风电场ABC区600MW工程可行性研究报告可行性研究报告 18页

'XX1综合说明1.1概述X地区位于X省西部X走廊西端，南部为祁连山脉，北部为北山山系，中部为平坦的戈壁荒滩，地势开阔，地形平坦，适合成片开发，风能资源丰富，具备建设大型风电基地的条件。国家能源局及X省省委、省政府2007年提出“建设X风电走廊，再造西部陆上三峡”的战略目标，提出在X地区建设千万千瓦级风电基地的设想。根据2008年4月审定的《XX千万千瓦级风电基地规划报告》，X风电基地规划总装机容量1271万kW，其中，到2010年底，规划装机容量516万kW，到2015年底，规划装机容量1271万kW。2009年8月8日，X风电基地一期380万kW项目在玉门市举行了开工仪式，经过近两年的紧张施工与配套项目建设，2010年11月3日，X省人民政府和国家电网公司在瓜州县举行X750千伏联网工程投运暨X千万千瓦级风电基地一期竣工仪式，目前一期工程运行正常。2010年10月，由中国水电顾问集团西北勘测设计研究院（以下简称“我院”）编制的X风电基地二期800万kW项目预可研报告通过了水电水利规划设计总院的审查。根据预可研报告，二期项目分七墩滩（麻黄滩）、北大桥、安北和马鬃山四个区域13个风电场（12×60万kW+1×80万kW）。其中瓜州安北区域位于瓜州县城东北约95km、兰新铁路以北的戈壁滩上，由6个风电场组成，装机容量360万kW（6×60万kW），并分别配套建设一座330kV升压变电所。X瓜州安北第四风电场工程分A、B、C三个区域，每个区域装机201MW，总装机容量603MW，配套建设1座330kV升压变电所。根据《国家能源局关于X千万千瓦级风电基地二期300万千瓦风电场工程安排的复函》（国能新能[2011]225号），同意X风电基地二期前期300万kW风电场开发方案，并安排国电X电力有限公司开发安北第四风电场ABC区600MW工程。X瓜州安北第四风电场ABC区600MW工程(以下简称“安北第四风电场ABC区工程”)场址位于X地区瓜州县城东北约67km、玉门镇西北约73km1-18 XX处的戈壁荒滩，东经96°22′31.6″～96°32′59.7″，北纬40°43′2.7″～40°52′59.2″之间其中A、B、C三个区域分别占地49.5km2、44km2、49.5km2。场址区海拔高度在1455m～1680m之间，地势开阔，地形平坦。风电场场址南部边缘紧邻兰新铁路，东部边缘紧邻安北第五、第六风电场，西部边缘紧邻安北第三、第二风电场。安北第四电场地理位置见附图1，X风电基地二期风场地理位置示意图见附图2。本工程设计安装134台单机容量1500kW和134台单机容量3000kW风力发电机组，总装机容量603MW，年上网电量为141118.5万kW.h，年利用小时数为2340h。本工程建设期36个月，工程静态投资为467708.58万元，工程动态投资为489870.99万元。受国电X电力有限公司的委托，我院承担了X瓜州安北第四风电场ABC区600MW工程可行性研究报告设计工作。设计的内容包括风能资源，工程地质，项目任务和规模，风电机组选型、布置及风电场发电量估算，电气，消防，土建工程，施工组织设计，工程管理设计，环境保护和水土保持设计，劳动安全与工业卫生，工程设计概算，财务评价与社会效果分析、建设项目节能分析。本项目按照发改能源[2005]899号发布的《风电场工程可行性研究报告编制办法》规定编制。受国家能源局委托，2011年1月12～13日，水电水利规划设计总院在北京主持召开了X瓜州安北第四风电场ABC区600MW工程可行性研究报告审查会议，会后我院根据审查意见，对可研报告进行了认真的修改，此稿为审定稿。1.2风能资源本工程区域属中温带大陆性干旱气候，根据瓜州气象站1971～2000年30年气象资料统计，年平均气温8.8℃，年平均气压884.2hPa，年平均水汽压5.3hPa，年平均降水量53.6mm，沙尘暴日数6.9d，雷暴日数6.6d。为开发X风电基地风能资源，近年在该区域设立了50多座测风塔，其中在安北第四风电场场址内设立了3座测风塔，每个区域各有一个70m测风塔，测风时段均在一年以上。根据瓜州气象站和风场内测风塔资料分析，该风电场以偏东（E）风的风向和风能频率最高，盛行风向稳定。风速冬春季大，夏秋季小。风机轮毂高度的风速频率主要集中在3m/s～11m/s，3m/s以下无效风速少，无破坏性风速，风速年内变化小，全年均可发电。