200MW400MWh储能电站项目可研方案

正诚咨询1第一章总论 1一工程概况 二、编制依据 4三、设计范围 5四、主要设计原则 6五、总体设计方案 6六、投资估算 11七、经济评价 11第二章必要性分析 一工程规模 二、工程建设必要性 13三、负荷预测消纳分析 13第三章建设条件 21一前言 21二、区域地质概况与地震 23第四章储能系统 29一、储能电站关键指标 29二、电池系统 30三、功率变换系统 36四、电池管理系统 37五、电池风冷、液冷选择 38第五章电气一次 44一、接入系统 44二、电气主接线 46三、短路电流计算及主要电气设备选择 46四、电气设备布置 51五、过电压保护及接地 52六、站用电 532第六章电气二次及通信 58一、电气二次 58二、通信 74第七章采暖通风与空气调节 77一设计依据 77二、室内外计算参数 77三、供暖方案及设备选型 79四、通风方案及设备选型 79五、空调方案及设备选型 80六、暖通主要设备清单 80第八章给水和排水 81一、设计依据 81二、给水水源 81三、用水量 81四、给水系统 82五、排水系统 82六、管材及接口 83七、主要设备材料表 83第九章土建工程 85一、工程等级及防洪设计标准 二、土地使用情况 86三、施工条件及施工组织设计 四、土建设计 87五、建筑设计 89六、结构设计 92七、施工及检修道路 94第十章工程消防设计 96一、工程消防总体设计 96二、工程消防设计 98第十一章环境保护与水土保持设计 1093一、环境保护 109二、水土保持 111第十二章节能措施分析 114一系统节能分析 二、变电节能分析 114第十三章安全方案 116一、编制依据 116二、工程概述及储能电站总体布置 三、工程安全与卫生危害因素分析 第十四章项目组织管理 135一、工程管理机构 135二、主要管理设施 135三、检修管理设计 136第十五章施工组织设计 138一、施工条件 138二、施工总布置 141三、施工交通运输 142四、工程建设用地 143五、主体工程施工 143六、开工日期和施工进度 七、工程保障措施和安全文明施工措施 第十六章投资估算 151一、工程概况 151二、编制依据 151三、总投资估算表 152四、资金筹措 152五、其他说明 152第十七章经济评价 158一编制说明 二、财务评价 1584第十八章附图、附表、附件 179一、附图（选址用地范围图） 二、附表 180三、附件 1851第一章总论目旨在通过建设独立储能电站，探索新型储能技术的商业化应用模禄能新能源由中科睿创(西安)科技有限公司(以下简称中科睿创) 2(四)项目选址禄能新能源200MW/400MWh储能电站项目位于陕西省咸阳市距离咸阳市市区直线距离约60km,距离杨凌区直线距离约3km。站址PP继福座(五)项目建设规模项目总用地面积24000平方米(折合约36亩),用地性质为工业用地，项目总投资3.9亿元，固定资产投资强度1083.33万元/亩。建设包含功率200MW、额定功率400MWh磷酸铁锂独立储能电站、本工程新建一座110kV储能电站，安装1台容量为222～266MVA110kV侧为单母线接线，主变采用户外布置。储能电站35kV侧为单本项目拟建200MW/400MWh(交流侧)储能电站、电能物联网380个2.5MW/5.0MWh储能单元组成，形成10回35kV集电线路接入新建110kV升压站一次预制舱，升压站配置1台222～266升压至110kV后接入后稷330kV变电站。(六)前期工作进展情况2、完成了项目选址，项目选址位于陕西省咸阳市杨凌区产业大4、完成了前期资料编制，完成了可研报告、接入系统方案等资5、完成了与储能设备厂家的考察、沟通，并与软件管理平台方4GB/T36547-2018《电化学储能系统GB/T36549-2018《电化学储能NB/T42091-2016《电化学储能电站用鲤离子电池技术规范》NB/T33014-2014《电化学储能系统接入配电网运行控制规范》NB/T33012-2014《电化学储能系统接入配电网技术规定》NB/T33016-2014《电化学储能系统接入配电网测试规程》GB50016-2014（2018版）GB50229-2019《火力发电厂和561）认真贯彻国家政策及有关规定，贯彻执行国家、行业标准的2）贯彻执行我公司质量方针及质量目标，按照我公司质量管理4）应满足电力系统对电站稳定性、可靠性的要求，满足供电可5）电气二次设计按“无人值班、少人值守”的原则6）因地制宜，节药用地，合理使用土地，提高土地利用率，减7110kV侧为单母线接线，主变采用户外布置。储能电站35kV侧为单母线接线方式，本工程暂定在母线上装设一套输出容量为±36Mvar8禄能新能源200MW/400MWh储能电站项目位于陕西省咸阳市量为400MWh，根据《电化学储能电站设计规范》GB51048-2014、《工程结构通用规范》GB55001-2021、《建筑抗震设计标准》与市政地基基础通用规范》GB55003-2021，本工程规模为大型电化9电站围墙内用地面积为24000m²。