200MW、800MWh共享储能项目节能报告

200MW/800MWh共享储能项目2022年4月项目概况项目名称200MW/800MWh共享储能项目联系人/电话联系人/电话项目建设地点项目性质☑新建□改建□扩建计划投产时间2023年12月项目总投资投资管理类别项目代码建设规模和主要内容建设规模：建设200MW/800MWh共享储亩。建设内容：200MW/800MWh共享储能项目，占地面积约150其中包含100MW/400MWh全钒液流电池储能和项目年能源消费情况实物量折标煤量(tce)新能源电力天然气当量值耗能工质能效指标指标名称项目指100MW/200MWh储能电站项目经济指标指标名称本项目数据(等价值)tce/万元水循环利用率%1达到《节约用水条例》指标要求水重复利用率%/案》指标要求对所在地能源消费影响消费增量的影响本项目是为解决弃光、弃风而建设的共享式储能电站，下网电全部为光伏、风力等新能源绿电。当地不新增能耗。因此，本项目目标完成情况的影响项目综合能源消费总量为7538.50吨标准煤(等价值),年工业增加值为3317.68万元。项目增加值能耗影响单位GDP能耗的比例为0.05%,对能耗强度降低目标影响较小；的比例为-0.97%,对能耗强度降低目标影响较I第一章项目基本情况 1.1项目建设情况 1.1.1建设单位情况 1.1.2项目建设情况 1.1.3项目建设的必要性 1.1.4项目能源供应情况 1.1.5项目所在地有关情况 1.2分析评价范围 1.3报告编制情况 1.3.1工作简况 1.3.2指标优化情况 1.3.3建设方案调整情况 1.3.4主要节能措施及节能效果 第二章分析评价依据 2.1相关法律、政策依据 2.1.1相关法律、法规及部门规章 2.1.2政策、规划、行业准入、规范性文件等 2.1.3节能推荐目录、淘汰目录等 2.2相关标准规范 2.3相关支撑文件 2.4其他参考资料 第三章建设方案节能分析和比选 3.1建设方案节能分析比选 Ⅱ3.1.1建设方案比选 3.1.2产业政策符合性分析 3.2总平面布置节能分析评价 3.2.1总平面布置原则 3.2.2项目总图指标及建构筑物一览表 3.2.3总平面布置 3.2.4总平面布置节能分析 40-3.3主要用能工艺节能分析评价 3.3.1全钒液流电池储能系统 40-3.3.2压缩空气储能系统 51-3.4辅助生产和附属生产设施节能分析评价 3.4.1照明系统 3.4.2给排水系统 3.4.3采暖系统 3.4.4通风及空气调节系统 78-3.4.5自动控制系统 3.4.6变配电系统 3.4.7职工食堂耗天然气分析 3.5主要耗能设备节能评价 3.5.1变压器能效水平评价 89-3.5.2水泵能效水平评价 3.5.3风机能效水平分析 96-3.5.4电机能效水平评价 97-3.5.5空压机能效水平评价 99-Ⅲ3.5.6采暖锅炉能效水平评价 3.6能源计量器具配备方案 3.6.1能源计量管理 3.6.3能源计量器具配备率要求 3.6.4能源计量网络图 3.7本章小结 第四章节能措施 4.1节能技术措施 4.1.1项目采取的节能措施 4.1.2节能措施效果分析 4.1.3节能效果汇总 4.2节能管理方案评估 4.2.1建立能源管理体系 4.2.2建立综合能效管理系统 4.2.3建立电力需求侧管理平台 4.2.4建立能耗在线监测系统 4.2.5能源计量 4.3本章小结 第五章能源消费情况核算及能效水平评价 5.1项目能源消费情况 5.1.1电力消费情况 5.1.2天然气消费情况 5.1.3水资源消费情况 5.1.4项目综合能源消费情况 5.2项目主要能效指标 5.2.1单位产品能耗指标 5.2.2项目经济指标分析 5.3项目能效水平评价 5.4本章小结 第六章能源消费影响分析 6.1对所在地完成能耗增量控制目标的影响分析 6.1.1对完成能耗增量控制目标的影响分析 6.1.2对完成能耗增量控制目标的影响分析 6.2对所在地完成能耗强度降低目标的影响分析 6.2.1对完成能耗强度降低目标的影响分析 6.2.2对完成能耗强度降低目标的影响分析 6.3本章评估小节 7.1用能品种与能源消费量 7.2能效指标 7.3对所在地能源消费的影响 7.4节能措施汇总 第八章附录、附件内容 8.1.1项目主要设备清单 8.1.2项目能源计量器具 V1.1项目建设情况1.1.2项目建设情况项目投资：237867万元；100MW液流100MW压缩1工程静态投资万元2建设期贷款利息万元3定员人64调峰调用次数次5万元6万元7项目投资所得税前内部收益率%投资回收期年万元8项目投资所得税后内部收益率%投资回收期年万元9项目资本金内部收益率%投资回收期年万元投资方内部收益率%投资回收期年万元总投资收益率%资本金净利润率%本项目建设规模为200MW/800MWh共享储能项目，其中包含100MW/400MWh全钒液流电池储能和100MW/400MWh压缩空气储能。2、建设内容200MW/800MWh共享储能项目规划容量200MW/800MWh储能装置。包含全钒液流电池储能100MW/400MWh和压缩空气储能100MW/400MWh,本期一次建成。本期新建的储能项目以1回110kV线路接入枣园330kV变电站。本期新建一座储能110kV升压站，新建1回储能升压站至枣园变110kV线路。根据接入系统报告，储能电站配置SVG动态无功补偿装置，容量为40MVar。本项目两套储能装置通过一套110kV配电装置接入电网，并共工厂生产的工作班制采用五班三倒运转制，每班工作8小时。管本项目按年运行330天考虑，储能、释能按一天一充一放配置，其中全钒液流电池储能系统调运300次/年，压缩空气储能系统调运本项目劳动定员25人，其中管理人员3人；运行维护人员20人(五班三倒，每班4人);其他人员2人。200MW/800MWh共享储能项目已于2021年09月22日取得县本项目建设周期拟定为20个月，2022年5月开工建设，2023年年/月2022年2023年123456789123456789可行性研究及审批项目申请报告及审批设备采购设备材料定货及制造土建施工(地上、地下工设备安装调试及试运行投产运行200MW/800MWh共享储能项目静态投资237867万元。其中设备购置费157925万元，建筑工程48616万元，安装工程费10124万元，其他费用21202万元。工程动态投资243665万元，其中建设期贷款利息为5798万元。万元。其中设备购置费134542万元，建筑工程13796万元，安装工程费4492万元，其他费用10009万元。