装机容量47.5MW风电场工程可行性研究报告 275页

'第1章综合说明第1章综合说明1.1概述1.1.1工程地理位置XX省位于中国XX地区的南部，东北与XX省接壤，西北与为邻，西南与河北省毗连，以为界河，与人民共和国隔江相望，南濒浩瀚的渤海和黄海，是中国东北经济区和环渤海经济区的重要结合部。地理座标处在东经118°53′至125°46′、北纬38°43′至43°26′之间，东西端直线距离最宽约550公里，南北端直线距离约550公里。XX市系XX省辖市之一，位于XX省西部，与省会XX市直线距离147.5公里。往南经X可直下X、X；北上经通辽可到霍林河矿区；东达及辽东沿海城市；西至X、X，是XX西部的交通要道。XX全境呈长矩形，中轴斜交于北纬42度10分和东经122度的交点上。XX地区东西长170公里，南北宽84公里，总面积10355平方公里。XXXX风电场位于XX市西，场区坐标范围东西121°21′～121°37′，南北41°50′～42°07′，紧邻长深高速G25、国道G101，铁路大郑线、新义线，交通十分便利。风电场规划容量150MW，分三期开发，一期为XXXX一期（XX沟）风电场，区域地理位置见图1—1，风电场规划见图1-2。图1-1XXXX一期（XXX）风电场区域位置示意图图1-2XXXX风电场最终规划图1.1.2工程任务拟建XXXX一期（XX沟）风电场装机容量为47.5MW，拟在XX市西XX镇以南丘陵台地高处分散安装单机容量为2.5MW的风电机组19台。根据风电场工程自身特点，在规划拟建场址内新建一座220kV升压站及风电场控制中心，根据规划XXXX风电场最终装机容量规模，拟配置2台220kV电压等级、1台容量为100MVA主变压器、1台容量为50MVA主变压器，配合风电机组升压至35kV的各种电气设备，以及配套风电场投产运行的监控设备、消防设施和生活设施等；一期（XX沟）风电场尚需配合风电机组升压的19台容量为2800kVA的箱式变压器，汇集各台风电机组所发电力的35kV—237—< 第1章综合说明场内集电线路；另外需建设风电场控制中心的进站道路及场内至各台机位的运输、检修道路；配套风电场建设所需的风机基础、箱变基础等土建工程；配套各台大型风电机组安装的19个临时吊装平台的建设等内容。根据本风电场工程为并网型风电场的特点，并依据【X电发策X】XX号文件《关于XXXXXX沟风电场接入系统工程可行性研究报告审查意见的函》，与风电场建设同步配套建设接入系统220kV线路工程以及在对端220kV东梁变电站配置通信、远动及保护所需的相关设备。XX能源投资有限公司将注资新设立的项目公司--XX（XX）风电有限公司（暂定），进行本风电场工程的投资建设管理和运行管理。项目公司主营业务为风电场投资、建设和运行管理。中水东北公司依据与业主单位签订的设计合同的工作内容，完成初步设计报告。报告内容包括综合说明、风能资源、工程地质、项目任务与规模、风力发电机组选型和布置、电气、工程消防设计、土建工程、施工组织设计、工程管理设计、环境保护与水土保持设计、劳动安全与工业卫生设计、工程建设项目招标、节能减排、项目投资概算、财务评价以及结论和建议章节。在落实本风电场工程任务时，必须按照国家、地方和行业对工程建设项目立项和实施的有关法律、法规和各种规章制度的要求，落实工程的各种政府报批手续，遵守工程建设领域的各种法律要求和制度要求。在确保工程生产安全的前提下，确定合理工期和建设进度，完善各项补偿机制。使工程质量完全达标的基础上，工程各参建方应遵循节约工程造价，在工程实施和运行环节落实各项节能措施，并制订完整的工程管理体系和目标体系。1.1.3工程建设必要性1、可持续发展的需要—237—< 第1章综合说明能源既是经济发展和社会生活重要的必不可少的物质前提，又是主要的污染来源。解决好我国的能源可持续发展战略问题，是实现我国社会经济可持续发展的重要环节。我国水能资源利用率较低，水电大坝的建设可能存在对流域生态环境的影响；天然气资源不足，不可能大量用来发电，核能的发展在我国又受到铀资源短缺和核安全问题的严重限制。因此，开发和利用清洁的、可再生的能源已成为我国能源可持续发展战略的重要组成部分。风能既是绿色环保的可再生能源，同时也是目前技术成熟的、可作为产业开发的可持续发展的重要能源，大规模发展风力发电是解决我国能源和电力短缺最现实的战略选择。2、社会经济发展的需要目前，我国已成为世界能源生产和消费大国，但人均能源消费水平还很低。随着经济和社会的不断发展，我国能源需求将持续增长。增加能源供应、保障能源安全、保护生态环境、促进经济和社会的可持续发展，是我国经济和社会发展的一项重大战略任务。3、保护和改善环境的需要我国长期以来能源结构以煤为主，是造成能源效率低下、环境污染严重的重要原因。《中国应对气候变化国家方案》指出，减排的主要难度在于煤炭消费比重较大，能源结构的转换将成为减排主要措施之一。目前我国电力以火电为主，空气中大约90%的SO2排放由煤电产生，80%的CO2排放量由煤电排放。这说明电力工业结构不合理、增长方式粗放的问题比较突出，特别是能耗高、污染重的小火电机组比重偏大，不利于提高能源利用效率和保护生态环境。X年9月中华人民共和国国家发展和改革委员会公布了《可再生能源中长期发展规划》，指出：开发利用可再生能源是保护环境、应对气候变化的重要措施。目前，我国环境污染问题突出，生态系统脆弱，大量开采和使用化石能源对环境影响很大，特别是我国能源消费结构中煤炭比例偏高，二氧化碳排放增长较快，对气候变化影响较大。可再生能源清洁环保，开发利用过程不增加温室气体排放。开发利用可再生能源，对优化能源结构、保护环境、减排温室气体、应对气候变化具有十分重要的作用。风能是绿色环保的可再生能源，是一种不消耗矿物燃料的可再生能源，风电的使用，相当于节省相同数量电能所需的矿物燃料，减少因开发一次能源如煤、石油、天然气，所造成的环境问题。大力发展风力发电，既能实现能源供应多元化，摆脱对有限矿物能源的依赖和束缚，改善生存环境，为国民经济建设和社会可持续发展提供可靠保障，同时可以减少污染物的排放，改善环境。—237—< 第1章综合说明1.2风能资源1.2.1风能资源及气象概况本风电场位于XX省西部低山丘陵区，属于北温带大陆季风气候区，四季分明，雨热同季，光照充足。1月平均气温－11.5℃～－13℃；7月平均气温23℃～25℃；年平均气温7℃～8℃。年平均降水量450mm～550mm，无霜期145～160天。最冷月均－18℃～－19℃，最热月均29℃～30℃，春夏季多西南风，秋冬季多西北风。1.2.2风资源系列资料根据历史资料情况，兼顾本工程的特点和需要，本阶段共收集了以下气象站和测风塔的风资源资料：1)XX沟测风塔X年5月11日～X年5月21日10min测风数据风速风向资料；2)王府河西测风塔X年5月30日～2010年12月30日10min测风数据风速风向资料；3)佛寺玍力马测风塔2010年5月1日～X年5月31日10min测风数据风速风向资料；4)蜘蛛山汤头河测风塔X年2月1日～X年5月31日10min测风数据风速风向资料；5)XX气象站提供的气象要素特征、气象基本情况、1980～2009年30年各月平均风速及1962～2009年48年最大风速；6)XX气象站提供的1980～2009年历年各月各方向频率。1.2.3风能资源分析评价（1）风电场90m、80m、70m、50m、10m高度上的年平均风速分别为6.70m/s、6.60m/s、6.50m/s、6.20m/s和5.23m/s，年平均风功率密度风别为438.06W/㎡、420.40W/㎡、401.17W/㎡、349.62W/㎡和210.20W/㎡。按照国家标准《风电场风能资源评估方法》（GB/T18710-2002）中推荐的参考值，结合当地的地形地貌，XXXX一期（XX沟）风电场风能资源为三级标准，其可利用风速比重较大，破坏性风速比重较小，可用于风电场的建设和开发。（2）XX一期（XX沟）—237—< 第1章综合说明风电场全年主导风向和次主导风向分别为SSW和S、SW，全年最大风能密度方向为SSW。风速风功率密度表现为冬春季较大、夏秋季较小。场区80m高8：00～20：00时风速、风功率较大。实测空气密度为1.211kg/m3，风切变指数为0.1194。（3）从地理位置上分析，风电场属低山丘陵地形，80m高度50年一遇最大风速为33.4m/s，平均湍流强度和I15均小于0.12。因此，本工程风力发电机组选型可按IEC61400-1标准ⅢC及以上等级考虑。（4）该地区冬季漫长寒冷，风机选型须考虑低温因素。1.3工程地质本风电场工程位于XX市王府镇场址地层由上至下依次为残积土（腐殖土）、全风化花岗岩、强风化花岗岩、中等风化花岗岩。场址内及其附近无岩溶土洞、崩塌、滑坡、泥石流等不良地质作用。根据《中国地震动参数区划图》GB18306-2001，拟建场址地震动峰值加速度为0.05g（地震基本烈度为6度），地震反应谱特征周期为0.35s。根据区域地址构造资料,拟建场址内无断裂对其稳定性的影响,区域地质构造稳定,适宜做风电场场址。1.4项目任务和规模1.4.1经济发展概况XX市下辖两县五区，即XX县、XX县和XX区、XX区、XX区、XX区、XXX区。此外，还有省级经济开发区和高新技术产业园区。全市总人口193万,其中城市人口78万。全市有30个少数民族,共30.5万人,占总人口的15.8%，其中蒙古族人口22万，占总人口的11％。XX农业资源和矿产资源比较丰富。现有耕地564万亩，农村人均占有耕地5.6亩，居全省第一位，是全国人均耕地的4倍。所辖两县均是全国和XX省的重要商品粮基地和畜牧业基地。全市有林地面积581万亩，森林覆盖率已达到30%以上。XX地面和地下蕴藏着煤、金、铁、石灰石、玛瑙、硅砂、萤石、沸石、膨润土、玄武岩、地热、风力等40多种资源。其中，萤石、沸石、硅砂储量居全省第一位。XX是全国玛瑙制品的集散地，玛瑙产量与销量占全国的一半，被誉为“中国玛瑙之都”。—237—< 第1章综合说明XX是一座“因煤而立、因煤而兴”的资源型城市，至今已有100多年的煤炭开采历史。50多年来全市已形成了煤炭、电力、电子、化工、食品、纺织、建材、机械、轻工、医药等多门类于一体的工业体系，出现了一批骨干企业和重要产品。XX具有比较畅达的交通环境。地处东北和环渤海地区的中心地带，大郑铁路、新义铁路从境内穿过。通过高速公路到北X只需5个小时；桃仙机场、X机场为XX提供了便捷的空中通道；海上可通过大连、X、营口港出行，到X港只需40分钟；随着XX至及XX至四平、XX至X和规划建设的XX至通辽高速公路相继建成通车，XX至锡林郭勒盟的巴新铁路的开工建设，XX将成为辽西蒙东地区的重要交通枢纽，成为连接东北与华北的第二条重要通道。XX牢牢抓住了东北老工业基地振兴、XX省“五点一线”开发开放、经济转型试点市和XX省实施“突破XX”战略的有利机遇，围绕推进转型振兴和构建和谐XX两大主题，坚持走新型工业化道路，建设全国重要的农产品及食品加工供应基地、全国重要的新型能源基地、全国重要的煤化工基地“三大产业基地”，培育壮大装备制造业配套、新型建材、精细化工、新型电子元器件、玛瑙加工和北派服饰等“六大优势特色产业”，构筑多元化经济格局，推动经济转型实现新突破。到2010年，全市生产总值达到360亿元，年均递增17%。其中，第一产业增加值60亿元，年均递增11%；第二产业增加值175亿元，年均递增22%；第三产业增加值125亿元，年均递增15.5%。人均地区生产总值达到1.8万元，五年净增1万元。地方财政一般预算收入达到16亿元，年均递增17%以上。全社会固定资产投资累计完成600亿元以上，比“十五”时期增长1.5倍。XXXX一期（XX沟）风电项目的建设，既可以为当地提供一定的就业机会，带动当地原材料及加工等相关行业的发展，同时还可增加地方财税收入，有效推动阜蒙地区的经济发展。1.4.2电力系统现状、发展规划及关系XX市位于XX省西北部，是一座工业城市，以能源产业为主体，是我国重要的能源基地之一。市域总面积为10434.14k㎡，总人口约193万人。XX—237—< 第1章综合说明地区电网隶属于辽西电网，分为东北部和南部两个互不相连的两个部分。其中东北部经220kV彰高线与电网相联；南部经220kV宁东#1、宁东#2、水北线、阜北线、水青线、水黑#1和水黑#2与两锦电网相连。截止到X年底，XX地区主力发电厂有XX发电厂和XX金山煤矸石电厂，装机分别为1100MW和600MW。地方自备电厂有XX市热电厂、XX县热电厂、阜矿集团热电厂、XX盛明热电厂。风电场有华能阜北风电场、华能高山子风电场、XX金山风电场、马鬃山风电场、曲家沟风电场和康平金山风电场。本工程风电场规划装机150MW，本期工程装机47.5MW。其接入系统方案如下：风电场出1回220kV线路接入220kV东梁一次变，新建线路导线型号为LGJ-300，长度19km。1.4.3风电场规划及本期规模XXXX风电场先期规划容量为200MW，分四期开发，配套建设1座220kV升压站。但由于规划的一期（XX沟）风电场距离规划中的X沈高铁在2km范围内，依据辽环发〔X〕38号，XX沟风电场被迫取消，最终XXXX风电场规划容量为150MW，分三期开发，将原有的二期王府河西风电场替代为XXXX一期（XX沟）风电场，安装19台单机容量为2.5MW风力发电机组，装机容量47.5MW。本阶段初步拟定由XXXX一期（XX沟）47.5MW风电场工程建设的风电场控制中心内的220kV配电装置处引出一条220kV单回路架空送电线路接入220kV东梁变电站。具体的接入系统技术方案将由投资方委托当地电网主管部门实施，1.5风电机组选型和布置1.5.1风电机组选型本风电场场址位于XX省王府镇境内的丘陵台地区域，根据场址内外的交通条件、施工吊装条件、以及其他周围环境条件，分析对机型选择的影响。（1）场内、外交通条件：由G25国家高速转至G101国道后可直接到达风电场址区域，外界至本工程风电场的交通运输条件良好，完全能满足大型兆瓦级以上风电机组的场内、外运输要求。—237—< 第1章综合说明（2）风机施工吊装条件：为满足风机施工吊装的要求，将在风机基础附近、由山下已有道路至丘陵台地高处之间构筑的道路旁，进行适当的工程处理，构筑一个足够大的施工吊装平台，也可满足大型兆瓦级风机的施工吊装要求。（3）周围环境条件：风电场周围无其它建筑物，到目前为止未发现有高大建筑物和视觉方面的限制要求，因此，该区域具备安装大型兆瓦级风机的条件。（4）XX市王府镇境内的丘陵台地高处的风资源较好，由于受丘陵范围及地形限制，可布置风机区域范围有限，为充分利用当地的风资源，应选择较大单机容量的风机。根据上述几方面建设条件的分析，风电场的机型选择基本无太多的限制条件，但因地域地形条件所限，可根据技术和经济的需要，在国内目前的主流机型1500kW～2500kW单机容量范围内进行选择。1.5.2台数与布置拟建的本期风力发电工程沿丘陵台地高处，分三个区域不规则蛇形布置19台单机容量为2.5MW的风电机组，规划拟建装机容量为47.5MW。1.5.3风电场上网电量估算根据风电场场址区域1:2000地形图，经对风电场周围环境、地面建筑物情况进行考察，建立初步的风资源计算模型。为检验模型的合理性，利用测风塔不同高度的实测风速数据对模型进行验证，以确定最终的风资源计算模型。根据通过检验的风电场风资源计算模型，利用wasp软件，对本工程的19台风机理论年发电量进行估算，其年理论发电量为139.33GkWh，平均单机理论年发电量为7.33GkWh。在估算的风电场理论年发电量的基础上，考虑空气密度、风机利用率、功率曲线、尾流影响、盐雾及叶片污染、控制和湍流强度以及风电场内能量损耗等因素的影响，并对理论年发电量进行修正，进一步估算风电场的年上网电量。经修正后本风电场工程的理论年发电量综合修正系数为71.40％。据此估算出风电场的年上网电量为99.48GkWh，折合风电场年装机满发利用小时为2094h。风电场容量系数为0.239。根据本风电场工程的具体情况，对影响风电场上网电量的各种不确定因素进行敏感性分析，不确定因素影响发电量的波动范围在-5.76%～7.19%之间。—237—< 第1章综合说明1.6电气1.6.1接入系统XXXX风电场位于XX市西，场区坐标范围东西121°21′～121°37′，南北41°50′～42°07′，紧邻长深高速G25、国道G101，铁路大郑线、新义线，交通十分便利。风电场规划容量150MW，分三期开发。XXXX一期（XX沟）47.5MW风电场工程拟安装建设19台单机容量为2.5MW的风电机组，拟建装机容量为47.5MW，初步计划以三回35kV架空集电线路接入本期工程新建的220kV升压站，经一台SZ11-100000/230主变升压至220kV后，用一回220kV架空线接入220kV东梁变电站，实现并网。接入系统按【辽电发策X】249号文件《关于XXXXXX沟风电场接入系统工程可行性研究报告审查意见的函》执行。1.6.2电气一次1.6.2.1风电场部分（1）风电场主接线为风电场的风力发电机组与升压变压器的组合方式采用一机一变的单元接线。场内集电线路采用35kV架空线及电缆混合方式。本期工程采用3回线，以6、6、7台风机分为三组接入风电场220kV升压站。每台风机先以电缆方式“T”型接入主线路，主线路采用架空线路，再以电缆方式接入升压站。（2）主要电气设备选择箱式变压器：为了节能，选用低损耗油浸式电力变压器，型号为S11-2800/36.75，电压比36.75±2×2.5%/0.69kV，接线组别为Dyn11，阻抗电压Uk=6.5%。1.6.2.2220kV升压站部分（1）电气主接线a）220kV电气主接线220kV出线1回，220/36.75kV主变压器远景为2台，容量分别为100MVA和50MVA，本期上1台容量为100MVA的主变压器，电气主接线单母线接线。b）35kV电气主接线35kV本期进线3回，规划9回；35kV电压无功自动补偿装置远景规划3组,一期一组容量为感性5MVar,容性5MVar，二期上一组感性5MVar，三期上一组一组—237—< 第1章综合说明容量为感性5MVar,容性5MVar。本期安装1组；本期采用单母线，远景采用单母线分段接线，设专用分段断路器。升压变电站远景规划为1台220/36.75kV100MVA和1台220/36.75kV50MV有载调压升压变压器，本期建设1台100MVA变压器。220kV出线本期及远景均为1回。35kV进线回路数远景规模9回，本期建设3回。35kV电压无功自动补偿装置远景规划共3组,本期安装1组。电气主接线图见图XNF008-CH7-1-6-2。（2）升压站中性点接地方式升压站220kV侧中性点采用经隔离开关直接接地方式，并在中性点设间隙保护。升压站35kV侧根据电网公司对风电场的要求，采用经电阻接地方式。设接地变，接地变低压侧同时作为站用变使用。（3）升压站布置本期风电场工程在控制中心内新建的一座220kV升压站，为户内/户外混合布置，在总体布置上留有设备运输及巡视通道。本期风电场工程升压站电气设备布置按最终规模考虑，土建部分一次建成。在升压站内设有35kV配电装置室、办公生活楼和无功补偿装置室等。220kV配电装置布置在升压站的西南侧，按远景1回出线，朝南侧方向架空出线，2组主变压器考虑。采用单母线接线方式，配电装置推荐采用户外软母中型布置方式，母线及构架一期全部建成。35kV配电装置布置在升压站的西侧，按远景9回进线，朝西侧方向电缆进线。采用单母线分段接线方式，配电装置推荐采用户内、高压开关柜、单列布置。220kV配电装置与35kV配电装置采用平行布置，主变压器布置220kV配电装置与35kV配电装置的中间位置。电气总平面布置由南向北依次按220kV屋外配电装置-主变压器屋外配电装置-35kV屋内配电装置的顺序排列布置。生产综合楼布置在站区的东侧，独立布置。风电场内风力发电机组的计算机监控系统和升压变电站的控制、保护柜、后台操作系统等设备均布置在生产综合楼内。—237—< 第1章综合说明1.6.3主要电气设备的选择本工程主变压器选用三相、两线圈、低损耗（11型）、免维护、有载调压和自冷电力变压器。型号为SZ11-100000/230，电压比230±8*1.25%/36.75kV，接线组别为YN，d11，阻抗电压Uk=13%。220kV配电装置拟采用户外敞开式布置方案。35kV设备拟采用中置手车式开关柜，断路器采用真空断路器，无功补偿装置回路采用SF6断路器，额定电流2500（1250）A，额定开断电流31.5kA。35kV补偿装置采用动态无功补偿装置SVG与并联电容器组。站用变采用两台，互为备用。一台站用变利用#1主变的35kV接地变，容量为1250kVA，另一台站用变由站外10kV系统引接，容量为500kVA的干式变压器。35kV接地变和电阻柜选用成套装置，接地变选用三相干式变，接地变低压侧同时作为站用变使用。接地变高压侧电压等级为35kV，750kVA；低压侧电压等级为400V，容量为500kVA。1.6.4集电线路部分根据风力发电机组的接线方式要求及机组的出力能力，新建I、II、Ⅲ共三回35kV架空线路分别连接风电场内19台风机，并最终送至220kV升压站，其中Ⅰ、Ⅱ两回线路至220kV升压站部分为同塔双回路，其他均为单回路线路。I线35kV单回路段长度约4.0km，II线35kV单回路段长度约1.2km，Ⅰ、Ⅱ线同塔双回路段长度约6.3km；Ⅲ线35kV单回路长度约5.2km。场内需新建35kV集电线路全线长约16.7km。随三回35kV架空集电线路分别新建16芯ADSS光缆，作为风机通信通道，其光缆长约24.00km。1.6.5控制和保护控制功能分为三种：风电调度中心远方控制；站内后台控制；就地手动控制。控制优先级可以选择。本工程保护装置拟采用微机型保护。220kV主变采用两套主变差动保护的主保护装置。35kV保护装置安装在各自的开关柜上，主变压器保护和35kV母差保护单独组屏，布置在继保室内。—237—< 第1章综合说明系统保护设计范围为本风电场升压站内的220kV联络线保护、故障录波器、保护及故障信息管理子站系统等。系统侧的线路保护暂时不列入本工程范围内。最终保护方案及设备配置以【辽电发策X】249号文件《关于XXXXXX沟风电场接入系统工程可行性研究报告审查意见的函》为准。1.6.6调度及通信风电场由XX省调和XX地调调度。本期风电场以一回220kV线路出线至对端变电站，考虑系统保护的需要，本工程提供光纤保护通道。为了满足系统通信、调度自动化和光纤保护的通信要求，本工程需要在风场与对端变电所敷设2根OPGW光缆（建议采用24芯），作为线路光纤保护与系统通信的合用通道。最终设备配置以【辽电发策X】249号文件《关于XXXXXX沟风电场接入系统工程可行性研究报告审查意见的函》为准。本工程的风力发电机组分为3组，每组风力发电机组拟跳接相连后组成环网用光缆（推荐以单模光缆为传输介质）接入风力发电场计算机监控系统。光缆与风电场内的35kV架空线路同塔架设，与电缆同沟敷设。风力发电机的升压箱变的电气信号是由专用的电气量采集网络完成的，在各箱变内设升压箱变信号采集装置，用风力发电机的光缆接入风电场的计算机监控系统。风力发电场计算机监控系统与220kV升压站之间的通信采用通信线。1.7消防消防设计贯彻“预防为主，防消结合”方针，针对工程的具体情况，采用先进的防火技术，以保障安全，使用方便、经济合理为宗旨。站区设置消火栓、手提式灭火器等消防设备，以遏止火灾事故的发生，创造良好的消防环境。同时在工艺设计、材料选用、平面布置中均按照有关消防规定执行。风电场内由于各台风电机组分散于野外，风机的间距在2D～5D之间。除塔架底部边配置的箱变外，无其他设施，因此不考虑对风电机组的消防设施配置，结合风电机组的机舱位于80m左右的高度的特点，由项目公司配置相应的具有高云梯的消防设备不太现实。因此，若有单台风电机组火警现象时，将利用社会专业力量的消防设备进行灭火工作。—237—< 第1章综合说明办公生活楼和配电装置室火灾危险性均为戊类，设计耐火等级为一级。动态无功补偿室火灾危险性为丙类，设计耐火等级为一级。按规范需要设置室外消火栓、配置灭火器和火灾报警系统。配电装置室布置隔墙与接地变室隔开，隔墙耐火极限不小于4h。电缆防火：电缆选用C级阻燃交联乙烯电缆，最小截面满足负荷电流和短路热稳定要求。对主要的电缆通道采取防火阻燃措施。在配电装置室及各建筑物通向外部的电缆沟道出口处做防火封堵。主变压器旁边放置装备可靠的专用消防设备磷酸铵盐灭火器2套。1.8土建工程本工程中土建工程部分主要为风力发电机组风机基础，箱式变压器基础。220kV升压站内构筑物。其中包括综合楼（办公生活楼）、35kV配电装置室、SVG、车库、备品及检修库、综合水泵房、蓄水池、事故油池等建构筑物，进场道路及场内道路。1.8.1工程等别及建筑物等级XXXX一期（XX沟）47.5MW风电场工程拟建装机容量为47.5MW，风力发电机组单机容量暂按2.5MW考虑，参照《风电场工程等级划分及设计安全标准》（FD002-X），按最终建设规模考虑本工程规模为大（2）型，工程等别为Ⅱ等；升压站电压等级为220kV。本风电场风机轮毂高度80m，风电机组的塔架地基基础设计级别为Ⅰ级。风电场所在地区的抗震设防烈度为6度，设计基本地震加速度值0.05g，设计地震分组为第三组，设计特征周期为0.35s。I类建筑场地。场区最大冻土深度1.48m。1.8.2风机基础风力发电机基础设计参照相似参数的风机厂商提供的荷载参数和相应要求，按我国有关的规程、规范进行设计。本期拟建风机均布置在山上，根据山上地质条件，风机基础拟采用重力式扩展基础。—237—< 第1章综合说明本工程初步选用单机容量为2.5MW等级的机型，风机轮毂高度为80m，根据厂家提供的类似风机塔架尺寸及基础设计荷载，在满足风机对地基承载力和变形的要求情况下，对本工程风机基础进行初步估算。风力发电机组基础拟采用天然地基,基础型式采用扩展圆型基础，基础埋深-3.6米（0.000为基础所在位置的自然地面标高），基础直径20米，基础边缘高度为1米，混凝土强度等级为C40，混凝土抗冻等级确定为F200.基础下设200mm厚C15素混凝土垫层。风机基础底如未坐落于设计土层，则采用级配碎石换填方式换填至基底设计标高。本地区冬季气温较低，回填土的冻胀现象将会对基础混凝土表面及侧面产生不利影响，应在基础表面及侧面回填中粗砂松散材料并予以机械振捣密实。风力发电机组基础的最终设计方案应在设备招标后,进行工程地质详勘，根据风力发电机组厂商提出的施工技术要求及设计方案,结合场地地质情况进行优化设计。风力发电机组基础的结构设计及地基处理方案最终以设计院结合风机厂家资料的设计方案为准。1.8.3箱式变压器基础箱式变压器的重量相对较轻，可采用天然地基的浅基础。箱变基础拟采用箱形基础，C40现浇钢筋混凝土结构，基础下设100mm厚C15素混凝土垫层，底板平面尺寸为5×5m，埋深1.85m，为防雨水等对箱变的侵蚀，基础顶面高出设计地面0.5m，基础一边做砖砌踏步。在后续设计阶段将根据招标确定的箱式升压变压器型号，由生产厂家提供的箱式变压器的外型具体尺寸和荷载资料，然后进行更为详细的设计。1.8.4220kV升压站内主要建筑物控制中心站址呈矩形布置，按远期规划考虑。控制中心包括综合楼（办公生活楼）、35kV配电装置室、SVG设备、车库、备品及检修库、综合水泵房等建构筑物，站内道路及围墙。其中风电场中央控制室设置在综合楼内，可以通过风力发电机组的控制系统监控整个风电场。升压站还设有相应的生活设施，同时还设置有综合泵房、化粪池等相关设备。考虑到风电场所在地冬季寒冷，综合考虑中心采暖的经济性和自动化程度，在各房间设置电采暖器，满足房间的温度要求。—237—< 第1章综合说明升压站设置永久出入口。升压站大门采用电动伸缩大门。变电站南侧、东侧及北侧生活区部分采用通透式铁艺围墙，其余部位为实体砖围墙墙。围墙高1.8m，墙下500mm贴灰色外墙面砖。建筑物采用钢筋混凝土框架结构和砖混结构，丙类建筑，抗震设防烈度为7度，框架抗震等级为三级。一般情况采用天然地基，若遇不良地质情况，则考虑采用人工地基。1.8.5道路本工程场区内交通便道可根据需要布置。施工期场内交通主要为沟通主干道与现场的临时道路。风电场需沿风机布置位置修筑用于场内运输及施工安装的交通道路，本着降低工程造价的原则，以尽可能利用原有道路为前提条件，根据本期风电场的风机布置方案，于地面不平起伏较大的区域，应对部分高差较大不满足道路坡度要求的地面进行适当地修整，沿地面等高线及风机排布修筑。场内道路采用泥结石路面，路面厚度为17cm，磨耗层2cm，道路宽度约6米，总长约13.44km。升压站（控制中心）内道路形成环形，场内主要道路宽4.5m，为公路型混凝土道路，路基采用原土压实路基（回弹模量≥20MPa），上铺400mm厚碎石基层，200厚（最薄处）C30混凝土路面。1.9施工组织设计1.9.1施工条件与交通状况（1）场外运输交通条件本阶段，由于风电机组设备厂家尚未最终确定，在风机设备本体价中已包含运杂费，为现场车板价。因此，由风机厂家至风电场内的风电机组设备运输路线，将在确定风机厂家后由风机厂家结合自身的设备特点，组织相应的运输方案。从工程场址的地理条件分析，本风电机组的外部运输可利用陆运方式运抵风电场工程场址区域附近。场址靠近101国道，交通运输条件比较便利。本期工程进场道路由附近砂石路引入后可直接到达风电场址区域，外界至本工程风电场的交通运输条件良好，完全能满足大型兆瓦级风机的场内、外运输要求。（2）场内运输交通条件XXXX一期（XX沟）—237—< 第1章综合说明风电场风机沿丘陵台地高处布置，根据现场考察，基本都只有乡道或机耕路通至附近山底，且道路宽度及承载能力不满足运输大型设备要求，无上山通道。为满足工程施工场内交通运输需求，需对丘陵上有通往较多机位处的部分道路进行改扩建，同时新建通往风机机位的道路。（3）风机吊装条件主要考虑风机布置情况及风电场场址区域内的地形地貌特征。布置于丘陵台地高处的各台风机，地形有一定的起伏变化，需进行开挖回填，平整吊装平台的作业面、满足要求后方可实现大型起吊设备进场、吊装工作。（4）其他施工条件根据风电场目前的建设条件分析：布置于山脊、台地上的风机施工生产用水来源较少，且离村庄距离较近，可主要考虑由水车运至现场。经考察，在控制中心周边采用打井引接至控制中心，并供附近布置的风机施工用水。引接距离暂按500m考虑。丘陵台地高处施工用电引线困难时，施工用电有附近的村落10kV线路引接，并配置一台移动式柴油发电车作为临时电源。由于项目所在区域已为移动通信话网覆盖范围之内，施工现场通信可采用无线通信方式解决。工程所需的钢筋、砂石料等其它工程建筑材料可就近到附近县市购买。由于风电场风机机位较为分散，同时，离城市混凝土搅拌站有一定距离，考虑到采用商品混凝土运距较长，不利于保证工程质量。因此，本工程考虑在风电场内设置混凝土生产系统。1.9.2风电机组安装方法风力发电机组的单机容量为2.5MW，风力发电机吊装分为5道工序，安装前做好准备工作，然后进行由下到上分别吊装，安装完塔架后吊装机舱，再吊叶轮。安装工作由两台吊车联合作业，为了保证吊车吊臂在起吊过程中不碰到塔架，并应保证吊装场面积满足风机吊装设备工作要求场地尺寸。—237—< 第1章综合说明机舱的安装：机舱分下机舱和上机舱两部分，下机舱安装在塔筒内。吊装上机舱前，要将主吊车停在旋转起吊允许半径范围内，按照厂家技术文件要求，将机舱的三个吊点专用工具与吊车的吊钩固定好。并将人拉风绳在机舱两侧固定好后，保持机舱底部的偏航轴承下面处于水平位置。先将机舱吊离地面10～20cm，检查吊车的稳定性、制动器的可靠性和绑扎点的牢固性。待上述工作完成并检查无误后，方可起吊。提升过程中，应保持机舱水平，如果产生较大的倾斜，应将机舱重新放下，矫正后再起吊。安装机舱时，需2名装配人员站在塔筒平台上，机舱由吊车提升，并由人工牵引风绳，应绝对禁止机舱与吊车及塔筒发生碰撞。机舱与塔筒顶法兰在空中进行对接，机舱慢慢落下时，可用螺栓与垫圈先将后面固定，然后将所有螺栓拧上。完成以上步骤后，继续缓慢落下机舱，但应使吊钩保持一定拉力。机舱完全坐在塔筒法兰盘上，以保证制动垫圈位于塔筒法兰盘的中心。当所有螺栓紧固力矩达到要求后，方可将吊车和提升装置移走。叶片安装：风轮组装需要在吊装机舱前完成。在地面上将三个叶片与轮毂连接好，并调好叶片安装角。叶片和轮毂安装前，应注意：在运输时，为了防止叶片与地面的接触，应使用运输支架将其固定。每个叶片的排列之间必须保证相隔足够的距离，特别是叶尖与车板面之间至少距离40cm。风速是影响风电机组安装的主要因素，设备吊装高度处，吊装塔筒时最高风速小于8m/s，吊装叶片时最高风速小于6m/s。必须对叶片和轮毂进行全面的检查，以查明其在运输过程中有否损坏。禁止不经全面检查就直接安装叶片。在叶片和轮毂安装前，还应对叶片法兰和轮毂法兰进行清洗。按照技术文件要求，在每支叶片的中部用可调整支架将叶片支撑起来，然后进行调整和组装。安装时采用2台吊车（主吊与辅吊）“抬吊”，并由主吊车吊住上扬的两个叶片的叶根，完成空中90°翻身调向，撤开副吊后与已安装好在塔筒顶上的机舱风轮轴对接。吊装叶片和轮毂时，为了避免叶片在提升过程中摆动，采用圆环绳索分别套住三片叶片，3～6名装配人员在地面上拉住。叶片在提升过程中，禁止叶片与吊车、塔筒、机舱发生碰撞，应确保绳索不相互缠绕。安装结束后可将叶片的安装附件移走，并清理安装现场。1.9.3主要建筑物施工方法—237—< 第1章综合说明本风电场主要建筑物有综合楼、35kV配电装置室、综合泵房、车库及备品备件库等。综合楼和35kV配电装置室基础均采用钢筋混凝土独立基础，在施工过程应严格按图施工，包括土方开挖，制模，绑扎钢筋笼等，浇注所需强度等级的混凝土，同时采用捣振设备进行密实处理。在低温季节，浇注混凝土完成后需采用保温防护等措施，待混凝土养护期（一般为四周）满后方可进行上部建筑物的施工。建筑物施工前，需搭建必要的脚手架，按图尺寸要求进行制模、绑扎钢筋笼等工作，在浇注混凝土过程中，采用捣振设备进行密实处理，待养护期满后方可拆除制模板具。同时，开始墙体外立面的装饰和房屋内部的装修等工作，在35kV配电装置室根据设备的尺寸大小，预留必要的基础预埋件，为设备安装做好提前准备工作。仓库泵房和车库等房屋为砖混结构的基础采用条形基础。220kV主变架构，各户外设备支柱等均采用钢管杆人字形结构。主变基础形式一般为钢筋混凝土独立基础，应按照设计图纸施工，并核对设备的尺寸，为所有上部构筑物和设备的连接作准备。1.9.4施工总布置原则根据风电场的风电机组布置方案，风电场为分散式布置的电源工程，风电场内的风电机组之间需有满足运输和检修道路的连接、电力和通信连接、汇集。同时为满足风电机组的施工吊装，在每台风电机组附近需一个施工吊装平台。此外，还需一些设备和材料的临时堆放场所、施工临时生产和生活场地。根据风电场的特点，拟定施工总体布置原则如下：（1）施工总布置遵循因地制宜、有利生产、方便生活、易于管理、安全可靠、经济适用的原则；（2）充分考虑风力发电工程布置的特点；（3）工程施工期应避免环境污染，施工布置必须符合环保要求；（4）根据工程区地形地貌条件，施工布置力求紧凑、节约用地；（5）统筹规划、合理布置施工设施和临时设施，尽可能实现永临结合；（6）参考部分工程经验，工程施工期间主要施工区实施封闭管理。因此风电场主要设施布置可按以下考虑风电场场内外交通道路尽可能沿已建的道路布置；施工吊装平台尽可能沿道路布置，减少对周围环境的影响；永久设施和临时设施应尽可能利用场址内的丘陵空地，保护当地的土地资源。1.9.5施工进度根据XXXX一期（XX沟）风电场工程的建设规模，同时结合风电场场址所在地区的气候条件，初步拟定整个风电场的建设期为12个月。施工总进度安排如下：施工控制进度为：准备工程→道路及平整工程→220kV升压站土建及输变电设备安装同时风机基础施工→风力发电机组安装→风机及箱变调试，总工期为12个月。—237—< 第1章综合说明1.9.6主要建筑材料风电场工程的主要建筑材料为沙石料、水泥和钢筋等，使用范围分为风电场和控制中心两部分。主要工程量体现在风机、箱变基础上，其中工程钢筋用量约885吨，混凝土约1.49万m3。1.9.7主要施工机械设备风电场实施过程中，主要用到的施工机械设备为主吊车和辅助吊车、推土机和挖掘机、装卸设备车辆、搅拌机和电焊机、捣振器、蛙式打夯机、高压水泵等设备。1.9.8施工期用水和用电根据初步测算，本工程施工用电总负荷270kW，施工工场用电负荷250kW，临时生活区用电负荷20kW，可从控制中心附近乡镇的电网侧配电系统10kV引接至升压站，并安装一台500kVA施工变压器，考虑永临结合的方法，节约工程造价。由于风机施工比较分散，施工单位应自备50kW柴油发电机，解决部分风机基础及其它工程基础施工用电问题。施工用水包括生产用水和生活用水两部分，高峰期总供水量约180m3/d。风电场施工期及运行期生活用水，可由后期施工图阶段风电场外部条件而定，初拟采用打井方式解决用水问题。施工中用水还需考虑配有水车，车往风场内距离升压站较远的机位运水供砼搅拌及砼养护用水。1.9.9永久用地和施工临时用地根据风电场建设特点，工程永久征地采取点征的方式，工程永久征地指风力发电机组基础、箱式变电站基础、风电场控制中心、升压站及新建道路占地，永久占地土地面积为238.54亩，其中：（1）风机、箱变基础：每台风机与箱变基础按339㎡计算，共6441㎡，为山地空地，合9.66亩；（2）风电场控制中心及220kV升压站：16085㎡，合24.12亩。同时，临时用地以方便施工和节约土地为原则，根据施工的进度，场区内部将布置施工临时建筑设施，主要有施工临时吊装平台、临时生产设施、堆场、施工便道等。上述用地均为丘陵空地。临时占地面积为178.41亩。—237—< 第1章综合说明1.10工程管理设计1.10.1定员编制根据生产规模和经营需要，结合风电场自动化运行程度高的特点，遵循精简、高效和合理等原则，对运营机构按企业管理模式设置。对风电场风力发电机组采用远动控制方式进行实时监控，220kV升压站设置在规划XXXX一期（XX沟）47.5MW风电场场址区域内，按照集中管理、少人值守的原则进行设计。鉴于XXXX一期（XX沟）47.5MW风电场成片开发的原则，同时为体现高效管理的原则，根据各期风电场工程的建设内容、规模，以及生产管理内容逐期增加的特点进行人员配置。本期风电场工程由于场内需新建220kV升压站，相对小型风电场建设管理和运行维护工作量较大，结合风电场常规的人员配置方法拟包括管理者和财务部门在内配置风电场工程管理人员16人，主要负责风电场控制中心的日常运行值守，风力发电机组巡视、日常维护和值班和日常电价结算与支出管理等工作。1.10.2主要工程管理方案风电场建设期管理范围主要依据国家、电力行业及地方的有关法律、法规要求，落实工程的建设管理责任和范围。风电场建成投产后主要落实风电场所有设施、设备的安全、正常运行，对发生的故障做到及时维修和恢复。落实电网调度的各项调度指令，确保电网的安全、稳定，同时又能使风电场最大限度地利用风力资源，提高风电场生产的安全性和经济性。建成投产后的风电场场址范围拟分成两个区域，以便于高效管理和根据功能划分的特点进行不同管理。其一为风电场区域，包括风力发电机组、箱式变电站、集电线路等；其二为少人值守的220kV升压站的管理。风电场区域采取每天巡视的办法进行管理，如遇风力发电机组异常情况，采取及时上报，及时维修的方法进行处理。220kV升压站采取可视监控方式，结合风电场的管理方式，不定时对220kV升压站所有电气设备等重要危险源进行巡视和检查。1.11环境保护与水土保持设计1.11.1环境保护设计（1）施工期间要对施工便道定期进行洒水灭灰，控制地面扬尘；—237—< 第1章综合说明（2）施工期间尽可能减少对地形、地貌和植被的破坏，平整土地工程避开雨季，尽可能做到土石方挖填平衡。（3）施工期间禁止随意堆存废弃土石方，采取固定地点堆放措施，并由专人管理，堆积一定量后由运输车辆运送至当地政府指定的场所处理。（4）生产期内的生活区运行人员的生活污水由厂区采用生化污水处理装置，经达标后利用或对外排放。（5）风电场控制中心生活区内的食堂采用油烟净化装置，确保油烟排放达到《饮食业油烟排放标准》（GB18483-2001）标准要求，生活及冬季采暖利用清洁能源，不再配置燃煤（燃油）锅炉。（6）施工期工程参建各方控制噪声影响问题，满足《建筑施工场界环境噪声限排放标准》（GB12523-X）要求；运行期风电场厂界满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-X）的2类要求。（7）在本风电场工程的设计、施工及运营过程中，采取有效措施防止光反射及电磁辐射产生的影响。（8）工程施工和运行期的包装物统一回收综合利用，风电机组和有关电气设备所产生的废弃油料属于危险废物，贮存应符合《危险废物贮存污染控制标准》（GB18597-2001）相关要求后，暂存于事故油池或油料仓库内，并定期交由有危险废物处置资质的单位进行处理或由厂家回收利用，事故油池等装置须做好防渗处理措施。1.11.2水土保持设计（1）有计划地按土方平衡的原则开展施工。风电机组基础场地平整、土石方开挖与混凝土浇筑的进度必须遵照土方平衡的原则，按计划进行。风电机组场地平整和土石方开挖的数量，以不影响混凝土浇筑进度为准，不宜大面积、大数量的进行，导致土石方暴露时间过多、过长。平整的场地植被已遭破坏，表层土壤疏松，暴露时间过多、过长，势必遭受当地大风侵蚀的频率增大，加大风蚀的危害和扬尘等。（2）严格控制作业场地面积。无节制扩大作业场地，将造成更多的植被破坏和土壤表层的破坏。（3）施工过程中，如果产生土石方暴露时间较长，或遇大风，应对暴露的土石方及时采取措施，进行防风蚀处理。—237—< 第1章综合说明1.12劳动安全与工业卫生1.12.1施工期（1）各种机械设备和车辆严禁无证人员操作，并对各种机械设备按有关要求进行定期检修或更换零部件。（2）高空作业和起吊作业时严禁在大风（吊装塔筒时最高风速小于8m/s，吊装叶片时最高风速小于6m/s）和雷雨天气下进行。起吊作业时，注意缆索等捆绑是否符合起吊要求，严禁吊车超载作业。（3）带电作业时应做好安全防护措施，必须进行接地保护。严禁一闸多机作业。对电缆进行绝缘和耐压检验，在施工用电的电缆周围应设置防护围栏和醒目标志。（4）基坑开挖工程要严格按照设计要求进行放坡，并采取必要的支挡保护措施。基坑内要有上下人爬梯，基坑开挖出的土石方应尽量远离基坑堆放。基坑周边在夜间应设置醒目标志，以防止人员跌落。（5）应保证工程施工人员的日常饮食安全、卫生，防止发生群体性的食物中毒事件。业主单位、施工企业及监理单位应建立安全卫生管理小组，以施工单位为负责主体，制定相应的安全卫生规章制度，并落实施工企业现场负责人为第一责任人严格监督，落实执行卫生管理制度。一旦施工现场发生传染性疾病，应以业主单位为第一责任单位及时报告当地的防疫卫生主管部门，并请卫生防疫主管部门派出专业机构人员对传染源采取隔离措施和相应的消毒措施，并将受感染人群视受传染程度、传染性疾病的性质进行住院隔离或采取现场临时隔离措施，将传染性疾病扩散的范围降到最低程度，并在较短的时间内恢复正常的安全生产活动。1.12.2运行期风电场建成投产后，在日常的生产运行管理过程中主要存在火灾、爆炸、电击、机械损伤、雷击、噪声、振动、电磁辐射等危害因素，要加强安全管理，制定安全生产监督制度。（1）建立并完善安全生产管理制度，避免人为原因造成事故发生。（2）严格执行消防防火制度，做好火灾预防工作（参见消防章节）。—237—< 第1章综合说明（3）根据现行的《建筑防雷设计规范》中的要求进行防止保护装置的设计。根据现行的《交流电气装置的接地》规范要求进行全厂安全接地设计。根据《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》规范要求进行带电设备安全净距的设计，以保证人身及设备安全。（4）进行风力发电机组设备检修时，应严格执行风力发电机组厂商技术要求，以避免发生机械损伤和触电事故。（5）为减轻电磁辐射损害，按照操作规程的有关要求禁止长时间在高压设备区工作，在微机前工作人员工作时间不宜超过8小时。（6）风电场职工食堂、宿舍的卫生应达到国家相关安全、卫生标准的要求。1.13节能方案分析风电是一种清洁的能源，既不通过消耗资源释放污染物、废料，也不产生温室气体破坏大气环境，也不会有废渣的堆放问题，有利于保护周围环境。与其它传统发电方式相比，风电可节省一定的发电用煤和减少环境污染治理费用，有更高的空气质量和环保标准，使得风能变得更具竞争力。本工程年上网发电量99.48GkWh，与相同发电量的火电相比，每年可为电网节约标煤约29695.5（火电煤耗按2010年底网供标煤耗335g/kWh计）。相应每年可减少燃煤所造成的多种有害气体的排放，其中二氧化硫（SO2）486.9t，氮氧化合物（NOx）317.0t，烟尘129.1t，减轻排放温室效应性气体二氧化碳（CO2）99484.95t。此外还可节约大量传统火电厂用水，并能减少相应的水力排灰废水和温排水等对水环境的污染。由此可见，风电场有明显的环境效益。1.14工程设计概算本风力发电工程拟建装机容量为47.5MW，拟安装建设19台单机容量为2.5MW的风力发电机组。本工程由XX能源投资有限公司投资建设，建设资金由股东方注册资本和商业银行贷款组成。建设资金来源如下：（1）项目资本金为动态总投资的25%，共11764万元；（2）商业贷款：长期贷款35292.2万元，其中：建设期利息1128.11万元（贷款利率按现行基准利率6.55%）；基本预备费565.09万元；—237—< 第1章综合说明本工程静态总投资45928.09万元，单位kW静态投资9713.26元/千瓦。本着集约化节约土地资源的原则和便于并网的原则，XXXX一期（XX沟）47.5MW风电场工程、XXXX二期风力发电工程和XXXX三期风力发电工程拟合用一个风电场控制中心，本期工程需新建一电压等级为220kV升压站，包含于风电场控制中心内。工程总投资为47056.20万元。1.15财务评价与社会效果分析本风力发电工程拟建装机容量为47.5MW，拟安装19台单机容量为2.5MW的风电机组。平均年上网发电量99.48GkWh，工程施工总工期12个月。本工程项目计算期取21年，其中建设期12个月，生产期20年。固定资产余值按5%计。本工程经XX省政府有关主管部门核准后，由XX能源投资有限公司全额出资设立的项目公司-XX（XX）风电有限公司进行本风电场工程投资建设和运行管理。本工程静态总投资投资45928.09万元，单位kW静态投资9713.26元/千瓦；基本预备费565.09万元；建设期利息为1128.11万元；本期风电场工程的动态总投资为47056.20元，单位kW动态投资为9906.57元/千瓦；流动资金为142.5万元；资本金为25%，其余为商业贷款（贷款利率按现行基准利率6.55%）；测算方案为增值税按即征即退50%并考虑增值税转型的分年抵扣，按含税电价为0.6100元/kWh进行测算。本项目全部投资的财务内部收益率（税后，下同）为12.33%，全部投资的财务净现值（ic=5%）为23901.76万元。本项目资本金的财务内部收益率为13.8%，资本金的财务净现值（ic=8%）为7217.14万元。投资回收期为8.65年（不含建设期），平均投资利润率为6.59%，平均投资利税率为7.48%，项目资本金净利润率（ROE）为26.35%。说明本风电场项目具有一定盈利能力。1.16风电场工程招标计划本风力发电工程拟建装机容量为47.5MW，在XX省XX市的王府镇境内拟分散布置19台单机容量为2.5MW的风电机组。本工程总投资为47056.20—237—< 第1章综合说明万元，资本金25%，其余工程所需资金采用向金融机构贷款方式解决。依据《中华人民共和国招投标法》的有关规定，对风电场工程建设所需的风电机组主机设备、相关电气设备等采购方式应采用公开招标形式，对风电场工程内配套的土建施工及设备安装等子项目也需采用公开或邀请招标等形式。具体招标方式和标段的划分，根据风电场工程实施程序可在项目核准后，合理安排相应的采购招标、设计服务招标、施工服务和监理服务招标，并形成较为详细的招标计划。本阶段仅就风电场工程建设内容对招标范围、标段划分等进行初步拟定。表1-1XX一期（XX沟）风电场新建工程风力发电场项目特性表序号名称单位数量备注1风力发电场场址1.1海拔高度m260平均海拔1.2经度（东）121：21～121：371.3纬度（北）41：50～42：072风资源2.1年平均风速m/s6.680m高度2.2风功率密度W/㎡420.4080m高度2.3盛行风向、风能方向SSW80m高度3主要设备3.1风力发电机组WTG-3（1）数量台19（2）额定功率kW2500—237—< 第1章综合说明（3）叶片数片3（4）风轮直径m110（5）扫风面积㎡9503（6）切入风速m/s3（7）额定风速m/s10.5—237—< 第1章综合说明续表1-1XX一期（XX沟）风电场新建工程风力发电场项目特性表序号名称单位数量备注（8）切出风速m/s20（9）安全风速m/s52.5（10）转速rpm7.3～16.3（11）轮毂高度m80（12）发电机容量kW2500（13）发电机功率因数-0.95～+0.95（14）额定电压V6903.235kV箱式变电站座193.3升压变电所（1）主变压器数量台1型号SZ11-100000/230一、二期容量（2）出线回路及电压等级电压kV220回路数回1至东梁变4土建工程4.1风力发电机基础（1）数量基19（2）型式钢筋混凝土独立基础（3）地基特性天然地基5施工5.1风机基础工程数量（1）明挖土（石）方m337865（2）回填土（石）方m312620（3）基础混凝土C40m311450（4）基础混凝土垫层C15m312425.2主要建筑材料（1）水泥t6400（2）钢筋、钢材t17115.3场内道路km13.44新建—237—< 第1章综合说明续表1-1（完）XX一期（XX沟）风电场新建工程风力发电场项目特性表序号名称单位数量备注5.4施工期限（1）总工期月12（2）机组发电工期月125.5工程永久占地亩238.556投资估算6.1静态总投资（编制年）万元45928.096.2总投资万元47056.206.3单位千瓦静态投资元/kW8050.106.4单位千瓦动态投资元/kW9906.576.5施工辅助工程万元846.226.6机电设备及安装工程万元36193.046.7建筑工程万元5102.426.8其他费用万元3221.326.9基本预备费万元565.096.10建设期贷款利息万元1128.117经济指标7.1装机容量MW47.57.2年上网电量kW·h0.9948×1087.3年等效满负荷小时数h20947.4平均上网电价（含增值税）元/kW·h0.617.5盈利能力指标（1）投资利润率%6.59（2）投资利税率%7.48（3）资本金利润率%26.35（4）全部投资财务内部收益率％12.33所得税前（5）全部投资财务净现值（5％）万元23901.76所得税前（6）资本金财务内部收益率％13.8所得税后（7）投资回收期年8.657.7资产负债率（最大）％74.73—237—< 、第2章风能资源第2章风能资源2.1风资源评估主要技术依据2.1.1风电场风能资源测量方法（GB/T18709-2002）；2.1.2风电场风能资源评估方法（GB/T18710-2002）；2.1.3风电场风能资源测量和评估技术规定（发改能源[2003]1403）；2.1.4全国风能资源评价技术规定；2.1.5风力发电场项目可行性研究报告编制规程（DL/T5067-1996）；2.1.6风电场工程可行性研究报告编制办法；2.1.7风电场场址选择技术规定；2.1.8风力发电机组安全要求（GB18451.1-2001）；2.1.9基础资料1）XX沟测风塔X年5月11日～X年5月21日10min测风数据风速风向资料；2）王府河西测风塔X年5月30日～2010年12月30日10min测风数据风速风向资料；3）佛寺玍力马测风塔2010年5月1日～X年5月31日10min测风数据风速风向资料；4）蜘蛛山汤头河测风塔X年2月1日～X年5月31日10min测风数据风速风向资料；5）XX气象站提供的气象要素特征、气象基本情况、1980～2009年30年各月平均风速及1962～2009年48年最大风速；6）XX气象站提供的1980～2009年历年各月各方向频率。