某省某市市XX县电力源网荷储一体化项目实施方案XX县发展和改革局目录前言................................................1第一章总论.........................................1第一节规划范围与期限..............................1第二节规划指导思想与依据..........................1第三节规划性质与发展定位..........................1第四节规划目标与指标..............................3第二章电力源网荷储一体化项目概况....................4第一节项目背景....................................4第二节规划必要性..................................5第三节一体化项目规划方案..........................7第四节项目规划意义................................7第三章项目规划的条件................................8第一节区域概况....................................8第二节电力系统概况...............................16第三节负荷现状及预测.............................20第四节电源规划条件...............................26第四章负荷侧响应实施方案...........................30第一节概述.......................................30第二节响应分类....................................32第三节负荷侧响应.................................34第四节结论.......................................38第五章源网荷储一体化思路...........................39第一节电力负荷及其特性...........................39第二节新能源出力特性分析.........................39第三节电源配比分析...............................43第四节灵活调节措施研究...........................43第五节大电网调节支撑需求分析.....................45第六章源网荷储一体化规划方案.......................45第一节总体实施方案...............................45第二节电源实施方案...............................46第三节增量配电网实施方案.........................52第四节新增负荷...................................53第五节储能规划方案...............................54第六节氢能规划方案...............................82第七节源网荷储一体化运营模式及商业模式...........91第七章源网荷储一体化方案创新示范亮点...............98第一节实现“源网荷储”高度融合...................98第二节突出自我平衡能力提升.......................98第三节创新新能源建设模式.........................98第四节创新储能建设模式..........................101第八章环境影响...................................102第一节总体目标..................................102第二节环境影响分析..............................102第三节综合评价结论..............................103第九章经济及社会效益分析..........................104第一节经济效益分析..............................104第二节财务评价及经济效益分析....................106第三节环境效益分析..............................105第四节社会效益分析..............................109第十章结论及建议..................................110第一节主要结论..................................110第二节工作建议..................................112前言为深入贯彻“碳达峰、碳中和”战略目标，着力构建清洁低碳、安全高效的能源体系，提升能源清洁利用水平和电力系统运行效率，贯彻新发展理念，更好地发挥源网荷储一体化在保障能源安全中的作用，积极探索实施路径，依据《国家发展改革委国家能源局关于推进电力源网荷储一体化发展的指导意见》（发改能源规〔2021〕280号）及《自治区发展改革委关于报送“十四五”电力源网荷储一体化发展工作方案的通知》（宁发改能源(发展)〔2021〕289号）文件要求。XX县将依托电解铝企业高负荷及火电机组配套优势和XX地区丰富的光伏资源，建设某市市XX县源网荷储一体化示范项目，通过充分利用清洁能源资源和充分发挥煤电、储能调节性能，最大程度发挥光火储等多种能源形式的互补作用，提高非水可再生能源消费占比，提升能源资源优化配置，实现火电、新能源、储能、储氢的综合利用，为减煤加氢减碳增效、促进能源高质量发展做出积极贡献。某省某市市XX县电力源网荷储一体化项目实施方案第一章总论第一节规划范围与期限（1）规划范围：XX县土地面积为8522.2km2，年末总人口17.83万人。南北长38公里，东西宽64公里，总面积16万公顷。XX县辖4乡4镇，共辖101个行政村，区域内的电力源网荷储一体化。（2）规划电压等级：涉及330kV、110kV、35kV电网。（3）规划年限：规划现状年为2020年，规划年限为2021年～2025年，2021年为计划执行年，规划水平年为2021、2022、2025年。第二节规划指导思想与依据规划指导思想：落实“四个革命、一个合作”能源安全新战略，将源网荷储一体化作为电力工业高质量发展的重要举措，积极构建清洁低碳安全高效的新型电力系统，促进能源行业转型升级。依据文件：根据【国家能源局综合司关于报送“十四五”电力源网荷储一体化发展工作方案的通知】精神，自治区发展改革委关于报送“十四五”电力源网荷储一体化发展工作方案的通知宁发改能源（发展）〔2021〕289号文。第三节规划性质与发展定位通过优化整合本地电源侧、电网侧、负荷侧、储能侧资源，以先进技术突破和体制机制创新为支撑，探索构建源网荷储高度融合的新型电力系第1页某省某市市XX县电力源网荷储一体化项目实施方案统发展路径，主要包括区域（省）级、市（县）级、园区（居民区）级“源网荷储一体化”等具体模式。充分发挥负荷侧的调节能力。依托“云大物移智链”等技术，进一步加强源网荷储多向互动，通过虚拟电厂等一体化聚合模式，参与电力中长期、辅助服务、现货等市场交易，为系统提供调节支撑能力。实现就地就近、灵活坚强发展。增加本地电源支撑，调动负荷响应能力，降低对大电网的调节支撑需求，提高电力设施利用效率。通过坚强局部电网建设，提升重要负荷中心应急保障和风险防御能力。激发市场活力，引导市场预期。主要通过完善市场化电价机制，调动市场主体积极性，引导电源侧、电网侧、负荷侧和独立储能等主动作为、合理布局、优化运行，实现科学健康发展。利用存量常规电源，合理配置储能，统筹各类电源规划、设计、建设、运营，优先发展新能源，积极实施存量“光水火储一体化”提升，稳妥推进增量“光水（储）一体化”，探索增量“光储一体化”，严控增量“光火（储）一体化”。强化电源侧灵活调节作用。充分发挥流域梯级水电站、具有较强调节性能水电站、火电机组、储能设施的调节能力，减轻送受端系统的调峰压力，力争各类可再生能源综合利用率保持在合理水平。优化各类电源规模配比。在确保安全的前提下，最大化利用清洁能源，稳步提升输电通道输送可再生能源电量比重。第2页某省某市市XX县电力源网荷储一体化项目实施方案确保电源基地送电可持续性。统筹优化近期开发外送规模与远期自用需求，在确保中长期近区电力自足的前提下，明确近期可持续外送规模，超前谋划好远期电力接续。第四节规划目标与指标规划目标。在重点城市开展源网荷储一体化坚强局部电网建设，梳理城市重要负荷，研究局部电网结构加强方案，提出保障电源以及自备应急电源配置方案。结合清洁取暖和清洁能源消纳工作开展市（县）级源网荷储一体化示范，研究热电联产机组、新能源电站、制氢、储能、灵活运行光火储一体化运营方案。规划指标。（一）光储一体化。对于存量新能源项目，结合新能源特性、受端系统消纳空间，研究论证增加储能设施的必要性和可行性。对于增量光储一体化，优化配套储能规模，充分发挥配套储能调峰、调频作用，最小化光储综合发电成本，提升综合竞争力。（二）光火（储）一体化。对于存量煤电项目，优先通过灵活性改造提升调节能力，结合送端近区新能源开发条件和出力特性、受端系统消纳空间，努力扩大就近打捆新能源电力规模。对于增量基地化开发外送项目，基于电网输送能力，合理发挥新能源地域互补优势，优先汇集近区新能源电力，优化配套储能规模；在不影响电力（热力）供应前提下，充分利用近区现役及已纳入国家电力发展规划煤电项目，严控新增煤电需求；外送输电通道可再生能源电量比例原则上不低于50%，优先规划建设比例更高的通道；落实国家及地方相关环保政策、生态红线、水资源利用等政策要求，按规定取得规划环评和规划水资源论证审查意见。对于增量就地开发消纳第3页某省某市市XX县电力源网荷储一体化项目实施方案项目，在充分评估当地资源条件和消纳能力的基础上，优先利用新能源电力。第二章电力源网荷储一体化项目概况第一节项目背景“十四五”时期，将会是我国能源发展由规模速度型粗放增长向质量效率型集约增长转变的重要时期。以碳减排为目标的能源结构调整已被提升至国家战略高度，二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，争取在2060年前实现碳中和。同时到2030年，中国单位国内生产总值二氧化碳排放将比2005年下降65%以上，非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右，风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上。推动清洁能源发展迎来重大历史机遇。为实现碳达峰、碳中和“3060”目标，着力构建清洁低碳、安全高效的能源体系，提升能源清洁利用水平和电力系统运行效率，国家发改委、国家能源局发布《关于推进电力源网荷储一体化发展的指导意见》（发改能源规〔2021〕280号），提出要更好地发挥源网荷储一体化在保障能源安全中的作用，积极探索其实施路径。其中推进源网荷储一体化项目示范方面，提出鼓励在工业负荷大、新能源条件好的地区，结合增量配电网等工作，开展源网荷储一体化绿色供电园区建设，研究源网荷储综合优化配置方案，提高系统平衡能力。源网荷储一体化示范项目应提出负荷侧调节响应能力、加强源网荷储多向互动的具体措施。2021年4月25日，国家能源局综合司印发《关于报送“十四五”电力源网荷储一体化工作方案的通知》，提出要落实可再生能源消纳能力，源第4页某省某市市XX县电力源网荷储一体化项目实施方案网荷储一体化发展应提出充分发挥负荷侧调节响应能力、加强源网荷储步向互动的具体举措，开展对大电网调节支撑需求的效果分析，实施后每年不低于2亿千瓦时新能源电量消纳能力且新能源电量消纳占比不低于整体电量50%的项目应列为发展重点。本示范项目的应用范畴为“园区级”源网荷储一体化。项目依托XX工业园区增量负荷和丰富的光资源，在周边建设光伏及储能电站，通过专线直供园区新增负荷，为园区提供绿色、低价的电力。同时利用园区已经建成的热电联产机组进行调峰，提高系统调峰能力，充分发挥源网荷储一体化项目中负荷侧调节响应能力，降低对大电网的调节支撑需求。第二节规划必要性一是推进新旧动能转换、主导产业转型升级的必然选择。XX县是国家重要的旅游城市和矿产资源中心，某省某市市XX县工业园区主要为化工、建材（石膏）、农产品深加工和新能源（光、电）四大产业为主，一次性能源消耗占比较大，碳排放与生态环境建设、经济协调发展任务艰巨，产业结构亟须调整。新能源产业是国家优先扶持发展的战略性新兴产业，全力打造XX县工业园“源网荷储一体化”示范项目，对于促进XX县主导产业转型升级，优化能源结构，提高清洁能源消费水平，激发高质量发展新动能具有重要的现实意义。二是落实国家生态文明先行示范区建设的根本要求。XX县地处国家绿色生态屏障区，在生态文明先行示范区建设的指导思想下，XX县紧密围绕科学谋划空间开发格局、调整优化产业结构、着力推动绿色循环低碳发展、节约集约利用资源、加大生态系统和环境保护力度等方面开展工作，第5页某省某市市XX县电力源网荷储一体化项目实施方案以建设XX县工业园“源网荷储一体化”示范项目为载体，结合源网荷储一体化绿色供电园区建设，将探索出更适宜的绿色循环低碳发展路径，是XX县落实生态文明先行示范区建设，为国家绿色生态屏障建设做贡献的根本要求。三是促进生态保护和高质量发展的战略需要。XX县地处黄河流域生态保护和高质量发展、西部大开发等国家重大战略交汇区，面临“大开发”与“大保护”的现实矛盾，有转型升级、实现能源高质量发展的内在动力。加快区域生态环境保护和高质量发展势在必行。XX县工业园“源网荷储一体化”示范项目中的光伏发电项目主要结合XX县风沙草滩区生态治理，有利于促进水土保持和提升土壤质量，有利于促进生态保护和高质量发展。四是打造低电价“洼地”，促进产业集聚的客观需要。依托XX县工业园区增量配电网试点，开展“源网荷储一体化”绿色供电工业园区建设。在周边建设光伏及储能电站，通过专线直供园区新增负荷，为园区提供绿色、低价的电力。全力打造低电价“洼地”，加大招商引资力度，促进产业集聚发展。五是推进“十四五”能源发展战略实施的必然要求。“十四五”是推动能源转型和绿色发展的重要窗口期，也是光伏发电全面实现无补贴平价上网的关键时期。充分发挥可再生能源成本竞争优势，按照“源网荷储一体化”创新可再生能源发展模式，扩大可再生能源消费应用场景，深化用能替代，提高可再生能源占比，实现源网荷储一体化发展，是推进“十四五”能源发展战略实施的必然要求。对于促进节能减排和改善环境质量，提升某省回族自治区非水电可再生能源电力消纳比重具有重要意义。第6页某省某市市XX县电力源网荷储一体化项目实施方案第三节一体化项目规划方案统筹考虑区域太阳能资源、土地等因素，依托XX县工业园“源网荷储一体化”示范项目增量配电网及新增用电负荷，源网荷储一体化示范项目“十四五”期间规划建设光伏3GWp、储能系统300MW/600MWh。新建3座330kV新能源汇集站，15座110kV光伏升压站和6座110kV储能升压站。建设源网荷储一体化综合能源调控系统（平台），打造清洁主导、国内领先、国际一流的综合能源基地调控中心。通过成立合资公司等资本合作方式统筹开发、建设、运营“源网荷储一体化”示范项目，实现互利共赢、风险共担。一体化项目新能源年发电量约为47.7亿度，新能源利用率为98.27%，考虑全部通过XX县工业园区新增负荷（制氢，电解铝，高耗能等工业项目）消纳一部分，另一部分通过330kV线路送出。通过合理配置电源规模及储能规模，发挥热电联产机组的调峰作用，我县示范性项目基本不需要公网调峰。第四节项目规划意义一是符合能源绿色低碳发展方向，有利于全面推进生态文明建设。充分发挥XX县资源组合优势，按照“源网荷储一体化”模式建设，通过优先利用清洁能源资源、充分发挥已建成的热电联产机组及储能电站调节性能、调动需求侧灵活响应积极性，有利于实现清洁电力大规模就地消纳，提升电力供应保障能力，优化能源结构，破解环境约束，促进能源领域与生态环境协调可持续发展，助力大气污染防治，推进生态文明建设。第7页某省某市市XX县电力源网荷储一体化项目实施方案二是符合供给侧结构性改革要求，有利于提升电力发展质量和效益。依托增量配电网业务范围开展供应侧和需求侧全产业链服务，创新能源服务模式，坚定坚决落实电改政策，全力谋划降低企业用电成本，打造低电价“洼地”，加大招商引资力度，促进产业集聚发展。激发增量配电网竞争优势，切实发挥增量配电网效益，努力打造成为某省回族自治区增量配电网业务中的样板，为全省增量配电业务改革提供可复制性的成功经验。三是将对“源网荷储一体化”开发建设起到示范引领作用。XX县工业园“源网荷储一体化”示范项目由多方投资主体通过成立合资公司方式，一体化开发运营光伏、储能、热电联产机组、增量配电网，充分发挥资源、资金、技术和管理优势，为加快资源优势转变为经济优势提供坚强保障。以储能等先进技术为支撑，实现源、网、荷、储的深度融合，开展绿色供电园区建设，实现能源高效清洁利用，提升自我平衡能力，减少对大网调峰和容量备用需求，将对“源网荷储一体化”项目实施起到示范引领作用。四是对于探索某省回族自治区新能源消纳新途径具有重要意义。XX县工业园“源网荷储一体化”示范项目通过热电联产机组和储能电站的调峰能力，有效解决清洁电力大规模就地消纳问题，提升电力供应保障能力，探索出了一条创新引领、网源协调的新能源发展与消纳的新途径，也是对保障性并网规模外的市场化并网模式的创新示范，对于提升某省回族自治区非水可再生能源电力消纳比重，促进新能源产业持续健康发展具有重要的现实意义。第三章项目规划的条件第一节区域概况第8页某省某市市XX县电力源网荷储一体化项目实施方案1.1XX县概况【行政区划】XX县位于某省回族自治区东部，为银南地区辖县，著名某省滩羊集中产区。历史上中国农耕民族与游牧民族的交界地带。XX县土地面积为8522.2km，地域广袤，年末总人口17.83万人。县境由东南2至西北为广阔的干草原和荒漠草原，以盛产“咸盐、皮毛、甜甘草”著称，驰名中外的某省滩羊是XX主要经济来源。县城北、东、西南分布着大小20余个天然盐湖，因此得名“XX”。哈巴湖自然保护区位于某省回族自治区XX县中北部，属盐（同）香（山）干旱草原荒漠区。南北长38公里，东西宽64公里，总面积16万公顷。