工业园区源网荷储综合智慧能源方案研究

李起航，杨鹏飞，杨玉博，王天翔

(国核电力规划设计研究院有限公司，北京 100095)

0 引言

落实国家“30·60”双碳战略目标，促进新能源产业保持高质量发展，为建设新型电力系统、构建低碳社会夯实基础。

源网荷储一体化发展是电力行业坚持系统观念的内在要求，是实现电力系统高质量发展的客观需要，是提升可再生能源开发消纳水平和非化石能源消费比重的必然选择，对于促进我国能源转型和经济社会发展具有重要意义。开展工业园区综合智慧产业园区源网荷储一体化研究，是落实“30·60目标”的重要举措，通过对风光等可开发资源的评估和对风光出力特性的研究，合理制定方案，科学有效地指导新能源电量消纳，提升新能源的发电电量占比，实现新能源的就地消纳，为新能源的合理规划开发提供技术支撑，为综合发电系统的构建提供保障。

开展工业园区综合智慧产业园区源网荷储一体化项目，打造高效能源优化配置系统，形成示范效应，促进新能源开发与就地消纳的协调发展。以园区稳定的负荷为依托，充分考虑风电、光伏、储能调峰性能，提升负荷的调节能力，结合周边新能源开发条件和电网条件，扩大新能源电力消纳规模。通过新建风电、光伏、电化学储能装置，形成稳定可靠的源网荷储一体化的供电系统，有利于统筹区域内资源，克服单独供电带来的不足，在保障能源供应安全的同时，形成示范效应，推动本市能源战略转型。

在确保安全的前提下，最大化利用清洁能源，稳步提升可再生能源电量就地消纳比重，促进电力市场向新型电力系统转型，创新商业模式，提升整体效益。

开展工业园区源网荷储综合智慧产业园项目，符合国家和当地省、市、区的相关规划，将促进当地能源产业创新，促进发、储、输、配、售、用与智能产业、信息产业融合，为区域高质量发展创造条件。

1 项目概况

本工业园区位于通辽市开鲁县，是自治区级工业园区、自治区承接产业转移示范园区、工业循环经济示范园区。结合当前国家倡导的绿色生态理念及工业绿色发展的要求，规划定位是以玉米生物科技、绿色农畜产品加工、新型清洁能源、现代服务业“四大产业集群”，不断推动产业链往下游延伸、价值链向中高端攀升，形成多极支撑、集聚发展的新型工业体系。

负荷情况：园区有生物质热电联产、背压机、燃气锅炉等6个热源站，总装机容量300 MW，总供蒸汽能力1 258 t/h。蒸汽负荷总量：平均803.5 t/h、最大1 093 t/h、最小605 t/h；目前园区采暖面积约为55万m2，采暖折合蒸汽量40 t/h。根据园区产业发展规划，至2025年年蒸汽供应欠缺约350 t/h。

用电负荷：目前已生产及在建企业年用电量3.62亿度电，根据园区发展规划，预计到2023年，用电负荷达到19.3万kW，年用电量16.3亿kW·h；预计到2025年，用电负荷达到27.0万kW，年用电量22.9亿kW·h。

用氢量：通过对各企业函调，用氢企业多为制药企业，目前共4家企业用氢，小时总用氢量657.5 m3/h，年用氢量约486.6万Nm3。

变电站建设情况：目前本县共3座66 kV变电站给园区供电，主变总容量14万kVA，在建一座66 kV变电站。计划再建设220 kV变电站1座，全部建成后工业园区将有1座220 kV和4座66 kV变电站为园区提供双回路电源保障。

2 源网荷储总体方案

2.1 总体方案

本方案将“源网荷储一体化”项目作为负荷项目考虑，充分发挥“绿电”优势，新能源在负荷侧消纳电量。

一体化项目中，拟采用“风光储氢”“风光热储电”等方案，平滑日出力曲线，与负荷曲线趋势一致，实现电网购电功率与区域电网负荷曲线互补，起到辅助调峰作用，便于主网的调控运行。发挥可调负荷的响应能力，通过储能功率的响应，减少电网对负荷的支撑需求。一体化项目与主网连接，必要时受入电网支撑电力，保证负荷供电安全。

为保证一体化项目与主网的物理界面清晰，本方案拟通过单点接入到主网；建设一座智慧集控中心，实现一体化项目与主网调控关系清晰，统一调控管理一体化项目内的源、网、荷各元素。

一期规划：规划至2023年，根据园区用电量增长、蒸汽需求及氢能用量等，共规划69.5万kW的新能源装机，包括：50万kW风电，17万kW光伏，2.5万kW太阳能集热。

1)其中30万kW风电、2万kW屋顶光伏用于园区供电，满足园区用电负荷增长需求。

2)20万kW风电、15万kW光伏、2.5万kW太阳能集热为电锅炉制蒸汽提供用电，满足园区近期蒸汽150 t/h负荷需求，同时利用蒸汽余热实现园区供暖。

3)通过风电、光伏进行绿电制氢，满足园区企业用氢需求。

4)利用园区内两座污水厂，建设污水源热泵为园区提供清洁供冷，实现供暖2.5万m2。

5)储能系统：规模130 MW/260 MWh。

6)智慧能源管控平台：实现光伏发电、风力发电、电蒸汽锅炉，太阳能热水系统，燃煤能源站、生物质能源站、制氢站等多种能源相互补充，供热、供汽、供电、供氢、储能调节和调峰的灵活运行，实现最优运行模式。

