1、城市风电场三期建设工程项目可行性研究报告XX工程咨询有限公司二零XX年XX月XX项目可行性研究报告建设单位：XX建筑工程有限公司建设地点：XX省XX市编制单位：XX工程咨询有限公司20XX年XX月58可行性研究报告编制单位及编制人员名单项目编制单位：XX工程咨询有限公司资格等级： 级证书编号：（发证机关：中华人民共和国住房和城乡建设部制）编制人员： XXX高级工程师XXX高级工程师XXX高级工程师XXXX有限公司二XX年XX月XX日目录1综合说明11.1概述11.2风能资源11.3工程地质41.4项目任务与规模41.5风电机组选型和布置51.6电气51.7工程消防设计71.8土建工程71.9施2、工组织设计81.10工程管理设计91.11环境保护和水土保持设计91.12劳动安全与工业卫生设计101.13工程设计概算101.14经济及社会效果分析101.15结论及建议111.16附图、附表112风能资源152.1风资源评估主要技术依据152.2风电场概述162.3参证气象站概况172.4风电场测风年风能资源条件212.5风电场特征值计算402.6风电场代表年风资源评估552.7风电场风能资源综合分析803 工程地质833.1 区域地质概况833.2 近场区断裂构造843.3 地震动参数843.4 场址稳定性评价843.5 场址工程地质条件843.6 地震效应853.7 地基评价853.83、 不良地质作用863.9 矿产及文物8613.10 结论864项目任务与规模874.2电力负荷预测及电力平衡884.3建设必要性894.4风电场在电网中的作用及地位904.5接入系统方案904.6无功补偿915风电机组选型、布置及风电场发电量估算925.1风力发电机组选型925.2风机布置方案985.3方案比选结果分析1045.4结论1116电气1116.1电气一次1116.2电气二次1246.3集电线路1326.3.4.7电气设备布置1386.3.6 附属部分1416.4通信部分1437消防1437.1工程概况和消防总体设计1437.2工程消防设计1458土建工程1468.1设计安全标准及设4、计依据1468.2风电机组基础及箱变基础设计1488.2.1.3 计算成果及分析1558.3110kV 升压站1638.4风电场的交通条件1678.5总平面布置1678.6 道路1678.7主要工程量统计1698.8给排水设计1708.9 采暖、通风与空调调节1719施工组织设计1729.1施工条件1729.2施工总布置1749.3施工交通运输1759.4工程占地17529.5主体工程施工1769.6施工总进度18110工程管理设计18210.1工程管理机构18210.2主要管理设施18310.3工程管理措施18411环境保护与水土保持设计18411.1环境保护18411.2水土保持设计1945、12劳动安全与工业卫生19612.1设计依据、任务与目的19612.2工程安全与卫生因素分析19912.3劳动安全与工业卫生对策措施20012.4风电场安全与卫生机构设置、人员配备及管理制度20112.5事故应急救援预案20312.6劳动安全与工业卫生专项工程量、投资概算和实施计划20412.7预期效果评价20413工程设计概算20613.1编制说明20613.2工程投资概算的编制原则和依据20613.3基础资料20713.4费率指标20813.5基本预备费及建设期贷款利率20913.6概算投资结果20913.7工程设计概算表21014财务评价及社会效果分析22414.1评价依据22414.26、基础数据22414.3工程实施进度22414.4资金筹措22414.5发电效益计算22514.6清偿能力分析22614.7财务生存能力分析22614.8盈利能力分析22614.9敏感性分析22614.10效益评价结论22714.11财务评价附表22714.12社会效果分析252415 风电场工程建设项目招标25215.1概述25215.2招标范围25215.3招标组织形式和招标方式2541综合说明1.1概述 XXXX三期风电场工程位于山东省XX市境内，风电场升压站距XX市直线距离约 20km ，场址地理坐标介于东经 1174433.54 1174808.64，北纬 362053.07362427、1.89之间。XX市莱城区位于山东省中部，隶属于XX市，地理坐标东经 1171911758，北纬 36033633，北邻济南市所辖的章丘 市，东临淄博市博山区和沂源县，南邻XX市钢城区和泰安市所辖的新泰市， 西邻泰安市郊区。全区总面积 1920 平方公里，呈半圆形盆地状，横距最大56 公里，地势南缓北陡，由东向西倾斜。北、东、南三面环山，中部是低缓 起伏的平原。大汶河、汇河由东向西横贯盆地中部。海拔最高点 994m，最低 点 148.3m。XX属于温带季风气候，四季分明，冬季寒冷干燥，夏季炎热多 雨，秋季清爽晴朗。本工程拟安装 20 台单机容量为 2.5MW 的 WTG-1 风力发电机组，相应8、装 机规模为 50MW，年上网发电量为 100.631GWh，年单机等效满负荷运行小时 数为 2012.6 小时，容量系数为 0.2297。XXXX风电场规划 200MW，分四期建设，一期、二期已分别投产 49.5MW， 本期（三期）工程装机容量约 50MW，XXXX三期风电场工程内共安装 20 台 单机容量为 2500kW 的风力发电机组，升压站在原有 110kV 升压站基础上进 行扩建，并为三期和四期做准备，增加 100MW 送出能力。本工程计划 2018 年获得核准并开工建设，2019 年年底建成投运。山东电力工程咨询院有限公司受项目法人的委托，承担风电场工程项目 可行性研究设计。主要工9、作内容包括风能资源分析、工程地质、项目任务和 建设规模、风电场风电机组的布置、发电量估算、风电场电气、土建工程、 施工组织设计、工程管理设计、环境影响评价、工程投资概算和财务评价等。1.2风能资源 XX市地处中纬度，属暖温带季风区大陆性半湿润气候，四季分明，光照充足，春季多风，少雨、易旱，夏季天气炎热，湿热多雨，偶有伏旱。依 据相关规程规范，对所收集的风电场测风塔数据进行了风资源分析，具体结 论如下：1（1）风电场风能资源可开发利用综合测风塔数据完整性、合理性和地理位置分布情况，8848#测风塔对 本风电场均具有一定的代表性。经分析计算，8848#测风塔代表年 90m、80m、 70m、50m10、10m 高度平均风速分别为 5.54m/s、5.48m/s、5.26m/s、5.07m/s 和 3.72m/s，年均风功率密度分别为 198.8W/m2 、192.2W/m2 、171.0W/m2 、 158W/m2、68W/m2；7598#测风塔代表年 100m、85m、70m、50m、10m 高度平均 风速分别为 5.49m/s、5.36m/s、5.20m/s、5.27m/s 和 3.48m/s，年均风功率 密度分别为 179W/m2、167.9W/m2、156.7W/m2、167.8W/m2、78.7W/m2，具体计 算结果见表 2.6.3-1表 2.6.3-2 和图 2.6.3-1。11、根据风电场风能资源评估 方法（GB/T 18710-2002）风功率密度等级评判标准，本风电场风功率密度 达到 1 级，具备开发价值。（2）风电场全年可发电小时数较高风电场 8848#测风塔代表年风速和风能频率分布吻合度较好，其中 90m 风速主要分布在 39m/s 风速段，占全年的 73.8%，风能主要分布在 513m/s 风速段，占全年的 76.9%，由此可以看出本风电场风速和风能主要集中在低 风速段，说明本风电场属低风速型风电场；在 325m/s 风速段的有效风速利 用小时数为 7021h，占全年的 79.9%，风能所占比例均为 99.3%，说明全年可 发电小时数较高；在 1025m/s12、 风速段的有效风速利用小时数为 669h，占全 年的 7.6%；7598#测风塔代表年风速和风能频率分布吻合度较好，其中 100m 风速主 要分布在 39m/s 风速段，占全年的 77.5%，风能主要分布在 513m/s 风速 段，占全年的 76.9%，由此可以看出本风电场风速和风能主要集中在低风速 段，说明本风电场属低风速型风电场；在 325m/s 风速段的有效风速利用小 时数为 7229h，占全年的 82.5%，风能所占比例均为 99.4%，说明全年可发电 小时数较高；在 1025m/s 风速段的有效风速利用小时数为 524h，占全年的 5.98%，说明全年可发电小时数较高。（3）风向风能13、扇区分布相对集中由统计结果可以看出，8848#测风塔 75m 高度风向、风能分布较集中， 主导风向主导风能风向均为 ENE，出现频率分别为 13%、27%；主要风向区间 和主要风能区间分布较为一致，均主要分布在风向 NEENE 之间，主要风向2区间占总分布频率的 24%，主要风能区间分别占总分布频率的 51%；7598#测风塔 95m 高度风向、风能分布较集中，主导风向主导风能风向 分别为 SW、SSW，出现频率分别为 17%、20%；主要风向区间和主要风能区间 分布较为一致，均主要分布在风向 NE 和 SSWSW 之间，主要风向区间占总分 布频率的 47%，主要风能区间分别占总分布频率的 614、6%。综上分析说明本风电 场各测风塔代表区域风向风能分布较集中。（4）风速年内变化幅度相对较大，日内变化幅度相对较小 由代表年不同高度风速和风功率密度年变化曲线可以看出，测风塔风速及风功率密度年变化曲线基本一致，测风塔风速年内变化与风功率密度年内 变化趋势基本一致，其中 2、3、4 月份风速较大，其它月份风速相对较小， 季节性规律显著；8848#测风塔 90m 高度月平均最大风速为 6.63m/s，月平均 最小风速为 4.97m/s，年平均风速为 5.54m/s，月平均最大、最小风速差值为 年平均风速的 29.96%；7598#测风塔 100m 高度月平均最大风速为 7.54m/s， 月平均最15、小风速为 4.51m/s，年平均风速为 5.49m/s，月平均最大、最小风速 差值为年平均风速的 55.2%，说明风速年内变化幅度相对较大。由统计结果可以看出，8848#、7598#测风塔风速与风功率日内变化规律 基本相同，测风塔风速日内变化与风功率日内变化趋势基本一致，基本上是 白天风速相对较大，晚上风速相对较小，8848#测风塔 90m 高度日平均最大风 速为 6.23m/s，日平均最小风速为 5.17m/s，日平均最大、最小差值为年平均 风速的 18.5%；7598#测风塔 100m 高度日平均最大风速为 5.9m/s，日平均最 小风速为 4.93m/s，日平均最大、最小差值为年平均风速16、的 17.7%，说明风速 日内变化幅度相对较小。综上所述，本风电场 8848#测风塔代表年 90m 高度风速为 5.54m/s,7598# 测风塔代表年 100m 高度风速为 5.49m/s，风向风能分布比较集中；风速年内 变化幅度相对较大，日内变化幅度相对较小；全年可发电小时数相对较高， 根据风电场风能资源评估方法（GB/T18710-2002）风功率密度等级评判 标准，本风电场风功率密度等级达到 1 级，具备开发价值。根据风电场实测资料，推算得到本风电场轮毂高度 90m 处 50 年一遇 10 分钟平均最大风速为 30.355m/s；8848#测风塔 80m 高度有效风速段（3 25m/s17、）湍流强度分别为 0.099，80m 高度 15m/s 风速区间湍流强度为 0.085；57598#测风塔 100m 高度有效风速段（325m/s）湍流强度为 0.098，100m 高度 15m/s 风速区间湍流强度为 0.130，随着高度上升，湍流强度有减小的趋 势。推测轮毂高度处湍流强度小于 0.14。根据 IEC61400-1（2005）标准关于 风机安全等级的规定，测风塔及所代表区域内，在风电机组选型时需选择适 合 IEC IIIB 类及以上的风力发电机组。1.3工程地质本区在大地构造单元上处于本工程场地处于华北地台东南部的鲁西断 块内。所在区域的地质、地震条件认为场址处于相对稳定区，18、适宜工程建设。拟建场址区地貌成因类型为剥蚀丘陵，地貌类型为丘陵、斜坡地。 拟建场址的场地土类型为中软土和岩石，建筑场地类别为1类。建筑场地属对建筑抗震一般地段。根据中国地震动参数区划图(GB18306-2015)，拟建场址区地震动峰 值加速度为 0.10g(相应的地震基本烈度为 7 度)，地震动反应谱特征周期为 0. 40s(对应中硬场地)。1.4项目任务与规模 XX市位于山东省中部，北依济南，西临泰安，东靠淄博，南接临沂，南北纵距 62.2 公里，东西横距 56.8 公里，总面积 2246 平方公里，总人口125 万。XX境内资源富集，煤、铁储量丰富，是山东钢铁生产和深加工基 地、“国家新材19、料产业化基地”，XX盛产生姜、大蒜、蜜桃等农产品，是 “中国生姜之乡”、“中国花椒之乡”和“中国黄金蜜桃之乡”。2017 年XX经济继续保持稳定增长，全市生产总值完成 702.76 亿元， 同比增长 7.2%，完成公共财政预算收入 53 亿元，同比增长 7.1%。三次产业 比例由上年的 7.9:51.7:40.4 调整为 7.8:50.2:42。2017 年XX市全社会用电量达 106.9 亿 kWh，网供负荷达到 1471MW。预 计 2018 年XX市全社会用电量达 118 亿 kWh，网供负荷达到 2050MW；2020 年全社会用电量达 130 亿 kWh，网供负荷达到 2650MW，20、“十三五”期间，全 社会用电量年均增长 5.5%，网供负荷年均增长 15.4%。XXXX三期风电场工程在一期风电场升压站内预留位置新建 1 台 100MVA（110/35kV）主变。本期工程风机经箱变升压至 35kV，通过 35kV 汇集线 路接至一期风电场升压站 35kV 母线，经升压变升压后通过 1 回 110kV 线路在 升压站外 T 接至一期升压站长勺站 110kV 线路上，新建线路长度 0.5km， 采用 300mm2 截面导线。本期工程升压主变的 110kV 侧采用线变组，35kV 侧规划采用两段单母线 接线，本期采用单母线接线。1.5风电机组选型和布置根据风电场实测资料，推算得到21、本风电场轮毂高度 90m 处 50 年一遇 10 分钟平均最大风速为 30.355m/s；8848#测风塔 80m 高度有效风速段（3 25m/s）湍流强度分别为 0.099，80m 高度 15m/s 风速区间湍流强度为 0.085；7598#测风塔 100m 高度有效风速段（325m/s）湍流强度为 0.098，100m 高 度 15m/s 风速区间湍流强度为 0.130，随着高度上升，湍流强度有减小的趋 势。推测轮毂高度处湍流强度小于 0.14。根据 IEC61400-1（2005）标准关于 风机安全等级的规定，测风塔及所代表区域内，在风电机组选型时需选择适 合 IEC IIIB 类及以上22、的风力发电机组。综合考虑目前国内外风力发电机组的制造水平、技术成熟程度、实际运 行情况、价格水平和施工机械的吊装能力等因素，针对风电场的具体情况， 选择 4 种风力发电机组的优选进行发电量、经济技术等指标对比分析，建议 采用叶轮直径 141m、额定功率 2500kW 的 WTG1 机型，轮毂安装高度 90m。根据本风电场风能资源进行发电量计算，综合考虑尾流修正、空气密度 修正、控制与湍流折减、叶片污染折减、厂用电、线损能量损耗、周边风电 场对发电量的影响、软件折减、气候影响停机、不确定性等因素，对风电场 上网电量进行修正。经计算，20 台 2500kW 风电机组年上网发电量为 100.631G23、Wh，年单机等效满负荷运行小时数为 2012.6 小时，容量系数为 0.2297。 1.6电气1.6.1电气一次XXXX风电场位于XX市莱城区东北部，规划 200MW，分四期建设， 一期、二期已分别投产 49.5MW，本期（三期）工程装机容量约 50MW，XXXX三期风电场工程内共安装 20 台单机容量为 2500kW 的风力发电机组。本阶段暂推荐以 1 回 110kV 线路在升压站外 T 接至一期升压站长勺站 110kV 线 路上，新建线路长度 0.5km，采用 300mm2 截面导线。风电场最终接入系统 方案应根据电网主管部门审查通过的接入系统专题设计确定。本风电场每台风电机组附近均设置 24、1 台 2750kVA 的箱式升压变电站作为 机组变压器，将发电机电压由 0.69kV 升高至 35kV 接入场内变电站 35kV 母线 上。风电机组和箱式变电站之间采用一机一变单元接线方式。本风电场场内设 2 回架空线路，分别接 10 台风电机组，均接至风电场 升压站的 35kV 配电装置，线路采用以架空线为主，电缆为辅的设计方案。本工程风电机组额定功率因数 0.95，风力发电机可发出或吸收少量无 功。为补偿 110kV 主变压器和 35kV 箱变的无功损耗，升压站每段 35kV 母线 上装设 1 组容量为-12+12Mvar 的无功自动补偿装置，以保证 110kV 线路出 线侧功率因数维持25、在 0.951.0 之间。1.6.2电气二次1.6.2.1风电场调度自动化 本风电场拟由山东省调和XX地调两级调度指挥。远动及计费信息直接送入山东省调和XX地调。风电场的远动系统按照接入系统设计部门要求配 置远动系统设备。1.6.2.2计算机监控系统 本工程在一二期升压站内进行扩建，与一二期工程联合监控，不单独设置主控室。110kV 线路的集中监控和调度部门远方监控“五遥”功能由升压 站综合自动化系统完成。升压站计算机监控系统采用开放式分层分布结构， 由站控层、间隔层构成。升压站计算机监控系统站控层，间隔层设备按工程 实际建设规模配置。1.6.2.3保护及测控 风力发电机应配置如下保护和监测装26、置：温度升高保护、过负荷保护、电网故障保护、振动超限保护和传感器故障信号等。每台风力发电机的 35/0.69kV 箱式变内装升压油浸全密封变压器和负荷 开关-限流熔断器组合电器等，配置变压器重瓦斯、轻瓦斯、压力释放、油温 等非电量保护，作用于跳闸和信号。735kV 进线、接地兼站用变、无功补偿配置微机型保护测控一体化装置安装在相应 35kV 开关柜上。110kV 并网线路、测控装置和操作箱等辅助装置分 别组屏安装在继保室。三期升压站和一二期升压站合用，在原来站址上扩建，三期新增继电保 护二次预制仓一套，仓内布置有三期控制保护屏柜及交直流电源系统。1.6.2.4二次设备布置风电机及升压站的计算机27、监控系统的上位机设备布置在原有升压站控 制室。110kV 线路测控、保护屏、母差屏、电度表计屏、故障录波器屏、直 流屏、交流屏、UPS 电源及通信设备等均布置在本期二次预制仓内。35kV 集电线路、接地变兼站用变、无功补偿的微机保护测控装置以及35kV 风机进线电能表安装在 35kV 开关柜上。1.7工程消防设计 本工程消防设计贯彻“预防为主，防消结合”的原则，在建（构）筑物的设计、配电装置的设计以及设备的选型上满足防火等级的要求，其次对可 能发生火灾的场所，布置、安装相应消防器材，采用有效的灭火措施。根据现行火灾自动报警系统设计规范的要求进行设计，风电场升压 站设置了火灾自动探测报警及消防控28、制系统。风电场升压站火灾自动探测报警及消防控制系统采用集中报警工作方 式。在主控室设置壁挂式火灾报警控制器（联动型）一台，主要监测设置在 各火灾探测器场所的火警信号，并可对相关部位风机、防火风口、防火阀等 实施自动联动控制。火灾报警控制器上设有被控设备的运行状态指示和手动 操作按钮。1.8土建工程1）风电场工程等级本工程拟安装 20 台单机容量 2500kW 的风机，风机轮毂中心高度 90m。 一台风机配一台 35kV 箱式变压器，共 20 台箱式变压器。升压站不再新建， 利用一二期的升压站进行扩建。根据风电场工程等级划分及设计安全标准（试行）（FD002-2007）， 按风电场工程规模、装机29、容量、升压站电压等级划分，本风电场工程等别为 等，工程规模为大（2）型，升压站建筑物级别为 2 级，建筑物结构安全等级为二级；按单机容量、轮毂高度和地基类型划分，本项目风电机组塔架 地基基础设计级别为 1 级。根据中国地震动参数区划图（GB18306-2015），场址区位于 0.10g 区，相对应的地震基本烈度为 7 度，地震动反应谱特征周期为 0.40s（对应 于中硬场地土）。按建筑工程抗震设防分类标准（GB50223-2008）、建 筑抗震设计规范（GB50011-2010）、风电场工程等级划分及设计安全标 准（试行）（FD002-2007）等有关规范，风机基础的抗震设防类别为标准 设防类30、（丙类）；升压变电站主要建（构）筑物抗震设防类别为标准设防类（丙类），次要建（构）筑物抗震设防类别为适度设防类（丁类）。 2）风力发电机及箱式变基础风电场工程总体地质条件良好，地基整体稳定，风机基础底落在强风化 或全风化基岩上，地基承载力特征值一般在 300kPa 以上，采用天然地基可以 满足设计要求。风电机组基础拟全部采用扩展式基础，选用常规钢筋混凝土 重力式基础。本工程升压变压器采用箱式变压器，根据初期地质资料，箱式变压器基础采用天然地基方案就能够满足要求，基础形式为钢筋混凝土箱型基础，基 础混凝土采用 C30 混凝土，垫层为 100mm 厚 C20 素混凝土，基础埋深暂按 1.5m 考虑31、。3）110kV 升压站 本期升压站在一、二期升压站基础上进行扩建，为三期和四期做准备，增加 100MW 送出能力。生产楼向东连续扩建，放置 35kV 屋内配电装置；生产 楼北侧新设一台主变；综合楼北侧新设二次预制舱和 SVG 装置。1.9施工组织设计 施工条件：施工用水用电可从一期升压站接引。 交通条件：陆、空交通条件便利。施工方案：机舱及塔架用 1000t 汽车吊车吊装，砼初步拟定在在XX市 采购商品砼，再运输车辆运至各个风机处。施工承包商通过招标选用有资质的队伍承担，各种作业必须选用有施工 资质及经验的施工队伍承担，必需配备有大型施工机械，普通工可由就地招 用，建筑材料可由就地采购。8工32、程永久征地 6720m2；施工临时租地 207720m2。 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和我国各类电厂长期运 行管理经验，遵照精简、高效、统一的原则，对运营机构的设置实施企业管 理。在风电场工程（包括 110kV 升压站）机械、电气设备进入平稳运行时期 之后，按无人值班（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，国内在这方面的 统计资料非常有限，本风电场工程的机构设置和人员编制参照我国同类工程 和风电场实际情况，按风电场规划容量确定总定员为 7 人。风电场主要管理设施包括：风力发电机组，箱式变电站，电力电缆，110kV 升压站，生产、33、生活电源及备用电源，生产、生活供水设施，生产生活建筑 物等。1.11环境保护和水土保持设计风电场的建设符合山东风电产业发展规划和国家关于能源建设的发展 方向，是国家大力支持的产业。风电场地面植被以荒草为主，风电场的建设对环境的不利影响主要产生 在施工期，如施工粉尘、噪声对施工人员的影响以及施工对原生植被的破坏 等，通过采取适当的措施，可将不利影响减小至最低程度。环境保护主要从大气环境、水环境、声环境、固体废物处理等几方面采 取保护措施。水土保持设计主要针对工程建设对地表的影响，对施工场地清理平整、 覆土绿化、设置渣场并对渣场进行绿化和防水土流失设计等，尽量恢复被扰 动的地表。本期风电场装机容量34、 50MW，每年可为电网提供电量 100.631GWh。与同 等规模的燃煤电厂相比，每年可节约标准煤 3.78 万 t，同时可相应减少多种 大气污染物的排放，还可减少大量灰渣的排放，改善大气环境质量。总体评价，本期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9环境问题，本工程建设是可行的。1.12劳动安全与工业卫生设计 遵循国家已经颁布的政策，贯彻落实“安全第一，预防为主”的方针，在工程设35、计中，结合工程实际情况，采用先进的技术措施和可靠的防范手段， 确保工程投产后符合劳动安全及工业卫生的要求，保障劳动者在生产过程中 的安全与健康，编制劳动安全及工业卫生篇。通过对工程施工期存在的高空作业、基坑开挖、防雷防电等工作可能存在 的危害因素，对工程运行期可能存在的防火防爆、电气伤害、机械伤害、电磁 辐射等可能存在的危害因素进行分析，提出相应对策，并成立相应的机构和应 急预案。