文件编号版号0状态DES某储能项目可行性研究综合部分总报告（收口版）2021年9月上海文件编号版号0状态DESxxxx公司储能项目可行性研究综合部分总报告批准：审核：编制：xxxx公司储能项目可行性研究卷册总目录序号卷册号卷册名称版号状态130-F406101E1K-A总报告及图纸0DES230-F406101E1K-D01安全性研究专题报告0DES总报告版号：0状态：DES第1页2021年9月本文件历次修改记录版号日期状态修改内容摘要编制校核审核批准02021.8.8DES新编总报告版号：0状态：DES第2页2021年9月目录1总论.............................................................................................................................................61.1项目背景..........................................................................................................................61.2投资方及项目单位概况..................................................................................................61.3研究范围..........................................................................................................................61.4设计依据..........................................................................................................................61.5项目概况..........................................................................................................................71.6工作过程..........................................................................................................................71.7主要结论、问题和建议....................................................................................................82电力系统.....................................................................................................................................92.1电力系统概况..................................................................................................................92.2电力需求预测、电源规划及电网规划........................................................................142.3电力平衡........................................................................................................................212.4调峰平衡........................................................................................................................252.5工程建设必要性、储能容量配置及时间....................................................................272.6接入系统方案................................................................................................................312.7电气主接线....................................................................................................................322.8无功补偿........................................................................................................................323建厂条件...................................................................................................................................333.1厂址概况........................................................................................................................333.2交通运输........................................................................................................................333.3水文气象........................................................................................................................343.4水源................................................................................................................................383.5工程地质及岩土工程....................................................................................................394储能系统设计...........................................................................................................................504.1储能发展的现状............................................................................................................504.2储能技术路线选择........................................................................................................514.3电池型式及容量............................................................................................................53总报告版号：0状态：DES第3页2021年9月4.4储能变流器选择............................................................................................................564.5系统集成设计................................................................................................................594.6储能系统控制及保护....................................................................................................654.7电池集装箱热管理系统设计........................................................................................714.8储能系统智慧运维及云监控........................................................................................734.9消防系统设计................................................................................................................754.10其它辅助系统................................................................................................................774.11储能布置方案................................................................................................................805工程设想...................................................................................................................................825.1厂区总平面布置............................................................................................................825.2电气方案........................................................................................................................865.3建筑结构........................................................................................................................975.4供暖通风系统和空调系统..........................................................................................1005.5消防系统......................................................................................................................1055.6电站供排水..................................................................................................................1066环境保护和水土保持.............................................................................................................1076.1自然和社会环境概况..................................................................................................1076.2环境质量状况..............................................................................................................1076.3环境保护和水土保持..................................................................................................1086.4社会及环保效益..........................................................................................................1117劳动安全与职业卫生.............................................................................................................1117.1总则................................................................................................................................1117.2主要危险及有害因素....................................................................................................1127.3劳动安全与职业卫生....................................................................................................1137.4小结................................................................................................................................1148资源利用及节能分析.............................................................................................................1158.1储能电站资源利用........................................................................................................1158.2储能电站节能分析........................................................................................................1169抗灾能力评价.........................................................................................................................116总报告版号：0状态：DES第4页2021年9月9.1地质灾害......................................................................................................................1169.2抗震..............................................................................................................................1179.3洪水..............................................................................................................................11710人力资源配置.........................................................................................................................11710.1人力编制......................................................................................................................11710.2定员指标......................................................................................................................11811项目实施的条件和建设进度及工期...................................................................................11811.1项目实施的条件........................................................................................................11811.2项目实施的建设进度和工期....................................................................................12111.3电力建设工程重大安全问题分析............................................................................12212初步投资估算及财务分析...................................................................................................12712.1概述............................................................................................................................12712.2投资估算....................................................................................................................12712.3投资估算结论............................................................................................................12812.4附表............................................................................................................................12912.5项目收益分析............................................................................................................17112.6经济效益分析............................................................................................................17512.7敏感性分析................................................................................................................17812.8经济评价结论............................................................................................................17913风险分析...............................................................................................................................17913.1市场风险分析............................................................................................................17913.2技术风险分析............................................................................................................18013.3工程风险分析............................................................................................................18013.4资金风险分析............................................................................................................18013.5政策风险分析............................................................................................................18013.6外部协作风险分析....................................................................................................18114经济与社会影响分析...........................................................................................................18515结论及建议...........................................................................................................................18515.1结论............................................................................................................................185总报告版号：0状态：DES第5页2021年9月15.2问题及建议................................................................................................................18616附件...........................................................................................................错误!未定义书签。17附图...........................................................................................................错误!未定义书签。总报告版号：0状态：DES第6页2021年9月1总论1.1项目背景为助力国家实现“碳达峰、碳中和”目标，构建清洁低碳安全高效的能源体系，各能源集团持续着力推进能源革命，优化能源结构、促进能源清洁利用和节能减排，积极开发新能源建设项目。2021年一季度，国内光伏新增装机533万kW，与2020年同比增长35%。安徽省新增装机容量40万kW以上。截至2021年3月底，安徽省累计光伏并网装机容量达到1421万kW。整体来看，安徽全省新能源消纳形势严峻，近年来伴随着新能源大发展，火电机组调峰能力达到了极限水平，为保障新能源全额消纳，省内多次采取火电机组小开机方式，非统调电源参与调峰、争取华东调峰互助互济。另外，局部地区新能源消纳压力凸显，出现多个500千伏输电通道潮流重载、满载。在此背景下，xxxx公司拟利用已征用地建设大容量电化学储能电站项目建设大容量储能电站。该项目建成后可以在很大程度上解决地区电网新能源发电的随机性和波动性问题，使间歇性的、低密度的可再生清洁能源得以广泛、有效地利用，满足经济社会发展对优质、安全、可靠供电和高效用电的要求。1.2投资方及项目单位概况xxxx公司原规划容量4×300MW，并留有再扩建的条件。一期工程安装2×300MW国产亚临界燃煤发电机组，于2000年投产发电。2009年，一期2×300MW机组增容改造成了2×320MW机组。电厂厂址位于安徽省淮北市宋疃乡马厂附近，西北距淮北市区约15km，东南距宿州市符离集镇约16km。本项目业主单位为xxxx公司。公司由安徽省皖能股份有限公司、中煤电力有限公司、兴安控股有限公司、首达控股有限公司方按股权比例40％∶35％∶12.5％∶12.5％共同出资组建。1.3研究范围我院研究范围主要包括：储能技术路线比选；落实环境保护、水土保持、土地利用、交通运输、区域稳定及岩土工程等建厂条件；厂址总体规划、厂区总平面规划、厂内主要系统及工程方案设想、建(构)筑物的土建、给排水、消防以及电力系统论证等工程设想及投资估算。1.4设计依据GB51048-2014电化学储能电站设计规范总报告版号：0状态：DES第7页2021年9月GB/T34120-2017电化学储能系统储能变流器技术规范NB/T42091-2016电化学储能电站用锂离子电池技术规范GB/T34131-2017电化学储能电站用锂离子电池管理系统技术规范GB/T34866-2017全钒液流电池安全要求GB/T36547-2018电化学储能系统接入电网技术规定NB/T42090-2016电化学储能电站监控系统技术规范DL/T1989-2019电化学储能电站监控系统与电池管理系统通信协议中国电力工程顾问集团西南电力设计院有限公司关于印发《xxxx公司储能项目可行性研究总报告评审意见》的通知（电规发电（2016）24号）；其它有关的国家和电力行业现行规范、规程及标准。1.5项目概况本项目在国安电厂已征地范围内建设大容量电化学储能电站，总建设规模为1GWh，分期建设。考虑到储能电池成本的不断下降，本期先建设206MWh。1.6工作过程2021年7月初，xxxx公司委托我院开展xxxx公司储能项目的可行性研究工作，我院公司随即组织本项目工程设计人员、研究工作内容、拟定工作计划。2021年7月1日~2日，我院赴淮北与业主进行初步沟通，确定设计原则并进行现场踏勘。2021年7月3日开始，我院对项目开展可研收资工作，后陆续收到业主答复。2021年7月11日，电气专业完成储能系统及总平面推荐布置。2021年7月12日，项目组对总平面及储能系统进行了评审，确定布置方案。2021年7月29日，根据业主内部讨论后发来的要求更新方案。通过和业主的沟通交流，在此基础上，我院编制完成了本报告。参与本项目可行性研究的xxxx公司主要人员如下：单位姓名职务xxxx公司xxx总工程师xxxx公司xxx储能办主任xxxx公司xxx储能办专职总报告版号：0状态：DES第8页2021年9月1.7主要结论、问题和建议1.7.1结论（1）本储能项目在电网中发挥削峰填谷、调峰、调频、黑启动等作用；通过储能电站的建设，使间歇性的、低密度的可再生清洁能源得以广泛、有效地利用，满足社会经济发展对优质、安全、可靠供电和高效用电的要求。因此，本储能项目的建设是十分必要的。（2）本储能项目符合当前国家及地区的产业政策，满足国家对土地利用和环境保护的要求。储能系统配置已有运行实例，技术可行；项目建设土地已落实，水源可保证，地质条件适宜建设，出线利用电厂已有线路，电力系统接入可行；因此，本储能项目的建设是可行的。（3）本可研报告通过技术路线分析，选择磷酸铁锂作为本项目储能电池，并对目前主流的电池风冷方案和液冷方案进行研究比较，技术经济指标对比如下表所示：项目方案一方案二备注电池冷却方式风冷液冷总电量（MWh）206206输出功率（MW)103103本期工程厂区围墙范围内用地面积（hm2）1.981.87液冷占地略小要求循环寿命（次）6000以上6000以上电池自然寿命（年）1010充放电深度（%）10~9010~90系统效率（%)8587液冷系统效率更高静态总投资（万元)4707850045液冷方案多出约2967万元单位容量造价（元/Wh)2.2852.429.电站全寿命期充放总电量度电成本（元/kWh）0.45070.4856充放总电量度电成本=总成本/（总充电量+总放电量）1.6.2问题和建议(1)建议业主单位尽快与有关部门进行沟通，确定本储能电站商业运营模式，明确和量化收益。(2)建议业主尽快开展项目接入系统、环境影响评价等报告编制及评审，取得相关行政许可。总报告版号：0状态：DES第9页2021年9月(3)建议业主在下一阶段设计中深入开展调研与优化设计，跟踪储能电池最新技术，以便建设与投产后得到更大社会与经济收益。2电力系统2.1电力系统概况2.1.1某省电网现状某省电网属于华东电网的一部分，其供电范围包括全省16个地市，省内电网习惯上按地理位置大致依淮河、长江自北向南分为三大片：即皖北、皖中和皖南电网，三片电网通过500kV主干线路和若干条220kV主干线路相联。2020年安徽省全社会用电量累计2427.5亿kWh，同比增长5.5%。2020年安徽省全社会最大负荷47800MW，同比增长6.7%。2020年安徽省全社会装机容量78160MW（含皖电东送机组），其中水电4738MW、火电55608MW、风电4117W、太阳能发电13696MW。全省累计发电设备平均利用小时数3662小时，比去年同期增加339小时。其中，水电设备平均利用小时数1716小时，增加106小时；火电设备平均利用小时数4575小时，减少293小时。2020年安徽省全社会累计发电2784.6亿kWh，同比减少3.3%；其中水电66.2亿kWh，增长29.6%，火电2531.5亿kWh，减少4.7%。截至2020年底，全省共有1000kV变电站2座，主变4台，变电容量12000MVA，输电线路长度1235km；500kV变电站36座，主变70台，变电容量60600MVA，输电线路长度6903km。±1100kV换流站1座，换流容量12000MVA，直流线路1557km。某省电网的主要特点是：（1）安徽省的水能资源较少，两淮煤炭资源较丰富，故全省电源结构以火电为主，水电比重小，形成了北电南送的整体格局，皖电东送战略的实施进一步提高了北电南送的总体规模。火电厂主要集中分布在淮南、淮北为中心的两淮地区以及沿长江流域分布。（2）全省地形上呈现西部、南部以山区为主，北部、东部以平原为主，用电需求也以东向偏南发展速度较快，东部电网密集程度逐年增加。（3）相对华东其它省市，某省电网人均用电量、人均负荷、负荷密度均较低，目前处于电网快速发展阶段，且长时间持续高速发展的潜力较大。（4）随着中部崛起战略推进，安徽经济社会发展仍呈现高速增长态势，在“十三五”期间将围绕合肥经济圈和皖江城市带形成产业集群，电力需求方面形成了相对集中的负荷总报告版号：0状态：DES第10页2021年9月中心。目前某省电网存在的问题：（1）输电网结构需进一步优化；（2）新能源发展迅速，网源协调难度增大；（3）电网建设外部条件日趋严峻。2020年底安徽500kV电网地理接线图见图2.1-1。总报告版号：0状态：DES第11页2021年9月图2.1-12020年安徽500kV以上电网地理接线图2.1.2淮宿地区电网现状淮宿地区位于安徽东北部，作为安徽省重要煤炭基地，地区火电装机规模大。2020年，淮北、宿州全社会最大负荷分别为147、259万千瓦，同比增长13.1%、11.6%。总报告版号：0状态：DES第12页2021年9月截至2020年底，淮北市电源装机规模526.1万千瓦。其中煤电474.8万千瓦、光伏34.96万千瓦，风电9.84万千瓦。从电源结构来看，地区以火电为主，新能源装机容量较小，占比8.5%。宿州市电源装机规模465.58万千瓦，其中：煤电263万千瓦、风电38.79万千瓦、光伏136.56万千瓦、生物质13.51万千瓦、其它（含自备电厂）13.71万千瓦。平山二期1350MW机组2021年初正式投运。截止2020年底，淮北电网共拥有500千伏变电站1座，即濉溪变（1500MVA），有220千伏变电站9座。宿州电网拥有500千伏变电站1做，即埇桥变电站（2000MVA），220kV变电站15座。濉溪站通过四回500千伏线路（濉溪~怀洪双回线路及濉溪~禹会双回线路）与蚌埠电网相连接，并进一步通过怀洪~孔店双回线路延伸至淮南电网，通过禹会~清流双回线路延伸至滁州电网，实现本地电力送出。淮宿内部220kV电网联系密切，淮北、宿州两网内部共有10回220kV线路相连。淮北电网形成南、北2个片区电网，其中南片220kV文昌宫、杨柳变环入亳州电网，与淮北北网无直接联系。2020年淮宿地区220kV及以上电网地理接线图见图2.1-2。总报告版号：0状态：DES第13页2021年9月图2.1-22020年底淮宿地区220kV以上电网地理接线图2.1.3本工程现状xxxx公司一期工程为地处淮北煤田的坑口电站，为淮北地区和安徽省的一个可靠的火电电源，xxxx公司原规划容量4×300MW，并留有再扩建的条件。一期工程安装2×300MW国产亚临界燃煤发电机组，于2000年投产发电。2009年，一期2×300MW机组增容改造成了2×320MW机组。电厂厂址位于安徽省淮北市宋疃乡马厂附近，西北距淮北市区约15km，东南距宿州市符离集镇约16km。xxxx公司拟利用已征用地建设大容量电化学储能电站项目，建设规模为1GWh，分期建设。第一期建设103MW/206MWh储能，储能最终规模为1GWh。项目建成后可以在很大程度上解决地区电网新能源发电的随机性和波动性问题，使间歇性的、低密度的可再生清洁能源得以广泛、有效地利用，满足经济社会发展对优质、安全、可靠供电和高效用电的要求。总报告版号：0状态：DES第14页2021年9月2.2电力需求预测、电源规划及电网规划2.2.1电力需求预测根据目前最新的某省电网规划负荷预测方案，预计2020、2025年安徽全社会最大负荷分别达到49500MW和69000MW，“十三五”年均增长9.5%，“十四五”年均增长6.9%；全社会用电量分别达到2450亿kWh和3400亿kWh，“十三五”年均增长8.4%，“十四五”年均增长6.8%。安徽2021-2025年电力电量预测结果见表2.2-1。表2.2-1某省电网2020-2025年电力电量预测结果单位：MW、亿kWh2020年“十三五”年均增长率2025年“十四五”年均增长率全社会最大负荷495009.5%690006.9%全社会用电量24508.4%34006.8%安徽2020-2025年分地区用电量及负荷预测结果见表2.2-2~2.2-3。表2.2-2某省电网2021-2025年分地区用电量预测结果单位：亿kWh省市20212022202320242025十三五年均增速十四五年均增速淮北75808489945.2%5.8%阜阳20121423125027011.6%8.4%亳州9110211312413710.2%10.5%宿州11912613514515510.0%7.6%淮南1061141221301394.8%6.6%蚌埠1461521661811989.6%9.0%滁州19921122524125710.8%7.4%合肥47750454859664811.9%8.7%六安13813714615516514.3%6.4%安庆1421561671791919.4%8.1%马鞍山2382542622702795.0%4.2%芜湖2422522702893107.7%6.6%铜陵1041091141191244.3%4.5%池州88941021101199.9%8.1%宣城16117118319520810.8%7.5%黄山525256606412.1%7.1%总报告版号：0状态：DES第15页2021年9月表2.2-3某省电网2021-2025年分地区负荷预测结果单位：MW省市20212022202320242025十三五年均增速十四五年均增速淮北149715901681177818807.0%6.1%阜阳4740508055996170680013.4%10.2%亳州2734308033833715408013.9%11.2%宿州2884310033613643395012.7%9.1%淮南260028503029321834207.9%7.3%蚌埠3290348037314001429010.8%7.6%滁州3769422046015017547010.9%10.0%合肥98341082011841129581418011.2%9.9%六安3235322034473690395015.5%7.1%安庆3008326035133786408010.2%8.4%马鞍山380240004138428244305.6%4.2%芜湖441246804998533757008.1%6.9%铜陵182319202036215922904.7%5.6%池州1751190020452202237011.5%8.6%宣城3023318034103656392010.7%7.5%黄山955101010811158124011.0%7.6%2.2.2电源发展规划1)区外来电及区内协议分电情况某省电网“十四五”期间区外来电情况见表2.2-4。