光伏+儲能的應(yīng)用場景及盈利模式第一部分

光伏并網(wǎng)系統(tǒng)現(xiàn)狀123?

標(biāo)桿上網(wǎng)電價連續(xù)下調(diào)?

分布式光伏補貼逐漸下調(diào)，直至取消，實現(xiàn)平價上網(wǎng)?

光伏發(fā)電的不穩(wěn)定性，間歇性，發(fā)電功率受到天氣環(huán)境的影響?

容易對電網(wǎng)的穩(wěn)定產(chǎn)生沖擊?

居民白天用電量少，晚上為用電高峰期?

部分工商業(yè)白天光伏發(fā)電多，用不完就直接賣給了電網(wǎng)4?

電網(wǎng)消納能力不足，尤其是西北地區(qū)第二部分

“光伏”+“儲能”的優(yōu)勢削峰填谷，需量管理提高光伏自發(fā)自用率●系統(tǒng)能量輸出可控，電價低時充電，電價高時放電，實現(xiàn)削峰填谷●將負(fù)荷用不完的光伏電能用蓄電池儲存，在負(fù)荷高峰時釋放儲存的電能●減少最大需量或?qū)Ｗ內(nèi)萘績?yōu)化光伏輸出曲線構(gòu)建微網(wǎng)系統(tǒng)●將電網(wǎng)無法消納的部分能量先儲存起來，在其他時段并網(wǎng)，減少因棄光限電造成的浪費●為無電或常停電地區(qū)提供可靠穩(wěn)定電能“光伏”+“儲能”的應(yīng)用場景第三部分通過加入儲能，將除供應(yīng)負(fù)荷之外多余的光伏能量存入電池，在負(fù)荷高峰時再釋放出來。提升了自發(fā)自用率，且可有效節(jié)省電費支出。光伏光伏+儲能自發(fā)自用的比列是10/20=50%自發(fā)自用的比列就變成了4+10/20=70%SPH并離網(wǎng)一體機技術(shù)特征：u自然冷卻，IP65設(shè)計u圖形化LCD和按鍵設(shè)計，方便操作u并網(wǎng)系統(tǒng)和離網(wǎng)系統(tǒng)可靈活切換u提高自發(fā)自用率SPH

機器簡單的來講就是匯總了并網(wǎng)、離網(wǎng)逆變器以及光伏充電器的機器。其典型應(yīng)用為：1、首先是太陽能并網(wǎng)逆變器。2、加入電池后可以提高自發(fā)自用率。3、可以設(shè)置時間段和功能，做到削峰填谷功能。4、提供離網(wǎng)應(yīng)急輸出供電接口。并網(wǎng)--負(fù)載優(yōu)先（默認(rèn)）并網(wǎng)--電網(wǎng)優(yōu)先光伏所產(chǎn)生的電能將優(yōu)先并網(wǎng)。用戶可以在高峰期將電量送到電網(wǎng)。光伏將優(yōu)先供負(fù)載和電池。當(dāng)PV<負(fù)載時，蓄電池開始放電。當(dāng)PV>負(fù)載時，多余的電量將被存儲到蓄電池中。如果沒有蓄電池或蓄電池已經(jīng)充飽的情況下，多余電量將并入電網(wǎng)。SPH工作模式離網(wǎng)--斷電后備并網(wǎng)--電池優(yōu)先當(dāng)電網(wǎng)掉電的情況下,系統(tǒng)將轉(zhuǎn)為后備模式，利用組件和電池供負(fù)載。光伏所產(chǎn)生的電能將優(yōu)先給電池充電。HPS光儲一體機技術(shù)特征：u支持負(fù)載、電池、光伏、電網(wǎng)同時接入u可進行并離網(wǎng)狀態(tài)切換，不間斷供應(yīng)負(fù)載u多工作模式可設(shè)定，充放電時間可設(shè)置u內(nèi)置隔離變壓器典型應(yīng)用：（1）PV＞負(fù)載，PV供應(yīng)負(fù)載，多余的能量存入電池，若蓄電池充滿多余電量并入電網(wǎng)；（2）PV＜負(fù)載，電池和PV同時供應(yīng)負(fù)載；（3）

PV+電池＜負(fù)載，切換到電網(wǎng)供應(yīng)負(fù)載，同時給電池充電。（4）電池充放電時間可設(shè)置。PCS雙向儲能變流器技術(shù)特征：u雙向工作，可用于電池充電及放電u可并網(wǎng)或離網(wǎng)工作，也可并離網(wǎng)切換工作（選配）u充放電時間可設(shè)置u內(nèi)置隔離變壓器典型應(yīng)用：（1）PV＞負(fù)載，PV供應(yīng)負(fù)載，多余的能量存入電池，若蓄電池充滿多余電量并入電網(wǎng)；（2）PV＜負(fù)載，電池和PV同時供應(yīng)負(fù)載；（3）

