103MW206MWh调峰储能电站可行性研究报告（完整版）

0XXXXXXXXX储能项目可行性研究综合部分(收口版)文件编号版号0状态Xxxx公司储能项目可行性研究xxxx公司储能项目可行性研究卷册总目录序号版号状态总报告及图纸02安全性研究专题报告02021年9月版号日期状态修改内容摘要编制校核审核0新编2021年9月 61.1项目背景 61.2投资方及项目单位概况 61.3研究范围 6 61.5项目概况 71.6工作过程 71.7主要结论、问题和建议 8 9 922电力需求预测、电源规划及电网规划 2.4调峰平衡 2525工程建设必要性、储能容量配置及时间 272.6接入系统方案 312.7电气主接线 2.8无功补偿 3建厂条件 3.1厂址概况 333.2交通运输 333.3水文气象 34 383.5工程地质及岩土工程 394储能系统设计 4.1储能发展的现状 42储能技术路线选择 2021年9月4.4储能变流器选择 4.5系统集成设计 4.6储能系统控制及保护 714.8储能系统智慧运维及云监控 4.9消防系统设计 4.10其它辅助系统 4.11储能布置方案 5工程设想 5.3建筑结构 5.5消防系统 6环境保护和水土保持 6.1自然和社会环境概况 6.2环境质量状况 63环境保护和水土保持 6.4社会及环保效益 7劳动安全与职业卫生 73劳动安全与职业卫生 7.4小结 8.1储能电站资源利用 8.2储能电站节能分析 9抗灾能力评价 2021年9月9.1地质灾害 9.3洪水 10人力资源配置 10.1人力编制 11项目实施的条件和建设进度及工期 11.1项目实施的条件 11.2项目实施的建设进度和工期 11.3电力建设工程重大安全问题分析 12初步投资估算及财务分析 12.2投资估算 12.3投资估算结论 12.5项目收益分析 12.6经济效益分析 12.7敏感性分析 12.8经济评价结论 13风险分析 13.1市场风险分析 13.2技术风险分析 13.3工程风险分析 13.5政策风险分析 13.6外部协作风险分析 15结论及建议 2021年9月 2021年9月为助力国家实现“碳达峰、碳中和”目标，构建清洁源集团持续着力推进能源革命，优化能源结构、促进能源清洁利用2021年一季度，国内光伏新增装机533万kW,与2020年同比增长35%。安徽省新增装机容量40万kW以上。截至2021年3月底，安徽省累计光伏并网装机容量达到1421万kW。整体来看，安徽全省新能源消纳形势严峻，近年来伴随着新能源大发展，火电机非统调电源参与调峰、争取华东调峰互助互济。另外，现多个500千伏输电通道潮流重载、满载。xxxx公司原规划容量4×300MW,并留有再扩建的条件。一期工程安装2×300MW国产亚临界燃煤发电机组，于2000年投产发电。2009年，一期2×300MW机组增容改造成了2×320MW机组。电厂厂址位于安徽省淮北市宋疃乡马厂附近，西北距淮北市区约15km,东南距宿州市符离集镇约16km。兴安控股有限公司、首达控股有限公司方按股权比例40%:35%:12.5%:12.5%共同出我院研究范围主要包括：储能技术路线比选；落实环境保护、水土保持、土地利用、交通运输、区域稳定及岩土工程等建厂条件；厂址总系统及工程方案设想、建(构)筑物的土建、给排水、 2021年9月●GB/T34120-2017电化学储能系统储能变流器技术规范●NB/T42091-2016电化学储能电站用锂离子电池技术规范●GB/T34131-2017电化学储能电站用锂离子电池管理系统技术规范●GB/T34866-2017全钒液流电池安全要求●GB/T36547-2018电化学储能系统接入电网技术规定●NB/T42090-2016电化学储能电站监控系统技术规范●DL/T1989-2019电化学储能电站监控系统与电池管理系统通信协议●中国电力工程顾问集团西南电力设计院有限公司关于印发《xxxx公司储能项目可行性研究总报告评审意见》的通知(电规发电(2016)24号);其它有关的国家和电力行业现行规范、规程及标准。本项目在国安电厂已征地范围内建设大容量电化学储能电站，总建设规模为1GWh,分期建设。考虑到储能电池成本的不断下降，本期先建设206MWh。2021年7月初，xxxx公司委托我院开展xxxx公司储能项目的可行性研究工作，我院公司随即组织本项目工程设计人员、研究工作内容、拟定工作计划。2021年7月1日~2日，我院赴淮北与业主进行初步沟通，确定设计原则并进行现场踏勘。2021年7月3日开始，我院对项目开展可研收资工作，后陆续收到业主答复。2021年7月11日，电气专业完成储能系统及总平面推荐布置。2021年7月12日，项目组对总平面及储能系统进行了评审，确定布置方案。2021年7月29日，根据业主内部讨论后发来的要求更新方案。通过和业主的沟通交流，在此基础上，我院编制完成了本报告。参与本项目可行性研究的xxxx公司主要人员如下：xxxx公司总工程师xxxx公司xxxx公司储能办专职 2021年9月1.7主要结论、问题和建议(1)本储能项目在电网中发挥削峰填谷、调峰、调频、黑启动等作用；通过储能电站的建设，使间歇性的、低密度的可再生清洁能源得以广泛、有效地利用，满足社会经济发展对优质、安全、可靠供电和高效用电的要求。因此，本储能项目的建设是十分必要的。(2)本储能项目符合当前国家及地区的产业政策，满足国家对土地利用和环境保护的要求。储能系统配置已有运行实例，技术可行；项目建设土地已落实，水源可保证，地质条件适宜建设，出线利用电厂已有线路，电力系统接入可行；因此，本储能项目的建设是可行的。(3)本可研报告通过技术路线分析，选择磷酸铁锂作为本项目储能电池，并对目前主流的电池风冷方案和液冷方案进行研究比较，技术经济指标对方案一方案二备注电池冷却方式总电量(MWh)输出功率(MW)地面积(hm)液冷占地略小要求循环寿命(次)6000以上6000以上电池自然寿命(年)充放电深度(W)系统效率(%)液冷系统效率更高静态总投资(万元)液冷方案多出约2967万元单位容量造价(元/Wh)电成本(元/kWh)充放总电量度电成本=总成本/(总充电量+总放电量)1.6.2问题和建议(1)建议业主单位尽快与有关部门进行沟通，确定本储能电站商业运营模式，明确和(2)建议业主尽快开展项目接入系统、环境影响评价等报告编制及评审，取得相关行政许可。 2021年9月(3)建议业主在下一阶段设计中深入开展调研与优化设计，跟踪储能电池最新技术，某省电网属于华东电网的一部分，其供电范围包括全省16个地市，省内电网习惯上按地理位置大致依淮河、长江自北向南分为三大片：即皖北通过500kV主干线路和若干条220kV主干线路相联。2020年安徽省全社会用电量累计2427.5亿kWh,同比增长5.5%。2020年安徽省全社会最大负荷47800MW,同比增长6.7%。2020年安徽省全社会装机容量78160MW(含皖电东送机组),其中水电4738MW、火电55608MW、风电4117W、太阳能发电13696MW。全省累计发电设备平均利用小时数3662小时，比去年同期增加339小时。其中，水电设备平均利用小时数1716小时，增加106小时；火电设备平均利用小时数4575小时，减少293小时。2020年安徽省全社会累计发电2784.6亿kWh,同比减少3.3%;其中水电66.2亿kWh,增长29.6%,火电2531.5亿kWh,减少4.7%。