200MW400MWh独立共享储能电站可行性研究报告

XXXXXX200MW/400MWh可行性研究报告 5 6 7 7.5劳动安全与工业卫生管理机构设置、相关设 11项目影响效果分析.........................................................12项目风险管控方案......................................................... 11工程概述2和大亭风电（100MW）等项目将陆续建成投产，届时本储能项目可为新建成投产的光3），36.7万人，有汉、布依、苗、侗等30个民族，其中少数民族占总人口4易区之间的重要节点城市。罗甸气候温润宜夏长、秋迟、冬短的气候特点，年均气温19.6℃,冬季平均气温11.6℃,年日照1350％；％；5XXXXXX新能源有限公司为贵州乌江水电开发有2021年，注册地位于贵州省黔南州罗甸县龙坪镇城西工业园区内，以从事电力、热力《火力发电厂与变电站设计防火标准》(G《电力工程电缆设计规范》(GB5《电力设施抗震设计规范》(GB56《电力装置的继电保护和自动装置设计规范》(G《高压配电装置设计技术规程》(DL/T《并联电容器装置设计规范》(GB5《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》(GB/《电力工程直流系统设计技术规程》(DL-《35~110kV无人值班变电所设计规程》(DL《电测量及电能计量装置设计技术规程》(DL/《导体和电器选择设计技术规定》(DL/T《变电所总布置设计技术规程》(DL/T《输变电工程可行性研究内容深度规定》(D《电化学储能电站设计规范》(GB5《电化学储能系统接入电网技术规定》(GB/《电力系统电化学储能系统通用技术条件》(GB/《电力储能用锂离子电池》(GB/《电化学储能电站运行指标及评价》(GB/《电化学储能系统接入配电网运行控制规范》(NB/《电化学储能电站可行性研究报告内容深度规定》（DL/T-72)贯彻执行我公司质量方针及质量目标，按照我公司质量管理体系文件的要求开3)推进电化学储能技术的应用，规范电化学储能电站的设计，做到安全可靠、节4)应满足电力系统对电站稳定性、可靠性的要求，满足供电可靠、运行灵活、检5)电气二次设计按“无人值班、少人值守”的原则进行设计，计算机监控系统采用6)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7)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，89一～鸭溪和贵阳～醒狮～福泉的“日”字形主干网架，并经鸭溪向北辐射通过赤水～合江龙潭向四川供电，通过习水～龙井、夜郎～涪陵、上坝向东通过大龙～晃州双回、大龙～顶光坡单回220千伏线路向湖南送电。千伏独山变，中和变通过单回线路与石牌变麻尾变与广西电网车河变联络。都匀北部、南部电网通过500千伏独山变～都匀变的新情况，贵州“十四五”电源建设进度见表.2.1-1，预计“十四五”期贵州投运煤电共计2023~2027年，都匀电网规划新增电源装机6734MW，其中风电794MW，光伏“十四五”年都匀电网2015～2022年历史负荷情况见表2.2.1-4。根据最新规划成果及电网负荷发展情况，都匀电网2023～2027年预测结果如表2.2.1-5率2024年-2026年，都匀220千伏电网规划共新建变（3）电力平衡基础电源：新增明确电源包括在建及已核准煤电（8）气电发电：现有气电主要为瓦斯发电，由于出力不稳定，不项目/年份2024年2025年2026年2027年系统需要容量537915697460342628571用电负荷422004600049100516002备用容量50135354571559853外送电力70007000700070004负荷侧响应4222078电源装机容量865941015541041241074541煤电336663834638346383462水电184981849818498184983风电87101080011650124404光伏235703100033720362605生物质能及其他7508508508506气电900电源可利用容量464345128351312513381煤电334663814638146381462水电119311193111931119313风电2873563844114光伏00005生物质能及其他7508508508506气电0000电力盈亏(-)-7357-5691-9031-11519表2.3.2-2都匀电网电力平衡表00000000贵州整体电力需求发展迅速，在负荷情况整体存在较大电力缺口，本期由XXXXXX200MW/400MWh独立共享储能电站220kV升压站新建1回220kVXXXXXX200MW/400MWh独立共享储能电站接入系统潮流计算和分析见本项目终期及本期均为1³200MVA，电压等级220/35kV。220kV采用单母线接线，最终出线电化学储能装置接入公共连接点的电压波动和内变值应满足GB/依据《电化学储能系统接入电网技术规定》GB/T36547-20（a）当电网频率下降且超过调频死区时，电化学储能系统处于放电状态，并根据（b）当电网频率上升且超过调频死区时，电化学储能系统处于充电状态，并根据频率偏差调整其输出功率；一次调频有功调节幅值应为100%PN1）电化学储能系统应具备就地和远程充放电功率控制功能，能3）电化学储能系统有功功率控制的充电/放电调节时间5）电化学储能系统有功功率控制的充电到放电转换时间、放电到充电转换时间不6）参与紧急功率支撑的电化学储能系统，当局部配电网发生故障并失去电源时，应依据电网调度机构指令提供系统功率支持，满功率充/放运行时间应满足NB/T330142）电化学储能系统无功电压控制功能应具备远方和就地两种模式，应符合下列要（a）在正常接收调度主站下发的无功功率或电压调节控制目标时，能够（b）当与调度主站通信中断时，能够按照就地闭环的（1）未来贵州新能源将得到大规模发展，调峰缺口逐渐增大，对调节性电源的需（3）储能220kV升压站主变规模远期为1³200MVA，本期1³200MVA，电压等1³40Mvar，本期一次建成。