属花马寺国家森林公园的景区之一。XX县辖4乡4镇，共辖101个行政村。镇：花马池镇，大水坑镇，惠安堡镇，高沙窝镇。乡：王乐井乡，冯记沟乡，青山乡，麻黄山乡。图3.1-1XX县行政划分示意图第9页某省某市市XX县电力源网荷储一体化项目实施方案【区位优势】XX县地处陕、甘、宁、蒙四省（区）交界地带，西与灵武市、同心县连接，北于内蒙古鄂托克前旗相临，东与陕西省定边县接壤，南与甘肃省环线毗邻，自古就有“西北门户灵夏肘腋”之称，是某省交通的东大门，XX县南北长110公里，东西宽66公里，县城距离自治区首府银川市131公里。图3.1-2XX县区位图【地形地貌】XX地势南高北低，北接毛乌素沙漠。属鄂尔多斯台地，南靠黄土高原属典型的过度地带。【气候特点】XX属典型的大陆性季风气候，气温冬冷夏热，平均气温22.4摄氏度，晴天多，降雨少，光能丰富，日照充足温差大，冬夏两季气候迥异，平均温差28℃左右，秋冬交节之际，昼夜温差可达20℃。第10页某省某市市XX县电力源网荷储一体化项目实施方案【土地资源】XX县有可利用草原714万亩，耕地134万亩，是优质小杂粮集中产地。【矿藏资源】地下蕴藏的矿产资源截至2012已发现有16种之多，其中已探明石油储量为4500万吨，煤炭储量81亿吨，石膏4.5亿立方米，白云岩3.2亿立方米，石灰石11亿立方米。图3.1-3县域资源现状图1.2XX县产业发展现状规划1.2.1XX县产业现状第11页某省某市市XX县电力源网荷储一体化项目实施方案截至2020年底，XX县土地面积为8522.2km2，至2020年XX县国民生产总值达到115.4亿元，年末总人口17.83万人，人均GDP为7.24万元，城镇化率54%。XX县经济社会情况见表2-1。表2-12020年XX县经济社会情况年末总人口（万人）17.83人均GDP（万元/人）7.24年份土地面积（km2）GDP（亿元）城镇化率（%）20208522.2115.4541.2.1.1城乡发展总目标以彻落实以人为本、全面协调可持续的科学发展观，加快建设资源节约型、环境友好型社会，加强与周边区县交界地区的交流与合作，将XX建设成为产业发达、经济繁荣、环境优龙、功能完善，陕甘宁地区重要的生态恢复区。充分挖掘历史文化资源、生态旅游资源、红色文化、长城文化资源，以旅游.业的发展促进相关服务业的联动发展，推进金融、咨询、设计、会展等现代服务业的发展。1.2.1.2经济发展策略加快发展现代高效农业，推进农业产业化经营，积极发展农、牧产品加工。增加工业总量，加快构调整，提高经济效益和工业化水平，走新型工业道路持续发展能源化工、物流、羊绒加工、甘草产业等传统产业，新城产业链及相关配套产业，积极承接食品制、服装加工等的产业转移，培育新的经济增长点。1.2.1.3社会发展策略第12页某省某市市XX县电力源网荷储一体化项目实施方案依托科教与文化优势，完善各项社会服务设施建设，促进人的全面发展。进一步完善社会保障制度，积极扩大社会保障面和就业面，努力使人民也活整体实现比较宽裕的小康水平，进而达到富裕水平。完善文体产业发展机制，加强基层文化设施建设，完善县级、街道、居（村）委会三级文化网络。建设综合性体育场馆、社区和农村体育设施，积极促进全民健身运动的发展。加强公共卫生建设，建立健全公共卫生应急机制，逐步建立起结构完善、功能齐全、布局合理的医疗服务网络。1.2.1.4生态环境发展策略加强资源与环境保护，实现可持续发展。重点加强自然保护区、风景名胜区的生态保护建设。强化土地管理，加强水资源保护，合理开发矿产资源。加强污染防治和生态建设，大力发展循环经济，打造宜居生态环境。1.2.1.5空间布局规划通过分析对照以国民经济和社会发展规划为依据，结合城乡规划中的城市发展定位和土地利用战略方针，形成统一的城市发展目标。具体为：①城市总发展目标：某省东部生态屏障，省际区域商贸物流中心，宁东国家能源化工基地的重要组成部分，生态宜居的园林城市。②人口与城镇化发展目标：2020年19.5万人，城镇化率60%。③产业发展目标：培育石油化工、煤化工、新能源、新材料、机械设备制造和农产品加工6大支柱产业，大力发展第三产业，打造某省生态产业大县。第13页某省某市市XX县电力源网荷储一体化项目实施方案④空间布局：以县城为中心形成“两心三轴三点三片”的点面结合的城镇空间体系，打造“县城、惠安堡、高沙窝、青山、冯记沟”五大特色功能区；城区形成形成“一城四区”的城市布局结构。1.3近期建设重点及建设计划形成“一核两片五功能区”的发展形态，不断调整完善，以县城为中心，建设某省东大门现代服务业核心区，以南北生态农业片区为依托，发展相应的农产品加工、农产品专业市场、生态旅游等产业，逐步形成基于“五大功能区”为主导的产业空间布局。推进城市结构功能调整，大力实施西进东拓战略，建设西部新区，大力发展东部工业园区，增强经济实力。老城区更新改造与风貌建设。完善对外交通体系，优化城区内部路网，形成城市框架，初步形成布局合理的中等城市格局;加快绿地水系建设，突出城市特色。完善各项市政基础设施建设，建成保陣力强的基础设施系统。（1）一核心：形成县城服务经济密集区依托城区强化城市服务功能和综合服务配套功能，以专业市场、物流中心为主要载体，借助现有的资源条件，以物流、商贸、旅游、房地产等为重点产业，积极发展与县城城市功能相适应的商贸、物流、生态旅游、休闲居住等现代服务业，促进产业功能与城市服务功能相互支撑，增强服务功能，强化辐射带动，吸引周边、陕西、内蒙等地区的资金、人才、技术等要素向XX合理转移和集散，将XX建设成某省东大门现代服务业核心区，体现区域联动桥头堡的功能。（2）两片：形成南北生态农业片区第14页某省某市市XX县电力源网荷储一体化项目实施方案分别为南部山区以马铃薯、荞麦、小杂粮、油料等为主的旱作区，北部以饲草料和优质无公害瓜菜为主的丘陵区。利用县域内农业资源，结合生态环境建设，发展多元生态型农业。发展牧草和滩羊禽畜为核心，以甘草中药材、沙生植物等为特色产业，并依托生态农业可发展农副产品加工，在各乡镇建立专业的农副产品市场。（3）五区：形成五大产业集聚发展区县城功能区-产业融合先导区主要有商贸、物流、金融、技术服务等为基础的生产性服务业集聚区，以XX古城、花马湖森林公园、哈巴湖自然保护区、长城遗址公园等为依托的旅游特色区，以及以建材、石化、制药、农副产品深加工为主导的产业核心区，形成XX产业发展的重点区域。着重承接银川辐射，不断改善发展环境，提升产业能级，提高经济效益，促进一、二、三产业融合发展，形成以劳动密集型产业为重点，现代服务业为主导的XX产业发展的核心。惠安堡（萌城）功能区-主导产业集聚区形成两镇联合发展、产业互补的县域南部产业集聚区。着重发展煤炭开采、加工，煤焦化、金属镁冶炼、水泥建材及PVC、烧碱、电石等主导产业；加大煤炭资源开采，大力发展煤炭深加工、煤电一体化产业，促进煤炭资源就地转化，基本形成某省重要的煤炭开采及深加工基地之一。高沙窝功能区-能源产业延伸区依托宁东能源化工基地，发展与煤矿相关的延伸产业，拉长能源产业的生产链，增加产业附加值。主要是大力煤炭采选、电力、煤化工、装备第15页某省某市市XX县电力源网荷储一体化项目实施方案制造和环保五大产业集群，重点发展采矿、电力、基本有机原料、合成材料、化肥、焦炭、氯碱、精细化工、环保、机械等上下游配套产业。青山功能区-建材产业加工区重点发展石膏深加工产业，加快以石灰石、石膏为主的矿产资源有序开发，大力发展水泥、石膏、岩棉、硅酸钙板等新型环保建材等产业。冯记沟功能区—煤炭资源转化区重点发展煤炭开采及深加工、煤电一体化、煤化工等产业，重点支持某省发电集团、国家电力集团、等企业发展壮大，着力打造重要的能源基地。第二节电力系统概况2.1某省电网现况某省电网位于西北电网的东北部，现通过黄河-白银双回、六盘山-平凉双回共4回750kV与西北主网联网运行。截至2020年底，网内建成沙湖-银川东-灵州-黄河-杞乡-贺兰山-沙湖750kV双环网。通过1回±660kV直流线路向山东电网送电，通过1回±800kV直流线路向浙江电网送电，同时，通过沙湖-伊克昭3回750kV线路与昭沂直流送端相连。750kV形成坚强的双回路环网结构；330kV电网主要集中在中南部某市、中卫、固原等地区，基本形成以环网为主、双回链式为辅的结构；220kV电网主要集中在北部银川、石嘴山等地区，已形成网格状结构，220kV、330kV电网以青铜峡市为界，分别向110kV及以下电网提供电源支撑。第16页某省某市市XX县电力源网荷储一体化项目实施方案2020年全口径装机59427MW。其中水电426MW，火电33261MW，风电13781MW，光伏11969MW。水电、火电、风电、光伏所占比例分别为0.72%、56.0%、23.2%、20.1%。新能源总装机占比43.3%。截至2020年底，某省电网750kV变电站共8座（包括开关站1座），变压器14台，总容量27000MVA；330kV变电站44座（包括用户站19座），变压器96台，总容量28540MVA；220kV变电站45座（包括用户站9座），变压器102台，总容量19010MVA。建成±800kV直流线路1回，总长度1720km、±660kV直流线路1条，总长度1335km；750kV线路39条，某省境内总长度2303.2km；330kV线路117条，总长度3320.7km；220kV线路143条，总长度2583.4km。2020年某省全社会用电量达到1038亿kWh，最高发电负荷15700MW。某省电网2020年地理接线图见图3.1-4。第17页某省某市市XX县电力源网荷储一体化项目实施方案图3.1-42020年某省750kV电网接线图第18页某省某市市XX县电力源网荷储一体化项目实施方案2.2宁东电网现况宁东电网位于某省电网的东部，主网电压为330kV，有徐家庄、甜水河、蒋家南、盐州、甘露、宋堡、麻黄山风电、中民投光伏、英力特化工、煤制油10座330kV变电站。截止2020年底。宁东地区并网风电场21座，总装机容量2754.18MW；光伏电站41座（集中式20座，分布式21座），总装机容量2349.1625MW；火电机组5台，总装机容量696MW。所辖用户自备发电机组6台，总装机容量699MW；垃圾发电厂1座，装机容量36MW。截止2020年12月，宁东电网统调35千伏以上变电站共48座，变电总容量为9533.5MVA。截止2020年底，宁东电网所辖35kV及以上变电站47座，主变总台数90台，主变总容量9031.5MVA。其中：330kV变电站10座，主变压器24台，容量6840MVA（含调管用户设备及代运维设备）；110kV变电站22座，主变压器42台，总容量2032.5MVA；35kV变电站15座，主变压器24台，总容量159MVA。截止2020年12月，宁东电网统调35千伏及以上电压等级线路共计260条，线路总长度4268.405km。其中330千伏线路总计27条，长度646.087km；110千伏线路总计118条，长度2316.692km（其中宁东供电公司资产65条，总长1233.385km）；35千伏线路115条，长度1305.626km（其中宁东供电公司资产38条，总长596.437km）。2020年宁东全年最大负荷1707.86MW，全社会用电量206.568亿kWh。2.3XX电网现状第19页某省某市市XX县电力源网荷储一体化项目实施方案截止2020年年底，XX县内有330kV变电站4座，分别为盐州变、宋堡变、麻黄山变(用户)、中民投变，其中，盐州变共有主变3台，变电总容量840MVA，电压变比为330/110/35；麻黄山变共有主变3台，变电总容量720MVA，电压变比为330/110/35；宋堡变共有主变3台，变电总容量1080MVA，电压变比为330/110/35；中民投变共有主变3台，变电总容量1080MVA，电压变比为330/110/35，位于D类供电区域内。截止2020年底，XX县110kV公用变电站10座，主变19台，总变电容量848MVA，全部为半户外站。110kV公用线路共有31条，线路总长度为716.685km，全部为架空线路。截止2020年底，XX县110kV电网形成以330kV盐州变、宋堡变和区外罗山变为主要电源点，形成以单链式、双链式、单辐射式、双辐射式为主的网络结构。截止2020年底，XX县110kV线路31条，其中有2条线路为双链接线，占110kV线路总条数的6.45%；21条线路为单链接线，占110kV线路总条数的67.74%；双辐射线路有7条线路，占110kV线路总条数的22.58%；单辐射线路有1条线路，占110kV线路总条数的3.23%。截至2020年底，XX县有38个110kV及以下电源点，其中风力发电场15个，光伏发电站23个，总装机容量2450.196MW，年发电量47.5039亿kWh。第三节负荷现状及预测3.1电力需求预测3.1.1历史负荷增长趋势分析第20页某省某市市XX县电力源网荷储一体化项目实施方案“十二五”期间，XX县电网全社会最大用电负荷从2010年的185兆瓦到2015年的323兆瓦，同比增长42.72%。2019年全社会最大用电负荷为465.69兆瓦。同比增长30.64%。“十二五”期间，XX县电网全社会用电量从2010年的11.79亿千瓦时增长到2015年的20.53亿千瓦时，同比增长42.57%。2019年全社会用电量为29.8亿千瓦时。同比增长31.11%。“十二五“期间，XX县电网一产、二产、三产、居民用电量分别从2010年的0.72、9.43、0.94、0.7亿千瓦时到2015年的0.94、15.89、2.05、1.64亿千瓦时。2019年XX第一产业用电量为1.17亿千瓦时，同比增长19.66%；第二产业用电量为23.72亿千瓦时，同比增长33.01%；第三产业用电量为2.67亿千瓦时，同比增长38.58%；城乡居民生活用电量为2.24亿千瓦时，同比增长26.79%。XX县分产业用电结构与经济产业结构特征保持一致，二产用电量高，尤其是工业用电量是全社会用电量的主导力量。随着经济结构的不断调整，用电结构也随之变化，第二产业用电量所占比例整体呈缓慢下降趋势，第三产业用电、城乡居民用电占比逐年增加，增速较快。2010年第一、二、三产业、居民生活用电比例为6.1:80:7.9:6，2019年为3.92:79.93：9.1:7.45。第21页某省某市市XX县电力源网荷储一体化项目实施方案表3.1-1XX县电量负荷历史数据三产及居民用电量农村居人均生民人均活用电生活用量（kWh/电量全社会（亿kWh）人均用电量（kWh/人）最大用全社会用电电负荷量（亿kWh）（MW）年份一产二产三产居民人）（kWh/人）1782010201120122013201420152016201720182019202018521723926328432333538441346547011.7913.9615.5317.3218.50.729.430.940.7746287254455850.8211.081.120.940.8912.271.31.0723495286592630.913.611.591.210.9114.431.781.390.9415.892.051.640.9716.382.111.691.118.792.442.071.1320.252.572.151.1723.722.672.24104341088211901117991390314362150871579073032981640820.5321.1524.4952571944566118212751283129770926.191329.81071113131.21.2024.502.722.34“十三五”期间，工业用电量保持中低速增长，XX县的第一产业用电量所占比例仍将呈低速增长，受产业结构优化调整的影响，第二产业用电量将保持平稳增长，呈微降的态势；第三产业用电量和居民用电量所占比例逐年上升。3.1.2负荷特性分析1）年度负荷特性最大负荷出现时间：XX电网负荷受季节因素影响较大，总体特点是：冬夏季负荷大，春秋季负荷小，夏季空调负荷大于冬季采暖负荷。主要主要原因是XX经济发展相对稳定，大型工业用户相对较多，对用电负荷影响小，居民冬季采暖主要采用集中供暖方式，电取暖较少；而XX县夏季气温略高，空调负荷相对较大。夏季降温负荷集中在6-9月第22页某省某市市XX县电力源网荷储一体化项目实施方案份，随着城市人口的增长和空调的普及降温负荷近年来在逐年增加，比重也呈逐年上升趋势。受XX县所处地理环境昼夜温差大的影响，冬季采暖负荷主要集中在每年11月份至次年3月份。XX县年负荷历史曲线看来，夏季高峰负荷一般出现在7月或者8月份，冬季高峰负荷出现在1月或者12月份。每年的1～2月主要为冬季排灌、采暖及新增负荷所致；低谷负荷出现在4～5和9～10月份，主要受每年停止暖后4、5月负荷逐月下降，6～8月由于降温负荷、工业负荷和夏收农用电负荷的影响，负荷逐步上行至最高点，之后9～10月份略有下降，至11月末供暖负荷接入后负荷逐步升高。2）典型日日负荷特性分析XX县电网负荷受季节变化影响较大，总体特点是：冬夏季负荷大，春秋季负荷小，冬季采暖负荷大于夏季空调负荷。2019年冬季最大负荷发生在1月，冬季最小负荷发生在3月，夏季最大负荷发生在8月，夏季最小负荷发生在5月。冬季最大典型日负荷曲线的特点是：最大负荷与最小负荷的峰谷差较大，曲线变化波动较大，夏季、春秋季典型日负荷峰谷差较小，曲线变化波动较为平缓。XX县电网最大负荷日出现在7月份，曲线变化规律为早晚两个高峰，早高峰一般出现在11左右，主要是由于工业负荷、居民用电集中开启；晚高峰出现在18点-21点左右，晚高峰负荷明显高于早高峰，是由于晚间居民生活用电、冬季取暖以及商场、餐饮、娱乐业的负荷与工业第23页某省某市市XX县电力源网荷储一体化项目实施方案负荷叠加所致。低谷负荷一般出现在凌晨4：00，主要是由于居民、商业负荷迅速下降所致。3.1.3客户用电及其历史增长趋势分析自2010至2020年，XX县居民生活用电年用电量从0.7亿kWh增长到2.78亿kWh，年均增长率17.15%；非居民生活用电年用电量从0.37亿kWh增长到1.24亿kWh，年均增长率15.01%；农业生产年用电量从0.72亿kWh增长到1.21亿kWh，年均增长率6.13%；商业用电从0.56亿kWh增长到1.79亿kWh，年均增长率15.35%；非普通工业用电从1.89亿kWh增长到5.09亿kWh，年均增长率11.17%；大工业用电从7.55亿kWh增长到19.07亿kWh，年均增长率12.22%。3.1.4客户报装及其发展情况2020年后续有3666100kVA容量负荷接入XX县电网。