xx风光储氢一体化项目批准：审核：校核：编写：xx风光储氢一体化项目初步可行性研究阶段0前言中国作为能源消费大国，能源产业的发展支撑着经济的高速发展。随着煤炭供应的日趋紧张以及化石能源带来的环境问题，提高能源效率和发展新能源已成为必然。根据我国的能源资源状况，除煤炭，将来可以依赖的能源资源主要是可再生能源。我国的可再生资源潜力很大，主要有水能、风能、太阳能和生物质能等。加快太阳能、风能等可再生能源开发利用，是我国调整能源结构、减少污染排放、保障能源供应的必然选择。加快构建以特高压电网为骨干网架、以输送清洁能源为主导的能源互联网，实现远距离、大规模、多种能源的智能化配置，科学合理的开发和利用丰富的太阳能、风能资源，是满足国家能源增长需要和实现可持续发展的可靠保证。2020年9月22日，中国国家主席习近平在第75届联合国大会一般性辩论上发表重要讲话：中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。2020年12月12日国家主席习近平在气候雄心峰会上通过视频发表题为《继往开来，开启全球应对气候变化新征程》的重要讲话，习近平提到：到2030年，中国单位国内生产总值二氧化碳排放将比2005年下降65%以上，非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右，森林蓄积量将比2005年增加60亿立方,风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿kW以上。2021年2月，国务院印发《关于加强建立健全绿色低碳循环发展经济体系的指导意见》提出，加快大容量储能技术研发推广；“十四五”规划纲要专栏6中特别提到实施压缩空气储能。要实现上述目标，需要推动经济、能源、环境实现均衡与路径优化，加速构建清洁高效的能源体系。在能源供应方面，预计2060年我国非化石能源消费占比需要从2019年的15.3%提升至75%~80%，年均增长超过1.5%，考虑我国一次能源消费总量基数庞大，风电、光伏等非化石能源所需新增利用规模巨大，新能源以及储能、氢能等新型产业发展前景极为广阔。据全国新能源消纳监测预警中心数据显示，截至2020年9月底，中国风电、光伏并网装机均达到2.2亿kW，合计为4.4亿kW，距2030年12亿kW的累计太阳能、风电装机最低要求仍有逾近7.5亿kW的装机差额，如果以此数据按10年平均计算，即意味着风、光每年的新增装机将不低于7500万kW。xx省xx市的太阳能、风能资源丰富，可利用土地资源广阔，光伏发电、风电等新能源开发条件较好，具备建设风电、光伏、压缩空气储能、制氢等“绿色能源”1xx风光储氢一体化项目初步可行性研究阶段基地项目的基本条件。太阳能和风能资源是清洁的可再生能源，发展光伏和风电对于调整能源结构、减轻环境污染等方面有着重要的意义。但光伏和风电存在出力不稳定和间歇性等特点，电源大规模并网给电力系统运行稳定带来新问题。压缩空气储能发电机组利用电网夜间低谷电通过电动压缩机压缩空气，白天用电高峰时段再从硐穴中释放压缩空气，输送至膨胀机做功发电。压缩空气储能发电系统有益于改善电力系统的电能质量和功率平衡，特别适用于与新能源项目配套或吸纳新能源的多余电力。2xx风光储氢一体化项目初步可行性研究阶段1概述1.1任务依据1.1.1华北院接收到中国能源数字科技集团有限公司对xx风光储氢一体化项目初步可行性研究的委托函。1.1.2国家发展改革委提出“十四五”期间要实现储能由研发示范向商业化初期过渡最后向规模化发展的转变。1.1.32021年全国能源工作会议：大力提升新能源消纳和储存能力，加快推进“风光水火储一体化”的发展。1.1.42021年2月国务院印发《关于加强建立健全绿色低碳循环发展经济体系的指导意见》提出，加快大容量储能技术研发推广；“十四五”规划纲要专栏6中特别提到实施压缩空气储能。1.1.5华北院接收到中国能源数字科技集团有限公司提供的设计基础资料。1.1.6《光伏发电工程预可行性研究报告编制规程》标准编号：NB/T32044-2018。1.1.7《风电场工程规划报告编制规程》标准编号：NB/T31098-2016。1.1.8《大中型火力发电厂设计规范》标准编号：GB50660-2011。1.1.9《火力发电厂初步可行性研究报告内容深度规定》标准编号：DL/T5374-2018。1.1.10各专业有关技术规程规定。1.2项目概况1.2.1项目单位简介本项目由中国能建数字科技集团有限公司负责投资建设。中能建数字科技集团有限公司是能建集团数字化转型和科技强企的主要载体，注册资金50亿元，注册地为北京市xx区，把握“1235”总体方针，聚焦“建成数字化和科技领域的一流企业”一个目标，坚持“数字、科技”两轮驱动，打造公司“数字产业发展平台、科技创新孵化平台、数字及科技新兴产业投资平台”三大平台，培育发展数字化业务、科技发展业务、电子商务业务、能源类业务、数字与科技产业投资业务等五大业务。作为能建集团科技创新与科技成果转化的主要载体，数科集团以储能新技术、清洁低碳新技术、数字化前沿技术等为突破点，面向市场集聚内外部科技创新资源要素，3xx风光储氢一体化项目初步可行性研究阶段承担重大科技创新与新技术研发功能；承担集团重大科技攻关任务，推动集团科技创新与驱动发展；掌握硬核技术，培育“研发、投资、建设、运营”一体化的科技产业化新模式；通过市场化力量推动迭代升级，牢牢占据技术制高点，引领行业技术进步，为企业发展提供动力。1.2.2项目简介为充分利用xx省xx市的丰富地质资源、风光资源，合理规划能源发展布局，在国家实施清洁能源战略的大背景下，中能建数字科技集团有限公司拟在xx市规划建设风光储氢一体化项目（分压缩空气储能、风电、光伏、制氢四个模块），共分两期建设。本期规划建设1台300MW/1200MWh压缩空气储能发电（压缩时长8h，发电时长4h）、风力发电900MW、光伏发电300MW，同时配套建设2×500Nm³/h电解水制氢项目。二期再扩建1台300MW压缩空气储能发电及风电、光伏、制氢项目。1.3工作过程及工作组织1.3.1工作过程2021年12月24日，接收到业主方委托，组织项目成员并进行策划。2021年12月28日，组织相关人员现场踏勘和收资。2022年1月12日，陪同业主方签订框架协议。2022年1月14日，完成初可报告初稿。1.3.2工作组织主管总工程师：项目经理：计划工程师：主设人和主工：序号专业主设人主工1风资源2光资源3热机4电一5电二6结构7总图/施工组织8建筑4xx风光储氢一体化项目初步可行性研究阶段序号专业主设人主工9热控10暖通11化学12水工工艺13环保14勘测15水文气象16远动17通信18继电保护19技经1.4主要结论、问题和建议1.4.1主要结论中能建数字科技集团有限公司拟在xx市规划建设风光储氢一体化项目（分压缩空气储能、风电、光伏、制氢四个模块），共分两期建设。本期建设1台300MW/1200MWh非补燃式压缩空气储能发电（压缩时长8h，发电时长4h）、光伏发电300MW、风力发电900MW，同时配套建设2×500Nm³/h电解水制氢项目。二期再扩建1台300MW压缩空气储能发电及风电、光伏、制氢项目。压缩空气储能部分，利用夜间谷电连续压缩运行8小时，白天连续发电运行4小时，年上网发电量为390786MWh。静态投资为240663万元（含人工造穴投资58671万元），单位静态投资为8022元/kW。风电部分，拟建180台5.0MW风电机组，叶轮直径191m，轮毂高度110m，总装机容量为900MW，年上网发电量为2310598.7MWh，年等效满负荷运行小时数为2567h。现阶段，风电部分暂按单位静态投资6150元/kW考虑，项目静态投资为553500万元。光伏部分，拟建光伏电站装机容量360.29MW（交流侧容量300.8MW），共计94个发电单元，年均上网电量为503835.8MWh，年均等效利用小时数为1398.42h。现阶段，光伏部分暂按单位静态投资4500元/kW考虑，项目静态投资为162131万元。制氢部分，安装2套500Nm³/h电解水制氢系统。年运行小时按6600h，制氢电耗25000MWh/年、水耗4025吨/年，可产氢气594吨/年、氧气4719吨/年。制氢部分静态投资为2004万元。本工程静态投资合计958298万元。本期项目经营期按25年，光伏部分静态投资按照4500元/kW考虑、风电部分静态投资按照6150元/kW考虑，在不考虑储能收入，仅考虑储能固定资产投资和运维成5xx风光储氢一体化项目初步可行性研究阶段本的情况下，资本金财务内部收益率为6.01%，投资回收期（税后）为13.65年。效益较好。风光储氢一体化项目的建设和产业投资，能够直接吸纳当地人员就业108人。每年生产32亿度清洁能源电力，具有显著的绿色能源经济效益。本项目建厂外部条件可行，所选厂址区域地质稳定，具备电厂建设条件。1.4.2问题和建议清洁能源发电是一种不消耗矿物质能源、不污染环境、建设周期短、建设规模灵活、具有良好社会效益和经济效益的能源建设项目。同时该项目的建设对于拉动地方经济，实施可持续发展也具有十分重要的意义。建议建设方进一步落实好以下几个问题：1、建议项目单位应尽快与政府落实新能源用地与指标。2、希望电网给予政策扶持，给予压缩空气储能参与调峰调频辅助服务身份的电力政策。3、建议项目单位应尽快委托完成接入系统设计、环评、水资源论证报告等。6xx风光储氢一体化项目初步可行性研究阶段2地区电力系统现状目前，xx市尚无500kV变电所，500kV元董双回线从xx市的西北向东南经过xx市，xx电网通过220kV宁建线与赤峰电网相连，通过220kV龙州线与锦州地区相连，通过220kV龙南沙线和220KV建绥线与葫芦岛地区相连。xx地区以xx电厂为中心，以放射状220kV线向北票，龙城，建平，凌源等4座220kV变电所供电，主变压器总容量756MVA。xx城网现有66kV变电所25座，主变44台，总容量1633.7MVA，66kV线路53条，911.478km。7xx风光储氢一体化项目初步可行性研究阶段3太阳能资源3.1区域太阳能资源概述xx省的年均日照时数为2139～2938h，最低值在辽东山区的草河口县，最高值在辽西北建平县，xx省年平均日照时数为2543h。全省日照时数分布呈由西向东减少的态势，辽西山区和辽北边界地区日照时数较多，在2800h以上；东部山区日照时数较少，在2500h以下。全省平均年太阳辐射量为5100MJ/㎡，各地太阳总辐射量为(4513～5344)MJ/㎡，辐射量最大值在南部海岛上的长海县，最小值在草河口县。太阳总辐射分布主要受气候和地形影响，分布形势大致由西至东减弱。辽西和沿海地区辐射量较大，东部山区辐射量较小。xx省太阳辐射分布见图3.1-1。图3.1-1xx省太阳能辐射分布图xx县位于xx省西部，地理坐标为北纬40°55′-41°54′，东经119°52′-120°47′。东与锦州市接壤，西与建平县、喀左县为邻，南与葫芦岛市、建昌县毗连，北与北票市及内蒙古自治区敖汉旗为界。东北距沈阳316千米，西南距北京5188xx风光储氢一体化项目初步可行性研究阶段千米。xx县地处中纬段，属于温带大陆性季风气候区。北部受蒙古高原高压影响较大，气候大陆性特征显著。东南部距渤海不足百公里，受燕山山脉阻隔，南来暖湿气流不能流入境内，形成半干旱半湿润的易旱地区。境内四季雨热同期，日照充足，昼夜温差较大。全县年平均日照时数达2861.7h，太阳总辐射量5199MJ/㎡，全县光照条件优越，属全省高值区。3.2代表气象站本项目选xx气象站作为代表气象站。表3.2-1气象站主要气象要素项目单位数量多年平均气温℃8.8多年极高温度℃43.3多年极低气温℃-34.4最大冻土深度M1.4最大积雪深度cm17多年平均风速m/s2.1多年极大风速m/s28.3多年沙尘暴平均日数日1.3多年平均雷暴日数日33.83.2.1日照时数各月日照时数呈双峰型分布，以春季最多、夏季次之、冬季最少为主要特征。其中，5月份日照时数最多，为240h左右，12月日照时数最少，为170h左右；1999～2008年10年间的平均值为2562.12h。表3.2-2xx气象站的日照统计资料月份123456789101112年合计1999203.7217.3179.6234.1271.7259.8265.3239.6215.4238201.3183.62709.42000219.2247.2238.1293.1265.6273.7201.5237.6202176.62700.62001171207.8232.3258.2218.1276.9276.3248.4209.6203.81752748.62002155.6203.3196.5279185.1253.4272.9237.1185.9183.9182.62604.72003192.5197.3206235.3310.9226.5280.9228.6208.4142.7177.72514.22004200.8191.6180.9258.7220.7213.8213231.4155.7179.12609.82005200.6195.8247.5174.6241.4232254226202.2146.12447.9174.9240.2224237202.4172.6225.1178.8231.39xx风光储氢一体化项目初步可行性研究阶段2006159.4146.7229.3152.6224207.7207.2218.3244.2230179.3165.12363.82007192.3197.2201.5175.4247.9236.6176.2271.4259.9189.8177.7160.22485.72008205.9227.3186.6185.9214.6178.9181.4207.7244.5243.7201.2158.82436.53.2.2日照百分率xx县日照百分率的季节变化特点是以夏季最少、春季次之、秋冬季最多为主要特征，其中，1、2月份日照百分率偏高，接近70%，7月日照百分率偏少，不足50%；多年平均日照百分率60%左右，其中，1971～2009年间的年平均值为62%。表3.2-3xx各月及年平均日照百分率123456789101112年平均1971-2009696965615852495665686766623.2.3太阳能总辐射由xx县气象局太阳辐射资料统计，该地区的年均太阳总辐射为5100MJ/m2左右，太阳总辐射的月季变化曲线呈单峰型，春夏季较大、秋冬季较小。总辐射最高值出现在5月份，可达到或超过600MJ/m2，最低值出现在12月份，为200MJ/m2以上。春、夏、秋、冬四季总辐射量约分别占年总辐射量的31%、33%、21%和15%左右。Year表3.2-4xx累年各月及年平均太阳能总辐射（kWh/(m2.a））19991月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12合计2000月2001200291.5134.3140.0204.2240.1241.4234.9209.1179.7150.2105.485.62016.7200386.9132.7178.6207.4251.7248.7236.1203.1191.2136.072.856.32001.4200463.295.4124.8149.6172.4154.5168.9162.7141.195.875.857.11460.2200591.3138.3168.8194.0257.2191.5235.6224.2179.0127.795.477.41980.5200688.9124.9156.5205.9222.1231.5213.8232.0173.6136.182.379.11941.5200788.5122.8176.8214.2218.5209.3215.6196.0179.0141.984.571.61919.0200881.6117.3193.1212.3234.7229.8245.0171.1206.4170.3118.492.12072.193.8132.0192.9193.2225.0224.4219.8205.1191.5145.6107.683.92014.993.6133.1175.4213.3237.3257.8218.1215.5189.1119.984.266.32003.181.2118.5135.2169.5193.7193.3193.6184.7173.8134.094.271.91748.73.2.4气象条件的影响分析根据气象站的资料和场区的实际情况，进行气象条件的初步影响分析：（1）气温影响分析逆变器的工作环境温度范围为-25℃~55℃，电池组件的工作温度范围为-40℃~85℃。参照气象站提供的各类相关气象数据，拟选场区的气温条件对太阳能电池组10xx风光储氢一体化项目初步可行性研究阶段件的可靠运行及安全性没有影响。逆变器的工作温度在冬季超出工作范围，设备采购招标时需考虑此因素的影响；夏季应采取通风措施使得其在高温下能正常工作。在太阳能电池组件的串并联组合设计中，需根据当地的实际气温情况进行相应的温度修正，以确保整个太阳能发电系统在全年中有较高的运行效率。（2）风速影响分析拟选场区多年平均风速2.1m/s，多年最大风速28.3m/s。风有助于增加太阳能组件的强制对流散热，降低电池组件板面的工件温度，从而在一定程度上提高发电量。同时，风载荷也是光伏支架的主要载荷。（3）极端天气影响分析沙尘天气发生时空气中的沙尘粒子急剧增多，大气透明度明显下降，接收到太阳总辐射的明显减少，对光伏电站的发电量有一定影响，需考虑防风沙及电池组件的清洗工作。雷暴是伴有雷击和闪电局地对流性天气。累年平均雷暴日为33.8d。根据“交流电气装置的过电压保护和绝缘配合”，为中雷区，电池组件及电气装置、建筑物等应采取相应的防雷措施。3.3太阳能资源分析3.3.1日照分析近30年平均各月日照时数数据如表3.3-1。表3.3-1近30年平均各月日照时数（h）一月二月三月四月五月六月七月八月九月十月十一十二全年月月185.67200.35215.11215.88253.02216.67229.09237.32239.48216.48182.44170.72562.根据表3.3-1可以看出：全年3~9月日照较为充沛，其中以5月日照最多，11月至来年1月是全年日照时数较少的月份。3.3.2太阳总辐射计算太阳能资源的数量一般以到达地面的太阳总辐射量来表示。太阳总辐射量与天文因子、物理因子、气象因子等关系密切，在实际工作中通常利用半经验、半理论的方法，建立各月太阳总辐射量与相关因子之间的经验公式，计算各月太阳总辐射量，从而得到掌握每年太阳能资源的数量。太阳总辐射是根据经验模型Q=Q0（a+bS）推算获取，其中所需要的各种参数均依据气象行业标准《太阳能资源评估方法》中的具体11xx风光储氢一体化项目初步可行性研究阶段要求进行处理和计算。选择具有较长时间序列的太阳辐射站的实测资料通过最小二乘法获取各日射站总辐射的拟合经验系数a、b，考虑a、b系数具有明显的时空变化规律，因此分别建立各辐射站太阳总辐射的分月（1～12月）估算模型，根据确定的经验系数a、b，结合xx气象站的日照百分率数据资料，推算其太阳总辐射。表3.3-2太阳总辐射推算值月份总辐射(kWh/㎡)154.68266.82399.574131.875134.886182.817162.088156.999195.2610111.341151.391271.24总量1418.92图3.3-1月平均太阳总辐射变化3.3.3卫星数据分析3.3.3.1MeteoNorm数据Meteonorm是一款非常强大的全球气象资料软件，其数据来源于全球能量平衡档案馆（GlobalEnergyBalanceArchive）、世界气象组织（WMO/OMM）和瑞士气象局等12xx风光储氢一体化项目初步可行性研究阶段权威机构，包含有全球7750个气象站的辐射数据以及5颗地球同步卫星的所有数据，我国98个气象辐射观测站中的大部分均被该软件的数据库收录。此外，该软件还提供其他无气象辐射观测资料的地点的通过插值等方法获得的该地区1981~1990，1991~2010以及平均各月总辐射量。通过卫星数据进行插值计算得到该地的辐照资源数据，得到场址太阳总辐射如下图所示：图3.3-2METEONORM辐射数据统计从图表中可以看出METEONORM各月总辐射量年变化趋势。从1月份开始逐渐增加，到5月份达到最高（181.1Wh/m2），6、8月份略有下降，但依然维持在一个较高的水平，4~8月仍表现为站区总辐射量最充沛的五个月，此后开始逐渐减少，到12月份降到全年最低（59.4kWh/m2），从散射辐射数据可以看出，该地区年中辐射中，散射辐射约占44.18%，散射辐射所占比例较高。Meteonorm模拟项目区域全年水平面总辐射为1491.4kWh/㎡，散射辐射为658.9kWh/㎡。3.3.3.2NASA数据另选取NASA辐射数据库作为辐射数据对比。其数据空间分辨率为110km×110km。NASA提供的相关太阳辐射数据是通过太空卫星观测后再反演至地面数据得到。NASA卫星再分析数据对项目区域模拟结果如下图：13xx风光储氢一体化项目初步可行性研究阶段图3.3-3NASA辐射数据统计（kWh/m2）从上图中可以看出NASA各月总辐射量年变化趋势。从1月份开始逐渐增加，到5月份达到最高（196.5kWh/m2），6、7月份略有下降，但依然维持在一个较高的水平，4~8月仍表现为站区总辐射量最充沛的五个月，此后开始逐渐减少，到12月份降到全年最低（69.8kWh/m2），从散射辐射数据可以看出，该地区年中辐射中，散射辐射约占31.8%。NASA模拟项目区域全年水平面总辐射为1600.7kWh/㎡，散射辐射为509.1kWh/㎡。考虑到NASA数据空间分辨率较低，且其再分析模型对空气中的气溶胶等复杂参数考虑不足，仅作为对比参考使用。通常情况下，NASA数据大于Meteonrom数据。3.3.3.3SolarGIs数据Solargis是由欧洲Solargiss.r.o.开发的太阳能资源评估工具，利用卫星遥感数据、GIS（地理信息系统）技术和先进的科学算法得到高分辨率太阳能资源及气候要素数据库，涉及范围已涵盖欧洲、非洲和亚洲。现已被广泛应用于光伏、聚光光伏和光热项目的前期开发、资源评估和发电量计算。Solargis是由一系列高分辨率的气象要素数据库构成，这些气象要素包括：太阳辐射：水平面总辐射GHI，法向直接辐射DNI，散射辐射DIFF气象参数：气温、湿度、压强、平均风速、风向，以及降水量（正在开发）环境参数：海拔高度、地表倾斜角、地表方位角、地表植被、人口密度14xx风光储氢一体化项目初步可行性研究阶段主要参数在中国范围内分辨率可达到250米。项目所在地的SolarGIS数据如下：GHI：1513.4kWh/m2.yrDNI：1516.4kWh/m2.yrDIF：683.4kWh/m2.yr等效小时数：1548.5kWh/kWp3.3.3.4小结气象站MeteonorNASASolarGIS推算值mGHI,kWh/m2.y1418.921491.41600.71513.4rDNI,kWh/m2.y1516.4rDIF,kWh/m2.yr658.9509.2683.4由上表可见：Meteonorm数据和SolarGIS数据的GHI数值比较接近，NASA数据偏高。说明：气象站GHI推算值GHI=1418.92kWh/m2.yr，仅作为参照和对比分析之用，不作为本光伏项目计算发电量的依据。3.4站区太阳能资源评价3.4.1太阳能资源丰富程度评估根据《太阳能资源评估方法》（GB/T37526-2019）确定的标准，太阳总辐射年辐射量划分为四个等级：最丰富（A）、很丰富（B）、丰富（C）、一般（D）。划分标准见表3.4-1。等级名称表3.4-1太阳总辐射年辐射量等级等级符号分级阈值（kWh/m2·a-1）分级阈值（MJ·m-2·a-1）最丰富G≥1750G≥6300A很丰富1400≤G<17505040≤G<6300B丰富1050≤G<14003780≤G<5040C一般<1050<3780D注：G表示总辐射年辐射量，采用多年平均值（一般取30年平均）分析得出的卫星数据可见：Metenorm和SolarGIS的GHI值接近1500kWh/m2.yr，NASA数据GHI大于1600kWh/m2.yr。15xx风光储氢一体化项目初步可行性研究阶段按照太阳能资源丰富程度等级规定，综合认为，其太阳能资源丰富程度属于B级。3.4.2存在问题和建议由于当前未收集到气象站太阳辐射实测数据和场址的实测数据，本部分的光资源分析工作主要基于卫星数据。建议尽快建立场址处的太阳辐射监测系统。16xx风光储氢一体化项目初步可行性研究阶段4风能资源4.1设计依据4.1.1规程规范NB/T31105-2016《陆上风电场工程可行性研究报告编制规程》《风电场气象观测资料审核、插补与订正技术规范》GB/T37523-2019《风电场风能资源评估方法》GB/T18710-2002《风电场工程风能资源测量和评估技术规范》NB/T31147-2018《风力发电机组设计要求》GB/T18451.1-2012《风电场气象观测及资料审核、订正技术规范》QX/T74-20074.1.2基础资料（1）场区附近ERA5数据和中尺度数据。4.2xx县概况xx县隶属于xx省xx市，位于xx省西部，大凌河中上游，东、东南与凌海市及葫芦岛市的南票区、连山区接壤，西、西南和建平、喀左及建昌相毗邻，并与北票、内蒙古自治区敖汉旗交界。南北长109.1公里，东西宽76.2公里。xx县总面积3758平方公里。xx县地形多样，丘陵分布广泛，平原面积较小，只有延河冲积的平洼地段。地势西北高、东南低，由西北而向东南倾斜。xx县山脉纵贯、河流冲积形成既有连绵起伏的中低山，又有沟壑纵横的丘陵和沿深缓平的冲积平原。山区与丘陵相对高差300~600米，其地貌区划属于冀北辽西侵蚀中低山区。大凌河流域为狭长冲积平原，地势较平。xx县海拔高度分布见图4.2-1。xx县地处中纬段，属于温带大陆性季风气候区。北部受蒙古高原高压影响较大，气候大陆性特性特征显著。东南部距渤海虽不足百公里，但由于受燕山山脉阻隔，南来暖湿气流不能流入境内，所以形成半干旱半湿润的易旱地区。境内四季雨热同期，日照充足，昼夜温差较大。xx平均年日照时数为2861.7小时，日照率65%。xx县光能条件优越，属全省高值区。太阳辐射年平均总量140.4千卡/平方厘米，4~9月间总辐射量为91.1千卡/平方厘米，占全年总辐射量65%。在总辐射量中，生理辐射占49%，年值为68.9千卡/平方厘米；4-6月份生理辐射44.64千卡/平方厘米，占全年生理总量的64.7%。年平均气温8.3~8.9℃，年均最高15.5~15.9℃，年均最低1.4~2.0℃。一月份最冷，月平均气温10.0~10.9℃；7月份最热，月平均气温24.4~24.9℃。极端最17xx风光储氢一体化项目初步可行性研究阶段高气温40.6℃（1955年7月23日），极端最低气温-31.1℃（1953年1月16日）。本次规划区域包括王营子乡（105.71km2）、六家子镇（120.72km2）、根德营子乡（125.38km2）、尚志乡（57.17km2）四个乡镇，总共408.98km2，xx县规划区域海拔高度分布见图4.2-2。图4.2-1xx县海拔高度分布图18xx风光储氢一体化项目初步可行性研究阶段图4.2-2规划区域海拔高度分布图4.3风电场所在地ERA5数据分析本次收集到场区附近中尺度ERA5数据，进一步了解该地区风速、风向特点。4.3.1ERA5数据点概况根据ERA5数据研究该地区风速、风向分布特点。中尺度数据点坐标为N41°，E120.25°，位于场区六家子镇中，数据距离地面高度为100m。19xx风光储氢一体化项目初步可行性研究阶段图4.3-1ERA5数据点位置示意图4.3.2多年风速年际变化统计ERA5数据2001/01/01—2021/12/31之间的平均风速，近10年平均风速为5.128m/s，近20年平均风速为5.102m/s。20xx风光储氢一体化项目初步可行性研究阶段5.3005.2005.1005.0004.9004.8004.700123456789101112131415161718192021图4.3-2ERA5数据风速年际变化直方图(同期）4.3.3多年平均风速年内变化统计ERA5数据2001/01/01—2020/12/31之间多年月平均风速，6~9月和1月风速较小，其余月份风速较大。6.5006.0005.5005.0004.5004.0001月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月图4.3-3ERA5数据多年平均风速年内变化图4.3.4多年平均风向频率分布统计ERA5数据2001/09/01—2021/08/31之间多年风向数据，主导风向为WSW。21xx风光储氢一体化项目初步可行性研究阶段图4.3-4ERA5数据多年风向玫瑰图4.4风电场风力资源评价4.4.1场区及测风情况概述本次规划风机布置区域集中在xx县的南部四个乡镇，根据场区风能资源分布、可利用地分布、海拔高度情况分析，选取D01-D05五座虚拟测风塔，选择位置见表4.4-1。表4.4-1五座虚拟测风塔中尺度风速情况表海拔中尺度风功率剪切空气密粗糙度塔号经度纬度高度风速密度指数度D01120.513864（m）（m/s）(W/m2)（kg/m341.0945772705.87155.980.21.210.05D02120.487172t41.1439973206.2246.520.171.20.4D03120.2007440.9731674065.98212.790.141.190.35D04120.41989840.9620444906.69294.360.21.190.4D05120.39368741.0348315926.7307.840.191.190.3522xx风光储氢一体化项目初步可行性研究阶段图4.4-1五座虚拟测风塔分布图图4.4-2王营子乡平均风速分布图23xx风光储氢一体化项目初步可行性研究阶段图4.4-3六家子镇平均风速分布图图4.4-5根德营子乡平均风速分布图24xx风光储氢一体化项目初步可行性研究阶段图4.4-6尚志乡平均风速分布图4.4.2规划区域风资源结论结合规划区域内海拔高度分布和中尺度分布图，初步判断xx县规划区域风能资源结论如下：1）初步布置区域内风机机位110m高中尺度风速在5.64m/s~7.82m/s之间，宜布置风机的海拔高度在225m~798m之间。2）平均空气密度较低，在1.18~1.21kg/m3之间3）该地区风速、风功率密度年变化表现出明显的季节性特点，总体为冬季较大，夏季最小。风速、风功率密度日变化规律总体为午后最大，夜晚较小。4）该地区主导风向为SSW，次主导风向为N，主导风能为N。5）根据现有数据和平均风速大小，同时参考周边已建工程情况，本阶段暂按IECIII类及以上等级的风电机组进行规划设计。25xx风光储氢一体化项目初步可行性研究阶段5建厂条件5.1厂址概述本项目选址xx省xx市xx县境内。项目光伏电站初步规划位于xx县六家子镇和王营子乡；风电场初步规划位于xx县六家子镇、王营子乡、尚志乡和根德营子乡；压缩空气储能工程拟选址xx县二十家子镇柳城经济开发区；电解水制氢项目拟规划布置在六家子镇风场及光伏升压站区域附近。图5.1-1厂址地理位置图5.1.1xx省概况xx省位于东北地区的南部。介于东经118°53'至125°46'，北纬38°43'至43°26'之间。南濒黄、渤二海，辽东半岛斜插于两海之间，隔渤海海峡，与山东半岛遥相呼应；西南与河北省接壤；西北与内蒙古毗连；东北与吉林省为邻；东南以鸭绿江为界与朝鲜隔江相望。xx省陆地总面积14.86万平方公里，占中国陆地总面积的1.5%。26xx风光储氢一体化项目初步可行性研究阶段5.1.2xx市概况xx市位于xx省西部。介于东经118°50′至121°17′和北纬40°25′至42°22′之间，东西跨度约165千米，南北跨度约216千米，边界周长约980千米。北与内蒙古自治区赤峰市及通辽接壤；南与xx省葫芦岛及河北省秦皇岛毗连；东与xx省阜新市、锦州市为邻；西与河北省承德市、秦皇岛市交界。总面积约19699.14平方公里。图5.1-2xx市行政区域图5.1.3xx县概况5.1.3.1xx县概况xx县位于xx省西部，地处北纬40°55′-41°54′，东经119°52′-120°47′，距首都北京518公里，距省会沈阳328公里，距锦州港90公里，地理位置优越。南北最大距离约为109.1公里，东西最大距离约为76.2公里，总面积3758平方公里。xx县地形多样，丘陵分布广泛，平原面积较小，只有延河冲积的平洼地段。地势西北高、东南低，由西北而向东南倾斜。山脉纵贯、河流冲积形成既有连绵起伏的中低山，又有沟壑纵横的丘陵和沿深缓平的冲积平原。山区与丘陵相对高差300~600米，地貌上属于冀北辽西侵蚀中低山区。大凌河流域为狭长冲积平原，地势较平。27xx风光储氢一体化项目初步可行性研究阶段xx县属于温带大陆性季风气候区。北部气候大陆性特性显著。东南部为半干旱半湿润的易旱地区。境内四季雨热同期，日照充足，昼夜温差较大。平均年日照时数为2861.7小时，日照率65%。xx县光能条件优越，属全省高值区。太阳辐射年平均总量140.4千卡/平方厘米，4~9月间总辐射量为91.1千卡/平方厘米，占全年总辐射量65%。年平均气温8.3~8.9℃，年均最高15.5~15.9℃，年均最低1.4~2.0℃。一月份最冷，月平均气温10.0~10.9℃；7月份最热，月平均气温24.4~24.9℃。极端最高气温40.6℃（1955年7月23日），极端最低气温-31.1℃（1953年1月16日）。xx县主要河流有大凌河及其支流老虎山河，南部有小凌河。大凌河流域包括西北部13个乡镇场和南双庙乡，大凌河横贯东西，北部地区由于受断裂控制及流水侵蚀作用，地势起伏不平，多以山地为主；小凌河流域包括东南部14个乡镇（不包括南双庙乡），小凌河自西南向东北流经此区域，沿河的低平阶地为本地区人口集居和耕作区。xx县土地总面积642.5万亩，人均占有国土资源10.5亩，其中耕地137.1万亩、平地40万亩、坡地71.4万亩、山地25.7万亩、宜林面积220万亩、牧地面积182万亩、水域面积62.1万亩、河滩面积45.8万亩。5.1.3.2经济开发区概况xx经济技术开发区位于xx市郊，北依内蒙古自治区，西接河北省，南临渤海，一域连三省，兼具沿海与内陆双重优势，可同时接受两大城市群的辐射。周围地区农副产品资源、矿产资源和文化资源丰富，蕴含着无穷无尽的后发力。区位交通便利，优势独特。距锦州港97公里，距xx火车站2公里，有6条铁路，10条公路和干线贯穿，朝锦高速路将开发区纳入全国高速公路网，京四高速公路和朝赤高速公路贯穿全境，40分钟到锦州，3小时抵沈阳，5小时到达北京。xx经济技术开发区，是xx省首批对外开放的省级经济技术开发区，是xx改革开放的先导区，对外开放的窗口和新型的工业园区，省级高新技术园区。xx开发区行政管辖，规划面积20平方公里，实行封闭式管理，开放式办公，行使市级经济管理权限，县级行政管理职能5.1.4压缩空气储能电站场址地理位置和自然条件根据xx县政府相关规划文件，目前有四个场址可用于场址区建设。四个场址均位于xx县柳城经济开发区境内，场地相对位置关系如图5.1.4-1。28xx风光储氢一体化项目初步可行性研究阶段图5.1.4-1场址位置示意图5.1.4.11号地块该场址位于开发区北侧，北侧为丹锡高速，西侧为鞍羊线。西南侧800m分布有铁路。场址区域属地缓丘陵地貌，呈长梁形，现状为三级台地，场地自然标高约215m~236m，最大高差21m。场址范围内主要地物为荒地和弃用厂房。根据业主提供可用地范围线，场址呈菱形，场址区域可利用面积约23.33hm2。根据现场调查和询问当地居民，地表以下10m可见强风化岩石，60~80m可见中风化基岩。根据现场踏勘，场址区域周围全部为工业用地，场址区域未见有开采价值的矿产分布，地表未见文物分布痕迹。目前该地块为xx国能锰业公司区域，但厂房均已拆除，残留老旧混凝土基础和部分建（构）筑物。参考《xx柳城经济开发区近期重点发展区域工程建设项目地质灾害危险性评估报告》和《xx柳城经济开发区近期重点发展区域工程建设项目压覆重要矿产资源评29xx风光储氢一体化项目初步可行性研究阶段估报告》，区域历史地震的最大地震影响烈度为度，区域地质稳定，地震基本烈度为Ⅶ度，50年超越概率10%的地震系数0.10g，特征周期0.25s，所属设计分组为第一组。图5.1.4-21号场址地面情况5.1.4.22号地块该场址位于开发区南侧何家窝铺村，北侧为汇通路，南侧为科技路，东侧为兴园西街。场地东侧约300m为能环生物质发电厂，主建筑及附属建筑均已建设完成，计划于2022年1月投产；北侧为北鑫地块，现为开发区废旧铝业处理工厂；东侧500m为锦赤货运专线，西侧600m为锦赤线，东北侧1km分布有铁路。场址所在区域原始地貌为丘陵间平地，场地地势开阔，地形较平坦，地表为农田和树苗，场地自然标高约150m~172m，最大高差22m。根据业主提供可用地范围线，场址呈不规则长条形，场址区域可利用面积约24.0hm2。场地南侧约1.0km为220kV变电站。根据现场踏勘，场址区域周围为工业用地、农业用地和村庄。场址区域未见有开采价值的矿产分布，地表未见文物分布痕迹。参考《xx柳城经济开发区近期重点发展区域工程建设项目地质灾害危险性评估报告》和《xx柳城经济开发区近期重点发展区域工程建设项目压覆重要矿产资源评估报告》，区域历史地震的最大地震影响烈度为度，区域地质稳定，地震基本烈度为Ⅶ度，50年超越概率10%的地震系数0.10g，特征周期0.25s，所属设计分组为第一30xx风光储氢一体化项目初步可行性研究阶段组。根据工程地质资料：场址范围内地层岩性为表层分布薄层种植土（Q4ml）及冲沟分布第四系全系统冲积粉质黏土（Q4al）外，下伏及地表出露为侏罗纪泥岩、砂岩（J3t）。根据水文气象资料：本区地下水埋深35m以下，地下水位埋藏较深，可不考虑地下水对建筑材料及基础施工的影响。对于防渗设计水位，由于存在大气降水及生产生活用水的影响，建议按自然地表考虑。图5.1.4-32号场址地面情况5.1.4.33号地块该场址位于开发区南侧何家窝铺村，北侧为汇通路，南侧为科技路，西侧为兴园西街。场地东侧紧邻能环生物质发电厂（不再赘述），东侧300m为锦赤货运专线，西侧800m为锦赤线，东北侧1km分布有铁路。场址所在区域原始地貌为丘陵间平地，场地地势开阔，地形较平坦，场地已完成平整，东北侧有零星土堆分布。根据业主提供可用地范围线，场址呈不规则梯形，场址区域可利用面积约23.86hm2。根据现场调查，目前场地填土一般厚度为3m，最大填土厚度不超过5m。场地南侧约1km为220kV变电站。根据现场踏勘，场址区域周围全部为农业用地，该场址目前已履行征地手续，建设方可以取得转让资格。31xx风光储氢一体化项目初步可行性研究阶段根据历史卫图显示，该区地貌在历史上为相对低凹处，有河流经过，场区标高为160~170m。2019年8月能环生物质发电厂开工后，将多余土体堆积到厂区范围内，致使场区地面标高增高，目前场区自然地面标高约173m。