工程动态投资166156万元，其中建设期贷款利息为3317万元。100MW/400MWh压缩空气储能项目工程静态投资75028万元。其中设备购置费23383万元，建筑工程34820万元，安装工程费5632万元，其他费用11193万元。工程动态投资77509万元，其中建设期贷款利息为2481万元。资本金比例为30%。1.1.3项目建设的必要性题愈发突出。根据本工程接入系统报告相关结论，预计到2025年电网典型日调峰缺口在5940MW~9820MW之间。储能电站具有削峰调峰状况的角度，建设本工程调峰电站是非常必要的。目前，电网以火电为主，水电等调峰电源比重严重偏低，电源结构不合理，其中火电占总装机比重为56.0%,水电等调峰电源占总装机比重仅为0.7%。因此为调整电网电源结构，开发建设储能电站是十分必要的。储能电站主要包括抽水蓄能、压缩空气储其中抽水蓄能对场址要求较高，且建设周期较长。电池储能是目前进步最快的储能技术，已在安全性、转换效率和经济性等方面取得重大突破，产业化应用条件日趋成熟，具有广阔的发展前景；压缩空气储能也具有独特优势，经济效益、社会效益巨大且安全系数高，环境污1、避免弃风调峰，促进节能减排新能源出力的不确定性使电网调峰压力不断加大，电网调峰、调频和电源安排日益困难。电网调峰困难时段，为保证电网安全运行，必须限制新能源出力，这将造成新能源资源的浪费，不利于电力系统的绿色经济运行。因此建设储能电站，提高电网新能源消纳能力十分2、改善火电机组运行条件，节能降耗火电机组运行在额定出力附近时的效率最高，相应的煤耗率最低。当火电机组降低运行负荷进行调峰时，效率降低，煤耗率会相应升高。储能电站跟踪负荷变化的能力强，可充分发挥调峰填谷双倍解决系统峰谷差的运行特性，降低火电调峰率，有效改善火电机组的运行条件，延长火电机组的使用寿命。1.1.4项目能源供应情况火灾报警系统因突然断电可能会造成一定数据丢失，所以考虑采用UPS不间断电源供电，UPS蓄电池连续供电时间不小于30分钟。本项目新建1回110kV线路接入枣园330kV变电站110kV侧，导线截面采用2×300mm²,依托枣园330kV变电站为项目供电。供电电源由枣园330kV变压器110kV侧提供，至项目2台110kV,110/35kV,120MVA,全钒液流电池储能系统站用变配备4台35/0.4kV,2500kVA的变压器。压缩空气储能系统主变为110/10kV,120MVA,压缩空气储能系统站用变配备1台10/0.4kV,800kVA的变压器，公用变为2台35/0.4kV,2000kVA变压器和1台35/0.4kV,630kVA变1.1.5项目所在地有关情况本项目站址位于县工业园区东北侧，距离西南侧枣园330kV变电站约1km。西距工业园区三纵路约350m,东距二纵路约400m,南距二横路约500m,站址西侧150m处有一座灌溉用蓄水池。杞之乡”。介于东经105度26分～106度7分，北纬37度9分～37度50分之间。地处黄河两岸，为内蒙古高原和黄土高原过渡带，属心县，北靠内蒙古阿拉善左旗，县境东西宽约50千米，南北长约60千米，总面积达3369.58平方公里，辖6镇6乡、131个行政村、15政府驻安镇。2018年，全县完成地区生产总值162.6亿元，地方一般公共预算收入9.1亿元，社会消费品零售总额22.2亿元，城镇居民人均可支配收入达到27271元，农村居民人均可支配收入达到12180元。位于内蒙古高原和黄土高原过渡带，平均海拔1140～1600米，属温带大陆性季风气候。境内光照充足，日照时间长，年均日照时数2990小时，年平均气温9.9℃,无霜期200～215天，平均降水量202毫米、蒸发量2050.7毫米。黄河自西向东流经县域约60公里，得黄河灌溉之利，年总引水量约4亿立方米，拥有532平方公里富硒土地，且土壤偏碱性，有利于农作物对硒元素的吸收利用。矿产资源丰量”特点，总储量约2945万吨，石膏储量24.12亿吨以上，石灰石储量8.14万吨左右。中石油4条“西气东输”管线和2条输油管线穿境而过。项目站址地形属于丘陵地貌，为低山沟壑地带，地势起伏较大，m之间，最大高差约33m。地区属干旱气候，日照时间长，昼夜温差大，蒸发量大，七月-九月份为雨季，雨量占全年降雨量的70～80%左右。多年平均降水量185.4mm,多年平均蒸发量1260.1mm,每年十一月开始封冻，次年三月解冻。本区主导风向，冬春季为西北风，夏秋季多东南风，50年一遇风压0.35KN/m²,雪压0.15KN/m²。县标准冻结深度0.80m。1、铁路运输县地理位置优越，铁路运输条件便利，是全国铁路交通大动脉的中银3条铁路穿境而过。2、公路运输公路四通八达，京藏、定武、福银3条高速以及G109、G338两条国道和S308、S201、S310、S101四条省道穿境而过，乡道村路四通八达，公路通车里程达1900km以上。1.2分析评价范围本报告节能分析评价范围与《200MW/800MWh共享储能项目备案证》(项目代码：)备案范围保持一致。本报告依据国家、行业及地方有关节能法律法规、标准规范，对“200MW/800MWh共享储能项目”进行节能评价，其目的是对项目的用能状况进行全面评估，主要评估内容如下：(1)项目基本情况：收集项目基本情况及用能方面的相关资料。(2)分析评价依据：根据项目的实际情况，按照准确、适用、全面的原则收集项目的分析评价依据。(3)建设方案节能分析和比选：比选建设方案，分析项目总图、工艺、设备合理性及节能性，分析项目能源计量器具配备情况。(4)节能措施：梳理项目可采用的节能措施，并通过技术论证和节能效果核算，确定节能效果好，技术经济可行的节能措施。(5)能源消费情况核算及能效水平评价：计算项目年综合能源消费量、主要能效指标，分析项目能效水平。(6)能源消费影响分析：根据项目所在地能耗总量和强度“双控”目标要求，合理分析和判断项目对所在地的影响。1.3报告编制情况根据《中华人民共和国节约能源法》(2018年10月修订)、《固定资产投资项目节能审查办法》(发改委44号令)及《固定资产投资项目节能审查管理办法》(政发【2017】91号)等有关法律、法规务院和省、政府关于加快建设节约型社会的通知精神。