用WAsP10.0软件进行威布尔曲线拟合计算，得到：1-18 XXA区8158#测风塔50m年平均风速为7.60m/s，平均风功率密度为396W/m2；75m年平均风速为7.90m/s，平均风功率密度为453W/m2；90m年平均风速为8.08m/s，平均风功率密度为487W/m2。B区7411#测风塔50m年平均风速为7.55m/s，平均风功率密度为389W/m2；75m年平均风速为7.98m/s，平均风功率密度为469W/m2；90m年平均风速为8.16m/s，平均风功率密度为503W/m2。C区8601#测风塔50m年平均风速为7.38m/s，平均风功率密度为374W/m2；75m年平均风速为7.61m/s，平均风功率密度为422W/m2；90m年平均风速为7.79m/s，平均风功率密度为453W/m2。根据《风电场风能资源评估方法》判定安北第四风电场风功率密度等级超过3级，风能资源比较丰富，主风向稳定，风能全年分布较均匀，具有较好的开发前景。该风电场75m、90m高度50年一遇最大风速订正到标准空气密度条件下分别为36.4m/s、37.3m/s，小于37.5m/s。50m～70m高度15m/s风速段湍流强度介于0.059～0.076,小于0.12，湍流强度较小。根据国际电工协会IEC61400-1(2005)判定该风电场可选用适合IECⅢC及其以上安全标准的风机。综上所述，该风电场风能资源丰富，质量较高，是一个理想的风力发电场。1.3工程地质场址区地貌上为北山山系山前倾斜冲洪积平原的戈壁滩地，地势北东高南西低。其中A区位于东北侧，地面高程1560m～1680m。其北侧为低中山，地形较陡，以南为戈壁滩，局部岩石裸露；B区位于东南侧，地面高程1490m～1560m，场址地貌为戈壁滩；C区位于西南侧，地面高程1455m～1540m，地貌为戈壁滩。场区内发育冲沟。沟中生长耐旱植被，冲沟中的冲洪积物主要来源于其两侧的戈壁平原，戈壁平原地势平坦，地形变化主要受冲沟的切割控制。场址区50年超越概率10%地面地震动峰值加速度为0.05g，地震动反应谱周期为0.45s，对应的地震基本烈度为Ⅵ度，属构造稳定区。场址区本次揭露的地层为第四系全新统洪积（Q4pl）和第四系上更新统洪积（Q3pl）松散堆积物，其中：①层（细砂）位于季节性冻土带内，结构松散，力学性质低，建议进行挖除；②层（角砾）结构呈密实状，为中～低压缩性土，力学性质较好，可作为基础1-18 XX持力层。③层（砾砂）呈微胶结状，结构密实，具低压缩性和较高强度，是本区良好的持力层。④层全强风化砂岩、泥岩和砾岩，岩芯呈土状，强风化，力学强度较高，是较好的地基持力层。第④层ABC区均有分布，但埋深不同。A区岩石出露分布广泛，B区埋深大于0.7m，C区埋深大于1.1～5.1m。场地地形平坦，地表水排泄通畅，地下水位埋藏很深，岩土体含水量很小。预测场址区地下水埋藏深度大于20m，对场址区建筑物影响较小。场址地基土对混凝土结构具中腐蚀性，对钢筋混凝土中的钢筋具微腐蚀性，对钢结构具强腐蚀性。应采取必要的防腐措施。风电场工程场址区为中等复杂场地，地基等级为中等复杂地基。场地内以中硬土为主，场地类别为Ⅱ类。场地地处西北干旱地区，岩土体常年处于干燥状态，地下水埋深很大，不具有砂土液化的条件。泥石流、滑坡等不良地质现象不发育。风电场应考虑丰水年的间歇性洪水影响。场址区存在季节性冻土，其标准冻深线为地面以下1.20m。风电场天然建筑材料缺乏，建议采用人工骨料，人工骨料可采用桥湾人工骨料场、嘉成料场、高铁料场作为料源。桥湾电站、汇友水源地和双塔供水线距场址较近，水质满足施工、生活用水标准，可作为生活、施工用水。1.4工程任务和规模瓜州县位于X省X走廊最西端，东邻石油城玉门市，西接国际旅游名城敦煌市，南北两边与肃北蒙古族自治县毗连，西北与新疆哈密市接壤，是连接甘、新、青、藏四省区的交通枢纽，总面积2.41万km2，辖5镇7乡，2010年末全县常住人口14.88万人。2010年，全县地区生产总值39.53亿元，比上年增长19.6%（可比价增长11.2%）。其中：第一产业增加值6.37亿元，增长11.7%；第二产业增加值20.08亿元，增长25.4%；第三产业增加值13.08亿元，增长15.4%。X电网处于西北电网的中心位置，是西北电网的主要组成部分，目前最高电压等级为750kV，主网电压等级为330kV。X电网东与陕西电网通过330kV西桃、天雍、秦雍、眉雍共4回线联网；往西通过兰州东～官亭750kV线路及330kV杨海1回、海阿3回、官兰西线双回与青海电网联网；往北通过1回750kV线路及5回330kV线路与宁夏电网联网运行。