研究院光储充技术方案

ii安科瑞研究院风光储充项目技术方案编制：司文旭部门：综合研发部安科瑞电气股份有限公司目录TOC\o"1-3"\h\u226801背景与意义 4284211.1项目背景 4186721.2项目意义 4185072项目现状及目标 5135252.1项目基本情况 5147372.2气象资料 7280992.3气象影响分析 7260352.4项目屋面情况 8279673设计依据 8168214总体方案 1060024.1系统拓扑 1080724.2系统特点 1190395详细设计方案 13235705.1光伏系统配置方案 13237945.1.1设计原则 13129315.1.2系统方案 13236025.1.3光伏组件 1418435.1.4并网逆变器 15226415.1.5微气象 17201345.1.6系统配置方案 19194985.2风电系统配置方案 2064995.2.1风力发电系统 20281245.2.2风机选型 21214345.2.3控制逆变一体机 22289785.2.4系统配置方案 241935.3充电系统配置方案 24232035.3.1系统方案 24127965.3.2充电桩 25166095.3.3充电付费平台 27188385.4储能系统配置方案 28293765.4.1系统方案 28171725.4.2储能系统方案一 28280485.4.3储能系统方案二 34242935.4.4储能系统安装方案 37120225.5光储充监控系统 40121025.5.1系统方案 4017275.5.2监控管理 41146605.5.3主要功能 42287585.5.4能量管理 43130366系统配置清单及报价 45309017光伏发电量估算 50286517.1系统效率分析 5074327.2逐年发电量估算 51225647.3电量消纳情况分析 52121357.4并网收益情况分析 53245878风力发电估算 55313049项目效益 55309189.1节能和减排效益 55247319.2社会效益分析 56背景与意义项目背景随着智能电网建设的逐步全面推进，在分布式电源、微电网、能源互联网、电动汽车等新兴元素不断发展的情况下，传统配用电网正在发生巨大的变化，面临新的形势，即支持大规模可再生分布式能源发电的并网和支持与用户的互动以适应电动汽车发展需要。这些分布式发电设备接入配电网，功率双向流动，对电网来说是个很大的挑战。电动汽车充电功率达数百千瓦，需要建设专用充电设施，根据发展趋势来看未来电动汽车充电负荷要在电网总负荷中占很大的比例，而电动汽车的充电存在着一定的随机性，对电网来说，这是巨大的功率平衡资源，通过执行分时电价，引导用户主动调整电动汽车充电的时间，将显著地减少峰谷负荷差，提高电网现有容量的利用率；此外，还可以很好地补偿可再生发电的间歇性，减少对系统备用容量的需求。所以，分布式可再生能源接入和电动汽车的发展是低碳经济、节能减排发展的需要，其发展趋势毋庸置疑。长远来看，未来的微电网向着更高的可靠性、更优质的电能质量、适应分布式新能源接入和电动汽车充换电的需要方向发展，高级量测体系、性价比更高的通信网络、智能的综合控制调度和能量管理系统将为微电网的生产管理水平和供电可靠性水平的提高起到重要作用，将深化智能电网的建设。项目意义本项目是涵盖风光储充用的微电网示范项目，通过项目的建设探索建立容纳高比例波动性可再生能源电力的发输(配)储用一体化的局域电力系统，探索电力能源服务的新型商业运营模式和新业态。（1）因地制宜，创新机制。结合园区实际和新能源发展情况建设联网型微电网，以新能源为微电网的主要供电方式，探索在联网模式下独立供电与大电网结合的技术，以及在新能源微网联网模式下的电网营销经营管理新模式。（2）多能互补，自成一体。项目实现各类分布式能源、储电及高效用能技术相结合，通过智能电网及能量管理系统，形成以可再生能源为主的高效一体化分布式能源系统。（3）技术先进、经济合理。项目通过集成分布式能源及智能一体化电力能源控制技术，形成先进高效的能源技术体系；与公共电网建立双向互动关系，能够平抑可再生能源波动性，消减电网峰谷差，替代或部分替代调峰电源，能接受和执行电网调度指令；并网点的交换功率和交换时段可控，且有利于微电网内电压和频率的控制；通过离并网控制保障本地全部负荷或重要负荷的连续供电；为以后灵活参与电力市场交易，使新能源微电网在一定的政策支持下具有经济合理性。（4）典型示范、易于推广。项目在既有条件的基础上充分探索各类分布式能源和微电网技术应用，创新管理体制和商业模式；整合各类政策，形成具有本地特点且易于复制的典型模式，在示范的基础上逐步推广。项目现状及目标项目基本情况江阴微电网研究院位于江苏省无锡市江阴市澄江街道新澄路9号，目前江阴研究院配置有专门的配电间，10kV进线接入配电间，其内部包含1台SCB15-500/10非晶合金干式变压器、1台进线柜、1台无功补偿柜以及4台馈线柜。4台馈线柜分别为办公楼、宿舍楼、展厅楼、变电所、户外景观照明、屋顶、消防、中心机房、电梯等供电，并预留部分抽屉柜做扩展用。同时，配电间也预留储能间，为后续储能设施的安放提供空间。江阴研究院变配电间与系统图如下图所示：图SEQ图\*ARABIC1变配电间平面图图SEQ图\*ARABIC2变电站系统图研究院接受电压等级为10kV，报装容量为500kVa，全年用电量约为68万kWh，当下研究院的用电负荷为100kW，考虑未来的扩展使用、夏季和冬季的空调使用、充电桩的使用，未来平均负荷功率约为300kW。电费计算方式为变压器容量计费、度电费用与调整力率费用，其中度电费用为一部制的固定价格0.71元/kWh。目前各用电回路和用电设备均未安装计量表具，只能人工从关口表抄取研究院的总用电量，对各用电回路和用电设备的用电状态和电能流向没有清晰的了解，用电管理的方式比较原始，各项电能管理规章制度不够完善，节电节能相关技术运用不足，有着较大的提升空间和节电潜力。气象资料本项目位于江阴市位于江苏省南部，介于北纬31°40′34″至31°57′36″，东经119°59′至120°34′30″之间。北枕长江，与靖江隔江相望；南近太湖，与无锡接壤；东邻张家港、常熟，距上海150千米；西连常州，距南京150千米。总面积987.5平方千米。全年温暖湿润，热量条件好，年平均气温15.7℃夏季最热月平均气温28.3℃。年平均无霜期240多天，日照较足，日照百分率43%。一年中最热是7月，最冷为1月。常见的气象灾害有台风、暴雨、连阴雨、寒潮、冰雹和大风等。7-8月日照时数最多。降水丰沛，全年有雨，年平均雨日136.6天，年平均降水量1177毫米，春夏雨水集中，地面水、地下水丰富。表1项目安装地气候信息序号名称参考值备注1年平均温度15.7℃2最高气温39.4℃3最低气温-14.2℃4海拔高度6m5日均日照峰值时间3.46h6经纬度北纬31.45288；东经120.01174气象影响分析（1）环境温度条件分析根据当地气象站的多年实测气象资料，本工程场址区的多年平均气温15.7℃，多年极端最高气温39.4℃，多年极端最低气温-14.2℃。因此，按本工程场区极端气温数据校核，本项目太阳电池组件的工作温度可控制在允许范围内。同时，该场地气温相对温和，有利用光伏发电系统提高发电量。（2）最大风速、风沙影响分析本项目建设于江阴安科瑞屋顶，四周无遮挡，场址区多年最大风速为23.7m/s。太阳能电池组件迎风面积较大，组件支架设计必须考虑风荷载的影响。并以太阳电池组件支架及基础等的抗风能力在25年风压下不损坏为基本原则。