盐穴压缩空气储能调峰电站可行性研究报告Word格式.docx
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9人力资源配置 36
10项目实施条件和建设进度及工期 36
10.1施工条件及施工场地规划布置 36
10.2吊装机械 36
10.3施工力能 37
10.4施工综合轮廓进度安排 37
11投资估算及经济评价 38
11.1编制说明 38
11.2工程投资 39
11.3电价测算 39
11.4投资估算表 39
12抗灾能力评价 48
13风险分析 48
13.1电力市场风险分析 48
13.2技术风险分析 48
13.3政策及资金风险分析 48
13.4外部协作风险 48
14经济及社会影响分析 49
15结论及建议 49
15.1 结论 49
15.2 建议 50
1总论
1.1项目背景
本项目由中国葛洲坝集团装备工业有限公司投资,拟利用湖北省应城地区丰富的盐穴资源,在应城市建设压缩空气储能调峰电站示范项目。
工程规划建设规模为50MW/300MWh。
压缩空气储能发电机组在电网低谷时段通过电动的空气压缩机压缩空气,经管道将高压力的压缩空气输送至废弃的盐穴储存,白天压缩机停止运行,在电网用电高峰时段从盐穴中释放压缩空气,通过管道输送至膨胀机做功,带动发电机发出电能输送至电网。
压缩机额定功率为4*20.5MW,日运行时间8小时,充分利用夜间低谷时段;
发电机组额定功率为5*10MW。
本项目采用压缩空气储能发电技术,储能和发电均利用空气进行,能量转换过程中没有燃烧或电化学环节,安全、环保。
系统储能采用常规的电动机,发电采用常规的同步发电机组,发电机组的发电形式及运行特点与常规火力发电厂相似,系统响应速度优于常规的火力发电厂和抽水蓄能电站,有益于改善电力系统的电能质量和功率平衡,尤其适于与新能源项目配套或吸纳新能源的多余电力。
压缩空气利用废弃盐穴储存,可有效的降低成本和占地。
1.2投资方及项目单位概况
本项目由中国葛洲坝集团装备工业有限公司投资,公司于2017年1月注册,注册
资本金10亿元,系葛洲坝集团全资平台公司,总部位于湖北武汉,拥有1500亩高端装备产业园,北京设有子公司,集投资、控股、研发、服务四大职能于一体,以分布式能源、储能、3D打印、节能环保为四大主营业务。
围绕四大业务方向,为行业提供核心装备及应用解决方案。
1.3研究范围与分工
1.3.1本工程设计范围参照《火力发电厂可行性研究报告内容深度规定》的要求,结合本项目的特点,本
项目可行性研究阶段将对以下内容进行重点研究,对本项目建设的可行性作出结论性评价。
a)电力系统部分;
b)全厂总体规划及厂区总平面规划布置;
c)压缩空气储能及膨胀系统设计;
1
d)化学水处理系统设计;
e)冷却水及供水系统设计
;
f)电气部分,包括电气一次、二次、通信、照明等工程设计;
g)热工控制系统设计;
h)给排水及消防系统设计;
j)采暖通风及空气调节部分;
k)全厂建筑和结构设计;
m)环境保护及劳动安全卫生部分设计;
n)投资估算及财务分析等;
1.3.2主要设计界限及分工本项目由中国电力工程顾问集团东北电力设计院有限公司作为主体设计单位,中国
科学院工程热物理研究所作为技术支持方提供压缩空气储能发电系统的系统设计资料和系统内设备资料。
本项目原则上与外部有接口的设计界限为厂区围墙外1米。
接入系统报告(包括电能质量及电力系统安全稳定分析)、环境影响评价报告、工
程相关勘测报告、水资源论证报告、地质灾害评价报告、地震安全性评价报告、劳动安全预评价、职业病危害预评价、大件运输报告等由业主另行委托。
厂区围墙外1米之外的相关空气管道及储气盐穴、盐穴储气系统的设计由业主另行委托。
1.4工作简要过程
2017年6月,中国葛洲坝集团装备工业有限公司与东北院公司达成开展应城或潜江地区压缩空气储能电站可行性研究工作的意向并签订了设计合同。
2017年7~8月,业主向设计院提供了初步的设计资料并组织召开了设计联络会。
2017年9月上旬,业主与设计院共同在国家能源大规模物理储能技术(毕节)研发中心考察压缩空气储能发电试验机组,并与中国科学院工程热物理研究所召开了技术研讨会,进一步细化讨论相关技术问题。
1.5项目概况
1.5.1可行性研究报告编制依据a)中国葛洲坝集团装备工业有限公司提供的设计基础资料;
b)中国科学院工程热物理研究所提供的压缩空气储能发电系统资料;
c)东北电力设计院有限公司根据工程情况提出的设计假设条件;
2
d)国家和电力行业现行规范、规程及标准。
1.5.2主要设计原则
a)设计深度参考《火力发电厂可行性研究报告内容深度规定》(DL/T5375-2008),涉及外部支持性文件的内容暂按假定条件编写;
b)工程规划建设规模为50MW/300MWh;
c)压缩空气储能发电系统参照中国科学院工程热物理研究所提供资料设计;
d)压缩机电动机和发电机电压等级均采用10kV,压缩机设置变频器或软启动器启
动;
e)本期工程暂按以2回110kV架空出线接入系统;
f)由于缺乏当地地质勘查报告,土建基础暂按天然地基设计;
g)本项目选定湖北省应城市应城盐矿区中北部水采矿区,东经113°
40.442?