于2022年4高能源利用效率、降低能源消耗的对策措施，并编制完成了《200MW/800MWh共享储能项目节能报告》,以期为项目投资决策、项类型序号名称指标况能评前能评后1消耗电力万kW.h2消耗天然气3新鲜水4年综合能当量值主要能效指标5单位产品能耗主要经济技术指标6项目工业万元7增加值能耗tce/万元1.3.3建设方案调整情况况见下表：序号方案名称能评前方案概要能评后方案概要1变频节电水泵、风机电机未采用变频技术功率高于0.75kW的水泵、风机电机采用变频技术1.3.4主要节能措施及节能效果序号节能措施节能效果1变频节电功率大于0.75kW的风机、水泵电机采用变频技术，合计当量值125.43tce,等价值298.21tce年可节约电力102.06万kW·h,折合标准煤为125.43tce(当量值)、298.21tce(等价值)。2.1相关法律、政策依据2.1.1相关法律、法规及部门规章1、《中华人民共和国节约能源法》(2018年10月26日修正);2、《中华人民共和国清洁生产促进法》(2012年2月29日修3、《中华人民共和国电力法》(2018年12月29日修正);4、《中华人民共和国计量法》(2018年10月26日修正);5、《中华人民共和国循环经济促进法》(2018年10月26日修6、《中华人民共和国建筑法》(2019年4月23日施行);7、《中华人民共和国可再生能源法》(2010年4月1日施行);2016年第44号令);9、《工业节能管理办法》(工信部2016第33号令)。2.1.2政策、规划、行业准入、规范性文件等1、《固定资产投资项目节能审查管理办法》(政发〔2017〕912、《固定资产投资项目节能审查系列工作指南》(2018年本);3、《产业结构调整指导目录(2019年本)》;4、《国家节能中心节能评价评审指标》(通告第1号);国国家统计局、中国证券监督管理委员会令<第15号>);41号);7、《西部地区鼓励类产业目录(2020年本)》(国家发展和改革委员会令第40号);69号):10、《“十四五”项目谋划指南》(发改投资〔2020〕105号);11、《中国制造2025行动纲要》;排》(节能办发〔2021〕3号)。809号)2.1.3节能推荐目录、淘汰目录等2、《国家工业节能技术装备推荐目录》(2020);4、《国家工业节能技术应用指南与案例(2020)》。2.2相关标准规范3、《评价企业合理用热技术导则》(GB/T3486-1993);4、《评价企业合理用电技术导则》(GB/T3485-1998);5、《评价企业合理用水技术导则》(GB/T7119-2006);6、《用能单位节能量计量方法》(GB/T13234-2018);9、《电动机能效限定值及能效等级》(GB18613-2020);13、《通风机能效限定值及能效等级》(GB14、《企业能量平衡表编制方法》(GB/T28751-2012);18、《建筑照明设计标准》(GB50034-221、《企业能源计量网络图绘制方法》(GB/T33656-2017);22、《公共建筑节能设计标准》(GB50189-2015);23、《建筑给水排水设计标准》(GB50015-2019);25、《电化学储能电站运行指标及评价》(GB/T36549-2026、《电力系统电化学储能系统通用技术条件》(GB/T36558-27、《储能电站运行维护规程》(GB/T40090-202.3相关支撑文件1、项目备案文件；2、项目可行性研究报告；3、项目总平面布置图；4、企业提供其他相关资料。1、《工业与民用配电设计手册(第四版)》;2、《2020年国民经济和社会发展统计公报》;3、《2020年国民经济和社会发展统计公报》;第三章建设方案节能分析和比选3.1建设方案节能分析比选3.1.1建设方案比选目前，储能技术主要有机械储能(如抽水储能、压缩空气储能、飞轮储能等)、电化学储能(如各类蓄电池、可再生燃料电池、液流热储能和化学类储能(氢能、合成燃料等)五类。100MW/400MWh机械储能装置。年的3.7%迅速提升到2020年的7.5%,受益于储能技术的快速进步，(1)铅酸电池储能今已有150多年历史，是最早规模化使用的储能电池。铅酸电池的储能成本低(150～600美元/kWh),可靠性好，效率较高(70～90%),个周期),能量密度低(30～50Wh/kg),使用温度范围窄，充电速命短、不可深度放电、运行和维护费用高等问题，只能运行在浅充、(2)钠硫电池储能钠硫电池是以金属钠和液态硫为活性物质，工作在350℃的高温例如：2011年9月21日，日本三菱材料筑波材料制作所内的钠硫电展的主要障碍之一。(3)锂离子电池储能锂离子电池具有高比功率和高转化效率的优点，特别适用于电动汽车等移动式储能方式，近年来在电力系统备用电源及电网调频等方面的应用也备受关注。但锂离子电池储能技术安全性目前是限制其工业应用的重要因素。(4)液流电池储能液流电池是通过可溶性电对在电极上发生电化学反应而完成能量存储与释放的一类电池。与其他电池不同的是，其电解质(可溶性电对)是分别存放在2个不同的容器中，通过泵的驱动实现循环流动。由于其结构特点，液流电池的功率和容量相互独立，可以根据需求分别调整系统的容量和功率的大小。此外，液态流动电解质使得液流电池响应时间极短(亚秒级)。目前比较成熟的液流电池技术包括全钒液流电池、锌溴液流电池等。其中，全钒液流电池体系由澳大利亚新南威尔士大学于20世纪80年代提出，至今一直是世界各国研究的热点，并且占据了大部分液MW/400MWh全钒液流电池储能电站的建设并即将投入运营。2、电化学储能方式的比选储能调峰电站的储能电池选择，主要应从以下几方面进行研究：(1)功率密度，功率密度决定了储能设备的体积和重量，决定(2)循环寿命，蓄电池的充放电循环寿命决定了电池的使用时(3)设备价格，蓄电池的价格决定了电站的初投资规模；(4)安全性，电池的安全性对储能电站的重要性不言而喻，尤(5)环境友好，电池自身虽然没有污染，但是电池的制造和回功率上限十兆瓦级十兆瓦级兆瓦级百兆瓦级比容量(次)(年)充放电效率自放电(%/无自放电深度充放电能不能深度充放力电85%SOC(荷电状态)区间内电严重影响寿85%SOC区间100%SOC全范围内使用，深度充放电对寿命无影响。容量容量衰减后不可恢复恢复恢复容量可在线再生成本(元(当前)1800-(未来)1100(当前)3000-(未来)2000(当前)1500-(未来)<1000(当前)3500-(未来)2500安全性好中差好目前主要应用领域系统备用电源频大规模储能比较项目优点缺点铅酸电池①原材料易得，价格相对低廉；②高倍率放电性能良好；的环境下工作；无记忆效应；②使用寿命不及Cd/Ni电池；制造过程容易污染环境，必须配备三废处理设备；④报废电池处理难度大。390Wh/kg),占地面积少；③充电速度快(充满30min);④长寿命(15年或2500～4500次);⑥无自放电现象，能量转化率高。