福建省地方标准《光储充检一体化充电基础设施建设规范（征求意见稿）》

北极星储能网从福建省工信厅获悉，2月8日，福建省工业和信息化厅发布福建省地方标准《光储充检一体化充电基础设施建设规范（征求意见稿）》。

本文件规定了光储充检一体化充电基础设施技术、安全、建站以及监管要求。

本文件适用于地面上独立建造（包括新建、改建和扩建）的储能容量为200kWh及以上的光储充检一体化充电基础设施。

福建省工业和信息化厅关于公开征求福建省地方标准《光储充检一体化充电基础设施建设规范（征求意见稿）》意见的公告

各有关科研院所、行业协会、企业：

根据福建省地方标准制修订工作安排，由我厅推荐，福建星云电子股份有限公司牵头制定的省地方标准《光储充检一体化充电基础设施建设规范》，现已完成征求意见稿（见附件1）。按照《福建省地方标准管理办法（试行）》有关规定，现向社会各界征求意见，欢迎您填写《意见反馈表》（见附件2）提出宝贵意见及建议。

征集时间：2025年2月8日至2025年3月10日

联系人及电话：

福建星云电子股份有限公司程财安15980741400

福建省工业和信息化厅康国毅0591-87551141

电子邮箱：caian.cheng＠e-nebula.com

光储充检一体化充电基础设施建设规范

（征求意见稿）

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这些专利的责任。

本文件由福建省工业和信息化厅提出并归口。

本文件起草单位：福建星云电子股份有限公司，国网电动汽车服务（福建）有限公司，星云智慧（福建）科技有限责任公司，福建时代星云科技有限公司。

本文件主要起草人： 。

光储充检一体化充电基础设施建设规范

1 范围

本文件规定了光储充检一体化充电基础设施（以下简称为“充电基础设施”）技术、安全、建站以及监管要求。

本文件适用于地面上独立建造（包括新建、改建和扩建）的储能容量为200kWh及以上的光储充检一体化充电基础设施。

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/T 18487.1 电动汽车传导充电系统 第1部分：通用要求

GB/T 19939光伏系统并网技术要求

GB/T 19964光伏发电站接入电力系统技术规定

GB/T 20046 光伏(PV)系统电网接口特性

GB 20052电力变压器能效限定值及能效等级

GB/T 20234 电动汽车传导充电用连接装置

GB/T 20514光伏系统功率调节器效率测量程序

GB/T 27930非车载传导式充电机与电动汽车之间的通信协议

GB/T 29316电动汽车充换电设施电能质量技术要求

GB/T 29772 电动汽车电池更换站通用技术要求

NB/T 32004 光伏并网逆变器技术规范

NB∕T33004 电动汽车充换电设施工程施工和竣工验收规范

NB/T 33021 电动汽车非车载充放电装置技术条件

GB/T 34120电化学储能系统储能变流器技术规范

GB/T 34131 电化学储能电站用锂离子电池管理系统技术规范

GB/T 36276 电力储能用锂离子电池

GB 50054 低压配电设计规范

GB 50057建筑物防雷设计规范

GB 50058 爆炸危险环境电力装置设计规范

GB/T 50065交流电气装置的接地设计规范

GB 50116火灾自动报警系统设计规范

GB50140建筑灭火器配置设计规范

GB 50395 视频安防监控系统工程设计规范

GB 50797 光伏发电站设计规范

GB 50966 电动汽车充电站设计规范

GB 51048电化学储能电站设计规范

GB/T 51077 电动汽车电池更换站设计规范

GB 55037建筑防火通用规范

DL/T 5137电测量及电能计量装置设计技术规程

DB35/T 1036 10kV及以下电力用户业扩工程技术规范

DB35/T 2110在用电动汽车动力电池系统性能评估规范

IEC 61215 晶体硅地表光伏电池组件-设计质量和型式批准(Crystalline siliconterrestrial photovoltaic (PV) modules - Design qualification and type approval)

