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光储融合与智能监控：新型电力系统下的能源协同与运营创新

news 2025/11/1 9:00:10

一、光伏相关

1 ．什么是光伏发电系统

光伏发电系统是利用半导体材料的光伏效应，将太阳辐射能转化为电能的一种发电系统。

（1）光伏发电系统分为独立光伏系统和并网光伏系统。独立光伏系统独立于公共电网之外，配备有储能装置（如蓄电池），能够在无电网覆盖或电网不稳定地区提供持续电力供应。并网光伏系统是与公共电网相连的光伏发电系统，可以自动切换工作模式，在光照充足时向电网供电，不足时则从电网取电，实现了能源的互补。

（2）光伏发电系统是由太阳能电池方阵、蓄电池组、充放电控制器、逆变器、交流配电柜、太阳跟踪控制系统等设备组成。

2.集中式光伏发电与分布式光伏发电的区别和特点

（1）集中式光伏发电系统通常规模较大，安装在开阔地区，如荒漠、山地或大型建筑的屋顶上。它采用高效率的大型光伏组件，通过集中逆变器和升压站将电能汇入电网，适合大规模、远距离输电。

（2）分布式电站的独特之处在于其紧邻用户，发出的电能可即时利用，以35kV及以下的低电压等级接入电网。这类电站的单个并网点装机容量通常不超过6MW ，既适合小型用户也适合偏远地区。其优势在于减少了输电损耗，提升了电力利用效率，同时缩短了建设周期并降低了投资成本。

3 ．如何快速粗略计算光伏发电与占地面积等问题

光伏发电的粗略计算主要考虑三个核心因素：装机容量、峰值日照小时数和系统效率。以下是分步计算方法，适用于家庭屋顶、小型工商业等场景的快速估算。

年发电量（kWh） ≈ 装机容量（kW） × 峰值日照小时数（h/天） × 系统效率 × 365天

月发电量 ≈ 装机容量 × 峰值日照小时数 × 系统效率 × 30天

（1）装机容量（kW）：指光伏系统的总功率（如安装10块500W组件，则容量 = 10 × 0.5kW = 5kW）。

（2）峰值日照小时数（h/天）：表示当地每天等效于标准光照强度（1kW/m²) 的小时数，中国主要城市参考值（年均）：一类地区（西北）：4.5~5.5小时（如新疆、青海）

二类地区（华北/华中）： 3.8~4.5小时（如北京、山东）

三类地区（南方）： 3.0~3.8小时（如江浙、四川）

四类地区（多云/山区）： 2.5~3.2小时（如贵州、重庆）

（3）系统效率：包含线损、灰尘、逆变器损耗、温度衰减等，保守取75%~85%新手建议按80%计算）。

（4）示例：场景-上海某家庭安装10kW光伏系统（平屋顶）

峰值日照时数：上海年均约3.8小时/天、系统效率：取80%（0.8）

年发电量： 10kW × 3.8 × 0.8 × 365 ≈ 11,096kWh

月均发电量：约11,096 ÷ 12 ≈ 925kWh

日均发电量： 925÷ 30≈ 30.8kWh

单位面积装机密度：组件功率密度×可用面积占比

占地面积：占地面积（ m²) = 装机容量10（kW） ÷ 单位面积装机密度0.12（kW/m²) ≈83m²

组件功率密度 200 W/m²

投资成本估算：光伏组件每瓦价格大约在1.5 - 2.5元。对于10kW（即10000瓦）的光伏系统，光伏组件的成本大约在1.5万 - 2.5万元。逆变器一般每瓦价格在0.2 - 0.5元。 10kW系统的逆变器成本大约在2000 - 5000元。支架一般10kW系统的支架成本大约在2000 - 4000元。电缆及其他电气设备及设计安装等，综合以上各项成本，10kW光伏系统的投资成本大约在2.5万 - 5万元之间，跟品牌质量安装等因素有关。

4 ．光伏发电模式：自发自用，余电上网、完全自发自用、全额上网

（1）自发自用，余电上网：

自发自用、余电上网是光伏系统的一种常见运行模式，尤其适用于分布式光伏发电系统。该模式的核心在于充分利用光伏系统产生的电力，既满足自身需求，又向电网出售多余电量，从而避免电能浪费。在此模式下，光伏系统首先确保满足自身的电力需求。若发电量超出需求，剩余电量将售予电网；若发电量不足，则由电网补充。为支持这一模式，电网需配备双向智能电表，用于计量光伏电站的发电量和用户用电量，并据此进行费用结算。

