电化学储能电站调试规程.pdf-solarbe文库

资源描述：

ICS 27.180 CCS F19 中华人民共和国国家标准 GB/T XXXXX XXXX 电化学储能电站调试规程 Code for commissioning of electrochemical energy storage station XXXX-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/T XXXXX XXXX 目次前言 .I 1 范围 .1 2 规范性引用文件 .1 3 术语和定义 .2 4 基本规定 .2 5 分系统调试 .2 5.1 一般规定 .2 5.2 储能系统 .3 5.3 监控系统 12 5.4 继电保护及安全自动装置 19 5.5 通信与调度自动化系统 23 6 联合调试 24 6.1 一般规定 24 6.2 启动 /停机 24 6.3 有功功率控制 24 6.4 无功功率控制 26 6.5 额定能量 27 6.6 能量转换效率 27 6.7 低电压穿越 27 6.8 高电压穿越 28 6.9 电网适应性 29 6.10 一次调频 .30 6.11 惯量响应 .30 6.12 电能质量 .31 附录 A （资料性）数据记录 32 GB/T XXXXX XXXX I 前言本文件按照 GB/T 1.1-2020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/TC 550）归口。本文件起草单位本文件主要起草人 GB/T XXXXX XXXX 1 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/T 14549 电能质量公用电网谐波 GB/T 15479 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/T 15543 电能质量三相电压不平衡 GB/T 20297 静止无功补偿装置现场试验 GB/T 24337 电能质量公用电网间谐波 GB/T 24554 燃料电池发动机性能试验方法 GB/T 26862 电力系统同步相量测量装置检测规范 GB/T 27748.4 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/T 29247 工业自动化仪表通用试验方法 GB/T 29838 燃料电池模块 GB/T 32509 全钒液流电池通用技术条件 GB/T 34120 电化学储能系统储能变流器技术规范 GB/T 34131 电力储能用电池管理系统 GB/T 34133 储能变流器检测技术规程 GB/T 34583 加氢站用储氢装置安全技术要求 GB/T 36547 电化学储能系统接入电网技术规定 GB/T 36558 电力系统电化学储能系统通用技术条件 GB/T 37562 压力型水电解制氢系统技术条件 GB/T 40595 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 GB 50034 建筑照明设计标准 GB 50054 低压配电设计规范 GB 50147 电气装置安装工程高压电器施工及验收规范 GB 50148 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 GB 50149 电气装置安装工程母线装置施工及验收规范 GB 50150 电气装置安装工程电气设备交接试验标准 GB 50168 电气装置安装工程电缆线路施工及验收标准 GB 50171 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/T XXXXX XXXX 2 GB 50172 电气装置安装工程蓄电池施工及验收规范 GB 50177 氢气站设计规范 GB 50233 110kV～ 750kV 架空输电线路施工及验收规范 GB 50254 电气装置安装工程低压电器施工及验收规范 GB 50395 视频安防监控系统工程设计规范 GB/T 50516 加氢站技术规范 GB 50582 室外作业场地照明设计标准 GB 51048 电化学储能电站设计规范 DL/T 618 气体绝缘金属封闭开关设备现场交接试验规程 DL/T 687 微机型防止电气误操作系统通用技术条件 DL/T 995 继电保护和电网安全自动装置检验规程 DL/T 1101 35kV～ 110kV 变电站自动化系统验收规范 DL/T 1215.4 链式静止同步补偿器第 4 部分现场试验 DL/T 2528 电力储能基本术语 DL/T 5044 电力工程直流电源系统设计技术规程 DL/T 5149 变电站监控系统设计规程 3 术语和定义 DL/T 2528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/T XXXXX XXXX 3 c 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 GB 50054 的规定，照明装置调试应符合 GB 50582、 GB 50034 的规定，站用直流系统调试应符合 DL/T 5044 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 GB 50171、 GB 50172、 GB 50254、 GB/T 26862、 DL/T 663、 DL/T 687、 DL/T 995、 DL/T 1101 的相关规定。 5.1.5 变配电系统一次设备调试应符合 GB 50147、 GB 50148、 GB 50149、 GB 50150、 GB 50168、 GB 50233、 GB/T 20297、 DL/T 618、 DL/T 1215.4 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 GB 51048 的规定，视频及环境监控系统调试应符合 GB 50395 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/T 34131 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/T 34131 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/T XXXXX XXXX 4 5.2.1.4.2 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/T 34131 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/T 34131 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/T 34131 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/T XXXXX XXXX 5 5.2.2.2 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/T 32509； 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 5.2.1.4.15.2.1.4.3 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/T 34131 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/T XXXXX XXXX 6 5.2.3 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/T 37562 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/T 50516 和 GB 50177 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/T 24554 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 23 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/T 37562 和 GB 50177 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/T XXXXX XXXX 7 a 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 GB 3836.1 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 14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 14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/T 34583 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/T XXXXX XXXX 8 a 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/T 29838 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 5.2.1.4.15.2.1.4.3 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/T 34131 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/T 34120 的规定。 GB/T XXXXX XXXX 9 5.2.4.3 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/T XXXXX XXXX 10 b）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/T 34133 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/T 34133 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/T 36547 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/T 36547 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/T 36547 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/T 34133 的要求，储能变流器并离网状态、电网适应性功能应符合 GB/T 34133 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/T 34120 的规定。 5.2.5.3 通信功能 GB/T XXXXX XXXX 11 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/T 36558 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 10 min，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/T 24549 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/T 36558 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/T XXXXX XXXX 12 5.3 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/T 5149 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