2.2风电场简介2.2.1风场的位置XXXX风电场场址位于XX红帽子乡、王府镇、福兴地镇、佛寺镇和蜘蛛山乡相连地带，自东北向西南分布在XX沟、姜家沟、玍力马营子、房子山南梁、胡宝吐、葫芦汤一线，多由海拔200米～400米的丘陵构成，局部地点高达500米。山顶上大部分是荒山，少部分为开荒地和林地。场区内多数山梁顶部比较平缓，均能行车，便于大型风力发电机的安装和运输。原规划为四期，分别为一期（XX沟）风电场、二期（王府河西）风电场、三期（佛寺玍力马）风电场和四期（蜘蛛山汤头沟）风电场。一期（XX沟）风电场内设有测风塔一座，塔高70m，地理坐标北纬42°05.804′，东经121°35.426′，观测场海拔高度为—237—< 、第2章风能资源295m，测风塔周围无高大障碍物。在塔的70m、50m、和10m三个高度分别安装风速传感器，50m高度安装风向传感器，以便于了解风随高度变化的情况。测风设备为NRG型风速风向记录仪。二期（王府河西）风电场海拔高度185～368米，内设70m高测风塔一座，地理坐标北纬42°02.125′，东经121°28.121′，观测场海拔高度为256m，测风塔周围无高大障碍物。在塔的70m、50m、和10m三个高度分别安装风速传感器，50m高度安装风向传感器，以便于了解风随高度变化的情况。测风设备为NRG型风速风向记录仪。三期（佛寺玍力马）风电场海拔高度180～320米，内设70m高测风塔一座，地理坐标北纬41°58.638′，东经121°23.199′，观测场海拔高度为256m，测风塔周围无高大障碍物。在塔的70m、50m、和10m三个高度分别安装风速传感器，50m高度安装风向传感器，以便于了解风随高度变化的情况。测风设备为NRG型风速风向记录仪。四期（蜘蛛山汤头沟）风电场海拔高度100～520米，内设70m高测风塔一座，地理坐标北纬41°50.814′，东经121°22.292′，观测场海拔高度为200m，测风塔周围无高大障碍物。在塔的70m、50m、和10m三个高度分别安装风速传感器，50m高度安装风向传感器，以便于了解风随高度变化的情况。测风设备为NRG型风速风向记录仪。XX蒙古族自治县气象站（以下简称XX气象站）位于一期（XX沟）风电场东南10km左右，是距风电场最近的长期气象站，其地理坐标为121°39¢E、42°02¢N，海拔高度166.8m，地形为丘陵。风电场测风塔安装位置见表2-1，测风塔、气象站所在位置及风电场地周边地形见图2-1。表2-1测风塔安装位置表序号塔编号风场名称高度（m）东经北纬海拔高度（m）备注（测风开始时间）1#1一期（XX沟）风电场70121°35.426′42°05.804′295X.52#2二期（王府河西）风电场70121°28.121′42°02.125′256X.53#3三期（佛寺玍力马）风电场70121°23.199′41°58.638′2562010.54#4四期（蜘蛛山汤头沟）风电场70121°22.292′41°50.814′′200X.25XX气象站121°39.000′42°02.000′′1671962（注：所有测风仪器均经过检验、校正并经仪器经销商标定。）—237—< 、第2章风能资源图2-1风电场地理位置及周边地形图XXXX风电场先期规划容量为200MW，分四期开发，配套建设1座220kV升压站。但由于规划的一期（XX沟）风电场距离规划中的X沈高铁在2km范围内，依据辽环发〔X〕38号，XX沟风电场被迫取消，最终XXXX风电场规划容量为150MW，分三期开发，将原有的二期（王府河西）风电场替代为XXXX一期（XX沟）风电场，安装19台单机容量为2.5MW风力发电机组，装机容量47.5MW。XXXX一期（XX沟）风电场工程位于XX市区西约10km的王府河西村，区属XX王府镇，场址范围121º25´～121º30´E，42º1.7´～42º05´N，规划面积约20km²。该场址是由海拔高度在140～360米之间的多个山梁构成的山梁群，山顶上大部分是荒山、荒草地，少部分开荒地，还有部分松树，属乡级所有。山梁顶土层不厚，基础坚实。山梁群四周开阔，高—237—< 、第2章风能资源度差100米左右。场区内多数山梁顶部比较平缓，均能行车，便于大型风力发电机的安装和运输。经勘查，一期（XX沟）风电场场址区域内测风塔和拟建设风机位置不压覆重要的矿产资源，不占用基本农田，并列入相关土地利用规划。规划场址内无候鸟栖息地、无文物、名胜古迹和军用设施。2.2.2风电场测风本期风电场内测风塔是原规划的王府河西风电场测风塔，高度为70m，海拔高度256米，地理坐标北纬42°02.125′，东经121°28.121′。测风开始时间为X年5月30日，在塔的70m、50m、和10m三个高度分别安装风速传感器，50m高度安装风向传感器。测风设备为NRG型风速风向记录仪。所有测风仪器均经过检验、校正并经仪器经销商标定，无压力观测和温度观测。为了增加原始数据的准确性，2010年7月，XX能源投资有限公司在原规划一期（原XX沟风电场）测风塔上安装了NRG风速风向记录仪，在塔的70m和50m两个高度分别安装风速传感器，70m高度安装风向传感器，同时安装了温度和压力传感器。测风工作从2010年7月开始，持续到X年11月；记录仪编号6872。2010年7月，XX能源投资有限公司在原规划二期（原王府河西风电场）测风塔上安装了NRG风速风向记录仪，在塔的70m和50m两个高度分别安装风速传感器，70m高度安装风向传感器。测风工作从2010年7月开始，持续到X年11月；记录仪编号6867。风电场测风塔安装位置见表2-2，测风塔所在位置见图2-2。表2-2测风塔安装位置表序号塔编号测风塔高度东经北纬海拔高度（m）备注1#170m121°35.426′42°05.804′295原一期（XX沟风电场）位置2#270m121°28.121′42°02.125′256原二期（王府河西风电场）位置—237—< 、第2章风能资源图2-2测风塔位置示意图2.2.3风电场所在地气候概况XXXX一期（XX沟）风电场位于XX省西部低山丘陵区，属于北温带大陆季风气候区，四季分明，雨热同季，光照充足。1月平均气温－11.5℃～－13℃；7月平均气温23℃～25℃；年平均气温7℃～8℃。年平均降水量450mm～550mm，无霜期145～160天。最冷月均－18℃～－19℃，最热月均29℃～30℃，春夏季多西南风，秋冬季多西北风。2.3风电场所在地区气象资料分析2.3.1气象站基本情况XX蒙古族自治县气象站（以下简称XX气象站）位于一期（XX沟）风电场东南10km左右，是距风电场最近的长期气象站，其地理坐标为121°39¢E、42°02¢N，海拔高度166.8m，地形为丘陵。1960年2月建站，位置农科所院内；1981年7月西迁300米；X年1月迁至发展大街东侧；周围环境无大的变化。—237—< 、第2章风能资源测风仪型号：EC9-2型测风传感器；安装高度：10.5米。周围障碍物情况：距测风塔东200米有高度6米左右办公楼；距测风塔西100米有6米左右办公楼。测风仪器变化情况：1962-2003年EL型电接风向风速仪；2004年至今EC9-2型测风传感器；风塔安装高度没有无变化。2.3.2气象站数据说明经业主与气象部门沟通，由于气象站位置搬迁，测风仪器更换，气象部门已通过数据处理，所提供长系列测风数据是一致的（提供气象站书面文件）。由于XX气象站为国家基本气象观测站，该站的数据均由气象专业人员检查、复核，因此对气象站的数据不作检验。2.3.3气象站主要气象要素特征值XX气象站的主要气象要素特征值见表2-3。表2-3主要气象要素特征值序号分项参数备注1年均气压（mpa）995.92年均水汽压（mpa）8.83年均气温（℃）8.1℃4极端最高气温（℃）40.5℃5极端最低气温（℃）-30.6℃6年均雷暴日数（日）217多年最大风速（m/s）24.01966.4.26风向:N8多年主导风向SW9最大冻土深度（cm）17810最大积雪深度（cm）152.3.4平均风速2.3.4.1平均风速的多年变化根据XX气象站近30年（1980～2009年）的风速资料统计，XX气象站近30年年平均风速见表2－4和图2－3。表2-4XX气象站1980～2009年的历年年平均风速（m/s）年份风速年份风速年份风速19802.8919912.8020022.98—237—< 、第2章风能资源19812.6719922.7020032.9619822.9419932.7320042.5319832.8919942.65X2.6019842.9119952.63X2.9319853.0419962.79X2.7319862.8319972.96X2.9219873.3619982.8320092.9319882.8519992.7810年平均风速2.8419893.0320002.7920年平均风速2.8019903.1220012.6330年平均风速2.85图2-3XX气象站近30年年平均风速直方图由图表可见，该区域风速年际变化并不很大，10年、20年、30年平均数值相差无几，最高年份的3.4m/s与最低年份的2.5m/s相对罕见。2.3.4.2平均风速的年变化累年各月平均风速见表2-5、图2-4。表2-5XX气象站累年（1980～2009）各月平均风速（m/s）月份123456789101112年月平均风速2.322.673.344.033.683.102.632.222.262.672.782.442.85—237—< 、第2章风能资源图2-4XX气象站近30年平均风速年变化直方图从XX气象站累年及各月平均风速看，该地区多年平均值2.85m/s，春季风速较大，4月风速最大，为达4.03m/s，8月风速最小，为2.22m/s。最大月（4月）和最小月（8月）平均风速差1.81m/s，具有季节性变化。2.3.5多年平均年风向频率分布根据XX气象站提供的近30年风向频率资料统计，主导风向扇区为WSW～SW～SSW，占30.4%，次主导风向扇区为N～NNE～NE，占20.0％。而SSE～E等风向出现频率较小，具体可见表2-6、图2－5。表2-6XX气象站累年平均风向频率（%）风向NNNENEENEEESESESSESSSWSWWSWWWNWNWNNWC风向频率6.876.22.91.60.91.11.42.56.915.18.46.34.14.85.718.3—237—< 、第2章风能资源图2-5XX气象站累年平均风向玫瑰图与风场测风同期XX气象站风向频率分布如表2-7、图2-6。该年度主导风向扇区与多年平均风向频率分布一致。表2-7XX气象站测风年平均风向频率（%）风向NNNENEENEEESESESSESSSWSWWSWWWNWNWNNWC风向频率67.374.11.90.90.82.21.84.31910.46.86.25.57.38.5图2-6XX气象站测风年风向玫瑰图—237—< 、第2章风能资源2.3.6气象站最大风速根据XX气象站最大风速资料，实测最大风速为24.0m/s，出现在1966年4月26日，风向为N。2.4风电场风力资源评价2.4.1风电场基本测风资料与代表性分析本阶段风资源分析采用的基础资料1）#1XX沟测风塔X年5月11日～X年5月21日10min测风数据风速风向资料；2）#2王府河西测风塔X年5月30日～2010年12月30日10min测风数据风速风向资料；3）#3佛寺玍力马测风塔2010年5月1日～X年5月31日10min测风数据风速风向资料；4）#4蜘蛛山汤头河测风塔X年2月1日～X年5月31日10min测风数据风速风向资料；5）#6872测风塔2010年7月10日～X年11月30日10min测风数据风速风向资料；6）#6867测风塔2010年7月10日～X年11月24日10min测风数据风速风向资料。7）XX气象站提供的气象要素特征、气象基本情况、1980～2009年30年各月平均风速及1962～2009年48年最大风速；8）XX气象站提供的1980～2009年历年各月各方向频率；9）XX气象站X年10月～2009年12月年逐时数据。2.4.1.1测风年资料代表性分析通过上述图、表的对比分析可以看出,测风期间XX气象站年平均风速2.93m/s,比累年年平均风速2.85m/s稍大，说明2009年为大风年，不能代表风场的代表年，需根据气象站的资料对风场实测风数据进行订正。本报告利用XX气象站1980～2009年逐月数据、气象站2009年1月1日～2009年12月31日完整1年的实测数据，对风场2009年1月1日～2009年12月31日的数据进行了订正。XX气象站2009年1月～2009年12各月平均风速见表2-8、图2-7。表2-8XX气象站2009.1～2009.12各月平均风速（m/s）月份123456789101112年月平均风速2.512.583.213.433.943.232.742.213.112.813.062.352.93—237—< 、第2章风能资源图2-7XX气象站测风年风速年变化直方图2.4.1.2测风塔作为风场风资源评估代表性分析#1测风塔位于本风电场区域外东北侧10km处，根据风数据实测资料，10m高度的风数据缺测非常多，整个测风期间，没有压强和温度数据，可能因雷击及天气寒冷冻坏测风仪及风向仪。#3测风塔、#4测风塔为原规划的三期、四期风电场内的测风塔，离本风电场很远，没有太大参考意义。故本阶段只对本风电场内#2测风塔的原始测风数据进行统计，计算该测风塔不同高度测点的月平均风速。因2009年1月～2009年12月的风数据相对整个测风周期而言比较完整，连续缺失数据少，同时XX气象站也提供了X年10月～2009年12月逐时数据。故采用2009年1月～2009年12月的测风数据作为本次风资源评估的基础资料。风电场测风资料的整理、检验和处理参照GB/T18709-2002《风电场风能资源测量方法》及GB/T18710-2002《风电场风能资源评估方法》，根据风场测风获得的原始数据，对其完整性和合理性进行判断，检验出不合理及缺测数据。a)原始数据的整理整理后#2测风塔实测原始数据平均风速成果表详见表2-9，风功率密度成果表见附表2-10。表2-9测风塔实测原始数据平均风速成果表（单位：m/s）高度2009年平均1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月104.84.66.06.15.95.84.74.64.95.15.55.05.25505.75.56.66.76.56.55.25.35.66.16.06.15.98706.13.87.17.26.96.85.65.76.06.56.56.66.25—237—< 、第2章风能资源表2-10测风塔实测原始数据平均风功率密度成果表（单位：W/㎡）高度2009年平均1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月10159194218224325178203274307281199139214.850299325273281408223255343385352250174269.370350120305314455249284383430392279194300.5从测风塔的实测成果可以看出：70m高度2月份测风塔数据明显不合理，其它10m～70m高平均风速、风功率密度基本合理，大体趋势比较正常。经过分析，严重不合理的2月份数据，可能是因为测风仪器出现故障造成的（现场未及时更换造成）。其它各月风速、风功率密度数据，可能因为测风仪器出现部分误差，造成局部不合理。b）测风数据的检验参照《风电场风能资源测量方法》（GB/T18709-2002）和《风电场风能资源评估方法》（GB/T18710-2002），根据测风塔获得的原始数据，对其完整性和合理性进行判断，检验出不合理及缺测数据，经过处理后整理出连续、完整的风电场逐时风速数据。1)完整性检验XX一期（XX沟）风电场#2测风塔（70m）各高度测点逐时测风数据比较完整，测风数据从2009年1月1日0时～2009年12月31日23时，共计8760条数据，缺测22条。2)合理性检验按照GB/T18709-2002标准，结合风电场的实际情况，XX一期（XX沟）风电场#6867测风塔（70m）主要参数的不合理数据统计见表2－11。表2-11实测不合理数据统计表塔号测风高度主要参数合理性检验项目总测次不合理次数比重（％）＃210m～70m平均风速的1小时变化<6m/s262807802.970≤小时平均值≤40m/s2628000.0070/50m高度小时平均风速差值＜2m/s87602222.5350/10m高度小时平均风速差值＜4m/s8760420.4870/50m高度小时平均风向差值＜45℃87602102.403）测风数据完整率风电场测风塔在其测风统计时段内，风向缺测22次，风速缺测22次，总缺测数据22—237—< 、第2章风能资源次，测风完整率为99.7％。满足GB/T18709-2002标准中现场采集的测量数据的完整率应在98％以上的要求。风电场测风塔有效数据完整率=（应测数目-缺测数目-无效数据数目）/应测数目×100％,结果如表2-10,满足GB/T18710-2002标准中现场采集的测量数据的有效数据完整率应在90％以上的要求。表2-12风场2009.1.1～2009.12.31实测风数据检验表各高度测风风速风向风向70m50m10m50m70m应有数据个数87608760876087608760缺测数据个数2222222222不合理数据个数32457441818有效数据完整率96.1%99.10%99.25%99.54%99.54%c）数据的相关分析#2测风塔与#1测风塔各高度风速相关性见表2－13。表2-13#2测风塔与#1测风塔各高度数据的相关性分析R10m50m70m10m0.957--50m-0.918-70m--0.901从上表可以看出，#2测风塔与#1测风塔各高度风速相关关系较好，相关系数基本都达到0.85以上。相关性方程及图例见图2-8。图2-8#2测风塔与#1测风塔10m、50m、70m高度风数据相关性分析图—237—< 、第2章风能资源#2测风塔各高度风速相关性见表2－14。表2-14测风塔各高度数据的相关性分析R10m50m70m10m1.00.9520.93150m0.9521.00.98770m0.9310.9871.0从上表可以看出，#2测风塔各高度风速相关关系较好，相关系数基本都达到0.85以上。相关性方程及图例见图2-9。图2-9#2测风塔10m~50m、10m~70m、50m~70m高度风数据相关性分析图d）测风数据的处理根据检验结果，无不同高度缺测的风速数据，对为数不多的不同高度同期均缺测的数据，参考#1测风塔的测风资料，按趋势、循风向经验分析插补。对风场缺测的风向数据，按风向和风速的变化趋势，移用#1测风塔的同期观测资料。对测风塔不同高度风速、风向测点的超标实测数据进行分析处理，对确实不合理的数据进行处理，重点是对上层风速低于下层风速，数值大于0.5m/s的进行处理。通过切变系数法，由不同层的风速通过切变系数换算将＃2测风塔的原始数据整理出连续一年完整的风场逐小时测风数据，数据完整率达到100％。—237—< 、第2章风能资源e）数据验证结果经过对测风塔实测数据的各种检验，剔除掉无效数据，替换为有效数据，整理出连续的实测逐时风速风向数据，合理数据完整率为100%，符合规范要求。2.4.3测风数据分析2.4.3.1#2测风塔与#6867号和气象站代表年平均风速对比情况根据XX气象站提供的数据，统计出气象站30年的逐月平均风速、09年逐月平均风速、#2测风塔10m、70m高度和#6867测风塔10m、70m高度09年逐月平均风速，见表2－14及图2－8。气象站风速、#2测风塔风速以及#6867号各月平均风速成果表表2-15（单位：m/s）塔号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#6867（70m）6.16.06.37.57.68.16.35.76.66.87.46.76.76#6867（10m）5.04.66.16.55.96.64.74.55.75.65.96.25.61#2（70m）5.95.77.57.67.47.25.85.76.16.36.86.26.53#2（10m）4.84.66.06.15.95.84.74.64.95.15.55.05.25气象站09年风速（10.5m）2.512.583.213.433.943.232.742.253.112.813.032.352.93气象站30年风速10.5m）2.322.673.344.033.683.102.632.222.262.672.782.442.85（注：#6867数据为2010年7月10日～X年7月9日年所有数据统计）—237—< 、第2章风能资源图2-10气象站风速、#2测风塔风速以及#6867号各月平均风速对比图由表2－12图2－8可以看出，＃6867号10m、70m高度风速与#2测风塔10m、70m高度风速和气象站09年风速及近30年平均风速年内变化趋势基本一致，从而更说明用本测风塔作为本期风电场风资源分析的合理性。根据#6867和#2测风塔数据的对比，更印证了#2测风塔风资源数据的可靠性。同时可以看出，气象站09年风速有9个月比近30年平均风速高，从平均风速上可以判断出09年为大风年。2.4.4代表年风能资源状况分析2.4.4.1数据订正按照GB/T18710-2002《风电场风能资源评估方法》中的要求，需根据附近长期站的资料对风场实测风数据进行订正。本报告利用XX气象站1980～2009年逐月数据、气象站2009年1月1日～2009年12月31日完整1年的实测数据，对风场2009年1月1日～2009年12月31日的数据进行了订正。表2-13为70m高度上16个扇区的相关分析结果及各扇区的相关方程系数，最后1列为风电场各扇区风速的订正值。表2-16XX一期（XX沟）风电场70m高处各扇区风速相关系数及订正值（单位：m/s）扇区XX站累年风速（m/s）2009.1.1～2009.12.31XX站年平均风速（m/s）风电场年平均风速（m/s）相关系数相关方程系数（a）相关方程系数（b）订正值（m/s）N2.172.237.820.970.1270.362-0.02NNE3.633.737.750.960.4470.389-0.04NE2.562.634.970.880.6030.354-0.03ENE2.782.865.160.881.2450.182-0.01E2.192.252.460.930.3360.535-0.03ESE2.062.122.730.960.0610.658-0.04SE2.192.253.460.97-0.1860.58-0.04SSE3.283.372.770.93-0.0510.666-0.06S2.312.384.940.96-0.0370.673-0.04SSW2.662.738.690.941.1470.201-0.01—237—< 、第2章风能资源SW2.262.324.780.920.7650.249-0.02WSW2.812.894.420.990.1760.461-0.04W2.312.373.480.940.5770.361-0.02WNW3.303.395.480.950.7720.302-0.03NW3.303.397.320.920.8560.288-0.03NNW3.233.327.720.960.6360.316-0.03注：相关方程V风电场=a+bVi由于风场测风期间，气象站2009年风速比累年风速偏大，因此订正后的XX一期（XX沟）风电场所有扇区的风速与订正前相比均减小。由于本风电场海拔高度185～368米，内设70m高测风塔一座，观测场海拔高度为256m，测风塔周围无高大障碍物。所以，本测风塔处风资源可以代表本风电场风资源。下面将根据订正后的数据作为代表年对风场的风能资源状况进行分析评估。2.4.4.2风场特征参数分析1）切变系数测风塔代表年风切变系数计算成果见表2-17。表2-17测风塔实测风切变系数计算成果表塔号α70/50α70/10α50/10平均#20.13820.11170.10810.1194根据代表年数据，使用70m、50m、10m年平均风速数据采用幂指数律拟合来计算该风场风切变指数的，得到幂律指数方程为y=3.963x0.119，相关系数R为0.9909，相显关性著，本风电场的风切变指数为0.1194。如下图所示为测风塔风切变幂律指数拟合曲线。—237—< 、第2章风能资源图2-11测风塔风切变幂律指数拟合曲线图2）空气密度空气密度按下式计算：ρ=式中：P～～大气压；e～～水气压；t～～年平均气温。根据阜蒙气象站的气象资料计算得到XX的年平均空气密度为1.221kg/m3。对阜蒙气象站的年平均空气密度进行高度订正，得到风场90m、80m、70m、50m和10m五个高度的空气密度分别为1.210kg/m3、1.211kg/m3、1.212kg/m3。、1.215kg/m3、1.220kg/m33）湍流强度逐时湍流强度计算公式为：湍流强度＝标准偏差/平均风速值，根据#6867测风塔的测风数据和标准偏差计算出风电场各高度的逐小时湍流强度见表2－17，由表可知风电场属于中等偏低湍流强度。表2-18不同高度湍流强度值表（单位：m/s）塔号测风高度湍流强度（全部数据）湍流强度（V=15m/s）#686710m0.1540.09850m0.1120.08170m0.1080.075—237—< 、第2章风能资源4）最大风速和极大风速XX气象站历年最大风速表见表2-19。表2-19XX气象站1962～2009年的历年年最大风速（单位：m/s）年份风速年份风速年份风速196217197816.3199418196320197917.3199518196423.7198018199617196520198119199716196624198219199817196720198317199916.7196818198418200016.3196916198521200115.3197016198617.7200219197118198717.3200316197217198820.7200413.5197319198915X17.9197419199017X15.7197515.3199115.7X17.2197616199216.7X14.8197716199317.7200914.3a)方法一根据XX气象站最大风速资料，实测最大风速为24.0m/s，出现在1966年4月26日，风向为N。由XX气象站近累年最大风速资料，按照《全国风能资源评价技术规定》中最大风速采用极值Ⅰ型概率分布，其分布函数为：α－分布的尺度参数u－分布的位置参数，即分布的众值推算出XX气象站10m高度50年一遇的最大风速为25.0m/s。再根据XX一期（XX沟）风电场实测10分钟最大风速，利用比值法推算出该风电场80m高度上50年一遇10分钟平均最大风速为33.4m/s，极大风速约为46.7m/s。b)方法二—237—< 、第2章风能资源根据XX气象站与#2塔10m高度日最大风速相关方程，y=0.988x+1.1，推算风场10m高度50年一遇最大风速为25.8m/s。选用风切变0.1194（推算过程见2.4.4.2部分）80m高度处50年一遇最大风速分别为33.1m/s。综合以上，本风电场80m高度上50年一遇10分钟平均最大风速取值33.4m/s，极大风速取值为46.7m/s。5）主要风能资源参数计算得到风电场各高度的年平均风速、年平均风功率密度及风速频率分布Weibull模式拟合参数A、K值见表2-20。Weibull曲线图见附图2-12。表2-20主要风能资源参数塔号高度（m）年平均风速（m/s）年平均风功率密度（W/㎡）AK#2105.23209.065.61.64506.20347.725.81.69706.50398.995.91.72图2-12Weibull曲线图6）低于-20℃气温天数统计—237—< 、第2章风能资源根据阜气象站提供2009年气温资料，全年每10分钟气温数据低于-20℃有1564条，折合天数为11天。2.4.4.3测风塔代表年风能要素计算（其中80m、90m数据均根据切变系数推导而来）1）代表年逐月平均风速和风功率密度代表年逐月平均风速和风功率密度计算成果见表2-21、表2-22和图2-13。表2-21代表年逐月平均风速计算成果表（单位：m/s）高度（m）年平均1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月104.74.66.06.15.95.84.74.64.95.15.45.05.23505.65.47.17.37.06.95.55.45.86.06.55.96.20705.95.77.47.67.37.25.85.76.06.36.86.26.50806.05.87.57.77.57.35.95.86.16.46.96.36.60906.15.97.77.87.67.46.05.96.26.57.06.46.70表2-22代表年逐月风功率密度计算成果表（单位：W/㎡）高度（m）年平均1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月10154.1171.8263.8351.6301.5272.6140.3133.8159.7177.9210.0185.4210.2050256.3285.8438.8584.8501.5453.4233.4222.5265.6295.9349.3308.3349.6270294.1327.9503.5671.0575.4520.3267.9255.3304.8339.5400.8353.8401.1780308.1343.6527.6703.1603.0545.2280.7267.6319.4355.8420.0370.7420.4090321.1358.0549.8732.7628.3568.1292.5278.8332.8370.7437.6386.3438.06—237—< 、第2章风能资源图2-13代表年各高度逐月平均风速和风功率密度年变化曲线图表中可见：代表年份10m高平均风速为5.23m/s，50m高平均风速为6.20m/s，70m高平均风速为6.50m/s，80m高平均风速为6.60m/s，90m高平均风速为6.70m/s；10m高风功率密度为210.20W/㎡，50m高风功率密度为349.62W/㎡，70m高风功率密度为401.17W/㎡，80m高风功率密度为420.40W/㎡，90m高风功率密度为438.06W/㎡。从图中可以看出，风场各高度风速春季渐行升高至4月达到最大，然后风速减小到8月达到年中的最低，此后渐行升高至11月达到次高峰值，再行减小至2月的次低谷值。2）代表年逐时平均风速和风功率密度代表年逐时平均风速和逐时风功率密度计算成果见表2-23～24和图2-14。表2-23代表年逐时平均风速计算成果表（单位：m/s）—237—< 、第2章风能资源高度0:001:002:003:004:005:006:007:008:009:0010:0011:0012:00104.54.34.24.14.24.14.14.34.85.45.86.26.4505.45.25.04.95.04.94.85.15.76.46.97.47.6705.65.45.35.15.25.15.15.46.06.77.27.77.9805.75.55.35.25.35.25.25.56.16.87.37.88.0905.95.65.55.45.55.35.35.66.27.07.58.08.213:0014:0015:0016:0017:0018:0019:0020:0021:0022:0023:00年平均106.66.66.76.46.05.55.45.25.04.94.75.23507.87.87.97.67.16.56.46.26.05.85.56.20708.28.28.38.07.46.86.76.56.26.05.86.50808.38.48.48.17.56.96.86.66.36.15.96.60908.58.58.68.37.77.16.96.86.56.36.06.70表2-24代表年逐时风功率密度计算成果表（单位：W/㎡）高度0:001:002:003:004:005:006:007:008:009:0010:0011:0012:0010137.5129.2129.1126.2133.7130.7133.3156.3186.8226.2253.8288.4308.750228.7214.9214.7209.8222.4217.3221.7260.0310.7376.3422.1479.7513.570262.4246.6246.3240.8255.2249.4254.4298.3356.5431.7484.3550.5589.280275.0258.4258.2252.3267.5261.3266.6312.6373.6452.4507.5576.9617.590289.5272.5272.3266.3281.8275.5280.9327.9390.2470.7527.0597.8639.313:0014:0015:0016:0017:0018:0019:0020:0021:0022:0023:00年平均10330.4348.0353.4325.3257.5204.2204.0191.4175.3168.3147.4210.2150549.5578.9587.8541.1428.3339.7339.4318.3291.6279.9245.2349.6470630.5664.2674.5620.9491.4389.8389.4365.2334.5321.1281.3401.1980660.7696.1706.8650.7515.0408.4408.0382.7350.6336.5294.8420.4290683.5719.6730.5673.2534.6425.8425.4399.6366.7352.3309.7438.06表中可见：代表年份10m高逐时平均风速为4.1m/s～6.7m/s，日变幅2.6m/s；50m高逐时平均风速为4.9m/s～7.9m/s，日变幅3.0m/s；70m高逐时平均风速为5.1m/s～8.3m/s，日变幅3.2m/s；80m高逐时平均风速为5.2m/s～8.4m/s，日变幅3.2m/s；90m高平均风速为5.3m/s～8.6m/s，日变幅3.3m/s；10m高风功率密度为129.1W/㎡～353.4W/㎡，50m高风功率密度为214.7W/㎡～587.8W/㎡，70m高风功率密度为246.3W/㎡～674.5W/㎡，80m高风功率密度为258.2W/㎡～706.8W/㎡，90m高风功率密度为272.3W/㎡～730.5W/㎡。—237—< 、第2章风能资源图2-14代表年各高度风速和风功率密度日变化曲线图从图中可以看出，测风塔风速、风功率密度在8：00～20：00时段变化较大，8：00～15：00呈上升趋势，并在15：00达到峰值，15：00～8：00呈下降趋势。3）代表年风速、风功率密度月变化情况#6867测风塔10m高、50m高、70m高、80m高、90m高2009年1月～2009年12月各月风速、风功率密度日变化图见图2-15、2-16、2-17、2-18、2-19。—237—< 、第2章风能资源图2-15风电场10m高1月～12各月风速、风功率密度日变化图—237—< 、第2章风能资源图2-16风电场50m高1月～12各月风速、风功率密度日变化图—237—< 、第2章风能资源图2-17风电场70m高1月～12各月风速、风功率密度日变化图—237—< 、第2章风能资源图2-18风电场80m高1月～12各月风速、风功率密度日变化图—237—< 、第2章风能资源图2-19风电场90m高1月～12各月风速、风功率密度日变化图—237—< 、第2章风能资源4）代表年风向频率和各风向风能频率代表年风向频率计算成果见表2-25和图2-20；代表年份各风向平均风速计算成果见表2-26；代表年各风向风能频率计算成果见表2-27和图2-21。代表年各月风向能玫瑰图见图2-22；代表年各月风向能玫瑰图见图2-23。表2-25代表年份风向频率计算成果表（单位：％）高度NNNENEENEEESESESSES105.98.23.33.41.92.32.22.38.2505.98.23.33.41.92.32.22.38.2705.98.23.33.41.92.32.22.38.2805.98.23.33.41.92.32.22.38.2905.98.23.33.41.92.32.22.38.2SSWSWWSWWWNWNWNNWC合计1027.39.32.81.73.66.211.601005027.39.32.81.73.66.211.601007027.39.32.81.73.66.211.601008027.39.32.81.73.66.211.601009027.39.32.81.73.66.211.60100表中可见：代表年份主导风向为SSW，次主导风向为S和SW。图2-20测风塔全年风向玫瑰图表2-26代表年份各风向平均风速计算成果表（单位：m/s）—237—< 、第2章风能资源高度NNNENEENEEESESESSES103.64.43.83.62.52.82.93.25.8503.85.64.24.12.93.43.33.66.5704.25.94.64.53.03.53.53.76.8804.36.04.84.73.13.63.53.86.8904.46.14.94.83.13.63.53.86.9SSWSWWSWWWNWNWNNW106.56.03.53.82.83.43.1507.76.73.94.53.43.63.7708.07.04.04.73.53.93.8808.27.04.14.83.64.03.9908.27.14.14.83.64.13.9表2-27代表年份各风向风能频率计算成果表（单位：％）高度NNNENEENEEESESESSES102.34.22.42.31.01.72.83.49.2502.34.22.42.31.01.72.83.49.2702.34.22.42.31.01.72.83.49.2802.34.22.42.31.01.72.83.49.2902.34.22.42.31.01.72.83.49.2SSWSWWSWWWNWNWNNWC合计1029.310.36.66.85.66.65.701005029.310.36.66.85.66.65.701007029.310.36.66.85.66.65.701008029.310.36.66.85.66.65.701009029.310.36.66.85.66.65.70100表中可见：代表年份风能主导风向为SSW，次主导风向为S和SW。图2-21测风塔70m高度全年风能玫瑰图—237—< 、第2章风能资源图2-22测风塔各月风向玫瑰图—237—< 、第2章风能资源图2-23测风塔各月风能玫瑰图—237—< 、第2章风能资源5）代表年风速频率和各风速区间风能频率代表年风速频率和风能频率计算成果见表2-28、表2-29和图2-24。表2-28代表年风速频率计算成果表（单位：%）高度0m/s1m/s2m/s3m/s4m/s5m/s6m/s7m/s8m/s9m/s10m/s11m/s12m/s13m/s103.978.7811.3611.0711.5111.3810.758.176.304.923.842.761.931.45501.938.249.139.559.829.609.639.147.486.054.683.902.982.34700.309.388.579.099.289.139.678.447.926.324.914.253.412.64800.309.248.368.879.198.879.528.767.816.215.164.203.602.51900.309.208.248.869.038.889.308.847.776.395.114.293.602.5214m/s15m/s16m/s17m/s18m/s19m/s20m/s21m/s22m/s23m/s24m/s25m/s>25m/s合计100.880.490.150.220.060.010.000.000.000.000.000.000.00100501.771.420.880.640.390.130.210.080.010.000.000.000.00100701.801.611.240.830.450.370.100.210.070.010.000.000.00100802.191.611.290.870.590.390.170.180.080.050.000.000.00100902.171.721.280.990.610.390.170.180.100.030.010.000.00100表2-29代表年份风能频率计算成果表（单位：%）高度0m/s1m/s2m/s3m/s4m/s5m/s6m/s7m/s8m/s9m/s10m/s11m/s12m/s13m/s100.000.040.290.902.184.126.738.099.2710.3110.9710.599.649.18500.000.020.140.461.112.123.615.456.637.658.149.048.848.85700.000.010.110.380.911.753.184.386.086.957.378.528.948.79800.000.010.100.350.861.612.974.345.766.497.378.018.967.89900.000.010.100.340.831.582.844.285.606.547.168.038.807.7814m/s15m/s16m/s17m/s18m/s19m/s20m/s21m/s22m/s23m/s24m/s25m/s>25m/s合计106.944.841.733.030.930.210.000.000.000.000.000.000.00100508.398.326.165.363.921.462.831.280.210.000.000.000.00100707.478.177.726.203.903.761.232.861.110.210.000.000.00100808.587.837.656.074.923.841.932.471.210.790.000.000.00100908.288.177.416.844.983.801.892.431.530.580.210.000.00100—237—< 、第2章风能资源图2-24代表年各高度度全年风速和风能频率分布直方图—237—< 、第2章风能资源表中可见，代表年份风速频率集中于1m/s～11m/s，风能频率集中6m/s～18m/s。2.5风电场风能资源评价结论通过对2009年1月～2009年12月XX一期（XX沟）风电场#6867测风塔（70m）一年测风数据的分析处理，并推算各风能要素。风电场风能资源初步评价结论如下：（1）风电场90m、80m、70m、50m、10m高度上的年平均风速分别为6.70m/s、6.60m/s、6.50m/s、6.20m/s和5.23m/s，年平均风功率密度风别为438.06W/㎡、420.40W/㎡、401.17W/㎡、349.62W/㎡和210.20W/㎡。按照国家标准《风电场风能资源评估方法》（GB/T18710-2002）中推荐的参考值，结合当地的地形地貌，XXXX一期（XX沟）风电场风能资源为三级标准，其可利用风速比重较大，破坏性风速比重较小，可用于风电场的建设和开发。（2）XX一期（XX沟）风电场全年主导风向和次主导风向分别为SSW和S、SW，全年最大风能密度方向为SSW。风速风功率密度表现为冬春季较大、夏秋季较小。场区80m高8：00～20：00时风速、风功率较大。实测空气密度为1.211kg/m3，风切变指数为0.1194。（3）从地理位置上分析，风电场属低山丘陵地形，80m高度50年一遇最大风速为33.4m/s，平均湍流强度和I15均小于0.12。因此，本工程风力发电机组选型可按IEC61400-1标准ⅢC及以上等级考虑。（4）该地区冬季漫长寒冷，风机选型须考虑低温因素。—237—< 第3章工程地质第3章工程地质XXXX一期（XX沟）风电场工程位于XX市西王府镇以南，场区坐标范围东西121°21′～121°37′，南北41°50′～42°07′。XX市系XX省辖市之一，位于XX省西部，与省会市直线距离147.5公里。往南经X可直下X、X；北上经通辽可到霍林河矿区；东达及辽东沿海城市；西至X、X，是XX西部的交通要道。XX全境呈长矩形，中轴斜交于北纬42度10分和东经122度的交点上。XX地区东西长170公里，南北宽84公里，总面积10355平方公里。风电场所在区域紧邻长深高速G25、国道G101，铁路大郑线、新义线，交通十分便利。3.1区域地质概况3.1.1地形地貌场址区海拔高程187.0m～367.8m，地形起伏较大，属于XX盆地丘陵地带。丘陵沟壑分布较多，属水流冲刷形成，汇入平原区形成季节性小河流。山丘植被较发育，开垦荒地较多，场内农耕道路纵横交错。3.1.2地层岩性据《中华人民共和国地质图》（XX幅1:200000），场址区域上出露的地层主要为第四系覆盖层，基岩为侏罗系上统九佛堂组（J3jf）、吐呼噜组（J3t）和土城子组（J2t1）地层，侵入岩主要为晚古生代花岗闪长岩（γδ14）及前震旦纪花岗岩（γ1-2）。第四系覆盖层主要为全新统砂质粘土和上更新统砂质黄土等，砂质粘土主要为丘陵表部残积土及其他地区零星分布的残积土；砂质黄土分布面积较广，周边平坦地区表部均有分布。侏罗系上统九佛堂组（J3jf）：主要为灰色～灰黄色砾岩，黄绿色砂岩，粉砂岩及黑色页岩夹煤线，区域内分布较广，风机位置周边未出露。吐呼噜组（J3t）：灰紫色、灰绿色层凝灰岩，区域内分布较广，风机位置周边未出露。土城子组（J2t1）：砖红色凝灰质粉砂岩、粉砂质页岩夹砾岩，场区内分布较广，F15风机所在山丘周边有出露。—237—< 第3章工程地质变质岩（Aγjnx）：为太古界斜长角闪岩夹磁铁石英岩，区域内有分布，工程场地内未出露。花岗闪长岩（γδ14）和花岗岩（γ1-2）：为场区内主要岩性，风机基础部位均为此类岩石。3.1.3地质构造及地震根据《XX省区域地质志》，拟建场址构造单元上属于中朝准地台（Ⅰ），燕山台褶带（Ⅰ4）辽西台陷（Ⅰ41）的北镇凸起（Ⅰ41-1）。根据《XX省区域地质志》区内断裂有凌源～北票～沙河岩石圈断裂，此断裂为非全新世活动断裂，且距拟建风场场址满足规程规范要求的最小距离。如图3-1。拟建场址图3-1XXXX风电场场址区域地质构造图根据《XX省水文地质图集》之XX省地震震中及地震烈度区划图可知，XX省是我国地震活动较多的省份之一。据文献资料不完全记载，自公元421年至1975年全省共发生1级以上地震70余次（不包括1975年海城7.3级地震的余震），5级以上的破坏性地震20余次。依据XX—237—< 第3章工程地质省历史地震活动规律、地质构造、新构造运动和现代应力场特征等原则，判定XX省地震活动主要集中在开原～渤海、宁城～义县、～庄河等三个地区，并以开原-渤海地区为最，其破坏性地震达12次之多。而在拟建场址附近未发生3.0级以上地震。根据《中国地震动参数区划图》GB18306-2001，拟建场址地震动峰值加速度为0.05g（地震基本烈度为6度），地震反应谱特征周期为0.35s。3.1.4场址稳定性评价由于拟建工程场址周边的断裂为非全新世活动断裂，且断裂与拟建场址有一定距离，按《建筑抗震设计规范》（GB50011-2010）的有关要求，可不考虑断裂构造对拟建场址的影响，可认为拟建场址是稳定的。综上所述，拟建场址相对稳定的地带，区域稳定性满足建场要求。3.2工程地质概况根据风电场初勘报告，本风电场工程场址位于XX市西王府镇以南丘陵地带，根据现场踏勘，场地地貌单元为丘陵。地形起伏很大，地面海拔高度187.0～332m，最大高差112m。所有风机拟布置丘陵地带的各个小山头上，各风机上空无高压线路通过。3.2.1场区自然气候拟建场区位于XX省西部的XX地区，春季干旱多风、夏季炎热少雨、冬季严寒少雪，属北温带大陆性季风气候，主导风向为西南风。1月平均气温–11.2℃，7月平均气温24.2℃，全年平均气温8.1℃。年平均降水量550毫米，无霜期155天。极端最高温度40.9℃、极端最低温度–31.2℃，年日照2900小时，最大冻土深度1.48米。3.2.2场区地质概况拟建的XXXX一期（XX沟）47.5MW风电场共分3个区，风机多位于山丘中上部，位于林地、山坡灌木丛或山坡开垦荒地里。周边为基本农田。场址内有村屯分布，现有农民居住。场址内山丘有冲沟发育，对风机影响不大，拟建场址范围内及其附近未见岩溶、土洞、崩塌、滑坡、泥石流等不良地质作用。3.2.3一区工程地质条件及评价—237—< 第3章工程地质一区位于火石岭子村正东方向的山丘上，包括F01、F02、F03、F04、F05，F12共6个风机，分布高程290m～315m之间，场址现状见图3-2。根据本阶段现场踏勘及搜集的地质资料，拟建场址地层由上至下依次为残积土、全风化花岗岩、强风化花岗岩、中等风化花岗岩，详述如下：①残积土：黄褐色，坚硬，干强度中等～高，该层分布普遍，层厚不均，一般层厚1.0～4.0m，地势高处较薄，低处较厚，为花岗岩残积土。②全风化花岗岩：黄褐色，强风化成碎石状，结构大部分破坏，岩体破碎，用镐可挖掘，厚度不均，层厚1.0～3.0m。③强风化花岗岩：黄褐色，差异性风化较普遍，包含中等风化岩块，结构部分破坏，岩体呈岩块状，用镐难挖掘，属较软岩，层厚1.5～4.0m。④中等风化花岗岩：黄褐色，花岗质结构，块状构造，属坚硬岩，层厚大于10.0m。由于花岗岩残积土、全强风化厚度不均，承载力较低，不经处理不宜作为持力层。建议风机基础建于中等风化花岗岩上。各层土的埋藏条件及空间分布情况详见各风机位置推测工程地质剖面图。图3-2一期（XX沟）风电场场址一区照片—237—< 第3章工程地质—237—< 第3章工程地质F03风机位置地质剖面位置比例尺1:100层厚(m)基础中心2.0XXXXXXXXXXXXXXXXXX2.0残积土全风化花岗岩强风化花岗岩中等风化花岗岩1.0X=41370614.28;Y=4657971.67—237—< 第3章工程地质—237—< 第3章工程地质3.2.4二区工程地质条件及评价二区位于红沟村正北方向的山丘上，包括F06、F07、F08、F09、F10，F11风机，分布高程220m～250m之间，场址现状见图3-3。根据本阶段现场踏勘及搜集的地质资料，拟建场址地层由上至下依次为残积土、全风化花岗岩、强风化花岗岩、中等风化花岗岩，详述如下：①残积土：黄褐色，坚硬，干强度中等～高，该层分布普遍，层厚不均，层厚1.0～3.0m。地势高处较薄，低处较厚，为花岗岩残积土。②全风化花岗岩：黄褐色，强风化成碎石状，结构大部分破坏，岩体破碎，用镐可挖掘，厚度不均，层厚1.0～2.0m。③强风化花岗岩：黄褐色，差异性风化较普遍，包含中等风化岩块，结构部分破坏，岩体呈岩块状，用镐难挖掘，属较软岩，层厚1.5～5.0m。