①工作温度高，其工作温度在300～500℃,电池工作时需要一定的加热保温，启动慢；②价格昂贵，万元/度；③安全性差；④寿命受深度充放电影响。①比能量高；②电压平台高；③循环性能好；④无记忆效应；⑤环保、无污染，目前是最好潜力的电动汽车动力电池之一。①安全性差；②生产成本高。比较项目优点缺点①安全，可深度放电；②规模大，储罐尺寸不限；③有很大的充放电速率；④寿命长、高可靠性；⑤无排放、噪音小；⑥充放电切换快，只需0.02秒；(1)循环寿命长：全钒液流储能电池日历寿命超过15年。由于电池模块在实验室中运行，充放电循环次数超过16000次，日本住友电工为风电场配套使用的4MW/6MWh电池系统，在3年的应用中实现充放电循环27万次。(2)充放电特性良好：全钒液流电池储能系统具有快速、深度根据已投运的国电龙源法库卧牛石风电场5MW/10WMh全钒液流电池储能示范项目的实际运行情况可知，储能电站充电功率从775kW越变到5285kW相应时间约为600ms;储能电站放电功率从285kW越变到4373kW相应时间约为570ms;储能电站放电功率从4262kW至充电功率5588kW相应时间约为1000ms。由此可见，全钒液(3)功率和容量独立设计：全钒液流电池储能系统的显著优势kW～数百MW,储电容量范围：10kWh～数百MWh。(5)可实时、准确监控电池系统荷电状态(SOC):全钒液流电池开路电压(OCV)高低表征储能电池系统容量状况。通过电化学滴定方法测定正负极电解液浓度可以准确计算储能系统的容量状况 (SOC),并与OCV进行对应，获取储能电池系统SOC与OC钒液流电池储能密度偏低、体积较大。另外，电池系统增加的管道、磷酸铁锂电池的价格虽然较低，但是其循环寿命平均在4000~5000次，且随着循环次数的增加，其容量也会衰减到最低60%的初始容量。液流电池的循环寿命能达到16000～20000次，大约是磷酸铁锂电池的4倍，且容量无衰减。这就意味着液流电池的寿命期内，全钒液流电池3300元/kWh计算。16000次循环后，全钒液流的设备成本是13.2亿元，而磷酸铁锂电池的设备成本则为20.8亿元。综合来看，全钒液流电池系统安全性高，在常温常压下运行综上所述，本项目采用全钒液流电池作为储能调峰电站的储能电池。(1)抽水储能蓄能电站需要高低2个水库，并需安装能双向运转的水轮发电机组，率在70%～85%之间。目前，全世界有约占全球总发电装机容量3%(2)压缩空气储能气需要消耗燃气轮机50%的以上有功输出；压缩空气储能技术中，存殊要求。技术是目前面向大规模长时储能场产业化的最佳功率级别，对我国整个压缩空气储能产业发展和大范围应用有着推动意义。在国际上，传统的压缩空气储能电站已经运行40余年。实践证明压缩空气储能技术规模可与抽水蓄能相媲美，被认为是最具竞争力的大规模储能技术。目前，主流估算，压缩空气的储能效率在40%,抽水蓄能则是在75%以上，两者的度电成本大概在2倍左右。(3)飞轮储能飞轮储能是利用高速旋转的飞轮将电能转换动能储存的储能技术。飞轮贮能装置主要由复合材料高速飞轮、磁轴承系统、永磁电动/发电机、能量转换控制系统和事故屏蔽容器组成。飞轮储能系统中，飞轮与电机相连，利用电力电子变换装置调节飞轮转速，实现飞轮储能和电网之间的功率交换。由于为了减小能量损失，应确保飞轮处于真空度较高的环境中运行。飞轮储能的优点是运行维护少、设备寿命长，对环境影响很小，具有优秀的循环使用以及负荷跟踪性能。飞轮储能系统灵活性和可控性提高的关键在于电力电子转换器，所以导致了飞轮储能系统对材料、技术的要求偏高，使其的成本和造价变得相对昂贵，是目前飞轮储能技术发展与应用的瓶颈之一。(4)重力储能重力储能(混凝土块积木式重力储能)是最简单的一种储能方式。 其原理类似抽水蓄能，在电力多余时，利用起重机将混凝土块吊至120米的高度，在电力短缺时，把混凝土块放下，通过发电机将重力势能转化为电能。该项技术的输出功率在2.9秒内可迅速增加到100%,度电成本约5美分/kWh,在意大利已建有一座35MWh的储该技术的优点是：技术门槛较低；同时由于采用物理介质储存能量，所以其储能效率高达90%,输出功率从0增加到100%只需要2.9秒，使用寿命在30年以上；并且不需要像抽水蓄能电站那样对选址有较高要求，所以其建设成本仅为抽水蓄能的三分之一，度电成本也只有抽水蓄能的三分之二。缺点则是：能量密度低，建设规模过大。重力储能所需的高塔平均在百米以上，而其输出功率仅相当于一个同等高度的风力发电机；对塔吊的精度要求非常高，几十米长的缆绳，需要做到让5000块砖，每一块的位置误差都小于几毫米；每座高塔需要上千个水泥块，而浇筑水泥块则需要排放大量的二氧化碳，稍不注意就会造成碳排放比提高新能源发电比例省下来的还多。在国内的应用，2021年12月13日，中国天楹股份有限公司与中国投资协会能源投资专业委员会、美国STERA能源公司、天空塔 (北京)储能科技有限公司正式签订中国境内首个100MWh(0.1GWH)重力储能项目战略合作协议。总的来说，目前应用场景还是太小，能量密度过低相当于要大规模建设才能储能，对于经济环保性是一种打击。(5)熔盐储能熔盐储能技术主要原理是通过储热，用电将熔盐放在加热器里加热，储存热量；再在换热系统中，高温熔盐与水进行换热，形成蒸驱动涡轮机工作，对外发电。该模式的主要材料/设备成本较低：熔盐 (是一种低成本、长寿命、传热储热性能好的高温高热通量和低运行压力的介质，在储热中使用的熔盐通常是硝酸盐混合物，如光热电站中使用的熔盐就是硝酸钠和硝酸钾的混合物)、熔盐储罐、熔盐泵、电加热器、蒸汽发生器、过热器、蒸汽水换热器等。根据应用领域不同，熔盐储能的应用场景可分为：光热发电(吸收太阳能)、谷电加热(在夜晚电价便宜时储热)和蒸汽加热(该模式适用于火电机组灵活性改造)。2021年11月份，由杭锅股份设计的浙江省首个“光伏+熔盐储热+液流储电”项目在西子航空园区投运。其中，规模化熔盐储热技术是其主要是利用低谷绿电作为能量源，来满足园区全天蒸汽用能需求，两个储盐罐的总储热量目前能达到100吉焦，年供蒸汽超过10000t,项目的熔盐储能技术的热电联供效率可达90%。总的来说，熔盐储能的消纳能力是非常强的，且成本低具有很好的经济性，未来在配套使用上将会具有一定的优势，尤其是浙江区域还有政策叠加，杭锅股份在该领域有十多年的经验积累，又是本地企业，将会有更强的竞争力。2、机械储能方式的比选机械储能的技术性能对比情况如下所示。表3-3机械储能的性能比较主要优点主要缺点应用方向抽水储能本、技术成熟；②大容量、寿命长。