储能电站内主要布置了储能电池储能电站设计一套火灾自动报警系统，对站内火灾进行实时监产人员错误操作而导致安全事故以及由于运行人员处理事故不及时经计算，本工程静态投资38292.00万元，单位千瓦静态投资安装工程7193.03万元，建筑工程2246.96万元，其他费用2654.49），内部收益率为12.98%，投资回收期为8.66年，总投资收益率为第二章必要性分析不同技术类型、不同应用场景的储能试点示范项目，并在“十四五”本工程以储电为主，拟设计安装200MW/400MWh磷酸铁锂电截止2023年底，后稷变主变容量为(2×360)MVA,主供兴平变、杨凌变、贞元变等7个110kV变电站。2023年后稷变最大负荷为安排，对2024～2028年后稷变供电区各相关变电站的负荷预测如下单位：MW序号变电站202320242025202620271兴平(#2)38.0738.839.640.441.22杨凌365.8467.268.569.971.34新桥48.5849.650.551.652.6553.9855.156.257.358.46永安83.4585.186.888.690.37燃气变31.5231.5231.5231.5231.528小寨变(原大庄变)25.425.926.427.027.59新阳变21惠纸变28565656南杨变253034薛固变21苏游变2122457.69504.2584.9626.8646.8考虑同时系数0.73336.4368.1427.0457.5472.2咸阳地区将新建东庄水利枢纽工程建设，东庄水电站装机容量模竞争性配置结果的通知》,咸阳地区共计65万千瓦光伏列入预计单位：MW项目装机容量火电(MVA)20222023202420252030海创电厂4040404040长武电厂5050505050三水河热电厂30停运金源电厂99999富海电厂66666水电(MVA)文泾水电站4848484848渠首电站9.69.69.69.69.6枣渠水电站4.84.8停运茨坪水电站7.57.5和平水电站666停运绎山水电站333石桥水电站7.57.57.5程家川水电站7.57.57.57.57.5杨凌水电站5.45.45.45.45.4朝阳水电站22222武功张堡电站0.80.80.80.80.8川云关水电站0.720.720.720.720.72新庄水电站东庄水电站104.42214.42185.62185.62余热电厂(MVA)冀东余热电厂2525252525海螺余热电厂声威余热电站99999台玻余热电站66666百川电站大佛寺瓦斯发电海螺水泥余热发电厂(乾县)99999亭南煤矿余热电厂7.67.67.67.67.6金源垃圾电站9999997.7297.7297.7297.7297.72光伏(MVA)封侯光伏电站200200200200200臣合光伏电站烟霞光伏电站5050505050高庙山光伏电站盘川光伏电站5050505050卧龙光伏电站5050505050十里塬光伏电站泾惠光伏电站(日新光伏电站)6060606060精锐光伏电站绿筑光伏电站简希光伏电站5.95.95.95.95.9隆基光伏电站智慧园光伏电站44444营房光伏电站2020202020方里光伏电站晟达光伏电站200200200200庆华光伏电站200200200200国能礼泉西岭20万千瓦农光互补发电项目(九宗山光伏)200200200200陕西礼泉新天农光互补发电项目大唐长武15万千瓦光伏发电项目大唐永寿二期10万千瓦光伏发电项目大唐瑶池彬州10万千瓦复合发电项目陕西华电咸阳乾县注泔镇10万千瓦光伏发电项目陕西华电咸阳泾阳嵯峨山10万千瓦矿山治理光伏项目国家电投集团泾阳日新10万千瓦光伏发电项目678.38678.381528.381528.381528.38风电(MVA)土桥风电场和家山风电场石门风电场上桐湾风电场利民风电场庄合风电场和风风电场99999端福风电场2020202020陕煤旬邑20万千瓦风电项目200200200陕西省长武15万千瓦风电项目淳化北部汇新10万千瓦风力发电项目陕西明阳礼泉10万千瓦风电项目陕西华电咸阳永寿长宁镇20万千瓦风电项目彬州国华合创新能源公司彬州市10万千瓦风5050陕投淳化县20万千瓦风电项目明阳智能礼泉20万千瓦风电项目200200永寿县常宁镇20万千瓦风力发电项目200200华能彬州10万千瓦风电项目陕投旬邑5万千瓦风电项目5050华能永寿5万千瓦风电项目5050西电新能源泾阳县5万千瓦风力发电项目5050三一集团永寿5万千瓦风电项目5050389389939新能源装机合计1404.51484.52884.53834.53834.5单位：MW项目20232024202520262027水电杨凌水电站考虑，夜间小负荷按照最大负荷的60%考虑。2、储能电站考虑大负荷方式放电，午间腰负荷充电，夜间小负单位：MW项目202320242025202620271.最大负荷336.44368.1427.0457.5472.22.电源出力4.94.94.94.94.93.禄能储能诸能项目接入前4.电力盈亏-331.6-363.2-422.1-452.7-467.35.主变供电能力6846846846846846.主变负载率48.5%61.7%66.2%68.3%7.N-1方式下主变供电能力3423423423423428.N-1方式下主变负载率97.0%106.2%123.4%132.4%136.6%诸能项目接入后4.