④中等风化花岗岩：黄褐色，花岗质结构，块状构造，属坚硬岩，层厚大于10.0m。由于花岗岩残积土、全强风化厚度不均，承载力较低，不经处理不宜作为持力层，建议风机基础建于中等风化花岗岩上。各层土的埋藏条件及空间分布情况详见工程地质剖面图。图3-3一期（XX沟）风电场场址二区照片—237—< 第3章工程地质—237—< 第3章工程地质—237—< 第3章工程地质3.2.5三区工程地质条件及评价三区位于八吉营子村东南方向的山丘上，包括F13、F14、F15、F16、F17，F18、F19风机，分布高程205m～230m之间，场址现状见图3-4。根据本阶段现场踏勘及搜集的地质资料，拟建场址地层由上至下依次为残积土、全风化花岗岩、强风化花岗岩、中等风化花岗岩，详述如下：①残积土：黄褐色，坚硬，干强度中等～高，该层分布普遍，层厚不均，层厚0.5～3.0m。地势高处较薄，低处较厚，为花岗岩残积土。②全风化花岗岩：黄褐色，强风化成碎石状，结构大部分破坏，岩体破碎，用镐可挖掘，厚度不均，层厚1.0～3.0m。③强风化花岗岩：黄褐色，差异性风化较普遍，包含中等风化岩块，结构部分破坏，岩体呈岩块状，用镐难挖掘，属较软岩，层厚1～4.0m。④中等风化花岗岩：黄褐色，花岗质结构，块状构造，属坚硬岩，层厚大于10.0m。由于花岗岩残积土、全强风化厚度不均，承载力较低，不经处理不宜作为持力层。建议风机基础建于中等风化花岗岩上。各层土的埋藏条件及空间分布情况详见工程地质剖面图。—237—< 第3章工程地质—237—< 第3章工程地质—237—< 第3章工程地质图3-4一期（XX沟）风电场场址三区—237—< 第3章工程地质3.3升压站工程地质条件及评价升压站位于三个分区的中间靠近3区位置，选址南侧为2条小冲沟交汇处，形成溪流，地势较低，分布高程186m～197m之间，升压站场址为农耕地。见图3-5。升压站部位残积土层较厚，洼地厚约9m，地势较高部位厚度大于10m，残积土承载力较低，可作为对承载力要求较低的建筑物地基。图3-5升压站部位照片—237—< 第3章工程地质3.4岩、土物理力学性质及建议值根据本工程场址内岩土的工程性状，残积土、全风化花岗岩可作为上部荷载较小建（构）筑物的基础持力层，强风化及中等风化花岗岩可作为上部荷载较大建（构）筑物的基础持力层。参照《工程地质手册》（第四版）的相关岩土参数经验值，各层地基岩土物理力学性质指标及承载力建议值详见表3.6-1。表3.6-1场址区地基岩土的力学性质指标经验值土层名称值别残积土全风化强风化中等风化粘聚力c（kPa）104～～～～内摩擦角j（°）2133～～～～承载力建议值（kPa）160～200250～300500～10002000～3000开挖边坡临时1:1.251:1.251:0.751:0.3永久1:1.51:1.51:11:0.53.5地下水及冻土深度场址区地下水类型属第四系孔隙潜水和基岩裂隙水，风机部位地下水位埋深较深，不会对基础产生影响。升压站部位地下水为孔隙潜水和基岩裂隙水，地下水位埋深最浅部分3.4m，基岩裂隙水埋藏较深。根据收集资料：水质分析成果表明地下水PH值为7.31～7.42，属弱碱性水；总矿化度为360～391mg/L，属高矿化水。CL-含量为10.564～14.074mg/L，其次是SO42-，为3.938～99.566mg/L，HCO3-为150.353～279.228mg/L。Mg2+含量为8.177～9.999mg/L。根据《岩土工程勘察规范》（GB50021-2009）环境水腐蚀性评价标准，本工程区场地环境类型为Ⅲ类，场区地下水对混凝土结构无腐蚀性，对钢结构具弱腐蚀性，对钢筋混凝土结构中的钢筋无腐蚀性。根据《建筑地基基础设计规范》（GB50007-X）中的附录F（中国季节性冻土标准冻深线图），确定该地区地基土的标准冻深为1.48m。—237—< 第3章工程地质3.6压矿及古文物情况拟建场址区域是否存在压矿及具有开采价值的古文物情况，以当地有关部门出具的专题报告为准，并应评价采空区对本工程的影响。3.7结论与建议（1）工程区地壳整体上是稳定的，按《中国地震动参数区划图》（GB18306-2001）,本区地震动峰值加速度值为0.05g,地震动反应谱特征周期为0.35s,相应的地震基本烈度为Ⅵ度。（2）根据现场勘察及结合前期资料，拟建场址范围内及其附近无岩溶、土洞、崩塌、滑坡、泥石流等不良地质现象。（3）花岗岩残积土、全强风化厚度不均，承载力较低，建议风机基础建于中等风化花岗岩上。升压站部位基础可建于残积土上，并应满足沉降和变形要求。—237—< 第4章项目任务与规模第4章项目任务与规模4.1项目任务4.1.1社会的需求在高速增长的经济环境下，我国能源工业面临经济增长与环境保护的双重压力。我国政府已把可持续发展作为经济社会发展的基本战略，并采取了一系列重大举措。节约能源，提高能源利用效率，尽可能多地用洁净能源替代高含碳量的矿物燃料，是我国能源建设遵循的原则。调整能源结构，减少温室气体排放，缓解环境污染，加强能源安全已成为全国关注的一个热点，对可再生能源的利用，特别是风能开发利用给予了高度的重视。风能是一种清洁的可再生能源，风力发电是风能利用的主要形式，也是目前可再生能源中技术最成熟、最具有规模化开发条件和商业化发展前景的发电方式之一。X年1月1日正式生效的《中华人民共和国可再生能源法》中明确指出，国家将可再生能源的开发利用列为能源发展的优先领域，通过制定可再生能源开发利用总量目标和采取相应措施，推动可再生能源市场的建立和发展。国家鼓励和支持可再生能源并网发电，电网企业应当与依法取得行政许可或者报送备案的可再生能源发电企业签订并网协议，全额收购其电网覆盖范围内可再生能源并网发电项目的上网电量，并为可再生能源发电提供上网服务。XX省一次能源资源种类齐全，能源工业已形成一定规模，但能源总量短缺，不能自我平衡，缺口较大。XX省水电资源开发殆尽；煤炭资源短缺，而且受到运输条件的制约；石油、天然气资源较丰富；风力发电是利用可再生能源、是环境效益最好的电源之一，是我国鼓励和支持开发的清洁能源。辽北地区风能资源较为丰富,省因地制宜地开发建设一定规模的风力发电场，是对XX省能源消耗的有益补充，有助于改善能源结构，也符合我国能源可持续发展战略的要求。4.1.2地方经济的发展XX市下辖两县五区，即XX蒙古族自治县、XX县和XX区、XX区、XX区、XX区、XX—237—< 第4章项目任务与规模区。此外，还有省级经济开发区和高新技术产业园区。全市总人口193万,其中城市人口78万。全市有30个少数民族,共30.5万人,占总人口的15.8%，其中蒙古族人口22万，占总人口的11％。XX农业资源和矿产资源比较丰富。现有耕地564万亩，农村人均占有耕地5.6亩，居全省第一位，是全国人均耕地的4倍。所辖两县均是全国和XX省的重要商品粮基地和畜牧业基地。全市有林地面积581万亩，森林覆盖率已达到30%以上。XX地面和地下蕴藏着煤、金、铁、石灰石、玛瑙、硅砂、萤石、沸石、膨润土、玄武岩、地热、风力等40多种资源。其中，萤石、沸石、硅砂储量居全省第一位。XX是全国玛瑙制品的集散地，玛瑙产量与销量占全国的一半，被誉为“中国玛瑙之都”。XX是一座“因煤而立、因煤而兴”的资源型城市，至今已有100多年的煤炭开采历史。50多年来全市已形成了煤炭、电力、电子、化工、食品、纺织、建材、机械、轻工、医药等多门类于一体的工业体系，出现了一批骨干企业和重要产品。XX具有比较畅达的交通环境。地处东北和环渤海地区的中心地带，大郑铁路、新义铁路从境内穿过。通过高速公路到北X只需5个小时；桃仙机场、X机场为XX提供了便捷的空中通道；海上可通过大连、X、营口港出行，到X港只需40分钟；随着XX至及XX至四平、XX至X和规划建设的XX至通辽高速公路相继建成通车，XX至锡林郭勒盟的巴新铁路的开工建设，XX将成为辽西蒙东地区的重要交通枢纽，成为连接东北与华北的第二条重要通道。XX牢牢抓住了东北老工业基地振兴、XX省“五点一线”开发开放、经济转型试点市和XX省实施“突破XX”战略的有利机遇，围绕推进转型振兴和构建和谐XX两大主题，坚持走新型工业化道路，建设全国重要的农产品及食品加工供应基地、全国重要的新型能源基地、全国重要的煤化工基地“三大产业基地”，培育壮大装备制造业配套、新型建材、精细化工、新型电子元器件、玛瑙加工和北派服饰等“六大优势特色产业”，构筑多元化经济格局，推动经济转型实现新突破。—237—< 第4章项目任务与规模到2010年，全市生产总值达到360亿元，年均递增17%。其中，第一产业增加值60亿元，年均递增11%；第二产业增加值175亿元，年均递增22%；第三产业增加值125亿元，年均递增15.5%。人均地区生产总值达到1.8万元，五年净增1万元。地方财政一般预算收入达到16亿元，年均递增17%以上。全社会固定资产投资累计完成600亿元以上，比“十五”时期增长1.5倍。XXXX一期（XX沟）风电项目的建设，既可以为当地提供一定的就业机会，带动当地原材料及加工等相关行业的发展，同时还可增加地方财税收入，有效推动阜蒙地区的经济发展。4.1.3生态环境的改善XX省人民政府站在新世纪发展的高度，提出了发展生态环保型效益经济的全新发展模式，作出了建设生态省的战略决策。在按照国务院要求编制的《XX省生态省建设总体规划纲要》中明确提出了“因地制宜地开发清洁及可再生能源”的基本原则，和“在风力资源丰富的地区规划建设一批风电发电项目”的具体目标。风力发电是环境效益最好的电源之一，是我国鼓励和支持开发的清洁能源。阜蒙地区风能资源丰富，充分利用当地丰富的风能资源，加快发展风力发电，既符合国家“多能互补”的能源政策，同时也是XX省生态省建设的重要内容之一。XXXX一期（XX沟）风电场的建设，对于改善这一地区脆弱的生态环境，提高当地人民的生活质量、促进地区经济的发展，具有十分积极的意义。4.2电力系统4.2.1电力系统概况XX市位于XX省西北部，是一座新兴的工业城市，以能源产业为主体，是我国重要的能源基地之一。市域总面积为10434.14k㎡，总人口约193万人。XX地区电网隶属于辽西电网，分为东北部和南部两个互不相连的两个部分。其中东北部经220kV彰高线与电网相联；南部经220kV宁东#1、宁东#2、水北线、阜北线、水青线、水黑#1和水黑#2与两锦电网相连。XX地区电网现最高电压等级为220kV，现有220kV变电站5座，总变电容量1283MVA，详见下表。—237—< 第4章项目任务与规模X年XX地区220kV变电站统计表单位：MVA序号变电站变电容量一全地区12831六家子2×1202水泉120＋1803东梁2×1204松涛2×1805XX80＋63截止到X年底，XX地区主力发电厂有XX发电厂和金山XX热电厂，装机分别为1150MW和600MW。地方自备电厂有XX市热电厂、XX县热电厂、阜矿集团热电厂、XX盛明热电厂。风电场有XX金山风电场和康平金山风电场。目前XX地区现有220kV变电所一座，主变容量143MVA（63MVA+80MVA）,没有220kV线路和XX地区220kV变电所相连，只通过一回220kV线路和地区的高台山变电所相连，由地区电网受电。66kV双母线带旁路母线接线，设专用旁路、母联断路器，66kV出线8回，分别为至北山两回，至镇南一回，至后新秋一回，至冯家一回，至哈工两回，至泡子变一回。经过对不同变电所的测试得出结果：地区一次变220kV母线电压总谐波畸变率95%概率大值一般为：1.30%，220kV母线电压符合国标限值2%的要求；66kV母线电压总谐波畸变率95%概率大值一般为：1.20%、CB相：1.31%；符合66kV等级电压国标限值3%的要求。66kV母线电压短时闪变Pst的95%概率大值为0.09，没有超出国标允许值0.9的要求；长时闪变Plt的最大值为0.12，满足国标限值0.7的要求。X年XX地区220kV及以上电网接线如下图1所示。X年XX地区220kV及以上电网规划图如图2所示。—237—< 第4章项目任务与规模—237—< 第4章项目任务与规模—237—< 第4章项目任务与规模4.2.2XX地区电网存在的主要问题：1）XX地区负荷较小，电源较多，随着XX电厂2台350MW机组、XX金山电厂4台150MW机组的相继投运，使该地区外送线路N-1方式下可能存在线路过载问题。2）变电站布点较少，220kV电网网架薄弱，供电可靠性不能保证。4.2.3风电场接入系统方案本工程风电场规划装机150MW，本期工程装机47.5MW。其接入系统方案如下：风电场出1回220kV线路接入220kV东梁一次变，新建线路导线型号为LGJ-300/40，长度19km。4.2.4风电场升压站升压站本期安装1台100MVA有载调压变压器，220kV采用单母线接线；35kV采用单母线接线，远期单母线分段接线。4.2.5无功补偿装置35kV侧安装1组5Mvar电容器和1组5Mvar动态无功补偿装置。4.3项目规模X年9月中华人民共和国国家发展和改革委员会公布了《可再生能源中长期发展规划》，其中对风电做出了明确规划，即在“三北”（西北、华北北部和东北）地区发挥其资源优势，建设大型和特大型风电场，因地制宜地发展中小型风电场，充分利用各地的风能资源，在具备规模化开发条件的地区，进行集中连片开发。根据X年完成的XX省风能资源丰富带及重点开发区分布图（图1-4），XX省具有良好开发前景的风能资源丰富地区主要集中在3个风能丰富带和10个重点开发区内。XX市位于辽北丘陵风能丰富带内，其中东部属康平、法库、XX丘陵重点开发区内，中西部地区属XX丘陵重点开发区内。—237—< 第4章项目任务与规模图4-3XX省风能资源区划图（Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ分别代表风能资源丰富、较丰富、一般和较小区）图4-4XX省风能资源丰富带及重点开发区分布图—237—< 第4章项目任务与规模从全国和全省风能资源分布情况来看，XX地区均属风能资源丰富的重点开发地区，XXXX风电场恰在该区之内。XX的风能资源丰富，所在地区的风电事业必将且已经得到了国家的大力支持。图4-5XXXX风电场规划图XXXX风电场规划容量150MW，分三期开发，配套建设1座220kV升压站。本期工程为XXXX一期（XX沟）风电场，安装19台2.5MW风力发电机组，共47.5MW。—237—< 第5章风电机组选型布置及风电场发电量估算第5章风电机组选型、布置及风电场发电量估算5.1场址建设条件分析本风电场址位于XX市以西的丘陵地区，属XX能源投资有限公司在XX市境内成片、规模化首次开发建设的风电项目之一，拟建装机容量为47.5MW。根据目前国内外风电机组设备的制造能力，单机容量已由21世纪初的兆瓦级以下逐步发展到今年的兆瓦级以上，单机容量的制造水平有了较大幅度的提高。尤其是近几年，风电机组的单机容量水平由1.5MW左右的主流机型进一步提升到目前的2.0MW和2.5MW，甚至是3.0MW以上的海上风电机组。近几年国内已投入商业运行的主力机型以单机容量1.5MW为主，而单机容量为2000kW的机型投入商业运行的份额也在不断提高，更大单机容量2500kW的机型也已投入市场。目前在国内已有即将投入商业运行的项目。单机容量3.0MW及以上的机型应用主要以海上风电为主，陆上型风电机组受交通运输条件和吊装条件的限制，目前在国内鲜有投入商业运行的案例。结合XXXX风电场址区域的风能资源水平和初步推算80m轮毂高度的五十年一遇极大风速为46.7m/s的情况，本风电场机型可采用安全等级标准为IECⅢ的风电机组。同时对拟建场址的交通条件、施工吊装条件、以及其他周围环境条件，分析对机型选择的影响。（1）场内、外交通条件：风电机组邻长深高速G25、国道G101可直接到达风电场址区域，外界至本工程风电场的交通运输条件良好。拟建XXXX一期（XX沟）风电场位于XX王府镇境内的丘陵台地区域，根据实地查勘场内拥有较多的乡级道路交通设施，需对到达各台机位位置进行修建一定长度的道路，另外对局部既有道路不能满足场内大件设备运输要求的路段进行拓宽、修整后完全能满足大型兆瓦级风机的场内、外运输要求。如图5-1和图5-2所示。—237—< 第5章风电机组选型布置及风电场发电量估算图5-1风电场周边主要道路图图5-2风电场内道路现状图—237—< 第5章风电机组选型布置及风电场发电量估算（2）风机施工吊装条件：为满足风机施工吊装的要求，将在风机基础附近至山上构筑的道路，进行适当的工程处理，场址区域多为低山丘陵，地势平缓，无陡峭的山峰等地形，易于构筑风机施工吊装平台，可满足大型兆瓦级风机的施工吊装要求。（3）周围环境条件：风电场区域内主要为丘陵农田，无其它大型村落和高大建筑物，到目前为止未发现有高大建筑物和视觉方面的限制要求，因此，该区域具备安装大型兆瓦级风机的条件。（4）XX境内的丘陵区域风资源较好，但风电场所处区域矿区众多，机组布置的特殊要求和场址区域的地形条件限制，场域内可布置风机的点位较为有限，为充分利用当地的风资源，提高开发建设风电场的装机容量规模应选择较大单机容量的风机。根据上述几方面建设条件的分析，风电场的机型选择基本无太多的限制条件，但因地域地形条件所限，可根据技术和经济的需要，在国内目前的主流机型1500kW～2500kW单机容量范围内进行选择。5.2风机选型5.2.1参与比选的风机范围根据国内外风力发电机组的制造技术水平，机型已逐步以兆瓦级机组为主，并且风机多采用比较先进的双馈异步发电机或永磁低速同步发电机。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、高风速区型机组，根据风资源分析的结果，本风电场适合选择ⅢC类风力发电机。本风电场址区域属于低山丘陵低风速区域，风电场周围矿区众多需要避让，且交通条件较差若道路过宽，则会极大的提高施工难度及补偿费用，因此综合考虑目前的风电机组市场情况，风场地形、交通运输及低温等条件，本风电场拟选用可用单机容量在1500kW~2500kW之间的低温型机组，比较机型包含了各种不同技术类型、不同轮毂高度的风机，基本概括了目前主流的瓦级风机设备。以便选择最合适的机型配合当地风能资源，使工程取得更大的经济效益。5.2.2各机型的技术经济比较本次技术经济比较以各机型在XX地区整体布置150MW装机容量后的单位电度成本为指标，发电量计算采用了XX一期（XX—237—< 第5章风电机组选型布置及风电场发电量估算沟）测风塔的风速资料，各机型的功率曲线，推力系数曲线由各风机厂家提供的资料。针对国内4种1.5MW及以上风机进行了机型比选，根据目前市场上各单机容量风机一般价格水平进行度电成本比较，其中单机容量1.5MW风机设备价格按3800元/kW考虑，2.0MW风机设备价格按5300元/kW考虑，单机容量2.5MW风机设备价格按4800元/kW考虑。根据电网要求，本风电场以220kV电压等级送至220kV东梁变电站，直线距离约19km。220kV送出工程由当地电网公司承担。本阶段根据选用的不同机型的风机方案，对各不同机型方案，按单位千瓦度电成本进行比较分析，选择出适于该地区大规模开发风电要求的风机机型。不同机型评价指标估算表见表5-1。表5-1不同机型评价指标估算表内容单位WTG-1WTG-2WTG-3WTG-4WTG-5单机容量kW15002000250025002500装机容量MW148.5150147.5147.5147.5装机台数m9975595959叶片直径m82107110106110轮毂高度m80808090100风机净发电量GkW*h205.80265.79334.80358.29354.61725年利用小时数（上网？）h23252252227024292404.075配套塔架万元6880.910614.4510795.2111328.7914141.72风机设备价万元3363048380626886785062687.5基础万元35403835466150156100箱变万元10621180236023602360吊装万元12981298147514751800平台万元13571357177017702000道路万元17701770206520652065征地万元23602360295029503500集电线路万元32453245400040004000配套升压站费用万元20002000280028002800配套合计万元24742474247424742474总成本万元59616.978513.598037.7104087.7103928.22单位度电成本元/kWh2.952.982.9282.942.931排名45132—237—< 第5章风电机组选型布置及风电场发电量估算从比较结果可见风轮直径为110m的2.5MW的WTG-3风机的指标最优。综合以上机型选择分析，本阶段暂按照单机容量2.5MW风轮直径为110m的WTG-3机型进行布置。该机型主要参数见表5-2。表5-2单机容量2.5MW风电机组的主要技术参数项目单位指标额定功率kW2500功率调节双馈异步叶片数片3叶轮直径m110切入风速m/s3额定风速m/s10.5切出风速m/s20极大风速m/s52.5额定电压V690频率Hz50塔架型式圆锥筒型钢塔架IEC等级IECⅢ在标准空气密度下，风电机组的功率曲线与推力曲线见下图5-3。—237—< 第5章风电机组选型布置及风电场发电量估算图5-3标准空气密度下的静态理论功率曲线、静态推力系数曲线5.2.3推荐机型排布优化和轮毂高度优化分析由于本风电场为山地丘陵风电场，风机位置受地形制约，且场址内农田、村庄、矿区等限制风机布置的因素较多，因此本报告认为在本风电场单纯的采用平原开阔地带多种行列距比较的方法并不适宜，本报告采用前期在图上选取风资源良好的山顶、山脊线或台地等位置，在整个风电场区域内选择59台风机位置的基础之上再选择若干备用位置的方法进行风机排布，并于X年1月去风电场进行实地初步微观选址后，去除部分有限制因素的风机位置，现场再微调若干风机位置，最终确定了本期风电场的19个风机位置。根据收集的各家2.5MW风机厂家的资料，目前所有2.5MW风机的厂家标配轮毂高度均在80m及以上，且风机最大起吊重量基本都在65t以上，经过对国内现有吊装设备的调查及风电场场址内通向各个风机位置的道路地形情况，本报告认为本风电场风电机组选型、布置及发电量估算采用2.5MW风机后轮毂高度不宜超过80m，以免大幅提高修建施工道路和征用土地的费用以及施工吊装的难度。—237—< 第5章风电机组选型布置及风电场发电量估算5.3风力发电机组整体布置和本期布置对XXXX一期（XX沟）风电场初步规划，按照初步拟定的单机容量风机，结合场址内的地形、地貌条件，以满足风电机组布置的基本技术要求和追求发电量最高为原则进行规划。1、风电场风向、风能条件分析根据风电场内测风塔实测资料统计，风电场主风能风向为NNE、SSE。根据主风能风向，在南－北风向上风机间距应尽可能加大，以减少尾流影响。风电场风资源较好的位置主要集中在各个山梁，丘陵台地的高处位置。根据对规划场址区域建立的计算模型，风电场场址区域的风功率分布图见图5-4。—237—< 第5章风电机组选型布置及风电场发电量估算图5-4一期（XX沟）风电场风功率密度示意图2、风电场地形条件分析根据风电场区域的地形情况，风电场的风机可沿丘陵台地高处布置，风机间间距适当加大，控制尾流影响，避开低洼地与背风面等不利地形条件。3、风力发电机组整体布置—237—< 第5章风电机组选型布置及风电场发电量估算根据场址区域属丘陵台地的自然地形特点，规划XXXX风电场的各台机位应尽可能布置在丘陵台地的高处，避开当地的自然村落、低洼地以及矿区等障碍物因素，详见图5-5。按一次规划、分次实施的原则，最终选定一期（XX沟）风电场在XXXX风电场场址的东北方向，沿丘陵台地高处，分3个区域呈不规则布置19台单机容量为2.5MW，规划拟建装机容量为47.5MW，拟定的工程名称为XXXX一期（XX沟）47.5MW风电场工程。本期风机布置位置示意图见图5-6。图5-5XXXX地区风电场整体规划示意图—237—< 第5章风电机组选型布置及风电场发电量估算图5-6一期（XX沟）风电场风机位置示意图标测风塔位置—237—< 第5章风电机组选型布置及风电场发电量估算5.3.1风电场年上网电量估算根据风资源分析所确定的风电场代表年历时风速、风向系列资料，结合选择的风机机型和风机布置方案，进行风电场年发电量估算。5.3.1.1发电量计算采用的风资源数据本报告采用场址内XX一期（XX沟）测风塔代表年6.6m/s的风资源数据进行风电场风机的发电量计算（根据测风塔2009年1月～2009年12月时间段数据，具体方法详见本报告第2章节部分。5.3.1.2理论发电量估算根据风电场场址区域1:2000电子版地形图，经对风电场周围环境、地面建筑物情况进行考察，建立初步的风资源计算模型。为检验模型的合理性，利用测风塔不同高度的实测风速数据对模型进行验证。根据通过检验的风电场风资源计算模型，利用Wasp软件，对本工程的19台风机理论上网电量进行估算，其年理论上网电量（已扣除尾流损失）为139.33GkWh，平均单机理论年发电量为7.33GkWh。各台风电机组的理论发电量见下表5-3。表5-3各风机理论发电量风机编号风机坐标基面高度（m）单机年净发电量（GWh）平均风速平均风功率密度尾流(%)年净利用小时数？(h)容量系数(%)（m/s）（W/m²）1(41369580.0,4657763.0)2947.886.484080.5531510.3602(41369980.0,4657724.0)2927.116.083401.3228440.3253(41370530.0,4658135.0)3327.736.744537.2530930.3534(41370890.0,4657781.0)3207.656.804729.1230610.3495(41370430.0,4657736.0)3017.316.283663.6129220.3346(41372720.0,4656999.0)2546.896.293719.5427540.3147(41372850.0,4656706.0)2477.336.534248.0229300.3358(41373100.0,4656900.0)2316.576.1734910.9426260.3009(41373340.0,4656616.0)2357.476.474085.229860.34110(41372550.0,4656775.0)2657.936.694523.7631720.36211(41373080.0,4656629.0)2477.346.564258.5829350.335—237—< 第5章风电机组选型布置及风电场发电量估算12(41370740.0,4657627.0)2947.026.273677.2828080.32113(41372980.0,4649041.0)2237.056.393889.1428200.32214(41372760.0,4649308.0)2216.946.323739.3927750.31715(41372310.0,4649806.0)2668.577.125373.9634280.39116(41372440.0,4649984.0)2286.856.3738311.3927420.31317(41372990.0,4649871.0)2206.846.253629.1827380.31318(41372570.0,4649759.0)2307.556.674507.8430200.34519(41372960.0,4649382.0)2427.326.584229.6329260.334平均值7.336.484087.1429337.1421055.3.1.3上网电量估算在估算的风电场理论年上网电量的基础上，考虑空气密度、风机利用率、功率曲线、叶片污染、控制和湍流强度以及风电场内能量损耗等因素的影响，并对理论年发电量进行修正，进一步估算风电场的年上网电量。（1）空气密度修正：根据气象站多年平均温度、气压及湿度资料统计，风电场场址的平均空气密度为1.211kg/m3，与标准空气密度1.225kg/m3相差1%，空气密度折减按1%考虑（2）受外界影响的停机：停机影响主要考虑输电线路、电气设备检修(故障)以及低温天气，初步考虑停机为23天/年；能量损失占6.30%。（3）风机利用率：初步考虑风机的可利用率为95%。（4）功率曲线修正：考虑到风机运行过程中，其功率曲线达不到标准曲线，暂按95%进行修正。（5）叶片污染的影响：叶片污染对电能造成的损耗比例为3%。（6）控制和湍流强度的影响：由于各风机位于山地丘陵地带，运行期受湍流的影响，存在控制滞后等因素，根据场址的湍流程度，本报告初步考虑由于控制和湍流强度的影响而造成的电能损耗按2%折减。—237—< 第5章风电机组选型布置及风电场发电量估算（7）风电场内能量损耗根据工程拟采用的主机设备布置方案、电气设备型号和电气布置方案，进行场内电力线路和设备，场用电等估算，场内损耗约为3%。根据以上各项的估算修正，本工程的理论年发电量综合修正系数为71.40％。据此估算出风电场的年上网电量为99.48GkWh，折合风电场年装机满发利用小时为2094h。风电场容量系数为0.239。5.3.1.4风电场年上网电量的敏感性分析根据本风电场工程的具体情况，对影响风电场上网电量的各种不确定因素进行敏感性分析，不确定因素影响发电量的波动范围在-5.76%～7.19%之间。其成果见表5-4。表5-4不确定因素对发电量影响分析项目平均损失最大损失最小损失种类损失值能量累计损失值能量累计损失值能量累计空气密度199.00%199.00%199.00%外界影响6.392.47%792.07%394.05%风机利用率587.84%785.63%591.23%叶片污染385.21%482.20%289.40%控制及湍流283.50%379.73%188.51%能量损耗381.00%476.54%286.74%功率曲线修正576.95%771.19%384.14%上网电量占总能量76.95%　71.19%　84.14%不确定因素影响能量损失的范围-5.76%～7.19%—237—< 第6章电气第6章电气6.1电气一次6.1.1接入电力系统方式说明2010年底，XX地区电网共有220kV线路22条，分别为阜水甲、乙线、北水线、水六线、阜六线、宁东1#、2#线，金东1#、2#线、松东甲、乙线、松六甲、乙线、阜东线、阜宁线、水青线、高武#1线、水黑#1线和水黑#2线等。XX地区现有220kV变电站5座，分别为东梁一次变（2×120MVA）、水泉一次变（120MVA+180MVA）、六家子一次变（2×120MVA）、XX一次变（80MVA+63MVA）及松涛一次变（2×180MVA），总变电容量1283MVA。220kVXX变电站没有220kV线路和XX地区220kV变电站相连，只通过一回220kV线路和地区的高台山变电站相联，由地区电网受电。XX电网通过宁东1#线、宁东2#线、阜北线、水北线、水青线及水黑双回线和X电网相联。XX地区主力发电厂有XX发电厂和金山XX热电厂，装机分别为1100MW和600MW。地方自备电厂有XX市热电厂、XX县热电厂、阜矿集团热电厂、XX盛明热电厂。风电场有XX金山风电场、高山子风电场和彰东风电场。目前XX地区现有220kV变电所一座，主变容量143MVA（63MVA+80MVA）,没有220kV线路和XX地区220kV变电所相连，只通过一回220kV线路和地区的高台山变电所相连，由地区电网受电。66kV双母线带旁路母线接线，设专用旁路、母联断路器，66kV出线8回，分别为至北山两回，至镇南一回，至后新秋一回，至冯家一回，至哈工两回，至泡子变一回。XX地区主力发电厂有XX发电厂和金山XX热电厂，装机分别为1150MW和600MW。地方自备电厂有XX市热电厂、XX县热电厂、阜矿集团热电厂、XX盛明热电厂。风电场有XX金山风电场和康平金山风电场。经过对不同变电所的测试得出结果：地区一次变220kV母线电压总谐波畸变率95%概率大值一般为：1.30%，220kV母线电压符合国标限值2%的要求；—237—< 第6章电气66kV母线电压总谐波畸变率95%概率大值一般为：1.20%、CB相：1.31%；符合66kV等级电压国标限值3%的要求。66kV母线电压短时闪变Pst的95%概率大值为0.09，没有超出国标允许值0.9的要求；长时闪变Plt的最大值为0.12，满足国标限值0.7的要求。6.1.2本工程接入系统方式说明XXXX风电项目总体规划装机150MW，拟分三期建设。一期场址位于红帽子乡的XX沟，拟装机容量47.5MW（参照国家风电特许权项目招标文件有关描述，则对于单一机型风电场，按50MW规模，允许上下浮动小于1台机组容量）。本期工程占地面积近20k㎡。经过对适合本期风电场工程的机型选择和方案比较，推荐安装19台单机容量为2.5MW风力发电机组。新建一座三期共用的220kV升压变电站作为风电场风力发电机组群接入系统的专用联网工程。升压变电站远景规划为1台220/36.75kV100MVA及1台220/36.75kV50MVA有载调压升压变压器，本期建设1台100MVA变压器。220kV出线本期及远景均为1回。35kV进线回路数远景规模9回，本期建设3回。本期安装2.5MW风力发电机组19台，风机采用WTG-32.5MW型机装机容量为47.5MW。升压站规划容量150MW，本期安装1台容量100MVA有载调压变压器。本工程接入系统方案采用220kV升压站远期规划150MW风电容量，本期风电场升压站以220kV电压等级出1回线接入220kV东梁变电站，导线采用LGJ-300*2，送电线路全长约19km。6.1.3电气主接线6.1.3.1风电场电气主接线a）风力发电机组与箱式变电站的组合方式风电场本期安装19台单机容量为2.5MW的风力发电机组，发电机出口电压为0.69kV。风力发电机组与箱式变电站之间拟采用一机一变单元接线方式。根据风力发电机组的台数和单机容量，本期选用19台变压器容量为2800kVA的美式箱式变电站，箱式变电站距风电机组按20m设计。b）箱式变电站高压侧电压和接线方式—237—< 第6章电气本风电场风电机组单机容量为2.5MW，额定电压为0.69kV，箱式变电站低压侧电压与发电机电压匹配选用0.69kV，高压出线侧电压为35kV。根据35kV电压等级的经济输送容量，19台风机分为3组。每台风机经35kV电缆接至35kV架空主干集电线，每组汇流后全部采用并联方式连接到220kV升压变电站中35kV母线上。6.1.3.2升压站电气主接线a）220kV电气主接线220kV出线1回，220/36.75kV主变压器远景为2台，本期上1台，电气主接线单母线接线。b）35kV电气主接线35kV本期进线3回，规划9回；35kV电压无功自动补偿装置远景规划3组,第一组容量为感性5MVar,容性5MVar，本期安装第一组；本期采用单母线，远景采用单母线分段接线，设专用分段断路器。6.1.3短路电流计算水平a)风电场短路电流本工程风电场风机接入XX风电场220kV升压站的35kV侧。风力发电机容量为Se＝2500kW，COSφ＝1，次暂态阻抗Xd”＝14.11％；发电机断路器到升压变压器间的连接导线、升压变压器断路器之间的连接导线、35kV出线等长度较短，考虑线路阻抗较小，计算时忽略为0，取最大短路电流；箱变容量St1＝2800kVA，Uk＝6.5％；升压站变压器容量St2＝100000kVA，Uk＝13计算条件：取基准容量Sj＝100MVA；220kV升压站中的35kV电气设备承受短路电流的能力按220kV侧40kA校验。考虑平时运行时35kV分段打开，发电机容量按100MW考虑。基准电压取Uj220=1.05×Ue=1.05×220=231kVUj35=1.05×Ue=1.05×35=37kVUj0.69=1.05×Ue=1.05×0.69=0.72kV—237—< 第6章电气电源端短路容量标么值：Xs=Sj/S=0.00625主变电抗标幺值：Xt1=Uk×（Sj/St）=0.13（100/100）=0.13箱变电抗标幺值：Xt2=Uk×（Sj/St）=0.065×（100/2.8）=2.32发电机电抗标么值：Xf=Ud%×（Sj/Se）=0.1411×（100/2.5）=5.644主变220kV侧额定电流：I=St/(*U)=100000/(*220)=262.44A主变35kV侧额定电流：I=St/(*U)=100000/(*35)=1649.6A发电机出口额定电流：I=Se/(*U)=(2500/0.95)/(*0.69)=2202A2）短路电流计算接线图。—237—< 第6章电气在系统最大运行方式下，各短路点三相短路，短路电流计算结果见表。短路电流计算表短路地点断路点编号短路类型平均工作电压Ug(kV)短路电流周期分量有效值I"(KA)短路电流全电流有效值Ich(KA)短路冲击电流峰值ich(kA)短路容量S"=*I"*Ug)(MVA)220kV母线K1三相短路23140601001600035kV母线K2三相短路3718.5128.8848.501186.19发电机出口K3三相短路0.7233.3554.0389.7141.59b)XX一期（XX沟）风电场及远景2期35kV进线共6回，其中LGJ-185架空线路单回路线路10.7km，B线路（同塔双回路）6.3km，C线单回路70km(二期三回35kV进线)；电缆线路一期约1.95km，二期约2km，共计3.95km。1.架空线路单相接地电容电流计算根据经验公式,计算电容电流(电力工程电气设计手册)。Ic=(2.7~3.3)×Ue×L×10-3(公式1-4)式中:Ue━电网线电压(kV)L━架空线长度(km)2.7━系数，适用于无架空地线的线路3.3━系数，适用于有架空地线的线路同杆双回架空线电容电流：Ic2=（1.3~1.6）Ic（1.3-对应10KV线路,1.6-对应35KV线路）A线路（L=8.4km）：IC1=3.3×35×10.7×10-3=1.236AB线路（同塔双回路，L=9.4）：IC2=（3.3×35×6.3×10-3）×1.6=1.164AC线路（L=70km）：IC3=3.3×35×70×10-3=8.085AIc线路=IC1+IC2+IC3=10.485A2电缆线路单相接地电容电流计算Ic=0.1×Ue×L—237—< 第6章电气式中:Ue━电网线电压(kV)L━电缆长度(km)Ic电缆=0.1×35×3.95=13.825AIC=Ic线路+Ic电缆=10.485+13.825=24.31A6.1.4主要电气设备选择本风电场的设备进行招标采购，具体选厂、选型有待招标确定，设计仅对其技术性能提出要求。依据《导体和电器选择设计技术规定》DL/T5222，根据X年最大运行方式下三相短路电流计算结果进行电气设备选择。本升压站站址处在爬电比距要求2.0cm/kV（按最高电压）的地区，根据变电站要求防污等级按高一级选择，本变电站采用2.5cm/kV（按最高电压）防污等级，故本升压变电站电气设备电瓷外绝缘最小爬电距离，220kV应不小于6300mm,35kV应不小于1012.5mm，0.69kV应不小于17.25mm。6.1.4.1风电场场区部分（1）风力发电机组额定功率2.5MW额定电压0.69kV风力发电机组应具备低电压穿越能力：a）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；b）风电场并网点电压在发生跌落后3s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。（2）箱式变电站为了使户外变压器安全可靠地运行和安装施工的简便，本风电场选用具有运行灵活、操作方便、免维修、价格性能比优越等优点的美式箱式变电站。35kV箱式变电站内配置一台油浸式2800kVA三相双卷自冷式升压变压器，其主要技术参数如下：—237—< 第6章电气变压器选用的型号S11-2800/36.75额定电压高压侧36.75kV低压侧0.69kV6.1.4.2升压站部分1）主变压器选择：本工程主变压器选用三相、两线圈、低损耗（11型）、免维护、有载调压和自冷电力变压器。技术参数如下：型号：SZ11-100000/230；额定容量：100MVA；额定电压：230±8×1.25%/36.75kV；短路阻抗：uk=13%2）220kV电气设备选择:（1）本工程变电所处于耕地区域，应尽量减少占地面积，另外所处区域风沙较大，经与业主沟通落实，最终选择SF6罐式断路器便于后期运行。故220kV推荐选用SF6罐式断路器。额定电流：3150A。额定开断电流：40kA，分相操作，付弹簧机构，CT:2*500/5A50VA5P20/5P20/5P20/5P20/0.5/0.5/0.2S。三相联动与分相操作各一台，付弹簧机构。(2)220kV隔离开关推荐选用三柱水平断口、水平翻转式隔离开关。额定电流：1600A；热稳定电流：40kA(3S)；（3）220kV电流互感器推荐选用少油倒置式电流互感器。额定电流比：2×600/5A；3）35kV电气设备选择:35kV电气设备选择根据配电装置布置方式户内布置。a）高压开关柜:35kV配电装置采用屋内布置,选择交流金属封闭型移开式高压开关柜。SVG回路采用SF6断路器,其余回路选用真空断路器。—237—< 第6章电气1）高压开关柜技术参数如下表：序号名称技术参数备注01交流金属封闭型移开式高压开关柜额定电压：40.5kV额定频率：50HZ额定电流：2000A额定短路开断电流：31.5kA额定短路关合电流：80kA（峰值）2）柜内配置的主要电气设备技术参数如下表：序号名称技术参数备注01真空断路器/SF6断路器额定电压：40.5kV额定频率：50HZ额定电流：1250A,2000A额定短路开断电流：31.5kA额定短时耐受电流：31.5kA（4s）额定短路关合电流：80kA（峰值）额定峰值耐受电流：80kA02干式、浇注式电流互感器额定电压：40.5kV额定电流变比:2*1000/5A（主变）额定电流变比:2*300/5A（线路、电压无功装置）二次组合：5P20/5P20/5P20/0.5/0.2S03干式、浇注式电压互感器（呈容性,不谐振）额定电压:40.5kV额定电压比:35/√3/0.1/√3/0.1/√3/0.1/3kV准确级及额定输出:0.2/0.5/6P30/50/10004熔断器型号:XRNP-35开断电流（有效值）：31.5kA额定电流：2A05避雷器额定电压：40.5kV持续运行电压：40.8kV额定放电电流（峰值）：10kA冲击电流（峰值）：100kA06零序CTLXK140b）动态电压自动补偿装置选择在升压变电站35kV母线上装设动态电压自动补偿装置，确保升压变电站电压水平和功率因数在合格范围内。无功补偿装置拟采用SVG型电压动态补偿装置，无功补偿装置容量为感性5Mvar，容性5Mvar。c）站用变压器选择—237—< 第6章电气根据国网《风电并网运行反事故措施要点》要求，“风电场汇集线系统单相故障应快速切除。汇集线系统应采用经电阻或消弧线圈接地方式，不应采用不接地或经消弧柜接地方式。经电阻接地的汇集线系统发生单相接地故障时，应能通过相应保护快速切除，同时应兼顾机组运行电压适应性要求。经消弧线圈接地的汇集线系统发生单相接地故障时，应能可靠选线，快速切除。”综合考虑一期、二期风场，35kV系统中性点接地方式选用接地变和接地电阻成套装置，接地变低压侧同时作为站用变使用，经计算，电阻容量选择750kVA，接地变容量1250kVA，配置具备跳闸功能的小电流接地选线装置。本工程按装设接地变压器兼作站用变压器,因此接地变压器推荐选用三相、干式变压器，一次侧容量1250kVA，站用输出容量500kVA,接地电阻额定电流为200A，计算电阻为101欧姆。型号：JDB-1250/35-500/0.4一次额定容量：1250kVA额定电压：35±2×2.5%/0.4kV接线组别：Zn，yn-11阻抗电压：UK=6.5%本工程站用变压器推荐选用三相、干式变压器，容量500kVA。（4）绝缘子串选择按系统最高电压和泄漏比距（2.5cm/kV）选择绝缘子串片数，根据导线荷载大小，220kV本工程推荐选用强度为100kN悬式复合绝缘子串，爬电距离6300mm（爬电比距为2.50cm/kV）。（5）母线选择a）220kV母线:选用LGJ400/50钢芯铝绞线,根据母线最大工作电流,导线的最大工作电流为898A，设计应对应力及挠度等进行复核。b）35kV母线户内布置，选用高压开关柜，配套2*（TMY-100*12—237—< 第6章电气）铜母线，额定载流量为2868A；35kV母线按主变压器的额定电流考虑,每台主变压器带一段母线,最大工作电流为1650A，满足要求。（4）站用变压器选择本工程站用电源共2路，一路利用35kV接地变兼站用压器;另一路接10kV站外电源,容量500kVA。6.1.5过电压保护及接地6.1.5.1风电场场区过电压保护及接地（1）直击雷保护风力发电机组制造厂家都配备有防雷电保护装置。风力发电机组、塔架、基础钢筋和箱式变电站等均应可靠地与接地网相连接。箱式变电站高度较低，且在风力发电机组塔架的保护范围之内，可不装设直击雷保护装置。（2）侵入雷电波保护箱式变电站高压侧电缆与架空线路连接处长度超过50m的电缆两端安装避雷器，长度不超过50m的电缆一端安装避雷器。（3）接地保护接地、工作接地及防雷接地共用接地装置，接地电阻值满足相关规程要求，并将风电场的接触电势、跨步电势限制在安全值以内。接地装置将充分利用每个风力发电机组塔筒及箱式变电站基础内的钢筋作为自然接地体，再敷设必要的人工接地装置，以满足接地电阻的要求。根据《交流电气装置的接地》DL/T621-1997规定，对所有要求接地或接零部分均应可靠地接地或接零。风力发电机组的接地方案和接地电阻值待订货后再根据厂家的要求进行设计。6.1.5.2升压站过电压保护及接地（1）直击雷保护升压变电站为户外式，雷电过电压来自雷电对配电装置的直接雷击、反击和架空线路上的雷电侵入波，采用避雷针对配电装置、主变压器及综合楼等进行直击雷保护，升压变电站共装设2支30m高220kV构架避雷针，3支30m高独立避雷针，作为升压站站区直击雷联合防护装置。—237—< 第6章电气（2）侵入雷电波保护220kV线路沿全线架设避雷线,对沿送电线路雷电侵入波的过电压，采用在各级电压屋外配电装置主母线上装设一组氧化锌避雷器的方式进行保护，以减少雷电侵入波过电压的危害。采用架空进线的配电装置中，金属氧化锌避雷器与电气设备间的最大电气距离及实际值见下表（架空进线长度按≥2km计）：系统电压保护设备进线路数及最大电气距离要求（m）实际值（m）123≥4220kV与主变压器间12519523526590与其它设备间168.75263.25317.25357.75100由上表可见，金属氧化物避雷器的配置均能满足要求。本工程选用三相、两线圈电力变压器，根据规程要求，在主变压器220kV、35kV侧各设一组氧化锌避雷器，以减少雷电侵入波过电压的危害，保护主变压器。（3）接地保护升压变电站属大电流接地系统,主接地网采用以扁钢水平接地体为主，由水平接地体和垂直接地体构成的方格型复合接地网，接地材料满足热稳定要求，并考虑腐蚀因素和分流系数，主接地网和设备接地引下线选用60×8热镀锌扁钢。升压变电站内所有电气设备、构架等均采用2根接地引下线与主接地网可靠连接，构架避雷针、氧化锌雷器等与主接地网连接处设集中接地装置；在升压变电站入口处设置均压带，以减少跨步电压。要求主接地网接地电阻值小于等于0.5欧姆，同时满足通讯和计算机监控系统对接地电阻的要求。保护柜及通讯柜下的等电位接地网应按相关“反措”要求单点接地。6.1.6电气设备布置及配电装置升压变电站站址位置主要考虑风电场的总体规划,风机至升压变电站的联网线路尽量短以及220kV接入系统等因素确定。升压变电站配电装置布置本着节约占地、安全运行、操作巡视方便、便于检修和安装、节约三材和降低工程造价等设计原则。—237—< 第6章电气a）220kV配电装置布置在升压站的西南侧，按远景1回出线，朝南侧方向架空出线，2组主变压器考虑。采用单母线接线方式，配电装置推荐采用户外、支持式管型母线、分相中型、单列布置方式，母线及构架一期全部建成，每个间隔宽13m。b）35kV配电装置布置在升压站的220kV配电装置北侧，按远景9回进线，朝西侧方向电缆进线。采用单母线分段接线方式，配电装置推荐采用户内、高压开关柜、单列布置。c）220kV配电装置与35kV配电装置采用平行布置，主变压器布置220kV配电装置与35kV配电装置的中间位置。d）电气总平面布置由南向北依次按220kV屋外配电装置-主变压器屋外配电装置-35kV屋内配电装置的顺序排列布置。e）生产综合楼布置在站区的东侧，独立布置。风电场内风力发电机组的计算机监控系统和升压变电站的控制、保护柜、后台操作系统等设备均布置在生产综合楼内。f）进站道路和升压变电站大门位于变电站南侧。6.1.7站用电及照明6.1.7.1站用电源风电场内远景规划安装2台站用变压器,本期工程设一台站用变压器兼接地变,容量1250kVA,另一台接至站外10kV电源，容量500kVA,三期再改接至另一台35kV站用变压器。2台站用变压器互为备用。6.1.7.2全站照明照明用电分为工作照明和事故照明两部分。主控制室和通信机房等设置栅格式荧光灯，其它房间采用荧光灯和日光灯混合照明；综合楼等各生产用房、进出口、通道等设置事故照明，站内不设事故照明切换装置，事故照明电源由直流屏供给。屋外配电装置和主变场地等处设置低布置可旋转式投光灯照明，电源从主控制楼内的照明配电箱引接。屋外配电装置设置动力箱和动力分箱，电源从交流屏引接，供检修电源及检修临时照明电源，检修电源的供电半径按不大于50m考虑。—237—< 第6章电气6.1.7.3交流不停电电源全站仅设置一套公用的交流不停电电源系统。该系统由2套容量为5kVA的UPS电源等组成。UPS的交流输入电源来自站用配电屏，输出为220V交流。6.2二次系统6.2.1继电保护及安全自动装置6.2.1.1220kV系统接线及升压站规模新建220kVXXXX一期（XX沟）风电场出1回220kV线路接入220kV东梁一次变。XXXX一期（XX沟）风电场升压变电站远景规划为1台220/36.75kV100MVA及及1台220/36.75kV50MVA有载调压升压变压器，本期建设1台100MVA变压器。220kV出线本期及远景均为1回。35kV进线回路数远景规模9回，本期建设3回。35kV电压无功自动补偿装置远景规划3组,一期一组容量为感性5MVar,容性5MVar，二期上一组感性5MVar。6.2.1.2220kV线路继电保护配置根据一期（XX沟）风电场升压站220kV系统接线方式和《继电保护和安全自动装置技术规程》要求，在220kV线路系统侧配置双套距离保护，风电场升压站侧不配线路保护。当线路故障时由系统侧保护跳开即可。其中距离I段作为主保护可延伸至风电场升压站变压器内部，与主变保护形成保护重叠区。距离II、III段作为后备保护。6.2.1.3220kV母线保护220kV母线宜按远期配置双套母线保护。6.2.1.4继电保护及故障信息管理系统本工程需配置一套继电保护、故障录波信息处理子站。子站负责采集站内主变保护、35kV线路保护、35kVSVG、站用变保护等及各故障录波装置的数据信息，执行管理和分析功能。子站对采集的所有数据信息进行分类、分级后存入数据库，向继电保护人员提供保护动作报告、录波文件等详细信息。整个子站系统由保护工程师站、继电保护信息网、故障录波信息网组成。—237—< 第6章电气6.2.1.5故障录波装置本工程配置2面微机故障录波器屏，至少可录取96路模拟量和128路开关量，录取220kV线路电流、35kV汇集线路电流、主变高低压侧和零序电流及保护动作开关量、无功补偿设备电流及保护动作开关量。该柜要具备测距、远传、存储和常态录波等功能。