山西风光储示范项目规划报告二〇二一年五月新能源发展有限公司目录引言.......................................................................................................................51规划背景..................................................................................................71.1项目所在地社会与经济现状...........................................................71.2整体规划思路...................................................................................91.3项目规划必要性.............................................................................101.4项目示范效果.................................................................................132区域电力系统现状................................................................................142.1电网现状.........................................................................................142.1.1山西省电网现状...............................................................142.1.288市电网现状..................................................................152.2电网发展规划.................................................................................162.2.1电网发展规划...................................................................163项目任务及规模....................................................................................174光伏项目建设方案析............................................................................184.1区域光资源分析.............................................................................184.2光伏建设方案简介.........................................................................214.2.1项目建设区域条件...........................................................214.2.2主要设备选型及系统设计方案.......................................214.3发电量计算.....................................................................................235风电项目建设方案................................................................................235.1工程概况.........................................................................................235.2风力发电机组选型和布置.............................................................245.2.1风机选型...........................................................................245.2.2风机排布...........................................................................255.3发电量计算.....................................................................................262/516储能建设方案........................................................................................286.1储能作用.........................................................................................286.2设备选型.........................................................................................297接入送出规划方案................................................................................307.1升压站建设方案.............................................................................307.235kV集电线路建设方案................................................................317.3220kV送出工程建设方案............................................................318创新性建设联合调度与交易辅助决策系统........................................328.1总体解决思路.................................................................................338.1.1可中断负荷大用户直购电的优化调度...........................338.1.2交易规则...........................................................................338.1.3远期交易规则...................................................................348.2系统设计方案.................................................................................358.2.1省调接入数据需求...........................................................358.2.2市调接入数据需求...........................................................358.2.3从营销系统（含负控系统）接入数据的需求...........368.2.4从电力中长期交易平台接入数据的需求.......................368.2.5数据采集方式...................................................................369投资估算与经济效益分析....................................................................379.1项目概况及测算依据.....................................................................379.1.1项目概况...........................................................................379.1.2编制原则及测算依据.......................................................379.2基础资料.........................................................................................389.3费率指标.........................................................................................3810环境和社会效益分析............................................................................3910.1环境影响分析.................