X电网以750kV瓜州～武胜输变电工程为标志，750kV网架初步成型，1-18 XX依托750kV建成了坚强的X、中部、东部330kV电网。截至2010年底，X电网共有750kV变电站6座，330kV变电站42座。电力市场消纳初步分析：X千万千瓦风电基地二期第一批3000MW开发方案已获得国家能源局批准，X地区拟通过建设高科技、高附加值的高载能工业项目，提高X风电就地消纳的能力。同时也需加快建设输电网络，积极培育电力市场；加快配合风电运行有调节能力的水电站、抽水蓄能电站的建设，形成多能互补局面，促进X风电的消纳。随着二期3000MW的陆续投产，X电网市场空间和电网调节能力有限，通过加快陕甘青宁电网内调峰电源建设及考虑对具有扩机条件的已建大中型水电站扩机，在陕甘青宁电网内可基本消纳。随着X风电基地后期风电装机规模的不断增大，当网内水电与风电配合运行尚不能满足风电消纳需求时，考虑在陕甘青宁区外电网内消纳。按照国家电网公司总体规划，XX风电送电方向为湖南。X风电外送最终将由X—湖南±800kV特高压直流输电工程的建设来有效解决。本工程采用134台单机容量1500kW的风力发电机组和134台单机容量3000kW的风力发电机组，总装机容量603MW。正常运行期年上网电量为141118.5万kW.h，等效满负荷年利用小时数2340h。工程任务是发电。1.5风电机组选型、布置及风电场发电量估算在考虑风电场地形、交通运输、风况特性等条件和电网对风机并网的要求的基础上，业主对本风电场风机设备进行了公开招标。通过评标，初步确定A区、C区各采用67台联合动力UP120/3000kW型风机，叶轮直径120m，轮毂高度90m；B区采用134台联合动力UP82/1500kW型风机，叶轮直径82m，轮毂高度75m。安北第四风电场ABC区总装机容量603MW。根据本风电场的风向玫瑰图和风能玫瑰图，本阶段选取不同的风机布置方案通过WAsP10.0进行优化布置，最终得到推荐风机布置方案为：A、C区分5列各布置67台UP120/3000kW风机，各列风机南北间距均为5Dm，自西向东1-2列、2-3列、4-5列东西间距为9D，3-4列东西间距拉大至18.3D；B区分6列布置134台UP82/1500kW风机，各列风机南北间距均为4.5D，自西向东1-2列、3-4列、5-6列东西间距为10D，2-3列、4-5列东西间距拉大至17.8D。1-18 XX根据优化后的布置方案计算出每台风电机组的理论发电量，并考虑机组之间尾流的影响、风电机组可利用率影响、风机控制和湍流的影响、叶片表层污染的影响、气候影响停机、电气设备（场用电和线损）和其它等的影响等因素，修正每台机组的发电量。经修正后风电场年上网电量为141118.5万kW.h，等效满负荷年利用小时数2340h，容量系数为0.27。1.6电气（1）接入电力系统方式根据〈XX千万千瓦级风电基地二期300万千瓦风电工程接入系统设计报告（系统一次）评审意见〉（以下简称〈接入系统评审意见〉），安北四升压站本期汇集安北第四风电场ABC区600MW，安装3台240MVA主变，以一回330kV出线接入拟建的750kV桥湾变电站。（2）330kV升压变电站电气主接线根据本工程330kV升压站选用3台240MVA主变，主变进线3回，330kV出线1回，为电源侧升压变电站。主变高压侧本阶段选定单母线接线，35kV侧接线拟采用3段单母线接线，其中一段母线连接无功补偿装置及站用电设备，其余两段母线连接风电场电源进线，3段单母线之间采用扩大单元接线。参考“XX千万千瓦风电基地二期300万千瓦风电工程接入系统设计可行性研究报告”中的推荐意见，升压站240MVA主变采用三绕组变压器，本阶段接地电阻拟接于主变35kV侧中性点上。（3）风电场电气接线A区、C区各安装67台单机容量为3000kW的风电机组，机组出口电压0.69kV，采用一机一变的单元接线方式，风电机组控制柜至箱式变低压侧的连接选用10根YJV23-3×240型及2根YJV23-1×240型的电力电缆；B区安装134台单机容量为1500kW，风机出口电压0.69kV，采用一机一变的单元接线方式，风电机组控制柜至箱式变低压侧的连接选用4根YJV23-3×240型及2根YJV23-1×240型的电力电缆。（4）过电压保护对于330kV升压站，在330kV构架上设置避雷针及独立避雷针进行防直击雷保护，主变构架上不设置避雷针，主变在避雷针联合保护范围内；不在保护范围内的建筑物，采用在建筑屋顶设热镀锌钢带的方式进行防直击雷保护。