2025年能源系統(tǒng)分析師專業(yè)知識(shí)考核試題及答案一、單項(xiàng)選擇題（每題2分，共20分）1.新型電力系統(tǒng)中，“源網(wǎng)荷儲(chǔ)”一體化的核心目標(biāo)是：A.提高傳統(tǒng)火電利用率B.實(shí)現(xiàn)電力供需動(dòng)態(tài)平衡C.降低電網(wǎng)建設(shè)成本D.減少新能源棄電率2.下列哪種儲(chǔ)能技術(shù)的能量密度最高？A.鉛酸電池B.液流電池C.鋰離子電池D.壓縮空氣儲(chǔ)能3.依據(jù)《“十四五”現(xiàn)代能源體系規(guī)劃》，2025年非化石能源消費(fèi)占比目標(biāo)為：A.18%B.20%C.22%D.25%4.能源系統(tǒng)碳足跡計(jì)算中，“范圍3排放”通常指：A.企業(yè)直接運(yùn)營(yíng)產(chǎn)生的排放B.外購(gòu)電力/熱力產(chǎn)生的間接排放C.供應(yīng)鏈上下游相關(guān)的間接排放D.產(chǎn)品使用階段的用戶排放5.平準(zhǔn)化度電成本（LCOE）計(jì)算中，不包含的參數(shù)是：A.初始投資成本B.年發(fā)電量C.碳交易成本D.運(yùn)維成本6.下列哪種技術(shù)屬于“需求側(cè)響應(yīng)”的典型應(yīng)用？A.光伏電站跟蹤調(diào)度B.工業(yè)用戶分時(shí)電價(jià)調(diào)節(jié)負(fù)荷C.火電機(jī)組深度調(diào)峰D.電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能調(diào)頻7.2023年《關(guān)于加快推進(jìn)新型儲(chǔ)能發(fā)展的指導(dǎo)意見》中，明確新型儲(chǔ)能的主要定位是：A.基礎(chǔ)保障性電源B.系統(tǒng)調(diào)節(jié)性電源C.應(yīng)急備用電源D.補(bǔ)充性電源8.氫能在能源系統(tǒng)中的主要應(yīng)用場(chǎng)景不包括：A.長(zhǎng)周期儲(chǔ)能B.鋼鐵行業(yè)脫碳C.居民炊事燃料D.重卡運(yùn)輸動(dòng)力9.能源系統(tǒng)靈活性評(píng)估的關(guān)鍵指標(biāo)是：A.峰谷差率B.新能源裝機(jī)占比C.單位GDP能耗D.電網(wǎng)短路容量10.下列哪項(xiàng)不屬于“煤電三改聯(lián)動(dòng)”的內(nèi)容？A.節(jié)能改造B.靈活性改造C.供熱改造D.碳捕集改造二、多項(xiàng)選擇題（每題3分，共15分，錯(cuò)選、漏選均不得分）11.新型電力系統(tǒng)的典型特征包括：A.高比例新能源B.高比例電力電子設(shè)備C.源網(wǎng)荷儲(chǔ)協(xié)同互動(dòng)D.傳統(tǒng)火電完全退出12.影響新能源發(fā)電功率預(yù)測(cè)精度的主要因素有：A.氣象預(yù)報(bào)誤差B.電站設(shè)備老化C.電網(wǎng)拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)D.地形地貌特征13.能源系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)性分析中，常用的評(píng)價(jià)方法包括：A.凈現(xiàn)值法（NPV）B.內(nèi)部收益率法（IRR）C.投入產(chǎn)出法D.全生命周期成本法（LCC）14.碳市場(chǎng)對(duì)能源系統(tǒng)的影響主要體現(xiàn)在：A.提高高碳排放能源的成本B.激勵(lì)新能源技術(shù)創(chuàng)新C.降低電力系統(tǒng)調(diào)峰壓力D.促進(jìn)跨區(qū)域能源互聯(lián)15.分布式能源系統(tǒng)的優(yōu)勢(shì)包括：A.減少輸電損耗B.提高能源利用效率C.