城市工业园区“光储充”商业模式
设计方案
2018年7月
目录
1 项目概况 (3)
2 园区用电分析 (3)
3 光伏发电量 (3)
3.1 光照资源情况 (3)
3.2 光伏发电分析 (4)
4 电池组配置 (6)
5 系统方案分析 (6)
6 本地EMS介绍 (8)
7 投资收益分析 (9)
7.1投资分析 (9)
7.2收益分析 (9)
8 建议及结论 (11)
1 项目概况
建设地点：上海，地处东经E121.15°，北纬N31.06°。
项目用途及配置：园区共配置1MWp光伏电站，1MWh储能系统，3台7kW交流充电桩和3台60kW直流充电桩，通过能量管理系统（EMS）形成园区交直流母线光储充微电网系统。
光伏发电输出电能并在交流400V母线，为交流负载提供电能，储能系统并在750V直流母线上，供直流充电桩等直流负载使用，同时，系统通过PCS实现交直流微电网的电能转换。
利用光伏发电自发自用和削峰填谷，节省电费和获得收益，达到最佳的投资收益率。
2 园区用电分析
园区负荷较大，光伏配置1MW，光伏发电全部用于负载消纳。
上海大工业用电峰平谷电价如下：
3 光伏发电量
3.1 光照资源情况
上海，东经E121.15°，北纬N31.06°；查询光照资源情况如下，在5°倾角的屋顶安装的情况下，首年发电辐照量1306 kWh/m2。
屋顶安装，无遮挡的情况，首年小时数1306小时。
3.2 光伏发电分析
采用单晶300W的组件，屋顶安装1000kW光伏系统（倾角5°），自发自用（60%），余电储能（32%，直流充电桩8%）。
首年发电辐照量1306kWh/m2。
1）理论当年发电量
太阳能板合计容量为1000kWp。
全年发电量约等于:1000×1306/10000=130.6万kWh。
2）发电量计算
光伏发电为屋顶电站，直流线及交流导线有一定的损耗，本工程此处损耗值按1%设计。
大量的太阳能电池板之间存在一定的特性差异，不一致性损失系数取1%;
考虑太阳能电池板表面即使清理仍存在一定的积灰，遮挡损失系数取1%;
逆变器的效率（欧洲效率）约为98%；
早晚不可利用太阳能辐射损失系数3%，光伏电池的温度影响系数按1%考虑，并考虑当地气候变化较大及各种不利因素的影响，此处不可预见因素损失系数2%。
系统总效率为:99%×99%×99%×98%×97%×99%×98%=89.5%。
所以首年理论上网电量约等于: 130.6万kWh×89.5%=116.88万kWh。
按照实际装机容量1000kWp计算的第一年发电等效利用小时数为:
116.88万kWh÷1000kWp=1168.8小时
单晶体硅光伏组件在光照及常规大气环境中使用会有衰减，按系统第一年衰减2%，以后每年输出衰减0.55%计算，计算25年发电量测算表见下表所示。
按照实际装机容量1000kWp计算的25年年均发电等效利用小时数为:
107.54万kWh÷1000kW=1075.4小时。
结论:由以上计算可得，本工程首年理论发电为116.88万kWh，25年平均年发电约107.54万kWh，年等效利用小时数为1075.4h。
4 电池组配置
分布式+储能模拟曲线
电池组配置按照园区的负荷曲线及充电桩的日用电量结合光伏发电的特性曲线进行分析，最终确定容量配置。
储能有三个方面的作用：（1）将储能作为负载的一部分，可以扩大分布式的装机容量；（2）利用储能可以实现削峰填谷，获取峰谷价差套利；（3）满足需求侧响应，平滑电网出力。
储能配置按照每天充放电两次，分别进行峰谷差套利和平谷差套利，按照光伏年发平均年发电量约107万kWh，自用60%，储能32%，直流充电桩日用电8%,考虑成本和收益，配置储能电池1MWh（DOD暂时按照90%进行配置，具体可以根据实际情况通过EMS/BMS进行设置）。