由于地面标高人工抬高，导致北鑫路一侧出现积水现象，如图5.1-5所示。场址区域未见有开采价值的矿产分布，地表未见文物分布痕迹。参考《xx柳城经济开发区近期重点发展区域工程建设项目地质灾害危险性评估报告》和《xx柳城经济开发区近期重点发展区域工程建设项目压覆重要矿产资源评估报告》，区域历史地震的最大地震影响烈度为度，区域地质稳定，地震基本烈度为Ⅶ度，50年超越概率10%的地震系数0.10g，特征周期0.25s或0.35s，所属设计分组为第一组。根据工程地质资料：场址范围内地层岩性为表层分布薄层种植土（Q4ml）及冲沟分布第四系全系统冲积粉质黏土（Q4al）外，下伏及地表出露为侏罗纪泥岩、砂岩（J3t）。根据水文气象资料：本区地下水埋深35m以下，地下水位埋藏较深，可不考虑地下水对建筑材料及基础施工的影响。对于防渗设计水位，由于存在大气降水及生产生活用水的影响，建议按自然地表考虑。图5.1.4-43号场址地面情况32xx风光储氢一体化项目初步可行性研究阶段图5.1.4-5原始地形图5.1.4.44号地块该场址位于开发区南部，北侧为金锰二路，南侧为建业路，西侧为金锰二街，东侧为金锰三街。场地东侧紧邻锦赤货运专线，西侧800m为锦赤线，东北侧600m分布有铁路。场址所在区域原始地貌为山前平地，坡度较缓，场地东侧靠近山体部分平整完成，场地地势开阔，地形相对平坦，西侧场地内有大量土堆和少量人工开挖沟壑分布，有200m×60m蓄水池塘，场地自然标高约180m~192m，最大高差12m。根据业主提供可用地范围线，场址呈不规则四边形，场址区域可利用面积约24.33hm2。根据现场调查，目前场地填土一般厚度为5m。场地东侧分布有蒸汽管网（能环生物质发电厂接出），用于开发区现有企业供热。场地东侧为兴隆山。根据现场踏勘，场址区域周围为山区和工业用地，该场址目前已履行征地手续，建设方可以取得转让资格。场址区域未见有开采价值的矿产分布，地表未见文物分布痕迹。参考《xx柳城经济开发区近期重点发展区域工程建设项目地质灾害危险性评估报告》和《xx柳城经济开发区近期重点发展区域工程建设项目压覆重要矿产资源评估报告》，区域历史地震的最大地震影响烈度为度，区域地质稳定，地震基本烈度为Ⅶ度，50年超越概率10%的地震系数0.10g，特征周期0.25s或0.35s，所属设计分组为第一组。33xx风光储氢一体化项目初步可行性研究阶段图5.1.4-54号场址地面情况5.2交通运输5.2.1公路xx县境内有长深高速公路、凌绥高速公路、丹锡高速公路等重要高速公路，密度为xx省第二。项目厂址区域有S206朝青线、三狮线、S310葫六线、凉王线、二缸线等多条公路穿过，厂址区域交通便利。5.2.2铁路xx县境内有xx南站、xx站、xx西站三座车站。铁路有赤峰到锦州港铁路货运专线（锦赤货运专线）、京沈高速铁路客运专线、赤峰至京沈客专连接线和朝凌高速铁路等。5.2.3航空xx机场为4C级机场，隶属于xx机场管理集团。已开通xx机场—北京首都国际机场，xx机场—大连周水子国际机场，xx机场—上海浦东国际机场等航线。5.3水文气象xx市有大小河流共47条，流经本市总长度约2278公里，其中流域面积在1000平方公里以上的河流有5条，即大凌河、小凌河、青龙河、六股河和老哈河，有42条支流。6个县（市）均有水系分布，其中xx、北票两县（市）水系比较发育，并冲积形成较宽广的带状平原。其它各县河流多为支流，水流量不大。34xx风光储氢一体化项目初步可行性研究阶段xx市境内河流基本有3个特点：因降水量较小，河川径流不丰沛。在常规情况下，除夏秋两季外，河道充水量均不大。河面较狭窄，水的深度也小，经常呈现间歇状态。除老哈河流向向北外，其余4条河流流向均为由西向东转东南或径直南流。河床地势陡峻。河的上游均有山岩，河道狭窄，落差很大，造成地形上的强烈切割。中、下游河道曲折而舒展，流速变缓，呈现婉转迂回的景象。xx地区属于北温带大陆性季风气候区，尽管东南部受海洋暖湿气流的影响，但由于北部蒙古高原的干燥冷空气经常侵入，形成了半湿润半干旱易干燥的气侯特征，主要特点是四季分明、雨热同季，日照充足，日温差较大，降水偏少。春季回暖快，风大干旱；夏季雨热同季，夏季降水量约占全年70%，秋季雨量骤减，降温迅速；冬季多晴天，寒冷漫长。根据xx市气象站(1956年～2005年)累年气象资料统计，其一般气象参数如下：平均气压995.6hPa平均气温9.2℃(1971年～2005年)极端最高气温43.3℃极端最低气温-34.4℃平均最高气温16.1℃(1971年～2005年)平均最低气温3.0℃(1971年～2005年)一日最大降水量232.2mm10min最大降水量30.2mm平均年降水量481.0mm平均相对湿度51%平均日照时数2789.6h平均风速3.0m/s最大瞬时风速32.3m/s最大积雪深度20cm最大冻土深度135cm全年主导风向S夏季主导风向S冬季主导风向S35xx风光储氢一体化项目初步可行性研究阶段5.4水源xx风光储氢一体化项目建设范围有压缩空气储能、风电、光伏、制氢四个模块组成，本期分别建设光伏发电300MW、风力发电900MW、300MW压缩空气储能发电项目以及电解水制氢2×500Nm³/h。5.4.1光伏升压变电站水源本项目生活、消防水源均接自周边市政自来水管道。暂按周边市政自来水管道满足本工程水量及水压要求考虑。5.4.2风电场升压变电站水源本项目生活、消防水源均接自周边市政自来水管道。暂按周边市政自来水管道满足本工程水量及水压要求考虑。5.4.3压缩空气储能工程水源本项目用水主要包括冷却系统的补水、生活用水。初步估算工业用水为162m³/h，生活用水及厂区杂用水为2m³/h，未预见水量4.6m³/h，闭式循环水补水41m³/h，总耗水量209.6m³/h。压缩空气储能工程位于xx市柳城经济开发区内。开发区内现有一座供水规模40000m3/d的给水厂和一座现处理规模3000m3/d的污水处理厂。电厂生产用水主水源采用污水处理厂再生水，备用水源采用市政自来水。生活、消防水源接自周边市政自来水管道。建议下一阶段由建设单位进一步落实给水厂和污水处理厂相关信息。5.4.4电解水制氢项目水源电解水制氢项目毗邻光伏或风电场升压变电站，项目生活、生产、消防给水均引接自电站内对应管网。5.5地震、地质及岩土工程5.5.1区域地质构造拟选风电场、光伏场址及储能电站厂址位于xx省西部，区域上位于Ⅰ级构造单元中朝准地台内，Ⅱ级构造单元为燕山台褶带，Ⅲ级构造单元辽西台陷的北部，Ⅳ级构造单元为xx穹褶断束。辽西地区继承性块状运动极明显，主要表现在晚燕山期盆地的边缘断裂继承活动，盆地继续下降接受第四纪沉积物，成为第四纪低地。盆地两侧之隆起区继续上升，遭受剥蚀成为构造剥蚀低山丘陵。新构造运动表现为继承性和间歇性特征，盆地堆积了36xx风光储氢一体化项目初步可行性研究阶段较厚的第四系松散堆积物。厂址区及区域新构造运动形式表现为缓慢上升和相对稳定阶段，没有全新时代活动性断裂通过。区域内主要分布四条断裂，即赤峰—开原断裂（F1）、凌原—北票—沙河断裂（F2）、xx-北票断裂（F8）、女儿河断裂（F9）。详见图5.5.1区域地质构造图。图5.5.1区域地质构造图区域地质构造复杂，断裂发育，按断裂走向可分为近东西向，北东向，北北东向和北西向四组，其中，以北北东向断裂最为发育，按断裂活动时代，可分为前第四纪断裂，早更新世断裂，中更新世断裂和晚更新世-全新世断裂。1赤峰—开原断裂（F1）断裂横贯区域北部，总体走向东西，倾向南，倾角50°左右，在区内长约300km。沿断裂挤压、错动现象明显，破碎带发育，在彰武四堡子乡附近有较清楚的露头，断裂错动海西期花岗岩，其最新活动年代为中更新世。位于拟选厂址北侧，距风电场、光伏场址最近距离约80km，距压缩空气储能厂址最近约有60km。2凌原—北票—沙河断裂（F2）走向近东西，全长约500km。形成时代为太古代，断裂性质为压性-压剪性，主要活动期为太古代、元古代、中生代，并伴有岩浆活动。与北东向断裂重接、与北北东向断裂反接。有挤压破碎带。没有迹象表明第四纪有过活动。位于拟选厂址西北，37xx风光储氢一体化项目初步可行性研究阶段距风电场、光伏场址最近距离约60km，距压缩空气储能厂址最近约有50km。3xx-北票断裂（F8）该断裂北始于北票市黑城子，沿南西方向经北票、桃花吐、xx、药王庙一直到建昌八家子，全长约200km，宽约5km～7km，走向北北东，倾角70°—85°，倾向不定。断裂连续性较好，平面上呈舒缓波状，xx以北地区断裂呈反S状弯曲，xx以南地区，断裂基本呈直线状延伸。断层的产状沿其延伸方向有很大的变化，在北段顺德、黄花营子和南天门等地，断层面倾向北西，倾角很缓，最缓的25°。在许多地点，如石家店、南梁等地可以看到断层倾向南东，倾角较陡。断裂性质为压性-压剪性。形成时代为元古代，主要活动期为元古代、中生代（白垩纪），并有火山喷发。海城、唐山地震时，建昌药王庙一带断裂有活动，在该断裂的其他地段晚更新世以后未活动，所以此断裂为微弱全新世活动断裂。断裂位于拟选厂址西侧，从拟选六家子镇的风电场和光伏场址通过，距压缩空气储能厂址压缩空气储能厂址最近距离大于15km，4女儿河断裂（F9）断裂北起阜新以北，经上水泉、义县车坊、七里河、南延至锦州一带，长170km，为阜新—锦州盆地的东缘断裂。在阜新上水泉、太平沟、义县车坊、东石人沟等地均可见到断裂形迹，断裂总体走向20°-40°，倾向北西，倾角40°-80°不等，断裂破碎带在车坊—稍户营子宽30-50m，为单条断裂，稍户营子以北则呈断裂束状，且被北西向断裂切割，总体断裂带宽达3-5km。断裂切割了白垩纪之前的所有老地层，控制了白垩系地层及中更新世地层分布，早起显示压扭性，新生代以来属正断层性质。年代测定资料表明断裂未穿切上覆全新世地层，石英颗粒形貌分析（SEM）法测定，断裂最新活动时期为中更新世。曾在断裂附近发生过1318年5级地震，1698年义县5级地震和1977年阜新七家子4.7级地震。距拟选风电场和光伏场址最近约有40km。距压缩空气储能厂址区75km。5.5.2区域地震活动有记载以来，自1973年以来发生过地震27次，震级1~4级，多为危害性小的地震活动，对区内工农业生产设施影响性小。对厂址区影响最大的地震活动是1976年的唐山大地震，厂址区所在地部分危旧住宅发生开裂，甚至倒塌。5.5.3场地稳定性评价拟选光伏电站和风电场场地地貌属于低山、丘陵地貌，地形变化相对较大，场地38xx风光储氢一体化项目初步可行性研究阶段局部地段除可能存在滑坡、崩塌等不良地质作用外，无其它的不良地质作用。拟选压缩空气储能工程场地地貌属于缓丘陵地貌，地形平缓、开阔。场地无不良地质作用。根据《火力发电厂岩土工程勘察规范》（DL/T5074—2014）、《岩土工程勘察规范》（GB50021-2001）、《建筑抗震设计规范（2016年版）》（GB50011—2010）相关规定，区内几条主要断裂均距拟选风电、光伏场地及厂址距离较远，因此可以不考虑上述断裂对厂址稳定性的影响，适宜建厂。xx-北票断裂（F8）从拟选六家子镇、尚志乡光伏电站、风电场通过，但其属于晚更新世非活动断裂，因此可以不考虑上述断裂对光伏电站、风电场场区稳定性的影响。光伏电站、风电场项目所在地区的场地（区域）稳定性基本稳定，适宜建设。建议光伏电站和风机机位选址时避开上述断裂，防止由于地层岩性差异产生地基不均匀沉降。5.5.4岩土工程条件及地基方案1光伏电站和风电场（1）地形地貌项目光伏电站初步规划位于xx县六家子镇和王营子乡，共设6个片区。其中5个片区位于六家子镇西南部、中部和东北部，1个片区位于王营子乡西南部。风电场初步规划位于xx县六家子镇、王营子乡、尚志乡和根德营子乡。区域内地貌类型为低山、丘陵、冲积阶地和沟谷，地貌较为多样。丘陵广泛分布，形态呈长梁状，山顶呈浑圆状或长椭圆状，纵向坡度较缓；丘陵区内存在着多条沟谷，沟谷断面形态总体呈拓宽“U”字形，局部呈“V”字形；冲积阶地分布于项目区，较为平坦，地势较为开阔。（2）地层岩性根据区域地质图，拟建光伏场区岩性主要为第四系全新统耕植土、粘质砂土、碎石土和砂砾石，下伏侏罗系髫髻山组页岩、砂岩和砂砾岩，侏罗系髫髻山组（J2t）安山岩、熔岩角砾岩夹凝灰质砂岩，侏罗系土城子组（J3t）凝灰质砂岩、凝灰质粉砂岩和安山质砾岩，燕山旋回系石英二长岩、流纹斑岩及奥陶系斑岩等组成。（3）地下水风电场机位一般位于斜坡及鞍部，地下水埋深相对较深，一般可不考虑地下水影响。在融雪季和雨季6月份~9月份，局部可能存在上层滞水（包括基岩裂隙水），如遇上层滞水，施工时应考虑排水措施。光伏电站地下水受地形影响变化加大，需在场地确定后下阶段核实。xx院有限公司39xx风光储氢一体化项目初步可行性研究阶段（4）地基方案根据以往设计资料，风机基础埋置深度约4.0m，基础直径约20m，采用天然地基所需要地基承载力特征值不小于250kPa；箱变基础埋深约2.5m，要求地基承载力特征值不小于120kPa。根据区域地质资料分析，大部分风机基础持力层为强风化和中等风化基岩上，具有较高地基承载能力和抗变形的能力，工程性质良好，风电机组可采用天然地基；光伏电站内一般建（构）筑物基础可采用天然地基或短桩基础。2压缩空气储能电站根据xx县政府相关规划文件，目前有四个场址可用于场址区建设。四个场址均位于xx县柳城经济开发区境内，场地相对位置关系如图5.5-1。xx院有限公司40xx风光储氢一体化项目初步可行性研究阶段图5.5.1-1场址位置示意图（1）地形地貌1）厂址一该厂址位于开发区北侧，北侧为丹锡高速，西侧为鞍羊线。西南侧800m有铁路。厂址区域属地缓丘陵地貌，呈长梁形，场地经人工整治，现状为三级台地，场地现地面标高约215m~236m，最大高差21m。场地情况如图5.5.1-2。xx院有限公司41xx风光储氢一体化项目初步可行性研究阶段图5.5.1-2厂址一地面情况目前该地块为xx国能锰业公司区域，部分地段残留老旧混凝土基础和部分建（构）筑物。2）厂址二该厂址位于开发区南侧何家窝铺村，北侧为汇通路，南侧为科技路，东侧为兴园西街。场地东侧为能环生物质发电厂，主建筑及附属建筑均已建设完成，计划于2022年1月投产；北侧为北鑫地块，现为开发区废旧铝业处理工厂；东侧500m为锦赤货运专线，西侧600m为锦赤线，东北侧1km有铁路。厂址所在区域原始地貌为丘陵间平地，场地地势开阔，地表经人工平整，地形较平坦，地表为农田和树苗。场地情况如图5.5.1-3。图5.5.1-3厂址二地面情况xx院有限公司42xx风光储氢一体化项目初步可行性研究阶段3）厂址三该厂址位于开发区南侧何家窝铺村，北侧为汇通路，南侧为科技路，西侧为兴园西街。场地东侧紧邻能环生物质发电厂，东侧300m为锦赤货运专线，西侧800m为锦赤线，东北侧1km有铁路。厂址所在区域原始地貌为丘陵间平地，场地地势开阔，地形较平坦，场地已完成平整，东北侧有零星土堆分布。根据历史卫图显示，该区地貌在历史上为相对低凹处，有河流经过，场区标高为160~170m。2019年8月能环生物质发电厂开工后，将多余土体堆积到厂区范围内，致使场区地面标高增高，目前场区自然地面标高约173m，据了解填土一般厚度为3m，最大填土厚度不超过5m。场地情况如图5.1-4。图5.5.1-4厂址三地面情况4）厂址四该厂址位于开发区南部，北侧为金锰二路，南侧为建业路，西侧为金锰二街，东侧为金锰三街。场地东侧紧邻锦赤货运专线，西侧800m为锦赤线，东北侧600m有铁路。厂址所在区域原始地貌为山前平地，坡度较缓，场地东侧靠近山体部分平整完成，场地地势开阔，地形相对平坦，西侧场地内有大量土堆和少量人工开挖沟壑分布，有200m×60m蓄水池塘，场地自然标高约180m~192m，最大高差12m。根据现场调查，目前场地填土一般厚度为5m。xx院有限公司43xx风光储氢一体化项目初步可行性研究阶段图5.5.1-5厂址四地面情况xx院有限公司44xx风光储氢一体化项目初步可行性研究阶段根据厂址区地层岩性、地质构造、地形地貌特征，含水层可划分为第四系松散岩类含水层、基岩裂隙含水层。根据附近能环生物质发电厂工程勘察结果，地下水埋深大于35m。（4）地基基础方案分析根据厂址区地基土层的埋藏分布条件及性质，结合建（构）筑物的特点厂区内各建（构）筑物地基初步方案如下：1）目前场地地势较为平整区域，对于回填土厚度较小或上覆土体厚度较小，下部全风化泥岩层埋藏较浅，力学性能相差不大，整体均匀性好时，一般可采用可考虑采用天然地基，基础持力层为全风化泥岩层和强风化泥岩层。2）当回填土厚度较大地段，可考虑采用超挖换填方案、其它地基处理方案。需要时，局部地段也可以采用桩基。5.5.5地震动参数与地震效应风电场和光伏场地位于xx县六家子镇、王营子乡、尚志乡和根德营子乡范围内，根据《中国地震动参数区划图》（GB18306-2015），场地50年超越概率10%地表动峰值加速度为0.05g，相应的地震基本烈度为Ⅵ度。储能电站一、二、三、四号厂址位于二十家子镇范围内，场地50年超越概率10%地表动峰值加速度为0.05g，相应的地震基本烈度为Ⅵ度。2xx风光储氢一体化项目初步可行性研究阶段6光伏电站方案初步设想6.1光伏系统总体方案设计及发电量计算6.1.1光伏组件选型6.1.1.1太阳能光伏电池概述太阳能光伏系统中最重要的是电池，是收集阳光的基本单位。大量的电池合成在一起构成光伏组件。太阳能光伏电池主要有：晶体硅电池（包括单晶硅、多晶硅）和薄膜电池（包括非晶硅电池、硒化铜铟、碲化镉）。目前市场生产和使用的太阳能光伏电池大多数是用晶体硅材料制作的，87％左右；薄膜电池中非晶硅薄膜电池占据薄膜电池大多数的市场。（1）晶体硅光伏电池晶体硅仍是当前太阳能光伏电池的主流。单晶硅电池是最早出现，工艺最为成熟的太阳能光伏电池，也是大规模生产的硅基太阳能电池中，效率最高的。单晶硅电池是将硅单晶进行切割、打磨制成单晶硅片，在单晶硅片上经过印刷电极、封装等流程制成的，现代半导体产业中成熟的拉制单晶、切割打磨，以及印刷刻版、封装等技术都可以在单晶硅电池生产中直接应用。大规模生产的单晶硅电池效率可以达到13～21%。由于采用了切割、打磨等工艺，会造成硅原料的损失；受硅单晶棒形状的限制，单晶硅电池必须做成圆形或圆角方形，对光伏组件内部电池的布置也有一定的影响。图6.1.1-1单晶硅组件多晶硅电池的生产主要有两种方法，一种是通过浇铸、定向凝固的方法，制成多3xx风光储氢一体化项目初步可行性研究阶段晶硅的晶锭，再经过切割、打磨等工艺制成多晶硅片，进一步印刷电极、封装，制成电池。浇铸方法制造多晶硅片不需要经过单晶拉制工艺，消耗能源较单晶硅电池少，并且形状不受限制，可以做成方便光伏组件布置的方形；除不需要单晶拉制工艺外，制造单晶硅电池的成熟工艺都可以在多晶硅电池的制造中得到应用。另一种方法是在单晶硅衬底上采用化学气相沉积（CVD）等工艺形成无序分布的非晶态硅膜，然后通过退火形成较大晶粒，以提高发电效率。多晶硅电池的效率能够达到10～18%，略低于单晶硅电池的水平。和单晶硅电池相比，多晶硅电池虽然效率有所降低，但是节约能源，节省硅原料，达到工艺成本和效率的平衡。图6.1.1-2多晶硅组件（2）薄膜光伏电池非晶硅电池是在不同衬底上附着非晶态硅晶粒制成的，工艺简单，硅原料消耗少，衬底廉价，并且可以方便的制成薄膜，具有弱光性好，受高温影响小的特性。自上个世纪70年代发明以来，非晶硅太阳能电池，特别是非晶硅薄膜电池经历了一个发展的高潮。80年代，非晶硅薄膜电池的市场占有率一度高达20%，但受限于较低的效率，非晶硅薄膜电池的市场份额逐步被晶体硅电池取代，目前非晶硅组件产量占光伏组件总产量的比例约为5%。4xx风光储氢一体化项目初步可行性研究阶段图6.1.1-3非晶硅组件硒化铜铟(CIS)薄膜是一种Ｉ-Ⅲ-Ⅵ族化合物半导体，硒化铜铟薄膜光伏电池属于技术集成度很高的化合物半导体光伏器件，由在玻璃或廉价的衬底上沉积多层薄膜而构成。CIS薄膜电池具有以下特点：光电转换效率高，效率可达到17%左右，成本低，性能稳定，抗辐射能力强。目前，CIS光伏电池实现产业化的主要障碍在于吸收层CIS薄膜材料对结构缺陷过于敏感，使高效率电池的成品率偏低。这种电池的原材料铟是较稀有的金属，对这种电池的大规模生产会产生很大的制约。碲化镉是一种化合物半导体，其带隙最适合于光电能量转换。用这种半导体做成的光伏电池有很高的理论转换效率。碲化镉的光吸收系数很大，对于标准AM0太阳光谱，只需0.2微米厚即可吸收50％的光能，10微米厚几乎可吸收100％的入射光能。碲化镉是制造薄膜、高效光伏电池的理想材料，碲化镉薄膜光伏电池的制造成本低，是应用前景最好的新型光伏电池，它已经成为美、德、日、意等国研究开发的主要对象。目前，已获得的最高效率为16.5%。但是，有毒元素Cd对环境的污染和对操作人员健康的危害是不容忽视的，各国均在大力研究加以克服。6.1.1.2光伏组件国产化情况晶体硅电池、非晶硅薄膜电池目前均可以实现国产；铜铟硒、碲化镉等非硅薄膜光伏电池目前国内尚不能进行商业化生产。虽然美国第一太阳能公司在碲化镉领域一枝独秀，但是该种组件制造所需的碲、镉等元素储量较小，很难代替硅基光伏组件的5xx风光储氢一体化项目初步可行性研究阶段位置。铜铟硒目前产量还较低，并且也存在生产所需元素储量较小，含有重金属等问题。在未来几年，国内主要应用的光伏组件仍将是晶硅组件。6.1.1.3光伏组件选型目前国内市场上主流的太阳能电池产品主要是晶硅型（含单晶和多晶）和非晶硅型。目前，晶硅型组件市场价格在1.48~1.87元/Wp左右，非晶硅组件的效率只有晶硅组件的40~50%，同样容量的光伏发电系统，非晶硅的占地、支架用钢量和基础数量是晶硅的2~2.5倍，两者的发电量基本接近，因此当前市场条件下采用非晶硅是不经济的。在单晶硅电池和多晶电池选择上：1）由于单晶组件在每个方阵中使用的数量较少，有效节约了支架、夹具、汇流箱、光伏电缆、基础工程、安装工程等，因此在总的投资成本上，单晶系统与多晶系统基本相同。2）在电站营运层面，单晶比多晶能节约5%的土地租金和6%的运维成本。3）从光电转换效率参数分解来看，单晶硅电池在各项主要参数上均全面高于多晶硅电池，在未来高效率发展方面具有更大的潜力。预期未来单晶的市场份额将逐步超越多晶。本工程所用的540Wp单晶硅单面组件的主要参数如表6.1-1。表6.1.1-1本工程采用的单晶硅组件参数太阳电池种类单晶硅单面组件指标单位参数太阳电池组件尺寸结构mm2278113435太阳电池组件重量kg28.6太阳电池组件最高转换效率%20.9峰值功率Wp540（0~+5W）开路电压（Voc）V49.6短路电流（Isc）A13.86工作电压（Vmppt）V41.64工作电流（Imppt）A12.976xx风光储氢一体化项目初步可行性研究阶段峰值功率温度系数%/℃-0.35开路电压温度系数%/℃-0.275短路电流温度系数%/℃0.045功率衰降%25年0.55%线性功率衰减。6.1.2光伏阵列运行方式选择光伏阵列的运行方式有简单的固定式、倾角可调固定式和复杂自动跟踪系统三种类型。太阳能跟踪装置又包括“单轴跟踪”、“双轴跟踪”两种类型。跟踪器是一种支撑光伏阵列的装置，它通过围绕一个或两个轴旋转以使太阳入射到方阵表面上的入射角最小，这样太阳入射辐射最大。倾角可调固定式：一种固定式支架，其倾角可人工调节。单轴跟踪器：它通过围绕位于光伏方阵面上的一个轴旋转来跟踪太阳。该轴可以有任一方向，但通常取东西横向，南北横向，或平行于极轴的方向。双轴跟踪器：它通过旋转两个轴使方阵表面始终和太阳光垂直。倾角可调固定式方式下，光伏系统的发电量较固定式提高较小，而倾角可调固定支架价格较贵。与跟踪式支架相比，固定式支架后期检修维护量小，节省占地，可以安装更多的光伏组件。6.1.3逆变器选型6.1.3.1逆变器分类光伏并网逆变器是光伏电站的核心设备之一，其基本功能是将光伏电池组件输出的直流电转换为交流电。常用的并网型逆变器常规分为集中式、集散式和组串式三种。传统集中式1MW光伏发电系统示意图：7xx风光储氢一体化项目初步可行性研究阶段集散式1MW光伏发电系统示意图：组串式1MW光伏发电系统示意图：6.1.3.2三种逆变器特点根据MPPT跟踪路数、功率的差异，三种逆变器各自特点及适用场地如表4.3-18xx风光储氢一体化项目初步可行性研究阶段所示：表6.1.3-1并网逆变器分类及特点逆变器形式特点集中式组串式具有整体造价低于集散式和组串式，电能质量较好等优点。但不具备集散式和组串式的多路MPPT跟踪功能，更适用于平坦、环境集散式均一场址。具备多路MPPT追踪功能，对于地势起伏较大或环境较为复杂，易出现不均匀遮挡场地可实现更高发电量。结合了集中式、组串式逆变器的特点，将多路MPPT跟踪与集中输出功能结合，其电能质量较组串式高，造价较组串式低。然而目前集散式逆变器技工程应用时间较短，其稳定性、可靠性仍需进一步验证。6.1.3.3本工程逆变器选型本工程选择组串逆变器，便于安装，且组串逆变器的多路MPPT追踪功能能够有效减小组件之间不匹配损失，提高发电量。组串逆变器可安装在组件支架上，相比集中式和集散式逆变器节省逆变器占地位置，提高土地利用率。本工程逆变器容量范围320kW，逆变器参数见表6.1.3-2。9xx风光储氢一体化项目初步可行性研究阶段表6.1.3-2组串式逆变器主要技术参数表10xx风光储氢一体化项目初步可行性研究阶段组串逆变器产品样图6.1.4组件串并联设计光伏方阵中，同一光伏组件串中各光伏组件的电性能参数宜保持一致，根据《光伏电站设计规范》GB50797-2012规范计算串联数：N≤Vdcmax/（VOC[1+（t-25）Kv]）（1）Vmpptmin/（Vpm[1+（t’-25）K’v]）≤N≤Vmpptmax/（Vpm[1+（t-25）K’v]）（2）Kv：光伏组件的开路电压温度系数；K’v：光伏组件的工作电压温度系数；N：光伏组件的串联数（N取整）；t：光伏组件工作条件下的极限低温（℃）；t’：光伏组件工作条件下的极限高温（℃）；Vdcmax：逆变器允许的最大直流输入电压（V）；Vmpptmax：逆变器MPPT电压最大值（V）；Vmpptmin：逆变器MPPT电压最小值（V）；VOC：光伏组件的开路电压（V）；Vpm：光伏组件的工作电压（V）。依据收集到该地区历年最高和最低气温，未收集到光伏组件工作条件下的极限低温和极限高温，在此暂按历年极端最低气温-34.4℃考虑。一般较少有厂家提供光伏组件的工作电压温度系数，在此按照规范以光伏组件的11xx风光储氢一体化项目初步可行性研究阶段开路电压温度系数代替。对于1500Vdc的组串逆变器。通过公式（1）计算得到：N≤26通过公式（2）计算得到：12.43≤N≤26.86由于光伏组件开路电压（VOC）为在STC条件下，即辐照度为1000W/m2时测试结果，而当气温达到多年极限低温时，辐射度通常远低于1000W/m2，开路电压也低于STC条件下测试结果，组件串联能力多于以上计算结果。考虑地面上排布空间的大小、PVsyst软件模拟等因素，暂定如下：选取的320kW的组串逆变器，每组串的组件数最大26。6.1.5固定式方阵布置方案6.1.5.1方位角选择固定式支架一般朝正南方向放置。本项目组件方位角考虑采取朝正南方向布置。图6.1.5-1不同方位角下方阵的辐射量6.1.5.2倾角选择利用PVSYST软件可以计算最佳倾角的取值。从表6.1.5-1可以看出，倾角在40°时，方阵面上捕获的总辐射最大。对于固定式支架系统，为了节约支架成本，适当调低倾角，综合考虑，倾角选为38°。表6.1.5-1倾角变化时固定式方阵的年总辐射量(单位：kWh/㎡）35°36°37°38°39°40°方阵面年18311833183518361837183712xx风光储氢一体化项目初步可行性研究阶段总辐射量百分比/%99.6799.7899.8999.95100.00100.006.1.5.3光伏方阵构成根据本次选择的光伏组件尺寸和每串组件的数目，基本光伏方阵为：226块组件的方阵。52（226）块组件构成的方阵：长29.984m、宽4.568m（图6.1.5-2）。光伏阵列与阵列之间保留0.5米以上空挡，便于检修维护。经计算，得出：1）前后排光伏阵列中心线间距，计算得：D=12.54m。2）太阳能电池板最低点距地面距离，暂取：h=0.5m图6.1.5-2固定式光伏方阵6.1.5.4固定式方阵南北向间距固定式光伏阵列通常成排安装，一般要求在冬至影子最长时，两排光伏阵列之间的距离要保证上午9点到下午3点之间前排不对后排造成遮挡。根据光伏发电站设计规范GB50797-2012，固定式布置的光伏方阵间距可根据以下公式计算：D=Lcosβ+Lsinβ(0.707tanφ+0.4338)/(0.707-0.4338tanφ)式中：L：阵列倾斜面长度；D：两排阵列之间距离；β：阵列倾角；φ：当地纬度。本项目站址为北纬41°附近，组件倾角38°时，经计算，前后排单元光伏阵列中心线间距为12.54m。13xx风光储氢一体化项目初步可行性研究阶段6.1.6光伏发电单元接线6.1.6.1光伏发电单元发电单元按3.2MW设计，本项目共94个发电单元。每个方阵安装容量28.08kWp。每个发电单元使用支架136.5套，项目合计12831套。单个发电单元包含10台320kW组串式逆变器，项目共使用940台组串式逆变器。项目容量交流侧300.8MW（直流侧360.29448MWp），容配比为1.1978。使用共计光伏组件667212块。项目拟采用3200kW的箱变，共计使用94台箱变。6.1.6.2组串逆变器布置组串式逆变器布置在光伏支架上或附近，条件不允许的区域也可视情况落地安装。6.1.7辅助技术方案（1）灰尘冲洗为保证发电效率，需定期（视当地实际情况确定）对电池组件进行清洗，以保证电池组件的清洁度。电池组件的污物主要是沙尘，采用清水冲洗即可。（2）防雪方案由于当地的降雪量较小，所以不作专门的防雪措施，利用太阳光照射自然融化滑落。6.1.8发电量计算6.1.8.1发电量计算软件及方法本项目发电量采用PVSYST软件进行计算。PVSYST是国际上光伏电站设计工作中使用较为广泛的系统仿真及设计软件。本次计算输入参数有：1、年均各月辐射数据；2、各月平均气温。6.1.8.2PVSYST发电量损失参数的选择PVSYST软件允许对部分发电量损失参数进行设定，主要包括：光伏组件功率偏差、直流汇集电缆长度及截面和污秽损失等。（1）光伏组件功率偏差光伏组件招标中一般要求有0~3%的正功率偏差，在计算中保守起见，功率偏差取为0%。14xx风光储氢一体化项目初步可行性研究阶段（2）阴影损失计算在PVSYST软件进行建模，对周边建筑物遮挡进行阴影模拟计算，最后综合分析计算出整个场区阴影遮挡损失为2.2%。（3）温度损失计算将本工程场址处累年各月温度输入PVSYST软件，计算出温度损失为1.66%（4）直流汇集电缆长度及截面从光伏组件串至组串式逆变器采用4mm2截面铜芯电缆（PFG116914mm2），按每回路的平均长度输入PVSYST，根据电缆电阻计算损失为0.5%。（5）污秽损失当光伏组件存在污秽时，发电量会下降，及时清洗组件可以减少污秽损失。由于此项损失不确定因素较多，按年发电量损失2.0%估算。（6）从逆变器出口至并网点损失从逆变器出口至并网点，对于组串式逆变器单元损失按2.71%测算。6.1.8.3PVSYST发电量计算结果6.1.8.3.1PVSYST第一年发电量计算结果计算结果如下：➢第一年发电量计算结果：536619.6MWh首年单各月发电量如表6.1.8-1所示。表6.1.8-1光伏电站首年发电量(MWh)一月发电量(MWh)二月41765.6三月44118.6四月51627.4五月49807.5六月49333.2七月46256.0八月42444.8九月45803.2十月46860.7十一月45713.1十二月36181.6合计36707.9536619.66.1.8.3.2发电损失15xx风光储氢一体化项目初步可行性研究阶段主要的损失如表6.8-2。表6.8-2主要损失项目序号项目损失（%）1前后排阵列遮挡、周边建筑遮挡损失2.22组件玻璃光学损失3.363弱光条件下的发电量损失1.824温度损失1.665组件表面污秽对发电量的损失2.06组件匹配损失1.17直流汇集线损0.58逆变器损失1.869逆变器出口至并网点损失2.7110场区不可用损失1.06.8.3.3第2~25年各年发电量及25年平均年发电量光伏组件光电转换效率会随着时间的推移而降低，根据项目建设单位所在集团要求的组件质量保证：首年2.0%，之后至第25年每年不高于0.5%。按上述衰减系数进行光伏电站各年的发电量计算，计算结果见表6.8-3。本项目25年平均年发电量为：503835.8MWh，25年平均年等效利用小时数1398.4h。表6.8-3光伏电站25年各年发电量(MWh)年份发电量年份发电量年份发电量年份发电量年份发电量第1536694.523003.第11509312.第16495621.第21481929.第6年年75年3年1年9第2533956.第7年520265.第12506574.第17492882.第22479191.年4第8年2年0年8年7第3531218.517527.第13503835.第18490144.第23476453.第9年年2第100年8年6年4第4528479.514788.第14501097.第19487406.第24473715.年年98年6年4年2第5525741.512050.第15498359.第20484668.第25470976.年75年3年1年96.1.9主要设备材料表序设备名称单位数量设备型号及规格540Wp单晶硅单面组件号MWp360.2945块667212PV1-F14mm21光伏组件Km38502光伏专用电缆16xx风光储氢一体化项目初步可行性研究阶段序设备名称单位数量设备型号及规格320kW号3组串逆变器台9406.2电气6.2.1电气一次6.2.1.1概述本项目规划建设光伏装机总容量为300MWp（光伏场地为分散布置），光伏场区5个片区位于六家子镇，1个片区位于王营子乡，配套设置1座220kV升压站，暂按1回出线考虑。220kV电气设备暂按50kA短路水平考虑，最终接入方案以接入系统审查意见为准。6.2.1.2电气主接线6.2.1.2.1光伏方阵接线本工程光伏规划建设容量为300MWp，根据光资源资料，共设置94套3200kVA组串逆变升压发电单元，每套组串逆变升压发电单元配置10台320kW逆变器和1台3200kVA箱式升压变。考虑到光伏场区规模较大，且布置分散，大部分的集电线路路径在10km以上，本工程集电线路和箱式变电站高压侧电压选用35kV等级。光伏方阵输出的直流电压经逆变升压至交流35kV输出，每5-6个逆变升压单元高压侧并联后，通过1回35kV电缆线路接入光伏变电站35kV配电装置，光伏场地共设置约16回35kV电缆集电线路。集电线路采用电缆直埋的形式敷设，集电线路电缆基本沿道路敷设，电缆敷设于壕沟内。逆变升压变压器35kV高压侧配套负荷开关和熔断器组进行保护。6.2.1.2.2光伏变电站电气主接线300MWp光伏场地附近设置一座220kV配电装置，220kV配电装置采用单母线接线。300MWp光伏组件发电容量、邻近光伏变电站布置的约200MW风机容量均接入该220kV变电站送出。220kV光伏变电站共计1回出线、2回主变进线、1回母线PT。光伏变电站设置2台250MVA主变，风机和光伏升压单元分摊在不同主变送出，实现风光互补。光伏变电站设置4段35kV配电装置，35kV配电装置全部采用单母线接线，本站每段35kV配电装置拟接入约4回光伏出线，约3回风电出线,1回主变进线、1回母17xx风光储氢一体化项目初步可行性研究阶段线PT、1回SVG、1回备用、1回接地变；2回站用变分接在不同35Kv母线段。35kV配电间同时预留一定扩展盘位，便于后续其它用电设备扩展接入。主变压器220kV侧中性点为不固定接地方式，中性点配置有中性点成套装置，包括隔离开关、中性点避雷器、放电间隙及电流互感器等。变电站35kV母线侧单相接地电容电流大于规程允许的10A水平，35kV集电线路均为电缆线路，电缆头多，一般故障均为永久性故障,35kV侧采用中性点经电阻接地方式，35kV母线连接一台接地变，接地变高压侧中性点串接电阻柜成套装置，故障发生时，迅速切除故障。逆变器功率因数为1，站内无功损耗主要是逆变器交流输出端连接的就地升压变压器、35kV集电线路、变电站主变等。为补偿这类电气设备的无功损耗，使光伏电站并网运行后，其功率因数达到电网运行规定要求，在光伏电站每段35kV母线上分别设置1套动态无功补偿装置（SVG）。6.2.1.2.3主变压器选型光伏变电站设置2台250MVA231±8x1.25%/38.5kVYN,d11三相双绕组有载调压油浸式变压器。6.2.1.2.4站用电接线(1)站用电采用400/230V电压等级，动力和照明共用的中性点直接接地供电系统。(2)变电站内设两台站用变压器为全站提供站用电源，两台站用工作变由站内不同的35kV母线段供电，容量暂定为630kVA。站用变压器中性点采用直接接地方式。(3)站用电400V配电系统采用单母线接线，双电源供电方式，双电源之间通过ATS实现自动切换。(4)生活用房、辅助用房等建筑物就地分别设置一面动力柜，用于为对应建筑物内的用电设备供电，且均采用双电源供电方式。(5)消防水泵、稳压水泵、火灾报警装置、应急照明均按Ⅱ类负荷供电；消防用电设备采用双电源供电，并在控制柜内设置自动切换开关。6.2.1.2.5变电站电气设备布置变电站从功能上分为生产区和生活区，生产区主要布置有220kV屋内配电装置、主变压器、35kV配电装置、站用电配电装置、无功补偿装置、继电保护设备、蓄电池等。220kV配电装置采用SF6气体绝缘封闭式组合电器（GIS），室内布置。主变压器18xx风光储氢一体化项目初步可行性研究阶段采用屋外布置，油池外侧设置进线架构，主变高压侧与GIS之间、GIS出线均采用钢芯铝绞线架空连接。主变低压侧至35kV开关柜之间采用35kV全绝缘屏蔽铜管母线连接。35kV配电装置采用户内真空断路器柜，双排面对面布置。SVG动态无功补偿装置的隔离开关、断路器、连接电抗器等室外敞开布置，功率柜、控制柜、启动柜布置在集装箱内，集装箱邻近电抗器户外布置。6.2.1.2.6光伏场区电气设备布置每个组串式逆变升压单元配套建设一座箱变集装箱，相变采用油浸式变压器。组串逆变器就地悬挂固定在光伏支架上安装。箱变集装箱位于每个单元组件阵列的中央靠近道路位置布置。6.2.2电气二次6.2.2.1计算机监控系统本工程升压站内设置一套计算机监控系统，升压站电气一二次设备与光伏、储能场区监控合一。计算机监控范围有：太阳能电池方阵、逆变器、箱变高低压侧开关、箱变、380V进线、35kV线路、SVG系统、所用变、330kV配电装置、主变压器、35kV母线、各保护装置和自动装置、环境监测系统、光功率预测系统、AVC和AGC系统、储能系统等。6.2.2.2继电保护及安全自动装置（1）光伏场区主要元件保护配置逆变器设极性反接、短路、孤岛效应、过温、交流过流及直流过流、低电压穿越、直流母线过电压、电网断电、电网过欠压、电网过欠频、汇流箱故障、光伏阵列及逆变器本身的接地等保护。箱式变压器高压侧设熔断器作为变压器内部的短路保护。箱式变压器低压侧设空气开关，带智能脱扣器，作为箱式变压器至逆变器之间电缆的保护，同时兼做逆变器的后备保护。（2）升压站内主要元件保护配置1）主变压器的保护：配置双套差动保护2）后备保护：双套配置①主变压器微机保护按主保护、后备保护独立机箱单套配置。