IEC 61646薄膜地面光电(PV)模数-设计质量和型号核准（Thin-film terrestrial photovoltaic (PV) modules - Design qualification and type approval）

3 术语和定义

GB 51048界定的以及下列术语和定义适用于本文件。

3.1

光储充检一体化充电基础设施 infrastructure forelectricchargingand testing combinationwithelectricalenergystorage（EES）andphotovoltaic（PV）

采用直流微网技术或交直流混网技术，集光伏发电系统、储能系统、电动汽车充放电系统、动力电池在线检测系统、换电系统及运营服务平台为一体的智能综合充电基础设施，由配电及储能区、充电区和配套商业基础设施组成。

4 缩略语

MPPT：最大功率点追踪（Maximum Power Point Tracking）

CAN：控制器局域网总线（Controller Area Network）

SOC：电池荷电状态（State of Charge）

5 技术要求

5.1 充电基础设施建设规模和总平面布置要求

5.1.1充电基础设施建设规模

充电基础设施建设规模参考表1。

5.1.2.1 充电基础设施总体布置要求

5.1.2.1.1 充电基础设施按使用功能应划分为配电及储能区、充电区和配套商业基础设施区，根据场地具体情况合理选配储能和配套商业基础设施。

5.1.2.1.2 充电区出、入口宜分开设置，并应设置明确指示标识，且便于电动汽车出入。当出入口直接连接城市市政道路时，宜设置缓冲距离或缓冲地带，便于电动汽车进出，出入口应设置减速安全设施。

5.1.2.1.3 充电基础设施内道路应满足消防车辆通行条件要求。

5.1.2.2 充电区布置要求

5.1.2.2.1 充电区应建设光伏雨棚，光伏雨棚最低点高度不宜低于3m，最高不宜高于5m。

5.1.2.2.2 充电区内车行道宽度不宜小于5.5m，车位宽度不宜小于2.5m，长度不宜小于5.3m；行车道及充电车位地面应平整、防滑、耐磨，采用不燃材料，应满足路面行车荷载要求。

5.1.2.2.3 充电终端应靠近充电车位设置，且不应妨碍站内其他车辆的充电与通行。

5.1.2.2.4 充电终端外廓距充电车位边缘的净距不宜小于0.4m，充电终端与建(构)筑物之间检修距离不宜小于0.8m。

5.1.2.3 配电及储能区布置要求

5.1.2.3.1 配电及储能区的布置宜靠近10kV/0.4kV电网供电电源。

5.1.2.3.2 储能电池与配套商业基础设施间距应符合GB 51048的要求。

5.1.2.4 配套商业基础设施区布置要求

5.1.2.4.1 配套商业基础设施应根据现场情况进行合理布置，宜沿街靠近充电区出入口。

5.1.2.4.2新建便利店、休息室、卫生间、洗车区、饮品店等配套商业基础设施占地面积总和不应超过充电基础设施占地面积15%，总建筑面积不超过充电基础设施占地面积30%。

