“源网荷储”一体化项目（储能+光伏+风电）规划报告

源网荷储一体化绿色供电园区项目规划报告***新能源有限公司 5第一章规划背景 81.1项目概述 81.1.1登封市社会与经济现状 1.1.2**集团和**售电公司基本情况 1.2**配电网源网荷储一体化整体思路 1.2.1统筹规划合理布局，探索新型电力系统实施方案 1.2.2利用**集团存量电网优势，率先实现碳中和目标 1.2.3构建绿色低碳电价洼地，助力登封经济高质量发展 1.3项目规划必要性 1.3.1贯彻落实绿色低碳用能，改善生态、保护环境 121.3.2实现“碳达峰、碳中和”目标 1.3.3促进地区高质量发展 1.3.4保障可再生能源电力消纳和能耗双控指标完成 1.4项目示范效果 第二章**电网电力系统现状 152.1区域电网现状 2.2**电网负荷现状与特性分析 2.3**电网用电量情况 第三章源网荷储一体化项目规划方案 223.1源网荷储一体化规划方案 223.2风光供电系统 243.2.1电源配置原则 243.2.2风光供电系统规划 243.3储能系统 253.4智慧用能管控系统 263.4.1智慧用能管控系统架构 263.4.2主要功能 28 314.1项目区域光资源分析 314.1.1项目建设区域选择 314.1.2基本气象资料 4.2光伏规划建设方案 354.2.1项目建设区域条件 4.3光伏项目产量估算 5.1项目区域风资源分析 455.1.1项目建设区域选择 455.1.2风切变指数 5.1.3平均风速 5.1.4测风时段代表性分析 46 48(1)湍流强度 48(2)50年一遇极大风速 485.2风能资源评价结论与建议 5.3项目区域推荐机型 495.4建设区域及方案 50第六章储能项目规划建设方案 526.1本工程储能系统配置方案 6.2储能设备布置 第七章项目接入方案与消纳分析 607.1接入方案 60 61 628.1项目概况及测算依据 62 638.3项目经济性评估 8.5社会效益分析 67 68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“粗我国绿色发展进程稳步推进，2020年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、城镇化进处理好资源环境与经济社会可持续发展的关系。为完成2060年实现碳中2016年-2017年，国家先后发布《关于推进“互联网+”智慧能源发网向智慧、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，探索构建源网荷储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。企业集团和工业园区是工业生产的重要聚集地，促使其转型为“绿色零碳工业园区”将是生态文明建设取得成功及实现碳中和的一个关键因素。结合登封市的自身发展特点，按“源-网-荷-储”系统集成的要求，促进登封市可再生能源高比例、高质量、低成本、市场化发展，在保障登封能源供应安全的前提下，推进能源绿色、低碳发展。**配电网含有110kV中岳电力变电站(2×75MVA)、110kV星光变电站(1×75MVA)、110kV**1#变电站(2×25MVA)、110kV**2#变电站(2×25MVA)、110kV发祥变电站(2×16MVA),110kV石淙变电站(75+31.5MVA),共计6座110kV变电站，总容量463.5MVA,110kV线路总长106km。供电区域为装配式建筑产业园、**工业园区、登封产业聚集区(即国家第一批登封新区东区增量配电网业务试点),供电面积总计43平方公里，目前用电量3.2亿千瓦时。现阶段主要从国网公司购电，通过**电网出售给**集团下属企业和登封产业聚集区企业。结合目前各项因素分析，建设源网荷储一体化项目，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，打造源-网-荷-储、能源智慧研究高度结合的现代化综合能源利用体系，是实现发用互促，良性第一章规划背景1.1.1登封市社会与经济现状登封，隶属河南省郑州市，古称阳城、嵩阳，位于中原腹地，中岳嵩山南麓，辖9个镇、3个乡、3个街道，299个行政村、44个城市社区，总人口73万人。登封历史厚重、文化灿烂。中国第一个朝代夏朝定都阳城，即今登封告成，“登封”、“告成”则因公元696年武则天“登”嵩山，“封”中岳，大功“告成”而得名，颁布诏书改嵩阳县为登封县，改阳城县为告成县。金代将两县合并为登封县。1994年经国务院批准登封县撤县设市。登封市境内的少林寺是中国功夫的发源地和佛教禅宗祖庭，被誉为“天下第一名刹”,中岳庙是五岳之中规模最大的道观，嵩阳书院则是北宋鸿儒程颢、程颐兄弟讲学之所，是宋明理学的发源地之一，中国古代四大书院之一。2019年，登封市位居全国县域综合经济竞争力“百强县”第71位、全国工业百强县(市)第60位。