T∕CPIA 0132-2025 工商业光储一体机技术规范

CCSF12T/CPIA0132—2025I前言 2规范性引用文件 3术语和定义 4分类 4.1按与电网的连接关系分类 4.2按电气隔离情况分类 5正常工作条件 5.1环境条件 5.2并网运行电气条件 5.3离网运行电气条件 6外观和结构要求 6.1外观 6.2外壳 6.3机体结构 6.4壁挂安装 6.5结构稳定性 6.6接线端子 7性能要求 7.1电气性能 7.2储能系统性能 7.3控制系统要求 7.4电磁兼容性能 7.5环境适应性 8安全要求 8.1电气安全 8.2消防安全 8.3物理安全 8.4保护功能 9试验方法 9.1测试环境 9.2测试设备 9.3测试电路 9.4电气性能测试 9.5安全性能测试 9.6储能系统性能测试 9.7控制系统性能测试 9.8电磁兼容性能测试 9.9环境适应性测试 9.10外观与结构性能测试 T/CPIA0132—202510检验规则 10.1一般规定 10.2型式试验 10.3出厂试验 10.4检测项目 11标志、包装、运输、贮存 11.1标志 11.2包装 11.3运输 11.4贮存 附录A（资料性）光储一体机系统架构与典型拓扑图 38附录B（规范性）设备标志符号 40附录C（规范性）电气间隙和爬电距离 42T/CPIA0132—2025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。本文件由中国光伏行业协会标准化技术委员会提出并归口。本文件起草单位：锦浪科技股份有限公司、中国电子技术标准化研究院、阳光电源股份有限公司、江苏慧仁新能源科技有限公司、深圳市禾望电气股份有限公司、国家太阳能光伏产品质量检验检测中心、晶澳太阳能科技股份有限公司、上海正泰电源系统有限公司、中石油深圳新能源研究院有限公司、一道新能源科技股份有限公司、上海电力大学、西安理工大学、特变电工新能源股份有限公司、云鹰智维能源科技有限公司、苏州科技大学、合肥国轩高科动力能源有限公司、泰州中来光电科技有限公司、中核汇能（辽宁）能源有限公司。本文件主要起草人：张文平、王一鸣、王赶强、许颇、汪洋、李晓兵、朱华、王素飞、李玉、刘广斌、孙昉哲、郭立东、李先军、王于晓、陈辉、张琦、刘佳尉、赵国立、朱爱敏、张勤才、安超、王健、季建强、刘保颂。T/CPIA0132—20251工商业光储一体机技术规范本文件规定了工商业光储一体机（以下简称光储一体机）的分类、正常工作条件、外观和结构要求、性能要求、安全要求、试验方法、检验规则、标志、包装、运输、贮存等技术要求。本文件适用于直流端口电压等级不超过1500V、交流端口电压等级不超过690V的工商业光储一体机，额定功率不超过250kW，更高功率、电压等级的工商业光储一体机可参照执行。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。GB/T191包装储运图示标志GB/T2297太阳光伏能源系统术语GB/T2423.4电工电子产品环境试验第2部分：试验方法试验Db：交变湿热（12h＋12h循环）GB/T2423.5环境试验第2部分：试验方法试验Fh：宽带随机振动和导则GB/T2423.7环境试验第2部分：试验方法试验Ec：粗率操作造成的冲击（主要用于设备型样GB/T2423.10环境试验第2部分：试验方法试验Fc：振动（正弦）GB/T2423.18环境试验第2部分：试验方法试验Kb：盐雾，交变（氯化钠溶液）GB/T4208-2017外壳防护等级（IP代码）GB4793.1测量、控制和实验室用电气设备的安全要求GB/T4798.2环境条件分类环境参数组分类及其严酷程度分级第2部分：运输和装卸GB4824工业、科学和医疗设备射频骚扰特性限值和测量方法GB/T12325电能质量供电电压偏差GB/T12326电能质量电压波动和闪变GB/T13384机电产品包装通用技术条件GB/T14549电能质量公用电网谐波GB/T15543电能质量三相电压不平衡GB/T15945电能质量电力系统频率偏差GB/T17626.2电磁兼容试验和测量技术静电放电抗扰度试验GB/T17626.3电磁兼容试验和测量技术射频电磁场辐射抗扰度试验GB/T17626.4电磁兼容试验和测量技术电快速瞬变脉冲群抗扰度试验GB/T17626.5电磁兼容试验和测量技术浪涌(冲击)抗扰度试验GB/T17626.6电磁兼容试验和测量技术射频场感应的传导骚扰抗扰度GB/T17626.8电磁兼容试验和测量技术工频磁场抗扰度试验GB/T17627低压电气设备的高电压试验技术定义、试验和程序要求、试验设备GB/T17799.2-2023电磁兼容通用标准工业环境中的抗扰度试验GB/T20626.1特殊环境条件高原电工电子产品第1部分：通用技术要求GB/T20840.2互感器第2部分：电流互感器的补充技术要求GB/T20840.3互感器第3部分：电磁式电压互感器的补充技术要求GB/T24337电能质量公用电网间谐波GB/T29319光伏发电系统接入配电网技术规定T/CPIA0132—20252GB/T34120电化学储能系统储能变流器技术要求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/T36280电力储能用铅炭电池GB/T37408光伏发电并网逆变器技术要求GB/T37409光伏发电并网逆变器检测技术规范GB/T41240户用光储一体机测试GB/T42313电力储能系统术语GB/T50063电力装置电测量仪表装置设计规范GB50116火灾自动报警系统设计规范DL/T5707电力工程电缆防火封堵的施工工艺NB/T32004光伏并网逆变器技术规范NB/T32008光伏发电站逆变器电能质量检测技术规程NB/T32010光伏发电站逆变器防孤岛效应检测技术规程NB/T32032光伏发电站逆变器效率检测技术要求3术语和定义GB/T2297、GB/T34120、GB/T37408和GB/T42313界定的以及下列术语和定义适用于本文件。3.1光储一体机photovoltaicenergystorageall-in-onedevice具有光伏系统接口、电网接口（可选）、负载接口（可选），并集成储能系统，能根据不同运行模式协调储能系统、光伏系统接口、电网接口与负载接口间电能变换的一体化机器。3.2充放电转换时间transfertimebetweenchargeanddischarge光储一体机在充电状态和放电状态之间切换所需要的时间。注：一般指从90%额定功率充电状态转换到90%额定功率放电状态与从90%额定功率放电状态转换到90%额定功率充3.3并离网切换时间transfertimebetweengridmodeandislandedmode光储一体机在并网运行模式和离网运行模式之间切换所需要的时间。注：并离网切换时间包括从并网运行模式切换到离网3.4光网转换效率photovoltaictogridconvertefficiency光储一体机将光伏系统输入能量转换为交流端口输出能量过程中的电能转换效率。注：该效率特指光伏系统作为唯一能量来源时，在规定的测试周期内3.5储网转换效率storagetogridconvertefficiency光储一体机将储能系统释放能量转换为交流端口输出能量过程中的电能转换效率。