电力盈亏-331.6363.2-322.1-352.7-367.35.主变供电能力6846846846846846.主变负载率48.5%51.6%53.7%7.N-1方式下主变供电能力3423423423423428.N-1方式下主变负载率97.0%106.2%94.2%107.4%单位：MW项目202320242025202620271.最大负荷336.44368.1427.0457.5472.22.午间腰负荷286.0312.9362.9388.9401.43.电源出力4.94.94.94.94.94.禄能储能储能项目接入前-281.1-308.0-358.1-384.1-396.56.主变供电能力6846846846846847.主变负载率45.0%52.4%58.0%8.N-1方式下主变供电能力3423423423423429.N-1方式下主变负载率82.2%104.7%储能项目接入后-281.1-308.0-458.1-484.1-496.56.主变供电能力6846846846846847.主变负载率45.0%67.0%70.8%72.6%8.N-1方式下主变供电能力3423423423423429.N-1方式下主变负载率82.2%133.9%141.5%145.2%单位：MW项目202320242025202620271.最大负荷336.44368.1427.0457.5472.22.夜间小负荷201.9220.8256.2274.5283.33.电源出力4.94.94.94.94.94.禄能储能(充电)储能项目接入前-197.0-216.0-251.3-269.7-278.46.主变供电能力6846846846846847.主变负载率28.8%31.6%36.7%39.4%40.7%8.N-1方式下主变供电能力3423423423423429.N-1方式下主变负载率57.6%63.2%73.5%78.9%81.4%储能项目接入后-197.0-216.0-351.3-369.7-378.46.主变供电能力6846846846846847.主变负载率28.8%31.6%51.4%54.0%55.3%8.N-1方式下主变供电能力3423423423423429.N-1方式下主变负载率57.6%63.2%102.7%第三章建设条件禄能新能源200MW/400MWh储能电站项目位于陕西省咸阳市杨凌区，站址地面高程为435m～563m,距离咸阳市市区直线距离约60km,距离杨凌区直线距离约3km。站址区北边有国道G3根据相关规程、规范，本次勘察的任务是：a）进行区域地质资料的收集与分析，确定工程区的地震动参数；b）进行场地稳定性和和施工方案建议；d）初步查明地下水埋藏条件，从而初步判定地下4）《湿陷性黄土地区建筑标准》（GB50025-206）《建筑与市政地基基础通用规范》（GB17）《房屋建筑和市政基础设施工程勘察文件编制深度规定》杨凌农业高新技术产业示范区地处鄂尔多斯地台南缘的渭河地阶梯地形。海拔在418.0~540.1根据按《建筑与市政工程抗震通用规范》(GB55002-2021)表4.2.2-1知，水平地震影响系数最大值多遇地震下为0.16,水平地震影响系数最大值设防地震下为0.45,水平地震影响系数最大值罕遇地震禄能新能源200MW/400MWh储能电站项目位于陕西省咸阳市杨凌区，站址地面高程为435m～563m,距离咸阳市市区直线距离约60km,距离杨凌区直线距离约3km。站址区南侧有国道G第2层粉土(Q4al+pl):浅黄色、底部深灰色，稍湿，土第3层中砂(Q4al+pl):浅黄色，密实、稍湿，矿物成份以石英、第4层卵石(Q4al+pl):灰黄色，中密～密实、湿～饱和根据收集相关文献资料，本地区季节性冻土的标准冻结深度为按《湿陷性黄土地区建筑标准》GB50025-2018判定，从现地面（4）场地第4层卵石中密状态，地层分布均匀，工程性能好。通过。依据《中国地震动参数区划图》（GB18306-2015）知，拟建依据《中国地震动参数区划图》（GB18306-2015）知，拟建站1）根据场地工程地质条件，场地土属中硬土。按照《建筑抗震设计标准》（GB/T50011-2010）根据表4.1.1，建筑场地属抗震一般5）场地环境为Ⅲ类。据场地土腐蚀性分析结果，该场地土对混6）拟建场地不存在制约工程建设的明显地质缺陷，未发现大型7）根据拟建工程特点及场地地质条件，基础型式采用条形基础8）鉴于场区各部位岩土层的分布、深度和物理力学特性等的不第四章储能系统启动等功能，系统循环次数不低于6000次。3、储能电站在充电、放电、零功率运行状态时（4）频率信号的采样周期应小于80ms，频率测量精度不大于a）电池选择目前大规模电池储能技术在我国发展迅速。