（2）完全自发自用：

这种模式与自发自用、余电上网相似，但有所不同。它指的是光伏系统发出的电力首先满足自身需求，多余电量则留在电站内部使用或存储，并不售予电网。该模式适用于用户侧用电负荷大且持续的情况，能有效避免浪费。同时，它简化了与电网的交互，降低了运营成本。

（3）全额上网：

“全额上网”是一种特定的并网模式。在此模式下，光伏系统的交流输出直接接入电网的低压侧或高压侧，即产权分界点在电网侧。所有发电量均直接销售给电网，销售电价通常按当地平均上网电价执行。这种模式财务模型简单，易于投资者预测和控制回报，同时避免了余电无法上网的浪费问题，提高了能源利用效率。

5 ．什么情况下需配光伏发电监控系统（依据国家及地方标准）

（1）容量规模与电压等级：

10kV/35kV并网项目：根据国网标准Q/GDW1480-2015《分布式电源接入电网技术规定》，容量≥400kW需10kV并网，此类项目必须配置监控系统，实现保护、计量及调度通信功能。

大型工商业项目 ( ≥6MW）： 2025年《分布式光伏发电开发建设管理办法》明确要求具备 “可观、可测、可调、可控”能力，否则电网可限制出力。

（2）特定上网模式：

自发自用余电上网：需精确计量自发自用比例（由省级能源部门设定），监控系统用于分项计量和防逆流控制。参与电力现货市场：大型工商业项目需实时上传发电数据，支持AGC/AVC控制。

（3）政策区域限制：

电网承载力 “红区” ：如江苏、陕西等省规定，接入受限区域的项目必须配备监控系统，否则暂缓并网。

6.分布式电源并网电压等级可根据各并网点装机容量进行初步选择

8kW 及以下可接入220V； 8kW~400kW可接入380V； 400kW~6MW可接入10kV； 5MW~30MW以上可接入35kV。参照Q/GDW1480-2015《分布式电源接入电网技术规定》

7 ．分布式光伏发电系统中的四可指的是什么

（1）可观：实时展示光伏运行状态、发电量、异常告警等数据，实现全景可视化监控。

（2）可测：通过分钟级数据采集，精准监测发电功率、电压、电流等参数，支持故障诊断。

（3）可调：应用智能物联电能表或群控装置，柔性调节出力（如响应电网调度指令）。

（4）可控：通过光伏专用断路器实现刚性控制（如紧急切断电源），保障电网安全。

政策背景：陕西、江苏等地要求新建项目必须满足 “ 四可” ，存量项目限期改造（2025年6月底前）

8 ．分布式光伏发电监控系统的功能

Acrel-1000DP分布式光伏发电监控系统对高、低压并网分布式光伏电站的升压系统、光伏逆变器等设备进行全面监控，采集微机保护装置、自动控制设备、电能质量监测装置、光伏逆变器、一体化电源等设备数据，并提供有功功率控制(AGC)、电压无功综合控制(AVC)、光功率预测、防孤岛、防逆流控制等功能，实现光伏电站和调度系统的数据对接，保障光伏电站可靠、稳定运行。

9 ．光伏发电监控系统相关名词解释

（1）有功功率控制AGC：有功控制系统，接收远动装置信号，响应调度下发的遥调指令，通过AGC模块总策略优化计算，使运行数据满足调度并网要求。它主要用于电力系统的控制和调节，旨在维持系统频率和联络线功率的稳定，同时保障系统的安全和经济运行。

（2）电压无功综合控制(AVC)：即无功电压调节，根据电网电压曲线，快速响应调度指令，自动调节无功功率、无功补偿装置等控制策略及响应时间，达到电压调节目标，降低网损。

（3）光功率预测：光功率预测是指通过分析气象条件、历史数据等技术手段，对光伏电站未来发电功率进行预报的系统方法。其核心目标是帮助电网调度和优化能源管理。

（4）防孤岛及其危害：防孤岛是指防止光伏发电系统在电网断电后仍继续向局部电网供电，形成与主电网隔离的自给自足小电力系统的现象，目的是保障人员安全和设备稳定。非计划性供电可能导致： 1. 检修人员触电风险（因电网断电后线路仍带电）； 2. 设备损坏风险（电压/频率异常冲击）； 3. 电网恢复困难（非同步并网可能引发短路）