PV+電池＜負(fù)載，切換到電網(wǎng)供應(yīng)負(fù)載，同時給電池充電。（4）電池充放電時間可設(shè)置。通過加入儲能系統(tǒng)，在電價谷值時充電，電價峰值時放電，減小電度電價。通過儲能的加入，減少了工廠峰時用電功率，專變?nèi)萘炕蜃畲笮枇靠上鄳?yīng)減小，也就減小了基本電價。對無電或缺電地區(qū)或離岸海島，通過光伏和儲能建立的微網(wǎng)可以減少傳統(tǒng)的柴油發(fā)電機造成的噪聲，環(huán)境污染，供電成本更低，更經(jīng)濟可靠。典型應(yīng)用：并網(wǎng)：PV優(yōu)先充電池，讓電池時刻處于充滿狀態(tài)離網(wǎng)：（1）PV＞負(fù)載：PV優(yōu)先給負(fù)載供電同時給電池充電；（2）PV＜負(fù)載：PV和電池同時供電負(fù)載；（3）PV=0

&電池有電：電池給負(fù)載供電；（4）PV+電池＜負(fù)載：油機啟動供應(yīng)負(fù)載，同時給電池充電。HPS工作模式并網(wǎng)—自發(fā)自用離網(wǎng)模式PV

>負(fù)載功率時，PV

優(yōu)先給負(fù)載供電，余電充電池；PV

<負(fù)載時，電池自動放電。電池如果放電到欠壓保護點，電網(wǎng)單獨供負(fù)載PV

>負(fù)載功率時，PV

優(yōu)先給負(fù)載供電，余電充電池；PV

<滿足負(fù)載時，電池自動放電。如果電池放電到欠壓保護點，逆變停止工作并網(wǎng)—后備優(yōu)先（默認(rèn)）油機模式PV

>充電功率時，優(yōu)先充電池。余電供負(fù)載和輸出電網(wǎng)。PV

<充電功率時，優(yōu)先充電池。電網(wǎng)供負(fù)載，同時對電池充電。電池不放電，PV

不足時由微網(wǎng)帶負(fù)載對電池充電。HPS

不輸出功率，只對電池充電。并網(wǎng)—經(jīng)濟優(yōu)先單PV模式谷價時，工作邏輯與后備優(yōu)先模式一致。平價時,電池不放電，電網(wǎng)丌對電池充電。峰價時,電網(wǎng)不對電池充電PV單獨對電池充電，不影響旁路功能自動切換。SPF離網(wǎng)機（逆控一體機）技術(shù)特征：u高效利用（MPPT控制，最大利用太陽能，高頻隔離，減少損耗）u配置靈活（支持光伏、市電/油機、電池、負(fù)載同時接入）u負(fù)載用電優(yōu)先級和電池充電優(yōu)先級可設(shè)置u電網(wǎng)給負(fù)載供電時間和給電池充電時間可設(shè)置離網(wǎng)型光伏發(fā)電系統(tǒng)，不依賴電網(wǎng)而獨立運行，廣泛應(yīng)用于偏僻山區(qū)、無電區(qū)、海島、通訊基站和路燈等應(yīng)用場所。工作模式：1、光伏方陣在有光照的情況下將太陽能轉(zhuǎn)換為電能，通過逆變器輸出給負(fù)載供電，同時給蓄電池組充電2、在無光照時，由蓄電池通過逆變器給交流負(fù)載供電。3、在無光照和蓄電池?zé)o電時，可以選擇通過電網(wǎng)/油機（前提是有電網(wǎng)/油機）給負(fù)載供電，并給電池充電。PV以第一優(yōu)先級給負(fù)載提供能量，如果PV<負(fù)載，電池將會放電。若PV無法使用或者電池電壓跌落到告警點或者設(shè)置電壓點，電網(wǎng)才會給負(fù)載供電和對電池充電。PV優(yōu)先電網(wǎng)以第一優(yōu)先級給負(fù)載提供能量，當(dāng)電網(wǎng)無法使用時，PV和電池將會對負(fù)載供電。用電優(yōu)先級充電優(yōu)先級電網(wǎng)優(yōu)先電池優(yōu)先（默認(rèn)）PV以第一優(yōu)先級給負(fù)載提供能量，如果PV<負(fù)載，電池將會放電。當(dāng)電池電壓跌落到告警點或者設(shè)置電壓點，電網(wǎng)才會給負(fù)載供電和對電池充電。SPF工作模式光伏優(yōu)先（默認(rèn)）PV以第一優(yōu)先級給電池充電，只有當(dāng)PV無法使用時，電網(wǎng)才會對電池充電。光伏和電網(wǎng)PV