表3.1-2XX县大客户用电报装一览表预计报装用电性质计划用电序号用户名称容量所在分区时间（年）（kVA）国家电投集团铝电投资有限公司（电解1234工业工业工业工业18700002022202220232024DDDD铝）国家电投集团铝电投资有限公司（铝材制60000造）国家电投集团铝电投资有限公司（工业蒸220000550000汽）国家电投集团铝电投资有限公司（供暖工程）56国家电投集团铝电投资有限公司（制氢）工业25000020000010002025202120212021202120222022DDDDDDD某省XX马斯特能源有限公司某省坤晟元工贸有限公司工业工业工业工业工业工业78陕西顺天动力控制设备有限公司某省新珂源能源利用有限公司中海外瑞丰新能源（某省）有限责任公司某省黄河汇通石化有限公司160091250020000250001011第24页某省某市市XX县电力源网荷储一体化项目实施方案1213隆基绿能科技股份有限公司某省瑞峰能源有限公司汉唐能源科技有限公司天利丰能源利用有限公司新珂源有限公司工业工业工业工业工业工业工业工业--66000200005000060000500005000060000100000366610020232023202320232023202520252025--DD14D15D16D17丰利源有限公司D18金裕海有限公司D19深燃众源天然气有限公司--D合计--3.2总量预测3.2.1全社会用电量预测根据XX县用电量历史发展趋势和各产业及相关行业发展趋势，综合考虑全县经济发展规划的增长速度、节能降耗要求，特别是煤矿、化工、石油等重要用电行业的发展规划，同时考虑城乡居民生活和第三产业用电也将保持较快增长，采用产值单耗法、弹性系数法和自然增长加大用户法进行电量预测，预计2025年XX县全社会用电量将达到76.28亿kWh，“十三五”期间年均增长率分别为6.51%，“十四五”期间年均增长率分别为8.60%。3.2.2最大用电负荷预测根根据原始资料的分析结果，确定了以下的负荷预测思路：采取自然增长加大用户法进行负荷预测。1）大用户负荷构成分析：2020年XX县10kV及以上大用户用电负荷为347.65MW，考虑同时率0.9，最终取值312.88MW。大用户负荷构成分析如下表所示：表3.2-12020年XX县大用户用电负荷构成分析单位：MW电压等级330kV110kV35kV10kV合计考虑同时率0.9第25页某省某市市XX县电力源网荷储一体化项目实施方案20201.47281.9735.2328.98347.65312.882）大用户负荷预测：XX县大用户情况，由于目前新报装只能统计到2020年，考虑到XX县未来“一园五区”的重点发展，2020年及以后新增工业用户数据按逐年10%速度递增，同时扬水负荷、电铁牵引负荷也按一定增长率逐年递增。3）自然增长负荷预测:根据XX县历史年除大用户负荷发展情况，运用多种模型对XX县历史年除大用户负荷进行预测，预测结果如下表所示。表3.2-2XX县自然增长负荷预测结果单位：MW项目计算模型二次移动平均数三次指数平滑指数法2019202020212022202320242025162.31176.35191.60204.86219.04234.20250.40负荷162.31175.07188.83200.70213.32226.74248.99（MW）162.31173.62185.72196.08207.01218.56230.74分别选取指数曲线、二次移动平均数和三次指数平滑曲线预测结果作为自然增长负荷预测的高中低方案，充分考虑XX县历史年负荷发展情况，选取中方案二次移动平均数作为XX县自然增长负荷预测结果。4）“自然增长+大用户”负荷预测合计：根据“自然增长+大用户”法预测结果，2025年XX县全社会用电负荷为3916.5MW。第四节电源规划条件4.1光伏建设条件4.1.1光资源第26页某省某市市XX县电力源网荷储一体化项目实施方案项目光伏拟选点的工程代表年中各月太阳总辐射量的数值在到189.7kWh/m之间，各月平均太阳总辐射量为132.9kWh/m相应的年值为1595.2kWh/m，月辐射量从2月开始增加，到5月达到最73.3kWh/m222，2大值，8月开始快速下降，到12月达到最小值，整体呈现明显的季节性变化。按照选取出的工程代表年太阳总辐射量的各月月值，相应的年值为1595.2kWh/m，并按照《太阳能资源评估方法》（GB/T37526-2019）中2给出的计算水平面总辐射稳定度的方法，计算出相应的水平面总辐射稳定度为0.385，参考《太阳能资源评估方法》（GB/T37526-2019），相应的年水平面总辐射量等级为“很丰富”，即：“B级”，相应的水平面总辐射稳定度等级为“稳定”，即：“B级”。4.1.2站址概述光伏规划项目选址位于某省回族自治区某市市XX县西部高沙窝镇及王乐井乡，场址中心地理坐标为N37.91°、E107.05°。站址区域内未见地表文物，周围无通信、电台设施和军用设施。最终以上报各部门取得的最终支持性文件的结论为准。王乐井光伏电站可用地约20.28km。规划可用地面积满足1GW光伏2建设及施工场地用地要求。第27页某省某市市XX县电力源网荷储一体化项目实施方案规划项目区2规划项目区3规划项目区1图3.4-1王乐井光伏电站地理位置图项目规划地范围拐点坐标：编号XY编号XY4185031.56344186095.01564187007.23774187271.82174188458.48454186385.10534185031.56344188458.48454187072.75644187949.45304188541.53264188688.668936402335.448936399830.777036400480.852836401158.187836402290.603036402116.586036402335.448936402290.603036404191.736536404757.908036403715.123436402753.01194185118.61194185675.31464185581.47374187003.26894187454.67014188040.96734186909.40144186093.61904185452.759436406872.702336407045.689236407347.686136407871.653736407179.835536406455.071136406088.841136406174.076036406414.2725项目规划区1项目规划区3项目规划区2高沙窝光伏电站可用地约39.28km。规划可用地面积满足2GW光伏2建设及施工场地用地要求。第28页某省某市市XX县电力源网荷储一体化项目实施方案图3.4-2高沙窝光伏电站地理位置图项目规划地范围拐点坐标：编号XY编号XY4210924.59744211678.66174211930.92244213348.18674213782.10444212292.496636397137.949636397241.137336397809.220836399355.163436400844.771236400164.79044211889.71594212275.65144213041.71184212575.36954212347.68124212117.82104211915.83864211778.12574211623.88384211889.715936404840.912636404611.124336404271.970136402503.975836403481.404636403639.681536403591.908836403489.023436403834.431036404840.9126项目规划区1项目规划区24212438.017836399487.45544211530.49474210914.14634210341.59174210499.63294211998.97554211758.803536399011.204236399234.777736399740.062036400287.051236400726.324636401222.36764.1.3交通条件第29页某省某市市XX县电力源网荷储一体化项目实施方案高沙窝规划项目选址东临邻青银高速，西邻亚苏西路，场址处交通十分便利。王乐井规划项目选址南临邻海天线（G338），北临青银高速，场址处交通十分便利。4.1.4施工条件项目施工建设期间所需的主要材料为砂石料、水泥、钢材、木材、油料等。主要建筑材料来源充足，砂石料可以从附近砂石料场采购；水泥和钢材、生活及小型生产物资，其它建筑材料（木材、油料）等可从XX县购买。施工水源：光伏电站内暂考虑在电站内打水源井，作为电站内施工、生活、生产用水水源。同时由于电站距离工业园较近，且园区规划发电容量较大，建议相关部门考虑将XX工业园市政给水管线接入电站。施工电源：可由附近10kV电源引入，采用架空线路送至施工场地。第四章负荷侧响应实施方案第一节概述近年来，由于环境污染和不可再生资源短缺，煤炭和石油等传统能源已难以适应社会的可持续发展，我们将面临的是新能源和化石能源互补的“混合能源时代”分布式电源的大量接入和各类需求侧响应项目的逐步实施，使得配电网变得更复杂，带来一定的影响，但也向配电网提供了更多的“源”、“荷”资源，通过协调各个资源的互动可以增强电网的可持续发展。可再生能源资源丰富，但其发电的可控性比传统能源发电差，所以当可再生能源并网发电时，难以实现大规模调整可再生能第30页某省某市市XX县电力源网荷储一体化项目实施方案源的出力来维持发电和负荷的实时平衡。只能通过调整其他能源的出力，这对其他能源的调度提出了严峻的挑战。示范区中能源需求大并且种类繁多，负荷峰谷差大，而且不合理的能源结构导致利用率低。除此之外，常规能源储备量减小，这些特点使得示范区适合需求侧响应项目的实施。因此，研究基于示范区多能协同的需求响应模型以及对用电信息的潜在行为响应，对未来综合能源系统在工业用户领域的用能方式改进、用能设备效率的提高，以及节能降耗和减少能源费用具有重要的指导意义。示范区的电费一般按两部制电价计费。在两部制电价下，示范区的电费账单包含需量电费和电度电费2个组成部分。需量电费通常基于月度最大电力负荷进行收费，而电度电费则基于账单周期内的实际电能消耗量进行收费。电度电费电价在不同时段一般是不同的，通常采用分时电价。分时电价一般包含峰、平、谷3个收费标准。示范区的需量电费一般在总电费中的占比很高，最高可达总电费的50%～70%。因此，如何有效运用示范区负荷管理方法来降低峰值负荷，成为研究热点。有效的负荷管理方法不仅可以提升经济性，还可以促进示范区的持续健康发展。基于电池储能系统的电力需求响应是实现示范区负荷管理的常用方法，电池储能可以在电价谷时段充电存储电能，在电价峰时段放电供应用户的用能。另一方面，随着综合能源系统的发展，需求响应逐渐由电力需求响应扩展到综合需求响应。与传统的电力需求响应相比，综合需求响应不依赖于灵活电力负荷，可以利用多能耦合设备来削减电力峰值负荷。到第31页某省某市市XX县电力源网荷储一体化项目实施方案目前为止，综合需求响应已有一定的研究，涉及基本概念、负荷响应模型、电-气耦合优化运行和市场机制等。然而，尚未有研究将综合需求响应应用于示范区的负荷管理。同时，示范区中的热电联供机组一般工作在以热定电模式，在实施综合需求响应时运行灵活性受限。电力需求响应是指通过分时电价等市场价格信号或资金补贴等激励机制，引导鼓励电力用户改变原有电力消费模式的用能行为，以促进电力供需平衡，保障电网稳定运行。国家电网积极开展适应于能源互联网发展形态的电力需求响应工作，印发《国家电网有限公司电力需求响应工作两年行动计划（2020～2021年）》，充分发挥电力需求响应在促进发、输、配、用全过程高效运行和精准投资中的重要作用，助力系统安全运行、经济运行，实现系统效益最大化。电力需求响应让电源、电网、负荷侧、储能的关系更加和谐，也让参与方受益颇多。在参加响应的主体中，“虚拟电厂”并不是真正的电厂，而是进行了智慧用能控制改造的负荷侧用户，它可以是商务楼宇，也可以是工厂生产线。大楼和工厂装载的智能终端可以在线监测用电需求，柔性调节用电负荷，实现对分布式资源的有效聚合和协调调控，达成与常规发电厂相近的效果。第二节响应分类2.1日前需求响应2.1.1削峰日前需求响应供电公司提前一天向签约用户发出响应邀约，用户须于发出邀约后2小时内反馈响应容量、响应价格等竞价信息；供电公司根据用户反馈第32页某省某市市XX县电力源网荷储一体化项目实施方案信息，按照边际出清方式确定本次补贴单价和用户中标容量（报价不大于边际补贴单价的用户均全容量中标），并根据用户实际响应情况发放响应补贴。2.1.2填谷日前需求响应供电公司提前一天向签约用户发出响应邀约，用户须于发出邀约后2小时内反馈响应容量；供电公司根据用户申报容量占全省总申报容量比例确定单户中标容量，所有用户统一执行年度固定补贴单价，并根据其实际响应情况发放响应补贴。2.2实时需求响应实施削峰实时需求响应时，供电公司通过负荷管理系统按照和用户事先协议的约定对用户负荷进行调节，所有用户统一执行年度固定补贴单价，根据其实际响应情况发放响应补贴。2.3效果评估2.3.1基线计算削峰需求响应原则上选取响应邀约日的前5个正常工作日（邀约日为工作日），或前一周的对应休息日（邀约日为休息日）作为参考日；填谷需求响应原则上选取未参与需求响应的历史同期作为参考日。将上述参考日对应响应时段的平均负荷曲线作为基线。负荷集成商的基线为其所集成用户的基线叠加。2.3.2评估标准实施削峰需求响应时，用户在响应时段同时满足以下两个条件则认定为有效响应：一是最大负荷小于基线最大负荷,二是平均负荷小于基线第33页某省某市市XX县电力源网荷储一体化项目实施方案平均负荷，且其差值处于需求响应负荷的80%—120%之间，若超过120%，则按照120%封顶计算。根据响应负荷曲线测算有效响应电量进行补贴。实施填谷需求响应时，用户在响应时段同时满足以下两个条件则认定为有效响应：一是最小负荷大于基线最小负荷，二是平均负荷大于基线平均负荷，且其差值处于需求响应负荷的80%—120%之间，若超过120%，则按照120%封顶计算。根据响应负荷曲线测算有效响应电量进行补贴。第三节负荷侧响应复杂的能源系统，包含多种能源形式，涉及多种能源的生产、传输和利用。示范区能源的多样性为多能源容量配置提出了更高的要求；同时，由于其负荷需求大、负荷特性复杂、不同能源的耦合与供电可靠性要求高，对需求侧的运行调度带来了新的挑战。综合需求响应(integrateddemandresponse，IDR)不仅可以解决示范区中能源线路的拥塞问题，而且可以加强供需平衡、提高市场流动性、引导客户改变能源需求，此外，还可以提高效率，减少对单一形式的能源的依赖。随着涉及多种能源整合的智能城市发展，有必要分析示范区中综合需求响应的特点，这不仅可以支持多能源系统和示范区的发展，而且可以有效平衡供需。与电力系统类似，示范区客户的需求可以在时间、空间和成本上发生变化。根据多能源供需特点，客户可以改变能源需求的使用，从而影响不同能源的供需平衡。示范区是外部能源系统与用户之间的平台，涉及多种能源的生产、传输和利用。综合需求响应复杂能源管理。从宏观上看，未来电网的运第34页某省某市市XX县电力源网荷储一体化项目实施方案行在很大程度上依赖于多能源网络的整合。综合需求响应使用户能够更灵活地使用能源，且具备充分利用需求响应调节资源的能力。根据示范区的供需特点，用户具有深度参与系统调度和能源市场的特点。综合需求响应的操作策略从需求抑制、负荷转移、能量转换和示范区内协调四个方面进行分析。（1）需求抑制。需求抑制是综合需求响应中最重要的方法之一，可调度在高价格期能以更节能水平运行的照明系统和灵活的制热/冷设备。（2）负荷转移。负荷转移的能力取决于能量的性质。由于能量形式的不同，负荷转移的时间和效果也不同。此外，综合需求响应可以充分利用热力系统和天然气系统的天然储能能力，剩余的能量可以储存在系统中，稍后再使用。（3）能量转换。综合需求响应将多种能源整合到示范区中，通过灵活利用能源资源，使用户能够适应不同的能源价格信号。在不影响用户舒适度的前提下，消费者可以在使用过程中灵活转换电能、热能、天然气等能源。（4）示范区内部协调。智能建筑作为一种典型的能源终端枢纽，可以看作是一个涉及不同能源载体的转换、消耗和存储的单元，但是单个建筑的需求能力和调度能力有限，很难直接参与能源市场，因此在示范区内的多个建筑物的需求汇集具有了需求调度的可能。综合需求响应可以分为综合直接负荷控制模型、基于价格激励的模型和博弈优化模型，其中：综合直接负荷控制是操作者对负荷进行直接控制，并通过补偿机制来提高用户满意度；基于价格激励的控制是通过第35页某省某市市XX县电力源网荷储一体化项目实施方案价格激励引导用户的用能行为；博弈优化模型可以为IDR的实现提供最优分配策略。首先，在能源供给侧实施综合需求响应可以延缓或降低能源供给侧的建设成本，提高设备的综合利用率。其次，综合需求响应可以充分发挥多能源替代的效益，提高整体能源效率，稳定多能源供应的波动性，降低系统均衡调节的成本和碳排放水平。但目前在长期规划的经济学分析上研究较少，且很多只分析了供给侧的规划，没有将综合需求响应考虑进来，未来可进一步研究考虑综合需求响应的综合能源规划。综合需求响应的实施使用户能够对多个能源市场的价格信号做出反应，依据价格信号调整自身不同类型能源的使用需求和用能习惯。综合需求响应可以指导用户制定合理的综合能源利用方案，提高用户的能源利用效率，降低用户的能源消耗成本，获得额外的经济效益。有时优化结果将影响用户参与综合需求响应的积极性，这说明用户与能源公司的优化目标不同。目前关于用户与能源公司协调优化的研究很少，如何协调多方利益、达到互利共生的市场机制是未来的研究重点。3.1负荷侧响应的市场机制综合需求响应不仅整合了多种能源，而且提供了综合的辅助服务。对大型工业用户，综合需求响应可以分析不同种能源之间的耦合特性，优化供能特性，制定优化调整计划表，向投资方或商业用户提供设备投资分析及咨询。对于示范区的运营服务，综合需求响应可以辅助市场调整用能曲线，调峰调频，构建示范区一体化综合市场机制。第36页某省某市市XX县电力源网荷储一体化项目实施方案对于综合需求响应技术的推广，依据美国的成功经验，需求响应商业运作模式中能源公司销售量与其收益的解绑，以及第三方负荷整形机构(curtailmentserviceproviders，CPS)的引入是推进需求响应项目运营的关键因素。目前我国能源公司只是通过行政手段来促进其实施需求侧管理，且参与综合需求响应项目的综合CPS公司在我国尚不多见，还不能成规模地参与需求调度市场，因此我国仍需要从政策、资金等方面发展此类公司，并加快能源公司收益解绑机制的推出，从而加速综合需求响应项目在我国的发展。