（3）积雪影响分析太阳能电池板最低点距地面距离H的选取主要考虑以下因素：a.高于当地最大积雪深度；b.防止动物破坏；c.满足配重计算要求；由于宜江阴地区不存在积雪，故场址区积雪对太阳能电池板的安全性没有影响。（4）冰雹灾害光伏组件表面是钢化玻璃，均通过光伏组件耐冰雹冲击试验，可承受普通冰雹的撞击。项目屋面情况根据勘察，确定屋面状态良好，场地内临时用水用电设施完善，厂区内外道路通畅平整，完全具备施工条件。设计依据下列标准中所列条款通过本规范引用而成为本规范的条款。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本技术规范书。凡是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/T7424.1-2003《光缆第一部分：总规范》GB/T14549-1993《电能质量公用电网谐波》GB/Z17625.6-2003《电磁兼容限值对额定电流大于16A的设备在低压供电系统中产生的谐波电流的限制》GB/Z17625.6-2003《电磁兼容限值对额定电流大于16A的设备在低压供电系统中产生的谐波电流的限制》GB50052-2009《供配电系统设计规范》GB50054-2011《低压配电设计规范》GB50065-2011《交流电气装置的接地设计规范》GB50150-2006《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50168-2006《电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范》GB50169-2006《电气装置安装工程接地装置施工及验收规范》GB50208-2011《地下防水工程质量验收规范》GB50217-2007《电力工程电缆设计规范》GB50217-2007《电力工程电缆设计规范》DL/T5161.1～5161.17-2002《电气装置安装工程质量检验及评定规程》JGJ118-2012《冻土地区建筑地基基础设计规范》DLGJ154-2000《电缆防火措施设计和施工验收标准》GA161-1997《防火封堵材料的性能要求和实验方法》Q/GDW0214031-2014041-2010《配电自动化技术原则》Q/GDW0214035-2012010配电自动化远方终端(DTU)技术规范(一)Q/GDW0214036-2012010配电自动化远方终端(DTU)技术规范(二)Q/GDW553.1-2010基于以太网的无源光网络（EPON）系统第一部分：技术条件国家电力监管委员会第5号令《电力二次系统安全防护规定》Q/GDW1807—2012终端通信接入网工程典型设计规范。QC/T743-2006《电动汽车用锂离子蓄电池》Q/GDW237-2009《电动汽车光充储布置设计导则》Q/GDW238-2009《电动汽车光充储供电系统规范》Q/GDW382-2009《配电自动化技术导则》及编制说明Q/GDW397-2009《电动汽车非车载充放电装置通用技术要求》Q/GDW398-2009《电动汽车非车载充放电装置电气接口规范》Q/GDW399-2009《电动汽车直流供电装置电气接口规范》Q/GDW400-2009《电动汽车充放电计费装置技术规范》《国家电网公司电动汽车充电设施建设指导意见》《国家发展改革委办公厅关于开展大型并网光伏示范电站建设有关要求的通知》太阳能光伏发电及各专业相关的设计规程规定太阳能电站有关设计规程规范GB_T_2297-1989太阳光伏能源系统术语GB50797-2012光伏发电站设计规范分布式光伏发电项目接入系统典型设计GB/T20046-2006光伏（PV）系统电网接口特性GB/T19939-2005光伏系统并网技术要求CECS85-96太阳能光伏电源系统安装工程施工及验收技术规范SJ-249-11127光伏（PV）发电系统过电保护-导则CECS84-96太阳光伏电源系统安装工程设计规范GB/T8897.4-2002《原电池第4部分锂电池的安全要求》GB/T18287-2000《移动电话用锂离子蓄电池及蓄电池组总规范》GB/T18332.2-2001《电动道路车辆用金属氢化物镍电池》GB/T2900.11-1988《蓄电池名词术语》GB

51048-2014

《电化学储能电站设计规范》Q/GDW1885-2013《电池储能系统储能变流器技术条件》NB/T31016-2011《电池储能功率控制系统技术条件》总体方案系统拓扑本次改造主要是在原有的基础上增加光伏发电系统、风电系统、储能系统、充电桩及相关电量计量装置。改造后研究院的配电系统图如下图所示，其中红色部分为本次要增加的内容。图SEQ图\*ARABIC3系统拓扑光伏系统：本项目通过在展厅楼楼顶安装300kW的光伏系统，成为新能源发电的主体。因光伏受自然条件影响，波动幅度较大，所以微网控制系统应重点对光伏发电设备进行监控和调度。风电系统：本项目通过安装6台1kW小型风力发电设备，功率总计6kW，用于风电系统研究。储能系统：本项目通过配置50kW/100kWh的储能系统，作为微电网唯一储能系统储是调节微电源性能，保证敏感负荷供电质量，抑制系统振荡的重要环节，同时承担削峰填谷功能。每台锂电池的就地控制、保护配套的BMS提供，微电网控制系统通过通讯实现对BMS进行整体调配及控制。交充电桩：本项目包括5台7kW的交流充电桩、1台80kW和1台120kW的直流桩。这些充电桩就地保护及控制由充电桩本体负责，微电网控制系统通过通讯实现对充电桩的管理调度。系统特点本项目将建设成为集市电、光伏、风电、储能、充电桩、传统负荷为一体的基于0.4kV交流母线的多源微电网系统。通过对微电网内部发电与用电的联合控制，统一管理与调度，实现研究院负荷的动态管理，根据设备运行情况调整负荷的保护等级。为了实现整个微电网系统管理、监测与控制，本项目监控系统的架构如下图所示：图SEQ图\*ARABIC4监控系统架构（1）系统采用三层架构，最上层为能量管理系统，中间层为中央控制系统，最下层为设备层。该系统是一个能够实现自我控制、保护和管理的自治系统，能实现离并网切换，既可与外部电网并网运行，也可以孤立运行。（2）系统具备完善的通讯、监测、管理、控制、预警和保护功能，长时间持续安全运行。可通过上位机对系统运行状态进行检测，具备丰富的数据分析功能。（3）系统的能量调度策略由能量管理系统根据储能电池的SOC状态灵活地调整和设置。（4）系统和电网并网运行，通过对分布式电源及负荷的预测，实现系统的经济运行和智能调度。详细设计方案光伏系统配置方案设计原则光伏发电系统设计要求高可靠性能，保证在较恶劣条件下的正常使用；同时要求系统的易操作和易维护性，便于用户的操作和日常维护。考虑屋顶光伏的特殊性和并网系统在安装及使用过程中的安全及可靠性，同时减少光伏阵列到逆变器之间的连接线及方便日后维护，建议选用组串逆变器型式。光伏发电系统在可靠地满足负载需要的前提下，进行合理的配置，尽量减少系统规模，降低投资费用。系统方案本工程按分布式系统进行设计，不使用追日系统和聚光系统，组件以固定倾角安装，通过企业低压配电系统并网，实现“自发自用、余电上网”。装机容量根据当前的负荷用电、用电价格、安装位置以及投入的成本信息，确定本项目的装机容量为300kW。预计投入运行后，综合自用比例可达到90%以上。倾角设置固定式安装的最佳倾角选择取决于诸多因素，如：地理位置、全年太阳辐射分布、直接辐射与散射辐射比例、负载供电要求和特定的场地条件等。