xxx有限公司文件签署页检索号版次文件名页数附件页数编制校核会签审核批准-4-1概述根据《xxx储能调峰电站项目可行性研究报告委托书》，山东电力工程咨询院有限公司（以下简称xxx）对拟建工程xxx储能调峰电站项目进行可行性研究工作。1.1项目背景储能技术的研究和发展一直受到各国能源、交通、电力等部门的重视。储能系统具有能量存储、快速响应、精确功率跟踪等特性，在电网领域应用备受业界关注。储能技术被视为电网运行过程中“采—发—输—配—用—储”六大环节中的重要组成部分。电力系统中引入储能环节后，可以有效地实现需求侧管理，不仅更有效地利用电力设备，降低供电成本，还可以促进可再生能源的应用，也可作为提高系统运行稳定性、调整频率、补偿负荷波动的一种手段。近年来，储能产业政策持续出炉，目标集中在可再生能源并网和电网侧，政策红利明显。自《十三五规划纲要》出台，我国各地方政府部门针对储能产业出台的政策层出不穷，储能产业在密集政策的推动下迅速发展。时间发布主体政策名称要点2014.11国务院办公厅《能源发展战略行动计划（2014年-2020年》首次将储能列入九个重点创新领域之一，要求科学安排储能配套能力以切实解决弃风弃光弃水问题2015.03国务院办公厅《关于深化电力体质改革若干意见》（9号文）明确储能参与调峰和可再生能源消纳的身份2015.09发改委、能源局、工信部《关于推进“互联网+智慧能源发展的指导意见”》推动在集中式新能源发电基地配置适当规模的储能电站，实现储能系统与新能源、电网的协调优化运行；推动电动汽车废旧动力电池在储能电站等储能系统实现梯次利用；推动建设家庭应用场景下的分布式储能设备。2016.03中共中央委员会《十三五规划纲要》加快推进大规模储能等技术研发应用；大力推进高效储能等新兴前沿领域创新和产业化-5-2016.04发改委、能源局《能源技术革命创新行动计划（2016-2030）》明确提出先进储能技术创新、研究面向电网调峰提效、区域功能应用的物理储能技术，研究面向可再生能源并网、分布式及微网、电动车应用的储能技术2016.05发改委、能源局、财政部、环境部、住建局、工信部等《关于推进电能替代的指导意见》在可再生能源装机比重较大的电网地区，推广应用储能装置，提高系统调峰调频能力2016.06发改委、能源局、工信部《中国制造2025-能源装备实施方案》储能设备要做好技术攻关、试验示范和推广应用2016.06能源局《关于促进储能参与“三北”地区电力辅助服务补偿（市场）机制试点工作的通知》探索电储能在电力系统运行中的调峰调频作用及商业化应用，推动建立促进可再生能源消纳的长效机制2016.12能源局《可再生能源发展“十三五规划”》推动储能技术示范应用、配合国家能源战略行动计划，推动储能技术在可再生能源领域的示范应用，实现储能产业在市场规模、应用领域和核心技术等方面的突破2016.12发改委、能源局《能源发展十三五规划》加快优质调峰电源建设、积极发展储能、显著提高电力系统调峰和消化可再生能源能力2017.10发改委、财政部、工信部、能源局、科技部《关于促进我国储能技术与产业发展的指导意见》要着力推进储能技术装备研发示范、储能提升可再生能源利用水平应用示范、储能提升能源电力系统灵活性稳定性应用示范、储能提升用能智能化水平应用示范、储能多元化应用支撑能源互联网应用示范等重点任务2017.10能源局《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》鼓励分布式发电项目安装储能设施2017.11发改委能源局《完善电力辅助服务补偿（市场）机制工作方案》按需扩大电力辅助服务提供主体，鼓励储能设备、需求侧-6-资源参与提供电力辅助服务、允许第三方提供参与电力辅助服务.2017.11发改委《关于推进价格机制改革的若干意见》研究有利于储能发展的价格机制2018.03能源局《2018能源工作指导意见》积极推进储能技术试点示范项目建设2018.07发改委《关于创新和完善促进绿色发展价格机制的意见》利用峰谷电价差、辅助服务补偿等市场化机制，促进储能发展2019.01南方电网《关于促进电化学储能发展的指导意见》{征求意见版}支持各类主体按照市场规则投资、建设、运营储能系统2019.02国家电网《关于促进电化学储能健康有序发展的指导意见》国网将有序开展储能投资建设业务2019.07发改委、能源局、工信部、科技部《关于促进储能技术于产业发展的指导意见》2019-2020年行动计划具体落实四部门的工作重心和任务部署2020.02教育部、发改委、能源局《储能技术专业学科发展行动计划（2020-2024年）》建设一批储能技术产教融合创新平台，形成一批重点技术规范和标准2020.07能源局《关于组织申报科技创新（储能）试点示范项目的通知》拟通过分析总结各类储能项目的成功经验和存在问题，推动政策和市场机制出台2020.08发改委、能源局《关于开展“风光水火储一体化”“源网荷储一体化”的指导意见（征求意见稿》因地制宜开展“风光水火储一体化”，适度增加一定比例储能2020.06国网山东《关于2020年拟申报竞价光伏项目意见的函》储能配置规模按项目装机规模20%考虑，储能时间2h，可以与项目本体同步分期建设2020.10山东能监办《山东电力辅助服务市场运营规则（试行）（2020年修订版）》（征求意见稿规模在5MW/10MWh及以上独立储能设施、集中式新能源场站配套储能设施等均可参与电力辅助服务据不完全统计，截至2019年底，全球已投运储能项目累计装机规模为183.1GW；其中，抽水蓄能的累计装机占比最大，为93.4%，占据绝对主导地位；电化学储能项目的累计装机规模位列第二，占比为4.5%；熔融盐蓄热、压缩空气等其他储能方式作为储能市场多元化组成的一部分占比较低。中国-7-储能装机规模位列全球第一，累计装机规模为32.3GW，占全球装机总量18%，已成为全球储能市场的重要组成部分；其中，抽水蓄能占比达到93.7%，电化学储能项目的累计装机规模紧随其后，占比为4.9%，熔融盐蓄热储能市场占比1.3%，而飞轮储能、压缩空气储能市场占比不足0.1%。全球储能装机占比中国储能装机占比截至2020年9月，全球已投运电力储能项目的累计装机规模达181.6GW，其中抽水蓄能累计装机规模月171GW，占比约91.9%，电化学储能累计装机规模达10.9GW，占比约5.9%，其中锂电储能装机规模9.81GW，在电化学储能中占比90%，是第二大规模的储能技术类型。2020年前三季度全球新增投运电化学储能装机规模为2.66GW，同比增长167%，其中锂电池储能装机规模约2.62GW，占比98.4%。截至2020年底，我国新增投运储能装机容量总计为2586.1MW，抽水蓄能新增装机容量为1800MW，占比69.5%，排名第一，电化学储能新增装机容量为785.1MW，占比30.4%，排名第二。2020年新增投运的电化学储能中，锂离子电池储能新增装机容量为762.3MW，占比97.1%，排名第一，铅酸蓄电池储能新增装机容量为14.2MW，占比1.8%。电化学储能是储能市场保持增长的新动力，无论是从全球还是中国装机情况来看，2018年都可以说是电化学储能的元年，亦或是集中爆发的一年，2019，2020虽然储能市场整体增长速度放缓，但电化学储能装机占比不断提高。从全球角度来看，2018年电化学储能装机规模达到6625MW，同比增长126.4%，占储能市场装机规模比重从2017年1.67%提升到2018年的3.70%；2019年电化学储能装机规模达到8216.5MW，同比增长24.0%，占储能市场装机规模比重从2018年3.70%提升到2019年的4.50%，2020年前三季度全球-8-新增投运电化学储能装机规模为2.66GW，占比5.9%。从中国市场来看，2018年我国电化学储能装机规模达到1072.7MW，同比增长175.2%，占我们储能市场装机规模比重从2017年1.35%提升到2018年的3.43%，2019年我国电化学储能装机规模达到1592.3MW，同比增长48.4%，占储能市场装机规模比重从2018年3.43%提升到2019年的4.90%，2020年我国电化学储能新增装机容量为785.1MW，装机规模达到2377.4MW，从2019年4.90%提升到2020年的7.41%，随着电化学储能技术的不断改进，电化学储能系统的制造成本和维护成本不断下降、储能设备容量及寿命不断提高，电化学储能将得到大规模的应用，成为中国储能产业新的发展趋势。未来电化学储能作为快速发展的储能方式，势必也将得到更大的政策助力。1.2投资方及项目单位概况华电潍坊发电有限公司投资开发建设。华电潍坊发电有限公司位于潍坊市高新区，隶属于央企中国华电集团有限公司。潍坊公司目前总装机容量200万千瓦，一期、二期4台机组均已完成供热改造，目前供热能力达4600万平方米，是潍坊市最大的热源企业。面临新时代、新形势，华电尽早谋划企业升级转型之路，高举结构调整旗帜，主动承担央企责任，积极响应绿色、低碳的能源发展趋势，大力发展风力、光伏、天然气等新能源发电项目。1.3项目概况1.3.1项目基本概况工程名称：xxx储能调峰电站项目工程编号：37-NA32101建设规模：100MW/200MWh工程性质：新建工程地址：潍坊公司厂区内，占地约30亩建设进度：计划于2021年8月开工，2022年12月投产。1.3.2可行性研究遵循的标准规范（包含但不限于）《电化学储能电站设计规范》GB51048-2014《电力系统电化学储能系统通用技术条件》GB/T36558-2018《电化学储能电站用锂离子电池管理系统技术规范》GB/T34131-2017-9-《电化学储能系统接入电网技术规定》GB/T36547-2018《电化学储能系统接入电网测试规范》GB/T36548-2018《电池储能电站设计技术规程》QGDW11265《建筑设计防火规范》GB50016-2014（2018版）《火力发电厂与变电站设计防火标准》GB50229-2019《建筑照明设计标准》GB50034-2017《火灾自动报警系统设计规范》GB50116-2017《电化学储能系统储能变流器技术规范》GB/T34120-2017《电力工程电缆设计标准》GB50217-2018《电池储能电站技术导则》QGDW1769-2012《电池储能电站设计技术规程》QGDW11265-2014《地区电网调度自动化设计技术规程》DL/T5002-2005《电力系统调度自动化设计技术规程》DL/T5003-2017《电能量计量系统设计技术规程》DL/T5202-2004《储能电站自动化系统接入配置技术规范》Q/GDW10111-03-002-2018《储能电站计算机监控系统技术规范》Q/GDW10111-03-003-2018《储能电站自动化监控信息传输技术规范》Q/GDW10111-03-004-201国家现行有关法令、法规、政策、标准、规范以及行业标准规范等。建设方提供的基础资料、文件。1.3.3主要设计原则（1）贯彻执行国家有关基本建设方针和规范规程。（2）项目建设应符合电网发展规划，并以电网规划为指导。（3）结合项目应用场景特点，确保方案安全可靠、技术先进、经济合理。（4）储能电站布置方案，应本着节约资源的要求，在投资允许的情况下，采用紧凑布置设备以满足土地等环境因素和设备安全生产的要求。（5）严格控制储能系统安全性，做好防火防爆等安全措施。1.4研究范围及分工1.4.1研究范围本阶段储能电站可行性研究范围，主要包括：（1）论述储能电站项目建设的必要性和可行性；-10-（2）根据储能电站项目建设的各项外部条件、国家有关产业政策及设计规范规程等，提出项目的工程技术方案，包括规划布置、储能系统、电气一二次、通信、给排水及消防、供暖通风及空调、土建等。（3）预测项目建设对周围环境和水土可能造成的不利影响，分析可能影响劳动安全和职业健康的各种因素，提出有效的预防保护措施。（4）根据拟定的工程技术方案，估算储能电站项目建设投资并进行经济评价和敏感性分析，论证项目建设的经济合理性。（5）综合各方面研究成果，对储能电站项目建设的必要性和可行性提出结论意见，并对下一步工作提出建议。1.4.2设计分工xxx作为本项目的总体研究单位，负责编制项目可行性研究报告，并向各外委专题研究单位提出技术条件书，汇总各报告结论和投资。本项目可行性研究阶段由建设单位另行委托进行的专题研究项目情况见下表，可根据工程需要进行增减。外委专题研究报告一览表序号专题名称进度备注1《接入系统专题报告》正在开展2《环境影响评价报告》正在开展3《水土保持方案报告书》正在开展4《安全预评价报告》正在开展1.5工作过程及工作组织xxx受华电潍坊发电有限公司委托，对xxx储能调峰电站项目进行可行性研究工作。接到可研任务后，智慧能源事业部迅速组建工程组，编制项目计划，召开开工会，布置开展工作。过程中根据需要收集设计基础资料，并进一步与业主沟通，落实外部条件，2021年3月完成可研报告。在可研报告的编制过程中得到了业主的大力支持和协助，在此表示衷心感谢!参加本阶段研究工作人员-11-序号姓名单位或专业职务建设单位1234123456789101112131415161.6主要结论及建议1.6.1项目建设必要性-12-（1）储能电站作用储能能够为电网运行提供调峰、调频、备用、黑启动、需求响应支撑等多种服务，是提升传统电力系统灵活性、经济性和安全性的重要手段；储能能够显著提高风、光等可再生能源的消纳水平，支撑分布式电力及微网，是推动主体能源由化石能源向可再生能源更替的关键技术；储能能够作为输电网投资升级的替代方案，能够延缓输电网的升级与增容，是提升电网输送能力，降低输变电投资的重要途径；储能能够促进能源生产消费开放共享和灵活交易、实现多能协同，是构建能源互联网，推动电力体制改革和促进能源新业态发展的核心基础。（2）山东电网发展需要山东电网现状：全省煤电机组装机容量占总容量的74.2%，电源结构有待进一步改善；特高压变电站相继投产后，周边少数变电站短路电流水平上升较快，成为制约电网发展的因素；输电走廊资源日益紧张，前期工作难度增大；山东电网电源结构单一，电网主要依靠燃煤机组调峰，随着电网最大峰谷差逐年加大，电网调峰手段不足的矛盾日益突出，可能出现弃风弃光现象。目前山东电网调峰、新能源消纳和民生供热之间矛盾突出，“外电入鲁”通道一旦故障对山东电网稳定影响较大。储能项目的建设，能够满足山东电网的发展需要，缓解电网现状：①满足系统调峰需求，保证电网安全运行。山东电网是以火电为主的电网，系统调峰问题较为突出。随着山东省产业结构调整，第三产业和居民生活用电迅速增长，使得电网峰谷差不断增大，日负荷率持续下降。目前，山东统调电网调峰主要采用大容量机组低负荷运行来进行调峰，统调公用电厂每台机组运行均需调节45～50％以满足电网的调峰要求。与此同时，风电、太阳能等新能源发电的不断接入将进一步加剧系统的调峰矛盾，加之火电机组运行调节量受限，因此亟需具有削峰填谷作用的储能电站接入电网。②改善系统响应能力，提高电网供电质量。火电机组承担旋转备用不但消耗燃料，而且也有一定的技术困难，当系统负荷变化率较大时，大中型火电机组将很难应付。而储能机组不仅可以顶峰发电，还可以迎峰发电，能承担负荷调整和满足日负荷曲线陡坡部分的变-13-化，有效平抑该地区电网负荷波动，稳定电网频率，提高电能质量。电站投产后还可以替代火电机组承担电网旋转备用，能够在事故情况下迅速为系统提供支援，有效改善系统响应能力，提高系统运行的安全性。③提高山东电网风电、光伏等新能源发电消纳能力。受风能、太阳能资源的随机性、间歇性、难以预测性等特点的影响，风电、光伏等新能源发电的大规模并网将对电网实时电力平衡、安全稳定运行带来巨大挑战，进一步加剧系统调峰矛盾。储能电站建设投产后，利用其发电功率调节灵活、调节速度快的特性，能够有效平抑风电、光伏等新能源发电出力的波动特性，提高供电质量和电网运行的安全性，有效提高新能源的消纳能力，尽量减少弃风、弃光等现象的发生。④减轻系统阻塞，延缓电网升级增容在现有电力市场环境下，电网公司旨在提供安全可靠高质量的电力服务，同时考虑如何降低电网运行、维护和升级增容等费用。储能技术一定程度上把发电和用电从时间和空间上分隔开来，发电不再是即时传输，用电和发电也可以不再实时平衡。通过储能技术这个特点，能够减少输配电网容量需求，成为减轻系统阻塞，延缓电网升级增容的一个重要手段。⑤提高电网运行能力，稳定电网安全运行黑启动是应对电网大面积停电的必要手段，当前山东电网黑启动电源主要依靠抽水蓄能机组，黑启动能力仍有待提升。储能可作为黑启动路径的起点，又可设置在黑启动路径中加速启动，同时还可以设置在被启动机组，加快启动进程。储能电站增加了黑启动电源的数量和分布范围，为黑启动路径提供更多样的选择，能够有效提升电网黑启动能力。随着特高压交直流的建设，山东电网区外来电规模不断增加，“强直弱交”结构带来的安全风险日益显现，存在直流近区交流电网故障导致直流闭锁或直流系统故障等造成大功率缺失的风险，严重影响电网安全稳定运行。储能具有良好的毫秒级快速、稳定、精准的充放电调节特性，能够提供瞬时、短时和时段三个平衡能力，是扩大“大规模源网荷储友好互动系统”响应规模、提高电网抵御事故水平的重要手段。（3）发电企业发展需求①减轻调峰调频压力，减少设备影响-14-山东电网电源结构单一，电网主要依靠燃煤机组调峰调频，受省内新能源机组上网和外电入鲁影响，目前火电机组调峰压力已经非常大，火电机组为配合光伏风电机组发电，白天负荷高峰期压低负荷甚至到30%左右，已造成部分机组日内启停机，对机组安全运行，设备寿命，运行效率均造成很大影响。山东电网调频主要依赖火电机组，70%的火电机组调频性能较为优异，电网调频压力不大，目前全省80台统调机组，AGC调频能调到的仅有十几台。但是火电调频存在反应速度慢、设备磨损大，机组整体效率低的问题。尤其是二次调频AGC对火电机组的磨损和效率影响更大。同时，随着我省新能源的不断发展和入鲁外电容量的增大，电网需要的调频容量也会增大。利用电化学储能，尤其是锂电池储能响应快速出力灵活的特点配合火电机组参与电网调峰调频，一可有效缓解由于频繁调节造成的火电机组设备疲劳和磨损，增加使用寿命；二能够稳定机组出力，改善机组燃煤效率，提升机组的可用率；三同时能够降低煤耗，进一步促进节能减排，以某660MW超超临界机组为例，满负荷度电煤耗297g，50%负荷300g，33%负荷365g，由此可见，火电机组深度调峰状态下，机组不能在最佳工作状态下运行，煤耗高，能效优势难以得到发挥，这在一定程度上增大了二氧化碳以及污染物的排放，节能减排压力增大。四降低成本，无论是缓解火电机组设备损耗，提高机组运行效率还是降耗减排，都能够降低运维成本，节能增效。②发电企业持续发展着力点我国电源结构以火力发电为主，在火电装机建设方面，近年来火电装机容量持续增长，随着之前年度火电投资项目的陆续投产，短期内火电装机容量将继续保持增长，但受国家煤电停、缓建政策影响，火力发电装机容量增速将得到明显遏制。此外，近年来受环保、电源结构改革等政策影响，国内非化石能源装机快速增长，火电装机容量占电力装机容量的比重呈逐年小幅下降态势，且该趋势未来将长期保持。未来电网新能源比例将持续上升，火电企业的境况将更加艰难。加之电力现货交易市场的逐步打开，电力交易以短时和及时为主，主要指开展日前、日内、实时电量交易和备用、调频等辅助服务交易。这对于电厂侧将是一种考验，电厂侧须考虑机组的实际运行工况、响应时间、AGC性能。报价精度要求更高，需要考虑如何根据机组特性，-15-检修计划，生产计划等因素来设计对应于具体的负荷分解曲线及报价和如何买卖这些交易品种以匹配机组生产，并获取最大利润。火电企业如何在困境中生存并取的长远的可持续发展，面临新形式，华电国际电力股份有限公司山东公司尽早谋划企业升级转型之路，将发展热力业务和新能源，综合能源项目作为提质增效的重要选择。