二期规划：规划至2025年，根据园区用电量增长、蒸汽需求等，共规划57.5万kW的新能源装机，包括：35万kW风电，15+5(屋顶)万kW光伏，2.5万kW太阳能集热。

三期规划：规划至2030年，园区已建成和计划建设的7个热源站，其中4个为燃煤热电、1个为生物质热电、1个为5 t/h燃气锅炉。4个燃煤热电为非清洁能源供能，风光储电一体化制蒸汽方案替代其中3个燃煤非清洁能源供能，40万kW风电装机满足园区用电需求，实现2030年碳达峰；至2050年使用天然气锅炉完全替代已有燃煤锅炉，提前实现碳中和。整体规划解决方案见图1。

2.2 风电规划方案

内蒙古自治区地域辽阔，风能资源丰富，全区大多数地区具备建设百万千瓦级，甚至千万千瓦级以上风电场的条件，同时风能集中在广袤的荒漠和草原，征地、建设成本低。本项目工业园区综合智慧能源项目风电场址位于通辽市开鲁县境内，规划装机容量为一期500 MW，二期350 MW。取年等效满负荷小时数为2 900 h计算发电量，一期500 MW风电年发电量14.5亿kW·h，二期350 MW 年发电量10.15亿kW·h[1]，为园区企业用电、电蒸汽锅炉用电及绿电制氢提供绿色清洁电力。

2.3 光伏规划方案

内蒙古自治区太阳能资源非常丰富，本工程的建设对合理开发太阳能资源、降低该地区能耗、优化地区资源配置具有重要意义。项目所在地的太阳能资源属于“B”类很丰富[2]。规划20 MW屋顶光伏年均利用小时1 363.5 h，年均发电量约为2 724.2万kW·h，规划300 MW 集中式光伏年均利用小时数为1 465.7 h，年均发电量为43 970万kW·h，为园区企业用电、电蒸汽锅炉用电及绿电制氢提供绿色清洁电力。

2.4 储能

在发电系统中配置一部分电化学储能设施后，新能源电站在快速响应调频调压、平滑功率输出、跟踪计划处理、削峰填谷等方面将发挥重大作用，克服了间歇性、波动性的问题，成为了稳定性强、可调度的电源，电网侧和用户侧均从中受益，因而储能对于保障电力可靠供应和新能源高比例接入，实现“30·60”双碳目标意义重大。

源网荷储一体化项目中储能配置容量占风电、光伏发电合计装机的比例原则上不低于20%，储能装置原则上连续充电时间不低于2 h。储能装置在白天光伏发电的高峰期充电，晚上根据负荷情况逐渐放电。

2.5 风光热储氢一体化制蒸汽方案

从热负荷分析，清洁能源供能站设计热负荷300 t/h～350 t/h蒸汽，拟采用风、光绿电并结合储能利用电蒸汽锅炉制蒸汽。根据我国太阳能资源区划，通辽地区属于太阳能资源较丰富区的Ⅱ类地区，风能资源丰富，本项目可以充分利用太阳能及风力发电绿色能源，设置电蒸汽锅炉供蒸汽，同时采用太阳能供热产生热水，为电蒸汽锅炉提供80 ℃热水，降低电耗。

规划4台50 MW电蒸汽锅炉，分两期建设，一期建设2台50 MW电蒸汽锅炉，产蒸汽量150 t/h，同时配套20万kW风电、15万kW光伏并配套储能为电锅炉供电。

规划50 MW太阳能供热系统，分两期建设，一期建设25 MW太阳能供热系统，为电蒸汽锅炉提供热水150 t/h，设置5 000 m3太阳能储热水罐。

本项目可以充分利用太阳能及风能可再生绿色能源，设置电蒸汽锅炉供蒸汽，采用太阳能供热产生热水，为电蒸汽锅炉提供80 ℃热水，降低电耗，考虑太阳能在冬季及阴、雨、雪天气不能连续集热的特点，在此期间，采用电蒸汽锅炉直接对外供应蒸汽，以补充特殊天气时的供热量。

2.6 绿电制氢方案

工程规划采用风、光绿电进行电解制氢，国内外常见的水电解制氢技术主要有两种：一是碱性水电解制氢技术；二是质子交换膜(PEM)电解纯水制氢技术。考虑到本工程的电力来源稳定，综合用氢量、制氢成本以及技术成熟度等因素，本工程规划按碱性电解水制氢工艺考虑。

根据园区统计，各企业小时总用氢量657.5 Nm3/h，年用氢量约486.6万Nm3。根据电力来源及时间，本工程规划建设2×500 Nm3/h碱性水电解制氢系统，每天运行小时数约16 h，并配套纯化、压缩及长管拖车充装系统，为园区企业提供高纯氢气。氢气纯度达到99.999%。氢气运输方式采用长管拖车运输，由气体公司负责。