(1)安徽省的水能资源较少，两淮煤炭资源较丰富，故全省电源结构以火电为主，水电比重小，形成了北电南送的整体格局，皖电东送战略(2)全省地形上呈现西部、南部以山区为主，北部、东部以平原为主，用电需求也(3)相对华东其它省市，某省电网人均用电量、人均负荷、负荷密度均较低，目前(4)随着中部崛起战略推进，安徽经济社会发展仍呈现高速增长态势，在“十三五”期间将围绕合肥经济圈和皖江城市带形成产业集群，电力需2021年9月中心。目前某省电网存在的问题：(1)输电网结构需进一步优化；(2)新能源发展迅速，网源协调难度增大；(3)电网建设外部条件日趋严峻。2020年底安徽500kV电网地理接线图见图2.1-1。版号：0状态：DES第11页P原至品吉场桥溪韩指汤汤睾钢六麻日新8调晶桥当涂浙江富阳绩溪抽蓄州图2.1-12020年安徽500kV以上电网地理接线图2.1.2淮宿地区电网现状淮宿地区位于安徽东北部，作为安徽省重要煤炭基地，地区火电装机规模大。2020年，淮北、宿州全社会最大负荷分别为147、259万千瓦，同比增长13.1%、11.6%。2021年9月 2021年9月万千瓦，风电9.84万千瓦。从电源结构来看，地区比8.5%。宿州市电源装机规模465.58万千瓦，其中：煤电263万千瓦、风电38.光伏136.56万千瓦、生物质13.51万千瓦、其它(含自备电厂)13.71万千瓦。平山二期1350MW机组2021年初正式投运。截止2020年底，淮北电网共拥有500千伏变电站1座，即濉溪变(1500MVA),有220千伏变电站9座。宿州电网拥有500千伏变电站1做，即埇桥变电站(2000MVA),220kV变电站15座。濉溪站通过四回500千伏线路(滩溪~怀洪双回线路及濉溪~禹会双回线路)与蚌埠电网相连接，并进一步通过怀洪~孔店双回线路延伸至淮南电网，通过禹会~淮宿内部220kV电网联系密切，淮北、宿州两网内部共有10回220kV线路相连。淮北电网形成南、北2个片区电网，其中南片220kV文昌宫、杨柳变环入毫州电网，与淮北2020年淮宿地区220kV及以上电网地理接线图见图2.1-2。 图2.1-22020年底淮宿地区220kV以上电网地理接线图国产亚临界燃煤发电机组，于2000年投产发电。2009年，一期2×300成了2×320MW机组。电厂厂址位于安徽省淮北市宋疃乡马厂附近，西北距淮北市区约15km,东南距宿州市符离集镇约16km。xxxx公司拟利用已征用地建设大容量电化学储能电站项目，建设规模为1GWh,分期建设。第一期建设103MW/206MWh储能，储能最终规模为1GWh。项目建成后可以在很大程度上解决地区电网新能源歇性的、低密度的可再生清洁能源得以广泛、有效地利用，满足 2021年9月2.2电力需求预测、电源规划及电网规划根据目前最新的某省电网规划负荷预测方案，预计2020、2025年安徽全社会最大负荷分别达到49500MW和69000MW,“十三五”年均增长9.5%,“十四五”年均增长6.9%;全社会用电量分别达到2450亿kWh和3400亿kWh,“十三五”年均增长8.4%,“十四五”年均增长6.8%。安徽2021-2025年电力电量预测结果见表2.2-1。表2.2-1某省电网2020-2025年电力电量预测结果2020年"十三五"年2025年"十四五"年均增全社会最大负荷安徽2020-2025年分地区用电量及负荷预测结果见表2.2-2~2.2-3。表2.2-2某省电网2021-2025年分地区用电量预测结果单位：亿kWh省市十三五年均阜阳毫州宿州滁州六安安庆8.1%马鞍山芜湖池州8.1%宣城黄山 2021年9月省市十三五年均阜阳毫州宿州滁州六安安庆马鞍山芜湖8.1%池州宣城黄山1)区外来电及区内协议分电情况某省电网“十四五”期间区外来电情况见表2.2-4。2020~202表2.4-42020~2025年某省电网区外来电情况2020年2021年2022年三峡(葛南、龙政、宜华)三峡地下(林枫)准东某省电网"十四五”期间区内协议分电情况见表2.2-5所示。另外，某省电网“十四五”期间皖电东送机组容量共13540MW,其中皖电东送一期工程共7580MW,皖电东送 2021年9月二期工程共5960MW。皖电东送一期工程通过500kV交流送出，上海电网、江苏电网、浙江电网分电容量分别为2530MW、1260MW、3790MW;皖电东送二期通过特高压交流送出，上海电网浙江电网分电容量分别为2640MW、3320MW。金寨抽蓄分电协议现阶段还表2.2-52020~2025年某省电网区内协议分电情况年份2020年2021年2022年2023~2025年天荒坪抽蓄秦山核电二、三期琅琊山抽蓄响水涧抽蓄绩溪抽蓄金寨抽蓄00区内协议分电2)区内电源发展规划(1)安徽省电源规划一煤电：省内煤电在建机组总容量为2670MW,分别为平山电厂二期(1×1350MW)、阜阳华润电厂二期(2×660MW);已核准的机组总容量为2640MW,分别为大唐滁州电厂 (2×660MW)、潘集电厂(2×660MW)和板集电厂二期(2×660MW)。另外，池州二期660MW、谢桥低热值煤电厂700MW已取得路条。一抽蓄：由于抽蓄项目开发周期普遍较长，“十四定：在建绩溪抽蓄(1800MW)和金寨抽蓄(1200MW)。一新能源：考虑可再生能源消费比重及新能源在建规模，根据安徽省最新规划，预计 2021年9月到2025年，全省风电装机8000MW,光伏装机达28000MW,生物质装机约2500MW。风电、光伏出力具有较大的随机性、间歇性，晚高峰时段顶峰能力有限，对电力供应支撑作用大小主要取决于配套储能规模。表2.2-6目前已核准2020~2025年电源规划建设规模及时序类型合计一、煤电机组淮北平山电厂二期阜润电厂二期大唐滁州电厂潘集电厂板集电厂二期二、抽水蓄能绩溪抽水蓄能电站金寨抽水蓄能电站表2.2-7安徽省储备电源项目项目名称建设规模项目地点状态谢桥低热值煤电厂阜阳池州电厂二期池州涡北低热值煤电厂亳州大唐田家庵电厂扩建淮南淮北国安电厂二期淮北阜阳口孜东电厂阜阳华电宿州电厂二期宿州国电投平圩电厂四期淮南皖能铜陵天然气发电项目铜陵皖能合肥天然气发电项目淮矿肥东天然气发电项目(2)淮宿地区新能源规划容量根据新能源最新发展形势，为适应2030年以及2060年碳达峰、碳中和发展要求，未来全国将大力发展为风光为代表的非化石能源，预计十四五期间新能源规模将进一步增加。初步预计“十四五”华东地区风光新能源装机将达1.69亿千瓦。目前已经明确(已投运+总报告2021年9月已核准)的新能源仅1亿千瓦，约7000万千瓦新能源尚未明确电源布局和投产时序。根据新能源最新规划方案，安徽省十四五全省新增1430MW风电、光伏6000MW。预计到2025年，全省风电装机8000MW,光伏装机达28000MW。根据安徽全省新能源规模预测信息，十四五末淮宿(淮北、宿州)新能源装机规模预测增加至4700MW。淮宿地区十四五新能源装机规划规模见表2.2-淮宿风电淮宿光伏总计(1)安徽500kV电网规划220kV电网分区解环需求，同步解决末端地区网架薄弱、供电可靠性较差等问题。至2020年，某省电网仍将保持4回特高压线路、7回500kV线路与华东电网相联。为了提升某省电网未来三年供电安全，2021-2022年全省计划建成500kV新、扩建工程共7项，新增变电容量13000MVA。