5.2 光伏发电系统

5.2.1 一般要求

5.2.1.1光伏发电系统中同一个光伏变换器接入的光伏组件串的电压、同一朝向的安装倾角宜一致。

5.2.1.2光伏发电系统直流侧的输入电压应高于光伏组件串的最大开路电压，系统中所采用的设备和材料的最高允许电压应不低于该设计电压。

5.2.1.3光伏发电系统中光伏变换器的配置容量应与光伏方阵的安装容量相匹配，光伏变换器允许的最大直流输入功率应不小于其对应的光伏方阵的实际最大直流输出功率。

5.2.1.4光伏组件串的最大功率工作电压变化范围应在光伏变换器的最大功率跟踪电压范围内。

5.2.2 光伏组件要求

5.2.2.1 光伏组件宜采用晶体硅光伏组件、薄膜光伏组件等：

a） 晶体硅光伏组件应符合IEC 61215的规定。

b） 薄膜光伏组件应符合IEC 61646的规定。

5.2.2.2 同一系统宜采用同类型光伏组件设计，同一方阵内光伏组件电性能参数应尽可能一致，采用不同类型光伏组件的系统宜分别设计。

5.2.2.3 光伏组件的串联数和并联数应根据光伏组件的电气性能，满足光伏变换器的性能要求。

5.2.2.4光伏组件的出口回路宜采用隔离开关或断路器等。

5.2.2.5 光伏组件的安装应符合GB 50797的要求。

5.2.3 光伏变换器要求

5.2.3.1 光伏变换器根据转换方式分为‌光伏逆变器和光伏DC/DC变换器：

a） ‌光伏逆变器也称并网逆变器，应符合如下要求：

——输出波型应是正弦波，波型失真度不应超过±5%；逆变器并网方式应符合GB/T 19939、GB/T 19964、GB/T 20046中的规定；

——功率调节器效率测量应符合GB/T 20514的规定；

——并网逆变器的效率应大于95%。应具有MPPT功能，静态MPPT效率和动态MPPT效率都应大于95%。

b） 光伏DC/DC变换器应符合如下要求：

——光伏DC/DC变换器应符合NB/T 32004的规定；

——光伏DC/DC变换器输出电压应高于储能电池的最大电压；

——光伏DC/DC变换器效率应大于98%。应具有MPPT功能，静态MPPT效率和动态MPPT效率都应大于98%；

——应具备输入过流保护，输出过流保护，过温保护，输出短路保护，输入过/欠压保护，输出过/欠压保护，输入反接保护，防拉弧保护，通讯故障保护，组串电流监测等；

——应具备绝缘检测功能。

5.2.3.2 光伏变换器出现异常和故障时应报警，并具有故障录波、查询和上传功能，故障记录应具有掉电保持功能。

5.3 储能系统

5.3.1 系统组成

储能系统主要由储能电池、电池管理系统、储能变流器和能量管理系统组成。

5.3.2 储能电池

5.3.2.1 储能电池应选用磷酸铁锂电池，磷酸铁锂电池应符合GB/T 36276的规定。

5.3.2.2 储能电池不宜选用梯次电池。

5.3.2.3 同组储能电池的型号、容量应由同一制造厂的产品组成。

5.3.2.4 储能电池应具有安全防护设计，具备在短路、起火等紧急情况下快速断开直流回路的保护功能。