注：该效率特指储能系统作为唯一能量来源时，在规定的测试周期内3.6充放电转换效率charge-dischargeconversionefficiency光储一体机完成从光伏充电到储能放电全过程的电能转换效率。4分类4.1按与电网的连接关系分类T/CPIA0132—20253光储一体机按与电网的连接关系可分为：——并离网切换型光储一体机；——并网型光储一体机；——离网型光储一体机。4.2按电气隔离情况分类光储一体机按电气隔离情况可分为：——隔离型光储一体机；——非隔离型光储一体机。注1：隔离型光储一体机在交流输出电路和直流输入电注2：非隔离型光储一体机在交流输出电路和直流输入电路5正常工作条件5.1环境条件光储一体机应在以下环境条件下正常工作：a)工作环境温度：-20℃~+40℃;b)空气相对湿度：≤95%，无凝露；c)海拔高度：≤2000m；当＞2000m时，应符合GB/T20626.1的规定。5.2并网运行电气条件并离网切换型和并网型光储一体机应在以下电网条件下正常工作：a)谐波电压不超过GB/T14549规定的公共电网谐波电压限值；b)间谐波电压不超过GB/T24337规定的220kV及以下电力系统公共连接点各次间谐波电压含有率限值；c)电网电压偏差不超过GB/T12325规定的20kV及以下三相供电电压偏差限值；d)电压波动和闪变值不超过GB/T12326规定的电压波动限值和闪变限值；e)三相电压不平衡度不超过GB/T15543规定的电力系统公共连接点电压不平衡度限值；f)电网频率偏差不超过GB/T15945规定的频率偏差限值。5.3离网运行电气条件并离网切换型和离网型光储一体机应在以下电气条件下正常工作：a)负载功率不超过工商业光储一体机离网额定输出功率；b)负载启动电流不大于1.2倍工商业光储一体机离网额定输出电流；c)负载条件为一相接入功率满载，其余两相空载的不平衡工况；d)负载条件为两相接入功率满载，其余一相空载的不平衡工况。6外观和结构要求6.1外观光储一体机的外观应满足以下要求：a)外观完整，无结构变形、剥落、锈蚀及裂痕等现象；b)柜门和开关操作灵活；c)铭牌、标志、标记完整清晰；d)文字和符号整齐、规范、正确。6.2外壳光储一体机的外壳应满足以下要求：a)光储一体机的外壳防护等级应不低于GB/T4208-2017规定的IP54；T/CPIA0132—20254b)光储一体机外壳的聚合物材料对由紫外辐射引起的材料老化有一定的耐受能力，在正常使用情况下，不应出现裂纹或破裂等明显退化迹象，其防护性能不应降低；c)光储一体机外壳应具有足够的机械强度，在正常使用条件下不应发生变形；d)外壳或防护挡板应使用专用钥匙或工具开启。6.3机体结构光储一体机的机体结构应符合以下要求：a)机架组装有关零部件均应符合相关标准的要求；b)油漆电镀应牢固、平整，无剥落、锈蚀及裂痕等现象；c)机架面板应平整，文字和符号要求清楚、整齐、规范、正确；d)标牌、标志、标记应完整清晰；e)各种开关应便于操作，灵活可靠；f)系统不能安装可能抛射出来导致危险的零部件，若安装则必须限制其能量。机器对可能抛射的零部件应有防护措施，必须使用工具才能拆卸。6.4壁挂安装壁挂安装的光储一体机安装支架应能承受光储一体机4倍的重力。6.5结构稳定性落地安装的光储一体机应具备稳定结构，在以下条件中的一项发生时均不应发生倾倒：a)柜体倾斜5°;b)水平施加20%光储一体机重力，最大不大于250N的推力。6.6接线端子6.6.1一般要求接线端子的一般要求如下：a)接线端子的结构应保证具有良好的电接触和电气载流能力，并应有足够的机械强度。接线端子的连接应用螺钉、螺母或其他等效方法与导体连接，以保证维持必要的接触压力；b)接线端子紧固用螺钉和螺母除固定接线端子本身就位或防止其松动外，不应作为固定其他任何零部件之用；c)与特定输入或输出电路相关的接线端子应相互靠近。而且，连接到电网电源电路的端子应靠近保护接地端子；d)接线端子也可采用连接器，连接器需经第三方检验证明适用；e)本条款符合性通过检查来检验。6.6.2接线端子尺寸制造厂应规定接线端子适用连接的导线类型(硬线或软线、单芯线或多股线)，最大和最小导线截面积以及同时能接至接线端子的导线根数(如适用)。6.6.3接线端子的设计接线端子在设计上应使其能以足够的接触压力将导线夹持在金属表面之间而不会损伤导线。接线端子的设计或配置应使夹持导线的螺钉或螺母在拧紧时，导线不会滑脱。接线端子应配置适当的固定导线的附件(如螺母和垫圈)。接线端子的固定应使夹持导线的附件在拧紧或拧松时，——接线端子本身不会松脱；——内部布线不承受应力；——电气间隙和爬电距离不会减小到小于8.1.1.2和8.1.1.3的规定值。7性能要求T/CPIA0132—202557.1电气性能7.1.1有功功率控制光储一体机有功功率控制应满足以下要求：a)光储一体机的有功功率输出大于其额定功率的20%时，有功功率控制偏差应不大于额定功率的±1%;b)光储一体机有功功率控制响应时间应不大于100ms，有功功率控制调节时间应不大于300ms。7.1.2无功功率控制光储一体机无功功率控制应满足以下要求：a)光储一体机应具有多种无功控制模式，包括电压/无功控制、恒功率因数控制和恒无功功率控制等，应具备多种控制模式在线切换的能力；b)光储一体机的交流端口无功功率不小于20％额定功率时，无功功率控制偏差应不大于额定功率的±1％；光储一体机交流端口无功功率小于20％额定功率时，无功功率控制偏差应不大于额定功率的±3%;c)光储一体机无功功率控制响应时间应不大于100ms，无功功率控制调节时间应不大于300ms；d)对于恒功率因数控制模式，要求功率在额定功率20%以上时，功率因数控制误差应不超过±0.01。7.1.3功率因数并网运行模式下，当光储一体机输出有功功率大于其额定功率的50%时，功率因数应不小于0.98（超前或滞后），输出有功功率在额定功率的20%～50%之间时，功率因数应不小于0.95（超前或滞后）。7.1.4启停机光储一体机应具备启停机控制功能，能够根据控制开关或指令实现启机和停机，并网模式下启停机过程中电流峰值应不超出1.1lN,离网模式下启停机过程中电压峰值应不超出1.1UN。注：lN为光储一体机电网端口额定电流。UN为光储一体机负载端口额定电压。7.1.5过载能力在额定电压下，光储一体机交流端口电流在110%额定电流下，持续运行时间应不少于10分钟；光储一体机交流端口电流在120%额定电流下，持续运行时间应不少于1分钟。7.1.6充放电转换光储一体机的充放电转换时间应不大于100ms。7.1.7并离网切换7.1.7.1光储一体机的并网转离网切换时间应满足以下要求：a)光储一体机接收外部计划性孤岛指令时，从接收到切换指令到完成建立负载额定电压的主动并网转离网切换时间应不大于200ms；b)光储一体机自主识别计划性孤岛时，从电网中断到完成建立负载额定电压的被动并网转离网切换时间应不大于2s。7.1.7.2光储一体机由离网转为并网模式时，应在电网端口电压、频率和相位角满足同期条件后，切换时间宜不超过200ms，切换期间应持续对负载接口供电。7.1.7.3光储一体机由并网切换到离网运行模式时，应通过至少一个交流断路开关来停止向公共连接点以上的电网线路送电。7.1.7.4光储一体机离网运行时，应通过至少一个交流断路开关来确保并网端口始终停止向公共连接点以上的电网线路送电。7.1.8电能质量7.1.8.1谐波电流T/CPIA0132—20256光储一体机在并网运行条件下，交流端口的谐波电流应符合GB/T34120中谐波电流的规定。