3.2负荷侧响应互动机制目前，价格需求型响应项目与激励型需求响应项目是引导用户参与系统调节的主要方式。价格型需求响应下，用户自愿地响应零售电价，减高电价时段的用电需求，实现用电需求转移。激励型需求响应下，用户通常与需求响应实施机构签订相关合约，用户受到直接的经济激励，从而及时调整其用电需求，同时也会受到相关的惩罚约束，以确保用户及时响应。不同于传统电网直接调度的方式，综合需求响应型需求响应和激励型需求响应，通过工厂和示范区互动满足上级电网削峰需求。示范区能量管理中心接收上级电网的削峰需求，并将需求响应方案下发至工厂用户，是整个示范区互动的协调中心。用户可通过控制具体的用能设备，改变用能模式参与到需求响应中来，在保证其用能经济性的同时，实现示范区内能量的合理分配，缓解示范区的能量供需矛盾，并在综合需求第37页某省某市市XX县电力源网荷储一体化项目实施方案响应中获得额外收益。同时也可有效避免强制停电等事件发生，提升示范区用户的用能体验。工厂综合优化调度能依托于完善统一的基础设施，兼顾能源利用效率与经济效益等多目标，为企业提供优化控制策略，自动对企业可调控资源进行综合调控。本文基于综合优化调度结果，提出考虑与示范区互动的工厂综合需求响应互动机制。第四节结论综合需求响应的实施能够给工厂的多个环节带来一定的效益，具有很好的推广价值。（1）从系统运行层面来看，综合需求响应能够促使能量在不同层级能源系统中切换和梯级利用，提升工厂整体的用能效率。同时，用户侧的多能源互补协同利用，能够给系统调节供需平衡提供“软托盘”，使得用户用能需求产生更大的弹性，更好地实现了电网的削峰填谷，缓解电网压力。（2）从用户用能层面来看，综合需求响应的实施使用户能够依据价格信号调整自身不同类型能源使用需求和用能习惯，从而降低自身的用能成本。同时，光伏、储能、冰蓄冷以及水蓄冷等分布式资源的接入，使得在需求侧能够以较低的成本实现能量存储，增加了用户用能的灵活性，使用户拥有更大容量的“虚拟能量单元”，能够直接参与辅助服务或者能量市场的交易，提高自身收益。（3）此外，综合需求响应的实施能够增加工厂系统调节的灵活性，提高用户在系统运行和能源市场中的参与程度，充分挖掘用户需求侧的第38页某省某市市XX县电力源网荷储一体化项目实施方案调节潜力，实现多能源系统的供需协调优化以及区域能源系统的自平衡；且所提综合需求响应模型在光伏发电波动较大时同样适用，提高了系统中可再生能源的接入比例以及系统运行调控的灵活性。第五章源网荷储一体化思路第一节电力负荷及其特性考虑到工业园工业负荷以制氢、高耗能和电解铝产业为主，具有利用小时高，负荷特性稳定的特征，是工业园配电系统中的基础负荷。第二节新能源出力特性分析2.1光伏出力特性分析2.1.1光伏出力－累积电量特性XX地区光伏特性分析主要采用概率统计分析方法，基础数据为根据当地光资源情况折算的光伏8760小时出力数据。XX新能源基地光伏年利用小时数为1590小时。根据光伏出力－累积电量特性，XX地区光伏电站出力不超过0.6的累积电量占比约94.8%。表5-1XX地区光伏出力---累积电量特性出力系数0～0.000～0.050～0.100～0.150～0.20累积电量%0.0%13.3%25.3%36.5%46.4%第39页某省某市市XX县电力源网荷储一体化项目实施方案出力系数累积电量%55.4%63.5%70.8%77.1%82.6%87.4%91.5%94.8%95.9%97.3%98.9%99.7%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%0～0.250～0.300～0.350～0.400～0.450～0.500～0.550～0.600～0.620～0.650～0.700～0.750～0.800～0.850～0.900～0.950～1.002.1.2光伏月出力特性XX地区1～12月光伏最小平均出力为最大平均出力的76%，年不均衡系数为0.078，其中2～6月平均出力较大，1、11、12月平均出力第40页某省某市市XX县电力源网荷储一体化项目实施方案较小。可以看出，由于季节性光资源的差异，导致各月光伏发电量存在一定的不均衡性，春季最多，冬季最少。1.21.00.80.60.40.20.0123456789101112图5.2-1XX地区光伏逐月平均出力标幺值2.1.3光伏日出力特性XX地区1～12月光伏日内平均、最小日发电量分别为最大日发电量的64%～74%、6%～35%。可见，光伏发电量在日间变化较大，不均衡性明显。表5.2-2XX地区光伏逐月日最大、最小、平均发电量标幺值月份日最大发电量1.00日最小发电量0.26日平均发电量0.711月2月3月1.000.250.741.000.250.70第41页某省某市市XX县电力源网荷储一体化项目实施方案标幺值日最小发电量0.35月份日最大发电量日平均发电量0.724月5月1.001.001.001.001.001.001.001.001.000.240.696月0.310.767月0.240.698月0.190.689月0.190.6710月11月12月0.230.640.060.680.190.64根据统计分析，XX地区光伏全年分时段平均出力的最大值为0.541，日最大出力的最大值为0.795，日最小出力的最大值约为0.031，出现在10～13时。详见图5.2-2。0.9最大值最小值平均值0.80.70.60.50.40.30.20.10.0第42页某省某市市XX县电力源网荷储一体化项目实施方案图5.2-2XX地区光伏全年分时段出力统计第三节电源配比分析XX工业园区新增负荷约3666.1MW，考虑尽量通过本次源网荷储一体化项目中的新能源电力来供电，并配套一定规模储能来维持新能源出力较低时出力问题，保证工业园工业负荷的稳定供应。结合XX地区新能源资源情况，并参考某省十四五新能源相关规划，基于不同的新能源规模和储能配置规模，提出以下新能源配置方案：光伏3000MWp，并配置储能规模300MW/600MWh；对上述方案进行生产模拟及经济性分析。随着新能源规模的增加，新能源利用小时数整体呈降低趋势，因电力不足导致的短期外购电量亦有所降低；随着储能规模的增加，新能源弃电率降低、新能源消纳能力增加，但是项目投资增加，一体化项目落地电价增加、电价竞争力下降。考虑到保证新能源较高的利用小时数以及较好的经济效益，同时尽可能将弃电率控制在合理范围内，尽量不占用公网调峰资源，新能源规模按照光伏3000兆瓦。相关储能配置考虑在经济效益较好的条件下，尽量配置较高容量的储能装置，优先参与新能源调峰，减少公网调峰压力，并考虑到一定的运行灵活性和适应性，选择配置300MW/600MWh的储能方案。第四节灵活调节措施研究4.1电源组织方案电解铝企业自备电厂现有3×350MW煤电机组，经主变升压至330kV后，接至电厂330kV母线，330kV出线4回，其中2回接至某省电网，2第43页某省某市市XX县电力源网荷储一体化项目实施方案回接至电解铝企业用户站。目前，电厂3台机组正常运行方式下全部满发，所发电力通过2回专线送至电解铝企业消纳，余电上网，发电厂与电网直接相连的线路处于热备用状态。为适应新能源发电波动特性，坚持负荷与电源协同原则，分析源网荷储示范项目具体运行方案。到2025年，新能源装机总计3GWp。考虑到工业园工业负荷以高耗能和电解铝产业为主，具有利用小时高，负荷特性稳定的特征，是工业园配电系统中的基础负荷。预计到2025年，工业园新增最大负荷为3666.1MW。建设储能系统，主要是维持新能源出力较低时出力问题，保证工业园工业负荷的稳定供应，到2025年，建设储能系统300MW/600MWh。新能源出力高峰时，储能充电，促进新能源电力消纳；新能源出力低谷时，储能放电，满足负荷供电需要。典型日下的运行方式如下图所示。图5.4-1典型日的源网荷储一体化基地运行方式第44页某省某市市XX县电力源网荷储一体化项目实施方案第五节大电网调节支撑需求分析在不占用系统调峰空间的前提下，自备电厂3台机组均具备50%的调峰能力，在考虑10%厂用电后，具备48万千瓦的调峰能力，能有效提高新能源的消纳水平。若机组进行灵活性改造，机组将达到70%的调峰深度，具备66万千瓦的调峰能力，考虑关停一台机组，并对其它两台机组进行灵活性改造后，系统具备78万千瓦的调峰能力。在上述电源配比下，XX工业园整体新能源弃电率为5.2%，弃电量为2.6亿度，一年公网购电量为1.08亿度。第六节预期效果分析在上述电源配比下，XX工业园光伏为47.7亿度，全年新能源发电量为47.7亿度，新能源利用率为98.27%。第六章源网荷储一体化规划方案第一节总体实施方案我县示范性项目基于XX工业园区供电现状，结合当地新能源资源优势，打造源网荷储一体化项目，在技术方案、运行方式等方面按照一体化方案进行设计，确保逐步对火电电源进行新能源替代。统筹考虑区域太阳能资源、土地等因素，依托XX县工业园“源网荷储一体化”示范项目增量配电网及新增用电负荷，源网荷储一体化示范项目“十四五”期间规划建设光伏3GWp、储能系统300MW/600MWh。新建3座330kV新能源汇集站，15座110kV光伏升压站和6座110kV储能升压站。新建110kV输电线路15回，330kV输电线路3回。预计项目建成投产后新增用电负荷约3666.1MW。第45页某省某市市XX县电力源网荷储一体化项目光储协调运行实施方案源储新能源储能网增量配电网公网保障可靠供电消纳清洁能源提高经济效益荷开发区负荷图6.1-1源网荷储一体化方案示意第二节电源实施方案2.1光伏规划方案2.1.1光伏总装机方案根据我县示范性项目光伏项目初步规划，光伏发电总装机容量为3GWp，高沙窝园区2GWp，王乐井园区1GWp采用集中式逆变器箱变一体机。2.1.2光伏电站主接线根据我县示范性项目光伏装机与厂址初步规划，单个光伏项目总装机约200MWp，考虑同一地区的光伏项目就近接入110kV升压站，每个升压站设1回110kV出线，采用架空线路接至330kV新能源汇集站。每个110kV光伏升压站均设1回110kV出线，每个升压站内设1台电压115±8x1.25%/36.75kV双绕组油浸式有载调压变压器；变压器110kV侧经隔离开关接地，35kV侧采用接地变+电阻接地方式。每个变压第46页某省某市市XX县电力源网荷储一体化项目实施方案器低压侧设一段35kV光伏汇流母线，35kV光伏汇流母线同时配置SVG与站用变压器SVG容量暂按变压器容量的30%考虑。光伏升压站设1回110kV出线、2回110kV变压器进线；升压站内设2台容量100MVA、电压115±8x1.25%/36.75kV双绕组油浸式有载调压变压器，变压器110kV侧经隔离开关接地，35kV侧采用接地变+电阻接地方式。变压器低压侧设一段35kV光伏汇流母线，35kV光伏汇流母线同时配置SVG与站用变压器，SVG容量暂按变压器容量的30%考虑；两台变压器高压侧设一段110kV母线，110kV母线采用单母线接线。2.1.3光伏电站主要设备选型（1）光伏组件我县示范性项目推荐选用单晶硅光伏组件，单晶硅太阳能电池组件的功率规格较多，组件功率从250Wp到540Wp均有生产厂商生产，且产品应用较为广泛。由于我县示范性项目光伏装机容量达到200MWp，组件用量大，占地面积广，组件安装量大。为满足装机容量的要求，所以设计优先选用单位面积功率大的电池组件，以减少占地面积和安装量。推荐采用单晶硅540Wp型双面组件。具体参数见下表。表6.2-1540Wp单晶硅光伏组件参数序号型号单位WpV数值540123最大输出功率开路电压（Voc）短路电流（Isc）49.213.71A第47页某省某市市XX县电力源网荷储一体化项目实施方案序号型号最佳工作电压最佳工作电流组件全面积光电转换效率峰值功率温度系数开路电压温度系数短路电流温度系数工作温度范围最大系统电压重量单位V数值41.3512.8220.745A6％7%/°C%/°C%/°C℃-0.35-0.284+0.05-40～+85DC150032.38910111213141516Vkg光伏组件尺寸正面静态载荷背面静态载荷通过冰雹测试mm2256×1133×35Pa54002400PaPa直径25mm，冲击速度23m/s（2）光伏支架对于光伏组件，不同的安装角度接受的太阳光辐射量是不同的，发出的电量也就不同。安装支架不但要起到支撑和固定光伏组件的作用，还要使光伏组件在特定的时间以特定的角度对准太阳，最大限度的利用太阳光发电。光伏电站的安装方式大致有五种：1）最佳倾角固定式；2）固定可调式；第48页某省某市市XX县电力源网荷储一体化项目实施方案3）平单轴跟踪式。4）斜单轴跟踪式；5）双轴跟踪式。考虑到所在地的气象条件因素，跟踪轴式故障率较高，而且投资成本和运行维护成本过高，考虑安装实施可行性、投资成本等因素，推荐采用固定式支架方案。这种运行方式采用安装之后方位、角度等保持不变的支架系统，直接将太阳能光伏组件朝向低纬度地区放置(与地面保持发电量高的最佳倾角)。该方式应用广泛，并具有投资少，运维费用小的特点。光伏阵列最佳安装倾角对光伏发电系统的效率影响较大，对于固定式电池列阵最佳倾角即光伏系统全年发电量最大时的倾角。计算倾斜面上的太阳辐射量，通常采用Klein计算方法。利用PVSYST软件，采用所选工程代表年的太阳辐射资料，调整倾角使发电量最大，同时使太阳能资源的损失达到0%。暂不考虑多排组件布置前后排遮挡时，我县示范性项目全年最佳倾角初步计算结果为36°。c）光伏逆变器根据项目场址区地形地貌特征、项目装机总规模，我县示范性项目场址区大部分地形起伏较少、坡面较缓，接入同一路MPPT的光伏组串功率、电压变化较小，为降低发电成本，提升经济效益，本阶段推荐采用集中式逆变器，可考虑采用逆变器-箱变一体机，本阶段设计拟按3125kW装机配置一个子方阵。该逆变器技术参数见下表。表6.2-2逆变器主要技术参数表第49页某省某市市XX县电力源网荷储一体化项目实施方案输出额定功率3125kW最大直流功率最高转换效率3593kW99%中国效率98.5%最大直流电压DC1500V交流输出电压600VMPPT电压范围875～1450V输出频率范围50Hz输出电流总谐波畸变率功率因数＜3%0.8超前-0.8滞后接地点故障检测（有/无）过载保护（有/无）反极性保护（有/无）过电压保护（有/无）其它保护（请说明）工作环境温度范围允许最高海拔有有有有短路保护、孤岛效应保护、过热保护、过载保护等－35℃～＋60℃2000m/大于2000m（可选）IP55防护类型/防护等级散热方式强迫风冷（逆变器），其它自然散热RS485/以太网其他（4）光伏方阵设计第50页某省某市市XX县电力源网荷储一体化项目实施方案我县示范性项目推荐采用光伏容配比为1.2左右的常规光伏配置方案。每台3125kW光伏逆变器的具体组串配置见下表。表6.2-3光伏组串配置表组件功率组件重量Wpkg54027.2双面312526单面/双面逆变器功率组件串联个数组串功率kW块kWp个14.04267逆变器接入组串数逆变器直流侧功率容配比kWp37481.2我县示范性项目推荐采用光伏组件竖排布置方案，每付支架安装1个光伏组串，每串光伏组件数量为26片，布置方式竖装2V布置，即2×13。（5）光伏电站预计年上网电量估算我县示范性项目规划总装机3GWp，经PYSYST软件初步测算，本阶段年均可利用小时数按1590h计，光伏电站年均发电量约477000万kW·h。（6）水源部分第51页某省某市市XX县电力源网荷储一体化项目实施方案生产、生活、消防用水拟采用水车拉水，并在现场设相应规模的蓄水池，水质暂按满足《生活饮用水卫生标准》（GB5749-2006)中生活饮用水水质标准设计。消防水均接自工业园区消防给水系统管道。第三节增量配电网实施方案“源网荷储一体化”基地建设总规模为光伏3GWp及300MW/600MWh储能系统。根据新能源建设规模，考虑新建3座330kV新能源汇集站，15座110kV光伏升压站和6座110kV储能升压站，每个110kV升压站以1回110kV出线送出。新建110kV输电线路21回，330kV输电线路3回。表6.3-1新能源汇集方案升项目项目名称容量升压站电压等级及主变容量110kV输升压站及主变容量330kV输压站(MW）电线路电线路光伏项目1110kV，2×100MVA20020020020020020020020020020011111111111回1回1回1回1回1回1回1回1回1回光伏项目2110kV，2×100MVA光伏项目3110kV，2×100MVA330kV，3×1回360MVA光伏项目4110kV，2×100MVA光伏项目5110kV，2×100MVA光伏光伏项目6110kV，2×100MVA光伏项目7110kV，2×100MVA光伏项目8110kV，2×100MVA330kV，3×1回360MVA光伏项目9110kV，2×100MVA光伏项目10110kV，2×100MVA第52页某省某市市XX县电力源网荷储一体化项目实施方案光伏项目11110kV，2×200200200200200111111回1回1回1回1回100MVA110kV，2×100MVA光伏项目12光伏项目13110kV，2×100MVA330kV，3×1回360MVA光伏项目14110kV，2×100MVA光伏项目15110kV，2×100MVA结合电网的发展，新能源电站群建设110kV升压站汇集电力后，接入新建的330kV汇集站。本次新增新能源汇集站3座，考虑每座汇集站通过1回330kV线路就近接入330kV变电站。在该接入系统方案下，XX地区的新能源电力直接通过330kV线路输送至XX工业园，单点与电网连接，与公网形成清晰的物理界面，形成源网荷储一体化绿色供电园区。第四节新增负荷截止目前，某省XX工业园区累计入驻各类企业172家，园区发展定位：特色农副产品加工园区、煤化工后备发展基地、西北石膏产业基地。主导产业：区块一发展特色农副产品加工及油气化工下游产业，区块二发展煤化工及油气化工下游产业，区块三发展石膏深加工产业。限制产业：煤炭开采、电力、水泥、冶金、有色。近期负荷预测重点考虑园区近期内入驻的高能耗企业情况,由下近期负荷预测表，新建项目建成投产后新增用电负荷约3666.1MW。