6.2.1.6电能质量在线监测根据国家电网公司Q/GDW392-2009《风电场接入电网技术规定》相关要求及风电场的负荷特性，应采取有效的电能质量治理措施，将注入电网的谐波及负序限制在国家允许范围之内。本工程配置电能质量监测装置一套，对风电场可能引起的电压偏差、频率偏差、三相不平衡度、负序电流谐波、闪变、电动波动、电压暂降、暂生、短时中断等进行在线监测。并能够以网路方式接入XX省电力通信公司综合数据网，将监测信息送至XX省公司电能质量监测中心。根据国家电网公司《风电场接入电网技术规定》，XX省《XX电网66kV及以上电压等级电压接入风电场涉网设备技术要求》，风电场应安装有功功率控制系统，并保证有功控制系统的快速性和可靠性。因此本工程装设风电场有功功率控制系统一套。6.2.1.7PMU功角测装置根据《风电场接入电力系统技术规定》要求，在本工程风力发电场升压站侧装设1套功角测量装置（PMU）以观察动态特性。6.2.1.8风功率预测系统根据国家电网调（2010）201号“关于印发风电并网运行控制技术规定和风电功率预测系统功能规范通知”和Q/GDW392-2009《风电场接入电网技术规定》，与国家电网调（X）974号文件要求，加强风电并网后的运行控制，规范风电功率预测系统功能，风电场配置风电功率预测系统一套，满足“风电功率预测系统功能规范（试行）要求。6.2.1.9电能量计量系统1）计量系统配置原则—237—< 第6章电气根据电能量计量相关规程，本工程需在联网线路系统接入点设置关口计量点，计量信息送XX地调及XX省调。2）计量系统配置方案在风电场220kV联网线装设两块0.2S级（主/校表）计费表，作为风电场上网电量的结算依据，并在风电场主变高压侧装设一块0.2S级计费表，主变低压侧装设一块0.5级的电度表，配置一台XX省调采集器，一套计费工作站系统、打印机等；计费表和考核表与采集器通过RS-485相联，电能量信息通过采集器送往XX省调，同时送往风电场后台机系统，在后台机实现计费表电量的采集，并进行统计、分析、归类，形成各种报表。6.2.1.10主变压器保护配置本工程的220kV主变压器需配置必要的、动作可靠性高的微机型继电保护装置，按双套主保护和双套后备保护进行配置。包括：瓦斯保护（主保护）、差动保护（主保护）、复合电压起动过电流保护（后备保护）、接地保护、过负荷保护。6.2.1.1135kV线路、站用变压器及电容器保护及测控单元35kV线路：35kV线路配置微机型电流速断保护、过流保护、零序保护，选用保护测控一体化装置。具有遥测﹑遥信﹑遥控的功能。35KV线路保护测控装置布置下放至35kV开关柜。35kV站用变压器：35kV站用变高压侧配置电流速断保护，低压侧配置过流保护、零序电流保护，选用保护测控一体化装置，具有遥测﹑遥信﹑遥控的功能。35kV站用变压器保护测控装置布置下放至35kV开关柜。35kVSVG：35kVSVG配置微机型电流速断保护、过流保护、零序保护,选用保护测控一体化装置。具有遥测﹑遥信﹑遥控的功能。35kVSVG保护测控装置布置下放至35kV开关柜。35kV电容器组：35kV电容器配置微机型电流速断保护、过流保护、过电压保护、欠电压保护、过负荷保护、中性点电流或电压不平衡保护，选用保护测控一体化装置，35kV电容器保护测控装置布置下放至35kV开关柜。35kV母线保护配置：根据国家电网公司文件国家电网调（X）974号，本工程35kV汇集线系统母线配置母差保护1套。35kV母线保护装置组屏。—237—< 第6章电气6.2.1.12防误操作闭锁升压变电站内装设一套微机防误闭锁装置，不设模拟盘，对站内全部断路器、隔离开关和接地开关等进行防误闭锁，实现“五防”操作。本工程防误操作闭锁以计算机监控系统的逻辑闭锁关系为主，正常的操作均执行调度端或计算机的遥控命令，如果根据监控系统的逻辑闭锁关系不能满足操作条件，则控制命令不执行，并应提示操作人员。远方操作时，远方和就地均具备防止误操作功能。就地操作时，通过配电装置内硬接线回路实现防误操作功能。6.2.1.13二次设备室布置主变微机保护柜、故障录波柜、线路微机保护柜、线路微机测控柜、自动装置柜、电能质量监测柜、电能表柜、计费表柜、通信设备屏、UPS逆变电源柜等二次设备屏均布置在主控制室内。具体柜位布置详见附图XNF008-CH7-1-6-11。6.2.1.14直流系统升压站共设置220V，200Ah阀控式密封铅酸蓄电池2组，配置2套高频开关电源。直流屏、充电设备、蓄电池布置在继电保护室内。直流系统采用二段单母线接线方式，二段直流母线之间设联络开关，每段母线接一组蓄电池和一套充电设备。直流电源采用两套智能高频开关操作电源，每段直流母线设置一套微机监控装置，并通过RS-485通信口与站内监控系统通信。每组蓄电池配置一套蓄电池巡检仪，可实时检测每节蓄电池的电压、电流、温度及容量等参数。直流馈线屏主母线采用绝缘铜母线，每面屏内设置1台微机绝缘监测装置，监视直流母线的电压以及自动检测各馈线支路对地绝缘电阻。直流系统供电采用辐射状供电方式。由馈线屏对各测控单元、保护装置及断路器控制回路采用辐射状供电。详见附图XNF008-CH7-1-6-12。蓄电池容量计算表—237—< 第6章电气序号负荷名称装置容量负荷系数或同时率计算容量负荷电流放电时间放电时间kWWA1min30-60min1经常负荷61627.3√√2事故照明51122．7√√3ups50.613.613.6√√4断路器跳闸0．82.52√容量统计(Ah)—Cs=63.6容量累加(Ah)—Cs1=63.6冲击电流Ich(A)21.蓄电池个数及终止电压：n=1.05Un/Uf=1.10×220/2.25=102.6只取104只Um=0.875Un/n=0.875×220/104=1.851V/只取1.87V/只衡充情况下，直流母线电压：U=2.25×104=234.0V浮充情况下，直流母线电压：U=2.35×104=244.4V2.容量计算：根据Um=1.87V查表B.8,得放电0.5小时Cc=KkCs0.5/Kcc=1.4×31.8/0.378=117.8Ah放电1小时Cc=1.4×63.8/0.52=171.8Ah蓄电池容量选择为200Ah.3.充电设备选择：满足浮充电要求Ir=0.01I+Ijc10=27.5A满足均充电要求Ir=1.25I+Ijc10=52.3A选择充电模块3×20A+1×20A=80A6.2.1.15UPS电源—237—< 第6章电气全站仅设置一套公用的交流不停电电源系统。该系统由2套容量为5kVA的UPS电源等组成。该系统为所内计算机监控系统、集控设备、GPS、电度表及数据网接入设备等装置提供不间断的高质量交流电源。UPS所需的交直流电源由站内的交直流系统提供。6.2.2调度自动化6.2.2.1调度组织关系根据《XX电网建设与改造技术导则》，接入XX电网的所有发电厂（包括地方电厂和自备电厂）的远动信息和电量信息应传送省调。XXXX一期（XX沟）风电场应归属XX省调调度管理，远动信息应送往XX省调和XX地调，计费信息送往XX省调。6.2.2.2调度系统现状XX省调目前采用的调度自动化系统为北X科东开发的CC-2000型系统，现运行稳定，满足新建风电场升压站的接入要求。XX省调目前采用的电能量计量系统为中科院计算机所研制的D-2000型系统，系统采用Alpha服务器作为硬件平台，满足新建风电场升压站的接入要求。XX地调目前所采用的调度自动化系统和电能量计量系统也能满足新建风电场升压站的接入要求。6.2.2.3调度自动化系统配置风电场升压站网络远动装置应双套冗余配置，信息量要求直采直送到主站端。配置一台当地远动工作站，该套装置满足省调和地调与升压站和风电场交换信息的需求。该套装置配置独立的远动主机（通信管理单元）双套，配置物理隔离等安全防护设备，向调度端传送的遥测信息包括升压站和发电机组等实时信息量和断路器、隔离刀闸等的遥信量。本期配置一套电网调度运行考核系统。6.2.2.4远动通道和规约XX一期（XX沟）风电场新建升压站至XX省调的主传输方式采用网络方式，通信协议采用DL/T634.5104-2002规约协议；备用传输方式采用2路2M专线方式，通信规约采用DL/T634.5101-2002规约。XX一期（XX沟）风电场新建升压站至XX地调的主传输方式采用网络方式，通信协议采用DL/T634.5104-2009规约协议；备用传输方式采用2路2M专线方式，通信规约采用DL/T634.5101-2002规约。—237—< 第6章电气XX一期（XX沟）风电场电能量数据通过电力调度数据网采用DL/T719-2000即IEC60870-5-102规约传至XX地调。6.2.2.5远动信息XXXX一期（XX沟）风电场升压站及接入电力系统的线路应根据调度需要向调度端传送下列信息量：风电场总有功功率、无功功率；风电机组运行状态；风电场风速、风向、风力测量信号；与系统连接的各线路两侧有功功率、无功功率、电流；变压器高低压侧有功功率、无功功率、电流；各电压等级母线电压；变压器温度；系统频率；事故总、预告总信号；断路器位置信号；隔离刀闸位置信号；保护装置及自动装置动作信号；保护及故障录波信息。6.2.2.6调度端扩容为满足远动信息接入需求，本工程应对调度端调度自动化系统软件进行调试及扩容，并计列相关费用如下：（1）XX省调本工程在XX省调计列EMS系统软件修改及接入费用；本工程在XX省调计列TMR系统软件修改及接入费用。（2）XX地调本工程在XX地调计列EMS系统软件修改及接入费；本工程在XX地调计列TMR系统软件修改及接入费；—237—< 第6章电气本工程在XX地调配置前置系统扩容设备：终端服务器（MOXACN2510）1台、通讯板（PRG-E）1块、DDF数字配线架1套、计费系统扩容板1块。6.2.2.7升压站自动化系统（1）管理模式升压站按无人值班设计，配备一套具有遥测、遥控、遥信、遥调、遥视功能的自动化控制系统。该系统具有以下特点：1）采用开放式分层分布式系统，由站控层和间隔层构成。2）优化简化网络结构，统一建模，统一组网，信息共享，通信规约统一采用DL/T860（IEC－61850）通信标准，实现站控层、间隔层二次设备互操作。升压站内信息宜具有共享性和唯一性，保护故障信息、远动信息不重复采集。3）升压站网络交换机按双星型网络彼此独立原则冗余配置。每个星型网顶层各配置1台中心交换机，每台交换机的端口数量应满足站控层设备以及分交换机的接入要求。间隔层设备宜通过分交换机接入，宜按照设备室或按电压等级配置统筹配置分交换机。4）继电保护室内网络通信介质采用屏蔽双绞线及网线；通向户外的通信介质应采用光缆。（2）监测、监控范围1）站控层监测、监控范围及信息内容：－数据采集：采集升压站实时数据，并对所采集的数据进行工程单位转换、排序、越限检查、变位检查、计算等处理。－安全监视：定周期对运行数据（包括现场采集数据和计算数据）进行检测，发现越限立即报告。当开关及设备状态发生变化时立即报告，事故时自动推出标识有故障设备的画面（主接线图或其它用户指定的画面）并给出语音告警及文字提示；对于非事故变位，画面上的开关及设备则只闪烁、改变颜色和给出文字提示。－画面显示：包括主接线图、棒状图、曲线图、各种表格及趋势曲线等－动态数据实时显示—237—< 第6章电气－操作过程显示和不下位监护－监控系统设备运行状态监视－报表及事件打印－控制功能：允许有权限操作人员对断路器等设备进行控制操作，控制操作采用“对象选择”－“返送校核”－“确认执行”的步骤来保证遥控操作的正确执行。－数据库存储：系统应提供实时数据库和历史数据库数据存储、查询等项功能。－安全保密功能：进入系统人员必须具备操作者名称及口令字，并自动记录进入系统的人员、时间。－防误闭锁功能，与间隔层设备配合形成双重防误闭锁机制。控制操作闭锁逻辑的检查分别由站控层系统主机和间隔层单元测控装置完成。控制操作时，系统应通过人机画面显示操作对象控制条件和检查校验情况。当后台系统故障,在间隔层进行操作时仍可确保控制输出符合操作条件。－操作票生成、操作模拟预演。－远动通信：通过复用光纤远动通道和电力调度数据网与XX省调和XX地调通信。－设备故障诊断、系统维护。计算机监控系统应能对系统中的各台设备运行工况进行在线诊断，发现异常时及时显示和打印报警信息。当软件运行异常或软件发生死锁时，能自动恢复正常运行；对于采用冗余配置的设备，自动进行主备机故障切换。－与其它系统联网通信系统可与保护子站、电能计量系统和直流系统微机监测设备进行通信。2）间隔层监测、监控范围及信息内容－交流采样测量－直流模拟量数据采集－开关量数据采集－遥控及闭锁—237—< 第6章电气执行控制中心或后台系统下发的控制操作命令，对断路器、隔离刀闸、电动接地刀闸等设备进行分/合遥控；此外，运行人员也可以在测控屏上进行控制操作。控制命令执行前，应对闭锁条件进行检验。－同期检测：在接收同期设备的控制命令后，自动判断同期条件，符合同期要求后自动合闸。超过一定时间（可由用户设定）后仍不符合条件，则自动取消该操作。－可编程自动控制，如无功设备自动投切控制；－电流和电压、有功和无功功率、频率、功率因数、有功和无功电能等运行参数测量计算；－电能质量数据监测；－功角测量监测监测；－不平衡负载检测；－天文时钟对时；－IED接口，如与智能电表接口；－风力、风向及风功率预测信息。（3）配置方案1）站控层设备本工程站控层设备采用站内UPS供电，主要由以下设备组成：a）主机兼操作员工作站：1台，采用Unix或Linux系统，用作站控层数据收集、处理、存储及网络管理中心及站内监控系统的主要人机界面，用于图形及报表显示、事件记录及报警状态显示和查询，设备状态和参数的查询，操作指导，操作控制命令的解释和下达等。b）远动通信设备：1套，设备冗余配置，通过专用通道点对点方式以及站内的数据网接入设备向各级调度和远方监控中心传送远动信息。c）智能设备接口：1台，用于站内智能设备及风电场风力、风向和风力预测设备的接入，设置智能转换终端。d）打印机：2台，具有网络打印功能的激光打印机（A3、A4、A5幅面可任选）。2）网络设备—237—< 第6章电气本工程配置2台中心交换机和4台分交换机及网络连接线等设备。网络传输速率不小于100Mbit/s，构成一分布式高速工业级双以太网，实现站级单元的信息共享以及站内设备的在线监测、数据处理以及站级连锁控制。3）间隔层设备a）I/O测控装置：测控装置采用直流供电，具有交流采样、测量、防误闭锁、同期检测、就地断路器紧急操作和单接线状态及测量数字显示等功能，对全站运行设备的信息进行采集、转换、处理和传送。依据二次系统通用设计，采用设置独立“五防”终端方案，数据与监控系统共享进行防误操作闭锁方案设计。b）间隔层网络设备：本期配置与站控层网络的接口以及继电保护通信接口等设备。（4）系统网络与通讯接口方式本工程计算机监控系统互连网络采用双星型以太网，配备10M/100M/1000M自适应以太网交换机。双网采用均衡负荷运行方式，一网故障后，另一网承担全部通信负荷。中心交换机用于站控层设备和分交换机的接入，间隔层设备通过分交换机接入，以太网与站控层进行通信、交换数据，采用DL/T860（IEC61850）通信标准。升压站内保护设备及管理子站要求采用DL/T860（IEC61850）通信标准，实现信息直接上网及共享。其它智能装置，如直流系统、UPS系统、火灾报警等智能设备以及风电场信息设备通过智能公用接口装置，经DL/T860（IEC61850）通信标准规约或经过规约转换后接入监控网络。6.2.3调度数据网接入及二次系统安全防护6.2.3.1调度数据网2002年国家经贸委下发了《电网和电厂计算机监控系统及调度数据网络安全防护规定》，根据规定的要求在全国建立电力调度专用数据网。本工程在XX一期（XX沟）风电场升压站配置双套调度数据网接入设备（含路由器、交换机等）。6.2.3.2二次系统安全防护—237—< 第6章电气根据国家电力调度通信中心下发的《电力调度系统安全防护工作实施》、《全国电网二次系统安全防护总体方案》以及《电网调度自动化系统安全防护方案》规定，XXXX一期（XX沟）风电场升压站应配置一套二次系统安全防护装置，以实现系统安全防护。安全防护设备配置如下：防火墙一套、纵向加密认证装置2套。6.2.3.6同步时钟对时系统全站需配置1套公用的同步时钟对时系统（包含一台GPS主钟、一台北斗主钟）。具有内部守时，输出多制式，系统输出可以扩展，可以满足系统的对时要求，保证时间需求的高精确度、高位定性、高安全性、高可靠性。6.2.4图像安全监视系统为便于运行维护管理，保证升压站的安全运行，站内配置一套图像安全监视系统，调度端通过站内的监视设备对开关场、保护屏室、监控室等进行监视。6.2.5火灾自动报警系统全站设置一套火灾报警系统，在监控室，继保室、配电装置室等重点部位设置智能编码烟感探测器，在主变压器、电缆竖井、电缆夹层内附设缆式探测器；温度报警控制器，交流电源由所用电源屏引接。6.3通信部分6.3.1调度关系一期（XX沟）风电场本期装机容量47.5MW，以一回220千伏线路接入220千伏东梁变。结合本工程的建设规模及该工程所在地理位置以及结线形式，经与XX电力调度通信中心和XX供电公司调度协商后确定，该风电场建成投运后由XX省调调度指挥管理，风场信息送往XX省调、XX地调。6.3.2通信现状6.3.2.1通信设备现状220千伏东梁变均通过2台SDH2.5G光传输设备在松涛变、XX发电厂两点接入XX地区骨干光通信A、B网中。A、B网电路容量均为SDH2.5Gbit/s，A网采用中兴S385光传输设备，B网采用华为OSN3500光传输设备。—237—< 第6章电气6.3.2.2相关光缆现状220kV松涛-六家子、松涛-东梁线路各有一根36芯OPGW光缆，光缆长度分别为20、23公里。220kV东梁-XX电厂有一根24芯光缆，长度10公里。6.3.2.3通道要求依照辽电调通[2003]119号文件《关于XX电网通信通道配置原则的规定》要求，该风电场投运后升压站内通信通道配置如下表所示：通道需求表通道名称通道走向单位数量备注电力调度风场升压站～XX地调2M2地调转接至省调行政电话风场升压站-XX地调2M1远动风场升压站-XX地调2M1专线2M1数据网承载电量计费风场升压站-XX省调2M1数据网承载风场升压站-XX地调2M1数据网承载线路保护升压站-东梁变1、2#线光纤2*2芯不同路由6.3.2.4通信电路建设方案一期（XX沟）风电场升压站利用新配置的两台622M光传输设备由东梁变接入XX地区骨干光A、B网电路中，电路容量622Mbit/s。6.3.2.5设备配置方案（1）光传输设备风电场升压站配置2套622M光传输设备，1台96芯光配线架，1台120系统数字配线架。（2）通信电源设备风电场升压站配置2套48V/120A高频开关电源及2组48V/300Ah免维护蓄电池。（3）调度交换及行政电话风场升压站配置1台40线调度程控交换机，接至XX地调；配置1台公网电话，与当地相关部门通信。风电场升压站配置1套PCM设备作为行政通信。—237—< 第6章电气设备材料表序号名称规格单位数量1光端机622M套23PCM接入设备台14高频开关电源48V/120A套25免维护蓄电池48V/300A组26综合配线架96芯光配线架、200音频配线架台17数字配线架120系统台19光功率计块110光源块111调度交换机40线台1142M连接电缆75Ω，10米根3215超5类网线UTP8芯米30016同轴电缆SYV-75-2-4米20017配线电缆HPVV50×2×0.5米10018尾纤双头10米根2419邮电市话部120引入光缆24芯（含金具）公里0.521光缆终端盒24芯个222钢管米10023塑料管（阻燃）米30024封堵材料公斤1—237—< 第6章电气—237—< 第6章电气—237—< 第6章电气6.4集电线路部分6.4.1概述本工程为风电场内配套建设35kV集电线路，考虑XXXX一期（XX沟）47.5MW风电场工程的整体划分，为降低本分项工程的投资，其建设规模如下：新建I、II、Ⅲ共三回35kV架空线路分别连接风电场内19台风机，并最终送至220kV升压站，其中Ⅰ、Ⅱ两回线路至220kV升压站部分为同塔双回路，其他均为单回路线路。I线35kV单回路段长度约4.0km，II线35kV单回路段长度约1.2km，Ⅰ、Ⅱ线同塔双回路段长度约6.3km；Ⅲ线35kV单回路长度约5.2km。场内需新建35kV集电线路全线长约16.7km。随三回35kV架空集电线路分别新建16芯ADSS光缆，作为风机通信通道，其光缆长约24.00km。6.4.2线路路径6.4.2.135kV集电线路布置结合XXXX一期（XX沟）47.5MW风电场风电机组的整体布置方案和初步拟定的风电场电气主接线方案，本工程两回35kV集电线路接线型式如下：I回路：9#～11#～8#～7#～10#～6#～升压站，新建35kV架空线线路总长10.3km，其中单回路线路总长4.0km，同塔双回路总长6.3km。（共6台风机）II回路：4#～12#～3#～5#～1#～2#～升压站，新建35kV架空线线路总长7.5km，其中单回路线路总长1.2km，同塔双回路总长6.3km。（共6台风机）Ⅲ回路：13#～14#～19#～17#～15#～16#～18#～升压站新建35kV架空线线路总长5.15km，为全单回路线路。（共7台风机）6.4.2.2升压站侧仓位本工程三回35kV集电线路分别接至220kV升压站中的35kV#1～#3风机组开关柜。6.4.3气象条件—237—< 第6章电气本工程气象条件选择的依据为：《66kV及以下架空电力线路设计规范》（GB50061-2010）、工程所在地区的气象资料。气象条件见表6-5表6-5设计气象条件组合表气象情况温度（℃）风速（m／s）冰厚（mm）最高温度4000最低温度-4000最大风速-5300最大覆冰-51010年平均气温-500外过电压15100内过电压-5150安装情况-15100冰的比重（g/cm3）0.9年平均雷暴日数21日6.4.4导、地线选择6.4.4.1导线的选择本工程拟采用的风电机组单机容量为2.5MW，共19台，装机容量为47.5MW。场内风电场线路连接分别为6/6/7台风力发电机分列为1组。根据风电场内风力发电机组的接线方式，在充分考虑投资经济性及技术要求的基础上，导线采用钢芯铝绞线LGJ-185/25，按允许运行温度80℃，其最大输送容量为27MVA，可满足风电场风力发电机组的出力要求及线路自身的损耗。本工程线路沿线多丘陵地形。综合各方面经济考虑，对全铁塔线路取K＝3.5，其最大拉力为Tmax=16128N。导线物理特性表见表6-6。—237—< 第6章电气表6-6LGJ-185/25导线物理特性表型号LGJ-185/25结构截面积（m㎡）铝股（股数/直径mm）24/3.15钢股（股数/直径mm）7/2.10铝部187.04钢部24.25总计211.29外径（mm）18.9020°C直流电阻不大于（Ω·km）0.1542计算拉断力（kN）59.420计算重量（kg/km）706.1线膨胀系数（1/°C）18.9×10‐6弹性系数（N/m㎡）760006.4.4.2地线的选择本工程地线选用GJ-35，安全系数K=5，Tm=9094.4N表6-7GJ-35地线物理特性表型号GJ‐35截面积（m㎡）37.17外径（mm）7.8计算拉断力（N）45472弹性模量（N/m㎡）181423线膨胀系数（1／℃）11.50×10‐6单位质量（kg／km）318.20安全系数5.0最大使用张力（N）9094.4平均使用张力/计算拉断力＞18%具体参数以最终招投标确定厂家后为准。—237—< 第6章电气6.4.5绝缘配合6.4.5.1污区等级划分根据风电场场址区域的污秽程度，本工程拟建的风电场址所属区域泄露比距为2.5kV/cm。6.4.5.2绝缘子型号为减少今后风电场内线路运行维护工作量及结合以往瓷悬式绝缘子的使用情况，本工程线路绝缘子型式全部采用瓷悬式绝缘子，型号选用XP-70瓷悬式绝缘子，其主要技术指标见表6-8。表6-8导线绝缘子主要尺寸及机电特性绝缘子型号机械破坏负荷kN不小于公称结构高度H绝缘件公称直径D最小公称爬电距离雷电全波冲击耐受电压（峰值）kV不小于工频电压（有效值）kV不小于单件重量kgmm湿耐受XP-7070146254300110455.06.4.5.3空气绝缘间隙本工程塔头布置及带电部分与杆塔构件的最小间隙如下：工况类别间隙距离外过电压0.45m内过电压0.25m运行电压0.10m带电作业1.00m对操作人员需要停留工作的部位，考虑人体活动范围50cm裕度。6.4.6杆塔型式本工程杆塔型式的选择,是按照《66kV及以下架空电力线路设计规范》（GB50061-2010）的要求以及各有关的技术规定,结合本工程的具体情况,考虑了既经济合理，又方便加工、施工及运行维护等方面的有利因素而进行的。所选择的各种铁塔型式均选用《35～—237—< 第6章电气220千伏送电线路铁塔通用设计型录》中77系列铁塔。其中：单回路直线型铁塔采用3560ZS2（772）型，双回路直线型铁塔采用3560ZGU2（776）型，单回路转角塔采用3560JJ1（779）型、3560JJ2（7710）型，单回路终端塔采用3560DJ1（7713）型，双回路转角塔采用3560JGU1（7716）型、3560JGU3（7718）型，双回路终端塔采用3560DGU（7719）型，分歧塔采用3560FGU（7715）型。6.4.6.1杆塔要求杆塔组立后要调正、调直，拉线的初应力应控制在150N/m㎡左右，不宜过松，以防杆塔在受力后产生位移。1）所有杆塔构件应按图纸进行组装，组装后各部分尺寸必须保证准确无误，在组装时，如果发现组装困难或安装不上，应先查明原因，然后按照有关规定进行修正，不得任意切割，以保证质量，对不符合要求的构件，严禁使用。2）各塔型的材料选用、加工工艺、成品验收应按设计图纸要求和有关技术规范进行。各种铁塔构件须经放样核对尺寸无误后方可下料加工，加工完毕试组装合格后方可出厂。3）铁塔所有构件加工后，均须热镀锌防锈。4）铁塔构件在施工现场组装前应全面检查，不得使用变形超过有关规范要求的构件，且不允许在组装过程中强行安装、焊接、火割构件。5）各耐张转角塔及终端塔，在安装地线时，地线横担下平面主材（撑杆）须采取临时补强措施，在安装导线时，导线横担上平面主材（吊杆）须采取临时补强措施。6.4.7基础型式本工程铁塔基础均采用现浇式混凝土台阶基础，混凝土标号为C20，铁塔基础型式及配筋采用北X道亨公司铁塔台阶基础优化计算系统进行计算配置，并做适当修正。6.4.7.1基础施工要求基础施工以设计现场标定的中心桩处地面为准，降基或平基应达到设计要求。当降基达到设计要求后，如a值仍不满足要求值时，必须征得设计同意方可继续降基，不得擅自增大降基值。—237—< 第6章电气1）在基坑开挖过程中，如发现不良地质情况（如土洞、漏洞、淤泥等），应停止开挖并及时反馈给设计人员，待设计、地质人员到现场重新勘察后，确认是否对原设计进行修改。2）各类基础，在基坑回填土时应按施工及验收规范的要求分层夯实。对于石坑的回填，其石子应与30%的土掺合拌匀后回填夯实。对那些不易夯实的阶梯式基础基坑，应将基础最底层阶梯嵌入坑壁内200mm以上，并在浇制混凝土时，填满嵌槽。3）铁塔基础基坑开挖完成后应尽快浇制混凝土，浇制前应清理干净坑内残土或积水，一个基础应一次浇制完成。本工程基坑在雨季施工时注意避免暴露时间过长，施工完成后尽快覆盖。4）铁塔基础的现浇混凝土必须符合设计要求，浇制时须用振动棒分层捣固。组立铁塔须在基础混凝土强度达到设计强度的70%以上方可进行，整体组塔须达到设计强度的100%。6.4.8防雷与接地6.4.8.1防雷保护根据GB50061-2010《66kV及以下架空电力线路设计规范》规定，本工程新建架空线路杆塔其保护角小于25°。导、地线在档距中央的距离满足0.012L+1m要求。本工程电缆线路与架空线路转换处，需在电缆登杆处加装避雷器保护。6.4.8.2接地装置本工程架空线路作为风电场内送至场内220kV升压站的电源，为提高供电可靠性其防雷接地作用相当重要。而且，本工程架空线路位于风力发电机组的旁边，及考虑多年最多雷暴日达21日，风电场内全线均采取直接接地。铁塔接地电阻在10Ω以下，以满足耐雷水平达到30kA的要求。铁塔接地装置采用φ10圆钢，围成4个4.0m环，分别埋于铁塔的四个脚下，埋入地1.0m深。6.4.9防振措施本工程所选导线平均运行应力当超过其破坏应力的18%时，需采取防振措施。—237—< 第6章电气6.4.10光缆选型本工程选用16芯ADSS作为风机通信专用通道，具体参数由厂家提供。6.4.11电缆选型6.4.11.1电力电缆本工程风机箱变高压侧出线出口至登塔部分采用电缆，然后接入场内35kV集电架空线路。本工程35kV电缆选用交联聚乙烯绝缘聚氯乙烯护套钢带铠装三芯电力电缆及交联聚乙烯绝缘聚氯乙烯护套非磁性金属铠装单芯电力电缆，箱变至电缆登塔支接段采用电缆型号为YJLV22-26/35kV-3×50m㎡，最大输送容量为8.48MVA，能满足支接风机的输送容量；35kV架空线路至升压变电站外侧用35kV电缆直埋敷设，接入升压变电站采用电缆型号为YJV22-26/35kV-3×240m㎡，最大输送容量为26.37MVA，可满足单回风机输送容量要求。本工程YJV22-26/35kV-3×240m㎡电缆主要结构参数如下：额定电压（kV）26/35标称截面m㎡3×240绝缘厚度mm5.5电缆外径mm88.97电缆重量kg/m13.71弯曲半径15～20倍电缆直径本工程YJV22-26/35kV-3×50m㎡电缆主要结构参数如下：额定电压（kV）26/35标称截面m㎡3×50绝缘厚度mm5.5电缆外径mm63.55电缆重量kg/m4.351弯曲半径15～20倍电缆直径—237—< 第6章电气6.4.11.2电缆附件35kV电缆中间接头及终端头一般分为热缩型和冷缩型，其中热缩头的价格要低于冷缩头，它们的技术指标详见表6-9表6-9热/冷缩型电力电缆附件比较名称热缩电力电缆附件全冷缩电力电缆附件材料橡塑材料硅橡胶弹性差好结构电应力控制管、外绝缘保护管及伞裙等单独制作配套施工应力锥、外绝缘保护管及伞裙为一体地线连接需焊接采用恒力弹簧、无需焊接收缩方法用火加热抽取芯线电场控制参数应力管几何应力锥局部放电大小施工空间要求空间要求大空间要求低施工速度慢快外形欠美观美观热缩电力电缆附件的收缩温度为100℃-140℃，只有在安装时，温度才可以满足它的收缩条件。当温度低时，由于电缆的热膨胀系数与热缩材料的膨胀系数不同,完全有可能在80℃以下的环境产生脱层,因此出现裂缝。这样水和潮气就会在呼吸的作用下进入,从而破坏系统的绝缘。同时环境的条件发生变化时,由于没有硅橡胶那样的弹性,所以也会给安全带来影响,这就是热缩材料的缺点。冷缩电力电缆附件实际上是一种弹性电缆附件，也就是说利用液体硅橡胶本身的弹性在工厂预先扩张好放入塑料及支撑条。到现场套到指定位置，抽掉支撑条使其自然收缩。这种技术就是冷缩技术，这种附件就是冷缩的电缆附件，因此这种冷缩附件具有良好的"弹性"，可以避免由于大气环境、电缆运行中负载高低产生的电缆热胀冷缩。即"电缆呼吸"所产生的绝缘之间的空隙，造成的击穿事故。—237—< 第6章电气综上所述，热缩电力电缆附件的最大缺点就是本身不具有弹性，不能与电缆同呼吸。故冷缩电力电缆附件可用于温差大、受气候环境影响大的地域使用是最佳的选择。因此结合本工程实际情况，建议使用冷缩型电力电缆附件。6.4.12电缆敷设本工程电缆均为直埋敷设，埋深1200mm，上覆砂土或软土并设置电缆保护盖板及黄色警示带后，用回填土夯实恢复至原地面。电缆在电缆登杆的引上（下）时，应用电缆夹具固定电缆，自离地1.5m起，每隔1.5m设置一个。本工程35kV电缆采用牵引头方式牵引时容许的最大拉力为：1）3×240m㎡电力电缆：Tm≤50.4kN。2）3×50m㎡电力电缆：Tm≤6.0kN。电缆最小弯曲半径应≥15～20倍的电缆外径。6.4.13其他问题与说明为了提高集电线路的运行可靠性，本工程集电线路全线采用T接方式连接各台风机箱变。6.5附表—237—< 第6章电气表6-11220kV升压站电气一次主要设备材料表序号产品名称型号及规格单位数量备注1主变压器配电装置1.1主变压器SZ11-100000/230（三相，有载调压，自冷）230+8×1.25%/36.75KV，Ynd11Uk=13%外绝缘爬距：高压套管爬距比不小于6300mm低压套管爬距比不小于1250mm台1附有载调压开关附在线真空滤油机附油色谱分析仪1.2主变中性点间隙组合设备套1每套装置包括：①隔离开关GW13-126Z(W)/630A31.5KA只1②中性点保护间隙BJX-220套1③间隙接地电流互感器LRB-10200/5只1④直接接地电流互感器LZW-10200/5只11.3户外动力配电箱XLW-1-9个12220kV屋外配电装置2.1220kVSF6罐式断路器分相操作，附弹簧机构组1220kVSF6罐式断路器三相联动操作，附弹簧操作机构组1CT:2*500/5A50VA5P20/5P20/5P20/5P20/0.5/0.5/0.2S2.2220k母线隔离开关252kV1600A40KA高强瓷组3单接地水平开启隔离开关、单接地、三相联动主刀闸配：电动机构；地刀闸配：手动机构相间距：3.5m外绝缘爬电距离不小于6300mm2.3220kV隔离开关252kV1600A40KA高强瓷组1三柱水平开启式、水平断口、双接地、三相联动主刀闸配：电动机构；地刀闸配：手动机构相间距：3.5m外绝缘爬电距离不小于6300mm2.4220kV氧化锌避雷器204/520放电电流10kA只3复合外套附在线监测仪相间距：3.5m外绝缘爬电距离不小于6300mm2.5220kV电容式电压互感器252kV10H台30.2/0.5/0.5/3P100/100/100/100VA相间距：3.5m外绝缘爬电距离不小于6300mm—237—< 第6章电气2.6复合耐张绝缘子串FXBW4-252/100串6主变、构架2.7悬垂绝缘子串16（XWP2-70）串3出线2.8户外动力配电箱XLW-1-9个12.9端子箱XW1-2个3出线2.10端子箱XW2-1个1母线设备2.11钢芯铝绞线LGJ-400/50m700母线、出线2.12电动升降车台12.13电压抽取装置套1335KV配电装置部分3.135KV高压开关柜包括：面1主变①真空断路器40.5kV2000A31.5kA台1②避雷器套1③电流互感器2×1000/5A5P20/5P20/5P20/0.5/0.2S台3④接地开关JN15-3531.5kA台1⑤带电显示装置套13.235KV高压开关柜包括：面5进线（电容器一面）①SF6断路器/真空断路器40.5kV1250A31.5kA台1SVG回路采用SF6断路器②电流互感器2×600/5A10P15/10P15/10P15/0.5/0.2S台3③接地开关JN15-3531.5kA台1④避雷器套1⑤带电显示装置套13.335KV高压开关柜包括：面1站用变压器①真空断路器40.5kV1250A31.5kA台1②电流互感器2×600/5A10P15/10P15/10P15/0.5/0.2S台3③接地开关JN15-3531.5KA台1④避雷器套1⑤带电显示装置1套3.435KV高压开关柜包括：面1电压无功补偿装置①SF6断路器40.5kV1250A31.5KA台1②电流互感器2×600/5A10P15/10P15/10P15/0.5/0.2S台3③接地开关JN15-3531.5KA台1④避雷器套1⑤带电显示装置套13.535KV高压开关柜包括：面1母线设备①熔断器XRNP-35/0.5组1②电压互感器35/√3/0.1/√3/0.1/√3/0.1/3kV台3③氧化锌避雷器YH5WZ-54/134台3⑤带电显示装置套1—237—< 第6章电气3.6封闭母线35KV，2000A米103.7穿墙套管35KV，2000A个33.8氧化锌避雷器YH5WZ-51/134台3主变3.935KV电压无功补偿装置包括：套1SVG容量5000kVar并联电容器组5000KVar套1降压变压器5000kVA35KV⑨成套装置的控制、监控、保护、报警系统套1⑩成套装置一、二次连接导体导线。⑾成套安装用支架、组合柜等装置3.1035KV接地变兼站用变压器DKSC-1250/35-500，35+2X2.5%/0.4kVZyn-11台1电阻柜35KV，750kVA套1厂家成套单相隔离开关及控制器3.11动力配电箱XLW-1-12个13.12电力电缆YJV22-26/35KV-3×70m2503.13电缆终端用于YJV22-26/35KV-3×70电缆套63.1410kV箱式变电站箱式变压器（附干式变压器）500/10.510.5±5%/0.4kV台1施工电源3.15铜排100X10m1003.16支柱绝缘子ZSW-40.5/10-4支183.17低压配电屏GCS型面73.1810kV电缆YJV22-8.7/15-3X50m5004接地部分4.1镀锌扁钢-60×8m90004.2镀锌钢管L50*5L=2500mm根100集中接地极4.3带绝缘护套铜绞线100m㎡m500保护接地4.4等离子接地极L=3000mm套205电缆防火5.1柔性速固耐火堵料JZDt35.2电缆防火涂料JZTt25.3防火隔板㎡506火灾自动报警系统套1含下列设备6.1火灾报警控制箱JB-TB-9500A台16.2光电感烟探测器JTY-GD-9810套606.3手动报警按钮SB-98套106.4感温电缆m5006.5高温绝缘线BVR-1.0m㎡m7007照明部分7.1户内动力配电箱XL-1-96个7.2照明配电箱XRM8个7.3吸顶式荧光灯YMC-2×36W套607.4吸顶灯CDX14-C30W套307.5低布置投光灯NSC97001×400W套20户外照明—237—< 第6章电气8电缆支架8.1镀锌角钢∠50×5t38.2镀锌角钢∠40×4t1.5表6-12升压站电气二次主要设备材料表序号产品名称型号及规格单位数量备注（一）系统部分1风功率预测系统屏面12有功功率控制系统套13PMU功角测量屏面14电能质量监测屏面15220kV故障录波屏故障录波装置1台面1635kV故障录波屏故障录波装置1台面1（二）变电部分1监控系统主机兼操作员工作站（含五防软件、锁具）1套（显示器，键盘，鼠标放置在监控台上）套22远动通信屏远动接口装置（双机）2套，含远动通道接入设备及智能接口设备1套。含GPS主时钟装置1套。面1GPS对时屏含GPS,北斗双时钟源面13通信接口屏网络交换机6台面14公用测控屏公用测控装置3台面15220kV线路测控屏面16220kV母线保护面27主变保护屏主变差动保护装置1套，非电量保护装置1套面28主变测控屏高压侧测控装置1套，低压侧及本体测控装置1套，面19继电保护及故障录波信息子站屏面110调度数据网接入设备包含路由器，交换机等套211二次系统安全防护装置套11235kV线路保护测控装置套3—237—< 第6章电气装于35kV开关柜上续表6-12（完）升压站电气二次主要设备材料表序号产品名称型号及规格单位数量备注13接地变兼站用变保护测控装置套1装于35kV开关柜上1435kVSVG保护测控装置套1装于35kV开关柜上35kV电容器组保护测控装置套1装于35kV开关柜上1535kV母线保护屏面116计量及远动采集屏含远动采集装置、220kV线路侧0.2S级计量表2块（主/备）及主变高压侧0.2S级计量表1块，主变低压侧0.5S级电度表面11735kV线路电能表0.5S级块3装于35kV开关柜上1835kV电容器组电能表0.5S级块1装于35kV开关柜上35kVSVG电能表0.5S级块1装于35kV开关柜上1935kV接地兼站用变0.5S级块1装于35kV开关柜上20地调扩充远动、计量信息的修改和扩充项121省调扩充远动、计量信息的修改和扩充项122直流馈线屏面223充电屏面224联络柜面125蓄电池屏200Ah,2组面6—237—< 第6章电气26UPS电源系统2x5kVA面127微机保护试验电源屏面128图像安全监控系统控制屏面129控制电缆ZR-KVVP2-22综合公里15估列30屏蔽双绞线公里3估列表6-13风电场通信主要设备材料表序号名称规格单位数量备注1光端机622M套23PCM接入设备台14高频开关电源48V/120A套25免维护蓄电池48V/300A组26综合配线架96芯光配线架、200音频配线架台17数字配线架120系统台19光功率计块110光源块111调度交换机40线台1142M连接电缆75Ω，10米根3215超5类网线UTP8芯米30016同轴电缆SYV-75-2-4米20017配线电缆HPVV50×2×0.5米10018尾纤双头10米根2419邮电市话部120引入光缆24芯（含金具）公里0.521光缆终端盒24芯个222钢管米10023塑料管（阻燃）米30024封堵材料公斤1—237—< 第6章电气表6-14集电线路机电设备汇总表序号设备材料名称型号及规格单位数量备注1导线LGJ-185/25km72.51单回路为17.6km2地线GJ-35km17.163光缆ADSS光缆（16芯，档距300m）km24.00单模，G.6524悬式绝缘子XP-70根30935接地装置套906导线防振锤FD-3只7267地线防振锤FG-50只1768接续金具t1.29电缆YJLV22-3×50m㎡m160010电缆YJV22-3×300m㎡m63011电缆终端头户外型50m㎡组38每组3相（接头）12电缆终端头户内型300m㎡组3每组3相（接头）13电缆终端头户外型300m㎡组3每组3相（接头）1435KV避雷器HY5WZ2-52.7/134只66定货时可任选同型号产品15ADSS悬垂串串50包括紧固夹具等16ADSS耐张串串110包括紧固夹具等17螺旋减震器套40018引下线夹套13019余缆架套820G50镀锌钢管km221G65镀锌钢管km0.722G100镀锌钢管km0.17—237—< 第6章电气表6-15杆塔汇总表序号铁塔代号铁塔名称杆塔高（m）呼称高（m）数量杆塔钢量（t）/基基础钢量/基基础混凝土/基（m3）（kg）1直线塔ZS2_1535kV单回路直线塔19.61541.254289.152直线塔ZS2_1835kV单回路直线塔22.61881.51432.7213.063直线塔ZS2_2135kV单回路直线塔25.62181.86432.7213.064直线塔ZS2_2435kV单回路直线塔28.62432.09432.7213.065直线塔ZGU2_1235kV双回路直线塔20.51241.79480.418.666直线塔ZGU2_1535kV双回路直线塔23.515122.09480.418.667直线塔ZGU2_1835kV双回路直线塔26.51822.44480.418.668直线塔ZGU2_2135kV双回路直线塔29.52112.87480.418.669转角塔JJ2_935kV单回路30°～60°转角塔14.7921.48567.7216.1410转角塔JJ2_1235kV单回路30°～60°转角塔17.71221.80567.7216.1411转角塔JJ2_1535kV单回路30°～60°转角塔20.71532.16567.7216.1412转角塔JJ1_1235kV单回路0°～30°转角塔17.71241.61523.9615.6113转角塔JJ1_1535kV单回路0°～30°转角塔20.71551.88523.9615.6114转角塔JJ1_1835kV单回路0°～30°转角塔23.71832.31523.9615.6115转角塔JGu3_1235kV双回路30°～60°转角塔20.51234.03766.3423.9916转角塔JGu3_1535kV双回路30°～60°转角塔23.51554.67766.3423.9917转角塔FGu_1535kV双回路鼓型分歧塔27.51536.16934.9233.3418转角塔FGu_1835kV双回路鼓型分歧塔30.51816.95934.9233.3419转角塔JGu1_935kV双回路鼓型0°～30°转角塔18912.51608.6420.36—237—< 第6章电气续表6-15（完）杆塔汇总表序号铁塔代号铁塔名称杆塔高（m）呼称高（m）数量杆塔钢量（t）/基基础钢量/基基础混凝土/基（m3）（kg）20转角塔JGu1_1235kV双回路鼓型0°～30°转角塔211213.05608.6420.3621转角塔JGu1_1535kV双回路鼓型0°～30°转角塔241523.52608.6420.3622转角塔JGu1_1835kV双回路鼓型0°～30°转角塔271814.40608.6420.3623转角塔DJ1_935kV单回路60°～90°终端转角塔15.3911.89646.3224.1924转角塔DJ1_1235kV单回路60°～90°终端转角塔18.31232.33646.3224.1925转角塔DJ1_1535kV单回路60°～90°终端转角塔21.31552.83646.3224.1926转角塔DJ1_1835kV单回路60°～90°终端转角塔24.31813.29646.3224.1927转角塔DGu_1235kV双回路60°～90°终端转角塔211213.91985.1262.1328转角塔DGu_1535kV双回路60°～90°终端转角塔241514.63985.1262.13—237—< 第7章消防设计第7章消防设计7.1工程消防概况和消防总体设计7.1.1消防设计依据XXXX一期（XX沟）风电项目消防工程设计依据的规范主要有：★《建筑设计防火规范》GB50016—X★《建筑灭火器配置设计规范》GB50140-X★《建筑给水排水设计规范》GB50015-2003（2009版）★《室外给水设计规范》GB50013-X★《室外排水设计规范》GB50014-X（X版）★《火力发电厂与变电站设计防火规范》GB50229-X★《电缆防火措施设计和施工验收标准》DLGJ154-2000；★《电力工程电缆设计规范》GB50217-X★《220kV~750kV变电站设计技术规程》（DL/T5218-X）★中华人民共和国消防条例及其实施细则7.1.2一般设计原则风电场消防设计贯彻“预防为主，防消结合”的方针，针对工程的具体情况，采用先进的防火技术，以保障安全，经济合理为宗旨。遏止火灾事故的发生，创造良好的消防环境。在加强火灾监测报警的基础上，对重要场所采用相应得消防措施，在中控室、通信机房以及220kV升压站等场所安装火灾监测报警系统的各类探测器。7.1.3机电消防设计原则风电场发电设备，送、变、配电设备以及一切用电设备和线路在运行过程中或带电状态下，由于电气短路、负荷、接触不良、静电和雷电易引起火灾。根据风力发电机场自身的特点，机电消防根据不同的对象采取不同的防火技术措施，阻止电气火灾事故的发生。7.1.4消防总体设计方案—237—< 第7章消防设计（1）消防总体设计保证安全。消防是风电场管理工作的一项首要任务，一方面要考虑风电场工程自身的安全；另一方面要考虑风电场工程对周围环境的安全。在总体设计时，应按危险品火灾危险程度分区分类隔离，如油浸变压器、总事故贮油坑等。（2）消防总体设计满足适用要求。风电场总体设计要遵循适用的原则。所谓适用就是总体设计要能满足各种区域的使用要求。风电场内部的建筑物、构筑物以及电气设备之间的防火间距要满足防火设计规范。各种区域尽管功能不一样，在使用上都有一个共同的要求：保证风电场风力发电机组的正常运行。（3）消防总体设计满足经济性的要求。经济性体现在以下几个方面：总体设计应使布局紧凑，既能保证建筑物、构筑物以及电器之间必要的防火间距，又能节省用地，以减少建设投资；总体设计要有利于各种设施、设备效能的充分发挥，保证各种设施设备的有效利用，提高劳动效率和风电场的经济效益。7.2工程机电设备消防设计7.2.1防雷击措施根据现场实际情况及土壤电阻率敷设不同的人工接地网，以满足接地电阻（由风力发电机组厂商提出的接地电阻值）的要求，在每台风电机组和箱式变电站基础外四周大于1m远处各焊接一个水平接地环网，敷设深度离地面0.8m～1.0m处。若接地电阻不满足要求，可把风电场的每台风电机组的接地环网都连接起来，若还没有达到接地电阻要求可和220kV升压变电站的接地网通过接地扁钢互连组成一个总的接地网或降低人工接地电阻（如采用降阻剂），直至满足接地电阻要求。控制楼内开关柜、控制屏、配电箱都有角钢基础，电容器架也采用角钢支架，控制楼内接地系统就是将这些角钢基础与角钢支架用扁钢相连做为接地干线，然后将接地干线在适当地点引至控制楼外。220kV变压器接地：220kV变压器接地与系统接地的要求完全一样，接地方式有中性点直接接地和间隙接地，接地电阻满足高压方面的接地要求。7.2.2电缆防火措施（1）风电场内不准沿可燃建筑构件架设临时输电线路。（2）低压架空线距地面高度不低于2.5m，线间距离为1.5m。—237—< 第7章消防设计（3）电缆选用阻燃电缆，所有穿越墙壁、楼板和电缆沟而进入控制室、电缆夹层、控制柜及仪表盘处的电缆孔洞应进行严密封闭。（4）较长的电缆隧道设置防火墙。（5）主控制室电缆层的竖井在底部入口处采用电缆防火堵料、填料或防火包等材料严密封闭，耐火极限大于1小时。（6）敞开的电缆沟中敷设电缆，电缆沟的上面应用盖板盖好，盖板应完整、坚固。（7）电缆明敷时，在电缆接头两侧各2～3m长的区段，以及沿该电缆并行敷设的其他电缆同一长度范围内，采取防火涂料或防火包带措施。（8）风电场投入运行后，运行人员对敷设在电缆沟中大容量电力电缆和电缆接头盒的温度做记录，并编制电缆在沟中各种不同的空气温度时容许负荷表，做为运行的指导。7.2.3主变压器防火设计（1）主变压器在安装后必须进行检查，清除焊渣、铜丝、油泥等杂物，主变压器保护装置必须完善可靠。（2）主变压器与周围建筑物的防火间距为10m。（3）主变压器设置总事故贮油池，总事故贮油池大于变压器外廓每边各1m，总事故贮油池内铺设卵石层，其厚度不应小于250mm，卵石的直径为50mm～80mm。（4）根据《电力设备典型消防规程》要求，本工程主变容量不超规范要求,不需要上单独消防系统。为此，在主变压器附近设置装备可靠的专用消防设备1211灭火器2套防火砂箱、消防铲等，以满足消防要求。（5）离主变压器4m处，设置消防砂箱一个。7.2.4应急照明按照规范要求，本工程在继电保护室、监控室等场所和按照规程规定停电后需要继续工作的场所设置应急照明。应急照明由直流供电，并进入智能巡检系统，可进行远方和就地控制。7.2.5灾探测报警及控制本工程设置一套火灾探测报警控制系统，具体监控情况如下：在继电保护室设置智能光电烟感探测器，在各级配电装置室设置智能温感探测器。—237—< 第7章消防设计火灾探测报警控制系统提供与站内智能巡检系统接口（无源接点），用于发报警信号。火灾报警系统的功能完全不依赖通讯网，通讯网的瘫痪与否不影响系统的正常工作。7.2.6消防工程主要设备表7-1消防工程主要设备表序号名称规格数量1灭火器1211卤代烷（手提式）102灭火器1211卤代烷（手车式）23火灾自动报警14联动控制系统15总事故贮油坑16消防砂坑17.3升压站建筑消防站内设置火灾报警系统，生产楼消防采用二氧化碳灭火及干粉灭火器灭火，各个房间设置灭火器及消防设施，还设有防毒措施。生活楼消防设置灭火器消防，减少可燃物的堆放，安全人员定期检查火灾隐患。7.4站区消防站区设置消防道路，路面宽度4.50m。主变及配电装置区环形消防道路转弯半径≥7m。道路路面标准为混凝土路面，均可满足消防车抵达任一着火建筑物实施灭火的通道要求。站内各建（构）筑物的火灾危险性分类及耐火等级一览表序号建筑物名称火灾危险性类别最低耐火等级消防设施配置1各级配电装置室戊二级二氧化碳移动式灭火器2生产楼戊二级灭火器3生活楼戊二级移动式灭火器4辅助建筑物戊二级移动式灭火器7.5施工消防7.5.1工程施工场地规划—237—< 第7章消防设计施工场地规划中，施工区域远离易燃易爆仓库，规划合理化，总体规划应使布局紧凑既能保证建筑物、构筑物以及电器之间必要的防火间距，又能节省用地。