某风力发电场项目可行性研究报告 223页

'13-N00113K-A01XXXX风电场三期工程可行性研究报告工程咨询（甲级）：20320070011ISO9001质量认证：05005Q10038RIL工程设计（甲级）：030001－sjISO14001环境认证：05005E10037ROL工程勘察（甲级）：030001－kjGB/T28001职业健康安全认证：05005S10049ROL二〇一〇年七月2 批准：秦初升审核：王玥校审：冯任卿齐建召李静宜张书梅金红林巍鲍彬张晓威邹亚位会巴德新田朝刚李文林丘海珊张弘翊杨海巍编制：张云龙武洋冯蕊赵敏魏鹏徐立志冯川刘辉涂铭招卢彩云石俊敏赵秋元张贵前李兴凯冯增良陆威2 HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告目录1综合说明21.1概述21.2风能资源51.3工程地质61.4项目任务与规模71.5风电机组选型和布置81.6电气81.7工程消防设计101.8土建工程101.9施工组织设计111.10工程管理设计131.11建设项目招标131.12环境保护和水土保持设计131.13CDM申请141.14劳动安全与工业卫生设计141.15风电场节能141.16工程设计投资估算141.17经济和社会效果分析151.18结论和建议172风能资源212.1区域风能资源概况212.2长期测站资料整理分析222.3风电场资料分析整理312.4风电场风能要素评价382.5风电场风区572.6风能资源综合评价603工程地质633.1前言633.2区域自然地理及地质概况643.3区域构造及地震地质663.4场址工程地质条件683.5水、土腐蚀性评价703.6场地与地基的地震效应703.7矿藏及不良地质作用703.8地基方案713.9结论及建议714项目任务与规模734.1地区经济现状与发展规划734.2电网现状及发展规划734.3风电场建设必要性764.4工程任务及规模775风电机组选型和布置795.1风力发电机组选型795.2风电场总体布置815.3风电场年上网电量计算865.4结论与建议906电气92 HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告6.1电力系统926.2风电场集电线路946.3电气一次966.4电气二次1037工程消防1097.1工程概况和消防总体设计1097.2工程消防设计1117.3施工消防1128土建工程1158.1工程地质条件及工程等级1158.2风电机组及箱式变电站基础1178.3地质灾害治理工程1188.4暖通部分1189施工组织设计1219.1编制依据及原则1219.2施工条件1219.3施工总布置1239.4施工交通运输1289.5工程征用地1299.6主体工程施工1319.7施工总进度13610工程管理设计14010.1工程管理机构14010.2工程管理范围14111建设项目招标14311.1项目概况14311.2项目招标内容14312环境保护与水土保持设计14512.1环境保护14512.2生态影响及生态保护措施14912.3水土保持设计15012.4环保效益15112.5结论与建议15113CDM申请15413.1CDM介绍15413.2CDM申请15414劳动安全与工业卫生15714.1编制依据、任务与目的15714.2工程概述与风电场总体布置15814.3工业安全与卫生危害因素分析15814.4劳动安全与工业卫生对策措施15814.5风电场安全与卫生机构设置16114.6事故应急救援预案16314.7劳动安全与工业卫生专项工程量、投资概算和实施计划16314.8预期效果评价16414.9建议164 HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告15节能降耗16615.1系统工程16615.2机组选型及微观选址16615.3风电场道路规划16715.4变电工程16715.5线路工程16815.6结论16916工程设计投资概算17116.1编制说明17116.2工程设计概算17317财务评价与社会效果分析17617.2环保效益18017.3社会效果分析18017.4结论18117.5附表18117.6附图216 HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告第一章综合说明1-1- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告1综合说明1.1概述山西省大同市XXXX县位于山西省东北部高原边缘，东与河北省蔚县毗邻，南同灵丘县接壤，西和浑源县相连，北接阳高县和河北省阳原县。地理位置位于东经113°55′～114°04′，北纬39°49′～39°56′之间。县境东西48公里，南北39公里，总面积1283平方公里。县城东距北京296公里，西南距太原353公里，西北距大同135公里。XXXX县辖2个镇12个乡，即城关镇、南村镇；蕉山乡、王洼乡、一斗泉乡、平城乡、加斗乡、张岔乡、邵家庄乡、宜兴乡、作瞳乡、梁庄乡、香炉台乡、望狐乡。设212个村委会，228个自然村，另有居民废址19个。XXXX县当今地势西高东低，三面环山，中部大小盆地相间。规划的XXXX风电场位于山西省大同市XXXX县西北部约40公里处，XXXX一二、三期风电场和山西阳高南顶风电场是规划的XXXX风电场。风电场区域包括地貌自然延伸部分，总占地面积约110平方公里。场址区域内有县乡简易公路通过，交通较为便利。XXXX风电场三期工程地处XXXX县与阳高县交界地带，规划占地面积约64km2。东经113°55′～114°04′，北纬39°49′～39°56′之间。，所处区域为高山区，海拔高度在1479~2361m之间，地形起伏变化很大。风电场范围大致为：东以小关村-井洼-刘家沟一线为界，西以县界为界，南以桃树沟-刘家备沟—西梁沟为界。北到县界。风电场地理位置如图1.1-1；本期风电场在总规划中的位置见图1.1-2；风电场区域范围如图1.1-3。-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告图1.1-1风电场地理位置图图1.1-2本期风电场在总规划中的位置-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告图1.1-3风电场区域范围图场址区域属东亚大陆性季风气候中温带亚干旱区。气候特点是春季干燥多风，温度回升；夏季温度高，雨量多而集中；秋季温度下降，前段雨量多后段急遽减少，多晴朗凉爽天气；冬季寒冷少雪。多年平均降雨量约为200～600mm，降雨量年际及年内分配极不平衡。最大冻土深度145cm。风电场址区位于山体较平坦的顶部，山丘浑圆平缓，无滑坡、崩塌、泥石流、采空等不良地质作用，不存在压矿问题；不考虑地震液化影响。风电场址东距XXXX县城30km，北距阳高县城35km，303省道（朔蔚线）从南侧蜿蜒穿过。风电设备可通高速公路和201省道、303省道运至南村镇（XXXX-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告县），再通过XXXX－大同运煤专线至木厂村，通过已修建旅游公路到达一期风电场，利用一期风电场施工检修道路运输。根据本阶段调研资料，风电场范围内无天然林、自然保护区，非候鸟迁徙路线；无旅游景点，近期未列入旅游开发规划；无环境敏感点、军事设施；与建设用地不冲突。风电场所处区域为地质灾害不易发生区域，土地类型为荒草地、耕地和未利用地。风电场范围内无矿业设置。但相关支持性文件暂未取得，建议业主方与当地相关部门积极沟通，尽快取得支持性文件，以便顺利开展下一步工作。1.1风能资源通过对风电场测风数据的分析处理，以4586#测风塔数据为基础，推算各风能要素。本风电场的风能资源初步评价结论及建议如下：1）根据统计成果，4586#测风塔处70m、50m、10m高的平均风速分别为6.72m/s、6.58m/s、6.26m/s，相应风功率密度为421.09W/m2、416.17W/m2、421.05W/m2。参照《风电场风能资源评估方法》GB/T18710-2002中的风功率密度分级表，可以判定2008年4586#测风塔所在区域风功率密度等级接近4级。考虑到本风电场地形的复杂性和测风塔位置的特殊性，风电场其他区域的风功率密度等级可能与上述结果有所差别。2）根据4586#测风塔实测气温、气压数据推算本风电场空气密度为ρ=1.0145kg/m3。3）根据数据分析，各高度处平均湍流强度较高，均超过0.12；10m高度风速为15m/s时湍流强度为0.13，50m、70m风速为15m/s时湍流强度为0.12。考虑到将来风场建成后风机会加大轮毂高度处的湍流强度，根据IEC标准，本阶段暂定义风电场湍流强度等级为B级，建议下阶段配合风机厂商进行逐台风机的湍流强度计算以确定风机的适用性。4）测风塔70m高风速在2-10m/s出现的频率较高，总和为72.07%；风能在9-19m/s出现的频率较高，总和为73.39%。测风塔50m高风速在1-9m/s出现的频率较高，总和为74.55%；风能在9-19m/s出现的频率较高，总和为72.14%。测风塔低层10m高风速在1-9m/s出现的频率较高，总和为75.02%；风能在11-21m/s出现的频率较高，总和为72.08%。5）4586#测风塔在完整年的风向较集中，70m、50m、10m高主导风向均为NNW，次主导风向为NW；70m、50m、10m高主风能密度方向均为NNW,次主风能密度方向为NW。-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告6）风电场大风月出现在秋末和春、冬季节，风速、风功率密度较大；小风月出现在夏季和初秋季节，风速、风功率密度较小。风速、风功率密度在12月份最大，在7月份最小；4586#测风塔各高度风速、风功率密度典型日变化规律并不显著，且日变化规律基本一致。由于风功率密度与风速是立方关系，因此，风功率密度变化比风速变化幅度更大。7）对照《风力发电机组安全要求》（GB18451.1-2001）及IEC相关标准，初步确定风电场的风区等级为IECⅡB级。由于本风电场为山区风电场，风速受地形的影响较大，因此，风电场内可能存在风区等级超过上述级别的区域，建议下阶段配合风机厂商进行逐台风机的荷载计算以确定风机的适用性。1.1工程地质1）拟选风电场址区距离第四纪全新世活动断裂较远，属相对稳定地块，为可进行建设的一般场地，适宜风电场建设。2）风电场址区无崩塌、滑坡、泥石流等难以克服的不良地质作用。3）风电场区域内有小铁矿及大理石矿分布，矿点对周围影响的范围较小，在风机布置时避开既可。4）场址地貌类型为中低山，山势较陡峻，山体地表覆盖层为粉土及碎石，较薄，下部为寒武纪石灰岩、长城系白云岩和侏罗系闪长岩。5）可不考虑地下水对地基基础的影响和对建筑材料的腐蚀性；地基土对混凝土结构、钢筋混凝土结构中的钢筋具微腐蚀性。6）依据《中国地震动峰值加速度区划图》（GB18306-2001），风电场抗震设防烈度为7度，设计基本地震加速度值为0.15g，地震动反应谱特征周期为0.25s。山体覆盖层薄，建筑场地类别按Ⅰ类考虑，地基土类型为岩石或坚硬土；山间坡脚及沟谷中覆盖层3~50m，场地土类型为中软土，建筑场地类别为Ⅱ类。7）风电场址山体基岩和碎石强度较高，承载力特征值fak一般大于300kPa，地基土力学性质较好，均可采用天然地基方案；对可能存在风机的局部粉土及黄土状土较厚地段建议进行地基处理。8）最大冻土深度可按1.45m考虑，标准冻深按1.40m考虑。-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告1.1项目任务与规模1）可持续发展的需要开发可再生能源是我国实现可持续发展的重要途径，也是能源战略的重要组成部分，我国政府对此十分重视，并为此颁布了《可再生能源法》，对可再生能源的开发和利用进行立法保护。为实现我国国内生产总值（GDP）翻两番的总目标，能源消耗亦将随之增长。当前我国的能源结构以常规能源（煤、石油和天然气）为主，由于常规能源的不可再生性，势必使能源的供需矛盾日益突出。风能、太阳能和潮汐能等新能源将是未来一段时间内大规模开发的能源种类。不管从技术、经济，还是规模上来看，风能都有一定的优势，随着风电机组国产化进程加快，风电机组的价格将进一步降低，风电的竞争力也将大大加强。作为可再生能源，风能的开发可以节约大量的燃料和水资源，改善地区能源结构。2）符合我国能源发展战略开发新能源是国家能源发展战略的重要组成部分，《中华人民共和国电力法》规定：“国家鼓励和支持利用可再生能源和清洁能源发电”。国家发改委制订的《能源发展“十一五”规划》强调：“十一五”期间，重点发展资源潜力大，技术基本成熟的风力发电、生物质发电、生物质成型燃料、太阳能利用等可再生能源，以规模化建设带动产业化发展。规划2020年风电装机容量超过10000万千瓦，届时风电在电源结构中将约占全国发电装机容量10亿千瓦的10％，总电量的5％。3）优化当地能源和电力结构风力发电是目前新能源开发技术最成熟、最具有大规模开发和商业化发展前景的发电方式。本项目充分利用当地较丰富的风能资源建设风电场,所发出的绿色无污染电力,可以改善当地电力系统的能源结构,实现电力供应得多元化,提高电网中可再生能源发电的比例,优化电源结构,有利于社会和经济的可持续发展。4）推动当地经济发展加快本风电场的开发，会促进地区相关产业如建材、设备业的大力发展，对扩大就业和发展第三产业将起到显著作用，从而带动和促进地区国民经济的全面发展和社会进步。随着风电场的相继开发，风电将成为当地的又一大产业，为地方开辟新的经济增长点，对拉动地方经济的发展，加快实现小康社会起到积极作用。-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告总之，不论从当地经济发展、人民生活质量的提高、节约能源和改善结构、提高社会综合效益方面分析；还是从就近向当地负荷供电，提高供电经济性，符合国家制定的能源战略方针，促进地区经济发展等方面分析，建设本风电场具有较大的经济、社会环境效益，其建设是必要的。1.1风电机组选型和布置1）根据风电场风能资源、地形地貌等条件以及风电市场近年来的发展趋势，选择单机容量范围在1500kW～2000kW。本阶段选用WTG1-1500、WTG2-1500、WTG3-1500、WTG4-1500、WTG5-2000、WTG6-2000、WTG7-1650共七种机型进行技术经济比较。2）经综合考虑，本阶段采用WTG7机型方案，其单机容量为1650kW，轮毂高度为70m，风轮直径为82m，共布置30台风机，风电场总容量为49.5MW。3）风电场年上网电量为105.30GW·h/y，平均单机上网电量为3.51GW·h/y，年等效利用小时数为2128小时，平均容量系数为0.24。4）风场内虽然有三座测风塔，但由于4588#、4616#两测风塔错误数据较多，无法满足计算要求，在本报告中没有采用上述两测风塔测风数据。建议在上述两测风塔取得新的有效率较好的测风数据后，对本报告中结论进行复核。1.2电气1）接入电力系统方案本期风电场规划装机49.5MW，风电场通过2回35kV线路接入已建成的XXXX220kV升压站低压侧。升压站内已建设2台100MVA主变，并已通过1回220kV线路接至灵丘220kV变电站。该并网方案已考虑远期风电场送出，本期工程不增加出线。2）电气主接线220kV母线：终期规划采用单母线接线，已建成单母线接线。35kV母线：终期规划采用单母线分段接线，已建成单母线分段。3）主要设备选型-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告风电场升压变压器选用箱式式变压器，容量为1.60MVA，无激磁调压，联接组别为D，yn11，Ud=6.5%。35kV部分采用手车式户内高压开关柜，开断电流31.5kA。35kV及0.69kV电力电缆采用交联聚乙烯绝缘电缆。3）主要设备布置风电场部分，发电机升压变压器采用箱式变压器，放置在风机塔筒15米以外位置。低压侧电缆穿管敷设出风机基础后直埋，穿管进入箱式变压器低压室。箱式变压器高压侧35kV高压电缆直埋。升压站部分，一期规划35kV配电装置、主变压器和220kV配电装置及主控楼布置在220kV升压站内。220kV配电装置采用敞开式布置型式，35kV部分采用户内开关柜；本期仅在一期预留位置装设35kV开关柜。4）集电线路接线方案风力发电机组采用“一机一变”单元接线方式，将风机机端电压升至35kV后接至场内35kV集电线路，经35kV的集电线路汇集后送至风电场变电站35kV开关柜。依据技术经济比较结果，本工程推荐采用架空线路输送型式，将33台风力发电机组分为2个回路，第一回路17台风机，第二回路16台风机。集电线路总长度为25.31km，其中同塔双回线路长度为7.97km。主干线采用LGJ-240/30钢芯铝绞线,长度约为23.73km；分支线采用LGJ-120/25钢芯铝绞线,长度约为9.55km，地线采用GJ-50型号；第二回路分支采用架空线输送方式，与第二回路主干线连接采用电缆方式，电缆型号为YJV23-26/35-3×120。杆塔形式采用铁塔和混凝土双杆相结合方式，基础形式采用混凝土大开挖基础。终端塔至升压站的电缆采用YJV23-26/35-3×400型号，上塔电缆采用YJV23-26/35-3×50型号。5）控制本风电场工程及其配套的220kV升压站按无人值班、少人值守的原则设计，按运行人员定期或不定期巡视的方式运行。在工程中安装二套综合自动化系统，分别为风电场监控系统和升压站微机监控系统，具有控制、通信、测量等功能。通过两套综合自动化系统可实现风电场及升压站的全功能自动化管理，风电场与调度端的遥测、遥信功能以及与风力发电有限公司总部的监测功能。6）风电场、升压站的二次保护-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告（1）风力发电机组保护由风机厂家配置，配置以下的保护和检测装置：温度过高保护、过负荷保护、低电压保护、电网故障保护、振动超限保护、超速保护、防雷保护等。保护装置动作后，发出相应动作信号，并根据故障性质自动切除故障或使发电机退出运行。（2）升压站二次设备，包括控制、保护、测量、信号等均采用微机装置，各装置通过网络传递信息并实现资源共享。升压站中35kV保护测控装置及电度表分散安装在相应的35kV开关柜内，其它监控、保护、计量装置布置于主控楼综合保护室内集中组屏。升压站的远动信息通过计算机监控系统向省调及地调发送远动信息并接受调度指令。GPS时钟系统利用计算机监控系统中的对时功能实现，以保证系统时钟的统一。1.1工程消防设计由于本期不需新建风电场升压站，而是接入原有风电场已建成220kV升压站,本期配电室内只扩建3面电气出线柜，不增加主控楼、联合泵房、汽车库、材料备品库以及污水处理构筑物等建构筑物，根据《建筑设计防火规范》GB50016-2006、《火力发电厂与变电所设计防火规范》GB50229-2006及《水喷雾灭火系统设计规范》GB50219-1995等有关规定，风电场升压变电站区扩建部分消防系统包括：(1)灭火器配置；(2)水消防系统；(3)其他灭火系统。(1)灭火器配置本期在配电室内应配置磷酸铵盐灭火器。(2)水消防系统室外消火栓：本期在扩建配电装置室建筑物的周围沿道路布置室外消火栓，室外消火栓采用室外地下式消火栓，每个消火栓有1个DN100mm和1个DN65mm的栓口，并在消火栓处有明显标志，室外消火栓间距不大于60m。3）其他灭火系统：在主控室、通信机房等精密仪器、设备及表盘等场所设置手提式、推车式灭火器。在XXXX甸顶山风电场220kV升压站工程中均已设置。-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告1.1土建工程1）工程项目的规模、等级、标准本期工程建设规模49.5MW，风电场升压变电站电压等级220kV。根据《风电场工程等级划分及设计安全标准》，本工程等别为Ⅱ等，工程规模为大(2)型。2）总体布置方案本期工程拟采用单机容量1650kW的风机,共布置30台。每台风机就近布置一台35kV箱式升压变压器，风机发电经箱式变升压后送往风电场220kV升压变电站，最终接入电网。3）风电机组及箱式变电站基础设计根据风机厂家提供的1650kW风机塔架荷载及基础资料，经估算，风电机组基础可采用天然地基，基础形式为直径17.0m的圆形板式扩展基础，基础混凝土采用C30抗冻混凝土，垫层为100mm厚C15素混凝土，基础埋深3m（自然地坪以下）。箱式变压器基础采用天然地基，基础形式为钢筋混凝土箱形结构，基础埋深拟为2m（自然地坪以下），基础采用C30抗冻混凝土，垫层为100mm厚C15素混凝土。4）升压变电站主要建筑物的设计尺寸、平面布置、结构型式风电场升压变电站内主要建构筑物一期已建成。1.2施工组织设计风电设备可通过高速公路和201省道、303省道运至南村镇（XXXX县），再通过XXXX－大同运煤专线及风电场一期施工检修道路到达本期风电场内。1）施工用水：根据现场测绘及调查了解，风电场场址区为海拔较高的山体，地下水位较深，风电场施工考虑在山下购水并采用水车运输的方式解决。2）施工用电：施工电源可以由大贺家堡村内引接，满足施工生活用电的需求。各机位的施工电源，充分考虑机位附近的10kV架空线路，没有条件的机位可以通过施工承包方自备的小型柴油发电机解决。3）建筑材料本项目主要建筑材料均可以从大同市、XXXX县等地采购获得。-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告4）通信风电场施工现场的对外通信，拟采用XXXX县通讯网络上提供的通信线路。各风机位施工现场的对外通信，也可以采用无线电对讲机的通信方式。5）施工总布置：结合本期风电场址区域风资源条件、地形条件、交通运输条件，XXXX风电场工程三期装机容量为49.5MW，共装设30台单机容量为1650kW的风力发电机组，本风电场采用一台风机配备一组升压变压器的方式。每台1650kW风机基础占地面积为233m2。风电设备到货后采用一次运输到位的方案，避免重复搬运与工期延误。具体吊装场地布置，应结合各机位地形情况，在施工组织设计中确定。6）风电机组的安装方法风电机组的安装方法采用在地面上将各部件组装成组件后，用大型的施工机具吊装，结合本工程设备吊装重量及起吊高度，本工程吊装车辆采用500t汽车吊作为风机及塔架的主力吊装机械，150t液压汽车吊一台作为辅助机械，另外，还需配备1~2台5t的卡车吊车，用于在设备安装期间风场内搬运设备附件和重型工具。7）施工进度本工程主要工作包括：风场内风电机组及变压器施工、35kV集电线路施工的施工等。施工中各个专业必须密切配合，合理安排作业时间，形成流水作业，方能按时完工。通过合理安排，本工程自核准后当年的八月份工程开工，即风电场施工检修道路开工、35kV集电线路施工为标志，核准后当年的八月中旬同步进行风电机组基础开挖；核准后当年的十月末土建部分完工；核准后次年的四月初风电机组设备到货，进行机组施工吊装；核准后次年的四月中旬首批风电机组发电；核准后次年的七月中旬全部风电机组并网发电；核准后次年的七月末风电场整体工程竣工交付。总工期为十二个月。8）永久用地和施工临时用地工程建设用地汇总表单位：m2序号项目名称永久用地临时用地备注1风力发电机组基础6990/2风机变压器基础675/335kV架空铁塔占地3659/4新建施工检修道路/312000长度26.00km5改建施工检修道路/31500长度3.5km6施工临时吊装平台/60000-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告7施工临建场地及生活设施/90008合计11324.004125001.1工程管理设计风电场工程建设期间的管理，沿用一期的职能结构。总经理1名，副总经理1名。下设3个部门：财务部，工程部，综合部。项目运营期间的管理，仍沿用一期职能结构，本期工程新增生产运行人员8人。1.2建设项目招标建设项目的招标内容主要包括：1）建设项目的施工、监理。包括：风力发电机组、塔架和升压变压器的安装，设备基础施工，风电机位道路施工，风电场集电线路的架设，设备安装及调试工程。2）风电机组、塔筒、升压变压器、升压变电所主变压器等设备招标。3）招标方式。由项目投资方委托有资质的招标代理机构，按照《招投标法》以及相关管理规定，进行公开招标。1.3环境保护和水土保持设计1）环境保护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，属于清洁能源。风电场区域内无基本农田，无环境敏感点，无自然保护区。对风电场周围环境影响的因子：电磁辐射、环境噪声、生活污水排放、景观、无线电干扰进行分析后，得出结论：风电场建成后基本对周围环境无影响。2）水土保持设计-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告风电场的开发建设需要经历建设期和生产(运行)期两个阶段。不同阶段造成的水土流失差异较大。对于本工程而言，水土流失多集中于建设期。由于风电场建设、修路、埋设管道等过程中，开挖扰动地表，改变原地貌，破坏地表植被，经受降水和风的影响，直接形成地表剥蚀、扬尘飞沙和侵蚀冲沟，并使地层原有结构被破坏，植被退化，加剧了水土流失。到了生产(运行)期，则往往达到一定的影响量级，进入相对稳定的时期，水土流失较轻。根据工程布置及水土流失特点，本工程将采取的主要防治措施如下：施工期，在每个风机位施工区四周可能造成土壤顺坡流失的地段，布置拦挡措施，采用编织袋装土筑坎；施工结束后，将风机位施工区的弃土石清理，运输至弃渣场；对裸露的风机位场地，进行平整翻松，恢复植被。变电站施工场界四周设排水沟，施工结束后及时绿化。1.1CDM申请风电场工程具备申请成为CDM项目的基本条件。该项目作为CDM项目成功注册可以大大克服项目所面临的投资和技术障碍，同时还可以给项目带来益处。1.2劳动安全与工业卫生设计在施工过程中，建立安全责任制、进行安全教育与培训、实施安全检查以及实施施工作业标准化。风电场运营过程中，建立建全风电场管理制度。（1）安全生产监督制度；（2）消防、防止电气误操作、防高空作业坠落制度；（3）工业卫生与劳动保护管理规定；（4）工作票、操作票管理制度；（5）事故调查处理与事故统计制度等。施工及运营中，设置安全生产专工1名，定期或不定期检查各项安全生产制度的执行情况。1.3风电场节能风力发电场按工程建设划分一般可分为六部分，即：风力发电机、系统工程、机组选型及微观选址、风电场道路规划、变电工程、线路工程。机组设备由投资方招标购买，风力发电机技术已较成熟稳定，风机设计时已考虑节能降耗。风电场节能降耗将围绕系统工程、机组选型及微观选址、风电场道路规划、变电工程、线路工程展开。1.4工程设计投资估算1）原则及依据（1）定额和标准-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告A、本工程可行性研究报告投资估算静态价格基准年：2010年二季度；主要材料价格按2010年第4期《山西工程建设标准定额信息》工程所在地市场价格计列。B、定额、费用标准及有关文件、规定①定额执行《风电场工程概算定额》FD004-2007(2007年版)。②费用标准执行《风电场工程可行性研究报告设计概算编制办法及计算标准》FD001-2007(2007年版)。③基本预备费：按《风电场工程可行性研究报告设计概算编制办法及计算标准》（2007年版)规定取建筑工程费、安装工程费、设备购置费、其他费用之和的2%。④工程量：本工程现阶段各专业提供的设计提资单、说明书及设备材料清册⑤建设期贷款利率：6.6%。⑥当地其他相关规定。（2）主设备价格风力发电机组单机容量1650kW，机组本体按4500元/kW(到场价)计算；塔筒按12000元/吨计算。2）工程范围工程范围包括：风电场范围内的风力发电机组设备购置及安装工程，以及风电机组的设备基础、升压站扩建部分及其他建筑工程等。3）工程投资工程静态投资40031.45万元，单位投资8087.16元/kW；工程动态投资41082.52万元，单位投资8299.50元/kW。流动资金：148.5万元；项目总投资41231.02万元（含流动资金）。4）资金筹措投资方占工程总投资的20%，其余向金融机构贷款解决。贷款利率6.6%，正常运营后采用等额还本利息照付的还款方式，正常运营15年还清贷款之本息。1.1经济和社会效果分析1）项目财务评价指标本风电场属于Ⅳ类资源区，风力发电标杆上网电价为0.61元/kWh（含税），本项目按标杆上网电价0.61元/kWh（含税）对本风电场进行经济效益分析，测算结果如下：-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告经济评价综合技术经济指标经济指标单位数值项目投资税后财务内部收益率%9.7投资回收期年9.39项目投资税后财务净现值(Ic=5%)万元15480.67资本金税后内部收益率%19.35资本金税后财务净现值(Ic=8%)万元9131.77标杆上网电价元/kWh0.612）社会效果评价本项目建设所产生的社会效果影响是积极正面的，主要体现在以下两方面：（1）国家层面的社会效果：实现国民经济的可持续发展。（2）地区层面的社会效果，主要体现在以下几方面：a当地丰富的风能资源得到了开发与利用b为当地经济注入新的活力直接效益体现在：Ø建设项目的增加，带动当地建筑业、建材业的发展；Ø装机容量的增加，带来发电收入的增加，地方税收增加；间接效益体现在：Ø风电的建设，优化了电网电源结构，增加了能源供给，势必建立起良好的经济发展硬环境；Ø良好的硬环境下，必将促进相关产业的快速发展。c改善和提高当地居民的物质生活Ø将增加居民就业，就业的增加使收入提高；Ø当地财税增加，公共设施完善，生活福利提高；Ø还将促进城市化的进程，进而提高当地居民的物质和精神文明的生活水平。d社会风险极小-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告风电场项目不占用农田，避开村庄和现有设施，因而不会发生村庄的拆迁问题和移民安置问题，不会诱发当地居民与项目之间的矛盾。1.1结论和建议综上所述，本期风电场项目风能资源丰富，上网条件较好，交通运输满足推荐机组的要求，地质条件稳定，具有良好的风电场综合建设条件。风电场建设具有良好的社会、环境等综合效益：每年可向电网提供105300MWh的绿色电能。风电场发电等效满负荷2128小时内的标杆上网电价为0.6100元/kWh，风电场总投资为41231.02万元，项目投资税后内部收益率为9.7/%，资本金税后内部收益率为19.35%，均高于行业基准内部收益率，效益良好。本项目是一个好项目，建议业主抓紧开展项目申请核准工作，并尽早开工建设，以便尽早发挥风电场建设项目的的良好效益，以满足国民经济对电力的需求，并实现低碳经济的发展。附表：风电场工程特性表名称单位（或型号）数量备注风电场场址海拔高度m1479～2361m经度（东经）113°56′～114°4′纬度（北纬）39°51′～39°54′年平均风速（70米高度）m/s6.72风功率密度（70米高度）W/m2421.09盛行风向NNW主要设备风电场主要机电设备风电机组台数33额定功率kW1500叶片数3风轮直径m77风轮扫掠面积m24656切入风速m/s3额定风速m/s11切出风速m/s22安全风速m/s59.5轮毂高度m65风轮转速Rpm/-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告发电机额定功率kW1500发电机功率因数/额定电压V690主要机电设备升压变电站S11-1600/3533升压变电所主变压器型号SZ11-100MVA/220kV1容量MVA100额定电压kV230出线回路数及电压等级出线回路数回2电压等级kV35土建风电机组基础台数台33型式圆形扩展基础地基特性风机基础可采用天然地基升压变电站基础台数台33型式钢筋混凝土箱形结构施工工程数量土石方开挖m3467000土石方回填m3448700风电机组设备基础混凝土m315157风电机组设备基础钢筋t1419新建公路km26.00改建公路km3.50施工期限总工期月12第一批机组发电年／月开工后第9个月估算指标工程静态投资万元40031.45工程动态投资万元41082.52单位千瓦静态投资元8087.16单位千瓦动态投资元8299.50机电设备及安装工程万元30418.01建筑工程万元5896.57其它费用万元2931.94基本预备费万元784.93建设期利息万元1051.07经装机容量MW49.5-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告济指标年上网电量MW·h105300年等效满负荷小时数小时2128平均上网电价（含增值税）元/kW·h0.61盈利能力指标项目投资收益率（ROI）%7.65项目资本金净利润率（ROE）%21.28项目投资税后财务内部收益率%9.7财务净现值（税后Ic=5%）万元15480.67资本金财务内部收益率%19.35资本金财务净现值（Ic=8%）万元9131.77投资回收期年9.39清偿能力资产负债率%80.09-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告第一章风能资源-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告1风能资源1.1区域风能资源概况1.1.1区域风能资源山西省地处中国中部，黄河中游，太行山之西。总面积15.66万km2，境界轮廓略呈东北斜西南的平行四边形，东有太行山做天然屏障，与河北省相邻；西南以黄河为堑，与陕西省、河南省相望；北跨长城，与内蒙古自治区毗邻。山西属温带大陆性气候，四季分明，冬季漫长干寒，平均气温在0℃以下；夏季南长北短，温度高且多雨，7月气温约21～26℃；春季短，风沙多，常干旱；秋季较短，晴朗。年均气温-4～14℃。年降雨量400～650mm，但分布不均。大同市位于山西省北部，地处黄土高原东北边缘。地理坐标为东经112º34´至114º33´、北纬39º03´至40º44´之间，平均海拔1056m。北以外长城为界，与内蒙古自治区相邻，西、南与本省朔州市、忻州地区相连，东与河北省相连。大同地区属温带大陆性气候，降水少，日照多，昼夜温差大，四季分明。年日照时数为3000h，无霜期东南部156d、西北部100d，年均气温7℃，年均降水360～450mm，年均蒸发量1144mm，降水多集中分布于7～9月间。XXXX县全县地形轮廓略呈长方形，东西长约45km，南北宽约40km，总面积1283km2，南、北、西三面有恒山及其支脉环抱，地势西高东低，海拔高度在900～2400m之间。XXXX气象站所在的位置年主导风向为西风，年平均风速为2.8m/s，平均最大风速为19.0m/s。春季风速较大，平均3.8m/s，夏季风速较小，平均2.2m/s。日变化比较明显，一般白天12时-17时风速较大，而夜间至次日凌晨风速较小。由于受季风环流影响，5-8月多偏南风，其他月多西风和西北风，全年多风向为西风。大风日主要出现在4、5月份，年平均大风日数18天，最多年春季出现24次，夏季10次，秋季14次。1.1.2场址风资源概况XXXX风电场三期工程地处XXXX县与阳高县交界地带，规划占地面积约60km2。风电场的地理位置为东经113°56′～114°4′，北纬39°51′～39°54′之间，所处区域为高山区，海拔高度在1479～2361m之间，地形起伏变化很大。风电场范围大致为：北起刘家沟-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告，南到小盘梁，西侧延伸至黄羊尖，东邻小关。风电场地理位置见图2.1-1。图2.1-1风电场地理位置图由风电场内4586#测风塔数据得出，4586#测风塔处70m、50m、10m高的平均风速分别为6.72m/s、6.58m/s、6.26m/s，相应风功率密度为421.09W/m2、416.17W/m2、421.05W/m2。1.1长期测站资料整理分析1.1.1长期测站概况山西省XXXX县气象局（站）位于县城西南，东经114°16′，北纬39°45′，观测场拔海高度为977.8m，气压表感应部分拔海高度为979.4m，风速感应部分距地面高为10.5m，自动站风速感应部分距地面高为10.2m。XXXX气象站与本风电场的相对位置如图2.2-1所示。-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告图2.2-1XXXX气象站与风电场相对位置图1.1.1常规气象条件收集XXXX气象站1958-2008年的气温、气压、水汽压、降雨、天气日数等项目的气象资料，并进行统计计算，统计成果如表2.2-1。表2.2-1XXXX气象站常规气象项目统计（1958-2008）统计项目单位统计值极值出现时间年平均气温℃7.0年极端最高气温℃38.21961年6月10日年极端最低气温℃-34.91997年1月5日年平均气压hPa905.0年极端最高气压hPa929.61981年12月2日年极端最低气压hPa883.61980年4月18日年平均水汽压hPa7.4年平均相对湿度%55年平均雷暴天数d39年平均蒸发量mm1887.7年最大蒸发量mm2446.9-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告年最小蒸发量mm1520.5年最大冻土深度cm145年最大积雪深度cm222007年3月4日年平均积雪d72年平均降水量mm394.1年最大降水量mm653.11959年年最下降雨量mm194.2年平均沙尘暴天数d1年平均雾天数d72年平均大风天数d15备注：1958-1960年和1962-1973年无最高和最低气压资料；1958-1969年没有年平均气压资料；1958-1979年无平均水汽压资料。