T-CES 169-2022 锂离子电池储能电站调试技术规范

ICS27.180CCSP60/64团体标准T/CES169—2022锂离子电池储能电站调试技术规范TechnicalspecificationsforthecommissioningofLithium-ionbatteryenergystoragepowerstation2022-12-19发布2022-12-21实施中国电工技术学会发布IT/CES169—2022前言 Ⅱ 12规范性引用文件 13术语和定义 24总体要求 35单体调试 35.1一般要求 35.2一次设备单体调试 45.3二次设备单体调试 46分系统调试 46.1常规系统 4 46.3变流器系统 46.4能量管理系统 56.5功率协调控制系统 56.6功率稳定控制系统 57启动试运 67.1常规启动试验 67.2SOE标定试验 67.3连续24h试运试验 68涉网运行调试 6附录A（规范性附录）变流器对拖试验 7A.1PCS功能模式检查 7A.2PCS空载下试验 7A.3PCS负载下试验 8附录B（资料性附录）SOE标定试验 9B.1SOE标定原理 9B.2BMS采样及数据记录功能检查 9B.3电池性能校核 9B.4实测标定SOE 9B.5校核SOE标定 T/CES169—2022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。本文件由中国电工技术学会提出。本文件由中国电工技术学会标准化工作专家委员会储能技术专业分会归口。本文件起草单位：国网湖南省电力有限公司电力科学研究院、国网湖南省电力有限公司、长沙理工大学、国网综合能源服务集团有限公司、国网江苏省电力有限公司南京供电分公司、国网河南省电力公司电力科学研究院、云南电网有限责任公司、国网江苏省电力公司电力科学研究院、国网四川省电力公司电力科学研究院、国网江西省电力有限公司电力科学研究院、国网湖北省电力有限公司电力科学研究院、国网山东省电力公司电力科学研究院、国网重庆市电力公司电力科学研究院、中国电力科学院研究院有限公司、湖南省湘电试验研究院有限公司、华自科技股份有限公司、湖南大学、中南大学、湖南华大电工高科技有限公司。本文件主要起草人：李理、梁剑、宋兴荣、陈宏、潘力强、臧欣、曹一家、张午寅、周喜超、周冠东、洪权、陈昊、肖帅、余斌、韩伟、敖非、肖俊先、沈鑫、熊尚峰、江志文、孔祥平、张兰、吴晋波、郑永康、丁禹、潘本仁、尹超勇、黎恒烜、龙雪梅、贺晨、谢笑苏、戴健、桂勇华、霍承祥、胡斯佳、姜利、李林山、欧阳志国。本文件为首次发布。1T/CES169—2022锂离子电池储能电站调试技术规范本文件规定了锂离子电池储能电站工程调试的术语和定义、基本内容和技术要求。工程调试是对锂离子电池储能电站制造、安装、设计质量以及技术性能的全面检查和验证，通过储能电站各系统的静、动态特性试验，发现设备隐患并及时处理，从而确保设备正常投运和长期、稳定、安全运行。本标准规定的调试范围包括单体调试、分系统调试、启动试运、涉网运行调试四部分。本文件适用于10（6）kV以上电压等级接入公用电网的锂离子电池储能电站，其他电压等级并网的储能系统可参照执行。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。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GB50150电气装置安装工程电气设备交接试验标准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/T13850交流电量转换为模拟量或数字信号的电测量变送器GB/T32901智能变电站继电保护通用技术条件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/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/T51420智能变电站工程调试及验收标准DL/T4043.6kV～40.5kV交流金属封闭开关设备和控制设备DL/T995继电保护和电网安全自动装置检验规程DL/T2246（所有部分）电化学储能电站并网运行与控制技术规范DL/T2528电力储能基本术语DL/T5210.6—2019电力建设施工质量验收规程第6部分：调整试验DL/T5437火力发电建设工程启动试运及验收规程NB/T31016NB/T42089NB/T42090NB/T42091电池储能功率控制系统技术条件电化学储能电站功率变换系统技术规范电化学储能电站监控系统技术规范电化学储能电站用锂离子电池技术规范2T/CES169—20223术语和定义DL/T2528、DL/T2246界定的术语和定义适用于本文件。