为防止线路侵入波雷电压，在330kV线路、35kV集电线路终端杆及35kV1-18 XX每段母线上均安装有氧化锌避雷器。在主变高压侧也配置有氧化锌避雷器，下阶段需根据过电压保护计算确定母线是否设置避雷器保护。（5）集电线路安北第四风电场A、B、C风机布置为：B区设计安装134台单机容量1500kW风机；A区及C区各安装67台3000kW风机。根据本风电场风机分布情况，B区风机分为12组，每组对应一回35kV集电线路，共12回集电线路，每组包含11～12台1500kW风机，单回线路输送容量为16.5～18MW。A区及C区风机各分为10组，每组对应一回35kV集电线路，共10回集电线路，每组包含6～7台3000kW风机，单回线路输送容量为18～21MW。（6）计算机监控系统该330kV升压站计算机监控系统采用开放式、分层全分布系统结构。整个系统由站控层和间隔层两部分组成，数据分布管理。站控层采用功能分布结构，间隔层按电气单元设置现地测控单元。在站控层及网络失效的情况下，仍能独立完成间隔设备的就地监控功能。站控层与间隔层之间采用双以太网结构。网络介质可选用屏蔽双绞线、同轴电缆或光缆。（7）通信本工程330kV升压变电所配置具有调度、管理交换合二为一功能的256端口数字程控调度交换机一套，确保升压变电所的统一调度指挥，接受上级调度部门的调度管理，保证全场的安全经济运行，并为全场的行政管理通信及对外通信提供通信平台。该数字程控调度交换机布置在330kV升压变电所生产楼通信设备室。风电场检修及巡视的通信方式采用对讲机或手机。（8）调度管理本阶段暂按工程建成后由西北网调、X省调调度管理，远动信息向西北网调、X省调传送。最终以接入系统报告及其审批意见为准。1.7消防贯彻“预防为主、防消结合”的消防工作方针，做到防患于未“燃”。严格按照规程规范的要求设计，采取“一防、二断、三灭、四排”的综合消防技术措施。安北第四风电场A、B、C三个区共用一个330kV升压站。330kV升压站部分总占地面积22208m2，主要建筑物有35kV1-18 XX设备室、厂用电设备室、二次继保室及蓄电池室等。监控中心总占地面积14940m2，主要建筑物有综合楼、车库、地下水泵房、油品库等。330kV升压站及监控中心内场地道路畅通，消防通道利用交通道路，道路净宽和净空高度均大于4.0m，满足消防要求。通过对外交通公路，消防车可到达升压站、监控中心厂区以及每台风力发电机组及箱式变电站区域，监控中心内综合楼及330kV升压站四周均设消防通道，消防通道宽度均大于4m，而且形成环行通道，道路上空无障碍物。本工程综合楼、车库、油品库室内及主变压器均配置手提式磷酸铵盐干粉灭火器及推车式磷酸铵盐干粉灭火器，控制楼、生产楼均配置手提式二氧化碳灭火器及推车式二氧化碳灭火器。本风场综合楼耐火等级为二级，体积大于10000m3，根据《建筑设计防火规范》GB50016-2006的相关规定，综合楼设置室内消火栓系统，用水量为15L/s，室外消火栓系统用水量为20L/s，一次火灾延续时间按2h计，消火栓系统一次灭火用水量为252m3。本工程消防给水系统为临时高压制。在场区内设一座消防生活合用水池(有效容积为260m3)及消防泵房（消防泵房与生活泵房合建），泵房内设两台消防泵（互为备用）。本工程场区设SA100/65-1.0型室外地下式消火栓12套；室外消防给水管道采用环状布置。1.8土建工程安北第四风电场ABC区总装机容量603MW，其中A区安装67台单机容量3.0MW风电机组，B区安装134台单机容量1.5MW风电机组，C区安装67台单机容量3.0MW风电机组，采用一机一变。根据FD002-2007《风电场工程等级划分及设计安全标准》（试行），该工程等别为Ⅰ等大（1）型工程；3.0MW机组塔架地基基础建筑物设计级别为1级，建筑物结构安全等级为二级；1.5MW机组塔架地基基础建筑物设计级别为2级，建筑物结构安全等级为二级；风场监控中心建筑物设计级别为2级，建筑物结构安全等级为二级；机组塔架基础洪水设计标准及风场监控中心洪水设计标准重现期均为30年。330kV变电所建筑物设计级别为2级，建筑物结构安全等级为二级，洪水设计标准重现期为50年。根据《风电场工程等级划分及设计安全标准》（试行）FD002-2007，发电机组塔架基础的抗震设防类别为丙类；330kV1-18 XX升压变电所主要建筑物（主控通信楼、继电器室、35kV综合配电室）抗震设防类别为乙类，330kV升压变电所其他主要建筑物和风场监控中心主要建筑物抗震设防类别为丙类，次要建筑物抗震设防类别为丁类。