对风电场的施工和安全运行提供了良好的生产条件，有助于减少生产 人员错误操作而导致安全事故以及由于运行人员处理事故不及时而导致设备 损坏和事故的进一步扩大，降低了经济损失，保障了生产的安全运行。1.13工程设计概算项目36、计划总投资35021.94万元单位千瓦工程计划总投资7004.39元/千瓦动态投资34951.94万元单位千瓦动态投资6990.39元/千瓦工程静态投资34393.65万元单位千瓦静态投资6878.73元/千瓦1.14经济及社会效果分析（1）经济评价 本项目财务评价，按现行财会制度和税收法规进行测算。通过以上分析，本项目运营期内上网电价按 0.58 元/kWh(上网标杆电价 0.57 元/kw，接入系统补贴 0.01 元/kw)，测算项目财务指标。计算得，本项目全部投资财务内部 收益率（所得税后）为 11.78%，项目资本金财务内部收益率 21.07%，全部投 资财务净现值（所得税后）为 1237、214.91 万元，投资回收期（所得税后）为8.12 年（含建设期）。综合分析本项目具有较好的盈利能力和偿债能力，总 的财务指标较好，财务评价可行。（2）社会效果分析 本工程采取方法可行、布置合理、设备先进（能耗低）、经济指标最低15的施工方案。施工中主要耗能种类有：汽柴油、电、水等。根据本风电场的设计规模、厂用电负荷等情况，所选设备情况分析，采 取一定的节能设计和措施后，设备全年总电能损耗不大于 182.05 万 kWh， 折合标准煤为 223.7 吨/a。风电场工程建成后，每年可为电网提供电量 100.631GWh。与同等规模 的燃煤电厂相比，每年可节约标准煤 3.78 万 t，可见，建设38、本期风电场工程 可以减少化石资源的消耗，有利于缓解环境保护压力，实现经济与环境的协 调发展，项目节能和环保效益显著。1.15结论及建议 一）结论通过对风电场工程的可行性研究工作，对风电场进行风能资源分析，合 理地布置风电机组，经过论证、比较，优选了风电场主接线方案，并从施工 角度推荐了工程早见成效的施工方法。经过工程概算和财务分析，测算并评 价了该工程可能取得的经济效益。研究结果表明：兴建本工程在技术上是可行的，经济上是合理的。 二）建议 1）风电场场址属山地地形，风资源分布复杂。建议业主继续做好风电场测风工作，为今后的微观选址和项目综合评价提供基础资料。 2）建议业主重视地质和风机等重、大件39、设备运输和安装工作，做好重、大件设备进场线路详细调查工作。 3）建议尽快开展该风电场的接入系统的设计工作，从山东电网角度出发，全面衡量该风电场接入点的合理性。接入系统最终以电网主管部门审定 的意见为准。1.16附图、附表（1）风电场地理位置示意图附图 1 XXXX三期风电场工程风电场地理位置图附图 2 XXXX三期风电场工程场内道路示意图（2）风电场工程特性表附表 1风电场工程特性表名称（单位或型号数量备注风 电 场海拔高度m4005000经度（东经）-1174413.791174834.15名称（单位或型号数量备注场址纬度（北纬）-362050362433年平均风速m/s5.54/5.49940、0m/100m风功率密度W/m2198.8/179盛行风向-SW/NE主 要 设 备风电机组单机容量MW2.5叶片数-3叶轮直径m141切入风速m/s3额定风速m/s9.0切出风速（10 分钟均值）m/s20功率调节方式变桨变速变桨变速轮毂高度m90发电机功率kw2500发电机功率因数-0.950.95 可调额定电压V690升压 站出线回路及 电压等级出线回路数回1电压等级kV110土 建风机基础台 数台20型 式-常规钢筋混凝土重力式基础地基特性-强风化或全风化基岩施 工工程 数量土石方开挖万 m315.91土石方回填万 m314.50混凝土万 m31.71钢 筋t1300新建公路km9.141、改建公路km7.8名称（单位或型号数量备注施工期限总工期月12第一批机组发电月12投资 指标项目计划总投资万元35021.94单位千瓦工程计划总投资元/千瓦7004.39动态投资万元34951.94单位千瓦动态投资元/千瓦6990.39工程静态投资万元34393.65单位千瓦静态投资元/千瓦6878.73施工辅助工程万元386.31机电设备及安装工程万元26318.89建筑工程万元3770.46经济 指标其他费用万元3409.71基本预备费万元508.28接入系统万元70建设期利息万元558.29装机容量MW50盈利能力 指标总投资收益率%8.82盈利能力指标投资利税率%7.7资本金利润率%142、7.67全部投资财务内部收益率%11.78资本金财务内部收益率%21.07投资回收期年8.12清偿能力资产负债率（最大值）%66.69清偿能力2风能资源2.1风资源评估主要技术依据本章内容根据以下国家或部委标准进行编写：1）风电场风能资源评估方法（GB/T18710-2002）2）风电场风能资源测量和评估技术规定（发改委【2003】1403 号）3）风电场工程可行性研究报告编制办法4）风电场风能资源测量方法（GB/T18709-2002）5）风力发电机组安全要求（GB1845.3.1.1-2012）2.2风电场概述本工程位于XX市境内，厂址距XX市约 20km，东经 1174412.61 1143、74834.15，北纬 362054.6362435.3，XX市北依济南， 南接临沂，西邻泰安，东靠淄博，风电场地理位置示意图见图 2.2-1。XX市地处鲁中山区腹地，属于暖温带季风区大陆性半湿润气候，四季 分明，冬季寒冷干燥，春季温暖多风，夏季炎热多雨，秋季凉爽晴朗。XX风电场场址属山区丘陵区，地形起伏较大，构造较为发育，海拔在 440m550m 之间。地质构造受鲁中纬向构造及鲁西旋卷构造控制。纬向构造 体系中，东西断裂和鲁西旋卷构造控制XX盆地的构成。构造形迹以断裂为 主，褶皱次之，至今保留完好。拟建XX风电场位于XX市东北部，面积约 20km2，风电场总规划容量 为 200MW，分四期开44、发，本次项目为第三期，项目规模为 50MW。68图 2.2-1XX风电场场址范围示意图2.3参证气象站概况2.3.1参证站选取依据 从地理位置上来看，距离拟建场址最近的气象站为XX市气象站，距离场址中心约 20km，该站具有各气象要素的长期（30 年以上）观测资料，其周 围环境变化不大，能够较好的表现出所在地区气象条件的长期变化规律，故 选择XX市气象站为本工程参证气象站。XX市气象站基本气象参数值见表 2.3.1-1。表 2.3.1-1XX市气象站主要气象特征参数表项目数值项目数值累年极端最低温度（）-19.3累年平均水汽压（hPa）11.6累年极端最高温度（）38.3最大风速（十分钟平均）45、（m/s）27.3最大相对湿度（%）78最大瞬时风速（m/s）40.0最小相对湿度（%）53平均蒸发量（mm）1643.9最大年降雨量（mm）1232.9平均日照小时数（h）2443.8最大一日降雨量（mm）271.1冻土深度（m）0.44最大一小时降雨量（mm）104.2雾凇次数（次/年）1.4最大十分钟降雨量（mm）26.5冰雹次数（次/年）1.0雷暴日平均天数及最多、 最少30.1；46；17扬沙次数（次/年）2.32.3.2参证气象站基本情况 XX气象站现位于XX市花园北路，距离风场场址约 19km，地理位置为东经 11741，北纬 3614，海拔高度 229.3m。XX气象站建于 146、971 年 1 月 1 日，属于国家一般气象站。该站自建站以来共搬迁过 1 次，现在的位置是 1998 年 1 月搬迁至此的，未搬迁时位于XX市凤城西大街，地理位置 为东经 11739，北纬 3615，海拔高度 188.4m。根据XX气象站提供的资料，统计自建站以来历年逐月计全年气象要素 为，该地区年平均降水量为 695.1mm，雨量主要集中在夏季，年平均雾淞次 数为 1.4 次，年平均冰雹次数为 1.0 次，年平均扬沙次数为 2.3 次，年平均 日照小时数为 2443.8 小时。年平均水汽压 11.6hPa，年平均气温为 13.0， 年平均最高气温为 26.2，年平均最低气温为-2.3，极端47、最高温度为 38.3，极端最低气温为-19.3。最大风速（10 分钟平均）27.3m/s。2.3.3参证气象站年际风况特征XX气象站观测场内安装有 1 座测风塔，在距地 10 米处安装了风速仪 和风向标，采用的仪器是 EC9-1 型高性能测风传感器。（1）XX气象站多年平均风速本阶段根据XX市气象站提供的 1983 年2012 年的风速资料进行统计 分析计算。XX市气象站 30 年的年平均风速统计值见表 2.3.3-1，年平均风 速年际变化直方图见图 2.3.3-1。表 2.3.3-1XX市气象站历年年平均风速表单位：m/s年份年平均风速（m/s）年份年平均风速（m/s）19832.4199848、2.119842.319992.519852.120002.219862.220012.219872.020022.319882.220032.119892.120041.919902.220051.819912.120061.619921.920071.519931.920082.019942.020092.219952.220102.419962.120112.319972.020122.6近 30 年平均风速2.11图 2.3.3-1气象站多年平均风速年际变化直方图由表 2.3.3-1、图 2.3.3-1 可以看出，XX气象站 19832012 年近 30 年平均风速为 2.11m/s。49、19831992 年多年平均风速为 2.15m/s，19932002 年多年平均风速为 2.15m/s，20032012 年多年平均风速为 2.04m/s。2.3.4参证气象站风向分析 根据XX气象站提供的资料可知，盛行风向为 E，出现频率是 11.5；次风向为 ESE，出现频率是 7.5。图 2.3.4-1XX市气象站多年风向玫瑰图由图 2.3.4-1 可以看出，气象站风向分布相对较集中。2.4风电场测风年风能资源条件2.4.1测风仪器概述为了合理有效的开发本风电场，于 2013 年 6 月在风电场区域安装了 1 台 80m 高的测风塔（编号 8848）进行测风工作，分别在 80m（A）、850、0m（B）、70m（A）、 70m（B）、50m、10m 高度各安装了一个风速仪，并在 75m、45m 高度各安装了一 个风向仪，同时安装了气温（10m 处）、气压（7m 处）观测设备,同时于 2017 年 10 月在风电场区域安装了 1 台 100m 高的测风塔（编号 7598#）进行测风工作， 分别在 100m（A）、100m（B）、85m、70m、50m、10m 高度各安装了一个风速仪， 并在 95m、45m 高度各安装了一个风向仪，同时安装了气温（10m 处）、气压（8m 处）观测设备。测风塔测风仪器具体参数见表 2.4.1-1。表 2.4.1-1风电场测风塔测风仪器参数表测风塔编号851、848#7598#测风塔设备NRGNRG海拔（m）498513测风塔坐标经度E11745.544E11746.112纬度N3622.396N3624.357通道类别高度（m）高度（m）风速80（A）/80（B）/70(A)/70(B)/50/10100（A）/100（B）/85/70/50/10风向75/4595/45测风时段2016.1.12018.7.12017.10.12018.7.12.4.2测风数据处理目前 8848#测风塔已收集到超过一个完整年的观测资料，结合参证长系 列风速水平，本次分析选取数据完整率最高的 2016 年 1 月 1 日 00002016 年 12 月 31 日 52、2350 连续一个完整年的测风数据进行分析；目前 7598#测风 塔收集到的数据时段为 2017 年 10 月 2 日至 2018 年 07 月 1 日，未收集到一个完整年的观测资料。本次暂选取 2017 年 07 月 01 日 00002018 年 06 月 30 日 2350 连续一个完整年的测风数据进行分析，按照风电场风能资 源测量方法（ GB/T18709-2002 ）及风电场风能资源评估方法 （GB/T18710-2002），对已收集数据的完整性和合理性进行判断检验，检验 出缺测与不合理的数据，并对其进行处理，缺测部分数据，通过与测风塔处 再分析数据 Merra2 建立逐小时相关关系53、插补取得。（1）完整性检验 根据收集到的测风塔实测数据统计数据完整率，具体计算结果见下表。由表可以看出，8848#测风塔数据完整性非常好，选取进行完整年分析的测风 时段数据完整率为 100%。根据收集到的 7598#测风塔实测数据统计数据完整率，具体计算结果见 表 2.4.2-1。由表 2.4.2-1 可以看出，7598#测风塔数据完整性相对较好，数 据实测时段数据完整率为 98.16%，达到规范规定的数据完整率大于 98%的要 求。综合数据完整率及风速变化趋势，统计两座测风塔实测数据缺测时段及 缺测条数见表 2.4.2-2。本报告选择 7598#测风塔 2017 年 07 月 01 日 0054、002018 年 06 月 30日 2350 一个完整年作为统计期，选取进行完整年分析的测风时段数据完整率为 73.15%，未达到规范规定的数据完整率大于 98%的要求，具体结果如下： 表 2.4.2-1 风电场 8848#、7598#测风塔测风数据完整性检验结果（风速为 80mA/100mA 风速）8848#年份月份月值累年值实测条 数数据完 整率（%）平均风 速（m/s）实测条 数数据完整率（%）年平均风速（m/s）12016144641004.83522015241761005.44732016344641006.07942016443201006.36752016544641005.855、3362016643201005.36172016744641004.94582016844641004.81692016943201004.9571020161044641005.3511120161143201005.1431220161244641004.96252704100.005.34132017144641004.88452704100.005.351420172397898.665.5915250699.905.361520173444399.535.1545248599.865.281620174428799.245.9035245299.795.2417201754464156、005.8495245299.795.241820176429699.444.8395242899.755.20192017744641005.255242899.755.22202017825921004.4555055696.195.197598#年份月份月值累年值实测条 数数据完整率（%）平均风 速（m/s）实测条 数数据完整 率（%）年平均风 速（m/s）120171043201004.455220171143201005.9683201712388887.14.97742018144641004.921520182388896.435.90662018344641006.78672057、18443201007.52682018544641005.82292018643201005.18938,44898.165.73统计测风塔缺测时段见表 2.4.2-2。表 2.4.2-2测风塔缺测及无效测风数据时段统计表塔 号缺测时段缺测条数起始时间结束时间8848#2017/02/19 15002017/02/19 2350542017/03/4 0002017/03/4 320212017/04/3 18302017/04/3 2350332017/06/1 20002017/06/1 2350247598#2017/12/15 0:002017/12/18 23:505762018/58、2/28 0:002018/2/28 23:50144（2）合理性检验 1）范围检验经检验，测风塔小时平均风速、风向均在合理范围内，主要参数的合理 范围见表 2.4.2-3。表 2.4.2-3统计期主要参数的合理范围检验结果表主要参数合理范围8848#不合理个数平均风速0小时平均值40m/s0风向0风向值3600主要参数合理范围7598#不合理个数平均风速0小时平均值40m/s0风向0风向值36002）相关性检验 主要参数的相关性检验统计分析结果见表 2.4.2-4。表 2.4.2-48848#统计期风速相关性检验成果表主要参数合理参考值合理相关性8848#不合理个 数80mA/70mA 高度59、小时平均风速差值1.0m/s1780mA/70mB 高度小时平均风速差值1.0m/s280mA/50m 高度小时平均风速差值3.0m/s180mA/10m 高度小时平均风速差值7.0m/s080mB/70mA 高度小时平均风速差值1.0m/s2580mB/70mB 高度小时平均风速差值1.0m/s980mB/50m 高度小时平均风速差值3.0m/s580mB/10m 高度小时平均风速差值7.0m/s070mA/50m 高度小时平均风速差值2.0m/s370mB/50m 高度小时平均风速差值2.0m/s970mA/10m 高度小时平均风速差值6.0m/s070mB/10m 高度小时平均风速差值660、.0m/s050m /10m 高度小时平均风速差值4.0m/s075m /45m 高度风向差值22.5或337.50总计71主要参数合理参考值合理相关性7598#不合理个 数100mA/85m 高度小时平均风速差值1.5m/s0100mA/70m 高度小时平均风速差值3.0m/s0主要参数合理参考值合理相关性8848#不合理个 数100mA/50m 高度小时平均风速差值5.0m/s0100mA/10m 高度小时平均风速差值9.0m/s1100mB/85m 高度小时平均风速差值1.5m/s0100mB/70m 高度小时平均风速差值3.0m/s0100mB/50m 高度小时平均风速差值5.0m/s61、0100mB/10m 高度小时平均风速差值9.0m/s185m/70m 高度小时平均风速差值1.5m/s085m/50m 高度小时平均风速差值3.5m/s085m/10m 高度小时平均风速差值7.5m/s1170m/50m 高度小时平均风速差值2.0m/s070m/10m 高度小时平均风速差值6.0m/s5650m/10m 高度小时平均风速差值4.0m/s26495m /45m 高度风向差值22.5或337.5301总计6343）趋势检验 主要参数的合理变化趋势统计分析结果见表 2.4.2-5。表 2.4.2-5统计期主要参数合理变化趋势参考值表主要参数合理变化趋势8848#超出范围个数1h 62、平均风速变化6m/s471h 平均温度变化563h 平均气压变化1kPa0主要参数合理变化趋势7598#超出范围个数1h 平均风速变化6m/s481h 平均温度变化563h 平均气压变化1kPa0（3）有效数据完整率有效数据完整率=（应测数目-缺测数目-无效数据数目）/应测数目100% 其中：应测数目测量期间小时数 缺测数目没有记录到的小时平均值数目 无效数据数目确认为不合理的小时平均值数目 无效数据数目=（范围检验超标的数目）+（相关性检验风速超标的数目）+（相关性检验风向超标的数目）+（趋势性检验超标数目）。 按照规范依据上述公式可计算得到本风电场区域内 8848#测风塔有效数据完整率为 63、99.7%，高于 GB/T18710-2002风电场风能资源评估方法有效 数据完整率应在 90%以上的要求，满足规范要求。按照规范依据上述公式可计算得到本风电场实测期内测风塔 7598#实测 数据有效完整率为 98.9%；高于 GB/T 18710-2002风电场风能资源评估方法 有效数据完整率应在 90%以上的要求。表 2.4.2-7风电场统计期 7598#测风塔测风数据有效完整率统计结果塔号7598#完整年实测期有效数据完整率（%）72.498.9（4）对缺测数据的订正 8848#测风塔没有缺测时段，无需对缺测数据进行订正替换。由于 7598#测风塔缺测数据较多，未收集到与 7598#测风64、塔测风数据实 测期同期的气象站数据，且 7598#和 8848#两座测风塔地形与测风高度差异较 大，无法通过两测风塔数据进行相关计算和插补，只能使用测风塔 7598#100m 高度处 Merra2 数据与测风塔数据进行相关性计算，经计算，7598#测风塔 100m 高度实测风速与 Merra2 中尺度数据 100m 高度风速的相关系数为 0.71，相关 性较好，所以 7598#测风塔 100m 高度缺测逐小时风速根据与测风数据实测期同期的 Merra2 中尺度数据 100m 高度逐小时风速的相关关系进行插补，详见图 2.4.2-1，7598#测风塔 85m、70m、50m 和 10m 高度逐小65、时缺测风速根据与 测风塔 100m 高度实测期同期逐小时风速的相关关系进行插补，详见图 2.4.2-22.4.2-5，对 7598#测风塔中的缺测数据进行相关修正后，可将缺 测数据转换成有效数据。图 2.4.2-1 7598#测风塔 100m 与 Merra2 数据 100m 高度逐小时风速相关关系图图 2.4.2-27598#测风塔 100m 与 85m 高度逐小时风速相关关系图图 2.4.2-37598#测风塔 100m 与 70m 高度逐小时风速相关关系图图 2.4.2-47598#测风塔 100m 与 50m 高度逐小时风速相关关系图图 2.4.2-57598#测风塔 100m 与 166、0m 高度逐小时风速相关关系图（5）对不合理数据的订正对不合理数据进行判别，挑出符合实际情况的有效数据，回归原始数 据组。相关性不合理数据的处理方法 a.风速插补法：分析测风塔不同高度实测风速变化趋势，采用测风塔不同高度层风速序列之间的相关关系进行推算，用计算结果替换各高度风速相 关性不合理数据。因 8848#测风塔 80m 和 70m 高度各有两个测风仪，7598#测 风塔 100m 高度有两个测风仪；需要进行塔影分析，8848#塔影分析效果图见 2.4.2-6，2.4.2-7；7598#塔影分析效果图见 2.4.2-8。8848#测风塔：根据 80m 和 70m 高度 4 个测风仪风速比值67、风向区间分布 情况可以看出，8848#测风塔 80m 高度在扇区【95，125】、【295，325】上 塔影效果相对较明显，8848#测风塔 70m 高度在扇区【100，130】、【300， 330】上塔影效果相对较明显。经塔影分析数据处理如下：对于 80m 高度：在扇区【95，125】上，8848#测风塔 80m 高度风速采用 其（B）通道实测风速；在扇区【295，325】上，8848#测风塔 80m 高度风速 采用其（A）通道实测风速；在其他扇区上，8848#测风塔 80m 高度风速采用 其 2 个通道实测风速求平均值后结果。对于 70m 高度：在扇区【100，130】上，8848#测风塔68、 70m 高度风速采用其（B）通道实测风速；在扇区【295，325】上，8848#测风塔 70m 高度风速采用其（A）通道实测风速；在其他扇区上，8848#测风塔 70m 高度风速采 用其 2 个通道实测风速求平均值后结果。7598#测风塔：根据 100m 高度 2 个测风仪风速比值风向区间分布情况可 以看出，7598#测风塔 100m 高度在扇区【110，140】、【300，330】上塔影 效果相对较明显。经塔影分析数据处理如下：对于 100m 高度：在扇区【110，140】上，7598#测风塔 100m 高度风速 采用其（B）通道实测风速；在扇区【300，330】上，7598#测风塔 1069、0m 高度 风速采用其（A）通道实测风速；在其他扇区上，7598#测风塔 100m 高度风速 采用其 2 个通道实测风速求平均值后结果。8848#塔影修正后 80m、70m 高度逐月平均风速见表 2.4.2-6。由表2.4.2-6 可知，8848#测风塔 80m（A）完整年年平均风速为：5.33m/s，80m（B）完整年年平均风速为：5.34m/s，塔影修正后得到的 80m 高度平均风速 为：5.34m/s，修正后 80m 年平均风速大于 80m（A），等于 80m（B）年平均 风速，采用塔影修正后风速作为 80m 的风速。8848#测风塔 70m（A）完整年 年平均风速为：5.25m/s，770、0m（B）完整年年平均风速为：5.25m/s，塔影修 正后得到的 80m 高度平均风速为：5.25m/s，修正后 70m 年平均风速等于 70m（A）和 70m（B）年平均风速，采用塔影修正后风速作为 70m 的风速。 