1、装机容量47.5mw风电场工程可行性研究报告XX工程咨询有限公司二零XX年XX月装机容量47.5mw风电场工程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296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日目录第1章 综合说明61.1 概述61.2 风能资源91.3 工程地质101.4 项目任务和规模101.5 风电机组选型和布置121.62、 电气141.7 消防171.8 土建工程181.9 施工组织设计201.10 工程管理设计251.11 环境保护与水土保持设计261.12 劳动安全与工业卫生271.13 节能方案分析281.14 工程设计概算281.15 财务评价与社会效果分析291.16 风电场工程招标计划30第2章 风能资源342.1 风资源评估主要技术依据342.2 风电场简介342.3 风电场所在地区气象资料分析39.1 平均风速的多年变化402.4 风电场风力资源评价442.5 风电场风能资源评价结论73第3章 工程地质743.1 区域地质概况743.2 工程地质概况763.3 升压站工程地质条件及评价893.43、 岩、土物理力学性质及建议值903.5 地下水及冻土深度903.6 压矿及古文物情况913.7 结论与建议91第4章 项目任务与规模924.1 项目任务924.2 电力系统944.3 项目规模98第5章 风电机组选型、布置及风电场发电量估算1015.1 场址建设条件分析1015.2 风机选型1035.3 风力发电机组整体布置和本期布置107第6章 电气1146.1 电气一次114b）动态电压自动补偿装置选择1226.2 二次系统126调度数据网接入及二次系统安全防护1376.3 通信部分137设备材料表1396.4 集电线路部分1446.5 附表152续表6-12（完）升压站电气二次主要设备材4、料表157第7章 消防设计1647.1 工程消防概况和消防总体设计1647.2 工程机电设备消防设计1657.3 升压站建筑消防1677.4 站区消防1677.5 施工消防167施工消防规划168第8章 土建工程1698.1 工程地质条件及工程等级1698.2 风力发电机组基础和箱变基础171风机基础沉降观测点设置1818.3 升压站部分182.5 全站建、构筑物的地基与基础1888.4 消防及给排水1928.5 采暖通风1948.6 道路196第9章 施工组织设计1989.1 施工条件1989.2 交通运输原则1989.3 施工供水、供电1999.4 工程征用地1999.5 主体工程施工205、1.1 安装前的准备2039.6 施工总布置2039.7 施工总进度2049.8 冬雨季施工措施206第10章 工程管理设计20810.1 工程管理机构20810.2 主要管理设施211风电场工程生产区、生活区的主要设施的规划211第11章 环境保护与水土保持设计21311.1 环境保护21311.2 水土保持设计21511.3 节能与环境效益分析21611.4 结论217第12章 劳动安全与工业卫生21812.1 设计依据、任务和目的21812.2 工程概述与风电场总体布置22612.3 工程安全与卫生危害因素分析22712.4 劳动安全与工业卫生对策措施22812.5 风电场安全与卫生机构6、设置、人员配备及管理制度22912.6 事故应急救援预案23312.7 劳动安全与工业卫生专项工程量、投资概算和实施计划23612.8 预期效果评价23712.9 存在的问题与建议237第13章 节能降耗23813.1 遵循节能的相关法律、法规及标准、规范23813.2 能耗状况和能耗指标分析23913.3 节能措施和节能效果分析245节能效果分析247第14章 工程设计概算24814.1 工程概况24814.2 编制原则及依据24814.3 基础单价、取费标准24914.4 费率指标25014.5 预备费、建设期贷款利息25114.6 投资主要指标251工程技术经济指标表25114.7 工程7、投资概算表252第15章 财务评价与社会效果分析27015.1 概述27015.2 财务评价270.4 盈利能力分析27315.3 财务评价表27615.4 社会效果分析276第16章 建设项目招标方案29616.1 招标范围29616.2 标段划分及招标顺序29616.3 招标组织形式和招标方式296第1章 综合说明 1.1 概述 工程地理位置XX省位于中国XX地区的南部，东北与XX省接壤，西北与为邻，西南与河北省毗连，以为界河，与人民共和国隔江相望，南濒浩瀚的渤海和黄海，是中国东北经济区和环渤海经济区的重要结合部。地理座标处在东经11853至12546、北纬3843至4326之间，东西端直8、线距离最宽约550公里，南北端直线距离约550公里。XX市系XX省辖市之一，位于XX省西部，与省会XX市直线距离147.5公里。往南经X可直下X、X；北上经通辽可到霍林河矿区；东达及辽东沿海城市；西至X、X，是XX西部的交通要道。XX全境呈长矩形，中轴斜交于北纬42度10分和东经122度的交点上。XX地区东西长170公里，南北宽84公里，总面积10355平方公里。XXXX风电场位于XX市西，紧邻长深高速G25、国道G101，铁路大郑线、新义线，交通十分便利。风电场规划容量150MW，分三期开发，一期为XXXX一期（XX沟）风电场，区域地理位置见图11，风电场规划见图1-2。 图1-1 XXXX9、一期（XXX）风电场区域位置示意图图1-2 XXXX风电场最终规划图 工程任务拟建XXXX一期（XX沟）风电场装机容量为47.5MW，拟在XX市西XX镇以南丘陵台地高处分散安装单机容量为2.5MW的风电机组19台。根据风电场工程自身特点，在规划拟建场址内新建一座220kV升压站及风电场控制中心，根据规划XXXX风电场最终装机容量规模，拟配置2台220kV电压等级、1台容量为100MVA主变压器、1台容量为50MVA主变压器，配合风电机组升压至35kV的各种电气设备，以及配套风电场投产运行的监控设备、消防设施和生活设施等；一期（XX沟）风电场尚需配合风电机组升压的19台容量为2800kVA的箱式10、变压器，汇集各台风电机组所发电力的35kV场内集电线路；另外需建设风电场控制中心的进站道路及场内至各台机位的运输、检修道路；配套风电场建设所需的风机基础、箱变基础等土建工程；配套各台大型风电机组安装的19个临时吊装平台的建设等内容。根据本风电场工程为并网型风电场的特点，并依据【X电发策X】XX号文件关于XXXXXX沟风电场接入系统工程可行性研究报告审查意见的函，与风电场建设同步配套建设接入系统220kV线路工程以及在对端220kV东梁变电站配置通信、远动及保护所需的相关设备。XX能源投资有限公司将注资新设立的项目公司-XX（XX）风电有限公司（暂定），进行本风电场工程的投资建设管理和运行管理。11、项目公司主营业务为风电场投资、建设和运行管理。xx东北公司依据与业主单位签订的设计合同的工作内容，完成初步设计报告。报告内容包括综合说明、风能资源、工程地质、项目任务与规模、风力发电机组选型和布置、电气、工程消防设计、土建工程、施工组织设计、工程管理设计、环境保护与水土保持设计、劳动安全与工业卫生设计、工程建设项目招标、节能减排、项目投资概算、财务评价以及结论和建议章节。在落实本风电场工程任务时，必须按照国家、地方和行业对工程建设项目立项和实施的有关法律、法规和各种规章制度的要求，落实工程的各种政府报批手续，遵守工程建设领域的各种法律要求和制度要求。在确保工程生产安全的前提下，确定合理工期和建12、设进度，完善各项补偿机制。使工程质量完全达标的基础上，工程各参建方应遵循节约工程造价，在工程实施和运行环节落实各项节能措施，并制订完整的工程管理体系和目标体系。 工程建设必要性1、可持续发展的需要能源既是经济发展和社会生活重要的必不可少的物质前提，又是主要的污染来源。解决好我国的能源可持续发展战略问题，是实现我国社会经济可持续发展的重要环节。我国水能资源利用率较低，水电大坝的建设可能存在对流域生态环境的影响；天然气资源不足，不可能大量用来发电，核能的发展在我国又受到铀资源短缺和核安全问题的严重限制。因此，开发和利用清洁的、可再生的能源已成为我国能源可持续发展战略的重要组成部分。风能既是绿色环保13、的可再生能源，同时也是目前技术成熟的、可作为产业开发的可持续发展的重要能源，大规模发展风力发电是解决我国能源和电力短缺最现实的战略选择。2、社会经济发展的需要目前，我国已成为世界能源生产和消费大国，但人均能源消费水平还很低。随着经济和社会的不断发展，我国能源需求将持续增长。增加能源供应、保障能源安全、保护生态环境、促进经济和社会的可持续发展，是我国经济和社会发展的一项重大战略任务。3、保护和改善环境的需要我国长期以来能源结构以煤为主，是造成能源效率低下、环境污染严重的重要原因。中国应对气候变化国家方案指出，减排的主要难度在于煤炭消费比重较大，能源结构的转换将成为减排主要措施之一。目前我国电力以14、火电为主，空气中大约90%的SO2排放由煤电产生，80%的CO2排放量由煤电排放。这说明电力工业结构不合理、增长方式粗放的问题比较突出，特别是能耗高、污染重的小火电机组比重偏大，不利于提高能源利用效率和保护生态环境。X年9月中华人民共和国国家发展和改革委员会公布了可再生能源中长期发展规划，指出：开发利用可再生能源是保护环境、应对气候变化的重要措施。目前，我国环境污染问题突出，生态系统脆弱，大量开采和使用化石能源对环境影响很大，特别是我国能源消费结构中煤炭比例偏高，二氧化碳排放增长较快，对气候变化影响较大。可再生能源清洁环保，开发利用过程不增加温室气体排放。开发利用可再生能源，对优化能源结构、保15、护环境、减排温室气体、应对气候变化具有十分重要的作用。风能是绿色环保的可再生能源，是一种不消耗矿物燃料的可再生能源，风电的使用，相当于节省相同数量电能所需的矿物燃料，减少因开发一次能源如煤、石油、天然气，所造成的环境问题。大力发展风力发电，既能实现能源供应多元化，摆脱对有限矿物能源的依赖和束缚，改善生存环境，为国民经济建设和社会可持续发展提供可靠保障，同时可以减少污染物的排放，改善环境。1.2 风能资源 风能资源及气象概况本风电场位于XX省西部低山丘陵区，属于北温带大陆季风气候区，四季分明，雨热同季，光照充足。1月平均气温11.513；7月平均气温2325；年平均气温78。年平均降水量450m16、m550mm，无霜期145160天。最冷月均1819，最热月均2930，春夏季多西南风，秋冬季多西北风。 风资源系列资料根据历史资料情况，兼顾本工程的特点和需要，本阶段共收集了以下气象站和测风塔的风资源资料：1) XX沟测风塔X年5月11日X年5月21日10min测风数据风速风向资料；2) 王府河西测风塔X年5月30日2010年12月30日10min测风数据风速风向资料；3) 佛寺玍力马测风塔2010年5月1日X年5月31日10min测风数据风速风向资料；4) 蜘蛛山汤头河测风塔X年2月1日X年5月31日10min测风数据风速风向资料；5) XX气象站提供的气象要素特征、气象基本情况、198017、2009年30年各月平均风速及19622009年48年最大风速；6) XX气象站提供的19802009年历年各月各方向频率。 风能资源分析评价（1）风电场90m、80m、70m、50m、10m高度上的年平均风速分别为6.70m/s、6.60m/s、6.50m/s、6.20m/s和5.23m/s，年平均风功率密度风别为438.06W/、420.40W/、401.17W/、349.62W/和210.20W/。按照国家标准风电场风能资源评估方法（GB/T18710-2002）中推荐的参考值，结合当地的地形地貌，XXXX一期（XX沟）风电场风能资源为三级标准，其可利用风速比重较大，破坏性风速比重较小，18、可用于风电场的建设和开发。（2）XX一期（XX沟）风电场全年主导风向和次主导风向分别为SSW和S、SW，全年最大风能密度方向为SSW。风速风功率密度表现为冬春季较大、夏秋季较小。场区80m高 8：0020：00 时风速、风功率较大。实测空气密度为1.211kg/m3，风切变指数为0.1194。（3）从地理位置上分析，风电场属低山丘陵地形， 80m高度50年一遇最大风速为33.4m/s，平均湍流强度和I15均小于0.12。因此，本工程风力发电机组选型可按IEC61400-1标准C及以上等级考虑。（4）该地区冬季漫长寒冷，风机选型须考虑低温因素。1.3 工程地质本风电场工程位于XX市王府镇场址地层19、由上至下依次为残积土（腐殖土）、全风化花岗岩、强风化花岗岩、中等风化花岗岩。场址内及其附近无岩溶土洞、崩塌、滑坡、泥石流等不良地质作用。根据中国地震动参数区划图GB18306-2001，拟建场址地震动峰值加速度为0.05g（地震基本烈度为6度），地震反应谱特征周期为0.35s。根据区域地址构造资料,拟建场址内无断裂对其稳定性的影响,区域地质构造稳定,适宜做风电场场址。1.4 项目任务和规模 经济发展概况XX市下辖两县五区，即XX县、XX县和XX区、XX区、XX区、XX区、XXX区。此外，还有省级经济开发区和高新技术产业园区。全市总人口193万,其中城市人口78万。全市有30个少数民族,共30.20、5万人,占总人口的15.8%，其中蒙古族人口22万，占总人口的11。XX农业资源和矿产资源比较丰富。现有耕地564万亩，农村人均占有耕地5.6亩，居全省第一位，是全国人均耕地的4倍。所辖两县均是全国和XX省的重要商品粮基地和畜牧业基地。全市有林地面积581万亩，森林覆盖率已达到30%以上。XX地面和地下蕴藏着煤、金、铁、石灰石、玛瑙、硅砂、萤石、沸石、膨润土、玄武岩、地热、风力等40多种资源。其中，萤石、沸石、硅砂储量居全省第一位。XX是全国玛瑙制品的集散地，玛瑙产量与销量占全国的一半，被誉为“中国玛瑙之都”。 XX是一座“因煤而立、因煤而兴”的资源型城市，至今已有100多年的煤炭开采历史。521、0多年来全市已形成了煤炭、电力、电子、化工、食品、纺织、建材、机械、轻工、医药等多门类于一体的工业体系，出现了一批骨干企业和重要产品。XX具有比较畅达的交通环境。地处东北和环渤海地区的中心地带，大郑铁路、新义铁路从境内穿过。通过高速公路到北X只需5个小时；桃仙机场、X机场为XX提供了便捷的空中通道；海上可通过大连、X、营口港出行，到X港只需40分钟；随着XX至及XX至四平、XX至X和规划建设的XX至通辽高速公路相继建成通车，XX至锡林郭勒盟的巴新铁路的开工建设，XX将成为辽西蒙东地区的重要交通枢纽，成为连接东北与华北的第二条重要通道。 XX牢牢抓住了东北老工业基地振兴、XX省“五点一线”开发开22、放、经济转型试点市和XX省实施“突破XX”战略的有利机遇，围绕推进转型振兴和构建和谐XX两大主题，坚持走新型工业化道路，建设全国重要的农产品及食品加工供应基地、全国重要的新型能源基地、全国重要的煤化工基地“三大产业基地”，培育壮大装备制造业配套、新型建材、精细化工、新型电子元器件、玛瑙加工和北派服饰等“六大优势特色产业”，构筑多元化经济格局，推动经济转型实现新突破。到2010年，全市生产总值达到360亿元，年均递增17%。其中，第一产业增加值60亿元，年均递增11%；第二产业增加值175亿元，年均递增22%；第三产业增加值125亿元，年均递增15.5%。人均地区生产总值达到1.8万元，五年净增23、1万元。地方财政一般预算收入达到16亿元，年均递增17%以上。全社会固定资产投资累计完成600亿元以上，比“十五”时期增长1.5倍。XXXX一期（XX沟）风电项目的建设，既可以为当地提供一定的就业机会，带动当地原材料及加工等相关行业的发展，同时还可增加地方财税收入，有效推动阜蒙地区的经济发展。 电力系统现状、发展规划及关系XX市位于XX省西北部，是一座工业城市，以能源产业为主体，是我国重要的能源基地之一。市域总面积为10434.14k，总人口约193万人。XX地区电网隶属于辽西电网，分为东北部和南部两个互不相连的两个部分。其中东北部经220kV彰高线与电网相联；南部经220kV宁东#1、宁东#24、2、水北线、阜北线、水青线、水黑#1和水黑#2与两锦电网相连。截止到X年底，XX地区主力发电厂有XX发电厂和XX金山煤矸石电厂，装机分别为 1100MW 和600MW。地方自备电厂有XX市热电厂、XX县热电厂、阜矿集团热电厂、XX盛明热电厂。风电场有华能阜北风电场、华能高山子风电场、XX金山风电场、马鬃山风电场、曲家沟风电场和康平金山风电场。本工程风电场规划装机150MW，本期工程装机47.5MW。其接入系统方案如下：风电场出1回220kV线路接入220kV东梁一次变，新建线路导线型号为LGJ-300，长度19km。 风电场规划及本期规模XXXX风电场先期规划容量为200MW，分四期开发，配套25、建设1座220kV升压站。但由于规划的一期（XX沟）风电场距离规划中的X沈高铁在2km范围内，依据辽环发X38号，XX沟风电场被迫取消，最终XXXX风电场规划容量为150MW，分三期开发，将原有的二期王府河西风电场替代为XXXX一期（XX沟）风电场，安装19台单机容量为2.5MW 风力发电机组，装机容量47.5MW。本阶段初步拟定由XXXX一期（XX沟）47.5MW风电场工程建设的风电场控制中心内的220kV配电装置处引出一条220kV单回路架空送电线路接入220kV东梁变电站。具体的接入系统技术方案将由投资方委托当地电网主管部门实施，1.5 风电机组选型和布置 风电机组选型本风电场场址位于X26、X省王府镇境内的丘陵台地区域，根据场址内外的交通条件、施工吊装条件、以及其他周围环境条件，分析对机型选择的影响。（1）场内、外交通条件：由G25国家高速转至G101国道后可直接到达风电场址区域，外界至本工程风电场的交通运输条件良好，完全能满足大型兆瓦级以上风电机组的场内、外运输要求。（2）风机施工吊装条件：为满足风机施工吊装的要求，将在风机基础附近、由山下已有道路至丘陵台地高处之间构筑的道路旁，进行适当的工程处理，构筑一个足够大的施工吊装平台，也可满足大型兆瓦级风机的施工吊装要求。（3）周围环境条件：风电场周围无其它建筑物，到目前为止未发现有高大建筑物和视觉方面的限制要求，因此，该区域具备安装27、大型兆瓦级风机的条件。（4）XX市王府镇境内的丘陵台地高处的风资源较好，由于受丘陵范围及地形限制，可布置风机区域范围有限，为充分利用当地的风资源，应选择较大单机容量的风机。根据上述几方面建设条件的分析，风电场的机型选择基本无太多的限制条件，但因地域地形条件所限，可根据技术和经济的需要，在国内目前的主流机型1500kW2500kW 单机容量范围内进行选择。 台数与布置拟建的本期风力发电工程沿丘陵台地高处，分三个区域不规则蛇形布置19台单机容量为2.5MW的风电机组，规划拟建装机容量为47.5MW。 风电场上网电量估算根据风电场场址区域1:2000地形图，经对风电场周围环境、地面建筑物情况进行考察28、，建立初步的风资源计算模型。为检验模型的合理性，利用测风塔不同高度的实测风速数据对模型进行验证，以确定最终的风资源计算模型。根据通过检验的风电场风资源计算模型，利用wasp软件，对本工程的19台风机理论年发电量进行估算，其年理论发电量为139.33 GkWh，平均单机理论年发电量为7.33 GkWh。在估算的风电场理论年发电量的基础上，考虑空气密度、风机利用率、功率曲线、尾流影响、盐雾及叶片污染、控制和湍流强度以及风电场内能量损耗等因素的影响，并对理论年发电量进行修正，进一步估算风电场的年上网电量。经修正后本风电场工程的理论年发电量综合修正系数为71.40。据此估算出风电场的年上网电量为99.29、48GkWh，折合风电场年装机满发利用小时为2094h。风电场容量系数为0.239。根据本风电场工程的具体情况，对影响风电场上网电量的各种不确定因素进行敏感性分析，不确定因素影响发电量的波动范围在-5.76%7.19%之间。1.6 电气 接入系统XXXX风电场位于XX市西，场区坐标范围东西12121 12137，南北41504207，紧邻长深高速G25、国道G101，铁路大郑线、新义线，交通十分便利。风电场规划容量150MW，分三期开发。XXXX一期（XX沟）47.5MW风电场工程拟安装建设19台单机容量为2.5MW的风电机组，拟建装机容量为47.5MW，初步计划以三回35kV架空集电线路接入30、本期工程新建的220kV升压站，经一台SZ11-100000/230主变升压至220kV后，用一回220kV架空线接入220kV东梁变电站，实现并网。接入系统按【辽电发策X】249号文件关于XXXXXX沟风电场接入系统工程可行性研究报告审查意见的函执行。 电气一次.1 风电场部分（1）风电场主接线为风电场的风力发电机组与升压变压器的组合方式采用一机一变的单元接线。场内集电线路采用35kV架空线及电缆混合方式。本期工程采用3回线，以6、6、7台风机分为三组接入风电场220kV升压站。每台风机先以电缆方式“T”型接入主线路，主线路采用架空线路，再以电缆方式接入升压站。（2）主要电气设备选择箱式变压31、器：为了节能，选用低损耗油浸式电力变压器，型号为S11-2800/36.75，电压比36.7522.5%/0.69kV，接线组别为Dyn11，阻抗电压Uk=6.5%。.2 220kV升压站部分（1）电气主接线a）220kV电气主接线220kV出线1回，220/36.75kV主变压器远景为2台，容量分别为100MVA和50MVA，本期上1台容量为100MVA的主变压器，电气主接线单母线接线。b）35kV电气主接线35kV本期进线3回，规划9回；35kV电压无功自动补偿装置远景规划3组,一期一组容量为感性5MVar,容性5MVar，二期上一组感性5MVar，三期上一组一组容量为感性5MVar,容性32、5MVar。本期安装1组；本期采用单母线，远景采用单母线分段接线，设专用分段断路器。升压变电站远景规划为1台220/36.75kV 100MVA和1台220/36.75kV 50MV有载调压升压变压器，本期建设1台100MVA变压器。