1.1.1气象站多年风速统计分析XXXX气象站于2005年更换为自动观测仪器，为与更换仪器前后的风速进行对比分析，XXXX气象站于2005年进行了人工站与自动站的同步观测，2005年月平均风速对比成果如下表2.2-2，相关关系如图2.2-2。表2.2-2XXXX气象站2005年人工记录与自动记录同步观测数据（单位：m/s）月份123456789101112人工记录风速1.52.43.03.53.02.51.71.52.32.12.82.4自动记录风速1.92.73.33.83.32.72.01.82.22.43.23.0-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告图2.2-2XXXX气象站2005年自动观测与人工观测数据相关性示意图根据上述相关关系，XXXX气象站的风速相关性较好，人工站风速值偏小，根据上述相关关系对2005年后的风速成果进行修正并进行统计。统计修正后的XXXX气象站1958~2009年（2009年风速记录至10月份）共计52年的逐月平均风速资料，结果如表2.2-3所示。由表2.2-3可知，气象站多年平均风速为2.6m/s，年际变化较大，最大年平均风速为4.0m/s，最小年平均风速为2.0m/s。根据对XXXX气象站历年平均风速进行统计分析，气象站从1974-2008近35年平均风速为2.6m/s；气象站从1979-2008近30年平均风速为2.5m/s；气象站从1989-2008近20年平均风速为2.5m/s；从1999~2008年近10年的平均风速为2.5m/s；从2004~2008年近5年的平均风速为2.5m/s。为了分析气象站建站至今风速的变化情况，分别作出气象站5年、10年、15年、20年及30年滑动平均。根据滑动平均成果，自1972年气象站风速呈减小的趋势，至1982年趋于稳定。分析原因为70年代气象站周围建筑物不断增多，导致了气象站测风逐年偏小。测风期气象站平均风速与其近30年、近20年、近10年和近5年的平均风速基本相当。气象站历年平均风速和滑动平均如图2.2-3（图中红色柱状部分为气象站与风电场测风同期的年平均风速）。-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告表2.2-3XXXX气象站历年平均风速和逐月平均风速统计表（单位：m/s）月年1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月年平均19582.02.43.63.42.92.31.41.21.51.91.41.42.119592.71.42.33.62.52.11.71.41.11.92.21.52.019602.32.82.73.23.22.91.61.52.02.02.52.22.419612.12.92.83.33.01.91.41.41.61.61.81.12.119621.32.83.53.33.52.01.41.51.61.61.91.92.219633.82.52.52.52.02.21.71.21.82.92.41.72.319641.31.83.13.22.22.51.71.11.32.22.52.32.119651.82.82.73.12.53.22.11.52.72.53.03.52.619662.53.32.83.93.42.71.91.31.32.63.21.92.619672.42.42.53.02.92.81.81.01.31.62.22.42.219683.14.02.94.33.63.62.01.32.72.53.23.33.019693.03.33.74.73.72.41.52.02.23.23.34.03.119703.03.33.73.44.23.12.32.62.63.23.33.13.219713.34.13.24.25.22.92.42.11.93.23.23.73.319722.93.34.54.85.83.72.72.83.85.54.93.74.019733.04.54.15.65.33.72.52.52.12.54.64.53.719742.94.34.25.84.13.32.82.02.83.63.92.53.519753.14.14.65.34.24.02.92.42.42.73.62.63.519764.23.54.44.34.73.41.81.52.22.73.44.53.419772.74.95.14.84.13.02.01.92.03.42.93.03.319783.82.73.75.24.23.42.72.02.32.92.72.23.219793.03.73.24.73.92.71.51.92.22.33.42.02.919803.42.73.44.94.42.32.01.62.22.84.03.93.119812.93.74.23.53.92.72.51.51.53.22.91.62.819822.42.53.33.34.52.62.11.52.22.72.73.42.819832.33.42.94.52.92.41.61.81.62.02.82.42.619842.22.73.63.82.52.51.72.01.92.62.71.92.519852.63.72.93.72.62.71.51.61.52.23.02.22.519862.02.02.33.02.72.21.71.51.42.42.41.72.119872.32.93.13.12.72.21.91.51.92.72.51.92.419882.02.33.03.42.62.21.61.31.31.62.52.62.219891.92.93.53.12.92.12.01.61.92.32.42.32.419902.22.72.63.72.82.32.31.62.22.23.12.42.519912.22.73.13.12.82.02.11.71.82.22.62.02.419921.82.63.13.52.42.31.71.91.91.82.52.32.319931.82.83.13.03.02.12.21.61.92.52.12.22.419942.62.43.03.03.42.12.01.72.32.12.92.02.519952.32.33.83.93.32.41.71.51.92.63.02.32.619962.52.43.73.13.52.52.11.72.22.53.33.32.719972.03.03.02.83.22.72.02.12.22.52.52.02.519982.92.52.93.72.52.41.81.62.22.43.12.52.519992.32.83.83.42.82.51.92.01.72.12.42.42.520002.32.42.93.82.82.01.71.61.82.43.02.92.5-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告20012.82.94.03.53.32.52.31.71.72.11.91.72.520022.82.23.33.52.63.31.81.91.72.22.71.92.520031.62.42.83.02.82.12.12.22.42.32.12.22.320042.23.73.83.63.22.01.81.31.92.32.62.72.620051.52.43.03.53.02.51.71.52.32.12.82.42.420062.32.63.43.72.92.52.41.62.02.32.62.42.620072.92.82.73.13.42.11.72.01.61.92.42.02.420081.62.23.33.23.02.52.01.81.82.32.73.02.520092.63.13.33.22.82.81.61.62.02.42.5测风同期1.62.23.33.23.02.52.01.81.82.32.73.02.552年平均2.52.93.33.73.32.61.91.72.02.52.82.52.6近50年平均2.52.93.33.73.32.62.01.72.02.52.82.52.7近35年平均2.52.93.43.73.22.52.01.72.02.42.82.42.6近30年平均2.32.73.23.53.12.41.91.71.92.32.72.42.5近20年平均2.22.63.23.43.02.32.01.72.02.32.62.32.5近10年平均2.22.63.33.43.02.41.91.81.92.22.52.42.5近5年平均2.12.73.23.43.12.31.91.61.92.22.62.52.5注：被标注部分为修正后数据。图2.2-3XXXX气象站历年风速年度变化及滑动平均绘制XXXX气象站累年逐月和测风同期月平均风速分布直方图（如图2.2-4）。由图2.2-4可以看出，近52年中全年风速有季节性变化，其中大风月出现在冬春季，平均风速最大的月份为4月，最大月平均风速为3.7m/s；小风月出现在夏秋季，风速最小的月份为8月，最小月平均风速为1.7m/s。-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告图2.2-4XXXX气象站多年逐月平均风速和测风塔测风年逐月变化统计XXXX气象站测风同期日变化，白天风速较大，晚上较小，风速最大发生在下午17时，风速最小发生在早上7时左右。XXXX气象站测风同期风速日变化见图2.2-5。图2.2-5XXXX气象站测风同期平均风速日变化曲线-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告1.1.1气象站多年风向统计分析统计XXXX气象站1958～2007年的风向频率，绘制其累年风向玫瑰图、累年冬季风向玫瑰图、累年夏季风向玫瑰图，如图2.2-6~2.2-8。从图中可以看出，尽管冬季和夏季的风向频率有所差别，但是其主风向均为W，且趋势基本一致。图2.2-6XXXX气象站累年风向玫瑰图图2.2-7XXXX气象站累年冬季风向玫瑰图-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告图2.2-8XXXX气象站累年夏季风向玫瑰图分别做出XXXX气象站和甸顶山三期风电场内4586#测风塔测风同期10m高的风向玫瑰图，如图2.2-9和图2.2-10。从图中可以看出风电场与气象站的主导风向存在一定的差别：气象站主导风向为W、测风塔主导风向为NNW，气象站的风向比起测风塔风向更为分散。经分析，风电场所在区域海拔较高，周围地势比较开阔，而据现场观察，气象站附近有较多建筑物，且其海拔较低，风向观测受到地形影响因素比测风塔要多，所以两者风向有一定的差异。图2.2-9气象站测风同期风向玫瑰图图2.2-10测风塔10m高风向玫瑰图-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告1.1.1气象站空气密度统计根据XXXX气象站多年实测气压、气温及水汽压资料，计算气象站空气密度为ρ＝1.1225kg/m3。推导公式如下：式中：ρ——累年平均空气密度，kg/m3；P——累年平均气压，hPa；e——累年平均水汽压，hPa；t——累年平均气温，℃。由常规气象参数统计表得气象站多年累计平均大气压为905.0hPa，水汽压为7.4hPa，平均气温为7.0℃。1.2风电场资料分析整理1.2.1风资源测量情况在本风电场内共立有三座70米高测风塔，分别为4588#、4586#、4616#。测风仪为美国NRG公司的Symphonie型号，记录各参数的10分钟平均值、最大值、最小值、标准偏差。测风塔基本情况见表2.3-1。表2.3-1测风塔基本情况表测风塔4616#4588#4586#经纬度N03951.697"，E11402.252"N03953.397"，E11358.043"N03950.934"，E11359.166"高程（m）160321551894风速测量高度（m）70、50、1070、50、1070、50、10风向测量高度（m）70、50、1070、50、1070、50、10气温、气压测量情况均无均无有气温气压资料测量时段2007-11-1000:00－2009-2-1709:002007-11-800:00－2009-6-2407:002007-11-1000:00－2009-4-2423:00由于4588#测风塔70m高风速数据错误率高达70%、50m高风向数据错误率为30%；4616#测风塔70m高风向数据错误率为55%，两测风塔均无法满足《风电场风能资源评估方法》（GB／T18710-2002）数据有效完整率应达到90%的要求；且风场风机海拔大多在2000m以上，而4616#测风塔海拔高程仅为1603m-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告，对风场代表性较差。综上所述，不采用4588#、4616#测风塔测风数据。4586#测风塔数据较为完整，本报告采用4586#测风塔测风数据作为计算依据。测风塔与风电场相对位置如图2.3-1。4586#4616#4588#图2.3-1测风塔和风电场相对位置图1.1.1测风数据验证根据《风电场风能资源评估方法》（GB／T18710-2002）要求，应对测风数据进行完整性和合理性判断，检验出不合理数据和缺测数据，并将这些数据进行处理，整理出至少连续一完整年的风场逐小时测风数据。数据完整率应达到90%。通过以下对测风塔实测数据进行统计分析和数据验证，最终选取2008年1月1日0时至2008年12月31日23时这一时间段作为一个完整年。（1）测风数据检验对4586#测风塔现有时间段内的60min测风数据进行完整性检验，经检验，其10m、50m、70m风速，10m、50m、70m风向，气温、气压各参数缺测数据统计结果如表2.3-2。-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告表2.3-24586#测风塔缺测数据统计表缺测时间段起始时间中止时间缺测小时数12008-3-1008:002008-3-1023:001622008-3-1308:002008-3-1323:001632008-3-1408:002008-3-1423:001642008-3-2508:002008-3-2523:001652008-9-1300:002008-9-1323:002462008-9-1500:002008-9-1523:002472008-11-2100:002008-11-2623:0014482008-12-2200:002008-12-2223:002492009-2-100:002009-2-123:0016统计时间段2007-11-1000:002009-4-2423:00296根据以上统计分析，4586#测风塔在2008年1月1日0时至2008年12月31日23时这一时间段内缺测数据较少，缺测280小时，测量数据完整率为96.90%。因此，选取2008年1月1日0时至2008年12月31日23时测风数据作为一完整年数据进行风能资源评价，但在进行极值统计时采用整个测风时段的数据。对4586#测风塔选取完整年内的测风数据进行合理性检验，统计超出合理范围的数据个数，统计结果分别见表2.3-3、2.3-4。表2.3-34586#测风塔实测数据合理性检验统计表4586#测风塔70m50m10m应有数据878487848784实有数据850485048504缺测次数2802802800≤平均风速小时平均﹤40m/s均满足均满足均满足0°≤风向≤360°均满足均满足均满足70m/50m高度小时平均风速差值≥2.0m/s1414050m/10m高度小时平均风速差值≥4.0m/s0282870m/10m高度小时平均风速差值≥6.0m/s220221h平均风速变化≥6m/s119670m/50m高度风向差值≧22.5°36000050m/10m高度风向差值≧45°0460有效数据完整率55.29%96.23%96.17%-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告表2.3-44586#测风塔实测气温、气压数据合理性检验统计表4586#测风塔10m7m应有数据87848784实有数据85048504缺测次数2802801h平均温度变化≥5℃12﹨3h平均气压变化≥1kPa﹨0有效数据完整率96.90%96.90%由表2.3-3~4可知，4586#测风塔70m、50m、10m高度处的有效数据完整率分别为55.29%、96.23%、96.17%。其中4586#70m高风向数据错误较多导致有效数据完整率较低，在计算中用50m高风向数据取代70m高风向数据中错误部分。4586#测风塔气温、气压的有效数据完整率均为96.90%。对4586#测风塔各高度实测风速数据进行相关性分析，由关系图可知，测风塔自身各高度相关关系较好，相关系数均在0.95以上。图2.3-24586#测风塔70m、50m风速相关关系-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告图2.3-34586#测风塔50m、10m风速相关关系图2.3-44586#测风塔70m、10m风速相关关系对4586#测风塔选取完整年内的实测气温、气压数据进行趋势性检验，经检验，均无特殊不合理气温、气压值出现。气温、气压在完整年的变化曲线分别见图2.3-5、图2.3-6。-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告图2.3-54586#测风塔气温年变化曲线图2.3-64586#测风塔气压年变化曲线（2）不合理和缺测数据处理-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告通过以上对测风塔数据的完整性、相关性、合理性等相应检验，对统计出的不合理和缺测数据进行处理。针对缺测数据，由于本风电场内仅有一座测风塔，各高度数据同时缺测，无法对其进行插补延长。针对不合理数据，首先到原始数据中查看、判别，对符合实际情况的有效数据，回归原始数据组；对剩余不合理数据先剔除，并建立各高度相关关系，再通过相关方程进行插补等相应处理，最终整理出4586#测风塔连续一完整年的逐小时测风数据。1.1.1测风数据的订正测风数据订正的目的是根据风场附近长期测站的观测数据，将验证后的风场测风数据订正为一套反映风场长期水平的代表性数据，即风场测风高度上代表年的逐个小时风速风向数据。依据《风电场风能资源评估方法》（GB/T18710-2002）要求，长期测站宜具备以下条件才可将风场短期数据订正为长期数据：a)同期测风结果的相关性较好；b)具有30年以上的规范的测风记录；c)与风场具有相似的地形条件；d)距离风场比较近。首先，对XXXX气象站与4586#测风塔同期逐时平均风速进行相关分析，二者相关关系图见图2.3-7。根据相关点分布图，气象站和测风塔相关系数仅为0.270，相关性较差，在气象站同一风速情况下，对应测风塔风速比较分散。图2.3-7XXXX气象站与4586#测风塔10m同期风速相关关系其次，XXXX气象站和本期风电场的地形地貌以及海拔相差较大。XXXX县测风塔所在位置为县城，位置较为平坦，其观测场海拔仅为997.8m，而本风电场地形复杂，4586#测风塔处海拔高度达到1894m。同时，由图2.2-1可知，气象站和风电场之间的距离约-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告34km，二者相对距离较远。另外，由XXXX气象站历年年平均风速和与测风塔同期的气象站平均风速的对比分析可知，气象站从1974-2008近35年平均风速为2.6m/s；从1979-2008近30年平均风速为2.5m/s；从1989-2008近20年平均风速为2.5m/s；从1999~2008年近10年的平均风速为2.5m/s；从2004~2008年近5年的平均风速为2.5m/s。测风同期平均风速为2.5m/s，与近30年、近20年、近10年和近5年的平均风速基本相当。综上所述，测风期气象站平均风速与其近20年平均风速基本相当，且XXXX气象站和风电场距离较远，风速相关性较差，地形地貌和高程差别也较大，因此，本阶段不对测风数据进行订正。1.1风电场风能要素评价1.1.1实测数据统计分别对实测时间段内4586#测风塔各高度平均、最大、极大风速和测风塔极端最高、最低气温等各实测气象要素进行统计，统计成果如表2.4-1~2。表2.4-14586#测风塔实测数据逐月平均值统计表年月70m平均风速(m/s)50m平均风速(m/s)10m平均风速(m/s)200711*7.487.416.932007127.977.907.66200814.824.624.37200826.986.836.69200837.587.357.13200847.987.877.44200857.907.747.57200864.984.784.25200873.893.713.30200884.564.353.87200894.984.794.322008106.936.826.5220081110.1410.1110.0520081210.7510.7710.55200919.049.058.70200926.947.126.42-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告200938.218.337.9620094*4.686.515.85总计平均值6.997.006.64注：*表示本月数据达不到一完整月，数据统计结果仅为本月实测天数的平均数据。表2.4-24586#测风塔极值统计表测风塔高度10min最大风速（m/s）瞬时最大风速（m/s）极端最高气温（℃）极端最低气温（℃）实测时段小时气温低于-20℃的小时数（h）实测时段小时气温低于-30℃的小时数（h）4586#70m25.732.350m25.93210m26.539.928.5-31.41284根据以上统计结果并结合表2.2-1，4586#测风塔处测风时段实测气温、气压值与XXXX气象站多年统计结果有一定的差距。分析其原因，主要是由于二者海拔差别较大，气象站观测场拔海高度为977.8m，4586#测风塔达到1894m，而气温、气压随高度的增加呈逐渐降低趋势，最终造成4586#测风塔处较气象站气温、气压值偏小。1.1.1空气密度计算根据4586#测风塔实测气温、气压资料，在选取的完整年内气压的平均值为80.6324kPa，气温平均值为3.9216℃，计算出4586#测风塔处平均空气密度为ρ=1.0145kg/m3，最大空气密度为1.162kg/m3。4586#测风塔在完整年的空气密度变化曲线如下图2.4-1。空气密度推导公式为：（kg/m3）式中：P——年平均大气压力Pa；R——气体常数（287J/kg·K）；T——年平均空气开氏温标绝对温度（℃+273）。根据对选取完整年小时空气密度的统计，空气密度存在季节变化，冬春季节空气密度较大，夏秋季空气密度较小。-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告图2.4-14586#测风塔完整年空气密度变化曲线另外，由XXXX气象站多年平均空气密度，按照海拔高差换算公式，最终推求得4586#测风塔处空气密度为ρ＝1.0191kg/m3，与由4586#测风塔实测气温、气压数据并通过推求计算得出的空气密度（ρ＝1.0145kg/m3）基本一致。因此，以1.0145kg/m3作为风电场空气密度具有一定的代表性。空气密度受地势高低的影响，一般来说，地势越高，空气密度越小，上述根据公式计算的空气密度仅为测量点的空气密度，未来风机处的空气密度可能与上述计算结果稍有差别。1.1.1湍流强度根据4586#测风塔实测风速资料，计算不同高度的平均湍流强度及各高度风速为15m/s时的湍流强度如表2.4-3。根据4586#测风塔统计结果，湍流强度随着风速和高度的增大基本上呈减小趋势。湍流强度计算公式为：IT=σ/V式中：σ－10min风速标准偏差，m/s；V－10min平均风速，m/s。-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告表2.4-34586#测风塔湍流强度统计表高度（m）平均湍流强度风速为15m/s时的湍流强度700.200.12500.210.12100.240.13根据表中数据进行分析，各高度处平均湍流强度较高，均超过0.12；10m高度风速为15m/s时湍流强度位0.13，50m、70m风速为15m/s时湍流强度为0.12。考虑到将来风场建成后风机会加大轮毂高度处的湍流强度，根据IEC标准，本阶段暂定义风电场湍流强度等级为B级，建议下阶段配合风机厂商进行逐台风机的湍流强度计算以确定风机的适用性。1.1.1风切变指数根据4586#测风塔各高度测风数据推导得出风电场风切变见表2.4-4。风切变推导公式为：式中：Vn——Zn高度的风速m/s,Vi——Zi高度的风速m/s,a——指数，与地面粗糙度有关。表2.4-44586#测风塔各高度风切变统计表高度（m）平均风速（m/s）与10m风切变与50m风切变706.720.040.06506.580.03　106.26　　根据4586#测风塔不同高度的风速资料，对风速与高度的关系进行拟合（图2.4-2），得方程y=5.7784x0.0345，拟合的风切变指数为0.0345。根据《风电场风能资源评估方法》（GB/T18710-2002）要求，应对轮毂高度处的风能资源进行评估，对本风电场来说，未来风机轮毂高度应该在60m-80m左右，由于测风塔仅有70m高度处的实测风速、风向资料，因此，未来轮毂高度处的测风数据根据风切变幂律公式进行推求。-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告图2.4-24586#测风塔风速随高度变化的拟合曲线1.1.1平均风速和风功率密度根据整理后的各高度风速资料，对全年及有效区间的平均风速、平均风功率密度、风速小时数进行统计，统计成果如表2.4-5。表2.4-54586#测风塔平均风速、风功率密度统计表高度分类平均风速平均风功率密度（W/m2）风速小时数(h)(m)(m/s)ρ=1.0145(kg/m3)70完整年6.72421.0985044.0m/s≤V≤25.0m/s8.98631.67562550完整年6.58416.1785044.0m/s≤V≤25.0m/s9.02642.76546510完整年6.26421.0585044.0m/s≤V≤25.0m/s9.19708.594991根据上表统计成果，参照《风电场风能资源评估方法》GB/T18710-2002中的风功率密度分级表，可以判定2008年4586#测风塔所在区域风功率密度等级接近4级。考虑到本风电场地形的复杂性和测风塔位置的特殊性，风电场其他区域的风功率密度等级可能与上述结果有所差别。-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告1.1.1风速和风能频率分布对4586#测风塔风速进行频率统计，并采用威布尔概率模型进行拟合，根据拟合结果，测风塔70m高小时平均风速威布尔分布的形状参数k和尺度参数A分别为1.43和7.3，风速在2-10m/s出现的频率较高，总和为72.07%；风能在9-19m/s出现的频率较高，总和为73.39%。测风塔50m高小时平均风速威布尔分布的形状参数K和尺度参数A分别为1.40和7.1，风速在1-9m/s出现的频率较高，总和为74.55%；风能在9-19m/s出现的频率较高，总和为72.14%。测风塔低层10m高小时平均风速威布尔分布的形状参数K和尺度参数A分别为1.25和6.6，风速在1-9m/s出现的频率较高，总和为75.02%；风能在11-21m/s出现的频率较高，总和为72.08%。4586#测风塔不同高度的Weibull分布图见图2.4-3；4586#测风塔自身各高度的风速和风能频率分布分别见图2.4-4～2.4-6。70米Weibull分布图50米Weibull分布图10米Weibull分布图图2.4-34586#测风塔各高度Weibull分布图-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告图2.4-44586#测风塔70m风速频率和风能频率分布直方图图2.4-54586#测风塔50m风速频率和风能频率分布直方图-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告图2.4-64586#测风塔10m风速频率和风能频率分布直方图1.1.1风向频率和风能密度方向分布根据4586#测风塔风速、风向资料进行统计，分别绘制所选取完整年的风向、风能密度方向玫瑰图。统计结果显示：测风塔在完整年的风向较集中，70m、50m、10m高主导风向均为NNW，次主导风向为NW；70m、50m、10m高主风能密度方向均为NNW,次主风能密度方向为NW。4586#测风塔完整年内风向、风能密度方向玫瑰图见图2.4-7。绘制4586#测风塔70m高逐月风向、风能玫瑰图，根据统计成果，各月主导风向及风能密度方向与完整年规律整体基本一致。4586#测风塔逐月风向、风能密度方向玫瑰图见图2.4-8、2.4-9。70m风向玫瑰图70m风能玫瑰图-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告50m风向玫瑰图50m风能玫瑰图10m风向玫瑰图10m风能玫瑰图图2.4-74586#测风塔在完整年的各高度风向、风能玫瑰图-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告1月风向玫瑰图2月风向玫瑰图3月风向玫瑰图4月风向玫瑰图5月风向玫瑰图6月风向玫瑰图-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告7月风向玫瑰图8月风向玫瑰图9月风向玫瑰图10月风向玫瑰图11月风向玫瑰图12月风向玫瑰图图2.4-84586#测风塔在完整年内70m处逐月风向玫瑰图-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告1月风能玫瑰图2月风能玫瑰图3月风能玫瑰图4月风能玫瑰图5月风能玫瑰图6月风能玫瑰图-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告7月风能玫瑰图8月风能玫瑰图9月风能玫瑰图10月风能玫瑰图11月风能玫瑰图12月风能玫瑰图图2.4-94586#测风塔在完整年内70m处逐月风能玫瑰图-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告1.1.1平均风速和风功率密度的年变化和典型日变化对4586#测风塔各高度风速资料进行统计并绘制全年风速、风功率密度变化过程曲线。根据变化曲线，风电场大风月出现在秋末和春、冬季节，风速、风功率密度较大；小风月出现在夏季和初秋季节，风速、风功率密度较小。风速、风功率密度在12月份最大，在7月份最小。风速、风功率密度年变化统计见表2.4-6，年变化曲线见图2.4-10～2.4-12。表2.4-64586#测风塔风速、风功率密度年变化统计表月V70（m/s）W70(W/m2)V50(m/s)W50(W/m2)V10(m/s)W10(W/m2)14.82231.764.62224.144.37214.2226.98390.836.83385.306.69390.8337.58440.057.36422.767.13437.0147.98550.917.87539.227.44528.3157.90491.807.74473.577.57496.2864.98124.314.78117.744.2599.7173.8963.653.7158.633.3045.7784.5698.134.3590.653.8774.4694.98128.654.79119.614.3296.09106.93476.446.82478.856.52492.771110.141042.1110.111052.7010.051115.571210.751143.9510.771162.8410.551204.70总计平均值6.72421.096.58416.176.26421.05-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告图2.4-104586#测风塔70m风速、风功率密度年变化曲线图2.4-114586#测风塔50m风速、风功率密度年变化曲线-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告图2.4-124586#测风塔10m风速、风功率密度年变化曲线绘制4586#测风塔各高度风速、风功率密度典型日变化曲线。根据变化曲线，各高度风速、风功率密度典型日变化规律并不显著，且日变化规律基本一致。由于风功率密度与风速是立方关系，因此，风功率密度变化比风速变化幅度更大。风速、风功率密度在完整年的日变化统计见表2.4-7，变化曲线见图2.4-13～2.4-15。表2.4-74586#测风塔风速、风功率密度日变化统计表时V70(m/s)W70(W/m2)V50(m/s)W50(W/m2)V10(m/s)W10(W/m2)06.90465.696.67452.746.23454.5416.93463.276.70447.276.28447.6426.90432.246.68418.466.27411.8736.79426.426.57413.636.16403.3146.79458.366.58446.686.14437.5056.72456.966.51444.546.09439.2566.48434.496.26425.315.88426.6876.40448.956.21442.825.90447.6686.36454.386.23451.186.04461.6596.43447.236.34451.596.24471.06106.47405.026.41410.166.32430.42116.55389.926.52397.086.41411.85126.67371.996.66378.626.55393.26136.76374.306.76382.096.60392.65146.78364.386.76370.466.63386.99-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告157.00379.996.97385.616.81399.45166.94404.656.90408.396.69420.82176.90420.516.78417.026.46426.03186.79403.066.62397.766.20401.97196.72394.966.49385.036.05386.94206.67403.496.45392.546.00392.14216.82428.706.59417.906.13418.60226.82437.396.58423.296.13421.87236.82437.256.59425.986.12419.82总计平均6.72421.096.58416.176.26421.05图2.4-134586#测风塔70m风速、风功率密度日变化曲线-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告图2.4-144586#测风塔50m风速、风功率密度日变化曲线图2.4-154586#测风塔10m风速、风功率密度日变化曲线绘制4586#测风塔70m高逐月的典型日变化曲线，各月风速的典型日变化规律与所选取的完整年风速的典型日变化规律整体基本一致，由于统计数据时段比全年时段要短，其典型日变化幅度比选取完整年的要大。逐月风速、风功率密度日变化曲线见图2.4-16。-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告图2.4-164586#测风塔70m高风速、风功率密度逐月日变化曲线1.1风电场风区根据目前各厂家的风机制造产品，同容量的机组有适合不同气候风区的风机型号，不同的风区等级对应的机组的安全等级也是不同的，因此科学、准确的确定拟建风电场的风区等级是进行机组选择的先决条件。轮毂高度处50年一遇10min最大风速是进行风区划分的主要依据。本阶段采用以下两种方法对风电场50年一遇10min最大风速进行推求计算。（1）根据气象站累年最大风速数据计算气象站50年一遇最大风速，并通过气象站与测风塔的相关关系，最终推求得风电场处50年一遇10min最大风速。本阶段共收集到气象站1961年-2008年共48年最大风速数据，采用Gumbel极值I型进行频率计算得到气象站50年一遇最大风速为20.31m/s。通过气象站推求风电场最大风速。通过气象站与4586#测风塔10m高逐月10min最大风速相关关系，4586#测风塔10m与70m逐月10min最大风速相关关系，来推求风电场70m处50年一遇10min最大风速。相关关系图见图2.5-1、2.5-2。