xx风电可研报告

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××××风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703××××××风电场新建工程(45MW）可行性研究报告第一册说明书黑龙江省林业设计研究院二○○七年三月哈尔滨 ××××风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703可行性研究报告项目名称：×××省××××××风电场新建工程项目法人：××××××××××有限责任公司设计编号：院长总工程师专业院院长专业院总工项目负责人 ××××风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703目录第一章综合说明11.1区域概况11.2风能资源21.3工程地质21.4工程任务与规模21.5风电场机组选型和总体布置31.6电气31.7消防41.8土建工程41.9施工组织设计51.10工程管理设计51.11环境保护设计61.12劳动安全与工业卫生61.13工程设计概算61.14财务评价与社会效果分析71.15结论和建议71.16附表8第二章风能资源32.1区域概况32.1.1地理位置32.1.2地形地貌32.1.3气候特征32.2气象站资料32.2.1气象站概况32.2.2气象站资料分析42.3风电场测站测风资料整理和分析72.3.1风电场场址测站基本情况72.3.2风电场场址测站风况资料整理72.3.3风况资料相关分析102.4风电场风能资源综合评价132.4.1风电场空气密度132.4.21号塔70m高度代表年风能分析132.4.32号塔70m高度代表年风能分析202.4.4风能资源分析26第三章工程地质273.1区域地质构造与地震273.2场址工程地质条件273.2.1地形地貌273.2.2地层结构及特征273.2.3水文地质条件273.2.4基础处理形式及持力层选择28 ××××风电场新建工程可行性研究报告Z03-07033.3风电场场地工程地质评价与建议28第四章工程任务与规模294.1市社会经济及能源资源状况294.1.1黑龙江省市社会经济状况294.1.2市能源资源概况294.2地区电网概括304.2.1鸡西电网概括304.2.2地区电网现状314.2.3电力负荷预测及电力平衡334.3工程建设必要性354.3.1有利于改善市能源结构354.3.2有利于缓解电力行业较大的环境保护压力，促进地区经济的可持续发展354.3.3场址开发条件优良354.3.4有利于市地方经济的发展354.4石青山风电场工程建设规模36第五章机组选型、布置及风电场上网电量估算375.1风力发电机组选型375.1.1风能资源分析375.1.2机型选择385.1.3风机布置395.1.4机型选择395.2风电场及变电所总体布置415.2.1风电场的总体布置415.2.2变电所的总体布置415.3上网电量估算435.3.1空气密度修正435.3.2尾流修正435.3.3控制和湍流强度435.3.4叶片污染435.3.5风电机组利用率435.3.6气候影响停机445.3.7功率曲线折减445.3.8厂用电、线损等能量损耗44第六章电气476.1电气一次476.1.1接入系统方案476.1.2电气主接线476.1.3无功补偿方式486.1.4.接地电容电流补偿方式496.1.5备用电源496.1.6主要电气设备选择496.1.7过电压保护及防雷接地546.2电气二次566.2.366kV变电所的控制、保护、测量和信号57 ××××风电场新建工程可行性研究报告Z03-07036.2.4电气二次设备材料清单596.3通信606.3.1调度自动化606.3.2行政通信和站内调度通信606.4变电所及控制楼采暖通风616.4.1室外气温资料616.4.2采暖、通风系统方案拟定616.4.3防排烟与事故通风系统63第七章消防657.1消防设计依据和原则657.2消防总体设计方案65第八章土建工程688.1风电场场区工程水文及地质条件688.2工程等级及建筑物级别688.3土建工程设计688.3.1风机基础及箱变基础设计688.3.2升压变电所设计69第九章施工组织条件719.1施工条件719.1.1风电场对外交通条件719.1.2施工场地条件719.1.3主要建筑材料及施工用水、电供应719.1.4施工特点719.2施工总布置719.2.1施工总布置原则719.2.2施工用电729.2.3施工用水729.4场内交通729.3.1对外交通729.3.2场内交通729.2.3道路建设方案739.4工程征用地739.4.1工程用地政策739.4.2建设征地方案749.5主体工程施工759.5.1风机基础759.5.2风机及箱式变电站基础工程施工759.5.3风力发电机组安装759.5.4电气设备安装759.6施工总进度769.6.1施工总进度设计原则769.6.2分项进度安排769.6.3施工控制进度76第十章工程管理设计78 ××××风电场新建工程可行性研究报告Z03-070310.1管理机构7810.2生产、生活设施78第十一章环境保护8011.1环境状况8011.1.1地址环境8011.1.2水环境8011.1.3生态环境8011.1.4大气环境和生环境8011.1.5社会环境8111.2环境影响评价8111.2.1对声环境的影响8111.2.2对大气环境的影响8211.2.3对水环境的影响8211.2.4固体废弃物对环境的影响8211.2.5对生态环境的影线8211.2.6对自然景观和旅游的影响8311.2.7水土流失预测8311.3环境保护措施8311.3.1设计原则8311.3.2设计任务8411.3.3水环境保护措施8411.3.4大气环境保护措施8511.3.5声环境保护措施8511.3.6生活垃圾处理措施8611.3.7施工区人群健康保护措施8611.4环境监测8611.4.1污水监测8611.4.2大气环境监测8711.4.3声环境监测8711.4.4人群健康监测8711.5环境管理与环境监理8711.5.1环境管理8711.5.2环境监理8711.6环境保护投资概算8811.6.1编制依据8811.6.2编制原则8811.6.3环境保护总投资8811.7结论89第十二章劳动安全与工业卫生9012.1设计依据9012.1.1法律法规及技术规范与标准9012.1.2设计任务和目的9112.2工程概述及风电场总体布置9112.2.1工程概述91 ××××风电场新建工程可行性研究报告Z03-070312.2.2风电场总体布置9112.2.2.1风电机组布置9112.2.2.2箱式变风电场和升压变电所9112.2.2.3土建工程9212.2.2.4施工场地布置9212.2.2.5施工总工期9212.3工程安全与卫生危害分析9212.3.1施工期危害因素分析9212.3.2运行期危害因素分析9212.4劳动安全与工业卫生对策措施9312.4.1施工期劳动安全卫生主要对策措施9312.4.2运行期劳动安全与工业卫生对策措施9412.5风电场安全卫生机构设置及管理制度9512.5.1安全生产监督制度9512.5.2工作票、操作票管理及防止电气误操作管理制度9512.5.3工业卫生与劳动保护管理规定9612.5.4事故调查处理与事故统计制度9612.6事故应急救援预案9612.7投资概算9612.8预期效果评价98第十三章工程设计概算9913.1编制说明9913.1.1工程概况9913.1.2主要编制原则及依据9913.2基础资料10013.2.1主要机电设备价格10013.2.2环境保护工程投资10013.2.3劳动安全与工业卫生设备及安装工程投资10013.3主要技术经济指标100第十四章财务评价与社会效果分析10114.1财务评价10114.1.1项目概况及评价依据10114.1.2基本方案财务评价计算10114.1.3财务敏感性分析10414.1.4财务评价结论10514.2社会效果评价10714.2.1工程节能与减排效益错误！未定义书签。14.2.2CDM项目错误！未定义书签。附表附表1总概算表附表2设备及安装工程概算表附表3建筑工程概算表 ××××风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703附表4施工辅助工程概算表附表5其他费用概算表附表6财务指标汇总表附表7投资估算表附表8投资计划与资金筹措表附表9总成本费用估算表附表10损益表附表11还本付息计算表附表12资金来源与运用表附表13财务现金流量表（全部投资）附表14财务现金流量表（资本金）附表15资产负债表附件附件1关于风力发电场项目建设用地初审意见的函附件2关于风力发电场建设用地的初审意见附件3建设项目用地预审申请表附件4关于风力发电场建设占地压覆矿产资源储量情况证明的函附件5关于风力发电有限公司××××××风电场项目申请接入系统的请示附件6关于××××××风电场项目申请接入系统的请示 风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703第一章综合说明1.1区域概况黑龙江省市石青山风电场位于黑龙江省市新乐乡。风电场场址中心地理位置东经132°57′，北纬45°50′，距市镇北约6km。风电场场址是独立山群，山群四周30～50km是平原地势农场耕地，场址在海拔200～230m，山脊相对平缓，区域内地质属于岩浆岩，没有重要矿藏、军事目标、文物保护区等敏感区，虎连公路和虎迎公路从风电场山下通过，场地布置条件较好。市位于黑龙江东部的完达山南麓，地处东经132°09′～133°56′北纬45°23′～46°36′之间，北与宝清县、饶河县接壤，西与密山市相邻，东南以乌苏里江和松阿察河为界与俄罗斯隔水相望，全市国土面积9330平方公里。市属于三江平原大地貌单元，平均海拔高60～80m，总的地势由西北向东南倾斜，属于中温带季风性大陆气候，冬季漫长寒冷干燥，夏季短促温热多雨，春秋季节交替气温变化急剧。市年平均气温3.5℃，1月份最冷，月平均气温为-18.3℃，历年极端最低温度为-36.1℃；7月份最热，月平均气温为21.6℃，极端最高温度为35.2℃。市年平均蒸发量为1110.7mm，年平均降水量为546.6mm（最多降水年份为1981年，年降水量为849.1mm，最少降水年份为1986年，降水量为358.5mm），降水多集中在6、7、8三个月份，占全年降水量的53%。全年日照时间为2274.0小时，无霜期为125～137天。年平均相对湿度为69%。年平均风速为3.5米/秒，历年最大风速23.0米/秒，历年极大风速35米/秒，全年主导风向NNW，受大陆季风影响，在春秋两季多为3-5级偏西风。融雪在2月下旬，结冻期约180天左右，历年最大冻土深度187cm，平均冰雹日数1.6天。市地域辽阔，以农业为主，是国家重要商品粮基地，市生态环境优越，是国家级生态示范区。市以东均由鸡西电网供电，年最大负荷133MW，石青山风电场建设不仅减少了鸡西向送电的损失，而且也提高了东部地区、饶河县及部分国营农场电压质量，待风电场规模扩大后，可向密山市送电，也减少了鸡密线的线路损失，同时风能资源得到了开发。 风电场新建工程可行性研究报告Z03-07031.2风能资源风电场所处的石青山、焉家大岭地区属中温带季风性大陆气候，风电场场址山下周围40～50km范围地势均是平原农田，从三江平原和兴凯湖方向刮过来的风，没有任何山脉阻挡，通过风电场。该地区春夏秋冬，四季有风，风能资源丰富。风电场风力资源具体评价（1）风能资源丰富风电场50m高代表年年平均风速6.84m/s，代表年年平均风功率密度296W/m²，70m高代表年年平均风速7.56m/s，70m高代表年年平均风功率密度406W/m²。说明该风场风能资源较为丰富，根据GB/T18710—2002，《风电场风能资源评估方法》评价，该风电场属于2级风电场，具有较好的经济开发利用价值。（2）风向稳定，风能集中风向风能集中在(NNW—SSW)之间，风能频率为83%，风向稳定，风能分布相对集中，对风机的布置较为有利，减少了风机间尾流影响引起的电量损失。1.3工程地质市地处三江平原，总的地势是由西向东逐渐倾斜，西北高，东南低。风电场场区属于完达山脉及太平岭余岭的孤山丘陵，孤山丘陵面积约80平方公里，四周30—50km是平原地，风电场场区平均海拔高度200m，山脊相对平缓。本区属于构造相对稳定区，根据1990年《中国地震烈度区划图》，工程区50年超越概率10%的地表基本烈度小于VI度。工程区覆盖层厚度不大，基岩为晚印度期侵入的花岗岩，未见不利的地质构造和地质灾害现象，具备建风电场条件。场区地层分为覆盖层、强风化层和中层、微风化层。覆盖层为暗棕色碎石土，质地疏松，土层浅薄，厚度为0.1～0.15m，其下为晚印度期侵入的二长花岗岩、碱长花岗岩。强风化层以花岗岩体为主，呈黄、褐色。建议风电机组塔基采用钢筋混凝土独立基础，以强风化层为基地持力层。该地区冻土深约1.8m，建筑物应考虑基础防冻涨问题。1.4工程任务与规模根据国家“十一五” 风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703期间大力发展新能源和风力发电的总体部署，同时也为解决鸡西向东部地区送电问题，改善能源结构，建设本风电场，充分发挥风能资源优势。根据风电场资源情况及现场开发条件，××××××风电场本期开发规模为45MW，共安装30台单机容量为1500kW的风力发电机组，同时配套建设一座66kV升压变电站，容量为50MVA，建设一条9km单回路66kV架空线路与220kV一次变电所联网。1.5风电场机组选型和总体布置市石青山风电场工程预装风力发电机组轮毂高度70m，平均风速为7.56m/s，风功率密度406W/m2。风电场的盛行风向NNW与风能方向基本一致，对风机的布置比较有利。根据国际上成熟的商品化风电机组技术规格，考虑市石青山风电场一期工程的风能资源、地形和交通运输条件，以及风电项目设备本地化率的要求和风机安全风速、湍流强度等要求，本阶段设计拟定参与比选风机机型包括金风50-750、威晟62-1200、金风70-1500三种机型进行技术经济比较，初选本风电场一期工程代表机型为金风70-1500，单机容量为1500kW。根据风向和风能玫瑰图确定主导风向，考虑到风电场风向比较分散的特点，设计遵循在盛行风向上按照机组行距约8倍风轮直径，垂直于盛行风向上距列约6倍风轮直径的原则进行风机布置。经计算，市石青山风电场一期工程装机容量45MW的年理论发电量为13829万kW•h。在考虑空气密度修正、尾流修正、控制和湍流折减、叶片污染折减、风电机组利用率、功率曲线折减、厂用电及线损能量损耗、气候影响等各种因素后，综合折减24%，估算本电场年上网电量10510万kW•h，装机年利用小时数2335h，平均容量系数0.27。1.6电气××××××风电场采用66kV线路与220kV一次变66kV侧联接，在风电场建设一座66kV升压变电所，主变容量为2×25MVA，电压等级为66/10.5kV，建设1回66kV联网线路9km。风电场风力发电机组出口电压为0.69kV，采用一机一变的接线方式，箱式变电室布置在每台风电机组附近，根据风电机组及箱变位置以及10kV电缆铺设方式，采用6回10kV进线接入风电场66kV升压变电站10kV侧。风电场升压变电站10kV采用单母线分段接线方式，66kV采用单母线接线方式。 风电场新建工程可行性研究报告Z03-07031.7消防本工程消防设计贯彻“预防为主，消防结合”的原则，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。在变电所内配置消火栓、砂箱、手提式灭火器等。所内、外交通道净宽均大于3.5m，满足消防车道要求，各主要建筑物均有直通外部的安全通道。所内车道为环形车道，以保证消防通道的畅通。消防电源采用独立的双回路供电，一回由系统供电，另一回接当地电源，两路电源在配电箱处自动切换。消防水源为变电所内的消防水池内的蓄水，并配备两台消防水泵。1.8土建工程风电场工程区分布地层主要为第四系覆盖层和晚印度期的侵入岩。场地地基土层除第四系覆盖层外结构密实，承载力较高，天然地基基本能满足拟建风机上部荷载要求。为满足地基承载和建筑物抗倾斜要求，风电机组塔基采用钢筋混凝土独立基础，考虑基础防冻涨问题，建议以强风化层为持力层。此外，经过初步对比分析，各风机箱变基础直接以风机基础底板为基础，采用钢筋混凝条形基础。拟选机组金风70-1500塔筒高度70m，风轮叶片直径70m，风机总重量（包括塔筒）约180t。根据《建筑地基基础设计规范》（GB50007－2002）规定，风电机组地基基础设计等级为甲级。风电机组基础采用钢筋混凝土环形基础，外径R=8550mm，内径R=2300mm，基础总高度为4700mm，基础埋置深度为4400mm。环形基础内部填充级配沙石，上部覆盖一层钢筋混凝土盖板。本报告有关基础设计图是根据初选机型拟定，风电机组基础的结构设计及地基处理方案最终以招标后确定的风力发电机厂家的设计方案为准。风电场66kV升压变电所布置在风电场内，总占地面积8480㎡。根据《35～110kV变电所设计规程》（GB50059－92）规定，变电所内建、构筑物的安全等级均为二级，房屋总建筑面积1379㎡。变电所主要建筑物有高低压配电间、中控楼、生活楼、库房及检修车间，各建筑物结构形式均为砖混结构，基础采用钢筋混凝土条形基础。变电所内主要建筑物简介如下：高低压配电间：一层，建筑面积302㎡。 风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703综合楼：三层，建筑面积863㎡，楼内布置有中央控制室、通信室、继电保护室等生产用房，还布置有厨房、餐厅、标准间等生活用房。库房及检修车间：一层，建筑面积167㎡，分别布置有备件库、工具库、修理间和油品库等。1.9施工组织设计本期风电场工程场址，属中低山地貌。该风电场交通运输及系统联网比较方便，风电机组布置在比较平缓的坡地和山脊上，施工安装条件较好。工程所需的建筑材料科在市就地采购，运距为6km。施工水源、电源可以从场区附近水库、村、镇解决，十分方便。本期工程从第1月1日起开工，经简短的施工准备，66kV升压变电站、中控楼即可具备施工条件，在第2月1日起升压站、中控楼进行基础施工，至第2月28日完工，随后进行土建施工。在第5月1日起进行升压站、中控楼、机组外部电气设备安装及调试施工，到第6月30完工。电气设备安装及调试完成后具备向外输电条件，即可进行风电机组的安装，从第7月1日起进行风电机组的安装，第7月3日第一台风电机组发电，全部30台机组至第9月20日安装结束。最后进行监控系统的联调，于第9月28日结束，工程竣工。根据国家发展和改革委员会、国土资源部和国家环保总局联合颁发的《风电场工程建设用地及环境保护管理暂行办法》以及风电场特许权项目有关要求计算的本工程永久占地130900m2，临时占地92120m2，合计工程总占地面积约223020m2。1.10工程管理设计根据生产和经营需要，结合现代风电场运行特点，遵循精干、统一、高效的原则，对运营机构的设置实施管理。建成后的风电场发电机组、电气设备和66kV变电所统一管理，接受专门设置的运营机构的集中管理。风电场全场定员标准暂定15人。其中，管理及生产辅助人员5人，包括常务经理、财务、生产辅助人员等；运行人员10人；考虑到现代运行方式需要，结合市目前风电场建设情况，设备检修拟聘用专业队伍，不专门设检修人员。 风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703由于本风电场距离市区较近，因此将生产、管理及生活基地合并在一起。生产基地涉及风电机组、箱式变电站及66kV变电所等生产设备设施，管理与生活基地是风电场的管理中心。1.11环境保护设计风电场工程对环境的不利影响主要产生在施工期，如施工粉尘、噪声、废水、施工弃渣和生活垃圾等。但影响的范围小、时间短，可通过采取适当的防护措施以及加强施工管理，可将不利影响减小至最低程度。风电场的建设不存在制约工程建设的重大环境问题，不会制约当地环境资源的永续利用和生态环境的良性循环，只要采取防、治、管相结合的环保措施，工程建设对环境的不利影响将得到有效控制，而且风电场本身就是一个清洁能源项目，从环境角度分析本工程建设是可行的。根据国家相关政策，依据《电力工程设计概算编制办法及计算标准(2002年版)》，本次环境保护工程设计计算的环境保护总投资125.9万元。1.12劳动安全与工业卫生根据国家安全生产等有关法律法规、相关部门或地方性文件、国家标准、规程规范，对施工过程中可能存在的主要危害因素，从管理方面对业主、工程承包商和工程监理部门提出安全生产管理要求，为业主的工程招标管理、工程竣工验收和风电场的安全运行管理提供参考依据，确保施工人员生命及财产安全。对本风电场投产后在生产过程中可能存在的直接危及人身安全和身体健康的各种危害因素进行确认，提出符合规范要求和工程实际的具体防护措施，以确保风电场职工在生产过程中的安全和健康，同时确保工程建筑物和设备本身的安全。1.13工程设计概算工程投资设计概算依据国家、部门及黑龙江省现行的有关规定、费用定额、费率标准，材料、设备价格、人工工日标准等调整至2007年价格水平计列。经计算，工程静态投资为42081.17万元，单位千瓦静态投资9351.37元/KW；动态总投资43698.06万元，单位千瓦动态投资9710.68元/KW。 风电场新建工程可行性研究报告Z03-07031.14财务评价与社会效果分析本项目总投资43585.01万元（其中：66kv配套送出工程450.00万元）。万元：风电场投资43248.06万元；其中流动资金159.47万元，资本金为12624.35万元，其余由国内银行贷款（含利息）为30464.24万元，银行贷款年利率为6.84%，贷款偿还期为12年。根据还贷要求并满足资本金财务内部收益率大于10%，测算出的经营期平均上网电价为0.63元/kW·h，还贷期平均上网电价为0.70元/kW·h，还贷后平均上网电价0.53元/kW·h（以上均不含增值税）通过评价指标一览表可以看出全部投资所得税后财务净现值6482.06万元。资本金所得税后财务内部收益率13.53%满足行业规定的相应基准财务评价参数的要求，表明本风电场财务评价是可行的。本项目的开发，每年可为电网提供清洁电能10510.40万kW.h,按替代火电标准煤耗330g/kW.h计算，本项目每年可节省原煤消耗约3.42万t，减排SO2约452.19t、NO2约268.95t、CO约6.54t、CnHn约2.58t、CO2约0.53万t，减少灰渣0.77万t。可见，石青山风电场的建设将有利于改善系统电源结构，缓解电力行业较大的环境保护压力，促进地区经济的可持续发展，项目社会效益显著。1.15结论和建议1、黑龙江省能源结构较单一，发电多以燃煤为主，省内电力行业环保压力大，因此风能资源开发利用，既改善了黑龙江省的能源结构，减轻环保压力，又能促进地区经济发展的重要手段。