降低用戶用能成本D.簡(jiǎn)化電網(wǎng)調(diào)度管理三、簡(jiǎn)答題（每題8分，共40分）16.簡(jiǎn)述“雙碳”目標(biāo)下煤電的轉(zhuǎn)型路徑。17.分析高比例新能源接入對(duì)電力系統(tǒng)頻率穩(wěn)定的影響機(jī)制。18.說(shuō)明儲(chǔ)能系統(tǒng)在“源網(wǎng)荷儲(chǔ)”一體化項(xiàng)目中的配置原則。19.對(duì)比分析陸上風(fēng)電與海上風(fēng)電在LCOE計(jì)算中的關(guān)鍵差異點(diǎn)。20.闡述能源系統(tǒng)數(shù)字孿生技術(shù)的應(yīng)用場(chǎng)景及核心價(jià)值。四、案例分析題（共25分）21.某省2025年能源系統(tǒng)數(shù)據(jù)如下：-全社會(huì)用電量：5000億kWh，最大負(fù)荷80GW，峰谷差率45%（峰谷負(fù)荷差/最大負(fù)荷）。-電源結(jié)構(gòu)：煤電30GW（平均利用小時(shí)4500h）、風(fēng)電25GW（利用小時(shí)2800h）、光伏20GW（利用小時(shí)1200h）、水電10GW（利用小時(shí)3500h）、抽蓄3GW（年轉(zhuǎn)換電量10億kWh）。-新能源棄電率：風(fēng)電5%、光伏8%。-碳價(jià)：80元/噸CO?，煤電碳排放強(qiáng)度0.85kgCO?/kWh，其他電源忽略不計(jì)。問(wèn)題：（1）計(jì)算該省2025年煤電發(fā)電量及碳排放量（單位：億kWh、萬(wàn)噸）。（5分）（2）計(jì)算新能源實(shí)際發(fā)電量（風(fēng)電、光伏合計(jì)，單位：億kWh）。（5分）（3）分析該省新能源棄電的可能原因，并提出3項(xiàng)針對(duì)性解決措施。（10分）（4）若通過(guò)配置電化學(xué)儲(chǔ)能降低棄電率，假設(shè)儲(chǔ)能系統(tǒng)投資成本2000元/kWh，年循環(huán)次數(shù)500次，壽命10年，不計(jì)維護(hù)成本，計(jì)算儲(chǔ)能度電成本（單位：元/kWh）。（5分）---答案及解析一、單項(xiàng)選擇題1.B。新型電力系統(tǒng)強(qiáng)調(diào)多主體協(xié)同，核心是通過(guò)源網(wǎng)荷儲(chǔ)互動(dòng)實(shí)現(xiàn)供需動(dòng)態(tài)平衡。2.C。鋰離子電池能量密度約150-250Wh/kg，顯著高于鉛酸（30-50Wh/kg）、液流（20-50Wh/kg）和壓縮空氣（約5-10Wh/kg）。3.B。《“十四五”現(xiàn)代能源體系規(guī)劃》明確2025年非化石能源消費(fèi)占比目標(biāo)20%左右。4.C。范圍3排放指企業(yè)價(jià)值鏈中其他間接排放，如采購(gòu)、運(yùn)輸、產(chǎn)品使用等。5.C。LCOE主要計(jì)算初始投資、運(yùn)維、燃料（如有）及發(fā)電量，碳交易成本屬外部性成本，通常單獨(dú)評(píng)估。6.B。需求側(cè)響應(yīng)通過(guò)價(jià)格或激勵(lì)引導(dǎo)用戶調(diào)整用電行為，分時(shí)電價(jià)調(diào)節(jié)負(fù)荷是典型應(yīng)用。7.B。政策文件明確新型儲(chǔ)能作為系統(tǒng)調(diào)節(jié)性電源，支撐高比例新能源消納。8.C。氫能主要用于工業(yè)、交通（重卡）、長(zhǎng)周期儲(chǔ)能，居民炊事仍以天然氣/電力為主。9.A。峰谷差率直接反映系統(tǒng)需應(yīng)對(duì)的負(fù)荷波動(dòng)能力，是靈活性關(guān)鍵指標(biāo)。10.D?！叭穆?lián)動(dòng)”指節(jié)能、靈活性、供熱改造，碳捕集屬深度脫碳技術(shù)，未納入“三改”。