7598#塔影修正后 100m 高度逐月平均风速见表 2.4.2-7。由表 2.4.2-7可知，7598#测风塔 100m（A）完整年年平均风速为：5.73m/s，100m（B）完 整年年平均风速为：5.75m/s，塔影修正后得到的 100m 高度平均风速为： 5.73m/s，修正后 100m 年平均风速等于 100m（A），小于 100m（B）年平均风 速，采用塔影修正后风速71、作为 100m 的风速。图 2.4.2-68848#测风塔 80m 塔影分析图图 2.4.2-78848#测风塔 70m 塔影分析图图 2.4.2-87598#测风塔 100m 塔影分析图表 2.4.2-68848#测风塔塔影修正后 80m、70m 高度逐月平均风速统计单位：m/s月份80mA80mB80m14.834.834.8425.455.455.4635.955.985.9746.376.426.4055.835.875.8665.365.395.3874.954.884.9284.824.784.8094.965.014.99105.355.405.38115.145.135.14172、24.964.934.95年5.335.345.34月份70mA70mB70m14.774.774.7725.365.355.3635.865.855.8646.276.296.2855.735.765.7565.275.305.2974.844.834.8484.744.694.7294.904.894.90105.275.285.28115.105.075.09124.874.884.87年5.255.255.25表 2.4.2-77598#测风塔塔影修正后 100m 高度逐月平均风速统计 单位：m/s月份100mA100mB100m104.464.494.52115.976.076.0273、124.985.084.8814.924.884.9325.915.895.8536.796.826.8147.537.517.5555.825.845.8465.195.215.21年5.735.755.73b.风向插补法：通过对比同一测风塔不同高度风向，综合分析后，替换 风向相关不合理数据。趋势不合理数据的处理方法 分析测风塔不同高度实测风速变化趋势，采用测风塔不同高度层风速序列之间的相关关系进行推算，用计算结果替换各高度风速趋势不合理数据。 测风塔同塔不同高度风速相关性分析见表 2.4.2-8。由统计结果可以看出， 同塔不同高度间风速相关关系较高。表 2.4.2-88848#、7598#74、测风塔同塔相关性分析8848#80mA80mB70mA70mB50m10m80mA10.9980.9970.9980.990.93480mB0.99810.9960.9970.9890.93270mA0.9970.99610.9980.9940.9470mB0.9980.9970.99810.9940.9450m0.990.9890.9940.99410.95910m0.9340.9320.940.940.95917598#100mA100mB85m70m50m10m100mA10.9990.9980.9990.9910.935100mB0.99910.9970.9980.990.93385m75、0.9980.99710.9990.9950.94170m0.9990.9980.99910.9950.94150m0.9910.990.9950.99510.9610m0.9350.9330.9410.9410.9612.4.3测风塔完整年风速风向计算经过上述数据处理后，整理得到的 8848#、7598#测风塔不同高度逐月平 均风速及平均风功率密度数据如表 2.4.3-1-表 2.4.3-4，测风塔实测风向玫 瑰图见图 2.4.3-1。表 2.4.3-18848#测风塔完整年不同高度逐月平均风速统计单位：m/s月80mA80mB70mA70mB50m10m14.844.834.774.77476、.713.7825.455.455.365.355.224.1336.086.115.985.985.824.5446.376.426.276.296.084.4955.835.875.735.765.553.7665.365.395.275.305.123.5074.954.884.844.834.643.1884.824.784.744.694.493.1494.965.014.904.894.663.25105.355.405.275.285.053.54115.145.135.105.074.883.74124.964.934.874.884.663.67年5.345.355.265.77、265.073.73表 2.4.3-28848#测风塔完整年不同高度逐月平均风功率密度统计 单位：W/m2月80mA80mB70mA70mB50m10m1130.8131.4127.5126.3125.877.12163.4164.9160.3156.8151.485.93226.8229.9217.6216.8203.9104.54274.5278.5265.5264.8247.5113.05211.5215.9206.5204.2187.360.46161.9165.1157.2156.1143.546.87147.7146.2142.2138.9124.038.18139.2139.3178、35.0131.1119.739.99178.5184.1173.4170.0154.449.610221.5226.5214.5211.3196.077.611172.7177.0168.8167.0156.777.212149.2152.0144.0142.4133.170.7年181.4184.2176.0173.7161.970.0表 2.4.3-37598#测风塔完整年不同高度逐月平均风速统计单位：m/s100m85m70m50m10m14.934.774.664.723.1425.855.705.545.614.0736.806.686.506.675.4847.547.367.179、77.305.5955.845.725.535.634.1465.215.104.934.953.5474.954.834.684.743.4284.514.404.264.303.0894.894.774.634.683.38104.524.394.264.303.09116.025.925.735.824.10124.884.784.624.623.09年5.495.365.205.273.84表 2.4.3-47598#测风塔完整年不同高度逐月平均风功率密度统计 单位：W/m2100m85m70m50m10m1117.5107.7101.7108.542.62198.4186.5174.80、2186.088.23409.9388.3365.8402.0231.84386.6361.5340.7367.7187.15194.2183.4169.3180.688.56132.1123.1112.7115.952.3796.589.882.686.033.9875.169.864.066.525.8996.389.682.485.933.910119.8112.2107.1115.942.511219.1206.9192.4207.579.712116.5109.299.9103.443.8年179.7168.6157.3168.479.0图 2.4.3-18848#/7598#测风塔81、实测风向玫瑰图由上图可以看出，8848#、7598#测风塔不同高度主导风向分别为：SW、 NE，两个方向为完全相反方向（相差 180），可将两个方向视为同一方向， 由于 45m 层贴近地面受周围地理环境影响较大，造成与 75m/95m 风向略有偏 差，但在主要风向区间和主要风能区间上分布较为一致。2.4.4测风塔代表性分析本风电场区域目前共有 2 座测风塔，为 8848#和 7598#。8848#测风塔实 测数据完整率为 100%，满足风电场风能资源测量方法（GB/T18709-2002） 关于现场采集的测量数据完整率在 98%以上的要求，有效数据完整率为 99.7%，满足风电场风能资源评估方82、法（GB/T18710-2002）有效数据完整 率在 90%以上的要求；7598#测风数据通过插补后同样满足规范要求。8848#测风塔位于风电场场址内中部，安装在海拔高度 490m 山头上，拟 选风机机位的海拔高度在 400m500m 之间，测风塔与控制区域范围内的风机 位在海拔上较为接近。测风塔周围无高大障碍物，且位于拟选风机密集处， 8848#测风塔距离最近风机约为 0.22km，距离最远风机约为 3.72km。对风电 场中部、南部风机代表性较好，对北部风机代表性一般。7598#测风塔位于风电场场址内北部，安装在海拔高度 513m 山头上，拟选风机机位的海拔高度在 400m500m 之间，83、测风塔与控制区域范围内的风机 位在海拔上较为接近。测风塔周围无高大障碍物，且位于北部拟选风机密集 处，7598#测风塔距离最近风机约为 0.5km，距离最远风机约为 6km。对风电 场北部风机代表性较好，但对中部和南部风机代表性较差。本风电场测风塔与风机位地理位置分布图见图 2.4.4-1。 综上分析，本阶段综合测风塔数据完整性、合理性和地理位置分布情况，可以确定两测风塔对风电场具有一定的代表性，利用两座测风塔对风电场进 行风能资源分析是可靠地。本阶段后续风电场风资源分析和年发电量估算暂 采用 8848#和 7598#测风塔数据资料进行综合计算。但考虑到测风塔距离东南 部机位相对较远，对那些机84、位代表性相对一般，计算时需考虑该因素对发电 量带来的不确定性因素。图 2.4.4-1测风塔与风机位之间的相对地理位置图2.5风电场特征值计算2.5.1空气密度（1）空气密度计算根据风电场风能资源评估方法（GB/T18710-2002），如果风场测风 有压力和温度的记录，则空气密度按以下公式计算：=P/（RT） 式中：-空气密度（kg/m3）；P-年平均大气压力（Pa）； R-气体常数（287J/kgK）；T-年平均空气开氏温标绝对温度（+273）。 测风塔空气密度计算结果见表 2.5.1-1。8848#测风塔空气密度逐月变化情况见图 2.5.1-1。由图可以看出，该地区空气密度 1 月份最大，85、7 月份最小， 年内分布呈单谷型。表 2.5.1-1风电场区域测风塔空气密度计算塔号：8848#气温（）气压（kPa）空气密度（kg/m31-3.1696.591.2522.0896.461.2238.9596.241.19416.5195.651.15519.0795.651.14623.6295.401.12725.6195.431.11824.8095.631.12921.6196.051.141014.3996.501.17116.4296.561.20）121.8696.621.23年13.5096.061.17塔号：7598#气温（）气压（kPa）空气密度（kg/m31-3.40986、5.071.232-0.1095.011.2138.0094.881.18414.1994.681.15519.1094.481.13623.8494.211.111012.2392.351.13116.0395.201.19120.4395.301.21年9.0094.921.17）图 2.5.1-18848#、7598#测风塔空气密度逐月变化曲线图2.5.2湍流强度 大气湍流强度表示瞬时风速偏离均值的程度，是评价气流稳定程度的指标，其大小关系到风电场资源质量的优劣。大气湍流度与地理位置、地形、 地表粗糙度和影响天气系统的类型等因素有关。本次数据记录时段采用 10 分钟平均值进行湍流强度的计87、算，公式为：sI=TV根据测风塔实测风速风向资料分析计算，不同高度风速风向湍流强度以 及 70m 高度以上平均湍流强度成果见表 2.5.2-12.5.2-3 和图 2.5.2-1 2.5.2-2。8848#测风塔 80m、70m 高度有效风速段（325m/s）湍流强度分别 为 0.099、0.101，80m、70m 高度 15m/s 风速区间湍流强度分别为 0.085、0.087， 随着高度上升，湍流强度有减小的趋势；7598#测风塔 100m 高度有效风速段（325m/s）湍流强度为 0.098，100m 高度 15m/s 风速区间湍流强度为 0.130， 随着高度上升，湍流强度有减小的趋势88、。由计算结果看出，本风电场湍流强 度相对较小，稳妥起见，根据 IEC61400-1（2005）标准关于风机安全等级的 规定，测风塔及所代表区域内，在风电机组选型时需选择适合 IEC B 类及以 上的风力发电机组，后期需对风机位处湍流强度及风力发电机组安全等级进 行逐一复核。表 2.5.2-18848#、7598#测风塔各层湍流强度表塔号类别80m70m50m10m50m 高度以上8848#平均0.1270.1330.1400.2370.13315m/s 风速区间0.0850.0870.0990.1680.090有效风速区间0.0990.1010.1070.1990.102塔号类别100m85m89、70m50m10m30m 高度以上7598#平均0.1160.1200.1240.1270.1930.12215m/s 风 速区间0.1300.1390.1490.1460.1700.141有效风 速区间0.0980.1010.1040.1080.1440.103表 2.5.2-2测风塔 8848#、7598#测风塔各风向湍流强度表8848#湍流风向区间分布情况风向75m 湍流45m 湍流N00.1540.257NNE22.50.1420.252NE450.1140.229ENE67.50.0920.181E900.1320.220ESE112.50.2160.256SE1350.1760.390、02SSE157.50.1190.277S1800.1030.232SSW202.50.1220.224SW2250.1240.236WSW247.50.1400.261W2700.1490.288WNW292.50.1570.293NW3150.1600.268NNW337.50.1600.2677598#湍流风向区间分布情况风向95m 湍流45m 湍流N00.1190.310NNE22.50.1360.211NE450.1410.192ENE67.50.1430.199E900.1260.179ESE112.50.0890.139SE1350.0760.122SSE157.50.0910.91、115S1800.1000.191SSW202.50.0850.142SW2250.1090.153WSW247.50.1190.182W2700.1560.230WNW292.50.1530.216NW3150.1560.321NNW337.50.1370.464表 2.5.2-38848#、7598#测风塔不同高度层不同风速段湍流强度表8848#风速区段80Am80Bm70Am70Am50m10m010.380.490.340.320.360.35130.210.210.230.220.220.28350.120.120.120.120.120.20570.090.090.090.090.92、100.20790.090.090.090.090.100.199110.090.090.090.090.100.1811130.090.090.090.090.100.1713150.090.090.090.090.100.1715170.090.090.090.090.100.1617190.090.090.090.090.100.1419210.080.080.090.080.090.1221230.080.080.080.080.08-有效风速段0.0990.0990.1010.1020.1070.199风速区段100m85m70m50m10m010.320.360.350.340.493、5130.190.180.180.190.23350.100.100.110.110.14570.090.090.090.100.14790.090.100.100.110.179110.120.120.130.130.1711130.130.130.140.150.1813150.140.140.150.150.2015170.140.150.160.160.1717190.150.160.170.170.1819210.140.140.150.16-21230.120.11-0.13-有效风速段0.0980.1010.1040.1080.144图 2.5.2-1测风塔 8848#、759894、#不同高度层各风向湍流强度图图 2.5.2-2测风塔 8848#、7598#不同高度层不同风速段湍流强度图2.5.3风切变指数 测风塔实测风切变指数计算见表 2.5.3-1。表 2.5.3-18848#、7598#测风塔实测风切变系数计算表8848#80mA80mB70mA70mB50m10m80mA1-0.1172910.130470.1092260.17333980mB0.130470.131070.1125020.1740870mA1-0.1060250.17718570mB10.1051330.17703150m10.19206210m17598#100m85m70m50m10m10095、m10.1450.1500.0580.15585m10.1540.0320.15670m1-0.0390.15650m10.19710m1根据 2.4.2 中塔影修正分析结果，8848#测风塔采用塔影修正后 80m 风 数据作为 80m 风速，根据测风塔实测风速数据，以 80m（塔影修正后）、70m、 50m、10m、对应风速采用幂指数曲线拟合风切变指数，具体风廓线拟合结果 如图 2.5.3-1。由图表可以看出，测风塔风切变指数拟合结果较好，风速随 高度变化的趋势比较稳定。根据 2.4.2 中塔影修正分析结果，7598#测风塔采用塔影修正后 100m 风 数据作为 100m 风速，根据测风塔实96、测风速数据，以 100m、85m、70m、50m、 10m 对应风速采用幂指数曲线拟合风切变指数，具体风廓线拟合结果如图2.5.3-1。由图可以看出，测风塔风切变指数拟合结果较好，风速随高度变化 的趋势比较稳定，但是测风塔 7598#在 50m-70m 处风速产生了负切变，通过 表 2.4.3-3 可以看出，70m 逐月风速全面小于 50m 风速，应不是部分数据偏 差或测风仪器损坏导致负切变，推测由于山地地形在测风塔 7598#50m 高度处 产生了风速加速带，从而导致负切变的产生。由图表可知，本风电场风切变系数为中等切变，且湍流强度较小，同时 考虑到山地风场建设难度和运输条件，本风电场暂推荐97、较低轮毂高度的风力发电机。图 2.5.3-18848#、7598#测风塔高度与风速拟合曲线2.5.4威布尔（Weibull）分布 威布尔（Weibull）分布是用于描述风速分布的概率函数。可应用两个参数建立风速分布的概率模型。威布尔（Weibull）分布在了解风的变化规律 和风能资源评估中得到了广泛的应用，而且对风电场的开发、风力发电机组 的设计等都十分重要。利用 Weibull 分布描述风速分布通常要计算形状参数和尺度参数。 风速的 Weibull 分布概率密度函数表达为：f (v) = (k / c)(v / c)k -1 exp-(v / c)k m以平均风速和标准差估算 Weibull98、 形状参数 k 和尺度参数 C。 其中：形状参数 k = (s )-1.086 ，是一个无量纲量。尺度参数c= m，单位为 m/s，其中 G(1+1/k)为伽马函数，当 k = 1时G (1 + 1 / k )为指数分布，当 k 从 1 增大时，频数曲线慢慢趋于对称。当 k=3.5 时，Weibull 分布实际上很接近于正态分布。 nm = v = Vii=1n(Vi - m)i=1n式中：Vi 为风速观测序列；o = Sv =n 为计算时段内风速序列个数。经上式计算得到两个测风塔不同高度的形状参数和尺度参数见表 2.5.4-1 和图 2.5.4-1-图 2.5.4-2。表 2.5.4-18899、48#、7598#测风塔不同高度威布尔分布参数值8848#/高度80m70m50m10m尺度参数（m/s）6.035.935.714.18形状参数1.941.931.871.767598#/高度100m85m70m50m10m尺度参数（m/s）6.206.055.875.954.30形状参数2.152.142.102.041.71图 2.5.4-18848#测风塔不同高度 Weilbull 形状参数图图 2.5.4-27598#测风塔不同高度 Weilbull 形状参数图2.5.5风电场轮毂高度 50 年一遇 10 分钟平均最大风速本工程目前未收集到XX市气象站与 8848#测风塔同期的逐时风100、速数 据，基于收集资料限制，本报告采用以下 2 种方法进行分析比较。1）5d 最大 10min 平均风速取样法由 8848#、7598#测风塔的实测数据，以五日最大风速取样法，参照全 国风能资源评价技术中修正的矩法估算参数。V 50MAX= u - 1aln(ln 50 73 )50 73 -1 式中，u 分布的位置参数，即分布的众值；a 分布的尺度参数。分布的参数与均值 m 和标准差s 的关系按下式确定：1 nm =Vin i=11nn -1 i =1(Vi - m ) 2s =a = c1su = m - c2ai其中，V 为一年内 73 个五日最大 10min 平均样本系列（n=73），101、C1 和 C2 是用修正的矩法估算的参数；当 n=73 时，由全国风能资源评价技术 中附表差得：C1=1.187907，C2=0.555403。根据上述公式，推算得到 8848#测风塔 80m 高度 50 年一遇的最大 10min 平均风速为 29.5m/s，推算得到标准空气密度下 8848#测风塔 80m 高度 50 年 一遇的最大 10min 平均风速为 29.4m/s。推算得到 7598#测风塔 100m 高度 50 年一遇的最大 10min 平均风速为 27.6m/s，推算得到标准空气密度下 7598# 测风塔 100m 高度 50 年一遇的最大 10min 平均风速为 27.4m/s102、。2）极端风速模型（EWM）根据测风塔在其测风时段内的测风数据，统计测风塔不同测风高度最大 风速，具体成果见表 2.5.5-1。根据测风塔实测的最大风速值，按极端风速模型（EWM）推算本风电场 80m 高度 50 年一遇最大风速。计算公式：Ve1 最大（Z）=0.8Ve50 最大（Z） Ve50 极大（Z）=1.4Ve50 最大（Z）Vhub（Z）=V（Z）（Zhub/Z） 式中：0.01Ve1 最大为 1 年一遇的最大风速； Ve50 最大为 50 年一遇的最大风速； Ve50 极大为 50 年一遇的极大风速； Z 为参考风速高度；Zhub 为风机轮毂高度。表 2.5.5-1测风塔不同高度 103、10min 平均最大风速表测风塔编号8848#测风高度10min 平均最大风速（m/s）80mA24.080mB23.770mA22.170mB22.150m21.810m19.250 年一遇 最大风速测风塔处30.0标准空气密度28.9测风塔编号7598#测风高度10min 平均最大风速（m/s）100m21.76785m21.0570m20.76750m21.610m18.0550 年一遇 最大风速测风塔处27.2标准空气密度27.7综合上述计算结果，稳妥起见，本工程风电场标准空气密度下 80m 高度 处 50 年一遇最大风速取值 30m/s，90m 高度根据切变取 30.355m/s。2104、.6风电场代表年风资源评估2.6.1参证气象站选取本阶段暂时未收集到与风电场 8848#/7598#测风塔测风年同期的XX市 气象站逐时风速、风向记录，故本次采用 Merra2 数据对 8848#、7598#测风 塔进行代表年分析。Merra2 下载的模型数据为 8848#测风塔点位处 80m 高度 和 7598#测风塔点位处 100m 高度的风速、风向值，且数据更新至 2018 年 5 月底。2.6.2风电场代表年数据订正采用 Merra2 数据对 8848#测风塔进行代表年分析。