2、风电场一期工程项目风资源条件较为优越，推算到预装风机轮毂高度70m的代表年年平均风速为7.56m／s，风功率密度406W／m2，装机容量45MW，计算年发电量10510万kW•h。3、通过对风电场一期工程45MW装机规模的风能资源分析，风电机组布置，风电场主接线方案论证比选，科学合理的施工方法研究，以及工程投资概算和财务分析，我们认为本工程在技术上是可行的，经济上是合理的。4、风电是清洁能源，是国家大力提倡和扶持的电力产业，具有广阔的发展前景。与国内其它风电项目相比，本风电场上网电价不高，在黑龙江省电网可被接受。 风电场新建工程可行性研究报告Z03-07035、鉴于场区土层具有一定的相变，各区段土层分布、深度和物理力学特性有所不同，建议工程施工前对场地进行详细勘察，对持力层的确定应进行进一步勘察论证，并根据详勘资料分别确定、优化各风机基础处理深度。综上所述，市石青山风电场一期工程项目的建设条件比较优越，财务指标满足要求，社会效益和经济效益显著，建议尽快列入开工项目，推动风电场早日建成投产。1.16附表工程特性表见附表1 风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703附表1石青山风电场一期工程特性表名称单位（或型号）数量备注风电场场址海拔高度m200～230经度（东经）132°57′纬度（北纬）42°50′年平均风速m/s7.5670m风功率密度W/m240670m盛行风向W主要设备风电场主要机电设备风电机组台数台30额定功率kW1500叶片数片3风轮直径m70扫掠面积m23850切入风速m/s3额定风速m/s11.8切出风速m/s25安全风速m/s59.5轮毂高度m70发电机容量kW1500风电机功率因数0.98额定电压V690主要机电设备10kV箱式变电站ZGS-1600/10.53010kV汇流母线组6升升压变电所主变压器台数台2型号SFZ9-25000/63变压器容量MVA25额定电压kV66±8×1.25%/10.5出线回路电压等级出线回路数回1电压等级kV66土建风机基础台数座30型式钢筋混凝土基础箱变基础台数台30-108- 风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703型式钢筋混凝土基础附表1石青山风电场一期工程特性表（续表）名称单位数量备注施工工程数量土方开挖万m39.63土方回填万m33.54混凝土万m31.63钢筋t1234.22新建场内道路长km16.79新建进所道路长km0.75施工期限总工期月12.00概算指标静态投资万元42081.17工程总投资万元43698.06单位千瓦静态投资元/KW9351.37单位千瓦动态投资元/KW9710.68机电设备及安装万元34501.26建筑工程万元3169.04其他费用万元3585.75基本预备费万元825.12经济指标装机容量MW45.00年发电量万KW·h10510.40上网平均电价元/KW·h0.63不含增殖税盈利能力指标投资利润率6.306.34投资利税率6.406.44资本金净利润率14.4514.54全部投资财务内部收益率10.4810.48税后资本金投资财务内部收益率13.5313.62税后投资回收期8.588.56-108- 风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703清偿能力资产负债率(最大值)68.5468.53第二章风能资源2.1区域概况2.1.1地理位置市位于黑龙江东部的完达山南麓，地处东经132°09′～133°56′北纬45°23′～46°36′之间，北与宝清县、饶河县接壤，西与密山市相邻，东南以乌苏里江和松阿察河为界与俄罗斯隔水相望，全市国土面积9330平方公里。××××××风电场位于黑龙江市新乐乡，场址中心地理位置约东经132°57′，北纬45°50′，距市镇北约6km，虎连公路和虎迎公路从风电场山下通过。风电场场址是独立山群，区域内地质属于岩浆岩，没有重要矿藏、军事目标、文物保护区等敏感区，场地布置条件较好。2.1.2地形地貌地处三江平原，总的地势是由西向东逐渐倾斜，西北高，东南低。风电场场区属于完达山脉及太平岭余岭的孤山丘陵，孤山丘陵面积约80平方公里，四周30～50km是平原地，风电场场区平均海拔高度200m，山脊相对平缓。2.1.3气候特征市属于中温带季风性大陆气候，冬季漫长寒冷干燥，夏季短促温热多雨，春秋季节交替气温变化急剧。年平均温度3.5°C，极端最高气温35.2°C，最低气温-36.1°C，年平均降水量546.6mm，无霜期平均为125～137天，年平均气压1002.0hPa，年平均空气湿度69%，平均冰雹日数1.6天。2.2气象站资料2.2.1气象站概况市气象站始建于1964年，现站址位置：北纬45°46′，东经132°58′-108- 风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703。气象站距离风电场约5km，观测场拔海高度100.2m，比风电场平均高程低约100m，测风仪距地高度11.6m。本项目采集到的气象站主要资料包括：（1）1977～2006各年逐月平均风速；（2）2006逐时平均风速、风向；（3）其它常规气象要素资料。本项目将市气象站做为风电场的参证气象站，对其测风资料进行综合分析。2.2.2气象站资料分析2.2.2.1气象概况根据气象站有关资料统计，该地区历史最大风速为35m/s（气象站1979年8月18日），多年平均气温为3.5℃，年平均雷暴日数为29.2日/年，年平均冰雹次数为1.6次/年，多年平均空气密度为1.233kg/m3。气象站与本风电场观测塔所在位置的地形、地貌基本一致，与风电场直线距离仅5km左右，因此其主要气候特征与风电场基本一致。气象站主要气象参数见表2.2-1。表2.2-1气象站主要气象参数项目单位指标说明极端最高气温℃35.2极端最低气温℃-36.1多年平均气温℃3.5多年平均气压hPa1002.0多年平均水汽压hPa7.7年均雷暴日数日29.2年均冰雹日数日1.6年无霜日数日137多年最大风速m/s351979年8月18日多年平均降雨量mm546.6多年主风向NNW年平均相对湿度％69多年平均空气密度Kg/m31.2332.2.2.2气象站年际风况特征-108- 风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703市属中温带季风性大陆气候，受西风环流、西伯利亚气团、蒙古高压、贝加尔湖气旋及东北低压等综合影响，该地区东春季风力最大，秋季次之，风能资源较为丰富。由于城镇的发展变化，测站周围建了许多建筑物，从历年年平均风速看，年平均风速有下降趋势。而就近20年测风资料来看，1987~2006年风速年际变化比较平缓，近20年平均风速为2.67m/s，而2006年平均风速为2.20m/s。气象站1977~2006年历年年平均风速见表2.2-2，年平均风速变化直方图见图2.2-1。表2.2-2气象站1977~2006年历年年平均风速表项目年份19771978197919801981198219831984风速（m/s）3.33.53.63.33.23.13.23.1年份19851986198719881989199019911992风速（m/s）2.833.12.92.93.02.92.9年份19931994199519961997199819992000风速（m/s）3.23.02.82.82.52.72.62.4年份200120022003200420052006风速（m/s）2.42.42.42.32.32.2图2.2-1气象站多年年平均风速变化直方图（1977年~2006年）2.2.2.3气象站年内风况特征-108- 风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703根据气象站30年的气象统计资料分析，地区风向季节变化比较明显，冬春风速较大，盛行风向为西北风，夏季风速较小，以西南风为主。大风月在3、4月份，小风月为1月份，最大最小风速相差1.3m/s。气象站1977~2006年多年月平均风速见表2.2-3，多年月平均风速变化直方图见图2.2-2。表2.2-3气象站多年月平均风速表月份风速（M/S）月份风速（M/S）月份风速（M/S）1月2.35月3.49月2.62月2.76月2.710月3.13月3.47月2.511月3.04月3.68月2.512月2.4图2.2-2气象站多年月平均风速变化直方图2.2.2.4气象站风况数据综合分析根据气象站资料分析，该地区全年的主风向主要出现在西北和西南向，其中SSW至NNW扇区风向频率占总风向频率的83%，尤其以NNW风向最多，占18%。在地区分布上，因大部分为丘陵地区，且地势由西北向东南倾斜，季节交替气温变化明显。春冬季盛行西北风，西北风向频率为43%；夏秋季盛行西南风，西南风向频率为40%。气象站1977年1月～2006年12月的风速观测资料统计显示，1977年~2006年多年平均风速为2.85m/s，其中年平均风速最大值为3.6m/s（1979年），最小值为2.2m-108- 风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703/s（2006年）。由图2.2-2可知，气象站多年月平均风速在2.2m/s~3.6m/s之间；其中三月四月为大风，月平均风速为3.5m/s，一月、十二月为小风月，月平均风速为2.3m/s。2.3风电场测站测风资料整理和分析为有效开发利用地区的风能资源，主营风电开发的风力发电有限公司于2005年在石青山周围地区设立了3座测风塔,其中2座70m高,一座40m高，分别命名为1号、2号和3号测风塔，本风电场一期工程(义和参场)地区布设了1个70m高的测风塔，用于加密观测义和参场的风资源情况。2.3.1风电场场址测站基本情况位于××××××风电场的1号测风塔（地点在义和参场）在2005年8月正式开始测风，2号测风塔（地点在平原南山）和3号测风塔（地点在团结参场）在2005年9月正式开始测风，各塔相隔距离约为8km。1号塔和2号塔在70m、60m、50m、40m、25m和10m高度均安装了1个风速仪测量风速，在70m、40m、25m高度均安装了1个风向标测量风向，在10m高度安装了1个温度传感器测量温度；3号塔分别在40m、25m、10m高度均安装了1个风速仪测量风速，在40m、25m高度均安装了1个风向标测量风向，在10m高度安装了1个温度传感器测量温度。测风仪器采用美国NRG公司制造的测风设备，至今已有近15个月的实测数据资料。2.3.2风电场场址测站风况资料整理2.3.2.1数据的完整性和合理性分析本风电场测风数据利用WEPAS软件进行数据验证与评估，该软件是中国水电顾问集团与北京木联能工程科技有限开发的风电场专业软件，该软件设计规范，功能完善，提供的文档资料齐全，在测风数据管理、评估及专业应用方面处于国内领先水平，填补了测风数据验证和评估的空白，达到了国际前沿水平。因为3号测风塔仅收集到4个月的测风资料（2005年9月~2005年12月），完整性较差，因此风况资料分析未将3号塔纳入分析计算中。（一）数据合理性分析及处理1、-108- 风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703数据合理性分析：对1号、2号测风塔不同高度同一时段的风速、风向数据进行对比分析，根据有效值范围，并结合2个测风塔数据的相互参考验证，分析判断出不合理的测风数据。2、不合理风速数据的处理：根据不同高度风速相关性分析成果，采用风切变幂公式计算方法修正或直接采用1号、2号测风塔中相同高度同一时段的合理数据做相关修正。3、不合理风向数据处理：在对同一测塔不同高度风向数据进行对比分析基础上，对不不合理数据以同一测风塔其它高度的风向数据替代，或根据1号、2号两测风塔风向数据对比分析成果，用其中某时段合理的测风塔风向数据替代同时段另一测风塔不合理的数据。（二）数据的完整性分析有效数据完整率=（应测数目-缺测数目-无效数据数目）/应测数目×100%。经验证，1号、2号测风塔2006年1月1日~2006年12月31日时段中，1号测风塔共缺测640分钟，其完整率:99%；2号测风塔共缺测5800分钟，其完整率:98%，符合《风电场风能资源评估方法》中完整率达到90%以上的规定。（三）测风风向验证对原始数据资料进行分析，1号和2号测风塔主风向均为北北东，本阶段经勘察和咨询当地有关部门，认为本风电场风向宜以两测风塔实测的为准，并对两个测风塔的数据进行相关性分析，替代不合理数据。（四）各测风塔风速相关性分析从表2.3-1可以看出，1号塔和2号塔风速向关性较好，相同高度风速相关系数除10m高度较低外期于均在0.7以上，其他各层不同高度风速相关性较差，具体见表2.3-1。表2.3-11号和2号测风塔各高度风速相关性分析成果表高度2号测风塔10m25m40m50m60m70m1号测风塔10m0.5640.6620.6760.6480.6590.66725m0.6000.6960.7320.7160.7260.73740m0.5980.7090.7610.7550.7140.79250m0.5960.7090.7660.7700.7910.81060m0.5920.7010.7650.7760.8020.82870m0.5490.6630.7380.7480.7790.8182.3.2.2风电场风切变指数分析处理根据本阶段收集的原始观测数据，统计1号、2号测风塔2006年1月1日～-108- 风电场新建工程可行性研究报告Z03-07032006年12月31日一年的实测风速数据，计算1号塔、2号塔实测风切变指数，具体成果见表2.3-2。表2.3-2石青山风电厂测风塔风切变指数分析成果测风塔高度风速(M/S)风切变指数10m25m40m50m60m1号测风塔70m7.730.1220.1290.1340.1820.24860m7.440.1110.1080.0910.127　50m7.270.1090.1030.062　　40m7.170.1170.122　　　25m6.770.114　　　　10m6.10　　　　　2号测风塔70m7.260.1820.2110.2030.2340.35860m6.870.1660.1860.1440.129　50m6.710.1700.2000.156　　40m6.480.1730.221　　　25m5.840.148　　　　10m5.10　　　　　1号和2号测风塔随高度变化曲线如图2.3-1，由于风电场测风塔10m高度风速受周围树木影响，风速偏低，因此推算到25m、40m、50m、70m高度的风剪切系数误差较大。而测风塔40m以上高度受周围地形地貌影响较小，其推算的风切边指数能够比较真实地反映风电机组实际运行情况。根据1号、2号测风塔的风速随高度变化曲线拟合取值计算个高度风切变指数。经综合分析，石青山电场一期工程风切变指数采用1号测风塔70m高度对60m、50m、40m高度的风切变指数的平均值0.188，推算预装风电机组轮毂高度的风况特征。-108- 风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703图2.3-1石青山风电厂1号和2号测风塔风速随高度变化曲线图2.3.2.3风电场代表塔选择意见1号、2号测风塔分别位于拟建场址（石青山）的西测和东测，两塔相距约8km，根据两塔的位置及测风塔控制的范围，1号塔居于义和参场，其控制的范围属于一期工程区域，2号塔居于平原南山区域，其控制范围为二期工程，两个测风塔周围地势高差相对较小，障碍物仅有一些矮小的灌木，因此两个塔均具有代表性。2.3.3风况资料相关分析2.3.3.1相关性分析根据两测风塔各自控制的范围，本次代表年测风数据分别采用1号塔和2号塔70m高度2006年全年的数据进行分析订正，得出两测风塔代表年的风况数据并推算到本风电场风机预装轮毂高度70m，作为风电场风能资源评估和发电量计算的依据。由于测风塔的资料取自2006年1月1日～2006年12月31日，为了对测风塔数据进行订正，保证气象站资料与测风塔资料时间的一致性，气象站的年平均风速的计算也应为同一时段资料。鉴于气象站多年来周围障碍物变化比较大。考虑到周围障碍物因素的变化情况影响，本阶段在进行测风数据订正时，采用气象站1997以来周围地形地貌基本没有变化的多年气象资料对场址观测资料进行补长-108- 风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703修正，以使得测风资料具有代表性。气象站1997～2006年气象站多年年平均风速为2.38m/s，历年年平均风速变化直方图如图2.3-2。图2.3-2气象站历年年平均风速变化直方图（1997~2006）气象站距本风电场约5km。两地之间地势高差较小，地形、地貌基本一致。依据气象站1997～2006年各月平均风速资料和气象站2006年1月1日～2006年12月31日逐时风速、风向资料，对本风电场风况进行相关分析，分析成果见表2.3-3和表2.3-4表2.3-31号测风塔70m高度数据与气象站分扇区相关分析扇区1号塔—70M气象站扇区1号塔70M—气象站斜率相关系数斜率相关系数N2.180.86S2.50-0.07NNE2.050.29SSW3.300.69NE2.620.55SW2.700.38ENE2.660.52WSW2.380.15E2.250.90W1.930.58ESE2.440.59WNW1.860.61SE2.330.20NW2.010.61SSE2.87-0.40NNW2.200.89表2.3-42号测风塔70m高度数据与气象站分扇区相关分析-108- 风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703扇区2号塔—70M气象站扇区2号塔70M—气象站斜率相关系数斜率相关系数N2.010.71S2.230.46NNE2.010.19SSW2.810.80NE2.110.13SW2.200.07ENE2.350.37WSW2.210.28E2.040.95W1.850.66ESE2.210.16WNW1.930.71SE2.370.08NW1.880.31SSE2.160.15NNW1.940.852.3.3.2风况数据补长修正2006年气象站（与风电场测风数据对应的数据测风年）年平均风速为2.20m/s。根据规程规范要求的“风速对应时刻”法，进行气象站与现场测风数据之间的相关分析，对现场测风数据进行补长修正。从表2.3-3和表2.3-4可以查出1号塔和2号塔70m高度数据与气象站各扇区相关系数R值。利用上述测风塔与气象站分扇区相关分析成果，对两测风塔数据分别按扇区进行补长修正，1号塔70m高度测风年年平均风速为7.73m/s，代表年年平均风速7.56m/s，2号塔70m高度测风年年平均风速7.26m/s，代表年年平均风速6.55m/s，具体成果见表2.3-5和表2.3-6。表2.3-51号测风塔70m高度数据分扇区补长修正一览表单位：m/s扇区1号测风塔70M扇区1号测风塔70MN0.32S0.37NNE0.30SSW0.49NE0.39SW0.40ENE0.39WSW0.35E0.33W0.29ESE0.36WNW0.28SE0.35NW0.30SSE0.43NNW0.33表2.3-62号测风塔70m高度数据分扇区补长修正一览表单位：m/s-108- 风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703扇区2号测风塔70M扇区2号测风塔70MN0.13S0.14NNE0.13SSW0.18NE0.14SW0.14ENE0.15WSW0.14E0.13W0.12ESE0.14WNW0.12SE0.15NW0.12SSE0.14NNW0.132.4风电场风能资源综合评价2.4.1风电场空气密度由于1号塔、号2塔仅有一年多的气温、气压资料，在空气密度推算方面代表性较差，而气象站具备多年气温、气压和水气压资料。石青山风电场与气象站海拔高度相差较小，距离也比较近，空气密度基本一致。因此石青山风电场的空气密度采用气象站多年平均空气密度。气象站历年平均气温3.5℃，多年年平均气压为1002.0hPa，多年年平均水汽压为7.7hPa。按下式计算石青山风电场的多年平均空气密度为1.233kg/m³。2.4.21号塔70m高度代表年风能分析1号塔70m高度测风年年平均风速为7.73m/s，代表年年平均风速为7.56m/s，代表年年平均风功率密度406W/m2,代表年有效风速小时8357h。通过对测风数据进行分析计算，得到了1号测风塔70m高度数据相应风向玫瑰图和风能玫瑰图，分别见图2.4-1和图2.4-2。图2.4-3为1号测风塔70m高度风速和风能频率分布曲线；图2.4-4为1号测风塔70m高度风速和风功率密度代表年年变化曲线；图2.4-5为1号测风塔70m高度风速和风功率密度代表年日变化曲线；1号测风塔70m高度各月风向、风能玫瑰图见图2.4-6和图2.4-7；1号测风塔70m高度各月的风速和风功率密度日变化曲线图见图2.4-8。-108- 风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703图2.4-11号测风塔70m高度风向玫瑰图图2.4-21号测风塔70m高度风能玫瑰图-108- 风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703图2.4-31号测风塔70m高度风速风能分布直方图-108- 风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703图2.4-41号测风塔70m高度风速和风功率密度代表年年变化曲线图2.4-51号测风塔70m高度风速和风功率密度代表年日变化曲线-108- 风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703图2.4-61号测风塔70m高度各月风向玫瑰图-108- 风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703图2.4-71号测风塔70m高度各月风能玫瑰图-108- 风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703图2.4-81号测风塔70m高度各月的风速和风功率密度日变化曲线图-108- 风电场新建工程可行性研究报告Z03-07032.4.32号塔70m高度代表年风能分析2号塔70m高度测风年年平均风速为7.26m/s，代表年年平均风速为6.55m/s，代表年年平均风功率密度288W/m2,代表年有效风速小时8380h。