3站址选择（1）根据区域电力发展规划的要求，结合3)站址选择应根据电力系统规划设计的网络结构、负4)站址选择应因地制宜，节约集约用地，合理使用土地，提高土地6)站址应满足近期所需的场地面积，并应根据远期站址整体西北~东南朝向布置，站址东北部为低山山腰山顶区域，海拔高，站址西南部根据现场踏勘调查，站址位于西北~东南走向的沟谷区域，该沟谷地形西北高、东站址建成后，将在进站道路北侧形成闭流区，闭流区最低点海拔约为844.5内涝区内田地种植有玉米，该玉米地边缘最低处海拔约为847.0m，同时，站址建成后站址南侧的围墙与贵州金元罗甸100MW/200MWh独立共享储能电站站址东侧的围墙、站址正南侧的山坡三面围堵，将形成闭流区，闭流区并顺地势沿道路向西南方向流出，西侧道路最高处海拔约850.5m，百年一遇内涝水位部为低山山腰山顶区域，海拔高于851.7m，切坡后，护坡高于站址场平标高，有一定的山洪汇水，站址西南部位于沟谷内，海拔均低于851.7m，放坡后，护坡海拔低于站站址西北侧内涝区内玉米地海拔为847.0m，站址西南侧市政雨水管道底部高程约为847.2m，略高于西北侧内涝区内的玉米地，为避免排水不畅淹没西北侧内涝区的玉度(%)9900风压值（kN/m225a/50a）雪压值（kN/m225a/50a）质环境良好，稳定地下水位埋深较深，基础位于地下水位以上，场区岩土由碎石土及灰岩组成，性质变化不大，地基的复杂程度等Ⅳ站址地质构造较复杂，场地主要以灰岩岩性（以Ⅳ良地质作用的整治措施等提供岩土工程勘测资料和建4、初步查明站址区的地层成因、时代、分布及主要物理力学性质，地下水的埋藏5、研究工程活动与地质环境之间的相互关系和影响，预测近站址钻探资料及本次钻探、物探勘测，场地覆盖层主要为第四系全新统冲坡积包含物为角砾、砂砾，粒径2～15mm，为冲洪积形成，角砾呈菱角状，钻进较易，稍土下部，包含物为角砾、砂砾，粒径2～15mm，为冲洪积形成，角砾呈菱角状，钻进较困难，局部见有垮塌，动力触探锤击数7~10击，修正后为7击。根据钻探揭露及地土下部，包含物为角砾、砂砾，粒径2～15mm，为冲洪积形成，角砾呈菱角状，不完②层二叠系上统吴家坪组灰岩(P3w)：灰白色，矿物成分主要为方解石，隐晶质结部竖向节理偶见方解石全充填并胶结。岩层产状为255～265º∠8～12º。根据现场环境调查分析并根据《岩土工程勘察规范》(GB50021-2001)（2009年版）附），重度Yfak(kPa)/②岩/考虑由储能220kV升压站35kV侧出一路400kVA变压器作为储能站1罗甸乌江水电200MW/400MWh独立共享储能电站可行性研究报告4工程设想AGC服务更好跟踪电网调度曲线，参与电网一次调频服务，提高并网新率//>13000>100000>100000电路从正极到达负极形成电流，H+则通过离子交换膜从解液再生技术可实现容量恢复；⑤充放电循环性能好，可达10000次以上），而钠硫电池由正极、负极、电解质、隔膜和外壳组成，与一般二次电池(铅酸电池、镍镉电池等)不同，钠硫电池是由熔融电极和固体电解质组成，负极的之间发生可逆反应，形成能量的释放和储存。现阶段钠硫电池能量密度达到另外还有少数采用锰酸锂(LiMn2O4)及镍酸锂充放电原理（以石墨负极、LiCoO2正极为例）如图4.1.2-3所示。位平台和较高的比容量，结构也非常稳定。LiFePO4为有序的橄榄石正交晶系(Pmnb空间群)，每个晶胞中有4个LiMPO4单元。其结构如图4.1-4FeO6八面体通过共点连结；一个FeO系统充电，另外，PCS会根据当前功率指令和电池所能耐受的功率，实时调整电池采用模块化提高簇级容量损较前两种方案高1%左右，电主推厂家有阳光电许继、BYD等高资高出约2%左右，因变压器成本导致总投资高出约成本相对较高(主国内新能源侧项少要多配3个H桥功率单相H桥功率单元坏了超高压级联直挂采用电抗器隔离，会产生共模电压，对电池安全产生影给电厂运行带来不安全PCS壁挂式高压直挂的室外机需要高压级联方案无变压器耗+自供电损耗大于低压案因内部DCDC数量较优优优主控系统控制本地控制PCS，控制简单，协调容储能模块化方案通过智能子阵控制器，控制简高压方案通过储能主控制柜再控制分相控制柜高高差电芯的一致性变差会减终将直接影响客户的利益高高低求高高高致性保障方面优于高压系统采用四级均衡策略，保障电池运行一致性，电池系可有效避免失配造成的容量时对电池的一致性要求也很高成电池+PCS+升进线柜+电阻柜+启动柜+功率柜+分相控制柜控制部分和功率部分在一个柜体内，信号线路控柜和功率柜采用分箱体设计，控制信号线路高压级联变流器每个H高中差能提供深度系统集成能逆变器集装箱均由我司供整体全套一体化交钥模块化方案：厂家主做级联方案：厂家没有电池，全套系统集成能力4、系统效率高，响应速本工程选用集中式方案。