二、多項(xiàng)選擇題11.ABC。新型電力系統(tǒng)以“雙高”（高比例新能源、高比例電力電子）為特征，傳統(tǒng)火電逐步轉(zhuǎn)為調(diào)節(jié)性電源，不會(huì)完全退出。12.ABD。新能源功率預(yù)測(cè)依賴氣象預(yù)報(bào)（如風(fēng)速、輻照），設(shè)備老化影響實(shí)際出力，地形地貌（如山地風(fēng)電）影響局部氣象，電網(wǎng)拓?fù)洳恢苯佑绊戭A(yù)測(cè)精度。13.ABD。投入產(chǎn)出法用于經(jīng)濟(jì)系統(tǒng)關(guān)聯(lián)分析，非能源項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性評(píng)價(jià)常用方法。14.AB。碳市場(chǎng)通過(guò)成本傳導(dǎo)抑制高碳能源，激勵(lì)低碳技術(shù)，但不直接影響調(diào)峰或跨區(qū)域互聯(lián)。15.ABC。分布式能源靠近負(fù)荷側(cè)，減少輸電損耗，提高綜合效率（如冷熱電三聯(lián)供），但增加電網(wǎng)調(diào)度復(fù)雜度。三、簡(jiǎn)答題16.轉(zhuǎn)型路徑包括：（1）功能轉(zhuǎn)型：從主力電源轉(zhuǎn)為調(diào)節(jié)性電源，通過(guò)靈活性改造（如最低技術(shù)出力降至20%-30%）參與調(diào)峰調(diào)頻；（2）技術(shù)升級(jí)：推廣節(jié)能改造（供電煤耗降至270gce/kWh以下），耦合CCUS技術(shù)（捕集率90%以上）實(shí)現(xiàn)近零排放；（3）模式創(chuàng)新：與新能源打捆外送（如“煤電+風(fēng)電/光伏”基地），或參與氫能耦合（煤制氫+碳捕集）；（4）政策協(xié)同：完善容量補(bǔ)償機(jī)制，保障煤電調(diào)節(jié)服務(wù)收益，避免過(guò)早退出影響系統(tǒng)安全。17.影響機(jī)制：（1）新能源（風(fēng)電/光伏）通過(guò)電力電子逆變器并網(wǎng)，缺乏同步發(fā)電機(jī)的轉(zhuǎn)動(dòng)慣量，系統(tǒng)慣量水平下降，頻率擾動(dòng)時(shí)初期支撐能力弱；（2）新能源出力隨機(jī)波動(dòng)（如風(fēng)速突變、云遮光伏）導(dǎo)致有功不平衡加劇，頻率偏差增大；（3）傳統(tǒng)火電因深度調(diào)峰減少運(yùn)行臺(tái)數(shù)，一次調(diào)頻能力（響應(yīng)速度、調(diào)節(jié)容量）下降；（4）高比例電力電子設(shè)備可能引入控制時(shí)序問(wèn)題，導(dǎo)致頻率振蕩風(fēng)險(xiǎn)增加。18.配置原則：（1）需求導(dǎo)向：根據(jù)項(xiàng)目所在區(qū)域的新能源出力特性（如風(fēng)電夜間大發(fā)、光伏午間大發(fā)）、負(fù)荷曲線（如工業(yè)負(fù)荷峰谷差）確定儲(chǔ)能類型（功率型/能量型）；（2）經(jīng)濟(jì)性最優(yōu)：通過(guò)成本效益分析（如峰谷價(jià)差套利、輔助服務(wù)收益）確定儲(chǔ)能容量，避免過(guò)度配置；（3）技術(shù)適配：新能源側(cè)儲(chǔ)能側(cè)重平滑出力（容量按新能源裝機(jī)的10%-20%配置），電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能側(cè)重調(diào)峰（容量按最大負(fù)荷的3%-5%配置），用戶側(cè)儲(chǔ)能側(cè)重需量管理；（4）政策協(xié)同：符合《新型儲(chǔ)能項(xiàng)目管理規(guī)范》，確保與電網(wǎng)調(diào)度系統(tǒng)通信兼容，參與電力市場(chǎng)交易。19.