变压器配置独立的非电量保护。19xx风光储氢一体化项目初步可行性研究阶段②高压侧配置复合电压闭锁过流保护，保护动作延时跳开变压器各侧断路器；中性点设置间隙的主变压器，配置中性点间隙电流保护、零序电压保护，保护动作延时跳开主变压器各侧断路器；配置零序过流保护，保护动作跳开主变压器各侧断路器。③低压侧配置限时速断、复合电压闭锁过流、零序过流保护。保护为两段式，第一段跳开本侧断路器；第二段跳开主变压器各侧断路器。④各侧均配置过负荷保护，保护动作于信号。⑤本体重瓦斯、本体压力释放、油温超温、绕组超温、有载开关重瓦斯、有载开关压力释放跳高、低压侧；本体轻瓦斯、本体油位异常、油温高温、绕组高温、有载开关轻瓦斯、有载开关油位异常发信号。（3）35kV配电保护每面35kV配置1套保护与测控一体化装置。6.2.2.3控制电源系统（1）直流系统220kV升压站配置2组阀控式密封铅酸蓄电池。蓄电池容量按2h事故放电时间考虑，每组容量暂定为400Ah。每组蓄电池配置一套蓄电池在线巡检装置。此外，220kV升压站配置三套蓄电池充电装置。（2）UPS电源系统220kV升压站配置2套交流不停电电源系统（UPS），每套容量为10kVA。用于为各监控主机服务器、火灾报警以及视频监控等系统供电。6.2.2.4安防系统升压站配置火灾报警和视频安防监视系统。6.2.2.5储能系统随着我国能源结构改革的深入进行，应用于新能源领域的新兴节能技术正推动行业的蓬勃发展，储能技术便是其中重要的一环。以风电、光伏为主的新能源装机规模今年来增长迅速，并占据着越来越大的比重，但是因其出力随机性、间歇性等特点，使得这些新能源的利用受到了制约，配置储能系统既能有效促进风电、光电消纳，又可实现削峰填谷和减轻电网波动，进而提高电网运行的协调性以及安全稳定性；配置储能项目还可以将冗余电能存储起来，增加经济效益。20xx风光储氢一体化项目初步可行性研究阶段6.2.3系统继电保护及其安全自动装置6.2.3.1工程概况本期300MWp光伏场地附近设置一座220kV升压站，220kV主接线型式采用单母线接线。300MWp光伏组件发电容量、邻近光伏变电站布置的约200MW风机容量均接入该220kV变电站送出。220kV光伏变电站共计1回出线、2回主变进线、1回母线PT。6.2.3.2220kV系统继电保护配置原则根据国网冀北电力有限公司Q/GDW07003-2021-10404《新能源场站接入电网继电保护技术规范》要求，220kV新能源升压站系统保护配置原则如下：（1）新能源场站送出线路应配置纵联电流差动保护；（2）220kV母线应按双重化原则配置含失灵保护功能的母线差动保护；（3）应配备专用故障录波装置，并配备至相应调度机构的数据传输通道，满足二次系统安全防护要求。6.2.3.3系统继电保护配置方案（一）220kV线路保护光伏场地220kV升压站至系统站一回220kV线路，每回线路需双重化配置纵联电流差动保护，可实现单相、三相、禁止及停用重合闸方式，后备保护均采用多段式的相间距离保护和接地距离保护、零序电流方向保护。每套保护装置具备A、B双通信接口，可满足国调对保护“双保护，三路由”的要求。每套线路保护采用专用光纤+复用2M通道，具体通道组织方式见通信专业章节内容。线路保护选型需采用通过国网检测的最新型号，并与对侧保持一致。（二）220kV母线保护升压站220kV主接线型式为单母线接线，配置双套微机母差保护柜，均含失灵保护功能。（三）220kV线路故障录波器升压站配置一面220kV线路故障录波器柜，用于220kV线路、母线等设备录波。全站录波装置独立组网，录波信息分别上送至调度录波主站，并应满足接入调度双平面的要求，满足二次系统安全防护要求。（四）保护信息管理子站为了完成电网继电保护、故障录波实时数据信息的收集与处理，实现电力系统事故分析、设备管理维护及系统信息管理，本工程配置保护及故障信息管理子站1套。21xx风光储氢一体化项目初步可行性研究阶段（五）防孤岛保护装置本工程为光伏场地220kV升压站配置防孤岛保护装置一套，动作时间不应大于2s。表6.2-1光伏场地220kV升压站设备表序号名称单位数量1220kV纵联电流差动保护柜面22220kV微机母差保护面23220kV线路故障录波器柜面14保护及故障信息管理子站套15防孤岛保护装置套16.2.4系统调度自动化6.2.4.1调度关系根据电网“统一调度、分级管理”的要求，本工程暂按由xx省调调度，远动信息分别向xx省调、xx地调及各备调传送。同时接受xx省调下发的自动发电控（AGC）和自动电压控制（AVC）的指令。6.2.4.2远动信息内容依据《电力系统调度自动化设计规程》（DL/T5003-2017）并结合各调度端需要，本期工程远动信息内容如下：（1）遥测内容出线有功功率、无功功率、电流、电压主变各侧有功功率、无功功率、电流高压侧母线电压、频率低压侧母线电压低压侧无功补偿支路无功功率、电流储能设备有功功率、无功功率、电流、电压风电集电线路有功功率、无功功率、电流光伏线路有功功率、无功功率、电流风电场测风塔的实时风速、风向光伏辐照度、环境温度（2）遥信内容事故总信号22xx风光储氢一体化项目初步可行性研究阶段断路器位置信号（含A、B、C相单相位置信号）与运行方式有关的隔离开关和接地刀闸位置信号（3）遥调信号自动发电控制（AGC）指令自动电压控制（AVC）指令6.2.4.3光伏发电站远动装置方案6.2.4.3.1远动信息采集装置本期工程在各厂站分别一套计算机监控系统，远动功能与监控系统统一考虑，远动信息应满足调度要求并直采直送，远动信息通过监控系统远动工作站（双主配置）向xx省调（含备调）、xx地调（含备调）传送。另外，根据《电力系统调度自动化设计技术规程》要求，本期工程为光伏发电站开列自动化仪器仪表一套。6.2.4.3.2有功功率控制系统根据《风电场接入电力系统技术规定》（GB/T19963-2011）、《光伏发电站接入电力系统技术规定》（GB/T19964-2012）相关规定，本工程在各新能源厂站分别配置1套有功功率控制系统，具备有功功率调节能力。风电场、光伏发电站能够接收并自动执行电力系统调度机构下达的有功功率及有功功率变化的控制指令，风电场、光伏发电站有功功率及有功功率变化应与电力系统调度机构下达的给定值一致。6.2.4.3.3无功电压控制系统根据《风电场接入电力系统技术规定》（GB/T19963-2011）、《光伏发电站接入电力系统技术规定》（GB/T19964-2012）相关规定，本工程在各新能源厂站分别配置1套无功电压控制系统，具备无功功率调节及电压控制能力。根据电力系统调度机构指令，风电场、光伏发电站自动调节其发出（或吸收）的无功功率，实现对风电场、光伏发电站并网点电压的控制，其调节速度和控制精度应能满足电力系统电压调节的要求。6.2.4.4远方电能量计量系统本期工程各厂站出线分别按照1+1原则配置远方电量计量表，表计精度为0.2S级。其余电能表均由电气二次专业负责配置。根据国网公司通用设计要求，每台远方电量计量表还应配置相应的接线盒。另外，计量表的告警信息需接入本工程监控系统。23xx风光储氢一体化项目初步可行性研究阶段本工程配置1套电能量远方终端，以RS485串口方式与电度表通信，采集电量信息并向相关调度端电量计量主站传送。电能量远方终端应具备网络传输能力。6.2.4.5电力调度数据网接入设备为满足调度端对变电站数据网络通信的需要，本工程在各厂站分别配置电力调度数据网接入设备2套（分屏布置），每套均包括2台交换机、1台路由器等。其具体配置原则应分别与xx电力调度数据接入网和xx电力调度数据接入网建设保持一致。6.2.4.6安全防护设备电力监控系统安全防护工作应当落实国家信息安全等级保护制度，按照国家信息安全等级保护的有关要求，坚持“安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证”的原则，保障电力监控系统的安全，不同安全区的设备应部署在不同机柜（屏柜）内。按照《电力监控系统安全防护规定》（发展改革委2014第14号令）要求，本工程在各厂站分别配置1套安全防护设备，包括1套安全防护设备，包括纵向加密认证装置、防火墙等。具体配置原则按照国能安全〔2015〕36号文执行。6.2.4.7电源系统根据《电力系统调度自动化设计规程》（DL/T5003-2017）要求，远动网关等关键厂站端设备应配置双电源模块。其他厂站端设备宜配置双电源模块，或采用静态切换装置实现双路供电。由于变电站具备全站公用的UPS电源和直流电源，因此调度自动化设备不再单独配置专用电源系统。6.2.4.8功率预测系统根据《风电场接入电网技术规定》（Q/GDW1392-2015）相关规定，本工程在各风电场升压站分别配置1套风电功率预测系统（主机冗余配置），系统具有0～168h中短期风电功率预测以及15min～4h超短期风电功率预测功能。风电场每15min自动向电力系统调度机构滚动上报未来15min～4h的风电场发电功率预测曲线，预测值的时间分辨率为15min。风电场每天按照电力系统调度机构规定的时间上报次日0～72小时风电场发电功率预测曲线，预测值的时间分辨率为15min。中短期功率预测中的次日预测准确率应大于等于85%，超短期功率预测准确率应大于等于90%。系统通过数据通信网向相关主站上送预测结果等相关信息。根据《光伏发电站接入电力系统技术规定》（GB/T19964-2012）相关规定，本工程在各光伏发电站升压站分别配置1套光伏发电功率预测系统（主机冗余配置），系24xx风光储氢一体化项目初步可行性研究阶段统具有0h~168h中短期光伏发电功率预测以及15min~4h超短期光伏发电功率预测功能。光伏发电站每15min自动向电网调度机构滚动上报未来15min~4h的光伏发电站发电功率预测曲线，预测值的时间分辨率为15min。光伏发电站每天按照电网调度机构规定的时间上报次日0时至24时的光伏发电站发电功率预测曲线，预测值的时间分辨率为15min。中短期功率预测中的日前预测准确率应大于等于85%，超短期功率预测准确率应大于等于90%。系统通过数据通信网向相关监测主站上送预测结果等相关信息。测值的时间分辨率为15min。系统通过调度数据网向调度端上送光功率预测信息。6.2.4.9电能质量监测装置本工程在各新能源厂站分别配置电能质量监测装置一套。本电能质量监测设备应具备标准通信接口：具有RS232、RS485、以太网接口，能够通过以太网或电话交换网进行远距离数据传输及通信、设置、调试。实现监测数据的实时传输或定时提取，并能对通信口进行灵活配置与实时监视。远程实时监测可随时进行。6.2.4.10自动化信息传输通道及通信规约本工程对xx省调（含备调）、xx地调（含备调）的远动通道均采用主备电力调度数据网通道。以2×2M方式分别接入电力调度数据网两个不同的接入网。传输规约为IEC60870-5-104。本工程对调度端电量计量主站的电量信息传输通道采用主备电力调度数据网通道。通道传输规约均为IEC60870-5-102。6.3土建工程6.3.1设计安全标准6.3.1.1工程概况xx风光储氢一体化项目建设范围由压缩空气储能、风电、光伏、制氢四个模块组成，分别建设300MW/2400MWh压缩空气储能发电项目、风力发电900MW、光伏发电300MW以及电解水制氢2×500Nm³/h，生产的氢气通过长管拖车外送（暂定）。本卷册主要包括300MW光伏发电工程和1座220kV升压站工程（该升压站用于200MW风电和300MW光伏）。本工程光伏场区拟采用540Wp组件，光伏支架拟采用固定支架。6.3.1.2工程规模及主要建筑级别根据《光伏发电站设计规范》（GB50797-2012）、《光伏支架结构设计规程》25xx风光储氢一体化项目初步可行性研究阶段④层中风化泥岩（J3t）：褐红色，泥质结构，层状构造，岩芯较完整，岩芯呈27xx风光储氢一体化项目初步可行性研究阶段短柱状及长柱状，柱长8~27cm，最长40cm。锤击声脆，不易击开。取芯率70%~95%，RQD=50%~90%。最大揭露厚度14.20m，层底高程151.88～165.96m。④1层中风化泥岩（J3t）：砂岩（J3t）：黄褐色，细粒结构，层状构造，岩芯较完整，岩芯呈短柱状或长柱状，柱长9~40cm，锤击声脆，不易击开。取芯率70%~95%，RQD=60%~90%。局部钻孔区域分布，最大揭露厚度11.90m，层底高程158.28～160.61m。各层土承载力特征值、压缩模量建议值序号地层名称承载力特征值压缩模量Esfak(kPa)(MPa)①粉质黏土1204.56②全风化泥岩18015.0③强风化泥岩40040.0③1强风化砂岩80060.0④中风化泥岩2000/④1中风化砂岩3000/6.3.2.2地下水条件最大勘探深度23.00m内未见地下水，根据区域水文地质资料和附近走访，本区地下水埋深35m以下，地下水位埋藏较深，可不考虑地下水对建筑材料及基础施工的影响。对于防渗设计水位，由于存在大气降水及生产生活用水的影响，建议按自然地表考虑。6.3.2.3地震动参数及地震效应根据《中国地震动参数区划图》GB18306-2015，xx县二十家子镇Ⅱ类场地地震动峰值加速度为0.05g，反应谱特征周期0.35s，地震烈度Ⅵ度。6.3.2.4地下水、地基土腐蚀性场地地下水位埋藏较深，可不考虑地下水对建筑材料的影响。场地环境类型为Ⅱ类。勘察期间经过调查，场地周边无污染性土，土层对混凝土结构及钢筋混凝土结构中的钢筋具有微腐蚀性。28xx风光储氢一体化项目初步可行性研究阶段6.3.2.5季节性冻土依据《建筑地基基础设计规范》GB50007-2011附录F《中国季节性冻土标准冻深线图》，该地区的标准冻结深度为1.4~1.6m。6.3.2.6设计依据的规程及规范GB50223-20081)《建筑工程抗震设防分类标准》GB50007-20112)《建筑地基基础设计规范》GB50068-20183)《建筑结构可靠性设计统一标准》GB50010-2010（2015版）4)《混凝土结构设计规范》GB50017-20175)《钢结构设计标准》GB50009-20126)《建筑结构荷载规范》GB50011-2010（2016版）7)《建筑抗震设计规范》GB50191-20128)《构筑物抗震设计规范》GB50135-20199)《高耸结构设计标准》GB/T50662-201110)《水工建筑物抗冰冻设计规范》GB50046-201811)《工业建筑防腐蚀设计标准》GB/T50476-201912)《混凝土结构耐久性设计标准》13)《光伏支架结构设计规程》NB/T10115-201814)《变电站建筑结构设计技术规程》DL/T5457-201215)《建筑地基处理技术规范》JGJ79-201216)《建筑桩基技术规范》JGJ94-200817)《光伏发电站设计规范》GB50797-201218)《冷弯薄壁型钢结构技术规范》GB50018-200219)《太阳能发电站支架基础技术规范》GB51101-20166.3.2.7主要建筑材料1)现浇混凝土：C20～C30；光伏支架基础暂采用微孔灌注桩基础，混凝土C30；其余建（构）筑物采用C30混凝土。垫层C20素混凝土。2)钢筋：HPB300、HRB400；3)钢材：Q235B、C或Q355B、C；超挖换填采用C15毛石混凝土或级配砂石。29xx风光储氢一体化项目初步可行性研究阶段6.3.2.8设计范围本工程土建部分主要包括：光伏支架基础，箱式变压器基础，新建一座220kV升压站。6.3.4光伏阵列基础及逆变器室设计6.3.4.1光伏组件支架光伏阵列的结构设计包括太阳能电池组件支架及其基础设计，主要考虑的因素有：1）结构自重荷载；2）当地风荷载标准值，根据《建筑结构荷载规范》（GB50009-2012）表E.5，50年一遇基本风压取0.55kN/m2，50年一遇基本雪压取0.45kN/m2。按照《光伏发电站设计规范》第6.8.7条的规定，风荷载可按25年一遇的荷载数值取值。由《建筑结构荷载规范》附录E.3.4条，25年重现期的风荷载计算公式为x=x+(x−x)(lnR−1)R1010010ln103）拟建场地地基承载力特征值。4）拟建区域的冻土分布范围，厚度及类型等。光伏支架杆件及其连接部位按照《光伏支架结构设计规程》进行设计。本工程光伏支架采用固定式支架，角度为38°，立柱形式拟采用单立柱形式，光伏组件采用2x26竖向布置，光伏组件最低点距离地面0.5m。因最冷月日平均气温低于-20摄氏度，依据《钢结构设计标准》GB50017-2017第4.3.3与4.3.4条，材料选用Q235C或Q355C冷弯薄壁型钢。光伏支架表面采用热浸镀锌防腐，镀锌层平均厚度不应小于55μm。光伏支架的设计荷载组合考虑有、无地震作用情况下，永久荷载、风荷载、雪荷载及温度荷载的组合。另外，支架设计时，应对施工检修荷载进行验算。荷载组合考虑下列五种组合：自重荷载+正风荷载；自重荷载+逆风荷载；自重荷载+雪荷载；自重荷载+正风荷载+雪荷载；自重荷载+逆风荷载+雪荷载。光伏支架的生产和设计已经实现工厂化和标准化，在施工图阶段，业主应进行支架设计生产厂家的设备招标。30xx风光储氢一体化项目初步可行性研究阶段6.3.4.2光伏支架基础目前常用的光伏支架基础有钢筋混凝土条形基础、钢筋混凝土桩柱基础（预制或现浇）、螺旋钢桩基础等。在本项目拟建场区，与钢筋混凝土独立基础、钢筋混凝土条形基础相比，钢筋混凝土桩基础（预制或现浇）和螺旋钢桩基础具有施工速度快、所需人工少的优势，所以拟不采用独立基础或条形基础。考虑到螺旋钢桩在③层强风化泥岩土层中难以钻进，钢筋混凝土预制桩在③层强风化泥岩土层中难以打入，因此不建议采用螺旋钢桩和钢筋混凝土预制桩。考虑到微孔灌注桩施工速度更快、所需人工较少、且成桩条件相对较为理想，因此建议本工程光伏支架采用灌注短桩基础形式，桩径300mm，桩长约3m（地面以下部分），实际桩长根据下阶段勘测资料和光伏布置进行进一步设计。桩基施工前须进行现场试验，以确定单桩承载力及施工工艺等情况。6.3.4.3箱变基础设计本工程箱式变压器位于光伏阵列内。箱式变压器基础采用现浇钢筋混凝土箱型结构，混凝土强度等级为C30，天然地基，埋深约-1.8m。设计基底标高未达持力层或标准冻深时应超挖至持力层或标准冻深以下，并采用非冻胀级配砂石换填至基底设计标高，基础顶出地面300mm。6.3.6升压变电站总平面及建筑设计6.3.6.1场区及站址选择本工程光伏电站规划装机容量300MW。采用540Wp单面单晶硅光伏组件，组件倾角38º。每个光伏阵列包含2个组串，由52块组件（2×26）构成，阵列安装容量为28.08kWp，阵列前后排间距12.54m。每个发电单元安装组件7098块，配置136.5套光伏支架。每个发电单元容量3.2MW，全场共94个单元，合计使用光伏组件667212块，合计直流侧总容量360.29448MWp，交流侧总容量300.8MW。光伏场区每个发电单元包含10台320kW组串式逆变器，每台组串逆变器接入的最大组串数28串，本项目共使用940台组串式逆变器。31xx风光储氢一体化项目初步可行性研究阶段本项目现阶段根据建设单位初步落实的项目用地情况，拟在六家子镇和王营子乡内选址光伏场区。由于所选区域用地性质暂未落实，本阶段暂按在两个乡镇内避开村庄、道路、农田、冲沟、较大的山谷等区域进行选择，拟选的光伏场区5个片区位于六家子镇，1个片区位于王营子乡。分别位于六家子的西南部、中部和东北部，王营子乡的西南部。图6.3-1光伏电站规划布置图由于选址区域为山地光伏，本阶段暂按每个发电单元用地约158亩（10.54hm2）考虑，本项目94个发电单元用地面积约993.4hm2。本项目配建的220kV升压站与风场升压站合建，布置于六家子镇中部光伏片区-3附近，站址选址尽量位于各个光伏片区中间位置。6.3.7升压变电站建（构）筑物结构设计本工程新建1座220kV升压站。升压站内主要建（构）筑物有：综合用房、电气二次建筑物、220kVGIS室、35kV配电装置室等建筑物，架构、设备支架、无功补偿装置、主变、避雷器等电气设备基础。现将主要建（构）筑物结构形式、基础形式、基础埋深等进行分别描述：1）综合用房结构设计综合用房为单层建筑，采用钢筋混凝土框架结构，屋面采用现浇钢筋混凝土屋面32xx风光储氢一体化项目初步可行性研究阶段板，基础为现浇钢筋混凝土独立基础，基础埋深-2.0m（相对室内地坪）。2）电气二次建筑物结构设计电气二次建筑物为单层建筑，采用钢筋混凝土框架结构，屋面采用现浇钢筋混凝土屋面板，基础为现浇钢筋混凝土独立基础，基础埋深-2.5m（相对室内地坪）。3）220kVGIS室、35kV配电装置室结构设计GIS室、35kV配电装置室为单层建筑，采用钢筋混凝土框架结构，屋面采用现浇钢筋混凝土屋面板，基础为现浇钢筋混凝土独立基础，基础埋深-3.0m（相对室内地坪）。4）室外配电装置结构设计主变基础为现浇钢筋混凝土筏板基础，基础埋深约-2.2m。进出线架构、主变架构等由三角形格构式钢架构梁（表面热浸镀锌）、钢管立柱组成，基础采用现浇钢筋混凝土杯口基础，基础埋深-2.5m。室外无功补偿装置基础等采用现浇钢筋混凝土块式基础或箱型基础，基础埋深约-1.6m。独立避雷针采用钢结构（表面热浸镀锌），现浇钢筋混凝土独立基础，基础埋深-3.0m。避雷器、管母线等设备基础采用现浇钢筋混凝土独立基础，基础埋深-1.6m。事故油池采用现浇钢筋混凝土箱型结构，基础埋深-4.5m。为保证升压站建（构）筑物地基的稳定性，提高地基承载力，对不满足地基承载力要求或未达标准冻深的区域，需采用级配砂石分层碾压换填，分层厚度250~300mm，压实系数不小于0.97，地基承载力特征值应不低于180kPa，且满足《建筑地基处理技术规范》（JGJ79-2012）其它相关规定。6.3.8升压变电站水工部分6.3.8.1设计依据《变电站和换流站给水排水设计规程》DL/T5143-2018《城市污水再生利用城市杂用水水质》GB/T18920-2002《室外给水设计标准》GB50013-2018《室外排水设计规范》GB50014-2006（2016版）《建筑给水排水设计标准》GB50015-2019《建筑设计防火规范》GB50016-2014（2018版）33xx风光储氢一体化项目初步可行性研究阶段《光伏发电站设计规范》GB50797-2012；《光伏发电站安全规程》GB/T35694-2017；6.3.8.2升压变电站给水系统（1）补给水水源升压变电站水源均引接自项目附近的市政自来水管网，以项目红线为分界线。周边市政管网供水压力暂按满足本项目供水要求考虑。（2）生活给水系统本项目生活给水系统接自周边市政自来水管网，经必要的消毒、除氟等工艺后供至升压变电站内各用水点。（3）杂用水系统杂用水包括绿化用水和道路冲洗用水。按照一水多用的节水原则，采用生活污水回收利用的工艺设计，将生活污水处理并达到城市杂用水的标准，作为站内的杂用水回用。冬季绿化用量减少，将已经达到排放标准的杂用水排至站外。将生活污水处理后达到城市杂用水的标准，作为站内的杂用水。杂用水系统包括杂用水供水泵和管道，管道围绕道路及绿地敷设，干管上安装快速取水阀，作为杂用水供水节点。（4）消防给水系统详见工程消防设计章节。6.3.8.3升压变电站排水系统排水系统主要包括生活污水、含油废水、雨水的排放，采用分流制，不同水质排水独立排放。（1）生活污水系统污水排放系统包括：污水收集管网、化粪池、隔油池、小型一体化污水处理装置。各用水点的生活污水通过管网收集后排至化粪池沉淀，并最终排至一体化生活污水处理设备，处理后送到杂用水池，再通过杂用水泵回用作为升压站绿化、道路冲洗用水。（2）生产废水排放系统当主变压器发生事故时，油水混合物排入变压器事故隔油池进行油水分离，分离后的废水流至升压站内的废水管道，汇集至集水池内，通过潜水排污泵排到升压站外。存入油池中的油单独运到符合规定的地点。34xx风光储氢一体化项目初步可行性研究阶段电缆沟的积水主要来自雨季时的雨水，由于电缆沟一般有盖板封闭，进入的雨水量较少，拟在电缆沟低点处设置集水井及排水管，汇集至集水池内，通过潜水排污泵排到升压站外。（3）雨水排水系统升压站及光伏阵列区主要区域沿地势坡向自流排出场外或自然下渗。局部低洼区域，使用升压站雨水排水管道引接至集水池内，通过潜水排污泵排到升压站外。6.3.8.4光伏组件清洗光伏组件表面积尘现象对其光电转换效率影响巨大，而且局部阴影造成的“热斑效应”会严重损毁组件本身。有研究表明，在无雨、雪等自然清洗条件下，1个月未清洗后，光伏组件输出功率可降低5%~20%。现有光伏组件清洗主要采用：自然除尘、人工干洗、人工水洗、高压水水雾冲洗、机器人清洗等。各方法的优劣及适用情况详见表6.3.8-1。表6.3.8-1光伏组件常用清洗方法清洗方方法简介优点缺点适用性法自然除尘技术是指通过降雨、仅适用于降雨自然除量充沛地区。尘风力、融雪、重力等自然力方便、简单，无需前风力除尘效果无法保证长期量清除光伏组件表面积尘的期投入和后期维护。相对差。除尘效果。人工清清洁方洗式。高压水冲洗由操作人员使用压力较低的操作简单、方便。效率低、清洗适用于中小型自来水或去离子水，借助长周期长、人力光伏电站。机器人柄拖布或专用刷等清扫工具成本高及耗水清洗进行清洗，或配合专用清洁量大的缺点。剂对光伏组件表面进行清洁的方式。指利用接头端连接在储水车无需大量人工参与、适用于各类光或水管上的高压喷头向光伏操作简单、设备成本需耗费一定水伏电站。组件表面喷水冲刷。低、清洗速度快。量自动化程度高、人工机器人的安装使用智能机器人清洗清洗成本低、水资源利用和维护成本高，受限与技术问效率高，可实现按需并且对操作人题，尚未大规除尘。员的技术要求模推广应用。高。高压水水雾冲洗设备成本低，清洗速度快，可委托专业公司，专业化程度高，是现今最常用的光伏组件除尘技术。本工程推荐采用高压水水雾冲洗。35xx风光储氢一体化项目初步可行性研究阶段6.3.9地质灾害治理工程根据工程地质资料，场址区人类工程活动主要是近几年开发区基本建设，破坏地质环境的人类工程活动一般。根据以上叙述，将地质环境条件总结对比，见下表（地质环境条件一览表）：条件类别场区特征类别规范标准区域地质背景区域地质构造条件简单，区域地质构造条件较复杂，建设场地附近有全新世活动地形地貌建设场地附近无全新世断裂，地震基本烈度Ⅶ度至Ⅷ度，地震动峰值加速度地层岩性和岩活动断裂，地震基本烈度中等0.10g~0.20g土工程地质性Ⅵ度，地震动峰值加速度质地形简单，相对高差小于0.05g或0.10g。核实加速200m，大部场区平整，地面地质构造坡度小于25°为主，地貌类型度数据单一水文地质条件岩性岩相变化较大，岩土体地质灾害及不丘陵、台地，场区相对高结构较复杂，工程地质性质良地质现象差21m，大部分坡度＜简单较好地质构造较简单，无褶皱、人类活动15°。断裂，裂隙发育有二至三层含水层，水位年岩性岩相变化较小，岩土际变化5m-20m，水文地质条体结构较复杂，工程地质中等件较差性质良好发育弱或不发育，危害小简单，无褶皱裂隙简单人类工程活动一般，对地质有二层含水层，水位年际环境的影响、破坏小变化小，水文地质条件中中等等不发育简单一般简单综上所述，按照《地质灾害危险性评估规范》（DZ/T0286-2015）表B.1，判定场址区地质环境条件复杂程度为复杂。6.3.9.1地质灾害危险性预测评估根据xx县政府地质灾害评估范围，场址区位于评估区内，可以利用。项目规划用地范围面积14.81km2。6.3.9.1.1工程建设中、建设后可能引发或加剧地质灾害危险性预测评估根据《xx柳城经济开发区发展总体规划（2016-2030）》和场址区实际调查结果，依据建设项目工程特点，结合该区地层结构与岩土体工程地质条件，预测场址区内工程活动可能引发的地质灾害类型为崩塌、地面沉降和滑坡。36xx风光储氢一体化项目初步可行性研究阶段综合分析本工程建设活动引发或加剧崩塌、地面沉降地质灾害的可能性小，地质灾害的危害小，发育程度弱，确定危险性等级为小。预测发生滑坡的可能性小，但是危害性大，地质灾害的危险性中等。6.3.9.1.2建设工程自身可能遭受已存在地质灾害危险性预测评估工程建设会引发地质灾害，同时自然环境条件下及工程活动引发的地质灾害也会对工程造成危害。经现场实地调查，在现状评估范围未发现地质灾害，故建设工程自身不会遭受已存在的地质灾害的影响。6.3.9.3预测评估结论根据预测评估，工程建设可能会引发滑坡、地面沉降和滑坡地质灾害，崩塌、地面沉降地质灾害发生的可能性小，危险性小；滑坡地质灾害发生的可能性小，地质灾害危险性中等。工程建设本身遭受已存在的地质灾害的可能性小。6.3.9.2地质灾害防治措施地质灾害防治应坚持以防为主，防治结合的原则，根据场址区的地质环境条件，做到因地制宜，因灾设防，合理有效。37xx风光储氢一体化项目初步可行性研究阶段7风电场方案初步设想7.1风电机组选型、布置及风电场发电量估算7.1.1风电机组选型根据上述分析，本阶段宜选择IECIII以上且符合电网要求的低温型机组。结合本项目拟建场区土地资源可开发情况，在进行不同单机容量机组对比分析时，重点考虑单机容量5MW及以上型机组，现阶段暂定WTG1做为代表机型，展开相关论述。代表机型主要技术参数见表7.1-1，其标况下的动态功率和推力系数见表7.1-2，动态功率和推力系数曲线图见图7.1-1。表7.1-1风电机组推荐机型参数表机型GW-191-5.0MW风区等级S参考湍流强度C(0.12)额定功率(kW)切入风速（m/s）5000额定风速(m/s)（标空静态）2.59.5切出风速(10min)(m/s)25叶轮直径(m)191扫风面积(m²)28652发电机类型永磁直驱同步发电机额定功率（kW）4250额定电压（V）1140表7.1-2推荐机型标况下的动态功率和推力系数表GW191-5.0ρ=1.225Iref=0.1GW191-5.0ρ=1.225Iref=0.1Wind(m/s)Power(kW)CtWind(m/s)Power(kW)Ct2.544.29810.999911.550000.40153135.2350.96721250000.34673.5276.2070.934412.550000.30284456.68150.84141350000.26534.5672.03660.811113.550000.235638xx风光储氢一体化项目初步可行性研究阶段60001.25000140000.830000.620000.410000.200功率（KW）CT图7.1-1机型动态功率曲线图（空气密度1.225kg/m3）7.1.2机位初步布置方案7.1.2.1风电机组布置原则风电场通过风电机组把风能转化为电能，风经过风轮后速度下降并产生紊流，在一定距离后风速才会恢复。因此，在布置风机时，应使沿主导风向的风机间距越大越好，但是，这样既使宝贵的风能资源和土地资源未被充分利用，又增加了机组间的架空线路和道路的长度，使得投资增大。因此在布置风机时，关键是寻找投资和开发利39xx风光储氢一体化项目初步可行性研究阶段用的结合点，同时还要根据实际的地形地域情况以及风资源状况，因地制宜的优化布置。风电场区域为低山丘陵地区，在进行机组布置时，应考虑以下原则：（1）不仅要考虑到每个机位最优，而且要考虑到各风机之间的相互影响，从而保证整个风电场的发电量最大；（2）风机位尽可能置于风能高值区内；（3）风机的排列应垂直于主风能方向；（4）风机之间行距离不小于3倍风轮直径，列间距不小于5倍风轮直径，以减少尾流损失，两行风机之间以梅花型排列；（5）风电场对村庄的噪音影响应满足环保要求；（6）风机机组与铁路、公路、输电线路等设施的避让距离应满足相关要求；（7）充分利用风电场的土地；（8）风机场地坡度应满足交通运输及施工的要求；（9）风机之间应相对紧凑，以减少集电线路及道路的投资。此外，该阶段风机布置暂没有考虑基本农田、红线、基本草原、林地、矿区等情况。7.1.2.2初步布置方案依据风电场风资源的分析结论和风电机组布置原则，本阶段初步布置188台风机，风机布置见图7.1-2。40xx风光储氢一体化项目初步可行性研究阶段图7.1-2风机初步布置图7.1.3年上网电量计算7.1.3.1折减系数选取基于风资源分布情况、拟选机型的动态功率数据和机位布置坐标，通过软件可计算获得风电场理论发电量。参考《关于对中国风电发电量折减问题》中的相关规定，为了更准确的计算推荐机组的经济性，计算本风电场上网发电量，需对影响风电场运行的各种因素进行发电量折减估算，对各种影响因素分析如下：（1）尾流损失折减指风电机组间由于相互影响而降低的发电量，反映了风电场风电机组的排布效率。该影响已在风电场的发电量计算中由模拟软件逐台机位进行了折减，所以不再重复折减。（2）空气密度折减指用于发电量计算的风电机组功率曲线对应的空气密度与现场空气密度不一致时，风电机组受此影响而降低的发电量。在计算时已采用风场空气密度下功率曲线进行计算，所以无空气密度折减。（3）控制和湍流折减41xx风光储氢一体化项目初步可行性研究阶段指由于风电机组受风电场内湍流等风况影响而降低的发电量。本折减系数取3%。（4）叶片污染折减指由于叶片表面污染，影响了其对风能的捕获而降低的发电量。本折减系数取3%。（5）风电机组可利用率折减指由于风电机组本身质量问题，降低了正常工作时间而减少的发电量。本折减系数取5%。（6）风电机组功率曲线保证率折减指风电机组实际功率曲线达不到设计值，从而降低的发电量。本次采用动态功率曲线，折减系数取5%。（7）场用电、线损等折减指风电机组发出的电力，在集电线路中的损耗和场内自用的损耗，其数值可以根据风电场设计方案估算得出。经过计算，本折减系数取3%。（8）气候影响折减气候影响折减指风电机组在遭遇包括低温、冰霜、凝冻、极端风况等特殊天气时由于风电机组停机造成的发电量降低。本折减系数取3%。（9）软件计算误差折减由于发电量计算软件对风电场适应性不好，可能造成对理论电量估计过高，需要进行折减。本折减系数取3%。（10）其他不确定因素折减其他不确定因素损失暂按3%计。综上所述，本风电场总折减系数为75.17%，风电场年上网电量折减系数见表7.1-3。表7.1-3风电场年上网电量折减系数表序号折减项折减系数（%）1尾流影响计算时已折减，不再另行折减2空气密度计算时已折减，不再另行折减3控制和湍流974叶片污染975风电机组可利用率956风电机组功率曲线保证率9542xx风光储氢一体化项目初步可行性研究阶段7场用电、线损等97978气候影响97979软件计算误差影响75.1810其他因素总折减系数7.1.3.2年上网电量计算采用推荐机型计算的风电场年上网电量见表7.1-4，风电场内单台机组的上网电量如表7.1-5所示。