2020~2025年期间某省电网接受三峡来电920MW，接受准东直流6000MW。表2.4-42020~2025年某省电网区外来电情况单位：MW年份2020年2021年2022年2023~2025年三峡（葛南、龙政、宜华）650650650650三峡地下（林枫）270270270270准东6000600060006000某省电网“十四五”期间区内协议分电情况见表2.2-5所示。另外，某省电网“十四五”期间皖电东送机组容量共13540MW，其中皖电东送一期工程共7580MW，皖电东送总报告版号：0状态：DES第16页2021年9月二期工程共5960MW。皖电东送一期工程通过500kV交流送出，上海电网、江苏电网、浙江电网分电容量分别为2530MW、1260MW、3790MW；皖电东送二期通过特高压交流送出，上海电网浙江电网分电容量分别为2640MW、3320MW。金寨抽蓄分电协议现阶段还未明确，根据安徽省电网规划，金寨抽蓄分电某省电网暂按一半考虑。表2.2-52020~2025年某省电网区内协议分电情况单位：MW年份2020年2021年2022年2023~2025年天荒坪抽蓄200200200200秦山核电二、三期55555555琅琊山抽蓄300300300300响水涧抽蓄500500500500绩溪抽蓄495990990990金寨抽蓄00300600区内协议分电15502045234526452)区内电源发展规划（1）安徽省电源规划安徽能源结构以煤炭为主，火电机组占比较高。“十四五”期间水电、抽蓄可开发规模有限且已较明确，本地新增电力供应来源主要为火电机组。其中，煤电开发规模主要与国家控煤、环保排放等政策有关，气电开发规模则取决于气源是否充足、省内天然气发电价格政策能否落实。—煤电：省内煤电在建机组总容量为2670MW，分别为平山电厂二期（1×1350MW）、阜阳华润电厂二期（2×660MW）；已核准的机组总容量为2640MW，分别为大唐滁州电厂（2×660MW）、潘集电厂（2×660MW）和板集电厂二期（2×660MW）。另外，池州二期660MW、谢桥低热值煤电厂700MW已取得路条。—抽蓄：由于抽蓄项目开发周期普遍较长，“十四五”期间省内新增抽蓄规模较为确定：在建绩溪抽蓄（1800MW）和金寨抽蓄（1200MW）。—水电：目前省内常规水电已基本开发完毕，“十四五”期间不考虑新增。—新能源：考虑可再生能源消费比重及新能源在建规模，根据安徽省最新规划，预计总报告版号：0状态：DES第17页2021年9月到2025年，全省风电装机8000MW，光伏装机达28000MW，生物质装机约2500MW。风电、光伏出力具有较大的随机性、间歇性，晚高峰时段顶峰能力有限，对电力供应支撑作用大小主要取决于配套储能规模。表2.2-6目前已核准2020~2025年电源规划建设规模及时序单位：MW类型202020212022202320242025合计900225019204560一、煤电机组淮北平山电厂二期1350阜润电厂二期1320大唐滁州电厂1320潘集电厂1320板集电厂二期1320二、抽水蓄能绩溪抽水蓄能电站900900金寨抽水蓄能电站600600表2.2-7安徽省储备电源项目单位：MW项目名称建设规模项目地点状态谢桥低热值煤电厂2350阜阳拟审批池州电厂二期660池州拟审批涡北低热值煤电厂2350亳州储备大唐田家庵电厂扩建2660淮南储备淮北国安电厂二期2660淮北储备阜阳口孜东电厂2660阜阳储备华电宿州电厂二期2660宿州储备国电投平圩电厂四期21000淮南储备皖能铜陵天然气发电项目800铜陵储备皖能合肥天然气发电项目800合肥储备淮矿肥东天然气发电项目400合肥储备（2）淮宿地区新能源规划容量根据新能源最新发展形势，为适应2030年以及2060年碳达峰、碳中和发展要求，未来全国将大力发展为风光为代表的非化石能源，预计十四五期间新能源规模将进一步增加。初步预计“十四五”华东地区风光新能源装机将达1.69亿千瓦。目前已经明确（已投运+总报告版号：0状态：DES第18页2021年9月已核准）的新能源仅1亿千瓦，约7000万千瓦新能源尚未明确电源布局和投产时序。根据新能源最新规划方案，安徽省十四五全省新增1430MW风电、光伏6000MW。预计到2025年，全省风电装机8000MW，光伏装机达28000MW。根据安徽全省新能源规模预测信息，十四五末淮宿（淮北、宿州）新能源装机规模预测增加至4700MW。淮宿地区十四五新能源装机规划规模见表2.2-8。表2.2-8淮宿电网十四五新能源装机规模单位：MW20212022202320242025淮宿风电6887728679771100淮宿光伏20402332268030973600总计272831043547407447002.2.3电网发展规划（1）安徽500kV电网规划某省电网处于从送端电网向送受端枢纽电网转变的阶段，2020年前安徽500kV电网在皖北基本维持两组通道送出的网架格局，适应不同阶段的送受电需求，另一方面充分结合220kV电网分区解环需求，同步解决末端地区网架薄弱、供电可靠性较差等问题。至2020年，某省电网仍将保持4回特高压线路、7回500kV线路与华东电网相联。为了提升某省电网未来三年供电安全，2021-2022年全省计划建成500kV新、扩建工程共7项，新增变电容量13000MVA。其中亳州二、众兴扩建等2项已纳入国家规划，紫蓬、横山、阜四、香涧、谯城5项拟纳入某省电网最新规划调整。2023年宿州北部地区规划建设萧砀500kV变电站。“十四五”期间，皖北以东西两片相对独立结构与皖中电网相连，结合两淮坑口煤电的建设新建淮南～合肥、淮宿～蚌埠～滁州两个500kV通道，皖北与皖中交换能力大大提高；皖中依托特高压合肥直流的注入构建皖中地区环网，增强了皖中地区受电能力和供电可靠性，同时利用白鹤滩-浙江特高压直流过江通道建设安庆四～涓桥500kV通道，满足过江交换的同时提高西南片电网供电可靠性；皖南在扩建芜湖第二台主变和建设特高压芜湖站～铜北500kV双线后，皖南承接江北电力并转移华东的总体能力进一步提升。2022年某省电网500kV及以上电网规划接线图见图2.2-9所示。（2）淮宿220kV电网规划总报告版号：0状态：DES第19页2021年9月至2025年，淮北电网以1座500千伏变电站（濉溪）为中心，形成“一站三厂”供电格局，淮北地区220千伏网架进一步完善和加强。以500千伏濉溪变、虎山电厂以及淮二厂为枢纽，构建“日”字型环网结构。十四五期间，宿州电网将主要分为三片电网供电，分别是：埇桥供区，以埇桥变为枢纽，环主城区构建城市主环网（市区环网）；灵泗供区，同样以埇桥变为枢纽，构建覆盖灵璧、泗县的三角形双环网（灵泗环网）；萧砀供区，萧砀电网与淮北电网联合组网，构建以淮北濉溪变为枢纽的淮宿北部环网——淮宿北网。2025年淮北宿州220kV及以上电网规划接线图见图2.2-10，图2.2-11。总报告版号：0状态：DES第20页2021年9月图2.2-92022年安徽省500kV及以上电网规划接线示意图总报告版号：0状态：DES第21页2021年9月图2.2-10淮北2025年220千伏及以上电网规划接线图图2.2-11宿州2025年220千伏及以上电网规划接线图2.3电力平衡总报告版号：0状态：DES第22页2021年9月2.3.1安徽电力平衡根据上述电力需求及目前某省电网已核准在建的确定电源建设方案，对某省电网进行电力平衡分析，具体平衡结果见表2.3-1。电力平衡原则考虑如下：（1）仅计入已核准在建电源项目；（2）某省电网备用率按12%考虑；（3）考虑区外直流网损，煤电、水电受阻容量；（4）风电按5%装机容量参与平衡，光伏不参与平衡。表2.3-1某省电网电力平衡计算单位：MW年份202120222023202420251、电网最高负荷52900565306042064570690002、需要备用(12%)634867847250774882803、需要装机容量59248633146767072318772804、网内年末装机容量(6M以上，扣除直属机组)63437661067691782016881195、网内参加平衡容量(6M以上，扣除直属机组)42083434874760747728479016、区内协议20452345264526452645新、富水电00000天荒坪抽蓄200200200200200秦山核电二、三期5555555555琅琊山抽蓄300300300300300响水涧抽蓄500500500500500绩溪抽蓄990990990990990金寨抽蓄03006006006007、区外来电64576457645764576457三峡（葛南、龙政、宜华）611611611611611三峡地下（林枫）254254254254254准东55925592559255925592安徽直流000008、实际备用率(%)-4.4%-7.5%-6.1%-12.0%-17.4%9、盈亏-8663-11025-10962-15489-20277总报告版号：0状态：DES第23页2021年9月表2.3-1中，若只计及安徽区内目前较确定的电源项目和确定的区外协议电力，某省电网2021年电力缺口为8663MW。由于“十四五”基本没有新增电源，电力缺口逐步增大，按照12%的备用考虑，某省电网2022-2025年电力缺口约11000-21000MW。本工程完全投运后，工程定位主要为削峰填谷，在用电高峰时可作为电源释放电力，可有效缓解峰值时刻系统电力缺口。2.3.2淮宿地区电力平衡：（1）平衡原则选取夏季高峰方式及春季午间方式进行电力平衡分析。夏季高峰平衡原则：各片区最大供电负荷按负荷预测数据考虑；小火电机组考虑受阻20%；220kV及以下电网机组最大出力按扣除8%厂用电考虑；风电按5%出力参与平衡，光伏不参与平衡。春季午间平衡原则：各片区供电负荷按夏季高峰负荷预测数据的50%考虑；小火电机组考虑40%出力；220kV及以下电网机组考虑半开机方式，其最大出力仍按扣除8%厂用电考虑；风电和光伏按60%出力参与平衡。区外电力交换：根据分层分区规划，淮宿电网在十四五前期通过2回220kV线路（淮二厂~蒋南双线）与蚌埠电网相联，通过4回220kV线路（濉溪~焦楼双线、南坪~蒙城双线）与亳州电网相联，淮宿电网内部则通过欧盘~宋湖双线、淮二厂~汴河双线及南坪~谷岭单线实现淮北电网和宿州电网的联系。（2）平衡分析本工程厂址位于淮宿地区，本章节考虑已核准在建的确定电源建设方案分别对淮宿地区220kV以下电网进行电力平衡计算分析，计算结果见表2.3-1至2.3-2。根据平衡结果，可以看出淮宿电网在“十四五”期间一直存在220千伏电网电力缺口，电力缺额约1000MW~2500MW。本工程投产后，可有效缓解峰时系统电力缺口。此外春季午间由于淮宿地区新能源装机规模逐渐扩大，电力外送需求逐年攀升，储能装置能够有效缓解地区新能源外送需求，能够有效适应电网调峰需求，提高电网运行经济性。表2.3-1淮宿地区2021~2025年夏季高峰方式电力平衡单位：MW淮宿地区202120222023202420251、最大综合负荷438146905042542158302、220kV及以下电源装机容量63336715716376958327总报告版号：0状态：DES第24页2021年9月其中：淮北二厂640640640640640淮北虎山13201320132013201320淮北小火电3031323233淮北风电149177211252300淮北光伏51365984710891400蕲城厂700700700700700汇源厂（宿东厂）700700700700700宿州小火电215220224229234宿州风电539595656725800宿州光伏152716731833200822003、220千伏及以下电源最大供电出力33223331333933493360其中：淮北二厂（厂用电8%）589589589589589淮北虎山（厂用电8%）12141214121412141214淮北小火电（受阻20%）2425262626淮北风电（5％参与平衡）79111315淮北光伏（0％参与平衡）00000蕲城厂（厂用电8%）644644644644644汇源厂（宿东厂）（厂用电8%）644644644644644宿州小火电（受阻20%）172176179183187宿州风电（5％参与平衡）2730333640宿州光伏（0％参与平衡）000004、220千伏电网电力盈亏（＋为盈，-为亏）-1059-1359-1703-2072-24705、含本工程220千伏电网电力盈亏（＋为盈，-为亏）-956-1256-1600-1969-2367表2.3-2淮宿地区2021~2025年春季午间方式电力平衡单位：MW淮宿地区202120222023202420251、最大综合负荷219123452521271129152、220kV及以下电源装机容量63336715716376958327其中：淮北二厂640640640640640淮北虎山13201320132013201320淮北小火电3031323233淮北风电149177211252300淮北光伏51365984710891400蕲城厂700700700700700汇源厂（宿东厂）700700700700700宿州小火电215220224229234宿州风电539595656725800总报告版号：0状态：DES第25页2021年9月宿州光伏152716731833200822003、220千伏及以下电源最大供电出力32803508377640944472其中：淮北二厂（厂用电8%）294294294294294淮北虎山（厂用电8%）607607607607607淮北小火电（受阻20%）1212131313淮北风电（5％参与平衡）89106127151180淮北光伏（0％参与平衡）308395508653840蕲城厂（厂用电8%）322322322322322汇源厂（宿东厂）（厂用电8%）322322322322322宿州小火电（受阻20%）8688909294宿州风电（5％参与平衡）323357394435480宿州光伏（0％参与平衡）91610041100120513204、220千伏电网电力盈亏（＋为盈，-为亏）109011631255138415575、含本工程220千伏电网电力盈亏（＋为盈，-为亏）98710601152128114542.4调峰平衡（1）计算原则1）春秋季午间最大负荷占全年最大负荷比例系数为0.56；2）春秋季日低谷负荷占当日最大负荷比例系数为0.87；3）负荷日低谷时新能源大发风电、光伏出力系数按65%、65%考虑；4）全省火电平均调峰能力按52%考虑；5）水电（不含抽蓄）调峰能力按30%考虑；6）燃机调峰能力按80%考虑；7）储能电站调峰能力按100%考虑；8）抽水蓄能电站调峰能力按200%考虑。（2）安徽省调峰平衡春秋季午间新能源大发方式某省电网调峰压力较大，2025年该方式下存在9750MW调峰缺口。因此新增储能电站参与电网调峰是必要的。安徽2023年2025年2030年1、电网最高负荷6030038600492802、日低谷/午间负荷率87%87%87%3、全网低谷/午间发电负荷2934733580428704、全网峰谷差438550206410总报告版号：0状态：DES第26页2021年9月5、旋转备用率0.50.50.56、全网需要的开机电源容量3541840530517407、全网需要的调峰容量6072695088708、协议来电76237620175009.1区内协议295529507230新、富水电000天荒坪抽蓄166170170秦山核电二、三期424040琅琊山抽蓄225230230响水涧抽蓄500500500绩溪抽蓄822820820金寨及后续抽蓄1200120054809.2区外来电4668467010270三峡（葛南、龙政、宜华）720720720三峡地下（林枫）000准东394839503950新增区外来电00560010、全网实际需要开机容量277963291034240其中：火电240852907019460水电127912801280核电000燃气轮机003000其中：9E0030009F000抽水蓄能808080储能1001007600风电252380420光伏000生物质20002000240011、外来电力调峰容量6198620015320新、富水电000天荒坪抽蓄166170170秦山核电二、三期000琅琊山抽蓄450450450响水涧抽蓄100010001000绩溪抽蓄164316401640金寨及后续抽蓄2400240010960三峡（葛南、龙政、宜华）144140140三峡地下（林枫）000准东395390390新增区外来电0056012、网内需要调峰容量-126750-6450总报告版号：0状态：DES第27页2021年9月其中：火电161762487015620水电384380380核电000燃气轮机002400其中：9E0024009F000抽水蓄能160160160储能1001007600风电-3846-5770-6410光伏-13100-19000-26200生物质00013、火电低谷/午间出力率0.330.140.214、调峰缺口-3650-9750-5500根据规划，“十四五”期间某省电网风电、光伏等新能源将得到大规模发展，并且某省电网还将继续接受新的区外来电。由于电网峰谷差逐渐加大，同时区外来电的调峰能力不确定，以及风电、太阳能等可再生能源具有随机性、波动性、反调峰等特点，将对某省电网调峰造成更大压力。本工程拟建设的储能装置，可以在很大程度上解决地区电网新能源发电的随机性和波动性问题，使间歇性的、低密度的可再生清洁能源得以广泛、有效地利用，能够显著改善和增强某省电网的调峰能力，也契合安徽省的能源发展战略。满足经济社会发展对优质、安全、可靠供电和高效用电的要求。2.5工程建设必要性、储能容量配置及时间2.5.1工程建设必要性(1)满足某省电网的调峰需求，保障新能源安全消纳某省电网春秋季午间新能源大发方式下调峰压力较大，主要原因是：安徽省春秋季午间新能源大发时段，负荷需求相对较小，结合新能源具有的反调节特性，电网调峰压力较大，由上文可知，2022年至2025年春秋季调峰缺口逐渐恶化，至2025年春秋季调峰缺口达9750MW。随着双碳背景下新能源继续发展，新能源规模急剧增加，调峰问题将更加严重。本工程远景规模1GWh，可以为某省电网提供调峰电力，配合省内核电、直流来电以及新能源运行，减轻电网调峰压力，改善煤电机组的运行条件，提高系统安全运行可靠性。(2)提高电网运行安全稳定性总报告版号：0状态：DES第28页2021年9月储能电站运行灵活、启动快、动态效益显著，它投运后可参加网内调频、调相运行、紧急事故备用，对优化华东电网的电源结构、改善电网电压水平提高供电质量、保证电网的安全稳定运行有很大作用。同时，储能电站可作为频率紧急协调控制系统的调节资源。(3)提高电网运行经济性燃煤火电机组可以调峰，且由于技术的进步，调峰能力和经济性有了很大的进步，但其深度调峰运行经济较差，而且适应系统负荷变化的能力较弱。储能电站投运以后，可以有效地改善火电及其他类型机组运行条件，能够改善火电机组的运行位置，降低火电机组的发电煤耗，延长火电机组使用寿命，减少电网的燃料消耗，优化电网电源侧配置，有效提高电网运行的供电质量经济性和运行安全性。(4)可利用现有厂址资源建设本工程可利用现有厂址条件，充分利用淮北国安电厂厂内母线及送出通道并网，接入系统条件充分，有利于资源的综合利用。节省投资、竞争力强、施工进度快、社会效益高，降低工程总体单位成本，能够提升自身在电力市场下的竞争力。(5)符合“双碳”政策要求，促进能源结构转型近日国家发改委、能源局联合发布《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，通知指出鼓励发电企业通过自建或购买调峰储能能力的方式，增加可再生能源发电装机并网规模。超过电网企业保障性并网以外的规模初期按照功率15%的挂钩比例（时长4小时以上，下同）配建调峰能力，按照20%以上挂钩比例进行配建的优先并网。本工程储能时长为2小时，具有较强的调峰能力，投产后能够进一步提高电网对可再生能源的消纳率。综上，本工程于“十四五”期间投产是合理且必要的。2.5.2储能容量配置及时间（1）本工程容量配置规划分析：根据国网安徽省经研院对安徽全省2025年8760小时调峰数据进行分析，即使考虑火电机组自身40%的调峰能力，春季典型日日均调峰缺口的时长仍将达到7~8小时，逐时调峰缺口大于当日逐时最大调峰缺口80%的时长约为3~4小时，时间基本在上午10点30到下午14点之间，部分极端情况会出现5小时的深度调峰。总报告版号：0状态：DES第29页2021年9月图2.5-12025年安徽春季日平均调峰缺口分布图单位：万千瓦根据系统运行数据，2021年上半年煤电机组平均每次参与深度调峰时间约3.5h~3.8h。其中根据国安电厂系统提供的运行数据，电厂2021年上半年平均每次参与深度调峰时间约4.3小时。综上，本工程每次参与调峰时长选取2小时是合适的。（2）工程实际运行数据预测：结合安徽省2016~2020年春秋季典型日年负荷特性分布，可以看出电网呈现2个低谷2个高峰特性，其中低谷时段为凌晨0~5时和11~15时之间，高峰时段为6~9时和晚上16~22时之间，持续时间较长。春季早高峰持续约3~4个小时，晚高峰特性不明显，持续时间约4小时。秋季早高峰与春季较为接近，约4~5个小时，晚高峰特性较为明显，持续时间约5小时。图2.5-2安徽2016-2020年春季典型日负荷特性01002003004005006007001234567891011121314151617181920212223243月4月5月总报告版号：0状态：DES第30页2021年9月图2.5-3安徽2016-2020年秋季典型日负荷特性参考淮宿地区光伏出力特性，可以看出光伏每日6:00~19:00有效出力，11:00~14:00光伏出力较大，出力达到85%以上，在12:00~13:00光伏达到峰值。图2.5-4淮宿地区光伏典型日出力特性基于对某省电网调峰缺口、负荷特性及新能源出力特性分析，考虑到本工程储能电站在系统功能为调峰，本工程储能电站容量/功率按2小时配置，能够适应电网调峰需求。储能电池在电网夜间低谷和中午新能源大发时段进行充电，利用早高峰、晚高峰进行放电，理论上一天实现2充2放的运行模式。此外，安徽全省2022年至2025年春秋季调峰缺口逐渐恶化，至2025年达9750MW。根据安徽全省2025年8760小时调峰分析，某省电网一年中约有150天存在调峰缺口（缺口大于5万千瓦），结合未来风电光伏等新能源装机规划的进一步增长，若不采取进一步措施，未来某省电网的调峰缺口将进一步增大，可以预见未来储能电站年调峰次数将超过150次因此结合电网实际调度需求，本工程暂定按照年参与调峰150次进行考虑，每次参与调峰可实现2个充分循环。可得参与调峰年利用小时数为1200h，其中充、放电利用总报告版号：0状态：DES第31页2021年9月小时数各为600h。上述数据分析仅供参考，具体应以实际运行情况为准。2.5.3本工程建设规模本工程为利用xxxx公司已征用地建设大容量电化学储能电站项目，建设规模约为1GWh，分期建设。首期建设103MW/206MWh储能。2.6接入系统方案本工程暂考虑储能装置汇集至35kV母线，再通过变压器组接入现状淮北国安电厂220kV配电装置，利用淮北国安电厂送出线路一并送出。根据规划信息，淮北国安电厂~蒋南2回线路在2022~2023年拉停，同期新建淮北国安电厂~况楼单线。淮北国安电厂送出方案在“十四五”前中期将发生变化，具体接入方案待接入系统设计论证分析，本期接入系统方案设想见图2.6-1。图2.6-1本工程本期接入系统方案示意图总报告版号：0状态：DES第32页2021年9月2.7电气主接线本工程储能模块汇集至35kV母线，再通过变压器组接入现状淮北国安电厂220kV配电装置，220kV配电装置采用双母线接线方式。根据设想的接入系统方案和工程规模，本工程电气主接线暂考虑如下，最终电气主接线方案待下阶段接入系统专题中进行研究。本期建设103MW/206MWh锂电池储能，远景再建设800MWh锂电池储能，电气主接线如图2.7-1所示：图2.7-1本工程电气主接线图2.8无功补偿结合某省电网系统调峰实际需求，储能装置逆变器在一定时间内运行功率水平较低，因此具有大量的功率余量可用于无功调节并为电网提供无功支撑作用，改善电网的运行质量。由于本工程不考虑新增送出线路，因此无功损耗主要考虑主变压器损耗：本期装设一台125MVA的双绕组变压器，无功损耗为11.2MVar。本工程SVG配置容量以平衡主变损耗为准，储能装置逆变器的无功功率裕度可用于为系统提供无功支撑。储能装置配置的PCS功率因数可在超前1.0-滞后1.0范围内可调，在系统需要紧急无功支撑时，储能装置无功出力理论上可在0-108MVar之间进行动态调整，可用于为系统提供无功支撑。总报告版号：0状态：DES第33页2021年9月综上所述，为更好适应电网发展和调压需要，建议在储能装置35kV汇流母线配置无功补偿装置如下：本期配置±12MVar动态无功补偿装置（SVG）。3建厂条件3.1厂址概况3.1.1厂址地理位置厂址位于安徽省淮北市宋疃乡马厂附近，西北距淮北市区约15km，东南距宿州市符离集镇约16km，符夹铁路青龙山编组站位于厂区以西6.5km，符夹铁路在厂址西南方1.5km经过，淮符公路在厂区西南约1.0km处经过，厂区东约1.0km处有闸河自北向南流过。本期工程主要利用电厂二期工程预留场地进行建设。3.1.2厂址自然条件厂址位于淮北冲积平原北部，周围为剥蚀残山和山丘，西侧为一山、二山和三山，北侧为四山和打鼓山，南面为丰山，东面与平原相接。地形呈北、南、西三面低山环绕、东面开阔形状，区域地面高程在31.0m至45.0m（56黄海高程系统，以下同）之间，地面坡度在不同部位略有变化，厂区周围山丘地带地面坡度一般为10～15，由北、西和南三个方向厂区及东部逐渐过渡趋于平坦，厂区地面坡度为2～5。本期工程场地位于一期工程扩建端，场地平缓，自然地面高程在31.4m至33.8m之间。厂址范围主要利用一期已征土地，据了解厂址建设用地区域无基本农田，不压矿，无地下文物及风景名胜。厂址综合建厂条件较好。区域地质相对稳定，场地平坦开阔，土石方工程量小；交通运输条件优越；出线利用电厂一期工程出线走廊，出线条件良好。厂址周围内有丰山村、前会楼村、中会楼村和李庄村。厂址处百年一遇洪涝水位为33.01m（1956黄海高程系统）。3.2交通运输3.2.1铁路电厂一期已建由国铁青龙山编组站接轨的铁路专用线。电厂专用线从青龙山站符离集端咽喉区进入机务段的铁路线上出岔，由电厂西南面接入厂内站。专用线全长5.3km，铁路标准为工业企业铁路I级标准。交接方式为货物交接，电厂不自备动力机车。3.2.2公路总报告版号：0状态：DES第34页2021年9月厂址周边区域交通便捷，练塘工业园有朱枫公路与G50、S32相接，联通周边高速公路网；工业区内现状道路已基本建成，厂址周边道路均可基本满足电厂交通运输要求，西南侧约1.0km处有淮（淮北市）符〔符离集〕公路通过，电厂一期工程进厂公路从该公路引接。本期工程不新建进厂公路。厂址北侧有合相公路紧靠厂区通过。3.2.3航空厂址东北距徐州观音桥机场约68km。观音国际机场位于徐州睢宁县双沟镇附近，为4D级的大型国际航空港，1997年开航以来，观音机场先后开通了台北、香港、北京、上海、广州、深圳、海口、成都、大连、温州、厦门、青岛、桂林、呼和浩特、长沙、重庆、沈阳、福州、三亚、哈尔滨等航线，形成每周航班量120个左右，年旅客吞吐量69万人次左右的运营规模。3.2.4大件运输根据厂址和各设备制造厂的地理位置，结合大件设备的运输参数和公路运输条件，本工程大件设备可供选择的运输方案有：（1）铁路运输方案本工程厂址与国家铁路干线津浦铁路和符夹铁路相邻，附近有青龙山车站，本工程铁路专用线从青龙山车站接轨已达到电厂，电厂大件设备运输可通过电厂铁路专用线直接运进施工现场。（2）公路＋水路＋公路运输方案淮北市公路交通网发达，厂址附近公路交通十分便利。大件运输可通过海运至连云港再经连霍高速公路至徐州，经合徐高速公路至淮北，再由进厂公路电厂。对于铁路能够运输的优先选择铁路运输方案，对于铁路不能够运输的则选择公路＋水路＋公路运输方案为宜。3.3水文气象3.3.1工程水文本章节以下述及高程无特殊说明外均采用1985国家高程基准。1985国家高程基准高程=1956年黄海高程-0.029m。3.3.1.1厂址区域河道概况及水利工程概况厂址所在的淮北市境内河流众多、地势西北高而东南低，统属淮河流域。新汴河水系的主要支流有闸河、萧濉新河、龙岱河、王引河、南沱河，怀洪新河水系的主要支流有浍总报告版号：0状态：DES第35页2021年9月河和澥河。厂址区域内地表水系较发育，自北向南依次分布有闸河、龙岱河、萧濉新河、王引河和南沱河等自然或人工河流，萧濉新河、闸河、龙岱河属萧濉新河水系，南沱河、王引河属南沱河水系，水流自西北流向东南，注入洪泽湖。厂址区域内闸河、萧濉新河等均为季节性河流，一般偏旱～干旱年份及枯水季节常常干枯见底，偏丰～丰水年分及汛期洪水泛滥，洪涝旱灾较为严重。3.3.1.2厂址洪水厂址所在的淮北地区洪水都是由暴雨产生的，产生暴雨的天气系统在6、7月份，降雨历时可持续一两个月，降雨范围广，8、9月份常因台风影响，而出现台风暴雨，其特点是降雨范围小、历时短，但强度大。本地区大暴雨的另一特点是暴雨区移动方向常与河道水流方向一致，1954年的几次大暴雨便是如此。电厂厂址区域每遇水灾，平地积水，沟河漫溢，甚至河堤决口，洪水横流。项目厂址区域主要河道排洪排涝现状见下表3.3.1.2-1。表3.3.1.2-1厂址所在地区主要河道排洪排涝现状一览表河名起止地点排涝排洪标准水位（m）流量（m3/s）标准水位（m）流量（m3/s）萧濉新河瓦子口~平山闸P=20%32.95/32.59233.2P=5%33.94/33.56472~湘西河P=20%32.49/32.00236.2P=5%33.37/33.82477~洪碱河P=20%32.00/31.75310.0P=5%33.50/33.25407~黄桥闸P=20%31.75/30.80349.0P=5%33.25/32.44593渠沟~陈路口P=20%30.70/30.10353.0P=5%32.44/30.71617~闸河口P=20%30.10/28.40365.0P=5%29.84/30.02640~铁路桥P=20%28.34/27.91590.0P=5%30.02/29.361005~引河口P=20%27.91/27.82590.0P=5%29.36/29.261006闸河濉河~会楼闸P=20%28.44/31.20325P=5%30.38/33.17579~淮北市界P=20%31.80/33.06273P=5%33.27/33.56431项目所在地区主要河道建国后大汛年份洪峰水位见下表3.3.1.2-2。表3.3.1.2-2濉溪县建国后大汛年份厂址所在地区主要河道洪峰水位表年份雨量（6~8月）河道闸站水位日期总报告版号：0状态：DES第36页2021年9月1954年731.4mm濉河黄桥31.24m7月9日沱河四铺27.60m7月9日闸河会楼33.00m7月9日1963年753.4mm濉河黄桥30.48m8月16日沱河四铺27.73m8月19日闸河会楼31.40m8月21日1965年892.8mm濉河黄桥32.89m7月14日沱河四铺29.77m7月15日闸河会楼//1982年450.2mm濉河黄桥31.97m7月24日沱河四铺29.44m7月24日王引河仲大庄30.17m7月24日1996年711.4mm沱河徐楼31.15m7月13日沱河四铺29.45m7月13日闸河会楼//经调查分析计算，厂址处百年一遇洪水位为33.01m（1956黄海高程系统）。3.3.2工程气象3.3.2.1概况本工程处于淮北平原腹地，位于南北冷暖气流交汇较频繁的地带，属暖温带半湿润季风气候区，其气候特点：四季分明、气候温和、日照时数多、无霜期长。春季温暖，气温回升快，天气多变；夏季炎热，蒸发量大，降雨集中；秋季凉爽，降温快，温差大；冬季天气严寒，雨量少。附近有濉溪县气象站。该气象站位于濉溪县老城北关“郊外”，东经11647，北纬3356，观测场海拔高度为31.4m，气象站建于1956年11月，实测项目齐全，资料系列较长，观测、整编规范，资料可靠。厂址位于濉溪县气象站东南方向约10km处，海拔高度为33m左右，气象站观测场海拔高度为31.4m，其间无大山阻挡。因此，厂区与濉溪县气象站属同一气候区，气象站对厂区具有较好的代表性，可作为项目气象条件分析计算的参证站。总报告版号：0状态：DES第37页2021年9月3.3.2.2气象要素特征值多年气象要素特征值由濉溪气象站实测资料统计得到，其统计年限为1970～2015年。(1)气温（℃）多年平均气温：15.1极端最高气温：41.1极端最低气温：-13.0历年平均最高气温：20.2历年平均最低气温：10.9最热月（7月）平均最高气温：31.8最冷月（1月）平均最低气温：-2.5(2)气压（hpa）多年平均气压：1012.9多年最高气压：1043.4多年最低气压：986.7(3)相对湿度（%）多年平均相对湿度：69多年最小相对湿度：2(4)水汽压（hpa）多年平均水汽压：13.9多年最大水汽压：40.1多年最小水汽压：0.2(5)降水量（mm）多年年最多降水量：1168.2（出现在2005年）多年年最小降水量：557.2（出现在2002年）多年年平均降水量：815.4多年一日最大降水量：172.5多年一小时最大降水量：95.1多年十分钟最大降水量：26.8多年最长连续降水日数（d）：11总报告版号：0状态：DES第38页2021年9月多年最长连续降水日相应降水量：139.4多年一次最大降水量：248.0(6)蒸发量（mm）多年平均蒸发量：1645.8多年年最大蒸发量：2051.9多年年最小蒸发量：1373.5(7)风速及风向多年平均风速（m/s）：2.2多年最大风速（m/s）：19.0全年主导方向：E夏季主导方向：E冬季主导方向：E(8)日照多年平均日照百分率：51%多年平均日照时数（h）：2256.9(9)其它气象要素多年平均大风日数（d）：5.5多年平均雷暴日数（d）：20.8多年平均降水日数（d）：86.9多年平均雾日数（d）：11.9多年最大积雪深度（cm）：17多年最大冻土深度（cm）：20地面平均温度：16.8℃地面最高温度：30.8℃地面最低温度：9.1℃3.4水源3.4.1消防水消防水源暂考虑接自一期室外消防给水管网，待下阶段资料收集后判断老厂已有设施是否满足本工程消防灭火需要，如不满足，则需新建。3.4.2生活供水总报告版号：0状态：DES第39页2021年9月生活水用水点为暖通专业补水及卫生间生活用水，暂考虑引接自老厂一期室外生活水管网，待下阶段收集资料后判断是否满足引接要求。3.5工程地质及岩土工程3.5.1区域地质概述3.5.1.1区域构造轮廓及其所处大地构造位置xxxx公司储能项目工程位于安徽省淮北市烈山区宋疃镇，其所在区域地跨3个一级大地构造单元，大部分处于华北断块区的东南，东南部与下扬子断块区相截接，西南与秦岭~大别山断褶带相截接，现分别简述如下：（1）华北断块区华北断块区位于肥中断裂、郯庐断裂和盱眙~响水河断裂以北地区，基底岩系由太古代和早元古代五河群（嵩山群）、凤阳群及登封群组成。基底构造线方向为北西西、南北向，基底固结时期为吕梁~中岳运动期（1850~1700Ma），之后进入盖层发育阶段，其上不整合覆盖中晚元古代~古生代地层，缺失上奥陶统~中、下石炭统地层，属典型的周期性地台构造区。在中、新生代时期，主干断裂继承性活动，断块破裂、分异，形成块隆和块陷，活动比较强烈。（2）扬子断块区扬子断块区的东北部展布在区域范围的东南部，基底岩系为张八岭群，系一套晚元古代地槽型沉积岩的浅变质岩和浅变质火山岩系组成。盖层发育阶段，Z1~T1-2几乎是连续的海相沉积，T3以来为陆相碎屑岩建造，属典型的稳定地台盖层沉积。印支~燕山旋回使得盖层强烈褶皱变形，岩浆活动频繁。在新构造运动时期形成凹陷盆地，以大面积沉降为主。区内构造线方向以北东、北西西向为主。（3）秦岭~大别山断褶带秦岭~大别山断褶带是介于华北断块区与扬子断块区之间的楔型构造块体，它是一个复杂的构造带，基底由大别山群(Ar)、佛子岭群(Z)、梅山群(∈~P)组成。主要的构造事件发生在加里东旋回，印支运动结束地槽发展阶段而回返固结，基底构造线方向为北东向、北西西向。中生代进入断块差异运动高潮期，在盆地中堆积了巨厚的火山碎屑岩系。新构造运动时期差异断块运动明显减弱。3.5.1.2区域主要断裂的活动性总报告版号：0状态：DES第40页2021年9月根据区域地质构造资料，区域内断裂构造比较发育，其展布方向主要为北北东、北东、北西和东西向，这几组方向的断裂形成本区的断裂构造格架。现将区域性主要断裂分述如下：（1）郯庐断裂该断裂纵贯我国大陆东部，自黑龙江肇兴向南西方向延伸至湖北广济附近，长达2400km。在本区域内，郯庐断裂切割了不同大地构造单元，在燕山运动期有过左旋平移运动。它控制着中新生代地堑及晚第三纪~第四纪断陷盆地的形成和新生代玄武岩浆的喷发，表明它在喜山期有过拉张活动过程，并且断裂的切割深度比较大。该断裂安徽段最新活动时间主要在早、中更新世。未发现沿断裂有明显的垂直向和水平向活动迹象。（2）涡河断裂该断裂北西起自安徽亳州，经涡阳东南至蒙城，总体走向330°，向南西陡倾，顺北西向涡河线状延伸。断裂在重力、地磁等物探图上均有明显反映，断裂深度较大。该断裂形成于中生代末，第四纪早期曾有强烈活动，断裂南西盘落差达300m以上。据史料记载，1481年涡阳6级地震和1525年亳州51/2级地震，都发生在该断裂与北东向断裂的交汇部位。（3）颍上~定远断裂该断裂总体走向近东西向，在寿县珍珠泉一带，下元古界霍邱群(Ar2hq)片麻岩推覆于青白口系至下寒武统(Pt3~∈1)之上，岩层挤压破碎，小型褶曲和糜棱岩发育，主断面向南倾斜，倾角25°~30°。从李一矿至洞山，经地表观测和钻探揭示，断面向南倾斜，倾角变化很大，浅部达60°左右，向深部逐渐变缓，一般在18°~30°，最缓处仅3°~5°。主断面呈上陡下缓的弧形弯曲，将上盘的霍邱群(Ar2hq)片麻岩逆掩在石炭、二叠系地层之上，水平断距达500m以上，表明本断裂在燕山晚期发生强烈的逆掩作用，喜山期有一定程度的继承性活动。（4）固镇~怀远断裂该断裂自北向南依次通过固镇县城城西、怀远魏庄、姚山至淮南常家坟附近，走向约20°左右，倾向SE，倾角50°左右。该断裂强烈活动期在中生代，活动性质为压剪性，它将东西向构造线左旋位移达1~2km，进入新生代以来，仍具有一定活动性；在地貌上控制了淮河的流向，并构成东为丘陵山地、西为冲积平原的分界线。（5）王老人集断裂总报告版号：0状态：DES第41页2021年9月该断裂北自河南永城向南经安徽涡阳西侧、阜阳东侧延至河南固始、商城、抵湖北麻城并向南延伸，总体作北北东向延伸，倾向北北西，倾角60°~70°，该断裂自晚更新世以来已不具明显活动性。（6）聊城~兰考断裂该断裂南起兰考，向北经范县、聊城转向北东，南段走向20°~30°，北段走向30°~40°，倾向北西西~北西，倾角70°左右。北西盘下降，南东盘上升，垂直断距一般为3~4km，最大断距可达6~7km。该断裂有过多期活动，喜山期活动更为强烈，不仅断裂两盘新生界沉积厚度有很大差异，而且沿断裂有燕山期酸性火山岩喷发，喜山期基性岩浆呈脉状侵入下第三系地层中，并有玄武岩的喷发，表明该断裂是岩浆活动的良好通道。（7）曹县断裂该断裂北起阳谷，经郓城、曹县至太康，错断北西西向的新乡~商丘断裂，断面倾向东~南东，倾角上陡下缓成铲状。该断裂在不同时期有分段活动的特点，早第三纪时期断裂整体活动，但以曹县~成武段活动强烈，致使成武凹陷形成早第三纪沉积盆地。早更新世以来，断裂北段活动，使下更新统被限制在断裂以西，而断裂南段早更新统为超覆沉积。（8）新乡~商丘断裂该断裂隐伏于第四纪松散沉积物之下。西起新乡北，向南东经兰考、商丘、夏邑延伸进入安徽境内，是冀鲁断块与豫皖断块的边界断裂。该断裂附近曾发生1737年河南开封51/2级地震。3.5.1.3近场区断裂的活动性近场区断裂构造较为发育，尤其是基岩裸露区更是如此，不过后者往往是中生代以前形成，且新活动不明显。