-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告图2.5-1气象站与4586#测风塔10m高同期最大风速相关关系图2.5-24586#测风塔10m与70m同期最大风速相关关系根据气象站与4586#测风塔同期10m高逐月10min最大风速相关方程和4586#测风塔10m与70m逐月10min最大风速相关关系方程，得到4586#测风塔70m高10min最大风速为33.97m/s，按照风电场最大空气密度换算到标准空气密度下为33.08m/s。（2）采用WindPRO软件，并结合测风塔70m高10min最大风速数据（2007-11-1000:00－2009-2-1709:50）进行50年一遇10min最大风速计算。通过WindPRO和测风塔实测10min数据估算风电场最大风速，根据原理的不同，共包括以下两种方法。-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告方法一：使用原始风速数据进行估算，Gumbel拟合基于最小二乘法，最终得到的50年一遇最大风速为40.53m/s，按照风电场最大空气密度换算到标准空气密度下70m高50年一遇最大风速为39.47m/s。根据实际风速计算得到的分布图如图2.5-3。图2.5-34586#测风塔70m极端风速分布图（原始风速）方法二：通过分析风速的平方（动态压力）进行估算，Gumbel拟合基于最小二乘法，最终得到的50年一遇最大风速为35.92m/s，按照风电场最大空气密度换算到标准空气密度下70m高50年一遇最大风速为34.98m/s。根据动态压力法计算得到的分布图如图2.5-4。-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告图2.5-44586#测风塔70m极端风速分布图（动态压力）综上所述，三种计算方法计算出的50年一遇10min风速分别为33.08m/s、39.47m/s、34.98m/s。其中利用WindPro软件根据原始风速推算出的50年一遇10min风速最大，为39.47m/s。但由于4586#测风塔数据样本仅有两年时间，时间较短，可靠性较差。因此采用34.98m/s作为测风塔处50年一遇10min风速。对照《风力发电机组安全要求》GB18451.1-2001，测风塔处应属于ⅢB级风区。但由于大多数风机所在海拔比测风塔高，且多数风机处的年平均风速超过了7.5m/s，出于安全角度考虑，风电场风区暂定义为ⅡB级风区。由于本风电场为山区风电场，场内地形较为复杂，建议下阶段配合风机厂商进行逐台风机的荷载计算以确定风机的适用性。1.1风能资源综合评价通过对风电场测风数据的分析处理，以4586#测风塔数据为基础，推算各风能要素。本风电场的风能资源初步评价结论及建议如下：1）根据统计成果，4586#测风塔处70m、50m、10m高的平均风速分别为6.72m/s、6.58m/s、6.26m/s，相应风功率密度为421.09W/m2、416.17W/m2、421.05W/m2。参照《风电场风能资源评估方法》GB/T-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告18710-2002中的风功率密度分级表，可以判定2008年4586#测风塔所在区域风功率密度等级接近4级。考虑到本风电场地形的复杂性和测风塔位置的特殊性，风电场其他区域的风功率密度等级可能与上述结果有所差别。2）根据4586#测风塔实测气温、气压数据推算本风电场空气密度为ρ=1.0145kg/m3。3）根据数据分析，各高度处平均湍流强度较高，均超过0.12；10m高度风速为15m/s时湍流强度为0.13，50m、70m风速为15m/s时湍流强度为0.12。考虑到将来风场建成后风机会加大轮毂高度处的湍流强度，根据IEC标准，本阶段暂定义风电场湍流强度等级为B级，建议下阶段配合风机厂商进行逐台风机的湍流强度计算以确定风机的适用性。4）测风塔70m高风速在2-10m/s出现的频率较高，总和为72.07%；风能在9-19m/s出现的频率较高，总和为73.39%。测风塔50m高风速在1-9m/s出现的频率较高，总和为74.55%；风能在9-19m/s出现的频率较高，总和为72.14%。测风塔低层10m高风速在1-9m/s出现的频率较高，总和为75.02%；风能在11-21m/s出现的频率较高，总和为72.08%。5）4586#测风塔在完整年的风向较集中，70m、50m、10m高主导风向均为NNW，次主导风向为NW；70m、50m、10m高主风能密度方向均为NNW,次主风能密度方向为NW。6）风电场大风月出现在秋末和春、冬季节，风速、风功率密度较大；小风月出现在夏季和初秋季节，风速、风功率密度较小。风速、风功率密度在12月份最大，在7月份最小；4586#测风塔各高度风速、风功率密度典型日变化规律并不显著，且日变化规律基本一致。由于风功率密度与风速是立方关系，因此，风功率密度变化比风速变化幅度更大。7）对照《风力发电机组安全要求》（GB18451.1-2001）及IEC相关标准，初步确定风电场的风区等级为IECⅡB级。由于本风电场为山区风电场，风速受地形的影响较大，因此，风电场内可能存在风区等级超过上述级别的区域，建议下阶段配合风机厂商进行逐台风机的荷载计算以确定风机的适用性。-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告第一章工程地质-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告1工程地质1.1前言1.1.1工程概况XXXX县位于大同市东南部，该县西北部地区海拔较高，风力资源比较丰富。拟建甸顶山风电场规划总装机容量为200MW。分四期工程建设，每期工程建设规模为49.5MW。本工程为三期，在一期工程的东侧，规划占地面积约57km2，地理位置为东经113°56′~114°04′，北纬39°50′~39°56′之间，所处区域为高山区，海拔高度在1436~2377m之间，地形起伏变化很大。境内交通道路主要有S303省道及村间公路，交通较便利。1.1.2勘测任务要求2010年06月07日，勘测工程部岩土室接到院信息协作平台中新能源风电土建专业提出的XXXX风电场三期工程可行性研究阶段的勘测任务书流程，其主要内容如下：1）依据国标《岩土工程勘察规范》（GB50021-2001）及《火力发电厂岩土工程勘测技术规程》（DL/T5074—2006）提出可研阶段勘察成果。2）查明场址区的地形地貌特征及地质构造。3）初步查明场址及附近的不良地质现象，并对其危害程度和发展趋势作出判断，防治的初步方案。4）初步查明场址范围内地质成因、时代、分布及各层岩土的主要物理力学性质、地下水埋藏条件，以及地下水、土对混凝土和金属的腐蚀性。5）确定场址区的地震基本烈度，地震加速度。6）当抗震设防烈度为6度及以上时，确定场区地土类型和建筑物场地类别。7）初步查明场区有无压矿情况及采矿对场区稳定性的影响，并研究和预测可能影响场址稳定的其他环境地质问题。8）调查了解场址区最大冻结深度。9）对工程中的地基处理问题，进行论证并提出建议。10）根据场址区地形地貌及地质条件，划分对建筑抗震有利、不利和危险地段。-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告11）评价地震作用下发生滑坡、崩塌或塌陷的可能性。12）评价地基内软弱层发生震陷的可能性。13）勘测点的布置及深度要求应满足《岩土工程勘察规范》GB50021-2001规范相关规定。1.1.1执行标准本工程执行及参照的标准主要有：《岩土工程勘察规范》（GB50021—2001（2009年版））；《建筑地基基础设计规范》（GB50007—2002）；《建筑抗震设计规范》（GB50011—2001（2008年版））；《风电机组基础设计规定》（FD003-2007）。1.2区域自然地理及地质概况1.2.1自然地理XXXX县位于山西省东北部，地处恒山山脉东缘。东与河北省蔚县交界，西与浑源县毗邻，北与阳高县和河北阳原县接壤，南邻灵丘县。XXXX风电场三期工程地处XXXX县与阳高县交界地带。本期风电场规划占地面积约57km2，地理位置为东经113°56′~114°04′，北纬39°50′~39°56′之间，所处区域为高山区，海拔高度在1436~2377m之间，地形起伏变化很大。风电场地理位置见图3.2-1。-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告图3.2-1风电场地理位置图1.1.1气象、水文XXXX县属东亚大陆性季风气候中温带亚干旱区。气候特点是春季干燥多风，温度回升；夏季温度高，雨量多而集中；秋季温度下降快，前段雨量多，后段急遽减少，多晴朗凉爽天气；冬季寒冷少雪。多年平均降雨量约为200~600mm，降雨量年际及年内分配极不平衡。最大冻土深度145cm。境内河流主要为壶流河，发源于浑源境内，为桑干河支流，属于永定河水系。境内泉水44处，均注入壶流河，以水神堂泉最大。1.1.2地形地貌XXXX县地处恒山东缘，海拔930m~2420m左右，山岭纵横，属中低山区。西部属恒山干脉。全县境内山势连绵起伏，中部有4块小盆地，向东渐低，壶流河出境为最低点，海拔930m。境内西北部最高山黄牙尖海拔2420m。1.1.3区域地质概况XXXX县地处恒山东缘，区内主要出露地层主要有有太古代（桑干纪）、元古代（震旦纪）、古生代（寒武纪）、中生代（侏罗纪）和新生代（第三纪、第四纪）地层。-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告山西广灵甸顶山风电场三期工程图3.2-2区域地质图太古界桑干系地层主要为片麻岩、大理岩和白云岩等。元古界长城系地层主要为白云岩、石英岩、黄绿色页岩及大理岩等。古生代寒武系地层主要为白云岩、鲕状灰岩、泥灰岩和竹叶状灰岩、紫色页岩、石英砂岩、砂页岩等。中生界侏罗系地层为燕山期壳源重熔型侵入岩浆岩，主要为闪长岩、石英闪长岩、花岗闪长岩等。新生界地层为第三系红色粘土及第四系黄土（粉土、粉质粘土等）。1.1区域构造及地震地质从大地构造位置而言，本地区属于燕山台褶带的西端，又属于山西断裂隆起，长期处于上升剥蚀状态。区域内存在四条深断裂：六棱山山前断裂、恒山北山前断裂、蔚广盆地南缘断裂、壶流河断裂（见图3.3-1）。-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告山西广灵风电场三期位置图3.3-1地震构造图1）六棱山山前断裂（F1）：又称为阳原盆地南缘断裂，东起阳原化稍营油房，西至大同麻峪口一带，全长130km。断裂总体走向NE-NEE，倾向NW，倾角600-800，是阳原盆地南缘主控边界断裂。近年来开展的古地震研究表明晚更新世晚期以来该断裂曾发生多次古地震。断裂沿线近年来还发生过1989年6.1和1991年5.8级2次破坏性地震，2010年4月发生4.5级地震，说明该断裂是一条发震断裂，属于强烈全新活动断裂。风电场距该断裂距离大于2km。2）恒山北山前断裂（F2）：是大同盆地南侧的主控边界断裂，走向NE，倾向NW，倾角650-700，全长120km。该断裂在全新世6000年左右以来有过明显活动。沿该断裂有现代小震活动。风电场距该断裂距离大于10km。3）蔚广盆地南缘断裂（F3）：该断裂西起XXXX县的贺家窑，向东至蔚县的上河村一带，全长120km，总体走向NEE-NE，倾向NW，倾角500-700，总体向南弧形弯曲。根据断裂展布和几何结构和活动差异，可将其划分为5个断层段，自东向西为上河-东金河口段（Q2活动）、西金河口-南杨庄段（Q4活动）、南柳河口-西加斗段（Q4活动）、西加斗-下林关段（Q3活动）、香炉台-上白羊段（Q2活动）。风电场距该断裂距离大于20km。-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告4）壶流河断裂（F4）：为蔚广盆地中的一条隐伏断裂，沿壶流河展布，断裂附近发生过1618年6.5级地震，推测为晚更新世活动断裂。风电场距该断裂距离大于20km。根据资料，历史上XXXX县城西部发生过6级以上地震，近代没有发生过地震。甸顶山风电场场址远离上述断裂，根据有关规程规范，拟选风电场地所处构造位置属于稳定场地区。综上所述，本区属地震活动相对稳定区，区域断裂构造对场址稳定性不构成影响。因此，拟选场址区为相对稳定区，适宜建风电场。1.1场址工程地质条件1.1.1地形地貌风电场位于XXXX县西北部，属中低山区。本期风电场规划占地面积约57km2。场地内部地形为连绵起伏的山脉和沟谷，高程在1479~2420m之间，地形起伏变化很大，山势较陡峻，坡度一般大于30°。山顶较平缓，灌木、草等植被发育。基岩裸露少，主要分布在顶峰或山顶边缘地带，但覆盖层相对较薄。沟谷及山脚为坡积裙及荒地及少量农田，覆盖层较厚，少见基岩，多见黄土及碎石。1.1.2地质构造拟选风电场址区域山体两侧存在次级小断裂，规模小，距离短，对于场址稳定不构成影响。1.1.3地层岩性及物理力学指标根据区域地质资料，风电场址主要坐落于山顶部。当地的山多为“猪背岭”，即山顶范围比较平坦开阔。除少量基岩出露外，大部分地段上部存在覆盖层，主要为粉土及块（碎）石，下部地层主要为寒武纪石灰岩、长城纪高于庄组白云岩、燕山旋回闪长岩及变质大理岩。地层岩性叙述如下：①粉土：黄褐色~深褐色，稍湿~湿，稍密，不均匀，粉质感强，韧性及干强度低，摇振反应迅速，局部含粉质粘土。该层厚度较薄，一般多在0.50~2.50m之间。W0=18.0~20.3%，ρ0=1.76~1.82g/cm3，e0=0.830~0.875，C=8.0~12.0kPa，φ=20.0°~24.0°，地基承载力特征值fak=110~120kPa。-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告黄土状粉土：浅褐黄色，稍湿，稍密状态，无光泽，含碎石，具大孔隙，见钙质条纹，摇振反应中等，干强度及韧性低。在山间坡脚及沟谷内有分布，厚度0.50~5.00m不等，局部厚度超过10.00m。W0=10.0~18.0%，ρ0=1.50~1.60g/cm3，C=6.0~12.0kPa，φ=15.0°~22.0°，地基承载力特征值fak=120~130kPa。②块（碎）石：灰白色，稍湿，密实，粒径多大于20cm，填充物为粉土，棱角状，含量及分布不均匀，局部含量少。厚度一般为0.50~1.50m，局部大于2.50m。W0=10.0~15.0%，ρ0=2.00~2.15g/cm3，C=5.0~10.0kPa，φ=30.0°~34.0°，地基承载力特征值fak=180~220kPa。③白云岩、灰岩、白云质灰岩、石英岩、石英砂岩：寒武系中统（∈2）及中元古界长城系（Chg），灰色~灰白色，隐晶质，块状或厚层状结构，岩层厚度为中厚层~巨厚层，致密，场地范围内大面积分布。表层多呈强风化状态，组织结构基本破坏，风化节理裂隙发育，裂隙间充填物主要为粉土，沿节理面有次生矿物，岩体较破碎，本层厚度1.50～2.00m。岩体基本质量等级为Ⅴ级。ρ0=2.30~2.40g/cm3,τs=20~30kN/m2，地基承载力特征值fak=400~600kPa。下部为中等风化状态，局部表层亦呈中等风化状态，组织结构部分破坏，风化裂隙一般发育，节理面有次生矿物，岩体较完整，可见已风化成40cm左右的岩块，岩石质量指标较好，岩体基本质量等级为Ⅲ~Ⅳ级。ρ0=2.40~2.50g/cm3,τs=30~40kN/m2，地基承载力特征值fak=800~1000kPa。④闪长岩、片麻岩、大理岩、片岩、变粒岩、页岩：为中元古界长城系（Chg）、侏罗系燕山期旋回（δ52）地层，灰褐色、灰色、紫红色，块状结构，岩层厚度为薄层~中厚层，主要分布在场地北部。表层多呈强风化状态，组织结构基本破坏，风化节理裂隙发育，裂隙间充填物主要为粉土，沿节理面有次生矿物，岩体较破碎，本层厚度1.50～2.00m。岩体基本质量等级为Ⅴ级。ρ0=2.20~2.30g/cm3,τs=10~20kN/m2，地基承载力特征值fak=400~500kPa。下部为中等风化状态，组织结构部分破坏，风化裂隙一般发育，节理面有次生矿物，岩体较完整，岩体基本质量等级为Ⅳ级。ρ0=2.30~2.40g/cm3,τs=20~30kN/m2，地基承载力特征值fak=600~800kPa。-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告1.1.1地下水根据现场测绘及调查了解，风电场场址区为海拔较高的山体，目前无地下水，但在雨水季节，地势低洼地段地表或覆盖层中有暂时存水，时间相对较短，水量小，可不考虑地下水位对地基基础的影响。1.2水、土腐蚀性评价拟选风电场为岩石地基，地下水位埋深大，只在雨水季节，低洼地段地表或覆盖层中有短时存水，但蒸发较快，根据地区建筑经验，可不考虑地下水对建筑材料的腐蚀性。根据区域资料，地基土对混凝土结构、钢筋混凝土结构中的钢筋具微腐蚀性。1.3场地与地基的地震效应按照《建筑抗震设计规范》（GB50011—2001（2008年版））要求，考虑到风电场地形地貌条件和地层分布的特点，综合判定拟选风电场址属于可进行建设的一般场地。根据《中国地震动峰值加速度区划图》（GB18360-2001）、《建筑抗震设计规范》（GB50011-2001），拟选风电场区地震设防烈度为7度，设计基本地震加速度为0.15g，地震动反应谱特征周期为0.25s，设计地震分组为第一组。根据区域地质条件，山体规模厚度巨大，覆盖层薄，多小于2.00m，为稳定的岩体，依据《建筑抗震设计规范》（GB50011-2001（2008年版））有关规定，判定场地土类型为岩石或坚硬土，建筑场地类别为Ⅰ类；山间坡脚及沟谷中覆盖层3~50m，场地土类型为中软土，建筑场地类别为Ⅱ类。1.4矿藏及不良地质作用风电场区域内有小铁矿及大理石矿分布，本次踏勘发现几处正在开采，主要分布在北部。小铁矿都属于接触交待形的“矽卡岩”式铁矿，规模、面积小，储量也不大，对周围影响的范围也很小。大理石矿有数个采石点，多在寒武系与燕山旋回岩浆岩接触部位，待风机布置时根据矿点位置进行避让既可。风电场址区位于山体较平坦的顶部，山丘浑圆平缓，无滑坡、崩塌、泥石流、采空等不良地质作用，不存在压矿问题；不考虑地震液化影响。-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告1.1地基方案风电场址地表覆盖层较薄，下部山体基岩和碎石强度较高，承载力特征值fak一般大于300kPa，地基土力学性质较好，因此，大部分风机可采用天然地基方案。局部粉土及黄土状土较厚地段建议不要布置风机，如确需布置，则需考虑进行地基处理（待风机位置确定后，可根据具体地质情况判定如何处理）。1.2结论及建议1）拟选风电场址区距离第四纪全新世活动断裂较远，属相对稳定地块，为可进行建设的一般场地，适宜风电场建设。2）风电场址区无崩塌、滑坡、泥石流等难以克服的不良地质作用。3）风电场区域内有小铁矿及大理石矿分布，矿点对周围影响的范围较小，在风机布置时避开既可。4）场址地貌类型为中低山，山势较陡峻，山体地表覆盖层为粉土及碎石，较薄，下部为寒武纪石灰岩、长城系白云岩和侏罗系闪长岩。5）可不考虑地下水对地基基础的影响和对建筑材料的腐蚀性；地基土对混凝土结构、钢筋混凝土结构中的钢筋具微腐蚀性。6）依据《中国地震动峰值加速度区划图》（GB18306-2001），风电场抗震设防烈度为7度，设计基本地震加速度值为0.15g，地震动反应谱特征周期为0.25s。山体覆盖层薄，建筑场地类别按Ⅰ类考虑，地基土类型为岩石或坚硬土；山间坡脚及沟谷中覆盖层3~50m，场地土类型为中软土，建筑场地类别为Ⅱ类。7）风电场址山体基岩和碎石强度较高，承载力特征值fak一般大于300kPa，地基土力学性质较好，均可采用天然地基方案；对可能存在风机的局部粉土及黄土状土较厚地段建议进行地基处理。8）最大冻土深度可按1.45m考虑，标准冻深按1.40m考虑。-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告第一章项目任务与规模-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告1项目任务与规模1.1地区经济现状与发展规划1.1.1地区经济现状大同地处晋、冀、蒙交界处，区位条件比较优越，交通、通信较为便利，矿产资源颇为丰富，旅游资源声誉中外，工业基础比较雄厚。全市面积14112.56平方千米，人口284.8万。大同市矿藏资源丰富，是我国著名的"煤都"，煤炭储量大、质量好、热值高，已探明的煤炭总储量达376亿吨，是我国重要的优质动力煤生产基地。境内地下矿藏还有金、银、铁、铜、铝、锌、磷以及石灰石、云母、石墨、大理石、花岗石等。2009年全市地区生产总值完成596.1亿元，增长2.3%；社会消费品零售总额264.7亿元，增长14.5%；财政总收入120.9亿元，下降1.1%；一般预算收入47.6亿元，增长2.0%；城镇居民人均可支配收入14585元，增长6%；农民人均纯收入3589元，增长7%。1.1.2地区经济发展规划大同市政府已确定了“转型发展、绿色崛起”这一主题，强力推进工业化转型、城市化提升、生态化崛起、国际化拓展、科学化发展，加快建设全国重要的新型能源基地、先进制造业基地、现代服务业基地，精心打造世界文化遗产旅游城市、国家历史文化名城、国家风景名胜区三大品牌；努力建设现代化区域中心城市。未来五年的主要奋斗目标是，到2012年，地区生产总值突破1000亿元，年均增长15.3%；城乡居民收入实现翻番，年均增长14.9%；空气质量达到国家二级标准。1.2电网现状及发展规划1.2.1电网现状大同市电网处于华北500kV环网框架的西部，山西电网的最北端，是山西电网与京津唐电网相联的枢纽。大同市电网通过大房Ⅰ、Ⅱ回500kV线路与京津唐电网相联，-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告大同电网在保证华北电网安全稳定运行、负荷指标控制方面，占有较为重要的地位。大同电网以500kV雁同站、大同二厂为电源支持，大唐云冈电厂、同煤电厂、大能热电厂、大热公司等地方电源注入，形成220kV双回路和环网系统。目前，220kV线路形成了以大同二电厂-北郊-马军营-开源路-大同二电厂，大同二电厂-开源路-马军营-北郊-高山-雁同-西万庄-大同二电厂两个单环供电网，以220kV大官Ⅰ、Ⅱ回、官阳线、官源线分别直供官堡、阳高、浑源、灵丘各站。截止到2008年底，大同电网已投入运行的输变电项目有：500kV变电站1座，主变2台，总容量1500MVA，500kV线路8条，境内总长度约330km；220kV变电站10座，主变19台，总容量2550MVA，220kV公用线路29条，总长度754km；110kV主变55台，总容量1946MVA，110kV公用线路81条，总长度1090km；35kV主变86台，总容量524.4MVA，35kV公用线路97条，总长度1001.59km。2008年底，大同电网接入220kV及以下电网的电源有：大唐云冈2×220MW、大能热电2×135MW、大同热电厂2×50MW、同煤集团煤矸石热电厂4×50MW、大同二电厂2×200MW、XXXX电厂2×1.5+2×6MW，共计6个电厂，总装机容量为1425MW；接入500kV系统的电源有：大同二厂4×200MW+2×600MW和塔山2×600MW，合计装机容量3200MW。2008年底大同电网接线图见图4.2-1。图4.2-12008年底大同电网接线图-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告1.1.1负荷预测1）大同市电力负荷预测大同市作为我国著名的煤炭、电力工业基地，国家历史文化名城，华北地区重要的交通枢纽，2002-2007年国民经济持续快速发展。大同市2008～2012年在国民经济和社会发展中，确定地区生产总值增长率为10.5%以上，该市将逐步调整产业结构，形成能源、冶金、机电、化工医药、建材等多元支柱产业。“十—五”随着塔山工业园区、大同市经济开发区、御东经济技术开发区等园区的迅速发展，将新增同煤集团同忻煤矿1000万吨/年、腾龙水泥410万吨/年、洁净能源（洗煤150万吨/年、焦化100万吨/年、化肥120万吨/年)、金属镁加工、大同水泥扩产190万吨/年、新源硅铝合金、七峰山钢厂、世纪星公司电石扩产等大型高耗能项目，以及阿拉宾度生物制药公司二期，威齐达药业等化工制药项目。考虑城市经济和社会发展综合因素,预测大同市2010年、2015年供电量为114×108kW·h、174×108kW·h，最大供电负荷达到1900MW、3074MW。大同市2010-2015年电力负荷预测详见表4.2-1。表4.2-1大同市2010-2015年电力负荷预测单位：×108kW·h、MW年度2010201120122015供电量114124135174最大供电负荷19002100231030742）XXXX县电力负荷预测根据山西省“十一五”两区经济发展规划和大同市“十—五”国民经济和社会发展规划纲要，XXXX县以经济建设为中心，以结构调整为主线，以达小康为目标,深入实施“工业强县、生态立县、民营富县、开放活县、科教兴县、依法治县”战略，加快推进龙型经济特色县建设。在今后的几年中，要把镁合金、水泥建材、白麻纸浆三大基地形成规模，生态畜牧业、农副产品加工业主导农村经济。其中，XXXX县“十—五”规划重大项目有：(1)广宽农产品有限责任公司3万吨小杂粮及6万吨宠物饲料建设项目；(2)北野食用菌业开发有限公司产业化栽培白灵茹项目；(3)XXXX精华化工集团肉羊产业化项目；(4)XXXX县天鼎铸造有限公司5万吨燃料乙醇项目；(5)XXXX县恒通石材开发有限公司年开采岗岩成品荒料2万m3、年加工花岗岩板材18万m2；(6)山西XXXX-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告精华化工集团有限公司镁合金产业化、4000t/d熟料新型干法水泥生产线项目。综合上述新建扩建项目，预计2010年XXXX县新增负荷30MW，考虑新增负荷的同时率和其他行业的自然增长，预测2010年XXXX县供电负荷74.5MW，供电量2.7×108kW·h。XXXX县电力负荷预测结果见表4.2-2：表4.2-2XXXX县电力负荷预测单位：×108kW·h、MW年度2010201120122015供电量2.73.03.34.4供电负荷74.582901201.1.1电网规划根据山西省电网规划情况，分别新建高山至雁同、高山至北郊的第二回220kV线路。大同220kV电网除现有的10座220kV变电站，大同220kV电网通过雁同～塔山2回线路、雁同～浑源1回线路和雁同～赵庄2回线路与雁同500kV站连接。“十—五”后两年大同电网新建御东变电站(2×150MVA)(由官堡、北郊各以2回接入该站)、塔山变电站(2×180MVA)(暂考虑双“π”入雁同-高山线路)、左云变电站(2×150MVA)(暂由塔山出2回线路接入)。至“十二五”初期，大同电网将形成雁同-赵庄-浑源-官堡-御河-北郊-高山-塔山-雁同220kV大环网，除浑源-官堡段为单环网外,其余均为双环网。1.2风电场建设必要性1）可持续发展的需要开发可再生能源是我国实现可持续发展的重要途径，也是能源战略的重要组成部分，我国政府对此十分重视，并为此颁布了《可再生能源法》，对可再生能源的开发和利用进行立法保护。为实现我国国内生产总值（GDP）翻两番的总目标，能源消耗亦将随之增长。当前我国的能源结构以常规能源（煤、石油和天然气）为主，由于常规能源的不可再生性，势必使能源的供需矛盾日益突出。风能、太阳能和潮汐能等新能源将是未来一段时间内大规模开发的能源种类。不管从技术、经济，还是规模上来看，风能都有一定的优势，随着风电机组国产化进程加快，风电机组的价格将进一步降低，风电的竞争力也将大大加强。作为可再生能源，风能的开发可以节约大量的燃料和水资源，改善地区能源结构。2）符合我国能源发展战略-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告开发新能源是国家能源发展战略的重要组成部分，《中华人民共和国电力法》规定：“国家鼓励和支持利用可再生能源和清洁能源发电”。国家发改委制订的《能源发展“十一五”规划》强调：“十一五”期间，重点发展资源潜力大，技术基本成熟的风力发电、生物质发电、生物质成型燃料、太阳能利用等可再生能源，以规模化建设带动产业化发展。规划2020年风电装机容量超过10000万千瓦，届时风电在电源结构中将约占全国发电装机容量10亿千瓦的10％，总电量的5％。3）优化当地能源和电力结构风力发电是目前新能源开发技术最成熟、最具有大规模开发和商业化发展前景的发电方式。本项目充分利用当地较丰富的风能资源建设风电场,所发出的绿色无污染电力,可以改善当地电力系统的能源结构,实现电力供应得多元化,提高电网中可再生能源发电的比例,优化电源结构,有利于社会和经济的可持续发展。4）推动当地经济发展加快本风电场的开发，会促进地区相关产业如建材、设备业的大力发展，对扩大就业和发展第三产业将起到显著作用，从而带动和促进地区国民经济的全面发展和社会进步。随着风电场的相继开发，风电将成为当地的又一大产业，为地方开辟新的经济增长点，对拉动地方经济的发展，加快实现小康社会起到积极作用。总之，不论从当地经济发展、人民生活质量的提高、节约能源和改善结构、提高社会综合效益方面分析；还是从就近向当地负荷供电，提高供电经济性，符合国家制定的能源战略方针，促进地区经济发展等方面分析，建设本风电场具有较大的经济、社会环境效益，其建设是必要的。1.1工程任务及规模XXXX甸顶山风电场规划装机容量200MW，分别为XXXX甸顶山一期工程（49.5MW）、二期工程（49.5MW）、山西阳高南顶山风电场48MW工程和三期工程（49.5MW）。XXXX甸顶山一期、二期和南顶风电场工程均已完成可研工作，本期工程为XXXX甸顶山三期工程。-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告第一章风电机组选型和布置-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告1风电机组选型和布置1.1风力发电机组选型1.1.1单机容量范围的选择近年来，随着世界范围内的风力发电市场的迅猛增长，风力发电技术也有了长足的发展，兆瓦级以上机组技术逐渐成熟，并逐步实现了商业化，目前世界范围内的平均单机容量已接近1.5MW，1.5-2.0MW级的风力发电机组成为目前的主流机型，在欧洲，离岸风电场主要安装2.5-3.0MW的风力发电机组，并且目前的风电机组多采用比较先进的双馈异步发电机或直驱式发电机。同时，为适应各种风况条件，在机型方面又细分为中低风速区型、内陆型和高风速区型机组，以及通过发展变桨、变速等技术来更大程度地利用风能。近年来我国在兆瓦级以下风力发电机组方面积累了大量的安装、运行、维护和管理经验，而且国内对于该等级的风力发电机组的研制、开发、制造也已趋于成熟，但由于该等级机组在技术上不具备先进性，属国际上的淘汰机型；近年来我国风电发展迅速，各风机厂商先后推出了兆瓦级的风力发电机组，我国的风力发电主流机型已开始向兆瓦级过渡。收集XXXX气象站1958-2008年的气温数据，年极端最低气温达到-34.9℃；同时根据对4586#测风塔实测气温数据的统计结果，实测时段小时气温低于-20℃的小时数有128小时，低于-30℃的小时数有4小时，实测时段极端最低气温达到-31.4℃。因此建议本风电场采用低温型风机。根据风电市场近年来的发展趋势，综合考虑目前国内外风力发电机组的制造水平、技术成熟程度、实际运行情况、价格水平和施工机械的吊装能力等因素，并针对甸顶山风电场的具体情况，初步选用单机容量为1500kW～2000kW的低温、变桨矩型风力发电机组来进行比选。5.1.2机型选择本阶段从单机容量分别为1500kW、1650kW、2000kW的机型中选出七种-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告技术较为成熟，有一定运行业绩的风力发电机组进行技术经济比较，各机组主要技术参数见表5.1-1。表5.1-1各风电机组的主要技术参数统计表所选机型WTG1WTG2WTG3WTG4WTG5WTG6WTG7类型双馈异步双馈异步双馈异步双馈异步双馈异步双馈异步双馈异步直径（m）77777777878082扫风面(m2)4657465746564630594550275332叶片数（个）3333333叶轮朝向上风向上风向上风向上风向上风向上风向上风向切入风速（m/s）333333.53额定风速（m/s）14111111.310.913.511切出风速（m/s）25202225252525极限风速（m/s）59.559.559.559.559.557.452.5额定功率（kW)1500150015001500200020001650轮毂高度（m）65656565708070设计寿命（y）20202020202020上述选定的七种机型均为变桨风机，技术成熟可靠，并有着多台成功运行的经验。变桨距调节是沿桨叶的纵轴旋转叶片，控制风轮的能量吸收，保持一定的输出功率。变桨距调节较定桨距调节的优点是机组起动性能好，输出功率稳定，机组结构受力小，停机方便安全；变速运行方式是通过控制发电机的转速，使风机的叶尖速比接近最佳值，从而最大限度的利用风能，从而较定转速风机提高风机的运行效率。各机型功率曲线见图5.1-1，功率曲线幺值图见图5.1-2。-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告图5.1-1各型风机功率曲线对比图（标准空气密度下）图5.1-2各型风机功率曲线幺值图（标准空气密度下）1.1风电场总体布置1.1.1风电机组布置原则风电场区域为山区，在进行机组布置时，应考虑以下原则：1）不仅要考虑到每个机位最优，而且要考虑到各风机之间的相互影响，从而保证整个风电场的发电量最大；2）风机位尽可能置于风能高值区内；3）风机的排列应垂直于主风能方向；-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告4）风机之间行距离不能小于5倍风轮直径，列间距不小于3倍风轮直径，以减少尾流损失，两行风机之间以梅花型排列；5）风电场对村庄的噪音影响应满足环保要求；6）充分利用风电场的土地；7）风机场地坡度应满足交通运输及施工的要求；8）风机之间应相对紧凑，以减少集电线路及道路的投资。1.1.1风电机组的布置首先，以风电场区域数字化地形图及风资源数据为基础，采用WAsP软件对风电场风资源分布进行计算。50m高平均风速分布栅格图分别见图5.2-1。综合软件计算出的轮毂高度处风资源分布栅格图并考虑地形因素等影响，按尽可能利用风能、满足施工运输、缩短集电线路及节省土地等风机布置原则，分别针对1500kW和2000kW两种单机容量进行风电场机位布置，最终使用WAsP软件进行发电量计算。布置方案分别见图5.2-2、图5.2-3。-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告图5.2-1基于WAsP软件的风电场65m高风速分布图-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告图5.2-2风电场1500kW机位布置图-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告图5.2-3风电场1650kW机位布置图-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告图5.2-4风电场2000kW机位布置图1.1风电场年上网电量计算1.1.1发电量折减系数取值根据风电场测风资料和风机厂家提供的功率曲线，根据选定的风机位，采用WAsP软件计算各机型方案的理论发电量及尾流强度，在此基础上，要估算各方案的年上网电量，需在理论发电量基础上做以下修正。1）空气密度折减-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告空气密度折减系数计算公式为：空气密度折减系数=（1－风场空气密度/标准空气密度）*额定风速前的风能频率。WTG1~WTG7空气密度折减分别为5.5%、4.6%、4.3%、4.1%、6%、6.1%、7%。2）尾流损失折减本期风电场内各风机之间的尾流损失采用软件计算自动考虑。由于本风场为三期，前两期风场中一期与本期毗邻，风电场之间折减已在计算中考虑。3）风电机利用率考虑风力发电机组故障、检修以及电网故障，将常规检修安排在小风月，根据目前风力发电机的制造水平和本风电场的实际情况，拟订风机利用率为95%。4）保证功率曲线折减考虑到风电机组厂家对功率曲线的保证率一般为95%，在计算发电量时应适当考虑，因此风电机组担保功率曲线折减按5%考虑。5）叶片污染折减叶片表层污染使叶片表面粗糙度提高，翼形的气动特性下降，发电量下降。本风电场为山区，风沙较多，无霜期较短，叶片受损较大，使发电量下降。因此，本阶段叶片污染折减系数取4%。6）气候影响一般风力发电机组适应的温度范围为-20－+40℃，当风场的气温超出它的适应范围，风机将不发电，另外当气温下降到-10℃时风机的润滑系统和叶片的气动效应也将会受到影响；虽然本风电场拟采用低温型风机，但在低温环境下，其效率仍有较大下降。根据对4586#测风塔实测气温数据的统计结果，实测时段极端最低气温为-31.4℃；同时根据XXXX气象站1958-2008年的气温数据统计，年极端最低气温达到-34.9℃，如果按随着海拔每升高100米温度降低0.6℃计算，风电场最低气温可能会达到甚至低于-40℃，超出了风机适用的温度范围。因此，本风电场气候影响折减系数按5%考虑。7）控制和湍流折减控制湍流折减主要包括风机偏航、变桨、解缆或运行方式改变而使发电量产生减少以及由于湍流影响使风机出力产生下降两部分折减。