（5）防逆流：当光伏发电功率超过本地负载消耗时，多余电能可能逆向流入电网，形成与电网电流方向相反的 “逆流”。防逆流装置通过实时监测电流方向和功率差，采取切断电路、调节逆变器输出或限制发电功率等方式阻止逆流发生。

10 ．光伏配套产品相关规范

（1）防孤岛保护装置：

根据《光伏发电站接入电力系统的技术规定》GB/T 19964的相关要求，光伏发电站应配置独立的防孤岛保护装置，动作时间应不大于2s。防孤岛保护还应与电网侧线路保护相配合。

（2）电能质量在线监测装置：

根据《光伏发电站接入电力系统的技术规定》GB/T 19964的相关要求，光伏电站并网点应装设满足《电能质量检测设备通用要求》GB/T 19862标准要求的A类电能质量在线监测装置，且监测点应放置在并网点。对光伏电站可能引起的谐波、直流分量、电压波动和闪变、三相不平衡度、注入电网直流分量进行在线监测，装置具有通讯接口，具备远传电能质量数据功能，电能质量数据通过综合业务数据网上传至电能质量检测主站。

（3）频率电压紧急控制装置：

根据各区光伏接入批复文件要求，并网点需配频率电压紧急控制装置。

------AM5SE-FE频率电压紧急控制装置

（4）太阳能系统：

新建建筑应安装太阳能系统。 GB55015-2021《建筑节能与可再生能源利用通用规范》 5.2这是为什么设计院设计光伏的强条依据。

（5）什么是430,531：

2025年分布式光伏行业的两大核心节点— “4月30日”（430）和 “ 5月31日（531），分别对应《分布式光伏发电开发建设管理办法》实施前后的政策切换窗口期。

430节点：指2025年4月30日前完成备案或并网的分布式光伏项目，可享受旧政策框架下的备案流程、消纳条件及补贴模式。

531节点：指2025年5月31日后并网的项目，需全面执行新规要求，包括更严格的备案管理、自发自用比例约束，以及并网消纳责任分担等。

（6）隔墙售电：

是分布式发电实现市场化交易的通俗说法，是允许分布式能源项目通过配电网将电力直接销售给周边的能源消费者，而不是先低价卖给电网，再由用户从电网高价买回。这一模式可以让能源消费者成为 “生产投资型消费者” ，同时还可以促进电网企业向平台化服务战略转型。国家能源局印发的《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》提出，允许分布式发电项目单位与配电网内就近电力用户进行电力交易。

（7）绿电直连：

绿电直连是一种创新的电力供应模式，其核心在于将风能、太阳能、生物质能等可再生能源（绿电）直接从发电端输送至特定用户端，实现 “点对点”的清洁能源供应。绿电直连通过专用线路连接新能源发电站与用户，绕开传统公共电网，确保电力的物理可追溯性例如，光伏电站可直接为工业园区供电，形成 “绿色专线”。