近场区的主要断裂构造见图3.5.1.3-1“厂址近场区断裂及地震构造图”，各条断裂简介如下：（1）宿北断裂（图3.5.1.3-1中编号F8，下同）该断裂是一隐伏断裂，已由地质、钻探和电法资料所证实。该断裂可能形成于印支期，在燕山晚期和喜山早期有过强烈活动；汴河、扒河、濉河等东南向河流穿过断裂后均转向东，表明该断裂为近代仍有微弱活动的隐伏断裂，断裂对地震活动无明显控制作用。该断裂距离拟建厂址约25公里。总报告版号：0状态：DES第42页2021年9月（2）徐双楼断裂（F1）该断裂位于萧县复式背斜南部西翼，长19km，走向17º，倾向北西西，倾角约70º，经钻探控制，断距大于100m。断裂破碎带较宽，北部切割下石盒子组煤系，控制刘桥-井田和梁花园勘探区的东界。为近代具微弱活动的隐伏断裂。该断裂距离拟建厂址约25公里。（3）青龙山断裂、鹰山断裂和赵集断裂（F2、F3和F5）青龙山断裂：该断裂位于蛮顶山复式背斜西缘，呈北北东向延伸。该断裂北段隐伏，南段被北西走向的杜集断裂左旋错开。青龙山断裂的生成与演化可概括为：印支~燕山早期形成；在燕山晚期的引张应力作用下形成张性角砾岩带；其后有多期方解石脉先后充填，早期脉变形较强，以后逐渐减弱至未变形。该断裂距离拟建厂址约4公里。鹰山断裂：该断裂距邵山头厂址及后李家厂址较近。断面产状10º/SE∠26º~50º，表现为地层重复，岩石破碎，在断裂南侧的龟山一带露头上采集沿断面充填的方解石脉，显微镜下未见脉体变形。该断裂距离拟建厂址约2公里。赵集断裂：该断裂断面产状30º/SE∠25º，断裂使东侧的中上元古界青白口系覆于西侧下古生界地层之上。该断裂距离拟建厂址约16公里。这3条断裂均发育于同一应力场，具有相似的断裂演化史，后期充填的方解石脉均未见变形，属近代活动不明显的基岩断裂。（4）武山子断裂（F4）该断裂距邵山头厂址及后李家厂址较近。位于尖山背斜西翼，走向15º，倾向东，倾角约50º，为一逆断裂。断裂沿线地层重复，断裂带宽约40m，角砾明显，充填褐铁矿和方解石脉。该断裂形成于印支~燕山期，与地震活动无明显活动迹象。野外地质调查表明，晚第四纪以来该断裂未发现活动的迹象。该断裂距离拟建厂址约8公里。总报告版号：0状态：DES第43页2021年9月图3.5.1.3-1厂址近场区断裂及地震构造图3.5.1.4地震地质拟选厂址区域大体上属于华北地震区中部，河淮地震带的东段。本区地震分布具有不均匀性特征，由北向南地震活动有减弱趋势。近场范围内自有史记载以来未曾发生破坏性地震（Ms4.75），现代地震活动的强度和频度相对较低，小震多分布在宿北断裂以南。3.5.1.5区域稳定性综合评价拟建厂址近场范围的断裂近代虽有活动，但强度较弱。鹰山断裂和青龙山断裂虽距厂址较近，但属近代活动不明显断裂，对工程影响不大。近场区现代地震活动的强度和频度相对较低。该地区在区域地质构造上基本稳定，适宜建厂。3.5.2工程地质条件3.5.2.1地形地貌xxxx公司厂址由于受构造剥蚀作用以及剥蚀堆积作用，场地主要为剥蚀丘陵、缓坡和堆积山前冲洪积平原地貌。场地北、西、南侧为丘陵环抱，东侧为山前冲洪积平原，总体上呈中间平坦、东面开阔的簸箕状地形。厂址区场地地势为北、西、南三面高，东侧低。总报告版号：0状态：DES第44页2021年9月区域地面高程在31.0m~45.0m（56黄海高程系统，以下同）之间，地面坡度在不同部位略有变化，厂区周围山丘地带地面坡度一般为10~15，由北、西和南三个方向厂区及东部逐渐过渡趋于平坦，厂区地面坡度为2~5。本期工程场地位于一期工程扩建端，场地平缓，自然地面高程在31.4m~33.8m之间。3.5.2.2厂区地质构造据区域地质资料，厂址位于闸河复式向斜末端的东南翼，场地地质构造相对简单，为一单斜构造，岩层大致倾南东，产状约105°∠28°。总的趋势是由西向东地层自老变新；岩体内陡倾节理裂隙及层间裂隙发育，局部地段裂隙发育较为密集。3.5.2.3地层岩性根据有关区域地质资料及已有的勘察资料，场地地层由上至下分述如下：○0层人工填土层（Q4ml）：主要由黏性土、碎、块石和建筑垃圾组成，为一期工程场平施工所堆填，堆填厚度达0.3m~10.0m，堆填时间约为20年；该层土堆填过程中未经任何分层碾压或强夯密实处理，结构松散。①层第四系全新统粉质黏土、黏土层（Q4al）：以粉质黏土为主，褐黄~黄褐、灰黄色，一般多为可塑状，局部为硬塑状，该层主要分布于东部场地表部，厚度约1.0m~3.0m，含少量铁锰质结核；地基承载力特征值约130kPa~160kPa，压缩模量约为5MPa~8MPa。①1层第四系全新统粉土层（Q4al）：黄褐色，稍密，湿，含黏土团块，该层厚度一般0.3m~1.1m，该层呈透镜体状局部分布；地基承载力特征值约120kPa~140kPa，压缩模量约为3MPa~6MPa。②层第四系全新统黏土层（Q4al+pl）：褐黄~黄褐色，硬塑状为主，局部为可塑状，厚度一般为1.0m~3.5m，含铁锰质结核和姜结石，粒径约为5mm~10mm，该层土厚度由西向东逐渐变大，在拟建场地中分布广泛；地基承载力特征值约200kPa~250kPa，压缩模量约为8MPa~12MPa。③层第四系上更新统黏土层（Q3al+pl）：棕褐~棕红色，一般为硬塑~坚硬，含多量铁锰质结核和姜结石及闪长玢岩风化物长石碎屑，厚度为1.0m~18.0m；该层层底埋深标高由西向东逐渐变低，在拟建场地中分布广泛；地基承载力特征值约280kPa~350kPa，压缩模量约为10MPa~15MPa。总报告版号：0状态：DES第45页2021年9月③1第四系上更新统粉土层（Q3al+pl）：黄褐色，一般为中密状，混大量姜结石，该层厚度一般为0.2m~1.6m，层底标高为21.00m~23.40m；主要分布于场地东侧，在③层上部呈透镜体状分布；地基承载力特征值约250kPa~300kPa，压缩模量约为10MPa~15MPa。④基岩：燕山期（δ）侵入闪长玢岩，灰黄~灰绿色，矿物成分主要由长石和角闪石组成，斑状结构，块状构造；该岩石多沿基岩结构面和断层带侵入，因此在平面和垂直方向多呈带状延伸，条带之间互相贯通，将围岩分割成块，与基岩接触关系较复杂。属软岩，岩石较为完整，地基承载力特征值约500kPa~800kPa。强风化厚度为1.2m~6.6m，性状变化较大，一般呈砂土状和碎块状。奥陶系下统肖县组（O1x）、马家沟组（O1m）灰岩、白云质灰岩和豹皮灰岩，灰黑~灰白色，成分以方解石为主，隐晶质，矽、钙质胶结，厚~巨厚层状，致密坚硬，岩石较为完整，溶蚀裂隙发育的地段岩石较为破碎，属较硬岩，地基承载力特征值约800kPa~1200kPa。强风化厚度一般0.5m~1.4m。由于厂址下基岩略有起伏，各层岩土的分布及其特征需在以后各阶段勘测中查明。3.5.2.4地下水类型区内地下水按含水介质的不同和赋存条件的差异，可分为松散岩类孔隙水、碳酸盐岩类裂隙岩溶水和基岩裂隙水三类。（一）松散岩类孔隙水主要分布于平原区。地下水主要赋存于第四纪更新世早期和全新世的粉细砂层中，其富水性取决于含水砂层的厚度、粒度、分选性等，在古河道带单井涌水量一般100-1000m3/d，在山前、山麓一带村民打的压水井（井深小于15m）基本无水。水力性质为潜水-微承压水，水化学类型为HCO3－Ca·Mg型，矿化度小于1000mg/l。地下水主要接受大气降水补给，地下径流滞缓，并以地面蒸发、植物蒸腾、人工开采和越流补给下伏裂隙岩溶水为其主要排泄方式。该种水水量小，动态变化大，对基础施工有一定影响，需作好基坑降排水措施。（二）碳酸盐岩类裂隙岩溶水碳酸盐岩类裂隙岩溶水分布于区内东、西部的寒武、奥陶纪碳酸盐岩分布区，地下水即赋存于碳酸盐岩裂隙、溶隙中，岩溶发育具有明显的不均匀性和各向异性。裸露区浅部裂隙、岩溶较发育，岩溶形态多为溶隙、小型溶洞和溶槽、溶芽，富水性差别悬殊，从小总报告版号：0状态：DES第46页2021年9月于100m3/d到1000m3/d不等；隐伏区分布于裸露区外围，上覆有第四纪松散沉积层，是裂隙岩溶水的主要富集区，单井涌水量一般1000~3000m3/d，于构造有利部位可达5000m3/d以上。区域地下水位埋深5.00m~25.00m，受开采影响其年内水位波动范围达20m。水化学类型以HCO3—Ca或HCO3—Ca·Mg型为主，矿化度500mg/l左右。大气降水是其主要补给来源，并以人工开采为其排泄途径，由于其与大气降水和孔隙水联系密切，补给源较充足，常可形成大、中型集中供水水源地，如位于主厂区东北约5km的青谷水源地即是如此。该种水无统一的水面，水量一般，且埋藏较深，其对基础施工影响小。（三）基岩裂隙水主要赋存于燕山晚期的中酸性侵入岩的构造裂隙中，该含水岩组富水性较差、水量贫乏，单井涌水量一般小于100m3/d。因其埋藏深，对基础施工影响小。根据临近工程资料，初步判断地下水对混凝土结构具有微腐蚀性，对钢筋混凝土结构中的钢筋具有微腐蚀性。浅层土对混凝土结构具有微腐蚀性，对钢筋混凝土结构中钢筋具有微腐蚀性，对钢结构有微腐蚀性。3.5.2.5地震动参数、场地类别与场地液化根据《中国地震动参数区划图》(GB18306-2015)和《建筑抗震设计规范（2016年版）》(GB50011-2010)，厂址区基于Ⅱ类场地的基本地震动峰值加速度值为0.05g，相应的地震基本烈度为Ⅵ度，基本地震动加速度反应谱特征周期值为0.45s，设计地震分组为第三组。其中Ⅰ1类场地的地震动峰值加速度调整系数为0.80，地震动加速度反应谱特征周期值为0.35s。根据附近工程资料可知，拟建场地上覆土层主要为中硬土。对于场地覆盖层厚度小于5m的区域，为Ⅰ1类场地，覆盖层厚度大于等于5m的区域，为Ⅱ类场地。本工程场地位于Ⅵ度区，对于沉陷敏感的乙类建（构）筑物和重要的生产建（构）筑物，应按Ⅶ度进行液化判别。本工程地下水位随季节性变化幅度较大，在雨季时饱和粉土为①1粉土和③1粉土，③1粉土地质年代为第四纪晚更新世，可初判为不液化土层；而①1粉土存在液化的可能。3.5.2.6特殊性岩土根据临近工程资料，场地内第四系黏土层为膨胀土，具有弱膨胀潜势。3.5.2.7不良地质作用总报告版号：0状态：DES第47页2021年9月根据调查，本工程场地内无活动断裂通过，不良地质作用主要为岩溶，不存在泥石流、采空区、地面沉降等重大不良地质作用。岩溶：淮北地区广泛分布有碳酸盐岩，该地区地处温暖带亚湿润气候型溶蚀~侵蚀区，物理风化强于化学溶蚀，岩溶发育特征是：地面岩溶形态不发育，无大、中型岩溶形态，只有低级小型岩溶地貌，局部地区地下岩溶作用相对强烈。根据《xxxx公司二期工程可行性研究第一卷可行性研究总报告说明书(50－F0162K1－A)》(2005年9月，西南电力设计院)，可研钻探中未发现厅堂式或廊道式溶洞。通过对钻探结果统计，场地中钻孔遇洞率较高，为21％，但所揭露洞隙规模较小，未发现厂址范围内有大型、联系性的厅堂式溶洞发育，且场地岩溶水平分布范围小、垂直分布厚度小，局限性明显。因此初步判断场地岩溶发育程度为微弱，具体发育程度待下一阶段查明。针对岩溶灾害发育的不确定性，在后续勘察及施工过程中发现的对工程建设有影响的岩溶，需采取相应的治理措施。3.5.2.8矿产、文物据初步调查，本期工程场地不压覆矿产，场地内没有古文物或重点化石群的分布。具体情况以属地自然资源部门、文物部门的批文为准。3.5.2.9地基类型初步分析及评价场地内地基土主要为第四系的黏性土、奥陶系的灰岩和燕山期的闪长玢岩。对于拟建的建（构）筑物，可采用天然地基，以①、②、③黏性土层作为基础持力层，根据已有的勘察资料，拟建场地现有地面标高约31.0~32.0m，场平标高为34.7m，因此局部地段采用天然地基时可能要采用超挖换填处理。由于①、②、③黏性土层具有弱膨胀性，其基础埋置深度应大于大气急剧影响深度1.6m。若天然地基不满足时，可采用桩基础，③黏土层、④基岩（闪长玢岩、灰岩）为良好的桩基持力层，桩型可采用钻孔灌注桩或PHC管桩，灌注桩成孔方式可选择冲击成孔或旋挖成孔；当以③黏土层为桩端持力层，采用PHC管桩时，贯入该层可能会有一定困难，必要时可采取相应的措施，如引孔或加强桩靴等。由于受场地地形起伏影响，低洼地带会出现一定厚度的回填土，对于填土，回填时应按照相关规范严格控制回填质量（如压实系数等），经过一定的处理（如分层碾压、夯实等）后方可作为轻型建（构）筑物的基础持力层。总报告版号：0状态：DES第48页2021年9月3.5.2.10基坑工程评价由于拟建场地现有地面标高约31.0~32.0m，未来场平标高为34.7m，因此未来施工时会产生基坑边坡，针对基坑两侧土层的不同性质，对上部填土可采用1:1.5、黏土采用1:1的坡率放坡，具体可根据开挖后的边坡高度进行调整。必要时可采取适当的坡面处理措施，如设置临时支撑、挂网或喷浆等，以确保施工期间的稳定。3.5.2.11地基土的物理力学性质表3.5.2.11地基土的物理力学性质指标建议值岩土名称重力密度（kN/m3）压缩（弹性）模量ES1－2（E）（MPa）凝聚力c（kPa）内摩擦角（）地基承载力特征值fak（kPa）灌注桩极限端阻力标准值qpk（kPa）灌注桩极限侧阻力标准值qsik（kPa）预制桩极限端阻力标准值qpk（kPa）预制桩极限侧阻力标准值qsik（kPa）饱和单轴抗压强度fr（MPa）①粉质黏土18.0～19.05～820～2510～15130～160/55/60/①1粉土18.0～19.03～615～2015～20120～140/35/40/②粉质黏土19.0～20.08～1235～4010～15200～250/80/85/③黏土19.0～20.010～1550～6010～15280～3501300/1600905000/600095/③1粉土19.0～20.010～1535～4020～35250～300/55/60/④1强风化闪长玢岩23.5～24.5（3～6GPa）//350～450/100/120/④2中风化闪长玢岩24.5～26（10～15GPa）//500～800////10⑤2中风化灰岩26.5～27.0（25～30GPa）//800～1200////35注：灌注桩极限端阻力标准值桩长小于15m时取1300kPa，桩长大于等于15m时取1600kPa;预制桩极限端阻力标准值桩长小于等于16m时取5000kPa，大于16m时取6000kPa。3.5.3结论与建议（1）拟建厂址近场范围的断裂近代虽有活动，但强度较弱。鹰山断裂和青龙山断裂虽距厂址较近，但属近代活动不明显断裂，对工程影响不大。近场区现代地震活动的强度总报告版号：0状态：DES第49页2021年9月和频度相对较低。该地区在区域地质构造上基本稳定，适宜建厂。（2）根据附近工程资料可知，拟建场地上覆土层主要为中硬土。对于场地覆盖层厚度小于5m的区域，为Ⅰ1类场地，覆盖层厚度大于等于5m的区域，为Ⅱ类场地。（3）工程场地基于Ⅱ类场地的基本地震动峰值加速度值为0.05g，相应的地震基本烈度为Ⅵ度，基本地震动加速度反应谱特征周期值为0.45s，设计地震分组为第三组。其中Ⅰ1类场地的地震动峰值加速度调整系数为0.80，地震动加速度反应谱特征周期值为0.35s。（4）区内地下水按含水介质的不同和赋存条件的差异，可分为松散岩类孔隙水、碳酸盐岩类裂隙岩溶水和基岩裂隙水三类。其中松散岩类孔隙水对基础施工有一定影响，需作好基坑降排水措施。根据临近工程资料，初步判断地下水对混凝土结构具有微腐蚀性，对钢筋混凝土结构中的钢筋具有微腐蚀性。浅层土对混凝土结构具有微腐蚀性，对钢筋混凝土结构中钢筋具有微腐蚀性，对钢结构有微腐蚀性。（5）工程场地内③1粉土可初判为不液化土层；而①1粉土存在液化的可能。（6）工程场地内第四系黏土层为膨胀土，具有弱膨胀潜势。（7）工程场地内无活动断裂通过，不良地质作用主要为岩溶，不存在泥石流、采空区、地面沉降等重大不良地质作用。初步判断场地岩溶发育程度为微弱，具体发育程度待下一阶段查明。针对岩溶灾害发育的不确定性，在后续勘察及施工过程中发现的对工程建设有影响的岩溶，需采取相应的治理措施。（8）据初步调查，本期工程场地不压覆矿产，场地内没有古文物或重点化石群的分布。具体情况以属地自然资源部门、文物部门的批文为准。（9）对于拟建的建（构）筑物，可采用天然地基，以①、②、③黏性土层作为基础持力层，局部地段采用天然地基时可能要采用超挖换填处理。由于①、②、③黏性土层具有弱膨胀性，其基础埋置深度应大于大气急剧影响深度1.6m。（10）若天然地基不满足时，可采用桩基础，③黏土层、④基岩（闪长玢岩、灰岩）为良好的桩基持力层，桩型可采用钻孔灌注桩或PHC管桩，灌注桩成孔方式可选择冲击成孔或旋挖成孔；当以③黏土层为桩端持力层，采用PHC管桩时，贯入该层可能会有一定困难，必要时可采取相应的措施，如引孔或加强桩靴等。（11）由于受场地地形起伏影响，低洼地带会出现一定厚度的回填土，对于填土，回填时应按照相关规范严格控制回填质量（如压实系数等），经过一定的处理（如分层碾压、夯实等）后方可作为轻型建（构）筑物的地基持力层。总报告版号：0状态：DES第50页2021年9月（12）由于拟建场地现有地面标高约31.0~32.0m，未来场平标高为34.7m，因此未来施工时会产生基坑边坡，针对基坑两侧土层的不同性质，对上部填土可采用1:1.5、黏土采用1:1的坡率放坡，具体可根据开挖后的边坡高度进行调整。必要时可采取适当的坡面处理措施，如设置临时支撑、挂网或喷浆等，以确保施工期间的稳定。4储能系统设计4.1储能发展的现状储能根据类型分为：机械储能、电磁储能、电化学储能、蓄热蓄冷储能。每种类型根据原理不同又分为如下种类：机械储能电磁储能电化学储能化学储能蓄热蓄冷-抽水蓄能-压缩空气-飞轮-超级电容-超导磁储能-铅酸类-锂离子类-液流类-钠流-氢储能-相变储热-显相储热不同储能类型有不同的特点和应用场景：储能类型典型功率能量时长特点应用场景机械储能抽水蓄能100~2000MW4~10h规模大、技术成熟、响应慢、需要地理资源负荷调节、频率控制和系统备用，电网稳定压缩空气1~300MW1~20h大规模、相应慢、需要地理资源调峰，系统备用，电网稳定控制飞轮储能kW~30MW15s~30min功率密度大、成本高暂态/动态控制，频率控制，电压控制，UPS和电能质量电磁储能超导储能kW~1MW2s~5min响应快、功率密度高、成本高、维护不便暂态/动态控制，电能质量控制，UPS和电能质量超级电容kW~1MW1~30s相应快、功率密度高、成本高、能量低电能质量控制，UPS和电能质量总报告版号：0状态：DES第51页2021年9月电化学储能铅酸电池kW~50MW1min~3h技术成熟、成本小、寿命低、环保问题电站备用、黑启动、UPS、能量平衡液流电池kW~100MW1~20h电池循环寿命长、功率能量配比灵活、储能密度低电能质量、备用电源、消峰填谷、能量管理、可再生储能钠流电池kW~100MW数小时能量密度高、安全问题有待改进电能质量、备用电源、消峰填谷、能量管理、可再生储能锂离子电池kW~100MW数小时功率/能量密度高暂态/动态控制，频率控制、电压控制、UPS其中，电化学储能相比于物理储能具备系统简单、安装便捷、运行方式灵活等优点，建设规模可以达到百千瓦~百兆瓦。即适用于电力系统分散式储能，也适合于构建大规模电化学储能电站，参与电力系统调峰调频，是目前国内外电力系统储能行业发展的焦点。国内已经投运和正在实施的一些典型电网侧电化学储能项目如下：项目规模六安市金寨县储能示范项目101.2MW/202.4MWh江苏镇江储能电站示范101MW/202MWh河南电网电池储能示范项目100MW湖南长沙电池储能电站一期示范工程60MW/120MWh深圳供电局潭头变电站电池储能5MW/10MWh国网江苏昆山储能项目110.88MW/193.6MWh南京江北储能站35.28MW/61.6MWh盐城西团储能电站27.72MW/48.4MWh盐城庆生渡储能电站27.72MW/48.4MWh广州供电局储能项目6MW/36MWh东莞供电局储能项目250KW/300kWh500kW/500kWh4.2储能技术路线选择总报告版号：0状态：DES第52页2021年9月储能电站的储能电池选择，主要应从以下几方面进行研究。（1）具有较高的功率密度，功率密度决定了储能设备的体积和重量，决定了电站的占地面积。（2）具有合适的循环寿命，蓄电池的充放电循环寿命决定了电池的使用时间和储能电站全寿命期的使用成本。（3）具有较高的充放电转换效率；（4）设备价格，储能电池的设备投资决定了电站的初期投资水平。（5）具有高安全性、可靠性：即使发生故障也在受控范围，不应该发生燃烧、爆炸等危及电站和人生安全的故障。（6）环境友好，电池自身虽然没有污染，但是电池的制造和回收阶段却可能存在大规模的污染。因此选择合适的电池对环境的持续利用具有重要意义。根据目前储能技术发展及应用项目实例，对电池储能系统性能进行比较，详细见下表：表4.1-1电化学储能技术路线对比电池类型铅碳电池全钒液流电池钠硫电池锂离子电池（磷酸铁锂）能量密度（Wh/kg）25~5015~50100~250130~200循环寿命1000~3000>160002500~40003000~5000倍率性能0.25C2~5C5~10C0.5~2C充放电深度30%~80%0%~100%10%~85%10%~90%工作温度-20~60℃-5~40℃300~350℃充电0~45℃放电-20~55℃响应速度<10ms毫秒级毫秒级毫秒级安全性风险较低风险较低工作温度高，存在钠硫泄露风险电池存在火灾爆炸危险，安全性已有较大突破。环保性存在环境污染风险电解液可回收回收处理回收处理系统效率75~85%60%~75%>80%80%~85%系统成本（元/kWh）1200~18004000~50002000~30001500~2500度电成本（元/kWh）0.45~0.70.7~1.00.9~1.20.5~0.9从上表可以看到各储能电池类型具有各自的优势和局限性。铅碳电池成本低，但能量密度较低，致使其设备较笨重，运输、安装不便；且倍率性能低，调节性能差；铅炭电池属于能量型储能装置，应用场景侧重于用户侧。总报告版号：0状态：DES第53页2021年9月全钒液流电池是利用正负极电解液分开，各自循环的一种高性能蓄电池。充、放电性能好，可深度放电而不损坏电池；钒电池系统工作温度低，安全性高；但主要问题是电池能量密度低，体积大，系统复杂（需要配套泵阀及管道），投资成本较高，且技术尚不成熟，大容量储能采用全钒液流电池的项目少，运行经验缺乏。钠硫电池单体的比能量高，可大电流、高功率放电，但因为使用液态钠，运行于高温300~350℃之间，容易燃烧，另外，由于充放电过程中电池化学反应相应的吸热和放热作用，需要响应速度快、高稳定性的温控系统，而且万一电网没电了，还需要柴油发电机帮助维持高温，或者帮助满足电池降温的条件。除此之外，其安全性较差，投资成本也较高。从已有的示范项目经验看，锂电池由于具有较高的能量密度，电池能量转换效率高，倍率特性较好，SOC运行范围较宽等优点，更适合于调峰、调频、电压支撑等电网侧应用。其中三元锂电池在储能领域的应用主要受制于其安全性，三元材料热稳定性较差，在200度左右将发生分解，并且会释放氧分子，发生燃烧联锁反应，且三元锂成本较高。综上所述，磷酸铁锂综合性能较好，且近期国内大容量储能电站大部分应用磷酸铁锂电池，技术成熟。建议本项目储能电池选择磷酸铁锂。4.3电池型式及容量4.3.1电池型式选择磷酸铁锂电池依据外壳封装型式不同，主要有方形铝壳和软包铝塑膜两种类型，如下图所示。两者内部组成（正极、负极、隔膜、电解液）相差甚微，主要区别在于外壳封装材料，两者优缺比较如下表4.3.1-1中所示。方形铝壳电池软包铝塑膜电池表4.3.1-1方形铝壳和软包铝塑膜优缺点比较项目方形铝壳软包铝塑膜总报告版号：0状态：DES第54页2021年9月封装形式使用金属铝作为电池壳体。使用铝塑膜在液态锂离子电池外层套上一层聚合物外壳。优点散热性能好；硬度高，物理防撞防刺穿能力强；成组容易；设计可靠性高；主流供应厂商多。安全性好：电芯内部发生安全隐患情况下一般先鼓气（铝塑膜外壳可起到缓冲保护），或者从封口处开裂释放能量；比能量高：同等容量电池，较铝壳电池轻20%、同等规格尺寸，较铝壳电池容量高5~10%；电化学性能良好：软包电池内阻小，可以极大降低电池的自耗电；设计灵活：软包电池尺寸以及形状可根据客户需求定制。缺点较容易产生较大内压而发生爆炸；同规格容量相较小机械强度差；封口工艺难；成组结构复杂；散热设计不易；大规模自动化生产程度低、一致性差；高端铝塑膜依赖进口，软包锂电成本高昂；主流工艺厂家相对较少综上所述，软包铝塑膜磷酸铁锂电池在安全性、比能量、电化学性能等方面具备优势，但其成本高昂、一致性较差，尤其在大型电化学储能电站应用场景下缺点明显。因此，推荐选用方形铝壳电池。4.3.2电池容量选择目前国内生产磷酸铁锂电池厂家众多、供货量充足、技术也较为成熟。针对不同的电池容量，其标称电压和工作电压范围大致相同，但最大充电倍率和最大放电倍率存在不同，且电池容量越大，其重量能量密度和体积能量密度越大。2020年中国新增投运的电化学储能项目中，装机规模排名前十位的储能技术提供商（主要指电池技术），依次为：宁德时代、力神、海基新能源、亿纬动力、上海电气国轩新能源、南都电源、赣锋电池、比亚迪、中航锂电和国轩高科。电池以0.5C（充放电2小时）和1C(充放电1小时)产品为主，成熟产品单体电芯容量为40Ah-320Ah，各家循环次数在4000次-10000次不等（根据使用工况）。表4.3.2-1主流电池供应厂商主要单体电芯规格序号电池厂商单体电芯容量1宁德时代280Ah总报告版号：0状态：DES第55页2021年9月2比亚迪320Ah3力神272Ah4海基新能源120Ah5亿纬动力280Ah6上海电气国轩新能源105Ah7赣锋电池280Ah8瑞普能源280Ah大容量储能项目单芯电池宜选择容量相对大的电池，一方面可提高功率密度，减少占地；另一方面减少电池的串并联回路数，降低电池不一致性发生概率。同时依据“主流厂商主流产品”和“技术先进”原则，可研现阶段暂选用容量在280Ah以上规格的电芯产品。随着锂电池行业系统技术的加速更新，可预期单体电芯容量将不断加大，电池型式也会呈现多样化发展趋势，在本工程后续阶段开展时也将依据电池技术的发展态势，继续优化本可研报告中电池系统设备选型、拓扑成组集成等。典型大容量电芯基本性能参数如下表所示。表4.3.2-2280Ah电芯基本性能参数序号项目规格1类型磷酸铁锂电池2封装形式方形铝壳3标称电压3.2V4标称容量280Ah（0.5C）5工作电压范围2.5V～3.65V6循环次数（成组）≥80%额定容量﹥5000次7工作温度范围充电：0℃～65℃放电：-35℃～65℃8电池内阻0.18±0.05mΩ9电芯重量5.51kg10自放电率月<3.5%表4.3.2-3320Ah电芯基本性能参数总报告版号：0状态：DES第56页2021年9月序号项目规格1类型磷酸铁锂电池2封装形式方形铝壳3标称电压3.2V4标称容量320Ah（0.5C）5工作电压范围2.8V～3.6V6循环次数（成组）≥80%额定容量﹥5000次7工作温度范围充电：0℃～50℃放电：-20℃～55℃0℃以下禁止充电8电池内阻0.8mΩ9电芯重量6.73kg10自放电率月<3%8月2日，安徽省能源局公布了关于征求《2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知（征求意见稿）》意见的函，通知中明确提出“合建共享或者购买服务等市场化方式配置电化学储能的按照省能源局关于集中式储能建设有关要求执行；储能电站连续储能时长1小时，循环次数不低于6000次，系统容量10年衰减不超过20%”。通过对当前储能市场电池产品的调研，大部分电池成套厂家可承诺储能电池循环次数不低于5000次，但不保证可达到6000次以上。为达到循环次数不低于6000次的要求，可研阶段暂按考虑电池组容量冗余配置设计，项目后续应跟踪最新的电池技术，核实配置容量。4.4储能变流器选择储能变流器，又称双向储能逆变器，英文名PCS（PowerConversionSystem），应用于并网储能和微网储能等交流耦合储能系统中，连接蓄电池组和电网（或负荷）之间，是实现电能双向转换的装置。既可把蓄电池的直流电逆变成交流电，输送给电网或者给交流负荷使用；也可把电网的交流电整流为直流电，给蓄电池充电。储能变流器（PCS）由功率、控制、保护、监控等软硬件电组成。分为单相机和三相机，单相PCS通常由双向DC-DC升降压装置和DC/AC交直流变换装置组成，直流端通常是48Vdc，交流端220Vac。三相机分为两种，小功率三相PCS由双向DC-DC升降压装置和DC/AC交直流变换两级装置组成，大功率三相PCS由DC/AC交直流变换一级装置组成。储能变流器分为高频隔离、工频隔离和不隔离三种，单相和小功率20kW以下三相总报告版号：0状态：DES第57页2021年9月PCS一般采用高频隔离的方式，50kW到250kW的，一般采用工频隔离的方式，500kW以上一般采用不隔离的方式。下图为双向储能变流器的一次结构及二次原理图：由于应用场合不同，储能变流器的功能和技术参数差异较大，在选择时应注意系统电压、峰值功率、功率因素、转换效率、切换时间等，这些参数的选择对储能系统功能影响较大。系统电压：就是直流侧蓄电池组的电压，储能变流器的输入电压。不同技术的储能逆变器，系统电压相差较大，单相两级结构的储能变流器在50V左右，三相两级结构的储能变流器在150V-550V之间。三相带工频隔离变压器的储能变流器在500V-800V之间，三相不带工频隔离变压器的储能变流器在600V-900V之间。目前大容量锂电池储能的变流器采用三相不带工频隔离变压器形式，市场应用中直流侧电压大多在1000V以下。近期，得益于光伏逆变器的技术发展，储能变流器技术也得到大幅提升，不少厂家推出最高电压达1500V的PCS。在国外1500V储能系统已有不少投运实例，近期也在国内正式投运。采用1500V系统后，储能集装箱内允许串并联布置更多的电池，功率密度提升30%以上。相同容量的电站，可减少集装箱的数量，占地减少，同时降低辅助系统设备成本，如集装箱箱体、消防系统、簇级BMS、箱内线缆等，相应降低现场基础数量、连接电缆长度、施工等。但集装箱内电池数量的增加同样对每个单芯电池、电池模组、电池簇的均压、均1L2L3L防雷器接地交流EMI滤波器交流滤波器==直流EMI滤波器交流接触器交流断路器接地防雷器DC/AC逆变PWM驱动人机交互通讯管理事件管理故障录波电量统计文件管理采样开入开出锁相PLLPQ控制VF控制VSG保护PWM控制开入通讯指令温度联锁保护绝缘监视开出电流电压直流断路器LVRT防孤岛50%总报告版号：0状态：DES第58页2021年9月流以及热量管理提出了更高的要求。输出功率储能变流器的额定输出功率与直流侧输入电压关系密切，直流侧电压越高，输出功率越大。典型的直流侧输入电压与输出功率如下表所示：直流电压范围（V）280-750280-750450-750500-900500-900600-900800-1500额定有功功率（kW）30501002505006301250-1500功率因数储能逆变器正常运行时，功率因素应大于0.99，当系统参与功率因素调节时，功率因素范围应该尽可能宽。转换效率效率每提升0.1个百分点对变流器行业而言都是一个巨大的挑战和进步。转换效率的提高可通过改善IGBT分级并联、IGBT优化调制算法、高功率密度智能高效风冷散热等技术实现，更高的储能变流器效率有助于提升储能系统循环效率，可进一步降低储能度电成本，提升投资回报率。目前，PCS转换效率可达到98%以上，推荐选择高效率PCS。切换时间储能逆变器有两种切换时间，一是充放电切换，大型储能逆流应该能快速切换运行状态，通常要求在90%额定功率并网充电状态和90%额定功率并网放电状态之间，切换时间不大于200ms，二是应用于并网模式和离网模式的切换，切换时间不大于100ms。储能电站在应用中充放电切换较频繁，因此重点关注充放电切换时间，目前市场上主流的PCS厂家可做到100ms以下。工作模式储能变流器主要有并网和离网两种工作模式。并网模式，实现蓄电池组和电网之间的双向能量转换。具有并网逆变器的特性，如防孤岛、自动跟踪电网电压相位和频率，低电压穿越等等，根据电网调度或本地控制的要求，PCS在电网负荷低谷期，把电网的交流电能转换成直流电能，给蓄电池组充电，具有蓄电池充放电管理功能；在电网负荷高峰期，它又把蓄电池组的直流电逆变成交流电，回馈至公共电网中去；在电能质量不好时，向电网馈送或吸收有功，提供无功补偿等。离网模式，又称孤网运行，即能量转换系统(PCS)可以根据实际需要，在满足设定要求的情况下，与主电网脱开，给本地的部分负荷提供满总报告版号：0状态：DES第59页2021年9月足电网电能质量要求的交流电能。综上所述，1500V电压等级的PCS目前已有成熟的运行业绩，同时1500V系统相对1000V系统有较好的经济性，因此本次可研设计在系统集成时，考虑1500V电压等级的PCS，对于大容量储能电站较为合适。主要技术参数如下：表4.3-1PCS主要技术参数表序号项目参数（1500VPCS）备注1交流接入方式三相三线2额定功率1375kW3额定功率直流电压工作范围（V）800~15004过载能力在环境温度50℃下可长时1.1倍过载运行和1.2倍过载运行10min。5额定交流电压550V6总输出电压谐波（THDv）<3%7功率因数可调范围-1（超前）-1（滞后）8100%负载下转换效率（PCS）≥99%9充放电转换时间＜80ms10冷却方式智能强制风冷11工作环境温度－30℃～+65℃4.5系统集成设计4.5.1储能系统集成方案储能系统除电池组及变流器PCS外，主要还包括高压箱、汇流柜、升压变压器以及控制保护、暖通及消防等其它辅助系统。典型的储能单元原理图如下所示：总报告版号：0状态：DES第60页2021年9月通常将电池组、高压箱、汇流柜以及电池管理系统集成在一个集装箱内，称为储能电池集装箱。将变流器、升压变压器以及出线环网柜集成在一个集装箱内，称为储能变流器PCS集装箱。目前国内主流锂电池及PCS供应商已实现规模化供应，并对产品实现了标准化生产。其中，储能变流器PCS与升压变、中压环网柜已集成在一个模块上，形成逆变升压一体机，各厂家产品已完全按照户外布置的条件设计、生产。因此，本项目锂电池集装箱和PCS模块均推荐采用户外单层布置方案。具有模块化、易安装维护、事故风险小等特点。在电池集装箱方面，国内储能项目中，磷酸铁锂电池组集装箱冷却方式以风冷为主；近期出现了液冷技术，并在国外已有较多的应用。电池集装箱风冷系统由空调、整体风道、柜体风道、内置冷却风扇、温湿度传感器等组成；液冷系统则由液冷机组、冷却管道、冷却液、温湿度传感器等组成。两种系统具体设计见4.7电池集装箱热管理系统设计。风冷集装箱有步入式设计和非步入式设计，步入式设计需同时需考虑风道空间，模组体积和过道间距，非步入式设计无需考虑内部过道，本可研报告选择非步入式设计。液冷集装箱由于无风道，可采用非步入式，无需考虑内部过道；加上其冷却效果好，相同尺寸集装箱的等效电池容量更大。4.5.2电池风冷方案配置规划储能电站一期建设规模为103MW/206MWh。电池风冷方案采用单芯电池容量280Ah，直流侧1500VPCS。整个储能站分成39个总报告版号：0状态：DES第61页2021年9月2.509MW/5.018MWh储能单元和2个2.609MW/5.218MWh储能单元，每个单元包含1个电池集装箱和一个2.5MWPCS集装箱。2.5MWh电池集装箱包含13个电池簇，每个电池簇容量为200.7kWh，单簇串并联方式为224S1P。每个2.5MWPCS集装箱包含四台630kW储能变流器，一台升压变压器，环网柜和配电柜。单个2.5MW/5MWh储能系统的配置如下表：表4.5.1-1电池风冷方案2.5MW/5MWh储能系统配置序号设备名称参数数量单位备注1储能变流升压一体机额定功率2500kW1台1.1储能变流器PCS额定功率1375kW，直流输入范围800~1500V2台1.2升压变压器37±2×2.5%/0.55kV，Dy11，2750kVA，干变，双绕组1台1.3环网柜35kV，负荷开关+熔断器1套负荷开关+熔断器1.4配电柜箱内二次设备配电1套1.5箱体及附件（宽×高×深）：7800×2600×3000mm1套245尺箱式储能电池系统额定容量5MWh1套交流侧可用能量2.1锂电池5018kWh/5218kWh1台采用3.2V280Ah磷酸铁锂电芯，持续放电倍率≤0.5C，共由14个电池簇组成，每个电池簇容量为358.4kWh/372.3kWh，单簇串并联方式为400S1P/416S1P2.2电池控制柜电池管理系统BMS1台集成电池簇汇流，保护功能2.3电池供电柜1套集成辅助配电功能，含UPS、24Vdc电源模块等设备2.4箱体及附件（宽×高×深）：13716x2896x2438mm2套含温控系统、消防系统、电池架、散热风道、照明及箱内设备间连接线缆等，C3防腐目前，国内大多数储能电站采用电池风冷技术，该方案技术成熟，运行维护经验较丰总报告版号：0状态：DES第62页2021年9月富。且由于成套厂家较多，从单个电芯选择到电池模组、再到集装箱外壳已形成了完善的供应链，系统集成成本较低。4.5.2电池液冷方案配置电池液冷方案采用容量320Ah电芯，整个储能电站由39个2.5MW/5.6MWh储能单元和5个2.5MW/4.9MWh储能单元组成。能量配置如下表所示：表4.5.2-1电池液冷方案103MW/206MWh能量配置序号项目2.5MW/5.6MWh单元2.5MW/4.9MWh单元备注1冷却方式液冷液冷2模组类型1P114S1P114S3单体电池下限容量Ah3203204单节电池额定电压（V）3.23.25单节电池输出能量（Wh）102410246电池节数3423427电池串数878单箱总容量(MWh)2.802.459箱体数量781010总电池Cell配置容量(MWh)218.424.511直流侧可用能量(MWh)201.0222.5912防护等级IP55IP5513单台电池箱尺寸(宽×深×高)9800×1700×2645mm9800×1700×2645mm每个系统包括7串电池、电池管理系统、其它辅助系统，如消防报警系统、配电系统、温度调节系统、接地系统等。每个储能单元同样配置一台2.5MW储能变流升压一体机，包括2台功率1375kW、直流侧最高电压1500V的PCS，1台升压变压器、1台环网柜，共40台。单台储能变流升压一体机配置如下表所示：表4.5.2-2电池液冷方案2.5MWPCS配置序号设备名称参数数量单位备注1储能变流器PCS额定功率1375kW，直流输入范围800～1500V2台总报告版号：0状态：DES第63页2021年9月2升压变压器37±2×2.5%/0.55kV，Dy11，2750kVA，干变，双绕组1台3环网柜35kV，负荷开关+熔断器1套负荷开关+熔断器4配电箱箱内二次设备配电1套5箱体及附件（宽×高×深）：7800×2600×3000mm1套相比电池风冷集装箱，电池液冷集装箱更加节约空间，相同尺寸的集装箱等效容量更大，可节省占地。液冷方案冷却效果好，可提高直流侧电池的效率，延长电池的使用寿命。采用非步入式方案，降低了运维的危险性，提高运维便利性。由于液冷方式无需电池电芯与外部空气进行换热，液冷电池模组可参照汽车电池，进行IP等级高的防水设计。因此，允许消防上采用集装箱箱内水喷淋，直接对电池组降温，而不会对其它电芯模组产生损害。液冷方案虽有不少优点，但从目前市场来看，多在国外工商业等用户侧应用，国内应用少。其中较大规模的比如国家电网湖南综合能源储能电站二期储能项目，永州蚂蟥塘20MW/40MWh电站，在2021年6月10日并网运行。相比风冷方案，液冷方案对厂家制造工艺要求高，设备供应商少，价格稍贵。4.5.3其他设计方案除上述两种采用电池串并联及大功率PCS组成储能系统外，也有厂家推出了级联型高压储能技术方案。该方案实现电网与电池之间电能的双向直流转换，实现对电池的充放电管理。级联型高压储能系统不需要经过升压变压器，直接与电网连接，电压等级可以是10kV或者6kV。该系统每相由若干个储能变流器单元串联叠加，形成高压输出，系统主要包括高压充电装置、启动装置、功率单元、控制系统。