本阶段控制及湍流折减系数取5%。8）场用电、线损等能量消耗考虑到本风电场为山区，海拔较高，地形较复杂，场内线路较长，且低温型风机冬季加热损耗也较大，因此，风电场场用电、线损及变压器损耗较大，折减取6%。-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告9）风电场之间相互影响本风场为三期工程，一期风场在本期风场西侧且与本期风场乡邻，在软件计算中已考虑风场间相互影响，不再增加折减。各机型总折减系数分别为64.5%、65.4%、65.7%、65.9%、64%、63.9%、63%。1.1.1上网电量估算结果考虑以上折减系数后，估算出本风电场七种机型年上网电量、平均单机上网电量、年可利用小时数和平均容量系数，详细数据见表5.3-1。表5.3-1各机型发电量参数统计表各拟选机型发电量WTG-1WTG-2WTG-3WTG-4WTG-5WTG-6WTG-7单机容量(kW)1500150015001500200020001650风轮直径(m)77777777878082轮毂高度(m)65656565708070台数（台）33333333242430总容量（MW）49.5049.5049.5049.5048.0048.0049.50尾流影响（%）1.132.662.372.561.801.442.32发电量总折减（%）64.565.465.765.964.063.963.0平均单机净发电量（GWh）4.794.394.764.706.486.005.58平均单机上网电量（GWh）3.092.873.123.104.153.833.51风场年上网电量（GWh）101.9394.70103.11102.2599.5591.95105.30等效年利用小时（h）2059191320832066207419162128容量系数0.230.220.240.240.240.220.241.1.2机型技术经济比较根据各风机厂商提供的资料，不同的风机有不同的轮毂高度和理论发电量，随着轮毂高度的变化，发电量也有所不同。本项目对以下七种不同机型进行比选。为了分析该几种方案的优劣，分别对各方案进行了发电量、发电机组部分投资和发电机组部分运行成本进行了计算和比较，其结果如表5.3-2。表5.3-2七种机型技术经济比较结果表方案单位WTG-1WTG-2WTG-3WTG-4WTG-5WTG-6WTG-7装机容量MW49.549.549.549.5484849.5单机容量kW1500150015001500200020001650-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告轮毂高度m65656565708070风轮直径m77777777878082台数台33333333242430年等效利用小时h2059191320832066207419162128年上网电量MWh101934947021031151022549954891955105300发电机组投资万元35037325563278532836316863255133282运营期成本小计万元2969281528332837274428092871度电成本元/kWh0.29120.29730.27470.27740.27560.30550.2726通过上表分析与比较，WTG7方案的度电成本最低，本项目推荐采用WTG7方案。在主机招标阶段，业主应根据各制造厂家的报价和经过权威机构认证的功率曲线，并结合现场施工条件进行综合比较分析，最终确定风电场的风机型号。1.1.1推荐机型坐标及其上网电量经综合考虑，本阶段使用WTG7机型排布风机并计算风电场上网电量。WTG7机型单机容量为1650kW，轮毂高度为70m，叶片长度为82m，共布置30台风机，风电场总容量为49.5MW。风电场年上网电量为105.30GW·h/y，平均单机上网电量为3.51GW·h/y，年等效利用小时数为2128小时，平均容量系数为0.24。WTG7方案详细发电量计算成果表见表5.3-3。表5.3-3WTG7详细发电量计算成果表风机编号X坐标-东(m)Y坐标-北(m)海拔高程（m）净发电量（GWh）年平均风速（m/s）上网电量（GWh）年等效利用小时数1500262.9441355417924.466.282.8117012499511.8441277818204.906.623.0818693500298.8441392618154.756.572.9918134500211.9441318917854.956.843.1218885499657.7441309618295.076.803.2019376495511.6441446322105.277.023.3220117500510.5441454218365.317.113.3420278500283.2441431018605.347.083.3620389496987.5441742221225.357.053.37204110500802.3441472118015.417.223.412064-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告11495668.8441746921425.407.373.40206112495297.5441485922555.417.103.41206613495676.3441713321605.477.563.44208714498360.8441727020225.537.403.48211015497824.0441715420835.557.333.50212116496527.9441777121935.607.323.52213617498669.0441740519875.777.763.64220418495024.7441566823315.757.703.62219719497413.3441731321305.827.593.66222020499018.9441748919425.827.933.66222121495543.8441682422205.968.283.75227422495107.2441524823156.007.933.78229023495778.6441782722176.087.973.83232024499298.6441766219686.138.363.86234125495371.6441654522406.138.613.86234026494927.3441610523686.298.143.96240027498230.2441697121126.298.283.96240228495104.6441636323406.478.804.08247029496125.5441789922606.518.844.10248530500613.7441317917714.556.492.8617361.1结论与建议1）根据风电场风能资源、地形地貌等条件以及风电市场近年来的发展趋势，选择单机容量范围在1500kW～2000kW。本阶段选用WTG1-1500、WTG2-1500、WTG3-1500、WTG4-1500、WTG5-2000、WTG6-2000、WTG7-1650共七种机型进行技术经济比较。2）经综合考虑，本阶段采用WTG7机型方案，其单机容量为1650kW，轮毂高度为70m，风轮直径为82m，共布置30台风机，风电场总容量为49.5MW。3）风电场年上网电量为105.30GW·h/y，平均单机上网电量为3.51GW·h/y，年等效利用小时数为2128小时，平均容量系数为0.24。-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告4）风场内虽然有三座测风塔，但由于4588#、4616#两测风塔错误数据较多，无法满足计算要求，在本报告中没有采用上述两测风塔测风数据。建议在上述两测风塔取得新的有效率较好的测风数据后，对本报告中结论进行复核。-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告第一章电气-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告1电气1.1电力系统1.1.1并网方案风电场并网电压等级为220kV。风电场升压站一期接入系统方案为：风电场升压站出1回220kV线路接入灵丘220kV站，远期待规划的XXXX220kV变电站建成后，考虑将该并网线路破口进XXXX220kV站。该方案已考虑远期风电送出，本期不增加出线。XXXX甸顶山风电场升压站并网方案见图6.1-1：图6.1-1XXXX甸顶山风电场升压站并网方案1.1.2风电场升压站及风电场主要技术原则1）电压等级及线路输送容量：本工程升压站电压等级采用220/35kV。并网线输送功率：风电场220kV并网线为1回，导线型号LGJ-2×300，最大输送功率477MVA（35℃）。-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告风电场内网络结构及集电线路输送功率：风电场内风机出口电压为0.69kV，每台风力发电机接一台升压变，将机端0.69kV电压升至35kV。再通过35kV集电线路汇集后送至风电场升压站低压侧，经风电场升压变升压至220kV后送入系统。风电场主升压站每台主变低压侧规划4～6回35kV出线；本工程接入主变下建成2回。2）风电场升压站主变容量：风电场规划装机容量为200MW，考虑站内2台主变，每台主变容量选择为100MVA。XXXX甸顶山一期工程和南顶风电场工程已各建设1×100MVA主变。本期工程与山西阳高南顶山风电场48MW工程共用一台主变。3）风电场升压站电气主接线：220kV主接线：规划采用单母线接线，已建成。35kV主接线：规划采用单母线分段接线，已建成。4）风电场升压站无功补偿：根据计算，风电场升压站每台主变下需装设容性动态无功补偿容量24Mvar。一、二期所接入主变下已装设24Mvar；本工程所接入主变的低压侧需装设24Mvar容性动态无功补偿装置，南顶风电场接入时已装设24Mvar，本期不建设。5）风电场升压站主变类型：主变采用有载调压变压器，主变抽头230±8×1.25%/37.5kV。6）风电场电气设备短路水平：升压站220kV电气设备短路水平按50kA设计。7）低电压穿越能力：根据《风电场接入电网技术规定》（国家电网科〔2009〕1465号），当电网发生故障引起风电场并网点的电压跌落时，在一定电压跌落的范围内，场内风电机组必须保证不间断并网运行。规定的风电场低电压穿越要求为：（1）风电场内的风电机组具有在并网点电压跌至20%额定电压时能够保持并网运行625ms的低电压穿越能力；（2）风电场并网点电压在发生跌落后2s内能够恢复到额定电压的90%时，风电场内的风电机组保持并网运行。-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告1.1风电场集电线路1.1.1集电线路概况本工程共有30台单机容量为1650kW的风力发电机组，总装机容量为49.5MW。集电线路电压等级为35kV。本风电场地貌属于属高山区，场地内部地形为连绵起伏的山脉，山势较陡峻。风电场升压变电站位于本期风电场西南部约4.5公里处。根据风机的分布、变电站的位置、单回线路输送容量及风电场地形地貌、地质、气象条件等因素，本工程选取了三回路直埋电缆与二回路架空线两种输送形式，并对35kV集电线路的三回路直埋电缆及二回路架空线两个方案进行了技术经济比较。1.1.235kV集电线路输送方案比较表6.2-135kV集电线路技术经济比较表（1650kW/台）方案名称比较内容35kV架空线路方案（二回）35kV电缆方案（三回）线路长度33.28km（折合成单回路）39.71km导线、电缆规格LGJ-240/30LGJ-150/25YJLV23-26/35-3×300YJLV23-26/35-3×70综合造价1824.24万元2303.18万元方案选择推荐方案通过上表比较看出，采用架空线方案，较电力电缆方案线路长度短6.43km，综合造价低478.94万元。综合考虑经技术经济比较结果，同时兼顾运行、施工、制造和周边环境等因素，本工程推荐采用架空线路方案。1.1.3选取结果风力发电机组采用“一机一变”单元接线方式，将风机机端电压升至35kV后接至场内35kV集电线路，经35kV的集电线路汇集后送至风电场变电站35kV开关柜。依据技术经济比较结果，本工程推荐采用架空线路输送型式，将30台风力发电机组分为2个回路，每回路各15台风机。集电线路总长度为25.31km，其中同塔双回线路长度为7.97km。主干线采用LGJ-240/30钢芯铝绞线,长度约为23.73km；分支线采用LGJ-120/25钢芯铝绞线,长度约为9.55km，地线采用GJ-50型号；第二回路分支采用架空线输送方式，与第二回路主干线连接采用电缆方式，电缆型号为YJV23-26/35-3×185-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告。杆塔形式采用铁塔和混凝土双杆相结合方式，基础形式采用混凝土大开挖基础。终端塔至升压站的电缆采用两根YJV23-26/35-3×185型号电缆，上塔电缆采用YJV23-26/35-3×50型号。经计算，风电场内集电线路电压降满足要求。集电线路方案示意图见图：6.2-1图6.2-1集电线路方案-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告1.1电气一次1.1.1电气主接线1）风电场建设规模（1）风电场部分：规划总装机容量为200MW，分别为XXXX甸顶山一期工程（49.5MW）、二期工程（49.5MW）、山西阳高南顶山风电场48MW工程和三期工程（49.5MW），本工程为规划中的三期工程。风电场一期、二期建设规模分别为49.5MW，南顶山风电场建设规模为48MW，本期建设规模为49.5MW。本期工程发电机单台推荐容量为1650kW，本期装设风力发电机组30台。每台1650kW风力发电机接一台1800kVA升压变压器，将机端690V电压升至35kV，经2回35kV架空线路送至风电场220kV升压站。（2）升压站部分：规划四期风电场共用一座升压站，升压站主变规划规模为2×100MVA，且两台主变均已建设，其中，一期工程与二期工程共用一台主变，本期工程与南顶山风电场共用一台主变。本期主变下35kV规划出线4回，南顶山风电场建成2回，本期建成2回。2）电气主接线220kV终期规划出线1回，前期已建成1回接入系统，本期不增加出线；终期规划220kV主接线采用单母线接线，前期已建成单母线接线，本期主变部分和220kV部分无新建内容，与前期共用主变进线和出线间隔，仍沿用前期已建成部分。35kV规划单母线分段接线，前期建成单母线分段，本期不变。本期主变低压侧规划出线4回，前期已上2回，本期2回。出线采用高压电缆引至围墙外线路终端塔，线路采用架空出线形式。380/220V站用电接线：采用单母线接线方式。站用变压器一主、一备。一台接在一期35kV母线上，另一台接在外接电源上。前期已上齐，本期不再建设。1.1.2短路电流计算及主要设备选择根据系统专业提供的2020年系统资料，本站短路电流计算结果如下：表6-1短路点名称各母线短路电流-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告有效值（kA）冲击值（kA）220kV母线d120.5852.4835kV母线d215.3339.4535kV箱变高压侧d33.869.970.69kV风机出口处d423.8061.72根据系统资料，变电站220kV电气设备短路水平按不小于50kA设计,35kV电气设备短路水平按31.5kA设计。I、升压站部分（1）主变压器：本期无新增设备。（2）220kV设备：本期无新增设备。（3）35kV电气设备35kV部分采用手车式开关柜，开断电流31.5kA。本期装设2面开关柜用于馈线回路。a.35kV真空断路器额定电压：35kV额定电流：1250A额定开断电流：31.5kA动稳定电流（peak）：80kA热稳定电流（R.M.S）：31.5kA，4s-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告b.35kV电流互感器额定电压：　35kV二次组合：　5P20/5P20/0.5/0.2S额定电流比：200-400-600/1A各卷二次负担:0.2S级10VA5P20/0.5级15VAc．氧化锌避雷器型号：HY10W-51/134（4）消弧消谐装置：前期35kV母线下已分别装设1面消除100A电容电流的消弧消谐柜，本期不再加装。（5）35kV动态无功补偿装置：终期共配置6Mvar感性，且每台主变下配置24Mvar容性无功。一期已建设一套24Mvar容性+6Mvar感性的TCR型动态无功补偿装置，南顶山风电场已建设一套24Mvar容性TCR型动态无功补偿装置；本期与南顶山风电场共用一套动态无功补偿装置，不再安装。（6）电力电缆：35kV及0.69kV电力电缆采用交联聚乙烯绝缘电缆。II、风电场部分a.风力发电机选用具有低电压穿越能力的发电机组。额定电压：690V额定容量：1650kW功率因数：-0.95~+0.95可调b.箱式变压器箱变低压侧短路水平按50kA选择，箱变高压侧短路水平按31.5kA选择。型号：S11-1800/35容量：1800kVA电压变比：37.5±2×2.5%/0.69kV接线组别：D,yn11阻抗电压：Ud=6.5%-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告1.1.1电气设备布置风电场部分，发电机升压变压器采用箱式变压器，放置在风机塔筒15米以外位置。低压侧电缆穿管敷设出风机基础后直埋，穿管进入箱式变压器低压室。箱式变压器高压侧35kV高压电缆直埋至集电线路杆塔。升压站部分，前期规划35kV配电装置、主变压器和220kV配电装置及主控楼布置在220kV升压站内。220kV配电装置采用GIS布置型式，35kV部分采用户内开关柜；本期仅在前期预留位置装设两面35kV开关柜。1.1.2风电场用电系统风电场：风机所需的电源引其所带的干变。升压站：站用电工作电源从35kV母线上引接，备用电源从施工完工后保留的施工电源引接。接在一期35kV母线上的站变选用容量为800kVA的干式变压器，接在外接电源上的备用站变选用容量为250kVA的干式变压器。在工作电源失去后，站用电从地区取得备用电源，维持站用电负荷正常供电。站用电系统为0.4kV单母线接线，由低压配电屏组成。两台站变前期均已上齐。配电盘设置在低压配电室中。前期已建成，本期无新建。控制系统和保护装置的直流负荷由前期设置的220V直流系统供电。1.1.3过电压保护及接地1）绝缘配合及防雷接地风力发电的特点为风机宜安装在凸出的风口处，以充分利用风能，这样极易成为雷电的攻击目标。所以对于风电场如何做好防雷，接地系统尤为重要。（1）防雷保护防雷保护按《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》DL/T620-1997的要求进行设计，并应满足风力发电机制造厂的要求。风电场直击雷保护通过风电机组上的避雷针保护来实现，保护范围的计算采用现行过电压保护规程的计算方法。升压站内防雷保护系统在一期建成，本期无扩建。（2）接地保护-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告接地装置按《交流电气装置的接地》DL/T621-1997的要求进行设计。所有电气设备的外壳及架构、设备支架、基础的金属部件都应与地网可靠连接。风电场的接地：风力发电机组的接地：本风电机组的保护接地、工作接地、过电压接地使用一个总的接地装置。其接地体首先利用风力发电机基础作为自然界接地体，再敷设人工接地网，以满足接地电阻的要求。主接地网采用以水平接地网为主垂直接地网为辅的复合地网。风电场水平接地网和设备接地引下线均采用－60×6镀锌扁钢，Φ70钢管作为垂直接地体。风机升压变接地：风机升压变接地网采用以水平接地网为主，垂直接地网为辅的复合地网，水平接地网和设备接地引下线均采用－60×6镀锌扁钢，Φ70钢管作为垂直接地体。风机的接地网和风机升压变的接地网连为一体，接地电阻不满足要求时可与线路杆塔地网相连。均详叙如下：A）风机、变压器、变压器中性点采用共网的接地方式。变压器主接地网与风机外环形地网之间的连接扁钢的长度应大于15m。B）当一组风机、变压器的地网不满足4Ω的阻值要求时，每台风机可采用增加射线形地网的方式降阻。如果做完三条射线后，接地电阻仍然达不到要求，则要将风电机组的接地网与集电线路的地网相连，连接扁钢大于15m。与升压变相邻的线路杆（塔）的地网不允许往升压变方向做射线。连接完后应对接地电阻进行测量，如实测值仍达不到要求，可与相邻风机、变压器地网相连，连接个数不限，直到满足为止，连接材料选用2根－60×6的扁钢。升压站的接地：升压站的接地网采用以水平接地网为主垂直接地网为辅的复合地网。水平接地网采用－60×6镀锌扁钢，设备接地引下线均采用－60×8镀锌扁钢；Φ60钢管作为垂直接地体，以满足0.5Ω的阻值要求。前期已建成。1.1.1照明1）常用照明建筑物照明：本期无新增，前期已上齐。室外照明：本期无新增，前期已上齐。-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告2）事故照明本期无新增，前期已上齐。本期升压站内无新建照明系统。3）风机照明风力发电机监控小间配套相应成套照明，由风机厂家提供。电源直接引自风电机组自带的干式变。4）箱变照明箱变照明取自箱变自带的干式变。1.1.1电缆设施电缆敷设：风电场部分电缆采用直埋或穿管，升压站部分采用电缆沟及埋管方式敷设。电缆防火：严格按照有关规程，对电缆通过的有关部位进行封堵处理。所有建筑物与室外电缆沟相连接处的进出口处，均应设置阻火墙。室外电缆沟交叉处及长距离电缆沟每隔100m设置一道阻火墙。阻火墙两侧电缆1.5m范围，需刷防火涂料。电缆穿管后管端的缝隙、穿电缆用的楼板孔洞、电缆沟壁预留的电缆孔以及各屏位底部的孔洞均应封堵。阻火墙采用无机速固堵料，小孔及缝隙的封堵采用有机软质堵料，材料必需通过国家消防部门的鉴定。防火墙的耐火极限为4h。1.1.2电气一次设备材料表-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告序号名称型号、规格及技术数据单位数量备注一35KV屋内配电装置1手车式出线柜含真空断路器和CT面2二防雷接地1铜排TMY-30X4米50等电位体2铜辫子100mm2米50用于箱体、设备接地端子与设备底座和支柱连接三电缆及防火材料1WSZD无机速固防火堵料吨12RZD软质阻火堵料吨0.53角钢50X5米204防火涂料千克1005防火隔板张56防火枕米³0.57动力电缆YJY23-0.6/1.0kV各型号米20008热镀锌钢管￠40米2509热镀锌钢管￠80米100四风电场部分1风力发电机组1500kW,690V,包括发电机及风电场控制系统台33235kV箱式变压器S11-1600/35,1600kVA,37.5±2x2.5%/0.69kV台333低压电缆YJY23-0.6/1-3×185+1×95耐寒型km6.6每套机组5根，每根长约40m4热镀锌扁钢—60X6km12风机、升压变接地网加上它们之间的连线每套机组300m；变压器的地网与相邻的线路杆（塔）地网相连+在风机地网上向外做放射型地线每组200米，按10组考虑5热镀锌钢管￠70L=2500根495每套机组按15根考虑6防火材料RZD软质阻火堵料kg1320每套机组用量40kg7接地处理费万元100用于33台风机接地特殊处理1.1-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告1.1电气二次本期工程其配套的220kV升压站按无人值班、少人值守的原则设计，按运行人员定期或不定期巡视的方式运行。升压站监控系统一期工程已建设，本期工程仅需对监控系统进行扩容，并安装一套风电场监控系统，该两套综合自动化系统具有保护、控制、通信、测量等功能，可实现风电场及升压站的全功能自动化管理及风电场与地调端的遥测、遥信功能和与风力发电有限公司总部的监测功能。1.1.1风电场控制、测量和信号风电场监控系统分为现地监控和集中监控两部分。现地监控部分指在现地设置单机控制、保护、测量和信号部分，集中监控部分指在综合保护室对各台风力发电机组进行遥测和遥信。集中监控系统的对象包括本期工程安装的33台单机容量为1500kW的风力发电机组。1）风力发电机组现地控制风力发电机组的现地控制单元包括两部分：第一部分为监控单元，主要功能是控制风力发电机组；第二部分为电源单元，主要功能是使异步风力发电机组并入电网。现地控制单元设在每台风力发电机的塔筒内，采用触摸式键盘、显示屏幕方式进行人机对话。运行人员可以操作键盘对风力发电机组进行手动开机、手动停机、马达启动、风力发电机组向顺时针方向旋转。风力发电机组在运行过程中，控制单元持续监测风力发电机组的转速，使风力发电机组的制动系统维持在安全水平上，还可调节功率因数。在风力发电机组塔架上部发电机机舱里有手动操作控制箱，在控制箱上配有一些开关和按钮，如：自动操作/锁定的切换开关，偏航切换开关，风速计投入/切除转换开关，起动按钮，马达起动按钮，制动器卡盘钮和复归按钮等。2）风力发电机组保护、测量和信号为保证电力系统正常运行和供电质量，以及当电气设备发生故障时，能在最短的时限和在可能最小的区间内，自动把故障设备从电网中断开，以减轻故障设备的损坏程度和对临近地区供电的影响。因此风力发电机组配置以下的保护和检测装置：温度过高保护、过负荷保护、低电压保护、电网故障保护、振动超限保护、超速保护、防雷保护等。保护装置动作后，发出相应动作信号，并根据故障性质自动切除故障或使发电机退出运行。-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告风力发电机组配有各种检测装置和变送器，并可在屏幕上显示每台风力发电机组实时状态，如：当前日期和时间、叶轮转速、发电机转速、风速、环境温度、风力发电机组温度、当前的有功和无功功率、电流、电压、机组偏航情况、自安装之日起运行的总电量及每年所发的电量等。风力发电机组的计算机显示屏上可显示事故或故障的位置、数量、内容、日期和时间等信号。3）风机出口变压器的控制、保护、测量和信号风机升压变压器按箱式变压器考虑。箱变高压侧配置负荷开关和熔断器，作为变压器过载及短路保护，当发电机及电气设备发生短路故障时，能在可能最小的区间内，断开与电网的连接，以便减轻故障设备的损坏程度和对临近地区设备的影响；低压侧配置断路器（具备速断、过流、接地保护功能），作为风机出口至箱变低压侧的线路过载及短路保护。箱变装设轻瓦斯、重瓦斯等本体保护，重瓦斯及油温高应跳开箱变低压侧断路器。为实现对箱变运行状况进行监测，风机厂家提供的塔筒内风机控制器应能够采集箱变运行及异常信号，其中包括箱变高压侧负荷开关位置信号、熔断器熔断信号、低压侧断路器位置信号、箱变轻瓦斯报警、重瓦斯报警、压力释放和油温高跳闸等遥信量，以及箱变油温等遥测量，并将上述信号通过风电场光缆通讯网络上传至风机监控系统。值班人员可在升压站主控室监控风电场内风机升压变压器的运行状况。以上方案需在风机技术联络会时，与风机厂家协商，由风机厂家实现。4）风电场中控室控制、保护、测量和信号风电场中控室布置在220kV升压站内，与220kV升压站中控室在同一房间内。风电场中控室采用微机监控方式对本期工程范围内所有风力发电机组进行集中监控和管理。控制室内的值班人员或运行人员可通过人机对话完成监视和控制任务。5）风电场监控系统的通信网络风电场集中监控系统接入Internet网络通道或公用电话交换网通道，风电公司所在遥控中心可在集团公司办公室监测每台风力发电机组的单机运行状态信息及风电场有功功率和无功功率等相关信息。前期已经考虑该通信网络，本期工程接入前期即可。6）根据国家电网公司《风电场接入电网技术规定》Q/GDW392-2009，风电场计算机监控系统需与升压站监控系统进行通信，并可将以下信号上传至调度端：（1）单个风电机组运行状态；-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告（2）风电场实际运行机组数量和型号；（3）风电场并网点电压；（4）风电场高压侧出线的有功功率、无功功率、电流；（5）高压断路器和隔离开关位置；（6）风电场的实时风速和风向。此方案需在风机技术联络会时与风机厂家协商，由风机厂家提供开放的通讯规约，配合升压站综自厂家实现风电场与升压站监控系统的数据交换和联调工作。1.1.1升压变电站控制、保护、测量和信号1）监控系统由于220kV升压站监控系统于一期工程已建成，本期工程的控制、保护方式与前期保持一致，仅需对已安装的监控系统进行扩容。2）微机防误操作装置由于微机防误操作装置于一期工程已经安装完成，本期工程仅增加相应锁具，并对微机防误操作系统进行扩容。1.1.2系统继电保护及调度自动化1）概况本期工程与前期工程共用一台主变，主变在前期工程已建设，本期工程仅增加2回35kV线路。各种保护装置的配置应符合GB/T14285-2006《继电保护和安全自动装置技术规程》。2）35kV系统继电保护根据不接地35kV系统线路保护的配置原则，35kV线路测控保护装置配置速断保护、三段过电流保护，并具备小电流接地选线功能。以上保护采用微机型产品，装置集保护、控制、测量及远传功能于一体，安装在35kV线路开关柜内。3）系统调度自动化（1）调度关系维持原调度关系不变。（2）远动化范围-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告本期工程220kV升压变电站信息内容如下：a遥测：新增的35kV线路的有功功率，无功功率，三相电流；b遥信：新增的35kV线路断路器、隔离手车位置及接地刀闸位置信号；c遥控：新增的35kV线路断路器分、合；预告信号复归；（3）远动系统功能及技术指标：远动系统前期已经建成，本期仅进行相应的扩容。增加相应的采集设备，以及对软件进行升级。4）电能量计费系统方案本期工程建设的2回35kV线路装设多功能有无功电度表（共2只），精度为0.2s级，安装于本期建设的35kV线路开关柜内。5）相量测量装置(PMU)相量测量装置前期已经建设完成，本期工程仅需将新增的35kV线路（选择其中1回）的电流量接入已有的PMU装置，采用以太网口通过调度数据网上传信息。6）安全生产与营销实时监管系统根据中国XXXX集团公司XXXX生(2007)847号、XXXX信（2008）679号文件的要求，集团开始建设安全生产与营销实时监管系统，该系统将各风电场主要生产与营销实时数据（风机监控系统、变电站监控系统等）通过XXXX集团广域网或虚拟专用网络送到北京XXXX集团总部。系统在风场建设实时数据采集和存储平台，将生产控制系统的数据采集到电厂侧实时数据库，然后实现电厂实时数据库与集团总部实时数据库的镜像传输，完成生产实时数据的上传工作。由于一期工程已建设该监管系统，本期工程仅对该系统进行相应扩容。7）调度端自动化系统本期工程为地调配置相应的接口设备和模拟屏元器件扩容。8）远动通道远动系统一期已经建设完成，本期工程仅对远动系统进行扩容。远动通道不变。-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告序号名称型号、规格及技术数据单位数量设备来源一、风电场综自部分1风电场监控系统套1随风机厂家供货2控制电缆ZR-KVVP22系列km5用于风机控制柜和箱变之间传递信号二、升压站综自部分调度自动化系统（一）系统调度自动化调度端设备1大同地调地调接口设备和模拟屏元器件扩容+数据库套1软件修改+系统联调费2安全生产与营销实时监管系统（扩容）含风机监控系统前置机1台等设备+数据库套1软件修改+系统联调费（二）电气二次部分1微机监控系统扩容（含以下设备）套11.1微机防误操作闭锁装置扩容（含锁具)套11.235kV线路测控保护装置台2安装在35kV线路开关柜235kV电度表2.135kV线路电度表0.2S级多功有无功电度表只2安装在35kV线路开关柜3辅助材料3.1小母线φ8mm紫铜条m203.2双绞线m1003.3接地铜辫≥100m㎡m303.4控制电缆ZR-KVVP22系列km2第一章-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告第一章工程消防-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告1工程消防由于本期风电场接入原有风电场升压站，站内已有完善的消防系统，且不再增加主控楼、联合泵房、汽车库、材料备品库以及污水处理构筑物等建构筑物，因此本期只考虑新扩建的出线柜的配电室消防。1.1工程概况和消防总体设计1.1.1工程地点XXXX风电场三期工程地处XXXX县与阳高县交界地带，规划占地面积约64km2。东经113°55′～114°04′，北纬39°49′～39°56′之间。，所处区域为高山区，海拔高度在1479~2361m之间，地形起伏变化很大。风电场范围大致为：东以小关村-井洼-刘家沟一线为界，西以县界为界，南以桃树沟-刘家备沟—西梁沟为界。北到县界。本期建设规模49.5MW，本期风电场与一期风电场共用一座升压站，一期已建成。风电场升压变电站内主要建构筑物有：主控楼、GIS室、汽车库及材料备品库、联合泵房等建筑，以及主变压器基础、无功补偿装置基础、污水处理装置等构筑物。以上建（构）筑物均在一期工程考虑，本工程不再扩建。1.1.2消防设计依据1）《中华人民共和国消防法》2）《建筑设计防火规范》GB50016-20063）《火力发电厂与变电所设计防火规范》GB50229-20064）《水喷雾灭火系统设计规范》GB50219-955）《电力设备典型消防规程》DL5027-936）《变电站给水排水设计规程》DL/T5143-20027）《建筑灭火器配置设计规范》GB50140-20058）《建筑给水排水设计规范》GB50015－20039）《室外给水设计规范》GB50013－200610）《火灾自动报警系统设计规范》GB50116-200811）《建筑内部装修设计防火规范》(2001年局部修订)GB50222-1995-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告1.1.1消防设计原则1）一般设计原则（1）贯彻“预防为主、防消结合”的消防工作方针，做到防患于未“燃”。严格按照规程规范的要求设计，采取“一防、二断、三灭、四排”的综合消防技术措施。（2）工程消防设计与总平面布置统筹考虑，针对不同构（建）筑物和设施，采用多种消防措施。在工艺设计、设备及材料选用、平面布置、消防通道均按照有关消防规定执行。（3）风电场距离城镇较远，因此消防立足于自防自救。2）机电消防设计原则（1）消防供电电源可靠，满足相应的消防负荷要求。（2）主变压器、电缆及其他电气设备的消防设置按《火力发电厂与变电所设计防火规范》GB50229-2006、《电力设备典型消防规程》DL5027－93进行设计。（3）主要疏散通道、楼梯间及安全出口等处按规定设置火灾事故照明灯及疏散方向标志灯。（4）设置完善的防雷设施及其相应的接地系统。（5）电缆电线的导线截面选择不宜过小，避免过负荷发热引起火灾；消防设备采用阻燃电缆。（6）升压站内重要场所均设有通信电话。1.1.2消防整体设计方案本工程消防总体设计采用综合消防技术措施，从防火、监测、报警、控制、灭火、排烟、逃生等各方面入手，力争减少火灾发生的可能，一旦发生也能在短时间内予以扑灭，使火灾损失减少到最低程度，同时确保火灾时人员的安全疏散。本期工程设置常规消火栓给水系统，同时在扩建配电装置室等各构（建）筑物设置移动式灭火器。1.2工程消防设计1.2.1电缆消防设计1）电缆消防-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告电缆从室外进入室内的入口处及主控制室与活动地板下的电缆层之间，电缆沟内的电缆进入高压开关柜或低压配电屏等采取了防止电缆火灾蔓延的阻燃及分隔措施。具体措施是：电力电缆选用聚乙烯绝缘电缆，控制电缆选用阻燃电缆。电力电缆与控制电缆分层敷设，各层之间用防火隔板分隔，隔板的耐火极限不低于0.75h。所有电缆穿越的孔洞，均采用软质耐火材料封堵，孔洞两端2m以内的电缆均噴涂防火涂料保护。1.1.1安全疏散通道和消防通道通过对外交通公路及进站道路，消防车可到达站区，主控楼、汽车库、油品库及35kV配电室等升压站区，四周均设环形消防通道，消防通道宽度均大于等于4m，消防通道上空均无障碍物，满足规范要求。1.1.2消防给水设计本期升压站配电间室外消火栓系统已在原有工程中全面考虑。1.1.3消防电气1）消防电源本期扩建工程消防电源采用风电场220kV升压变电所已有消防系统电源。2）消防照明本期扩建工程配电室处应设置火灾事故照明灯及疏散方向标志灯。火灾事故照明灯及疏散方向标志灯采用蓄电池直流电源供电，可连续照明20min，最低照度不低于0.5lx。所有事故照明灯及疏散方向标志灯均加玻璃或非燃烧材料制作的保护罩保护。3）防直击雷及接地原升压站内直击雷保护通过独立的避雷针和架构避雷针保护来实现，本期扩建配电装置区由新增独立的避雷针和架构避雷针保护来实现。升压站所有设备均应在避雷针的保护范围之内4）消防通信-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告升压站内重要场所均设有通信电话。1.1.1消防监控系统在升压站设有易起火设备的房间（如配电间等）、电缆夹层、主变压器等处设置火灾探测及报警装置。