华电山东潍坊公司已抢占供热发展先机，目前一期、二期4台机组均已完成供热改造，目前供热能力3400万平方米，是潍坊市最大的热源企业，取得良好的经济社会效益。在新能源方面潍坊公司大力发展风力、光伏、天然气等项目，已初步形成综合能源框架。储能作为综合能源的一个重要组成部分，又临山东储能规划之际，将是下一个发展契机，尤其是随着加入电力现货交易市场的临近，电化学储能每天可实现多次充放，功率可在零到额定功率之间平滑切换等优质的电力特性将发挥更大的作用。（4）起到领先示范作用通过开展储能电站设计、施工和运维管理，不仅可以为新技术的使用留有发展空间，满足工程建设需要，还可以指导和规范今后大型储能电站的建设与运营，为其他地区相似工程提供借鉴和一定的技术支持。（5）打造电网公司及电力用户互利共赢局面从电网公司角度，通过开展储能电站的建设，能够增加能源输出的稳定性，提高电力价值；对于电力用户，储能系统响应速度快，可以提供及时的电力响应服务，保障用户的用电可靠性。（6）为储能大规模发展、政策制定提供数据支撑通过储能示范项目为我国大容量储能提供重要的工程实践机会，为未来大规模应用积累技术和运行经验。按照国家有关政策的鼓励精神，探索项目建设在土地使用、招商引资、基础设施、财政税收等方面的扶持新政策，为储能产业发展创造宽松的政策环境。综上所述，本储能电站项目建设是必要的。1.6.2项目建设可行性（1）符合产业政策发展。“十三五”时期是我国推动能源革命蓄力加速期，从《十三五规划纲要》、《可再生能源发展“十三五规划”》、到《能源发展“十三五规划”》，都将储-16-能作为重点研究和发展领域。2017年10月，《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》发布，首次明确了储能的战略地位：“储能是推动主体能源由化石能源向可再生能源更替的关键技术”，“是构建能源互联网、促进能源新业态发展的核心基础”，“是提升传统电力系统灵活性、经济性和安全性的重要手段”。2017年11月，《完善电力辅助服务补偿（市场）机制工作方案》发布，提出实现电力辅助服务补偿项目全覆盖，鼓励采用竞争方式确定电力辅助服务承担机组，鼓励储能设备、需求侧能源参与提供电力辅助服务，允许第三方参与提供电力辅助服务。中国电力市场化改革持续深入推进，配售电放开、构建灵活价格机制和辅助服务市场试点建设等为储能打开了市场化应用的空间。（2）储能容量需求从满足山东省规划新能源机组弃风弃光率控至在5%以内、保障全网负荷供电及满足山东电网调峰调频需求几个方面考虑，预估2025年，2030年，山东省电化学储能容量需求分别为240万千瓦，300万千瓦。（3）储能市场发展迅速，技术成熟可靠电化学储能是储能市场保持增长的新动力，无论是从全球还是中国装机情况来看，2018年都可以说是电化学储能的元年，亦或是集中爆发的一年，2019，2020虽然储能市场整体增长速度放缓，但电化学储能装机占比不断提高。从全球角度来看，2018年电化学储能装机规模达到6625MW，同比增长126.4%，占储能市场装机规模比重从2017年1.67%提升到2018年的3.70%；2019年电化学储能装机规模达到8216.5MW，同比增长24.0%，占储能市场装机规模比重从2018年3.70%提升到2019年的4.50%，2020年前三季度全球新增投运电化学储能装机规模为2.66GW，占比5.9%。从中国市场来看，2018年我国电化学储能装机规模达到1072.7MW，同比增长175.2%，占我们储能市场装机规模比重从2017年1.35%提升到2018年的3.43%，2019年我国电化学储能装机规模达到1592.3MW，同比增长48.4%，占储能市场装机规模比重从2018年3.43%提升到2019年的4.90%，2020年我国电化学储能新增装机容量为785.1MW，装机规模达到2377.4MW，从2019年4.90%提升到2020年的7.41%，-17-锂离子电池在电化学储能的新增装机规模在全球和国内都居于榜首，国内众多企业布局锂离子电池储能技术。锂离子电池尤其磷酸铁锂电池以其寿命长、循环次数高，自放电损耗小，能量转换效率较高，安全性相对较好，成本相对较低的优势，已大规模应用于电动汽车、规模储能、备用电源等领域。从全球及国内电化学储能项目运行经验来看，电化学储能技术成熟可靠，具备大规模应用的条件。（4）接入系统方案可行本项目建设规模100MW/200MWh，储能场地内拟新建220kV升压站1座，升压站内设置120MVA（220/35kV）升压主变1台，储能单元逆变升压后，经35kV集电线路接入升压站35kV配电装置。升压站220kV出线1回接至潍坊电厂二期220kV配电装置新增配电间隔，新建220kV线路长度约0.8km，采用630mm2铜芯电缆。（5）站址条件优越站址位于潍坊公司厂区内。站址区域地势平坦，场地近似为长方形，南北长约196m，东西长约158m，用地面积约2.05hm2。站址处于相对稳定区，附近既无全新世活动断层和发震构造，也无像泥石流、大面积地表塌陷等危及站址安全的潜在地质灾害产生的条件。同时，工程建设也不会引起次生地质、地震灾害。站址区域现状存在建筑物，由业主负责。站址址无矿产资源分布，亦无有价值的文物存在，附近无军事设施、重要的通讯设施、风景名胜及文物古迹。潍坊东站位于站址西南约2.5km。站址北距309国道及济青高速公路约4.5km，南距潍穆公路约1.1km，交通运输条件极为便利。本工程无生产用水，仅需为建筑物内所设置卫生间提供生活用水，就近取自现有生活用水管网。消防水取自山东潍坊发电厂二期区消防水管网，其消防给水系统可满足本工程消防水量及水压要求。从用地条件角度来说，站址稳定平坦，形状规整，便于储能电池及附属设施的布置。从站区周边环境角度来说，站址周围交通较为便利，建设条件较好。综上，站址能够满足建设100MW/200MWh储能电站建设的需要。（6）环保措施得力-18-项目符合国家产业政策，不占用农田，项目周边无敏感点，且运行过程中不产生废气、废水及固体废弃物，环境效益良好。综上所述，储能电站项目建设是可行的。1.6.3结论本项目建设符合国家和地方产业政策，符合山东能源发展规划和电网发展需求，同时也是建设单位提质增效、持续发展、加快企业转型的需要。且项目各项建设条件基本落实，站址符合土地规划，地质稳定适宜建设，接入系统基本可行，技术方案安全可靠、先进合理，环境保护及劳动安全预防措施得当，风险可控在控，经济社会效益较好。因此，本项目建设是必要的，可行的。主要技术经济指标本项目建设规模100MW/200MWh，储能电池采用磷酸铁锂电池，储能站电池系统及功率变换系统均采用户外集装箱布置方案。电站运行方案拟定25年设计年限，8年换一次电池。储能场地内拟新建220kV升压站1座，升压站内设置120MVA（220/35kV）升压主变1台。储能单元之间采用环网接线，分单元分别接至升压站35kV配电装置。升压站220kV出线1回接至潍坊电厂二期220kV配电装置新增配电间隔。储能场地内35kV配电装置采用单母线接线方式，220kV采用线变组接线。最终以系统审定方案为准。储能电站按“无人值班、有人值守”的原则设计，运行人员定期或不定期进行巡视。本工程在储能电站内设一座35kV/400V开关室，35kV开关柜、接地兼站用变、PC柜均布置在开关室内；设一座电气继电器室，电气二次设备、通信机柜等布置在继电器室内；设控制室，布置储能电站综合自动化控制系统和站端监控系统（EMS）相关设备。主要技术经济指标序号项目名称主要指标1电池磷酸铁锂电池2PCS500kW变流器2500kVA升压变压器3主变压器120MVA4电气主接线单母线接线+线变组接线-19-5静态投资（万元）406346动态投资（万元）410537单位投资（元/wh）2.031.6.3下一步工作建议（1）建议尽快委托并完成相关的专题研究，取得相应的支持性文件，为项目推进创造条件。（2）因山东省储能规划及储能电站相关政策明确，本阶段经济评价按照基数电量、容量租赁、辅助服务政策进行测算，下一步建设单位应向相关部门落实有关政策并积极推动政策尽快落地。2电力系统2.1山东电网现状山东电网是一个以火电为主的电网，现已覆盖全省16个地市。山东电网最高交流电压等级为1000kV，最高直流电压等级为±800kV，通过“十交三直”500kV及以上线路与华北、东北、西北电网相连，分别通过500kV滨州～黄骅双回、聊城～辛安双回线路及1000kV泉城～海河双回、曹州～邢台双回、泉城～邢台双回线路接至华北电网，通过±800kV广固～扎鲁特直流线路与东北电网相连，通过±800kV沂南～伊克昭直流、±660kV胶东～银川东直流线路与西北电网相连。目前山东电网形成以交流特高压电网为支撑、交流500kV密集环网为主网架，直流换流站深入负荷中心的网架结构。截至2020年底，山东省电厂总装机容量为158963MW，同比增长6.15%。其中火电机组114705MW（燃煤机组106411MW）、水电机组1083MW、核电机组2500MW、风电机组17950MW、太阳能发电22725MW，山东电网统调公用电厂装机容量63825MW。全省发电机组年利用小时数3801h，统调公用机组年利用小时数4128h。2020年山东省全社会用电量达到6939.84亿kWh，同比增长1.72%；全社会最大负荷达到114400MW，同比增长5.10%。2020年，山东省共接纳省外来电1158.6亿kWh，最大受电21980MW。截至2020年底，全省拥有1000kV变电站5座，变电容量36000MVA，线路长度2317km（山东境内）；500kV变电站57座，变电总容量101250MVA，线路长度10628km；拥有220kV变电站451座，变电总容量168810MVA，220kV线路长度30031km。电网存在主要问题：（1）电源结构有待进一步改善。电源结构相对单一，煤电比重较大。（2）山东电网主要依靠火电机组以及安排机组开停进行调峰，以抽水蓄能机组作为补充。山东电网调峰能力目前基本可以满足正常情况下的短期调峰需要，但随着上大压小关停小机组步伐的加快，大容量机组已加入到启停调峰行列，并且随着新能源厂站的进一步发展和核电机组建设，电网调峰压力将进一步增大。（3）少数变电站短路电流水平上升较快，成为制约电网发展的因素。（4）输电走廊资源日益紧张，前期工作难度大。2020年底山东500kV及以上电网地理接线图见附图2.1-1。-20-无棣河口区庆云宁津乐陵沾化蓬莱利津阳信垦利龙口滨城区市区德城区陵县惠民东营区招远市区栖霞武城商河牟平区文登荣成临邑莱州高青博兴平原广饶夏津济阳寿光莱阳乳山邹平桓台禹城寒亭区高唐临淄昌邑莱西临清海阳张店章丘周村平度齐河市区城区青州茌平淄川冠县昌乐临朐即墨东昌府区长清博山东阿高密莱城安丘莘县胶州平阴图例市区市区阳谷肥城沂源钢城变电站东平诸城新泰变电站胶南宁阳梁山沂水换流站汶上蒙阴郓城五莲曲阜泗水莒县鄄城兖州沂南火电站核电站市区嘉祥市区平邑市区巨野邹城东明岚山定陶费县莒南金乡滕州山亭市区鱼台线路线路直流直流注：蓝色为当年新建项目粉色为当年扩建项目成武苍山曹县市中临沭薛城单县峄城-21--22-2.2山东电网负荷特性2.2.1年负荷特性以全网用电整点值口径计算，2015～2019年的年负荷曲线如图2.5.1-1所示。依据年负荷曲线可以看出，目前山东省年负荷曲线有明显的夏（7、8月份）冬（12、1月份）季高峰和春秋季低谷特征。每年从进入迎峰度夏的6月份开始负荷快速上升，特别是7月份、8月份连续的高温天气使得最大负荷非常突出；进入冬季由于冷空气活动频繁，负荷又一次快速上升，12月份形成了8月份以来的又一个高峰，并延续至来年的1月份。当前随着新旧动能转换重大工程的推进、产业结构加速调整，人民生活水平不断提高，空调保有量不断增加，而且近几年夏季极端高温天气频现，空调负荷激增，带动夏季负荷快速增长，夏季高峰明显高于冬季。图2.2-12015-2019年年负荷曲线图2.2.2典型日负荷特性典型日春季选4月份，夏季选7、8月，秋季选10月份，冬季选12月。2015～2019年春夏秋冬季典型日负荷曲线有名值见下图。从典型日负荷曲线中可以看出，2015～2019各年之间典型日负荷逐渐提高，早晚高峰低谷出现时间变化不大。夏季典型日中，全天负荷高峰有所变化，“十二五”期间有3次负荷高峰，分别在11点、15点和20点左右，“十二五”后期11点至15点时段负荷逐渐拉平，“十三五”以来，全天负荷有两次负荷高峰，分别出现在11～-23-15点、20点左右；负荷低谷没有变化，18～19点之间出现负荷小低谷，最低负荷出现在5点左右。冬季典型日中，全天有2次负荷高峰，分别在9～11点和18点左右，12～13点之间出现负荷小低谷，最低负荷出现在4点左右。春季典型日中，“十二五“期间全天有3次负荷高峰，分别在11点左右、14～17点左右和19点左右；12～13点之间、18点左右出现负荷小低谷，最低负荷出现在4点左右。“十三五”以来，上午6～11点之间负荷逐渐拉平，全天有2次负荷高峰，分别在9～11点、19点左右。12～13点之间出现负荷小低谷，最低负荷出现在4点左右。秋季典型日中，全天有2次负荷高峰，分别在11点和18点左右；12～13点之间出现负荷小低谷，最低负荷出现在4点左右。图2.2-22015-2019年夏季典型日负荷曲线-24-图2.2-32015-2019年冬季典型日负荷曲线2.2.3日负荷率一年中，一般1～2月和11～12月为月平均日负荷率的低谷期，春秋季节相对较高。夏季的平均日负荷率要高于冬季的日负荷率，这是因为：夏季日负荷曲线高峰时段长，从上午到晚上负荷一直处于较高水平，日负荷率高；而冬季日负荷曲线高峰时段较短，发生在晚上的日最大负荷突出，日负荷率低。2015～2019年，山东电网统调年平均日负荷率和年最小日负荷率详见表2.2-1。表2.2-1年平均日负荷率和年平均最小日负荷率统计表年份年平均日负荷率年最小日负荷率20150.9260.72420160.9280.68320170.9220.71420180.9240.72520190.9220.6972.2.4最大峰谷差山东电网最大峰谷差多发生在夏季的7月份，2015～2019年山东电网统调用电口径整点值最大峰谷差统计详见下表。表2.2-22015-2019年山东电网统调用电口径最大峰谷差统计MW年份最大峰谷差年最大负荷-25-20151615563906201617095693872017183657163120182084980059201923237836462015年以来，受经济形势影响，最大负荷增长缓慢加之需求侧管理技术与手段的不断强化应用，山东统调电网最大峰谷差增长总体上不断放缓，近两年，由于产业结构调整力度不断加大，三产居民用电比重持续升高，空调负荷占比逐渐增大，导致夏季峰谷差有加速增长的趋势。2015～2019年年均增长9.5%。2.2.5火电机组调峰受省内新能源机组上网和外电入鲁影响，目前火电机组调峰压力已经非常大，火电机组为配合光伏风电机组发电，白天负荷高峰期压低负荷甚至到30%左右，煤耗量大大提高。下图是华润菏泽电厂日发电典型曲线，中午12点负荷为最低。2.3山东省电力需求预测2.3.1电力需求预测山东省地处东部沿海、黄河下游，东临渤海、黄海，与朝鲜半岛、日本列岛隔海相望，西北与河北省接壤，西南与河南省交界，南与安徽、江苏省毗邻。山东半岛与辽东半岛相对，环抱着渤海湾。特殊的地理位置，使山东省成为沿黄河经济带与环渤海经济区的交汇点、华北地区和华东地区的结合-26-部，在全国经济格局中占有重要地位，是我国重要的人口大省、资源大省和经济大省。全省现辖16个地级市，28个县级市，51个市辖区，58个县，土地总面积15.79万平方公里，2018年全省总人口1.0005亿。“十一五”期间，山东省生产总值接连突破2万亿和3万亿，年均增长13.1%，人均生产总值由“十五”末的2400美元提高到6000美元；全社会固定资产投资达到23279.1亿元，年均增长22.5%。“十二五”以来受复杂的国内外经济环境影响，全省经济增速逐年放缓。GDP年均增长9.4%，至2015年达到63002.3亿元。人均生产总值由“十一五”末的6000美元提高到10000美元。发展质量和效益不断提高，地方公共财政预算收入达到5529亿元，年均增长15%，占地区生产总值比重达到8.6%。全社会固定资产投资总额年均增长17.8%，至2015年达到48312.5亿元。经济综合实力大幅提升。“十三五”以来，山东省认真贯彻落实党的十八大、十九大精神，坚持稳中求进工作总基调，以供给侧结构性改革为主线，以提高发展质量和效益为中心，突出创新驱动，加快新旧动能转换，全年经济运行总体平稳、稳中有进、进中向好。2016年，全年实现生产总值67008.2亿元，占全国总量的9.0%，按可比价计算，比上年增长7.6%，高出全国0.9个百分点。2018年，山东省地区生产总值达到7.65万亿元，按可比价计算，比上年增长6.4%。2018年1月，国务院批复了《山东省新旧动能转换综合试验区建设总体方案》，2月，山东省发布《山东省新旧动能转换重大工程实施规划》，将坚持新发展理念，坚持质量第一、效益优先，以供给侧结构性改革为主线，聚焦聚力高质量发展，着力培育现代优势产业集群，推动新一代信息技术、高端装备、新能源新材料、智慧海洋、医养健康等五个新兴产业快成长、上规模，推动绿色化工、现代高效农业、文化创意、精品旅游、现代金融等五个传统改造升级形成的产业强实力。力争一年全面起势、三年初见成效、五年取得突破、十年塑成优势，逐步形成新动能主导经济发展的新格局。预计“十三五”期间，山东省地区生产总值年均增速为7.5%。2018年山东省全社会用电量和全社会最大负荷分别达到6084亿kWh和98700MW。根据《山东电网“十三五”主网架滚动规划报告》，山东电网最终推荐的电力需求预测结果见表2.3-1。表2.3-1山东省电力需求预测表单位：亿kWh、MW-27-项目2016实际2017实际2018实际2019实际2020实际十三五递增20252030十五五递增全社会用电量(亿kWh)539054306084622063104.9%777090903.4%全社会最大负荷(MW)8380089300987001045001100007.2%1375001645004.1%2015年山东省全社会用电量和全社会最大负荷分别为5117亿kWh和77600MW。“十三五”期间，山东省全社会用电量和全社会最大负荷年均增长率分别为4.9%和7.2%，到2025年分别达到7770亿kWh和137500MW；到2030年分别达到9090亿kWh和164500MW。2.3.2电力负荷特性预测山东省冬季采暖期以及夏季空调期较长，且用电负荷中工业负荷所占比重较大。但是随着产业结构的不断优化调整，三产和居民用电比重的不断提升，在未来一段时期内，山东电网的季负荷率将会呈现下降趋势。最大负荷将继续显现夏、冬双高峰特性，但夏高峰将更加突出。季负荷率：“十二五”期间以及“十三五”前三年，山东电网季不均衡系数在0.795～0.920之间，较“十一五”总体呈下降趋势。未来随着三产及居民生活用电比重的进一步提高，季负荷率会继续呈下降趋势，预计2020年降至0.790左右，2030年降至0.780左右。年平均日负荷率与年最小日负荷率：“十二五”期间及“十三五”前三年，山东电网年平均日负荷率在0.886～0.918之间，年最小日负荷率在0.635～0.693之间，总体呈上升趋势，年平均日负荷率2017年有所下降，年最小日负荷率2016年有所下降。未来随着产业结构加快调整，三产及居民用电比重的不断提高，日负荷率呈降低趋势。预计2020年山东电网年平均日负荷率约为0.905，2030年约为0.895；2020年最小日负荷率约为0.680，2030年约为0.670。最大峰谷差及峰谷差率：“十二五”期间，最大峰谷差年均增长2.74%，低于同期电网最大负荷增约3个百分点。