太阳能光伏储能项目解析及常用的一些计算公式

一、太阳能光伏储能项目解析

图1 光伏储能图

一、什么是光伏储能系统

（一）光伏储能的定义

光伏储能系统，又称太阳能光伏储能系统，是一种将太阳能光伏发电与储能技术相结合的重要能源利用方式。该系统通过光伏电池板将太阳能转化为电能，并利用储能设备（如电池组）将这些电能储存起来，以便在需要的时候供应电力。

图二 光伏储能示例图

（二）光伏储能与光伏发电的关系

‌光伏储能与光伏发电的关系是相辅相成的，通过将储能技术与光伏发电相结合，可以形成光储一体化系统，带来诸多优势并解决实际问题。

光伏发电依赖于太阳光的照射，具有明显的间歇性和波动性，即在日照充足时发电量大，而在夜间或阴天时发电量减少甚至为零。这种特性导致光伏发电的输出功率与电网的需求之间存在不匹配的问题，可能引起电网的不稳定。为了解决这一问题，提高电力系统的稳定性和可靠性，储能系统的引入变得尤为重要。储能系统可以通过充放电操作，有效平滑光伏发电的输出波动，提高电网稳定性。在电力负荷高峰时释放储存的电能，可以减轻电网压力；在负荷低谷时充电储存多余电能，实现削峰填谷效果。通过合理配置储能系统容量和功率，还可以降低电网运行成本并提高整体经济效益。

图3 ‌光伏储能与光伏发电关系

二、光伏发电如何进行储能

（一）光伏储能系统工作原理

‌光伏储能系统的工作原理主要包括光伏发电和储能两个过程。

光伏发电过程利用光电效应将光能转化为电能。在光伏电池中，当太阳光照射到半导体材料上时，光子的能量导致材料中的电子被激发，从而产生电流。光伏电池一般由多个组件组成，每个组件包含许多太阳能电池片，这些电池片通过串联或并联的方式组装在一起，以提供更高的电压和电流。整个光伏发电过程是通过光伏电池片将太阳能转化为直流电的过程。

图4 光伏储能用电一体化图

（二）光伏储能系统组成

光伏储能系统作为现代可再生能源利用的重要组成部分，集成了光电转换、电能储存、系统控制、逆变转换、能量管理、电网互动及应急备用等多种关键技术，实现了太阳能的高效收集、存储与灵活利用。以下是对光伏储能系统主要组成部分的详细阐述：

（1）光电转换

光电转换是光伏储能系统的起点，主要通过光伏电池（也称太阳能电池板）实现。光伏电池利用半导体材料的光电效应，将太阳光直接转换为直流电能。当太阳光照射到光伏电池表面时，光子激发半导体材料中的电子，形成电流，完成从光能到电能的转换。这一过程无需燃料，清洁无污染，且资源近乎无限。

（2）电能储存

由于太阳光的间歇性，光伏电池产生的电能具有不稳定性，因此需要通过电能储存环节进行调节。电能储存主要通过电池组（如锂离子电池、铅酸电池等）实现，这些电池能够在光照充足时储存多余的电能，在光照不足或夜晚时释放电能供负载使用。电能储存系统的容量和效率直接影响到整个光伏储能系统的运行稳定性和经济性。

（3）系统控制

系统控制是光伏储能系统的核心，负责监控整个系统的运行状态，并根据实时数据和预设策略调整系统的工作模式。控制系统通过采集光伏电池的输出功率、电池组的充放电状态、电网电压和频率等信息，自动调整光伏电池的工作点、电池组的充放电策略以及逆变器的输出参数，以确保系统安全、高效运行。同时，控制系统还具备故障检测和保护功能，能够及时发现并处理系统异常情况。

（4）逆变转换

由于光伏电池产生的是直流电，而大多数用电设备需要交流电供电，因此逆变转换是光伏储能系统中不可或缺的环节。逆变器将直流电转换为交流电，并调整输出电压、频率和相位，使其符合电网或负载的要求。高质量的逆变器应具备高效率、低谐波失真、宽输入电压范围和快速响应能力等特点，以保证电能转换的可靠性和稳定性。

图5 光伏储能系统示意图

三、光伏储能系统的分类

（一）按照投资主体分类

按照投资主体不同，光伏储能系统可分为商业和户用两大类。

（1）工商业光伏储能系统‌

工商业光伏储能系统广泛应用于工厂与商场、光储充电站、微电网以及新型应用场景，如数据中心、5G基站、换电重卡、港口岸电等‌。工商业光伏储能系统的规模较大，一般占地为120-160亩或更大，装机量要求小于6MW。工商业光伏储能系统的应用场景包括峰谷价差套利、参与虚拟电厂产品的相关交易或参与需求响应事件，主要目的是降低企业用电成本。工商业光伏储能市场的参与者包括传统的发电和电网企业、终端用户、分布式投资商、节能服务商等，是一个蓝海市场，具有无限的创新空间。‌‌

