隨著全球能源轉型的推進，光伏與儲能作為一種新型的能源利用方式，正受到越來越多工業(yè)企業(yè)的關注和應用。不僅能夠有效地降低企業(yè)的能源成本，還能幫助企業(yè)實現(xiàn)綠色生產和可持續(xù)發(fā)展。

本文將深入探討如何將分布式光伏發(fā)電系統(tǒng)與工商業(yè)儲能項目建設依據(jù)和深化設計。

光伏篇

一般規(guī)定

在建筑物屋頂上安裝分布式光伏發(fā)電系統(tǒng)，不應影響建筑的采光、通風以 及原有排水系統(tǒng)的正常運行，不應引起建筑物能耗的增加。

屋頂分布式光伏發(fā)電系統(tǒng)設計應符合構件的各項物理性能要求，根據(jù)當?shù)氐奶攸c，作為建筑構件的光伏發(fā)電組件應采取相應的防凍、防冰雪、防過熱、防雷、抗風、抗震、防火、防腐蝕等技術措施。

屋頂分布式光伏發(fā)電系統(tǒng)應采取必要的安全防護措施，所選用的電氣設備，在其外殼的顯著位置應有防觸電警示標識。

屋頂分布式光伏發(fā)電系統(tǒng)中各部分設計應結合性能要求、功能特性選用相應的設備和材料。

屋頂分布式光伏發(fā)電系統(tǒng)電氣設備布置，應符合帶電設備安全防護距離要求，并應有必要的隔離防護措施和防止誤操作措施。

屋頂分布式光伏示意圖

光伏組件與光伏方陣設計

光伏組件設備選擇應符合GB50797-2012《光伏發(fā)電站設計規(guī)范》的相關要求。

光伏組件的類型、規(guī)格、數(shù)量、安裝位置、安裝方式和安裝面積應根據(jù)建筑屋頂設計確定。

光伏方陣中，同一光伏組件串中各光伏組件的電氣性能參數(shù)應保持一致，選用同一規(guī)格、同一品牌的產品。

光伏組件的選型和光伏方陣的設計應與建筑結合，不應造成周圍環(huán)境光污染。

光伏方陣應結合太陽能輻射度、風速、雨水、積雪等氣候條件及建筑朝向、屋頂結構等因素進行設計，經技術經濟比較后確定方位角、傾角和方陣行距。

光伏支架設計

光伏支架應結合工程實際選用材料、設計結構方案和構造措施，保證支架結構在運輸、安裝和使用過程中滿足強度、穩(wěn)定性和剛度要求，并符合抗震、抗風和防腐等要求。

光伏支架基礎應按承載能力極限狀態(tài)和正常使用極限狀態(tài)進行設計，使用年限不應小于屋頂分布式光伏設計使用年限，且不應小于25年。

光伏支架、支撐金屬件及其連接點，應具有承受自重、風荷載、雪荷載、檢修荷載和抗震能力。

光伏支架的安全等級為三級，結構重要性系數(shù)不應小于0.95。支架基礎的安全等級不應小于上部支架結構設計安全的等級，結構重要性系數(shù)對于光伏支架基礎不應小于0.95。

防雷與接地設計

屋頂分布式光伏發(fā)電系統(tǒng)防雷設計應分為建筑部分防雷系統(tǒng)設計和電氣部分防雷系統(tǒng)設計；建筑和光伏系統(tǒng)的防雷等級分類及防雷措施應符合現(xiàn)行標準JGJ_16-2016《民用建筑電氣設計規(guī)范》和，GB50057-2010《建筑物防雷設計規(guī)范》的有關要求。

光伏方陣應設置接地網(wǎng)，并充分利用支架基礎金屬構件等自然接地體，接地連續(xù)、可靠，工頻接地電阻應滿足相關接地要求。

接地干線（網(wǎng)）應在不同的兩點及以上與接地網(wǎng)連接或與原有建筑屋頂防雷接地網(wǎng)連接，連接應牢固可靠，不得采用鋁導體做接地體或接地線。

接地干線（網(wǎng)）連接、接地干線（網(wǎng)）與屋頂建筑防雷接地網(wǎng)連接應采用焊接，焊接質量應符合要求，不應出現(xiàn)錯位、平行和扭曲等現(xiàn)象，焊接點應做好防腐處理，在直線段上，不應有高低起伏及彎曲等現(xiàn)象。

帶邊框的組件、所有支架、電纜的金屬外皮、金屬保護管線、橋架、電氣設備外殼、基礎槽鋼和需接地的裝置都應與接地干線（網(wǎng)）牢固連接，并對連接處做好防腐處理措施。