OnlyPV和電網(wǎng)一起對電池充電。PV只對電池充電。光伏發(fā)電受環(huán)境因素影響較大，輸出很不穩(wěn)定，對電網(wǎng)會有沖擊。PCS儲能系統(tǒng)可以跟蹤可再生能源發(fā)電輸出的曲線，削除尖峰，填平低谷，使其輸出變成一個可控的曲線，方便電網(wǎng)調(diào)度，減少對電網(wǎng)的沖擊。對于一些棄光限電的區(qū)域，儲能系統(tǒng)可以將電網(wǎng)無法消納的部分能量先儲存起來，在其他時段并網(wǎng)，減少因棄光限電造成的浪費?！肮夥?“儲能”的盈利模式第四部分用戶投資加運營，系統(tǒng)集成商作為

EPC

總包承擔(dān)項目建設(shè)。用戶自建投資采用合同能源管理模式

，按照

實際產(chǎn)生的經(jīng)濟效益進行利益

共享。收益分享方式租賃模式電力公司能源領(lǐng)域較為新穎的概念，但潛在風(fēng)險未知。由電力公司作為建設(shè)主體，

按實際

電量計費。面臨增容壓力；具有一定閑置場地；存在不合理用電，晝夜用電價差大；諧波污染和無功問題嚴(yán)重，面臨罰單壓力；存在敏感負(fù)荷，電壓暫降損失大。重點發(fā)展分布式屋頂光伏，配置適量儲能進行削峰填谷、需量管理，后期進行用電能效管理、電能質(zhì)量改善和減緩線路增容等增值服務(wù)。篩選條件一般大工業(yè)用戶重點發(fā)展儲能電站，除進行敏感峰谷調(diào)節(jié)外，還可以提供電能質(zhì)量改善服務(wù)，保證敏感負(fù)荷可靠運行。用戶分布式光伏配儲能儲能電站工業(yè)用戶屋頂光伏重點發(fā)展屋頂光伏和儲能電站，利用儲能進行峰谷調(diào)節(jié)并受益+

儲能電站提高光伏自發(fā)自用率當(dāng)光伏的能量大于負(fù)載的能量時，儲能系統(tǒng)充電；在負(fù)荷高峰期儲能系統(tǒng)放電，節(jié)省電費。儲能盈利渠道主要包括5個方面：1、峰谷套利2、需量電費管理3、動態(tài)增容4、需求響應(yīng)、輔助服務(wù)5、提高新能源自用率儲能的削峰填谷，按分時電價政策賺取峰谷電價差，可實現(xiàn)盈利注：該模式適用于峰谷電價差大的地方，一般以0.7元為界限，差價越大的地區(qū)相應(yīng)的收益越高基本電費收取范圍：受電變壓器容量在315千伏安及以上的工業(yè)客戶收費區(qū)別：假如廠區(qū)裝了一臺1000KVA的變壓器,按照固定容量收費：32元/（KVA.月）收取，即每月固定繳納3.2萬的容量費。如果廠區(qū)實際負(fù)荷遠(yuǎn)低于變壓器容量，若仍然按照1000KVA容量固定收取，用戶會吃大虧。按最大需量收費：比如5月份負(fù)荷最大300kw，按需量費為40元/（KVA.月），該月繳納的容量費則為1.2萬。實際案例：某光伏組件生產(chǎn)廠區(qū)用電負(fù)荷圖，包括上下兩張曲線，上半部分是當(dāng)月逐天的負(fù)荷曲線，可以看到，7月20號，廠區(qū)用電負(fù)荷出現(xiàn)了尖峰；下半部分是20號當(dāng)天逐時負(fù)荷，也可以看到，一天之內(nèi)高峰時段出現(xiàn)在下午3：30到4：30之間。該廠采取了按需收費模式，于是當(dāng)月會因為某些天某些時段尖峰負(fù)荷的出現(xiàn)而額外繳納了過多的基礎(chǔ)電費，這造成了極其隱蔽的損失綜合分析：該廠尖峰時段產(chǎn)生了至少1000kW的尖峰負(fù)荷（1580-580），綜合考慮電池充電對變壓器容量的影響，我們可配置500kW/2MWh的儲能系統(tǒng)。需量管理時，能量管理系統(tǒng)可準(zhǔn)確識別尖峰負(fù)荷，并向電池發(fā)出調(diào)度，儲能系統(tǒng)可釋放至少500kW的功率以抵消尖峰負(fù)荷沖擊。按照儲能系統(tǒng)每月削減500kW測算，儲能系統(tǒng)每月為業(yè)主減少500×40=2萬元的容量費。動態(tài)增容是在特殊場合下，業(yè)主或建設(shè)企業(yè)的一種剛需。比如已建成小區(qū)進行充電樁建設(shè)，完畢后突然發(fā)現(xiàn)滿額運行時，變壓器容量超額了。解決變壓器超容量辦法：1、向電力局提出靜態(tài)擴容申請，走流程，等通知，時間長，繳費較高。2、動態(tài)擴容，通過加裝儲能系統(tǒng)來實現(xiàn)容量擴增，同時能兼顧峰谷套利。相比之下動態(tài)擴容更節(jié)約成本和建設(shè)周期，還可以用戶帶來長期穩(wěn)定收益。比如商場改造，把原來的服裝店改成火鍋店，在下午7：00-9：00就餐高峰時段，變壓器超容。面對超容問題，傳統(tǒng)辦法是向電力局提出