表7.1-4推荐机型年上网电量成果表机型单机容安装装机轮毂年上网发等效尾流容量WTG1量(kW)台数容量高度电量(MWh)满负(%)系数(台)(MW)(m)荷小（%）50009001102310598.7时数-8.42180（h）29.31256743xx风光储氢一体化项目初步可行性研究阶段表7.1-5单台机组年上网电量成果表机名称坐标x坐标y海拔威布平均风风功率密理论发尾流后净发电等效满容量系(m)尔k值速度（W/m2）电量发电量量负荷小尾流数（%）GT001405407204558911(MWh/y)时数(h)GT002405416124558693405.82.506(m/s)293.63(MWh/y)20032.6(MWh/y)5.2434.38GT003405419284558168410.02.4576.76294.5121139.819668.615059.730126.3033.76GT004405428204558366353.42.4476.73207.7220990.915364.614786.0295710.9326.37GT005405437004557591357.62.4355.99221.2817249.617062.711550.423104.6729.29GT006405449564557290290.02.4426.11214.0417898.416478.312827.025656.1628.28GT007405456204557056260.02.4296.04204.6317560.915721.912387.724786.9226.98GT008405501004556273280.02.4525.93222.9316890.416481.411819.123647.6428.29GT009405506494555871260.02.6646.11180.3117844.215018.912390.024786.9625.78GT010405508834557136332.42.6615.79222.6516142.616435.211290.6225811.3228.21GT011405509604558390315.42.7006.23166.1718532.513570.812355.3247111.4823.29GT012405498004558419363.92.7115.64231.4215331.617908.810201.920406.4430.74GT013405491374558056325.42.5426.32207.9219142.316639.313463.126934.8628.56GT014405488294558780331.72.5996.02251.4317489.018656.212508.725024.9132.02GT015405448764559782318.72.5696.42227.9919618.818078.314024.928052.4831.03GT016405441884559358280.02.4166.22191.3718537.815099.413590.527186.3025.92GT017405455084558804308.32.4525.78230.7116113.817676.311351.122703.7830.34GT018405453324554799300.02.4146.19215.8018370.116138.313288.326587.3927.70GT019405458724553814260.02.4266.02202.0317426.115334.712132.124268.5126.32GT020405446364553621255.82.4535.90228.5816760.916499.611528.023069.1228.32GT021405441244552503280.02.4526.16227.1518155.216448.512403.724819.0528.23282.52.4586.16223.5118085.616058.212365.3247310.3927.566.1317919.512071.9241443xx风光储氢一体化项目初步可行性研究阶段GT022405447644551147286.52.4856.24233.7618593.816709.712561.6251210.1328.68GT023405454414551291338.52.43928498.4332.52GT024405458964551814253.82.4416.68287.5220691.418947.114243.6221511.0225.29GT025405473804552503225.32.56123697.5427.04GT026405475744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9405358604543989384.42.6085.93187.5316652.615059.411321.027206.9731.05WT050405364644544151410.02.610280510.7032.03WT051405367044543589390.12.5886.60255.4620161.118377.413815.3236413.7226.99WT052405371084544254440.02.597279314.6931.88WT055405375154546170455.32.6057.67392.4824840.622303.716767.0273313.1431.19WT056405379174546951450.02.565241615.9527.58WT057405380444547891456.52.5876.29227.3318792.317572.413210.2274811.5631.37WT058405386764547814528.82.575299110.6734.14WT059405392594548752504.62.5746.42240.7519447.618092.713601.3282713.2632.27WT060405384284550572432.02.53228909.8132.99WT061405375034550758419.92.5336.71273.7920894.818659.014027.029276.2033.41WT062405368124550639363.32.52025727.1029.37WT063405358804549399393.12.5866.19216.0918226.215726.311822.428767.4932.83WT064405360894548885439.12.549313810.3835.83WT065405367054547955390.02.5666.89296.8221771.418573.413962.7251314.4428.68WT067405364014546959410.02.57226899.6730.69WT068405354824547148330.22.5886.72274.7020922.818174.213662.625097.2828.65WT069405343004549461390.02.52825949.9329.616.37237.0019117.916068.512079.66.67272.6720665.818277.313740.17.02315.8022267.519890.714953.06.88298.3321677.518803.614135.76.81294.8821311.519220.514449.16.69280.6720754.619468.214635.46.22226.3918417.117109.512862.26.66273.0320678.719130.714381.67.23346.3623291.020874.415692.56.44245.9219532.716712.612563.86.49251.5019796.217882.413443.26.14211.6118000.916690.712547.46.36238.5619154.117251.912969.249xx风光储氢一体化项目初步可行性研究阶段WT070405372044542675396.12.6486.43240.1719491.216919.112719.1254413.2029.04WT071405378164542706420.22.586245116.5327.98WT074405370444541179414.32.6256.46246.4619531.816303.512256.3271410.9930.98最大值405509604559782797.72.711335316.6238.28最小值405135694532234225.32.2026.59258.4820280.518051.413570.320400.2523.29平均值405351434546902405.42.51625678.4229.31WT073405379324541260437.12.5707.82415.0825427.722303.716767.0260816.7929.77WT053405378084544228420.02.605242017.7627.63WT054405378844544886440.02.6175.64166.1715331.613570.810201.9250018.0028.53WT066405368044547297430.02.585253918.0728.99WT013405316804544970613.62.5596.29234.6818663.917075.512836.7253418.3028.93WT072405379324542058466.82.561274518.7731.34GT044405396884549100493.82.5826.72276.6920844.717345.613039.7272419.1631.10WT025405377044539377443.12.536246819.5428.176.45243.2519573.116096.812100.96.59258.5920274.116624.812497.86.66271.7220613.716888.512696.16.71269.0620628.116853.912670.07.07320.7922475.818257.513725.27.04320.1122412.918119.313621.36.65270.6020398.616413.312338.850xx风光储氢一体化项目7.1.4结论根据风电场风资源分析结果和初步布置方案，推荐安装机型为WTG1，安装180台单机容量为5000kW风机，规划装机容量900MW，叶轮直径191m，轮毂安装高度110m。总折减系数（不含尾流和空气密度折减）按75.17%考虑，年上网发电量为2310598.7MWh，年等效满负荷运行小时数为2567h，容量系数29.31%。7.2电气7.2.1电气一次本项目规划建设光伏装机总容量为300MWp（光伏场地为分散布置），风电场装机总容量为900MW。风电场900MW分布在4个乡镇，结合风机塔位、光伏场区规划位置以及35kV集电线路敷设半径，初步考虑共设置3个220kV升压站，用于接入本项目规划光伏、风电容量。其中1座220kV升压站用于300MW光伏和200MW风力发电容量送出；另外2座220kV升压站分别用于400MW和300MW两组风力发电容量送出。3个220kV升压站均暂按1回出线考虑。220kV电气设备暂按50kA短路水平考虑，最终接入方案以接入系统审查意见为准。7.2.1.2电气主接线7.2.1.2.1风电场电气主接线根据风资源资料，本工程共安装180台单机容量为5MW风机，风力发电机出口电压为1140V，风力发电机采用一机一变的电气接线方式，选择箱式变电站变压器容量为5300kVA。考虑到风电场规模较大，且布置分散，大部分的集电线路路径在10km以上，本工程集电线路和箱式变电站高压侧电压选用35kV等级。场内集电线路采用电缆直埋的形式敷设。每回集电线路接风力发电机约4台。风机间集电线路电缆基本沿风场内部检修道路敷设，电缆敷设于壕沟内。风机升压变压器35kV高压侧配套断路器进行保护。7.2.1.2.2风电场变电站电气主接线200MW风机发电容量接入220kV光伏变电站送出。考虑到集电线路敷设距离限制，初步规划邻近风电场再建设2座220kV风电场变电站，用于将规划的700MW风机发电容量送出。根据风资源专业规划风机位置，初步将700MW风机发电容量分为400MW和300MW两组，分别接入两个不同的风电场变电站。220kV风电场变电站的配电装置全第51页xx风光储氢一体化项目部采用单母线接线。单个220kV风电场变电站设置1回出线、2回主变进线、1回母线PT。400MW风电场变电站设置2台200MVA主变，约80台风机分摊在不同主变送出。300MW风电场变电站设置2台150MVA主变，约60台风机分摊在不同主变送出。400MW风电场变电站设置4段35kV配电装置，35kV配电装置全部采用单母线接线，本站每段35kV配电装置拟接入约5回风电出线,1回主变进线、1回母线PT、1回SVG、1回备用、1回接地变；2回站用变均分接在不同的35kV母线段。35kV配电间同时预留一定扩展盘位，便于后续其它用电设备扩展接入。300MW风电场变电站设置2段35kV配电装置，35kV配电装置全部采用单母线接线，本站每段35kV配电装置拟接入约8回风电出线,1回主变进线、1回母线PT、1回SVG、1回备用、1回接地变、1回站用变。35kV配电间同时预留一定扩展盘位，便于后续其它用电设备扩展接入。风电场主变压器220kV侧中性点均为不固定接地方式，中性点配置有中性点成套装置，包括隔离开关、中性点避雷器、放电间隙及电流互感器等。变电站35kV母线侧单相接地电容电流大于规程允许的10A水平，35kV集电线路均为电缆线路，电缆头多，一般故障均为永久性故障,35kV侧采用中性点经电阻接地方式，35kV母线连接一台接地变，接地变高压侧中性点串接电阻柜成套装置，故障发生时，迅速切除故障。风机发电机功率因数一般在－0.95~＋0.95范围可调，风机本身不需要配置无功补偿装置。站内无功损耗主要是逆变器交流输出端连接的就地升压变压器、35kV集电线路、变电站主变等。为补偿这类电气设备的无功损耗，使风电场电站并网运行后，其功率因数达到电网运行规定要求，在风电场电站每段35kV母线上分别设置1套动态无功补偿装置（SVG）。7.2.1.2.3主变压器选型400MW风电场变电站设置2台200MVA231±8x1.25%/38.5kVYN,d11三相双绕组有载调压油浸式变压器。300MW风电场变电站设置2台150MVA231±8x1.25%/38.5kVYN,d11三相双绕组有载调压油浸式变压器。7.2.1.2.4站用电接线第52页xx风光储氢一体化项目(1)站用电采用400/230V电压等级，动力和照明共用的中性点直接接地供电系统。(2)变电站内设两台站用变压器为全站提供站用电源，两台站用工作变由站内不同的35kV母线段供电，容量暂定为630kVA。站用变压器中性点采用直接接地方式。(3)站用电400V配电系统采用单母线接线，双电源供电方式，双电源之间通过ATS实现自动切换。(4)生活用房、辅助用房等建筑物就地分别设置一面动力柜，用于为对应建筑物内的用电设备供电，且均采用双电源供电方式。(5)消防水泵、稳压水泵、火灾报警装置、应急照明均按Ⅱ类负荷供电；消防用电设备采用双电源供电，并在控制柜内设置自动切换开关。7.2.1.2.5变电站电气设备布置风电场变电站从功能上分为生产区和生活区，生产区主要布置有220kV屋内配电装置、主变压器、35kV配电装置、站用电配电装置、无功补偿装置、继电保护设备、蓄电池等。220kV配电装置采用SF6气体绝缘封闭式组合电器（GIS），室内布置。主变压器采用屋外布置，油池外侧设置进线架构，主变高压侧与GIS之间、GIS出线均采用钢芯铝绞线架空连接。主变低压侧至35kV开关柜之间采用35kV全绝缘屏蔽铜管母线连接。35kV配电装置采用户内真空断路器柜，400MW风电场35kV配电装置采用双排面对面布置，300MW风电场35kV配电装置采用单排布置。SVG动态无功补偿装置的隔离开关、断路器、连接电抗器等室外敞开布置，功率柜、控制柜、启动柜布置在集装箱内，集装箱邻近电抗器户外布置。7.2.1.2.6风电场电气设备布置每台风力发电机配置1台户外箱式升压变，户外箱式升压变采用油浸式变压器。户外箱式变压器布置在风力发电机旁，且距离风机塔筒不小于10m防火间距。7.2.2电气二次7.2.2.1计算机监控系统本工程分别配置一套风电机组计算机监控系统与一套220kV升压站微机监控系统，两套监控系统通过通信接口相连实现信息的传送。其中，风力发电机组计算机监控系统由风力发电机组厂家配套提供。220kV升压站微机监控系统采集电气设备及风电设第53页xx风光储氢一体化项目备的信息，上传至电网调度，并接收调度端指令，实现对风电场设备控制和调节。220kV升压站微机监控系统监控范围包括：220kV配电装置、主变压器、35kV开关柜、低压开关柜、UPS系统、220V直流电源系统、各保护装置和自动装置、风功率预测系统、AVC和AGC系统等。7.2.3系统继电保护及其安全自动装置7.2.3.1工程概况本期初步规划建设2座220kV风电场变电站，用于将规划的700MW风机发电容量送出。根据风资源专业规划风机位置，初步将700MW风机发电容量分为400MW和300MW两组，分别接入两个不同的风电场变电站。220kV风电场变电站的配电装置全部采用单母线接线。单个220kV风电场变电站设置1回出线、2回主变进线、1回母线PT。7.2.3.2220kV系统继电保护配置原则根据国网冀北电力有限公司Q/GDW07003-2021-10404《新能源场站接入电网继电保护技术规范》要求，220kV新能源升压站系统保护配置原则如下：（1）新能源场站送出线路应配置纵联电流差动保护；（2）220kV母线应按双重化原则配置含失灵保护功能的母线差动保护；（4）应配备专用故障录波装置，并配备至相应调度机构的数据传输通道，满足二次系统安全防护要求。7.2.3.3系统继电保护配置方案（一）220kV线路保护每座220kV风电场升压站至系统站一回220kV线路，每回线路需双重化配置纵联电流差动保护，可实现单相、三相、禁止及停用重合闸方式，后备保护均采用多段式的相间距离保护和接地距离保护、零序电流方向保护。每套保护装置具备A、B双通信接口，可满足国调对保护“双保护，三路由”的要求。每套线路保护采用专用光纤+复用2M通道，具体通道组织方式见通信专业章节内容。线路保护选型需采用通过国网检测的最新型号，并与对侧保持一致。（二）220kV母线保护升压站220kV主接线型式均为单母线接线，每座220kV风电场升压站配置双套微机母差保护柜，均含失灵保护功能。（三）220kV线路故障录波器第54页xx风光储氢一体化项目王营子乡、尚志乡及根德营子乡内选址。本次初步布置的180台风机机位分别为六家子镇39台、王营子乡73台、尚志乡8台、根德营子乡60台。本项目配建的3座220kV升压站，初步拟选分别位于六家子镇、王营子乡、根德营子乡内，其中六家子镇的升压站与光伏电站升压站合建。各升压站站址选择尽量位于风机机位中间位置，减少线路长度。7.3.2工程等级及设计安全标准7.3.2.1工程概况xx风光储氢一体化项目建设范围由压缩空气储能、风电、光伏、制氢四个模块组成，分别建设300MW/2400MWh压缩空气储能发电项目、风力发电900MW、光伏发电300MW以及电解水制氢2×500Nm³/h，生产的氢气通过长管拖车外送（暂定）。本卷册主要包括900MW风力发电工程和2座220kV升压站工程。本工程风场区拟采用180台单机容量5.0MW、叶轮直径191m、轮毂高度为110m的风电机组。待下阶段风机机位及详勘报告确定后，数量将按最新资料调整。7.3.2.2工程规模及主要建筑级别根据《风电场工程等级划分及设计安全标准》（NB/T10101-2018），工程规模为大型。风电机组地基基础设计等级为甲级，风电机组地基基础结构安全等级为一级。220kV升压站建（构）筑物设计级别为2级，建（构）筑物结构安全等级为二级。建（构）筑物设计使用年限为50年。7.3.2.3洪水标准根据《风电场工程等级划分及设计安全标准》（NB/T10101-2018），风电机组地基基础的洪水设计标准为50年，220kV升压站的洪水设计标准为100年。7.3.2.4抗震设防类别根据《风电场工程等级划分及设计安全标准》（NB/T10101-2018）与《建筑工程抗震设防分类标准》（GB50223-2008），风电机组地基基础的抗震设防类别为丙类；220kV升压站建（构）筑物的抗震设防类别均为丙类。7.3.3基本资料和设计依据7.3.3.1工程地质条件本阶段暂参考《xx能环新能源科技有限公司生物质热电联产项目岩土工程勘察报告》（详勘，2019年9月）。拟建场地属山地丘陵区，局部冲沟发育。第56页xx风光储氢一体化项目依据现场地层性质鉴定，结合土工试验和原位测试成果，对本次勘察场地内各主要地基土层的工程特性评述如下：①1层种植土（Q4ml）：褐黄色，稍湿，松散，主要以粉质黏土为主，含植物根系，经农业种植及翻挖堆填，分布于场地局部表层，工程性质差。层厚0.30～0.60m，层底高程165.19～188.05m。①层粉质黏土（Q4al）：黄褐色，可塑，土质较均匀，含锰氧化物。该层仅在冲沟内部分钻孔内揭露。层厚1.00～6.50m，层底高程161.24～167.12m。②层全风化泥岩：褐黄色~褐红色，原岩结构已破坏，岩心风化呈土状，含少量碎块，块径2~8CM。层厚0.40～3.30m，层底高程164.19～186.89m。③层强风化泥岩（J3t）：褐红色，泥质结构，层状构造，岩心破碎呈块状和短柱状，块径3~12CM，柱长5~27cm，最长35cm。锤击声哑易碎。层厚0.90~17.50m，层底高程153.38～178.79m。③1层强风化砂岩（J3t）：黄褐色，细粒结构，层状构造，岩心破碎呈块状，块径5~10CM，锤击声脆，不易击开，取芯率50%~70%。局部钻孔区域分布，层厚1.00~3.80m，强度较高，工程性质好。④层中风化泥岩（J3t）：褐红色，泥质结构，层状构造，岩芯较完整，岩芯呈短柱状及长柱状，柱长8~27cm，最长40cm。锤击声脆，不易击开。取芯率70%~95%，RQD=50%~90%。最大揭露厚度14.20m，层底高程151.88～165.96m。④1层中风化泥岩（J3t）：砂岩（J3t）：黄褐色，细粒结构，层状构造，岩芯较完整，岩芯呈短柱状或长柱状，柱长9~40cm，锤击声脆，不易击开。取芯率70%~95%，RQD=60%~90%。局部钻孔区域分布，最大揭露厚度11.90m，层底高程158.28～160.61m。各层土承载力特征值、压缩模量建议值序号地层名称承载力特征值压缩模量Esfak(kPa)(MPa)①粉质黏土②全风化泥岩1204.56③强风化泥岩18015.0③1强风化砂岩40040.0④中风化泥岩80060.0④1中风化砂岩20003000//第57页xx风光储氢一体化项目7.3.3.2地下水条件最大勘探深度23.00m内未见地下水，根据区域水文地质资料和附近走访，本区地下水埋深35m以下，地下水位埋藏较深，可不考虑地下水对建筑材料及基础施工的影响。对于防渗设计水位，由于存在大气降水及生产生活用水的影响，建议按自然地表考虑。7.3.3.3地震动参数及地震效应根据《中国地震动参数区划图》GB18306-2015，xx县二十家子镇Ⅱ类场地地震动峰值加速度为0.05g，反应谱特征周期0.35s，地震烈度Ⅵ度。7.3.3.4地下水、地基土腐蚀性场地地下水位埋藏较深，可不考虑地下水对建筑材料的影响。场地环境类型为Ⅱ类。勘察期间经过调查，场地周边无污染性土，土层对混凝土结构及钢筋混凝土结构中的钢筋具有微腐蚀性。7.3.3.5季节性冻土依据《建筑地基基础设计规范》GB50007-2011附录F《中国季节性冻土标准冻深线图》，该地区的标准冻结深度为1.4~1.6m。7.3.3.6设计依据的规程及规范1)《建筑工程抗震设防分类标准》GB50223-20082)《建筑地基基础设计规范》GB50007-20113)《建筑结构可靠性设计统一标准》GB50068-20184)《混凝土结构设计规范》GB50010-2010（2015版）5)《钢结构设计标准》GB50017-20176)《建筑结构荷载规范》GB50009-20127)《建筑抗震设计规范》GB50011-2010（2016版）8)《构筑物抗震设计规范》GB50191-20129)《高耸结构设计标准》GB50135-201910)《水工建筑物抗冰冻设计规范》GB/T50662-201111)《工业建筑防腐蚀设计标准》GB50046-201812)《混凝土结构耐久性设计标准》GB/T50476-201913)《陆上风电场工程风电机组基础设计规范》NBT10311-2019第58页xx风光储氢一体化项目14)《变电站建筑结构设计技术规程》DL/T5457-201215)《建筑地基处理技术规范》JGJ79-201216)《建筑桩基技术规范》JGJ94-200817)《风电场工程等级划分及设计安全标准》NB/T10101-20187.3.3.7主要建筑材料1)现浇混凝土：C20～C40；风机基础暂采用C40混凝土，抗冻等级为F200；其余建（构）筑物采用C30混凝土。垫层C20素混凝土。2)钢筋：HPB300、HRB400；3)钢材：Q235B、C或Q355B、C；超挖换填采用C15毛石混凝土或级配砂石。7.3.3.8设计范围本工程土建部分主要包括：风电机组基础，箱式变压器基础，新建一座220kV升压站。7.3.4风机基础及箱式变电站基础7.3.4.1风机基础选型常见的风机基础形式有大板式基础、梁板式基础与岩石锚杆基础。对于本项目而言，由地勘资料可知，覆盖层为粉质黏土层和全风化泥岩、强风化泥岩层，不适宜采用岩石锚杆基础。风机基础承台采用传统大板式，而非梁板式，其原因如下：1）从经济性的角度考虑，梁板式风机基础能够节省一定的混凝土量，但是梁板式配筋复杂，节省钢筋量有限。2）梁板式风机基础的基础梁配筋较密，不易振捣密实。同时基础上需利用回填土作为基础配重，而梁板交接处不易控制回填施工质量。3）梁板式风机基础结构复杂，施工难度远大于传统扩展式风机基础，工程质量难于控制，对施工队伍要求颇高。4）梁板式风机基础施工周期较长，施工成本相应增加。5）梁板式风机基础结构各向同性不如大板式。6）梁板式对下锚板抗冲切亦不利。因此，从结构受力、施工难易、工期等方面综合考虑，本项目风机基础形式采用钢筋混凝土大板式风机基础。常见的风机基础的平面形状通常采用圆形及正多边形（包括正六边形或正八边形第59页xx风光储氢一体化项目等）。从结构特点分析，圆形在受力性能上各向同性比正多边形好，对于以风荷载为主要受力荷载的风机基础更为有利；在实际施工方面，圆形基础的钢筋放样、绑扎相对于正多边形工作量较少，施工工艺相对简单，相应施工工期较短；从工程造价比较，圆形混凝土工程量比正多边形要节省一些，根据以往类似工程经验，圆形工程造价较正多边形低约5～10％。因此，本工程拟推荐采用圆形基础。7.3.4.2风机基础设计风电机组为高耸结构构筑物，主要荷载为风荷载，根据风机厂家所提供的参考荷载数据，作用在风机基础顶部主要荷载为竖向力、水平力、弯矩、扭距，由于弯距作用力较大，风电机组对塔架倾斜较敏感，对基础的稳定以及不均匀沉降要求较高。1）风机荷载资料本工程暂以某厂家5.0MW风机，叶轮直径191m、轮毂高度为110m的机型为例，相关荷载资料如下：表7.3.4.2-1风电机组荷载资料工况名称Fx或Fr(kN)Fy(kN)Fz(kN)Mx或My(kNm)Mz(kNm)103606902Mr(kNm)02062正常运行荷载12180778503634工况798-7390100453458218579370极端荷载工况184143902-5461疲劳荷载工况-2011739021421(上限)疲劳荷载工况-7573-11692(下限)荷载、荷载工况与荷载效应组合及分项系数等根据《陆上风电场工程风电机组基础设计规范》NBT10311-2019规定执行。本工程单机容量5.0MW，风电机组地基基础设计等级为甲级，风电机组地基基础结构安全等级为一级，结构重要性系数取1.1。主要荷载分项系数按表7.3.4.2-2选取。表7.3.4.2-2主要荷载分项系数极主要荷载限设计荷载状状况效应计算内容态组合FrkMrkFzkMzkG1G2Fe1Fe2承截面抗弯计算1.41.41.2/-1.2/1.2/H1.3-载1.01.01.0V0.5能持久基本力设计组合状况截面抗剪计算1.41.41.2-H1.3极---限V0.5第60页xx风光储氢一体化项目极主要荷载限设计荷载状状况效应计算内容态组合FrkMrkFzkMzkG1G2Fe1Fe2状截面抗冲切计H1.3-态算1.41.41.2---V0.5抗滑稳定计算1.01.01.01.01.01.01.0-抗倾覆稳定计1.01.01.0-1.01.01.0-算疲劳验算1.01.01.01.01.01.0--偶然偶然抗滑稳定验算1.01.01.01.01.01.0-1.0设状况计组合抗倾覆算稳定验1.01.01.0-1.01.0-1.0正地基承载力验1.01.01.0-1.01.01.0-常算使持久地基软弱下卧1.0-1.01.01.0-1.01.0用设计标准层承载力复核极限状况组合抗裂或算限裂验1.01.01.0-1.01.01.0-状态变形计算1.01.01.0-1.01.0-注：（1）1.2/1.0表示荷载效应对结构不利时取1.2，对结构有利时取1.0；（2）H为水平方向惯性力；（3）V为竖向惯性力。2）风机基础材料风机基础结构重要性系数为1.1；设计使用年限50年；混凝土采用：基础C40，基础垫层C20；混凝土抗冻等级F200；钢筋为HRB400、HPB300；钢材Q235B。3）风机基础设计风机基础采用木联能软件公司的CFD风力发电工程机组塔架地基基础设计软件进行计算。抗浮水位按地表考虑。根据地勘资料，第③层强风化泥岩承载力较高、压缩模量较大，在埋藏较浅地段可以作为风机的天然地基持力层，如覆盖层厚度较大，可采用换填等地基处理方案。根据地勘剖面资料，暂定风机基础采用大板式圆形基础，基础埋深约-4.0m。本工程风机基础与塔筒连接方式建议采用预应力锚栓式。风机基础采用现浇钢筋第61页xx风光储氢一体化项目混凝土大板式基础，基础直径约为23m，基础埋深约为3.5m。基础持力层为强风化泥岩，持力层的地基承载力特征值大于400kPa。风机基础的混凝土强度等级为C40，抗冻等级为F200，主受力钢筋强度等级为HRB400。在风机基础施工完毕后，应采用非冻胀砂石土回填，回填时应分层碾压夯实，分层厚度不大于300mm，压实系数不小于0.96，回填土干容重不得小于18.5kN/m3。此外，风机基础上部覆土表面设置3%找坡以利于排水。为提高大体积混凝土在施工过程中的抗裂性能，在风机基础混凝土中添加抗裂纤维（螺旋形聚乙烯醇纤维），掺量约为0.9kg/m3混凝土。根据地质条件及风机基础荷载，初步确定基础结构尺寸如下：基础尺寸为：基础底板半径R=11.5m基础棱台顶面半径R1=3.35m基础台柱半径R2=3.35m塔筒直径B3=4.45m基础底板外缘高度H1=0.8m基础底板棱台高度H2=1.8m台柱高度H3=1.4m上部荷载作用力标高Hb=0.65m基础埋深Hd=3.5m塔筒与基础连接方式=预应力锚栓连接经计算，在各种工况下的地基承载力、基础底面脱开面积比、稳定性（抗滑移与抗倾覆）、沉降量及倾斜率均满足规范要求。7.3.4.3箱变基础设计本工程每台风电机组均配置一台箱式变压器。箱式变压器基础采用现浇钢筋混凝土箱型结构，混凝土强度等级为C30，天然地基，埋深约-1.8m。设计基底标高未达持力层或标准冻深时应超挖至持力层或标准冻深以下，并采用非冻胀级配砂石换填至基底设计标高，基础顶出地面300mm。7.3.4.4沉降观测本工程风电机组地基基础设计级别为甲级，应在施工及运行期间进行沉降观测，每个风机基础设置四个对称的沉降观测点。观测周期及间隔如下：1）风机基础浇筑第62页xx风光储氢一体化项目完成后1次；2）机组安装前后各1次；3）机组运行第7天1次；4）运行第一年每3个月观测一次；5）运行一年后每年观测1次直至稳定为止。当发生下列情况之一时，应及时增加观测：1）地震、爆炸（发生在沉降观测点附近的）后；2）发生异常沉降现象；3）最大差异沉降量呈现出规律性增大倾向，沉降观测应满足《工程测量规范》、《建筑变形测量规范》等国家相关规程规范的要求。7.3.5风电场升压站结构设计本工程新建2座220kV升压站。升压站内主要建（构）筑物有：综合用房、电气二次建筑物、220kVGIS室、35kV配电装置室等建筑物，架构、设备支架、无功补偿装置、主变、避雷器等电气设备基础。现将主要建（构）筑物结构形式、基础形式、基础埋深等进行分别描述：1）综合用房结构设计综合用房为单层建筑，采用钢筋混凝土框架结构，屋面采用现浇钢筋混凝土屋面板，基础为现浇钢筋混凝土独立基础，基础埋深-2.0m（相对室内地坪）。2）电气二次建筑物结构设计电气二次建筑物为单层建筑，采用钢筋混凝土框架结构，屋面采用现浇钢筋混凝土屋面板，基础为现浇钢筋混凝土独立基础，基础埋深-2.5m（相对室内地坪）。3）220kVGIS室、35kV配电装置室结构设计GIS室、35kV配电装置室为单层建筑，采用钢筋混凝土框架结构，屋面采用现浇钢筋混凝土屋面板，基础为现浇钢筋混凝土独立基础，基础埋深-3.0m（相对室内地坪）。4）室外配电装置结构设计主变基础为现浇钢筋混凝土筏板基础，基础埋深约-2.2m。进出线架构、主变架构等由三角形格构式钢架构梁（表面热浸镀锌）、钢管立柱组成，基础采用现浇钢筋混凝土杯口基础，基础埋深-2.5m。室外无功补偿装置基础等采用现浇钢筋混凝土块式基础或箱型基础，基础埋深约-1.6m。独立避雷针采用钢结构（表面热浸镀锌），现浇钢筋混凝土独立基础，基础埋深-3.0m。避雷器、管母线等设备基础采用现浇钢筋混凝土独立基础，基础埋深-1.6m。事故油池采用现浇钢筋混凝土箱型结构，基础埋深-4.5m。第63页xx风光储氢一体化项目为保证升压站建（构）筑物地基的稳定性，提高地基承载力，对不满足地基承载力要求或未达标准冻深的区域，需采用级配砂石分层碾压换填，分层厚度250~300mm，压实系数不小于0.97，地基承载力特征值应不低于180kPa，且满足《建筑地基处理技术规范》（JGJ79-2012）其它相关规定。7.3.7站内生活给排水系统7.3.7.1设计依据《变电站和换流站给水排水设计规程》DL/T5143-2018《城市污水再生利用城市杂用水水质》GB/T18920-2002《室外给水设计标准》GB50013-2018《室外排水设计规范》GB50014-2006（2016版）《建筑给水排水设计标准》GB50015-2019《建筑设计防火规范》GB50016-2014（2018版）《风力发电机组消防系统技术规程》CECS391-2014；《风力发电机组消防系统设计、施工、验收规范》DB64/T524-2008；《风电场设计防火规范》NB31089-2016；7.3.7.2升压变电站给水系统补给水水源升压变电站水源均引接自项目附近的市政自来水管网，以项目红线为分界线。周边市政管网供水压力暂按满足本项目供水要求考虑。生活给水系统升压变电站生活用水系统主要供给站内宿舍、办公楼等。用水包括职工的生活用水（包括饮用水、洗涤水、便器冲洗水等）、淋浴用水及其它未预见用水。生活给水系统接自周边市政自来水管网，经必要的消毒、除氟等工艺后供至升压变电站内各用水点。（3）杂用水系统杂用水包括绿地用水、道路冲洗用水。按照一水多用的节水原则，采用生活污水回收利用的工艺设计，将生活污水处理并达到城市杂用水的标准，作为站内的杂用水回用。冬季绿化用量减少，将已经达到排放标准的杂用水排至站外。第64页xx风光储氢一体化项目生活污水处理装置中杂用水池设置杂用水供水泵，围绕道路及绿地敷设杂用水干管，干管上均匀安装取水阀，作为杂用水供水节点。（4）消防给水系统详见工程消防设计章节。7.3.7.3升压变电站排水系统排水系统主要包括生活污水、含油废水、雨水的排放，采用分流制，不同水质排水独立排放。（1）生活污水系统升压变电站的生活污水系统主要由化粪池、污水管道、隔油池、小型一体化污水处理装置组成。变电站内的各用水点的生活污水通过污水管道收集后送至化粪池。经化粪池沉淀后，上清液最终排至一体化污水处理装置。化粪池需定期清掏外运。处理后污水达到杂用水水质要求，并通过杂用水泵供变电站内绿化和道路冲洗用。（2）生产废水排放系统当主变压器发生事故时，油水混合物排入变压器事故隔油池进行油水分离，分离后的废水流至升压站内的废水管道，汇集至集水池内，通过移动式排水泵排到升压站外。存入油池中的油单独运到符合规定的地点。电缆沟的积水主要来自雨季时的雨水，由于电缆沟一般有盖板封闭，进入的雨水量较少，拟在电缆沟低点处设置集水井及排水管，汇集至集水池内，通过移动式排水泵排到升压站外。（3）雨水排水系统升压变电站主要区域沿地势坡向自流排出场外或自然下渗。局部低洼区域，使用升压站雨水排水管道引接至集水池内，通过潜水排污泵排到升压站外。第65页xx风光储氢一体化项目8压缩空气储能工程方案初步设想8.1电站总体规划及厂区总平面布置8.1.1厂址总体规划本项目本期建设1套容量为300MW，储放时间为8/4h的压缩空气储能发电机组及配套设施。根据建设单位初步落实的项目用地情况，拟选4个厂址，均位于xx县二十家子镇柳城经济开发区内。其中厂址1位于开发区北部，丹锡高速和鞍羊线交叉口南侧国能地块；厂址2、3、4均位于开发区中部，其中厂址2位于锦赤线和汇通路交叉口西南侧，厂址3位于厂址2东侧起重机产业园内、金锰二街西侧，厂址4位于厂址3北侧、金锰二街与金锰三街之间、靠近锦赤货运专线。上述厂址除了厂址2，其他用地均为工业用地，项目外部交通等条件均非常便利。根据项目用地情况，厂址3用地权属较容易落实，厂址条件较好，建厂条件成熟，本阶段初选厂址3作为推荐厂址。第66页xx风光储氢一体化项目图8.1.1-1场址位置示意图8.1.2厂区总平面布置压缩空气储能厂区可分为主厂房区、储热区、辅助附属设施区、厂前建筑区四个功能分区。本阶段暂定厂区固定端朝东，向西出线。主厂房区位于厂址的西侧，由北向南依次布置有：压缩机房、换热区、透平室、主变及220kV室外配电装置、高厂变。事故油池和生活污水处理站布置在主厂房周围的空地处。储热区包含4个热水储罐及4个冷水储罐，布置在厂区的东北角。辅助附属设施区位于主厂房东侧，由北向南依次布置有：水泵房、空压机房、机械通风冷却塔及循环水泵房、暂存间、供氢站、水处理系统、综合水泵房、工业消防水箱。厂前建筑区位于主厂房的西南侧，布置为办公生活楼。第67页xx风光储氢一体化项目厂区共设两个出入口，主入口位于厂区西南侧，将厂前建筑区与市政道路连接，次入口位于厂区南侧中部，供厂区货运车辆进出。本工程厂区围墙内规划用地面积约7.93hm2，占地尺寸340.9m×232.5m。本工程采用人工造穴，压缩空气储能技术，人工造穴位于厂区范围以下。8.2装机方案本工程拟建设1套300MWe/1200MWh非补燃压缩空气储能系统,充放时间为8/4h，压缩空气储存在人工地下洞穴内，压缩空气压力波动范围为10.2-8.1MPa.a时,地下洞穴容积约47万立方米；压缩空气压力波动范围为10.2-7.1MPa.a时,地下洞穴容积约33万立方米，最终按33万立方米为推荐方案展开设计。同时设置4台热水储罐和4台冷水储罐以及压缩机级间冷却器和透平级间加热器。压缩空气储能系统，其原理主要是利用用电低谷期的电能通过压缩机压缩空气，将电网富余的电能转化为空气的内能储存到储气库中；在用电高峰期，从储气库中释放出的高压空气经加热后通过膨胀机做功，驱动发电机发电。非补燃压缩空气储能系统主要包括4个子系统：空气压缩子系统、储热子系统、储气子系统和膨胀发电子系统。系统工艺示意图见图8.2-1。图8.2-1装机方案系统工艺示意图系统运行分为蓄能过程和发电过程，4个子系统不同时工作。在储能过程，压缩空气子系统、储热子系统和储气子系统工作，完成利用电能将空气压缩储存的过程，压缩空气的显热通过中间储热介质与空气换热，升温后的储热介质储存在高温介质储罐中，冷却后的高压空气储存在地下洞穴内。在发电过程，储气子系统、储热子系统第68页xx风光储氢一体化项目和膨胀发电子系统工作，完成高压空气膨胀发电的过程，高温介质储罐中的储热介质加热地下洞穴出口的空气后储存在低温介质储罐中。全世界范围内投运或在建的压缩空气储能电站共10处（投运5处，在建5处），装机容量1.26GW（投运435MW，在建825MW）。世界第一座压缩空气储能电站是1978年投入商业运行的德国Huntorf电站，目前仍在运行中,其为补燃式压缩空气储能系统。机组的压缩机功率60MW，释能输出功率为290MW，系统将压缩空气存储在地下600m的废弃矿洞中，矿洞总容积达3.1×105m3，压缩空气的压力最高可达10MPa。机组可连续充气8h，连续发电2h。图8.3.1-1Huntorf压气蓄能电站鸟瞰图世界第二座压缩空气储能电站是于1991年投入商业运行的美国Alabama州的McIntosh压缩空气储能电站,其也为补燃式压缩空气储能系统。其储气洞穴在地下450m，总容积为5.6×105m3，压缩空气储气压力为7.5MPa。该储能电站压缩机组功率为50MW，发电功率为110MW，可以实现连续41h空气压缩和26h发电，机组从启动到满负荷约需9min。该机组增加了回热器用以吸收余热，以提高系统效率。该电站由Alabama州电力公司的能源控制中心进行远距离自动控制。1992年储能耗电46745MWh，净发电量39255MWh。在2012年末HighviewPowerStorage公司在苏格兰建造了一个3500kW的液化空气储能商用系统，并在2014年初建成了8000～10000kW的储能发电站。2014年2月，在英国能源与气候变化部（DECC）的800万英镑的资助下，Viridor公司选择Highview公司设计并建立了一个5MW/15MWh商用示范的液化空气储能示范工厂。瑞士ABB公司（现已并入阿尔斯通公司）正在开发联合循环压缩空气储能发电系统。储能系统发电功率为422MW，空气压力为3.3MPa，系统充气时间为8h，储气洞穴为硬岩地质，采用水封方式。目前除德、美、日、瑞士外，俄、法、意、卢森堡、南第69页xx风光储氢一体化项目非、以色列和韩国等也在积极开发压缩空气储能电站。我国国内压缩空气储能起步虽然较晚，但工程实施似乎走在了世界的前列。清华大学与有关单位合作，在安徽芜湖（500kW）、江苏金坛（60MW）、山西大同（60MW）等地区已建或规划建设压缩空气储能电站；中科院与有关单位合作，在贵州毕节（10MW）、山东肥城（10MW）、河北张北（100MW）、河南平顶山（100MW）等地区已建或规划建设压缩空气储能电站。压缩空气有多种类型，目前已商业化运行的压缩空气技术路线主要是补燃型压缩空气储能系统和非补燃型压缩空气储能系统。同等规模容量下，非补燃式的系统能量转换效率高于补燃式，不使用化石燃料、排放无污染，属于环境友好型。因此，优先采用非补燃式压缩空气储能技术路线。非补燃压缩空气需要通过储能技术将空气压缩过程中产生的压缩热存储在储热系统中。在已实施的江苏金坛项目，其采用的储热介质为导热油，也有研究采用熔盐。但是针对本项目规模较大，且所在地区为东北较寒冷地区，如果采用导热油和熔盐，需要导热油和熔盐容量大，投资过高，且导热油危险性比较高，熔盐储热还需要考虑防冻和启动时融化熔盐的设施，故本项推荐采用水作为储热介质。