在电源户提供削峰填谷、需量管理、备用电源、分布式发电+储能一体化运电化学储能优势劣势典型功率应用场景锂离子电池能力密度高、循环寿命长、无记工作范围宽、系统成本居中电能质量、可再生能源并网、调峰调频、备用电源、UPS铅碳电池具有比能力优势和超级电容高倍率充放电优势，系统成本低能量密度低，自放电率蚀严重微网、离网与分布式能源系统、家庭户用储能系统全钒液流电池合大规模储能、结构简单效率一般、能力密度偏低、钒工作有温度要高、维护成本高MW电能质量、调峰调频、备用电源、能量管理、可再生能源并网电池类型酸铁锂）锂离子电池（三元锂）铅碳电池全钒液流电池标称电压（V）3.23.72能量密度（Wh/kg）200~22035~5040电池组0.5C循环次数600025004000>10000安全性安全风险低燃点低，燃烧风险较高安全安全响应速度毫秒级毫秒级毫秒级毫秒级环保性收难度较大回收难度较大生产、回收过程污染较严重环境友好电池效率≥92%≥92%87%左右70%左右充放电倍率0.5~2C0.5~4C0.1~0.4C0.2~0.5C电芯成本（元/kWh）≤750≤950≤550≤2300除电池外系统成本（元/kWh）≤750≤900≤800≤750年平均运维成本≤2%≤2%≤1.5%≤5使用寿命全系统成本（元/kWh）≤1500≤1850≤1350≤3050度电成本（元/kWh）（考虑每天一充一放）0.550.760.660.73率放电性能优异；充电接受能力强，充电时间是铅碳的1/10～1/3，有利于实现系统的调频、调压。在大于80%DOD放电蓄电池。相比普通铅酸蓄电池具有超长循环寿命，理论70%DOD深循环次数超过4200次，设计寿命为10年，在实际应用中一般按33池初始投资成本较磷酸铁锂电池平均低约0.2元/Wh,考虑铅碳电池电池单体通过串并联方式构成1个电池模组，再由电池模组串联组合成电池柜，电池柜组成储能电池预制舱，接入与之配套的PCS系统。电池组成示意图如图4-1所示。本储能电站采用磷酸铁锂电池，电池单体其标称电压为3.2V,充电截止电压为3.6V,放电截止电压为3.8V。额定容量大于90Ah。电池寿命不同的厂家有所差别，电池单体循环次数达到1000次时，低压直流并联储能系统是指直流电压不超过1000V的系统。储低压直流并联储能系统方案是现阶段运行经验最多的储能系统集成方案，设计思路移植于1000V集中式光伏逆变升压方案，技术成熟，积累了较为丰富的安装、调试、运行经验。2020年以前国内直流并联方案集装箱数量增加，整个储能电站的设备成本也大幅增高压直流并联储能系统是指直流电压超过1000V，低于1500V方案终于得到权威机构的认可，一方面是1500V光伏的成熟发展为现。首先，高压系统大幅提升了系统的能量密度，以标准40尺集装箱为例，1000V的电池最大装机容量约3.3集装箱数量，另一方面，20尺PCS集装40%而尺寸反而略有缩减。综上，整体电站累计可减少占地面积约2、相同容量的电站，可使用更少量的设备储能电池集装箱集成度的提高，带来BMS、开关盒、回流柜等设备数量的减少，其中开减。随着电压等级和能量密度的提升，作为储能系统核心设备PCS核心是把交流电网电能转换为直流形式存入电化学电池组或将电池PCS利用全控型电力电子开关器件的斩波能力与脉冲宽度调制合监控系统（EMS能量管理系统）及电池管理系统（BMS）完成对b）主要参数和技术特点PCS效率与AC/DC模块的拓扑结构有关，不应低于国标要求。PCS交流侧电流在110%额定电流下，持续运行时间不应少于10min；在件下，交流侧电流总谐波畸变率、电压波动应满足电池管理系统（BatteryManagementSystem，BMS）是电池储能系统的核心子系统之一，负责监控电池储能单元内各电池的运行状态，保障储能单元安全可靠运行。BMS能够实时监控、采集储能电二级BMS（BCU）需能够监测整簇电池总电压、总电流、绝缘电阻等，能采集外部急停信号，能输出故障和运行状态，二级BMS三级BMS（BAU）需能收集系统的总电压、总电流、总功率、散热系统的能耗。0.5P最高运行温度可以控制在32℃以内，温差控表4-3对流换热对比表换效率较低。液冷系统的能效比≥3.0，相比比空调的能效比2.0-2.5有将近8%左右的提升，因此采用液冷方案储经调研，相同容量储能系统电池舱液冷方式比风冷方式价差约0.1元/Wh左右综合考虑，本项目储能电池系统推荐采），系统采用磷酸铁锂储能预制舱，液冷设计，直流侧采用1500V系统本项目容量为200MW/400MWh（交流侧），实际配置容量按210MW/420MWh（直流侧）方案设计，拟由80个2.5MW/5.0MWhPCS升压变预制舱配备4台1250kW储能双向变流器，1台电池单元通过电池控制柜进行汇流，汇流后接入储能变流器的直流安全管理双向功率变换环境管理电网/负荷控制配电柜直流母线通信异节点接口控制供电电芯类型系统电池配置电池额定容量电池电压范围最大充放电倍率电池系统循环寿命EOL80%6000次，DOD100%、0.5C/0.5CBMS通讯接口<3%（额定功率时）<0.5%（额定功率时）>0.99（额定功率时）45~55Hz35kV/0.4kV/0.4kVDyllyl16550×2900×2800mm2*（6250×2896×2438mm）2*（42T）0~95%（无冷凝）消防系统（电池预制舱）GB/T36276GB/T34131循环次数(七)储能系统设备材料清单序号设备名称单位备注10.5C,含BMS、汇流柜、配电柜、箱套满足柔性电需求2化集装箱5000kW/35kV变流器，加密装置、UPS电源、组网套变流控制需求3电缆及附件35kV电缆35kV电力电缆ZC-YJV22-3×70m35KV电缆35kV电力电缆ZC-YJV22-3×185m35kV电缆35kV电力电缆ZC-YJV22-3×300m直流电缆m35kV电缆附件(70/185/300)电缆套直流电缆接线端子与直流电缆配套套4根第五章电气一次根据GB/T36547-2018《电化学储能系统接入电网技术规定》，“十四五”期间，咸阳330kV及以上电网主要是完善主网架结构，优化主供电源布局，提高输电能力等。