1、智慧能源综合利用 大数据能源综合分析供热示范项目实施方案一、 工程概况1 工程背景1.1 工程名称某市“互联网+”智慧能源示范项目。1.2 地理位置某位于东经某，北纬某，地处河南省某，处于某某属于暖温带大陆性季风气候，四季分明，夏季高温多雨，冬季寒冷干燥。光、热资源丰富，非常有利于发展工农业生产。工程所在地某镇中心位置在北纬某，东经 某。全镇总面积185平方公里，其中耕地7.5万亩，山坡面积13.77万亩，辖46个行政村，204个自然村，总人口8.8万人。某镇南部是山区，北部是丘陵，中部是某盆地，地表水和地下水资源丰富，属暖温带湿润性气候，年平均气温12.5，年平均降水量为697毫米，无霜期22、10天左右，是个山清水秀、气候宜人、交通方便、林茂粮丰的好地方。某曾获得“某”称号，在2000年前期，通过修通商业街、扩大新农村建设等措施，发展迅速，根据早期的规划，某镇已完成环城路的建设，并接入省道，不过由于多种原因，某镇内还有老集街、土地庙南北街两条路尚未直通，延缓了城镇发展速度。截至2012年，河南省百强乡镇没有某镇。2015年，河南省人民政府办公厅关于印发河南省重点镇建设示范工程实施方案的通知，某镇列入河南省第一批重点示范镇名单。本工程示范区域位于某市某镇，规划范围为某镇及某村周边，西至某，东至某，南至某。规划总用地面积约20平方公里。图 1-2某市“互联网+”智慧能源示范项目规划区域3、平面图1.3 工程背景我国作为世界最大能源生产国和消费国，传统能源生产和消费模式已难以适应当前形势。在经济增速换挡、资源环境约束趋紧的新常态下，推动能源革命势在必行、刻不容缓。现阶段，由单一清洁能源对传统能源的替代已经不能完全满足实际需求，而应由太阳能光热、光伏、水、地源热泵、空气源热泵、燃气锅炉、生物质、风电等多种低碳能源，以多能互补的理念进行系统集成，通过智慧能源控制平台进行统一的管理，因地制宜地选择最适合项目的解决方案，与常规的集中式能源供应模式形成有效互补。这种“多能互补推动传统能源转型，智慧解决方案让能源更清洁”的理念，将是今后一个时期内降低我国的能源消耗与碳排放、解决新型城镇化发展4、中能源需求问题最有效的方式之一。根据国务院关于贯彻落实稳增长政策措施有关要求，为加快推进“互联网+”智慧能源示范项目建设，提高能源系统效率，增加有效供给，满足合理需求，带动有效投资，促进经济稳定增长，2016年7月8日国家发展改革委、国家能源局关于推进多能互补集成优化示范工程建设的实施意见发改能源20161430号，一是面向终端用户电、热、冷、气等多种用能需求，因地制宜、统筹开发、互补利用传统能源和新能源，优化布局建设一体化集成供能基础设施，通过天然气热电冷三联供、分布式可再生能源和能源智能微网等方式，实现多能协同供应和能源综合梯级利用；二是利用大型综合能源基地风能、太阳能、水能、煤炭、天然气5、等资源组合优势，推进风光水火储多能互补系统建设运行。建设“互联网+”智慧能源示范项目是构建“互联网+”智慧能源系统的重要任务之一，有利于提高能源供需协调能力，推动能源清洁生产和就近消纳，减少弃风、弃光、弃水限电，促进可再生能源消纳，是提高能源系统综合效率的重要抓手，对于建设清洁低碳、安全高效现代能源体系具有重要的现实意义和深远的战略意义。2016年7月31日，国家能源局综合司关于申报多能互补集成优化示范工程有关事项的通知（国能综规划2016480号），国家能源局组织开展国家级“互联网+”智慧能源示范项目审核认定工作，推动风、光、水、火、储等多能互补集成优化示范工作。1.4 已开展工作目前，前期6、已开展了大量准备工作：（1）投资方已注册成立了某某新能源有限公司，负责本示范工程的具体实施工作；（2）与河南某某有限公司等合作方签订项目投资战略协议；依托河南省某某有限公司、某某大学作为技术支撑单位；（3）已与当地政府签订土地租赁协议，取得光电、风电等工程建设用地土地使用权；（4）某镇规划部分地块环境影响评价报告已通过环保局评审、获得批复；（5）已取得当地发改委立项批复；（6）已取得获得某市电力公司电网接入许可；（7）示范区内20MW光伏电站占地范围已确定；（8）示范区内20MW光伏电站项目已完成勘察设计和开工准备工作；（9）计划在示范区典型场地安装测风装置，对该区风速、风向等风力资源相关参数7、开展监测，持续监测时间一年；（10）对当地电、热、气等能源生产、使用现状开展了调查摸底工作。2 工程单位2.1 投资建设单位：某某新能源有限公司2.2 技术支撑单位：河南省某某有限公司2.3 技术支撑单位：某某大学3 工程类型风、光、地热、火多能互补系统。以太阳能光伏发电为主，微风发电、地热能发电为辅，燃气发电作为调峰与补充能源，同时，地热、燃气发电的余热可为周边区域提供供暖和生活热水热源，利用智能化能源分配控制系统，实现多种能源动态调节，实现供需基本平衡。4 工程描述4.1 工程主要组成部分、工程规模本“互联网+”智慧能源示范项目主要由太阳能光伏发电、微风发电、地热能热电联产、燃气热电联产等8、部分组成，配套建设110kV升压变电站一座，集成智能化能源分配调度中心。该示范工程总装机容量98.2MW，静态总投资7.05亿元，动态总投资7.3亿元。工程计划 2016年9月开工建设，2019年9月全部建成投运，建设周期三年。其中，太阳能光伏发电装机容量20MW，微风发电装机容量5MW，地热能热电联产装机容量7.2MW，燃气热电联产装机容量66MW。其中地热能发电、燃气发电的余热每年可提供36.6GJ。图 1-3多能互补分项技术示意图4.2 分项技术方案（1）20MW太阳能光伏发电20MW太阳能光伏发电系统，选用晶体硅光伏组件，在地面制作安装太阳能光伏支架，最佳倾角30安装太阳能组件方阵，光9、伏组件通过一定组合的串联和并联、汇流，以约1MW为单元就地逆变和升压（10kV或35kV），10kV不超过6个单元，35kV不超过30个单元，分组分别接入110kV变电站10kV和35kV母线。（2）5MW微风发电风力发电场其装机总容量为5MW，采用微风发电专利技术制造的1MW微风发电力5台/套，占用面积约20亩，年发电量约0.098亿kWh。风力发电机组出口电压为0.69kV，采用一机一变的单元接线方式，每台风力发电机组配一台箱式变电站。将电压通过箱式变压器升至 35kV后，经35kV架空线路输送至110kV升压站35kV母线上。风电场风机单机容量为1MW，架空集电线路为1回，架空线路接5台10、风电机组。（3）7.2MW地热热电联产在地热资源的开发利用中，根据不同需求对水温和水质的要求，做到梯级利用，品质匹配，实现地热资源的高效利用。