靜態(tài)擴容申請，走流程，等通知，繳費用，而且費用還不低，據(jù)說上海已經(jīng)不允許擴容,南京地區(qū)預(yù)計得6000元/kW，保守估計按照5500元/kW測算，擴容100kW，至少需要55萬的費用。另外一種選擇動態(tài)擴容，通過加裝儲能系統(tǒng)來實現(xiàn)容量擴增，一套100kW/200kWh的儲能系統(tǒng)售價在50萬左右，此外用于動態(tài)擴容的儲能系統(tǒng)還可同時兼顧峰谷套利。動態(tài)擴容不但節(jié)約擴容費用，還可以用戶帶來長期穩(wěn)定收益。動態(tài)擴容非常適用于短時過載(1-4小時最佳)充電不超容的場景。需求側(cè)響應(yīng)確切來說是電網(wǎng)行為，電網(wǎng)公司通過調(diào)度業(yè)主儲能系統(tǒng)的容量來實現(xiàn)對電網(wǎng)整體負(fù)荷供需平衡的調(diào)節(jié)。電網(wǎng)租借你家的儲能系統(tǒng)出工出力，是有償付費行為，比如南方電網(wǎng)給出了0.5元/kWh的調(diào)度費用，江蘇電網(wǎng)準(zhǔn)備按照功率給予一定補償。要得到儲能補貼必須要把儲能系統(tǒng)納入到省級儲能系統(tǒng)調(diào)度平臺（如江蘇省），也就是說到時候儲能系統(tǒng)的運行策略可能不是業(yè)主一個人說了算了，另外只有被調(diào)度了，才會給錢，這更增加了收益的不確定性。定義：輔助服務(wù)是指為維護電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行，保證電能質(zhì)量，除正常電能生產(chǎn)、輸送、使用外，由發(fā)電企業(yè)、電網(wǎng)經(jīng)營企業(yè)和電力用戶提供的服務(wù)。輔助服務(wù)政策與細(xì)則華

北

電

監(jiān)

市

場[2008]112號，《華北區(qū)域發(fā)電廠并網(wǎng)運行管理實施細(xì)則》（試行）華

北

電

監(jiān)

市

場[2008]112號，《華北區(qū)域并網(wǎng)發(fā)電廠輔助服務(wù)管理實施細(xì)則》（試行）國能監(jiān)管[2016]164號，《

關(guān)于促進電儲能參與“三北”地區(qū)電力輔助服務(wù)補償（市場）機制試點工作的通知》自動發(fā)電控制（AGC）有償調(diào)峰有償無功調(diào)節(jié)指發(fā)電機組按電力調(diào)度指令超過基本調(diào)峰范圍進行的深度調(diào)峰，以及發(fā)電機組啟停機調(diào)峰所提供的服務(wù)。指發(fā)電機組在遲相功率因數(shù)小于0.8的情況下向電力系統(tǒng)發(fā)出無功功率，或在進相功率因數(shù)小于