220kV出线本期及远景均为1回。35kV进线回路数远景规模9回，本期建设3回。35kV电压无功自动补偿装置远景规划共3组, 本期安装1组。电气主接线图见图XNF008-CH7-1-6-2。（2）升压站中性点接地方式升压站220kV侧中性点采用经隔离开关直接接地方式，并在中性点设间隙保护。升压站35kV侧根据电网公司对风电场的要求，采用经电阻接地方式。设接地变，接33、地变低压侧同时作为站用变使用。（3）升压站布置本期风电场工程在控制中心内新建的一座220kV升压站，为户内/户外混合布置，在总体布置上留有设备运输及巡视通道。本期风电场工程升压站电气设备布置按最终规模考虑，土建部分一次建成。在升压站内设有35kV配电装置室、办公生活楼和无功补偿装置室等。220kV配电装置布置在升压站的西南侧，按远景1回出线，朝南侧方向架空出线，2组主变压器考虑。采用单母线接线方式，配电装置推荐采用户外软母中型布置方式，母线及构架一期全部建成。35kV配电装置布置在升压站的西侧，按远景9回进线，朝西侧方向电缆进线。采用单母线分段接线方式，配电装置推荐采用户内、高压开关柜、单列布34、置。220kV配电装置与35kV配电装置采用平行布置，主变压器布置220kV配电装置与35kV配电装置的中间位置。电气总平面布置由南向北依次按220kV屋外配电装置-主变压器屋外配电装置-35kV屋内配电装置的顺序排列布置。生产综合楼布置在站区的东侧，独立布置。风电场内风力发电机组的计算机监控系统和升压变电站的控制、保护柜、后台操作系统等设备均布置在生产综合楼内。 主要电气设备的选择本工程主变压器选用三相、两线圈、低损耗（11型）、免维护、有载调压和自冷电力变压器。型号为SZ11-100000/230，电压比2308*1.25%/36.75kV，接线组别为YN，d11，阻抗电压Uk=13%。235、20kV配电装置拟采用户外敞开式布置方案。35kV设备拟采用中置手车式开关柜，断路器采用真空断路器，无功补偿装置回路采用SF6断路器，额定电流2500（1250）A，额定开断电流31.5kA。35kV补偿装置采用动态无功补偿装置SVG与并联电容器组。站用变采用两台，互为备用。一台站用变利用#1主变的35kV接地变，容量为1250kVA，另一台站用变由站外10kV系统引接，容量为500kVA的干式变压器。35kV接地变和电阻柜选用成套装置，接地变选用三相干式变，接地变低压侧同时作为站用变使用。接地变高压侧电压等级为35kV，750kVA；低压侧电压等级为400V，容量为500kVA。 集电线路部36、分根据风力发电机组的接线方式要求及机组的出力能力，新建I、II、共三回35kV架空线路分别连接风电场内19台风机，并最终送至220kV升压站，其中、两回线路至220kV升压站部分为同塔双回路，其他均为单回路线路。I线35kV单回路段长度约4.0km，II线35kV单回路段长度约1.2km，、线同塔双回路段长度约6.3km；线35kV单回路长度约5.2km。场内需新建35kV集电线路全线长约16.7km。随三回35kV架空集电线路分别新建16芯ADSS光缆，作为风机通信通道，其光缆长约24.00km。 控制和保护控制功能分为三种：风电调度中心远方控制；站内后台控制；就地手动控制。控制优先级可以选37、择。本工程保护装置拟采用微机型保护。220kV主变采用两套主变差动保护的主保护装置。35kV保护装置安装在各自的开关柜上，主变压器保护和35kV母差保护单独组屏，布置在继保室内。系统保护设计范围为本风电场升压站内的220kV联络线保护、故障录波器、保护及故障信息管理子站系统等。系统侧的线路保护暂时不列入本工程范围内。最终保护方案及设备配置以【辽电发策X】249号文件关于XXXXXX沟风电场接入系统工程可行性研究报告审查意见的函为准。 调度及通信风电场由XX省调和XX地调调度。本期风电场以一回220kV线路出线至对端变电站，考虑系统保护的需要，本工程提供光纤保护通道。为了满足系统通信、调度自动化38、和光纤保护的通信要求，本工程需要在风场与对端变电所敷设2根OPGW光缆（建议采用24芯），作为线路光纤保护与系统通信的合用通道。最终设备配置以【辽电发策X】249号文件关于XXXXXX沟风电场接入系统工程可行性研究报告审查意见的函为准。本工程的风力发电机组分为3组，每组风力发电机组拟跳接相连后组成环网用光缆（推荐以单模光缆为传输介质）接入风力发电场计算机监控系统。光缆与风电场内的35kV架空线路同塔架设，与电缆同沟敷设。风力发电机的升压箱变的电气信号是由专用的电气量采集网络完成的，在各箱变内设升压箱变信号采集装置，用风力发电机的光缆接入风电场的计算机监控系统。风力发电场计算机监控系统与220k39、V升压站之间的通信采用通信线。1.7 消防消防设计贯彻“预防为主，防消结合”方针，针对工程的具体情况，采用先进的防火技术，以保障安全，使用方便、经济合理为宗旨。站区设置消火栓、手提式灭火器等消防设备，以遏止火灾事故的发生，创造良好的消防环境。同时在工艺设计、材料选用、平面布置中均按照有关消防规定执行。风电场内由于各台风电机组分散于野外，风机的间距在2D5D之间。除塔架底部边配置的箱变外，无其他设施，因此不考虑对风电机组的消防设施配置，结合风电机组的机舱位于80m左右的高度的特点，由项目公司配置相应的具有高云梯的消防设备不太现实。因此，若有单台风电机组火警现象时，将利用社会专业力量的消防设备进行40、灭火工作。办公生活楼和配电装置室火灾危险性均为戊类，设计耐火等级为一级。动态无功补偿室火灾危险性为丙类，设计耐火等级为一级。按规范需要设置室外消火栓、配置灭火器和火灾报警系统。配电装置室布置隔墙与接地变室隔开，隔墙耐火极限不小于4h。电缆防火：电缆选用C级阻燃交联乙烯电缆，最小截面满足负荷电流和短路热稳定要求。对主要的电缆通道采取防火阻燃措施。在配电装置室及各建筑物通向外部的电缆沟道出口处做防火封堵。主变压器旁边放置装备可靠的专用消防设备磷酸铵盐灭火器2套。1.8 土建工程本工程中土建工程部分主要为风力发电机组风机基础，箱式变压器基础。220kV升压站内构筑物。其中包括综合楼（办公生活楼）、341、5kV配电装置室、SVG、车库、备品及检修库、综合水泵房、蓄水池、事故油池等建构筑物，进场道路及场内道路。 工程等别及建筑物等级XXXX一期（XX沟）47.5MW风电场工程拟建装机容量为47.5MW，风力发电机组单机容量暂按2.5MW考虑，参照风电场工程等级划分及设计安全标准（FD002-X），按最终建设规模考虑本工程规模为大（2）型，工程等别为等；升压站电压等级为220kV。本风电场风机轮毂高度80m，风电机组的塔架地基基础设计级别为级。风电场所在地区的抗震设防烈度为6度，设计基本地震加速度值0.05g，设计地震分组为第三组，设计特征周期为0.35s。I类建筑场地。场区最大冻土深度1.48m42、。 风机基础风力发电机基础设计参照相似参数的风机厂商提供的荷载参数和相应要求，按我国有关的规程、规范进行设计。本期拟建风机均布置在山上，根据山上地质条件，风机基础拟采用重力式扩展基础。本工程初步选用单机容量为2.5MW等级的机型，风机轮毂高度为80m，根据厂家提供的类似风机塔架尺寸及基础设计荷载，在满足风机对地基承载力和变形的要求情况下，对本工程风机基础进行初步估算。风力发电机组基础拟采用天然地基,基础型式采用扩展圆型基础，基础埋深-3.6米（0.000为基础所在位置的自然地面标高），基础直径20米，基础边缘高度为1米，混凝土强度等级为C40，混凝土抗冻等级确定为F200.基础下设200mm厚43、C15素混凝土垫层。风机基础底如未坐落于设计土层，则采用级配碎石换填方式换填至基底设计标高。本地区冬季气温较低，回填土的冻胀现象将会对基础混凝土表面及侧面产生不利影响，应在基础表面及侧面回填中粗砂松散材料并予以机械振捣密实。风力发电机组基础的最终设计方案应在设备招标后,进行工程地质详勘，根据风力发电机组厂商提出的施工技术要求及设计方案,结合场地地质情况进行优化设计。风力发电机组基础的结构设计及地基处理方案最终以设计院结合风机厂家资料的设计方案为准。 箱式变压器基础箱式变压器的重量相对较轻，可采用天然地基的浅基础。箱变基础拟采用箱形基础，C40现浇钢筋混凝土结构，基础下设100mm厚C15素混凝44、土垫层，底板平面尺寸为55m，埋深1.85m，为防雨水等对箱变的侵蚀，基础顶面高出设计地面0.5m，基础一边做砖砌踏步。在后续设计阶段将根据招标确定的箱式升压变压器型号，由生产厂家提供的箱式变压器的外型具体尺寸和荷载资料，然后进行更为详细的设计。1.8.4 220kV升压站内主要建筑物控制中心站址呈矩形布置，按远期规划考虑。控制中心包括综合楼（办公生活楼）、35kV配电装置室、SVG设备、车库、备品及检修库、综合水泵房等建构筑物，站内道路及围墙。其中风电场中央控制室设置在综合楼内，可以通过风力发电机组的控制系统监控整个风电场。升压站还设有相应的生活设施，同时还设置有综合泵房、化粪池等相关设备。45、考虑到风电场所在地冬季寒冷，综合考虑中心采暖的经济性和自动化程度，在各房间设置电采暖器，满足房间的温度要求。升压站设置永久出入口。升压站大门采用电动伸缩大门。变电站南侧、东侧及北侧生活区部分采用通透式铁艺围墙，其余部位为实体砖围墙墙。围墙高1.8m，墙下500mm贴灰色外墙面砖。建筑物采用钢筋混凝土框架结构和砖混结构，丙类建筑，抗震设防烈度为7度，框架抗震等级为三级。一般情况采用天然地基，若遇不良地质情况，则考虑采用人工地基。 道路本工程场区内交通便道可根据需要布置。施工期场内交通主要为沟通主干道与现场的临时道路。风电场需沿风机布置位置修筑用于场内运输及施工安装的交通道路，本着降低工程造价的原46、则，以尽可能利用原有道路为前提条件，根据本期风电场的风机布置方案，于地面不平起伏较大的区域，应对部分高差较大不满足道路坡度要求的地面进行适当地修整，沿地面等高线及风机排布修筑。场内道路采用泥结石路面，路面厚度为17cm，磨耗层2cm，道路宽度约6米，总长约13.44km。升压站（控制中心）内道路形成环形，场内主要道路宽4.5m，为公路型混凝土道路，路基采用原土压实路基（回弹模量20MPa），上铺400mm厚碎石基层，200厚（最薄处）C30混凝土路面。1.9 施工组织设计 施工条件与交通状况（1）场外运输交通条件本阶段，由于风电机组设备厂家尚未最终确定，在风机设备本体价中已包含运杂费，为现场车47、板价。因此，由风机厂家至风电场内的风电机组设备运输路线，将在确定风机厂家后由风机厂家结合自身的设备特点，组织相应的运输方案。从工程场址的地理条件分析，本风电机组的外部运输可利用陆运方式运抵风电场工程场址区域附近。场址靠近101国道，交通运输条件比较便利。本期工程进场道路由附近砂石路引入后可直接到达风电场址区域，外界至本工程风电场的交通运输条件良好，完全能满足大型兆瓦级风机的场内、外运输要求。（2）场内运输交通条件XXXX一期（XX沟）风电场风机沿丘陵台地高处布置，根据现场考察，基本都只有乡道或机耕路通至附近山底，且道路宽度及承载能力不满足运输大型设备要求，无上山通道。为满足工程施工场内交通运输48、需求，需对丘陵上有通往较多机位处的部分道路进行改扩建，同时新建通往风机机位的道路。（3）风机吊装条件主要考虑风机布置情况及风电场场址区域内的地形地貌特征。布置于丘陵台地高处的各台风机，地形有一定的起伏变化，需进行开挖回填，平整吊装平台的作业面、满足要求后方可实现大型起吊设备进场、吊装工作。（4）其他施工条件根据风电场目前的建设条件分析：布置于山脊、台地上的风机施工生产用水来源较少，且离村庄距离较近，可主要考虑由水车运至现场。经考察，在控制中心周边采用打井引接至控制中心，并供附近布置的风机施工用水。引接距离暂按500m考虑。丘陵台地高处施工用电引线困难时，施工用电有附近的村落10kV线路引接，并49、配置一台移动式柴油发电车作为临时电源。由于项目所在区域已为移动通信话网覆盖范围之内，施工现场通信可采用无线通信方式解决。工程所需的钢筋、砂石料等其它工程建筑材料可就近到附近县市购买。由于风电场风机机位较为分散，同时，离城市混凝土搅拌站有一定距离，考虑到采用商品混凝土运距较长，不利于保证工程质量。因此，本工程考虑在风电场内设置混凝土生产系统。 风电机组安装方法风力发电机组的单机容量为2.5MW，风力发电机吊装分为5道工序，安装前做好准备工作，然后进行由下到上分别吊装，安装完塔架后吊装机舱，再吊叶轮。安装工作由两台吊车联合作业，为了保证吊车吊臂在起吊过程中不碰到塔架，并应保证吊装场面积满足风机吊装50、设备工作要求场地尺寸。机舱的安装：机舱分下机舱和上机舱两部分，下机舱安装在塔筒内。吊装上机舱前，要将主吊车停在旋转起吊允许半径范围内，按照厂家技术文件要求，将机舱的三个吊点专用工具与吊车的吊钩固定好。并将人拉风绳在机舱两侧固定好后，保持机舱底部的偏航轴承下面处于水平位置。先将机舱吊离地面1020cm，检查吊车的稳定性、制动器的可靠性和绑扎点的牢固性。待上述工作完成并检查无误后，方可起吊。提升过程中，应保持机舱水平，如果产生较大的倾斜，应将机舱重新放下，矫正后再起吊。安装机舱时，需2名装配人员站在塔筒平台上，机舱由吊车提升，并由人工牵引风绳，应绝对禁止机舱与吊车及塔筒发生碰撞。机舱与塔筒顶法兰在51、空中进行对接，机舱慢慢落下时，可用螺栓与垫圈先将后面固定，然后将所有螺栓拧上。完成以上步骤后，继续缓慢落下机舱，但应使吊钩保持一定拉力。机舱完全坐在塔筒法兰盘上，以保证制动垫圈位于塔筒法兰盘的中心。当所有螺栓紧固力矩达到要求后，方可将吊车和提升装置移走。叶片安装：风轮组装需要在吊装机舱前完成。在地面上将三个叶片与轮毂连接好，并调好叶片安装角。叶片和轮毂安装前，应注意：在运输时，为了防止叶片与地面的接触，应使用运输支架将其固定。每个叶片的排列之间必须保证相隔足够的距离，特别是叶尖与车板面之间至少距离40cm。风速是影响风电机组安装的主要因素，设备吊装高度处，吊装塔筒时最高风速小于8m/s，吊装叶52、片时最高风速小于6m/s。必须对叶片和轮毂进行全面的检查，以查明其在运输过程中有否损坏。禁止不经全面检查就直接安装叶片。在叶片和轮毂安装前，还应对叶片法兰和轮毂法兰进行清洗。按照技术文件要求，在每支叶片的中部用可调整支架将叶片支撑起来，然后进行调整和组装。安装时采用2台吊车（主吊与辅吊）“抬吊”，并由主吊车吊住上扬的两个叶片的叶根，完成空中90翻身调向，撤开副吊后与已安装好在塔筒顶上的机舱风轮轴对接。吊装叶片和轮毂时，为了避免叶片在提升过程中摆动，采用圆环绳索分别套住三片叶片，36名装配人员在地面上拉住。叶片在提升过程中，禁止叶片与吊车、塔筒、机舱发生碰撞，应确保绳索不相互缠绕。安装结束后可将53、叶片的安装附件移走，并清理安装现场。 主要建筑物施工方法本风电场主要建筑物有综合楼、35kV配电装置室、综合泵房、车库及备品备件库等。综合楼和35kV配电装置室基础均采用钢筋混凝土独立基础，在施工过程应严格按图施工，包括土方开挖，制模，绑扎钢筋笼等，浇注所需强度等级的混凝土，同时采用捣振设备进行密实处理。在低温季节，浇注混凝土完成后需采用保温防护等措施，待混凝土养护期（一般为四周）满后方可进行上部建筑物的施工。建筑物施工前，需搭建必要的脚手架，按图尺寸要求进行制模、绑扎钢筋笼等工作，在浇注混凝土过程中，采用捣振设备进行密实处理，待养护期满后方可拆除制模板具。同时，开始墙体外立面的装饰和房屋内部54、的装修等工作，在35kV配电装置室根据设备的尺寸大小，预留必要的基础预埋件，为设备安装做好提前准备工作。仓库泵房和车库等房屋为砖混结构的基础采用条形基础。220kV主变架构，各户外设备支柱等均采用钢管杆人字形结构。主变基础形式一般为钢筋混凝土独立基础，应按照设计图纸施工，并核对设备的尺寸，为所有上部构筑物和设备的连接作准备。 施工总布置原则根据风电场的风电机组布置方案，风电场为分散式布置的电源工程，风电场内的风电机组之间需有满足运输和检修道路的连接、电力和通信连接、汇集。同时为满足风电机组的施工吊装，在每台风电机组附近需一个施工吊装平台。此外，还需一些设备和材料的临时堆放场所、施工临时生产和生55、活场地。根据风电场的特点，拟定施工总体布置原则如下：（1）施工总布置遵循因地制宜、有利生产、方便生活、易于管理、安全可靠、经济适用的原则；（2）充分考虑风力发电工程布置的特点；（3）工程施工期应避免环境污染，施工布置必须符合环保要求；（4）根据工程区地形地貌条件，施工布置力求紧凑、节约用地；（5）统筹规划、合理布置施工设施和临时设施，尽可能实现永临结合；（6）参考部分工程经验，工程施工期间主要施工区实施封闭管理。因此风电场主要设施布置可按以下考虑风电场场内外交通道路尽可能沿已建的道路布置；施工吊装平台尽可能沿道路布置，减少对周围环境的影响；永久设施和临时设施应尽可能利用场址内的丘陵空地，保护当56、地的土地资源。 施工进度根据XXXX一期（XX沟）风电场工程的建设规模，同时结合风电场场址所在地区的气候条件，初步拟定整个风电场的建设期为12个月。施工总进度安排如下：施工控制进度为：准备工程道路及平整工程220kV升压站土建及输变电设备安装同时风机基础施工风力发电机组安装风机及箱变调试，总工期为12个月。 主要建筑材料风电场工程的主要建筑材料为沙石料、水泥和钢筋等，使用范围分为风电场和控制中心两部分。主要工程量体现在风机、箱变基础上，其中工程钢筋用量约885吨，混凝土约1.49万m3。 主要施工机械设备风电场实施过程中，主要用到的施工机械设备为主吊车和辅助吊车、推土机和挖掘机、装卸设备车辆、57、搅拌机和电焊机、捣振器、蛙式打夯机、高压水泵等设备。 施工期用水和用电根据初步测算，本工程施工用电总负荷270kW，施工工场用电负荷250kW，临时生活区用电负荷20kW，可从控制中心附近乡镇的电网侧配电系统10kV引接至升压站，并安装一台500kVA施工变压器，考虑永临结合的方法，节约工程造价。由于风机施工比较分散，施工单位应自备50kW柴油发电机，解决部分风机基础及其它工程基础施工用电问题。施工用水包括生产用水和生活用水两部分，高峰期总供水量约180m3/d。风电场施工期及运行期生活用水，可由后期施工图阶段风电场外部条件而定，初拟采用打井方式解决用水问题。施工中用水还需考虑配有水车，车往风58、场内距离升压站较远的机位运水供砼搅拌及砼养护用水。 永久用地和施工临时用地根据风电场建设特点，工程永久征地采取点征的方式，工程永久征地指风力发电机组基础、箱式变电站基础、风电场控制中心、升压站及新建道路占地，永久占地土地面积为238.54亩，其中：（1）风机、箱变基础：每台风机与箱变基础按339计算，共6441，为山地空地，合9.66亩；（2）风电场控制中心及220kV升压站：16085，合24.12亩。同时，临时用地以方便施工和节约土地为原则，根据施工的进度，场区内部将布置施工临时建筑设施，主要有施工临时吊装平台、临时生产设施、堆场、施工便道等。上述用地均为丘陵空地。临时占地面积为178.459、1亩。1.10 工程管理设计 定员编制根据生产规模和经营需要，结合风电场自动化运行程度高的特点，遵循精简、高效和合理等原则，对运营机构按企业管理模式设置。对风电场风力发电机组采用远动控制方式进行实时监控，220kV升压站设置在规划XXXX一期（XX沟）47.5MW风电场场址区域内，按照集中管理、少人值守的原则进行设计。鉴于XXXX一期（XX沟）47.5MW风电场成片开发的原则，同时为体现高效管理的原则，根据各期风电场工程的建设内容、规模，以及生产管理内容逐期增加的特点进行人员配置。本期风电场工程由于场内需新建220kV升压站，相对小型风电场建设管理和运行维护工作量较大，结合风电场常规的人员配置60、方法拟包括管理者和财务部门在内配置风电场工程管理人员16人，主要负责风电场控制中心的日常运行值守，风力发电机组巡视、日常维护和值班和日常电价结算与支出管理等工作。 主要工程管理方案风电场建设期管理范围主要依据国家、电力行业及地方的有关法律、法规要求，落实工程的建设管理责任和范围。风电场建成投产后主要落实风电场所有设施、设备的安全、正常运行，对发生的故障做到及时维修和恢复。落实电网调度的各项调度指令，确保电网的安全、稳定，同时又能使风电场最大限度地利用风力资源，提高风电场生产的安全性和经济性。建成投产后的风电场场址范围拟分成两个区域，以便于高效管理和根据功能划分的特点进行不同管理。其一为风电场区61、域，包括风力发电机组、箱式变电站、集电线路等；其二为少人值守的220kV升压站的管理。风电场区域采取每天巡视的办法进行管理，如遇风力发电机组异常情况，采取及时上报，及时维修的方法进行处理。220kV升压站采取可视监控方式，结合风电场的管理方式，不定时对220kV升压站所有电气设备等重要危险源进行巡视和检查。1.11 环境保护与水土保持设计 环境保护设计（1）施工期间要对施工便道定期进行洒水灭灰，控制地面扬尘；（2）施工期间尽可能减少对地形、地貌和植被的破坏，平整土地工程避开雨季，尽可能做到土石方挖填平衡。（3）施工期间禁止随意堆存废弃土石方，采取固定地点堆放措施，并由专人管理，堆积一定量后由运62、输车辆运送至当地政府指定的场所处理。（4）生产期内的生活区运行人员的生活污水由厂区采用生化污水处理装置，经达标后利用或对外排放。（5）风电场控制中心生活区内的食堂采用油烟净化装置，确保油烟排放达到饮食业油烟排放标准（GB18483-2001）标准要求，生活及冬季采暖利用清洁能源，不再配置燃煤（燃油）锅炉。（6）施工期工程参建各方控制噪声影响问题，满足建筑施工场界环境噪声限排放标准（GB12523-X）要求；运行期风电场厂界满足工业企业厂界环境噪声排放标准（GB12348-X）的2类要求。（7）在本风电场工程的设计、施工及运营过程中，采取有效措施防止光反射及电磁辐射产生的影响。（8）工程施工和运63、行期的包装物统一回收综合利用，风电机组和有关电气设备所产生的废弃油料属于危险废物，贮存应符合危险废物贮存污染控制标准（GB18597-2001）相关要求后，暂存于事故油池或油料仓库内，并定期交由有危险废物处置资质的单位进行处理或由厂家回收利用，事故油池等装置须做好防渗处理措施。 水土保持设计（1）有计划地按土方平衡的原则开展施工。