规划换热站安装2400kW机组3台，以发电为主，发电的回水再根据不同的温度区间进行逐级使用。70以上的水进入供暖系统一级交换站，供散热器用户，回水（4050）再进入二级交换站供地板辐射用户使用，二级回水根据实际供暖需求确定是否需要三级板换，最终通过回灌井回灌至同层储热层。根据“品位对口、梯级利用”的用能思想，实现地热发电、建筑供暖、高效农业和休闲旅游的梯级利用，大幅度提高地热能的转化与利用。地热能发电供热站规划建设3台2400kw的膨胀螺杆发电机组，装机11、总容量达到7200kW。图 1-4地热能梯级利用示意图本示范工程规划区内5km2范围中深层地热（深度3500m5000m干热岩）总热量Q为5.021017J；规划20km2范围中深层地热总热量Q为2.01018J。拟建设深层地热能发电及供暖站一座，安装3台2400Kw/台发电机组，装机容量为7.2MW，余热供热容量25704kW，某镇位于我国寒冷地区，采暖负荷按45W/m2计算,可供约57万m2建筑面积供暖需求，每户人均建筑面积为20m2/人，可满足2.86万户供暖需求。（4）66MW燃气热电联产天然气热电联产装机总容量为66MW，采用单台51MW燃气轮机一台，蒸汽轮机一台，余热锅炉一台、5112、MW燃气发电机一台，15MW汽机发电机一台。余热锅炉为双压、无补燃、卧式、自然循环含钢结构；蒸汽轮机单缸、双压、抽汽凝汽式，向下排汽。机组配 1台75MVA燃汽机主变，按单元制接线接入110KV配电装置。采用西气东输二线天然气气源，拟在厂区内建设一座天然气调压站，对通过天然气管道引入厂内的天然气起控制、调压、计量等作用，以满足燃气轮机进气的要求。余热供热容量23100kW，某镇位于我国寒冷地区，采暖负荷按45W/m2计算，可供约51.3万m2建筑面积供暖需求，每户人均建筑面积为20m2/人，可满足2.57万户供暖需求。4.3 投资估算和效益情况本示范工程静态总投资7.05亿元，动态总投资7.313、亿元，其中20%为资本金，项目单位自有，80%为国内银行贷款。工程内部收益率（税前）10.7%，财务内部收益率（税后）9.5%，静态投资回收期 10.8年。- 56 -4.4 工程建设计划及进度安排表 1-1工程总体进度计划表序号工程及项目名称2016年2017年2018年2019年四季度一季度二季度三季度四季度一季度二季度三季度四季度一季度二季度三季度120MW光伏发电25MW微风发电37.2MW地热能热电联产466MW燃气热电联产5110KV变电站（含智能化能源分配调度中心）二、 能源供需分析1 发展概况1.1 所在区域能源生产现状及各类能源生产能力某供电区主要电源来自某市电网，部分电力来14、自地方火电厂和小水电等其他电源。截止2015年底，某市共有统调电厂1座，某热电，装机总容量700MW；地方电厂2座，某某林钢有限责任公司和凤宝钢铁自备电厂，装机总容量15MW；地方垃圾电厂1座，某华电分布式新能源有限公司垃圾发电厂，装机总容量0.5MW。目前，某市共有220KV公用变电站3座，主变5台，总容量960MVA；共有17座110KV变电站，主变35台，总容量1287.5MVA。示范工程所在地建有大唐某热电厂，装机容量为 235万kW。工程安装 235万kW超临界火电机组，总投资28亿元人民币。大唐某热电有限责任公司隶属于中国大唐集团公司，位于河南省某市水磨山村，位于某市区北部，距某市15、区约5km。某镇南部是山区，北部是丘陵，中部是某盆地，地表水和地下水资源丰富，属暖温带湿润性气候，年平均气温12.5，年平均降水量为697毫米，是个山清水秀、气候宜人、交通方便、林茂粮丰的好地方。其中万泉湖水库就位于某镇北部淇河、淅河交汇处，毗连桂林、某、某四乡镇。目前，水库拥有某市某镇水电站一座，隶属于某市万泉湖水利发电有限公司，位于某镇河口村，主要经营发电，于1999年注册成立，单位注册资本40万元。目前，某镇未有建成地面光伏电站项目，2016年某市淇东新能源电力科技有限公司预计新建150MW光伏电站项目，项目计划总投资为9.98亿元，规划占地面积约4500亩，建成后年发电量估算1.61.16、8亿kWh。某风电场项目位于某镇白泉、占元两村，总装机容量15万千瓦，总投资约16亿元，分三期建设。其中，一期投资5亿元，装机容量5万千瓦，年上网电量9621万KWh，年可减少8万吨二氧化碳排放。建设内容主要包括25台单机容量为2000kW的风电机组，110KV升压站、集电线路及交通道路等。1.2 各类能源资源赋存条件和开发潜力1.2.1 太阳能（1）我国太阳能资源概况我国幅员广大，有着十分丰富的太阳能资源。据估算，我国陆地表面每年接受的太阳辐射能约为501018kJ，全国各地太阳年辐射总量达335837kJ/cm2a，中值为586kJ/cm2a。从全国太阳年辐射总量的分布来看，西藏、青海、宁17、夏、新疆、内蒙古南部、山西、陕西北部、河北、山东、辽宁、吉林西部、云南中部和西南部、广东东南部、福建东南部、海南岛东部和西部以及台湾省的西南部等广大地区的太阳辐射总量很大。尤其是青藏高原地区最大，那里平均海拔高度在4000m以上，大气层薄而清洁，透明度好，纬度低，日照时间长。全国以四川和贵州两省的太阳年辐射总量最小，其中尤以四川盆地为最小，那里雨多、雾多，晴天较少。太阳能资源的分布具有明显的地域性。这种分布特点反映了太阳能资源受气候和地理条件的制约。从全球角度来看，我国是太阳能资源相当丰富的国家，具有发展太阳能利用得天独厚的优越条件。我国太阳能资源分布的主要特点有: （1）太阳能的高值中心和低18、值中心都处在北纬 2235这一带，青藏高原是高值中心，四川盆地是低值中心；（2）太阳年辐射总量，西部地区高于东部地区，而且除西藏和陕西两个自治区外，基本上是南部低于北部；（3）由于南方多数地区云多雨多，在北纬 3040之间，太阳能的分布情况与一般的太阳能随纬度而变化的规律相反，太阳能不是随着纬度的升高而减少，而是随着纬度的升高而增加。太阳能资源的分布与各地的纬度、海拔高度、地理状况和气候条件有关。我国属太阳能资源丰富的国家之一，全国总面积2/3以上地区年日照时数大于2000小时。从全国来看，我国是太阳能资源相当丰富的国家，绝大多数地区年太阳辐射总量在5256MJ/m2以上，年日照时数在200019、h以上。图 2-1某地区在我国太阳能资源区划所处的位置（2）区域太阳能资源河南省太阳能利用的潜力是很大的。