7.1.8.2谐波电压光储一体机并网运行时，交流端口的电压总谐波畸变率应满足GB/T14549的要求，间谐波电压应满足GB/T24337的要求。光储一体机离网运行时，在空载和额定阻性负载（平衡负载）条件下，交流输出电压总谐波畸变率应不超过3%。7.1.8.3直流分量光储一体机并网运行时，在额定功率运行时交流输出电流中的直流电流分量应不超过其输出电流额定值的0.5%。7.1.8.4电压偏差光储一体机并网运行时，引起公共连接点的电压偏差应满足GB/T12325的要求。光储一体机离网运行时，在空载和额定平衡阻性负载条件下，交流端口的电压偏差应不超过额定电压的±5%，三相电压相位角偏差应小于3°。7.1.8.5电压不平衡度光储一体机并网运行时，交流端口的电压不平衡度应满足GB/T15543的要求。光储一体机离网运行时，在空载和额定平衡阻性负载条件下，交流端口的电压不平衡度应小于2%，短时不超过4%。7.1.8.6电压波动和闪变光储一体机在并网时，引起公共连接点的电压波动和闪变应满足GB/T12326的要求。7.1.8.7动态电压瞬变光储一体机在离网运行和阻性负载条件下，当负载从20%上升至100%或从100%下降至20%突变时，光储一体机输出电压有效值在100ms内与额定电压值的偏差应不大于±30%额定电压，100ms后与额定电压值的偏差应不大于±10%额定电压。7.1.8.8输出频率光储一体机在离网运行时，输出频率应不超过50Hz±0.5Hz。7.1.9故障穿越7.1.9.1低电压穿越光储一体机低电压穿越应满足GB/T29319中低电压穿越的要求。7.1.9.2高电压穿越光储一体机高电压穿越应满足GB/T29319中高电压穿越的要求。7.1.10电网适应性7.1.10.1电压适应性光储一体机电压适应性应满足GB/T29319中电压适应性的要求。7.1.10.2频率适应性光储一体机频率适应性应满足表1要求。T/CPIA0132—20257表1频率适应性要求从电网取电的光储一体机应在0.2s内转为向电网送电，对于不具备向电网送电条件或其他向电网送电用光储一体机应在0.2s内转为从电网取电，对于不具备从电网取电条件或其他7.1.10.3频率变化率适应性光储一体机频率变化率适应性应满足GB/T29319的相关规定。7.1.11效率7.1.11.1转换效率光储一体机的最大光网转换效率应不低于98.5%，最大储网转换效率应不低于95%，充放电转换效率应不低于84%。光网转换效率按公式（1）计算：式中：ηpv-grid——光储一体机的光网转换效率；Tm——测试周期；PAC(t)——光储一体机在交流端口输出功率的瞬时值；PPV(t)——光储一体机在光伏系统端口输入功率的瞬时值。储网转换效率按公式（2）计算：式中：ηbat-grid——光储一体机的储网转换效率；Tm——测试周期；PAC(t)——光储一体机在交流端口输出功率的瞬时值；PBAT(t)——光储一体机储能系统放电功率的瞬时值。充放电转换效率按公式（3）计算：式中：ηchg-dischg——光储一体机的充放电转换效率；T/CPIA0132—20258Tchg——储能电池从光伏系统端口以额定功率充电的测试时间；Tdischg——储能电池以额定功率放电的测试时间；PAC(t)——光储一体机在交流端口输出功率的瞬时值；PPV(t)——光储一体机在光伏系统端口输入功率的瞬时值。注：对于隔离型光储一体机，计算转换效率时，包含所有辅助电源及控制用电损耗，不含隔离变压器损耗。7.1.11.2最大功率点跟踪（MPPT）效率静态MPPT效率应不低于99%，动态MPPT效率应不低于90%。7.1.12损耗光储一体机的待机损耗应不超过额定功率的0.5%，空载损耗应不超过额定功率的0.8%。7.1.13噪声光储一体机额定功率运行时，在距离设备水平位置1m处声压级噪声大于70dB时，应在外壳上标注附录B中表B.1中第22个“保护听力”标识符号。7.1.14离网并机要求离网型光储一体机与并离网切换型光储一体机宜具备离网并机功能，并机负载不均衡度应不超过5%。注：并机负载不均衡度为两台或两台以上同型号同容量具有离网并机光储一体机的输出端并联，并联后的输出功率为总额定功率的95%，同时测量每台光储一体机的输出电流，按IM——并联系统中单台输出最大和最小电流，单位为安培（AI0——输出总电流，单位为安培（A7.1.15防孤岛并离网切换型与并网型光储一体机应具备快速监测孤岛且立即断开与电网连接的能力，防孤岛保护动作时间应不大于2s，同时发出警示信号，孤岛保护应与电网侧线路保护相配合。当启用并离网切换时，应闭锁防孤岛保护。7.2储能系统性能7.2.1基本要求光储一体机的储能系统应满足以下基本要求：a)锂离子电池应满足GB/T36276的要求，铅炭电池应满足GB/T36280要求；b)电池管理系统应满足GB/T34131的要求。7.2.2数据采集与信息交互要求储能系统的数据采集与信息交互应满足以下要求：a)电池管理系统应具有数据采集、电池荷电状态（SOC）估算、电池健康状态（SOH）估算、参数设置、数据存储、计算和统计、报警和保护、控制等功能；b)电池管理系统应具有与能量管理系统进行信息交互的功能，宜具有与消防系统、供暖通风与空调系统等设备进行信息交互的功能；c)电池管理系统应采集电池单体电压、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。T/CPIA0132—202597.2.3电池均衡电池管理系统应具有均衡功能，均衡方式可采用主动均衡方式和被动均衡方式中的一种或两种。7.2.4电池唤醒当储能电池电量亏空或自身进入休眠状态时，光储一体机应具备电池唤醒功能。7.3控制系统要求7.3.1能量管理系统7.3.1.1基本要求能量管理系统应满足以下基本要求：a)能量管理系统应采用分层、分级系统结构，满足系统可靠性、实时性和可扩展性要求；b)能量管理系统应具备数据采集、控制、保护及通信等功能；c)能量管理系统应具备本地和远程模式，本地模式下不接受远程调控。7.3.1.2数据采集要求能量管理系统应满足以下数据采集要求：a)能量管理系统应实时采集功率变换系统、储能系统、消防系统等设备状态及运行信息，采集周期应不大于1s，其中辅助系统设备采集周期可降低要求，采集周期应不大于1min；b)能量管理系统采集功率变换系统的信息应至少包含以下内容：1)模拟量：交流侧电压、电流、频率、功率（有功/无功/视在）、功率因数；直流侧电压、电流、功率；2)数字量：运行状态、并离网状态、通信状态、系统故障报警和维护信号。c)能量管理系统采集储能系统的信息应至少包含以下内容：1)模拟量：电池簇对应的电压、电流、SOC、温度、绝缘电阻；单体电池的电压、温度、SOC；2)数字量：电池簇的充放状态，储能系统的告警和故障信息。d)能量管理系统采集辅助系统的信息应至少包含以下内容：1)模拟量：电表（包括储能计量表和防逆流表）的正反向有功功率、实时功率；温控装置（空调、液冷机等）的实时温度；2)数字量：温控装置、消防主机、水浸传感器等的报警和故障信息。7.3.1.3控制要求能量管理系统应支持自动控制和手动控制两种控制方式相互切换，并应至少具备以下控制功能：a)工作模式控制、能量管理模式控制、PV功率控制、功率变换系统启停、储能系统启停、并离网模式切换、有功和无功功率调节；b)温控系统启停和参数修改；c)系统内设备的故障复归；d)系统内设备的安全联动保护控制。