“十三五”以来，最大峰谷差年均增长11.8%，主要由于2016-2018年夏季，连续大范围持续的高温天气使得全省用电负荷增长迅速，空调降温负荷暴增，由于空调负荷的间歇性导致峰谷差不断拉大。2016年年最大峰谷差17159MW，同比增长15.1%，当日峰谷-28-差率0.278；年最大峰谷差率0.365，当日峰谷差12458MW。2017年年最大峰谷差18279MW，同比增长6.5%，当日峰谷差率0.293；年最大峰谷差率0.324，当日峰谷差13280MW。2018年年最大峰谷差20851MW，同比增长14.1%，当日峰谷差率0.282；年最大峰谷差率0.311，当日峰谷差12566MW。随着第三产业和居民生活用电比重的持续提高，未来峰谷差仍将持续加大，另一方面，需求侧管理实施力度的不断增强也会有所减缓峰谷差增长的速度。预计2021年、2030年电网峰谷差约为21000MW、23000MW。最大负荷日负荷特性：2010～2018年山东电网夏季最大负荷日最小负荷率分布在0.712～0.766，预计2020年山东电网夏季最大负荷日最小负荷率在0.766上下波动，2030年将在0.755上下波动。2010～2018年山东电网冬季最大负荷日最小负荷率分布在0.713～0.809，预计2021年山东电网冬季最大负荷日最小负荷率在0.810上下波动，2030年将在0.805上下波动。山东电网负荷特性预测见下表。表错误!文档中没有指定样式的文字。-1山东电网负荷特性预测2021年2025年2030年省调调度用电最大负荷（MW）86500114500139500年平均日负荷率0.9050.9000.895年平均最小日负荷率0.8100.8050.800年最小日负荷率0.6800.6750.670季不均衡系数0.7900.7850.780年最大峰谷差（MW）210002200023000年最大峰谷差率0.320.3250.332.4山东省电力平衡分析2.4.1山东省电源建设安排截至2019年底，山东省电厂总装机容量14044万千瓦。山东省在建及已核准并计划在2019～2025年之间投产的大型电源项目共计26706MW，其中水电3000MW、煤电16750MW、核电1450MW、气电5506MW。水电项目为文登抽水蓄能6×300MW、沂蒙抽水蓄能4×300MW。煤电项目有：莒南临港热电2×350MW、八角电厂670MW、胜利电厂三期扩建1×660MW、华能济宁热电2×350MW、华电莱州扩建2×1000MW、大唐东营电厂2×1000MW、山钢自备电厂2×350MW、中兴电力蓬莱2×1000MW、大唐郓城电厂1×1000MW、华润东明热电2×350MW、兖矿鲁西（里彦电厂三期）2×600MW、华盛江泉热电2×350MW、华能董家口热电2×350MW、祥光热电2×660MW、国电博兴电厂2×1000MW、枣庄田陈富源电厂2×350MW等。核电项目有：海阳核电一期1×1250MW、石岛湾高温气冷堆示范工程1×200MW。燃气电项目有：大唐水清沟2×480MW、华电青岛2×505MW、烟台电厂2×480MW、荣成燃机470MW、华电章丘2×480MW、菏泽云联智慧能源燃机3×200MW、龙口电厂燃气机组1×460MW、华电东营燃气1×88MW。目前，山东省已获得国家或省发改委同意开展前期工作并计划在2019～2025年之间投产的大型电源项目共计5600MW，均为核电项目，分别为：海阳核电二期2×1250MW、国核示范2×1550MW。2019年到2025年山东省计划关停小机组容量14378MW。山东省计划在2019～2025年之间投产的大型电源项目安排详见表2.4-1。根据电源建设及关停计划，若仅考虑核准及有路条项目，山东省电厂总装机容量2020年达到137892MW，2025年达到169424MW。根据国家电网公司下发的“十三五”电网发展规划边界条件和山东电网发展规划，山东省2020年、2025年接受外电总规模分别为23500MW和30500MW。-29--30-表2.4-1山东省电源建设项目明细表单位：MW序号电厂前期进度规划容量2018年2019年2020年2021年2022年2023年2024年2025年一水电00300600120090001）文登抽水蓄能核准6×3009009002）沂蒙抽水蓄能核准4×300300600300二煤电新增容量-58302750962220026536516601新建装机容量16705450135027001710161022601）莒南临港热电开工2×3507002）华能烟台八角电厂一期开工2×6706703）国电胜利电厂三期核准1×6606604）华能济宁热电扩建核准2×3507005）华电莱州电厂扩建核准2×100021006）大唐东营电厂核准2×100020007）山钢自备电厂核准3×3003003008）中兴蓬莱电厂核准2×1000100010009）大唐郓城电厂核准1×1000100010）华润东明热电核准2×35035035011）兖矿鲁西电厂（里彦电厂）核准2×60060060012）华盛江泉热电核准2×35035035013）华能董家口热电核准2×35035035014）祥光热电核准2×66066066015）国电博兴电厂核准2×1000100016）枣庄田陈富源核准2×3503503502关停小机组7500270038850014451245600三核电1250200000280028001）海阳核电一期核准2×125012502）石岛湾核电核准2×2002003）国核示范路条2×1550155015504）海阳核电二期路条2×125012501250四燃机电厂2526480480048015401）大唐水清沟核准2×4809602）华电青岛电厂核准2×50510103）烟台电厂核准2×4804804804）华电章丘燃机核准2×4804804805）荣成燃机核准10704686）菏泽云联智慧能源燃机核准3×2006007）龙口电厂燃气机组核准2×4604608）华电东营燃气核准17688五风电12701273900900900900900六生物质及垃圾发电400400300300300300300七太阳能发电1190119815001500150015001500八余热余能发电100100200200200200200当年投产小计58801114750306680581086909500全省装机合计131065129445137892142534148714153079160524169424-31--32-表2.4-2山东省区外受电明细表单位：MW省外来电2019年2020年2025年电力流合计1864023500305001、特高压及500kV交流514065008000500kV交流164015001500特高压交流3500500065002、直流135001700022500银川东～胶东400040004000伊克昭～沂南4000550010000扎鲁特～广固550075008500电力平衡原则如下：◆由于山东电网最大负荷呈现冬季、夏季双高峰，且最大负荷值相差不大，按夏高峰进行平衡，机组当年投产容量按1/2计入平衡。◆风电按照5%、光伏按照10%参与电力平衡，水电及抽水蓄能全部参与电力平衡，余热余能按80%参与平衡。◆省内备用容量取最大负荷的13%。根据电源建设及关停计划，“十三五”期间，安排核准和取得“路条”电源装机和规划外电；2021～2025年适时考虑核准、取得“路条”的省内装机以及规划的区外来电的情况下，山东省内装机2020年达到137892MW，2025年达到169424MW。2020年、2025年山东省接受省外电力分别为23500MW、30500MW。根据山东省电力负荷预测结果、结合上述电源建设计划以及区外受电情况，对山东省2018年～2025年进行电力平衡分析，详见表2.4-3。表2.4-3山东省电力平衡表单位：MW项目2018年2019年2020年2025年一、山东省最大负荷98700104500110000137500二、省内需要备用容量12831135851430017875三、需要装机容量111531118085124300155375四、省内计划装机总容量131065129445137892169424其中：1、风电容量114571272714000185002、太阳能13612148021600023500-33-项目2018年2019年2020年2025年3、抽水蓄能及小水电1081108110814081五、受阻容量3600360036003600六、省内可用容量996889398097491118590七、省外来电17240186402350030500八、电力盈(+)亏(-)5397-5465-3309-6285由以上电力平衡可见，在外电按规划进入山东电网的前提下，山东电网2020年电力缺额为3309MW，2025年电力缺额为6285MW。为了满足山东省用电需求，可考虑在负荷高峰期降低机组备用容量，同时加快省内机组建设进度和加大省外来电容量。目前，甘肃陇东～山东±800kV直流输电工程正在开展前期工作，输送容量约8000MW，计划2022年左右投产，届时可基本满足山东省的电力需求。2.5山东电网调峰情况分析2.5.1山东电网调峰现状山东电网电源结构单一，电网主要依靠燃煤机组调峰。随着电网最大峰谷差逐年加大，电网调峰手段不足的矛盾日益突出。目前，山东统调电网调峰主要采用大容量机组低负荷运行来进行调峰。2018年电网统调年平均日负荷率、年平均最小日负荷率和年最小负荷率分别为88.9%、91.4%和68.9%，统调公用电厂每台机组运行均需调节45～50％以满足电网的调峰要求。2.5.2调峰平衡计算调峰平衡计算分析采用省网网供负荷口径，平衡年份为2020年、2024年、2025年和2030年。省内电源按照规划装机规模参与平衡，区外送电规模按国家电网公司下发的电网发展规划主要边界条件所给出的电力流规模考虑。规划建设的文登、沂蒙抽水蓄能电站按照2023年底之前建成投产进行计算；潍坊抽水蓄能电站预计2024年建成投运2台300MW机组、2025年建成投运其余2台300MW机组；泰安抽水蓄能电站二期工程预计2025年建成投运2台300MW机组、2026年建成投运其余4台300MW机组，莱芜抽水蓄能电站预计2029～2030年之间建成投产。-34-调峰平衡计算原则如下：1、高峰负荷旋转备用取5%，低谷负荷负备用取5%。2、统调公用煤电机组全部参与调峰，其中常规燃煤火电机组调峰能力为50%，供热燃煤火电机组调峰能力为夏季42%、冬季30%。3、抽水蓄能机组调峰能力为200%。4、联合循环燃气供热发电机组调峰能力为夏季42%、冬季25%。5、核电机组具备一定的调峰能力，必要时可参与系统调峰。6、夏季典型日交、直流区外受电水平取全年最大负荷时刻交、直流区外受电水平；冬季典型日、冬季最大负荷日交、直流区外受电水平取全年最大负荷时刻交、直流区外受电水平的70%；全年最小日负荷率日交、直流区外受电水平取全年最大负荷时刻交、直流区外受电水平的50%。7、冬季典型日高峰负荷时刻风力发电按照装机容量的50%计算；低谷负荷时刻风力发电按照装机容量的70%计算。由于冬季最大负荷日高峰、低谷负荷时刻一般出现在下午17点至凌晨6点之间，故光伏发电出力均为0。基于以上原则进行调峰平衡计算，表2.5-1冬季典型日山东省调峰平衡表单位：MW项目2020年2024年2025年2030年1.1高峰负荷67605.1280259.0783806.62102319.21.2高峰备用3380.2564012.9534190.3315115.9592高峰时刻机组出力70985.3884272.0287996.96107435.12.1抽水蓄能10004600580080002.2核电270039505200133002.3气电3912793.953184.953966.952.4风电741192119661119112.5光伏00002.6外电189702520025200252002.7公用煤电40513.3838517.0738951.0145057.22.7.1普通煤电7868.3760426.00524632.1972.7.2供热煤电3264538517.0738525404253.1低谷负荷57264.7767677.4370591.7785708.43-35-3.2低谷备用-2863.24-3383.87-3529.59-4285.424低谷时刻机组出力58176.0966872.668116.1581289.254.1抽水蓄能-1000-4600-5800-80004.2核电270039505200133004.3气电3452465.252810.253500.254.4风电10375.412895.413525.416675.44.5光伏00004.6外电189702520025200252004.7公用煤电26785.6926961.9527180.530613.64.7.1普通煤电3934.1880213.00262316.0994.7.2供热煤电22851.526961.9526967.528297.55调峰盈亏-3774.56-2579.04-1053.97133.75562.5.3调峰平衡分析2020年山东电网缺少调峰容量3775MW。在考虑潍坊、泰安抽水蓄能电站二期工程抽水蓄能电站按期投产的情况下，至2025年冬季典型日调峰能力仍存在部分缺额，2025年山东电网调峰缺额为1054MW；至2030年，随着泰安抽水蓄能电站二期工程和莱芜抽蓄的投产，调峰容量基本能够满足系统需求。2.5.4山东电网调峰途径燃煤火电机组一般经济的调峰幅度为机组额定容量的20%～30%。由于火电机组环保压力大，调节性能较水电、抽水蓄能、燃汽轮机等机组差，跟踪负荷变化的速度也受到一定的限制，并且承担变动负荷往往要引起额外的燃料消耗。当机组压负荷运行时，煤耗率增高，经济性较差。此外，火电机组启动时间较长，负荷变化速度较慢，满足不了电网陡涨陡落的负荷变化要求。机组所带负荷变化频繁，还会影响其使用寿命。燃汽轮机具有启动快、可以频繁启停的特点，在水电资源缺乏的地区，适于作为暂时调峰及系统的紧急备用。但由于受燃料、投资等影响，同时为减轻环保压力，提供能源利用效率，在山东省主要发展联合循环燃气供热机组为主，其调峰能力受到一定影响。核电机组一次投资大，但运行费用低，环境污染小。核电站应承担基荷-36-运行。不过，从理论分析和国外多年的运行实践来看，当系统调峰容量不足时，核电站可以在其调节速度允许的范围内承担部分变动负荷，即允许核电机组承担部分接近于基荷的腰荷，以缓解系统调峰不足的状况（不同型式的核电厂对负荷变化速度的响应是不同的）。抽水蓄能电站启动迅速、运行灵活，既能削峰又可填谷，很好地适应电力系统负荷变化，同时可作为调频、调相、紧急事故备用电源，提高供电可靠性，是公认的可靠调峰电源。抽水蓄能的优点是技术成熟可靠、容量大，缺点是选址比较困难，占地面积大。电化学储能电站是专用的调峰电源，除具有快速启动带负荷，运行维护简单、费用低，事故率低等运行特点外，还可通过消纳低谷电，并在用电高峰时段发电，对电网进行双向调节，对电网负荷起到削峰填谷、调峰调频等作用，并可对电网提供电压支持、备用电源、黑启动等辅助服务。根据上述各类机组的性能及特点，应尽可能安排火电机组负担比较稳定的负荷，在系统日负荷曲线的基荷运行，并尽量运行在发电机组的经济区域；核电机组适于承担系统基本负荷，运行在负荷曲线的基荷部分；而储能电站则应根据系统的调峰需求，安排其在低谷位置储存电能，尖峰位置发电顶峰，或承担系统的备用，使系统电源结构趋于合理，各类机组的性能得到充分发挥，系统运行在最经济、合理的状态。目前，山东电网为以火电为主，由于网内自备电厂、地方电厂、高背压机组和核电基本不参与电网调峰，省外来电调峰幅度低于省内公用火电机组，为满足每日高峰负荷的需要，相当一部分的发电容量在部分时间内处于热备用状态，即在满足电力平衡的条件下，电网电量有一定盈余，火电机组的效益得不到充分发挥，电网整体经济性和电厂的经济性受到影响。同时，山东并网风电规模不断增加，为保障新能源优先消纳，直调公用火电机组当日开停调峰已成为常态。为解决电网调峰手段不足的问题，在条件允许的情况下建设一定规模的储能电站（抽水蓄能，压缩空气储能，电化学储能等）是十分必要的。根据山东电网电源构成及能源分布特点，今后山东省在建设大容量燃煤火电机组的同时，还应加强核电、抽水蓄能电站、电化学储能等其它电源的建设，加快其建设步伐，形成较为合理的电源结构。-37-2.6山东电网未来发展未来山东电网新能源比例将持续上升，电网将面临更大的调频和调峰压力。对比山东电网和德国电网，会发现两个电网总量差不多，但是作为发达国家的德国电网的新能源装机比例高达50%，远远高于山东电网的18%，且德国电网总负荷小于山东电网，总用电量却高于山东电网，说明德国电网的削峰填谷工作更好。山东电网火电占大多数，火电机组稳定、调频性能好，目前电网调频压力不大；德国电网新能源项目占比大，风电光伏双过5000万，电网调频调峰压力巨大。因此德国电网的储能电站租赁政策非常优越。两个电网主要对比见下表：山东电网德国电网总装机122GW（另有外电入鲁30GW）总装机194.53GW总负荷89300MW总负荷82000MW电力消费5430亿kwh电力消费5970亿kwh可再生能源装机18%可再生能源装机比例50%无储能电站租赁政策，辅助服务市场补偿较少储能电站租赁费3000欧元/MW/周，约合2.25万元/MW/周两个电网主要电源结构对比如下：山东电网电源结构德国电网电源结构2.7储能容量需求分析储能研究的重点从满足山东省规划新能源机组弃风弃光率控至在5%以-38-内、保障全网负荷的供电及满足山东电网调频需求3个方面分析。2.7.1新能源消纳对储能的需求分析从弃风弃光容量及持续时间来看，要有效降低山东省弃风弃光率，山东电力系统适宜发展具备长时间参与调峰的储能装置，如抽水蓄能机组和具备长时间充放电能力的电化学储能。电化学储能在1～2个小时内短时发挥调峰的作用，适宜降低山东省尖峰的弃风弃光容量。也就是说，就规划的电源结构而言，山东省弃风弃光率在6%～12%之间，宜优先发展抽水蓄能机组，大幅降低全省弃风弃光率至5%以内，再配套建设适量电化学储能装置，进一步降低弃风弃光率。经计算，2025年、2030年山东省需要分别规划发展600万千瓦、1000万千瓦抽水蓄能机组。2.7.2用电高峰对储能的需求分析从用电高峰负荷来看，山东省全网用电负荷超过年度最大负荷95%、96%、97%、98%、99%的单天持续时间分别为2～6小时、1～6小时、2～5小时、1～4小时、1～3小时。从负荷持续时间与各类储能的技术特性来看，要保障全网负荷的供电，山东省尖峰负荷95%～98%部分适合由抽水蓄能机组来补充，98%～100%部分适合由电化学储能装置来补充。考虑20%机组备用，预计2025年、2030年需要抽水蓄能容量为440万千瓦、530万千瓦，需要电化学储能容量为240万千瓦、300万千瓦。从用电高峰负荷来看，山东省全网用电负荷超过年度最大负荷95%、96%、97%、98%、99%的单天持续时间分别为2～6小时、1～6小时、2～5小时、1～4小时、1～3小时。从负荷持续时间与各类储能的技术特性来看，要保障全网负荷的供电，山东省尖峰负荷95%～98%部分适合由抽水蓄能机组来补充，98%～100%部分适合由电化学储能装置来补充。到2025年山东省宜规划建设2400MW电化学储能。2.7.3调峰对储能的需求分析考虑到电力市场改革的不断推进，外电参与省内调峰的力度也会增大，以及煤电机组灵活性改造的推广，山东电网选择调峰的方式会更加丰富，运行更加灵活，对储能的需求会有所降低。因此，推荐到2025年，规划建设440万千瓦抽水蓄能电站、240万千瓦左右电化学储能；2030年，规划建设530万千瓦抽水蓄能电站、300万千瓦左右电化学储能。