接地線不應做其他用途。

電纜設計

分布式光伏戶外明敷電纜應具有防水、防紫外線性能，室內電纜不低于本建筑物室內電纜選型要求。

直流側電纜耐壓等級應達到光伏方陣最大輸出電壓的1.25倍及以上；額定載流量應高于短路保護電氣整定值，線路損耗應控制在2%以內；短路保護電氣分斷能力應達到光伏方陣的標稱短路電流的1.25 倍及以上。

交流側電纜的電壓等級應不低于系統(tǒng)最高電壓；電纜載流量應根據(jù) GB50054-2011《低壓配電設計規(guī)范》、GB50217-2018《電力工程電纜設計標準》及DLT5222-2021《導體和電器選擇設計技術規(guī)定》等相關規(guī)定選取。

配電箱設計

配電箱應按使用環(huán)境、柜體型式、安裝方式、電壓等級、絕緣等級、防護等級、輸入輸出回路數(shù)、輸入輸出額定電流等參數(shù)選擇。

屋頂分布式光伏使用的配電箱應為成套配電箱且必須經過中國強制性產品認證，表箱材質要求使用不銹鋼或SMC材質，箱內須配備符合安全需求的刀閘、斷路器、浪涌保護器、自復式過欠壓保護器等。

配電箱的箱體結構設計、材質、箱體厚度、接地、涂噴工藝質量和電氣元件安裝質量應符合設備技術要求和質量標準。

匯流箱設計

匯流箱應依據(jù)型式、絕緣水平、電壓、溫升、防護等級、輸入輸出回路數(shù)、輸入輸出額定電流等技術條件進行選擇。

匯流箱的箱體和結構設計、采集和告警、通訊功能、顯示功能、機械要求、防雷、接地、低溫工作、高溫工作、保護功能、防護等級等相關技術要求應符合現(xiàn)行國家標準GB/T34936-2017《光伏發(fā)電站匯流箱技術要求》有關要求。

逆變器設計

逆變器應按照型式、容量、相數(shù)、頻率、冷卻方式、功率因數(shù)、過載能力、溫升、效率、輸入輸出電壓、最大功率點跟蹤、保護和監(jiān)測功能、通訊接口、防護等級等技術條件進行選擇。

光伏組件與逆變器之間的容配比，應綜合考慮當?shù)靥柲苜Y源、使用環(huán)境條件、組件安裝方式、直流損耗等因素，經技術經濟比較后確定。光伏方陣的最大功率工作電壓變化范圍應在逆變器的最大功率跟蹤范圍內。

逆變器的配置容量應與光伏方陣的安裝容量相匹配，數(shù)量應根據(jù)光伏裝機容量及單臺逆變器額定容量確定。

逆變器的配置應滿足下列要求：應具備自動運行和停止功能、最大功率跟蹤控制功能和防孤島功能；應具有并網(wǎng)保護裝置，并與電網(wǎng)的保護相協(xié)調；應具備電壓自動調整功能；應具備低電壓穿越功能；應具備響應電網(wǎng)有功和無功調節(jié)指令的功能；通信協(xié)議規(guī)約應與電網(wǎng)設備相協(xié)調，具備單獨接受電網(wǎng)統(tǒng)一調度的功能，并配置滿足電網(wǎng)調度要求的本地控制終端；應滿足環(huán)境對逆變器的噪聲和電磁兼容要求。

逆變器應設置在通風良好的場所，其位置應便于維護和檢修，應滿足高效、節(jié)能、環(huán)保的要求。

戶外型逆變器的防護等級應不低于IP54要求，戶內型逆變器的防護等級應不低于IP20要求。

逆變器應具備有功功率連續(xù)平滑調節(jié)能力，能夠接受本地能量管理系統(tǒng)、配變臺區(qū)智能融合終端等的控制指令調節(jié)有功功率輸出值。

接入電壓及并網(wǎng)點選擇

對于單個并網(wǎng)點，分布式光伏接入的電壓等級應按照安全性、靈活性、經濟性原則，根據(jù)裝機容量、導線載流量、上級變壓器及線路可接納能力、所在地區(qū)配電網(wǎng)情況、周邊分布式電源規(guī)劃情況，經綜合比選后確定，具體可參考下圖。

分布式光伏接入電壓等級建議表

屋頂分布式光伏單點接入容量在400千瓦及以下時，宜匯集接入380 伏母線，路徑困難時，可通過專線匯集接入至380伏電網(wǎng)主干線路；單點接入容量在8千瓦及以下，經三相不平衡校核通過也可單相接入220伏電網(wǎng)；單點接入容量在400千瓦至6兆瓦時，宜通過用戶專變接入至10千伏電網(wǎng)；單點接入容量在6兆瓦及以上時，宜通過升壓站接入至35千伏電網(wǎng)。

