1、装机容量48MW风电场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月装机容量48MW风电场工程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314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 次 1 综合说明11.1 概 述11.2 风能资源21.3 工程地质21.4 工程任务与规模31.5 风力发电机组和上网电量41.62、 电 气51.7 消 防81.8 土建工程81.9 施工组织设计101.10 工程管理111.11 环境保护与水土保持121.12 劳动安全与工业卫生131.13 工程节能降耗141.14 工程设计概算141.15 经济和社会效果分析142风资源152.1 概述152.2 参证气象站资料分析172.3 测风资料分析232.4 轮毂高度风资源评估422.5 风资源评估初步结论583 工程地质603.1 前 言603.2 区域构造稳定性613.3 场地基本地质条件633.4 场地工程地质评价673.5 施工和生活用水水源683.6 矿产及文物683.7 结论及建议684 项目任务和规模704.1 3、工程建设必要性704.2 工程建设规模715 风电机组选型、布置及风电场发电量估算715.1 风电场风能概况715.2 风电机组选型735.3 风电机组布置825.4 风电场年上网电量估算845.5 估算结果及分析876 电气部分896.1 系统接入896.2 电气一次976.3 电气二次1136.4 系统安全自动装置1226.5 调度自动化1226.6 通 信1237 工程消防设计1238 风电场平面布置及土建工程1248.1 风电场建设条件1248.2 风电场总体规划1258.3 土建工程1278.4 建 筑1329 水工与暖通部分1329.1 升压站水源及给排水1329.2 采暖通风与空4、气调节13210 施工组织设计13310.1 施工条件13310.2 施工总布置13410.3 施工交通运输13810.4 工程征租地14010.5 主体工程施工14110.6 施工总进度14810.7 主要机械设备15011 工程管理设计15211.1 管理机构15211.2 主要管理设施15312 环境保护与水土保持设计15512.1 环境保护15512.2 水土保持设计16112.3 环保效益16212.4 环保结论与建议16313 劳动安全与工业卫生16313.1 工业安全与卫生危害因素分析16313.2 劳动安全与工业卫生对策措施16413.3 劳动安全与工业卫生专项工程量168135、.4 预期效果评价及建议16814 工程节能降耗16814.1 节能工作的指导思想和编制依据16814.2 节能与降耗分析基础资料17014.3 施工期能耗分析17514.4 建筑及主要电气设备运行期能耗分析17914.5 主要节能降耗措施18214.6 结论与建议18815 工程设计概算18915.1 编制说明18915.2 工程概算表19616 财务评价与社会效果分析20716.1 财务评价20716.2 社会效果评价2131 综合说明1.1 概 述 地理位置本风电场主要位于永州市xx县xxxx一带、沱江流域沿线，南与江华瑶族自治县界牌乡接壤。海拔高程在200m400m之间，场址内有效山脊6、不连续，跨沱江两岸。xx县位于湖南省南部，南北长77km，东西宽62.6km。东邻宁远县，南接江永县和江华瑶族自治县，西接广西全州县、灌阳县，北连双牌县。县内交通方便，国道G76和G207在此交汇，省道S81纵观南北，S323、S325横穿东西。xx县位于湘江支流潇水中游，地处南岭高地，四周高地环绕，中部丘岗起伏，平川交错，呈盆地特征。西部与广西交界的韭菜岭，海拔2009m，为县境最高；最低处为双牌水库，正常水位海拔170m。主要河流有潇水、永明河、濂溪河、九疑河和沱江等。属于中亚热带季风湿润气候，年均气温18.5，日照充足，降水量1509mm，无霜期306d。本风电场工程规划区域范围内无规划7、的基本农田保护区或基本农田扩展区，场地范围内无文物古迹、地下矿藏资源、军事设施及机场。 建设规模本风电场工程拟安装24台单机容量2000kW风机，总装机容量48MW。可研阶段，理论发电量为138.86GWh，考虑尾流损失(平均尾流损失4.99%)后的年发电量为131.82GWh，同时考虑到控制和湍流、叶片污染、风机利用率、功率曲线保证率、场用电及线损、气候等其它因素折减后，年上网电量94.38GWh，年等效满负荷小时数为1966h，容量系数为0.229。1.2 风能资源风电场轮毂高度月平均风速在5.21m/s7.12m/s之间，平均风功率密度在111.98W/m2348.67W/m2之间，年平8、均风速为6.22m/s，年平均风功率密度为221.39W/m2。轮毂高度月平均风速以1月2月、4月、6月7月和12月较大，其他月份较小，风功率密度变化规律与风速变化规律基本一致。风电场轮毂高度逐时平均风速在5.56m/s6.69m/s之间，风功率密度在178.78 W/m2254.77 W/m2之间。轮毂高度逐时平均风速以19时次日6时相对较大，816时相对较小，其他时段接近平均水平；平均风功率密度基本遵循同样的变化规律。风电场轮毂高度风速分布主要集中在110m/s风速段，所占比例为94.50%；相应风能比例为79.60%；风能主要集中在6m/s12m/s风速段，所占比例为88.71%；相应风9、速比例为59.89%。风电场轮毂高度逐小时风速大于等于3m/s的小时数为7728h，占全年小时数的88.2%。风速和风能分布相对较集中，且风速可利用小时数较高，有利于风电机组对风能资源的利用。风电场轮毂高度风向和风能方向主要集中在NNNE、S扇区，主导风向和主导风能方向均为NNE，频率分别为32.50%、32.58%；次主导风向为NE,频率为15.98%，次主导风能方向为S，频率为23.52%。说明本风电场风向风能比较集中，对风能资源的开发利用很有利。1.3 工程地质 区域地质概况本工程所在区域大地构造单元隶属于xx县-姑婆山南北向拗陷带，它主体北起紫金山往南经铜山岭、沱江抵姑婆山南沿入桂，紫10、金山以北至牛马司一线还有一线星散成分。南北断续长280km，东西宽20-40km。主要构造形迹由发育于上古生界中的复向斜及与其大致平行的断裂带组成。北段双牌至xx县间，由寒武、奥陶系组成的紫金山复(倒转)背斜与有泥盆系组成的单江复向斜，西、东两列相间出露。根据区域地质资料与地表调查，场址下伏基岩地层为泥盆系上统佘田桥组(D3x)，炭系下统岩关阶(C1y)上段(C1y1)、下段(C1y2)、大塘阶(C1d)的测水段(C1d1)、石磴子段 (C1d2)，零星分布有燕山期白垩系(53)，第四系以冲洪积和残、坡积物为主，分布范围广但厚度不大。 场址工程地质条件及地质灾害评估拟建场地处于稳定地块内，场地11、稳定，适宜本工程建设。场区大部为第四系残坡积物覆盖，植被茂盛。土层厚度浅薄。场址大部为可溶岩，其岩溶可能较发育。地表调查，未发现大规模的滑坡、泥石 流等严重不良地质体，不存在可液化土层，在自然状态下，边坡稳定性与场地稳定条件较好，适宜风电场工程建设。但在雨季地表水流的冲刷导致局部土层较厚地段边坡出现坍塌，因此人工开挖边坡应采取必要的支护与排水措施。该区水文地质条件亦较简单，由于风电机组一般位于山包上，地下水埋藏深度大于15m，对基础施工基本不会产生影响。场区地质灾害不发育，不存在大的不良地质作用。综上所述，场地稳定性类别为稳定，适宜风电场工程建设。1.4 工程任务与规模本风电场工程拟安装24台12、单机容量2000kW风机，总装机容量48MW。可研阶段，理论发电量为138.86GWh，考虑尾流损失(平均尾流损失4.99%)后的年发电量为131.82GWh，同时考虑到控制和湍流、叶片污染、风机利用率、功率曲线保证率、场用电及线损、气候等其它因素折减后，年上网电量94.38GWh，年等效满负荷小时数为1966h，容量系数为0.229。1.5 风力发电机组和上网电量 风电机组型式本风电场轮毂高度处年平均风速为6.22m/s之间，月风速变化区间为5.21 m/s7.12m/s；年平均风功率密度为221.39W/m2，月风功率密度变化区间为111.98W/m2348.67W/m2。本风电场轮毂高度13、风向和风能方向主要集中在NNNE、S扇区，主导风向和主导风能方向均为NNE，频率分别为32.50%和32.58%。说明本风电场主风向和主风能稳定。轮毂高度逐小时风速大于等于3m/s的小时数为7728h，占全年小时数的88.2%。风速和风能分布相对较集中，且风速可利用小时数较高，有利于风电机组对风能资源的利用。根据风电市场近年来的发展趋势，综合考虑目前国内外风力发电机组的制造水平、技术成熟程度、实际运行情况、价格水平和施工机械的吊装能力等因素，并综合考虑本本风电场工程的风能资源、地形和交通运输条件，以及风电项目设备国产化率要求，风机安全风速、湍流强度等要求，本阶段暂按2000kW的机型进行后续的14、风机布置和发电量估算。考虑本风电场工程装机容量为48MW，风机具体配置为24台单机为2000kW风机。 风电机组布置本次计算风电场发电量时，首先采用目前国内外用于复杂地区风资源评估较为先进的Meteodyn-WT软件，在地形图上生成风电场区域的风能风谱图，然后根据反映风电场不同区域风资源分布的风能风谱图和风电场区域数字化的地形图，按尽可能利用风能、满足施工运输、缩短集电线路、节省土地及避开约束条件等风机布置原则，考虑风电场区域地形、风资源条件、边界约束等因素，采用WindFarmer风电场设计优化软件，对风电机组进行优化布置。 上网电量本风电场工程拟安装24台单机容量2000kW风机，总装机容15、量48MW。可研阶段，理论发电量为138.86GWh，考虑尾流损失(平均尾流损失4.99%)后的年发电量为131.82GWh，同时考虑到控制和湍流、叶片污染、风机利用率、功率曲线保证率、场用电及线损、气候等其它因素折减后，年上网电量94.38GWh，年等效满负荷小时数为1966h，容量系数为0.229。1.6 电 气 电气一次湖南xx县xx风电场工程装机容量为48MW，本期一次建成，接入xx县审章塘风电场110kV升压站，本工程不新建升压站。xx县审章塘风电场110kV升压站建设1台100MVA的主变压器、1回出线，考虑xx风电场与审章塘风电场共1回110kV线路送出。.1 电气接线本工程装设16、24台单机容量为2000kW的风力发电机组共48MW，风电机组接线方式推荐采用一机一变的单元接线方式。风力发电机组出口电压为0.69kV，采用低压电缆接至风机升压变压器系统。风机升压变压器系统采用箱式变电站，2000kW的风力发电机组低压侧电流约为1761A。将机端690V电压升至35kV，经3回35kV集电线路连接后，送至审章塘风电场110kV升压站，并与审章塘风电场共1回110kV线路送出。.2 主要设备选型1) 风力发电机组：额定功率2000kW，24台。2) 箱式变压器 2000kW的风力发电机组升压变压器选用油浸式三相双卷自冷式升压变压器。型号为：S11-2200/35。3) 35k17、V配电装置选用三相交流50Hz的户内成套装置KYN-40.5金属封闭开关设备。4) 35kV集电线路采用电缆敷设。.3 主要设备布置1) 根据审章塘风电场工程110kV配电装置布置方案，本工程新增110kV配电装置采用屋内GIS布置。2) 35kV配电装置设备采用金属铠装移开式开关柜，室内单列布置。3) 发电机升压变压器布置在风力发电机组的塔体下，塔架附近。升压变压器高压侧采用35kV敷设电缆连接至110kV升压站。 .4 集电线路接线方案根据风电场风力发电机的布置位置及地形情况，本工程风力发电机组经风机箱式变升压至35kV后，采用35kV电缆，分组连接至审章塘风电场110kV升压站。将24台18、风力发电机-变压器组分成3组。 电气二次湖南xx县xx风电场工程以35kV集电线路接入审章塘风电场工程建设的升压站，经主变升压后以110kV电压接入审章塘风电场升压站110kV母线，并与审章塘风电场共用1回110kV线路送出。审章塘升压站内二次设备室、计算机监控系统、直流电源，UPS等二次设施按终期规模考虑。本风电场按“无人值班、少人值守”的运行方式设计。采用计算机监控，通过计算机监控系统可实现在二次设备室对110kV升压站和全部风电机组的集中监控。因审章塘风电场升压站已设置一套升压站计算机监控系统，本工程仅需在审章塘风电场建成的计算机监控系统的基础上扩展，不考虑增加工作站。审章塘风电场升压站19、已设置1套交直流一体化电源系统，容量配置按远景规模考虑，故本工程可利用其直流系统备用馈线回路,暂不考虑新增直流电源和UPS屏柜。本工程升压站内新增的主要电气设备(包括主变压器、35kV线路等)的保护测控装置选用微机型保护测控装置。 通 信本期工程通过湖南xx县审章塘风电场110kV升压站送出线路接入系统，审章塘风电场升压站已配置系统及厂内通信设备，不增加通信设备及通道。1.7 消 防本工程消防设计贯彻“预防为主、防消结合”的设计原则，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，采取有效的灭火措施。根据GBJ 501120、6-2013火灾自动报警系统设计规范的要求进行设计，风电场设置了火灾自动探测报警及消防控制系统。本升压站消防采用水消防、移动式推车或手提式干粉灭火器、CO2灭火器和干砂灭火3种灭火方式。消防电源采用独立的双回路供电，一回由场用电供电，另一回接备用电源，两路电源能够实现自动切换。备用电源由风电场的外来备用电源供给。