-39-表2.7-1各水平年推荐储能容量年份2025年2030年抽水蓄能容量（万千瓦）440530电化学储能容量（万千瓦）2403002.7.4调频需求分析山东电网调频主要依赖火电机组，70%的火电机组调频性能较为优异，电网调频压力不大，目前全省80台统调机组，AGC调频能调到的仅有十几台。但是火电调频存在反应速度慢、设备磨损大，机组整体效率低的问题。尤其是二次调频AGC对火电机组的磨损和效率影响更大。同时，随着我省新能源的不断发展和入鲁外电容量的增大，电网需要的调频容量也会增大。利用电化学储能，尤其是锂电池储能响应速度快的特点配合火电机组做AGC调频，可有效缓解由于频繁AGC调节造成的火电机组设备疲劳和磨损，能够稳定机组出力，改善机组燃煤效率，提升机组的可用率及使用寿命，进一步促进节能减排。2.8接入系统方案华电潍坊电厂储能电站项目规划总容量为100MW/200MWh，本期一次建成，计划2021年建成投产。根据项目投产时间及周边电网情况，暂提出如下接入系统方案：新建220kV升压站1座，升压站内设置120MVA（220/35kV）升压主变1台，储能单元逆变升压后，经35kV集电线路接入升压站35kV配电装置。升压站220kV出线1回接至潍坊电厂220kV配电装置，新建线路长度约0.8km，采用630mm2铜芯电缆。储能电站220kV采用线变组接线，35kV采用单母线接线。注：最终以接入系统审定方案为准。3建设条件3.1概述站址位于潍坊公司厂区内,潍坊高新技术产业开发区清池街道办事处于家官庄东北部，站址西北距离潍坊市约11km，潍坊东站位于站址西南约2.5km。-40-站址北距309国道及济青高速公路约4.5km，南距潍穆公路约1.1km。3.2交通运输潍坊东站位于站址西南约2.5km。站址北距309国道及济青高速公路约4.5km，南距潍穆公路约1.1km，交通运输条件极为便利。3.3水文气象3.3.1工程水文xxx储能调峰电站项目位于潍坊公司厂区内，距潍坊市约10km。站址区域为山前坡地，地势由东南向西北倾斜，自然坡度为9.21‰。南侧紧邻潍坊电厂厂区，厂区将南侧坡面汇水排走，因此，本工程可不考虑坡面流洪水及内涝积水的影响。站址以东约8km处为潍河，潍河两岸地面高程为23.2m，站址地面高程在77.0m以上，因此，本工程不受潍河洪水影响。本工程北侧有一条东西向的自然冲沟，该沟发源于东侧的丘陵坡地，官路村以西有明显沟形，向西逐渐加深、加宽，地势由东南向西北倾斜。本工程地面高程明显高于北侧，冲沟坡度较大，洪水下泄通畅，对本工程不构成威胁，可不考虑该冲沟的100年一遇洪水影响。3.3.2工程气象潍坊市寒亭区地处中纬度地带，从气候区划上属于北温带，又在东亚季风区域内。该地区虽临近海洋，但从“大陆度”计算上确认仍属于大陆性气候，为四季分明的季风区大陆性气候。寒亭位于胶东半岛向鲁中腹地过渡地带，东临山东半岛，西接广阔的大陆，由此决定了其“春季风多雨少，夏季炎热多雨，秋季天高气爽，冬季严寒干燥”的气候特点。一年之中春季风速大于其它季节，尤以4月份风速为最大。寒亭气象站位于寒亭区南郊，距站址约15km，其间无大的障碍物阻挡，对本工程气象条件具有良好的代表性。（1）各气象要素特征值根据寒亭气象站1961～2001年共41年（不同年限的注明）的资料系列进行分析统计，各气象特征值分述如下：累年平均气温12.1℃；（1961～1998）累年极端最高气温40.2℃，发生于1961年6月12日和1968年6月5-41-日；（1961～1998）累年极端最低气温为–20.1℃（1961～1998），发生于1981年1月27日。（1961～1998）累年平均最高气温为18.7℃；累年平均最低气温为7.0℃。累年平均气压为1014.6hPa；累年平均最高气压为1017.2hPa；累年平均最低气压为1012.3hPa。累年平均相对湿度69％，（1961～1998）；累年最小相对湿度2％，（1961～1998）。累年平均降水量620.0mm，（1961～1998）。累年最大降水量1355.0mm，发生于1964年，（1961～1998）；累年最小降水量341.2mm，发生于1983年，（1961～1998）。累年平均风速3.0m/s。（1961，1971～2001）累年瞬时最大风速为24.2m/s，发生于1996年5月19日。累年全年主导风向S，频率15％（1991～2001）；累年冬季主导风向S，频率13％（1991～2001）；累年夏季主导风向SE，频率18％（1991～2001）；风向玫瑰图见图3.3.3-1~图3.3.2-3。（2）设计风速本次分析计算根据潍坊气象站1954～2005年共52年的历年最大风速资料，采用P～Ⅲ型曲线和耿贝尔曲线两种方法进行分析计算，经分析50年一遇10m高处10min平均最大风速成果：P～Ⅲ型曲线法为22.59m/s，耿贝尔曲线法为23.47m/s。根据《建筑结构荷载规范》（GB50009-2012）全国基本风压分布图，查得潍坊市50年一遇风压为0.4kN/m2，换算为50年一遇、离地10m高10min平均最大风速为25.6m/s。经综合分析，本工程50年一遇、10m高处10min平均最大风速为25.6m/s，50年一遇基本风压取值为0.4kN/m2。3.4站址的区域稳定性与工程地质条件-42-3.4.1区域地质概况本区在大地构造单元上隶属华北地台区，纵贯山东东部的郯庐断裂带（在山东境内部分称为沂沭断裂带）将其分为鲁东和鲁西两大地块。工程场地位于沂沭断裂带的北段，是鲁东、鲁西两大地块和济阳拗陷的结合部位，就次一级构造而言，是潍坊拗陷的南部边缘，其基本形态是北北东向的沂沭断裂带纵贯本区，南部抬升、北部下陷，由南向北倾伏的趋势。南部由高度混合岩化变质岩组成的泰山岩群结晶基底直接裸露地表，古生界碳酸岩类，中生界碎屑岩和火山岩，新生界碎屑岩和基性火山岩均有不同程度出露，向北倾伏于第四系地层之下。该区地层以沂沭断裂带的昌邑—大店断裂为界分为东西两部分，两部分地层发育具有明显的差异。西部为鲁西地层，出露太古界泰山岩群片麻岩、黑云变粒岩等，由于区域变质作用，经受了强烈的混合岩化。古生界的寒武系、奥陶系的石灰岩、页岩、白云质灰岩等分布于沂沭断裂带内。中生界的侏罗系地层主要为砂页岩夹煤层及粘土矿，分布于沂沭断裂带内坊子附近。下白垩系地层主要为中基性火山岩，上白垩系地层主要为砂砾岩组成。元古界胶东群分布在昌邑—大店断裂以东，主要岩性由钾长片麻岩、角闪岩及大理岩等组成。粉子山群亦分布在昌邑—大店断裂以东，主要岩性由长石石英岩、黑云变粒岩、大理岩、石英岩等组成，不整合于胶东群之上。新生界上第三系牛山组地层零星分布在潍坊市南部，出露面积较小，常不整合于中生界地层之上。区内牛山组之上缺失山旺组及尧山组地层。该组玄武岩主要是一套基性岩浆喷发物，呈近似水平产出，一般出露在高地顶端或分布于断裂带附近，未受强烈的构造变动。第四系地层厚约5～200m，南部较薄，北部较厚，地层主要为粘性土、粉土及砂类土组成。3.4.2区域稳定性评价3.4.2.1区域断裂构造本区的断裂构造较为发育，区域性大断裂—沂沭断裂带纵贯南北，总体走向北东15°～25°，它由四条平行排列的深或大断裂组成，从西向东依次为鄌郚—葛沟深断裂，沂水—汤头大断裂，安丘—莒县大断裂和昌邑—大店深断裂。该区较大的断裂还有北东向的上五井断裂，淄河断裂和景芝断裂；-43-北西向的昌乐断裂，李官庄—双山断裂，益都断裂。北西向的三条断裂在昌乐的南部和鄌郚—葛沟深断裂相交。近场区内的断裂第四纪活动较弱，没有发现全新世和晚更新世的活动断裂。3.4.2.2新构造运动该区位于沂沭断裂带北段，是鲁西断块、鲁东断块和济阳拗陷的结合部，潍坊市以北属潍坊拗陷，包括寿光、寒亭、昌邑和昌乐北部平原地带，地壳运动表现为隆起与沉降的过渡状态，地势呈南部抬升，北部沉降，即南高北低、由南向北倾伏的趋势，从地貌形态观之，隆起与沉降平原无突然的变化和地貌的转折。南部由高度混合岩化变质岩组成的泰山岩群裸露地表，古生界碳酸盐类、中生界碎屑岩和火山岩、新生界玄武岩均有不同程度的出露，向北倾伏于第四系地层之下。沂沭断裂带在古生代时期形成雏形，中生代时期才真正成为一条规模巨大的、具有统一活动的构造带。该断裂活动最强烈时期是侏罗纪末或白垩纪早期，表现为大量酸性火山岩喷发和玄武岩的喷溢。伴随潜火山岩的侵入，白垩纪末又一次的强烈活动切割了青山群的火山岩、潜火山岩和王氏群地层。新生代中更新世继续活动，沿断裂带大量基性岩的喷溢，形成了坊子南部大量被状玄武岩，以上现象均反映断裂活动的长期性和复杂性。潍坊拗陷从中生代开始发育，全区普遍沉积了一整套侏罗—白垩纪的碎屑岩和火山岩建造，进入新生代，受喜山期构造运动的影响，由南向北下沉幅度加大，沉积了巨厚的第三纪和第四纪地层，新构造运动较明显。在潍坊拗陷中，虽然发育有一系列受沂沭断裂带控制的次级断裂和多组断裂控制的凸起和拗陷（潍坊拗陷、寒亭凸起、昌北拗陷、朱留凸起等），通过对本区地形地貌、第四纪以来各地质时期沉积边界逐渐由北向南超覆、沉积厚度向南减薄等特点分析，近场地区处于地壳隆起与沉降的过渡地带，地壳运动的总趋势是由隆起逐渐向沉降转化，这种转化的方式是拗折而不是断陷。中生代形成的断陷与隆起的构造格架今已不存在，地壳以整体性掀斜拗折为特征。该区内断裂构造的活动性很弱，对地震的控制作用不明显。历史上在潍坊拗陷内没有大于5级地震的记录，由此可见，该区的地震危险，主要来自邻区（渤海、安丘—临朐等）的强震活动的影响。-44-3.4.2.3区域地震概况有史记录以来，潍坊地区本身未发生过地震，而是受邻区地震的波及，根据《中国地震目录汇编》及中科院地科所《山东地区地震考察报告》，山东及其沿海从公元前70年截止到1980年，共发生破坏性地震37次，但只有公元前70年、1668年地震使本区受到不同程度的破坏。1668年郯城8.5级地震，震中烈度达Ⅻ度，影响十几个省，四百多个县，对本区影响至Ⅷ度。故此，本区受地震的危害主要来自自处的沂沭带南段。1969年渤海大地震后，沂沭带的微震活动又有所增加，到1972年底已达3061次，其中3级以上的地震有503次。近年来微震活动又较频繁，主要分布在北纬36°以南，多密集在临沂附近，潍坊地区微震相对稀少，从1969年到1996年只有30次微震的记录，大于3级的地震只有2次，且近场区无分布。虽然沂沭带南段微震活动频繁，但没有发生更大的地震，可能以微震的方式释放了能量。3.4.2.4工程场地稳定性评价分析本区的地壳运动、区域构造背景、主要的活动断裂带，新构造运动特征，断裂构造活动的差异性，历史地震影响场分析，大震的重复间隔，近场区的主要断裂构造及地震活动特征等，工程场地处于相对稳定的地块之中，适宜工程建设。3.4.2.5站址区的地震动参数根据《中国地震动参数区划图》（GB18306-2015），在II类场地条件下，拟建站址50年超越概率为10%的地震动峰值加速度为0.20g（第二组），相对应的地震基本烈度为8度，特征周期为0.40s。3.4.3拟建站址稳定性评价根据上述分析，拟建站址区处于相对稳定地区，适合建厂。3.4.4拟建站址岩土工程条件3.4.4.1地形地貌拟建站址区地貌成因类型为残积洪积平原，其地貌单元为微倾斜平地。3.4.4.2地层结构及地基土承载力特征值根据《山东潍坊发电厂二期（2X670MW）工程施工图设计岩土工程勘察报告（主厂房地段）》（37-F1302S-G01-01），场地地层为上覆第四系全更新-45-1统残积洪积（Q4el+pl）层，主要为粉质粘土等构成，下伏下白垩统青山群（Kq）火山岩，岩性为安山岩，分述如下：①粉质粘土：黄褐、褐黄色，一般为坚硬状态，局部硬塑状态，湿~很湿，局部混少量碎石。场区普遍分布，厚度1.10~3.70m,层底埋深1.10~3.70m。该层顶部分布有薄层素填土，底部局部有第三系的砂砾岩风化残积物。②安山岩：紫红、紫褐、灰褐等色，全风化，呈土状。③安山岩：紫红、紫褐、灰褐等色，强风化，具安山结构、斑状结构、粗面结构及细晶斑状结构，块状、杏仁状构造，节理、裂隙中等发育，多由方解石脉充填，呈碎块状，含大量粘土矿物。④安山岩：紫红、紫褐、灰褐等色，中等风化，具安山结构、斑状结构、粗面结构及细晶斑状结构，块状、杏仁状构造，岩石比较致密坚硬。建议各层地基土承载力特征值按下表采用：层号岩性承载力特征值fak(kPa)①粉质粘土200②全风化安山岩400③强风化安山岩500④中等风化安山岩10003.4.4.3地下水条件根据《山东潍坊发电厂二期（2X670MW）工程施工图设计岩土工程勘察报告（主厂房地段）》（37-F1302S-G01-01）：场地浅层地下水属于第四系孔隙潜水及基岩裂隙，其主要补给来源为大气降水入渗及电厂运行入渗，以地面蒸发及人工开采为主要排泄方式。勘探期间测得钻孔稳定水位埋深1.95~2.55，据调查，常年最高水位埋深约1.00m。该场地地下水与水位以上土质对混凝土结构及混凝土结构中的钢筋均具微腐蚀性。3.4.4.4冻土深度拟建站址区最大冻土深度为0.50m。3.4.5地震效应根据《建筑抗震设计规范》（GB50011-2010）（2016年版）表4.1.3，拟-46-1建站址的场地土类型为中硬土~岩石场地。根据《建筑抗震设计规范》（GB50011-2010）（2016年版）表4.1.6，拟建站址的建筑场地类别为I1类。本区的抗震设防烈度为8度，但不存在饱和状态的粉土、砂土地层，因此，可不考虑地基土的液化影响。根据《建筑抗震设计规范》（GB50011-2010）（2016年版）4.1.1条，站址建筑场地属对建筑抗震一般地段。3.4.6地基评价①粉质粘土表层的素填土及耕植土，建议挖除，未经处理，不宜直接作为天然地基持力层。②全风化安山岩及以下地层均为良好的天然地基持力层。3.4.7矿产资源及文物根据现场踏勘调查，拟建站址区不压覆具有开采价值的矿产资源，亦未发现地面、地下文物保护单位和文物遗存分布。3.4.8不良地质作用评价拟建站址场地除地震液化外，无其他崩塌、滑坡、泥石流、地面塌陷、地裂缝、地面沉降等影响工程安全的不良地质作用发育。3.4.9结论及建议(1)拟建站址区地貌成因类型为残积洪积平原，其地貌单元为微倾斜平地。(2)根据《山东潍坊发电厂二期（2X670MW）工程施工图设计岩土工程勘察报告（主厂房地段）》（37-F1302S-G01-01），场地地层为上覆第四系全更新统残积洪积（Q4el+pl）层，主要为粉质粘土等构成，下伏下白垩统青山群（Kq）火山岩，岩性为安山岩。各层土地基承载力特征值fak建议按下列数值采用：①粉质粘土：fak＝200kPa；②全风化安山岩：fak＝400kPa；③强风化安山岩：fak＝500kPa；④中等风化安山岩：fak＝1000kPa。(3)根据《山东潍坊发电厂二期（2X670MW）工程施工图设计岩土工程勘察报告（主厂房地段）》（37-F1302S-G01-01）：场地浅层地下水属于第四系孔隙潜水及基岩裂隙，其主要补给来源为大-47-气降水入渗及电厂运行入渗，以地面蒸发及人工开采为主要排泄方式。勘探期间测得钻孔稳定水位埋深1.95~2.55，据调查，常年最高水位埋深约1.00m。该场地地下水与水位以上土质对混凝土结构及混凝土结构中的钢筋均具微腐蚀性。(4)拟建站址区最大冻土深度为0.50m。(5)根据《中国地震动参数区划图》（GB18306-2015），在II类场地条件下，拟建站址50年超越概率为10%的地震动峰值加速度为0.20g（第二组），相对应的地震基本烈度为8度，特征周期为0.40s。(6)拟建站址的场地土类型为中硬土~岩石场地，建筑场地类别为I1类。属对建筑抗震一般地段。(7)本区的抗震设防烈度为8度，但不存在饱和状态的粉土、砂土地层，因此，可不考虑地基土的液化影响。(8)①粉质粘土表层的素填土及耕植土，建议挖除，未经处理，不宜直接作为天然地基持力层。②全风化安山岩及以下地层均为良好的天然地基持力层。(9)根据现场踏勘调查，拟建站址区不压覆具有开采价值的矿产资源，亦未发现地面、地下文物保护单位和文物遗存分布。(10)拟建站址场地除地震液化外，无其他崩塌、滑坡、泥石流、地面塌陷、地裂缝、地面沉降等影响工程安全的不良地质作用发育。4工程设想4.1总图专业4.1.1站址概况（1）站址位置储能调峰电站项目位于潍坊公司厂区内，站址西北距离潍坊市约11km，潍坊东站位于站址西南约2.5km。站址北距309国道及济青高速公路约4.5km，南距潍穆公路约1.1km。（2）站址条件拟建站址区域地势平坦，场地近似为长方形，南北长约196m，东西长约158m，用地面积约2.05hm2（约30亩）。-48-站址区域现状存在建、构筑物，附近无机场、军事设施、风景名胜及文物古迹，不压矿，站址区域建、构筑物需要拆迁，由业主负责。4.1.2大件运输本工程最大设备为主变压器，总重量约120t，站址周围交通运输便利，推荐采用公路运输方案。从用地条件角度来说，拟建站址形状规整，便于储能电池及附属设施的布置。从站区周边环境角度来说，站址周围交通较为便利，建设条件较好。综上，本站址符合建设需求。4.1.3站区总体规划及总平面布置4.1.4.1站区总体规划1）建设规模本工程建设规模为100MW/200MWh，一次建设完成。2）站区位置及方位拟建站址位于潍坊公司厂区内。3）站外道路站址北侧为规划的珠光街，进站道路由珠光街引接，道路宽度为6m，长80m。4）电力出线站区电缆通过电缆沟，经潍坊发电有限公司西侧围墙与冷却塔之间的场地，最终至二期220kV升压站。5）电厂防排洪站址区域为山前坡地，地势由东南向西北倾斜，自然坡度为9.21‰。南侧紧邻潍坊电厂厂区，厂区将南侧坡面汇水排走，因此，本工程可不考虑坡面流洪水及内涝积水的影响。站址以东约8km处为潍河，潍河两岸地面高程为23.2m，站址地面高程在77.0m以上，因此，本工程不受潍河洪水影响。本工程北侧有一条东西向的自然冲沟，该沟发源于东侧的丘陵坡地，官路村以西有明显沟形，向西逐渐加深、加宽，地势由东南向西北倾斜。本工程地面高程明显高于北侧，冲沟坡度较大，洪水下泄通畅，对本工程不构成威胁，可不考虑该冲沟的100年一遇洪水影响。-49-6）电厂排水站内排水主要为雨水排水及沟道排水。沟道排水水质同雨水，对环境不会造成污染，可排入场地雨水排水系统。埋地雨水管道沿道路布置，道路边设置排水口，站区雨水采用雨水口收集排至雨水管道，经汇集后的雨水排至潍坊电厂雨水排水系统。7）施工用地施工生产区利用站区进行布置，生活区在附近租赁民居。4.1.4.2站区总平面布置本工程的主要设备为储能电池单元以及配套设施，根据工艺专业需求布置站区内建构筑物，本阶段提出推荐的站区总平面布置方案。站区整体布置由南向北依次为开关室、继电器室、网控楼组成的联合建筑及变压器及事故油池、储能电池。站区设置环形道路，通过环形道路将储能电池分为3个分区，满足运营及消防通道要求。本工程设置3个出入口，分别位于站区北侧、东南侧、西南侧。站区北侧进站道路由规划的珠光街引接，站区东南侧和西南侧出入口利用运灰渣道路。站区主要技术经济指标序号项目单位方案一备注1站区占地面积hm22.052站区道路及广场面积m254003站区绿化用地面积m215004站区围墙长度m11704.1.5站区竖向布置站址场地采用平坡式布置。4.1.6站区道路本期进站道路由站区北侧规划的珠光街引接，采用城市型道路，道路宽度为6m,长80m。站内采用城市型道路，宽4m，兼做消防道路。站内道路转弯半径均不小于7m。4.1.7沟道布置-50-本工程沟道主要为电缆沟，沟道顶与地面平齐，电缆沟采用钢筋混凝土结构，每20m左右设置一道伸缩缝，沟底坡度不小于0.3%。4.2储能系统方案4.2.1储能电池选型4.2.1.1电池选型原则1）配置灵活，安装建设方便储能电池容易实现多方式组合，满足较高的工作电压和较大工作电流；易于安装和维护；配置灵活，安装建设方便。储能系统应配置灵活，可扩容性好，另外系统的建设周期要短，没有过多的特殊要求。