某200MWh-400MWh共享储能项目可研报告

目录TOC\o"1-3"\h\u第一章工程概述 51.1.编制依据 51.2.设计水平年 51.3.主要设计原则 51.4.工程概况 6第二章电力系统一次 6第三章电力系统二次 7第四章电化学储能电站站址选择 84.1.站址概述 8(1)地形地貌及不良地质作用 8(2)地层岩性及其工程性能 8(3)地震 8(4)水文地质 8(5)工程地质 8(6)土壤电阻率 8(7)水的腐蚀性 8(8)气象条件 9**县气象要素统计表 94.2.拆迁赔款情况 94.3.出线条件 94.4.水文气象条件 94.4.1.气象 94.4.2.水文 104.5.水文地质及水源条件 104.6.工程地质 104.7.土石方情况 104.8.进站道路和交通运输 104.9.站用电源 104.10.环境影响 114.11.通信干扰影响 114.12.施工条件 114.13.收集资料情况和必要的协议 11第五章电化学储能电站工程设想 125.1.系统概况 125.2.电气主接线及主要电气设备选择 125.2.1.电气主接线方式 125.2.2.储能电池选型 125.2.3.储能变流器选型 185.3.电气布置 195.4.电气二次 205.4.1.设计依据和原则 205.4.2.接入系统设计 215.4.3.升压站电气二次设计 215.5.总体规划和总布置 255.5.1.站区总体规划 255.5.2.站区总平面布置 255.5.3.竖向布置 265.6.道路及场地处理 265.7.建筑与结构 265.7.1.全站建筑物 265.7.2.全站构筑物的地基与基础 265.7.3.场地大面积回填土设计要求 265.8.供排水系统 28(1)给水系统 28(2)排水系统 295.9.采暖、通风和空气调节系统 29(1)采暖系统 29(2)通风系统 295.10.消防 305.10.1.建筑防火设计 315.10.2.消防给排水系统 315.10.3.自动灭火系统 325.10.4.火灾自动报警系统 325.10.5.灭火器配置 32第六章环境保护和水土保持 336.1.环境保护 336.1.1.主要环境敏感区识别 336.1.2.不利影响及防治措施 336.1.3.结论 356.2.水土保持 356.2.1.水土流失现状分析 356.2.2.水土流失影响分析 366.2.3.水土保持措施 37第七章节能措施分析 397.1.设计依据 397.2.系统节能分析 407.3.变电节能分析 407.3.1.节能减耗措施 407.3.2.电气设计节能降耗措施 407.3.3.土建设计节能降耗措施 427.3.4.水资源节约 427.3.5.建设管理的节能措施建议 43第八章劳动安全与工业卫生 438.1.总则 438.1.1设计目的、基本原则 438.1.2设计范围和主要内容 448.1.3设计规范及依据 448.2.建设项目概况 468.3.主要危险、有害因素分析 468.3.1 工程施工期主要危害因素分析 468.4.工程安全卫生设计 488.4.1.施工期 488.4.2.运行期劳动安全与工业卫生对策措施 488.5.工程运行期安全管理及相关设备、设施设计 538.5.1.安全管理机构及相关人员配备 538.5.2.安全、卫生管理体系 548.5.3.事故应急救援预案 568.6.安全预评价报告建议措施采纳情况 578.7.主要结论及建议 58

工程概述编制依据

《电化学储能电站设计规范》（GB

51048-2014）；

《建筑设计防火规范》（GB

50016-2014）；

《高压配电装置设计技术规程》（DL/T5352-2018）；

《电化学储能系统接入配电网技术规定》（NB/T

33015-2014）；

《分布式电化学储能系统接入配电网设计规范》（DL/T

5816-2020）；

《分布式储能系统接入配电网设计规范》（T/CEC

173-2018）；

《电化学储能系统接入配电网技术规定》（NB/T33015-2014）；

《配电网规划设计技术导则》（DL/T

5729-2016）；

《电化学储能系统接入电网技术规定》（GB/T

36547-2018）；

《电化学储能电站可行性研究报告内容深度规定》（T/CEC

5025-2020）；

《预制舱式磷酸铁锂电池储能电站消防技术规范》（T/CEC

373-2020）；其他相关规程、规范。设计水平年设计水平年为

2021

年，本项目按计划在

2022

年

6

月

30

日前投运。主要设计原则遵循国标、行标、企标等各类规范、标准。充分考虑电气、土建、通信等专业技术方案。能源的梯级利用和转换效率应达到国际先进水平。本着节约资源，方便施工的要求，在投资允许的情况下采用紧凑布置设备及满足土地等环境因素和安全生产等要求。工程概况**省是新能源大省，省内新能源占比超过

40%，风电和光伏项目装机量全国靠前，**县电网限电严重，地区消纳不足，2020

年刚刚解除红色警戒区域，因此解决电网波动，增加地区消纳是促进十四五新能源装机的重要保障。为保证电网稳定性，减少**地区光伏电站弃电量问题，拟建设400MWh

共享储能系统。共享储能对电网调频调峰、平衡输出、缓解新能源发电出力波动等方面具有突出优势，有助于解决新能源弃电问题，提升新能源消纳能力，同时可以有效提高电力系统安全稳定运行水平。共享储能电站的建设不仅提升了储能电站的利用率，也让其他新能源企业共享了储能资源，实现新能源最大化消纳，通过市场化收益分配实现多方共赢。从实现共享储能的角度，拟建的储能电站可以在**市电网断面实现光伏弃电量的存储，根据调研数据，截止

2021

年

1

月，仅高崖子滩光伏产业园已建成并网发电光伏320MW，弃光率约

4%，在建平价上网光伏发电容量

99MW，为解决光伏弃电量并做好示范性作用，可以与区域电站签订长期协议。同时，由于未来几年**地区新能源电站大规模并网、线路扩建和检修等原因造成的限电将会大大缩减光伏电站的实际可利用率，也加大了储能电站的利用性，从而拓展储能电站的收益。共享储能项目一期配置100MW/200MWh，二期配置100MW/200MWh，总规模

200MW/400MWh。**县

400MWh

共享储能电站选址在**县新建330kV

汇集站旁，站址位于**省**市**县新能源规划产业园内，项目地处交通要道，国道

312

线北侧约1.8km

处。储能电站利用新建的330kV

汇集站周边地区作为储能电站站址，站址附近无机场、军事设施、风景名胜及文物古迹，不压矿。为保证储能电站按时投产，储能电站储能系统采用预制舱户外布置方式。根据实地调研，**县共享储能电站站址用地规整，周围公路交通运输较为便利，符合建设需求。电力系统一次电力系统二次电化学储能电站站址选择站址概述拟建的

200MW/400MWh

储能电站位于**省**市**县新能源规划产业园，占地面积为

29

亩。地形地貌及不良地质作用拟建的储能电站场址紧邻**县新建330kV

汇集站，地处**河西走廊中部，黑河中游下段，**市北部。**县地势南北高、中间低，形若马鞍，南部为祁连山北麓，中部为走廊平原，北部为合黎山地，海拔高度介于

1260

米-3140

米之间。场址区地势平坦、开阔，滑坡、塌方、空洞、泥石流等不良物理地质现象不发育。可研阶段未开展地勘工作，最终地形地貌及不良地质作用以本项目的地勘报告为准。地层岩性及其工程性能可研阶段未开展地勘工作，最终的地层岩性及其工程性能以本项目地勘报告为准。地震可研阶段未开展地勘工作，最终的地震情况以本项目地勘报告为准。水文地质可研阶段未开展地勘工作，最终的水文地质情况以本项目地勘报告为准。工程地质本期项目场址处于地处**河西走廊中部，黑河中游下段，地势南北高、中间低，形若马鞍，南部为祁连山北麓，中部为走廊平原，北部为合黎山地，海拔高度约

1560

米。场址所在地属高崖子滩光伏产业园规划用地，地势平整，场址区地势平坦、开阔。土壤电阻率可研阶段未开展地勘工作，最终的土壤电阻率情况以本项目地勘报告为准。水的腐蚀性可研阶段未开展地勘工作，最终的地下水埋深情况以本项目地勘报告为准气象条件本项目场址区位于**省**市**县高崖子滩光伏产业园内，采用**县气象监测数据作为本项目的气象参数。**县气象要素统计表序号项目单位数值备注1多年平均气温℃8.12多年极端最高气温℃403多年极端最低气温℃-30.64多年最大冻土深度cm965多年最大积雪厚度cm206多年平均气压hap8657多年平均降水量mm1038多年最大风速m/s179多年平均风速m/s1.710年平均雷暴日数d15拆迁赔款情况本期储能场址上无学校、医院、居民住房等建筑物，故不考虑拆迁赔款情况。出线条件本期储能电站在新建330kV汇集站附近，采用一回线路出线与汇集站内110kV备用间隔门架连接。水文气象条件气象本期储能电站地处**河西走廊中部，黑河中游下段，**市北部，属冷温带大陆性干旱气候，干燥，降水稀少，光热丰富，昼夜温差大，夏季炎热，冬季寒冷。**县川区年均气温