非补燃式压缩空气储能系统，由压缩环节、换热环节、储热环节、发电环节等环节组成，其中压缩环节按热力过程和换热介质的不同又可分为等温压缩和绝热压缩两种工艺路线。两种工艺路线各有优缺点：等温压缩绝热压缩冷却方式段内冷却，冷却级数多段间冷却，冷却级数少热力过程空气温度波动小，近似等温过程空气温度波动小，段间近似绝热过程空气温度较低，通常最高不超过150℃较高，通常最高不超过340℃材料要求较低较高制造难度较低较高换热级数较多，4级以上较少，2～3级导热介质水导热油、熔盐、水系统效率稍低稍高投资估算较低较高本项目将两种系统结合，采用高温水绝热压缩过程。本工程300MW压缩空气储能项目选择非补燃、水储热、绝热压缩空气储能技术。8.2.2主要设备技术条件本工程拟建设1套300MWex4h的压缩空气储能系统，在电网低谷电时压缩储能时间为8小时，发电网用电高峰期发电运行4小时，年发电利用小时数为1320小时。第70页xx风光储氢一体化项目本项目压缩空气拟储存在人工硐内，硐的体积容量和透平入口压力波动范围综合考虑，既要保证空气透平压力波动范围满足稳定运行要求，又要保证场地面积合理，尽可能降低硐的投资。现阶段暂按硐的最高允许压力为10.2MPa.a考虑，最低压力为7.1MPa.a。当空气透平入口压力为8MPa.a时，储能4小时，所需的硐的容积约为33万立方米。本阶段透平入口压力最高为10.0MPa.a,额定入口压力暂按9MPa.a考虑。压缩空气储能系统主要包括压缩系统、膨胀发电系统和储换热系统，主要设备包括压缩机、透平膨胀机、换热器和储热罐等。8.2.2.1压缩机本项目压缩空气储能规模较大，且空气压力较高，因此对压缩机要求为大流量、高压头，一般采用轴流或者离心式压缩机。经咨询国内大型压缩机厂家，鉴于压缩机入口空气流量较大，基于现有实际业绩的技术，需要采用双系列，若采用单系列，需要进行设备设计研发，周期较长，且单系列压缩机的电动机功率高，电动机、齿轮箱等核心设备均需进口，设计研发及周期较长，综合考虑，现暂按采用双系列考虑。双系列考虑，其主要设备基本均可过长化，且电动机功率较小，启动时对电网的冲击也较小，有利于电网的安全稳定运行。单系列主压缩机采用4段压缩机串联，第一段采用轴流，后面3段采用离心式压缩机，采用变频启动，以适应频繁启停运行要求。第4段压缩机电动机采用变频调速电动机。压缩机的具体参数如下：项目单位一段压缩二段压缩三段压缩四段压缩备注压缩机数量台2222全厂量单台压缩机t/h663663663663流量(干基)进口压力MPa.a0.0980.4561.5295.10出口压力MPa.a0.4891.565.148.23压缩机轴功率MW35.429.8829.8412.668.2.2.2储热/冷罐本项目采用双罐法实现热能的储存过程，即在储热过程中，冷罐内的水通过水泵经过换热器加热后进入热罐内储存；在释热过程中，热罐里所储存的高温水由泵送入膨胀发电机的级间加热器内加热膨胀机的空气，提升其做功能力。储热罐的总存储量为9000立方米，最高存储温度为181℃，保温损失低于3℃/第71页xx风光储氢一体化项目天。根据水的性质以及设备设计规范并兼顾经济性，本工程设拱顶式储冷罐4台，储热罐4台。8.2.2.3换热设备本项目中涉及到了多个换热器，分别用于压缩机后端气体换热冷却，以回收压缩热；同时，在发电环节，再利用所储存的压缩热加热膨胀发电机各级入口的空气的温度。系统要求换热介质分别为空气和水。暂按管壳式换热装置设计。压缩侧换热器（单系列）序号名称单位管侧壳侧气/水换热器11设计流量t/h6631612进口温度℃194433出口温度℃531814进口压力MPa.a0.4891.85出口压力MPa.a0.4721.75气/水换热器21设计流量t/h6631642进口温度℃194433出口温度℃531814进口压力MPa.a1.561.85出口压力MPa.a1.541.75气/水换热器31设计流量t/h661.91702进口温度℃194433出口温度℃531814进口压力MPa.a5.141.85出口压力MPa.a5.121.75压缩侧冷却器（单系列）第72页xx风光储氢一体化项目序号名称单位管侧壳侧气/水换热器12061设计流量t/h66323332进口温度℃530.40.353出口温度℃402854进口压力MPa.a0.472235出口压力MPa.a0.456330.4气/水换热器20.351设计流量t/h6632442进口温度℃5323333出口温度℃400.40.354进口压力MPa.a1.5411365出口压力MPa.a1.5323气/水换热器3330.41设计流量t/h661.90.352进口温度℃53壳侧3出口温度℃406904进口压力MPa.a5.12181435出口压力MPa.a5.10气/水换热器41设计流量t/h660.22进口温度℃943出口温度℃404进口压力MPa.a8.225出口压力MPa.a8.2膨胀侧换热器（全厂）序号名称单位管侧气/水换热器11设计流量t/h2644.42进口温度℃303出口温度℃173第73页xx风光储氢一体化项目4进口压力MPa.a8.021.85出口压力MPa.a8.001.75气/水换热器21设计流量t/h2644.46612进口温度℃41.61813出口温度℃17349.64进口压力MPa.a2.01.85出口压力MPa.a1.991.75气/水换热器31设计流量t/h2644.46292进口温度℃351813出口温度℃173454进口压力MPa.a0.461.85出口压力MPa.a0.4481.758.2.2.4空气透平膨胀机入口压力90bar，入口温度约173℃。项目单位300MW级空气透平备注再热级数2级再热膨胀透平级数3级主气流量t/h2644.4入口压力MPa.a9.0入口温度℃173再热压力MPa.a1.95/0.45再热温度℃173/1738.2.2.5硐穴硐穴容积为33万立方米，操作压力范围为102bar～71bar.a。8.3压缩空气储能主要工艺系统选择8.3.1工艺系统工艺系统流程图如图8.3.3-1所示。非补燃压缩空气储能系统主要包括空气压缩子系统、储热子系统、储气子系统和第74页xx风光储氢一体化项目透平发电子系统，主要设备构成有空气压缩机组、换热器、高温储水罐和低温储水罐、洞穴、透平机组、发电机组和控制系统等。储能过程中，压缩系统采用两条压缩线，每条压缩线压缩过程拟采用4段空气压缩机串联、级间冷却的方式，前三台压缩每台压缩结束后设置两级换热器，压缩机出口空气进入级间第一级换热器，在级间第一级换热器中与中间热媒水进行热量交换，水吸热后将热量储存在高温储水罐内，第一级换热器出口空气进入第二级冷却器，采用冷塔塔来的循环冷却水进一步冷却，二级冷却器出口空气继续进入下一台压缩机。第2、3台压缩机流程同第1台压缩机。第4段压缩机出口仅设置一台冷却器，采用冷却塔来的循环水进行冷却。经过多次压缩、多次冷却，高压空气储存于洞穴中。由于洞穴内压力是缓慢变化，逐渐升高的，因此第4段压缩机电机采用变频模式，压缩机末端排气压力在不断改变。释能过程中，存储于洞穴中的高压空气推动透平膨胀机做功，带动发电机对外输出电能。透平机组采用一条线，透平膨胀机采用3级膨胀流程，为了提高气体的做功能力采用级间加热的形式，利用储热装置将压缩热反馈给高压空气，提高系统的整体效率。高温水经过多次换热温度降低后存在低温储水罐中。压缩线系列ǁ压缩线系列ǀ水冷水冷水冷却器却器却器空气211473106M11M3M59M水冷15换热器2却器12281617换热器14换热器储热罐1313泵洞穴储冷罐231819202225换热器24换热器216523换热器4G级间加热膨胀机26图8.3.3-1工艺系统流程图第75页xx风光储氢一体化项目本工程第4段压缩机出口压缩空气最高压力暂定为10.4MPa.a，最低压力为8.2MPa.a；洞穴储气压力最高为10.2MPa.a，最低为7.1MPa.a。透平入口压力最高为10.0MPa.a，最低为7.0MPa.a，温度为173℃。压缩空气储能系统暂以年平均气温下压缩机末级出口压力9.2MPa.a，透平入口压力8.0MPa.a，温度为173℃为效率计算点。压缩机侧空气流量为1326.5t/h，透平侧空气量为2644.4t/h。8.3.2物料平衡物料平衡表见表8.3.2-1（物流编号见图8.3.3-1）。表8.3.2-1物料平衡表物流编号温度℃压力bar流量t/h介质190.98663空气21954.83663空气3534.64663空气4404.45663空气519515.3663空气65315.1663空气74015.0661.9空气819552.1661.9空气95351.9661空气104051.7661空气11106.992.3660.5空气124092660.2干空气134318495水1418117.5161水1518117.5164水1618117.5170水1718118495水184817.51980水194317.5690水204317.5661水214417.5629水2230922644.4空气2317390.22644.4空气2417319.352644.4空气251734.362644.4空气2639.60.982644.4空气8.3.3主要工艺系统（1）压缩空气子系统本项目压缩采用两条线，单条圧缩线压缩为四段压缩。压缩机吸风口吸入的空气第76页xx风光储氢一体化项目首先经过过滤器过滤，进入一段压缩，一段压缩采用轴流压缩机，第一段压缩后的空气温度约195℃，通过和一换热器换热将空气冷却至约53℃，这部分热量储存在水罐中；60℃空气进一步通过二级冷却器，通过冷却水冷却至40℃后送入第二段压缩。出第二段压缩后的空气约195℃，同样利用一级换热器的水将热量取出，通过循环冷却水进一步冷却至40℃后进入三段压缩机；二段压缩机采用离心式压缩机；出第三段压缩后的空气约195℃，同样利用一级换热器的水将热量取出，通过循环冷却水进一步冷却至40℃后进入四段压缩机；三段压缩机采用离心式压缩机；四段压缩机出口空气温度92/121℃，经循环冷却水冷却至约40℃送至硐穴。（2）储热子系统储热子系统的储热介质为水。压缩过程中，水和压缩空气换热升温（181℃）后存在储热罐中。膨胀过程中，水和膨胀空气换热降温（43℃）后储存在冷水罐中。同时设置热水储罐和冷水储罐。（3）换热子系统在压缩机级间和透平级间设置换热器，用于回收压缩过程的热以及用冷却水带走部分压缩热从而减小压缩耗功。（4）硐穴储气子系统通过管道将压缩空气送入人工硐穴。洞穴的容积约为33万立方米，其工作压力波动范围为10.2～7.1MPa.a。（5）膨胀发电子系统膨胀机分为三段，每段入口的空气都先和热水换热升温至约173℃再进膨胀机。出膨胀机的空气通过钢制烟囱排放。8.3.4主要设备布置本工程压缩机、透平机组以及压缩机级间冷却器、透平级间加热器采用室内布置，高温热水储罐和低温冷水储罐采用室外布置。压缩机厂房分A/B/C三跨。A/B跨布置压缩机，分两层布置，B/C跨房间分三层布置，单层高度暂按5m（中间层为电缆夹层，高度暂按3m）考虑。透平厂房分A/B/C三跨。A/B跨采用两层布置，空气透平及发电机布置在10m运转层。B/C跨房间分三层布置，单层高度暂按5m考虑，中间层为电缆夹层。换热器室内布置,厂房为双层结构。第77页xx风光储氢一体化项目8.3.5主要技术指标压缩过程晚上利用谷电连续运行8小时，白天停止运行；膨胀过程白天负荷高峰阶段连续运行4小时后停止运行。储能过程设备年利用小时数为2640小时，发电年利用小时数为1320小时。全厂发电量为300MWe，机组发电机出口到压缩机电动机出口综合效率约为69.7%，考虑变压器损耗、电动机损耗以及考虑辅助设备的厂用电消耗后，综合效率约为66.0%。为进一步提高系统的效率，在下一步工作中可以考虑结合风电、光伏发电碳特性，充分利用弃风弃电进行压缩空气系统的补热，同时，可以考虑透平出口压缩空气的余热利用。8.4电气部分8.4.1概述本期工程规划建设1套300MW×4小时(膨胀透平电机)非补燃式压缩空气储能系统，利用夜间谷电连续压缩运行8小时，白天连续发电运行4小时。压缩过程设备年利用小时数2640小时，发电过程设备年利用小时数1320小时。根据系统初步规划资料，本期采用220kV电压接入系统，1回出线，220kV电气设备暂按50kA短路水平考虑，最终以接入系统审查意见为准。8.4.2电气主接线根据本工程压缩空气储能的装机容量、台数、出线回路数及储能系统厂用电负荷特点，压缩空气储能厂址内设置220kV配电装置，220kV配电装置采用采用单母线接线。根据压缩空气储能运行特点，储能装置分两种运行工况，分别为储能运行工况和发电运行工况。储能运行工况下，由220kV配电装置经高压厂用变压器反送电至10kV工作段,驱动压缩机储能；发电运行工况下，由膨胀机带动发电机发电，经主变压器升压至220kV配电装置，送入电网。两种运行工况不会同时发生。单台300MW储能发电机组以发电机-变压器单元接线形式接入厂内220kV配电装置。鉴于压缩储能系统配置有8台大功率压缩机特点（单台最大电动机功率为38000kW），结合10kV设备可选范围，本工程设置4台高厂变，高厂变均由220kV配电装置直降取电。发电机出口不设置发电机断路器。发电机中性点经接地变接地，主变及高厂变高压侧中性点经隔离刀闸接地，高厂变低压侧采用低电阻接地。第78页xx风光储氢一体化项目220kV配电装置设置1回出线、1回主变进线、4回高厂变进线、1回母线PT。220kV配电装置现阶段推荐采用GIS室内布置型式。8.4.3主变压器选型本工程发电机额定容量300MW，额定功率因数暂按0.8考虑。主变压器采用三相双绕组油浸式变压器，主变容量按发电机最大连续容量进行选择，初步选择为400MVA。8.4.4高低压厂用电接线及布置8.4.4.1厂用电压等级选择根据工艺专业初步资料，本工程空气压缩储能系统设置有2x40000kW低压压缩机、2x35000kW中压压缩机、2x35000kW高压压缩机、2x18000kW高压压缩机、3x230kW开式循环水泵，厂用总负荷容量及单台电动机容量都比较大。厂用负荷的增加和单台电机容量的提高，会带来短路容量增大、启动困难等问题。在高压厂用电接线形式相同的前提下，宜选择高压厂用母线短路水平更低的电压等级，以便选用较低开断水平的开关设备。电压等级的选择，还应保证大功率电动机的正常启动。本工程厂用电负荷总容量较大，单台最大电动机功率为40000kW。综上，本工程推荐厂用电选择10kV、0.4kV二级电压供电。8.4.4.2高压厂用电接线方案本工程设置2台容量为90/45-45MVA的有载调压分裂绕组高压厂用工作变压器，2台容量为75/50-25MVA的有载调压分裂绕组高压厂用工作变压器，每个低压分裂绕组分别下设10kV工作段，共计8段。8台空压机对应分接在不同的10kV工作段;开式循环水泵和低压干式变压器分摊由2台75/50-25MVA高厂变的25MVA分支供电。本工程设置2套高压变频器，用于两套空气压缩系统大功率压缩机的逐台空载启动，待压缩机启动完成后切换至工频运行。高压变频器容量初步按照最大一台压缩机配套电动机功率的20%选配。8.4.4.3低压厂用电接线方案低压厂用电采用380/220V中性点直接接地系统。电厂采用动力中心（PC）和电动机控制中心（MCC）的供电方式。主厂房动力中心和电动机控制中心成对设置，建立双路电源通道。动力中心采用单母线分段接线，每段母线由一台干式变压器供电，两台低压变压第79页xx风光储氢一体化项目器间互为暗备用，手动切换。电动机控制中心和容量为75kW及以上的电动机由动力中心供电，75kW以下的电动机由电动机控制中心供电。主厂房成对的电动机分别由对应的动力中心和电动机控制中心供电。透平室设置2台容量为2000kVA的低压干式变压器，两台干式变互为暗备用。2台干式变电源分别取自2台75/50-25MVA高厂变的25MVA分支的10kV工作段。辅助车间就地设置MCC，MCC采用双电源供电，总电源分别取自主厂房PCA、B段。为保证机组在事故时能安全停机，本工程设置1套容量为630kW（暂定）快速起动柴油发电机组，作为交流事故保安电源。8.4.4.4电气构筑物布置主变压器布置在透平室A列外，4台高压厂用工作变压器呈“一”字型布置在压缩机房A列外。220kV配电装置正对透平室或压缩机房A列布置。220kV配电装置采用屋内GIS布置方式，网络继电器楼紧邻220kV配电装置布置，且位于扩建侧。主变压器、高压厂用变压器至220kV配电装置之间采用高压电缆引接,220kV配电装置出线采用架空出线方式。8.5.2系统继电保护及其安全自动装置8.5.2.1工程概况本期工程规划建设1套300MW×4小时(膨胀透平电机)非补燃式压缩空气储能系统，单台300MW储能发电机组以发电机-变压器单元接线形式接入厂内220kV配电装置。220kV配电装置设置1回出线、1回主变进线、4回高厂变进线、1回母线PT。220kV配电装置现阶段推荐采用GIS室内布置型式。8.5.2.2220kV系统继电保护配置原则根据国网冀北电力有限公司Q/GDW07003-2021-10404《新能源场站接入电网继电保护技术规范》要求，220kV新能源升压站系统保护配置原则如下：（1）新能源场站送出线路应配置纵联电流差动保护；（2）220kV母线应按双重化原则配置含失灵保护功能的母线差动保护；第80页xx风光储氢一体化项目（5）应配备专用故障录波装置，并配备至相应调度机构的数据传输通道，满足二次系统安全防护要求。8.5.2.3系统继电保护配置方案（一）220kV线路保护储能系统220kV升压站至系统站一回220kV线路，每回线路需双重化配置纵联电流差动保护，可实现单相、三相、禁止及停用重合闸方式，后备保护均采用多段式的相间距离保护和接地距离保护、零序电流方向保护。每套保护装置具备A、B双通信接口，可满足国调对保护“双保护，三路由”的要求。每套线路保护采用专用光纤+复用2M通道，具体通道组织方式见通信专业章节内容。线路保护选型需采用通过国网检测的最新型号，并与对侧保持一致。（二）220kV母线保护储能系统220kV升压站主接线型式为发电机-变压器单元接线型式，不用配置母线保护。（三）220kV线路故障录波器储能系统220kV升压站配置一面220kV线路故障录波器柜，用于220kV线路、母线等设备录波。全站录波装置独立组网，录波信息分别上送至调度录波主站，并应满足接入调度双平面的要求，满足二次系统安全防护要求。（四）保护信息管理子站为了完成电网继电保护、故障录波实时数据信息的收集与处理，实现电力系统事故分析、设备管理维护及系统信息管理，储能系统220kV升压站配置保护及故障信息管理子站1套。（五）防孤岛保护装置本工程为储能系统220kV升压站配置防孤岛保护装置一套，动作时间不应大于2s。表8.5-1储能系统220kV升压站设备表序号名称单位数量1220kV纵联电流差动保护柜面22220kV线路故障录波器柜面13保护及故障信息管理子站套14防孤岛保护装置套1第81页xx风光储氢一体化项目8.4.5电气二次系统本工程配置一套计算机监控系统，对220kVGIS、主变以及其他高低压配电设备进行监控。此外配置两套直流电源系统，两组蓄电池，三组充电机。220kV主变配置两套电气量保护和一套非电量保护，高压开关柜配置保护测控一体的综保装置。8.5化学部分8.5.1工程概况本工程新建1套300MWe×4小时(膨胀透平电机端出力)非补燃式压缩空气储能系统,系统包括压缩系统、储热系统、压缩空气储存、膨胀透平系统及配套的压缩机油站、透平油站以及压缩机级间冷却装置。系统利用夜间谷电连续压缩运行8小时，白天连续发电运行4小时。压缩过程设备年利用小时数2640小时，发电过程设备年利用小时数1320小时。发电机采用空冷。8.5.2水源及水质本工程工业用水采用城市再生水，详细水质资料暂缺。生活用水拟就近从城市管网引接。8.5.3设计范围化学部分的设计内容包括：除盐水制水系统、储热及闭式水加药系统、循环冷却水处理系统、工业废水集中处理系统、油分析试验室。8.5.4遵循的标准、规定本工程将遵循如下主要的规程、规定和标准：（1）《发电厂化学设计规范》(DL5068-2014)；（2）《工业循环冷却水处理设计规范》（GB50050-2017）；（3）《发电厂废水处理设计规范》（DL/T5046-2018）8.5.5除盐水制水系统本工程储热工艺水和全厂闭式循环冷却水水质要求除盐水，其中储热工艺循环水量~1050t/h，闭式循环冷却水量~3865t/h，现阶段暂按0.5%计算补水量，正常补水量约25t/h。水量较小，因此本阶段除盐水制水系统拟采用超滤、两级反渗透、电除盐处理工艺，后续可根据工程具体情况对系统进一步优化。除盐水制水系统额定出力第82页xx风光储氢一体化项目按25t/h设计。工艺流程为：再生水→生水加热器→超滤装置→一级反渗透装置→二级反渗透装置→电除盐装置→除盐水至主厂房8.5.6储热及闭式冷却水系统加药为防止储热系统和闭式冷却水系统的腐蚀，储热系统和闭式冷却水系统各设置1套组合式加氨装置，加氨装置均为1箱2泵，加药量手动调节。加药装置拟布置在主厂房。8.5.7循环冷却水处理系统本工程循环冷却水系统采用开式循环冷却方式，循环水浓缩倍率暂按3倍设计。循环水补水为再生水，为防止循环冷却水系统结垢及腐蚀，拟设置循环水加药装置。因水质资料暂缺，现阶段暂按照设置1套循环水加稳定剂装置、1套循环水加酸装置和1套循环水加杀菌剂装置进行设计。加药装置拟布置在循环水泵房零米或毗邻循环水泵房。8.5.8工业废水处理系统本工程拟设置工业废水集中处理系统，集中处理的工业废水主要有制水系统的超滤反洗水、一级反渗透浓水、主厂房地面冲洗水等，经曝气和pH调整后外排至附近污水处理厂。8.5.9油分析试验室为了检测透平油品质，现阶段设置油分析实验室及相应的仪器、实验台柜一套。后续可根据当地情况进行优化。8.6热工自动化热工自动化专业包括1×300MW级压缩空气储能发电机组（压缩机、换热器、储气装置、储热装置、透平发电机等）及其辅助系统、提供一整套的检测、控制、自动化系统，以保证机组的安全、可靠、经济运行。8.6.1热工自动化设计原则8.6.1.1采用新的仪表和控制系统设计思路，将发/变组和厂用电系统控制纳入DCS，机组实现全LED监控。8.6.1.2充分发挥控制系统中网络技术具有的高安全可靠性、高抗干扰性、高实时性的优势，将部分控制系统设备物理分散有效地减少安装材料，缩短施工周期，节约投资。第83页xx风光储氢一体化项目8.6.2控制方式8.6.2.1采用集中控制方式，全厂设置一个集中控制室。8.6.3热工自动化水平8.6.3.1压缩空气储能系统设一套分散控制系统，以彩色LED、专用键盘、鼠标以及显示器为主要监视和控制手段，实现全LED监控。设置工业电视等常规监视，同时在DCS操作台上配置硬接线紧急停止按钮及重要辅机的硬接线操作按钮，以保证机组在紧急情况下安全停机，DCS控制系统功能包括：数据采集和处理（DAS）、模拟量控制（MCS）、顺序控制（SCS），并留有必要的通讯接口。8.6.3.2运行人员在操作员站上完成对压缩空气储能系统的监控。除启、停阶段的部分准备工作需由运行人员在就地操作进行外，正常运行和异常工况处理均可在集中控制室内根据LED的操作指导，由运行人员完成。8.6.3.3空气压缩机纳入到DCS系统中，DCS控制系统对压缩机系统的主要参数、电动门、调节门及其相应系统的进行测量、监视、控制。压缩机本体的控制部分由DCS进行控制，主要包括对压缩机的实时控制与监视，机组的最佳启、停控制和节能运行，设备运行状态的监测，事故报警及维修报警；参数监测和显示，异常状态报警，能量管理功能，事件记录及系统运行状态显示功能等,以实现压缩机系统集中监控。8.6.3.4透平膨胀机纳入到DCS系统中，DCS控制系统对透平膨胀机系统的主要参数、调节门及其相应系统的进行测量、监视、控制。透平膨胀机的控制部分由DCS进行控制，主要包括对透平膨胀机的实时控制与监视，机组的最佳启、停控制和节能运行，设备运行状态的监测，事故报警及维修报警；参数监测和显示，异常状态报警，能量管理功能，事件记录及系统运行状态显示功能等，以实现透平膨胀机系统集中监控。8.6.3.5辅助系统（储热系统、空压站系统、循环水加药系统、综合水泵房系统、循环水系统、化学除盐水系统、岩穴压缩空气储存系统等）均由DCS进行控制，在集控室的DCS操作员站，实现对这些辅助系统的监视和控制。8.6.3.6全厂工业电视系统为了减少电厂的巡检人员和巡检次数，提高运行人员对运行设备的监视和管理水平，使运行设备的故障隐患被及早发现、排除，本工程拟设置一套工业电视监视系统。主要对透平膨胀机、压缩机、盐穴储气库、高温储油罐区等区域在集中控制室内，运行人员可通过工业电视显示器，观看各区域设备的运转情况，工业电视系统配置暂按第84页xx风光储氢一体化项目30台摄像头考虑。8.6.4热控设备选型8.6.4.1分散控制系统(DCS)分散控制系统的选型遵守以下原则：·要有足够的覆盖面分散控制系统应尽可能覆盖各项控制系统，以减少系统之间的接口、最大限度地实现信息共享，提高系统可靠性。·分散控制系统具有高可用性、可靠性、可操作性、可维护性和可扩展性。·采用技术上成熟的产品。·有优越的性能价格比。8.6.4.2需进口的热控现场设备a)重要的工艺系统调节阀的执行机构b)重要的工艺系统阀门电动装置c)现场逻辑开关(差压、压力、流量、温度、液位开关)d)仪表取样工艺阀、高温高压仪表阀门e)分析仪表8.7土建结构8.7.1主要设计参数8.7.1.1工程概况xx风光储氢一体化项目建设范围由压缩空气储能、风电、光伏、制氢四个模块组成，分别建设300MW/2400MWh压缩空气储能发电项目、风力发电900MW、光伏发电300MW以及电解水制氢2×500Nm³/h，生产的氢气通过长管拖车外送（暂定）。本章节主要包括1台300MW压缩空气储能发电工程。8.7.1.2建（构）筑物分类和抗震设防原则（1）建筑物重要性分类遵循《电力设施抗震设计规范》（GB50260-2013）和《建筑抗震设计规范》（GB50011-2010）（2016年版）规定。（2）抗震设防原则乙类建筑，地震作用按6度计算，抗震构造措施按7度考虑；丙类建筑，地震作用和抗震构造措施均按6度考虑。第85页xx风光储氢一体化项目主要建筑物安全等级及地震设防烈度表序号名称安全等级抗震设防类别抗震设防烈度1压缩机室二乙6（7）2透平室二乙6（7）3仪用压缩机房二丙64水处理车间二丙65水泵房二丙66办公楼二丙67警卫传达室二丙68危废暂存间二丙69水罐基础二丙610变压器基础二丙611220KVGIS二乙612管架二丙6（7）注：括号内数字表示乙类建（构）筑物按7度采取抗震措施。其余建（构）筑物按6度采取抗震措施。8.7.2基本资料和设计依据8.7.2.1工程地质条件本阶段暂参考《xx能环新能源科技有限公司生物质热电联产项目岩土工程勘察报告》（详勘，2019年9月）。拟建场地属山地丘陵区，局部冲沟发育。依据现场地层性质鉴定，结合土工试验和原位测试成果，对本次勘察场地内各主要地基土层的工程特性评述如下：①1层种植土（Q4ml）：褐黄色，稍湿，松散，主要以粉质黏土为主，含植物根系，经农业种植及翻挖堆填，分布于场地局部表层，工程性质差。层厚0.30～0.60m，层底高程165.19～188.05m。①层粉质黏土（Q4）：黄褐色，可塑，土质较均匀，含锰氧化物。该层仅在冲al沟内部分钻孔内揭露。层厚1.00～6.50m，层底高程161.24～167.12m。②层全风化泥岩：褐黄色~褐红色，原岩结构已破坏，岩心风化呈土状，含少量碎块，块径2~8CM。层厚0.40～3.30m，层底高程164.19～186.89m。③层强风化泥岩（J3t）：褐红色，泥质结构，层状构造，岩心破碎呈块状和短柱状，块径3~12CM，柱长5~27cm，最长35cm。锤击声哑易碎。层厚0.90~17.50m，层底高程153.38～178.79m。③1层强风化砂岩（J3t）：黄褐色，细粒结构，层状构造，岩心破碎呈块状，块第86页xx风光储氢一体化项目径5~10CM，锤击声脆，不易击开，取芯率50%~70%。局部钻孔区域分布，层厚1.00~3.80m，强度较高，工程性质好。④层中风化泥岩（J3t）：褐红色，泥质结构，层状构造，岩芯较完整，岩芯呈短柱状及长柱状，柱长8~27cm，最长40cm。锤击声脆，不易击开。取芯率70%~95%，RQD=50%~90%。最大揭露厚度14.20m，层底高程151.88～165.96m。④1层中风化泥岩（J3t）：砂岩（J3t）：黄褐色，细粒结构，层状构造，岩芯较完整，岩芯呈短柱状或长柱状，柱长9~40cm，锤击声脆，不易击开。取芯率70%~95%，RQD=60%~90%。局部钻孔区域分布，最大揭露厚度11.90m，层底高程158.28～160.61m。各层土承载力特征值、压缩模量建议值序号地层名称承载力特征值压缩模量Esfak(kPa)(MPa)①粉质黏土1204.56②全风化泥岩18015.040040.0③强风化泥岩80060.02000③1强风化砂岩3000//④中风化泥岩④1中风化砂岩8.7.2.2地下水条件最大勘探深度23.00m内未见地下水，根据区域水文地质资料和附近走访，本区地下水埋深35m以下，地下水位埋藏较深，可不考虑地下水对建筑材料及基础施工的影响。对于防渗设计水位，由于存在大气降水及生产生活用水的影响，建议按自然地表考虑。8.7.2.3地震动参数及地震效应根据《中国地震动参数区划图》GB18306-2015，xx县二十家子镇为Ⅱ类场地，地震动峰值加速度为0.05g，反应谱特征周期0.35s，地震烈度Ⅵ度。8.7.2.4地下水、地基土腐蚀性场地地下水位埋藏较深，可不考虑地下水对建筑材料的影响。场地环境类型为Ⅱ类。勘察期间经过调查，场地周边无污染性土，土层对混凝土结构及钢筋混凝土结构中的钢筋具有微腐蚀性。第87页xx风光储氢一体化项目8.7.2.5季节性冻土依据《建筑地基基础设计规范》GB50007-2011附录F《中国季节性冻土标准冻深线图》，该地区的标准冻结深度为1.4~1.6m。8.7.2.6设计依据的规程及规范1)《建筑工程抗震设防分类标准》GB50223-20082)《建筑地基基础设计规范》GB50007-20113)《建筑结构可靠性设计统一标准》GB50068-20184)《混凝土结构设计规范》GB50010-2010（2015版）5)《钢结构设计标准》GB50017-20176)《建筑结构荷载规范》GB50009-20127)《建筑抗震设计规范》GB50011-2010（2016版）8)《构筑物抗震设计规范》GB50191-20129)《高耸结构设计标准》GB50135-201910)《水工建筑物抗冰冻设计规范》GB/T50662-201111)《工业建筑防腐蚀设计标准》GB50046-201812)《混凝土结构耐久性设计标准》GB/T50476-201913)《建筑地基处理技术规范》JGJ79-201214)《变电站建筑结构设计技术规程》DL/T5457-20128.7.2.7主要建筑材料抗震等级为一、二、三级的混凝土框架和斜撑构件，其纵向受力钢筋采用普通钢筋时，钢筋的抗拉强度实测值与屈服强度实测值的比值不应小于1.25；钢筋的屈服强度实测值与屈服强度标准值的比值不应大于1.3，且钢筋在最大拉力下的总伸长率实测值不应小于9%。钢结构的钢材屈服强度实测值与抗拉强度实测值的比值不应大于0.85；钢材应有明显的屈服台阶，且伸长率不应小于20%；钢材应有良好的焊接性和合格的冲击韧性。表8.7.2.7-1主要材料种类及适用范围序号材料名材料品种及规格适用范围称用于一般承重结构及钢筋混凝土设1水泥普通硅酸盐水泥备基础ISO32.5~52.5第88页xx风光储氢一体化项目素混凝土小型设备基础，基础垫层，地面，沟坑等有防腐蚀要求的混凝土和钢筋混凝土结构C25~C40C35，现浇钢筋混凝土结构2混凝土C30，C25C20主要厂房基础，其它单独基础，条形基础M5混合砂浆基础垫层用于零米以上墙体3砂浆M5水泥砂浆用于砖过梁、地面以下墙基，砖沟壁及毛石基础等4钢筋HPB300用于直径＜12mm非预应力钢筋HRB400用于直径≥12mm的非预应力钢筋用于主要H型钢梁Q235B钢，Q355B钢用于一般型钢及钢板用于有防滑要求的平台铺板5钢材花纹钢板（6mm厚），钢格用于HPB300及Q235B钢结构构件用于HRB400及Q355B钢构件栅板主要承力构件采用高强螺栓连接6焊条E43xx屋架、钢柱与基础的连接E50xx用于地下防水结构高强螺栓用于地下防水结构伸缩缝、沉降缝处7螺栓普通螺栓栓钉按规范采用8防水剂外加剂橡胶止水带8.7.2.8设计范围本工程土建部分主要包括：300MW/2400MWh压缩空气储能发电站建（构）筑物结构设计。8.7.3压缩空气储能发电站主要建（构）筑物结构设计压缩空气储能发电站内主要建（构）筑物有：压缩机室、透平室、透平发电机基础、压缩机基础、换热区基础、冷热水罐基础、主变基础、水泵房、空压机房、办公楼、暂存间、警卫传达室、综合管架等。现将主要建（构）筑物结构形式、基础形式、基础埋深等进行分别描述：1）压缩机室结构设计压缩机室采用现浇钢筋混凝土结构，横向承重结构体系由压缩机室A、B排柱、屋盖系统组成；纵向由纵梁、柱组成。各层楼面采用钢梁-混凝土板组合结构。山墙采用钢筋混凝土框架结构。抗风柱与厂房屋面钢梁采用铰接连接，纵向风荷载由抗风柱承受，并分别传至厂房两侧纵向柱及屋面组成的空间体系。屋盖采用钢屋架，上铺以压型钢板为底模现浇钢筋混凝土板。基础为现浇钢筋混凝土独立基础，基础埋深约第89页xx风光储氢一体化项目-4.0m（相对室内地坪）。2）透平室结构设计透平室采用现浇钢筋混凝土框架结构，横向承重结构体系由透平室A、B排柱、屋盖系统组成；纵向由纵梁、柱组成。各层楼面采用钢梁-混凝土板组合结构。山墙采用钢筋混凝土框架结构。抗风柱与厂房屋面钢梁采用铰接连接，纵向风荷载由抗风柱承受，并分别传至厂房两侧纵向柱及屋面组成的空间体系。屋盖采用钢屋架，上铺以压型钢板为底模现浇钢筋混凝土板。基础为现浇钢筋混凝土独立基础，基础埋深约-4.0m（相对室内地坪）。3）透平发电机基础透平发电机基础上部结构采用钢筋混凝土框架型式，基座底板采用筏板基础；透平发电机基础与相邻厂房平台之间设置伸缩缝隔开。4）压缩机基础压缩机基础上部结构采用钢筋混凝土框架型式，基座底板采用筏板基础；压缩机基础与相邻厂房平台之间设置伸缩缝隔开。5）换热区基础换热区基础采用现浇钢筋混凝土独立或联合基础。6）冷热水罐区基础冷热水罐区为钢筋混凝土大块式基础，采用天然地基。7）主变基础主变基础采用钢筋混凝土筏板基础，基础埋深约-2.5m。8）水泵房、空压机房水泵房、空压机房采用现浇钢筋混凝土框架结构，屋面采用现浇混凝土梁板结构。基础采用柱下独立基础，基础埋深约-2.5m。9）办公楼办公楼采用现浇钢筋混凝土框架结构，现浇钢筋混凝土屋面。基础采用天然地基，钢筋混凝土独立基础，基础埋深约-2.5m。10）暂存间暂存间采用现浇钢筋混凝土框架结构，现浇钢筋混凝土屋面。基础采用天然地基，钢筋混凝土独立基础，基础埋深约-2.5m。第90页xx风光储氢一体化项目11）警卫传达室警卫传达室采用现浇钢筋混凝土框架结构，现浇钢筋混凝土屋面。基础采用天然地基，钢筋混凝土独立基础，基础埋深约-2.5m。12）综合管架综合管架采用钢结构，热轧钢管柱或H型钢柱，沿管廊纵向设钢桁架或热轧H型钢。管架基础采用钢筋混凝土独立基础，基础埋深约-2.5m。为保证建（构）筑物地基的稳定性，提高地基承载力，对不满足地基承载力要求或未达标准冻深的区域，需采用级配砂石分层碾压换填，分层厚度250~300mm，压实系数不小于0.97，地基承载力特征值应不低于180kPa，且满足《建筑地基处理技术规范》（JGJ79-2012）其它相关规定。8.7.4建筑部分8.7.4.1主要建筑设计（1）压缩机房空气压缩机采用室内布置。本工程建设1座压缩机房。压缩机房跨度35m，长度112m。厂房分A/B/C三跨。A/B跨布置压缩机，分两层布置，压缩机、齿轮箱和电动机布置在8m运转层，8米运转层采用混凝土大平台。B/C跨房间分三层布置，首层高度5m（中间层为电缆夹层，高度3m。压缩机入口消音器吸风口等布置在室外。（2）空气透平室空气透平室采用室内布置,本工程新建一座空气透平室。空气透平室跨度35m，长度70m，A/B跨屋架下弦高度28m。空气透平室纵向布置在A/B跨之间；电控房间及其他附属房间均布置在B/C跨之间。A/B跨采用两层布置，首层高度10m，二层高至屋架下弦高度18m，空气透平及发电机布置在10m运转层。电控房间及其他附属房间布置在B/C跨，B/C跨分三层布置，首层高度5m，中间层高度3m，中间层为电缆夹层。排气消音器及排气筒布置在空气透平室外。（3）交通组织水平交通：压缩机房和空气透平室靠近B列柱均设有纵向通道，各车间均设有不少于2个安全出口。垂直交通：压缩机房和空气透平室均设有两部楼梯，每个建筑物均有一部通至各层和屋面的封闭楼梯间，各个楼梯间均能直接通向室外，满足规范规定的疏散要求。第91页xx风光储氢一体化项目（4）防火及疏散压缩机房和空气透平室火灾危险性为丁类，防火等级按二级，压缩机房和空气透平室按照规范，均按一个防火分区考虑。建筑防火设计安全疏散均严格按照《建筑设计防火规范》GB50016-2014（2018年版）、《火力发电厂与变电站设计防火规范》GB50229-2019执行。配电装置室疏散门为甲级防火门，电子设备间、发电机出线小室、电缆夹层、电缆竖井等的室内疏散门为乙级防火门。集中控制室的疏散门不少于2个，采用耐火极限分别不低于2.0h和1.5h的防火隔墙和楼板与其他部位分隔，隔墙上的门窗采用乙级防火门窗。室内疏散楼梯净宽不小于1.1m，疏散走道净宽不小于1.4m，疏散门净宽不小于0.9m。室外疏散楼梯净宽不小于0.9m。坡度不小于45度。压缩机房和空气透平室最远工作地点至安全出口的距离不大于75m，配电装置室内任意一点到房间疏散门的直线距离不大于15m。（5）其他建筑换热器室为两层,每层层高6m，轴线尺寸为135mx65m。空压机房为单层建筑，轴线尺寸为30mx10m。化学水处理车间为单层建筑，轴线尺寸为42mx15m。（6）屋面防排水：压缩机房和空气透平室屋面排水为有组织排水，防水按Ⅰ级设防设计，为复合压型钢板底模+现浇钢筋混凝土屋面。其他车间防水按Ⅱ级，为钢筋混凝土屋面以及SBS防水卷材。屋面保温采用挤塑聚苯板。（7）卫生设施：压缩机房和空气透平室±0.00m层和运转层设卫生间，并在车间适当位置设置清洗水池，方便就近使用。（8）采光和通风：采光：以自然采光为主，结合工艺布置，在自然采光不能解决的区域，辅助以人工照明。通风：压缩机房和空气透平室采用外墙侧窗自然进风，屋顶风机排风的通风方式。第92页xx风光储氢一体化项目8.7.4.2主要建筑材料的选择厂址位于xx省xx市，属严寒B区，围护材料的选择以实用性、耐久性、保温为首选。（1）墙体材料的选择压缩机房和空气透平室外墙1.2m以上采用复合压型钢板围护结构，1.2m以下采用加气混凝土砌块。厂区内的其他新建建筑物外墙采用300厚加气混凝土砌块或复合压型钢板，内填充墙采用200厚加气混凝土砌块。加气混凝土砌块具有质轻、保温性能好、环保、节能的优点。（2）门窗材料的选择厂区内的新建建筑物采用气密性、保温性、防腐蚀性好的门窗。窗一般采用采用节能型塑钢窗。