风电机组基础场地平整、土石方开挖与混凝土浇筑的进度必须遵照土方平衡的原则，按计划进行。风电机组场地平整和土石方开挖的数量，以不影响混凝土浇筑进度为准，不宜大面积、大数量的进行，导致土石方暴露时间过多、过长。平整的场地植被已遭破坏，表层土壤疏松，暴露时间过多、过长，势必64、遭受当地大风侵蚀的频率增大，加大风蚀的危害和扬尘等。（2）严格控制作业场地面积。无节制扩大作业场地，将造成更多的植被破坏和土壤表层的破坏。（3）施工过程中，如果产生土石方暴露时间较长，或遇大风，应对暴露的土石方及时采取措施，进行防风蚀处理。1.12 劳动安全与工业卫生 施工期（1）各种机械设备和车辆严禁无证人员操作，并对各种机械设备按有关要求进行定期检修或更换零部件。（2）高空作业和起吊作业时严禁在大风（吊装塔筒时最高风速小于8m/s，吊装叶片时最高风速小于6m/s）和雷雨天气下进行。起吊作业时，注意缆索等捆绑是否符合起吊要求，严禁吊车超载作业。（3）带电作业时应做好安全防护措施，必须进行接地65、保护。严禁一闸多机作业。对电缆进行绝缘和耐压检验，在施工用电的电缆周围应设置防护围栏和醒目标志。（4）基坑开挖工程要严格按照设计要求进行放坡，并采取必要的支挡保护措施。基坑内要有上下人爬梯，基坑开挖出的土石方应尽量远离基坑堆放。基坑周边在夜间应设置醒目标志，以防止人员跌落。（5）应保证工程施工人员的日常饮食安全、卫生，防止发生群体性的食物中毒事件。业主单位、施工企业及监理单位应建立安全卫生管理小组，以施工单位为负责主体，制定相应的安全卫生规章制度，并落实施工企业现场负责人为第一责任人严格监督，落实执行卫生管理制度。一旦施工现场发生传染性疾病，应以业主单位为第一责任单位及时报告当地的防疫卫生主管66、部门，并请卫生防疫主管部门派出专业机构人员对传染源采取隔离措施和相应的消毒措施，并将受感染人群视受传染程度、传染性疾病的性质进行住院隔离或采取现场临时隔离措施，将传染性疾病扩散的范围降到最低程度，并在较短的时间内恢复正常的安全生产活动。 运行期风电场建成投产后，在日常的生产运行管理过程中主要存在火灾、爆炸、电击、机械损伤、雷击、噪声、振动、电磁辐射等危害因素，要加强安全管理，制定安全生产监督制度。（1）建立并完善安全生产管理制度，避免人为原因造成事故发生。（2）严格执行消防防火制度，做好火灾预防工作（参见消防章节）。（3）根据现行的建筑防雷设计规范中的要求进行防止保护装置的设计。根据现行的交流67、电气装置的接地规范要求进行全厂安全接地设计。根据交流电气装置的过电压保护和绝缘配合规范要求进行带电设备安全净距的设计，以保证人身及设备安全。（4）进行风力发电机组设备检修时，应严格执行风力发电机组厂商技术要求，以避免发生机械损伤和触电事故。（5）为减轻电磁辐射损害，按照操作规程的有关要求禁止长时间在高压设备区工作，在微机前工作人员工作时间不宜超过8小时。（6）风电场职工食堂、宿舍的卫生应达到国家相关安全、卫生标准的要求。1.13 节能方案分析风电是一种清洁的能源，既不通过消耗资源释放污染物、废料，也不产生温室气体破坏大气环境，也不会有废渣的堆放问题，有利于保护周围环境。与其它传统发电方式相比，68、风电可节省一定的发电用煤和减少环境污染治理费用，有更高的空气质量和环保标准，使得风能变得更具竞争力。本工程年上网发电量99.48GkWh，与相同发电量的火电相比，每年可为电网节约标煤约29695.5 （火电煤耗按2010年底网供标煤耗335g/kWh计）。相应每年可减少燃煤所造成的多种有害气体的排放，其中二氧化硫（SO2）486.9t，氮氧化合物（NOx）317.0t，烟尘129.1t，减轻排放温室效应性气体二氧化碳（CO2）99484.95t。此外还可节约大量传统火电厂用水，并能减少相应的水力排灰废水和温排水等对水环境的污染。由此可见，风电场有明显的环境效益。1.14 工程设计概算本风力发电69、工程拟建装机容量为47.5MW，拟安装建设19台单机容量为2.5MW的风力发电机组。本工程由XX能源投资有限公司投资建设，建设资金由股东方注册资本和商业银行贷款组成。建设资金来源如下：（1）项目资本金为动态总投资的25%，共11764万元； （2）商业贷款：长期贷款35292.2万元，其中：建设期利息1128.11 万元（贷款利率按现行基准利率6.55%）；基本预备费565.09 万元；本工程静态总投资45928.09万元，单位kW静态投资9713.26元/千瓦。本着集约化节约土地资源的原则和便于并网的原则，XXXX一期（XX沟）47.5MW风电场工程、XXXX二期风力发电工程和XXXX三期风70、力发电工程拟合用一个风电场控制中心，本期工程需新建一电压等级为220kV升压站，包含于风电场控制中心内。工程总投资为47056.20万元。 1.15 财务评价与社会效果分析本风力发电工程拟建装机容量为47.5MW，拟安装19台单机容量为2.5MW的风电机组。平均年上网发电量99.48GkWh，工程施工总工期12个月。本工程项目计算期取21年，其中建设期12个月，生产期20年。固定资产余值按5%计。本工程经XX省政府有关主管部门核准后，由XX能源投资有限公司全额出资设立的项目公司-XX（XX）风电有限公司进行本风电场工程投资建设和运行管理。本工程静态总投资投资45928.09万元，单位kW静态投71、资9713.26元/千瓦；基本预备费565.09万元；建设期利息为1128.11万元；本期风电场工程的动态总投资为47056.20元，单位kW动态投资为9906.57元/千瓦；流动资金为142.5万元；资本金为25%，其余为商业贷款（贷款利率按现行基准利率6.55%）； 测算方案为增值税按即征即退50%并考虑增值税转型的分年抵扣，按含税电价为0.6100元/kWh进行测算。本项目全部投资的财务内部收益率（税后，下同）为12.33 %，全部投资的财务净现值（ic=5%）为23901.76万元。本项目资本金的财务内部收益率为13.8%，资本金的财务净现值（ic=8%）为7217.14万元。投资回收72、期为8.65年（不含建设期），平均投资利润率为6.59%，平均投资利税率为7.48%，项目资本金净利润率（ROE）为26.35%。说明本风电场项目具有一定盈利能力。1.16 风电场工程招标计划本风力发电工程拟建装机容量为47.5MW，在XX省XX市的王府镇境内拟分散布置19台单机容量为2.5MW的风电机组。本工程总投资为47056.20万元，资本金25%，其余工程所需资金采用向金融机构贷款方式解决。依据中华人民共和国招投标法的有关规定，对风电场工程建设所需的风电机组主机设备、相关电气设备等采购方式应采用公开招标形式，对风电场工程内配套的土建施工及设备安装等子项目也需采用公开或邀请招标等形式。具73、体招标方式和标段的划分，根据风电场工程实施程序可在项目核准后，合理安排相应的采购招标、设计服务招标、施工服务和监理服务招标，并形成较为详细的招标计划。本阶段仅就风电场工程建设内容对招标范围、标段划分等进行初步拟定。表1-1XX一期（XX沟）风电场新建工程风力发电场项目特性表序号名 称单 位数 量备 注1风力发电场场址1.1海拔高度m260平均海拔1.2经度（东）121：21121：371.3纬度（北）41：5042：072风资源2.1 年平均风速m/s6.680m高度2.2 风功率密度W/420.4080m高度2.3盛行风向、风能方向SSW80m高度3主要设备3.1风力发电机组WTG-3 （174、）数量台19（2）额定功率kW2500（3）叶片数片3（4）风轮直径m110（5）扫风面积9503（6）切入风速m/s3（7）额定风速m/s10.5续表1-1XX一期（XX沟）风电场新建工程风力发电场项目特性表序号名 称单 位数 量备 注（8）切出风速m/s20（9）安全风速m/s52.5（10）转速rpm7.316.3（11）轮毂高度m80（12）发电机容量kW2500（13）发电机功率因数-0.95+0.95（14）额定电压V6903.235kV箱式变电站座193.3升压变电所（1）主变压器数量台1型号SZ11-100000/230一、二期容量（2）出线回路及电压等级电压kV220回路数回75、1至东梁变4土建工程4.1 风力发电机基础（1）数量基19（2）型式钢筋混凝土独立基础（3）地基特性天然地基5施工5.1风机基础工程数量（1）明挖土（石）方m337865（2）回填土（石）方m312620（3）基础混凝土C40m311450（4）基础混凝土垫层C15m312425.2主要建筑材料（1）水泥t6400（2）钢筋、钢材t17115.3场内道路km13.44新建续表1-1（完）XX一期（XX沟）风电场新建工程风力发电场项目特性表序号名 称单 位数 量备 注5.4施工期限 （1）总工期月12（2）机组发电工期月125.5工程永久占地亩238.556投资估算6.1 静态总投资（编制年）万76、元45928.096.2 总投资万元47056.206.3 单位千瓦静态投资元/kW8050.106.4 单位千瓦动态投资元/kW9906.576.5施工辅助工程万元846.226.6机电设备及安装工程万元36193.046.7建筑工程万元5102.426.8其他费用万元3221.326.9基本预备费万元565.09 6.10建设期贷款利息万元1128.117经济指标7.1装机容量MW47.57.2年上网电量kWh0.99481087.3年等效满负荷小时数h20947.4平均上网电价（含增值税）元/kWh0.617.5盈利能力指标（1）投资利润率%6.59（2）投资利税率%7.48（3）资本金77、利润率%26.35（4）全部投资财务内部收益率12.33所得税前（5）全部投资财务净现值（5）万元23901.76所得税前（6）资本金财务内部收益率13.8所得税后（7）投资回收期年8.657.7资产负债率（最大）74.73第2章 风能资源2.1 风资源评估主要技术依据 风电场风能资源测量方法（GB/T18709-2002）； 风电场风能资源评估方法（GB/T18710-2002）； 风电场风能资源测量和评估技术规定（发改能源20031403）； 全国风能资源评价技术规定； 风力发电场项目可行性研究报告编制规程（DL/T5067-1996）； 风电场工程可行性研究报告编制办法； 风电场场址选择78、技术规定； 风力发电机组安全要求（GB18451.1-2001）； 基础资料1）XX沟测风塔X年5月11日X年5月21日10min测风数据风速风向资料；2）王府河西测风塔X年5月30日2010年12月30日10min测风数据风速风向资料；3）佛寺玍力马测风塔2010年5月1日X年5月31日10min测风数据风速风向资料；4）蜘蛛山汤头河测风塔X年2月1日X年5月31日10min测风数据风速风向资料；5）XX气象站提供的气象要素特征、气象基本情况、19802009年30年各月平均风速及19622009年48年最大风速；6）XX气象站提供的19802009年历年各月各方向频率。2.2 风电场简介 79、风场的位置XXXX风电场场址位于XX红帽子乡、王府镇、福兴地镇、佛寺镇和蜘蛛山乡相连地带，自东北向西南分布在XX沟、姜家沟、玍力马营子、房子山南梁、胡宝吐、葫芦汤一线，多由海拔200米400米的丘陵构成，局部地点高达500米。山顶上大部分是荒山，少部分为开荒地和林地。场区内多数山梁顶部比较平缓，均能行车，便于大型风力发电机的安装和运输。原规划为四期，分别为一期（XX沟）风电场、二期（王府河西）风电场、三期（佛寺玍力马）风电场和四期（蜘蛛山汤头沟）风电场。一期（XX沟）风电场内设有测风塔一座，塔高70m，地理坐标北纬4205.804，东经12135.426，观测场海拔高度为295m，测风塔周围无80、高大障碍物。在塔的70m、50m、和10m三个高度分别安装风速传感器，50m高度安装风向传感器，以便于了解风随高度变化的情况。测风设备为NRG型风速风向记录仪。二期（王府河西）风电场海拔高度185368米，内设70m高测风塔一座，地理坐标北纬4202.125，东经12128.121，观测场海拔高度为256m，测风塔周围无高大障碍物。在塔的70m、50m、和10m三个高度分别安装风速传感器，50m高度安装风向传感器，以便于了解风随高度变化的情况。测风设备为NRG型风速风向记录仪。三期（佛寺玍力马）风电场海拔高度180320米，内设70m高测风塔一座，地理坐标北纬4158.638，东经12123.81、199，观测场海拔高度为256m，测风塔周围无高大障碍物。在塔的70m、50m、和10m三个高度分别安装风速传感器，50m高度安装风向传感器，以便于了解风随高度变化的情况。测风设备为NRG型风速风向记录仪。四期（蜘蛛山汤头沟）风电场海拔高度100520米，内设70m高测风塔一座，地理坐标北纬4150.814，东经12122.292，观测场海拔高度为200m，测风塔周围无高大障碍物。在塔的70m、50m、和10m三个高度分别安装风速传感器，50m高度安装风向传感器，以便于了解风随高度变化的情况。测风设备为NRG型风速风向记录仪。XX蒙古族自治县气象站（以下简称XX气象站）位于一期（XX沟）风电场82、东南10km左右，是距风电场最近的长期气象站，其地理坐标为12139E、4202N，海拔高度166.8m，地形为丘陵。风电场测风塔安装位置见表2-1，测风塔、气象站所在位置及风电场地周边地形见图2-1。表2-1测风塔安装位置表序号塔编号风场名称高度（m）东经北纬海拔高度（m）备注（测风开始时间）1#1一期（XX沟）风电场7012135.4264205.804295X.52#2二期（王府河西）风电场7012128.1214202.125256X.53#3三期（佛寺玍力马）风电场7012123.1994158.6382562010.54#4四期（蜘蛛山汤头沟）风电场7012122.2924150.83、814200X.25XX气象站12139.0004202.0001671962（注：所有测风仪器均经过检验、校正并经仪器经销商标定。）图2-1 风电场地理位置及周边地形图XXXX风电场先期规划容量为200MW，分四期开发，配套建设1座220kV升压站。但由于规划的一期（XX沟）风电场距离规划中的X沈高铁在2km范围内，依据辽环发X38号，XX沟风电场被迫取消，最终XXXX风电场规划容量为150MW，分三期开发，将原有的二期（王府河西）风电场替代为XXXX一期（XX沟）风电场，安装19台单机容量为2.5MW 风力发电机组，装机容量47.5MW。XXXX一期（XX沟）风电场工程位于XX市区西约1084、km的王府河西村，区属XX王府镇，场址范围1212512130E，421.74205N，规划面积约20km。该场址是由海拔高度在140360米之间的多个山梁构成的山梁群，山顶上大部分是荒山、荒草地，少部分开荒地，还有部分松树，属乡级所有。山梁顶土层不厚，基础坚实。山梁群四周开阔，高度差100米左右。场区内多数山梁顶部比较平缓，均能行车，便于大型风力发电机的安装和运输。经勘查，一期（XX沟）风电场场址区域内测风塔和拟建设风机位置不压覆重要的矿产资源，不占用基本农田，并列入相关土地利用规划。规划场址内无候鸟栖息地、无文物、名胜古迹和军用设施。 风电场测风本期风电场内测风塔是原规划的王府河西风电场测85、风塔，高度为70m，海拔高度256米，地理坐标北纬4202.125，东经12128.121。测风开始时间为X年5月30日，在塔的70m、50m、和10m三个高度分别安装风速传感器，50m高度安装风向传感器。测风设备为NRG型风速风向记录仪。所有测风仪器均经过检验、校正并经仪器经销商标定，无压力观测和温度观测。为了增加原始数据的准确性，2010年7月，XX能源投资有限公司在原规划一期（原XX沟风电场）测风塔上安装了NRG风速风向记录仪，在塔的70m和50m两个高度分别安装风速传感器，70m高度安装风向传感器，同时安装了温度和压力传感器。测风工作从2010年7月开始，持续到X年11月；记录仪编号686、872。2010年7月，XX能源投资有限公司在原规划二期（原王府河西风电场）测风塔上安装了NRG风速风向记录仪，在塔的70m和50m两个高度分别安装风速传感器，70m高度安装风向传感器。测风工作从2010年7月开始，持续到X年11月；记录仪编号6867。风电场测风塔安装位置见表2-2，测风塔所在位置见图2-2。表2-2测风塔安装位置表 序号塔编号测风塔高度东经北纬海拔高度（m）备注1#170m12135.4264205.804295原一期（XX沟风电场）位置2#270m12128.1214202.125256原二期（王府河西风电场）位置图2-2 测风塔位置示意图 风电场所在地气候概况XXXX一87、期（XX沟）风电场位于XX省西部低山丘陵区，属于北温带大陆季风气候区，四季分明，雨热同季，光照充足。1月平均气温11.513；7月平均气温2325；年平均气温78。年平均降水量450mm550mm，无霜期145160天。最冷月均1819，最热月均2930，春夏季多西南风，秋冬季多西北风。2.3 风电场所在地区气象资料分析 气象站基本情况XX蒙古族自治县气象站（以下简称XX气象站）位于一期（XX沟）风电场东南10km左右，是距风电场最近的长期气象站，其地理坐标为12139E、4202N，海拔高度166.8m，地形为丘陵。1960年2月建站，位置农科所院内；1981年7月西迁300米；X年1月迁至88、发展大街东侧；周围环境无大的变化。测风仪型号：EC9-2型测风传感器；安装高度：10.5米。周围障碍物情况：距测风塔东200米有高度6米左右办公楼；距测风塔西100米有6米左右办公楼。测风仪器变化情况：1962-2003年EL型电接风向风速仪；2004年至今EC9-2型测风传感器；风塔安装高度没有无变化。2.3.2 气象站数据说明经业主与气象部门沟通，由于气象站位置搬迁，测风仪器更换，气象部门已通过数据处理，所提供长系列测风数据是一致的（提供气象站书面文件）。由于XX气象站为国家基本气象观测站，该站的数据均由气象专业人员检查、复核，因此对气象站的数据不作检验。2.3.3 气象站主要气象要素特征89、值XX气象站的主要气象要素特征值见表2-3。表2-3主要气象要素特征值序号分 项参数备 注1年均气压（mpa）995.92年均水汽压（mpa）8.83年均气温（）8.14极端最高气温（）40.55极端最低气温（）-30.66年均雷暴日数（日）217多年最大风速（m/s）24.01966.4.26风向:N8多年主导风向SW9最大冻土深度（cm）17810最大积雪深度（cm）15 平均风速.1 平均风速的多年变化根据XX气象站近30年（19802009年）的风速资料统计，XX气象站近30年年平均风速见表24和图23。表2-4XX气象站19802009年的历年年平均风速（m/s）年份风速年份风速年份90、风速19802.8919912.8020022.9819812.6719922.7020032.9619822.9419932.7320042.5319832.8919942.65X2.6019842.9119952.63X2.9319853.0419962.79X2.7319862.8319972.96X2.9219873.3619982.8320092.9319882.8519992.7810年平均风速2.8419893.0320002.7920年平均风速2.8019903.1220012.6330年平均风速2.85图2-3 XX气象站近30年年平均风速直方图由图表可见，该区域风速年际变化91、并不很大，10年、20年、30年平均数值相差无几，最高年份的3.4m/s与最低年份的2.5m/s相对罕见。.2 平均风速的年变化累年各月平均风速见表2-5、图2-4。表2-5XX气象站累年（19802009）各月平均风速（m/s）月份123456789101112年月平均风速2.322.673.344.033.683.102.632.222.262.672.782.442.85图2-4 XX气象站近30年平均风速年变化直方图从XX气象站累年及各月平均风速看，该地区多年平均值2.85m/s，春季风速较大，4月风速最大，为达4.03m/s，8月风速最小，为2.22m/s。最大月（4月）和最小月（892、月）平均风速差1.81m/s，具有季节性变化。 多年平均年风向频率分布根据XX气象站提供的近30年风向频率资料统计，主导风向扇区为WSWSWSSW，占30.4%，次主导风向扇区为NNNENE，占20.0。而SSEE等风向出现频率较小，具体可见表2-6、图25。表2-6XX气象站累年平均风向频率（%）风向NNNENEENEEESESESSESSSWSWWSWWWNWNWNNWC风向频率6.876.22.91.60.91.11.42.56.915.18.46.34.14.85.718.3图2-5 XX气象站累年平均风向玫瑰图与风场测风同期XX气象站风向频率分布如表2-7、图2-6。该年度主导风向扇93、区与多年平均风向频率分布一致。表2-7XX气象站测风年平均风向频率（%）风向NNNENEENEEESESESSESSSWSWWSWWWNWNWNNWC风向频率67.374.11.90.90.82.21.84.31910.46.86.25.57.38.5图2-6 XX气象站测风年风向玫瑰图 气象站最大风速根据XX气象站最大风速资料，实测最大风速为24.0m/s，出现在1966年4月26日，风向为N。2.4 风电场风力资源评价 风电场基本测风资料与代表性分析本阶段风资源分析采用的基础资料1）#1XX沟测风塔X年5月11日X年5月21日10min测风数据风速风向资料；2）#2王府河西测风塔X年5月394、0日2010年12月30日10min测风数据风速风向资料；3）#3佛寺玍力马测风塔2010年5月1日X年5月31日10min测风数据风速风向资料；4）#4蜘蛛山汤头河测风塔X年2月1日X年5月31日10min测风数据风速风向资料；5）#6872测风塔2010年7月10日X年11月30日10min测风数据风速风向资料；6） #6867测风塔2010年7月10日X年11月24日10min测风数据风速风向资料。