2）循环寿命长，高安全性、可靠性储能电池的循环寿命对于系统的可靠运行有重要影响。储能电池循环寿命长可减少电池的更换，对于节约运行成本，提高系统的经济性有重大意义。电池储能系统要求使用寿命能够达到8-10年，在放电深度为70%的情况下，循环寿命在3000次以上。由于电网的特殊性，运行安全作为电网运行需考虑首要问题，安全性不高的设备不能进入电网。储能系统的目的就是保证电力系统安全、高效、稳定运行，只有安全性高的储能系统才能满足要求。要求储能电池在极限情况下，即使发生故障也在受控范围，不应该发生爆炸、燃烧等危及电站安全运行的故障；3）具有良好的快速响应、充放电能力及较高的充放电转换效率；电池储能系统间歇性运行要求系统有较好的启动特性，储能电池在充放电状态之间转换频繁，要求电池具有较快的响应速度。由于能量损失使系统效率受到影响，而提高储能系统在存储过程中的能量转化率将有助于提高系统的整体效率。另外，电池充放电效率的高低也会影响到系统的成本。4）具有较好的环境适应性，较宽的工作温度范围；5）成本适合。成本是储能电池选择的重要参考依据，是储能电池能否大规模推广应用的决定因素。6）符合环境保护的要求，在电池生产、使用、回收过程中不产生对环境的破坏和污染。4.2.1.2主要电池类型比较针对电力系统中主流锂电池、铅酸电池、液流电池、镍氢电池等进行综合对比，详细见表4.2.1.2。从储能技术经济性来看，锂离子电池综合性能较好，应用较为广泛，有较强的竞争力。钠硫电池和钒液流电池未形成产业化，供应渠道受限，成本昂贵。从运营和维护成本来看，钒液流电池需要泵进行流体控制，增加了运营的成本，锂电池和铅炭维护成本较低。铅炭电池成本较低，但不宜深充深放，循环寿命较低。从度电成本（项目周期内的成本现值/生命周期内发电量现值）来看，目前铅炭电池约0.4-0.6元/度，磷酸铁锂电池为0.25-0.45元。-51-表4.2.1.2不同储能电池参数对比电池种类铅酸电池铅碳电池锂电池钠硫电池液流电池镍氢电池应用等级几MW~几十MW几MW~几十MW几MW~几十MW几MW~几十MW几MW~几十MW几MW能量比（Wh·kg-1）30-5040-60130-200150-24080-13080-90功率比（MW·kg-1）150-350300~400200-31590-23050-140160-230充放电效率/%60-757090-9580-9065-7555-65常温循环寿命/次5-15年500-10005-15年，约40005-15年，2000~600012-20年,1500-250015-20年，>1600012-20年，2500自放电(%/月)2-51-21-20025-35单位成本(元/kWh)700-1200800~13001500~20001500-25003500~45001300-2500安全性技术成熟，安全技术成熟，安全技术成熟，安全陶瓷隔膜比较脆，易引起火灾或爆炸事故安全安全环保性毒性物质毒性物质无无无无-52--53-由上表可见，锂电池优势在于对建设环境无特殊要求，建设周期短，能量效率高、功率和时间配置灵活。虽然铅碳电池对环境无特殊要求，充放电性能好，价格相对较低，但循环寿命相比锂电池较短。全钒液流电池优势在于成本相对前者较低，但是占地面积大，后期维护繁琐，适合长充放电时间大容量（能量）储能场合。随着锂离子电池成本的不断降低，锂离子电池在电网侧、新能源接入，用户侧储能领域的优势凸显，国内外得到了爆发式的发展，综合考虑电网大规模储能对电池在循环寿命、响应速度、安全性等方面的要求，适合电网大规模储能的电池只有锂电池和液流电池。另一方面，根据本工程的实际情况，在要求建设周期短，占地面积较小的储能项目上，推荐采用锂电池。规模化应用电网侧储能电池有两种主流锂离子：磷酸铁锂电池及三元锂电池。研究表明，磷酸铁锂具有成本低、循环寿命长、耐高温、安全性高、无污染的特点，另一方面，三元电池尽管能量密度高、低温性能好，但循环寿命一般且存在安全性问题，采用电池管理系统解决三元锂电池的安全问题在实际应用中并没有取得令人满意的结果。考虑到电网侧储能系统对于安全性的高要求，相较于三元锂电池，磷酸铁锂电池在安全性问题上有着极大优势，更适用于电力储能场合。除技术适用性上的考虑外，综合考虑磷酸铁锂的产能、价格下降趋势，本工程推荐采用磷酸铁锂电池。4.2.2储能逆变器选型储能变流器是构成电池储能系统的一个重要组成部分。储能变流器的功能和性能，对于整个电池储能系统的功能实现和性能优劣，以及系统的安全性，可靠性具有决定性的影响。本工程所选择的PCS满足以下要求：1）PCS运行时，根据电池的需要采取必要的限流措施，避免冲击电流对电池及PCS造成损害。2）PCS具备至少两台交流侧直接并联的能力。3）PCS应具备快速响应能力，热备用状态下，从接收到功率调度指令到响应功率输出的时间不超过100ms。-54-4）PCS应跟随储能电站监控系统指令控制其有功功率输出，热备用状态下，从接收到功率调度指令到响应功率输出的时间不大于100ms，功率输出满足PCS不超过最大值。5）PCS应具备低电压穿越能力，满足Q/GDW10111-03-001-2018标准中的基本要求，低电压穿越时间可以调节。对于电力系统故障时，要求PCS具有低电压穿越能力，低电压穿越曲线包括瞬时电压跌落，最低电压水平持续时间及电压恢复曲线。一般的低电压穿越曲线如图4.2.2-1所示，并网点电压在曲线1轮廓线及以上区域时，电站应不脱离连续运行；否则，允许电站离网。图4.2.2-1电化学储能电站低电压穿越要求6）PCS应具备高电压穿越能力，满足Q/GDW10111-03-001-2018标准中的基本要求。一般的高电压穿越曲线如图4.2.2-2所示，并网点电压在曲线2轮廓线及以下区域时，电站应不脱离连续运行；否则，允许电站离网。-57-6）充放电转换响应时间快7）具备多种通讯接口，以太网、RS485、CAN等；8）维护安装方便可靠，其主体设备与暖通、照明配电等系统能集成在一个标准集装箱内，节省设备占地空间。PCS系统系统成套设备布置示意图如图4.2.4.1所示：图4.2.4.12.5MW变流升压一体舱布置示意图4.2.5布置方案考虑设备运维，检修的便利性，全站采用集装箱单层布置方案。电池储能系统集装箱拟采用前后两侧开门，一侧为双开工作门，一侧为单开逃生门；PCS系统集装箱拟采用两侧开门，以便于设备安装维护。单个储能子系统相关设备就近布置，一排布置内的相邻集装箱之间考虑3.0m的间距；PCS系统集装箱位于一侧，对应的两个电池统集装箱位于PCS系统集装的另一侧。上下两排的储能子系统之间间距为3.0m，用于集装箱运维和逃生通道。集装箱区域内设置环形道路，用于设备安装及维护。整体布置紧凑有序，空间充分利用。4.2.6储能管理系统储能管理系统主要有电池管理系统（BMS）、变流器（PCS）系统、站端监控系统（EMS）构成。通过采集电池组、PCS的实时数据，实现储能系统的实时监测和控制，满足电网调峰调频需求和电网安全稳定运行需要。4.2.6.1电池管理系统（BMS）-58-BMS即电池管理系统，用来管理电池，以便电池能够维持更好的状态，稳定工作。每套电池管理系统包含电池监测电路(CSC）、从电池管理单元(SBMU)、主电池管理单元(MBMU)、高压线路控制单元、储能柜预充电（并联）线路、高压检测单元、热管理单元、电流检测单元、急停系统、以及电池监控系统（PC）等。本管理系统用于检测电池柜内单体电池电压、温度及单柜总电流，计算电池柜电池SOC，存储相关电池柜制造信息、版本信息及必要的运行历史数据，电池管理系统各单元通过CAN总线进行实时通讯，各级传送电池柜电池运行状态及报警信息给上一级管理系统，同时各级实时接收上级管理系统所下发的操作指令。管理系统可自动进行高压及热管理，统筹整个电池柜电池自动平衡功能，必要时，根据计算对SOC自动进行校准。电池管理系统框图如下所示。图4.2.4电池管理系统原理框图其主要系统概述如下：1）电池监测电路（CSC）概述及功能电池监测电路（CellsupervisionCircuit，以下简称CSC）是电池管理系统（BatteryManagementSystem，以下简称BMS）中的关键部件，主要-59-用来检测电池模组（BatteryModule）中电池的单体电压及温度，对单体电池电压状态和温度状态异常进行报警，并将相关的电压信息、温度信息和报警信息发送到从电池管理单元(SBMU)。当电池模组中各电池的电压出现不一致时，CSC能够通过内部的均衡电路对单体电池进行补电均衡或放电均衡，以保持整个电池组的电压一致，提高电池组的输出能量和循环使用寿命。CSC主要的功能如下：①完成电池模组电压检测。通过高精度ADC进行模数转换，将电池电压数据发送到CSC的管理系统。②对电池模组的温度检测。温度检测需要通过外接NTC电阻完成，完成温度检测。③唤醒功能。具有外部唤醒功能。④级联功能。带专用的级联端口，能够方便的进行系统级联。⑤通信功能。采用了标准的CAN2.0协议进行通信，通信速度为500kbs。⑥地址自动编码功能。可通过自动编码电路进行。CAN通讯接口有高等级隔离和防护电路，具有抗共模干扰、ESD防护、抗雷击等能力。2）从电池管理单元（SBMU）概述及功能SBMU（SlaveBatteryManagementUnit）作为电柜的电池管理单元，统筹管理整个电柜的运行。负责单体电芯电压监控和温度监控；电柜的总电压、总电流采集；诊断输入供电电源、继电器状态等功能状态；智能运行电柜系统，并实时监控。主要特点：CAN通信功能，SBMU具有三路CAN：CCAN：SBMU通过CCAN能够与柜内每个CSC进行通信，从CSC获得单体电芯的电压和温度，并获得CSC的工作状态；同时，SBMU能够发送命令给CSC进行均衡控制。-60-SCAN：SBMU通过SCAN能够与CSU进行通信，从CSU中获得电柜的总电流。MCAN：SBMU通过MCAN将采集的电流、电压、温度、SOC等信息上送至MBMU,同时接收MBMU的命令。SOC计算SBMU能够根据单体电芯的电压、电柜总电压、温度和时间等参数进行SOC计算。烟雾检测SBMU能够及时检测电柜的烟雾情况，防止险情发生。电柜温度检测对分布在电柜上的不同温度点进行实时检测，防止险情发生。输入电源电压电流检测24V系统的SBMU输入电源来自CSC，其电源的大小直接影响到SBMU的功能。SBMU能够检测输入电源的电压和电流，防止电源性能波动影响SBMU工作。可设ID配置SBMU具有硬件可设ID配置，能够根据系统的不同架构，进行有效合理的ID配置。电流采样采用高精度霍尔传感器来检测电柜的总电流。电柜的wakeup信号检测SBMU实时检测电柜的wakeup信号，确保电柜的wakeup信号的有效性。辅助触点检测带有高压继电器的辅助触点检测电路，以判断高压触点是否吸合。风机控制根据CSC的温度及热循环控制策略，控制电柜的风机有效运行以达到降温。智能高边驱动采用智能高边来控制外部的继电器驱动，可以检测线圈的电流以判断线圈是否有短路。-61-3）主电池管理单元（MBMU）概述及功能MBMU（MasterBetteryManagementUnit）模块在BMS中作为重要的电池管理单元，负责整个电池系统的信息收集、SOC计算及与各单元模块之间的信息交换，是整个储能系统安全、可靠运行的保障。主要功能：①与各电柜SBMU间通讯。通过MCAN网完成监测电池系统的总电流和充、放电信息，来计算SOC；同时挂接PC机。②与外部（PCS）通讯。有三种通信方式：1.CAN通讯；2.Ethernet通讯；3.485通讯。③信号管理功能。MBMU具备湿度及环境温度监测功能，当温度超过设定值后开启SSR风机冷却,控制整个电柜的温度，同时监测PCS端的各种开关状态。④通过LDP模块监控主控柜及各柜间的通讯状态。当有严重事件发生时，控制LDP模块执行高危报警指示灯功能。⑤诊断UPS输出。MBMU板由UPS供电，当供电输入电压低到设定值或电流超阀值时可切断板子供电。⑥控制各电柜唤醒电路的输入开关通断。⑦通过高压、绝缘模块监控系统的高压及绝缘情况，有异常时可申请或自行切断高压。⑧外扩非易失性存储器。⑨可以用来备份重要数据。4.2.6.2变流器（PCS）系统变流器（PCS）实现的直流与交流能量的双向转化，从而控制储能电池的充电、放电、并控制其速率，从而实现与调度端的互动，实现相应的高级应用功能。4.2.6.3站端监控系统（EMS）站端监控系统（EMS）的应用功能主要包括综合监控系统、数据统计分析、全站功率控制、故障报警保护等。-62-本工程电池管理系统BMS，由储能电池厂家成套提供，变流器（PCS）系统，由PCS厂家成套提供，站端监控系统（EMS）放置在电气继电器室内，包括EMS主机、数据库服务器等，并充分利用升压站监控系统配置的远动装置与调度通信。4.3电气一次4.3.1电气主接线本工程规划建设100MW/200MWh储能电站，储能电池拟选用磷酸铁锂电池。设置80套1.25MW/2.5MWh电池单元，与配套的电池控制柜、汇流柜、消防及暖通系统集成安装于一个预制电池集装箱中，由电池厂家成套提供。本工程拟设置40套变流器（PCS)单元，每个PCS单元包含4台630kW变流器，对应一台2500kVA的35kV/0.4kV干式变压器，与配套的环网柜、配电箱、保护柜、消防及暖通系统等集成安装于一个预制PCS集装箱中，由PCS厂家成套提供。最终的配置方案以电池及PCS厂家实际运行工况为准。本工程每两套电池单元对应一套变流器（PCS)单元，组成一个2.5MW/5MWh的储能单元，全厂共设置40个储能单元，储能单元之间采用环网接线，分单元分别接至35kV配电装置。35kV配电装置采用单母线接线方式，经1台120MVA主变升压至220kV并网，220kV出线本期为1回，最终以接入系统批复报告为准。储能电站电气主接线见附图：37-NA32101K-D01。4.3.2主要设备及导体选择1）储能场地升压站采用线变组出线形式，额定工作电流为2000A，设备额定开断电流为40kA（暂定），动稳定电流峰值100kA（暂定）。储能场地升压站220kV出线连接至潍坊电厂220kV配电装置新增配电间隔。2）主变压器型式为三相双绕组风冷有载调压变压器，参数如下:型式：SFZ11-120000/220120MVA额定电压:230±8×1.25％／37.5kV阻抗电压:Uk%=14冷却方式:（ONAN/ONAF）-63-接线组别：YN,d11中性点接地方式：经隔离开关接地主变参数以接入系统批复报告为准。3)高低压配电装置35kV开关柜采用户内金属封闭铠装移开式高压开关柜，额定开断电流40kA（暂定），动稳定100kA（暂定）。接地兼站用变采用成型固体三相接地变压器，兼做站用变，给储能电站、开关室等设备供电，低压开关柜选用低压抽出式开关柜。4）共箱母线采用共箱、自然冷却、多点接地式共箱母线，额定电压为35kV,额定电流为2500A,短路电流为40kA/4S（暂定）4.3.3主要设备布置本工程在储能电站内设一座35kV/400V开关室，35kV开关柜、接地兼站用变、PC柜均布置在开关室内；设一座电气继电器室，电气二次设备、通信机柜等布置在继电器室内；控制室内布置储能电站综合自动化控制系统和站端监控系统（EMS）相关设备。35kV、400V相关二次设备就地布置于35kV、400V开关柜中。35kV配电装置采用单母线接线方式，经35kV共箱母线接至220kV主变，主变高压侧通过220kV电缆接至潍坊电厂二期升压站220kV配电装置的新增配电间隔。主变压器为室外布置，主变压器与开关室及网控室之间设防火墙。4.3.4低压站用电系统低压站用电采用380V/220V中性点直接接地系统，采用动力中心（PC）供电方式。在变电站内设置一台接地兼站用变，容量暂定为315kVA，给站内照明、检修及外专业负荷供电。4.3.5照明和检修网络正常照明网络电压为380/220V；应急照明电压为直流220V。本工程采用照明、检修与动力合并供电方式，由站用380/220V动力中心（PC）统一供电。照明箱灯具回路与插座回路分开，插座回路装漏电保护器。-64-照明的基本设置：开关室及网控室内设置节能荧光灯照明；在站区道路两侧设置具有时控光控功能的路灯；为了人员安全疏散，在房间出入口设疏散引导照明，疏散照明采用自带蓄电池的应急灯。照明系统采用TN-C-S系统，所有灯具外壳接有专用地线，户外照明及插座回路在照明箱内设漏电保护，照明箱外壳可靠接地，插座采用带接地线的安全插座。本工程在储能区域、主变区域布置适量的检修箱，以供电站检修时使用。4.3.6过电压保护及接地1）电气设备防止过电压的保护措施全厂过电压保护按GB/T50064-2014《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范》的要求进行设计。储能场地升压站出线侧设氧化锌避雷器；35kV开关柜内装设过电压保护器以防止过电压。2）直击雷保护开关室及网控室采用避雷带保护。3）接地装置要求接地装置的接地要求按GB/T50065-2011《交流电气装置的接地设计规范》执行。为保证人体和设备安全，按规程对电气设备的外壳与接地装置可靠连接。全厂接地装置采用人工接地装置，接地装置包括镀锌钢管的垂直接地体及镀锌扁钢的水平接地体，以水平接地体为主。另外，全站应根据后续的详细土壤勘测报告，决定是否设置必要的阴极保护。4.3.7电缆及电缆设施1）电缆设施电缆敷设及选型按GB50217-2018《电力工程电缆设计标准》执行。电站内电缆设拟采用电缆沟、穿管的敷设方式。本工程电缆一般均采用阻燃电缆；直流系统和UPS系统的电力电缆和控制电缆采用耐火电缆；高、低压电力电缆选用交联聚乙烯绝缘电力电缆；连接微机设备的控制电缆选用聚乙烯绝缘电力屏蔽控制电缆。所有电缆均采用铜芯电缆。-65-2）防火设施对电缆及其构筑物的防火封堵，按GB50229-2019《火力发电厂与变电站设计防火规范》要求设防火隔墙，防火隔板、防火堵料、防火涂料等防火设施4.4电气二次4.4.1电站控制和保护1）控制方式储能电站采用一套综合自动化系统，实现控制、监视、测量，并具备遥信、遥测、遥调、遥控等远动功能。电站综合自动化系统采用双机双网冗余配置，以太网连接，由站控层，间隔层和网络设备构成，并应采用分层、分布、开放式网络系统实现连接。电站综合自动化系统能够实现多个储能单元的协调控制，并根据其定位实现削峰填谷、系统调频、无功支撑、电能质量治理、新能源功率平滑输出等控制策略。与电池管理系统、功率变换系统通讯应快速、可靠，通讯规约可采用IEC61850、ModbusTCP/IP等。电站综合自动化系统配置时钟同步系统，GPS+北斗双机冗余配置，同步脉冲输出接口及数字接口已更满足系统配置要求。2）保护配置保护装置的配置原则按《继电保护和安全自动装置技术规程》GB/T14285-2006、《电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点》、国家能源局印发的《防止电力生产事故的二十五项重点要求及编制释义》及《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》（试行）继电保护专业重点实施要求的规定执行。220kV主变配置2套主变电气量保护，1套主变非电量保护。配置一套35kV母线保护，组一面屏。35kV开关保护采用微机型保护测控一体化装置，就地安装于开关柜内。400V系统馈线保护采用断路器开关脱扣器，装设于PC柜。4.4.2故障录波本工程考虑将220kV线路、主变、35kV集电线路的电气量纳入故障录波，组1面故障录波器柜。-66-4.4.3交直流一体化电源系统本站设一套交直流一体化电源系统，将站用交流电源、直流电源、直流变换电源(DC/DC)和逆变电源、交流不间断电源(UPS)进行整合，并统一监视控制，共享直流电源的蓄电池组。