................................................................3910.1.1施工期环境影响分析.......................................................3910.1.2运营期环境影响分析.......................................................413/5110.2环境保护措施.................................................................................4310.2.1施工期防治理措施...........................................................4310.2.2营运期环保防治措施.......................................................4510.3节能与减排效益分析.....................................................................4710.4水土保持.........................................................................................4810.5社会影响效果分析.........................................................................4910.5.1促进社会就业...................................................................4910.5.2改善经济状况，丰富经济结构.......................................4910.6社会适应性分析.............................................................................4910.7结论和建议.....................................................................................4911结论及推广价值....................................................................................5011.1打造绿色矿区.............................................................................5011.2探索零碳路径.............................................................................514/51引言随着全球经济的快速发展，各国建立在大量消耗能源基础上的现代工业文明与传统能源紧缺、环境保护、气候变化等矛盾日益突出。我国自改革开放以来，在经济建设方面取得了辉煌的成就，但40多年的“粗放”式生产，浪费和消耗大量的煤炭、石油等传统能源以及生态公共资源，使得我国能源供需结构中存在的高碳、高能耗发展问题长期存在。新能源是全球具有战略性和先导性的新兴产业，代表着未来技术变革和能源发展的方向，是调整优化产业结构、培育发展新动能的重要领域，是解决能源供需结构由高碳、高耗能发展向低消耗、高效率发展转变的重要抓手。当前，绿色低碳经济发展得到了国内和国际的普遍共识，随着绿色经济理念的不断深化和发展，因地制宜的发展新能源成为重中之重。我国绿色发展进程稳步推进，2020年单位国内生产总值二氧化碳排放比2015年下降18%，碳排放总量得到有效控制。目前，工业化、城镇化进程都进入新的阶段，但经济转型、能源转型还面临着很多困难，要妥善处理好资源环境与经济社会可持续发展的关系。习近平总书记在第七十五届联合国大会一般性辩论上发表重要讲话，提出我国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。为完成2060年实现碳中和目标，需要在各领域倒逼能源结构调整，促进高质量发展与生态环境质量改善。2016年~2017年，国家先后发布《关于推进“互联网+”智慧能源发展的指导意见》、《推进并网型微电网建设试行办法》等文件，引导电网向智慧、稳定、安全、多样化转型。2020年8月，国家发改委、国家能源局共同发布《关于开展“风光水火储一体化”“源网荷储一体化”的指导意见（征求意见稿）》，掀开了全国发展两个一体化项目的序幕。2021年3月1日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》，提出将通过优化整合本地电源侧、电网侧、负荷侧资源，以先进技术突破和体制机制创新为支撑，探索构建多能互补5/51高度融合的新型电力系统发展路径；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“风光水火储一体化”提升，稳妥推进增量“风光水（储）一体化”，探索增量“风光储一体化”，严控增量“风光火（储）一体化”。推进多能互补，提升可再生能源消纳水平。当前，我国正处于能源绿色低碳化转型的关键时期。在能源转型过程中，单一能源品种利用已经受到多方掣肘，在功能及多能互补集成优化作为一个重要的抓手和突破口的今天，多能互补融合发展是能源绿色低碳转型的新方向，也将成为“十四五”时期能源发展的重点。通过风、光、水、火、储多能有效结合、发挥各类电源优势、取长补短、紧密互动，不但能够为新能源提供调峰调压电源，提升新能源发电消纳能力，增加新能源应用比重，缓解“弃风、弃光、弃水”等问题，亦有利于降低火电等传统能源高污染、高耗能的程度，为优化能源结构、降低环境污染提供助力。大力发展多能互补体系，将成为我国能源经济持续稳定高质量发展的关键。“十三五”期间，88市围绕能源发、输、储、用等各个领域，积极推动可再生能源规模化开发，着重推进能源消费结构优化，有效提升清洁能源生产、输送、和消纳能力，加强能源科技装备创新和集聚发展，形成了能源生产消费方式变革积极向好的局面，促进了全市能源产业持续健康快速的发展，结合88市自身发展特点，按风光储输多能互补的要求，高质量精准规划和发展可再生能源，进一步提高可再生能源在能源消费中的比重。通过增量可再生能源与现有电力系统的融合发展、和谐发展，打造火电、风电、光电、储能、设备定制化、能源智慧研究高度结合的现代化综合能源利用体系。促进88市可再生能源资源规模化开发，达到可再生能源高比例、高质量、低成本、市场化发展，在保障88能源供应安全的前提下，推进能源绿色、低碳发展。6/511规划背景1.1项目所在地社会与经济现状山西省88市88县，位于山西省北部，介于东经112°25′-113°04′，北纬39°11′-39°47′之间。东邻应县，南毗代县，西交朔城、平鲁二区，北与左云、右玉、怀仁接壤，南北长66.7公里，东西宽36.5公里。全县辖5镇7乡，总面积1651平方千米，总人口24.1万人（2018年底）。县人民政府驻岱岳镇。年均气温7℃左右。2018年，地区生产总值完成179.69亿元。境内有恒山山脉，洪涛山脉以及黄花岭。境内南北高，中间低。西北有洪涛山、高汉梁，其中以洪涛山最高，海拔1947米。南为恒山支脉翠微山，其主峰馒头山海拔2426米，中部为大同盆地的一部分，地势平坦，桑干河、黄水河贯穿其间，渠道密布，灌溉方便，但部分低洼区土壤盐碱化较严重。年均气温7℃左右，一月-9℃至10℃，七月23℃至24℃，年降雨量410毫米。初霜期为九月下旬，无霜期130天。88县是产煤大县，有“煤乡”之称。境内自然资源较为丰富，其中以煤炭为主，煤田总面积355.2平方公里，总储量114亿吨，煤质品种以氯煤和弱粘煤为主，为优质烟煤；铁矿石储量约4000万吨，系赤铁矿；铝矾土约900万吨；粘土粉砂岩预测储量达亿万；石灰石约3000万吨；方解石约40万吨；大理石约1000万立方。此外还有石英石、钾长石、黑云母、玄武岩等。2018年，全县地区生产总值完成179.69亿元，同比增长2.3%；规模以上工业增加值同比下降5.4%；固定资产投资完成21.6亿元，同比增长22.1%；公共财政预算收入完成15.46亿元，同比增长35%；社会消费品零售总额完成43.36亿元，同比增长8.5%；城镇居民人均可支配收入预计达到34592元，同比增长6.5%；农村居民人均可支配收入预计达到16561元，同比增长8.4%。2011年上半年完成地区生产总值（GDP）69.49亿元，现价总量比2010年同期增加16.09亿元，再次创下历史同期新高，按可比价格计算增长17.2%。其中第一产业完成增加值2.04亿元，增长11.1%，第二产业完成40.07亿元，增长21.7%，第三产业完成27.38亿元，增长12.4%。7/51（1）第一产业2011年上半年，88县春播面积完成52853公顷，同比增长30.48%，其中粮食播种面积46062公顷，同比增长27.02%，甜菜播种面积1300公顷，同比增长169.15%。畜牧业发展形势喜人。上半年，牛期末存栏为75768头，其中奶牛75466头；羊期末存栏13.89万只，猪期末存栏7.08万头，家禽存栏52.8万只，同比有不同程度增加。截止上半年88县完成农林牧渔业总产值3.99亿元，同比增长13.08%，完成农林牧渔业增加值2.04亿元，同比增长11.1%。（2）第二产业2011年上半年，88全县规模以上工业企业实现工业总产值85.53亿元，现价增长48.5%，其中轻工业完成产值7.98亿元，重工业完成产值77.55亿元，分别比2010年同期增长117.02%和43.83%。88县共完成工业增加值36.45亿元，同比增长27.7%，完成年度任务52.83%。