1.8 土建工程 工程等级根据风电场工程等级划分及设计安全标准(试行)(FD 002-2007)、风电场地基基础设计规定(试行)(FD 003-2007)、建筑地基基础设计规范(GB 50007-2002)；本风电场工程等别为，工程规模为中型；风电机组地基基础设计等级为1级，结构安全等21、级为一级；风机箱式变压器地基基础设计等级为丙级，结构安全等级为二级。根据风电场工程等级划分及设计安全标准(试行)(FD 002-2007)，升压站内建筑物、构筑物级别为二级，升压站内建筑物、构筑物的安全等级均采用二级。结构使用年限50年。 风力发电机机组基础根据区域地质描述，风机基础可采用天然地基。本阶段拟取用强、中风化细砂岩做为风机基础持力层，可满足拟建风机上部荷载和建筑物抗倾斜要求。本阶段由于缺乏风机制造厂提供的设计参数，暂时无法确定风电机组基础的相关参数。根据同类工程相关数据比较和估算，2000kW风电机组基础拟采用现浇C35圆形柱台式基础。基础分上、下两部分，上部为直径=6500mm的22、圆形柱台，高0.9m；下部为直径=18400mm的圆形柱台，最大高度为2.5m，最小高度为1.0m，暂定风机基础埋深-3.2m。每台风机基础设4个沉降观测标。施工图阶段将根据各风机位置的地层分布，基岩露头标高及岩性等因素，对风机基础的形式和外形尺寸等进行多方案的技术经济比较，综合优化基础设计及埋深。 风机箱式变压器基础35kV箱式变压器拟拟采用天然地基，基础形式为钢筋混凝土现浇箱形基础。1.8.4 110kV升压站110kV升压站布置在相邻的审章塘风电场工程规划区域中部，升压站进站道路长0.3km、宽4m，从现有村镇公路引接。110kV升压站主要建构筑物#1主变压器、动态无功补偿装置、事故油池23、。1.9 施工组织设计 施工总布置原则施工总布置应综合考虑工程规模、施工方案及工期、造价等因素，按照因地制宜、因时制宜、有利生产、方便生活、易于管理、安全可靠、少占耕地的原则，在满足环保与水保要求的条件下布置生产生活区、施工仓库、供电供水、堆场等。 施工总布置方案根据本工程特点，为施工和管理方便，本工程利用审章塘风电场施工生产生活场地作为本工程风电场临时施工生产生活场地，规划位于升压站东北面，面积约0.6104m2。 施工交通运输结合审章塘风电场建设情况，本工程风电场大件运输及进场道路采用审章塘风场大件运输通道，即风机设备经高速公路，在道州南收费站下高速，再转审章塘大件运输通道及进场或场内道路24、，进入本工程风电场范围内。以上道路将按照审章塘风电场工程建设要求改造，可满足大件运输要求。根据本风电场风机布置点位和现场踏勘了解，风电场风机点位较为分散，场内临时施工检修道路由审章塘场内临时施工检修道路或风电场内已有水泥路上引接，总长约13.8km，其中4.5km改造村村通道路或风电场已有机耕道，其他为新建道路。临时施工检修道路为等外道路(参照山岭重丘四级标准)，路面宽度为5.0m，路基宽度6.0m，采用180mm厚泥结碎石路面。 工程征租地根据国家发展和改革委员会、国家国土资源部、国家环境保护总局下达的风电场工程建设用地和环境保护管理暂行办法及电力工程项目建设用地指标(风电场)，风电场工程用25、地按政策执行。根据施工总布置要求，工程永久占地8.37104m2，施工临时租地面积20.53104m2。 施工总进度工程施工准备期3个月，工程建设工期为12个月。主体工程于2017年1月初开工，2017年7月底第一批风电机组具备发电条件，2017年12月底24台机组全部投产发电。1.10 工程管理根据生产和经营需要，结合现代风电场运行特点，遵循精干、统一、高效的原则，对运营机构的设置实施企业管理。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。审章塘工程项目运营维护期间定员为15人。结合新建本风电场工程的具体情况，本工程工程投入运营后，拟增加26、,5个运行、检修人员。风电场主要管理设施包括：110kV升压站，生产、生活电源及备用电源，生产、生活供水设施等。风电场建成后，场内风电机组和电气设备及110kV升压站拟实行统一管理，省电网进行统一调度管理。1.11 环境保护与水土保持xx县xx风电场48MW工程建成后，年上网电量约为95.62GWh。现以每kWh消耗322g标准燃煤和0.629kg水为例，同燃煤电站采取相应环保治理措施后相比，每年可节约标准煤为3.08万吨、节水约6.05万吨，相应每年可减少多种有害气体和废气排放，其中二氧化碳约为11.69万吨，二氧化硫为81.98吨/年，烟尘22.29吨/年，氮氧化物184.88吨/年。风力27、发电是清洁能源，对缓解当前的能源危机和环境压力都有着重要的意义。xx县xx风电场建设，实现经济与环境的协调发展，项目节能和环保效益显著。本工程建设具有较好的经济效益，可以实现当地优势风资源转换，减少煤资源的消耗，缓解电力电煤资源开发的压力；同时将提供地方电力支持，便于附近的各企业的经济发展，增加地方税收，具有一定的社会效益。另外，本工程建设将加强当地电源建设，有利于缓解区域电力供应的紧张局面，同时将提供一定就业岗位，有利于促进就业，构建和谐社会。在项目设计、建设和运营阶段严格执行报告中提出的环境保护与水土保持措施，并加强施工期环境保护措施，加大生态保护力度，加强运营期环境保护的管理，与当地政府28、协调，保证风机、升压站200m范围内不新建项目，项目建设对当地区域环境影响较小，符合国家相应环保法规要求。综上所述，本项目是清洁能源的开发利用项目，符合我国能源产业政策、当地总体发展规划和环境保护要求，具有明显的经济效益、社会效益和环境效益。因此，从环境保护和可持续发展的角度来讲，本风电场项目可行。水土流失重点部位为风电机组、升压站、施工检修道路水土流失主要集中在施工期。根据工程布置及水土流失特点，本工程采取预防保护措施、植物措施、工程措施和临时措施等综合措施起到有效预防和控制水土流失、保护和改善生态环境的效果。根据要求，本工程设置一个弃土(渣)场，用于堆置无法平衡的弃土(渣)，工程利用挡土墙29、进行拦挡，场地两侧设置截(排)水沟，工程施工完成后，进行土地整理，并撒播草籽绿化。1.12 劳动安全与工业卫生劳动安全与工业卫生设计的主要任务和目的是：对风电场工程投产后在生产过程中可能存在的直接危及人身安全和身体健康的各种危害因素进行确认，提出符合规范要求和工程实际的具体防护措施，以确保风电场职工在生产过程中的安全和健康，同时确保工程建筑物和设备本身的安全。对施工过程中可能存在的主要危害因素，从管理方面对业主、工程承包商和工程监理部门提出安全生产管理要求，为业主的工程招标管理、工程竣工验收和风电场的安全运行管理提供参考依据，确保施工人员生命及财产安全。劳动安全与工业卫生设计的内容为：通过对施30、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，制定相应对策，并成立相应的机构和应急预案，提出专项投资和实施计划。1.13 工程节能降耗节能降耗是缓解能源约束，减轻环境压力，保障经济安全，实现全面建设小康社会目标和可持续发展的必然选择，体现了科学发展观的本质要 求，是一项长期的战略任务，必须摆在更加突出的战略位置。xx县xx风电场48MW工程建成后，年上网电量约为95.62GWh。现以每kWh消耗322g标准燃煤和0.629kg水为例，同燃煤电站采取相应环保治理措施后相比，每年可节约标准煤为331、.08万吨、节水约6.05万吨，相应每年可减少多种有害气体和废气排放，其中二氧化碳约为11.69万吨，二氧化硫为81.98吨/年，烟尘22.29吨/年，氮氧化物184.88吨/年。风力发电是清洁能源，对缓解当前的能源危机和环境压力都有着重要的意义。1.14 工程设计概算本风电场工程设计装机容量为48MW，设计安装24台单机容量为2000kW的风力发电机组，年平均上网电量为95.62GWh。根据施工总进度安排，工程施工期为12个月。经投资估算(2016年2季度价格水平)风电场静态投资37058.50万元，建设期利息722.80万元，流动资金144万元，项目计划总投资为37781.31万元。1.132、5 经济和社会效果分析本项目按上网电价为0.60元/kWh(含增值税)测算，自有资金内部收益率为21.62%，大于同期长期贷款利率4.9%。综上所述，本项目在财务上是基本可行的。xx县xx风电场的开发，不仅是永州能源供应的有效补充，而且作为绿色电能，促进地区低碳经济的发展，对于促进永州地区旅游业，带动地方经济快速发展将起到积极作用，另外，风电场是对国家新能源发展战略的有力贯彻，项目社会效益显著。2风资源2.1 概述2.1.1区域风能资源概述作为我国中部内陆省份，湖南省风能资源相对贫乏，其风能资源潜在可开发的场址区域主要集中分布在湘南、湘西南、湘东以及洞庭湖周围。湖南省是一个兼有山地、丘陵和平原33、多地貌特征的省份，其东、南、西三面山地围绕，中部丘岗起伏，北部平原、湖泊展布，地势西高东低、南高北低，呈朝东北开口的不对称马蹄形盆地状。境内丘陵面积最广，与山地合占全省面积80%以上，平原与河湖面积接近20%。湖南省风能资源潜在可开发的场址大多与其地形地貌特征有关，湘东的风电场主要分布于幕阜山、连云山、九岭山和万洋山等山脉山脊上，该区域70m高度年平均风速在5.5m/s6.5m/s之间；湘南和湘西南的可开发风电场场址则主要分布于五岭山脉(即大庾岭、骑田岭、萌渚岭、都宠岭和越城岭)，也称南岭山脉，其70m高度年平均风速在6.0m/s7.5m/s之间；湘西和湘西北的风电场场址主要分布于雪峰山脉和武34、陵山脉的山脊上，其70m高度年平均风速在5.0m/s6.5m/s之间；湖南中部和北部的洞庭湖区域的风能资源则较为贫乏，70m高度年平均风速在5.0m/s6.0m/s之间，风能资源开发价值较为有限。本风电场位于湖南省永州市xx县xx地区，根据湖南省风电规划报告(2012)数据显示，推算本风电场70m高度处风速在5.6m/s5.7m/s之间，风功率密度在190W/m2210W/m2之间。2.1.2 风电场概况本风电场主要位于永州市xx县xxxx一带，北抵沱江流域沿线，南与江华瑶族自治县界牌乡接壤；海拔高程在180m450m之间，场址内有效山脊不连续，可布机点位较为分散。风电场地理位置示意图见图2.35、1-1，地形地貌特征图见2.1-2。图2.1-1 xx县xx风电场地理位置示意图图2.1-2 xx县xx风电场范围与地形地貌特征图xx县位于湖南省南部，地理坐标在东经1111711156，北纬25092550之间，南北长77km，东西宽62.6km。东邻宁远县，南接江永县和江华瑶族自治县，西接广西全州县、灌阳县，北连双牌县。县内交通方便，国道G76和G207在此交汇，省道S81纵贯南北，S323、S325横穿东西。xx县位于湘江支流潇水中游，地处南岭高地，四周高地环绕，中部丘岗起伏，平川交错，呈盆地特征。西部与广西交界的韭菜岭，海拔2009m，为县境最高；最低处为双牌水库，正常水位海拔170m36、。主要河流有潇水、永明河、濂溪河、九疑河和沱江等。属于中亚热带季风湿润气候，年均气温18.6，日照充足，降水量1539mm，无霜期355d.2.2 参证气象站资料分析2.2.1 参证气象站概况本风电场场址区域距离最近的气象站为江华沱江气象站，位于本风电场南方，距离场址中心约17.1km。本报告以江华沱江气象站作为xx风电场工程的参证气象站。江华县沱江气象站与本风电场地理位置关系见图2.1-1。图2.2-1 气象站与风电场地理位置关系图江华县气象局观测站为国家一般气象站，于1954年建立江华沱江气象站，1957年1月在江华水口建成水口气候站，1989年12月31日由水口搬迁至沱江，于1990年137、月1日正式观测。站址位于个体一街130号山顶，地理坐标为1113419E，251057”N，海拔高度265.7m。测风仪离地高度10m，测风仪器型号为EN-1型测风数据处理仪。1990年-2007年的风速采用人工观测，2008年的风速人工观测与自动观测并行，2009年起风速采用自动观测。表2.2-1 江华气象站主要气象要素特征表气候要素单 位数 值备 注(发生时间)气温年平均气温18.4近30年平均年极端最高气温39.42003年年极端最低气温-3.91991年湿度平均相对湿度%78近30年平均最小平均湿度%14近30年平均降水年平均降水量mm1465.9近30年平均年最多降水量mm1937.38、12002年年最少降水量mm1021.82009年最大日降雨量mm134.719气压年平均气压kPa98.2近30年平均年平均水气压kPa1.8近30年平均雷暴年平均雷暴日数d59近30年平均年最多雷暴日数d951983年年最低雷暴日数d362007年结冰年平均结冰日数d5.6近30年平均年最多结冰日数d212008年年最少结冰日数d01992、2007年其它要素最大积雪深度cm101991年最大冻土深度cm-无此观测项目年平均冰雹次数次0.0年平均雾数d2.6近20年平均沙尘暴d0.02.2.2 参证气象站风况特征.1 风况年际变化现阶段收集到江华沱江气象站1990年2015年的26年风速资39、料，整理统计得到多年平均风速，见表2.2-2和图2.2-2。 表2.2-2 江华沱江气象站多年平均风速统计表年份平均风速(m/s)年份平均风速(m/s)1990 4.23 2003 4.14 1991 4.31 2004 3.92 1992 4.08 2005 3.97 1993 4.18 2006 3.72 1994 3.68 2007 4.02 1995 3.78 2008 3.67 1996 3.75 2009 3.48 1997 3.65 2010 3.43 1998 3.78 2011 3.41 1999 3.78 2012 3.18 2000 3.44 2013 3.17 200140、 3.36 2014 2.94 2002 3.73 20153.05 近5年3.15 近15年3.54 近10年3.41 近20年3.58 近25年3.66 多年平均3.69注：年风速统计时段为当年3月至次年2月。