总报告版号：0状态：DES第64页2021年9月图4.5.3-1级联型储能系统单元拓扑图103MW/206MWh储能电站共需配置20套10kV5.15MW/10.3MWh级联型高压储能系统，单套5.15MW/10.3MWh的电池参数如下表：表4.5.3-1级联型储能系统单套5MW/10MWh电池配置序号名称参数1电芯单体电池容量280Ah，3.2V2电池模组电池模组（PACK）串并结构1P16S（1并16串）3电池模组容量/电压14.336kWh/51.2V4电池簇每簇电池模组数量15个5电池簇容量/电压215.04kWh/768V6单套系统电池簇数量54个7电池簇尺寸1120(W)2452(H)783(D)8交流侧可用能量/安装容量10.3MWh/11.6MWh整个电站需配置40（每相）x3套锂电池集装箱以及20(每相)x3套PCS集装箱。下图为电池集装箱和PCS集装箱拼接的单相集装箱示意图，其中两端为电池集装箱，中间为PCS集装箱。图4.5.3-2级联式储能系统单相集装箱布置图总报告版号：0状态：DES第65页2021年9月级联型方案优点是电芯无（少）并联，无需考虑电池直流侧并联所带来的一致性问题，延迟长电池使用寿命；无需PCS升压变压器，降低了系统损耗。但由于级联型方案目前交流侧输出最高到10k电压等级，综合考虑220kV主变压器低压侧额定电流以及短路电流水平，本站将无法采用单台双卷主变压器的方案，主变需分成2台，增加了本项目升压站一次设备和二次保护的复杂性。且级联型方案目前市场上无论应用还是生产厂家都较少，产品质量及运行效果还有待检验。4.5.4总结综上所述，本报告系统集成设计方案考虑2种，电池风冷方案和电池液冷方案。两个方案的比较如下：项目电池风冷方案电池液冷方案备注整站效率85%87%液冷略高寿命寿命不及液冷集装箱由于冷却效果好，可延长电池的使用寿命10%左右。占地面积本期占地1.98hm2本期占地1.87hm2两个方案基本相当安全性1、采用管网式全自动七氟丙烷灭火系统。2、一般不采用集装箱内水消防方案，水喷淋后整箱报废。1、采用管网式全自动七氟丙烷灭火系统。2、电池模组防水设计，消防采用集装箱内水消防，水喷淋后未过火模组仍然可用。电池集装箱总投资由于产品技术成熟，供应商多，成本较低。国内应用少，供应商少，设备成本稍贵。4.6储能系统控制及保护4.6.1电池管理系统（BMS）电池管理系统BMS核心的功能是根据使用环境对电池的充放电过程进行监测和控制，总报告版号：0状态：DES第66页2021年9月从而确保电池安全的前提下最大限度的利用电池存储的能量。电池簇是大规模电储能的基本单元，其构成要素包括：存储能量的电池部分，弱电监测控制的电池管理系统（BMS），强电监测控制的开关盒等。其中BMS采用三级管理架构设计，系统的整体控制及通信框图如下图所示：图4.6.1-1BMS系统控制及通信框图1)电池管理单元（BMU）：内置在电池PACK，具有电压和温度采样、被动均衡等功能，其采用无软件设计，通过差分UART菊花链实现通信及控制功能。2)电池簇管理单元（CMU）：内置在开关盒，具有SOC计算、控制BMU、控制主功率电路通断功能。3)电池系统管理单元（SMU）：内置在直流配电柜，具有环境监控(选配)、控制CMU，控制主功率电路通断功能。各级BMS的具体功能描述如下表所示。表4.6.1-1：BMS层级及功能描述BMS层级功能分类具体功能BMU电池状态采集单体电压采集温度采集能量管理被动均衡热管理风扇驱动信息管理与CMU通信BMUBMU…CMUFuseDCContactorFuseDCContactorBMUBMU…CMUFuseDCContactorFuseDCContactorPowerConnectionPCSBCP…SMUEMSCommunication总报告版号：0状态：DES第67页2021年9月CMU电池状态采集电流采集总压采集绝缘电阻采集电池状态估算SOC估算SOH估算故障诊断电池系统故障诊断BMS系统故障诊断能量管理充电控制管理放电控制管理被动均衡控制管理热管理电池制冷控制管理信息管理软件升级与BMU和SMU通讯SMU能量管理RACK接入接出管理信息管理与PCS和CMU通信日志记录故障录波4.6.2能量管理系统EMS储能电站能量管理系统（EMS）包括储能监控及功率控制系统以及其他网络设备，实现该储能系统内所有电池单体、电池簇、电池系统、变流器（PCS）、升压变保护测控等的全方位的数据采集、处理、展示、控制、历史数据维护查询以及全站变流器（PCS）的快速协调控制。（1）功能：集成储能系统控制、监控核心软、硬件提供可视化界面，可直接进行储能系统监测、管理预留百兆光纤、以太网接口，方便第三方系统接入配置UPS，支持30分钟以上持续备电（2）特点支持源、网、荷、储等多能互补系统监控集成光纤交换机，可实现多重组网，灵活方便支持百兆瓦级储能系统综合管理支持无缝接入电网调度、阳光云及第三方监控系统总报告版号：0状态：DES第68页2021年9月具备入侵检测，漏洞扫描、DDOS防护，免病毒系统运行日志可追溯支持海量数据存储图4.6.2-1EMS能量管理系统外观图（3）典型应用拓扑图图4.6.2-2典型应用拓扑图总报告版号：0状态：DES第69页2021年9月4.6.3储能逆变器（PCS）运行过程中，PCS会实时检测自身工作状态以及储能装置和交流电网的状态，一旦检测到故障及异常，变流器停止工作，并发出报警信号。1）交流过/欠压保护变流器在运行过程中，电网接口处的电网电压允许偏差为额定值的±10%（可在定值中设定）。当电网电压超出保护定值时，变流器停止工作，并在液晶显示屏上显示相应的报警信息。2）交流过/欠频保护变流器在运行过程中，电网频率允许范围为45Hz-55Hz（50Hz规格）或55Hz-65Hz（60Hz规格）。当电网频率超出保护定值时，变流器停止工作，并在液晶显示屏上显示相应的报警信息。3）交流过流保护变流器在运行过程中，交流输出电流不超过额定值的110%。当电网发生短路、交流输出电流超出保护定值时，变流器停止工作，与电网断开，并发出相应的报警信息。4）负序电流保护变流器在运行过程中，当电网负序电流超出保护定值时，将立即停机，并发出相应的报警信息。5）负序电压保护变流器在运行过程中，当电网负序电压超出保护定值时，将立即停机，并发出相应的报警信息。6）孤岛检测保护变流器采用主动式与被动式双重孤岛检测方法。当电网发生孤岛故障时，可迅速检测出电网孤岛故障，在0.2-2s内将储能装置同电网断开，并发出相应的报警信息。7）直流过压保护变流器允许直流侧最大输入电压为1000V。当检测到输入电压超出保护定值时，变流器将立即停机，在0.2-1s内将储能装置同电网断开，并发出相应的报警信息。8）直流欠压保护变流器在运行过程中，检测到直流电压低于设定的欠压定值时，将立即停机，并发出相应的报警信息。9）直流侧极性反接保护总报告版号：0状态：DES第70页2021年9月变流器在运行过程中，实时检测直流进线电压。当检测到进线正负反接时，将立即停机，并断开直流开关；极性正接后，变流器方可正常工作。10）直流过流保护变流器在运行过程中，实时监测直流侧电流。当电流值超过保护定值时，变流器会在0.2-1s内将储能装置同电网断开，并发出相应的报警信息。其定值整定需要与电池充放电限制电流相配合。11）绝缘监测变流器在运行过程中，实时监视直流侧对地绝缘状况。当出现绝缘异常时，将停止工作，并发出相应的报警信息。12）接地保护变流器在运行过程中，实时监测对地漏电流。当漏电流采样超过限值时，将停止工作，并发出相应的报警信息。13）驱动保护变流器在运行过程中，实时监测IGBT模块的状态。当IGBT发生驱动故障时，将立即停机，并发出相应的报警信息。14）PT异常保护变流器在运行过程中，实时监测并网接触器前后端的交流电压偏差。当电压采样异常时，将立即停机，并发出相应的报警信息。15）辅助电源保护变流器在运行过程中，实时监测辅助电源的状态。当电源故障时，将立即停机，并发出相应的报警信息。16）过温保护变流器在运行过程中，实时监测功率模组温度。当温度过高时，将启动风机散热，并限功率运行。当温度仍然高于高温限值时，变流器将停止运行，待温度降为正常后方可继续运行。17）通讯故障保护变流器在运行过程中，实时监测与BMS及上位机的通讯状态，当通讯出现中断时，将停止运行，并发出相应的报警信息。18）外部联锁保护变流器可以接入外部联锁保护信号。当外部联锁保护时，将停止运行，并发出相应的总报告版号：0状态：DES第71页2021年9月报警信息。4.7电池集装箱热管理系统设计方案一电池风冷方案：采用集中式风冷，由空调、整体风道（内置流量调节装置）、柜体风道、内置冷却风扇、温湿度传感器等组成。整个热管理系统采用主动风冷方式对储能系统进行温度控制。根据电池系统的运行工况进行热性能分析，分析整个系统的制冷制热需求，利用工业空调和合理的风道设计，以及每个电池簇内部的风扇和风道优化设计，实现对储能系统内部电芯以及关键部件的有效温度、湿度的控制，使储能系统的工作环境适宜，延长整个系统的使用寿命以及运行的安全可靠。图4.7-1风冷系统集装箱风道示意图总报告版号：0状态：DES第72页2021年9月图4.7-2风冷系统机柜风道示意图方案二电池液冷方案：电池集装箱集成液冷机组，液冷机组布置在集装箱的一端，保证电池运行在最佳的温度范围。冷却管道延伸至每一个电池包，可提高冷量利用率和散热效率，确保电池温度均一性。同时，采用双压缩机设计，冗余备份，提高系统可利用率。液冷系统设计主要借鉴了电动汽车冷却系统的器件选型及冷却介质的选取，冷却液采用50%水/50%乙二醇溶液。图4.7-3液冷系统布置示意图电池pcak电池pcakBMS配电部分接线部分电池pcak电池pcak电池pcak电池pcak电池pcak电池pcak电池pcak电池pcak电池pcak电池pcak电池pcak电池pcak电池pcak电池pcak电池pcak电池pcak电池pcak电池pcak电池pcak电池pcak电池pcak电池pcakBMSBMSBMSBMSBMSBMSBMSBMSBMSBMSBMS液冷系统液冷管道高温回水液冷管道冷水总报告版号：0状态：DES第73页2021年9月图4.7-4液冷系统管道示意图无论风冷和液冷方案热管理系统均采用三层级设计，在电池组、电池簇、集装箱式系统，都进行了针对性的设计，保证整个电池系统能够工作在-20℃~+45℃温度范围内，集装箱内温度可以控制在温度范围+20℃~+35℃，平均温差不大于5℃。4.8储能系统智慧运维及云监控随着电化学储能电站连年增加，行业对储能电站的监控运维越加重视，加上电站往往各自分布，位置分散，亟需云监控系统来解决数据孤岛问题。传统的储能电站运维工作挑战重重：（1）设备数量多，运维效率低。故障告警无法及时解决，导致恢复时间长，用电损失大；（2）电池跟踪技术亟待提高。电站往往需要运行6-10年，对于风险电池，落后电池，问题电池都需要及早发现和处理，否则将影响电站整体寿命；（3）整体运维成本较高。运维人员需要轮班值守，设备故障层层排查原因，电池频繁更换，大大影响了电站回本周期。2021年8月24日，国家发改委发布《电化学储能电站安全管理暂行办法（征求意见稿）》，《办法》中明确提出“建设单位及运维单位应加强储能电站运行管理，可借助大数据、云计算等数字化技术，实现储能安全状态感知、诊断和预警，提升电站智能运维与安全防控水平”。总报告版号：0状态：DES第74页2021年9月本项目考虑采用智慧运维系统，该系统组成如下：展示层包括数据大屏、监控中心、Web管理端、手机APP等。服务层包含数据服务、告警服务、日志服务、报表服务、配置服务等。数据处理层包含数据储存、实时计算、离线计算等。数据传输层包含防火墙、数据加密、物理隔离、网关终端等。设备层包括BMS、EMS、PCS、单体电芯、电池簇、电能质量表、电能计量表、变压器等。系统拓扑结构示意如下：主要设备清单如下：总报告版号：0状态：DES第75页2021年9月实现功能包括：（1）站点数据采集(支持多站点)（2）大数据中心，（3）实时监控，对站点全实时面数据实行24小时监控，短信/APP通知，实现少人/无人值守；（4）快速故障定位和风险识别；（4）统计分析，找到落后电池及时补电，保障正常运行；（5）电池预测，提前发现风险电池，及时关注，降低运行风险；（6）运维工单管理，故障和工单智能联动，减少信息通路，提升维护效率，跟踪维护结果。4.9消防系统设计储能电池系统采用管网式全自动七氟丙烷灭火系统。消防系统由火灾探测器、控制器、储存瓶组、管网、喷头、泄压阀、声光报警、气体喷洒指示灯、紧急启停按钮、手动自动开关等组成。七氟丙烷自动灭火系统工作原理如下图所示：总报告版号：0状态：DES第76页2021年9月图4.9-1消防系统原理图当温感检测到的温度大于65℃，且烟感检测到烟雾浓度大于特定值时，消防系统自动启动。消防控制器将火灾报警信号同时上传给本地系统和储能电站级消防总控，储能电站级消防总控再将火灾信号传递给火电厂级消防总控。收到火灾信号后，消防控制器会采取如下动作：启动启动声光报警。启动“放气勿入”指示牌。启动钢瓶电磁阀，开始喷放七氟丙烷气体，8s内七氟丙烷气体充满集装箱箱体。当集装箱箱体内压力大到一定程度，泄压阀会打开，防止箱体内压力过大。灭火装置在灭火剂喷射结束2min后，锂电池不出现燃烧、爆炸现象；灭火装置喷射结束并持续抑制10min后，锂电池不存在复燃情况。延迟启动。为保证人员的安全撤离，系统设置延时启动功能，在喷放灭火剂前，发出火灾报警。当探测器探测到火灾信号，或手动强制启动信号时，首先启动声光报警器，提醒工作人员及时撤离储能站，延时30秒（时间可调），启动灭火器。收到火灾信号后，系统会采取紧急停机措施，包括断开电池簇的接触器、汇流柜的隔离开关等。总报告版号：0状态：DES第77页2021年9月此外，同时配置排气通风装置，配合可燃气体探测器按照以下控制策略进行换气通风，逻辑图如下图：（1）气体检测系统应设计成当集装箱中检测到的可燃气体水平超过LFL的25％时，启动机械排气通风系统。（2）机械排气通风系统应保持开启状态，直到检测到的可燃气体小于LFL的25％后方可关闭。图4.9-2排气通风装置工作流程图集装箱箱体电池仓顶部，安装防爆泄压阀，在极端情况下进行泄压，保证设备不燃爆。对于电池液冷集装箱方案，在上述基础上增加箱内水消防系统，如发现火焰蔓延等现象，可连接消防水源或开启外部阀门向集装箱内供水，形成水喷淋，由于电池模组防水设计，水喷淋后未过火模组仍然可用。4.10其它辅助系统4.10.1汇流系统设计电池集装箱内部集成直流汇流系统模块，可将多簇电池汇流，集中对外输出，统一对外接口，方便外部接线。汇流系统通过铜母排与电池簇BMS控制箱连接，汇流输出端配置可带载分段的负荷隔离开关，同时配置熔断器进行外部线路短路保护。总报告版号：0状态：DES第78页2021年9月图4.10-1汇流系统原理图图4.10-2汇流系统结构示意图总报告版号：0状态：DES第79页2021年9月4.10.2电池集装箱控制柜设计控制柜集成了储能系统管理系统和配电系统，起到对整个储能集装箱的控制和二次系统配电功能。配电系统为集装箱内用电设备提供交流电源以及为BMS部分提供不间断电源。同时它可以整合系统内自耗电情况、各部分开关门状态、室内温湿度情况以及消防状态信息，并将这些信息上报至BMS系统。同时作为系统内总配电柜，在发生消防事故或者其他紧急事故下可以完成自动或者手动控制下的急停。控制柜具有以下工作模式，以适应不同场景的需求：1)远动模式主要应用于单元电池系统正常运行时，控制柜对单元电池系统的远程控制，以及故障后的合闸。2)手动模式主要应用于出厂测试时，测试系统的性能，以及单元电池系统故障时的检修。电池集装箱内配置内部配电系统，为热管理系统、消防系统、电池管理系统及其它系统进行配电，如下图所示。电池集装箱用电负荷分为I类和II类，I类负荷为控制系统，II类负荷为风扇和空调等耗电量较大且不需要备用电源。I类和II类负荷电源分开供电，II类负荷从站用变取电（AC380V，三相四线），II类负荷从UPS取电，UPS的设计应保证外部电源失电后，用电设备工作时长不小于30分钟。配电系统集成在控制柜内，配置完善、可靠的防雷系统，总出口配置工业级漏电保护开关，每条输出支路配置工业级断路器进行过载、短路和选择性保护。AC380VUPS高压箱火灾报警控制器AC/DC空调电池柜风扇AC380VAC220VAC220VSBMS温湿度传感器RS485RS485插座AC220V维护检修电源维护检修电源AC220VAC380V总报告版号：0状态：DES第80页2021年9月图4.10-3配电系统4.10.3集装箱设计（1）外壳材料设计为保证足够的强度和20年的寿命要求，集装箱的外壳厚度不小于2mm，内壁彩钢板的有效厚底不低于0.8mm，采用国内外知名厂家的高品质彩钢板产品。非导电材料制作的外壳部件应满足特定的绝缘要求，其应满足GB17467《高压/低压预装式变电站》中的验证性试验要求。户外型设备防护等级不低于IP55，具备防沙、防水能力。（2）防火性能要求防火性能应能满足GB17467的相关要求。储能电池系统集装箱箱体为两层钢板，中间填充材料A级防火阻燃岩棉，天花板/侧墙填充厚度不小于50mm，地面填充厚度不小于100mm，使箱体具备保暖、隔热、阻燃的功能。内外部装饰材料等全部使用A级不燃材料。（3）抗腐蚀性能外壳是主接触导体系统的一部分，为了保持在其预期寿命期间的载流能力，应采取措施防止接地回路中元件和接触表面的腐蚀。通过采用适当的材料或者对于暴露的表面采用适当的保护涂层来保证防止金属腐蚀。对于所有可以拆卸设计的箱体门板的螺栓和螺钉，应使用不锈钢等防锈材料，防腐时间要求等同于C3要求，并且方便日后进行拆卸维护。（4）隔热材料的要求对于集装箱墙体（包括箱顶）使用的隔热材料，需满足防火阻燃的要求。集装箱顶部应额外考虑防晒隔热措施。4.11储能布置方案方案一：电池集装箱风冷方案国内主流锂电池及PCS供应商已实现规模化供应，并对产品实现了标准化生产。典型布置如下图所示：总报告版号：0状态：DES第81页2021年9月图4.11-1锂电池集装箱和PCS模块典型布置磷酸铁锂集装箱箱体四周为50mm岩棉夹心板，岩棉夹心板满足一小时防火要求，门内部及顶部填充50mm岩棉，岩棉满足一小时防火要求；集装箱整箱防火性能大于1小时。对于电化学储能的蓄电池采用集装箱布置形式，规程规范上对集装箱间最小间距及是否设置防火隔爆墙无规定。按业内大多工程的经验，电池集装箱之间的间距不小于3米。方案二：电池集装箱液冷方案由于液冷方案可采用非步入式集装箱，因此可设计成一侧开门，另一侧固定封板的形式。该集装箱设计方案区别于传统形式的步入式集装箱，业内通常称之为Cube。电池Cube布置时，需留出外侧开门及通道，两台电池Cube箱非出线侧可背靠背放置。1米正面Cube箱#1Cube箱#2正面1m图4.11-2Cube箱背靠背布局图（示意）总报告版号：0状态：DES第82页2021年9月图4.11-3Cube箱与PCS模块典型布置5工程设想5.1厂区总平面布置5.1.1xxxx公司一期工程概况xxxx公司一期工程供水采用二次循环供水系统，补给水源为厂址东北及东部的时村、青谷、宁山一带的地下水，利用深井泵房、输水管线接至厂区净水站，电厂生产、生活和消防用水由厂内净水站供给。电厂一期工程出线等级为220kV，出线6回，其中至五里营变2回、至蚌埠北郊变2回、至宿东变2回。另预留2回，出线方向东南，厂区东侧为开阔平原，有足够的出线走廊。电厂一期厂区总平面布置主厂房固定端朝向西南，扩建端朝向东北，厂区由东南向西北呈升压站－主厂房－运煤、贮煤设施的三列式布置，厂区纵向轴线与正北方向之间夹角为25度。主厂房布置在距丰山村西北约50m、距宋疃联中东北约350m的地带，铁路专用线从厂区西南端进厂并靠西布置，煤场布置在厂区铁路线西侧，预留汽车卸煤沟布置在铁路专用线西侧、煤场以北，升压站位于主厂房东南的A列外，网控楼布置在220kV升压站以北，升压站围栅距主厂房A列100m。自然通风冷却塔、厂区净水站布置在厂区南侧、升压站的固定端，循环水弱酸处理室布置在冷却塔东侧。锅炉补给水处理室布置在锅炉房固定端，工业废水处理站和除渣设施布置在主厂房烟囱后，生活污水处理站布置在220kV升总报告版号：0状态：DES第83页2021年9月压站东侧，生产综合楼布置在汽机房固定端，燃油库区布置在厂区西北侧的厂区铁路外，并自成一个小区。其它各辅助、附属建筑物均布置在主厂房固定端，施工安装场地和施工生活区位于厂区扩建端。电厂生活区位于淮北市。5.1.2建设规模及规划容量本工程为大容量电化学储能电站项目，规划总容量1GWh，本期建设200MWh。5.1.3全厂总体规划（1）厂区可用地范围本工程建设场地主要利用一期工程预留扩建场地，场地南北长约230m东西长约580m，场地形状为不规则L形，为电厂已征地面积约164亩，建设用地面积较为充足。本工程场地东侧、北侧靠近原电厂征地范围处现状为村庄，查阅相关规程规范未有明确规定与现状村庄的间距要求，待下一阶段环评后根据要求可进一步调整总平面布置方案。（2）电气出线本期利用老厂出线间隔，拟向东南出线。（3）施工场地本工程施工用地利用一期预留用地，生产用地0.85hm2，施工生活用地0.15hm2，总计用地约1hm2。（4）进厂道路厂区紧邻城市道路，电厂厂外公路利用一期已建公路，本工程不新建厂外公路。（5）厂址的防洪排涝规划厂址所在的淮北地区洪水都是由暴雨产生的，产生暴雨的天气系统在6、7月份，降雨历时可持续一两个月，降雨范围广，8、9月份常因台风影响，而出现台风暴雨，其特点是降雨范围小、历时短，但强度大。本地区大暴雨的另一特点是暴雨区移动方向常与河道水流方向一致，1954年的几次大暴雨便是如此。电厂厂址区域每遇水灾，平地积水，沟河漫溢，甚至河堤决口，洪水横流。厂址处百年一遇洪水位为33.01m（1956黄海高程系统）。5.1.4厂区总平面布置规划设想本期工程规划设计103MW/206MWh电化学储能电站，总平面规划布置原则如下：（1）做好全厂的统一规划，充分利用厂址内已征地和已租地，尽量少新征土地、少拆迁民房。（2）合理规划电厂出入口，做到人、货分流，避免车辆相互干扰。总报告版号：0状态：DES第84页2021年9月（3）为电厂创造较好的施工条件。（4）功能分区合理、工艺流程顺畅。（4）体现现代电厂设计理念，减少厂区辅助建筑。在满足“安全可靠、经济适用，符合国情”的原则下，合理有效地使用土地，紧凑布置，节约用地。本次可研根据厂址的一期工程已有布置格局、自然条件、周围环境和对未来电厂扩建1x660MW机组的规划设想，通过对厂址地形、地质条件分析等因素，提出以下两个总平面布置方案：5.1.4.1厂区总平面布置规划方案一方案一采用磷酸铁锂电池集装箱露天布置(风冷方案)，储能区域布置在场地的东南侧，西侧由北向南依次布置制冷站、35kV配电间及控制室、主变及SVG。本期厂区北侧及西侧电厂已征场地作为远景预留地。5.1.4.2厂区总平面布置规划方案二方案二采用磷酸铁锂电池集装箱露天布置(液冷方案)，储能区域布置在场地的东南侧，厂区西南侧由北向南依次布置控制室及主变、35kV配电间、SVG。本期厂区北侧及西侧电厂已征场地作为远景预留用地。5.1.4.3厂区主要技术经济指标表表5.1.4.3-1厂区主要技术经济指标表序号项目单位方案一方案二备注1本期工程厂区围墙范围内用地面积hm21.981.87方案一、二均需另利用老厂用地面积约2500m22厂区内建构筑物用地面积hm20.660.613建筑系数%33.232.54场地利用面积hm21.311.225利用系数%65.765.56道路广场地坪面积m2425040007道路系数%21.521.48厂区土石方工程量挖方104m300暂估总报告版号：0状态：DES第85页2021年9月填方104m34.033.759基槽余土104m31.301.14暂估10厂区围墙长度m59058011厂区围栅长度m7550综上所示，方案一厂区整体规划布局更为紧凑顺畅，方案二占地面积略小。5.1.5厂区竖向布置根据《GB51048-2014电化学储能电站设计规范》对于大型电化学储能电站场地设计标高应高于频率1%的洪水位或历史最高内涝水位的要求，再充分结合厂址条件、节约土石方工程量等因素后，本期工程设计采用平坡式布置，室外地坪标高为33.02m。厂区场地是按有组织排水原则设计。场地雨水流入厂区城市型道路，经道路雨水口集中排入雨水下水道汇入电厂一期工程雨水管网，然后排至厂外。厂区场地标高不受百年一遇洪水位影响。5.1.6厂区道路厂区道路的设置以满足厂区生产、检修和消防的需要为原则。厂区设置环形道路，采用4m宽路面，转弯半径为9m。5.1.7管线及沟道布置管线敷设、沟道布置应满足安全生产、便于检修、路径短截、交叉少、平行于厂区道路、有利于施工、互不影响安全运行。本期工程地下管线主要涉及雨水管、消防水管、电缆。5.1.8电厂远景规划设想本着可持续发展的原则，拟利用电厂二期施工用地（租地）远景规划布置1×660MW超超临界二次再热燃煤发电机组，同步建设脱硫、脱硝装置。原二期施工用地（租地）位于电厂北侧厂内铁路线东侧，基本成长方形，南北长约620m东西宽约300m。本方案主厂房区拟布置在厂区中部，汽机房朝北，出线向东，采用前煤仓的布置方案，集中控制室位于汽机房固定端侧，为二机二炉共用一座控制室。本方案拟布置一座自然通风冷却塔在主厂房区域北侧，缩短循环水管线连接长度，节约工程投资费用。冷却塔与周围建、构筑物的间距需确保冷却塔进风需求。配电装置区拟布置在主厂房区域东北侧，向东出线。新建煤场拟布置在一期煤场的南侧，通过输煤皮带运送至本期煤仓间。厂区其它辅助设施根据厂区用地情况结合工艺流程总报告版号：0状态：DES第86页2021年9月因地制宜的布置在主厂房区域与原厂铁路线之间的空地上。厂区原水预处理设施区拟布置在厂区西北侧，靠近主厂房区布置，缩短水管线连接长度。废水零排放设施布置在原水预处理设施的北侧，水处理设施区集中布置，可降低工程造价，节约投资费用。灰库区拟布置在厂区西南侧，靠近炉后区域，符合工艺流程，减少灰管线连接长度。本方案拟从厂区北侧新建道路引接至厂区北侧的公路上，作为厂区今后货运的主要通道，另从厂区西南侧引接一条道路至老厂区作为人流的主要通道。5.2电气方案本工程本期建设103MW/206MWh,远期再建设400MW/800MWh。国安电厂原建有220KV屋外配电装置AIS，为双母线带旁路母线接线。原有两回发变组进线，一回启备变进线，5回出线。考虑将原220KV升压站扩建进线间隔用于储能主变接入。经过系统测算，本期方案一和方案二储能装置35kV母线均需配置总共±12Mvar动态无功补偿装置（SVG）。由于220kV侧直接接地，35kV经电阻接地，每段35kV母线需配置一台接地变小电阻成套装置。5.2.1电气主接线方案一电池风冷方案：本期建设一台125MVA，220kV/35kV,短路阻抗14%三相一体式双绕组油浸变压器作为储能主变，接入原220KV升压站扩建间隔。一期设两段35kV母线，每段母线短路电流水平为25kA，额定通流能力为1250A。两段35kV母线的进线封闭母线T接，接入主变低压侧。每四个储能单元作为一组接入35kV母线。对于103MW/206MWh储能系统，总共需要39个2.509MW/5.018MWh储能单元和2个2.609MW/5.218MWh储能单元。为了保证6000次循环次数，本阶段考虑增加3个储能单元。其中35kV储能一期A段接入6个回路，其中一个回路为超配容量使用，B段接入5个回路。每段35kV储能段均接入一个接地变和一个PT，另外留有两个备用间隔。两个±6Mvar的集装箱式干式SVG分别接入每一段储能35kV母线。35kV回路均采用真空断路器回路。总报告版号：0状态：DES第87页2021年9月图5.2.1-1方案一电气主接线图（一期）远期暂定为400MW/800MWh,具体电气方案应根据远期具体情况确定。总图上将预留远期设备的场地方案二电池液冷方案：电气主接线与方案一基本相同，对于液冷电池集装箱产品，为了保证6000次循环次数，直流侧电池容量考虑冗余。本可研报告对于103MW/206MWh储能系统，采用39个2.5MW/5.6MWh储能单元和5个2.5MW/4.9MWh储能单元。总报告版号：0状态：DES第88页2021年9月图5.2.1-2方案二电气主接线图（一期）5.2.2电气总平面布置储能电站布置在国安电厂所征的约164亩地范围内。储能电站主变布置在征地南侧、老厂A排外道路西侧靠近原升压站的区域，主变通过220kV电缆接入220kV升压站扩建间隔。35kV开关柜，电气直流UPS盘柜和蓄电池均布置在北侧的电控楼内。方案一电池风冷方案:每个2.509MW/5.018MWh储能单元或2.609MW/5.218MWh储能单元配置一个PCS集装箱（2x1375kW1500VDC），共44个储能单元。储能电池和BMS等系统采用户外集装箱布置；PCS、升压变和环网柜等设备布置于PCS集装箱内。储能电池集装箱布置在PCS集装箱的两侧，均采用单层不叠放布置。站用变和低压开关柜以及直流UPS室布置在35kV配电室上层。在制冷站第二层布置本期电子设备间，主控室，办公室和卫生间。下图中实线为一期建设范围，虚线为远期建设范围。电池集装箱之间按照3米间隔布置，PCS集装箱与电池集装箱之间距离3m。储能电池集装箱按约25MW/50MWh为一个模块，考虑安全运行，25MW/50MWh的模块与总报告版号：0状态：DES第89页2021年9月模块之间通过道路隔开，距离10m。模块内部25MWh电池集装箱之间通过PCS隔开，距离10米。本项目电池集装箱距离最近的35kV配电间大于10m，距离一期升压站围栏大于30m。图5.2.2-1方案一电气总平面布置图方案二电池液冷方案:103MW/206MWh储能系统由39个2.5MW/5.6MWh储能单元和5个2.5MW/4.9MWh储能单元组成。每个储能单元含两个Cube箱和1个PCS集装箱（2x1375KW1500VDC）。每个Cube箱式电池储能系统包括电池系统，配电通讯系统，液冷空调系统，消防系统，接地系统等。Cube箱和PCS集装箱均户外布置。每两个Cube箱按背靠背布置，PCS集装箱与电池集装箱之间距离3m。储能电池集装箱按约25MW/50MWh为一个模块，考虑安全运行，25MW/50MWh的模块与模块之间通过PCS集装箱或道路隔开，距离10m。模块内部25MWh电池集装箱之间通过PCS隔开，距离10米。站用变和低压开关柜，以及直流UPS室布置在35kV配电室上层。35kV配电间旁的控制室内有电子设备间，主控室，办公室和卫生间。总报告版号：0状态：DES第90页2021年9月图5.2.2-2方案二电气总平面布置图5.2.3站用电方案一电池风冷方案：一期设2台2500kVA干式站用变,站用变采用两两暗备用。站用变电源引自35kV储能段，用于给电池单元低压负荷，制冷站暖通负荷，照明检修负荷供电。表5.2.3-1方案一站用负荷计算表项目单位容量（kW)一期个数系数一期容量锂电池集装箱36410.81181PCS集装箱8410.8328暖通制冷站498.3储能集装箱集成的空调末端部分暖通负荷168辅助建筑部分暖通负荷4135kV开关柜动力负荷0.624115.235kV开关柜加热0.152413.6电控楼照明10道路照明5总计2250总报告版号：0状态：DES第91页2021年9月方案二电池液冷方案：一期设2台干式2500kVA站用变。站用变采用两两暗备用，站用变电源引自35kV储能段，用于给电池单元低压负荷，全厂暖通照明检修负荷供电。表5.2.3-2方案二站用负荷计算表项目单位容量（kW)一期个数系数一期容量Cube箱228011760PCS集装箱8400.825635kV开关柜动力负荷0.63011835kV开关柜加热0.153014.5辅助建筑部分暖通负荷41电控楼照明10道路照明5总计2094.55.2.4储能系统电气测量、控制及保护储能系统配置一套储能EMS系统，其设备的测量、监视和控制均由EMS系统完成。EMS系统采用站控层、协调控制层与间隔层三层体系架构。EMS系统设备配置和功能要求按储能电站有人值班设计，值班人员可在就地控制室内监控。储能系统具有参与调峰、AGC调频的能力，并具备自动充放电控制功能，以及具备就地和远程无功功率控制和电压调节功能。在35kV进线和出线柜内均配置保护装置，用于保护升压变压器和进线电缆或出线电缆。在35kV进线和出线开关柜内均配置电流和功率测量装置。考虑在35kV出线开关柜设置计量点，用于计量储能系统的发出或吸收的电能。5.2.5电站电气保护及测量5.2.5.1储能主变220kV进线间隔保护测控国安电厂原建有220KVAIS，为双母线带旁路母线接线。原有两回发变组进线，一回启备变进线，5回出线。考虑将原220KV升压站扩建进线间隔用于储能主变接入。暂按原220kV保护测控装置，包括故障录波和NCS系统需要改造从而为新增储能主变进线间隔提供保护测控来考虑。储能主变进线间隔保护配置应至少配有两套母差保护，两套主变差动保护等保护，并设置计量点和测量点。原220KVAIS的监控系统，应配置独立的“五防”微机闭锁装置，并且监控系统具备实现升压站防误操作闭锁功能，同时由监控系统综合全部信息进行逻辑判断，实现电动操作隔离开关或接地开关的防误操作闭锁功能，手动操作时采用机械编码防止误操作。总报告版号：0状态：DES第92页2021年9月新增的保护测控盘柜暂定放置在原220kVAIS保护测控装置所在房间。新增储能主变进线间隔设备所需控制保护电源来源暂按来自原220kVAIS设备二次电源（升压站直流系统）。上述220kVAIS保护及监控方案将根据老厂资料进一步核实改造方案。5.2.5.2电能计量及表计配置计量按《电测量及电能计量装置设计技术规程》配置，采用数字式电度表，通过IEC61850-9-2标准协议，采用网络方式接受合并单元输出的采样值数字信号。（1）本期新增1台125MVA主变，考虑在主变高压侧装设0.5S级考核关口表1只，低压侧装设0.5S级三相三线制电度表1只，均采用模拟式电度表。其中主变高压侧电度表安装于220kV主变电度表屏，主变低压侧电度表就地布置在35KV开关柜内。（2）本期共10回35kV储能单元间隔，考虑各配置1只0.2S级三相三线制电度表，装于相应开关柜。（3）本期方案一共3台35kV站用变间隔，2台35kV接地变间隔；方案二共2台35kV站用变间隔，2台35kV接地变间隔。考虑各配置一只0.5S级三相三线制电度表，装于相应开关柜。（4）本期共2回35kVSVG间隔，考虑各配置一只0.5S级三相三线制电度表，装于相应开关柜。5.2.5.3交直流一体化电源系统本站采用交直流一体化电源系统，即将站用交流电源、直流电源、直流变换电源（DC/DC）和逆变电源、交流不间断电源（UPS）进行整合，并统一监视控制，共享直流电源的蓄电池组。很共成考虑全站设置站内直流系统蓄电池组，用于给储能电站新增UPS系统、站内保护测控装置，通信设备、应急照明等负荷供电。蓄电池容量按2h放电时间考虑，直流系统采用2组220V250Ah阀控式蓄电池组，单母线分段接线。储能电站设两套5kVAUPS电源，供储能电站监控系统、火灾自动报警、视频监控系统等使用。设置一套交流控制电源子系统，交流电源回路引自站用电系统，电压等级为380V/220V,为集装箱内辅助照明，加热，空调等设备提供交流电源。5.2.5.4元件保护及自动装置总报告版号：0状态：DES第93页2021年9月储能主变配置2套主变电量保护装置（主保护和后备保护一体化设置）以及1套主变非电量保护装置。保护装置含以下功能：纵差保护：作为主变内部及引出线短路故障的主保护，保护瞬时跳主变两侧断路器。保护装置具有躲过励磁涌流和外部短路时所产生的不平衡电流的能力，过励磁时应闭锁。主变高压侧复合电压闭锁过流，保护延时跳主变两侧断路器。零序电流保护：作为主变压器高压侧及220kV线路单相接地故障的后备保护，保护延时跳主变两侧断路器。间隙零序电流、零序电压保护：当电力网单相接地且失去中性点时，间隙零序电流瞬时、零序过电压短延时跳主变两侧断路器。主变过负荷保护：设在主变高压侧，动作发信号。非电量保护：包括主变和有载开关瓦斯保护、主变和有载开关压力释放保护、温度、油位保护等。5.2.5.535kV设备保护（1）35kV线路保护本工程储能电池所发直流电经PCS逆变器转换为交流后经变压器升压到35kV，再通过35kV集电线接本站35kV母线。每条35kV集电线应分别配置一套线路保护测控装置，应具备快速切除站内集电线路单相故障的保护措施。（2）35kV分段保护本工程储能电站35kV电气主接线采用单母线分段接线，本工程考虑配置1套35kV分段保护测控装置。（3）35kVSVG保护本工程考虑每回SVG线路各配置1套35kVSVG保护测控装置。（4）35kV接地变保护本工程考虑每回接地变线路各配置1套35kV接地变保护测控装置。（5）35kV站用变保护本工程考虑每回接地变线路各配置1套35kV站用变保护测控装置。5.2.5.6防孤岛保护电网失压时，保持对失压电网中的某一部分线路继续供电的状态成为孤岛现象。非计划型孤岛效应的发生，可能危及线路维护人员和用户生命安全，干扰电网的正常合闸，以总报告版号：0状态：DES第94页2021年9月及使得孤岛中的频率和电压失去控制。经过收资，目前市面主流的逆变器均具有防孤岛效应、过/欠电压、过/欠频率、短路保护、逆向功率保护等保护功能。本储能电站接入老厂220V升压站，当电网断电时，该储能电站无法独立为电网供电，储能电站内并网控制逆变系统能够迅速地监测孤岛现象，关断逆变器，切断与电网的联系，不影响公共电网的正常运行。防孤岛保护装置设置数量和位置将以系统二次接入报告为准。5.2.5.7电压并列装置35kV母线PT设置一套电压并列装置，安装于35kV开关柜上。5.2.5.8故障录波储能电站配置故障录波屏对厂用电回路断路器异常状态，操作回路异常状态等进行记录。5.2.5.9时间同步系统储能电站设置一套分时钟，接收国安电厂一期的主时钟的标准时间同步信号，主时钟和分时钟的连接采用IRIG-B（DC）码光缆连接。分时钟布置在电子设备间内。5.2.5.10图像监视系统储能电站在电池集装箱区域，配电间，控制室，制冷站等设置图像监视器，实时监控全站设备情况，防范火灾，偷盗，违规操作等风险。5.2.5.11二次设备布置220kV新增保护测控设备暂定布置于原220kV保护测控装置所在房间。其他电气二次保护测控盘柜，电能表，时间同步对时系统布置于电子设备间。热控计算机监控系统设备布置于电子设备间。直流UPS一体化电源系统布置于直流UPS室。5.2.6防雷接地（1）过电压保护在建筑物顶上设置避雷带保护直击雷过电压。避雷带采用-60x8镀锌扁钢。储能集装箱外壳厚度应不小于4mm,可作为接闪器直接与地下一次接地网连接。主变区域采用独立避雷针保护。（2）接地根据向国安电厂一期收资，厂区的土壤电阻率为350Ω·m,土壤电阻率较大，需使用降阻剂降低土壤电阻率。接地系统由水平接地体和垂直接地极组成。地下水平一次接地总报告版号：0状态：DES第95页2021年9月体采用-60x8镀锌扁钢，设备接地采用-50x6接地扁钢，垂直接地体采用ɸ70，厚度3.75mm,长2.5米镀锌水煤气管。5.2.7电缆和电缆设备（1）电缆动力、控制、计算机及通信等电缆均选用铜芯电缆。动力电缆的绝缘选用交联聚乙烯绝缘（XLPE），控制电缆的绝缘选用聚氯乙稀绝缘（PVC）。选用电缆均应满足C级阻燃标准。消防系统、火灾报警系统、交流不间断电源、直流跳闸回路等回路的动力和控制电缆宜采用耐火电缆。（3）电缆敷设电缆采用电缆沟和穿管敷设方式。（4）电缆防火根据电缆防火要求，在下列位置设置阻火封堵：至二次设备室或配电装置的沟道入口处、在公用主沟道引接分支沟道处、长距离沟道内每相隔约100m区段处、多段配电装置对应的沟道适当分段处。对下列孔洞根据不同部位，采用有机堵料、无机堵料、耐火隔板或阻火包实施阻火分隔：进入二次屏(柜)底部开孔处、动力箱、端子箱、开关柜底部开孔处、保护管两端、电缆贯穿隔墙。电缆沟内的电缆支架设置层间耐火隔板，将控制电缆和电力电缆分隔开。预制舱式二次组合设备内消防、报警、应急照明、断路器操作直流电源等重要回路，计算机监控、双重化继电保护、应急电源等双回路电缆采用防火槽盒进行分隔。电缆全部或局部区域涂刷防火涂料(对直流电源、事故照明、消防报警等重要回路的电缆全部涂刷)。5.2.8火灾探测和报警系统火灾探测、报警、控制系统应能满足火灾初期发出报警。由火警自动监测系统集中监测机组火情，一旦发生火警，自动发声发光报警和启动相应消防设施灭火。本工程设置一套火灾自动报警系统，系统由智能光电感烟探测器、智能红外对射烟感探测器、线形定温电缆，手动报警按钮、声光讯响器等部分组成。报警信号接入监控系统，在现场有声光报警和显示，并与智能辅助控制系统接口以实现联动功能，消防报警时应闭锁轴流风机。