7.3.1.4运行模式并离网切换型和并网型光储一体机应具备光伏发电-并网、储能放电-并网、储能充电-并网、光伏发电-储能放电-并网、光伏发电-储能充电-并网五类并网运行模式。并离网切换型和离网型光储一体机应具备光伏发电-储能充电、储能放电-负载、光伏发电-储能放电-负载三类离网运行模式，宜具备光伏发电-负载和光伏发电-储能充电-负载两类离网运行模式。7.3.1.5能量管理并离网切换型光储一体机应具备用户可配置的能量管理模式，允许通过人机接口或通信协议设置以下内容：a)用户可自定义能量管理模式，宜包括但不限于防逆流优先、离网支撑、分时电价优化；T/CPIA0132—2025b)光储一体机宜支持用户配置模式切换的触发阈值，包括但不限于电网电压范围、电池荷电状态，且触发条件优先级可分级设定。注：并网型光储一体机宜具备与并离网切换型光储一体机相同的能量管理要求。7.3.1.6监控要求能量管理系统应支持接入远程监控平台实现远程监控，云边需进行双向认证，数据与控制指令的传输应做加密处理。7.3.1.7通信要求能量管理系统应具备与电网调度机构通信（直接通信或间接通信）和信息交互的功能。7.3.1.8数据统计、存储与查询能量管理系统应满足以下数据统计、存储与查询要求：a)能量管理系统应具备模拟量、数字量处理功能，支持充放电量、累计运行时长、统计最值等数据统计，可灵活设定统计周期。b)能量管理系统应配置实时数据库和历史数据库，存储的数据应包含报警信息、运行数据、计算数据等，且具备不少于12个月的本地数据存储容量。c)能量管理系统应支持历史数据不同统计周期和不同采集频率的查询和导出功能。d)能量管理系统应具备不同安全等级的操作权限配置功能，涉及启停和策略调整等重要操作需二次密码保护，操作应有日志记录。7.3.2通信系统7.3.2.1内部通信通信系统应能实现功率变换系统、储能系统、能量管理系统、监控系统等设备之间的信息交互，可传递当前充放电功率、日发电量、累计发电量、设备状态、电流、电压、机内温度、频率、故障信息等信号。7.3.2.2外部通信光储一体机外部通信应满足以下要求：a)光储一体机对外信息交互采用的通信接口应专口专用，远程调控接口与维护接口不应混用；b)光储一体机应具备与上位机交互的能力，包括向上位机开放远程地址分配、远程启停、远程设定参数、远程校准发电量等功能；c)光储一体机应具备与电网交互的能力，进行有功功率和无功功率及功率因数的调节，实现AGC和AVC功能；d)光储一体机对外信息交互可采用双向身份认证、数据加密、访问控制等方式保障信息安全。7.3.3监控系统光储一体机的监控系统应满足以下要求：a)监控系统应能够实时监测直流侧光伏端口和储能电池的电压、电流、功率与电池状态信息，交流侧电网和负载端口电压、电流、频率和功率信息。b)监控系统应能够实时监测功率变换系统、储能系统、能量管理系统、消防系统等设备的通信状态。7.3.4数据显示、存储与统计通信系统应满足以下数据显示、存储与统计要求：a)光储一体机应具备数据显示功能，能够展示光储一体机的运行状态、运行参数、保护参数、事件记录等信息；b)光储一体机应能实时存储光储一体机运行状态、运行参数等信息，本地存储不少于180天的数据信息；c)光储一体机应具备光伏发电量和储能充放电量统计功能，实现电能信息的查询和检索；T/CPIA0132—2025d)光储一体机应具备故障信息统计功能，实现故障信息的查询和检索。7.4电磁兼容性能7.4.1电磁骚扰度7.4.1.1交直流端口传导骚扰电压限值光储一体机交流端口传导骚扰电压限值见表2，直流端口传导骚扰电压限值见表3。表2交流端口传导骚扰电压限值表3直流端口传导骚扰电压限值7.4.1.2有线网络端口和信号/控制端口的共模传导骚扰限值光储一体机有线网络端口和线缆长度超过30m控制端口的共模传导骚扰限值见表4。表4有线网络端口和信号/控制端口的共模传导骚扰限值7.4.1.3辐射骚扰限值光储一体机辐射骚扰限值见表5。T/CPIA0132—2025表5辐射骚扰限值7.4.2抗扰度7.4.2.1静电放电抗扰度试验等级静电放电抗扰度试验等级满足GB/T17626.2中所规定的严酷度等级，满足如下要求：——试验等级最低要求：3级；——性能判据应符合GB/T17799.2-2023性能判据B的要求。7.4.2.2射频电磁场辐射抗扰度试验等级射频电磁场辐射抗扰度试验等级满足GB/T17626.3中所规定的严酷度等级，满足如下要求：——试验等级最低要求：80MHz～1000MHz3级，1.4GHz～6GHz2级；——性能判据应符合GB/T17799.2-2023性能判据A的要求。7.4.2.3电快速瞬变脉冲群抗扰度试验等级电快速瞬变脉冲群抗扰度试验等级满足GB/T17626.4中规定的严酷度等级，满足如下要求：——试验等级最低要求：3级；——性能判据应符合GB/T17799.2-2023性能判据B的要求。7.4.2.4浪涌(冲击)抗扰度试验等级浪涌(冲击)抗扰度试验等级满足GB/T17626.5中所规定的严酷度等级，满足如下要求：——试验等级最低要求：3级；——性能判据应符合GB/T17799.2-2023性能判据B的要求。7.4.2.5射频场感应的传导骚扰抗扰度试验等级射频场感应的传导骚扰抗扰度试验等级满足GB/T17626.6中所规定的严酷度等级，满足如下要求：——试验等级最低要求：3级；——性能判据应符合GB/T17799.2-2023性能判据A的要求。7.4.2.6工频磁场抗扰度试验等级工频磁场抗扰度试验等级满足GB/T17626.8中规定的严酷度等级，满足如下要求：——试验等级最低要求：4级；——性能判据应符合GB/T17799.2-2023性能判据B的要求。7.5环境适应性7.5.1低温适应性T/CPIA0132—2025在-30℃环境温度条件下贮存16h后恢复至-20℃保持2h，光储一体机应能正常启动运行。7.5.2高温适应性在50℃环境温度条件下贮存16h后恢复至40℃保持2h，光储一体机应能正常启动运行。7.5.3湿热适应性在恒定湿热和交变湿热环境条件下保持48h后恢复至正常运行环境条件保持2h，光储一体机的绝缘性能不应恶化，绝缘电阻应不低于0.5MΩ,光储一体机应能正常启动运行。7.5.4盐雾适应性应用在海洋性气候的光储一体机，在GB/T2423.18规定的盐雾试验环境条件下保持7天，外壳表面不应出现脱落、锈蚀。8安全要求8.1电气安全8.1.1电气间隙和爬电距离8.1.1.1污染等级光储一体机外部环境的污染等级可分为：——污染等级1：无污染或仅有干燥的非导电性污染；——污染等级2：一般情况下仅有非导电性污染，但应考虑到偶然由于凝露造成的短暂导电性污染；——污染等级3：有导电性污染，或由于凝露使干燥的非导电性污染变为导电性污染；——污染等级4：持久的导电性污染，如由于导电尘埃或雨雪造成的污染。8.1.1.2电气间隙光储一体机各电路的绝缘的电气间隙应满足以下要求：a)光储一体机应能满足在污染等级3级的条件下正常使用，采用IP54及以上防护等级外壳的光储一体机，外壳内部环境可按照污染等级2要求；b)光储一体机各电路之间以及带电部件、接地部件之间的功能绝缘、基本绝缘或附加绝缘的最小电气间隙应满足表C.2的要求或满足8.1.3.3规定的冲击耐受电压要求。