登封市先后荣获国家卫生城市、中国优秀旅游城市、国家园林城市、全国绿化模范先进县(市)、中国县域旅游品牌百强县(市)、国家级体育产业基地、中国少林功夫国际旅游目的地创建城市、全国旅游标准化试点城市、第三批国家新型城镇化综合试点、国家第一批增量配电业务电力体制改革试点、2017年度全国新型城镇化质量百强县(市)、2018年度河南省百城建设提质工程先进县(市)、河南省林业推进生态文明建设示范县、河南省绿化模范单位、首批省级森林城市等荣誉称号。登封市地形复杂，北有嵩山山脉，南有箕山、大熊山山脉，均为东西走向，地势由南北向中间逐渐降低为丘陵河川，依地形大致可分为深山、浅山、丘陵和平地，深山约占流域总面积17%,浅山占30%,丘陵占36%,平地占17%,丘陵坡度多在6°以上，有石质型丘陵和黄土覆盖型丘陵两种，多为南北走向。登封市属暖温带大陆性季风气候，年平均日照时数2297小时，年均温度14.2℃,极端温度分别为40.5℃和—15.1℃,全年大于0℃的平均年积温为5178.8℃,无霜期238天，年均降水量614毫米，四季分明，温差大，常年干旱少雨，降水量多集中在6-8月，占全年降水总量的33.2020年，全年地区生产总值增长1.6%;固定资产投资增长4.8%;第三产业增加值增长4.5%;一般公共预算收入增长7.1%;社会消费品零售总额增长10%;城镇居民人均可支配收入增长7.6%,农村居民人均可支配收入增长8.7%。我市位列全国县域综合经济竞争力百强县71位、全国工业经济百强县60位、全国创新百强县57位。G区机义市患济区郑州市区区市林公园明葛市安良镇许昌市图1.1-1登封市地理位置示意图1.1.2**集团和**售电公司基本情况水稻乡开封市区扶**集团始创于1988年，是集煤炭开采、水泥产销、建材骨料产销、铝材加工销售、地产开发、装配式制造、风光新能源开发、配售电业务、贸易投资为一体的综合型企业集团，年产值72亿元，净资产35亿元，是郑州市骨干企业。为满足**集团发展用电需求，20世纪90年代末，收购发祥电厂2×55MW燃煤自备电厂(2019年政策性已关停),并配套有建成6座110kV变电站及配电网。河南**售电有限公司是**集团旗下全资子公司，注册资本金3亿元人民币，是河南省电力交易委员会委员之一，兼河南省售电类组长，是登封新区东区(国家第一批)增量配电业务试点项目业主，2019年6月已取得电力业务许可证(供电类),增量配电网业务试点已投入运营。1.2**配电网源网荷储一体化整体思路1.2.1统筹规划合理布局，探索新型电力系统实施方案加强宏观政策引导，有序开发风能、太阳能、化学储能等资源。政府提供资源，并配套完善的土地、财政、税收等政策，确保企业实现合理收益。保证资源和政策支持的稳定性、连续性，实现新能源可持续开发，充统筹规划新能源布局规划，探索新型电力系统实施方案。1.2.2利用**集团存量电网优势，率先实现碳中和目标**集团电网(含国家第一批增量配电网业务试点项目)有6座110kV变电站及增量业务试点，集团现有供电范围横跨登封市辖区，供电区内厂房屋顶及部分废弃厂房可利用开发新能源，同时，利用废弃的采矿区开发风电及光伏，实现存量资源再次利用。集团充分利用自身优势，结合国家源网荷储一体化政策，推进**集团配电网率先实现“双碳”目标，为引领登封市全面实现碳中和目标提供示范。1.2.3构建绿色低碳电价洼地，助力登封经济高质量发展登封市人民政府作为桥梁，全力推进本地骨干企业和外资企业进行强强联合，利用双方的优势促进登封能源业产业转型，利用国家推进源网荷储一体化为契机，采用金风科技先进新能源技术，构建绿色低碳的电价洼地，降低园区内企业用电成本，为地方招商引资创造条件，从而推进登封经济高质量发展。1.3.1贯彻落实绿色低碳用能，改善生态、保护环境集团充分利用集团内存量资源开发风电、光伏和化学储能，以改善生态，保护环境为基本原则，推动集团用能低碳绿色。1.3.2实现“碳达峰、碳中和”目标为贯彻落实上述碳约束要求，**集团充分挖掘风电、光伏、化学储能等资源，通过总体布局、全面规划大力推进源网荷储一体化，实现**集团用1.3.3促进地区高质量发展为推动河南省实现高质量发展，登封市人民政府编制实施工业“二次创业”行动计划，以“一区两园三基地”为主阵地，积极承接郑州“四路五区”功能疏解，推动优势产业聚链、延链、补链、强链，将促进登封市高质量发展列为重点任务，绿色园区供电项目的实施，可有效助力园区发展，实现优势产业聚集，打造优质营商环境，促进区域高质量发展。1.3.4保障可再生能源电力消纳和能耗双控指标完成根据国家能源局“关于征求2021年度可再生能源电力消纳责任权重和2022-2030年预期目标建议的函”,2021年度河南地区最低非水消纳责任权重建议值为20%,激励性权重为22%,至2025、2030年，非水可再生电力消纳责任权重目标建议分别为25.9%、33.2%。2021年4月，河南省发改委发布关于征求对《关于进一步推动风电光伏项目高质量发展的指导意见(征求意见稿)》意见的函。