,北
纬30°
56.300?
的对接井作为储气库;
h)厂外水源暂按采用自来水,分界点为厂区围墙外1米。
2电力系统
2.1初步接入系统方案
本项目厂址位于湖北省应城市区东部。
应城地区电网以220kV和110kV为主,其中220kV电网有应城、彭湾、长江、仙女山四座变电站,并形成环网。
其中应城变电站与彭湾变电站、仙女山变电站通过220kV线路连接,并有多回110kV线路送出。
彭湾变电站与应城变电站、长江变电站、应城电厂(350+50MW)经220kV线路连接,并有多回110kV线路送出。
长江变电站与彭湾变电站、仙女山变电站经220kV线路连接,并有多回110kV线路送出。
仙女山变电站与应城变电站、长江变电站经220kV线路连接,并将升级为500kV变电站。
根据与应城市电网公司沟通,电网公司建议本项目以2回110kV线路接入彭湾变电站与长江变电站,扩建时视情况再增加2回110kV出线。
本期工程厂内110kV系统短路电流水平暂定40kA,导体及设备按50kA选择。
由于本项目110kV系统具有双向潮流,因此主变压器调压方式采用有载调压。
详细的当地电网情况及相关计算、接入系统方案将根据最终的接入系统报告调整和完善,应城市高压电网地理接线见图2.1-1。
19
图2.1-1 应城市高压电网地理接线图
2.2系统继电保护
2.2.1应城或潜江地区葛洲坝先进压缩空气储能项目工程概况中国葛洲坝集团装备工业有限公司拟在应城地区建设压缩空气储能调峰电站示范
项目,利用废弃盐穴作为压缩空气储罐,工程规划建设规模为50MW/300MWh压缩空气发电机组。
本工程在场内新建一座升压站,升压站110kV侧采用发电机-主变压器-线路组的接线方式。
建设2回110kV线路接入系统,远期考虑再增加2回出线。
最终方案以接入系统审查意见为准。
2.2.2110kV系统继电保护配置本期电厂的系统保护配置方案暂按如下方案考虑,由于本工程接入系统工作尚未完
成,下述内容最终以接入系统审查意见为准:
a)0kV线路保护根据本工程假定条件,应城盐穴压缩空气储能电站升压站至系统110kV线路两侧分
别配置1套微机型主后一体的光纤电流差动线路保护,线路保护装置应包含完整的主保护、完整的多段式相间距离、多段式接地距离和零序电流后备保护,以及综合重合闸等功能。
线路保护采用复用2M方式传输保护信息。
b)0kV故障录波器
为分析电力系统故障及继电保护装置的动作情况,配置1面故障录波器屏,录取110kV线路交流电流、交流母线电压量及保护动作事件量。
故障录波器需具备信息联网及信息远传功能。
2.2.3相关电气设备要求
a)直流电源
110kV线路保护使用1组独立的直流电源;
110kV故障录波使用1组独立的直流电源。
b)电流互感器(CT)
110kV线路保护使用CT一组独立的5P级次级;
110kV故障录波使用CT一组独立的5P级次级。
c)电压互感器(PT)
110kV线路保护使用线路上的三相PT和主变低压侧母线上的三相PT。
2.3远动部分
2.3.1远动信息及传输根据《电力系统调度自动化设计技术规程》,并根据各级电网调度指挥中心对电站
运行监视的需要,本工程应城盐穴压缩空气储能电站向调度中心传送的远动信息内容如下:
a)模拟量
—发电机组有功功率、无功功率、电流、电压;
—110kV出线有功功率、无功功率、电流;
b)开关量
—所有断路器位置信号;
—反映运行方式的隔离开关位置信号;
—继电保护及自动装置动作信号;
—全厂事故总信号;
2.3.2电能量计量系统
2.3.2.1关口点设置本工程关口点设置如下:
计量关口点:
1回110kV线路出线
考核关口点:
主变低压侧、发电机出口。