①场地要求特殊；②建设周期长。削峰填谷、调频调相、系统备用、黑启动压缩空气储能①大容量、低成本；②工作时间长，充电放电循环次数多；③寿命长。①场地要求特殊；②效率相对较低。削峰填谷、调频调相、系统备用、黑启动飞轮储能长，环境友好；②功率密度高。①能量密度较低；②充放电时间短、自调峰、频率控制、UPS、电能质量调节等综合来看，本项目100MW/400MWh机械储能装置选用压缩空气储能方式，容量大、成本低、寿命长、充放电循环次数多。3.1.1.3压缩空气储能系统的比选1、压缩空气储能系统的主要种类根据压缩空气储能系统的热源不同，可以分为：①燃烧燃料的压缩空气储能系统；②带储热的压缩空气储能系统；③无热源的压缩空气储能系统。根据压缩空气储能系统的规模不同，可以分为：①大型压缩空气储能系统(单台机组规模为100MW级);②小型压缩空气储能系统 (单台机组规模为10MW级);③微型压缩空气储能系统(单台机组规模为10kW级)。(1)传统压缩空气储能系统传统CAES电站在释能时，空气先与燃料混合加热后进入透平做功，这样可以提高系统的效率，属于补燃式系统。德国的Huntorf电站和美国的McIntosh电站都属于补燃式电站。传统CAES系统如下燃气轮机提供风电场废气燃烧室燃料过剩压缩机电动机(2)先进绝热压缩空气储能系统生大量的压缩热。如在理想状态下，压缩空气至10MPa,能够产生650℃的高温。相比于燃烧燃料的传统压缩空气储能系统，由于回收上可达到70%以上；同时，由于用压缩热代替燃料燃烧，系统去除了相对独立的两个过程，其储能及释能时间既可以按照1:1配置，也可气储能电站，该系统初期投资成本将增加20%～30%。电动机空气尾气HSE(3)液化空气储能系统化，其存储容量大，可达200MW,但储存装置相比同等级别的常规熟，并且系统无温室气体排放、环境友好度高，经济效益与社会效益显著,具有广阔的发展前景。一般来说，液化空气储能系统包括空气液化过程、储能过程、发液化过程：电网利用夜晚过剩的电能驱动液化空气装置，对空气进行过滤、净化、压缩、换热及冷却等一系列过程，最终将空气冷却直至变成液态。储能过程：经气液分离器分离后，液态空气从气液分离器下端口流到液化空气储罐中储存，没有液化的冷空气升温后重新进入压缩机进行新一轮液化过程。整个过程中大部分的电能变成了液态空气的冷能被存储起来。发电过程：在白天用电高峰时段，将液化空气储罐中的液态空气，经过加压、吸热、气化、膨胀等一系列过程，带动透平做功发电，最终将液态空气的冷能转变为电能。液化压缩空气储能技术的具体流程工艺如下图所示。蓄冷器图3-3液化空气储能系统流程简图液化空气储能利用随处可见的空气作为储能介质，成本低廉，并可变为大约1L的液态空气。单位体积的有效能可达660MJ。(4)液气压缩空气储能系统针对绝热类压缩空气储能技术由于温度波动导致效率下降的问式灵活，但难点在于如何让液气两相更好的接触，以实现等温过程。通过对以上系统对比，本项目100MW/400MWh压缩空气储能系统选用先进绝热压缩空气储能系统(AA-CAES),本系统安全可靠、性能稳定、效率高，不依赖于任何燃料，对环境友好。综上所述，本项目采用全钒液流电池储能+压缩空气储能的方案，100MW/400MWh压缩空气储能装置，存在电网的需求，符合国家政策引导方向，盈利可以预期。项目的建设是可行的，提前布局是必要3.1.2产业政策符合性分析根据国家发展改革委、财政部、科学技术部、工业和信息化部、国家能源局联合发布《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》(发改能源(2017)1701号),本项目符合我国储能技术与产业发展方向。根据国家发展和改革委员会《产业结构调整指导目录(2019年本)》,鼓励类第四项电力中第20条“大容量电能储存技术开发与应用”,本项目符合国家产业政策中的鼓励类项目。根据《西部地区鼓励类产业目录》(2020年本),本项目符和第本项目属于西部地区鼓励类产业。3.1.2.3《能耗双控产业结构调整指导目录(试行)》符合性分析根据发展改革委、工业和信息化厅关于印发《能耗双控产业结构调整指导目录(试行)》的通知，本项目为全钒液流储能配合压3.2总平面布置节能分析评价3.2.1总平面布置原则面的配套设施；电站的防雷与接地符合Q/GDW696有关规定。3.2.2项目总图指标及建构筑物一览表100MW全钒液流储能车间、100MW压缩空气储能车间及配套设施、配电装置区和厂区办公生活区。总平面布置技术经济指标如下：表3-4项目总平面布置主要技术指标表项目1项目占地面积亩2站区内建、构筑物建筑面积3站区内建、构筑物占地面积4建筑系数%5站内道路及广场面积6%7场地利用面积8利用系数%9站区围墙长度m绿化面积绿地率%本项目单体建筑面积及总建筑面积如下：表3-5项目单体建筑面积及总建筑面积表1液流电池储能车间122压缩空气储能车间11层局部2层3冷罐14热罐15水池及泵房116冷却塔17蓄热水罐1819网控室112变压器事故油池1排水泵站1综合楼16实验楼12警卫室21危险废物暂存间11合计气储能车间及配电装置区、全钒液流电池储能车间，电气出线朝东。配电装置区位于站区南侧，包括变压器和110kVG储能车间电气进线条件均较便利，且便于送出。危废间、蓄热水罐、热罐、冷罐、水池及泵房、冷却塔由东自西依次布置于配电区西侧。200MW/800MWh共享储能项目节能报告间水池网控室变压器压缩空气储能车间综合楼实验楼及泵房冷却塔变压器3.2.4总平面布置节能分析3、变配电所布置在接近负荷中心，缩短管线长度，减少线路损能及特点分别相对集中布置，形成工艺装置、动力、管网等功能区。3.3主要用能工艺节能分析评价本项目主要用能工艺为全钒液流电池储能系统和压缩空气储能3.3.1全钒液流电池储能系统全钒液流储能电池(Vanadiumflowbatter电能与化学能之间的转换，其开路电压为1.26V(25℃极到达阴极，与此同时，阳极的VO²+转化成VO²+,阴极的V²+为V³+,将电能转化为化学能，储存在电解质溶液中；放电时离子交换膜离子交换膜电解液储罐.磁力泵磁力泵.电源/负载.正极负极正极系统(BMS)、汇流变压器、升压(主)变压器、高压配电装置等设备组成。充电时，系统将电能通过主变压器，汇流变压器，储能变流器将交流电转化为直流电，将电能储存在电解液内。放电时，通过储能电池的放电过程，将直流电经过储能变流器(PCS)转化为交流电，再经过汇流变压器，主变压器通过配电装置将电能输送到电网。