全集装箱装配式储能电站改变了传统的电气系统布局、土建设计和施工模b）无过道设计，提升舱内空间利用率30%;％，PCS额定功率PCS工作电压范围41线缆少：63.84%；电柜少：63.84%；基础少：601储能变流升压一1台额定功率1725kW，直流输入范围1050~2台1台1套1套（宽³高³深7000³3089³3100mm1套22套1套1台1台（宽³高³深6058³2896³2438mm，1套1储能变流升压一1台额定功率1550kW，直流输入范围1000~2台1台1套1套（宽³高³深7000³3200³3000mm1套2箱式储能电池系统2套1套1台1台（宽³高³深6058³2896³2438mm，含温控系统、消防系统、电池架、照明及1套1储能变流升压一1台额定功率1725kW，直流输入范围1000~2台1台1套1套（宽³高³深6058³2600³2438mm1套2箱式储能电池系统2套1套1台1台（宽³高³深6058³2896³2462mm，含温控系统、消防系统、电池架、照明及1套方案一方案一储能单元投资（元/Wh）根据上表可以看出：1）三个方案占地面积相差不大，均能满足用地面积的要求；2）方案一采用全氟己酮＋水喷淋的消防方案，利用全氟己酮优良的灭火较方案二和方案三更高；3）通过调研，三个厂家均有采用上述储能系统在大型的需求；4）方案一的单瓦时投资最低，分别较方案二和方案三低约2868万和装箱式系统，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℃,平均温差约84%约85%液冷方案比风冷方案寿命可以延长2～3年相对常规风冷散热，散热效率提高12%冷，功耗减少10%目前国内近一两年才开始用于集中储能电站相对风冷方案，项目整体投资高出约10001234可适应电网电压±10%567<3%（额定功率)额定功率下总电流波形89≤30ms时，功率控制偏差不超额定功率运行时交流侧电流直流电流分量不超123±2%4±2%1有2有3有4有5有6有7有8有9有有有有有有有1≥0.98额定运行情况下，PCS整流与逆变效率均不低2<30ms热备用状态下，从接收3<100ms从100%额定功率充电45≤80dB67Ethernet×1(可扩展为281-30℃~+60℃运行，50℃不降额，2-20℃~+70℃34≤4000m不降容5/日在使用期间可更换元器件6123456789±2x2.5%≤55dBRS485接口，ModbusRTU通讯协议有功或无功补偿而改善电能质量。储能PCS需要2022年全球市场中，储能电池（不含基站、数据中心备电电池）出货量排123456789123456789123456789123456789个电池模组串联，其额定运行电压范围为1331.2V。PCS直流侧直流电压范围联，串联后，能量达到372.736kWh；储能容量6.7MWh，则电池簇并联数——（3）冷水机组具备告警显示功能，具备报警记（4）冷水机组具备启动延时功能；冷水机与站控层之间通过DL/T860（IEC61850）系统(BMS)与功率变换系统(PCS)运行数据。前置服务器满足大容量历史数据存储需求，负责采集和存储各电池管理系统(BMS)与功率变换系统(PCS)2）变流器协调控制器：负责接收AGC命令，实现快速调节功率的秒内实现功率反转)，满足储能不同需求的快速功率调节。为了保障各电池组均衡充电、放电，延长电池寿命，协调控制装置配置了功率均衡分配策略和SOC信息采集、处理、监视、控制，并完成调度下发指令的执行。EMS能量管理系）：储能电站遥测信息主要包括反映储能电站配置情况的静态基本信息及反映b）储能电站累计运行信息：储能电站总充电量、储能电站总放电量、储能c）储能单元当前运行监测信息：变流器直流侧电压、变流器d）储能单元累计运行监测信息：总充电量、总放电量、当日总充电量、当储能电站遥信信息主要包括储能电站和储能单元的位置状态信息及告警信调度中心下达的各种控制和调节命令由远动通信设备直接下达至能量管理系统储能子系统之间间距大于4.0m，用于集装箱运维和逃生通道。集装箱区域内设内建、构筑物及设备的防火间距(m)：屋外电池装置与生产建筑物间距离最小要平调用，做到应调尽调。电网侧新型储能项目年调度完全充放电次数应不少于时长为2h，日放电时长以负荷需求为基础，综合考虑电池放电深度与寿命损耗年充电电量=250×日充电电量=250×系统容量×年放电电量=250×日放电电量=250×系统容量×充放电深度×充电效率统效率=92.5%×97.02%×97.97%×(1-0.66%)×(1-2.4%)=85.25%。1样2345计算整个系统的充电量和放电量时我们一般采用充电效率=放电效率=√转率和容量以商品形式租赁给目标用户的一种商业运费”的原则向承租方收取租金。根据《贵州省新谷调峰和高峰顶峰压力的调峰服务，储能调“保底”手段。3350kW，2³3350kWh，每套含：套1PCS：2³1725kW，变压器SCB14-3450/35，37±2³2.5%/0.69kV，D,yn11,3450kVAUd%=台1量2台21m2ZRA-YJV22-0.6/1kV-3³35+1³16m3ZRA（NH）-YJV22-0.6/1kV-4³4m4ZRA-YJV22-26/35kV-3³95mm2m5ZRA-YJV22-26/35kV-3³150mm2m6ZRA-YJV22-26/35kV-3³240mm2m7ZRA-YJV22-26/35kV-3³300mm2m8套9套11面1台2台2台1台1套1套1面1台2套1套1面1台2台2套2套1面11000M工业以太网交换台2套1套1套1面1台2套1液晶彩色显示器，1个键≥100M。套2台1套1（3）《绝缘配合第1部分：定义、原（9）《220kV～750kV变电站设计技术规（16）《电化学储能电站可行性研究报告内容深度规定》D（19）《220kV-1000kV变电站站用电设计技术规程》D导线截面暂定为2³500mm2（电缆线路需配合架空线路载流量选择截面本期最终接入系统方案及无功补偿方案根据地方电网公司审定的接入系统批复统升压变高压侧采用35kV，低压侧为0.69kV。每7~8组储虑到本储能电站场址区海拔高程约851.6m，因此，所有电气设备均按满足在海拔1000m高程运行的要求选择，污秽等级选用d级，爬电比距选用2.5cm/kV。计算单相接地点电容电流：Ic=1.13³0.1³U³L≈15.58A，已超过规范不大于10A站用变容量400kVA，因而接地变兼站用变选择型号为：DKSC-650/35-400/0.4。）