Merra2 下载的模型 数据为 8848#测风塔点位处 80m 高度和 7598#测风塔点位处 100m 高度105、的风速、 风向值。统计 8848#/7598#测风塔与 Merra2 数据同期月风速相关关系图及 Merra2 数据历年平均风速变化直方图见图 2.6.2-12.6.2-2。Merra2 数据 累年平均风速统计见表 2.6.2-1。图 2.6.2-1测风塔与 Merra2 同期数据月风速相关关系图表 2.6.2-18848#/7598#-Merra2 数据累年平均风速统计表8848#测风塔平均风速年份平均风速19816.08220015.71719825.82820025.93419835.93920035.69219845.62120045.82419855.65520056.0591986106、5.74420065.87419876.33720075.63919885.75720085.80119895.78320095.84519906.02120106.06519915.82720115.44119925.84220125.48619935.75920135.73719945.95820145.50619955.96720155.29819965.84820165.51519975.884近 36 年5.80619985.985近 20 年5.75319995.915近 10 年5.63320005.8437598#测风塔平均风速年份平均风速19816.40691420016.1107、2126819826.25228920026.34092819836.35130920036.0971619846.01672720046.24064319856.03801120056.50228919866.14329820066.28725419876.76983620076.0330619886.16668920086.22969719896.19241720096.27468419906.44628420106.48929719916.22986620115.83210819926.24436220125.87665119936.15976420136.15193519946.384108、01820145.92960719956.40596420155.68266219966.26443920165.91897719976.30897320175.92498119986.398989近 3 年5.842219996.329359近 5 年5.921620006.255235近 7 年5.9024备注：8848#-Merra2 年平均风速统计时段为当年 1 月至 12 月，对应 8848#测风塔的测风年为 2016 年,7598#-Merra2 年平均风速统计时段为当年 7 月至次年 6 月，对应 7598#测风塔测风年为 2017 年。图 2.6.2-2Merra2 数据长系列109、年平均风速变化直方图8848#测风塔点位格点处 80m 高度 Merra2 数据近 36 年平均风速为5.806m/s，近 20 年平均风速为 5.753m/s，近 10 年平均风速为 5.633m/s，测 风年平均风速为 5.515m/s，由表 2.6.2-1 可以看出，Merra2 数据近 10 年平 均风速变化较为平缓，故本阶段选取 Merra2 数据近 10 年平均风速作为长时 间系列，测风年在长系列中略小，与长系列相差 0.118，差值占长系列的 2.09%，可以视为接近多年平均的小风年。需进行代表年订正，订正方法见表2.6.2-2。7598#测风塔点位格点处 100m 高度 Mer110、ra2 数据近 5 年平均风速为5.9216m/s，测风年平均风速为 5.9249m/s，由于近 5 年风速较前 15 年差异过大，风速有明显降低的趋势，由表 2.6.2-1 可以看出，Merra2 数据近 5 年 平均风速变化较为平缓，故本阶段选取 Merra2 数据近 5 年平均风速作为长时间系列，测风年在长系列中略大，与长系列相差 0.0033，差值过小，可以视为接近多年平均的平风年，且由于测风塔 7598#测风时段只有 9 个月，已进 行过插补订正，贸然进行代表年订正有可能造成数据偏差过大。综上，7598# 测风塔数据无需进行代表年订正。表 2.6.2-28848#测风塔 80m 与 111、Merra2 数据同期数据扇区相关分析结果风向相关方程相关系数订正量Ny=0.9616x-0.26830.799405-NNEy=1.2573x-1.74570.9249170.1483614NEy=1.4872x-1.43590.8303150.1754896ENEy=1.8955x-1.96160.903460.223669Ey=1.1050x-0.58490.782899-ESEy=0.6358x+0.76440.529724-SEy=0.8605x-0.45900.687924-SSEy=1.1954x-1.77180.893450.1410572Sy=1.1707x-1.45290.112、9681520.1381426SSWy=1.0753x-1.00660.9277940.1268854SWy=1.1752x-1.90100.9674760.1386736WSWy=1.0388x-1.02040.9089870.1225784Wy=0.9634x-0.96170.9022180.1136812WNWy=0.7208x+0.25050.8670950.0850544NWy=0.8074x+0.17090.9211780.0952732NNWy=0.8819x+0.22670.799547-平均0.8510.094最大0.9680.175最小0.52970相关系数0.8 扇区个数113、14测风塔与 Merra2 数据订正后类别相关系数Merra2 年风速测风年与长系列 风速测风塔完整年（80m）测风塔测风年长系列差值订正前订正后差值Merra20.8515.5155.633-0.1185.355.480.132.6.3测风塔代表年风速及风功率密度分析 经分析计算，8848#测风塔代表年 90m、80m、70m、50m、10m 高度平均风速分别为 5.54m/s、5.48m/s、5.26m/s、5.07m/s 和 3.72m/s，年均风功率 密度分别为 198.8W/m2、192.2W/m2、171.0W/m2、158W/m2、68W/m2；7598#测 风塔代表年 100m114、85m、70m、50m、10m 高度平均风速分别为 5.49m/s、5.36m/s、 5.20m/s、5.27m/s 和 3.48m/s，年均风功率密度分别为 179W/m2、167.9W/m2、156.7W/m2、167.8W/m2、78.7W/m2，具体计算结果见表 2.6.3-1表 2.6.3-2 和图 2.6.3-1。根据风电场风能资源评估方法（GB/T 18710-2002）风功 率密度等级评判标准，本风电场风功率密度达到 1 级，具备开发价值。表 2.6.3-18848#、7598#测风塔代表年不同高度逐月平均风速统计单位：m/s8848#90m80m70m50m10m15.01115、4.954.774.713.7825.655.595.365.224.1336.326.255.985.824.5446.636.566.286.084.4956.076.005.755.553.7565.575.515.295.123.5075.095.044.844.643.1884.974.914.724.493.1495.175.114.904.663.25105.575.515.285.053.54115.325.265.094.883.74125.125.074.874.663.67年5.545.485.265.073.727598#100m85m70m50m10m14.934.7116、74.664.723.1425.855.705.545.614.0736.806.686.506.675.4847.547.367.177.305.5955.845.725.535.634.1465.215.104.934.953.5474.954.834.684.743.4284.514.404.264.303.0894.894.774.634.683.38104.524.394.264.303.09116.025.925.735.824.10124.884.784.624.623.09年5.495.365.205.273.84表 2.6.3-2 8848#、7598#测风塔代表年不同高度逐117、月平均风功率密度统计 单位：W/m28848#90m80m70m50m10m1143.0138.3124.6123.575.42178.2172.3154.7147.483.33250.3242.0214.1200.6102.34301.9291.9260.3242.7110.45233.2225.4201.6183.058.66174.6168.8150.4137.444.47157.0151.8134.9118.736.38848#90m80m70m50m10m8150.8145.8129.6116.338.49197.6191.0168.2151.048.010244.8236.7209118、.3192.375.611190.8184.4164.9153.675.412163.9158.5140.3130.268.97598#100m85m70m50m10m月117.0107.3101.4108.142.41197.6185.8173.5185.387.92408.3386.9364.4400.5231.03385.1360.2339.4366.3186.44193.4182.7168.7179.988.25131.6122.6112.3115.552.1696.289.582.385.733.8774.869.663.866.325.8895.989.382.185.633.89119、119.3111.8106.7115.542.310218.3206.1191.6206.779.411116.1108.899.5103.043.712179.0167.9156.7167.878.7年100m85m70m50m10m8848#：7598#:图 2.6.3-18848# 、7598#测风塔代表年不同高度风速和风功率密度年变化曲线由图 2.6.3-1 代表年不同高度风速和风功率密度年变化曲线可以看出， 测风塔风速及风功率密度年变化曲线基本一致，测风塔风速年内变化与风功 率密度年内变化趋势基本一致，其中 2、3、4 月份风速较大，其它月份风速 相对较小，季节性规律显著；8848#120、测风塔 90m 高度月平均最大风速为 6.63m/s，月平均最小风速为 4.97m/s，年平均风速为 5.54m/s，月平均最大、 最小风速差值为年平均风速的 29.96%；7598#测风塔 100m 高度月平均最大风 速为 7.54m/s，月平均最小风速为 4.51m/s，年平均风速为 5.49m/s，月平均 最大、最小风速差值为年平均风速的 55.2%，说明风速年内变化幅度相对较 大。2.6.4代表年逐时平均风速、风功率密度统计 8848#测风塔代表年 90m 高度、7598#测风塔代表年 100m 高度逐时 风速和风功率密度结果见表 2.6.4-1表 2.6.4-2，统计 8848#、7121、598#测风 塔代表年不同高度逐时风速和风功率密度结果见图 2.6.4-1图 2.6.4-2。由统计结果可以看出，8848#、7598#测风塔风速与风功率日内变化规律 基本相同，测风塔风速日内变化与风功率日内变化趋势基本一致，基本上是 白天风速相对较大，晚上风速相对较小，8848#测风塔 90m 高度日平均最大风 速为 6.23m/s，日平均最小风速为 5.17m/s，日平均最大、最小差值为年平均 风速的 18.5%；7598#测风塔 100m 高度日平均最大风速为 5.9m/s，日平均最小风速为 4.93m/s，日平均最大、最小差值为年平均风速的 17.7%，说明风速日内变化幅度相对较小。表122、 2.6.4-18848#测风塔代表年 90m 逐时风速和风功率密度计算成果表小时风速(m/ s)风功率密度(W/m2)小时风速(m/ s)风功率密度(W/m2)05.44175.5125.66211.815.33175.4135.73221.325.24165.8145.88248.235.23178.6155.87238.645.17178.6165.89228.455.11184.2175.99218.665.03174.4186.10221.074.91168.5196.10218.084.83168.9206.10212.995.06186.2215.96207.2105.30195123、.1225.79196.4115.57208.8235.65187.8表 2.6.4-27598#测风塔代表年 100m 逐时风速和风功率密度计算成果表小时风速(m/s)风功率密度(W/m2)小时风速(m/s)风功率密度(W/m2)05.72185.5125.47187.015.62174.1135.55182.725.59177.5145.51181.835.48165.5155.56193.645.45162.2165.49183.955.40156.7175.41168.065.25155.4185.61186.574.99152.2195.84198.684.93161.7205.90124、210.795.02168.4215.89208.6105.17171.1225.76193.5115.41186.8235.69184.3图 2.6.4-1 8848#测风塔代表年不同高度风速和风功率密度日变化曲线68图 2.6.4-2 7598#测风塔代表年不同高度风速和风功率密度日变化曲线692.6.5风电场代表年风向频率和各风向的风能频率统计 8848#、7598#测风塔代表年不同高度风向和风能频率计算结果见表 2.6.5-1表 2.6.5-2，风向和风能玫瑰图见图 2.6.5-1图 2.6.5-2，统计 测风塔代表年 90m 高度逐月风向和风能玫瑰图见图 2.6.5-32.6.5-4125、。由统计结果可以看出，8848#测风塔 75m 高度风向、风能分布较集中， 主导风向主导风能风向均为 ENE，出现频率分别为 13%、27%；主要风向区间 和主要风能区间分布较为一致，均主要分布在风向 NEENE 之间，主要风向 区间占总分布频率的 24%，主要风能区间分别占总分布频率的 51%；7598#测风塔 95m 高度风向、风能分布较集中，主导风向主导风能风向 分别为 SW、SSW，出现频率分别为 17%、20%；主要风向区间和主要风能区间 分布较为一致，均主要分布在风向 NE 和 SSWSW 之间，主要风向区间占总分 布频率的 47%，主要风能区间分别占总分布频率的 66%。综上分析126、说明本风电 场各测风塔代表区域风向风能分布较集中。表 2.6.5-1测风塔 8848#代表年风向风能频率表（%）风向90m45m风向频率风能频率风向频率风能频率N3232NNE5443NE11241330ENE13271222E3121ESE1010SE1121SSE6374S108118SSW118118SW14131212WSW104104W4141WNW2021NW212174NNW2122表 2.6.5-2测风塔 7598#代表年风向风能频率表（%）风向95m45m风向频率风能频率风向频率风能频率N3233NNE68710NE15301428ENE5263E3131ESE2121SE3127、131SSE4231S8685SSW15201720SW17161615WSW7484W2121WNW2121NW3333NNW3344图 2.6.5-18848#测风塔代表年不同高度风向玫瑰图及风能玫瑰图图 2.6.5-27598#测风塔代表年不同高度风向玫瑰图及风能玫瑰图图 2.6.5-38848#测风塔代表年 90m 高度逐月风向玫瑰图图 2.6.5-48848#测风塔代表年 90m 高度逐月风能玫瑰图76图 2.6.5-57598#测风塔代表年 100m 高度逐月风向玫瑰图图 2.6.5-67598#测风塔代表年 100m 高度逐月风能玫瑰图2.6.6风电场代表年风速和风能频率分布统计128、风电场 8848#、7598#测风塔代表年风速和风能不同风速段频率分布 特征见表 2.6.6-1表 2.6.6-2 和图 2.6.6-1图 2.6.6-2。根据统计结果，风电场 8848#测风塔代表年风速和风能频率分布吻合度 较好，其中 90m 风速主要分布在 39m/s 风速段，占全年的 73.8%，风能主 要分布在 513m/s 风速段，占全年的 76.9%，由此可以看出本风电场风速和 风能主要集中在低风速段，说明本风电场属低风速型风电场；在 325m/s 风速段的有效风速利用小时数为 7021h，占全年的 79.9%，风能所占比例均为 99.3%，说明全年可发电小时数较高；在 1025m129、/s 风速段的有效风速利用小 时数为 669h，占全年的 7.6%；7598#测风塔代表年风速和风能频率分布吻合度较好，其中 100m 风速主 要分布在 39m/s 风速段，占全年的 77.5%，风能主要分布在 513m/s 风速 段，占全年的 76.9%，由此可以看出本风电场风速和风能主要集中在低风速 段，说明本风电场属低风速型风电场；在 325m/s 风速段的有效风速利用小80时数为 7229h，占全年的 82.5%，风能所占比例均为 99.4%，说明全年可发电小时数较高；在 1025m/s 风速段的有效风速利用小时数为 524h，占全年的 5.98%，具体结果见表 2.6.6-1 和图 130、2.6.6-1。表 2.6.6-18848#测风塔代表年 90m 全年风速和风能频率分布统计单位%风速段分布频率分布小时数风速风能风速风能011.90.01660126.30.155572311.90.61042533413.71.812051564514.43.912643425613.56.711895906712.09.71053853788.310.2733899896.511.757110289103.89.633784410112.68.823077211121.77.815268112131.26.710458713140.85.77050314150.43.8373321516131、0.44.33437516170.11.61114517180.12.01117618190.12.41120819200.00.524320210.01.1410021220.01.038922230.00.00023240.00.00024250.00.000250000合计100100878487843968.544.06015386951349.771.24369625532579.999.37021872410257.645.76694011表 2.6.6-27598#测风塔代表年 100m 全年风速和风能频率分布统计单位%风速段分布频率分布小时数风速风能风速风能011.70.015132、20124.60.140762311.10.6972533414.22.112401804516.14.814114225614.58.012726986712.511.11094973789.112.58001092896.011.852310309104.211.6365102010112.69.823086211121.46.812459812130.85.37346013140.32.42721114150.22.01717315160.11.81315816170.22.61623117180.11.058518190.01.048319200.01.149720210.11.961133、6921220.11.8515922230.00.00023240.00.00024250.00.000250000合计100100876087603977.539.06789341851351.276.94481673332582.599.37229870110256.037.55243286图 2.6.6-18848#测风塔代表年 90m 全年风速和风能频率分布直方图图 2.6.6-27598#测风塔代表年 100m 全年风速和风能频率分布直方图2.7风电场风能资源综合分析 依据相关规程规范，对所收集的风电场测风塔数据进行了风资源分析，具体结论如下：（1）风电场风能资源可开发利用 综合测风134、塔数据完整性、合理性和地理位置分布情况，8848#测风塔对本风电场均具有一定的代表性。经分析计算，8848#测风塔代表年 90m、80m、70m、50m、10m 高度平均风速分别为 5.54m/s、5.48m/s、5.26m/s、5.07m/s 和 3.72m/s，年均风功率密度分别为 198.8W/m2 、192.2W/m2 、171.0W/m2 、 158W/m2、68W/m2；7598#测风塔代表年 100m、85m、70m、50m、10m 高度平均 风速分别为 5.49m/s、5.36m/s、5.20m/s、5.27m/s 和 3.48m/s，年均风功率 密度分别为 179W/m2、1135、67.9W/m2、156.7W/m2、167.8W/m2、78.7W/m2，具体计 算结果见表 2.6.3-1表 2.6.3-2 和图 2.6.3-1。根据风电场风能资源评估 方法（GB/T 18710-2002）风功率密度等级评判标准，本风电场风功率密度 达到 1 级，具备开发价值。（2）风电场全年可发电小时数较高风电场 8848#测风塔代表年风速和风能频率分布吻合度较好，其中 90m 风速主要分布在 39m/s 风速段，占全年的 73.8%，风能主要分布在 513m/s 风速段，占全年的 76.9%，由此可以看出本风电场风速和风能主要集中在低 风速段，说明本风电场属低风速型风电场；在 32136、5m/s 风速段的有效风速利 用小时数为 7021h，占全年的 79.9%，风能所占比例均为 99.3%，说明全年可 发电小时数较高；在 1025m/s 风速段的有效风速利用小时数为 669h，占全 年的 7.6%；7598#测风塔代表年风速和风能频率分布吻合度较好，其中 100m 风速主 要分布在 39m/s 风速段，占全年的 77.5%，风能主要分布在 513m/s 风速 段，占全年的 76.9%，由此可以看出本风电场风速和风能主要集中在低风速 段，说明本风电场属低风速型风电场；在 325m/s 风速段的有效风速利用小 时数为 7229h，占全年的 82.5%，风能所占比例均为 99.4%137、，说明全年可发电 小时数较高；在 1025m/s 风速段的有效风速利用小时数为 524h，占全年的 5.98%，说明全年可发电小时数较高。（3）风向风能扇区分布相对集中由统计结果可以看出，8848#测风塔 75m 高度风向、风能分布较集中， 主导风向主导风能风向均为 ENE，出现频率分别为 13%、27%；主要风向区间 和主要风能区间分布较为一致，均主要分布在风向 NEENE 之间，主要风向 区间占总分布频率的 24%，主要风能区间分别占总分布频率的 51%；7598#测风塔 95m 高度风向、风能分布较集中，主导风向主导风能风向81分别为 SW、SSW，出现频率分别为 17%、20%；主要风138、向区间和主要风能区间分布较为一致，均主要分布在风向 NE 和 SSWSW 之间，主要风向区间占总分 布频率的 47%，主要风能区间分别占总分布频率的 66%。综上分析说明本风电 场各测风塔代表区域风向风能分布较集中。（4）风速年内变化幅度相对较大，日内变化幅度相对较小 由代表年不同高度风速和风功率密度年变化曲线可以看出，测风塔风速及风功率密度年变化曲线基本一致，测风塔风速年内变化与风功率密度年内 变化趋势基本一致，其中 2、3、4 月份风速较大，其它月份风速相对较小， 季节性规律显著；8848#测风塔 90m 高度月平均最大风速为 6.63m/s，月平均 最小风速为 4.97m/s，年平均风速139、为 5.54m/s，月平均最大、最小风速差值为 年平均风速的 29.96%；7598#测风塔 100m 高度月平均最大风速为 7.54m/s， 月平均最小风速为 4.51m/s，年平均风速为 5.49m/s，月平均最大、最小风速 差值为年平均风速的 55.2%，说明风速年内变化幅度相对较大。