其中亳州二、众兴扩建等2项已纳入国家规划，紫蓬、横山、阜四、香涧、谯城5项拟纳入某省电网最新规划调整。2023年宿州北部地区规划建设萧砀500kV变电站。“十四五”期间，皖北以东西两片相对独立结的建设新建淮南～合肥、淮宿～蚌埠～滁州两个500kV通道，皖北与皖中交换能力高；皖中依托特高压合肥直流的注入构建皖中地区可靠性，同时利用白鹤滩-浙江特高压直流过江通道建设安庆四～涓桥500kV通道，满足过江交换的同时提高西南片电网供电可靠性；皖南在扩建芜湖湖站～铜北500kV双线后，皖南承接江北电力并转移华东的总体能力进一步提升。2022年某省电网500kV及以上电网规划接线图见图2.2-9所示。(2)淮宿220kV电网规划2021年9月至2025年，淮北电网以1座500千伏变电站(潍溪)为中心，形成“一站三厂”供电格局，淮北地区220千伏网架进一步完善和加强。以500千伏濉溪变、虎山电厂以及淮二厂为枢纽，构建“日”字型环网结构。十四五期间，宿州电网将主要分为三片电网供电，分别是：埇桥供区，以埇桥变为枢纽，环主城区构建城市主环网(市区环网);灵泗供区，同样以埇桥变为枢纽，构建覆盖灵璧、泗县的三角形双环网(灵泗环网);萧砀供区，萧砀电网与淮北电网联合组网，构建以淮北濉溪变为枢纽的淮宿北部环网——淮宿北网。2025年淮北宿州220kV及以上电网规划接线图见图2.2-10,图2.2-11。总报告版号：0状态：DES第20页赵集，赵集，C江沙河沙河至昌吉金察(油坊)見站i北苏洪苏横山成子湖清流行龙门龙门省oo敬亭盛至瓶窑安庆厂◎所州总报告2021年9月集出聘区啊◎计河o满州城无图2.2-10淮北2025年220千伏及以上电网规划接线图1◎开米湖流公浊共厂底二县牙日成刘施城东纵楼百欧◎津坪凤域图2.2-11宿州2025年220千伏及以上电网规划接线图 2021年9月根据上述电力需求及目前某省电网已核准在建的确定电源建设方案，对某省电网进行电力平衡分析，具体平衡结果见表2.3-1。电力平衡原则考虑如下：(1)仅计入已核准在建电源项目；(2)某省电网备用率按12%考虑；(3)考虑区外直流网损，煤电、水电受阻容量；(4)风电按5%装机容量参与平衡，光伏不参与平衡。年份1、电网最高负荷2、需要备用(12%)3、需要装机容量4、网内年末装机容量(6M以上，扣除直属机组)5、网内参加平衡容量(6M以上，扣除直属机组)6、区内协议新、富水电00000天荒坪抽蓄秦山核电二、三期琅琊山抽蓄响水涧抽蓄绩溪抽蓄金寨抽蓄07、区外来电三峡地下(林枫)准东安徽直流000008、实际备用率(%)-6.1%9、盈亏 2021年9月表2.3-1中，若只计及安徽区内目前较确定的电源项目和确定的区外协议电力，某省按照12%的备用考虑，某省电网2022-2025年电力缺口约11000-21000MW。本工程完全投运后，工程定位主要为削峰填谷，在用电高峰时可作为电源释放电力，(1)平衡原则20%;220kV及以下电网机组最大出力按扣除8%厂用电考虑；风电按5%出力参与平衡，春季午间平衡原则：各片区供电负荷按夏季高峰负荷预测数据的50%考虑；小火电机组考虑40%出力；220kV及以下电网机组考虑半开机方式，其最大出力仍按扣除8%厂用电考虑；风电和光伏按60%出力参与平衡。区外电力交换：根据分层分区规划，淮宿电网在十四五前期通过2回220kV线路(淮二厂~蒋南双线)与蚌埠电网相联，通过4回220kV线路(濉溪~焦楼双线、南坪~蒙城双线)与毫州电网相联，淮宿电网内部则通过欧盘~宋湖双线、淮二厂~汴河双线及南坪~谷(2)平衡分析区220kV以下电网进行电力平衡计算分析，计算结果见表2.3-1至2.3-2。午间由于淮宿地区新能源装机规模逐渐扩大，电力外送需表2.3-1淮宿地区2021~2025年夏季高峰方式电力平衡淮宿地区1、最大综合负荷2、220kV及以下电源装机容量总报告2021年9月其中：淮北二厂淮北虎山淮北小火电淮北风电淮北光伏蕲城厂汇源厂(宿东厂)宿州小火电宿州风电宿州光伏3、220千伏及以下电源最大供电出力其中：淮北二厂(厂用电8%)淮北虎山(厂用电8%)淮北小火电(受阻20%)淮北风电(5%参与平衡)79淮北光伏(0%参与平衡)00000蕲城厂(厂用电8%)汇源厂(宿东厂)(厂用电8%)宿州小火电(受阻20%)宿州风电(5%参与平衡)宿州光伏(0%参与平衡)000004、220千伏电网电力盈亏(+为盈，-为亏)5、含本工程220千伏电网电力盈亏(+为盈，-为亏)表2.3-2淮宿地区2021~2025年春季午间方式电力平衡淮宿地区1、最大综合负荷2、220kV及以下电源装机容量其中：淮北二厂淮北虎山淮北小火电淮北风电淮北光伏蕲城厂汇源厂(宿东厂)宿州小火电宿州风电 2021年9月宿州光伏3、220千伏及以下电源最大供电出力其中：淮北二厂(厂用电8%)淮北虎山(厂用电8%)淮北小火电(受阻20%)淮北风电(5%参与平衡)淮北光伏(0%参与平衡)蕲城厂(厂用电8%)汇源厂(宿东厂)(厂用电8%)宿州小火电(受阻20%)宿州风电(5%参与平衡)宿州光伏(0%参与平衡)4、220千伏电网电力盈亏(+为盈，-为亏)5、含本工程220千伏电网电力盈亏(+为盈，-为亏)(1)计算原则1)春秋季午间最大负荷占全年最大负荷比例系数为0.56;2)春秋季日低谷负荷占当日最大负荷比例系数为0.87:3)负荷日低谷时新能源大发风电、光伏出力系数按65%、65%考虑；4)全省火电平均调峰能力按52%考虑；5)水电(不含抽蓄)调峰能力按30%考虑；6)燃机调峰能力按80%考虑；7)储能电站调峰能力按100%考虑；8)抽水蓄能电站调峰能力按200%考虑。(2)安徽省调峰平衡春秋季午间新能源大发方式某省电网调峰压力较大，2025年该方式下存在9750MW安徽2023年2025年2030年1、电网最高负荷2、日低谷/午间负荷率3、全网低谷/午间发电负荷4、全网峰谷差总报告5、旋转备用率6、全网需要的开机电源容量7、全网需要的调峰容量8、协议来电9.1区内协议新、富水电000天荒坪抽蓄秦山核电二、三期琅琊山抽蓄响水涧抽蓄绩溪抽蓄金寨及后续抽蓄9.2区外来电三峡(葛南、龙政、宜华)三峡地下(林枫)000准东新增区外来电0010、全网实际需要开机容量其中：火电水电核电0000000000抽水蓄能储能风电光伏000生物质11、外来电力调峰容量新、富水电000天荒坪抽蓄秦山核电二、三期000琅琊山抽蓄响水涧抽蓄绩溪抽蓄金寨及后续抽蓄三峡(葛南、龙政、宜华)三峡地下(林枫)000准东新增区外来电0012、网内需要调峰容量 其中：火电水电核电0000000000抽水蓄能储能风电光伏生物质00013、火电低谷/午间出力率14、调峰缺口根据规划，“十四五”期间某省电网风电、光伏等新能源将得到大规模发展，并且某省电网还将继续接受新的区外来电。由于电网峰谷差逐渐加大，同时区外来电的调峰能力不确定，以及风电、太阳能等可再生能源具有随机性、波动性、反调峰等特点，将对某省电网调峰造成更大压力。本工程拟建设的储能装置，可以在很大程度上解决地区电网新能源发电的随机性和波动性问题，使间歇性的、低密度的可再生清洁能源得以广泛、有效地利用，能够显著改善和增强某省电网的调峰能力，也契合安微省的能源发展战略。满足经济社会发展对优质、安全、可靠供电和高效用电的要求。