光伏组件方阵的安装倾角对光伏发电系统的效率影响较大，对于固定式列阵具体实施时，太阳光伏发电组件板要用适当的方位角和倾斜角安装，确保太阳电池组件得到最优性能；安装地点的选择应能够满足组件在当地一年中光照时间最短天内，太阳光从上午9：00到下午3：00能够照射到组件。组件最优安装倾角是由场址纬度和太阳辐照量的月际分布决定，可依据场址水平面太阳辐射数据为基础，对倾斜面太阳能总辐射量计算方法进行优化，计算得到最优倾角。本项目在彩钢瓦屋面安装，从降低光伏系统额外增加负载角度考虑光伏方阵的安装方式采用固定倾角安装方式，彩钢瓦屋面固定支架倾斜角为屋面本身倾角3°左右，北坡屋面架高后角度为3°。采用光伏专用夹具与屋面彩钢瓦夹持的方式安装固定光伏系统支架，不破坏屋面防水层结构；南坡屋面光伏组件与屋面倾角一致直接敷设，北坡屋面搭建后立柱水平倾角为3°。支架结构采用铝合金型材采用螺栓紧固件固定安装，螺栓采用304不锈钢材质保证使用年限＞25年。发电量计算根据项目的装机容量、安装地点、安装方式可知，进行计算首年发电量，如下所示：具体详见第六章内容。表2光伏发电量估算表装机容量（kW）日平均峰值小时数（h）年日照峰值小时数（h）年首发电量（万kWh）3003.46126430.336注：发电效率按照80%进行计算光伏组件常见的太阳能组件类型有多晶硅、单晶硅、非晶硅薄膜等，几种常用的太阳能电池技术性能相比较而言：（1）晶体硅太阳能电池组件技术成熟，且产品性能稳定，使用寿命长。（2）商业用化使用的太阳能电池组件中，单晶硅组件转换效率最高，多晶硅其次，但两者相差不大。（3）晶体硅电池组件故障率极低，运行维护最为简单。（4）在开阔场地上使用晶体硅太阳能电池组件安装简单方便，布置紧凑，可节约场地。（5）尽管非晶硅薄膜电池在价格、弱光响应、高温性能等方面具有一定的优势，但是使用寿命期较短。考虑晶硅电池组件的成熟性和性价比，并且在国内外大规模使用。本项目采用多主栅高效PERC电池结合电池切半技术，产品具有更高的输出功率，有效降低单瓦系统成本；产品在遮挡损失、温度系数方面表现优异，同时电池切半技术有效降低高功率组件的热斑风险，在系统应用中表现出更优的发电性能及可靠性。图SEQ图\*ARABIC5JKM550M-72HL4-V表3JKM550M-72HL4-V单晶组件550Wp相关参数表组件规格（Wp）550组件尺寸（mm）2278mm×1134mm×35mm开路电压(V)49.62最大功率点工作电压（V）40.9短路电流（A）14.03最大功率点工作电流（A）13.45组件效率%21.29工作温度（℃）-40~+85重量（Kg）28并网逆变器逆变器是太阳能光伏并网发电系统中的一个重要元件，其主要功能是将太阳能电池板发出的直流电逆变成交流电，并送入电网，同时实现对中间电压的稳定，便于前级升压斩波器对最大功率点的跟踪，并且具有完善的并网保护功能，保证系统能够安全可靠地运行。太阳电池组件被连接成几个相互平行的串，每个串都连接单独的一台逆变器，即成为“组串逆变器”。这样，各光伏组串在直流侧无并接关系，而是在交流侧与电网并接。每个组串并网逆变器具有独立的最大功率跟踪单元，从而减少了太阳电池组串最佳工作点与逆变器不匹配的现象和阳光阴影带来的损失，增加了发电量。本项目为屋顶分布式光伏，项目建设规模为300kWp，采用低压400V并网入企业自有变压器中，故本项目优先选用高性能组串式逆变器，直流侧采用1100V系统，交流侧400V系统适合本项目使用。图SEQ图\*ARABIC6SUN2000-100KTL-M0逆变器本项目选用的逆变器参数如下表。表4组串型光伏逆变器技术参数效率最大效率98.6%输入最大输入电压1,100V每路MPPT最大输入电流26A每路MPPT最大短路电流40AMPPT电压范围200V~1,000V额定输入电压600V输入路数20MPPT数量10输出额定输出功率100,000W最大视在功率110,000VA最大有功功率(cosφ=1)110,000W额定输出电压3×220V/380V,3×230V/400V,3W+N+PE输出电压频率50Hz额定输出电流152.0A（380Vac），144.4A（400Vac）最大输出电流168.8A（380Vac），160.4A（400Vac）功率因数0.8超前...0.8滞后最大总谐波失真＜3%保护输入直流开关支持防孤岛保护支持输出过流保护支持输入反接保护支持组串故障检测支持直流浪涌保护TypeII交流浪涌保护TypeII绝缘阻抗检测支持残余电流监测支持显示与通信显示LED指示灯，蓝牙+APPRS485支持USB支持MBUS支持常规参数尺寸（宽x高x厚）1,035×700×365mm重量（含挂架）85kg工作温度-25°C~60°C冷却方式智能风冷最高工作海拔5,000m(>4,000m降额)相对湿度0~100%输入端子MC4输出端子OT端子防护等级IP66拓扑无变压器微气象为实现对光伏发电的监测与光伏效率监控，需对日照、温度、风速等环境信息进行在线监测。本项目选择山东仁科测控技术有限公司的RS-QXZN标准版气象站：图SEQ图\*ARABIC7微气象站RS-QXZN标准版气象站是一款标准配置的气象站。该设备具有1路ModBus-RTU主站接口（风速、风向、土壤温度水分、空气温湿度、噪声、空气质量、大气压力、光照、雨雪、紫外线、总辐射、CO、O3、NO2、SO2、H2S、O2、CO2等）、1路雨量采集（总雨量+瞬时雨量+日雨量+当前雨量）、1路氮磷钾，2路继电器输出（选配）；该设备可通过GPRS上传或网口上传方式将数据上传值监控软件平台，同时该气象站还带有1路ModBus-RTU从站接口也可将数据通过485通信的方式上传至客户的监控软件或PLC组态屏等；还能外接1路LED屏显示（默认点阵数96*48）。表5微气象站技术参数参数名称范围或接口说明供电外部电源供电220VAC交流电双供电支持220V市电与太阳能板双供电（优先市电供电，当市电断电后太阳能板和蓄电池提供供电，设备正常工作不会间断）太阳能供电配套蓄电池（蓄电池续航时间7天左右）数据上传接口GPRS无线通过GPRS方式上传数据4G通过4G方式上传数据RJ45网口通过网口方式上传数据和GPRS或4G上传方式无法共存ModBus-RTU从站接口支持外部设备通过ModBus-RTU协议问询气象站中的数据。数据采集通信接口主RS485接口能够采集485接口的变送器的数据，最长通信距离≥1500米点阵LED屏显示接口LED屏显示接口默认搭配96*48点阵的室外屏2路继电器输出（选配）继电器干接点输出继电器容量：250VAC/30VDC5A可用作远程控制1路翻斗式雨量计脉冲信号输入采集磁开关脉冲信号进行雨量计量默认脉冲当量：0.2mm可上传瞬时雨量、日雨量、当前雨量及累计雨量值。（默认采用第二路开关量作为雨量计输入）数据上传间隔2S~10000S数据上传间隔2S~10000S可设（默认30s）系统配置方案本项目设计光伏装机容量为300kW（变压器容量为500kVA，极限条件下光伏发电功率占比60%，满足设计要求），按照550Wh的光伏组件进行装设，需要光伏组件数为300000W÷550W=545块，即光伏装机容量为299.75kW。逆变器选择100kW组串式逆变器，其MPPT跟踪范围为200～1100VDC，最大直流输入电压为1100VDC。根据以上数据，考虑极限温度计算光伏组件的串联数量：逆变器的最大输入电压1100V÷49.62V=22块；额定电压600V÷49.62V=12块，即光伏组件数为12块~22块之间，为了保持逆变器的长期运行，本项目选择15块光伏组件组成一个组件串，即750V电压接入逆变器。