测风年图2.2-2 江华沱江气象站多年平均风速直方图由以上图表可见，江华沱江气象站长多年平均风速为3.69m/s，年平均最大风速为4.31m/s(1991年)较多年平均风速大16.90%；年平均风速最小值为2.94m/s(2014年)，较多年平均风速小20.18%，气象站年际风速变化幅度较大，且有逐年减少趋势的趋势。尤以近10年最为明显。究其原因，可能与近年来气象站周围建筑物增加而遮41、挡风有关。.2 风况年内变化统计江华沱江气象站站多年气象数据，可得多年逐月平均风速，见表2.2-3和图2.2-3。表2.2-3 江华沱江气象站月平均风速统计表(m/s)月份1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月多年4.40 4.33 4.09 3.71 3.27 3.10 3.12 2.83 3.39 3.82 3.90 4.21 近20年4.30 4.21 3.97 3.64 3.16 2.97 3.01 2.76 3.27 3.63 3.90 4.16 近10年4.22 3.94 3.72 3.36 3.02 2.79 3.00 2.74 3.17 3.42 3.58 3.42、91 2015年3.55 3.50 3.25 3.52 2.89 3.24 2.91 2.51 2.55 2.72 2.96 3.54 注：年风速统计时段为当年3月至次年2月。图2.2-3 江华沱江气象站月平均风速直方图由以上图表可见，江华沱江气象站多年各月平均风速在2.83m/s4.40m/s，年内变化明显，总体规律表现为秋冬季风速较大，春夏季风速较小，且年际变化规律基本一致。统计结果中，多年、近20年、近10年和2015年(测风年)的最大月平均风速均出现均在1月；多年、近20年、近10年和2015年(测风年)的最小月平均风速出现均在8月。2.2.3 参证气象站风向特征根据江华沱江气象站多年43、风向频率资料进行统计分析，风向频率见表2.2-4，风向玫瑰图见图2.2-4。表2.2-4 江华沱江气象站多年风向频率统计成果表风 向年 限NNNENEENEEESESESSESSSWSWWSWWWNWNWNNWC多 年29 5 1 1 1 1 3 7 13 4 1 0 0 0 2 23 7图2.2-4 江华沱江气象站多年风向玫瑰图由以上图表可以看出，江华沱江风向较为集中，主导风向集中在NNWN风向区间以及SSES风向区间。此外，根据统计资料，夏季以SES风向区间的平均风速最大，冬春季则以NNWN风向区间的平均风速最大，全年中以SW风向区间的平均风速为最小。2.3 测风资料分析2.3.1 测风塔44、分布及仪器情况本风电场场址区域共布设有3座测风塔，编号为9780#、0300#和0080#，分别位于风电场区域的中南端、场址外的东北侧和南侧。测风塔采用美国NRG公司制造的测风设备。各测风塔风速计分别布设在10m、30m、50m、60m和70m高度，风向标布设于10m和70m高度，温度布设在10m高度，气压计布设在7m高度。目前收集到9780#测风塔2014年12月5日2016年3月18日的测风数据、0300#测风塔2015年5月26日2016年3月18日的测风数据，以及0080#测风塔2014年7月6日2016年1月11日的测风数据。测风塔基本情况见表2.3-1，测风塔的地理位置示意图见图245、.3-1。表2.3-1 xx风电场测风塔基本信息表编 号9780#0300#0080#地理坐标251956.70N252344.52N251835.94N1113539.66E1113914.76E1113623.16E海拔(m)387310256测风时段2014年12月5日2016年3月18日2015年5月26日2016年3月18日2014年7月6日2016年1月11日风速仪器高度(m)10、30、50、60、70风向仪器高度(m)10、70温度仪器高度(m)10气压仪器高度(m)7图2.3-1 xx风电场测风塔位置分布示意图2.3.2 测风数据完整性、合理性和相关性验证测风数据验证是对风电46、场测风获得的原始数据，经完整性、合理性、相关性验证，检验出不合理的数据进行处理，整理出满足规范要求的测风数据。按照风电场风能资源评估方法(GB/T 18710-2002)对风电场区域各测风塔的原始测风数据进行完整性、合理性及相关性等验证。2.3.2.1 完整性验证本阶段收集到9780#测风塔2014.12.05 00:002016.3.18 7:00的逐小时数据11264个，0300#测风塔2015.5.26 00:002016.3.18 2:00的逐小时数据7131个，以及0080#测风塔2014.7.6 19:002016.1.11 6:00的逐小时数据13284个。3座测风塔实测数据完整47、率及缺测、无效时段统计成果见表2.3-2。表2.3-2 测风塔实测数据统计表塔9780#0300#0080#通 道应测数有效数完整率(%)应测数有效数完整率(%)应测数有效数完整率(%)70m风速11264887778.81 7131710199.58 132841059079.72 60m风速11264888678.89 7131705098.86 132841053079.27 50m风速11264890079.01 7131708699.37 132841052479.22 30m风速11264845275.04 7131709199.44 132841054879.40 10m风速1148、264888978.92 7131709699.51 132841049579.00 70m风向11264893379.31 7131711099.71 132841062379.97 10m风向11264893279.30 7131711099.71 132841062379.97 10m温度11264893379.31 7131711099.71 132841062179.95 7m气压11264893379.31 7131711099.71 13284985574.19 主要缺测、无效数据时段：2015-3-12 11:002015-4-27 9:00 (全通道缺测)2015-5-8、249、015-5-10、2015-5-19 3:002015-5-20 23:00 (全通道缺测)2015-6-15、2015-6-1819、2015-6-20 13:002015-6-21 23:00 (全通道缺测)2015-6-28、2015-6-30、2015-7-4、2015-7-68、2015-7-15、2015-7-18(全通道缺测)2015-7-23 8:002015-7-26 23:00、2015-7-30 (全通道缺测)2015-8-23、2015-8-67、2015-8-14 15:002015-8-15 23:00、2015-8-20(全通道缺测)2015-9-3、2015-950、-10、2015-9-11 12:002015-9-12 23:00、2015-9-16 0:002015-9-18 23:00(全通道缺测)2015-9-22、2015-9-27、2015-10-3 8:002015-10-4 23:00、2015-11-23 9:002015-11-24 23:00(全通道缺测)2016-2-1 19:002016-2-2 23:00(各风速通道无效)2014-12-5 0:00 2014-12-22 11:00 (30m风速通道缺测)2015-11-3 3:00 23:00 (全通道缺测)2015-5-26 0:002015-12-3 8:00 (7m温51、度通道无效)2014-8-13 10:002014-9-26 11:00 (全通道缺测)2015-3-30 5:002015-4-2 23:00 (全通道缺测)2015-4-28 4:002015-6-4 11:00 (全通道缺测)2015-9-8 7:002015-9-16 23:00 (全通道缺测)2015-10-23 7:002015-10-29 23:00 (全通道缺测)2014-9-26 12:002014-10-28 11:00 (7m气压通道无效)注：上表中仅列出主要缺测、无效时段，未涵盖所有缺测、无效时段。其中， 9780#塔在2015年3月12日至4月27日间仪器被盗，存在较52、长时段缺测，后来仪器重新安装，已恢复测风。2.3.2.2 合理性验证依据风电场风能资源评估方法(GB/T 18710-2002)，对测风数据的合理性检验主要包括范围检验、相关性检验及趋势检验，检验成果见下表。表2.3-3 测风塔不合理数据统计主要参数合理参考值9780#0300#0080#超标数(次)比例(%)超标数(次)比例(%)超标数(次)比例(%)0小时平均风速40m/s00.00 00.00 60.06 0小时平均风向36000.00 00.00 00.00 94kPa平均气压(海平面)106kPa20.02 00.00 40.04 70m/60m高度小时平均风速差值1.0m/s10.53、01 981.38 30.03 70m/50m高度小时平均风速差值2.0m/s891.00 00.00 50.05 70m/30m高度小时平均风速差值4.0m/s2803.15 00.00 10.01 70m/10m高度小时平均风速差值6.0m/s3163.56 00.00 40.04 70m/10m高度风向差值455736.41 3524.95 142613.42 1h平均风速变化6.0m/s2442.75 00.00 110.10 1h平均气温小时变化510.01 00.00 00.00 3h平均气压变化1kPa10.01 00.00 00.00 本阶段对测风塔的缺测数据和不合理数据进行修54、正的基本原则如下：1) 缺测风速的处理：测风塔各层的测风数据不同时缺测时，可通过相关性较好的其他测风塔或测风层弥补修正；测风塔各层的测风数据同时缺测时，可根据测风时段的长度，对缺测数据进行前后风速过程弥补，也可通过相关性较好的其他测风塔弥补修正。2) 数据合理性分析：对测风塔不同高度同一时段的风速、风向数据进行对比分析，根据有效值范围，分析判断找出不合理的测风数据。3) 不合理风速数据的处理：根据各测风塔各高度风速相关性分析成果，采用相关关系曲线修正不合理的风速数据。各测风塔各高度风速相关性分析详见.3章节。4) 不合理风向数据处理：在对测风塔不同高度风向数据进行对比分析的基础上，不合理风向数55、据采取以该测风塔其它高度的风向数据替代。2.3.2.3 相关性验证各测风塔各高度风速数据相关性分析成果见表2.3-4表2.3-9。表2.3-4 9780#测风塔各高度风速数据相关系数表要 素30m50m60m70m10m0.9844 0.9271 0.9326 0.9276 30m/0.9815 0.9743 0.9698 50m/0.9729 0.9707 60m/0.9984 表2.3-5 0300#测风塔各高度风速数据相关系数表要 素30m50m60m70m10m0.9891 0.9746 0.9640 0.9596 30m/0.9923 0.9864 0.9821 50m/0.994556、 0.9934 60m/0.9963 表2.3-6 0080#测风塔各高度风速数据相关系数表要 素30m50m60m70m10m0.9676 0.9586 0.9485 0.9434 30m/0.9947 0.9892 0.9840 50m/0.9971 0.9946 60m/0.9977 表2.3-7 9780#和0300#测风塔间各高度风速数据相关系数表9780#0300#10m30m50m60m70m10m 0.8260 0.8168 0.7938 0.7854 0.7779 30m 0.8403 0.8424 0.8286 0.8212 0.8143 50m 0.8508 0.858957、 0.8506 0.8438 0.8365 60m0.8497 0.8623 0.8591 0.8535 0.8477 70m 0.8598 0.8720 0.8674 0.8614 0.8560 表2.3-8 9780#和0080#测风塔间各高度风速数据相关系数表9780#0080#10m30m50m60m70m10m 0.7900 0.8063 0.8121 0.8253 0.8181 30m 0.8482 0.8607 0.8577 0.8656 0.8617 50m 0.8603 0.8765 0.8771 0.8854 0.8829 60m0.8735 0.8921 0.8916 058、.9003 0.8982 70m 0.8752 0.8959 0.8983 0.9070 0.9053 表2.3-9 0080#和0300#测风塔间各高度风速数据相关系数表0080#0300#10m30m50m60m70m10m 0.7589 0.8200 0.8136 0.8163 0.8119 30m 0.7725 0.8353 0.8352 0.8398 0.8374 50m 0.7644 0.8308 0.8344 0.8427 0.8420 60m0.7762 0.8373 0.8455 0.8526 0.8528 70m 0.7659 0.8322 0.8423 0.8518 0.59、8518 由上述各表可知：本风电场各测风塔内部风速层间相关性好，相关系数均大于0.9；各测风塔之间哥风速层相关性较好，除10m高度风速层外，其余各层间的相关系数均大于0.8，满足利用其相关性进行插补延展的要求。