由统计结果可以看出，8848#、7598#测风塔风速与风功率日内变化规律 基本相同，测风塔风速日内变化与风功率日内变化趋势基本一致，基本上是 白天风速相对较大，晚上风速相对较小，8848#测风塔 90m 高度日平均最大风 速为 6.23m/s，日平均最小风速为 5.17m/s，日平均最大、最小差值为年平均 140、风速的 18.5%；7598#测风塔 100m 高度日平均最大风速为 5.9m/s，日平均最 小风速为 4.93m/s，日平均最大、最小差值为年平均风速的 17.7%，说明风速 日内变化幅度相对较小。综上所述，本风电场 8848#测风塔代表年 90m 高度风速为 5.54m/s7598# 测风塔代表年 100m 高度风速为 5.49m/s，风向风能分布比较集中；风速年内 变化幅度相对较大，日内变化幅度相对较小；全年可发电小时数相对较高， 根据风电场风能资源评估方法（GB/T18710-2002）风功率密度等级评判 标准，本风电场风功率密度等级达到 1 级，具备开发价值。根据风电场实测资料，推算141、得到本风电场轮毂高度 90m 处 50 年一遇 10 分钟平均最大风速为 30.355m/s；8848#测风塔 80m 高度有效风速段（3 25m/s）湍流强度分别为 0.099，80m 高度 15m/s 风速区间湍流强度为 0.085；7598#测风塔 100m 高度有效风速段（325m/s）湍流强度为 0.098，100m 高 度 15m/s 风速区间湍流强度为 0.130，随着高度上升，湍流强度有减小的趋82势。推测轮毂高度处湍流强度小于 0.14。根据 IEC61400-1（2005）标准关于风机安全等级的规定，测风塔及所代表区域内，在风电机组选型时需选择适 合 IEC IIIB 类及142、以上的风力发电机组。3 工程地质3.1 区域地质概况 在大地构造分区上，本工程场地处于华北地台东南部的鲁西断块内。断块内地层从太古界至新生界地层均有分布，分述如下：一、太古界包括泰山群、沂水岩群，为一套地槽型碎屑沉积基性火山 岩沉积建造，岩性为黑云变粒岩、变粒岩、角闪岩等。上述各群均经多期变 质变形作用，由一套变质岩构成，并成为区域结晶基底。二、元古界为土门群，为一套未经变质作用的地台型海相碎屑岩、碳酸 盐岩建造，岩性主要为砂岩、灰岩、灰质白云岩等。三、古生界除缺失志留系、泥盆系，其余地层均有发育，为一套准地台 型沉积建造，寒武系地层为高能浅滩环境沉积的沉积岩，奥陶系地层属潮上 带的滨海环境沉143、积，石炭系二叠系地层属海陆交互相陆相沉积。主要岩 性有灰岩、云斑灰岩、白云岩、泥岩、页岩、粉砂岩夹砂岩等。四、中生界地层主要有侏罗系淄博群及白垩系莱阳群、青山群。侏罗系 淄博群为山间盆地相沉积，主要岩性为紫红色中厚层中细粒砂岩；白垩系莱 阳群为洪积、河流积相细砂岩、泥质粉砂岩等；白垩系青山群是一套陆相火 山岩、火山碎屑岩夹碎屑岩的火山盆地沉积，主要岩性有安山质凝灰岩、安 山岩等。五、新生界下第三系官庄群地层多呈孤立状出现，第四系地层分布于各 大河流域、山前坡地及山间河、谷，岩性主要为含砂粒、钙质结核及铁锰质 结核的粘土、粉质粘土、粉土及砂土等。区域范围内岩浆岩较为发育，以侵入岩为主，火山岩不发144、育。根据岩浆 岩与地层的接触关系、岩浆岩之间的侵入穿插、岩浆岩与构造、岩浆岩自身 特征及演化规律，可分为三大活动期，即太古代泰山期、元古代吕梁期、中 生代燕山期。泰山期岩性主要为中性、中酸性岩，与太古界多为侵入接触； 吕梁期、燕山期岩性种类主要为中酸性、酸性岩。岩浆岩的产状有岩基、岩 床、岩墙、岩脉等。火山岩较集中分布于沂沭断裂带内，地质时期为燕山晚 期受构造控制明显，并具有多期性及多旋回性，火山活动较集中地发生于白83垩系，岩性从基性至酸性均有。 3.2 近场区断裂构造在近场址区范围内，西北东南和东西向断裂构造发育，主要发育有西 北东南走向的铜冶店孙祖断裂、禹王山断裂，东西走向的泰山山前断裂145、和 金子山断裂。上述 4 条断裂皆为非全新世活动断裂，距站址最小距离大于 6. 0km。3.3 地震动参数根据中国地震动参数区划图（GB18306-2015），场址区位于 0.10g 区，相对应的地震基本烈度为 7 度，地震动反应谱特征周期为 0.40s（对应 于中硬场地土）。3.4 场址稳定性评价场址近场区范围内裂构造发育，但无全新世活动断裂存在。同时，场址 附近无象泥石流、滑坡、大面积地表塌陷等危及厂址安全的潜在地质灾害发 生的条件，并且工程建设后也不会引起次生地质、地震灾害。综上分析认为： 拟建场址均处于相对稳定区域，适宜工程建设。3.5 场址工程地质条件3.5.1 地形地貌 拟建厂址区146、地貌成因类型为剥蚀丘陵，地貌类型为丘陵、斜坡地。3.5.2 地层结构及地基土（岩）承载力特征值 拟建场地上覆地层主要为第四系全新统残坡积层，主要成分为砂质粘性土；下伏基岩地层为火成岩，岩性主要为花岗岩。84（一）第四系全新统残坡积层（Q4el+sl）砂质粘性土：黄褐、褐黄等色，可塑硬塑状态，厚度约 1.00m 左右， 混碎石，承载力特征值建议采用：fak 110130kPa。2（二）吕梁期侵入岩（aT1 ） 场址区的火成岩，生成于吕梁期，属傲徕山超单元条花峪单元，根据工程地质调查资料分析，其岩性为片麻状中粗粒含黑云二长花岗岩，肉红色、 灰红色，中粗粒粒状结构，片麻状构造。侵入体呈岩床产状产出，147、与围岩呈 侵入接触。全风化岩体原岩组织结构完全破坏，结构和构造不清晰，呈砂土状，主要分布在上部，厚度不均，2.0m 左右，承载力特征值建议采用：fak 200300kPa。强风化岩体岩石组织结构大部分破坏，结构和构造不清晰，岩芯呈碎块 状，承载力特征值建议采用：fak 5001000kPa。中等风化岩体岩芯完整，承载力特征值建议采用：fak=10002000kPa。 3.5.3 地下水条件及腐蚀性评价 拟建厂址区的地下水类型为基岩裂隙水，主要赋存于基岩裂隙中，大气降水为其主要补给来源，地面蒸发及地下径流为其主要排泄方式。 据调查，该区常年地下水稳定水位埋深大于 10m，可不考虑地下水对建筑材料148、的腐蚀性。 3.5.4 冻土深度本区最大冻土深度为 0.44m。3.6 地震效应3.6.1 场地土类型与建筑场地类别（一）场地土类型 根据对拟建场址范围内地基土的工程性质分析，按建筑抗震设计规范（GB50011-2010）表 4.1.3，拟建场地的场地土类型为中软土和岩石。（二）建筑场地类别 根据拟建场地的地层结构、地基土的工程性质，按建筑抗震设计规范（GB50011-2010）表 4.1.6，拟建场地的建筑场地类别为1类。 3.6.2 地震液化根据建筑抗震设计规范（GB50011-2001）附录 A，本区的抗震设防烈度为 7 度第二组，但不存在液化土层及地下水影响，因此，可不 必考虑地震液化149、对拟建建（构）筑物的影响。3.6.3 建筑抗震地段划分根据建筑抗震设计规范(GB50011-2010)（2016 年版）中表 4.1.1， 拟建厂址区属于对建筑抗震一般地段。3.7 地基评价第四系覆盖层砂质粘性土地基承载力特征值 fak110130kPa，可作90为荷载较小的建筑物天然地基持力层；风机塔位应选择工程性质好的全风化、 强风化、中等风化花岗岩作为天然地基持力层。3.8 不良地质作用 初步调查了解，厂址不存在泥石流、滑坡、地面沉降、采空塌陷等地质灾害。3.9 矿产及文物 根据调查了解，拟建厂址区内没有发现具有开采价值的矿产资源分布，亦没发现地上、地下文物保护单位和文物遗存，但需业主提150、供政府各有关管 理部门的证明文件。3.10 结论（1）本区在大地构造单元上处于本工程场地处于华北地台东南部的鲁 西断块内。综合分析拟建场址所在区域的地质、地震条件认为场址处于相对稳定 区，适宜工程建设。（2）拟建场址区地貌成因类型为剥蚀丘陵，地貌类型为丘陵、斜坡地。（3）拟建场址上覆地层主要为第四系全新统残坡积层，主要成分为砂 质粘性土；下伏基岩地层为火成岩，岩性主要为二长花岗岩。地基土（岩）承载力特征值建议如下： 砂质粘性土： fak 110130kPa； 全风化二长花岗岩：fak 200300kPa； 强风化二长花岗岩：fak 5001000kPa； 中等风化二长花岗岩：fak 10002151、000kPa。（4）拟建场址区的地下水类型为基岩裂隙水，主要赋存于基岩裂隙中， 大气降水为其主要补给来源，地面蒸发及地下径流为其主要排泄方式。该区 常年地下水稳定水位埋深大于 10m，可不考虑地下水对建筑材料的腐蚀性。（5）根据山东省地面气候资料，该区最大冻土深度为 0.44m。（6）根据中国地震动参数区划图(GB18306-2015)，拟建场址区地 震动峰值加速度为 0.10g(相应的地震基本烈度为 7 度)，地震动反应谱特征 周期为 0.40s(对应中硬场地)。（7）站址区不存在液化土层及地下水影响，可不必考虑地震液化对拟 建建（构）筑物的影响。（8）拟建场址的场地土类型为中软土和岩石，建152、筑场地类别为1 类。建筑场地属对建筑抗震一般地段。（9）第四系覆盖层砂质粘性土地基承载力特征值 fak110130kPa， 可作为荷载较小的建筑物天然地基持力层；风机塔位应选择工程性质好的全 风化、强风化、中等风化花岗岩作为天然地基持力层。（10 初步调查了解，厂址不存在泥石流、滑坡、地面沉降、采空塌陷等 地质灾害。（11）经过现场调查，拟建场地未发现具有开采价值的矿产资源压覆， 亦未发现文物分布，但需业主提供政府各有关管理部门的证明文件。4项目任务与规模 XX电网位于山东电网中部，担负着山东电网南电北送、西电东送的重要任务。截至 2017 年底，XX电网最高电压等级为交流 500kV，通过 153、500kV 新泰鲁中、鲁中密州、鲁中沂南线路与山东主网相连，通过 220kV 汇 河博山、莱城电厂淄川 2 回、莱城电厂石马、鲁中沂源 2 回、鲁中 悦庄共 7 回 220kV 线路与淄博电网相连；通过 220kV 钢城翟镇、莲花翟 镇、双龙南流泉共 3 回线路与泰安电网相连。截至 2017 年底，XX电网拥有 500kV 变电站 1 座，即鲁中站，变电容 量 1500MVA；500kV 线路 6 条，线路长度 269km；220kV 变电站 10 座，变电总 容量 3810MVA；220kV 线路 27 条，线路长度 1034km；110kV 公用变电站 23 座，变电总容量 2112.5M154、VA；35kV 公用变电站 13 座，变电总容量 334.9MVA。截至 2017 年底，XX电网有统调公用火电厂 2 座，分别为莱城电厂（1200MW）和XX电厂（2660MW），装机总容量 3860MW；地方公用电厂 9 座， 装机总容量 130MW；地方自备电厂 5 座，装机总容量 307MW；风电场 2 座，装 机容量 99MW；生物质电厂 1 座，装机总容量 0.834MW；余热发电厂 3 座，装 机总容量 247MW；光伏电站 5 座，总容量 100.5MWp。2017 年XX市全社会用电量 112 亿 kWh，网供最大负荷 1790MW。4.2电力负荷预测及电力平衡4.2.1XX155、电力负荷预测 XX市位于山东省中部，北依济南，西临泰安，东靠淄博，南接临沂，南北纵距 62.2 公里，东西横距 56.8 公里，总面积 2246 平方公里，总人口125 万。XX境内资源富集，煤、铁储量丰富，是山东钢铁生产和深加工基 地、“国家新材料产业化基地”，XX盛产生姜、大蒜、蜜桃等农产品，是 “中国生姜之乡”、“中国花椒之乡”和“中国黄金蜜桃之乡”。XX市坚持走新型化工业道路，做大做强钢铁产业，大力发展新技术产 业。目前已经形成以钢铁、能源、机械、纺织、农产品加工五大骨干产业和 机电一体化、新材料、精细化工三大高新技术产业为支柱的发展格局，培植 了一批骨干企业和名优产品。莱钢成为具有年156、产 1000 万吨钢综合生产能力的 大型钢铁企业集团；XX顺香斋百年老字号，先后荣获山东省优质产品、中 国驰名商标等荣誉称号；山东普阳集团由一家小矿山企业，逐步发展成以采 矿为主、其他各项业务协调发展的民营企业；山东泰山钢铁集团发展成为年 产 300 万吨精品板带钢、60 万吨不锈钢生产能力的国家大型企业集团；山东 XX煤矿机械有限公司、山东泰丰纺织有限公司、鲁中汇源食品有限公司等 一批名优企业也正蓬勃发展。2010 年，XX市规模以上工业企业达到 522 家， 新建院士工作站 2 家，省级工程技术研究中心 10 家。2010 年全市完成国内生产总值 540 亿元。2017 年XX经济继续保持157、稳定增长，全市生产总值完成 702.76 亿元， 同比增长 7.2%，完成公共财政预算收入 53 亿元，同比增长 7.1%。三次产业 比例由上年的 7.9:51.7:40.4 调整为 7.8:50.2:42。2017 年XX市全社会用电量达 106.9 亿 kWh，网供负荷达到 1471MW。预 计 2018 年XX市全社会用电量达 118 亿 kWh，网供负荷达到 2050MW；2020 年全社会用电量达 130 亿 kWh，网供负荷达到 2650MW，“十三五”期间，全 社会用电量年均增长 5.5%，网供负荷年均增长 15.4%。XX市电力负荷预测 结果见表 4-1。表 4-1XX电力、电158、量预测表单位：亿 kWh、MW年 份2017 年2018 年2019 年2020 年“十三五”递增全社会用电量11211812413010.85.5%网供最大负荷17902050235026507.4515.4%4.2.2XX电网电力平衡及分析2017 年底，XX电网拥有统调电厂 2 座，分别为XX电厂（21000MW+2330MW 机组，其中，21000MW 机组接入 500kV 系统，2330MW 机组 接入 220kV 系统）、莱城电厂（4300MW，均接入 220kV 系统），装机总 容量 3860MW。根据XX电网现有装机计划及负荷预测，XX 220kV 及以下 电网电力平衡详见表 159、5.1-1。表 5.1-1XX 220kV 及以下电网电力平衡表单位：亿 kWh、MW2017年2018年2019年2020年一、网供最大负荷1790205023502650二、XX电网统调装机1860186018601860其中：XX电厂660660660660莱城电厂1200120012001200三、电力盈（+）亏（-）1、机组满发70-190-490-7902、停一台大机组-260-520-820-11203、正常 15%停机备用-209-469-769-1069由电力平衡表可见：“十三五”期间，正常方式下，XX电网一直为受 电区，且随着地区电力负荷的增长，电力缺额逐年增加。2018 160、年正常方式下， 电力缺口最高为 520MW，2020 年电力缺口最高为 1120MW。因此，XXXX三期风电场工程计划于 2019 年投产，对XX 220kV 及 以下电网的供电能力将形成有益的补充。4.3建设必要性1）符合我国能源发展战略 当前，我国的能源结构以常规能源（煤、石油和天然气）为主，由于常规能源的不可再生性，使得能源的供需矛盾日益突出。作为可再生能源的风 能，“取之不尽、用之不竭”。发展风力发电，改善传统的能源结构，实现能源多元化，缓解对有限矿物能源的依赖与约束，是我国能源发展战略和调 整电力结构的重要措施之一。2）优化山东省能源结构，保护环境 随着经济的持续高速发展和人们社会生161、活水平的不断提高，山东省能源对外依存度不断增加。目前山东省 99%以上的发电量均来自燃煤电站，50%左 右的电煤供应依靠其他省份。风力发电，为绿色能源。积极开发利用山东的风力资源，大力发展风力 发电，可替代一部分矿物能源，能降低山东省的煤炭消耗、缓解环境污染和 交通运输压力，对于改善电源结构等具有非常积极的意义。随着风力资源的 大力开发和利用，风电将成为山东电网的有益补充。综上所述，XXXX三期风电场工程的建设是必要的。 4.4风电场在电网中的作用及地位XXXX三期风电场工程利用当地风能资源发电，所发电力全部在XX 电网消纳，为一地方新型清洁能源。4.5接入系统方案XXXX风电场位于XX市莱城162、区东北部，规划 200MW，分四期建设， 本次项目为第三期，项目规模为 50MW，计划 2019 年底投产。1、一期工程接入系统方案风电场一期工程 331.5MW 机组采用一机一变单元制接线方式，经箱变 升压至 35kV，通过汇集线路接至风电场新建 110kV 升压站 35kV 母线，经 1 台升压变压器升压后通过 1 回 110kV 线路接至 220kV 长勺站，线路长度 15.5km，采用 2300mm2 截面导线。风电场升压站 110kV 采用线变组接线，35kV 规划采用两段单母线接线， 一期采用单母线接线。2、二期工程接入系统方案 二期工程风电机组采用一机一变单元制接线方式，经箱变升163、压至 35kV，通过汇集线路接至一期风电场升压站 35kV 母线，利用已有设备联合送出。 风电场升压站 35kV 侧完善为两段单母线接线。3、本工程接入系统方案在一期风电场升压站内预留位置新建 1 台 100MVA（110/35kV）主变。本 期工程风机经箱变升压至 35kV，通过 35kV 汇集线路接至一期风电场升压站 3 5kV 母线，经升压变升压后通过 1 回 110kV 线路在升压站外 T 接至一期升压 站长勺站 110kV 线路上，新建线路长度 0.5km，采用 300mm2 截面导线。 本期工程升压主变的 110kV 侧采用线变组，35kV 侧规划采用两段单母线接线，本期采用单母线164、接线。 本工程接入系统方案示意图见图 4.5-1。至博山茶业至淄川雪野50和庄至博山大王温石埠矿枣园50至石马口镇31.5 +50苗山231.5韩王许寨里羊里汇河（2180）九羊杨家镇50长勺（150+180）张家洼元峰轧钢杨庄方下莱城电厂（1200）城北至雅鹿山至鹏泉至西郊 至孟家庄至谷家台图 5.4-1 XXXX三期风电场接入系统示意图4.6无功补偿94在风电场 110kV 升压站安装 1 组12Mvar 可动态连续调节的无功补偿装 置。注：接入系统方案应以最终审定方案为准。 5风电机组选型、布置及风电场发电量估算5.1风力发电机组选型5.1.1机组适应性分析5.1.1.1风资源概况本风电165、场 8848#测风塔代表年 90m 高度风速为 5.54m/s；7598#测风塔代 表年 100m 高度风速为 5.49m/s。风向风能分布比较集中；风速年内变化幅度 相对较小，日内变化幅度相对较小；全年可发电小时数相对较高，根据风 电场风能资源评估方法（GB/T18710-2002）风功率密度等级评判标准，本 风电场风功率密度等级达到 1 级，具备开发价值。根据风电场实测资料，推算得到本风电场轮毂高度 90m 处 50 年一遇 10 分钟平均最大风速为 30.355m/s；8848#测风塔 80m 高度有效风速段（3 25m/s）湍流强度分别为 0.099，80m 高度 15m/s 风速区间166、湍流强度为 0.085；7598#测风塔 100m 高度有效风速段（325m/s）湍流强度为 0.098，100m 高 度 15m/s 风速区间湍流强度为 0.130，随着高度上升，湍流强度有减小的趋 势。推测轮毂高度处湍流强度小于 0.14。根据 IEC61400-1（2005）标准关于 风机安全等级的规定，测风塔及所代表区域内，在风电机组选型时需选择适 合 IEC IIIB 类及以上的风力发电机组。5.1.1.2交通运输条件分析 a.场外交通运输条件：风电场场区位于XX市北，S803、S29 西侧，风场中部，陆路运输条件 发达，交通较为便利。场外交通对风电场风电机组的单机容量的选择影响不 167、大，有选择单机容量较大机型的条件，运输方式上在选择铁路运输和公路运 输上都具有条件，项目建设期间应结合设备厂商地进行具体安排。b.场内交通运输条件：风电场进场道路通过乡村公路与 S803、S29 省道连接，可满足风机机组 及建筑材料的运输利用原有道路作为进场道路，对于不满足风机运输转弯半径、坡度、路面承载力等要求的原有道路进行临时修补，以满足大件设备的运输要求。5.1.1.3机组制造水平当今商业化风力发电机组容量一般为 1500kW3000kW。单机容量增大后 的直接好处是能以数目较少的风电机组产生相同的发电量，从而大大节省土 地使用面积。1000kW 以下机组技术较成熟、价格较低，在国内有着168、较好的运行经验， 但是由于单机容量太小，同时技术不具备先进性，属国际上的淘汰机型。为 了保证一定时期内技术不落后，不推荐该种机型。1500kW2000kW 风力发电机组在我国已有较丰富的安装、运行经验，生 产和运行状况良好，相对来讲单机发电量高、占地少，可充分利用风力资源， 技术相对先进、可靠。2500kW 及以上容量的风力发电机也逐渐得到广泛的使用，其单机发电量 高，总体占地少，但是该机型叶片较长，对于安装场地、设备运输及吊装有 较高要求。国内目前正积极研发大容量风机，如金风、联合动力、明阳已开发出 6MW 机型，由于设备投资高，并受安装运输条件限制，目前主要应用在潮间带及 海上风电工程中。169、综合本风电场的风资源概况、交通运输条件、施工条件及目前机组制造 水平等因素，同时考虑到风电场布机范围有限，本风电场适宜采用 2500kW 的风机机型，既能充分利用场区内风能资源，又能满足交通运输和施工建设 等要求。5.1.2比选机型特征参数各比选机型特征参数见表 5.1.2-1，标准空气密度下功率和推力系数见 表 5.1.2-2，各比选机型在 1.225kg/m3 空气密度下功率曲线图见图 5.1.2-1， 幺值图见图 5.1.2-2。表 5.1.2-1各风电机组主要参数比选表项目单位风机机型WTG1WTG2WTG3WTG4项目单位风机机型WTG1WTG2WTG3WTG4特 征 参 数额定功率170、kW2500250025002500叶片数个3333叶轮直径m141140140141切入风速m/s332.53额定风速m/s9999切出风速m/s20202020轮毂高度m90909090设计等级IEC SIEC SIEC IIIBIEC IIIB95表 5.1.2-2各比选机型标准空气密度下功率和推力系数表WTG1WTG2WTG3WTG4风速（m/s）功率（kW）推力系数风速（m/s）功率（kW）推力系数风速（m/s）功率（kW）推力系数风速（m/s）功率（kW）推力系数3850.892.5220.99882.5491.2403520.9983.51650.863820.96813921.171、1393.51570.91342730.8442560.8453.51581.01042720.8274.54030.8255130.801342520.9124.53970.82755590.8168880.80134.53820.83355450.8275.57460.8714000.801255350.8055.57370.82769710.79820150.80125.57220.80569650.8276.512340.79924210.547269370.8056.512270.827715400.781025000.36956.511910.805715350.8277.5187172、00.751125000.2696714880.8057.518800.827821380.71225000.2057.518140.805822640.8178.523180.631325000.1608821550.7818.524170.649924210.551425000.1298.523530.725924810.5049.524720.471525000.1057924560.5359.524980.4111024930.41625000.08799.524800.4341025000.34496WTG1WTG2WTG3WTG4风速（m/s）功率（kW）推力系数风速（m/s）功率173、（kW）推力系数风速（m/s）功率（kW）推力系数风速（m/s）功率（kW）推力系数10.524980.331725000.07421024980.36210.525000.2931125000.281825000.063510.524990.3071125000.25211.525000.251925000.05481125000.26411.525000.2191225000.212025000.047911.525000.2291225000.19212.525000.191225000.20112.525000.171325000.1712.525000.1771325000.1511174、3.525000.151325000.15713.525000.1351425000.1313.525000.1411425000.12114.525000.121425000.12714.525000.111525000.1114.525000.1141525000.09915.525000.11525000.10415.525000.0911625000.0915.525000.0941625000.08316.525000.081625000.08616.525000.0761725000.0816.525000.0791725000.0717.525000.071725000.0731175、7.525000.0651825000.0617.525000.0671825000.0618.525000.061825000.06218.525000.05697WTG1WTG2WTG3WTG4风速（m/s）功率（kW）推力系数风速（m/s）功率（kW）推力系数风速（m/s）功率（kW）推力系数风速（m/s）功率（kW）推力系数1925000.0618.525000.0581925000.05219.525000.051925000.05419.525000.0482025000.0519.525000.0502025000.0452025000.047图 5.1.2-1比较机型功率曲线图176、（空气密度为 1.225kg/m3）图 5.1.2-2比较机型幺值图由图 5.1.2-1 可以看出，同一风电场条件下，各机型的最低切入风速、 最高切出风速、达到额定功率的最低风速及在该电场主要风速区间内的功率 输出量等参数将是影响风力发电机组发电量的主要因数，因此需要经过对比 优选出适合本风电场特性的风电机组。