本站对以下场所设置消防报警：总报告版号：0状态：DES第96页2021年9月35kV配电间、低压380V配电间、直流UPS室、电子设备间、暖通制冷站、电缆沟、主变压器。主变压器设置一套排油充氮灭火系统，由主变压器消防厂家成套供给，灭火系统信号接入监控系统，另在主变压器本体器身缠绕线型感温电缆。5.2.9计算机监控系统5.2.9.1设计原则（1）储能站按“无人值班、有人值守”模式进行设计。（2）储能站二次控制采用计算机监控系统。（3）综合自动化系统采用开放式分层分布系统结构。（4）通信规约统一采用IEC61850规约。监控系统采用双机双网冗余配置，站控层和间隔层分别按远景规模和本期规模配置。5.2.9.2系统拓扑结构储能站监控系统根据系统的要求和储能电站的运行方式，实时完成对储能电站、控制电源系统、等电气设备的自动监控和调节，并同时在智能控制调度系统内集成储能PCS和电池本体监控软件，可以对电池本体的监测和对PCS的监控功能。电池储能监控平台用于电池储能系统的监视和控制，协调储能系统的协调运行及系统接入，实现电池储能系统的应用。除实现常规三遥（遥测、遥信、遥控）功能外，储能监控系统根据不同的控制需求，具有多种应用方式，如削峰填谷的应用功能等。5.2.10照明系统在本工程照明设计中推广和应用绿色照明，通过采用高效率的灯具、光源、电子镇流器和节能电感镇流器，并采取科学绿色的设计理念，不但能降低厂用电率，节约能源，改善照明环境和质量，减少环境污染，同时还能给电厂带来可观的经济效益。5.2.10.1设计原则（1）照明电源系统照明电源系统包含正常交流照明系统，直流事故照明系统和出口应急指示照明系统。在人员疏散主要通道，楼梯及出口处设置诱导式疏散灯。事故照明采用自带可充电电池型应急灯，蓄电池放电时间1.5小时。（2）照明电压正常照明网络电压：采用中性点直接接地的380/220V三相四线制系统供电。总报告版号：0状态：DES第97页2021年9月直流事故照明网络电压宜为220V。安全照明电压为24V和12V两种。一般检修用照明网络电压采用交流24V，高度低于2.4m的照明器采用24V，电缆隧道、电缆夹层照明采用交流24V。5.2.10.2光源及灯具全站应选择高效节能型照明灯具和光源，根据不同场所对照明的不同要求，选择不同的灯具。主要选择灯具及使用场所如下：户外设施及道路照明，采用LED三防型高杆灯具，高压钠灯或中显色高压钠灯光源。主变区域照明，采用LED三防型投光灯具，高压钠灯或中显色高压钠灯光源。暖通制冷站照明，采用LED壁装三防灯具，金属卤化物光源。电气配电间照明，采用LED吊杆灯具，荧光灯光源。办公室照明，采用铝合金格栅灯具，荧光灯光源。直流事故灯采用白炽灯。5.2.10.3照明电源控制辅助建筑采用箱体集中控制和照明开关相结合的方式。室内相对多地设置照明开关，以方便控制灯具的开启或关闭，达到节能目的。室外部分如道路照明等采用光电控制方式。5.2.10.4照明箱照明配电箱选用防护等级为IP54，箱内应设汇流电流母线，电源电缆通过接线端子可与母线相连接，电线头必须做在箱体内。照明箱供电来自储能系统低压MCC。5.3建筑结构5.3.1建筑部分5.3.1.1设计依据设计执行的主要依据、规范和规定《建筑设计防火规范》（2018版）GB50016-2014《电化学储能电站设计规范》（GB51048-2014）《房屋建筑制图统一标准》GB/T50001-2010《建筑制图标准》GB/T50104-2010《建筑抗震设计规范》（2016年版)GB50011-2010《火力发电厂与变电站设计防火标准》GB50229-2019总报告版号：0状态：DES第98页2021年9月《建筑内部装修设计防火规范》GB50222-2017《屋面工程技术规范》GB50345-2012《工业建筑节能设计统一标准》GB51245-2017《火力发电厂节能设计规范》GB/T51106-2015《火力发电厂职业安全设计规程》DL5053-2012《火力发电厂职业卫生设计规程》DL5454-2012《火力发电厂钢制平台扶梯设计技术规定》DLGJ158-2001在执行国家、地方、行业强制性标准中，对同一内容的条文有不同要求时，按要求高的条文执行。5.3.1.2建筑设计方案一：电池集装箱风冷方案电池和PCS采用集装箱户外布置，暖通采用集中制冷站方案。主要建筑物包括制冷站，35kV配电间及控制室等。建筑物均为钢筋混凝土框架结构，外墙采用240厚蒸压加气混凝土砌块，涂料或面砖饰面。楼地面以玻化砖和耐磨混凝土地坪为主，内墙和顶棚涂料饰面，控制室顶棚采用铝合金吊顶，门窗采用彩色铝合金窗，钢质门，钢质防火门等。屋面采用现浇混凝土屋面板+泡沫玻璃保温隔热层，Ⅰ级防水设防。方案二：电池集装箱液冷方案电池和PCS采用集装箱户外布置，制冷系统由厂家在集装箱内成套。主要建筑物包括35kV配电间及控制室等。建筑物均为钢筋混凝土框架结构，外墙采用240厚蒸压加气混凝土砌块，涂料或面砖饰面。楼地面以玻化砖和耐磨混凝土地坪为主，内墙和顶棚涂料饰面，控制室顶棚采用铝合金吊顶，门窗采用彩色铝合金窗，钢质门，钢质防火门等。屋面采用现浇混凝土屋面板+泡沫玻璃保温隔热层，Ⅰ级防水设防。5.3.1.3防火防爆根据《火力发电厂与变电站设计防火规范》GB50229-2019第5.3.10条，当35kv配电间和控制室墙外5m以内布置有变压器时，在变压器外轮廓投影范围外侧各3m内的上述外墙上不应设置门、窗、洞口和通风孔，且该区域外墙为防火墙；当建筑物外墙5m~10m范围内布置有变压器时，在上述外墙上可设置甲级防火门，变压器高度以上可设防火窗，其总报告版号：0状态：DES第99页2021年9月耐火极限不应小于0.90h。建筑构件的燃烧性能和耐火极限除需满足现行的《火力发电厂与变电站设计防火规范》外，还需按现行《建筑设计防火规范》执行。建筑物内各建筑构件的耐火极限应满足《建筑设计防火规范》(2018版)GB50016-2014第3.2.1条相关规定。主要建筑物灾危险性分类如下：制冷站火灾危险性分类为戊类，耐火等级二级。35kV配电间火灾危险性分类为丁类，耐火等级二级控制室火灾危险性分类为丁类，耐火等级二级5.3.1.4装修防火设计各建筑内部装修均应满足《建筑内部装修设计防火规范》GB50222-2017的规定。疏散楼梯、疏散走道和安全出口的门厅，其顶棚、墙面和地面均采用A级装修材料。配电间、无窗房间、通风和空调机房等，其内部所有装修均采用A级装修材料。配电间和防火墙上的门采用甲级防火门，其他隔墙上的门采用乙级防火门。对于无明火的丁、戊类单、多层厂房，地上部分顶棚不低于B1级，墙面、地面和隔断不低于B2级，地下部分顶棚和墙面不低于A级，地下部分地面不低于B1级。5.3.2结构部分5.3.2.1主要建（构）筑物的地基方案根据目前搜集到的xxxx公司二期扩建2×660MW机组初步可行性研究阶段的地质资料，拟建厂址位于安徽省淮北市宋疃乡马厂附近，西北距淮北市区约15km，东南距宿州市符离集镇约16km。厂址区域由于受构造剥蚀作用以及剥蚀堆积作用，场地主要为剥蚀丘陵、缓坡和堆积山前冲洪积平原地貌。拟建厂址近场范围的断裂近代虽有活动，但强度较弱，场地区域属于基本稳定地区。根据附近工程资料可知，拟建场地上覆土层主要为中硬土；对于场地覆盖层厚度小于5m的区域，为Ⅰ1类场地，覆盖层厚度大于等于5m的区域，为Ⅱ类场地。根据《中国地震动参数区划图》(GB18306-2015)和《建筑抗震设计规范（2016年版）》(GB50011-2010)，厂址区基于Ⅱ类场地的基本地震动峰值加速度值为0.05g，相应的地震基本烈度为Ⅵ度，基本地震动加速度反应谱特征周期值为0.45s，设计地震分组为第三组。其中Ⅰ1类场地的地震动峰值加速度调整系数为0.80，地震动加速度反应谱特征周期值为0.35s。初步判断地下水对混凝土结构具有微腐蚀性，对钢筋混凝土结构中的钢筋具有微腐蚀性。浅层土对混凝土结构具有微腐蚀性，对钢筋混凝土结构中钢筋具有微总报告版号：0状态：DES第100页2021年9月腐蚀性，对钢结构有微腐蚀性。厂址区域内③1粉土可初判为不液化土层，①1粉土存在液化的可能。第四系上更新统黏土层为膨胀土，具有弱膨胀潜势，建议基础埋置深度应大于大气急剧影响深度1.6m。根据搜集到的地质资料，场地内无活动断裂通过，不良地质作用主要为岩溶和小型崩塌，不存在泥石流、采空区、地面沉降等重大不良地质作用。初步判断场地岩溶发育程度为微弱，具体发育程度待下一阶段查明。针对岩溶灾害发育的不确定性，在后续勘察及施工过程中发现的对工程建设有影响的岩溶，需采取相应的治理措施。本场地地基土主要为第四系的黏性土、奥陶系的灰岩和燕山期的闪长玢岩，①粉质黏土地基承载力特征值约为130kPa~160kPa，存在液化可能；②黏土地基承载力特征值约为200kPa~250kPa，分布广泛；③黏土地基承载力特征值约为280kPa~350kPa，分布广泛；④基岩地基承载力特征值约为500kPa~1200kPa。浅部黏性土地层力学性质整体较好，对于厂址区域内的一般建（构）筑物，均可采用天然地基，以②号或者③号土层作为基础持力层；对于轻型建（构）筑物，可采用天然地基，以①号、②号或者③号土层作为基础持力层；因①号土层存在液化的可能性，③号土层顶标高25~28m（现有地面标高约31~32m），埋深较深，厂址区域内建（构）筑物的基础持力层可优先考虑选用②号土层。5.3.2.2主要建（构）筑物的结构及基础类型本储能项目考虑电池集装箱风冷方案（方案一）和电池集装箱液冷方案（方案二）两种方案；两种方案锂电池均为集装箱露天布置；方案一设置集中制冷站，方案二制冷系统为集装箱成套设置，不设集中制冷站；两方案均设置35kV配电间，方案一控制室布置在制冷加热站内。初步拟定建(构)筑物采用如下结构及基础类型：磷酸铁锂电池系统为集装箱露天布置，其基础为单独的钢筋混凝土筏形基础。集中制冷站、控制楼和35kV配电间采用钢筋混凝土框架结构，钢筋混凝土独立或筏形基础。其他生产建（构）筑物一般采用钢筋混凝土结构，基础一般采用钢筋混凝土独立、筏型基础。5.4供暖通风系统和空调系统5.4.1设计依据《工业建筑供暖通风与空气调节设计规范》(GB50019-2015)总报告版号：0状态：DES第101页2021年9月《发电厂供暖通风与空气调节设计规范》(DL/T5035-2016)《电化学储能电站设计规范》(GB51048-2014)《建筑设计防火规范》(2018版)(GB50016-2014)《火力发电厂与变电所设计防火标准》(GB50229-2019)《火灾自动报警系统设计规范》(GB50116-2013)《工业建筑节能设计统一标准》(GB51245-2017)《工业企业厂界环境噪声排放标准》(GB12348-2008)《工业企业设计卫生标准》(GBZ1-2010)5.4.2设计条件(1)项目概况方案一：电池风冷方案储能工艺采用采用磷酸铁锂电池和PCS集装箱户外布置。项目总规模为1000MWh，本期容量103MW/206MWh，远景再建设200MW/800MWh，共配置了44个储能单元，在总图上按模块化矩阵布置，并配套各辅助建筑。项目的最小储能单元按1个PCS供电+2个锂电池集装箱配置，最小储能单元为5MWh。方案二：电池液冷方案项目总规模为1000MWh，本期容量103MW/206MWh。储能系统由39个2.5MW/5.6MWh储能单元和5个2.5MW/4.9MWh储能单元组成。每个储能单元韩两个cube箱和1个PCS集装箱（2x1375KW1500VDC）。(2)室外设计参数本工程室外气象参数依据《工业建筑供暖通风与空气调节设计规范》附录A室外空气计算参数表，参考宿州地区日平均气温度≤5℃的天数为93天，按《发电厂供暖通风与空气调节设计技术规范》的规定，本项目需设采暖系统。供暖室外设计温度：-3.5℃冬季通风室外计算温度：0.8℃冬季空调室外计算温度：-5.6℃冬季空调室外计算相对湿度：68%夏季空调室外计算干球温度：35.0℃夏季空调室外计算湿球温度：27.8℃夏季通风室外计算温度：31.0℃总报告版号：0状态：DES第102页2021年9月夏季通风室外计算相对湿度：66%夏季空调室外计算日平均计算温度：30.7℃日平均气温度≤5℃的天数：93天冬季日照百分率：50%夏季室外平均风速：2.4m/s夏季最多风向（频率）：ESE(11%)冬季室外平均风速：2.2m/s冬季最多风向（频率）：ENE(14%)冬季室外大气压力：1023.9hPa夏季室外大气压力：1002.3hPa(3)室内设计参数方案一：电池风冷方案各集装箱机房的室内设计参数，见下表：序号房间名称系统类型夏季冬季备注温度湿度温度湿度储能单元1储能锂电池集装箱空调26℃±1℃≤70%0—工艺要求2PCS室通风≤45℃———厂家配套辅助建筑室内温度按照《火力发电厂采暖通风与空气调节设计技术规程》（DL/T5035-2016）附录A的“表A火力发电厂各房间室内空气参数表”执行。方案二：电池液冷方案磷酸铁锂电池液冷方案的电池集装箱集成液冷机组，液冷机组为集装箱内电池簇制冷。各辅助建筑室内温度按照《火力发电厂采暖通风与空气调节设计技术规程》（DL/T5035-2016）附录A的“表A火力发电厂各房间室内空气参数表”执行。5.4.3采暖、通风及空调系统5.4.3.1电池风冷方案采暖、通风及空调系统（1）采暖各储能锂电池和PCS集装箱内的电气设备散热量全部散至室内，可满足室内采暖的需求。（2）通风总报告版号：0状态：DES第103页2021年9月各储能锂电池设置灭火后通风，通风设备由集装箱厂家集成提供。各PCS集装箱设置全面通风换气，以消除室内电气设备的散热量，排风温度按不小于45℃设计，风机兼做灭火后通风，通风设备由集装箱厂家集成提供。（3）空调根据工艺资料，单个储能锂电池作为最小储能单元的冷负荷按68kW估算，设置4×25%容量的空气处理机组，以消除室内电气设备的散热量，空调设备由集装箱厂家集成提供。各锂电池集装箱内电池簇的降温采用冷源侧集中的冷水机组+用户侧空调末端机组方案。（4）用户侧、冷源侧冷负荷分析本项目共有200个储能单元，总冷负荷13612kW，分一、二期建设，本期总冷负荷2722kW，二期总冷负荷10889kW。本期在总图上布置44个最小储能单元，储能电池集装箱的全年当量充放电小时数按运行150天，每天累计充放电共8小时。根据过往工程经验，储能项目的储能电池集装箱在全年运行期间，运行的储能单元数波动很大，且同一储能单元内，电池簇的运行数量波动也很大。故储能项目在用户侧的冷负荷波动区间非常广，要求的冷负荷响应速度快，匹配度高。本期冷负荷工况需求分析：夏季最不利工况：44组储能单元满负荷（冷负荷2722kW）同时工作，且夏季室外按空调设计温度计算。制冷站采用电制冷方案；主机采用2×50%容量冷水机组。夏季最小工况：按只运行1个储能单元（冷负荷68kW）保证主机稳定运行，以及在过渡季各储能单元批量部分负荷运行时，能通过控制冷水机组部分负荷的精确调节与用户侧用冷需求相匹配。故采用提高控制精度的电制冷方案（实现单机负荷10-100%容量无级调节，和储能电池组的变负荷工况完全匹配，且在过渡季部分负荷工况下，冷水机组具备更高的运行效率，并作为系统备用）；主机采用2×12.5%容量冷水机组。一期制冷站总容量为：2×50%+2×12.5%=125%。（5）冷源本期储能容量占项目最终容量的20%，故本期暖通专业主机和配套系统均按最终容量的20%来配置。全厂规划设置一个集中制冷站，为项目区域的各锂电池集装箱空调系统提供冷源。因二期建设时间未定，制冷站二期主要设备选用何种形式冷水机组，视二期项目具体情况确定。制冷站本期一次建成、预留二期扩建的场地。总报告版号：0状态：DES第104页2021年9月制冷站本期主要设备选用：2×50%容量的螺杆式冷水机组和2×12.5%容量的螺杆式冷水机组作为备用。冷冻水供水温度7℃，回水温度12℃，并配置相对应的冷冻水泵。本期2×12.5%容量的冷水机组除考虑系统备用，还提供在储能项目小容量、部分负荷运行时，输出与各锂电池集装箱相匹配的冷量。本期项目建成后，夏季由2×50%+2×12.5%容量的方形横流开式冷却塔提供32-37℃冷却水，并配置相对应的2×50%+2×12.5%容量的冷却水泵。为防止过渡季、冬季冷却水过冷，在冷却水供回水管路上设置电动阀旁路。冷却塔的补水水源来自水布老厂上水或工业水，水温为常温，冷却塔布置在制冷加热站的屋面。冷冻水系统采用定压膨胀真空脱气机组、补水水源采用老厂除盐水或上水，水温为常温。本期制冷站按单层及屋面层设计,屋面为冷却塔。室内为冷水机组、冷冻水泵、冷却水泵、定压机组、分集水器等。制冷站尺寸为：32m（长）X15m（宽）X7m（高），层高7m设计，在总图上与35kV开关站、控制室等合并布置并预留二期扩建的场地。（6）冷网根据本项目总图的布置及各储能单元的密度，制冷站和各储能单元间的连接管网采用二管制支状管网，最不利环路单程距离350m。管网的敷设方式主要采用总体直埋敷设，局部过道路预埋套管的方式，总体埋深在电缆沟以下。管网的局部低位设排水检查井，局部高位设放气检查井。5.4.3.2电池液冷方案采暖、通风及空调系统（1）采暖同方案一。（2）通风同方案一。（3）空调液冷机组为集装箱内电池簇制冷，液冷机组由集装箱厂家集成。5.4.3.3辅助建筑暖通设计辅助建筑包括控制室、35kV配电间、380V配电间等。采暖：控制室冬季供暖采用热泵型分体空调制热。通风：产生有爆炸危险的气体房间，通风设备要防爆。产生腐蚀性气体的房间，通风设备要防腐。有事故通风要求的房间，事故排风机可兼做正常通风机。所有电气房间，均采用换气次数不小于6次/小时通风量的灭火后通风。总报告版号：0状态：DES第105页2021年9月空调：经常有人停留和工艺有降温通风要求的房间如控制室、35kV配电间、380V配电间等，设置分体式空调机，以满足人员舒适性和工艺要求。5.5消防系统5.5.1采用的主要设计标准《建筑设计防火规范》GB50016-2014（2018年版）《电化学储能电站设计规范》GB51048-2014《火力发电厂与变电站设计防火标准》GB50229-2019《消防给水及消火栓系统技术规范》GB50974-2014《建筑灭火器配置设计规范》GB50140-2005《气体灭火系统设计规范》GB50370-20055.5.2设计范围设计范围包括本期新建建构筑物（主要包括新建变压器、制冷站、35kv配电间、蓄电池集装箱等）的消防灭火设计。5.5.3主要设计原则（1）本工程现阶段暂不考虑新建消防给水系统，消防水源暂考虑接自一期室外消防给水管网，待下阶段资料收集后判断老厂已有设施是否满足本工程消防灭火需要，如不满足，则需新建。（2）本工程厂区新建室外消防水管网，在主要建构筑物周围呈环状布置，消火栓间距根据规范最大不超过120m。（3）根据电气专业资料，本工程新建一台油浸主变压器（容量为125MV·A），根据《火力发电厂与变电站设计防火标准》GB50229，设置水喷雾灭火系统，并采用室外消火栓+移动式灭火器进行保护。（4）根据电气专业资料，本工程新建SVG为干式，根据《火力发电厂与变电站设计防火标准》GB50229，可不设置固定式灭火系统，采用室外消火栓+移动式灭火器进行保护。（5）本工程新建建筑物（制冷站、35kv配电间等）按照《建筑设计防火规范》GB50016、《火力发电厂与变电站设计防火标准》GB50229，下阶段根据建筑物特性判断是否设室内消火栓系统，并按照《建筑灭火器配置设计规范》要求，设置移动式灭火器进行保护。（6）储能集装箱内不设室内消火栓系统，按照《建筑灭火器配置设计规范》要求，设置移动式灭火器进行保护。5.5.4灭火系统对集装箱制造厂家的相关要求总报告版号：0状态：DES第106页2021年9月根据以往工程经验，并考虑到系统和设备的安全性，本工程在满足规程规范的基础上，在集装箱内额外配备七氟丙烷气体灭火装置，电池液冷方案增加箱内水喷淋装置。根据规范要求气体灭火系统对集装箱的围护结构、门窗的耐火极限、围护结构承受内压的允许压强、暖通配套设施均有要求，需待下阶段与集装箱制造厂家进一步落实。集装箱内部消防灭火设施（七氟丙烷气体灭火装置及移动式灭火器等）由集装箱厂家成套设计、供货。主要要求如下：防护区围护结构及门窗的耐火极限大于0.5h。防护区围护结构承受内压的允许压强大于1200Pa。防护区的门应向疏散方向开启，并能自行关闭；用于疏散的门必须能从防护区内打开。防护区应通风换气，应设置机械排风装置。排风口宜设在防护区的下部并应直通室外。通风换气的次数不少于每小时5次。5.6电站供排水5.6.1生活水及生活污水系统1）生活供水系统本工程生活水用水点为暖通专业补水及卫生间生活用水，暂考虑引接自老厂一期室外生活水管网，待下阶段收集资料后判断是否满足引接要求。厂区生活水管网呈枝状布置，接至本工程各生活水用水点。初步考虑采用直埋敷设，材质为钢丝网骨架聚乙烯复合管。2）生活污水系统本工程仅设置一座卫生间，生活污水量较小，暂考虑接至老厂一期室外生活污水管网。本工程生活污水排放采用分流制，将建筑物排出的生活污水通过生活污水自流管道汇集，并接至老厂一期室外生活污水管网，管道材质采用UPVC加筋管。如自流发生困难，则通过生活污水提升泵提升。5.6.2雨水系统本工程占地约2.2公顷左右（含扩建场地），按照当地暴雨强度公式，重现期暂按3年，初步计算，雨水量约0.5m3/s。在场地上新建一套包括雨水口、雨水检查井、雨水管道的雨水管网进行收集，暂考虑排入老厂一期室外雨水管网。新建的雨水管道初步考虑采用高密度聚乙烯缠绕增强肋管（HDPE）（>De300）及UPVC加筋管（≤De300），管径为De200~800。由于缺乏老厂雨水资料，待下阶段收集老厂资料后核实是否满足接入条件。总报告版号：0状态：DES第107页2021年9月5.6.3事故排油系统本本工程新建一台变压器，油量约51t。在变压器附近设置1座事故油池（长×宽×深=14m×6m×5m（深）），用以接纳变压器事故排油。变压器事故时油经DN500的铸铁管汇集后流入事故油池。油与水在事故油池内分离后，水排入雨水管网，油流入集油坑用油泵抽走。6环境保护和水土保持6.1自然和社会环境概况淮北市位于安徽省北部，地处苏鲁豫皖四省交界处，北接萧县，南临亳州，东与宿州毗邻，西连河南商丘。地势由西北向东南倾斜，海拔在15～40米之间，坡降为万分之十一。境内有相山、老龙脊及一些小山丘，其余为冲积平原，面积达2354.5平方公里。淮北市地处中纬度地区，属暖温带半湿润季风气候区。主要气候特征是季风明显，四季分明，气候温和，雨水适中，春温多变，秋高气爽，冬季显著，夏雨集中。淮北市境内水系发育，沟渠纵横，主干河道有14条，分别是：老濉河、新濉河、相西河、闸河、龙岱河、洪碱河、南沱河、王引河、巴河、浍河、泡河、新北沱河、澥河、北淝河。其中行洪河道有新濉河、相西河、闸河、龙岱河、洪碱河、南沱河、王引河、包河、浍河、北淝河10条。另有大沟116条，构成5个水系：濉河水系、南沱河水系、新北沱河水系、澥河水系、北淝河水系。河流多系人工河道，河道平直，水量受季节影响，变化较大，夏季河（沟）水骤涨、水流量大、水流急，冬季因降水少、河水变浅，水流缓慢。截至2017年年底,淮北市下辖濉溪县及相山、杜集、烈山3个区。全市有18个镇、15个街道办事处，其中濉溪县辖11个镇，相山区辖1个镇和8个街道办事处，杜集区辖3个镇和2个街道办事处，烈山区辖3个镇和5个街道办事处。xxxx公司位于淮北市烈山区宋疃镇，厂址区域无历史文化遗产、风景名胜和自然景观等保护区，也无文物保护、无矿产资源压覆情况，对军事设施、航空均无影响。电厂围东侧墙外有相庄，西南侧有宋疃村，东北侧有李庄、前楼、中楼、丰山、会楼村等居民点，最近居民点为电厂东侧的相庄村和西南侧的宋疃村距离约20米。其中李庄、前楼、中楼、丰山、会楼村均位于本次工程扩建端的东侧，其中李庄距离扩建端厂界最近约20米。6.2环境质量状况6.2.1水环境质量状况淮北市地表水在监测的8个国、省控监测断面中，水质为Ⅳ类的断面5个，占62.5%，总报告版号：0状态：DES第108页2021年9月分别为后常桥（出境）、李大桥闸（出境）、东坪集（出境）、符离闸（出境）、临涣集（入境）；水质为Ⅴ的断面3个，占37.5%，为小王桥（入境）、任圩子桥（入境）、浮浽（入境）。2018年，水污染防治考核目标责任书确定的淮北市4个国控地表水考核断面水质均满足要求。出境断面中，水质为Ⅳ类的断面4个，占100%，分别为沱河后常桥、澥河李大桥闸、浍河东坪集断面、濉河符离闸断面。6.2.2声环境质量状况2018年，淮北市城市区域环境昼间噪声平均值为52.5dB(A)，城市交通干线昼间噪声平均值为68.5dB(A)，分别达到国家《声环境质量标准》（GB3096-2008）中的2类区和4类区标准。6.3环境保护和水土保持6.3.1施工期环境影响分析及防治措施6.3.1.1噪声施工期噪声主要为施工机械设备所产生的施工噪声及物料、设备运输产生的交通噪声，如混凝土搅拌车等。根据水电系统对作业场所噪声源强的监测资料，小型混凝土搅拌车为91~102dB。按几何发散衰减的基本公式计算出施工噪声为距声源250m处噪声即降到55分贝以下，满足《声环境质量标准》（GB3096-2008）1类区标准。施工期间产生的噪声具有阶段性、临时性和不固定性。施工过程中应当加强施工设备种类及施工队伍的管理。选用低噪声设备，尽量避免夜间施工。针对噪声的环境影响的具体防治措施如下：（1）加强施工噪声的管理，做到预防为主，文明施工，避免夜间施工，并施工中采用低噪声设备；（2）加强对设备的维护保养和分时段的限制车流量及车速，减少噪声污染；（3）做好施工人员的个人防护，合理安排工作人员轮流操作施工机械，减少接触时间并按要求规范操作，使施工机械的噪声维持在最低水平，对高噪声设备的工作人员，应配戴防护用具、耳罩等。6.3.1.2施工粉尘施工期需新建场内道路及施工便道、设备基础、地埋电缆等，产生的扬尘会对大气环境产生短时间的不良影响；砂石、水泥等粉状散装材料的堆放场地，在大风的作用下，会产生大量扬尘。针对项目对施工粉尘影响采取的具体防治措施如下：（1）施工及运输的路面进行硬化和高频洒水，限制运输车辆的行驶速度，保证运输石灰、砂子、水泥等粉状材料的车辆覆盖蓬布，以减少撒落和飞灰。总报告版号：0状态：DES第109页2021年9月（2）施工开挖、骨料破碎等采取湿式作业操作，基坑开挖后，尽快浇筑混凝土，并及时回填，其表层进行碾压，缩短裸露时间，减少扬尘发生。（3）基坑开挖严禁大爆破，以减少粉尘及震动对周围环境的影响。（4）建筑材料堆场以及混凝土搅拌应定点定位设置，避开或保证环保距离与区域内的环境敏感保护目标。堆放场地不得占用周边道路、绿化带，对扰动区域全部做防护处理，使地面不裸露，并进行绿化。（5）加强施工管理，提倡文明施工，避免在大风天施工作业，尤其是引起地面扰动的作业。6.3.1.3污废水排放施工期间废水有生活污水和施工废水。施工废水主要含有大量砂石，并且设置分散不宜收集，对此采用临时简易的渗井对其沉淀后浇洒路面和绿化。施工污水要按有关设计有序排放；生活污水量极少，且生活污水经化粪池排向沉淀池后，即可自动挥发，对环境影响极小。处理后的生活污水能达到GB8978《污水综合排放标准》中的一级标准，满足GB/T18920《城市污水再生利用城市杂用水水质》城市绿化用水要求，可用作场区绿化用水。向水体排水应符合受纳水体的水域功能及纳污能力条件的要求，防止排水污染受纳水体。6.3.1.4固体废弃物施工过程产生的固体废物主要为施工弃渣和生活垃圾，其中施工弃渣包括废弃土石及建筑垃圾等，生活垃圾主要是场区内工作人员产生的厨余和拆除的废包装物。项目施工期产生的弃渣必须堆放至指定的渣场，施工中严禁随意弃渣。为了避免堆渣场的新增水土流失，需采取工程措施与植物措施等相结合方法，对弃渣场进行防护；而新增生活垃圾采用原有垃圾集中处理设置处置，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，经此项目建设产生的固体废弃物对区域环境基本无影响。施工期固体废物主要为建筑垃圾及生活垃圾，要求随产生随清运并处置，避免刮风使固体废弃物飞扬，污染附近环境。6.3.2运行期环境影响分析及防治措施6.3.2.1生活污水本工程新增的生活污水下水道可排入电厂现有生活污水系统，本期工程不新建生活污水处理站，利用电厂一期已建的集中生活污水处理站（设计处理能力按2×20m3/h）。污水经二级生物氧化处理、消毒达标后排放或回收。6.3.2.2电解液污染总报告版号：0状态：DES第110页2021年9月电站中储能电池设漏液收集装置，电解液若发生意外泄露，不应该直接外排，应回收处理。6.3.2.3噪声储能电站噪音主要来源于主变压器。根据《电力系统电化学储能系统通用技术条件》（GB/T36558-2018）的要求：在距离设备水平位置1m处，用声级计测量满载时的噪声，噪声应不大于80dB。因此在设备订货时，应要求主变压器运行时最大噪声级在80dB(A)以下。噪声成分主要有电磁噪声、空气动力性噪声等。对噪声的治理，主要从噪声声源、噪声的传播途径和受声体三方面分别采取措施，以达到防噪降噪的目的。设备选型时选用噪声较小的电气设备，在储能集装箱内设置吸音棉等，还应当在储能区周围种植绿化带，达到既美观，又降噪的效果。6.3.2.4电磁辐射电磁辐射防范措施：选用低电磁环境的电气设备，保证电气设备的良好接地；合理设计各种电气设备及金属配件，以减少高电位梯度点引起的放电；安装高压设备时，保证所有的导电元件具有良好的接地或连接导线电位所有的固定螺栓都可靠拧紧，以此来减少因接触不良而导致的火花放电。电站运行时会产生一定能量的电磁辐射，但其强度较低，电气设备产生的电磁辐射经设备外壳、墙体屏蔽和距离衰减后，对周围环境影响较小。围墙外1m处工频电场强度、工频磁感应强度远远低于HJ/T24《500kV超高压送变电工程电磁辐射环境影响评价技术规范》中推荐的工频电场4kV/m和磁感应强度0.1mT的评价标准。围墙外20m处无线电干扰场强满足GB15707《高压交流架空送电无线电干扰限值》中53dB(μV/m)的限值要求。6.3.3废旧电池回收动力电池回收主要采用两种方式：一种方式是进行二次利用，即针对没有报废只是容量下降无法被继续使用的电池，采取将电池组拆包的方法，对模块进行测试筛选，再将可用的电池重新组装利用，如应用到储能领域等；另一种方式是对已经报废的动力电池进行拆解，回收可用材料并进行再利用。2017年1月国务院印发《生产者责任延伸制度推行方案》对电器电子、汽车、铅酸蓄电池和包装物等4类产品实施生产者责任延伸制度，明确电池的回收责任人是生产者。2018年3月工信部等七部委发布《新能源汽车动力蓄电池回收利用试点实施方案》，加速推动电池回收的商业化、体系化。回收利用试点工作以试点地区为中心向周边区域辐射，支持中国铁塔公司等企业结合各地区试点工作开展储能电池梯次利用示范工程建设。总报告版号：0状态：DES第111页2021年9月2021年7月1日，国家发展改革委发布了《关于印发“十四五”循环经济发展规划的通知》，指出将要推动废旧动力电池循环利用，加强新能源汽车动力电池溯源管理平台建设，完善新能源汽车动力电池回收利用溯源管理体系。2020年中国新能源汽车保有量已达492万辆，累计退役的动力电池有20万吨(约25GWh)，据推算，2025年我国需要回收的废旧电池容量将达到137.4GWh，超过2020年的5倍，动力电池回收市场空间达六百亿元以上规模。在政策和市场的双轮驱动下，嗅到商机的车企、电池供应商和冶炼冶金企业等开始纷纷入场。天眼查显示，截至2021年7月11日，搜索“动力电池回收”，存续状态下的企业共有17542条结果，而注册时间一年内就有12052条相关结果。6.3.4水土保持根据《安徽省人民政府关于划定省级水土流失重点预防区和重点治理区的通告》（皖政秘〔2017〕94号），本工程所在地区不属于省级水土流失重点预防区，也不属于省级水土流失重点治理区。本工程的水土保持工程将与主体工程同时设计、同时施工、同时投产，同时水土流失防治措施中的工程措施、植物措施与土地整治措施将有机结合，本工程建成后加强管理，切实落实安全、有效的水土保持措施，可达到防治水土流失、保护生态环境的目标。6.4社会及环保效益本工程的建设可促进当地经济社会发展及人民生活水平的提高，具有十分重要的意义。本工程的建设将带动地方经济的发展和工业的发展，建成后必然要求有相关服务、配套性行业，如建筑、运输、服务性第三产业等。同时该项目建设可以在很大程度上解决地区电网新能源发电的随机性和波动性问题，使间歇性的、低密度的可再生清洁能源得以广泛、有效地利用，满足经济社会发展对优质、安全、可靠供电和高效用电的要求。本工程不向外部环境排放废气、污水，具有显著的环境效益。综上所述，本工程的建设对社会及环保的影响是积极的。7劳动安全与职业卫生7.1总则储能电站设计中必须贯彻国家颁布的有关劳动安全和工业卫生法令、政策，提高劳动安全和工业卫生的设计水平，应贯彻“安全生产、预防为主”的方针，加强劳动保护，改善劳动条件，减少事故和人身伤害的发生，以保障建设过程中劳动人员和电站职工生产过程总报告版号：0状态：DES第112页2021年9月中的安全和健康要求。储能电站建成投产后，储能电池、变压器有发生火灾的可能性和潜在的爆炸危险。为降低发生危害的风险，在设计中应采取以下措施：（1）本工程各主要生产建筑物、构筑物及生产设备的最小间距，不得小于现行《电化学储能电站设计规范》（GB51048）、《火力发电厂与变电站设计防火规范》（GB50229）和《建筑设计防火规范》（GB50016）的规定，保持安全防火距离。（2）对于危险品、易燃易爆品要限量储存，不能超限储存，更不能与其他物品混合储存，要求存放在专用仓库内。（3）建筑物和构筑物的设计，严格按照国家现行的防火消防设计规范执行，做好消防设计。在设计中做好防火、防爆等安全措施。（4）场区内各主要建筑物周围应设有消防通道。储能电站在施工过程中，主要有电击、机械损伤、烫伤、噪声、坠落物体打击、基坑坍塌、高温、寒冷等危害。为保证工作人员健康和安全生产的需要，在施工中应明确事故责任人，做好各种施工防护措施，严格执行施工安全技术要求。为避免以上事故发生，建议采取以下措施：（1）项目业主应选择有丰富储能电站建设经验的专业施工队伍进行施工，定期进行工程检查，及时排除工程建设过程中的安全隐患。（2）工程承包商应制定详细的安全生产管理条例，对工作人员进行安全生产教育。（3）应设置适当数量的安全检查员，对工作人员是否严格执行安全生产管理条例和可能出现的异常情况进行检查和处理。（4）为保证工作人员身体健康，夏季施工应做好防暑降温工作，冬季施工有必要的防寒措施。（5）工作人员应严格执行安全生产管理条例，发现有安全隐患问题时，要及时进行解决。（6）监理单位应随时检查施工单位是否按照设计要求进行施工，是否采用安全防范措施，并对工程中出现的问题进行及时纠正。7.2主要危险及有害因素7.2.1施工期危害因素本期项目在施工过程中，最可能发生安全事故的工种有：运输吊装作业、用电作业、基坑开挖作业四个工种，下面对存在的危害因素分别进行确认。总报告版号：0状态：DES第113页2021年9月（1）运输吊装作业存在的潜在危害因素无证操作、吊绳断股、起重超载、支腿不平衡、起吊弧度过大、交叉作业、吊钩断裂、吊钩未挂牢、操作失误、限位保护器失灵、指挥不当、大风起吊等潜在危害因素。（2）用电作业存在的潜在危害因素无漏电保护、无证操作、设备漏电、电弧光、电焊作业未带防护用品、一闸多机、线路破损、未采取防护措施、线路绝缘破损、设备供电不符、雷雨天放电等危害因素。（3）基坑开挖存在的潜在危害因素放坡不够、无证驾驶挖土机、夜间无红色警示灯、违反操作规程、未设上下人行爬梯、开挖土石方堆放距离过近等。7.2.2运行期危害因素建成投产后，运行期中主要危害因素体现在：主要电气设备使用不当或设备质量问题引起的火灾、爆炸、电击、机械损伤等危害。高压设备配置区域存在雷击、噪声、振动、电磁辐射等危害。操作、检修人员在带电作业时易遭电击等危害。锂电池储能电站由于电池组串的特性，在事故处理过程中，如果处理不及时，措施不得当，将会使事故扩大，严重时甚至发生爆炸。7.3劳动安全与职业卫生7.3.1施工期对策措施根据储能电站工程的特点，施工内容主要为储能电池系统设备安装、配电装置设备安装以及集电线路的直埋电缆敷设等。在各类土建工程和电气设备安装等工程施工过程中，发生施工事故概率较高的危害性因素中，主要存在如下几方面：（1）运输吊装作业的危害因素：储能电池系统设备以及开关柜的运输吊装过程中，由于操作不当、吊绳断股、起重超载、支腿不平衡、起吊弧度过大、交叉作业、吊钩断裂、吊钩未挂牢、指挥失误、大风起吊等潜在危害因素，易造成设备毁坏及地面作业人员的伤亡事故。（2）带电作业的危害因素：带电施工作业过程中无漏电保护、无证操作、设备漏电、电弧光、电焊作业未带防护用品、一闸多机、线路破损、未采取防护措施、线路绝缘破损、设备供电不符、雷雨天放电等危害因素。（3）基坑开挖的危害因素：由于场址内自然地坪存在一定的高差。因此，土方工程施工过程中若放坡不够、无证驾驶挖土机、夜间无红色警示灯、违反操作规程、未设上下总报告版号：0状态：DES第114页2021年9月人行爬梯、开挖土石方堆放距离过近等，易造成塌方、人员跌落等人身伤害事故和工程的返工问题。在施工期间，应由业主单位、土建施工单位和工程监理联合组成工程安全生产管理小组，由业主单位作为主管单位，工程监理单位和施工、安装单位作为执行方落实劳动安全与工业卫生的各项保护措施，并对设备供应商，在提供完整的产品技术说明书的基础上，落实设备安装的安全辅导，确保设备安装和调试过程中的生产安全，并明确相应的责任人。7.3.2运行期对策措施储能电站建成投产后，在日常的生产运行管理过程中主要存在火灾、爆炸、电击、雷击、电磁辐射等危害因素，要加强安全管理，制定安全生产监督制度。（1）建立并完善安全生产管理制度，避免人为原因造成事故发生。（2）严格执行消防防火制度，做好火灾预防工作（参见消防章节）。（3）根据现行的《建筑防雷设计规范》中的要求进行防止保护装置的设计。根据现行的《交流电气装置的接地》规范要求进行全厂安全接地设计。（4）根据《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》规范要求进行带电设备安全净距的设计，以保证人身及设备安全。（5）进行电站电气设备检修时，应严格执行电气设备技术要求，以避免发生触电事故。（6）为减轻电磁辐射损害，按照操作规程的有关要求禁止长时间在高压设备区工作，在微机前工作人员工作时间不宜超过8小时。（7）锂电池储能电站运行期间需要特别注意各集装箱的巡检维护，制定应急预案实施演练，尽可能提早预防安全事故。7.4小结储能项目的安全问题除了与储能系统研发与制造水平有关外，还涉及到电站设计、施工安装、调试、验收、并网运行、运维等各个环节，任何一个环节的缺陷和疏忽，都可能酿成安全事故。储能项目在我国属起步阶段，安全运行的经验相对不足。同时，对电站的安全措施和防护措施尚未建立成熟、完善的操作体系。所以，必须借鉴国内外同类电站运行、管理模式和经验的基础上，结合企业自身发展的现状和特点，逐步提高电站的安全生产和职业卫生的防范水平。本工程的安全设施及投资、卫生防护措施及投资将根据经专家评审后最终的安全预评总报告版号：0状态：DES第115页2021年9月价报告、职业病危害预评价报告，在下一阶段的设计中进一步完善。建议建设单位尽快开展下一步工作。8资源利用及节能分析8.1储能电站资源利用8.1.1能源利用(1)储能电站在电力系统中定位为调峰电源，根据安徽省调峰平衡分析，十四五末春秋季午间新能源大发时段某省电网仍存在800多万千瓦调峰缺口，对于储能电站等清洁可靠调峰电源的需求较大。根据安徽全省2025年8760小时调峰分析，春季日平均存在调峰缺口的时长为7~8小时，逐时调峰缺口大于当日逐时最大调峰缺口80%的时长约为3~4小时。(2)根据系统运行数据，2021年上半年煤电机组平均每次参与深度调峰时间约3.5h~3.8h。其中安徽淮北国安电厂2021年上半年平均每次参与深度调峰时间约4.3小时。综上分析，本工程储能时长2小时，规划储能总容量1GWh，能够适应电网调峰需求。结合安徽省2016~2020年春秋季典型日年负荷特性分布，可以看出电网呈现2个低谷2个高峰特性，储能电池在电网夜间低谷和中午新能源大发时段进行充电，利用早高峰、晚高峰进行放电，充放电时长可达到4小时，理论上一天实现2充2放的运行模式。磷酸铁锂电池方案电站充放电深度可达到90%，系统充放电效率85%左右。8.1.2土地利用根据储能电站设计规范要求，储能电站站址选择应因地制宜，节约用地，合理使用土地，提高土地利用率，宜利用荒地、劣地、坡地、不占或少占农田，合理利用地下，减少场地平整土石方量和现有设施拆迁工程量。