依据.2章节所述原则，并根据相关性优劣顺序，对缺测和不合理数据进行弥补修正，将缺测数据和无效数据替换成有效数据。2.3.3 测风塔风况参数分析2.3.3.1 湍流强度湍流是指风速、风向及其垂直分量的迅速扰动或不规律性，是重要的风况特征值。它有两种不利的影响，减少输出的功率和引起风能转换系统的振动及荷载的不均匀，最终使风力发电机组受到破坏。湍流强度是脉动风速的均方差与平均风速的比值，即：式60、 中：IT-湍流强度；-某时段风速的标准偏差，m/s；-某时段平均风速，m/s。根据风力发电机组 设计要求(GB/T 18451.1-2012)，IT在0.12或以下时表示湍流较低，在0.120.14时表示湍流中等，在0.140.16时表示湍流较高。根据各测风数据求得各层湍流强度成果如下：表2.3-10 测风塔不同高度的平均湍流强度值测风塔测风高度(m)湍流强度(3m/s风速段)湍流强度(V=150.5m/s)9780#100.2210.204300.2030.162500.1290.134600.1190.126700.1110.1350300#100.1800.196300.1370.1861、5500.1240.175600.1260.180700.1120.1600080#100.237-300.1390.140500.1270.143600.1200.138700.1180.135注：0080#测风塔10m高度风速层在150.5m/s风速段无实测数据。由上表可见， 9780#、0300#和0080#测风塔70m高度大于等于3m/s风速段湍流强度分别为0.111、0.112和0.118，属于湍流强度较低区域。随着测风高度的降低，各测风层的湍流强度逐渐增大，初步分析可能是受下垫面影响越来越大所致。然而，9780#、0300#和0080#测风塔在150.5m/s风速段湍流强度分别为062、.135、0.160和0.135，其湍流等级均比同风速层的3m/s风速段的高。究其原因，概因V=150.5m/s风速段出现的频次太低，影响统计结果的准确度。2.3.3.2 风切变指数在近地面层中，假设大气层皆为中性时，风流将完全依靠动力原因来发展，这时风速随高度变化服从普朗特经验公式，风速随高度增加将有显著变化，但由于地表面粗糙度不同，风速随高度的变化也不同，在此使用幂次律的风廓线公式可求得风切变指数：式 中：-高度处的风速，m/s；-高度处的风速，m/s；，为实测值；-风切变指数，其取值与地表面粗糙度有关。根据测风塔各高度的测风资料，求解可得出值，基本遵循以上指数曲线规律。0606#和97863、0#测风塔各高度间的风切变指数曲线详见图2.3-2图2.3-4，其指数平均值见表2.3-11。表2.3-11 测风塔各高度间风切变指数表测风塔9780#0300#0080#高度(m)305060703050607030506070100.1200.1200.1240.1240.1590.1370.1310.1550.3460.2690.2650.23630/0.1780.1810.177/0.0910.0870.150/0.1040.1360.09350/0.1820.179/0.0750.239/0.2260.07760/0.119/0.433/-0.100 由上表可见，本阶段根据各测风塔的64、10m、30m、50m、60m、70m高度风速资料，对风速与高度的关系进行拟合，9780#塔风切变指数在0.1190.182之间，0300#塔风切变指数在0.0750.433之间，0080#塔风切变指数在-0.1000.346之间。计算后，9780#塔拟合风切变指数为0.125(图2.3-2)，0300#塔拟合风切变指数为0.124(图2.3-3)，0080#塔拟合风切变指数为0.237(图2.3-4)。图2.3-2 9780#测风塔风速随高度变化的拟合曲线图图2.3-3 0300#测风塔风速随高度变化的拟合曲线图图2.3-4 0080#测风塔风速随高度变化的拟合曲线图2.3.3.3 空气密度65、方法一：据相关资料统计海拔每升高100m，温度降低0.55，县气象站海拔为265.7m，9780#、0300#和0080#测风塔海拔高度分别为387m、310m和256m，测风塔与气象站海拔高度相差分别为121.3m、44.3m和-9.7m，根据气象站多年平均气温18.4，推算9780#、0300#和0080#测风塔平均气温分别为17.7、18.2和18.5。根据全国风能资源评价技术规定规定，按下公式计算风电场空气密度：式中：-空气密度(kg/m3)； z-风电场的海拔高度(m)；T-平均空气开氏温标绝对温度温度(+273)。由上式计算得到9780#、0300#和0080#测风塔区域空气密度分66、别为1.16kg/m3、1.17kg/m3和1.18kg/m3。方法二：根据风电场测风塔实测的气温、气压资料计算本风电场空气密度，计算公式如下：其中：为平均空气密度(kg/m3)；P为年平均气压(kPa)；R为气体常数(287J/kg.K)；T为年平均空气开氏温标绝对温度(273)。计算得出：9780#测风塔的空气密度，为1.16kg/m3，0300#测风塔的空气密度，为1.18kg/m3，0080#测风塔的空气密度，为1.18kg/m3。综上，为了保险起见，本风电场场址区域空气密度取1.16kg/m3。2.3.3.4 实测风速和风功率密度本阶段根据各测风塔测风时段内的有效测风数据进行统计分析67、，整理分析测风塔各高度平均风速和平均风功率密度统计成果见表2.3-11表2.3-13。表2.3-11 9780#测风塔测风高度风速、风功率密度成果表月 份平均风速(m/s)平均风功率密度(W/m2)70m60m50m30m10m70m60m50m30m10m2014年12月6.58 6.54 5.59 -5.00 266.46 262.62 186.21 -116.17 2015年1月6.77 6.67 6.44 5.72 5.23 269.91 260.06 233.47 164.71 129.55 2015年2月5.79 5.69 5.51 5.11 4.71 229.00 219.76 68、199.31 151.74 125.73 2015年3月-2015年4月-2015年5月5.93 5.81 5.66 5.29 5.00 214.55 201.99 186.06 156.58 136.58 2015年6月-2015年7月-2015年8月-2015年9月-2015年10月5.48 5.37 5.19 4.68 4.13 147.12 138.64 124.08 87.00 59.95 2015年11月5.82 5.68 5.48 4.89 4.33 192.68 181.10 161.17 112.54 80.16 2015年12月6.92 6.76 6.51 5.73 5.069、6 267.21 252.79 223.73 151.86 108.96 2016年1月6.63 6.48 6.26 5.57 5.07 274.62 259.56 232.39 162.39 124.09 2016年2月6.90 6.83 6.60 5.97 5.46 325.27 309.78 280.12 213.22 173.28 2016年3月5.58 5.48 5.29 4.88 4.53 219.49 206.72 187.57 140.10 113.03 平 均6.24 6.13 5.85 5.32 4.85 240.63 229.30 201.49 148.90 116.7570、 注：测风塔实测数据完整率不足80%的月份未列入统计。表2.3-12 0300#测风塔测风高度风速、风功率密度成果表月 份平均风速(m/s)平均风功率密度(W/m2)70m60m50m30m10m70m60m50m30m10m2015年5月5.47 5.21 5.08 4.94 4.28 193.38 178.54 165.58 158.08 103.37 2015年6月6.02 5.74 5.66 5.49 4.71 248.29 225.23 212.99 197.38 129.14 2015年7月4.72 4.39 4.33 4.12 3.50 106.71 92.15 86.17 7671、.86 48.22 2015年8月4.33 4.00 4.02 3.82 3.19 84.03 73.03 69.02 59.96 36.98 2015年9月4.37 4.07 4.04 3.85 3.19 85.20 74.39 68.95 59.82 35.76 2015年10月4.41 4.14 4.09 3.96 3.30 78.52 69.92 62.24 55.71 31.95 2015年11月4.71 4.48 4.34 4.16 3.33 100.09 91.86 80.03 69.82 38.29 2015年12月5.46 5.14 4.96 4.70 3.89 129.3272、 114.62 100.23 85.34 48.64 2016年1月5.35 5.03 4.91 4.65 3.94 141.00 127.43 112.49 98.99 59.37 2016年2月5.45 5.21 5.06 4.77 4.05 179.16 164.55 148.07 129.77 77.98 2016年3月4.46 4.15 4.15 3.93 3.36 120.66 111.70 100.26 90.81 54.79 平 均4.98 4.69 4.60 4.40 3.70 133.30 120.31 109.64 98.39 60.41 表2.3-13 0080#测风塔73、测风高度风速、风功率密度成果表月 份平均风速(m/s)平均风功率密度(W/m2)70m60m50m30m10m70m60m50m30m10m2014年7月3.71 3.69 3.50 3.31 2.31 63.16 62.02 54.73 47.60 15.06 2014年8月-2014年9月-2014年10月4.48 4.48 4.32 4.00 2.89 94.01 94.79 85.54 70.48 27.57 2014年11月5.06 5.16 4.98 4.70 3.49 135.15 140.10 127.77 107.23 45.85 2014年12月5.58 5.76 5.5274、 5.27 3.96 179.59 189.70 172.75 148.19 66.64 2015年1月5.62 5.74 5.59 5.29 3.93 176.42 182.85 169.52 145.71 62.47 2015年2月5.01 5.12 4.96 4.73 3.40 167.22 172.74 156.90 135.82 51.17 2015年3月4.72 4.95 4.76 4.50 3.24 137.92 147.32 133.11 115.19 45.50 2015年4月6.20 6.34 6.08 5.79 4.19 217.49 228.72 205.92 179.75、10 67.79 2015年5月-2015年6月5.66 5.89 5.65 5.35 3.24 205.61 217.03 191.14 166.56 35.95 2015年7月4.87 4.97 4.74 4.43 2.77 98.59 102.88 90.56 75.74 19.53 2015年8月4.31 4.39 4.13 3.97 2.27 69.68 72.81 63.31 55.59 12.40 2015年9月-2015年10月-2015年11月4.97 5.05 4.88 4.57 2.96 130.72 135.26 123.39 102.77 32.78 2015年12月76、6.06 6.18 5.91 5.62 3.82 185.58 193.77 173.53 148.65 50.63 2016年1月4.54 4.70 4.54 4.28 2.91 110.97 116.76 108.66 90.47 29.78 平 均5.06 5.17 4.97 4.70 3.24 140.87 146.91 132.63 113.51 40.22 注：测风塔实测数据完整率不足80%的月份未列入统计。由上表可知，本风电场测风塔实测70m高度年平均风速在4.88m/s6.24m/s之间，平均风功率密度在133.30W/m2240.63W/m2之间。2.3.3.5 实测最大风速77、统计根据测风塔测风时段内的有效测风数据，统计测风塔不同高度实测最大风速成果见表2.3-11。表2.3-11 测风塔实测最大风速统计表测风塔测风高度(m)最大风速(m/s)3s极大风速(m/s)风 向发生时间9780#1016.026.0S2016-2-12 13:003016.224.0S2016-2-12 13:005016.524.0S2016-2-12 13:006016.523.7S2016-2-12 13:007016.723.8S2016-2-12 13:000300#1015.523.6SSW2016-2-12 11:003018.028.1SSW2016-2-12 11:00578、018.227.1SSW2016-2-12 11:006018.427.0SSW2016-2-12 11:007018.926.2SSW2016-2-12 11:000080#109.920.9NE2015-4-19 22:003014.520.0SSW2015-2-20 13:005015.021.8S2015-2-20 13:006015.420.9S2015-2-20 13:007015.320.8S2015-2-20 13:00从上表可以看出，9780#测风塔70m高度最大风速为16.7m/s，风向为S，发生时间为2016年2月12日13时。