220V的直流系统部分配置一组阀控式密封铅酸蓄电池，单母线接线，UPS系统和通信设备的直流负荷均由该蓄电池组供电，蓄电池容量按2h放电时间考虑。UPS系统部分用于计算机监控系统、系统保护、远动设备、火灾报警负荷及其他重要负载供电，UPS额定交流输入电压为380V/220V，三相三线或两相两线，直流输入电压为220V。额定输出电压为单相230V。4.4.4二次设备布置本工程主变、220kV二次设备布置于电气继电器室内，35kV、400V相关二次设备就地布置于35kV、400V开关柜中。计算机监控系统等设备布置于储能电站控制室和潍坊电厂二期集控室内。4.4.5储能站保护根据GB51048-2014，储能电站直流侧可不配置单独的保护装置，直流侧的保护可由功率变换系统（PCS）及电池管理系统（BMS）来实现。直流侧保护配置应满足如下要求：（1）电池本体保护配置电池本体的保护主要由电池管理系统（BMS）实现。BMS应全面监测电池的运行状态，包括单体/模块和电池系统电压、电流、温度和电池荷电量等，事故时发出告警信息。BMS应可靠保护电池组，具备过压保护、欠压保护、过流保护、过温保护和直流绝缘监测等功能。BMS应支持IEC104、IEC61850通信，配合PCS及站端计算机监控系统完成储能单元的监控及保护。（2）直流连接单元保护配置直流连接单元是指电池本体与PCS之间的连接部分，主要包括直流电缆和直流断路器（隔离开关），电池出口侧应装设断路器，PCS直流侧可装设隔离开关。该段的保护不独立设置，主要由电池本体的保护实现跳开电池出口侧断路器。-67-（3）功率变换系统（PCS）保护配置功率变换系统（PCS）应具备如下保护功能，确保各种故障情况下的系统和设备安全。表4.4.5-1功率变换系统（PCS）保护配置分类保护配置本体保护功率模块过流、功率模块过温、功率模块驱动故障直流侧保护直流过压/欠压保护、直流过流保护、直流输入反接保护交流侧保护交流过压/欠压保护、交流过流保护、频率异常保护、交流进线相序错误保护、电网电压不平衡度保护、输出直流分量超标保护、输出直流谐波超标保护、防孤岛保护其它保护冷却系统故障保护、通讯故障保护4.5系统二次部分4.5.1系统保护(1)本工程220kV线路配置双套数字式线路保护，线路保护应包含完整的主保护和后备保护，主保护采用光纤分相电流差动保护，后备保护采用多段式相间距离保护和接地距离保护，并辅之用于切除经电阻接地故障的一段零序电流保护。本工程包含220kV出线1回，配置一套光纤分相电流差动保护及后备保护，组柜2面。(2)本工程储能场地升压站220kV出线接入潍坊二期220kV配电装置的新增配电间隔，需要对潍坊二期母线保护进行改造。(3)同期并网根据NB/T33015-2014，储能站应具有自动同期功能（由监控系统实现），启动时与并网点的电压、频率和相位偏差应符合JB/T3950的规定，且不应引起并网点的电能质量超出GB/T12326、GB/T12326、GB/T14549、GB/T15543对电压偏差、电压波动和闪变、谐波以及三相电压不平衡规定的范围。(4)设故障解列装置，解列点设在潍坊二期升压站侧。组屏一面。（5）保护及故障信息管理子站系统不配置独立装置，其功能由站控层后台实现，站控层后台应实现保护及故障信息的直采直送。-68-本工程系统保护方案为暂定，最终以接入系统审批意见为准。4.5.2调度自动化本工程调度自动化方案为暂定，最终以接入系统审批意见为准。1)远动系统电站远动终端设备与综合自动化系统统一考虑，实现遥测、遥调、遥控和遥信功能。实现升压站和储能电池的监测、控制、能量管理、统计分析、电站控制，集成系统远动功能，并根据其功能定位实现削峰填谷、系统调频、无功支撑等控制策略。计算机监控系统分为站控层和间隔层。站控层包括监控主机、数据服务器、数据通信网关机等设备；间隔层包括就地监控装置、测控装置等设备。2）调度数据网接入本站为发电侧储能电站，根据Q/GDW10111-03-002-2018《储能电站自动化系统接入配置技术规范》，本变电站信息主备通道传送方式为双平面数据网方式，规约为DL/T634.5104-2002。第一平面数据网设备接入山东省级接入网，第二平面数据网设备接入市级接入网。3）电站配置电能质量监测装置一套，监测电站电能质量。4）自动发电控制（AGC）根据Q/GDW10111-003-012-2018《储能电站有功控制技术规范》，总容量0.5万千瓦及以上的公用储能电站应具备自动发电控制（AGC）功能。储能电站应能够接受并自动执行电力调度机构远方发送的有功功率及有功功率变化的控制指令，有功功率控制指令发生中断后储能电站应自动执行电力调度机构下达的充放电计划曲线。储能电站有功功率控制功能宜由计算机监控集成。本储能电站建成后，省电力调度控制中心直接接收该储能电站监测系统的远动信息，并对该项目进行自动发电控制（AGC）。在本工程中列入调度端相应的接入配合费用。5）自动电压控制（AVC）储能电站应具备无功功率调节和电压控制能力，能够按照电力调度机构指令，自动调节其发出（或吸收）的无功功率，控制并网点电压在正常运行-69-范围内，调节速度和控制精度应能够满足电力系统电压调节的要求。本储能项目建成后，电力调度控制中心直接接收该电厂监测系统的远动信息，并对该项目进行自动电压控制（AVC）。在本工程中列入调度端相应的接入配合费用。6）电能计量计量按《电能量计量系统设计技术规程》配置，采用全电子式多功能电度表，具备计量信息远传功能。220kV线路配置2只关口表（主、副表），35kV进线侧配置电能表，单表配置，接地变兼站用变配电能表，单表配置，以上电度表组屏安装于电度表屏内。电量信息接入电能量远方终端，计费信息送至调度端计费主站。7）二次系统安全防护根据国能安全[2015]36号《电力监控系统安全防护总体方案》及《发电厂监控系统安全防护方案》要求，电力监控系统安全防护的总体原则为“安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证”。本工程按照各相关业务系统的重要程度和数据流程将二次系统分区如下：控制区包括：监控系统、保护装置等；非控制生产区包括：故障录波系统、电能计量系统等；管理区包括：MIS系统、视频监控等。本工程属于电网侧储能电站，根据Q/GDW10111-03-002-2018《储能电站自动化系统接入配置技术规范》，应具备边界安全防护，含横向边界安全防护、纵向边界安全防护等。边界安全防护相关要求及配置如下：1）横向边界防护①储能电站生产控制大区和调度管理III/IV区边界安全防护，应当部署电力专用横向单向安全隔离装置。②控制区（安全区I）与非控制区（安全区II）边界防护，应当能采用具有访问控制功能的网络设备、安全可靠的硬件防火墙或者相当功能的设备，实现逻辑隔离、报文过滤、访问控制等功能。2）纵向边界防护储能电站生产控制大区系统与调度端系统通过电力调度数据网进行远-70-程通信时，应当采用认证、加密、访问控制等技术措施实现数据的远方安全传输以及纵向边界的安全防护。综上所述，本工程边界安全防护设备拟按如下方式配置如下：生产控制大区与调度管理III/IV区之间配置正、反向电力专用物理隔离装置各1套。生产控制大区安全I区、II区之间配置2台横向隔离防火墙。生产控制大区I区配置主备2台纵向加密认证装置。生产控制大区II区配置主备2台纵向加密认证装置。3）安全监测装置根据Q/GDW10111-03-002-2018《储能电站自动化系统接入配置技术规范》，本期在储能电站Ⅱ区部署一套网络安全监测装置。4.6热控4.6.1视频监视系统储能站内设置一套视频监视系统（监控点数约20点），对储能站内的主要电气设备、电池区域、电气设备房间、主要通道、出入口等重要部位进行有效的监视、记录与回放，满足安全运行、防火、防盗的要求。视频监视系统控制柜及监视点设置在网控室内，设置1台管理站，配29英寸液晶显示器实时显示。4.6.2火灾报警及消防控制系统储能站内设置一套火灾自动报警及消防系统，由区域火灾报警控制盘、控制器、报警触发装置（手动和自动两种）及就地探测元件等组成。区域火灾报警控制盘布置在网控室内，实现站内的火灾自动监测报警和消防设备联动控制功能。区域盘预留至老厂火灾报警控制盘的通讯接口。当发生火灾后，火灾报警系统一方面发出声光报警信号，另一方面能够实现与老厂消防水泵、轴流风机、电池仓内气体灭火系统等系统的联动。系统预留至计算机监控系统和视频监控系统的通讯接口。4.7通信4.7.1储能电站厂内通信（1）生产调度、管理通信本期工程不配置程控调度交换机和PCM接入设备，至地调的调度电话通-71-过软交换方式沟通。本工程不配置行政交换机，由当地电信部门提供公网电话来满足储能电站内生产管理、行政通信及对外联络的需求。本期配置一定数量的公网电话，公网电话线路调试以及互联缆线均由当地电信部门负责。由于储能电站各储能单元至储能场地升压站均有一定距离，为满足储能电站人员检修、巡视值班等联络通信的需求，各储能单元之间、各储能单元与控制室之间的语音通信考虑使用无线对讲机，用户容量按10个考虑。（2）通信电源本工程储能电站不设独立通信电源，通信设备采用站内一体化电源供电。通信专业所需直流配电屏由电气二次专业统一提供。DC/DC模块总容量不小于-48V/60A。场内交流故障时，一体化电源应能维持对通信设备供电2小时。（3）储能电站通信设施布置本期工程储能电站内不设独立通信机房，通信与二次设备合用同一机房，并由电气专业集中布置。通信共需4面屏，包括SDH光传输设备1面屏、PTN设备与调度软交换接入终端共组1面屏、配线设备1面屏，并预留1面屏。通信电缆敷设利用电缆沟道或桥架，电缆采用阻燃特性的电缆。场内通信设施应设置工作接地和保护接地。4.7.2系统通信系统通信为上级主管部门对储能电站生产调度和管理提供电话通道，并为继电保护、远动和计算机监控系统等提供信息传输通道。由于储能电站接入系统审定方案尚未完成，本工程暂列相关系统通信设备，待接入系统方案审定后再做相应调整。沿储能电站新建1回至潍坊电厂220kV电缆线路敷设2条24芯管道光缆，储能电站配置潍坊地区级622M光传输设备1套，向潍坊电厂开通2路622M光通信链路，潍坊电厂相应增加光接口。储能电站新上潍坊地区接入层PTN设备1套，向潍坊电厂开通2路GE光通信链路，潍坊电厂相应增加光接口。储能电站配置1套调度软交换接入终端，通过调度数据网上联地市公司软交换系统主站。本工程系统通信方案为暂定，最终方案应以审定批复后的接入系统方案-72-为准。4.7.3通信部分主要设备材料表表4.6.3-1通信部分主要设备材料表序号名称型号及规范数量单位备注储能电站侧电网侧一站内通信1电力电缆300米2通信电缆1000米3站内配套设施1项4公网通信1项5无线对讲机10部二系统通信暂定，以最终审定接入系统方案为准1STM-4光通信设备622M1套不含光接口2STM-4光接口622M4块3PTN传输设备接入层1套不含光接口4PTN光接口GE4块5调度软交换接入终端1套6综合配线柜1套7ODF12芯6套8DDF16系统2套9MDF100回1套10网络配线单元24口1套11本地维护终端1套12导引光缆24芯1200m13PE套管1200m4.8给排水及消防-73-4.8.1给水系统本工程无生产用水，仅需为建筑物内所设置卫生间提供生活用水，最大时用水量为0.5m³/h。本工程生活用水接自老厂现有生活用水管网，作为生活给水系统水源。4.8.2排水系统站内排水主要为雨水排水、沟道排水以及变压器事故油池排水。沟道排水水质同雨水，对环境不会造成污染，可排入场地雨水排水系统。主变压器事故油池排水为紧急事故排水，排至站内雨水系统。埋地雨水管道沿道路布置，道路边设置排水口，站区雨水采用雨水口收集排至雨水管道，经汇集后的雨水接至站山东潍坊电厂二期雨水排放系统。4.8.3消防系统储能集装箱内自带七氟丙烷气体灭火系统，储能集装箱区域配置沙箱，单个沙箱容量1m³，最大保护距离为30m。站区设置室外消火栓系统，室外消防水量为20l/s，火灾延续时间2h。消防水取自山东潍坊发电厂二期区消防水管网，该消防系统最大消防需水量为143.8l/s，按照火灾延续时间2小时进行设计；公用水泵房内安装有流量为590～936m³/h、扬程为90～82m的电动消防泵和柴油消防泵；为确保消防水管网的压力，泵房内设置1套流量为12.5m³/h，扬程90m的稳压系统，其消防给水系统可满足本工程消防水量及水压要求。主变压器设置事故油池。4.9供暖通风及空调4.9.1供暖根据气象参数，本储能电站位于集中供暖地区，按规定应设置供暖设施，由于电气设备房间内不允许布置有压热水管道，故本工程不设集中热水供暖系统，仅对温度有特殊要求的房间设置热泵型空调供暖。4.9.2通风及空调开关室采用自然进风，机械排风的通风方式，通风量满足排热和灭火后通风换气要求，机械排风及灭火后通风设施采用轴流风机。电池集装箱及PCS箱内通风空调均由设备厂家成套提供。电气继电器室、仪表室及网控室等对温度有特殊要求的房间设置分体空调，分体空调均选用风冷热泵型空调机组。-74-设置消防检测系统的房间，通风及空调设施则与消防系统联锁，当发生火灾时，消防系统自动切断通风及空调设备的电源。设于防火墙上的排风机入口设置防火阀，进风口设置防火百叶风口。4.10土建4.10.1建筑部分电气继电器室、开关室及网控室联合建筑采用砌体外墙并做深色真石漆喷涂，外门均采用钢质防火门。并设置逃生锁；内门根据不同使用部位，采用防火门、钢质门等。电气综合楼采用断桥铝合金窗；开窗面积尽量满足采光、通风要求，并考虑检修、维护的方便。4.10.2地基与基础参照现阶段已有的山东潍坊发电厂二期(2x670MW)工程施工图阶段《岩土工程勘测报告书》（主厂房地段），对储能区域全部建（构）筑物拟采用天然地基方案，以2层全风化安山岩作为基础持力层，超挖部分采用级配砂石换填。4.10.3主要建（构）筑物结构型式电池储能单元集装箱基础采用钢筋混凝土独立基础。主变基础、防火墙采用钢筋混凝土基础。电气继电器室、开关室及网控室联合建筑采用钢筋混凝土框架结构，基础采用钢筋混凝土独立基础。架构及支架采用钢管柱、横梁采用钢桁架，钢结构均做热镀锌或喷锌处理。母线支架采用钢结构。4.10.4建筑抗震设计：根据《建筑抗震设计规范》GB50011-2010，本工程抗震设防烈度：8度，地震动峰值加速度为0.20g，场地特征周期为0.40s；建筑场地类别：Ⅰ1类。根据《建筑工程抗震设防分类标准》（GB50223-2008），厂区建筑物属于标准设防类，本地区抗震设防烈度计算地震作用和采取抗震措施（按8度地震采取抗震措施）。4.10.5水、土腐蚀性该场地地下水与水位以上土质对混凝土结构及混凝土结构中的钢筋均具微腐蚀性。-75-5环境保护与水土保持5.1环境保护5.1.1环境概况站址位于潍坊高新区内，潍坊高新区设立于1991年，面积110平方公里，人口29.6万。近年来，以建设山东半岛国家自主创新示范区为统领，以加快新旧动能转换和“四个城市”建设为总抓手，全力打造产城融合的国际化现代新城，先后获批国家创新型科技园区、国家知识产权示范园区、国家专利导航产业发展实验区、国家高新区创新驱动发展示范工程、国家可持续发展实验区、创业中国（潍坊）示范工程、国家战略性新兴产业知识产权集群管理试点、国家科技服务业区域试点，被科技部评为“国家高新区建设20年先进集体”，综合实力居国家高新区第22位、地市级第2位。潍坊市背陆面海，受欧亚大陆和太平洋的共同影响，属暖温带东部季风区，气候温和，四季分明，年平均气温12.2℃，年平均降水量700毫米，年平均绝对湿度11.9百帕，相对湿度67%；无霜期185-211天。由于本期工程各项前期工作正在进行当中，环境质量现状部分资料暂缺，待环评资料提供后补充完善。5.1.2影响分析（1）施工期施工期有扬尘、噪声、生活污水、生产污水及建筑、生活垃圾产生。施工期间虽然会对环境产生一些不利影响，但施工时间较短，因而整个施工期对环境产生的不利影响很小。（2）运行期由于储能电站运行中不产生废水、废气、废渣等污染物，本工程冬季采用空调或者电辐射采暖方式，也不产生污染。本项目运行期对环境可能产生影响的主要因素有：生活污水、生活垃圾等。生活污水进入污水处理系统，不会对当地水环境产生影响。生活垃圾设有专门的收集箱，由环卫定期用汽车运至垃圾卫生填埋场进行无害化处理。因此，少量生活垃圾对环境基本无影响。退役电池在没有找到其他接收终端用户时，一般找专业的电池处理厂家处理，不得随意处理。-76-储能电站运行产生的电磁环境较低，且电站大部分距离居民区较远（大于300m）,不会对居民身体健康产生危害，周围无线电、电视等电器设备较少，不会对其产生影响。5.1.3环境保护措施(1)生态环境保护对策措施施工过程中，为保护生态环境，在环境管理指导体系下，项目施工期应进行周密设计，尽量缩短工期，减少施工对周围地形地貌环境的影响。(2)废气和扬尘污染防治对策措施在采取必要的生态保护措施和水土保持措施情况下，运行期基本不会产生二次扬尘和废气，本项目废气和扬尘主要产生于施工期。施工期废气主要为运输车队、施工机械等机动车辆运行时排放的尾气。由于站址区地形较开阔，废气能够较快扩散，不会对当地空气质量产生较大影响。施工扬尘主要来源于施工过程中粉状物料堆放，土方的临时堆存以及车辆运输等过程，为减少施工扬尘对空气环境的影响，采取如下防治措施：1）施工场地定期洒水，在大风天气加大洒水量及洒水次数。2）施工场地内运输通道及时清扫、洒水，减少汽车行驶扬尘。3）运输车辆进入施工场地低速行驶或限速行驶，减少扬尘量。4）易起尘原料，运输时应采用密闭式槽车运输；堆放时覆盖处理，来往施工场地时帆布遮盖。5）尽量采用商品混凝土。通过采取上述措施，可以有效抑制施工区扬尘的产生和溢散，保证施工场界外粉尘无组织排放监控浓度小于1.0mg/m3。(3)噪声污染防治对策措施电站运行期间无噪声污染，但施工期施工作业噪声不可避免。为减少施工噪声对周围环境的影响，建设单位应做好施工期间的降噪工作。施工尽量安排在白天进行，尽量缩短工期。严格施工现场管理，降低人为噪声。(4)废污水处理对策措施工程施工生产废水主要由施工机械的冲洗以及机械修配等产生，由于总-77-量很少，经沉淀处理后可用于施工场地洒水。施工期生活污水根据实际情况采用合理方式进行处理。电站正常运行过程中，管理人员主要从事办公、监控、巡检等工作，污水主要为生活污水。生活污水可接老厂经市政污水管网排放。电站正常运行过程中，主变设置事故油池，少量油水经分离后外排。(5)固体废物处置对策措施对于施工过程中产生的土石处理：开挖土石方时，将场内土选择妥善地点堆放，施工完毕后及时回填；开挖回填后剩余弃渣可作为种植用土；少量建筑垃圾，除可回收利用部分外，其余部分均用汽车运至指定地点处理。施工期间，生活区设垃圾桶，垃圾及时收集并集中清运至附近指定的垃圾处理点进行处理。储能电站正常运行过程中，固体废物主要为办公生活垃圾。办公区设垃圾桶，垃圾及时收集并集中清运至附近指定的垃圾处理点进行处理。对于工程运行期满后的废弃电池及电子元件，应进行专业处理，避免对土壤环境的污染。5.1.4环境保护评价与结论本项目符合国家产业政策，不占用农田，项目周边无敏感点，且运行过程不产生废气、废水及固体废弃物。因此本项目将产生良好的环境和社会效益，从环保角度分析，该项目可行。5.2水土保持5.2.1水土流失现状及成因水土流失是在水力、重力、风力等外力作用下造成的水土资源和土地生产力的破坏和损失，包括土表侵蚀和水土损失。5.2.2水土流失影响因素识别（1）施工期本工程场地植被稀少，在施工过程中要扰动地表，因此有水土流失产生。（2）运行期本工程在运行期因没有扰动地表的可能，因此基本不存在水土流失问题。5.2.3影响分析（1）施工期影响分析-78-本项目建设用地为工业用地。场地表土结构松散，主要为粉土，土石方挖填及地下工程施工过程中，会对土壤产生扰动。因此工程对当地生态环境的影响主要表现为：土壤扰动，产生大量扬尘，会增加土壤侵蚀及水土流失。