报警控制器安装在值班室，火灾探测报警控制系统对火灾进行监测，向值班人员和现场区域发出警报。1.2施工消防1.2.1工程施工场地规划施工总体布置图见施工总平面布置图。1.2.2施工消防规划1）工程施工道路对外有公路相连通，道路宽度大于3.5m，并有充足的回转场地，场内通道不堆放材料等杂物，可作消防车道及紧急疏散通道。道路的具体规划、布置见施工总体布置图。2）消防电源从施工专用10kV施工电源获取。施工用电电缆电线导线截面积选择按工作电流及短路电流进行选择，并留有一定裕度。3）消防泵房采用非燃材料建造，设在安全位置，消防泵采用专用配电线路，引自施工现场总断路器的上端，以保证供电的可靠性。4）材料加工厂、设备及材料仓库和辅助加工厂等施工现场室外消火栓按每个消火栓保护半径不超过150m的要求配置，并配备有足够的水龙带，其周围3m内，没有其他杂物堆放。消防供水管路，进水干管直径不小于100mm。消防用水量不小于15L/s。5）临建区域内，每100㎡配备2只10L灭火器。大型临时设施总面积超过1200㎡，备有专供消防用的太平桶、蓄水桶（池）、黄砂池等设施。临时木工房、油漆房和木、机具间等每25㎡配置一只种类合适的灭火器，油库、危险品仓库应配备足够数量、种类合适的灭火器。消防设施周围不堆放物品，阻塞通道。6）施工现场设置的办公室、宿舍、厨房、厕所、浴室等临时设施采用混凝土硬底、砖砌墙体、轻钢屋架、压型钢板盖顶的临时房屋或活动板房、集装箱等型式的活动房屋-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告第一章土建工程-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告1土建工程1.1工程地质条件及工程等级1.1.1工程地质条件1）地形地貌风电场位于XXXX县西北部，属中低山区。本期风电场规划占地面积约57km2。场地内部地形为连绵起伏的山脉和沟谷，高程在1479~2420m之间，地形起伏变化很大，山势较陡峻，坡度一般大于30°。山顶较平缓，灌木、草等植被发育。基岩裸露少，主要分布在顶峰或山顶边缘地带，但覆盖层相对较薄。沟谷及山脚为坡积裙及荒地及少量农田，覆盖层较厚，少见基岩，多见黄土及碎石。2）地质岩性及物理力学性质根据区域地质资料，风电场址主要坐落于山顶部。当地的山多为“猪背岭”，即山顶范围比较平坦开阔。除少量基岩出露外，大部分地段上部存在覆盖层，主要为粉土及块（碎）石，下部地层主要为寒武纪石灰岩、长城纪高于庄组白云岩、燕山旋回闪长岩及变质大理岩。地层岩性叙述如下：①粉土：黄褐色~深褐色，稍湿~湿，稍密，不均匀，粉质感强，韧性及干强度低，摇振反应迅速，局部含粉质粘土。该层厚度较薄，一般多在0.50~2.50m之间。W0=18.0~20.3%，ρ0=1.76~1.82g/cm3，e0=0.830~0.875，C=8.0~12.0kPa，φ=20.0°~24.0°，地基承载力特征值fak=110~120kPa。②黄土状粉土：浅褐黄色，稍湿，稍密状态，无光泽，含碎石，具大孔隙，见钙质条纹，摇振反应中等，干强度及韧性低。在山间坡脚及沟谷内有分布，厚度0.50~5.00m不等，局部厚度超过10.00m。W0=10.0~18.0%，ρ0=1.50~1.60g/cm3，C=6.0~12.0kPa，φ=15.0°~22.0°，地基承载力特征值fak=120~130kPa。③块（碎）石：灰白色，稍湿，密实，粒径多大于20cm，填充物为粉土，棱角状，含量及分布不均匀，局部含量少。厚度一般为0.50~1.50m，局部大于2.50m。W0=10.0~15.0%，ρ0=2.00~2.15g/cm3，C=5.0~10.0kPa，φ=30.0°~34.0°，地基承载力特征值fak=180~220kPa。-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告④白云岩、灰岩、白云质灰岩、石英岩、石英砂岩：寒武系中统（∈2）及中元古界长城系（Chg），灰色~灰白色，隐晶质，块状或厚层状结构，岩层厚度为中厚层~巨厚层，致密，场地范围内大面积分布。表层多呈强风化状态，组织结构基本破坏，风化节理裂隙发育，裂隙间充填物主要为粉土，沿节理面有次生矿物，岩体较破碎，本层厚度1.50～2.00m。岩体基本质量等级为Ⅴ级。ρ0=2.30~2.40g/cm3,τs=20~30kN/m2，地基承载力特征值fak=400~600kPa。下部为中等风化状态，局部表层亦呈中等风化状态，组织结构部分破坏，风化裂隙一般发育，节理面有次生矿物，岩体较完整，可见已风化成40cm左右的岩块，岩石质量指标较好，岩体基本质量等级为Ⅲ~Ⅳ级。ρ0=2.40~2.50g/cm3,τs=30~40kN/m2，地基承载力特征值fak=800~1000kPa。⑤闪长岩、片麻岩、大理岩、片岩、变粒岩、页岩：为中元古界长城系（Chg）、侏罗系燕山期旋回（δ52）地层，灰褐色、灰色、紫红色，块状结构，岩层厚度为薄层~中厚层，主要分布在场地北部。表层多呈强风化状态，组织结构基本破坏，风化节理裂隙发育，裂隙间充填物主要为粉土，沿节理面有次生矿物，岩体较破碎，本层厚度1.50～2.00m。岩体基本质量等级为Ⅴ级。ρ0=2.20~2.30g/cm3,τs=10~20kN/m2，地基承载力特征值fak=400~500kPa。下部为中等风化状态，组织结构部分破坏，风化裂隙一般发育，节理面有次生矿物，岩体较完整，岩体基本质量等级为Ⅳ级。ρ0=2.30~2.40g/cm3,τs=20~30kN/m2，地基承载力特征值fak=600~800kPa。3）地震设防烈度根据《建筑抗震设计规范》本场地抗震设防烈度为7度，设计基本地震加速度为0.15g。建筑场地类别为Ⅰ类，地震动反应谱特征周期为0.25s；建筑场地类别为Ⅱ类，地震动反应谱特征周期为0.35s。设计地震分组为第一组。4）地下水类型、深度及其对混凝土侵蚀性的评价据岩土工程勘测报告，拟选场址区为海拔较高的山体，目前无地下水，但在雨水季节，地势低洼地段地表或覆盖层中有暂时存水，时间相对较短，水量小，可不考虑地下水对地基基础的影响。5）场地土、场地类型-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告根据区域地质条件，山体规模厚度巨大，覆盖层薄，多小于2.00m，为稳定的岩体，依据《建筑抗震设计规范》（GB50011-2001（2008年版））有关规定，判定场地土类型为岩石或坚硬土，建筑场地类别为Ⅰ类；山间坡脚及沟谷中覆盖层3~50m，场地土类型为中软土，建筑场地类别为Ⅱ类。1.1.1工程等级本期工程建设规模49.5MW，风电场升压变电站电压等级220kV，根据《风电场工程等级划分及设计安全标准》FD002-2007，本工程等别为Ⅱ等，工程规模为大(2)型。风电场升压变电站内建筑物一期已建成。1.2风电机组及箱式变电站基础1.2.1风电机组基础本期工程推荐的风机机型为单机容量1650kW，风轮直径82m，轮毂高度70m。可以判定风机地基基础设计级别2级，抗震设防分类为丙类。根据风机机位布置原则和风机厂家提供的荷载资料以及本阶段岩土工程勘测报告，风机基础可采用天然地基，基础埋深拟为3m（自然地坪以下），该深度以下较好的基础持力层为③石灰岩，地基承载力特征值fak≥280kPa，经估算风电机组基础采用直径约为17.0m的圆形扩展基础，可以同时满足风电机组对地基的承载力、变形及稳定性要求。风机基础设计荷载标准值及计算成果表如下：表8.2-1风机基础设计荷载标准值（不包含安全系数）工况名称Fr（kN）Fz（kN）Mr（kN*m）Mz（kN*m）正常运行工况255.9-2086.120054151.1极端荷载工况484.0-2082.835003492.4表8.2-2风机基础计算成果表计算项目单位正常运行极端工况允许值基底平均压应力KPa75.969.72200基础底最大压应力KPa145176.5240基底脱开面积比017≤25抗倾覆验算1.82.4≥1.6抗滑验算1016≥1.3-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告1.1.1箱式变电站基础本风电场拟采用每台风机就近布置一台箱式变电站，根据可研阶段地质勘测报告，箱式变电站基础采用天然地基方案就能够满足要求，基础形式为钢筋混凝土箱形结构，基础埋深拟为2.0m（自然地坪以下），基础采用C30抗冻混凝土，垫层为100mm厚C15素混凝土。1.1.2风电机组及箱式变电站基础工程量项目名称单位单台工程量合计工程量风电机组（33台）基础混凝土m3436.6214408.46垫层混凝土m322.69748.77基础钢筋t431419土石方开挖m31102.9836398.34土石方回填m3643.6721241.11箱式变电站（33台）基础混凝土m314.79488.07垫层混凝土m32.066土石方开挖m368.382256.54土石方回填m354.331792.891.2地质灾害治理工程风电场址区无难以克服的不良工程地质作用，不存在压矿问题。1.3暖通部分1.3.1设计依据XXXX风电场三期工程位于大同市XXXX县西北部与阳高县交界地带，属高山区。该地区日平均温度≤＋5℃的天数为163天，冬季室外采暖计算温度为-18℃，按《采暖通风与空气调节设计规范》GB50019-2003的要求，属于集中采暖区。-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告1.1.1采暖、通风及空调系统方案本工程为无新建建筑物，与前期工程共用一座升压站，升压站内的主控楼、综合泵房以及站内其他生产、生活建（构）筑物采暖、通风及空调系统已在前期工程中考虑。-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告第一章施工组织设计-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告1施工组织设计1.1编制依据及原则1）编制依据（1）《风力发电工程施工组织设计规范》（2）国家及部颁、行业与本工程有关的各种现行有效版本的技术规范、规程及其他相关的要求文件。2）设计原则Ø严格执行基本建设程序和施工程序。Ø应进行多方案的技术经济比较，选择最佳方案。Ø应尽量利用永久性设施，减少临时设施。Ø重点研究和优化关键路径，合理安排施工计划，落实季节性施工措施，确保工期。Ø积极采用新技术、新材料、新工艺、推动技术进步。Ø合理组织人力物力，降低工程成本。Ø合理布置施工现场，节约用地，文明施工。1.2施工条件1.2.1工程条件1）场址概况XXXX风电场三期工程地处XXXX县与阳高县交界地带，规划占地面积约64km2。东经113°55′～114°04′，北纬39°49′～39°56′之间。，所处区域为高山区，海拔高度在1479~2361m之间，地形起伏变化很大。风电场范围大致为：东以小关村-井洼-刘家沟一线为界，西以县界为界，南以桃树沟-刘家备沟—西梁沟为界。北到县界。风电场地理位置见图1.1-1；风电场区域范围见图1.1-3。风电场的范围坐标如下表-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告表9.2-1风电场范围坐标一览表编号X(m)Y（m）东北F14413454.8495904.9F24412907.8496315.3F34410563.9496290.4F44410347.5497384.2F54414819.7505155.1F64416639.0501615.7F74420216.6500855.0F84421410.0499837.7风电场址东距XXXX县城30km，北距阳高县城35km，303省道（朔蔚线）从南侧蜿蜒穿过。风电设备可通过高速公路和201省道、303省道运至南村镇（XXXX县），再通过XXXX－大同运煤专线及风电场一期施工检修道路到达本期风电场内。根据本阶段调研资料，风电场范围内无天然林、自然保护区，非候鸟迁徙路线；无旅游景点，近期未列入旅游开发规划；无环境敏感点、军事设施；与建设用地不冲突。风电场所处区域为地质灾害不易发生区域，土地类型为荒草地、耕地和未利用地。风电场范围内无矿业设置。但相关支持性文件暂未取得，建议业主方与当地相关部门积极沟通，尽快取得支持性文件，以便顺利开展下一步工作。风电场址区位于山体较平坦的顶部，山丘浑圆平缓，无滑坡、崩塌、泥石流、采空等不良地质作用，不存在压矿问题；不考虑地震液化影响。当地政府相关部门同意在此建设风力发电场。综上所述，风电场区域风能资源良好，施工条件良好，交通运输便利，联网条件方便可靠，是建设大型风电场的理想场地。2）施工特点及场地条件（1）施工地点多且分散，需频繁移动施工机具特别是大型吊装设备。（2）重型钢塔架及发电机舱、叶片等大件数量多，重量大。（3）吊装高度为20～75米高空，且在最高点安装直径为82米的螺旋桨叶片，施工难度较大。（4）施工场地分布在山体顶部、山脊、鞍部，地势较平缓，可提供风机施工场地。（5）风机位、线路杆塔布置分散，施工检修道路线路长，工程量大。-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告（6）风电设备布置在山地平台上，上山道路多为山路，拐弯半径较小，部分山坡较陡，设备运输难度较大。（7）本地区冬季长，上冻较早，解冻较晚，正常施工季节为5-10月，增加连续施工难度，因此在进行后期工作中，应充分考虑气候及施工季节对工程的影响。（8）由于风电场建设施工和运行造成的水土流失可能对周围地表的灌草植被等产生破坏，因此，施工结束后，及时采取复耕复林措施，尽快恢复植被，特别是风电机组基础四周进行绿化。1.1.1场址自然条件1）地形、地质条件拟建场址地处大同市XXXX县西北部与阳高县交界地带，属高山区，场地内部地形为连绵起伏的山脉，高程在1479～2361m之间，山势较陡峻，坡度一般大于30°。山顶较平缓，灌木、草等植被发育茂盛。基岩裸露少，主要分布在顶峰或山顶边缘地带，但覆盖层相对较薄。2）水文气象条件场址区域属东亚大陆性季风气候中温带亚干旱区。气候特点是春季干燥多风，温度回升；夏季温度高，雨量多而集中；秋季温度下降，前段雨量多后段急遽减少，多晴朗凉爽天气；冬季寒冷少雪。多年平均降雨量约为200～600mm，降雨量年际及年内分配极不平衡。最大冻土深度145cm。3）地下水根据现场测绘及调查了解，风电场场址区为海拔较高的山体，目前无地下水，但在雨水季节，地势低洼地段地表或覆盖层中有暂时存水，时间相对较短，水量小，可不考虑地下水位对地基基础的影响。1.2施工总布置1.2.1施工总体布置的原则根据风电场建设投资大、工期紧、高空作业多、建设地点分散、施工场地移动频繁及质量要求高等诸多特点，遵循施工工艺要求和施工规范，保证合理工期，采用优选法及运筹学，施工总布置需按以下基本原则进行：-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告1）路通为先，架空线跟进的原则首先开通风场区通向外界的主干路，然后按工程分期分段的次序，修建风力发电机组之间的支路。在修路的同时，架设35kV线路，以便在施工时可能加以利用。2）分区划片，合理交叉的原则由于风电场规模较大，风机布点范围大而分散，为了达到风机能分期分批投入运营，将整个风电场进行分区划片，合理安排先后的施工期限和顺序，在每个施工分区划片中，工程项目及内容又区分轻重缓急，为此，需要合理安排分部分项工程及工序交叉作业。3）以点带面，由近及远的原则以场区及周围一定区域为风电场项目的第一期工程，以一定数量的第一批风机的安装为试点，通过经验的总结和积累，逐步从中心区域向两侧或一侧延伸施工，以更高的效率加快基础工程施工和机组的吊装，在此之前要相应完成部分或全部的集中控制室控制设备的安装和输电外电网的连接，以保证第一批风机尽快投入运营发电。4）质量第一，安全至上的原则风力发电机组的安装工程量、安装高度及吊装重量都相当大，而且安装质量要求高，高空作业难度大。为此，在全部工程实施的始终，都要贯彻执行质量第一、安全至上的原则。5）节能环保、创新增效的原则风电场的建设本身就是节约一次能源、保护环境和充分利用可再生资源――风能的一项社会实践，但是，在风电场的建设中，对于具体的工程项目的实施，仍然要遵循充分节约能源、切实保护环境的原则。在整个风电场建成运营后，更能显示出开发新能源，对人类所创造出的经济效益、社会效益和绿色环保效益。6）高效快速、易于拆除的原则风电场的全部建（构）筑物，除地下基础工程采用钢筋混凝土外，地面以上的承重支撑体系及围护结构尽量设计成易于加工、易于拆装的标准化构件，不仅能达到快速施工、节约能源的目的外，而且易于拆除、易于清理。参考已建成风电场工程的经验，施工期间尽可能实施施工区封闭管理。1.1.1施工总体布置方案结合本期风电场址区域风资源条件、地形条件、交通运输条件，XXXX风电场工程三期装机容量为49.5MW，共装设30台单机容量为1650kW的风力发电机组，-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告风电场总体规划布置图见9.3-1。图9.3-1风电场总体规划布置图本风电场采用一台风机配备一组升压变压器的方式。每台1650kW风机基础占地面积为233m2。拟选风电场位于望狐乡北部，考虑到运行与维护的生活条件和物能供应，本期风电场与一、二期风电场和阳高南顶风电场工程共用一座220kV升压变电站，并且已预留出本期的升压变电站位置，进站道路仍使用一期风电场的进站道路。本工程施工场地主要包括施工临建场地，风电机组吊装场地。1）施工临建场地-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告为便于施工及生产管理，施工期间在地势平坦、道路附近集中设置一个施工生活及生产区，在该处设置混凝土搅拌站，混凝土拌合后，用混凝土搅拌运输车运至各风机处。相应在搅拌站旁设置砂石存放场、钢筋加工场、水泥仓库等施工临建生产设施。此外，还需设置一块相对封闭的场地，用于风电设备的集中存放。生产用办公室，生活用临时住房等临建设施也集中布置于生产设施附近，形成一个集中的施工生活管理区。施工临建场地用地面积为9000m2。2）风电机组吊装场地结合本项目所处地形条件及当地交通路况，考虑到本工程的单机容量，因此，吊装车辆采用500t汽车吊作为风机及塔架的主力吊装机械，150t液压汽车吊一台作为辅助机械，配合主吊车提升塔架和叶轮，使部件在吊装时保持向上位置，同时还可单独用于在地面组装叶轮。另外，还需配备1~2台5t的卡车吊车，用于在设备安装期间风场内搬运设备附件和重型工具。根据风机布置情况及施工吊装的要求，并依托施工道路布置施工吊装平台。每台风电机组吊装场地暂按40m×50m考虑，具体吊装场地布置，结合各机位地形情况，在施工组织中确定，原则是吊装场地靠近施工道路一侧，以减少项目投资方租用的场地。吊装方法因风机厂家、机型和吊装设备的不同而异。现场安装时均应该在机组制造方专家的指导下进行。1.1.1施工用电鉴于整个风电场的工程量及工期情况，施工用电设备及用电负荷见表9.3-1。表9.3-1施工设备用电一览表序号设备名称型号单位数量用电功率（kW）备注单机合计1混凝土搅拌站50m3/h台232.5652插入式振捣棒ZN700条41.563平板振捣器ZF22台22.24.44钢筋拉直机JJM—3台17.57.55钢筋切断机GQ—40台17.57.56钢筋弯曲机GJB7—40台1337钢筋弯钩机GJG12/14台12.22.28蛙式打夯机H201D台21.53-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告9无齿砂轮据台1101010电平刨台12.82.811砂浆机UJ10012.22.212套丝机台14.54.513潜水泵台22.24.414空气压缩机台1202015消防水泵台1171716电焊机台22550合计210施工电源可以由大贺家堡村内引接，满足施工生活用电的需求。各机位的施工电源，充分考虑机位附近的10kV架空线路，没有条件的机位可以通过施工承包方自备的小型柴油发电机解决。1.1.1施工水源根据现场测绘及调查了解，风电场场址区为海拔较高的山体，地下水位较深，风电场施工考虑在山下购水并采用水车运输的方式解决。1.1.2施工通信风电场施工现场的对外通信，拟采用XXXX县通讯网络上提供的通信线路。各风机位施工现场的对外通信，也可以采用无线电对讲机的通信方式。1.1.3地方建筑材料本项目主要建筑材料包括：钢材（型钢、钢筋）、水泥、木材、砖、砂、碎石等，经过初步调查，这些材料均可以从大同市、XXXX县等地采购获得。由于本项目上述材料消耗量不大，基本能满足工程需求。1.1.4场地平整本工程的场地平整主要包括施工道路的平整、各风机施工时临时吊装场地的平整、-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告施工临建场地及施工生活区场地平整。序号项目挖方（m3)填方（m3)1施工检修道路平整2960002440002风机位吊装区平整1650001569003施工临建场地及施工生活区场地平整600066004总计4670004487001.1施工交通运输1.1.1对外交通运输方案1）对外交通运输（1）铁路运输目前XXXX县没有铁路经过，临近的有灵丘（大同市灵丘县）火车站以及阳原（大同市阳原县）火车站。其客运和货运能力，完全可以满足大型设备的运输。风电设备如果考虑铁路运输，可通过铁路运至灵丘火车站换装汽车，通过201省道（走马线）和303省道（朔蔚线）即可运至施工场地。风电设备也可运至阳原火车站，经201省道（走马线）和303省道（朔蔚线）运至施工场地。（2）公路运输XXXX县境内共有两条省道，即303省道（朔蔚线）和201省道（走马线），在建县道一条：XXXX—大同。旅游路线两条：木厂—石林，木厂—甸顶山。交通条件比较便利。风电设备可通过高速公路和201省道、303省道运至南村镇（XXXX县），再通过XXXX－大同运煤专线至木厂村，通过已修建旅游公路到达一期风场，利用一期风电场施工检修道路运输。运输方式上在选择铁路运输和公路运输上都具有条件，项目建设期间应结合设备厂商地进行具体安排，本次报告推荐选用公路运输。结合风电场区域地形条件，根据吊装重量及起吊高度，机组设备吊装选用汽车吊为主力吊机安装，从阳原县运到工地，用平板车通过公路运输运至施工现场。1.1.2场外设备运输排障方案目前我国的一些空中线路达不到运输风机的-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告要求，而对线路进行全面改造也是不可能的。考虑到风机设备大件运输的特殊性，为节约资金，宜采取临时措施：1）对于400V以下的动力线，在正常天气下危险性较小，一般为非主要线路。高度在4.5~5.0m时采用绝缘挑线杆将线挑起，运输车辆从下面通过。对4.5m以下的、且电线松弛过大的电线，可解开临近电杆的瓷瓶，然后挑起通过。2）对于电话线，根据不同的高度可以采用挑线杆挑线或解开瓷瓶等办法通过。3）对于重要的线路或不符合安全标准的线路，运输前应与有关部门取得联系，进行加高处理。1.1.1场内交通运输方案道路标准的选择：施工检修道路采用永临结合的原则，即要保证施工建设期设备、材料运输要求，又要满足生产运行期间道路的交通运输和方便维修保养。根据现场勘查，风场区内现有乡间土路较多，在满足施工运输要求的情况下，应本着尽量利用原有乡路进行扩宽裁弯取直的原则，沿风机位修建场内施工道路。施工期间，路基宽6.50m，作为大型设备和材料进场之用，同时也用于设备检修、维护。道路纵坡不大于10%，局部困难地段不大于12%，道路的最小转弯半径不小于50m，并可依据地形条件和设备尺寸现场确定。为满足风电设备运输转弯半径的要求，分支道路与主干道路的夹角不宜小于135°。运输时充分利用施工检修平台做为回转场地。1.2工程征用地1.2.1工程用地政策根据国家发展和改革委员会、国家国土资源部、国家环境保护总局下达的《风电场工程建设用地和环境保护管理暂行办法》（发改能源【2005】1511号文）的规定，风电场工程用地政策如下：第三条风电场工程建设用地应本着节约和集约利用土地的原则，尽量使用未利用土地，少占或不占耕地，并尽量避开省级以上政府部门依法批准的需要特殊保护的区域。第四条风电场工程建设用地按实际占用土地面积计算和征地。其中，非封闭管理的风电场中的风电机组用地，按照基础实际占用面积征地；风电场其它永久设施用地按照实际占地面积征地；建设施工期临时用地依法按规定办理。-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告第五条风电场工程建设用地预审工作由省级国土资源管理部门负责。第六条建设用地单位在申请核准前要取得用地预审批准文件。用地预审申请需提交下列材料：1、建设用地预审申请表；2、预审申请报告内容包括：拟建设项目基本情况、拟选址情况、拟用地总规模和拟用地类型等，对占用耕地的建设项目，需提出补充耕地初步方案；3、项目预可行性研究报告。第七条项目建设单位申报核准项目时，必须附省级国土资源管理部门预审意见；没有预审意见或预审未通过的，不得核准建设项目。第八条风电场项目经核准后，项目建设单位应依法申请使用土地，涉及农用地和集体土地的，应依法办理农用地转用和土地征收手续。本工程项目在建设用地设计中，依据了上述政策规定：q风电场区域不占用耕地；q通过布置优化和建筑格局优化，风电场升压变电站内中控楼为包含生产运营维护管理和生活设施的联合建筑，节省了占地面积；q施工期和运营维护期间的施工检修道路，尽量利用风电场内既有的大车道、乡间道路等，减少了不必要的破坏。本项目在实施过程中以避开村庄和居民点，不涉及征地拆迁及移民安置问题1.1.1建设用地方案1）工程永久用地工程永久用地范围主要包括风电机组和风机变以及35kV集电线路架设铁塔用地，合计用地面积为11324.0m2。序号项目面积(m2)面积(公顷)面积(亩)1风机基础69900.69910.492风机变基础6750.06751.01335kV架空铁塔用地36590.3665.494合计11324.01.132416.992）施工临时用地施工临时用地主要为通往各风机的施工道路、风机机组吊装临时用-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告地、施工期的临时生产及生活设施、材料临时堆放场地。施工临时总用地面积为412500.00m2，见下表。序号项目面积(m2)面积(公顷)面积(亩)1施工检修道路用地34350034.35515.252施工期的临时生产及生活设施租地90000.90013.503风电机组机组吊装临时用地600006.00090.004合计41250041.250618.75对于风电场施工过程中的永久用地和临时用地面积，均应按照有关规定对目前的土地使用者给予适当的补偿。永久性用地应依法办理土地征收手续，临时性用地应在当地土地行政主管部门办理临时用地手续，并应做好善后植被恢复工作。1.1主体工程施工1.1.1风电机组基础施工和安装1）风力发电机组基础工程施工（1）基础开挖前，按照图纸设计要求进行测量、放线，准确定位后进行土石方开挖。机组基础开挖土方用挖掘机，辅以人工修整基坑。基础土方开挖选用0.8m3/斗的反铲挖掘机，挖至距设计底标高0.3米处后，用人工清槽，避免扰动原状土。基础石方用人工以风钻钻孔爆破，人工及机械出渣。成形后须验槽，基础持力层是否符合设计要求。根据情况进行加强处理。验槽合格后，方可进行下一道工序的施工。预留回填土堆放再施工场地处，多余弃土用于修筑检修道路及施工场地和填土。基坑根据土质考虑放坡，并确定是否需要边坡处理，基坑底边要留足排水槽。（2）基坑清槽、绑筋、支模及预埋地脚螺栓模板及螺栓，须经监理验收合格后，进行基础混凝土浇注。在施工场地集中设置出力为50m3/h的临时混凝土搅拌站，进行混凝土搅拌。混凝土浇注用混凝土罐车运输，混凝土泵车浇灌，插入式混凝土振捣棒振捣（配一台平板振捣器用于基础上平面振捣）。每个基础的混凝土浇注采用连续施工，一次完成，确保整体质量。（3）基础混凝土浇注完成，进行覆盖和运水车洒水养护，三天后可以拆模及回填。待混凝土达到设计强度后才允许设备吊装。（4）-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告用推土机分层覆盖灰土砂石料，并碾压密实。若填土潮湿需晾晒或回填级配砂石料。位于坡度较大地点的基础用100毫米厚素混凝土罩，留伸缩缝做2%流水坡度。2）风力发电机组的安装（1）风机设备吊装总体部署结合本工程机组的单机容量，吊装车辆采用500t汽车吊作为风机及塔架的主力吊装机械，150t液压汽车吊一台作为辅助机械，配合主吊车提升塔架和叶轮，使部件在吊装时保持向上位置，同时还可单独用于在地面组装叶轮。另外，还需配备1~2台5t的卡车吊车，用于在设备安装期间风场内搬运设备附件和重型工具。风机设备安装采用组合与散装相结合的施工方案，总体安装顺序如下：塔架下段吊装→塔架中段吊装→塔架上段吊装→机舱吊装→叶轮组合→叶轮组件吊装。（2）塔架安装①塔架下段吊装在塔架中下法兰对角安装2个“塔架中下段吊具”，在塔架下法兰安装1个“塔架辅助吊具”。使用500t汽车吊吊住塔架中下法兰面上的2个“塔架中下段吊具”；辅吊抬吊塔架下法兰的1个“塔架辅助吊具”。两车配合将塔架立直，然后辅吊摘钩，由主吊将塔架下段吊装就位。②塔架中段吊装在塔架中下法兰安装1个“塔架辅助吊具”，在塔架中上法兰对角安装2个“塔架中下段吊具”。使用主吊住塔架中上法兰面上的2个“塔架中上段吊具”，辅吊抬吊塔架中下法兰的1个“塔架辅助吊具”，两车配合将塔架立直，然后辅吊摘钩，由主吊单车将塔架中段吊装就位。③塔架上段吊装在塔架上段法兰安装2个“塔架上段吊具”，在塔架中上法兰对角安装1个“塔架辅助吊具”。使用主吊吊住塔架上法兰面上的2个“塔架上段吊具”，辅吊抬吊塔架中上法兰的1个“塔架辅助吊具”，两车配合将塔架立直，然后辅吊摘钩，由主吊单车将塔架上段吊装就位。（3）机舱安装-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告该项工作需用500t汽车吊一台。①将固定机舱和塔架的螺栓及固定叶轮的螺栓放置在机舱内。②将机舱专用吊具安装在机舱的四个吊点上，挂上吊钩。③起吊机舱时机舱纵轴线应处于偏离主风向90°的位置，以便于叶轮的安装。④使用500t汽车吊缓慢吊起机舱至上法兰约1厘米处，安装人员用导正棒调整机舱的相对位置，同时指挥吊车缓慢下落机舱，拧上连接螺栓，按对角线顺序均匀地紧固上法兰与偏航轴承连接螺栓。⑤进入机舱，卸开吊具。（4）叶轮组合及安装①叶轮组合I）为叶轮的组合选择合适的场地，将叶根固定在组合支架上。Ii）叶片前端垫衬相应高度的枕木且接触面衬海棉，以免划伤叶片。Iii）将轮毂吊放在指定对接的位置，下垫约20cm高的枕木，应使轮毂与主轴连接法兰面方向朝下，清除延长节法兰面上的毛刺和锈迹，并在所有法兰面上涂抹润滑脂。Ivi）用吊带将任一叶片兜住，吊带的一端直接挂在吊车的吊钩上，另一端通过倒链挂在吊钩上（便于对接时转动叶片）。V）利用吊车将叶片吊起，将叶根后缘0刻度与轮毂的定位标记对正。传入联结螺栓（螺栓上涂抹润滑脂）并预紧，在微调对准安装刻度后按规定的顺序及力矩紧固螺栓。Vi）重复上两项操作，组合另两片叶片。②吊装叶轮I）将两根牵引绳一端按向上的2个叶片位置固定在轮毂内，一端绕过叶尖导向轴，绳子顺叶片迎风面到叶尖转轴上缠绕半圈。Ii）将吊环螺丝旋入轮毂吊孔，将2个叶轮导向螺栓并排旋入轮毂起吊上方位置螺孔。Iii）两车配合起吊叶轮.由500t汽车吊吊装位于向上两个叶片根部的吊环，150t汽车吊吊那个垂直向下的叶尖，两车配合将叶轮抬起，然后小吊车配合大吊车，缓慢将叶轮由水平状态倾斜（用汽车吊的起降调节，严禁叶尖着地），待垂直向下的叶尖完全离开地面后，辅吊脱钩，由主吊单车将叶轮组件吊至轮毂高度，进行相应安装。（5）吊装安全措施①吊装施工时间要尽量安排在风速不大的季节进行。吊装塔架下段时风速不得大于-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告12m/s。吊装塔架上段、机舱时风速不得大于8m/s。吊装塔架轮毂和叶片时风速不得大于6m/s。②有大雾，能见度低于100米时不得进行吊装。③塔架上段与机舱要连续安装，当天完成，以免夜间停工期间刮起大风造成塔架谐振破坏。④施工人员必须严格遵守电力工程施工安全规程要求。⑤主吊每天工作结束后，将主臂降至安全角度，并开至与风机安全距离以外。（6）风力发电机安装工程量整个风力发电场三期工程风机安装总量为30台，塔架吊装每台3节1.1.1升压变压器基础施工和安装1）升压变压器基础施工（1）基坑开挖，基础开挖前，按照图纸设计要求进行测量、放线，准确定位后进行土石方开挖。基坑开挖采用机械挖土，边坡按1：0.3留设。挖至设计标高上10cm时，人工清底，避免扰动原土。（2）基础施工①垫层施工：在砂石地基处理完，并经过验收后用木方支模浇筑混凝土，表面用木抹子压实找平。②钢筋施工：I）划钢筋位置线：按图纸标明的钢筋间距，算出纵横向实际需用的钢筋根数，靠近底板边的钢筋离模板边为5cm，在底板上弹出钢筋位置线。Ii）底板钢筋：按弹出的钢筋位置线，先铺底板下层钢筋。钢筋绑扎时，靠近外围两行的相交点都绑扎，中间部分的相交点相隔交错绑扎，双向受力的钢筋交叉点全部绑扎。底板混凝土保护层采用砂浆垫块，按每1m左右间距梅花型摆放。底板钢筋的下层钢筋绑完后，摆放钢筋马凳或钢筋支架，在马凳上摆放纵横两个方向的定位钢筋，钢筋上下次序及绑扣方法同底板下层钢筋。Iii）柱墩钢筋施工-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告变压器底板钢筋绑扎完后，根据垫层墨线绑扎柱墩插筋，插筋标高根据测量给定的标高控制点调整，然后绑扎箍筋。Vi）铁件安装：变压器基础铁件为条形，且与柱墩宽度相当，因此安装前先在铁件上用气割割出60mm的孔洞，以便混凝土浇筑时振捣棒插入和排气。为保证变压器基础表面铁件的平整度，使用水准仪配合铁件的安装。③混凝土施工变压器基础混凝土一次浇筑完成。混凝土体积较大，浇筑时分层推进，均匀振捣。柱墩混凝土浇筑前将原混凝土表面凿毛，清除杂物，冲洗干净并湿润，再铺一层2~3cm厚水泥砂浆（原配合比去掉石子）。④模板工程变压器基础大部分位于零米以下，因此采用普通小钢模即可满足质量要求。支撑采用脚手管作为横竖围檩。2）变压器安装施工本工程包含额定电压35kV的升压变压器30台。1）土建交接验收①地面的基础施工完毕，达到安装要求。②预埋件及预留孔符合设计，预埋件应牢固。（2）箱式变压器的检查①铭牌及接线图标志清晰，产品型号、额定容量、额定电压、联结组别等与订货合同及设计图纸相符。②出厂文件及合格证齐全。③油漆完好无脱漆现象。④瓷质外观光滑无掉瓷、裂纹。⑤引出线外观无损伤裂纹、颜色正确。⑥分接头连接正确。⑦测量变压器绝缘电阻/吸收比，应符合要求，如果变压器受潮应进行处理。（3）运输方案将风机变从库里用汽车吊吊到运输车上，用大绳绑紧运到现场。风机变到现场后，为避免设备损坏，要尽量减少搬运次数。-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告设备安装时，使用撬棍时不得以设备为支点，以免损伤设备。拆箱时有供应部、库工、厂家、监理等相关人员在场，对于明显的设备缺陷，作好记录并报有关人员。设备在开箱时，由技术员按安装图标好开箱先后顺序，在开箱后运至基础过程中要保证设备及人身安全。由于设备较重，要用力平稳、一致。不允许剧烈振动和撞击。到位后，还要仔细核对其型号是否正确，零部件、缺件、损坏件核对后做好记录。（4）升压变压器本体安装①将变压器运输到位，选择合适的倒链将变压器吊起离地面约300～500mm，待稳定后，把变压器底座组装好放到变压器基础上。②把变压器底座焊到变压器基础上。③把变压器放在底座上，调整变压器，使变压器中心与底座中心一致，然后用固定装置把变压器固定好。④按厂家说明书的要求装上变压器的测温元件。⑤安装变压器罩。安装完毕后锁好门锁，擦拭干净观察窗。⑥用接地线把变压器本体可靠接地。⑦变压器如有其它特殊要求时，执行产品说明书要求。⑧进行变压器直组、变比、组别极性、绝缘电阻/吸收比/极化指数、交流耐压实验等。测量变压器每个分接头的直组、变比，并且记录试验时的温度，试验结果符合规程要求，和厂家出厂报告相比相差不大。⑨检查变压器冷却系统手动操作正常，温度指示正确，温度高报警、跳闸动作正常，信号音响等报警信号正常。⑩对变压器过流、速断、零序保护进行调试。首先对单板件调试，调试合格后，在CT、PT二次侧加电流、电压信号，模拟变压器故障调试变压器，高低压开关连锁动作，报警、信号指示等正确无误。（5）风机箱变就位风机变找平、找正时，先精确的找好基础第一点，再以第一点为基准，将其它依次调整找平，找正。风机变的水平、垂直调整，悬挂线坠待稳定后，测量盘面上下端与线的距离。不一致时用垫铁加以调整，一致后固定焊牢。-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告1.1施工总进度根据本项目工程的建设规模和建设条件，以及当地气候条件和风电机组设备的供货进度，计划本项目的建设进度：通过合理安排，本工程自核准后当年的八月份工程开工，即风电场施工检修道路开工、35kV集电线路施工为标志，核准后当年的八月中旬同步进行风电机组基础开挖；核准后当年的十月末土建部分完工；核准后次年的四月初风电机组设备到货，进行机组施工吊装；核准后次年的四月中旬首批风电机组发电；核准后次年的七月中旬全部风电机组并网发电；核准后次年的七月末风电场整体工程竣工交付。总工期为十二个月。