7.5.2施工消防规划（1）施工现场成立以项目经理为首的消防领导小组，设专职和兼职安全消防人员形成保证体系，对整个工地进行每周一次的安全消防大检查，教育现场工作人员认真执行各项消防安全管理措施，消除隐患。（2）严格执行现场使用明火制度，电焊时要有专人看火，看火人员应携带水桶及石棉布，焊接前，应检查周围的环境，清理周围的易燃物。（3）对易燃易爆材料、器材要有严格管理，重点部位（仓库、油漆库、易燃物间等）按要求设置警告标志，存放在远离现场的专门仓库内。（4）气压焊用的氧气钢瓶、乙炔钢瓶在作业过程中，必须间隔5m。两瓶与明火作业距离不小于10m。氧气钢瓶、乙炔钢瓶设置在专用的悬挑平台上。（5）施工现场使用的安全网、密目式安全网、保温材料，必须符合消防安全规定，不得使用易燃、可燃材料。（6）现场设消防高压水泵（扬程大于100m）及专用消防管道。（7）施工现场要保持消防道路畅通，地面设消防栓，消防栓要有明显标志，其周围不得堆放材料及工具。（8）雨季要做好防雷电。（9）机电设备必须专人使用，专人维修，并搭设防雨措施。（10）全部电器必须安装漏电保护装置，禁止用电灯取暖或烘衣服。下班后由电工切断施工现场的全部电源。（11）生活区的用电要符合防火规定，用火要经保卫部门审批，食堂使用的燃料必须符合使用规定。7.5.3易燃易爆品消防风电场现场施工中，油漆、汽油、柴油等易燃易爆物品储存在仓库中，必须符合消防安全规定。—237—< 第8章土建工程第8章土建工程本风电场工程拟建装机容量为47.5MW，风力发电机组单机容量暂按2.5MW考虑，参照《风电场工程等级划分及设计安全标准》（FD002-X），按最终建设规模考虑本工程等别为Ⅱ等，工程规模为大（2）型，升压站规模为220kV，本风电场风机轮毂高度80m。本工程中土建工程部分主要为风力发电机组风机基础，箱式变压器基础，风电场内集电线路杆塔及基础，进场道路及场内检修道路，控制中心地基处理及房屋工程等。根据《建筑抗震设计规范》（GB50011-2010），本工程建筑物为丙类建筑；根据《构筑物抗震设计规范》（GB50191-X），本工程构筑物为丙类构筑物，本工程建构筑物设计抗震设防烈度为6度。8.1工程地质条件及工程等级8.1.1设计内容本风电场位于XX省XX市XX境内。本期拟布置19台2.5MW风力发电机组，并配备建设19座箱式变电站，同时建设一座220kV升压变电站。本工程土建设计内容主要有风场道路，风机基础及箱变基础，220kV升压站。8.1.2场区工程地质条件1）工程地质残积土：地基承载力特征值为fak=160～200kPa。全风化：地基承载力特征值为fak=250～300kPa。强风化：地基承载力特征值为fak=500～1000kPa。中等风化：地基承载力特征值为fak=2000～3000kPa。3）土壤冻结深度根据《建筑地基基础设计规范》（GB50007-X）附录F查得：该地区土的标准冻深为1.48m左右。4）岩土工程初步评价根据《风电机组地基基础设计规定》第7.1.3—237—< 第8章土建工程条：根据GB50223的有关规定，风电机组地基基础的抗震设防分类定为丙类，应能抵御对应基本烈度的地震作用，抗震设防的地震动参数按GB18306确定。5）场地地下水和土腐蚀性评价由于场地地下水埋深较深，一般可不考虑对建筑材料的腐蚀性。同时，也不考虑岩土对建筑材料的腐蚀性。6）工程水文风电场所处位置可满足洪水设计标准。8.1.3主要设计依据《风电机组地基基础设计规定》（FD003-X）（试行）《变电站总布置设计技术规程》（DL/T5056-X）《变电所建筑结构设计技术规定》（NDGJ96-1992）《钢结构设计规范》（GB50017-2003）《民用建筑设计通则》（GB50352-X）《办公建筑设计规范》（JGJ67-X）《建筑设计防火规范》（GB50016-X）《220kV～750kV变电所设计技术规程》（DL/T5218—X）《公共建筑节能设计标准》（GB50189-X）《建筑结构荷载规范》（GB50009-X）《建筑抗震设计规范》（GB50011-2010）《建筑地基基础设计规范》（GB50007-X）《混凝土结构设计规范》（GB50010-2010）《高耸结构设计规范》（GB500135-X）《混凝土结构耐久性设计规范》（GB/T50476-X）《大体积混凝土施工规范》（GB50496-2009）等现行国家有关设计规范、规定。8.1.4设计安全标准本风电场的工程等别为II，工程规模大（2）型，风力发电机组塔架地基基础的设计级别为1级.—237—< 第8章土建工程其他设计安全标准均按《风电场工程等级划分及设计安全标准》（FD002-X）中的相关规定执行。8.2风力发电机组基础和箱变基础8.2.1风力发电机组基础拟采用天然地基,基础型式采用扩展圆型基础，基础埋深-3.6米（0.000为基础所在位置的自然地面标高），基础直径20米，基础边缘高度为1米，混凝土强度等级为C40，混凝土抗冻等级确定为F200.基础下设200mm厚C15素混凝土垫层。风机基础底如未坐落于设计土层，则采用级配碎石换填方式换填至基底设计标高。本地区冬季气温较低，回填土的冻胀现象将会对基础混凝土表面及侧面产生不利影响，应在基础表面及侧面回填中粗砂松散材料并予以机械振捣密实。风力发电机组基础的最终设计方案应在设备招标后,进行工程地质详勘，根据风力发电机组厂商提出的施工技术要求及设计方案,结合场地地质情况进行优化设计。风力发电机组基础的结构设计及地基处理方案最终以设计院结合风机厂家资料的设计方案为准。风机基础和箱变基础底面积计算采用标准组合，配筋计算采用基本组合。风机厂家提供的载荷报告如下：载荷坐标系根据GL2010标准，塔架底部坐标系定义如下：图1.1塔架底部坐标系XF水平方向ZF沿塔架轴线垂直向上YF水平侧向，并且XF，YF，ZF符合右手定则原点位于塔架轴线与基础环法兰上表面的交点处—237—< 第8章土建工程8.2.1.1设计载荷参数a)设计载荷参数1)风轮直径110.408m2)轮毂中心高度80m3)额定风速10.5m/s4)50年一遇10分钟平均风速37.5m/s5)1年一遇10分钟平均风速30m/s6)切入风速3m/s7)切出风速20m/s8)轮毂中心高度年平均风速7.5m/s9)风场类型ⅢB[-]10)湍流强度15m/s时的特性值0.16[-]11)湍流强度计算公式中的斜度参数3[-]8.2.1.2极限载荷以下是FD108B型机组塔架底部设计载荷，没有考虑地震影响，各组载荷均未取安全系数。a)塔架底部正常运行载荷标准值分析载荷计算工况包括：正常运行，机组启动，机组停机不包含安全系数。表8.2.1Ultimateloads:towerstationheight=0.6mMxMyMxyMzFxFyFxyFzkNmkNmkNmkNmkNkNkNkNMxMax143601862023514115.8211.8-181.4278.8-3246.0MxMin-7192.11198413976190.1120.5129.3176.8-3166.7MyMax3531.54142741577-42.4543.7-36.9544.9-3225.0MyMin-45.5-1073410734-59.1-116.5-1.06116.5-3183.3MxyMax3531.54142741577-42.4543.7-36.9544.9-3225.0—237—< 第8章土建工程MxyMin-24.625.935.733.016.4-0.1616.4-3192.4MzMax9703.020934230734062.9256.8-82.2269.7-3247.6MzMin-1896.31203412182-6129.9166.059.6176.3-3141.0FxMax2899.04073640839-1210.4560.6-18.2560.9-3229.7FxMin-46.1-1073010730-58.9-116.5-1.06116.6-3183.2FyMax-6409.28777.610869-3194.697.7131.4163.8-3156.2FyMin131382167125343-130.7256.2-187.9317.7-3205.0FxyMax2899.04073640839-1210.4560.6-18.2560.9-3229.7FxyMin-55.5-1245.71247.01.31-0.0380.0130.040-3190.2FzMax7255.01507116727-2607.7172.9-79.7190.4-3073.9FzMin2437.121603217401775.5309.39.04309.4-3324.5a)塔架底部极限载荷标准值分析所有的载荷计算工况（疲劳工况除外），不包含安全系数。表8.2.2Ultimateloads:towerstationheight=0.6mMxMyMxyMzFxFyFxyFzkNmkNmkNmkNmkNkNkNkNMxMax476553160.247759732.399.8-685.8693.0-3129.0MxMin-487203756.048864-816.682.3720.6725.3-3134.7MyMax514.66741067412982.5862.224.8862.5-3241.1MyMin-6017.2-6917369435-2586.9-847.692.3852.7-3157.4MxyMax-6017.2-6917369435-2586.9-847.692.3852.7-3157.4MxyMin-1.14-0.591.29-68.118.20.1118.2-3190.5MzMax6423.415474167555635.7216.7-66.2226.6-3235.1MzMin-1896.31203412182-6129.9166.059.6176.3-3141.0FxMax514.66741067412982.5862.224.8862.5-3241.1FxMin-6017.2-6917369435-2586.9-847.692.3852.7-3157.4—237—< 第8章土建工程FyMax-486743447.748796-856.781.1723.8728.4-3131.5FyMin476553160.247759732.399.8-685.8693.0-3129.0FxyMax514.66741067412982.5862.224.8862.5-3241.1FxyMin426.3-1916.41963.2-845.2-0.001-0.0370.037-3169.6FzMax9624.113617166751197.7257.4-118.8283.5-2919.4FzMin121432618628864168.8337.5-132.5362.6-3526.9a)塔架倾斜对塔架底部产生的附加力矩标准值假设塔架沿着塔架轴线有8mm/m的倾斜率，则塔架底部坐标系坐标原点处附加力矩标准值为：×8.2.1.3疲劳载荷以两种形式给出疲劳载荷，一是等效疲劳载荷（简称DEL），二是载荷平均值（Mean）。为计算等效疲劳载荷，假定载荷参考循环次数为1.0E+7。等效疲劳载荷与平均值的含义如下图所示：a)安全系数—237—< 第8章土建工程疲劳载荷工况安全系数表载荷工况类型安全系数疲劳1.0a)塔架底部等效疲劳载荷塔架底部等效疲劳载荷平均值表TowerbottomMxTowerbottomMyTowerbottomMzTowerbottomFxTowerbottomFyTowerbottomFz[kNm][kNm][kNm][kN][kN][kN]Meanvalue1225.316223.8169.7210.3-4.2-3207.4塔架底部等效疲劳载荷表InverseSNSlopeMxMyMzFxFyFz[-][kNm][kNm][kNm][kN][kN][kN]410199.416420.03412.1284.6158.3140.0713906.522457.73603.9300.0185.0125.2在塔架底部等效疲劳载荷表，对于钢材“m”值取为4，对于混凝土“m”值取为7。8.2.2严格执行《大体积混凝土施工规范》GB50496-2009中的强制性规定。a、大体积混凝土的配制大体积混凝土所选用的原材料应注意以下几点：1、粗骨料宜采用连续级配，细骨料宜采用中砂。2、外加剂宜采用缓凝剂、减水剂；掺合料宜采用粉煤灰、矿渣粉等。3、大体积混凝土在保证混凝土强度及坍落度要求的前提下，应提高掺合料及骨料的含量，以降低单方混凝土的水泥用量。4、水泥应尽量选用水化热低、凝结时间长的水泥，优先采用中热硅酸盐水泥、低热矿渣硅酸盐水泥、大坝水泥、矿渣硅酸盐水泥、粉煤灰硅酸盐水泥、火山灰质硅酸盐水泥等。—237—< 第8章土建工程b、大体积混凝土的浇筑：浇筑方案，除应满足每一处混凝土在初凝以前就被上一层新混凝土覆盖并捣实完毕外，还应考虑结构大小、钢筋疏密、预埋管道和地脚螺栓的留设、混凝土供应情况以及水化热等因素的影响，采用以下几种方法均可：1、全面分层；2、分段分层；3、斜面分层c、大体积混凝土养护时应控制温度。8.2.3风机基础计算8.2.3.1风机荷载本设计阶段风力发电机组暂按初步拟定的单机容量为2500kW机型考虑，其叶片直径为110m，轮毂高度80m。风机厂家初步提供的该型号风机各工况荷载标准值见表8.2.3-1（不含安全系数）。表8.2.3-1风电机组塔架底部受力值计算工况水平合力(kN)合弯矩(kNm)竖向力(kN)扭矩(kNm)安全系数正常工况560.941577332461291.35极端工况862.569435352661291.35根据《风电机组地基基础设计规定》（试行）(FD003-X)第5.0.7条规定，考虑到风电机组荷载的随机性较大且不宜模拟，在与地基承载力、基础稳定性有关的计算中，上部结构传至塔筒底部与基础环交界面的荷载应采用经荷载修正安全系数修正后的荷载修正标准值，荷载修正安全系数取1.35。8.2.3.2分项系数：基础结构安全等级为二级的结构重要性系数为1.0。基础结构安全等级为一级的结构重要性系数为1.1。a.基本组合：永久荷载分项系数：1.2（不利）/1.0（有利）；可变荷载分项系数：≥1.5（不利）/0.0（有利）；疲劳荷载和偶然荷载：1.0。—237—< 第8章土建工程b.标准组合和偶然组合：荷载分项系数均为1.0。8.2.3.3荷载工况与荷载效应组合：本工程采用独立基础，根据《风电机组地基基础设计规定》（试行）(FD003-X)，计算基础底面积，荷载效应采用标准组合，荷载采用修正标准值，地基承载力采用特征值。进行基础内力和配筋计算时，荷载效应采用基本组合，荷载采用标准值乘以荷载分项系数。基础抗滑稳定、抗倾覆验算的荷载效应采用基本组合，荷载采用修正标准值乘以荷载分项系数，荷载分项系数均为1.0。验算地基变形、基础裂缝宽度、基础疲劳强度时采用标准组合，荷载采用标准值。多遇地震工况地基承载力验算时，荷载效应采用标准组合；截面抗震验算时，荷载效应采用基本组合。罕遇地震工况下，抗滑稳定和抗倾覆稳定验算的荷载效应采用偶然组合。8.2.3.4基础设计限制条件（1）风机基础稳定限制条件按《高耸结构设计规范》（GB50135-X）、《风电机组地基基础设计规定》（试行）（FD003-X），风机基础应进行抗滑稳定和抗倾覆稳定计算，在最不利工况（极限风速工况）抗滑和抗倾覆稳定安全系数应满足：抗滑稳定安全系数：1.3；抗倾覆稳定安全系数：1.6。（2）地基应力限制条件按《建筑地基基础设计规范》（GB50007-2002）、《高耸结构设计规范》（GB50135-X）、《风电机组地基基础设计规定》（试行）（FD003-X），在各设计工况下地基应力应满足：正常运行工况地基最大应力：应小于地基允许压应力；地基最小应力：应大于零。极限风速工况地基最大应力：应小于1.2倍地基允许压应力；地基最小应力：基础脱离底面的面积应小于1/4总面积。（3）风机基础倾斜限制条件—237—< 第8章土建工程基础倾斜方向实际受压区域两边缘的最终沉降差与其实际受压区域宽度的比值<0.005。8.2.3.5风机基础结构形式根据风机厂家提供荷载资料对风机基础的结构进行计算。初步拟定风机基础采用圆形基础，混凝土强度等级为C40采用有台柱基础，基础由三部分组成，上部结构为圆柱体，高1.6m，圆柱体直径6.0m；中间为圆台体，高1.0m，上顶面直径6.0m，下底面直径20.0m；承台下部结构为圆柱体，高1.0m，圆柱体直径20.0m。埋深3.3m，基础总高3.6m。8.2.3.6风机基础计算a.抗滑稳定验算：极端工况下抗滑稳定安全系数K=2.78>1.3，正常运行工况下抗滑稳定安全系数K=3.91>1.3，基础抗滑稳定满足要求。b.抗倾覆稳定验算：极端工况抗倾覆稳定安全系数K=2.11>1.6，正常运行工况下抗倾覆稳定安全系数K=3.57>1.6，基础抗倾覆稳定满足要求。c.地基抗压计算：按《建筑地基基础设计规范》(GB50007-2002)、《风电机组地基基础设计规定》（试行）(FD003-X)，将风机基础作为独立基础进行基底应力计算，计算结果如下：①极端工况：基础底面边缘最大压力标准值为pmax=227.33kPa，偏心距与底板半径比为0.446，基底脱开基土面积不大于全部面积的0.25，满足要求。②正常运行工况：基础底面边缘最大压力标准值为pmax=155.62kPa，偏心距与底板半径比为0.247，基础底面边缘最小压力标准值为pmax=3.38kPa，基底没有脱开地基土，满足要求。地基变形：最大沉降量10mm，倾斜率0.0003。沉降允许值100mm，倾斜率允许值0.005，均满足要求。—237—< 第8章土建工程基础形式详见图集中相关图纸。基础的主要工程量见下表：表8.2.3-2风机基础工程量表项目单位数量备注土石方开挖m3/台1992.895土方回填m3/台664.21基础混凝土量(C40)m3/台602.63垫层混凝土量(C15)m3/台65.378.2.3.7风机基础与地基关系上述风机的基础形式可满足风力发电机组上部设备和结构的安全运行。根据风电机组的布置方案，机位基本布置在丘陵高地处的平台上，不需考虑防洪、防涝设计，但在所布置风机的平台面积较小时，需采取削低平台标高和边坡防护相结合的原则进行设计。施工图设计阶段，将根据风机布置位置、集电线路走向、施工安装道路修建等因素，在详勘地质资料的基础上，确定每个风机机位的平台标高，尽量做到土方平衡。风电场风机均在高台布置，基底持力层基本为强风化二长花岗岩，在部分基岩裸露区域，应采用控制爆破的方法进行开挖。为减少石方的爆破，节约投资，部分机位的基础埋深可减少。如果碰到地基不均匀状态的情况，应妥善处理以保证地基承载力要求。当覆盖土层较厚时，采用抛填大石块方法进行地基处理。基础底开挖后如遇土夹层、裂隙应先将其去除、清理，采用C15素混凝土处理和填充；基础底开挖后如有突出石芽，则需将石芽凿除，用级配碎石回填压实，厚度大于300mm。基坑开挖、回填及基础混凝土的施工应遵守现行规程规范，并遵循风力发电机组制造商提出的相关施工技术要求。8.2.4风机基础沉降观测点设置—237—< 第8章土建工程为确保风机整体性及风机基础沉降的高低，每台风机均应进行基础沉降观测。每台风机设置4个沉降观测墩即沉降观测点，均匀分布风机基础平台四角，便于观测基础各个方向沉降的程度。为便于比较观测，风机需设置永久基准点即为基准墩，保证风机沉降观测对比使用。风机沉降观测时间段为，风机基础施工完成后，风机安装完成及风机运行后半年,一年。两年均作测定,直到沉降稳定为止。沉降观测墩为钢筋混凝土结构，混凝土强度等级C40。沉降观测墩上部设置沉降观测盒便于观测。8.2.5箱式变电站基础每台风电机组配置一台箱式变电站。箱式变电站采用天然地基上的浅基础进行设计，基础埋深在冻深以下，基础采用钢筋混凝土独立基础，基础的尺寸需施工阶段视最终选择的设备机型和具体的地质情况确定。表8.2-2箱变基础工程量表项目单位数量备注土石方开挖m3/台100土方回填m3/台78.95基础混凝土量(C30)m3/台18垫层混凝土量(C15)m3/台2钢筋量t/台38.3升压站部分8.3.1站区总布置与交通运输8.3.1.1站区总体规划XXXX风电场位于XX市西，场区坐标范围东西121°21′～121°37′，南北41°50′～42°07′，紧邻长深高速G25、国道G101，铁路大郑线、新义线，交通十分便利。该场址是由海拔高度在140～360米之间的多个山梁构成的山梁群，山顶上大部分是荒山、荒草地，少部分开荒地，还有部分松树，属乡级所有。山梁顶土层不厚，基础坚实。山梁群四周开阔，高度差100米左右。场区内多数山梁顶部比较平缓，均能行车，便于大型风力发电机的安装和运输。总体属低山丘陵侵蚀地貌。拟建风电场区地层岩性较为简单，出露的地层主要为第四系粘性土和太古界建平群小塔子沟组角闪黑云斜长片麻岩、晚二叠世花岗岩。本工程所选场址基本地震加速度值为0.05g，抗震设防烈度为Ⅵ度。场区季节性冻土最大冻结深度为1.0～1.48—237—< 第8章土建工程m。本场区土层具弱碱或弱酸性，对混凝土结构及钢筋混凝土结构中的钢筋无腐蚀性；场区地下水和地表水为软～中硬水，对混凝土具微侵蚀性。升压站站区规划位置沿地形等高线布置东高西低站区按0.5%排坡，矩形站址南北布置，站区地势平均高差1.2m，出线方向正对西方向，便于出线线路引接。厂区布置详见土建总平面图。站区分为生活区和生产区，生活区位于站所东侧，生产区位于站所西侧。生产区布置为：220kV配电装置都布置在生产区南侧，220kV配电装置采用户外敞开式布置，SVG设备及电容器布置在生产区北侧。综合考虑站区规划布置方案，能满足工程技术要求，可以在该区建设升压站。升压站的用水拟采用站内打井加压的供水方案。站区排水可采用自然排水，通过站区围墙外排水沟统一排到站外路边沟。施工电源引接就近10kV电力电源，做为施工临时用电。本工程站址空旷开阔，附近无保护建筑物、通信塔等设施，无拆迁内容。8.3.1.2站区总平布置结合站区的总体规划，贯彻执行“两型一化”变电站建设设计导则的原则，根据工艺专业布置需求，结合站址地形与、日照、交通以及环境保护、绿化等要求，针对建站条件，本站的总平面布置设计方案根据电气专业要求如下：220kV配电装置位于在站区东南侧，站址西侧进线，南侧出线。主变位于站区中间，35kV配电装置室布置于220kV配电装置区北侧。无功补偿装置位于站区北侧，采用电缆与配电装置连接。站内设运行维护及消防通道。进站大门位于站区南侧，进站道路宽4.5m，与新建道路连接，连接进站路长约130m。站区南北长90m、东西宽145m。站内总占地面积13050㎡。8.3.1.3竖向布置升压站自然标高整体呈现东高西低地势，升压站平行等高线布置，充分利用地理优势。经综合考虑土方平衡，周边乡道连接，挡土墙工程量等，站址平均设计标高为191.06m，站内外总挖方量为14229.74m³，填方14157.05m³，站区无弃土量，挖方余土及地表腐殖土做外边坡使用。站区东侧布置挡水墙防止雨水冲入站内，站区西侧布置护坡。升压站内—237—< 第8章土建工程道路采用城市型，站区场地四周0.5%找坡，雨水经排水系统收集后从排水管排至站外。经现场实地踏查及相关资料证明本站址场地设计标高不受百年一遇洪水位影响，满足升压站建设条件。8.3.1.4站区构筑物本站建筑物包括：主控制楼（综合楼），35kV配电装置室（生产楼），车库、泵房及检修间，库房等。各建筑物在站内的布置，详见土建总平面图。主控制楼满足了风力发电机组、变电站的主控及风电场运行人员的办公、生活的要求。综合办公楼布置有办公室、会议室、餐厅、职工宿舍和活动室等。综合办公楼采用框架结构，基础采用混凝土独立基础；220kV及35kV屋外配电装置出线及母线构架梁采用钢管梁，构架柱采用钢管柱人字形结构，基础采用混凝土独立基础。主变压器基础采用混凝土独立基础。8.3.1.5主要技术经济指标表8.3.1.5土建部分主要技术经济指标表序号指标名称单位数量备注1升压站总用地面积㎡160851.1围墙内占地面积㎡130501.2进站道路占地面积㎡5851.3边坡挡墙占地面积㎡24501.4其他占地面积㎡02进站道路长度（新建/改造）m1303围墙长度m4584站内道路面积㎡15755电缆沟长度（宽度600mm以上）m1686站区总建筑面积㎡26728.3.1.6道路交通运输及场地处理站内道路设计：为满足电气设备的运输及运行维护的要求，站内道路布置成环行道路，同时也满足了消防的要求。采用城市型道路，路面低于场地100-200毫米，路面构造从使用的耐久性和便于维护方面考虑，采用混凝土路面。—237—< 第8章土建工程运输主变压器的主干道路面宽度为4.5米，转弯半径9.0米。配电装置区的环形道路面宽为4.0米，转弯半径9.0米。站内道路采用双坡城市型道路，纵向坡度不小于0.3～0.5%，以利于排水。站外道路采用公路型混凝土路面，路面宽4.5米，路肩为2x0.5米，与现有公路连接处转弯半径15.0米。填方区采用挖方区碎石压实回填,整个场地的最终地基承载力标准值应不低于150Kpa.,在整个回填区深度范围内均要求分层碾压,压实填土地基每施工一层要进行压实检验,达到要求标准方可继续施工,挖方区要求超开挖大于0.4米深.压实填碎石级配要均匀.填方施工前，应清除场地内的腐植土（大约地表下0.5米）,集中堆放在站外，根据实际需要临时征地。每层填料厚度不得大于0.3米,且薄厚要均匀.挖填宜连续进行，短时间施工停顿前，应将待填方场地虚铺0.3米厚碎石，继续施工时直接压实虚铺土层；建议采用40吨的震冲碾压机,每层至少碾压5遍.雨季施工时一定要注意防水,防止在含水量过高和过低时施工.防止出现碎石塌落现象,冬季施工时应注意防雪措施,压实填方的施工缝各层错开搭接,在施工缝的搭接处应适当增加压实遍数.压实填土的检测要求：压实填方场地每200平方米设一个检测点，要求每压实一层做一次检测,检测指标包括:压实系数,对不能满足设计要求的须增加压实遍数或采取相应的措施。8.3.2建筑全站建筑物一览表序号建筑物名称火灾危险性类别最低耐火等级层数建筑面积（㎡）设计使用年限1生产楼戊二一层46250年2综合楼戊二二层1558.450年3辅助建筑戊二单层651.650年8.3.2.1生产、生活建筑物1）主建筑：本工程生产楼和生活楼分开建设。生产楼建筑面积约为462㎡，一层框架结构，层高为5.4m。布置站用电室、接地变室和35kV配电装置室。综合楼建筑面积约为1558.4㎡，二层框架结构，一层层高4.2m—237—< 第8章土建工程、二层层高3.9m。一层布置厨房、餐厅、办公区、卫生间等，二层布置卧室、资料室、二次保护室和主控室等。生活楼体积超过3000m³。按照国家现行《建筑设计防火规范》、《火力发电厂与变电站设计防火规范》及相关设计规程的规定需要建设消防给水。建筑布局详见图综合楼建筑平面布置图。2）辅助建筑：均为单层砖混结构，建筑总面积为651.6㎡。辅助建筑为三部分，分别为车库部分、泵房部分和其他部分。车库部分布置油品库、综合水泵房、备品备件库和棚库，建筑面积为388.8㎡。建筑层高分别为：综合水泵房层高5.4m、备品备件库层高5.4m、棚库层高3.9m、油品库层高3.9m、车库层高3.9m。；车库部分布置车库、仓库和检修间等。建筑面积为231㎡，层高为3.9m。其他部分建筑面积为31.8㎡。3）主变事故油池：由于空腔基础本身是封闭结构，利用水重油轻的比重特性，设置油水分离的管道系统，达到多功能整合的设计效果。6）化粪池：一座为地下钢筋混凝土结构。7）本站所有建筑门、窗、墙体等建筑材料均采用保温、节能、环保产品。屋面均采用平屋面钢筋混凝土楼板。楼内交通运输、出入口及防火措施均按照国家现行《建筑设计防火规范》、《火力发电厂与变电站设计防火规范》及相关设计规程的规定进行设计，均满足防火、疏散、运行、检修等方面的要求。8.3.2.2建筑装饰及建筑材料建筑装饰遵循实用、经济及美观的设计原则，在满足规程、规范的前提下，尽量采用易施工、易清洁以及安全、可靠、环保的装饰、装修材料，具体如下：1）室内地面：继保室和监控室采用静电地板，35KV配电室室内采用环氧树脂地坪漆。其他室内地面均次采用彩色耐磨防滑地砖地面，这种地面具有美观耐用、不易损坏、更换方便的特点；2）内墙及屋面：所有建筑内墙及天棚均刮大白或乳胶漆，生活楼和辅助建筑物均采用平屋面。3）外墙及饰面：外墙采用保温节能陶粒混凝土空心砖墙体（并加设钢丝网外贴保温板），饰面为彩色涂料、墙面砖，具有耐久性好、使用周期长、易于清理等特点。常用外墙保温绝热材料的主要性能—237—< 第8章土建工程材料名称表观密度（kg/m3）最高使用温度（℃）抗压强度（MPa）导热系数[W/（m·K）]吸水率（%）岩棉保温板80~150-268~350—0.047~0.052—玻璃棉毡40~60-120~400—≤0.035—聚苯乙烯阻燃泡沫塑料板16~30-80~750.12~0.180.033~0.044＜0.1聚苯颗粒保温料浆≤220-50~75≥0.01＜0.07建筑应用中，考虑到工程的地理位置、材料及施工等综合因素；在本工程中推荐使用聚苯乙烯阻燃泡沫塑料板外墙保温。4）窗：本工程推荐采用耐腐蚀性强、密封性及隔音效果良好且维护方便的塑钢门窗（双层玻璃），根据实际工程经验，监控室只加简单的屏蔽网。5）门：生产楼门采用不锈钢玻璃门，普通防火门，防盗门等，有防火要求的房间采用复合防火钢板门。其它室内房间采用实木门。6）吊顶：采用纸面石膏板、轻钢龙骨吊顶。8.3.3结构8.3.3.1设计主要技术依据《建筑地基基础设计规范》（GB50007-X）《混凝土结构设计规范》（GB50010-2010）《建筑抗震设计规范》（GB50011-2010）8.3.3.2生产、生活建筑物结构主建筑物为两层框架结构，独立基础，根据《变电站建筑结构设计技术规定》（DL/T5457-X）的有关规定。站址区域地震基本烈度为6度，基本地震加速度0.05g，结构设计按6度设防。最大冻土深度1.48m，设计使用寿命50年。8.3.3.3屋外配电装置构、支架1）220kV出线构架采用钢管结构，构架梁、柱采用法兰连接。基础采用钢筋混凝土独立基础，天然地基，埋深-2.5m，构架柱与混凝土基础连接方式采用杯口插接式连接。—237—< 第8章土建工程2）设备支架采用钢管结构，法兰连接。基础采用钢筋混凝土独立基础，天然地基，埋深-2.5m，支架柱与混凝土基础连接方式采用杯口插接式连接。所有钢结构构件均采用热镀锌防腐，施工中应考虑尽量避免现场施焊按现行设计规范要求结构设计使用年限按50年标准。根据现行《钢结构设计规范》（GB50017-2003）要求，本期工程钢材采用Q235B材质，并对钢材耐低温性能提出要求。8.3.3.4站区围护1）挡水墙站址区域挡水墙均采用浆砌毛石重力式挡土墙结构，挡水墙西侧设截水沟。2）围墙、大门站区大门宽6.0m，采用红外电动推拉门。门库为砖混结构，内为镀锌角钢骨架。标识墙设神华集团统一标识。围墙高1.8m，墙下500mm贴灰色外墙面砖。。围墙上设置红外对射装置，值守室设图像监控系统，直接控制站区入口大门的开启。8.3.3.5全站建、构筑物的地基与基础根据岩土工程勘测报告，站址的工程地质条件较好，采用天然地基，岩石层作为基础的持力层，表层腐植土应清除。遇碎石或块石采用挖掘机方式开挖，场地整平可采用部分、粉质粘土层及碎石层进行回填，场地整平前应将植土层剥除。全站建、构筑物的基础埋深大于冻深1.48m，基础超挖不足部分用C20毛石混凝土加至该层。表8.3-1升压站内建（构）筑物工程量表序号项目单位数量备注一升压变电站工程1主变压器基础工程1.1土方开挖m3350.001.2基础m350.001.3油池m3110.00—237—< 第8章土建工程1.4排油管m200.001.5事故油池m322.001.6预埋件t0.431.7碎石m375.002电气设备基础2.1SVG侧主变2.1.1土方开挖m3108.002.1.2基础m315.002.1.2油池m335.002.1.4排油管m100.002.1.5预埋件t0.032.1.6碎石㎡75.002.2220kV构架2.2.1构架梁t7.702.2.3构架钢材t35.002.2.4构架柱头t0.102.2.5爬梯t1.682.2.6基础m3475.002.2.7土方m3950.002.3氧化锌避雷器2.3.1基础m335.002.3.2土方m366.002.3.3设备支架钢材t2.502.4隔离开关2.4.1基础m375.002.4.2预埋件t0.562.4.3土方m3180.002.5构架上避雷针t2.802.6独立避雷针塔2.6.1独立避雷针塔t3.502.6.2铁件调整t0.052.7母线构架2.7.1基础m330.002.7.2支架t6.102.7.3土方m3180.002.8进线构架2.8.1基础m34.002.8.2钢材t0.702.8.3钢梁t0.302.8.4土方m310.002.9断路器—237—< 第8章土建工程2.9.1断路器基础m360.002.9.2预埋件t0.102.9.3土方m3110.002.10电压互感器基础m325.002.11钢管杆t1.802.12土方m336.002.13铁件调整t0.202.14SVG侧隔离开关基础m316.002.15预埋件t0.022.16土方m345.002.17室外电缆沟道m336.002.18电缆沟盖板㎡96.002.19电缆隧道m3120.002.20预埋件t1.202.21厂区地面2.20.1花砖㎡3000.002.20.2混凝土路面m3456.002.21SVG设备2.21.1基础m382.002.21.2土方m3165.002.21.3预埋件t0.502.22电容器2.22.1基础m345.002.22.2土方m3120.002.22.3预埋件t0.152.23供水系统2.23.1室外生活给水管t4.202.23.2室外生活排水管m150.002.23.3深井泵台2.002.23.4小型净水设备套1.002.23.5压力泵台2.002.23.6深井100米处1.002.24辅助生产建筑2.24.1所内道路m2480.002.24.2所内道路排水系统项1.002.24.3排水管道m150.002.24.4给水管道及消防管道m400.002.25围墙及大门2.25.1砖围墙㎡200.002.25.2铁艺围墙㎡194.002.25.3铁艺围栏㎡127.50—237—< 第8章土建工程2.25.4大门㎡11.202.25.5标识墙处1.002.26消防系统2.26.1防火沙箱座2.002.26.2推车式灭火器个2.002.26.3二氧化碳灭火器个4.002.27特殊构筑物2.27.1挡水墙m2180.002.27.2排水沟m280.002.27.3渗水坑座5.002.28与站址有关的单项工程2.28.1所区填方m326361.002.28.2所区挖方m326100.002.28.3厂区绿化项1.002.28.4进站道路面层262.002.32.5土方施工m3620.002.32.6涵洞处2.002.32.7厂区排污管道m200.00二房屋建筑工程1.1生活楼㎡1558.401.2生产楼㎡446.502辅助生产建筑工程2.1车库㎡321.002.2泵房㎡208.002.3车棚项1.00三场内交通道路1.1土方开挖m3378011.2石方开挖m3252011.3土方回填m3148191.4石方回填m398791.5泥结石面层㎡907001.6管涵m1808.4消防及给排水8.4.1设计依据（1）《室外给水设计规范》（GB50013-X）（2）《室外排水设计规范》（GB50014-X）（3）《建筑给水排水设计规范》（GB50015-2003）—237—< 第8章土建工程（4）《变电站给水排水设计规程》（DL/T5143-2002）（5）《220kV~750kV变电站设计技术规程》（DL/T5218-X）（6）《火力发电厂与变电站设计防火规范》（GB50229-X）（7）《建筑设计防火规范》（GB50016-X）生活用水按最大小时4m3/h设计，最大日用水量按10m3设计。8.4.2水源站内挖深井一眼，可就地启用做为站区永久用水，解决水源问题。深井泵将水输送到水泵房，作为生活用水。8.4.3生活供水生活供水，采用变频调速恒压供水系统。选用生活供水泵2台，互为备用，性能为Q=4m3/h，H=32m选用隔膜式气压罐一台，配变频控制柜一台。应业主要求选用一套反渗透净化水装置，内设容积为3m3的纯净水箱，建筑设计时需与厂家配合生活供水泵应远方控制，也可以就地控制。综合泵房设置水箱以备生活用水。8.4.4站区的给水管采用镀锌钢管，焊接连接。埋设埋度为冰冻线之下。8.4.5排水8.4.5.1排水系统生活污水经收集后排至室外化粪池，经化粪池处理后设专业人员定期清淘。雨水采用自然散流渗排。主变压器的含油污水，排至事故油池储存，经专业人员回收利用。8.4.5.2站区排水管站区排水管，采用钢筋混凝土排水管，钢丝网水泥砂浆抹带接口。埋设深度为冰冻线之下。8.4.6消防8.4.6.1建筑消防站内设置火灾报警系统，生产楼消防采用二氧化碳灭火及干粉灭火器灭火，各个房间设置灭火器及消防设施，还设有防毒措施。生活楼消防设置灭火器消防，综合楼室内、外均设置消火栓系统。减少可燃物的堆放，安全人员定期检查火灾隐患。8.4.6.2站区消防—237—< 第8章土建工程站区设置消防道路，路面宽度4.50m。主变及配电装置区环形消防道路转弯半径≥7m。道路路面标准为混凝土路面，均可满足消防车抵达任一着火建筑物实施灭火的通道要求。站内各建（构）筑物的火灾危险性分类及耐火等级详见：表8.4.6-1表8.4.6-1站内各建（构）筑物的火灾危险性分类及耐火等级一览序号建筑物名称火灾危险性类别最低耐火等级消防设施配置1各级配电装置室戊二级二氧化碳移动式灭火器2生产楼戊二级灭火器3生活楼戊二级移动式灭火器4辅助建筑物戊二级移动式灭火器8.4.6.3电气设备消防措施1）主变压器消防措施：按规范规定，单台容量在125MVA及以上的大型变压器，考虑其重要性，除满足最小防火间距、事故排油系统并配置灭火器之外，还应设置火灾探测报警及固定灭火系统。本工程主变压器100MVA，不设固定灭火系统在主变压器附近设置装备可靠的专用消防设备1211灭火器2套防火砂箱、消防铲等，以满足消防要求。。2）电缆防火措施为防止电缆着火延燃，本工程采取下列防火措施：建筑物内设置火灾报警系统，发生火灾及时报警后人工灭火；地面电缆沟道在适当距离设阻火墙；地面电缆桥架与建筑物交接处设阻火墙阻燃或设分隔措施；建筑物内的电缆沟在适当距离设阻火墙；所有屏、盘底部采用防火堵料封堵；电缆敷设完后留下的孔洞用防火堵料封堵。3）应急照明按照规范要求，本工程在继电保护室、监控室等场所和按照规程规定停电后需要继续工作的场所设置应急照明。应急照明由直流供电，并进入智能巡检系统，可进行远方和就地控制。4）火灾探测报警及控制本工程设置一套火灾探测报警控制系统，具体监控情况如下：在继电保护室设置智能光电烟感探测器，在各级配电装置室设置智能温感探测器。—237—< 第8章土建工程火灾探测报警控制系统提供与站内智能巡检系统接口（无源接点），用于发报警信号。火灾报警系统的功能完全不依赖通讯网，通讯网的瘫痪与否不影响系统的正常工作。5）通风排风与防火通风及空调设备与消防系统联锁，火灾时自动切断风机及空调的电源。8.5采暖通风8.5.1概述1）本工程技术遵循的专业规范与设计规范《采暖通风与空气调节设计规范》（GB50019—2003）;《火力发电厂采暖通风与空气调节设计技术规定》（DL/T5035-2004）。2）设计范围本工程暖通专业的设计范围包括全站采暖、通风及空气调节。3）设计原始资料a）室外气象参数同站址气象条件。b）室内设计参数：结合无人值班升压站的特点，合理控制站区各建筑室内温度，达到节能效果，设计控制温度见下表。站区各建筑物室内采暖空调计算温度表建筑物名称计算温度℃建筑物名称计算温度℃生产楼5~30℃水泵房5~30℃辅助建筑5~36℃卫生间5~36℃生活楼16~26℃各级配电装置5~26℃以上计算温度是根据建筑节能标准和设备使用的适宜条件确定的，低于最低温度启动采暖系统，高于最高温度启动空调系统。8.5.2站区建筑采暖1）站区主要建筑物热负荷见表—237—< 第8章土建工程外墙采用节能墙体，热负荷指标较一般墙体相应减少，根据气候条件、建筑用途、室温设计精确计算每个房间的热负荷。其中设计室温将根据国家现行的节能要求选取，工艺房间根据有关规范确定，房间按最低温度要求确定热负荷，按最高温度确定空调系统，实现自动控制。站区主要建筑物热负荷见下表。站区主要建筑物热负荷表序号建筑物名称建筑面积㎡热指标W/㎡计算温差℃热负荷kW备注1生产楼462802036.962辅助建筑651.6803052.1283生活楼1558.48040124.672总计213.762）建筑物采暖设备选型站区各建筑物采暖根据以往工程的经验及新产品的应用，本工程采用对流式石英电暖气采暖，蓄电池室采用防爆电暖气，此种采暖方式施工简单、更换方便、热效率高，其实用性能与效果较好。3）采暖控制根据每个房间的不同供热面积和温度要求，布置电暖气，满足最低温度的供热要求，每个房间设置温度控制器，可随环境温度变化进行行对电暖器的开关控制。电暖器采用可调节温度型，可根据房间温度需要调节电暖器温度高低档位，对室内温度进行控制。8.5.3各级配电装置室通风配电装置排风量按6次/时换气次数计算，通风方式采用自然进风、机械排风。排风机安装在靠顶棚的外墙上，进风从走廊通过进风百叶窗进入。8.5.4站区建筑房间空调1）空调范围包括生活楼、办公室、生产楼、各级配电装置。2）空调设计室内空气温度参数见站区各建筑物室内采暖空调计算温度表3）空调选择空气调节选用节能的变频分体式空调，直流变频压缩机，温控器采用定制方式，既按房间室内空气调节设计最高温度设定空调机的启动，按最高温度低3~5℃—237—< 第8章土建工程设定空调停机。4）自动化控制升压站空调主要考虑在夏季运行，空调具备制冷功能，以满足电气设备温度、湿度要求，将房间的空调就地自动控制，室内设置如变频器、温、湿度传感器及报警设备，设定满足设备要求的温度、湿度，最高温启动，低于启动温度3~5℃停运，温度超限输出数字信号传送到远方集控站。8.6道路本工程场区内交通便道可根据需要布置。施工期场内交通主要为沟通主干道与现场的临时道路。升压站进站道路与王府镇内外部道路连接，路面宽度采用6m，道路长度约3km。施工期间路面采用原土基或砂基压实，并铺碎石面层。风电场在施工结束后，对进站道路进行休整，并铺砂砾磨耗层、保护层，泥结碎砾石或级配碎砾石面层，作为进站永久道路。为满足施工运输要求，需对乡间道路进行改扩建，利用区域内原始场地地坪。对于地面不平起伏较大的区域，应对部分高差较大不满足道路坡度要求的地面进行适当地修整，沿地面等高线及风机排布修筑。风场施工安装期间道路坡度通常最大为10%，在部分困难地带可以达到12%，在急转弯角的地方，坡度最大值为8%。同时应满足最小转弯半径50m的要求，否则应局部加宽。道路面层处理按泥结石路面设计，路面结构从下至上为：原土路基压实、15cm厚天然砂砾垫层、17cm厚泥结碎砾石面层、2cm厚砂砾磨耗层。坡度在结合场地地形和风机厂家关于设备运输要求和相关规范的基础上进行设计。场内道路总长约13.44km。表8.6-1道路工程量项目单位数量备注土石方开挖m351072土方回填m343734150mm厚天然砂砾垫层m281876170mm厚泥结碎砾石面层m27090820mm厚砂砾磨耗层m267200—237—< 第8章土建工程道路总长Km13.44表8.6-2施工平台工程量项目单位数量备注吊装平台土方开挖m3/台1567.4自然方吊装平台石方开挖m3/台672自然方（Ⅸ类~Ⅹ类土）吊装平台回填m3/台1961.6压实方—237—< 第9章施工组织设计第9章施工组织设计9.1施工条件本风电场场区位于山顶及山脊处，合理加宽优化作为本工程的进场道路、材料设备运输道路及设备检修道路。风电场所在山脊相对平缓，地势平坦开阔，起伏不大，无不良地质现象，场地布置条件较好，场地植被类型为次生林地，施工时将场地挖填平整，即可形成良好的施工场地。根据前述本工程特点，在施工布置中考虑以下原则：1、施工总布置遵循因地制宜、有力生产、方便生活、易于管理、安全可靠、经济适用的原则；2、充分考虑本风力发电工程布置的特点；3、工程施工期应避免环境污染，施工布置必须符合环保要求；4、根据工程地址条件及施工布置、节约用地，统筹规划、合理布置；5、从施工安全出发，施工期间主要施工区实施封闭管理；6、结合当地条件，合理布置施工供水及施工供电系统。综上原则，本阶段考虑按集中与分散相结合的方式布置施工仓库和附属加工厂、材料设备仓库、混凝土拌和站、临时房屋等。9.2交通运输原则场址位置靠近101国道，交通运输条件比较便利。本工程须建设进场道路，本期工程进场道路由附近砂石路引入，风电场建设需要的建筑材料可在当地采购。本风电场场场区位于山顶及山脊处，在依附现有道路的基础上，现场材料运输及设备安装运输需修建场内运输检修路。但为了保护植被，需要先进行严格规划检修运行的运输道路，尽量依附于现场已有的乡道和国道，作为对外交通道路。场区内的各风电机组之间需建设施工道路，到变电所可利用原有道路简单修整，施工道路应满足吊车的6米宽运输作业要求，路面承载力不足时应铺设碎石、砂土或建筑垃圾土的持力层。最后可作为永久道路的路基及送电线路敷设用地。—237—< 第9章施工组织设计9.3施工供水、供电9.3.1施工用电本工程施工用电总负荷270kW，施工工场用电负荷250kW，临时生活区用电负荷20kW，可从控制中心附近乡镇的电网侧配电系统10kV引接至升压站，并安装一台500kVA施工变压器。施工期结束后，该电源转为升压站永久备用电源。由于风机施工比较分散，施工单位应自备50kW柴油发电机，解决部分风机基础及其它工程基础施工用电问题。9.3.2施工及生活用水施工用水包括生产用水和生活用水两部分，高峰期总供水量约180m3/d。风电场施工期及运行期生活用水，可由后期施工图阶段风电场外部条件而定，初拟采用就是打井方式解决用水问题，也可以考虑由附近乡镇的市政用水管网引接至升压站。施工中用水还需考虑配有水车，车往风场内距离升压站较远的机位运水供砼搅拌及砼养护用水。9.4工程征用地根据《风电场工程建设用地和环境保护管理暂行办法》第二章建设用地中第三条，程用地政策：工程建设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。国家土地征用政策：采取公平补偿的原则，具有强制性的国家征地,提高土地补偿费的标准，补偿符合市场经济规律；因地制宜地选择多种土地征用形式。建设项目征地是为了公共利益目的，业主对征用的土地进行经济补偿及上交国家税费。9.4.1工程用地政策项目征地采取点征面控的方式，工程永久性用地主要指风力发电机组基础、箱式变电站基础、交通道路,临建仓库等如下表所示：—237—< 第9章施工组织设计工程永久占地估算一览表项目数量备注风机基础3.14*10*10×19=5966㎡19台风机箱变基础（5×5）×19＝475㎡19台箱变升压站16085㎡集电线路3176.02㎡场内道路133333㎡合计159035.02㎡工程施工临时用地估算一览表项目数量备注临时设施18000㎡电缆（风机-箱变，箱变-架空线）3000㎡吊装场地98000㎡合计119000㎡9.4.2减少占地影响及占地后植被恢复措施1）减少占地影响的措施在本项目设计当中，考虑对检修道路与施工用道路进行一次性规划，施工道路不再单独临时征用土地；道路尽可能在现有公路及林场道路的基础上布置规划，尽量减少对林地的破坏、占用；电缆的敷设采用沿路地下直埋方式，地上仍可进行绿化；在施工过程中严格按规划设计的区域、面积使用土地，不随便砍伐林木、占用林地。通过以上措施，可以使本项目对土地的占用达到最小的程度。2）临时占地的恢复措施及周边环境改造措施—237—< 第9章施工组织设计风机施工结束后，及时对施工碾压过的土地进行人工恢复，使土壤自然疏松，遵循生态学原理采取具体的植被恢复措施，即沿风机种植花灌木绿带，即美化环境又起到隔离作用；沿路侧种植树木，增加绿化量，导引车辆；送电线路用地内种植多种地被植物，进行彩化美化；其它临时用地内的植被恢复根据不同的地势坡向，采取乔灌草相结合的植物配置形式，从而塑造丰富而全新的植物生态环境。由此可见，此植被恢复方案注重了植物物种的多样性，在不影响供电运行的情况下，提高了单位绿地面积的生物多样性指数，形成较原先更加完善的负反馈机制和自我调控能力，因而具有更高的抗干扰能力，同时使周围生态环境具有较大的弹性和稳定性。弥补因占用征用林地对周围环境生态效能的影响，同时也为该处增添了一处靓丽的景观。需要特别注意的是，在林地恢复期间，要对进行恢复的地区进行隔离，尽量不要在该区域放牧或进行其它活动，以减少人、畜对林地的践踏及车辆等对林草的碾压。9.5主体工程施工9.5.1风力发电机组基础工程施工本风电场冬季温度低，冻土层较深，基础开挖和混凝土工程施工时，应避开冰冻期。基础开挖过程中，首先采用小型反铲挖掘机挖土至离设计底标高300mm，然后用人工进行清理；基础开挖过程中，如遇岩石基础，需采用爆破作业、人工清碴；如遇坚硬土质基础，须采用机械开挖、人工辅助。开挖土方沿坑槽周边堆放，一部分土石方装10t自卸汽车运输用与平整场地，回填用土就近堆放，做为回填土。施工现场要先平整场地——放线定位——作100mm厚C15混凝土垫层（注意接地电阻预埋、预埋件的位置及与风力发电机组基础钢筋的焊接方式）——绑扎钢筋——基础支模——浇筑混凝土——养护。混凝土采用混凝土搅拌站拌制，8m3混凝土搅拌运输车运输，溜槽入仓，插入式振捣器振捣。混凝土浇筑后必须进行表面洒水保湿养护14天。土方回填应分层均匀铺摊。每层铺土厚度为200～250mm。必须每层夯实。土方回填过程中，严格控制回填土的土源质量、分层厚度、夯实方法和分层检测过程。在混凝土施工过程中，降雨时不宜浇筑混凝土。风力发电机组基础混凝土量大，为保持良好的整体性，混凝土必须一次浇筑完成，不允许有施工接缝。总之，基础开挖、基础混凝土浇筑及土石方回填应严格遵循风力发电机组厂家提出的施工技术要求及设计方案为准。风力发电机组基础的最终设计方案应在设备招标后,进行工程地质详勘，根据风力发电机组厂商提出的施工技术要求,结合场地地质情况进行优化设计。风力发电机组基础的结构设计及地基处理方案最终以设计院结合风机厂家资料的设计方案为准。—237—< 第9章施工组织设计9.5.2风力发电机组运输及安装风力发电机组塔架、机舱、叶片吊装a.吊装设备的选用安装设备的选择主吊吨位500tTC2600桁架臂汽车吊，辅吊为ATF100-5汽车吊。b.塔架吊装1）下段塔架的吊装两台吊车配合，提起下段塔架,下段完全成竖直状态后，移动塔筒使下法兰高于电控柜上方100mm处，然后逐渐下落，注意调整塔筒位置，使其准确套入电控柜外，调整相互位置，确保塔架门的朝向正确；对称装上螺栓，放下筒体，安装并预紧所有螺栓；松开法兰吊具螺栓，组合成套后吊车将其吊至地面，紧固下法兰螺栓。2）中段塔架的吊装吊车提起中段塔架,上段完全成竖直状态后，调整相互位置，装部分螺栓，放下筒体，安装并预紧所有螺栓；松开法兰吊具螺栓，组合后吊车将其吊至地面；紧固下法兰螺栓，工具同下段吊装。3）上段塔架的吊装同中段塔架4）机舱吊装起吊机舱时需机舱可靠点与风绳固定；将三个机舱吊装导正棒装入机舱偏航法兰；工作人员在上平台准备，将机舱吊至上法兰，指挥吊车缓慢下落机舱，拧上联接螺栓，按对角线顺序均匀紧固上法兰与偏航轴承联接螺栓，安装人员进入机舱，卸开吊具。5）发电机起吊起吊机舱需发电机吊装点与风绳固定，将三个发电机吊装导正棒装入定轴法兰；起吊发电机时注意法兰面不能有油。安装用双头螺栓长的一端将旋入定轴法兰。用电动扳手紧固螺母，用液压力矩扳手上紧螺栓。