图6 工商业光伏储能示例图

（2）户用光伏储能系统

通常安装在家庭住宅的屋顶或院落等场所。这类系统的规模较小，占地面积大约20亩左右，装机量一般不超过50kw。户用光伏储能系统的经济模式包括自发自用和余电上网，旨在提高电力自发自用水平，利用峰谷电价差提升储能度电收益，从而节省电费支出。户用光伏储能系统的应用不仅有助于环保、节能，还具有灵活性高的优点。随着光伏上网电价（FIT）和净计量电价等家用光伏补贴政策的调整，户用光伏储能系统的经济性得到提高，进一步推动了家用储能市场的增长。

图7 户用光伏储能示例图

（二）按与电网的连接方式、能源管理和储存方式的不同分类

（1）‌并网系统‌

这种系统是将光伏发电系统直接连接到公共电网中，利用电网来调节和管理电力供应和需求。并网系统通常用于大型商业和工业应用，因为它能够充分利用公共电网的稳定性和可靠性。

图8 并网系统示意图

（2）离网系统

离网系统则是不依赖公共电网独立运行的，适用于偏远地区或无法接入公共电网的地方。这些系统通常包括储能设备，以在无日照时期提供电力。

图9 离网系统示意图

（3）并离网储能系统

这种系统结合了并网和离网的特点，具有储能装置，可以在没有太阳照射时依靠储能设备供电，同时在有太阳照射时可以将多余的电力反馈给电网。

图10 并离网发电系统示意图

（4）微网系统

微网系统是一个小型的发电和配电网络，可以独立运行也可以连接到公共电网。它通常包括分布式电源、储能设备、负荷管理等多个组成部分，能够实现自我控制和自治管理，适用于需要独立供电但又希望与外部电网保持一定联系的场合。

图11 光伏微网储能系统示意图

二、光伏储能设计常用的计算公式

1.转换效率

η= Pm（电池片的峰值功率）/A（电池片面积）×Pin（单位面积的入射光功率）

其中：Pin=1KW/㎡=100mW/cm²

2.充电电压

Vmax=V额×1.43倍

3.电池组件串并联

3.1电池组件并联数=负载日平均用电量（Ah）/组件日平均发电量（Ah）

3.2电池组件串联数=系统工作电压（V）×系数1.43/组件峰值工作电压（V）

4.蓄电池容量

蓄电池容量=负载日平均用电量（Ah）×连续阴雨天数/最大放电深度

5.平均放电率

平均放电率（h）=连续阴雨天数×负载工作时间/最大放电深度

6.负载工作时间

负载工作时间（h）=∑负载功率×负载工作时间/∑负载功率

7.蓄电池

7.1蓄电池容量=负载平均用电量（Ah）×连续阴雨天数×放电修正系数/最大放电深度×低温修正系数

7.2蓄电池串联数=系统工作电压/蓄电池标称电压

7.3蓄电池并联数=蓄电池总容量/蓄电池标称容量

8.以峰值日照时数为依据的简易计算

8.1组件功率=(用电器功率×用电时间/当地峰值日照时数)×损耗系

损耗系数：取1.6～2.0根据当地污染程度、线路长短、安装角度等

8.2蓄电池容量=(用电器功率×用电时间/系统电压)×连续阴雨天数×系统安全系数

系统安全系数：取1.6～2.0，根据蓄电池放电深度、冬季温度、逆变器转换效率等

9.以年辐射总量为依据的计算方式

组件（方阵）=K×（用电器工作电压×用电器工作电流×用电时间）/当地年辐射总量

有人维护+一般使用时，K取230；无人维护+可靠使用时，K取251；无人维护+环境恶劣+要求非常可靠时，K取276。

10.以年辐射总量和斜面修正系数为依据的计算

10.1方阵功率=系数5618×安全系数×负载总用电量/斜面修正系数×水平面年平均辐射量

系数5618:根据充放电效率系数、组件衰减系数等：安全系数：根据使用环境、有无备用电源、是否有人值守等，取1.1～1.3。

10.2蓄电池容量=10×负载总用电量/系统工作电压;10为无日照系数（对于连续阴雨不超过5天的均适用）。

11.以峰值日照时数为依据的多路负载计算 11.1.电流

组件电流=负载日耗电量（Wh）/系统直流电压（V）×峰值日照时数（h）×系统效率系数

系统效率系数：含蓄电池充电效率0.9，逆变器转换效率0.85，组件功率衰减+线路损耗+尘埃等0.9，具体根据实际情况进行调整。

11.2 功率

组件总功率=组件发电电流×系统直流电压×系数1.43

系数1.43：组件峰值工作电压与系统工作电压的比值。

11.3 蓄电池容量

蓄电池组容量=【负载日耗电量Wh/系统直流电压V】×【连续阴雨天数/逆变器效率×蓄电池放电深度】

逆变器效率：根据设备选型约80%～93%之间：蓄电池放电深度：根据其性能参数和可靠性要求等,在50%～75%之间选择。

12.以峰值日照时数和两段阴雨天间隔天数为依据的计算方法 12.1系统蓄电池组容量的计算

蓄电池组容量(Ah)=安全次数×负载日平均耗电量(Ah)×最大连续阴雨天数×低温修正系数/蓄电池最大放电深度系数

安全系数:1.1-1.4之间:低温修正系数:0℃以上时取1.0，-10℃以上取1.1，-20℃以上取1.2：蓄电池最大放电深度系数:浅循环取0.5，深度循环取0.75，碱性镍镉蓄电池取0.85。