8.1℃，最热月为

7

月，月平均

22.7℃，最冷月为

1

月，平均气温-8.9%。春季（3-5

月）平均气温为

10.1℃，夏季（6-8

月）21.4℃，秋季（9-11

月）7.5℃，冬季（12-2

月）-6.6℃。受海拔高度和地形影响，气温地域分布由北向南递减，川区高于山区，东西相差不大，南北相差较大。**县降水稀少，年际变化大，时空分布不均。年平均降水量

112.3

毫米，年均蒸发量川区为

1923

毫米、山区

1829

毫米。**县年日照时数川区约

3088

小时，山区约

2683

小时，年日照百分率川区为

71%，山区为

60%，太阳年总辐射量川区为

148

千卡/平方厘米，山区

129

千卡/平方厘米。水文本期储能电站场址内无常年流水。可研阶段并未开展地勘工作，水文条件以地勘报告为准。水文地质及水源条件可研阶段并未开展地勘工作，水文地质及水源条件以地勘报告为准。工程地质**县地势南北高、中间低，形若马鞍，南部为祁连山北麓，中部为走廊平原，北部为合黎山地，海拔高度约

1560

米。本期项目场址所在地属新能源产业风电产业园规划用地，地势平整，场址区地势平坦、开阔。可研阶段并未开展地勘工作，实际工程地质情况以地勘报告为准。土石方情况本期项目土石方开挖主要考虑排水沟、电缆沟、路灯、接地网、设备基础等土方开挖，总的开挖量为

4730.60

m³进站道路和交通运输本期项目站址距国道

312

线约

1.8km，交通便利。途中弯道的承载力和宽度，均可以满足储能电站运输车辆运输要求，电池、PCS、箱变以及其他设备都可以通过汽车直接运抵场址。其他建筑材料也均可以用汽车直接运到工地。站用电源本期储能电站内站用电系统包括照明系统、消防系统、空调系统、电池簇散热系统、BMS

系统，储能系统辅助用电由储能电站中站用电系统提供。环境影响根据目前的观测，电站场址区多年最大风速为

17m/s，本工程的储能电池集装箱的抗风能力完全满足安全要求。该地区雷暴日数是

15d/年，本工程根据储能电池组件布置的区域面积及运行要求，合理设计防雷接地系统，并达到对全部储能电池组件布置的区域面积及运行要求，合理设计防雷接地系统，并达到对全部储能电池集装箱进行全覆盖的防雷接地设计。该地区的多年最大积雪深度为

20cm，多年最大冻土深度为

96cm，本工程的基础设计等完全满足安全需求。该地区多年极端最低温度为-30.6˚C，极端最高温度为

40˚C。本工程选用逆变器等工作环境温度为-35˚C～60˚C。储能电池安装在集装箱内，配置有通风空调设备，能保证工作温度可控制在允许范围内。故当地气象温度条件对储能电池及逆变器的安全性没有影响。综上所述，本工程在运行期基本不受沙尘暴、大风、积雪、冻土、雷暴及极端温度等恶劣天气的影响。具体环境影响情况以本项目环保报告为准。通信干扰影响场址所在地无机场、军事设施、通信铁塔，故不考虑通信干扰施工条件站址区域较开阔，施工材料基本有空余场地，无需外租临时场地，施工水电基本从风电产业园临时接入。收集资料情况和必要的协议国家能源局**监管办公室关于征求《**省电力辅助服务市场运营规则（征求意见稿）》的函；**省发改委《关于加快推进全省新能源存量项目建设工作的通知》；**县发展和改革局《关于**县**有限公司**县风电产业园

200MW/400MWh

共享储能项目备案的通知》。电化学储能电站工程设想系统概况规划的共享储能电站共

400MWh，分两期建设，一期

200MWh，二期

200MWh。一期储能电站接入到新建

330kV

汇集站

110kV

间隔，储能站内通过10

回

35kV

集电线路汇集升压至110kV，接入到新建330kV

汇集站中。二期接入到一期预留的母线上，汇入到330kV

汇集站

110kV

间隔。电气主接线及主要电气设备选择电气主接线方式电气主接线方案的选择以满足供电可靠、运行灵活、操作检修方便、投资节约和便于过渡或扩建等为原则。根据规程规范以及接入系统评审意见，对拟建储能电站电气主接线提出如下设计方案。由于采用集装箱的布置形式，各个集装箱之间运行时候温度等会存在差异性，因此建议双向变流器与电池之间不跨箱接线，此外因为国内目前储能电池市场尚在不断发展，各家的产品差异性较大，储能子系统规模受到电池集装箱单体容量大小的影响，考虑储能产品市场适应性以及通用性需求，单个储能集装箱容量建议采用交流侧放电容容量为3.45MWh储能子单元结合储能放电电

时

间

需

求

，

本

项

目

单

体

储

能

子

系

统

可

以

采

用3.45MW/6.9MWh

，不同种类方案仅仅针对市场产品品牌的不同，对整个工程造价和方案选择影响较小，可研报告考虑采用

3.45MW/6.9MWh

子系统分析，单位容量占地面积最小。最终子系统方案以施工阶段为准，具体的电气主接线如附图

1

所示。储能电池选型储能电池技术概述国内外已经开展的商业性、示范性储能电站上千座，从电池材料方面包括铅碳电池、钠硫电池、液流电池、锂电池等不同化学特性的储能电站，如

10kV

雉城储能电站采用铅碳电池，日本

34MW

风电储项目采用的是钠硫电池，新疆阿瓦提

7.5MW/22.5MWh

项目采用的是液流电池等；从新旧电池方面，目前储能电站大多数以新电池为主要材料，梯次利用电池一般用于基站等设备的后备电源。电池材料比选国内外储能电池包括铅碳电池、钠硫电池、液流电池、锂电池等，储能电池种类较多，各类电池也都有不同的优势和用途，各自的电化学材料及原理都不完全相同。铅碳电池铅碳电池是美国

Axion

Power

公司研发的一种基于铅碳技术的新型蓄电池，它是一种电容型铅酸电池，是从传统的铅酸电池演进出来的技术，它是将高比表面碳材料（如活性碳、活性碳纤维、碳气凝胶或碳纳米管等）掺入铅负极中，发挥高比表面碳材料的高导电性和对铅基活性物质的分散性，提高铅活性物质的利用率，并能抑制硫酸铅结晶的长大；图SEQ图\*ARABIC1铅碳电池结构原理图钠硫电池钠硫电池由正极、负极、电解质、隔膜和外壳组成，与一般电池（铅酸电池、锂电池等）不同，钠硫电池是由熔融电极和固体电解质组成，负极的活性物质为熔融金属钠，正极活性物质为液态硫和多硫化钠熔盐；钠硫电池中固体电解质兼隔膜工作温度在

300～350

度。在工作温度下，钠离子

Na+透过电解质隔膜与

S

之间发生可逆反应，形成能量的释放和储存。钠硫电池在放电过程中，电子通过外电路由阳极（负极）到阴极（正极），而

Na+则通过固体电解质

β-Al2O3与

S2

结合形成多硫化钠产物，在充电时电极反应与放电相反。钠与硫之间的反应剧烈，因此两种反应物之间必须用固体电解质隔开，同时固体电解质又必须是钠离子导体。图SEQ图\*ARABIC2钠硫电池结构原理图液流电池液流储能电池由电堆单元、电解质溶液及电解质溶液存储和供给单元、控制管理单元等部分组成。下图为液流电池的原理图，正、负极电解液分别装在两个储罐中，利用送液泵使电解液通过电池循环。在电堆内部，正、负极电解液用离子交换膜分隔开，电池外接负载和电源。目前最具有商业化潜力的是全钒液流电池，全钒液流电池被认为是最具产业化前景的液流电池技术。全钒液流电池通过不同价态的钒离子相互转化实现电能的储存与释放。全钒液流电池（VFB）正极电对为