电池管理系统电池管理系统储能电池储能变流器汇流变压器主变压器电网充电过程·图3-6全钒液流储能电站系统简图全钒液流储能电站的主要设备配置如下：(1)液流储能电池液流电池储能系统由电堆、电解质溶液、电解质溶液储液罐、磁力泵、制冷机、过滤器、蝶阀及相关的管路等组成。大容量储能电站的电堆由若干电池阵列组成，电池阵列又由若干单体电池经过串并联组成，根据储能电站需存储的总容量以及系统效率计算出需并联的电池组的总数量，然后计算出每台储能变流器需并联的电池组数。图3-7全钒液流电池电堆的典型结构电堆是由多个单体电池以叠加形式紧固的、具有多个管道和统一电流输出的组合体，是构成电池系统的核心单元。电堆的额定输出功率等于电堆的平均输出电压与工作电流密度和电堆总有效面积三者的乘积，采用高工作电流密度的电堆可以有效降低电堆的成本。储液罐顾名思义就是用来存储电解液的罐体，一般正、负极各配置一个存储罐，通过管路与电池电堆连接，电解液在电堆与存储罐之间的循环流动主要靠磁力泵的打压来实现，材质为PPH聚丙烯，容制冷机的作用是带走系统运行时产生的热量，防止热量累积导致的电解液过热，包含一台压缩制冷机及一台管壳式换热器，安装在正极电解管道上。全钒液流储能系统在正负极泵出口各安装一台滤袋式过滤器，过滤电解液中的固体杂质，保持电堆内部流道畅通。蝶阀用来连通/切断相关的管路。(2)储能变流器(PCS)PCS是储能变流器(PowerConversionSystem)的缩写，主要应用于储能设施与电网之间的充电放电的功率传递和控制，实现电池储能系统与交流电网之间的交直流变换和双向能量传递。PCS由DC/AC双向变流器、控制单元等构成。PCS控制器通过通讯接收后台控制指令，根据功率指令的符号及大小控制变流器对电池进行充电或放电，实现对电网有功功率及无功功率的调节。通过PCS可以实现电池储能系统与交流电网之间的双向能量传递，通过控制策略实现对电池系统的充放电管理，对网侧负荷功率的跟踪、对电池储能系统充放电功率的控制等。典型的PCS电路通常由PWM变换模块和滤波模块组成，在直流侧配置DC/DC变换器以适应直流侧的电压变化。电路拓扑图可参功率从10kW～500kW均有成熟产品。据悉，国内已经研制出最大3000kW的PCS并成功投运。由于PCS工作在充电和放电两种模式式下，需要重点考虑输出交流电压，频率范(3)电池管理系统控制完全由储能电站监控系统来完成。每个500kW电堆配置一个单元电池管理系统控制器(BCU),单元电池管理系统控制器(BCU)电池管理系统采用3层分层进行管理，底层由多个BCU单元组制等功能；中间层为电池管理单元(BUMS),负责管理底层所有的(1)储能电池组与电解液本工程采用全钒液流电池，拟选用单位容量为250kW/1000kWh的集装式的储能电池组。每个250kW/1000kWh储能电池组拟由8个容量为31.5kW的电堆和2个约40m³的电解液储罐组成。8个电堆采用4个串联成1串，2串并联的接线方案。1配置容量(kWh)2充放电时间(h)3日历寿命(年)25年4单体电堆循环次数(次)>13000次5系统充放电直流效率(%)6系统循环次数(次)>10000次7系统充放电交流效率(%)8充放电转换时间(ms)9电堆放电深度(%)系统放电深度(%)250kW电堆数量(块)8储能模块数量(250kW/个)1电堆串并联方式成运行环境温度运行温度：10°-40°本工程电解液约24500m³,需800台40m³储液罐，每罐电解液量为30m³电解液，实际容积占储液罐标称容积的80～85%。系统在满功率放电时温升约5～6℃,通过热交换器和冷水机联合运行将热量带走，保持电解液工作在合理工作区间，电解液温度超过40℃报警、45℃停机；满功率充电时温升约0～1℃,热交换系统无需投运。电解液运行过程中由于存在微量钒离子迁移情况，运行200次后正负(2)储能电池变流器(PCS)表3-7项目1000kWPCS技术参数一览表1交流接入方式(隔离方式)三相三线(无隔离变)2额定功率3最大容量4额定电网电压5电压运行范围(离网)6电压运行范围(并网)468～605V(可设定)78最大运行电流9额定电网频率频率范围45～55Hz/55～65Hz(可设定)THDi(并网)<3%(额定功率)THDu(离网)<1%(线性负载)功率因数0.99(超前)～0.99(滞后)过载能力1.1倍(>10min)1.2倍(>1min)额定功率充放电转换时间额定功率最大容量直流电压范围满载放电直流电压范围最大运行电流稳压精度/电压纹波稳流精度/电流纹波有防孤岛保护有(支持计划性孤岛)交流过流/短路保护有交流过压/欠压保护有(3)储能电池组接线方案本工程建设规模为100MW/400MWh。100MW/400MWh分成4个储能单元容量为20MW/80MWh和30MW/120MWh,其中容量为20MW/80MWh的储能单元为2个，容量为30MW/120MWh的储能单元为2个。个电解液循环泵；200个PCS模块与50台电池储能单元汇流变压器容量为20MW/80MWh的储能单元，其接线方案为：4个250kW储能电池组通过两并两串的方式接至1个1000kW的PCS,2个汇流变压器的容量为2500/1250-1250kVA。10台汇流变压器组成1个20MW的储能单元，经1回35kV集电线路接入站内35kV母线。容量为30MW/120MWh的储能单元，其接线方案为：4个250kW储能电池组通过两并两串的方式接至1个1000kW的PCS,2个1000kW的PCS模块分别接入低压侧双分裂的35kV汇流变压器，汇流变压器的容量为2500/1250-1250kVA。15台汇流变压器组成1个30MW的储能单元，经1回35kV集电线路接入站内35kV母线。序号设备名称规格参数单位单套功率电机型号开备情况1套/2/套/3电池储能单元汇流变压/套I/4电解液储罐台///5电解液循环泵/台6SCDA及AGC服务器/台2/7/套3/8电池系统网络接口柜/台/根据全钒液流电池系统设计参数，该系统单次充电电量为充、放电300次。因此，本项目全钒液流电池系统充电量为：543464kW·h×300÷10000=16303.92全钒液流电池系统放电量为：16303.92万kW·h×80%=13043.14万kW.h二、系统自用电根据《工业与民用供配电设计手册(第四版)》1.9节，年电能消耗量可按下式计算：以上式中Wy——年有功电能消耗量，kW·h;Pc——有功计算功率，kW;Kd——需要系数，根据《工业与民用供配电设计手册(第四版)》表1.4-1~表1.4-5选取；Pe——用电设备组的设备功率，kW;全钒液流电池系统年自用电量计算如下：表3-9全钒液流电池储能系统年自用电量序号设备名称数量(台/套)单套功率需要系数最大负荷利用小时1电解液循环泵22334电池系统网络接口柜合计因此，本项目全钒液流电池系统年自用电量为1149.00万kW·h。