按照15块光伏组件进行接入逆变器，则共计36路，其中35路是15块组件，1路是20块组件。本项目选择的逆变器最多支持输入路数为20路，则需要100kW的逆变器2台，每台逆变器分别接入18路组件串。（容配比为1.495，参照《NB/T10394-2020光伏发电系统能效规范》，采用固定式的单面组件容配比为1.5时，扁平化发电成本为最优，满足设计要求）图SEQ图\*ARABIC8光伏方案系统框图风电系统配置方案风力发电系统风能并网发电系统是利用风力发电机组将风能转换为交流电能，风力发电机输出的幅值、频率均不稳定的交流电，经过控制器整流成直流电后输出给逆变电源，由逆变电源转换成幅值、频率均稳定的交流电，经过电度表计量后，直接馈入直流电逆变为AC380V、50Hz的三相交流电。并网逆变器输出交流电汇总到低压交流开关柜，与变电所内的AC380V端并联，系统采用220/380VAC三相五线制输出，直接与配电室变压器二次端并网运行。风能并网发电系统具有逆功率保护、防孤岛、短路过流、过压等保护功能，确保风能系统安全、可靠的发电并网运行。图SEQ图\*ARABIC9系统示意图在整个风能并网供电系统中，各部分发挥着不同的作用：（1）风力机组部分：捕获风能并将风能转化为交变电能；包括风力发电机组、塔架、地基、线缆等。（2）并网控制部分：控制风机系统的安全正常运行，内置整流模块输出直流电能，并对输出最高电压进行限制，保护后端逆变器；包括并网控制器、泄荷器、线缆等。（3）逆变部分：将控制器输出的直流电逆变成交流电并将能量馈入电网，带升压变隔离；包括并网逆变器、线缆等。（4）卸荷部分：实现智能控制风力发电机进行刹车停机，确保风力发电机在异常工况下的安全。风机选型本项目所搭建的风电系统需要接入宿舍楼的供电系统内，即需要并网运行。经与风电厂商进行沟通，考虑楼顶安装承重的因素，因此本项目采用的风力发电机为江苏乃尔风电技术开发有限公司的NE-1kH510垂直轴风力发电机。图SEQ图\*ARABIC10NE-1kH510风力发电机相关技术参数如下：表6风力发电机技术参数名称参数额定功率1kW启动风速2.5m/s工作风速5-20m/s安全风速45m/s风轮高度2.2m风轮直径1.67m叶片材料5pcs铝合金材质电机壳体合金钢电机额定转速300r/min发电机三相交流控制系统电磁输出电压AC400V工作温度-20℃~60℃速度控制电磁控制逆变一体机伴随风机的控制逆变一体机主要完成风机输出的交流电转换成并入电网的交流电，其外置卸荷器。图SEQ图\*ARABIC11NECI-GT30-380控制逆变一体机相关技术参数如下：表7控制逆变一体机技术参数型号NECI-GT30-380额定输入功率3kW最大输入功率3.5kW额定输入电压380Vac输入电压范围80Vac-600Vac手动制动5s.长按按键5s，完全卸荷，再次长按5s恢复，空气开关闭合时，三相交流短路过风速制动（可选）（0~30m/s可设定），达到系统设定风速时完全卸荷，风速低于15m/s且10min后自动恢复（目前没有需要预留）过转速制动（可选）500转/分（出厂值，0~1000转/分可设定）达到系统设定转速时完全卸荷，10min后自动恢复；交流输出参数电网相位数三相额定输出功率3kW额定电网电压380Vac电网电压范围330~415Vac额定电网频率50Hz电网频率范围49Hz~51Hz额定输出电流4.6A额定功率因数＞0.98电流总谐波畸变率＜5%保护功能输出侧过电压/欠电压保护有交流输出过频/欠频有交流短路保护有浪涌保护有防孤岛效应保护有过温保护有防雷保护有通用参数显示方式LED显示内容风电、卸荷、电网、故障监控模式RS485/GPRS监控内容风电转速、风电功率；交流输出电压、交流输出电流、交流输出功率；故障代码等效率＞93%环境温度-20℃～+40℃湿度0%~90%,无凝露噪音≤65dB冷却方式自散热外壳防护等级IP20产品尺寸(宽×高×深)370×545×185mm产品净重19kg卸荷箱尺寸(宽×高×深)300×550×55mm卸荷箱净重14kg系统配置方案本项目风电装机主要用于满足研究需求，对容量要求不是很高，按照选择的风机类型进行装设，需要6台风机。图SEQ图\*ARABIC12风电方案系统框图充电系统配置方案系统方案充电系统主要由充电设备与监控平台组成。充电设备为5台7kW交流充电桩、1台80kW直流桩、1台120kW直流桩；所选充电桩由分流器、接触器、充电连接电缆及车辆插头、充电控制器、状态指示灯、计量模块、辅助电源模块等部件组成。充电桩可显示各状态下的相关信息，包括运行状态、充电电量、计费信息等；显示字符应清晰、完整，没有缺损现象，不依靠环境光源即可辨认。具有外部手动设置参数和实现手动控制的功能和界面；内部安装电能表，对充电桩输出电能量进行计量，可实现充电计量信息向电动汽车收费云平台远程传输的功能；可实现APP扫码启停功能。图SEQ图\*ARABIC13充电桩系统框图充电桩充电桩作为电动汽车的能量补给装置，类似于加油站里面的加油机，可以安装于公共建筑和居民小区的停车场或充电站内，为各种符合充电连接标准的电动汽车充电。本项目选用的交流充电桩参数如下表。表8交流充电桩技术参数产品型号7kW交流充电桩(AEV-AC007D-LCD)安装方式立柱式技术指标额定功率7kW输入电压AC220V±15%输入模式单相三线制工作频率45~55Hz输出电压AC220V输出电流0~32A输出接口单枪防护等级IP65材质PC/ABS工作环境温度-20℃~55℃保护功能具备防雷保护、过载保护、短路保护、漏电保护通讯方式4G、蓝牙、WiFi支付方式刷卡支付、APP扫码支付（小程序）产品执行技术标准NBT33008，GB/T202342-2015，GB/T184871-2015产品尺寸（宽深高）372×262×141mm3立柱尺寸300×234×1450mm3重量5kg+20kg产品型号120kW直流充电桩(AEV-DC120S)安装方式立柱式直流侧最大输出功率120kW输出电压范围200~750Vdc最大输出电流250ABMS辅助电源12Vdc最大效率≥95%交流侧额定输入电压380AC(三相五线制，3W+N+PE)输入电压范围304~456Vac输入频率范围45~65Hz计费方式直流电表（标配）通讯接口以太网（标配），4G(选配)人机界面7寸真彩触摸屏机械部分宽深高800×600×1650mm工作模式计量方式直流电表计量冷却方式强制风冷支付方式刷卡、扫描二维码环境安全防护等级IP54（室外）冷却强制风冷存储温度-40℃~70℃工作温度-20℃~50℃相对湿度0~95%，无冷凝海拔高度海拔2000米以下，超过按GB/T3859.2降额使用表9直流充电桩技术参数（a）7kW交流充电桩(AEV-AC007D-LCD)（b）120kW直流充电桩(AEV-DC120S)图SEQ图\*ARABIC14交/直流充电桩充电付费平台充电付费平台提供以充电业务为核心，串联充电设施采购、建站运营、售后维护、停车管理、分时租赁、整车销售、保险服务、周边商场等业务线，满足企业多元化需求，促进生态圈企业融合共生，放大整体价值，助力企业持续发展。1、能量管理。通过对配电网内的发电设备和用电负荷进行实时监测，结合电价和充电需求，进行智能充电控制。2.设备状态监测。通过各种先进的传感技术、数字化技术、嵌入式计算机技术、广域分布的通信技术、在线监测技术以及故障诊断技术实现各充电站设备运行状态的实时感知、监视、分析、预测、故障诊断和评估。