规划建设西安西750kV及杨凌自贸区等区域负荷预期增速高，且区域现有变电站容量和10干伏出线间隔资源己趋近饱和，需在“十四五”期间推进110kV信当地负荷发展需求，在避免重复布点的前提下，规划110kV白村、本期储能项目新建一座升压站，以一回110kV线路接入330kV主变压器低压侧与35kV开关柜相连部分室外采用铜母排，室内本阶段暂无储能电站接入系统报告成果，储能电站110kV侧母线短路电流水平暂按40kA进行选择，35kV侧母线短路电流水平暂变损耗应满足GB20052-2020《电力变压器能效限定值及能效等级》）；）：35kV配电装置选用户内成套装置KYN61-40.5金属封闭开关设无功补偿柜：详见主接线c）电压互感器其中SVG动态无功补偿装置采用直挂水冷式。布置在储能电站西南侧；110kV主变采用户外布置，布置于35制舱西边；35kV配电室内开关柜采用单列布置，通过铜排与主变低b）配电装置的侵入雷电波保护流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范》（GB50065-2014）中规定，在储能电站的35kV母线上装设一组无间隙金属氧化锌避雷的接地装置。接地电阻按《交流电气装置的接地设计规范》考虑，110kV储能电站接地电阻按R≤0.59进行设计。本和使用离子电解地极的方式以降低接地电阻，直至110kV储能电站表5-1负荷统计表序号kWkW12511533113441145116667P1=23.1842942311主变有载调压开关操作电21222122主变中性点接地刀操作电21225125继电保护屏柜交流电源811811811821122112接地变成套设备交流电源1111站用变成套设备交流电源1111视频安防系统电源211231137Kx=0.7558Kx=0.566P4=3840S=0.85P1+P2+P3+0.85P4接，变压器选用预装式变电站，容量为4000kVA，型号选用：《建筑照明设计标准》（GB50034-2013）的要求，储能电站的照明2）储能电站室外照明采用庭院灯、投光灯、表5.7-1储能电站电气一次主要设备材料清单1主变压器台1套12个1个1个1组1套1支3m串3面1面4面1面1面2面1面1支6m个m套2套2套235kV预制舱（32.5m×6.5m×3.套14统台1台1m5料mmm储能柜至套套4套8m套2t36程tt2套支6支17只5只3t2t项1项1盏6盏8盏mm8m9项1第六章电气二次及通信隔离开关和接地刀闸、主变中性点开关、35kV断路器等进行远方操b）监测功能根据国家能源局发布的《防止电力生产事故的二十五项重点要）；）；调就地操作与站控层的操作要求，保证设备安全运行，并具有就地/线路保护和测控设备、110kV主变保护和测控设35kV升压变的控制、保护、测量和信号应满足相关规程规范的35kV升压变压器高压侧为断路器，升压变保护测控装置具备三储能系统应满足系统对其无功和有功功率调节、紧急控制及低/制和恒充电/放电电流控制功能，能够按照计划曲线和下发指令方式a）纵联差动保护（双重化配置）：作为主变压器内部及引出线低压侧相间短路和35kV侧母线后备保护。保护延时跳主变两侧断路f）低压零序过流保护（双重化配置）:作为主变压器低压侧单相35kV母线的快速母线保护，保护动作后快速跳开与故障母线相连的35kV站用变保护采用保护测控一体的微机型保护装置，安装于35kV无功补偿装置采用直挂SVG型式，SVG支路保护选用微储能电站内不配置独立的RTU设备，采用储能电站监控系统的分界处。本工程的厂网产权分界处暂考虑设在储能电站110kV出线配置，电能表有功精度为0.2S级；无功精度为2级，带失压告警功能。计量点处专用电流互感器绕组精度不低于0.2S级，电压互感器设置好的调频策略进行响应调节。储能电站快速频率响应功能应与本工程考虑在110kV升压站内配置2套调度数据网设备，含路从而有效保证调度自动化信息的实时性、安储能电站配置1套调度生产管理系统和1套综合数据网接入设式中：S——UPS计算容量（kV·A）；Sc——计算负荷（kV·A）；Kk——可靠系数，取1.25；Kf——功率校正系数，取0.8～1.0，根据负荷综合功率因数，由制造厂提供，当制造厂无数据时可按照表C.2-1规定的数值选择；Kd——降容系数，由制造厂提供或可按照表C.2-2规定的数值选择。经统计，本站按远期规模考虑全部UPS负荷的计算功率S约容量拟定为7.5kVA，主机冗余配置。正常时由站用交流电供电，当/kW事故放电时间及电流/A 2131111符号1UV2UV禄能新能源200MW/400MWh储能电站项目可行性研究报告3UV4蓄电池个数Hn=1.05U.IU,只5事故持续时间th26789随机负荷容量C故蓄电池的计算容量最大为230.7Ah,考虑一定的裕度，这里选用标称容量为300Ah的阀控式铅酸蓄电池。b)充电装置选择(1)额定电流选择：满足均充电要求：I=(1.0I₁o~1.2(2)输出电压选择故充电装置选择额定电流为60A的高频开关电源，3+1块20A流一体化逆变电源装置引出，供电时间不小于120min。