7）XX气象站提供的气象要素特征、气象基本情况、19802009年30年各月平均风速及19622009年48年最大风速；8）XX气象站提供的19802009年历年各月各方向频率；9）XX气象站95、X年10月2009年12月年逐时数据。.1 测风年资料代表性分析通过上述图、表的对比分析可以看出,测风期间XX气象站年平均风速2.93m/s,比累年年平均风速2.85m/s稍大，说明2009年为大风年，不能代表风场的代表年，需根据气象站的资料对风场实测风数据进行订正。本报告利用XX气象站19802009年逐月数据、气象站2009年1月1日2009年12月31日完整1年的实测数据，对风场2009年1月1日2009年12月31日的数据进行了订正。XX气象站2009年1月2009年12各月平均风速见表2-8、图2-7。表2-8XX气象站2009.12009.12各月平均风速（m/s）月份12345696、789101112年月平均风速2.512.583.213.433.943.232.742.213.112.813.062.352.93图2-7 XX气象站测风年风速年变化直方图.2 测风塔作为风场风资源评估代表性分析#1测风塔位于本风电场区域外东北侧10km处，根据风数据实测资料，10m高度的风数据缺测非常多，整个测风期间，没有压强和温度数据，可能因雷击及天气寒冷冻坏测风仪及风向仪。#3测风塔、#4测风塔为原规划的三期、四期风电场内的测风塔，离本风电场很远，没有太大参考意义。故本阶段只对本风电场内#2测风塔的原始测风数据进行统计，计算该测风塔不同高度测点的月平均风速。因2009年1月2009年97、12月的风数据相对整个测风周期而言比较完整，连续缺失数据少，同时XX气象站也提供了X年10月2009年12月逐时数据。故采用2009年1月2009年12月的测风数据作为本次风资源评估的基础资料。风电场测风资料的整理、检验和处理参照GB/T18709-2002风电场风能资源测量方法及GB/T18710-2002风电场风能资源评估方法，根据风场测风获得的原始数据，对其完整性和合理性进行判断，检验出不合理及缺测数据。a) 原始数据的整理整理后#2测风塔实测原始数据平均风速成果表详见表2-9，风功率密度成果表见附表2-10。表2-9测风塔实测原始数据平均风速成果表（单位：m/s）高度2009年平均1月98、2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月104.84.66.06.15.95.84.74.64.95.15.55.05.25505.75.56.66.76.56.55.25.35.66.16.06.15.98706.13.87.17.26.96.85.65.76.06.56.56.66.25表2-10测风塔实测原始数据平均风功率密度成果表（单位：W/）高度2009年平均1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月10159 194218 224 325 178 203 274 307 281 199 139 214.8 50299 325273 281 408 223 2599、5 343 385 352 250 174 269.3 70350120305 314 455 249 284 383 430 392 279 194 300.5 从测风塔的实测成果可以看出：70m高度2月份测风塔数据明显不合理，其它10m70m高平均风速、风功率密度基本合理，大体趋势比较正常。经过分析，严重不合理的2月份数据，可能是因为测风仪器出现故障造成的（现场未及时更换造成）。其它各月风速、风功率密度数据，可能因为测风仪器出现部分误差，造成局部不合理。b）测风数据的检验参照风电场风能资源测量方法（GB/T18709-2002）和风电场风能资源评估方法（GB/T18710-2002），根据100、测风塔获得的原始数据，对其完整性和合理性进行判断，检验出不合理及缺测数据，经过处理后整理出连续、完整的风电场逐时风速数据。1) 完整性检验XX一期（XX沟）风电场#2测风塔（70m）各高度测点逐时测风数据比较完整，测风数据从2009年1月1日0时2009年12月31日23时，共计8760条数据，缺测22条。2) 合理性检验按照GB/T18709-2002标准，结合风电场的实际情况，XX一期（XX沟）风电场#6867测风塔（70m）主要参数的不合理数据统计见表211。表2-11实测不合理数据统计表塔号测风高度主要参数合理性检验项目总测次不合理次数比重（）210m70m平均风速的1小时变化25m/101、s合计100.880.490.150.220.060.010.000.000.000.000.000.000.00100501.771.420.880.640.390.130.210.080.010.000.000.000.00100701.801.611.240.830.450.370.100.210.070.010.000.000.00100802.191.611.290.870.590.390.170.180.080.050.000.000.00100902.171.721.280.990.610.390.170.180.100.030.010.000.00100表2-29代表年份风能频102、率计算成果表（单位：%）高度0m/s1m/s2m/s3m/s4m/s5m/s6m/s7m/s8m/s9m/s10m/s11m/s12m/s13m/s100.000.040.290.902.184.126.738.099.2710.3110.9710.599.649.18500.000.020.140.461.112.123.615.456.637.658.149.048.848.85700.000.010.110.380.911.753.184.386.086.957.378.528.948.79800.000.010.100.350.861.612.974.345.766.497.378.0103、18.967.89900.000.010.100.340.831.582.844.285.606.547.168.038.807.7814m/s15m/s16m/s17m/s18m/s19m/s20m/s21m/s22m/s23m/s24m/s25m/s25m/s合计106.944.841.733.030.930.210.000.000.000.000.000.000.00100508.398.326.165.363.921.462.831.280.210.000.000.000.00100707.478.177.726.203.903.761.232.861.110.210.000.000.104、00100808.587.837.656.074.923.841.932.471.210.790.000.000.00100908.288.177.416.844.983.801.892.431.530.580.210.000.00100图2-24 代表年各高度度全年风速和风能频率分布直方图表中可见，代表年份风速频率集中于1m/s11m/s，风能频率集中6m/s18m/s。2.5 风电场风能资源评价结论通过对2009年1月2009年12月XX一期（XX沟）风电场#6867测风塔（70m）一年测风数据的分析处理，并推算各风能要素。风电场风能资源初步评价结论如下：（1）风电场90m、80m、70m105、50m、10m高度上的年平均风速分别为6.70m/s、6.60m/s、6.50m/s、6.20m/s和5.23m/s，年平均风功率密度风别为438.06W/、420.40W/、401.17W/、349.62W/和210.20W/。按照国家标准风电场风能资源评估方法（GB/T18710-2002）中推荐的参考值，结合当地的地形地貌，XXXX一期（XX沟）风电场风能资源为三级标准，其可利用风速比重较大，破坏性风速比重较小，可用于风电场的建设和开发。（2）XX一期（XX沟）风电场全年主导风向和次主导风向分别为SSW和S、SW，全年最大风能密度方向为SSW。风速风功率密度表现为冬春季较大、夏秋季较小106、。场区80m高8：0020：00时风速、风功率较大。实测空气密度为1.211kg/m3，风切变指数为0.1194。（3）从地理位置上分析，风电场属低山丘陵地形，80m高度50年一遇最大风速为33.4m/s，平均湍流强度和I15均小于0.12。因此，本工程风力发电机组选型可按IEC61400-1标准C及以上等级考虑。（4）该地区冬季漫长寒冷，风机选型须考虑低温因素。第3章 工程地质XXXX一期（XX沟）风电场工程位于XX市西王府镇以南，场区坐标范围东西1212112137，南北41504207。XX市系XX省辖市之一，位于XX省西部，与省会市直线距离147.5公里。往南经X可直下X、X；北上经通107、辽可到霍林河矿区；东达及辽东沿海城市；西至X、X，是XX西部的交通要道。XX全境呈长矩形，中轴斜交于北纬42度10分和东经122度的交点上。XX地区东西长170公里，南北宽84公里，总面积10355平方公里。风电场所在区域紧邻长深高速G25、国道G101，铁路大郑线、新义线，交通十分便利。3.1 区域地质概况 地形地貌场址区海拔高程187.0m367.8m，地形起伏较大，属于XX盆地丘陵地带。丘陵沟壑分布较多，属水流冲刷形成，汇入平原区形成季节性小河流。山丘植被较发育，开垦荒地较多，场内农耕道路纵横交错。 地层岩性据中华人民共和国地质图（XX幅1:200000），场址区域上出露的地层主要为第四108、系覆盖层，基岩为侏罗系上统九佛堂组（J3jf）、吐呼噜组（J3t）和土城子组（J2t1）地层，侵入岩主要为晚古生代花岗闪长岩（14）及前震旦纪花岗岩（1-2）。第四系覆盖层主要为全新统砂质粘土和上更新统砂质黄土等，砂质粘土主要为丘陵表部残积土及其他地区零星分布的残积土；砂质黄土分布面积较广，周边平坦地区表部均有分布。侏罗系上统九佛堂组（J3jf）：主要为灰色灰黄色砾岩，黄绿色砂岩，粉砂岩及黑色页岩夹煤线，区域内分布较广，风机位置周边未出露。吐呼噜组（J3t）：灰紫色、灰绿色层凝灰岩，区域内分布较广，风机位置周边未出露。土城子组（J2t1）：砖红色凝灰质粉砂岩、粉砂质页岩夹砾岩，场区内分布较广，109、F15风机所在山丘周边有出露。变质岩（Ajnx）：为太古界斜长角闪岩夹磁铁石英岩，区域内有分布，工程场地内未出露。花岗闪长岩（14）和花岗岩（1-2）：为场区内主要岩性，风机基础部位均为此类岩石。 地质构造及地震根据XX省区域地质志，拟建场址构造单元上属于中朝准地台（），燕山台褶带（4）辽西台陷（41）的北镇凸起（41-1）。根据XX省区域地质志区内断裂有凌源北票沙河岩石圈断裂，此断裂为非全新世活动断裂，且距拟建风场场址满足规程规范要求的最小距离。如图3-1。拟建场址图3-1 XXXX风电场场址区域地质构造图根据XX省水文地质图集之XX省地震震中及地震烈度区划图可知，XX省是我国地震活动较多的110、省份之一。据文献资料不完全记载，自公元421年至1975年全省共发生1级以上地震70余次（不包括1975年海城7.3级地震的余震），5级以上的破坏性地震20余次。依据XX省历史地震活动规律、地质构造、新构造运动和现代应力场特征等原则，判定XX省地震活动主要集中在开原渤海、宁城义县、庄河等三个地区，并以开原-渤海地区为最，其破坏性地震达12次之多。而在拟建场址附近未发生3.0级以上地震。根据中国地震动参数区划图GB18306-2001，拟建场址地震动峰值加速度为0.05g（地震基本烈度为6度），地震反应谱特征周期为0.35s。 场址稳定性评价由于拟建工程场址周边的断裂为非全新世活动断裂，且断裂与111、拟建场址有一定距离，按建筑抗震设计规范（GB50011-2010）的有关要求，可不考虑断裂构造对拟建场址的影响，可认为拟建场址是稳定的。综上所述，拟建场址相对稳定的地带，区域稳定性满足建场要求。3.2 工程地质概况根据风电场初勘报告，本风电场工程场址位于XX市西王府镇以南丘陵地带，根据现场踏勘，场地地貌单元为丘陵。地形起伏很大，地面海拔高度187.0332m，最大高差112m。所有风机拟布置丘陵地带的各个小山头上，各风机上空无高压线路通过。 场区自然气候拟建场区位于XX省西部的XX地区，春季干旱多风、夏季炎热少雨、冬季严寒少雪，属北温带大陆性季风气候，主导风向为西南风。1月平均气温11.2，7112、月平均气温24.2，全年平均气温8.1。年平均降水量550毫米，无霜期155天。极端最高温度40.9、极端最低温度31.2，年日照2900小时，最大冻土深度1.48米。 场区地质概况拟建的XXXX一期（XX沟）47.5MW风电场共分3个区，风机多位于山丘中上部，位于林地、山坡灌木丛或山坡开垦荒地里。周边为基本农田。场址内有村屯分布，现有农民居住。场址内山丘有冲沟发育，对风机影响不大，拟建场址范围内及其附近未见岩溶、土洞、崩塌、滑坡、泥石流等不良地质作用。 一区工程地质条件及评价一区位于火石岭子村正东方向的山丘上，包括F01、F02、F03、F04、F05，F12共6个风机，分布高程290m31113、5m之间，场址现状见图3-2。根据本阶段现场踏勘及搜集的地质资料，拟建场址地层由上至下依次为残积土、全风化花岗岩、强风化花岗岩、中等风化花岗岩，详述如下：残积土：黄褐色，坚硬，干强度中等高，该层分布普遍，层厚不均，一般层厚1.04.0m，地势高处较薄，低处较厚，为花岗岩残积土。全风化花岗岩：黄褐色，强风化成碎石状，结构大部分破坏，岩体破碎，用镐可挖掘，厚度不均，层厚1.03.0m。强风化花岗岩：黄褐色，差异性风化较普遍，包含中等风化岩块，结构部分破坏，岩体呈岩块状，用镐难挖掘，属较软岩，层厚1.54.0m。中等风化花岗岩：黄褐色，花岗质结构，块状构造，属坚硬岩，层厚大于10.0m。由于花岗岩残114、积土、全强风化厚度不均，承载力较低，不经处理不宜作为持力层。建议风机基础建于中等风化花岗岩上。各层土的埋藏条件及空间分布情况详见各风机位置推测工程地质剖面图。图3-2 一期（XX沟）风电场场址一区照片F03风机位置地质剖面位 置比例尺1:100层厚(m)基础中心2.0XXXXXXXXXXXXXXXXXX2.0残积土全风化花岗岩强风化花岗岩中等风化花岗岩1.0X=41370614.28;Y=4657971.67 二区工程地质条件及评价二区位于红沟村正北方向的山丘上，包括F06、F07、F08、F09、F10，F11风机，分布高程220m250m之间，场址现状见图3-3。根据本阶段现场踏勘及搜集的115、地质资料，拟建场址地层由上至下依次为残积土、全风化花岗岩、强风化花岗岩、中等风化花岗岩，详述如下：残积土：黄褐色，坚硬，干强度中等高，该层分布普遍，层厚不均，层厚1.03.0m。地势高处较薄，低处较厚，为花岗岩残积土。全风化花岗岩：黄褐色，强风化成碎石状，结构大部分破坏，岩体破碎，用镐可挖掘，厚度不均，层厚1.02.0m。强风化花岗岩：黄褐色，差异性风化较普遍，包含中等风化岩块，结构部分破坏，岩体呈岩块状，用镐难挖掘，属较软岩，层厚1.55.0m。中等风化花岗岩：黄褐色，花岗质结构，块状构造，属坚硬岩，层厚大于10.0m。由于花岗岩残积土、全强风化厚度不均，承载力较低，不经处理不宜作为持力层，116、建议风机基础建于中等风化花岗岩上。各层土的埋藏条件及空间分布情况详见工程地质剖面图。图3-3 一期（XX沟）风电场场址二区照片 三区工程地质条件及评价三区位于八吉营子村东南方向的山丘上，包括F13、F14、F15、F16、F17，F18、F19风机，分布高程205m230m之间，场址现状见图3-4。根据本阶段现场踏勘及搜集的地质资料，拟建场址地层由上至下依次为残积土、全风化花岗岩、强风化花岗岩、中等风化花岗岩，详述如下：残积土：黄褐色，坚硬，干强度中等高，该层分布普遍，层厚不均，层厚0.53.0m。地势高处较薄，低处较厚，为花岗岩残积土。全风化花岗岩：黄褐色，强风化成碎石状，结构大部分破坏，岩117、体破碎，用镐可挖掘，厚度不均，层厚1.03.0m。强风化花岗岩：黄褐色，差异性风化较普遍，包含中等风化岩块，结构部分破坏，岩体呈岩块状，用镐难挖掘，属较软岩，层厚14.0m。中等风化花岗岩：黄褐色，花岗质结构，块状构造，属坚硬岩，层厚大于10.0m。由于花岗岩残积土、全强风化厚度不均，承载力较低，不经处理不宜作为持力层。建议风机基础建于中等风化花岗岩上。各层土的埋藏条件及空间分布情况详见工程地质剖面图。图3-4 一期（XX沟）风电场场址三区3.3 升压站工程地质条件及评价升压站位于三个分区的中间靠近3区位置，选址南侧为2条小冲沟交汇处，形成溪流，地势较低，分布高程186m197m之间，升压站场118、址为农耕地。见图3-5。升压站部位残积土层较厚，洼地厚约9m，地势较高部位厚度大于10m，残积土承载力较低，可作为对承载力要求较低的建筑物地基。图3-5 升压站部位照片3.4 岩、土物理力学性质及建议值根据本工程场址内岩土的工程性状，残积土、全风化花岗岩可作为上部荷载较小建（构）筑物的基础持力层，强风化及中等风化花岗岩可作为上部荷载较大建（构）筑物的基础持力层。参照工程地质手册（第四版）的相关岩土参数经验值，各层地基岩土物理力学性质指标及承载力建议值详见表3.6-1。表3.6-1场址区地基岩土的力学性质指标经验值 土层名称值别残积土全风化强风化中等风化粘聚力c（kPa）104内摩擦角j（）21119、33承载力建议值（kPa）160200250300500100020003000开挖边坡临时1:1.251:1.251:0.751:0.3永久1:1.51:1.51:11:0.53.5 地下水及冻土深度场址区地下水类型属第四系孔隙潜水和基岩裂隙水，风机部位地下水位埋深较深，不会对基础产生影响。升压站部位地下水为孔隙潜水和基岩裂隙水，地下水位埋深最浅部分3.4m，基岩裂隙水埋藏较深。根据收集资料：水质分析成果表明地下水PH值为7.317.42，属弱碱性水；总矿化度为360391mg/L，属高矿化水。CL-含量为10.56414.074mg/L，其次是SO42-，为3.93899.566mg/L，120、HCO3-为150.353279.228mg /L。Mg2+含量为8.1779.999mg/L。根据岩土工程勘察规范（GB50021-2009）环境水腐蚀性评价标准，本工程区场地环境类型为类，场区地下水对混凝土结构无腐蚀性，对钢结构具弱腐蚀性，对钢筋混凝土结构中的钢筋无腐蚀性。根据建筑地基基础设计规范（GB50007-X）中的附录F（中国季节性冻土标准冻深线图），确定该地区地基土的标准冻深为1.48m。3.6 压矿及古文物情况拟建场址区域是否存在压矿及具有开采价值的古文物情况，以当地有关部门出具的专题报告为准，并应评价采空区对本工程的影响。3.7 结论与建议（1）工程区地壳整体上是稳定的，按中121、国地震动参数区划图（GB18306-2001）,本区地震动峰值加速度值为0.05g,地震动反应谱特征周期为0.35s,相应的地震基本烈度为度。（2）根据现场勘察及结合前期资料，拟建场址范围内及其附近无岩溶、土洞、崩塌、滑坡、泥石流等不良地质现象。（3）花岗岩残积土、全强风化厚度不均，承载力较低，建议风机基础建于中等风化花岗岩上。升压站部位基础可建于残积土上，并应满足沉降和变形要求。第4章 项目任务与规模4.1 项目任务 社会的需求在高速增长的经济环境下，我国能源工业面临经济增长与环境保护的双重压力。我国政府已把可持续发展作为经济社会发展的基本战略，并采取了一系列重大举措。节约能源，提高能源利用122、效率，尽可能多地用洁净能源替代高含碳量的矿物燃料，是我国能源建设遵循的原则。调整能源结构，减少温室气体排放，缓解环境污染，加强能源安全已成为全国关注的一个热点，对可再生能源的利用，特别是风能开发利用给予了高度的重视。风能是一种清洁的可再生能源，风力发电是风能利用的主要形式，也是目前可再生能源中技术最成熟、最具有规模化开发条件和商业化发展前景的发电方式之一。X年1月1日正式生效的中华人民共和国可再生能源法中明确指出，国家将可再生能源的开发利用列为能源发展的优先领域，通过制定可再生能源开发利用总量目标和采取相应措施，推动可再生能源市场的建立和发展。国家鼓励和支持可再生能源并网发电，电网企业应当与依123、法取得行政许可或者报送备案的可再生能源发电企业签订并网协议，全额收购其电网覆盖范围内可再生能源并网发电项目的上网电量，并为可再生能源发电提供上网服务。XX省一次能源资源种类齐全，能源工业已形成一定规模，但能源总量短缺，不能自我平衡，缺口较大。XX省水电资源开发殆尽；煤炭资源短缺，而且受到运输条件的制约；石油、天然气资源较丰富；风力发电是利用可再生能源、是环境效益最好的电源之一，是我国鼓励和支持开发的清洁能源。辽北地区风能资源较为丰富,省因地制宜地开发建设一定规模的风力发电场，是对XX省能源消耗的有益补充，有助于改善能源结构，也符合我国能源可持续发展战略的要求。 地方经济的发展XX市下辖两县五区124、，即XX蒙古族自治县、XX县和XX区、XX区、XX区、XX区、XX区。此外，还有省级经济开发区和高新技术产业园区。全市总人口193万,其中城市人口78万。全市有30个少数民族,共30.5万人,占总人口的15.8%，其中蒙古族人口22万，占总人口的11。XX农业资源和矿产资源比较丰富。现有耕地564万亩，农村人均占有耕地5.6亩，居全省第一位，是全国人均耕地的4倍。所辖两县均是全国和XX省的重要商品粮基地和畜牧业基地。全市有林地面积581万亩，森林覆盖率已达到30%以上。XX地面和地下蕴藏着煤、金、铁、石灰石、玛瑙、硅砂、萤石、沸石、膨润土、玄武岩、地热、风力等40多种资源。其中，萤石、沸石、硅125、砂储量居全省第一位。XX是全国玛瑙制品的集散地，玛瑙产量与销量占全国的一半，被誉为“中国玛瑙之都”。XX是一座“因煤而立、因煤而兴”的资源型城市，至今已有100多年的煤炭开采历史。50多年来全市已形成了煤炭、电力、电子、化工、食品、纺织、建材、机械、轻工、医药等多门类于一体的工业体系，出现了一批骨干企业和重要产品。