VO2+/

VO2+，负极为

V2+/

V3+。图SEQ图\*ARABIC3液流电池结构原理图锂离子电池锂离子电池主要依靠锂离子在正负极之间的往返嵌入和脱嵌来工作，实现能量的存储和释放。以钴酸锂正极、石墨负极的锂离子电池为例：充电时，在外加电场的作用下，正极材料

LiCoO2

分子中的锂元素脱离出来，成为带正电荷的锂离子

Li+，从正极移动到负极，与负极的碳原子发生化学反应，生成

LiC6，从而稳定地嵌入到层状石墨负极中。放电时相反，内部电场转向，Li+从负极脱嵌，顺电场方向，回到正极，重新成为钴酸锂分子

LiCoO2。图SEQ图\*ARABIC4锂离子电池结构原理图锂离子电池的正极通常选用锰酸锂、钴酸锂、镍钴锰酸锂（三元）或者磷酸铁锂等材料，负极通常选用石墨或钛酸锂，因此锂离子电池又区分为磷酸铁锂电池(LFP)、三元锂电池(NCM)、钛酸锂电池(LTO)等。市场上包括铅碳电池、钠硫电池、液流电池、锂离子电池等都已经有较为广泛的应用，但是各类电池由于其化学成分不同，在应用场景方面区别较大。下表分别对各类电池的优缺点对比；表SEQ表\*ARABIC1常见储能电池对比表电池类型铅碳电池液流电池钠硫电池锂离子电池LFPNCM(NCA)LTO优点性价比高；技术成熟；安全性较高功率和容量相互独立，配置灵活；电池使用寿命长比能量高；可短时大电流、高功率放电高温条件下或过充时安全性非常高；可快速充电，放电功率高能量密度大安全性好；寿命长；循环次数高缺点能量密度较低；循环次数较短能量密度偏低；成本较高；效率较低需要高温运行能量密度相对三元较低在高温作用下极易发生燃烧或爆炸的现象经济性差；产业规模不成熟由于项目规模较大且以商业化运行为主要目的，首先考虑目前各类电池产品的产品成熟度，而目前钠硫电池技术成熟度不高，在高温运行，有一定的安全隐患，同时全球只有日本

NGK

一家商业化应用，属于垄断技术，产业难以规模化；液流电池中全钒液流电池已经有产业化生产，但是目前液流电池项目大多是示范性项目，项目总体投资高。铅碳电池技术成熟度较高，但是由于充放电次数较短，能量密度较低，难以用于大规模的储能电站项目。锂离子电池目前是被广泛应用于储能电站项目之中，包括磷酸铁锂电池、三元锂电池、钛酸锂电池三种，钛酸锂电池由于成本较高且产业规模不成熟，不适合用于大规模储能电站，三元锂和磷酸铁锂在目前储能电站中应用最为广泛，但是由于三元锂电池的热不稳定性，容易燃烧，且国内产业布局多以磷酸铁锂电池为主，所以本项目推荐采用磷酸铁锂系统。新旧电池比选目前，储能电站大多数都是应用新电池，梯次利用电池较少。梯次利用电池是通过将电动汽车废旧电池回收，重新组装后应用于储能电站之中，相较于采用新电池，其优势在于符合国家产业政策，充分利用废旧电池，节能环保，但是梯次利用电池的价格较高，以瓦特集团生产的宁德电池为例，目前采用宁德的退役磷酸铁锂电池，每

Wh

价格约为

0.6~0.7

元，使用循环次数为

2000

次左右，且其初始容量只有新电池的

80%。而宁德等一线品牌新电芯价格每

Wh

约为

1.3~1.4

元，使用寿命可以达到

8000

次，经济性上，新电池明显优于退役电池。此外由于退役电池使用环境不同，电池组之间的一致性较差，对电池运行维护的技术要求更高，不利于后期运行需求。新电池和退役电池在技术方案上都是可行性的，但近期国家能源局《新型储能项目管理规范（暂行）（征求意见稿）》指出：在电池一致性管理技术取得关键突破、动力电池性能监测与评价体系健全前，原则上不得新建大型动力电池梯次利用储能项目。因此，本项目考虑采用新电池。本次项目储能电池选型电芯容量选择目前市面基于磷酸铁锂电池解决方案的储能系统，大多采用小容量电芯通过多组串并联的方式组成一路直流输出单元。在实际运行过程中，直流侧由于锂电池的不一致，导致并联的各个电池子单元在电池簇内形成层内部环流，环流的作用导致储能电池簇的运行寿命缩短，内部自耗电高，系统放电效率低。采用大容量电芯可以减少电池簇的并联数量，解决电池簇的内部环流和低效率问题。市面上主流大容量电芯均在200Ah以上，本项目电芯要求储能电芯不小于280Ah，电池簇内部电芯不允许并联，以彻底解决电池簇内部环流造成的可用电量损耗大，以及内部环流问题。为保证储能系统的安全性和可靠性，储能电芯必须由具备CNAS认证资质的第三方机构提供的GB/T36276-2018认证报告。且该款储能电芯业绩不小于100MWh。电压平台选择随着国内储能市场的发展越来越成熟，储能电站的规模越来越大，储能系统的效率对储能系统的收益影响越来越明显，本项目属于**省首批共享储能电站，有着十分重要的的示范性意义。因此本储能电站将采用高效率设计方案。电力系统输电网络中最大的损耗来自于线损，为了避免过多的线损带来系统能量损耗，输电网络采用高压输电以降低线损。得益于光伏技术的发展，直流1500V电压平台在光伏发电中已有多年使用经验。直流1500V电压平台的软硬件技术已经十分成熟，可复制到储能电站使用。目前国内已投运有多所的基于1500V电压平台的储能电站，目前运行效果良好。本项目属于**省示范性科技项目，应大力推广基于1500V电压平台的高能效解决方案，因此本储能项目直流侧电压平台建议采用1500V电压平台。储能变流器选型储能变流器（PCS）采用一级变换主电路结构，交流侧配置交流开关、接触器、EMI滤波器等，直流输出单元包含：EMI

滤波器、预充电电路、直流开关。具体形式如下图所示图SEQ图\*ARABIC5储能变流器电气结构拓扑图PCS

根据直流侧电压平台分为1000V电压平台和1500V电压平台两种系列，1000V平台指的

PCS

直流侧最高工作电压为

1000V

，额定功率工作电压范围为:600V~1000V，1500V平台指的直流侧最高工作电压为

1500V，额定功率工作电压范围为：800~1500V。变流器（PCS）按照额定功率分级分为：200kW（组串式）

、

250kW、500kW、630kW、1250kW、2500kW、3150kW、3450kW。额定功率630kW及以下功率等级变流器

一般属于1000V电压平台版本，1000V平台的

PCS

单体容量较小，在故障时，对储能系统影响较小，但是由于本期储能项目规模较大，会带来如下问题：大规模储能电站采用大量的小功率变流器造成系统的控制节点多，系统控制难度大，稳定性降低。大量变流器交流侧并联带来的共模电流问题将严重影响储能电站的稳定运行。变流器本身是属于电力电子设备，并网运行过程中会输送大量的谐波到电网，对电网造成严重的谐波污染。直流由于不存在过零点，分断较难，因此直流设备价格较交流设备价格贵50~80%，小功率集中式储能电站需要使用大量的直流汇流柜，将采用大量的直流断路器等开关设备，工程造价相对于更大型集中式储能系统价格不具备经济性优势。额定功率

1.25MW

以上变流器一属于1500V电压平台版本。1500V电压平台的PCS单体容量相对较大，功率密度高、占地面积小，高电压平台意味着功率相同情况下，电流越小。系统效率更高、电缆投资更少、电池舱能量密度更大，储能建设场地占用更少。碳中和进度的加速会使得国内的储能电站建设项目越来越多，储能系统整体效率与可靠性越来越受到重视，超大功率储能变流器可以极大的提高储能系统充放电效率。少量的变流器将带来简单的网络组织构架，简单网络将使得系统的网络的可靠性大大提升。综上所述，建议本项目变流器采用额定功率3MW以上

变流器

。变流变压系统设计方案随着储能电站在国内的大规模商业运行，储能电站建设所需的集装箱数量急剧上升，由于新冠疫情的影响国内的集装箱造价水涨船高，给大型储能电站的建设带来了巨额的集装箱体费用的支出，本示范项目本着节能减排，创新应用为设计宗旨，在不降低系统安全性和可靠性的同时降低系统设备成本。因此考虑变流变压系统采用全户外撬装式结构。每个变流变压额定功率3.45MW，由1台额定容量3.45MVA双绕组油浸式变压器、1台3.45MW储能变流器组成。变流器、变压器、高压柜等集成到一台撬装托盘上，每台PCS直流侧接4个储能电池预制舱。设备基本配置表