锂离子电池储能电站Lithium-ionbatteryenergystoragepowerstation采用锂离子电池作为电能存储介质，通过储能变流器进行可循环电能存储、释放的系统。一般包含电池系统、储能变流器、监控系统及相关辅助设施等。对于接入10（6）kV及以上电压等级的电池储能电站，通常还包括汇集线路、升压变压器等。分部试运commissioningofindividualsystem储能电站从站用电受电至整套启动开始前的调试阶段，包括单体调试和分系统调试两部分。单体调试是为检验设备状态和性能是否满足其设计要求的单台电气设备试运行；分系统调试是为了检验设备和系统是否满足设计要求的联合试运行。启动试运start-upandcommissioning储能电站分系统调试结束后，从线路倒送电或储能电站第一次升压至完成24h试运行为止的调试阶段。为了对储能电站系统主设备、二次控制回路及自动装置，测量仪表等设备进行试运考验，检验系统的完整性和可靠性，及时发现并消除可能存在的缺陷，保证设备的正常投入运行。涉网运行调试grid-connectedoperationcommissioning储能电站正常投运后，对储能电站涉网运行性能进行全面检测的调试试验。功率变换系统powerconversionsystem(PCS)与储能电池组配套，连接于电池组与电网之间，把电网电能存入电池组或将电池组能量回馈到电网，主要由变流器及其控制系统构成。能量管理系统energymanagementsystem(EMS)储能系统中实现站级数据采集与运行监控等基本功能。电池管理系统batterymanagementsystem(BMS)监测电池的电、热等参数，具有相应的控制、保护和通信等功能。协调控制系统coordinatecontrolsystem(CCS)集中控制储能电站多台PCS，以实现功率的动态快速响应。功率稳定控制系统powerstabilitycontrolsystem根据控制策略及时切除相应功率负荷，以快速恢复系统功率平衡。对于储能电站是利用储能系统四象限运行能力，改变功率流向实现控制。3.10VF控制模式VFcontrolmode功率变换系统以交流侧电压/频率为控制目标的控制模式。3.11PQ控制模式PQcontrolmode3T/CES169—2022功率变换系统以交流侧有功功率/无功功率为控制目标的控制模式。3.12可用能量availableenergy在规定条件下，完全充电的电池可释放的能量。3.13电池能量状态stateofenergy(SOE)在规定条件下，电池当前储存的能量占可用能量的百分比。3.14可用电池能量状态stateofavailableenergy(SOAE)在规定条件下，电池当前可以释放的能量占可用能量的百分比。3.15SOE标定SOEcalibration通过充放电试验建立电池能量状态与可用能量对应关系的过程。3.16均衡balance保持电池单体间、电池模块间和电池簇间的电压等参数偏差在一定范围内的措施。3.17对拖试验internalpowerexchangetest储能电站离网状态下，利用PCS开展储能单元间内部功率交换，对储能电站控制系统及一次回路进行校核的试验。4总体要求4.1锂离子电池储能电站调试宜按单体调试、分系统调试、启动试运、涉网运行调试的顺序分步骤进行。4.2调试工作应由具有相应调试资质的单位承担，多单位参与调试的工程，应明确一个主体调试单位，主体调试单位应对调试进度进行总体安排和协调，并对系统完整性、安全可靠性进行检查。4.3工程初步设计审查、设备招投标等与工程建设有关的前期工作，应邀请具备调试资质的单位参加，参会人员应对系统设计、设备选型、启动调试设施提出意见和建议。4.4调试工作应按照国家和行业现行的相关标准、设计和设备技术文件要求，以及经审批的调试大纲进行。4.5调试工作的组织机构和工程各参建单位的职责，参照DL/T5437执行。4.6调试质量的验收及评价，参照DL/T5210.6—2019执行。4.7被调试的设备（装置）均应通过具有检测资质单位的型式试验、到货抽检。4.8调试的仪器、仪表应经检验合格并在有效期内。4.9本文件对锂离子电池储能电站的装置或系统进行规定，未提及的其他装置或系统，可参见相关的调试技术标准。