-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告主要施工机械设备表序号设备名称型号单位数量备注1液压汽车式起重机500t辆12液压汽车式起重机150t辆13大型平板运输车80t辆14卡车式吊车5t辆25加长货车8t辆16混凝土罐车辆37混凝土泵车辆18运水罐车辆19小型工具车辆210反铲式挖掘机WY80台20.8m3/斗11履带式推土机132kW台212轮胎式挖掘装载机WY—60台113手扶振动压实机1t台114柴油发电机40kW台215车载变压器10kV—380V台2100kW16移动电缆及支座380V台2电缆长1km17锥形反转混凝土搅拌机50m3/h台218插入式振捣ZN70条8备用4条19平板混凝土振捣器ZF22台3备用1台20钢筋拉直机JJM—3台121钢筋切断机GQ—40台122钢筋弯曲机GJB7—40台123钢筋弯钩机GJG12/14台124蛙式打夯机H201D台4备用2台25无齿砂轮据台126电平刨台127砂浆搅拌机UJ100台128套丝机台1水管及预埋螺栓29潜水泵台4备用2台30空气压缩机台1-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告31消防水泵台132电焊机台6备用2台-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告第一章工程管理设计-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告1工程管理设计1.1工程管理机构1）工程建设期间风电场工程包括：建设资金筹措与管理，办理土地占用手续，设备招标及合同的签订，工程详勘，工程设计，建筑、安装施工招标及合同签订，设备运输，工程施工、设备安装、调试、并网和竣工交付。根据本工程建设的工作对象构成，建议工程管理机构应采用直线职能制结构：总经理计划财务设备采购工程管理副总经理综合管理职员职员职员职员计划财务。负责建设项目的资金筹措，建设项目费用预算、支付和结算。参与建设项目的管理和设备招标采购的管理。设备采购。负责建设项目设备的采购招标，签订设备采购合同，设备合同管理。设备运输与保险，设备现场保管。工程管理。负责项目建设的建筑施工、安装招标，签订施工合同，施工合同管理。建设项目的设计管理，签订工程设计合同，设计合同管理。工程建设质量管理。工程施工的现场管理。综合管理。负责上述职能以外的项目建设综合管理。包括：工程建设信息管理，协调建设项目与外部的关系，建设项目管理机构的内部管理。2）项目运营期间项目运营期间的管理，仍采用直线职能制结构。设总经理1人，副总经理1人。下设3个部门：综合管理部，计划财务部，生产管理部。本期新增生产运行人员8人。-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告1.1工程管理范围在施工期间，为便于风电场施工及生产管理，在地势平坦、道路附近集中设置一个施工生活及生产区，在该处布置设备及材料库、混凝土搅拌站等临时生厂区，施工临时生活区靠近生产区布置。-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告第一章建设项目招标-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告1建设项目招标1.1项目概况1）建设规模为49.5MW。2）主要建设内容风电场范围内的风力发电机组设备装置，包括：风力发电机组、塔架、塔架基础、升压设备及基础、集电线路等。3）建设地点：XXXX县与阳高县交界地带。4）建设性质：扩建。5）建设工期计划本工程自核准后当年的八月份工程开工，即风电场施工检修道路开工、35kV集电线路施工为标志，核准后当年的八月中旬同步进行风电机组基础开挖；核准后当年的十月末土建部分完工；核准后次年的四月初风电机组设备到货，进行机组施工吊装；核准后次年的四月中旬首批风电机组发电；核准后次年的七月中旬全部风电机组并网发电；核准后次年的七月末风电场整体工程竣工交付。总工期为十二个月。1.2项目招标内容建设项目的招标内容主要包括：1）建设项目的施工、监理。包括：风力发电机组、塔架和升压变压器的安装，设备基础施工，风电机位道路施工，风电场集电线路的架设，设备安装及调试工程。2）风电机组、塔筒、升压变压器。3）招标方式。由项目投资方委托有资质的招标代理机构，按照《招投标法》以及相关管理规定，进行公开招标。-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告第一章环境保护与水土保持设计-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告1环境保护与水土保持设计1.1环境保护1.1.1环保设计中采用的环境标准1）法律法规《中华人民共和国环境保护法》；《中华人民共和国水污染防治法》；《中华人民共和国环境噪声污染防治法》；《建设项目环境保护管理条例》国务院令第253号；《电磁辐射环境保护管理办法》国家环保局第十八号令；《河北省电磁辐射环境保护管理办法》；《风力发电场项目可行性研究报告编制规程》DL/T5067—2005。2）环境质量标准环境空气执行《环境空气质量标准》（GB3095－1996）二级标准；《地表水环境质量标准》（GB3838—2002）中的Ⅲ类标准；环境噪声执行《声环境质量标准》（GB3096—2008）中1类标准。3）污染物排放标准施工期噪声执行《建筑施工场界噪声限值》（GB12523－1990）有关标准；运行期噪声执行《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348－2008）中的Ⅰ类标准；《污水综合排放标准》（GB8978—1996）中表4一级标准。《500kV超高压送变电工程电磁辐射环境影响评价技术规范》、《高压交流架空送电线无线电干扰限值》中限值要求。1.1.2场址周围环境概况1）自然环境概况XXXX风电场三期工程地处XXXX县与阳高县交界地带，规划占地面积约64km2。风电场的地理位置为东经113°55′～114°04′，北纬39°49′～39°56-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告′之间，所处区域为高山区，海拔高度在1479～2361m之间，地形起伏变化很大。风电场范围大致为：北起XXXX与阳高交界处，南到大贺家堡，西侧毗邻桃儿沟，东侧至刘家沟—小关。场址区域属东亚大陆性季风气候中温带亚干旱区。气候特点是春季干燥多风，温度回升；夏季温度高，雨量多而集中；秋季温度下降，前段雨量多后段急遽减少，多晴朗凉爽天气；冬季寒冷少雪。多年平均降雨量约为200～600mm，降雨量年际及年内分配极不平衡。最大冻土深度145cm。场地内部地形为连绵起伏的山脉，山势较陡峻，坡度一般大于30°。山顶较平缓，灌木、草等植被发育茂盛。基岩裸露少，主要分布在顶峰或山顶边缘地带，但覆盖层相对较薄。2）社会环境概况山西省大同市XXXX县位于山西省东北部高原边缘、永定河上游、北岳恒山东襟。东与河北省蔚县毗邻，南同灵丘县接壤，西和浑源县相连，北接阳高县和河北省阳原县。县境东西48公里，南北39公里，总面积1283平方公里。县城东距北京296公里，西南距太原353公里，西北距大同135公里。XXXX县辖2个镇12个乡，即城关镇、南村镇；蕉山乡、王洼乡、一斗泉乡、平城乡、加斗乡、张岔乡、邵家庄乡、宜兴乡、作瞳乡、梁庄乡、香炉台乡、望狐乡。设212个村委会，228个自然村。另有居民废址19个。XXXX县地势西高东低，三面环山，中部大小盆地相间。1.1.1本期工程基本情况本期工程建设规模为49.5MW，拟选30台1650kW的风力发电机组。本期不新建升压站，风场不新建升压占，接入XXXX甸顶山一期工程升压站，风电场接线采用一机一变单元接线方式，风电机组升压变压器系统，电压等级采用690V/35kV。1.1.2风电场环境影响分析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，属于清洁能源。根据实际情况，本工程可能对周围环境影响的因子主要有无线电干扰、电磁辐射、环境噪声、生活污水排放、生活垃圾。1）风电场电磁辐射影响-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告风力发电场运行时会产生一定能量的电磁辐射，但其强度较低，且距离居民区较远，不会对居民身体健康产生危害。风力发电机的无线电干扰主要是旋转的叶片反射电磁波，造成干扰。风力发电机的无线电干扰主要是对电视、无线通信、导航、电台的影响。通过调查，目前运行的风电场对当地无线电、电视等电器设备没有影响。因此本期工程风电场不会对当地无线电、电视等产生干扰。根据类比比测，采用35kV线路采用架空线路，电磁场强度值较小，变电所周边500m范围内无村庄，因此，变电站建成后，满足《500kV超高压送变电工程电磁辐射环境影响评价技术规范》、《高压交流架空送电线无线电干扰限值》中限值要求。2）风电场噪声影响及措施（1）施工期噪声影响施工机械噪声主要产生于风电机基础的土力开挖和回填、打桩、基础承台的浇筑、机组设备的安装、综合楼及变电站的修建等。建设过程中的混凝土搅拌机、挖掘机、空压机等施工机械在运行过程中产生噪声级及其干扰半径详见表12-1。表12-1主要施工机械的噪声值及其干扰半径一览表序号设备名称号对应于不同限值标准的干扰半径r50r55r60r60r701混凝土搅拌机30019012075422空压机（空载）1801007040223空压机（放气）41025014890504挖掘机30019012075405装载机580350215130706压路机13080442514考虑单台风机基础施工历时较短，夜间基本不施工，工程施工对场址区域噪声影响相对较小。施工交通噪声主要为施工运输卡车的道路交通噪声，运输卡车进场声级可达90dB以上，但施工临时道路两侧无村庄，对居民无影响。（2）运行期噪声影响风力机所发出的噪声主要来自发动机、齿轮箱发出的机械噪声和旋转叶片切割空气所产生的空气动力噪声。风电机组在运行过程中产生噪声暂按《工业企业厂界环境噪声-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告排放标准》（GB12348－2008）中1类标准执行，即达到昼间55dB(A)，夜间45dB(A)，具体标准以环评批复为准。按噪声衰减公式计算声源点发出的噪声的衰减程度：噪声衰减公式：LA(r)=LA(r0)-20Log(r/r0)-11式中：LA(r0)—为声源r0处的噪声声级dB(A)LA(r)—为声源r处的噪声声级dB(A)11—为附加衰减值表12-2噪声源影响值衰减预测结果表噪声源100m200m300m400m500m风机噪声103dB(A)5246424038按风力发电机组在距地面10m高处噪声声级为103dB(A)声强值考虑，距离风机500m处的噪声为38dB(A)，同时考虑到当地环境背景噪声，拟建工程周围的村庄噪声值满足《声环境质量标准》中的1类标准。在风力发电机选址上要求距离村庄最小距离为500m，因此不会对村庄人民生活产生影响。风电场的运行是通过计算机来控制完成的，可实现无人操作的程度，运行人员的工作主要是在控制室内进行，一般情况下不需要到风力机附近，而控制室距离风机有一定距离且在室内，所以风机噪声不会影响运行人员的身体健康。3）污水处理（1）施工期废水处理施工生产废水包括混凝土搅拌系统冲洗废水和机械冲洗废水。混凝土搅拌系统冲洗废水来源于混凝土转筒和水泥罐、粉煤灰罐的冲洗，含有大量的SS和碱性物质。含油废水主要是由施工机械的修理及零件和金属构件的加工产生，但水量较小。施工废水经隔油、沉淀处理后重复利用，产生和排放量有限，对周围环境影响很小。施工人员的生活污水来源于施工临时生活区，包括粪便污水、洗涤污水、淋浴污水等，所含污染物主要有BOD5、COD和大肠菌群等。此类废水不宜直接排放，经集中收集后经污水处理装置处理达《污水综合排放标准》（GB8978-1996）一级排放标准后排放。（2）运营期废水处理风电场在运行过程中没有工业废水排出，所排污水只有生活污水，主要包括变电所区厕所、卫生间、淋浴等的排水，本期共用XXXX一期升压站，-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告站区生活污水先经过化粪池进行一级处理，排至污水调节池，再经潜污泵提升后送至一体化污水处理设备处理后达到一级污水排放标准排至站外水沟，处理后排放水的水质满足《污水综合排放标准》GB8978-1996表4中一级标准。因此，本工程不会对当地水环境产生大的影响。4）固体废物的影响及措施施工期产生的施工垃圾和施工人员的生活垃圾可设置集中收集站，定期外运，避免对环境造成影响。运行期的固体废弃物主要为运行维护人员的生活垃圾，本工程生活垃圾集中收集后运往附近的生活垃圾集中处理站处理。因此，对环境不会产生影响。1.1生态影响及生态保护措施1）施工期生态影响分析拟建项目施工期对该区域的植被有一定影响，主要表现在场地平整和风机基础底面开挖时将原来草皮铲除，挖土临时堆放地及弃土场对植被的压埋，临时占地在施工期的铲除地表植被。施工期扰动了原地貌的稳定性，在永久征地、施工租地范围和埋设电缆线地段增加了水土流失量。施工道路的新建和改建将极大扰动地表形态，改变区域地表径流运动力一式，形成的裸露路基以及两侧扰动区将产生严重的水土流失。施工期间，动物受施工影响，将迁往附近同类环境，动物迁徙能力强，且同类生境易于在附近找寻，故物种种群与数量不会受到明显影响。人员、车辆及机械等活动产生的噪声及人为诱杀等活动将对工程区域及邻近区域栖息觅食的候鸟产生一定影响，但这种影响是短期的，可逆的，施工结束后，影响可基本消除。2）运营期生态影响分析（1）对动植物的影响通过工程措施和种草植树，运营期地表植被状况逐渐好转，施工结束3年左右时间后，植被状况将好于原有的自然植被系统。在施工期迁走的小动物逐渐迁回。工程风机的架设，将首先影响区域的景观格局，从而影响鸟类对栖息觅食地的选择，同时，风机在运转过程中产生叶片扫风噪声和机械运转噪声，可能会驱走对噪声较敏感的鸟类，由此将减少鸟类的活动范围。（2）对景观的影响工程在采取各项环保措施后，不排放工业废水和废渣，对土壤环境质量无不良影响。-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告本期工程建成后，由于风机安装在有风的开阔地带，所以安装后的风机更为显而易见。在视野中将有数排约65m高，延伸约数公里长白色风力发电机组整齐排列的壮观场面。为使风场更好的与当地自然景观和传统建筑物相协调，在选择风力发电机组时注意各风力发电机组尽量转向一致，颜色一致，机型一致。为当地旅游增添一道新景观，成为地方经济又一个新的增长点。3）生态保护措施施工期间，在工程施工区设置警示牌子，表明施工活动区，对施工人员加强生态保护教育，并采取有效的水土保持措施，如：施工临时占地进行施工迹地恢复；临时弃土、土石料场风季用苫布遮盖；优化土方平衡，弃土及时清运，减少二次倒运和堆放；大规模土方工程和地下管道工程应避开汛期等。施工结束后，及时对施工碾压过的土地进行人工洒水，使土壤自然疏松，按原来的地貌选择合适的草种或树木进行恢复性种植，在恢复期间注意保护，减少人畜和车辆的影响。工程在采取各项环保措施后，不排放废水和废渣，对土壤环境质量无不良影响。1.1水土保持设计风电场的开发建设需要经历建设期和生产(运行)期两个阶段。不同阶段造成的水土流失差异较大。对于本工程而言，水土流失多集中于建设期。由于风电场建设、修路、埋设管道等过程中，开挖扰动地表，改变原地貌，破坏地表植被，经受降水和风的影响，直接形成地表剥蚀、扬尘飞沙和侵蚀冲沟，并使地层原有结构被破坏，植被退化，加剧了水土流失。到了生产(运行)期，则往往达到一定的影响量级，进入相对稳定的时期，水土流失较轻。风电场建设是综合性强、规模较大的项目，升压站和主控楼、施工场地区的影响区是以“面”的形式表现出来，防治和恢复相对集中；道路、架空线、集电线路、光缆线的影响区是以“线”的形式表现出来的，受沿线地形、地貌的影响较大。根据工程布置及水土流失特点，本工程将采取的主要防治措施如下：施工期，在每个风机位施工区四周可能造成土壤顺坡流失的地段，布置拦挡措施，采用编织袋装土筑坎；施工结束后，将风机位施工区的弃土石清理，运输至弃渣场；对裸露的风机位场地，进行平整翻松，恢复植被。-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告施工临时设施区施工前需先对表层进行集中堆置防护，后用于场地复土。施工区临时堆土场采取了编织袋装土防护和苫布覆盖、设置了临时排水导流系统，采取了植物绿化措施；临时道路采取了土石方临时挡护措施、边坡防护、排水导流以及绿化措施等；在主进场道路两侧种植乔灌防护林带。风机安装结束后，按原地貌进行土地整治。道路施工结束后，及时进行路基边坡防护，并完善道路排水系统，施工应减少对工程占地以外土地的扰动。施工结束后，场地按原有土地利用功能进行恢复。本防治方案设计以施工区和管线区为重点，工程措施、植物措施和土地整治工程相结合，可以起到有效预防和控制水土流失、保护和改善生态环境的效果，工程的建设是可行的。1.1环保效益风能是可再生能源，风能的大量利用可极大的减少一次能源（如煤、石油、天然气）的利用，从而减少了因开发一次能源而造成的污染物排放、毁坏植被、影响海洋生态等环境问题。在现在全球环境保护问题越来越突出的情况下，充分利用可再生能源，在提供新的电源的同时，不产生烟尘、SO2、温室气体、废水等污染物、不会因开采造成自然界不可恢复的破坏，具有非常突出的环境效益。土地的永久占用将对当地产生一定影响，但工程永久占地面积相对较小，建设单位依据相关赔偿标准，对占地方给予经济补偿后，可将影响降至最低。本工程年上网电量为105300MW·h，以国家发改委公布的2010年中国区域电网基准线排放因子，华北电网排放因子OM为0.9914tCO2/MWh，BM为0.7495tCO2/MWh，综合排放因子为0.930925tCO2/MWh，则本工程其中二氧化碳约9.8万吨。风力发电是清洁能源，对缓解当前的能源危机和环境压力都有着重要的意义。1.2结论与建议-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告综上所述，本项目是清洁能源的开发利用项目，符合我国能源产业政策、当地总体发展规划和环境保护要求，具有明显的经济效益、社会效益和环境效益。在项目设计、建设和运营阶段严格执行报告中提出的环境保护与水土保持措施，项目建设对当地区域环境影响较小，符合国家相应环保法规要求。因此，从环境保护和可持续发展的角度来讲，本期风电场项目可行。建议业主尽快开展环境影响评价和水土保持工作。-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告第一章CDM申请-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告1CDM申请1.1CDM介绍清洁发展机制（CleanDevelopmentMechanism，简称CDM）是京都议定书规定的三种灵活机制之一，即联合国气候变化框架公约中发达国家与发展中国家合作应对气候变化的、以项目为合作载体的机制。CDM指发达国家可以通过为发展中国家的减排项目提供先进的技术和资金来换得必要的温室气体减排额度，该额度经认证后可以用来抵偿其在京都议定书中承诺的减排指标。CDM是一项“双赢”机制：一方面，发展中国家通过合作可以获得资金和先进技术，有助于实现自己的可持续发展；另一方面，发达国家利用合作可以大幅度降低在国内实现减排所需的高昂费用。我国开展CDM合作的市场前景广阔，电力行业特别是风电行业是CDM项目的一个重点领域。我国政府十分重视清洁发展机制在中国的运用与发展，为促进清洁发展机制在中国的有序开展，国家发改委、科技部和外交部等部委联合发布第37号令《清洁发展机制项目运行管理办法》，该办法对CDM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。1.2CDM申请本风电场项目具备申请成为CDM项目的基本条件：第一，项目本身的技术和融资等特性满足CDM项目开发的基本要求。第二，风电项目属于我国政府鼓励申请CDM项目的优先领域，CDM项目收益将成为我国和项目公司吸引技术含量高、结构更加合理的外商直接投资的新渠道，符合CDM项目开发的原则。风电场项目作为CDM项目成功注册可以大大克服项目所面临的投资和技术障碍，同时还可以给项目带来以下主要三方面的益处：1）核证的减排量“（CERs）”收益（除去起始和年交易成本费用）将是项目收入的一个补充，将为项目的融资提供非常有利的条件，改善项目的财务状况；2）有助于降低本项目在投资、电量、上网电价等方面存在的不确定性带来的不利影响，提高项目的抗风险能力；-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告3）项目的成功注册和实施，可以进一步提高项目的市场竞争力，增加建设方在风电领域内的专业经验和技术积累，促进项目在未来的进一步发展。基于以上分析，建议项目建设方及时委托咨询单位开展CDM项目申请，以最大限度的获得CDM收益。-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告第一章劳动安全与工业卫生-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告1劳动安全与工业卫生1.1编制依据、任务与目的1.1.1编制依据《中华人民共和国劳动法》《中华人民共和国消防法》《中华人民共和国安全生产法》《中华人民共和国职业病防治法》《建设项目（工程）劳动安全卫生监察规定》《工业企业设计卫生标准》GBZ1-2002《工业场所有害因素职业接触限值化学有害因素》GBZ2.1-2007《工业场所有害因素职业接触限值物理因素》GBZ2.2-2007《建筑设计防火规范》GB50016-2006《工业企业总平面设计规范》GB50187-1993《建筑物防雷设计规范》GB50057-2000《工业与民用电力装置的接地设计规范》（GBJ65－1983）《起重机械安全规程》GB6067-1985《安全标志及其使用导则》GB2894-2008《安全色》GB2893-2008《工作场所职业病危害警示标识》GBZ158-2003《生产过程安全卫生要求总则》GB12801-2008《风力发电安全规程》DL796-20011.1.2劳动安全与工业卫生设计任务和目的为积极开展各项预防性的工作，防止安全事故发生，保护劳动者在我国电力建设中的安全和健康，改善劳动条件，本工程设计严格贯彻执行国家及有关部门颁布的现行有关劳动安全和工业卫生的法令和标准，以提高劳动安全和工业卫生的设计水平。-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告劳动安全与工业卫生设计的目的在于：在施工过程中可能存在的危害因素，从管理方面对业主及工程承包商和工程监理部门提出安全生产管理的要求，确保施工人员生命及财产的安全；对工程投产后在生产过程中可能存在的直接危及人身安全和身体健康的各种危害因素进行确认，提出符合规范要求和工程实际的具体防护措施，以保障风电场职工在生产过程中的安全与健康要求，同时确保工程建筑物和设备本身的安全。1.1工程概述与风电场总体布置本期工程建设规模为49.5MW，拟选30台1650kW的风力发电机组。本期不新建升压站，风场不新建升压占，接入XXXX甸顶山一期工程升压站，风电场接线采用一机一变单元接线方式，风电机组升压变压器系统，电压等级采用690V/35kV。1.2工业安全与卫生危害因素分析1）施工期危害因素风电场在施工期主要的危害因素有高空作业、运输吊装作业、开挖爆破作业、用电作业等。可能产生的安全与卫生危害有以下4种：高空坠落和工具打击事故；机械伤害事故；触电事故；中毒、中暑及职业病。2）运行期危害因素风电场生产运行过程中主要危害因素有设备损坏、火灾、爆炸危害、电气伤害危害、机械伤害、电磁危害等方面具有不安全因素。1.3劳动安全与工业卫生对策措施1.3.1施工期劳动安全与工业卫生对策措施施工期间，针对风电场工程可能产生的危害，劳动安全与工业卫生主要采取以下措施：1）保证施工现场安全生产凡进入现场施工的作业人员，必须认真执行和遵守安全技术操作规程。各种机具设备、材料、构件、临时设施等必须按照施工总平面图布置，保证现场道路和排水通畅。安装现场准备常用的医药用品。2）防止高空坠落和工具打击事故-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告风力发电机组安装之前必须先完成风力发电机基础验收，并清理风电机基础。吊装前吊装人员必须检查吊车各零部件，正确选择吊具。起吊前应认真检查风电机设备、防止物品坠落。吊装现场设专人指挥。指挥必须有安装工作经验，执行规定的指挥手势和信号。机舱、桨叶、轮毂起吊风速不能超过风机厂家规定的安全起吊风速。起吊桨叶，塔筒等超大超重型设备时必须保证有足够起吊设备和吊装人员，应有导向绳。3）防止机械伤害事故遇有大雾、雷雨天、照明不足，指挥人员看不清各工作地点，或起重驾驶员看不清指挥人员时，不得进行起吊工作。所有吊具调整应在地面进行。在吊绳被拉紧时，禁止用手接触起吊部位，以免碰伤。塔上协助安装指挥及工作人员不得将头和手臂伸出塔筒之外。4）防止触电事故健全用电管理制度，做好电器设备防护措施，采用安全电压。严禁无证人员从事电气作业。5）中毒、中暑及职业病施工中使用的毒性材料，应严加保管，限量使用，有防毒措施。对从事高温和夏季露天作业人员，要采取降温、通风和其他有效措施。对有害粉尘采取防护措施。6）雨季和冬季施工安全措施起重机应做好防雷保护。尽量避免在雨季进行基坑或管沟等地下作业。严格取暖制度，防止火灾或一氧化碳中毒。1.1.1运营期劳动安全与工业卫生对策措施为保障风电场职工在生产过程中的安全与健康，同时确保工程建筑物和设备本身的安全，主要有以下劳动安全防范措施：1）维护风力发电机组时应打开塔架及机舱内的照明灯具，保证工作现场有足够的照明亮度。2）在登塔工作前必须手动停机，并把维护开关置于维护状态，将远程控制屏蔽。3）在登塔工作时，要佩戴安全帽、系安全带，并把防坠落安全锁扣安装在钢丝绳上，同时要穿结实防滑的胶底鞋。4）把维修用的工具。润滑油等放进工具包里，确保工具包无破损。在攀登时把工具包挂在安全带上或者背在身上，切记避免在攀登时掉下任何物品。-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告5）在攀登塔架时，不要过急，应平稳攀登，若中途体力不支可在中间平台休息后继续攀登，遇有身体不适，情绪异常者不得登塔作业。6）在通过每一层平台后，应将本层平台盖板盖上，尽量减少工具跌落伤人的可能性。7）在风力发电机组机舱内工作时，风速低于12m/s时可以开启机舱盖，但在离开风力发电机组前要将机舱盖合上，并可靠锁定。在风速超过18m/s时禁止登塔工作。8）在机舱内工作时禁止吸烟，在工作结束之后要认真清理工作现场，不允许遗留弃物。9）若在机舱外高空作业需系好安全带，安全带要与刚性物体联接，不允许将安全带系在电缆等物体上，且要两人以上配合工作。10）需断开主开关在机舱工作时，必须在主开关把手上悬挂警告牌，在检查机组主回路时，应保证与电源有明显断开点。11）机舱内的工作需要与地面相互配合时，应通过对讲机保证可靠的相互联系。12）若机舱内某些工作确需要短时开机时，工作人员应远离转动部分并放好工具包，同时应保证急停按钮在维护人员的控制范围内。13）检查维护液压系统时，应按规定使用护目镜和防护手套。检查液压回路前必须开启泄压手阀，保证回路内已无压力。14）在使用提升机时，应保证起吊物品的在提升机的额定起吊重量以内，吊运物品应绑扎牢靠，风速较高时应使用导向绳牵引。15）在手动偏航时，工作人员要与偏航电动机、偏航齿圈保持一定的距离，使用的工具、工作人员身体均要远离旋转和移动的部件。16）在风力发电机组轮毂上工作时需将轮毂锁定。17）在风力发电机组启动前，应确保机组已处于正常状态，工作人员已全部离开机舱回到地面。18）若风力发电机组发生失火事故时，必须按下紧急停机键或按钮，并切断主空开和变压器刀闸，进行力所能及的灭火工作，防止火势蔓延，同时拨打火警电话。当机组发生危及人员和设备安全的故障时，值班人员应立即拉开该机组线路侧的断路器，并组织工作人员撤离险区。19）-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告若风力发电机组发生飞车事故时，工作人员需立刻离开风力发电机组，通过远控可将风力发电机组侧风90°，在风力发电机组的叶尖扰流器或叶片顺浆的作用下，使风力发电机组轮毂转速保持在安全转速范围内。20）如果发现风力发电机组风轮结冰，要使风力发电机组立刻停机，待冰融化后再开机，同时不要过于靠近风力发电机组。21）在雷雨天气时不要停留在风力发电机组内或靠近风力发电机组。雷击过后至少一小时才可以接近风力发电机组；在空气潮湿时，风力发电机组叶片有时因受潮而发生杂音，这时不要接近风力发电机组，以防止感应电。22）经常有人工作的场所及施工车辆宜配备急救箱，存放急救用品，并应指定专人经常检查、补充或更换。23）各类作业人员应被告知其作业现场和工作岗位存在的危险因素、防范措施及事故紧急处理措施。24）作业人员应经医师鉴定，无妨碍工作的病症（体格检查每两年至少一次）。1.1风电场安全与卫生机构设置1.1.1安全卫生机构及专项设施配置在每班员工中设立安全生产专工1名，负责监督检查控制楼的消防工作，并进行工作票和操作票的管理。风电场位于XXXX县境内，XXXX县设有综合医院。另外，风电场控制室内应配备急救箱，存放急救用品，并指定专人负责。1.1.2安全生产监督制度安全生产监督制度，坚持以“安全生产，预防为主”的方针，主要包括建立和健全安全生产检查制度、安全生产通报制度、领导定期检查制度、重点隐患和危险源监控制度、安全教育培训监督制度等方面。1.1.3消防、防止电气误操作、防高空作业坠落等管理制度1）消防消防管理制度方面采取的主要制度如下：专人负责对各种器材认真进行登记管理，经常教育相关人员爱护消防器材和设施。消防器材不准随意移动，挪做他用。建立消防器材设施维护制度。凡配置的消防器材设施，发现有泄露情况的要及时进行更换。-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告2）防止电气误操作管理制度防止电气误操作管理制度方面采取的主要原则制度如下：防误装置正常情况下严禁解锁或退出运行。防误装置的解锁工具（钥匙）或备用解锁工具（钥匙）必须有专门的保管和使用制度。防误装置异常处理，并做好记录。运行值班人员“三懂二会”（懂防误装置的原理、性能、结构；会操作、维护）培训制度。定期检修和定期维护制度。3）防高空作业坠落管理制度防高空作业坠落方面采取的主要原则制度如下：登塔时佩戴安全帽、系安全带，并把防坠落安全锁扣安装在钢丝绳上，同时要穿结实防滑的胶底鞋。若在机舱外高空作业需系好安全带，安全带要与刚性物体联接，不允许将安全带系在电缆等物体上，且要两人以上配合工作。保证工作现场有足够的照明亮度。攀登时把工具放工具包，工具包挂在安全带上或者背在身上。在通过每一层平台后，每层平台盖板盖上。机舱内的工作需要与地面相互配合时，应通过对讲机保证可靠的相互联系。若机舱内某些工作确需要短时开机时，工作人员应远离转动部分并放好工具包，同时应保证急停按钮在维护人员的控制范围内。在风力发电机组机舱内工作时，风速低于12m/s时可以开启机舱盖，但在离开风力发电机组前要将机舱盖合上，并可靠锁定。在风速超过18m/s时禁止登塔工作。1.1.1工作票、操作票管理制度工作票管理制度主要原则如下：风机、升压站、电力电缆、升压站的维护、应急检修都应填写工作票。依据国家安规，工作票应一式两份，一份应保存在工作地点，由工作负责人收执；另一份由工作许可人收执，按值移交。一张工作票中，工作票签发人、工作负责人和工作许可人三者不得互相兼任。工作负责人可以填写工作票。工作票的使用必须严格按照国家有关规定。操作票管理制度主要原则如下：隔离操作尽量使用标准操作票，运行值长按系统、按设备编写标准操作票；一些经操作后没有问题的特殊检修隔离操作应及时填写成标准操作票。1.1.2事故调查处理与事故统计制度-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告事故调查处理与事故统计制度主要原则如下：划分事故等级，人身伤害事故按国务院《企业职工伤亡事故报告和处理规定》的精神处理，工程质量和机械设备事故由有关单位组织调查处理。确定事故结案权限，结案时限。确定事故统计的范围，报告内容及时间要求，建立严格的奖惩制度。1.1事故应急救援预案风电场建设和运行期间有关的急救援预案项目有：防火、防触电、电器误操作、风电机组损坏事故、继电保护事故、变压器损坏和互感器爆炸事故、开关设备事故、接地网损坏等内容。为有效地防止事故的发生和事故后处理及时，必须提前建立风电场事故应急救援措施，采取的内容有：建立事故应急救援的指挥机构；建立事故应急救援的各种保障，如通信保障、运输保障、抢险物资保障和治安保障等；预测事故扩散影响范围及潜在危险性的评估；应急救援预案配套制度的完善和专业队伍的训练。1.2劳动安全与工业卫生专项工程量、投资概算和实施计划施工和建设期间，将严格按照国家和地方性法规、标准为职工配备劳动保护用品。对不同工种、不同劳动条件、发放不同的劳动保护用品。职工上岗作用时必须按规定使用，不得移作他用或领而不用。劳动保护用品主要包括头部、手部、呼吸道、足部、防坠落等防护劳保用品，施工期间必须佩带建筑或工业安全帽、劳保手套或止滑手套、防尘口罩或安全眼睛、防噪音耳塞等。施工期间，投资约5万元用于采购各类劳保用品。实施计划有：①交通安全措施：交通组织上实行人车分流；二条专用线与道路平交道口处均配置现代化道口设施；②在机器设备的危险部分和高空作业等危险场所，安装保护装置和其他安全设施；③电气安全：各种供用电设施均设置可靠的接地装置；④制定安全操作规程，教育职工自觉遵守；⑤结合风电场特点，采取加强劳动保护宣传、安全与卫生知识培训、搞好安全生产等各项措施，并配置必要的安全与卫生防护及监测的设备、仪器等。-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告1.1预期效果评价采取以上措施后，风电场的施工和运行能够满足国家有关劳动安全与工业卫生的要求。在施工中，采取了预防性措施后，可减少火灾或人员触电，防止高空坠落和坠物等危害事故的产生。同时避免了施工期间因粉尘造成的呼吸道疾病和高温，高湿气候环境造成中暑的可能性。运营期间，将保障员工的高空作业和电气操作等安全。1.2建议建议业主尽快开展安全预评价。建议筹建单位在本工程竣工前编制《安全事故应急救援预案》，建立应急救援组织机构，充分分析生产过程中可能出现的安全隐患、危险事故，制定应急救援工作预案，并定期演练。建议设置安全管理系统，切实推行安全管理责任制。配备安全职能人员，监督安全指标及反事故措施的落实；监督安全规程的执行情况及安全防护品的管理使用；保证安全生产责任制切实落实到个人。-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告第一章节能降耗-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告1节能降耗风力发电场按工程建设划分一般可分为六部分，即：风力发电机、系统工程、机组选型及微观选址、风电场道路规划、变电工程、线路工程。机组设备由投资方招标购买，风力发电机技术已较成熟稳定，风机设计时已考虑节能降耗。风电场节能降耗将围绕系统工程、机组选型及微观选址、风电场道路规划、变电工程、线路工程展开。1.1系统工程减少电网投资，减少输电损耗。电力从风电场送至用户过程中，在主干网络和配电网络均引起电能损失即功率损耗，输电功率损耗是输电线路功率损耗和变压器功率损耗。功率损耗包括有功损耗和无功损耗，有功损耗伴随电能损耗，使能源消费增加，无功损耗不直接引起电能损耗，但通过增大电流而增加有功功率损耗，从而加大电能损耗。本风电场系统送出工程贯彻了节能、环保的指导思想，工程设计中已考虑风电场建设规模、地区电网规划、风电有效运行小时数较低等情况，风电场送出电压等级为220kV，并网电压等级高，避免低电压长距离传输所带来的高损耗；另外，遵循输变电系统无功容量采取就地平衡原则，在风电场升压变电站主变低压侧加装无功补偿装置，提高线路有功输送容量，降低线损，节约运行成本。总之，风电场系统送出工程的建设，结合了风力发电特点，节省了电网投资，一定程度上增强了区域供电能力，降低电网运行的网损。在本次设计中，通过在主变压器的低压侧安装无功补偿装置，有效解决了无功就地平衡问题，降低了网损。1.2机组选型及微观选址通过对本项目对外交通运输条件和地形、地貌的实地踏勘与分析，以及风能资源评价结论，风力发电机按33台1500kW机型方案考虑。微观选址按照以下原则设计：尽量集中布置、尽量减小风电机组之间尾流影响、避开障碍物的尾流影响区、满足风电机组的运输条件和安装条件、视觉上要尽量美观。-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告采取上述原则可提高风电场发电效益，减少占地面积，充分利用土地，在同样面积的土地上安装更多的机组；其次，集中布置还能减少电缆和场内道路长度，降低工程造价，降低场内线损。1.1风电场道路规划风电场占地面积较广，风机位分散且间距为有一定的要求，风场内施工检修道路较长，道路建设若按《厂矿道路设计规范》中的标准进行设计，势必会造成大的资金及材料浪费。考虑到施工检修道路仅为施工时的临时道路，故施工检修道路在规划设计时按租地计费，道路建设沿各风机位尽量利用现有道路进行扩宽裁弯取直。