同时，站址应有方便、经济的交通运输条件，与站外公路连接应短捷，且工程量小。电站站址不涉及自然保护区、风景名胜区、饮用水源保护区、世界遗产等环境敏感区域，也不涉及文物古迹。本项目利用国安电力有限公司已征用地。方案一整个区域占地约为1.98hm2。方案二整个区域占地约为1.87hm2。8.1.3水资源利用本项目的主要节水措施包括设备工艺改进和降低供水成本。由于储能电站本身消耗水量较小，主要用水量在施工期，生产期主要为生活用水，通过安装水表以及采用节水型器具合理节约用水。总报告版号：0状态：DES第116页2021年9月本项目废水主要为生活污水，生活污水经下水管道收集，排至室外污水检查井，并经室外污水管网排入一期污水处理系统。8.1.4建筑材料利用本项目中的建筑墙体采用节能、环保的加气混凝土砌块；采用预拌混凝土和预拌砂浆；屋面采用岩棉保温屋面；控制合理的窗墙面积比，布置有空调的房间，窗户可采用双层中空玻璃，并保证门窗有良好的气密性。8.2储能电站节能分析加强节能工作是深入贯彻科学发展观、落实节约资源基本国策、建设节约型和谐社会的一项重要措施，也是国民经济和社会发展一项长远战略方针和紧迫任务。电站项目是巨大能源消耗和能源产出的特殊产业，所以，在电站项目中如何合理用能和节约用能其社会和经济的综合效益都意义非凡。8.2.1能耗分析储能电站能源消耗主要分工程建设期间和投产运行期间。由于建设期一般不多于1年，建设期间能源消耗时间较短，而运行期有较长的20年左右时间，因此储能电站的能耗主要在运行期。8.2.2主要节能降耗措施（1）选择好电气、辅助系统设备，选择能耗低，效率高，技术先进，成熟可靠的设备，提高系统运行经济性。在选型中要优先选择高效率、高可靠性的设备，并充分重视设备制造厂的资格审查。在招标设备评标时应加大耗能设备节能效果的权重。（2）拟定暖通通风系统安全可靠，运行经济，尽可能降低损耗。本项目方案一磷酸铁锂方案采用集中制冷，提高制冷效率，大大降低电耗。（3）做好建筑和管道的保温设计，选择合理的保温材料和厚度，降低冷热、热损失，节省能源。（4）采用计算机监控系统，控制和保护系统大量信息传输通过光缆和通信线。（5）电气设备尽可能就近布置，节省大量的电力电缆和控制电缆。（6）主变压器、低压厂用变压器，采用低损耗变压器，以降低电厂的运行费用。（7）提高厂房及建筑物的自然采光和通风率，以节约人工采光和机械通风电耗。9抗灾能力评价9.1地质灾害根据本期工程场地条件，预测评估区内崩塌、滑坡、泥石流、地面塌陷、地面沉降、总报告版号：0状态：DES第117页2021年9月地裂缝地质灾害不发育，预测评估上述各类地质灾害危险性小；工程建设活动引发各类地质灾害的可能性小，工程建设遭受地质灾害危害的可能性小，危险性小。现阶段防治工程具有成熟技术，效果良好，当工程建设及运营期间采取有效的地质灾害防治措施后，一般可减轻或避免地质灾害对拟建工程的危害或影响，可减轻工程建设对地质环境的影响，拟建场地属稳定场地，适宜本项目的建设。9.2抗震根据《中国地震动参数区划图》(GB18306-2015)和《建筑抗震设计规范（2016年版）》(GB50011-2010)，厂址区基于Ⅱ类场地的基本地震动峰值加速度值为0.05g，相应的地震基本烈度为Ⅵ度，基本地震动加速度反应谱特征周期值为0.45s，设计地震分组为第三组。其中Ⅰ1类场地的地震动峰值加速度调整系数为0.80，地震动加速度反应谱特征周期值为0.35s。根据建筑结构破坏，地基损坏和地震破坏可能产生的严重性，按建筑物分类，分别采用不同的安全等级和抗震设防原则。9.3洪水本项目厂址所在的淮北地区洪水都是由暴雨产生的，其特点是降雨范围小、历时短，但强度大。本地区大暴雨的另一特点是暴雨区移动方向常与河道水流方向一致。电厂厂址区域每遇水灾，平地积水，沟河漫溢，甚至河堤决口，洪水横流。经调查分析计算，厂址处百年一遇洪涝水位为33.01m（1956黄海高程系统）。本期工程主厂房场地位于一期工程扩建端，场地平缓，自然地面高程在31.4m至34.8m之间，现自然地面高程在39.2m至52.9m之间。厂区场地设计标高高于百年一遇洪水位，不受区域100年一遇洪涝水位影响。10人力资源配置10.1人力编制由于缺乏电化学储能电站的定员标准，本项目暂时参照国家电力公司电力劳[1998]94文颁发的《火力发电厂劳动定员标准(试行)》A类机组测算，考虑类似储能项目的实际情况，暂定人员配置定员为15人。储能电站人员配置考虑储能电站的运行和维护。储能电站的运行控制方式包括远程控制和就地控制两种方式。远程控制方式执行调度指令或储能集中控制系统指令，实现启停、充放电控制；就地控制由运行人员操作储能电站监控系统，实现启停、充放电控制以及紧急情况下的停机控制。运行人员应做好运行监视和巡视检查，监视储能系统的运行状态，总报告版号：0状态：DES第118页2021年9月检查系统的遥信、遥测量是否正确，火灾报警及灭火系统完好性；电站的巡视检查分为日常巡视检查和定期巡视检查和特殊巡视检查。储能电站的维护包括系统维护和设备维护，设备维护周期为一个月。上述运行和维护工作主要由生产人员负责，必要时可委托专业公司。本项目车辆调度、驾驶、安全管理和服务性管理人员外聘。10.2定员指标全厂生产人员与非生产人员配备如下：生产人员12人非生产人员3人全厂人员总数15人全厂人员指标0.15人/MW。11项目实施的条件和建设进度及工期11.1项目实施的条件11.1.1重大件设备运输方案11.1.1.1交通运输条件电厂位于淮北市境内，距青龙山火车站约5.8km，电厂进厂道路与省道S101、梧桐南路、合徐高速公路和淮北市市区道路相连，有良好的陆路运输条件。淮北至连云港港口240千米，是安徽省距深水港口最近的城市。淮北南坪港位于濉溪县南坪镇东，浍河航道右岸，淮北南坪港预测年吞吐量为80万吨，码头建设3个泊位500吨级散货泊位。符夹、青阜两条铁路贯通境内。符夹线北连陇海，南接津浦，有直快列车直达上海。青阜线则经阜阳、淮南直通省府合肥，远达皖南重镇芜湖。厂址东北距徐州观音桥机场约68km。观音国际机场位于徐州睢宁县双沟镇附近，为4D级的大型国际航空港。综上所述，电厂对外交通条件良好。11.1.1.2重大件设备运输方案本工程建设大型储能电站，运输方案着重考虑主变压器等大件设备运输。综合考虑电厂的铁路交通运输条件，并根据厂址和各设备制造厂的地理位置，结合大件设备的运输参数和公路运输条件，本工程大件设备运输建议采用铁路运输方案：本工程厂址与国家铁路干线津浦铁路和符夹铁路相邻，附近有青龙山车站，本工程铁路专用线从青龙山车站接轨已达到电厂，电厂大件设备运输可通过电厂铁路专用线直接运总报告版号：0状态：DES第119页2021年9月进施工现场。对于铁路能够运输的优先选择铁路运输方案，对于铁路不能够运输的则选择公路＋水路＋公路运输方案为宜。11.1.2施工场地规划11.1.2.1施工总平面规划施工总平面布置是施工组织设计中各个主要环节经综合规划后反映在平面联系上的成果。主要任务是完成施工场地的划分，交通运输的组织，各种临建、施工设施、力能装置和器材堆放等方面的合理布设，场地的竖向布置等。施工总平面布置应当紧凑合理、符合流程、方便施工、节省用地、文明整齐，根据本项目特点，应符合下列要求：（1）总体布局合理，优化布置施工设施与临时设施，尽可能做到永临结合，且场地分配与施工任务相适应，方便施工管理。（2）合理组织交通运输，使施工的各个阶段都能做到交通便捷、运输通畅。大宗器材或半成品堆置场布设时要分析和选取经济合理的运输半径，使反向运输和二次搬运总量最少。（3）施工区域的划分应既符合施工流程，又使各专业和各工种之间互不干扰、便于管理。（4）充分考虑储能项目的布置特点。（5）尽量利用电厂现有交通道路、建（构）筑物和设施。（6）工程施工期间应避免环境污染，施工布置必须符合环保要求。（7）结合本项目的条件，合理布置施工供电、施工供水与施工通讯。（8）满足有关规程的安全、防洪排水、防火及防雷的要求。（9）努力优化各项施工技术经济指标。本期工程施工用地规划利用二期空地作为本期工程施工用地，在工程施工期间，需采取适当的施工隔离措施，以避免对电厂的正常生产运行产生影响。11.1.2.2施工区防洪排涝规划现场场地排水沟道（含施工降水量）沿施工道路布置。施工区域排水考虑为平坡式自然排水，建立临时排水系统，防止内涝。生活区污水系统采用管道排到业主指定排放点；雨水采用明沟排入暗管。所有道路两侧，统一布置砖砌排水明沟。明沟过道路、以及组合总报告版号：0状态：DES第120页2021年9月场车辆行走通道处，暗埋钢管或水泥管。施工场地的主要排水干道，采用明沟和局部埋管的排水方案，现场施工污水经沉淀等处理达到环保要求的排放标准后方可排入污水排放系统，最终排入业主指定排水点，但不得直排。现场及生活区设置移动式厕所，采用定期请当地环卫部门清运的办法。11.1.2.3施工道路规划本项目施工期间的运输主要有设备及水泥、砂石、钢筋等大宗物资。本着“永临结合”的原则，施工道路与厂区道路尽量结合，采用7m宽双车道的泥结碎石路面或混凝土路面，考虑到施工期道路的损坏情况，一般先浇筑一层混凝土路面，在工程后期按路面设计标高浇筑第二层混凝土。永临结合的道路路基设计除满足施工要求外，还应满足永久道路的设计要求。为创造良好的施工作业环境，施工道路两侧种植绿化树木，在进出厂主干道及厂内施工道路两侧设计临时路灯。在施工车辆入口，规划冲洗区域，用于把施工车辆所带泥土冲掉，保证施工现场和道路的清洁。施工阶段电厂厂区内的交通运输，可充分利用电厂已有厂内道路，但应注意采取防护措施，且施工完毕后应对损坏的路面及时修复。11.1.3施工力能供应11.1.3.1施工用电施工用电的容量确定，以工程用电高峰阶段施工机具设备、施工生活设施、现场办公设施的负荷统计为基础。按照《火力发电工程施工组织设计导则》的规定，在参考类似储能项目建设经验的基础上，结合本工程的实际情况，初步确定本项目施工临时用电最高负荷为1200kW（磷酸铁锂方案为600kW）。为节约投资充分利用老厂现有资源优势，施工用电可从电厂厂用电接出，通过动力控制箱、照明箱和施工电缆送到施工现场的用电设备上，同时租赁1台柴油发电机备用。现场施工用电设施要求：场内用电线路的设计、安装、运行和维护按相关规程和规定进行，加强施工用电的安全管理工作；从配电装置引出的低压回路，以敷设电缆为主，在施工区域的合理部位布置下级配电设施；室外布置的配电设备要有防雨设施，确保施工用电安全；现场配电盘、箱应形式统一，颜色一致，并有明显的警示标志和定期检验合格标识，接地系统应符合标准；做好现场施工电源冬、雨季巡检工作，消除用电隐患；用电单位要采取措施节约用电。总报告版号：0状态：DES第121页2021年9月11.1.3.2施工用水施工现场的供水量应满足全工地的直接生产用水、施工机械用水、生活用水和消防用水的综合最大需要量，饮用水应符合GB5749《生活饮用水卫生标准》和当地卫生机关的规定；混凝土和砂浆的拌和用水应符合JGJ63《混凝土拌和用水标准》的规定；施工机械用水水质应符合GB1576《低压锅炉水质标准》中给水水质规定。按照《火力发电工程施工组织设计导则》的规定，结合本项目的实际情况，初步确定施工最大用水量（包括消防用水）约为70t/h。施工用水为节约投资充分利用老厂现有资源优势，可从老厂供水管网引接。供水管线布置以沿主干道路边或围墙布置为主，消防水和施工用水合一管网，并在供水管线上按规定设置一定数量的地上式消火栓。施工单位用水进场后向电厂提出申请，经批准后由施工单位从指定的一次阀门处接出其用水支管。11.1.3.3施工通讯本工程位于安徽淮北通讯网络成熟区域，已有电信设施和移动网络覆盖，可采用电厂现有通讯网络和移动通讯方式解决通讯要求。现场内部通讯可采用无线通信方式，配备对讲机以满足场内通讯使用。11.1.3.4施工用气施工用氧气、乙炔、氩气、压缩空气根据施工承包商需要由施工承包商自行采购，但应考虑各种气瓶管道及各种气体使用的安全性，相关单位应制定具体的管理措施并报批备案。施工过程中需要氧气和乙炔，原则上采用瓶装形式供应为宜，现场禁止使用乙炔发生器。施工用压缩空气由移动式空压机分散供给。11.1.4地方建筑材料淮北地区属于长三角城市群内，当地建材工业较为发达，水泥、黄沙和石子等建筑材料可由当地直接采购供应施工现场，材料供应较为便捷。业主需尽早落实取得相关施工供电、供水和通讯协议，并安排施工接入至现场，为本工程的早日开工创造条件。11.2项目实施的建设进度和工期11.2.1设计进度可行性研究及审查：1个月总报告版号：0状态：DES第122页2021年9月初步设计及审查：1个月施工图设计：4个月11.2.2施工进度根据目前国内同类型项目的建设经验，本期工程施工综合控制轮廓进度安排如下：施工准备期为4周，自工程开工至试运结束投产为19周，控制进度具体安排如下所示：(1)现场施工准备4周(2)开工（浇第一罐混凝土）至基础施工完成6周(3)土建施工6周（与基础施工搭接2周）(4)设备安装5周（与土建施工搭接2周）(5)单体测试和系统联调4周（与设备安装搭接1周）(6)涉网测试和试运行4周123456789101112131415161718192021222324施工准备开工至基础施工完成土建施工设备安装单体测试和系统联调涉网测试和试运行第6月第1月第2月第3月第4月第5月项目施工综合控制进度表11.3电力建设工程重大安全问题分析根据《电力建设工程施工安全监督管理办法》(中华人民共和国国家发展和改革委员会令第28号，2015年)，为保障施工作业人员安全、防止和减少工程建设中的生产安全事故,对电力建设工程中的重大安全问题进行分析评价。11.3.1电力工程施工安全基本原则(1)工程的安全生产工作应贯彻“安全第一，预防为主，综合治理”的方针，并结合工程施工生产的规模、性质和特点予以细化实施。(2)建设单位应组织监理、勘察设计、施工和调试单位建立安全保证体系和安全监督体系，并监督其有效运行。(3)工程所有参建人员应接受安全生产教育培训，提高安全生产意识。未经安全生产教育培训和考试不合格人员，不得上岗作业。(4)施工单位应对施工现场存在的危险源和有害因素进行辨识，并编制《危险源清单》，总报告版号：0状态：DES第123页2021年9月采取有效措施进行动态防控。应在有较大危险因素的场所或部位及有关设施(设备)上设置明显的安全警示标识，安全警示标识必须符合国家现行标准的要求。(5)严禁使用国家及当地明令淘汰的安全技术、工艺、流程、装备和材料。(6)对不符合现行相关安全技术规范或标准规定的水工结构工程施工，应提请建设单位组织专题技术论证，并报送相关主管部门同意。(7)施工过程中，对不能满足安全生产要求的设计，施工单位应及时通知勘察设计单位进行设计变更。未经技术鉴定或设计许可，不得改变结构的用途和使用环境。(8)施工单位应对外来人员可能接触到的危害进行告知，对应急处置方法和相关安全规定进行交底，做好监护工作。(9)施工单位应为作业人员提供符合国家现行标准要求的工作环境、工作条件和劳动防护用品。11.3.2重大安全项目分析及控制本工程重大安全问题及控制清单如下：重大安全项目可能导致事故主要控制措施施工场所存在安全隐患人身伤害--施工现场孔洞设置盖板或围栏。--施工现场设置的各种安全设施严禁挪动或移作它用。--与施工无关的人员不得进入施工现场。--进入施工现场的人员正确佩戴安全帽，着装合格。--严禁酒后进入施工现场。--严禁有职业禁忌症者上岗作业。--严禁从高处向下抛掷垃圾和废料。--现场的机动车辆限速行驶。--夜间施工保证足够的照明。--遵守对施工现场的相关安全要求。夏季、雨汛期施工人身伤害--夏季、雨季前做好防风、防雨、防暑降温等准备工作。--暴雨、汛期后，对临建设施、脚手--架、机电设备、电源线路等进行检查并及时修理加固。有严重危险的立即排除险情。总报告版号：0状态：DES第124页2021年9月重大安全项目可能导致事故主要控制措施--夏季根据施工特点和气温情况适当调整作息时间。--特殊高温作业地点采取防暑降温措施。起重作业1、人身伤害。2、机械、设备损坏。--制定、实施安全有效的吊装措施。--起重作业人员持证上岗，并由合格人员操作。--机械、工器具使用前检查，确保使用合格工器具，施工前准备充分。--施工人员明确吊装过程、措施、任务。--指挥信号畅通、正确、及时。--机械施工场地坚实、无障碍物，满足施工机械工作要求。--作业场所划定警示区域，设警示标志，专人监护施工过程。--执行起重作业的其它相关要求。施工用电1、人身伤害。2、潜在的火灾、爆炸。--施工用电采用“三相五线制”。--电工持证上岗，严禁非电工乱接电源。--现场配电箱应装漏电保护器，潮湿或进水后禁止使用。--禁止使用漏电的电动工具。--禁止直接将电源线插入插座。--保持带电设施完好无破损。--容器内照明用电电压不超过12伏。--不得带电检修设备。--从事电工作业至少需两人。--禁止使用金属梯子施工。--执行施工用电的其它相关要求。高处作业人身伤害--高处作业场所安全设施符合要求。--遇有五级及五级以上大风或恶劣气候时，停止露天高处作业。--参加高处作业的人员进行体格检查，有禁忌症者不得参加高处作业。--高处作业系好安全带，安全带挂在上方的牢固可靠处。--高处作业人员着装合格。总报告版号：0状态：DES第125页2021年9月重大安全项目可能导致事故主要控制措施--高处作业地点、各层平台、走道及脚手架上不得堆放超过允许负荷的构件。--上下脚手架时不得沿绳、脚手立杆或栏杆等攀爬。--高处作业人员配带工具袋，较大的工具系保险绳；严禁采用抛掷方式传递物品。--高处作业严禁坐在平台、孔洞边缘。--切割的工件、边角余料等放置在牢靠的地方。--特殊高处作业的危险区设围栏及“严禁靠近”的警告牌，危险区严禁有人员逗留或通行。--严禁非有关施工人员攀登高处。交叉施工人身伤害--商定参建各方的施工范围及安全注意事项；垂直交叉作业，层间搭设严密、牢固的防护隔离设施。--交叉作业场所的通道畅通；有危险的出入口处设围栏或悬挂警告牌。--在生产运行区进行交叉作业时，执行工作票制度，采取安全措施。--遵守电力建设的其它相关要求。脚手架搭拆与使用人身伤害--脚手架的载荷不得超过270kg/m2。--脚手架搭设后经验收合格后交付使用。--非专业工种人员不得搭、拆脚手架。--执行脚手架安全的其它相关要求。焊接切割作业人身伤害--焊接、切割人员持专业合格证上岗。--从事焊接、切割的人员按规定体检，有职业禁忌症者不得上岗作业。焊接、切割人员作业时穿专用工作服。--严禁氧气、乙炔瓶同车运输，搬运应小心，禁止氧气、乙炔瓶发生碰撞。--氧气瓶、乙炔瓶吊运需办安全工作票。--现场放置氧气瓶与乙炔瓶，距离在8米以上，附近不得有明火。总报告版号：0状态：DES第126页2021年9月重大安全项目可能导致事故主要控制措施--检查氧气瓶、乙炔瓶是否漏气，减压器损坏者必须更换。--皮线破损处包扎或更换新线。--夏季施工须采取防晒措施。--高处作业固定好氧气瓶、乙炔瓶。--火焊作业下方必须设隔离防护层。--周围有易燃易爆品或在密闭容器内作业必须办理安全工作票。--焊接、切割作业过程遵守其他相应安全工作规程。--执行施工安全的其它相关要求。--严禁穿棉纶衣服和带钉子的鞋进入氧气、乙炔库。小型施工机械及工具的使用人身伤害--操作人员必须了解机具性能、熟悉操作知识。--机具的安全装置做到齐全、完好。--机具使用前进行检查，严禁带病运行。--机具按其出厂说明书和铭牌的规定使用。--电动的工具、机具接地良好。--执行机械、工器具安全的其它相关要求。车辆运输1、人身伤害2、机械、设备损坏--机动车辆由专人驾驶及保养，驾驶人员须取得驾驶许可证。--使用前检查车况是否完好，车辆不得带病运行。--装运物件不得超载、超长、超高、超宽。--驾驶人员不得酒后和疲劳驾驶。--车辆行驶时不得超速。--遵守交通规则和《道路交通管理条例》的相关规定。--执行施工现场安全管理的其它相关要求。动火作业易燃易爆物品的存放潜在的火灾、爆炸--防火部位配备充足、合格的灭火器材。--严禁在易燃易爆场所吸烟。--易燃易爆场所设“严禁烟火”的明显标志。--在办公室、工具房、休息室、宿舍等房屋内不得存放易燃、易爆物品。总报告版号：0状态：DES第127页2021年9月重大安全项目可能导致事故主要控制措施使用运输--动火作业时，按规定办理工作票，并采取相应安全措施。--易燃、易爆物品的存放、使用、运输符合相关要求。--执行安全管理的其它相关要求。--电火焊作业施工采取有效的防火花飞溅、散落措施。12初步投资估算及财务分析12.1概述本项目拟建设1GWh电化学储能电站，建成后将参与安徽省电网调控中心统一调度，在电网中发挥削峰填谷、调峰、调频、旋转备用、黑启动等作用。考虑到储能电池成本不断下降，本期先建设206MWh，按充放电2小时，功率为103MW。12.2投资估算12.2.1静态投资基准日期为：2021年6月。12.2.2费用和标准估算编制办法、费用构成及计算标准、费用性质和项目划分办法执行中华人民共和国国家能源局2018年发布的《火力发电工程建设预算编制与计算规定》及有关文件。12.2.3指标与定额执行国家能源局发布的《电力建设工程概算定额（2018年版）》，不足部分参考《电力建设工程预算定额（2018年版）》。12.2.4定额价格水平调整执行电力工程造价与定额管理总站“定额[2021]3号”《关于发布2018版电力建设工程概预算定额2020年度价格水平调整的通知》。12.2.5材料价格安装材料价格：执行中国电力企业联合会发布的《电力建设工程装置性材料综合预算价格（2018年版）》，主要材料按电力工程造价与定额管理总站文件“定额[2021]21号”《电力工程造价与定额管理总站关于发布2020年电力建设工程装置性材料综合信息价的通知》中的价格计列编制基准期价差。建筑工程材料价格：采用《电力建设工程概算定额（2018年版）》中的价格作为基价，总报告版号：0状态：DES第128页2021年9月按安徽省淮北市2021年6月市场信息价计列编制基准期价差。12.2.6设备购置费用及设备运杂费本工程主要设备按厂家询价计列，其它设备价格参照《火电工程限额设计参考造价指标》（2019年水平）中设备价格，不足部分参照近期同类型工程招投标价格计列。主设备费运杂费含在设备费中，不单独计列，其他设备运杂费按0.7%计列。12.2.7其他费用建设场地征用及清理费：本工程利用厂内空地，不新征用地及施工租地。大件运输措施费：本工程不计列。12.2.8价差预备费根据原国家计委(计投资[1999]1340号文)《国家计委关于加强对基本建设大中型项目概算中“价差预备费”管理有关问题的通知》精神，投资价格指数按零计算，即本工程价差预备费用暂不考虑。12.2.9基本预备费本工程现处可行性研究阶段，基本预备费率费按5%计取。12.2.10其他特殊说明厂区土石方工程购土费用暂按35元/m3计列。12.3投资估算结论投资估算静态投资基准日期为：2021年6月。项目单位方案一指标方案二指标工程静态投资万元4707850045工程静态单位投资元/kWh2285.342429.37建设期贷款利息万元388413工程动态投资万元4746650458工程动态单位投资元/kWh2304.172449.42铺底流动资金万元404.77467.26项目计划总资金万元47870.7750925.26其中生产期可抵扣的增值税万元44464893中国电力工程顾问集团华东电力设计院有限公司卷册检索号：F406101E1K-A-01总报告文本编号：F406101E1K-A-01版号：0状态：DES第129页2021年8月淮北国安电力有限公司储能项目可行性研究本文件的知识产权为华东电力设计院有限公司所有，任何单位或个人未经许可不得复制和使用，违者将被追究法律责任12.4附表工程总估算表表一方案一：锂电池风冷按103MW/206MWh（2小时充放电）万元序号工程或费用名称建筑设备安装其他合计各项占静态单位投资工程费购置费工程费费用投资比列%元/kWh一主辅生产工程44873380120284031685.641957.09（五）电气系统28893380120283871882.241879.51（八）附属生产工程159815983.3977.57二与厂址有关的单项工程4204200.8920.39（五）地基处理2292290.4911.12（六）厂区土石方1631630.357.91（七）临时工程28280.061.36三编制基准期价差10032010232.1749.66四其它费用307730776.54149.37（一）建设场地征用及清理费（二）项目建设管理费9149141.9444.37（三）项目建设技术服务费168216823.5781.65中国电力工程顾问集团华东电力设计院有限公司卷册检索号：F406101E1K-A-01总报告文本编号：F406101E1K-A-01版号：0状态：DES第130页2021年8月淮北国安电力有限公司储能项目可行性研究本文件的知识产权为华东电力设计院有限公司所有，任何单位或个人未经许可不得复制和使用，违者将被追究法律责任工程总估算表表一方案一：锂电池风冷按103MW/206MWh（2小时充放电）万元序号工程或费用名称建筑设备安装其他合计各项占静态单位投资工程费购置费工程费费用投资比列%元/kWh（五）生产准备费4814811.0223.35五基本预备费224222424.76108.83六特殊项目工程静态投资5910338012048531947078100.002285.34各项占静态投资的比例（%）12.5571.804.3511.30100.00各项静态单位投资（元/kW）286.891640.8399.42258.202285.34七动态费用3883880.8218.83（一）价差预备费（二）建设期贷款利息3883880.8218.83项目建设总费用（动态投资）5910338012048570747466100.002304.17其中：生产期可抵扣的增值税35137861731354445中国电力工程顾问集团华东电力设计院有限公司卷册检索号：F406101E1K-A-01总报告文本编号：F406101E1K-A-01版号：0状态：DES第131页2021年8月淮北国安电力有限公司储能项目可行性研究本文件的知识产权为华东电力设计院有限公司所有，任何单位或个人未经许可不得复制和使用，违者将被追究法律责任工程总估算表表一方案一：锂电池风冷按103MW/206MWh（2小时充放电）万元序号工程或费用名称建筑设备安装其他合计各项占静态单位投资工程费购置费工程费费用投资比列%元/kWh各项占动态投资的比例（%）12.4571.214.3112.02100.00各项动态单位投资（元/kW）286.891640.8399.42277.042304.17八铺底流动资金404.77404.77项目计划总资金59103380120486111.847870.77中国电力工程顾问集团华东电力设计院有限公司卷册检索号：F406101E1K-A-01总报告文本编号：F406101E1K-A-01版号：0状态：DES第132页2021年8月淮北国安电力有限公司储能项目可行性研究本文件的知识产权为华东电力设计院有限公司所有，任何单位或个人未经许可不得复制和使用，违者将被追究法律责任安装工程专业汇总估算表表二甲方案一：锂电池风冷按103MW/206MWh（2小时充放电）元序号工程项目名称设备购置费安装工程费合计技术经济指标装置性材料费安装费其中人工费小计单位数量指标一主辅生产工程338011525986059410424213115721820284807358296332(五)电气系统338011525986059410424213115721820284807358296332kWh2060001739.301储能系统30859000035667977148356679308946679kWh2060001499.741.1电池集装箱系统260590000301199651483011992608911991.2PCS集装箱系统48000000554801200055480480554802储能电站主变60420002724872876327248763144872.1主变压器60420002724872876327248763144873配电装置3469600885131516551543824016837097683.1220kV配电装置201400090163154389016321041633.2主变至升压站联络线1455600885136149215000516056054主控及直流系统859474586971919271086971994644644.1储能集控系统45315004160979000041609749475974.2220kV保护测控装置改造402800277836557277834305834.3电气二次设备16464452409075615324090718873524.4计算机监控系统20140001849324000018493221989325厂用电系统10815180174440795126128787969566117847465.135kV配电装置7653200341340660043413407994540中国电力工程顾问集团华东电力设计院有限公司卷册检索号：F406101E1K-A-01总报告文本编号：F406101E1K-A-01版号：0状态：DES第133页2021年8月淮北国安电力有限公司储能项目可行性研究本文件的知识产权为华东电力设计院有限公司所有，任何单位或个人未经许可不得复制和使用，违者将被追究法律责任安装工程专业汇总估算表表二甲方案一：锂电池风冷按103MW/206MWh（2小时充放电）元序号工程项目名称设备购置费安装工程费合计技术经济指标装置性材料费安装费其中人工费小计单位数量指标5.2低压配电系统31418401809524031618095233227925.7设备及构筑物照明20140174440272834224674472744674146电缆与接地959764166274416443721622508216225082kWh20600078.766.1电缆8670523520999632750913880519138805196.1.1电力电缆829751047655382430961306304813063048m54000241.916.1.2控制电缆37301344445884413817471817471m3500023.366.2桥架、支架39818948695499475885143885143t5017702.866.3电缆导管及电缆排管122680548561775361775366.4电缆防火2416714398791114776815506815506.5全厂接地164578435756105911600334600334m6000100.066.5.1接地1645784357561059116003346003347厂内通信系统5000005000008调试工程135110670000135110613511068.1系统调试338103700003381033381038.3特殊调试101300310130031013003中国电力工程顾问集团华东电力设计院有限公司卷册检索号：F406101E1K-A-01总报告文本编号：F406101E1K-A-01版号：0状态：DES第134页2021年8月淮北国安电力有限公司储能项目可行性研究本文件的知识产权为华东电力设计院有限公司所有，任何单位或个人未经许可不得复制和使用，违者将被追究法律责任建筑专业汇总估算表表二乙方案一：锂电池风冷按103MW/206MWh（2小时充放电）元序号工程项目名称设备费建筑费建筑工程费合计技术经济指标金额其中人工费单位数量指标一主辅生产工程608560338783620488923844869223(五)电气系统377625285099133000097288875381储能系统215538971979570215538971.1集装箱基础215538971979570215538972变配电系统建筑196365488617467821550825392.1汽机房A排外构筑物271481032640527148102.235kV配电间196365206984234231222662072.2.1一般土建19556553143621955655m³43204532.2.2给排水、通风空调、照明19636511418727950310552m³4320722.3全厂独立避雷针10152294981015223.1控制楼181260206984234231222511023.1.1一般土建19556553143621955655m³43204533.1.2给排水、通风空调、照明18126011418727950295447m³432068(九)附属生产工程5707978102737071889141159816854消防系统13091843091156448856182中国电力工程顾问集团华东电力设计院有限公司卷册检索号：F406101E1K-A-01总报告文本编号：F406101E1K-A-01版号：0状态：DES第135页2021年8月淮北国安电力有限公司储能项目可行性研究本文件的知识产权为华东电力设计院有限公司所有，任何单位或个人未经许可不得复制和使用，违者将被追究法律责任建筑专业汇总估算表表二乙方案一：锂电池风冷按103MW/206MWh（2小时充放电）元序号工程项目名称设备费建筑费建筑工程费合计技术经济指标金额其中人工费单位数量指标4.4厂区消防管路6273351292236273354.6特殊消防13091215756272252288474.6.1变压器水喷雾灭火系统13091120387115941334784.6.2火灾报警控制系统9536915631953695厂区性建筑6090382108971860903825.1厂区道路、广场及地坪122124819472612212485.2围墙5209471291065209475.3厂区沟道330760361655933076035.4生活给排水170086293281700865.5厂区雨水管道766801933777668015.6厂区挡土墙及护坡103697266221036976厂区制冷工程569488733402346429759035121m³384023536.1制冷站20089913332492008991m³38405236.1.1一般土建19441733084041944173m³38405066.1.2给排水、通风空调、照明648182484564818m³384017中国电力工程顾问集团华东电力设计院有限公司卷册检索号：F406101E1K-A-01总报告文本编号：F406101E1K-A-01版号：0状态：DES第136页2021年8月淮北国安电力有限公司储能项目可行性研究本文件的知识产权为华东电力设计院有限公司所有，任何单位或个人未经许可不得复制和使用，违者将被追究法律责任建筑专业汇总估算表表二乙方案一：锂电池风冷按103MW/206MWh（2小时充放电）元序号工程项目名称设备费建筑费建筑工程费合计技术经济指标金额其中人工费单位数量指标6.2设备及管道569488713312433097267026130二与厂址有关的单项工程42039354607764203935（五）地基处理22876634607762287663（六）厂区土石方16349171634917m³4030041（七）临时工程2813552813551施工电源1028051028052施工水源178550178550中国电力工程顾问集团华东电力设计院有限公司卷册检索号：F406101E1K-A-01总报告文本编号：F406101E1K-A-01版号：0状态：DES第137页2021年8月淮北国安电力有限公司储能项目可行性研究本文件的知识产权为华东电力设计院有限公司所有，任何单位或个人未经许可不得复制和使用，违者将被追究法律责任其他费用计算表表四方案一：锂电池风冷按103MW/206MWh（2小时充放电）序号工程或费用项目名称编制依据及计算说明合价（元）四其它费用30770056（二）项目建设管理费91356281项目法人管理费（建筑工程费+安装工程费）×6.44%51249522招标费（建筑工程费+安装工程费+设备购置费）×0.44%18373963工程监理费（建筑工程费+安装工程费）×1.34%10663725工程结算审核费（建筑工程费+安装工程费）×0.26%2069086工程保险费900000（三）项目建设技术服务费168210681项目前期工作费（建筑工程费+安装工程费）×2.31%18382983设备成套技术服务费设备购置费×0.3%10140304勘察设计费123000004.1勘察费5000004.2设计费118000004.2.1基本设计费100000004.2.2其他设计费基本设计费×18%1800000中国电力工程顾问集团华东电力设计院有限公司卷册检索号：F406101E1K-A-01总报告文本编号：F406101E1K-A-01版号：0状态：DES第138页2021年8月淮北国安电力有限公司储能项目可行性研究本文件的知识产权为华东电力设计院有限公司所有，任何单位或个人未经许可不得复制和使用，违者将被追究法律责任其他费用计算表表四方案一：锂电池风冷按103MW/206MWh（2小时充放电）序号工程或费用项目名称编制依据及计算说明合价（元）5设计文件评审费9300005.1可行性研究设计文件评审费1800005.2初步设计文件评审费6000005.3施工图文件审查费基本设计费×1.5%1500007工程建设检测费6591607.1电力工程质量检测费（建筑工程费+安装工程费）×0.2%1591607.3环境监测验收费3000007.4水土保持项目验收及补偿费2000008电力工程技术经济标准编制管理费（建筑工程费+安装工程费）×0.1%79580（五）生产准备费48133601管理车辆购置费设备购置费×0.6%20280602工器具及办公家具购置费（建筑工程费+安装工程费）×0.42%3342363生产职工培训及提前进厂费（建筑工程费+安装工程费）×3.08%2451064中国电力工程顾问集团华东电力设计院有限公司卷册检索号：F406101E1K-A-01总报告文本编号：F406101E1K-A-01版号：0状态：DES第139页2021年8月淮北国安电力有限公司储能项目可行性研究本文件的知识产权为华东电力设计院有限公司所有，任何单位或个人未经许可不得复制和使用，违者将被追究法律责任安装工程价差表金额单位：元序号项目名称单位数量预算价市场价价差(2021)ABCA×(C-B)电气系统、热工控制系统1装置性材料价差1.1电力电缆6kV以下（阻燃）m4000073.473.401.2电力电缆6kV以上（阻燃）m14000382.965382.96501.3电气控制电缆（阻燃）m2000010.50512.883475601.4电气计算机屏蔽电缆m15000810.717407551.5电缆桥架（钢）t4074487891177201.6电缆支架（钢）t10544657523060税金％1314182合计123277一消耗性材料及机械价差主辅生产工程(五)电气系统％0.99170842716913中国电力工程顾问集团华东电力设计院有限公司卷册检索号：F406101E1K-A-01总报告文本编号：F406101E1K-A-01版号：0状态：DES第140页2021年8月淮北国安电力有限公司储能项目可行性研究本文件的知识产权为华东电力设计院有限公司所有，任何单位或个人未经许可不得复制和使用，违者将被追究法律责任安装工程价差表金额单位：元序号项目名称单位数量预算价市场价价差(2021)ABCA×(C-B)税金％91522合计18435二人工价差人工价差％4.66115721853926税金％94853合计58779中国电力工程顾问集团华东电力设计院有限公司卷册检索号：F406101E1K-A-01总报告文本编号：F406101E1K-A-01版号：0状态：DES第141页2021年8月淮北国安电力有限公司储能项目可行性研究本文件的知识产权为华东电力设计院有限公司所有，任何单位或个人未经许可不得复制和使用，违者将被追究法律责任建筑价差表金额单位:元编号材料名称单位数量单价（不含税）预算价市场价价差人工