12.2 组件串联数

组件串联数=系统工作电压（V）×系数1.43/选定组件峰值工作电压（V）

12.3组件平均日发电量计算

组件日平均发电量=（Ah）=选定组件峰值工作电流（A）×峰值日照时数（h）×斜面修正系数×组件衰减损耗系数

峰值日照时数和倾斜面修正系数为系统安装地的实际数据：组件衰减损耗修正系数主要指因组件组合、组件功率衰减、组件灰尘遮盖、充电效率等的损失，一般取0.8。

12.4两段连续阴雨天之间的最短间隔天数需要补充的蓄电池容量的计算

补充的蓄电池容量（Ah）=安全系数×负载日平均耗电量（Ah）×最大连续阴雨天数

组件并联数的计算：

组件并联数=【补充的蓄电池容量+负载日平均耗电量×最短间隔天数】/组件平均日发电量×最短间隔天数

负载日平均耗电量=负载功率/负载工作电压×每天工作小时数

13.光伏方阵发电量的计算

年发电量=（kWh）=当地年总辐射能（KWH/㎡）×光伏方阵面积（㎡）×组件转换效率×修正系数。P=H·A·η·K

修正系数K=K1·K2·K3·K4·K5

K1组件长期运行的衰减系数，取0.8；K2灰尘遮挡组件及温度升高造成组件功率下降修正，取0.82；K3为线路修正，取0.95；K4为逆变器效率，取0.85或根据厂家数据；K5为光伏方阵朝向及倾斜角修正系数，取0.9左右。

14.根据负载耗电量计算光伏方阵的面积

光伏组件方阵面积=年耗电量/当地年总辐射能×组件转换效率×修正系数A=P/H·η·K

15.太阳能辐射能量的转换

1卡（cal）=4.1868焦(J)=1.16278毫瓦时(mWh)

1千瓦时(kWh)=3.6兆焦(MJ)

1千瓦时/㎡(KWh/㎡)=3.6兆焦/㎡(MJ/㎡)=0.36千焦/厘米(KJ/cm)

100毫瓦时/厘米(mWh/cm)=85.98卡/厘米(cal/cm)

1兆焦/米(MJ/m)=23.889卡/厘米(cal/cm)=27.8毫瓦时/厘米(mWh/cm)

当辐射量的单位为卡/厘米：年峰值日照时数=辐射量×0.0116（换算系数）

当辐射量的单位为兆焦/米：年峰值日照时数=辐射量÷3.6（换算系数）

当辐射量单位为千瓦时/米：峰值日照小时数=辐射量÷365天

当辐射量的单位为千焦/厘米，峰值日照小时数=辐射量÷0.36（换算系数）

16.蓄电池选型

蓄电池容量≥5h×逆变器功率/蓄电池组额定电压

17.电价计算公式

发电成本价格=总成本÷总发电量

电站盈利=（买电价格-发电成本价格）×电站寿命范围内工作时间

发电成本价格=（总成本-总补贴）÷总发电量

电站盈利=（买电价格-发电成本价格2）×电站寿命范围内工作时间

电站盈利=（买电价格-发电成本价格2）×电站寿命范围内工作时间+非市场因素收益

18.投资回报率计算

无补贴：年发电量×电价÷投资总成本×100%=年回报率

有电站补贴：年发电量×电价÷（投资总成本-补贴总额）×100%=年回报率

有电价补贴及电站补贴：年发电量×（电价+补贴电价）÷（投资总成本-补贴总额）×100%=年回报率

19.光付方阵角角度和方位角角度19.1倾斜角

纬度 组件水平倾角

0°-25° 倾角=纬度

26°-40° 倾角=纬度+5°-10°（在我国大部分地区采取+7°）

41°-55° 倾角=纬度+10°-15°

纬度>55° 倾角=纬度+15°-20°

19.2方位角

方位角=【一天中负荷的峰值时刻(24h制)-12】×15+(经度-116)

20.光伏方阵前后排间距：

D = 0.707H /tan [ acrsin ( 0.648cosΦ- 0.399sinΦ) ]

D：组件方阵前后间距

Φ：光伏系统所处纬度（北半球为正,南半球为负）

H：为后排光伏组件底边至前排遮挡物上边的垂直高度

来源：网络

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