XX具有比较畅达的交通环境。地处东北和环渤海地区的中心地带，大郑铁路、新义铁路从境内穿过。通过高速公路到北X只需5个小时；桃仙机场、X机场为XX提供了便捷的空中通道；海上可通过大连、X、营口港出行，到X港只需40分钟；随着XX至及XX至四平、XX至X和规划建设的XX至通辽高速公路相继126、建成通车，XX至锡林郭勒盟的巴新铁路的开工建设，XX将成为辽西蒙东地区的重要交通枢纽，成为连接东北与华北的第二条重要通道。XX牢牢抓住了东北老工业基地振兴、XX省“五点一线”开发开放、经济转型试点市和XX省实施“突破XX”战略的有利机遇，围绕推进转型振兴和构建和谐XX两大主题，坚持走新型工业化道路，建设全国重要的农产品及食品加工供应基地、全国重要的新型能源基地、全国重要的煤化工基地“三大产业基地”，培育壮大装备制造业配套、新型建材、精细化工、新型电子元器件、玛瑙加工和北派服饰等“六大优势特色产业”，构筑多元化经济格局，推动经济转型实现新突破。到2010年，全市生产总值达到360亿元，年均递增1127、7%。其中，第一产业增加值60亿元，年均递增11%；第二产业增加值175亿元，年均递增22%；第三产业增加值125亿元，年均递增15.5%。人均地区生产总值达到1.8万元，五年净增1万元。地方财政一般预算收入达到16亿元，年均递增17%以上。全社会固定资产投资累计完成600亿元以上，比“十五”时期增长1.5倍。XXXX一期（XX沟）风电项目的建设，既可以为当地提供一定的就业机会，带动当地原材料及加工等相关行业的发展，同时还可增加地方财税收入，有效推动阜蒙地区的经济发展。 生态环境的改善XX省人民政府站在新世纪发展的高度，提出了发展生态环保型效益经济的全新发展模式，作出了建设生态省的战略决策。在128、按照国务院要求编制的XX省生态省建设总体规划纲要中明确提出了“因地制宜地开发清洁及可再生能源”的基本原则，和“在风力资源丰富的地区规划建设一批风电发电项目”的具体目标。风力发电是环境效益最好的电源之一，是我国鼓励和支持开发的清洁能源。阜蒙地区风能资源丰富，充分利用当地丰富的风能资源，加快发展风力发电，既符合国家“多能互补”的能源政策，同时也是XX省生态省建设的重要内容之一。XXXX一期（XX沟）风电场的建设，对于改善这一地区脆弱的生态环境，提高当地人民的生活质量、促进地区经济的发展，具有十分积极的意义。4.2 电力系统 电力系统概况XX市位于XX省西北部，是一座新兴的工业城市，以能源产业为主体129、，是我国重要的能源基地之一。市域总面积为10434.14k，总人口约193万人。XX地区电网隶属于辽西电网，分为东北部和南部两个互不相连的两个部分。其中东北部经220kV彰高线与电网相联；南部经220kV宁东#1、宁东#2、水北线、阜北线、水青线、水黑#1和水黑#2与两锦电网相连。XX地区电网现最高电压等级为220kV，现有220kV变电站5座，总变电容量1283MVA，详见下表。X年XX地区220kV变电站统计表单位：MVA序号变电站变电容量一全地区12831六家子21202水泉1201803东梁21204松涛21805XX8063截止到X年底，XX地区主力发电厂有XX发电厂和金山XX热电厂130、，装机分别为1150MW和600MW。地方自备电厂有XX市热电厂、XX县热电厂、阜矿集团热电厂、XX盛明热电厂。风电场有XX金山风电场和康平金山风电场。目前XX地区现有220kV变电所一座，主变容量143MVA（63MVA+80MVA）,没有220kV线路和XX地区220kV变电所相连，只通过一回220kV线路和地区的高台山变电所相连，由地区电网受电。66kV双母线带旁路母线接线，设专用旁路、母联断路器，66kV出线8回，分别为至北山两回，至镇南一回，至后新秋一回，至冯家一回，至哈工两回，至泡子变一回。经过对不同变电所的测试得出结果：地区一次变220kV母线电压总谐波畸变率95%概率大值一般为131、：1.30%，220kV母线电压符合国标限值2%的要求； 66kV母线电压总谐波畸变率95%概率大值一般为：1.20%、CB相：1.31%；符合66kV等级电压国标限值3%的要求。66kV母线电压短时闪变Pst的95%概率大值为0.09，没有超出国标允许值0.9的要求；长时闪变Plt的最大值为0.12，满足国标限值0.7的要求。X年XX地区220kV及以上电网接线如下图1所示。X年XX地区220kV及以上电网规划图如图2所示。 XX地区电网存在的主要问题：1）XX地区负荷较小，电源较多，随着XX电厂2台350MW机组、XX金山电厂4台150MW机组的相继投运，使该地区外送线路N-1方式下可能存132、在线路过载问题。2）变电站布点较少，220kV电网网架薄弱，供电可靠性不能保证。 风电场接入系统方案本工程风电场规划装机150MW，本期工程装机47.5MW。其接入系统方案如下：风电场出1回220kV线路接入220kV东梁一次变，新建线路导线型号为LGJ-300/40，长度19km。 风电场升压站升压站本期安装1台100MVA有载调压变压器，220kV采用单母线接线；35kV采用单母线接线，远期单母线分段接线。 无功补偿装置35kV侧安装1组5Mvar电容器和1组5Mvar动态无功补偿装置。4.3 项目规模X年9月中华人民共和国国家发展和改革委员会公布了可再生能源中长期发展规划，其中对风电做出133、了明确规划，即在“三北”（西北、华北北部和东北）地区发挥其资源优势，建设大型和特大型风电场，因地制宜地发展中小型风电场，充分利用各地的风能资源，在具备规模化开发条件的地区，进行集中连片开发。根据X年完成的XX省风能资源丰富带及重点开发区分布图（图1-4），XX省具有良好开发前景的风能资源丰富地区主要集中在3个风能丰富带和10个重点开发区内。XX市位于辽北丘陵风能丰富带内，其中东部属康平、法库、XX丘陵重点开发区内，中西部地区属XX丘陵重点开发区内。图4-3 XX省风能资源区划图（、分别代表风能资源丰富、较丰富、一般和较小区）图4-4 XX省风能资源丰富带及重点开发区分布图从全国和全省风能资源分134、布情况来看，XX地区均属风能资源丰富的重点开发地区，XXXX风电场恰在该区之内。XX的风能资源丰富，所在地区的风电事业必将且已经得到了国家的大力支持。图4-5 XXXX风电场规划图XXXX风电场规划容量150MW，分三期开发，配套建设1座220kV升压站。本期工程为XXXX一期（XX沟）风电场，安装19台2.5MW风力发电机组，共47.5MW。第5章 风电机组选型、布置及风电场发电量估算5.1 场址建设条件分析本风电场址位于XX市以西的丘陵地区，属XX能源投资有限公司在XX市境内成片、规模化首次开发建设的风电项目之一，拟建装机容量为47.5MW。根据目前国内外风电机组设备的制造能力，单机容量已135、由21世纪初的兆瓦级以下逐步发展到今年的兆瓦级以上，单机容量的制造水平有了较大幅度的提高。尤其是近几年，风电机组的单机容量水平由1.5MW左右的主流机型进一步提升到目前的2.0MW和2.5MW，甚至是3.0MW以上的海上风电机组。近几年国内已投入商业运行的主力机型以单机容量1.5MW为主，而单机容量为2000kW 的机型投入商业运行的份额也在不断提高，更大单机容量2500kW 的机型也已投入市场。目前在国内已有即将投入商业运行的项目。单机容量3.0MW及以上的机型应用主要以海上风电为主，陆上型风电机组受交通运输条件和吊装条件的限制，目前在国内鲜有投入商业运行的案例。结合XXXX风电场址区域的风136、能资源水平和初步推算80m轮毂高度的五十年一遇极大风速为46.7m/s的情况，本风电场机型可采用安全等级标准为IEC的风电机组。同时对拟建场址的交通条件、施工吊装条件、以及其他周围环境条件，分析对机型选择的影响。（1）场内、外交通条件：风电机组邻长深高速G25、国道G101可直接到达风电场址区域，外界至本工程风电场的交通运输条件良好。拟建XXXX一期（XX沟）风电场位于XX王府镇境内的丘陵台地区域，根据实地查勘场内拥有较多的乡级道路交通设施，需对到达各台机位位置进行修建一定长度的道路，另外对局部既有道路不能满足场内大件设备运输要求的路段进行拓宽、修整后完全能满足大型兆瓦级风机的场内、外运输要求137、。如图5-1和图5-2所示。图5-1 风电场周边主要道路图图5-2 风电场内道路现状图（2）风机施工吊装条件：为满足风机施工吊装的要求，将在风机基础附近至山上构筑的道路，进行适当的工程处理，场址区域多为低山丘陵，地势平缓，无陡峭的山峰等地形，易于构筑风机施工吊装平台，可满足大型兆瓦级风机的施工吊装要求。（3）周围环境条件：风电场区域内主要为丘陵农田，无其它大型村落和高大建筑物，到目前为止未发现有高大建筑物和视觉方面的限制要求，因此，该区域具备安装大型兆瓦级风机的条件。（4）XX境内的丘陵区域风资源较好，但风电场所处区域矿区众多，机组布置的特殊要求和场址区域的地形条件限制，场域内可布置风机的点位138、较为有限，为充分利用当地的风资源，提高开发建设风电场的装机容量规模应选择较大单机容量的风机。根据上述几方面建设条件的分析，风电场的机型选择基本无太多的限制条件，但因地域地形条件所限，可根据技术和经济的需要，在国内目前的主流机型1500kW2500kW 单机容量范围内进行选择。5.2 风机选型 参与比选的风机范围根据国内外风力发电机组的制造技术水平，机型已逐步以兆瓦级机组为主，并且风机多采用比较先进的双馈异步发电机或永磁低速同步发电机。同时，为适应各种风况条件，在机型方面又细分为中低风速区型、高风速区型机组，根据风资源分析的结果，本风电场适合选择C类风力发电机。本风电场址区域属于低山丘陵低风速区139、域，风电场周围矿区众多需要避让，且交通条件较差若道路过宽，则会极大的提高施工难度及补偿费用，因此综合考虑目前的风电机组市场情况，风场地形、交通运输及低温等条件，本风电场拟选用可用单机容量在1500kW2500kW 之间的低温型机组，比较机型包含了各种不同技术类型、不同轮毂高度的风机，基本概括了目前主流的瓦级风机设备。以便选择最合适的机型配合当地风能资源，使工程取得更大的经济效益。 各机型的技术经济比较本次技术经济比较以各机型在XX地区整体布置150MW装机容量后的单位电度成本为指标，发电量计算采用了XX一期（XX沟）测风塔的风速资料，各机型的功率曲线，推力系数曲线由各风机厂家提供的资料。针对国140、内4种1.5MW 及以上风机进行了机型比选，根据目前市场上各单机容量风机一般价格水平进行度电成本比较，其中单机容量1.5MW 风机设备价格按3800元/kW 考虑，2.0MW 风机设备价格按5300 元/kW 考虑，单机容量2.5MW 风机设备价格按4800 元/kW 考虑。根据电网要求，本风电场以220kV电压等级送至220kV东梁变电站，直线距离约19km。220kV送出工程由当地电网公司承担。本阶段根据选用的不同机型的风机方案，对各不同机型方案，按单位千瓦度电成本进行比较分析，选择出适于该地区大规模开发风电要求的风机机型。不同机型评价指标估算表见表5-1。表5-1不同机型评价指标估算表内141、容单位WTG-1WTG-2WTG-3WTG-4WTG-5单机容量kW15002000250025002500装机容量MW148.5150147.5147.5147.5装机台数m9975595959叶片直径m82107110106110轮毂高度m80808090100风机净发电量GkW*h205.80 265.79 334.80 358.29 354.61725年利用小时数（上网？）h2325 2252 2270 2429 2404.075配套塔架万元6880.910614.4510795.2111328.7914141.72 风机设备价万元3363048380626886785062687.5142、基础万元35403835466150156100箱变万元10621180236023602360吊装万元12981298147514751800平台万元13571357177017702000道路万元17701770206520652065征地万元23602360295029503500 集电线路万元32453245400040004000配套升压站费用万元20002000280028002800配套合计万元24742474247424742474总成本万元59616.978513.598037.7104087.7103928.22 单位度电成本元/kWh2.952.982.9282.942.143、931 排名45132从比较结果可见风轮直径为110m的2.5MW的WTG-3风机的指标最优。综合以上机型选择分析，本阶段暂按照单机容量2.5MW风轮直径为110m的WTG-3机型进行布置。该机型主要参数见表5-2。表5-2单机容量2.5MW风电机组的主要技术参数项目单位指 标额定功率kW2500功率调节双馈异步叶片数片3叶轮直径m110切入风速m/s3额定风速m/s10.5切出风速m/s20极大风速m/s52.5额定电压V690频率Hz50塔架型式圆锥筒型钢塔架IEC等级IEC在标准空气密度下，风电机组的功率曲线与推力曲线见下图5-3。图5-3 标准空气密度下的静态理论功率曲线、静态推力系数144、曲线 推荐机型排布优化和轮毂高度优化分析由于本风电场为山地丘陵风电场，风机位置受地形制约，且场址内农田、村庄、矿区等限制风机布置的因素较多，因此本报告认为在本风电场单纯的采用平原开阔地带多种行列距比较的方法并不适宜，本报告采用前期在图上选取风资源良好的山顶、山脊线或台地等位置，在整个风电场区域内选择59台风机位置的基础之上再选择若干备用位置的方法进行风机排布，并于X年1月去风电场进行实地初步微观选址后，去除部分有限制因素的风机位置，现场再微调若干风机位置，最终确定了本期风电场的19个风机位置。根据收集的各家2.5MW 风机厂家的资料，目前所有2.5MW 风机的厂家标配轮毂高度均在80m及以上，145、且风机最大起吊重量基本都在65t 以上，经过对国内现有吊装设备的调查及风电场场址内通向各个风机位置的道路地形情况，本报告认为本风电场风电机组选型、布置及发电量估算采用2.5MW 风机后轮毂高度不宜超过80m，以免大幅提高修建施工道路和征用土地的费用以及施工吊装的难度。5.3 风力发电机组整体布置和本期布置对XXXX一期（XX沟）风电场初步规划，按照初步拟定的单机容量风机，结合场址内的地形、地貌条件，以满足风电机组布置的基本技术要求和追求发电量最高为原则进行规划。1、风电场风向、风能条件分析根据风电场内测风塔实测资料统计，风电场主风能风向为NNE、SSE。根据主风能风向，在南北风向上风机间距应尽146、可能加大，以减少尾流影响。风电场风资源较好的位置主要集中在各个山梁，丘陵台地的高处位置。根据对规划场址区域建立的计算模型，风电场场址区域的风功率分布图见图5-4。图5-4 一期（XX沟）风电场风功率密度示意图 2、风电场地形条件分析根据风电场区域的地形情况，风电场的风机可沿丘陵台地高处布置，风机间间距适当加大，控制尾流影响，避开低洼地与背风面等不利地形条件。3、风力发电机组整体布置根据场址区域属丘陵台地的自然地形特点，规划XXXX风电场的各台机位应尽可能布置在丘陵台地的高处，避开当地的自然村落、低洼地以及矿区等障碍物因素，详见图5-5。按一次规划、分次实施的原则，最终选定一期（XX沟）风电场在147、XXXX风电场场址的东北方向，沿丘陵台地高处，分3个区域呈不规则布置19台单机容量为2.5MW，规划拟建装机容量为47.5MW，拟定的工程名称为XXXX一期（XX沟）47.5MW风电场工程。本期风机布置位置示意图见图5-6。图5-5 XXXX地区风电场整体规划示意图图5-6 一期（XX沟）风电场风机位置示意图 标测风塔位置 风电场年上网电量估算根据风资源分析所确定的风电场代表年历时风速、风向系列资料，结合选择的风机机型和风机布置方案，进行风电场年发电量估算。.1 发电量计算采用的风资源数据本报告采用场址内XX一期（XX沟）测风塔代表年6.6m/s的风资源数据进行风电场风机的发电量计算（根据测风148、塔2009年1月2009年12月时间段数据，具体方法详见本报告第2章节部分。.2 理论发电量估算根据风电场场址区域1:2000电子版地形图，经对风电场周围环境、地面建筑物情况进行考察，建立初步的风资源计算模型。为检验模型的合理性，利用测风塔不同高度的实测风速数据对模型进行验证。根据通过检验的风电场风资源计算模型，利用Wasp软件，对本工程的19台风机理论上网电量进行估算，其年理论上网电量（已扣除尾流损失）为139.33GkWh，平均单机理论年发电量为7.33GkWh。各台风电机组的理论发电量见下表5-3。表5-3各风机理论发电量 风机编号风机坐标基面高度（m）单机年净发电量（GWh）平均风速平149、均风功率密度尾流(%)年净利用小时数？(h)容量系数(%)（m/s）（W/m）1(41369580.0,4657763.0)294 7.886.48 408 0.553151 0.360 2(41369980.0,4657724.0)292 7.116.08 340 1.322844 0.325 3(41370530.0,4658135.0)332 7.736.74 453 7.253093 0.353 4(41370890.0,4657781.0)320 7.656.80 472 9.123061 0.349 5(41370430.0,4657736.0)301 7.316.28 366 3150、.612922 0.334 6(41372720.0,4656999.0)254 6.896.29 371 9.542754 0.314 7(41372850.0,4656706.0)247 7.336.53 424 8.022930 0.335 8(41373100.0,4656900.0)231 6.576.17 349 10.942626 0.300 9(41373340.0,4656616.0)235 7.476.47 408 5.22986 0.341 10(41372550.0,4656775.0)265 7.936.69 452 3.763172 0.362 11(4137308151、0.0,4656629.0)247 7.346.56 425 8.582935 0.335 12(41370740.0,4657627.0)294 7.026.27 367 7.282808 0.321 13(41372980.0,4649041.0)223 7.056.39 388 9.142820 0.322 14(41372760.0,4649308.0)221 6.946.32 373 9.392775 0.317 15(41372310.0,4649806.0)266 8.577.12 537 3.963428 0.391 16(41372440.0,4649984.0)228 6.152、856.37 383 11.392742 0.313 17(41372990.0,4649871.0)220 6.846.25 362 9.182738 0.313 18(41372570.0,4649759.0)230 7.556.67 450 7.843020 0.345 19(41372960.0,4649382.0)242 7.326.58 422 9.632926 0.334 平均值7.33 6.48 4087.1429337.142105.3 上网电量估算在估算的风电场理论年上网电量的基础上，考虑空气密度、风机利用率、功率曲线、叶片污染、控制和湍流强度以及风电场内能量损耗等因素的影153、响，并对理论年发电量进行修正，进一步估算风电场的年上网电量。（1）空气密度修正：根据气象站多年平均温度、气压及湿度资料统计，风电场场址的平均空气密度为1.211kg/m3，与标准空气密度1.225kg/m3相差1%，空气密度折减按1%考虑（2）受外界影响的停机：停机影响主要考虑输电线路、电气设备检修(故障)以及低温天气，初步考虑停机为23 天/年；能量损失占6.30%。（3）风机利用率：初步考虑风机的可利用率为95%。（4）功率曲线修正：考虑到风机运行过程中，其功率曲线达不到标准曲线，暂按95%进行修正。（5）叶片污染的影响：叶片污染对电能造成的损耗比例为3%。（6）控制和湍流强度的影响：由于154、各风机位于山地丘陵地带，运行期受湍流的影响，存在控制滞后等因素，根据场址的湍流程度，本报告初步考虑由于控制和湍流强度的影响而造成的电能损耗按2%折减。（7）风电场内能量损耗根据工程拟采用的主机设备布置方案、电气设备型号和电气布置方案，进行场内电力线路和设备，场用电等估算，场内损耗约为3%。根据以上各项的估算修正，本工程的理论年发电量综合修正系数为71.40。据此估算出风电场的年上网电量为99.48GkWh，折合风电场年装机满发利用小时为2094h。风电场容量系数为0.239。.4 风电场年上网电量的敏感性分析根据本风电场工程的具体情况，对影响风电场上网电量的各种不确定因素进行敏感性分析，不确定155、因素影响发电量的波动范围在-5.76%7.19%之间。其成果见表5-4。表5-4 不确定因素对发电量影响分析项 目平均损失最大损失最小损失种类损失值能量累计损失值能量累计损失值能量累计空气密度199.00%199.00%199.00%外界影响6.392.47%792.07%394.05%风机利用率587.84%785.63%591.23%叶片污染385.21%482.20%289.40%控制及湍流283.50%379.73%188.51%能量损耗381.00%476.54%286.74%功率曲线修正576.95%771.19%384.14%上网电量占总能量76.95%71.19%84.14%不156、确定因素影响能量损失的范围-5.76%7.19%第6章 电气6.1 电气一次 接入电力系统方式说明2010年底，XX地区电网共有220kV线路22条，分别为阜水甲、乙线、北水线、水六线、阜六线、宁东1#、2#线，金东1#、2#线、松东甲、乙线、松六甲、乙线、阜东线、阜宁线、水青线、高武#1线、水黑#1线和水黑#2线等。