5.3.2.5 储能电池裸露带电部位应采取绝缘遮挡措施，外壳、接插件、采集和控制线束、动力电缆等部件应采用绝缘阻燃材料。

5.3.3 电池管理系统

电池管理系统应与储能电池性能相匹配，并应符合下列要求：

5.3.3.1 电池管理系统性能应符合GB/T 34131的规定。

5.3.3.2 电池管理系统应具备电池的热管理和电池均衡管理功能。

5.3.3.3 电池管理系统与储能变流器及监控系统之间的通讯宜采用RS485、CAN或以太网总线等方式。

5.3.4 储能变流器

5.3.4.1 储能变流器应符合GB/T 34120的规定。

5.3.4.2 应具备本地和远程控制模式。

5.3.4.3 应具备并网充电、并网放电、离网放电功能。

5.3.4.4 应具备恒压、恒流、恒功率等运行模式。

5.3.4.5 应具有有功功率控制、无功功率调节、调峰调频、高/低电压穿越等能力。

5.3.4.6 储能变流器的功率因数不应小于0.99。

5.3.4.7 储能变流器的最大效率不应小于98%。

5.3.4.8 应具有极性反接保护、交流进线相序保护、直流过/欠压保护、交流过流保护、直流过流保护、过温保护、通讯故障保护、冷却系统故障保护等。

5.3.4.9 应具备自检、绝缘检测和故障诊断、故障录波及故障信息记录功能。

5.3.4.10 宜支持IEC 61850、CAN或Modbus TCP/IP通信，并应能配合监控系统及电池管理系统实现对储能电池的监控及保护。

5.3.5 能量管理系统

能量管理系统应实现设备控制、设备运行状态及故障监控、安全保护和储能电池能量调度策略管理等功能。

5.4 电动汽车充放电系统

5.4.1 一般要求

5.4.1.1 电动汽车充放电系统包含非车载充电机系统、非车载充放电机系统和交流充电桩。

5.4.1.2 电动汽车充放电系统应符合GB/T 18487.1的规定并取得CCC/CQC认证或型式试验报告。

5.4.1.3 电动汽车充放电系统的充电接口应符合GB/T 20234的规定。

5.4.1.4 电动汽车充放电系统与电动汽车的通讯协议应符合GB/T 27930的规定。

5.4.2 非车载充电机系统要求

5.4.2.1 非车载充电机系统可采用非车载一体式充电机或非车载分体式充电机。

5.4.2.2 单枪最大充电功率不小于180kW。

5.4.2.3 应具备输入过/欠压保护，输入过流保护、输出过/欠压保护、输出过流保护、短路保护、过温保护和蓄电池反接保护等。

5.4.2.4应具备急停开关，在发生紧急情况时，可迅速切断输出电源。

5.4.2.5应具备故障告警及故障信息存储功能。

5.4.2.6 应具备与运营服务平台连接的通信接口。

5.4.2.7 具备电池检测功能的电动汽车充电系统，需配置高精度检测模块，高精度检测模块的电压、电流、绝缘电阻精度需符合DB35/T 2110规定，检测项目包括但不限于绝缘电阻、充电接口温度、容量保持率、充电电压误差、充电电流误差、SOC误差、电池单体均衡性和车辆充电能量损耗。