5单体调试5.1一般要求5.1.1待调试设备应进行资料检查，包括设备出厂试验报告、技术说明书和图纸资料等，资料应齐备、完整。5.1.2待调试设备应进行外观、接口及电源检查，包括外观检查、上电检查和绝缘试验等，应满足技4T/CES169—2022术协议要求。5.1.3待调试设备应进行软、硬件检查，包括硬件配置检查、参数检查、程序版本检查、配置文件版本及校验码检查，应满足技术协议要求。5.2一次设备单体调试5.2.1调试变压器、断路器、互感器、隔离开关、熔断器、避雷器、电缆、防雷接地等电气一次设备，本体常规试验应符合GB50147、GB50148、GB50150、DL/T404及相关标准的要求。5.2.2调试电子式互感器、合并单元、智能终端等电气一次设备，本体数字化试验应符合GB/T51420及相关标准的要求。5.3二次设备单体调试5.3.1调试一次设备状态监测单元、继电保护及安全自动装置、测控装置、时钟同步装置、交直流一体化电源系统、电能质量监测装置、就地监控装置、辅助监控装置、电能计量装置、PMU装置、故障录波装置、报文记录与分析装置、数据通信网关机、交换机、防火墙、加密认证装置、网络安全隔离装置等，常规电气二次设备试验应符合GB/T13850、GB/T14285、DL/T995及相关标准的要求。5.3.2调试数字化电气二次设备，试验应符合GB/T32901、GB/T51420及相关标准的要求。5.3.3调试储能电池及管理系统单体，试验应符合GB/T34131、GB/T36276、NB/T42091及相关标准5.3.4调试储能变流器单体，试验应符合GB/T34120、GB/T34133、NB/T31016、NB/T42089及相关标准的要求。5.3.5调试储能系统监控及通信设备单体，试验应符合NB/T42090及相关标准的要求。6分系统调试6.1常规系统6.1.1远动系统、防误系统、保护故障信息系统、电能量采集系统、PMU系统、电能质量监测系统、在线监测系统、时间同步系统、辅助监测系统试验应符合GB/T13850、GB/T14285、DL/T995及相关标准的要求。6.1.2二次设备与一次设备之间的缆线配接及二次回路，网络性能测试、整组传动试验、一次通流加压试验应符合GB50171、DL/T995及相关标准的要求。6.2电池管理系统6.2.1调试BMS计算储能电站电池能量状态SOE功能，SOE计算值能用于表征储能电站实际能量，数值不受电池告警及故障逻辑影响，其数值不能出现突变；调试BMS计算储能电站可用电池能量状态SOAE功能，SOAE计算值可考虑电池告警及故障逻辑的影响，用于表征当前储能电站实际可用电池能量，其数值可以突变。BMS系统应将SOE、SOAE信息输出至EMS。6.2.2调试BMS系统与外部系统的通信交互、控制逻辑交互功能，BMS应能与变流器系统、消防系统设备正确联动。6.2.3调试BMS系统的数据存储功能，BMS应能在1Hz的存储频率下存储每个单体电芯的电压、电流信息，储存时间至少为30天，数据信息宜采用数据库存储，并能够导出。6.3变流器系统6.3.1调试PCS系统在VF、PQ、功率因数控制模式切换功能，各控制模式应能够平滑切换。5T/CES169—20226.3.2调试PCS在VF控制模式下的电压调整速率整定功能，PCS应能调整输出电压的上升和下降速率，保证PCS空载升压时，所连接升压变压器不因励磁涌流导致保护动作。6.3.3调试PCS在功率因数控制模式下的功率执行策略，PCS应能接受EMS或CCS下发的功率因数指令，并能从PQ控制模式自动切换为功率因数模式。6.3.4调试多台PCS控制系统策略及电气一次回路的正确性，开展多台PCS的对拖联调试验。对拖试验分为两个主要阶段，一是调试PCS在VF控制模式下的空载电压软启动功能，二是调试PCS单元并联后对拖带负荷能力。对拖试验过程可参考附录A。6.4能量管理系统6.4.1调试EMS系统中的AGC、AVC子站功能，EMS在接受调度主站AGC、AVC指令后能够进行功率计算及分配。6.4.2调试EMS对并网点功率的控制精度，EMS应采用考虑站用电负荷功率的PCS功率算法，在充电和放电过程中均能保证并网点功率满足要求。6.4.3调试EMS分配PCS有功功率的控制策略，控制策略应具备储能电站电池均衡功能，应可用于改善电池的一致性水平。6.4.4测试EMS指令执行速率，通过模拟调度主站通信协议及信号点下发指令，基于时间同步系统测量指令响应时间。6.4.5调试EMS配置的模拟量、开关量和网络信号接口，确保满足涉网运行性能测试的需求。