根据风电场工程地质条件和风机荷载资料，确定本工程风电机组塔架基础为钢筋混凝土扩展基础，基本体型为圆形。UP82/1500-75风机基础底面直径17.6m，基础埋深为3.6m；UP120/3000-90风机基础底面直径20.8m，基础埋深为4.4m。经计算两种机型基础的单台工程量如表1.1所示。表1.1风机基础单台工程量表单台基础工程量单位UP82/1500-75UP120/3000-90（1）土石方开挖m313001894（2）回填m38041278（3）混凝土（C40，加入抗裂纤维0.9kg/m3）m3446710（4）垫层混凝土（C20）m35071（5）钢筋（Ⅱ、Ⅲ级）t4571（6）防腐m2389.2453风电机组与箱式变电站组合方式为一机一变方案。箱式变电站基础为混凝土基础，箱式变均直接搁置在C25钢筋混凝土基础上，箱式变电站基础与电力电缆沟相连。每台1600kVA箱式变电站基础开挖量约20m3、混凝土量约7.0m3，回填土约8.0m3；每台3400kVA箱式变电站基础开挖量约30m3、混凝土量约15.0m3，回填土约12.0m3。目前有一条在建道路（阳光大道）自安北第四风电场南端通过，可以作为施工交通运输道路。根据风电场风电机组的总体布局，场内交通道路在充分利用现有道路的情况下，经布置需修建简易道路约179.5km，路面宽度为10m，采用级碎石土路面。风电场施工完成后，在简易施工道路的基础上修建宽度为4m的场内永久检修道路，路面为级配碎石路面。其余6m路面恢复为原地貌。风场防洪根据工程建设的实际情况和环境的特殊性，坚持“因地制宜，疏导为主”的原则进行防洪设计。在冲切较深的主要过流路段修建混凝土过水路面；变电所和监控中心应抬高地坪高程（约100cm），并在其四周设置排水沟以收集洪水和排除洪水；如无法避开较小冲沟，风机基础和箱式变电站基础应适当抬高，并在回填土四周采用混凝土进行防护，防止冲刷。安北第四风电场A、B、C三个区共用一个330kV升压站，升压站总占地面积22208m2，主要建筑物有35kV设备室、厂用电设备室、1-18 XX二次继保室、蓄电池室。监控中心总占地面积14940m2，主要建筑物有综合楼、车库、地下水泵房、油品库等。综合楼及辅助生产楼采用钢筋混凝土框架结构，现浇钢筋混凝土楼屋面板，框架抗震等级为三级，基础采用柱下独立基础。其它附属建筑如车库、油品库及门房等均采用砖混结构,屋面为全现浇钢筋混凝土楼板，屋面处设置圈梁，内外墙交接处设置构造柱，基础采用墙下钢筋混凝土条形基础。水泵房及300m3消防水池为地下式钢筋混凝土结构。生活给水采用二次加压供水方式，水源为井水。排水系统采用雨、污水分流制。本工程集控中心办公室、会议室、职工书屋、宿舍、活动室、餐厅等房间采用发热电缆低温辐射供暖系统；其它中控室、计算机室、400V盘室、备品备件室、公共卫生间等房间采用对流式电加热器采暖；35kV设备室、厂用电设备室、二次继保室、车库、水泵房等采用发热电缆受限的部位，采用中温辐射式电加热器采暖。蓄电池室采用防爆型电采暖器。在35kV设备室、厂用电设备室、二次继保室、检修车间、蓄电池室、油品库、水泵房、厨房等各处设机械排风系统，加强通风换气，排除室内余热或异味1.9施工组织设计本工程场址位于瓜州县东北方向的戈壁滩上，除风电场A区有岩石裸露，地形起伏较大，施工条件较差外，其他区域地表为砂砾覆盖层，地势开阔平坦，施工时只需部分挖填平整，即可形成良好的施工场地。开阔的施工场地，有利于吊车吊装风机与吊车回转移动、风机扇叶组装、集装箱临时堆放。主要建筑物材料来源充足，工程所需水泥和钢材可从约230km～250km外的嘉峪关市或X市购买，通过连霍高速运至施工现场。生活及小型生产物资、其它建筑材料（木材、油料）等可在玉门市购买。施工水源：风场内计划打一口水源井，单井出水量、水质可满足施工用要求，水源井具备供水条件前，可用水车到桥湾拉水，运距约30km。因施工期用水量较大，故施工期考虑在混凝土加工厂附近设置一个400m3临时储水池。施工电源：施工电源瓜州县统一建设，从柳沟变电站沿风场共用道路架设35kV干线进入安北第四风电场的监控中心附近，按容量分摊干线长度18.43km。本工程高峰期施工用电负荷为350kW，为保证施工电源的不间断，需备用两台10kW柴油发电机和一台150kW柴油发电机作为施工备用电源。