5.4.2.8 宜采用落地式安装，室外安装的防护等级不应低于IP54。

5.4.3 非车载充放电机系统要求

非车载充放电机系统按并网方式可分为非车载充放电机交流并网系统和非车载充放电机直流微网并网系统。

5.4.3.1非车载充放电机交流并网系统应符合NB/T 33021的规定。

5.4.3.2非车载充放电机直流微网并网系统应符合如下要求：

——直流微网侧工作电压范围不小于直流微网电压范围；

——直流微网侧应具备过/欠压保护、过流保护、反接保护、短路保护，输出侧应具备过/欠压保护、过流保护、短路保护、蓄电池反接保护和过温保护；

——应具备急停开关，在发生紧急情况时，可迅速切断输入、输出电源；

——应具备故障告警及故障信息存储功能；

——应能根据车辆电池管理系统与监控系统的控制指令，动态调整放电运行参数，执行相应操作，将动力蓄电池能量反馈至直流微网；

——应具有双向电能计量的功能。

5.4.4 交流充电桩要求

5.4.4.1 供电电源应采用220V/380V交流电源，单相额定电流不大于32A。

5.4.4.2 应具备过流保护、过/欠压保护、短路保护、漏电保护、过温保护。

5.4.4.3 应具备急停开关，在发生紧急情况时，可迅速切断输出电源。

5.4.4.4 应具备故障告警及故障信息存储功能。

5.4.4.5 应具备与运营服务平台连接的通信接口。

5.4.4.6 可采用壁挂式和落地式安装，落地式安装需高出地面0.2m以上，室外安装的防护等级不应低于IP54。

5.5 换电系统

5.5.1换电系统建设应符合GB/T 51077的规定。

5.5.2换电系统内的充电系统、电池更换系统应满足性能、机械和电气安全要求。

5.5.3换电系统应满足数据上传、数据质量评估、站端与运营服务平台通信、故障监控及处置措施和数据安全管理的技术要求。

000015.6 运营服务平台

5.6.1 应具备对充电终端的状态进行监控和管理，应支持从启动充电到充电结束全充电流程的数据进行监控、采集、存储和分析。

5.6.2 应具备展示光伏实时的发电情况，统计光伏的发电数据，显示光伏的当前设备状态。

5.6.3 应具备显示储能系统的SOC、充放电状态和充放电功率。

5.6.4 应具备监控、采集、储存故障和告警信息。

5.7 供配电系统

5.7.1储能和充电区供配电要求

5.7.1.1 充电区用电应满足储能系统、电动汽车充放电系统、监控设备、通讯设备、照明、道闸等设施的用电。

5.7.1.2 充电区10kV高压供电设计应符合DB35/T 1036的规定。

5.7.1.3 变压器的空载损耗和负载损耗限值应符合GB 20052的要求。

5.7.1.4 低压配电系统中的配电级数和保护设置不宜超过三级，各级配电系统的保护设置应考虑相互配合。

5.7.1.5充电区0.4kV用电设计应符合GB 50054的要求。

5.7.1.6 储能变流器前端应配置隔离变压器。

5.7.1.7 储能系统应具备削峰填谷、需求响应、动态增容等功能。

5.7.2配套商业基础设施供配电要求

5.7.2.1 配套商业基础设施用电应满足便利店、休息室、卫生间、洗车区、饮品店等设施用电。

5.7.2.2 配套商业基础设施用电设计应符合GB 50054的要求。

5.7.2.3 便利店、洗车区等配套商业基础设施应独立安装供电部门计量表计（注：需提供发改部门备案文件）。

5.7.3电能质量要求

充电基础设施供配电系统的电能质量应符合GB/T29316的规定。

6 安全要求

6.1 防雷与接地

6.1.1 充电区、配电及储能区及配套商业基础设施的防雷与接地应符合GB 50057和GB/T 50065的要求。

6.1.2 充电区、配电及储能区及配套商业基础设施的防雷接地、防静电接地、电气设备的工作接地、保护接地及信息系统的接地宜共用接地装置，其接地电阻不应大于4Ω。

6.1.3 充电区、配电及储能区及配套商业基础设施的防雷与接地不应与市电配电网共用接地装置。

6.2 消防安全

6.2.1 储能电池应配置感烟火灾探测器和可燃气体报警装置。当发生火灾或受到火灾威胁时，应能立即切断电源。

6.2.2 储能电池火灾探测及消防报警的设计应符合GB 50116的要求。

6.2.3充电区内每两个车位应配置两具3A级手提式干粉灭火器,且应符合GB 50140的要求。

6.2.4配电及储能区内应配置6A级推车式干粉灭火器，保护距离不超过30m，且应符合GB 50140的要求。

6.2.5配套商业基础设施内便利店、休息室、洗车区、饮品店等应配置3A级手提式干粉灭火器，保护距离不超过15m，且应符合GB 50140的要求。

6.3 监控

监控系统包括充电区监控、配电及储能区监控和配套商业基础设施监控。

6.3.1 充电区监控