2.5工程建设必要性、储能容量配置及时间(1)满足某省电网的调峰需求，保障新能源安全消纳某省电网春秋季午间新能源大发方式下调峰压力较大，主要原因是：安徽省春秋季午间新能源大发时段，负荷需求相对较小，结合新能源具有的反调节特性，电网调峰压力较大，由上文可知，2022年至2025年春秋季调峰缺口逐渐恶化，至2025年春秋季调峰缺口达9750MW。随着双碳背景下新能源继续发展，新能源规模急剧增加，调峰问题将更加严本工程远景规模1GWh,可以为某省电网提供调峰电力，配合省内核电、直流来电以及新能源运行，减轻电网调峰压力，改善煤电机组的运行条件，提高系统安全运行可靠性。(2)提高电网运行安全稳定性2021年9月储能电站运行灵活、启动快、动态效益显著,它投运后可参加网内调频、调相运行、紧急事故备用，对优化华东电网的电源结构、改善电网电压水平提高供电质量、保证电网的安全稳定运行有很大作用。同时，储能电站可作为频率紧急协调控制系统的调节资源。(3)提高电网运行经济性燃煤火电机组可以调峰，且由于技术的进步，调峰能力和经济性有了很大的进步，但其深度调峰运行经济较差，而且适应系统负荷变化的能力较弱。储能电站投运以后，可以有效地改善火电及其他类型机组运行条件，能够改善火电机组的运行位置，降低火电机组的发电煤耗，延长火电机组使用寿命，减少电网的燃料消耗，优化电网电源侧配置，有效提高电网运行的供电质量经济性和运行安全性。(4)可利用现有厂址资源建设本工程可利用现有厂址条件，充分利用淮北国安电厂厂内母线及送出通道并网，接入系统条件充分，有利于资源的综合利用。节省投资、竞争力强、施工进度快、社会效益高，降低工程总体单位成本，能够提升自身在电力市场下的竞争力。(5)符合“双碳”政策要求，促进能源结构转型近日国家发改委、能源局联合发布《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》,通知指出鼓励发电企业通过自建或购买调峰储能能力的方式，增加可再生能源发电装机并网规模。超过电网企业保障性并网以外的规模初期按照功率15%的挂钩比例(时长4小时以上，下同)配建调峰能力，按照20%以上挂钩比例进行配建的优先并网。本工程储能时长为2小时，具有较强的调峰能力，投产后能够进一步提高电网对可再生能源的消纳率。2.5.2储能容量配置及时间(1)本工程容量配置规划分析：根据国网安徽省经研院对安微全省2025年8760小时调峰数据进行分析，即使考虑火电机组自身40%的调峰能力，春季典型日日均调峰缺口的时长仍将达到7~8小时，逐时调峰缺口大于当日逐时最大调峰缺口80%的时长约为3~4小时，时间基本在上午10点30到下午14点之间，部分极端情况会出现5小时的深度调峰。2021年9月400—3月012345678910111213141图2.5-12025年安徽春季日平均调峰缺口分布图单位：万千瓦根据系统运行数据，2021年上半年煤电机组平均每次参与深度调峰时间约3.5h~3.8h。其中根据国安电厂系统提供的运行数据，电厂2021年上半年平均每次参与深度调峰时间约4.3小时。综上，本工程每次参与调峰时长选取2小时是合适的。(2)工程实际运行数据预测：2个高峰特性，其中低谷时段为凌晨0~5时和11~15时之间，高峰时段为6~9时和晚上时间约5小时。22点22点图2.5-2安徽2016-2020年春季典型日负荷特性2021年9月秋季55此外，安徽全省2022年至2025年春秋季调峰缺口逐渐恶化，至2025年达9750MW。根据安徽全省2025年8760小时调峰分析，某省电网一年中约有150天存在调峰缺口(缺口大于5万千瓦),结合未来风电光伏等新能源装机规划的进 2021年9月小时数各为600h。上述数据分析仅供参考，具体应以实际运行情况为准。本工程为利用xxxx公司已征用地建设大容量电化学储能电站项目，建设规模约为1GWh,分期建设。首期建设103MW/206MWh储能。2.6接入系统方案本工程暂考虑储能装置汇集至35kV母线，再通过变压器组接入现状淮北国安电厂220kV配电装置，利用淮北国安电厂送出线路一并送出。根据规划信息，淮北国安电厂~蒋南2回线路在2022~2023年拉停，同期新建淮北国安电厂~况楼单线。淮北国安电厂送出方案在“十四五”前中期将发生变化，具体接入方案待接入系统设计论证分析，本期接入系统方案设想见图2.6-1。萧西萧西马井\显通城河本工程框W图2.6-1本工程本期接入系统方案示意图汴河埇桥濉溪 2021年9月本工程储能模块汇集至35kV母线，再通过变压器组接入现状淮北国安电厂220kV配电装置，220kV配电装置采用双母线接线方式。根据设想的接本期建设103MW/206MWh锂电池储能，远景再建设800MWh锂电池储能，电气主接备用国开国沐1国沐2国蒋1国蒋2国况备用#1主变(结合某省电网系统调峰实际需求，储能装置逆变器在一定时间内运行功率水平较低，本期装设一台125MVA的双绕组变压器，无功损耗为11.2MVar。本工程SVG配置容量以平衡主变损耗为准，储能装置逆变器的无功功率裕度可用于为系统提供无功支撑。储能装置配置的PCS功率因数可在超前1.0-滞后1.0范围内可调， 2021年9月综上所述，为更好适应电网发展和调压需要，建议在储能装置35kV汇流母线配置无本期配置±12MVar动态无功补偿装置(SVG)。3建厂条件厂址位于安徽省淮北市宋瞳乡马厂附近，西北距淮北市区约15km,东南距宿州市符离集镇约16km,符夹铁路青龙山编组站位于厂区以西6.5km,符夹铁路在厂址西南方1.5km经过，淮符公路在厂区西南约1.0km处经过，厂区东约1.0km处有闸河自北向南流过。本厂址位于淮北冲积平原北部，周围为剥蚀残山和山丘侧为四山和打鼓山，南面为丰山，东面与平原相接。地形呈北、南、面开阔形状，区域地面高程在31.0m至45.0m(56黄海高程系统，以下同)之间，地面坡度在不同部位略有变化，厂区周围山丘地带地面坡度一般为10°~1厂址范围主要利用一期已征土地，据了解厂址建设用地区厂址综合建厂条件较好。区域地质相对稳定，场地平厂址处百年一遇洪涝水位为33.01m(1956黄海高程系统)。3.2.1铁路端咽喉区进入机务段的铁路线上出岔，由电厂西南面接入厂内站。专用线全长5.3km,铁路标准为工业企业铁路I级标准。交接方式为货物交接，电厂不自备动力机车。3.2.2公路 2021年9月路网；工业区内现状道路已基本建成，厂址周边道路均可基南侧约1.0km处有淮(淮北市)符〔符离集〕公路通过，电厂一期工程进厂公路从该公路厂址东北距徐州观音桥机场约68km。观音国际机场位于徐州睢宁县双沟镇附近，为4D级的大型国际航空港，1997年开航以来，观音机场先后开通了台北、香港、北京、上沈阳、福州、三亚、哈尔滨等航线，形成每周航班量120个左右，年旅客吞吐量69万人3.2.4大件运输(1)铁路运输方案路专用线从青龙山车站接轨已达到电厂，电厂大件设备运输(2)公路+水路+公路运输方案对于铁路能够运输的优先选择铁路运输方案，对于铁路不能够运输的则选择公路+水路+公路运输方案为宜。3.3.1工程水文本章节以下述及高程无特殊说明外均采用1985国家高程基准。1985国家高程基准高程=1956年黄海高程-0.03.3.1.1厂址区域河道概况及水利工程概况厂址所在的淮北市境内河流众多、地势西北高而东南的主要支流有闸河、萧濉新河、龙岱河、王引河、南沱河，怀洪新2021年9月河和獬河。厂址区域内地表水系较发育，自北向南依次分布有闸河、龙岱河、萧濉新河、王引河和南沱河等自然或人工河流，萧濉新河、闸河、龙岱河属萧濉新河水系，南沱河、王引河属南沱河水系，水流自西北流向东南，注入洪泽湖。