關(guān)鍵差異點(diǎn)：（1）初始投資：海上風(fēng)電需建設(shè)海上樁基、海底電纜，單位千瓦投資（約1.5-2萬(wàn)元）高于陸上（0.7-1萬(wàn)元）；（2）運(yùn)維成本：海上受臺(tái)風(fēng)、鹽霧影響，運(yùn)維船租賃、設(shè)備防腐成本更高（約占LCOE的20%-25%，陸上約10%-15%）；（3）利用小時(shí)：海上風(fēng)資源更穩(wěn)定（利用小時(shí)3000-4000h），高于陸上（2000-3000h），攤薄固定成本；（4）輸電成本：海上需額外海底電纜投資（約0.2-0.5元/W），陸上風(fēng)電就近接入成本低；（5）補(bǔ)貼政策：部分地區(qū)對(duì)海上風(fēng)電有額外電價(jià)補(bǔ)貼（如廣東、福建），影響LCOE計(jì)算中的收入端。20.應(yīng)用場(chǎng)景：（1）系統(tǒng)規(guī)劃：通過(guò)數(shù)字孿生模擬不同新能源裝機(jī)比例下的電網(wǎng)潮流、電壓穩(wěn)定性，優(yōu)化網(wǎng)架結(jié)構(gòu)；（2）運(yùn)行調(diào)度：實(shí)時(shí)映射物理系統(tǒng)狀態(tài)（如光伏出力、負(fù)荷變化），預(yù)測(cè)未來(lái)24小時(shí)供需平衡，動(dòng)態(tài)調(diào)整儲(chǔ)能充放策略；（3）故障診斷：模擬設(shè)備老化（如變壓器絕緣退化）、極端天氣（如冰災(zāi)）影響，提前預(yù)警線路過(guò)載風(fēng)險(xiǎn)；（4）政策評(píng)估：仿真碳價(jià)上漲、新能源補(bǔ)貼退坡對(duì)投資決策的影響，為政策調(diào)整提供依據(jù)。核心價(jià)值：通過(guò)虛實(shí)交互降低試錯(cuò)成本，提升系統(tǒng)規(guī)劃的科學(xué)性和運(yùn)行的可靠性，支撐“雙碳”目標(biāo)下能源系統(tǒng)的快速迭代。四、案例分析題21.（1）煤電發(fā)電量=30GW×4500h=1350億kWh；碳排放量=1350億kWh×0.85kgCO?/kWh=1147.5萬(wàn)噸。（2）風(fēng)電理論發(fā)電量=25GW×2800h=700億kWh，實(shí)際發(fā)電量=700×(1-5%)=665億kWh；光伏理論發(fā)電量=20GW×1200h=240億kWh，實(shí)際發(fā)電量=240×(1-8%)=220.8億kWh；合計(jì)=665+220.8=885.8億kWh。（3）棄電可能原因：①電網(wǎng)送出能力不足：新能源集中區(qū)域（如風(fēng)電基地）配套輸電線路容量有限，無(wú)法外送多余電力；②調(diào)峰能力不足：煤電靈活性改造未完成（最小出力仍較高），抽蓄（3GW）調(diào)節(jié)容量?jī)H占最大負(fù)荷的3.75%，無(wú)法平衡新能源波動(dòng)；③負(fù)荷特性不匹配：該省峰谷差率45%（峰谷負(fù)荷差=80GW×45%=36GW），夜間負(fù)荷低（谷荷=80-36=44GW），而風(fēng)電夜間出力高，導(dǎo)致“負(fù)電價(jià)”棄風(fēng)；④儲(chǔ)能配置不足：現(xiàn)有抽蓄年轉(zhuǎn)換電量?jī)H10億kWh，無(wú)法消納新能源過(guò)剩電量。解決措施：①提升電網(wǎng)送出能力：建設(shè)新能源基地至負(fù)荷中心的特高壓直流線路（如±800kV線路，輸送容量8GW）；②增強(qiáng)系統(tǒng)調(diào)峰：推進(jìn)煤電靈活性改造（最小出力降至20%，即30GW×20%=6GW，增加調(diào)峰容量30-6=24GW），新增新型儲(chǔ)能（如1000MW/2000MWh磷酸鐵鋰儲(chǔ)能，提供2小時(shí)調(diào)峰）；③優(yōu)化負(fù)荷響應(yīng)：實(shí)