：母线都可由#1站用变和备用变供电，采用ATS开关本工程过电压保护按照《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规（GB/T50064-2014）规程进行设计，为防止线路侵入的雷电波过电压，220kV220kV和35kV避雷器均选择无间隙氧化锌避雷器，参照目前氧化锌避雷器的研制水平，220kV避雷器选择Y10W-204/532W，35kV避雷器选择雷电冲击（8/20us)10kA残压（kV，峰值）雷电冲击（8/20us)10kA残压（kV，峰值）雷电冲击（8/20us)10kA残压（kV，峰值）断路器断隔离开关220kV绝缘子串片数：25√3×252/45序号（元/m）/m）1YJV22-3×50YJLV22-3×70YJLHV22-3×702YJV22-3×95YJLV22-3×120YJLHV22-3×1203YJV22-3×150YJLV22-3×185YJLHV22-3×1854YJV22-3×240YJLV22-3×300YJLHV22-3×300序号量1YJV22-3×50YJLV22-3×70YJLHV22-3×702YJV22-3×95YJLV22-YJLHV22-3×1203YJV22-3×150YJLV22-YJLHV22-3×1854YJV22-3YJLV22-YJLHV22×240-3×300序号1YJV22-3××70YJLHV22-3×702YJV22-3××120YJLHV22-3×1203YJV22-3××185YJLHV22-3×1854YJV22-3××300YJLHV22-3×300储能电站可靠运行，降低电站风险，本项目集序号负荷类别1Ⅱ2112Ⅰ段直流系2113Ⅱ段直流系2114交流不停电4215二次设备交流及试验电Ⅰ2116SVG就地控Ⅱ2217接地兼站用变就地控制柜Ⅱ8811818Ⅱ8821819Ⅰ881181主变有载调Ⅱ11主变中性点Ⅱ511Ⅱ211二次设备舱Ⅱ441一次设备舱Ⅱ111生产办公楼Ⅱ111生产办公楼Ⅲ111Ⅲ03300储能单元消Ⅰ221灯正常时由工作照明网络供电，事故时由自带蓄电池供电，应急时间不小于21台12置GW13-72.5/630A；放电间隙90~Y1.5W-72/186(配线监测装置)套13串34NY-300/40套35套36m7m8套69套子套只3只3t31220kV气体绝缘套12220kV气体绝缘套13220kV气体绝缘套14台65台96串67套68套9套6m套9m个1柜面12KYN61-40.5，配隔离手车：1250A，面13面84面15柜面16米87变37±2x2.5%/0.4kVZN,yn1台18套11器台12面81ZRA-YJV22-26/35kV-3×300mm2ZRA-YJV22-26/35kV-3×70mm2m3ZRA-YJV22-8.7/15kV-3×70mm2m4m5套66套27架t1台52台33台54套5LED照明灯具套681m2m3根极4m5吨6座417234套55（2）集中式储能电站监控系统采用以计算机监控系统为基础的集中监控方（4）计算机监控系统必须满足中国国家标准《计算机信息系统安全等级划管理系统（EMS完成对储能生产区相关设备（储能电池室、PCS逆变升压一（1）准确、及时地对整个储能电站设备运行信息进行采全站计算机监控系统具备微机五防功能，同时配置相应的微机五防锁具，五防闭锁，同时配合相应的微机五防系统实现节，逆变器有功及无功输出调节、SVG调节、设备运行管理及指导功能等。计个互相独立而又共享资源的工作站，它包括监控系统主站/操作员工作站、工程b）能量管理系统工作站2套统可输出脉冲信号、IRIG-B码、串行口时间报文和网络时间报文等多种时间同数据实时采集和控制操作、断路器和隔离开共享，通信规约采用统一DL/T860（IEC61850）。能量管理系统（EMS）采用2）储能电站一体化监控系统统一组网，通信规约采用DL/T860通信标准。3）储能电站内信息具有共享性和唯一性，储能电站一体化监控系统监控主4）储能电站内由储能电站一体化监控系统完成对全站设备的监控，不再另5）储能电站一体化监控系统具有与电力调度数据专网的接口，软、硬件配6）储能电站一体化监控系统网络安全应严格按照《电力二次系统安全防护7）储能电站监控系统应实现全站的防误操作闭锁功能。站控层实现顺序控8）储能电站有载调压和无功投切不设置集中2246.4-2021《电化学储能电站并网运行与控制技的运行状态，包括单体/模块和电池系统电压、电流、故时发出告警信息。BMS应可靠保护电池组，具备过压保流断路器（隔离开关电池出口侧应装设断路器，PCS保护配置本体保护功率模块过流、功率模块过温、功率模块驱动故障直流侧保护直流过压/欠压保护、直流过流保护、直流输入反接保护交流侧保护交流过压/欠压保护、交流过流保护、频率异常保护、交流进线相序错误保护、电网电压不平衡度保护、输出直流分量超标保护、输出直流谐波超标保护、防孤岛保护其它保护冷却系统故障保护、通讯故障保护），序号数备注123456789220V直流系统采用两段单母线接线，两段直流母线之间设置联络电器，2量为2×10kVA，不单独配置蓄电池，系统的容量按照终期建设规模进行估算，（2）电流互感器的类型、二次绕组的数量与准确等级应流互感器的补充技术要求》及DL/T866-2015《电流互感器和电压互感器选择状态（有压/无压）和电压互感器的运行状态（投入/退出）保持对应关系，避免主变保护屏、主变压器测控屏、220kV线路保电源系统主机屏、二次设备交流及试验电源屏、事故照明切换屏、380/220V站图像监控及安全警卫系统主机、SVG控制主机、OCS（电网运行监控系统）系两点接地的屏蔽电缆采取相关措施，防止在暂态电流作用下屏蔽层被烧熔。