征求意见稿提出，河南省争取2025年全省可再生能源装机达到5000万千瓦以上，力争风电光伏发电新增2000万千瓦左右，奋力向构建以新能源为主体的新型电力系登封市拥有丰富的太阳能、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1.4项目示范效果(1)根据登封地区的资源、气候及其建设条件等因素建设新能源项目，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，将新能源电力用于登封市经济建设，提高清洁能源用能比例，实现登封市实现碳中和(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，还能提高登封电网的运行和调峰能力，不额外增加电网的调峰压力，在登封市首先开展风光与大规模储能电池同步建设、同步运行的示范性作用。(3)通过智能配电系统、能耗监测系统、能效分析与治理系统、需求侧能耗管理系统等，实现电网智慧用能管理，提高系统调节能力，确保登封市电力系统安全稳定运行。(4)项目以**电网(含国家第一批登封新区东区增量配电网业务试点)年可为电网提供清洁电能25488万kWh。按照火电煤耗每度电耗标准煤309g,将实现年均二氧化碳减排19.94万吨，每年可节约标准煤3.71万吨，减少烟尘18.26吨、氮氧化物89.94吨、二氧化硫46.4吨。节能减排效益显著,登封区域内局部实现碳中和，同时为河南构建新型电力系统做出示范作用。第二章**电网电力系统现状2.1区域电网现状登封电网位于郑州电网的西南部，是郑州电网的重要组成部分。目前，登封电网由三个电网组成，即国网登封电网、登电集团电网、**集团电网(含国家第一批增量配电网业务改革试点项目),以上三个电网均与省网相连。**集团电网以中岳电力变电站和**1#变电站为核心，110kV为主网架构，辐射整个电网(见附图《**集团电网地理接线图》)。**集团配电网含110kV中岳电力变电站(2×75MVA)、110kV星光变电站(1×75MVA)、110kV**1#变电站(2×25MVA)、110kV**2#变电站(2×25MVA)、110kV发祥变电站(2×16MVA)、110kV石淙变电站(75+31.5MVA),共计6座110kV变电站，总容量463.5MVA,110kV线路总长106km。供电区域为装配式建筑产业园、**工业园区、登封产业聚集区(即国家第一批增量配电网业务改革试点)。2020年用电量3.2亿千瓦时，最大负荷50MW,最低负荷17MW。主要从国网公司购电，通过**电网出售给**集团下属企业和登封产业聚集区企业。图2.1**集团电网地理接线图显差别，但受大气环境治理等政策性影响和地方突发安全事故企业停产影响，工业企业大部分停产，负荷明显下降。从电网2020年曲线来看，电网图2.2-12020年配电网负荷曲线图图2.2-2风光新能源项目建成后年度发电曲线图2.3**电网用电量情况**电网供电区域为装配式建筑产业园、**工业园区、登封产业聚集区(即国家第一批增量配电网业务改革试点)等三个供电区域，2020年**配电网用电量总计3.201亿千瓦时，其中装配式建筑产业园负荷电量为1.0886亿千瓦时，**工业园区负荷电量为1.6166亿千瓦时，登封产业聚集区0.4958亿千瓦时。图2.3-22020年登封产业聚集区负荷电量图2.3-32020年**工业园区负荷电量图2.3-42020年**配网总负荷电量第三章源网荷储一体化项目规划方案3.1源网荷储一体化规划方案根据登封市产业聚集区、装配式建筑产业园、徐庄地区**工业园下属企业未来用电需求，以**电网为基础，结合区内和周边风光储资源条件，规划构建**配电网(含国家第一批增量配电网业务改革试点)源网荷储一体化绿色供电体系，为网内提供优质低碳价廉的绿色能源。一体化架构方案参见附图《“十四五”**源网荷储一体化规划建设图》:1、源：风电：规划马岭山地区拟建25台3.2MW风机，风电装机容量80MW。光伏：登封产业聚集区屋顶面积有效利用面积32万平方米，装机容量30MW;徐庄地区**水泥采矿区修复面积300余亩，装机容量10MW,**煤矿(已关停)采煤塌陷区面积260亩，装机容量8MW;装配式建筑产业园发祥电厂原粉煤灰场310亩，装机容量12MW,车间房顶16MW,光伏装机总伏8288)=25488万千瓦时，为**电网提供绿色、清洁、稳定、廉价电源。2、网：110kV中岳电力变电站(2×75MVA)通过110kVIII宣登线与国网220kV宣化变电站连接，**2#变电站(2×25MVA)、发祥变电站(2×16MVA)、星光变电站(1×75MVA)、石淙变电站(75+31.5MVA)与中岳电力变电站连接；**1#变电站(2×25MVA)通过110kVIIⅡ禅基线与国网220kV禅宗变电站进行连接，**电网系统与国网有明显的物理分界点和产权分界点。**电网供电区域为装配式建筑产业园、**工业园区、登封产业集聚区(国家第一批增量配电网业务改革试点)等三个供电区域，新能源发电项目均采用多点就近接入**电网，实现风光新能源发电就地消纳。3、荷：**电网目前年用电量32000万千瓦时，随着**电网三个供电区域未来5年用电量按年5%增长率，2025年用电量将达到41000万千瓦时，从而形成发、供、用良性发展源网荷储一体化项目，新能源消纳比例达到62.2%,为本电网实现碳中和打好基础。4、储能：利用原发祥电厂(2019年已政策性关停)汽轮发电机车间及变电设施，配置20MW/40MWh化学储能；利用原发祥铝业(2017年已政策储能系统可以利用国网(0:00—8:00)低谷电价储存电能，当高峰用电负荷>风光发电负荷时，储能电力向外释放电能，最终追求实现**电网与国家电网尖峰期互供为零目标，确保整体电网安全稳定运行。