平均而言,河南省太阳总辐射量为115kcal/cm2a,如果我们把投射到全省16.7万平方公里而积上的这些辐射能完全利用并按10%的效率折算的话,就等于一年内可获得236221亿瓦小时的电力,这个数值为我省煤炭探明储量按上述效率折算的可能发电量的1.4倍,为目前全省年发电总量的1135倍。可见从长远观点来看,河南省太阳能资源是一种具有巨大潜力并有很大经济价值的能源。河南太阳总辐射年总量在107124kcal/cm2a之间,从全国范围来看,处于资源较丰和资源较贫这两个等级范围内。（3） 工程20、所在地气象地理条件某属于暖温带大陆性季风气候，四季分明，夏季高温多雨，冬季寒冷干燥。某年平均气温12.8，年降水量672.1mm，年日照时间2251.6小时，平均无霜期192天，最热月（7月）平均温度25.8，最冷月（1月）平均温度-2.5。最大冻土深度42cm，最大降雨量1081.0mm/日，最大积雪厚度180mm。全年主导风向及频率分别为南风6.6%，东风6.4%，静风40.8%；夏季主导风向及频率分别为南风6.6%，东风5.3%，静风39.6%。其常年气象特征见下表。表2-1区域气象特征统计表项目单位数值项目单位数值年平均温度12.8最大冻土深度cm42极端最高气温41.4最大积雪深度c21、m18极端最低气温-23.8年平均风速m/s1.7年平均气压hPa1000.3无霜期历年平均天192年平均相对湿度%77年平均降雨量mm672.1全年主导风向S（风频6.6% ）全年次主导风向E（风频6.4%）（4）太阳能资源条件项目所在地某市属于我国三等太阳能辐照度地区，参考临近气象站（郑州、侯马）数据，采用插值法计算，某市水平面年总辐照量5697MJ/（a），全区平均年总日照小时数为1582.6h，平均日照时数和年太阳辐照量属国内中等水平。晴天日数比长江以南省区多，有效光热比我国青藏高原和西北地区低但比川、黔等地高得多，日照时数也高于江南各地和西北地区。每年从夏至（6月22日）到冬至（1222、月21日），再到翌年夏至随着太阳高度角和可照时数的逐渐变化，太阳总辐射量也产生高低、低高的周期性改变，和气温变化规律趋于一致。（5）综合评价项目所在地河南省某市在我国太阳能资源区域划分中属太阳能可利用区，平均日照时数和年太阳辐照量属国内中等水平。晴天日数比长江以南省区多，有效光热比我国青藏高原和西北地区低但比川、黔等地高得多。日照时数也高于江南各地和西北地区。每年从夏至（6月22日）到冬至（12月21日），再到翌年夏至随着太阳高度角和可照时数的逐渐变化，太阳总辐射量也产生高低、低高的周期性改变，和气温变化规律趋于一致。在某地区建设太阳能光伏发电站，太阳能资源条件具备可行性。在场地条件满足的情况23、下，建议优先采用最佳倾角安装方式布置太阳能光伏组件方阵。1.2.2 风能（1）我国风能资源情况根据全国900多个气象站将陆地上离地10m高度资料进行估算，全国平均风功率密度为100W/m2，风能资源总储量约32.26亿kW，可开发和利用的陆地上风能储量有2.53亿kW，近海可开发和利用的风能储量有7.5亿 kW，共计约10亿kW。如果陆上风电年上网电量按等效满负荷2000小时计，每年可提供 5000亿千瓦时电量，海上风电年上网电量按等效满负荷2500小时计，每年可提供1.8万亿千瓦时电量，合计2.3万亿千瓦时电量。中国风能资源丰富，开发潜力巨大，必将成为未来能源结构中一个重要的组成部分。就区域24、分布来看，我国风能主要分布在以下几个地区：1） 东南沿海及其岛屿，为我国最大风能资源区这一地区，有效风能密度大于、等于 200W/m的等值线平行于海岸线，沿海岛屿的风能密度在300W/m2以上，有效风力出现时间百分率达8090%，大于、等于8m/s的风速全年出现时间约70008000h，大于、等于6m/s的风速也有4000h左右。2）内蒙古和甘肃北部，为我国次大风能资源区这一地区，终年在西风带控制之下，而且又是冷空气入侵首当其冲的地方，风能密度为 200300W/m2，有效风力出现时间百分率为70%左右，大于、等于3m/s的风速全年有5000h以上，大于、等于6m/s的风速在2000h以上，从25、北向南逐渐减少，风能资源最大的虎勒盖地区，大于、等于3m/s和大于、等于6m/s的风速的累积时数，分别可达7659h和4095h。这一地区的风能密度，虽较东南沿海为小，但其分布范围较广，是我国连成一片的最大风能资源区。3）黑龙江和吉林东部以及辽东半岛沿海，风能也较大风能密度在 200W/m2以上，大于、等于3m/s和6m/s的风速全年累积时数分别为 50007000h和3000h。4）青藏高原、三北地区的北部和沿海，为风能较大区这个地区，风能密度在 150200W/m2之间，大于、等于3m/s的风速全年累积为 40005000h，大于、等于 6m/s风速全年累积为3000h以上。青藏高原大于、26、等于 3m/s的风速全年累积可达6500h，从三北北部到沿海，几乎连成一片，包围着我国大陆。大陆上的风能可利用区，也基本上同这一地区的界限相一致。5）云贵川，甘肃、陕西南部，河南、湖南西部，福建、广东、广西的山区，以及塔里木盆地，为我国最小风能区。有效风能密度在50W/m2以下，可利用的风力仅有20%左右，大于、等于3m/s的风速全年累积时数在2000h以下，大于、等于6m/s的风速在150h以下。大于、等于3m/s的风速全年累积仅300h，大于、等于6m/s的风速仅20h。所以，这一地区除高山顶和峡谷等特殊地形外，风能潜力很低，无利用价值。6）在 4和 5地区以外的广大地区，为风能季节利用区27、有的在冬、春季可以利用，有的在夏、秋季可以利用。这一地区，风能密度在50100W/m2之间，可利用风力为3040%，大于、等于3m/s的风速全年累积在 20004000h，大于、等于 6m/s的风速在 1000h左右。（2） 区域风能资源情况河南省风能资源分布图河南省风能资源丰富区主要分布在：豫北太行山东部（某、鹤壁和新乡）的山地和山前丘陵高地；豫西三门峡、洛阳境内的崤山山脉和黄河南岸的山体；郑州、平顶山、南阳、驻马店一带山区与平原过渡地带的山体和丘陵高地；大别山区和桐柏山的局部山区；豫西伏牛山、熊耳山和外方山的局部山地；太行山南部(某、焦作)局部山体。其中，河南省中部山区向平原过渡区的低山丘28、陵(海拔为 200700m)，是风能资源开发价值最好的区域。在我国中部地区属风电开发潜力较大的省份之一。风能资源年变化规律一般是冬天、春季节较好，夏、秋较差，3-4月为最高值，8-9月为最低值。