外门采用复合钢板保温门，车间进出设备的大门采用电动的钢质复合折叠门或平开保温门。有特殊要求的房间采用防火门、隔声门等。（3）屋面材料的选择压缩机房和空气透平室其他建筑物屋面为复合压型钢板底模+现浇钢筋混凝土屋面，其他建筑物采用聚酯胎基SBS防水层和挤塑聚苯板屋面保温层。（4）装修材料的选择室外装修材料：建筑外装修材料采用耐候性强、耐腐蚀性强的弹性外墙涂料。室内装修材料：选择以满足工艺要求和防火、防潮、防腐要求为前提，建筑装修标准执行《火力发电厂建筑装修设计标准》的规定。8.7.4.3全厂建筑风格及色彩建筑设计风格在充分考虑厂址自然环境和吸收当地文化精华的基础上，力求体现企业形象及电厂的特性，展现独特的建筑群体形象。8.8供排水系统8.8.1设计依据《建筑给水排水设计标准》(GB50015-2019)；《室外给水设计标准》(GB50013-2018)；《室外排水设计规范》(GB50014-2006)2016年版；《火力发电厂间接空冷系统设计规范》DL∕T5545-2018；《机械通风冷却塔第3部分：闭式冷却塔》GB/T7190.3-2019；《工业循环冷却水处理设计规范》GB/T50050-2017；第93页xx风光储氢一体化项目《压缩空气站设计规范》GB50029-2014；工艺、建筑等相关专业提供的有关设计资料；国家其它现行有关设计规范、标准及当地主管部门的有关规定。8.8.2建设规模本期建设1套压缩空气储能发电项目，装机容量为1×300MW。8.8.3主要设计原则（1）系统安全可靠，符合国情，先进适用；（2）贯彻节约用水的原则，积极采取节水措施；（3）生产、生活、消防水源接自市政给水管网，设计分界线为本项目围墙外1m；（4）循环水系统为带有机力通风冷却塔的二次循环供水系统，循环水泵布置在循环水泵房内；（5）考虑供水管线发生事故，本工程厂内设有生产蓄水池，水池有效容积按满足电厂4小时事故补水量设计；（6）生活污水、生产废水采用分流制排水系统，收集处理后，回收再利用；（7）雨水沿地势坡向自流排至厂外。8.8.4主要设计内容本项目水工部分的设计范围主要包括以下几个方面：（1）生产、生活、消防补给水系统；（2）循环冷却水系统；（3）生产、生活、消防、杂用水供水系统；（4）生活污水、生产废水、雨水排水系统；（5）消防系统。8.8.5水务管理及水量平衡本项目用水包括循环水补水、除盐水补水、生活用水和杂用水，水量估算如下表。表21×300MW压缩空气储能机组夏季储能工况耗水量估算表循环水系统用水量回收水量m³耗水量m³备注序号用水项目m³/h/h/h1蒸发损失1080.0108第94页xx风光储氢一体化项目2风吹损失4.50.04.53排污损失4小计49.5049.5序号用水项目16201621除盐水补水除盐水补水用水量回收水量m³耗水量m³备注m³/h/h/h410412小计41041生活用水、杂用水序号用水项目用水量回收水量m³耗水量m³备注1生活用水m³/h/h/h21.60.42杂用水1.601.63小计3.61.62总计序号用水项目用水量回收水量m³耗水量m³备注1循环水系统m³/h/h/h16201622除盐水补水410413生活用水、杂用水3.61.624未预见用水4.604.65合计211.21.6209.66耗水指标0.194m³/s.GW注：本表所列为机组夏季储能工况下用水量。水量平衡图见图纸：F1591G-A01-S-01。8.8.6补给水水源本项目循环水系统补水优先采用柳城经济开发区内污水处理厂再生水，不足部分由园区内自来水补充。根据现有资料，污水处理厂日处理规模为3000m3，处理后的部分再生水已规划供给区内一垃圾电站使用。园区内给水厂规模为4.95万m3/d。水量可满足本项目补第95页xx风光储氢一体化项目水需求。本阶段暂按再生水和自来水供水压力均可满足本项目要求考虑，不新建蓄水池及加压水泵。建议下一阶段补充再生水供应规模、水价、水质后，进一步论证本工程补水方案可行性。8.8.7循环冷却水系统本期工程的冷却水系统拟采用水冷，冷却设施拟定为机械通风湿式冷却塔，循环冷却水量总共约9000m3/h，主要向压缩机级间低温换热器供水。现阶段拟设置4座机械通风冷却塔，单塔设计水量为2500m3/h。机械通风冷却塔附近设置一座循环水泵房，循环水泵房中设置3台循环水泵，2用1备，单泵流量5000m3/h，扬程约30m。8.8.8生活、生产、杂用水、消防供水系统生活水接自厂外市政自来水管道。生活水采用直供方式，厂内不再设置单独加压设备。生产水系统为保证用水稳定、可靠，在电厂内设置2座有效容积为800m3生产消防水池以及一座综合水泵房，泵房中设置有消防水供水系统及生产水供水系统。生产水供水系统布置有2台供水泵，1用1备，采用变频控制，主要为冷却塔补水。当采用污水处理厂再生水时，经过化学水处理系统后的再生水进入生产消防水池，当采用备用水源时，自来水将直接进入生产消防水池。杂用水包括绿地用水、道路冲洗用水。采用生活污水回收利用的工艺设计，将生活污水处理并达到城市杂用水的标准，作为站内的杂用水回用。冬季绿化用量减少，将已经达到排放标准的杂用水排至站外。消防供水系统详见消防部分相关说明。8.8.9生活污水、生产废水、雨水排水系统生活污水经过自流管道收集后至生活污水处理一体化处理装置处理后，处理后的水回用给厂区绿化、冲洗等杂用。含油雨污水等排入事故油池后，经初步处理后，再采用移动式油水分离装置处理后排至厂区雨水管网。存入油池中的油单独运到符合规定的地点。厂区雨水经管道收集后排至柳城经济开发区雨水管网。冷却塔排污水拟排至园区污水管网。建议建设单位下阶段同开发区及污水厂落实排水许可。第96页xx风光储氢一体化项目8.9暖通技术标准和要求8.9.1工作范围所有建筑的采暖、通风、空调。8.9.2设计规范及编制依据本设计遵照以下设计规范及规定(1)《工业建筑供暖通风与空气调节设计规范》GB50019-2015(2)《氢气站设计规范》GB50177-2005(3)《建筑设计防火规范》GB50016-2014（2018年版）(4)《工业企业设计卫生标准》GBZ1-2010(5)《工业场所有害因素职业接触限值化学有害因素》GBZ2.1-2019(6)《工业场所有害因素职业接触限值物理因素》GBZ2.2-2007(7)《火力发电厂与变电站设计防火标准》GB50229-2019(8)《加氢站技术规范》GB50516-2010（2021年版）(9)《光伏发电站设计规范》GB50797-2012(10)其他依据性文件和资料。8.9.3采暖系统本工程地处集中采暖区，冬季室温有要求的建筑物设置采暖装置，采用散热器采暖，采暖热媒为110/70℃热水，由热机专业提供的供水温度为180℃的热水经水-水换热器获得。8.9.4通风系统1）制氢车间、氢气压缩间通风及防爆制氢站内房间均设置换气次数不少于12次/h的事故通风,通风方式采用机械排风、自然进风。同时屋面设置筒形风帽自然排风，自然排风量按每小时房间换气次数不少于3次设计。事故排风机可以兼作平时通风使用，事故风机与可燃气体检测装置连锁，可燃气体检测装置报警时开启。以上房间内排风设备均采用防爆型。2）透平室、压缩机房通风透平室、压缩机房通风采用可开启外窗自然进风，屋顶通风器自然排风系统。主厂房内配电间室内环境温度按照夏季不大于35℃设计，同时设置自然进风，机械排风系统，兼做灭火后通风使用，轴流风机排风，百叶窗进风。蓄电池室通风采用自然进风，机械排风的通风方式，事故通风量按不少于每小时第97页xx风光储氢一体化项目6次换气计算。事故排风机兼作正常通风用。3）空压机房通风空压机房设置自然进风，机械排风的通风方式，通风量满足排除室内余热及空压机吸风量的要求。4）换热器间通风换热器间设置自然进风，机械排风的通风方式，通风量满足排除室内余热的要求。5）化学水处理站通风化学水处理站根据水处理工艺及室内有害气体性质和散发情况确定通风方式及通风量，水处理间、泵房采用自然通风的方式，酸、碱、加药区采用自然进风机械排风的通风形式，设置换气次数不小于15次/h的机械排风装置，分别设置下部和上部排风口，下部排风量为总排风量的2/3，上部排风量为总排风量的1/3，下部排风口的下缘与地面距离不大于0.3m，上部排风口设在房间高度2/3以上。管道设备采取防腐措施。6）循环水加药间通风循环水加药间采用自然进风机械排风的通风形式，设置换气次数不小于15次/h的机械排风装置，轴流风机为防爆式。8.9.5空调系统根据工艺专业需求，就地控制室、热控电子间、化验室、办公室等分别设置分体壁挂式或分体柜式空调机。蓄电池室采用防爆式分体壁挂式空调。集中控制室、电子设备间设置全年性集中空调系统，分别采用2X100%直接膨胀式空调机组。8.10人工洞穴方案目前压缩空气储能工程基本以既有盐穴、矿井展开。盐穴埋置深度较深，地质条件较好，稳定性和密封性较高，工程设计和建设相对成熟。矿井利用研究刚起步。由于本工程周边无盐穴、矿井等既有洞穴利用，拟采用人工造穴方案。虽然人工造穴难度大，工程投资较高，但就本工程而言，仍具有必要性和可行性。根据本工程人工造穴场地主要分地下和山体两种方案。其中，地形变化相对较小，交通条件相对便利的山前平原和缓丘地带是地下人工造穴的天然场所，可利用围岩质第98页xx风光储氢一体化项目量等级较高的地层实现人工造穴工作。山体人工造穴，要求山体规模满足洞穴布置条件，高度、长度和宽度要满足洞穴埋置，另外，要求围岩稳定性好，岩性变化小，节理裂隙发育少、抗变形能力强。硐室顶部岩层高度及硐室距山体侧方距离需满足安全性要求。利用山体进行人工造穴技术合理可行，是未来发展方向。综合分析本工程拟采用水平开挖平洞、向下开挖竖井或斜井至一定深度，再进行人工造穴的方案。厂址区储能规模为300MW/2400MWh，人造穴容积分为47万m3和33万m3，空气储存系统最高储气压力为10.4MPa.a，最低储气压力为8.2MPa.a。8.10.1人工造穴选址原则大规模压缩空气储能人工造穴工程目前尚无实际运行的工程。参考浅埋天然气储气库和小规模压缩空气储能人工造穴试验工程成果，人工造穴宜选择在区域内地质构造稳定，无活动性断裂带通过的地带。场地一定深度下分布硬质基岩，场地宜选择在地层构造简单、岩层厚度大且产状平缓、构造裂隙间距大的地段。围岩要求质量高(I、II类围岩)，抗变形能力强、强度高的岩体。储气库还应具有良好的水文地条件。采用水封方式密封高压气体的储气库位置应具有丰富、稳定的地下水源。选择衬砌密封的地下储气库则需要布置在地下水相对贫乏的地区。硬岩硐穴地下储气库最大优点是硐穴围岩稳定性好，可浅埋；其不足之处是密封技术难度高，建设成本相对较高。随着地下空间开发技术进步，大规模地下空间开挖成本大幅度降低、建设工期缩短以及高压气体地下密封技术出现，通过硐穴浅埋方案解决高压地下储库面临的技术和经济问题具有工程实施的可行性。8.10.2厂址区条件根据现有的地质调查成果和现场踏勘，目前xx县内没有发现可以建造盐岩洞穴和含水层地下储气库的合适地层，也没有可利用的大型废弃矿井，新建盐穴地下储气库是现阶段主要选择。从区域地质构造角度上，厂区内无活动断裂构造通过，距深大断裂较远，地震活动水平不高，场址区的稳定性属基本稳定，地震基本烈度为7度区。是压缩空气储能电站选址的首选。第99页xx风光储氢一体化项目图8.10.2-1开发区地质图根据区域地质资料（全国地质资料馆1:20万地质图K51194数据），项目区主要第四系全系统和侏罗系土城子组和髫髻山组岩体为主。例如，根据周边工程岩土工程资料，厂址二和厂址三的岩性主要以泥岩、砂岩（J3t）组成，岩体较完整~完成，属于较硬岩和硬岩，岩体基本质量等级为Ⅲ级及以上。饱和单轴抗压强度标准值为Rsa=10~60MPa，为新建岩穴地下储气库提供了良好的工程地质条件。厂址地貌单元属于山前丘陵地貌，地貌类型单一，地势起伏较小，基岩埋深较浅。综上所述，厂址区地质条件良好，初步认为具有建设地下储气库的条件。8.10.3储气硐室稳定性分析本工程采用人工造穴方案。人工造穴形成的人工硐室，本工程人工硐室分为储气硐室、水平向的连接储气硐室的连通巷道和从地面通往连通巷道的竖井或斜井。1储气硐室洞径地下储气硐室的洞径大小受多种因素的制约，可以简单概括为：地质构造、岩体性质、地下水条件、地形条件、施工工艺等。参考浅埋天然气储气库和小规模压缩空气储能人工造穴试验工程成果，本工程人工造穴洞径初步定为8m、10m、12m和14m第100页xx风光储氢一体化项目为35度°，似内摩擦角为50°。经过计算，当安全系数为3时，直径8m、10m、12m和14m的储气硐室顶部埋置深度需达到113m、126m、137m和123m。安全系数F=Ps/P。2）覆盖层绕流破坏模式利用塑性理论的极限分析方法，假定岩体服从Tresca材料屈服准则，无限长气穴置于其中，并在内部高压气体压力下发生上拱破坏，向上运动（如图8.9.3-2）。土体在隧洞周围发生塑性流动，则运动阻力Q与隧洞长度L、直径d、围岩强度Su有如下关系：Q=NSudL式中：N为阻力系数，取10.5。图8.10.3-2周围岩土体滑移线场计算结果表明，储气硐室内部绝对压力为10Mpa，当安全系数为3时储气硐室埋置深度为113m。另外，对于不同埋置深度下储气硐室的安全系数计算结果如表8.10.3-1。表8.10.3-1不同埋深时储气硐室安全系数方案γ(kN/m3)H(m)内摩擦角(°)Su（MPa）Q(MPa)安全系数方案一21.0120503.0031.53.15方案二21.0150503.7539.43.94方案三21.0180504.5047.34.733）圆孔扩张模式圆孔扩张理论广泛应用于隧道，井筒等问题的应力分析。假设围岩是理想弹塑性体，材料服从Tresca屈服准则或Mohr-Coulomb屈服准则，圆筒形孔在均匀分布的内第102页xx风光储氢一体化项目压力P作用下扩张，当P值增加时，围绕着圆孔的圆筒形区域由弹性状态进入塑性状态。塑性区随P值的增加而不断扩大。设圆筒孔的出事半径为Rt，扩张后半径为Ru，塑性区最大半径为Rp，相应的孔内压力最终值为Pu。在半径Rp以外的土体仍然保持弹性状态。则根据库伦理论：Rp=Irsec(1+)Ru1+Irsec式中，Ir=2(1+)(CE+qtan)为上覆岩土体平均容重，取21kN/m3。H为埋置深度，取120m；c为粘聚力，取0；为弧度值，取=50180E为弹性模量，取5×106Pa；v为泊松比，取0.2；为平均体积应变，假定范围为0.001~0.02；Ru为扩张后半径，取10m，12m和14m。不同体积应变条件下塑性区最大半径跟硐室直径关系如图8.10.3-3。（a）孔内压力最终值（b）10m时塑性区最大半径第103页xx风光储氢一体化项目（c）12m时塑性区最大半径（d）14m时塑性区最大半径图8.10.3-3塑性区最大半径（2）数值分析方法利用Plaxis有限元软件，进行场地条件分析。参数如表8.10.3-2，模型图如图8.10.3-4：表8.10.3-2地层参数指标地层重度（kN/m3）弹性模量E（GPa）c（MPa）φ（°）泊松比泥岩①0.32泥岩②21.050.5320.3222.060.535图1数值模型图2网格剖分第104页xx风光储氢一体化项目图3总位移云图图4X方向总位移云图图5Y方向总位移云图图6塑性点分布图8.10.3-4数值分析结果结果表明，直径10m储气硐室埋深150m时，内部绝对压力10MPa时，围岩变形为2.4‰，安全系数达到9.14。储气硐室埋设于泥岩（或砂岩）层中，水平间距一般经验为3-4倍硐径。根据有限元分析结果，围岩受硐室内部压力后产生塑性变形范围为2倍洞径。根据计算结果，竖向影响范围为2倍洞径，根据工程经验储气硐室间距取5倍洞径，则8m、10m、12m和14m硐室净间距为40m、50m、60m和70m。第105页xx风光储氢一体化项目8.10.4地下人工硐室方案本工程采用人工造穴方案。人工造穴形成人工硐室，本工程人工硐室分为储气硐室、水平向的连接储气硐室的连通巷道和从地面通往连通巷道的竖井或斜井。1斜井方案本工程拟采用向下开挖竖井或斜井至一定深度，再进行人工造穴的方案。采用竖井时，主要通过大型提升设备和高大龙门架，提升速度快、提升能力大、工作安全可靠。竖井开挖时围岩受力均匀，稳定性较易保证，但随着深度增加，安全隐患增加，工序间协调难度加大，整体效率变慢。另外，竖井施工涉及高空安全作业、起重作业等危险性较大的工程，施工技术复杂，安全要求极高。本工程采用竖井时，运行期井口机械利用率低、长期闲置易损坏且维护费用高。采用斜井时，井筒装备简单，主要使用串车、台车和皮带运输机提升，施工技术简单，掘进速度较快、初期投资较小、可缩短建设周期。但装岩条件差，对测量工作要求高、提升速度较慢，运输设备容易脱轨。采用斜井时，运行期维护检修人员可通过攀爬上下井，灵活性高、检修成本低。综上分析，本工程推荐采用斜井方案，布置如图8.10.4-1。图8.10.3-5密封硐室布置图斜井是连通地面和连通巷道的通道，是给地下输送氧气、运送建筑材料和渣土、安装抽注气管路和储气硐室后期维护的必要通道。斜井深度根据储气硐室埋置深度而定，坡度控制在30°左右。2硐室布置第106页xx风光储氢一体化项目在不同埋深选择完整硬质岩层布置储气硐室，主要采用水平向布置，埋深约为120m、130m和150m。连通巷道根据分隔的储气硐室的数量、位置、注采气管道布置确定。斜井根据储气硐室数量、位置确定，坡度控制在30°以内。密封塞设置在连通巷道与储气硐室之间，根据硐室数量确定。由于厂址一地形较高位于缓丘陵区，不宜作为人工造穴储能场地；厂址二为农用地，征地比较困难，因此本工程主要以厂址三和厂址四作为压缩空气储能拟建场地，两个场地储气容量47万m3和33万m3时布置如下。（1）厂址三布置方案1）储气容量：47万m3根据项目选址条件、地层分布和巷道布置方式不同，对场地进行布置后，最终采用平行布置或平行布置+纵向贯通两种布置方式。初步设计以下4个方案，本方案主要考虑储气硐室直径8m、10m、12m和14m时的布置情况，地下人工硐室平行布置图见图8.10.4-2。图8.10.4-2储气硐室平行布置图相应人工硐室方案工程量明细如表8.10.4-1。表8.10.3-1地下人工硐室工程量项目方案第107页xx风光储氢一体化项目3-1-13-1-23-1-33-1-4埋深H(m)120130150150储气硐室净空直径(m)8101214储气硐室总长度(m)9350598441553053储气硐室间距(m)40506070储气硐室个数(m)16141210储气硐室单个储气硐室长度(m)584427346305储气硐室开挖量(m3)543144528092518175511149储气硐室初支量(m2)252625199280164500140041储气硐室衬砌量(m3)73144580924817541149储气硐室表面积(m2)235000188000156667134286钢板密封量（t）36895295162459721083巷道开挖量(m3)22544219092048018257连通巷道连通巷道初支量(m2)14314139101300311592连通巷道衬砌量(m3)4090397437153312密封塞混凝土量(m3)11159129311425016022斜井开挖(m3)7481810593529352斜井斜井初支量(m2)9948107761243412434斜井衬砌量(m3)2782301434783478占地面积(亩)522416343287费用68957568564888443082从图可知，各直径条件下储气硐室长度过长，场地面积均无法满足布置要求，需在水平对称布置方式基础上进行进一步优化，主要方法有：①布置成两层；②储气硐室端部纵向连通，进而缩短单个密封硐室长度，即平行布置+端部贯通方案。以此，直径8m硐室无法完成布置，直径10m储气硐室可布置为两层，直径14m出清硐室可布置为一层，直径12m储气硐室可布置成两层或优化为一层，具体布置方案如图8.10.4-3。第108页xx风光储氢一体化项目图8.10.4-3密封硐室平行布置图相应人工硐室方案工程量明细如表8.10.4-2。表8.10.4-2地下人工硐室工程量项目方案埋深H(m)3-1-53-1-63-1-73-1-8储气硐室净空直径(m)120/180150130/19015014储气硐室总长度(m)103053储气硐室间距(m)5984121270储气硐室个数(m)50141441564156不规则单个储气硐室长度(m)184储气硐室60601012173不规则第109页xx风光储氢一体化项目储气硐室开挖量(m3)528092518175518175511149储气硐室初支量(m2)199280164500164500140041储气硐室衬砌量(m3)58092481754817541149储气硐室表面积(m2)188000156667156667134286钢板密封量（t）29516245972459721083巷道开挖量(m3)43818333402048026672连通巷道连通巷道初支量(m2)27821211681300316934连通巷道衬砌量(m3)7949635037154838密封塞混凝土量(m3)25872237601425022432斜井开挖(m3)112221184693529352斜井斜井初支量(m2)14921157501575015750斜井衬砌量(m3)4173440534783478占地面积(亩)190181358358费用59489503214858643743优化布置后，直径10m、12m和14m的硐室均可以布置完成，但费用明显增加。直径12m硐室双层布置后增加投资1437万元。但相应减少了占地面积，本阶段方案3-1-6为推荐方案。2）储气容量：33万m3初步设计以下4个方案，本方案主要考虑以8m、10m、12m和14m直径的布置情况进行初步分析，地下人工硐室布置图见图8.10.4-4。第110页xx风光储氢一体化项目图8.10.4-4储气硐室平行布置图相应人工硐室方案工程量明细如表8.10.4-3。表8.10.4-3地下人工硐室工程量项目方案埋深H(m)3-2-13-2-23-2-33-2-4储气硐室净空直径(m)12015013015014储气硐室总长度(m)82144储气硐室间距(m)6565101270储气硐室个数(m)40101642022918214单个储气硐室长度(m)410358892储气硐室开挖量(m3)381356506098327储气硐室初支量(m2)17737528892储气硐室衬砌量(m3)51356141294286储气硐室表面积(m2)16500014803储气硐室2590530024318257连通巷道钢板密封量（t）2254411592巷道开挖量(m3)143143707883638253478连通巷道初支量(m2)429416022连通巷道衬砌量(m3)11159139920115500密封塞混凝土量(m3)4078833825132000110000207241727021909204801391013003417339011293114250第111页xx风光储氢一体化项目斜井开挖(m3)7481810593529352斜井斜井初支量(m2)9948107761243412434斜井衬砌量(m3)2782301434783478占地面积(亩)372298246207费用49373406683508031002从上面布置图可知，储气硐室长度过长，场地面积只能满足直径14m的布置要求，对于直径8m、10m和12m的硐室需在水平对称布置方式基础上进行进一步优化，主要方法有：①布置成两层；②根据实际需要决定储气硐室端部是否需要连通。具体布置方案如图8.10.4-5。第112页xx风光储氢一体化项目图8.10.4-5储气硐室平行布置图相应人工硐室方案工程量明细如表8.10.4-4。表8.10.4-4地下人工硐室工程量储气硐室项目3-2-5方案3-2-71203-2-6140埋深H(m)813012储气硐室净空直径(m)65652918储气硐室总长度(m)104202第113页xx风光储氢一体化项目储气硐室间距(m)405060储气硐室个数(m)16/1614/1612/10单个储气硐室长度(m)205151.6/130130.7/135储气硐室开挖量(m3)381356370788363825储气硐室初支量(m2)177375139920115500储气硐室衬砌量(m3)513564078833825储气硐室表面积(m2)165000132000110000钢板密封量（t）259052072417270巷道开挖量(m3)450884723137150连通巷道连通巷道初支量(m2)286272998823587连通巷道衬砌量(m3)858889967076密封塞混凝土量(m3)223042772026125斜井斜井开挖(m3)112221184612469斜井初支量(m2)149211575015750斜井衬砌量(m3)417344054637占地面积(亩)194167145费用528114483938500考虑到上下层设计影响，上下层硐室布置采用垂直方向排布。采用双层布置后，直径8m、10m和12m的硐室均可以布置完成。从量上看，双层布置主要增加了竖井深度、连通巷道长度和密封塞混凝土三个项目的用量，相应增加了费用，分别增加了3438万、4171万和3420万元。但相应减少了占地面积，本阶段方案3-2-6和方案3-2-7为推荐方案。（2）厂址四布置方案1）储气容量：47万m3根据项目选址条件、地层分布和巷道布置方式不同，主要采用平行布置和平行布置+纵向贯通两种布置方式。初步设计以下4个方案，本方案主要考虑以8m、10m、12m和14m直径的布置情况进行初步分析，地下人工硐室布置图见图8.10.4-6。第114页xx风光储氢一体化项目图8.10.4-6储气硐室平行布置图相应人工硐室方案工程量明细如表8.10.4-5。表8.10.4-5地下人工硐室工程量项目方案埋深H(m)4-1-14-1-24-1-34-1-4储气硐室净空直径(m)12015013015014储气硐室总长度(m)83053储气硐室间距(m)9350101270储气硐室个数(m)40122259844156254单个储气硐室长度(m)425511149储气硐室开挖量(m3)5431445060140041储气硐室初支量(m2)25262541149储气硐室储气硐室衬砌量(m3)731441814134286储气硐室表面积(m2)23500033229721083连通巷道3689552809251817522465斜井钢板密封量(t)315931992801645004279巷道开挖量(m3)2005958092481753312连通巷道初支量(m2)601818800015666719227连通巷道衬砌量(m3)1534329516245979352密封塞混凝土量(m3)748128736242901243499481824546273478斜井开挖(m3)278254733715斜井初支量(m2)1662516625斜井衬砌量(m3)81059352107761243430143478第115页xx风光储氢一体化项目占地面积(亩)545434354300费用70361591334996951821从上面布置图可知，储气硐室长度过长，场地面积无法满足直径8m、10m和12m布置要求，需在水平对称布置方式基础上进行进一步优化，主要方法有：①布置成两层；②储气硐室端部纵向连通，进而缩短单个密封硐室长度，即平行布置+端部贯通方案。以此，直径10m储气硐室可布置为两层，直径12m和14m储气硐室可布置成两层或优化为一层，如图8.10.4-7。图8.10.4-7密封硐室平行布置图第116页xx风光储氢一体化项目相应人工硐室方案工程量明细如表8.10.4-6。表8.10.4-6地下人工硐室工程量项目方案4-1-54-1-64-1-7埋深H(m)120/180130/190130/190储气硐室净空直径(m)81012储气硐室总长度(m)935059844155储气硐室间距(m)405060储气硐室个数(m)22/2418/167/12储气硐室单个储气硐室长度(m)250/180172.5/180300/171.3储气硐室开挖量(m3)543144528092518175储气硐室初支量(m2)252625199280164500储气硐室衬砌量(m3)731445809248175储气硐室表面积(m2)235000188000156667钢板密封量（t）368952951624597巷道开挖量(m3)662035405839769连通巷道连通巷道初支量(m2)420343432225250连通巷道衬砌量(m3)12610102977575密封塞混凝土量(m3)320823140322563斜井斜井开挖(m3)112221184611846斜井初支量(m2)149211575015750斜井衬砌量(m3)417344054405占地面积(亩)324228192费用743996146751821考虑到上下层设计影响，上下层硐室布置采用垂直方向排布。采用双层布置后，直径8m、10m和12m的硐室均可以布置完成。从量上看，双层布置主要增加了竖井深度、连通巷道长度和密封塞混凝土三个项目的用量，相应增加了费用，分别增加了4038万、3334万和1852万元。但相应减少了占地面积，本阶段方案6为推荐方案。2）条件二：储气容量33万m3设计容量33万m3，初步设计以下4个方案，本方案主要考虑以8m、10m、12m和14m直径的布置情况进行初步分析，地下人工硐室布置图见图8.10.4-8。第117页xx风光储氢一体化项目图8.10.4-8储气硐室平行布置图相应人工硐室方案工程量明细如表8.10.4-7。表8.10.4-7地下人工硐室工程量项目方案埋深H(m)4-2-14-2-24-2-34-2-4储气硐室净空直径(m)12015013015014储气硐室总长度(m)82144储气硐室间距(m)6565101270储气硐室个数(m)40101642022918179单个储气硐室长度(m)298358892储气硐室开挖量(m3)381356506098327储气硐室初支量(m2)17737528892储气硐室衬砌量(m3)51356141294286储气硐室表面积(m2)16500014803储气硐室2590523320822465钢板密封量（t）3159314263连通巷道巷道开挖量(m3)200593707883638254279斜井连通巷道初支量(m2)601819227连通巷道衬砌量(m3)153431399201155009352密封塞混凝土量(m3)74811025899484078833825斜井开挖(m3)斜井初支量(m2)13200011000020724172702873624290182451542254734627166251662581059352889110258第118页xx风光储氢一体化项目斜井衬砌量(m3)2782301434783478占地面积(亩)390312255217费用50746421283638332388从上面布置图可知，采用8m直径时储气硐室长度过长，场地面积无法满足布置要求，直径10m、12m和14m的硐室满足布置要求。本阶段将方案2和方案3作为推荐方案。若厂址四按照两期布置，一期占地面积为2/3，二期占地面积1/3，则根据占地面积，要求直径8m硐室容积约19.9万m3，空气储存系统最高储气压力为12.2MPa.a，最低储气压力为7.0MPa.a；要求直径10m硐室容积约25.5万m3，空气储存系统最高储气压力为11.2MPa.a，最低储气压力为7.0MPa.a；要求直径12m硐室容积为28.5万m3，空气储存系统最高储气压力为10.0MPa.a，最低储气压力为6.0MPa.a。8.10.5山体储气硐室本工程可提供场地周边山体属于低山丘陵，高度较低，上覆压力较小，不具备本工程人工造穴条件；根据政府文件，xx县山区都为生态环境保护区，不能作为工程建设用地。以厂址四东侧山体为例，对山体储气硐室方案初步研究。利用山体进行人工造穴具有以下优点：①可缩短渣土和建筑材料运送时间，缩短建设工期，减少前期投资成本；②人员、材料和机械进入相对容易，后期维护检修方便；③山体临空面较多，各期之间相互影响较小，后期扩建方便；④储气硐室布置灵活，可根据山体规模调整硐室长度。但也存在以下缺点：①目前可利用厂址四存在烂尾楼，如果想利用此地需先还账再进行后续收购；②厂址东侧紧邻铁路，硐室和场地设备需穿越铁路，增加费用和难度；③厂址和山体间道路较长，增加设计费用；④东侧山体为低山，山顶最大高程370m，与地面最大高差约190m，山体无法满足布置条件。1斜井方案由于山体规模较小，不满足平洞布置条件，因此采用斜井布置方案，采用斜井方案开挖至一定位置，再进行人工造穴的方案。根据山体条件，斜井长度约500m，倾角15°。山体与厂址相对位置如图8.10.5-1。第119页xx风光储氢一体化项目图8.10.5-1山体与厂址位置图2硐室布置在山体下部或内部选择完整硬质岩层布置储气硐室，主要采用水平对称布置，可根据山体规模、围岩类型布置。连通巷道根据分隔的储气硐室的数量、位置、注采气管道布置确定。平洞内侧施工连通巷道，减少硐室开挖费用。密封塞设置在连通巷道与储气硐室之间，根据硐室数量确定。储气硐室布置比较灵活，常见布置形式如图8.10.5-2。第120页xx风光储氢一体化项目图8.10.5-2山体下部硐室布置图3成本分析山体进行人工造穴可明显减少费用，主要包含：①一个斜井可实现渣土、材料运输，管道布置，设备检修等所有工作；②土方开挖只需缓慢提升运输，不需垂直起吊，减少运输时间。储气容量47万方时，将4-1-7与本方案进行对比，发生费用部分为连通巷道及平洞部分，具体工程量如下表8.10.5-1。表8.10.5-1工程量对比表项目连通巷道平洞（斜井）费用衬砌初支（元）4-1-7开挖初支衬砌密封(t)防水密封塞开挖(m3)(m2)防水山体方案(m3)(m2)(m3)(m2)(m3)(m3)(m2)39769252507575377624048225631184544051575051466008.37166701058431751583100801187515578360012600126004525.91采用山体布置方案，人工硐室投资比地下布置方案减少投资1482.46万元。综上所述，人工造穴采用山体可比地下明显减少投资，节约费用。本工程中建设费用单价明细如表8.10.5-2。表8.10.5-2本工程建设费用单价明细表人工硐室储气硐室连通巷道斜井项目开挖初支衬砌防水密封(t)开挖初支衬砌防水密封塞开挖初支衬砌防水(m3)(m2)(m3)(m2)(m3)(m2)(m3)(m2)(m3)(m3)(m2)(m3)(m2)第121页xx风光储氢一体化项目综合单价1102401500961100011024015009672012002401200458.10.6结论通过场地条件的论证，大部场区均具备建设条件。从技术条件上分析，厂址区交通便利，围岩稳定，适合建造。经过分析，本工程主要以厂址三和厂址四作为压缩空气储能拟建场地，两个场地储气容量按47万m3和33万m3时布置。受场地面积限制，两个场地布置均需进行优化。厂址三：设计容量47万m3时，推荐方案3-1-6，硐室直径12m，双层布置；设计容量33万m3时，推荐方案3-2-7，硐室直径12m，双层布置。厂址四：设计容量47万m3时，推荐方案4-1-7，硐室直径12m，双层布置；设计容量33万m3时，推荐方案4-1-3，硐室直径12m，双层布置。（2）由于厂址四存在较多问题，本阶段主要推荐场址三作为压缩空气储能厂址。第122页xx风光储氢一体化项目9电解水制氢方案初步设想9.1总图部分本项目配套建设2×500Nm3/h电解水制氢，项目场地拟规划布置在六家子镇风场及光伏升压站区域附近，并形成相对独立的管理区域。本项目制氢、储氢设施包含：制氢车间、氢气压缩间、长管拖车场地。辅助及附属设施包含：机械通风冷却塔、污水处理装置、配电室、综合楼等。本阶段初步确定项目规划用地面积约2.3hm2。存在的问题：目前除压缩空气储能项目外，其他拟选厂址用地性质、可行性均未落实，需项目单位后续确定。9.2制氢系统9.2.1工程概况本工程新建2套500Nm3/h的水电解制氢装置（碱液型）,制氢装置全部采用绿电，年利用小时数6600h，产生的氢气用长管拖车外运，氧气暂不收集。9.2.2水源及水质本工程工业用水采用再生水/自来水，详细水质资料暂缺。生活用水拟就近从城市管网引接。9.2.3设计范围化学部分的设计内容包括：电解水制氢系统及氢储运系统。9.2.4遵循的标准、规定本工程将遵循如下主要的规程、规定和标准：（1）《发电厂化学设计规范》(DL5068-2014)；（2）《氢气站设计规范》（GB50177-2005）；9.2.5制氢系统及配置制氢系统由补水系统、碱液循环系统、电解槽、气液分离装置、氢气纯化装置等部分组成。制氢工艺流程示意图如下：第123页xx风光储氢一体化项目除盐水冷却装O2置生水除盐水制气液分H2氢气纯H2氢气缓备装置配碱装置H2化装置冲罐H2H2离装置综合利用O2电解槽图9.2.5-1制氢系统流程示意图（1）补水系统再生水首先进入除盐水制备装置内，经过超滤+两级反渗透处理后进入碱液箱、配碱水箱和冷却装置水箱。进入碱液箱、配碱水箱的水，配制成碱液，由配碱泵送进气液分离装置内，进入碱液循环系统，从而为碱液循环系统补充碱液；进入除盐水冷却装置水箱的水，在循环水泵出力下，流经水-水换热器后进入气液分离装置、氢气纯化装置中的多个冷却器后，回到冷却装置水箱。本工程制氢用纯水处理系统采用超滤+两级反渗透工艺，该工艺具有技术先进、设备少、占地面积小；酸碱废水少，操作环境好、维护工作量小；药品用量小，药品费用低等特点。为保证反渗透进水的温度，在车间内设置生水加热设施。工艺流程如下：生水加热器→超滤装置→一级保安过滤器→一级反渗透高压泵→一级反渗透装置→二级保安过滤器→二级高压泵→二级反渗透装置除盐水制备装置系统出力为1t/h。（2）碱液循环系统由电解槽出来的电解液有两路：一路富含氢气，另一路富含氧气，它们分别进入置于气液分离装置内的氢分离器和氧分离器中，分离出氢气和氧气后，两路碱液汇合，经过碱液冷却器冷却，进入碱液循环泵，由泵加压后回到电解槽内，从而在制氢系统中实现碱液循环。（3）电解槽第124页xx风光储氢一体化项目碱液循环系统的碱液进入电解槽，水在直流电的作用下开始分解，在电解室的阴阳极板上分别产生氢气和氧气。这些氢气和氧气随电解液一起从电解槽两端流出进入气液分离装置。（4）气液分离装置气液分离装置内分别设有氢分离洗涤器、氧分离器、氢气冷却器、气水分离器、碱液循环泵等设备。含有氢气和氧气的电解液分别经过氢、氧分离器，在重力作用下与电解碱液发生沉降分离，分离出的氧气排放到室外，氢气在分离装置内进一步洗涤、冷却、分离去除液滴，然后进入氢气纯化装置。（5）氢气纯化装置氢气在氢气纯化装置中，由催化剂催化与氢气中残留的氧气发生如下反应：2H2+O2=2H2O，经过冷却、吸附、分离后，得到纯度为99.999%的高纯氢气。（6）氮气吹扫系统制氢装置设有充氮口，以确保系统内的正压，并在系统启动前使用氮气进行吹扫，以除去系统及管道中的空气及杂质。9.2.6制氢车间布置制氢车间由制氢和纯化车间、配电室、变压器室、整流室、辅助设备间等组成。