0.97

的情況下向電力系統(tǒng)吸收無功功率，以及發(fā)電機組在調(diào)相工況運行時向電力系統(tǒng)發(fā)出或吸收無功功率所提供的服務(wù)。指發(fā)電機組在規(guī)定的出力調(diào)整范圍內(nèi)，跟蹤電力調(diào)度指令，按照一定調(diào)節(jié)速率實時調(diào)整發(fā)電出力，以滿足電力系統(tǒng)頻率和聯(lián)絡(luò)線功率控制要求的服務(wù)。自動電壓控制（AVC）黑啟動旋轉(zhuǎn)備用指在自動裝置的作用下，發(fā)電廠的無功出力、變電站和用戶的無功補償設(shè)備以及變壓器的分接頭根據(jù)電力調(diào)度指令進行自動閉環(huán)調(diào)整，使全網(wǎng)達到最優(yōu)的無功和電壓控制的過程。指電力系統(tǒng)大面積停電后，在無外界電源支持情況下，由具備自啟動能力的發(fā)電機組所提供的恢復(fù)系統(tǒng)供電的服務(wù)。指為了保證可靠供電，電力調(diào)度機構(gòu)指定的并網(wǎng)機組通過預(yù)留發(fā)電容量所提供的服務(wù)。旋轉(zhuǎn)備用必須在

10

分鐘內(nèi)能夠調(diào)用。調(diào)峰服務(wù)自動發(fā)電控制（AGC）服務(wù)1、AGC服務(wù)按機組計算。1、有償調(diào)峰服務(wù)按機組計量。2、發(fā)電機組提供AGC服務(wù)，按可用時間及AGC服務(wù)貢獻分別補償：1）AGC可用時間補償2、機組因提供深度調(diào)峰服務(wù)造成的比基本調(diào)峰少發(fā)的電量，按照50元/MWh進行補償。裝設(shè)AGC裝置的機組，如果AGC可用率達到98%以上，按AGC可用時間補償10元/小時、AGC可用時間補償費用按月統(tǒng)計。2）AGC服務(wù)貢獻補償3、燃煤火電機組啟停調(diào)峰補償標(biāo)準(zhǔn)如下：單機容量在100MW以下（含100MW）的機組啟停調(diào)峰一次，按機組容量補償500元/MW。單機容量在100MW以上的機組啟停調(diào)峰一次，按機組容量補償1000元/MW。4、燃?xì)饣痣姍C組啟停調(diào)峰一次，按機組容量補償

260元/MW。裝設(shè)AGC裝置并且由相關(guān)電力調(diào)度機構(gòu)AGC主站控制的機組，以參加系統(tǒng)ACE控制的程度進行區(qū)

分，按補償計算時間、調(diào)節(jié)可用容量及調(diào)節(jié)性能的乘積進行補償。補償費用按天統(tǒng)計。調(diào)節(jié)性能對調(diào)節(jié)速率K1，調(diào)節(jié)精度K2，響應(yīng)時間K3三個方面進行考核，其中調(diào)節(jié)速率K1和調(diào)節(jié)精度K2最重要。5、水電機組啟停調(diào)峰一次，按機組容量補償14元/MW。第五部分

微電網(wǎng)介紹微電網(wǎng)（Micro-Grid）也譯為微網(wǎng)，是指由分布式電源、儲能裝置、能量轉(zhuǎn)換裝置、負(fù)荷、監(jiān)控和保護裝置等組成的小型發(fā)配電系統(tǒng)。既可以與外部電網(wǎng)并網(wǎng)運行（并網(wǎng)），也可以孤立運行（離網(wǎng)），是新能源智能電網(wǎng)的重要發(fā)展方向。微電網(wǎng)的提出旨在實現(xiàn)分布式電源的靈活、高效應(yīng)用，解決數(shù)量龐大、形式多樣的分布式電源并網(wǎng)問題