屋頂分布式光伏接入時，應進行相關線路熱穩(wěn)定、變壓器承載力校核，避免線路/變壓器反向重載。

線路及變壓器承載力校核未通過時，應采取降低屋頂分布式光伏接入容量或升高并網(wǎng)電壓等級等措施。

屋頂分布式光伏并網(wǎng)點選擇應根據(jù)并網(wǎng)電壓等級及周邊電網(wǎng)情況確定，具體見下圖：

分布式光伏并網(wǎng)點選擇

綜上所述，分布式光伏發(fā)電系統(tǒng)的設計與安裝是一門集科技、安全與環(huán)保于一體的綜合學問。從不干擾建筑物原有的采光、通風和排水系統(tǒng)，到選用滿足物理性能要求的材料和設備，再到考慮光伏組件的電氣性能和光伏方陣的氣候適應性，每一個步驟都要經過精確計算和周密設計。同時，安全防護措施和防雷接地設計也是保障系統(tǒng)穩(wěn)定運行不可忽視的環(huán)節(jié)。通過細致的規(guī)劃和嚴格的標準執(zhí)行，我們不僅能夠有效避免對建筑物造成負面影響，還能最大化地發(fā)揮光伏發(fā)電系統(tǒng)的環(huán)保和經濟效益，為可持續(xù)發(fā)展貢獻力量。

儲能篇

項目概述及初步分析

某大工業(yè)用戶用電信息

用戶采用2路10kV高壓接入廠區(qū)配電房，接線方式為單母線接線，配電變壓器容量為2500kVA和2500kVA，兩臺配電變壓器低壓側給廠區(qū)設備和空調等負荷供電。其主接線圖如下圖所示。

用戶配電系統(tǒng)圖

項目初步分析

正常的項目方案收資中，除常規(guī)需要提供的配電系統(tǒng)圖、地下管網(wǎng)圖、防雷接地圖等資料外，還需要用戶所在地的供電局提供用戶多年的月均用電量、典型工作日的負荷曲線、典型非工作日的負荷曲線。目前大多數(shù)的供電局出于保護業(yè)主隱私的目的，一般難以拿到上述資料，因此可以參考的數(shù)據(jù)包括用戶抄表數(shù)據(jù)、用戶過去年一整年的電費清單，用戶峰平谷電價及時間段。

根據(jù)上述資料可以大致估算出用戶的用電數(shù)據(jù)信息： 峰時段包括 8: 00 ~ 11:00， 13:00~ 15 :00， 18:00~ 21:0 0 ； 谷時段包括22:00~06:00; 其余時段為平時段。 用戶典型月份下的工作日和非工作日的曲線如圖2~圖5所示。

從儲能項目的經濟性考慮，要求儲能系統(tǒng)每年運行的天數(shù)足夠多，而且每天放電量也足夠多，這樣從經濟指標上更有吸引力。從用戶的典型負荷曲線分析得出線路1的配置儲能系統(tǒng)，更能滿足運行天數(shù)的要求。此外，從削峰的角度和簡化接入的要求，儲能作為輔助調節(jié)，配置的功率不宜過大，選取250kW的儲能變流器接入。充放電策略按每天2充2放運行，每一次放電時長3ｈ；選用磷酸鐵鋰電池，設置按80％放電深度，單次充／放的效率按0.92考慮，則儲能電池容量250×3/（0.92×0.8）=1MWh 。 充放電策略如下圖所示。

充放電策略

項目最終配置的方案為250kW/1MWh。

儲能工程深化設計

接入設計

對于儲能系統(tǒng)，國網(wǎng)在2019年2月發(fā)布的《國家電網(wǎng)有限公司關于促進電化學儲能健康有序發(fā)展的指導意見》中指出，對客戶側儲能的接入?yún)⒄辗植际诫娫垂芾磙k法執(zhí)行；用戶側的儲能系統(tǒng)也需要向項目所在地的供電公司報備。同時參照國標GB/T36547中推薦的接入電壓，系統(tǒng)選取低壓接入380V。電化學儲能接入電網(wǎng)電壓等級推薦表見下表。儲能系統(tǒng)接入單線系統(tǒng)圖如圖下所示。

電化學儲能接入電網(wǎng)電壓等級推薦表

儲能系統(tǒng)接入單線系統(tǒng)圖

繼電保護與安全自動裝置

目前儲能項目調節(jié)峰谷帶來的收益吸引了越來越多的工商業(yè)用戶、大工業(yè)用戶。對大電網(wǎng)而言，用戶自備儲能項目能夠緩解當?shù)馗叻逵秒姷木o張局面，同時也一定程度影響到了配電網(wǎng)的繼電保護；用戶由之前的單一電源供電轉為雙端電源供電，提高了現(xiàn)有的繼電保護配置的復雜度。

對于采用逆變整流接入的新能源系統(tǒng)，發(fā)生短路故障時，逆變器會封鎖其脈沖輸出，限制短路電流。在國網(wǎng)QGDW11147中明確其短路電流按1.5In計算。380V低壓接入的儲能工程對繼電保護的影響并不大，故在GB/T33982中提出需要有短路瞬時、長延時、分勵脫扣和欠壓脫扣的功能?，F(xiàn)有主流品牌的塑殼斷路器都滿足以上功能。