0300#测风塔70m高度处最大风速为18.79、9m/s，风向为SSW，发生时间为2016年2月12日11时。0080#测风塔70m高度处最大风速为15.3m/s，风向为S，发生时间为2015年2月20日13时。2.3.4 代表塔与代表年的选取从测风时长来看，9780#测风塔从2014年12月5日开始测风至2016年3月18日，测风时段约为15个月；0300#测风塔从2015年5月26日开始测风至2016年3月18日，测风时段约为9.8月，0080#测风塔从2017年7月6日开始测风至2016年1月11日，测风时段约为18月。只有9780#和0080#测风塔测风时段长超过12个月，满足测风时长的要求。再从测风塔的分布来看，9780#测风塔位80、于本风电场南部的中心位置，且四周较为开阔无遮挡，0300#测风塔偏于本风电场外的东北部，且跨河；0080#测风塔在本风电场场址范围外的低矮山包上，受下垫面影响较大，且与9780#测风塔相距不超过3km。综上所述，9780#和0080#测风塔从测风时长的角度均能满足作为代表测风塔的要求，但是0080#测风塔位于场址范围外，海拔较低，风况条件受下垫面影响严重，代表性较差且与9780#测风塔距离不超过3km；9780#测风塔在风电场场址范围内，所在的南部区域风能资源较好，山体较连续；因此，选取9780#测风塔作为代表测风塔。再根据选择实测数据质量较好的时段，整理出2015年3月1日2016年2月2981、日1个完整年作为本风电场测风塔的代表年。2.3.5 测风数据延展及订正现阶段收集到江华沱江气象站1990年3月2016年2月的近26年风速资料，整理统计得到多年平均风速，见表2.2-2表2.2-3、以及图2.2-2图2.2-3(章节)。由上述章节和图表可知：江华沱江气象站长多年平均风速为3.69m/s，近20年平均风速为3.58m/s，近10年平均风速为3.41m/s，近5年平均风速为3.15m/s。究其原因，可能与近年来城镇发展较快、周围建筑物增加有关。代表年风速为3.05m/s，其月平均风速变化规律与与多年平均基本一致，但较多年平均风速小0.64m/s(17.3%)，较近20年平均风速小082、.53m/s(14.8%)，较近10年平均风速小0.36m/s(10.6%)，较近5年平均风速小0.10m/s(3.2%)。鉴于近5年的平均风速与之前多年相比较，普遍偏小且趋于稳定，故判断代表年风况属于平风年偏小水平，暂不对代表年数据进行订正。2.4 轮毂高度风资源评估根据本风电场场址区域的风能资源情况以及场址建设条件的综合考虑，本风电场测风塔在60m和70m高度层间实测风速出现风切变负切变现象，不宜将轮毂高度设置过高。2.4.1 平均风速、平均风功率密度年变化统计计算9780#代表塔轮毂高度年内逐月平均风速和平均风功率密度，结果见表2.4-1所示，绘制代表塔轮毂高度平均风速和平均风功率密度年83、内变化曲线如图2.4-1所示。表2.4-1 9780#代表塔轮毂高度逐月风速和风功率密度成果表测风塔9780#月 份平均风速(m/s)平均风功率密度(W/m2)1月6.73 270.59 2月7.03 336.71 3月6.01 202.92 4月6.30 224.14 5月5.78 209.43 6月6.67 302.79 7月6.18 189.70 8月5.15 108.86 9月5.54 140.92 10月5.72 160.01 11月5.88 192.29 12月7.05 267.53 年 均6.17 216.53图2.4-1 9780#代表塔轮毂高度风速、风功率年变化曲线由以上图表84、可知， 9780#代表塔轮毂高度月平均风速在5.15m/s7.05m/s之间，平均风功率密度在108.86W/m2336.71W/m2之间，年平均风速为6.17m/s，年平均风功率密度为216.53W/m2。轮毂高度月平均风速以1月2月、4月、6月7月和12月月较大，其他月份较小，风功率密度变化规律与风速变化规律基本一致。2.4.2 平均风速、风功率密度日变化统计9780#代表塔轮毂高度逐时平均风速、平均风功率密度，成果见表2.4-2。分析平均风速和平均风功率密度的日变化过程，绘制年变化过程曲线见图2.4-2。表2.4-2 9780#代表塔轮毂高度逐时平均风速和风功率密度表测风塔9780小 时85、(h)平均风速(m/s)平均风功率密度(W/m2)06.53 242.55 16.45 236.80 26.52 244.17 36.54 247.17 46.53 246.81 56.48 246.49 66.37 240.09 76.22 228.13 85.82 197.97 95.62 180.68 105.51 174.65 115.62 175.38 125.62 180.76 135.56 175.20 145.67 176.01 155.75 181.45 165.87 186.19 176.05 197.39 186.30 218.28 196.52 232.98 206.686、1 244.78 216.63 246.61 226.63 247.26 236.61 248.87 图2.4-2 9780#代表塔轮毂高度风速、风功率密度日变化曲线图由上表可知， 9780#代表塔轮毂高度逐时平均风速在5.51m/s6.63m/s之间，风功率密度在174.65 W/m2248.87W/m2之间。其中，以19时次日6时相对较大，816时相对较小，其他时段接近平均水平；平均风功率密度基本遵循同样的变化规律。统计分析9780#代表塔轮毂高度逐月平均风速日变化、平均风功率密度日变化成果见表2.4-3。绘制风速和风功率密度日变化图见图2.4-3。表2.4-3 9780#代表塔轮毂高度各87、月逐时平均风速及风功率密度时序1月2月3月4月5月6月风 速(m/s)风功率密 度(W/m2)风 速(m/s)风功率密 度(W/m2)风 速(m/s)风功率密 度(W/m2)风 速(m/s)风功率密 度(W/m2)风 速(m/s)风功率密 度(W/m2)风 速(m/s)风功率密 度(W/m2)07.29 298.99 7.02 356.32 6.95 264.69 6.39 242.77 5.89 202.34 6.75 341.94 17.21 293.87 7.43 395.40 6.71 230.22 6.51 242.35 5.80 181.25 6.57 334.67 27.05 288、76.26 7.28 384.64 6.96 257.03 6.42 237.34 6.30 228.82 6.69 347.37 36.21 291.25 7.31 379.15 6.63 229.34 6.37 225.02 6.60 280.48 6.71 339.45 46.88 291.26 7.38 384.02 6.29 210.73 6.45 225.39 6.65 279.74 6.64 336.01 56.62 271.28 7.22 384.17 6.36 233.49 6.28 221.12 6.66 296.63 6.65 347.41 66.86 312.09 6.89、89 349.09 6.00 218.86 6.32 224.83 6.39 250.48 6.62 356.14 76.98 299.40 6.50 321.43 5.63 194.89 6.51 244.64 5.97 214.97 6.22 321.71 86.65 257.74 6.24 314.37 5.58 179.73 6.14 224.22 5.45 185.60 5.73 262.79 96.24 238.83 6.14 305.24 5.54 177.49 5.89 193.54 5.47 183.46 5.86 252.81 106.02 226.34 6.21 349.90、30 5.28 149.89 6.03 203.64 5.31 184.43 6.08 255.56 116.11 234.51 6.23 284.79 5.14 137.98 6.26 232.86 5.52 202.84 6.29 256.37 125.84 215.68 6.18 284.58 4.95 122.10 6.44 260.13 5.53 220.75 6.38 264.24 135.85 196.31 5.94 268.99 4.90 115.04 6.39 228.76 5.25 212.45 6.60 283.57 145.94 191.84 6.18 246.62 591、.23 133.93 6.53 228.17 5.22 197.53 6.99 300.45 156.10 198.59 6.19 258.49 5.40 145.61 6.19 200.08 5.46 210.74 6.98 290.30 166.28 212.63 6.62 274.58 5.59 159.03 6.28 207.52 5.10 180.62 6.67 228.50 176.57 244.37 6.65 266.70 5.81 183.31 6.23 206.17 4.91 139.52 6.83 269.76 187.07 296.28 6.83 286.11 6.23 92、229.03 6.15 202.62 5.53 178.74 6.64 250.34 197.25 326.09 7.10 325.84 6.40 253.37 6.17 213.51 5.78 184.36 7.06 279.83 207.28 315.62 7.37 354.93 6.58 272.58 6.35 220.62 5.81 192.45 7.23 313.34 217.54 338.17 7.55 382.20 6.52 254.05 6.23 226.65 5.94 196.89 7.18 312.68 227.35 324.49 7.47 375.75 6.68 254.93、41 6.41 231.29 6.03 196.84 7.41 366.01 237.55 342.27 7.32 388.62 6.85 263.27 6.28 236.17 6.18 224.46 7.27 355.68 续表2.4-3 9780#代表塔轮毂高度各月逐时平均风速及风功率密度时序7月8月9月10月11月12月风 速(m/s)风功率密 度(W/m2)风 速(m/s)风功率密 度(W/m2)风 速(m/s)风功率密 度(W/m2)风 速(m/s)风功率密 度(W/m2)风 速(m/s)风功率密 度(W/m2)风 速(m/s)风功率密 度(W/m2)06.63 214.47 5.894、7 163.90 5.58 155.35 6.31 196.73 6.36 225.18 7.16 252.52 16.82 236.11 5.74 152.67 5.30 134.52 5.97 183.95 6.01 206.67 7.19 256.82 26.91 248.96 5.84 144.61 5.28 133.85 5.86 188.55 6.06 208.65 7.38 278.67 37.24 287.39 5.89 144.04 5.37 138.81 5.75 173.70 6.09 207.28 7.32 271.27 47.17 258.56 5.59 119.9595、 5.64 140.53 5.79 184.71 6.19 232.94 7.44 297.17 56.81 239.21 5.71 131.08 5.76 143.82 5.68 160.30 6.31 225.39 7.41 295.21 66.50 229.31 5.40 115.77 5.80 133.80 5.70 157.30 6.23 220.86 7.42 303.69 76.31 221.54 5.26 102.85 5.79 135.35 5.68 160.89 6.15 212.88 7.40 304.88 85.74 179.53 4.76 82.47 5.59 12496、.94 4.78 96.76 5.67 185.51 7.31 285.70 94.62 137.73 4.65 75.68 5.41 113.31 4.33 87.03 5.56 165.08 6.83 242.66 105.38 128.96 4.55 71.73 5.20 102.43 4.36 86.60 5.15 142.35 6.39 203.29 115.51 133.26 4.59 74.62 5.20 106.43 4.86 100.78 5.24 144.20 6.35 201.20 125.73 145.68 4.40 71.14 5.33 116.06 4.88 10097、.84 5.22 145.88 6.46 225.65 135.58 140.96 4.24 63.67 5.31 119.22 4.89 100.43 5.19 142.41 6.44 233.65 145.60 148.33 4.36 69.44 5.18 112.15 4.97 108.58 5.29 147.51 6.38 229.29 155.62 161.53 4.65 85.82 5.14 110.30 5.24 124.95 5.39 153.35 6.44 238.00 165.75 170.71 4.79 94.52 5.31 124.26 5.53 140.62 5.6598、 178.05 6.66 263.71 176.06 176.11 4.71 78.60 5.80 157.34 5.81 157.38 5.99 193.58 7.09 294.01 186.17 178.19 4.95 97.43 5.63 160.44 6.54 214.16 6.21 219.77 7.37 299.01 196.23 181.57 5.49 127.99 6.27 208.79 6.81 214.72 6.22 199.19 7.22 274.83 206.18 179.01 5.56 129.17 6.03 187.45 7.02 236.74 6.32 221.899、4 7.42 312.37 216.37 180.79 5.56 132.01 5.68 167.12 7.04 237.86 6.33 225.31 7.45 306.55 226.41 188.35 5.51 137.66 5.85 188.87 6.79 217.21 6.07 207.84 7.45 281.98 236.28 186.42 5.58 145.79 5.60 166.96 6.66 209.34 6.20 203.25 7.34 268.61 1月2月3月4月5月6月7月8月 9月10月11月12月图2.4-3 9780#代表塔轮毂高度各月风速、风功率密度日变化曲线2.100、4.3 风速和风能频率经统计分析9780#代表塔轮毂高度风速、风能区间频率计算成果见表2.4-4；绘制风速、风能直方图见图2.4-4。