2011年上半年88县共生产原煤853.1万吨，比2010年同期增长31.32%。煤炭开采和洗选业共完成总产值70.66亿元，比同期现价增长43.05%。乳品行业共完成总产值5.77亿元，同比现价增长133.71%。氮肥制造行业，完成产值8112万元，增长57.76%，石墨及碳素制品制造行业共完成产值8151万元，增长308.18%，肉制品加工行业共完成产值16233万元，增长118.81%。（3）第三产业1-6月份88县完成社会消费品零售总额117820万元，同比增长17.80%，完成全年任务的51.23%。城镇实现社会消费品零售总额的98526.2万元，同比增长18.00%；乡村实现社会消费品零售总额的19293.8万元，同比增长16.79%。基础设施建设逐步健全，境内北同蒲铁路、大（同）—运（城）二级公路、（大）同—太（原）公路纵贯全县，交通条件便利。阳方口至集宁、应县至88、88至88等干线公路南北贯穿县境，还有多条支线公路有县城通往各乡镇。2012年新建、改建公路42条334.5公里，总投资13943.9万元，全县通车里程达到1444公里，实现了农村通水泥（油）路全覆盖。8/51项目所在位置示意图1.2整体规划思路目前，88市电力供应已出现趋紧态势；未来，随着经济发展的刚性需求，将会出现较大的电力缺额。此外，公用电网内可再生能源装机比例较高，但公用电网火电机组的调峰能力却明显不足，将会形成电力和调峰两缺局面。88市的优势和支柱产业大多为能量密集型项目，企业运行受电价影响较大，作为因能源而兴的地区，88市产业经济的进一步发展，还亟需低电价支撑。需要通过新增可再生能源装机，并配套建设调峰机制，尽可能降低发电成本。采用先进定制化设备，大规模建设风电、光伏等新能源基地，提升88市可再生电力能源比例，降低供电成本；发展绿色供用电，未来可结合跨区绿电销售，增强源供给端。同时配套建设超高压输电线路，制定合理的输电价格；更可在未来打造智慧用能管控系统，利用能效监控手段，切实实现能效提升和用户节能，满足88地区长期变化的供能需求，并获得经济、环保等方面的综合利益最大化。打造高质量新能源供电基地。通过智慧用能管控系统，可拓展市场化交易手段，积极探索行之有效的新能源市场化消纳机制，促进88市可再生能源资源规模化开发，达到可再生能源高比例、高质量、低成本、市场化发展，在保障88能源9/51供应安全的前提下，推进能源绿色、低碳发展。为了落实习近平总书记关于“要贯彻新发展理念，统筹好经济发展和生态环境保护建设的关系，努力探索出一条符合战略定位、体现河北特色，以生态优先、绿色发展为导向的高质量发展新路子”重要讲话精神，88市将继续以可再生能源发展作为推动社会经济全面发展的重要手段，结合88市自身发展特点，按“多能互补”系统集成的要求，高质量精准规划和发展可再生能源，进一步提高可再生能源在能源消费中的比重。通过增量可再生能源与现有电力系统的融合发展、和谐发展，打造火电、风电、光电、储能、设备定制化、能源智慧研究高度结合的现代化综合能源利用体系。1.3项目规划必要性（一）贯彻落实改善生态、保护环境的需要当前，开发利用可再生能源己成为世界各国改善生态、加强环境保护、应对气候变化的重要措施。随着经济社会的发展，我国能源需求持续增长，能源资源和环境问题日益突出，加快开发利用可再生能源己成为我国应对日益严峻的生态环境问题的必由之路。我国政府已把可持续发展作为经济社会发展的基本战略，制定了减排目标，到2020年，单位GDP二氧化碳排放量较2005年降低40%~45%。合理开发和节约使用自然资源，改进资源利用方式，调整资源结构配置，提高资源利用率，都是改善生态、保护环境的有效途径。风能资源、太阳能资源是能源体系的重要组成部分，具有开发潜力大、环境影响小、可持续利用的特点。开发风能、太阳能符合国家环保、节能政策清洁能源的开发建设可有效减少常规能源尤其是煤炭资源的消耗，保护生态环境，有利于人与自然和谐发展。本项目的开发建设是积极贯彻落实习总书记绿水青山讲话精神及改善生态、保护环境的需要。（二）实现“碳达峰、碳中和”目标的需要2020年9月22日，中国国家主席习近平在第七十五届联合国大会上表示：“中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，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。”10/512020年11月17日，金砖国家领导人第十二次会晤以视频方式举行。国家主席习近平出席并发表讲话。习近平指出，“全球变暖不会因疫情停下脚步，应对气候变化一刻也不能松懈。中国愿承担与自身发展水平相称的国际责任，继续为应对气候变化付出艰苦努力。中国将提高国家自主贡献力度，二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。我们将说到做到。”长远来看，实现中国2060年前碳中和的目标任重道远。新能源发电具有无污染，可再生、占地少、建设周期短等特点。从节约煤炭资源和保护环境方面考虑，风电场的建设具有较为明显的经济效益、社会效益和环境效益。为贯彻落实上述碳约束要求，88市可紧紧围绕深化88市可再生能源综合应用示范区建设这个主线，通过总体布局、全面规划大力发展可再生能源，利用88市得天独厚的自然资源禀赋，早日实现2030年前碳达峰、2060年前碳中和的目标。（三）优化能源结构，提高可再生能源利用水平《能源生产和消费革命战略（2016-2030）》中提出2020年非化石能源占一次能源消费比重达到15%，2030年非化石能源占比提高到20%左右。同时强调大力发展可再生能源，到2020年，力争常规水电装机达到3.5亿kW左右，风电装机达到2亿kW，光伏装机达到1亿kW左右，地热能利用规模达到5000万t标准煤。大规模的可再生能源的发展对于实现2030非化石时一次能源消费占比意义重大。近年来风电、光伏发电在快速发展的同时，出现了较为严重的弃风弃光现象，以新思路、新理念促进这一产业发展迫在眉睫。储能与新能源互补在一定程度上可以消除风电、光伏出力的锯齿形波动，使其较好地在电网系统中进行消纳，减少弃风弃光。本项目的建设，通过储能与光伏、风电互补的模式可以为其他条件相似区域的新能源消纳提供参考。（四）实现可再生能源电力消纳和能耗双控要求2019年，我国非化石能源占比达到15.3%，而若要实现“碳中和”的目标，可再生能源发电将是最重要的抓手。目前，我国光伏、风电、水电装机均稳居世界第一，成为世界节能和利用可再生能源第一大国，极大优化了中国的能源结构，对中国实现能源安全、大气污染防治以及温室气体排放控制等多重目标均作出突11/51出贡献。通过风光储输有效结合、发挥各类电源优势、取长补短、紧密互动，不但能够为新能源提供调峰调压电源，提升新能源发电消纳能力，增加新能源应用比重，缓解“弃风、弃光、弃水”等问题，亦有利于降低火电等传统能源高污染、高耗能的程度，为优化能源结构、降低环境污染提供助力。大力发展多能互补体系，将成为88能源经济持续稳定高质量发展的关键。（五）带动产业聚集和技术创新，降低用能成本未来，依托“新能源一体化”项目建设，88能够有效带动当地风电、光伏、储能等产业链快速发展，促进相关企业在新能源领域的科技创新，加速高端技术人才聚集，在有效支撑地方经济社会发展的同时，能够大大提升88的知名度和影响力。近年来88市全社会用电负荷一直保持快速增长，88市电源设备良好的利用水平反映了负荷持续快速增长的现状，同时也反映设备运行压力较大，电力供应已经出现趋紧态势。为保证88市社会经济高质量、可持续发展，迫切需要低成本、清洁电力。88有丰富的太阳能、风能资源，项目的开发利用，可以大量利用本地区的自然资源和人力资源，同时可以推动相关产业的发展，形成新的经济增长点，同时，又可进一步降低社会用能成本，促进经济又好又快发展。（六）引导新能源向结合负荷侧方向发展（1）通过和大数据集合强化灵活调节、系统支撑能力依托“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，通过一体化管理模式聚合分布式电源、充电站和储能等负荷侧资源组成虚拟电厂，参与市场交易，为系统提供调节支撑能力。以涿鹿大数据产业园负荷规模及特性为目标，整合可再生能源规模及出力特性，依托坚强电网及储能装置，实现出力特性与负荷特性拟合。以虚拟电厂方式协调电网调度，为电网系统提供支撑。（2）通过和大数据集合实现就地就近、稳定高效发展增加本地电源支撑，提升电源供电保障能力、调动负荷响应能力，推进局部12/51电力就地就近平衡，降低对大电网电力调节支撑需求；构建多层次的电力安全风险防御体系，以坚强局部电网建设为抓手，提升重要负荷中心的应急保障能力；降低一次能源转化、输送、分配、利用等各环节的损耗，提高电力基础设施的利用效率。统筹资源及大数据分布情况，将88可再生能源资源为涿鹿大数据基地提供电源支撑，大电网以后补及备用形式为逐鹿大数据中心供电，降低对大电网电量的依赖，提升大数据负荷供电可靠性。（3）通过和大数据集合激发市场活力，引导市场预期以国家和88市相关规划为指导，发挥市场对资源优化配置的决定性作用，通过完善电价和市场交易机制，调动市场主体积极性，引导电源侧、电网侧、负荷侧要素主动作为、合理布局、优化运行，实现科学健康发展。本项目可再生能源通过就地就近消纳，降低了损耗及运营成本，可为大数据负荷提供电价红利，吸引更多企业落户，新增企业负荷的增加，反向刺激可再生能源项目的发展，形成良性循环，促进可再生能源和大数据产业可持续发展。1.4项目示范效果（1）根据88地区的资源、气候及其建设条件等因素，通过调整桨叶长度、轮毂高度、控制策略等措施，提高风电等效发电小时数和发电持续性，设备利用水平达到国际领先。通过先进设备的定制化研制和使用，降低项目发电成本，一方面冲抵储能电池投资带来项目成本上升，另一方面通过电力市场化交易的方式，将新能源项目收益电价低于当前88市燃煤标杆上网电价的价差部分用于参与支持用能电气化、清洁化项目建设和运营。