安装完成后用堵头密封螺孔。6）叶片吊装在叶片后缘放置叶片护具、安装吊带，在叶根支架、叶尖部位安装导向绳，注意叶片后缘的防护。根据现场位置将三只叶片围绕轮毂，叶片后缘向上，吊运过程注意施工阶段吊装方案严格执行所选风机厂家该机型的吊装说明。—237—< 第9章施工组织设计9.5.3箱式变电站基础施工箱式变电站的重量相对较轻，可采用天然地基上的浅基础进行施工设计。基坑开挖深2.0m左右，挖掉地表砂石和风化表层即可。基坑开挖后应浇筑100mm厚C15素混凝土垫层，然后浇筑钢筋混凝土条形基础，混凝土强度等级为C40。9.5.4箱式变电站的安装9.5.4.1安装前的准备预先挖好电缆沟，预埋好电缆和保护管。电缆应在箱变就位前敷设好，并且经过检验是无电的。开箱验收检查产品是否有损伤、变形和断裂。按照装箱清单检查附件和专用工具是否齐全，检查产品与订货合同是否相符，确认无误后方可按安装要求进行安装。9.5.4.2箱式变电站的安装靠近箱体顶部有用于装卸的吊钩，起吊钢缆拉伸时与垂直线间的角度不能超过30°，如有必要，应用横杆支撑钢缆，以免造成箱变结构或起吊钩的变形。安装时将箱式变电站按吊装规定吊到基座上，摆正放平，禁固地脚螺栓，按要求接好高、低电缆，将接地系统接地端与箱变接地端牢固连接。电缆屏蔽层及铠装也应可靠接地。9.5.4.3安装调试在安装完毕后，接上试验电缆插头，按国家有关试验规程进行交接试验。由于箱变的具体型号和厂商需在施工阶段招标后才能最终确定，其安装方法在施工阶段要按照厂商的要求和说明进行修正。9.6施工总布置9.6.1布置规划原则在施工布置中拟考虑以下原则：（1）施工总布置遵循因地制宜、有利生产、方便生活、易于管理、安全可靠和经济适用的原则；（2）根据工程所在场地及植被等特点，施工期应尽量避免环境污染，必须符合环保要求；（3）充分考虑风力发电工程布置的特点；—237—< 第9章施工组织设计（4）根据场区地形地貌条件，施工布置力求紧凑、节约用地，统筹规划、合理布置相关设施；（5）参考已建工程经验，施工期间主要施工区实施封闭管理；（6）结合当地条件，合理布置施工供水和供电系统；（7）根据风电工程的具体特点，布置有利于实行交叉配合施工。9.6.2场地划分本工程施工总平面包括风电机组吊装场地的布置、设备材料临时堆放场地的布置、施工临时办公生活、建材、钢筋、砼加工场地布置等。（1）风机吊装区域每台风机旁布置有4200㎡风机吊装场地，满足大型汽车吊对风机进行吊装。（2）混凝土搅拌站本工程混凝土搅拌站要布置在交通比较方便，场地比较平整的地段，施工区域内设搅拌站一座，设备生产能力为25m3/h，能满足混凝土浇筑高峰期5天用量。（3）砂石料系统考虑本工程骨料用量所在地形及布置，故本工程不设砂石料加工系统，仅布置砂石料堆场，位置紧靠混凝土系统布置。砂石料按混凝土高峰期5天砂石骨料用量堆存。（4）仓库布置本工程所需的仓库集中布置在混凝土拌合站附近，主要设有水泥库、木材库、钢筋库、机械停放场及设备堆场。水泥库、木材库及钢筋库分别设在混凝土系统及综合加工厂内，材料及设备仓库面积500㎡。9.7施工总进度9.7.1编制原则风电场风电组基础、变电站、综合楼、配电间等土建工程和机电设备安装及调试，根据总建筑面积及设备情况，与机组安装相协调进行工期安排。风电组采用吊车安装，根据施工方法，包括安装设备组件、拆卸、移位等，每2-3天安装一台风电机组。施工工期可根据施工单位实际能力部分调整。—237—< 第9章施工组织设计根据当地的气候条件和已有的施工安装经验，每台风机的基础约需15天，钢筋绑扎1天，浇注混凝土1天，安装2天/台，调试1天。风机升压变压器安装1天/台，35kV线路1km/天。9.7.2进度控制本期工程共安装19台风力发电机组,施工建设期为12个月。从第1月1日起到第3月底为施工准备期，主要解决场内用水、用电、平整场地，临时设施的修建，修建进场及运输检修道路。从第2月1日起到第6月底为进场道路的扩建，使之与场内主路相连接。从第4月1日起，电力电缆和通信电缆敷设、风力发电机组基础和箱式变电站基础等工作，可持续至第10月31日。当电气设备安装及调试完工后，风力发电机组已具备向外输电条件，即可进行风力发电机组和箱式变电站的安装工作。从第8月1日起开始安装，19台风力发电机组约需5个月时间完成安装，即至第12月20日完工，箱式变压器也同期安装。最后进行风电场监控系统的联合调控，并于第10月30日完成整个工程，然后进行投产发电。建设工期共计12个月，若遇风、雨自然因素和设备维修等因素的影响，施工进度应顺延，同时应考虑降雨、降雪、低温天气影响施工的情况，预留2个月工期，设计施工进度见图XNF008-CH7-1-9-3。9.7.3主要机械、机具设备工程中主要用到的机械、机具等设备见下表：—237—< 第9章施工组织设计主要施工机械、机具表名称规格数量用途吊车750T1辆吊装吊车70T1辆吊装推土机55马力1辆场地平整自卸汽车10T2辆场地平整挖掘机2辆2辆基础开挖载重汽车5T2辆运料搅拌机400L2台混凝土浇筑电焊机BX3-3004台钢筋焊接插入振捣器HZ-504台浇筑混凝土蛙式打夯机HW-204台基础回填机动翻斗车20辆混凝土浇筑桥式脚手架10个砌砖倒链5T10个设备调整吊具2套吊装钢丝绳Φ12.5100m操作台4个安装平台千斤顶100～200T10个设备调整钢筋切割机2个钢筋加工钢筋弯曲机2个钢筋加工自动卡环20套安全带20套高空作业高压水泵1台施工用水9.8冬雨季施工措施1、冬季施工—237—< 第9章施工组织设计在进度安排上应尽量减少或避免冬季施工项目，如混凝土工程、钢筋的焊接等。对由于工程需要，必须要在冬季施工的项目，需做好防冻保暖措施。浇筑混凝土可以采取用草帘覆盖保温或用蒸汽加热保温的方法，防止混凝土发生冻结，同时对冬季进行大体积混凝土浇筑时更要做好温度监控，防止由于内外温差过大产生裂缝。焊接工作采取防风、防寒措施，主要焊接部件应在室内进行。各种钢材的焊接温度一定要控制在规范要求的范围之内，同时做好焊前的预热和焊后的热处理。2、雨季施工雨季施工重点要做好防雷电、防塌、防风。应做好场地施工排水和防洪。设备防雨遮盖，并做好接地工作。基础开挖，防止灌水。对正在浇筑的混凝土应做好防护，防止雨水冲刷影响混凝土质量。对塔式工况下的起重机，应做好防大风、防倾覆、防滑移的措施。—237—< 第10章工程管理设计第10章工程管理设计10.1工程管理机构10.1.1工程管理机构的组成和编制根据风电场工程自身的建设和运行特点，结合国家、企业对工程管理的一般原则，从风电场工程项目立项到前期建设和建成后的投产运行，均需设立相应的工程管理机构，开展项目的前期工作、建设管理工作和后期的运行管理。本风力发电工程的前期工作将由XXXX风电筹备处配合XX能源投资有限公司XX分公司组织、落实，待本风电场工程经XX省发展和改革委核准通过后，依照国家的法律、法规和相关规定由XX能源投资有限公司全额出资设立相应的项目公司，进行本风电场工程的建设管理和运行管理。拟建XXXX一期（XX沟）风电场工程装机容量为47.5MW，拟在XX省XX市XX市的王府镇境内安装建设19台单机容量为2.5MW的风力发电机组，同时按照“一机一变”的风电场单元接线方案配备安装19座35kV升压箱式变电站。由于XX能源投资有限公司拟在XX市境内成片开发终期装机容量规模约为150MW的风电项目，本着集约化用地的原则和统一送出并网、提高电网对风电负荷消纳能力的原则，对XX规划的三期风电场场址内共建220kV升压站。根据风电场工程属新能源电源项目，同时具有风电机组较为分散的特点，另外风电机组和相关的电气设备均属电力行业性质，因此，建议在风电场建成投产后采用场内风力发电机组与电气设备统一管理的模式。根据生产规模和经营需要，结合风电场自动化运行程度高的特点，遵循精简、高效和合理等原则，对运营机构按企业管理模式设置。对风电场风力发电机组采用远动控制方式进行实时监控，220kV升压站设置在场址区域内，按照集中管理、少人值守的原则进行设计。鉴于XXXX一期（XX沟）47.5MW风电场成片开发的原则，同时为体现高效管理的原则，根据各期风电场工程的建设内容、规模，以及生产管理内容逐期增加的特点进行人员配置。XXXX一期（XX沟）—237—< 第10章工程管理设计风电场由于需新建220kV升压站，相对一般风电场建设管理和运行维护工作量较大，结合风电场常规的人员配置方法拟包括管理者和财务部门在内配置风电场工程管理人员，主要负责升压站日常运行值守，风力发电机组巡视、日常维护和值班和日常电价结算与支出管理等工作，风电场总经理作为管理第一责任人。机构设置见图10-1组织机构框架图。风电总经理风电副总经理财务部（1人）综合部（1人）工程部（12人）检修人员（4人）运行人员（8人）图10-1风电场组织机构框架图10.1.2工程管理范围由于风电场工程既属电力电源项目，又属可再生能源项目。根据国家工程建设的有关要求，工程管理范围为整个风电场，同时管理时限从风电场的前期申请核准到建设管理阶段，直至风电场的整个运行期。风电场工程前期工作主要是向政府各主管部门申请办理各类支持性文件，包括地方政府所属发展和改革委出具的同意配置资源文件、规划主管部门出具的风电场规划选址意见书、国土主管部门出具的风电场土地预审意见、环保局出具的环评初审意见，XX省电力有限公司出具的电力接入系统审批文件等。内部程序性文件主要包括投资主体的资信证明文件，以及有承贷意向的金融机构申请办理的贷款承诺函等文件。风电场建设期管理范围主要依据国家、电力行业及地方的有关法律、法规要求，落实工程的建设管理责任和范围。风电场建成投产后主要落实风电场所有设施、设备的安全、正常运行，对发生的故障做到及时维修和恢复。落实电网调度的各项调度指令，确保电网的安全、稳定，同时又能使风电场最大限度地利用风力资源，提高风电场生产的安全性和经济性。—237—< 第10章工程管理设计建成投产后的风电场场址范围拟分成两个区域，以便于高效管理和根据功能划分的特点进行不同管理。其一为风电场区域，包括风力发电机组、箱式变电站、集电线路等；其二为少人值守的220kV升压站的管理。风电场区域采取每天巡视的办法进行管理，如遇风力发电机组异常情况，采取及时上报，及时维修的方法进行处理。220kV升压站采取可视监控方式，结合风电场的管理方式，不定时对220kV升压站所有电气设备等重要危险源进行巡视和检查。风电场建设期和运行期管理主要遵循的法律、法规和标准如下：（1）中华人民共和国招投标法；（2）中华人民共和国电力法；（3）中华人民共和国合同法；（4）中华人民共和国建筑法；（5）房屋建筑和市政基础设施工程质量监督规定规定；（6）建筑施工企业安全生产许可证动态监管暂行办法；（7）建设工程项目管理试行办法；（8）建设工程质量检测办理办法；（9）建设工程安全生产管理条例；（10）建设工程监理规范；（11）风力发电场运行规程（DL/T666-X）；（12）风力发电场安全规程（DL796-X）；（13）风力发电场检修规程（DL797-X）；（14）继电保护和安全自动装置技术规程（GB/T14285-X）；（15）电业安全工作规程（发电厂和变电所电气部分）（DL408-1991）；（16）电业安全工作规程（电力线路部分）（DL409-1991）；（17）电力变压器运行规程（DL/T572-1995）；（18）电力设备预防性试验规程（DL/T596-2010）；（19）交流电气装置的过电压保护和绝缘配合（DL/T620-1997）；（20）架空配电线路及设备运行规程（SD292-1988）；（21）电力电缆运行规程（电力工业部（79）电生字53号）；（22）电力变压器检修规程（DL/T573-2010）；—237—< 第10章工程管理设计（23）变压器分接开关运行维修导则（DL/T574-2010）；（24）风机厂家提供的设备技术规范和运行操作说明书。10.2主要管理设施10.2.1风电场工程生产区、生活区的主要设施的规划根据本风电场的总体布置方案，以及集约化用地的原则，除风电场内有分散布置于各处的19台单机容量为2.5MW的风电机组外，在风电场控制中心内设置35kV配电装置和220kV主变压器及高压设备等生产区的设备，另外在风电场控制中心内根据少人值守的原则配置一定的生活设施供生产运行、管理人员生活和办公使用，采用生产和生活区分区布置的原则。风电场生产区主要管理设施除风电机组外，尚有“一机一变”主接线方案所需配置的19台箱式升压变压器。连接各台风电机组，将所发电量汇集至升压站的场内集电线路，其中长路段为35kV架空线路，风机控制柜至箱式升压变压器之间的1kV直埋电缆，箱式变引出至电缆登杆段的35kV电缆线路和进站段直埋敷设35kV电缆线路段。风电场控制中心内生产区主要为35kV配电装置，如35kV开关柜、分段柜等，220kV主变压器、220kV高压设备，出线保护装置，通讯、监控设施和防雷接地设施、风电场集控室等。控制中心内拟建生产、生活设施总建筑面积为2624.69㎡。生活区主要供生产管理和运行人员日常生活所用，拟在风电场控制中心内配置一综合楼，总建筑面积为1558.4㎡，配备相应的宿舍间和办公室，并配备必要的厨房间、楼梯间和卫生间等设施，在房间平面和空间布局及配置上满足消防的基本要求。10.2.2管理所需的电源和备用电源施工用电：从附近村落接出10kV施工用电线路到风电场施工区域，同时租赁1台柴油发电机备用。本风电场工程生产、生活区用电由220kV变电站提供。10.2.3生产、生活供水设施及供水方式施工用水：风电场施工用水由建筑施工用水、施工机械用水、生活用水等组成，均采用地下水源，在风电场内靠近升压变电站处打1口深水井取水。风力发电机组在投产后，用水主要为生活用水。风电场内已有的深井和生活贮水池可以满足要求。—237—< 第10章工程管理设计10.2.4工程管理区绿化规划风电场工程管理区绿化规划主要针对风电场控制中心，风电场区域内除分散的风电机组外，应尽可能保持当地原有的生态环境，对风电场内检修道路边，根据各地块的属性及需要可酌情进行绿化。风电场控制中心内的绿化应避开户外高压设备，结合控制中心内建筑物特点和根据当地土质情况进行合理绿化。在道路两侧种植低矮灌木，地面种植草坪，停车场采用植草砖铺地等绿化措施。10.2.5工程管理内部通信和外部通信风电场内每台风力发电机组的计算机单元通过场内通信光缆（总线方式）连接至中控室的监控系统。控制中心的中控室内监控系统通过总线光缆接收每台风力发电机组的实时信息或发送运行人员的操作命令，监控系统可通过场内外网络通道，将每台风力发电机组的运行参数传送到风电场控制中心内进行实时监测。风电场建成后调度管理具体要求应根据接入系统专题报告的要求，按电网要求结合风电场自身特点给予明确。—237—< 第11章环境保护与水土保持设计第11章环境保护与水土保持设计11.1环境保护11.1.1环境影响评价报告编制主要结论及有关部门审批意见XX省环境科学研究院于X年11月编制完成了《XX市风力发电发展规划环境影响评价报告书》，并在X年12月6日在召开了专家审查会议，通过审查。专家意见如下：本项目利用风能发电，风能为清洁的可再生能源，风电项目建设周期短，在一定程度上可以替代火电，具有良好的环境效益、经济效益和社会效益。在认真落实各项环保措施的基础上，本项目能够最大限度的降低施工期对大气、声环境影响，运营期风机满足噪声和光影防护距离要球。在确保严格落实各项环保措施和要求的前提下，本项目的建设从环保角度可行。11.1.2环保设计执行的主要标准和规定a《空气环境质量标准》（GB3095－1996）中二级标准；b《地表水环境质量标准》（GB3838－2002）Ⅲ类水体标准；c《皂素工业水污染物排放标准》（GB20425-X）；d《声环境质量标准》（GB3096-X）I级标准；e《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-X）中Ⅲ类标准；f《电磁辐射防护规定》电磁辐射防护规定；g《煤炭工业污染物排放标准》（GB20426-X）。11.1.3环境影响因素及治理措施11.1.3.1本项目施工及运营期产生的主要污染物本项目产生的大气污染物有：NO2、SO2、扬尘、TSP。主要是施工期运输车辆、施工车辆、土方开挖产生的。本项目运营后，风机发电各环节均不产生大气污染物，管理人员生活所使用的能源为风电，因此不存在大气污染源，没有大气污染物产生，对区域大气环境不存在不利影响。—237—< 第11章环境保护与水土保持设计本项目产生的水污染物有：COD、BOD5和悬浮物。主要是施工期排放的生活污水和施工废水以及运营期排放的生活污水产生的。本项目产生的固体废物有：弃土和生活垃圾。主要是施工期施工人员的生活垃圾和施工弃土以及运营期管理人员的生活垃圾。本项目产生的噪声：主要是施工过程中施工机械产生的噪声，最大声源声级可达110dB（A）。运营期主要噪声源为风机转动的噪声。本项目产生的电磁辐射：主要是本项目的输电线路和变电所工频电场产生的。11.1.3.2治理措施a大气污染物治理1）使用尾气达标排放的施工机械。2）加强对运输车辆的管理，如限载，限速。3）土方开挖应分段进行，开挖一段回填一段，并及时恢复植被。4）开挖的土方集中堆放，并采取防护措施。5）定期洒水，防止扬尘。b水污染物治理1）施工期使用底部防渗旱厕；运营期控制楼内排放的生活污水，排放量较少，经化粪池处理后排放。2）定期对临时居住环境进行消毒。3）按计划施工，避开雨季或雨天，防止施工废水漫流。c固体污染物治理1）弃土应集中堆放，堆放期间应有防护措施，防止被水冲走或被风吹走，工程结束后及时回填到附近低洼处，由于底层弃土含盐量大，不能生长植物，因此弃土不能大面堆放，在平整的表面盖一层开挖时的表土，并及时恢复植被。2）生活垃圾集中后及时清运至垃圾处理场；运输时用帆布等覆盖，防止散落，或直接采用垃圾压缩车清运。d噪声治理限制老、旧施工机械数量，及时维修噪声大的施工机械；严禁夜间施工，避免对附近居民的生产和生活产生不良影响。—237—< 第11章环境保护与水土保持设计项目运营期风机的噪声单机噪声在96～98dB，风机高度为80m，其声影区较大。运营期风机噪声衰减后在100m，200m，300m，500m处的声级分别为58，52，48，44dB，即在250m左右即可衰减至50dB以下。距风电场较近的居民在600m以上，因此不会对居民的正常生活造成影响。e事故情况下对油料的处理本工程的风机运行一段时间后，则需更换润滑油，变压器定期更换机油。在更换过程中会产生废弃油料，可能污染环境。风机润滑油是由生产厂家提供，更换完毕后所产生的废油料由该公司全部回收，不允许在风电场处理，因此不会污染环境。变压器为20年免维修，维修后的废机油全部由供应商回收。为了预防事故排放污染环境，在每台变压器下部有一泄油池，防止事故排放机油污染土壤、大气等环境。一旦事故发生时，立即维修并由供应商回收，密封式运走废机油。11.1.4电磁辐射污染防治为减少电磁辐射的影响，本工程对可能产生电磁辐射的设备及场所加设了屏蔽的措施。因此电磁辐射污染不会对环境造成危害。11.2水土保持设计工程的建设将扰动地表植被，造成一定的水土流失。因此在施工过程中要采取以下水土保持措施：11.2.1风电机基础施工和安装的水土流失防治与植被恢复措施a、平衡施工。风电机机位需要平整，其场地平整、土方开挖与混凝土基础浇筑的进度必须按比例进行，以减少植被破坏。b、缩小施工场地范围。场地的平整、开挖土方的堆放（包括多余土方和回填土方的堆放）施工设备的安装、建筑材料的堆放，施工机械的运转，工人的活动等均需较开阔的作业场地。但作业场地的扩大又会造成更大面积的植被破坏和土壤表层的破坏，造成水土流失。因此应将作业场地面积控制在一定的范围内（以基座为中心50m半径范围内）。c、—237—< 第11章环境保护与水土保持设计施工场地防止水土流失措施。风电基础开挖过程中，除基础占地外还要有土方占地，土方回填过程中的机械碾压会造成大面积的植被破坏。这部分被破坏和松动的植被与地表应在回填后及时采取植被恢复措施，如播撒适于盐碱地生长的当地植被羊草、禾草、碱蓬、碱蒿等，并定期浇水，改善草本植物种子的发芽率，尽快恢复植被。a、风电机基础的防风蚀措施。因风电场范围内土壤为盐碱土，机组基础周围植被破坏后，当处于地势较高的机组其基础迎风坡有可能遭受风蚀，最终导致基础不稳定。建议在基座外围设置以基座为中心，10m为半径的环形保护基础，进行绿化。11.2.2公路与便道施工防治水土流失植被恢复的措施a、公路和便道布设，应尽量顺应地形的自然走向和坡度进行设计。应避免开挖“U”字型的路槽。b、道路两侧，应栽种耐盐碱的灌木并辅以草本植物。11.2.3架空线基础架空线基础开挖尽量避开雨季，按设计宽度开挖，不要随意扩大面积，尽快覆土回填，严禁同时开挖，同时埋电缆，应一个机组一个机组的施工，或一段一段施工。11.2.4变电站（升压站）及建筑物周围应及时绿化，根据其它风电场绿化经验，可在风电场内打井，定期浇灌绿化场地，则当地植物种子会很快发芽并很快生长，用本地区的植被绿化场地，既节约资金，还会起到理想的绿化效果。11.2.5风场整体生态保护及生态恢复措施a、建议划拨专门基金做好风电场区的生态规划，按规划综合整治生态环境。b、根据建设区的退化草场景观类型，土壤表层风侵蚀模数较高，风电机组建成后会占用一部分土地，对生态环境产生一定的影响。因此，对场区内要采用因地制宜的植被恢复方法，应以播撒种植当地植被类型为主，包括羊草、禾草、碱蓬、碱蒿植物种类，适于盐碱退化草场生长。其植被覆盖率应达到85%以上，土壤侵蚀模数降低到200t/k㎡·a以下。11.3节能与环境效益分析风电场每年可为电网提供电量99.48GW.h，以发电标煤煤耗335g/kW·h计，每年可节约标煤29695.5t—237—< 第11章环境保护与水土保持设计，相应每年可减少多种有害气体和废气排放，其中二氧化硫（SO2）486.9t，氮氧化合物（NOx）317.0t，烟尘129.1t，减轻排放温室效应性气体二氧化碳（CO2）99484.95t。因此从节约煤炭资源和环境保护的角度来看，本风电场的建设具有明显的经济社会效益和环境效益。11.4结论本项目属清洁能源项目，并且可产生可观的经济效益，带动区域经济发展。项目施工期所产生的环境问题，如能严格按照本报告表提出的环保措施和生态恢复措施执行，则项目的实施会使区域生态环境质量有较大的改善，增强生态系统抵御外界干扰的能力。项目运营期工程产生污染物极少，不会产生环境影响，对于环境管理来讲，完善的管理水平会创造出一个良好的环境。综上所述，从环境保护与促进当地经济发展角度看，本项目是切实可行的。—237—< 第12章劳动安全与工业卫生第12章劳动安全与工业卫生12.1设计依据、任务和目的12.1.1法律法规及技术规范标准根据风电场工程的特点，对于工程的建设期和运行期，风电场相关的劳动安全与工业卫生设计必须符合国家、相关行业制订的法律法规和技术规范与标准的要求，以利于风电场工程满足国家对工程建设项目符合性要求的基本准则，并能保证风电场工程从实施到投产运行的全寿命周期内落实安全和卫生的方方面面要求。主要遵循的法律法规和技术规范标准如下：12.1.1.1国家法律、法规和规章（1）《中华人民共和国安全生产法》（2）《中华人民共和国可再生能源法》（3）《中华人民共和国劳动法》（4）《中华人民共和国防洪法》（5）《中华人民共和国职业病防治法》（6）《中华人民共和国环境保护法》（7）《中华人民共和国道路交通安全法》（8）《中华人民共和国电力法》（9）《中华人民共和国建筑法》（10）《中华人民共和国防震救灾法（修订）》（11）《中华人民共和国消防法》（12）《中华人民共和国气象法》（13）《国务院关于进一步加强安全生产工作的决定》（14）《国家电力监管委员会安全生产令》（15）《电力安全生产监管办法》（16）《国家电力公司安全生产工作规定》（17）《电力监督条例》—237—< 第12章劳动安全与工业卫生（18）《建设工程安全生产管理条例》（19）《关于加强建设项目安全设施“三同时”工作的通知》（20）《电力生产事故调查暂行规定》（21）《起重机械安全监管规定》（22）《承装（修、试）电力设施许可证管理办法》（23）《电力二次系统安全防护规定》（24）《电力业务许可证管理规定》（25）《关于印发<国家电网公司十八项电网重大反事故措施>（试行）》（26）《劳动防护用品监督管理规定》（27）《建设项目（工程）职业安全卫生措施和技术措施验收办法》（28）《关于开展重大危险源监督管理工作的指导意见》（29）《生产安全事故应急预案管理办法》（30）《关于进一步加强和规范重大危险源监督管理工作的通知》（31）《关于加强安全生产事故应急预案监督管理工作的通知》（32）《风电场风能资源测量和评估技术规定》（33）《风电场场址工程地质勘察技术规定》（34）《风电场工程投资估算编制办法》（35）《全国风能资源评价技术规定》（36）《风电场工程规划报告编制办法》（37）《风电场工程可行性研究报告编制办法》（38）《风电场工程前期工作管理暂行办法》（39）《风电场场址选择技术规定》12.1.1.2国家标准和行业标准（1）《建筑地基基础设计规范》（GB50007-X）（2）《建筑结构荷载规范》（GB50009-X）（3）《混凝土结构设计规范》（GB50010-2010）（4）《建筑抗震设计规范》（GB50011-2010）—237—< 第12章劳动安全与工业卫生（5）《室外给水设计规范》（GB50013-X）（6）《室内给水设计规范》（GB50014-X）（7）（《建筑给水排水设计规范》（GB50015-2003）（8）《建筑设计防火规范》（GB50016-X）（9）《钢结构设计规范》（GB50017-2003）（10）《采暖通风与空气调节设计规范》（GB50019-2003）（11）《建筑采光设计标准》（GB/T50033-2001）（12）《建筑照明设计标准》（GB50034-2004）（13）《供配电系统设计规范》（GB50052-2009）（14）《10kV及以下变电所设计规范》（GB50053-1994）（15）《通用用电设备配电设计规范》（GB50055-X）（16）《建筑物防雷设计规范》（GB50057-2010）（17）《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》（GB50058-1992）（18）《35～110kV变电所设计规范》（GB50059-X）（19）《66kV及以下架空电力线路技术规范》（GB50061-2010）（20）《电力装置的继电保护和自动装置设计规范》（GB50062-X）（21）《交流电气装置接地设计规范》（GB50065-X）（22）《高耸结构设计规范》（GB50135-X）（23）《火灾自动报警系统设计规范》（GB50116-1998）（24）《建筑灭火器配置设计规范》（GB50140-X）（25）《电气装置安装工程电器设备交接试验标准》（GB50150-X）（26）《工业企业总平面布置设计规范》（GB50187-X）（27）《火力发电厂与变电站设计防火规范》（GB50229-X）（28）《工业企业设计卫生标准》（GBZ1-2010）（29）《工业企业厂内铁路、道路运输安全规程》（GB4387-X）（30）《工业企业噪声控制设计规范》（GBJ87-1985）（31）《电力工程电缆设计规范》（GB50217-X）—237—< 第12章劳动安全与工业卫生（32）《剩余电流动作保护器的一般要求》（GB/Z6829-X）（33）《剩余电流动作保护装置安全和运行》（GB13955-X）（34）《用电安全导则》（GB/T13869-X）（35）《特低电压（ELV）限值》（GB3805-X）（36）《安全标志及其使用导则》（GB2894-X）（37）《安全色》（GB2893-X）（38）《消防安全标志设置要求》（GB15630-1995）（39）《高处作业分级》（GB/T3608-X）（40）《高温作业分级》（GB/T4200-X）（41）《低温作业分级》（GB/T14440-1993）（42）《机械安全防护装置固定式和活动式防护装置设计与制造一般要求》（GB/T8196-2003）（43）《危险化学品重大危险源辨识》（GB18218-2009）（44）《声环境质量标准》（GB3096-X）（45）《作业场所微波辐射卫生标准》（GB10436-1989）（46）《工作场所有害因素职业接触限值第1部分：化学有害因素》（GBZ2.1-X）（47）《工作场所有害因素职业接触限值第2部分：物理因素》（GBZ2.2-X）（48）《生产过程危险和有害因素分类与代码》（GB/T13861-2009）（49）《继电保护和安全自动装置技术规程》（GB/T14285-X）（50）《风电场风能资源评估方法》（GB18710-2002）（51）《风力发电机组设计要求》（GB/18451.1-X）（52）《风力发电机组塔架》（GB/T19072-2010）（53）《风力发电机组齿轮箱》（GB/T19073-X）（54）《风力发电机组控制器技术条件》（GB/T19069-2003）（55）《风力发电机组装配和安装规范》（GB/T19568-2004）（56）《风力发电机组第一部分：通用技术条件》（GB/T19960.1-X）（57）《电工术语风力发电机组》（GB/T2900.53-2001）—237—< 第12章劳动安全与工业卫生（58）《风电场接入电力系统技术规定》（GB/Z19963-X）（59）《中国地震动参数区划图》（GB18306-2001）（60）《固定式工业防护栏杆安全技术条件第3部分：工业防护栏杆及钢平台》（GB4053.3-2009）（61）《电业安全工作规程（发电场和变电所电气部分）》（DL408-1991）（62）《水利水电工程安全与工业卫生设计规范》（DL5061-1996）（63）《电力工程典型消防规程》（DL5027-1993）（64）《变压器分接开关运行维修导则》（DL/T574-2010）（65）《电气设备预防性试验规程》（DL/T596-1996）（66）《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》（DL/T620-1997）（67）《交流电气装置的接地》（DL/T621-1997）（68）《六氟化硫电气设备运行、试验及检修人员安全防护细则》（DL/T639-1997）（69）《电力变压器运行规程》（DL/T572-2010）（70）《风力发电场安全规程》（DL/T796-X）（71）《风力发电场检修规程》（DL/T797-X）（72）《火力发电厂、变电所二次接线设计技术规定》（DL/T5136-X）（73）《电测量及电能计量装置设计技术规程》（DL/T5137-2001）（74）《电力工程直流系统设计技术规程》（DL/T5044-2004）（75）《220kV～500kV变电所用电设计技术规程》（DL/T5155-2002）（76）《220kV～750kV变电所设计技术规程》（DL/T5218-X）（77）《输电线路对电信线路危险和干扰影响防护设计规程》（DL/T5033-X）（78）《高压配电装置设计技术规程》（DL/T5352-X）（79）《微机继电保护装置运行管理规程》（DL/T587-X）（80）《架空送电线路基础设计技术规定》（DL/T5219-X）（81）《电网运行准则》（DL/T1040-X）（82）《变电所给水排水设计规程》（DL/T5143-2002）（83）《高压电气设备绝缘技术监督规程》（DL/T1054-X）—237—< 第12章劳动安全与工业卫生（84）《架空送电线路杆塔结构设计规定》（DL/T5154-X）（85）《20kV～500kV变电所计算机监控系统设计技术规程》（DL/T5149-2001）（86）《变电所总布置设计技术规程》（DL/T5056-X）（87）《风力发电场设计技术规范》（DL/T5383-X）（88）《风力发电工程施工设计规范》（DL/T5384-X）（89）《电力行业紧急救护技术规范》（DL/T692-X）（90）《风电场噪声限值及测量方法》（DL/T1084-X）（91）《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-X）（92）《风电场工程等级划分及设计安全标准》（FD002-X）（93）《风电机组地基基础设计规定（试行）》（FD003-X）（94）《风电场工程概算定额（X年版）》（FD004-X）（95）《风力发电机组控制器试验方法》（GB/T19070-2003）（96）《风力发电机组风轮叶片》（JB/T10194-2000）（97）《风力发电机组设计要求》（JB/T10300-2001）（98）《冻土地区建筑地基基础设计规范》（JGJ118-X）（99）《建筑地基处理技术规范》（JGJ79-X）（100）《施工现场临时用电安全技术规范》（JGJ46-X）（101）《建筑桩基础技术规范》（JGJ94-X）12.1.2劳动安全与工业卫生设计的主要任务和目的劳动安全与工业卫生设计时应认真贯彻“安全第一、预防为主”的方针，并严格执行国家《劳动法》中“劳动安全卫生设施必须符合国家规定的标准。新建、改建、扩建工程的劳动安全卫生设施必须与主体工程同时设计、同时施工、同时投入生产和使用”的规定。加强劳动保护，改善劳动条件，减少施工安全事故和避免人身伤害事故的发生，以保障风电场建设过程中劳动人员和风电场职工生产运行过程中的安全与健康要求。风电场投入运行后可能存在的各种直接危及人身安全和身体健康的主要危害因素如下：—237—< 第12章劳动安全与工业卫生（1）风力发电场建成投产后，火灾危险性主要来自于储存可燃介质、带可燃材料的设备或易发生火灾的场所。如风电机组、主变压器、事故油池、油品仓库等都有发生火灾的可能性；地下沿管道、沟槽敷设的电缆可能在散热、隔热条件不好时发生火灾或因其他原因发生火灾。变压器和铅酸蓄电池有潜在的爆炸危险。为降低发生以上危害的风险，在设计中采取以下措施：a.风电场内各建（构）筑物的安全间距均需满足《建筑设计防火规范》及《火力发电厂设计技术规程》的规定。b.风电场内各建（构）筑物的火灾等级，按其生产过程中的火灾危险性，满足《建筑设计防火规范》及《火力发电厂设计技术规程》的规定。c.对于危险品、易燃易爆品要按设计容量限量储存，不能超限储存，更不能与其他物品混合储存，要求必须存放在专用仓库内。d.建筑物和构筑物的设计，严格执行国家现行的防火消防设计规范要求，认真做好消防设计。在设计中做好防火、防爆等安全措施，在控制中心内的道路设计中，要满足消防和人员疏散的要求。在控制中心内需设置足够的消火拴和消防水龙头数量。e.控制中心内的电缆宜选用阻燃电缆，在施工前对电缆质量进行检验，以避免由于电缆的质量问题引起火灾事故。全站需设置火灾自动报警装置。f.控制中心内各主要建筑物周围应设有4m的环形道路，可在发生火灾时直接作为消防通道。g.为能满足运行中人身和设备的安全要求，在控制中心的设计中需满足各种电气设备的安全净距。开关设备外壳均可靠接地，同时为了确保安全运行，高压电气设备都应安装完善的防误操作闭锁装置，防误闭锁装置不得随意退出运行。h.控制中心应执行有关环境电磁波卫生标准，电磁场强的数值应小于国家标准职业照射和公众照射的限值。i.除中央控制室外，其他区域为无人值守，因此在中央控制室、屋内配电装置室、主要屋内通道、楼梯出口等处，均应设置事故应急照明。j.控制中心内无有毒、有害气体排放。k.升压站地面高程为50年一遇，风机基础顶面高程为约50年一遇。遇洪涝灾害发生时应组织人员及时撤离。—237—< 第12章劳动安全与工业卫生l.在风电场建成投产后，应以风电场场长为第一责任人，按照国家安全生产的有关规定严格制订完善的安全生产管理规章制度，将安全生产责任落实到位、到人。并在日常生产经营活动中，严格执行一系列安全生产的规章制度。（2）风电场在施工过程中：主要有高空作业、用电作业、噪声、运输吊装作业、机械伤害及防坠落伤害、基础开挖作业、高温、寒冷等危害性因素。为保证工作人员健康和安全生产的需要，在施工中应明确事故责任人，做好各种施工防护措施，严格执行施工安全技术要求。为避免以上事故的发生，建议采取以下措施：a.项目业主在对工程进行施工单位和监理单位的招标时，宜选择具有丰富风电场建设经验的专业施工队伍进行工程施工和监理，并组织有关人员定期对工程进行检查，及时发现工程建设过程中的安全隐患，并要求施工、监理单位及早采取相应措施予以排除。b.工程施工承包商应根据风电场工程的建设特点制定详细的安全生产管理条例，并在工程施工前对施工人员进行必要的安全生产教育、培训。c.工程施工过程中应根据工程要求设置相应数量的安全检查员，对施工人员是否严格执行安全生产管理条例和可能出现的异常情况进行检查及处理，保证安全生产顺利落实。d.为保证工作人员身体健康，夏季施工时应做好防暑降温工作，冬季施工时需采取必要的防寒、防冻措施。e.工程有关施工、管理人员应严格执行安全生产管理条例，发现有安全隐患问题时，应及时进行解决。f.工程监理单位应根据施工组织措施，随时检查施工单位是否按照设计图纸要求进行施工，是否采用安全防范措施，并对工程中出现的进度、质量和费用问题及时进行处理。g.发生意外人身损害事故时，应尽快采取抢救措施，若发生施工人员伤亡事件时，及时上报当地安全生产监督主管部门。—237—< 第12章劳动安全与工业卫生12.2工程概述与风电场总体布置12.2.1工程概述本风电场工程位于XX市王府镇境内的山地、丘陵区域，风电场总装机容量为47.5MW，拟在王府镇境内的山地、丘陵区域台地高处，分散不规则线状布置19台单机容量为2.5MW的风力发电机组。根据XX能源投资有限公司在XX市境内成片开发风电场的规划，同时本着集约化用地原则拟在本风电场工程内配置220kV少人值守的升压站，并考虑相邻风电场装机容量的接入。风电场内采取一机一变的单元接线方式，在每台风力发电机组旁设置一台2800kVA容量的箱式变压器。场内集电线路中长路段采用电压等级为35kV的架空送电线路方式，箱变引出线段和进站段采用直埋敷设电缆的混合线路方式，在各箱变去杆塔35kV电缆出地面处，加装1.8米高电缆护管。本期工程以6台、6台、7台风机为一组，共3组进场内220kV升压站的35kV侧，再以一回220kV架空线路形式与XX电网并网。风电场内部土建工程除风机基础和箱式变压器基础外，主要是风机之间的连接道路、集电线路杆塔基础等。风电场主要建筑物均设置在风电场控制中心内，其中包含220kV升压站的建筑工程和高低压电气设备的放置，以及为配合风电场生产运行所需的生活设施。12.2.2风电场总体布置本风电场工程所有风电机组分散布置在整个王府镇周围的丘陵台地高处区域，XXXX一期（XX沟）风电场工程的装机容量为47.5MW。风电场为分散式布置的电源，整个风电场区域布置19台单机容量为2.5MW的风力发电机组，风机之间布置的间距在2D～5D左右。根据风电场初步拟定的“一机一变”的单元接线方式，在每台风电机组旁配置一台容量为2800kVA、升压电压等级为36.75kV的箱式升压变压器，共19台。配置的箱式变压器与风电机组塔架的外缘距离不小于12m，以满足消防安全和投产运行后的检修安全要求，同时满足施工阶段风机与箱变之间电缆敷设的转弯半径要求，确保敷设好的电缆完好无损，为风电场安全运行打下良好的基础。—237—< 第12章劳动安全与工业卫生12.3工程安全与卫生危害因素分析12.3.1施工期危害因素根据风电场工程的特点，风电场施工内容主要为风机基础和箱变基础施工、控制中心内土建工程施工和升压站所有电气设备的安装工程、集电线路的杆塔基础施工和立塔与架线工程、风机塔架和机舱叶片、箱变设备的安装，升压站和集电线路箱变引出段与进站段的35kV直埋电缆敷设、风机控制柜引出段1kV低压电缆的穿管敷设等。在风电场各类土建工程和电气设备安装等工程施工过程中，发生施工事故概率较高的、主要存在如下几方面的危害性因素：（1）运输吊装作业的危害因素：风电机组设备、220kV主变的运输吊装过程中，塔架、机舱和叶片等超重、超高设备的运输和安装作业过程中，由于操作不当、吊绳断股、起重超载、支腿不平衡、起吊弧度过大、交叉作业、吊钩断裂、吊钩未挂牢、指挥失误、大风起吊等潜在危害因素，易造成设备毁坏及地面作业人员的伤亡事故。（2）高空作业的危害因素：220kV接入系统线路、场内35kV集电线路由于均为架空线路，在杆塔组装、施工放线、连接金具等安装过程及导线过牵引时施工不当等易引起杆塔倒塔、导地线断裂的事故，造成施工人员的伤亡事故。吊装机舱时，处于高空中的施工作业人员在紧固连接螺栓过程中，违章忘拴带安全带、安全帽等安全措施导致高空坠物或人员跌落等事故现象。（3）带电作业的危害因素：带电施工作业过程中无漏电保护、无证操作、设备漏电、电弧光、电焊作业未带防护用品、一闸多机、线路破损、未采取防护措施、线路绝缘破损、设备供电不符、雷雨天放电等危害因素。（4）基坑开挖的危害因素：风电场地处王府镇山地、丘陵的台地高处区域，由于场址内自然地坪存在一定的高差，进场道路和风机基础、控制中心等区域均需要大量的土方开挖与回填。因此，风电场的大量土方工程施工过程中若放坡不够、无证驾驶挖土机、夜间无红色警示灯、违反操作规程、未设上下人行爬梯、开挖土石方堆放距离过近等，易造成塌方、人员跌落等人身伤害事故和工程的返工问题。（5）洪涝灾害发生的危害因素：施工期若处于丰水期，个别时段发生较高程度的降雨时，在较低位置处容易发生内涝导致的人身安全事故。—237—< 第12章劳动安全与工业卫生在风电场施工期间，应由业主单位、土建施工单位和工程监理联合组成工程安全生产管理小组，由业主单位作为主管单位，工程监理单位和施工、安装单位作为执行方落实劳动安全与工业卫生的各项保护措施。并对设备供应商，在提供完整的产品技术说明书的基础上，落实设备安装、吊装的安全辅导，确保设备安装和调试过程中的生产安全，并明确相应的责任人。12.3.2运行期危害因素风电场建成投产后，运行期中主要危害因素体现在：主要电气设备使用不当或设备质量问题引起的火灾、爆炸、电击、机械损伤等危害。高压设备配置区域存在雷击、噪声、振动、电磁辐射等危害。风力发电机组有遭受大风袭击、雷击及高空坠物等危害。操作、检修人员在带电作业时易遭电击等危害。12.4劳动安全与工业卫生对策措施12.4.1施工期劳动安全与工业卫生对策措施根据国家现行的有关法律、法规和规章规定，以及相关行业的标准，风电场施工期工程各参建方应严格遵守《中华人民共和国劳动法》、《电力安全生产监管办法》、《建设工程安全生产管理条例》等法律规章，以及风力发电场安全规程、工业企业设计卫生标准、与建筑安装工程相关的安全技术规程等技术要求，并严格执行下列基本要求。（1）各种机械设备和车辆严禁无证人员操作，并对各种机械设备按有关要求进行定期检修或更换零部件。（2）高空作业和起吊作业时严禁在大风（吊装塔筒时最高风速小于8m/s，吊装叶片时最高风速小于6m/s）和雷雨天气下进行。起吊作业时，注意缆索等捆绑是否符合起吊要求，严禁吊车超载作业。（3）带电作业时应做好安全防护措施，必须进行接地保护。严禁一闸多机作业。对电缆进行绝缘检验，在施工用电的电缆周围应设置防护围栏和醒目标志。（4）基坑开挖工程要严格按照设计要求进行放坡，并采取必要的支挡保护措施。基坑内要有上下人爬梯，基坑开挖出的土石方应尽量远离基坑堆放。基坑周边在夜间应设置醒目标志，以防止人员跌落。—237—< 第12章劳动安全与工业卫生（5）应保证工程施工人员的日常饮食安全、卫生，防止发生群体性的食物中毒事件。业主单位、施工企业及监理单位应建立安全卫生管理小组，以施工单位为负责主体，制定相应的安全卫生规章制度，并落实施工企业现场负责人为第一责任人严格监督，落实执行卫生管理制度。一旦施工现场发生传染性疾病，应以业主单位为第一责任单位及时报告当地的防疫卫生主管部门，并请卫生防疫主管部门派出专业机构人员对传染源采取隔离措施和相应的消毒措施，并将受感染人群视受传染程度、传染性疾病的性质进行住院隔离或采取现场临时隔离措施，将传染性疾病扩散的范围降到最低程度，并在较短的时间内恢复正常的安全生产活动。12.4.2运行期劳动安全与工业卫生对策措施风电场建成投产后，在日常的生产运行管理过程中主要存在火灾、爆炸、电击、机械损伤、雷击、噪声、振动、电磁辐射等危害因素，要加强安全管理，制定安全生产监督制度。（1）建立并完善安全生产管理制度，避免人为原因造成事故发生。（2）严格执行消防防火制度，做好火灾预防工作（参见消防章节）。（3）根据现行的《建筑防雷设计规范》中的要求进行防止保护装置的设计。根据现行的《交流电气装置的接地》规范要求进行全厂安全接地设计。根据《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》规范要求进行带电设备安全净距的设计，以保证人身及设备安全。（4）进行风力发电机组设备检修时，应严格执行风力发电机组厂商技术要求，以避免发生机械损伤和触电事故。（5）为减轻电磁辐射损害，按照操作规程的有关要求禁止长时间在高压设备区工作，在微机前工作人员工作时间不宜超过8小时。（6）风电场职工食堂、宿舍的卫生应达到国家相关安全、卫生标准的要求。12.5风电场安全与卫生机构设置、人员配备及管理制度12.5.1安全卫生机构及专项设施配置本风电场工程场址中心风电场离XX—237—< 第12章劳动安全与工业卫生市城区直线距离约17km左右，风电场采用现场运行巡视，集中管理的方式，风电场总体属少人值班运行，因此风电场内不再专门设置卫生机构。风电场工作人员就医看病可就近到附近的城镇医院。根据风电场工程的运行特点，由于风电场内有19台高耸结构的风力发电机组，控制中心存在较多的高低压电气设备，操作不当将造成严重的人员伤亡事故。因此，本着风电场“安全第一，预防为主”的基本原则，风电场集中管理中心将建立专门的安全生产监督机构，总负责人为风电公司总经理；现场设安全生产监督员，由值长担任。定期或不定期地对风电场内的生产设施进行安全检查，并请安全生产主管部门人员对风电场运行、检修等相关人员进行必要的安全生产教育和培训。12.5.2安全生产监督制度为认真贯彻《中华人民共和国安全生产法》和《风力发电场安全规程》（DL/T796-X）等有关法律、法规和规范要求，落实风电场各项安全生产措施，保护企业和职工在生产、工作、生活中的安全，结合风电场的生产运行特点，制定本制度。（一）安全生产责任制（1）安全生产是风电场正常运行的保证，管理人员和运行人员必须牢固树立“安全第一、预防为主”的观念，把安全第一的思想贯穿到生产和各项工作中。（2）单位主要负责人对风电场的安全生产负全面责任，分管安全生产的负责人协助主要负责人履行安全生产管理职责，其他负责人对各自分管工作范围内的安全生产负领导责任。（3）单位主要负责人应当履行《中华人民共和国安全生产法》规定的职责，并向上级公司定期或不定期报告安全生产情况，接受负有安全生产监督管理职责的部门依法进行的监督检查，生产运行人员对安全生产工作的民主监督。（4）风电场运行、检修人员为各自岗位上安全生产的直接责任人，必须牢固树立安全生产的意识，严格遵守劳动纪律和操作规程。（二）安全生产教育和培训制度（1）安全生产培训必须坚持理论联系实际，学以致用的原则。（2）风电场安全生产领导小组负责风电场安全生产教育培训计划、检查考核培训效果、建立培训档案。—237—< 第12章劳动安全与工业卫生（3）单位负责人、安全生产管理人员，每年接受在岗安全生产教育和培训的时间不得少于8小时。（4）大力宣传安全生产方面的法律、法规，普及安全生产知识。（三）安全生产检查制度（1）由风电场主要负责人牵头，以自查方式定期检查风电场安全生产状况，安全生产责任制的落实情况，规章制度的执行情况，职工安全培训及事故处理报告等。（2）对风电机组、箱式变压器、电气设备、集电线路设备、保护和通信设备等进行专项检查，对发现的事故隐患及时提出处理意见，跟踪事故隐患整改情况。（3）对运行管理现场、检修现场等进行不定期抽查，检查相应的安全设施是否符合安全生产要求。消防、防止电气误操作、防高空作业坠落等管理制度消防和防火是风电场控制中心（内含220kV升压站）安全工作的重点，为保证严格执行消防法规，应确保运行人员能正确使用控制中心内的消防设备，加强员工防火意识，防止火灾事故的发生，风电场控制中心内应制定详细的消防工作制度。消防工作制度规定消防管理的内容、消防管理的职责和权利、消防设备检查、定期消防知识和技能培训等内容，具体消防管理制度如下：（1）风电场消防管理专职人员全面负责控制中心内和风力发电场防火、消防工作。（2）消防工作人员应对控制中心内和风力发电场存在火灾危害因素的场所进行定期检查，对检查过程中发现的问题及时上报和处理。（3）按照消防设备使用及保养要求，对控制中心内消防设备进行定期检查，损坏的设备要及时维修，过期设备从新购置，以保证设备的正常使用。（4）定期对控制中心内相关工作人员进行消防培训，培训内容包括消防设备的使用、升压站防火常识、紧急情况逃生自救等内容。电气误操作可造成重大的生产事故和人身伤害事故，为保证风电场工作人员和设备的安全，升压站应制定防止电气误操作的管理制度，规定电气操作、检修作业的程序及要求、防止误操作管理、防止误操作培训等内容，具体防止电气误操作制度如下：（5）依据国家有关规定和行业规范的规定，制定电气操作票制度、严格管理电气操作、加强电气操作人员培训。—237—< 第12章劳动安全与工业卫生（6）结合风力发电场具体情况对电气设备检修制定严格的检修票制度，以防止检修期间发生触电事故。（7）制定员工培训制度，定期对员工进行安全教育，组织员工学习防电气误操作相关规定。风电场在设备检修时存在高空坠落危害因素，为降低该类事故的发生，制定风电场设备检修制度，规定风电场设备检修工作程序、工作制度、员工培训等内容，具体防高空坠落制度如下：（1）对风力发电机组助力攀爬设备定期检修，保证设备的正常运行。（2）设备检修攀爬风力发电机组塔架要求严格按照操作程序，系好安全带，在攀爬前检查安全带锁扣是否扣好，不系安全带严禁攀爬。（3）对员工进行高空作业培训，加强高空作业安全教育。（4）所有楼梯、钢梯、平台、走道、坑池和吊装孔洞边缘设置栏杆或盖板，并考虑防滑措施，保证运行人员安全。—237—< 第12章劳动安全与工业卫生工业卫生与劳动保护管理规定为保护风电场有关运行人员的健康和人身安全，防止人身伤害事故的发生，风电场应按照国家相关法律法规要求，制定相应的工业卫生与劳动保护管理规定细则。其中对防暑降温与防冻、电磁辐射保护、机械伤害保护、防爆、火灾处理、设备损害、电气伤害保护、劳保用品等内容应做出较为详细的规定。工作票、操作票管理制度工作票和操作票应由风电场值长一级专人负责出具，并落实到相应的执行人。注意出具票据时上下的衔接和相应的复核制度，防止误操作和发生人身安全事故。工作票制度和操作票制度是保证电力安全生产的一项行之有效的管理制度，是保证风电场正常运行和运行人员人身安全的重要措施。事故调查处理与事故统计制度本风电场工程应按照国务院《电力生产事故调查暂行规定》等有关法规要求，建立事故调查、事故上报和事故统计制度，以保证事故发生后及时处理。事故纪录采用计算机技术进行书面记录，以方便统计，并形成风电场事故历史统计资料库。妥善利用事故统计库的资料，从中吸取总结经验教训，避免同类事故重复发生。其它劳动安全、工业卫生管理制度按照国家和地方有关法律法规规定，升压站和风电场还应制定机动车辆的安全管理制度，结合风电场具体情况可制定安全培训制度，安全奖罚制度，临时工的安全管理规定，安全生产例会等制度。通过以上制度，使安全生产达有制可依，保障风电场的正常运行和运行人员的人身安全与健康。12.6事故应急救援预案12.6.1事故应急救援预案目的风电场工程在施工期和运行期间，必须根据国家有关规定制定内部事故应急救援预案，并建立相应的应急救援组织，以应对事故发生时能及时采取对策，防止事故发生后损失扩大，并把事故发生的损失减到最小。12.6.2事故应急救援预案方案根据国家有关安全生产主管部门的相关规定，风电场必须设置事故应急救援预案管理机构，由风电场负责安全生产的总经理主管，负责应对风电场突发事故时有一个系统的应急救援预案。