序号名称规格单元配置总配置备注13.45MVA中压储能变流器集装箱1座1座1.13500kVA油浸变压器S11-3500/351台/座1台/座含负荷开关+熔断器组合，含高压室。1.2通讯动力柜1台/座1台/座含UPS1.3群控单元EMU1台/座1台/座放在通讯动力柜内1.4非标集装箱箱体框架1个/座1个/座1.53450kWPCS1台/座1台/座总功率3.45MW，户外型变流变压系统安装布置储能电池系统设计方案电池组的成组方式及其连接拓扑应与功率变换系统的拓扑结构相匹配。为减少并联支路间性能的差异，保障系统的安全、可靠运行，应减少电池并联个数。电池预制舱采用40英尺标准集装箱，电池舱的交流侧放电容量不低于3.45MWh。为保证电池系统整个生命周期的安全稳定运行，储能集装箱应该按照电池簇级消防设计，采用七氟丙烷气体灭火系统或性能更优的全氟己酮灭火方案。电气布置拟建储能升压站电气设备包括主变、GIS

室、35kV

开关柜室、控制室等，储能

110kV变电站布置于拟建储能厂区东侧，35kV

开关柜紧邻主变布置。35k

开关柜配电室内布置主变进线柜、储能进线开关柜、站用电变柜等，控制室内布置计量柜、保护柜、通信柜等。储能电站总占地面积约

29

亩。本期工程储能电站布置详见附图

2。图SEQ图\*ARABIC7200MW/400MWh储能电站平面布置图电气二次设计依据和原则设计依据GB/T

50062-2008《电力装置的继电保护和自动装置设计规范》；GB

50116-2013《火灾自动报警系统设计规范》；GB/T

14285-2006《继电保护和安全自动装置技术规程》；DL/T

5002-2005《地区电网调度自动化设计技术规程》；DL/T

5003-2017《电力系统调度自动化设计规程》；DL/T

5044-2014《电力工程直流电源系统设计技术规程》；DL/T

5103-2012《35kV～220kV

无人值班变电所设计规程》；DL/T

5137-2001《电测量及电能计量装置设计技术规程》；GB/T

50703-2011《电力系统安全自动装置设计规范》；DL/T

5202-2004《电能量计量系统设计技术规程》；DL/T

5810-2020《电化学储能电站接入电网设计规范》。设计原则拟建的储能电站都以

110kV

电压等级送出，其中本期储能电站和二期储能电站以110kV

电压等级接入到对侧变电站，具体接入方式以接入系统设计为准。本期电站的电气二次设计原则如下：计算机监控系统的设备配置和功能要求按变电站“无人值班”（少人值守）设计。计算机监控系统采用开放式分层、分布式结构。站控层主要设备及网络设备采用双套配置，间隔层测控单元按电气间隔对应配置。站控层设备按远期规模配置，间隔层设备按项目规模配置。以计算机监控系统为唯一监控手段，就地测控装置上保留对断路器的应急一对一后备操作手段。远动和当地监控信息统一采集，并通过远动工作站与各级调度通信。保持继电保护独立性，供保护用电流互感器、电压互感器、直流电源独立，不受监控系统运行状况影响。站内微机五防闭锁功能由计算机监控系统实现。接入系统设计接入系统设计包括了系统继电保护、系统安全稳定控制装置、相量测量装置、系统调度自动化、电能计量装置及电能量远方终端、调度数据通信网络接入设备、系统二次安全防护以及系统通信等内容，具体内容以接入系统设计报告为准。升压站电气二次设计综合自动化系统电站的调度管理与运行方式本储能电站按“无人值班”（少人值守）的原则进行设计。电站的综合自动化以微机保护和计算机监控系统为主体，加上其它智能设备构成电站综合自动化系统。电站配置一套计算机监控系统，并具有远动功能，根据调度运行的要求实现对电站的控制、调节，本站采集到的各种实时数据和信息，经处理后可传送至上级调度中心。电站的计算机监控系统计算机监控系统任务计算机监控系统的是根据电力系统的要求和电站的运行方式，完成对站内35kV/110kV

线路、35kV

开关柜、储能电站、控制电源系统备等电气设备的自动监控和调节，主要包括：准确、及时地对整个电站设备运行信息进行采集和处理并实时上送。对电气设备进行实时监控，保证其安全运行和管理自动化。根据电力系统调度对本站的运行要求，进行最佳控制和调节。计算机监控系统功能计算机监控系统能根据电站运行管理的要求，对其重要设备和相关部件的运行状态检测数据进行记录和统计分析，为主设备检修和安全运行提供依据和指导。计算机监控系统包括数据通讯功能、系统自诊断功能、培训仿真和软件开发功能、时间同步装置、语音报警功能和远程维护功能。数据采集与处理功能系统对站内主要设备的运行状态和运行参数进行实时自动采集，包括模拟量、数字量（包括状态量和报警数据等）、脉冲量、通讯数据的采集。对所采集的数据进行分析、处理、计算，形成电站管理所需的数据；对重要数据作为历史数据予以整理、记录、归档。将部分重要数据实时上传至电力系统调度中心和特变电工集控中心。安全监测和人机接口功能各个间隔层测控单元能实时监测本间隔各设备的运行状态和参数，并能完成越限报警、顺序记录、事故追忆等功能控制和调整功能根据调度运行要求，自动完成对电站内设备的实时控制和调节，主要包括：断路器及有关隔离开关的断合操作、隔离开关操作连锁功能、逆变器有功及无功输出调节、设备运行管理及指导功能等。计算机监控系统结构及配置电站计算机监控系统采用开放式、分层全分布系统结构。整个系统分为电站层和间隔层，数据分布管理。电站层采用功能分布结构，

间隔层按监控间隔设置现地测控单元。电站层和间隔层之间采用单以太网结构。网络介质选用屏蔽双绞线、同轴电缆或光缆。储能电站系统的监控储能电站在中控室配备一套能量管理系统，能量管理系统

EMS

是一套具有发电优化调度、负荷管理、实时检测并自动实现电源和负荷同步等功能的能量管理软件。EMS能够直观、动态、综合地掌握储能电站的一线情况，提供完善的运行数据查看、报警提醒及报表分析等功能，为设备运行情况分析、设备问题判别和运行效益提升提供有力的决策依据。此外，EMS

提供移动平台访问功能，使运维管理人员能够随时、随地掌握设备运行情况，提高电站管理效率。继电保护系统保护装置的选型本期电站采用微机型继电保护装置，微机保护装置功能齐全、运行灵活、可靠性高、抗干扰能力强、具备自检功能、价格适中、且能方便地与电站计算机监控系统接口，结合本电站自动化水平的要求。保护配置方案根据

GB

50062-2008《电力装置的继电保护和自动化装置设计规范》以及

GB

14285-2006《继电保护和安全自动装置技术规程》的要求，本站保护配置如下：110kV

出线保护110kV线路保护为单套保护配置，为实现

110kV

线路全线速动保护，在本站及对侧站两侧各配置一套光纤电流差动保护。保护采用专用光纤芯通道。110kV

线路保护以光纤纵差保护为主保护，三段式相间距离保护作为后备保护。线路保护装置应含重合闸功能，重合闸投退可结合储能电站运行情况而定。最终以批准的系统接入报告为准。主变保护主变保护采用双套配置，其中纵联差动保护作为主变压器内部及引出线短路故障的主保护，复合电压过流保护作为外部相间短路引起的主变压器过电流的后备保护，零序电流保护作为主变压器高压侧及

330kV

线路单相接地故障的后备保护。变压器本体保护包括压力释放保护、瓦斯保护、温度保护、油位异常保护、油压速动保护等。35kV

集电线路保护每回

35kV

集电线路各配置

1

套微机型线路保护测控装置，储能电站具备快速切除站内集电线路单相故障的保护措施。35kV

箱式变电站升压变压器保护由于箱式变电站变压器高压侧为熔断器，低压侧为自动空气开关，

当变压器过载或相间短路时，将断开高压侧熔断器与低压侧自动空气开关。因此，不另配置保护装置。35kV

站用变保护装设速断，过流，过负荷，不平衡，高压，低压侧零序过流等保护。并网变流器保护并网变流器为制造厂成套供货设备，设备中包含有欠电压保护、过电压保护、低频保护、孤岛保护、短路保护等功能。故障录波器在本期电站配置一面