综上所述，以**电网(含国家第一批登封新区东区增量配电网业务改革试点)为基础，科学配置风电、光伏、储能系统，规划建设**源网荷储一体化示范项目，为河南构建新型电力系统率先垂范。智慧能源管理中心智慧能源管理中心消费侧低碳咨询和交易储能系统供给侧3.2风光供电系统1、遵循“以荷定源”的原则，新增风电、光伏的装机规模及出力应最大程度满足用电负荷的需求。2、为冲抵风机定制化、输配网架投资及储能投资带来的项目成本上升，电源建设中在技术允许的情况下，尽可能配置度电成本较低电源。3、新增电源不影响存量电源运行。新增电源的发电量要尽可能趋近于电能缺口和新增负荷用电量，发电与用电的功率差则考虑用电池储能调节，以保障存量火电、风电、光伏等电源不因增量电源影响其现有运行水平。3.2.2风光供电系统规划规划在登封马岭山地区高标准建设集中式风电项目，有效支撑地区电用电，最大限度挖掘风电项目的消纳能力。光伏项目利用登封市产业集聚区和装配式建筑产业园企业厂房屋顶、**煤矿采煤塌陷区、水泥矿山恢复治理、电厂粉煤灰场等有效可利用资源建设光伏电站，深入挖掘光伏矿区治理和生态修复项目等“光伏+”生态治理开发模式。将产业布局由传统化石能源转为绿色新能源，实现经济高速发展与光伏清洁发电共赢。经初步测算，本项目风电规划规模约80MW,光伏发电规划规模约76M3.3储能系统根据项目规划及周边供电系统电网情况，在项目区域内配合原有供电系统，新建储能系统，结合就地端绿色供电模式，保障区域安全用电。储能系统是一个可完成存储电能和释放电能的系统，具有平滑过渡、间歇性、波动性给电网和用户带来的冲击，满足调度日功率计划曲线。在负荷低谷时期储存电量，用于用电负荷高峰、可再生能源低出力时的供电不足，缓解地区用电高峰电力不足问题，满足电网供电紧张以及调峰调频需求，在条件具备的情况下，参与**电网辅助调峰服务，在大电网断电突发事故发生时，能够孤岛运行，确保对用户不间断供电。利用风电、光伏发电典型曲线对储能配置容量进行模拟分析，本项目需按照储能容量为装机容量的19%,储能时长在2小时以上的要求进行配置。储能系统装机容量初步规划约30MW,按2h充放电时长设计，即储能系统规划容量为30MW/60MWh。根据负荷需求及风光建设进度，配套建设储能，实现主供电源及保障电源的有机结合。化石能鞭清洁能灌化石能鞭清洁能灌3.4智慧用能管控系统3.4.1智慧用能管控系统架构智慧用能管控系统的设计目标是根据不同能源形式的需求，利用区域内可获得的能源优化组合，满足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。智慧用能管控系统根据项目的能源系统特点，建立能源的监测采集系统，实现能源实时监测和展示，通过分层、分类的方式部署多级采集模块和关键数据采集，监测区域内能源情况及管网情况，并通过能量平衡、能效对比等多维度指标分析，对能源系统进行优化调度。“源网荷储一体化”智慧用能管控系统示意如下图。图3.4-1智慧用能管控系统示意图智慧用能管控系统采用“集中+分散”的分层逻辑结构，“全局管理，分布自治”的管理思想，实现对区域能源系统的全面感知，互联互通，高效利用，优化共享，以成熟的商业模式协调各方利益，打造共赢局面，推动能源应用可持续发展，智慧用能管控系统的解决方案示意图如下图所示。远程监控中心远程监控中心云监控中心云监控中心展方案1设备服Pad智慧用能管控系统建设宜采用组件化、动态化的技术，利用一致的可共享数据模型投稿系统的灵活性、可扩展性、安全性以及并发处理能力。系统按照多层架构体系，将界面控制、业务逻辑和数据分离，实现系统内部的松耦合，以灵活、快速响应业务编号对系统的需求。系统层次结构总体可划分为终端层、接入层、前置服务层、系统支撑层、数据存储层，通过各层次系统间服务的交互关系实现一体化服务功能。平台功能架构如下显示层高级应用网络层设备层显示层高级应用网络层设备层3D监测运维管理故障管理仿真分析市场交易系统监测负荷预测服务层表计在智慧用能管控系统内搭建综合能源服务平台，基于趋势预测、数据分析、态势感知、模拟仿真、需求响应、市场交易等高级应用功能实现能源调控，采用数据分析技术手段，对区域能源监测数据进行多维立体统计、归类和分析，从能源容量、产能和用能、用能行为、能效管理、节能服务热的综合评价指标体系。平台分析结果可为区域能源发展、经济发展态势、产业结构、行业规划等宏观分析提供有效决策依据。智慧用能管控系统是整个源网荷储一体化项目系统的控制核心，其关键技术集中于中控系统，用于能源运行监测中心的整个系统操作与管理，协调各子系统的工作，主要功能为：(1)信息智能监控及感知；(2)多能流协调控制管理；(3)生产调度运行控制；(4)多能优化调度；(5)交易统一监管；(6)大数据处理技术应用；(7)云平台技术应用。3.5项目建设时序1、2021年建设内容登封产业聚集区中恒美车间房顶光伏发电3.2MW,金勇木业车间房顶光伏发电7MW;徐庄地区**煤矿塌陷区光伏发电8MW。**电网发祥变电站、中岳电力变电站同步进行内部技术改造。