儲能系統(tǒng)將單電源系統(tǒng)轉為雙電源系統(tǒng)，在特定的時候會一定程度上影響配電網(wǎng)的潮流。目前對于低電壓接入的中小型系統(tǒng)在Q-GDW11376中也明確不用考慮這一部分的影響。

此外，對于目前造價偏貴的儲能系統(tǒng)，設計的初衷是利用峰谷價差滿足用戶收益最大化，故而對儲能系統(tǒng)所放的電量一般是不允許倒送電到電網(wǎng)中的，在公共電網(wǎng)聯(lián)接點需要裝設防逆流裝置，檢測到儲能系統(tǒng)倒送電到電網(wǎng)時，調節(jié)儲能變流器降功率運行或停止工作。

在Q-GDW1480中還提到，分布式電源接入容量超過所在本臺區(qū)配變額定容量25％時，在配變低壓母線處裝設反孤島裝置。

故而此項目在并網(wǎng)柜中選用逆殼斷路器時需要同廠家明確上述功能要求；同時鑒于項目容量小于25％的配變容量，可不裝設反孤島裝置。

防雷接地

目前大多數(shù)的儲能工程采用集裝箱型式，就地放置在用戶配電房附近，一般會處于配電房的避雷針的保護范圍內，不需要再另外避雷裝置。

針對儲能集裝箱和儲能變流器，并網(wǎng)柜等設備，根據(jù)用戶提供的配電房的接地系統(tǒng)圖，在施工設計時就近選取兩處與原配電網(wǎng)接地系統(tǒng)相連，且滿足接地電阻不大于４Ω。

儲能系統(tǒng)與調度通信

儲能系統(tǒng)是否接入調度，應根據(jù)儲能系統(tǒng)所在地區(qū)的安裝容量和接入電壓等級來確定。同時在GB/T36558中明確儲能系統(tǒng)的監(jiān)控系統(tǒng)應具備與電網(wǎng)調度機構之間數(shù)據(jù)通信的能力，能夠將儲能系統(tǒng)運行數(shù)據(jù)實時上傳給電網(wǎng)調度機構。

一般的工商業(yè)和大工業(yè)用戶大都是采用10kV/35kV進線，對于接受電網(wǎng)調度的儲能系統(tǒng)，在GB/T36547中提到通過10（6）kV及以上電壓等級的公用電網(wǎng)的儲能系統(tǒng)應向電網(wǎng)調度提供儲能系統(tǒng)的一些狀態(tài)量、模擬量、電能量等信息。儲能系統(tǒng)監(jiān)控系統(tǒng)如下圖所示。

儲能系統(tǒng)監(jiān)控系統(tǒng)

對于低壓接入的儲能系統(tǒng)，可不與調度通信，但是需要具備與調度通信的能力。目前在低壓側接入的儲能系統(tǒng)除非當?shù)毓╇姽久魑囊?guī)定，一般可不接入調度。

另外，在低壓接入的儲能系統(tǒng)，并不參與電網(wǎng)的有功／無功功率控制。對于用戶而言，該儲能系統(tǒng)可以調節(jié)輸出功率因數(shù)，對用戶側的功率因數(shù)改善有一定的作用。

項目收益測算

在計算項目收益時需要明確以下幾點：鋰電池系統(tǒng)放電深度為80％，電池系統(tǒng)循環(huán)次數(shù)在500次，充／放電的效率在92％；電池容量每年衰減率按2.8％考慮；系統(tǒng)殘值為5％；收益為純削峰填谷的電價差，并未計入共它附帶的收入。儲能系統(tǒng)用于削峰填谷收益測算：年均放電量46.67萬ｋＷｈ；年均平價充電量27.45萬ｋＷｈ；年均谷價充電量27.45萬ｋＷｈ；年均放電收入48.03萬元；年均充電成本26.66萬元；年均收益21.37萬元。

總結

目前儲能項目處于邊摸索邊完善的過程中，國家及行業(yè)都有正在制定或更新相關的規(guī)范標準。此外，目前鋰電池單價成本仍然偏高，單一依據(jù)峰谷差價的收入對項目投資回報并不具備吸引力；但儲能在實際用戶側還具備應急電源，延緩擴容，削減需量等附加的收入。此外，儲能在結合其他分布式能源后，其對能量的調配作用更加明顯，這也是儲能應用的一個重要方向。

本文參考：

1、摘自《用戶側儲能系統(tǒng)工程設計要點》 作者： 李永濤

2、輸配變電力實用技術加油站 《光伏時代來臨：屋頂分布式光伏設計要點全面解析》

來源：網(wǎng)絡

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