厂址区域内闸河、萧濉新河等均为季节性河流，一般偏旱~干旱年份及枯水季节常常干枯见底，偏丰~丰水年分及汛期洪水泛滥，洪涝早灾较为严重。3.3.1.2厂址洪水厂址所在的淮北地区洪水都是由暴雨产生的，产生暴雨的天气系统在6、7月份，降雨历时可持续一两个月，降雨范围广，8、9月份常因台风影响，而出现台风暴雨，其特点是降雨范围小、历时短，但强度大。本地区大暴雨的另一特点是暴雨区移动方向常与河道水流方向一致，1954年的几次大暴雨便是如此。电厂厂址区域每遇水灾，平地积水，沟河漫溢，甚至河堤决口，洪水横流。项目厂址区域主要河道排洪排涝现状见下表3.3.1.2-1。表3.3.1.2-1厂址所在地区主要河道排洪排涝现状一览表河名标准水位标准水位萧滩新河瓦子口~平山闸~黄桥闸渠沟~陈路口~闸河口~引河口闸河潍河~会楼闸项目所在地区主要河道建国后大汛年份洪峰水位见下表3.3.1.2-2。表3.3.1.2-2濉溪县建国后大汛年份厂址所在地区主要河道洪峰水位表年份雨量(6~8月)河道闸站水位日期 2021年9月1954年濉河7月9日沱河四铺7月9日闸河会楼7月9日1963年濉河8月16日沱河四铺8月19日闸河会楼8月21日1965年濉河7月14日沱河四铺7月15日闸河会楼//1982年濉河7月24日沱河四铺7月24日王引河仲大庄7月24日1996年沱河徐楼7月13日沱河四铺7月13日闸河会楼//经调查分析计算，厂址处百年一遇洪水位为33.01m(1956黄海高程系统)。3.3.2工程气象3.3.2.1概况本工程处于淮北平原腹地，位于南北冷暖气流交汇较频繁的地带，属暖温带半湿润季风气候区，其气候特点：四季分明、气候温和、日照时数多、无霜期长。春季温暖，气温回升快，天气多变；夏季炎热，蒸发量大，降雨集中：秋季凉爽，降温快，温差大：冬季天气严寒，雨量少。观测场海拔高度为31.4m,气象站建于1956年11月，实测项目齐全，资料系列较长，观测、整编规范，资料可靠。厂址位于潍溪县气象站东南方向约10km处，海拔高度为33m左右，气象站观测场海拔高度为31.4m,其间无大山阻挡。因此，厂区与濉溪县气象站属同一气候区，气象站对厂区具有较好的代表性，可作为项目气象条件分析计算的参证站。 3.3.2.2气象要素特征值多年气象要素特征值由濉溪气象站实测资料统计得到，其统计年限为1970~2015年。(1)气温(℃)极端最低气温：-13.0最热月(7月)平均最高气温：31.8最冷月(1月)平均最低气温：-2.5(3)相对湿度(%)多年最小相对湿度：2(4)水汽压(hpa)多年最大水汽压：40.1(5)降水量(mm)多年年最多降水量：1168.2(出现在2005年)多年年最小降水量：557.2(出现在2002年)多年一日最大降水量：172.5多年一小时最大降水量：95.1多年十分钟最大降水量：26.8多年最长连续降水日数(d):11 2021年9月(6)蒸发量(mm)(7)风速及风向(8)日照多年平均日照百分率：51%(9)其它气象要素多年平均大风日数(d):5.5消防水源暂考虑接自一期室外消防给水管网，待 2021年9月生活水用水点为暖通专业补水及卫生间生活用水，暂考虑引接自老厂一期室外生活水管网，待下阶段收集资料后判断是否满足引接要求。3.5工程地质及岩土工程3.5.1区域地质概述3.5.1.1区域构造轮廓及其所处大地构造位置xxxx公司储能项目工程位于安徽省淮北市烈山区宋疃镇，其所在区域地跨3个一级大地构造单元，大部分处于华北断块区的东南，东南部与下扬子断块区相截接，西南与秦岭-大别山断褶带相截接，现分别简述如下：(1)华北断块区华北断块区位于肥中断裂、郯庐断裂和盱眙~响水河断裂以北地区，基底岩系由太古代和早元古代五河群(嵩山群)、凤阳群及登封群组成。基底构造线方向为北西西、南北向，基底固结时期为吕梁~中岳运动期(1850~1700Ma),之后进入盖层发育阶段，其上不整合覆盖中晚元古代-古生代地层，缺失上奥陶统-中、下石炭统地层，属典型的周期性地台构造区。在中、新生代时期，主干断裂继承性活动，断块破裂、分异，形成块隆和块陷，活动比较强烈。(2)扬子断块区扬子断块区的东北部展布在区域范围的东南部，基底岩系为张八岭群，系一套晚元古代地槽型沉积岩的浅变质岩和浅变质火山岩系组成。盖层发育阶段，Zi~T¹-2几乎是连续的海相沉积，T₃以来为陆相碎屑岩建造，属典型的稳定地台盖层沉积。印支~燕山旋回使得盖层强烈褶皱变形，岩浆活动频繁。在新构造运动时期形成凹陷盆地，以大面积沉降为主。区内构造线方向以北东、北西西向为主。(3)秦岭~大别山断褶带秦岭~大别山断褶带是介于华北断块区与扬子断块区之间的楔型构造块体，它是一个复杂的构造带，基底由大别山群(A)、佛子岭群(Z)、梅山群(∈-P)组成。主要的构造事件发生在加里东旋回，印支运动结束地槽发展阶段而回返固结，基底构造线方向为北东向、北西西向。中生代进入断块差异运动高潮期，在盆地中堆积了巨厚的火山碎屑岩系。新构造运动时期差异断块运动明显减弱。3.5.1.2区域主要断裂的活动性 2021年9月北西和东西向，这几组方向的断裂形成本区的断裂构造(1)郯庐断裂该断裂纵贯我国大陆东部，自黑龙江肇兴向南西方向延伸至湖北广济附近，长达2400km。在本区域内，郯庐断裂切割了不同大地构造单元，在燕山表明它在喜山期有过拉张活动过程，并且断裂的切割深度比较大。(2)涡河断裂该断裂北西起自安徽毫州，经涡阳东南至蒙城，总体走向330°,向南西陡倾，顺北西向涡河线状延伸。断裂在重力、地磁等物探图上1481年涡阳6级地震和1525年毫州5%级地震，都发生在该断裂与北东向断裂的交汇部(3)颍上~定远断裂青白口系至下寒武统(Pts~∈1)之上，岩层挤压破碎，小型褶曲和糜棱岩发育，主断面向南倾斜，倾角25°~30°。从李一矿至洞山，经地表观测和钻探揭示，断面向南倾斜，倾角变化很大，浅部达60°左右，向深部逐渐变缓，一般在18°~30°,最缓处仅3°~5°。上，水平断距达500m以上，表明本断裂在燕山晚期发生强烈的逆掩作用，喜山期有一定该断裂自北向南依次通过固镇县城城西、怀远魏庄20°左右，倾向SE,倾角50°左右。该断裂强烈活动期在中生代，活动性质为压剪性，它将东西向构造线左旋位移达1~2km,进入新生代以来，仍具有一定活动性：在地貌上控 2021年9月城并向南延伸，总体作北北东向延伸，倾向北北西，倾角60°~70°,该断裂自晚更新世(6)聊城~兰考断裂该断裂南起兰考，向北经范县、聊城转向北东，南段走向20°~30°,北段走向30°~40°,倾向北西西~北西，倾角70°左右。北西盘下降，南东盘上升，垂直断距一般为3-4km,最大断距可达6~7km。异，而且沿断裂有燕山期酸性火山岩喷发，喜山期基性岩浆呈脉状侵入下第三系地层中，该断裂北起阳谷，经郓城、曹县至太康，错断北西西向的新乡-商丘断裂，断面倾向该断裂在不同时期有分段活动的特点，早第三纪时期断裂整体活动，但以曹县~成武段活动强烈，致使成武凹陷形成早第三纪沉积盆地。早更新世(8)新乡~商丘断裂该断裂隐伏于第四纪松散沉积物之下。西起新乡北进入安徽境内，是冀鲁断块与豫皖断块的边界断裂。该断裂附近曾发生1737年河南开封5%级地震。