2、2022年建设内容登封产业集聚区仲景药业车间房顶1.8MW光伏发电项目，唐庄粮库房顶3MW光伏发电项目，A区、B区标准化厂房屋顶5MW光伏发电项目。对**电网110kVIII宣登线进行改造，星光变电站内部进行技术改造，同步建设**电网智慧用能管理系统。3、2023年建设内容登封产业聚集区新建标准化厂房光伏发电10MW,徐庄地区**水泥采矿区光伏发电10MW。马岭山地区80MW风电，发祥电厂汽机车间同步建设4、2024年建设内容装配式建筑产业园车间房顶光伏发电16MW,同步在发祥变电站附近原发祥铝业电解车间建设10MW/20MWh化学储能，对110kV石淙变进行改造。5、2025年建设内容**源网荷储一体化项目整体进行评估验收。第四章光伏项目规划建设方案4.1项目区域光资源分析4.1.1项目建设区域选择河南省大部分地处暖温带，南部跨亚热带，属北亚热带向暖温带过渡的大陆性季风气候，同时还具有自东向西由平原向丘陵山地气候过渡的特征，具有四季分明、雨热同期、复杂多样和气象灾害频繁的特点。全省由南向北年平均气温为10.5～16.7℃,年均降水量407.7～1295.8毫米，降雨以6~8月份最多，年均日照1285.7～2292.9小时，全年无霜期201～285天，适宜多种农作物生长。河南省各地年太阳总辐射在4300MJ/(m²a)～5000MJ/(m²a)之间，4800MJ/(m²a)线位于河南中部，经过沈丘、西平、宝丰、卢氏把河南大致阳，年太阳总辐射在4900MJ/(m²a)以上；二是太行山南侧沁河盆地的焦作、洛阳和豫中的黄河沿岸附近的郑州、开封、新乡等地；三是豫东的虞城附近。此线以南有两个相对低值区，年太阳总辐射在4600MJ/(m²a)以下：一是南阳盆地的西南部，淅川、内乡、邓州一带；三是驻马店的东北部、信阳大别山区的南部。河南省多年平均年太阳总辐射分布如图1所示：现阶段未获取有效测光数据，暂采用Meteonorm数据进行分析，(Meteonorm软件数据是由瑞士联邦能源局所开发的气象计算软件它包含了对全球906个地区至少长达10年的气象监测资料)。距离拟选场址最近的气象站为登封国家基准气候站，该气象站为国家℃℃426Sunshineduration[h]|Astronomi图4.1-42020年月日照时数柱状图从3月份至8月份辐照量非常优异，辐射量最低为12月份。参考气象站资料和Meteonorm数据，项目光照辐射强度为1334kWh/m²,采用25°最佳倾角斜面光照辐射强度为1432kWh/m²。项目周边交通条件良好适宜建设光伏电站。气候条件影响分析(1)气温条件影响分析登封平均气温为6℃,极端最高气温为39℃,极端最低气温为-18℃。光伏组件及所有设备均在工作温度可控制范围以内。(2)风速影响分析当光伏组件周围空气处于低速风状态时，可增强组建的强制对流散热，降低光伏组件板面工作温度，从而在一定程度上提高发电量。但由于光伏组件方阵迎风面积较大，组件支架设计必须考虑风荷载的影响。(3)雷暴影响分析应根据光伏组件布置的区域面积及运行要求合理设计防雷接地系统。(4)雪、积雪、冰雹影响分析场地虽降水不多但降雪后应及时清理组件上的积雪。光伏组件有关于抗冰雹影响的设计。(5)风沙影响分析项目需要考虑风沙对项目设备和发电量的影响。采用适合当地气候自然条件设备，增加组件养护清洁的频率，保障电站正常的运营。(6)组件安装倾角的选择对于屋顶分布式项目，采用平铺的方式布置光伏组件；对于地面光伏项目，采用25°最佳倾角的方式布置光伏组件。4.2光伏规划建设方案4.2.1项目建设区域条件登封新区东区内产业聚集区企业较多，车间房顶适合建设分布式屋顶光伏项目；徐庄水泥厂矿坑矿山恢复治理，**、天基煤矿采煤塌陷区，发祥电厂粉煤灰场，按照国家政策要求，适合建设分布式光伏地面电站。冯唐线237粮库图4.2-3**水泥采矿区光伏项目规划建设示意图金勇木业车间房顶光伏发电7MW;徐庄地区**煤矿塌陷区8MW,共计18.2MW;总计建设规模76MW。等，本项目拟采用72版型(半片)540Wp单晶硅PERC光伏组件，其主要技电池排列4mm²,正极400mm,负极200mm 开路电压NxM峰值功率电压(MmpM)组件效率(96)负载能力温度系数(STC测试)组串逆变器已成为目前国际市场上最流行的逆变器，逆变器在直流端技术上的优势不仅降低了系统成本，也增加了系统的可靠性。综合考虑项目建设条件、项目投资成本、产品成熟度及出货量，本项目采用具有多个MPPT的1500V大功率组串式逆变器，其主要技术参数表如下。输入(直流)2输出(交流)电网电压范团电网频率范田<3%(颜定功率下)>0.99(额定功率下)功率因数可调范出中国效率电网监控内汤保护防护等级4000m(>3000m降额)RS485/PLC《选配)OT压接端子(酸大300mm²)EC62109-1,EC62109-2,IEC61727,EC62116,GB/T19964,NB/T32004-2018,CGC/GF035-CNCA/CTS0002-2014,Q/GDW1617-2015,GB/T32826-2016,GB/T32894.2.2.3装机容量及系统设计方案拟选区域光伏电站建设，采用25°最佳倾角与平铺结合的方式，初步规划本项目光伏总装机容量约76MW(屋顶分布式46MW+地面30MW)。