（7）信号线、网络数据线穿金属管或金属走线槽敷设时，金属管或12硬件设备硬件设备硬件设备），直流电源站用电系测系统设），344300×550×1600mm（长×5678主控室控≥40m，支持手动/自动调≥40m，支持手动/自动调站大门。求：1、清晰度：有效像素≥2048×1536；2、红外≥40m，支持手动/自动调节亮度；3、配置光口，求：1、转速：旋转速度压站生产≥50m，支持手动/自动调求：1、转速：旋转速度≥50m，支持手动/自动调求：1、转速：旋转速度≥50m，支持手动/自动调室及主控缆及辅件距离不满光缆及相及前端配9置根据现场ZRA-KVVP2-22-4×4ZRA-KVVP2-22-6×4ZRA-DJYPVP22-3×2×1.5NH-KVVP2-22-4×4NH-DJYPVP22-3×2×1.5NH-YJV22-2×6NH-YJV22-1×120PE30保护管继电保护及自动装置配置原则按照GB/T14285-2220kV升压站220kV部分本期配置两套完整、独立（1）任一元件无故障断开，应能保持电力系统的稳定运行，且不致使其他（2）正常运行方式（包括正常检修方式）下，系统中任一元件发生单一故（3）在事故后经调整的运行方式下，电力系统仍应有按规定的静态稳（4）应校验三相短路（不重合）时的稳定情况，并采取各种快速保护，快速开关，电气制动，减出力，切发电机，有计划解列等防止电（5）系统故障时开关拒动，保护误动或拒动，自动调节装置失灵，多）；并应能够接收并自动执行电力调度机构远方发送的有功功率及有功功率变化的2）在正常运行情况时，应合理控制电站有功出力，使有功功率变化满足电3）在紧急运行情况时，有功功率控制系统应根据电力调度机构的指令快速a）电力系统事故或特殊运行方式下要求降低电站有功功率，以防止输电设c）在电力系统事故或紧急情况下，若电站的运行危及电网安全稳定，电力4）事故处理完毕，电力系统恢复正常运行状态后，电力调度机构应根据电储能电站向中调备调传输远动信息采用调度数据网方式，通信规约采用储能电站向地调备调传输远动信息采用调度数据网方式，通信规约采用储能电站升压站向贵州省计量中心传输电能量信息采用一路调度数据网及电能质量监测系统采用两路调度数据网通道向都匀地调二级主站传输电能能源局《电力监控系统安全防护总体方案》（国能安全【2015】36号）、中国南方电网《电力监控系统安全防护技术规范》（Q/CSG1204009-2015）的规定，制主站/控制子站）、继电保护装置、安全自动控制装置等。非控制区的主要业生产控制大区纵向加密认证网关部署在纵向业务汇聚交换机和调度数据网根据Q/CSG1203052-2018《南方电网相量测量装置（PMU）技术规范》的要求，本工程于储能电站升压站配置一套同步相量测量（PMU）子站系统，用储能电站远动信息采用两路调度数据网及一路2M专线方式接入贵州中调2）互感器二次回路连接导线应采用铜质单芯绝缘线，电流二次回路连接导本工程需向贵州中调/备调和都匀地调/备调传送调度自动化信息，为实现本增设相关接口设备。本工程为贵州中调/备调、都匀地调/备调计列相应的调度端1面1电流差动保护装台1箱台1台1套1套1米2260mm³800mm³600mm（高³宽³深）。套12面1台1台1套1套1米2260mm³800mm³600mm（高³宽³深）。套13面2面2台12260mm³800mm³600mm（高³宽³深）。套14面1元套2套1套1台2台1台1台22260mm³800mm³600mm（高³宽³深）。面15面1元少于4个，128路模拟量（电台2套1套1套1台12260mm³800mm³600mm（高³宽³深）。面16面1台1台1台12260mm³800mm³600mm（高³宽³深）。套11屏面1套2置套12260mm³800mm³600mm（高³宽³深）。套121面1台2机台2台2套1套1台22260mm³800mm³600mm（高³宽³深）。套1套1套1套1套232面1台2台2套1台12260mm³800mm³600mm（高³宽³深）。套1套1套1项15面1台2台2台1台1台1台1套2台2台1缆套1套12260mm³800mm³600mm（高³宽³深）。套16台17台18台19台1面1台12260mm³800mm³600mm（高³宽³深）。套1面1置台1置台2台1台1套12260mm³800mm³600mm（高³宽³深）。套1面1套1套1台1台12260mm³800mm³600mm（高³宽³深）。套1套1套1套1台1台1块套1套12260mm³800mm³600mm（高³宽³深）。套1乌江罗甸边阳200MW/400MWh集中式储能电站项目位于黔南州罗甸县边（2）220kV栗木变为已建站，纳尾光伏电站～220kV栗木变单回220kV线路架设有2根24芯OPGW光缆，光缆长度约为38.39km； 2/24/48. 2/24/48. 2/24/38.2/24/38. 贵阳变醒狮变福泉变省中调1省中调2贵阳局(新大楼)青岩变湾塘变威远变湾塘变220kV光缆110kV光缆栗木变220kV站点设备10G链路纳尾光伏电站220kV栗木变配置有1套STM-64贵州域保底通信网光传输设备，采用500kV青岩变220kV湾塘变220kV威远变220kV栗木变纳尾光伏电站A型STM-64设备（500kV及以上变电站/换流站）A型STM-64设备（220kV变电站）A型STM-16设备（220kV变电站）622M链路2.5G链路10G链路虚线示意本工程新建链路220KV栗木变都匀地调福泉500KV变都匀地调福泉500KV变 B B贵阳500KV贵阳500KV变鸭溪500KV变省调A鸭溪500KV变南方电网骨干节点省调B骨干节点南方电网省调B骨干节点青岩500KV变青岩500KV变安顺500KV变1000M链路155M链路8*2M链路2M链路A省传输A网链路a地区传输A网链路B省传输B网链路b地区传输B网链路省调A省调A500kV省调B醒狮变省调B都匀地调220KV栗木变RR路由器220KV栗木变RR路由器500kV500kV500kV安顺变500kV福泉变GE1000M光纤直连POS622M链路POS155M链路OTNGE链路2*2M链路核心路由器汇聚路由器 接入路由器边阳储能220kV升压站～贵州省调需提供1路调度数据网通道和1路芯OPGW光缆。