5.2风机布置方案5.2.1优化布置一般原则 风经过风电机组风轮后速度下降并产生紊流，在风向上间隔一定距离之后风速才会恢复，因此，在布置风电机组时，应使风电机组沿着主导风向之98间的距离尽可能大些，但这样会引起宝贵的风能资源和土地资源得不到充分利用，又增加了机组间电缆和道路的长度，使得投177、资变大，而增加的发电量 并不是很多，降低了整个风电场的经济性。因此，在布置风电机组时，关键 是寻找投资和资源开发利用量的结合点，同时还要根据实际的地形和地域情 况，因地制宜地优化布置。本阶段根据XX风电场场址特性和风资源情况， 拟定的风电机组的布置原则如下：1）根据风向和风能玫瑰图，使风机间距满足发电量大、尾流影响小为 原则进行风机优化布。2）风机位置应考虑平台布置、线路布置、地质条件、道路、地界、居 民、线路、水库、坟墓、临近已运行风机等综合因素，充分利用现有场内、 场外道路，减少工程投资、树木砍伐和房屋拆迁等费用及因已运行的风机尾 流对本期风机造成的电量损失等。3）根据场内地形地貌，合理确178、定风机布置间距，兼顾尾流影响和场地 资源利用。4）风电机组初步布置时应充分考虑风电场的送变电方案，并结合当地 的对外交通运输、安装条件以及风电机组之间影响等要求，力求电力电缆长 度较短，运输和安装方便。5）考虑风电场内建筑物、主干道路、输电线路等对风电机组布置的约 束，具体如下：a）为减少风电机组噪音对居民点的影响，因本风电场面积较小，可布 机位受限，风电机组距离居民点暂按照大于 500m 考虑。b）为避免因风电机组发生事故对输电线路的不利影响，风电机组距高 压输电线路的距离按不小于 240m 考虑。考虑到场区内可利用的机位有限，本阶段在对整个场区的风能资源分布 情况进行计算分析后，再对分布在179、风能资源较好区域的拟定机位点进行电量 和尾流计算，并选取其中具有开发价值的 20 个机位点。5.2.2敏感因素分析 本风电场场址内敏感因素主要有居民点、水库等。距离居民点暂按照大于 400m 考虑，满足环评距离村庄的要求；经项目公司与当地水利部门落实， 场址内水库均为一般性质水库，可暂不考虑水源地保护避让等要求。1035.2.3风能资源分布图风电场风力机组的布置及每台风电机组发电量的计算，主要依靠 Meteodyn WT 计算软件完成，风电场 90m 高度风能资源分布图如图 5.2.3-1 所示。（平均风速）（能量密度）（平均入流角）（湍流强度）图 5.2.3-1风电场 90m 风能资源分布图180、5.2.4风电机组布置方案的确定根据对风电场敏感制约因素分析，在风电场可放置风机区域结合风资源、施工建设等进行风机排布。根据风电场区域风能资源情况，综合考虑后，选定 20 台作为本期工程推荐机位，并且保留 3 台备选机位以备不时之需。风 电场各风电机组布置图见图 5.2.4-1。图 5.2.4-1单机容量 2.5MW 机型风机布置方案 5.3方案比选结果分析5.3.1软件建模104本工程风资源及发电量计算采用的软件是 Meteodyn-WT，输入的时间序列（含湍流校正）为 90m 高度处代表年数据。 风电场范围内的地形图为业主提供的 110000 地形图，扩充地形图来源于 SRTM_v4.1。181、粗糙度根据 110000 地形图、Google Earth 图像和 WT 自 定义粗糙度数据制作。本风电场区域为低山丘陵地貌，以树林、农田、杂草 为主，村庄主要分布在地势相对平坦低洼处。模型热稳定度选取为 2（中性）。5.3.2发电量计算5.3.2.1理论发电量计算 风电场年上网电量是在理论发电量的基础上，还要考虑空气密度、风机利用率、功率曲线、盐雾及叶片污染、控制和湍流强度、以及风电场内能量 损耗、气候的影响等因素的影响，对其进行修整，得出风电场年上网电量。 根据上述布置方案和代表年风速、风向系列，当地 110000 地形图， 风力发电机功率曲线，推力系数，粗糙度、障碍物等参数的调节结果，利182、用 Meteodyn WT 软件分别进行轮毂高度处布置方案每个机位的年理论发电量， 风电场年理论总上网电量以及尾流影响计算，结果详见表 5.3.2.1-1 风电机组布置方案上网电量计算成果表。表 5.3.2.1-1风电机组布置方案理论发电量计算成果表机型理论发电量（GWh）单机理论发电量（MWh）平均尾流系数（%）理论年等效满负荷小时数（h）WTG1125.7896289.476.9352515.8WTG2123.4836174.157.032469.66WTG3122.4726123.66.872449.44WTG4124.3176215.857.132486.345.3.2.2能量损失估算183、 在理论发电量的基础上，除考虑尾流折减外，还要考虑其它影响因素的折减，具体分析如下。（1）尾流修正系数WT 软件计算时已考虑尾流修正系数。（2）空气密度修正105WT 软件计算时已考虑空气密度修正。（3）风机利用率折减 厂家提供的风机机组利用保证率为 96%。（4）功率曲线折减 厂家提供的风机机组功率曲线保证率为 96%。（5）控制和湍流折减 风电机组受风电场内湍流等风况影响会降低发电量，所有机型采用的功率曲线为动态功率曲线，湍流折减系数取 98%。风机随风速风向的变化控制 机组的状态总是落后于风的变化，风机的偏航等运行方式的改变都会造成发 电量损失，本风电场风向较为分散，偏航控制折减系数取 184、98%。即控制和湍 流折减系数为 96%。（6）叶片污染折减 叶片表层污染会使叶片表面粗糙度提高，翼型的气动特性下降，造成发电量损失，拟建风电场区域环境相对良好，考虑叶片污染折减系数取 98%。（7）场用电折减 初步估算场用电和输电线路、箱式变电站损耗占总发电量 3%，取损耗折减系数为 98%。（8）气候因素折减 拟建风电场属于暖温带季风区半湿润气候，多年平均气温 12.2，一般风力发电机组适应温度范围为-2040，工程所在地区的多年极端最低温 度-18.4，多年极端最高温度 40.6，考虑冬季降雪量较大，甚至可能会 出现冰凝、雨凇，同时参考其他工程关于气候影响的因素，取气候因素影响 系数 3185、%，折减系数为 98%。（9）周边风电场尾流折减 拟建风电场区域风资源相对较好，风电场处于风能成片开发区域，因此需要考虑周边风电场的尾流影响，此处周边风电场尾流折减系数为 98%。（10）电网检修、故障与限电会减少风电场上网电量，此处取电网故障 与限电折减系数为 99%。（11）其它影响因素折减 发电量计算软件并不能完全真实模拟出风电场区域内风能状况，发电量108计算结果存在一定误差；风电场在施工中会对机位处场地进行场平，部分机位处发电量会因场平略微降低；风电场生产运行期为 20 年，发电量计算采用 的代表年数据代表的是过去长系列的平均水平，未来运行期的气候特征存在 一定的不确定性，因此综合考186、虑到上述不确定因素对上网电量的影响，此处 其它因素折减系数为 99%。综合修正系数详见下表 5.3.2.2-1：表 5.3.2.2-1电机组综合折减系数表编 号项目折减系数1尾流折减系数软件已计算2密度修正系数软件已计算3功率曲线折减系数0.964风机利用率折减系数0.965控制与湍流折减系数（含偏航折减）0.966叶片污染折减系数0.987场用电折减系数0.988气候因素折减系数0.989周边风电场尾流折减0.9810电网故障与限电0.9911其它影响因素折减系数0.993-11 项折减系数0.85.3.3技术经济比选 除了根据发电量高低与施工条件选择适合风电场的机型外，还要考虑风电机组的综187、合性能价格比。度电成本高低是本工程项目能否赢利的关键。根 据前述各机型方案机组参数和总体布置，结合土建工程和施工布置，依据国 家及山东现行的有关规定、定额、费率标准等以及材料、设备等价格，估算 各机型及相应最优布置方案的工程投资。表 5.3.3-1机型技术经济比较表（概算指标为机型比选阶段）分析参数单位WTG1WTG2WTG3WTG4台数台20202020分析参数单位WTG1WTG2WTG3WTG4轮毂高度m90909090装机容量MW50505050年上网电量GW.h100.63198.78697.97899.454年等效满负荷小时数h2012.61975.71959.61989.1容量系数188、-0.22980.22550.22370.2271主机造价元/kW3550350035303570静态总投资万元34209.5134179.9633802.4133913.82单位电度投资元/kW.h3.393.463.453.41经济性排名-1432从表 5.3.3-1 可以看出，WTG1 机型对场址的风资源具有较好的适应性， 从项目的经济性看，WTG1 机型的单位电度投资最小，为 3.39 元/kW.h。因此， 推荐安装 20 台 2500kW 风电机组（WTG1），年上网发电量为 100.631GWh， 年等效满负荷运行小时数为 2012.6 小时，容量系数为 0.2298。该机型布置 189、方案中每台风电机组的坐标和发电量等情况见表 5.3.3-2。109表 5.3.3-2WTG1 机型各机位风电机组年发电量表标签XYZH能量密 度(瓦 特/平 方米)考虑尾 流效应 的发电 量（兆瓦 时）实际发电 量（兆瓦 时）满发小 时数平均 风速 (米/秒)该点的空 气密 度(千 克/立 方米)最大入 流角（度）C_01567303.53764027674.7271536.490171.26803.95443.12177.25.191.1734C_02567650.90004027724.0000544.590180.26819.05455.22182.15.261.1721C_035678190、06.96804027353.9080542.890183.66588.15270.52108.25.281.1735.2C_04568099.30004027170.0000554.590171.76026.94821.51928.65.191.1727.8C_05568015.40004026729.0000472.390108.44793.43834.81533.94.411.182-5.8C_06568687.79404026977.2360554.490195.47112.05689.62275.85.351.1722.3C_07568543.00004027394.0000559.191、590166.85829.74663.71865.55.111.1713.5C_08568547.98304027879.4730561.590172.95987.64790.11916.05.161.171-3.8C_09568122.01404030937.2600599.890178.76874.65499.72199.95.181.167-4.1C_10568533.22504030501.9800551.490139.55773.14618.51847.44.791.1723.5C_11569143.39704030465.1420560.890151.56065.24852.219192、40.94.921.1715.2C_12569507.10004030175.0000562.890156.15820.84656.61862.74.971.1714.6C_13570017.60004030192.0000507.190120.74885.23908.11563.34.51.1784.3C_14569417.00004029771.0000579.5901816536.15228.92091.65.251.169-2.2C_15570242.00004027516.0000569.890170.56488.05190.42076.25.111.17-2.7C_16570665193、.30004027233.0000604.190172.26635.95308.72123.55.181.1662.1110标签XYZH能量密 度(瓦 特/平 方米)考虑尾 流效应 的发电 量（兆瓦 时）实际发电 量（兆瓦 时）满发小 时数平均 风速 (米/秒)该点的空 气密 度(千 克/立 方米)最大入 流角（度）C_17570830.10004026436.0000571.690201.47508.36006.62402.65.451.1665.7C_18570898.24004025418.9200518.890157.15889.24711.41884.54.981.1764.6C_1194、9570750.50104025106.6720540.290176.86548.75238.92095.65.231.1743.9C_20570761.46204024716.6800513.390161.66803.85443.02177.25.11.1775.6备选机位（3 台）备_01566676.20004027488.0000470901014819.133855.3041542.14.341.1825.6备_02568994.60004027883.0000513.590123.25521.824417.4561767.04.591.177-3.7备_03570698.10004195、027627.0000585.790172.46928.625542.8962217.25.151.1683.7最大201.407508.276006.622402.65.451.187.80最小108.404793.443834.751533.94.411.17均值165.876289.475031.582012.65.081.172.245.4结论综合考虑目前国内外风力发电机组的制造水平、技术成熟程度、实际运 行情况、价格水平和施工机械的吊装能力等因素，针对风电场的具体情况， 选择 4 种风力发电机组的优选进行发电量、经济技术等指标对比分析，建议 采用叶轮直径 141m、额定功率 2500196、kW 的 WTG1 机型，轮毂安装高度 90m。根据本风电场风能资源进行发电量计算，综合考虑尾流修正、空气密度 修正、控制与湍流折减、叶片污染折减、厂用电、线损能量损耗、周边风电 场对发电量的影响、软件折减、气候影响停机、不确定性等因素，对风电场 上网电量进行修正。经计算，20 台 2500kW 风电机组年上网发电量为 100.631GWh，年单机等效满负荷运行小时数为 2012.6 小时，容量系数为 0.2297。 6电气6.1电气一次6.1.1接入系统方式三期风电场 110kV 升压站与原有一二期升压站合用一个站址，在原来站 址上进行扩建，本期安装 1 台 100MVA（110/35kV）197、主变。本期工程风机经箱 变升压至 35kV，通过 35kV 汇集线路接至风电场新建升压站 35kV 侧，经升压 变升压后通过 1 回 110kV 线路 T 接至一期升压站长勺站 110kV 线路上，新 建线路长度 0.5km，采用 300mm2 截面导线。三期 110kV 配电装置本期及远景均采用线变组接线，35kV 本期采用单母 线接线，远景采用两段单母线接线。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 XXXX三期风电场工程共安装 20 台单机容量为 2500kW 的风力发电机组，发电机出口电压为 0.69kV，功率因数为容性 0.95感性 198、0.95，发电机 回路额定电流 2202A。考虑到风电机组布置分散，机组之间的距离较远，为 降低发电机回路的电能损耗，减少发电机回路动力电缆的长度，考虑在每台 风电机组附近设置 1 台 2750kVA 的箱式升压变电站作为机组变压器，将发电 机电压由 0.69kV 升高至 10kV 或 35kV 接入场内 110kV 升压站主变低压侧母线，117风电机组和箱式变电站之间采用一机一变单元接线方案。根据风电机组的台数和单机容量，风电场共选用 20 台容量为 2750kVA 的箱式变电站，风电机组和箱式变电站之间用电缆连接。经计算，风电机组 与箱式变电站之间采用 7 根 YJV22-1/0.6，32199、40+1120mm2 动力电缆并联 连接。（2）箱式变电站高压侧电压和接线方式选择 XXXX三期风电场工程共有 20 台容量为 2750kVA 的箱式变电站，箱式变电站低压侧电压与风电机组电压匹配选用 0.69kV，高压侧电压选用 35kV 电压等级接入 110kV 升压站 35kV 母线上。根据升压站位置和风机机位的分布情况，全场共设 2 回 35kV 集电线路， 分别 T 接 10 台风机。由于 10kV 电压输送容量小，集电线路回路数多，箱式变电站高压侧采 有 10kV 电压等级比采用 35kV 电压等级电气设备投资高 799 万元，且 10kV 线路的电能损耗为 35kV 线路电能损耗200、的 11 倍。在技术上来看，两种电压都 可以。综上所述，根据本工程风电场建设规模、风机布置位置以及箱变的设置 情况，为降低本工程整体投资，使其更具经济性，箱式变高压侧推荐采用 35kV 电压等级。6.1.2.2110kV 升压站电气主接线本风电场风电机组经并联汇总后以 2 回集电线路接入升压站 35kV 侧。 升压站 110kV 侧采用线变组接线，35kV 本期采用单母线接线，远景采用两段 单母线接线。6.1.3主要电气设备选择6.1.3.1短路电流计算 本风电场目前尚未进行接入电力系统设计，根据以往设计经验，并考虑国内现有设备短路电流水平，本阶段电气设备的短路电流暂按如下取值：（1）110k201、V 电压等级：40kA；（2）35kV 电压等级：31.5kA；（3）0.69kV 电压等级：50kA； 6.1.3.2主要电气设备选择电气设备均按正常持续工作条件选择，三相短路进行校验。在选择主要电气设备时，对设备的额定电流、短路开断电流、最大关合电流峰值、额定 峰值耐受电流、t 秒额定短时耐受电流和持续时间等参数值的选择需考虑一 定的裕度。（1）风力发电机组1）型式2）额定功率2500kW3）额定电压690V4）额定频率50Hz5）功率因数容性 0.95感性 0.956）绝缘等级H 级7）冷却方式空气冷却8）防护等级IP54（2）35kV 配电装置35kV 配电装置选用金属封闭户内成套装置202、 KYN61-40.5 开关柜，其主要 元件技术参数如下：1）断路器（a）型式真空断路器（b）型号（c）额定电压40.5kV（d）额定电流2000A/1250A（e）额定频率50Hz（f）额定短路开断电流31.5kA（g）额定短路关合电流（峰值）80kA（h）额定短时耐受电流/时间31.5/4s（i）额定峰值耐受电流80kA（j）操作机构型式弹簧（k）机械寿命1000 次2）电流互感器（装于柜内）（a）型号LZZBJ9-35（b）额定电压35kV（c）额定电流比1250/5 或 400/5A（d）额定短时耐受电流和持续时间31.5/2s（e）动稳定电流100kA（f）级次组合0.2S/0.5/203、5P20/5P203）避雷器（a）型号HY5WZ-51/134（b）持续运行电压（有效值）51kV（c）1mA 直流参考电压不小于75kV（d）操作冲击电流残压不大于（峰值）134kV（e）冲击波通流容量不大于65kA（f）2ms 方波通流容量 18 次不大于600A（2）主变压器由于风力发电机组自身不能调节出力，有可能在电网电压较高时满出 力，在电网电压较低时接近零出力，因此风电场高压母线的电压偏差幅度会 比电网侧大，若风电场自身无调压手段，可能会使风电机组母线电压超过10%范围而停机，或电压过高造成变压器过励磁，因此本风电场主变压器选 用有载调压变压器，其主要技术参数如下：1）型式三相双圈204、油浸式变压器2）型号SFZ11-100000/1103）冷却方式ONAF4）额定频率50Hz5）额定容量100MVA6）额定电压比11581.25%/37kV7）调压方式高压侧有载调压8）阻抗电压10.5%9）连接组别Ynd1110）极性负极性11）中性点接地方式经隔离开关接地12）额定绝缘水平：（a）高压绕组雷电冲击（1.2/50s 标准雷电波，峰值）全波550kV截波530kV（b）高压绕组工频 1min（有效值）200kV（c）低压绕组雷电冲击（1.2/50s，峰值）全波200kV截波110kV（d）低压绕组工频 1min（有效值）85kV（e）中性点雷电冲击（1.2/50s，峰值）25205、0kV（f）中性点工频 1min（有效值）95kV（3）110kV 高压配电装置110kV 高压配电装置采用 SF6 全封闭组合电器，额定电流 1250A，额定 短时耐受电流（4s）40kA（暂定），额定峰值耐受电流 100kA（暂定）。（5）35kV 接地变压器及接地电阻本风电场 35kV 集电线路采用以架空线为主、电缆为辅的敷设方式，35kV 集电线路的长度约 15.3km 左右，经计算，35kV 母线上的电容电流最大约为 15A，升压站增加电容电流按 13%考虑，则 35kV 母线上的电容电流值为 17A，超过规范不大于 10A 的要求，35kV 系统应采用经消弧线圈或电阻接地方式；本工206、程 35kV 系统采用接地电阻接地方式。经计算，本风电场 35kV 母线上需配置 1 台容量为 450kVA 的接地变压器， 接地电阻电流为 200A,阻值为 106.8。（6）无功补偿 风电机组在低出力时其功率因数较低。为提高机组的功率因数，机组的功率因数由制造厂在机组附近加装补偿进行补偿，机组的额定功率因素要求 在 0.95 以上。根据山东电力调度中心文件（调技201342 号）山东电网新建风电 场并网验收流程的规定，每 50MW 风电工程补偿容量应满足-6+12MVar 的 最低要求。因此，本期在风电场 35kV 母线装设 1 组12Mvar 动态无功补偿 装置。为补偿消耗的感性无功，根207、据本风电场的情况，在升压站 35kV 母线上 配置 1 台容量为12MVar 的无功补偿装置。无功补偿装置选用 SVG 动态无功补偿装置。（7）箱式变电站 本风电场风电机组与机组变压器之间采有单元接线，机组变压器选用供电可靠性高、操作安装方便的箱式变电站，其主要参数如下：1）型式预装式变电站2）额定电压（a）高压40.5kV（b）低压0.69kV3）额定频率50Hz4）额定绝缘水平（a）工频 1min118kV（b）冲击耐压215kV5）三相双圈油浸式变压器（a）型号S11-2750/37（b）额定容量2750kVA（d）接线组别Dyn11（e）额定电压比3722.5%/0.69 kV（f）调208、压方式无载调压（g）阻抗电压6%（h）中性点接地方式直接接地6）负荷开关熔断器组合（a）型号ZFRN-40.5/630（b）额定电压40.5kV（c）额定电流630（d）开断能力25kA（e）短路关合电流63kA（f）短时耐受电流（有效值）/时间25kA/2s7）氧化锌避雷器（a）额定电压（有效值）51kV（b）最大持续运行电压（有效值）40.8kV（c）操作冲击残压（有效值）114kV（d）雷电冲击残压（8/20s，有效值）134kV（e）陡波冲击（1/5s，有效值）154kV8）防护等级IP54（8）电力电缆 虽然同规格的交联聚乙烯电缆（YJV）比聚氯乙烯电缆（VV）稍贵，但交联聚乙烯电缆209、与聚氯乙烯电缆比较，具有绝缘性能好、线芯允许温度高、 载流量大、使用寿命长等特点，其综合性价比高，因此，本风电场动力电缆 大部分均选用带金属钢带铠装的交联聚乙烯电缆。