110kV

故障录波柜，主要记录

110kV

线路、主变的电流电压模拟量，断路器位置的开关量以及线路保护、主变保护动作量等。测量与信号测量系统本期电站的电气测量系统参照

DL/T

5137-2001《电测量及电能计量装置设计技术规程》的规定设置，所有的电气量将全部进入计算机监控系统，在开关柜上装设部分必需的常规测量仪表。对于非电气量的测量信号也均进入计算机监控系统以实现在线监测。信号系统本期电站采用全计算机监控系统，运行需要的监视信号均由相应的元件输入计算机控制系统，不再设独立的中央音响系统，各类信号全部送入计算机监控系统。由计算机显示实时状态信号并根据需要发出声、光报警信号。另外，在现地设备上设有必要的运行状态和故障信号。控制电源系统本期站直流系统采用

220V

直流电源，蓄电池初步采用两套

200Ah

的铅酸蓄电池，接线方式为两充两电一母联，含两套-48V

DC/DC

转换模块。为保证本工程的远动系统有可靠的电源，考虑在站内配置

1

套在线式不间断电源装置，当交流电源失电后，备援时间不小于

1

小时。视频安防监控系统本期电站设置一套视频安防监控系统，实现对电站主要电气设备，办公厂区、主控室、进站大门的视频监视，系统主要设备包括视频服务器。终端监视器，录像设备，摄像机，传输电缆，光纤，云台，防护罩，编码器等。视频信号通过公用接口装置与计算机监控系统通信，同时能与火灾报警系统以通信接口方式联动。火灾自动报警系统本期电站设一套火灾自动报警系统，火灾报警系统包括火灾报警控制器，探测器，控制模块，信号模块，手动报警按钮，声光报警器等。火灾报警探测区域包括控制室、电子设备间、高低压配电室等，火灾报警控制器采用壁挂式或机柜式，布置于主控制室。通信系统本期工程不设调度交换机，调度电话通过

PCM

设备接入相应调度端。数字程控交换机，为便于故障事件的调查分析，本期工程需配置调度录音系统。为便于施工及今后运行期间对外联络，储能电站设电信运营商公网市话一门。本期工程站内不单独配置通信电源，通信设备所需-48V

直流电源由站内一体化电源系统提供。通信电源设备所需的交流电源，由所用电不同段母线供给，且可实现自动切换。通信方案以最终电网批复意见为准。总体规划和总布置站区总体规划拟建

400MWh

储能项目总体规划站区尺寸约为

160m×121m（长×宽），规划分两期建成，站内西侧布置主变及

35kV

室外配电装置场地，其余区域布置储能及其他集装箱设施，站内设一环形道路。站区总平面布置项目总体位置位于330kV

汇集站西侧

500m

处，其中本期储能站入口设在站区北侧，围墙采用实体砖围墙。本期平面布置方案中，储能站布置

116台储能集装箱、58台PCS

一体舱、台变压器及相应升压站设备。沿户外集装箱四周设主要道路，并与进站道路相连。整体布置紧凑合理，功能分区清晰明确，站区内道路设置合理流畅。站区大门至主要运输道路宽度

4m，长度约为

160m，基本满足

40

尺标准集运输要求。储能站功能区域划分明确、工艺流畅、联结合理，不设站前区、建筑小品、花坛等，不设生产辅助楼、传达室。站内场地铺设碎石地面（局部区域可采用绿化）。竖向布置本期储能站场地竖向布置采用平坡式。建筑物室内外高差为

0.45m。路面均为混凝土路面，道路路面标高高出场地标高

150mm。

电缆沟盖板顶标高高出场地标高

150mm，兼做本站巡视小道。 道路及场地处理本期站内道路宽度

4m，兼做消防道路，采用公路型道路，混凝土路面，道路路面标高高出场地标高

150mm。本期储能站内场地除构筑物外，空余场地铺设碎石地面。建筑与结构全站建筑物本期工程主要有储能电池舱、PCS

升压一体舱，电池仓采用集装箱，PCS正压系统采用户外式撬装结构，由厂家统一供货。另有控制室、配电室、消防设备室，用于放置

35kV

开关柜、35kV

站用变、蓄电池、通信设备、消防设备、接地变等。详见附图

2。全站构筑物的地基与基础结合现有场地条件，设备基础建议采用预制舱式的混凝土结构，由厂家预制养护完成，直接到现场安装施工。如现场施工，所有设备基础均采用

C30

钢筋混凝土现浇，室外电缆沟亦同此做法。根据场地内地基土的工程特性、分布规律、埋藏条件等，并结合本工程各建（构）筑物的特点，本工程的主要构筑物推荐采用天然地基，超挖部分采用

3:7

灰土或砂石回填。道路下回填土，采用

3:7

灰土或砂石回填。场地大面积回填土设计要求在场地整平时，应按照压实填土的要求进行分层碾压夯实，并应加强回填土质量检测，避免形成不均匀沉降。压实填土的具体要求和措施如下：回填前须清除杂草、耕植土层和软弱土层，对于鱼塘应首先进行排水，然后进行清淤除杂工作。回填土不得在浸水条件下施工。回填土填料选择，以就地取材为原则，对于砂土、碎石土填料，一般宜采用中、粗、砾砂和圆砾、角砾等材料，要求级配良好，不均匀系数

Cu

大于

5，含泥量不大于3%，并不得含有植物残体和垃圾等杂质。对于粉土和黏性土填料，一般宜采用粉质黏土施工设备 每层铺填厚度（cm） 每层压实遍数和塑性指数

IP

大于

7

的粉土，不宜采用黏土，不得使用淤泥、耕土、冻土、膨胀性土及有机质含量大于

5%的土。施工机械和施工方法的选择，应根据所选用的填料和拟达到的密实度确定。对于砂土、碎石土填料一般宜选用振动碾、平板振动器、蛙式夯等设备，采用碾压或夯振的施工方法，对于粉土、黏性土填料一般宜选用平碾、振动碾、羊足碾等设备，采用碾压法施工。回填土的分层铺填厚度、每层压实遍数等施工参数，应根据填料性质、施工机械性能和拟达到的压实效果，通过现场试验确定。对于不具备试验条件的场合，可参照有关经验，按表

5-2

选用。图SEQ图\*ARABIC8填土的每层铺填厚度及压实遍数施工设备每层铺填厚度每层压实遍数203016t2035203515t601525-2050-回填土的压实系数

λc

不得小于

0.94，并应根据结构类型和压实填土所在部位按《建筑地基基础设计规范》表

6.3.4

确定。回填土的最大干密度、最优含水量等质量控制指标，应通过试验确定。为获得最佳压实效果，宜采用最优含水量作为施工控制含水量。对于粉质黏土和灰土填料，施工含水量可控制在最优含水量

wop±2%的范围内，当使用振动碾压法施工时，可适当放宽下限范围值。若填料的湿度过大或过小，应分别予以晾晒，翻松或洒水湿润以调整填料的含水量。对于砂石填料可根据施工方法按经验控制适宜的施工含水量，当用平板式振动器施工时可取

15%~20%；当用平碾或蛙式夯施工时可取

8%~12%；当用插入式振动器施工时宜为饱和。对于碎石及卵石应充分浇水湿透后夯压。一般情况下，要求砂石填土的最大干密度不小于

2.0t/m3，粉土、黏性土填土的最大干密度不小于

1.65t/m3。回填土的施工，应首选一次施工，即将基础底面以下和以上的压实填土一次施工完毕，休止适当时间后，再开挖基坑及基槽；在无一次性施工条件时，当基础超出±0.000标高后，也宜将基底以上的压实填土施工完毕，并按规定控制施工质量，避免在主体工程完工后，再施工基础底面以上的压实填土。在雨季、冬季进行回填土施工时，应采取防雨、防冻措施，防止填料受雨水淋湿或冻结，并应采取措施防止出现“橡皮”土。各层回填土的施工缝应错开搭接，在施工缝的搭接处，应适当增加压实遍数。回填土施工结束后应做好填土的保护工作，并及时进行基础施工，避免回填土因浸水、扰动等造成强度和变形指标的降低。压实填土的地基承载力特征值应根据现场原位测试

（静载荷试验、静力触探等）结果确定。当压实填土作为建（构）筑物基础持力层时，其质量要求应按设计要求的地基承载力特征值来确定。回填土的施工质量检验应随施工进度分层进行，应在每层的压实系数符合设计要求后铺填上层土。施工过程中应检查分层铺填的厚度、分段施工时上下两层的搭接长度、夯实时加水量、夯压遍数、压实系数。回填土的施工质量可采用环刀法、贯入仪、静力触探、