海拔2000m和以上使用的光储一体机，电气间隙应根据附录表C.3的修正因子进行修正；c)加强绝缘的电气间隙应根据基本绝缘更高一级的冲击耐受电压、1.6倍的暂时过电压、1.6倍的工作电压三者中最严酷的工况确定。8.1.1.3爬电距离光储一体机爬电距离应同时满足以下要求：a)功能绝缘、基本绝缘和附加绝缘的爬电距离应符合表C.4的要求，加强绝缘的爬电距离应为依据表C.4查出的基本绝缘对应爬电距离的两倍；b)当根据表C.4确定的爬电距离小于根据表C.2确定的电气间隙时，此时爬电距离应按照表C.2确定的电气间隙执行；c)印制电路板上功能绝缘的电气间隙和爬电距离不满足表C.2和表C.4的要求时，应符合以下要求：——印制电路板的阻燃等级为V-0及以上；——印制电路板的材料CTI值最少为100；——印制电路板功能绝缘短路时不会起火且不会对其他绝缘造成破坏。8.1.2绝缘要求8.1.2.1绝缘电阻T/CPIA0132—2025光储一体机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，应能承受绝缘电阻试验设备施加按照表6规定的直流电压持续1min，测得的绝缘电阻值应不小于1MΩ。表6绝缘电阻试验电压等级Ui＞10008.1.2.2工频耐受电压光储一体机不同电路之间、电路与可接触外壳之间，应能承受工频耐受电压试验设备施加按照表7规定的工频耐受电压持续1min，电路绝缘不应发生击穿。表7工频耐受电压试验电压注：系统电压为交流有效值，见表C.1。T/CPIA0132—20258.1.2.3冲击耐受电压光储一体机各电路的绝缘的电气间隙小于表C.2确定的电气间隙时，应能承受冲击耐受电压试验设备施加按照表8规定的1.2/50μs冲击耐受电压值，电路绝缘不应发生击穿。表8光储一体机冲击耐受电压试验电压8.1.2.4局部放电如果跨在固体绝缘件上的工作电压重复峰值大于700V且绝缘件上的电压应力大于1kV/mm，应进行局部放电试验。8.1.3等电位连接和保护接地8.1.3.1接地部位光储一体机所有可接触导电部件应通过内部等电位保护连接和外部保护接地极连接，外部保护接地极可位于光储一体机内部或外部，在安装时通过外部保护接地导体接入安装场所的接地网络。8.1.3.2内部等电位保护连接内部等电位保护连接应采用以下连接方式之一：a)通过专用接地金属部件连接；b)通过使用时不会被拆卸的其它导电部件连接；c)通过专门的保护连接导体连接；d)通过光储一体机其他金属部件连接。8.1.3.3保护连接的规格在故障期间，保护连接应保持有效并应能承受故障引起的最大故障电流，保护连接应满足以下要求：T/CPIA0132—2025a)过流保护装置小于或等于16A的光储一体机，保护连接的阻抗值应不大于0.1Ω;b)过流保护装置大于16A的光储一体机，保护连接部分电压降应不大于2.5V。8.1.3.4外部保护接地导体光储一体机外部保护接地导体应始终保持连接，导体的横截面积应满足表9的要求。当外部保护接地导体不是电源电缆或电缆外层的一部分，在有机械保护情况下横截面积应不小于2.5mm2，在无机械保护情况下横截面积应不小于4mm2。表9外部保护接地电缆的横截面积S注：本表数值仅针对外部保护接地导体与相导体使用相同金属材料有8.1.3.5接地标志外部保护接地导体应为专用连接，不得用于其他用途，外部保护接地极应使用附录B的第7个符号进行标志。8.1.3.6接触电流人体触碰光储一体机外壳的接触电流超过交流3.5mA或直流10mA时，应采用以下一个或多个保护措施并标志附录B的第15个符号：——外部保护接地导体采用固定连接，且导体横截面积不小于10mm2铜线或16mm2铝线；——当外部保护接地导体断开时，光储一体机能同时自动断开发生接地故障的电源；——提供一个附加的横截面积相同的外部保护接地导体，并在安装说明书中说明。8.1.4储能电池绝缘阻抗监测8.1.4.1光储一体机应具备启机前储能电池绝缘电阻检测功能，可根据需要启用或停用该功能。8.1.4.2当光储一体机监测的储能电池绝缘电阻值小于设定的保护值时，应报警并停止运行。8.1.5光伏方阵绝缘阻抗8.1.5.1与不接地光伏方阵连接的光储一体机与不接地的光伏方阵连接的光储一体机应在系统启动前测量光伏接口与地之间的直流绝缘电阻。如果阻抗小于umax,pv/30mA：a)对于隔离型光储一体机，应指示故障，但故障期间仍可进行其他动作和操作。在绝缘电阻满足上述要求时允许其停止报警；b)对于非隔离光储一体机或虽有隔离但其漏电流不符合要求，应指示故障，并限制其接入电网。此时允许其继续检测光伏接口的绝缘电阻，当绝缘电阻满足上述要求时，允许停止报警和接入电网。注：umax,pv为光储一体机光伏系统接口最大输入电压。T/CPIA0132—20258.1.5.2与需要功能性接地光伏方阵连接的光储一体机若需要通过一个集成的电阻实现光伏方阵功能性接地的光储一体机，应满足本条款a）和c或者b）和c）：a)包含预置的用于功能性接地的电阻在内，总接地电阻应不小于R=umax,pv/30mA。预期的绝缘值可在所接光伏方阵面积可知的情况下，按每平方米方阵的绝缘阻抗40MΩ计算。也可据光储一体机的光伏接口额定功率和可以连接的最差的光伏方阵的效率来计算；b)如果电阻小于a）中规定，应提供一个在运行过程中监测通过电阻和任何一个与之平行的网络线路（如测试线路）的电流的方法，如果突变电流的响应时间超过表10的限制，应断开电阻或者用其他方式实现限流；对于非隔离的光储一体机，或隔离但不能满足最低漏电流要求的光储一体机，应从电网断开；c)在正常工作之前，光储一体机应能够实现接地电阻的测试。8.1.6光伏方阵残余电流8.1.6.1基本要求光储一体机的光伏方阵残余电流应满足以下要求：a)当光储一体机与决定性电压等级B和决定性电压等级C的不接地光伏方阵连接时，非隔离光储一体机直接接入电网或非隔离光储一体机通过变压器接入电网但其不符合30mA接触漏电流和着火漏电流的要求应通过残余电流检测装置(RCD)或残余电流突变监测功能提供防电击保护；b)隔离型的光储一体机或非隔离光储一体机通过变压器接入电网且符合30mA接触漏电流和着火漏电流的要求可不做此要求；c)非隔离光储一体机直接接入电网或非隔离光储一体机通过变压器接入电网但其不符合30mA接触漏电流和着火漏电流的要求时,应提供残余电流检测装置(RCD)或连续漏电流监测功能。满足着火漏电流的隔离型逆变器可不做此要求；d)着火漏电流限值如下：——300mA有效值,适用于额定功率≤30kVA的光储一体机；——10mA/kVA有效值,适用于额定功率＞30kVA的光储一体机。8.1.6.2残余电流检测残余电流检测应满足以下要求：a)连续残余电流超过如下限值的光储一体机应在0.3s内断开并发出故障发生信号：——300mA,适用于额定容量≤30kVA的光储一体机；——10mA/kVA,适用于额定容量＞30kVA的光储一体机。b)突变残余电流超过限值的光储一体机的断开时间应满足表10的要求。表10对突变电流的响应时间8.1.7电容残余能量危险防护光储一体机电容残余能量危险防护应提供以下任一措施：T/CPIA0132—2025a)光储一体机断电后，在维修人员接触区域，光储一体机内部电容器电压降低到直流60V以下或能量低于20J所需的放电时间不大于5s；b)光储一体机外壳或电容器保护挡板等明显位置标注附录B的第21个符号及放电时间。