通过对测风数据进行分析计算，得到了2号测风塔70m高度数据相应风向玫瑰图和风能玫瑰图，分别见图2.4-9和图2.4-10；图2.4-11为2号测风塔70m高度风速和风能频率分布曲线；图2.4-12为2号测风塔70m高度风速和风功率密度代表年年变化曲线；图2.4-13为2号测风塔70m高度风速和风功率密度代表年日变化曲线；2号测风塔70m高度各月风向、风能玫瑰图见图2.4-14和图2.4-15；2号测风塔70m高度各月的风速和风功率密度日变化曲线图见图2.4-16。图2.4-92号测风塔70m高度风向玫瑰图-108- 风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703图2.4-102号测风塔70m高度风能玫瑰图图2.4-112号测风塔70m高度风速风能分布直方图-108- 风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703图2.4-122号测风塔70m高度风速和风功率密度代表年年变化曲线图2.4-132号测风塔70m高度风速和风功率密度代表年日变化曲线-108- 风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703图2.4-142号测风塔70m高度各月风向玫瑰图-108- 风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703图2.4-152号测风塔70m高度各月风能玫瑰图-108- 风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703图2.4-162号测风塔70m高度各月的风速和风功率密度日变化曲线图-108- 风电场新建工程可行性研究报告Z03-07032.4.4风能资源分析石青山风电场一期工程控制其区域的数据为1号塔数据。1号塔70m高度代表年年平均风速7.56m/s，年平均风功率密度为406W/m2，风场主风向为北北西向。根据《风场风能资源评估方法》（GB/T18710-2002）提供的标准：50m离地高度3级风场风能密度300W/m2～400W/m2，相应参考平均风速为7.0m/s；50m离地高度2级风场风能密度200W/m2～300W/m2，相应参考平均风速为6.5m/s。根据石青山风电场测风塔以及相关资料分析，石青山风电场1号塔离地50m高度风功率密度分别为296W/m2，代表年平均风速为6.84m/s。本风电场符合2级风电场标准，具有一定开发潜力。-108- 风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703第三章工程地质3.1区域地质构造与地震本地区所处构造单元为完达山南部，工程区所处的完达山南孤山丘陵隆起。本隆起主要由上元古界黄松群浅变质岩和同期柱岗岩组成，二叠纪以来晚印支期中、上亚构造层形成，属过渡型建造类型，均为盖层沉积，其上有燕山中亚构造层覆盖。褶皱构造以紧密褶皱为主，轴向呈北北东向，由黄松群构成(大部分处于境外)。北东向断裂破坏了地层的连续性；北西向断裂规模较小，为正断层。根据本区历史地震和1990年《中国地震烈度区划图》工程区50年超越概率10％的地震基本烈度小于Ⅵ度。3.2场址工程地质条件3.2.1地形地貌本地区内地势南高北低，北部是完达山脉,离风电场约40km，海拔约为200m～230m，切割深约200m左右，属低山地貌。3.2.2地层结构及特征工程区分布地层主要为第四系覆盖层和晚印支期的侵入岩。第四系覆盖层为暗褐色碎石土，以粉质粘土为主，夹少量碎石，厚0.8m～3.0m，在山脊处相对较薄，一般在1.0m左右；覆盖层表层为薄层腐植土。晚印支期侵入岩为酸性的二长花岗岩和碱长花岗岩，大致呈北东向分布，呈岩基岩株状产出，节理裂隙较发育，近地表风化作用较强烈，但风化深度有限，强风化带厚度一般为2.0m～3.0m。强风化花岗岩呈黄、褐黄色，节理裂隙较发育，充填物较少，具有一定的透水性：弱、微风化岩石呈褐黄、灰黄、灰白色，节理裂隙不发育,岩体较完整，岩质坚硬，强度较高，属硬质岩。3.2.3水文地质条件-108- 风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703地下水以浅层第四系孔隙性潜水和基岩裂隙水为主，主要由大气降水补给。潜水埋深一般随地形起伏而变化，在河谷源头及坡角处往往以泉水形式溢出地表，形成河流的源头。裂隙含水层厚度因地质构造、岩性和地形不同而变化较大，一般为30～50m。地下水以碳酸钙型为主，矿化度小于0.2g/L。3.2.4基础处理形式及持力层选择场地地基土层除第四系覆盖层外结构密实，承载力较高，天然地基基本能满足拟建风机上部荷载要求。为满足地基承载和建筑物抗倾斜要求，风电机组塔基建议采用钢筋混凝土独立基础，考虑基础防冻涨问题，建议以强风化层为持力层。持力层及基础埋深应在风机布置确定后、基础施工前通过场地详细勘查，根据各风机场地地层分布情况和土层物理力学特性分别确定。3.3风电场场地工程地质评价与建议1、本地区属构造相对稳定区，根据1990年《中国地震烈度区划图》程区50年超越概率10％的地震基本烈度小于Ⅵ度。2、工程区覆盖层厚度不大，基岩和晚印支期侵入的花岗岩，未见不利的地质构造和地质灾害现象，具备建设风电场的工程地质条件。3、工程区最大冻结深度2.0m。鉴于工程区冻土层较厚，塔基基础面应置于冻土层以下，建议挖除表层第四系覆盖层，采用钢筋混凝土独立基础，塔基置于强风化基岩上。持力层及基础埋深应在风机布置确定后、基础施工前通过场地详细勘查，根据各风机场地地层分布情况和土层物理力学特性分别确定。4、工程区分布地层主要为第四系覆盖层和晚印支期的侵入岩。地下水以浅层第四系孔隙性潜水和基岩裂隙水为主，裂隙含水层厚度因地质构造、岩性和地形不同而变化较大，一般为30～50m。地下水以碳酸钙型为主对混凝土结构无腐蚀性。5、鉴于工程区土层具有一定的相变，各区段土层分布、深度和物理力学特性有所不同，建议工程施工前通过场地详细勘查，对持力层的确定应进一步勘查论证，并根据详勘资料分别确定、优化各风机基础埋置深度。-108- 风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703第四章工程任务与规模4.1市社会经济及能源资源状况4.1.1黑龙江省市社会经济状况市位于黑龙江省东部，是三江平原的组成部分。北部与饶河县接壤，西北部与宝清县相连，西部和南部与密山市毗邻，东部和东南部隔乌苏里江、松阿察河与俄罗斯联邦相望，边境线长264公里。全市土地总面积9330平方公里，约占全国总面积的千分之一。市辖7镇5乡、85个行政村。区域内有省属6个国营农场和两个森工林业局，总人口31万2006年，全市生产总值预计实现442000万元，按可比价格计算比上年增长12%。其中，第一产业增加值212000万元，增长12.7%；第二产业增加值86000万元，增长10%；第三产业增加值144000万元，增长12.3%。全市人均生产总值实现14932元。经济运行和社会发展中存在的主要问题：一是种植业为主的传统农业仍占据农村经济的主导地位，农业增效、农民增收渠道窄；二是工业现有骨干企业数量不多、规模不大、贡献率不高，缺少财源型支柱企业，使财源建设滞后，经济发展后劲不足。4.1.2市能源资源概况市矿产资源品种较多,但地质工作程度偏低，近几年，随着地勘资金的不断投入，逐渐发现了一些有价值的矿产。根据黑龙江省第一区域地质调查所1995年9月提供的资料和现有地质工作掌握的情况，发现的资源有19种，主要资源有煤、油页岩、泥炭、石油、铁、铜、锌、镍、金、钽、磷、蛇纹岩、石墨、辉长岩、大理岩、粘土、硅石、钾长石、滑石等。从目前情况看，我市的优势矿种有：金、煤、硅石、蛇纹岩、粘土等。全市行政辖区土地总面积932871.2公顷，其中耕地298512.6公顷，园地710.0公顷，林地293068.1公顷，牧草地16126.4公顷，建设用地13533.9公顷，交通用地14909.8公顷，水域面积88370.2公顷，未利用土地面积207640.1公顷。市地处穆棱河下游，兴凯湖低平原，属于三江平原第六区，境内有1江27河，467个泡沼，水域总面积364,-108- 风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703850亩，所有河流均属乌苏里江一、二级支流，水资源较为丰富，据《黑龙江省市水资源开发利用规划报告》中的数据，全市水资源总量为19.48亿立方米，其中地下水7.2亿立方米，地表水14.8亿立方米，重复水量2.52亿立方米。市属水资源总量11.02亿立方米。市已建成的主要水利工程有：中型水库2座（石头河、西南岔），小型水库2座，总库容4756万立方米。4.2地区电网概括4.2.1鸡西电网概括鸡西位于黑龙江省东南部，东、北与鸡东县接壤；南与穆棱县毗邻，西与林口县相连。煤炭生产发达，素有煤城之称，是我国十二个年产一千万吨以上的煤炭基地之一。鸡西供电区包括鸡西市、密山市、穆棱市、林口县、鸡东县、市、饶河县等四市三县。供电区面积8.6万平方公里，2005年供电量为26.4亿千瓦时，供电最大负荷为416兆瓦。鸡西地区现有中型发电厂两座，装机总容量350兆瓦。其中鸡西发电厂250兆瓦(不包括退役机组)，滴道电厂50兆瓦。根据《黑龙江省电网“十一五”及2020年电网规划设计》鸡西地区在“十一五”期间220kV电网最大缺电在239MW～380MW之间。鸡西电网送电网的电压等级为220kV。截止2004年底，共有220kV线路1l回，亘长578km。鸡西电网通过220kV鸡(西一次变)牡(二厂)线，220kV梨(树)穆(棱)线与牡丹江电网相连：通过220kV鸡(西一次变)勃(新民变)线，220kV七(台河变)杏(花变)线与佳木斯电网相连。鸡西送电网以鸡西一次变为核心，通过220kV鸡(西一次变)杏(花变)线、220kV鸡(西一次变)联(鸡西发电厂)线、220kV鸡(西一次变)梨(树变)线、220kV鸡(西一次变)恒(山一次变)线、220kV杏(花一次变)密(山变)线、以及220kV密(山变)虎(林变)线形成了目前的单回线放射状送电网。截止2005年底，鸡西送电网拥有：220kV变电所7座，主变容量876MVA。其中鸡西一次变240(120+120)MVA，梨树一次变180MVA(90+90)，恒山一次变90MVA，杏花一次变180MVA(90+90)，密山一次变90MVA，一次变90MVA，林口一次变90MVA。鸡西电网高压配电网由66kV和35kV电网构成。其中除鸡西矿务局个别自维35kV系统外，其余均为66kV，截止2003年底，鸡西电网共有66kV线路133回，亘长2282km-108- 风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703。鸡西高压配电网共有变电所130座，变电总容量为2170MVA。其中系统所属变电所35座，变电总容量为1534.7MVA。4.2.2地区电网现状目前地区电网由220kV、66kV、10kV、380/220V四个电压等级组成。电源来自于220kV一次变，该变电所担负着饶河及以东农场、森工林业供电。境内共有66kV线路7条。境内共有66kV变电所46座，分别为：变、迎春变、852中心变、853变、饶河变、854变、庆丰变、858变、850变、东方红变等，2005年变最大负荷88.3M。地区2005年电网现状见图4.2-1。-108- 风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703兴凯湖变新河变火石变庆丰220KV变电所及线路66KV变电所及线路火力发电厂、风力电场三丰变平原变63MVA升压站大佳河小佳河湖北变90MVA密山一次变欣城变6MW12MW×26MW×36MW×390MVA×2虎林一次变图例虎林电厂虎林变皖峰迎春东方红朱德山珍宝岛西南岔安兴青山松河变兴凯杨岗朝阳卫星永红兴凯湖二变云山852中心变南双鸭子龙头老柞山西林子跃进鲜河853变红旗峰林源变燕窝岛饶河石场山里索仑北仓双柳长林红星隆图4.2-1鸡西供电区地区电网2005年现状图-108- 风电场新建工程可行性研究报告Z03-07034.2.3电力负荷预测及电力平衡根据地区电网现状、经济现状及各变电所所提供的近几年地区用电负荷情况，对地区2007-2012年电力负荷作出如下预测：表4-1地区电力负荷预测(MW)负荷变电所最大负荷2006200720082009201020112012杨岗1.0×2(MVA)11.051.11.161.211.271.33永红变1.0(MVA)0.50.530.560.590.620.650.68云山变2.0(MVA)11.051.11.161.211.271.33卫星3.15(MVA)1.581.661.741.831.922.022.12朝阳1.8×2(MVA)1.81.891.982.082.182.292.4青山3.15(MVA)1.581.661.741.831.922.022.12湖北变2.0+4.0(MVA)33.153.313.483.653.834.02兴凯湖二变4.06.3(MVA)5.155.415.685.966.266.576.9松河变1.8(MVA)0.90.9511.051.11.161.21兴凯湖变3.15(MVA)1.581.661.741.831.922.022.12兴安变2.0(MVA)11.051.11.161.211.271.33二次变16+6.3(MVA)11.1511.7112.312.9213.5714.2514.96朱德山3.15+1.0(MVA)2.082.182.292.42.522.652.78珍宝岛变1.0+2.0(MVA)1.51.581.661.741.831.922.02电厂变15×2(MVA)1515.7516.5417.3718.2419.1520.11庆丰变2.0×2(MVA)22.12.212.322.442.562.69火石山变4.0+1.0(MVA)2.52.632.762.93.053.23.36新河变4.0+2.0(MVA)33.153.313.483.653.834.02三丰变1.0+3.15(MVA)2.082.182.292.42.522.652.78平原变4.0×2(MVA)44.24.414.634.865.15.36皖峰变2.0×2(MVA)22.12.212.322.442.562.69迎春变5.0×2(MVA)55.255.515.796.086.386.7东方红变5.0×2(MVA)55.255.515.796.086.386.7西南岔1.0(MVA)0.50.530.560.590.620.650.68852中心变5.0(MVA)2.52.632.762.93.053.23.36南双鸭子1.0(MVA)0.50.530.560.590.620.650.68北仓变1.0(MVA)0.50.530.560.590.620.650.68跃进变1.8(MVA)0.90.9511.051.11.161.21索仑变5.0(MVA)2.52.632.762.93.053.23.36龙头变1.0(MVA)0.50.530.560.590.620.650.68-108- 风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703老柞山2.5+2.0(MVA)2.252.362.482.62.732.873.01双柳变3.2(MVA)1.61.681.761.851.942.042.14长林变1.0(MVA)0.50.530.560.590.620.650.68红兴隆变3.2(MVA)1.61.681.761.851.942.042.14853变1.0(MVA)0.50.530.560.590.620.650.68鲜河变2.5(MVA)1.251.311.381.451.521.61.68林源变1.8(MVA)0.90.9511.051.11.161.21雁窝变3.15+1.0(MVA)2.082.182.292.42.522.652.78红旗峰4.0(MVA)22.12.212.322.442.562.69石场变1.0(MVA)0.50.530.560.590.620.650.68饶河变6.3+4.0(MVA)5.155.415.685.966.266.576.9西林子1.0(MVA)0.50.530.560.590.620.650.68欣城变2.0(MVA)11.051.11.161.211.271.33小佳河2.0(MVA)11.051.11.161.211.271.33大佳河0.63(MVA)0.320.340.360.380.40.420.44山里变1.0×2(MVA)11.051.11.161.211.271.33电网平均负荷(MW)88.392.897.5102.3104.5112.8118.5电网最大负荷(MW)104.4109.7115.2121.1127.1133.4140.0根据上述电力负荷预测，地区2011年前电力平衡结果详见表4-2。表4-2地区2011年前电力平衡表项目年度200620072008200920102011需用电负荷(MW)88.392.897.5102.3104.5112.8装机容量(MW)30459090135135农垦电厂243939393939东方红林业电厂666666风电场0045459090满发可供出力25.538.2580.5580.55122.85122.85电力盈亏-62.8-54.55-16.95-21.7518.3510.05风电全停可供出力25.538.2538.2538.2538.2538.25电力盈亏-62.8-54.55-59.25-64.05-66.2574.55虎厂停一机可供出力15.325.567.867.8110.1110.1电力盈亏-73-67.3-29.7-34.55.62.7-108- 风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703从电力平衡的结果可以看出：随着风电场的建成投产，在风电场满发的情况下，该地区本地发电才能逐渐满足电力负荷发展的要求，并在2009年实现电力盈余，从而减少地区电网供电量，减少长距离送电损耗，并减轻地区电网负担。4.3工程建设必要性4.3.1有利于改善市能源结构市城镇能源结构以煤炭为主，供热方式较为落后。因此，市“十一五”计划中特别强调了环境治理和生态保护。要坚持经济效益、环境效益、社会效益相结合的原则，有效保护、合理开发和高效利用自然资源，努力实现资源的可持续利用。除了要加强工业污染的治理外，还倡导使用清洁能源。市“十一五”计划中关于能源发展的方针是：坚持开发与节约并重，火电、生物质能、风力发电并举和积极发展其它能源，充分利用风能资源优势，逐步形成较为合理的能源结构。4.3.2有利于缓解电力行业较大的环境保护压力，促进地区经济的可持续发展电源结构单一，发电多以燃煤为主，电力行业环境保护压力大是我国电力系统的主要特点之一。黑龙江省电网装机基本为燃煤机组，由于煤炭燃烧的时候产生烟尘、二氧化硫和氮化物对生态环境造成的破坏和污染较大，电源建设面临较大的环境保护压力。风电是国家重点扶持的清洁可再生能源，石青山风电场工程（45MW）建成后，每年可为电网提供清洁电能10510万kW•h，按替代火电标准煤耗330g/kW•h计算，按替代火电标准煤耗330g/kW•h计算，每年可节省原煤消耗约3.41万t，减排SO2约451t、NO2约268t、CO约6.52t、CnHn约2.57t、CO2约0.53万t，减少灰渣0.76万t。由此可见，石青山风电场的建设将有利于缓解电力行业较大的环境保护压力，促进地区经济的可持续发展。4.3.3场址开发条件优良石青山风电场一期工程场区风力资源丰富，风电场1号测风塔70m高度代表年年平均风速7.56m/s,风功率密度406W/m2，风能指标比较好。4.3.4有利于市地方经济的发展-108- 风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703加快石青山风电场一期工程开发，将有利于促进地区相关产业如建材、交通、设备制造业的大力发展，对扩大就业和发展第三产业将起到显著作用，从而带动和促进地区国民经济的全面发展和社会进步。随着石青山风电场的相继开发，风电将成为市的又一大产业，为地方开辟新的经济增长点，对拉动地方经济发展，加快实现小康社会起到积极作用。综上所述，风电场一期工程的开发，不仅是黑龙江的能源供应的有效补充，而且作为绿色电能，有利于缓解黑龙江电力工业的环境保护压力，促进地区经济的持续快速发展，因此，开发石青山风电场一期工程的风能资源是十分必要的。4.4石青山风电场工程建设规模黑龙江风电场规划容量200MW，本期容量45MW。同期配套建设一座66kV升压变电所，风电场所发电量通过新建9kmLGJ240架空线路接入一次变66kV侧母线。风电场接入系统方案见下图4.4-1。-108- 风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703图4.4-1风电场接入系统方案第五章机组选型、布置及风电场上网电量估算5.1风力发电机组选型5.1.1风能资源分析石青山风电场1号测风塔70高度代表年平均风速为7.56m/s，风功率密度为406W/m2。风电场的盛行风向NNW（如图5.1-1），与风能主方向（如图5.1-2）基本一致。图5.1-11号测风塔70m高度风向玫瑰图图5.1-21号测风塔70m高度风能玫瑰图-108- 风电场新建工程可行性研究报告Z03-07035.1.2机型选择根据国际上成熟的商品化风电机组技术规格，考虑市石青山风电场一期工程的风能资源、地形和交通运输条件，以及风电项目设备本地化率的要求和风机安全风速、湍流强度等要求，本设计阶段拟定参与比选风机机型包括金风50-750、威晟62-1200、金风70-1500，其机型特征参数见表5.1-1，各型风机的功率曲线见图5.1-3。图5.1-3石青山风电场各比较机型功率曲线表5.1-1石青山风电场各比较机型主要参数比选表项目单位比选机型金风50-750威晟62-1200金风70-1500叶轮叶片数片333风轮直径m506270扫风面积m2196228273850功率调节方式定浆距定浆距定浆距切入风速m/s3.533切出风速m/s252525-108- 风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703额定风速m/s14-151211.8发电机型式异步电机同步电机同步电机额定功率KW75012001500电压V690620620频率Hz505050功率因素0.900.980.98塔架型式塔筒塔筒塔筒刹车系统空气刹车气动刹车全顺桨气动刹车机械刹车液压盘式液压盘式液压盘式安全风速安全风速m/s7059.559.55.1.3风机布置本风电场布置利用WEPAS软件进行优化布机。