。開發(fā)和延伸微電網(wǎng)能夠充分促進分布式電源與可再生能源的大規(guī)模接入，實現(xiàn)對負(fù)荷多種能源形式的高可靠供給，是實現(xiàn)主動式配電網(wǎng)的一種有效方式，使傳統(tǒng)電網(wǎng)向智能電網(wǎng)過渡。2015年7月，國家能源局發(fā)布了《關(guān)于推進新能源微電網(wǎng)示范項目建設(shè)的指導(dǎo)意見》，強調(diào)新能源微電網(wǎng)代表了未來能源發(fā)展趨勢。122017年3月，國家發(fā)展改革委發(fā)布《國家重點節(jié)能低碳技術(shù)推廣目錄》，指出未來五年國內(nèi)將建逾300座微電網(wǎng)工程。2017年5月，國家發(fā)改委、國家能源局下發(fā)《關(guān)于新能源微電網(wǎng)示范項目名單的通知》，28個新能源微電網(wǎng)示范項目獲批。3452017年7月，國家發(fā)改委、國家能源局制定《推進并網(wǎng)型微電網(wǎng)建設(shè)試行辦法》。2018年2月，國家國家能源局制定《2018年能源工作指導(dǎo)意見》。微電網(wǎng)將儲能技術(shù)和分布式發(fā)電結(jié)合，解決分布式發(fā)電出力波動問題，大大提高分布式電源的有效運行時間和效率。在電網(wǎng)故障、災(zāi)害等特殊情況下，微電網(wǎng)離網(wǎng)運行可保證供電可靠性，加速大電網(wǎng)的故障恢復(fù)。微電網(wǎng)可利用自身的儲能進行削峰填谷，在大電網(wǎng)用電緊張時，可避免配電網(wǎng)的拉閘限電，減少大電網(wǎng)的備用容量。分布式發(fā)電與電網(wǎng)接口采用電力電子裝置，可靈活地控制發(fā)電的有功、無功輸出及電壓輸出，有助于能源的優(yōu)化利用和電網(wǎng)節(jié)能降損。系統(tǒng)特點：光儲直流交換能量，系統(tǒng)效率高設(shè)備并機運行，穩(wěn)定可靠，方便擴容集成本地EMS并離網(wǎng)無縫切換微電網(wǎng)控制裝置，靈活配置，微網(wǎng)自律控制兼容鋰電池和鉛酸電池系統(tǒng)應(yīng)用：獨立光儲離網(wǎng)電站（無人值守）并柴發(fā)/電網(wǎng)優(yōu)化用電成本新能源后備，應(yīng)急供電系統(tǒng)特點：采用標(biāo)準(zhǔn)光伏逆變器和儲能變流器采用集中控制EMS光儲交流側(cè)交換能量，效率低兼容鉛酸，鋰電等常用電池并離網(wǎng)無縫切換微電網(wǎng)控制裝置，集中EMS管理，靈活配置系統(tǒng)應(yīng)用：獨立光儲離網(wǎng)電站（有人值守）并油機、電網(wǎng)優(yōu)化用電成本新能源后背，應(yīng)急供電l

就近消納，提高能源效率微電網(wǎng)內(nèi)部的電來自于天然氣、光伏及風(fēng)電等分布式能源。在西北之類風(fēng)光資源充足的地方，修建大型風(fēng)電場、光伏電站，用戶(工業(yè)園區(qū)、商業(yè)區(qū)、學(xué)校、醫(yī)院甚至大型的地產(chǎn)項目)在接入小型的風(fēng)機、光伏、儲能、燃?xì)廨啓C等電源設(shè)備時，就能使電能就近消納，省去了在電網(wǎng)中傳輸?shù)膿p耗，提高了能源的使用效率。l

單點連接，減少對大電網(wǎng)沖擊微電網(wǎng)與電網(wǎng)系統(tǒng)之間電能交流，是通過微電網(wǎng)與電網(wǎng)系統(tǒng)的公共連接點連接，避免了多個分布式電源與電網(wǎng)系統(tǒng)直接連接。微電網(wǎng)主要用于區(qū)域內(nèi)部的供電，不向外輸送或輸送很小的功率，對電網(wǎng)系統(tǒng)的影響可以忽略不計。l

提高供電可靠性，解決電能需求微電網(wǎng)采用先進的控制方式以及大量電力電子裝置，將分布式電源、儲能裝置、可控負(fù)荷連接在一起，使得它對于電網(wǎng)系統(tǒng)成為一個可控負(fù)荷，并且可以施行并網(wǎng)和獨立兩種運行方式，充分維護了微電網(wǎng)和大電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運行。面臨困難：?

投資成本高（分布式電源、儲能）?

生命周期短與運營維護難（主要是儲能壽命短，微電網(wǎng)控制及能量管理的技術(shù)較復(fù)雜）?

政策支持不足：獨立式的可再生能源（風(fēng)、光等）發(fā)電的計量與補貼申請困難。目前國家對于獨立型微電網(wǎng)，及涉及的可再生能源發(fā)電、儲能、變配電及控制系統(tǒng)，尚無明確的計量標(biāo)準(zhǔn)與支持政策。?缺乏成熟的微電網(wǎng)體系技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)和規(guī)范。第六部分

項目案例分析以廣州某工業(yè)廠房為例,該地區(qū)峰段電價1.0348元/度，時段是14到17點，19點到22點；平段電價0.6393元/度，時段是8到14點，17點到19點，22點到24點；低谷電價是0.3351元/度，時段是00點到8點；當(dāng)?shù)孛摿螂妰r0.453元。該工廠峰值負(fù)載功率為500kVA,工廠是早上8點開工，下午18點收工。一年工作時間為280天左右。電價峰谷平時間/kwh（元）8