1-18 XX施工通讯：施工通讯瓜州县统一建设，由龙源30万千瓦国产自主化示范既有联通光缆割接接入，向北出线穿越兰新客运专线、兰新铁路接入安北区域各风电场及共建330kV升压站，新敷设光缆165km，新建基站4座。风电场工程场址区域地势开阔，风电机组和箱式变电站分散布置，施工布置条件较好。场区内施工临建工程主要有综合加工厂、材料仓库、设备仓库、混凝土拌和站、砂石料堆放场及临时生产、生活建筑等。根据风机布置及场地条件，混凝土系统布置在监控中心附近。为了满足施工高峰期混凝土强度，布置两台1200型拌和系统和两台500型拌和系统，其中一台HZS50搅拌系统作为备用。并配备四个120t散装水泥罐、两个120t粉煤灰罐。同时设6台400L的混凝土搅拌机作为补充。根据瓜州县统一规划，自桥马公路（桥湾——马鬃山）修建一条公用道路（风光大道）连接安北第一、二、三、四、五、六风电场，行车道为宽度7.0米沥青路面，总长120km，本风场根据容量分摊20km。目前有一条在建道路（阳光大道）自安北第四风电场南端通过，可以作为施工交通运输道路。在瓜州县统一规划公用道路（风光大道）具备通车条件前，风电场已修建完成约10km对外交通道路连接阳光大道。联合动力风机组装厂设在X工业园区，风机运输路线由X工业园区经连霍高速（连云港—霍尔果斯）运至本风场。主变压器由招标确定的生产厂家经公路（铁路）运输至施工现场。其它建筑材料也均可用汽车直接运输到施工现场。本工程依据国家及地方有关政策征用国有土地，风电场占用土地包括永久性占地和临时性占地，所占用土地均为未利用戈壁荒滩，征地价格按《全国工业用地出让最低价标准》执行，安北第四风电场地处瓜州县，土地等级为十四等。本工程占地分永久占地和临时占地。永久占地总占地面积约1571.48亩；临时占地总占地面积约2512.23亩。本工程装机规模603MW，装机台数268台，施工总工期为36个月。1.10工程管理设计本工程和330kV升压站按少人值班的原则进行设计，结合本风电场的特点，初步安排定员80人。初拟运行人员和日常维护人员601-18 XX人，包括安全生产管理、值班运行和维护、检修管理，主要负责风电机组的运行监控、日常保养、故障维修和事故报告等。管理人员20人，主要负责风电场的建设、经营和管理。本工程的机组大修委托外单位检修，以减少风电场的定员。1.11环境保护及水土保持设计风力发电是可再生能源，其生产过程主要是利用当地自然风能转变为机械能，再将机械能转变为电能的过程，不排放任何有害气体。风电场区域内未发现受保护的国家一、二级野生动物，不涉及各类自然保护区和已查明的矿产压覆区。本工程距周围无居民地，工程在施工中由于土石方的开挖和施工车辆的行驶，可能在作业面及其附近区域产生粉尘和二次扬尘，造成局部区域的空气污染。可采用洒水等措施，尽量降低空气中颗粒物的浓度。由于风电场场址周围没有居民、工厂、企业等部门，不存在风电场施工噪声及风电机组运行噪声对附近居民生活的干扰。风力发电具有较高的自动化运行水平，风电场运行和管理人员较少，生活废水经处理达到排放标准后排放，对水环境不会产生不利影响。由于本风电场安装了机型、转速、色彩相同的风电机组，工程建成后可为当地旅游事业的开发提供新的景观。水土保持措施包含：风电机组基础施工与安装的水土保持措施；场内永久道路的水土保持措施；电缆沟的水土保持措施；临时占地的水土保持措施；现场管理与生活区绿化、美化措施。本工程环境保护投资为198万元，水土保持方案投资为1632.08万元。1.12劳动安全与工业卫生劳动安全及工业卫生设计贯彻落实“安全第一、预防为主、综合治理”方针，规范生产经营单位应急管理工作，提高应对风险和防范事故的能力，保证职工安全健康和公众生命安全，最大限度地减少财产损失、环境损害和社会影响。对施工过程中可能存在的主要危害，从管理方面对业主、工程承包商和工程监理部门提出安全管理要求，为业主的工程招标管理、工程竣工验收和风电场的安全运行管理提供参考依据，确保施工人员生命及财产的安全。工程安全设计包括防火防爆；防电气伤害；防机械伤害、防坠落伤害、防物体打击伤害、防自然灾害等内容。1-18 XX工业卫生设计包括防噪声；采光与照明；防尘、防污、防腐蚀、防毒；防电磁辐射、工频电场、电离辐射；温度与湿度的控制等内容。安全卫生管理包括安全卫生机构设置及人员配备，事故应急救援预案等，在采取了安全防范措施及对生产运行人员的安全教育和培训后，对风电场的安全运行提供了良好的生产条件，有助于减少生产人员错误操作而导致安全事故以及由于运行人员处理事故不及时而导致设备损坏和事故的进一步扩大，降低了经济损失，保障了生产的安全运行。