本项目建设一套循环水量为1800m³/h闭式循环水系统，全部服务于全钒液流电池储能系统冷却使用，因此，该系统循环水量为3.3.2压缩空气储能系统1、压缩空气储能系统工作原理本项目选取中科院工热所在传统压缩空气储能基础上研发的100MW新型压缩空气储能系统。其工作原理为：当储能时，风电场、光伏电站发出的多余电能，通过线路输送至变压站，经变压器由110kV降压到10kV,并接入储能电站10kV线路。电动机接入10kV线路，由电能驱动电动机，带动多级压缩机将空气压缩至高压并储存在地下储气库中，完成电能到空气压力能的转换，实现电能的储存。在此期间，压缩机的压缩过程为分级压缩，各级压缩机的级间通过换热器将压缩热回收并储存在储热系统的储热介质中，储热后的介质储存在热罐中。当释能时，高压空气从地下储气库中释放并通过节流阀将压力降至膨胀机进口压力，随后通入多级透平膨胀做功，由膨胀机带动发电机发电，发电机发出的电能接入10kV线路，最后经变压器升压至110kV并入电网，提供给电用户使用，即完成空气压力能到电能的转换。在此期间，膨胀机的膨胀做功过程为分级膨胀，各级膨胀机的之间通过级前换热器，利用来自热罐的储热介质中已储存的压缩热，加热各级膨胀机进口空气，释放完热量的蓄热介质储存到冷罐中。该系统用人工地下储气库替代传统压缩空气储能系统的天然盐穴，对于地理条件没有限制，布置更加灵活、方便；用蓄热装置代替传统压缩空气储能系统的燃烧室，摆脱了对天然气、石油等化石燃料的依赖，实现了对环境的零排放、零污染。系统原理结构如下图所示。遗图3-9压缩空气储能系统原理图2、压缩空气储能系统简介(1)压缩机系统压缩机系统主要包括多级宽负荷压缩机、级间换热器、电动机、压缩机采用100MW功率等级，多级压缩，机出口空气参数：流量6×10⁵Nm³/h,压力P=100bar,温度T=388k。压缩机采用6级压缩，叶轮式结构，空载变频启动功率为25MW。提供压缩空气，承担着将待储蓄能源(电能，包括风电能、太阳能及低谷电网电能等)转换为系统可用压力能的任务。本系统压缩机采用变工况工作范围为70～100%。压缩机本体安装在单独底座上，中间造价低。换热器的冷热流体温差不高于5℃,尽可能提高换热效果。(2)膨胀机系统膨胀机系统主要包括多级高负荷膨胀机、级间换热器、发电机、膨胀机组发电功率100MW级，多级轴流结构，采动发电机发电。膨胀机入口空气参数：流量9×10⁵Nm³/h,压力P=70bar(储气压力100bar,需要通过膨胀机前阀门调节到70bar),温度T=298K。驱动发电机发电。膨胀机的额定输出功率为100MW,变工况工作范围为40～105%。励磁机和自动电压调节装置(AVR)组成，噪声低、振动小、轴系运(3)储热系统存在储热介质；释放热能时由热罐通往冷罐，中间通过换热器将储存的热量传递给空气。为降低成本储热装置采用碳钢材质，同时为减少占地面积，采用立式热/冷罐，热/冷罐各1台，单台水罐的有效容积为7200m³。(3)储气系统储气系统主要用于储存经压缩机压缩并回收压缩热之后的高压、常温的空气，其容积直接决定压缩空气储能系统所能储存的电量。高压储气库在储能过程时同压缩机相连，压缩机出口的高压空气通入储气系统储存；释能时同膨胀机相连，通过节流阀调节膨胀机入口压力，并通过换热器将蓄热系统的压缩热传递给空气，提高膨胀机各级入口的空气温度。采用地下储气库，利用项目的的地下岩层开孔建造储气库。储气容积为10000m³,能够满足4小时额定功率的用气量，储气压力为10相比于地上储气方案，地下储气库成本较低、不占地面面积。本项目所在地的地下岩体完整性较好，岩石属较硬岩，场地成洞条件较好，能够满足系统所需的储气容积。地下储气库的工程方案及可行性研究由分公司另行委托，相关内容详见《压缩空气储能电站高压密封硐室地下工程可行性研究报告》。压缩空气储能系统为大型储能发电系统，包括压缩机、膨胀机、储气、储热、冷却、控制等多个子系统，其主要设备及参数如下表所序号设备名称规格参数单位数量单套功率电机型号开备情况1多级宽负荷压缩机主机排气压力10MPa,温度20℃额定空气流量60万Nm³/h台1I/全开2进气压力7MPa(绝压);排气压力0.1MPa(绝压);台1//全开3发电机同步发电机，额定功率100MW;额定转速：3000rpm台1//全开4储气库储气时长：地下储气库4h;套1//全开5热罐体积7200m³套1//全开6冷罐体积7200m³套1//全开7润滑油站油量2m³/h套1全开8高低温水泵台9全开9仪表气空压机台1全开根据压缩空气储能系统设计参数，该系统单次充电电量为充、放电250次。因此，本项目压缩空气储能系统充电量为：571429kW·h×250÷10000=14285.73压缩空气储能系统放电量为：14285.73万kW·h×70%=10000.01万kW.h二、系统自用电根据《工业与民用供配电设计手册(第四版)》1.9节，年电能消耗量可按下式计算：以上式中Wy——年有功电能消耗量，kW·h;Pc——有功计算功率，kW;Kd——需要系数，根据《工业与民用供配电设计手册(第四版)》表1.4-1~表1.4-5选取；Pe——用电设备组的设备功率，kW;压缩空气储能系统年自用电量计算如下：表3-11压缩空气储能系统年自用电量序号设备名称数量(台/套)单套功率需要系数最大负荷利用小时1润滑油站12高低温水泵931合计因此，本项目压缩空气储能系统年自用电量为96.37万kW·h。系统设计要求，热罐冷却对软化水的消耗量为10m³/h。3.4辅助生产和附属生产设施节能分析评价由所在建筑配电屏引接，其电压为380/220V。应急照明由交/直流应应能自动切换到蓄电池直流供电，其电压为直流220V。厂区室内照2013,或根据建筑实际使用功能选取，照明负荷如下：建筑面积(m²)1液流电池储能车间2压缩空气储能车间3水池及泵房44网控室45综合楼96实验楼97警卫室98危险废物暂存间4合计手册》(第四版)。项目照明用电量如下：(万1液流电池储能车间2压缩空气储能车间3水池及泵房4网控室5综合楼6实验楼7警卫室8危险废物暂存间合计本项目照明系统年用电量为141.5万kW·h。自来水。项目设置工业水管网、生活给水管网。