在70m高度，河南省平均风功率密度达到400W/m2以上的技术开发面积为274km2，技术开发量仅为89万kW;达到300W/m2以上的技术开发面积为1151km2，技术开发量仅为389万kW；达到250W/m2以上的技术开发面积为1375km2，技术开发量仅为561万kW；达到200W/m2以上的技术开发面积为1567km2，技术开发量仅为657万kW。技术可开发的风能资源多数分布在山区，少量分布在丘29、陵、高地，连片形成10万kW以上规模的风场少。（3）工程所在地风能资源情况本项目所在区域为某市南部某镇，为丘陵地带，属于暖温带和半干旱气候区，根据设立的标准气象站资料，其50m高度年平均风速和年平均风功率密度分别为6.26m/s和335.7W/m2。现场平均空气密度为 1.171kg/m3。依照风电场风能资源评估方法（GB/T187102002）中风功率密度等级评价标准，该风电场风功率密度等级为 3级。风电场址、风速完全可达到正常发电的风力标准。该场址风能资源丰富，无破坏性风速，主风向频率大，大多数情况下，风速处于可利用的区域，适合开发建设风电场。风电场场址70m高度50年一遇最大风速为 2730、.0m/s；50m70m高度平均湍流强度I为0.10，属中等湍流强度，I15为0.05，考虑到 MW级风机轮毂高度一般均大于50m，按照 2005年8月颁布的IEC61400-1标准中规定，本风电场风电机组安全等级为C类。风电场代表年 70m高度 320m/s有效风时为 7066h，风能的众值分布在 916m/s风速之间，占全年风能分布的75.46。场址无破坏风速，大多数情况风速处于可利用区域。1.2.3 地热能我国的地热资源以中低温地热为主，某某镇处于地热资源一般区内，地热利用方式以直接热利用为主，目前主要用于供暖、生活热水、温室、水产养殖、洗浴等，由于这些利用方式所要求的热源温度相对较低，31、从热力学角度来看，地热直接热利用过程中的不可逆损失较大，在能源供需矛盾日益突出、提倡科学合理利用能源的今天，地热直接热利用方式不符合“分配得当、各得其所、温度对口、梯级利用”的原则。干热岩是一种可再生的洁净能源，具有储量大、分布广，洁净环保、用途广泛、稳定性好、可循环利用等特点，与风能、太阳能等相比，不受季节、气候、昼夜变化等外界因素干扰等优点，可有效与风能、太阳能等可再生资源多能互补，加快调整能源结构、强化雾霾治理、积极改善气候变化挑战。图 2-3我国地热资源分布图通过在钻孔中以加压的方式将水注入到 3000米3500米深度的高温岩体（通常为花岗岩）中，这些水被加热呈沸腾状态并通过裂隙从附近32、的另外一处钻孔中喷出地面，喷出的热水被注入到一个热交换器中，将其他沸点较低的液体加热，将生成的气体驱动蒸汽涡轮机进行发电。冷却后的水可以进一步提取热能后再次注入钻孔中循环利用。采用 2口井为一井组，一口回灌井注水，旁边生产井抽水。井之间间距500米采用双循环发电系统（也称中间介质法）即中低温的 125地热水流经热源换热器，将地热水具有的热能传给另一种低沸点的工作流体（如异丁烷、异戊烷、氟利昂等），低沸点物质被加热后沸腾产生蒸汽，进入汽轮机做功，排汽在冷凝器中冷凝成液体，经工质循环泵回到蒸发器被加热，循环使用。地热水放热后温度降低至 90后经板式换热器换热为某镇供暖系统提供热源，地热水温度降至 33、30后被回灌到地下。双循环发电技术降低了地热发电的温度范围，并相应增大了地热发电资源总量，地热发电不需要庞大的锅炉设备，不消耗燃料，技术较为成熟，且经济上也具有很强的可行性。图 2-4回灌井、生产井网示意图热储层岩性为细砂、中细砂、砂砾石，自北向南埋深和厚度逐渐加大,粒径由粗变细；自上而下由松散到密实、微胶结、半胶结。地热水总体流向为 NWSE,地温梯度多在 2.53.1/100m，由于区内深大断裂较发育,发现有明显的地热异常,根据区内地下水的温度及含水层组特征将热区地下水划分为中温热水松散岩类孔隙含水层、低温温水松散岩类孔隙含水层、中温温水碳酸盐岩类裂隙岩溶水含水层及变质岩高温裂隙极弱含水层34、(干热岩)。某镇规划区附近下古生界顶面埋深 2200米左右，根据附近区域钻探资料分析，该地区下古生界碳酸盐岩厚度约 1000米左右，3500米处太古界混合花岗片麻岩温度为 130左右。按热储法计算储存的热量：Q=Qr+QwQr=Adrcr(1-)(tr-t0)Qw=QLwcw (tr -t0)式中：Q-热储中储存的热量，单位为焦（J）；Qr-岩石中储存的热量，单位为焦（J）；QL-热储中储存的水量，单位为 mQw-水中储存的热量，单位为焦（J）；A-计算区面积，单位为平方米（m2）d-热储厚度，单位为米（m）；r-热储岩石密度，单位为千克每 m（kg/m3）cr-热储岩石比热，单位为焦每千克摄35、氏度J/(kg.); -储热岩石的空隙度，无量纲；tr-热储温度，单位为摄氏度（）；t0-当地平均气温，单位为摄氏度（）；w-水的密度单位，为千克每 m（kg/m3）；cw-水的比热，单位为焦每千克摄氏度J/(kg.)。计算结果：上第三系计算单元：按示范区5km2计算，该地区地热总热量Q为1.441017J。如果考虑在示范区周围大面积利用地热资源，按照 20km2计算，该地区地热总热量 Q为5.781017J。上古生界计算单元：按示范区5km2计算，该地区地热总热量Q为3.581017J。如果考虑在规划区周围大面积利用地热资源，按照 20km2计算，该地区地热总热量Q为1.431017J。合计36、：示范区内 5km范围中深层地热总热量Q为5.021017J，范围中深层地热总热量Q为2.01017J。1.2.4 天燃气2011年，某借助国家西气东输主管道榆林到济南输气管线建设之机,建成了某支线。这条管道北起*村，南至某，东到某，西至某岸，辐射面积达到2260平方公里，已覆盖了15个乡镇，118个新农村用上了天然气，用气人口达到了63余万人。2013年，某市南部乡镇高压天然气干线管网开工建设，这条南部高压天然气输气管线是该市“气化乡村”工程的一部分，该工程北起某城区东外环高压中心站，南至某镇，途径城郊、某、某、某等乡镇。从某分输站出中压，向某镇、某镇输气，与“某某”管线连接，形成环状供气管37、网。该市南部乡镇高压天然气管线建成后，将福泽南部5个乡镇40余万人口，实现某市15个乡镇全部气化。在未来，该管线还将与西气东输管线连接，形成双气源供气，将更加有力地提高某市天然气的供应保障能力。2015年度某市最高燃气日用量为112万立方米，因此可有效保证本示范项目用气。某市天燃气管道线路图某镇天燃气管道线路1.3 存在问题目前，某市电力能源生产以燃煤火力发电为主，太阳能光伏、水电、风力发电、地热能发电等新能源应用比例较低，电力能源生产结构亟需调整。