动力触探或标准贯入试验等方法进行检验。采用环刀法进行检验时，取样点应位于每层厚度的

2/3

深度处。采用贯入仪等方法进行检验时，必须首先在压实系数达到设计要求的区域内进行现场试验，以现场试验所测得的贯入深度、击数等参数作为控制施工

压实系数的标准，进行施工质量检验。回填土的检验数量，一般要求每单位工程不应少于

3

点，1000m2

以上工程，每

l00

m2

至少应有

1

点，3000m2

以上工程，每

300m2

至少应有

1

点，每一独立基础下至少应有

1

点，基槽每

20

延米应有

1

点。当设计对检验数量有特殊要求时，应按照设计的要求执行。供排水系统给水系统拟建储能电站为“无人值班”（少人值守）站。站区平时用水较少，主要是提供临时检修人员生活用水和室外消防系统供水。排水系统站区排水包括雨水、生活污水，站区排水系统按雨污分流制设计。生活污水排水系统拟建储能电站“无人值班”（少人值守）电站，建筑物内生活排水为临时性排水。全站可设化粪池一座，生活污水经处理后，通过环保车运输处理。雨水排水系统储能电站雨水排水按有组织排放方式设计，并设雨水集中井，统一排至站外。项目所在地设置防洪沟，完善雨水排水系统，从而满足项目所在地防洪要求。采暖、通风和空气调节系统采暖系统拟建区地处**河西走廊中部，黑河中游下段，地势南北高、中间低，南部为祁连山北麓，北部为合黎山地，中间为绿洲平原。属冷温带大陆性干旱气候，干燥，降水稀少，光热丰富，昼夜温差大，夏季炎热，冬季寒冷。据**县观测资料，多年平均气温8.1˚C，历年最高气温

40.0˚C（2010

年

7

月

27

日），极端最低气温-30.6˚C（2008

年

1

月31

日）。储能电池集装箱、储变升压一体系统集装箱内由设备厂家设置成套的温控系统：集装箱采用空调制冷采暖方式，可进行风道设计，对电池进行精确送风，保持整体系统温度一致性。整个箱体采用隔热保温层设计，减少外部热量影响。通风系统储能电池集装箱内、电气设备集装箱内采用自然进风，机械排风通风系统，换气次数不小于

10

次/h。消防消防设计依据、设计原则和总体设计方案消防设计依据本工程消防设计以现行有关设计规程规范为依据，消防设计规范主要有：《建筑设计防火规范》GB

50016-2014（2018

年版）《火灾自动报警系统设计规范》GB50116-2013《消防给水及消火栓系统技术规范》GB50974-2014《电化学储能电站设计规范》（GB

51048-2014）《预制舱式磷酸铁锂电池储能电站消防技术规范》T/CEC

373-2020（以下简称储能消防规范）消防设计原则本期工程消防设计贯彻“预防为主，防消结合”的设计原则，针对工程的具体情况，积极采用先进的防火技术，做到保障安全，使用方便，经济合理。在遵守国家有关消防规范的基础上，根据本电站“无人值班，少人值守”的设计原则，合理确定各系统的自动化水平，使火灾报警、监测及系统自动化水平满足本电站的具体使用要求，做到及早发现和通报火警，防止和减少火灾危害，保护人身和财产安全。消防总体设计方案本电站消防设计与电站总体布置统筹考虑，保证消防车道的布置、建筑物防火间距、安全疏散、安全出口的布置及有关消防设施如消防供水、应急照明、自动报警、通风防排烟、灭火器配置等满足有关消防规范的要求。本电站所设工程消防系统，覆盖电站的电池集装箱、PCS

升压一体舱、配电舱、控制舱等各主要户外预制舱，能有效扑灭电站以电气和油品为主的火灾和及时扑灭初起火灾，保障生产、管理人员的安全生产和安全疏散。本电站设有路宽大于

4m

的消防车道，道路净空高度不小于

4m，回车场的面积不小于

15m×15m，保证消防车辆的通行。电站的建筑物采用的是预制舱的形式，建筑主体的耐火极限满足《储能消防规范》的要求，各建筑物之间的防火间距也满足《储能消防规范》要求。消防给水系统设有消火栓给水系统，消防供水系统水源取自厂内设置的消防水池，设一根

DN100

的取水钢管，并沿着环形道路设置消火栓，消火栓之间间距不超过

60

米。在电池集装箱内设置气体自动灭火系统，固定自动灭火系统的启动应根据“先断电、后灭火”的原则，先行断开舱级储能变流器断路器和簇级继电器后，方可启动灭火系统进行灭火。在电池集装箱内设置可燃气体探测器、感温探测器和感烟探测器，其他预制舱内设置感温探测器和感烟探测器，整个电站的主要建筑物内均设有火灾自动报警和控制系统。在电站内各主要场所配置相应类型、级别的灭火器和其它灭火安全防护器材。电站内应建立防火安全责任制，对电站职工进行消防训练和防火安全教育，定期对消防设施进行安全检查试验，以确保消防系统及其设备的完好性，保证电站安全运行。建筑防火设计建筑物的火灾危险性分类和耐火等级根据《储能消防规范》，各类建（构）筑物的火灾危险性及耐火等级见下表。表SEQ表\*ARABIC2建（构）筑物的火灾危险性分类及其耐火等级建筑物名称火灾危险分类最低耐火等级储能电池集装箱戊类二级电池设备戊类二级建筑物防火间距本储能电站电池集装箱单层布置，电池集装箱之间未设置防火隔墙，长边端间距为3

米，短边端间距为

4~5

米，电池集装箱与厂区围墙之间间距为

6

米，与设备室距离为8.5

米以上。消防通道本期项目设置环形道路，满足设备安装、检修及兼做消防通道的作用，道路设计路宽为大于

4m

的消防车道，道路净空高度为

4m，道路转弯半径满足消防车转弯的要求，并在站区东侧附近有开阔场地，其面积大于

20m×60m，可供大型消防车使用。消防给排水系统本期储能电站内的储能电池、配电设备安装在集装箱内，根据《储能电站消防》规范，本项目设置消防给水系统。消防给水水源消防水源采用站内消防水池水源，通过一根

DN100

的取水钢管，供室外消火栓用水。消防栓给水系统电站内室外消火栓沿着路边均匀布置，间隔为

60

米，同时可以使用消防水枪数量为

4

支，消火栓用水量为

20L/s。消火栓栓口大小为

DN100，并具有防冻措施，消火栓设置永久固定标识。自动灭火系统电池预制舱内设置气体灭火系统，气体灭火系统需要由厂家集成与储能预制舱内，气体灭火系统的流量、压力、浓度和灭火剂喷放时间等参数需要符合《储能电站消防》规范要求。自动灭火系统的启动应根据“先断电、后灭火”的原则，先行断开舱级储能变流器断路器和簇级继电器后，方可启动灭火系统进行灭火。火灾自动报警系统在控制室、配电室、电池集装箱、PCS

集装箱等处，设置感烟深测器及火灾报警控制器。在电池集装箱内设置可燃气体探测器、感温探测器和感烟探测器，每种探测器各设置两个，探测器安装在预制舱中间通道顶部。其他预制舱内设置感温探测器和感烟探测器，整个电站的主要建筑物内均设有火灾自动报警和控制系统。灭火器配置站区集装箱内灭火器按《建筑灭火器配置设计规范》（GB

50140-2005）、《电化学储能电站设计规范》（GB

51048-2014）、《电力设备典型消防规程》（DL

5027-2015）规定布置。电池室内危险等级按照严重危险等级设计，每个储能电池集装箱内配置七氟丙烷灭火器。环境保护和水土保持环境保护本期储能电站是利用磷酸铁锂电池作为储能介质，储能电池在运营期后可以回收利用，不会造成环境污染，其余部分为无污染的电气设备，并不会对环境造成污染。主要环境敏感区识别经初步排查，项目占地及其周边不涉及自然保护区、风景名胜区、饮用水水源一级保护区、世界文化和自然遗产地、森林公园、地质公园、重要湿地、珍稀濒危野生动植物天然集中分布区、鸟类的规模栖息地和迁徙通道、文物保护区等。声环境、大气环境等环境保护目标为升压站占地周边