光缆纤芯类型采用G.652D，新建光缆长度约为2³2km。边阳储能220kV升压站侧进站非金属管道光缆采用2根24芯非金属防啮噬2/24/38.3 2/24/48.82/24/38.3 2/24/38.32/24/22/24/22/24/22/24/22/24/26.42/24/26.4 贵阳变醒狮变福泉变省中调1省中调2贵阳局(新大楼)青岩变湾塘变威远变220kV光缆110kV光缆栗木变220kV站点设备220kV站点设备220kV升压站10G链路纳尾光伏电站500kV青岩变220kV220kV湾塘变威远变边阳储能220kV升压站220kV栗木变纳尾光伏电站A型STM-64设备（500kV及以上变电站/换流站）A型STM-64设备（220kV变电站）A型STM-16设备（220kV变电站）622M链路2.5G链路10G链路虚线示意本工程新建链路入省网调度数据网A平面；路由器B采用2路2*2M链路经500kV福泉变和都边阳储能220kV升压站都匀地调福泉500KV变都匀地调福泉500KV变 B B贵阳500KV贵阳500KV变鸭溪500KV变省调A鸭溪500KV变南方电网骨干节点省调B骨干节点南方电网省调B骨干节点青岩500KV变青岩500KV变安顺500KV变1000M链路155M链路8*2M链路2M链路A省传输A网链路a地区传输A网链路B省传输B网链路b地区传输B网链路省调A省调A500kV省调B醒狮变省调B都匀地调RR路由器220kV升压站边阳储能RR路由器220kV升压站500kV500kV500kV安顺变500kV福泉变GE1000M光纤直连POS622M链路POS155M链路OTNGE链路2*2M链路核心路由器汇聚路由器 接入路由器边阳储能220kV升压站～220kV栗木变新增单回220kV线路，本工程在边阳储能220kV升压站侧配置两套完全独立的、全线速动的光纤分相电流差动保护，每套线路保护均配置两个通道，每套保护均采用1路专用光纤通道和1路复用光网调度数据网A平面；路由器B采用2路2*2M链路经500kV福泉变和都匀地IP电话网关。检修及巡视的通信方式，主要采用大功率无线对讲机进行通信，单位数量一1套2套2套2套2套2面4组2部2对3千米千米千米项12省新A网光传套1分套1块2块1块1块1块1板块1板块1块1材套1个1套1分套1块2块1块2板块1材套1项1个1网A平面接入台1框台1块2块2套1板块1板块1块2条2面1台1框台1块2块2套1板块1板块1块2条4台1面1台1块1机柜尺寸：800×600×2260(宽×深×套1套1套13项1项1条2条2条条1二1L-16.1光口板块22L-64.1光口板块23块11)为推进电化学储能技术的应用，规范电化学储能电站的设计，做到安全3)站区规划应根据设备技术发展、电站运行、施工和扩建需要，结合生活4)防洪、抗震设防地区的储能电站，应根据地质、地形等因素，将主要的（1）本工程储能电站规模为200MW/400MWh，属于大型储能电站，故站（2）本工程进站道路等级按照三级厂矿道路设计，根据《防洪标准》能站进站大门布置在站区西南侧，站区内根据工艺和消防要求布置有环形道路，站区场地较为平坦，北高南低，竖向设计采用单坡式，由北至南按0东南侧低洼处，后经站外排洪埋管排出。站内建筑物室内标高高于附近地面约道路标准设计，进出站内车辆限速20km/h，大型设备运输进站时，应设置安全1hm2hm2hm2hm2hm2hm22m3m24%5m26m27m28个19mm3m2m2m2%m2m2m扇1m扇6m3mDN1500钢筋混凝土m万m3万m3项1座1《火力发电厂与变电站设计防火标准》GB序号火灾危建筑高度1/234/55下一层序号123467高为5.0m，室内外高差300mm，填充墙墙厚200m50年考虑，抗震设防类别不低于乙类，建筑结构安全等级为一级，安全系数取1.1，其余次要建构筑物抗震设防类别按照不低于丙类考虑，结构安全等级按照钢材：Q235、Q355，Q235主要用于小型次要焊条：E43、E50型号，主要根据母材牌号进行匹配选取，Q混凝土砌块，强度等级不低于A3.5，干密度等级B05，要求其干密度不大于525kg/m3，其砌筑砂浆采用加气混凝土砌块专或者压实处理方式提高地基承载力，处理后的地基承载力储能电站运行期人员定额为10人，运行期最大班人数按人员定额的80%计，135L/人²班8240L/人²班134325m2242567工程共布置安装1台变压器容量为200MV²A，根据《火力发电厂与变电站设计储能液冷电池舱室外消火栓设计流量为20L/s，火灾延续时间为3h，用水量为216m3；储能液冷电池舱内高压细水雾灭火系统设计流量暂按100L/min考虑（具体流量以最终设备供货厂家提资为准），火灾延灭火系统设计流量100L/s，火灾延续时间为0.4h，用水量为144m3，共计252m3；本项目同一时间按一次火灾次数考虑，一次火灾消防时间为48h，补水量为5.25m3/h，水喷雾及消火栓系统消防用水从站外市政供水 水量为22.67m3/d，广场、道路冲洗及绿 生活变频供水泵扬程：H=H1+H2+H3=40+80+（50～150）=H1——室内管网中最不利配水点与引入管之间的静压差(H2——计算管路沿程和局部水头损失之和(H3——最不利配水点所需最低工作压力(Q=φqFQ雨水设计流量(L/s)；P设计重现期，取P=3年；T设计降雨历时，取T=10min；φ综合径流系数，绿化地面φ=0.2，道路、屋面等φ=0.9；站区内雨水排水汇水面积2.88hm2，雨水排水设计流量523.