拟选用72版型540Wp单晶PERC光伏组件，每26块光伏组件串联为1个光伏组串，每18个光伏组串接入1台225kW组串式逆变器，每14台225kW组串式逆变器接入1台3150kVA(10kV/35kV)箱变，箱变通过并联后，以多回10kV或35kV线路接至现有变电站。4.3光伏项目产量估算登封产业聚集区车间屋顶30MW分布式光伏项目、登封装配式建筑产业园车间房顶16MW分布式光伏项目采用平铺安装，光伏组件接收到的辐射量采用项目的代表年0°斜面的总辐射量1334kWh/m²。光伏系统效率考虑为81.07%,项目首年年初时理论发电小时数为1081.47小时，单晶硅组件考虑首年2%衰减后续每年0.55%衰减后，系统25年平均发电小时数约为988.47徐庄镇、告成镇30MW地面分布式光伏项目采用25°最佳倾角安装，光伏组件接收到的辐射量采用项目的代表年25°斜面的总辐射量1432kWh/m²。光伏系统效率考虑为81.07%,项目首年年初时理论发电小时数为1160小时，单晶硅组件考虑首年2%衰减后续每年0.55%衰减后，系统25年平均发电小时数约为1061小时。经初步评估，本项目光伏装机容量约为76MW,25年总发电量约为193254万kWh,25项目逐年发电量估算表如下。46MW屋顶分布式项目30MW地面项目总计12345646MW屋顶分布式项目30MW地面项目总计789第五章风电项目规划建设方案5.1项目区域风资源分析5.1.1项目建设区域选择本期项目拟在登封市境内开发可再生清洁能源项目，经初步现场考察以及项目收资情况，规划马岭山周边布置80MW风电项目。为有效掌握本风电场风资源状况，现已获得项目周边7座90m测风塔(1181#、7768#、1182#、1524#、1525#、1526#和1527#)的测风数据，测风设备为美国NRG型记录仪，该仪器经过美国TOTECH标定。其中选取一座具有代表性的测风塔(7768#)详细资料信息如下表所示。测风设备名称7768#测风塔海拔高度(m)经度(东经)纬度(北纬)安装设置高度风向气压7测风起止时间起止5.1.2风切变指数风电场选用30/50/70/80/90m高度层的测风数据进行推导，各观测点的综合合切变指数0.09。风速和风功率密度年变化见下表。测风塔各高度风速和风功率密度年05.1.4测风时段代表性分析本报告选用项目区域代表性最好的MERRA2(N34.500E113.125)数据进行代表年分析，并取近10年MERRA2数据作为对实测数据订正的依据。并将90米高度平均风速依据综合切变0.09推算至轮毂高度处，最终结果月份修正后平均风速(m/s)一月二月三月五月六月七月八月九月十月十一月十二月(2)全年风速频率Weibull分布各观测点风速的威布尔分布情况如下：7768#测风塔90m高度层威布尔分布A、K值分别为6.05m/s、1.82;(1)湍流强度(2)50年一遇极大风速风电场测风塔现场空气密度为1.147kg/m3,7768#测风塔90m高度处50年一遇最大风速推至标准空气密度下为25.64m/s。5.2风能资源评价结论与建议通过对实测测风数据的分析处理，风电场风能资源初步评价结论如下：(1)测风塔年平均空气密度计算结果为1.147kg/m³。(2)测风塔实测90m高度处代表年年平均风速为5.45m/s,145m高度年平均风速为5.64m/s。拟选轮毂高度处风速及风功率密度年变化规律为1-4月较大，6-7月最小。(3)拟选90m高度处风速Weibull拟合曲线A值为6.05,K值为1.82。(4)根据湍流强度和最大风速的评估，初步判断风电场适合IECIIA类及以上等级的风机。该测风塔位于徐庄镇人字沟和马岭山区域，故该区域的风能资源情况可参考该测风塔，此阶段可参考7768#测风塔数据进行初步评估，后续依照项目实际推进速度进行立塔测风。5.3项目区域推荐机型本风电场项目在进行风力发电机组选择时，主要考虑了区域风资源特点、场址地形地貌、风机设备成熟度、道路运输条件、经济性、国网低电压高电压穿越等技术标准。该风电场区地形简单，风资源综合考虑以上各项原则结合风电场的布机范围，初步选择WTG4000、WTG3000、WTG3200共3种风电机组。以上3种风机，均为3枚叶片，额定功率3000～4000kW,风轮直径150～165m,切入风速2.5m/s,切出风速均为18～20m/s,额定风速8.5～9.5m/s,安全风速该风电场地形较为简单，风电场区域主导风向和主导风能方向分布一致性较好，盛行风向稳定，风向和风能频率较高的扇区主要分布在WNW至30m精度数据。同时对风电机组进行优化布置和理论发电量计算，为保证充分利用风能资源较优的地区，同时风机之间有足够的距离以减小尾流损失，在进行优化时，风机间距分别按在主风能方向上约8倍风轮直径考虑，垂直主风能方向按约3倍风轮直径考虑进行机位布置。优化后根据地形地貌特征、地表障碍物以及施工吊装条件等情况对部分机位进行手工调整。5.4建设区域及方案1、2023年规划建设登封马岭山地区80MW集中式风电项目，通过2回110kV并网线路接入中岳电力变电站110kV两段母线。