建设一座2000m³综合水池及1座综合水泵房，泵房内安装2台工业水泵，1用1备。单台工业水泵的参数为Q=46.7m³/h,H=30.6m,N=5.5kW。按照2台生活水泵，1用1备，单台生活水泵的参数为Q=4.1m³/h,H=30.6m,为1800m³/h。根据《工业循环冷却水处理设计规范》GB/T50050-2017要求，闭式循环水系统的补水流量宜为循环水量的0.5%~1%,本项目按0.5%计算。因此，本项目循环水系统补水量为9m³/h,项目循环水系统服务于全钒液流储能电池系统，年运行2700h,即循环水系统年补水量为24300m³/a。二、主要设备根据工艺资料和当地气象资料，设计工况如下：设计循环水量Q=1800m³/h;供水压力回水压力供水水温回水水温依据上述要求和条件，项目新建循环冷却水系统一套，循环水量为1800m³/h。由于循环系统中，需要克服工艺设备、管路系统阻力损失，循环冷却水供水泵选用单级单吸离心泵，配备4台，3用1备，其性能为：Q=650m³/h,H=16m,N=45kW。配备3台功率为18.50kW的冷却塔风机，用于循环水冷却使用。一、工艺流程本项目建设一套20m³/h的软化水系统，用于压缩空气储能系统软化水补水和循环水系统软化水补水，系统制水率为80%,该系统工艺流程为：原水→石英砂过滤器→精密过滤器→阳离子软化器→紫外本项目软化水用于压缩空气储能系统软化水补水和循环水系统项目消耗量(m³/h)12闭式循环水系统补水量合计根据项目给软化水用水点计算出，本项目软化水制水量为19.00m³/h。由于该系统制水率为80%,则计算出该系统耗新鲜水量为23.75m³/h,该系统年运行2700h,则系统年耗新鲜水量为64125m³/a。本项目软化水系统配备软化水原水泵2台，1用1备，参数为Q=21.6m³/h,H=60m,N=7.5kW;软化水增压泵2台，1用1备，参数为Q=23.4m³/h,H=70m,N=11kW;软化水供水泵2台，1用1备，参数为Q=21.6m³/h,H=60m,N=7.5kW。本系统主要为满足厂区生活、绿化、道路浇洒用水要求而设置，由生活水泵供给。管网呈枝状布置，供水压力0.4MPa。本项目生活用水主要为员工生活用水、绿化用水和道路浇洒用水，用水定额根据《建筑给水排水设计标准》(GB50015-2019)选取。车间工人的生活用水定额根据车间性质确定，采用路按1L/(m²·d)计算。本项目生活用水量如下：表3-15生活用水序号部门(人)量(m³/a)备注数据1生产人员2用水13绿化用水1本项目生活年用水量2505m³。本项目按全年生产330天计算，即项目生活用水量为0.32m³/h,其中生产人员用水为0.04m³/h,道路浇洒用水为0.14m³/h,绿化用水为0.13m³/h。本项目建设一套排水系统，污水通过化粪池处理达到《污水排入城镇下水道水质标准》GB/T31962-2015中A标准后就近接至政污水管网，进入县第四污水处理厂。排水系统配备排水泵、生活污水泵、电动单梁悬挂起重机等设备。项目污水排水主要包括生产人员用水污水排水、软化水浓水排水。生产人员用水污水：生产人员用水污水排放量按用水量的80%计算，则项目生活污水排放量为0.03m³/h(263.33m³/a)。软化水浓水排水：本项目软化水制水率为80%,则浓水按20%计算，即4.75m³/h(12825m³/a)项目水平衡表及水平衡图如下：序号用水环节收入水量新鲜水m³/h软化水m³/h收入项合m³/h废水排水m³/h损耗m³/h输出项合m³/h1压缩空气储能系统2循环水系统3软化水系统4生产人员用水56绿化用水合计循环水系统4.75生产人员用水软化水系统给排水系统主要设备如下：序号设备名称设备型号参数规格配套电机型号设备数量功率)开备情况所属系统1工业水泵流量：46.7m³/h2给水系统2生活水泵流量：4.1m³/h23循环水泵流量：650m³/h4循环水系统4冷却塔风机风量：15826m³/h35软化水原水泵流量：21.6m³/h2软化水系统6软化水增压泵流量：23.4m³/h27软化水供水泵流量：21.6m³/h28排水泵流量：4m³/h1排水系统9生活污水排水泵流量：4.5m³/h2电动单梁悬挂/1根据《工业与民用供配电设计手册(第四版)》1.9节，年电能消耗量可按下式计算：以上式中Wy——年有功电能消耗量，kW·h;Kad——需要系数，根据《工业与民用供配电设计手册(第四版)》表1.4-1~表1.4-5选取；Pe——用电设备组的设备功率，kW;给排水系统年用电量计算如下：表3-18给排水系统年用电量序号设备名称数量(台/套)设备功率需要系数最大负荷利用小时1工业水泵12生活水泵13循环水泵34冷却塔风机35软化水原水泵16软化水增压泵17软化水供水泵18排水泵19生活污水排水泵1电动单梁悬挂起重机1合计本项目给排水系统年用电量50.33万kW·h。本项目用水分为新鲜水用水和软化水用水，其中新鲜水用于软化水系统、生产人员用水、道路浇洒用水、绿化用水；软化水用于压缩空气储能系统补水、循环水系统补水。本项目给系统用水量见下表：表3-19项目各系统用水量序号用水环节新鲜水用水量(m³/a)新鲜水用水量(m³/h)软化水用水量(m³/a)软化水用水量(m³/h)1压缩空气储能系统2循环水系统93软化水系统4生产人员用水56绿化用水合计一、水循环利用率分析根据上述项目循环水用量的分析，本项目冷却循环水量总用量为1800m³/h,循环水总补充水量为9m³/h。水循环利用率是表示循环水系统水的有效利用的指标，它是循环水量与总用水量的百分比，总用水量是循环水量和补充水量之和，具体计算如下：水循环利用率=[循环水量/(循环水补充水量+循环水量)]×100%水循环利用率=[1800/(9+1800)]×100%=99.50%根据《节约用水条例》,工业用水应当循环使用或者回收使用，工业用水循环利用率不得低于95%,不得直接排放。因此，本项目水循环利用率符合该条例要求。二、水重复利用率分析本项目水重复利用率计算如下。水重复利用率=(Wr/Wm)×100%工业生产中的重复用水量是指工业企业内部，循环利用的水量和直接或经处理后回收再利用的水量。根据如前分析，本项目循环水总用量为1800m³/h,循环水总补充水量为9m³/h,则循环水重复用水量为1791m³/h。项目新鲜水用水量为24.07m³/h。则项目工业总用水量为1824.07m³/h。则项目水重复利水重复利用率=[Wr/(Wm]×100%水重复利用率=[1791/1824.07×100%=98.19%参照《国家节水行动方案》,“到20