（2）通过配套建设储能电站，在调节新增可再生能源的运行同时，还可以提高88电网的运行和调峰能力，不额外增加电网的调峰压力，在全国首先开展风电与大规模储能电池同步建设、同步运行的示范建设。（3）示范项目实施后，不减少公用电网现有火电机组、风电和光伏发电的运行小时数，不增减外送电量以及不大幅改变外送电力的功率特性，并实现88市电力系统整体运行水平提高同时，使88公用电网可再生能源发电比例达到或超过世界先进水平。通过示范项目的实施，将进一步提升可再生能源电量的比重，提前实现碳达峰，助力碳中和。达到或超过世界最先进水平。13/51另外，项目建设将带动上下游产业链固定资产投资，促进88市可再生能源产业协同，带动88市未来经济持续高速发展。“源网荷储一体化”侧重于围绕负荷需求开展，通过优化整合本地电源侧、电网侧、负荷侧资源要素，以储能等先进技术和体制机制创新为支撑，以安全、。绿色、高效为目标，创新电力生产和消费模式，为构建源网荷高度融合的新一代电力系统探索发展路径，实现源、网、荷、储的深度协同，主要包括“区域（省）级源网荷储一体化”“市（县）级源网荷储一体化”“园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，进一步加强电源侧、电网侧、负荷侧、储能的多向互动，通过一体化管理模式聚合分布式电源、充电站和储能等负荷侧资源组成虚拟电厂，参与市场交易，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，提升电源供电保障能力、调动负荷响应能力，推进局部电力就地就近平衡，降低对大电网电力调节支撑需求；构建多层次的电力安全风险防御体系，以坚强局部电网建设为抓手，提升重要负荷中心的应急保障能力；降低一次能源转化、输送、分配、利用等各环节的损耗，提高电力基础设施的利用效率。激发市场活力，引导市场预期。以国家和地方相关规划为指导，发挥市场对资源优化配置的决定性作用，通过完善电价和市场交易机制，调动市场主体积极性，引导电源侧、电网侧、负荷侧要素主动作为、合理布局、优化运行，实现科学健康发展。2区域电力系统现状2.1电网现状2.1.1山西省电网现状山西电网已经成为连接华北、华东、华中三大区域电网，核心枢纽地位持续巩固，助力山西转型发展驶入“快车道”。蒙西-晋中特高压交流工程启动送电。该工程是华北特高压交流主网架的重14/51要组成部分，也是“西气东送”大气污染防治的重点补强工程。工程的建成将有效提高蒙西-天津南和榆横-潍坊两个特高压输电通道的送电能力，提高山西至河北特高压断面送电能力300万千瓦。特高压建设稳步推进的同时，国网山西电力全力服务全省重点工程，在铁路牵引站、电厂送出、新能源送出、高速公路、煤矿双电源建设及大型项目配套供用电等省重点工程建设中不遗余力，为山西经济社会转型发展提供了可靠的电力保障。十三五”期间，山西电网建成投产35千伏-500千伏线路8922.478公里，变电容量2987.495万千伏安。特高压工程建设完成输电线路长度达到2545.2公里，变电(换流)容量2300万千伏安。山西电网形成了以“三交一直”特高压混联大电网为核心，以500千伏“三纵四横”为骨干网架，220千伏分区环网运行，110千伏及以下电网等级覆盖全省城乡的供电网络格局。山西电网作为国家“西电东送”北通道之一，“十三五”期末建成9个外送通道、18回线路，外送能力3830万千瓦。截至目前，建成投运包括长治—南阳—荆门、蒙西—晋北—天津南、榆横—晋中—潍坊交流，雁门关—淮安直流“三交一直”在内的9个外送通道、18回线路，外送能力3830万千瓦，超过省调发电总装机的三分之一，外送特高压线路长度2545.2千米，变电（换流）容量2300万千伏安。在刚刚投运长治特高压变电站配套电厂1000千伏送出工程基础上扩建晋北、晋中两座特高压站主变，新建吕梁—晋中、榆社—晋中等变电站互联和山西明泰等电厂“点对网”7条500千伏送出工程。工程2022年6月30日全部竣工后可通过晋北、晋中特高压站汇集山西网内的新增电力，向京津冀等地区增加送电380万千瓦，提升山西电能整体外送能力；可实现产业带动能力约128亿元，带动山西省经济社会持续高质量发展。2.1.288市电网现状88境内现有四座火力发电厂，本省自用2518MW，其中：神头一电厂装机1370MW，神头二电厂装机1000MW，平朔电厂100MW，小火电厂48MW。可供当地使用的且接入220kV及以下电网的机组容量为718MW。占当地本省自用总装机容15/51量的28.5%。88地区电网主要由500kV，220kV，110kV，35kV电压等级的变电所和线路组成。神头一厂以双回220kV线路接入220kV铺上站，220kV铺上站以双回220kV线路接入220kV七里沟站。七里沟站又以单回路接入220kV赵庄站，七里沟站和赵庄站又分别以单回220kV线路（220kV七浑线、雁赵线）通过浑源220kV站、雁同500kV站与大同电网相连。神头一电厂以双回220kV线路分别经原平站、匡村站与祈州电网相连。万家寨水电站以双回220kV线路经方城站分别接入铺上和向阳堡220kV变电站。88地区电网现有4座220kV变电所，赵庄、七里沟站、铺上、向阳堡220kV变电站。主变容量1080MW/8台，其中铺上站2×120MVA，七里沟站2×120MVA，赵庄2×150MVA，向阳堡220kV变电站2×150MVA。220线路全长310km/10条。88地区电网现有1座500kV变电所，变电所主变规模为2×750MVA，预留扩建第三台变的可能；500kV母线出线规模为10回，并留有扩建余地，采用3/2断路器接线形式，东西方向出线，本期出线5回：河曲电厂2回、神头二电厂2回、古交500kV站1回、备用5回；220kV母线出线规模12回，并留有扩建余地，采用双母双分段接线形式。向北出线，从东至西排序依次为：备用1回、辛庄1回，备用1回、铺上2回、平朔电厂2回、向阳堡2回、备用3回。2.2电网发展规划2.2.1电网发展规划根据《山西省“十四五”新业态规划的通知》晋政发〔２０２１〕１０号的通知：十四五期间，山西省深入开展能源革命综合改革试点,加快推动能源产业与新一代信息技术深入融合,积极发展能源互联网新技术、新模式和新业态,提升能源综合利用效率,促进能源市场开放和产业升级,实现能源清洁低碳安全高效利用加快推进能源互联网建设。在大同、88、运城３市开展市级能源互联网试点，在N个企业园区建设能源互联网服务平台，打造一批园区级能源互联网应用试点项目。推动综合能源服务，16/51整合工业园区内能源生产、输送、服务和消费环节的相关要素资源,通过创新商业模式和发挥能源“云”管理平台作用，实现区域内多能互补、智慧用能、廉价用能、节约用能,实现燃煤火电企业由单纯发电向供热、供水、供气、供电综合能源供应转变。挖掘需求侧资源，用市场化手段引导用户实施需求响应，由“源随荷动”向“源荷互动”转变，大幅提升我省新能源消纳及需求响应能力，形成新能源和工业用户互利共赢、协调发展的局面。大力发展绿色能源。加快培育第三方运维、点对点能源服务等绿色能源生产、消费和交易新业态。开发绿色能源衍生品，提供差异化绿色能源套餐。推进电力交易机构独立规范运行，建立完善公开透明的交易平台。鼓励企业积极参与碳交易，鼓励能源生产与消费企业共同设立碳中和基金，发挥好山西国投绿色能源发展基金引导作用，加快布局一批绿色发电市场化项目，推动开展碳捕捉、碳封存科技研发和应用，推广普及绿色建筑、绿色生产、绿色出行。加快研发和推广高效洁净煤技术、煤炭深度转化技术等共性关键技术，推动可再生能源替代化石能源，推进清洁能源跨省消纳。大力发展风电、光伏等可再生能源，加快构建山西省绿色多元能源供给体系。开展“新能源＋储能”试点示范。优先发展新能源，利用存量常规电源，合理配置储能。结合电网调峰需求，组织实施一批不同类型的储能示范项目，开展“风电＋光伏＋储能”“分布式＋微网＋储能”“大电网＋储能”等发储用一体化的商业模式。深入开展“新能源＋电动汽车”协同互动智慧能源试点，结合山西省电动汽车等用户侧负荷资源和新能源发展趋势，探索构建“源(新能源)－网－荷(电动汽车)－储(蓄电池)”协同运行的“互联网＋”智慧能源系统。加快大容量储能技术研发推广，构建以新能源为主体的新型电力系统，提升电网汇集和外送能力。大力开展新能源跨省跨区交易，扩大新能源消纳范围。3项目任务及规模风力发电、光伏发电是我国鼓励和支持开发的清洁能源。开发风能、太阳能资源是贯彻国家可持续发展要求的具体体现，对促进地方经济的发展和缓解地区环境保护压力，实现经济与环境的协调发展均具有十分重要的意义。矿业多宝17/51山公司源网荷储一体化示范项目的建设，可充分利用当地丰富的风能、太阳能资源，加快发展风、光发电，探索源网荷储一体化运营模式，既符合国家“多能互补”的能源政策，同时也为“碳达峰/碳中”和提供示范性。本项目拟在山西省88市88县境内建设“风光储一体化”的示范项目。拟建位置位于88县的西北部，项目周边交通便利，有国道G18、省道S241从项目场址内穿过。项目利用一般农田和建设用地来建设风力发电、光伏发电、储能电站。项目位置示意图如下：本项目为分布式风电+光伏+储能一体化的综合能源示范项目，所发电能采用全额上网模式建设。拟建风电装机容量为500MW，光伏装机容量为400MW,储能电站容量为150MWh。项目拟建两座220kV升压站，均接入翠微220kV站220kV母线上。具体的接入系统方式应以电网公司审核通过的接入系统意见为准。4光伏项目建设方案析4.1区域光资源分析88县境内山脉，有恒山山脉，洪涛山脉以及黄花岭。境内南北高，中间低。西北有洪涛山、高汉梁，其中以洪涛山最高，海拔1947米。南为恒山支脉翠微18/51山，其主峰馒头山海拔2426米，中部为大同盆地的一部分，地势平坦，桑干河、黄水河贯穿其间，渠道密布，灌溉方便，但部分低洼区土壤盐碱化较严重。通过NASS连续10年观测的太阳辐射量数据计算，88县马营乡区域年累计辐射量为5962(MJ/m2)，详见下表电。2018年黑河供电区供电量39.78亿千瓦时,2018年最大供电负荷为714.8MW。