一、负荷特性分析：精准匹配用电需求

1. 负荷数据采集与分析
   • 需统计用户历史用电数据（至少 1 年），包括：
     • 日 / 月 / 年用电量（kWh）、最大有功功率（kW）、负荷曲线（如白天生产负荷高，夜间办公负荷低）；
     • 用电高峰时段（如 8:00-22:00）、低谷时段（如 0:00-6:00），结合当地峰谷电价政策（关键影响储能充放电策略）。
   • 识别关键负荷（如生产线、精密设备）：需明确停电容忍时间（毫秒级 / 分钟级），设计储能系统的 “应急供电” 响应速度。
2. 负荷预测与冗余设计
   • 考虑未来 3-5 年负荷增长（如扩产计划），系统容量预留 10%-20% 冗余；
   • 避免 “小马拉大车”（储能容量不足导致高峰时段仍需大量购电）或 “大马拉小车”（设备闲置增加成本）。

二、光伏子系统设计：最大化发电量

1. 安装场地与容量规划
   • 可利用空间：屋顶（厂房屋顶承重需≥200kg/㎡）、停车场、空地等，计算可用面积（需扣除阴影区域，如烟囱、设备遮挡）；
   • 容量上限：需结合用户年用电量（通常光伏年发电量建议覆盖用户年用电量的 30%-70%，避免余电过多上网收益低）。
2. 组件与阵列设计
   • 组件选型：优先高转换效率（单晶硅＞多晶硅）、耐候性强（抗风沙、高温）的组件，工商业屋顶多选用 182/210mm 大尺寸组件，降低单位瓦数成本；
   • 阵列倾角：根据当地纬度优化（纬度 30° 左右，倾角≈纬度 ±5°），最大化年发电量；
   • 串并联设计：避免组串间阴影差异导致的 “热斑效应”，汇流箱需配置防雷、防反接保护。

三、储能子系统设计：平衡供需与经济性

1. 储能容量确定
   • 核心目标：满足 “峰谷套利”“自发自用补能”“应急备电” 三大需求，计算公式需结合：
     • 峰谷套利：储能放电量 = 高峰时段用电缺口 × 放电深度（通常取 80%，避免电池过放）；
     • 自发自用：储能需存储光伏白天多余电量，弥补夜间 / 阴天用电缺口；
     • 应急备电：至少满足关键负荷 3-8 小时供电（如生产线停机损失大，需延长备电时间）。
   • 示例：某工厂高峰时段（8:00-22:00）用电 1000kWh，光伏同期发电 600kWh，峰谷电价差 0.5 元 /kWh，则储能容量需≥（1000-600）÷80%=500kWh（覆盖缺口）。
2. 电池类型与参数选型
   • 电池类型：工商业场景优先磷酸铁锂电池（循环寿命长≥3000 次、安全性高、成本适中），三元锂电池因安全性风险（高温易热失控）较少采用；大型项目可考虑钒液流电池（寿命超 10000 次，但成本高）。
   • 关键参数：
     • 标称电压与容量：需与逆变器匹配（如 48V/100Ah 模块组合成高压电池组）；
     • 充放电倍率（C 率）：工商业多需 1C（1 小时充满 / 放完），满足峰谷时段快速充放电；
     • 工作温度范围：-20℃~55℃（需配套温控系统，极端地区加装保温 / 散热装置）。
3. 电池管理系统（BMS）设计
   • 功能：实时监控电池 SOC（荷电状态）、SOH（健康状态）、温度，防止过充、过放、短路；
   • 冗余设计：支持电池模块级联，单模块故障不影响整体运行，便于维护更换。