表2.4-4 9780#代表塔轮毂高度风速、风能区间频率计算成果表测风塔9780#风速段V(m/s)风速频率(%)风能频率(%)0.50.84 0.00 15.74 0.02 25.49 0.13 37.14 0.53 49.11 1.60 510.85 3.66 612.56 7.19 714.18 12.60 813.09 17.54 99.78 18.68 106.12 16.01 112.99 10.43 121.16 5.25 130.52 2.96 101、140.26 1.89 150.11 1.00 160.03 0.37 170.01 0.15 180.00 0.00 注：风速段V代表(V-0.5，V+0.5的风速区间。图2.4-4 9780#代表塔轮毂高度风速、风能频率直方图由以上图表可知， 9780#代表塔风速分布主要集中在110m/s风速段，所占比例为94.06%；相应风能比例为78.01%。9780#代表塔风能主要集中在6m/s12m/s风速段，所占比例为87.71%；相应风速比例为59.89%。9780#代表塔轮毂高度各风速段分布成果见表2.4-5。表2.4-5 9780#代表塔轮毂高度各风速段分布测风塔9780风速区间(m/s)102、小时数(h)37724 47097 56297 65344 74241 82995 91845 10986 11448 12185 1383 1437 1514 164 171 18-由上表可知， 9780#代表塔轮毂高度逐小时风速大于等于3m/s的小时数为7724h，占全年小时数的87.93%。2.4.4 风速威布尔分布用Wasp软件进行曲线拟合计算：9780#代表塔轮毂高度年平均风速为6.4m/s，平均风功率密度为234W/m2，威布尔参数A=7.2，K=2.82。威布尔曲线见图2.4-5。图2.4-5 9780#代表塔轮毂高度风速威布尔分布曲线图2.4.5 风向和风能频率统计分析9780103、#代表塔轮毂高度全年和逐月的风向频率、风能密度频率，全年风向、风能频率成果见表2.4-6，根据风向频率绘制风向玫瑰见图2.4-6。表2.4-6 9780#代表塔轮毂高度全年风向、风能频率风 向风向频率(%)风能频率(%)N11.90 7.75 NNE32.50 32.58 NE15.98 19.47 ENE1.73 1.32 E0.60 0.19 ESE0.58 0.20 SE1.38 0.86 SSE3.87 2.95 S14.85 23.52 SSW8.72 8.44 SW2.09 0.62 WSW0.80 0.12 W0.55 0.14 WNW0.66 0.31 NW1.21 0.54 104、NNW2.58 0.98 图2.4-6 9780#代表塔轮毂高度全年风向、风能玫瑰图由上图可知，9780#代表塔轮毂高度风向和风能方向主要集中在NNNE和S扇区，主导风向和主导风能方向均为NNE，频率分别为32.50%、32.58%；次主导风向为NE,频率为15.98%，次主导风能方向为S，频率为23.52%。说明本风电场风向风能比较集中，对风能资源的开发利用很有利。绘制9780#代表塔轮毂高度逐月风向、风能玫瑰见图2.4-7图2.4-8。 图2.4-7 9780#代表塔轮毂高度逐月风向玫瑰图图2.4-8 9780#代表塔轮毂高度逐月风能玫瑰图由以上图统计分析成果可以看出，9780#代表塔风向105、季节变化呈现一定的规律，轮毂高度8月次年5月主风向均在NNNE风向区间，6月7月主导风向为S。风能方向季节变化与风向的规律基本一致，但在夏季风能在南风向上更为集中，表现为：轮毂高度9月次年4月主风能方向均在NNNE风向区间，5月8月主导风向为S。2.4.6 50年一遇最大风速本阶段根据风电场测风塔实测风速数据进行风电场50年一遇最大风速和极大风速计算。根据测风塔测风数据统计成果(见表2.3-11)可知，0300#测风塔70m高度处最大风速为18.9m/s，风向为SSW，发生时间为2016年2月12日11时，为风电场测风塔有效实测数据中的最大值。根据风力发电机组 设计要求(GB/T 18451.106、1-2012)中相关要求，本次计算中将实测最大风速视作1年一遇极端风速，按极端风速模型(EWM)和大风速风切变指数关系，推算本风电场轮毂高度50年一遇最大风速和极大风速。计算公式：Ve1最大(Z)= 0.8Ve50最大(Z)Ve50极大(Z)= 1.4Ve50最大(Z)V0 = V*(/0)0.5式 中：Ve1最大为年一遇的最大风速；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；V0 为标准空气密度下风速；V 为风电场实测空气密度下的风速；为风电场实测的空气密度；0为标准空气密度(1.225 kg/m3)；根据上述公式计算得出，风电场空气密度下，50年一遇最大风速为2107、4.0m/s，50年一遇极大风速为33.6m/s。再将其转换至标准空气密度下，本风电场50年一遇最大风速为23.4m/s，50年一遇极大风速为32.7m/s。 2.4.7 风能资源总体分布考虑到xx县xx风电场场址范围内地形起伏相对较大，仅通过轮毂高度风速和风向特征较难全面地反映风电场场址各可布机位点的风能资源分布情况，为此，本阶段以测风资料为基础，结合数字化地形图利用Meteodyn WT软件综合模拟计算风电场场址区域的风能资源分布(图2.4-9和图2.4-10)。图2.4-9 本工程场址区域轮毂高度风速分布图图2.4-10 本工程场址区域轮毂高度风功率密度分布图2.5 风资源评估初步结论2108、.5.1 主要结论根据代表测风塔统计分析成果，xx县xx风电场的风能资源初步评价：1) 风电场风能资源具有一定的开发价值。风电场轮毂高度月平均风速在5.15m/s7.05m/s之间，平均风功率密度在108.86W/m2336.71W/m2之间，年平均风速为6.17m/s，年平均风功率密度为216.53W/m2。2) 风电场风速年内和日内变化幅度较大。轮毂高度月平均风速以1月2月、4月、6月7月和12月较大，其他月份较小，风功率密度变化规律与风速变化规律基本一致。风电场轮毂高度风速日变化在5.51m/s6.63m/s之间，风功率密度在174.65 W/m2248.87W/m2之间。轮毂高度逐时平109、均风速以19时次日6时相对较大，816时相对较小，其他时段接近平均水平；平均风功率密度基本遵循同样的变化规律。3) 风电场风速和风能分布较集中，风速可利用小时数较高轮毂高度逐小时风速大于等于3m/s的小时数为7724h，占全年小时数的87.93%。风速和风能分布相对较集中，且风速可利用小时数较高，有利于风电机组对风能资源的利用。4) 风电场风向稳定，风频分布较集中。风电场轮毂高度风向和风能方向主要集中在NNNE、S扇区，主导风向和主导风能方向均为NNE，频率分别为32.50%、32.58%；次主导风向为NE,频率为15.98%，次主导风能方向为S，频率为23.52%。说明本风电场风向风能比较集110、中，对风能资源的开发利用很有利。5) 风电场安全等级为B级风电场代表测风塔轮毂高度代表年标准空气密度下50年一遇10min最大风速为23.4m/s，50年一遇极大风速为32.7m/s，测风塔70m高度3m/s风速段湍流强度在0.1110.118之间，属于低湍流特性等级，但15m/s风速段湍流强度在0.1350.160之间，属于高湍流特性等级。由于15m/s风速段的实测数据样本较少，统计结果具备一定的不确定性。现阶段折中考虑，根据风力发电机组 设计要求(GB/T 18451.1-2012)判定风电场适用于B类及以上安全等级风机。综上所述，xx县xx风电场风能资源较丰富，风速和风能分布较集中，风速111、可利用小时数较高，风向稳定，风能资源具有一定的开发价值。2.5.2 问题及建议1) 由于风电场范围较大，已在场址内东北部和西部加密一座测风塔，但测风时段尚不足1年。同时从现阶段收集的数据来看，由于测风塔位置植被茂盛等原因，受下垫面影响较为严重，测风情况具备一定的不准确性。建议业主继续做好现有测风塔测风数据维护和管理工作，待测风数据满足相关规范规定后，重新对风电场风能资源进行模拟分析，以进一步验证风电场的风能资源分布特性，包括对风电场湍流强度、风切变指数、空气密度、实测最大风速，以及轮毂高度风资源评估部分等特性的复核。2)目前主流风机轮毂在80m及以上高度，然而本风电场测风塔最高只有70m测风层112、，80m风速需根据风切变情况推导，与实际情况难免存在一定误差。建议业主在新立测风塔上设立80m高度测风层，以增加风能资源评估分析的准确度。3 工程地质3.1 前 言本风电场主要位于永州市xx县审章塘xx一带、沱江流域沿线，南与江华瑶族自治县界牌乡接壤。xx县位于湖南省南部，地理坐标在东经1111711156，北纬25092550之间，南北长77km，东西宽62.6km。东邻宁远县，南接江永县和江华瑶族自治县，西接广西全州县、灌阳县，北连双牌县。县内交通方便，国道G76和G207在此交汇，省道S81纵观南北，S323、S325横穿东西。风电场地理位置示意图见图3.1-1。 图3.1-1 xx县审113、章塘风电场地理位置示意图3.2 区域构造稳定性 区域地质概况本工程所在区域大地构造单元隶属于xx县-姑婆山南北向拗陷带，它主体北起紫金山往南经铜山岭、沱江抵姑婆山南沿入桂，紫金山以北至牛马司一线还有一线星散成分。南北断续长280km，东西宽20-40km。主要构造形迹由发育于上古生界中的复向斜及与其大致平行的断裂带组成。北段双牌至xx县间，由寒武、奥陶系组成的紫金山复(倒转)背斜与有泥盆系组成的单江复向斜，西、东两列相间出露。根据区域地质资料与地表调查，场址下伏基岩地层为泥盆系上统佘田桥组(D3x)，炭系下统岩关阶(C1y)上段(C1y1)、下段(C1y2)、大塘阶(C1d)的测水段(C1d1114、)、石磴子段 (C1d2)，零星分布有燕山期白垩系(53)，第四系以冲洪积和残、坡积物为主，分布范围广但厚度不大。 地震动参数及地震液化根据中国地震动参数区划图(GB 18306-2001)和国家标准1号修改单，工程区50年基准期超越概率10%的地震动峰值加速度0.05g，相应的地震基本烈度度，地震动反应谱特征周期为0.35s。按建 筑抗震设计规范(GB 50011-2010),本场地设计地震分组为第一组，抗震设防烈度为6度，设计基本地震加速度值为0.05g，场地类别一般为类(中硬场地)。详见图-1。 -1 场址地震动峰值加速度区划图 稳定性评价拟建场地处于稳定地块内，场地稳定，适宜本工程建设115、。场区大部为第四系残坡积物覆盖，植被茂盛。土层厚度浅薄。场址大部为可溶岩，其岩溶可能较发育。地表调查，未发现大规模的滑坡、泥石 流等严重不良地质体，不存在可液化土层，在自然状态下，边坡稳定性与场地稳定条件较好，适宜风电场工程建设。但在雨季地表水流的冲刷导致局部土层较厚地段边坡出现坍塌，因此人工开挖边坡应采取必要的支护与排水措施。该区水文地质条件亦较简单，由于风电机组一般位于山包上，地下水埋藏深度大于15m，对基础施工基本不会产生影响。场区地质灾害不发育，不存在大的不良地质作用。 综上所述，场地稳定性类别为稳定，适宜风电场工程建设。3.3 场地基本地质条件 地形地貌拟建风电场地貌总体类型为剥蚀丘116、陵，海拔为 200m400m，地形起伏较大，山脊不连续，走向沿河流变化，可布机点位较为分散，地形地貌特征图见-1。 图-1 xx县审章塘风电场范围与地形地貌特征图 地层结构及特征根据地质资料，场区地层主要为泥盆系上统佘田桥组(D3x)，炭系下统岩关阶(C1y)上段(C1y1)、下段(C1y2)、大塘阶(C1d)的测水段(C1d1)、石磴子段 (C1d2)，零星分布有燕山期白垩系(53)，第四系以残、坡积物为主，各层特征简述如下： 层：残坡积土(Q)，以残积土为主。黄色、黄红色粘土，呈可塑硬塑状，具中等压缩性。表层土中含少量白云岩、灰岩碎块石。由于下伏基岩溶蚀、风化不均一，基岩面起伏较大，导致土117、层厚度变化较大，一般厚度为0.5m3m。分布于山脚及地势低缓平坦部位。层：测水段(C1d1)：本段主要属滨海沼泽含煤碎屑沉积，总厚度为 33m49m，岩性以深灰色、黄灰色、浅灰色薄至中厚层状细粒石英砂岩、粉砂岩为主，夹砂质或粘土质页岩、炭质页岩。含无烟煤14层，多呈透镜状或扁豆状，局部似层状，一般厚0.5m1m，不具开采价值。