表3-188马营水平面多年辐射统计表月年辐射量(kW•h/m2)年辐射量(MJ/m2)187.1313.62103.63733147.64180.3531.25193.1649.16188.7695.37173.6679.38160.99136.262510118.7579.21189.4490.31276.9427.4全年1656.1321.8276.85962.01、项目拟选区域太阳能资源辐射分析19/51图3-1全国太阳辐射量分布图；图3-388市年均总辐射分布图参照QX/T89-2008《太阳能资源评估方法》，对项目所在地太阳能资源状况进行评估，由资源丰富程度等级表可以看出，项目所在地属于太阳能资源丰富区，具有很好的开发前景。20/514.2光伏建设方案简介4.2.1项目建设区域条件本项目位于山西省88市88县玉井镇，为山地光伏项目。所在区域高差较大，施工难度较高。本项目光伏安装区域示意图如下：图3.2-1项目光伏安装区域示意图4.2.2主要设备选型及系统设计方案1、光伏组件选型根据光伏行业目前的光伏组件主流转化效率，综合考虑产品产能、价格、项目实施周期、以及效率提升空间等，本项目拟采用72版型（半片）450Wp单晶硅PERC光伏组件，其主要技术参数表示意如下。2、装机容量及系统方案设计项目容量较大，分多个地块布置，地块之间较为分散且存在有树木、线路铁塔，均会对组件造成较严重的遮挡，故在后续方案设计中需注意躲避。本光伏发电项目初步按照总装机规模400MWp考虑，根据太阳能资源分析结果，对本项目所在地不同倾斜面的辐射量进行计算，确定该区域最佳倾角。21/51表3-2马营光伏电池阵列峰值日照小时数及第一年发电量统计表月份日照辐射量月理论发电量月上网电量等效利用小时(MWh)(MWh)数187.1348402961474.0352103.6414403522488.063147.65904050184125.464180.37212061302153.2555193.17724065654164.1356188.77548064158160.3957173.66944059024147.568160.96436054706136.7659136.25448046308115.7710118.74748040358100.8951189.4357603039675.991276.9307602614665.365合计1656.16624405630741407.7本工程第一年上网电量为56307.4万千瓦时，第一年等效利用小时数1407.7小时。由于太阳电池组件的峰值功率均在1kW/m2条件下标定，因此采用峰值日照小时数乘以光伏电站的装机容量即为光伏电站的最大理论发电量。本系统选用的多晶硅太阳电池组件，25年后达到标称效率的80%以上，平均每年衰减系数约0.009%。3、工程任务和规模本项目容量拟按照400MWp考虑，光伏并网发电系统采用分块发电、集中并网方案。光伏组件拟采用36°最佳倾角通过支架抬高至0.5m以上进行安装，拟选用72版型450Wp单晶PERC光伏组件，每26块光伏组件串联为1个光伏组串，每22个光伏组串接入1台225kW组串式逆变器，每18台225kW组串式逆变器接入1台4000kVA（35kV）箱变。22/51本项目最终规模根据实际可利用土地面积确定。4.3发电量计算月份日照辐射量月理论发电量月上网电量等效利用小时(MWh)(MWh)数187.1348402961474.0352103.6414403522488.063147.65904050184125.464180.37212061302153.2555193.17724065654164.1356188.77548064158160.3957173.66944059024147.568160.96436054706136.7659136.25448046308115.7710118.74748040358100.8951189.4357603039675.991276.9307602614665.365合计1656.16624405630741407.7本工程第一年上网电量为56307.4万千瓦时，第一年等效利用小时数1407.7小时。由于太阳电池组件的峰值功率均在1kW/m2条件下标定，因此采用峰值日照小时数乘以光伏电站的装机容量即为光伏电站的最大理论发电量。本系统选用的多晶硅太阳电池组件，25年后达到标称效率的80%以上，平均每年衰减系数约0.009%。5风电项目建设方案5.1工程概况本项目规划装机容量500MW，本工程推荐方案计划安装125台4000kW的机组，配套工程包括新建一座220kV升压站、125台风机及箱变、场内外道路及集23/51电线路等。项目地理位置示意图如下所示。项目地理位置示意图5.2风力发电机组选型和布置5.2.1风机选型根据风资源分析结果，本工程规划推荐以下金风机型为备选方案。风电场风机排布方案中方案一为125台金风GW165-4.0MW,方案二为179台金风GW150-2.8MW,轮毂高度均为140m高度。表风机技术参数表产品型号技术金风GW2800A参数金风GW4000B24/51额定功率(kW)40002800150直径(m)165174973扫风面积(m2)2138211.0叶片数量3变速变桨额定转速10.52.5(r/min)8.718部功率调节变速变桨52.5件-30~+40-40~+50切入风速(m/s)2.5永磁直驱额定风速(m/s)9.72800690切出风速(m/s)18安全风速(m/s)52.5运行温度(°C)-30~+40生存温度(°C)-40~+50型式永磁同步发电额定容量(kW)4220690机出口电压(V)5.2.2风机排布初步的风机排布方案见下图，最终风机点位微选后确定。25/515.3发电量计算1）软件选择本地区为山地地形，本次采用Wasp10.2软件对风电场风能资源和风机发电量进行评估。2）测风数据处理长期的0001#测风塔风资源数据。3）地形图处理计算使用的地形图为采用SRTM数据。4）粗糙度设置粗糙度数据采用GlobCoverESA2009地貌图进行划分设置，根据地面覆盖物，草地按照0.03进行设置，树木按照0.2等进行设置等。表2.3-1发电量结果表发电量计算结果GW165-4.0MWGW150-2.8MW风机机型14014044轮毂高度(m)42.8风机台数1611.2额定功率(MW)风电场总容量(MW)26/51轮毂高度平均风速~6.16~6.16（m/s)折减系数100.00%100.00%尾流折减97.51%97.51%可利用率93.15%93.15%风机性能97.00%97.00%电气效率97.00%97.00%环境因素100.00%100.00%控制策略95.00%95.00%其他81.19%81.19%不确定分析89.88%89.88%P5085.08%85.08%80.78%80.78%P50toP7565.10%65.10%P50toP84P50toP9054454.940964.5P50toP9944211.1533258.49年发电量[MWh]39738.1629893.62理论发电量37616.2428297.3735712.3226865.12P5028783.5821652.87P75P842763.22969.5P902483.62669.1P992351.02526.6年满发小时数[h]2232.02398.7P501799.01933.3P75P840.3150.339P900.2840.305P990.2680.288净容量系数0.2550.274P500.2050.221P75P84P90P99根据发电量的比较，再结合风电场整体工程造价考虑，本项目拟采用27/51125台GW165/4000/140m机组，装机容量500MW，代表年满发小时数约为2969.5h，代表年发电量约为4096.4万kWh。6储能建设方案6.1储能作用储能项目在本规划中主要作用有以下几个方面：（1）平滑功率输出风电、光伏系统运行时，输出功率有不可预料的波动特性，通过储能系统的能量存储和缓冲使得系统能够运行在一个稳定的输出水平。如下图所示。图风电出力平滑前后示意图（2）发挥调峰填谷作用储能系统具有调峰、填谷、调频、调相、事故备用等多种用途。与常规电源相比，储能电站可根据调度要求适应负荷的快速变化，当系统需要进行有功调节时，可通过储能变流器对电池进行并网充放电以实现有功功率的双向流动；当系统需要无功输出时，可通过对变流器的控制以实现额定无功功率输出。（3）降低弃风、弃光储能系统可以在弃风、弃光的情况下，给电池充电，在允许的条件下给电网送电，降低弃风、弃光，获得更大的经济效益。为使风电场实际风电功率符合其上报的日发电计划，需通过一定技术手段减小预测误差。而基于现有预测技术水平，通过引入电池储能技术将有效弥补风储合成出力与风电功率预测数据之间的固有误差，提高风电跟踪计划出力能力，提28/51高风力风电的可调度性，满足电网调度部门安排的运行方式，制定调度计划的需要，从而实现提高风电的利用小时数。（4）项目收益A、储能收益，如果按照每天一充一放，设计容量150MW/150MWh，储能容量不低于150MWh。B、调频调峰收益，结合未来电网控制要求，存在调频调峰收益的可能。目前部分省份已经陆续出台了一些关于参与电力调频可获得补贴的相关政策。C、功能性收益：平滑功率输出、降低弃风、跟踪计划发电、风功率预测验证等。示范模式：此项目拟建设电网友好型新一代“新能源+储能”电站，主要在矿区外多宝山和建山两个区域示范。通过优化储能容量设计和运行模式，保障新能源高效消纳利用，降低公网调峰和容量支撑压力，项目确保技术优化、经济可行。电网企业与电源企业签订长期购电协议，电源企业承诺高峰时段保障顶峰容量，按照电网调度提供调峰服务，电网企业保障新能源发电全额收购。项目通过优化储能配置，实现间歇性新能源提供地区高峰供电保障，保障自身消纳同时为电网提供一定调峰能力，不占用电网新能源消纳空间。6.2设备选型本项目拟配置磷酸铁锂集装箱储能系统，通过45尺加高型集装箱实现布置，集装箱内部分为电池室和配电室，通过隔热层实现隔离。