2.3.2.2电能量计费的信息传输应城盐穴压缩空气储能电站至调度端计量信息的传输采用网络传输方式,网络传输
的通信协议采用TCP/IP+DL/T719-2009(IEC60870-5-102)协议。
2.3.2.3设备配置方案
a)CT/PT配置
计量关口应采用专用的CT/PT二次绕组,其二次回路不得接入与电能量计量无关的设备。
计量CT绕组采用0.2S级,PT绕组采用0.2级。
考核关口可与测量共享1组CT/PT二次绕组。
b)关口表
表2.3-1 关口表设备配置表
序号
间隔名称
间隔数量
关口表数量
应城盐穴压缩空气储能电站
110kV线路
2块
主变低压侧
1块
3
发电机出口
c)电能量远方终端
合计
4块
配置1套电能量远方终端,用于调度端采集电量信息,以便于实现全站电量统一监测、处理,同时至少具有三个以太网口以满足接入调度数据网和当地显示系统的要求。
电站电能量计量系统配置方案如图2.3-1所示。
图2.3-1 电站电能量计量系统配置图
2.3.3数据网接入及网络安全防护
2.3.3.1电网调度数据网接入方案
a)应城盐穴压缩空气储能电站本期配置2套数据网接入设备,按分别接入电网调度数据网湖北省调接入网和应城地调接入网考虑。
接入节点设置如下:
—省调接入网接入节点设置在应城地调,至应城地调采用2X2M带宽。
省调数据网接入设备配置1台路由器和2台交换机,应城地调数据网接入设备配置
1台路由器和2台交换机。
2.3.3.2网络互联及安全防护本期电站网络安全防护方案如下
:
a)计算机监控系统通过网关机对内和对外通信。
b)配置4台纵向加密安全认证装置,分别用于安全区I和安全区II中的应用系统与调度端系统通过SGDnet互联通信。
2.4通信部分
2.4.1通道要求
2.4.1.1调度通信通道
本工程储能电站至当地地调需要1路1*2M调度通信通道。
2.4.1.2远动数据网通道
储能电站至当地地调需要2路2*2M数字通道。
2.4.1.3保护通道
储能电站升压站1回110kV出线至对端变电站需要1路复用2M光纤数字通道。
2.4.2通信方案由于本工程接入系统设计尚未开展,为了满足储能电站可研设计需要,本设计暂假
定以下方案,最终方案以审定的接入系统方案为准:
利用储能电站本期1回110kV出线,随线路架设一根24芯OPGW光缆。
在储能电站侧配置1套SDH622M光设备,对侧系统侧变电站扩容1块622M的
光接口板(不在本工程投资范围内),建设储能电站至系统侧变电站的622Mbps(1+0)光通信电路,从而接入当地电网光通信网络,满足调度通信、远动数据网以及至对端变电站的保护通道需求。
光缆建设方案及光通信电路建设方案见图2.4-1及图2.4-2。
图2.4-1光缆建设方案示意图
图2.4-2电路建设方案示意图
2.4.3系统调度程控交换机
本工程在储能电站配置1套48线系统调度程控交换机,同时在当地地调调度交换机扩容1块2M中继板卡,进而接入当地电力系统调度交换网。
2.4.4线路阻波器配置
储能电站本工程不开设载波通道,储能电站至对端变电站的1回110kV线路出口不装设线路阻波器。
2.4.5通信电源为了保证光通信设备的安全稳定运行,设置独立的通信电源,具体见厂内通信设计
内容。
2.4.6通信机房
本工程在储能电站设置1间通信机房,用于安装本工程配置的通信设备,具体见厂内通信设计内容。
3站址条件
3.1厂址位置
本项目选定湖北省应城盐矿区中北部水采矿区的一对对接井作为储气库,厂址位于对接井附近,东经113°
,北纬30°
左右。
应城市地处丘陵与平原过渡地带,从卫星图观察,厂址周围地形有起伏,海拔高度介于40m~50m,用地属性应为农田。