8.2消防安全8.2.1火灾探测和报警系统火灾探测和报警系统应满足以下要求：a)火灾探测器设计应符合GB50116的相关规定；a)应配置烟/温感探测器、可燃气体探测器，当检测到烟雾、温度或可燃气体浓度达到阈值后，系统应发出声光报警并停止工作；b)火灾报警系统应能够接入远程监控平台，允许消防人员和相关维护人员远程监控并即时响应火灾情况；c)火灾报警系统应能够与故障排风装置、空调系统、配电系统等进行联动控制。8.2.2灭火系统灭火系统应满足以下要求：a)光储一体机应设置自动灭火系统，自动灭火系统具备自动启动、应急启动功能，当检测到火灾后，能够自动启动灭火系统，且不会对设备造成次生伤害；b)灭火介质应具有良好的绝缘性和降温性能，自动灭火系统应够扑灭模块级电池明火且24小时不复燃，灭火介质喷放到电池模块内不应引起次生灾害，灭火后不应有残留。8.2.3防火隔离光储一体机电池舱与电气舱应有物理隔断，电缆进出口应采用防火封堵材料进行封堵,电缆防火封堵应符合DL/T5707的相关规定。8.2.4消防连接消防连接应满足以下要求：a)光储一体机柜内应配置水喷淋装置，水喷淋入口处宜设计成DN65标准消防快接口；b)消防连接管应采用高压软管或采用耐压强度、抗冲击振动能力相当的金属管材。消防连接管应选用耐使用介质腐蚀的材料制造。8.3物理安全8.3.1温升光储一体机及其部件在正常工作时的温度应不超过表11和表12的温度限值。表11材料和零部件的温度限值———T/CPIA0132—2025表11材料和零部件的温度限值（续）——————表12接触表面总温度限值8.3.2热管理热管理系统应满足以下要求：T/CPIA0132—2025a)热管理系统的制冷与制热功率、风量或流量应与使用环境、电池模块结构、电芯发热功率、使用工况相匹配；b)热管理系统应支持能量管理系统控制；c)电池散热方式为风冷的光储一体机，典型工况运行下，电池最大温差不宜超过8℃；电池散热方式为液冷的光储一体机，典型工况运行下，电池最大温差不宜超过5℃。d)电池模块内宜采用有效的电池单体间热扩散隔绝措施。e)电池组的温度采集宜覆盖到每个电池，且监测其表面温度，宜对电池最可能发热的位置进行表面温度的监测。必要情况下，宜对电池组温度最高的组成电池和温度最低的组成电池的温度之差实施管理，以降低电池失效或事故的可能。f)电池管理系统宜具有通过控制冷却或加热系统调节电池温度的能力，调节电池温度在20℃~50℃范围内。8.3.3柜体要求柜体应满足以下要求：a)柜体应具备防爆泄压功能；b)外壳结构、隔热保温材料、内外部装饰材料应为阻燃材料。柜体四周与顶部应有隔热设计，耐火极限应不小于0.5h；c)柜体及内部设备的承重固定设计应满足安装地的抗震设防的要求；d)柜体孔洞、门、线缆端口等与柜外相通部位，应设置防止小动物进入的设施；e)柜体中配备应急电源，能够给电池管理系统、消防、能量管理系统等重要设备提供至少30min的持续正常工作电源。8.4保护功能8.4.1整体要求光储一体机的故障报警与保护功能应满足以下要求：a)光储一体机应具备故障诊断功能，应能在出现异常情况时进行报警和保护，报警宜采用声、光等提示方式；b)光储一体机应具有故障信息记录功能，能自动记录关键故障信息和保护动作信息，并进行信息自动存储。8.4.2过温保护光储一体机应具备温度检测和过温保护功能，如下：a)当实际检测环境温度超出允许值40℃时，系统不停机，并报高温告警；b)当实际检测环境温度超出允许值50℃时，系统停机，并报过温故障。8.4.3输入反接保护当光储一体机的直流输入端口极性接反时，系统应能识别并发出警告。8.4.4电池极性反接保护当光储一体机的电池极性接反时，系统应能识别并发出警告。8.4.5输出短路保护光储一体机输出短路时，应在0.5s内自动切断输出并发出警告。恢复至正常工作状态后，系统应能正常启动。8.4.6输入过压保护当光储一体机光伏系统接口输入过压时，系统应自动停机，并发出警告。光伏系统接口输入电压恢复至允许工作范围后，系统应能正常启动。8.4.7输出过流保护T/CPIA0132—2025当光储一体机交流侧输出过流时，系统应自动停机，并发出警告。交流侧输出电流恢复至允许工作范围后，系统应能正常启动。8.4.8充电过流保护当光储一体机充电过流时，系统应自动停机，并发出警告。充电电流恢复至允许工作范围后，系统应能正常启动。8.4.9冷却系统故障保护光储一体机应具备冷却系统自检和故障保护功能，当冷却系统出现故障后，光储一体机应不停机并降额工作，同时报冷却系统警告故障。9试验方法9.1测试环境9.1.1环境条件测试应在以下环境条件下进行：a)环境温度：15℃~40℃;b)相对湿度：小于90%；c)海拔高度：2000m以下；海拔大于2000m时，应考虑电气介电强度的下降。9.1.2电气条件9.1.2.1电能质量测试应在以下电能质量条件下进行；a)电压总谐波畸变率及各次谐波在10min内测得的方均根值应满足GB/T14549的规定；b)电网频率在10s内测得的平均值的偏差应满足GB/T15945的规定；c)电网电压在10min内测得的方均根值的偏差应满足GB/T12325的规定；d)电压三相不平衡度应满足GB/T15543的规定；e)测试电流谐波时，电网电压总谐波畸变率应不大于1.5%。9.1.2.2电气安全测试场地电气安全应满足GB4793.1的要求。9.1.2.3测试精度条件环境适应性测试使用的温湿度试验箱应满足以下要求:b)温度均匀度：不大于2℃;d)相对湿度偏差：1)相对湿度大于75%时：±3%；2)相对湿度不大于75%时：±5%。9.2测试设备9.2.1光伏模拟器光伏模拟器应能模拟光伏方阵的电流-电压特性(I-V特性)和时间响应特性，输出功率允许偏差应不大于额定值的2%。9.2.2电网模拟器电网模拟器应具备模拟公用电网电压和频率扰动的能力，并应满足以下要求：T/CPIA0132—2025a)与光储一体机连接侧的电压总谐波畸变率应小于GB/T14549规定的电压总谐波畸变率允许值b)具备功率双向流动的能力，对电网的安全性不应造成影响；c)向电网注入的电流总谐波畸变率应小于GB/T14549规定的电流总谐波畸变率允许值的50%；d)正常运行时，电网模拟器输出电压基波偏差值应小于0.2%；e)正常运行时，电网模拟器输出频率偏差值应小于0.01Hz，可调节步长至少为0.05Hz；f)响应时间小于0.02s。9.2.3防孤岛测试装置防孤岛测试装置应满足以下要求：a)负载应为无感电阻、低耗电感、具有低串联有效内阻和低串联有效电感的电容器；b)当使用铁芯电抗器时，在标称电压条件下工作时，电感电流总谐波畸变率应不超过2%。注：测试装置也可使用类似的负载源，例如电子负载，但应能保证9.2.4电气性能测试装置电气性能测量所需要的电压互感器/传感器、电流互感器/传感器和数据采集装置的精度等级应满足表13的规定。电压互感器应满足GB/T20840.3的要求，电流互感器应满足GB/T20840.2的要求，传感器响应时间应不大于100ps。数据采集装置的采样频率应不小于10kHz，带宽应不小于10kHz，频率测量精度应达到0.01Hz。