XX地区现有220kV变电站5座，分别为东梁一次变（2120MVA）、水泉一次变（120MVA+180MVA）、六家子一次变（2120MVA）、XX一次变（80MVA+63MVA）及松涛一次变（2180MVA），总变电容量1283MVA。220kVXX变电站没有220kV线路和X157、X地区220kV变电站相连，只通过一回220kV线路和地区的高台山变电站相联，由地区电网受电。XX电网通过宁东1#线、宁东2#线、阜北线、水北线、水青线及水黑双回线和X电网相联。XX地区主力发电厂有XX发电厂和金山XX热电厂，装机分别为1100MW和600MW。地方自备电厂有XX市热电厂、XX县热电厂、阜矿集团热电厂、XX盛明热电厂。风电场有XX金山风电场、高山子风电场和彰东风电场。目前XX地区现有220kV变电所一座，主变容量143MVA（63MVA+80MVA）,没有220kV线路和XX地区220kV变电所相连，只通过一回220kV线路和地区的高台山变电所相连，由地区电网受电。66kV双母158、线带旁路母线接线，设专用旁路、母联断路器，66kV出线8回，分别为至北山两回，至镇南一回，至后新秋一回，至冯家一回，至哈工两回，至泡子变一回。XX地区主力发电厂有XX发电厂和金山XX热电厂，装机分别为1150MW和600MW。地方自备电厂有XX市热电厂、XX县热电厂、阜矿集团热电厂、XX盛明热电厂。风电场有XX金山风电场和康平金山风电场。经过对不同变电所的测试得出结果：地区一次变220kV母线电压总谐波畸变率95%概率大值一般为：1.30%，220kV母线电压符合国标限值2%的要求；66kV母线电压总谐波畸变率95%概率大值一般为：1.20%、CB相：1.31%；符合66kV等级电压国标限值3159、%的要求。66kV母线电压短时闪变Pst的95%概率大值为0.09，没有超出国标允许值0.9的要求；长时闪变Plt的最大值为0.12，满足国标限值0.7的要求。 本工程接入系统方式说明XXXX风电项目总体规划装机150MW，拟分三期建设。一期场址位于红帽子乡的XX沟，拟装机容量47.5MW（参照国家风电特许权项目招标文件有关描述，则对于单一机型风电场，按50MW规模，允许上下浮动小于1台机组容量）。本期工程占地面积近20k。经过对适合本期风电场工程的机型选择和方案比较，推荐安装19台单机容量为2.5MW风力发电机组。新建一座三期共用的220kV升压变电站作为风电场风力发电机组群接入系统的专用联160、网工程。升压变电站远景规划为1台220/36.75kV100MVA及1台220/36.75kV 50MVA有载调压升压变压器，本期建设1台100MVA变压器。220kV出线本期及远景均为1回。35kV进线回路数远景规模9回，本期建设3回。本期安装2.5MW风力发电机组19台，风机采用WTG-3 2.5MW型机装机容量为47.5MW。升压站规划容量150MW，本期安装1台容量100MVA有载调压变压器。本工程接入系统方案采用220kV升压站远期规划150MW风电容量，本期风电场升压站以220kV电压等级出1回线接入220kV东梁变电站，导线采用LGJ-300*2，送电线路全长约19km。6.1.161、3 电气主接线6.1.3.1 风电场电气主接线a）风力发电机组与箱式变电站的组合方式风电场本期安装19台单机容量为2.5MW的风力发电机组，发电机出口电压为0.69kV。风力发电机组与箱式变电站之间拟采用一机一变单元接线方式。根据风力发电机组的台数和单机容量，本期选用19台变压器容量为2800kVA的美式箱式变电站，箱式变电站距风电机组按20m设计。b）箱式变电站高压侧电压和接线方式本风电场风电机组单机容量为2.5MW，额定电压为0.69kV，箱式变电站低压侧电压与发电机电压匹配选用0.69kV，高压出线侧电压为35kV。根据35kV电压等级的经济输送容量，19台风机分为3组。每台风机经35k162、V电缆接至35kV架空主干集电线，每组汇流后全部采用并联方式连接到220kV升压变电站中35kV母线上。6.1.3.2 升压站电气主接线a）220kV电气主接线220kV出线1回，220/36.75kV主变压器远景为2台，本期上1台，电气主接线单母线接线。b）35kV电气主接线35kV本期进线3回，规划9回；35kV电压无功自动补偿装置远景规划3组,第一组容量为感性5MVar,容性5MVar，本期安装第一组；本期采用单母线，远景采用单母线分段接线，设专用分段断路器。 短路电流计算水平a)风电场短路电流本工程风电场风机接入XX风电场220kV 升压站的35kV 侧。风力发电机容量为Se2500k163、W，COS1，次暂态阻抗Xd”14.11；发电机断路器到升压变压器间的连接导线、升压变压器断路器之间的连接导线、35kV 出线等长度较短，考虑线路阻抗较小，计算时忽略为0，取最大短路电流；箱变容量St12800kVA，Uk6.5；升压站变压器容量St2100000kVA，Uk13计算条件：取基准容量Sj100MVA；220kV 升压站中的35kV 电气设备承受短路电流的能力按220kV 侧40kA 校验。考虑平时运行时35kV 分段打开，发电机容量按100MW考虑。基准电压取Uj220=1.05Ue=1.05220=231kVUj35=1.05Ue=1.0535=37kVUj0.69=1.05164、Ue=1.050.69=0.72kV电源端短路容量标么值：Xs=Sj/S=0.00625主变电抗标幺值：Xt1=Uk（Sj/St）=0.13（100/100）=0.13箱变电抗标幺值：Xt2=Uk（Sj/St）=0.065（100/2.8）=2.32发电机电抗标么值：Xf=Ud%（Sj/Se）=0.1411（100/2.5）=5.644主变220kV 侧额定电流：I=St/( *U)=100000/( *220)=262.44A主变35kV 侧额定电流：I=St/( *U)=100000/( *35)=1649.6A发电机出口额定电流：I=Se/( *U)=(2500/0.95)/( *0.6165、9)=2202A2）短路电流计算接线图。在系统最大运行方式下，各短路点三相短路，短路电流计算结果见表。短路电流计算表短路地点断路点编号短路类型平均工作电压Ug(kV)短路电流周期分量有效值I(KA)短路电流全电流有效值Ich (KA)短路冲击电流峰值ich(kA)短路容量S=*I*Ug)(MVA)220kV母线K1三相短路23140601001600035kV 母线K2三相短路3718.5128.8848.501186.19发电机出口K3三相短路0.7233.3554.0389.7141.59b) XX一期（XX沟）风电场及远景2期35kV进线共6回，其中LGJ-185架空线路单回路线路10.166、7km，B线路（同塔双回路）6.3km，C线单回路70km(二期三回35kV进线)；电缆线路一期约1.95km，二期约2km，共计3.95km。1.架空线路单相接地电容电流计算根据经验公式,计算电容电流(电力工程电气设计手册)。Ic=(2.73.3)UeL10-3(公式1-4)式中:Ue电网线电压(kV)L架空线长度(km)2.7系数，适用于无架空地线的线路3.3系数，适用于有架空地线的线路同杆双回架空线电容电流：Ic2=（1.31.6）Ic（1.3-对应10KV线路,1.6-对应35KV线路）A线路（L=8.4km）：IC1=3.33510.710-3=1.236AB线路（同塔双回路，L=9167、.4）：IC2=（3.3356.310-3）1.6=1.164AC线路（L=70km）：IC3=3.3357010-3=8.085AIc线路= IC1+ IC2+ IC3=10.485A2电缆线路单相接地电容电流计算Ic=0.1UeL式中:Ue电网线电压(kV)L电缆长度(km)Ic电缆=0.1353.95=13.825AIC= Ic线路+ Ic电缆=10.485+13.825=24.31A 主要电气设备选择本风电场的设备进行招标采购，具体选厂、选型有待招标确定，设计仅对其技术性能提出要求。依据导体和电器选择设计技术规定DL/T5222，根据X年最大运行方式下三相短路电流计算结果进行电气设备选168、择。本升压站站址处在爬电比距要求2.0cm/kV（按最高电压）的地区，根据变电站要求防污等级按高一级选择，本变电站采用2.5cm/kV（按最高电压）防污等级，故本升压变电站电气设备电瓷外绝缘最小爬电距离，220kV应不小于6300mm,35kV应不小于1012.5mm，0.69kV应不小于17.25mm。.1 风电场场区部分（1）风力发电机组额定功率2.5MW额定电压0.69kV风力发电机组应具备低电压穿越能力：a）风电场内的风电机组具有在并网点电压跌至20%额定电压时能够保持并网运行625ms的低电压穿越能力；b）风电场并网点电压在发生跌落后3s内能够恢复到额定电压的90%时，风电场内的风电169、机组保持并网运行。（2）箱式变电站为了使户外变压器安全可靠地运行和安装施工的简便，本风电场选用具有运行灵活、操作方便、免维修、价格性能比优越等优点的美式箱式变电站。35kV箱式变电站内配置一台油浸式2800kVA三相双卷自冷式升压变压器，其主要技术参数如下：变压器选用的型号S11-2800/36.75额定电压高压侧36.75kV低压侧0.69kV.2 升压站部分1）主变压器选择：本工程主变压器选用三相、两线圈、低损耗（11型）、免维护、有载调压和自冷电力变压器。技术参数如下：型号：SZ11-100000/230；额定容量：100MVA；额定电压：23081.25%/36.75kV；短路阻抗：u170、k=13%2）220kV电气设备选择:（1）本工程变电所处于耕地区域，应尽量减少占地面积，另外所处区域风沙较大，经与业主沟通落实，最终选择SF6罐式断路器便于后期运行。故220kV推荐选用SF6罐式断路器。额定电流：3150A。额定开断电流：40kA，分相操作，付弹簧机构，CT: 2*500/5A 50VA 5P20/5P20/5P20/5P20 /0.5/0.5/0.2S。三相联动与分相操作各一台，付弹簧机构。(2)220kV隔离开关推荐选用三柱水平断口、水平翻转式隔离开关。额定电流：1600A；热稳定电流：40kA(3S)；（3）220kV电流互感器推荐选用少油倒置式电流互感器。额定电流比171、：2600/5A；3）35kV电气设备选择:35kV电气设备选择根据配电装置布置方式户内布置。a）高压开关柜:35kV配电装置采用屋内布置,选择交流金属封闭型移开式高压开关柜。SVG回路采用SF6断路器,其余回路选用真空断路器。1）高压开关柜技术参数如下表：序号名称技术参数备注01交流金属封闭型移开式高压开关柜额定电压：40.5kV额定频率：50HZ额定电流：2000A额定短路开断电流：31.5kA额定短路关合电流：80kA（峰值）2）柜内配置的主要电气设备技术参数如下表：序号名称技术参数备注01真空断路器/SF6断路器额定电压：40.5kV额定频率：50HZ额定电流：1250A,2000A额172、定短路开断电流：31.5kA额定短时耐受电流：31.5kA（4s）额定短路关合电流：80kA（峰值）额定峰值耐受电流：80kA02干式、浇注式电流互感器额定电压：40.5kV额定电流变比:2*1000/5A（主变）额定电流变比:2*300/5A（线路、电压无功装置）二次组合：5P20/5P20/5P20/0.5/0.2S03干式、浇注式电压互感器（呈容性,不谐振）额定电压:40.5kV额定电压比:35/3/0.1/3/0.1/3/0.1/3kV准确级及额定输出:0.2/0.5/6P30/50/10004熔断器型号:XRNP-35开断电流（有效值）：31.5kA额定电流：2A05避雷器额定电压：173、40.5kV持续运行电压：40.8kV额定放电电流（峰值）：10kA冲击电流（峰值）：100kA06零序CTLXK140b）动态电压自动补偿装置选择在升压变电站35kV母线上装设动态电压自动补偿装置，确保升压变电站电压水平和功率因数在合格范围内。无功补偿装置拟采用SVG型电压动态补偿装置，无功补偿装置容量为感性5Mvar，容性5Mvar。c）站用变压器选择根据国网风电并网运行反事故措施要点要求，“风电场汇集线系统单相故障应快速切除。汇集线系统应采用经电阻或消弧线圈接地方式，不应采用不接地或经消弧柜接地方式。经电阻接地的汇集线系统发生单相接地故障时，应能通过相应保护快速切除，同时应兼顾机组运行电174、压适应性要求。经消弧线圈接地的汇集线系统发生单相接地故障时，应能可靠选线，快速切除。”综合考虑一期、二期风场，35kV系统中性点接地方式选用接地变和接地电阻成套装置，接地变低压侧同时作为站用变使用，经计算，电阻容量选择750kVA，接地变容量1250kVA，配置具备跳闸功能的小电流接地选线装置。本工程按装设接地变压器兼作站用变压器,因此接地变压器推荐选用三相、干式变压器，一次侧容量1250kVA，站用输出容量500kVA, 接地电阻额定电流为200A，计算电阻为101欧姆。型号：JDB-1250/35-500/0.4一次额定容量：1250kVA额定电压：3522.5%/0.4kV接线组别：Zn175、，yn-11阻抗电压：UK=6.5%本工程站用变压器推荐选用三相、干式变压器，容量500kVA。（4）绝缘子串选择按系统最高电压和泄漏比距（2.5cm/kV）选择绝缘子串片数，根据导线荷载大小，220kV本工程推荐选用强度为100kN悬式复合绝缘子串，爬电距离6300mm（爬电比距为2.50cm/kV）。（5）母线选择a）220kV母线:选用LGJ400/50钢芯铝绞线,根据母线最大工作电流,导线的最大工作电流为898A，设计应对应力及挠度等进行复核。b）35kV母线户内布置，选用高压开关柜，配套2*（TMY-100*12）铜母线，额定载流量为2868A；35kV母线按主变压器的额定电流考虑,176、每台主变压器带一段母线,最大工作电流为1650A，满足要求。（4）站用变压器选择本工程站用电源共2路，一路利用35kV接地变兼站用压器;另一路接10kV站外电源,容量500kVA。 过电压保护及接地.1 风电场场区过电压保护及接地（1）直击雷保护风力发电机组制造厂家都配备有防雷电保护装置。风力发电机组、塔架、基础钢筋和箱式变电站等均应可靠地与接地网相连接。箱式变电站高度较低，且在风力发电机组塔架的保护范围之内，可不装设直击雷保护装置。（2）侵入雷电波保护箱式变电站高压侧电缆与架空线路连接处长度超过50m的电缆两端安装避雷器，长度不超过50m的电缆一端安装避雷器。（3）接地保护接地、工作接地及防177、雷接地共用接地装置，接地电阻值满足相关规程要求，并将风电场的接触电势、跨步电势限制在安全值以内。接地装置将充分利用每个风力发电机组塔筒及箱式变电站基础内的钢筋作为自然接地体，再敷设必要的人工接地装置，以满足接地电阻的要求。根据交流电气装置的接地DL/T621-1997规定，对所有要求接地或接零部分均应可靠地接地或接零。风力发电机组的接地方案和接地电阻值待订货后再根据厂家的要求进行设计。.2 升压站过电压保护及接地（1）直击雷保护升压变电站为户外式，雷电过电压来自雷电对配电装置的直接雷击、反击和架空线路上的雷电侵入波，采用避雷针对配电装置、主变压器及综合楼等进行直击雷保护，升压变电站共装设2支3178、0m高220kV构架避雷针，3支30m高独立避雷针，作为升压站站区直击雷联合防护装置。（2）侵入雷电波保护220kV线路沿全线架设避雷线,对沿送电线路雷电侵入波的过电压，采用在各级电压屋外配电装置主母线上装设一组氧化锌避雷器的方式进行保护，以减少雷电侵入波过电压的危害。采用架空进线的配电装置中，金属氧化锌避雷器与电气设备间的最大电气距离及实际值见下表（架空进线长度按2km计）：系统电压保护设备进线路数及最大电气距离要求（m）实际值（m）1234220kV与主变压器间12519523526590与其它设备间168.75263.25317.25357.75100由上表可见，金属氧化物避雷器的配置均179、能满足要求。本工程选用三相、两线圈电力变压器，根据规程要求，在主变压器220kV、35kV侧各设一组氧化锌避雷器，以减少雷电侵入波过电压的危害，保护主变压器。（3）接地保护升压变电站属大电流接地系统,主接地网采用以扁钢水平接地体为主，由水平接地体和垂直接地体构成的方格型复合接地网，接地材料满足热稳定要求，并考虑腐蚀因素和分流系数，主接地网和设备接地引下线选用608热镀锌扁钢。升压变电站内所有电气设备、构架等均采用2根接地引下线与主接地网可靠连接，构架避雷针、氧化锌雷器等与主接地网连接处设集中接地装置；在升压变电站入口处设置均压带，以减少跨步电压。要求主接地网接地电阻值小于等于0.5欧姆，同时满180、足通讯和计算机监控系统对接地电阻的要求。保护柜及通讯柜下的等电位接地网应按相关“反措”要求单点接地。 电气设备布置及配电装置升压变电站站址位置主要考虑风电场的总体规划,风机至升压变电站的联网线路尽量短以及220kV接入系统等因素确定。升压变电站配电装置布置本着节约占地、安全运行、操作巡视方便、便于检修和安装、节约三材和降低工程造价等设计原则。a）220kV配电装置布置在升压站的西南侧，按远景1回出线，朝南侧方向架空出线，2组主变压器考虑。采用单母线接线方式，配电装置推荐采用户外、支持式管型母线、分相中型、单列布置方式，母线及构架一期全部建成，每个间隔宽13m。b）35kV配电装置布置在升压站的181、220kV配电装置北侧，按远景9回进线，朝西侧方向电缆进线。采用单母线分段接线方式，配电装置推荐采用户内、高压开关柜、单列布置。c）220kV配电装置与35kV配电装置采用平行布置，主变压器布置220kV配电装置与35kV配电装置的中间位置。d）电气总平面布置由南向北依次按220kV屋外配电装置-主变压器屋外配电装置-35kV屋内配电装置的顺序排列布置。e）生产综合楼布置在站区的东侧，独立布置。风电场内风力发电机组的计算机监控系统和升压变电站的控制、保护柜、后台操作系统等设备均布置在生产综合楼内。f）进站道路和升压变电站大门位于变电站南侧。 站用电及照明.1 站用电源风电场内远景规划安装2台站182、用变压器,本期工程设一台站用变压器兼接地变,容量1250kVA,另一台接至站外10kV电源，容量500kVA,三期再改接至另一台35kV站用变压器。2台站用变压器互为备用。.2 全站照明照明用电分为工作照明和事故照明两部分。主控制室和通信机房等设置栅格式荧光灯，其它房间采用荧光灯和日光灯混合照明；综合楼等各生产用房、进出口、通道等设置事故照明，站内不设事故照明切换装置，事故照明电源由直流屏供给。屋外配电装置和主变场地等处设置低布置可旋转式投光灯照明，电源从主控制楼内的照明配电箱引接。屋外配电装置设置动力箱和动力分箱，电源从交流屏引接，供检修电源及检修临时照明电源，检修电源的供电半径按不大于50183、m考虑。.3 交流不停电电源全站仅设置一套公用的交流不停电电源系统。该系统由2套容量为5kVA的UPS电源等组成。UPS的交流输入电源来自站用配电屏，输出为220V交流。6.2 二次系统 继电保护及安全自动装置.1 220kV系统接线及升压站规模新建220kVXXXX一期（XX沟）风电场出1回220kV线路接入220kV东梁一次变。XXXX一期（XX沟）风电场升压变电站远景规划为1台220/36.75kV 100MVA及及1台220/36.75kV 50MVA有载调压升压变压器，本期建设1台100MVA变压器。220kV出线本期及远景均为1回。35kV进线回路数远景规模9回，本期建设3回。35184、kV电压无功自动补偿装置远景规划3组,一期一组容量为感性5MVar,容性5MVar，二期上一组感性5MVar。.2 220kV线路继电保护配置根据一期（XX沟）风电场升压站220kV系统接线方式和继电保护和安全自动装置技术规程要求，在220kV线路系统侧配置双套距离保护，风电场升压站侧不配线路保护。当线路故障时由系统侧保护跳开即可。其中距离I段作为主保护可延伸至风电场升压站变压器内部，与主变保护形成保护重叠区。距离II、III段作为后备保护。.3 220kV母线保护220kV母线宜按远期配置双套母线保护。.4 继电保护及故障信息管理系统本工程需配置一套继电保护、故障录波信息处理子站。子站负责采185、集站内主变保护、35kV线路保护、35kVSVG、站用变保护等及各故障录波装置的数据信息，执行管理和分析功能。子站对采集的所有数据信息进行分类、分级后存入数据库，向继电保护人员提供保护动作报告、录波文件等详细信息。整个子站系统由保护工程师站、继电保护信息网、故障录波信息网组成。.5 故障录波装置本工程配置2面微机故障录波器屏，至少可录取96路模拟量和128路开关量，录取220kV线路电流、35kV汇集线路电流、主变高低压侧和零序电流及保护动作开关量、无功补偿设备电流及保护动作开关量。该柜要具备测距、远传、存储和常态录波等功能。.6 电能质量在线监测根据国家电网公司Q/GDW392-2009风电186、场接入电网技术规定相关要求及风电场的负荷特性，应采取有效的电能质量治理措施，将注入电网的谐波及负序限制在国家允许范围之内。本工程配置电能质量监测装置一套，对风电场可能引起的电压偏差、频率偏差、三相不平衡度、负序电流谐波、闪变、电动波动、电压暂降、暂生、短时中断等进行在线监测。并能够以网路方式接入XX省电力通信公司综合数据网，将监测信息送至XX省公司电能质量监测中心。根据国家电网公司风电场接入电网技术规定，XX省XX电网66kV及以上电压等级电压接入风电场涉网设备技术要求，风电场应安装有功功率控制系统，并保证有功控制系统的快速性和可靠性。因此本工程装设风电场有功功率控制系统一套。.7 PMU功角187、测装置根据风电场接入电力系统技术规定要求，在本工程风力发电场升压站侧装设1套功角测量装置（PMU）以观察动态特性。.8 风功率预测系统根据国家电网调（2010）201号“关于印发风电并网运行控制技术规定和风电功率预测系统功能规范通知”和Q/GDW392-2009风电场接入电网技术规定，与国家电网调（X）974号文件要求，加强风电并网后的运行控制，规范风电功率预测系统功能，风电场配置风电功率预测系统一套，满足“风电功率预测系统功能规范（试行）要求。.9 电能量计量系统1）计量系统配置原则根据电能量计量相关规程，本工程需在联网线路系统接入点设置关口计量点，计量信息送XX地调及XX省调。