储能系统拟布置在本项目新建升压站内。29/51图集装箱储能系统结构示意图储能单元类型选择功率型单元，为磷酸铁锂电池储能单元。150MW/150MWh电池储能系统由60组2.5MW/2.5MWh磷酸铁锂电池储能单元并联组成。磷酸铁锂电池储能系统总体设计方案及参数如下所示：150MW/150MWh磷酸铁锂电池储能系统：60组2.5MW/2.5MWh磷酸铁锂电池储能单元；储能电池电芯采用磷酸铁锂电芯，型号为LFP48173170E，电芯品级均为A品级。7接入送出规划方案7.1升压站建设方案项目拟建两座220kV升压站，内含储能设施。占地面积9580米约11.4亩，采用预制舱式建筑，外设镂空式钢艺围栏。升压站采用“无人值班、无人值守”的远程集中式运维方式，站内主要配置电气一次设备预制舱、电气二次设备预制舱、动态无功补偿设备预制舱及储能预制舱。电气一次主要设备包括：每个升压站含主变2台、每台主变下35kV集电线30/51路柜8面、母线设备柜1面、SVG开关柜2面、接地站用变1面、主变出线柜1面。以及400kVA接地站用变压器一套。电气二次设备主要包括开关站继电保护、安全自动装置、调度自动化控制系统、视频监控和火灾报警系统、有功无功控制系统、交直流电源系统、系统通信、风机监控系统等设备，均以二次屏柜的方式布置在预制舱内。SVG设备采用水冷控制系统，占地小、能耗低，设备容量为±25MVar，每台主变配置2套。储能设备主要包括磷酸铁锂蓄电池系统、PCS变流器系统、35kV箱式变压器，以及储能控制系统表。7.235kV集电线路建设方案光伏场区合计每个方阵按照4MW设计，建设100台容量为4000kVA的35kV箱式变压器，电压等级为35/0.8kV，采用逐台并接的方式通过一回35kV集电线路接至开关站的光伏集电线路开关柜。35kV集电线路供共计16路。风电场区合计建设125台单机容量4MW风力发电机组，每台配置35kV容量为4200kVA的箱式变压器，电压等级为35/0.69kV，采用逐台并接的方式通过一回35kV集电线路接至开关站的光伏集电线路开关柜。35kV集电线路共计20路。7.3220kV送出工程建设方案光伏、风电所发电能经箱变升压汇流后接入本工程新建220kV升压站，项目拟建两座220kV升压站，均接入翠微220kV站220kV母线上。具体的接入系统方式应以电网公司审核通过的接入系统意见为准。考虑居民生活用电自然增长和煤改电负荷增加和新投用户，加之经济复苏回暖的前提下。2020年，88电网地区供电量完成84.52亿千瓦时，较去年同期增加7.94亿千瓦时，同比增长10.37%。地区整点最大负荷1253.7MW，出现在11月10日，较2017年增加26.5MW，同比增长2.16%；地区最小负荷634.97MW，出现在2月16日，较2017年同期增加69.97MW，增长12.38%。平均负荷率89.33%；平均峰谷差率49.35%。88地区电网总装机容量达10697.67MW，其中省调10534.5MW，地调163.17MW。火电厂9座，机组22台，31/51容量6610MW，占地区装机61.79%；风电场29座，容量3404.5MW，占地区装机31.82%；光伏电站21座，容量659.17MW，占地区装机6.16%；生物质电厂1座，容量24MW,占地区装机0.22%。风电大规模并网后,其它电源除满足负荷的变化外,还要跟踪风电的随机波动。风电出力随机性、间歇性、反调峰特性明显,风电大规模并网对其它电源的调节能力提出了更高的要求。山西电网电源结构以煤电为主且将长期难以改变,地区的供热机组也占有较大的比重,系统调峰困难。在当前风电功率预测工作尚未全面展开、风电机组出力基本不具备在线控制功能的情况下,研究表明,从技术上来讲系统调峰能力不足是山西电网消纳风电的主要限制因素。基于国家能源局提出的风电消纳基本原则,即“本省风电发电量占全社会用电量比例不超过10%时,立足在本省范围内消纳超过10%时,在区域电网统筹消纳或通过跨区输送通道在更大范围内消纳”。2018年,风电发电量占全社会用电量约7.5%,按照此风电消纳原则,结合山西省风电最低保障收购利用小时数,至2021年山西省规划的风电发电量将占全社会用电量的17%,因此山西省风电所发电量有很大一部分需要在省外消纳。目前项目无接入站详细信息，随项目推动，待获取进一步项目资料后对本项目限电及消纳情况进行详细分析。8创新性建设联合调度与交易辅助决策系统随着88市域内各种能源的供电系统、输配电系统的大力发展，以及传统能源火电、热电，新能源风力发电系统、光伏发电系统，电池储能系统，结合其他用电用能系统。拟在全市区域内建立一个基于多种能源交易的综合能源交易服务平台，使包含多种电力能源和储能调峰措施的能源系统，进行能源的综合交易，则可以使发电企业、用能企业，均可根据电价政策和各种供用能政策，结合梯度化调峰机制和碳交易管理平台，从根本上降低可再生能源电力使用成本。通过市场化机制的建立，调动自备电厂参与电网调峰，配合储能设施增强电网的调峰能力，促进电力系统和多种能源系统的协调发展。32/518.1总体解决思路1、打通地调和省调管辖的发电场（站）界限，将88地区现有电厂、企业自备电厂全部纳入联合调度和交易范畴，覆盖风光火等全部发电厂(站)，实现全局优化调度。2、将可中断负荷也纳入调度对象范畴，充分调动可调节电源和可中断负荷应对新能源发电的波动性的调节能力，加强源荷协同调度，更好地解决就地电力平衡问题。3、构建联合调度与交易辅助决策系统，支持发电曲线的实时跟踪，结合交易、预测和计划的数据，实现日前交易电量匹配分解和调度滚动调整计划值辅助决策的能力，为新能源消纳创造更多空间。4、创新设计新的交易品种和结算方式，促进新能源消纳。8.1.1可中断负荷大用户直购电的优化调度图9.1-1可中断负荷大用户直购电的优化调度8.1.2交易规则1、设立新的交易品种。与用电方签订长协用电合同，约定年度交易电量，锁定一个相对低的交易电价（考虑了新能源在不弃风不弃光情况下较低的边际成33/51本和用户参与意愿）；2、中长期电力交易（年度、月度）和现货交易（日前、日内、实时）相结合；3、设置可中断负荷电价；4、夏季新能源与火电的发电权替代交易；5、火电机组灵活性改造补偿交易；8.1.3远期交易规则火电企业将发电权通过交易转移给可再生能源发电企业；在冬季，由热定电，火电企业基本满发。通过部分或全部进行供热改造。取消冬季对火电企业供热的依赖，通过分散电采暖或集中电锅炉供暖，保证供暖需要的同时，提高电能消纳。火电企业通过发电权替代交易，可以获得一部分收益，同时由于减少生产，节约了发电成本，同时如果再能获得部分政府环保补贴或其他专项补贴，一定程度上弥补火电企业收益。新能源，由于没有边际成本，可以通过火电发电权替代交易，获取更多交易电量，减少限电，也可以增加收入。准确的发电侧功率预测，可以帮助平衡电网电量。34/518.2系统设计方案图9.1-2远期用户侧实施电能替代8.2.1省调接入数据需求覆盖省调所接入的区域内新能源电站的相关数据：发电场站信息（场站数量、场站类型、场站名称、装机容量）发电厂并网点实时功率（有功功率、无功功率）发电能力预测信息（风光预测信息、风功率预测、光伏功率预测）新能源电站最大可用功率；火电最低技术出力，最高技术出力检修计划信息（场站年度检修计划、月度检修计划）发电厂出力计划值曲线地区电网联络线计划计量数据（各发电厂并网关口计量表正反向有功、无功电量等）8.2.2市调接入数据需求覆盖地调管辖范围内的火电厂、地区电网、负荷等数据：发电场站信息（场站数量、场站类型、场站名称、装机容量）发电厂并网点实时功率（有功功率、无功功率）电厂发电能力预测信息（风功率预测、光伏功率预测）电厂检修计划信息（场站年度检修计划、月度检修计划）区域负荷预测（短期负荷预测，包括系统负荷预测、母线负荷预测）区域电网的网架结构、主变与线路容量等网损数据发电厂出力计划值曲线计量数据（各发电厂并网关口计量表正反向有功、无功电量等）35/51电网安全约束条件8.2.3从营销系统（含负控系统）接入数据的需求负荷控制指令负荷侧用电信息和计费信息8.2.4从电力中长期交易平台接入数据的需求获取发电企业、售电企业、电力用户等市场成员的注册信息中长期的电力交易实物合同8.2.5数据采集方式在省调安全三区设置大数据中心，类似调度云。地调数据通过调度数据网，接入省调安全三区的大数据中心。省调EMS和OMS的数据，从生产控制大区实时传输到安全三区的大数据中心。辅助决策系统通过统一数据访问接口API直接访问大数据中心并获取所需的数据。图9.2-1系统实现架构36/51图9.2-2系统安全分区部署9投资估算与经济效益分析9.1项目概况及测算依据9.1.1项目概况本项目为分布式风电+光伏+储能一体化的综合能源示范项目，所发电能采用全额上网模式建设。拟建风电装机容量为500MW，光伏装机容量为400MW,储能电站容量为150MWh。项目拟建两座220kV升压站，均接入翠微220kV站220kV母线上。具体的接入系统方式应以电网公司审核通过的接入系统意见为准。工程建设总工期12个月，本工程建设资金自筹，项目注册资本资金占动态投资的20%，其余资金贷款融资。结合项目开工及投运的要求，注册资本金和贷款资金均于建设当年全额投入。9.1.2编制原则及测算依据编制依据：国家能源局发布的《光伏发电工程设计概算编制规定及费用标准》（NB/T32027-2016）、《光伏发电工程可行性研究报告编制规程》（NB/T32043-2018）、《陆上风电场工程设计概算编制规定及费用标准》NB/T31011—201937/51（2019年版）、《陆上风电场工程概算定额》NB/T31010—2019（2019年版）、《关于调整水电工程、光伏电站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号文）、《太阳能发电工程技术标准(GD003-2011)•光伏发电工程可行性研究报告编制办法(试行)》。概算指标及定额：国家能源局发布的《光伏发电工程概算定额》（NB/T32035-2016）、《陆上风电场工程概算定额》NB/T31010—2019（2019年版）。