施工道路参照《厂矿道路设计规范》中四级厂外道路设计。采取上述措施将极大的节省施工道路造价，达到节能降耗目的。1.2变电工程风电场变电工程主要包括风电场升压站和风机升压变压器。1.2.1综合部分风电场升压站主设备和风机升压变压器规范“通用性”和“经济性”。通用性：主设备的设计应考虑设备及其备品备件，在一定范围和一定时期的通用互换使用；不同厂家的同类产品，应考虑通用互换使用；设计阶段的设备选型要考虑通用互换。经济性：按照企业利益最大化原则，不片面追求技术先进性和高可靠性，进行经济技术综合分析，优先采用性能价格比高的技术和设备。1.2.2电气部分优化设计，减少占地面积，节省材料用量：主要措施如下：1）降低子线路导线的表面电位梯度，要求导体光滑、避免棱角，以减少电晕损耗，达到节能目的。2）主变压器、风机变压器、所用变压器等设备选用节能产品，降低变压器损耗。-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告3）有效减少电缆使用量、减少导体的截面，在有效降低电缆使用量的同时，达到降低电能损失的目的。4）严格控制建筑面积，减少采暖面积，有效降低相应的能耗。5）采用节能灯具，可节省电能；实施绿色照明。合理设计灯具，在满足照度要求的前提下，减少灯具的数量。1.1.1土建部分本期工程沿用一期升压站，不新增土建工作量。1.2线路工程风电场线路工程主要包括风电场送出线路和风电场集电线路。线路设计有其固有的特点，不同工程其外部自然条件、障碍物等不可能完全相同，千差万变，造成线路设计的多变性。结合本工程的实际情况，在线路设计节能降耗的原则指导下，从路径方案、电缆选型、交叉跨越及基础设计等几个方面采取措施。1）路径方案送电线路路径的选择是线路设计的关键，其优与劣、合理与否，直接关系着工程造价的高低，关系到工程质量、方便施工、运行安全等综合效益，因此设计对此项工作高度重视，利用卫片、航片、GPS等高科技手段，进行路径选择，并尽可能减少或避免对地方规划和建设的影响，以期达到最优的目标。2）电缆选型结合风电场有效运行小时数较低、风电场建设规模，并考虑当地气候特点选择合适的电缆型号。风电场集电线路电压等级的选择，通过集电线路负荷距，以及经济输送容量的计算，求得线路造价最低并且线路损耗以最低，推荐采用35kV电压等级。集电线路全线采用电缆形式，通过计算，集电线路电缆采用不同截面，在不增加线路损耗的前提下，降低了线路造价。3）交叉跨越本工程按尽可能避免交叉跨越设计。4）基础设计-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告结合风电场区域工程地质条件，在保障安全要求的前提下，尽量减少混凝土耗量。1.1结论本工程技术方案和设备、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。本工程的设计中严格贯彻了节能、环保的指导思想-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告第一章工程设计投资概算-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告1工程设计投资概算1.1编制说明1.1.1工程概况山西XXXX三期工程地处XXXX县与阳高县交界地带，规划占地面积约64km2。风电场的地理位置为东经113°55′～114°04′，北纬39°49′～39°56′之间，所处区域为高山区，海拔高度在1479～2361m之间，地形起伏变化很大。风电场范围大致为：北起XXXX与阳高交界处，南到大贺家堡，西侧毗邻桃儿沟，东侧至刘家沟—小关。本风电场安装1500kW机型共33台，装机容量为49.5MW。本期不新建变压器，风场接入XXXX升压站2号主变，新增2回35KV出线。工程范围包括：风电场范围内的风力发电机组设备购置及安装工程，以及风电机组的设备基础、升压站扩建部分及其他建筑工程等。本工程的设备运输方式：采用陆路运输。本投资概算静态价格基准年为2010年二季度，主要材料价格按2010年第4期《山西工程建设标准定额信息》工程所在地市场价格计列。1.1.2编制原则及依据1）定额、费用标准及有关文件、规定①定额：风电场部分执行《风电场工程概算定额》FD004-2007(2007年版)，集电线路和升压站部分执行中国电力企业联合会发布的《电力建设工程概算定额（2006年版）。②费用标准执行《风电场工程可行性研究报告设计概算编制办法及计算标准》FD001-2007(2007年版)。③基本预备费：按《风电场工程可行性研究报告设计概算编制办法及计算标准》（2007年版)规定取建筑工程费、安装工程费、设备购置费、其他费用之和的2%。④工程量：本工程现阶段各专业提供的设计提资单、说明书及设备材料清册⑤建设期贷款利率：5.94%。⑥当地其他相关规定。-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告2）基础单价人工预算单价及主要材料预算价格表名称单位预算价格高级熟练工元/工时8.14熟练工元/工时5.88半熟练工元/工时4.52普工元/工时3.58钢筋(综合)元/t4500普通水泥32.5元/t365普通水泥42.5元/t446碎石元/m3130中粗砂元/m3120施工用水元/t8施工用电元/kWh1风电场工程取费标准编号工程类别计算基础费率（%）安装工程建筑工程一直接费1直接工程费2措施费人工土方人工+机械4.73机械土方人工+机械4.10人工石方人工+机械4.92机械石方人工+机械5.19混凝土人工+机械13.41钢筋人工+机械14.35基础处理人工+机械9.06机电设备安装工程人工+机械7.04二间接费人工土方人工+机械47.18机械土方人工+机械10.68人工石方人工+机械46.33机械石方人工+机械17.36混凝土人工+机械41.69-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告钢筋人工+机械52.74基础处理人工+机械23.72机电设备安装工程人工费93三利润人工+机械+措施+间接费1010四税金一+二+三3.383.383）其他费用建设项目永久占地和临时占地，面积根据本阶段风电场场址选择中的总平面布置和施工组织设计确定数量，征地价格暂按10万元/亩计列，租地价格暂按0.86万元/亩计列，待业主获得当地国土资源管理局对永久占地价格和临时租地价格的有关规定后进行相应调整。水土保持投资、环境保护投资暂估列，待业主取得相关部门的批复文件后进行相应调整。涨价预备费暂取0。建设期贷款利息，按资金来源、贷款利率和建设投资工期进行计算。1.1工程设计概算1.1.1工程设计概算工程静态投资40031.45万元，单位投资8087.16元/kW；工程动态投资41082.52万元，单位投资8299.50元/kW。流动资金：148.5万元；项目总投资41231.02万元（含流动资金）。1.1.2工程造价主要指标风力发电机组单机容量1650kW，机组本体按4500元/kW（到场价）计算；塔筒按12000元/吨(到场价)计算。-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告主要技术经济指标表风电场名称XXXX风电场三期工程风电机组单位造价元/kW4500建设地点山西省大同市XXXX县与阳高县交界地带塔筒(架)单位造价元/t12000设计单位河北省电力勘测设计研究院风电机组基础单价万元/座58.35建设单位山西XXXXXXXX风力发电有限公司变电所单位造价元/kW装机规模MW49.5主要工程量土石方开挖万m352.87单机容量kW1650土石方回填万m344.97年发电量万kWh10530.0混凝土万m31.96年利用小时数h2128钢筋t1452.00静态投资万元40031塔筒(含基础环)t3498.00工程动态总投资万元41083建设用地面积永久用地亩18.14单位千瓦投资(静态)元/kW8087临时用(租)地亩627.75单位电量投资(静态)元/kWh3.80计划施工时间第一台机组发电工期月8建设期利息万元1051总工期月12送出工程投资(估列)万元生产单位定员人8-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告第一章财务评价与社会效果分析-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告1财务评价与社会效果分析1.1.1财务评价财务评价是在国家现行财税制度和价格体系的基础上，对项目进行财务效益分析，考察项目的盈利能力、清偿能力等财务状况。1.1.2编制依据国家计划委员会和建设部颁发的《建设项目经济评价方法与参数》（第三版）。国家现行的财税政策及当地相关规定。1.1.3基础数据1）项目计算期取21年，其中含建设期12个月。2）发电能力：根据风能专业计算结果，风电场年上网电量为105300MW·h/y，年等效利用小时数为2128小时；3）项目总投资构成总投资=固定资产投资+流动资金。本工程总投资为41231.02万元。（1）固定资产投资根据本阶段投资概算成果，本工程的固定资产投资为41082.52万元。包括建设投资和建设期利息，分别为40031.45万元和1051.07万元。其中建设期利率按5.94%考虑。（2）流动资金估算按30元/kW计算，本项目流动资金为148.5万元。其中自有铺底流动资金为44.55万元，占流动资金总额的30%，其他为流动资金贷款，金额为103.95万元，流动资金贷款利率按6.06%考虑。3）资本金本项目资本金比例按20%计算。4）资金筹措及贷款条件本工程为利用国内银行贷款项目，项目总投资由自有资金和国内银行贷款组成，长期借款年利率按照6.6%考虑。正常运营后采用等额还本利息照付的还款方式，正常运营15年还清贷款之本息。（详见投资计划与资金筹措表）。-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告1.1.1财务评价1）总成本费用计算风电场发电成本主要包括折旧费、摊销费、维修费、职工工资及福利费、劳保统筹和住房基金、保险费、利息支出和其他费用等。固定资产折旧：本项目固定资产折旧采用直线法，折旧年限15年，残值率取5%；维修费：维修费按固定资产原值(扣除所含的建设期利息)计算，维修费＝固定资产原值(扣除所含的建设期利息)×维修费率×投产率。参照XXXX核定标准，本项目运营期1至2年（质保期）维修费率取0.3%，3至5年维修费率取1.1%，6至10年维修费率取1.4%，11至20年维修费率取1.9%。工资及福利：人员按8人计，工资标准5万元/人·年，并计算福利费和保险费等费用，其中职工福利费按工资总额的14%计，劳保统筹和住房基金分别取职工工资总额的30%和12%；保险费：按照固定资产价值的0.25%/年；材料费，8元/kW；其他费用，30元/kW。（详见总成本费用估算表。）2）发电效益计算（1）效益测算根据国家发改委关于完善风力发电上网电价政策的通知（发改价格［2009］1906号文），本风电场属于Ⅳ类资源区，风力发电标杆上网电价为0.61元/kWh（含税），本项目按标杆上网电价0.61元/kWh（含税）测算内部收益率。（2）税、费增值税为价外税，税率17%，按照国家给予风力发电工程优惠政策，按即征即退50%计算；并按增值税转型的新政策，考虑设备购置费所含进项税的抵扣。根据最新的《中华人民共和国企业所得税法》规定计算所得税，企业所得税税率为25%，并享受三免三减半的优惠政策。城市维护建设税5%；教育费附加3%。税后利润提取10%的盈余公积金。（详见利润与利润分配表）3）清偿能力分析（1）借款还本付息：-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告借款偿还期。本项目长期贷款的偿还，采用等额还本利息照付的还款方式自正常运营后15年内还清贷款之本息。风电场的还贷资金主要包括还贷利润、还贷折旧和摊销等。（详见借款还本付息计划表）（2）资金来源与运用计算期内资金来源与运用情况详见财务计划现金流量表。（3）资产负债分析计算表明本项目在计算期内各年资产、负债和所有者权益情况，随着风力发电机组投产发电，资产负债率逐年下降，整个计算期内资产负债比例适当，说明项目有偿债能力。（详见资产负债表）4）盈利能力分析在含税上网电价为0.61元/kW·h时，对本项目进行财务分析，根据现金流量表可计算出以下财务评价指标：本工程项目投资税前财务内部收益率为11.97%，高于《建设项目经济评价方法与参数》（第三版）中的项目投资基准内部收益率5%，项目投资税后财务内部收益率税后为9.7%，项目投资税后财务净现值为15480.67万元，投资回收期为9.39年；本工程注册资本金税后财务内部收益率为19.35%，高于《建设项目经济评价方法与参数》（第三版）中的行业资本金内部基准收益率8%，财务净现值为9131.77万元。财务指标汇总表如下：财务指标汇总表序号项目名称单位数值1装机容量MW49.52年上网电量MW.h105300.363项目投资万元41231.024建设期利息万元1051.075流动资金万元148.56销售收入总额(不含增值税)万元109807.227总成本费用万元70379.848销售税金附加总额万元1177.599发电利润总额万元45609.7110经营期平均电价(不含增值税)元/kW.h0.5214-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告11经营期平均电价(含增值税)元/kW.h0.6112投资回收期（所得税前）年8.313投资回收期（所得税后）年9.3914全部投资内部收益率（所得税前）%11.9715全部投资内部收益率（所得税后）%9.716全部投资财务净现值（所得税前）万元24300.5817全部投资财务净现值（所得税后）万元15480.6718自有资金内部收益率万元19.3519自有资金财务净现值万元9131.7720总投资收益率(ROI)%7.6521投资利税率%4.7822项目资本金净利润率(ROE)%21.2823资产负债率%80.091.1.1敏感性分析可行性研究阶段所确定的条件与参数，必然存在着一定的不确定性。下面就影响项目经济性的较敏感因素——工程投资、上网电量、上网电价和贷款利率进行单因素变化敏感性分析。财务敏感性分析成果表序号项目财务税后内部收益率（%）上网电价（元/kWh）项目投资资本金含增值税1基本方案9.719.350.612投资变化-10%11.2526.250.61-5%10.4522.550.61+5%9.0216.580.61+10%8.3914.170.613电量变化-10%8.1813.440.61-5%8.9516.310.61+5%10.4422.530.61-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告+10%11.1625.830.614电价变化-10%8.1813.440.67-5%8.9516.310.64+5%10.4422.530.58+10%11.1625.830.555利率变化-10%9.721.210.61-5%9.720.260.61+5%9.7118.460.61+10%9.7117.610.61通过对本工程的经济效益评价和财务敏感性分析，可以看出：工程投资、上网电量、上网电价和贷款利率中单个因素出现最不利因素时，项目投资税后内部收益率和资本金税后内部收益率均高于行业基准收益率，项目具有较好的抗风险能力。1.1环保效益风能是可再生能源，风能的大量利用可极大的减少一次能源（如煤、石油、天然气）的利用，从而减少了因开发一次能源而造成的污染物排放、毁坏植被、影响海洋生态等环境问题。在现在全球环境保护问题越来越突出的情况下，充分利用可再生能源，在提供新的电源的同时，不产生烟尘、SO2、温室气体、废水等污染物、不会因开采造成自然界不可恢复的破坏，具有非常突出的环境效益。风电场建成后，同燃煤电站采取相应环保治理措施后相比，每年可为国家节约可观的煤源及相应每年可减少多种有害气体和废渣排放。风力发电是清洁能源，对缓解当前的能源危机和环境压力都有着重要的意义。1.2社会效果分析-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告本期风电场项目，工程地质、交通运输和土地权属类别等，这些条件是适宜建设风电场的。在风能资源落实的条件下，结合风场地貌、地形条件，通过科学、合理所确定的风电机位布置，一定能够产生最大的经济效益。按照上述内容要求就本项目建设所产生的社会效果，初步分析结论如下：本项目建设所产生的社会效果影响是积极正面的，主要体现在以下两方面：1）国家层面的社会效果：实现国民经济的可持续发展。2）地区层面的社会效果，主要体现在以下几方面：（1）当地丰富的风能资源得到了开发与利用（2）为当地经济注入新的活力直接地效益体现在：Ø建设项目的增加，带动当地建筑业、建材业的发展；Ø装机容量的增加，带来发电收入的增加，地方税收增加；间接效益将体现在：Ø风电的建设，优化了电网电源结构，增加了能源供给，势必建立起良好的经济发展硬环境；Ø良好的硬环境下，必将促进相关产业的快速发展（3）改善和提高当地居民的物质生活新的活力的注入：Ø将增加居民就业，就业的增加使收入提高；Ø当地财税增加，公共设施完善，生活福利提高；Ø还将促进城市化的进程，进而提高当地居民的物质和精神文明的生活水平。（4）社会风险极小风电场项目不占用农田，避开村庄和现有设施。因而，不会发生村庄的拆迁问题和移民安置问题，当然也就不会诱发当地居民与项目之间的矛盾。1.1结论风力发电属于利用可再生的清洁能源，符合国家产业政策和可持续发展战略，具有较好的经济效益、社会效益和环境效益。1.2附表1）可行性研究投资概算表-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告（1）总概算表（2）设备及安装工程概算表（3）建筑工程概算表（4）其他费用概算表2）可行性研究财务评价计算表（1）固定资产投资估算表（2）投资计划与资金筹措表（3）总成本费用表（4）利润和利润分配表（5）借款还本付息计划表（6）财务计划现金流量表（7）项目投资现金流量表（8）项目资本金现金流量表（9）资产负债表（10）财务指标汇总表-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告总概算表序号工程或费用名称设备购置费安装工程费建筑工程费其它费用合计占投资额（%）（万元）（万元）（万元）（万元）（万元）1机电设备及安装工程27167.323250.69　　30418.0174.041.1发电设备及安装工程26968.163146.24　　30114.3973.301.2升压变电设备及安装工程37.9824.93　　62.910.151.3通信和控制设备及安装工程11.1811.80　　22.980.061.4其他设备及安装工程150.0067.73　　217.730.532建筑工程　　5896.57　5896.5714.352.1发电设备基础工程　　1804.07　1804.074.392.2变配电工程　　77.07　77.070.192.3房屋建筑工程　　　　　　2.4交通工程　　　　　　2.5场内辅助工程　　3266.54　3266.547.952.6其他　　748.89　748.891.823其他费用　　　2931.942931.947.143.1建设用地费　　　764.38764.381.863.2建设管理费　　　1497.731497.733.653.3生产准备费　　　215.19215.190.523.4勘察设计费　　　454.65454.651.11-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告3.5其他　　　　　　　　　　　　　　　一至三部分合计27167.323250.695896.572931.9439246.5295.53　基本预备费　　　784.93784.931.91　风电场工程静态投资27167.323250.695896.573716.8740031.4597.44　涨价预备费(暂为0)　　　　　　　送出工程(估列)　　　　　　　工程建设投资27167.323250.695896.573716.8740031.4597.44　建设期利息　　　1051.071051.072.56　工程动态总投资27167.323250.695896.574767.9441082.52100.00　　　　　　　　　单位千瓦静态投资　　　　8087.16　　单位千瓦动态投资　　　　8299.50　　　　　　　　　　流动资金　　　148.50148.50　　其中：铺底流动资金　　　44.5544.55　　项目投入总资金　　　　41231.02　-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告设备及安装工程概算表序号设备名称及规格单位数量单价（元）合价（万元）设备费安装费设备费安装费　一、设备及安装工程　　　　27167.323250.691发电设备及安装工程　　　　26968.163146.241）风电机组　　　　　　　风电机组本体（单机容量1650kW）台30.007425000　22275.00　　风机本体安装费台30.00　123366.44　370.10　小计　　　　22275.00370.10　卸站保管费%0.30　　66.83　　合计　　　　22341.83370.102）塔筒　　　　　　　塔筒(塔筒重量=106吨/台，含基础环)吨3180.0012000　3816.00　　塔筒安装费高度70～80m-吊装节数-3台30.00　163374.98　490.12　基础环安装费台30.00　9178.26　27.53　小计　　　　3816.00517.66　卸站保管费%0.50　　19.08　　合计　　　　3835.08517.663）机组配套电气设备　　　　　　　电力电缆安装100m60.00　1544.74　9.27　控制电缆安装100m50.00　363.14　1.82-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告　装置性材料：　　　　　　　低压电缆YJY23-0.6/1-3×185+1×95耐寒型m6000.00　417.57　250.54　控制电缆ZR-KVVP22m5000.00　21.25　10.62　小计　　　　　272.25　设备运杂费%5.50　　　　合计　　　　　272.254）机组变压器　　　　　　　35kV箱式变压器S11-1800/351800kVA台30.002500009776.29750.0029.33　小计　　　　750.0029.33　设备运杂费%5.50　　41.25　　合计　　　　791.2529.335）集电线路　　　　　　　架空线路工程钢芯铝铰线LGJ-240/30km23.73　480900.00　1141.18　架空线路工程钢芯铝铰线LGJ-120/25km9.55　407846.48　389.49　进站电缆YJV23-26/35kV-3×400km0.30　982211.10　29.47　上塔电缆YJV23-26/35kV-3×50km3.30　431574.93　142.42　ADSS光缆km39.58　30658.17　121.35　合计　　　　　1823.906）风电场接地　　　　　　-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告　接地安装100m73.50　2161.64　15.89　装置性材料：　　　　　　　热镀锌扁钢60X6t18.68　7200.02　13.45　热镀锌接地钢管￠60t3.66　6798.46　2.49　RZD软质阻火堵料t1.20　9802.32　1.18　接地处理费项1.00　1000000.00　100.00　合计　　　　　133.00　　　　　　　　2升压变电设备及安装工程　　　　37.9824.931）主变压器系统　　　　　　2）配电装置　　　　37.981.662.1）35kV屋内配电装置　　　　　　　手车式出线柜（含断路器和CT）面2.001800008293.5036.001.66　小计　　　　36.001.66　设备运杂费%5.50　　1.98　　合计　　　　37.981.663）无功补偿系统　　　　　　4）所用电系统　　　　　　5）电缆　　　　　22.17-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告5.1）电力电缆　　　　　　　全站电力电缆安装100m20.00　1490.19　2.98　装置性材料：　　　　　　　电力电缆m2000.00　62.58　12.52　合计　　　　　15.505.2）电缆辅助设施　　　　　　　装置性材料：　　　　　　　镀锌钢管￠80t0.88　6709.34　0.59　镀锌钢管￠40t1.29　6709.34　0.87　合计　　　　　1.465.3）电缆防火　　　　　　　电缆阻燃槽盒100套0.56　36598.61　2.03　防火板隔板m210.00　52.00　0.05　防火堵料t1.50　5653.99　0.85　防火涂料t0.10　27745.85　0.28　装置性材料：　　　　　　　防火板隔板m210.00　240.00　0.24　防火枕m30.50　600.00　0.03　WSZD无机速固防火堵料t1.00　10523.11　1.05-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告　RZD软质阻火堵料t0.50　9802.32　0.49　角钢∠50x5m20.00　18.93　0.04　防火涂料t0.10　15266.35　0.15　合计　　　　　5.216）全站接地　　　　　　　全站接地100m1.00　3974.37　0.40　装置性材料：　　　　　　　接地铜排TMY-30X4m50.00　86.11　0.43　铜辫δ≥100mm2m50.00　54.14　0.27　合计　　　　　1.10　　　　　　　　3通讯和控制设备及安装工程　　　　11.1811.801）监控系统　　　　10.5511.801.1)风电场微机监控系统套1.00　50000.00　5.00　微机防误操作闭锁装置扩容套1.0050000　5.00　　35kV线路测控保护装置台2.0025000　5.00　　小计　　　　10.005.00　设备运杂费%5.50　　0.55　　合计　　　　10.555.00-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告1.2)控制电缆　　　　　　　控制电缆全站100m20.00　832.78　1.67　装置性材料：　　　　　　　控制电缆ZR-kVVP22m2000.00　23.83　4.77　合计　　　　　6.431.3)继电保护系统　　　　　　　小母线φ8mm紫铜条m20.00　25.38　0.05　双绞线m100.00　17.44　0.17　接地铜辫S≥100mm2m30.00　48.00　0.14　小计　　　　　0.37　设备运杂费%5.50　　　　　合计　　　　　0.372）直流系统　　　　　　3）通信系统　　　　　　4）远动及计费系统　　　　　　　35kV线路电度表块2.003000　0.60　　　　　　　　　　小计　　　　0.60　　设备运杂费%5.50　　0.03　-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告　合计　　　　0.63　　　　　　　　　4其他设备及安装工程　　　　150.0067.731）生产车辆购置费辆3.00300000　90.00　2）劳动安全与工业卫生工程项1.00530000　53.00　3）生产实时监管系统项1.00　600000.00　60.004）大同地调侧：　　　　　　　地调接口设备和模拟屏元器件扩容+数据库套1.0050000　5.00　　二次配合费套1.0020000　2.00　　小计　　　　7.00　5）调试费用项1.00　77271.00　7.73　合计　　　　150.0067.73　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告建筑工程概算表编号工程或费用名称单位数量单价(元)合价(万元)　二、建筑工程　　　5896.572.1发电设备基础工程　　　1804.071)风电机组及塔筒(架)基础1500KW台30.00　1750.44　土方开挖m311872.809.7111.53　石方开挖m323745.6036.2986.17　土方回填m322827.908.8620.23　混凝土垫层C15m3746.10471.9035.21　混凝土C30m312044.40726.00874.42　钢筋t1200.005872.94704.75　铁件t24.007554.1318.132)机组变压器基础座30.00　53.63　土方开挖m3615.429.710.60　石方开挖m31435.9836.295.21　回填m31629.908.861.44　混凝土垫层C15m360.00471.902.83　混凝土C30m3443.70726.0032.21　铁件t15.007554.1311.332.2变配电工程　　　77.071)主变压器基础工程　　　16.11-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告　变压器挖方m3250.2113.500.34　主变压器设备基础m357.541082.956.23　离心杆设备支架m34.6610725.605.00　端子箱（检修箱）基础m34.611014.600.47　主变压器油坑及卵石m384.00484.914.072）配电设备基础工程　　　60.96　离心杆设备支架m310.1410725.6010.88　断路器及端子箱设备基础m37.921014.600.80　无功补偿装置室外设备基础m3110.77949.0610.51　电缆沟道（素混凝土）800*800m3132.00923.0012.18　电缆沟道（素混凝土）1200*1200m4288.00923.0026.582.3房屋建筑工程　　　　2.4交通工程　　　　2.5辅助工程　　　3266.541）施工电源项1.00200000.0020.002）施工临时用水（外购水）项1.00360000.0036.003）施工检修道路km29.50　2510.46　施工检修道路（200mm泥结石面层）m338350.00101.00387.34　道路挖土方m388800.009.7186.22-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告　道路挖石方m3207200.0036.29751.93　检修道路填筑碾压m3244000.0029.02708.09　填筑碎石量（外购）m341200.00130.00535.60　管涵D1000mmm300.001376.0041.284）风机位吊装区平整　　　650.08　土方开挖m333000.009.7132.04　石方开挖m3132000.0036.29479.03　风机位吊装区填筑碾压m3156900.008.86139.015）大型专用施工设备安拆及进出场费项1.00500000.0050.002.6其他　　　748.891)环境保护与水土保护工程（估列）　　　674.46　环保投资项1.001500000.00150.00　水土保持投资项1.005244600.00524.462)劳动安全及工业卫生工程（估列）项1.00500000.0050.003)施工临建场地平整工程项　　24.43　土方开挖m31200.009.711.17　石方开挖m34800.0036.2917.42　土石方回填m36600.008.865.85-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告其他费用概算表编号工程或费用名称单位数量费率合价(万元)　三、其他费用　　　2931.941建设用地费　　　764.381）土地占用费　　　706.381.1永久用地　　　169.86　风机及风机变基础占地亩11.50100000.00114.98　集电线路占地亩5.49100000.0054.891.2临时用（租）地　　　536.52　施工期的临时生产及生活设施租地亩13.508671.0011.71　风电机组机组吊装租地亩90.008671.0078.04　施工检修道路租地亩515.258671.00446.772）旧有迁移补偿费　　　58.00　树木补偿费棵8000.0070.0056.00　草场㎡2000.0010.002.002建设管理费　　　1497.731）工程前期费%36314.581.00363.152）建设单位管理费　　　469.57　(建筑工程费+安装工程费)×3.5%%9147.263.50320.15　设备购置费×0.55%%27167.320.55149.423）工程建设监理费　　　177.96　(建筑工程费+安装工程费)×1.5%%9147.261.50137.21-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告　设备购置费×0.15%%27167.320.1540.754）工程咨询服务及评审费　　　204.85　(建筑工程费+安装工程费)×1.2%%9147.261.20109.77　设备购置费×0.35%%27167.320.3595.095）工程验收费%9147.261.10100.626）工程保险费%36314.580.50181.573生产准备费　　　215.191）生产人员培训及提前进场费%9147.260.8073.182）办公及生活家俱购置费%9147.260.7064.033）工器具及生产家具购置费%27167.320.1540.754）备品备件购置费%4825.490.3014.485）联合试运转费%3250.690.7022.754勘察设计费　　　454.651）勘察费　　　180.00　设计费　　　232.752）其他　　　41.90　施工图预算编制费%232.7510.0023.28　竣工图编制费%232.758.0018.62　　　　　　-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告固定资产投资估算表金额单位：万元第一部分机电设备及安装30418.01第二部分建筑工程5896.57第三部分其他费用2931.94一至三部分之和39246.52基本预备费784.93静态总投资40031.45价差预备费　建设期利息1051.07动态总投资41082.52-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告投资计划与资金筹措表人民币单位：万元序号项目合计计算期第1年第2年1总投资41231.0241082.52148.51.1建设投资40031.4540031.45　1.2建设期利息1051.071051.07　1.3流动资金148.5　148.52资金筹措41231.0241082.52148.52.1资本金（资金筹措）8225.298180.7444.55　流动资金资本金44.55　44.552.2借款33005.7332901.78103.952.2.1长期借款32901.7832901.78　　长期借款本金31850.7131850.71　　建设期利息1051.071051.07　2.2.2流动资金借款103.95　103.95-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告总成本费用表单位：万元序号年份项目计算期1234567891011　发电成本1折旧费　2351.892351.892351.892351.892351.892351.892351.892351.892351.892351.892维修费　108.25108.25396.92396.92396.92505.18505.18505.18505.18505.183工资及福利　62.462.462.462.462.462.462.462.462.462.44保险费　90.2190.2190.2190.2190.2190.2190.2190.2190.2190.215材料费　39.639.639.639.639.639.639.639.639.639.66摊销费　　　　　　　　　　　7利息支出　2177.822033.051888.281743.511598.751453.981309.211164.441019.67874.918其他费用　148.5148.5148.5148.5148.5148.5148.5148.5148.5148.5　固定成本　4939.074794.34938.214793.444648.674612.164467.394322.624177.854033.09　可变成本　39.639.639.639.639.639.639.639.639.639.6　总成本费用　4978.674833.94977.814833.044688.274651.764506.994362.224217.454072.69　经营成本　448.96448.96737.63737.63737.63845.89845.89845.89845.89845.89-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告总成本费用表单位：万元序号年份项目计算期12131415161718192021　