同时，燃煤严重污染环境，以煤为主的能源构成以及燃煤在陈旧的设备和炉灶中仍沿用落后的技术被直接燃烧使用，成为某市大气污染严重的主要根源。据历年的资料38、估算，燃煤排放的主要大气污染物，如粉尘、二氧化硫、氮氧化物、一硫化碳等，对大气污染影响巨大。因此，在当地电力能源生产端大力推广可再生能源、新能源的应用，提高占比，成为当地社会能源消费结构转型的重要举措。2 能源需求预测2.1 能源需求现状电量：2010年至2015年，某市用电量由原来的43亿千瓦时上升到55亿千瓦时，随着国家级某经济技术开发区的挂牌成立、政府招商引资力度不断加大、产业集聚区和多个乡镇产业园发展态势良好，一大批规模以上企业落户某，再加上某汽配产业转型升级和城市发展框架进一步拉大，预测到2020年，全市用电量将达到80亿千瓦时左右。负荷：某供电区工业基础好，负荷电量增长速度较快，根39、据2000年至2014年某负荷电量数据显示，“十五”、“十一五”、“十二五”前四年某供电区供电量年均增长率分别为18.12%、23.81%、4.17%。“十五”、“十一五”、“十二五”前四年某供电区最大负荷年均增长率分别为16.77%、17.76%、5.79%。“十二五”由于受市场价格影响，高耗能行业减产，导致某市电量、负荷在2012年、2013年均出现负增长。表 2-4 某供电区电量负荷历史数据单位：MW，108KWh2000年2005年2010年2011年2013年2014年递增率十五十一五十二五最大负荷129280634803692.679416.77%17.76%5.79%供电量7.040、116.1246.957.7646.555.218.12%23.81%4.17%Tmax543457577397719367146956某地区天然燃供应主要由国家西气东输主管道榆林到济南输气管线提供，在经过某支线工程和“气化乡村”工程高压天然气管线建成后，某地区北起某，南至某，东到某，西至某岸，天然气供应辐射面积达到2260平方公里，已覆盖了15个乡镇，118个新农村用上了天然气，用气人口达到了63余万人。在未来形成双气源供气后，将更加有力地提高某市天然气的供应保障能力。2015年某市最高燃气日用量达到了112万立方米，因此可有效保证本示范项目用气充足。2.2 未来能源需求预测根据某供电区“十41、三五”电网发展规划及2025年展望并结合河南省“十三五”电网规划，预计2016年某供电区最大负荷为781MW，2020年最大负荷1116MW，“十三五”期间年均增长率为7.4%。表2-5 某供电区负荷预测表单位：MW年度2015年2016年2017年2018年2019年2020年“十三五”年均增长率（%）最大负荷781839901968103911167.4%三、风光水火储多能互补系统工程初步方案1 多能互补1.1 拟使用的能源种类以太阳能为主要能源，风能、地热能、天然气等洁净能源为辅助能源，示范工程所采用能源均为非化石能源。1.2 正常年份一次能源需求规模及所占比例该示范工程正常年份一次能源42、需求为天然气，需要4857万m，在正常年份一次能源构成中，非化石能源占65.62%。1.3 拟采用的技术和设备（1）单晶硅太阳能光伏组件和并网逆变器；（2）微风风力发电机组；（3）地热能热电联供能源站；（4）燃气热电联产；（5）智能化能源分配控制系统。2 集成优化利用示范基地太阳能、风能、地热能和天然气等资源组合优势，建设“互联网+”智慧能源示范项目，提高能源供需协调能力，推动能源清洁生产和就近消纳，减少弃风、弃光、弃水限电，促进可再生能源消纳。本工程各能源并网关口配置电流互感器、电压互感器和测量表计等；相关主要用能单位关口亦配置电流互感器、电压互感器和测量表计等，通过智能化能源分配控制系统实43、时监测示范工程供能单位和主要用能单位能量流的实时变化。光伏发电站配套安装光伏功率预测系统，风电场配套安装风电预测系统。根据分析和计算数据，对未来一定时段的系统出力作出预先报告，优先保证太阳能、风能等的出力，提前对多种能源的调度作出预响应，智能化地对多种能源进行动态调节。本示范工程计划于2019年全部建成投运，通过多种形式能源的互补和能源储存、转换，达到供能和用能的基本平衡，实现弃风率控制在5%以内，弃光率控制在3%以内的目标。光伏发电和风力发电出力足时，减小或停止地热能发电；光伏发电和风力发电出力少时，起动和加大地热能发电的出力，若仍有缺口，启动天然气发电。3 工程配套3.1 地热能热电联产表44、 3-1地热能热电联产主要建筑物、构筑物配套工程一览表序号配套工程类型建造方案1主要配套建筑物（总建筑面积3500m24000m2)发电机房与换热站机房并列位于一栋建筑物内，约占建筑面积 2500m23000m2，一层，钢结构，布局原则位于示范区南部中段，是地热生产井、回灌井距离中心位置，并尽可能接近用能负荷端。换热站机房与发电机房并列位于一栋建筑物内，约占建筑面积 1000m2，布局原则位于示范区南部中段，是地热生产井、回灌井距离中心位置，并尽可能接近用能负荷端。3.2 燃气热电联产燃气电站建筑物面积约10000m2。主要建筑物建筑方案如表所示。表3-2燃气热电联产主要建筑物、构筑物配套工程45、一览表序号建筑物层数建筑面积结构形式备注1主厂房32500钢筋混凝土框排架结包括汽机构房和辅楼2余热锅炉4600钢结构露天布置3燃气轮机发电机组1180钢结构罩壳露天布置4化学水处理室1800钢筋混凝土框架结构5化学试验楼2250钢筋混凝土框架结构6酸碱库中和池1100钢筋混凝土框架结构露天布置有遮雨棚7化学品加药间1100钢筋混凝土框架结构露天布置有遮雨棚8废水处理站2500钢筋混凝土框架结构9GIS配电间1150钢筋混凝土框架结构10网络继电器室1100钢筋混凝土框架结构11检修综合楼11600钢筋混凝土框架结构12办公楼11400钢筋混凝土框架结构13主入口收发室130钢筋混凝土框架结构46、14天然气调压站1200轻钢结构露天布置有遮雨棚15制冷站及化学加药间2420钢筋混凝土框架结构16冷却塔1900混凝土框架结构露天布置整个厂区大体分为动力岛主设备区、GIS屋外配电装置区、化学水处理区、冷却塔及水务设施区、天然气调压站、辅助及附属设施区等。厂区四列式布置，即GIS屋外配电装置区及厂前行政办公区，动力岛及变压器区，化学水处理及水务设施区，冷却塔及天然气调压站区。动力岛区布置在厂区的中东部，汽机房固定端朝东南，A排朝东北，机组由西南向东北依次建设。