6.4.6配置CCS的储能电站，调试EMS系统与CCS系统控制联动及闭锁功能。EMS系统将功率指令下发给CCS系统，PCS系统的功率指令由CCS系统计算及下发。6.4.7调试EMS与源网荷稳定控制系统控制联动及闭锁功能，两个系统在控制策略上应无时间配合上的死区，确保所控PCS均在受控状态。6.5功率协调控制系统6.5.1配置CCS系统的储能电站，调试CCS系统的快速调频、惯量支撑、阻尼控制等控制功能，试验应符合DL/T2246及相关标准的要求。6.5.2配置CCS系统的储能电站，调试CCS系统与EMS系统控制联动及闭锁功能，采用EMS采用AGC控制时，AGC指令与快速调频功率指令同方向指令应进行叠加、反方向指令应进行闭锁。6.5.3配置CCS系统的储能电站，调试CCS与源网荷稳定控制系统控制联动及闭锁功能，两个系统在控制策略上应无时间配合上的死区，确保所控PCS均在受控状态。6.5.4配置CCS系统的储能电站，调试CCS分配PCS有功功率的控制策略，控制策略应具备储能电站电池均衡功能，应可用于改善电池的一致性水平。6.5.5配置CCS系统的储能电站，测试CCS指令执行速率，通过模拟调度主站通信协议及信号点下发指令，基于时间同步系统测量指令响应时间。6.5.6配置CCS系统的储能电站，调试CCS配置的模拟量、开关量和网络信号接口，确保满足涉网运行性能测试的需求。6.6功率稳定控制系统6.6.1调试功率稳定控制系统与EMS系统或CCS系统控制联动及闭锁功能，多个系统在控制策略上应无时间配合上的死区，确保所控PCS均在受控状态。6.6.2调试功率稳定控制系统配置的模拟量、开关量和网络信号接口，确保满足涉网运行性能测试的6.6.3调试功率稳定控制系统主站计算执行子站动作功率的正确性。6T/CES169—20227启动试运7.1常规启动试验开展储能电站启动受电、带负荷检查等启动试运常规试验，试验应符合GB50150、GB/T14285、DL/T995及相关标准的要求。7.2SOE标定试验7.2.1调试BMS系统和EMS系统的SOE标定功能，BMS系统和EMS系统应根据不同功率下电池充放电数据进行SOE运行范围标定（见附录B验证两个系统均能够设定有效的储能电站能量运行区间。7.2.2BMS系统应基于充放电过程中的电池电压、电流开展电池系统本身的SOE标定，并将该SOE标定值上送EMS。7.2.3EMS系统应基于BMS系统上送的充放电过程中的电池电压、电流开展储能电站级的SOE标定，并将该SOE标定值与BMS系统上送SOE标定值对比，在线评估BMS系统SOE标定性能。EMS系统应能在监控界面显示SOE、SOAE信息，并能够将该信息上送至远动系统。7.3连续24h试运试验7.3.1完成启动受电阶段和带负荷试运阶段调试并确认设备均正确投运后，可进入连续24h试运。7.3.2连续24h试运阶段调试应包括下列内容：a）解决和处理试运期间出现的问题，并处理与调试有关的缺陷及异常情况；b）按照本次投运的电池容量的50%的额定功率进行一次完整的充/放电来回，做好试运记录，定期检查设备状态、统计运行数据。8涉网运行调试8.1开展功率调节、电网适应性、高/低电压穿越、电能质量、保护特性等储能电站涉网运行性能试验，试验应符合GB/T36547、GB/T36548的要求。8.2开展快速调频、惯量支撑、阻尼控制等储能电站涉网运行性能试验，试验结果应符合DL/T22467T/CES169—2022变流器对拖试验A.1PCS功能模式检查调试PCS在VF控制模式与PQ控制模式间切换功能，保证PCS既可以作为电压源运行，也可以作为负荷运行。A.2PCS空载下试验调试PCS在VF控制模式下的空载电压软启动功能，试验分为两个阶段，如图A.1所示。图A.1PCS空载下试验连接拓扑图A.2.1VF模式PCS，升压至本单元变压器PCS单元与集电环或交流母线均断开，调试VF控制模式下的PCS升压至本侧升压变，校验PCS单元本侧回路及控制功能。A.2.2VF模式PCS，升压至对侧单元变压器PCS单元与集电环或交流母线连接，调试VF控制模式下的PCS升压至其余PQ控制模式下PCS8T/CES169—2022单元，校验整体PCS回路及控制功能。A.3PCS负载下试验调试PCS单元并联后对拖带负荷能力，试验分为两个阶段如图A.2所示。图A.2PCS负载下试验连接拓扑图A.3.1本侧PCS按VF模式控制，对侧PCS按PQ模式对拖PCS单元与集电环或交流母线连接，VF控制模式PCS对PQ控制模式PCS进行“一对多”对拖试验。试验中要求有且仅有一台VF控制模式的PCS作为电压源，可有多台PQ控制模