表6.4-1XX县大客户用电报装一览表预计报装用电性质计划用电序号用户名称容量所在分区时间（年）（kVA）1国家电投集团铝电投资有限公司（电解工业18700002022D第53页某省某市市XX县电力源网荷储一体化项目实施方案铝）国家电投集团铝电投资有限公司（铝材制2工业工业工业60000202220232024DDD造）国家电投集团铝电投资有限公司（工业蒸3220000550000汽）国家电投集团铝电投资有限公司（供暖工4程）56国家电投集团铝电投资有限公司（制氢）工业2500002000001000202520212021202120212022202220232023202320232023202520252025--DDDDDDDDDDDDDDD--某省XX马斯特能源有限公司某省坤晟元工贸有限公司陕西顺天动力控制设备有限公司某省新珂源能源利用有限公司中海外瑞丰新能源（某省）有限责任公司某省黄河汇通石化有限公司隆基绿能科技股份有限公司某省瑞峰能源有限公司汉唐能源科技有限公司天利丰能源利用有限公司新珂源有限公司工业工业工业工业工业工业工业工业工业工业工业工业工业工业--781600912500200002500066000200005000060000500005000060000100000366610010111213141516171819合计丰利源有限公司金裕海有限公司深燃众源天然气有限公司--第五节储能实施方案5.1综合说明我县示范性项目建设储能系统总容量为300MW/600MWh，共建设3座100MW/200MWh储能电站，在光伏电站基础上加入储能装置，组成光储联合发电系统，改善整个发电系统的功率输出特性，缓解新能源的间歇性和波动性与电力系统需要实时平衡之间的矛盾，降低其对电网的不利影响。容量项目项目名称升压站及主变容量储能(MW）200光伏项目1光伏项目2光伏项目3光伏项目4光伏项目5200新建光伏200330kV，3×360MVA100MW/200MWh200200第54页某省某市市XX县电力源网荷储一体化项目实施方案光伏项目6光伏项目7光伏项目8光伏项目9光伏项目10200200200200330kV，3×360MVA100MW/200MWh200200200200200200光伏项目11光伏项目12光伏项目13330kV，3×360MVA100MW/200MWh光伏项目14光伏项目15我县示范性项目每座100MW/200MWh每储能电站由40套2.5MWh储能电池集装箱（含电池架、汇流柜、BMS系统）、20套2.5MW储能变流器集装箱组成。每套储能变流器集装箱包含4套630kW储能变流器、1台2500kVA0.38kV/35kV干式变压器以及相关辅助系统。储能电池采用磷酸铁锂电池。5.1.1储能系统配置的意义及作用国家发改委、能源局印发的《清洁能源消纳行动计划（2018-2020年）》的通知，通知中提到了到2020年，要基本解决清洁能源消纳问题。计划中提到要全面推进辅助服务补偿（市场）机制建设，实现电力辅助服务补偿项目全覆盖，补偿力度科学化，鼓励自动发电控制和调峰服务按效果补偿，按需扩大储能设备、需求侧资源等电力辅助服务提供主体，充分调动火电、储能、用户可中断负荷等各类资源提供服务的积极性。因光伏发电系统具有波动性大、间歇性大和随机性大的特点，光伏第55页某省某市市XX县电力源网荷储一体化项目实施方案发电系统独立运行很难提供连续稳定的能量输出。发电功率预测误差较大，随着电力系统中光伏装机容量的不断增大，常规电源不仅要随着负荷变化，还要跟踪平衡新能源的出力波动，增加了电力系统调价负担。同时，系统缺乏充足的灵活调节电源，新能源协调发电计划安排和优化调度运行难度较大。并网式光伏基础上加入储能装置，组成光储联合发电系统，改善整个发电系统的功率输出特性，缓解新能源的间歇性和波动性与电力系统需要实时平衡之间的矛盾，降低其对电网的不利影响。随着光伏“弃光限电”的现象日益严重，以及光伏发电系统电力输出的波动较大等因素，导致可再生能源的利用与推广受限，故在并网式光伏系统中配置储能系统已成为目前的发展方向和趋势。为提升光伏发电的质量、提升光伏发电系统在电网的接入能力和光伏发电的经济型，综合考虑装机容量、项目地光照条件、电力消纳能力、布置场地空间等条件。储能系统时长按照2小时、配置容量为项目建设规模10%的容量配置储能系统。5.1.2执行标准《半导体变流器》GB/T3859.1-2013；《半导体变流器电气试验方法》GB/T13422-2013；《电工电子产品环境试验第2部分：试验方法试验A：低温》GB/T2423.1-2008；《电能质量供电电压偏差》GB/T12325-2008；《电能质量电压波动和闪变》GB/T12326-2008《电能质量公用电网谐波》GB/T14549-1993第56页某省某市市XX县电力源网荷储一体化项目实施方案《电能质量三相电压不平衡》GB/T15543-2008《电能质量电力系统频率偏差》GB/T15945-2008《远动设备及系统接口（电气特性）》GB/T16435.1-1996《远动终端设备》GB/T13729-2019《地区电网调度自动化系统》GB/T13730-2002《电化学储能电站设计规范》GB51048-2014《电化学储能系统储能变流器技术规范》GBT34120-2017《磷酸铁锂正极材料(锂离子电池用)通用技术条件》DB37/T1944-2011《电力工程电缆设计标准》GB50217-2018《分布式储能系统接入配电网设计规范》T/CEC173-2018《电化学储能电站设备可靠性评价规程》DL/T1815-2018《电力系统电化学储能系统通用技术条件》GB/T36558-2018《电化学储能电站运行指标及评价》GB/T36549-2018《电化学储能系统接入电网测试规范》GB/T36548-2018《电化学储能系统接入电网技术规定》GB/T36547-2018《电力储能用锂离子电池》GB/T36276-2018《电化学储能电站用锂离子电池管理系统技术规范》GB/T34131-2017《电化学储能电站监控系统与电池管理系统通信协议》DL/T1989-20195.1.3储能系统总体设计方案（1）储能系统定位分析第57页某省某市市XX县电力源网荷储一体化项目实施方案目前储能系统在电力系统中的主要应用体现在以下几个功能：1）电力系统调峰、调频辅助服务。2）提高供电可靠性及电能质量。3）削峰填谷，实现能量搬移。4）平抑波动跟踪出力。5）延缓输配电网升级改造、缓解线路阻塞、以及缓解可再生能源渗透率不断提高而引起的电网安全性、稳定性下降的问题。在新能源应用方面，主要通过削峰填谷，减小弃电率，并针对新能源出力波动及不确定性问题，配置储能平抑出力波动，通过跟踪出力提高功率预测精度。随着新能源的快速发展，作为电源主动参与电网调频将是未来新能源发展趋势。在光伏电站内建设一定规模的具有响应调频功能的集中式储能电站，通过储能的功率双向快速调节，配合光伏电站实现频率快速响应，承担新能源电站的调频任务，且可实现调压，效果较好。综上所述，本项目配置储能主要依据以下控制策略来实现相应的功能：①减小弃电根据所计划的光伏电站的发电出力曲线，通过EMS控制储能系统的充放电过程，使得电站的实际功率输出尽可能的接近计划出力，从而增加光储新能源电站功率输出的确定性。该模式下所需配置的储能装置的功率和容量与光伏出力预测的准确性有关。目前，系统对电站的考核处罚主要为功率预测罚分。储能协调控制器通过接收监控系统相关命令，控制储能电池充放能量过程，可将电站第58页某省某市市XX县电力源网荷储一体化项目实施方案关口实际出力控制在功率预测值一定的范围内，达到降低考核处罚的目的，提高光伏电站的整体经济效益。②跟踪出力，平抑波动，实现有功功率调节在光伏电站高峰发电时段储能，在低谷时段放电，从而减少弃光。另外，在光伏出力不受限时可以调整至平滑出力模式，短时平滑功率输出曲线。通过储能平滑抑制光伏电站出力的短期（分钟级）和长期（小时级）波动，从而增加光伏出力输出的稳定性。抑制短期波动所要求配置的储能装置的功率和容量较小，而抑制长期波动得到的波形输出更为稳定，但其所要求配置的功率和容量较大。③根据电网公司调度指令，参与负荷调峰根据系统负荷的峰谷特性，在负荷低谷期储存多余的能量；在负荷高峰期释放储存的电能，通过能量搬移，提升新能源电站光伏容配比，减少弃光，在白天光伏大发时段，为减少弃光，采用削峰填谷模式，其他时段或阴天情况下在不发生弃电时，可采用平滑出力、跟踪计划、参与调频模式。为了缓解未来电网越来越大的调峰压力，急需增加优质调峰电源。通过增加储能，新能源电站具备一定的调峰能力，而且具有快速的负荷响应能力，可以缓解电网的调峰压力特别适合午间的填谷。同时代替电网传统调峰手段（燃煤火电机组）进行调峰，可以有效提高燃煤机组发电效率。④参与调频。电网新能源接入比例大，渗透率高，电网稳定性面临巨大挑战，通过配置储能系统，利用储能的快速功率双向调度能力，参与电网的一次第59页某省某市市XX县电力源网荷储一体化项目实施方案和二次调频，提高电网的频率稳定性。通过在新能源电站建设一定量的的储能系统，将能够迅速并有效地解决区域电网调频资源不足的问题，提高新能源的消纳，改善电网运行的可靠性及安全性。同时，可将大量的火电机组从长期的调频任务中解放出来，稳定出力并提高负荷率将很好地改善机组燃煤效率，缓解由于频繁调节造成的火电机组的设备疲劳和磨损，提升机组的可用率及使用寿命，进一步促进全社会的节能减排。（2）本工程储能系统规模我县示范性项目每座100MW/200MWh每储能电站由40套2.5MWh储能电池集装箱（含电池架、汇流柜、BMS系统）、20套2.5MW储能变流器集装箱组成。每套储能变流器集装箱包含4套630kW储能变流器、1台2500kVA0.38kV/35kV干式变压器以及相关辅助系统。储能电池采用磷酸铁锂电池。5.1.4承诺项目储能系统接受电网调度本项目储能系统承诺接受并执行电网调度中心下发的充放电调度指令，利用储能系统的双向功率特性和灵活调节能力，提升光伏发电的可控性，提高可再生能源就地消纳与可靠运行能力。参与电网调频、调峰服务，平滑发电输出，对电网提供友好、高质量的电源。5.2储能系统设计方案为确保电池储能电站系统得以高效、稳定、持续无故障的运行，本项目所提电池储能系统方案符合以下设计原则：可靠性：包括了成熟性、容错性和易恢复性三个方面。成熟性是指系统为避免由本身存在的故障而导致失效的能力。容错性是指在出现故障或违反规定接口的情况下，系统维持规定性能级别的能力。易恢复性第60页某省某市市XX县电力源网荷储一体化项目实施方案是指在失效发生的情况下，系统重建规定的性能级别和恢复至接受影响的数据的能力。可用性：可用性是在任意指定时刻系统能正确运行的概率，可定义为系统保持正常运行时间的百分比。电池储能电站系统设计用于削峰填谷、跟踪出力、平抑波动等功能，要求能够提供7×24h不间断运行的高可用性。先进性：系统的先进性体现在选用业界目前广泛使用的产品和解决方案，技术选型有前瞻性，保证在未来数年内处于主流并能获得充足的技术支持。实用性：系统选用的软硬件方案要充分结合中国业务特点和电池储能电站系统架构现状，最大程度的达到实用、好用的目的，实现界面友好、操作直观、功能贴合实际、系统响应迅速、部署方便、运行稳定等特性。标准性：系统配置必须符合标准性的原则，软硬件选型应普遍采用遵循业界规范的由国内外主流组织或企业参与和支持的标准产品。可扩展性：在体系架构、硬件产品、软件产品、接口服务协议等方面，充分考虑不同用户的实际需求，保证系统具有高度的可扩展性、互操作性和可移植性。节约投资：系统的软硬件配置选型在符合上述几项重要原则的基础上，还要兼顾节约投资的需要，优先选用功能价格比高和性能价格比高的软硬件产品。5.2.1储能介质选择目前储能技术大致可分为物理储能、化学储能和电磁储能三大类。第61页某省某市市XX县电力源网荷储一体化项目实施方案其中，物理储能包括抽水储能、压缩空气储能、飞轮储能等。化学储能包括铅酸电池、锂系电池、液流电池、钠硫电池等。电磁储能包括超导储能、电容器储能等。（1）各类储能技术比较抽水储能、压缩空气储能、大型超导储能和氧化还原液流电池储能适合于大规模储能，可用于发电厂调峰，稳定电网，平衡负载。各种二次电池、超级电容器、飞轮储能、铅酸电池等可用于电源质量调节和不间断电源，金属空气电池、钠硫电池、超导磁储能、铅酸电池、氧化还原液流电池可用于备用电源。从技术发展水平来看，抽水储能和压缩空气储能技术已经实用化。对于化学储能技术，铅酸电池、小型二次电池早已普遍实用化，氧化还原液流储能电池已经达到了商业化示阶段，而超导储能和飞轮储能技术离实际应用还有相当大的距离。各种储能技术在其能量密度和功率密度方面均具有不同的表现，很少能有一种储能技术可以完全胜任在电力系统中的各种应用，因此，必须兼顾双方需求，选择匹配的储能方式与电力应用。表5.2-1列出了几种适用于电力系统的储能技术在电力系统中的应用方向及其技术需求。表5.2-1各种储能计算的应用能力储能类型典型额定功率100～2000MW10～300MW额定容量特点应用场合日负荷调节，频率控制和系统备用。物适于大规模，技术成熟。响应慢，需要地理资源。抽水储能理储能4～10h压缩1～20h适于大规模，技术成调峰，系统备用第62页某省某市市XX县电力源网荷储一体化项目实施方案空气熟。响应慢，需要地理资源。调峰、频率控制、UPS和电能质量飞轮比功率较大。成本高、噪音大。5kW～1.5MW15s～15min储能成本高、维护困难。电能质量控制、输配电稳定，UPS超导储能响应快，比功率高。成本高、维护困难。1～100kW2s～5min电磁储能输电系统稳定、电能质量控制电容器响应快，比功率高。比能量太低。1～100kW1s～1min1～30s超级电容响应快，比功率高。成本高、储能量低。10kW～1MW与FACTS结合电化学储能电能质量、频率控制、电站备用、黑启动、可再生储能技术成熟，成本较小。寿命短，环保问题。铅酸电池kW～50MW1min～3h电能质量、备用电源、调峰填谷、能量管理、可再生储能寿命长，可深放，适于组合，效率高，环保性好。储能密度低。液流电池5kW～100MW1～20h钠硫100kW～100MW数小时比能量与比功率较电能质量、备用第63页某省某市市XX县电力源网荷储一体化项目实施方案电池高。高温条件、运行安全问题有待改进。电源、调峰填谷、能量管理、可再生储能比能量高。成组寿命、安全问题有待改进。锂电电能质量、备用kW～MW分钟～小时池电源、UPS目前任何一种储能技术都不能同时满足能量密度、功率密度、储能效率、使用寿命、环境以及成本等大规模应用要求，不同储能技术的性能特点不同，也决定了其不同的电网应用场景。储能功率达到兆瓦级，储能时间达到小时级的大容量储能技术主要是抽水蓄能、压缩空气储能和电化学电池储能等。综合从储能技术的发展、成本、环保方面考虑，同时结合国内外储能的示范工程。本项目所处地理位置，不适合建造抽水蓄能电站和大型压缩空气储能电站。适用于本工程的储能形式主要是电化学电池储能。（2）电化学电池储能比选电池储能主要包括铅酸电池、钠硫电池、锂离子电池和液流电池等，建设规模可以达到百千瓦～百兆瓦。即适用于电力系统分散式储能，也适合于构建大规模电化学储能电站，参与电力系统调峰调频，是目前国内外电力系统储能行业发展的焦点。根据目前市场技术成熟且应用广泛的电池类型，本工程选择了磷酸铁锂电池、三元锂电池、铅炭电池和管式胶体电池进行方案比选。锂电池技术先进，其特点表现在能量密度高，充放电深度深，容量第64页某省某市市XX县电力源网荷储一体化项目实施方案配置相对小，土建和运输费用少；充放电倍率高，有利于实现系统电压、频率调节。铅炭电池是一种新型电池，其放电深度和能量密度相比铅酸电池有了很大提高，价格适中。胶体铅酸电池的优点是价格便宜，但充放电深度小、充放电次数少，同时其充放电倍率较小，所以整体容量配置大，增加了土建和运输费用、维护费用。本工程参与比选的各类电池特性参数如下：表5.2-2电池储能技术性能比较电池类型三元锂电池十兆瓦级200～2603000～450090-95%磷酸铁锂电池十兆瓦级铅碳电池兆瓦级管式胶体电池兆瓦级功率上限比容量（Wh/kg）循环寿命（次）充放电效率（%）自放电（%/月）150～18035～5055～703000～700090-95%3000～500050-75%＞1600065-80%0～10～12～5无自放电适宜在15%-85%SOC区间内使用，深度充放电严重影响寿命。适宜在15%-深度充放电能85%SOC区间内使不能深度充放电不能深度充放电力用，深度充放电严重影响寿命。容量衰减后不可恢复容量衰减后不可恢复容量衰减后不可恢复恢复容量衰减后不可恢复好容量安全性一般好好目前主要应用电动汽车、移动电动汽车、移动系统备用电源系统备用电源第65页某省某市市XX县电力源网荷储一体化项目实施方案领域式储能能量密度高、效率高式储能能量密度高、效率高技术成熟、价格最低技术成熟、价格最低优势能量密度低、不能深度放电、报废电池处理难度大能量密度低、不能深度放电、报废电池处理难度大安全性差、生产成本高安全性差、生产成本高劣势锂电池具有较高的能量密度和功率密度，最大可4C放电，放电倍率范围宽，大倍率放电性能优异；充电接受能力强，充电时间是铅酸的1/10～1/3，有利于实现系统的频、调压。在大于80%放电深度下充放电寿命可达5000次，作为调压功能时，寿命更长，充放电效率可达到95%。铅炭电池是相比普通铅酸蓄电池具有超长循环寿命，理论70%放电深度循环次数超过4200次，设计寿命为15年，在实际应用中一般按60%放电深度进行设计，铅碳电池最大充电率为0.2C，放电倍率为0.4C，充放电量相对较差，不能用于系统的调频调压。新型管式胶体铅酸电池放电深度50%的循环次数为2100次，但充放电倍率低、寿命低，不满足工程使用要求。本工程配置储能的目的是解决光伏短时间内的弃电，同时可以适当参与系统的调频调压。经过以上对比分析，只有磷酸铁锂、三元锂电池适用于本工程。（3）锂电池比选磷酸铁锂电池，就是指用磷酸铁锂作为正极材料的锂离子电池，具有耐高温，安全稳定性强，价格便宜，循环性能更好的优势。第66页某省某市市XX县电力源网荷储一体化项目实施方案三元锂电池是指使用镍钴锰酸锂做为正极材料，石墨作为负极材料的锂电池。与磷酸铁锂相比在相同的体积或是重量下，三元锂电池的比能量、比功率更大。除此之外，在大倍率充电、和耐低温性能等方面，三元锂电池也有很大的优势。表5.2-3通过对磷酸铁锂、三元锂电池的安全性、温度适应性、充放电效率、经济性加以分析。综合比较储能电池的选型。表5.2-3各种储能技术的应用能力比较项目磷酸铁锂电池三元锂电池内部成份在200℃左右会发生分解，同时会析出氧气，在高温作用下电解液迅速燃烧，发生连锁反应，安全性较低内部成份在800℃左右发生分解，不会产出助燃气体，安全性较好安全性低温时（低于-20℃）放电性高温（高于50℃）时放电性温度适应性能较差充电：2C；放电：3C1.3元/Wh能较差充电：2C；放电：4C1.85元/Wh充放电倍率经济性鉴于目前的技术成熟度、安全性以及成本考虑，本项目拟采用磷酸铁锂电池的储能方式。5.2.2储能电池选型及管理系统设计（1）储能电池选型及电气连接形式设计储能电池选用磷酸铁锂电池，容量3×200MWh，充放电功率3×100MW第67页某省某市市XX县电力源网荷储一体化项目实施方案×2h。