表13测试设备仪器规格要求9.2.5辅助装置辅助装置应满足以下要求：a)可调电阻调节精度应小于或等于1kΩ;b)短路开关三相短路时间差应不大于10ms；c)交流阻抗电抗值与电阻值之比应大于3；d)电网故障模拟负载容量应大于被测光储一体机容量的3倍；e)接地电阻测试仪测量精度：±0.01Ω;f)绝缘强度测试仪应满足GB/T17627的相关要求；g)电流测量装置应满足GB/T50063的相关要求；h)传导骚扰测试中交直流端口测试设备应满足GB4824的相关要求，通信端口测试设备应满足GB/T9254的相关要求；i)辐射骚扰测试设备应满足GB4824的相关要求；j)静电放电抗扰度测试设备应满足GB/T17626.2的相关要求；k)射频电磁场辐射抗扰度测试设备应满足GB/T17626.3的相关要求；l)电快速瞬变脉冲群抗扰度测试设备应满足GB/T17626.4的相关要求；T/CPIA0132—2025m)浪涌(冲击)抗扰度测试设备应满足GB/T17626.5的相关要求；n)射频场感应的传导骚扰抗扰度测试设备应满足GB/T17626.6的相关要求；o)工频磁场抗扰度测试设备应满足GB/T17626.8的相关要求。9.3测试电路光储一体机电气性能测试电路可按图1的规定执行。图1电气性能测试电路示意图9.4电气性能测试9.4.1有功功率控制测试有功功率控制测试应满足GB/T41240的相关要求。9.4.2无功功率控制测试无功功率控制测试应满足GB/T41240的相关要求。9.4.3功率因数测试功率因数测试方法应满足GB/T41240的相关要求。9.4.4过载能力测试过载能力检测按以下步骤进行：a)按图1连接检测电路，闭合开关S2；b)设置光储一体机运行模式为储能放电-并网模式；c)调节电网模拟装置输出电压为光储一体机交流端口额定电压；d)设置光储一体机输出电流逐渐增大到110%额定电流，保持110%额定电流运行10min；e)设置光储一体机输出电流逐渐降低到额定电流，保持额定电流运行2min；f)设置光储一体机输出电流逐渐增大到120%额定电流，保持120%额定电流运行1min；g)利用数据采集装置，以200ms为周期同步记录光储一体机交流端口电压和电流有效值，绘制电流-时间曲线；h)检查光储一体机过载运行情况、报警和保护情况；i)设置光储一体机运行模式为光伏发电-并网模式；j)重复步骤c)到h)；k)核对光储一体机是否具备过载能力。9.4.5充放电转换时间测试T/CPIA0132—2025充放电转换时间测试方法应满足GB/T41240的相关要求。9.4.6并离网切换时间测试并离网切换时间测试方法应满足GB/T41240的相关要求。9.4.7电能质量测试9.4.7.1并网运行测试光储一体机并网运行电能质量测试方法按NB/T32008的相关规定执行。9.4.7.2离网运行测试9.4.7.2.1离网运行电能质量测试电路光储一体机离网运行电能质量测试电路可按图2的规定执行。图2离网运行电能质量测试电路示意图9.4.7.2.2电压偏差测试电压偏差测试方法应满足以下要求：a)连接相关测试装置与被测光储一体机，按图2连接，闭合开关S1；b)在储能电池最大电压值、空载条件下，利用测量装置测量并记录光储一体机交流输出电压值；c)在储能电池最小电压值、额定输出功率条件下，设定负载分别为纯阻性、阻感性(PF=0.7)和阻容性（PF=0.7)，利用测量装置测量并记录光储一体机交流输出电压值；d)按照公式(5)计算光储一体机离网运行输出电压偏差：100%···············································（5）式中：ΔU——电压偏差；U——实际电压，单位为伏特（V）；UN——系统标称电压，单位为伏特（V）。e)取最大值为电压偏差值。9.4.7.2.3频率偏差测试频率偏差测试方法应满足以下要求：a)连接相关测试装置与被测光储一体机，按图2连接，闭合开关S1；b)额定输出功率条件下，设定负载分别为纯阻性、阻感性(PF=0.7)和阻容性(PF=0.7)，利用测量装置测量并记录光储一体机交流输出频率值；c)按照公式(6)计算光储一体机离网运行输出频率偏差：100%················································（6）T/CPIA0132—2025式中：Δf——频率偏差；f——实际频率，单位为赫兹（Hz）；fN——系统标称频率，单位为赫兹（Hz）。d)取最大值为频率偏差值。9.4.7.2.4电压总谐波畸变率测试电压总谐波畸变率测试方法应满足以下要求：a)连接相关的测试装置与被测光储一体机，按图2连接，闭合开关S1；b)调节负载使被测光储一体机分别工作在额定功率、50%额定功率和空载运行条件下，利用数据采集装置测量光储一体机交流侧电压总谐波畸变率，每个运行区间内连续测量10min；c)取最大值为电压总谐波畸变率。9.4.7.2.5电压不平衡度测试电压不平衡度测试按以下步骤进行：a)按照图2连接检测电路，闭合开关S1；b)设置光储一体机运行模式为离网模式；c)调节交流阻性负载功率分别为0%额定功率和100%额定功率，每个功率设置值持续运行10min；d)利用数据采集装置，以3s为周期连续记录10min的负序电压不平衡度；e)计算每个功率设置值负序电压不平衡度测量值的95%概率大值和最大值；f)取每个功率设置值负序电压不平衡度测量值的95%概率大值和最大值作为检测结果。9.4.7.2.6动态电压瞬变测试动态电压瞬变测试按以下步骤进行：a)按照图2连接检测电路，闭合开关S1；b)设置光储一体机运行模式为离网模式；c)调节交流阻性负载功率从20%额定功率增加到100%额定功率，持续运行2min，调节交流阻性负载功率从100%额定功率减少到20%额定功率持续运行2min；d)利用数据采集装置，以20ms为周期记录光储一体机交流端口电压有效值，按公式(7)计算负荷突增和突减时100ms内的动态电压瞬变值以及100ms后的稳态电压偏差；式中：Udiv——动态电压瞬变系数；ΔU——交流端口电压与额定电压的最大偏差，单位为伏特（V）；UN——交流端口额定电压，单位为伏特（V）。e)计算负荷突增和突减过程中动态电压瞬变值和稳态电压偏差的最大值；f)取动态电压瞬变值和稳态电压偏差的最大值作为检测结果。9.4.8故障穿越测试9.4.8.1低电压穿越测试低电压穿越测试方法按照GB/T34133中B1类或B2类储能变流器的相关规定执行。9.4.8.2高电压穿越测试高电压穿越测试方法按照GB/T34133中B1类或B2类储能变流器的相关规定执行。9.4.9电网适应性测试9.4.9.1频率适应性测试光储一体机频率适应性测试方法应满足GB/T41240的相关要求。T/CPIA0132—20259.4.9.2电压适应性测试光储一体机电压适应性测试方法应满足GB/T41240的相关要求。9.4.9.3电能质量适应性测试光储一体机电能质量适应性测试方法应满足GB/T41240的相关要求。9.4.10运行效率测试9.4.10.1光网转换效率测试光储一体机光网转换效率测试应满足NB/T32032中静态转换效率测试的相关要求。9.4.10.2储网转换效率测试光储一体机储网转换效率测试应按以下步骤进行：a)连接相关测试装置与被测光储一体机，可按图1连接，闭合开关S2；b)设置光储一体机运行模式为储能放电-并网模式；c)调节储能电池电压为电池最大电压；d)调节电网模拟器输出电压为光储一体机交流端口额定电压；e)设置光储一体机交流端口输出有功功率为100%额定功率，并持续运行10分钟；f)利用数据采集装置，以200ms为周期同步记录光储一体机储能电池放电有功功率、交流端口有功功率有效值；g)计算10分钟内储能电池放电电能与交流端口输出电能，按公式（2）计算储网转换效率；h)调节储能电池电压分别为电池电压范围的中间值和最小值，重复步骤dgi)取3次储网转换效率中的最大值作为检测结果。