余热锅炉及燃机露天布置在汽机房的南侧，余热锅炉与燃机呈“T”型布置，天然气调压站规划布置在厂区的东北角，西北侧与冷却塔相邻，东南毗邻材47、料库区，并位于厂区东北部边缘地带，本工程通风冷却塔串联布置在化学水处理室的东北侧，化学水处理设施布置在动力岛的东北侧，动力岛、化学水处理区、冷却塔之间均有道路相隔。冷却塔长轴方向基本平行于动力岛的长轴方向，工业水池位于冷却塔的东南侧。化学水处理室厂房朝向西南方向，中和池、除盐水箱、清水箱、反渗透水池及工业废水处理等设施依次布置在化学水处理厂房东北部，工业废水处理布置在化学水处理联合建筑群的东端，毗邻布置。检修综合楼、材料库等附属设施位于化学水处理区的东南侧，该区域东北与调压站隔路相望，西南与动力岛隔路毗邻，厂前行政办公区布置在厂区的东南角，主入口以行政办公楼为正立面对景，并设有小型临时停车场。48、本工程平面布置如下图所示。图3-1燃气热电联产建筑物、构筑物工程平面布置3.3 110kV变电站工程配套建设110kV变电站一座，用于太阳能光伏发电、风力发电、地热能发电和燃气发电等电力接入，及与电网联络。变电站占地面积约3500，安装 120MVA 110/37/10.5主变一台，110kV开关设备选用户外GIS，露天布置；10kV和35kV开关装置选用户内金属封闭开关柜。全站的总平面布置结合站区的总体规划及电气工艺要求进行布置。在满足自然条件和工程特点的前提下，考虑了安全、防火、卫生、运行检修、交通运输、环境保护、各建筑物之间的联系等各方面因素。在满足生产要求的前提下，尽量减少占地面积。全49、站总体规划：110KV屋外配电装置由南侧和西侧进线，北侧出线，进站道路由站区东侧进入站区。站区呈矩形布置，占地面积为3500m2，大门为东入口，采用电动伸缩大门。生产区布置在站区西侧，从南至北依次为动态无功补偿装置、35KV配电室、主变压器、事故油池和 110kV室外配电装置；在本期工程的西侧为二期、远期扩建预留了场地。办公、生活区布置在东侧。生活消防水泵房、蓄水池、排水泵房布置在站区东北侧，从北到南依次为电锅炉房、仓库、车库的合体建筑、综合办公楼。站区内办公、生活区与电气设备之间用围墙隔开，形成两个相对独立的区域。综合办公楼前面为进站广场，设有喷泉、花坛、凉亭、篮球场等休闲、娱乐设施。根据站50、址的水文气象资料，站址附近河流不会对站址安全构成威胁。站址选择在场地较平坦，地势较高的位置。坡面漫流洪水不会对站区构成影响。站区竖向设计主要考虑生产及雨季时站区雨水的散排。（1）站内道路的布置站内道路采用混凝土路面，主变运输路宽4.0m，转弯半径7m；设备区的环行路路宽4.0m，转弯半径7m。站区道路根据消防工艺需求，按环行布置，故电器设备的安装、检修及消防均能满足要求。110kV室外配电装置区内检修小道宽1.0m。（2）屋外配电装置场地布置电气设备平面布置力求紧凑合理，出线方便，减少占地面积，节省投资。110kV屋外配电装置由南侧进线，北侧出线，进站道路由站区南侧进入站区。（3）综合办公楼综51、合办公楼为两层框架结构，占地面积约为600m2，建筑面积约为1200m2，层高均为 4.2m。综合办公楼根据使用功能分区，一楼西侧为低压配电室、继电保护室、蓄电池室、通讯室、消防室、电工室等生产用房；中间为楼梯、门厅、卫生间、值班室、办公室等办公用房与东侧为厨房、餐厅的生活区分开；二楼西侧为主控制室，其开窗面积大，便于监控厂区西侧室外架构。其余分别为办公室和宿舍，还有一间多功能活动室，可作会议室或职工娱乐活动室。整个建筑共设两部疏散楼梯，一层设有三个出口，能够很好的满足安全疏散要求。（4）10kV和35kV配电室10kV和35kV配电室面积180m2，单层砖砌体结构，层高为5.1m，成“一”字52、形布置。（5）电锅炉房、仓库、车库建筑面积350m2，一层砖砌体结构，由中型车库、仓库和电锅炉房组成。3.4 接网和送出方案示范工程110kV变电站位于示范工程北部，距离北方向110kV某变电站约3km。110千伏某变电站，位于某市某镇北部约1公里，是某市某镇首座110千伏变电站，主变规划容量31.5兆伏安，现已投运31.5兆伏安，是目前某镇变电容量最大的110千伏变电站，投运1台主变；110千伏配电装置均采用GIS，10千伏配电装置采用户内金属铠装开关柜。示范工程110kV变电站电力拟采用单塔单位架空线路输送至 110kV某变电站 110kV侧母线。3.5 目标市场能源消纳能力平衡年限：2053、152020年逐年电力平衡。平衡季节及平衡范围：某供电区最大负荷出现在夏季，进行某供电区夏季电力平衡分析。电力平衡条件：统调电厂的厂用电率按8%考虑；地方自备电厂出力按其装机容量的50%参与平衡；水电站机组由于受天气、水情等因素影响较大，各年份发电情况差异较大，且机组容量较小，考虑不参与电力平衡；冬季负荷时，风电出力按30%考虑；光伏电站出力效率按80%考虑。表 3-3某供电区电力平衡单位：MW序号项目2015年2016年2017年2018年2019年2020年1供电区域最大负荷781839901968103911162统调电厂装机7009201177.81177.81177.81177.8统54、调电厂总出力6448201002.241002.241002.241002.242.1火电厂装机700700700700700700火电厂出力644644644644644644某热电7007007007007007002.2风电场装机0048484848风电场出力0014.414.414.414.4某风电00484848482.3光伏装机0220429.8429.8429.8429.8光伏出力0176343.8343.8343.8343.83地方电厂装机1521212121213.1自备电厂装机151515151515自备电厂装机出力7.57.57.57.57.57.53.2光伏电站装机0655、6666光伏电站出力04.84.84.84.84.8地方电厂总出力7.512.312.312.312.312.34某供电区供电能力651.5832.31014.541014.541014.541014.54220KV以上供电能力644644644644644644110KV以下供电能力7.5188.3370.54370.54370.54370.545某供电区电力盈亏电力盈亏-129.5-6.7193.38126.3855.38-21.62停一台机电力盈亏-451.5-328.7-128.62-195.62-266.62-343.626110KV以下电力盈亏-773.5-650.7-530.4656、-597.46-668.746-745.46由某供电区电力平衡分析可知，2016年某供电区机组全开的情况下，某供电区电网仍为缺电状态，2016年电力缺额为129.5兆瓦，2020年电力缺额为21.62兆瓦；考虑光伏电站出力，效率为 80%，停一台大机情况下，2016年电力缺额451.5兆瓦，2020年电力缺额343.62兆瓦。