6.3.1.1 充电监控应实现充电设备运行和充电过程中的监视、保护、控制，以及数据处理与存储、故障状态下的紧急处理等功能。

6.3.1.2 充电区宜设置视频监控系统，可清晰看到充电车辆的车牌信息。

6.3.2配电及储能监控

6.3.2.1 配电监控系统应实现对供电状况、电能质量、设备运行状况等进行监控和控制。

6.3.2.2 储能监控应实现设备控制、设备运行状态及故障监控、安全保护和储能电池能量调度策略管理等功能。

6.3.3配套商业基础设施监控

配套商业基础设施的视频监控系统应符合GB 50395的要求。

6.4 标志标识

应在醒目位置明确提供导引标志、安全警告标识等。

7 建站要求

7.1 选址要求

7.1.1充电基础设施在进行选址和总平面设计时，应符合城市规划、电力规划、环境保护和消防安全的要求，应选在交通便利的地方，宜靠近城市道路。

7.1.2 不应靠近有潜在火灾或爆炸危险的地方，当与有爆炸危险的建筑物毗邻时，应符合GB 50058的要求。

7.1.3不应设在有剧烈振动或高温的场所。

7.1.4不宜设在多尘、水雾或有腐蚀性气体的场所，当无法远离时，不应设在上述场所主导风向的下风侧。

7.1.5不应设在室外地势低洼易产生积水的场所和易发生次生灾害的地点。

7.1.6 应满足环境保护和消防安全的要求，与其他建（构）筑物之间的防火间距应满足GB55037的要求。

7.1.7 应充分利用临近的道路、交通、给排水、消防等市政公用设施。

7.1.8储能容量＞200kWh的储能系统，应设置消防给水系统；若超出市政消火栓150m保护范围，应单独设置室外消火栓，室外消火栓宜沿充电基础设施周边设置，保护半径不应大于150m。水务部门应负责将消火栓建设到充电基础设施保护半径内。

7.1.9市政部门应将雨污排放管接驳井接入到配套商业基础设施区。

7.1.10水务部门应将给水管接驳口接入到配套商业基础设施区。

7.2 设计及施工要求

7.2.1 建设单位应委托相应设计资质单位完成施工图纸深化设计。

7.2.2 充电基础设施施工单位需具有电力设施承装(修)资质或电力工程施工总承包资质。

7.3 备案申请

7.3.1 建设单位按照《福建省电动汽车充电基础设施建设运营管理暂行办法》（闽政办〔2016〕62号）的有关要求，持相关资料到当地发改部门进行备案。

7.3.2 建设单位持发改部门的审批结果和相关资料到水务部门进行用水申请。

7.3.3 建设单位持发改部门的审批结果和相关资料到市政部门进行雨污排放申请。

7.4 供电报装

7.4.1 建设单位持发改部门的审批结果和相关资料到供电部门进行用电方案申请。

7.4.2 建设单位持发改部门的审批结果到供电部门进行配套商业基础设施的用电方案申请。

7.4.3 光伏、储能采用交流并网模式的充电基础设施，建设单位持发改部门的审批结果根据相关要求办理光伏和储能并网的审批手续。

7.4.4 光伏、储能采用直流微网模式的充电基础设施无需办理并网审批手续。

7.5 配套设施手续

设有便利店、休息室、卫生间、洗车区、饮品店等配套商业设施，应到相关部门办理营业执照等相关证件。

7.6 保险

运营单位应对充电基础设施进行投保。

7.7 验收要求

7.7.1 充电基础设施供配电系统具备验收条件后，应向供电部门申请高压用电验收并通过。

7.7.2 建设单位参考NB/T 33004的规定自行组织充电基础设施的工程施工和竣工验收。

7.7.3 运营单位负责将充电终端信息录入、报备到《福建省强检计量器具智慧监管系统》，并通过计量检定合格。

7.8 应急处理

7.8.1 对于台风、洪水、暴雨、寒潮、极端冷冻、极端高温等自然灾害事件前应对充电基础设施的设备运行情况以及应急保障各项内容进行检查。灾害发生时应视现场受灾情况，在保证人员安全情况下采取应急措施，减少灾害影响。灾后应对现场安全情况进行评估后方可进入现场开展清理和设备修复工作。

7.8.2发生火灾警报后，运营单位应快速确认火情并及时报警，做好接应和灭火救援协助工作；密切监控储能电池运行状态，并按应急信息接报要求通知相关人员做好应急准备。

8 监管要求

8.1 监管系统

运营服务平台应和福建省充电设施政府监管服务平台实现通信，上传信息应包含但不限于充电场站、充电终端、充电订单及充电过程信息。

8.2 计量要求

8.2.1光伏、储能采用交流并网模式宜采用分开独立计量，应具备电网企业计量表计安装条件。

8.2.2 光伏、储能采用直流微网模式宜采用供配电系统高压侧统一计量，应具备电网企业计量表计安装条件。

8.2.3各类电能计量装置准确度要求应符合DL/T5137的规定。

8.2.4电能表的标定电流应根据实际用电负荷选择，应保证最大电流不超过电能表的额定最大电流，

经常性负荷电流不低于电能表标定电流的20%。

参考文献

闽政办〔2016〕62号 福建省电动汽车充电基础设施建设运营管理暂行办法