厂址南侧有一条道路向西通至应城市区,向东通至东马坊镇。
图3.1-1为电厂位置卫星图片。
对接井1
厂址位置
对接井2
图3.1-1厂址位置
3.2交通运输
应城地处武汉、襄阳、荆州、宜昌三角经济区的中心地带,水陆交通便利。
汉宜公路、武荆高速公路横贯东西,烟应公路连接南北,汉渝铁路、长荆铁路穿境而过,汉北河、大富水河、漳河和郧水等河流纵横环绕。
应城中心城区距武汉53公里,距107国道40公里、316国道20公里,经沪蓉高速公路(武荆段)30分钟可到武汉市,40分钟可到武汉天河机场;
经汉宜铁路(长荆段)70分钟可达武汉高铁站。
厂址南侧道路可连接至西侧003乡道,距南侧S107省道约2km。
厂址位于应城市区东侧,距离约5公里。
3.3水源电厂水源取自城市自来水。
3.4电厂防洪
因缺少厂址区域地形资料,假定目前场地标高不受五十年一遇洪水位影响,未考虑防洪、排洪措施。
4工程设想
4.1热机部分
4.1.1压缩空气储能系统流程
本工程所选用的压缩空气储能系统工艺流程如图4.1-1所示。
储能时,电动机驱动多级压缩机将空气压缩至高压并储存至地下盐穴中,完成电能
到空气压力能的转换,实现电能的储存。
在此过程中,各级压缩机的压缩热通过间冷器换热回收并储存在蓄热介质中,回收热量后的蓄热介质储存在热罐中。
当释能时,压缩空气从地下盐穴中释放并通过节流阀将压力降至膨胀机进口压力,随后通入多级透平膨胀做功,完成空气压力能到电能的转换。
在此过程中,来自热罐的蓄热介质通入各级膨胀机的级前换热器,加热各级膨胀机进口空气,释放完热量的蓄热介质储存到冷罐中。
图4.1-1先进压缩空气储能系统原理示意图
4.1.2主要系统及设备说明
应城盐穴先进压缩空气储能电站项目规划装机规模为50MW,储能容量300MWh。
项目按照日启停一次设计,根据项目所在地电网峰谷时段,每天储能8小时、释能6小时。
先进压缩空气储能系统主要包括膨胀发电系统、压缩机系统、储热系统、储气系统和辅助冷却系统等。
4.1.2.1膨胀发电系统
4.1.2.1.1系统概述
膨胀发电系统是储能电站电力生产系统,单套膨胀系统发电功率为10MW,本项目规划建设5套10MW机组。
单套膨胀系统可以实现3MW-10MW发电负荷运行,更灵活的满足电网调峰负荷需求。
膨胀发电系统主要设备包括膨胀机及发电机等。
4.1.2.1.2系统主要设备参数a)多轴齿轮式膨胀机级 数:
4级
流 量:
34kg/s(单套)入口压力:
7MPa排气压力
0.1MPa排气温度:
0℃左右输出功率:
10MW(单套)
外形尺寸:
4620mm?
130mm?
210mm(单套)单台重量:
30t
数量:
5台
b)发电机额定功率:
10MW(单套
)额定电压:
10.5kV频 率:
50Hz功率因数:
0.8额定转速:
1500r/min单台总重量:
25t
5300mm?
216mm?
025mm(单套)数 量:
4.1.2.2压缩机系统
4.1.2.2.1系统概述压缩机系统是储能电站实现电能转化为压缩空气势能和蓄热介质热能的能量转换
装置,用于平衡电网中过剩电能,参与电网调峰。
为了更精准的响应电网负荷平衡需求,本项目总体规划建设4台套压缩机组成压缩机系统。
根据储气设施的储气压力状态,单台套压缩机系统最大可实现20.5MW的电网负荷平衡,最小可实现约14MW的电网负荷平衡。
为了减小压缩机启动对电网的冲击,压缩机驱动电机配备变频器,实现压缩机变频启动。
压缩机系统主要设备包括压缩机、驱动电机和变频器等。
4.1.2.2.2系统主要设备参数a
)整体齿轮式离心压缩机级 数:
8级
常压排气压力
7-10MPa
23000mm?