事故应急救援预案方案应根据风电场项目自身特点，建立相应的规章制度。并在风电场控制中心内放置必要的应急救援设备器材，如灭火器、应急照明灯、逃生绳等。同时，根据国家的有关规定，在生产运行中配置一定的经费，确保事故应急救援预案的可实施性。风电场主要的事故应急救援预案制度如下：（1）值班制度：建立24小时值班制度，夜班由行政值班和生产值守人员负责，如有问题及时处理。（2）检查制度：每月由企业事故应急救援指挥部结合生产安全工作，检查应急救援工作情况，发现问题及时整改。（3）例会制度：每季度由事故应急救援指挥部组织召开一次指挥小组成员和各专业负责人会议，检查上季度工作，并针对存在的问题积极采取有效措施，加以改进。—237—< 第12章劳动安全与工业卫生（4）总结评比制度：每次训练和演习结束后应进行总结评比奖励和表彰先进。建立总结评比办法和对于事故处理中有功和有过人员的奖罚措施。应急救援预案须在风电场建成投产前经有关主管部门的审批。应急救援预案应对风电场在运行过程中发生的突发事故有一个较为全面的处理手段和解决方案，在事故发生的第一时间内及时作出反应，采取措施防止事故的进一步扩大，并及时向上级有关主管领导和职能部门汇报。在事故未查清之前，当班运行值班人员应迅速采取保护事故现场和防止设备损坏的方案，并根据以人为本的理念第一时间抢救受伤人员的生命。风电场运行期主要需采取的应急救援预案及措施如下：1）风电场受淹应急救援预案：风电场若在丰水期发生内涝灾害导致升压站和风电机组、箱变等设备受淹的情形，值班运行人员应第一时间报告风电场主管领导，同时视受淹程度，根据当地气象部门的天气预报，向当地消防部门请求支援。另外，若灾情严重，风电场内所有值班、运行人员切断电气设备开关后尽快撤离现场。2）风电场火灾应急救援预案：若风电场内风电机组发生火灾事故，运行控制人员应在第一时间向社会专业机构-消防部门打电话求援，并及时向主管领导报告。同时应通知风机厂家及检修人员在起火的风电机组旁安全地点待命，配合消防部门的及时灭火，将风电机组的特点告知消防专业人员。若风电场控制中心内发生火灾事故，值班运行人员应在第一时间切断起火部位的电源控制开关，同时利用控制中心内配置的消防器材设备就地施行灭火行动。另外，应尽快拨打火灾119报警电话，请消防部门尽快赶到现场灭火施救。3）风电场触电应急救援预案：风电场若发生运行检修人员触电事故，根据带电操作规程，同伴应及时采取措施以可靠绝缘方式分离触电人员，并在安全地点尽快进行人工施救措施，如口对口呼吸、有节奏按压胸部等急救方式。同时向社会卫生部门的120急救电话求援，使专业医务人员尽快至现场抢救触电人员。4）风电场电气误操作及开关设备事故应急预案：运行人员必须按照运行规程进行事故处理，尽可能维持系统及其它设备稳定运行；在处理事故的同时，应立即向上级主管部门汇报。根据事故发生的严重程度和情况立即通知消防、医务人员到场抢救。5）风电机组损坏事故应急预案：风电场的风电机组投入生产运行后，应由检修人员定期和不定期地进行巡视和检查，并按照风电机组厂家的产品说明书定期维护、保养。一旦发生风电机组损坏事故，运行人员应根据风机的操作手册采取远方控制或就地控制的方式及时切断有关设备的控制开关，并将事故上报主管领导，视风电机组在质保期或已出质保期的情况和机组损坏程度及时通报风电机组供货商，由厂家或社会中介技术单位或风电场检修人员尽快落实修复工作，确保风机恢复正常生产、运行。6）继电保护事故应急预案：继电保护事故后，运行人员应立即查找事故原因尽快处理事故，考虑采用备用方案，回复正常运行。—237—< 第12章劳动安全与工业卫生7）变压器损坏和互感器爆炸事故应急预案：事件发生后，运行人员应按照《变压器事故处理办法》有关要求，根据事故的大小进行处理，防止事故扩大；如变压器需退出运行，运行人员应迅速切断变压器电源，将变压器退出运行，做好安全措施。互感器爆炸事故发生后，首先迅速切断电源，在处理事故的同时，应立即向上级部门汇报。根据事故情况立即通知消防、医务人员到场抢救。8）接地网事故应急预案：事故发生后，运行人员应查找事故原因，尽快处理事故，维持设备稳定运行。另外，对于风电场工程的施工期尚需建设必要的事故应急救援预案，建立完善的应急救援措施，确保风电场工程顺利实施。风电场施工期主要需采取的应急救援预案及措施如下：1）由施工企业落实施工期间的安全生产和卫生管理措施，并应配置安全生产管理专职和现场卫生管理监督员，明确各自的职责和管理范围，由施工单位现场负责人为第一直接责任人。在整个施工期间，形成定期的生产安全报告书和卫生管理报告书。2）施工单位用于工程的爆破器材及火工器材实行专人管理，采取使用登记制度。形成明确使用人和使用日期等签单制度，并由施工单位现场负责人定期检查仓库内的存货。做到采购量与使用量、留存量一致的要求，明确重要器材的去向。3）施工区内运输：施工运输的各类车辆应严格遵守《中华人民共和国道路交通安全法》，必须加强对各单位在本工程中使用的车辆驾驶员的安全驾驶教育，预防和减少交通事故发生。驾驶人机动车上道路驾驶前，应当对机动车的安全技术性能进行认真检查，不得驾驶安全设施不全或者机件不符合技术标准等具有安全隐患的机动车。机动车驾驶人应当遵守道路交通安全法律、法规的规定，按照操作规范安全驾驶、文明驾驶。饮酒、服用国家管制的精神药品或者麻醉药品。或者患有妨碍安全驾驶机动车的疾病，或者过度疲劳影响安全驾驶的，不得驾驶机动车。任何人不得强迫、指使、纵容驾驶人违反道路交通安全法律、法规和机动车安全驾驶要求驾驶机动车。—237—< 第12章劳动安全与工业卫生4）施工及检修期大件吊装、高空作业、交叉作业：大件吊装运输作业前必须办理《大件吊运作业申请表》，指定有起重特种作业操作证的具有一定经验的人员负责起重、吊装指挥；大件吊运作业前应召开专题会议，由施工部门负责大件吊运的策划、部署工作，编制大件吊运的施工方案和安全技术措施；施工部门接到批准的施工方案和安全技术措施后，应组织施工作业人员熟悉施工方案和措施，对施工人员进行具体分工，明确各自的工作职责；吊装现场设立现场总指挥和各岗位分指挥，各岗位分指挥应准确执行总指挥的指令，除借助通讯联络设备外，应规定统一的指挥信号。从事高空作业要定期体检，经医生诊断，凡患高血压，心脏病、贫血病、癫痫病以及其他不适合高空作业的，不得从事高空作业；高空作业衣着要灵便，禁止穿硬底和易滑的鞋；高空作业所用材料要堆放平稳，工具应随手放入工具袋内，上下传递物件禁止抛掷；遇有恶劣气候影响施工安全时，禁止进行露天高空起重和打桩作业；没有安全防护设施，禁止在屋架的上弦、支撑、桁条、挑梁和未固定的构件上行走。高空作业与地面联系，应设通讯装置，并有专人负责。乘人的外用电梯、吊笼，应有可靠的安全装置，除指派的专业人员外，禁止攀登起重臂、绳索和随同运料的吊篮、吊装物上下；交叉作业有两个以上施工单位在同一区域进行施工安装时，必须签订安全生产管理协议，明确各自的安全生产管理职责和应当采取的安全措施，指定专职安全生产管理人员进行监督和协调。交叉作业前施工单位必须与交叉单位联系，设计并安装安全设施。施工完毕后，安装单位负责按规定拆除不用的安全隔离设施。12.7劳动安全与工业卫生专项工程量、投资概算和实施计划风电场值班运行人员在进入投产的风电场开始工作之前，需接受必要的有关风电场安全知识的教育和培训，并经考试合格取得上岗证后方可进入工作岗位。同时，按国家有关标准为生产运行人员配备相应的劳动保护用品，以保证生产运行人员的身体健康得到充分的保障，为风电场安全、可靠运行创造良好的软环境，减少和预防由于工作人员的失误而造成事故频发。在风电场建成投产之时，同时需建立相应的风电场巡回检查制度、操作监护制度、维护检修制度等，而且对生产设备配套的仪器、仪表和器材进行必要的日常维护。安全卫生管理机构依据风电场工程的特点配置声级计、微波测量仪等监测仪器设备与必要的安全宣传设备。风电场生产运行人员的安全教育和培训的相关费用，以及其他有关生产安全和预防事故的费用已列入本风电场工程概算费用中。—237—< 第12章劳动安全与工业卫生根据国家有关规定，工程施工期有关劳动安全和卫生的所需费用，已包含在施工中标单位的承包费用中，设备安装中标单位也含该部分费用，因此在本风电场的工程概算中不再另行计列。根据工程建设相关要求，业主单位和地方政府主管部门有权督促相关工程施工和安装承包单位在工程施工期落实劳动安全和卫生防护的相关措施和费用。12.8预期效果评价12.8.1劳动安全主要危害因素防护措施的预期效期评价风电场工程经采取安全防范措施，并对生产运行人员进行安全教育和培训后，为风电场今后的安全运行提供了良好的生产基础，有助于减少生产工作人员由于误操作而导致发生安全事故，并能避免由于生产运行人员处理事故不及时而可能导致设备损坏的后果，以及事故造成的损失会有进一步扩大的可能。对风电场劳动安全主要危害因素采取防护措施能有效地降低风电场经济损失，并保障风电场生产的安全、正常运行。12.8.2工业卫生主要有害因素防护措施的预期效果综合评价由于风电场不同于一般的发电工程，有针对性地采取必要的工业卫生防护措施，才能充分保障风电场运行人员的身体健康，降低生产运行、维护和检修过程中由于没有采取相应的工业卫生防护措施而导致生产运行人员和巡视人员受伤害的概率，减少风电场安全事故隐患，在降低风电场经济损失的同时，能有效地保障风电场的正常运行和运行人员的人身安全。12.9存在的问题与建议由于风电项目在我国尚属初期阶段，投入运行风电场毕竟时间不长，事关风电场安全运行的经验相对不足。同时，对风电场的安全措施和防护措施尚未建立成熟、完善的操作体系，因此，现阶段尚不能深入研究生产运行中所面临的安全、卫生问题，从而使风电场或多或少地存在事故的隐患和可能发生生产安全事故的危险性。所以，必须借鉴国外同类风电场运行、管理模式和经验的基础上，结合我国风电行业自身发展的现状和特点，逐步提高风电场安全生产和运行维护的防范水平。—237—< 第13章节能降耗第13章节能降耗13.1遵循节能的相关法律、法规及标准、规范13.1.1遵循节能的相关法律、法规（1）《中华人民共和国节约能源法》；（2）《中华人民共和国可再生能源法》；（3）《中华人民共和国清洁生产促进法》；（4）《中华人民共和国循环经济促进法》；（5）《国务院关于加强节能工作的决定》；（6）《固定资产投资项目节能评估和审查暂行办法》；（7）《XX省节约能源条例》；（8）《XX省鼓励的资源综合利用认定管理办法》；（9）《XX省节能监察办法》等。13.1.2遵循节能的相关标准与规范（1）《关于印发风电特许权项目前期工作管理办法及有关技术规定的通知》（国家发展改革委发改能源[2003]1403号）；（2）《关于风电前期工作有关要求的通知》（国家发展改革委发改办能源[2004]29号）；（3）《关于印发风电场工程前期工作有关规定的通知》（国家发展改革委发改能源[X]899号）；（4）《关于风电建设管理有关要求的通知》（国家发展改革委发改办能源[X]1204号；（5）《用能单位能源计量器具配备和管理通则》（GB17167-X）；（6）《综合能耗计算通则》（GB/T2589-X）；（7）《单位产品能源消耗限额编制通则》（GB/T12723-X）；（8）《企业节能量计算方法》（GB／T13234～2009）；（9）《工业企业能源管理导则》（GB/T15587-X）；—237—< 第13章节能降耗（10）《评价企业合理用电技术导则》（GB/T3485-1998）；（11）《评价企业合理用热技术导则》（GB/T3486-1993）；（12）《供配电系统设计规范》（GB50052-2009）；（13）《节电技术经济效益计算与评价方法》（GB/T13471-X）；（14）《工业设备及管道绝热工程设计规范》（GB/T50264-1997）；（15）《设备及管道绝热技术通则》（GB/T4272-X）；（16）《采暖通风与空气调节设计规范》（GB50019-2003）；（17）《公共建筑采暖空调能耗限额》（DB37/T935-X）；（18）《建筑照明设计标准》（GB50034-2004）；（19）《建筑采光设计标准》（GB/T50033-2001）；（20）《民用建筑电气设计规范》（JGJ16-X）；（21）《公共建筑节能设计标准（XX省）》（DB21/T1477-X）；（22）《工业企业总平面设计规范》（GB50187-X）。13.2能耗状况和能耗指标分析我国目前的能源生产量仅次于美国和俄罗斯，居世界第3位；基本能源消费占世界总消费量的10.4%，居世界第2位，可见我国已经成为一个能源生产和消费大国。但是我们应当清醒地看到：中国资源总量虽然较大，但人均占有量少，人均能源资源可采储量远低于世界平均水平。中国石油、天然气资源相对不足，石油探明可采储量只占世界的2.4%，天然气占1.2%，中国人均能源资源占有量远比世界平均值低，我国人均石油、天然气可采储量分别仅为世界平均值的10%和5%。在中国的能源结构中，煤炭消费比重比世界平均高41.5个百分点，石油低16个百分点，天然气低20.5个百分点。X—237—< 第13章节能降耗年中国的一次能源消费总量：36.2亿吨标准煤，其中原煤占66.4%、原油18.9%、天然气5.5%，其他（水电、核电、风电）占9.1%。出于自身发展的需要：中国煤炭资源丰富，油气资源相对不足；长期计划经济，自产，自给，自足；经济欠发达，对天然气勘探开发、核电及其他清洁能源的投入不足。中国是目前世界上第二大能源生产及消费国，能源资源的有限性与经济增长的可持续性之间的矛盾日趋尖锐，目前中国能源的整体利用效率是33%左右，比发达国家低10个百分点，中国必须从实际出发，能源消费结构必须优化，石油、天然气在一次能源消费中的比例将逐年增加，新能源的开发也将加大力度，经济整体上必须向低碳转型。今年2月中国国家能源委员会成立，并制定出近期抓好的6项工作，包括：编制好“十二五”能源发展总体规划和专项规划；落实2020年非化石能源消费比重提高到15%的目标；构建以低碳排放为主的工业、交通、建筑体系；加快先进适用技术研究与推广应用。因此，基于以上原因，在消费能源的同时我国的节能降耗显得尤为迫切，随着我国经济保持持续快速发展的态势，对能源需求将继续呈现较高水平的增长。同时，根据国家转变经济增长方式和结构调整的战略部署，对能源消费厉行节约的战略目标也上升到相当高度。在此背景下，从本世纪前后开始到目前为止，国家相继出台了一系列如《中华人民共和国节约能源法》、《中华人民共和国可再生能源法》等有关节约能源的法律、法规，积极鼓励全社会采取节能降耗措施和发展清洁可再生能源项目。另外，与之相对应的对各类建设项目，尤其是固定资产投资项目的节能要求，随着各种标准和规范的陆续出台，正在不断制订、完善过程中。国家在2010年11月1日起，国家发展和改革委2010年9月21日发布的发改第6令明确要求，固定资产投资项目必须实行节能评估，并由第三方专业评估、咨询机构根据固定资产投资项目的能耗规模出具相应的节能评估文件，并将政府主管部门对节能评估文件的评估、审查意见（视能耗水平出具节能报告书或报告表或登记表）作为项目审批、核准或备案的必要的组成支持性文件之一。—237—< 第13章节能降耗根据初步确定的技术方案，本工程的建设规模为47.5MW，拟安装19台单机容量为2.5MW的风电机组。作为固定资产投资类项目的风力发电工程，其能源消耗主要体现在风电场工程实施期间的建设期和建成投产后的运行期。根据风电场工程自身的特点，由于建设期一般在1年左右，能源消耗时间较短，而风电场运行期有较长的20年时间，因此风电场生产运行期是能源消耗的主要时期。另外，风电场工程建设期和运行期的能耗种类、数量和强度均有所差异。风电场工程施工期的能耗主要体现为能耗工质的土建施工过程中的生产用水和生活用水，如混凝土搅拌等生产用水和大量施工人员的生活用水；作为二次能源消耗的运输车辆和吊装机具的汽柴油的消耗量；以二次能源方式消耗的所有机械施工设备的用电耗能，以及施工队伍人员的生活用电耗能等。本风电场工程的建设属较好地利用可再生能源之一的风能资源项目，风电场建成投产后运行期的能量消耗主要体现为一次能源消耗的接入系统线路线损、风电场内所有集电线路线损、电气设备运行过程中自身的和空载的能耗、风电场控制中心内照明设备、生活设施用电能耗，以及作为耗能工质的生产人员的每天生活用水，风电场日常运行巡检车辆二次能源汽柴油消耗量，风电机组主机的润滑油损耗等。能耗指标较高时期为风电场的运行期，因此根据以下风电场建设期和运行期的用能指标，结合国家发展和改革委员会令第6号发布的《固定资产投资项目节能评估和审查暂行办法》的有关规定，在计算出风电场各时期的能耗指标后，由第三方具备编制节能评估文件资质的中介咨询机构编制相应的节能评估文件，并由政府有关的节能评估主管单位进行必要的评估、审查后，出具本风电场项目的节能评估意见，作为本项目核准的必备支持性文件组成之一与项目申请报告一起上报XX省发展和改革委。13.2.1能耗计算依据和标准根据国家发展和改革委第6号令《固定资产投资项目节能评估和审查暂行办法》，对所有固定资产投资项目实施节能评估，并根据项目各自的耗能量编制相应等级的节能评估文件；《综合能耗计算通则》（GB/T2589-X）则根据能源种类的分类，制定了综合能耗、单位产值综合能耗、产品单位产量综合能耗、产品单位产量可比综合能耗的计算方法和计算标准，并对各种能源折算标准煤的原则进行了统一。根据风力发电工程的特点，由于其产品为电能，因此，所有综合能耗均以电能能耗为标准。综合能耗的计算公式见13-1：E=∑（ei×pi）13-1n式中：E-综合能耗；n-消耗的能源品种数；ei-生产和服务过程中消耗的第i种能源实物量；pi-第i种能源的折算系数，按能量的当量值或能源等价值折算。—237—< 第13章节能降耗本风电项目属利用风力资源产生电能的可再生能源项目，在运行期产生电能过程中根据技术方案、不同电压等级和选用的不同设备无法避免损耗的部分电能，另外为维持风电场的正常生产运行所必须消耗的一次能源和二次能源，主要为电能、柴汽油、水和润滑油等。用来反映风电场电能消耗和损耗的指标，具体有三个指标：场用电率、场损率和送出线损率。场用电率：风电场场用电变压器计量指示的生产（不包括风电机自用电）和生活用电量占全场发电量的百分比。场用电率＝场用电量／全场发电量×100％场损率：消耗在风电场内输变电系统和风电机自用电的电量占全场发电量的百分比。场损率＝（全场发电量＋用网电量－上网电量－场用电量）／全场发电量×100％送出线损率指消耗在风电场送出线的电量占全场发电量的百分比。13.2.2建设期能耗状况和分析风电场建设期能耗主要体现在施工机械设备和临时生产、生活的能耗和用水，以及施工机械设备和运输车辆的汽柴油消耗量。根据本期风电场的建设规模，由于220kV升压站为新建工程，包含风电场工程量施工在内白天施工和生活用电最高负荷约为270kW，考虑夜间休息的原因按12小时计算，折合整个施工期强度分配按200天计算，合计用电量为648000kW.h；包括浇制风机基础（视工程量大小）的高峰期生产在内，其生产期用水按60m3/d计算，另外考虑生产施工人员生活的总用水量约为5m3/d，按照风电场风机基础工程量、升压站施工周期和内容，折合整个风电场施工期按200天高峰期用水计算，合计用水量为13000m3。施工队伍车辆按6台，每台车行驶50km，每百公里油耗16升计算。按照风电场机械设备和运输车辆、以及调试柴油发电机的使用强度和本工程外部运输距离等实际情况，按每天平均运输10台次/天，每天车辆数为15台车计，按每台车行驶50km，每百公里油耗16升计算，施工期剔除混凝土养护期、调试期以及吊装阶段用车强度下降的因素，按整个施工期160天计算，则使用汽柴油量合计为192000升，根据车辆的使用特点，根据综合能耗计算方法，汽柴油的折标准煤系数相同。按相应的综合能耗计算方法（见公式13-1），上述风电场施工期生产和生活能耗折合等价值电量损耗约为131.5万kW.h，按2010年发电标煤耗计算，标准煤约39.25吨。由此可见，根据风电场施工期各项用能合计量也很为客观，节能意识应宣传贯彻给每一个风电场工程建设的参与者。—237—< 第13章节能降耗在本期风电场建设过程中，对风电场各分部、分项工程的施工单位和安装调试单位，以及项目公司单位等需严格落实各项节能、节水措施，避免不必要的浪费。对建设管理单位和施工、监理单位均应按照国家和XX省对节能的有关规定和要求制定严格的节能规章制度和管理制度，并应配备相应的专职管理人员进行专项节能管理和监督，使本期风电场在建设期的能耗指标达到预期的管理目标。13.2.3生产期能耗状况和分析风电场生产期的能量消耗主要是风电场接入系统线路损耗，场内集电线路、箱式变压器和升压站主变压器、开关柜、电容器、站用变等电气设备损耗，风电场箱式变压器自用电损耗、风电机组自用电损耗和升压站生产管理人员的生活用电，风电场控制中心照明等附属设施的用电损耗。根据本工程风电场安装19台风电机组的位置，场内集电线路长度和接入系统线路长度。经计算分析，由于接入系统线路采用220kV电压等级，其线路年损耗量约占上网电量的0.22%，约合21.61万kW.h；35kV场内集电线路根据主接线方式及各回长度，其线路年损耗量占上网电量的0.59%，约合57.96万kW.h；风电机组年自用电约为0.6%，约合58.94万kW.h；19台箱式变压器年自用电量约为0.75%，约合73.68万kW.h；升压站主变压器、35kV开关柜及电容器等损耗约为0.66%，约合64.84万kW.h；风电场控制中心生活用电、照明设施等站用电能耗约占上网电量的0.1%，风电场控制中心共计占用约合9.82万kW.h。本期风力发电机拟采用直驱发电机，机舱内没有齿轮箱，因此不需考虑润滑油的更换等导致的油耗。另外运行期巡检车辆按2台次/天，每台车行驶30公里计，百公里油耗为16升考虑，其年油耗为3504升，等价值电量损耗为3.74万kW.h。本期风电场新配置运营维护人员16人，按每人每天200升水的耗水量，风场年耗水量为1460t，等价值电量损耗为0.13万kW.h。本风电场内场总能耗为290.72万kWh，能耗率约为2.96—237—< 第13章节能降耗%，风电场总体损耗指标尚可，但在日常生产管理过程中应加强节能管理，厉行各项节能措施。在风电场运行期内，项目管理单位应根据国家、地方的有关规定，制订完善的节能制度，将该项规章制度落实到日常的生产、运行管理中。同时，根据风电项目自身运行特点，加强对运行、巡检人员的节能意识管理和相应的巡检工作，尤其对风电机组机舱内的齿轮箱应重点维护，避免润滑油的渗漏等现象，同时应重点监测齿轮箱工作状态，尽量减少润滑油的更换。另外，运行人员对所有电气设备操作过程中，应严格按照调度指令和遵守风电场运行管理制度，进行设备的操作与管理。在风电场运行期间，根据项目公司制订的有关节能规章制度，落实以风电场总经理为第一责任人，风电场场长为制度执行人，严格落实风电场内日常的各项节能、节水措施，避免不必要的浪费。对节能检查应形成定期与不定期相结合的检查制度，同时在风电场运行管理班子中配备相应的专职管理人员进行日常专项节能管理和监督，使风电场在运行期的能耗指标达到预期的管理目标，并尽可能降低风电场的能耗指标。整个风电场施工期和运行期各阶段的能耗统计见表13-1。表13-1风电场不同时期能耗统计表阶段序号能耗种类耗量（kg/kW.h）折合能耗（万kW.h）生产期1施工运输车辆生产油耗1920020.482施工吊装车辆生产油耗1732818.483柴油发电车调试等生产油耗1539016.424土建施工生产用水耗能120001.035混凝土搅拌机等生产用电能耗600000606施工人员生活用水耗能10000.097施工人员生活用电耗能480004.88施工队伍生活用车油耗960010.24合计131.54运行期1风电机组本体能耗61870061.872箱式变压器本体能耗77110077.113主变压器及其他设备损耗67430067.434场内集电线路能耗60030060.035接入系统线路能耗22150022.157站用电损耗10588010.598日常巡检车辆生产用油能耗35043.749运行人员生活用水能耗14600.13合计303.0—237—< 第13章节能降耗说明：能耗表中用水以kg、用油以升为单位，实耗电量以kW.h为单位13.3节能措施和节能效果分析13.3.1节能措施（1）优化设计方案，降低原材料和能源消耗电气设备选型和材料选择将在考虑安全、施工、维护方便的基础上注意选用新型节能低损耗电气设备/节能灯具等和节约用材，材料选用将经过精心计算，对可选材料首先选用制造能耗低的材料，房屋外墙/屋顶设保温层。风力发电机箱变和集电线路的连接方式的选择经过方案比较，本项目采用35kV升压变和35kV集电线比采用10kV升压变和10kV集电线的方案年电能损耗节省30％。风电场集电线路采用辐射状方式连接，这样可以使风电场的集电线路最短，从而减少线路损耗和线路材料。本工程采用计算监控系统、控制和保护系统大量信息传输通过光缆和通信线，电气设备尽可能就近布置节省大量的电力电缆和控制电缆，节省大量的有色金属，设计将通过优化二次设计、合理选择电缆截面来降低高耗能电解铜的消耗。（2）降低主变压器和发电机升压变压器损耗主变压器是风电场主要耗能设备，风电场内还有大量的发电机升压变压器，无论运行在满载还是欠载状态，每组变压器均需消耗空载损耗电能，因而变压器选型时将对空载损耗提出严格要求，主变压器、各发电机连接的升压变压器都将选用新型节能低损耗变压器。（3）合理选取场用变压器容量和低损耗场用变压器在场用电的设计上，将严格按照风电场的实际用电负荷及相关同时率计算场用电负荷，并依此选取相应容量的新型节能型低损耗变压器。—237—< 第13章节能降耗（4）降低风电场用电的各类负荷的耗能指标风电场中用电量较大的经常性负荷主要有各继电器室和控制室空调用电、设备操作机构中的防露干燥加热、夜间照明用电。继电器、控制室、通信室空调除满足运行人员工作条件外，主要为大量采用的微电子设备提供适合的工作环境。考虑目前微机保护等电子设备技术日益成熟，对环境温度要求基本能适应大多自然温度条件，综合考虑室内环境温度控制和因环境温度变化引起相对湿度变化对设备的影响，合理配置空调容量。从节约能源角度，提高设备环境适应能力要求是首先需考虑的。对户内安装电气设备如变压器、电容器，常规运行条件下一般采用自然对流通风散热，尽可能减少机械通风，既有利节能，也能减少维护工作和噪声污染。风电场的室内外照明设计，尽量做到小范围的开灯控制方式，根据建筑对照明的要求及不同电光源的特点，选择合理的照明方式，并选用光效高、显色性好的光源及配光合理、安全高效的灯具，工作场所的照度标准值应符合《建筑照明设计标准》（GB50034-2004）、《建筑采光设计标准》（GB50033-2001）等有关标准。风电场按照《用能单位能源计量器具配备和管理通则》（GB/T17167-X）和《电力装置的电测量仪表装置设计规范》（GB/T50063-X）要求配置电力计量装置，动力用电及照明生活用电分别计量。（5）优化接入系统方案就近接入电力系统，简化升压站电气主接线并采用合理的无功补偿方案可以节省投资和降低能量损耗。本项目风电场接入电力系统升压站距离约19公里，线路损耗较低，升压站电气主接线采用线路变压器组接线为最简化接线适合风电场送出工程。无功补偿方案可以保证风电机组有功全力送出。（6）建筑物满足建筑功能要求下尽可能采用联合布置场内建筑物采用联合布置，提高了容积率和建筑密度，节约用地资源。（7）风电场主建筑物结构、布置、暖通与空调等采用节能设计根据《公共建筑节能设计标准》（GB50189-X）按照本工程建筑物的体形系数、围护结构传热系数、遮阳系数进行结构、布置、暖通与空调等节能设计。建筑物屋顶做保温隔热，门窗密闭，以利于节能。控制室及办公用房内考虑采用分体式空调，功能布局上将空调房间集中布置在一起。空调设备选用自动控制，空调管道做保温处理。针对使用空调的房间，围护结构采取保温隔热措施，一些需要散热的设备房间和使用空调的房间之间的隔墙采取隔热措施，以此来提高通风、空调设备的能效比。在保证相同的室内热环境舒适参数条件下，全年通风、空调和照明的总能耗可减少50%。—237—< 第13章节能降耗（8）建筑单体采用合理的技术措施达到节能要求建筑物体型紧凑，不过多地凹凸。采用环保型的建筑材料，在满足电气设备要求的情况下，尽量降低建筑层高，压缩建筑空间，节约建筑材料，减少能源损耗。（9）给水排水的节能由于风电场环境水源紧张更要注意节约用水，生活用水和环境用水要综合利用，各种器具、设备以及卫生洁具采用节水型设备。（10）建立完善的节能管理体系根据风电场工程建设期和运行期不同阶段的特点，在施工期间应由各施工单位建立相应的节能规章制度，落实责任人和节能监督员，采取自查和政府相关监管部门第三方抽查相结合的方式，将节能监督管理落实到位。风电场投产运行后，应由项目公司编制节能的规章制度，成立相应的节能管理小组和落实各项节能奖罚措施，并采取自查和上级公司抽查等方式将节能措施和要求落实到位。13.3.2节能效果分析风电是一种清洁的能源，既不通过消耗资源释放污染物、废料，也不产生温室气体破坏大气环境，也不会有废渣的堆放问题，有利于保护周围环境。与其它传统发电方式相比，风电可节省一定的发电用煤和减少环境污染治理费用，有更高的空气质量和环保标准，使得风能变得更具竞争力。本工程年上网发电量99.48GkWh，与相同发电量的火电相比，每年可为电网节约标煤约29695.5（火电煤耗按2010年底网供标煤耗335g/kWh计）。相应每年可减少燃煤所造成的多种有害气体的排放，其中二氧化硫（SO2）486.9t，氮氧化合物（NOx）317.0t，烟尘129.1t，减轻排放温室效应性气体二氧化碳（CO2）99484.95t。此外还可节约大量传统火电厂用水，并能减少相应的水力排灰废水和温排水等对水环境的污染。由此可见，风电场有明显的环境效益。—237—< 第14章工程设计概算第14章工程设计概算14.1工程概况本风电场位于XX省西部XX市西，交通十分便利。本项目拟安装19台单机容量为2.5MW的风力发电机组，风电机组轮毂高度为80m,总装机容量为47.5MW，配套安装19台箱式变电站。本工程箱式变压器与220kV升压站之间以35kV线路联系。线路采用以架空线为主，电缆为辅的设计方案。本工程的监控通信光缆采用ADSS自承式光缆。将19台风电机组合理的联接在3条35kV架空线路上；架空线路在风场内采用单回路连接，路径长度为10.4km，其中两回在出风场后采用同塔双回路连接，路径长度为6.3km。配合本风电场工程的建设，拟在场址区域内新建一座包含220kV升压站的风电场控制中心。升压站的220kV侧采用单母线接线，1回出线（至220kV东梁变电站），1台主变进线（为便于后期扩建，将#2主变进线间隔也在三期工程一并建设）。远景安装一台容量为100MVA和1台50MVA的220kV主变压器，本期安装一台容量为100MVA的220kV主变压器。35kV侧远景采用单母线分段接线方式，本期建设35kVI段母线。根据电网并网要求远景规划在35kV母线上安装3组35kV电压无功自动补偿装置,每组容量为感性5MVar,容性5MVar，本期安装1组。建筑工程主要包括发电设备基础工程、变配电工程、房屋建筑工程、场内辅助工程和其他组成。14.2编制原则及依据（1）工程量：按我院出版的设计图纸和有关规定计算。（2）取费依据：《神华集团公司陆上风电场建设工程初步设计概算编制管理办法》及《陆上风电场工程设计概算编制规定及费用标准。（3）建筑、安装、送电工程定额依据：《陆上风电场工程概算定额》（NB/T31010-X）。（4）工程设计收费标准：国家计委、建设部计价格[2002]10号文“关于发布《工程勘察设计收费管理规定》的通知”。—237—< 第14章工程设计概算（5）建筑工程主要材料价格参考X年四季度XX省XX市工程造价信息。14.3基础单价、取费标准（1）人工预算单价根据《神华集团公司陆上风电场建设工程初步设计概算编制管理办法》（X年8月修订）（以下简称编制办法）规定，人工预算价格如下：高级熟练工9.46元/工时熟练工6.99元/工时半熟练工5.44元/工时普工4.46元/工时（2）主要材料预算价格主要材料预算价具体如下：碎石65元/m³砂55元/m³钢筋4元/t电力电缆（YGC22-1.0-3*240+1*120）683.77元/m电力电缆（ZA-YJV22-35-3*70）413.45元/m电力电缆（ZA-YJV22-35-3*240）571.61元/m（3）施工用电、施工用水价格施工用电：本工程施工用电考虑电网供电形式，综合电价为1.26元/kW·h。另考虑了施工临时电源35万元，包括箱变工程、引接电缆、架空输送等费用。施工用水：本工程施工用水单价为5.85元/m³。另考虑了施工临时水源（和升压站永临结合）10万元，包括水源引接、运水车使用等相关费用。（4）主要设备价格风电机组：以4250元/kW（招标价）到现场价，不计运输保险费、特大特重件运输增加费、采购及保管费；塔架：9262元/t（招标价）到现场价，不计运输保险费、特大特重件运输增加费、采购及保管费；36.75kV箱式变压器：2800kVA以40万元/台到现场价，不计运输保险费、特大特重件运输增加费、采购及保管费；主变压器：48—237—< 第14章工程设计概算0万元/台到现场价，不计运输保险费、特大特重件运输增加费、采购及保管费；220kV罐式断路器：95万元/台到现场价，不计运输保险费、特大特重件运输增加费、采购及保管费；35kV出线开关柜：25万元/台到现场价暂计；35kV主变进线开关柜：25万元/台到现场价暂计；其余35kV开关柜：20万元/台到现场价暂计；35kV无功补偿装置：200万元/套到现场暂计。14.4费率指标建筑安装工程单价由直接费、间接费、利润和税金组成。单价的取费标准，按编制办法的规定计取，具体如下表14-1：表14-1建筑安装工程单价取费标准序号工程类别计算基础费率一措施费建筑工程人工费+机械费18.16%机组、塔筒安装工程人工费+机械费8.22%集电线路安装工程人工费+机械费15.49%其他设备安装工程人工费+机械费14.36%二间接费土方工程人工费+机械费21.28%石方工程人工费+机械费19.56%混凝土工程人工费+机械费40.98%钢筋工程人工费+机械费39.93%基础处理工程人工费+机械费28.86%砌体砌筑工程人工费+机械费34.02%安装工程人工费108.00%三利润建筑工程人工费+机械费+措施费+间接费10.00%安装工程人工费+机械费+措施费+间接费10.00%四税金直接费+间接费+利润3.477%—237—< 第14章工程设计概算14.5预备费、建设期贷款利息（1）基本预备费按照设备及安装工程+建筑工程+其他费用的1.5%计算。（2）涨价预备费：根据国家计委计投资[1999]1340号“关于加强对基本建设大中型项目概算价差预备费管理有关问题的通知”精神，暂不计算涨价预备费。（3）建设期贷款利息：项目资本金为总投资的25％，其余资金以银行贷款方式筹措，贷款利率按现行长期贷款基准利率6.55%执行。第一台机组投产前发生的工程贷款利息全部计入工程建设投资。14.6投资主要指标a）资金来源：资本金25％，银行贷款75％；建设工期为1年。a)工程各项目技术经济指标表见下表。工程技术经济指标表风电场名称XX一期（XX沟）风电场风电机组单位造价元/kW4250建设地点XX王府镇境内塔筒（架）单位造价元/t9262设计单位中水东北勘测设计研究有限责任公司风电机组基础单价（含箱变）万元/座102.81建设单位XX能源投资有限公司变电所单位造价元/kW871.57装机规模MW47.50主要工程量47.39万m347.23单机容量kW2500.0014.19万m314.06年发电量亿kW.h0.99481.58万m31.49年利用小时h2094.001711.49t1334.99静态投资万元45928.093965.46t3965.46动态投资万元47056.20建设用地面积238.54亩238.54单位千瓦投资元/kW9906.57178.411亩178.411单位电能投资元/kW.h3.94计划施工时间10月初月10月初建设期利息万元1128.1112月12送出工程投资万元---生产单位定员1616—237—< 第14章工程设计概算14.7工程投资概算表a)总概算表，见表14-1；b)施工辅助工程概算表,见表14-2；c)机电设备及安装工程概算表，见表14-3；d)建筑工程概算表，见表14-4；e)其他费用概算表，见表14-5；表14-1工程总概算表单位：万元编号工程或费用名称设备购置费安装工程费建筑工程费其他费用合计一施工辅助工程　　　　846.221施工交通工程　　　　02施工供电工程　　　　353施工供水工程　　　　104其他施工辅助工程　　　　801.22二设备及安装工程35648.92544.12　　36193.041发电设备及安装工程33164.48271.75　　33436.232升压变电设备及安装工程1344.1467.67　　1411.803控制保护设备及安装工程797.5061.08　　858.584其他设备及安装工程342.80143.63　　486.43三建筑工程　　5102.42　5102.421发电场工程　　2209.34　2209.342升压变电站工程　　575.03　575.033房屋建筑工程　　808.12　808.124交通工程　　493.35　493.355其他工程　　1016.59　1016.59四其他费用　　　4067.544067.541项目建设用地费　　　1645.331645.332项目建设管理费　　　1979.211979.213生产准备费　　　186.00186.004勘察设计费　　　257.00257.005其他税费　　　0.000.00　一至四部分投资合计　　　　45363.00五基本预备费　　　　565.09　工程静态投资（一～五）部分合计　　　　45928.09六建设期利息　　　　1128.11　工程动态投资（一～六）部分合计　　　　47056.20—237—< 第14章工程设计概算表14-2施工辅助工程概算表编号工程或费用名称单位数量单价（元）合计（万元）　施工辅助工程　　　846.22一施工交通工程　　　01公路工程　　　0二施工供电工程　　　35110kV供电线路km2100000202供电设施项115000015三施工供水工程　　　101水源工程（和升压站共用）项1　02供水管路km0.520000010四其他施工辅助工程　　　801.221风电机组安装平台　　　765.191.1一般场地平整㎡798000.846.741.2土方开挖m328329616.954801.3石方开挖m33147748.041511.4回填m39443213.451272施工临建设施m2360.22100036—237—< [键入文字]表14-3设备及安装工程概算表编号名称及规格单位数量单价（元）合计（万元）设备费安装费设备费安装费　设备及安装工程　　　　35648.921271.55一发电设备及安装工程　　　　33164.48999.181风电机组　　　　27977.61271.751.1风电机组本体台1914725000143027.2027977.61271.751.2风电场并网检测费项11000000　100　2塔筒（架）　　　　3500.00414.022.1塔筒台191681412199120.523194.68378.332.2基础环台1916069318786.96305.3235.703机组变电站　　　　817.0030.883.1箱式变电站台1940000011201.26760.0021.283.2隔离开关GW4-35GD/630台19150004650.4228.508.843.3避雷器YH5WZ-51/134组1915000400.7128.500.764集电电缆线路　　　　433.0291.224.1电缆敷设km　　　398.6944.254.1.1低压电缆YJV22-1.0-3×240+1×120m4500683.7710.90307.694.904.1.2高压电缆YJV22-35-3×70m1330413.4516.4154.992.184.1.3高压电缆YJV22-35-3×240m630571.61589.9036.0137.164.2电缆终端头套　　　11.4516.474.2.1低压电缆终端制作安装240套/三相190　484.820.009.214.2.235kV高压电缆终端安装(户外)套/三相3822361673.008.506.36—238—< [键入文字]续表14-3设备及安装工程概算表编号名称及规格单位数量单价（元）合计（万元）设备费安装费设备费安装费4.2.335kV高压电缆终端安装(户外240mm2)套/三相324851673.000.750.504.2.435kV高压电缆终端安装(户内240mm2)套/三相373441313.812.200.394.3预埋管t（m）　　　22.88330.504.3.1塑料管￠100以内m53203045.5315.9624.224.3.2钢管￠100以内m9897063.476.9236.285集电架空线路　　　　436.85191.305.1铁塔组立基　　　233.4563.225.1.1铁塔组立（<5t)基86　6346.87　54.585.1.2铁塔组立（<15t)基4　21596.54　8.645.1.3铁塔总重t265.418796　233.45　5.2线路架设km·三相　　　203.4164.845.2.1185钢芯铝绞线架设km·三相24.17　17525.17　42.365.2.2185钢芯铝绞线t51.81219653　101.83　5.2.3GJ-35t5.57760.8　4.27　5.2.4XP-70绝缘子片304945.5　13.88　5.2.5其他金具项1104290.87　10.43　5.2.6架空光缆ADSSkm22300008028.1366.0017.665.2.7直埋光缆ADSSkm23000024092.436.004.825.2.8光缆金具项110000　1.00　5.3线路架设材料运输t·km　　　　63.24—239—< [键入文字]续表14-3设备及安装工程概算表编号名称及规格单位数量单价（元）合计（万元）设备费安装费设备费安装费5.3.1人力运输500m以内塔材t·km132.71　303.75　4.035.3.2人力运输500m以内线材（2t以内）t·km37.14　680.72　2.535.3.3人力运输500m以内金具绝缘子零星钢材t·km23.65　252.75　0.605.3.4汽车运输12km塔材t·km3184.96　137.64　43.845.3.5汽车运输12km线材（2t以内）t·km877.49　109.44　9.605.3.6汽车运输12km金具绝缘子零星钢材t·km567.60　46.63　2.65二升压变电设备及安装工程　　　　1344.1467.671主变压器系统　　　　492.809.601.1主变压器SZ11-100000/230台1.00480000077636.2480.007.761.2隔离开关GW13-126Z(W)/630A31.5KA台1.00　12894.1　1.291.3电流互感器台1.00　2107.7　0.211.4电压互感器台1.00　3326.8　0.331.5主变中性点设备套1.00100000.000　10.00　1.6户外动力配电箱台1.0028000.000　2.80　2220kV配电装置设备系统　　　　241.7016.502.1220kVSF6罐式断路器台295000022788.77190.004.562.2220kV隔离开关单接地组3.0038000.00022788.7711.406.842.3220kV隔离开关双接地组140000.00012894.134.001.292.4220kV电容式电压互感器台4.0045000.0003326.8418.001.332.5避雷器组2.0030000.0001640.576.000.33—240—< [键入文字]续表14-3设备及安装工程概算表编号名称及规格单位数量单价（元）合计（万元）设备费安装费设备费安装费2.6复合耐张绝缘子串FXBW4-252/100串12.00　500.000　0.602.7悬垂绝缘子串16（XWP2-70）串3　800.000　0.242.8户外动力配电箱台1.0028000.000　2.80　2.9端子箱台4.0020000.000　8.00　2.10钢芯铝绞线LGJ-400/25跨/三相3.00　4398.10　1.322.11电动升降车台1.005000.000　0.50　2.12电压抽取装置套1.0010000.000　1.00　335kV配电装置设备系统　　　　389.3012.453.135kV主变开关柜面1.002500008172.5325.000.823.235kV进线开关柜面82500008172.53200.006.543.335kV站用变开关柜面1.00200000.0002179.2720.000.223.435kV电容器开关柜面32000008172.5360.002.453.535kV电压互感器开关柜面1.002000002660.7820.000.273.6封闭母线35kV2000A米10.00　830.79　0.833.7穿墙套管35kV2000A个3.00　359.97　0.113.8氧化锌避雷器YH5WZ-51/134组1.0015000.000400.711.500.043.935kV接地变兼站用变压器台1.00250000.0008760.4125.000.883.1010kV电缆YJV22-8.7/15-3X50m500.00270.00016.96913.500.853.11动力配电箱个1.0028000.000　2.80　3.12支柱绝缘子ZSW-40.5/10-4只18.00　169.23　0.30—241—< [键入文字]续表14-3设备及安装工程概算表编号名称及规格单位数量单价（元）合计（万元）设备费安装费设备费安装费3.13GCS型低压配电屏面7.0050000.000　35.00　4无功补偿装置　　　　200.009.674.1SVG容量5000kVar并联电容器组5000Kvar套1.00200000096699.58200.009.675升压站用电系统　　　　10.000.675.1站用变压器（10kV箱式变电站）台1.00100000.0006718.8410.000.676电力电缆及母线　　　　10.3418.786.1电力电缆YJV22-26/35kV-3×70m250.00413.4516.4110.340.416.2电缆终端用于YJV22-26/35kV-3×70电缆套6.00　3500　2.106.3铜排100X10t0.90　72000　6.486.4电缆支架t4.50　8004.63　3.606.5电缆防火项　　　　5.846.5.1柔性速固耐火堵料t3.00　5144.25　1.546.5.2电缆防火涂料t2.00　21109.78　4.226.5.3防火隔板㎡50.00　83.84　0.42三控制保护设备及安装工程　　　　797.5061.081监控系统　　　　612.0054.801.1风功率预测系统及风电场生产运行管理系统面1.001000000559.34100.000.061.2PMU功角测量屏面1.00250000.000559.3425.000.061.3电能质量监测屏面1.00250000.000559.3425.000.061.4火灾报警系统套1.00300000.000　30.00　—242—< [键入文字]续表14-3设备及安装工程概算表编号名称及规格单位数量单价（元）合计（万元）设备费安装费设备费安装费1.5故障录波屏面2.00150000.000559.3430.000.111.6有功功率控制系统套1.00600000.000559.3460.000.061.7变电站监控系统套2.00180000.000559.3436.000.111.8远动通信屏面1.00150000.000559.3415.000.061.9公用测控屏面1.0070000.000559.347.000.061.10主变保护屏面2.00150000.000559.3430.000.111.11主变测控屏面1.00120000.000559.3412.000.061.12继电保护及故障录波信息子站屏面1.00200000.000559.3420.000.061.13调度数据网接入设备套2.00180000.000559.3436.000.111.14二次系统安全防护装置套1.00180000.000　18.00　1.15220kV线路测控屏面2.00150000.000559.3430.000.111.16220kV母线保护屏面1.00150000.000559.3415.000.061.17通信接口屏面1.00250000.000　25.00　1.1835kV线路保护测控装置套3.0050000.000559.3415.000.171.19接地变兼站用变保护测控装置套1.0040000.000　4.00　1.2035kV电容器及35kVSVG保护测控装置套1.0040000.000　4.00　1.2135kV并联电容器保护测控装置套1.0040000.000　4.00　1.2235kV母线保护屏面1.00120000.000559.3412.000.061.23计量及远动采集屏面1.00180000.000559.3418.000.061.2435kV线路电能表块3.008000.000　2.40　—243—< [键入文字]续表14-3设备及安装工程概算表编号名称及规格单位数量单价（元）合计（万元）设备费安装费设备费安装费1.2535kV电容器组电能表块1.008000.000　0.80　1.2635KvSVG电能表块1.008000.000　0.80　1.2735kV接地兼站用变电能表块1.008000.000　0.80　1.28微机保护试验电源屏面1.00150000.000559.3415.000.061.29图像安全监控系统套1.00260000.000　26.00　1.30同步时钟对时系统套1.00200000.000　20.00　1.31地调扩充项1.00　50000.000　5.001.32省调扩充项1.00　100000.000　10.001.33控制电缆km15.00　22000.000　33.001.34屏蔽双绞线km3.00　18000.000　5.402直流系统　　　　64.000.622.1直流馈线屏面2.0060000.000559.3412.000.112.2充电屏面1.0060000.000559.346.000.062.3联络柜面1.0050000.000559.345.000.062.4蓄电池屏面6.0060000.000559.3436.000.342.5UPS电源系统面1.0050000.000559.345.000.062.6蓄电池组组2.00　677.42　0.143通信系统　　　　121.505.663.1光端机622M套2.00400000.000813.26880.000.163.2PCM接入设备台1.0070000.000602.5137.000.06—244—< [键入文字]续表14-3设备及安装工程概算表编号名称及规格单位数量单价（元）合计（万元）设备费安装费设备费安装费3.3高频开关电源48V/120A套2.0050000.0001230.85010.000.253.4免维护蓄电池48V/300A组2.0020000.000677.4434.000.143.5综合配线架台1.0030000.000380.6863.000.043.6数字配线架台1.0025000.000588.4372.500.063.7程控调度交换机台1.00150000.00011242.09415.001.123.8超5类网线米300.00　