四、逆变器与电力转换系统：高效协同与并网

1. 逆变器选型
   • 类型：优先混合逆变器（光伏 + 储能一体化），减少设备冗余；大容量系统（＞500kW）可采用多台逆变器并联（如 5 台 200kW 逆变器组成 1000kW 系统）。
   • 关键参数：
     • 转换效率：≥96%（提高能量利用率）；
     • 并网模式：支持 “并网”“离网” 无缝切换（停电时 0.1 秒内切换至储能供电，保障关键负荷）；
     • 兼容性：需与光伏组件、储能电池的电压 / 电流范围匹配，支持通信协议（如 Modbus、CAN）。
2. 配电与保护设计
   • 并网接口：根据系统容量选择并网电压等级（380V 低压并网或 10kV 中压并网，容量＞1000kW 多采用中压）；
   • 保护装置：配置断路器、熔断器、防雷器（Class II 级以上），满足电网对 “防孤岛效应”“短路保护” 的要求（需通过当地电网公司验收）。

五、能量管理与控制系统：优化经济性与可靠性

1. 核心控制策略
   • 峰谷套利：低谷时段（电价低）用光伏余电或电网电给储能充电；高峰时段（电价高）储能放电替代电网购电，最大化价差收益。
   • 自发自用优先：光伏优先满足本地负荷，多余电量优先充储能，再考虑上网（避免全额上网电价低于自用价值）。
   • 需求响应：参与电网调峰（如电网负荷过高时，储能放电减少电网压力），获取额外补贴。
2. 监控与运维功能
   • 实时监测：光伏出力、储能 SOC、负荷功率、电网电压 / 电流等参数，异常情况（如电池过温、逆变器故障）自动告警并停机保护。
   • 数据追溯：记录发电量、充放电量、电费支出等数据，辅助优化运行策略（如调整充放电时段）。

六、安全性设计：规避潜在风险

1. 电池安全
   • 安装：电池舱采用防火材料（如岩棉），设置独立通风系统（每小时换气 10-15 次），远离火源 / 热源；
   • 消防：配置烟感报警器、气体灭火装置（如七氟丙烷），与 BMS 联动（电池热失控时自动启动灭火）。
2. 电气安全
   • 防雷接地：光伏阵列、逆变器、储能系统分别接地（接地电阻＜4Ω），避免雷击损坏设备；
   • 绝缘监测：实时监测直流侧绝缘电阻（≥1MΩ），防止漏电触电。
3. 系统冗余
   • 关键部件（如逆变器、BMS）采用 “一用一备” 设计，单点故障不影响整体运行；
   • 储能系统保留 10%-15% 备用容量，避免极端天气（连续阴雨天）导致的供电中断。

七、经济性与政策适配：确保投资回报

1. 成本构成
   • 初始投资：光伏组件（约 40%-50%）、储能电池（约 20%-30%）、逆变器（约 10%-15%）、安装与辅材（约 10%-15%）；
   • 运维成本：电池更换（8-15 年一次）、设备检修（年运维费约为初始投资的 1%-2%）。
2. 收益来源
   • 节省电费：自发自用减少购电支出（度电成本≈电网电价 - 光伏度电成本）；峰谷套利（放电收益 = 放电量 × 价差）；
   • 补贴与政策：部分地区对工商业储能项目给予度电补贴（如 0.1-0.3 元 /kWh），或允许参与电力市场交易（售电溢价）。
3. 回报周期
   • 合理设计下，ROI 通常为 5-8 年（峰谷电价差＞0.5 元 /kWh 的地区可缩短至 5 年以内），需结合当地政策动态调整（如补贴退坡、电价调整）。

八、政策与并网合规：避免落地障碍

• 并网要求：提交接入方案（含系统容量、保护配置、调度协议），通过电网公司审核（如中国需满足《分布式电源并网技术要求》GB/T 33593）；
• 计量方式：采用 “自发自用、余电上网” 双电表（分别计量自用与上网电量），或 “全额上网” 单电表（根据收益最优选择）；
• 土地与规划：屋顶安装需获得产权方许可，地面安装需符合土地性质（非基本农田、生态保护区）。