8000mm?
000mm(本尺寸为单套压缩机系统模块总尺寸
,主要含压缩机、驱动电机、换热器等设备)单台重量:
55t(单套压缩机本体)
数 量:
b)驱动电机额定功率:
20.5MW
(单套)额定电压:
50Hz功
率因数:
0.95工作转
速:
1500r/min单台重量:
35t
4750mm?
950mm?
100mm(单套)数量:
c)变频器8MW(单套)压缩机配备变频器,实现变频启动,正常运行期间不需要投运变频器。
外形尺寸:
8580mm?
400mm?
500mm(单套)
4.1.2.3储热系统
4.1.2.3.1系统概述储热系统是先进压缩空气储能电站实现热能储存与释放的系统,储热系统为闭式循
环系统,系统的工作介质为软化水,主要设备包括压缩机间冷器、膨胀机再热器、储热设备(冷水罐和热水罐)和调节系统。
4.1.2.3.2系统主要设备参数
a)压缩机间冷器
形式:
空气-水多孔板翅式换热器数量:
单套压缩机系统配置5台单台尺寸:
500mm?
700mm?
800mm单台重量:
9t
b)压缩机管壳冷却器形 式:
管壳式换热器
单套压缩机系统配置3台
第6级冷却器:
10050mm?
90mm?
800mm,重量12t。
第7级冷却器:
第8级冷却器:
9900mm?
800mm,重量14t。
c)膨胀机再热器
形 式:
空气-水多孔板翅式换热器数 量:
单套膨胀机系统配置4台
单台尺寸:
4400mm?
800mm单台重量:
9td)冷水罐工作压力:
0.4MPa工作温度:
常温
单套压缩机系统配置16个单罐容积:
110m3外形尺寸:
Φ5000?
890单台净重:
20.59t单台充水重量:
130.59t
e)热水罐工作压力:
100℃
110m3外形尺寸:
4.1.2.4储气系统储气设施是压缩空气的存储系统,是储能电站的容量单元。
储气设施根据储能电站
不同的应用场景确定容量规模。
本项目储能电站储气设施规模为300MWh,工作压力为
7-10MPa,储气方式采用应城地区地下废弃盐穴。
从地下盐穴释放出来的高压气体含水且含盐,对设备有腐蚀。
因此需要在盐穴出口设置脱水及除盐设备。
4.1.2.5开式循环冷却水系统辅助冷却系统主要用于向主厂房内主、辅机设备轴承、机械密封等提供冷却水,系
统由100%容量的开式循环冷却水泵及向各冷却设备提供冷却水的供水管道、关断阀、控制阀等组成。
开式循环冷却水经水工专业机力通风冷却塔冷却后送至开式循环冷却水泵入口,升压后的开式水送至汽机房各冷却设备,从冷却设备升温排出,汇集到冷却水回水母管送至水工机力通风冷却塔。
4.1.3主厂房布置
主厂房柱距为10米,检修场柱距10米,主厂房总长为80米。
压缩机、膨胀机纵
向顺列布置,主厂房共5跨,每跨距25米。
主厂房每跨配置行车轨顶标高为10m,主厂房每跨安装1台10t桥式起重机。
主厂房每跨布置一套压缩机模块和膨胀机发电模块。
热水及冷水储热罐采用室外露天布置方式。
4.2闭式水补给水处理系统
本期工程建设压缩空气储能发电机组及配套设施,机组发电规模为50MW/300MWh。
本工程闭式水补水量约为20m3/h。
根据补水水质量要求、水源水质、投资及制水成本等因素考虑,初步拟定闭式水补给水处理系统为:
自来水超滤装置 反渗透装置 软化水原则性系统图见:
F13341K-H01-01。
4.3供水部分
4.3.1供水水源
本期工程建设压缩空气储能发电机组及配套设施,机组发电规模为
50MW/300MWh。
本工程主要用水为冷却系统的补水及生活用水,初步估算工业用水为
65.6m
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