发电成本　　　　　1折旧费2351.892351.892351.892351.892351.89　　　　　2维修费685.6685.6685.6685.6685.6685.6685.6685.6685.6685.63工资及福利62.462.462.462.462.462.462.462.462.462.44保险费90.2190.2190.2190.2190.2190.2190.2190.2190.2190.215材料费39.639.639.639.639.639.639.639.639.639.66摊销费　　　　　　　　　　7利息支出730.14585.37440.6295.84151.076.36.36.36.36.38其他费用148.5148.5148.5148.5148.5148.5148.5148.5148.5148.5　固定成本4068.743923.973779.23634.433489.67993.01993.01993.01993.01993.01　可变成本39.639.639.639.639.639.639.639.639.639.6　总成本费用4108.343963.573818.83674.033529.271032.611032.611032.611032.611032.61　经营成本1026.311026.311026.311026.311026.311026.311026.311026.311026.311026.31-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告利润和利润分配表单位：万元序号年份项目计算期12345678910111营业收入　5490.365490.365490.365490.365490.365490.365490.365490.365490.365490.361.1上网电量（mwh）　105300.36105300.36105300.36105300.36105300.36105300.36105300.36105300.36105300.36105300.361.2电价（不含增值税）0.52140.52140.52140.52140.52140.52140.52140.52140.52140.52140.52141.3电价（含增值税）0.610.610.610.610.610.610.610.610.610.610.612营业税金附加　　　　　57.5574.6774.6774.6774.6774.673总成本费用　4978.674833.94977.814833.044688.274651.764506.994362.224217.454072.694补贴收入（应税）　　　　　359.71466.68466.68466.68466.68466.685利润总额（1-2-3+4）　511.69656.46512.55657.321104.241230.621375.381520.151664.921809.696弥补以前年度亏损　　　　　　　　　　　7应纳税所得额（5－6）　511.69656.46512.55657.321104.241230.621375.381520.151664.921809.698所得税　　　　82.17138.03153.83343.85380.04416.23452.429补贴收入（免税）　　　　　　　　　　　10净利润（5－8）　511.69656.46512.55575.16966.211076.791031.541140.111248.691357.2711期初未分配的利润　　460.521051.331512.632030.272899.863868.974797.365823.466947.2812提取法定盈余公积金　51.1765.6551.2657.5296.62107.68103.15114.01124.87135.7313可供投资者分配的利润（11－12）　460.521051.331512.632030.272899.863868.974797.365823.466947.288168.8214应付利润　　　　　　　　　　　15未分配利润　460.521051.331512.632030.272899.863868.974797.365823.466947.288168.8216息税前利润（利润总额＋利息支出）　2689.512689.512400.832400.832702.992684.592684.592684.592684.592684.5917息税折旧摊销前利润　5041.45041.44752.734752.735054.885036.495036.495036.495036.495036.49-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告利润和利润分配表单位：万元序号年份项目计算期121314151617181920211营业收入5490.365490.365490.365490.365490.365490.365490.365490.365490.365490.361.1上网电量（mwh）105300.36105300.36105300.36105300.36105300.36105300.36105300.36105300.36105300.36105300.361.2电价（不含增值税）0.52140.52140.52140.52140.52140.52140.52140.52140.52140.52141.3电价（含增值税）0.610.610.610.610.610.610.610.610.610.612营业税金附加74.6774.6774.6774.6774.6774.6774.6774.6774.6774.673总成本费用4108.343963.573818.83674.033529.271032.611032.611032.611032.611032.614补贴收入（应税）466.68466.68466.68466.68466.68466.68466.68466.68466.68466.685利润总额（1-2-3+4）1774.031918.82063.572208.342353.114849.774849.774849.774849.774849.776弥补以前年度亏损　　　　　　　　　　7应纳税所得额（5－6）1774.031918.82063.572208.342353.114849.774849.774849.774849.774849.778所得税443.51479.7515.89552.08588.281212.441212.441212.441212.441212.449补贴收入（免税）　　　　　　　　　　10净利润（5－8）1330.531439.11547.681656.251764.833637.323637.323637.323637.323637.3211期初未分配的利润8168.829366.2910661.4812054.3913545.0215133.3718406.9621680.5524954.1528227.7412提取法定盈余公积金133.05143.91154.77165.63176.48363.73363.73363.73363.73363.7313可供投资者分配的利润（11－12）9366.2910661.4812054.3913545.0215133.3718406.9621680.5524954.1528227.7431501.3314应付利润　　　　　　　　　　15未分配利润9366.2910661.4812054.3913545.0215133.3718406.9621680.5524954.1528227.7431501.3316息税前利润（利润总额＋利息支出）2504.172504.172504.172504.172504.174856.074856.074856.074856.074856.0717息税折旧摊销前利润4856.074856.074856.074856.074856.074856.074856.074856.074856.074856.07-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告借款还本付息计划表金额单位：万元序号年份项目计算期1234567891011　长期借款　　　　　　　　　　　1.1年初借款余额　32901.7830708.3328514.8826321.4224127.9721934.5219741.0717547.6215354.1613160.711.2当期还本付息　4364.974220.24075.433930.673785.93641.133496.363351.593206.833062.06　本年还本　2193.452193.452193.452193.452193.452193.452193.452193.452193.452193.45　本年付息　2171.522026.751881.981737.211592.451447.681302.911158.141013.37868.611.3期末借款余额　30708.3328514.8826321.4224127.9721934.5219741.0717547.6215354.1613160.7110967.26　　　　　　　　　　　　　　流动资金借款　　　　　　　　　　　2.1流动资金借款累计　103.95103.95103.95103.95103.95103.95103.95103.95103.95103.952.2流动资金利息　6.36.36.36.36.36.36.36.36.36.32.3偿还流动资金借款本金　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　短期借款　　　　　　　　　　　3.1偿还短期借款本金　　　　　　　　　　　3.2短期贷款　　　　　　　　　　　3.3短期借款利息　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　利息备付率（%）　123.5132.29127.14137.7169.07184.64205.05230.55263.28306.84　偿债备付率（%）　115.33119.28116.44118.63129.66133.87133.97138.67143.79149.4　　　　　　　　　　　-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告借款还本付息计划表金额单位：万元序号年份项目计算期12131415161718192021　长期借款　　　　　　　　　　1.1年初借款余额10967.268773.816580.364386.92193.45　　　　　1.2当期还本付息2917.292772.522627.762482.992338.22　　　　　　本年还本2193.452193.452193.452193.452193.45　　　　　　本年付息723.84579.07434.3289.54144.77　　　　　1.3期末借款余额8773.816580.364386.92193.45　　　　　　　　　　　　　　　　　　　流动资金借款　　　　　　　　　　2.1流动资金借款累计103.95103.95103.95103.95103.95103.95103.95103.95103.95103.952.2流动资金利息6.36.36.36.36.36.36.36.36.36.32.3偿还流动资金借款本金　　　　　　　　　103.95　　　　　　　　　　　　　短期借款　　　　　　　　　　3.1偿还短期借款本金　　　　　　　　　　3.2短期贷款　　　　　　　　　　3.3短期借款利息　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　利息备付率（%）342.97427.79568.35846.481657.66　　　　　　偿债备付率（%）150.93157.49164.77172.9182.03　　　　　　　　　　　　　　　-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告财务计划现金流量表金额单位：万元序号年份项目计算期12345678910111经营活动净现金流量　5974.765974.765686.095603.925130.84882.664692.644656.454620.264584.061.1现金流入　6423.726423.726423.726423.726423.726423.726423.726423.726423.726423.721.1.1营业收入　5490.365490.365490.365490.365490.365490.365490.365490.365490.365490.361.1.2增值税销项税额　933.36933.36933.36933.36933.36933.36933.36933.36933.36933.361.1.3补贴收入（不含增值税优惠）　　　　　　　　　　　1.1.4其他流入　　　　　　　　　　　1.2现金流出　448.96448.96737.63819.81292.931541.061731.081767.271803.471839.661.2.1经营成本　448.96448.96737.63737.63737.63845.89845.89845.89845.89845.891.2.2增值税进项税额　　　　　　　　　　　1.2.3营业税金及附加　　　　　57.5574.6774.6774.6774.6774.671.2.4增值税　　　　　359.71466.68466.68466.68466.68466.681.2.5所得税　　　　82.17138.03153.83343.85380.04416.23452.421.2.6其他流出　　　　　　　　　　　2投资活动净现金流量-40031.45-148.5　　　　　　　　　2.1现金流入　　　　　　　　　　　2.2现金流出40031.45148.5　　　　　　　　　2.2.1建设投资40031.45　　　　　　　　　　2.2.2维持运营投资　　　　　　　　　　　-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告2.2.3流动资金　148.5　　　　　　　　　2.2.4其他流出　　　　　　　　　　　3筹资活动净现金流量40031.45-4222.77-4226.5-4081.73-3936.97-3792.2-3647.43-3502.66-3357.89-3213.13-3068.363.1现金流入40031.45148.5　　　　　　　　　3.1.1项目资本金投入8180.7444.55　　　　　　　　　3.1.2建设投资借款31850.71　　　　　　　　　　3.1.3流动资金借款　103.95　　　　　　　　　3.1.4债券　　　　　　　　　　　3.1.5短期借款　　　　　　　　　　　3.1.6其他流入　　　　　　　　　　　3.2现金流出　4371.274226.54081.733936.973792.23647.433502.663357.893213.133068.363.2.1各种利息支出　2177.822033.051888.281743.511598.751453.981309.211164.441019.67874.913.2.2偿还债务本金　2193.452193.452193.452193.452193.452193.452193.452193.452193.452193.453.2.3应付利润（股利分配）　　　　　　　　　　　3.2.4其他流出　　　　　　　　　　　4净现金流量　1603.491748.261604.351666.961338.61235.231189.981298.551407.131515.715累计盈余资金　1603.493351.754956.16623.067961.669196.8910386.8611685.4213092.5514608.25-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告财务计划现金流量表金额单位：万元序号年份项目计算期121314151617181920211经营活动净现金流量4412.564376.364340.174303.984267.793643.623643.623643.623643.623643.621.1现金流入6423.726423.726423.726423.726423.726423.726423.726423.726423.726423.721.1.1营业收入5490.365490.365490.365490.365490.365490.365490.365490.365490.365490.361.1.2增值税销项税额933.36933.36933.36933.36933.36933.36933.36933.36933.36933.361.1.3补贴收入（不含增值税优惠）　　　　　　　　　　1.1.4其他流入　　　　　　　　　　1.2现金流出2011.172047.362083.552119.742155.932780.12780.12780.12780.12780.11.2.1经营成本1026.311026.311026.311026.311026.311026.311026.311026.311026.311026.311.2.2增值税进项税额　　　　　　　　　　1.2.3营业税金及附加74.6774.6774.6774.6774.6774.6774.6774.6774.6774.671.2.4增值税466.68466.68466.68466.68466.68466.68466.68466.68466.68466.681.2.5所得税443.51479.7515.89552.08588.281212.441212.441212.441212.441212.441.2.6其他流出　　　　　　　　　　2投资活动净现金流量　　　　　　　　　　2.1现金流入　　　　　　　　　　2.2现金流出　　　　　　　　　　2.2.1建设投资　　　　　　　　　　2.2.2维持运营投资　　　　　　　　　　-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告2.2.3流动资金　　　　　　　　　　2.2.4其他流出　　　　　　　　　　3筹资活动净现金流量-2923.59-2778.82-2634.05-2489.29-2344.52-6.3-6.3-6.3-6.3-110.253.1现金流入　　　　　　　　　　3.1.1项目资本金投入　　　　　　　　　　3.1.2建设投资借款　　　　　　　　　　3.1.3流动资金借款　　　　　　　　　　3.1.4债券　　　　　　　　　　3.1.5短期借款　　　　　　　　　　3.1.6其他流入　　　　　　　　　　3.2现金流出2923.592778.822634.052489.292344.526.36.36.36.3110.253.2.1各种利息支出730.14585.37440.6295.84151.076.36.36.36.36.33.2.2偿还债务本金2193.452193.452193.452193.452193.45　　　　103.953.2.3应付利润（股利分配）　　　　　　　　　　3.2.4其他流出　　　　　　　　　　4净现金流量1488.971597.541706.121814.691923.273637.323637.323637.323637.323533.375累计盈余资金16097.2217694.7619400.8821215.5723138.8426776.1730413.4934050.8237688.1441221.51-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告项目投资现金流量表金额单位：万元序号年份项目计算期　12345678910111现金流入　6423.726423.726423.726423.726064.015957.045957.045957.045957.045957.041.1营业收入　5490.365490.365490.365490.365490.365490.365490.365490.365490.365490.361.2补贴收入　933.36933.36933.36933.36573.65466.68466.68466.68466.68466.681.3回收固定资产余值　　　　　　　　　　　1.4回收流动资金　　　　　　　　　　　2现金流出40031.45597.46448.96737.63737.63795.19920.56920.56920.56920.56920.562.1建设投资40031.45　　　　　　　　　　2.2流动资金　148.5　　　　　　　　　2.3经营成本　448.96448.96737.63737.63737.63845.89845.89845.89845.89845.892.4营业税金及附加　　　　　　57.5574.6774.6774.6774.6774.672.5维持运营投资　　　　　　　　　　　3所得税前净现金流量（1－2）-40031.455826.265974.765686.095686.095268.835036.495036.495036.495036.495036.494累计所得税前净现金流量-40031.45-34205.19-28230.43-22544.34-16858.26-11589.43-6552.94-1516.463520.038556.51135935调整所得税　672.38672.38600.21600.21675.75671.15671.15671.15671.15671.156所得税后净现金流量（3－5）-40031.455153.885302.385085.885085.884593.084365.344365.344365.344365.344365.347累计所得税后净现金流量-40031.45-34877.57-29575.18-24489.31-19403.43-14810.35-10445.01-6079.67-1714.3426517016.34-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告项目投资现金流量表金额单位：万元序号年份项目计算期　121314151617181920211现金流入5957.045957.045957.045957.045957.045957.045957.045957.045957.047962.31.1营业收入5490.365490.365490.365490.365490.365490.365490.365490.365490.365490.361.2补贴收入466.68466.68466.68466.68466.68466.68466.68466.68466.68466.681.3回收固定资产余值　　　　　　　　　1856.761.4回收流动资金　　　　　　　　　148.52现金流出1100.981100.981100.981100.981100.981100.981100.981100.981100.981100.982.1建设投资　　　　　　　　　　2.2流动资金　　　　　　　　　　2.3经营成本1026.311026.311026.311026.311026.311026.311026.311026.311026.311026.312.4营业税金及附加　74.6774.6774.6774.6774.6774.6774.6774.6774.6774.672.5维持运营投资　　　　　　　　　　3所得税前净现金流量（1－2）4856.074856.074856.074856.074856.074856.074856.074856.074856.076861.324累计所得税前净现金流量18449.0623305.1328161.1933017.2637873.3242729.3947585.4552441.5257297.5864158.915调整所得税626.04626.04626.04626.04626.041214.021214.021214.021214.021214.026所得税后净现金流量（3－5）4230.024230.024230.024230.024230.023642.053642.053642.053642.055647.317累计所得税后净现金流量11246.3615476.3819706.423936.4328166.4531808.535450.5439092.5942734.6448381.95-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告项目资本金现金流量表金额单位：万元序号年份项目计算期12345678910111现金流入　6423.726423.726423.726423.726064.015957.045957.045957.045957.045957.041.1营业收入　5490.365490.365490.365490.365490.365490.365490.365490.365490.365490.361.2补贴收入　933.36933.36933.36933.36573.65466.68466.68466.68466.68466.681.3回收固定资产余值　　　　　　　　　　　1.4回收流动资金　　　　　　　　　　　2现金流出8180.744864.784675.464819.374756.774725.424721.814767.064658.494549.914441.342.1项目资本金8180.7444.55　　　　　　　　　2.2借款本金偿还　2193.452193.452193.452193.452193.452193.452193.452193.452193.452193.452.3借款利息支付　2177.822033.051888.281743.511598.751453.981309.211164.441019.67874.912.4经营成本　448.96448.96737.63737.63737.63845.89845.89845.89845.89845.892.5营业税金及附加　　　　　57.5574.6774.6774.6774.6774.672.6所得税　　　　82.17138.03153.83343.85380.04416.23452.422.7维持运营投资　　　　　　　　　　　3净现金流量（1－2）-8180.741558.941748.261604.351666.961338.61235.231189.981298.551407.131515.71-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告项目资本金现金流量表金额单位：万元序号年份项目计算期121314151617181920211现金流入5957.045957.045957.045957.045957.045957.045957.045957.045957.047962.31.1营业收入5490.365490.365490.365490.365490.365490.365490.365490.365490.365490.361.2补贴收入466.68466.68466.68466.68466.68466.68466.68466.68466.68466.681.3回收固定资产余值　　　　　　　　　1856.761.4回收流动资金　　　　　　　　　148.52现金流出4468.084359.54250.924142.354033.772319.722319.722319.722319.722423.672.1项目资本金　　　　　　　　　　2.2借款本金偿还2193.452193.452193.452193.452193.45　　　　103.952.3借款利息支付730.14585.37440.6295.84151.076.36.36.36.36.32.4经营成本1026.311026.311026.311026.311026.311026.311026.311026.311026.311026.312.5营业税金及附加74.6774.6774.6774.6774.6774.6774.6774.6774.6774.672.6所得税443.51479.7515.89552.08588.281212.441212.441212.441212.441212.442.7维持运营投资　　　　　　　　　　3净现金流量（1－2）1488.971597.541706.121814.691923.273637.323637.323637.323637.325538.63-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告资产负债表金额单位：万元序号年份项目计算期12345678910111资产41082.5239549.2638012.2736331.3734713.0733485.8332369.1731207.2630153.9229209.1628372.971.1流动资产总额　1751.993500.255104.66771.568110.169345.3910535.3611833.9213241.0514756.751.1.1累计盈余资金　1603.493351.754956.16623.067961.669196.8910386.8611685.4213092.5514608.251.1.2流动资产　148.5148.5148.5148.5148.5148.5148.5148.5148.5148.51.2在建工程41082.52　　　　　　　　　　1.3固定资产净值　34783.2432431.3530079.4627727.5725375.6723023.7820671.891832015968.1113616.221.4无形及其他资产净值　　　　　　　　　　　1.5可抵扣增值税形成资产　3014.032080.671147.31213.94　　　　　　2负债及所有者权益（2.4＋2.5）41082.5239549.2638012.2736331.3734713.0733485.8332369.1731207.2630153.9229209.1628372.972.1流动负债总额　　　　　　　　　　　2.1.1本年短期借款　　　　　　　　　　　2.1.2其他　　　　　　　　　　　2.2建设投资借款32901.7830708.3328514.8826321.4224127.9721934.5219741.0717547.6215354.1613160.7110967.262.3流动资金借款　103.95103.95103.95103.95103.95103.95103.95103.95103.95103.952.4负债小计（2.1＋2.2＋2.3）32901.7830812.2828618.8326425.3724231.9222038.4719845.0217651.5715458.1113264.6611071.212.5所有者权益8180.748736.989393.449905.9910481.1511447.3612524.1513555.6914695.815944.4917301.762.5.1资本金8180.748225.298225.298225.298225.298225.298225.298225.298225.298225.298225.292.5.2资本公积　　　　　　　　　　　2.5.3累计盈余公积金　51.17116.81168.07225.59322.21429.89533.04647.05771.92907.652.5.4累计未分配利润　460.521051.331512.632030.272899.863868.974797.365823.466947.288168.822.5.5资产负债率80.0977.9175.2972.7369.8165.8161.3156.5651.2645.4139.02　资产负债平衡　　　　　　　　　　　-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告资产负债表金额单位：万元序号年份项目计算期121314151617181920211资产27510.0426755.6926109.9225572.7225144.128781.4232418.7536056.0739693.443226.771.1流动资产总额16245.7217843.2619549.3821364.0723287.3426924.6730561.9934199.3237836.6441370.011.1.1累计盈余资金16097.2217694.7619400.8821215.5723138.8426776.1730413.4934050.8237688.1441221.511.1.2流动资产148.5148.5148.5148.5148.5148.5148.5148.5148.5148.51.2在建工程　　　　　　　　　　1.3固定资产净值11264.328912.436560.544208.651856.761856.761856.761856.761856.761856.761.4无形及其他资产净值　　　　　　　　　　1.5可抵扣增值税形成资产　　　　　　　　　　2负债及所有者权益（2.4＋2.5）27510.0426755.6926109.9225572.7225144.128781.4232418.7536056.0739693.443226.772.1流动负债总额　　　　　　　　　　2.1.1本年短期借款　　　　　　　　　　2.1.2其他　　　　　　　　　　2.2建设投资借款8773.816580.364386.92193.45　　　　　　2.3流动资金借款103.95103.95103.95103.95103.95103.95103.95103.95103.95　2.4负债小计（2.1＋2.2＋2.3）8877.766684.314490.852297.4103.95103.95103.95103.95103.95　2.5所有者权益18632.2920071.3921619.0723275.3225040.1528677.4732314.835952.1239589.4543226.772.5.1资本金8225.298225.298225.298225.298225.298225.298225.298225.298225.298225.292.5.2资本公积　　　　　　　　　　2.5.3累计盈余公积金1040.71184.611339.3815051681.492045.222408.952772.683136.423500.152.5.4累计未分配利润9366.2910661.4812054.3913545.0215133.3718406.9621680.5524954.1528227.7431501.332.5.5资产负债率32.2724.9817.28.980.410.360.320.290.26　　资产负债平衡　　　　　　　　　　-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告财务指标汇总表序号项目名称（单位）数值1装机容量（MW）49.52年上网电量（MWh）105300.363总投资（万元）41231.024建设期利息（万元）1051.075流动资金（万元）148.56销售收入总额(不含增值税)（万元）109807.227总成本费用（万元）70379.848销售税金附加总额（万元）1177.599发电利润总额（万元）45609.7110经营期平均电价(不含增值税)（元/kWh）0.521411经营期平均电价(含增值税)（元/kWh）0.6112投资回收期（所得税前）（年）8.313投资回收期（所得税后）（年）9.3914全部投资内部收益率（所得税前）（%）11.9715全部投资内部收益率（所得税后）（%）9.716全部投资财务净现值（所得税前）（万元）24300.5817全部投资财务净现值（所得税后）（万元）15480.6718自有资金内部收益率（%）19.3519自有资金财务净现值（万元）9131.7720总投资收益率(ROI)（%）7.6521投资利税率（%）4.7822项目资本金净利润率(ROE)（%）21.2823资产负债率（%）80.0924盈亏平衡点（生产能力利用率）（%）64.530225盈亏平衡点（年产量）（MWh）67950.54-218- HBED山西广灵甸顶山风电场三期工程可行性研究报告1.1附图1）N00113K-Z-01风电场地理位置及范围图2）N00113K-Z-02风电场总平面布置图3）N00113K-Z-03施工场地总平面布置图4）N00113K-Z-04吊装平台布置及吊装示意图5）N00113K-D01-01电气主接线6）N00113K-R-01风电场监控系统示意图7）N00113K-R-02升压站微机监控系统方案配置图8）N00113K-T-01风机基础图9）N00113K-T-02升压变基础图10）N00113K-T-03升压站总平面及竖向布置图-218-'