事故照明照安防监视系统的设计应满足相关设计规程规范和电力行业反恐怖防112136324351617表6-4主要电气二次设备清单序号一1面12面13面14面25面26面17面1面819面1套1含频率电压紧急紧急控制面1面1级电表1块失压计时仪3面2置套4套1置套2套2块块1套1调度数据网接入设备套2含交换机、路由器、加密套1套2套1套1项1套1Ⅱ型网络安全监测装置台2台1项1项1包括套2套1套2套1台6台2套1套1套1套1套1保护及故障信息子站套1kmmmm二套11面1220V/3×20+20面2组12面13套14套15面26面2三视频安防监视系统套1本工程通信信息主要有继电保护及安全自动装置信息、远动信b）远动要求远动信息分别送至陕西省调及咸阳地调。储能电站本储能电站至陕西省调的电能计量信息主通道拟为电力调度数本储能电站至咸阳地调的电能计量信息主通道拟为电力调度数系统通信采取光纤通信方式。储能电站至对侧变电站架设1根本工程场内通信主要解决生产运行和行政管理所必须的办公电话以1套12套13套24面15个26部7对38km29km项1第七章采暖通风与空气调节 ——水泵房、危废舱、一次预制舱 储能电池预制舱、PCS舱1）储能电池预制舱内设置事故排风系统。采用自然进风、机械2）水泵房、危废舱设置机械通风系统。采用自然进风，机械排风的通风方式，通风量按不小于每小时12次换气次数计型3）一次预制舱设正常通风与事故排风。采用自然进风、机械排口设在房间下部；事故通风量按不小于每小时125）二次预制舱、PCS舱内设机械排风系统。采用自然进风、机械排风的通风方式，通风量按不小于每小时16）卫生间采用吸顶式换气扇通风。换气扇排风管与排风道连接一次预制舱、二次预制舱、储能电池预制舱及PCS舱内设置工表7.6-1暖通主要设备清单序号设备名称备注1轴流风机T35-11No3.15型L=1709m³/hN=0.04KW台12防爆轴流风机T35-11No3.15型L=1709m³/hN=0.04KW台13卫生间通气器WTD-110型台64分体空调Q1=7.2kw3P台15分体空调Q1=3.5kw1.5P台6第八章给水和排水4）《室外给水设计标准》（GB5001储能电站用水项目主要包括综合楼运维人员生活给水及淋浴用水部位水定额位量（m²)水时间（h）化系数用水量（m³)大日均时/人·d240.80.2250.75路广场浇洒及绿化用水/m²·d0.5遇见水按以上项目的15%计0.570.872套紫外线消毒装置进行消毒杀菌，保证生活饮b）生活污水收集及处理系统一体化污水处理设备（处理污水量为0.5m³/h）组成。综合楼内各用设备处理后水质应达到《城镇污水处理厂污染物排放标准》1）室外生活给水管采用聚乙烯PE80管，室内生活给水管采用2）室外雨水管、污水干管采用HDPE双壁波纹管，车行道下环序号名称型号及规范数量1V=4m³个12外线消毒仪及控制柜一套）Q=16m³/h，H=35m套13聚乙烯PE80管dn110，PN1.0MPam200421200砖砌个75污水井21000钢砼个56雨水井21000钢砼个247雨水口混凝土单算雨水口个488一体化污水处理装置处理水量Q=0.5m³/h套19聚乙烯PE80管dn50，PN1.0MPam镀锌钢管DN200，PN1.0MPam20HDPE双壁波纹管dn200，SN8mHDPE双壁波纹管dn300，SN8m350HDPE双壁波纹管dn400，SN8m贮热式电热水器台6室内给排水系统包括：管道、阀门安装，水压试验、管道冲洗，管道油漆防腐，卫生器具安装等套1第九章土建工程汇能新能源200MW/400MWh独立储能电站项目位于陕西省咸GB55001-2021、《建筑抗震设计标准》GB/T50011-20市政工程抗震通用规范》GB55002-2021、《混凝土结构设计标准》GB/T50010-2010、《混凝土结构通用规范》GB55008-2021地基基础设计规范》GB50007-2011、《建筑与市政地基基础通用规范》GB55003-2021，本工程规模为大型电化学储能电站，主要建筑根据《电化学储能电站设计规范》（GB51048-2014），大型电本项目储能电站布置于城市道路边，电站站址标高高于频率为序号项目名称永久性用地临时性用地1储能电站2.40002进站道路0.423临时施工用地0.544弃渣场0.652.40006总用地面积3.9600禄能新能源200MW/400MWh储能电站项目位于陕西省咸阳市站内防火间距均满足《火力发电厂与变电站设计防火标准》升压区场地铺设检铺砌块地坪进行场地处理。储能区为方便检1站区总用地面积24000.00m²2站区围墙内用地面积24000.00m²3建筑物占地面积240m²4建筑密度%5总建筑面积360m²6容积率0.0157绿地面积2117.49m²8绿地率8.82%9广场道路占地面积17868.9m²含设备舱碎石地面围墙长度626m停车位个办公用房的平面布局依据主工艺所提出的功能要求与总平面布局和其它外部条件相结合。综合楼为二层框架结构，墙体厚度窗均采用断桥铝合金Low-E中空玻璃窗。造型新颖，简洁大方，与（5）蓄水类工程防水使用环境类别：Ⅲ类，防水等级：二级。