3.5.1.3近场区断裂的活动性近场区断裂构造较为发育，尤其是基岩裸露区更是如此，不过造图”,各条断裂简介如下：(1)宿北断裂(图3.5.1.3-1中编号F8,下同)在燕山晚期和喜山早期有过强烈活动；汴河、扒河、潍河等东南向东，表明该断裂为近代仍有微弱活动的隐伏断裂距离拟建厂址约25公里。 2021年9月(2)徐双楼断裂(F1)该断裂位于萧县复式背斜南部西翼，长19km,走向17°,倾向北西西，倾角约70°,经钻探控制，断距大于100m。断裂破碎带较宽，北部切割下石盒子组煤系，控制刘桥-井田和梁花园勘探区的东界。为近代具微弱活动的隐伏断裂。该断裂距离拟建厂址约25公里。(3)青龙山断裂、鹰山断裂和赵集断裂(F2、F3和F5)青龙山断裂：该断裂位于蛮顶山复式背斜西缘，呈北北东向延伸。该断裂北段隐伏，南段被北西走向的杜集断裂左旋错开。青龙山断裂的生成与演化可概括为：印支~燕山早早期脉变形较强，以后逐渐减弱至未变形。该断裂距离拟建厂址约4公里。现为地层重复，岩石破碎，在断裂南侧的龟山一带露头上采微镜下未见脉体变形。该断裂距离拟建厂址约2公里。侧下古生界地层之上。该断裂距离拟建厂址约16公里。这3条断裂均发育于同一应力场，具有相似的断裂演化史，后期充填的方解石脉均未(4)武山子断裂(F4)该断裂距邵山头厂址及后李家厂址较近。位于尖山背斜西翼，走向15°,倾向东，倾角约50°,为一逆断裂。断裂沿线地层重复，断裂带宽约40m,角砾明显，充填褐铁矿和晚第四纪以来该断裂未发现活动的迹象。该断裂距离拟建厂址约8公里。 2021年9月3.5.1.4地震地质拟选厂址区域大体上属于华北地震区中部，河淮地震带的东段。本区地震分布具有不均匀性特征，由北向南地震活动有减弱趋势。近场范围内自有史记载以来未曾发生破坏性地震(Ms≥4.75),现代地震活动的强度和频度相对较低，小震多分布在宿北断裂以南。3.5.1.5区域稳定性综合评价拟建厂址近场范围的断裂近代虽有活动，但强度较弱。鹰山断裂和青龙山断裂虽距厂址较近，但属近代活动不明显断裂，对工程影响不大。近场区现代地震活动的强度和频度相对较低。该地区在区域地质构造上基本稳定，适宜建厂。3.5.2工程地质条件3.5.2.1地形地貌xxxx公司厂址由于受构造剥蚀作用以及剥蚀堆积作用，场地主要为剥蚀丘陵、缓坡和堆积山前冲洪积平原地貌。场地北、西、南侧为丘陵环抱，东侧为山前冲洪积平原，总体上呈中间平坦、东面开阔的簸箕状地形。厂址区场地地势为北、西、南三面高，东侧低。 2021年9月区域地面高程在31.0m~45.0m(56黄海高程系统，以下同)之间，地面坡度在不同部位略有变化，厂区周围山丘地带地面坡度一般为10°~15°,由北、本期工程场地位于一期工程扩建端，场地平缓，自然地面高程在31.4m~33.8m之间。3.5.2.2厂区地质构造据区域地质资料，厂址位于闸河复式向斜末端的东南翼，场地3.5.2.3地层岩性0.3m~10.0m,堆填时间约为20年；该层土堆填过程中未经任何分层碾压或强夯密实处理，①层第四系全新统粉质黏土、黏土层(Q4):以粉质黏土为主，褐黄~黄褐、灰黄色，一般多为可塑状，局部为硬塑状，该层主要分布于东部场地表部，厚度约1.0m-3.0m,含少量铁锰质结核；地基承载力特征值约130kPa~160kPa,压缩模量约为5MPa~8MPa。①₁层第四系全新统粉土层(Q₄):黄褐色，稍密，湿，含黏土团块，该层厚度一般0.3m-1.1m,该层呈透镜体状布；地基承载力特征值约120kPa~140kPa,压缩模量约为3MPa~6MPa。②层第四系全新统黏土层(Q₄¹+Pl):褐黄~黄褐色，硬塑状为主，局部为可塑状，厚度一般为1.0m~3.5m,含铁锰质结核和姜结石，粒径约为5mm~10mm,该层土厚度由西向东逐渐变大，在拟建场地中分布广泛；地基承载力特征值约200kPa~250kPa,压缩模量约为8MPa~12MPa。③层第四系上更新统黏土层(Q₃pl):碎屑，厚度为1.0m~18.0m;该层层底埋深标高由西向东逐渐变低，在拟建场泛；地基承载力特征值约280kPa~350kPa,压缩模量约为10MPa~15MPa。 2021年9月③1第四系上更新统粉土层(Q;pP):黄褐色，一般为中密状，混大量姜结石，该层厚度一般为0.2m-1.6m,层底标高为21.00m~23.40m;主要分布于场地东侧，在③层上部呈透镜体状分布；地基承载力特征值约250kPa~300kPa,压缩模量约为10MPa~15MPa。④基岩：燕山期(8)侵入闪长玢岩，灰黄~灰绿色，矿物成分主要由长石和角闪石组成，斑状结构，块状构造；该岩石多沿基岩结构面和断层带侵入，因此在平面和垂直方向多呈带状延伸，条带之间互相贯通，将围岩分割成块，与基岩接触关系较复杂。属软岩，岩石较为完整，地基承载力特征值约500kPa~800kPa。强风化厚度为1.2m~6.6m,性状变化较大，一般呈砂土状和碎块状。奥陶系下统肖县组(Ox)、马家沟组(Om)灰岩、白云质灰岩和豹皮灰岩，灰黑~灰白色，成分以方解石为主，隐晶质，矽、钙质胶结，厚~巨厚层状，致密坚硬，岩石较为完整，溶蚀裂隙发育的地段岩石较为破碎，属较硬岩，地基承载力特征值约800kPa~1200kPa。强风化厚度一般0.5m~1.4m。由于厂址下基岩略有起伏，各层岩土的分布及其特征需在以后各阶段勘测中查明。3.5.2.4地下水类型区内地下水按含水介质的不同和赋存条件的差异，可分为松散岩类孔隙水、碳酸盐岩类裂隙岩溶水和基岩裂隙水三类。(一)松散岩类孔隙水主要分布于平原区。地下水主要赋存于第四纪更新世早期和全新世的粉细砂层中，其富水性取决于含水砂层的厚度、粒度、分选性等，在古河道带单井涌水量一般100-1000m³/d,在山前、山麓一带村民打的压水井(井深小于15m)基本无水。水力性质为潜水-微承压水，水化学类型为HCO₃-Ca·Mg型，矿化度小于1000mg/l。地下水主要接受大气降水补给，地下径流滞缓，并以地面蒸发、植物蒸腾、人工开采和越流补给下伏裂隙岩溶水为其主要排泄方式。该种水水量小，动态变化大，对基础施工有一定影响，需作好基坑降排水措施。(二)碳酸盐岩类裂隙岩溶水碳酸盐岩类裂隙岩溶水分布于区内东、西部的寒武、奥陶纪碳酸盐岩分布区，地下水即赋存于碳酸盐岩裂隙、溶隙中，岩溶发育具有明显的不均匀性和各向异性。裸露区浅部裂隙、岩溶较发育，岩溶形态多为溶隙、小型溶洞和溶槽、溶芽，富水性差别悬殊，从小 2021年9月于100m³/d到1000m³/d不等；隐伏区分布于裸露区外围，上覆有第四纪松散沉积层，是裂隙岩溶水的主要富集区，单井涌水量一般1000~3000m³/d,于构造有利部位可达5000m³/d以上。区域地下水位埋深5.00m~25.00m,受开采影响其年内水位波动范围达20m。水化学类型以HCO₃—Ca或HCO₃—Ca·Mg型为主，矿化度500mg/左右。大气降水是其主要补给来源，并以人工开采为其排泄途径，由于其与大气降水和孔(三)基岩裂隙水根据临近工程资料，初步判断地下水对混凝土结构具有微腐蚀性，对钢筋混凝土结构中的钢筋具有微腐蚀性。浅层土对混凝土结构具有微腐蚀性，对钢筋混凝土结构中钢3.5.2.5地震动参数、场地类别与场地液化(GB50011-2010),厂址区基于Ⅱ类场地的基本地震动峰值加速度值为0.05g,相应的地震其中I类场地的地震动峰值加速度调整系数为0.80,地震动加速度反应谱特征周期值为5m的区域，为I₁类场地，覆盖层厚度大于等于5m的区域，为Ⅱ类场地。