水土流失区包括储能系统区、配电装置区、道路、施工生产生活区等。（2）运行期影响分析本工程在运行期基本不存在水土流失，电站管理区内建设绿化带，可起到防止水土流失的作用，进而改善周围生态环境。5.2.4水土保持措施水土流失防治措施主要采用工程措施、植物措施、临时措施和管理措施相结合的综合防护措施，在时间上、空间上形成水土保持措施体系。工程措施：施工开挖施工回填要及时，弃渣场采用围挡工程。植物措施：加大绿化面积，建筑物周围进行绿化，灌、乔、草结合种植。临时措施：施工过程中，特别是下雨刮风时，做好排水、拦挡和遮盖等临时防护措施，考虑临时工程的短时效性，选择有效、简单、易行、易于拆除且投资小的措施。管理措施：工程施工时序和施工安排对水土保持工程防治水土流失效果影响很大。若施工组织不当，不但不能有效预防施工中产生的水土流失，而且造成施工中的水土流失无从治理，失去预防优先的意义。因此，现场施工应提前计划，合理组织，减少施工对水土保持造成的影响。5.2.5水土保持评价及结论通过对水土保持影响因素分析，对工程建设过程中可能造成的水土流失提出了有效的对策措施，使本工程建设中水土流失的影响减至最低，进而使工程与周围环境之间达到相互和谐发展的目标。6劳动安全与职业卫生6.1设计概述本工程的劳动安全与职业卫生设计范围是对主要构筑物、生产设备及其储能电池作业岗位和场所的劳动安全与职业卫生进行分析评价。主要包括储能电池、PCS、电气设备等。项目劳动安全与职业卫生设计的重点：分析评价项目运行过程中可能出现的劳动安全与职业卫生等方面的主要危险有害因素：从设计、运行、管理-79-的角度提出相应的消除或减免措施：提出劳动安全与职业卫生建议。对施工过程中的主要危险有害因素只作一般性分析，不作具体评价说明。6.2工程劳动安全与职业卫生危害因素分析6.2.1工程施工期主要危害因素分析施工期主要危害因素有高处坠落、坍塌、物体打击挤压伤害、机械伤害、触电伤害、交通事故、传染性疾病等。本工程施工过程中，施工人员数量较多，且集体生活、集体用餐、存在发生传染性疾病的隐患。6.2.2工程运行期主要危害因素分析运行期主要危害因素有变压器、变电站配电设备触电伤害、火灾及爆炸伤害，电气设备及电缆火灾及中毒伤害，通风机等设备的噪声，高处坠落及机械伤害，雷击，电磁辐射危害等。6.3劳动安全与职业卫生对策措施6.3.1施工期劳动安全与职业卫生对策措施（1）在工程施工期间，建设单位必须遵守“生产经营单位新建、改建、扩建工程项目的安全设施必须与主体工程同时设计、同时施工、同时投入生产和使用”三同时的安全规定。（2）建设单位应认真学习，严格贯彻执行（建设工程安全生产管理条例），并对设计单位、施工单位、监理单位加强安全生产管理，按相关资质、条件和程度进行审查，明确安全生产责任，制定相应的施工安全管理方案，责成施工单位制定应急预案。（3）加强施工监理，施工过程应严格按照相关规程、规范要求执行。（4）加强施工单位资质管理。（5）加强施工组织设计编制与审查管理，试运阶段的安全管理。（6）加强施工营地生活设施建设，完善施工卫生建制，保障施工人员的安全与健康。6.3.2运行期劳动安全与职业卫生对策措施6.3.2.1防火及防爆工程防火采用综合消防技术措施，消防系统从防火、监测、报警、控制、疏散、灭火、事故通风、救生等方面进行整体设计。-80-主变压器等都设有泄压装置，布置上将泄压面避开运行巡视工作的部位，以防止在设备故障包含装置失灵，通过泄压装置释放内部压力时，伤害工作人员。设备的选型和采购均符合现行相关规范。通风设备等均接地，防静电接地装置与工程中的电气接地装置共用时，其接地电阻不大于30。6.3.2.2防电气伤害（1）所有可能发生电气伤害的电气设备均可靠接地，工程接地网的设计满足相关规程规范的要求。（2）对于可能遭雷击的建筑物屋顶、设备等采取避雷带或避雷针保护。（3）屋外开敞式电气设备，在周围设置高度不低于1.5m的围栏。（4）在远离电源的负荷点或配电箱的进线侧，装设隔离电气，避免触电事故的发生。（5）用于接零保护的零线上，不装设熔断器和断路器。（6）对于误操作可能带来人身触电或伤害事故的设备或回路，设置电气联锁或机械联锁装置，或采取其它保护措施。6.3.2.3防机械及防坠落伤害（1）采用的机械设备的布置，设计中满足有关国家安全卫生标准的要求，在设备采购中要求制造厂家提供的设备符合《生产设备安全卫生设计总则》等有关标准的规定。（2）所有机械设备防火安全距离，机械设备防护罩和防护屏的安全要求，以及设备安全卫生要求，均符合国家有关标准的要求。（3）需巡视的屋面设置净高不小于1.05m的女儿墙或固定式防护栏杆。6.3.2.4防噪声及防震动储能电站按“无人值班”（少人值守）方式设计，采用以计算机为基础的全厂集中监控方案，并设置图像监控系统，因而少量的值守人员的主要值守场所布置在控制室内。为确保各工作场所的噪声限制在规定值内，要求各种设备上的电动机、风机、变压器等主要噪声、振动源的设备设计制造厂家提供符合国家规定的噪声、震动标准的设备。控制室等主要办公场所选用室内机噪声值小于60db的空调机，并采取必要的个阵、减振处理。-81-在噪声源较大的设备房间采取必要的措施，如设置单独的房间并采取吸声、隔声或更为有效的消音屏蔽以及相应的隔振、减振和阻尼措施。选用噪声和振动水平符合国家有关标准规定的设备，必要时，对设备提出允许的限制值，或采取相应的防护措施，如在建筑上采用降噪材料等。为运行人员设备临时隔声的防护用具。6.3.2.5温度与湿度的控制开关室采用自然进风，机械排风的通风方式，电气继电器室、开关室及网控室等对温度有特殊要求的房间设置分体空调，电池集装箱及PCS箱内通风空调均由设备厂家成套提供，以保证各类工作场所的设备正常运行和工作人员的舒适工作环境。6.3.2.6采光与照明储能电站的主要工作场所的照明，充分利用天然采光，当天然采光不足时，辅以人工照明。根据相关照明设计规范的规定，选择合适的灯具，合理布置灯源，各场所的照度满足《建筑照明设计标准》的要求。在控制室等重要工作场所设有事故照明。在建筑内主要疏散通道及安全出口处均设有火灾事故照明与疏散标志。6.3.2.7防尘、防污染、防腐蚀、防毒（1）继电器室、开关室、控制室室内地面采用坚硬的、不起尘的材料，清扫时采用吸尘装置。（2）机械通风系统的进风口位置，设置在室外空气比较洁净的地方，并设在排风口的上风侧。（3）生活污水，根据有关规定，经必要的处理合格后，才可排放。（4）辅助生产建筑相关部位按消防设计原则设有事故排风、排毒措施。（5）设备支撑构件、水管根据不同的环境采取经济合理的防腐蚀措施。除锈、涂漆、镀锌、喷塑等防腐处理工艺符合国家现行的有关标准的规定。电缆桥架采用热镀锌处理。（6）建筑材料的毒性、放射性均符合国家有关卫生标准规定，不得超标。6.3.2.8防电磁辐射本工程正常工作频率为50Hz,属于工频和低压，电磁环境影响较小，不-82-属于电磁辐射范畴（100kHz~30GHz）。根据以往电磁环境资料分析，本项目建成后，四测围墙外的电场强度和磁感应强度以及距围墙外20m处产生的无线电干扰强度均较低，对人体和环境不会造成危害。在接触微波（频率为300MHz~300GHz的电磁波）辐射的工作场所。对作业人员的辐射防护要求是作业人员穿戴防护用品和减少暴露时间。产生工频超高压电场的设备应有必要的防护措施。使从事工频高压电作业场所的电厂强度不应超过5kV/m，当电厂强度超过25kV/m或需要作业时间超过标准规定时需穿金属丝制屏蔽服。6.3.2.9防大风、防沙尘暴（1）在选择储能电池、PCS设备、输电线路及其辅助设备时，充分考虑这些设备在低温、超强大风荷载和沙尘暴、积雪覆冰等气象灾害状态下的工作情况。（2）在设备支架设计时充分考虑风荷载，在设备基础设计施工时考虑冻土问题。（3）在人员经常停留的室内场所或有防冻要求的设备间内设置采暖系统。（4）室外主要发电设备防护等级满足防沙尘暴的要求。（5）施工完后，尽快进行环境绿化，植树种草，防止水土流失和沙尘对作业环境的影响。（6）做好大风、沙尘暴等的事故应预案。6.3.2.10安全色和安全标志对工作场所进行色彩调节设计，有利于增强识别意识，精力集中，减少视力疲劳。调节人员在工作时的情绪，提高劳动积极性，达到提高劳动生产效率、降低事故发生率的目的。6.4劳动安全与职业卫生机构设置、人员配备及管理制度为贯彻“安全第一、预防为主”的方针，加强劳动安全与职业卫生设施和技术措施的实施，以保护劳动者在劳动过程中的安全与健康，保障财产不受损失,就必须建立、健全安全生产责任制度，健全安全技术操作规程和安全规章制度，健全特种作业人员持证上岗和建档制度，完善安全生产条件，确保安全生产，实行全员、全方位、全过程的管理，根据法律法规制定相关-83-职业安全卫生制度。制度的主要内容包括：目标、责任、承诺、奖惩规定、监督考核、总结等内容。6.5事故应急救援预案根据《安全生产许可证条例》（中华人民共和国国务院令第397号）第六条规定，企业要取得安全生产许可证，应当具备的安全生产条件之一就是：有生产安全事故应急救援预案、应急救援组织（或者应急救援人员）、配备必要的应急救援器材、设备、储能电站的突发事故应有一个系统的应急救援预案。应急救援预案须在储能电站投产前经有关部门的审批。6.6预期效果评价（1）劳动安全主要危害因素防护措施的预期效果评价在采取了安全防范措施及生产运行人员进行安全教育和培训后，为储能电站的安全运行提供了一个良好的生产条件，有助于减少生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而导致设备损坏和事故的进一步扩大，降低了经济损失，保障了生产的安全运行。（2）职业卫生主要有害因素防护措施的预期效果评价由于储能电站的特殊性，对生产人员进行必要的防护措施，有利于生产人员的身体健康，降低了伤残运行中由于没有防护措施和设备而导致生产运行人员和巡视人员受伤的几率，减少了安全事故隐患，降低了经济损失，保障了生产的安全运行和人员的人身安全。6.7存在的问题和建议由于储能电站在我国还处于一个初步发展阶段，成熟的建设及运行经验较少，对相关的安全措施和防护措施还缺乏一个较全面深入的研究，因此对生产运行当中所面临的安全和卫生问题的研究还存在一定的不足，从而或多或少的产生事故隐患和发生生产事故，所以我们需借鉴国外的先进管理模式，结合我国自身发展特点，逐步增强当前储能电站安全生产和运行的防范工作。建议建设单位应尽快完成本工程的安全预评价报告的编制及报批工作，以作为工程的设计依据。7电池回收电池的回收利用主要分为梯次利用和拆解回收两个循环过程。梯次利用是指将退役的电池，运用在分布式光伏发电、低速电动车、备用电源等领域，-84-发挥再利用价值。而当电池无法进行梯次利用时，则需要进行拆解回收。通常储能电池退役后，梯次利用场景较少，主要用在备用电源场景。退役电池在没有找到其他接收终端用户时，一般找专业的电池处理厂家处理，通过拆解、破碎、分离、提纯、冶炼等处理，提取废电池中的镍、钴等金属，进行资源化利用，从而实现电池材料从废电池中来，到新电池中去的循环再造。更换后的废旧锂离子电池宜释放剩余电量后将其正负极做绝缘保护，并存放于通风、防水、干燥处，并远离热源和腐蚀化工品，不得露天放置或置于潮湿环境，由具备电池回收资质的专业机构进行回收。电池回收的费用，依据电池系统容量，集成结构和站址地点不同而费用不同，主要包含锂电池回收，报废电子电气设备，运输这三块的费用。可委托第三方电池回收机构处理，也可委托设备供应商处理，需要在电池退役前提前一个月提出回收申请，给出退役电池相关信息，由设备供应商或第三方电池回收机构提供具体报价。8资源利用8.1原则要求提高资源利用效率、节约能源和保护环境是我们的国策。项目的建设应使经济效益、环境效益和社会效益相统一，推动中国经济和社会的可持续发展。为此应认真贯彻执行有关资源利用、节约能源的一系列法律法规和规程规范，合理利用土地资源、水资源和环境资源，认真研究提高效率的方法措施，将本项目建设成为资源节约型、环境友好型的示范工程，是本项目研究的重要课题和为之努力的目标。8.2能源利用电化学储能系统能够吸收区域不平衡电量，在负荷高峰期或者电网有功率支撑需要时放电，从而实现电能的存储和释放。8.3土地利用8.3.1工程用地情况“十分珍惜和合理利用每寸土地，切实保护耕地”是我国的一项基本国策，在工程建设中须切实加以贯彻执行，本设计严格执行电力部电力规划设计总院颁布的《电力工程建设项目用地指标》，在满足生产、符合安全、防火、防爆、卫生等要求的前提下，成组集中布置，以节约用地。-85-8.3.1.1用地总规模及工程分项用地本项目总用地2.29hm2。其中包括站区围墙内用地2.05hm2,其他用地（包括厂外道路、边坡等）0.24hm2。8.3.1.2用地类别（1）站区用地类别本期工程站区围墙内用地面积为2.05hm2，该用地现状为建设用地。（2）站外用地类别其他用地（包括厂外道路、边坡等）为0.24hm2，该用地现状为建设用地。其中厂外道路长75m，需征地900m2。8.3.1.3征地拆迁和移民安置规划方案本工程需拆除部分废弃厂房院落，由业主负责拆除整理。站址范围内无移民安置问题。8.3.2节约用地的措施节约用地是我国一项基本国策，本工程在满足安全生产、经济运行、工艺流程合理顺畅的前提下，尽量采用先进工艺和科学的工艺流程，压缩各生产建、构筑物本体尺寸，以达到节约用地目的。8.3.2.1站区节约用地的措施（1）采用模块化设计，优化主要工艺系统，合理压缩各生产建、构筑物占地面积。（2）建筑物联合布置尽量减少建、构筑物数量并将性质和功能相同或相近的建、构筑物进行合并联合，以减少本期站区用地。（3）合理规划站区布置，严格控制道路及管线占地面积因地制宜，根据场地及工艺流程和功能分区，合理布置。在满足防护要求的前提下，尽量压缩各种管线、道路、走廊的长度和宽度。严格控制道路、广场面积，以节约用地。8.3.2.2临时用地节约用地的措施（1）合理规划施工区方案。按照先土建、后安装的原则，采用时间差，调整土建与安装的用地矛盾，加强土建与安装的良好合作，做到一地多用。（2）优化站外管线的路径，减短站外管线长度，以节约用地。-86-8.4水资源利用（1）采用节水卫生器具，节约项目生活用水量。（2）减少跑冒滴漏、减少工质损失，严保设备及零部件质量，减少由此造成的“跑冒滴漏”现象。8.5建筑材料利用建筑材料采用环保节能材料，建材类型尽量相同。建筑物墙体主要采用加气混凝土砌块围护。工业用房外门采用隔音钢大门，内门根据不同使用部位，采用防火门、钢门、木门。公共建筑门窗均采用断桥铝合金门窗。主要建筑物的楼地面采用混凝土耐磨地坪。9人力资源配置项目的定员是在保证安全生产的基础上，以企业生产经营必要的环节来确定的。定员范围包括：机组运行、机组维修、管理人员、党群工作人员、服务性管理人员。本工程建设在发电侧，项目定员由电厂相关人员专职负责或兼任，暂不考虑增员。10工程项目实施的条件和建设进度工期10.1电厂项目工程实施条件10.1.1施工场地施工生产区综合利用站区场地，施工生活区在站区外自行解决。10.1.2施工用水、电及通信施工用水：施工用水拟由潍坊电厂二期冷却塔附近的工业上水管引接。施工用电：施工电源拟由潍坊电厂二期化水设施区10kV配电室引接。施工通信：当地已有电讯系统覆盖，施工通讯可从潍坊电厂引接，以满足施工期间通信需要。10.1.3施工用气施工期间不设专门的制氧站和乙炔站，依靠外购等方式解决。氧气、乙炔和氩气充瓶后运至施工现场气库，通过气源管送往施工现场各点。在现场设氧气、乙炔和氩气瓶库，以集中与分散相结合的方式向各施工点供应。施工用的压缩空气由移动式空压机供应，以满足施工期间用气需求。10.1.4地方材料及协作条件工程建设所需要的砖、瓦、石、石灰、砂等地方材料，潍坊地区均有相-88-及近期同类机组设备价格及市场询价计列；其他设备按询价或参考近期同类工程设备价格计列。设备运杂费率：按2019年水平限额价计列的设备，其设备运杂费率按0.7%计列；其他设备按2018年版《火力发电工程建设预算编制与计算规定》中关于设备运杂费率的计算标准，其设备运杂费率按4.26％（铁路3.2％+公路1.06％）计列。(7)材料价格建筑材料：执行《电力建设工程概算定额》第一册《建筑工程》（2018年版）价格、不足部分执行《电力建设工程预算定额》第一册《建筑工程》（2018年版）价格，并对主要建筑材料预算价格与潍坊市2020年12月建材市场信息价格比较计取价差，以上材料价差只计取税金，计入总估算表的编制基准期价差中。装置性材料：执行中国电力企业联合会中电联定额[2020]44号文颁布实施的《电力建设工程装置性材料综合预算价格（2018年版）》，并与定额[2020]28号文《电力工程造价与定额管理总站关于发布2019年电力建设工程装置性材料综合信息价的通知》中装材实际综合价格找价差，该价差只计取税金，计入总估算表的编制基准期价差中。⑻人工费调整2018年版《电力建设工程概算定额》各册定额中电力行业定额基准工日单价取定为：安装工程：安装普通工70元/工日、安装技术工107元/工日；建筑工程：建筑普通工70元/工日、建筑技术工98元/工日；调试工程：调试技术工152元/工日。按电力工程造价与定额管理总站文件定额［2021］3号文“关于发布2018版电力建设工程概预算定额2020年度价格水平调整的通知”执行，山东人工-89-调整系数为：建筑工程5.65%、安装工程5.95%。人工费调整只计取税金，计入总估算表的编制基准期价差中。⑼定额材机费调整发电安装工程定额材机费调整：执行电力工程造价与定额管理总站文件定额［2021］3号文“关于发布2018版电力建设工程概预算定额2020年度价格水平调整的通知”执行，按其规定的山东省发电安装工程概预算定额材机调整系数及山东电力建设建筑工程概预算定额施工机械价差调整表分别进行定额材机费调整。上述材机费调整价差只计取税金，计入总估算表的编制基准期价差中。⑽其他费用：按2018年版《火力发电工程建设预算编制与计算规定》计算。⑾基本预备费：按2018年版《火力发电工程建设预算编制与计算规定》计算，以建筑工程费、安装工程费、设备购置费及其他费用之和为取费基数，基本预备费费率按5％计取。⑿建设期贷款利息：按业主提供的利率4.35%计算。项目资本金比例为30％，其余考虑银行融资，贷款比例为70％。11.1.2投资概况本工程项目计划总资金为41127万元，其中铺底流动资金74万元；工程动态投资41053万元，单位投资4105元/kW，其中建设期贷款利息419万元。工程静态投资为：40634万元，单位千瓦造价为：4063元/kW（2.03元/Wh）。其中：建筑工程费：3204万元，占静态投资的7.89%；设备购置费：31813万元，占静态投资的78.29%；安装工程费：1844万元，占静态投资的4.54%；其他费用：3773万元，占静态投资的9.29%。11.1.3投资估算表总估算表安装工程专业汇总表建筑工程专业汇总表其他费用计算表-90--91--93--94--95--96--97--98--99--100-11.2财务分析11.2.1财务分析依据财务分析按照国家发展改革委、建设部发改投资[2006]1325号文颁布实施的《建设项目经济评价方法与参数》（第三版）、电力规划设计总院编制的电力工程经济评价软件、国家现行的财务、税收制度及法规。山东省储能相关政策文件。11.2.2资金来源及融资方案本工程由中国华电集团有限公司投资，华电潍坊发电有限公司开发建设。本工程资金来源由项目资本金和商业银行贷款两部分组成，项目资本金占30%，由业主自筹，其余资金为信用融资，按申请银行贷款考虑。贷款利息：按业主提供的利率4.35%计算。贷款偿还年限为10年（包括建设期）。11.2.3开竣工日期：本工程计划于2021年9月开工，2021年12月底建成投产。