500m

范围内、本期储能电站周围

200m

范围内以及施工道路两侧

200m

范围内的居民点。经初步排查，本项目环境保护目标范围内无环境敏感目标，具体情况有待项目进一步勘测确认。不利影响及防治措施施工期环境影响水环境施工期废水污染源主要为施工机械、车辆和施工场地的冲洗废水、施工人员的生活污水以及施工现场的跑、冒、滴、漏等。冲洗废水主要来源于建材的洗涤，主要污染物为

SS；施工机械需经常清洗或受到雨淋，产生的废水主要污染物为

SS、石油类；施工过程中产生的生产性废水经沉淀池去除悬浮物后，上清液用于抑尘道路浇洒，沉淀的泥浆与施工垃圾一起处理。施工人员日常生活产生的生活污水，主要污染物为

COD、NH3-N、SS

等，通过化粪池沉淀处理后再妥善处置。声环境施工期噪声源主要为施工机械产生的噪声对周围的声环境产生影响。建筑施工阶段噪声源主要有装载机和各种运输车辆，基本为移动式声源，无明显指向性，各种平地车、移动式空气压缩机和风镐等基本属固定源；电池集装箱和

PCS

升压一体机安装阶段使用设备较多，是噪声重点控制阶段，主要噪声源包括各种运输设备、吊装车等，多属于撞击噪声，无明显指向性；安装队伍施工一般时间较短，声源数量较少。施工期间必须严格执行有关施工期的规定，高噪声机械施工，尽量安排在白天施工，严禁在午间

12:00-14:00

和夜间

22:00-6:00

施工；同时尽量缩短施工周期，把施工期间噪声扰民现象降低到最低程度。项目施工期间，要加强施工期的组织管理工作，强化相关施工人员的环境意识，可进一步减少施工期环境影响。环境空气施工期的大气污染源主要为施工区域地面开挖过程中产生的扬尘，建筑材料运输、卸载中的扬尘，土方运输车辆行驶产生的扬尘，临时物料堆放产生的风蚀扬尘，混凝土搅拌产生的水泥粉尘等，对周围环境产生一定的影响，但这种环境影响通常都是短暂的，影响范围和程度都较为有限，并且会随着施工的结束而消失。固体废弃物施工期产生一定量的木材和材料以及施工人员产生的生活垃圾，处理不当将导致土地的长期占用等问题，同时对周围环境和景观产生一定的不良影响。木材和其他建筑材料可以回收利用，生活垃圾集中收集后送城市垃圾处理场处置。营运期环境影响水环境生活污水经化粪池预处理后，通过环保车辆运输外送，不直接外排。本期储能电站放置的电气设备柜等仪器设备的控制房设置在预制舱内，清洁方式主要以抹布、拖把擦拭等干式清洁，不增加设备厂房地坪清洁用水量。声环境本项目在生产运营过程中，仪器控制室内噪声主要来自升压器冷却风扇的空气动力噪声和电抗器铁芯的电磁噪声，一般升压器风扇侧

1

米处的最大噪声声级可达

65dB（A）～70dB（A），仪表设备均放置在独立的设备控制房，没有大的噪声污染源存在，经过设备控制房、车间和厂界围墙隔离，厂界噪声完全达到《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB

12348-2008）中的要求，故本项目新增的产噪设备对厂界噪声影响甚微，不会对厂界声环境产生明显影响。环境空气本项目为储能电站项目，在营运期不增加污染源的排放量，对周围大气环境的影响很小。电磁环境本期储能电站将新建

110kV

升压站，工程运行期间，升压站产生的工频电磁场会对人体健康产生影响。根据目前国内有关资料数据，升压站产生的工频电磁场对距离变电所围墙

50m

范围以内的居民可能会产生一定影响，因此建议场区升压站布置在距居民点

50m

以外的地方。固体废弃物储能电池长时间运行后，需要定期检查，当检测到电池寿命完结或电子组存在质量问题时需对其进行更换，废旧电池属于危险废弃物需对其进行妥善处理，本工程废旧电池在企业内部设置临时储存点，并定期送往电池生产企业回收利用。危废临时贮存点设置在室内，采取防渗措施，临时贮存点选址不属于易燃、易爆等危险品仓库，同时设有必要的泄漏液体收集装置及照明设施和观察窗口，严格参照危险废物贮存设施的运行与管理条例，做好危险废物情况的安全记录，并定期对所贮存的危险废物包装容器及贮存设施进行检查，杜绝危险事故的发生。采取上述措施后，固体废物均得到有效处置，不会对周围环境产生不良影响。结论工程建成后对当地社会经济具有较大的促进作用，经济效益、社会效益和环境效益明显。经初步识别，本项目建设对当地水环境、声环境、大气环境、生态环境、电磁环境等影响较小，除工程占地造成土地利用状况不可逆改变外，其他影响可通过采取相应的环保措施及环境管理措施予以减缓。项目在建设中必须认真落实“三同时”制度。最终的环保评价及措施以本项目环保报告为准。水土保持水土流失现状分析**县

400MWh

共享储能项目位于**县新能源风力发电产业园，距国道

312

线约1.8km，地势平整，场址区地势平坦、开阔。站内设

330kV

升压站

1

座；施工临时用地借用旁边空闲地；布设临时堆土场用以堆放工程剥离表土。可研阶段并未开展水土流失分析工作，最终水保报告为准。水土流失影响分析水土保持制约性因素分析评价工程不属于《促进产业结构调整暂行规定》（国发[2005]40

号）、国家发展和改革委员会发布的《产业结构调整指导目录》（2019

年版）中限制类和淘汰类产业的开发建设项目。工程不属于《国民经济和社会发展第十三个五年规划纲要》确定的禁止开发区域内不符合主体功能定位的开发建设项目。根据《中华人民共和国水土保持法》、《生产建设项目水土保持技术规范》（GB50433-

2018）及相关规范性文件，对工程水土保持制约性因素进行分析和评价，工程在规划选址、施工布置等方面基本满足规范的约束性规定，同时也满足青藏高原区和点状项目的特殊规定。项目区属于柴达木盆地省级水土流失重点治理区。工程选址无法避让，通过提高水土保持措施标准减少对周边环境的影响，如加强临时排水沉沙、治理风沙、保护草甸、表土临时拦挡和苫盖防护等措施，施工临时场地结合业主已征地进行布置，控制扰动地表和植被损坏范围，减少工程占地。工程建设不涉及河流两岸、湖泊和水库周边的植物保护带。工程建设不涉及和影响到饮水安全、水资源安全；不涉及重要基础设施建设、重要民生工程、国防工程等项目。工程建设区域不涉及泥石流易发区、崩塌滑坡危险区以及易引起严重水土流失和生态恶化的地区。工程建设区无全国水土保持监测网络中的水土保持监测站点、重点试验区，不占用国家确定的水土保持长期定位观测站。工程建设不涉及自然保护区、饮用水水源保护区、世界自然和文化遗产地、风景名胜区、森林公园、湿地公园、地质公园、沙化土地封禁保护区、各类文物保护单位等环境敏感区。扰动地表、水土保持补偿费计征面积工程永久征地面积

29

亩，工程各项建设活动均在工程征占地范围内，工程扰动地表面积

29

亩。工程水土保持补偿费计征面积

29

亩。弃土、弃石、弃渣量工程土石方开挖、填筑活动主要集中在场平工程、设备支架基础施工、出线构架施工、设备基础施工、储能电池仓基础施工、PCS

升压一体舱基础施工、配电仓等施工单元。工程土石方开挖总量

4730.60

m3（自然方，下同）；填筑总量

4730.60

m3。可能造成的水土流失危害工程施工单元较为分散，水土流失影响范围较大，若不采取相应的水土流失防治措施，将对周边环境造成水土流失危害。水土流失危害影响主要包括：工程占地将不同程度低改变、压埋或损坏原有植被和地面组成物质，破坏或扰动地形地貌，损坏水土保持设施，降低其水土保持功能。同时施工生产生活结束后产生的迹地等，如不采取及时有效的防治措施，在降雨的径流作用下形成新增水土流失。对工程区周边地区牧草地造成一定的影响。场地平整和安装场地在施工过程中将改变地表形态，使得地表径流产流形式和运动状态发生改变。遇暴雨天气，雨水强烈侵蚀裸露地表和松散堆积物后，地表径流迅速汇集到低洼地段，最终汇入沟道并顺其泻流而下，对沟道下游等造成影响。临时堆土场堆土是造成水土流失的松散物源，堆土坡面受风力侵蚀影响会引起环境污染，危害人体健康等。水土保持措施水土流失防治责任范围按照“谁建设、谁保护，谁造成水土流失、谁负责治理”的原则和《生产建设项目水土保持技术标准》