（3）其他使用单位有安全防范要求的部位，应依据相应行业的（1）建筑防热：合理布置建筑物，尽量使建筑物获得良好的自（2）建筑保温：建筑物外墙采用240厚承重多孔砖层采用B1级聚苯板，屋顶保温层采用B1级挤塑聚苯板，各单体根据规范具体要求合理确定保温层厚度。外窗采用断桥铝合金型材，（1）办公用房采用框架结构，独立基础。消防一体化泵房采用（2）储能电站设备基础采用混凝土板式基础，预埋件等钢材成（3）主变压器基础采用钢筋混凝土板式基础，站用变等其它配直径为300mm，构架梁均采用三角形断面格构式钢梁。构支架基础（7）基础持力层为黄土层，地基处理之后的地基承载力特征值禄能新能源200MW/400MWh储能电站项目位于陕西省咸阳市过6%；全线圆曲线半径小于250m的曲线均设置加宽，采用第I类第十章工程消防设计《预制舱式磷酸铁锂电池储能电站消防技术（2）设计中，严格执行国家有关防火规范和标准，工程消防设（3）严格按照各工程单体的火灾危险性类别、建构筑物耐火等（5）设备选用经国家有关产品质量监督检测部门检验合格的产表10-1储能电站建（构）筑物火灾危险性类别、耐火等级建（构）筑物名称火灾危险性类别耐火等级办公用房丁二级水泵房戊一级固废舱丙二级电池舱戊二级PCS舱丁二级表10-2电池舱与其他建（构）筑物防火距离建（构）筑物名称电池舱PCS舱电池舱3m≥4m1）消防用水初步考虑采用市政给水水源，就近接自市政给水管2）消防供水对象及水量、水压根据规范要求，储能站内设置室用水部位消防水系统用水标准（L/s）用水时间（h）用水量（m³)综合楼室内消火栓2室外消火栓2储能电池预制舱室外消火栓203216一次灭火用水量2163）消防供水设计消防水系统由成套消防稳压供水设备、消防给全性能应符合GB/T36276的规定。电力储能用锂离子电池应通过具GB8624规定的电器设备外壳及附件B1级。电池管理系统具有与气），（2）当火灾报警控制器接收到相关信号并满足以下条件时，应a）当一个可燃气体探测器检测的可燃气体浓度达到第一阈值且（3）当火灾报警控制器接收到相关信号并满足以下条件时，应内电池模块发生剧烈热失控时的浓度值）且判断舱级PCS断路器跳（5）当固定式自动灭火系统启动时，应由电池管理系统联动关置方案按照GB50140的规定执行。在运维安全工器具间配置正压式），油坑容积为主变压器油量的20%设计。主变油坑铺设厚度不小于a）电缆从室外进入室内的入口处、电缆竖井的出入口处、电缆b）电力电缆与控制电缆或通信电缆敷设在同一电缆沟，采取防c）开关柜、端子箱、控制屏等设备的下部开孔与电缆沟接口处蜂窝状隔热层，能有效地防止电缆着火延燃.要适用于各类电压等级的电缆在桥架上敷设时的防火保护和耐火分密经特殊处理的玻璃纤维布制成，包内充填不燃材料及特殊添加剂2）室外电缆沟或室内潮湿、有积水电缆沟的阻火墙应选用具有（2）电缆竖井的上、下两端口及进出电缆的孔口的每一楼层处（3）电缆穿楼板孔洞应采用防火封堵材料、防火隔板等防火材（4）电缆穿墙孔洞应采用防火封堵堵料组合封堵，封堵厚度宜（5）电缆进入盘、柜、屏、台的孔洞应采用防火封堵堵料、防（6）电缆通过易燃、易爆及其有火灾危险的区域，对少量电缆（7）电缆大型排管或地下埋管，宜在电缆管两端用防火堵料封（8）采取电缆防火阻燃措施时，宜先用有机防火堵料包裹在电消防用电设备的动力电源按二级负荷供电，并标有明显消防标1）火灾自动报警系统形式：本工程采用集中报警系统形式。系2）根据各房间的功能选择对应的火灾探测器，如主控继保室等3）在各防火分区适当位置设置带电话插孔的手动报警按钮、声第十一章环境保护与水土保持设计储能电站噪声主要来自电池舱和PCS及升压变压器舱等电气设备。在正常运行时电池舱和PCS及升压变压器舱噪声均小于80dB（2）电磁辐射储能电站的输电导线和各种高压电气设备周围存1）设计时优先选用符合环保要求的低噪声设备（如各设备舱内2）总平布置时噪声设备尽量布置在远离人员4）储能电站投运后搞好设备检查维护，减少各设备舱噪声及断5）总平布置时，采用全户内（舱内）储能电站，电池舱、PCS采用了上述噪声治理措施后，站区噪声能满足GB12348-90《工），））强限值取《GB9175-88环境电磁波卫生标准》《500kV超高压送变电工程电磁辐射环境影响评价技术规范》程电磁辐射环境影响评价技术规范》规定，工频场强<4kV/m，磁场送变电工程电磁辐射环境影响评价技术规范》规定，测试频率为在不影响安全运行的前提下，利用站区内空地进行碎石换填布发的新增水土流失防治作为基本任务，其中包括站区围墙内用地面本工程在建设及运行期实施水土保持措施的根本目的在于控制益等方面，对工程地区水土保持及生态环境改善具有很好的正面效第十二章节能措施分析电池系统是储能系统的最主要设备，选择单体容量大的电池类能耗损失；同时选择具有主动平衡方式的BMS能系统多种运行工况的最大容量进行选择，拓扑结构应尽量减少并联，减少PCS设备因交直流转换过程中损失的效率。站内用电量较大的经常性负荷主要有各设备间的采暖和风机用设计时应综合考虑室内环境温度控制和因环境温度变化引起相第十三章安全方案有害因素及其发生条件的对策措施，从而为工程的安全设计提供依110kV侧为单母线接线，主变采用户外布置。