本工程场地位于VI度区，对于沉陷敏感的乙类建(构)筑物和重要的生产建(构)筑本工程地下水位随季节性变化幅度较大，在雨季时饱和粉土为①1粉土和③₁粉土，③1粉土地质年代为第四纪晚更新世，可初判为不液化土层；而①粉土存在液化的可3.5.2.6特殊性岩土3.5.2.7不良地质作用 2021年9月根据调查，本工程场地内无活动断裂通过，不良地质作用主要为岩溶，不存在泥石流、采空区、地面沉降等重大不良地质作用。淮北地区广泛分布有碳酸盐岩，该地区地处温暖带亚湿润气候型溶蚀~侵蚀区，物理风化强于化学溶蚀，岩溶发育特征是：地面岩溶形态不发育，无大、中型岩溶形态，只有低级小型岩溶地貌，局部地区地下岩溶作用相对强烈。根据《xxxx公司二期工程可行性研究第一卷可行性研究总报告说明书(50-F0162K1-A)》(2005年9月，西南电力设计院),可研钻探中未发现厅堂式或廊道式溶洞。通过对钻探结果统计，场地中钻孔遇洞率较高，为21%,但所揭露洞隙规模较小，未发现厂址范围内有大型、联系性的厅堂式溶洞发育，且场地岩溶水平分布范围小、垂直分布厚度小，局限性明显。因此初步判断场地岩溶发育程度为微弱，具体发育程度待下一阶段查明。针对岩溶灾害发育的不确定性，在后续勘察及施工过程中发现的对工程建设有影响的岩溶，需采取相应的治理措施。据初步调查，本期工程场地不压覆矿产，场地内没有古文物或重点化石群的分布。具体情况以属地自然资源部门、文物部门的批文为准。3.5.2.9地基类型初步分析及评价场地内地基土主要为第四系的黏性土、奥陶系的灰岩和燕山期的闪长玢岩。对于拟建的建(构)筑物，可采用天然地基，以①、②、③黏性土层作为基础持力层，根据已有的勘察资料，拟建场地现有地面标高约31.0~32.0m,场平标高为34.7m,因此局部地段采用天然地基时可能要采用超挖换填处理。由于①、②、③黏性土层具有弱膨胀性，其基础埋置深度应大于大气急剧影响深度1.6m。若天然地基不满足时，可采用桩基础，③黏土层、④基岩(闪长玢岩、灰岩)为良好的桩基持力层，桩型可采用钻孔灌注桩或PHC管桩，灌注桩成孔方式可选择冲击成孔或旋挖成孔；当以③黏土层为桩端持力层，采用PHC管桩时，贯入该层可能会有一定困难，必要时可采取相应的措施，如引孔或加强桩靴等。由于受场地地形起伏影响，低洼地带会出现一定厚度的回填土，对于填土，回填时应按照相关规范严格控制回填质量(如压实系数等),经过一定的处理(如分层碾压、夯实等)后方可作为轻型建(构)筑物的基础持力层。2021年9月3.5.2.10基坑工程评价由于拟建场地现有地面标高约31.0~32.0m,未来场平标高为34.7m,因此未来施工时会产生基坑边坡，针对基坑两侧土层的不同性质，对上部填土可采用1:1.5、黏土采用1:1的坡率放坡，具体可根据开挖后的边坡高度进行调整。必要时可采取适当的坡面处理措施，如设置临时支撑、挂网或喷浆等，以确保施工期间的稳定。3.5.2.11地基土的物理力学性质名称重力密度了性)凝聚力c内摩擦载力灌注桩极限限侧阻力限端阻力限侧阻力饱和单轴f土土闪长玢岩闪长玢岩灰岩注：灌注桩极限端阻力标准值桩长小于15m时取1300kPa,桩长大于等于15m时取1600kPa;预制桩极限端阻力标准值桩长小于等于16m时取5000kPa,大于16m时取6000kPa。3.5.3结论与建议(1)拟建厂址近场范围的断裂近代虽有活动，但强度较弱。鹰山断裂和青龙山断裂虽距厂址较近，但属近代活动不明显断裂，对工程影响不大。近场区现代地震活动的强度 (2)根据附近工程资料可知，拟建场地上覆土层主要为中硬土。对于场地覆盖层厚度小于5m的区域，为Ii类场地，覆盖层厚度大于等于5m的区域，为Ⅱ类场地。(3)工程场地基于Ⅱ类场地的基本地震动峰值加速度值为0.05g,相应的地震基本烈1类场地的地震动峰值加速度调整系数为0.80,地震动加速度反应谱特征周期值为0.35s。(4)区内地下水按含水介质的不同和赋存条件的差异，可分为松散岩类孔隙水、碳酸盐岩类裂隙岩溶水和基岩裂隙水三类。其中松散岩类孔隙水对基础施工有一定影响，需作好基坑降排水措施。根据临近工程资料，初步判断地下水对混凝土结构具有微腐蚀性，对钢筋混凝土结构中的钢筋具有微腐蚀性。浅层土对混凝土结构具有微腐蚀性，对(5)工程场地内③₁粉土可初判为不液化土层；而①粉土存在液化的可能。(6)工程场地内第四系黏土层为膨胀土，具有弱膨胀潜势。(7)工程场地内无活动断裂通过，不良地质作用主要为岩溶，不存在泥石流、采空下一阶段查明。针对岩溶灾害发育的不确定性，(8)据初步调查，本期工程场地不压覆矿产，场地内没有古文物或重点化石群的分(9)对于拟建的建(构)筑物，可采用天然地基，以①、②、③黏性土层作为基础持力层，局部地段采用天然地基时可能要采用超挖换填处(10)若天然地基不满足时，可采用桩基础，③黏土层、④基岩(闪长玢岩、灰岩)(11)由于受场地地形起伏影响，低洼地带会出现一定厚度的回填土，对于填土，回填时应按照相关规范严格控制回填质量(如压实系数等),经过一定的处理(如分层碾压、夯实等)后方可作为轻型建(构)筑物的地基持力层。2021年9月(12)由于拟建场地现有地面标高约31.0~32.0m,未来场平标高为34.7m,因此未来施工时会产生基坑边坡，针对基坑两侧土层的不同性质，对上部填土可采用1:1.5、黏土采用1:1的坡率放坡，具体可根据开挖后的边坡高度进行调整。必要时可采取适当的坡面处理措施，如设置临时支撑、挂网或喷浆等，以确保施工期间的稳定。4储能系统设计4.1储能发展的现状储能根据类型分为：机械储能、电磁储能、电化学储能、蓄热蓄冷储能。每种类型根电磁储能电化学储能蓄热蓄冷-抽水蓄能-超级电容-铅酸类-氢储能-压缩空气-超导磁储能-锂离子类-飞轮-液流类-钠流储能类型典型功率能量时长特点规模大、技术成熟、响应慢、需要地理资源负荷调节、频率控制和系统备用，电网稳定压缩空气大规模、相应慢、需调峰，系统备用，电网稳定控制飞轮储能功率密度大、成本高和电能质量电磁暂态/动态控制，电能质量控制，UPS和电能质量电能质量控制，UPS2021年9月电化学储能技术成熟、成本小、电站备用、黑启动、电池循环寿命长、功率能量配比灵活、储能密度低电能质量、备用电管理、可再生储能数小时能量密度高、安全问电能质量、备用电管理、可再生储能数小时功率/能量密度高其中，电化学储能相比于物理储能具备系统简单、安装便捷、运行方式灵活等优点，建设规模可以达到百千瓦~百兆瓦。即适用于电力系统分散式储能，也适合于构建大规模电化学储能电站，参与电力系统调峰调频，是目前国内外电力系统储能行业发展的焦点。国内已经投运和正在实施的一些典型电网侧电化学储能项目如下：六安市金寨县储能示范项目江苏镇江储能电站示范河南电网电池储能示范项目国网江苏昆山储能项目南京江北储能站盐城西团储能电站盐城庆生渡储能电站广州供电局储能项目东莞供电局储能项目4.2储能技术路线选择 2021年9月储能电站的储能电池选择，主要应从以下几方面进行研究。(1)具有较高的功率密度，功率密度决定了储能设备的体积和重量，决定了电站的占地面积。(2)具有合适的循环寿命，蓄电池的充放电循环寿命决定了电池的使用时间和储能电站全寿命期的使用成本。(3)具有较高的充放电转换效率；(4)设备价格，储能电池的设备投资决定了电站的初期投资水平。(5)具有高安全性、可靠性：即使发生故障也在受控范围，不应该发生燃烧、爆炸等危及电站和人生安全的故障。(6)环境友好，电池自身虽然没有污染，但是电池的制造和回收阶段却可能存在大规模的污染。