风电机组的具体布置原则如下：1、各机型比较方案，项目总装机规模均为45MW；2、根据风向和风能玫瑰图确定主导风向，考虑到风电场风向比较分散的特点，遵循在盛行风向上按照机组行距约8倍风轮直径，垂直于盛行风向上距列约6倍风轮直径的布置方式；3、本工程场址地形属于丘陵地貌，地势平缓，风机布置根据地形条件，充分利用场地，尽量集中布置，并结合当地的交通运输和安装运输选择机位。根据上述风电场布置原则，对各机型进行优化布置，各机型方案风机布置图见附图Z-03、Z-04、Z-05。5.1.4机型选择5.1.4.1各机型方案上网电量计算石青山风电场一期工程场区为南北长约7km,东西宽约2km的带状区域，根据风能资源分析成果，场区范围内有1号代表性测风塔。据此，在对风电场各机型方案风电机组进行布置后，利用1号测风塔测风资料对各机型方案进行理论发电量计算。在此基础上，考虑影响风力发电机组电量效益的一系列折减因素，共按76%进行估算。石青山风电场一期工程各机型方案上网电量计算成果见表5.1-2。表5.1-2各风力发电机组比较方案的上网电量计算成果表项目单位方案机型金风50-750威晟62-1200金风70-1500机组台数台603830-108- 风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703叶轮直径m506270预装轮毂高度m606270装机容量MW4545.645年理论上网电量万kW•h11559.512521.313829.5年实际上网电量万kW•h8785.29516.210510.4上网利用小时h195220862335容量利用系数0.220.240.275.1.4.2各机型方案投资估算根据前述各机型方案机组参数和总体布置，结合土建设计和施工布置，按2006年价格水平，依据国家及黑龙江省现行的有关规定、定额、费率标准等以及材料、设备等价格，估算各机型方案工程投资见表5.1-3。表5.1-3各风力发电机组比较方案工程投资估算成果表项目单位机型方案金风50-750威晟62-1200金风70-1500发电机组投资万元26967.3727319.6926784.14塔筒投资万元5171.834098.143962.81箱变投资万元1098.721010.17841.18场内输变线投资万元2562.671533.221755.94基础投资万元2346.711853.821886.08变电所投资万元1795.971800.951641.84施工辅助工程万元897.84790.66798.32以上投资合计万元40841.1138406.6537670.30其他费用万元4084.113648.633585.75工程静态投资万元898.50841.11825.125.1.4.3机型选择推荐意见各机型方案技术经济指标汇总见表5.1-4。表5.1-4各风力发电机组方案技术经济指标汇总表项目单位方案风电场情况机型金风50-750威晟62-1200金风70-1500机组台数台603830装机容量MW4545.645年实际上网电量万kW•h8785.29516.210510.4上网利用小时h195220862335-108- 风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703容量利用系数0.220.240.27机组参数叶轮直径m506270塔筒高度m606270塔筒重量t7390110经济指标单位千瓦投资元/kW10183.059407.109351.37单位电度投资元/kW•h5.224.514.00经济性排序3215.2风电场及变电所总体布置5.2.1风电场的总体布置从本风电场风能玫瑰图分析，风电场70m高度代表年的全年风能主要集中于247.5°～292.5°(WSW—WNW)之间，占总风能的83％。风电场10m高代表年的全年风能主要集中于247.5°～292.5°(WSW—WNW)之间，占总风能的81％。因此，风力发电机组应垂直于风电场风能主方向W布置。本风电场属山地地形，低山延绵，风电场场区平均海拔高度200m，山脊相对平缓，坡度一般在10～20度，局部较陡。风电机的布置应根据地形条件，充分利用场地，尽量集中布置，并结合当地的交通运输和安装条件选择机位。本风电场拟安装30台单机容量为1.5MW的风力发电机组，列距取风轮直径6倍的距离，行距取风轮直径8倍的距离，以尽量减小风力发电机组之间的尾流影响。风机布置集中在山顶或距山尖不超过25米范围内的山脊处。见附图Z-075.2.2变电所的总体布置5.2.2.1变电所选址从节约土地，降低成本，便于生产运行，并考虑交通运输条件的前提下，确定66kV变电所选址，选址位于虎迎公路东大洼子居民点东侧，该选址地势较平坦，现为空地。变电所用地呈长方形，南北长80米，东西宽106米，总用地面积8480㎡。5.2.2.2变电所总体规划变电所布置的原则为满足总体规划以及生产性质、防火、安全、卫生、施工规范等要求；在负荷生产流程、操作要求和使用功能的前提下，变电所厂区的布置应集中紧凑,节约土地，厂区规划与建构筑物布置符合区域环境的整体风格。-108- 风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703厂区分为二大功能分区，即生产区域和办公管理区域。生产区域包括10kV室内配电装置和66kV室外配电装置。办公管理区域包括综合楼、库房及检修车间、水泵房、门卫等管理用房，及其所围合成的约3000㎡的庭院广场，广场以蓄水池为中心设有中心景观绿地，蓄水池兼具水景功能，广场中设有停车场地、检修及仓储室外临时作业场地。表5.2.2-1主要技术经济指标表序号指标名称单位数量备注1本期工程用地面积万平方米8480.002本期建构筑物占地面积平方米2275.003本期建筑面积平方米1379.004本期道路广场占地面积平方米3400.005本期绿化面积平方米2225.006予留发展用地平方米580.007厂区内场地利用面积平方米7900.008建筑系数%26.629利用系数%66.9210绿化系数%26.0011容积率0.1512围墙长度米420.0013大门座15.2.2.3竖向布置、道路、运输、绿化本项目竖向设计采用连续整平方式，呈5‰坡度，由东北向西南倾斜。因场地相对低洼平坦，考虑厂区地面雨水排除及基础沉降因素，确定厂区内建筑物设计室内地坪±0.00米标高为165.00米。场地整平需填方高度0.5米左右。道路运输设计：1、出入口设置：设1个进厂入口。2、厂区道路：厂内道路采用环形布置，并与厂外道路相连通，其宽度为6米、4米、3.5米三种，转弯半径9米、6米，道路广场结构均为水泥混凝土路面。-108- 风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703绿化布置采取点、线、面相结合的布置方式，根据适地适树的原则。围墙内种植常绿乔木，配植花灌木；综合楼前及中心绿地为重点绿化区域，可种植耐修剪的绿篱、花灌木及地被植物；蓄水池内可种植水生植物及养观赏鱼类。建筑物周围空地用草皮覆盖，以达到美化、净化环境之目的，绿化率为20％。5.3上网电量估算石青山风电场一期工程项目共安装30台单机容量为1500kW的风力发电机组，总装机容量为45MW，年理论发电量为13829.5万kW•h.为估算本风电项目的年上网电量，需要做以下修正。5.3.1空气密度修正根据市气象站多年平均气温、气压以及石青山风电场的现场实测资料，计算出该地区空气密度为1.233kg/m3,略高于标准空气密度1.225kg/m3.因此应对风力发电机组年理论发电量做出修正，修正系数为100.65%。5.3.2尾流修正风电场各风电机组之间有相互影响，在进行风电场发电量估算时应进行尾流修正。根据工程场区的风况特征、各风点机组的具体位置以及风电机组的推力曲线，计算出各风电机组之间相互的尾流影响，平均尾流影响折减系数为7.65%。5.3.3控制和湍流强度每小时的湍流强度计算公式为：湍流强度=标准偏差值/平均风速值。通过现场1号塔70m高的测风数据和标准偏差，计算得到湍流强度系数为0.1171，属于中等强度湍流，控制和湍流折减系数取4%。5.3.4叶片污染叶片表层污染使叶片表面粗糙度提高，翼型的气动特性下降。本风电场植被以树木为主，空气质量较好，叶片污染折减系数取1%。5.3.5风电机组利用率考虑风力发电机组故障、检修以及电网故障，将常规检修安排在小风月，根据目前-108- 风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703风力发电机组的制造水平和本风电场的实际条件拟定风力发电机组的可利用率折减系数为4%。5.3.6气候影响停机本风电场属于中温带季风性大陆气候，冬季漫长寒冷干燥，夏季短促温热多雨，春秋季节交替气温变化急剧。根据市气象站资料，气候对本风电场有一定的影响，本可研阶段暂考虑气候影响停机折减系数为2%。5.3.7功率曲线折减考虑到机组厂家对功率曲线的保证率一般为97%，因此功率曲线折减系数为3%。5.3.8厂用电、线损等能量损耗初步估算厂用电和输电线路、箱式变电站损耗占总发电量的3%，上网电量计算中损耗折减系数为3%。按照上述折减因素分析成果，考虑综合折减24%后，估算本电场年上网电量10510万kW•h,装机年利用小时数2336h，平均容量系数0.27.详见表5.3-1。表5.3-1石青山风电场一期工程上网电量计算成果表项目单位折减（修正）系数指标理论发电量万kW•h13829.5尾流折减万kW•h7.65%-1058密度修正万kW•h0.65%89.9控制湍流折减万kW•h4%-553叶片污染折减万kW•h1%-138.2风机利用率折减万kW•h4%-553功率曲线折减万kW•h3%-414.9厂用电及线损折减万kW•h3%-414.9气候影响停机折减万kW•h2%-276.6折减后电量万kW•h24%10510等效利用小时h2336容量利用系数0.27利用WEPAS软件计算单台风机的发电量及尾流损失祥见表5.3-2。-108- 风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703表5.3-2石青山风电场一期工程各风机上网电量计算成果表项目SITE（X,Y）理论发电量尾流系数尾流折减后密度修正后控制湍流修正后叶片污染修正后风机利用率修正后功率曲线折减后厂用电及折减后气候影响停机后等效利用小时容积利用系数XY0.65％4％1％4％3％3％2％单位mMWh%MWh%MWhMWhMWhMWhMWhMWhhNO1342847.15081013.64623.72.864491.34791.94607.04560.74375.84237.14098.44005.926710.30NO2341367.15081946.04556.72.314451.44747.64565.44519.84337.54200.84064.13973.026490.30NO3341053.95081286.34499.11.494432.04724.54544.54499.54319.64184.64049.63959.626400.30NO4342028.55081286.44559.54.184368.94665.44483.04437.44255.04118.23981.43890.225930.30NO5342166.55080797.74562.96.2542784574.64392.14346.44163.94027.03890.13798.925330.29NO6341702.350804154600.55.054368.34667.44483.34437.34253.34115.33977.33885.325900.30NO7341266.25079977.14623.63.814447.34747.84562.94516.74331.74193.04054.33961.826410.30NO8341158.25079434.94633.85.574375.74676.94491.64445.34259.94120.93981.93889.225930.30NO9341090.95078442.94655.38.24273.64576.24390.04343.54157.34017.63877.93784.825230.29NO10340724.05078784.54617.60.754583.04883.24698.54652.34467.64329.14190.54098.227320.31NO11341614.25078152.24590.87.374252.34550.84367.14321.24137.63999.93862.13770.325140.29NO12342035.75077730.74574.813.13972.64270.04087.04041.33858.33721.03583.83492.323280.27NO13342137.25078451.34655.514.43981.64284.24098.04051.43865.23725.53585.93492.823290.27NO14342224.75077352.84614.28.754210.44510.44325.84279.74095.13956.73818.33726.024840.28NO15341120.05077062.14508.013.83884.94178.03997.63952.63772.23637.03501.83411.622740.26-108- 风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703表5.3-2石青山风电场一期工程各风机上网电量计算成果表（续）项目SITE（X,Y）理论发电量尾流系数尾流折减后密度修正后控制湍流修正后叶片污染修正后风机利用率修正后功率曲线折减后厂用电及折减后气候影响停机后等效利用小时容积利用系数XY0.65％4％1％4％3％3％2％单位mMWh%MWh%MWhMWhMWhMWhMWhMWhhNO16340553.15076756.84652.71.484583.74886.24700.14653.64467.54327.94188.34095.227300.31NO17341121.85076421.84666.317.93831.24134.63947.93901.33714.63574.63434.63341.322280.25NO18344484.35076414.34683.72.474567.74872.24684.84638.04450.74310.14169.64076.027170.31NO19341695.95076623.14560.718.03738.24034.73852.23806.63624.23487.43350.63259.321730.25NO20342602.65076669.54637.15.774369.34670.74485.24438.94253.44114.33975.23882.425880.30NO21342675.35076146.34510.02.864124.24417.24236.84191.74011.33876.03740.73650.524340.28NO22342187.95075870.04742.916.63952.44260.84071.04023.63833.93691.63549.33454.523030.26NO23341666.05076063.94547.116.53795.54091.13909.23863.73681.83545.43409.03318.022120.25NO24344797.35075735.84619.81.764538.74839.04654.24608.04423.24284.64146.04053.727020.31NO25340920.545075661.34682.42.894546.94851.34664.04617.14429.84289.44148.94055.327040.31NO26342718.95075623.04674.98.524276.74580.64393.64346.84159.84019.63879.33785.825240.29NO27342108.45075245.14623.212.74033.34333.84148.94102.73917.73779.03640.33547.923650.27NO28343932.55075743.34700.71.884612.34917.84729.84682.84494.74353.74212.74118.727460.31NO29341375.35075154.34462.05.294226.04516.04337.54292.94114.43980.63846.73757.425050.29-108- 风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703NO30341376.75074532.64655.311.54119.44422.04235.84189.24003.03863.33723.73630.624200.28-108- 风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703第六章电气6.1电气一次6.1.1接入系统方案××××××风电场位于黑龙江省市新乐乡，规划容量为200MW，分期实施，各期相对独立，一期工程安装30台单机容量为1500kW的风力发电机组，总装机容量为45MW。地区电网中心变电所即一次变有两个电压等级，分别为220kV和66kV。根据委托单位提供的接入系统资料，本风电场拟采用66kV电压等级接入系统。风电场一期工程建设一座66kV升压变电站，本期选用两台容量为25MVA的主变压器，电压等级为，升压站通过单回66kV线路与系统相联。一期风电场66kV升压变电站预留扩建一台50MVA升压变压器及一回66kV联网线路的条件，本期66kV升压站采用单母线接线，预留单母线分段接线的条件。本期建设66kV线路9km，采用LGJ240型导线，同杆双回架设（本期架设单回，待二期45MW机组建设时，架设另一回联网线），将风电场升压站接入220kV一次变66kV侧出口。本工程与电网的计量点设在本场66kV变电所送出线路的出口侧。6.1.2电气主接线6.1.2.1风电场电气主接线1、风力发电机组与箱式变电站的组合方式本项目风力发电机组出口电压为0.69kV，经计算需4根并联敷设的YJV 22-3×185+1×95mm21kV低压电缆接至箱式变电站低压侧。考虑风电机组容量较大、分布较广，接线方式推荐采用一机一变的单元接线方式。2、箱变出口电压-108- 风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703根据箱变容量和箱变至66kV变电所距离，箱变出线电压可采用10kV和35kV两种。当采用35kV出线电压时，线路损耗相对较低，但一次投资较大；当采用10kV出线时，线路损耗较高，但经计算线路压降仅为5%，仍可以满足输电要求，且一次投资少，故箱变出口电压推荐采用10kV。箱式变电站选用变压器容量为1600kVA，/0.69kV，接线组为D,yn-11，短路阻抗为6%，箱式变电站均布置在风电机组附近。3、箱式变电站高压侧接线方式本项目共选用30台箱式变电站，箱式变电站高压侧均采用并联接线方式。根据风电机组和箱式变电站的布置，箱式变电站的容量，以及10kV线路走向，本项目风电机组-箱式变电站共分为6组。根据线路输送容量，各风电机组可采用架空导线或电缆接入66kV变电所的10kV进线柜。但考虑本风电场风机布置较分散，送电线路较长，最长可达7km，如采用架空导线，线损过大，且架空导线占地较大，故本工程10kV出线方案推荐采用电缆。风电场一期工程风电机组-箱变的组合接线图见附图D-01。6.1.2.2变电所电气主接线机组电力电量经箱式变升压至10kV，通过10kV电缆，进入66kV变电所10kV进线柜，再经变压器升压至66kV，通过1回66kV架空线送入220kV一次变。本风电场所选用的风电机组为低速永磁直驱同步风力发电机，其功率因数为0.8可以调节。1、66kV侧接线66kV侧二进一出采用单母线接线，接线简单、经济、操作运行灵活。本期66kV升压站采用单母线接线，预留单母线分段接线的条件。2、10kV侧接线风电机组-箱变共有6组进入风电场66kV变电所的10kV进线柜，10kV母线采用单母线分段接线。正常运行时，分段断路器断开，以降低短路电流，选用轻型开关。当一台主变检修或风能资源处于小风月而退出一台主变时，则合上分段断路器，部分或全部风电机组的电能通过另一台主变送出。风电场66kV升压变电所主接线图详见附图D-02。6.1.3无功补偿方式本风电场所选用低速永磁直驱同步风力发电机。相对于异步风力发电，低速永磁直驱同步具有功率因数高、电网影响小、可靠性能高、传动损失小、发电品质高、-108- 风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703日常维修少的优势。特点是无齿轮箱，与国内外采用的有齿轮箱结构相比简化了结构，降低了噪音，提高了可靠性。该产品可根据风速改变风轮转速，而保持上网频率不变，提高了风能利用率，还可以调节发电机有功功率、无功功率和功率因数，有利于电网稳定。永磁直驱风力发电机组特点1结构简单紧凑无齿轮箱，风轮直接驱动电机旋转发电，具有体积小，质量轻、噪音低的优点。2转换效率高采用全新的设计理念，电机发电效率高，风能利用因数高，电气系统功率因数高，大大提高整体效率。3运行稳定可靠采用高效率的低速无刷永磁电机，电机运行温度升高，从而降低电机因过热引起的褪磁、烧线圈等现象的发生。4使用寿命高由于低速运行，低磨损。5控制简单采用偏航调速系统，大大提高了机器控制水平。6维护成本低无齿轮箱，无测温系统，无复杂的电子控制系统，降低了由于这些部件发生故障引起对机组的维修工作。风力发电机组选用低速永磁直驱同步风力发电机，正常功率因数可达0.95，风力机组按系统需要发出无功，且可自行调节，可不进行无功补偿。本期在变电所10kV母线上设计预留安装无功补偿装置位置。6.1.4.接地电容电流补偿方式风电机组之间采用10kV电缆连接，电缆线路较长，接地电容电流大于30A,中性点应经消弧线圈接地，由于本电场主变压器低压侧无中性点引出，故所用变选用曲折形接法的接地变压器，将其中性点引出后用来引接10kV消弧线圈。本电场采用过补偿方式，防止运行方式改变时，电容电流减小，使消弧线圈处于谐振点运行。6.1.5备用电源本工程施工电源就近引来一条10kV线路，施工完毕后，此线路可作为电场备用电源。