储能电站35kV侧为单工程施工临时生活办公区及施工工厂和仓库等设施和建筑均布不完善或作业人员不按操作规程进行作业等潜在危险均会导致机械a）临时建筑物布局和使用材料的耐火等级，不符合消防规范要b）现场电气线路敷设不规范，私拉乱接现象严重；d）消防安全意识淡薄，消防安全管理不到e）作业分区混乱，明火作业区、易燃、可燃材料堆放场地，以a）光不良在夜间施工过程中，如果采光不良，长期作业，容易b）高低温、冰冻本项目施工人员在夏季室外施工作业时，可能a）评价依据本工程重大危险源辨识根据《危险化学品重大危险源辨识》（GB18218-2009）、《关于开展重大危险源监督管理工作b）评价结果对照《危险化学品重大危险源辨识》（GB18218-2009）标准，通过以上分析，本工程不存在GB18218-2009《危险化学品重大b）电缆火灾（1）电缆沟的沟盖板及保护罩不严密，电焊渣火花落入而将电（3）阻燃措施不到位，没有刷涂有效的防火涂料，阻燃隔断不（1）电缆制造时存在隐患，安装敷设电缆时曲率半径过小，电（2）不注意电缆终端和中间接头的制作工艺，剥开的绝缘部分（3）电缆接头盒密封不良，进入水、潮气或灌注的绝缘剂不符c）电气设备火灾本工程可能发生火灾事故的电气设备主要有：（2）变压器线圈受机械损伤或受潮，引起层间、匝间或对地短（3）当变压器户外电路短路时，变压器将承受相当大的短路电（1）断路器连接部分发热、闪弧，引起弧光接地过电压，使其（1）电池系统制造缺陷。如电池存在极力和切断不良、活性物（3）磷酸铁锂电池加热引发的热失控同样一般不会发生主动式电伤害事故是与电相关联的造成人员伤亡的事故，包括触电伤统死亡事故中约有60%是触电死亡。作业人员在电场运行过程中因安全防护装置缺陷、作业工具不电伤害事故案例的统计分析，电伤害事故基本上都发生在检修作业生产过程中造成车辆伤害的主要原因有：车辆自身存在隐患故作技能会直接影响工程质量和施工安全，这样必然会加大工程的风a）作业人员作业人员没有经过专业培训，缺乏安全操作知识及b）承包方从业人员缺乏安全知识，违章进入无关区域，故意或c）外来相关人员外来相关人员没有经过安全教育，无专业人员验。c）使用符合国家和行业标准的钢材、水泥等建材以及油、润滑1）浇筑前对拌合设备进行检查，确保设备均经检验、检修合格3）降雨时不宜浇筑混凝土，混凝土浇筑后须进行表面洒水保湿混凝土浇筑7d后进行。回填时应分层回填、电动打夯机分层进行夯4）指定专人进行测温，每个测温孔中都须有温度计，发现温差e）施工应按标准进行，保证施工质量。建筑、设备基础要进行f）进行土建专业施工时，电气专业技术人员应到现场配合土建g）加强对施工期车辆和驾驶人员的安全管理。本期工程施工场h）施工现场消防措施：2）施工单位应当落实防火安全责任制，确定一名施工现场负责3）施工暂设和施工现场使用的安全网、围网和保温材料应当符4）施工单位应当按照仓库防火安全管理规则存放、保管施工材5）施工单位应当建立健全用火管理制度。施工作业用火时，应6）施工单位应当建立健全用电管理制度，并采取防火措施。安7）施工单位应当在施工现场设置临时消防车道，并保证临时消i）防坍塌安全对策措施按规范搭设脚手架，并确保材料安全有j）建构筑物施工前，应当根据工程项目的特点、施工现场的环2）运输单位对所提供的动力设备作出书面验收报告，并提交有3）在大件设备运输途中，每日有安检员及技术工程师进行安全L）根据施工现场临时用电管理规定，临时用电设备在5台及5a）所有设备投运前应按照相关规程规范完成现场试验，通过现b）并网运行储能电站与调度之间应保持可靠的通信联系。c）运行人员应定期巡视、检查设备运行状况。发现问题应及时5）通过变更作业方法等，减少作业负荷及姿势等对身体带来的1）现场建立安全消防领导小组，认真贯彻落实消防法，组织职3）有专人定期检查、管理灭火器具，做好各类安全生产，如实b）现场防火要求1）临时生活区应与施工主体建筑保持足够的防火间距，在防火2）临时生活区内严禁使用电炉和乱拉乱接电线，禁用大功率灯2）灭火。当项目义务消防队接到报警后，立即按事先指定分工3）断电。如发生电气火灾，或者火势威协到电气线路时，或电2）手提式灭火器宜设置在挂钩、托架上或灭火器箱内，其顶部4）本工程应当制定消防安全制度、消防安全5）本工程应该实行防火安全责任制，确定本单位各岗位的消防6）本工程应该按照国家有关规定设置消防安全标志；定期组织7）本工程必须保障疏散通道、安全出口畅通，并设置符合国家8）任何单位、个人不得损坏或者擅自挪用、拆除、停用消防设1）做好交接班大型机械设备运行每班必须进行交接班手续，交2）建立随机档案项目部的大型设备应建立随机档案，包括合格3）记录运行工时每班的设备操作人员应按设备实际运行时间作4）设备管理员职责车间设备管理员根据生产日志、交接班记录和合格产量统计设备的故障停机时间和设备故障停机率或设备有效第十四章项目组织管理执行的储能电站运行人员编制规程，故参照能源部颁发的能源人（1992）64号文“关千印发新型电厂实行新管理办法的若干意见的储能电站的具体情况，本项目管理机构设置和人员编制在确定方案2.兼职运行人员应及时全面地常握设备运行情况和系统运行信第十五章施工组织设计本项目选用设备装置的工作环境温度范围为-29~+6况下，设备的实际工作温度可保持在环境温度在30℃的水平。根据杨凌地区气候中心的气象资料，本项目场址区的多年平均气温本项目最重要的就是文明施工，控制施工车辆和人员的活动范施工期主要危害安全的因素是由