根据电力平衡可知，本示范区所发电力可在某供电区内消纳。四、投资估算及财务评价1 投资估算1.1 编制依据1） 国家、行业和地方政府的有关规定。2）行业部门、项目所在地工程造价管理机构或行业协会等编制的投资估算指标、概算指标（定额）、工程建设其他费用定额（规定）、综合单价、57、价格指数和有关造价文件等。3)类似工程的各种技术经济指标和参数。4）工程所在地的同期的工、料、机市场价格，建筑、工艺及附属设备的市场价格和有关费用。5）政府有关部门、金融机构等部门发布的价格指数、利率、汇率、税率等有关参数。6）与建设项目相关的工程地质资料、设计文件、图纸等。7）委托人提供的其它技术经济资料。1.2 投资估算范围示范工程范围内所有的设备及安装工程、土建工程和其它工程费用。1.3 投资估算1.4 工程总投资工程估算静态总投资7.05亿元，其中太阳能光伏发电系统静态总投资1.45亿元，微风发电系统静态总投资0.476亿元，地热能热电联产系统静态总投资2.92亿元，燃气热电联产系统静58、态总投资1.57亿元。110kV变电站（含智能化能源分配控制平台）静态总投资 0.63亿元。1.5 工程投资估算1.5.1 20MW太阳能光伏发电站投资估算表 4-1 20MW太阳能光伏发电站投资估算表序号工程或费用名称设备购置费（万元）建安工程费（万元）其他费用（万元）合计（万元）占投资额（%）一设备及安装工程8788.092208.2410996.3175.781发电设备及安装工程7719.482106.339825.812电气设备及安装工程683.0162.487745.503通信和控制设备及安装工程203.6926.30229.9864其他设备及安装工程181.8913.12195.059、1二建筑工程1741.461741.4612.001发电设备基础工程1097.051097.052房屋建筑工程277.84277.843总图工程366.57366.57三其他费用1185.561185.568.171建设用地费用1801802项目建设管理费702.86702.863生产准备费135.72135.724勘察设计费166.98166.98合计13923.3395.95基本预备费278.471.92静态投资14201.79涨价预备费建设期利息269.831.86流动资金400.28工程总投资14511.63100单位千瓦静态投资（元/kW）7100.90单位千瓦动态投资（元/kW）760、272.321.5.2 5MW风力发电场投资估算表 4-2 5MW风力发电场投资估算序号工程或费用名称设备购置费（万元）建安工程费（万元）其他费用（万元）合计（万元）占投资额（%）一设备及安装工程3205.60679.983885.5880%1发电设备及安装工程2944.92624.683569.602电气设备及安装工程185.6739.39225.063通信和控制设备及安装工程42.018.9150.924其他设备及安装工程33.007.0040.00二建筑工程458.07458.079%1发电设备基础工程253.16253.162房屋建筑工程91.7791.773总图工程113.1411361、.14三其他费用322.07322.077%1建设用地费用50.0050.002项目建设管理费181.18181.183生产准备费39.0439.044勘察设计费51.8551.85合计4665.7298%基本预备费95.222%静态投资4760.94涨价预备费建设期利息67.820.01流动资金20工程总投资4848.76单位千瓦静态投资（元/kW）9521.88单位千瓦动态投资（元/kW）9697.521.5.3 地热能发电、供热总估算表1.5.4 天然气热电联产总估算表表 4-4天然气热电联产总估算表1.5.5 110kV变电站投资估算表表 4-5 110kV变电站投资估算表2 财务评价62、2.1 资金来源及筹措项目静态总投资估算7.05亿元，其中20%计1.41亿元为资本金，由项目单位自有；80%计5.64亿元为国内商业银行贷款。2.2 成本与费用本项目总成本费用主要包括：折旧费、维修费、职工工资及福利费、劳保统筹、住房基金、保险费、材料费、摊销费、财务费用、利息支出及其他费用。其经营成本为：维修费、职工工资及福利费、劳保统筹、住房基金、材料费、保险费和其它费用。2.3 效益计算项目建成投产后，年总发电量0.77亿kWh，根据相应类型上网电价计算，年发电销售收入2.13亿元，供热收入0.39亿元。2.4 产值、利润和主要财务指标该项目投产后，年发电销售收入2.13亿元，供热收入63、0.39亿元，合计产值2.52亿元，平均每年利润0.93亿元。税前财务内部收益率 10.7%；税后财务内部收益率 9.5%；静态投资回收期 10.8年。3 政策支持该示范工程投运正常后，申请当地政府以下政策支持：1、给予分布式能源站项目的特许经营权；2、按照分布式能源站给予天然气价格补贴；3、分布式能源站发电并网的立项批准；4、用户侧并网的用户可扩展到周边及全市范围，以满足发电量的使用；5、按照合同能源管理的享受税费优惠政策；6、上网电价保持稳定，电费及时结算；7、干热岩供暖项目具有绿色可持续无污染等特点，有效降低了供热采暖导致的颗粒物排放和大气污染，有益于我省大气污染防治和蓝天工程行动，申请64、给予一定的财政资金支持，同时尽快落实地热发电上网电价；8、申请进一步降低企业所得税税点或减免一定的企业所得税税金。五、综合效益评价1 环境评价本示范工程采用太阳能、风能、地热能、天然气等可再生能源和清洁能源进行能源生产和供应，替代当地煤炭等化石能源，大大减少了 CO2、SO2、粉尘的排放。本示范工程年发电量1.26亿kWh（除燃气发电），按火电发电标准煤耗为 0.357kgce/kWh计算，则年节约标准煤27489吨。按 1吨标准煤燃烧排放2.47吨CO2，0.02吨SO2，0.01吨粉尘计算，本项目每年可减少 CO2排放6.79万吨，减少SO2排放549.78吨，减少粉尘排放274.89吨，65、对减少温室气体排放，减轻能源紧张和环境压力，起到积极的推动作用。