2）计量系统188、配置方案在风电场220kV联网线装设两块0.2S级（主/校表）计费表，作为风电场上网电量的结算依据，并在风电场主变高压侧装设一块0.2S级计费表，主变低压侧装设一块0.5级的电度表，配置一台XX省调采集器，一套计费工作站系统、打印机等；计费表和考核表与采集器通过RS-485相联，电能量信息通过采集器送往XX省调，同时送往风电场后台机系统，在后台机实现计费表电量的采集，并进行统计、分析、归类，形成各种报表。.10 主变压器保护配置本工程的220kV主变压器需配置必要的、动作可靠性高的微机型继电保护装置，按双套主保护和双套后备保护进行配置。包括：瓦斯保护（主保护）、差动保护（主保护）、复合电压起动189、过电流保护（后备保护）、接地保护、过负荷保护。.11 35kV线路、站用变压器及电容器保护及测控单元35kV线路：35kV线路配置微机型电流速断保护、过流保护、零序保护，选用保护测控一体化装置。具有遥测遥信遥控的功能。35KV线路保护测控装置布置下放至35kV开关柜。35kV站用变压器：35kV站用变高压侧配置电流速断保护，低压侧配置过流保护、零序电流保护，选用保护测控一体化装置，具有遥测遥信遥控的功能。35kV站用变压器保护测控装置布置下放至35kV开关柜。35kV SVG：35kV SVG配置微机型电流速断保护、过流保护、零序保护,选用保护测控一体化装置。具有遥测遥信遥控的功能。35kV 190、SVG保护测控装置布置下放至35kV开关柜。35kV电容器组：35kV电容器配置微机型电流速断保护、过流保护、过电压保护、欠电压保护、过负荷保护、中性点电流或电压不平衡保护，选用保护测控一体化装置，35kV电容器保护测控装置布置下放至35kV开关柜。35kV母线保护配置：根据国家电网公司文件国家电网调（X）974号，本工程35kV汇集线系统母线配置母差保护1套。35kV母线保护装置组屏。.12 防误操作闭锁升压变电站内装设一套微机防误闭锁装置，不设模拟盘，对站内全部断路器、隔离开关和接地开关等进行防误闭锁，实现“五防”操作。本工程防误操作闭锁以计算机监控系统的逻辑闭锁关系为主，正常的操作均执行191、调度端或计算机的遥控命令，如果根据监控系统的逻辑闭锁关系不能满足操作条件，则控制命令不执行，并应提示操作人员。远方操作时，远方和就地均具备防止误操作功能。就地操作时，通过配电装置内硬接线回路实现防误操作功能。.13 二次设备室布置主变微机保护柜、故障录波柜、线路微机保护柜、线路微机测控柜、自动装置柜、电能质量监测柜、电能表柜、计费表柜、通信设备屏、UPS逆变电源柜等二次设备屏均布置在主控制室内。具体柜位布置详见附图XNF008-CH7-1-6-11。.14 直流系统升压站共设置220V，200Ah阀控式密封铅酸蓄电池2组，配置2套高频开关电源。直流屏、充电设备、蓄电池布置在继电保护室内。直流系192、统采用二段单母线接线方式，二段直流母线之间设联络开关，每段母线接一组蓄电池和一套充电设备。直流电源采用两套智能高频开关操作电源，每段直流母线设置一套微机监控装置，并通过RS-485通信口与站内监控系统通信。每组蓄电池配置一套蓄电池巡检仪，可实时检测每节蓄电池的电压、电流、温度及容量等参数。直流馈线屏主母线采用绝缘铜母线，每面屏内设置1台微机绝缘监测装置，监视直流母线的电压以及自动检测各馈线支路对地绝缘电阻。直流系统供电采用辐射状供电方式。由馈线屏对各测控单元、保护装置及断路器控制回路采用辐射状供电。详见附图XNF008-CH7-1-6-12。蓄电池容量计算表序号负荷名称装置容量负荷系数或同时率193、计算容量负荷电流放电时间放电时间kWWA1min30-60min1经常负荷61627.32事故照明5112273ups50.613.613.64断路器跳闸082.52容 量 统 计 (Ah)Cs=63.6容 量 累 加 (Ah)Cs1=63.6冲 击 电 流 Ich (A)21. 蓄电池个数及终止电压：n=1.05Un/Uf=1.10220/2.25=102.6只 取104只Um=0.875 Un/n=0.875220/104=1.851V/只 取1.87V/只衡充情况下，直流母线电压：U=2.25104=234.0V浮充情况下，直流母线电压：U=2.35104=244.4V2. 容量计算：根194、据Um=1.87V 查表B.8,得放电0.5小时 Cc=KkCs0.5/Kcc=1.431.8/0.378=117.8Ah放电1小时 Cc=1.463.8/0.52=171.8Ah蓄电池容量选择为200Ah.3. 充电设备选择：满足浮充电要求Ir=0.01I+Ijc10=27.5A满足均充电要求Ir=1.25I+Ijc10=52.3A选择充电模块 320A+120A=80A.15 UPS电源全站仅设置一套公用的交流不停电电源系统。该系统由2套容量为5kVA的UPS电源等组成。该系统为所内计算机监控系统、集控设备、GPS、电度表及数据网接入设备等装置提供不间断的高质量交流电源。UPS所需的交直流195、电源由站内的交直流系统提供。 调度自动化.1 调度组织关系根据XX电网建设与改造技术导则，接入XX电网的所有发电厂（包括地方电厂和自备电厂）的远动信息和电量信息应传送省调。XXXX一期（XX沟）风电场应归属XX省调调度管理，远动信息应送往XX省调和XX地调，计费信息送往XX省调。.2 调度系统现状XX省调目前采用的调度自动化系统为北X科东开发的CC-2000型系统，现运行稳定，满足新建风电场升压站的接入要求。XX省调目前采用的电能量计量系统为中科院计算机所研制的D-2000型系统，系统采用Alpha服务器作为硬件平台，满足新建风电场升压站的接入要求。XX地调目前所采用的调度自动化系统和电能量计196、量系统也能满足新建风电场升压站的接入要求。.3 调度自动化系统配置风电场升压站网络远动装置应双套冗余配置，信息量要求直采直送到主站端。配置一台当地远动工作站，该套装置满足省调和地调与升压站和风电场交换信息的需求。该套装置配置独立的远动主机（通信管理单元）双套，配置物理隔离等安全防护设备，向调度端传送的遥测信息包括升压站和发电机组等实时信息量和断路器、隔离刀闸等的遥信量。本期配置一套电网调度运行考核系统。.4 远动通道和规约XX一期（XX沟）风电场新建升压站至XX省调的主传输方式采用网络方式，通信协议采用DL/T634.5104-2002规约协议；备用传输方式采用2路2M专线方式，通信规约采用D197、L/T634.5101-2002规约。XX一期（XX沟）风电场新建升压站至XX地调的主传输方式采用网络方式，通信协议采用DL/T634.5104-2009规约协议；备用传输方式采用2路2M专线方式，通信规约采用DL/T634.5101-2002规约。XX一期（XX沟）风电场电能量数据通过电力调度数据网采用DL/T719-2000即IEC60870-5-102规约传至XX地调。.5 远动信息XXXX一期（XX沟）风电场升压站及接入电力系统的线路应根据调度需要向调度端传送下列信息量：风电场总有功功率、无功功率；风电机组运行状态；风电场风速、风向、风力测量信号；与系统连接的各线路两侧有功功率、无功功198、率、电流；变压器高低压侧有功功率、无功功率、电流；各电压等级母线电压；变压器温度；系统频率；事故总、预告总信号；断路器位置信号；隔离刀闸位置信号；保护装置及自动装置动作信号；保护及故障录波信息。.6 调度端扩容为满足远动信息接入需求，本工程应对调度端调度自动化系统软件进行调试及扩容，并计列相关费用如下：（1）XX省调本工程在XX省调计列EMS系统软件修改及接入费用；本工程在XX省调计列TMR系统软件修改及接入费用。（2）XX地调本工程在XX地调计列EMS系统软件修改及接入费；本工程在XX地调计列TMR系统软件修改及接入费；本工程在XX地调配置前置系统扩容设备：终端服务器（MOXACN2510）199、1台、通讯板（PRG-E）1块、DDF数字配线架1套、计费系统扩容板1块。.7 升压站自动化系统（1）管理模式升压站按无人值班设计，配备一套具有遥测、遥控、遥信、遥调、遥视功能的自动化控制系统。该系统具有以下特点：1）采用开放式分层分布式系统，由站控层和间隔层构成。2）优化简化网络结构，统一建模，统一组网，信息共享，通信规约统一采用DL/T860（IEC61850）通信标准，实现站控层、间隔层二次设备互操作。升压站内信息宜具有共享性和唯一性，保护故障信息、远动信息不重复采集。3）升压站网络交换机按双星型网络彼此独立原则冗余配置。每个星型网顶层各配置1台中心交换机，每台交换机的端口数量应满足站控200、层设备以及分交换机的接入要求。间隔层设备宜通过分交换机接入，宜按照设备室或按电压等级配置统筹配置分交换机。4）继电保护室内网络通信介质采用屏蔽双绞线及网线；通向户外的通信介质应采用光缆。（2）监测、监控范围1）站控层监测、监控范围及信息内容：数据采集：采集升压站实时数据，并对所采集的数据进行工程单位转换、排序、越限检查、变位检查、计算等处理。安全监视：定周期对运行数据（包括现场采集数据和计算数据）进行检测，发现越限立即报告。当开关及设备状态发生变化时立即报告，事故时自动推出标识有故障设备的画面（主接线图或其它用户指定的画面）并给出语音告警及文字提示；对于非事故变位，画面上的开关及设备则只闪烁、201、改变颜色和给出文字提示。画面显示：包括主接线图、棒状图、曲线图、各种表格及趋势曲线等动态数据实时显示操作过程显示和不下位监护监控系统设备运行状态监视报表及事件打印控制功能：允许有权限操作人员对断路器等设备进行控制操作，控制操作采用“对象选择”“返送校核”“确认执行”的步骤来保证遥控操作的正确执行。数据库存储：系统应提供实时数据库和历史数据库数据存储、查询等项功能。安全保密功能：进入系统人员必须具备操作者名称及口令字，并自动记录进入系统的人员、时间。防误闭锁功能，与间隔层设备配合形成双重防误闭锁机制。控制操作闭锁逻辑的检查分别由站控层系统主机和间隔层单元测控装置完成。控制操作时，系统应通过人机画202、面显示操作对象控制条件和检查校验情况。当后台系统故障,在间隔层进行操作时仍可确保控制输出符合操作条件。操作票生成、操作模拟预演。远动通信：通过复用光纤远动通道和电力调度数据网与XX省调和XX地调通信。设备故障诊断、系统维护。计算机监控系统应能对系统中的各台设备运行工况进行在线诊断，发现异常时及时显示和打印报警信息。当软件运行异常或软件发生死锁时，能自动恢复正常运行；对于采用冗余配置的设备，自动进行主备机故障切换。与其它系统联网通信系统可与保护子站、电能计量系统和直流系统微机监测设备进行通信。2）间隔层监测、监控范围及信息内容交流采样测量直流模拟量数据采集开关量数据采集遥控及闭锁执行控制中心或后203、台系统下发的控制操作命令，对断路器、隔离刀闸、电动接地刀闸等设备进行分/合遥控；此外，运行人员也可以在测控屏上进行控制操作。控制命令执行前，应对闭锁条件进行检验。同期检测：在接收同期设备的控制命令后，自动判断同期条件，符合同期要求后自动合闸。超过一定时间（可由用户设定）后仍不符合条件，则自动取消该操作。可编程自动控制，如无功设备自动投切控制；电流和电压、有功和无功功率、频率、功率因数、有功和无功电能等运行参数测量计算；电能质量数据监测；功角测量监测监测；不平衡负载检测；天文时钟对时；IED接口，如与智能电表接口；风力、风向及风功率预测信息。（3）配置方案1）站控层设备本工程站控层设备采用站内U204、PS供电，主要由以下设备组成：a）主机兼操作员工作站：1台，采用Unix或Linux系统，用作站控层数据收集、处理、存储及网络管理中心及站内监控系统的主要人机界面，用于图形及报表显示、事件记录及报警状态显示和查询，设备状态和参数的查询，操作指导，操作控制命令的解释和下达等。b）远动通信设备：1套，设备冗余配置，通过专用通道点对点方式以及站内的数据网接入设备向各级调度和远方监控中心传送远动信息。c）智能设备接口：1台，用于站内智能设备及风电场风力、风向和风力预测设备的接入，设置智能转换终端。d）打印机：2台，具有网络打印功能的激光打印机（A3、A4、A5幅面可任选）。2）网络设备本工程配置2台中205、心交换机和4台分交换机及网络连接线等设备。网络传输速率不小于100Mbit/s，构成一分布式高速工业级双以太网，实现站级单元的信息共享以及站内设备的在线监测、数据处理以及站级连锁控制。3）间隔层设备a）I/O测控装置：测控装置采用直流供电，具有交流采样、测量、防误闭锁、同期检测、就地断路器紧急操作和单接线状态及测量数字显示等功能，对全站运行设备的信息进行采集、转换、处理和传送。依据二次系统通用设计，采用设置独立“五防”终端方案，数据与监控系统共享进行防误操作闭锁方案设计。b）间隔层网络设备：本期配置与站控层网络的接口以及继电保护通信接口等设备。（4）系统网络与通讯接口方式本工程计算机监控系统互206、连网络采用双星型以太网，配备10M/100M/1000M自适应以太网交换机。双网采用均衡负荷运行方式，一网故障后，另一网承担全部通信负荷。中心交换机用于站控层设备和分交换机的接入，间隔层设备通过分交换机接入，以太网与站控层进行通信、交换数据，采用DL/T860（IEC61850）通信标准。升压站内保护设备及管理子站要求采用DL/T860（IEC61850）通信标准，实现信息直接上网及共享。其它智能装置，如直流系统、UPS系统、火灾报警等智能设备以及风电场信息设备通过智能公用接口装置，经DL/T860（IEC61850）通信标准规约或经过规约转换后接入监控网络。 调度数据网接入及二次系统安全防护207、.1 调度数据网2002年国家经贸委下发了电网和电厂计算机监控系统及调度数据网络安全防护规定，根据规定的要求在全国建立电力调度专用数据网。本工程在XX一期（XX沟）风电场升压站配置双套调度数据网接入设备（含路由器、交换机等）。.2 二次系统安全防护根据国家电力调度通信中心下发的电力调度系统安全防护工作实施、全国电网二次系统安全防护总体方案以及电网调度自动化系统安全防护方案规定，XXXX一期（XX沟）风电场升压站应配置一套二次系统安全防护装置，以实现系统安全防护。安全防护设备配置如下：防火墙一套、纵向加密认证装置2套。.6 同步时钟对时系统全站需配置1套公用的同步时钟对时系统（包含一台GPS主钟208、一台北斗主钟）。具有内部守时，输出多制式，系统输出可以扩展，可以满足系统的对时要求，保证时间需求的高精确度、高位定性、高安全性、高可靠性。 图像安全监视系统为便于运行维护管理，保证升压站的安全运行，站内配置一套图像安全监视系统，调度端通过站内的监视设备对开关场、保护屏室、监控室等进行监视。 火灾自动报警系统全站设置一套火灾报警系统，在监控室，继保室、配电装置室等重点部位设置智能编码烟感探测器，在主变压器、电缆竖井、电缆夹层内附设缆式探测器；温度报警控制器，交流电源由所用电源屏引接。6.3 通信部分 调度关系一期（XX沟）风电场本期装机容量47.5MW，以一回220千伏线路接入220千伏东梁变209、。结合本工程的建设规模及该工程所在地理位置以及结线形式，经与XX电力调度通信中心和XX供电公司调度协商后确定，该风电场建成投运后由XX省调调度指挥管理，风场信息送往XX省调、XX地调。 通信现状.1 通信设备现状220千伏东梁变均通过2台SDH2.5G光传输设备在松涛变、XX发电厂两点接入XX地区骨干光通信A、B网中。A、B网电路容量均为SDH2.5Gbit/s，A网采用中兴S385光传输设备，B网采用华为OSN3500光传输设备。.2 相关光缆现状220kV松涛-六家子、松涛-东梁线路各有一根36芯OPGW光缆，光缆长度分别为20、23公里。220kV东梁-XX电厂有一根24芯光缆，长度10210、公里。.3 通道要求依照辽电调通2003119号文件关于XX电网通信通道配置原则的规定要求，该风电场投运后升压站内通信通道配置如下表所示：通道需求表通道名称通道走向单位数量备 注电力调度风场升压站XX地调2M2地调转接至省调行政电话风场升压站-XX地调2M1远动风场升压站-XX地调2M1专线2M1数据网承载电量计费风场升压站-XX省调2M1数据网承载风场升压站-XX地调2M1数据网承载线路保护升压站-东梁变1、2#线光纤2*2芯不同路由.4 通信电路建设方案一期（XX沟）风电场升压站利用新配置的两台622M光传输设备由东梁变接入XX地区骨干光A、B网电路中，电路容量622Mbit/s。.5 设211、备配置方案（1）光传输设备风电场升压站配置2套622M光传输设备，1台96芯光配线架，1台120系统数字配线架。（2）通信电源设备风电场升压站配置2套48V/120A高频开关电源及2组48V/300Ah免维护蓄电池。（3）调度交换及行政电话风场升压站配置1台40线调度程控交换机，接至XX地调；配置1台公网电话，与当地相关部门通信。风电场升压站配置1套PCM设备作为行政通信。设备材料表序号名 称规 格单位数量1光端机622M套23PCM接入设备台14高频开关电源48V/120A套25免维护蓄电池48V/300A组26综合配线架96芯光配线架、200音频配线架台17数字配线架120系统台19光功率212、计块110光源块111调度交换机40线台1142M连接电缆75，10米根3215超5类网线UTP8芯米30016同轴电缆SYV-75-2-4米20017配线电缆HPVV5020.5米10018尾纤双头10米根2419邮电市话部120引入光缆24芯（含金具）公里0.521光缆终端盒24芯个222钢管米10023塑料管（阻燃）米30024封堵材料公斤16.4 集电线路部分 概述本工程为风电场内配套建设35kV集电线路，考虑XXXX一期（XX沟）47.5MW风电场工程的整体划分，为降低本分项工程的投资，其建设规模如下：新建I、II、共三回35kV架空线路分别连接风电场内19台风机，并最终送至220k213、V升压站，其中、两回线路至220kV升压站部分为同塔双回路，其他均为单回路线路。I线35kV单回路段长度约4.0km，II线35kV单回路段长度约1.2km，、线同塔双回路段长度约6.3km；线35kV单回路长度约5.2km。场内需新建35kV集电线路全线长约16.7km。随三回35kV架空集电线路分别新建16芯ADSS光缆，作为风机通信通道，其光缆长约24.00km。 线路路径.1 35kV集电线路布置结合XXXX一期（XX沟）47.5MW风电场风电机组的整体布置方案和初步拟定的风电场电气主接线方案，本工程两回35kV集电线路接线型式如下：I回路：9#11#8#7#10#6#升压站，新建35214、kV架空线线路总长10.3km，其中单回路线路总长4.0km，同塔双回路总长6.3km。（共6台风机）II回路：4#12#3#5#1#2#升压站，新建35kV架空线线路总长7.5km，其中单回路线路总长1.2km，同塔双回路总长6.3km。（共6台风机） 回路：13#14#19#17#15#16#18#升压站新建35kV架空线线路总长5.15km，为全单回路线路。（共7台风机）.2 升压站侧仓位本工程三回35kV集电线路分别接至220kV升压站中的35kV#1#3风机组开关柜。 气象条件本工程气象条件选择的依据为：66kV及以下架空电力线路设计规范（GB50061-2010）、工程所在地区的气215、象资料。气象条件见表6-5表6-5设计气象条件组合表气象情况温度（）风速（ms）冰厚（mm）最高温度4000最低温度-4000最大风速-5300最大覆冰-51010年平均气温-500外过电压15100内过电压-5150安装情况-15100冰的比重（g/cm3）0.9年平均雷暴日数21日 导、地线选择.1 导线的选择本工程拟采用的风电机组单机容量为2.5MW，共19台，装机容量为47.5MW。场内风电场线路连接分别为6/6/7台风力发电机分列为1组。根据风电场内风力发电机组的接线方式，在充分考虑投资经济性及技术要求的基础上，导线采用钢芯铝绞线LGJ-185/25，按允许运行温度80，其最大输送容216、量为27MVA，可满足风电场风力发电机组的出力要求及线路自身的损耗。本工程线路沿线多丘陵地形。综合各方面经济考虑，对全铁塔线路取K3.5，其最大拉力为Tmax=16128N。导线物理特性表见表6-6。表6-6LGJ-185/25导线物理特性表型 号LGJ-185/25结构截面积（m）铝股（股数/直径mm）24/3.15钢股（股数/直径mm）7/2.10铝部187.04钢部24.25总计211.29外径（mm）18.9020C直流电阻不大于（km）0.1542计算拉断力（kN）59.420计算重量（kg/km）706.1线膨胀系数（1/C）18.9106弹性系数（N/m）76000.2 地线的选217、择本工程地线选用GJ-35，安全系数K=5，Tm=9094.4N表6-7GJ-35地线物理特性表型 号GJ35截面积（m）37.17外径（mm）7.8计算拉断力（N）45472弹性模量（N/m）181423线膨胀系数（1）11.50106单位质量（kgkm）318.20安全系数5.0最大使用张力（N）9094.4平均使用张力/计算拉断力18%具体参数以最终招投标确定厂家后为准。 绝缘配合.1 污区等级划分根据风电场场址区域的污秽程度，本工程拟建的风电场址所属区域泄露比距为2.5kV/cm。.2 绝缘子型号为减少今后风电场内线路运行维护工作量及结合以往瓷悬式绝缘子的使用情况，本工程线路绝缘子型式218、全部采用瓷悬式绝缘子，型号选用XP-70瓷悬式绝缘子，其主要技术指标见表6-8。表6-8导线绝缘子主要尺寸及机电特性绝缘子型号机械破坏负荷kN不小于公称结构高度H绝缘件公称直径D最小公称爬电距离雷电全波冲击耐受电压（峰值）kV不小于工频电压（有效值）kV不小于单件重量kgmm湿耐受XP-7070146254300110455.0.3 空气绝缘间隙本工程塔头布置及带电部分与杆塔构件的最小间隙如下：工况类别间隙距离外过电压0.45m内过电压0.25m运行电压0.10m带电作业1.00m对操作人员需要停留工作的部位，考虑人体活动范围50cm裕度。