11.2.4储能收益政策根据山东省出台的储能示范项目（100MW/200MWh）收益政策规定，本项目属于火电厂侧配套储能项目，其收益政策如下：（1）调峰收益：根据政策规定，年调峰利用小时数为1000h，根据调峰需求，计算期内调峰小时数每年按2%递增考虑；年调峰收益标准为200元/MWh（含税）。（2）储能租赁收益：根据政策规定，本项目可为新能源电站提供租赁服务，满足其并网要求。计算期内年租赁收益标准为255.5元/kW（含税）。（3）计划电量奖励收益：根据政策规定，投产后五年，按照该储能项目充电1kWh可获得1.6kWh计划电量收益，计划电量收益标准为0.142元/kWh-101-（不含税，项目单位提供），充电时间同调峰利用小时数。-102-11.2.5基本数据（1）投资估算：工程静态投资40634万元，详见总估算表。（2）财务评价用主要原始数据：储能电站容量：100MW/200MWh年调峰利用小时数：1000h（蓄电池每次充电2h，每年500次）系统DOD：90%电池超配：11%电池容量衰减：评价暂不考虑（电池容量逐年衰减和风电光伏项目容量的逐年衰减类似，能源主管部门认可合理范围的电池容量衰减，本阶段暂不考虑）年电能损耗费：锂电池储能效率按85%考虑,根据每年的调峰利用小时数计算电量损失。电能损耗成本按0.25元/kWh（含税）计算定员：10人年人均工资：10万元/人·年福利费系数：60%修理费率：1.5%保险费率：0.25%运营期：25年其他费用：30万元/年储能蓄电池设备折旧费：采用直线折旧法，其折旧年限为8年。其他资产折旧费：采用直线折旧法，其折旧年限为15年，残值率为5%。电池更换成本：运营期第9年更换电池，更换电池成本按0.66元/Wh，其费用按后续每年摊销考虑。运营期第17年更换电池，更换电池成本按0.5元/Wh，其费用按后续每年摊销考虑。（3）各项税率：按国家现行规定的各项税率执行-103-增值税增值税=销项税额-进项税额售电销项税率：13%城市维护建设税及教育费附加按增值税的7%和5%交纳所得税中央所得税和地方所得税合计税率为25%，企业每年应按其利润总额的25%缴纳企业所得税，所得税的计税基数为应纳税所得额。应纳税所得额=销售利润-弥补亏损d、公积金：按税后利润的10%提取。（4）计算用主要参数：按建设单位及有关专业设计人员提供以及行业有关规定。11.2.6财务评价结果根据储能政策及项目的基础数据进行财务评价测算，当计算期内调峰收益标准200元/MWh（含税）、租赁收益标准255.5元/kW（含税），计划电量收益标准0.142元/kWh（不含税）时，本项目的财务分析评价结果如下：序号财务评价指标数值1财务评价静态投资（万元）406342总投资收益率（%）4.773资本金净利润率（%）10.444融资前分析（项目投资现金流量分析）4.1所得税前内部收益率（%）8.784.2所得税前投资回收期（年）8.874.3所得税后内部收益率（%）7.19-104-序号财务评价指标数值4.4所得税后投资回收期（年）10.075融资后分析5.1项目资本金内部收益率（%）10.005.2投资方内部收益率（%）6.91本项目各项财务分析指标均符合国家和行业规定，财务评价可行。11.2.7敏感性分析考虑到财务分析的许多因素都有一定程度的不确定性，为了从宏观和微观上反映某些因素变化时对企业经济效益的影响，对总投资、调峰小时数、租赁收益标准、计划电量收益标准等诸因素变化±5%、±10%时分别进行了敏感性分析。通过分析可知：影响项目投资内部收益率的敏感性因素敏感度由高到低的排列顺序依次是总投资、租赁收益标准、调峰小时数、计划电量收益标准。总投资对收益率的影响最大。详见敏感性分析表。敏感性分析表项目资本金不确定因素变化率(%)内部收益率内部收益率变化率敏感度系数基本方案0.0010.0000总投资-10.0013.2532.50-3.25总投资-5.0011.5215.20-3.04总投资5.008.63-13.70-2.74总投资10.007.47-25.30-2.53调峰小时数-10.008.52-14.801.48调峰小时数-5.009.26-7.401.48调峰小时数5.0010.757.501.50调峰小时数10.0011.4914.901.49租赁收益标准-108.49-15.101.51-105-项目资本金不确定因素变化率(%)内部收益率内部收益率变化率敏感度系数租赁收益标准-59.25-7.501.50租赁收益标准510.757.501.50租赁收益标准1011.515.001.50计划电量收益标准-109.43-5.700.57计划电量收益标准-59.71-2.900.58计划电量收益标准510.33.000.60计划电量收益标准1010.616.100.6111.2.8结论综上所述，当计算期内调峰收益标准200元/MWh（含税）、租赁收益标准255.5元/kW（含税），计划电量收益标准0.142元/kWh（不含税）时，财务评价测算的项目投资财务内部收益率（税后）7.19%、投资回收期（税后）为10.07年、项目资本金财务内部收益率10.00%。本项目财务评价的各项经济效益指标均比较合理，项目具有一定的盈利能力。11.2.9附表财务评价指标一览表投资使用计划与资金筹措表（总表、明细表）借款还本付息计划表流动资金估算表折旧、摊销估算表成本费用估算表利润与利润分配表现金流量表（项目投资）现金流量表（项目资本金）现金流量表（投资方）财务计划现金流量表资产负债表-105--106--107--108--109--110--111--112--113--114--115--116--117--118--119--120--121--122--123--124--125--126--127--128--129--130--131--132--133--134--135--136--137--138--139--140--141--142--143--145-的地块之中，适宜工程建设。（2）地震动参数据《中国地震动参数区划图》（GB18306-2015），在II类场地条件下，拟建站址50年超越概率为10%的地震动峰值加速度为0.20g（第二组），相对应的地震基本烈度为8度，特征周期为0.40s。（3）地震液化本区的抗震设防烈度为8度，但不存在饱和状态的粉土、砂土地层，因此，可不考虑地基土的液化影响。（4）建筑抗震地段划分拟建站址的场地土类型为中硬土~岩石场地，建筑场地类别为I1类。属对建筑抗震一般地段。本工程按照相关规范规程进行抗震设计，厂区主要建（构）筑物，建议按规范的相关条文，考虑多道抗震设防的原则，优化结构体系，提高各种结构体系的抗震能力。（5）不良地质作用拟建站址场地除地震液化外，无其他崩塌、滑坡、泥石流、地面塌陷、地裂缝、地面沉降等影响工程安全的不良地质作用发育。（6）矿产及文物根据现场踏勘调查，拟建站址区不压覆具有开采价值的矿产资源，亦未发现地面、地下文物保护单位和文物遗存分布，尚需业主取得政府相关部门的证明文件。（7）地基评价①粉质粘土表层的素填土及耕植土，建议挖除，未经处理，不宜直接作为天然地基持力层。②全风化安山岩及以下地层均为良好的天然地基持力层。12.3.2工程水文华电潍坊电厂100MW/200MWh储能电站项目位于潍坊公司厂区内，西北距潍坊市约10km。站址区域为山前坡地，地势由东南向西北倾斜，自然坡度为9.21‰，厂区将南侧坡面汇水排走，因此，本工程可不考虑坡面流洪水及内涝积水的影响。站址以东约8km处为潍河，潍河两岸地面高程为23.2m，站址地面高程-146-在77.0m以上，因此，本工程不受潍河洪水影响。本工程北侧有一条东西向的自然冲沟，该沟发源于东侧的丘陵坡地，官路村以西有明显沟形，向西逐渐加深、加宽，地势由东南向西北倾斜。本工程地面高程明显高于北侧，冲沟坡度较大，洪水下泄通畅，对本工程不构成威胁，可不考虑该冲沟的100年一遇洪水影响。12.3.3防雷设计电厂所在地区地震烈度为8度，根据《电力设施抗震设计规范》GB50260-2013的要求，电力设施将进行抗震设计。设计中按照DL/T620-1997《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》规定，在厂内设置避雷器、避雷针和避雷带相结合的防雷措施。为保护电气设备免受雷电侵入行波的损坏，在主变的高压侧均装有氧化锌避雷器，具体参数配置按照有关规程规定。室外外电气设施采用避雷针保护，其它需防直击雷的建筑物采用避雷带保护。12.3.4防风设计本工程设计采用的基本风压值为0.40kN/m2（50年一遇），建（构）筑物设计基本风压值按照0.40kN/m2采用，可抵御50年一遇风荷载。满足现行规范对抗风灾能力的要求。12.4资金风险分析华电潍坊发电有限公司投资开发建设。项目资本金占总投资的30%，其余70%资金国内融资贷款，按国家规定的最新利率4.35%计算利息。发电工程静态投资为40634万元，动态投资为41053万元。利率，不是一个独立变化的因素，它受国家GDP水平、通货膨胀等宏观经济因素的影响。对本项目而言，利率增减会引起动态投资和财务费用的增减，基准收益率和投资各方内部收益率也有可能会跟随调整。利率的增减会对资金筹措带来一定影响，利率的提高会给资金筹措带来一定的压力，利率降低会减少资金筹措的压力。当贷款利率提高时会引起动态投资和财务费用的增加。鉴于我国近期不排除继续降息的可能，因此到本项目实际贷款时，预期可能会进一步减少资金成本。-147-由于本项目未采用外汇贷款，且均以人民币作为单一结算币种，机组所需要的少量必要的进口设备及材料均以人民币结算，因此本项目可以不考虑汇率风险。12.5政策风险分析《中华人民共和国国民经济和社会发展“十三五”规划》明确将“发展储能与分布式能源”列入“十三五”国家战略百大工程项目。2017年10月，国家发改委、财政部、科技部、工信部、国家能源局等五部委联合发布《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》，明确了储能在我国能源产业中的战略定位:“储能是推动主体能源由化石能源向可再生能源更替的关键技术”，“是构建能源互联网、促进能源新业态发展的核心基础”，“是提升传统电力系统灵活性、经济性和安全性的重要手段”。2019年7月，国家发改委、科技部、工信部、国家能源局等四部委再次印发《关于促进储能技术与产业发展的指导意见2019-2020年行动计划》，提出“完善落实促进储能技术与产业发展政策”“推进储能项目示范和应用”“加快推进储能标准化”。因此，本工程建设完全符合国家现行相关产业政策，属于国家鼓励建设类项目。储能作为清洁能源，需要由国家出台相应的优惠政策予以扶持。但是在我国电力体制改革过程中，还存在着一系列不确定因素，一些关键性改革进展缓慢。目前，电力市场改革还面临着市场体系，市场主体的培育过程漫长，电力项目、电价的审批机制难以适应市场化的要求等一系列问题，这些政策方面的不足，给储能电站经营带来风险。储能电站是中国电力多元化的重要组成部分，有利于优化和调整电源结构。利用储能电站有利于满足系统调峰需要，提高电网运行的安全性。作为能源产业的重要组成部分，储能电站要与电网签订长期服务协议，同时参与市场竞争。在目前的市场环境下，还没有在价格机制中充分反映储能的环保和调峰优势。12.6外部协作风险分析12.6.1大件设备运输可靠性本工程大件设备主要包括：主变压器、集装箱等。本工程大件运输可采用铁路、公路联合运输或全公路运输方案。-148-根据大型火电机组大件设备运输经验，本工程大件设备运输是可靠的。12.6.2施工可靠性保证本工程所需建材机械等均可由当地生产采购，种类、数量和质量均能满足工程建设的需要。工程建设所需要的砖、瓦、石、石灰、砂等地方材料，潍坊地区均有相应的质量和数量可满足要求施工用电：施工电源拟由潍坊电厂二期化水设施区10kV配电室引接。为保证供电可靠性，防止供电电缆被挖断破坏，电缆采用沿墙直埋、沿路边电缆沟敷设的方式，直埋电缆埋深在0.7m以下，按要求铺沙盖砖，过路处采取加固措施，直埋段在沿途设置明显的标志桩，保证电缆安全运行，以防后续施工挖土时损坏电缆。同时现场配备适当容量的柴油发电机，作为消防水泵房、施工电梯、应急照明等的备用电源。施工用水：施工用水拟由潍坊电厂二期冷却塔附近的工业上水管引接。施工通信：当地已有电讯系统覆盖，施工通讯可从潍坊电厂引接，以满足施工期间通信需要。施工期间不设专门的制氧站和乙炔站，依靠外购等方式解决。氧气、乙炔和氩气充瓶后运至施工现场气库，通过气源管送往施工现场各点。在现场设氧气、乙炔和氩气瓶库，以集中与分散相结合的方式向各施工点供应。施工用的压缩空气由移动式空压机供应，以满足施工期间用气需求。13经济与社会影响分析13.1经济影响分析作为投资数亿元储能电站的建设，将给当地社会和经济等各方面的发展带来近期和长远的巨大利益。电站建成后，可以提供清洁可靠的电能，扩大当地就业，为地方财税和GDP作出巨大贡献。13.1.1对当地关联行业的影响工程的建设是潍坊市较大的固定资产投资项目之一，该项目的建设，不仅能直接推动潍坊经济的发展，而且还能带动相关产业的快速发展，具有一次投资、长期受益的综合效应，建成后将对潍坊市财政增长起到强有力的拉动作用。在目前国家出台各项政策拉动内需的情况下，作为基础投资项目，投资较大，其固定资产投入将拉动商品消费和金融业的繁荣与发展，有利于优化和改善存贷结构，符合国家经济政策，拉动内需，提高消费，促进资金-149-利用率，拉动其他行业固定资产投资和区域商贸经济发展和带动商品消费，有利于增加当地工业产值和工业化水平。13.1.2对当地就业机会的影响本建设项目在近半年的建设期间内，将可在当地增加大量的用工需求，并可直接刺激当地建材市场及第三产业的发展，间接增加再就业人数。项目投产后，将从社会增加招聘技术工种和通用工种人员，可大大缓解当地就业压力。本工程的建设投产，将拉动周边经济和电力上下游产业链的进一步发展，对当地产生可观的经济效益和社会效益，而且对山东省经济的发展也起到积极的推动作用。13.1.3宏观经济影响分析该工程为一般投资规模、常规装机容量、技术成熟先进的电站项目，该项目的建成投产对当地的国民经济会有相当大的积极影响。该项目需在国家和山东省各级政府部门批准的规划下实施，因此不会对当地的宏观经济和经济安全产生不利影响。13.2社会影响分析13.2.1社会影响效果分析电化学储能技术，应用在电网调峰领域，其主要作用是在用电低谷时蓄能，在用电高峰时释放电能，实现削峰填谷。此项技术具有不消耗化石燃料、可不受地理因素限制、寿命长、无二次污染、效率高等优点，属于新型储能技术。国家鼓励和支持具备条件的地区、部门和企业，因地制宜开展各类储能技术应用试点示范。本工程为储能技术落地实施项目，符合国家规划及产业政策，是促进新旧动能转换的一种创新实践。拟建项目建成后，利用其发电功率调节灵活、调节速度快的特性，能够有效平抑风电、光伏等新能源发电出力的波动特性，参与电网调峰，缓解电网调峰压力，提高供电质量和电网运行的安全性。同时电化学储能属于环境友好型能源，可在一定程度上改善当地环境。储能电站建成投产后，山东电网可有效降低煤炭使用量，减少CO、CmHn、NOx、SO2等有害气体的排放量，具有良好的环境效益。-150-13.2.2社会适应性分析（1）社会环境及自然环境的相容性本工程站址区域既无全新世活动断层和发震构造，也无泥石流、大面积地表塌陷等危及站址安全的潜在地质灾害产生的条件，同时，工程建设也不会引起次生地质、地震灾害。站址位于山东省潍坊市规划区内，符合城市总体规划要求。站址范围及附近不压文物，也不属于名胜古迹、文物保护和自然保护区，无机场、军事设施及重要的通讯设施。（2）经济环境适应性潍坊储能电站建成投运后，将成为山东省内首批正式商业化运营的电化学储能电站，可打造为当地城市的一张靓丽名片。本工程的建设和运营将会增加地方财税收入和就业机会，带动当地加工制造业、运输业、服务业、地方材料供应等多种产业的发展，能够拉动地区经济投资，开辟新的经济增长点。（3）人文环境适应性建设单位与当地群众关系较为融洽，周围群众支持本工程的建设。电站生产生活区、道路等相关设施周边的绿化美化及水保设施的建成，可为电站员工和当地居民提供了一个良好的生产生活环境，有利于电厂员工和附近居民的身心健康，改善当地居民的生活质量，对当地的社会稳定起到积极的促进作用。因此，本工程必将被当地社会环境和人文条件所接受，本工程与周边社会环境是适宜的。13.2.3社会风险及对策分析本工程在施工建设期，施工噪声、扬尘、用水、交通运输、水土流失、暂时性外来人口的增加等对当地群众的生活、生产有不利的社会负面影响，将给当地带来一些社会管理难度；机组运营后，生产过程排放的废水、噪声对周边环境有一定的影响，具有一定的社会风险，但随着电厂的建成投运，社会负面影响将逐渐减小，甚至消失。为避免和减少项目带来的负面社会影响，化解风险，在工程建设和运营中，合理缩短建设工期，优化调整施工作业时间，使用先进机械设备，采用环保材料，加强水土保持，对危险点源进行分级辨识和责任控制，尽量降低-151-对当地环境的影响。本工程的建设将占用一定的地方资源，但对当地社会产生的积极影响大于负面影响，总体上有利于社会的和谐发展。13.2.4地方各级政府对项目前期工作参与度本工程符合国家规划及产业政策，自前期工作开展以来，在各部门的大力推动下，项目进展顺利并且得到了当地政府及各主管部门高度重视和支持，充分体现了项目产生的社会影响和社会效益。良好的外部投资环境，为该项目今后的顺利实施提供可靠的保证。13.2.5地方政府支持度本工程的建设得到了地方政府的大力支持，在项目前期中各级地方政府以不同形式表达了对本项目的支持和关注。潍坊市高新区政府明确表示大力支持储能项目建设，并督促区发改、国土规划、环保等相关部门协助做好储能项目建设工作。潍坊市发改委相关处室高度关注储能项目的前期申报工作，督促业主单位尽快完善相关材料和上报工作、国网潍坊公司把储能项目作为2021年国网潍坊新能源发展的首要项目，表示以最短的时间落实接入方案，尽快批复。14结论及建议14.1结论（1）本项目建设符合国家和地方产业政策，符合山东能源发展规划和电网发展需求，同时也是建设单位提质增效、持续发展、加快企业转型的需要。项目建成后能够提高山东电网调峰能力，促进可再生能源消纳，能够提升电力系统灵活性，延缓输电网升级增容，助力系统稳定运行，能够缓解火电机组调峰影响，助力企业可持续发展。因此本项目的建设是必要的。（2）本项目各项建设条件基本落实，站址符合土地规划，地质稳定适宜建设，接入系统基本可行，水源初步落实，技术方案安全可靠、先进合理，环境保护及劳动安全预防措施得当，风险可控在控，经济社会效益较好。因此本项目建设是可行的。14.2主要技术经济指标本项目建设规模100MW/200MWh，储能电池采用磷酸铁锂电池，储能站电池系统及功率变换系统均采用户外集装箱布置方案。电站运行方案拟定25年-152-设计年限，8年换一次电池。储能场地拟新建220kV升压站1座，升压站内设置120MVA（220/35kV）升压主变1台。储能单元之间采用环网接线，分单元分别接至升压站35kV配电装置。升压站220kV出线1回接至潍坊电厂二期220kV配电装置新增配电间隔。储能场地35kV配电装置采用单母线接线方式，220kV采用线变组接线。最终以系统审定方案为准。储能电站按“无人值班、有人值守”的原则设计，运行人员定期或不定期进行巡视。本工程在储能电站内设一座35kV/400V开关室，35kV开关柜、接地兼站用变、PC柜均布置在开关室内；设一座电气继电器室，电气二次设备、通信机柜等布置在继电器室内；设控制室，布置储能电站综合自动化控制系统。主要技术经济指标序号项目名称主要指标1电池磷酸铁锂电池2PCS500kW变流器2500kVA升压变压器3主变压器120MVA4电气主接线单母线接线+线变组接线5静态投资（万元）406346动态投资（万元）410537动态单位投资（元/wh）2.0315支持性文件暂无