9.4.10.3充放电转换效率测试光储一体机充放电转换效率测试应按以下步骤进行：a)设定测试环境温度为25℃;b)连接相关测试装置与被测光储一体机，可按图1连接，闭合开关S2；c)调节储能电量为储能电池规定的最低SOC；d)设置光储一体机运行模式为光伏发电-储能充电模式，并设置充电功率为额定充电功率；e)将储能电池充电至储能电池规定的最高SOC，并利用数据采集装置，以200ms为周期同步记录光储一体机光伏系统端口输入功率有效值；f)设置光储一体机运行模式为储能放电-并网模式，并设置放电功率为额定放电功率；g)将储能电池放电至储能电池规定的最低SOC，并利用数据采集装置，以200ms为周期同步记录光储一体机交流端口输出功率有效值；h)计算光储一体机从储能电池规定的最低SOC充电至规定的最高SOC，和从规定的最高SOC放电至规定的最低SOC过程中光伏系统端口输入电能和交流端口输出电能，按公式（3）计算充放电转换效率。9.4.10.4MPPT效率测试光储一体机MPPT效率测试应满足NB/T32032的相关要求。9.4.11损耗测试损耗测试方法按照GB/T34133的相关规定进行。9.4.12噪声测试噪声测试方法按GB/T37409的相关规定进行。9.4.13并机不均衡度测试并机不均衡度测试方法应满足以下要求：T/CPIA0132—2025a)将两台或两台以上同型号同容量具有并机功能的光储一体机，按生产厂商的技术要求将光储一体机的输出端并联；a)设定并联系统的输出功率为总额定功率的95%；b)同时测量每台光储一体机的输出电流；c)按照公式（4）计算输出电流不均衡度。9.4.14防孤岛保护测试防孤岛保护测试方法应按照NB/T32010的相关规定执行。9.5安全性能测试9.5.1电气间隙和爬电距离测试电气间隙和爬电距离测试方法按照GB/T34133的相关规定执行。9.5.2绝缘电阻测试绝缘电阻测试方法按照GB/T34133的相关规定执行。9.5.3工频耐受电压测试工频耐受电压测试方法按照GB/T34133的相关规定执行。9.5.4冲击耐受电压测试冲击耐受电压测试方法按照GB/T34133的相关规定执行。9.5.5局部放电测试局部放电测试方法按照GB/T37409的相关规定执行。9.5.6可触及性测试可触及性测试方法按照GB/T37409的相关规定执行。9.5.7保护连接测试保护连接测试方法按照GB/T34133的相关规定执行。9.5.8接触电流测试接触电流测试方法按照GB/T34133的相关规定执行。9.5.9光伏方阵绝缘阻抗测试9.5.9.1光伏方阵绝缘阻抗测试电路光伏方阵绝缘阻抗测试电路可按图3的规定执行。图3绝缘阻抗测试能力测试电路示意图T/CPIA0132—20259.5.9.2光伏方阵绝缘阻抗测试光伏方阵绝缘阻抗测试方法应满足以下要求：a)将可调电阻的阻抗调节为光伏方阵直流输入最大电压umax,pv的90%与30mA的比值；b)闭合接地开关，使被测光储一体机光伏方阵直流输入的“+”极或“-”极通过可调电阻接地；c)调节光伏模拟器输出的直流电压为被测光储一体机的额定直流输入电压值；d)测试被测光储一体机是否并网，测试被测光储一体机是否指示故障状态。9.5.10光伏方阵残余电流测试9.5.10.1光伏方阵残余电流测试电路光伏方阵残余电流测试电路可按图4的规定执行。图4残余电流测试能力测试电路示意图9.5.10.2光伏方阵连续残余电流光伏方阵连续残余电流测试方法应满足以下要求:a)关闭被测光储一体机光伏方阵绝缘阻抗测试能力的功能；b)光伏方阵最高直流输入电压工况下，调节光伏模拟器使被测光储一体机工作在额定功率；c)将可调电阻的阻抗调节为光伏方阵直流输入最大电压umax,pv与10mA的比值；d)闭合接地开关，使被测光储一体机光伏方阵直流输入的“+”极或“-”极通过可调电阻接地；e)逐步降低可调电阻的电阻值直至被测光储一体机与电网断开连接；f)记录被测光储一体机残余电流保护装置动作时的电流值。9.5.10.3突变残余电流突变残余电流测试方法应满足以下要求:a)关闭被测光储一体机方阵绝缘阻抗测试能力和连续残余电流测试能力的功能；b)光伏方阵最高直流输入电压工况下使被测光储一体机工作在额定功率；c)分别将可调电阻的阻抗调节为光伏方阵直流输入最大电压umax,pv与30mA、60mA、150mA的比值；d)闭合接地开关，使被测光储一体机光伏方阵直流输入的“+”极或“-”极通过可调电阻接地；e)记录从接地开关闭合到被测光储一体机与电网断开的时间。9.5.11存储电荷放电测试存储电荷放电测试方法按照GB/T37409的相关规定执行。9.5.12温升测试T/CPIA0132—2025温升测试方法按GB/T37409的相关规定进行。9.5.13过温保护测试过温报警与保护检测按以下步骤进行：a)按图1连接检测电路，闭合开关S1；b)设置光储一体机运行模式为光伏发电-储能充电模式或储能放电-并网模式；c)停止或限制部分冷却系统工作制造过温工况，达到过温限值；或通过将温度检测元件加热至保护动作点；或通过降低过温保护限值的方法模拟过温工况；d)记录光储一体机运行状态和报警信息；e)核对光储一体机是否具备过温报警与保护功能。9.5.14输入反接保护测试光储一体机输入反接报警与保护检测按以下步骤进行：a)按图1连接检测电路，断开开关S1和S2；b)对光储一体机光伏系统输入端实施极性反接操作；c)闭合开关S1，启动光储一体机；d)记录光储一体机运行状态及报警信息；e)核对光储一体机是否具备输入反接报警和保护功能；f)断开开关S1，将光储一体机光伏系统输入极性正接；g)闭合开关S1，启动光储一体机；h)记录光储一体机运行状态和报警复位情况；i)核对光储一体机输入极性正接后是否正常运行。9.5.15电池极性反接保护测试光储一体机电池极性反接报警与保护检测按以下步骤进行：a)按图1连接检测电路，断开开关S1和S2；b)模拟电池极性反接操作；c)闭合开关S1，启动光储一体机；d)记录光储一体机运行状态及报警信息；e)核对光储一体机是否具备电池极性反接报警和保护功能；f)断开开关S1，将光储一体机电池极性正接；g)闭合开关S1，启动光储一体机；h)记录光储一体机运行状态和报警复位情况；i)核对光储一体机电池极性正接后是否正常运行。9.5.16短路保护测试9.5.16.1短路保护测试电路光储一体机离网运行和并网运行的短路保护测试电路可按图5的规定执行。图5短路保护测试电路示意图T/CPIA0132—20259.5.16.2测试步骤9.5.16.2.1离网运行短路保护测试离网运行短路保护测试方法应满足以下要求:a)被测光储一体机光伏直流输入侧接入光伏模拟器，交流输出侧接入负载；b)将短路开关接入被测光储一体机交流输出侧；c)使被测光储一体机运行在额定功率条件下；d)操作短路开关使被测光储一体机交流输出侧的三相之间发生短路故障；e)测试被测光储一体机是否断开交流侧回路，并记录从短路开关闭合到被测光储一体机输出电流为零所用的时间。9.5.16.2.2并网运行短路保护测试并网运行短路保护测试方法应满足以下要求：a)被测光储一体机光伏直流输入侧接入光伏模拟器，交流输出侧通过阻抗L接入电网；b)将短路开关接入被测光储一体机交流输出侧；c)使被测光储一体机运行在额定功率条件下；d)操作短路开关使被测光储一体机交流输出侧的三相之间发生短路故障；e)测试被测光储一体机是否断开交流侧