箱外观检验20绝缘检测21断路器开关检测22断路器开关状态指示检测23AC-DC输出检测24DC-DC输出检测25各个端子排连接检测26集装箱外观检验27照明A.3系统联调记录表系统联调记录见表A.3。表A.3系统联调记录表序号项目名称测试内容评估结果1系统二次接线，上电2PCS与BMS通讯调试3EMS与空调通讯调试4EMS与变压器温控仪测试5EMS与PCS通讯调试610kV高压保护通讯调试，保护调试，告警验证7PCS与测控装置通讯测试，GB/TXXXXX—XXXX34点表核对8EMS与BMS通讯调试_________________________________