在地形上常表现为缓坡、台地。层：石磴子段(C1d2)：灰、深灰色厚至中厚层灰岩，含燧石结核或条带。下、中部夹白云岩或白云质灰岩，中、上部夹泥质灰岩及钙质页岩。总厚度368m594m。该段分布于场址中间及南侧。由于受风化、剥蚀与流水冲刷的影响，地形坡度一般较陡，局部为悬崖。118、沿节理裂隙或层面有溶蚀现象，局部发育有溶洞。层：岩关阶上段(C1y1)：岩性主要为黄灰色及深灰色钙质页岩、泥灰岩及粉砂质页岩。厚度为8m59m。层：岩关阶下段(C1y2)：岩性主要为灰色或深灰色灰岩及白云质灰岩，厚至中厚层状。厚度为123406m。沿节理裂隙或层面有溶蚀现象，局部发育有溶洞。层：佘田桥组(D3x)：岩性主要为灰岩，厚度为七百米左右。该段主要分布在场址北部。层：白垩系(53)：岩性主要为花岗斑岩。该段在场区南部有零星分布。 岩(土)体物理力学性质场区地基岩性主要为灰岩与花岗斑岩，上覆第层为残坡积土， 可塑硬塑状，具中等压缩性。灰岩与花岗斑岩工程性状较好，类比本工程各岩土层物理力学119、指标建议值，见表-1。表 -1 工程特性指标建议表 岩土名称天然密度承载力特征值fak(KPa)抗剪强度指标标准值压缩模量平均值Es(MPa)g/cm3凝聚力k(kPa)内摩擦角k()残、坡积土150-25014-3012-205-10灰岩、白云质灰岩-1(中等风化)1000-1200/33-38/强风化石英砂岩400-6001600/25-30-中风化石英砂岩1000-1200/33-38-全风化花岗岩-1160-26016-3020-256-12强风化花岗岩-2500-700/27-32/中等风化花岗岩-312001500/35-40/ 水文地质条件工程区跨越沱江两岸，大量冲沟常年有水流，120、水量受大气降水影响较大。根据区内岩土体特征与地下水赋存条件，地下水类型可分为孔隙水、基岩裂隙水与岩溶水。a) 孔隙水：赋存于第四系堆积物与全风化岩土层内，埋藏深度不一，接受大气降水补给，水量小，随季节变化明显。就近排泄于沟谷或下渗至基岩裂隙中。b) 基岩裂隙水：补给来源为大气降水与上部孔隙水垂直入渗，沿节理裂隙向沟谷或地形低洼处排泄，水位与水量随季节变化有一定变幅。根据当地山塘水面高程推测，场址区风电机组部位地下水位埋深大于 15m。c) 岩溶水：场区为浅海相碳酸盐类沉积建造，岩性以灰岩为主，属易溶岩类。工程区场地环境类型为类。根据区域地下水水质分析资料及本地区所处地质环境，初步判断地下水对混121、凝土结构及钢结构具有微腐蚀性。但风机机位均处于地势较高处，风机基础(建基面)一般位于地下水以上，因此地下水对基础混凝土及钢结构腐蚀性影响不大。 不良地质作用场区地表大部为第四系残坡积物，主要为黄色、土红色粘土，地表土层含少量碎块石，厚度不均一。地表调查，未发现大规模的滑坡、泥石流等不良地质体，在自然状况下，边坡整体稳定性较好。但从路开挖断面与房屋地基开挖处观察，当边坡开挖高陡时，遇雨水冲刷，极易发生小范围的土层坍塌或塌滑，因此，残积土层较厚，且地形坡度相对较陡地段，应因山就势，尽量减少岩土开挖和对植被的破坏，不可避免时，需对自然边坡采取必要的支护与处理措施。场址大部为可溶岩，根据调查情况，场址122、区岩溶可能较发育。因此，下阶段应对每个风机机位进行详细的地质勘察。查明下伏基岩岩溶发育规律和发育程度(是否有溶洞或已被充填的溶洞存在)，岩溶洞隙的分布、规模大小与埋藏深度及基岩面的起伏形态与覆盖层的厚度，评价对地基稳定性的影响和危害程度。3.4 场地工程地质评价场区岩(土)层第四系主要以残、坡积物为主，基岩主要为灰岩， 南端局部发育有砂岩。基岩厚度相对稳定，埋深不大。残坡积土层厚度为0.5m3m，不宜作为风电机组持力层。第层厚度为0.5m3m，不宜作为风电机组持力层。第层为测水段薄至中厚 层状细粒石英砂岩、粉砂岩，主要在场址南端出露，第层为岩关阶上段钙质页岩、泥灰岩及粉砂质页岩，主要在场区岩(123、土)层第四系主要以残、坡积物为主，基岩主要为灰岩，场址局部发育有花岗岩。基岩厚度相对稳定，埋深不大。残坡积土场址中间部位出露，其强度可满足风电机组上部荷载与建筑物抗倾斜要求。第层为石磴子段厚至中厚层灰岩，第层为岩关阶下段厚至中厚层状灰岩及白云质灰岩，在场区大范围出露，其物理力学性质较好，但为可溶岩，岩体中可能发育有溶洞(或已被充填的溶洞)、溶沟溶槽等，存在岩溶塌陷等的可能性，对地基稳定性会带来一定的影响，应引起足够重视。根据本工程建筑物特征与地基岩土层的分布和结构特征，风电机 组塔基可利用天然地基，基础可采用实体重力式扩展基础。局部第层土层厚度较大时，可利用其下部土层作为地基持力层，反之则可利124、用层基岩。建议下阶段工作中就实体重力式基础的深度和持力层的选择需根据风机所在部位的地形地质条件与实际情况确定。3.5 施工和生活用水水源本工程风电场址跨越沱江两岸，因此首先推荐沱江为引水水源。场地基岩主要为灰岩，其节理裂隙较为发育，根据工程经验，岩层内可储存一定量的岩溶裂隙水，但地下水位一般较深。如果考虑打井作为施工和生活用水水源，需在下一阶段进行供水水文地质勘察。3.6 矿产及文物 矿产分布及开采情况根据对县国土资源局及地矿部门的调查搜资，场址已基本避开了大型的矿产采空区和规划开采区。但局部仍可能存在个别未登记小型私采矿或停采未登记的采空区地段，需在初步设计及施工图阶段作进一步调查了解，避开125、可能的采空区对风机的影响。 线路沿线文物分布情况根据文物管理部门提供的资料和现场勘查，本标包线路所经区域未分布有价值的文物。依据中华人民共和国文物保护法，若施工中发现古代的文物遗存、墓葬等应加以保护，并及时报告相关部门。3.7 结论及建议1、根据中国地震动参数区划图(GB 18306-2001)和国家标准 1 号修改单，工程区 50 年基准期超越概率 10%的地震动峰值加速度 0.05g，相应的地震基本烈度度，地震动反应谱特征周期为0.35s。按建筑抗震设计规范(GB 50011-2010),本场地设计地震分组为第 一组，抗震设防烈度为6度，设计基本地震加速度值为0.05g，场地类别一般为类(126、中硬场地)，场地稳定，适宜本工程建设。2、拟建场地不存在制约工程建设的明显地质缺陷，未发现大规模的滑坡、泥石流等严重不良地质体与地质灾害活动痕迹。在自然状态下，边坡稳定性与场地整体稳定条件较好。但在雨季地表水流的冲刷导致局部道路土层较厚地段边坡出现坍塌，因此人工开挖边坡应采取必要的支护与排水措施。3、场区地下水可分为孔隙水和基岩裂隙水及岩溶水3种类型，地下水位埋深大于15m。风机机位均位于地势较高处，基坑开挖范围和深度内不会遇到地下水，因此地下水对基础混凝土及钢结构腐蚀性影响不大。建议下阶段取样进行水质分析评价。4、场区地基岩性主要为灰岩，上覆第层为残坡积土，可塑硬塑状，具中等压缩性。残坡积土127、层厚度浅薄，一般不考虑作 为风电机组持力层。第层为砂岩，第层为钙质页岩，其强度可满足风机上部荷载与建筑物抗倾斜要求，由于该两厚度不大，应注意地基的均一性。第层为厚至中厚层灰岩，第层为灰岩及白云质灰岩，在场区大范围出露，其物理力学性质较好，但为可溶岩，岩体中可能发育有溶洞、溶沟、溶槽，存在岩溶塌陷等的可能性，对地基稳定性会带来一定的影响，应引起足够重视。5、根据本工程建筑物特征与地基岩土层的分布和结构特征，风电机组塔基可利用天然地基，基础可采用实体重力式扩展基础。局部第层土层厚度较大时，可利用其下部土层作为地基持力层，反之则可利用第层基岩。建议下阶段工作中就实体重力式基础的深度和持力层的选择需根128、据风机所在部位的地形地质条件与实际情况确定。6、本工程风电场推荐沱江为引水水源。如果考虑打井作为施工和生活用水水源，需在下一阶段的勘察中，进行抽水试验。7、鉴于场区各部位岩(土)层的分布、深度和物理力学特性不同， 建议工程施工前对场地进行详细勘察，查明各岩(土)层物理力学特性、 灰岩区岩溶发育特征，对持力层的确定应进 一步勘察论证，并根据详勘资料分别确定、优化各风机基础形式和埋深。4 项目任务和规模4.1 工程建设必要性近年来，保护环境、可持续发展的思想开始深入人心，开发利用可再生清洁能源，改善能源结构，减少温室气体排放，保护地球环境已成为各国政府的共识。随着石油和煤炭的大量开发，不可再生资源129、保有量越来越少，因而新能源的开发也必须提到战略高度。风能、太阳能和潮汐能等新能源将是未来一段时间内大规模开发的能源种类。不管是从技术、经济，还是规模上来看，风能都有一定的优势，风力发电具有无污染、无常规自然资源投入、可再生性和可持续性等特点。随着风电机组国产化进程加快，风电机组的价格将进一步降低，风电的竞争力也将大大加强。另外，风电场的开发可以节约大量的燃料和水资源，具有良好的社会和环保效益。xx县xx风电场是清洁能源的开发利用项目，符合我国能源产业政策、当地总体发展规划和环境保护要求，具有明显的经济效益、社会效益和环境效益。在项目设计、建设和运营阶段严格执行报告中提出的环境保护与水土保持措施130、，项目建设对当地区域环境影响较小，符合国家相应环保法规要求。因此，从环境保护和可持续发展的角度来讲，本风电场项目可行。xx县xx风电场的建设将充分利用通xx县边缘山脉的风能资源，大力发展清洁能源，促进当地经济可持续发展具有积极作用，具有良好的社会效益和环保效益。4.2 工程建设规模xx县xx风电场是以发电为目的的工程项目。风电场规划装机容量48MW，计划2017年12月底建成投产。本风电场工程拟安装24台2000kW风机，总装机容量48MW。可研阶段，理论发电量为143.90GWh，考虑尾流损失(平均尾流损失5.28%)后的年发电量为136.26GWh，同时考虑到控制和湍流、叶片污染、风机利用131、率、功率曲线保证率、场用电及线损、气候等其它因素折减后，年上网电量95.62GWh，年等效满负荷小时数为1992h，容量系数为0.227。5 风电机组选型、布置及风电场发电量估算5.1 风电场风能概况本风电场轮毂高度处年平均风速为6.17m/s之间，月风速变化区间为5.15 m/s7.07m/s；年平均风功率密度为216.53W/m2，月风功率密度变化区间为108.86W/m2336.71W/m2。本风电场轮毂高度风向和风能方向主要集中在NNNE、S扇区，主导风向和主导风能方向均为NNE，频率分别为32.50%和32.58%。说明本风电场主风向和主风能稳定。轮毂高度逐小时风速大于等于3m/s的132、小时数为7724h，占全年小时数的87.93%。风速和风能分布相对较集中，且风速可利用小时数较高，有利于风电机组对风能资源的利用。以风资源数据为基础，采用WT软件进行风电场风资源条件模拟，计算风电场区域轮毂高度处的平均风速、平均风功率密度分布条件，分别见图5.1-1、图5.1-2。图5.1-1 风电场区域轮毂高度平均风速分布示意图图5.1-2 风电场区域轮毂高度平均风功率密度分布示意图5.2 风电机组选型 机型初选根据国内外风电场工程的经验，在风电场交通便利，风电机组技术可行、价格合理的条件下，单机容量越大，越有利于充分利用风电场土地和风力资源，整个项目的经济性就越好。对于某些特定的风电场，在133、现有的经济、技术和国产化率条件下，单机容量选择在某个确定的范围内，项目的经济性会相对较高。近两年的风机制造单机容量主要为1500kW2000kW之间，单机容量有增大趋势。风机机型根据发电的类型主要分为双馈感应型风力发电机组和直驱永磁同步型风力发电机组两种。双馈感应型风力发电机组，采用交流励磁，可以通过调节励磁电流的频率、相位、幅值等参数调节发电机有功和无功出力，其功率因数COS可以在0.95之间调整，并可根据电网的需要发出或者吸收无功功率，以改善当地电网的电压质量；直驱永磁同步型风力发电机组，采用永磁励磁，不需要从电网吸收无功，直接驱动式风力发电机组，由于没有齿轮箱，零部件数量相对传统风力发电134、机组少，出现故障的机率减小，这种机型采用全功率变流装置对电网没有任何影响。依据目前风力发电机组的制造水平、技术成熟程度和价格等因素，同时结合本风电场风能特点、场区地形、地貌、地质条件、机组安装及运输条件等因素进行风机的选择。1) 兆瓦级机组。单机容量在1000kW2000kW之间，叶片长度一般在34m60m，机舱重量在40t90t，主要代表机型有1500kW、2000kW等风电机组。该类机组在技术上比较成熟，在国外风电市场所占份额较大，国内目前在建的风电场大多采用该类机组。2) 多兆瓦级机组。这类风电机的部件属超长、超重件，运输和吊装难度很大，目前在发达国家有一定数量的安装，主要安装在海上风电135、场，尚未大规模投入商业运行。本风电场地形复杂，机位点较为分散。为了风电场的建设，除需要加宽、加固、改造场区的原有主干道，还需要在地形复杂的山脊上新修大量的施工道路。选择单机容量大的风力发电机组，可以减少机组台数，减少施工面及基础数量和道路长度；选择单机容量小的风力发电机组，虽然机组台数增加、道路加长，但降低了施工、运输及吊装的难度和投资。所以，在选择单机容量时，需综合考虑效益和投资的平衡，在施工、生产、运输、安装、运行等条件允许的基础上尽量选择单机容量较大的机型。风电场代表测风塔轮毂高度代表年标准空气密度下50年一遇最大风速和极大风速分别为23.4m/s和32.7m/s。风电场70m高度处3m136、/s风速段湍流强度在0.1110.119之间，属于低等湍流强度；但15m/s风速段湍流强度在0.1350.160之间，属于高等湍流强度。综合两者考虑，根据GB/T 18451.1-2012标准判定该本风电场属IECB类安全等级，在风电机组选型时需选择适合IECB类级以上的风力发电机组。 机型方案根据目前国内外成熟的商业化风电机组技术规格，并考虑风电场的风能资源、地形和交通运输条件，结合机组在低温、冰冻、低电压穿越等方面的特性，本阶段拟选用5款2000kW机型方案进行上网电量和投资估算。这5种机型的主要参数见表5.2-1。