6.1.6主要电气设备选择6.1.6.1短路电流计算取基准容量为100MVA，取短路点平均工作电压Uj=63kV、10.5kV和0.69kV。计算正序网络见图6.1-1。短路电流计算结果见表6.1-1。-108- 风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703图6.1-1风电场短路计算正序网络图表6.1-1风电场短路电流计算结果表短路点短路电工作电压U（KV）短路电流周期分量（有效值）I“（KA）短路冲击电流（峰值）ICH（KA）短路冲击电流（有效值）ICH（KA）短路容量S“（MVA）K163kV2.476.33.73270K210.5kV14.2936.4421.58260K30.69kV27.3150.2529.7632.646.1.6.2主要电气设备选择1、风力发电机组机组机型金风70/1500额定容量1500kW额定电压690V额定频率50Hz额定功率因数0.95数量30台-108- 风电场新建工程可行性研究报告Z03-07032、主变压器选用2台油浸风冷三相双绕组有载调压变压器，型号规格为SFZ9-25000/66，66±8x1.25%/10.5kV，Yn、d11，Uk=10.5%。3、箱式变电站选用具有运行灵活、操作方便、免维修、价格性能比优越的箱式变电站。根据风力发电机组厂家的要求，当0.69kV侧发生断路故障时，为了降低系统提供给故障点的短路电流，选择的变压器短路阻抗要大些，箱内变压器选用油浸式三相双卷自冷式密闭升压变压器。箱内变压器选用的型号：ZGS-1600kVA额定电压：高压侧10kV低压侧0.69kV最高工作电压（高压侧）12kV额定容量1600kVA空载损耗1880W负载损耗13800W空载电流0.5%短路阻抗6无载调压10.5±2x2.5%kV联接组别号D,yn11由于风电机组本身对各种故障采取了相应的保护措施，风电机组与箱式变压器之间采用低压电力电缆直埋敷设连接。为了节省投资，箱式变电站10kV高压侧装设熔断器和负荷开关,0.69kV低压侧不装设开关。高压负荷开关额定电流为630A。每台箱变装设2只熔断器：插入式熔断器和后备保护熔断器，插入式熔断器是变压器低压侧的过载保护，熔丝的额定电流为140A，开断电流为2500A，后备保护熔断器是变压器的短路故障保护，熔丝额定电流200A，开断电流为50kA。4、10kV所用变压器两台所用接地变压器的容量选择是按照同时满足接地和所用电两种工况选择。即选用DKSC三相干式400kVA10.5±5%/0.4kV，ZN，yn11变压器。5、66kV断路器66kV断路器选用户外LW9-72.5防污型SF6断路器，数量为3台。-108- 风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703额定电压72.5kV额定电流2500A额定短路开断电流31.5kA6、66kV隔离开关：1）GW5-66IID（W）带双接地，数量2组（出线一组，母线PT一组），额定电压66kV，额定电流630A2）GW5-66IID（W）带单接地，数量3组，额定电压66kV，额定电流630A7、66kV电流互感器：1）LCWB-66W2，数量6台（进线），额定电压66kV级次组合5P20/5P20/5P20/0.52）LCWB-66W2，数量3台（出线），额定电压66kV级次组合5P20/5P20/0.5/0.2/5P20/5P208、66kV电压互感器：1）66kV出线：JCC5-60，数量2台2）66kV母线：JCC5-60，数量3台9、66kV避雷器：Y10W-75/224，数量1组10、10kV高压开关柜：XGN2-12（Z）1）进线柜：8面（备一）2）出线柜：4面3）分段柜：2面4）所用变柜2面5）母线PT柜2面6）母线电容补偿出线柜2面11、电力电缆风力发电机组与箱式变电站之间采用1kV（运行电压为0.69kV）低压电缆直埋敷设。拟采用4根YJV22-3×185+1×95mm2的1kV铜芯交联聚乙烯绝缘钢带铠装聚氯乙烯护套电力电缆并联运行，1kV电缆总长度约6km。风力发电机组经箱变升压至10kV后，采用10kV铜芯交联聚乙烯绝缘钢带铠装聚氯乙烯护套电力电缆直埋敷设。30台箱式变电站共分为6组，每组5台：其中第1台至第2台之间采用YJV22-3×50mm2电力电缆，第2台至第3台之间采用YJV22-3×95mm2电力电缆，第3台至第4台之间采用YJV22-3×-108- 风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703150mm2电力电缆，第4台至第5台之间采用YJV22-3×185mm2电力电缆，第5台至66kV变电所10kV进线柜之间采用YJV22-3×240mm2电力电缆。10kV电缆总长约42.9km。电气一次主要设备清单见表6.1-2。表6.1-2电气一次主要设备清单序号名称型号规范单位数量一风力发电机1500kWUn=0.69kV功率因数：0.8台30二箱式变电站ZGS-1600/10.51电力变压器1600/101600kVAUd=6%10.5±2x2.5%kVD,yn11台302插入式熔丝C16只903后备保护熔丝200A只904负荷开关12kV630A组305肘型避雷器CEE-17/50只906故障指示器HY1-B1只90三主变压器系统1主变压器SFZ9-25000/6363kV25MVA66±8x1.25%/10.5kVYn、d11Uk=10.5%。台2四10kV屋内配电装置110kV进线柜XGN2-12(Z)面8210kV出线柜XGN2-12(Z)面4310kV分段柜XGN2-12(Z)面2410kV站用变柜XGN2-12(Z)面2510kV母线PT柜XGN2-12(Z)面2610kV母线电容补偿出线柜XGN2-12(Z)面27穿墙套管个68照明配电箱只109灯具各种型号套15010插座及开关各种型号套6011电缆桥架各种型号t512各种钢材各种型号t1013电气防火材料各种型号t214电容补偿装置套2五66kV配电装置1SF6断路器LW9-72.572.5kV2500A31.5kA组32隔离开关(带双接地)GW5-66IID(W)66kV630A组23隔离开关(带单接地)GW5-66IID(W)66kV630A组34电流互感器LCWB6-66W2台3-108- 风电场新建工程可行性研究报告Z03-07035P20/5P20/0.5/0.2/5P20/5P205电流互感器LCWB6-66W25P20/5P20/5P20/0.5台66电压互感器JCC5-60台27电压互感器JCC5-60台38氧化锌避雷器Y10W-75/224组19钢芯铝绞线LGJ-300m9010钢芯铝绞线LGJ-240m240六站用电系统1站用变压器DKSC-400400Kva10.5±5%/0.4kVZN，yn11台22低压配电屏GGD1面5310kV消弧线圈干式XHDC-300/1025~50A套2七电力电缆11kV电力电缆YJV22-3×185+1×95km2.4210kV电力电缆YJV22-3×50km10.810kV电力电缆YJV22-3×95km5.210kV电力电缆YJV22-3×150km7.3510kV电力电缆YJV22-3×185km2.3510kV电力电缆YJV22-3×240km17.24电缆头10kV3×50,3×95个28电缆头10kV3×150，3×185，3×240个305电缆头1kV3×183+1×95个240八接地装置镀锌扁/角钢套16.1.7过电压保护及防雷接地6.1.7.1过电压保护1、直击雷保护直击雷保护分66kV变电所和风电场电气设备的直击雷保护。1)风电场电气设备直击雷保护：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、塔架及基础钢筋等均应可靠与接地网相连接。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。2)66kV变电所直击雷保护：变电所共配制二支避雷针，分别架于室外配电装置构架上，初拟针高为30m。2、配电装置的侵入雷电波保护根据《交流电气装置的接地》DL/T621-1997和《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》DL/T620-1997中规定，66kV线路一般沿线架设避雷线，对沿线路的雷电侵入波的过电压保护，在66kV出线及66kV母线上均装设金属氧化物避雷器。-108- 风电场新建工程可行性研究报告Z03-07036.1.7.2接地充分利用每个风力发电机组基础内的钢筋作为自然接地体，再敷设必要的人工接地网，以满足接地电阻的要求。1、保护接地的范围：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接地或接零；2、接地电阻：本风电场的土质为粉质粘土，土壤电阻率较低。保护接地、工作接地和过电压保护接地使用一个总的接地装置。接地装置的工频接地电阻，66kV变电所部分暂按R≤0.5Ω；风力发电机组和箱式变电站的接地方案和接地电阻值按厂家的要求进行敷设。变电所地线网以水平均压网为主，并采用部分垂直接地极组成复合环形封闭式接地网。水平接地线采用50×6mm热镀锌扁钢，敷设深度地面下0.8m～1.0m处，垂直接地极采用L60×6×6×2500mm的热镀锌角钢。6.1.8风电场电气设备布置风电场每台风力发电机所配备的箱变布置在风力发电机旁。根据风机布置情况和地形地质条件，66kV变电所拟布置在30台风机中部，即靠近20号风机和21号风机处。为利于变压器散热和节省土建投资，66kV变电所按户外中型布置，10kV配电装置布置在户内。66kV变电所总平面图及进出线间隔断面见附图D-03、D-04。风电场综合楼设三层，建筑面积863m2，中控室、继保室、通信室和办公室等均布置在综合楼内。高、低压配电装置、所用变布置在高低压配电室内，高低压配电室建筑面积302m2。6.1.9所用电及照明6.1.9.1所用电所用电源分别从10kV每段母线上引接，选用2台容量为400kVA的变压器做所用变压器，所用电系统由5面GGD1型低压配电屏组成。2台所用变互为备用，并装设备用电源自动投切装置。所用电系统低压接线采用380V三相四线制零线接地系统。380V为单母线分段接线。所用电接线见附图D-05。6.1.9.2照明1、变电所的围墙上、门型架上及主控楼的房顶上装设投光灯，中控室要求光线柔和，无阴影及照度均匀，采用漫射配光、嵌入式栅格荧光灯，在顶棚上形成光带，作为工作照明；-108- 风电场新建工程可行性研究报告Z03-07032、所内的办公室和标准房间均为直射配光，主要采用双管荧光灯；3、楼梯通道层高比较低，采用壁灯；一层和二层大厅的照明采用满天星星的嵌入式吸顶灯；4、在主控楼的主要疏散通道、均设置应急灯（事故照明）及疏散指示标志；5、高低压配电房各房间采用荧光灯和壁灯。6.2电气二次6.2.1概述风电场一期工程由鸡西地调调度管理，采用无人值班（少人值守）方式运行。风电场采用计算机监控，风力发电机组计算监控系统由风力发电机组配套提供，专供风力发电机组的自动监视和控制。66kV线路、主变压器，10kV线路的集中监控和调度所远方监控由升压站计算机监控系统完成。6.2.2风电场的控制、保护、测量和信号6.2.2.1风力发电机组的控制、保护、测量和信号采集风力发电机组的保护机监控设备由风力发电机组配套提供。风力发电机组正常采用集中监控方式，由中控室运行人员通过风力发电机组计算机监控系统的人机接口，对风电场内所有风力发电机组进行集中、远方监视和控制。风力发电机组的监控系统分为现场单机控制、保护、测量和信号采集以及中控室对各风力发电机进行集中监控，也可在远方（业主营地或调度机构）对风力发电机组进行遥测和遥信。风电场计算机监控系统网络、配置及计量、测量系统配置图见附图D-06，D-07，D-08。风力发电机组的控制系统包括二部分：第一部分为计算机单元，主要功能是控制风力发电机组；第二部分为电源单元，主要功能是保证风力发电机组与电网同期。在风力发电机组的现场控制柜上运行人员可通过操作键盘对风力发电机进行现地监视和控制。如手动开机、停机，马达启动，风力发电机组向顺时钟方向和逆时钟方向旋转。风力发电机组在运行过程中，控制器能持续监视风力发电机组的转速，使风电机组的制动系统维持在安全水平上。为保证电力系统正常运行，确保供电质量，风力发电机组配置以下保护装置：温度保护、过负荷保护、电网故障保护、低电压保护、震动超限保护和传感器故障保护等。保护装置动作后，跳开发电机和电网连接的开关，并发出保护装置动作信号。-108- 风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703风力发电机组配备各种检测装置和变送器，能自动连续对各风力发电机组进行监视，并在中控室计算机屏幕上反映风力发电机实时状态。如：当前日期和时间、叶轮转速、发电机转速、风速、环境温度、风力发电机组温度、当前功率、偏航、总电量等。6.2.2.2箱式变电站中的变压器的控制，保护，测量和信号箱式变电站中的变压器的控制，保护，测量和信号按照《电力装置的继电保护自动装置设计规范》（GB50062-92）和《继电保护和安全自动装置技术规程》（DL400-91）的规定，变压器配置高压熔断器保护、避雷器保护和负荷开关。箱变由后备保护熔断器与插入式熔断器串联提供保护。后备保护熔断器是限流熔断器，安装在箱体内部，只在箱体内部发生故障时才熔断，用于保护高压线路。插入式熔断器是油浸式熔断器，在变压器低压侧发生短路故障、过负荷及油温过高时熔断。插入式熔断器熔断后，可以在现场很方便地更换熔丝。6.2.2.3风电场中控室控制、测量和信号采集风电场中控室设置在66kV变电所综合楼内，与66kV变电所中控室在同一房间内。在中控室内采用计算机控制方式对30台风力发电机组进行集中监控和管理。控制室内的值班人员或运行人员可通过计算机监控系统的人机对话界面完成监视和控制任务。根据系统要求发电机侧应能遥测有功功率、无功功率、有功电度及电流。6.2.2.4远方遥测和遥信远方监控人员可通过人机对话完成远方监视任务，操作方法与在66kV变电所控制室内的值班人员的操作方法基本相同。6.2.366kV变电所的控制、保护、测量和信号6.2.3.166kV变电所监控系统结构及功能1、系统结构变电所计算机监控系统由站控层和间隔层两部分组成，并用分层、分布、开放式网络系统实现连接。站控层有计算机网络连接的计算机监控系统/操作员站，工程师站，通讯工作站等各种功能站构成，提供所内运行的人机联系界面，实现管理控制间隔层设备等功能，形成全所监控、管理中心、并可与调度通信中心通信。间隔层由若干个保护测控单元组成，在站控层机网络失效的情况下，仍能独立完成间隔设备的就地监控功能2、网络结构-108- 风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703网络结构采用总线型。变电所计算机网络具有与国家电力数据网连接的能力，按要求实现所内调度自动化、保护、管理等多种信息的远程传送。3、数据采集和处理变电所计算机监控系统能实现数据采集和处理功能，其范围包括模拟量、开关量、电能量以及来自其他智能装置的数据。模拟量的采集包括电流、电压、有功功率、无功功率、功率因数、频率及温度等信号。开关量的采集包括断路器、隔离开关及接地开关的位置信号、继电保护装置和安全自动装置动作及报警信号、运行监视信号、有载调压变压器分接头位置信号等。电能量采集包括有功电能量和无功电能量数据，并能实现分时累加等功能。4、控制操作变电所计算机监控系统控制对象包括：各电压等级的断路器及隔离开关、主变压器分接头位置、所内其他重要设备的启动/停止。变电所计算机监控系统具有手动控制和自动控制两种控制方式。手动控制包括调度通信中心控制、站内主控制室控制、就地手动控制。并具备调度通信中心/站内主控制室、站内主控制室/就地手动的控制切换功能。控制级别由高到低顺序为：就地、站内主控、远程调度中心，三种控制级别间相互闭锁，同一时刻只允许一级控制。自动控制包括顺序控制和调节控制，可由站内主控设定其是否采用。当计算机监控系统站控层及网络停运时，能在间隔层对断路器进行一对一操作。6.2.3.266kV变电所的控制、测量和信号1、控制：66kV变电所的主要电气设备可现地控制也可在中控室集中监控，在中控室可操作66kV断路器、66kV隔离开关、变压器有载调压的自动调节开关、10kV断路器等；66kV隔离开关与相应的断路器和接地刀闸之间，装设闭锁装置；2、测量和信号：测量按《电测量及电能计量装置设计技术规程》（DL/T5137-2001）进行配置。6.2.3.3继电保护主变压器、66kV线路、10kV线路及所用变等的继电保护参照《电力装置的继电保护和自动装置设计规范》（GB50062-92）选用微机型保护装置，如后备过流保护、光纤纵联差动保护等，继电保护配置图见附图D-09。6.2.3.4操作电源系统-108- 风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703为了给控制、继电保护、信号、综合自动装置和事故照明等装置提供可靠的电源，操作电源系统配置了直流和交流系统两部分。直流电压为220V。交流电压～220V，由直流逆变装置提供。全站设一套直流系统，用于站内一、二次设备、自动化系统的供电，直流系统电压为220V，经直流负荷初步统计，设一组性能可靠，免维护的200AH阀控式密封铅酸蓄电池，可满足变电所事故停电2h的放电容量和事故放电末期最大冲击负荷容量。蓄电池布置在蓄电池室。直流系统采用单母线接线，一套充电装置和一组蓄电池组，充电装置采用高频开关电源。直流系统采用混合型供电方式。每一间隔直接从直流馈线屏获取电源。直流系统接线图见附图D-10。6.2.3.5电工实验室根据风电场工程管理原则和需要，配备一套相应数量的仪器仪表设备，供相应电气设备进行调整、试验以及今后的维修和检验。6.2.4电气二次设备材料清单电气二次设备材料清单见表6.2-1。表6.2-1电气二次设备材料清单表序号名称型号规格及技术参数单位数量备注1站内自动化系统包括：10kV保护、66kV线路、主变测控单元，操作员/系统工作站（2个），工程师站（1个），通信工作站（1个）等。套12直流系统DC：220VAC：~220V200Ah套13电度采集装置套14主变保护屏微机型面25主变有载调压控制屏面2666kV线路保护屏光纤纵差面1766kV母线保护屏微机型面18主变电度表屏装设6只电度表面1910kV线路电度表屏三相四线式电子表DTSDXX有功0.5级，无功2级，具有RS-485通信口CT：5APT：100VDC：-220VAC：~220V面11010kV接地监察装置微机型保护装在主变10kV侧高压开关柜上套2-108- 风电场新建工程可行性研究报告Z03-070311端子箱JXW-1个512控制电缆ZR-KVVP2-220.6/1kVkm5参考数13光缆km23参考数6.3通信6.3.1调度自动化风电场由鸡西市调调度，远动信息直接送入鸡西地调SCADA系统。风电场远动传输采用模拟通道，通道速率为600～1200波特，通信规约为新部颁CDT规约。远动设备配置：1、风电场设置一套交流采样RTU，为保护RTU可靠运行，同时设置1套2kVA0.5小时的不停电源；2、一次变远动在原有RTU上增加遥测模块；3、鸡西地调配置相应的接口板、数据库、画面、报表修改费用。系统要求在一次变与风电场升压站间配置微机光纤保护，微机光纤纵差保护与通信合用光纤通道。6.3.2行政通信和站内调度通信根据调度通信的要求，并考虑本风电场运行人员少，所以行政通信和站内调度通信合用一套调度程控交换机，以满足生产调度指挥需要。配备一套通信电源、一个保安配线箱。-108- 风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703表6.3-1风电场主要通信设备表序号设备名称规格单位数量备注1系统光纤通信设备套1风电场端3光缆Km94综合配线设备套15集团电话4外线16内线套16录音电话套27电话机P/T兼容、桌挂两用只308电话插座AP86ZDTN6-2只509电话线HPV-2*0.5M100010通信电源100Ah套16.4变电所及控制楼采暖通风6.4.1室外气温资料市属于中温带季风性大陆气候，冬季漫长寒冷干燥，夏季短促温热多雨。冬季室外采暖计算温度:-26℃；冬季室外风速：3.7m/s;冬季主导风向：NNW。夏季空调计算温度：30.1℃；夏季室外风速：2.3m/s；夏季主导风向：SSW。6.4.2采暖、通风系统方案拟定依据《采暖通风与空气调节设计规范》中的规定，室内采暖计算温度如下：卧室客厅20℃办公室18℃厨房10℃卫生间15℃储存间12℃本风电场采暖部分包括：高低压配电房，综合楼，检修车间。采暖形式采用地暖电热膜采暖。6.4.2.1地暖电热膜采暖的特点（1）舒适性-108- 风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703由于地暖电热膜辐射采暖具有辐射强度和温度的双重作用，减少了房间四周表面对人体的冷辐射，人体直接接受热辐射，有阳光般温暖的感觉，没有燥热感；地暖电热膜无机械介入，无噪声；同时辐射采暖空气对流量小，室内无浮尘，空气清洁，有利于健康；另外地暖电热膜发热后产生的红外线，9.5im的波长对一般性炎症有治疗作用。（2）美观性所有发热材料都可以隐藏，无裸露物体，并且可以和家具装饰同步进行，美观性好。地暖电热膜采暖与传统的热水式散热器采暖方式相比，节省了管道和散热器所占的空间，家具摆放也非常方便。同时地暖电热膜采暖没有散热器采暖出现的跑水。冒水、滴水、漏水现象。（3）可控、节能与环保性地暖电热膜供暖系统，每个房间都有独立的温控器，可以根据自己的需要任意调整不同房间的温度，做到运行费用自我控制，达到行为节能。由于地暖电热膜采暖使用的是清洁的电能源，在完成采暖的运行过程中无排放物，对环境不会造成任何污染，从而地暖电热膜是一种行合国家政策环保性产品。（4）适用范围广适用于多种场合，无论新建、扩建或装修重建房屋，地暖电热膜采暖系统都很容易安装；既适用干大型的商场、仓库，也适用干家居的客厅、卧室、浴室、厨房。可安装于任何地面结构，例如水泥混凝土或木地板下的龙骨间。表面装饰材料可以是瓷砖、大理石、实木地板、复合木地板、塑胶地板、地毯等等。地暖电热膜采暖系统还特别适合于有价值的老式建筑、有壁画装饰的教堂、有藏书的图书馆及需热力均衡和缓分布的房间，不必再担心发烫的传统采暖设备会使墙体装饰材料褪色。6.4.2.2地暖电热膜采暖的系统构成（1）地暖电热膜：加热器（2）连接卡：由特殊的合金材料制成。安装时用专用工具将连接卡的一端固定在地暖电热膜的载流条上，然后将另一端压接在导线上。（3）绝缘罩：起绝缘和保护连接卡的作用。由上下两部分组成，使用时内注热熔绝缘胶。（4）温控器：设定、控制室内温度。