工程量：本阶段各设计专业提供的工程量、设备清册及说明书。价格水平编制期：本工程静态投资按工程所在地编制期市场价格水平计算。9.2基础资料主要设备价格本工程主要设备价格参考目前市场价格及行业招投标价格综合确定。其他电气设备价格参考国内现行价格水平。主要设备价格如下：单晶硅540Wp组件1.68元/Wp钢支架（采购安装）9500元/吨风机3200元/KW9.3费率指标其他费用：根据国家能源局2018年发布的《电网工程建设预算编制与计算标准》中的相关费率计取其他费用。基本预备费：按建筑工程费、设备购置费、安装工程费、其他费用之和的2%计列。建设期贷款利息：资本金按项目静态总投资比例20%，其余80%按银行贷款，年利率按4.90%计算。38/5110环境和社会效益分析10.1环境影响分析10.1.1施工期环境影响分析1.社会影响项目区无居民、机关单位、工业企业等，不涉及移民搬迁问题，同时项目的建设还可解决当地部分居民的临时就业问题，增加当地居民收入，解决当地的用电问题，对当地的经济发展有正面影响。2.声环境影响项目噪声来源主要为风机基础土方开挖和回填、基础浇筑、机组设备运输安装、变电站修建等。施工需借助于各种机械进行，据调查，目前常用的机械主要有：挖掘机、推土机、翻斗机、混凝土运输车等：施工期噪声会对周边声学环境造成一定的影响，但是施工噪声影响是暂时的，将随着施工期的结束而消失，在采取噪声防治措施后，项目施工不会对评价范围内声学环境产生严重不利影响。3.水环境影响施工废水中主要污染因子为SS、COD、BOD5、油类等，在施工区设隔油沉淀池1个，将施工废水沉淀后回用，不得直接外排。生活污水在施工高峰期，最大产生量为18m³/d，建议修建防渗旱厕收集生活废水，处理后用于灌木禾草浇灌，不直接排入地表水体。通过采取上述水污染防治措施后，施工期的施工废水和生活废水对区域地表水环境影响很小。4.大气环境影响施工期大气污染源主要是来自工程土石方挖掘、回填及现场堆放尘土；建筑材料（白灰、水泥、沙子、石子、砖等）的现场搬运及堆放扬尘；施工垃圾的39/51清理及堆放扬尘；运输车辆车来车往造成的道路扬尘；工程机械所排废气（含CO、NOX、SO2等污染物）。本项目施工期主要大气污染因子为粉尘，项目规模较小，施工量不大，区域环境空气质量良好。本项目施工期间扬尘治理必须严格遵守国家环境保护总局2007年11月27日发布，2008年2月1日实施的《防治城市扬尘污染技术规范》（HJ/T393-2007）的要求，减少扬尘产生量。5.固体废弃物环境影响施工期的固体废物主要为弃土、弃渣、废弃建筑垃圾、电线、包装材料及施工人员生活垃圾。光伏发电机组占地区、吊装场地剩余土石方用于连接各风机的场内道路填筑，最终不产生弃渣。因此，施工固体废弃物主要是施工人员产生的生活垃圾、电线和包装材料等。生活垃圾按0.5kg/人·d，施工期人员约200人，则一年生活垃圾产生量为36.5t。项目施工挖方回填后剩余土方可用于场地平整，最终无弃土产生。电线、包装材料等外售处理。生活垃圾集中收集后由环卫部门统一处理。本项目拟将弃土场布设在地形地质条件相对较好且不存在环境敏感问题的地段。通过采取固体废弃物防治措施后，项目施工期所产生的固废得到了有效的处置，不会对环境产生大的影响。6.生态环境影响分析1）对植物的影响项目永久占地和临时占地均会对当地植被造成一定的破坏，项目永久占地不会改变整个区域的生态稳定性。施工临时占地在施工结束后将采取植被恢复措施，及时人工洒水及播种草种，进行恢复性种植，在一年内采用专人管理和维护（浇灌和施肥），因此，工程施40/51工对当地植物的多样性无影响。项目区域内无珍稀保护植物，工程的建设对区域植物影响不大。2）对动物的影响施工区域内动物主要为野鼠、山雀和各类昆虫等，无珍稀野生动物分布，施工占地使工程区内陆生动物的活动范围有所缩小，施工噪声和机组运行噪声也会影响其生境质量，但由于施工期较短、场址相对整个地区来说范围又很小，且动物的活动能力较强，本身有躲避危险的本能，可以迁移到附近生活环境一致的地方，因此光伏电站施工和运行对动物的影响不大，更不会造成动物种类和数量的下降。随着施工期的结束，对动物的影响也随之结束。项目运营期光伏电站范围内飞行的鸟类可能会碰撞到风力机的叶轮、集电线路等，项目区域内无候鸟迁徙路线，项目建设不会影响鸟类迁徙。因此，项目的建设对区域内动物影响不大。10.1.2运营期环境影响分析1.声环境影响分析本项目营运期噪声主要来源于光伏电站光伏发电机组的噪声，项目风机所产生的最大噪声强度为103.5dB（A），距风机直线距离200m处噪声为45.9dB（A），能达到《光伏电站噪声限值级测量方法》（DL/T1084-2008）2类区标准限值，光伏电站场界噪声能达到相关标准要求。由于光伏电站附近500米内无居民居住，所以光伏电站噪声不会产生扰民现象。因此，项目所产生的噪声不会对当地声环境质量产生影响。2.水环境影响项目营运期废水主要为员工生活废水，现场运行维护与管理人员共15人，生活污水排放量很小，日排放量约为2.70m³/d，生活污水经化粪池处理后进入41/51免费获取报告5000份扫描二维码行业资料加入储能知识星球进行下载，或者关注公众1、每日公众号内分享最新重磅报号获取每日免费资料告；2、每日分享行业相关资料：含储能项目方案，储能行业分析报告储能相关技术分析储能政策解读报告储能经济性效益分析等相关资料；3、每周分享一份资料包，内容超干4、储能均为公开版，权利归原作者所有，储能仅分发做内部学习。万人社群计划我们集聚储能行业专业从业者，聚合产业链上、中、下游资源，为大家搭建一个良好的交流平台。在社群可以找到项目，设备集采，人才招聘，学习交流等。加入社群请扫描下方群主二维码，将名片以拍照的方式发给群主进行审核进入社群。地埋式一体化污水处理设备处理后用于场区内的绿化，废水不外排，不会对区域地表水环境产生影响。因此，项目运营期废水不会对当地地表水体产生影响。3.大气环境影响项目运营阶段光伏发电机组无废气污染物产生，主要废气为升压站职工食堂餐饮油烟，需安装油烟净化装置，经净化后的油烟排放浓度满足《饮食业油烟排放标准》（GB18483-2001）标准要求。4.固废环境影响项目营运期主要的固体废弃物为员工生活垃圾，营运期管理人员15人，按1kg/人•d计，产生量为15kg/d，生活垃圾成分比较复杂，垃圾中的有机物容易腐烂，会发出恶臭，特别在高温季节，乱堆乱放的生活垃圾将为蚊子、苍蝇和鼠类的孳生提供良好的场所。垃圾中有害物质也可能随水流渗入地下或随尘粒飘扬空中，污染环境，传播疾病，影响人群健康。因此，将生活垃圾用垃圾桶收集后，定时送环卫部门统一收集处理。另外运营期间主变压器、光伏发电机组等在维护检修时会产生一定的废润滑油、含油抹布和手套，合计产生量约为0.2t/a左右，此部分危险废物交由资质单位进行安全处理。项目产生固体废弃物均得到有效处置，项目运营期所产生的固废不会对环境产生大的影响。5.生态影响分析光伏电站运行期的生态影响主要表现在对鸟类活动可能产生一定的影响。主要影响有风轮转动及产生的噪声对鸟类低飞起到驱赶和惊扰作用。根据鸟类的习性一般是在雾天和低云天气时，可能发生鸟类低空飞行碰撞风轮叶片的现象。但42/51是，根据已运行光伏电站对鸟类影响的初步调查，风轮叶片击中飞鸟的现象很少发生，所以，光伏电站对鸟类飞行的影响很小。光伏电站所在区不是候鸟的栖息地和迁徙通道，不会影响候鸟迁徙。光伏电站运行后，采取生态恢复措施，生态环境与建场前基本相同，对野生动物基本没有影响。6.光影影响分析项目主要考虑风机在冬至日对处于风机附近的村庄敏感点的光影影响，同时考虑风机所在地区与村庄敏感点的海拔高度差等因素，应保证机位距离常驻村落在300m以上，以使光伏发电机组的光影及闪烁对居民点的常驻人群影响最小。本工程选址区域及周边极为空旷，光伏发电机组的光影及闪烁不会干扰光伏电站区域内居民的正常生活。7.电磁环境影响分析本项目主要辐射源为发电机组、升压站、集电线路等三部分。高强度的电磁辐射长期作用于人体时，可使其健康状况受到危害。光伏发电场运行时会产生一定能量的电磁辐射，但其强度较低，本光伏电站距离居民区非常远，并且光伏电站内集电线路和箱式变电站电压等级35kV，均属于豁免级别。本项目工频电场、磁感应强度的最大值均低于评价标准《电磁环境控制限值》（GB8702-2014）中的4kV/m和0.1mT，不会对周围环境产生大的不良影响10.2环境保护措施10.2.1施工期防治理措施1.水污染防治措施根据项目工程量，施工期混凝土骨料冲洗废水量约为4m³/d，车辆冲洗水废水量为9m³/d，水中主要污染因子为SS，在施工区设隔油沉淀池1个，将骨料冲洗废水和洗车废水收集沉淀后回用，不直接外排。43/51生活污水在施工期最大产生量为18m³/d，主要污染因子为COD、BOD5、氨氮等，考虑到项目所在地没有城市污水管网，建议修建防渗旱厕收集生活废水，处理后用于绿化或道路喷洒用水，不直接排入地表水体。2.废气污染防治措施本项目施工期主要大气污染因子为粉尘，项目规模较小，施工量不大，区域环境空气质量良好。本项目施工期间扬尘治理必须严格遵守国家环境保护总局2007年11月27日发布，2008年2月1日实施的《防治城市扬尘污染技术规范》(HJ/T393-2007)的要求，减少扬尘产生量。为了将产生的影响减小到最小，施工中应严格按照有关规定执行，采取切实有效的措施做到：1）施工中加强管理，以减少扬尘对环境空气的影响；2）应尽量减少建筑材料运输过程中的洒漏，运输车辆装载量适当，尽量降低物料输运过程中的落差，适当洒水降尘，及时清除路面渣土，减少扬尘对环境空气的影响；3）合理安排挖掘土方的堆放场地，及施工工序，注意场内小环境的挖填方平衡，以减少因土方的不合理占地堆放而影响施工进程；4）对砂石料场进行篷布挡盖，减少起尘量；5）一般而言，当风速小于3米/秒时，扬尘产生量较小，面值传播距离较小，当风速大于3米/秒时，扬尘开始启动，而且随着风速的加大扬尘的产生量及传播距离加大。建议在施工期间对施工工地必须实施有效的管理，当风速大于3米/秒时必须停止施工，以免施工期不注意对扬尘的控制对工地及周围环境造成影响。