变计划检修为状态检修，提高设备的利用率。3.客户端手机APP。客户端手机APP可以接入智慧云平台，实现客户与智慧云平台的互联互通，实现充电桩搜索、充电引导、账户查询等功能。4.大数据分析。通云平台，连接并管理充电站、充电网络、储能与光伏站，利用大数据分析了解充电需求，进行充电网络的规划。储能系统配置方案系统方案储能系统是微电网系统的重要部分，储能系统主要由储能电池模组及电池柜、电池管理系统(BMS)、消防系统、储能变流器（PCS，带隔离变）、汇流柜、配电柜、高柜集装箱及相关电气辅件组成。磷酸铁锂电池具有较高的安全性，电池不会因过充、过放、温度过高、短路、撞击而产生爆炸或燃烧。同时磷酸铁锂电池为绿色环保电池，不含任何重金属与稀有金属，无毒(CE认证通过)、无污染，符合中国ROHS规定。本项目根据光伏系统、负荷系统的需求，选择容量为50kW/100kWh的储能系统进行配置。相关设备的选型如下：储能系统方案一本方案采用各设备单独采购的方式进行配置，相关设备选型如下所示：电池成组系统由1组106.6kWh的储能电池簇组成，该电池簇由30个电池模块组成，系统标称电压为720V。相应技术参数如下表：表10电池模块&电池簇技术参数表电池模块电池类型磷酸铁锂电池模块容量（kWh）3.552电池模块电压（Vdc）48电池模块容量（AH）74尺寸（宽*深*高，mm）442×390×132防护等级IP20重量（Kg）32循环次数5000工作温度（℃）0~50储存温度（℃）-20~60运输证明UN38.3电池簇成组方式2P15S主要部分-机架尺寸(W*D*H)600*505*2130mm重量557kg标称容量74Ah标称能量106.6kWh标称电压720运行电压652.5~810V转换效率96%放电深度90%工作温度0-50℃湿度5-95%设计年限15+循环寿命5000运输认证UN38.3其他：（1）二级主控尺寸（宽*深*高mm）（2）电池模块尺寸（宽*深*高mm）442*390*132442*390*132锂电池储能系统接入低压400V交流系统，能量管理系统（EMS）根据供电峰谷和光伏发电特性，在谷段或光伏高发阶段对电池进行充电，将多余电能储存起来，在峰段将能量回馈到400V交流系统供直流充电桩、办公楼负载用电，还可以平滑光伏发电的波动性。电池管理系统BMS系统是根据大规模储能电池阵列的特点设计的电池管理系统，系统使用锂电池为储能单元的储能电池阵列，用于监测、评估及保护电池运行状态的电子设备集合，包括：监测并传递锂电池、电池组及电池系统单元的运行状态信息，如电池电压、温度以及保护量等；评估计算电池的荷电状态SOC、寿命健康状态SOH及电池累计处理能量等；保护电池安全等。每个储能电池组配置BMS，BMS包括三层架构分别监测电芯、电池簇和电池堆的相关运行参数。一级BMS监测单体电芯的电压、温度，具备均衡功能，支持禁用均衡，自动均衡，手动均衡和指定均衡目标电压等均衡模组。二级BMS监测整簇电池总电压、总电流、绝缘电阻，采集外部急停信号，高压控制盒内开关的状态量，输出故障和运行状态，二级BMS向三级BMS实时传递信息。二级BMS保护基本要求：单体电池温度超温、低温，电压过压、欠压等均需具备告警和二级故障保护；电池簇电压过压、欠压、过流、绝缘等均需具备告警和二级故障保护；电池簇配置短路保护。三级BMS收集系统的总电压、总电流、总功率、二级BMS信息，能够实时对电池系统电池SOC、SOH、循环次数进行准确计算，并与PCS和就地监控装置通讯完成数据转发以及相关交互操作，三级BMS在本地对电池系统的各项事件及历史关键变化数据进行存储，记录数据不低于国标要求，三级BMS具有全面管理电池系统功能。由于本项目所选储能容量较小，所以采用二级主控模块进行电池系统的管理，实现电芯、电池模块的数据采集与信息交互。所选的二级主控模块为派能科技配套产品SC1000，相关信息如下表所示。图SEQ图\*ARABIC15二级主控模块电池管理系统BMS将电池信息传给储能变流器和能量管理系统，储能变流器根据EMS指令对电池进行充放电，实现充放电控制。BMS主控单元和BMS采集均衡单元之间通过RS485或CAN通信。主控单元实现对电池信息的实时采集和运算，并将信息上传给主控单元统一管理，由主控单元实现对储能变流器的数据传输和对整个BMS的控制。表11二级主控模块技术参数表序号产品类别SC1000A-200E1控制器工作电压（Vac）2202系统运行电压（Vdc）0-10003最大充电电流（A）2004放电电压范围（Vdc）0-1000V4最大放电电流（A）2005系统功耗（W）106尺寸（宽*深*高，mm）330×628×150.57通讯方式RS485\CAN8防护等级IP209重量（Kg）14.510设计寿命（年）15+11工作温度（℃）-20~6512储存温度（℃）-40~80储能变流器储能变流器除了双向逆变功能外，同时可以进行实现支撑电网，保证电网系统的稳定运行，提供抗短时冲击能力，平滑供电、储能、削峰填谷。本项目选用盛弘电气的PWS1-50K变流器。图SEQ图\*ARABIC16储能变流器表12储能变流器技术参数产品型号PWS1-50K交流参数额定交流功率50kVA接线方式三相四线交流过载能力55kVA允许电网电压380/400（-15%~15%）Vac允许电网频率50/60（-2.5~2.5）Hz总电流谐波畸变率≤3%功率因数0.99/-1~1直流参数最大直流功率55kW直流电压范围500~850Vdc直流接入路数1最大直流电流110A稳压精度≤±1%稳流精度≤±1%系统参数最大转换效率97.3%尺寸（宽×高×深）800×2160×800mm重量465kg噪声＜75dB防护等级IP20允许环境温度-20~60℃（大于50℃降额）冷却方式风冷允许相对湿度0~95%（无凝露）允许海拔高度3000m（大于3000m降额）通讯参数通讯接口RS485，Ethernet，CAN通讯协议ModbusTCP/RTU,IEC104BMS接入支持储能系统方案二本方案采用储能系统整体采购的方式进行配置，相关设备选型如下所示：阳光电源分布式储能系统阳光电源分布式储能系统通过采用整套的分布式储能系统，完善本系统储能部分的组成。配置灵活：支持多套并联使用，覆盖50kW~1MW宽功率范围；2~5小时多种配置方案选择。易于安装：一体运输，现场施工简单；C5防腐等级，满足多种应用环境。智能友好：云端技术加持，远程维护和监控；内置EMS，多种运行模式选择，提高收益。经济可靠：DOD100%深度放电，标准工况下15年使用寿命；高效热管理设计，分级联动保护，保障系统安全。表13ST101CP-50HV储能系统技术参数阳光电源产品型号ST101CP-50HV电池户外柜参数电池类型磷酸铁锂电池模组4.6kWh，40kg电池模组数量22额定电量101.3kWh额定电压844.8V电压范围712.8V~963.6V充放电倍率0.5C放电深度100%尺寸(宽*高*深)1300*2400*1000mm重量1760kg安装位置户外安装防护等级IP54防腐等级C5工作湿度范围0%~95%（无冷凝）最高工作海拔标准2000m（最大3000m）通讯接口CAN2.0B冷却方式顶置空调AC户外柜参数额定功率50kVA总电流波形畸变率<3%(额定功率时)直流分量<0.5%(额定功率时)额定电网电压400V电网电压范围360~440V额定电网频率50Hz电网频率范围45~55Hz隔离方式变压器隔离尺寸（宽*高*深）1000*2400*1000mm重量1000kg防护等级IP54防腐等级C5工作湿度范围0%~95%（无冷凝）运行温度范围-30℃~+50℃（>45℃降额）最高工作海拔标准2000m（最大3000m）通讯接口RS485，Ethernet通讯协议ModbusRTU，ModbusTCP华自科技分布式储能系统华自科技HZ-CES-60kW/120kWh，具备如下优势：光储一体：能够接入光伏MPPT形成光储微网；配置灵活：60kW/120kWh，且可多机并联运行；快速切换：并离网切换时间小于10ms；容量动态扩展：交流侧并机或直流侧并机自由选择；安全性强：灭火装置内置，泄压部分置于通风仓；防护等级高：内嵌式安装过滤网及通风部件；维护方便：设内部维护门和顶部吊环，底座镂空无封板，接线、吊装、叉运及后期维护方便，省心。