本工程安全专项工程投资中包含建筑工程、设备及安装工程及独立费用等项目。本工程劳动与工业卫生专项工程投资492.2万元。1.13工程设计概算依据国家、行业现行的有关文件规定、费用定额、费率标准等，按按2012年一季度价格水平编制。风机根据招标价，塔筒、箱式变压器等设备价格根据在建、已建工程的订货合同价和厂家报价确定，其他机电设备价格参考国内现行价格水平计算。人工预算单价根据《陆上风电场工程设计概算编制规定及费用标准》进行计算。材料预算价格按XX市2011年四季度市场价格水平确定，并计入材料运杂费及采购保管费等。工程静态总投资467708.58万元，工程动态总投资489870.99万元，单位千瓦静态投资7756.36元/kW，单位千瓦动态投资8123.90元/kW。工程施工期为36个月。资金来源：资本金占总投资的20%，其余为银行贷款。1.14财务评价与社会效果分析按《风电场工程可行性研究报告编制办法》中有关规定，并参照《建设项目经济评价方法与参数》(第三版)及现行的有关财税政策，对风电场工程进行财务评价。财务评价计算期采用23年，其中建设期3年，生产经营期20年。按Ⅱ类资源区风电标杆上网电价0.54元/kW·h测算，项目贷款偿还期为13.0年，满足还贷要求；投资回收期为10.0年（所得税后），总投资收益率为7.91%，投资利税率为7.67%，资本金净利润率为25.0%，全部投资财务内部收益率（所得税前、税后）分别为12.00%、10.47%，资本金财务内部收益率为14.62%，项目具有较好的盈利能力。1-18 XX本风电场建设投运每年可节约标准煤约45.2万t，可有效减少常规能源尤其是煤炭资源的消耗，保护生态环境。可促进能源电力结构调整、促进当地旅游业的发展，带动和促进地区国民经济的发展和社会进步。1.15建设项目节能分析本工程设计按照建设节约型社会要求，降低能源消耗和满足环保要求，以经济实用、系统简单、减少备用、安全可靠、高效环保、以人为本为原则。本工程采用绿色能源——风能，并在设计中采用先进可行的节电、节水及节约原材料的措施，能源和资源利用合理，设计中严格贯彻了节能、环保的指导思想，技术方案和设备、材料选择、建筑结构等方面，充分考虑了节能的要求，减少了线路投资，节约了土地资源，并能够适应远景年风电场建设规模和地区电网的发展。各项设计指标达到国内先进水平，为风场长期经济高效运行奠定了基础，符合国家的产业政策，符合可持续发展战略，节能、节水、环保。本项目建成后，预计建成后每年可为电网提供141118.5万kW·h。如以火电为替代电源，若按照火电煤耗（标准煤）每度电耗煤320g，建设投运每年可节约标准煤约45.2万t，每年可减少烟尘排放量约6109.9t（除尘器效率取99%）,NO2排放量约5220.3t，CO排放量约118.8t，CO2排放量约135.9万t。有害物质排放量减少，减轻了环境污染。风力发电是一种清洁的可再生能源，没有大气、水污染问题和废渣堆放问题，通过施工期和运营期各种节能措施，本项目各项节能指标均能满足国家有关规定的要求，将建设成为一个环保、低耗能、节约型的风力发电项目。1.1.6工程招标依据《中华人民共和国招投标法》和《建设项目可行性研究报告增加招标内容以及核准招标事项暂行规定》，对风电场工程重要设备的采购及施工等项目进行招标设计。由业主委托有相应资质的公司或招标代理机构组织招标，也可由业主组织招标委员会进行自行招标。业主可根据具体情况，选择公开招标或邀请招标。1-18 XX1.17发挥减排效益，申请CDMCDM全称CleanerDevelopmentMechanism（清洁发展机制），是为了保护全球环境和资源，多个国家共同努力达成的一项机制。1997年，世界上多数国家在日本京都签订了《京都议定书》。其中分别确定了联合履行（JI）、清洁发展机制（CDM）和国际碳排权交易（IET）3种办法，帮助发达国家实现其减排目标，同时也可以帮助发展中国家在国际销售碳排权交易中获得资金和技术。目前适用我国国情的是清洁发展机制。除了二氧化碳外，目前发现的人类活动排放的温室气体还有甲烷、氧化亚氮、氢氟碳化物、全氟化碳、六氟化硫。对气候变化影响最大的是二氧化碳，二氧化碳一旦排放到大气中，其寿命可达200年，因而最受关注。而且在交易中一般是以二氧化碳的当量为基本单位计算交易额度。在2012年之前，全球可减少的温室排放总量至少50亿t二氧化碳当量，而中国就占据1/4的市场份额（世界银行测算数据）。