价差建筑工程5246745.660303261.900一主辅生产工程5206848.660300955.850二与厂址有关的单项工程%5.780039897.0002306.050小计：元303261.900税率：%9.0000303261.90027293.570合计：元330555.470材料价差C09032032现浇混凝土C15-40集中搅拌m³2267.8795248.400534.000647706.394C09032034现浇混凝土C25-40集中搅拌m³14423.6294275.050553.4104014961.471C01020712圆钢Φ10以下kg435171.90563.9594.575268065.894C01020713圆钢Φ10以上kg2175065.36773.9594.5751339840.267C08020202板材红白松二等m³15.46681660.0002500.00012992.090C09032012现浇混凝土C20-20集中搅拌m³20.0048269.000543.7005495.316中国电力工程顾问集团华东电力设计院有限公司卷册检索号：F406101E1K-A-01总报告文本编号：F406101E1K-A-01版号：0状态：DES第142页2021年8月淮北国安电力有限公司储能项目可行性研究本文件的知识产权为华东电力设计院有限公司所有，任何单位或个人未经许可不得复制和使用，违者将被追究法律责任建筑价差表金额单位:元编号材料名称单位数量单价（不含税）预算价市场价价差C09032033现浇混凝土C20-40集中搅拌m³2560.7512262.550543.700719955.200C01020100工字钢综合kg9136.00003.7844.8419656.752C01020150H型钢综合kg11023.20004.3955.49512125.520C01020216槽钢16号以下kg8827.60003.7414.8419710.360C01020303等边角钢边长63以下kg6273.84863.6724.8727528.618C01030204中厚钢板12~20kg13726.80003.8364.91014742.583C08020102方材红白松二等m³7.86021660.0002500.0006602.583C09032212水工现浇混凝土C25-40集中搅拌m³23.9580273.170553.4106713.990C01030105薄钢板4以下kg21616.45683.8794.91022286.567C09032035现浇混凝土C30-40集中搅拌m³335.5602295.700563.12089735.517C09032037现浇混凝土C40-40集中搅拌m³453.3734323.680601.960126164.761C01031000花纹钢板综合kg1212.00003.2945.3102443.392C09032013现浇混凝土C25-20集中搅拌m³237.6415284.110553.41063996.863C09032002现浇混凝土C25-10集中搅拌m³145.4624306.750553.41035879.756C09032003现浇混凝土C30-10集中搅拌m³6.0297302.350563.1201572.365C09032031现浇混凝土C10-40集中搅拌m³133.6724237.970524.00038234.302中国电力工程顾问集团华东电力设计院有限公司卷册检索号：F406101E1K-A-01总报告文本编号：F406101E1K-A-01版号：0状态：DES第143页2021年8月淮北国安电力有限公司储能项目可行性研究本文件的知识产权为华东电力设计院有限公司所有，任何单位或个人未经许可不得复制和使用，违者将被追究法律责任建筑价差表金额单位:元编号材料名称单位数量单价（不含税）预算价市场价价差C10010101中砂m³702.656065.000263.840139716.125C10020103碎石40m³7546.963180.000198.810896654.680C01020501扁钢(3~5)×50mm以下kg802.82883.7244.872921.647C01030102薄钢板1.5以下kg482.85123.8794.910497.820C09010101普通硅酸盐水泥32.5t5.9177359.810460.200594.073C01030101薄钢板1.0以下kg48.67203.8794.91050.181C01020901镀锌圆钢Φ8以下kg49.92004.8645.56434.944C01020903镀锌圆钢Φ16kg1023.36004.8645.564716.352C01020911镀锌热轧圆盘条Φ10以下kg11.23204.8645.5647.862C01021503钢丝Φ1.6以下kg3.74405.2335.8332.246C01030306镀锌钢板6以下kg13.72804.8175.91715.101C01020302等边角钢边长50以下kg50202.42513.6724.87260242.910C08020201板材红白松一等m³1.96231849.1142500.0001277.234C10020322毛石粗料石m³1323.1796102.230198.810127792.681C10020401块石m³132.224466.020198.81017558.078C10020301毛石70~190m³153.316866.343198.81020309.410中国电力工程顾问集团华东电力设计院有限公司卷册检索号：F406101E1K-A-01总报告文本编号：F406101E1K-A-01版号：0状态：DES第144页2021年8月淮北国安电力有限公司储能项目可行性研究本文件的知识产权为华东电力设计院有限公司所有，任何单位或个人未经许可不得复制和使用，违者将被追究法律责任建筑价差表金额单位:元编号材料名称单位数量单价（不含税）预算价市场价价差C01020301等边角钢边长30以下kg1269.90003.6724.8721523.880C01020600方钢综合kg630.36004.6295.729693.396C01030205中厚钢板20~30kg208.84503.8364.910224.300C10010301细砂特细砂m³0.300075.000224.40044.820C09032001现浇混凝土C20-10集中搅拌m³1.2758285.030543.700330.002C09031632现浇混凝土C15-40现场搅拌m³74.6750251.490534.00021096.434C10020102碎石20m³0.409880.000198.81048.692C09010101普通硅酸盐水泥32.5t244.1364359.810460.20024508.858C10010101中砂m³895.498765.000263.840178060.966C10020103碎石40m³0.604480.000198.81071.811J01-01-053电动夯实机夯击能量250N·m台班0.036628.93027.770-0.042J01-01-001履带式推土机功率75kW台班1.5418745.79731.620-21.847拆分材料人工价差%5.7800906.845合计：元8950290.020税率：%9.00008950290.020805526.102中国电力工程顾问集团华东电力设计院有限公司卷册检索号：F406101E1K-A-01总报告文本编号：F406101E1K-A-01版号：0状态：DES第145页2021年8月淮北国安电力有限公司储能项目可行性研究本文件的知识产权为华东电力设计院有限公司所有，任何单位或个人未经许可不得复制和使用，违者将被追究法律责任建筑价差表金额单位:元编号材料名称单位数量单价（不含税）预算价市场价价差合计：元9755816.122机械价差J01-01-001履带式推土机功率75kW台班53.174745.79731.62-753.475J01-01-023轮胎式装载机斗容量2m³台班105.5226709.18685.32-2517.77J01-01-035履带式单斗液压挖掘机斗容量1m³台班59.79471096.271078.37-1070.325J01-01-053电动夯实机夯击能量250N·m台班1367.60928.9327.77-1586.426J04-01-016自卸汽车12t台班420.1548768.06757.82-4302.385J03-01-033汽车式起重机起重量5t台班135.8047552.67554.34226.794J03-01-077-2塔式起重机起重力矩2500kN·m台班4.04585078.55020.91-232.996J04-01-002载重汽车5t台班257.4179380.35370.85-2445.47J04-01-004载重汽车8t台班8.2284445.99435.34-87.633J05-01-001电动单筒快速卷扬机10kN台班50.1948167.56170.1127.495J06-01-052混凝土振捣器(插入式)台班1448.664413.8313.55-405.626J06-01-053混凝土振捣器(平台式)台班248.084819.5519.27-69.464J08-01-024木工圆锯机直径Φ500台班137.619429.1727.49-231.201中国电力工程顾问集团华东电力设计院有限公司卷册检索号：F406101E1K-A-01总报告文本编号：F406101E1K-A-01版号：0状态：DES第146页2021年8月淮北国安电力有限公司储能项目可行性研究本文件的知识产权为华东电力设计院有限公司所有，任何单位或个人未经许可不得复制和使用，违者将被追究法律责任建筑价差表金额单位:元编号材料名称单位数量单价（不含税）预算价市场价价差J08-01-058摇臂钻床钻孔直径Φ50台班7.659929.6528.96-5.285J10-01-001交流弧焊机容量21kVA台班1870.85496762.78-7895.008J03-01-034汽车式起重机起重量8t台班84.0161655.69653.85-154.59J03-01-077-1塔式起重机起重力矩1500kN·m台班2.5734117.24072.63-114.679J04-01-003载重汽车6t台班1360.9466395.92386.1-13364.495J05-01-010电动单筒慢速卷扬机50kN台班150.5612181.65184.14374.897J08-01-006钢筋弯曲机直径Φ40台班717.846327.6326.73-646.062J10-01-010对焊机容量150kVA台班279.3901131.35122.53-2464.221J03-01-005履带式起重机起重量25t台班0.632798.62789.24-5.928J03-01-013履带式起重机起重量150t台班1.19445061.355027.08-40.932J03-01-054门式起重机起重量10t台班23.4426414.41417.0762.357J03-01-055门式起重机起重量20t台班5.5495606.25600.6-31.355J03-01-057门式起重机起重量40t台班0.24986.52973.28-3.178J04-01-020平板拖车组10t台班17.9678697.1696.08-18.327J04-01-022平板拖车组20t台班0.528943.86936.66-3.802J04-01-025平板拖车组40t台班0.6241276.881265.16-7.313中国电力工程顾问集团华东电力设计院有限公司卷册检索号：F406101E1K-A-01总报告文本编号：F406101E1K-A-01版号：0状态：DES第147页2021年8月淮北国安电力有限公司储能项目可行性研究本文件的知识产权为华东电力设计院有限公司所有，任何单位或个人未经许可不得复制和使用，违者将被追究法律责任建筑价差表金额单位:元编号材料名称单位数量单价（不含税）预算价市场价价差J08-01-072剪板机厚度×宽度40mm×3100mm台班1.813597.91596.39-2.756J08-01-073型钢剪断机剪断宽度500mm台班6.7899249.57251.6614.191J10-01-002交流弧焊机容量30kVA台班181.027289.8583.75-1104.266J10-01-004交流弧焊机容量40kVA台班8.424129.18119.92-78.006J11-01-018电动空气压缩机排气量3m³/min台班13.2206135.39127.87-99.419J11-01-019电动空气压缩机排气量6m³/min台班19.7204241.13226.08-296.792J11-01-020电动空气压缩机排气量10m³/min台班18.4024419.72391.5-519.316J15-01-006鼓风机能力50m³/min台班15.8352317.49294.92-357.4J03-01-004履带式起重机起重量15t台班8.373714.8709.95-40.609J03-01-008履带式起重机起重量50t台班8.8321545.551529.92-138.044J03-01-009履带式起重机起重量60t台班4.13041689.321671.93-71.828J04-01-032机动翻斗车1t台班9.5882179.17180.714.67J08-01-079钢板校平机厚度×宽度30×2600台班0.296335.23335.790.166J03-01-038汽车式起重机起重量25t台班0.60991122.921116.18-4.111J08-01-033木工三面压刨床刨削宽度400mm台班0.796768.9865.31-2.924J08-01-098管子切断套丝机管径Φ159台班10.77423.4522.51-10.128中国电力工程顾问集团华东电力设计院有限公司卷册检索号：F406101E1K-A-01总报告文本编号：F406101E1K-A-01版号：0状态：DES第148页2021年8月淮北国安电力有限公司储能项目可行性研究本文件的知识产权为华东电力设计院有限公司所有，任何单位或个人未经许可不得复制和使用，违者将被追究法律责任建筑价差表金额单位:元编号材料名称单位数量单价（不含税）预算价市场价价差J10-01-035热熔焊接机SHD-160C台班1.248186.81185.44-1.71J10-01-040逆变多功能焊机D7-500台班469.0823154.53148.93-2626.861J03-01-041汽车式起重机起重量50t台班0.1952677.792666.79-2.145J03-01-035汽车式起重机起重量12t台班22.2227773.02770.35-59.335J09-01-034试压泵压力30MPa台班6.667630.2929.19-7.334J08-01-095管子切断机管径Φ150台班5.708835.3934.49-5.138J09-01-002电动单级离心清水泵出口直径Φ100台班0.1565.8662.22-0.546J01-01-003履带式推土机功率105kW台班17.7755942.56926.54-284.763J01-01-043钢轮内燃压路机工作质量12t台班9.3555469.38460.64-81.767J01-01-044钢轮内燃压路机工作质量15t台班8.42542.37528.95-112.996J11-01-015电动空气压缩机排气量0.6m³/min台班0.316741.1739.48-0.535J10-01-024点焊机容量50kVA台班41.712105.5898.35-301.578J08-01-074弯管机WC27~108台班1.752280.5978.34-3.942J03-01-007履带式起重机起重量40t台班0.881364.41350.17-12.522J03-01-036汽车式起重机起重量16t台班1.0275876.93872.14-4.922J04-01-035管子拖车24t台班0.881616.251575.83-35.57中国电力工程顾问集团华东电力设计院有限公司卷册检索号：F406101E1K-A-01总报告文本编号：F406101E1K-A-01版号：0状态：DES第149页2021年8月淮北国安电力有限公司储能项目可行性研究本文件的知识产权为华东电力设计院有限公司所有，任何单位或个人未经许可不得复制和使用，违者将被追究法律责任建筑价差表金额单位:元编号材料名称单位数量单价（不含税）预算价市场价价差J09-01-003电动单级离心清水泵出口直径Φ150台班0.88101.9595.82-5.394J09-01-033试压泵压力25MPa台班1.1729.7328.66-1.252J01-01-047机械式振动压路机工作质量15t台班169.26878.08845.99-5431.553J04-01-041洒水车4000L台班28.21449.25442.39-193.521小计：-49536.357税率：%9.0000-49536.357-4458.272合计：元-53994.629人工价差+材料价差+机械价差10032376.963中国电力工程顾问集团华东电力设计院有限公司卷册检索号：F406101E1K-A-01总报告文本编号：F406101E1K-A-01版号：0状态：DES第150页2021年8月淮北国安电力有限公司储能项目可行性研究本文件的知识产权为华东电力设计院有限公司所有，任何单位或个人未经许可不得复制和使用，违者将被追究法律责任工程总估算表表一方案一：锂电池液冷按103MW/206MWh（2小时充放电）万元序号工程或费用名称建筑设备安装其他合计各项占静态单位投资工程费购置费工程费费用投资比列%元/kWh一主辅生产工程36263798917494336486.652105.05（五）电气系统29583798917494269685.322072.62（八）附属生产工程6686681.3332.43二与厂址有关的单项工程3863860.7718.74（五）地基处理202202（六）厂区土石方156156（七）临时工程28280.061.36三编制基准期价差943179601.9246.60四其它费用295229525.90143.30（一）建设场地征用及清理费（二）项目建设管理费8278271.6540.15（三）项目建设技术服务费166216623.3280.68中国电力工程顾问集团华东电力设计院有限公司卷册检索号：F406101E1K-A-01总报告文本编号：F406101E1K-A-01版号：0状态：DES第151页2021年8月淮北国安电力有限公司储能项目可行性研究本文件的知识产权为华东电力设计院有限公司所有，任何单位或个人未经许可不得复制和使用，违者将被追究法律责任工程总估算表表一方案一：锂电池液冷按103MW/206MWh（2小时充放电）万元序号工程或费用名称建筑设备安装其他合计各项占静态单位投资工程费购置费工程费费用投资比列%元/kWh（五）生产准备费4634630.9322.48五基本预备费238323834.76115.68六特殊项目198.81工程静态投资4955379891766533550045100.002429.37各项占静态投资的比例（%）9.9075.913.5310.66100.00各项静态单位投资（元/kW）240.531844.1385.73258.982429.37七动态费用4134130.8220.05（一）价差预备费（二）建设期贷款利息4134130.8220.05项目建设总费用（动态投资）4955379891766574850458100.002449.42其中：生产期可抵扣的增值税35242551491374893中国电力工程顾问集团华东电力设计院有限公司卷册检索号：F406101E1K-A-01总报告文本编号：F406101E1K-A-01版号：0状态：DES第152页2021年8月淮北国安电力有限公司储能项目可行性研究本文件的知识产权为华东电力设计院有限公司所有，任何单位或个人未经许可不得复制和使用，违者将被追究法律责任工程总估算表表一方案一：锂电池液冷按103MW/206MWh（2小时充放电）万元序号工程或费用名称建筑设备安装其他合计各项占静态单位投资工程费购置费工程费费用投资比列%元/kWh各项占动态投资的比例（%）9.8275.293.5011.39100.00各项动态单位投资（元/kW）240.531844.1385.73279.032449.42八铺底流动资金467.26467.26项目计划总资金49553798917666215.350925.26中国电力工程顾问集团华东电力设计院有限公司卷册检索号：F406101E1K-A-01总报告文本编号：F406101E1K-A-01版号：0状态：DES第153页2021年8月淮北国安电力有限公司储能项目可行性研究本文件的知识产权为华东电力设计院有限公司所有，任何单位或个人未经许可不得复制和使用，违者将被追究法律责任安装工程专业汇总估算表表二甲方案一：锂电池液冷按103MW/206MWh（2小时充放电）元序号工程项目名称设备购置费安装工程费合计技术经济指标装置性材料费安装费其中人工费小计单位数量指标一主辅生产工程37988907581823919303475106466917485866397374941(五)电气系统37988907581823919303475106466917485866397374941kWh2060001929.001储能系统35082000040548787705405487351225487kWh2060001704.981.1电池集装箱系统302820000350007757053500073031700071.2PCS集装箱系统48000000554801200055480480554802储能电站主变60420002724872876327248763144872.1主变压器60420002724872876327248763144873配电装置3469600885131516551543824016837097683.1220kV配电装置201400090163154389016321041633.2主变至升压站联络线1455600885136149215000516056054主控及直流系统859474586971919271086971994644644.1储能集控系统45315004160979000041609749475974.2220kV保护测控装置改造402800277836557277834305834.3电气二次设备16464452409075615324090718873524.4计算机监控系统20140001849324000018493221989325厂用电系统10462730147444729107120008876551113392815.135kV配电装置7653200341340660043413407994540中国电力工程顾问集团华东电力设计院有限公司卷册检索号：F406101E1K-A-01总报告文本编号：F406101E1K-A-01版号：0状态：DES第154页2021年8月淮北国安电力有限公司储能项目可行性研究本文件的知识产权为华东电力设计院有限公司所有，任何单位或个人未经许可不得复制和使用，违者将被追究法律责任安装工程专业汇总估算表表二甲方案一：锂电池液冷按103MW/206MWh（2小时充放电）元序号工程项目名称设备购置费安装工程费合计技术经济指标装置性材料费安装费其中人工费小计单位数量指标5.2低压配电系统27893901567033490415670329460935.7设备及构筑物照明20140147444231064191003785083986486电缆与接地794643455239145500451347034813470348kWh20600065.396.1电缆7125393425408926448311379482113794826.1.1电力电缆679758038705681921291066814810668148m42000254.006.1.2控制电缆32781338352172354711334711334m3000023.716.2桥架、支架31402738813579580702162702162t4017554.056.3电缆导管及电缆排管122680548561775361775366.4电缆防火2416714398791114776815506815506.5全厂接地14266338695594505529618529618m550096.296.5.1接地142663386955945055296185296187厂内通信系统5000005000008调试工程135110670000135110613511068.1系统调试338103700003381033381038.3特殊调试101300310130031013003中国电力工程顾问集团华东电力设计院有限公司卷册检索号：F406101E1K-A-01总报告文本编号：F406101E1K-A-01版号：0状态：DES第155页2021年8月淮北国安电力有限公司储能项目可行性研究本文件的知识产权为华东电力设计院有限公司所有，任何单位或个人未经许可不得复制和使用，违者将被追究法律责任建筑专业汇总估算表表二乙方案一：锂电池液冷按103MW/206MWh（2小时充放电）元序号工程项目名称设备费建筑费建筑工程费合计技术经济指标金额其中人工费单位数量指标一主辅生产工程39071635872571430936236263287(五)电气系统377625292034213111929295810461储能系统215538971979570215538971.1集装箱基础215538971979570215538972变配电系统建筑196365523292873413154292932.1汽机房A排外构筑物271481032640527148102.235kV配电间196365241659639822826129612.2.1一般土建22809983650362280998m³51304452.2.2给排水、通风空调、照明19636513559833192331963m³5130652.3全厂独立避雷针10152294981015223.1控制楼181260241659639822825978563.1.1一般土建22809983650362280998m³51304453.1.2给排水、通风空调、照明18126013559833192316858m³513062(九)附属生产工程13091666915011974336682241中国电力工程顾问集团华东电力设计院有限公司卷册检索号：F406101E1K-A-01总报告文本编号：F406101E1K-A-01版号：0状态：DES第156页2021年8月淮北国安电力有限公司储能项目可行性研究本文件的知识产权为华东电力设计院有限公司所有，任何单位或个人未经许可不得复制和使用，违者将被追究法律责任建筑专业汇总估算表表二乙方案一：锂电池液冷按103MW/206MWh（2小时充放电）元序号工程项目名称设备费建筑费建筑工程费合计技术经济指标金额其中人工费单位数量指标4消防系统130918430911564488561824.4厂区消防管路6273351292236273354.6特殊消防13091215756272252288474.6.1变压器水喷雾灭火系统13091120387115941334784.6.2火灾报警控制系统9536915631953695厂区性建筑5826059104098558260595.1厂区道路、广场及地坪114037418182211403745.2围墙4914221222204914225.3厂区沟道315725558853431572555.4生活给排水170086293281700865.5厂区雨水管道766801933777668015.6厂区挡土墙及护坡10012125704100121二与厂址有关的单项工程38660054184823866005（五）地基处理20198664184822019866（六）厂区土石方15647841564784m³3750042中国电力工程顾问集团华东电力设计院有限公司卷册检索号：F406101E1K-A-01总报告文本编号：F406101E1K-A-01版号：0状态：DES第157页2021年8月淮北国安电力有限公司储能项目可行性研究本文件的知识产权为华东电力设计院有限公司所有，任何单位或个人未经许可不得复制和使用，违者将被追究法律责任建筑专业汇总估算表表二乙方案一：锂电池液冷按103MW/206MWh（2小时充放电）元序号工程项目名称设备费建筑费建筑工程费合计技术经济指标金额其中人工费单位数量指标（七）临时工程2813552813551施工电源1028051028052施工水源178550178550中国电力工程顾问集团华东电力设计院有限公司卷册检索号：F406101E1K-A-01总报告文本编号：F406101E1K-A-01版号：0状态：DES第158页2021年8月淮北国安电力有限公司储能项目可行性研究本文件的知识产权为华东电力设计院有限公司所有，任何单位或个人未经许可不得复制和使用，违者将被追究法律责任其他费用计算表表四方案一：锂电池液冷按103MW/206MWh（2小时充放电）序号工程或费用项目名称编制依据及计算说明合价（元）四其它费用29526465（二）项目建设管理费82709241项目法人管理费（建筑工程费+安装工程费）×6.44%43283242招标费（建筑工程费+安装工程费+设备购置费）×0.44%19672403工程监理费（建筑工程费+安装工程费）×1.34%9006145工程结算审核费（建筑工程费+安装工程费）×0.26%1747466工程保险费900000（三）项目建设技术服务费166238511项目前期工作费（建筑工程费+安装工程费）×2.31%15525513设备成套技术服务费设备购置费×0.3%11396704勘察设计费123000004.1勘察费5000004.2设计费118000004.2.1基本设计费100000004.2.2其他设计费基本设计费×18%1800000中国电力工程顾问集团华东电力设计院有限公司卷册检索号：F406101E1K-A-01总报告文本编号：F406101E1K-A-01版号：0状态：DES第159页2021年8月淮北国安电力有限公司储能项目可行性研究本文件的知识产权为华东电力设计院有限公司所有，任何单位或个人未经许可不得复制和使用，违者将被追究法律责任其他费用计算表表四方案一：锂电池液冷按103MW/206MWh（2小时充放电）序号工程或费用项目名称编制依据及计算说明合价（元）5设计文件评审费9300005.1可行性研究设计文件评审费1800005.2初步设计文件评审费6000005.3施工图文件审查费基本设计费×1.5%1500007工程建设检测费6344207.1电力工程质量检测费（建筑工程费+安装工程费）×0.2%1344207.3环境监测验收费3000007.4水土保持项目验收及补偿费2000008电力工程技术经济标准编制管理费（建筑工程费+安装工程费）×0.1%67210（五）生产准备费46316901管理车辆购置费设备购置费×0.6%22793402工器具及办公家具购置费（建筑工程费+安装工程费）×0.42%2822823生产职工培训及提前进厂费（建筑工程费+安装工程费）×3.08%2070068中国电力工程顾问集团华东电力设计院有限公司卷册检索号：F406101E1K-A-01总报告文本编号：F406101E1K-A-01版号：0状态：DES第160页2021年8月淮北国安电力有限公司储能项目可行性研究本文件的知识产权为华东电力设计院有限公司所有，任何单位或个人未经许可不得复制和使用，违者将被追究法律责任安装工程价差表金额单位：元序号项目名称单位数量预算价市场价价差(2015)ABCA×(C-B)电气系统、热工控制系统1装置性材料价差1.1电力电缆6kV以下（阻燃）m3000073.473.401.2电力电缆6kV以上（阻燃）m12000382.965382.96501.3电气控制电缆（阻燃）m2000010.50512.883475601.4电气计算机屏蔽电缆m10000810.717271701.5电缆桥架（钢）t3074487891132901.6电缆支架（钢）t10544657523060税金％1311840合计102920一消耗性材料及机械价差主辅生产工程(五)电气系统％0.99164392616275税金％91465中国电力工程顾问集团华东电力设计院有限公司卷册检索号：F406101E1K-A-01总报告文本编号：F406101E1K-A-01版号：0状态：DES第161页2021年8月淮北国安电力有限公司储能项目可行性研究本文件的知识产权为华东电力设计院有限公司所有，任何单位或个人未经许可不得复制和使用，违者将被追究法律责任安装工程价差表金额单位：元序号项目名称单位数量预算价市场价价差(2015)ABCA×(C-B)合计17740二人工价差人工价差％4.66106466949614税金％94465合计54079中国电力工程顾问集团华东电力设计院有限公司卷册检索号：F406101E1K-A-01总报告文本编号：F406101E1K-A-01版号：0状态：DES第162页2021年8月淮北国安电力有限公司储能项目可行性研究本文件的知识产权为华东电力设计院有限公司所有，任何单位或个人未经许可不得复制和使用，违者将被追究法律责任建筑价差表金额单位:元编号材料名称单位数量单价（不含税）预算价市场价价差人工价差建筑工程5246745.660303261.900一主辅生产工程5206848.660300955.850二与厂址有关的单项工程%5.780039897.0002306.050小计：元303261.900税率：%9.0000303261.90027293.570合计：元330555.470材料价差C09032032现浇混凝土C15-40集中搅拌m³2231.6641248.400534.000637363.276C09032034现浇混凝土C25-40集中搅拌m³14217.8742275.050553.4103957687.473C01020712圆钢Φ10以下kg422191.64383.9594.575260070.053C01020713圆钢Φ10以上kg2132413.99923.9594.5751313567.024C08020202板材红白松二等m³14.98451660.0002500.00012586.983C09032012现浇混凝土C20-20集中搅拌m³18.5304269.000543.7005090.298中国电力工程顾问集团华东电力设计院有限公司卷册检索号：F406101E1K-A-01总报告文本编号：F406101E1K-A-01版号：0状态：DES第163页2021年8月淮北国安电力有限公司储能项目可行性研究本文件的知识产权为华东电力设计院有限公司所有，任何单位或个人未经许可不得复制和使用，违者将被追究法律责任建筑价差表金额单位:元编号材料名称单位数量单价（不含税）预算价市场价价差C09032033现浇混凝土C20-40集中搅拌m³2433.2778262.550543.700684116.053C01020100工字钢综合kg5204.00003.7844.8415500.628C01020150H型钢综合kg11023.20004.3955.49512125.520C01020216槽钢16号以下kg4612.56723.7414.8415073.824C01020303等边角钢边长63以下kg3776.12513.6724.8724531.350C01030204中厚钢板12~20kg13426.80003.8364.91014420.383C08020102方材红白松二等m³6.05421660.0002500.0005085.543C09032212水工现浇混凝土C25-40集中搅拌m³23.9580273.170553.4106713.990C01030105薄钢板4以下kg12774.38993.8794.91013170.396C09032035现浇混凝土C30-40集中搅拌m³303.3705295.700563.12081127.339C09032037现浇混凝土C40-40集中搅拌m³372.7253323.680601.960103721.991C01031000花纹钢板综合kg606.00003.2945.3101221.696C09032013现浇混凝土C25-20集中搅拌m³183.8995284.110553.41049524.142C09032002现浇混凝土C25-10集中搅拌m³136.5126306.750553.41033672.198C09032003现浇混凝土C30-10集中搅拌m³5.4918302.350563.1201432.097C09032031现浇混凝土C10-40集中搅拌m³116.5072237.970524.00033324.554中国电力工程顾问集团华东电力设计院有限公司卷册检索号：F406101E1K-A-01总报告文本编号：F406101E1K-A-01版号：0状态：DES第164页2021年8月淮北国安电力有限公司储能项目可行性研究本文件的知识产权为华东电力设计院有限公司所有，任何单位或个人未经许可不得复制和使用，违者将被追究法律责任建筑价差表金额单位:元编号材料名称单位数量单价（不含税）预算价市场价价差C10010101中砂m³315.842265.000263.84062802.066C10020103碎石40m³5687.621680.000198.810675746.322C01020501扁钢(3~5)×50mm以下kg562.98063.7244.872646.302C01030102薄钢板1.5以下kg396.95943.8794.910409.265C09010101普通硅酸盐水泥32.5t5.5293359.810460.200555.086C01030101薄钢板1.0以下kg40.01403.8794.91041.254C01020901镀锌圆钢Φ8以下kg41.04004.8645.56428.728C01020903镀锌圆钢Φ16kg841.32004.8645.564588.924C01020911镀锌热轧圆盘条Φ10以下kg9.23404.8645.5646.464C01021503钢丝Φ1.6以下kg3.07805.2335.8331.847C01030306镀锌钢板6以下kg11.28604.8175.91712.415C01020302等边角钢边长50以下kg47554.00003.6724.87257064.800C08020201板材红白松一等m³1.84681849.1142500.0001202.056C10020322毛石粗料石m³1241.5018102.230198.810119904.244C10020401块石m³124.062466.020198.81016474.246C10020301毛石70~190m³143.688566.343198.81019033.985中国电力工程顾问集团华东电力设计院有限公司卷册检索号：F406101E1K-A-01总报告文本编号：F406101E1K-A-01版号：0状态：DES第165页2021年8月淮北国安电力有限公司储能项目可行性研究本文件的知识产权为华东电力设计院有限公司所有，任何单位或个人未经许可不得复制和使用，违者将被追究法律责任建筑价差表金额单位:元编号材料名称单位数量单价（不含税）预算价市场价价差C01020301等边角钢边长30以下kg846