经计算，风电机组与箱式变电站之间采用 7 根 YJV22-1/0.6 ，3240+1120mm2 动力电缆并联连接。35kV 箱式变电站至架空集电线路之间 采用 1 根 YJV22-26/35，350 电缆连接。所有动力电缆均采用直埋敷设。6.1.4过电压保护及接地6.1.4.1电气设备绝缘配合原则按照 GB/T 50065-2014交流电气装置的过电压保护和绝缘配合规定 进行绝缘配合。（1）避雷器标称放电电流按 10kA 考虑；210、（2）变压器内外绝缘的全波雷电冲击耐压与保护避雷器标称电流下残 压间的配合系数不小于 1.4；（3）变压器和其它电气设备的截波冲击耐压与相应设备全波雷电冲击 耐压比值不小于 1.1；（4）高压电器和其它电气设备的全波雷电冲击耐压与保护避雷器标称 电流下残压间的配合系数不小于 1.4；（5）断路器同极断口间内绝缘及断路器、隔离开关同极断口间外绝缘1262的全波雷电冲击耐压应不小于断路器全波雷电冲击耐压与6.1.4.2过电压保护（1）直击雷保护Uxg 之和。直击雷保护分 110kV 升压站和风电场电气设备的直击雷保护。 1）110kV 升压站电气设备和建筑物的直击雷保护110kV 升压站在一二期原211、有升压站基础上进行扩建，设备直击雷保护增 加 1 根 35m 高的避雷针进行联合保护。2）风电场电气设备直击雷保护 每台风机自身都配备有完善的防直击雷保护装置，不需另外专门设置直击雷保护装地，只需将风力发电机组、塔架及基础钢筋等可靠接地即可。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）配电装置的侵入雷电波保护110kV 出线全线架设避雷线作为升压站设备的第一道外过电压保护，用 于减小进入升压站的雷电流幅度以及雷电波的陡度。由于本工程风电场建设场址位于山东省雷暴日一般地区，根据输电线路的设计规程要求及结合风电场内高耸的风机，风电场内 35kV 集电线212、路宜沿全线架设地线 1 根，以满足防雷保护的要求。根据线路的建设方式及走向，为 方便今后的线路施工及运行维护，推荐不同导线段的线路上地线均采用统一 规格的钢绞线 GJ-50。地线与导线的保护角不大于 25，其安全系数取 K=5， 最大使用应力 225.31N/mm2。电站 35kV 配电装置等设备的雷电侵入波过电压保护均采用在出线上装 设一级氧化锌避雷器进行保护。6.1.4.3接地（1）风电机组接地 根据风电机组制造厂的要求，风电机组的接地电阻值要求不大于 4。 风电机组的接地应充分利用每个风力发电机组基础内的钢筋以及混凝土预制桩内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213、要求。本风电场风电机组基础为直径 19m 的扩展基础，因此初步考虑利用混凝 土的钢筋作为风电机组的接地装置，并在基坑内沿外缘铺设一圈接地扁钢。 为降低接地电阻，拟将机组基地网与箱变接地网连接，并在接地网内设置 8 根左右长 2.5m 的垂直接地体，然后后用 606 的镀锌扁钢连接起来形成复合 式接地网。若实测接地电阻值达不到要求的 4，可考虑采用离子接地极或 补充敷设水平接地体进行扩网等方式。（2）110kV 升压站接地 本升压站为大接地短路电流系统，对保护接地、工作接地和过电压保护接地使用一个总的接地装置，接地电阻值按 2000/I,不大于 0.5 设计，下 阶段再根据系统提供的阻抗值进行计214、算确定升压站接地电阻值。升压站的接地网为以水平均压网为主，并采用部分垂直接地极构成复合 环形封闭式接地网。水平接地线采用 606mm 热镀锌扁钢，敷设深度不小于 0.8m（冻土层以下），垂直接地极采用镀锌钢管。6.1.5站用电及照明6.1.5.1站用电站用电系统一期设置 1 台容量为 400kVA 站用变压器，本期在原站用电 系统基础上增加 2 面低压柜。6.1.5.2照明（1）生产楼的楼顶及门型架上装设投光灯。（2）二次设备预制仓照明厂家配套提供。（3）高压配电房各房间采用荧光灯，并在墙壁上布置荧光壁灯。 6.1.6电气设备布置6.1.6.1风电场电气设备选择本风电场共有 20 台 2750215、kVA 箱式变电站，风电机组与箱式变电站之间 采用 7 根 YJV22-1/0.6，3240+1120mm2 动力电缆并联连接。因电缆价格 较贵，为减少投资，箱式变电站布置在风机基础附近 15m 处。6.1.6.2升压站电气设备布置三期风电场 110kV 升压站与原有一二期升压站合用一个站址，在原来站 址上进行扩建。生产楼位于升压站南部，本期生产楼扩建部分室内一层布置有 35kV 高 压配电室，；二层布置有 110kV GIS 配电室等；变压器场位于升压站中部， 本期新增 1 台主变压器；SVG 场位于综合楼北侧，安装 1 套 SVG 连接变压器， SVG 控制保护部分安装在 SVG 控制室内216、；接地变及电阻成套装置布置在主变 压器北侧。另外在升压站新增加布置了 1 根 35m 高的避雷针与原有避雷针进行联合 保护。6.1.7电气一次主要设备清单表 6-3XXXX三期风电场工程电气一次主要设备及材料表序号名称型号规格单位数量备注一发电机电压回路1风力发电机组2500kW，0.69kV，cos=0.95台202箱式变电站2750kVA，3722.5%/0.69kV台20二主变压器回路1主变压器SZ11-100000/110，YNd11，ONAF11581.25%/37kV，uk=10.5%台12中性点接地保护 装置THT-ZJB-220，含中性点避雷器、隔离开关、电流互感器和间隙套1序217、号名称型号规格单位数量备注3钢芯铝铰线LGJ-300米2004悬式复合绝缘子串FXBW4-220/100-5套3附全套金具,爬电距离不小于3906mm5本体端子箱只1随主变压器供货6风冷控制箱只1随主变压器供货三110kV 高压配电装置主要设备参数：断路器 2000A 40kA/4s100kA附电动弹簧机构 1台隔离开关附弹簧操作机构2组检修接地开关附电动操作机构3组快速接地开关附电动操作机构1SF6 封闭组合电器组1-电流互感器:8001600/5A，0.2S/5P30/5P30/5P30/5P30/0.5S，间隔1线变组间隔共18只电压互感器:110/ 3 /0.1/ 3 /0.1/ 3 218、/0.1/ 3/0.1kV0.2/0.5/0.5(3P)/3P75VA/100VA/75VA/75VA（三相）三相带电显示装置1套避雷器 102/2663台2悬式复合绝缘子 串FXBW4-220/100-5,附全套金具套33钢芯铝铰线LGJ-300米200四35kV 配电装置135kV 高压开关柜KYN61-40.5，SVG 出线柜面11250ASF6断路器235kV 高压开关柜KYN61-40.5，风机进线柜面21250A断路器335kV 高压开关柜KYN61-40.5，主变出线柜面12000A 断路器435kV 高压开关柜KYN61-40.5，PT 一次消谐柜面1535kV 高压开关柜KY219、N61-40.5，接地变柜面11250A 断路器序号名称型号规格单位数量备注6无功补偿装置降压式 SVG，12Mvar包含：功率柜、控制柜、降压变其连 接导线套17接地变压器DKSC-450/37台18电阻器37kV-200A-10s，电阻值 106.8套19全绝缘管母35kV2500A米25三相米五400V 厂用电系统1低压开关柜MNS 系列面22动力箱面13检修箱面2六全站接地1水平接地体-60X6 镀锌扁钢千米22水平接地体-50X4 镀锌扁钢千米13垂直接地极镀锌钢管，50mm，L=2500mm根504圆钢12米300用于楼顶避雷带及 引下线5铜绞线TJ-120米2006软铜线RBV-220、14米1007等电位接地铜网-254 铜排米5008接地端子2M830个209避雷针高 35 米套110接地体-60X6 镀锌扁钢km8风机11镀锌钢管50 =8mmL=2500mm根200风机12物理降阻剂25kg/包吨10风机13等离子接地极FF-30C套80序号名称型号规格单位数量备注七电线电缆1动力电缆YJV22-1/0.6，3*240+1*240km5.52电缆头WLS（NLS）-1kV -53套3003动力电缆YJV22-26/35，3120m200SVG4动力电缆YJV22-26/35，370m2005电力电缆YJV22-1.0-34 各种规格km56电缆终端WLS（NLS）-3221、5kV-53套8SVG-2；接地变-2集电线路-4；八防火封堵1阻火模块立方米82有机堵料公斤5003防火涂料公斤3004耐火隔板平方米1605九照明1照明箱NX8-12J只22插座箱只23双管荧光灯2x36W只104节能泛光工作灯GTZM8200A-MH350W只45电子式高效节能吸顶灯MDZCR1-32WPLE只106防爆灯MDZGC5-55WQL/f/d/h只47电力电缆VV22-1.0-3x6米3008铜芯塑料线BV-0.5-3X6米5009铜芯塑料线BV-0.5-3X2.5米100010单控/双控开关只20；序号名称型号规格单位数量备注11插座只1012钢管32米1006.2电气二次222、6.2.1计算机监控系统6.2.1.1概述三期风电场 110kV 升压站与原有一二期升压站合用一个站址，在原来站 址上进行扩建，按照“无人值班，少人值守”的原则设计。风力发电机组及 110kV 升压站均采用全计算机方式进行监视控制。升压站主控室布置在生产楼内，室内操作台上布置有风机监控系统主 机、监控主机兼操作员站、五防工作站、安全 I 区/II 区（风功率预测）/II I 工作站等。本期升压站继电保护屏柜布置在二次设备预制仓内，室内布置有继电保 护设备、监控系统设备、调度自动化设备以及逆变电源屏等。三期与一期共 用一个主控室。6.2.1.2风力发电机组监控系统（1）风力发电机组就地控制 风力223、发电机组的控制器系统包括两部分：第一部分为计算机单元，它的主要功能是控制风力发电机组；第二部分为电源单元，它主要功能是使风力 发电机组与电网并网。控制器采用触摸式键盘、显示屏幕方式进行人机对话。运行人员可以操 作键盘对风力发电机组进行手动开机、手动停机、马达启动、风力发电机组 向顺时针方向旋转或向逆时针方向旋转。风力发电机组在运行过程中，监控 单元持续监视风力发电机组的转速，使风力发电机组的制动系统维持在安全 水平上，还可微调功率因数。在风力发电机组塔架上部发电机机舱里有手动操作控制箱，在控制箱上 配有控制开关和按钮，如：自动操作/锁定的切换开关、偏航切换开关、风速 计投入/切除转换开关、启动224、按钮、马达启动按钮、制动器卡盘钮和复归按钮。（2）风电场控制室控制、测量和信号风电场控制室布置在 110kV 升压站内，与 110kV 升压站主控制室在同一 房间内。采用计算机监控方式对风电场场区中的风力发电机组进行集中监控 和管理。主控制室内的值班人员或运行人员可通过人机对话完成监控和控制任 务。6.2.1.3110kV 升压站监控系统 升压站计算机监控系统采用开放式分层分布结构，由站控层、间隔层构成。升压站计算机监控系统站控层按风电场远景规模配置，间隔层设备按工 程实际建设规模配置。（1）站控层 站控层监控主机兼操作员工作站用于供运行、调试、维护人员在升压站进行控制操作，并承担升压站的数据225、处理、历史数据记录和事件顺序记录等 任务，按双机配置。全站防误操作闭锁采用微机防误闭锁，纳入计算机监控 系统。升压站不设独立远动装置，计算机监控系统包含远动功能。远动通讯装 置收集全站测控单元、保护装置及智能设备的数据，经规约转换后向调度端 传送，同时接收调度端的命令向升压站设备转发。（2）间隔层 间隔层采用单元式测控信号装置，负责各系统或配电装置每个间隔的各类数据、信号采集，并实时上传和执行控制命令。 升压站计算机监控系统站控层采用双以太网通讯，部分间隔层设备通过规约转换器完成通信规约转换后接入监控系统。各间隔设备相对独立，仅通 过站内通讯网互联，并通过以太网与站控层的设备通信。（3）本工程226、计算机监控系统的监控范围至少包括如下信息：（a）模拟量 主变压器的三相油温、三相绕组温度主变压器高、低压侧的三相电流、三相电压、有功/无功功率 35kV 系统母线电压和绝缘监察35kV 汇集线的三相电流、有功/无功功率35kV SVG 三相电流、无功功率110kV 线路三相电流、三相电压，有功/无功功率（b）开关量 变压器调压分接头位置信号 主变压器保护动作及报警信号35kV 断路器、电动隔离开关和电动接地刀闸的位置信号35kV SVG 保护动作及报警信号110kV 线路保护动作及报警信号110kV 线变粗断路器、电动隔离开关和电动接地刀闸的位置信号（c）控制量 主变中性点接地开关110kV 227、线变组断路器、电动隔离开关和电动接地刀闸（接地刀闸的遥控 本期暂不应用，但要求计算机监控系统具备该功能）35kV 断路器、电动隔离开关 保护定值的远方整定及其信号的远方复归，保护压板投退（本期工程暂不应用，但要求计算机监控系统具备该功能）。（4）时间同步系统本工程配置 GPS+北斗卫星时钟同步系统 1 套。 (5)图像监控及火灾报警系统 升压站内集中配置一套图像监控系统，主要以实现全站安全、防火、防盗功能配置，监视变电站内现场设备的运行状况。 该系统含烟温报警子系统，各房间按要求设置感烟、感温探头，报警信号发至监控系统。6.2.2继电保护系统 元件保护采用微机型保护，保护装置的配置原则按继电保228、护和安全自动装置技术规程GB/T 14285-2006、电力系统继电保护及安全自动装置反 事故措施要点、国电调2002138 号（防止电力生产重大事故的二十五 项重点要求继电保护实施细则）、国家电网公司十八项电网重大反事故 措施（试行）继电保护专业重点实施要求、山东电力系统继电保护配置 原则的规定执行。（1）主变压器保护本工程为主变压器配置电量保护（主后分置）和非电量保护。保护配置 原则如下：纵联差动保护作为主变压器内部故障的主保护。110kV 侧装设有复合电压闭锁的方向过流保护和复合电压闭锁的过电流 保护，用于保护由于外部相间短路引起的变压器过流和作为变压器内部故障 的后备。低压侧设有复合电229、压闭锁的速断、过流保护。 为保护外部接地短路引起的变压器过流和作为变压器内部接地故障的后备，变压器设零序电流、电压保护。 非电量保护主要有：本体的重瓦斯保护，和反应本体轻瓦斯、压力释放及温度过高（包括油温和绕组温度）的信号装置。（2）35kV 系统继电保护35kV 系统各回路（除主变低压进线回路和 35kV 母线 PT 回路外）均配置 有保护、测控一体化装置，安装于 35kV 开关柜内。根据国家电网调2011974 号文件风电并网运行反事故措施要点要 求，风电场汇集线系统应采用经电阻或消弧线圈接地方式，单相故障应快速 切除。35kV 线路、35kV 高压动态无功补偿回路、35kV 接地变回路均230、配置有 电流速断保护、过电流保护、零序电流保护，安装零序电流互感器，用于测 保装置的零序电流保护功能。（3）110kV 线路保护110kV 线路两侧均配置适用于 T 接线路的光纤差动主保护及相间、接地 距离和零序电流保护，配置三相操作箱。要求线路具备光缆通道，线路保护 要求四根光芯。具体保护配置方案以接入系统批复为准。（4）故障录波 配置故障录波屏一面，按照山东省调调度规定，故障录波装置可记录故障前 10到故障后 60的情况。录波范围为本期设备信息，包括：主变高低 压侧三相电流，35kV 各回路三相电流，35kV 母线电压、保护及开关动作信息， 110kV 线路三相电流、三相电压及开关动作信息231、，无功补偿设备的保护及开127关动作信息等。（5）35kV 母线保护本工程配置 35kV 母线保护屏一面。（6）失步解列 本工程配置失步解列柜一面。 6.2.3电气二次设备布置二次接线风电场控制室布置在升压站生产楼内，同升压站的控制室合二为一。控 制室内放置操作员工作站、风功率预测工作站、风机监控系统等。另外，电 气继电器保护屏、直流屏、蓄电池屏等放在二次设备预制仓内。6.2.4直流系统及交流不停电电源系统6.2.4.1直流系统升压站设 220V 蓄电池 1 组，作为控制、保护、信号的操作电源和供事 故照明、储能电机等用电。采用固定式密封免维护铅酸蓄电池组，容量为 200Ah（设 48V 通信232、电源，与直流系统共用蓄电池，采用 DC/DC 模块方式，为 通信设备供电），不设端电池，蓄电池为 104 只，共组 2 面屏安装于蓄电池 室内。直流母线采用单母线接线。 直流屏上设有微机型绝缘监测装置，用来监测直流系统电压、绝缘和各分支路绝缘状况，该装置与监控装置接口后，远方可以监察直流系统接地状 况。直流系统选用智能高频开关电源直流系统，由微机控制自动充放电，自 动管理蓄电池。该装置不仅能与监控系统保持良好通信，同时由于其良好的 性能，亦能延长蓄电池的使用寿命。直流馈线柜 1 面，布置在二次设备预制仓内。6.2.4.2交流不停电电源系统风电场配置一套 220V 交流不停电电源系统（UPS），233、容量为 10kVA，作 为监控等设备的不停电电源，逆变器电源正常由交流供电，交流消失时自动 切换，由升压站直流馈线柜供电。6.2.5全站时间同步系统 本工程配置一套全站公用的时间同步系统，卫星主时钟双重化配置，支128持北斗系统和 GPS 系统单向标准授时信号，优先采用北斗系统。6.2.6调度自动化本工程属山东省调和XX地调双重调度，远动信息分别送至省调和地 调。具体接入方案以接入系统批复为准。1）有功功率及频率控制根据“国家电网调【2010】201 号风电并网运行控制技术规定（试 行）”要求，风电场应能够执行电网调度部门根据系统电源、负荷及系统频 率特性等提出的对风电场有功功率变化率的要求，234、在特定情况下，风电场还 应能够根据调度要求控制其有功功率的输出，因此本期工程考虑配置 1 套风 电场有功功率控制系统。2）无功功率及电压控制根据“国家电网调【2010】201 号风电并网运行控制技术规定（试 行）”要求，风电场应具备电压控制措施，并能够根据调度下达的电压曲线 进行控制。实现对并网点电压的控制，其调节速度和控制精度应能满足电网 电压调节的要求。当电网电压在正常范围时，应保证风电并网点电压控制在 额定电压的 97%107%内，因此本期工程考虑设置 1 套风电场无功功率控制 系统。3）风电功率预测根据国家电网调【2010】201 号风电功率预测系统功能规定（试行） 要求，风电场考虑配235、置 1 套风电功率预测系统，系统应具有 048h 短期风电 功率预测以及 15min4h 超短期风电功率预测功能。该系统应能够向调度端的风电功率预测系统上报次日 96 点风电功率预 测曲线；每 15min 上报一次未来 4h 超短期预测曲线，时间分辨率不小于 15min。风电场风电功率预测系统向调度部门上报风电功率预测曲线时，同时 还应上报与预测曲线相同时段的风电场预计开机容量和测风塔的测风数据， 测风数据时间分辨率不大于 5min。风电功率预测模型计算时间应小于 5min。4）电量计费系统 a.计量点配置风电场的计量关口点暂按厂网产权分界处原则设定。本工程在升压站 110kV 出线侧设电费计236、量关口点，关口计量点按 I 类设129置计量装置，配置 0.2S 的电能表 1 块。与计量表相匹配的电流互感器准确级为 0.2S，电压互感器准确级为 0.2 级。电能表具有两个相互独立的 RS485 通 信接口，具备失压计时功能。配置电能量远方终端 1 台，负责采集电量。 b.电量计费通道及规约电能量远方终端与省调、地调电量主站系统的通信方式采用专用电话拨 号和数据网络通信两种方式，与地调电量主站系统的通信规约为 SCTM 和 IEC870-5-102。5）电能质量监测本工程配置一台电能质量监测装置，监测 110kV 出线，用于将频率、电 压偏差、三相电压不平衡、电压波动和闪变、谐波等电能质量237、数据远传至电 力调度部门。6）同步相量测量 根据国家电网公司十八项电网重大反事故措施，本工程配置同步相量测量装置一套。6.2.7图像监控及火灾报警系统升压站内集中配置一套图像监控系统，本期在原有监控系统上进行扩 建。主要以实现全站安全、防火、防盗功能配置，监视升压站内现场设备的 运行状况。主要以实现全站安全、防火、防盗功能配置，监视升压站内现场设备的 运行状况。摄像设备应按升压站建设周期随工程同期装设，并根据电气设备布置地 点及运行需要，配置不同数量和类型的摄像设备，对风电场升压站内主设备 进行全方位监视。该系统含烟温报警子系统，各房间按要求设置感烟、感温探头，报警信 号发至监控系统。6.2.238、8电气二次设备表表 6-4XXXX三期风电场工程电气二次设备材料表134序号名称型号及规范单位数量备注一系统保护1故障录波器柜面12故障解列装置柜面13继电保护试验电源柜面14仪器仪表及试验设备费项1二元件保护及控制1计算机监控系统1）主机兼操作员工作站 2 台（采用 UNIX 系统）2）五防工作站 1 台3）网络通信及对时柜 1 面（远动主机 2 台，规约转换器 1 台，组网交换机 2 台，卫星时钟同步系统1 套，时钟在线监测装置 1 台）4）测控单元（组屏安装）：35kV 线路及公用测控柜 1 面（每面含测控装置 2台，直流切换装置 1 台）； 5）保护测控装置（安装于 35kV 开关柜上239、，35kV 线路测保装置 2 台，接地变测保装置 1 台，高压动态无功补偿测保装置 2 台）6）35kV 组网交换机 2 台（24 电口、2 个光口）， 安装于 35kV 开关柜套12图像监控及火灾报警系统原系统扩容套1335kV 母线保护屏母差保护装置 1 台面1三交直流电源系统1220V 直流系统220V，200Ah 充电屏 1 面、馈线屏 1 面、蓄电池屏2面 面42UPS 电源屏10kVA，20 回出线面13应急照明切换屏面14DC/DC 通信一体化电源面1四电缆1弱电电缆DJYPVP0.45/0.75kVkm1五系统远动部分序号名称型号及规范单位数量备注1安全一区网络机柜路由器 2 240、台，配置：2 个 E1 口，2 个百兆/千兆自适应电口，1AUX，1Con，512M DDR，支持 MPLS VPN 双交流电源模块交换机 2 台：配置 24 个 10/100Base-T，4 个千兆 SFP 上行口，交直流双路供电纵向加密认证装置 2 台2M 同轴电缆 100m 屏蔽双绞线 100m，面12安全一区通讯机柜数据采集监视控制软件。综合终端与风场各子系统通讯、与电网调度中心系 统通讯。（嵌入式专业工业级，无硬盘、无风扇；8 个 100M以太网络接口、16 个串口）通道切换装置 1 台；数 字通道防雷器 2 个等。面13安全三区网络机柜路由器 1 台，配置配置：2 个 E1 口，2241、 个百兆/千兆自适应电口；1AUX，1Con，512M DDR ，支持 MPLS VPN，双交流电源模块；交换机 1 台：配置 24 个 10/100Base-T，4 个千兆 SFP 上行口，交直流双路供电，标配硬件防火墙 1 台面14风电场功率预测系统包含数据库服务器一台，系统服务器一台，PC 工作站一台，通信及安全装置一台，KVM 一套，并包含 测风塔及自动气象站等辅助系统和系统运行所需 要的系统软件和应用软件等。套15电能表柜三相四线多功能电度表 0.2S 级，2 块； 电能量远方终端一台。面16电能质量监测柜电能质量监测装置一台面17PMU 柜同步相量测量装置一台面16.3集电线路6.242、3.1线路选线原则 根据系统总体规划设计的要求，结合沿线地区规划及建设、自然保护及文物保护、军事设施及通信设施的布置、林业、矿产、水文及地质、沿线交 通及污秽情况，综合考虑本工程各种制约因素，统筹兼顾，相互协调，线路 路径按下列原则进行选择：（1）尽量避开自然生态环境保护区、文物保护区，避开大面积的林地， 减少树木砍伐，保护当地自然生态环境。（2）尽量避免从矿区、采空区通过，减少压矿，为线路安全运行创造条件。