我县示范性项目每座100MW/200MWhh储能电站双向逆变器选定容量630kW，配置储能双向变流器20套。拟选的变流器直流工作电压范围DC520～DC850V。630kW×2h电池系统单元的电池模组由单体电池经过电池串联后并联组成，选择的电池模组规格为19.2V-120Ah，电池模组串由76个电池模组串联组成，其规格为729.6V-120Ah，工作电压范围为615.6～832.2V，标称容量为175kWh。并接在每个储能双向变流器的电池模组串为8组，标称容量达到1400kWh，设计冗余系数为1.111。储能电池使用寿命按照充放电4500次考虑，光伏电站正常运行后，按照每天参与一次电网调峰考虑，储能电池使用寿命约12.3年左右。光伏电站储能系统运行后，约每12.3年更换一次电池，光伏电站生命周期按照25年考虑，即光伏电站全生命周期内约更换储能电池1次。表5.2-4磷酸铁锂电池设备选型项目技术参数3.2V/120Ah2.5V～3.65V≥3000说明标称电压/容量单体电压范围循环电芯内阻≤0.6mΩ144Wh/kg6S比能量电池成组方案标称电压/容量绝缘电阻交流内阻19.2V/120Ah≥550MΩ≤6mΩ电池模组1000VDCAC1KHz第68页某省某市市XX县电力源网荷储一体化项目实施方案电池成组方案8个插箱1簇，共8簇729.6V/1208Ah615.6～832.2V0.5C标称总电压/容量使用电压范围额定充放电倍率最大工作电流系统性能480A可工作温度充电：10℃～45℃小于500mΩ10%-90%电池组内阻推荐使用SOC大气压力：工作环境湿度相对湿度：15%-90%86-106Kpa。（2）蓄电池管理系统(BMS)配置方案BMS采用三级管理方式，分别对电池模组、电池组串和电池系统单元进行管理。如下图所示：图5.2-1储能BMS连接示意图第69页某省某市市XX县电力源网荷储一体化项目实施方案BMS电池管理系统具有高速高可靠的数据传输功能，系统内部数据传输采用CAN2.0高速总线，数据信息反馈高效及时，同时还提供丰富的高速通信接口与外围设备互联，包括以太网，RS485，CAN，RS232，USB等，以及多种规约转换，可针对不同的需求，与外部或第三方系统对接，充分满足电网对于系统可靠性及高速通讯的要求。BMS电池管理系统能够实现以下功能：报警功能、保护功能、均衡功能、事件记录功能、参数设定功能、显示功能、权限管理和通信功能。5.2.3储能变流器（PCS）选型设计（1）储能变流器选型设计储能变流器可以实现电池与电网间的交直流转换，完成两者间的双向能量流动，并通过控制策略实现对电池系统的充放电管理、电网侧负荷功率跟踪、电池储能系统充放电功率控制。PCS的技术水平直接决定了一套储能系统在电气性能上的技术水平，是储能系统的核心设备。现阶段市场上的大型储能变流器的主流规格为500kW、630kW及更大规格的1250kW、2000kW等。综合考虑本工程的场地、系统需求、检修运维、现阶段磷酸铁锂电池规格等，本工程选择630kW规格的储能变流器。在本方案构建的储能系统中，储能变流器除了双向逆变功能外，同时可以支撑电网，保证电网系统的稳定运行，提供抗短时冲击能力，平滑供电，储能，削峰填谷。采用低压（AC400V）,单机功率630kW变流器，直流侧接入磷酸铁锂电池，交流侧4台PCS并联后总功率达2500kW，接入变压器升压后接至35kV。（2）630kW储能变流器性能本项目拟选用的储能变流器设备采用三电平拓扑设计，相比较于两第70页某省某市市XX县电力源网荷储一体化项目实施方案电平拓扑，三电平拓扑能够提高开关频率、转换效率和系统稳定性，降低输出谐波、开关损耗和变流器体积。本方案中，电池设计输入电压范围为：615.6～832.2V，储能变流器直流工作电压范围DC520～DC850V。630kW储能变流器电路主拓扑及技术参数如下。图5.2-2630kW储能变流器系统拓扑表5.2-5储能变流器参数表直流侧参数直流电压范围最大直流电流直流电压精度直流电流精度520～850V2434A≤1%≤1%（rms）交流并网参数额定输出功率交流最大功率额定电网电压电网电压范围额定电网频率电网频率范围交流额定电流630kW693kVA380V±15%50Hz/60Hz±5Hz1000A第71页某省某市市XX县电力源网荷储一体化项目实施方案输出THDi≤3%并网功率因数-1～+1系统参数整机最高效率隔离方式冷却方式噪声99%非隔离强制风冷70dB温度范围防护等级海拔-20℃～50℃IP213000m湿度范围0～95%通讯方式显示触摸屏上位机通信方式通信接口ModbusTCP/IP网口、RS485、CAN本方案的变流器具有以下核心功能：1）并网功能，接入锂电池时，分为恒功率充电和恒流充电两个阶段；2）并网放电，可以通过预先设置或者集中监控实时调度进行控制，协助预测发电及上网的稳定性；3）四象限独立控制有功和无功，可支持总控平台图表显示。通过控制功率元件实现电流的双向流动，产品的充放电的转换时间是200ms，最快可以达到30ms，理论上可以满足蓄电池在削峰填补时的第72页某省某市市XX县电力源网荷储一体化项目充放电要求。实施方案5.2.4EMS系统设计（1）EMS组网架构EMS能量管理系统大体包含了储能系统数据采集、网络监控、能量调度和网络数据分析四大类。是储能系统的重要组成部分，它为控制中心提供数据管理、监视、控制和优化，保障储能系统的稳定高效运行。可接收上级调度系统的指令，也可以监视集装箱系统内各设备的运行情况。主要用于储能系统内部能量控制，维持储能系统功率平衡，保证储能系统正常运行；同时接受电网侧的调度，上传储能系统信息，并根据调度系统的指令对储能系统进行充放电。储能系统中，EMS通讯拓扑分为两层结构，顶层为升压站集中监控系统，底层设备：储能变流器、电池管理系统（BMS）、环境监测设备、消防系统、空调等均接入监控系统。第73页某省某市市XX县电力源网荷储一体化项目实施方案图5.2-3EMS系统通讯拓扑示意图（2）EMS功能设计1）电站运行情况实时监控系统能对所有被监控的运行参数和状态进行实时和定时数据采集，对重要历史数据进行处理并存入数据库。包括：BMS系统的各组电池的总电压、电流、平均温度、SOC、SOH、充放电电流和功率限值、单节最值电池电压、单节最值电池温度、故障及报警信息、历史充放电电量、历史充放电电能等常用信息。2）电站运营数据显示系统可根据用户要求，自定义其所需的相关数据到指定界面，进行实时数据、历史数据的查看，并导出报表；3）电站实时调度、远程调度根据现场监控层和总控中心对系统需求数据的不同，光伏电站现场设备层可自由配置数据分别上传到现场监控层和中控中心，也可由现场监控层处理、筛选后上传到总控中心。协议支持MODBUS。4）故障报警系统提供各级事件的记录和查询功能，采用颜色对事件类型和重要程度进行区分和管理。5）报表、实时曲线、能量流动显示系统提供实时曲线记录、分析和查询功能，自由选择所需记录和分析的数据，以曲和棒图展现实时数据、历史数据及历史数据统计值。5.2.5储能系统消防方案电池集装箱采用柜式七氟丙烷灭火器，保证10s内气体充满整个电第74页某省某市市XX县电力源网荷储一体化项目实施方案池室，有效灭火，同时配置声光告警系统和气体放电指示灯。储能变流器集装箱考虑到PCS机柜的保护相对比较完善，有完善的过热保护、短路保护等，起火属于非常极限的工况，而且有烟雾传感器，一旦检测到告警信号，系统关机，此处可采用干粉灭火器备用灭火。5.2.6储能系统布置方案设计（1）储能电池及变流器布置方式本系统由电池集装箱和储能变流器集装箱构成。集装箱放置于室外，其防护等级为IP54。经计算，本工程单套2.5MWh储能系统含40尺的电池集装箱2套，集装箱尺寸规格：12.19m(长)×2.43m(宽)×3.3m(高)，包含电池架、消防柜、BMS控制柜、空调及照明、烟感等；20尺的变流器集装箱2套，集装箱尺寸规格：6.05m(长)×2.43m(宽)×2.89m(高)，每套包含4台变流器、1面监控柜、1面低压柜、1台干式变压器、1面高压环网柜。储能变流器采用常规集装箱按照，中间通过隔热层分为电气室和变压器室，其中电气室包含4台630kW储能变流器、EMS柜、照明、烟感等，变压器室含1套2500kVA0.38kV/35kV干式变压器及1台高压环网柜。储能系统升压变压器选型：本期工程储能系统升压变压器考虑选用干式变压器。首先从应用场所上说，储能系统配置的电池组要求的防火、防爆等级较高，而干式变压器大多应用在需要“防火、防爆”的场所，较油浸式变压器而言更适合用于储能系统；其次，油浸式变压器由于故障后可能有油喷出或泄漏，造成火灾，大多应用在室外，需增加事故油池，而储能系统要求的防火、防爆等级第75页某省某市市XX县电力源网荷储一体化项目实施方案较高，且本次储能变压器考虑集装箱内布置。综上所述，本期工程储能系统升压变选用干式风冷变压器。相应在变压器室配置空调等温度调节设备，满足干式变压器室内运行条件。（2）储能系统布置方式1）总平面布置原则储能电站所有设备布置于集装箱中，所有集装箱呈整列式整齐排列在道路周边，沿集装箱四周南侧设主要道路，并与进站道路相连。整体布置紧凑合理，功能分区清晰明确，站区内道路设置合理流畅。2）站区规划和总平面布置每座储能电站配套建设在响应330kV升压站内，呈矩形布置。其中储能集装箱40座，电气设备集装箱20座，与道路之间留有5m宽的检修与设备吊装通道。储能装置区与站内其他建构筑物之间的距离满足防火间距要求。3）储能区竖向及管沟布置储能阵列区主要布置有储能集装箱及电气设备集装箱，站内的电缆、电缆构筑物布置时按就近连接电气设备、路径短、美观的原则，从整体出发，统筹规划，在平面和竖向上相互协调，远近结合，减少弯绕，减少交叉。5.3储能系统电气设计及电气运行方式5.3.1储能系统电气一次设计（1）电气主接线我县示范性项目每个100MW/200MWhh储能电站新建40个容量均为2.5MW/5MWh的储能子系统，每个子系统配置1台容量为2.5MVA的三相第76页某省某市市XX县电力源网荷储一体化项目实施方案干式风冷双绕组变压器，4台容量为630kW的储能变流器（PCS）并列接至双绕组变压器的低压侧。与容量为2.5MWh的储能电池相连构成电能存储及转换系统。（2）储能系统自用电储能系统新增的主要用电负荷包括集装箱加热采暖通风设备、火灾报警及视频监控设备、电池管理系统设备等。交流负载容量约为60kW。利用光伏电站站用电备用回路对上述负载供电，供电回路数及容量满足要求。（3）储能升压变压器35kV升压变压器用于储能回路PCS侧交流电源的升压，采用三相干式风冷双绕组变压器，与储能变流器PCS集成在集装箱内。型号：SGF11-2500/35额定容量：2500kVA电压比：36.75±2×2.5％/0.4kV联接组别：D，y11阻抗电压：Ud=6.5%冷却方式：风冷5.3.2储能系统电气二次设计及运行方式我县示范性项目拟建设3套100MW/200MWhh储能电站，分别布置于配套的330kV升压站内。（1）调度管理拟建储能电站的主要作用为光伏电站的联合体参与电网运行，接受电网公司调度的运行管理，实现平滑出力波动、提升消纳能力，为电网第77页某省某市市XX县电力源网荷储一体化项目实施方案运行提供调峰、调频、备用容量黑启动等电力市场辅助服务。光伏电站加装配套储能站后，调度管理关系不变，与电力系统的通信设备、调度数据网设备、二次安防设备、远动系统、电能量计量系统、保护系统、故障录波装置、电能质量监测设备等均不发生变化。（2）电站自动化系统35kV储能进线开关、储能逆变升压系统设备的监视与控制直接纳入光伏电站计算机监控系统；储能系统设置EMS系统，由EMS系统对整个储能系统进行监控，光伏电站监控系统与储能EMS系统之间设置数据通信接口，EMS系统可通过该通信接口上行给光伏电站监控系统所需数据。1）光伏电站计算机监控系统功能新增对储能系统开关、储能变流器、储能升压变压器及储能电池的数据采集与处理安全监测和人机接口、控制和调节功能、数据通讯功能等功能。2）储能电站电池BMS系统功能（a）模拟量测量功能：能实时测量电池单体的电压、温度，测量电池组端电压、电流等参数。确保电池安全、可靠、稳定运行，保证单体电池使用寿命，满足对单体电池、电池组的运行优化控制的要求。（b）计算：BMS在线SOC诊断，估算电池的荷电状态，充电、放电电能量值（Wh），最大充电电流，最大放电电流等状态参数，且具有掉电保持功能，具备上传电能量管理系统的功能。在实时数据采集的基础上，采用多种模式分段处理办法，建立专家数学分析诊断模型，在线测量每一节电池的剩余电量SOC。同时智能化地根据电池的放电电流和环境温度等对SOC预测进行校正，给出更符合变化负荷下的电池剩余容量第78页某省某市市XX县电力源网荷储一体化项目实施方案及可靠使用时间。（c）状态参数信息上送功能：BMS具备内部信息收集和交互功能，能将电池单体和电池整体信息上传至能量管理系统和储能变流系统。（d）故障诊断功能：BMS能够检测电池的运行状态，在电池系统运行出现过压、欠压、过流、高温、低温、通信异常、BMS异常等状态时，能显示并上送相关告警信号至能量管理系统和储能变流系统。（e）电池的电气保护功能：BMS具备电池的过压保护、欠压保护、过流保护、短路保护、过温保护、漏电保护等电气保护功能，并能发出告警信号或跳闸指令，实施故障就地隔离，保证系统安全可靠运行。（f）热管理功能：对电池组的运行温度进行严格监控，如果温度高于或低于保护值将发出热管理启动信号，系统配备风机或保温储热装置来调整温度；若温度达到设定的危险值，电池管理系统自动与系统保护机制联动，及时切断电池回路，保证系统安全。（g）自诊断与容错功能：电池管理系统采用先进的自我故障诊断和容错技术，对模块自身软硬件具有自检功能，即使内部故障甚至器件损坏，也不会影响到电池运行安全。不会因电池管理系统故障导致储能系统发生故障，甚至导致电池损坏或发生恶性事故。（h）BMS具备自诊断功能，对BMS与外界通信中断，BMS内部通信异常，模拟量采集异常等故障进行自诊断，并能够上报到就地监测系统。（i）均衡功能：采用高能效的主动无损均衡策略，均衡电流不小于2A，保证电池间较高的一致性。（j）运行参数设定功能：BMS运行各项参数应能通过远程或本地在BMS或储能站监控系统进行修改，部分参数修改需密码确认。第79页某省某市市XX县电力源网荷储一体化项目实施方案（k）本地运行状态显示功能：BMS能够在本地对电池系统的各项运行状态进行显示，如系统状态，模拟量信息，报警和保护信息等。（l）事件及日志数据记录功能：BMS能够在本地对电池系统的各项事件及日志数据进行一定量的存储10000条。（m）BMS系统操作界面分两类人员，运行人员和安装人员各自有权限和密码设置。3）储能电站协调控制系统（EMS）功能协调控制系统控制多台储能变流器，使得各子储能系统具备PQ源功率协同控制功能、快速频率电压响应功能等。具体功能如下：（a）接收光伏电站AGC的功率控制指令；（b）PQ源功率分配控制；（c）储能子系统SOC均衡控制；（d）储能协调控制装置采用高性能数据处理器，能够满足储能系统功率控制的实时性要求，最小控制周期小于1ms，并可根据实际系统需求可整定；（e）储能协调控制装置与光伏电站监控系统之间采用网口通讯。（f）储能协调控制装置与储能变流器（PCS）之间采用GOOSE协议通讯，支持光口，具备快速光纤通讯组网能力，储能协调控制装置最大支持同时控制10台储能变流器（PCS），且整体功率响应时间<50ms；（3）测量及计量考核点电站的电气测量系统参照《电力装置的电测量仪表装置设计规范》的规定设置，所有的电气量以交流采样的方式接入计算机监控系统，在中控室不设常规电气测量仪表，但在开关柜上装设部分必需的常规测量第80页某省某市市XX县电力源网荷储一体化项目实施方案仪表。对于非电气量的测量信号以开关量输入的方式接入计算机监控系统以实现在线监测。光伏电站关口计量点设在升压站的330kV出线侧，按双表配置，有功为0.2S级，无功为2级；拟新建的储能系统采用交流并网方式，接入35kV母线侧，35kV储能进线开关柜作为考核点，设置1块多功能双向有无功电度表，有功精度为0.2S级，无功精度为2.0级。（4）火灾自动报警系统新建配套储能电站布置于升压站内，每个储能电池集装箱内的火警信号应接入330kV升压站的火灾自动报警系统。5.4储能系统对本工程的消纳能力提升分析光伏发电属于间歇性能源发电，具有明显的不稳定性。通过储能系统对电能进行缓冲，可以优化电能质量和提高新能源微电网的稳定性。储能系统跟踪计划出力，减少弃光对发电企业影响；优化新能源电站出力，平抑波动；解决光伏发电电网系统可靠供电保证问题。设置储能系统后，可以从3个方面提高本项目的消纳能力：（1）根据调度部门的指令，通过光伏大出力期间充电，光伏出力弱或不出力时放电的工作模式实现削峰填谷，使得整工程的功率输出曲线坡度降低。使得电网对电站的调度更加灵活，提升电站的电能消纳。（2）本工程的储能方案采用变流器交流输出380V的方案，可以直接作为站用电，将白天限电的功率存储后，晚上作为站用电，增加消纳，减少限电损失，节省光伏电站运行成本。（3）在光伏阵列的功率输出发生波动的时候，利用储能系统变流器能在数十ms内完成输出充放电转换的特性，平滑输出曲线，减少波动，第81页某省某市市XX县电力源网荷储一体化项目实施方案使得光伏电站针对电网提供更加友好、高质量的电源，使得电网调度部门更愿意接纳本电站的的电能。第六节氢能规划方案根据电量的剩余情况，配套建设加氢站，我县示范性项目规划建设制氢规模为50000Nm/h的电解除盐水制氢站，用电功率约275000kW。产3生的氢气通过输氢管道一部分供给煤化工使用，另一部分可用于氢燃料汽车。氢能是指氢在物理与化学变化过程中释放的能量，可用于储能、发电、各种交通工具燃料、家用燃料等。由于氢具有下列独特的物理化学性质，因此氢能是最理想的性能源。氢能产业链包括制氢、储运、加氢、氢能应用等方面，其中，制氢是基础，储运和加氢是氢能应用的核心保障。4.1氢气的用途氢气有多种用途，除用作氢燃料电池燃料、氢气储能发电外，氢气作为一种重要的化工原料，可应用于多个工业生产领域。4.1.1以燃料电池为核心的氢能利用氢能汽车是以氢为主要能量作为移动的汽车。燃料电池和电动机会取代一般的引擎，即氢燃料电池。它的原理是把氢输入燃料电池中，氢原子的电子被质子交换膜阻隔，通过外电路从负极传导到正极，成为电能驱动电动机；质子却可以通过质子交换膜与氧化合为纯净的水雾排出。这样有效减少了其他燃油的汽车造成的空气污染问题，高速车辆、巴士、潜水艇和火箭已经在不同形第82页某省某市市XX县电力源网荷储一体化项目实施方案式使用氢。