5.5项目发电量估算对风电场风电机组初步布置后，可以利用代表年测风数据对不同机型发电量进行计算。利用Wasp软件计算各种风机的理论发电量以及尾流损失，1.空气密度修正2.尾流修正3.风力发电机组利用率4.风力发电机组功率曲线影响5.线路、电气设备等检修停机6.叶片污染损耗修正7.线损及自用电损耗修正8.湍流和控制影响损失修正9.气候影响修正10.周围风电场影响11.其它影响综合考虑数据精度影响以及软件误差等因素，对结果进行折减，折减系数取1。综上所述，比选的不同机型对应的总折减系数取为0.8204。WTG3200机组在电量、机组投资、度电成本等各项综合指标上与其他方案相比具有较好的优势，因此本可行性研究设计推荐安装WTG3200风机作为选择方案，以此作为进一步工程设计的依据。表5.5-1供电区风电年发电量明细表项目区域项目容量利用小时数(小时)马岭山第六章储能项目规划建设方案原汽机车间(附图),配置20车间(附图),配置10MW/20MWh化学储能，总计储能规模30MW/60MWh,安图6.1-1发祥电厂原汽机车间外观图图6.1-2发祥电厂110kV/10kV变电设施图6.1-3发祥铝业原电解铝车间外观图图6.1-4发祥铝业110kV/10kV变电设施储能电池投资成本占总投资成本50%以上，因此，选择合适的储能电池是储能电站规划的重要内容。电池选型应遵循以下几项原则：(1)安全性能(2)适用性能(3)运行性能储能电站需支持自动发电控制功能，需具有良好的快速响应和充放电能力；具有良好的快速响应和大倍率充放电能力；为减少运行损耗，同时还需具备较高的充放电转换效率；电池的使用寿命不应少于5000个循环。(4)经济性能储能电站依据不同应用功能需求可能存在每天多充多放的运行方式，因此对电池可循环次数和寿命要求较高；另一方面，因其采用无人值守方式运营，电站运营维护成本应尽可能低。目前市场上商业成熟度较高的电池类型主要有磷酸铁锂电池、三元锂电池及铅炭电池等。综合考虑磷酸铁锂电池的安全性、经济性等因素，建议选用该类电池。从初始投资成本来看，磷酸铁锂电池有较强的竞争力，钠硫电池和全钒液流电池未形成产业化，供应渠道受限，较昂贵。从运营和维护成本来看，钠硫需要持续供热，全钒液流电池需要泵进行流体控制，增加了运营成本，而磷酸铁锂电池几乎不需要维护。根据国内外储能电站应用现状和电池特点，本工程选择磷酸铁锂电池作为首选技术路线。储能系统关键由电池集装箱和电控集装箱构成，关键设备主要包括：电池、电池管理系统、储能变流器、变压器、能量管理系统、智能监控系统、柜内消防、烟感、温湿度传感器、应急照明、检修插座、配电箱等。本项目按照储能容量为装机容量的19%,储能时长在2小时以上的要求配置储能系统提高项目并网友好性。结合本工程拟建156MW风电光伏电源2.5MWh储能电池单元和12台2.5MW升压变流一体装置组成。储能升压变流一体集装箱内有1台2500kVA/10kV干式变压器(高压侧配负荷开关、熔断器、接地开关、避雷器)和2台1250kW储能逆变器组成；每座储能电池集装箱由电池箱和汇流箱组成。6.1.1电池集装箱配置方案电芯采用320Ah电芯，电芯参数如下表所示。电芯类型电芯容量电芯额定电压最大充电电压电池能量电压采样1路电芯认证储能模组由9个单体电芯组成，规格为1P9S,电量为9.216kWh,标称电压为28.8V。电池模组配置BMS的采集等参数采集，并具有均衡、风扇控制等功能，性能如下表所示。序号名称12345单体最大充电电压6单体最小放电电压78储存环境湿度(RH)9工作环境湿度(RH)冷却内部风扇电池簇由25个储能标准模组组成，规格为电芯1P225S,电量为230.4kWh,标称电压为720V,工作电压范围为630V-810V,总质量为2150kg,电池簇尺寸1800×650×2300mm,参数如下表所示。序号名称1电池架尺寸234工作电压范围5最大持续充电倍率6最大持续放电倍率78能量本项目电池室内部共包含5组电池簇，由2套电池管理系统(BMS)进发送警报信息，执行保护措施，平衡电池等。6.1.2升压变流一体集装箱配置方案储能变流器部分选用1250kW储能变流器(PCS)2套，2500kVA干式变压器1台及配套的开关柜、控制柜。管理和电网辅助服务：基于虚拟同步机控制技术；充电、放电自动控制，能量双向流动；空间矢量控制，有功、无功的解耦控制；功率因数大范围可调，具备动态无功补偿；在能源管理系统的调度下，参与电网的调峰，有效缓解电网提供功率压力；支持并网运行，孤网运行双运行模式；孤网时交流电压、频率支撑；系统动态响应快，满足对临时性暂态负荷的需求；完善的保护功能，有效保证PCS安全运行；三电平电路拓扑，具备应名称/型号额定容量(kVA)额定功率(kW)最大直流电压(Vdc)最大直流电流(A)充放电电流可设范围(A)直流电压范围直流电压纹波系统效率(额定功率)充放电转换时间(额定功率)不高于100ms(从下发指令到完成切换额定功率运行温度稳压精度并网模式相电压范围80%Ux≤U≤115%Ux(可设)频率范围47Hz～52Hz(可设)功率因数≥0.99(额定功率)0.9超前～0.9滞后可调名称/型号最大输出无功功率电流THDi<3%(额定功率)离网模式独立逆变电压设置范围线电压精度总电压畸变率波峰因数比阻性负载过载能力100%(长时间运行)负载为额定负载110%时，10min保护；负载为额定负载120%时，1min保护功率因数输出电压不平衡度输出动态电压稳定度不带变压器额定输出电压最大交流电流屏柜要求尺寸(宽×高×深)防护等级IP20(室内)环境条件和安全冷却强制风冷环境温度-25℃~50℃噪音(额定功率)允许环境污染等级Ⅲ级允许相对湿度0～95%(无冷凝)过电压等级Ⅱ(直流),IⅢ(AC)级变压器容量按照2500kVA设计。