表14HZ-CES-60kW/120kWh储能系统技术参数型号HZ-CES-60kW/120kWh整备质量1800kg宽*深*高1424*950*2300mm系统参数额定输出功率30/60kW额定电池容量132kWh电池类型磷酸铁锂电芯额定容量120Ah允许电网电压范围38015%V允许电网频率范围49.5~50.2Hz系统最大效率>86.2%功率因素0.99过载能力110%10min，120%1min满功率充放电转换时间<10ms功率指令响应时间<2ms交流电压THD/交流电压THD<2%/<5%三相输出电压不平衡度<2%输出相位偏差<30%离网交流输出电压3802%V离网交流输出频率500.1%Hz输出参数3P4W输出端口（铜排）30/60kW光伏MPPT输出端口（铜排）30kW远程数据监控有储能系统安装方案针对储能系统的安装，结合目前现场的情况，本项目考虑两种安装方案，一种是采用标准集装箱进行安装，并将集装箱单独放置在一块空地上；另一种是安装在已有的配电房内，并按照要求配置空调、消防、照明等设施。户外柜式安装方案本系统采用标准化系统方案，户外柜一般外观如下图所示。图SEQ图\*ARABIC17分布式储能系统外观图在选择安装场地时，请至少遵循下述原则：应充分考虑储能集成系统安装地的气候环境、地质条件（如应力波发射情况，地下水位）等特点。•周围环境干燥，通风良好，远离易燃易爆区域。•安装现场的土壤需要有一定的紧实度。建议安装场地土壤的相对密实度≥98%。若土壤松散，请务必采取措施保证地基稳固。注意：（1）安装现场应建造有排水系统，避免电池户外柜或AC户外柜底部或柜内设备在雨水充沛季节或大量降水时被水浸泡。请勿在安装场地周围近距离范围内种植树木。以防止大风刮倒树枝或刮落树叶堵塞电池户外柜或AC户外柜门或进风口。电气连接严格遵从厂家用户手册。图SEQ图\*ARABIC18系统推荐安装空间图配电房安装方案目前研究院有预留的储能放置位置，如下图所示。图SEQ图\*ARABIC19配电房储能间由图可知，目前房间已经预留电池架位置、PSC柜、隔离变压器柜、储能并网柜、光伏并网柜、监控系统柜。按照储能系统的组成进行安放与接线即可。同时需配置照明、空调、消防、视频设备等。其中，针对储能电池消防安全采用七氟丙烷自动灭火系统，七氟丙烷是无色、无味、无污染气体，且不导电、不含水，不会对用电设备造成伤害，灭火效率高、速度快。该系统无管网、轻便、可移动，因而安装灵活方便能够就近放置于储能元件柜需重点保护单元附近。图SEQ图\*ARABIC20七氟丙烷自动灭火系统光储充监控系统系统方案图SEQ图\*ARABIC21监控系统架构光储充微网能量监控系统(EMS)对微电网系统中光伏汇流箱、光伏并网逆变器、风机并网逆变器、BMS、PCS等设备、以及相关的环境、告警传感器等进行集中监控和管理。光储充微网能量监控系统通过智能化数据采集及传输模块进行设备信息、传感器状态等的采集；与此同时,光储充微网能量监控系统软件还可实现设备告警功能，以便客户及时处理相关故障。光储充微网能量监控系统主要功能介绍：1)微电网整体运行状况、运行数据的监测。2)光伏设备、风电设备、储能设备、充电桩等设备运行数据和状态的监测。3)能量系统当前能量流动信息展示。4)能量管理，协调控制光储。5)电能耗费、新能源使用、节能数据等的统计、分析。6)用户管理、权限管理。7)重要告警管理等。监控管理（1）光伏监控针对配置光伏发电系统，光储充系统具有在线监控光伏电池板阵列、环境监测、汇流箱和逆变器等的功能，保证光伏发电安全运行。测量监视：日照、温度、风速等环境信息，电池板温度、直流电压、直流电流、直流功率、逆变器功率等。状态监视：交/直流过压/欠压、交/直流过流、频率过/欠告警，过温、过载、漏电保护等。电量监视：光伏实时发电量、总发电量等。遥控：逆变器启动、停止、功率调节。（2）风机监控针对配置风力发电系统，站级系统具有在线监控并网逆变器等的功能，保证风力发电安全运行。测量监视：温度、风速等环境信息，直流电压、直流电流、直流功率、逆变器功率等。状态监视：交/直流过压/欠压、交/直流过流、频率过/欠告警，过温、过载、漏电保护等。电量监视：风机实时发电量、总发电量等。遥控：逆变器启动、停止、功率调节。（3）储能监控针对配置的储能系统，光储充系统具有在线监控储能电池和PCS双向逆变器等的功能，保证其剩余容量在合理范围内，保障电池安全、合理利用。测量监视：运行模式、功率控制模式，功率、电压、电流、频率等预定值信息、储能电池充放电电压、电流、SOC、温度。状态告警数据：储能电池充放电状态、交/直流过压/欠压、交/直流过流、频率过/欠告警、过温、过载、漏电保护等。电量数据：电池电量。设置数据：PCS启动、停止、功率调节。（4）充电监视光储充系统须具有提供充电桩的各类测量监视、状态监视、电量监视等的功能。测量监视：充电电流、充电电压、充电功率、充电时间等。状态监视：充电桩状态、连接确认开关状态。电量监视：充电过程中的实时充电量、充电表底值。（5）配电监控光储充系统具有监视进线配电变压器高低压侧开关的各类测量数据、状态告警数据、电量数据等的功能。测量监视：配电变压器高低压侧电流、电压、功率、频率。状态监视：配电变压器高低压侧开关状态、保护装置动作信号。电量监视：配电变压器高低压侧电量。（6）辅助监控光储充系统具有监控配电房环境、安防、消防、视频等功能，并能够根据监测的异常信息执行相关的联动控制，确保运行环境的安全。主要功能光储充系统是微电网的最上层管理系统，对微电网中能量按最优的原则进行分配，协同微电网内各个发电单元之间的功率流动。它可以实现设备监控、光伏监控、风电监控、储能监控、配电监控、辅助监控系统管理、能量统计分析、能量管理、储能调度、事件告警、报表管理等功能。相关功能说明：设备监控是查看系统中设备实时数据的模块，以组态或列表的方式查看设备的实时数据，并可通过该界面对设备进行控制和动态配置。环境监控界面以图表方式直观显示环境温湿度数据。通过对能耗数据统计、分析，确定建筑物的能耗状况和设备能耗效率，从而提供能源管理优化措施。系统在完成数据处理与上传的同时，对照明用电、空调采暖用电、办公用电、电梯用电、专业设备用电、其他用电进行分类采集和上报。告警级别，系统应支持多级告警（一般告警、重要告警、紧急告警），各种告警门限值参数、阈值可设置，各级告警指示灯的颜色和声音报警频率、音量应能根据告警级别自动调整，当告警发生时均应及时自动提示告警，显示告警信息，并提供告警信息的打印功能。报表管理，提供查询、统计、整理和打印有关设备数据统计功能，以及实现基础报表软件的管理。监控管理系统具有将各类历史监测数据、告警数据和操作记录等（以下简称性能数据）保存在系统数据库或外置存储器的功能。