厂房跨度×长度×高度为21m×55m×6.5m。9.3氢储运系统9.3.1氢储运系统本工程制氢系统产生的氢气由长管拖车外运。纯化后压力2.5MPa的氢气从制氢车间接出，通过缓冲罐后进入压缩机压缩，压缩后的压力为20～22MPa的氢气，经压缩机厂房外的支管直接充灌至氢气长管拖车。9.3.2氢储运系统及配置氢气存贮、压缩及输送系统主要包括氢气压缩系统、氢气充装系统、氢气存储系统和氢气取样分析系统。(1)氢气压缩系统考虑与电解槽产氢量的匹配及运行的灵活性，本工程氢气压缩系统拟配置2台设计流量为500Nm³/h，入口压力为2.5MPa，出口压力为22MPa的氢气隔膜压缩机。(2)氢气充装系统第125页xx风光储氢一体化项目本工程在压缩车间拟设置2个长管拖车充灌台。(3)氢气存储系统考虑氢气压缩机与制氢系统的压力匹配，本工程拟设置1台2.5MPa、50m3卧式储氢罐。(4)氢气取样、分析系统氢气取样、分析系统主要用于长管拖车充灌前和充灌后钢瓶内气体成分的分析。分析间配置1台氧分析仪，1台真空泵，作为纯度不合格储气管束氮气置换后抽真空之用。9.3.3氢储运系统布置氢气存贮、压缩与制氢系统布置在同一处厂区。氢气压缩机间内布置2台氢气压缩机、压缩机厂房跨度×长度×高度为12m×15m×7m。长管拖车充灌台靠近氢气压缩机房室外布置，充灌台间距4.5米。9.4循环冷却水处理系统本工程循环冷却水系统采用开式循环冷却方式，循环水浓缩倍率暂按3倍设计。循环水补水为再生水/自来水，为防止循环冷却水系统结垢及腐蚀，拟设置循环水加药装置。因水质资料暂缺，现阶段暂按照设置1套循环水加稳定剂装置、1套循环水加酸装置和1套循环水加杀菌剂装置进行设计。9.5水工工艺本项目规划配置2套500Nm³/h电解水制氢系统。项目厂址毗邻本工程风电场升压变电站或光伏升压变电站厂区。9.5.1制氢站供水系统（1）生活给水系统从升压变电站厂区生活给水管道上引接管道至制氢站。（2）消防水系统详见工程消防设计章节。（3）循环冷却水系统本项目制氢加氢站设备总冷却用水量为225m³/h，冷却水系统拟采用水冷，冷却设施拟定为机械通风湿式冷却塔，循环冷却水量总共约225m3/h。现阶段拟设置1座第126页xx风光储氢一体化项目机械通风冷却塔，共2格，设计水量为250m3/h。循环水泵布置于制氢车间内，本项目共设置2台循环水泵，1用1备，单泵流量250m3/h，扬程约20m。9.5.2制氢站排水系统（1）生活污水排水系统本项目生活污水通过污水管道汇入风电场升压变电站生活污水管网，最终送至污水处理装置统一处理后回用。（2）制氢站工业废水系统本项目废水拟排至周边污水处理厂。建议建设单位下阶段同污水处理厂落实排水许可。（3）制氢站雨水排水系统制氢站区域道路和屋面雨水采用自然下渗或沿场坪坡度自流排至厂外方式。9.6电气部分9.6.1概述本工程同步建设一套2×500Nm³/h电解水制氢站。根据工艺专业资料，电解水制氢站电解槽耗电功率约为2X2.5MW，其它辅机用电功耗约为150kW。9.6.2电解水制氢站电气供电方案根据工艺专业要求，电解水制氢站拟采用双电源供电，以提高工艺系统运行可靠性。电解水制氢站就地设置一座10kV变电站，电源取自临近变电站，双回供电，单回供电容量约为5200kVA。电解槽经10kV母线降压、整流供电；场内设置2台低压干式变压器，互为暗备用，用于站内低压用电设备的供电。低压厂用电采用380/220V中性点直接接地系统。9.7仪表与控制部分本期工程制氢站系统将采用集中监控方式，制氢站控制系统将由PLC和上位机组成控制系统，PLC和上位机布置在制氢站车间控制室内。由随制氢站主设备成套供货的PLC及上位机进行控制。设置由制氢站PLC控制系统至信息监控系统SIS的冗余通讯接口。正常运行时，运行人员将在制氢站控制室操作员站以彩色LED、专用键盘、鼠标以及显示器为主要监视和控制手段，实现全LED对制氢站各工艺系统的所有被控对象进行监控。包括电机启、停控制，阀门打开关闭操作、设备启停状态、阀门已开已关第127页xx风光储氢一体化项目状态、远方/就地切换状态和主要工艺参数的监视，并完成设备的联锁保护，实现就地无人值班。制氢站设置工业电视系统。制氢站设置门禁系统。9.8土建结构9.8.1工程概况xx风光储氢一体化项目建设范围由压缩空气储能、风电、光伏、制氢四个模块组成，分别建设300MW/2400MWh压缩空气储能发电项目、风力发电900MW、光伏发电300MW以及电解水制氢2×500Nm³/h，生产的氢气通过长管拖车外送（暂定）。本章节主要包括220kV降压站工程和2×500Nm³/h电解水绿氢工程。9.8.2基本资料和设计依据9.8.2.1工程地质条件本阶段暂参考《xx能环新能源科技有限公司生物质热电联产项目岩土工程勘察报告》（详勘，2019年9月）。拟建场地属山地丘陵区，局部冲沟发育。依据现场地层性质鉴定，结合土工试验和原位测试成果，对本次勘察场地内各主要地基土层的工程特性评述如下：①1层种植土ml（Q4）：褐黄色，稍湿，松散，主要以粉质黏土为主，含植物根系，经农业种植及翻挖堆填，分布于场地局部表层，工程性质差。层厚0.30～0.60m，层底高程165.19～188.05m。al①层粉质黏土（Q4）：黄褐色，可塑，土质较均匀，含锰氧化物。该层仅在冲沟内部分钻孔内揭露。层厚1.00～6.50m，层底高程161.24～167.12m。②层全风化泥岩：褐黄色~褐红色，原岩结构已破坏，岩心风化呈土状，含少量碎块，块径2~8CM。层厚0.40～3.30m，层底高程164.19～186.89m。③层强风化泥岩（J3t）：褐红色，泥质结构，层状构造，岩心破碎呈块状和短柱状，块径3~12CM，柱长5~27cm，最长35cm。锤击声哑易碎。层厚0.90~17.50m，层底高程153.38～178.79m。③1层强风化砂岩（J3t）：黄褐色，细粒结构，层状构造，岩心破碎呈块状，块径5~10CM，锤击声脆，不易击开，取芯率50%~70%。局部钻孔区域分布，层厚1.00~3.80m，强度较高，工程性质好。第128页xx风光储氢一体化项目④层中风化泥岩（J3t）：褐红色，泥质结构，层状构造，岩芯较完整，岩芯呈短柱状及长柱状，柱长8~27cm，最长40cm。锤击声脆，不易击开。取芯率70%~95%，RQD=50%~90%。最大揭露厚度14.20m，层底高程151.88～165.96m。④1层中风化泥岩（J3t）：砂岩（J3t）：黄褐色，细粒结构，层状构造，岩芯较完整，岩芯呈短柱状或长柱状，柱长9~40cm，锤击声脆，不易击开。取芯率70%~95%，RQD=60%~90%。局部钻孔区域分布，最大揭露厚度11.90m，层底高程158.28～160.61m。表9.8.2-1各层土承载力特征值、压缩模量建议值序号地层名称承载力特征值压缩模量Esfak(kPa)(MPa)①粉质黏土1204.56②全风化泥岩18015.040040.0③强风化泥岩80060.02000③1强风化砂岩3000//④中风化泥岩④1中风化砂岩9.8.2.2地下水条件最大勘探深度23.00m内未见地下水，根据区域水文地质资料和附近走访，本区地下水埋深35m以下，地下水位埋藏较深，可不考虑地下水对建筑材料及基础施工的影响。对于防渗设计水位，由于存在大气降水及生产生活用水的影响，建议按自然地表考虑。9.8.2.3地震动参数及地震效应根据《中国地震动参数区划图》GB18306-2015，xx县二十家子镇Ⅱ类场地地震动峰值加速度为0.05g，反应谱特征周期0.35s，地震烈度Ⅵ度。9.8.2.4地下水、地基土腐蚀性场地地下水位埋藏较深，可不考虑地下水对建筑材料的影响。场地环境类型为Ⅱ类。勘察期间经过调查，场地周边无污染性土，土层对混凝土结构及钢筋混凝土结构中的钢筋具有微腐蚀性。9.8.2.5季节性冻土依据《建筑地基基础设计规范》GB50007-2011附录F《中国季节性冻土标准第129页xx风光储氢一体化项目冻深线图》，该地区的标准冻结深度为1.4~1.6m。9.8.2.6设计依据的规程及规范1)《建筑工程抗震设防分类标准》GB50223-20082)《建筑地基基础设计规范》GB50007-20113)《建筑结构可靠性设计统一标准》GB50068-20184)《混凝土结构设计规范》GB50010-2010（2015版）5)《钢结构设计标准》GB50017-20176)《建筑结构荷载规范》GB50009-20127)《建筑抗震设计规范》GB50011-2010（2016版）8)《构筑物抗震设计规范》GB50191-20129)《高耸结构设计标准》GB50135-201910)《水工建筑物抗冰冻设计规范》GB/T50662-201111)《工业建筑防腐蚀设计标准》GB50046-201812)《混凝土结构耐久性设计标准》GB/T50476-201913)《光伏支架结构设计规程》14)《变电站建筑结构设计技术规程》NB/T10115-201815)《建筑地基处理技术规范》DL/T5457-201216)《建筑桩基技术规范》JGJ79-201217)《光伏发电站设计规范》JGJ94-200818)《冷弯薄壁型钢结构技术规范》GB50797-201219)《太阳能发电站支架基础技术规范》GB50018-2002GB51101-20169.8.2.7主要建筑材料（1）混凝土现浇结构：C30~C40；基础采用C30混凝土。沟道等：C30。垫层：C20混凝土。（2）钢筋、钢材型钢、钢板：采用Q235B、C，Q355B、C钢筋：采用HPB300、HRB400或HRB400E第130页xx风光储氢一体化项目（3）砌体材料：普通机制砖：MU7.5、MU10.0加气混凝土砌块：重度6~8kN/m3（4）水泥：一般采用普通硅酸盐水泥，对于大体积混凝土，建议采用低水化热水泥。有防渗要求的构筑物应采用防渗混凝土。（5）防火涂料：用于有防火要求的钢结构。9.8.2.8设计范围本工程厂区围墙范围内全部生产、辅助及附属建（构）筑物的土建设计，同时包括输氢部分。9.8.3结构方案9.8.3.1地基及基础（1）建（构）筑物地基持力层的选择根据上述地质条件，第一层①粉质黏土工程力学性质较差且性质不均匀，不宜为建筑物的地基持力层，宜清除。第②层全风化泥岩地层较为均匀，并且具有一定的强度，可满足一般建（构）筑物天然地基要求。第③层强风化泥岩承载力较高、压缩模量较大，在埋藏较浅地段可以作为建（构）筑物的天然地基持力层。因此，建（构）筑物持力层可选择第②层全风化泥岩或第③层强风化泥岩天然地基，地基承载力特征值fak不小于180kPa。为保证建（构）筑物地基的稳定性，提高地基承载力，对不满足地基承载力要求或未达标准冻深的区域，需采用级配砂石分层碾压换填，分层厚度250~300mm，压实系数不小于0.97，地基承载力特征值应不低于180kPa，且满足《建筑地基处理技术规范》（JGJ79-2012）其它相关规定。9.8.3.2主要建（构）筑物结构形式（1）降压站结构设计35kV配电装置室或10kV配电装置室、GIS室、热控用房、电气二次建筑物均采用现浇钢筋混凝土框架结构，屋面采用现浇钢筋混凝土屋面板。基础为钢筋混凝土独立基础，天然地基，基础埋深约-2.5m。主变基础为现浇钢筋混凝土筏板基础，基础埋深约-2.2m。进出线架构、主变架构等由三角形格构式钢架构梁（表面热浸镀锌）、钢管立柱组成，基础采用现浇钢筋混凝土杯口基础，基础埋深-2.5m。第131页xx风光储氢一体化项目室外无功补偿装置基础等采用现浇钢筋混凝土块式基础或箱型基础，基础埋深约-1.6m。独立避雷针采用钢结构（表面热浸镀锌），现浇钢筋混凝土独立基础，基础埋深-3.0m。避雷器、管母线等设备基础采用现浇钢筋混凝土独立基础，基础埋深-1.6m。事故油池采用现浇钢筋混凝土箱型结构，基础埋深-5.0m。（2）制氢部分结构设计制氢站采用现浇钢筋混凝土框架结构，屋面按防爆屋面设计，采用钢筋混凝土框架梁、钢檩条、上铺压型钢板。基础为钢筋混凝土独立基础，天然地基，基础埋深约-2.5m。制冷站、换热站、制氢配电间及制冷换热配电间采用现浇钢筋混凝土框架结构，屋面采用现浇钢筋混凝土屋面板。基础为钢筋混凝土独立基础，天然地基，基础埋深约-2.5m。（3）储氢部分结构设计氢气压缩机房采用现浇钢筋混凝土框架结构，屋面按防爆屋面设计，采用钢筋混凝土框架梁、钢檩条、上铺压型钢板。基础为钢筋混凝土独立基础，天然地基，基础埋深约-2.5m。压缩机房配电间采用现浇钢筋混凝土框架结构，屋面采用现浇钢筋混凝土屋面板。基础为钢筋混凝土独立基础，天然地基，基础埋深约-2.5m。氢气储罐基础采用钢筋混凝土环板式或圆板式基础，天然地基，基础埋深约为-2.5m。（4）输氢部分输氢管架采用钢结构管架，天然地基，独立基础，基础埋深约为-3.0m，9.8.3.3建（构）筑物的抗震设计根据《建筑工程抗震设防分类标准》GB50223-2008及《石油化工建（构）筑物抗震设防分类标准》GB50453-2008，制氢站及氢气压缩机房为乙类建筑，地震作用按照6度抗震设计，应提高一度（即7度）采取抗震措施，其他辅助生产车间属丙类建筑，地震作用和抗震措施仍按照6度执行。第132页xx风光储氢一体化项目第133页xx风光储氢一体化项目10工程消防设计10.1消防总体设计10.1.1工程概况本工程本期建设1套压缩空气储能发电电站，装机容量为1×300MW；建设总装机容量为900MW的风力发电项目；总装机容量为300MW光伏发电项目；同时配套建设2×500Nm³/h电解水制氢项目。10.1.2消防设计主要规范依据(1)《中华人民共和国消防法》（2019年4月23日）(2)《建筑设计防火规范》GB50016-2014（2018年版）(3)《建筑内部装修设计防火规范》GB50222-2017(4)《火力发电厂与变电站设计防火标准》GB50229-2019(5)《电力设备典型消防规程》DL5027-2015(6)《电力工程电缆设计标准》GB50217-2018(7)《火灾自动报警系统设计规范》GB50116-2013(8)《建筑灭火器配置设计规范》GB50140-2005(9)《消防给水及消火栓系统技术规范》GB50974-2014(10)《工业建筑供暖通风与空气调节设计规范》GB50019-2015(11)《建筑防烟排烟系统技术标准》GB51251-2017(12)《氢气站设计规范》GB50177-2005(13)《水电解制氢系统技术要求》GB19774-2005(14)《压力型水电解制氢系统技术条件》GB/T37562-2019(15)《压力型水电解制氢系统安全要求》GB/T37563-2019(16)《水喷雾灭火系统设计规范》GB50219-95；(17)《消防给水及消火栓系统技术规范》（GB50974-2014）；(18)《风力发电机组消防系统技术规程》CECS391-2014；(19)《风力发电机组消防系统设计、施工、验收规范》DB64/T524-2008；(20)《风电场设计防火规范》NB31089-2016；(21)《光伏发电站设计规范》GB50797-2012；(22)《光伏发电站安全规程》GB/T35694-2017；(23)工艺、建筑等相关专业提供的有关设计资料第134页xx风光储氢一体化项目(24)国家其它现行有关消防设计规范、标准及消防安全管理部门的有关规定10.1.3主要设计原则（1）贯彻“预防为主、防消结合”的消防工作方针，做到防患于未“燃”。严格按照规程规范的要求设计，采取“一防、二断、三灭、四排”的综合消防技术措施。（2）在消防设计中遵循国家的有关的方针和政策，从全局出发，针对不同项目及其火灾特点，统筹兼顾，正确处理生产和安全，重点和一般的关系，积极慎重地采用行之有效和可靠的先进技术，做到促进生产，保障安全，方便适用，经济合理。（3）对重要的建筑物及设备重点防护，采取多种灭火措施。（4）建立全厂的火灾探测和控制系统。（5）消防设施的管理与使用，应由值班人员与消防专业人员相结合；消防设施的维护与监视及建筑物内早期火灾的扑灭，立足自救。（6）加强消防管理工作，制定火灾预防、消防组织、火灾扑救及消防监督的各项制度，并切实实施。（7）本工程规模大，应立足于自救，将在厂区设置独立完善的消防给水系统，并在重要场所设置特殊消防灭火系统，对全厂进行全方位防护。（8）光伏升压变电站、风电场升压变电站、压缩空气储能电站、制氢站均设置室外消火栓消防给水系统。10.2总平面布置中的安全与消防措施（1）总平面布置严格按照规范要求，保证各建构筑物之间的防火安全间距。（2）根据生产装置的特点和储存物品的火灾危险性，按功能分区集中布置,生产区设消防通道，保证消防时车辆的畅通。（3）厂区四周设置2.5m高的实体围墙与外界分隔，阻止无关人员进入厂区。10.3建筑物与构筑物要求（1）各建筑物的防火设计严格执行《建筑设计防火规范》(GB50016-2014)、《火力发电厂与变电站设计防火标准》(GB50229-2019)等有关规定。（2）有爆炸危险的厂房，宜独立、单层设置，并且有良好的自然通风建筑布置。有爆炸危险的厂房应设置必要的泄压设施，泄压设施宜采用轻质屋面板、轻质墙体和易于泄压的门、窗等。泄压面积按照《建筑设计防火规范》(GB50016-2014)第3.6.4条执行。地面应采用不发生火花的地面。顶棚应尽量平整、避免死角，厂房上部空间第135页xx风光储氢一体化项目第136页xx风光储氢一体化项目应通风良好。（3）各类建筑物的室内装修应执行现行《建筑内部装修设计防火规范》(GB50222-2017)、《火力发电厂与变电站设计防火标准》(GB50229-2019)的规定。重要建筑物的室内装修采用A级不燃烧材料。10.4消防给水和各系统的消防措施10.4.1消防给水系统概述本工程共包括四个子项目，除电解水制氢项目项目厂址位于风电场升压变电站或光伏升压变电站厂区内，其余不同项目相距较远。因此光伏电站升压变电站、风电场升压变电站、压缩空气储能工程均分别设置独立的消防给水系统。电解水制氢站区域内消防给水系统依托升压变电站内消防系统。消防给水系统由以下几部分组成：消防水池、消防水泵、消防给水管网及灭火设施。消防水池补水取自市政自来水管网，以各项目红线为分界线。根据《火力发电厂与变电站设计防火标准》(GB50229-2019)，本工程消防给水系统分为消火栓消防系统、自动喷水灭火系统、变压器水喷雾灭火系统、固定消防冷却水系统。不同消防系统采用同一套供水管网和消防供水设施。光伏升压变电站、风电场升压变电站、压缩空气储能工程厂区内的消防给水量均按同一时间火灾发生的次数及一次最大灭火用水量计算，即按消防用水量之和计算。消防水压按保证最不利点消火栓和自动喷水或水喷雾灭火设备所需的水压设计。消防供水系统由消防水泵供水，管网的平时压力由稳压泵维持。当发生火灾时，管网压力下降，消防水泵根据管网压力信号自启动，在消防控制室也可以直接启动消防泵。10.4.2光伏电站升压变电站消防给水系统设计光伏电站升压变电站消防给水系统主要由消防水池、消防水泵、配套的消防稳压装置、消防给水管道组成。本项目设置室内外消火栓消防系统，并在变压器区域设置水喷雾灭火系统。室内外消火栓火灾延续时间按2h考虑，水喷雾灭火系统火灾延续时间按0.4h考虑。根据初步估算，室内外消火栓系统需消防水总量约为360m3,水喷雾系统需消防水总量约为200m3，供水压力约为0.70MPa，水喷雾系统最大用水量约为120L/s。据此，本项目采用临时高压消防给水系统，设置一座有效容积为450m3的消防蓄水池及一座消防供第137页xx风光储氢一体化项目水泵房。泵房内设置有2台电动消防水泵（1用1备）、2台稳压泵（1用1备）、气压罐等。平时稳压泵运行，当发生火灾时消防管网中的压力下降，联动电动消防泵启动。电动消防泵也可由消防控制中心直接启动。消防给水管道在厂区内形成环状管网。消火栓给水系统的管网压力在平时靠消火栓系统稳压装置维持，当发生火灾时，根据消防水泵出口管道压力信号自动启动电动消防水泵，使管网内的消防水压和流量能达到消防要求。10.4.3风电场升压变电站消防给水系统设计风电场升压变电站消防给水系统主要由消防水池、消防水泵、配套的消防稳压装置、消防给水管道组成。本项目设置室内外消火栓消防系统，并在变压器区域设置水喷雾灭火系统。室内外消火栓系统火灾延续时间按2h考虑，水喷雾灭火系统火灾延续时间按0.4h考虑。根据初步估算，室内外消火栓系统需消防水总量约为360m3,水喷雾系统需消防水总量约为200m3，供水压力约为0.70MPa，水喷雾系统最大用水量约为120L/s。据此，本项目采用临时高压消防给水系统，设置一座有效容积为450m3的消防蓄水池及一座消防供水泵房。泵房内设置有2台电动消防水泵（1用1备）、2台稳压泵（1用1备）、气压罐等。平时稳压泵运行，当发生火灾时消防管网中的压力下降，联动电动消防泵启动。电动消防泵也可由消防控制中心直接启动。消防给水管道在厂区内形成环状管网。消火栓给水系统的管网压力在平时靠消火栓系统稳压装置维持，当发生火灾时，根据消防水泵出口管道压力信号自动启动电动消防水泵，使管网内的消防水压和流量能达到消防要求。10.4.4压缩空气储能工程消防给水系统设计压缩空气储能工程消防给水系统主要由消防水池、消防水泵、配套的消防稳压装置、消防给水管道组成。室内外消火栓系统火灾延续时间按2h考虑。根据初步估算，需用消防水总量450m3，据此，设置2座有效容积600m3的可独立使用的工业消防蓄水池。每座水池设置独立的出水管、连通管，并采取相应措施保证消防用水不做他用。消防给水采用临时高压系统，设置2台电动消防水泵（1用1备）。在非火灾时，为维持管网内的供水压力，设置2台稳压泵（1用1备）和1套气压罐。平时稳压泵运行，当发生火灾时消防管网中的压力下降，联动电动消防泵启动。电动消防泵也可由消防控制中心直接启动。第138页xx风光储氢一体化项目消防给水管道在厂区内形成环状管网。消火栓给水系统的管网压力在平时靠稳压泵及气压罐维持，当发生火灾时，根据消防水泵出口管道压力信号自动启动电动消防水泵，使管网内的消防水压和流量能达到消防要求。消防管道上设置必要的检修阀门，并保证管道分段检修时，关停室外消火栓数量不超过五个。本项目主要消防设施包括（1）室内外消火栓消防系统在主厂房、办公楼等主要建筑物内设置室内消火栓消防系统，在厂区设置环形消防管网，并相应设置室外消火栓。（2）水喷雾消防系统本项目变压器按规范要求设置水喷雾消防系统，主厂房内油系统如贮油箱、润滑油箱等均设置水喷雾系统。（3）气体消防系统电子设备间、主控室、继电器室等房间拟设置气体消防系统。采用全淹没方式。（4）低倍数泡沫灭火系统(如有)。10.4.5电解水制氢站消防给水系统设计电解水制氢站区域内消防给水系统依托升压变电站内消防系统。自升压变电站内消防给水管道上引接两路管道至制氢站区域，并形成环状管网。本项目设置有室内外消火栓消防系统及氢气储罐固定式冷却防护系统。为防止氢气储罐温度过高引起安全风险，本项目制氢站储氢罐区域设置固定消防水炮系统，采用自动防爆型消防水炮，消防水炮具有自动进行火灾探测、报警、瞄准火源并可遥控操控方式。固定消防水炮灭火系统由供水管道、消防进水闸阀、水炮进水闸阀、水炮进口连接附件、消防水炮体及喷射部件（采用直流—喷雾喷头）、就地控制箱和遥控装置（一控二）等组成。消防水炮安装于消防炮平台或就近的结构上。保护区域内任一部位，均可实现2门水炮的水射流同时到达，且总喷射水量不小于40L/s，室外消火栓设计流量不小于15L/s，在火灾延续时间内的灭火设计用水量为306m³，供水压力要求≥0.6MPa。依托项目消防供水系统可满足要求。基于冬季防冻考虑，固定消防水炮灭火系统在冬季运行时采取干式无水状态，通过设置隔离闸门和放空阀，实现隔离闸门后至固定消防水炮的管道放空。第139页xx风光储氢一体化项目10.4.6灭火器材的配置本工程在主要建筑物、变压器区域等均配置移动式灭火器。根据有无设置消火栓或其它自动灭火设备的实际情况，来选择和布置灭火器，以扑灭初期火灾，各配置点的灭火器不应少于2具。并在变压器周边设置推车式灭火器及砂箱。10.4.7消防站及消防车根据《中华人民共和国消防法》（2019年4月23日）第三十九条“下列单位应当建立单位专职消防队，承担本单位的火灾扑救工作：（一）大型核设施单位、大型发电厂、民用机场、主要港口……”。但本工程各项目的初步选址均位于乡镇周边，建议本工程消防与附近消防站协商组成联防，不单独设置消防站。同时建议各项目厂内均配置不少于2辆消防车，其中一辆为水罐或泡沫消防车，另一辆可谓干粉或干粉泡沫联用车，同时设置相配套的消防车库。建议下一阶段由建设单位与地方消防部门进一步落实消防站建设有关事宜。10.4.8消防排水室内消火栓灭火或室内自动喷水灭火时，排水排入地面水排放系统，当通过机械排水时，排水量按2支消火栓流量确定。室外消火栓灭火时，沿地势坡向自流排出厂外或自然下渗。变压器水喷雾灭火系统的消防冷却水系统的排水，经油水分离设施后排入厂区生产废水排水系统。第140页xx风光储氢一体化项目10.4.9其他消防措施（1）设置隔离阀门。为避免系统运行中发生导热油泄漏的问题，管道系统每隔一段距离会设置隔离阀门（通常不超过100m）。导热油为带压系统，一旦发生泄漏事故，管道内导热油压力下降，泄露点上下游的相关阀门迅速自动关闭。（2）设置压差检测仪。导热油泄露后，事故段管道内压力会迅速下降，换热器的出入口均设置差压检测仪，如发生泄露，系统自动开启报警器，将泄露信息反馈给控制室，另外，导热油混入水或低沸点组分时，受热后蒸气压会显著提高，差压检测仪也会将信息反馈给控制室。（3）尽量采用直管，减少弯头和法兰的使用，以最大程度的减少焊接点和法兰等接口。（4）为了保证生产安全，厂区内配置兼职消防人员，并定期进行消防培训、消防知识学习以增强消防自救能力，还设有专职消防管理人员，负责企业日常消防管理工作。公司与当地消防队签意向协议，以便火灾时能第一时间赶赴现场。10.5电气防火措施（1）各建筑物上设有防直击雷、感应雷、雷电波侵入等措施，设有避雷针、避雷带、TN-C-S接地系统，以防由于雷电火花的撞击引发火灾的发生。（2）在厂房、配电间、泵房等相关场所都配备应急照明用灯，以防出现突然停电时便于人员的疏散。（3）主要电气设备、设施均避开其划分的易燃易爆区域内。（4）本工程易燃易爆场所采用阻燃型电缆，采用封、堵、涂、隔、包等措施，对处于恶劣环境，易受可燃油侵蚀，高温烘烤及化学腐蚀的电缆，亦视其具体情况采取保护措施，以减少着火机率。易形成着火后延燃的电缆通道、电缆竖井，采用分段隔离措施。各层电缆桥架分段使用防火涂料、阻燃槽盒、防火隔板或阻火包等。第141页xx风光储氢一体化项目（5）本工程设置火灾探测报警及控制系统。火灾探测报警及控制系统具有自动巡检、手动/自动控制、火灾报警、记录、打印等功能。当故障或火警发生时,系统具有声光报警信号,值班人员可利用显示屏幕迅速明确故障或火警位置,并可按预先编制的软件程序自动或手动实现消防联动控制。同时该系统集中报警控制屏设有独立的消防电话及广播系统。在汽机房、锅炉房、变压器等重要部位配置与集中控制室直接通话的消防电话插孔，各区域屏设置独立的火警电话分机。10.6施工消防设计10.6.1工程施工场地规划结合工程具体情况，本着充分利用土地又方便施工的原则进行施工场地布置。第142页xx风光储氢一体化项目10.6.2施工消防（1）在施工临时建筑间设置防火通道，满足消防车的通行。将危险品库布置在远离其它建筑的区域，并设置明显的标志。（2）在变压器施工现场设置移动式灭火器。（3）施工现场设置多处移动式灭火器。所有安放灭火器的位置要有明显的标志。并在施工现场设置消防器具架。（4）易燃易爆物物品应设置专用的堆放场地，同时堆放场地应做好通风。用电应符合防火规范，指定防火负责人，配备消防器材，严格防火措施，确保施工安全。10.6.3易燃易爆场所防火设计（1）固定动火作业场应布置在可燃材料堆场及其加工场、易燃易爆危险品库房等全年最小频率风向的上风侧。（2）易燃易爆危险品库房远离明火作业区、人员密集区和建筑物相对集中区。（3）可燃材料堆场及其加工场、易燃易爆危险品库房远离架空电力线下。（4）易燃易爆危险品库房与在建工程的防火间距大于15m，可燃材料堆场及其加工场、固定动火作业场与在建工程的防火间距大于10m，其它临时用房、临时设施与在建工程的防火间距大于6m。（5）可燃材料及易燃易爆危险品按计划限量进场。进场后，可燃材料宜存放于库房内，如露天存放时，应分类成垛堆放，垛高不超过2m，单垛体积不超过50m³，垛与垛之间的最小间距不小于2m，且采用不燃或难燃材料覆盖；易燃易爆危险品应分类专库储存，库房内通风良好，并设置严禁明火标志。（6）及时清理施工产生的可燃、易燃建筑垃圾或余料。第143页xx风光储氢一体化项目11工程管理设计11.1管理方式本工程将由项目公司对工程建设实施全面管理，并负责运营和维护，管理本工程压缩空气储能电站、光伏电站、风电场及其220kV升压变电站等配套设施。本工程自动化程度很高，光伏电站和风电场控制装置设在220kV升压变电站控制室内，值班人员通过微机监控装置实现对风力发电机组的控制和监视，通过远动传输系统送至电网调度和业主总部。xx一体化项目管理机构人员组织见图11.1-1，本期工程定员105人，其中总经理1人，负责光伏电站、风电场、压缩空气储能电站安全生产、经济运营等全面工作；总工程师3人负责一体化项目全场设备管理运行维护检修协助项目经理做好其它各项工作；综合管理部12人，负责项目运营期间的人力资源、文秘档案、信息、党政工团、纪检监察、安全管理、安全监察、计划统计、物资采购、仓库管理等工作；财务部4人，负责项目运营期间的财务工作；运行部21人，负责一体化项目电站安全生产运行管理；检修部65人，负责一体化项目运行期间的检修维护。生产运行部设劳安环保监督人员，实施环保管理和劳安监督，以及相关宣传职责。总经理总工程师综财运检合管务行修理部部部部图11.1-1管理机构人员组织示意图11.2主要管理设施本工程自动化程度很高，本光伏电站、风电场及制氢控制装置设在xx风光储氢一体化项目升压站控制室内，值班人员通过微机监控装置实现对风力发电机组的控制和监视，通过远动传输系统送至当地电网调度和业主总部。第144页xx风光储氢一体化项目11.2.1生产区、生活区的主要设施规划本项目的生产、生活区全部安排在光伏电站、风电场及其变电站内，将分为生产区及变电站生产办公、生活区两部分，以便于管理及功能完善。11.2.2所用电源及备用电源升压站内设两台站用工作变压器为全站提供站用电源，一台站用变由站内35kV母线供电，另一台由变电站外引接电源，两台变互为备用。正常时全站电源由35kV母线提供，事故或风机停运时，由站外提供电源。站内另设一台500kW柴油发电机作为备用电源，按站用电全负荷考虑。11.2.3生产、生活供水设施及供水方案根据对变电站周边地区已有供水设施情况的调查分析，拟采用自来水，向生活消防泵房内生活水箱和消防水池供水。11.2.4工程管理区绿化规划变电站的绿化主要布置在站区西部，主要配置一些低矮灌木及应季花卉，空余地采用草皮加以覆盖，利用灌木花草以达到净化空气，降低场地辐射热、减少噪声。11.2.5工程管理区内部通信和外部通信的方式和设施本工程配置1台40门的小型行政程控电话交换机（带ADSL功能），安装在通信机房，以实现各岗位间生产办公电话系统的电话交换业务以及和互联网连接的功能。同时综合楼内的各房间均设置用于电话连接的语音端口和用于计算机连接的数据端口。11.3风电场运营期管理设计（1）建立健全运行规程、安全工作规程、消防规程、工作票制度、操作票制度、交接班制度、巡回检查制度、操作监护制度、设备缺陷管理制度等，严格遵守调度纪律，服从电网的统一调度，依据《并网调度协议》组织生产。（2）运行当值值长是生产运行的直接领导者，也是生产指挥决策的执行者，接受电网调度的业务领导和技术指导。应及时全面地掌握设备运行情况和系统运行信息，组织协调风电场安全、稳定、经济地运行。（3）建立健全文明值班责任制和管理考核制度，做到分工明确、责任到人、考核严明。值班期内生产人员应举止文明、遵章守纪、坚守岗位，不做与值班无关的事情。各类标志齐全、规范，各种值班记录、报表整齐、规范。（4）严格执行交接班制度。交接班人员要根据各自的职责，做好交接班准备。交第145页xx风光储氢一体化项目接班前后三十分钟内原则上不安排大项目的操作，特别是电气操作。如遇正在进行重大操作或发生事故，不进行交接班，由当班者负责处理。接班者未按时接班时，交班者应坚守岗位，并向上一级领导汇报，待接班者接班后方可离开。（5）加强运行监视以优化运行方式。现场备有运行记录以记录每小时发出的实际功率、所有设备的运行状态、计划停机、强迫停机、部分降低出力和运行期间发生的所有事故和异常。（6）保证风电机组在允许范围内运行，若出现异常，值长应及时向调度部门汇报并申请改变运行方式。运行人员在遇到设备异常时，应按现场有关规程、规定及时、果断处理，处理后马上向相关领导及部门进行汇报。根据设备运行状况、运行方式、天气变化和将要进行的操作，有针对性地做好事故预想，特别是进行重大操作、试验时，要做好风险预测、防范措施和应急预案。（7）建立健全设备缺陷管理系统，及时发现设备缺陷，填写设备缺陷通知单，通知检修人员，跟踪缺陷处理过程，认真对维修后的设备进行验收，实现设备缺陷的闭环管理。（8）建立并实施经济运行指标的管理与考核制度，进行运行分析并形成报告，找出值得推广的“良好实践”和“有待改进的地方”，提出改进意见。按规定将各项指标进行统计上报，并保证准确性、及时性和完整性。11.4检修管理设计（1）坚持“质量第一”的思想，切实贯彻“应修必修，修必修好”的原则，使设备处于良好的工作状态。（2）认真分析设备状况,科学制定维护检修计划，不得随意更改或取消，不得无故延期或漏检，切实做到按时实施。如遇特殊情况需变更计划，应提前报上级主管部门批准。（3）对于主要设备的大、小修，输变电设备及影响供电能力的附属设备的计划检修，应根据电网的出力平衡和风电场风况特征提出建议，该建议应递交地区电力调度通讯中心并经电力调度通讯中心同意后纳入计划停运。（4）年度维护检修计划每年编制一次，主要内容包括单位工程名称、检修主要项目、特殊维护项目和列入计划的原因、主要技术措施、检修进度计划、工时和费用等。（5）应提前做好特殊材料、大宗材料、加工周期长的备品配件的订货以及内外生产、技术合作等准备工作，年度维护检修计划中特殊维护检修项目所需的大宗材料、特殊第144页xx风光储氢一体化项目材料、机电产品和备品备件，由使用部门编制计划，材料部门组织供应。（6）在编制下一年度检修计划的同时，宜编制三年滚动规划。为保证检修任务的顺利完成，三年滚动规划中提出的特殊维护项目经批准并确定技术方案后，应及早联系备品备件和特殊材料的订货以及内外技术合作攻关等工作。（7）建立和健全设备检修的费用管理制度。（8）严格执行各项技术监督制度。（9）严格执行分级验收制度，加强质量监督管理。检修人员应熟悉系统和设备的构造、性能；熟悉设备的装配工艺、工序和质量标准；熟悉安全施工规程。每次维护检修后应做好每台风电机的维护检修记录，并存档，设备检修技术记录，试验报告，技术系统变更等技术文件，作为技术档案保存在项目公司和技术管理部门。对维护检修中发现的设备缺陷，故障隐患应详细记录并上报有关部门。考虑到风电场风机大修所要求的专业技术水平较高，因此，风机的大修应委托专业部门及人员进行，由此产生的费用计入风电场运行成本。第145页xx风光储氢一体化项目12环境保护和社会影响12.1环境保护12.1.1设计依据12.1.1.1法律法规（1）《中华人民共和国环境保护法》；（2）《中华人民共和国环境影响评价法》；（3）《中华人民共和国水污染防治法》；（4）《中华人民共和国水土保持法》；（5）《中华人民共和国大气污染防治法》；（6）《中华人民共和国固体废物污染环境防治法》；（7）《中华人民共和国环境噪声污染防治法》；（8）《建设项目环境保护管理条例》。12.1.1.2规范、标准（1）《建设项目环境影响评价技术导则总纲》(HJ2.1-2016)；（2）《环境影响评价技术导则生态影响》(HJ19-2011)；（3）《环境影响评价技术导则地表水环境》(HJ2.3-2018)；（4）《环境影响评价技术导则大气环境》(HJ2.2-2018)；（5）《环境影响评价技术导则声环境》(HJ2.4-2009)；（6）《环境影响评价技术导则地下水环境》（HJ610-2016）；（7）《光伏发电站环境影响评价技术规范》（NB/T32001-2012）；（8）《光伏发电工程规划报告编制办法（试行）》（GD001-2011）；（9）《风力发电场设计规范》（GB51096-2015）。12.1.2环境概况（1）地理位置及地形地貌本工程位于xx省xx市xx县。xx县位于xx省西部，地形多样，丘陵分布广泛，平原面积较小，只有延河冲积的平洼地段。地势西北高、东南低，由西北而向东南倾斜。xx县山脉纵贯、河流冲积形成既有连绵起伏的中低山，又有沟壑纵横的丘陵和沿深缓平的冲积平原。山区与丘陵相对高差300~600米，其地貌区划属于冀北辽西侵蚀中低山区。大凌河流域为狭长冲积平原，地势较平。第146页xx风光储氢一体化项目（2）气象特征xx县地处中纬段，属于温带大陆性季风气候区。北部受蒙古高原高压影响较大，气候大陆性特性特征显著。东南部距渤海虽不足百公里，但由于受燕山山脉阻隔，南来暖湿气流不能流入境内，所以形成半干旱半湿润的易旱地区。境内四季雨热同期，日照充足，昼夜温差较大。xx平均年日照时数为2861.7小时，日照率65%。xx县光能条件优越，属全省高值区。太阳辐射年平均总量140.4千卡/平方厘米，4~9月间总辐射量为91.1千卡/平方厘米，占全年总辐射量65%。在总辐射量中，生理辐射占49%，年值为68.9千卡/平方厘米；4-6月份生理辐射44.64千卡/平方厘米，占全年生理总量的64.7%。年平均气温8.3~8.9℃，年均最高15.5~15.9℃，年均最低1.4~2.0℃。一月份最冷，月平均气温10.0~10.9℃；7月份最热，月平均气温24.4~24.9℃。极端最高气温40.6℃（1955年7月23日），极端最低气温-31.1℃（1953年1月16日）。（3）社会经济概况xx县位于xx省西部，南北最大距离约为109.1公里，东西最大距离约为76.2公里，xx县总面积3758平方公里。截至2020年6月，xx县下辖29个乡、镇、农场和街道。其中，1个街道、14个镇、12个乡。截至2019年末，xx县户籍总人口为62万人，减少2174人。其中农业人口为529498人，占xx县总人口的94.1%；非农业人口为33130人，占xx县总人口的5.9%。2020年，xx县全年地区生产总值完成79.8亿元，增长3.8%。12.1.3主要环境保护目标厂址范围不涉及自然保护区、水源保护区、风景名胜区等各类环境敏感区；不占压矿产资源、文化遗迹和地下文物；附近无军事设施、飞机场。12.1.4环境影响分析（1）环境空气影响分析施工期：在施工中由于土方的开挖和施工车辆的行驶，可能在作业面及其附近区域产生粉尘和二次扬尘，造成局部区域的空气污染，其产生量小且影响范围不大。施工扬尘产生量主要取决于风速及地表干湿状况。若在春季施工，风速较大，地表干燥，扬尘量必然很大，将对厂址周围特别是下风向区域空气环境产生污染。而夏季施工，因风速较小，扬尘较少，对区域空气环境质量的影响也相对较小。施工结束以上的影响即消失。第147页xx风光储氢一体化项目运行期：本工程不新增大气污染源，对环境空气不会造成影响。（2）水环境影响分析施工期：施工期将产生一定量的生产废水和生活污水。