10.000　0.303.9邮电市话部1.00　200.000　0.023.10引入光缆24芯（含金具）公里0.50　22000.000　1.103.11光缆终端盒个2.00　800.000　0.163.12钢管t1.00　7500.000　0.753.13塑料管米300.00　50.000　1.503.14封堵材料kg1.00　60.000　0.01四其他设备及安装工程　　　　342.80143.631采暖通风及空调系统项1500000　50.00　2照明系统　　　　47.80　2.1照明配电箱个8.0028000.000　22.40　2.2户内动力配电箱个6.0028000.000　16.80　2.3吸顶式荧光灯套60.00500.000　3.00　2.4吸顶灯套30.001200.000　3.60　2.5低布置投光灯套20.001000.000　2.00　—245—< [键入文字]续表14-3设备及安装工程概算表编号名称及规格单位数量单价（元）合计（万元）设备费安装费设备费安装费3消防及给排水系统项1200000　20.00　4劳动安全与工业卫生设备项1200000　20　5安全检测设备项1100000　20　6环境与水土保持设备项1200000　20　7生产车辆辆2300000　60　8接入系统配套设备项1300000　30　9接地　　　　75101.7610.1发电厂接地　　　　7576.0010.1.1接地母线m12000　19.17　23.0110.1.2等离子接地极套150　3532.83　52.9910.1.3回填料t608000　48　10.1.4改良剂t1518000　27　10.2升压站接地　　　　　25.7610.2.1接地母线m9750.00　19.17　18.6910.2.2等离子接地极套20.00　3532.83　7.0711其他　　　　　41.8711.1电气分系统项目调试　　　　　14.0211.1.1变压器系统调试系统1.00　20520.0　2.0511.1.2母线系统调试220kV系统1.00　8360.00　0.8411.1.3母线系统调试35kV系统3.00　3040.00　0.91—246—< [键入文字]续表14-3设备及安装工程概算表编号名称及规格单位数量单价（元）合计（万元）设备费安装费设备费安装费11.1.4中央信号系统调试-母线电压220kV系统1.00　16340.00　1.6311.1.5直流电源系统调试-电压220kV系统1.00　6080.00　0.6111.1.6事故照明系统调试-电压220kV系统1.00　2660.00　0.2711.1.7不停电电源系统调试系统1.00　3800.00　0.3811.1.8故障录波系统调试-电压220kV系统1.00　10640.00　1.0611.1.9微机监控系统调试-电压220kV系统1.00　49400.00　4.9411.1.10变电站五防回路调试-电压220kV系统1.00　13300.00　1.3311.2电气整套系统调试　　　　　17.2911.2.1升压站整体调试-电压220kV站1.00　168720.000　16.8711.2.2升压站监控调试-电压220kV站1.00　4180.000　0.4211.3电气特殊系统调试　　　　　10.5611.3.1变压器局放实验台1.00　48000.000　4.8011.3.2变压器耐压实验台1.00　28800.000　2.8811.3.3断路器耐压实验台2　14400.000　2.88—247—< 第14章工程设计概算表14-4建筑工程概算表编号工程或费用名称单位数量单价（元）合计（万元）　建筑工程　　　5102.42一发电场工程　　　2209.341风电机组基础工程　　　1885.631.1土方开挖m33029216.9551.341.2石方开挖m3757348.0436.381.3回填m31262013.4516.981.4混凝土(垫层）m31242472.7758.721.5混凝土(基础）m311450580.10664.211.6钢筋制作与安装t16035940.79952.311.7基础防腐处理㎡1580834.1654.011.8沉降观测点埋设个761800.0013.681.9基坑雨季排水项1380000.0038.002机组变电站基础工程　　　67.822.1土方开挖m3133016.952.252.2石方开挖m357048.042.742.3回填m3150013.452.022.4混凝土(垫层）m338472.771.802.5混凝土(基础）m3342735.4425.152.6钢筋制作与安装t575940.7933.863集电架空线路工程　　　219.433.1土方开挖m321829.7416.9537.003.2石方开挖m35457.4448.0426.223.3回填m3300013.454.043.4混凝土(垫层）m3221.56472.7710.473.6混凝土(基础）m31514.54735.44111.393.5钢筋制作与安装t51.035940.7930.324集电电缆线路工程　　　10.384.1人工挖沟槽m31244.63571438.414.784.2回填m3933.476785713.451.264.3铺砂盖砖（1~2）m114018.942.164.4铺砂盖砖（7根）m482.142857145.402.195接地工程　　　26.075.1人工挖沟槽m3516038.4119.825.2回填m3464413.456.25二升压变电站工程　　　575.031主变压器基础工程　　　22.791.1土方开挖m3350.0048.041.68—262—< 第14章工程设计概算续表14-4建筑工程概算表编号工程或费用名称单位数量单价（元）合计（万元）1.2基础m350.00735.443.681.3油池m3110.00959.4210.551.4排油管m200.00212.844.261.5事故油池m322.00959.422.111.6预埋件t0.437072.440.301.7碎石m375.0027.800.212电气设备基础　　　552.242.1SVG侧主变　　　7.342.1.1土方开挖m3108.0048.040.522.1.2基础m315.00735.441.102.1.2油池m335.00959.423.362.1.4排油管m100.00212.842.132.1.5预埋件t0.037072.440.022.1.6碎石㎡75.0027.800.212.2220kV构架　　　114.022.2.1构架梁t7.7016426.1312.652.2.3构架钢材t35.0017157.1260.052.2.4构架柱头t0.107072.440.072.2.5爬梯t1.6810436.731.752.2.6基础m3475.00735.4434.932.2.7土方m3950.0048.044.562.3氧化锌避雷器　　　7.512.3.1基础m335.00735.442.572.3.2土方m366.0048.040.322.3.3设备支架钢材t2.5018480.824.622.4隔离开关　　　6.782.4.1基础m375.00735.445.522.4.2预埋件t0.567072.440.402.4.3土方m3180.0048.040.862.5构架上避雷针t2.8018059.675.062.6独立避雷针塔　　　6.372.6.1独立避雷针塔t3.5018059.676.32—262—< 第14章工程设计概算续表14-4建筑工程概算表编号工程或费用名称单位数量单价（元）合计（万元）2.6.2铁件调整t0.0510436.730.052.7母线构架　　　14.342.7.1基础m330.00735.442.212.7.2支架t6.1018480.8211.272.7.3土方m3180.0048.040.862.8进线构架　　　2.042.8.1基础m34.00735.440.292.8.2钢材t0.7017157.121.202.8.3钢梁t0.3016426.130.492.8.4土方m310.0048.040.052.9断路器　　　5.012.9.1断路器基础m360.00735.444.412.9.2预埋件t0.107072.440.072.9.3土方m3110.0048.040.532.10电压互感器基础m325.00735.441.842.11钢管杆t1.8018480.823.332.12土方m336.0048.040.172.13铁件调整t0.207072.440.142.14SVG侧隔离开关基础m316.00735.441.182.15预埋件t0.027072.440.012.16土方m345.0048.040.222.17室外电缆沟道m336.002131.617.672.18电缆沟盖板㎡96.00300.0002.882.19电缆隧道m3120.002131.6125.582.20预埋件t1.207072.440.852.21厂区地面　　　32.242.20.1花砖㎡3000.0084.6525.392.20.2混凝土路面m3456.00150.186.852.21SVG设备　　　7.182.21.1基础m382.00735.446.032.21.2土方m3165.0048.040.79—262—< 第14章工程设计概算续表14-4建筑工程概算表编号工程或费用名称单位数量单价（元）合计（万元）2.21.3预埋件t0.507072.440.352.22电容器　　　3.992.22.1基础m345.00735.443.312.22.2土方m3120.0048.040.582.22.3预埋件t0.157072.440.112.23供水系统　　　21.122.23.1室外生活给水管t4.2065002.732.23.2室外生活排水管m150.00212.843.192.23.3深井泵台2.0070001.402.23.4小型净水设备套1.0040000.402.23.5压力泵台2.0070001.402.23.6深井100米处1.0012000012.002.24辅助生产建筑　　　28.912.24.1所内道路m2480.00150.187.212.24.2所内道路排水系统项1.0010000010.002.24.3排水管道m150.00212.843.192.24.4给水管道及消防管道m400.00212.848.512.25围墙及大门　　　20.302.25.1砖围墙㎡200.00271.615.432.25.2铁艺围墙㎡194.001853.592.25.3铁艺围栏㎡127.501852.362.25.4大门㎡11.2035003.922.25.5标识墙处1.00500005.002.26消防系统　　　0.642.26.1防火沙箱座2.0012000.242.26.2推车式灭火器个2.008000.162.26.3二氧化碳灭火器个4.006000.242.27特殊构筑物　　　10.992.27.1挡水墙m2180.00271.614.892.27.2排水沟m280.00575.424.60—262—< 第14章工程设计概算续表14-4建筑工程概算表编号工程或费用名称单位数量单价（元）合计（万元）2.27.3渗水坑座5.003000.0001.502.28与站址有关的单项工程　　　214.522.28.1所区填方m326361.0023.5161.972.28.2所区挖方m326100.0048.04125.392.28.3厂区绿化项1.00150000.00015.002.28.4进站道路面层　262.00150.183.932.32.5土方施工m3620.0048.042.982.32.6涵洞处2.0050001.002.32.7厂区排污管道m200.00212.844.26三房屋建筑工程　　　808.121生产建筑工程　　　701.721.1生活楼㎡1558.403500545.441.2生产楼㎡446.503500156.282辅助生产建筑工程　　　106.402.1车库㎡321.00200064.202.2泵房㎡208.00200041.602.3车棚项1.0060000.60四交通工程　　　493.351场内交通道路　　　493.351.1土方开挖m33780116.9564.071.2石方开挖m32520148.04121.071.3土方回填m31481913.4519.941.4石方回填m3987923.5123.221.5泥结石面层（厚度15cm）m29070025.25229.041.6管涵m180200036五其他工程　　　1016.591环境保护及水土保持工程项19965900996.592劳动安全与工业卫生工程项120000020—262—< 第14章工程设计概算表14-5其他费用概算表编号工程或费用名称单位数量单价（元）合计（万元）　其他费用　　　4067.54一建设用地费　　　1645.331土地征用费亩238.54600001431.242临时用地租用费亩178.4112000214.09二项目建设管理费　　　1979.211工程前期费%34332.780.5171.662工程建设管理费%34332.781.41326.883建设监理费%34332.780.4137.334项目咨询服务费%34332.780.268.675项目技术经济评审费%34332.780.4137.336项目验收费%34332.780.268.677工程保险费%34332.780.268.67三生产准备费　　　186.001生产人员培训及提前进厂费%6373.97163.742管理用具购置费%6373.970.638.243工器具及生产家具购置费%27958.810.255.924备品备件购置费%7671.310.323.015联合试运转费%1271.550.45.09四勘察设计费　　　257五其他税费　　　0—262—< 第15章财务评价与社会效果分析第15章财务评价与社会效果分析15.1概述本工程风电场工程装机容量为47.5MW，年上网发电量为0.9948×108kW·h。工程建设期为12个月,从第2年起全部投产正常运行。财务评价计算期共计21年，建设期1年，生产经营期20年。按《风电场工程可行性研究报告编制办法》中有关规定，并根据《建设项目经济评价方法与参数》（第三版）及现行的有关财税政策，对风电场工程进行财务评价。15.2财务评价15.2.1项目投资和资金筹措资金筹措包括资本金筹措和银行贷款两部分。投资计划和资金筹措见表15-1。（1）固定资产投资根据工程投资概算，工程固定资产静态投资为45928.09万元，建设期利息为1128.11万元，动态总投资为47056.20万元。固定资产投资估算见表15-2。（2）流动资金生产流动资金按每千瓦30元估算，全部使用资本金。（3）建设资金的来源风电场总投资的75％为国内银行贷款，25％为资本金，贷款利率（5年以上）6.55％，贷款偿还年限为10年，宽限期3年，资本金不还本计息。15.2.2分析和评价15.4.2.1总成本费用计算（1）固定资产价值计算项目固定资产投资为45928.09万元，建设期利息为1128.11万元，项目固定资产总投资为47056.20万元。（2）设备增值税建设期购买固定资产（机械设备）进项税额为4056万元，根据《中华人民共和国增值税暂行条例》，该进项税额在项目运营期内的销项税额逐年抵扣。—262—< 第15章财务评价与社会效果分析（3）风电场总成本费用风电场总成本由折旧费、修理费、职工工资及福利费、劳保统筹费、住房基金、保险费、材料费、利息支出及其他费用等构成。各项费用按下式计算：折旧费=固定资产价值×综合折旧费率修理费=固定资产价值×修理费率职工工资及福利费=年人均工资×定员×（1+44％）其他费用=发电量×单位发电量其他费用利息支出=流动资金贷款额×贷款利率十长期贷款利息经营成本=总成本费用-折旧费-利息支出项目的固定资产形成率按100%计；综合折旧率按4.75%计；目前对修理费率暂采用阶梯取费法，即：在运营期修理费率为0.2%～1.8%，其中第1～2年取0%，第3～5年取0.3%，第6～9年取0.8%，第10～14年取1.2%，第15～20年取1.5%～1.8%。保险费按固定资产价值的0.25%计；材料费6元／kW，其他费用30元／kW；项目定员16人，年工资40000元/人，福利费系数44％。总成本费用计算表见表15-3。15.2.2.2发电效益计算（1）发电量收入发电收入是上网电量和上网电价的乘积，一期（XX沟）风电场年上网发电量为0.9948×108kW·h。上网电价依据国家发展改革委发改价格[2009]1906号文件为标杆电价0.61元/kW·h（含税）。a)税金本项目应交纳的税金包括销售税金及附加和增值税，增值税仅作为计算销售税金及附加的基数。①增值税—262—< 第15章财务评价与社会效果分析增值税按财税[X]156号文《财政部国家税务总局关于部分资源综合利用及其他产品增值税政策问题的通知》中规定风电项目实现的增值税实行即征即退50%的政策。②销售税金及附加销售税金及附加：包括城市建设维护税和教育费附加，以增值税税额为计征，按规定分别取5％和4％；③所得税所得税按应纳税所得额计算，本项目的应纳税所得额为发电收入扣除成本和销售税金及附加后的余额。按照25%征收。a)利润及分配发电收入扣除总成本费用和销售税金附加后即为发电利润，再扣除应交所得税后即为税后利润。税后利润提取10%的法定盈余公积金和5%的公益金后，剩余部分为可分配利润；在扣除分配给投资者的应付利润，即为未分配利润。本工程各项目发电效益计算见下表：工程发电效益计算表序号项目名称一期（47.5MW）1生产期20年2建设期12月3运行小时数20944年发电量（kW·h）0.9948×1085上网电价0.617年销售收入（万元）6068损益表见表15-4.15.2.2.3清偿能力分析（1）借款还本付息①贷款偿还期及上网电价上网电价采用标杆电价0.61元／kW·h（含增值税）。贷款偿还期为10年。—262—< 第15章财务评价与社会效果分析②还贷资金本项目可用于还贷的资金来源为发电未分配利润和折旧费等。还贷期内未分配利润和折旧费100%用于还贷。③贷款还本付息按经营期不含税上网电价进行贷款还本付息。计算结果表明，工程在开工后10年内还清固定资产本息。借款还本付息计算表见表15-5。（2）资金来源与运用计算期内累计累计盈余资金为35337万元。资金来源与运用见表15-6。（3）资产负债分析计算表明，本项目仅在建设期负债率较高（高峰值达79.71%），随着机组投产发电，资产负债率逐渐下降，还清固定资产本息后，资产负债率很低，趋于0%。说明该项目偿还债务的能力较强。资产负债表见表15-7。15.2.2.4盈利能力分析上网电价为0.61元／kW·h（含增值税）。贷款偿还期为10年。投资回收期为8.60年，平均投资利润率为6.59%，平均投资利税率为7.48%，资本金利润率为26.35%，全部投资财务内部收益率（所得税前）为12.33%。经资本金财务现金流计算，资本金财务内部收益率为13.8%，项目具有一定的盈利能力。项目全部投资现金流量见表15-8，资本金现金流量见表15-9。财务评价指标汇总表见下表。—262—< 第15章财务评价与社会效果分析财务评价指标汇总表序号名称单位数值1装机容量MW47.52多年平均上网发电量亿kW·h0.99483总投资（不含流动资金）万元47056.203.1固定资产投资万元45928.093.2建设期利息万元1128.114流动资金万元142.505发电销售收入总额万元121364.696总成本费用万元62723.917销售税金附加总额万元579.308发电利润总额万元51624.869上网电价（含税）元/kW·h0.610010投资回收期年8.6511财务内部收益率　　11.1全部投资财务内部收益率（所得税前）％12.3311.2全部投资财务内部收益率（所得税后）％10.6511.3资本金财务内部收益率（所得税前）％17.211.4资本金财务内部收益率（所得税后）％13.812财务净现值　　12.1项目投资（所得税前，Ic＝5％）万元23901.7612.2资本金（所得税后，Ic＝8％）万元7217.1413投资利润率%6.59%14投资利税率%7.48%15资本金利润率%26.35%16资本负债率(最大值）%74.73%15.2.2.5敏感性分析为了考察各因素对经济效益的影响，对总投资、年发电小时、电价等作单因素敏感性分析。经分析计算，影响全部投资和自有资金内部收益率的主要参数有总投资、上网电量及上网电价等。现将工程的敏感性分析结果列于下表。—262—< 第15章财务评价与社会效果分析敏感性分析成果表序号项目上网电价（元/kW·h）财务内部收益率（%）含增值税全部投资资本金（所得税后）所得税前所得税后1基本方案0.6112.3310.6513.802投资变化10%0.6110.649.2610.95%0.6111.459.9312.3-5%0.6113.2811.4315.4-10%0.6114.3212.2817.43电量变化20%0.6116.1113.7921.015%0.6115.213.0319.210%0.6114.2612.2517.35%0.6113.3011.4515.5-5%0.6111.349.8212-10%0.6110.359.0110.4-15%0.619.378.238.9-18.8%0.618.777.748-20%0.618.367.427.44电价变化10%0.67114.2612.2517.35%0.640513.3011.4515.5-5%0.579511.349.8212-10%0.54910.359.0110.4从表15-11可知：（1）当投资由10％～-10％变化，全部投资财务内部收益率（所得税前）变化为10.64％～14.32%，项目资本金的财务内部收益率（所得税后）变化为10.9％～17.4%；（2）当发电量由20％～-20％变化，全部投资财务内部收益率（所得税前）变化为8.36％～16.11%，项目资本金的财务内部收益率（所得税后）变化为7.4％～21%；—262—< 第15章财务评价与社会效果分析当电量减少18.8%时，资本金财务内部收益率（所得税后）为8%；（3）当上网电价由10％～-10％变化，全部投资财务内部收益率（所得税前）变化为10.35％～14.26%，项目资本金的财务内部收益率（所得税后）变化为10.4％～17.3%；根据上述分析，本项目具有一定的抗风险能力。15.2.3财务评价结论上网电价为标杆电价0.61元／kW·h（含增值税）。贷款偿还期为10年。投资回收期为8.65年，平均投资利润率为6.59%，平均投资利税率为7.48%，资本金利润率为26.35%，全部投资财务内部收益率（所得税前）为12.33%。经资本金财务现金流计算，资本金财务内部收益率为13.8%，项目具有一定的盈利能力。综上诉述，本项目财务评价可行。15.3财务评价表a）投资计划与资金筹措表见表15-1；b）固定资产投资概算表见表15-2；c）总成本费用概算表见表15-3；d）损益表见表15-4；e）借款还本付息计算表见表15-5；f）资金来源与运用表见表15-6；g）资产负债表见表15-7；h）现金流量表（全部投资）见表15-8；i）现金流量表（资本金）见附表15-9；15.4社会效果分析本工程的建设，其社会效果主要表现在：（1）有利于推进XX省西部风资源的逐步开发利用，符合我国能源发展战略的需要；（2）符合XX省能源结构调整和可持续发展的需要；—262—< 第15章财务评价与社会效果分析（3）满足当地经济发展对能源需求的不断增长，促进能源结构多元化发展；（4）风电场建设有利于保护生态环境，符合XX市的可持续发展目标；（5）可促进XX市旅游产业的发展，促进当地的循环经济的发展；本工程年上网发电量99.48GkWh，与相同发电量的火电相比，每年可为电网节约标煤约29695.5（火电煤耗按2010年底网供标煤耗335g/kWh计）。相应每年可减少燃煤所造成的多种有害气体的排放，其中二氧化硫（SO2）486.9t，氮氧化合物（NOx）317.0t，烟尘129.1t，减轻排放温室效应性气体二氧化碳（CO2）99484.95t。此外还可节约大量传统火电厂用水，并能减少相应的水力排灰废水和温排水等对水环境的污染。由此可见，风电场有明显的环境效益。表15-1投资计划与资金筹措表单位：万元序号项目名称1合计1总投资47056.2047056.201.1固定资产总投资45928.0945928.091.2建设期利息1128.111128.111.3流动资金142.50142.502资金筹措47056.2047056.202.1资本金11764.0011764.00　其中：用于流动资金142.50142.502.2借款35292.2035292.202.2.1长期借款35292.2035292.20　其中：本金34164.0934164.092.2.2流动资金借款0.000.002.3其它短期借款0.000.00—262—< 第15章财务评价与社会效果分析表15-2固定资产投资估算表单位：万元编号工程或费用名称合计1第一部分机电设备及安装工程36193.042第二部分建筑工程5102.423第三部分其他费用4067.544第四部分接入系统（不计入工程投资）2474.005一至三部分之和45363.006基本预备费565.097静态总投资45928.098价差预备费0.009建设期利息1128.1110工程动态总投资47056.20—262—< 表15-3总成本费用表单位：万元序号项目比率合计建设期正常运行期12345678910111213发电成本　　　4874.914669.624481.864276.574071.283861.883656.593351.302946.012897.432692.152692.151折旧费　37316　1860.921860.921860.921860.921860.921860.921860.921860.921860.921860.921860.921860.922修理费　7600　0.000.00117.53117.53117.53313.42313.42313.42313.42470.13470.13470.133工资福利　1843　92.1692.1692.1692.1692.1692.1692.1692.1692.1692.1692.1692.164保险　1959　97.9497.9497.9497.9497.9497.9497.9497.9497.9497.9497.9497.945材料费　570　28.5028.5028.5028.5028.5028.5028.5028.5028.5028.5028.5028.506摊销费　0　0.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.007利息支付　11291　2052.891847.601642.311437.021231.731026.44821.15615.87410.58205.290.000.008其他费用　2850　142.50142.50142.50142.50142.50142.50142.50142.50142.50142.50142.50142.509固定成本=1+3+4+5+6+7　52979　4132.413927.123721.833516.543311.253105.962900.672695.392490.102284.812079.522079.52可变成本=2+9　10450　142.50142.50260.03260.03260.03455.92455.92455.92455.92612.63612.63612.63总成本费用　63430　4274.914069.623981.863776.573571.283561.883356.593151.302946.012897.432692.152692.15其中：经营成本　14822　361.10361.10478.63478.63478.63674.52674.52674.52674.52831.23831.23831.23—263—< 表15-3（完）总成本费用表单位：万元序号项目比率合计建设期正常运行期141516171819202122232425发电成本　　　269226922810281028102810281030251折旧费　　　1860.921860.921860.921860.921860.921860.921860.921958.862修理费　　　470.13470.13587.66587.66587.66587.66587.66705.193工资福利　　　92.1692.1692.1692.1692.1692.1692.1692.164保险　　　97.9497.9497.9497.9497.9497.9497.9497.945材料费　　　28.5028.5028.5028.5028.5028.5028.5028.506摊销费　　　000000007利息支付　　　000000008其他费用　　　142.50142.50142.50142.50142.50142.50142.50142.50固定成本=1+3+4+5+6+7　　　20802080208020802080208020802177可变成本=2+9　　　613613730730730730730848总成本费用　　　26922692281028102810281028103025其中：经营成本　　　831.23831.23948.76948.76948.76948.76948.761066.29—264—< 表15-4损益表序号项目合计建设期正常运行期2345678910111213上网电量(亿kW·h)　　0.99480.99480.99480.99480.99480.99480.99480.99480.99480.99480.99480.9948含税电价(元/kW·h)　　0.610.610.610.610.610.610.610.610.610.610.610.611发电销售收入121365　6068606860686068606860686068606860686068606860681.1电量销售收入121365　6068606860686068606860686068606860686068606860681.2CDM收入　　0000000000002增值税6437　000002654414414414414414412.1设备采购进项增值税抵扣4056　8828828828828823520000002.2销项增值税　　8828828828828828828828828828828828823销售税金附加579　00000244040404040403.1城市维护建设税5%　00000132222222222223.2教育费附加4%　00000111818181818184总成本费用62724　4147395438793687349434983305311329202885269226925利润总额(1-2-3-4)51625　192221142189238125742282228224752667270328962896应税利润　　104012321307150016921930228224752667270328962896非应税利润　　8828828828828823520000006亏损　　0000000000007弥补亏损0　0000000000008所得税11716　2603083273754234825716196676767247249税后利润(5-7-8)39909　166218061862X2151180017121856200120272172217210盈余公积金3991　16618118620121518017118620020321721711公益金1995　83909310010890869310010110910912可供分配利润　　14121535158317061828153014551578170017231846184613偿还本年长期贷款需要利润　　10771077107710771077107710771077107710770014应付利润12425　33545850562875145237850062364673873815未分配利润(12-14)0　10771077107710771077107710771077107710771108110816累计未分配利润　　10772155323243095387646475428619969610774118811298917累计亏损　　000000000000—265—< 表15-4（完）损益表序号项目合计建设期正常运行期141516171819202122232425上网电量(GkW·h)　　0.99480.99480.99480.99480.99480.99480.99480.9948含税电价(元/kW·h)　　0.610.610.610.610.610.610.610.611发电销售收入48546　606860686068606860686068606860681.1电量销售收入48546　606860686068606860686068606860682增值税3527　4414414414414414414414412.1设备采购进项增值税　　000000002.2销项增值税　　8828828828828828828828823销售税金附加317　40404040404040403.1城市维护建设税5%　22222222222222223.2教育费附加4%　18181818181818184总成本费用22458　269226922810281028102810281030255利润总额(1-2-3-4)22244　28962896277827782778277827782563应税利润　　28962896277827782778277827782563非应税利润　　000000006亏损　　000　　　　　7弥补亏损0　000000008所得税5561　7247246956956956956956419税后利润16683　2172217220842084208420842084192210盈余公积金1668　21721720820820820820819211公益金834　1091091041041041041049612可供分配利润　　1846184617711771177117711771163413偿还本年长期贷款需要利润　　0000000014应付利润5672　73873870870870870870865315未分配利润(12-14)8508　110811081063106310631063106398016累计未分配利润　　140961520416267173291839219454205172149717累计亏损　　00000000—266—< 表15-6资金来源与应用表单位：万元序号项目名称合计12345678910111213生产负荷　　100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%一资金来源123647394623783397540504242443541434143433645284564475647561利润总额48729　1922211421892381257422822282247526672703289628962折旧费35455　1861186118611861186118611861186118611861186118613摊销费0　0000000000004长期借款（含建贷利息）29383293830000000000005流动资金借款1431430000000000006其它短期借款及亏损000000000000007自有资金（注册资金）979497940000000000008自有资金（流动资金）1431430000000000009其它0000000000000010回收固定资产余值0000000000000011回收流动资金00000000000000二资金运用91382393203533370437713941411238733887405742284260146214621固定资产投资45928459280000000000002建设期贷款利息112811280000000000003生产流动资金1431430000000000004所得税1099202603083273754234825716196676767247245应付利润1168703354585056287514523785006236467387386长期借款本金偿还3529203529352935293529352935293529352935293529007流动资金借款本金偿还00000　　　　　　　　　8其它短期借款本金偿还及弥补亏损00000000000000三盈余资金35417024927127930132327025727830030432943294四累计盈余资金　0249520799110014231693195022282528283261279421—267—< 表15-6（完）资金来源与应用表单位：万元序号项目名称合计1415161718192021生产负荷　100%100%100%100%100%100%100%100%一资金来源37229475647564639463946394639463945211利润总额　289628962778277827782778277825632折旧费　186118611861186118611861186119593摊销费　000000004长期借款（含建贷利息）　000000005流动资金借款　000000006其它短期借款及亏损　000000007自有资金（注册资金）　000000008自有资金（流动资金）　000000009其它　0000000010回收固定资产余值　0000000011回收流动资金　00000000二资金运用　146214621403140314031403140312941固定资产投资　000000002建设期贷款利息　000000003生产流动资金　000000004所得税　7247246956956956956956415应付利润　7387387087087087087086536长期借款本金偿还　000000007流动资金借款本金偿还　000000008其它短期借款本金偿还及弥补亏损　00000000三盈余资金　32943294323632363236323632363227四累计盈余资金　1271516009192452248125717289533218935417—268—< 表15-7资产负债表单位：万元序号项目名称合计1234567891011121314生产负荷　　100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%一资产　39320377083611834536329763143829847282432666125100235432497626410278431流动资产总额　14339266394212431566183620922371267129756269956312858（1）流动资产　143143143143143143143143143143143143143143（2）累计盈余资金　0249520799110014231693195022282528283261279421127152在建工程　39177000000000000　3固定资产净值　0373163545533594317342987328012261512429022429205681870716846149854无形资产及递延资产净值　00000000000000二负债及所有者权益　3932037708339633130428667260512338320701180421540312769130951342113746（一）负债　29383264452350620568176301469111753881558772938(0)(0)(0)(0)1流动负债总额　000000000000002其他短期贷款　000000000000003长期贷款　29383264452350620568176301469111753881558772938(0)(0)(0)(0)（二）所有者权益　9937112631045710736110371136011630118871216512465127691309513421137461资本金　993799379937993799379937993799379937993799379937993799372资本公积金　000000000000003累计盈余公积金　　24952079911001423169319502228252828323158348438104累计未分配利润　　1077000000000000资产负债率（%）　74.73%70.13%65.08%59.55%53.46%46.73%39.38%31.21%22.04%11.71%0.00%0.00%0.00%0.00%—269—< 表15-7（完）资产负债表单位：万元序号项目名称合计1516171819202122生产负荷　100%100%100%100%100%100%100%一资产　292763065132026334023477736152374201流动资产总额　16152193882262425860290963233235559（1）流动资产　143143143143143143143（2）累计盈余资金　160091924522481257172895332189354172在建工程　　　　　　　　3固定资产净值　131241126394037542568138201861二负债及所有者权益　14072143851469715010153221563515923（一）负债　00000001流动负债总额　00000002其他短期贷款　　　　　　　　3长期贷款　0000000（二）所有者权益　140721438514697150101532215635159231资本金　99379937993799379937993799372资本公积金　00000003累计盈余公积金　41354448476050735386569859864累计未分配利润　0000000资产负债率（%）　0.00%0.00%0.00%0.00%0.00%0.00%0.00%—270—< 表15-8现金流量表（全部投资）序号项目名称合计建设期运营期1234567891011121314生产负荷（%）　　100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%一现金流入109301060686068606860686068580456275627562756275627562756271发电销售收入114928060686068606860686068580456275627562756275627562756272回收固定资产余值0　　　　　　　　　　　　　　3回收流动资金0　　　　　　　　　　　　　　二现金流出6535638238621669805854902118112851333138115471595159515951固定资产投资45928459280　　　　　　　　　　　　2流动资金0　0　　　　　　　　　　　　3经营成本14822　3613614794794796756756756758318318318314销售税金及附加579　0000024404040404040405所得税117160260308327375423482571619667676724724724三净现金流量49572-382385447539952635215516746234343429442464081403340334033四累计净现金流量-60661-38238-32791-27392-22129-16914-11748-7125-2782151257589839138721790421937五所得税前净现金流量61288-382385707570755905590559051054913491349134756475647564756六所得税前累计净现金流量-20486-38238-32531-26824-21234-15645-10055-4950-364877979014546193032405928816—271—< 表15-8（完）现金流量表（全部投资）序号项目名称合计运营期1516171819202122232425262728生产负荷（%）　100%100%100%100%100%100%100%一现金流入　56275627562756275627562756271发电销售收入　56275627562756275627562756272回收固定资产余值　　　　　　　03回收流动资金　　　　　　　0二现金流出　15951683168316831683168317471固定资产投资45928　　　　　　　2流动资金　　　　　　　　3经营成本　83194994994994994910664销售税金及附加　404040404040405所得税　724695695695695695641三净现金流量　4033394439443944394439443881四累计净现金流量　25969299143385837803417474569249572五所得税前净现金流量　4756463946394639463946394521六所得税前累计净现金流量　54785594246406368702733417798082501—272—< 表15-9现金流量表（资本金）序号项目名称合计建设期运营期1234567891011121314生产负荷（%）　　100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%一现金流入109301060686068606860686068580456275627562756275627562756271发电销售收入109301060686068606860686068580456275627562756275627562756272回收固定资产余值0　　　　　　　　　　　　　　3回收流动资金0　　　　　　　　　　　　　　二现金流出　993754845340528351394995508149934849470446771595159515951固定资产投资中资本金11764117640　　　　　　　　　　　　2流动资金中资本金143142.50　　　　　　　　　　　　3借款本金偿还35292　35293529352935293529352935293529352935290004借款利息支付10585　192517321540134711559627705773851920005经营成本1399103613614794794796756756756758318318318316销售税金及附加540　0000024404040404040407所得税10992　2603083273754234825716196676767247247248流动资金贷款利息0　00000000000009短期借款利息支付0　　　　　　　　　　　　　　三净现金流量33873-99375847297859291074722634779923950403340334033四累计净现金流量　-9937-9353-8624-7839-6910-5836-5114-4480-3701-2778-18282205623710270五所得税前净现金流量44865-9937844103711121304149712051205139815901626475647564756六所得税前累计净现金流量　-9937-9093-8056-6944-5640-4144-2939-1734-3361254287976361239217149—273—< 表15-9（完）现金流量表（资本金）序号项目名称合计运营期1516171819202122232425262728生产负荷（%）　100%100%100%100%100%100%100%一现金流入10930156275627562756275627562756271发电销售收入10930156275627562756275627562756272回收固定资产余值0　　　　　　03回收流动资金0　　　　　　04　　　　　　　　　二现金流出　15951683168316831683168317471固定资产投资中资本金11764　　　　　　　2流动资金中资本金　　　　　　　　3借款本金偿还　00000004借款利息支付　00000005经营成本　83194994994994994910666销售税金及附加　404040404040407所得税　7246956956956956956418流动资金贷款利息　00000009短期借款利息支付　　　　　　　　三净现金流量　4033394439443944394439443881四累计净现金流量　14303182472219126136300803402537905五所得税前净现金流量　4756463946394639463946394521六所得税前累计净现金流量　21905265443118335822404614510049621—274—< 第16章建设项目招标方案第16章建设项目招标方案本工程的总投资为47056.20万元，资本金25%，其余所需资金采用向金融机构贷款方式解决。依据《中华人民共和国招投标法》的有关规定，对风电场工程建设所需的风电机组主机设备、相关电气设备等采购方式应采用公开招标形式，对风电场工程内配套的土建施工及设备安装等子项目也需采用公开或邀请招标等形式。具体招标方式和标段的划分，根据风电场工程实施程序可在项目核准后，合理安排相应的采购招标、设计服务招标、施工服务和监理服务招标，并形成较为详细的招标计划。本阶段仅就风电场工程建设内容对招标范围、标段划分等进行初步拟定。16.1招标范围本风电场工程招标范围分为两部分，一是风电场场内部分，包括风力发电机组设备采购、塔架及附件采购、箱式变压器采购、设备安装及土建工程；二是新建220kV升压站部分，包括220kV主变、35kV高压开关柜、继保和远动通讯设备、电缆设备、设备安装及土建工程施工等。16.2标段划分及招标顺序本风电场工程按风电场场内和控制中心内容招标宜分两大标段，一为风力发电机组标段，二为新建风电场控制中心标段。风力发电机组标段招标顺序依次为风力发电机组设备、塔架及附件、箱式变压器、场内集电线路导线及金具和杆塔、设备安装、土建及运输工程。风电场控制中心标段招标顺序依次为220kV主变压器、35kV高压开关柜及其它电气设备、土建工程施工、运输工程及设备安装。16.3招标组织形式和招标方式风电场各类设备采购，应由XX（XX）风电有限公司委托有相应资质的公司或招标代理机构组织招标，或由XX（XX）风电有限公司组织招标委员会进行招标。招标方式可选择公开招标或邀请招标，视具体情况而定。—275—<'