通过设定，可以随时调节室内温度，并保持室温恒定。起到行为节能的作用。（5）绝热层：用来隔绝热量散失，保证单向传热。-108- 风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703（6）轻钢龙骨：固定地暖电热膜与石膏板。（7）石膏板：系统的饰面层，起到保护和装饰的作用。6.4.2.3固定式辐射电热供暖系统的技术设计要求（1）设计低温辐射地暖电热膜采暖系统时，必须采用计算外围结构法进行采暖热负荷计算。（2）低温辐射地暖电热膜采暖的热负荷计算应按《采暖通风与空气调节设计规范》GBJ19的规定执行。（3）计算房间热时，应附加20%的运行系数。12、房间内安装地暖电热膜的片数按公式表如下计算：N=（1+K）P/Pm式中　　K--运行系数，K=0.2　　P-房间热负荷计算值：　　Pm-每片地暖电热膜的功率：　　N-所需地暖电热膜片数。采暖建筑的负荷表如下：建筑物负荷（W）电热膜参数电热膜片数高低压配电房2316320W/片1390综合楼6393620W/片3836检修车间1299520W/片7806.4.3防排烟与事故通风系统为及时排出建筑物内设备散发的热量，以及对事故时的有效处理，因此需要对相应建筑物进行通风排烟。。本风电场需要排烟与事故通风的建筑为：高低压配电房；柴油发电机房。-108- 风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703具体的通风排烟设备表如下：建筑物房间轴流通风机型号及参数台数高低压配电房高压配电室通风机：BT35-112339m3/h196Pa配套电机：YBF63120.18kW3站用变室通风机：BT35-11826m3/h39Pa配套电机：YBF63140.12kW1站用变室通风机：BT35-11826m3/h39Pa配套电机：YBF63140.12kW1低压配电室通风机：BT35-11826m3/h39Pa配套电机：YBF63140.12kW2柴油发电机房通风机：BT35-112339m3/h196Pa配套电机：YBF63120.18kW1-108- 风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703第七章消防7.1消防设计依据和原则根据《35—110kV变电所设计规范》（GB50059-92），风电场一期工程专用66kV升压变电所工程建筑物、构筑物的安全等级均为二级。主要建、构筑物包括三层的综合楼、一层的高低压配电间、进线架塔、库房及检修车间、2座30m高的避雷针及户外66kV配电设备的基础等。66kV变电所内按功能分为生产区和办公管理区。厂区内各建构筑物的间距严格按照GB50016-2006《建筑设计防火规范》进行设计，间距均在12米以上，整个厂区道路设计呈环形，道路宽度分别为6.0米、4.0米，其中66kV室外配电装置内设有二条道路，宽度为3.5米，道路转弯半径为9.0米、6.0米二种，结构为水泥砼路面。厂前区设有面积约3000m2的广场，广场与各条厂内道路相贯通，广场中心设有一蓄水池，用于消防备用。因厂区面积不大且工作人员不多，根据变电所工作性质，厂区设一个出入口，可以能满足运输、工作人员及消防车通行的要求。消防设计的基本原则：本工程消防设计贯彻“预防为主，消防结合”的原则，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。对可能发生火灾的场所，首先在布置、安装、敷设和消防器材方面采取有效的预防措施。设计依据的规范主要有：1、《建筑设计防火规范》GB50016-20063、《建筑灭火器配置设计规范》GB50150-20054、《建筑给水排水设计规范》GB50015-20035、《室外给水设计规范》GB50013-20066、《电力工程电缆设计规范》GB50217-94。7.2消防总体设计方案根据消防设计的依据和原则，本风电场一期工程消防总体设计方案如下：1、-108- 风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703本变电所不设专门消防机构，只配备一名专职消防人员，但要求全体员工均能熟练掌握消防基本知识和技能，小火灾由本变电所自行扑灭，若发生重大灾情，可由地方消防队支援共同扑灭火灾。2、全变电所内配置消防栓、砂箱、手提式灭火器等。3、所内、外交通道净宽均大于3.5m，满足消防车道要求，各主要建筑物均有直通外部的安全通道。所内车道为环形车道，以保证消防通道的畅通。4、消防电源采用独立的双回路供电，一回由系统供电，另一回接当地电源，两路电源在配电箱处自动切换。5、消防水源由变电所内的消防水池供水，并配备两台消防水泵。6、火灾危险性分类及耐火等级综合楼三层，建筑面积约为863m2,变电所总占地面积为8480m2,主控楼和高地压配电室等建筑物的火灾等级为丙级，耐火等级为二级。由于变电所内的建筑为钢筋混凝土结构，分隔结构均为实砌墙体，因此变电所内的建筑物构件都已达到一级耐火等级。7、消火栓系统根据规范要求，设室外消火栓，设地下消防水池，储存2小时消防栓用水量。8、灭火系统变电所防火设施要求根据国标《35～110kV变电所设计规范》GB50059-92第4.6.3条规定配备。变电所防火根据容量大小及重要性，对主变带油电气设备及建筑物配置适当数量的手提式及手车式化学灭火器。对主控室等有精密仪器、仪表设备的房间，应在房间内或附近走廊内配置灭火时不会引起污损的灭火器。因此在主控制室每层走廊设有手提式灭火器2套；高低压配电室每间房设手提式灭火器2套；在其它附属房间各设手提式灭火器一套；室外配置消防栓、砂箱及手车式灭火器一套。9、消防电气设计本升压变电所的电力负荷为二级负荷，消防电源由所用电供给，备用电源由风电场的外来备用电源供给。本升压变电所电压等级为66kV，变电所得接地电阻按要求不大于0.5Ω。变电所内的2根避雷针与工频接地电阻相连，避雷针与主变压器之间的电气距离大于15m。10、电缆的防火要求电缆进入建筑物入口处、电缆进入高低压开关柜处采取防止电缆火灾蔓延的阻燃及分隔措施。-108- 风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703表7.1风电场一期工程主要消防设备表序号设备名称规格单位数量备注1ABC干粉灭火器套122推车式ABC干粉灭火器套23消防栓个14应急灯个10-108- 风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703第八章土建工程8.1风电场场区工程水文及地质条件工程区属构造相对稳定区，根据1990年《中国地震烈度区划图》，工程区50年超越概率10％的地震基本烈度小于Ⅵ度。工程区覆盖层厚度不大，基岩和晚印支期侵入的花岗岩，未见不利的地质构造和地质灾害现象，具备建设风电场的工程地质条件。地下水以碳酸钙型为主，矿化度小于0.2g/L。水对混凝土结构无腐蚀性。工程区最大冻结深度2.0m，因此对以覆盖层为基础持力层的风电场附属建筑物，设计时应注意冻胀对建筑物基础的影响。8.2工程等级及建筑物级别本风电场机组塔筒高度70m，风轮叶片直径70m，风机总重量（包括塔筒）约180t。根据《建筑地基基础设计规范》（GB50007－2002），风电机组地基基础设计等级为甲级。根据《35～110KV变电所设计规程》（GB50059－92），变电所内建筑物、构筑物的安全等级均为二级。8.3土建工程设计本风电场土建设计部分主要包括：1500kW风电机组基础、10kV箱式变电站基础和66kV升压变电所。66kV升压变电所主要建筑物包括高低压配电间、综合楼、库房及检修车间等。8.3.1风机基础及箱变基础设计风电机组基础采用钢筋混凝土环形基础，外径R=8550mm，内径R=2300mm，基础总高度为4700mm，基础埋置深度为4400mm。环形基础内部填充级配沙石，上部覆盖一层钢筋混凝土盖板。风电机组基础尺寸及基坑开挖布置详见附图T-1，施工阶段需视风电机组具体位置的地质情况修正。-108- 风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703参照已建工程风电机组基础对地基的要求，本场区地基能满足风电机组基础的要求。在基坑开挖完毕后应先浇筑l00mm厚的素混凝土垫层。待垫层混凝土凝固后，再绑扎钢筋并浇筑基础混凝土。基坑回填时，考虑到本地区冻深和土冻胀较大，为防止冻切力对基础侧面的作用，可在基础侧面回填粗砂、中砂等非冻胀性散粒材料。基坑开挖、回填及基础混凝土的施工应遵循风电机组厂家提出的施工技术要求。基础的结构设计及地基处理方式最终以风电机组厂家的设计方案为准。在取得厂家设计方案后，在施工图阶段再对风电机组基础进行修改。箱式变电站的重量轻，可采用天然地基上的浅基础进行设计。箱式变电站直接以风机基础底板为基础，采用钢筋混凝条形基础。箱式变电站基础尺寸及基坑开挖布置见附图T-2。风电机组基础的结构设计及地基处理方案最终以招标后确定的风力发电机厂家的设计方案为准。8.3.2升压变电所设计风电场66kV升压变电所布置在风电场内，考虑送出及交通等因数，升压变电所布置在场区西侧，临近公路。风电场主控楼布置在变电所所区内。变电所总占地面积8480㎡（106m×80m），以高为2.5m的铁艺围墙进行围护。变电站的总平面布置图附图Z-3。升压变电所主要建筑物有高低压配电间、综合楼、库房及检修车间、水泵房、警卫值班室等，总建筑面积为1379㎡，各建筑物结构形式均为砖混结构，墙厚除特别说明外均为490mm厚。根据本工程地勘资料，变电所内各建筑物均可采用微风化层作为基础持力层，各建筑物采用墙下钢筋混凝土条形基础。另外变电所内还配置了2座30m高的避雷针、化粪池、事故油池、蓄水池等设施。变电所内主要建筑物简介如下：高低压配电室：一层，建筑面积302㎡，分别布置有高压配电室、站用配电室、低压配电室，其平面布置图详见附图8－3。综合楼：三层，总建筑面积863㎡，楼内布置有中央控制室（面积106㎡，含计算机室）、通信室、继电保护室、通信值班室、劳动安全与工业卫生室、办公室、会议室等生产用房，还布置有厨房、餐厅、储藏室、标准间、卫生间等生活辅助用房。综合楼内除中控室、通信室、继电保护室为防静电活动地板外，其余均为现制的水磨石地面。综合楼各层平面布置图详见附图8－4-108- 风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703库房及检修车间：一层，建筑面积167㎡，分别布置有备件库、工具库、修理间和油品库等。变电站拟采用深井供水，生活给水由管道泵送至生活及辅助用房内。变电站所区地面雨水引入山坡的排水沟排走。生活污水经化粪池处理后排放。为防止冬季生活供水管道及下水道结冻堵塞，管道需埋于冰冻线以下。本工程消防设计贯彻“预防为主，防消结合”的设计原则。本工程主控楼、高压配电装置室、低压配电装置室、站用变室、库房、检修间、水泵房配置1301灭火器，在室外配置一套推车式1301灭火器。风电场66kV变电所地处我国北方，属于严寒地区，所内有人值守、办公及生活的房间以及工艺、设备需要采暖的房间设置有采暖设施。采暖热水锅炉，并在局部房间配有电热器。夏天，地区气温不高，不需机械通风，用自然通风就可。-108- 风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703第九章施工组织条件9.1施工条件9.1.1风电场对外交通条件风电场南距市6km，西距虎迎公路1km。虎东铁路从风电场西部通过，虎连公路和虎迎公路从风电场山下通过。此外还有多条大车道、乡村路经工程区联系附近各村屯、作业点，场区内道路长度约50km,道路网密度约2.18km/km2，交通比较便利。9.1.2施工场地条件风电场场址位于市北的坡地上,是独立山群，山群四周30～50km是平原地势农场耕地，风电场场区属于完达山脉及太平岭余岭的孤山丘陵，孤山丘陵面积约80平方公里，四周30～50km是平原地，风电场场区山脊相对平缓，坡度一般在10～20度，局部较陡。风电场所在区域地势起伏不大，无不良地质现象，场地布置条件较好，可形成良好的施工场地条件。9.1.3主要建筑材料及施工用水、电供应工程所需的建筑材料在市就地采购，运距为6km。施工水源、电源可以从场区附近水库、村、镇解决，十分方便。9.1.4施工特点本工程地势开阔、交通便利、地址条件相对简单，施工与设备运输条件极佳。9.2施工总布置9.2.1施工总布置原则本工程场址属中低山地貌，该风电场交通运输、系统联网比较方便。风电机组布置在比较平缓的坡地和山脊上，施工安装条件较好。根据前述本工程特点，在施工布置中考虑一下原则：-108- 风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703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；充分考虑本风力发电工程布置的特点；工程施工期应避免环境污染，施工布置必须负荷环保要求；取地址条件及施工布置条件好的场地，力求节约用地，统筹规划、合理布置永久设施和临时设施，尽可能永临结合；从施工安全出发，施工期间主要施工区实施封闭管理；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。9.2.2施工用电施工用电拟从附件变电所引接一条10kV线路至风电场，在风电场设单台容量400kVA变压器1台，电压等级10kV/0.38kV，为施工营地、混凝土拌和，修理厂，材料设备仓库等提供电。9.2.3施工用水用于本工程施工用水量不大，市的城镇自来水系统已至本工程区附近，因此本阶段施工用水拟采用城市供水系统用管道将自来水引到永久驻地、临时生活、生活区及混凝土拌和站。9.4场内交通9.3.1对外交通风电场对外交通主要是陆路运输，设备通过铁路运至市后用汽车运至施工现场。风电场建设需要的建筑材料可在当地采购。现场安装需修临时道路，以满足设备短途运输要求。但为了保护植被，需要规划出施工时和今后检修运行的运输道路，尽可能永临结合，本道路以现场的大车道及乡间道路为主干道路。9.3.2场内交通场区内施工道路的选线应考虑永临结合，道路设置原则为以现有道路为主，新建道路在满足道路坡度的基础上，尽量缩短运输距离。施工道路应满足吊车的8米宽-108- 风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703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。最后作为永久道路的路基及送电线路埋设用地。9.2.3道路建设方案在满足风电场运行功能的前提下，充分利用旧有道路、节约土地资源、节约道路投资，根据《厂矿道路设计规范》(GBJ22-87)，本次新建道路规划分为进所道路及场内检修道路二种。道路建设标准见表及附图。道路建成后应注意养护。新建道路建设标准一览表序号项目进所道路场内检修道路备注1计算行车速度（km/h）80402路面宽度（m）7.03.53路基宽度（m）8.56.54极限最小圆曲线半径（m）125405一般最小圆曲线半径（m）200806路面类型次高级中级8长度（km）0.7516.799最大纵坡（%）689.4工程征用地9.4.1工程用地政策市为农、林结合型城市，全市土地面积约9930k㎡，该风电场用地位于市北6公里处，为市新乐乡地界，工程总占地约223020㎡，其中永久占地130900㎡，临时占地92120㎡。工程区周边分布有多个居民点，区内有多个人参养殖场，林地类型现为采伐迹地，没有林木，为天然植被，以灌木、杂草为主，尚未栽植人工林，此区域经市政府规划确定为城市周边的生态防护林地，近期规划对该生态林地进行植被恢复，进行人工林建设。临时用地的使用者应当按照临时使用土地合同约定的用途使用土地，不得修建永久性建筑物。临时使用土地届满，由临时用地的单位和个人负责恢复土地的原使用状况；无法恢复而造成损失的，应当承担相应的经济补偿责任。临时使用土地期限一般不超过二年。-108- 风电场新建工程可行性研究报告Z03-07039.4.2建设征地方案根据国家发展和改革委员会、国土资源部和国家环保总局联合颁发的《风电场工程建设用地及环境保护管理暂行办法》以及风电场特许权项目有关要求计算的本工程永久占地约130900m2。其中风力发电机基础占地6900m2；66kV升压变电站尺寸为106×80m，占地8480m2；新建场内道路占地115520m2。工程临时占地约92120m2，其中场内施工临时用地6000m2，包括木材、钢筋加工厂1500㎡、临时住宅及办公室500㎡、材料仓库1500㎡、设备存放场2500㎡；一年内修建道路占地5000m2，风电机安装占地48000m2，送电线路占地33120m2。合计工程总占地面积约223020m2。风电场本期45MW工程占地全部为林场坡地，此区域的土地现为采伐后迹地，尚未种植林木或其它经济植被或农作物，所以不必砍伐林木或占用农田涉及青苗补偿问题等。项目占地一览表项目面积（㎡）时间（年）备注总占地面积方案一方案二方案三方案一为30台1500kW，方案二为38台1200kW，方案三为60台750kW。223020221325302580其中永久占地计130900121905143305永久风机基础占地690076001080066Kv升压变占地848084808480新建道路占地115520105825124025临时占地计9212099420159275施工临时占地6000600060001年修建道路占地50007000100001年内风电机安装占地4800060800960001年内送电线路占地3312025620472751年内施工临建占地工程量表序号项目名称面积1木材、钢筋加工厂1500㎡2临时住宅及办公室500㎡3材料仓库1500㎡4设备存放场2500㎡合计6000㎡-108- 风电场新建工程可行性研究报告Z03-07039.5主体工程施工9.5.1风机基础为满足风机塔架的承载力和抗倾覆要求，根据场地地质条件，风机塔架基础为钢筋混凝土板式基础。9.5.2风机及箱式变电站基础工程施工风电机组基础采用钢筋混凝土环形基础，外径R=8550mm，内径R=2300mm，基础总高度为4700mm，基础埋置深度为4400mm。基础环形基础内部填充级配沙石，上部覆盖一层钢筋混凝土盖板。风电机组基础尺寸及基坑开挖布置详见附图8-1，施工阶段需视风电机组具体位置的地质情况修改。风机基础工程施工包括基础土石方开挖和基础混凝土浇筑。基坑开挖经过验收合格后，即可进行基础钢筋绑定，而后进行基础混凝土浇筑。在混凝土施工过程中，降雨时不宜浇筑混凝土，并尽量避免冬季施工，若需在冬季施工，应考虑使用热水拌和、掺用混凝土防冻剂和对混凝土进行保温等措施。混凝土浇筑后须进行表面洒水保湿养护。9.5.3风力发电机组安装本工程选择的风力发电机组单机容量为1500kW，整个塔架高70m，塔筒分顶、中、底段，分段吊装，下段塔筒就位后，需进行二次灌浆，养护期满后才能进入下一个安装工序。风电机组通过招标采购后，在厂家专门技术人员的指导下按照施工图纸进行安装。9.5.4电气设备安装1、箱式变电站安装箱变开箱验收检查产品是否有损伤、变形和断裂。安装箱清单检查附件和专用工具是否齐全，在确认无误后，方可按厂家技术要求进行安装。箱式变采用汽车吊吊装就位。施工吊装要考虑到安全距离及安全风速。吊装就位后要即时调整加固。确保施工安全及安装质量。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。-108- 风电场新建工程可行性研究报告Z03-07032、电缆安装所有动力电缆、控制电缆和光缆安装，应按设计要求和相关规范施工，分段施工，分段验收。电缆线路要求在箱变安装前完成，确保机组的试运行。9.6施工总进度9.6.1施工总进度设计原则1、设计进度从第1月1日开始安排；2、风电机组安装用吊车安装，根据其施工方法，按1套设备，每2～3天安装一台风电机组（包括安装设备组装、拆卸、移位等）；3、风电机组安装从电气设备安装及调试完工并具备向外输电条件起开始安装；4、风电机组安装完工后，监控系统的联调按5～10天考虑。9.6.2分项进度安排施工准备从第1月1日开始，第1月31日结束，施工准备期主要完成对风、水、电、场地平整及临时房屋等设施的修建。新建场内公路及改建公路从第1月16日开始施工，由于工程量较大，可分多个工作面同步进行施工，第6月15日结束。66kV升压变电站、中控楼基础工程从第2月1日起施工，第2月28日完工。66kV升压变电站、中控楼基础工程完工后，从第3月1日起进行土建施工，至第5月15日完工。电气设备安装及调试安排于第5月1日至第6月30日。此时，风电机组具备向外输电条件，可进行风电机组的安装。66kV线路工程从第2月1日起开始，第6月15日完工。电力电缆、通信电缆的敷设从第2月15日起开始，第6月15日完工。66kV线路工程、电力电缆、通信电缆的敷设和电气设备的安装及调试施工结束后，从第7月1日起进行风电机组的安装，第7月3日第一台风电机组发电，全部30台机组至第9月20日安装结束。9.6.3施工控制进度-108- 风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703本期工程从第1月1日起开工，经简短的施工准备，当66kV升压变电站、中控楼具备施工条件后，于第2月1日起66kV升压变电站、中控楼进行基础施工，至第2月28日完工。随后进行土建施工，并于第5月1日起电气设备安装及调试施工，到第6月30完工。当电气设备安装及调试完成后，风电机组具备向外输电条件，即进行风电机组的安装，从第7月1日起进行风电机组的安装，第7月3日第一台风电机组发电，全部30台机组至第9月20日安装结束。最后进行监控系统的联调，于第9月28日结束，工程竣工。-108- 风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703第十章工程管理设计10.1管理机构风电场项目建成后，场内风电场机组和电气设备及66kV变电所实行统一管理，接受专门的运营机构集中管理。根据生产和经营需要，结合现代风电场运行特点，遵循精干、统一、高效的原则，对运营机构的设置实施管理。结合新建本风电厂一期工程的具体情况，本风电场一期工程和66kV变电所按少人值班的原则设计。在风电场一起工程（包括66kV变电所）机械、电气设备进入平稳运行时期之后，风电场和配套的联网66kV变电所可按无人值守（少人值守）方式管理。由于目前尚无可遵照执行的风电场运行人员编制规程，本风电场一期工程的机构设置和人员编制暂参照同类工程和本工程实际条件确定方案。风电场运行期用水主要是现场运行维护与管理人员生活用水，没有生产用水。现场运行维护与管理人员共约15人，其中，管理及生产辅助人员5人，包括常务经理、财务、生产辅助人员等，这些人常驻市；风电场运行人员10人，分两轮值班，每班5人，主要负责风电机组巡视、日常维护和值班等。