.60003.6724.8721015.920C01020600方钢综合kg420.24004.6295.729462.264C01030205中厚钢板20~30kg139.23003.8364.910149.533C10010301细砂特细砂m³0.300075.000224.40044.820C09032001现浇混凝土C20-10集中搅拌m³1.2758285.030543.700330.002C09031632现浇混凝土C15-40现场搅拌m³72.1000251.490534.00020368.971C09010101普通硅酸盐水泥32.5t208.2200359.810460.20020903.202C10010101中砂m³770.126965.000263.840153132.042C10020103碎石40m³0.555280.000198.81065.967拆分材料人工价差%5.7800793.239合计：元8392910.775税率：%9.00008392910.775755361.970合计：元9148272.745机械价差中国电力工程顾问集团华东电力设计院有限公司卷册检索号：F406101E1K-A-01总报告文本编号：F406101E1K-A-01版号：0状态：DES第166页2021年8月淮北国安电力有限公司储能项目可行性研究本文件的知识产权为华东电力设计院有限公司所有，任何单位或个人未经许可不得复制和使用，违者将被追究法律责任建筑价差表金额单位:元编号材料名称单位数量单价（不含税）预算价市场价价差J01-01-001履带式推土机功率75kW台班51.1282745.79731.62-724.487J01-01-023轮胎式装载机斗容量2m³台班98.7456709.18685.32-2356.07J01-01-035履带式单斗液压挖掘机斗容量1m³台班59.12921096.271078.37-1058.413J01-01-053电动夯实机夯击能量250N·m台班1118.309128.9327.77-1297.239J04-01-016自卸汽车12t台班402.1117768.06757.82-4117.624J03-01-033汽车式起重机起重量5t台班112.6049552.67554.34188.05J03-01-077-2塔式起重机起重力矩2500kN·m台班3.89445078.55020.91-224.278J04-01-002载重汽车5t台班237.6929380.35370.85-2258.082J04-01-004载重汽车8t台班6.4614445.99435.34-68.813J05-01-001电动单筒快速卷扬机10kN台班36.7163167.56170.193.259J06-01-052混凝土振捣器(插入式)台班1399.308613.8313.55-391.806J06-01-053混凝土振捣器(平台式)台班239.210819.5519.27-66.979J08-01-024木工圆锯机直径Φ500台班129.508429.1727.49-217.574J08-01-058摇臂钻床钻孔直径Φ50台班5.912629.6528.96-4.08J10-01-001交流弧焊机容量21kVA台班1792.23476762.78-7563.23J03-01-034汽车式起重机起重量8t台班80.1596655.69653.85-147.494中国电力工程顾问集团华东电力设计院有限公司卷册检索号：F406101E1K-A-01总报告文本编号：F406101E1K-A-01版号：0状态：DES第167页2021年8月淮北国安电力有限公司储能项目可行性研究本文件的知识产权为华东电力设计院有限公司所有，任何单位或个人未经许可不得复制和使用，违者将被追究法律责任建筑价差表金额单位:元编号材料名称单位数量单价（不含税）预算价市场价价差J03-01-077-1塔式起重机起重力矩1500kN·m台班2.1434117.24072.63-95.515J04-01-003载重汽车6t台班1332.8891395.92386.1-13088.971J05-01-010电动单筒慢速卷扬机50kN台班142.9356181.65184.14355.91J08-01-006钢筋弯曲机直径Φ40台班702.53427.6326.73-632.281J10-01-010对焊机容量150kVA台班274.1102131.35122.53-2417.652J03-01-005履带式起重机起重量25t台班0.532798.62789.24-4.99J03-01-013履带式起重机起重量150t台班1.10845061.355027.08-37.985J03-01-054门式起重机起重量10t台班15.7623414.41417.0741.928J03-01-055门式起重机起重量20t台班4.9996606.25600.6-28.248J03-01-057门式起重机起重量40t台班0.24986.52973.28-3.178J04-01-020平板拖车组10t台班12.7062697.1696.08-12.96J04-01-022平板拖车组20t台班0.456943.86936.66-3.283J04-01-025平板拖车组40t台班0.5521276.881265.16-6.469J08-01-072剪板机厚度×宽度40mm×3100mm台班1.453597.91596.39-2.209J08-01-073型钢剪断机剪断宽度500mm台班4.6002249.57251.669.614J10-01-002交流弧焊机容量30kVA台班118.726189.8583.75-724.229中国电力工程顾问集团华东电力设计院有限公司卷册检索号：F406101E1K-A-01总报告文本编号：F406101E1K-A-01版号：0状态：DES第168页2021年8月淮北国安电力有限公司储能项目可行性研究本文件的知识产权为华东电力设计院有限公司所有，任何单位或个人未经许可不得复制和使用，违者将被追究法律责任建筑价差表金额单位:元编号材料名称单位数量单价（不含税）预算价市场价价差J10-01-004交流弧焊机容量40kVA台班8.424129.18119.92-78.006J11-01-018电动空气压缩机排气量3m³/min台班9.1764135.39127.87-69.006J11-01-019电动空气压缩机排气量6m³/min台班17.6731241.13226.08-265.979J11-01-020电动空气压缩机排气量10m³/min台班11.7644419.72391.5-331.991J15-01-006鼓风机能力50m³/min台班10.1232317.49294.92-228.481J03-01-004履带式起重机起重量15t台班6.0347714.8709.95-29.268J03-01-008履带式起重机起重量50t台班8.8321545.551529.92-138.044J03-01-009履带式起重机起重量60t台班2.97411689.321671.93-51.719J04-01-032机动翻斗车1t台班8.694179.17180.713.302J08-01-079钢板校平机厚度×宽度30×2600台班0.148335.23335.790.083J03-01-038汽车式起重机起重量25t台班0.59681122.921116.18-4.022J08-01-033木工三面压刨床刨削宽度400mm台班0.638668.9865.31-2.344J08-01-098管子切断套丝机管径Φ159台班10.10823.4522.51-9.502J10-01-035热熔焊接机SHD-160C台班1.026186.81185.44-1.406J10-01-040逆变多功能焊机D7-500台班156.122154.53148.93-874.283J03-01-041汽车式起重机起重量50t台班0.1952677.792666.79-2.145中国电力工程顾问集团华东电力设计院有限公司卷册检索号：F406101E1K-A-01总报告文本编号：F406101E1K-A-01版号：0状态：DES第169页2021年8月淮北国安电力有限公司储能项目可行性研究本文件的知识产权为华东电力设计院有限公司所有，任何单位或个人未经许可不得复制和使用，违者将被追究法律责任建筑价差表金额单位:元编号材料名称单位数量单价（不含税）预算价市场价价差J03-01-035汽车式起重机起重量12t台班6.8129773.02770.35-18.19J09-01-034试压泵压力30MPa台班2.815130.2929.19-3.097J08-01-095管子切断机管径Φ150台班1.610435.3934.49-1.449J09-01-002电动单级离心清水泵出口直径Φ100台班0.1565.8662.22-0.546J01-01-003履带式推土机功率105kW台班16.6782942.56926.54-267.185J01-01-043钢轮内燃压路机工作质量12t台班8.778469.38460.64-76.72J01-01-044钢轮内燃压路机工作质量15t台班7.9002542.37528.95-106.021J11-01-015电动空气压缩机排气量0.6m³/min台班0.297441.1739.48-0.503J10-01-024点焊机容量50kVA台班39.816105.5898.35-287.87J08-01-074弯管机WC27~108台班1.752280.5978.34-3.942J03-01-007履带式起重机起重量40t台班0.881364.41350.17-12.522J03-01-036汽车式起重机起重量16t台班0.88876.93872.14-4.215J04-01-035管子拖车24t台班0.881616.251575.83-35.57J09-01-003电动单级离心清水泵出口直径Φ150台班0.88101.9595.82-5.394J09-01-033试压泵压力25MPa台班1.1729.7328.66-1.252J01-01-047机械式振动压路机工作质量15t台班157.5878.08845.99-5054.175中国电力工程顾问集团华东电力设计院有限公司卷册检索号：F406101E1K-A-01总报告文本编号：F406101E1K-A-01版号：0状态：DES第170页2021年8月淮北国安电力有限公司储能项目可行性研究本文件的知识产权为华东电力设计院有限公司所有，任何单位或个人未经许可不得复制和使用，违者将被追究法律责任建筑价差表金额单位:元编号材料名称单位数量单价（不含税）预算价市场价价差J04-01-041洒水车4000L台班26.25449.25442.39-180.075小计：-44996.915税率：%9.0000-44996.915-4049.722合计：元-49046.637人工价差+材料价差+机械价差9429781.577文本编号：2021年9月12.5项目收益分析12.5.1储能电价政策国家近两年来，经济快速发展带来的电力负荷峰谷差增大和不断攀升的新能源发电装机容量，推动了储能行业的快速发展。为进一步扩大储能市场，国家层面密集出台多项利好政策。2020年6月，国家能源局发布的《做好2020年能源保障工作指导意见》中强调，鼓励电源侧、电网侧和用户侧的储能应用，鼓励多元化的社会资源投资储能建设；山西、广东、内蒙古等地更是出台了有利电力储能发展的电力辅助服务政策，而江苏等地则适宜调整工商业峰谷电价，并制定于有利于用户侧储能发展的并网规则。2021年7月14日，宁夏回族自治区发改委正式印发《自治区发展改革委关于加快促进储能健康有序发展的通知》。文件提出，新能源项目储能配置比例不低于10%、连续储能时长2小时以上。从2021年起，原则上新核准/备案项目储能设施与新能源项目同步投运。存量项目在2022年12月底前完成储能设施投运。在开发模式方面，同一企业集团储能设施可视为本集团新能源配置储能容量。此外，文件还要求电网企业与储能电站企业签订并网调度协议，在同等条件下确保优先调用储能设施，原则上每年调用完全充放电次数不低于250次。2021年4月8日，山东省发改委、山东省能源局、国家能源局山东监管办联合印发《关于开展储能示范应用的实施意见》的通知。该通知是全国较早出台的、可操作的储能实施细则。通知提出：支持各类市场主体投资建设运营共享储能设施，鼓励风电、光伏发电项目优先租赁共享储能设施，租赁容量视同其配建储能容量。2020年9月22日，东北能监局发布了关于印发《东北电力辅助服务市场运营规则》的通知，提出：鼓励发电企业、售电企业、电力用户、独立辅助服务提供商投资建设电储能设施，报价范围为0.4元-1元/KWh。2020年6月9日，华中局发布了关于印发《湖北电力调峰辅助服务市场运营规则（试行）》的通知，鼓励发电企业、售电企业、电力用户、独立辅助服务提供商等投资建设电储能设施。电储能交易模式为日前申报，日内调用。由湖北省调根据电网运行需要，根据日前竞价结果由低到高在日内依次调用，出清价格为对应储能设施企业日前的申报价格。12.5.2运行模式及收益目前国内针对储能项目商业模式仍不明确，缺乏统一的、可实施的运营细则。文本编号：2021年9月对于电网侧储能电站没有一个明确的收益模式，缺乏针对储能电站辅助调峰服务的调用和补贴的明确保障，缺乏储能电站受电、上网的电价机制，在收益测算时无明确依据。近期国内已运行的大型电网侧示范项目储能电站基本都是由电网公司投资，投资成本、收益最终将纳入输配电网核实。2018年江苏投运大型网侧储能示范项目投资方为许继和山东电工；2018年河南网侧储能项目投资方为国网平高集团；湖南长沙储能项目则由国网湖南综合能源公司作为投资和建设单位。上述电站的运营模式仍处于开发、示范阶段，缺乏统一的、真正的考核机制、管理办法。本项目定位为独立的储能电站，参与安徽省电网调控中心统一调度，在电网中发挥削峰填谷、调峰、调频、黑启动等作用，其功能与抽水蓄能电站较为类似。（1）电力调峰辅助服务按照安徽省《电力调峰辅助服务市场运营规则(试行)》：第二十一条：深度调峰交易采用阶梯式、分机组报价，以机组各档负荷率作为一个报价区间，随负荷率降低而增加，其中下一档报价不得低于上一档报价。具体负荷率分档及报价上限见下表。第四十二条：当电储能设施企业如约履行合同时，电网企业按以下方式计算电储能设施获得的调峰服务费用：电储能设施获得的调峰服务费用=Σ调用电量×申报价格。按照《关于公开征求对电化学储能电站参与安徽电力调峰辅助服务市场规则条款意见的公告》：五、第三十七条修订为：电储能可以分放电降功率和充电加功率不同情况报价，充电加功率报价应不低于放电降功率报价。电储能报价时可分别申报放电功率和充电功率报价，申报降功率和加功率价格和范围由电储能自行决定，但申报价格最高不超过800元/千千瓦时。目前缺乏足够的储能电站的调用电量和补偿价格的数据，因此对于调峰收益只能估算。文本编号：2021年9月根据前文“电力系统”章节中的分析，结合电网实际调度需求，本项目可以按照年参与调峰150次进行考虑，每次参与调峰可实现2个充分循环。可得参与调峰年利用小时数为1200h，在做财务评价时，暂定本项目充、放电总年利用小时数均为600h。调峰报价暂定200元/MWh计算。经调研主流厂家，储能系统在线率（可用率）可达到96%以上，对于本项目每年150次，每次2个循环的应用工况，在平时注意维护的前提下，可认为在线率达到近100%，因此在计算调峰收益时，系统可用率不考虑系数。方案一电池集装箱风冷方案：磷酸铁锂储能电池充放电深度DOD取90%；系统整体效率85%；由于电池自然寿命为10年，因此10年后假定电池容量衰减为80%。则年均充电电量为：103MW×90%×1200h/2×0.9=50058MWh年均放电电量为：103MW×90%×1200h/2×0.9×0.85=42549.3MWh年均充放电收益：（50058+42549.3）MWh×200元/MWh=1852.15万元方案二电池集装箱液冷方案：磷酸铁锂储能电池充放电深度DOD取90%；液冷方案可提高系统整体效率，但由于电芯本体的结构并未改变，因此自然寿命方面电芯供应商不保证可提高。所以收益测算时，系统整体效率87%，自然寿命仍然假定为10年，10年后电池容量衰减为80%。则年均充电电量为：103MW×90%×1200h/2×0.9=50058MWh年均放电电量为：103MW×90%×1200h/2×0.9×0.87=43550.46MWh年均充放电收益：（50058+43550.46）MWh×200元/MWh=1872.17万元（2）充放电损耗目前储能电站受电、上网的电价无政策依据，本阶段暂按省内火力发电厂上网电价，“平进平出”计算，报价暂定均为384.4元/MWh。则充放电损耗计算如下：文本编号：2021年9月方案一电池集装箱风冷方案：年均充放电损耗电量：50058-42549.3=7508.7MWh年均充放电损耗费用：7508.7MWh×384.4元/MWh/10=288.63万元方案二电池集装箱液冷方案：年均充放电损耗电量：50058-43550.46=6507.54MWh年均充放电损耗费用：6507.54MWh×384.4元/MWh/10=250.15万元（3）市场租赁与共享租赁与共享模式是指电网公司或新能源场站向储能电站投资方租赁或共享储能电站，调度部门根据电网负荷曲线需要对新能源场站与储能电站进行联合调度，实现电网负荷的削峰填谷。电网公司或新能源场站根据投资方投资成本给予适当利润。该收益模式已有省份试行。山东省在《关于开展储能示范应用的实施意见》的通知中明确提出“鼓励风电、光伏发电项目优先租赁共享储能设施，租赁容量视同其配建储能容量”。湖南长沙储能示范工程（规模60兆瓦/120兆瓦时）由国网湖南综合能源服务有限公司投资运营，采取与属地化电力供电公司（长沙供电公司）签订电费结算协议方式，按照“电量电费+备用容量费”两部制电价方式进行经营结算，同期正开展“新能源配套储能租赁服务+电力辅助服务市场”多元化商业模式，推广储能增值服务。8月2日，安徽省能源局公布了关于征求《2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知（征求意见稿）》意见的函，通知中明确提出安徽省市场化项目并网条件要求申报项目承诺配置电化学储能装机容量占申报项目装机容量的一定比例，企业可自建、合建共享或者购买服务等市场化方式配置电化学储能。储能市场租赁与共享的商业模式正在来临。经与项目建设方讨论，方案一总成本费用约为8亿元，按20年回收，则年均成本约为4000万元，考虑新能源租赁能覆盖年均成本，暂按新能源租赁收入为4000万元/年。（4）参与电网AGC调频服务目前，国内的越来越多的省份发布了“电力调频辅助服务市场交易规则”，如京津唐、蒙西、山西、广东、福建等地均出台了针对储能系统功率调节性能优势的交易补偿政策，文本编号：2021年9月补偿水平相比原有的“按电量补偿”有了较大提升。2019年国家能源局华东监管局发布《华东区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》、《华东区域发电厂并网运行管理实施细则》。“两个细则”规定，发电厂参加辅助服务市场包括：一次调频、自动发电控制、低频调节、调峰、无功调节、自动电压控制、旋转备用、黑启动等；细则适应范围为省级及以上电力调度机构管辖的发电厂。目前安徽省对储能电站如何参与电网辅助调频服务未作出规定。随着国内辅助服务市场的发展和完善，本项目今后可参与电网辅助调频服务，获取调频收益。（5）残值磷酸铁锂电池金属镍、钴、锰的含量不高，而废旧电池回收利用需具备丰富的电池回收处理经验、完善的电池回收处理配套设备和电池二次污染防治措施，拆解回收需要一定成本。因此，磷酸铁锂电池回收的经济性较低，几乎无残值。基于上述分析，目前安徽省内储能项目缺乏明确的商业模式，经济效益分析无实际调用数据支撑。结合省内现有的相关辅助服务规则以及新能源储能配置办法，本项目参与电力调峰辅助服务市场以及通过市场租赁来取得收益是行业的共识。因此，本报告在做财务分析时，参照上文中（1）电力调峰辅助服务、（2）充放电损耗、（3）市场租赁与共享来进行测算。结合项目建设单位的意见，假定新能源市场租赁能覆盖年均成本，则储能电站利润多少主要取决于调峰辅助服务的收益。12.6经济效益分析12.6.1经济测算边界条件本工程经济效益分析根据国家发改委、建设部2006年7月颁发的《建设项目经济评价方法与参数》（第三版）、《输变电工程经济评价导则》进行编制，并采用中国电力规划设计总院编制的《输变电工程经济评价软件》及配套的使用解释规定进行计算。经济分析测算临界条件：项目注册资本金比例为30%，其余资金由银行贷款。贷款利率：4.65%。贷款还款方式：本息等额偿还。贷款还款期限：投产后10年。还款原则：经营期各还款年应付利息计入总成本。应归还的本金，首先以折旧费、摊销费归还，不足部分用未分配利润补足，仍不足时可发生短期借款。运行维护成本：均按300万/年计取。文本编号：2021年9月折旧按10年。整体项目运营期按20年考虑，采用的磷酸铁锂电池10年后衰减至80%。为保守起见，本次测算按第9年追加二次投资用于更换储能电池，之后随着电池技术的不断进步，电池寿命也将随之延长。考虑到电池成本逐年递减，在第9年时，方案一按15635.4万元（目前风冷方案电池组投资的60%）计入，方案二按18169.2万元（目前液冷方案电池组投资的60%）计入。12.6.2经济效益分析结果1、财务指标评价根据项目建设方要求，本次财务指标评价考虑多种测算方案如下：（1）正算收益本项目按20年运营期考虑，调峰报价200元/MWh；方案一充放电损耗为288.63万元，方案二充放电损耗为250.15万元；新能源租赁收入为4000万元/年；在年充、放电1200小时的前提下，各方案财务评价指标见附表。方案一项目资本金内部收益率7.63%，方案二4.74%，均大于基准收益率，方案一经济效益相对更好。工程财务评价指标一览表项目名称指标方案一方案二装机容量MW/MWh103/206103/206工程静态投资（万元）4707850045单位容量造价（元/Wh）2.2852.429工程动态投资（万元）4746650458第9年追加投资（万元）15635.418169.2总成本费用（万元，考虑财务成本）8348190918年均充电电量（MWh/年）5005850058年均放电电量（MWh/年）42549.343550.46电站全寿命期充放总电量度电成本（元/kWh，充放总电量度电成本=总成本/（总充电量+总放电量））0.45070.4856其中：可抵扣的增值税（万元）44454893流动资金（万元）404.77467.26经济效益分析结果文本编号：2021年9月总投资收益率（%）4.924.25资本金净利润率（%）8.555.79融资前分析（基准收益率5.5%）所得税前内部收益率（%）8.397.23净现值（万元）10272.86502.59投资回收期（年）12.0913.04所得税后内部收益率（%）6.785.8净现值（万元）4320.811058.15投资回收期（年）12.5913.47融资后分析项目资本金内部收益率（%）7.634.74投资方内部收益率（%）6.424.54（2）反算电价1本项目按20年运营期考虑，方案一充放电损耗为288.63万元，方案二充放电损耗为250.15万元；新能源租赁收入为4000万元/年；在年充、放电1200小时的前提下，按资本金内部收益率8%测算，方案一调峰报价为204.95元/MWh，方案二调峰报价为244.77元/MWh。（3）反算电价2本项目按20年运营期考虑，方案一充放电损耗为288.63万元，方案二充放电损耗为250.15万元；新能源租赁收入为2800万元/年（按业主提供的同等容量等级共享储能年租金）；在年充、放电1200小时的前提下，按资本金内部收益率8%测算，方案一调峰报价为345.47元/MWh，方案二调峰报价为384.46元/MWh。（4）反算年利用小时数本项目按20年运营期考虑，假定调峰报价500元/MWh；方案一充放电损耗为288.63万元，方案二充放电损耗为250.15万元；新能源租赁收入为4000万元/年；按资本金内部收益率8%测算，方案一年利用小时为491.88小时，方案二年利用小时为587.45小时。（5）反算放电电价本项目按20年运营期考虑，充电电价384.4元/MWh，年充电成本为1924.22万文本编号：2021年9月元；在项目建设方要求下不考虑新能源租赁收入及调峰收益；在年充、放电1200小时的前提下，按资本金内部收益率8%测算放电电价，方案一放电电价为1774.4元/MWh，方案二放电电价为1825.5元/MWh。12.7敏感性分析为了考察本项目各因素对经济效益的影响，对总投资、电价、发电量作单因素敏感性分析，测算各因素变化±10%的情况下对项目资本金内部收益率的影响。方案一敏感性分析表项目资本金不确定因素变化率(%)内部收益率内部收益率变化率敏感度系数基本方案0.007.630.000.00总投资-10.0011.6753.00-5.30总投资-5.009.6927.01-5.40总投资5.005.82-23.68-4.74总投资10.004.25-44.26-4.43发电量-10.006.04-20.772.08发电量-5.006.85-10.162.03发电量5.008.3910.032.01发电量10.009.1620.132.01电价-10.006.04-20.772.08电价-5.006.85-10.162.03电价5.008.3910.032.01电价10.009.1620.132.01方案二敏感性分析表项目资本金不确定因素变化率(%)内部收益率内部收益率变化率敏感度系数基本方案0.004.740.000.00总投资-10.008.7684.83-8.48总投资-5.006.6039.37-7.87总投资5.003.11-34.29-6.86总投资10.001.63-65.57-6.56发电量-10.003.25-31.333.13发电量-5.004.00-15.663.13发电量5.005.4815.703.14发电量10.006.2231.293.13电价-10.003.25-31.333.13电价-5.004.00-15.663.13电价5.005.4815.703.14电价10.006.2231.293.13文本编号：2021年9月结果显示，最为敏感的因素是建设投资，其次是电价（发电量）。以方案一为例，在投资不变的前提下，增加5%的电价（发电量）时，项目资本金内部收益率升至8.39%；当减少5%的建设投资时，项目资本金内部收益率升至9.69%。12.8经济评价结论通过收益和资金分析可以看到：1）储能电站收益主要来自新能源租赁收入和调峰收益；2）增加每年的调峰调用电量可明显增加收益；目前安徽省内针对独立储能电站仍缺乏明确的商业模式，无实际调用数据支撑，因此本报告中收益测算和经济效益分析仅提供投资方作为参考。建议投资方尽快与省能源局、物价局等相关单位落实储能电站运行模式和收益政策，量化收益。13风险分析13.1市场风险分析2016－2020年，中国储能电站行业整体呈稳步上升的趋势，储能电站装机规模从2016年的24.3GW上升至2020年的35.6GW。2020年，中国的累计装机规模达到35.6GW，同比增长9.8％，占全球总装机容量的18.6％。对于储能行业上游的电池来说，逐年高增的市场需求，有助于拉动成本的降低。同时储能电池技术的快速进步，使得储能电池成本快速下降，储能行业发展迅猛，储能厂家众多，技术水平参差不齐，产品质量差异较大，产品价格也有较大差异。而储能电池是储能电站的重要组成部分，在应对市场风险方面，储能电站的建设应重点关注以下几方面：一是及时跟踪储能市场信息，尤其是储能产品价格，延伸至储能原材料的价格变动趋势，评估储能产品价格走势，对项目规模较大，建设周期较长的储能项目，应与供货厂家达成协议，对整个供货周期内的储能产品价格进行严格把控，应对储能产品价格的快速变化。二是严把储能产品质量关，选择市场上技术成熟，信誉良好的储能产品供货商，在技术协议中需严格明确储能产品的技术性能指标，此外严格规定产品供货周期，供货进度供货周期等，避免后续产品供货不及时对储能项目建设造成延误。文本编号：2021年9月13.2技术风险分析储能电站发生火灾时，因电站内安装有很多磷酸铁锂电池阵列，由于电池组串的特性，在事故处理过程中，如果处理不及时，措施不得当，将会使事故扩大，使邻近电池簇或电池堆的设备着火，严重时甚至发生爆炸，给储能电站造成严重损失甚至威胁人身安全。目前国内缺乏针对电化学储能电站消防方面的规范标准要求，是否能满足电站消防实际要求也在研究论证当中，工程中应用的灭火系统没有相应标准支撑，灭火剂和灭火措施的有效性均未得到验证，锂电池储能电站在后期的运营中，面临一些安全隐患。因此，锂电池储能电站运行期间需要特别注意各集装箱的巡检维护，制定应急预案实施演练，尽可能提早预防安全事故。13.3工程风险分析拟建厂址近场范围的断裂近代虽有活动，但强度较弱。鹰山断裂和青龙山断裂虽距厂址较近，但属近代活动不明显断裂，对工程影响不大。近场区现代地震活动的强度和频度相对较低。该地区在区域地质构造上基本稳定，适宜建厂。本项目所在的淮北地区洪水都是由暴雨产生的，其特点是降雨范围小、历时短，但强度大。本地区大暴雨的另一特点是暴雨区移动方向常与河道水流方向一致。电厂厂址区域每遇水灾，平地积水，沟河漫溢，甚至河堤决口，洪水横流。经调查分析计算，厂址处百年一遇洪涝水位为33.01m（1956黄海高程系统）。本期工程主厂房场地位于一期工程扩建端，场地平缓，自然地面高程在31.4m至34.8m之间，现自然地面高程在38.2m至52.9m之间。厂区场地设计标高高于百年一遇洪水位，不受区域100年一遇洪涝水位影响。13.4资金风险分析目前国内针对储能项目商业模式仍不明确，缺乏可实施的运营细则。对于电网侧储能电站没有一个明确的收益模式，缺乏针对储能电站辅助调峰服务的调用和补贴的明确保障，缺乏储能电站上网、受电、售电的电价机制，在收益测算时风险上无法控制。建议业主后续落实本项目运营模式，进一步量化收益。13.5政策风险分析2020年6月，国家能源局发布的《做好2020年能源保障工作指导意见》中强调，鼓励电源侧、电网侧和用户侧的储能应用，鼓励多元化的社会资源投资储能建设。2021年7月，安徽发改委印发《安徽省电力供应保障三年行动方案（2022—2024）》，文本编号：2021年9月其中指出要积极推动灵活性电源建设，新增电力顶峰能力400万千瓦，其中：应急备用电源120万千瓦、气电160万千瓦、储能120万千瓦。文件提出要结合全省集中式新能源项目布局，积极推动全省电化学储能建设，鼓励电网侧储能项目建设，提高系统调节能力。因此，从国家和地方的产业政策角度分析，本项目的建设完全符合有关政策，国家政策角度的风险存在于工程的审批、项目的商业运行模式等风险。13.6外部协作风险分析13.6.1大件运输风险分析13.6.1.1风险识别本项目实施所涉及的各种作业方式存在的风险分析如下表所示，表中打“√”表示可能存在风险，打“×”表示基本上不存在风险。各种作业方式的风险列举表作业方式风险种类海运水运陆运仓储搬运包装装卸铁路公路自然风险暴雨√√√√√√√√冰雹√√√√√√√√雾√√√×√×××沙尘暴√√√√√√√√冰冻√√√√√√√√地震××√√√√√√火山爆发××√√√√√√海啸√×××××××暴风√√√√√√√√洪水×√√√√√√√隧道坍塌××√√××××崖崩×√√×√×××滑坡×√√×√×××意外事故故意√√√√√√√√过失√√√√√√√√疏忽√√√√√√√√经济风险市价跌落√√√√√√√√汇率波动××××××××违约√√√√√√√√技术风险工具原因√√√√√√√√货物原因√√√√√√√√政治战争××××××××文本编号：2021年9月风险国内暴乱××××××××游行××××××××罢工××××××××社会风险关税调整√√√√√√√√检疫限制√√√√√√√√社会治安√√√√√√√√本工程大件设备运输，主要遭遇的风险因素是自然风险、意外事故和技术风险。从目前阶段确定的运输路线分析，可以确定的自然风险主要来源于以下几个方面：暴雨：本方案所有作业方式都受暴雨的影响。涉及的几个作业区域、作业路线都处于我国暴雨多发地带，暴雨期间重大件设备运输方案所有作业都必需停止，对本方案的实施会带来滞期的影响。暴风：本方案受暴风影响最大的是水路运输，其它作业方式受影响不大。暴风期间重大件设备运输方案所有作业都必需停止，对本方案的实施会带来滞期的影响。洪水：本方案所有作业方式都受洪水的影响。涉及的几个作业区域、作业路线都处于我国暴雨多发地带，也是洪水多发地带。洪水期间重大件设备运输方案所有作业都必需停止，对本方案的实施会带来滞期的影响。沙尘暴：主要发生在我国北方地区，在上世纪90年代以来，每年的发生概率在逐步增加，影响到的供应商是华北地区的厂家。隧道坍塌：主要影响的是公路和铁路运输，具体发生概率没有相关报告，影响最大的四川的厂家。山体滑坡：主要影响的是公路和铁路运输，具体发生概率没有相关报告，影响最大的四川的厂家。意外事故带来的风险是任何方案都可能存在的。无论是哪种意外事故，对于本项目的执行，要合理规避这个风险，关键是执行组织。因此在未来运输作业招标过程中，对项目执行者应提出更为严谨的作业要求，以最大程度地避免意外事故带来的项目风险。通过严谨的技术论证，本工程的重大件设备运输方案的各种作业方式符合国家的相关标准，在技术实现上是可行的，相关设备也是目前市场上可以满足的。如果说存在技术风险的话，也集中在现场作业人员的操作技能和程序控制上，因此，建议在项目实施前，对所有参与项目执行的人员必需进行系统而全面的培训，以保证技术方案的全面实施。13.6.1.2风险控制措施对于本工程重大件设备运输的风险控制，主要通过两类方法来实现，一类是管理控制，文本编号：2021年9月另一类是财务处理。（1）管理控制方法该方法指从管理的角度采取各种措施以避免、排除或减少风险。就本项目的实施而言具体分为风险避免、风险防止、风险分离等。1）风险避免风险避免是指放弃或不做可能带来损失的活动或工作。就本项目而言，由于整个活动是一个非常复杂的系统，其间充斥着各式各样的风险，因此，要回避所有的风险是不可能的。所以风险避免只适用于个别情况。2）风险防止风险防止是指通过采取预防和抑制等手段来减少风险发生的机会或降低风险发生所导致的损失的严重性。与风险回避相比，这是一种比较积极的方法。虽然从整个项目来看，风险是客观存在的，但如果我们积极地采取防止风险的措施，就可以减少业主和作业方两方面的损失。风险防止的措施很多，概括起来主要有三种：一是预防措施，进行重大件设备运输方案的设计就属于这种方法，在实际招标时还应要求承运人提出更加合理的运输组织方案，以实现最大程度地预防；二是保护措施，如对运输对象进行满足各种规范的包装、绑扎，装卸作业严格按照规程来执行等等；三是减损措施，指当损失发生后尽可能缩小损失范围，将损失降到最低程度。如公路运输过程中，对桥梁、道路的加固和改造等等。3）风险分离风险分离是指将企业所面临的风险单位进行分离。如在实际承运过程中对各个大件分别进行运输，在运输过程中相隔一定的距离，从而将危险分散，达到分离风险的目的。根据统计，如果将风险等量地分离到n个相互独立的地方，那么分离后的总风险是原风险的。当n＝100时，分离后的总风险是原风险的1/10。风险分离对于减少风险的效果是明显的，因受到客观条件的限制，实施方应提出可操作的措施。（2）财务处理方法该方法指采用财务技术来处理风险，就本方案的实施而言主要有风险自留和风险转移两种方法。1）风险自留风险自留是业主自行承担其一部分或全部风险的一种风险处理方法。决定是否采取主动的风险自留的因素有：必要性。当其它方法皆不可能的情况下，风险自留就成为唯一的n1文本编号：2021年9月方法；可控性。风险自留一般应比其它方法操作更为方便和易于控制。就本项目来说，在以下情况下选择风险自留比选择风险转移更为有利：①自留费用低于保险人的附加保费（如大件运输过程中的失窃）；②承运人有较多风险单位并有能力分离（如大件设备和备配件设备分别运输，备配件设备的个别险种可以不保）；③内部服务或承运人服务优良等（通过选择有更高资质的承运人可大大降低保险费用）。2）风险转移风险转移指企业将自己的风险转移给他人的一种方法。建议采用如下两种方式：a)所有权转移所有权转移是将财产的所有权在到达工地前，不要从供应商手上转移到自身，从而将与所有权相关的风险转移给供应商。具体做法就是与供应商签订“到岸”贸易条款，由供应商承担运输作业。b)保险保险风险转移是指通过保险将风险转移给保险人的方法。使用这种方法，业主只要向保险人按期交纳一定数额的保险费，就可以在发生保险范围内的事故时得到约定的补偿。利用保险转移处理风险的具体步骤是：①根据最终运输方案确定本方案实施所需要的最佳承保险别，②选择保险人，③与保险人协商保险标的与可保利益，④分析和选择降低投保成本的方法，⑤检查保险合同条款是否满足风险处理的要求，⑥若满足则签订保险合同，否则进行调整直到满足为止。13.6.2力能保障风险分析根据国内外同类工程建设经验和施工实际情况分析，工程建设期间的主要力能保障风险存在于施工供电和施工供水的突然中断，造成必须连续施工的混凝土浇筑等施工工序意外中断。为规避施工供电供应风险，保障充分的施工电力供应，建议在在主体工程施工阶段，应做好施工用电的消峰避峰措施，充分发挥供电能力以保障各项施工作业的正常开展，对需连续作业的施工项目，施工现场配备若干柴油发电机车作为应急备用电源，以保证此类项目在意外断电后可连续施工。为规避施工供水供应风险，保障充分的施工水源供应，当水源或外网的供水能力小于施工现场的最大用水量时需设置水池；其容积可根据调节贮水量及消防贮水量的大小来确定。对消防贮水应采取确保不作他用和防止水质变坏的技术设施。同时，利用厂址地处淮文本编号：2021年9月北市，周边建材工业发达的特点，采用商品混凝土可相当大程度降低相应风险。14经济与社会影响分析本项目通过提高供电质量，保障用电需求，促进经济的发展，其间接经济效益是十分显著的。本项目的建设，增加了所在地区的财政收入，促进了当地经济的发展。在工程施工中有大量的劳动力输入，这些人员的进入增加了当地对社会商品和服务业的消费和需求，促进当地服务业的发展。工程在当地建设，施工人员中有部分人员来自当地，他们参加一些技术要求不高的工作(如材料运输)，实际上给当地创造了就业机会，促进了当地经济的发展和居民生活水平的提高。15结论及建议15.1结论（1）本储能项目在电网中发挥削峰填谷、调峰、调频、黑启动等作用；通过储能电站的建设，使间歇性的、低密度的可再生清洁能源得以广泛、有效地利用，满足社会经济发展对优质、安全、可靠供电和高效用电的要求。因此，本储能项目的建设是十分必要的。（2）本储能项目符合当前国家及地区的产业政策，满足国家对土地利用和环境保护的要求。储能系统配置已有运行实例，技术可行；项目建设土地已落实，水源可保证，地质条件适宜建设，出线利用电厂已有线路，电力系统接入可行；因此，本储能项目的建设是可行的。（3）本可研报告通过技术路线分析，选择磷酸铁锂作为本项目储能电池，并对目前主流的电池风冷方案和液冷方案进行研究比较，技术经济指标对比如下表所示：项目方案一方案二备注电池冷却方式风冷液冷总电量（MWh）206206输出功率（MW)103103本期工程厂区围墙范围内用地面积（hm2）1.981.87液冷占地略小要求循环寿命（次）6000以上6000以上电池自然寿命（年）1010充放电深度（%）10~9010~90系统效率（%)8587液冷系统效率更高静态总投资（万元)4707850045液冷方案多出约2967万文本编号：2021年9月元单位容量造价（元/Wh)2.2852.429.电站全寿命期充放总电量度电成本（元/kWh）0.45070.4856充放总电量度电成本=总成本/（总充电量+总放电量）15.2问题及建议(1)建议业主单位尽快与有关部门进行沟通，确定本储能电站商业运营模式，明确和量化收益。(2)建议业主尽快开展项目接入系统、环境影响评价等专题报告编制及评审，取得相关行政许可。(3)建议业主在下一阶段设计中深入开展调研与优化设计，跟踪储能电池最新技术，以便建设与投产后得到更大社会与经济收益文本编号：2021年9月