以目前国际市场价8～50美元/吨二氧化碳（参考价）计算，在2012年之前，全球孕育着400～2500亿美元的巨大市场，这对于我国乃至全球无疑是一个巨大的商机。国家发展和改革委员会、科技部、外交部和财政部于2005年10月12日，以第37号令联合发布了《清洁发展机制项目运行管理办法》，该办法对项目许可条件、管理和实施机构、实施程序等做出明确规定，是目前开展CDM项目的指导性文件，实施CDM项目活动对促进我国新能源和可再生能源项目，特别是风力发电项目的发展具有很大的现实利益。目前国内已有部分机构、公司和协会具备了开发CDM项目的能力，业主可以通过这些中间机构来寻找相关的国际合作项目，通过少量的投入从而获得可观的效益。本工程属于零排放可再生风能发电项目，建成投产后可替代火电发出的同等电量，从而减少了因燃煤发电而产生的温室气体排放，具有良好的环境效益和社会效益，符合《京都议定书》的精神，具备清洁发展机制的申报条件，可以申请成为CDM项目。如果能通过CDM审批和注册，可以通过CERs收入作为项目的补充收入，从而为项目融资提供有利条件，进一步提高本项目的经济竞争力，降低项目实施过程中的投资风险。1-18 XX1.18结论综上所述，通过对本工程的风能资源分析，风电机组的合理布置，经过论证、比较，优选风电场电气主接线方案，结合本项目特点，经过工程概算和财务评价，测算并评价了该工程可能取得的经济效益。经综合分析，本工程设计推荐方案装机134台1500kW风机和134台3000kW风机；在技术上是可行的，经济上是合理的。建议业主抓紧筹建项目公司，抓紧本工程资金筹措和建设工作的落实，争取早日投产发电。1-18 XX附表1：X瓜州安北第四风电场ABC区600MW工程特性表(推荐方案)名称单位(或型号)数量备注风电场场址海拔高度m1455～1680经度(东经)96°22′31.6″～96°32′59.7″纬度(北纬)40°43′2.7″～40°52′59.2″年平均风速（轮毂高度）m/s7.61～7.98/7.79～8.1675m/90m风功率密度（轮毂高度）W/m2422～469/453～50375m/90m盛行风向E主要设备风电场主要机电设备风力发电机组台数台268134台UP82/1500kW风机；134台UP120/3000kW风机额定功率kW1500/3000叶片数片3风轮直径m82/120风轮扫掠面积m25278/11310切入风速m/s3.0/4.0额定风速m/s10.5/11.0切出风速m/s25安全风速m/s52.5轮毂高度m75/90叶尖线速度m/s75.3/89.8发电机额定功率kW1650/3200发电机功率因数±0.95发电机额定电压V690主要机电设备箱式变电站S11-1600/35S11-3400/35134/134升压变电所主变压器型号SFPZ-240000/330台数台3容量MVA240额定电压kV345±8×1.25%/37±2×2.5/10.5kV出线回路数及电压等级出线回路数回1电压等级kV330土建风电机组基础台数座268型式钢筋混凝土基础地基特性扩展基础箱式变电站基础台数台268型式钢筋混凝土基础1-18 XX续附表1X瓜州安北第四风电场ABC区600MW工程特性表(推荐方案)名称单位(或型号)数量备注施工工程数量土石方开挖m3728574.74土石方回填m3553220.65混凝土m3185608.5钢筋t16610.77进场道路km0.32公用施工道路（分摊后）km20风场检修道路km144.5风场简易施工道路km179.5风场过水道路km20施工期限总工期月36第一批机组发电月21经济指标静态投资（编制年）万元467708.58工程总投资万元489870.99单位千瓦静态投资元7756.36单位千瓦动态投资元8123.90机电设备及安装万元383886.3278.36%建筑工程万元42996.608.78%其它费用万元23375.164.77%基本预备费万元9170.761.87%建设期利息万元22162.404.52%经济指标装机容量MW603年上网电量万kW·h141118.5年等效满负荷小时数h2340平均上网电价(含增值税)元/kW·h0.54盈利能力指标财务内部收益率全部投资（所得税前）%12.00全部投资（所得税后）%10.47资本金%14.62总投资收益率%7.91投资利税率%7.67资本金净利润率%25.0投资回收期（所得税后）年10.0借款偿还期年13.0清偿能力资产负债率%80.01-18'