能量管理系统完成对系统中电池BMS信息的采集和数据监测、储能变流器等设备的智能控制，实现储能系统充放电管理、并离网切换以及优化控制等功能。辅助监控系统是指针对配电房环境、安防、消防、视频等变量进行集中监控。电源、空调等动力设备及配电房环境是保障系统安全稳定运行的基础。对于空调智能化、光照智能管理等，通过RS485接口可以采集环境温湿度、远程开关机、设置温度、设置运行模式等多种操作，从而实现对空调的远程监测和控制，对能耗的损耗达到最小化能量管理基于各系统的运行参数、约束条件及预测数据，制定能量协调控制策略，实现配网、分布式可再生能源发电、充电设施、储能装置之间能量的互动融合和灵活调配。光伏、风机接入不仅能够改善这一问题，还有利于节能减排，同时储能具有灵活性、可调度性和快速响应的特性，电动汽车亦是需求侧可调度资源，因此，利用光伏、风机、储能、电动汽车负荷联合调度，一方面可改善了充电负荷的时间分布特性，达到优先吸收光伏、风机电能和减少对电网影响的目标；另一方面可减少用户充电费用、增加收益，在经济方面实现了双贏。本项目能量管理涉及的控制策略如下：并网自动运行策略1、发电设备维持在投入状态，并网运行时，允许微电网向市电反向送电，所以需要保证发电设备在投入状态，可以最大利用清洁能源。2、如果电池的SOC值低于90%，则开始为电池充电，SOC值到达100%后停止充电。3、放电时如果电池的SOC值低于10%，系统报警一次，但不停止放电。当SOC到达0%时，停止放电，并报警。4、充放电的功率调整，以5kw为步长，每次只修正5kw。5、发电设备发电功率与负荷用电功率差值变化大于5kw时，策略才进行充放电调整。削峰填谷策略1、结合分时电价信息，定义充电时间段和放电时间段，可以设置多种充放电模式（一充一放、两充两放等）；2、对于分布式电源所发电量大于负荷的消耗时，此时优先利用分布式电源的电量对电池进行充电，电池充满后可再向电网馈电；并网馈电电量来源监控策略1、用电高峰时段通过监测PCC点馈电功率及微网发电功率及用电功率，经过计算分析，允许超出负荷部分的自发电量馈电上网。2、通过检测微网发电设备发电量和负载消耗量，结合储能策略执行的时间可计算出储能系统存储的微网系统自发电电量，如用电高峰时段需要调度储能所存电量向主网馈电，不得大于储能系统存储的微网系统自发电电量。优化运行策略针对分布式能源发电、配电网、储能及用电负荷之间的优化调度，可以通过对发电数据、天气数据结合历史数据进行分布式电源的发电信息和负荷信息进行预测，并结合相关电价、储能充放电功率与电量搭建优化模型，通过神经网络、粒子群等算法确定风光储充各系统的调度策略。图SEQ图\*ARABIC22优化运行策略指定流程系统配置清单及报价表15方案一（利用储能间）配置清单与报价表序号项目名称规格型号数量单位单价（元）总价（元）备注1光储充监控系统监控柜1台44004400光储充控制管理系统软件Acrel2000定制1套1500015000充电桩收费云平台Acrelcloud-9000（含小程序）1套2500025000工控机IPC-710/EC0-1817（2串口，双网口）/I7-47903.6GHz/16G/500GSSD/DVD/88小键盘+光电鼠标1台54155415显示器21.5英寸液晶显示器分辨率1920*10801台10901090通讯管理机Anet4套272010080以太网交换机24口1套4004002储能系统电池组106.6kWh1组165000165000电池管理系统SC10001套70007000电池架2套30006000储能变流器50kW1台5000060000直流电缆PV1*4按需米801000交流电缆YJV22-6*5按需米2510003充电系统交流充电桩7kW5台360018000直流充电桩80kW1台8000080000直流充电桩120kW1台12500012500交流电缆YJV22-6*5按需米2520004光伏系统光伏组件550WP545块1100600000光伏逆变器110KW2台2650053000光伏支架C型钢支架1套180000180000微气象RS-QXZN1套20002000直流电缆PV1*41000米2.52500交流电缆YJV22-3*35+2*16500米157500交流汇流柜GGD1面40004000防孤岛保护装置AM5SE-IS1台26252625电能质量在线监测装置APView5001台1000010000光伏并网柜（含计量）GGD1面400040005风机系统风力机组NE-1kH5106台1350081000控制逆变一体机NECI-GT30-3806台1150069000拉索塔架--6套556033360交流汇流箱--1套300电缆YJV22-6*5按需米2520006储能间空调1台50005000UPSUPS2000-A-2KTTS塔式，2KVA/1600W1台18151815消防七氟丙烷1套1500015000照明1套10001000视频（含光伏、风电处）8路/4TB1套500050007配电系统PZ965台6003000DTSD13525台5002500DTSF13522台5001000DJSF13521台6006008其他通讯电缆屏蔽双绞线RVVSP2*1.5按需米-1000超五类网络线8芯*0.5按需米-500总价1501585不含施工表16方案二（利用集装箱）配置清单与报价表序号项目名称规格型号数量单位单价（元）总价（元）备注1光储充监控系统监控柜1台44004400光储充控制管理系统软件Acrel2000定制1套1500015000充电桩收费云平台Acrelcloud-9000（含小程序）1套2500025000工控机IPC-710/EC0-1817（2串口，双网口）/I7-47903.6GHz/16G/500GSSD/DVD/88小键盘+光电鼠标1台54155415显示器21.5英寸液晶显示器分辨率1920*10801台10901090通讯管理机Anet4套272010080以太网交换机24口1套4004002储能系统电池组106.6kWh1组165000165000电池管理系统SC10001套70007000电池架2套30006000储能变流器50kW1台5000060000直流电缆PV1*4按需米801000交流电缆YJV22-6*5按需米2510003充电系统交流充电桩7kW5台360018000直流充电桩80kW1台8000080000直流充电桩120kW1台12500012500交流电缆YJV22-6*5按需米2520004光伏系统光伏组件550WP545块1100600000光伏逆变器110KW2台2650053000光伏支架C型钢支架1套180000180000微气象RS-QXZN1套20002000直流电缆PV1*41000米2.52500交流电缆YJV22-3*35+2*16500米157500交流汇流柜GGD1面40004000防孤岛保护装置AM5SE-IS1台26252625电能质量在线监测装置APView5001台1000010000光伏并网柜（含计量）GGD1面400040005风机系统风力机组NE-1kH5106台1350081000控制逆变一体机NECI-GT30-3806台1150069000拉索塔架--6套556033360交流汇流箱--1套300电缆YJV22-6*5按需米2520006集装箱20英尺非标20英尺非标1台7000070000空调1台50005000UPSUPS2000-A-2KTTS塔式2KVA/1600W1台