因此选择合适的电池对环境的持续利用具有重要意义。根据目前储能技术发展及应用项目实例，对电池储能系统性能进行比较，详细见下表：电池类型(磷酸铁锂)能量密度充放电深度工作温度充电0~45℃放电-20~55℃响应速度毫秒级毫秒级毫秒级安全性风险较低风险较低工作温度高，存在电池存在火灾爆电解液可回收回收处理回收处理系统效率系统成本(元/kWh)(元/kWh)从上表可以看到各储能电池类型具有各自的优势和局限性。铅碳电池成本低，但能量密度较低，致使其设备较笨重，运输、安装不便；且倍率性能低，调节性能差：铅炭电池属于能量型储能装置，应用场景侧重于用户侧。 2021年9月全钒液流电池是利用正负极电解液分开，各自循环的一种高性能蓄电池。充、放电性能好，可深度放电而不损坏电池；钒电池系统工作温度低，安全性高；但主要问题是电池能量密度低，体积大，系统复杂(需要配套泵阀及管道),投资成本较高，且技术尚不成熟，大容量储能采用全钒液流电池的项目少，运行经验缺乏。钠硫电池单体的比能量高，可大电流、高功率放电，但因为使用液态钠，运行于高温300~350℃之间，容易燃烧，另外，由于充放电过程中电池化学反应相应的吸热和放热作用，需要响应速度快、高稳定性的温控系统，而且万一电网没电了，还需要柴油发电机帮助维持高温，或者帮助满足电池降温的条件。除此之外，其安全性较差，投资成本也较高。从已有的示范项目经验看，锂电池由于具有较高的能量密度，电池能量转换效率高，倍率特性较好，SOC运行范围较宽等优点，更适合于调峰、调频、电压支撑等电网侧应用。其中三元锂电池在储能领域的应用主要受制于其安全性，三元材料热稳定性较差，在200度左右将发生分解，并且会释放氧分子，发生燃烧联锁反应，且三元锂成本较高。综上所述，磷酸铁锂综合性能较好，且近期国内大容量储能电站大部分应用磷酸铁锂电池，技术成熟。建议本项目储能电池选择磷酸铁锂。4.3电池型式及容量4.3.1电池型式选择磷酸铁锂电池依据外壳封装型式不同，主要有方形铝壳和软包铝塑膜两种类型，如下图所示。两者内部组成(正极、负极、隔膜、电解液)相差甚微，主要区别在于外壳封装材料，两者优缺比较如下表4.3.1-1中所示。方形铝壳电池软包铝塑膜电池软包铝塑膜 使用铝塑膜在液态锂离子电池外层套上一层聚合物外壳。优点防刺穿能力强：成组容易：设计可靠性高；主流供应厂商多。安全性好：电芯内部发生安全隐患情况下一般先鼓气(铝塑膜外壳可起到缓冲保护),或者从封口处开裂释放能量：比能量高：同等容量电池，较铝壳电池轻20%、同等规格尺寸，较铝壳电池容量高电化学性能良好：软包电池内阻小，可以极大降低电池的自耗电：设计灵活：软包电池尺寸以及形状可根据客户需求定制。缺点炸；同规格容量相较小机械强度差；封口工艺难；成组结构复杂；散热设计不易；大规模自动化生产程度低、成本高昂；主流工艺厂家相对较少综上所述，软包铝塑膜磷酸铁锂电池在安全性、比能量、电化学性能等方面具备优势，但其成本高昂、一致性较差，尤其在大型电化学储能电站应用场景下缺点明显。因此，推荐选用方形铝壳电池。目前国内生产磷酸铁锂电池厂家众多、供货量充足、技术也较为成熟。针对不同的电池容量，其标称电压和工作电压范围大致相同，但最大充电倍率和最大放电倍率存在不同，且电池容量越大，其重量能量密度和体积能量密度越大。2020年中国新增投运的电化学储能项目中，装机规模排名前十位的储能技术提供商 (主要指电池技术),依次为：宁德时代、力神、海基新能源、亿纬动力、上海电气国轩新能源、南都电源、赣锋电池、比亚迪、中航锂电和国轩高科。电池以0.5C(充放电2小时)和1C(充放电1小时)产品为主，成熟产品单体电芯容量为40Ah-320Ah,各家循环次数在4000次-10000次不等(根据使用工况)。序号电池厂商单体电芯容量1宁德时代2021年9月 2021年9月2比亚迪3力神45亿纬动力6上海电气国轩新能源7赣锋电池8大容量储能项目单芯电池宜选择容量相对大的电池，一方面可提高功率密度，减少占地；另一方面减少电池的串并联回路数，降低电池不一致性发生概率。同时依据“主流厂商主流产品”和“技术先进”原则，可研现阶段暂选用容量在280Ah以上规格的电芯产品。随着锂电池行业系统技术的加速更新，可预期单体电芯容量将不断加大，电池型式也会呈现多样化发展趋势，在本工程后续阶段开展时也将依据电池技术的发展态势，继续优化本可研报告中电池系统设备选型、拓扑成组集成等。典型大容量电芯基本性能参数如下表所示。序号规格1类型磷酸铁锂电池23标称电压45工作电压范围6循环次数(成组)≥80%额定容量>5000次7工作温度范围充电：0℃~65℃放电：-35℃~65℃8电池内阻9电芯重量自放电率月<3.5%表4.3.2-3320Ah电芯基本性能参数 2021年9月序号规格1类型磷酸铁锂电池23标称电压45工作电压范围6循环次数(成组)≥80%额定容量>5000次7工作温度范围充电：0℃~50℃放电：-20℃~55℃8电池内阻9电芯重量自放电率月<3%8月2日，安徽省能源局公布了关于征求《2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知(征求意见稿)》意见的函，通知中明确提出“合建共享或者购买服务等市场化方式配置电化学储能的按照省能源局关于集中式储能建时长1小时，循环次数不低于6000次，系统容量10年衰减不超过20%”。通过对当前储能市场电池产品的调研，大部分电池成套厂家可承诺储能电池循环次数不低于5000次，但不保证可达到6000次以上。为达到循环次数不低于6000次的要求，可研阶段暂按考虑储能变流器，又称双向储能逆变器，英文名PCS(PowerConversionSystem),应用于并网储能和微网储能等交流耦合储能系统中，连接蓄电池组和电网(或负荷)之间，是实现电能双向转换的装置。既可把蓄电池的直流电储能变流器(PCS)由功率、控制、保护、监控等软硬件电组成。分为单相机和三相机，单相PCS通常由双向DC-DC升降压装置和DCAC交直流变换装置组成，直流端通常是48Vde,交流端220Vac。三相机分为两种，小功率三相PCS由双向DC-DC升降压装置和DCAC交直流变换两级装置组成，大功率三相PCS由DCAC交直流变换一级装置组成。储能变流器分为高频隔离、工频隔离和不隔离三种，单相和小功率20kW以下三相总报告PCS一般采用高频隔离的方式，50kW到250kW的，一般采用工频隔离的方式，500kW以断路器DC/AC逆变捕被器捕被器姚波器采样开入采样开入人机交互通讯管理事件管理开入电量经计通讯撕令文件管理换触器S保护交流断路器电压绝缘监视0接地联锁保护压、峰值功率、功率因素、转换效率、切换时间等，这些参数就是直流侧蓄电池组的电压，储能变流器的输入电压。电压相差较大，单相两级结构的储能变流器在50V左右，三相两级结构的储能变流器在150V-550V之间。三相带工频隔离变压器的储能变流器在500V-8隔离变压器的储能变流器在600V-900V之间。侧电压大多在1000V以下。近期，得益于光伏逆变器的技术发展，储能变流器技术也得到出最高电压达1500V的PCS。在国外1500V储能系统已有不少投运实例，近期也在国内正采用1500V系统后，储能集装箱内允许串并联布置更多的电池，功率密度提升30%以上。相同容量的电站，可减少集装箱的数量，占地减少，同集装箱箱体、消防系统、簇级BMS、箱内线缆等，相应降低现场基础数量、连接电