3.固废防治措施项目施工挖方回填后剩余土方可用于场地平整，最终无弃土产生。主要固废44/51为电线、包装材料和施工人员生活垃圾。电线、包装材料等外售处理。生活垃圾成分比较复杂，垃圾中的有机物容易腐烂，会发出恶臭，特别在高温季节，乱堆乱放的生活垃圾将为蚊子、苍蝇和鼠类的孳生提供良好的场所。垃圾中有害物质也可能随水流渗入地下或随尘粒飘扬空中，污染环境，传播疾病，影响人群健康。因此，将生活垃集中收集后由环卫部门统一处理。4.噪声本工程施工作业均安排在昼间。施工过程中会产生施工机械设备运行噪声。为避免和降低施工噪声扰民程度，在施工时，必须做到以下几点：1）工程在施工时，合理布置强噪声源，同时尽量采用低噪声设备，合理安排施工时间，避免夜间施工。2）施工中严格按照《建筑施工场界环境噪声排放标准》（GB12523-2011）施工，防止机械噪声的超标，特别是应避免推土机、挖掘机、混凝土搅拌机等夜间作业。3）制定科学的施工计划，合理安排。本光伏电站场址周围没有工业企业、学校、医院、居民点等环境敏感点，因此，施工噪声主要对现场施工人员产生影响，对周围声环境的影响很小。5.生态恢复措施道路尽可能在现有道路的基础上布置规划，尽量减少对植被的破坏、占用。项目建设投产后，将对工程用地破坏的草地实施生态修复工程，对临时用地破坏的草地尽最大可能恢复植被，加大绿化面积，使本项目对草场的影响达到最低的程度。营运期环保防治措施10.2.21.废水防治措施45/51光伏电站修建化粪池和地埋式一体化污水处理设备，化粪池进行硬化防渗处理，生活污水经化粪池后进入地埋式一体化污水处理设备处理后用于场区内的绿化，不外排。2.废气防治措施升压站职工食堂安装油烟净化装置，经净化后的油烟排放浓度满足《饮食业油烟排放标准》（GB18483-2001）标准要求。3.固体废弃物防治措施升压站的职工生活垃圾，按照环卫部门要求及时清运，统一处置。当主变压器检修，存入事故油池中的变压器油一般可经回收处理后继续使用；项目产生的危险废物收集后，厂方委托有危险废物处理资质的单位进行收集、装运及无害化处理。项目固体废物按照上述要求处理处置后，对项目区域环境影响很小。4.噪声防治措施风力机的噪声主要来源于发电机，齿轮箱和浆叶切割空气产生的噪声，当前风力机的噪声水平随着工艺水平的提高而有较大的改善。本光伏电站风机所处位置500米范围内无居民等敏感点，因此，光伏电站风力机运行不会对周围环境产生不利的噪声影响。5.生态保护措施1）植被恢复措施本工程的建设会造成该地区生物量一定程度的减少，因此工程建设及运行期要采取一定的生态保护措施，工程施工结束后，应及时对施工便道、施工营地、施工场地等临时占地植被恢复。植被恢复除考虑路基防护、水土保持外，还应适当考虑景观及环保作用，使水保、绿化、美化、环保有机结合为一体。对占用地46/51的植被恢复，树种、草种应选择当地优良的乡土树种草种，保证绿化栽植的成活率。把剥离的表层熟土回填至周围的植被恢复区内，用作施工区的植被恢复。2）陆生动物及鸟类保护措施①对施工人员进行动物保护等法律知识宣传教育，提高施工人员的保护意识，在工地及周边设立爱护鸟类和自然植被的宣传牌，严禁捕猎野生动物。②工程施工中大型作业等活动要避开鸟类活动的高峰期，如晨昏等。③尽量在征地范围内施工，施工期加强料场、施工场地等的防护，减少对周边野生动物栖息环境的占用和影响。10.3节能与减排效益分析本风光电站工程的建设符合可持续发展的原则，是国家能源战略的重要体现。项目建成后，按照火电煤耗每度电耗标准煤312g，投运后每年可节约标准煤约117778t，每年可减少CO2排放量约282950t、SO2排放量约1935t、氮氧化物排放量约3160t。此外，每年还可减少大量的灰渣及烟尘排放，节约用水，并减少相应的废水排放，节能减排效益显著。风光电站的生产过程是将当地的风能转变为机械能、再转变为电能的过程，在整个工艺流程中，不产生大气、水体、固体废弃物等方面的污染物，也不会产生大的噪声污染。对环境的不利影响主要产生在施工期，如施工粉尘、噪声、废水、生活垃圾的影响等，通过采取适当的措施，可将不利影响减小至最低程度。风光发电是清洁、可再生能源。风光电站建设符合国家关于能源建设的发展方向，是国家大力支持的产业。相应每年可减少多种大气污染物的排放，还可减少大量灰渣的排放，改善环境质量。风光电站建设还可促进当地旅游业的发展。同时还可带动第三产业发展，促进当地经济建设。因此，风光电站的建设不仅有较好的经济效益，而且具有明显的社会效益及环境效益。47/5110.4水土保持本工程造成水土流失主要是在施工期间。修建进场道路、施工检修道路、施工场地平整、风机基础、箱变基础、集电线路塔基、升压站场地平整、弃土场地等均会破坏原地貌、土地和植被，导致地表疏松裸露，从而造成水土流失。因此必须做好施工期间水土保持措施。本工程通过采取以下措施控制水土流失。1）水土保持工程施工过程中，建设单位对施工单位提出具体的水土保持施工要求，并要求施工单位对其施工责任范围内的水土流失负责。2）施工期间，施工单位应严格按照工程设计图纸和施工技术要求施工，并满足施工进度的要求。3）施工过程中，应采取各种有效的措施防止在其占用的土地上发生不必要的水土流失，防止其对占用地范围外土地的侵占及植被的损坏。严格控制和管理车辆机械的运行范围，防止扩大对地表的扰动；设立保护地表及植被的警示牌，注重保护地表和植被；注意施工及生活用火的安全，防止火灾烧毁植被。4）施工期间，应对防洪、排涝设施进行经常性检查维护，保证其防洪、排涝效果和通畅。5）植物措施实施时，应注意施工质量，及时测定每道工序，不合要求的及时整改，同时，还需加强乔、灌、草栽植后的抚育管理工作，做好养护，确保其成活率和保存率，以求尽快发挥植物措施的保土保水功能。6）施工过程中，主动与各级水行政主管部门取得联系，自觉接受地方水行政主管部门的监督检查。如水土保持工程需进行设计变更，施工单位须及时与建设单位、设计单位和监理单位协商，按相关程序要求实施变更或补充设计，并批准后方可实施。7）施工单位须制定详细的水土保持方案实施进度计划，加强水土保持工程48/51的计划管理，以确保各项水土保持设施与主体工程“三同时”制度的落实。加强对水土保持工程建设的监督管理，确保其工程质量。通过采取这些措施，严格控制水土流失，从而将水土保持工作做到实处。10.5社会影响效果分析10.5.1促进社会就业本项目的建设运营，可带来直接就业和诱发间接就业，项目的建设运营涉及到设计、机械制造、土木工程建设、维护维修等各个行业，还包括项目在建设过程中所涉及到的各个合作行业，这些都为社会提供了直接或间接的就业机会，改善当地人民的收入。10.5.2改善经济状况，丰富经济结构本项目有利于促进本地区经济的发展以及居民生活水平的提高。该项目能带动当地原材料及加过等相关产业的发展，能够产生上千万的直接施工费和税收，这些都有助于当地经济的快速发展。10.6社会适应性分析随着经济的发展以及投资环境的改善，88市近期将有多种生态开发及各种项目的建设，对于电力资源的需求将有较大的增长。根据88电力建设规划，未来电力负荷将会有很多的增加。本项目的建设将给本地社会经济环境带来一定影响，但新能源项目具有明显的社会和经济效益，具有很强的正效益。因此本项目是可以接受的。10.7结论和建议本项目在投运后对环境的影响较小，根据现阶段所掌握的数据和资料，从环境保护的角度考虑，建设本工程是可行的。但应作好以下措施：1）工程挖填后多余的土石方，要有计划地堆放到固定地点，并及时外运到49/51指定场所。做好场区水土流失防护和绿化，防止水土流失及景观破坏。2）建议尽快委托有资质的单位开展本工程的环境影响评价工作，以便开展下一阶段的工作。本工程实施对环境的影响，以批复的环境影响评价报告为准。3）建议尽快委托有资质的单位开展本工程的水土保持方案编制工作，以便开展下一阶段的工作。本工程实施的水土保持防治措施以批复的水土保持方案编制报告为准。11结论及推广价值近年来，随着国家可持续发展战略的实施和《可再行能源法》的颁布，可再生能源发电行业快速兴起。光照资源是清洁的可再生能源，光伏发电是新能源中技术最成熟、最具规模开发条件和商业化发展前景的发电方式之一。开发新能源是国家能源建设、实施可持续发展战略的需要，是促进能源结构调整、减少环境污染、推进技术进步的重要手段。光伏发电以其丰富的资源、良好的环境效益和逐步降低的发电成本，将成为21世纪中国重要的能源。新能源发电为提高当地新能源利用量，优化能源结构，构建现代能源产业体系作出了贡献。本项目规划总装机容量共计90万千瓦，电站的建设不会对现有新能源发电行业产生较大的冲击，不会形成行业垄断，反而会促进其它项目的建设积极性，推动当地新能源发电产业的快速发展。本电站的建设会带动本地区建设、施工行业的发展，本项目通过招标方式对施工、基础材料等进行优选，并根据施工进度对工程进行合理分标，促进各施工单位和供应商的良性竞争，不会产生各行业的垄断。11.1打造绿色矿区截至2019年底，曙光金铜矿保有资源储量金26.05吨，平均品位0.44克/吨；铜11.40万吨，平均品位0.19%。累计查明资源储量金92.38吨，平均品位0.45克/吨；铜39.18万吨，平均品位0.189%。2019年产金3138千克，产铜1.6550/51万吨。矿业投资以来累计产金32.87吨，产铜13.96万吨。并将在“十四五”及未来一段时内进行有序开发。为中和金铜矿开采过程中由于消耗一次能源而引发的碳排放，可利用矿区内已开发区域的闲置土地及屋顶区域进行风电及光伏项目开发，通过风电及光伏所产生的绿电，以自发自用余电上网的形式打造绿色矿区。11.2探索零碳路径中国在国际舞台明确提出“30/60”碳中和的目标显示了国家层面坚持高质量发展道路的信心和决心，市做为生态旅游示范城市及国家口岸城市，也应积极响应国家号召，提前布局自身的碳中和路径，实现高质量发展。实现碳中和的主要途径之一便是大力发展清洁能源，逐步替代火电等传统能源形式。“十四五”期间可通过大力发展市域内风电及光伏项目，提升清洁电源占比，借助风电项目全生命周期稳定生产的零碳电力逐步中和传统能源的二氧化碳排放量。51/51