140.63931.03480.63931.03480.63930.3351平峰平峰平谷～14

17～17

19～19

22～22

24～0

8～容量kw/kwh150單價/W/Wh2.5項目總價（萬元）（）

（元）37.520.0光伏組件HPS1501.33光儲一體機支架、匯流箱、線纜等材料費鉛炭蓄電池//7.5600160.0125.0總成本????備注kw/p150.03.40.8光伏組件（峰值日照時數(shù)（光伏系統(tǒng)效率）?h/day）??15.00.812.47.7成本回收期在6.8~9.1年，還是在理想的情況，實際成本回收期更長。組件發(fā)電量（萬度）自發(fā)自用率??自用節(jié)省電費（萬元）自用節(jié)省電費（萬元）余電上網(wǎng)電費（萬元）以峰段電價計算以平段電價計算?目前無論是光伏，還是儲能都沒有補貼，依靠貨款去做這個項目，沒有投資價值，所以以下模式設(shè)定為廠房業(yè)主有閑余資金自投，光伏發(fā)電或者儲能用于抵消電費開支，沒有計算資金的貨款成本，以及稅金和租金等各種開支。1.4kwh300.00.85255.00.01644.6每天充電量（電池充放電效率kwh）谷段電價時充電60%DOD?每天放電量（）峰段電價時放電充放電每天節(jié)省電費（萬元）充放電每年節(jié)省電費（萬元）每年合計收益（萬元）?280按照天計算18.413.7以峰段電價計算以平段電價計算每年合計收益（萬元）項目概述：項目在一個工廠廠房，已經(jīng)建了一套1.195MWp的并網(wǎng)光伏系統(tǒng)，專變?nèi)萘?480kVA，該工廠的契約限額是1392kW，需量電費單價42元/VA。希望通過加入儲能來減少峰期時從電網(wǎng)的用電量，減少容量費用和電費；每月開工25天。用電月份用電時段

（kWh）

電量（kWh）用電量

日均用

平均功率

最大功率電價備注用電月份用電用電量日均平均功率（kW）最大功率電價時段（kW）（kW）時段

（kWh）

用電量（kWh）（kW）8:00-8:00-用電量最高月份峰37960

1518.4253.1244.43953921.097

11:00,18:00-21:00用電量最低月份峰2452031440980.8163.5159.22292221.097

11:00,18:00-21:006:00-8:00,11:00-13:00,15:00-18:00,21:00-22:0013:00-15:0022:00-6:006:00-8:00,11:00-13:00,平148880

1955.20.665平11557.60.66515:00-18:00,21:00-22:00平2谷14720

588.831080

1243.2294.4155.43642160.6650.329平2谷836026360334.41054.4167.2131.82491420.665

13:00-15:000.329

22:00-6:00調(diào)度中心能量管理系統(tǒng)環(huán)境監(jiān)測本地監(jiān)控云數(shù)據(jù)公共電網(wǎng)并網(wǎng)關(guān)口光伏逆變器儲能逆變器儲能電池負(fù)荷交流直流通訊光伏陣列方案設(shè)計：該客戶契約電量是1392kW。裝上1.195MWp光伏后，兩個月的需量分別降到了249kW和395kW。但是光伏輸出受天氣影響較大，無法通過光伏來直接減少與供電公司簽訂的契約電量。由已知信息可知，該工廠的契約限額是1392kW，裝接總?cè)萘渴?480kW。契約限額是裝機總?cè)萘康?0%，已經(jīng)是該裝接容量下的最小契約值。如進一步減少容量值，只能通過變壓器減容的方式。當(dāng)前是一臺3480kVA的變壓器?？紤]到光伏的1.195MWp的裝機容量，可將該工廠專變減容，換成一臺1500kVA的變壓器。這樣每月最小契約值為1500*0.4

=

600kW。相比減容之前，每個月可節(jié)省基本電費支出（1392-600）*42

=

33264元。兩個月的日均峰期用電量分別為980.8kW和1518.4kW。綜合考慮，可設(shè)置一套1MW/2MWh的鋰電池儲能系統(tǒng)來減少工廠的最大契約電量，并利用電價峰谷差，谷期充電，峰期放電，節(jié)省電費支出。充放電時段設(shè)置如下：充電時段

22:00-06:00

；

放電時段

8:00-11:00;