本工程站址位于贵州省罗甸县边阳镇工业园区边缘的低矮山丘山顶山腰区该闭流区将积水形成内涝；站址建成后，站址南侧围墙、贵州金元罗甸冬季大气压力：968.6hPa，夏季大气厂供暖通风与空气调节设计规范》(DL/T5主要功能房间温度(℃)湿度(%)新风量m3/(h²人)夏季夏季配电室≤35///-二次设备室≤3018~22//-蓄电池室≤30///-办公室26~2818~22//-继电器室、主控室25±518~2240~6540~65->《电化学储能电站设计规范》GB51048-20142）蓄电池室布置的蓄电池型式为免维护式，设置事故排风系统，通风量按上部，吸风口上缘距顶棚或屋顶的距离不应大于0.1m。为了延长蓄电池的使用3）其他房间优先采用自然通风，当自然通风无法满足室内要求时，设置机4）对于无外窗（或无可开启外窗）的封闭电气设备房间，设置事故后通风（2）站内的建构筑物的防火间距满足《电化学储能电站设计规范》（GB行功率变换。根据《预制舱式磷酸铁锂电池储能电站消防技术规范》（T/CEC373-2020储能电池柜布置区域设室外消火栓灭火系统，柜内设置固（6）储能电站设置独立避雷针，对储能装置和站内电气设备进行防直击雷二二二二二二二丁二丁二丁二丁二丙二戊二丙二戊二丙一戊二戊二楼与储能电池舱间距为27m，与主变间距为10m(相邻建筑外墙不设置门窗等孔洞)。各建筑物间防火间距满足《建筑设计防火规范》（2018版）GB50016-2014中31中1中2室中3轻1中1轻1中1置中1轻1///体储存区等火灾场景下的灭火效果有效性已得到验证。学储能电站火灾事故调查可以发现，以磷酸铁锂电池为例无色、无味的液体。典型应用场所包括：计算机房，数据中心，航空，轮船，温能力，液态温升吸热的比热容2.1kJ/(kg²℃)、汽化热88kJ/kg、在常压268℃时为灭火介质，可以达到在起火初期扑灭单体电池火灾，起到快速阻断的效果，水水高压细水雾泵组、室头头灾，并可有效防止复燃。对精密中不适用电气火经以上比较，本工程电池预制舱拟采用全氟己酮气体灭火系统+细水雾灭火工程共布置安装1台变压器容量为200MV²A，根据《火力发电厂与变电站设计储能液冷电池舱室外消火栓设计流量为20216m3；储能液冷电池舱内高压细水雾灭火系统设计流量暂按100L/min），灭火系统设计流量100L/s，火灾延续时间为0.4h，用水量为144m3，共计本项目同一时间按一次火灾次数考虑，一次时间为48h，补水量为5.25m3/h，自动水灭火系统及消火的电动消防泵、2台（单台：Q=2.5L/sP=0.65MPaN=5.5kW）的电动消防稳压泵水箱，2台Q=100L/minP=14M），储能液冷电池舱高压细水雾灭火系统下阶段根据设事故油排至事故油池中贮存，事故排油需及时外运处探测区域，可以进行联动控制。主变压器本35kV配电舱电缆沟、室外电缆沟均安装有感温电缆；主控室、电气综合楼、接送到联动报警控制主机，主机将信号传送给通知人员撤离火灾现场，在感温电缆、感温2）生活区临时设施建筑包括管理人员办公室、管理人员宿舍、施工人员宿汽油和各种特种油，专库存放，专人负责。保持阴凉通风，夏季室内温度超过具2具具4辆4只1只只2只4只8把23个1台2台2总容积为1.5m3台1台2套统套1件套1ZSFY/SL－S360DN2套1套套个1甚至18亿千瓦，清洁电力装机占比将达到70%左右，在新能源快速发展大趋势（1）安全管理：保障项目施工过程中的人员、设施安全，提高风险管控能（2）质量进度流程：根据工程建设需要，针对项目管控现状，收集各参建（1）数据驱动：以提质增效模型为驱动，解决发电效率瓶颈为出发点，聚（2）智能巡检：采用智能化手段，高效对服务场站各生产设备、环境安全等进行异常检测、故障诊断，故障定位,从而提高运维效率与质量，提高设备健（3）检修作业：提供完整闭环的故障检修、设备维护等作业流程，利用故（4）安全预警：实时监控场站运行情况，对各类设备运行状态及影响安全数字化协同平台主要包括互联网、云计算、BIM、C建设工程项目初步设计及施工图设计相关业务流程，包括委托书、初设/施合格项管理、质量监控\质量报告以及质量改进相关工作的开展，确保对问题的3）材料存放区：采用智能人脸识别半球，实现陌生人告警，及时预警异常5）工地周界：采用全彩智能筒机，实现入侵检测，精准识别人体目标，快根据风险识别和分析的结果，针对每一条风险研究、确定风险处理（缓解）进行对于重要工业控制系统的高级别风险建议至少定义两种以上的风险处管理、操作过程等方面进行分析，鉴别存在5环境保护与水土保持储能电站的建设符合贵州省电力产业发展规划和国家关于能源建设的发展），温零下3.5℃,年均降雨量为1335毫米，无霜期长达335天左右。），固体废物执行《一般工业固体废物贮存处置场污染控制标准》（GB1水直接排放将对水环境和土壤有一定的污染。建议在施工人员临时居住处建1其声级约在85～102dB(A）范围内，根据实测资料，小型混凝土搅拌车为91~102dB(A)，手风钻在露天作业时为90～100dB(A)。对于施工噪声的衰减计算采0施工场界的噪声基本满足GB12523-2011《建筑施工场地环境噪声排放标准》昼间85dB(A）的要求；距声源250m处，噪声即降到55dB(A）以下，基本满足本项目执行的各类环保标准中的等级和限值应以当地环保局批复的执行标a）施工活动严格控制在红线范围内，尽可能减少对周围土地的破坏；考虑b）电池舱及电气设备必须严格按设计规划指定位置来放置，各施工机械和c）施工优先采用环保型设备，在施工条件和环境允许的条件下，进行绿色d）在施工过程中，做好表土的集中堆存和保护，并要求完e）尽量减少大型机械施工，基坑开挖后，尽快浇筑混凝土，并及时回填，g）工程施工过程中和施工结束后，应及时并严格按照本工程所提出的各种a）本项目施工期的废水污染主要为生活污水及机械废水，经集中收集，先b）本项目营运期废水主要为机修废水及极少量生活污水，通过隔油池预处a）施工单位必须选用符合国家有关环保标准的施工机械，在满足标准情况b）施工单位应加强各种机械设备的维修和保养，做好机械设备使用前的检c）严格控制施工时段，禁止在夜间施工。