6.4.6 杆塔型式本工程杆塔型式的选择,是按照66k219、V及以下架空电力线路设计规范（GB 50061-2010）的要求以及各有关的技术规定,结合本工程的具体情况,考虑了既经济合理，又方便加工、施工及运行维护等方面的有利因素而进行的。所选择的各种铁塔型式均选用35220千伏送电线路铁塔通用设计型录中77系列铁塔。其中：单回路直线型铁塔采用3560ZS2（772）型，双回路直线型铁塔采用3560ZGU2（776）型，单回路转角塔采用3560JJ1（779）型、3560JJ2（7710）型，单回路终端塔采用3560DJ1（7713）型，双回路转角塔采用3560JGU1（7716）型、3560JGU3（7718）型，双回路终端塔采用3560DGU（771220、9）型，分歧塔采用3560FGU（7715）型。6.4.6.1 杆塔要求杆塔组立后要调正、调直，拉线的初应力应控制在150N/m左右，不宜过松，以防杆塔在受力后产生位移。1）所有杆塔构件应按图纸进行组装，组装后各部分尺寸必须保证准确无误，在组装时，如果发现组装困难或安装不上，应先查明原因，然后按照有关规定进行修正，不得任意切割，以保证质量，对不符合要求的构件，严禁使用。2）各塔型的材料选用、加工工艺、成品验收应按设计图纸要求和有关技术规范进行。各种铁塔构件须经放样核对尺寸无误后方可下料加工，加工完毕试组装合格后方可出厂。3）铁塔所有构件加工后，均须热镀锌防锈。4）铁塔构件在施工现场组装前应全面221、检查，不得使用变形超过有关规范要求的构件，且不允许在组装过程中强行安装、焊接、火割构件。5）各耐张转角塔及终端塔，在安装地线时，地线横担下平面主材（撑杆）须采取临时补强措施，在安装导线时，导线横担上平面主材（吊杆）须采取临时补强措施。6.4.7 基础型式本工程铁塔基础均采用现浇式混凝土台阶基础，混凝土标号为C20，铁塔基础型式及配筋采用北X道亨公司铁塔台阶基础优化计算系统进行计算配置，并做适当修正。6.4.7.1 基础施工要求基础施工以设计现场标定的中心桩处地面为准，降基或平基应达到设计要求。当降基达到设计要求后，如a值仍不满足要求值时，必须征得设计同意方可继续降基，不得擅自增大降基值。1）在222、基坑开挖过程中，如发现不良地质情况（如土洞、漏洞、淤泥等），应停止开挖并及时反馈给设计人员，待设计、地质人员到现场重新勘察后，确认是否对原设计进行修改。2）各类基础，在基坑回填土时应按施工及验收规范的要求分层夯实。对于石坑的回填，其石子应与30%的土掺合拌匀后回填夯实。对那些不易夯实的阶梯式基础基坑，应将基础最底层阶梯嵌入坑壁内200mm以上，并在浇制混凝土时，填满嵌槽。3）铁塔基础基坑开挖完成后应尽快浇制混凝土，浇制前应清理干净坑内残土或积水，一个基础应一次浇制完成。本工程基坑在雨季施工时注意避免暴露时间过长，施工完成后尽快覆盖。4）铁塔基础的现浇混凝土必须符合设计要求，浇制时须用振动棒分层223、捣固。组立铁塔须在基础混凝土强度达到设计强度的70%以上方可进行，整体组塔须达到设计强度的100%。6.4.8 防雷与接地6.4.8.1 防雷保护根据GB50061-201066kV及以下架空电力线路设计规范规定，本工程新建架空线路杆塔其保护角小于25。导、地线在档距中央的距离满足0.012L+1m要求。本工程电缆线路与架空线路转换处，需在电缆登杆处加装避雷器保护。6.4.8.2 接地装置本工程架空线路作为风电场内送至场内220kV升压站的电源，为提高供电可靠性其防雷接地作用相当重要。而且，本工程架空线路位于风力发电机组的旁边，及考虑多年最多雷暴日达21日，风电场内全线均采取直接接地。铁塔接地224、电阻在10以下，以满足耐雷水平达到30kA的要求。铁塔接地装置采用10圆钢，围成4个4.0m环，分别埋于铁塔的四个脚下，埋入地1.0m深。6.4.9 防振措施本工程所选导线平均运行应力当超过其破坏应力的18%时，需采取防振措施。6.4.10 光缆选型本工程选用16芯ADSS作为风机通信专用通道，具体参数由厂家提供。6.4.11 电缆选型6.4.11.1 电力电缆本工程风机箱变高压侧出线出口至登塔部分采用电缆，然后接入场内35kV集电架空线路。本工程35kV电缆选用交联聚乙烯绝缘聚氯乙烯护套钢带铠装三芯电力电缆及交联聚乙烯绝缘聚氯乙烯护套非磁性金属铠装单芯电力电缆，箱变至电缆登塔支接段采用电缆型225、号为YJLV22-26/35kV-350m，最大输送容量为8.48MVA，能满足支接风机的输送容量；35kV架空线路至升压变电站外侧用35kV电缆直埋敷设，接入升压变电站采用电缆型号为YJV22-26/35kV-3240m，最大输送容量为26.37MVA，可满足单回风机输送容量要求。本工程YJV22-26/35kV-3240m电缆主要结构参数如下：额定电压（kV）26/35标称截面m3240绝缘厚度mm5.5电缆外径mm88.97电缆重量kg/m13.71弯曲半径1520倍电缆直径本工程YJV22-26/35kV-350m电缆主要结构参数如下：额定电压（kV）26/35标称截面m350绝缘厚度226、mm5.5电缆外径mm63.55电缆重量kg/m4.351弯曲半径1520倍电缆直径6.4.11.2电缆附件35kV电缆中间接头及终端头一般分为热缩型和冷缩型，其中热缩头的价格要低于冷缩头，它们的技术指标详见表6-9表6-9热/冷缩型电力电缆附件比较名称热缩电力电缆附件全冷缩电力电缆附件材料橡塑材料硅橡胶弹性差好结构电应力控制管、外绝缘保护管及伞裙等单独制作配套施工应力锥、外绝缘保护管及伞裙为一体地线连接需焊接采用恒力弹簧、无需焊接收缩方法用火加热抽取芯线电场控制参数应力管几何应力锥局部放电大小施工空间要求空间要求大空间要求低施工速度慢快外形欠美观美观热缩电力电缆附件的收缩温度为100-140227、，只有在安装时，温度才可以满足它的收缩条件。当温度低时，由于电缆的热膨胀系数与热缩材料的膨胀系数不同,完全有可能在80以下的环境产生脱层,因此出现裂缝。这样水和潮气就会在呼吸的作用下进入,从而破坏系统的绝缘。同时环境的条件发生变化时,由于没有硅橡胶那样的弹性,所以也会给安全带来影响,这就是热缩材料的缺点。冷缩电力电缆附件实际上是一种弹性电缆附件，也就是说利用液体硅橡胶本身的弹性在工厂预先扩张好放入塑料及支撑条。到现场套到指定位置，抽掉支撑条使其自然收缩。这种技术就是冷缩技术，这种附件就是冷缩的电缆附件，因此这种冷缩附件具有良好的弹性，可以避免由于大气环境、电缆运行中负载高低产生的电缆热胀冷缩。228、即电缆呼吸所产生的绝缘之间的空隙，造成的击穿事故。综上所述，热缩电力电缆附件的最大缺点就是本身不具有弹性，不能与电缆同呼吸。故冷缩电力电缆附件可用于温差大、受气候环境影响大的地域使用是最佳的选择。因此结合本工程实际情况，建议使用冷缩型电力电缆附件。2 电缆敷设本工程电缆均为直埋敷设，埋深1200mm，上覆砂土或软土并设置电缆保护盖板及黄色警示带后，用回填土夯实恢复至原地面。电缆在电缆登杆的引上（下）时，应用电缆夹具固定电缆，自离地1.5m起，每隔1.5m设置一个。本工程35kV电缆采用牵引头方式牵引时容许的最大拉力为：1）3240m电力电缆：Tm50.4kN。2）350m电力电缆：Tm6.0k229、N。电缆最小弯曲半径应1520倍的电缆外径。3 其他问题与说明为了提高集电线路的运行可靠性，本工程集电线路全线采用T接方式连接各台风机箱变。6.5 附表表6-11220kV升压站电气一次主要设备材料表序号产品名称型号及规格单位数量备注1主变压器配电装置1.1主变压器SZ11-100000/230（三相，有载调压，自冷）230+81.25%/36.75KV，Ynd11Uk=13%外绝缘爬距：高压套管爬距比不小于6300mm低压套管爬距比不小于1250mm台1附有载调压开关附在线真空滤油机附油色谱分析仪1.2主变中性点间隙组合设备套1每套装置包括：隔离开关GW13-126Z(W)/630A31.5230、KA 只1中性点保护间隙BJX-220 套1间隙接地电流互感器LRB-10200/5只1直接接地电流互感器LZW-10200/5只11.3户外动力配电箱XLW-1-9个12220kV屋外配电装置2.1220kVSF6罐式断路器分相操作，附弹簧机构组1220kVSF6罐式断路器三相联动操作，附弹簧操作机构组1CT:2*500/5A 50VA5P20/5P20/5P20/5P20/0.5/0.5/0.2S2.2220k母线隔离开关252kV1600A40KA高强瓷组3 单接地水平开启隔离开关、单接地、三相联动主刀闸配：电动机构；地刀闸配：手动机构相间距：3.5m外绝缘爬电距离不小于6300mm2.231、3220kV隔离开关252kV1600A40KA高强瓷组1三柱水平开启式、水平断口、双接地、三相联动主刀闸配：电动机构；地刀闸配：手动机构相间距：3.5m外绝缘爬电距离不小于6300mm2.4220kV氧化锌避雷器204/520放电电流10kA只3复合外套附在线监测仪相间距：3.5m外绝缘爬电距离不小于6300mm2.5220kV电容式电压互感器252kV10H台30.2/0.5/0.5/3P100/100/100/100VA相间距：3.5m外绝缘爬电距离不小于6300mm2.6复合耐张绝缘子串FXBW4-252/100串6主变、构架2.7悬垂绝缘子串16（XWP2-70）串3出线2.8户外动232、力配电箱XLW-1-9个12.9端子箱XW1-2个3出线2.10端子箱XW2-1个1母线设备2.11钢芯铝绞线LGJ-400/50m700母线、出线2.12电动升降车台12.13电压抽取装置套1335KV配电装置部分3.135KV高压开关柜包括：面1主变 真空断路器40.5kV2000A31.5kA 台1避雷器套1电流互感器21000/5A5P20/5P20/5P20/0.5/0.2S 台3接地开关JN15-3531.5kA 台1带电显示装置 套13.235KV高压开关柜包括：面5进线（电容器一面） SF6断路器/真空断路器 台1SVG回路采用SF6断路器电流互感器2600/5A10P15/1233、0P15/10P15/0.5/0.2S 台3接地开关JN15-3531.5kA 台1避雷器套1带电显示装置套13.335KV高压开关柜包括：面1站用变压器 真空断路器 台1电流互感器2600/5A10P15/10P15/10P15/0.5/0.2S 台3接地开关JN15-3531.5KA 台1避雷器套1带电显示装置1套3.435KV高压开关柜包括：面1电压无功补偿装置SF6断路器台1电流互感器2600/5A10P15/10P15/10P15/0.5/0.2S台3接地开关JN15-3531.5KA台1避雷器套1带电显示装置套13.535KV高压开关柜包括：面1母线设备熔断器XRNP-35/0.5234、 组1电压互感器35/3/0.1/3/0.1/3/0.1/3kV台3氧化锌避雷器YH5WZ-54/134台3带电显示装置套13.6封闭母线35KV，2000A米103.7穿墙套管35KV，2000A个33.8氧化锌避雷器YH5WZ-51/134台3主变3.935KV电压无功补偿装置包括：套1SVG容量5000kVar并联电容器组5000KVar套1降压变压器5000kVA35KV成套装置的控制、监控、保护、报警系统套1成套装置一、二次连接导体导线。成套安装用支架、组合柜等装置3.1035KV接地变兼站用变压器DKSC-1250/35-500，35+2X2.5%/0.4kVZyn-11台1电阻柜235、35KV，750kVA套1厂家成套单相隔离开关及控制器3.11动力配电箱XLW-1-12个13.12电力电缆YJV22-26/35KV-370m2503.13电缆终端用于YJV22-26/35KV-370电缆套63.1410kV箱式变电站箱式变压器（附干式变压器）500/10.510.55%/0.4kV台1施工电源3.15铜排100X10m1003.16支柱绝缘子ZSW-40.5/10-4支183.17低压配电屏GCS型面73.1810kV电缆YJV22-8.7/15-3X50m5004接地部分4.1镀锌扁钢-608m90004.2镀锌钢管L50*5L=2500mm根100集中接地极4.3带绝236、缘护套铜绞线100mm500保护接地4.4等离子接地极L=3000mm套205电缆防火5.1柔性速固耐火堵料JZDt35.2电缆防火涂料JZTt25.3防火隔板506火灾自动报警系统套1含下列设备6.1火灾报警控制箱JB-TB-9500A台16.2光电感烟探测器JTY-GD-9810套606.3手动报警按钮SB-98套106.4感温电缆m5006.5高温绝缘线BVR-1.0mm7007照明部分7.1户内动力配电箱XL-1-96个7.2照明配电箱XRM8个7.3吸顶式荧光灯YMC-236W套607.4吸顶灯CDX14-C30W套307.5低布置投光灯NSC97001400W套20户外照明8电缆支237、架8.1镀锌角钢505t38.2镀锌角钢404t1.5表6-12升压站电气二次主要设备材料表序号产品名称型号及规格单位数量备注（一）系统部分1风功率预测系统屏面12有功功率控制系统套13PMU功角测量屏面14电能质量监测屏面15220kV故障录波屏故障录波装置1台面1635kV故障录波屏故障录波装置1台面1（二）变电部分1监控系统主机兼操作员工作站（含五防软件、锁具）1套（显示器，键盘，鼠标放置在监控台上）套22远动通信屏远动接口装置（双机）2套，含远动通道接入设备及智能接口设备1套。含GPS主时钟装置1套。面1GPS对时屏含GPS,北斗双时钟源面13通信接口屏网络交换机6台面14公用测控屏公238、用测控装置3台 面15220kV线路测控屏面16220kV母线保护面27主变保护屏主变差动保护装置1套，非电量保护装置1套面28主变测控屏高压侧测控装置1套，低压侧及本体测控装置1套，面19继电保护及故障录波信息子站屏面110调度数据网接入设备包含路由器，交换机等套211二次系统安全防护装置套11235kV线路保护测控装置套3装于35kV开关柜上续表6-12（完）升压站电气二次主要设备材料表序号产品名称型号及规格单位数量备注13接地变兼站用变保护测控装置套1装于35kV开关柜上1435kV SVG保护测控装置套1装于35kV开关柜上35kV 电容器组保护测控装置套1装于35kV开关柜上1535239、kV母线保护屏面116计量及远动采集屏含远动采集装置、220kV线路侧0.2S级计量表2块（主/备）及主变高压侧0.2S级计量表1块，主变低压侧0.5S级电度表面11735kV线路电能表0.5S级块3装于35kV开关柜上1835kV电容器组电能表0.5S级块1装于35kV开关柜上35kV SVG电能表0.5S级块1装于35kV开关柜上1935kV接地兼站用变0.5S级块1装于35kV开关柜上20地调扩充远动、计量信息的修改和扩充项121省调扩充远动、计量信息的修改和扩充项122直流馈线屏面223充电屏面224联络柜面125蓄电池屏200Ah, 2组面626UPS电源系统2x5kVA面127微机240、保护试验电源屏面128图像安全监控系统控制屏面129控制电缆ZR-KVVP2-22综合公里15估列30屏蔽双绞线公里3估列表6-13风电场通信主要设备材料表序号名 称规格单位数量备注1光端机622M套23PCM接入设备台14高频开关电源48V/120A套25免维护蓄电池48V/300A组26综合配线架96芯光配线架、200音频配线架台17数字配线架120系统台19光功率计块110光源块111调度交换机40线台1142M连接电缆75，10米根3215超5类网线UTP 8芯米30016同轴电缆SYV-75-2-4米20017配线电缆HPVV 5020.5米10018尾纤双头10米根2419邮电市话241、部120引入光缆24芯（含金具）公里0.521光缆终端盒24芯个222钢管米10023塑料管（阻燃）米30024封堵材料公斤1表6-14集电线路机电设备汇总表序号设备材料名称型号及规格单位数量备 注1导线LGJ-185/25km72.51单回路为 17.6km2地线GJ-35km17.163光缆ADSS光缆（16芯，档距300m）km24.00单模，G.6524悬式绝缘子XP-70根30935接地装置套906导线防振锤FD-3只7267地线防振锤FG-50只1768接续金具t1.29电缆YJLV22-350 mm160010电缆YJV22-3300 mm63011电缆终端头户外型 50 m组3242、8每组 3 相（接头）12电缆终端头户内型 300 m组3每组 3 相（接头）13电缆终端头户外型 300 m组3每组 3 相（接头）1435KV 避雷器HY5WZ2-52.7/134只66定货时可任选同型号产品15ADSS悬垂串串50包括紧固夹具等16ADSS 耐张串串110包括紧固夹具等17螺旋减震器套40018引下线夹套13019余缆架套820G50镀锌钢管km221G65镀锌钢管km0.722G100镀锌钢管km0.17表6-15杆塔汇总表序号铁塔代号铁塔名称杆塔高（m）呼称高（m）数量杆塔钢量（t）/ 基基础钢量/基基础混凝土/基（m3）（kg）1直线塔ZS2_1535kV 单回路直243、线塔19.61541.254289.152直线塔ZS2_1835kV 单回路直线塔22.61881.51432.7213.063直线塔ZS2_2135kV 单回路直线塔25.62181.86432.7213.064直线塔ZS2_2435kV 单回路直线塔28.62432.09432.7213.065直线塔ZGU2_1235kV 双回路直线塔20.51241.79480.418.666直线塔ZGU2_1535kV 双回路直线塔23.515122.09480.418.667直线塔ZGU2_1835kV 双回路直线塔26.51822.44480.418.668直线塔ZGU2_2135kV 双回路直线244、塔29.52112.87480.418.669转角塔JJ2_935kV 单回路3060转角塔14.7921.48567.7216.1410转角塔JJ2_1235kV 单回路3060转角塔17.71221.80567.7216.1411转角塔JJ2_1535kV 单回路3060转角塔20.71532.16567.7216.1412转角塔JJ1_1235kV 单回路030转角塔17.71241.61523.9615.6113转角塔JJ1_1535kV 单回路030转角塔20.71551.88523.9615.6114转角塔JJ1_1835kV 单回路030转角塔23.71832.31523.961245、5.6115转角塔JGu3_1235kV 双回路 3060转角塔20.51234.03766.3423.9916转角塔JGu3_1535kV 双回路 3060转角塔23.51554.67766.3423.9917转角塔FGu_1535kV 双回路鼓型分歧塔27.51536.16934.9233.3418转角塔FGu_1835kV 双回路鼓型分歧塔30.51816.95934.9233.3419转角塔JGu1_935kV 双回路鼓型030转角塔18912.51608.6420.36续表6-15（完）杆塔汇总表序号铁塔代号铁塔名称杆塔高（m）呼称高（m）数量杆塔钢量（t）/ 基基础钢量/基基础混凝246、土/基（m3）（kg）20转角塔JGu1_1235kV 双回路鼓型030转角塔211213.05608.6420.3621转角塔JGu1_1535kV 双回路鼓型030转角塔241523.52608.6420.3622转角塔JGu1_1835kV 双回路鼓型030转角塔271814.40608.6420.3623转角塔DJ1_935kV 单回路 6090终端转角塔15.3911.89646.3224.1924转角塔DJ1_1235kV 单回路 6090终端转角塔18.31232.33646.3224.1925转角塔DJ1_1535kV 单回路 6090终端转角塔21.31552.83646.3247、224.1926转角塔DJ1_1835kV 单回路 6090终端转角塔24.31813.29646.3224.1927转角塔DGu_1235kV 双回路 6090终端转角塔211213.91985.1262.1328转角塔DGu_1535kV 双回路 6090终端转角塔241514.63985.1262.13第7章 消防设计7.1 工程消防概况和消防总体设计 消防设计依据 XXXX一期（XX沟）风电项目消防工程设计依据的规范主要有： 建筑设计防火规范GB50016X建筑灭火器配置设计规范GB50140-X 建筑给水排水设计规范GB50015-2003 （2009版）室外给水设计规范GB5001248、3-X 室外排水设计规范GB50014-X（X版）火力发电厂与变电站设计防火规范GB50229-X 电缆防火措施设计和施工验收标准DLGJ154-2000；电力工程电缆设计规范GB50217-X220kV750kV变电站设计技术规程（DL/T5218-X） 中华人民共和国消防条例及其实施细则 一般设计原则 风电场消防设计贯彻“预防为主，防消结合”的方针，针对工程的具体情况，采用先进的防火技术，以保障安全，经济合理为宗旨。遏止火灾事故的发生，创造良好的消防环境。在加强火灾监测报警的基础上，对重要场所采用相应得消防措施，在中控室、通信机房以及220kV升压站等场所安装火灾监测报警系统的各类探测器。 机电消防设计原则 风电场发电设备，送、变、配电设备以及一切用电设备和线路 在运行过程中或带电状态下，由于电气短路、负荷、接触不良、静电和雷电易引起火灾。根据风力发电机场自身的特点，机电消防根据不同的对象采取不同的防火技术措施，阻止电气火灾事故的发生。 消防总体设计方案 （1）消防总体设计保证安全。消防是风电场管理工作的一项首要任务，一方面要考虑风电场工程自身的安全；另一方面要考虑风电场工程对周围环境的安全