2 社会评价该示范工程的投入运营对于改善地区能源利用结构，带动地方经济增长，推动社会经济的可持续发展，都具有潜在效益： （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）多能互补集成优化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。世界石油危机使许多国家认识到依赖一、两种主要能源非常危险，多种能源并重，相互补充可以减少对化石能源的依赖，提高能源安全。中国从 80年代初开始制订的能源政策，66、要求逐步改变单一以煤为主的能源格局，尽可能开发利用其他能源资源，包括煤、石油、天然气和核能的合理利用，特别是要不断增长新能源和可再生能源的比重，如水电、太阳能、风能、海洋能、生物质能、地热能和氢能等的开发利用。（3）示范项目建设能够与环境保护相协调 按照不同资源条件和用能对象，采取多种能源互相补充，以缓解能源供需矛盾，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，有利于促进经济发展与环境保护的协调发展。 （4）提高电力输出功率的稳定性根据国家能源局数据显示，2016年一季度，全国风电上网电量 552亿千瓦时，弃风电量192亿千瓦时，平均弃风率26%，已创近年来新高。示范项目的实施将大大67、提高电力输出功率的稳定性，提升电力系统消纳风电、光伏发电等间歇性可再生能源的能力和综合效益。（5）积极构建“互联网+”智慧能源系统其次，建设“互联网+”智慧能源示范项目是构建“互联网+”智慧能源系统的重要任务之一，有利于提高能源供需协调能力，推动能源清洁生产和就近消纳，减少弃风、弃光、弃水限电，促进可再生能源消纳，是提高能源系统综合效率的重要抓手，对于建设清洁低碳、安全高效现代能源体系具有重要的现实意义和深远的战略意义。同时，本工程积极响应河南省发改委豫发改办能源201568号文件精神，结合采矿塌陷区治理，充分利用废旧宅基地建设分布式光伏电站，倍增土地价值，既可以丰富辖区产业结构，提高税收，又68、可发展新型清洁能源和现代观光农业，解决本地农民就业、提高农民收入，是优化产业结构的大胆尝试。综上所述，该项目的实施具有较大的经济、环境与社会效益。六、示范作用1 技术集成创新1.1 中低温地热能热电联产本项目采用地热能热电联产技术，实现对地热能的梯级利用，根据“品位对口、梯级利用”的用能思想，实现地热发电、建筑供暖制冷、高效农业和休闲旅游的梯级利用，大幅度提高地热能的转化与利用。在地热资源的开发利用根据各种需求对水温和水质的要求，做到梯级利用，实现地热资源的高效利用。1.2 智能化能源分配控制系统建设以智能电网为主要载体，融合风、光、天然气、地热等多种能源的智慧能源网络，支持多种能源的优化配置69、，提高能源传输效率。建设能源调控中心，支持不同商业模式下满足安全约束条件的多种能源协同优化控制。创新建设模式，调动社会资源共同参与区域能源互联网建设。实现试点区域内可再生能源占比超过50%；实现清洁能源替代供暖燃煤，替代率达100%。建设能源调控中心，通过对试点区域全信息采集，利用大数据技术实现能源生产、能源传输配送、能源消费、能源营销、经济指标、地理气象、宏观政策等多源数据的融合，挖掘能源数据价值，支撑多源协同优化控合、实现能源价值跟踪、提供智慧能源服务。（1）通过电、油、煤、气和可再生能源的多源互补、分层平衡和协同优化控制，利用多种能源生产和消费的时间、空间特性差异，实现满足交易合约的能源70、配送，支撑能源交易的实现。（2）利用能源大数据云平台，对能源生产、传输、存储、转换各环节价值进行量化和跟踪，支撑成本分析、增值评估、能源交易。2 商业模式创新随着我国加快落实创新驱动发展战略，主动适应和引领经济发展新常态，大众创业、万众创新的新浪潮席卷全国。自 2013年5月至今中央层面已经出台至少22份相关文件促进创业创新，这些文件正在转化为具体的政策措施，对创业创新起到积极作用。2016年两会，大众创业，万众创新又一次作为两会热词在政府工作报告中被重点提及，开启打造2016年最强“双引擎”的大幕。习近平精准扶贫思想是中国政府当前和今后一个时期关于贫困治理的指导性思想，其生成的理论基础是“共71、同富裕”根本原则，现实基础是“全面建成小康社会”的宏伟目标。2014年10月11日国家能源局、国务院扶贫办发布光伏扶贫工程工作方案。方案内容指出，利用6年时间，到2020年，开展光伏发电产业扶贫工程。一是实施分布式光伏扶贫，增加贫困人口基本生活收入；二是片区县和贫困县因地制宜开展光伏农业扶贫，利用贫困地区荒山荒坡、农业大棚或设施农业等建设光伏电站，使贫困人口能直接增加收入。本示范工程积极响应并履行党中央号召，拟将部分光伏发电装机容量分配给当地贫困人口，提出“个人投资，统一管理、统一经营、个人受益”的商业模式，所投光伏上网电量受益归当地居民个人所有，实现当地居民再就业的同时，提高居民收入水平。372、 推广应用前景未来能源中起主导作用的将是可再生能源和清洁能源。而依靠多能互补和能源互联网技术，可以大大降低（甚至消除）因可再生能源发电的波动性对电网安全稳定运行带来的影响，并在保障可再生能源发电优先上网的情况下实现电网运行的全局性优化。该项目的实施可改变当地现在的能源结构，提高新能源和清洁能源在当地能源消费结构的比例。当今时代，用户的参与互动具有重要意义。本示范工程积极响应并履行党中央号召，拟将部分光伏发电装机容量分配给当地贫困人口，提出“个人投资，统一管理、统一经营、个人受益”的商业模式，是一种人人参与、人人尽力、人人享有的发展理念，让家家户户都参与到这场能源变革中来，使能源能够成为每个家庭73、的一份未来投资，成为大家建设生态文明的通道。能源是国民经济发展的重要物质基础，对经济的发展起着支撑与保障作用。同时，能源也是城市生产、城市建设、城市生活、城市交通的重要支撑资源。唯有通过多种能源优化互补特别是新能源的有效供给、探索推进“互联网+”智慧能源，实现更为高效并可持续的能源开发和利用，方有可能破解能源资源约束的传统路径。在智慧能源、多能互补的大背景下，该示范工程的建设意义重大，结合项目所在地的具体情况，因地制宜的选择适用清洁能源，通过智能化能源分配控制系统的调度，实现供需基本平衡，以及创新建立符合中央政策的商业模式，可在当地、河南省内起到示范带动作用，也可对全国同类型场地、区域开展多能互补示范有一定的借鉴作用。七、附录1 镇政府关于多能互补规划选址意见2 土地使用协议文件（合同）3 部分地块环评报告4 投资项目备案确认书5 同意电网接入申请文件6 资金承诺书7 投资方、承建方、使用方合作文件8 已建成项目平面图、照片9 土地现状