（3）调查路径沿线覆冰和大风灾害情况，路径尽量避让微气象区。（4）充分考虑沿线地质、水文条件及地形对线路可靠性及经济性的影 响，对不良地质地段进行避让。（5）对军事设施、地震监测台、大型厂243、矿企业及重要通信设施进行合 理的避让。（6）路径选择尽量靠近或平行道路，方便施工及将来运行维护。 6.3.2线路路径方案风机-箱式变压器采用单元接线方式，每台风力发电机经一台箱式变压器将机端电压由 0.69kV 升至 35kV，通过 35kV 集电线路汇集到升压站 35kV 母线。项目本期共 20 台发电机，汇集成 2 回架空线路，分别接 10 台风电机组， 均接至风电场升压站的 35kV 配电装置，线路采用以架空线为主，电缆为辅的 设计方案。集电线路总长约 15.3km，均为单回路。 6.3.3风电场集电线路方案比选6.3.3.1概述根据本工程风力发电机组布置情况和容量大小，并按照集电线路尽244、可能 靠近所带风力发电机机群，每条线路尽可能合理均匀分配容量，以便减少电 压和功率损失。保证风力发电机的可靠运行和电能的输送。采用风力发电机 组就近设置箱式变压器，将发出的电能就地升压后通过场内地埋敷设的电缆 集中到集电线路，然后送往开关站，在开关站升压后接入电网。6.3.3.2风电场集电线路选择方案 比较一：风电场集电线路有地埋电缆敷设和架空线路两种选择，现列表比较如 下。35kV 架空线路与电缆地埋敷设方案比较表项目架空线路电缆敷设集电线路数量2 回2 回每回线路并接风机台数每回 10 台每回 10 台每回线路输送容量每回 25MW每回 25MW线型号及规格JL/G1A-240/30JL/245、G1A-95/20YJV22-26/35-3300YJLV22-26/35-370施工情况施工难度较大在山区施工困难，成本高地形高差大影响一般影响大损耗损耗低损耗高防雷接地目前由于架空线路遭受雷击致使风电场停机的事故常有发生。架空线路即使采 用避雷线，也存在遭受雷击的概率。可以不考虑防雷接地覆冰架空线路必须采取措施，尽量降低由于覆冰引起风场停机的概率。完全不需要考虑覆冰影响大风受大风特别是飓风影响损失严重完全不需要考大风影响大温差一般较弱日照一般不受影响土壤腐蚀一般影响较大冻土深度一般影响较大其他影响单相接地电容电流较小。单相接地电容电流较大。排布情况比较顺着机群走向。受地形影响小，投资小 运246、行可靠，维护量小。布置较简单，不影响风电场，景观。但受地形条件影响大 接头处必须建接线井，投资 大，运行可靠性差投资情况比较约 61 万/km约 69 万/km结论推荐不推荐，主干线路导线选用 JL/G1A-240/30 型钢芯铝绞线，分支线路当串接风机 少于 4 台时，采用 JL/G1A-95/20 型钢芯铝绞线。本工程地线采用 OPGW 复合 架空光缆。本工程共 20 台风机，2 回 35kV 集电线路汇集电能后引入变电站外墙终 端塔，然后通过型号为 YJV22-26/35-3300 的 35kV 高压电缆引入开关站 35kV 配电室。本工程集电线路连接示意图详见集电线路路径图。6.3.4247、线路设计6.3.4.1电气部分根据各风机的分布情况，共建架空线路 2 回，其中 A 线 T 接 10 台风机、 B线T接 10 台风机。风机均以直埋的方式敷设电缆至架空线路电缆终端塔处， 电缆上塔与架空线路连接，主干线路导线选用 JL/G1A-240/30 型钢芯铝绞线， 分支线路当串接风机少于 4 台时，采用 JL/G1A-95/20 型钢芯铝绞线。本工程 地线采用 OPGW 复合架空光缆。本工程共 20 台发电机，分布在 2 回集电线路上。A 线共连接风机 10 台,分别为 C-01、C-02、C-03、C-04、C-05、C-06、 C-07、C-08、C-15、C-16；B 线共连接风248、机 10 台,分别为 C-09、C-10、C-11、C-12、C-13、C-14、 C-17、C-18、C-19、C-20。整个风场 35kV 集电线路全长 15.3km，均为单回路6.3.4.2导、地线的选型 按线路设计规程规定，本工程导线的截面按经济电流密度选择，其最大弧垂不考虑电流、辐射等引起的弧垂增大，导线按 40的弧垂考虑对地和交 叉跨越距离。考虑到当地的风速及覆冰情况，本工程主线选用 JL/G1A-240/3 0 型钢芯铝绞线，分支线路选用 JL/G1A-95/20 型钢芯铝绞线（4 台以下风机）， 地线选用 OPGW 复合架空光缆。A、B 线所带负荷相同，风机总容量为 25MW，249、每条线路所需电流为 412A， 根据 JL/G1A-240/30 导线发热条件下的载流量为 445A，满足主线路输送电流 的要求，主干选用 JL/G1A-240/30 型钢芯铝绞线，分支回路选用 JL/G1A-95/ 20 型钢芯铝绞线（4 台以下风机）；6.3.4.3设计气象条件推荐意见 根据规程指出的：“设计气象条件，应根据沿线的气象资料和附近已有线路的沿线经验”确定，经收资归纳统计整理，并结合全国典型气象区，确 定本工程设计气象条件汇总如下表：138项目气温（）风速（m/s）覆冰厚度（mm）最高气温+4000最低气温-2000覆冰-51010年平均气温+1000基本风速-5270操作过电250、压+10150雷电过电压+15100安装-10100带电作业+15100平均年雷暴日数（d）40冰的密度（g/cm3）0.9注：计算杆塔荷载时，地线覆冰厚度增加 5mm 设计。 6.3.4.4绝缘子和绝缘配合根据山东电力系统污区分布图（2014 年版）的污区划分，本站地处 d 级污秽区。6.3.4.4.1导线绝缘子串选择 本工程推荐的绝缘配备推荐如下：35kV 绝缘配置表串型绝缘子耐张、跳线100kN 合成绝缘子，双联，结构高度 670mm；悬垂100kN 合成绝缘子，单、双联，结构高度 670mm；6.3.4.4.2地线绝缘子选择 本工程地线采用专用接地线逐基接地，无需绝缘子。6.3.4.5251、金具 本工程金具主要采用电力部编电力金具产品样本（1997 年修订版）。6.3.4.6防雷和接地a）防雷本工程区年均雷电日为 40 天，属于雷电活动中等强度区，防雷设计按 以下原则考虑：1）全线需架设地线作为直击雷保护2）35kV 杆塔防雷保护角不大于 153）导线与地线在档距中央的距离（S）在气温+15，无风无冰工况下 应符合下式要求：S0.012L+1L-档距，（m）；S-导线与地线在档距中央的距离（m）。由于 35kV 架空线路属于发电系统的重要组成部分，为了提高进线档的 防雷水平，沿线设 1 根地线。b）接地 所有杆塔逐基接地。一般采用水平敷设的接地装置，变电站进出线段适当降低接地电阻252、，以提高耐雷水平。 为了延长接地极圆钢的使用寿命，避免在设计寿命周期内因腐蚀更换接地极射线，本工程推荐接地极采用12 圆钢，接地引下线采用 12 镀锌圆 钢。按照设计规程66kV 及以下架空电力线路设计规范（GB50061-2010） 规定，杆塔接地电阻在雷雨季节干燥时的工频接地电阻不得超过下表数值：表 6.3.4-1杆塔的最大工频接地电阻土壤电阻率（m）1001005005001000100020002000工频接地电阻（）1015202530*每基铁塔所配接地装置型号应根据现场土壤电阻率值选配，对于土壤电 阻率小于 2000m 的塔位，接地装置采用 12 圆钢水平敷设的接地方式； 土壤电阻253、率大于 2000m 的塔位，接地装置采用 12 圆钢接地极外加低阻 模块的方式，如接地电阻测量达不到要求时，可继续沿水平接地体安装低阻模块。6.3.4.7电气设备布置 a）集电线路电缆 本工程电缆线路包括二部分：1）各风机箱变至电缆终端塔，共计 20 回，电缆线路总长约 1.4km，电 缆采用 YJLV22-26/35-350 型三芯交联聚乙烯绝缘电缆，敷设方式采用直埋 方式。2）A 线分支线与一期线路交叉，交叉处采用电缆钻越，共计 1 回，电缆 线路总长约 0.3km，电缆采用 YJLV22-26/35-350 型三芯交联聚乙烯绝缘电 缆，敷设方式采用直埋方式。3）升压站外电缆终端塔至升压站254、，共计 2 回，电缆线路总长约 0.4km， 电缆采用 YJV22-26/35-3300 型三芯交联聚乙烯绝缘电缆，敷设方式采用直 埋敷设。4）B 线与二期架空集电线路交叉，交叉处采用电缆钻越，共计 1 回，电 缆线路总长约 0.15km，电缆采用 YJV22-26/35-3300 型三芯交联聚乙烯绝 缘电缆，敷设方式采用直埋敷设。b）集电线路电缆附件 i）电缆终端头对于 YJLV22-26/35-350 型电缆，与跌落式熔断器连接时采用 WLS-26/ 35-350 型冷缩式户外终端；对于 YJV22-26/35-3300 型电缆，在与架空 线连接处采用 WLS-26/35-3300 型冷缩255、式户外终端。ii）避雷器选型 在风机电缆终端塔上引下线与架空线连接处加装避雷器，采用 YH5WZ-51/134 型坐落式氧化锌避雷器，含在线监测仪。 iii）跌落式熔断器选型在风机电缆终端塔上电缆与绝缘引下线连接处加装跌落式熔断器，采用 HPRWG2-35 型跌落式熔断器。6.3.5线路土建6.3.5.1杆塔设计本工程杆塔型式的选择，贯彻了国家有关基本建设方针和技术经济政策，充分考虑了本工程沿线自然条件特点，遵照“安全可靠、先进适用、经济合理、资源节约、环境友好、符合国情”的原则，在总结以往 35kV 集电线 路设计、施工、运行经验，吸取当前集电线路设计的先进技术和方法的基础 上，以66kV 256、及以下架空电力线路设计规范（GB50061-2010）和架空送 电线路基础设计技术规定（DL/T5219-2014）为依据进行可研设计。根据综合技术经济比较，集电架空线路杆塔选用自立式角钢塔。6.3.5.2杆塔基础 根据架空送电线路基础设计技术规定（DL/T5219-2014）的规定，架空线路基础设计必须坚持保护环境和节约资源的原则，根据线路的地形、 施工条件、岩土工程勘察资料，综合考虑基础型式和设计方案，使基础设计 达到安全、经济合理的目的。根据本期工程可行性研究阶段的地质、水文特 点和我院在多条 35kV 线路工程设计中掌握的各种基础型式的设计、试验等资 料，推荐采用已有多年成熟施工运行经257、验的直柱板式基础。基础设计还要综合考虑运输条件、基础作用力等因素，合理进行基础选 型与优化，做到技术先进、安全可靠、经济合理和环境友好。对可能出现汇 水面、积水面的塔位，进行排水设计。另外采取了恢复塔基处植被的措施。 对施工弃土进行了妥善处理，加强了基础周围排水措施。基础设计必须保证地基的稳定和结构的强度，应考虑地下水位季节性变 化的影响，考虑地下水、环境水、基础周围土壤对其腐蚀的可能性，必要时 应采取有效的防护措施。对转角、终端塔的基础应采取预偏措施。6.3.5.2.1地质、水文条件概述（一）场址稳定性评价 根据区域地质构造和地震活动特点，近场区范围内无全新世活动断裂分布。根据对工程场地所处258、区域断裂构造、历史地震活动性等综合分析认为， 拟建场地处于区域相对稳定区，适宜建设。（二）地震设防等级根据中国地震动参数区划图（GB18306-2015），场址区位于 0.10g 区，相对应的地震基本烈度为 7 度，地震动反应谱特征周期为 0.40s（对应 于中硬场地土）。（三）场地土类别及地基承载力139（1）本区在大地构造单元上处于本工程场地处于华北地台东南部的鲁 西断块内。综合分析拟建场址所在区域的地质、地震条件认为场址处于相对稳定 区，适宜工程建设。（2）拟建场址区地貌成因类型为剥蚀丘陵，地貌类型为丘陵、斜坡地。（3）拟建场址上覆地层主要为第四系全新统残坡积层，主要成分为砂 质粘性土；259、下伏基岩地层为火成岩，岩性主要为二长花岗岩。（4）根据山东省地面气候资料，该区最大冻土深度为 0.44m。 地基土（岩）承载力特征值建议如下：砂质粘性土： fak 110130kPa； 全风化二长花岗岩：fak 200300kPa； 强风化二长花岗岩：fak 5001000kPa； 中等风化二长花岗岩：fak 10002000kPa。（四）拟建场址区的地下水类型为基岩裂隙水，主要赋存于基岩裂隙中， 大气降水为其主要补给来源，地面蒸发及地下径流为其主要排泄方式。该区 常年地下水稳定水位埋深大于 10m，可不考虑地下水对建筑材料的腐蚀性。6.3.5.2.2基础选型 1）基础选型的原则及要求a）结合260、本工程地形、地质特点及运输条件，综合分析比较，选择适宜 的基础型式；b）在安全、可靠的前提下，尽量做到经济、环保，减少施工对环境的 破坏；c）充分发挥每种基础型式的特点，针对不同的地形、地质，选择不同 的基础型式；d）对不良地基，提出特殊的基础型式和处理措施。 2）基础型式根据本工程的地质、水文特点和我院在多年线路工程设计中掌握的各种 基础型式的设计、试验等资料，推荐采用直柱板式基础这种基础型式具有成 熟的施工及运行经验。该种基础采用直立式主柱，底板为素混凝土，施工工艺简单，易于保证145质量。6.3.5.2.3基础埋深的优化分析 随着基础埋深的增大，基础材料量变化总的趋势为先减少后增加，究其261、原因是：当基础埋深较浅时，此时上拔起控制作用，增大埋深可以有效的抵 抗上拔，从而减小基础底板的尺寸，降低基础材料量；而当基础埋深较大时， 此时上拔不再起控制作用，土石方费用成为控制因素，这时增大埋深会增加 土石方费用。当地基承载力取 400500kPa 时，基础埋深在 3.0m 左右时基础 施工费用最省。针对每种作用力和地质条件一般都可选出最佳埋深。综上所述，我们得出：基础尺寸的选择确定，应综合考虑工程实际地质 条件、施工难易程度、土石方量等各个方面的因素，以施工便利、造价较低 为最佳。6.3.5.2.4基础对环境的适应性分析及环保措施 本工程设计的各个环节均贯彻国家的基本建设方针、中华人民共262、和国水土保持法、开发建设项目水土保持方案管理办法等有关法律、法规 文件精神。以“预防为主、综合防治”为目的，全面治理和重点治理相结合， 因地制宜、因害设防，全面防治原有水土流失和新增水土流失，解决好开发 建设与环境保护的关系，发挥好开发建设项目的经济效益和社会效益。1）贯彻“预防为主”的原则，把防治污染和保护生态环境的理念落实 到工程设计中去，加强设计外业管理，认真作好前期准备工作，选择有丰富 设计经验的人员，测量人员提高塔基保护范围内的测量精度。2）因地制宜地选用基础型式，既节省工程造价，又减少对环境的影响。 本工程严格执行各项环境保护措施有效地将工程建设和线路运行给沿线环境带来的影响降到最263、低限度，实现电力建设的可持续发展。 根据实际地理情况和土质情况以及运行比较成熟的经验，推荐选用板式杆塔基础。此基础便于施工、运输、运行经验比较成熟、安全可靠。 6.3.6 附属部分（1）架空线路 线路地形:丘陵 30%，山地 70%全线主要材料估算表机电材料表序号名称型号数量单位备注1导线JL/G1A-240/3027吨3JL/G1A-95/207.5吨4合成绝缘子FXBW-35/100735支5导线防振锤FRYJ-2/4276个6FRYJ-1/2180个7导线接续管JYD-240/3015个9导线接续管JYD-95/209个10连接金具7.0吨11接地钢材12 圆钢8.0吨12接地模块460264、.0块13防鸟刺228.0个14相序牌228.0个15标识牌76.0个16警示牌76.0个杆塔序号名称型号数量单位备注1单回路直线35B12-Z2-2410基235B12-Z2-2711基335B12-Z3-277基435B12-Z3-305基5单回路耐张塔35B12-J1-2111基635B12-J2-217基735B12-J3-214基835B12-J4-216基9单回路终端塔35B12-DJ4-1812基10单回路 T 接塔35-T-213基合计76基(2)电缆段线路序号名称型号数量单位备注1三芯交联聚乙烯绝缘电缆YJV22-26/35-3501700m铜芯2三芯交联聚乙烯绝缘电缆YJV265、22-26/35-3300550m铜芯3户外电缆终端WLS-26/35-35024套每套 3 相4户外电缆终端WLS-26/35-33004套每套 3 相5户内电缆终端NLS-26/35-35020套每套 3 相6户内电缆终端NLS-26/35-33002套每套 3 相7避雷器YH5WZ-51/13484套带在线检测仪8跌落式熔断器防风型20套每套 3 相9复合横担绝缘子FPQ-35/6280支10玻璃钢管15084m11玻璃钢管20014m12电缆标示桩60个(3)光缆段线路序号名称型号数量单位备注1OPGW-5024 芯17km架空线路用1GYFTZY-24B124 芯4.5km电缆线路用266、2光缆悬垂串33串2光缆耐张串86串3引下夹具336套4余缆架28付5接续盒8套一进一出6接续盒4套二进一出7接续盒16套二进二出8PE 管504.5km光缆保护管9OPGW 防振锤预绞丝式152个6.4通信部分 本期工程与前期工程共用升压站，风电场场内通信和系统通信已由一期工程统筹考虑，满足本期工程要求，不需扩建。 7消防7.1工程概况和消防总体设计7.1.1消防设计依据 风电场主要建筑物为扩建生产楼。对可能发生火灾的场所，首先在布置、安装、敷设和消防器材上采取有效的预防措施。 为保障工程的安全，针对工程的具体情况，积极采用先进的防火技术，做到确保重点、兼顾一般、使用方便、便于管理、经济合理267、；同时执行以下 国家、行业法规及规程规范：中华人民共和国消防法（2009 年版）建筑设计防火规范（GB50016-2014）火力发电厂与变电所设计防火规范（GB50229-2006）火灾自动报警系统设计规范（GB50116-2013）建筑灭火器配置设计规范（GB50140-2005）电力设备典型消防规程（DL5027-2015）电力工程电缆设计规范（GB50217-2007）工业建筑供暖通风与空气调节设计规范（GB50019-2015）建筑给水排水设计规范（GB50015-2003）（2009 年版）室外给水设计规范（GB50013-2006）变电所给水排水设计规程（DL/T5143-2002268、） 7.1.2消防设计原则根据本工程原有及扩建的布置，主要火灾危险部位有：扩建生产楼。本 期扩建建筑物耐火等级为二级，火灾危险性为戊类，在电气设备旁配置相应 移动式灭火器。为了保障工程的防火安全，在设计中，遵循“预防为主，防消结合”消防工作方针和确保重点、兼顾一般、使用方便、便于管理、经济合理的原则， 结合风电运行管理模式以及本工程的特点，对可能发生火灾的部位，从建筑、 结构设计上应采取切实的防火措施，防止火灾的蔓延扩散；设置火灾自动报 警系统、安全出口、疏散通道及标志等，为人员疏散提供条件。对主要火灾 危险场所和主要设备应设置相应的灭火设施，一旦发生火灾，及早扑灭，尽 量避免人员伤亡和减少经269、济损失。工程远离城镇，可借助的社会消防力量有限，消防设施以消防自救为主、 外援为辅的原则配置。工程消防设计与枢纽总体布置一起统筹考虑，确保消 防车道、防火间距、安全出口等均满足规范要求。消防系统的实施满足工程 建设的要求，做到切实可行，保障安全。选用的消防设备均应安全可靠、使 用方便、技术先进、经济合理，并满足本工程中的特殊要求。所选用的产品 为经国家有关产品质量监督检测部门检验合格的产品。7.1.3消防总体设计方案 本电站总体设计方案主要考虑以下几个方面： 1）升压站距城镇较远，初期火灾由本变电站自行扑灭，若发生重大灾情，再由当地消防队支援共同扑灭火灾。 2）风电场的建筑物、构筑物的火灾危险270、性类别和耐火等级、防火间距、消防设施、安全疏散、防火隔物等均应符合现行有关防火设计规程规范要求。 合理选定变电站、生产生活区的位置、防火间距、消防车道等。3）变电站内建筑物、构筑物及永久机电设备多且集中，是易出现火灾 危险的部位，消防措施采用配置一定数量的移动式灭火器。升压站入口附近配备砂箱、铁铲、铁桶等消防器材。4）风电场内、外交通道路净宽均大于 4m，都能兼作消防车道，各主要 建筑物均有通向外部的安全通道。5）电缆敷设的防火要求：电缆从室外进入室内的入口处，电缆沟出入 口处以及控制室活动地板下的电缆层之间，电缆沟内的电缆进入高压开关柜 或低压配电屏等采取了防止电缆火灾蔓延的阻燃及分隔措施。271、6）消防电气设计风电场升压站是扩建工程，在一期原有的消防电气基础上扩建本期工 程。7）火灾报警系统 风电场升压站是扩建工程，在一期原有的火灾报警系统基础上扩建本期工程。7.2工程消防设计7.2.1建筑物火灾危险性分类及耐火等级 根据火力发电厂与变电站设计防火规范（GB50229-2006），变电站建（构）筑物各部位火灾危险性类别、耐火等级见表 7-1。在建筑设计时墙 体、门窗、楼梯等均按火灾危险性分类、耐火等级进行设计，并确保各建（构） 筑物及设备之间的防火距离符合规范要求。表 7-1变电站建（构）筑物各部位火灾危险性类别、耐火等级建（构）筑物名称火灾危险性类别耐火等级建筑物体积扩建生产楼戊二272、级1981m37.2.2主要场所及主要机电设备消防设计1）升压站设砂箱、手提式灭火器等，配置于升压站各处。3）灭火系统，应根据容量大小及其重要性，在各房间配置灭火器。5）消防电气设计 风电场升压站是扩建站，在一期原有的消防电气基础上扩建本期工程。 7）电缆敷设的防火要求 电缆从室外进入室内的入口处，电缆竖井的出入口处及控制室与活动地板下的电缆层之间，电缆沟内的电缆进入高压开关柜或低压配电屏等采取了防止电缆火灾蔓延的阻燃及分隔措施。 7.2.3给排水消防设计本工程为扩建工程，与一二期工程共用升压站，本工程利用一期原有的 消防给水系统，经核算，原有消防给水系统满足三期共用的要求。7.2.4施工消防273、 在施工过程中，在场区中部位置临时搭建仓库和木材、钢材加工厂，作为生产区。在施工现场附近找空地搭建临时宿舍，作为生活区用地；进场道 路和风机位置的道路宽度均大于 4.0m。8土建工程8.1设计安全标准及设计依据8.1.1 工程等级和各建筑物级别、结构安全等级XXXX风电场规划 200MW，分四期建设，一期、二期已分别投产 49.5 MW，本期（三期）工程装机容量约 50MW，XXXX三期风电场工程内共安装 20 台单机容量为 2500kW 的风力发电机组。主要建（构）筑物包括：拟安装 20 台单机容量为 2500kW 的风力发电机组、20 座箱式变电站、110kV 升压站扩 建。拟建风电场土建274、工程部分主要包括：风电机组、箱式变压器基础、风机 安装场地、进场道路及场内安装道路。110kV 升压变电站内：生产楼扩建、 主变压器基础、主变架构、无功补偿设备基础、SVG 室、二次舱、接地变等。根据风电场工程等级划分及设计安全标准（试行）（FD002-2007）， 按风电场工程规模、装机容量、升压站电压等级划分，本风电场工程等别为 等，工程规模为大（2）型，升压站建筑物级别为 2 级，建筑物结构安全 等级为二级；按单机容量、轮毂高度和地基类型划分，本项目风电机组塔架 地基基础设计级别为 1 级。8.1.2 建构筑物抗震设计烈度 根据中国地震动参数区划图（GB18306-2015），场址区位于275、 0.10g区，相对应的地震基本烈度为 7 度，地震动反应谱特征周期为 0.40s（对应 于中硬场地土）。按建筑工程抗震设防分类标准（GB50223-2008）、建 筑抗震设计规范（GB50011-2010）、风电场工程等级划分及设计安全标146准（试行）（FD002-2007）等有关规范，风机基础的抗震设防类别为标准 设防类（丙类）；升压变电站主要建（构）筑物抗震设防类别为标准设防类（丙类），次要建（构）筑物抗震设防类别为适度设防类（丁类）。 8.1.3 建构筑物洪水设计标准根据风电场工程等级划分及设计安全标准（试行）（FD002-2007） 的规定，本工程 2.0MW 风电机组基础的洪水设276、计标准为 5030 年，综合考虑 本工程的规模、重要性及失事后的影响，并结合本工程实际地形特点，本工 程风电机组基础的洪水设计标准取 50 年一遇。根据目前水文资料，风电场区 域 50 年一遇最高水位淹没深度暂按 0.7m 考虑。8.1.4 场区工程地质及水文条件 拟建场地上覆地层主要为第四系全新统残坡积层，主要成分为砂质粘性土；下伏基岩地层为火成岩，岩性主要为花岗岩。（一）第四系全新统残坡积层（Q4el+sl）砂质粘性土：黄褐、褐黄等色，可塑硬塑状态，厚度约 1.00m 左右， 混碎石，承载力特征值建议采用：fak 110130kPa。（二）吕梁期侵入岩（aT12） 场址区的火成岩，生成于吕梁期，属傲徕山超单元条花峪单元，根据工程地质调查资料分析，其岩性为片麻状中粗粒含黑云二长花岗岩，肉红色、 灰红色，中粗粒粒状