二、储能相关

1 ．什么是储能？

定义：将能量从一时段（通常是富余或低成本时段）存储起来，在另一时段（通常是需要或高成本时段）释放出来的技术过程。（广义）

核心功能：实现能量在时间维度上的转移。

2.为什么需要储能？

（1）解决可再生能源（风电、光伏）的间歇性、波动性问题，保障电网稳定运行。

（2）提高可再生能源的消纳能力和利用率。

（3）提升电力系统效率与可靠性：

* 削峰填谷：降低高峰负荷，提高低谷负荷，平滑负荷曲线，延缓电网投资。

* 调频：快速响应电网频率波动（一次调频、二次调频），维持电网稳定。

* 电压支撑：提供无功功率，改善局部电网电压质量。

* 备用容量：在发电或输电故障时提供紧急电力支持，提高供电可靠性。

* 黑启动：在电网全黑后，为关键机组提供启动电源。

（4）赋能新型电力系统：

* 支撑微电网、虚拟电厂、综合能源系统等新型业态发展。

* 促进源网荷储协调互动。

（5）用户侧价值：

* 降低电费：利用峰谷价差套利（电费管理）。

* 提高供电可靠性：作为备用电源（ UPS功能）。

* 提升电能质量：抑制电压暂降、闪变等。

* 参与需求响应：获得电网激励或补偿。

3.储能类型：物理、电磁、电化学和相变储能四大类型。

（1）物理储能：抽水蓄能、压缩空气储能和飞轮储能。

（2）电磁储能：超导、超级电容、高能密度电容

（3）电化学储能：铅酸、镍氢、镍铬、锂电子、钠硫和液硫等电池储能

（4）相变储能：冰蓄冷储能

4.储能应用场景

（1）发电侧：

* 可再生能源配套：平滑出力、跟踪计划、减少弃风弃光。

* 火电/核电厂辅助服务：调频、备用。

（2）电网侧：

* 输配电网：延缓扩容升级、调峰、调频、无功支持、电压稳定、黑启动。

* 变电站/配电房：作为独立储能电站提供辅助服务或参与市场交易。

（3）用户侧：

* 工商业/园区：峰谷套利、需量管理、备用电源、电能质量治理、参与需求响应。

* 家庭户用：自发自用+峰谷套利、备用电源、提高光伏消纳。

* 数据中心/通信基站：备用电源、参与需求响应。

（4）辅助服务市场：

* 调频、旋转备用、非旋转备用、黑启动等。

（5）特殊应用：

* 微电网：维持离网/并网运行稳定。

* 电动汽车充电站：缓解配网压力、优化充电策略。

* 轨道交通：制动能量回收。

5.储能系统的主要组成

（1）储能单元：

电池是储能系统的核心。作为新型储能的关键技术路线，电池在提升可再生能源的利用率和保障电力系统安全稳定方面发挥着关键作用。锂电池是目前市场上最常用的储能电池，因其高效率和长寿命受到广泛认可。根据正极材料的不同，锂电池可分为磷酸铁锂电池和三元锂电池。当前，储能市场主要以磷酸铁锂电池为主，因其在削峰填谷中的应用效果尤为显著。

（2）双向储能变流器（ PCS）：

储能系统的 “电力转换器”。与普通的手机充电器功能类似， PCS能够将电网的交流电转换为电池所需的直流电。同时， PCS还能反向操作，将电池储存的直流电转化为交流电，供给电网使用。双向PCS的存在，使得储能系统与电网之间能够高效且灵活地交换电能。

（3）电池管理系统（ BMS）：

电池状态监测（电压、电流、温度、内阻）、电池保护（过充、过放、过温、过流、短路）、均衡控制（保证电池一致性）、状态估算（ SOC, SOH, SOP）、数据通信。

（4）能源管理系统（ EMS）：

系统大脑，基于运行策略、电价信号、调度指令等，优化控制整个储能系统的充放电行为，实现经济最优或功能最优。功能：运行模式选择、充放电计划制定、功率设定、数据采集监控、与上层系统通信（电网调度、 VPP平台）。

6.储能相关名词介绍

（1）往返效率：放电能量与充电能量的比值（%），体现系统能量损耗。

（2）荷电状态：当前剩余电量占总容量的百分比（0-100%）。

（3）循环寿命：容量衰减至80%前可完成的充放电循环次数。

（4）削峰填谷：低谷充电、高峰放电以平滑负荷曲线。

（5）容量电价：按照变压器容量计算。

（6）需量电价：按照最大需量计算。

（7）最大需量：是指用户在一个电费结算周期内，指定时间间隔(一般为15分钟) 内平均功率的最大值，单位为千瓦(kW);需量电价同样由当地相关部门制定，单位为元/千瓦·月。

（8）峰谷电价：又称分时电价，是一种根据电力系统运行特性，将一天划分为高峰、平段、低谷(部分时期还划分出尖峰时段)各时段，并对各时段分别制定不同电价水平的制度。

（9）两部制电价：将电费分为容量电费和电度电费两部分。容量电费作为基础电费的一部分。

（10）付费率：复费率是一种电力计费方式，通过将不同时段划分为尖、峰、平、谷等费率，采用分段或分时电价计费，以优化用电效率和平衡电网负荷。

7.储能电站投资估算（1MW/2MWh储能电站为例）

磷酸铁锂电池系统:0.32-0.35元/Wh

储能变流器(PCS):0.18-0.25元/Wh

电池管理系统(BMS):0.05-0.07元/Wh

能量管理系统(EMS):0.06-0.12元/Wh

开关柜:0.05-0.06元/Wh(10-12万)配电柜:0.02-0.04元/Wh(4-8万)