因此，风电场一般只有5名运行人员，生活污水排放量很小，日常排放量约为0.4m3/d，年排放量为146m3/a，建议在生活楼处建一座放渗化粪池，涉及尺寸为4×2×1.5m，生活污水可直接排入化粪池进行处理后再排放。由于本风电场距离市区较近，因此将生产、管理及生活基地合并在一起。生产基地涉及风电机组、箱式变电站及66kV变电所等生产设备设施，管理与生活基地是风电场的管理中心。66kV变电所内设有管理办公室以及会议室、接待室，为保障生产基地的设施条件，方便工作人员生活，还配备食堂和适量的休息室（标准间）。10.2生产、生活设施1、生产区主要设施本工程场区内设置一座66kV变电所，主要建筑包括用于生产管理的中控楼和辅之配套的供现场运行维护人员使用的生活楼。变电所总占地面积为8480m2。-108- 风电场新建工程可行性研究报告Z03-07032、管理及生活区主要设施本工程风电机组自动化程度高，管理及生活基地内的值班人员可直接在办公室通过微机监控系统，实现对风力发电机组的监控，并通过远端传输系统将数据及时发送至电网公司。3、生产、生活电源及备用电源本工程66kV变电所的生产、生活电源及备用电源均来自66kV变电所的场用电源。4、生产、生活供水设施本工程66kV变电所生产、生活用水水源为城市自来水，供场区消防及生活用水。-108- 风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703第十一章环境保护11.1环境状况11.1.1地址环境风电场场区属于完达山脉及太平岭余岭的孤山丘陵，孤山丘陵面积约80平方公里，四周30～50km是平原地，风电场场区平均海拔高度200m，山脊相对平缓，坡度一般在10～20度，局部较陡。本地区属于构造相对稳定区，根据1990年《中国地震烈度区划图》，工程区50年超越概率10%的地表基本烈度小于VI度。工程区覆盖层厚度不大，基岩为晚印度期侵入的花岗岩。场区地层分为覆盖层、强风化层、中层和微风化层。覆盖层为暗棕色碎石土，质地疏松，土层浅薄，厚度为0.1～0.15m，其下为晚印度期侵入的二长花岗岩、碱长花岗岩。强风化以花岗岩体为主，呈黄、褐色。该地区冻土深约1.8m，建筑物应考虑基础冻涨问题。11.1.2水环境水环境监测结果表明，施工区地表水环境基本能满足GB3838-2002《地表水环境质量标准》Ⅲ类标准。11.1.3生态环境市属于三江平原大地貌单元，平均海拔高60～80米，总的地势由西北向东南倾斜，属于中温带季风性大陆气候，冬季漫长寒冷干燥，夏季短促温热多雨，春秋季节交替气温变化急剧。年平均温度3.1°C，极端最高气温35.2°C，最低气温-41.4°C，年平均降水量546.6mm，无霜期平均为125～137天，年平均气压1001.6hPa，年平均空气湿度70%，年平均冰雹日数1.6天。11.1.4大气环境和生环境-108- 风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703工程建设地址附近没有大型的厂矿企业，且周围居民很少，区域内空气环境和声环境质量很好。环境监测结果表明，评价区内空气质量满足GB3095-1996《环境空气质量标准》中二类标准的要求，声环境质量满足GB3096-93《城市区域环境噪声标准》中二类标准的要求。11.1.5社会环境市近年来经济发展迅速，综合实力大大加强。2005年的国内生产总值达到44.2亿元，同比增长12％。全口径财政收入完成1.57亿元，增长11.6％：财政体制口径财政收入完成1.57亿元，增长11.6％，其中地方财政收入完成1.57亿元，增长11.6%。在经济发展的过程中，电力需求已成为越来越突出的问题，结合黑龙江省“十一五”计划中能源发展的方针，大力发展风力发电项目，已经成为实现总体发展目标和可持续发展要求的重点工作之一。市城镇能源结构以煤炭为主，供热方式较为落后，每年降尘量多达2000吨以上。因此，市“十一五”计划中特别强调了环境治理和生态保护。要坚持经济效益、环境效益、社会效益相结合的原则，有效保护、合理开发和高效利用自然资源，努力实现资源的可持续利用。除了要加强工业污染的治理外，还倡导使用清洁能源。市“十一五”计划中关于能源发展的方针是：坚持开发与节约并重，火电、生物质能、风力发电并举和积极发展其它能源，充分利用风能资源优势，逐步形成较为合理的能源结构。11.2环境影响评价11.2.1对声环境的影响11.2.1.1施工期对声环境的影响本工程施工使用的自卸汽车等运输工具产生的噪声源，属于流动噪声源，其声级范围为75～92dB（A），但由于车辆场外运输主要利用的是市现有公路，因此对公路附近居民的影响不大。由于附近没有居民，故不会对周围环境造成影响。本工程施工均在昼间进行，工程施工使用的机械设备在作业过程中，由于碰撞、摩擦及振动而产生噪声，其声级约在85～102dB（A）范围内。根据噪声的无指向性，点声源的几何发散衰减的基本共识计算可知，距声源50m处，噪声即降到70dB（A）以下，施工场届的噪声基本满足GB12523-90《建筑施工场地噪声限值》昼间85dB的要求；距声源250m处，噪声即降到55dB（A）以下，基本满足GB3096-93《城市区域环境噪声标准》1类标准昼间55dB（A）的要求。11.2.1.2运营期对声环境的影响-108- 风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703运营期，风力发电机组在运转过程中产生的噪声来自于风轮叶片旋转时产生的空气动力噪声、齿轮箱和发电机等部件发出的机械噪声，其中以机组内部的机械噪声为主。11.2.2对大气环境的影响由于风电属于清洁能源，因此对大气环境的影响仅限于施工期。施工期大气污染源主要是混凝土拌和系统、排放废气的各类施工机械、产生粉尘和飘尘的开挖与车辆运输等工程作业，主要污染物质有：粉尘、一氧化碳、氮氧化物和烯烃类。本工程施工规模小，施工相对简单，工期短，施工开挖、交通运输扬尘时间也较短，施工期短暂的、暂时的、局部的影响对该地区环境空气质量不会产生质的影响。但可能在作业面及其附近区域产生粉尘与二次扬尘，造成局部区域的空气污染。11.2.3对水环境的影响工程施工期废水由混凝土拌和系统、施工机械冲洗、混凝土养护和生活污水等产生。废水水质成份较简单，主要成份是SS、BOD5和CODCr。由于风电是清洁能源，风电场运行起没有生产废水，只有少量的现场运行维护与管理人员的生活污水。因此，风电场生产生活污水量少易处理，生产废水和生活污水经达标处理后排放。11.2.4固体废弃物对环境的影响工程施工期产生的固体废弃物有二类，一类是施工活动产生的工程弃渣，另一类是施工人员生活垃圾。但由于本风电场施工开挖、回填后的剩余量将就地场地平整，最终不产生弃渣，因此，施工固体废弃物主要是施工人员产生的生活垃圾。运营期间，风电场一般只有10名人员，垃圾产生量很小。11.2.5对生态环境的影线11.2.5.1对土地利用的影响本工程的建设用地包括永久用地和施工临时用地两部分。本工程永久占用土地面积130900m2，用于布置风电机组、中心变电所、场区道路-108- 风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703等。临时用地包括施工中临时堆放建筑材料占地、施工人员临时居住处占地、场内临时施工道路、设备临时储存所占场地、风力发电机组吊装时的临时占地和其他施工过程中所需临时占地。临时占地因只在施工期占用一年到二年，再加上恢复时间，最多占用三年，时间较短，施工结束即归还当地，而且在施工过程中严格按规划设计的区域、面积使用，不随便践踏、占用土地，所以对当地人民的生产、生活影响很小。11.2.5.2对动植物的影响施工期间，取土、建筑机械、运输工具等产生的施工噪声可能会惊吓一些动物，迫使他们逃离原来的栖息地，导致一些动物种群大幅度下降。但由于施工规模、强度、时间相对有限，对动物生存的影响面小，并且有短暂性。电站运行期间，由于各种噪声强度大大减小，受惊吓的部分动物会随着生态环境的恢复和改善逐渐迁移回来。11.2.6对自然景观和旅游的影响风电场所在地区在工程建设前无景点。风电场建成后，就风机本身而言，如果规划的好，机组排列整齐或错落有致，塔架结构和尺寸相似，风轮叶片数、颜色和旋转风向相同，将成为这一区域增添新的色彩。30台风机组和在一起可以构成一个非常独特的人文景观，这种人文景观具有群体性、可观赏性，使人没可以观赏到壮观的风机群。因此，本工程的建设对当地自然景观没有不利影响，相反还可提高当地的景观价值，成为当一个新的旅游景点，并将促进当地旅游业的发展。11.2.7水土流失预测本工程建设工程中因开挖、工程占地等施工活动将改变施工区的地形地貌。因此，本工程水土流失预测范围主要为工程施工区，预测时段为施工期9个月。本工程总占地面积130900m2。开挖部分主要由风机基础、箱式变电站基础以及变电所基础等。由于本工程占地工程占地全部为林场坡地，占地区域的土地尚未种植林木或其它植被，所以不必砍伐林木。由于本工程占地少，影响面小，且工程开挖的土方将全部用于回填，故本工程将不会造成水土流失。11.3环境保护措施11.3.1设计原则1）依法规划设计，最大限度地恢复原有的环境功能；2）持续发展的原则；3）环保措施经济、可行、有效的原则；4）-108- 风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703永久性措施规划设计应具有安全可靠性、耐用、便于维护；临时性措施应具有安全性，且功能正常发挥；5）处理好环保措施规划设计中近期和远期、永久性和临时性的关系；6）及时性原则，根据本工程建设施工进度，合理安排环境保护措施，尽量减少对环境的不利影响。11.3.2设计任务根据环境影响预测评价结论，按照国家以及黑龙江省有关环境保护的法律法规和条例，针对本工程引起的水环境、生态环境、大气环境等影响展开环境保护规划设计。11.3.3水环境保护措施11.3.3.1施工区水环境保护措施1、混凝土生产废水处理措施（1）混凝土生产废水处理目标混凝土生产系统排放废水的主要污染物是SS和PH值，排放标准执行《污水排放标准》一级标准，SS排放浓度在70mg/L以下，PH值控制在6-9。（2）废水来源及特性混凝土生产废水主要来源场区的混凝土生产系统的冲洗废水，本工程设置了1个混凝土生产系统。根据以往的工程资料，废水呈碱性，悬浮物浓度大于2000mg/L。（3）废水处理方案采用矩形处理池，将拌和楼的冲洗废水在每班换班时排放入一个沉淀池，添入絮凝剂静置沉淀一班时间后外排。池的出水端设置为活动式，便于清运和调节水位，池内污泥沉淀干化后运至渣场处理，此池工艺简单，造价低。2、施工区生活污水处理措施（1）处理目标施工区生活污水的主要污染物为BOD5和CODcr，本工程的污染控制目标：污水排放达到《污水综合排放标准》(GB8978-1996)第二类污染物一级标准。BOD5和CODcr分别要求控制在20mg/L和100mg／L以下。（2）废水来源-108- 风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703施工高峰期大量的施工人员进驻施工现场，将排放一定的生活污水。生活污水主要来自洗涤、浴室与食堂排水，污水中污染物浓度比城市生活污水低。（3）废水处理方案采用成套生活污水处理设备。成套设备投资虽然高，但其处理效率高，占地面积小，操作简单，能重复使用。根据工程布置特点，生活污水处理采用WSZ-A钢板模块式生活污水处理设备，根据污水处理量选定WSZ-A5型号。11.3.3.2运营期水环境保护风电场运行期用水主要是现场运行维护与管理人员生活用水，没有生产用水。风电场一般只有5名运行人员，生活污水排放量很小，可在生活楼处建一座放渗化粪池，涉及尺寸为4×2×1.5m，生活污水可直接排入化粪池进行处理后再排放。11.3.4大气环境保护措施11.3.4.1混凝土拌和系统防尘降尘措施混凝土拌和采用成套封闭拌和楼生产，水泥和粉煤灰运输采用封闭运输，以避免运输、进料及拌和过程中的扬尘。混凝土拌和楼配置袋式除尘装置，以减少水泥粉尘对大气环境的污染。在中控楼建设过程中，要加强对混凝土系统吸尘、收尘设备使用效果的监测。对混凝土拌和楼作业区进行洒水，降低粉尘排放。加强劳动安全和卫生保护，佩戴防尘口罩等个人防护用品。11.3.4.2交通运输系统1、燃油废气的削减与控制：按《汽车排污监管办法》和《汽车排放监测制度》要求，对施工区运输车辆进行定期和不定期的尾气监测，对未达标的车辆实施严厉的处罚措施或禁止其在施工区的使用；2、交通粉尘的消减与控制：对施工区道路进行管理、养护，采用密闭式自卸运输车辆。11.3.5声环境保护措施11.3.5.1噪声源的控制主要声源来自开挖、钻孔、混凝土搅拌等过程中的施工机械运行、车辆运输等。施工单位必须选用符合国家有关环保标准的低噪声设备和施工工艺。-108- 风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703应尽量缩短高噪音机械设备的使用时间，配备、使用减震坐垫和隔音装置，降低噪声源的声级强度。应尽量选择产生噪音较小的机组。11.3.5.2交通噪声对外交通干线上的运输车辆在居民聚居点时应适当减速行驶，并禁鸣高音喇叭。加强道路养护和车辆的维修保养，降低机动车辆行驶速度。11.3.6生活垃圾处理措施11.3.6.1施工区生活垃圾处理本工程施工高峰期人员达200人，生活垃圾按0.7kg／(人·d)计，则施工高峰期日排生活垃圾140kg。按照CJJ27—89《城市环境卫生设施设置标准》的要求，在施工区设计垃圾桶(箱)和垃圾收集站等。生活垃圾要集中定点收集，纳入生活垃圾清运系统，不得任意堆放和丢弃，确保各类生活垃圾不随意排放污染环境。11.3.6.2运营期生活垃圾处理风电场一般只有10名运行人员，生活垃圾少，应设立垃圾桶，定点袋装收集后由环卫部门统一及时清运，送至垃圾填埋场处置。11.3.7施工区人群健康保护措施施工承包商应对人员进驻施工区前进行健康检查，预防流行性疾病的传播。配备卫生设施和清扫人员，按期开展“消、杀、灭”活动。为防止污染地下水，施工期需做好粪便清理管理工作，不能随意排泄。按照施工人口密度和数量，设置厕所。11.4环境监测11.4.1污水监测在施工期对生活污水进行监测。拟定监测断面设在生活区污水排放口。监测项目为PH、SS、COD、BOD5、总磷、氨氮、石油类、粪大肠菌群等8项。11.4.2大气环境监测-108- 风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703运行期不会对大气环境产生影响，环境空气质量监测只考虑施工期。拟定在混凝土拌和区和风电场附近居民点各设置大气环境监测点1个，监测项目为S02、NO、TSP，并且同步监测风向和风速。监测方法按国家环保总局规定的大气监测方法进行。11.4.3声环境监测施工期环境噪声监测设在风电场附近的居民点和机组施工区，运营期环境噪声监测点设在风电场附近，监测项目主要为A声级和等效连续A声级。监测方法按国家环保总局的噪声监测方法进行。11.4.4人群健康监测人群健康监测包括：对施工区施工人员进行疫情监测，对饮用水进行卫生监测。施工人员的健康监测由施工单位自行负责，饮用水监测可委托当地卫生防疫站负责。11.5环境管理与环境监理11.5.1环境管理本着“谁污染谁治理”的原则，建立以建设单位为责任主体的环境管理体系，同时应注重协调好工程所在地环保部门的关系。加强环境监督与管理，环境管理人员应深入施工现场，监督环保措施的实施；实现环境保护目标责任制，结合招投标承包体制，把环境保护纳入施工单位的承包任务中，将环境保护落实到整个施工过程中。11.5.2环境监理环境监理任务主要包括：1、监督工程承包商全面履行环保项目合同的执行情况；2、对环保各单项工程的施工进行现场监理；3、编制工程监理报表，并定期报告；4、协助建设单位处理索赔及各类社会、自然等方面出现的问题；5、负责环境监测、调查资料的整理、归档。-108- 风电场新建工程可行性研究报告Z03-070311.6环境保护投资概算11.6.1编制依据依据《电力工程设计概算编制办法及计算标准》和黑龙江省实施的现行有关定额和费用标准等规程规范，编制此环境保护投资概算。11.6.2编制原则1、执行现行国家有关法律规范以及黑龙江省的有关概算规定。2、概算价格水平年与主体工程概算的价格水平年一致。3、对于部分项目的投资受设计阶段限制，达不到概算深度，在此暂按估算计列。11.6.3环境保护总投资风电场环保投资概算由水环境保护、大气环境保护、生活垃圾处理等环境保护工程项目费所组成；独立费用由项目建设独立费、科研勘测设计费等组成。根据国家有关标准、定额，并结合地方标准和市场物价水平估算，环境保护总投资125.9万元,其费用构成详见表11.6.3-1。表11.6.3-1风电场环境保护措施投资概算表编号费用名称投资（万元）一风电场环保费用61.81水环境保护32.61.1生产废水处理措施10.01.2生活污水处理措施22.62大气环境保护1.03生活垃圾处理2.84生态保护措施2.05人群健康7.06环境监测16.4二独立费用59.01项目建设管理费29.01.1工程建设管理费2.01.2环境监理费17.01.3咨询服务费10.0-108- 风电场新建工程可行性研究报告Z03-07032科研勘测设计费20.03其他税费10.0第一、第二部分合计120.8基本预备费5.1环境保护工程静态总投资125.911.7结论经过调查和分析可知，××××××风电场的建设对市的自然环境和社会环境的影响有利有弊。有利的影响主要体现在风电是清洁、可再生能源，风电场建设不仅不会破坏当地的自然景观，还会提高当地的景观价值，增加旅游收入。风电场工程对环境的不利影响主要产生在施工期，如施工粉尘、噪声、废水、施工弃渣和生活垃圾对施工人员的影响等，但影响的范围小，时间短，可通过采取适当的防护措施以及加强施工管理，可将不利影响减小至最低程度。综上所述，××××××风电场的建设不存在制约工程建设的重大环境问题，不会制约当地环境资源的永续利用和生态环境的良性循环，只要采取防、治、管相结合的环保措施，工程建设对环境的不利影响将得到有效控制，而且风电场本身就是一个清洁能源项目，从环境角度分析，不存在制约工程开发的环境问题，本工程建设是可行的。-108- 风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703第十二章劳动安全与工业卫生12.1设计依据12.1.1法律法规及技术规范与标准《中华人民共和国安全生产法》《中华人民共和国职业病防治法》《中华人民共和国电力法》《安全生产许可证条例》《建设工程安全生产管理条例》《建设项目(工程)劳动安全卫生监察规定》国家安全生产监督管理局颁发的《关于进一步加强建设项目(工程)劳动安全卫生预评价工作的通知》(安监管办字[2001]39号文)国务院颁发的《特种设备安全监察条例》(国务院第373号令)国家安全生产监督管理局颁发的“关于印发《安全预评价导则》的通知”(安监管技装[2003]77号，2003年5月21日实施)“国家发改委、国家安全生产监督管理局关于加强建设项目安全设施‘三同时’工作的通知’’(发改投资[2003]1346号)国家发改委颁发的“风电场工程可行性研究报告编制办法”《工业企业设计卫生标准》GBZ1—2002《工作场所有害因素职业接触限值》GBZ2-2002《安全标志》GB2894．1996《中国地震动参数区划图》GBl8306-2001《建筑材料放射卫生防护标准》GB6566-2000《生产设备安全卫生设计总则》GB5083-1999《建筑灭火器配置设计规范》GB50150-2005《噪声作业分级》LD80-1995《建设项目职业病危害评价规范》卫通[2002]8号文-108- 风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703《民用建筑工程室内环境污染控制规范》GB50325-2001《风力发电场安全规程》DL796-2001《风力发电场检修规程》DL／T797-2001《风力发电机组安全要求》GBl8451.1-2001《35～110KV变电所设计规范》GB50059-9212.1.2设计任务和目的对工程投产后可能存在的直接危及人身安全和身体健康的各种危害因素进行确认，提出符合规范要求和工程实际的具体防护措施，以确保风电场职工在生产过程中的安全和健康，同时确保工程建筑物和设备本身的安全。对施工过程中可能存在的主要危害因素，从管理方面对业主、工程承包商和工程监理部门提出安全生产管理要求，为业主的工程招标管理、工程竣工验收和风电场的安全运行管理提供参考依据，确保施工人员生命及财产安全。12.2工程概述及风电场总体布置12.2.1工程概述××××××风电场位于黑龙江省市新乐乡，规划容量为200MW，分期实施，各期相对独立，一期工程安装30台单机容量为1500kW的风力发电机组，总装机容量为45MW。12.2.2风电场总体布置12.2.2.1风电机组布置根据风向和风能玫瑰图确定主导风向，遵循在盛行风向上按照机组行距约8倍风轮直径，垂直于盛行风向上列距约6倍风轮直径的布置方式。12.2.2.2箱式变风电场和升压变电所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、塔架及基础钢筋等均应可靠地与接地网相连接。充分利用每台风力发电机组基础内的钢筋作为自然接地体，再敷设必-108- 风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703要的人工接地网，以满足接地电阻的要求。本变电所的接地电阻按不大于0.5Ω要求，在变电所户外共配避雷针2只，均为塔式避雷针。避雷针与工频接地电阻相连，避雷针与主变压器之间的电气距离大于15m。12.2.2.3土建工程本工程升压变电所总占地面积8480m2，房屋总建筑面积1379m2，围墙为高2.5m的铁艺围墙，平面上基本呈长方形布置。变电所内还布置了化粪池、事故油池等设施。升压变电所的用水主要为消防用水及值班人员的生活用水，需水量较少。变电所的供水设施考虑修建一座混凝土蓄水池，并配置两台加压水泵，蓄水池容积按储存2小时消防栓用水量及7天生活用水量考虑。12.2.2.4施工场地布置由于风电场址附近地势平坦开阔，施工布置条件较好，考虑按集中与分散相结合的原则布置施工仓库和辅属加工厂、材料设备仓库、混凝土拌和站、临时房屋等。12.2.2.5施工总工期本工程施工总时间9个月，其中施工筹建期1个月，风电场66kV升压变电所及中央控制楼工程施工工期5个月，风电机组基础和箱式变风电场基础施工工期3个月，第一台风电机组从第7月3日开始发电，全部机组于第9月20日安装完成。12.3工程安全与卫生危害分析12.3.1施工期危害因素分析施工过程中主要可能出现的安全事故有高空作业、运输吊装作业和用电作业。1、高空作业：塔架吊装、机舱吊装和风轮吊装；2、运输作业：风力发电机组的风轮叶片、塔架和塔架法兰；3、用电作业：设备焊接等。