变压器低压侧从双向变流器交流侧接入，高压侧通过高压开关柜接入储能系统进线柜。储能系统集装箱中配置1个通讯控制柜，通讯柜中包含1台光纤交换机用于组建高速控制网；1台交换机用于站控层组网；1台协调控制器，1台变压器测控保护及规转装置。PCS直接接入站网交换机，1个光纤盒；1台1kVAUPS30min用于通讯控制柜内部供电。PCS与监控后台支持103,61580等多种电力系统标准规约。智能并网接口装置PCS-9726,除了具备升压变保护功能外，还具备规约转换的功能，电池管理系统(BMS)可以直接485串口接入PCS-9726,规约为Modbus,通过PCS-9726将Modbus规约转换成103或61850规约与监控系统通讯。电池管理系统(BMS)与PCS控制装置之间支持485和网口接入，规约一般采用Modbus。主控制室配置1面通讯柜和1套储能后台监控，通讯柜包括1台变流器协调控制装置用于光伏储能应用功能及多机功率分配和快速协调控制，采集光伏并网点电压和电流；1台光纤交换机用于组建高速控制网；1台交换机用于站控层组网，1台对时装置，1套3kVA的UPS系统，1个电表用于储能系统计量。6.2储能设备布置本项目按照储能容量为装机容量的19%,储能时长在2小时以上的要求配置储能系统提高项目并网友好性。结合本工程拟建156MW风电光伏电源装机容量，本项目拟配置30MW/60MWh磷酸铁锂集装箱储能系统，由24台2.5MWh储能电池单元和12台2.5MW升压变流一体装置组成。项目合计12座升压变流一体集装箱(20尺)和24座储能电池集装箱(45尺),布置在储能变电站的专用场地。36座集装箱可分6行、6列布置，行间距不小于2.5m,列间距不小于3米。第七章项目接入方案与消纳分析7.1接入方案**电网整体电力系统仍采用110kV中岳电力变电站接入国网220kV宣化变电站、110kV**1#变电站接入国网220kV禅宗变电站为主要接入方式。**电网供电区域内及附近建设的风力发电、光伏发电、化学储能等新能源项目，就地接入**配电网。**电网内6座110kV变电站改造完成后具备达到新能源接入和就近消纳条件，参见附图《“十四五”**源网荷储一体化规划建7.1.1**工业园区域新能源接入方案本项目拟建设10MW/20MWh储能电站并入110kV发祥变电站；拟建设的**煤矿塌陷区8MW光伏和**水泥采矿修复区10MW光伏发电项目通过两回10kV专线接入**2#变电站10kV两段母线。7.1.2产业聚集区供电区域新能源接入方案产业聚集区规划拟建设的30MW屋顶分布式光伏发电项目多点接入10kV配电网内1#、2#开闭所，就地消纳。7.1.3装配式建筑产业园区域新能源接入方案本项目规划马岭山建设的80MW风电项目通过两回110kV并网线路接入中岳电力变电站110kV两段母线，同时拟在原发祥电厂汽机车间建设20MW/40MWh储能电站并入110kV中岳电力变电站，并在**配网区域内消纳；拟建设12MW粉煤灰场光伏发电项目通过35kV接入中岳电力变电站，就地线路在石淙变电站及配电网就近接入，就地消纳。7.2消纳情况分析**电网内部目前年用电量32000万千瓦时，2025年用电量将达到41000万千瓦时。“十四五”规划建设风电80MW+光伏76MW+储能30MW/60MWh,年发电量达到25488万千瓦时，新能源发电量占**电网全部用电量占比约62.2%,满足源网荷储一体化示范要求，且本项目同步配套的化学储能，能够确保新能源所发电量完全就地消纳。第八章项目投资匡算及经评估算8.1项目概况及测算依据8.1.1项目概况本源网荷储一体化项目共规划建设风电项目80MW+光伏发电项目76MW+储能系统30MW/60MWh,新建110kV线路长度共10km;另包含增量配网项目建设与改造工程，共分为5年建设，包括：2021年：登封产业聚集区金勇木业车间房顶7MW光伏发电项目，中恒美车间房顶3.2MW光伏发电项目，徐庄地区**煤矿塌陷区8MW光伏发电项目；**电网发祥变电站、中岳电力变电站同步进行内部技术改造。2022年：登封产业聚集区仲景药业车间房顶1.8MW光伏发电项目，唐同步对**110kVIII宣登线进行改造，星光变电站内部进行技术改造。2023年：登封产业聚集区新增标准化厂房10MW光伏发电项目，徐庄地汽机车间建设20MW/40MWh化学储能，同步建设**电网智慧用能管理系统。2024年：装配式产业园建筑屋顶建设16MW光伏发电项目，同时发祥变电站附近原发祥铝业电解车间建设10MW/20MWh化学储能。2025年：发祥电厂粉煤灰场建设12MW光伏发电项目。增量配网项目技改费用共计约2100万元，其中线路改造1400万元，星光变2