配置储能电池：磷酸铁锂1MWh。
5 系统方案分析
园区共配置1MWp光伏电站，1MWh储能系统，3台7kW交流充电桩和3台60kW 直流充电桩，通过能量管理系统（EMS）形成园区交直流母线光储充微电网系统。
光伏
发电输出电能并在交流400V母线，为交流负载提供电能，储能系统并在750V直流母线上，供直流充电桩等直流负载使用，同时，系统通过PCS实现交直流微电网的电能转换。
光伏发电满足交流负载使用后如果还有冗余，可以通过PCS供给直流负载使用；储能系统满足直流负载使用后如果仍有冗余，可以通过PCS供给交流负载使用。
EMS能够对系统进行灵活配置，对系统进行实时监测，能够直观、动态、综合地掌握各设备地运行情况，提供完善的运行数据查看、报警提醒及报表分析等功能，为设备运行情况分析、设备问题判别和运行效益提升提供有力的决策依据。
园区微网系统图如下图所示：
系统工作模式
模式一：
上午峰值时段，光伏和储能同时供给负载供电。
模式二：
下午平值时段，给储能电池进行充电。
模式三：
晚上峰值时段，将储能电池的电能全部放出供负载使用。
模式四：
夜间谷值时段，利用市电给储能电池进行充电。
6 本地EMS介绍
此项目为园区微网项目，项目较小，且为单一项目，从经济性考虑，建议采用本地EMS，集成在PCS液晶屏上，由设备厂家免费提供。
EMS本地系统集成在PCS设备的HMI界面中，EMS本地主界面部分能够显示总节能费用、日节能费用、工作状态、日充电量、日放电量、电池SOC以及表格数据和图形数据，表格数据和图形报表数据点击可以切换不同内容。
本地EMS系统可以对电价、策略、配置进行灵活设置，可以根据现场实际应用场景，选择峰谷模式、备电模式、指令模式和定制模式。
根据实际情况对通信、电力参数、保护参数进行设置，分日、月为单位对费用数据、电能数据、电池数据、功率数据等进行智能分析，对微电网储能系统进行本地化智能管理。
7 投资收益分析
7.1投资分析
项目总投资估算表
7.2收益分析
收益总共分为三个部分，分别为光伏发电消纳收益、削峰填谷收益、充电桩充电服务费收益（不考虑国家补贴）。
1）光伏发电消纳收益:
25年平均年发电量：107.5万kWh
电价按照峰平谷的综合均值0.7637元/kWh，
收益107.5*60%*0.7637=49.26（万元）
2）削峰填谷收益
峰谷电价差：0.843元/kWh
平谷电价差：0.336元/kWh
1000kWh削峰填谷收益：
0.1*0.843*360+0.1*0.336*360=42.44（万元）
3）电动汽车充电服务费收益
充电站的年用电量按照光伏发电的8%计算，充电费用按照1.2元/kWh，服务费0.4元/kWh进行计算，年充电费收益：
107.5*8%*1.2元/kWh =10.32万元
服务费收益：园区设计12个车位，每天按照12*6次收取服务费
12*6*0.4*360=10.37万元
综上，平均年收益：49.26万元+42.44万元+10.32万元+10.37万元=112.39万元平均年收益112.39万元左右。
分布式光储经济效益分析
8 建议及结论
鉴于531光伏新政后，目前光伏分布式不依靠国家补贴盈利的模式得到了大量地挖掘，各种类型的光伏+方案层出不穷，本方案是基于光储充的模式，在沿海地区峰谷价差较大的区域采用光伏+储能+充电桩的模式，经过测算目前静态回收期6.5年，基本具备盈利条件，并且该模式的优势是解决了园区光伏消纳问题，避免了余电上网。
因此本方案有较大的推广前景。
11。