另一方面能源从来都是个问题，近年来，国际上以氢为燃料的“燃料电池发动机”技术取得重大突破，而“燃料电池汽车”已成为推动“氢经济”的发动机。2017年11月，国际氢能源委员会发布了全球首份氢能源未来发展趋势调查报告。报告中预测，到2050年，氢能将占世界终端能源消耗的20%。目前，全球氢能利用规模较小，日本领头，韩国紧随，美国市场最大。目前日本燃料电池出货量和装机规模占全球60%以上，氢燃料电池领域的专利数目遥遥领先于其他国家。国内多个地方政府明确将氢能与燃料电池产业作为推动地方产业转型升级的主要抓手，陆续出台了区域性产业扶持政策，制定规划推动产业发展，形成“国补+地补”的补贴结构。地区政策名称出台时间主要内容《长三角氢走廊建设发展规划》以加氢基础设施网络化为主体，建设连接长三角城市的高速公路氢走廊。以兖矿集团丰富的驰放气和煤炭为基础构建氢能源产业链。长三角2019年5月《山东省氢能源产业中长期发展规划》山东省海南省2019年2月2019年3月2019年4月《海南省清洁能源汽车发展规划》分阶段、分领域、分区域全面实现汽车清洁能源化。《浙江省培育氢能产业发展的若干意见（征求意见稿）》2020年建成加氢站30座以上，累计推广燃料电池汽车1000辆。浙江省山西省《山西省新能源汽车产业2019年4月分阶段开展加氢站及氢能源汽车试点示范第83页某省某市市XX县电力源网荷储一体化项目实施方案地区政策名称出台时间主要内容工作2019年行动计划》开展氢能基础设施、研发与测试服务平台等共性设施建设，推动燃料电池汽车试点示范运行。《上海市燃料电池汽车发展规划》上海市2017年9月《云浮市推进落实氢能产业发展和推广应用工作方案》《佛山市氢能源产业发展规划（2018-2030年）》引进一批优质氢能产业上下游项目，打造完整的氢能产业链。云浮市佛山市2017年12月2018年11月到2030年建成氢能源产业集群，实现累计产值千亿元。参与氢燃料电池汽车示范应用城市5个，示范公交和物流线路不少于60条，适时推进乘用车示范应用，各类氢燃料电池汽车推广应用达到3000辆以上，加氢站建成数量50座以上。《河南省氢燃料电池产业发展行动方案》河南省2020年08月今年1月以来，全国地方两会陆续召开，各地2021年政府工作报告相继出炉。“绿色”是许多省区的关键词，几乎所有省区均提出“绿化”传统产业，培育新兴产业，制定碳达峰行动方案，推动绿色发展。其中，广东、山东、重庆、甘肃、内蒙古、吉林、辽宁、云南等地还提出推进包括燃料电池汽车在内的氢能产业发展。相信未来氢能源汽车的产量和使用量逐步上升，氢气需求量不断增加。4.1.2利用氢气进行储能发电第84页某省某市市XX县电力源网荷储一体化项目实施方案随着电化学储能技术的发展，储能成本快速下降，氢储能与电化学储能相结合，采用新能源峰顶处的弃电进行制氢，当发生连续阴雨或处于无风季节，可以将电解水储氢等长周期储存的氢气通过燃料电池进行发电，弥补电化学储能的季节性容量不足。未来20年，随着光储氢的融合，间歇式能源将成为稳定可控电源；随着电动、氢动交通工具的普及，化石燃料将逐步退化为兜底备用燃料，使我国能源对外依存度降低到10%以下，实现能源安全独立。4.1.3其它工业用途工业用氢场合较多，常见的有炼油，冶金，化工合成氨等场合，除了上述领域，在新能源装备制造产业链相关的还有玻璃制造，多晶硅的生产等。浮法玻璃生产中，为使锡槽内熔融锡液不被氧化，同时避免因锡液被氧化而使玻璃表面造成某些缺陷，需要连续不断地向锡槽内通入高纯度的氮气和氢气组成的保护气体，维持锡槽内微正压与还原气氛，保护锡液不被氧化。保护气体中氮、氢气量比为10:1，要求含氧量不高于（5～10）×10-6，露点-60℃以下。目前浮法玻璃厂常用氨分解和电解水2种制氢工艺，氨分解制氢虽有电耗低和操作简单的特点，但也存在着一些尚未克服的不足；电解水制氢则存在发电成本较高的缺点。根据国家统计局发布的数据，2015年我国浮法玻璃产量为56711万重量箱（1重量箱为50kg），约为2835.55万吨，以此推算出2015年全国用于浮法玻璃制造的氢气耗量约为5.10万吨。第85页某省某市市XX县电力源网荷储一体化项目实施方案多晶硅是集成电路和太阳能光伏发电的关键原材料，随着信息技术和太阳能光伏产业的发展，全球市场对多晶硅的需求快速增长。目前大部分多晶硅生产企业采用技术相对成熟的改良西门子法工艺，将高纯三氯氢硅在氢气气氛的还原炉中气相沉积为多晶硅产品。氢气作为主要生产原料，在多晶硅生产过程中用点较多、用量较大，目前国内主要多晶硅企业的每吨多晶硅产品的消耗氢气量约在500~1500Nm3。以此推算，全国用于半导体行业的用氢量约为0.845-2.535亿Nm，即0.75-2.26万吨。3综上所述，十四五期间，随着氢能产业、应用的大力推广，氢能产业不断在XX聚集，需氢量将会大大增加。4.2制氢技术电解除盐水制氢技术是指水分子在直流电作用下被解离生成氧气和氢气，分别从电解槽阳极和阴极析出。根据电解槽隔膜材料的不同，通常将水电解制氢分为碱性水电解（AE）、质子交换膜（PEM）水电解。质子交换膜（PEM）水电解制氢的原理同碱性水电解（AE）装置基本相同，不同之处是其不需要在电解液中增加碱液，其制备出来的氢气的纯度更高。4.2.1碱性水电解（AE）制氢系统制氢系统主要由补水系统、碱液循环系统、电解槽、气液分离装置、氢气纯化装置、氢气储存系统等部分组成，其流程如下。第86页某省某市市XX县电力源网荷储一体化项目实施方案图6.6-1水电解制氢流程电解水制氢系统补水采用除盐水，除盐水由除盐制备装置制取，除盐水制备装置来除盐水将直接补入制氢系统碱液缓冲箱和补水箱，将碱液配置成一定浓度，配置好的碱液经补水泵送进气液分离装置内，进入碱液循环系统，碱液作为电解质，并不被系统消耗，除盐水被电解产生氢气和氧气，因此碱液在电解槽内被浓缩，浓缩后碱液在气液分离装置内稀释，稀释后再经碱液循环泵泵送回至电解槽，完成碱液在制氢系统的循环利用，氢气分离其中产生的氢气经过冷却、吸附、分离后，得到纯度为99.999%的高纯氢气。4.2.2质子交换膜（PEM）水电解制氢系统第87页某省某市市XX县电力源网荷储一体化项目实施方案质子膜（PEMProtonExchangeMembrane）水电解制氢同水电解制氢均需要利用电极将水电解生成氢气和氧气，不同之处是：PEM质子交换膜制氢将水分子H2O在阳极（氧气电极）分裂成H+、电子e-和O2，同时起到分离气体的作用。固体质子交换膜引导H+离子（质子）直接通过其结构稳定的以特氟隆（Teflon）为支撑的含磺酸基的化合物（Sulfonieacid)，在电势差（Electromotivefield)的作用下，把质子从一个磺酸基组传至下一组的阴极（氢气电极），直至负极与电子结合成氢，制氢原理如下。图6.6-2制氢原理示意图质子交换膜水电解制氢装置电解液为纯水，主要装置通常包括电解槽、氢气干燥设备和加除盐水装置、氢气储存设备。与传统的水电解制氢系统相比，少去了气液分离装置、氢气纯化装置和碱液循环系统设备，且电解槽内除盐水无需添加电解质，无需设置氢氧分离器系统。电解槽第88页某省某市市XX县电力源网荷储一体化项目实施方案内两级室的集电器结构紧密且有弹性，可实现电解槽重量轻、体积小、槽内阻小。4.3氢气的储运和加氢站氢气的运输和加氢站是连接制氢和氢气用户的纽带，目前主要有管道输氢和车辆运输两种方式。氢气运输方式的选择需结合制氢系统氢气设备配置、氢气用户储存设备、氢气运输距离进行综合比较选择；加氢站的建设的选择和与其相关产品的工业化应用研究，如氢气压缩机、加氢机等本身也作为氢能产业发展的一部分。4.3.1氢气的储运当有集中氢气用户时，如工业产业园内有一定的连续氢气用户的产业系统，制氢站与产业园可同步规划，制氢站内氢气和通过管道输送至产业园内氢气用户当向某一特定用户送氢时，可采用氢气长管拖车或氢气液态槽车运输，一般氢气长管拖车输送氢气压力约为20MPa到45MPa之间；液态槽车运输通过将氢气冷却至-253℃，液化储存于低温绝热液氢罐中，储氢密度可达到70.6kg/m，约是气态氢气的845倍，液氢的体积能量密度比3压缩贮存高好多倍，这样同一体积的储氢容器，其储氢质量大幅度提高。4.3.2加氢站加氢站作为氢能源产业或者氢能源下游应用发展的重要基础设施，是各国氢能利用领域建设布局的重点。截至2020年11月21日，全球主要氢能国家和地区共建成加氢站458座，另有255座在建或拟建的加氢站。第89页某省某市市XX县电力源网荷储一体化项目实施方案图6.6-3加氢站的外形加氢站的主要设备：包括储氢装置、压缩设备、加注设备、站控系统等。工艺流程主要由以下系统配置组成：卸气系统、增压系统、储氢系统、加氢系统、氮气系统和放散系统。4.4氢能产业与新能源发电一体化的方案设想当新能源发电量大于该地区工业负荷时，可利用多余的电量进行电解除盐水制氢，并对氢气进行储存使用。XX县工业园区“源网荷储制氢”一体化示范项目规划新能源总装机规模为3GWp,储能系统总容量为300MW/600MWh。新能源项目所发电量一部分为XX工业园区内新增用电负荷供电，另一部分送至制氢站由制氢设备和电解铝消纳，剩余电量通过新建330kV升压站送至电网。配合政府区域规划，响应国家号召，在十四五期间建设3～4座加氢站，利用长管拖车送氢，首先将工共交通区域内，如公交车、区域内企第90页某省某市市XX县电力源网荷储一体化项目实施方案业用车等固定线路的汽车置换为氢燃料汽车，支撑该产业的运行的同时，起到示范推广作用，带动氢燃料汽车行业的发展。其次，考虑将从宁东区域向XX热电厂运煤的重型卡车更换为氢燃料重卡，煤矿到电厂平均运距约200km，200辆氢能重卡每天运输一次，载重40t，氢能重卡百公里耗氢量约10kg。最后，鼓励园区制氢、氢气储运和氢燃料汽车相关研究和生成企业进驻，助力行业的蓬勃发展。图6.6-4光伏制氢项目流程示意图第七节源网荷储一体化运营模式及商业模式7.1源网荷储一体化运营模式建设XX县工业园“源网荷储一体化”示范项目综合能源调控系统（平台），打造清洁主导、国内领先、国际一流的综合能源基地调控中心。对示范项目所有的电源、配电网项目进行集中监控，根据各种能源项目的运行状态，下达运行控制指令。从“源-网-荷-储”优化控制运行、电力平衡市场交易、内外两级购售电、网对网辅助服务、内外两级需求侧响应、新型备用容量机制建立等方面优化，促进“源网荷储一体化”第91页某省某市市XX县电力源网荷储一体化项目实施方案示范基地的健康和可持续发展。通过成立合资公司等资本合作方式统筹开发、建设、运营“源网荷储一体化”示范项目，实现互利共赢、风险共担，有利于构建清洁低碳、安全高效的能源体系，提升能源清洁利用水平，提升电力系统运行效率、电力供应保障能力。7.2商业模式设想“2030年前实现碳达峰、2060年前实现碳中和”目标的提出倒逼能源结构转型加速，“十四五”时期，在构建以新能源为主体的新型电力系统的战略下，新能源将迎来倍速增长、光储、光水火储、源网荷储等成为未来能源发展的重要趋势。随着技术的不断创新和变革，风光等清洁能源以及储能的成本正在不断下降，未来综合能源服务行业的盈利模式将随着电力交易和碳交易两大市场的发展愈加清晰。2021年1月1日，全国碳市场首个履约周期启动，并将于2021年6月底前启动上线交易。全国碳市场首批纳入了发电行业的2225家重点排放单位，提升自身的碳资产管理能力，是电力企业实现碳资产保值增值以及碳达峰、碳中和目标的重要途径。我县示范性项目结合可再生能源电力消纳保障机制的建立，参与碳交易、辅助服务市场、容量市场等，必将能够在未来的电力市场中形成适应市场化交易的优势竞争力。7.2.1开发模式综合能源服务的商业模式与传统能源服务的商业模式不同，综合能源服务的商业模式面向不同的客户群体，能最大限度地打破市场壁垒，共享能源变革的红利。典型的模式有：第92页某省某市市XX县电力源网荷储一体化项目实施方案（1）合同能源管理（EMC），通过分享回收投资来获利，实质为减少能源费用来实现节能服务的市场化服务机制。（2）能源托管模式为托管行业独立出来的能源消费托管服务的节能新机制，这种模式重在管理，为用户提供能源专家型的价值服务。（3）设备租赁模式是设备的使用单位向设备所有单位（如租赁公司）租赁设备并付给一定的租金，在租赁期内享有使用权，而不变更设备所有权的一种交换形式。（4）BOT模式是目前综合能源服务运用较普遍的投资模式，综合能源服务公司建设综合能源中心，拥有能源中心设施所有权，并负责运行管理。（5）BOO模式是指对于新建或改造升级的综合能源项目，综合能源服务商进行投资建设，由政府（或企业）授予特许经营权，由物价部门核定用能价格，再由综合能源服务商与各用能单位签订供需合同，为其提供综合用能服务。（6）PPP模式是指政府（或企业）与综合能源服务商以特许协议为基础，在公共设施建设和公共服务领域建立合作伙伴关系，形成风险共担、利益共享的经营合作机制。BOT、BOO、PPP等模式在能源领域主要面向电力及新能源类项目、石油和天然气类项目、煤炭类项目等，能有效控制资源、资金的高效利用，从而有利于降低项目建设投资的风险，较好地保障双方利益。（7）其他：随着能源互联网的发展，B2B（电网公司与节能设备制造商、综合能源服务公司、售电商、示范区的能量服务商之间的交互）、第93页某省某市市XX县电力源网荷储一体化项目实施方案B2C（电网公司或综合能源公司于用户之间的交互）、C2C（用户与用户之间的交互）、O2O（线上与线下的交互）将成为综合能源服务中未来最广泛的商业模式，此类商业模式能最大限度地降低交易成本、产品成本，促进市场主体之间的信息交流，扩大市场潜力，并为用户提供个性化服务。7.2.2运营模式综合能源服务的基本业务模式可从供能侧和用能侧出发，通过能源输送网络、信息物理系统、综合能源管理平台以及信息和增值服务，实现能源流、信息流、价值流的交换与互动。整个综合能源服务可看作是一种能源托管模式，目前主要有以下几种商业运营模式：（1）增量配电网利益分成模式。增量配网运营者在配电区域内从事供配电服务、售电业务、增值服务和保底供电服务等业务的模式。（2）配售一体化模式。拥有配电网资产的配售一体化售电公司，从售电和配电网业务中获得收益。（3）综合能源服务模式。综合能源服务商提供电、气、热、冷服务中的几种或全部能源服务，用户可以与综合能源服务商单独签订用能合同，或采用其提供的综合能源套餐。（4）“配售一体化+能源综合服务”模式。综合能源服务商在售电侧和配电网同时放开的情况下，同时拥有配售电业务，并且能为电力用户提供增值能源服务。第94页某省某市市XX县电力源网荷储一体化项目实施方案（5）虚拟电厂售电模式。对多种分布式能源进行聚合、优化控制和管理，为电网提供调频、调峰等辅助服务，并能够参与电力市场交易的技术和商业模式。（6）售电折扣模式。售电折扣商为吸引客户不仅提供较低的基本电费，还针对新用户提供一定的折扣的模式。（7）互联网售电模式。成熟的电力市场为降低交易成本、提升竞争力，可以采用比价竞争，供用户选择套餐及更换售电商服务的模式。7.2.3盈利模式（1）能源产品费能源产品费来自基础性的热、水、气和电等能源类产品的销售，传统能源生产企业具备能源生产能力，利用能源产销价差实现盈利。新成立的能源售配企业，通过购销价差获利。这一类型的盈利模式与现在的电力企业盈利模式相同，是最为基本的盈利模式。（2）能源服务费一方面，综合能源服务企业通过向客户提供包括多种能源的节能服务、产品营销服务和用能解决方案等，在项目的施工、运维及改造环节中获得的技术、人力、设备和融资等方面的费用。另一方面，利用综合能源服务平台，通过为客户提供智能控制、供电计划、电价套餐和需求侧响应等服务而获得收益。（3）增值服务费主要指向客户通过提供大数据分析的能源信息而收取的费用，增值服务费可向能源消费方或能源供应商或者其他金融保险机构收取。例如，第95页某省某市市XX县电力源网荷储一体化项目实施方案通过云平台对客户用能规律、特点以及关键需求进行精准刻画和预测，与供应商、公共事业单位、商业银行和保险行业实施数据共享获得信息服务费。同时，客户也可得到与之相关的能耗信息、能源账单、节能方案以及用能管控等数据服务。7.2.4商业模式建议电源侧，充分利用区域内的光等一次能源，建设运营光伏，提供试点内清洁能源开发使用率。通过BOT、BOO等多种模式构建、运营新能源系统（光伏）+储能的能源供应系统，提高企业运营效率。用户侧，在供电关口下沉到用户用电设备层面，深入分析用户用电设备的启停特性、谐波特性、运行功率因数等，提供节能改造、电能质量治理等降低用户用电成本的升级改造；提供能效监控、运维托管、抢修检修等便宜用户用能、降低用户能源系统运营成本的第三方辅助服务。下沉到用户用能设备，通过多方位的用户能源系统节能升级与运维检修，降低用户用能与运营成本，提高用户用能便宜性，提高用户电力销售粘性。销售侧，通过用户侧综合能源服务，提高用户电力销售粘性，积极开展区域内售电、用电套餐、多能源套餐等能源销售服务，并通过售电促进用户侧综合能源服务开展；利用信息物联手段，分析用户用电特性，结合用户生产特点，开展用户用电规划、智能用电、优化用电、需求响应、可再生能源配额等数据型售电增值服务，提供配电区域配电系统利用率，降低用户用能成本。第96页某省某市市XX县电力源网荷储一体化项目实施方案储能侧，根据区域内能源生产和消费运行特点，通过BOT、BOO、TOT等多种模式合理开展储电等能源存储、消费服务，并合理开展移动储能服务，提供用户用能可靠与便宜性。充分利用自身的优势，利用我国能源变革进程的机遇，与示范项目各参与方成立专门的平台公司，由其统一建设和运营，为公司提供全方位、综合性的能源服务，构建公司清洁、低碳、安全、高效的能源体系，提升公司的清洁能源利用率，降低用能成本。根据示范项目特点，可以采用合同能源管理、BOT、BOO模式进行项目开发建设，采用综合能源服务、配售一体化模式进行运营，在合同期内，按照各投资方约定的比例回收项目投资成本、分享节能效益。第97页某省某市市XX县电力源网荷储一体化项目实施方案第七章源网荷储一体化方案创新示范亮点第一节实现“源网荷储”高度融合示范项目通过充分发挥负荷侧的调节能力，依托“云大物移智链”等技术，进一步加强电源侧、电网侧、负荷侧、储能的多向互动，结合XX县工业园“源网荷储一体化”示范项目增量配电网业务需求，通过虚拟电厂等一体化聚合模式，减少系统调峰压力。以储能等先进技术和体制机制创新为支撑，按照一体化开发建设运营模式统筹推进“源网荷储一体化”示范项目建设，实现源、网、荷、储的深度协同。第二节突出自我平衡能力提升本示范项目主要从负荷灵活性响应以及调峰电源配置方面提升灵活调节能力。通过已建成的热电联产机组及储能电站建设，可以有效平抑光伏电站出力波动，有利于减小新能源功率随机波动性对电力系统的不利影响，增强负荷用电可靠性。