12.3.2运行期危害因素分析施工、运行过程中存在有易燃、易爆、电气伤害、坠落、机械与车辆伤害、腐蚀及污染、电磁辐射危害、粉尘、噪声、振动、采光与照明不良等情况。-108- 风电场新建工程可行性研究报告Z03-07031、高压设备主要有变压器、66kV的高压引出线以及高压开关柜；2、易燃的部位为油化验设备，变阻器内部故障引起燃烧；3、引起电气伤害主要是电气设备以及进出厂高压线造成的触电伤害事故；4、可能产生电磁辐射的场所主要是升压站，开关站内避雷器、出线设备，对地面静电感应场强；5、振动来源于机组运行而引起的微弱振动；6、噪声来源于风电机组。12.4劳动安全与工业卫生对策措施12.4.1施工期劳动安全卫生主要对策措施施工期各种施工设备、设施、临建等必须具备安全防护装置，施工生产计划实施必须具有施工人员必须遵守的安全操作技术规程和技术技能的行为规范。12.4.1.1施工期劳动安全与工业卫生技术对策措施1、土方工程确定边坡的坡度或采取护坡支撑和护壁桩：2、设计脚手架搭设方案；3、高处作业及独立悬空作业的安全防护；4、架设安全网；5、垂直运输机具要求其稳定性、安全装置均要达到工程要求；6、场内运输道路及人行通道的布置；7、防火、防毒、防爆、防雷等安全措施；8、编制单项安装工程的安全措施，并要求有设计依据，计算、详图和文字要求等。9、对于塔架、机舱和风轮吊装设备厂家制定严格的施工程序；10、对于风轮叶片和塔架超长件运输，在概算中除调整运输费用外，设备厂家提出相应有运输措施和要求。12.4.1.2施工期安全管理施工期安全管理采取如下措施：1、建立健全安全管理责任制，明确各自责任。2、要加强对新进场职工的安全教育培训，取证上岗；-108- 风电场新建工程可行性研究报告Z03-07033、施工作业区及各种建筑物处应设消防通道，并保持畅通；5、高危作业必须制定安全作业程序指导书并报监理单位审核；6、设置人行道和防护栏杆，做好排水设施，修建回车场地；7、施工场地布置合理有序、机械设备整洁、材料堆放整齐、安全设施和安全标志齐全。12.4.2运行期劳动安全与工业卫生对策措施12.4.2.1防火、防爆对策措施对可能发生火灾的部位，从建筑、结构设计上应采取切实有效的防火措施，防止火灾的蔓延扩散。设备及材料的选择在满足技术经济合理的前提下，优先选用不燃性或难燃性的电气设备和建筑材料。防爆主要对主变压器等部位进行设防处理，油浸式主变压器设有泄压装置，泄压面避开运行巡视工作的部位，主变设有事故油池。12.4.2.2防电气伤害对策措施防电气伤害对策措施是以防触电、防电气火灾爆炸、防静电和防雷击为重点。风力发电机组和箱式变电站的接地方案按厂家的要求进行敷设。为了保证电气设备安全运行，对各配电设备间及设备对地间的安全净距，都必须保证符合有关规定设置避雷装置和防雷接地。12.4.2.3噪声及防振动对策措施经分析，区域内风电场距离城市或村落居民区距离遥远，因此，风电机组运行噪声对环境基本没有影响。12.4.2.4照明对策措施中控室和厂房设有在工作照明发生故障时供给值班人员继续工作和疏散用的事故照明和疏散指示标志，事故照明盘应设有交直流自动切换装置，生故障时，使用应急灯进行供电。12.4.2.5防尘、防污染、防腐蚀、防毒对策措施1、风电场周边没有明显的粉尘来源，各个工艺环节或设备亦不会产生明显的大量粉尘。-108- 风电场新建工程可行性研究报告Z03-07032、设置主变压器事故油池，对事故油池内的污油水，需经油水分离处理后方可排入地面水体；3、厂区生活污水经过集中处理后才能排出，厂内厕所污水经污水处理设备进行处理达到排放标准后，才能排入地面水体；4、风电场生产过程基本不涉及具有腐蚀性的液体或气体。12.4.2.6防电磁辐射对策措施变电所出线电压为66kV，运行人员在此工作时间有限，电场强5kV／m对人体的影响是可以接受的，因此电磁辐射的影响并不突出，不需采取特殊措施。12.4.2.7安全标志设置所有安全标志的符号、图形、含义、补充文字、配置规范等，应符合国家电力公司《电力生产企业安全设施规范手册》的有关规定。12.5风电场安全卫生机构设置及管理制度12.5.1安全生产监督制度为了监督各项规章制度、反事故措施和上级有关安全生产指示的贯彻执行，制定安全生产监督制度，规定安全监察的内容、安全监察人员的职权及职业标准、安全监察例行工作、事故调查、事故分析、事故预防、安全监察通知书等内容。12.5.2工作票、操作票管理及防止电气误操作管理制度工作票和操作票制度是《电业安全工作规程》的核心，是保证人身和设备安全的重要组织措施。为严格执行两票制度，风电场应结合自身情况制定详细的工作票、操作票管理制度。为有效地防止电气事故的发生，应制定防止电气误操作的管理制度，规定操作、检修作业的程序及要求。12.5.3工业卫生与劳动保护管理规定制定工业卫生与劳动保护管理规定，对防暑降温、防尘、放射防护、职业病防治、防毒、女职工特殊保护、劳动保护用品等进行监督管理。-108- 风电场新建工程可行性研究报告Z03-070312.5.4事故调查处理与事故统计制度按照国务院34号令《特别重大事故调查程序暂行规定》、国务院75号令《企业职工伤亡事故报告和处理规定》等法规要求，建立事故调查、事故上报、事故统计制度，以保证能够吸取事故教训，防止同类事故的再次发生。12.6事故应急救援预案事故应急预案的主要内容应包括：1、风电场的基本情况：包括地理位置及周边生产经营单位的规模与现状、对外交通与运输情况；2、危险目标的数量及分布图：包括危险源的确定、画出分布图并标出数量、潜在危险的评估；3、装备及通讯网络：将抢险抢修、个体防护、医疗救援、通讯联络等器材配备齐全，确保器材始终处于完好状态；4、信号规定：报警方法、联络号码和信号使用规定要置于明显位置，使每一位值班人员熟练掌握：5、现场医疗救护：对受伤的人员应在现场进行必要的处理后再送往各类医院；6、紧急安全疏散：发生重大事故时，必须在指挥部统一安排下，紧急疏散与事故应急救援无关的人员。12.7投资概算按照国家经贸委[2002]78号文要求，主要劳动安全与卫生投资已包含在主体工程概算中，本专项投资仅计列主体工程概算未含的项目。编制依据为国家发展和改革委员会颁布的《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》(发改办能源[2005]899号)。概算费用由建筑工程费、施工辅助工程费、设备及安装工程费、独立费用等四部分组成。表12.7-2风电场工程专项总概算表编号工程费用名称单位单价数量合计-108- 风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703（元）（万元）Ⅰ建筑工程3.25安全标志（铝合金）m2300501.2通风防火网m2200101.6其他项4500.45Ⅱ施工辅助工程0.5施工辅助工程项5000.5Ⅲ设备及安装工程39.24一监测设备及安装工程116.41噪声监测仪台300010.32便携式环境振动监测仪台2500012.53数字式粉尘测定仪台3000013.04数字式温度湿度仪台300010.35高频电磁场场强仪台3000013.06甲醛测定仪台1500011.57甲醛检测管个300020.38测氡仪台2000012.09辐射仪台1500011.510微波漏能仪台500010.511SF6气体泄漏报警检测仪台500010.512安装费项201.0二防护及其他设备及安装工程2.841防毒面具套20020.042安全带套600301.83计算机台1000011.0三防灾预警紧急救援系统20防灾预警紧急救援系统项120Ⅳ独立费用25一劳动安全与工业卫生评价项110二劳动安全与工业卫生竣工验收评价项115ⅤⅠ至Ⅳ部分投资合计67.9912.8预期效果评价-108- 风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703本风电场风电机组和升压变风电场采用的生产工艺、设备操作和维护均较为成熟，自动化程度高，大都是远距离控制，且生产过程中基本不会产生易燃、易爆、有毒、有害物质。设计中采取了科学的全面的安全措施，如：继电保护与自动化集中控制系统、计算机监控系统等安全自动系统的设计、施工与管理，为风电场安全运行打下了良好的基础。因此，总体来看，设备和人身安全方面存在的危险与有害因素较为简单和轻微，正常情况下安全性高。-108- 风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703第十三章工程设计概算13.1编制说明13.1.1工程概况黑龙江市石青山风电场位于黑龙江省市新乐乡，风电场场址中心地理位置东经132°57′，北纬45°50′，距市镇北约6km。本工程由风力发电机组、66KV升压变电站、控制室、送电工程和交通工程等组成。本期工程共安装单机容量1500KW的风电机组30台，总装机容量为45MW，年平均上网电量为10510.40万KW·h，本工程建设总工期为一年。本工程主要工程量为：风电机组（1500KW/台）30台塔筒110t/台箱式变电站30座风电场66KV升压变电站1座土石方开挖9.63万m3土石方回填3.54万m3混凝土1.63万m3钢筋1234.22t13.1.2主要编制原则及依据依据国家、部门黑龙江省现行的有关规定、定额、费率标准，材料、设备价格、人工工日标准等调整至2007年价格水平计列。主要编制依据及参考依据：1、国家发展和改革委员会2005年5月颁发的《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》；2、《风电场工程可行性研究报告编制办法》；-108- 风电场新建工程可行性研究报告Z03-07033、定额参考《电力工程建设概算定额－建筑工程、电气设备安装工程、》（2001年修订本）；及水利部水建[1993]63号《中小型水利水电设备安装工程概算定额》；4、《水电工程施工机械台时费定额》；并对以上定额按有关规定调整至编制年水平；5、人工工资按35.05元/工日计取。13.2基础资料13.2.1主要机电设备价格按设备制造厂家询价及《全国电力工程建设常用设备2002年价格汇编》。风电机组5500元/kW塔架11000元/t箱式变电站24万元/台主变压器180万元/台13.2.2环境保护工程投资本工程环境保护工程投资为125.90万元，详见本报告中“风电场环境保护分年投资计划表”11.6.4-1。13.2.3劳动安全与工业卫生设备及安装工程投资本工程劳动安全与工业卫生设备及安装工程投资为67.99万元，详见本报告中“风电场一期工程专项总概算表”12.7-2。13.3主要技术经济指标根据以上原则和依据。经计算本工程静态投资为42081.17万元，其中机电设备及安装工程投资34501.26万元，建筑工程投资3169.04万元，其他费用3585.75万元，基本预备费825.12万元。本工程单位千瓦静态投资9351.37元/KW；动态总投资43698.06万元（其中：风电场投资43248.06万元，66kv配套送出工程450.00万元），单位千瓦动态投资9710.68元/KW。-108- 风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703第十四章财务评价与社会效果分析14.1财务评价14.1.1项目概况及评价依据本工程财务评价依据国家计委颁发的《建设项目经济评价方法与参数》（第三版）、《风电场工程可行性研究报告编制办法》以及国家新近颁发的有关财税规定的要求进行财务评价,评价范围为风电场投资部分。本工程建设总工期为一年，生产期为20年，计算期21年。14.1.2基本方案财务评价计算14.1.2.1项目投资本项目总投资包括静态投资、建设期利息、流动资金及66kV配套送出工程，共计为42606.41万元。1、静态投资，项目概算中的静态投资，包括机电设备购置费和安装费、建筑工程费、其他费用及基本预备费（按一至三部分投资合计的2%计取）等，共计为42081.17万元。2、建设期利息建设期利息为本项目建设期需支付的固定资产投资贷款利息。按规定的贷款利率以复利计算，整个项目建设期利息为1007.42万元。3、流动资金本项目流动资金总计159.47万元，其中30%考虑为自有资金，70%考虑采用银行短期贷款，贷款年利率为6.12%。流动资金随机组投产投入使用，利息计入发电成本，本金在计算期末一次性收回。4、66kV配套送出工程本项目配套送出工程的输电线路设计为单回路布置，距离为9公里，估算投资为450万元。14.1.2.2资金筹措及贷款条件1、资金筹措-108- 风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703本项目总投资43698.06万元（其中：66kv配套送出工程450.00万元）。万元：风电场投资43248.06万元；其中资本金为12624.35万元，其余由国内银行贷款（含利息）为30464.24万元，流动资金159.47万元。2、贷款条件项目贷款年利率为6.84%，贷款偿还期为12年。贷款宽限期为2年，宽限期后每年按本息等额偿还。14.1.2.3上网电量根据本风电场机组选型和总体布置，预计风电场上网电量（已考虑各种损耗以及厂用电后）为10510.40万KW·h。14.1.2.4成本及税金1、成本计算本项目发电总成本费用包括经营成本、折旧费、摊消费和利息支出，其中经营成本包括修理费、职工工资及福利费、劳保统筹、住房公积金、材料费、保险费和其他费用。①折旧费：工程折旧费按风电场的固定资产价值乘以综合折旧率计取。综合折旧率取8%。②修理费：风机的保质期一般为2~3年，因此考虑投入运行的前2年修理费较正常年份少，本阶段按0.5%考虑，随着运行年份增加，机组老化将导致修理费增加。本阶段财务评价按运行期第3年开始为1.5%，以后每年递增0.05个增分点，至计算期末第21年为2.35%。③职工工资及福利费、劳保统筹和住房公积金：风电厂一期工程项目定员15人，人均年工资3.00万元，职工福利费、劳保统筹和住房公积金占工资总额41%。④保险费：保险费是指固定资产保险和其他保险，保险费率按固定资产价值的3.5‰计算。⑤材料费和其他费用：材料费定额取为5元/kW，其他费用定额取为50元/kW。⑥摊销费：摊销费包括无形资产和长期待摊费用的摊销，本计算暂不考虑。⑦利息支出：利息支出为固定资产和流动资金在生产期应从成本中支付的借款利息，依各年还贷情况而不同，还贷期年平均为1089.55万元。经计算本项目正常生产年份年均经营成本为1229.81万元，年均总成本为3874.13万元。2、税金-108- 风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703根椐国家税收政策，电力工程交纳的税金包括增值税、销售税金附加、所得税。其中增值税可享受优惠税率为8.5%。销售税金附加包括城市维护建设税和教育费附加，以增值税税额为基础计征，按规定分别取5%和3%。项目所得税税率按33%计算。14.1.2.5上网电价及发电效益计算1、上网电价上网电价：根据还贷要求并满足资本金财务内部收益率大于10%，测算出的经营期平均上网电价为0.63元/kW·h，还贷期平均上网电价为0.70元/kW·h，还贷后平均上网电价0.53元/kW·h（以上均不含增值税）2、发电效益计算发电收入=上网电量×上网电价发电利润=发电收入-发电总成本费用-发电税金风电场的各年收入、税金、利润计算见附表。14.1.2.6清偿能力分析本项目可用于还贷的资金来源为发电利润、折旧费。1、用于还贷的发电利润风电场税后利润为利润总额扣除所得税并弥补以前年度亏损的余额。可全部用于还贷。在工程建设投资借款偿还过程中，首先利用还贷折旧偿还贷款，剩余部分利用未分配利润偿还。2、用于还贷的折旧费本次折旧还贷比例取100%。经计算，本项目偿债备付率为1.31大于1,可见项目具备较强的债务清偿能力。整个计算期每年累计盈余资金均大于零，资金平衡不会出现问题。项目各年末的资产负债情况见附表。资产负债表反映该项目在计算期内各年资产、负债和所有者权益情况。随着风力发电机投产发电，资产负债率最高达68.54%，12年后只有流动负债。综上分析，风电场一期工程项目债务清偿能力较强，能够按期还本付息，正常运作债务风险较小。14.1.2.7盈利能力分析1、根据全部投资财务现金流量表可计算以下财务评价指标：-108- 风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703所得税后全部投资财务内部收益率为10.48%,所得税后全部投资回收期为8.56年。所得税后财务净现值6569.98万元。2、根据资本金财务现金流量表可计算以下财务评价指标：所得税后资本金财务内部收益率13.62%。所得税后财务净现值3942.23万元.3、根据损益表可计算以下指标：投资利润率=年平均利润总额/总投资资本金利润率=年平均利润总额/资本金平均投资利润率，资本金净利润率分别为7.51%和16.77%。全部投资财务现金流量表和自有资金财务流量表分别见相关各表。14.1.3财务敏感性分析根据本项目的特点，测算固定资产投资、上网电价等不确定因素单独变化时，对全部投资财务内部收益率、资本金内部收益率的影响。敏感性分析结果见表单因素敏感性分析结果--收益率（固定资产投资）变化幅度-10%-5%05%10%税前全部投资15.5914.2613.0011.8410.75税后全部投资12.0211.2310.519.859.24税后自有资金18.6315.8813.6811.9410.55单因素敏感性分析结果--收益率（上网电价）变化幅度-10%-5%05%10%税前全部投资10.8511.9313.0014.0515.08税后全部投资8.949.7310.5111.2712.02税后自有资金10.3612.0113.6815.3617.06敏感性分析计算成果表明：在项目投资和年发电量不变条件下，若上网电价按降低10%计算本项目全部投资财务内部收益率（税后）和资本金财务内部收益率（税后）将分别为8.98%和10.43%。在年发电量和上网电价不变条件下，若项目投资上调10%计算本项目全部投资财务内部收益率（税后）和资本金财务内部收益率（税后）将分别9.27%和10.61%,略高于行业规定的相应基准评价参数的要求，项目财务评价基本可行,但抗风险能力一般。因此投资者在项目运作中，应对以上因素进行研究和关注。-108- 风电场新建工程可行性研究报告Z03-070314.1.4财务评价结论通过评价指标一览表可以看出全部投资所得税后财务净现值6482.06万元。资本金所得税后财务内部收益率13.53%等计算指标均能满足行业规定的相应基准财务评价参数的要求，表明本风电场财务评价是可行的。14.2社会效果评价14.2.1工程节能与减排效益风电是一种清洁的能源，没有大气和水污染问题，也不存在废渣的堆放问题，有利于周围环境的保护。本风电场工程总装机容量为45MW，每年可为电网提供清洁电能10510.4万kW.h,按替代火电标准煤耗330g/kW.h计算，本项目每年可节省原煤消耗约3.42万t，减排SO2约452.19t、NO2约268.95t、CO约6.54t、CnHn约2.58t、CO2约0.53万t，减少灰渣0.77万t。可见，石青山风电场的建设将有利于改善系统电源结构，缓解电力行业较大的环境保护压力，促进地区经济的可持续发展。风电场的生产过程将当地的风能转变为机械能、再转变为电能的过程，在整个工艺流程中，不产生大气、液体、固体废物等方面的污染物，也不会产生大的噪声污染。从节约煤炭资源和环境保护角度来分析，本风电场的建设具有较为明显的经济效益、社会效益及环境效益。14.2.2CDM项目《京都议定书》于2005年2月16日正式生效，旨在遏制全球气候变暖的《京都议定书》是由联合国气候大会于1997年12月在日本京都通过。目标是2008年至2012年间，工业化国家温室气体排放总量在1990年的基础上平均减排5.2%。这是人类遏制全球气候变暖迈出的历史性一步。目前全球已有141个国家和地区签署议定书，其中包括30个工业化国家。人类活动可能正在改变着我国行星的气候，这引起了人们的广泛关注。由于矿物燃料的消耗，60多亿吨CO2被排放到大气中，这将对全球及地区气候产生巨大的影响。据联合国有关机构估计本世纪全球平均温度将提高5.8℃。作为一个比较，上次冰期时的全球气温只比现在低3～4度。由于气候变化，导致的海面升高到2050年均为22cm，到2100年为48cm-108- 风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703，这将是过去100年来变化速度的四倍。为了遏制由此而造成的环境灾难，大多数国家认为必须大规模地减少温室气体的排放。CO2是最大排放的温室气体，《京都议定书》的生效意味着人类对过去几百年不可持续的发展道路进行了深刻反思，意味着人类对可持续发生的理念达成了高度共识，意味着人类有决心有信心面对现实，迎接挑战以造福子孙后代，它标志着一段不确定时代的结束，也昭示了国际社会在温室气体排放方面有法可依时代的来临。《京都议定书》为新能源产业的发展提供了很好的机遇。由于风电和其他可再生能源发电过程不产生化石燃料和核能发电的污染物，也不排放CO2等温室气体。《京都议定书》中重要规定是：一是发达国家有减排义务，并被分配了减排指标，如欧盟削减8%、美国削减7%、日本削弱6%等；（但美国一直拒绝批准《京都定议书》）。二是规定了三种灵活机制，以便实现减排指标。三种灵活机制是，清洁发展机制（CDM）、联合履行（JI）、排放国际贸易。国家发改委、科技部、外交部已于2004年6月30日联合颁布布了《CDM项目运行管理暂时行办法》并开始实施。我国政府已批准了《京都议定书》，已于2005年2月16日开始生效。新能源发电企业可以通过CDM项目获得国外发达国家无偿资金的支持，使得中方降低成本，《京都议定书》规定了一种独特的贸易，如果一国的排放量低于条约规定的标准，则可将剩余额度卖给完不成规定义务的国家，以冲抵后者的减排义务。中国目前排放量低于规定的标准，所以可以进行CDM的交易。例如内蒙古辉腾锡勒风电场项目是我国政府审批通过的第二个CDM项目，其合作单位是荷兰。该项目的总装机容量是25.8MW，总投资约为1737.7万美元，减排期为10年，荷兰政府将以5.4欧元/吨CO2的价格来购买此减排量，因此，该CDM项目可以使内蒙古龙源风能开发有限公司获得总计约324万欧元资金，相当于总投资的11%左右。中国拥有世界上较好的风能资源，在新能源发电中，风力发电是最具商业化市场开发前景的项目，而风电又是零排放CO2项目，具有极强的CDM市场潜力。因此，建议本项目在申请建设风力发电项目的同时，可以同期开展CDM项目的申请，以此来补偿风力发电项目的高投资，低收益的局面。-108- 风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703-108-