严格施工现场管理，降低人为噪b）建筑垃圾进行分类处理。一般的开挖弃渣用于站内建构筑物地基浇筑后的回填，其他建筑垃圾如石子、混凝土块、砖头瓦块、黄砂、陶瓷碎片等用于升压站生活区建设中的道路建设等。在项目附近沿道路设置临时堆施工期土方开挖的临时堆放，渣场采取截排水及拦挡措施，临时堆渣形成的c）废旧蓄电池和废变压器油等固体废弃物先暂时存放于站区危废暂存间内，然2)加强工区内食堂、餐馆的卫生管理，每月进行一次卫生检查，取得卫生1)为预防施工区传染病的流行，在施工人员进驻工地前，各施工单2)检疫：在施工人员进驻工地前，根据调查情况进行抽样检疫。检疫内容3)施工期间，施工人员健康体检要结合当前流行的的疾病着重进行预防处4)疫情监控和应急措施：施工单位应明确卫生防疫责任人，按当地卫生部1、项目全部使用商品混凝土，不设置混凝土拌合站和料场。施工期2、对于施工期间产生的粉尘采取洒水、及时清洗和封闭运输等措施，并在3、施工期应合理安排施工时间，噪声设备应远离敏感区域，将噪声4、施工期固废主要为临时堆土及堆石，设置临时堆土场，按一般固废处置5、加强施工期的环境管理，文明施工。不能利用的建筑废料运往指定地点过程中产生的机械零件/叶片均由回收单位回收，不排入外环境；本项目升压站（2）中华人民共和国能源行业标准《陆上集中式储能电站工程设计概算编《关于印发全国水土保持规划国家级水土流失重点预防区和重点治理区复核划分成果的通知》（水利部办公厅文件，办水保［2013］188号，2013年8《生产建设项目水土保持技术标准》（GB《生产建设项目水土流失防治标准》（GB/T《省发展改革委省财政厅转发国家发改委财政部关于降低电信网码号资源占用费等部分行政事业性收费标准的通知》黔发改收费[根据现场踏勘，工程水土流失程度较轻，对照《土壤侵蚀分类分级标准》数背景值平均为953t/km2²a。1）保护周边植被。严格按照施工规划进行活动，严禁对征地范围外3）施工结束后及时拆除施工吊装场的临时设施、硬化地面，清理本区的零2）草袋土临时挡墙：电池舱区域和附近道路区剥离的表土堆放在堆场的一2）草袋土临时挡墙：将本区剥离的表土堆放在本区，周边采取将表土装入3）防尘网苫盖：为防止土料在堆存中受风雨侵蚀，对土料采取防尘网苫盖4）临时排水沟：为避免施工期该区雨水肆意横流引发水土流失，根据设施2）护坡：在挖方区边坡采用喷浆护坡，填方区边坡采用方格网骨架内植草3）排水沟：升压站自然降雨通过排水沟排放。在站区围墙外挖方边坡坡顶2）草袋土临时挡墙：本区剥离的表土堆放在升压站的一角，周边采取将表土装入草袋堆放在外围形成临时挡墙防止土料流失。施工结束后将挡墙拆除，2）保护周边植被。严格控制施工作业范围，严禁对征地范围外的土地造成1）保护周边植被。严格控制施工作业带宽度，严禁对征地范围外的3）道路建成后，要加强道路的管理和维护，指派专人定期巡逻，每年雨季3）挡墙：本项目道路的修建不形成高陆边坡，主体为保证公路路基稳定，1）表土剥离：施工前将新建场内道路区路基占地区内的肥沃表2）草袋土临时挡墙：新建场内道路区道路开挖期间局部坡度较大区域在道123区3、各项环保措施需用经费要随着工程设计的深入，分项仔细核算，确保环4、在下阶段设计和建设中，业主要进一步提高环境保护意识，特别是生态6节能措施分析和抵御自然灾害评估少电池组因串并联所产生的能耗损失。根据《电力储能36276-2018)及目前国内主流厂家制造水平，本阶段选直流转换过程中损失的效率。本阶段选定的双向储能变流器(PC2400升，根据车辆的使用特点，根据综合能耗计算方法，汽柴油的折标准煤系123451、在本项目建设过程中，对储能电站的各分部、分项工程的施工2、电气设备选型和材料选择将在考虑安全、施工、维护方便的基础上注意项目设计将通过优化二次设计、合理选择电缆截面来降低高耗能电解铜的消耗。少电池组因串并联所产生的能耗损失。根据《电力储能用锂离子电池》(GB/T36276-2018)及目前国内主流厂家制造水平，本阶段选定的电池模块倍率充放电直流转换过程中损失的效率。本阶段选定的双向储能变流器(PCS)系统最大转换3、站内用电量较大的经常性负荷主要有各设备间的采暖和风机用电、设备4、设置智能型通风空调系统控制系统，风7劳动安全与工业卫生为确保集中式储能电站工程建设和投产后符合国家有关劳动安全与工业卫生标（12）《工业企业设计卫生标准》(GBZ1-2010)本储能电站项目规划装机容量为200MW/400MWh，站区内共设置60套(1)储能电站内高压设备主要有高压变压器，35kV高压引出线、高压开关本建设项目远离居民区，与周边设施（公共设施、工业设程项目的安全设施必须与主体工程同时设计、同时施工、同时投入生产和使用”b)建设单位应认真学习，严格贯彻执行a)防高处坠落、机械伤害。设备的吊装，严格按照厂家的施工程序进行，b)防交通伤害。场内运输道路及人行通道合理布置，加强司机安全意识教c)防电气伤害。施工期电气伤害主要发生在焊接等施工作业场所和工人生a)对可能发生火灾的部位，从建筑、结构设计上应采取切实有效的防火措b)对建筑物区应认真考虑通风、换气和防排烟及安全出口、疏散通道、标e)设备及材料的选择在满足技术经济合理的前提下，优先选用不燃性或难配电装置的电气安全净距应符合《3～110kV高压配电装置设计规范》2）厂用变压器与配电柜布置在同一房间时，变压器设防护围栏或防护等级4）在远离电源的负荷点或配电箱的进线侧，装设隔离电器，避免触电事故6）对于误操作可能