电缆:距离很关键，最长不建议超过200米。设计费:0.01-0.02元/Wh 土建工程:0.025-0.05元/Wh(5-10万)人工成本:0.1-0.12元/Wh

年运维成本:0.025-0.05元/Wh(5-10万)保险:1-2万元/年

建设成本合计:0.8-1.1元/W

运维成本:6-12万/年

以上数据仅供参考，具体根据项目情况测算。

三、新型电力系统相关

1.新型电力系统：

新型电力系统是为响应国家 “双碳” 目标（2030年前碳达峰、 2060年前碳中和）而构建的能源体系核心载体，以高比例新能源供给消纳为主线，通过源网荷储多向协同、数字技术赋能和体制机制创新，实现清洁低碳、安全充裕、经济高效、灵活智能的电力供应。

2.源网荷储一体化：

是一种将电源（源）、电网（网）、负荷（荷）和储能（储）四大环节深度融合、协同优化的新型电力系统模式。它通过技术、管理和市场机制创新，实现能源高效利用、系统灵活调节和低碳可持续发展，是构建新型电力系统的关键路径。源网荷储一体化是新型电力系统的核心架构。

3.光储直柔：

配置建筑光伏系统和建筑储能，采用直流配电系统，且用电设备具备功率主动相应功能的新型建筑能源系统。

4.微电网：

简单来说，是一种小型、模块化的电力系统。它由分布式电源、储能装置、能量转换装置、负荷、监控和保护装置等组成，是一个能够实现自我控制、保护和管理的自治系统，既可以与外部电网并网运行，也可以孤立运行。

5.虚拟电厂：

虚拟电厂可以定义为是将不同空间的可调负荷、储能、微电网、电动汽车、分布式电源等一种或多种可控资源聚合起来，实现自主协调优化控制，参与电力系统运行和电力市场交易的智慧能源系统。

6.“三电办” ：

中国特色的需求侧管理20 世纪90 年代，我国电力供应紧缺,“电荒”频发。 “三电办”在此特殊背景下成立，其是代表政府行使用电管理的部门，主要通过行政手段进行 “计划用电、节约用电、安全用电”的工作(故称为 “三电办”) ，对于超标企业采取的方式为强行拉闸限电。

7.需求侧管理：

指加强全社会用电管理，综合采取合理、可行的技术和管理措施，优化配置电力资源，在用电环节制止浪费、降低电耗、移峰填谷、促进可再生能源电力消费减少污染物和温室气体排放，实现节约用电、环保用电、绿色用电、智能用电、有序用电。需求侧管理是一种更为科学、进步的方法。我国开展的需求侧管理工作主要有峰谷分时电价和负荷控制两项，它们均为负荷调节的范畴，其实施主体为电力公司。

8.电力需求响应：

主要通过市场手段和价格工具，影响和调节需求的时间和水平，挖掘需求侧响应资源，提升需求侧响应弹性，从而约束供应侧市场力，压制批发市场价格波动，既可提高电力系统运行稳定性，又能提升电力市场的运行效率；同时，将需求侧响资源与供应资源在各类市场和综合资源规划中平等甚至优先对待，起到提升社会整体资源的利用效率和提高社会整体福利的重要作用。

9.需求响应的重要意义：

（1）需求响应是电力市场改革后新的电力工业组织架构下需求侧管理的方向、主流和新生形式。

（2）需求响应是电力市场建设中重要的稳定力量，是提升电力市场效率的重要手段，是综合资源规划的优先资源。

（3）需求响应是智能电网的主要和重要内容，是新型电力工业生产关系的主要表现形式。

10.虚拟电厂与需求侧相应的区别：

虚拟电厂是利用物联网技术聚合分散式资源，通过需求响应方式调节电力供给和电网平稳的一项技术。因此，需求响应是虚拟电厂发展的基础。虚电厂的侧重点在于增加供给，会产生逆向潮流现象；需求响应则重点强调削减负荷，不会发生逆向潮流现象，是否会造成电力系统产生逆向潮流是虚拟申和需求响应两者最主要区别之一。虚拟电厂可理解为是需求响应的升级版。