工程施工期以风电机组、太阳能发电组件的安装、压缩空气储能系统以及制氢站的建设为主，各类设备及建（构）筑物基础施工中会产生混凝土构筑物洒水等生产污水；另外有少量机械冲洗等施工生产废水，经处理后对环境影响较小。运行期：本工程运行期废水主要是光伏冲洗废水、生活污水及循环冷却水排水。光伏板冲洗主要集中在夏季及春秋季，采用冲洗水车进行冲洗，冲洗采用喷雾式水枪，冲洗排水无有害物质，冲洗水仅悬浮物增加，直接排至光伏板下地面绿化，不进行收集。生活污水经厂内污水处理设施处理后用于厂区绿化。循环冷却水排水排至站区。（3）噪声影响分析施工期：本工程施工期噪声源主要包括施工机械的噪声等。本工程施工过程中，对声环境影响较大的是混凝土灌桩机、推土机、装载机、挖掘机等施工机械。这些施工机械绝大部分是移动性声源，有些声源如各种车辆移动范围较大，并且无明显的指向性，若不采取有效降噪措施将会对周边声环境产生一定影响。运行期：太阳能电池板在运行中没有噪声影响，逆变室和箱变运行噪声很小；制氢站运行噪声也很小，对环境影响很小；风电机组的噪声主要来源于风电机组内部机械运转产生的机械噪声、叶片扫风产生的空气动力噪声；升压站噪声主要来自于变压器等电气设备所产生的电磁噪声；压缩空气储能系统的噪声主要来自膨胀发电系统、压缩机系统、储热系统、储气系统和辅助冷却系统等，以机械噪声为主。（4）固体废物影响分析施工期：主要包括施工弃渣和施工人员的生活垃圾。施工期固体废物主要来源于建筑施工垃圾和施工人员的生活垃圾。施工垃圾主要是施工过程中产生的各种废建筑材料，如碎砖块、水泥块、废木料、工程土等；生活垃圾主要是工地施工人员废弃物品，产生量较小。施工期各种固体废物长期堆放容易干燥起尘，废物运输过程如果处置不当，容易造成洒漏而扩大污染范围，硬质建材洒漏后受到碾压还会损坏路面；施工人员生活垃圾长期堆放，容易腐败而孳生蚊蝇、散发恶臭。运行期：本工程运营期间的固体废物主要为生活垃圾、检修垃圾及废导热油、废活性炭。生活垃圾安排专职工人收集并定期委托当地清管所统一清运进行卫生填埋处第148页xx风光储氢一体化项目置。检修垃圾主要为机组维护产生的废液压油、废润滑脂、含油棉纱、废铅酸蓄电池。本工程设置危废暂存间，废导热油、废活性炭，机组维护产生的废液压油、废润滑脂及含油棉纱暂存于危废贮存间，定期交于有资质单位处理处置，因此对环境影响较小。（5）生态环境影响分析本工程大面积基础的施工及建构筑物的施工会破坏地表植被。本工程建成后，站区范围内主要为排列有序的太阳能板，制氢站内也没有遮挡性高大建筑物，将改变当地自然景观。工程运营期生态影响主要表现在风机叶轮转动对鸟类活动可能产生一定的影响。主要影响有风轮转动及产生的噪声对鸟类低飞起到驱赶和惊扰作用。（6）电磁环境影响分析本工程环境影响主要发生在运行期，工程建成投入运行以后，站内高压配电设备、导线等周围空间形成电磁场，对周围环境产生一定的电磁影响，由于本工程主变及其电气设备电压等级较低，正常情况下产生的电磁影响较小，低于标准要求，对周围环境影响较小。（7）光污染环境影响分析光伏组件内的晶硅板片表面涂覆有防反射涂层，同时封装玻璃表面已经过防反射处理，因此太阳能光伏组件对阳光的反射以散射为主，其总反射率远低于玻璃幕栏，无眩光，故不会产生光污染。光伏组件对阳光的反射以散射为主，总反射率只有25%左右，对鸟类影响不大。本工程建设区域无飞机场，对飞机的起飞和航行无影响。12.1.5环境污染防治措施（1）环境空气污染防治措施施工期：主要为施工扬尘和车辆排放的尾气。施工开挖等土建活动产生的粉尘排放源低、颗粒物粒径较大，因此其对环境空气的影响主要局限在作业面范围内。主要采取定期喷洒作业面，大风天加大喷洒频次的抑尘措施；对砂石料堆放场采取拦挡、苫盖措施；有条件时，尽量采用商品砼，不仅可减少扬尘，而且还避免搅拌机噪声污染；合理制定运输调配方案和汽车运输路线，尽量避开居民集中区。运行期：本工程运行期无新增大气污染源。（2）水环境污染防治措施第149页xx风光储氢一体化项目施工期：生活污水及机械废水分类收集处理，生活污水经处理后与施工同步边处理边用于场区抑尘。施工机械冲洗产生的含油废水由移动式油处理设施处理后用于施工场地抑尘、绿化。混凝土拌合排水等采用沉砂池沉淀处理后用于施工场地抑尘。运行期：本工程光伏板镜面冲洗采用喷雾式水枪，冲洗水源为净水，其排水中污染物为含悬浮物，直接排至光伏板下地面浇灌植被。生活污水经厂内污水处理设施处理后用于厂区绿化。循环冷却水排水排至站区。（3）噪声防治措施施工期：从噪声源控制上最大限度减小施工噪声，并合理布置噪声较大声源的位置，避免或减少对噪声敏感区域的影响；通过加强对施工单位的管理，做到文明施工，可有效减轻噪声影响。本工程建设区域较为空旷，周围无噪声敏感设施，施工期不会产生噪声扰民问题。运行期：主要是站内设备的运行噪声，可通过对设备厂家提出设备噪声控制要求、控制措施及相应的声级来控制设备噪声。优化总平面布置，将噪声源声级值大的设备尽量布置在站内距离围墙较远处，站内噪声值较大的设备尽量布置在中部，以减少噪声源对厂界噪声的影响。在站区内空闲场地进行绿化，利用绿地进行降噪。（4）固体废物污染防治措施施工期：建构筑物基础开挖土方尽量调配利用，无法回填的余土和建筑垃圾应运至当地指定地点进行处理，不得随意堆放。运行期：生活垃圾安排专职工人收集并定期委托当地清管所统一清运进行卫生填埋处置。检修垃圾主要为机组维护产生的废液压油、废润滑脂、含油棉纱、废铅酸蓄电池。本工程设置危废暂存间，废导热油、废活性炭，机组维护产生的废液压油、废润滑脂及含油棉纱暂存于危废贮存间，定期交于有资质单位处理处置（5）生态环境保护措施施工期：施工中注意表土的保护和利用；施工结束后，对扰动土地采取土地整治和植被恢复措施，可有效恢复和改善生态环境。运行期：加强站区内外各项植物措施的管护，使其持续发挥生态效益。（6）电磁污染防治措施通过采取使用设计合理的绝缘子和能改善绝缘子表面或沿绝缘子串电压分布的保护装置；电气设备合理布置，通过距离衰减，减小站区围墙外的电磁场强度及无线电干扰；站内良好接地，提高屏敝效果；在站内的空闲地进行绿化，可使电站对环境第150页xx风光储氢一体化项目的电磁辐射污染控制在较低的水平，电站运行时，其对环境的电磁辐射影响低于有关标准限值。12.2水土保持12.2.1设计依据（1）《中华人民共和国水土保持法》；（2）《全国水土保持规划国家级水土流失重点预防区和重点治理区复核划分成果》（办水保[2013]188号）；（3）《生产建设项目水土保持技术标准》（GB50433-2018）；（4）《生产建设项目水土流失防治标准》（GB/T50434-2018）；（5）《水土保持工程设计规范》（GB51018-2014）。12.2.2设计任务和总体目标按照“谁开发、谁保护、谁造成水土流失、谁负责治理”和“保护优先”的设计原则，保证落实开发建设项目“三同时”制度，因地制宜、因害设防，采取科学有效的水土保持措施，遏制工程施工期、运行期产生的水土流失和生态破坏，从而改善生态环境。12.2.3场区水土流失现状及成因（1）项目区水土流失现状根据《全国水土保持规划国家级水土流失重点预防区和重点治理区复核划分（以下简称“两区复核划分”）成果》（办水保[2013]188号），本工程属于西辽河大凌河中上游国家级水土流失重点治理区。（2）水土流失成因1）自然因素自然因素包括地貌、气候、土壤、植被等，其中地貌、气候、土壤是客观存在的潜在因素，植被是影响土壤侵蚀的决定性因素。2）人为因素人为因素主要是指人类在社会经济活动中违背自然规律，不合理开发和管理自然资源。人为因素是造成土壤侵蚀的主导因素。不合理的耕作制度使生态环境恶化，土地肥力逐年下降，抗御自然灾害的能力不断减弱，在地形、土壤、降雨、大风等因素同时处于不利状态时，使土壤侵蚀从自然侵蚀发展为人为加速侵蚀，从而加剧水土流失。第151页xx风光储氢一体化项目（3）水土流失防治责任范围本工程水土流失防治责任范围主要包括升压站、光伏板发电区、进站道路、施工生产生活区、供电线路、制氢站、风力发电机组、压缩空气储能区等永久和临时征占的土地区域，水土流失防治责任范围以水土保持方案批复为准。12.2.4工程建设可能造成水土流失及防治措施（1）工程建设可能造成水土流失工程建设对当地水土流失的影响主要表现为施工过程中对地面的扰动，在一定程度上改变、破坏原有地貌植被，不同程度地对原有水土保持设施造成破坏，使土层松散、地表裸露，土壤失去原有的固土防风能力，从而引起水土流失。在工程施工期和施工期结束后如不采取有效的综合防治措施，可能造成当地生态环境的恶化，使建设区域脆弱生态环境的土壤侵蚀加剧，影响当地经济发展。工程建设可能造成的水土流失危害主要表现在以下几方面：1）扰动地表、破坏生态环境在施工过程中，人为活动不可避免地破坏原地貌植被，使地表土疏松，造成项目区土壤流失量增加，给当地生态环境带来不利影响。2）风蚀沙化加剧、土地资源遭到破坏本工程建设与生产过程中如不采取行之有效的防护措施，土地资源遭到破坏，降低土地生产力。3）降低建设区域生态环境质量工程建设活动将使建设区域生态环境遭到破坏，直接影响周边地区植被生长，可能对生态系统完整性和稳定性造成影响。（2）防治措施本工程建设水土流失主要发生在建构筑物土建施工、基础开挖、临时施工设施区域场地平整等环节中。根据工程建设区地形地貌条件、工程施工方法、水土流失发生特点等要素，拟采取以下主要水土流失防治措施：建构筑物土建施工、基础施工过程中加强临时堆土的拦挡、苫盖等临时防护措施；施工后期进行土地平整并采取植被恢复措施；施工场地设排水系统、表土剥离集中堆放，施工结束后进行土地整治及植被恢复措施；工程各施工区域产生的弃渣集中进行处置。第152页xx风光储氢一体化项目12.2.5综合评价与结论本工程根据项目施工特点，结合当地自然环境情况，针对项目建设中扰动地表将采取工程、植物、临时防护措施，可有效控制建设过程中产生的水土流失，生态环境将得到一定程度的改善，从水土保持角度看项目建设是可行的。12.3环境保护效益分析12.3.1环境保护效益分析（1）节能效益本项目将光伏、风电、电解水制氢与压缩空气储能一体化开发，每年可生产23亿度清洁能源电力，可节约标准煤用量约75万吨/年。（2）污染物减排效益光伏、风电、电解水制氢与压缩空气储能一体化开发，可减少因开发一次能源所造成的诸多环境问题，烟尘、SO2、NOx、CO2均减排效果明显。因此本工程环境效益显著。12.3.2环境保护措施的综合评价结论本工程属于绿色能源工程，工程建设符合国家产业政策，符合地区发展规划和电力规划，通过采取各项污染防治措施，可以将工程的不利环境影响将降低到最低限度，从环境保护角度考虑本工程建设是可行的。第153页xx风光储氢一体化项目13节约及合理利用能源专项分析13.1设计原则（1）贯彻“安全可靠、先进适用，符合国情”的电力建设方针。本工程设计按照建设节约型社会要求，降低能源消耗和满足环保要求，以经济实用、系统简单、减少备用、安全可靠、高效环保、以人为本为原则。（2）通过经济技术比较，采用新工艺、新结构、新材料。拟定合理的工艺系统，优化设备选型和配置，满足合理备用的要求。优先采用先进的且在国内外成熟的新工艺、新布置、新方案、新材料、新结构的技术方案。（3）运用先进的设计手段，优化布置，使设备布置紧凑，建筑体积小，检修维护方便，施工周期短，工程造价低。（4）严格控制用地指标、节约土地资源。（5）水耗、污染物排放、定员、发电成本等各项技术经济指标，尽可能达到先进水平。（6）贯彻节约用水的原则，积极采取节水措施，一水多用。（7）提高综合自动化水平，实现全场监控和信息系统网络化，提高一体化项目运行的安全性、经济性、减员增效、节约投资为实现现代化企业管理创造条件。（8）满足国家环保政策和可持续发展战略：高效、节水、节能，控制各种污染物排放，珍惜有限资源。设计应满足各项环保要求，确保将该风电场建成环保绿色发电企业。13.2工程应遵循的节能标准及节能规范本工程设计执行的用能标准及节能设计规范如下：（1）国家发改委《关于燃煤电站项目规划和建设有关要求的通知》（发改能源[864]号）；（2）国家发改委令第40号《产业结构调整指导目录(2005年本)》；（3）《火力发电厂设计技术规程》DL5000；（4）《取水定额第一部分火力发电》(GB/T18916·1-2002)；（5）《公共建筑节能设计标准》(GB50189-2005)；（6）国家、行业其它有关节能设计标准及控制指标。第154页xx风光储氢一体化项目13.3能耗分析13.3.1施工期能耗分析施工期的能耗主要为电能消耗、水资源消耗、机械能消耗、燃料消耗等。13.3.2运行期能耗分析运行期的能耗主要为电能消耗、水资源消耗、机械能消耗、燃料消耗、热能消耗等。13.4主要节能降耗措施风力发电场按工程建设划分一般可分为六部分，即：风力发电机、系统工程、机组选型及微观选址、风电场道路规划、变电工程、线路工程。机组设备由投资方招标购买，风力发电机技术已较成熟稳定，风机设计时已考虑节能降耗。风电场节能降耗主要围绕系统工程、机组选型及微观选址、风电场道路规划、变电工程、线路工程展开。13.4.1系统工程风电场建设应尽可能减少电网投资，减少输电损耗。电力从风电场送至用户过程中，在主干网络和配电网络均引起电能损失即功率损耗，输电功率损耗是输电线路功率损耗和变压器功率损耗。功率损耗包括有功损耗和无功损耗，有功损耗伴随电能损耗，使能源消费增加，无功损耗不直接引起电能损耗，但通过增大电流而增加有功功率损耗，从而加大电能损耗。本期风电场系统送出工程贯彻了节能、环保的指导思想，工程设计中已考虑风电场建设规模、地区电网规划、风电有效运行小时数较低等情况，风电场送出电压等级为220kV，并且结合风电场总体规模考虑送出，避免重复建设；另外，遵循输变电系统无功容量采取就地平衡原则，在风电场升压变电站主变低压侧加装无功补偿装置，提高线路有功输送容量，降低线损，节约运行成本。总之，风电场系统送出工程的建设，结合了风力发电特点，节省了电网投资，一定程度上增强了区域供电能力，降低电网运行的网损。在本次设计中，通过在主变压器的低压侧安装无功补偿装置，有效解决了无功就地平衡问题，降低了网损。13.4.2机组选型及微观选址通过对本项目对外交通运输条件和地形、地貌、风资源情况的实地踏勘与分析，考虑国家对风机国产化率的要求，并结合建设方的意见，通过对多种机型的技术经济比较和分析，初步确定本工程风力发电机按5000kW机型方案考虑。第155页xx风光储氢一体化项目微观选址按照以下原则设计：尽量集中布置、尽量减小风电机组之间尾流影响、避开障碍物的尾流影响区、满足风电机组的运输条件和安装条件、视觉上要尽量美观。采取上述原则可提高风电场发电效益，减少占地面积，充分利用土地，，充分利用地区风力资源，在同样面积的土地上安装更多的机组；其次，集中布置还能减少电缆和场内道路长度，降低工程造价，降低场内线损。13.4.3风电场道路规划风电场占地面积较广，风机位分散且间距为有一定的要求，风电场内施工检修道路较长，道路建设若按《厂矿道路设计规范》中的标准进行设计，势必会造成大的资金及材料浪费。考虑到施工检修道路仅为施工时的临时道路，故施工检修道路在规划设计时按租地计费，道路建设沿各风机位尽量利用原有的乡间小路进行扩宽裁弯取直。施工道路按《厂矿道路设计规范》中平原重丘四级厂外道路设计。施工道路主要技术指标：道路转弯半径最小为50m。采取上述措施将极大地节省施工道路造价，达到节能降耗目的。13.4.4变电工程风电场变电工程主要包括风电场升压站和风机升压变压器。13.4.4.1综合部分风电场升压站主设备和风机升压变压器规范“通用性”和“经济性”。通用性：主设备的设计应考虑设备及其备品备件，在一定范围和一定时期的通用互换使用；不同厂家的同类产品，应考虑通用互换使用；设计阶段的设备选型要考虑通用互换。经济性：按照企业利益最大化原则，不片面追求技术先进性和高可靠性，进行经济技术综合分析，优先采用性能价格比高的技术和设备。13.4.4.2电气部分优化设计，减少占地面积，节省材料用量：通过推广主设备规范，明确统一各级配电装置的间隔宽度及布置尺寸，节省了钢芯铝绞线等材料用量；优化电缆沟布置，节省了电缆的长度。主要措施如下：1）降低线路导线的表面电位梯度，要求导体光滑、避免棱角，以减少电晕损耗，达到节能目的。2）主变压器、风机变压器、所用变压器等设备选用节能产品，降低变压器损耗。第156页xx风光储氢一体化项目3）有效减少电缆使用量、减少导体的截面，在有效降低电缆使用量的同时，达到降低电能损失的目的。4）严格控制建筑面积，减少采暖面积，有效降低相应的能耗。5）采用节能灯具，可节省电能；实施绿色照明。合理设计灯具，在满足照度要求的前提下，减少灯具的数量。13.4.4.3土建部分1）总图站区设计的合理与否关键在规划，在本变电站的规划中着重抓总体规划，规划设计配合电气工艺在设计过程中充分考虑了风电场集电线路、风电场送出线路的分布。结合站址的环境、地理位置、交通运输等条件，充分比较并优化了电气总平面布置方案，从而做到布局合理、出线顺畅、节约占地、减少土方等。考虑到风电场所在地区，无霜期较短，冬季较长且气温较低，生活条件相对较差。基于此，尽可能减少单体建筑，不仅降低了由于单体建筑冬季采暖所带来的能源消耗的增加，而且还紧凑了布置，节省了土地占用。与工艺专业配合，优化站区的道路、电缆沟及综合管线的布置，做到布局合理，电缆敷设路径最佳。2）结构在结构设计过程中，严格按照国家标准设计，采用了先进的空间结构计算软件，进行结构体系的方案比选，努力做到三材耗量最优。3）水工给水部分：泵房内生活泵采用变频生活泵，根据用水量大小来调节生活泵转速，尽量做到生活泵在低速区运转，以达到节能的目的。节水措施。考虑到我国是一个缺水的国家，在设计中要本着节约用水的原则，必须严格使用节水节能型卫生器具。大便器、小便器采用自闭式冲水阀，避免人忘记关闭阀门而造成水资源浪费。根据场地设计，合理布置绿化管线，禁止大水漫灌节约用水。排水部分：风电场升压站生活污水排至污水调节池，由潜水排污泵提升后再经一体化污水处理装置处理，满足国家一级污水排放标准。潜水排污泵由污水调节池液位自动控制，高液位启泵，低液位停泵。本工程已将生活污水进行了处理，达到了国家一级排放标准，已经不会对环境造第157页xx风光储氢一体化项目第158页xx风光储氢一体化项目成危害，尽可能在不增加投资，不增加占地的情况下，将处理后的生活污水充分利用，在夏季时作为绿化浇洒等使用，尽量做到生活污水零排放。本工程所在地区为南方地区，潮湿多雨，夏季时部分雨水可收集起来作为绿化用水，做到既节水又环保。4）建筑建筑节能设计应贯彻国家有关法律法规和方针政策，积极采用节能的建筑围护材料。a同类功能的空间汇集成建筑物，减少建筑外墙和屋面工程，节约占地，减少能源及原材料消耗。b严格控制建筑物的体形系数,建筑宜采用紧凑的体形，缩小体形系数，从而减少热损失。c建筑物尽量利用天然采光，减少人工照明，节约能源。5）暖通(1)采暖建筑均按照节能建筑进行设计，满足建筑节能设计标准的规定。主控楼和保护小室采用空调采暖，各房间采暖设备按设计热负荷合理选取，室内机采用遥控器独立控制，可根据不同房间温度要求进行设定，冬季室内温度设定范围：控制室、继电器室及通讯机房等房间为20℃，值休室为18℃，在设计空调系统时进行详细的热负荷计算，根据各房间的热负荷配置空调室内机。(2)通风在满足电气设备散热要求的前提下，通风系统的设计充分利用自然通风，处理好室内气流组织，提高通风效率。风机通风量的计算可根据电气设备的散热量和设备房间换气次数进行比较后选择其中最大值。风机设置手动、温度自动控制2种方式，并且于火灾报警相连。当室内温度达到所需通风温度时风机自动启动。一般电气房间温度不得超过40℃。(3)空调主控楼采用变频智能多联空调系统，保护小室采用分体柜式空调。室内机采用遥控器独立控制，可根据不同房间温度要求进行设定。夏季室内温度设定范围：控制室、继电器室及通讯机房等房间为26~28℃，根据各房间的冷负荷配置空调室内机。第159页xx风光储氢一体化项目空调器选用符合现行国家标准《房间空气调节器能源效率限定值及节能评价值》（GBl2021.3）的节能型空调器，同时室外机的设置充分考虑了夏季冷凝热排放条件，以防止热污染和噪声污染。13.5节能效果分析本工程建成投产后，每年可减少火电用煤757522吨、CO2减排1752333吨、SO2减排18226吨。可见本项目建设对于当地的环境保护、减少大气污染具有积极的作用，并有明显的节能、环境效益和社会效益。13.6结论本工程采用绿色能源，并在设计中采用先进可行的节电、节水及节约原材料的措施，能源和资源利用合理，设计中严格贯彻了节能、环保的指导思想，技术方案和设备、材料选择、建筑结构等方面，充分考虑了节能的要求，减少了线路投资，节约了土地资源，并能够适应远景年风电场建设规模和地区电网的发展。各项设计指标达到国内先进水平，为风场长期经济高效运行奠定了基础，符合国家的产业政策，符合可持续发展战略，节能、节水、环保。第160页xx风光储氢一体化项目14劳动安全与工业卫生14.1设计依据、任务与目的14.1.1设计依据本工程劳动安全与工业卫生部分设计依据以下法律法规及技术规范与标准：(1)《中华人民共和国安全生产法》(2002年11月1日起施行)(2)《中华人民共和国劳动法》(1995年1月1日起施行)(3)《中华人民共和国电力法》(1996年4月1日起施行)(4)《中华人民共和国职业病防治法》(2002年5月1日起施行)(5)《中华人民共和国消防法》(1998年9月1日起施行)(6)国家和行业其它有关设计规范、技术规程及标准。14.1.2任务与目的风电场在运行过程中应严格执行安全操作规程，对可能存在的直接危及人身安全和身体健康的危害因素如：火灾、雷击、电气伤害、机械、坠落伤害等应做到早预防，勤巡查，消除事故隐患，防患于未然。风力发电机组内的任何检修、维护和巡查不允许单人进行作业，并且在进行高空作业时要佩带与紧固件可靠连接的安全带，同时保证高空作业人员与地面协助人员可靠通信。风力发电机组内部任何电气维修作业均应在本地控制柜处悬挂维修操作标识，任何高空作业均应在机组脱网、风轮完全制动状态进行。风电场升压站内电气设备的检修、维护均遵守《国家电网公司电力安全工作规程（变电所和发电厂电气部分）》（试行）。风电场施工过程中风力发电机组吊装为主要危害因素，在风力发电机组吊装前，业主单位、设备供应商、监理单位、工程承包商等相关部门人员应对此召开专题联络会，以确定符合实际情况的吊装方案。工程承包商应根据最终确定的吊装方案进行专项施工组织设计，并报业主、监理单位审核并备案。现场应具有满足吊装要求的场地，并进行合理规划以保证在紧急情况下，地面工作人员可安全撤离。风电场内其它工程施工均为常规施工，故按各行业施工安全要求进行，并做好备案工作。业主在选择现场监理单位时应关注其对高空作业工程监理的业绩，尽量选择对风电场施工有一定经验的单位承担监理工作。在选择工程承包商时应选择具有较强施工能力、具有先进设备、管理完善的队伍。第161页xx风光储氢一体化项目14.2工程安全与卫生危害因素分析14.2.1施工期危害因素施工期主要危害安全的因素有风力发电机组的吊装、安装人员在高空作业及施工用电安全。在机组及塔筒吊装过程中，可能发生重物坠落，吊装设备折断、倾覆等情况。施工用电配电箱可能存在漏电问题，导致现场人员误触电，故应设置明显警示标识；风力发电机组布置分散，需进行改线和引接线操作，要求设置专人负责场内施工配电。14.2.2运行期危害因素风电场运行期间存在主要危害因素有火灾、设备损坏、电气伤害、机械伤害和高空坠落、电磁波辐射等。由于风力发电机组在野外恶劣环境下运行，在高温、低温、破坏风况等情况下均可能导致风力发电机组机械损坏，例如雷击、冻裂、叶片折断等情况，故在恶劣天气情况下，应停止一切户外维修、巡查工作；风力发电机组和升压站内设备尽量选择无油型，只有齿轮箱、液压系统和升压站主变使用油品，油品量小，故具有较低的火灾风险；电气伤害和机械伤害主要发生在巡查、维修和维护过程中，因此严格遵守操作规程将避免电气和机械伤害的发生；由于风力发电机组为大部分设备均安置在机舱内，故巡查和维护均需要高空作业，发生坠落的风险也较高，其中主要以工具坠落为主，故在进行高空作业时应工具与紧固件可靠连接；风力发电机为机电一体化系统，在运行过程中存在一定的噪声和电磁波辐射，但风电机组500m距离内基本没有居民，故电磁波和噪声不会扰民，且工作人员在进行巡查和维护时均要求停机，故工作人员受电磁辐射的影响很小。14.3劳动安全与工业卫生对策措施为避免以上危险因素对设备和人身造成伤害，运行期间应严格执行各项规章制度，尽量避免事故的发生。维护风力发电机组时应打开塔筒及机舱内的照明灯具，保证工作现场有足够的照度；登塔工作前必须手动停机，并把主开关置于维护状态，将远程控制屏蔽：登塔工作时佩带安全帽，系好安全带，并把防坠落安全锁扣安装在钢丝绳上，同时穿结实防滑的胶底鞋，把维修用的工具、润滑油等放进确保无破损的工具包内，防止物体坠落；机舱内禁止吸烟：机舱外高空作业须系好安全带，安全带要与刚性物体连接；检查液压系统时，应按规定使用目镜和防护手套；手动偏航时，工作人员要与偏航电动机、偏航齿圈保持一定距离；在风力发电机组风轮上工作时须将风轮第162页xx风光储氢一体化项目锁定；在风力发电机组启动前应确保机组已处于正常状态，工作人员已全部离开机舱回到地面；若风力发电机组发生失火事故时，必须按下紧急停机键，并切断主电路开关及变压器刀闸，进行力所能及的灭火工作，同时拨打火警电话，当机组发生危及人员和设备安全的故障时，值班人员应立即拉开该机组线路侧的断路器，并组织工作人员撤离险区：若风力发电机组发生飞车事故时，工作人员需立刻离开风力发电机组，通过远控将风力发电机组侧风90°，在风力发电机组的叶尖扰流器或叶片顺浆的作用下，使风力发电机组风轮转速保持在安全范围内；雷雨天气不要停留在风力发电机组内或靠近风力发电机组，雷击过后至少一小时才可以接近风力发电机组。14.4风电场安全卫生机构设置风电场按照无人值班、少人值守设计，不配备专门的安全卫生机构，只设兼职人员负责场内的安全与卫生监督工作。14.5管理制度14.5.1安全生产监督制度安全生产监督制度，坚持以“安全生产，预防为主”的方针，主要包括建立和健全安全生产检查制度、安全生产通报制度、领导定期检查制度、重点隐患和危险源监控制度、安全教育培训监督制度等方面。14.5.2消防、防止电气误操作、防高空作业坠落等管理制度1）消防消防管理制度方面采取的主要制度如下：专人负责对各种器材认真进行登记管理，经常教育相关人员爱护消防器材和设施。消防器材不准随意移动，挪做他用。建立消防器材设施维护制度。凡配置的消防器材设施，发现有泄露情况的要及时进行更换。2）防止电气误操作管理制度防止电气误操作管理制度方面采取的主要原则制度如下：防误装置正常情况下严禁解锁或退出运行。防误装置的解锁工具（钥匙）或备用解锁工具（钥匙）必须有专门的保管和使用制度。防误装置异常处理，并做好记录。运行值班人员“三懂二会”（懂防误装置的原理、性能、结构；会操作、维护）培训制度。定期检修和定期维护制度。3）防高空作业坠落管理制度防高空作业坠落方面采取的主要原则制度如下：登塔时佩戴安全帽、系安全带，第163页xx风光储氢一体化项目并把防坠落安全锁扣安装在钢丝绳上，同时要穿结实防滑的胶底鞋。若在机舱外高空作业需系好安全带，安全带要与刚性物体联接，不允许将安全带系在电缆等物体上，且要两人以上配合工作。保证工作现场有足够的照明亮度。攀登时把工具放工具包，工具包挂在安全带上或者背在身上。在通过每一层平台后，每层平台盖板盖上。机舱内的工作需要与地面相互配合时，应通过对讲机保证可靠的相互联系。若机舱内某些工作确需要短时开机时，工作人员应远离转动部分并放好工具包，同时应保证急停按钮在维护人员的控制范围内。在风力发电机组机舱内工作时，风速低于12m/s时可以开启机舱盖，但在离开风力发电机组前要将机舱盖合上，并可靠锁定。在风速超过18m/s时禁止登塔工作。4）工作票、操作票管理制度工作票管理制度主要原则如下：风机、升压站、电力电缆、升压站的维护、应急检修都应填写工作票。依据国家安规，工作票应一式两份，一份应保存在工作地点，由工作负责人收执；另一份由工作许可人收执，按值移交。一张工作票中，工作票签发人、工作负责人和工作许可人三者不得互相兼任。工作负责人可以填写工作票。工作票的使用必须严格按照国家有关规定。操作票管理制度主要原则如下：隔离操作尽量使用标准操作票，运行值长按系统、按设备编写标准操作票；一些经操作后没有问题的特殊检修隔离操作应及时填写成标准操作票。5）事故调查处理与事故统计制度事故调查处理与事故统计制度主要原则如下：划分事故等级，人身伤害事故按国务院《企业职工伤亡事故报告和处理规定》的精神处理，工程质量和机械设备事故由有关单位组织调查处理。确定事故结案权限，结案时限。确定事故统计的范围，报告内容及时间要求，建立严格的奖惩制度。6）事故应急救援预案风电场建设和运行期间有关的急救援预案项目有：防火、防触电、电器误操作、风电机组损坏事故、继电保护事故、变压器损坏和互感器爆炸事故、开关设备事故、接地网损坏等内容。为有效地防止事故的发生和事故后处理及时，必须提前建立风电场事故应急救援措施，采取的内容有：第164页xx风光储氢一体化项目❑建立事故应急救援的指挥机构；❑建立事故应急救援的各种保障，如通信保障、运输保障、抢险物资保障和治安保障等；❑预测事故扩散影响范围及潜在危险性的评估；❑应急救援预案配套制度的完善和专业队伍的训练。14.6劳动安全与工业卫生专项工程量、投资概算和实施计划施工和建设期间，将严格按照国家和地方性法规、标准为职工配备劳动保护用品。对不同工种、不同劳动条件、发放不同的劳动保护用品。职工上岗工作时必须按规定使用，不得移作他用或领而不用。劳动保护用品主要包括头部、手部、呼吸道、足部、防坠落等防护劳保用品，施工期间必须佩带建筑或工业安全帽、劳保手套或止滑手套、防尘口罩或安全眼睛、防噪音耳塞等。劳动安全与工业卫生专项投资暂按60万元计列，用于各种劳动安全和工业卫生设备费及安装费，其他费用包含于工程概算各专业项目中。具体费用应以批复的相关专项设计为准。实施计划有：①交通安全措施：交通组之上实行人车分流；二条专用线与道路平交道口处均配置现代化道口设施；②在机器设备的危险部分和高空作业等危险场所，安装保护装置和其他安全设施；③电气安全：各种供用电设施均设置可靠的接地装置；④制定安全操作规程，教育职工自觉遵守；⑤结合风电场特点，采取加强劳动保护宣传、安全与卫生知识培训、搞好安全生产与工业卫生归理等各项措施，并配置必要的安全与卫生防护及监测的设备、仪器等。14.7预期效果评价采取以上措施后，风电场的施工和运行能够满足国家有关劳动安全与工业卫生的要求。在施工中，采取了预防性措施后，可减少火灾或人员触电，防止高空坠落和坠物等危害事故的产生。同时避免了施工期间因粉尘造成的呼吸道疾病和高温，高湿气候环境造成中暑的可能性。运营期间，将保障员工的高空作业和电气操作等安全。第165页xx风光储氢一体化项目14.8建议尽快开展安全预评价和职业病危害预评价。第166页xx风光储氢一体化项目15初步投资估算及财务分析15.1初步投资估算本项目建设范围由压缩空气储能、风电、光伏、制氢四个模块组成，分别建设300MW压缩空气储能发电项目、风力发电900MW、光伏发电300MW以及电解水制氢2×500Nm³/h。项目规划一次建成，工期预计为2年。压缩空气储能部分，本工程拟建1套300MWe×4小时(膨胀透平电机端出力)非补燃式压缩空气储能系统,系统包括压缩系统、储热系统、压缩空气储存、膨胀透平系统及配套的压缩机油站、透平油站以及压缩机级间冷却装置。系统利用夜间谷电连续压缩运行8小时，白天连续发电运行4小时。根据系统方案内容测算，压缩空气储能部分静态投资为240663万元（含人工造穴投资58671万元），单位静态投资为8022元/kW。风电部分，本工程拟建180台5.0MW风电机组，叶轮直径191m，轮毂高度110m，总装机容量为900MW，年上网发电量为2310598.7MWh，年等效满负荷运行小时数为2567h。现阶段，风电部分暂按单位静态投资6150元/kW考虑，项目静态投资为553500万元。光伏部分，本工程拟建光伏电站装机容量360.29MW（交流侧容量300.8MW），共计94个发电单元，年均上网电量为503835.8MWh，年均等效利用小时数为1398.42h。现阶段，光伏部分暂按单位静态投资4500元/kW考虑，项目静态投资为162130.50万元。制氢部分，本工程拟配置2套500Nm³/h电解水制氢系统。年运行小时按6600h，制氢电耗25000MWh/年、水耗4025吨/年，可产氢气594吨/年、氧气4719吨/年。现阶段，制氢部分静态投资暂按2004万元考虑。综上，本工程静态投资合计958298万元。序号项目装机容量（MW）静态投资（万元）备注1压缩空气储能3002406632风电9005535003光伏360.291621314制氢2500Nm³/h2004合计958298第167页xx风光储氢一体化项目15.2财务分析本项目财务评价依据《建设项目经济评价方法与参数（第三版）》、国家能源局发布的《火力发电工程经济评价导则》、《风电场项目经济评价规范》、国家发展改革委发布的《国家发展改革委关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（发改价格[2021]633号）以及《抽水蓄能容量带你家核定办法》。本项目建设资金来源为资本金和银行贷款。资本金占总投资的20%，其余80%的资金由银行贷款，贷款期限在5年以上的年贷款利率为4.65%，项目建设工期为2年。（1）压缩空气储能储能部分静态投资为240663万元，项目运营期25年。系统利用夜间谷电连续压缩运行8小时，白天连续发电运行4小时。项目运维综合成本按照固定资产原值的2.5%计列，定员80人，人工工资9万元/人/年，福利系数50%。现阶段由于暂不考虑储能的电量电费收入，项目收入全部按照容量电费考虑。根据《抽水蓄能容量电价核定办法》中相关容量单价的测算方法，在资本金内部收益率6.5%的条件下，反算储能部分容量电价为70.157元/kW/月（不含税），79.278元/kW/月（含税）。财务指标汇总表序号项目单位数值1装机容量MW300.002项目总投资3建设期利息万元250535.264流动资金万元8972.325销售收入总额（不含增值税）万元900.006总成本费用万元7销售税金附加总额万元631415.938发电利润总额万元470385.619储能容量电价（不含增值税）万元10储能容量电价（含增值税）元/kW/月6144.5411项目投资回收期（所得税前）元/kW/月154885.7812项目投资回收期（所得税后）13项目投资财务内部收益率（所得税前）年70.15714项目投资财务内部收益率（所得税后）年79.27815项目投资财务净现值（所得税前）%16项目投资财务净现值（所得税后）%14.0817资本金财务内部收益率万元14.4818资本金财务净现值万元19总投资收益率（ROI）%6.1820投资利税率万元5.33%27760.41第168页%7073.706.5012801.043.792.57xx风光储氢一体化项目成本的情况下，对本工程风光储氢四部分进行整体财务评价，经测算得出：项目投资财务内部收益率（税前）为5.76%，项目投资财务内部收益率（税后）为4.94%，资本金财务内部收益率为6.01%，投资回收期（税后）为13.65年，总投资收益率为3.36%，项目资本金净利润率为6.03%。财务指标汇总表序号项目单位数值1装机容量MW1560.292项目总投资3建设期利息万元998705.274流动资金万元35726.965销售收入总额（不含增值税）万元4680.876总成本费用万元7销售税金附加总额万元1876300.788发电利润总额万元1584169.299风光上网电价（含增值税）万元10氢气售价（含增值税）元/kWh15322.5611项目投资回收期（所得税前）元/kg341577.1712项目投资回收期（所得税后）13项目投资财务内部收益率（所得税前）年0.374914项目投资财务内部收益率（所得税后）年2015项目投资财务净现值（所得税前）16项目投资财务净现值（所得税后）%13.1717资本金财务内部收益率%13.6518资本金财务净现值万元19总投资收益率（ROI）万元5.7620投资利税率%4.9421项目资本金净利润率（ROE）万元59798.6722资产负债率（最大值）%-4212.77%6.01%23376.68%3.361.796.0380.96若项目运营期按20年考虑，光伏部分静态投资按照4500元/kW考虑、风电部分静态投资按照6150元/kW考虑，其他边界条件保持不变，根据集团固定资产投资收益要求，在保证项目资本金内部收益率8%的情况下，反算项目运营期总收入（不含税）为1971573.2万元，对应的储能部分的收入（不含税）为95275.48万元。储能收入全部由容量电费回收的情况下，测算储能容量电价（不含税）为13.23元/kW/月，含税容量电价为14.95元/kW/月。第170页xx风光储氢一体化项目16结论及存在问题16.1结论（1）辽宁朝阳县风光储氢一体化项目规划建设300MW光伏+900MW风电+300MW/2400MWh压缩空气储能+2×500Nm³/h电解水制氢。光伏部分静态投资为162131万元，年均等效利用小时数为1398.42h。风电部分静态投资为553500万元，年等效满负荷运行小时数为2567h。压缩空气储能部分静态投资为240663万元，压缩过程设备年利用小时数2640小时，发电过程设备年利用小时数1320小时。制氢部分静态投资为2004万，可产氢气594吨/年。本工程静态投资合计958298万元。（2）本期项目经营期按20年，光伏部分静态投资按照4500元/kW考虑、风电部分静态投资按照6150元/kW考虑，在不考虑储能收入，仅考虑储能固定资产投资和运维成本的情况下，资本金财务内部收益率为6.01%，投资回收期（税后）为13.65年。效益较好。（3）xx省xx县风光储氢一体化项目规划建设300MW光伏+900MW风电+300MW/2400MWh压缩空气储能+2×500Nm³/h电解水制氢；新能源项目的建设和产业投资，每年生产32亿度清洁能源电力，具有显著的绿色能源经济效益。（4）xx省xx县风光储氢一体化项目，产业定位符合国家绿色能源开发导向，项目建成后可打造循环能源产业集群，建议xx市政府可考虑在市区内布局加氢站，实现从产储输用一条龙的氢能经济，作为绿色能源，对推动国民经济发展，改善项目地区生态环境、提高人民生活质量具有重要意义，带动当地经济高质量发展。（5）xx省xx县风光储氢一体化项目配置了先进的大容量压缩空气储能系统，容量为300MW/2400MWh，储能作为进行产业投资。大比例压缩空气储能的配置，不占用系统资源，是真正意义上的风光储氢电网友好型新能源外送项目，同时本项目可以为电网提供大容量的调峰服务。总之，xx县风光储氢一体化项目安全、经济、友好、可行，是值得大力推进的绿色经济能源项目。16.2存在的问题及建议1、建议项目单位应尽快与政府落实新能源用地与指标。2、希望电网给予政策扶持，给予压缩空气储能参与调峰调频辅助服务身份的电力政策。第171页xx风光储氢一体化项目3、建议项目单位应尽快委托完成接入系统设计、环评、水资源论证报告等。第172页xx风光储氢一体化项目第173页