18:00-21:00平均每月通過峰谷價差節(jié)省電費支出約為

（1.097-0.329）x

2000

x

0.8

x

0.9

x

25=

27648元，則平均每年產(chǎn)生總收益約為：（3.32+2.76）

x

12=72.96萬元容量kw/kwh500單價項目數(shù)量

總價（萬元）/W/Wh0.44（）

（元）PCS500電池架、線纜等材料費和人工費2/4410//BMS鋰電池（含與20002/400454模組）總成本??成本回收分析：總成本約454萬元，每年收益約72.96萬元，則成本回收期約454÷74.4=6.22年（理想情況）一、系統(tǒng)情況客戶背景和需求削峰填谷>1000每天用電量（kwh）平均功率（kw）峰值負(fù)載（kw）客戶后備時間（h）>200500并網(wǎng)PCS，無后備功能PCS型號PCS100*2>98%磷酸鐵鋰電池80%PCS的效率電池類型放電深度電池容量（KWH）循環(huán)次數(shù)充電效率（包含電池和PCS的效率）放電效率（包含電池和PCS的效率）200350094%94%二、收益分析1、峰谷電價差收益：2、容量補償收益：設(shè)計電池充電時間在谷期，電價0.37，充電量：200KWH*80%/94%=170KWH，電費49元設(shè)置電池放電時間在峰期，電價1.08，放電量：200KWH*80%*94%=150KWH，電費162元每天的電費收益：162-49=113元，年收益為113*365=41245元。在加入儲能系統(tǒng)前，基本電費按照峰值功率500KW來定容計算，加入儲能系統(tǒng)后，最大可減少容量200KW每月節(jié)省電費為：200*24=4800元，每年57600元3、成本回收期分析：PCS100價格約10萬/臺，鋰電池價格約2元/wh，線纜等輔材價格約2萬，則總成本20+40+2=62萬，則成本回收期約62÷（4.12+5.76）=6.27（理想情況下）以河南西北部某市大型工業(yè)區(qū)光儲充停車場為例：光伏裝機458.64kw（1764塊260Wp組件）；逆變器：14臺30k；直流充電樁功率：360kw（

30K*12

）；交流充電樁功率：84kw（

7K*12

）；PCS:2臺150kw；儲能電池：2000KWH，鋰電池；建設(shè)好光伏車棚后，通過二次配置形式，在光伏車棚項目基礎(chǔ)上施加充電樁項目。該工業(yè)區(qū)工作時間是08:00~22:00，每年約280個工作日。u車棚光伏發(fā)電利用：交流配電PCS白天光伏發(fā)電期間屬于電價高峰時段或用電高峰期，光伏發(fā)電自直接供本地負(fù)荷使用，自發(fā)自用實現(xiàn)光伏發(fā)電收益最大化。電網(wǎng)直流充電樁交流充電樁光伏發(fā)電系統(tǒng)uPCS鋰電池儲能系統(tǒng)充電：鋰電池儲能在電價低谷時段由電網(wǎng)向其充電（晚上10點-

早上8點，300kW功率PCS向鋰電池儲能系統(tǒng)充電7.5個小時，即可充滿2000kW·h電池容量，考慮0.9的充放電效率）。系2000kW.h充電樁系統(tǒng)組串逆變器uPCS鋰電池儲能系統(tǒng)放電：電價

（元/kwh）峰谷平時間白天儲能系統(tǒng)向充電樁輸出電能，或在電能盈余情況或電價高峰時段，儲能系統(tǒng)釋放電能供本地負(fù)荷使用。峰平峰谷08～1212～1818～2222～080.960.621.070.33總結(jié)：通過利用PCS鋰電池儲能系統(tǒng)的電能雙向流動和峰谷分時電價，即電能“低價儲存，高價使用”，一方面實現(xiàn)充電樁供電低成本，另一方面還可以在高峰電價時段減少本地負(fù)荷用電量，節(jié)省了電費。陣列傾斜面平均月平均峰值月份日輻射（kWh/m2/日）日照小時數(shù)（h）1月份2月份3月份4月份5月份6月份7月份8月份9月份10月份11月份12月份合計2.923.594.345.395.75.474.874.563.913.432.992.6249.7990.52100.52134.54161.70176.70164.10150.97141.36117.30106.3389.70經(jīng)計算，本項目地的年峰值日照小時數(shù)為1514.96

h，每日的峰值日照小時數(shù)約4.15

h。81.221514.96項目地光伏電站頂峰值日照小時數(shù)及理論發(fā)電量統(tǒng)計表年份第1年第2年第3年第4年第5年第6年第7年第8年第8年第10年第11年第12年第13年發(fā)電量（