GB50433-2018），本工程水土流失防治责任范围包括项目建设区，防治责任范围共计

49.5

亩，均为项目建设区。水土流失防治标准和防治总体目标根据《生产建设项目水土流失防治标准》（GB/T

50434-2018），按项目所处水土流失防治区和区域水土保持生态功能重要性分析，工程水土流失防治标准执行北方风沙区建设类项目一级标准。根据项目区降水量、现状侵蚀程度及地形地貌等因素进行修正后，确定的防治目标：至设计水平年水土流失治理度

85%，土壤流失控制比

0.80，渣土防护率

87%，林草植被恢复率

93%，林草覆盖率

20%。水土流失防治分区及措施总体布局根据工程建设特点、施工时序、工程布局、水土流失特点，将工程水土流失防治分为

2

个防治分区，即Ⅰ区主体工程防治区、Ⅱ区施工临时设施防治区。各防治分区布设Ⅰ区主体工程防治区本区包括站内储能设备、升压站、站内道路等。主体工程已考虑站区排水工程及绿化。工程措施场地填筑之前对占地剥离表土，剥离的表土集中堆置在主体工程区空地内一角，后期用于绿化覆土。施工结束后对主体工程绿化区进行场地平整，并覆土，为后期园林式绿化创造条件。植物措施园林式绿化施工完毕后，后期需实施相应的抚育管理措施。临时工程施工期间，在场区周边利用永久排水沟开挖的土质沟槽作为施工期间的临时排水沟，排导施工期间的站区的汇水，排水沟末端设置沉沙池。站区剥离的表土集中堆置在场地一角，表层拍实，坡脚采用填土编织袋围护，为防止风蚀，考虑在堆土表面采用土工布苫盖。Ⅱ区施工临时设施防治区本防治区包括施工临时场地以及临时堆土场。工程措施施工临时场地使用前，对其占地剥离表土，剥离的表土集中堆置到场地内一角。施工结束后，对施工迹地实施场地平整和覆土措施，为迹地恢复创造条件。临时堆土场利用结束后，对其实施场地平整措施，为迹地恢复创造条件。植物措施施工临时场地和临时堆土场施工结束后，对其采取撒播灌草方式进行迹地恢复，草种选择当地适生草种。植物措施后需实施抚育管理。临时措施为减小周边汇水对施工临时场地和临时堆土场的影响，在场地周边开挖临时土质排水沟，排水沟内壁需夯实。临时排水沟的末端设置沉沙池，施工期间，定期清除沉沙池内堆积物。临时堆土场堆置的表土坡脚采用填土编织袋围护，为防止风蚀，考虑在堆土表面采用土工布苫盖。节能措施分析设计依据电气节能降耗法律法规；《中华人民共和国节约能源法》；《中华人民共和国可再生能源法》；《中华人民共和国清洁生产促进法》；《中华人民共和国循环经济促进法》；《国务院关于加强节能工作的决定》；电气设计节能降耗措施相关标准与规范

《用能单位节能量计算方法》（GB/T

13234-2018）；

《工业企业能源管理导则》（GB/T

15587-2008）；

《评价企业合理用电技术导则》（GB/T

3485-1998）；

《评价企业合理用热技术导则》（GB/T

3486-1993）；

《供配电系统设计规范》（GB/T

50052-2009）；

《节电技术经济效益计算与评价方法》（GB/T

13471-2008）；

《民用建筑供暖通风与空气调节设计规范》（GB

50736-2012）；

《建筑照明设计标准》（GB

50034-2013）；

《建筑采光设计标准》（GB/T

50033-2013）；《民用建筑电气设计规范》（GB

51348-2019）；《公共建筑节能设计标准》（GB

50189-2015）；《工业企业总平面设计规范》（GB

50187-2012）。系统节能分析本工程运行期能源消耗主要为电力、水资源、工程永久用地等。本储能电站积极开发利用磷酸铁锂电池，合理利用当地电量消纳能力，对改善当地电源结构和走能源可持续发展的道路是十分需要的。本项目储能电站的能量消耗主要是电力线路和设备损耗、厂用电损耗等。根据工程拟采用的电气设备型号和电气布置方案，进行场内电力线路和设备损耗、厂用电等估算。本储能电站内损耗约为

5%，充分发挥电池储能系统调峰、调频、解决光伏弃电的作用。因此储能电站整体能效较高，作为可再生能源中最具有经济开发价值的清洁能源，属于国家鼓励发展的新能源发电和节能项目。本工程永久型占地面积为

29

亩，为新能源风力发电产业园规划用地。电站运行期对当地土地资源和环境资源无不利长期影响。变电节能分析节能减耗措施场址选择及电站布置通过对电站场址区外交通条件、地形、地貌情况的实地踏勘与分析，并经多方案比较后，确定电站采用近似矩形布置，以提高土地利用率；电站共占地

29亩，功能分区明确，方便运行管理。本电站布置紧凑，占地面积小，土地利用率高，电缆和场内道路长度相对较小，有利于降低工程造价、降低场内线损。道路规划施工期的临时便道宽度为

5m。本期电站施工完成后，在施工道路基础上修建宽度为

5m

的道路，永久道路均采用碎石粒料路面；电站内的电池组件占地均恢复为自然地面，采取上述措施将极大的节省道路造价，达到节能减耗目的。电气设计节能降耗措施系统工程电力从电站送至电网过程中，在主干网络和配电网络均引起电能损失即功率损耗，输电功率损耗是输电线路功率损耗和变压器功率损耗。功率损耗包括有功损耗和无功损耗，有功损耗伴随电能损耗，使能源消费增加，无功损耗不直接引起电能损耗，但通过增大电流而增加有功功率损耗，从而加大电能损耗。本电站系统送出工程贯彻了节能、环保的指导思想，工程设计中已考虑电站建设规模、地区电网规划、电站有效运行小时数等情况，并且结合电站总体规模考虑送出。另外本工程选用的双向电流变换装置功率因子0.98，为电网提供了高质量、低损耗低电能，系统无需安装补偿装置。变电工程通用性：主设备的设计应考虑设备及其备品备件，在一定范围和一定时期的通用互换使用；不同厂家的同类产品，应考虑通用互换使用；设计阶段的设备选型要考虑通用互换。经济性：按照企业利益最大化原则，不片面追求技术先进性和高可靠性，进行经济技术综合分析，优先采用性能价格比高的技术和设备。线路工程本电站线路工程指电站内集电线路和至高崖子滩

330kV

汇集站的

110kV

线路工程。结合本工程的实际情况，在线路设计节能降耗的原则指导下，从路径方案、导线选型及绝缘配合等几个方面采取措施。路径方案送电线路路径的选择是线路设计的关键，其优与劣、合理与否，直接关系着工程造价、工程质量、施工、运行安全等综合效益，因此本工程按照路径最短、施工方便、维护方便的原则进行场内线路设计，以达到最优的目标。导线选型结合储能电站有效运行小时数、建设规模、当地气候特点等条件选择合适的导线型号。电站集电线路电压等级的选择，通过集电线路负荷距以及经济输送容量的计算，求得线路造价最低并且线路损耗最低，推荐采用

35kV

电压等级。绝缘配合及金具设计结合现场污源调查，确定工程各段的污秽等级。绝缘子金具串采取均压、屏蔽等措施，加强制造工艺，减少泄漏，减少电晕，降低损耗。基础设计结合场址工程地质条件及储能电站的特点，在保障安全要求的前提下，尽量减少混凝土耗量。其他电气部分优化设计，减少占地面积，节省材料用量：通过多种布置方案的比较，选择最优方阵布置，节省材料用量；优化电缆沟布置，节省电缆的长度。主要措施如下：降低子线路导线的表面电位梯度，要求导体光滑、避免棱角，以减少电晕损耗，达到节能目的。箱式升压站变压器、所用变压器等设备选用节能产品，降低变压器损耗。有效减少电缆使用量、减少导体的截面，在有效降低电缆使用量的同时，达到降低电能损失的目的。严格控制建筑面积，减少采暖面积，有效降低相应的能耗。采用节能灯具，节省电能。合理设计灯具，在满足照度要求的前提下，减少灯具的数量。土建设计节能降耗措施场区设计的合理与否关键在规划，本电站的规划中着重抓总体规划。规划设计配合电气工艺在设计过程中充分考虑了电站集电线路、送出线路的分布。结合场址的环境、地理位置、交通运输等条件，做到布局合理、出