2.7 污水源热泵方案

城市污水是工业废水与生活污水的总和，是城市余热型可再生清洁能源，包括城市原生污水与二级出水，是一种理想的低位冷热源。

园区污水处理及中水回用工程分为北区和东区污水处理及中水回用工程。目前存在产生污水的重点生产企业6家，污水管网已经覆盖园区各企业，企业生产污水全部排入开鲁城镇污水处理厂，入园企业日外排污水量1.68万t，开鲁城镇污水处理厂日实际处理量2.54万t。

根据污水量，拟利用污水源热泵满足园区办公楼、厂房冬季供暖要求，减少冬季供暖期运营成本。污水源热泵系统运行成本低，投资回收年限在可控范围内，经济效益显著，项目可行。

初步估算最大供热负荷约为2 700 kW，总供热面积约2.5万m2，总投资约500万元。按非居民供热收费33.6元/m2，年收入供暖费80万元，实现园区及周边居民清洁、绿色、低碳供能。

2.8 接入与消纳分析[3]

工业园区内的用电负荷均为工业负荷，考虑工业负荷为连续生产工作制，全年利用小时数较高，工业园区规划区域电网的典型工作日负荷曲线可近似看为水平直线。

2023年调峰能力：

本项目负荷均为工业负荷，利用小时数较高，暂考虑为6 260 h，2023年典型日最大负荷所需电力为27万kW，年所需电量为22.8亿kWh。

在典型日，风电和光伏出力最高峰出现在11:00～12:00时间段内，即35万kW联合出力，风电光伏联合出力在0:00～7:00，以及19:00～20:00时间段内达到最低出力，即15万kW。风电和光伏联合出力典型日发电量共计480万kW·h，典型日最大负荷用电量为648万kW·h，典型日电量缺额为168万kW·h，电量缺口可由蓄电池以及电网补给。

2025年调峰能力：

本项目负荷均为工业负荷，利用小时数较高，暂考虑为6 260 h，2025年典型日最大负荷所需电力为47万kW，年所需电量为39.9亿kW·h。

在典型日，风电和光伏出力最高峰出现在11:00～12:00时间段内，即60万kW联合出力，风电光伏联合出力在0:00～7:00，以及19:00～20:00时间段内达到最低出力，即34万kW。风电和光伏联合出力典型日发电量共计835万kW·h，典型日最大负荷用电量1 128万kW·h，典型日电量缺额为293万kW·h，电量缺口可由蓄电池以及电网补给。

2.9 智慧能源管控平台

本期项目提供的源网荷储预测调度控制系统和服务平台基于覆盖区域的能源互联网，实现数据的共享和分析，从而使综合能源管理智能化、集成化、远程化、图形化。通过区域级性能计算及分析，实现对区域能源的总体集成和动态管理，以达到多种能源品种优化配置、协同互补，提升能源使用效率和可再生能源消纳的目标[4]。

本项目源网荷储管控平台系统，能够实现分布于不同位置的风电、光伏、储能及各用户负荷等集中监控管理，并通过项目内数据的共享和分析、区域级性能计算及分析，提升项目能源综合利用率、降低碳排放。

3 预期效果分析

1)新能源利用效率分析。

本工程实施后，2025年新能源发电量30亿kW·h可被消纳，2030年新能源发电量60亿kW·h可被消纳，新能源电量消纳占园区整体电量消纳的70%，且本项目储能配置容量占风电、光伏发电合计装机的20%。

2)节能减排分析。

本工程采用大量的绿色能源-太阳能和风能供电，既可节约煤炭资源，又可减少污染物排放。其中，到2025年新能源年发电约30亿度电，与相同发电量的火电相比，相当于每年可节约标煤92万t，相应可减少二氧化碳(CO2)约239万t/a，减少二氧化硫(SO2)排放量约1 719 t/a；到2030年新能源年发电约60亿度电，与相同发电量的火电相比，相当于每年可节约标煤184万t，相应可减少二氧化碳(CO2)约478万t/a，减少二氧化硫(SO2)排放量约3 438 t/a[5]。

3)社会效益分析。

本源网荷储一体化项目实施后，增加了工业园区内用电负荷的新能源占比，降低了园区内企业的用能成本，增强了园区企业产品的市场竞争力，提高了地方政府的税收收入，并改善了园区的招商环境，为园区的可持续发展提供了绿色新动能。

4 结语

随着工业园区内新增负荷的持续增长，项目分阶段进行一期、二期、三期建设，通过配套风电、光伏、储能、电锅炉、绿电制氢、水源热泵及燃机等调峰手段，届时不仅可以用绿电替代原有的低效燃煤热电的电负荷，还可以用绿色热能替代原有燃煤热电的热负荷，为传统化工园区的新旧动能转换提供示范样板，并打造近零碳绿色化工园区示范点，具有很好的示范和推广价值。

本源网荷储一体化项目，负荷增长迅速，供电区域范围集中，调峰手段多，风光储容量配比合理，地理区域和电网调度关系界面清晰，是一个典型的源网荷储应用场景，可作为电力体制改革的一个示范案例，并具有推广价值。