充分发挥负荷侧灵活响应能力，合理配置调峰电源及储能规模，可使得系统新能源综合利用率在合理水平，新能源消纳电量占整体用电量占比超过50%，提高自我平衡能力，不增加对公共大电网调峰和容量备用需求。第三节创新新能源建设模式采用大型光伏基地平价上网的技术、经济及管理模式，优化建设运维成本、创新能源综合基地集约化管理模式，应用人工智能、智能化运维、5G通讯等前沿技术，全力打造领先的一体化综合能源示范基地。3.1光伏创新应用第98页某省某市市XX县电力源网荷储一体化项目实施方案光伏电站按照智慧光伏电站标准进行建设，将互联网、云计算、大数据、人工智能等现代信息技术与光伏产业进行深度融合。建设“智慧能源云平台”，通过物联网和互联网采集电网、光伏电站、地理环境监测和气象等信息，结合现场智能巡检无人机携带红外光热成像仪产生的数据，进行大数据交互、分析，实时掌握电站全部光伏板的运行状态，可以快速定位故障，实现智能运维。（一）P型PERC单晶双玻半片双面组件我县示范性项目选用的P型PERC单晶双玻半片双面光伏电池，为行业主流领先水平。P型PERC单晶硅光伏电池组件效率20.2%，双面率为75%以上；结合系统优化技术，使光伏电站整体性能处于行业领先水平。（二）双面组件专用逆变器充分考虑地形及经济性，全站逆变器选用与单晶P型PERC双玻双面组件结合度最优的方案，考虑双面组件发电特性，选用半片双面组件专用的逆变器（最大效率99.05%，中国效率大于98.45%）。（三）双面组件专用支架根据项目地形特点，我县示范性项目采用的支架形式为固定支架。固定支架安装双面组件，固定支架的设计能最大程度保证双面组件的发电能力，适应复杂的地形地貌环境，从而能大幅提高太阳辐照利用率，提高系统年平均日照时数。（四）节能型变压器的应用第99页某省某市市XX县电力源网荷储一体化项目实施方案采用先进的节能型变压器作为发电单元的升压变压器，降低升压变压器在夜间待机时，即处于空载运行状态时的空载损耗，避免电能的浪费，更有利于电站的长期高效运行。（五）组件衰减自动评估技术本方案通过逆变器和管理系统，一键启动即可完成光伏电站所有组串的扫描和分析，无需专业人员和设备。该技术能够有效识别组件常见的衰减、隐裂、热斑、旁路二极管击穿、功率异常、PID效应等故障，实现对光伏组件的有效诊断。（六）优化阵列布置采用civil3D+helios三维软件结合PVsyst软件的方式，对地形进行三维建模仿真，根据地块中不同地形情况进行精细化设计，阵列间距依据地形进行调整，充分利用土地。创新设计主要体现在：在三维地形建模环境下，可做到随坡就势、因地制宜的灵活科学布置，如变间距、东西向高度差、不利地形的精准避让、间距统计等。第100页某省某市市XX县电力源网荷储一体化项目实施方案加大创新力度，推广创新技术，对建设用地进行充分、有效、合理的利用重点工作如下：1）在电站总平面和各发电单元的布局划分方面，以三维建模、仿真模拟的量化手段进行，对土地–设备-系统进行有机高效整合集成，为综合高效的系统效率、投资控制、损耗控制和日后运维奠定基础。2）系统方案充分考虑当地气候和辐射条件下的光伏组件与逆变器的匹配性，优化串并联设计、发电单元合理划分，提高系统效率，尽量降低投资的提前下，对于用地量化分析的前提下，进行定制化的利用、兼顾运行方式和逆变器性能优势，其实产品性能的充分利用与土地利用率的提升进行最佳的组合。另外重视资源、地形等基础数据的分析、评判，差异性确定项目地域技术指标边界（如遮挡时刻、倾角、间距等原则性通用指标的限制），进行量化性合理取舍。第四节创新储能建设模式目前可实现大规模储能的方式主要有电化学储能、抽水蓄能电站、氢储能和蓄热储能等。项目实施前，将对各类电化学储能技术方案进行论证，综合考虑储能电站发挥的作用及寿命、经济性等提出适宜的电池类型。同时积极开展新能源电解水制氢等创新示范。在新能源平价开发时代，规划建设的新能源发电项目弃电率均控制在10%，甚至5%以内，以弃电为主要盈利模式的储能应用将受到限制。储能电站的应用主要考虑减少新能源场站“两个细则”考核费用以及参与电力系统辅助服务收益两个方面。通过“源网荷储一体化”第101页某省某市市XX县电力源网荷储一体化项目实施方案示范项目储能电站的实施，将对储能设施调峰调频能力、盈利模式、支持政策建议进行有益的探索。第八章环境影响第一节总体目标项目位于XX县，初步判定场址区域不涉及自然保护区、风景名胜区、饮用水水源保护区等生态敏感区域，后期具体项目位置应根据生态红线的分布情况具体确定，避免建设在生态红线范围内。本分析报告对生态敏感区域的判定最终以环境影响评价报告结论为准。要本着绿色环保的理念，不允许对项目场址区进行大规模场平。按照减少开挖、减轻对地表土的扰动、机械化作业便利的思路进行电站相关设计，从而将电站建设期对自然地貌和植被的影响降到最低。第二节环境影响分析2.1声环境光伏发电本身没有机械传动机构或运动部件，运行期没有噪音污染。2.2水环境我县示范性项目运行期废水为职工人员生活废水。电站在运行期的污废水主要为电站工作人员生活产生的污废水，由于平时工作人员少，生活污废水的产生量也较少，对环境影响较小，产生量少且经过化粪池处理后排入蓄水池，用于厂区绿化及道路降尘，因此不会对水环境造成影响。2.3电磁辐射第102页某省某市市XX县电力源网荷储一体化项目实施方案太阳能发电运行产生的电磁辐射强度较低，且距离居民区很远，不会对居民身体健康产生危害，周围无线电、电视等电器设备较少，不会对其产生影响。辐射源有发电机、箱式变电站、35kV输电线路。电磁辐射属物理性污染，目前已有许多成熟的抑制技术2.4可见光影响光伏组件在太阳光的照射下可能会对周边道路交通造成光污染。我县示范性项目采用的光伏组件最外层均为特种钢化玻璃，这种钢化玻璃的透光率极高，达95%以上根据现行国家标准《玻璃幕墙光学性能》(GB/T18091-2000)的相关规定，在城市主干道、立交桥、高架桥两侧设立的玻璃幕墙，应采用反射比小于0.16的低辐射玻璃。依据此标准，光伏阵列的反射光极少，不会使电站附近公路上正在行驶车辆的驾驶人员产生眩晕感，不会影响交通安全。第三节综合评价结论我县示范性项目建设对生态环境的影响主要来自施工期，在施工过程中，应认真实施环境保护及其它污染防护措施。同时，为保护项目区水土资源，减少和治理工程建设和运行中的新增水土流失，在电站工程建设施工和生产运行过程中应采取工程措施、植物措施、临时措施及管理措施相结合的水土流失综合防治体系，水土保持的防治重点是管理区、阵列区和施工生产生活区。工程建成投产后对解决地区电网缺电问题，促进地区经济发展、提高人民生活水平、提高能源利用效率、改善环境都将具有深远意义。第103页某省某市市XX县电力源网荷储一体化项目实施方案光储发电是清洁能源，其生产过程主要是利用当地自然太阳能转变为电能的过程，不排放任何有害气体，并减少一次能源的使用。电站建成后，既可以提供充足的电力，又不增加环境的压力，还可为当地增加新的旅游景观。因此，光伏电站的开发和建设不但不会影响生态环境，而且从节约煤炭资源和环境保护角度来分析，还具有明显的经济效益、社会效益和环境效益。第九章经济及社会效益分析第一节经济效益分析1.1投资估算1.1.1编制原则依据国家、部门及某省回族自治区现行有关文件规定、费用定额、费率标准等进行投资匡算的编制。建设太阳能光伏发电工程的主要设备、材料价格采用统一的价格水平年。根据近几年光伏发电设备价格趋势（剔除光伏抢装等因素），对光伏发电工程进行投资匡算。1.1.2编制依据（1）《光伏发电工程设计概算编制规定及费用标准》（NB/T32027-2016）；（2）《关于延续西部大开发企业所得税政策的公告》，自2021年1月1日至2030年12月31日，对设在西部地区的鼓励类产业企业按15%的税率征收，并按照“三免三减半”计列所得税；第104页某省某市市XX县电力源网荷储一体化项目实施方案（3）《关于调整水电工程、风电场工程及光伏发电工程计价依据中建筑安装工程增值税税率及相关系数的通知》（可再生定额[2019]14号）（4）其他参考：当地相关政策、文件规定。1.1.3光伏发电场投资光伏预计建设规模共计3GWp，2021年开工，2025年全部建成。光伏组件：1.70元/Wp0.3元/Wp0.35元/Wp箱逆变一体机、汇流箱支架：光伏场区匡算单位投资为3650元/kWp，光伏场区投资约109.5亿元（含110kV升压站）。1.1.4储能电源投资储能工程共计300MW/600MWh，按磷酸铁锂电池1300元/kWh匡算，总投资7.80亿元（含110kV升压站）。1.1.5新能源部分总体投资依据上述分析新建新能源部分汇总投资数据详见表1.1.1所示：表1.1.1新能源部分汇总投资项目名称光伏容量（MW）3000单位造价(元/kw)静态投资(万元)109500036501300储能（MWH）330kV汇集站6007800039000第105页某省某市市XX县电力源网荷储一体化项目实施方案项目名称容量（MW）单位造价(元/kw)静态投资(万元)增量配电网建设费200001500001382000氢能利用总投资第二节财务评价及经济效益分析2.1财务评价参照《建设项目经济评价方法与参数》（第三版）、《投资项目可行性研究指南》及现行的有关财税政策，对光伏、储能电站工程进行财务评价。2.2新能源效益分析（1）新能源部分风电及光伏运行期均按25年考虑，储能部分暂不考虑运行10年后电池更换的费用，项目的运营成本费用主要包括：折旧费、维修费、职工工资及福利费、保险费、材料费用、利息支出及其他费用。（2）2020年3月，国家能源局印发《关于2020年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》（国能发新能〔2020〕17号），明确2020年各省级能源主管部门按照19号文要求，积极组织、优先推进无补贴风电、光伏发电平价上网项目建设。按照2020年某省回族自治区燃煤电价政策，风电、光伏平价上网电价约为0.2595元/千瓦时。在此条件下评价结果见下表所示：表2.2.1新能源上网电量表第106页某省某市市XX县电力源网荷储一体化项目实施方案项目名称光伏年平均利用小时数（h）年上网电量（MWh）15904770000表2.2.2新能源效益分析表（财务指标汇总表）序号1项目装机容量单位MW数值30004770000138200025705.23234066.01880592.0202720.61324582.00.22960.259511.52年上网电量MWh万元万元万元万元万元万元元/kWh元/kWh年3项目总投资4建设期利息5销售收入总额（不含增值税）总成本费用67销售税金及附加总额发电利润总额89经营期平均电价（不含增值税）经营期平均电价（含增值税）项目投资回收期（所得税前）项目投资回收期（所得税后）项目投资财务内部收益率（所得税前）项目投资财务内部收益率（所得税后）资本金财务内部收益率资本金财务净现值1011121314151617年12.2%7.73%7.01%11.67万元%113027.455.3总投资收益率（ROI）第107页某省某市市XX县电力源网荷储一体化项目实施方案序号项目单位数值18192021项目资本金净利润率（ROE）资产负债率（最大值）%%15.287.1盈亏平衡点（生产能力利用率）盈亏平衡点（年产量）%66.3MWh3142620.0第三节环境效益分析3.1项目实施环保建议（1）建设阶段应严格执行“三线一单”的要求，根据不同的环境管控单元要求，将生态保护红线、环境质量底线、资源利用上线落实到位。（2）光伏项目的选址应根据生态红线确定，禁止在自然保护区、世界文化自然遗产、风景名胜区、森林公园和地质公园等进行选址。（3）根据地形合理布置光伏组件方阵，合理安排施工时序，避免大面积开挖，造成地表裸露面积过大。3.2环保效益光伏电站为开发和利用清洁能源的一种形式，具有无污染、无公害、资源可再生等优势，可以一定程度上替代并节约化石燃料能源，可减排大量温室气体量和其他污染物，在电力市场中具备一定的竞争力，促进了当地经济发展的同时，不会破坏原有的生态环境和人居环境，环境效益将日益凸现。我县示范性项目建成后，新能源发电量年平均发电量约为477000万千瓦时，到2025年示范项目新能源建成投第108页某省某市市XX县电力源网荷储一体化项目实施方案运后每年可节约标准煤耗约175万吨，助力“碳达峰”、“碳中和”每年减少烟尘排放量约0.341万吨（除尘器效率取99%），减少二氧化硫年排放量约2.723万吨，减少氮氧化物年排放量4.085万吨，减少烟尘年排放量约0.341万吨，减少二氧化碳年排放量约374.5万吨。根据现有碳汇造林项目估算方法，我县示范性项目减排的CO2量相当于新造林500万亩。对减轻环境污染、促进节能减排工作、缓解常规能源压力均具有一定作用。第四节社会效益分析XX县工业园“源网荷储一体化”示范项目建设有利于将资源优势转化为经济优势，促进地区经济发展，带动电力装备制造等产业发展，可增加就业、带动工业增加值和税收。初步估算将项目形成直接投资约138.2亿元，带动装备制造业、运维服务业等投资超过30亿元，年销售税金附加总额接近1亿元，直接和间接增加就业人数超过1000人，同时对于提高某省自治区非水电可再生能源电力消纳权重具有重要意义。（1）能够带动地方经济发展加快项目建设，有利于地区相关产业的大力发展，对扩大就业和发展第三产业可起到推动作用。（2）新能源建设是国家能源战略的重要体现随着石油煤炭等化石能源的大量利用开发，不可再生资源保有储量越来越少，加快开发可再生新能源具有战略意义。（3）新能源建设能够与环境保护相协调第109页某省某市市XX县电力源网荷储一体化项目实施方案新能源资源的开发和利用可以相应降低国民经济对于化石能源的消耗，减少废气排放，有利于促进经济与环境保护的协调发展。第十章结论及建议第一节主要结论（一）光储一体化示范效应：项目针对XX县当地开发利用方案开展全面研究，以缓解电网用电高峰电力缺口、降低调峰运行压力和促进清洁能源消纳为主要目标，提出建设“源网荷储一体化”的新一代电网友好型“光储”示范项目，并提出相关项目方案、系统方案、商业模式，开展投资估算与效益分析。（二）开发规模及建设方案：示范项目本期拟建设规模为光伏3GWp、储能300MW/600MWh。项目新建330kV升压站3座，根据常规设备型号和“光储”示范电站的近期、远期开发规模，从便于后续项目发展的角度，可以满足新能源装机规模的并网要求。（三）商业示范运行模式：2021年4月19日，国家能源局综合司发布《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知（征求意见稿）》。本示范项目的商业运行模式有两部分组成：保障性并网+市场化交易并网。经过经济效益对比分析，保障性并网、市场化交易并网不同容量分配方式下，投资回收期及收益率会有差别，主要取决于上网容量分配比及市场化交易电价政策影响，电价政策越有利，投资回收期越短，收益率越高。两种商业运行模式下，经初步经济分析，项目具备可实施性。第110页某省某市市XX县电力源网荷储一体化项目实施方案（四）积极响应大电网电源侧调节支撑需求：XX县“光储一体化”示范项目共配置储能的容量为300MW/600MWh，可以起到削峰填谷，平抑新能源出力波动的作用。根据XX地区2021年光伏运行数据资料，配置的300MW/600MWh储能系统在新能源大出力时完全可以满足示范电站自身“削峰”（储能充电）限制出力的要求，同时可以为电网提供约300MW的调峰需求，降低XX地区新能源高比例装机给。为电网带来的调峰压力；新能源小出力时能够实现为XX地区提供用电高峰时刻3000万千瓦的顶峰能力，顶峰能力约等效一台3000万千瓦级火电机组，在用电高峰紧急时刻为电网提供300MW的秒级响应速度调频需求。（五）清洁能源占比100%：根据XX县地区已经投产风电、光伏电站实际运行情况来看，该项目光伏年等效利用小时数可以达到1590h，项目建成后，每年可为电网提供47.7亿kWh电量，新能源上网电量占比为98.27%。（六）助力“碳达峰”、“碳中和”低碳减排，环境效益显著：常规能源火电按照煤耗（标准煤）每度电耗煤320g，到2025年示范项目新能源建成投运后每年可节约标准煤耗约175万吨，助力“碳达峰”、“碳中和”每年减少烟尘排放量约0.341万吨（除尘器效率取99%），减少二氧化硫年排放量约2.723万吨，减少氮氧化物年排放量4.085万吨，减少二氧化碳年排放量约374.5万吨。（七）保持地区电价优势，引领低碳绿色能源：项目实施后，在保障性并网以外，就近与用电负荷较大且持续稳定的电解铝，制氢等第111页某省某市市XX县电力源网荷储一体化项目实施方案大工业用户开展中长期市场化电力交易，实现新能源项目无需国家补贴的市场化发展，为工商业、大工业用户、工业园区等重要产业负荷提供经济、可靠的清洁电能，降低用电成本。推动XX地区加快建设“光储”一体化绿色能源体系，通过自身示范引领，带动新一代能源产业链发展。（八）营造良好营商环境，助力高科技产业落地：挖掘新能源就地开发利用的新模式与市场潜力，通过就地开发利用本地区的优质新能源资源，提供绿色可靠低价的电力供应，提前谋划“腾网换电”，为XX市引进东部省份高新技术产业落地营造良好的营商环境，将资源优势转化为经济优势，为经济社会发展提供可靠支撑与保障。（九）带动相关产业发展，构建清洁能源产业链：除直接拉动投资近140亿元以外，可推动聚集国内能源开发与装备制造上下游产业在XX的发展，带动新型风电光伏制造、稀土永磁材料、储能、电力电子器件装备制造、5G通信、人工智能、能源大数据等产业链在盐池发展壮大。预计相关产业链产值可达数百亿元。促进光电上网率达到全国先进水平，助力XX地区尽快建成千亿级规模的清洁能源产业链。第二节工作建议（一）建议将本示范项目申报为某省回族自治区源网荷储一体化重点示范建设项目，并纳入某省自治区“十四五”规划重点建设项目库。第112页某省某市市XX县电力源网荷储一体化项目实施方案（二）建议建立健全多层次、全方位的协调机制，支持本示范项目的发展。按照政府引导、政策支持和市场推动相结合的原则，结合本示范项目建设，积极向国家申请优惠开发政策及必要的经济激励措施，发挥本示范项目在能源革命领域及助推经济社会发展领域的示范引领作用。（三）为确保投资企业收益，建议电网公司优先确保本示范项目电力消纳，给储能设施参与电力市场的准入许可，为储能产业健康发展营造良好的政策环境。（四）为加快推进本示范项目的开发及建设，建议实行统一规划、合理布局、有序开发，合理有效地利用太阳能资源，确保本示范项目顺利实施。（五）由于本阶段为项目建设方案申报阶段，收集到的太阳能辐射数据、气象资料、测风数据较早，建议尽快收集近年的最新实测数据，以复核区域太阳能源及风能资源，为下一步工作的开展准备详实的基础资料。第113页