18151815消防、等其他七氟丙烷1电系统PZ965台6003000DTSD13525台5002500DTSF13522台5001000DJSF13521台6006008其他通讯电缆屏蔽双绞线RVVSP2*1.5按需米-1000超五类网络线8芯*0.5按需米-500总价1565585不含施工表17方案三（利用储能成套系统）配置清单与报价表序号项目名称规格型号数量单位单价（元）总价（元）备注1光储充监控系统监控柜1台44004400光储充控制管理系统软件Acrel2000定制1套1500015000充电桩收费云平台Acrelcloud-9000（含小程序）1套2500025000工控机IPC-710/EC0-1817（2串口，双网口）/I7-47903.6GHz/16G/500GSSD/DVD/88小键盘+光电鼠标1台54155415显示器21.5英寸液晶显示器分辨率1920*10801台10901090通讯管理机Anet4套272010080以太网交换机24口1套4004002储能系统分布式储能系统ST101CP-50HV1套313950313950直流电缆2×25mm2/1500V/#Cu按需米32320交流电缆4×25mm2/400V/#Cu*按需米558000辅电线路2×10mm2/2×6AWG按需卷800800网线CAT-5以太网线按需箱2602603充电系统交流充电桩7kW5台360018000直流充电桩80kW1台8000080000直流充电桩120kW1台12500012500交流电缆YJV22-6*5按需米2520004光伏系统光伏组件550WP545块1100600000光伏逆变器110KW2台2650053000光伏支架C型钢支架1套180000180000微气象RS-QXZN1套20002000直流电缆PV1*41000米2.52500交流电缆YJV22-3*35+2*16500米157500交流汇流柜GGD1面40004000防孤岛保护装置AM5SE-IS1台26252625电能质量在线监测装置APView5001台1000010000光伏并网柜（含计量）GGD1面400040005风机系统风力机组NE-1kH5106台1350081000控制逆变一体机NECI-GT30-3806台1150069000拉索塔架--6套556033360交流汇流箱--1套300电缆YJV22-6*5按需米2520006配电系统PZ965台6003000DTSD13525台5002500DTSF13522台5001000DJSF13521台6006007其他通讯电缆屏蔽双绞线RVVSP2*1.5按需米-1000超五类网络线8芯*0.5按需米-500总价1557100不含施工光伏发电量估算系统效率分析根据太阳能辐射资源分析所确定的光伏电场多年平均辐射总量，结合选择的太阳能电池的类别和布置方案，进行光伏电站年发电量估算。影响并网光伏发电系统的总效率由主要有：失配损失、温度损耗、线路损耗、设备损耗、组件表面清洁度损耗、未定义损耗等六大方面。失配损耗η1：主要来源于光伏组件间、光伏组串间、方阵间的失配损耗引起的效率下降，此项一般效率可取93.38%温度损耗η2：主要是光伏组件、电气设备和以及一些对温度敏感的设备所引起的效率下降，此项一般效率可取94.77%线路损耗η3：一般是由于电缆发热的损耗、传输电力过程中压降等引起的功率降低，此项一般效率可取97.15%设备损耗η4：主要受光伏汇流箱、光伏逆变器、箱式变压器等电气设备元器件综合作用效率的影响。由于设备在电力转换过程中和自身功耗引起的效率降低，此项一般效率可取96.36%组件表面清洁度损耗η5：主要来源灰尘、积雪、遮挡等引起的发电量下降，从而导致发电效率降低，此项一般效率可取97.65%未定义损耗η6:主要为不可预见的系统集成效率损失，此项一般效率可取98.84%表18光伏发电效率折算项目损耗系数可利用率失配损失6.52%93.38%温度损耗5.23%94.77%线路损耗3.85%96.15%设备损耗2.64%97.36%组件表面清洁度损耗2.35%97.65%未定义损耗1.2%98.80%合计19.62%80.01%因此，光伏电站的综合效率η=η1逐年发电量估算发电量计算需要采集当地太阳能辐照数据和其它气象参数，此处参考PVSYSt软件给出的太阳辐射数据，并根据光伏发电项目所需安装倾角，对斜平面的日照辐射量进行测算，并进一步测算该光伏发电项目的年发电量和发电利用小时数：光伏组件方阵面年辐射量为：1264kWh/m2，相当于标准日照（日照辐射强度为1000W/m2）峰值小时数1264小时；考虑多晶硅组件25年衰减率约20%（即相当于光电转换效率衰减速率每年为初始值的0.8%）。25年运营期内发电量预测数据见下表:表19为光伏发电项目逐年发电量预测首年发电量(万kWh)30.31装机容量（kW）299.75年份衰减剩余率年发电量(万千瓦时)累计年发电（万千瓦时)第1年100%30.3130.31第2年99.20%30.067560.3775第3年98.41%29.827090.2045第4年97.62%29.5884119.7929第5年96.84%29.3517149.1445第6年96.06%29.1168178.2614第7年95.29%28.8839207.1453第8年94.53%28.6528235.7981第9年93.78%28.4236264.2217第10年93.03%28.1962292.4180第11年92.28%27.9707320.3886第12年91.54%27.7469348.1355第13年90.81%27.5249375.6604第14年90.08%27.3047402.9651第15年89.36%27.0863430.0514第16年88.65%26.8696456.9210第17年87.94%26.6546483.5756第18年87.24%26.4414510.0170第19年86.54%26.2299536.2469第20年85.85%26.0200562.2669第21年85.16%25.8119588.0788第22年84.48%25.6054613.6842第23年83.80%25.4005639.0847第24年83.13%25.1973664.2820第25年82.47%24.9957689.2777年平均发电量（万千瓦时)27.571125年总发电量（万千瓦时)689.2777电量消纳情况分析光伏发电可近似认为发生在白天8：00-16：00（共8小时），根据太阳能资源数据，可计算每个月的发电量。根据企业提供的每月电费清单，可计算出企业在光伏发电时段内的用电量，从而可确定每个月光伏电的消纳量。最后，以年消纳量除以年发电量即得消纳比例。由于目前暂无本项目中光伏装机容量为299.75kW，年发电量约为31万kWh，参照目前研究院的用电量来看，年用电量约为67万kWh。理论上光伏发电不足用电需求，即利用率为100%，但是，对比2022年10月份以前光伏高发时的功率，存在光伏发电功率大于日常用电的平均功率，通过计算各月的日均功率利用值，综合占比为85%。研究院主要是白天办公，办公时间主要集中在早上8点至下午18点，考虑当前的用电量，本项目的自发自用比例按照85%考虑，而研究院用电电价为固定价格0.71元/kWh，15%上网，上网的脱硫煤电价为0.45元/kWh，综合上网电价为0.71*0.85+0.45*0.15=0.671元/kWh。若随着工作人员与设备运行的投入，