各机型标准空气密度下功率曲线及推力系数曲线见图5.2-1、图5.2-2。表137、5.2-1 各风力发电机组各机型主要参数表项 目WTG2000AWTG2000BWTG2000CWTG2000DWTG2000E叶轮叶片数33333风轮直径(m)120116115121116扫风面积(m2)1131010550104341138510563功率调节方式变桨变速变桨变速变桨变速变桨变速变桨变速切入风速(m/s)332.533切出风速(m/s)2225192020额定风速(m/s)99999发电机额定功率(kW)21502180212021002180电压(V)690690720690690频 率(Hz)505050/605050运行温度()-3040-3040-3040-104138、0-3040生存温度()-4060-4050-4050-2050-4050发电机类型双馈异步双馈异步直驱同步双馈异步直驱同步塔筒推荐轮毂高度(m)808085/10085/9085安全等级IEC IIIBIEC SIEC IIIBIEC SIEC S安全风速3s(m/s)52.559.552.552.552.510min(m/s)37.542.537.537.537.5由上表可知，以上5种风机机型，均为3个叶片，包含双馈异步机型和直驱同步机型，风轮直径为115121m，额定风速均为9m/s，切入风速为2.53m/s，切出风速为1925m/s，推荐轮毂高度为80100m。 图5.2-1 各风机机139、型标准空气密度下的功率曲线图图5.2-2 各风机机型标准空气密度下的推力系数曲线图 各机型方案上网电量估算.1 计算前提1) 项目装机规模：按风电场单台风力发电机组之间最大尾流影响不超过15%控制，进行全范围可能最大装机容量布置；2) 风资源数据：采用9780#测风塔代表年风资源数据；3) 各机型均采用实际空气密度下的功率曲线和推力系数曲线；4) 风机布置：本风电场代表测风塔主风能方向为NNE，风力发电机组按垂直于NNE方向成错列布置，风机布置按最小行距为5倍风轮直径，最小列距为3倍风轮直径的方式使用WindFarmer软件进行优化布置，对尾流损失较大风机适当调整。5) 为减少风电机组噪音对居140、民点的影响，风电机组距离居民点应大于300m。.2 计算方法及步骤1) 采用国内外较为先进的风能资源评估软件Meteodyn和WindFarmer相结合，计算风电场工程各方案的理论发电量、尾流影响和净电量。2) 折减修正：对尾流、控制和湍流、叶片污染、风机利用率、功率曲线、气候影响停机、场用电和线损等系列折减修正，除尾流影响外，其它折减各方案均暂按综合折减28.3%计算，风电场折减系数以5.4节为准。3) 不同轮毂高度的风资源计算：不同机型暂按照厂家推荐的轮毂高度进行计算，节再对推荐机型进行轮毂高度比选。.3 计算成果本风电场工程各风机布机方案详见图5.2-3，因选用容量相同、叶片长度差异较小141、的机型，所以不同方案的风机点位坐标一致。各风机布机方案上网电量计算成果表见表5.2-2。表5.2-2 本风电场工程各布机方案上网电量计算成果表方 案WTG2000AWTG2000BWTG2000CWTG2000DWTG2000E叶片数33333风轮直径(m)120116115121116额定功率(kW)20002000200020002000预装轮毂高度(m)808085100859085装机容量(MW)4848484848风机台数2424242424年上网电量(GWh)89.6590.9995.4599.4695.6296.6594.98等效利用小时(h)186818961988207219142、9220131979容量利用系数0.2130.2160.2270.2370.2270.2300.226图5.2-3 xx风电场风机布置示意图 各机型方案投资估算评价一种机型布置方案的优劣，不能仅从发电量和年等效满负荷利用小时来考虑，应综合经济指标来评价。除发电量外，风电机组的价格、塔架和基础等也都是影响机型方案选择的重要因素。本阶段风机价格根据目前市场情况而估定，综合考虑国产化要求和已经掌握的价格情况，对风电机组进行综合指标比较，以最终确定本风电场机组选型。根据前述各机型方案机组参数和总体布置，结合土建设计和施工布置，按2016年2季度价格水平，基本依据国家现行的有关规定、定额、费率标准等以及143、材料、设备等价格，初步估算各机型方案工程投资。本工程处于可行性研究阶段，设计单位很难准确掌握各种机组的实际价格等参数指标，因而下表的比较仅供参考，不能完全作为机组招标的依据。本风电场工程各布机方案投资估算成果具体见表5.2-3。表5.2-3 风电场工程各布机方案投资估算成果表机型方案WTG2000AWTG2000BWTG2000CWTG2000DWTG2000E风轮直径(m)120116115121116预装轮毂高度(m)808085100859085装机容量(MW)4848484848装机台数2424242424发电机组投资元/kW402040504350435041004100405010144、4元19296194402088020880196801968019440塔筒投资单位重量(t)175.75184.47199.44199.44186.77211.93195.27104元3374 3542 3829 3859 3586 4069 3749 钢筋投资型号HRB400HRB335HRB400HRB400HRB400HRB400HRB335用量(t)44.5 48.0 39.7 52.0 40.0 42.0 51.0 单价(元/t)2960 2780 2960 2960 2960 2960 2780 104元315.9 320.3 282.0 369.4 284.2 298.4 3145、40.3 混凝土投资型号C35C40C40C60/C40C35C40C35用量(t)450 480 439 120、511425 450 480 单价(元/t)646.7 646.7 665.5 715.3、665.5665.5 665.5 646.7 104元698.4 745.0 701.2 1306.5 678.8 718.7 745.0 合计104元23685 24047 25692 26415 24229 24766 24274 注：以上投资为机组选型比选阶段不完全估算数额，最终投资见工程概算章节。 机型选择推荐意见本期工程各机型布置方案技术经济指标汇总见表5.2-4。表5.2-4 146、风电场工程各机型布机方案技术经济指标汇总表机型方案WTG2000AWTG2000BWTG2000CWTG2000DWTG2000E风轮直径(m)120116115121116预装轮毂高度(m)80808085859085装机容量(MW)4848484848装机台数2424242424年上网电量(GWh)89.65 90.99 95.45 99.46 95.62 96.65 94.98 等效利用小时(h)1868 1896 1988 2072 1992 2013 1979 容量利用系数0.213 0.216 0.227 0.237 0.227 0.230 0.226 投资估算(104元)2368147、5 24047 25692 26415 24229 24766 24274 单位千瓦投资(元/kW)4934 5010 5353 5503 5048 5160 5057 单位电度投资(元/kWh)2.642 2.643 2.69 2.66 2.53 2.563 2.556 经济性排序4576132由于以上估算成果主要考虑风机相关投资，都未考虑运行成本及电价浮动等因素的影响，成果比较粗略，仅供风机比选阶段参考，最终投资见工程概算章节。由表5.2-4可知，WTG2000D机型85m轮毂高度方案单位电度投资最低，因此WTG2000D机型85m轮毂高度方案为最优。考虑表中各机型经济指标比较接近，风机价148、格为比选过程中敏感因子，本阶段风机价格为参考值，准确值应以招标价格为准。综合经济比选成果及国内风机制造发展方向，本阶段暂按WTG2000D机型方案进行后续的风机布置和发电量估算，具体风机机型待下阶段业主进行风机招投标后确定。5.3 风电机组布置风电场在布置风电机组时，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。通过风资源分析表明在本风电场工程选定场址范围内风资源分布差异较大，因此，本阶段风电机组布置以WindFarmer进行优化布置后，再进行风电机组的局部微调，使机组更有利于节省整个风电场集电线路及道路工程投资，并有利于以后的运行维护管理。 风149、电机组布置原则风电场通过风电机组把风能转化为电能，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。布置原则为：1) 首先应充分考虑场址内盛行风向、风能等风况条件，根据风向和风能玫瑰图，使风电机组间距满足整个风电场发电量较大，尾流影响较小为原则，在同等风况条件下，应优先考虑地质条件良好且便于运输安装的场址进行布置。2) 风电机组的布置应根据地形条件，150、充分利用风电场的土地和地形，经多方案比较，恰当选择机组之间的行距和列距，减少尾流影响，尽量集中布置，并结合当地的交通运输、安装条件以及风电机组之间各种电气设备的配置和保护要求选择机位。3) 本风电场内有少量居民点、道路等构建筑物，风机布置应重点考虑以上限制条件，同时还需考虑风电场的送变电方案、运输和安装条件，力求电力电缆长度较短，运输和安装方便。4) 在满足各种约束条件前提下，以整个风电场发电量最大为目标对风电机组进行优化布置。 风电机组布置方式按照风电机组布置原则和多方案综合比较结果，本风电场工程拟安装24台WTG2000D型风力发电机组，总装机容量为48MW。机位选择原则及步骤：1) 初步151、确定山脊为主要布置场地。2) 通过WindFarmer软件布置风机，对风机布置方案优化，并计算各机位的发电量及对应的尾流影响。3) 通过将WindFarmer软件计算成果导入到Meteodyn-WT软件中，删除或调整发电量偏低、湍流强度、入流角影响偏大的机位。4) 提出风电机组布置最终方案。鉴于此，本次计算风电场发电量时，首先采用目前国内外用于复杂地区风资源评估较为先进的Meteodyn-WT软件，在地形图上生成风电场区域的风能风谱图，然后根据反映风电场不同区域风资源分布的风能风谱图和风电场区域数字化的地形图，按照节风电机组布置的原则，考虑风电场区域地形、风资源条件、边界约束等因素，采用Win152、dFarmer风电场设计优化软件，对风电机组进行优化布置。 风机布置方案本阶段按照安装24台WTG2000D型风机，经优化布置后，风电场最终风机布置方案见图5.3-1。 图5.3-1 推荐方案风机布置示意图5.4 风电场年上网电量估算本风电场工程预计共可安装24台WTG2000D型风机，总装机容量为48MW，根据WindFarmer软件计算出风电场年理论总发电量为143.90GWh。为估算本风电场的年上网电量，需作以下修正。1) 尾流修正风电场各风电机组之间有相互影响，在进行风电场发电量估算时应进行尾流修正。根据本风电场工程场区的风况特征、各风电机组的具体位置以及风电机组的推力系数曲线，计算出153、风电机组之间相互的尾流影响。本风电场的平均尾流影响折减系数为5.28%，尾流修正系数为95.35%。2) 控制和湍流折减风电机组随风速风向的变化不断调整机组的运行状态，实际运行中机组控制总是落后于风的变化，使风机的输出功率减小。本风电场湍流强度适中，控制和湍流折减系数暂取5%，即控制和湍流修正系数取95%。3) 风电机组利用率考虑风力发电机组故障、检修以及电网故障，将常规检修安排在小风月，根据目前风力发电机组的制造水平、运行维护服务程度、零配件供应情况，风力发电机组的可利用率取95%。4) 功率曲线折减考虑到风电机组厂家对功率曲线的保证率一般在95%，为稳妥起见，在计算发电量时风电机组功率曲线154、折减系数考虑为5%。5) 叶片污染折减叶片表层污染使叶片表面粗糙度提高，翼型的气动性能下降。本风电场叶片污染折减系数取3%，即污染修正系数取97%。6) 场用电、线损等能量损耗初步估算厂用电和输电线路、箱式变电站损耗占总发电量的4.5%，因此上网电量计算中损耗修正系数取为95.5%。7) 气候影响停机根据已建风电场实际运行经验，气候影响停机的情况主要有两种：一种是由于雷暴，机组自动启动保护装置而停机；另一种是由于气温很低(一般在20以下)，而且风电场较长时间风速(超过1天)低于机组启动风速，引起风电机组内机油凝固而停机，该情况发生后，风速较大时需对机组加温才能发电。本阶段综合考虑本项目所在区域155、的低温结冰、雷暴等恶劣天气对发电量的影响时间，风电场气候影响折减按6%考虑。8) 其它影响考虑软件计算风资源的误差、电网频率波动，以及邻近风电场影响和后续风电场建设等因素，取其他影响折减系数为4%。参照上述折减因素，预计本风电场工程的年上网发电量为95.62GWh，年等效满负荷利用小时数为1992h，平均容量系数为0.227。详见表5.4-1。表5.4-1 本风电场工程上网电量计算成果表项 目单 位折减系数指 标理论发电量GWh-143.90 尾流折减后发电量GWh5.28%(平均)136.26 控制湍流修正后发电量GWh5%129.44 机组利用率修正后发电量GWh5%122.97 功率曲线156、修正后发电量GWh5%116.82 叶片污染修正后发电量GWh3%113.32场用电及线损修正后发电量GWh4.5%108.22 气候影响停机修正后发电量GWh6%101.72其它影响修正后净发电量GWh4%95.62年等效满负荷利用小时数h-1992容量系数-0.2275.5 估算结果及分析5.5.1 风机布置坐标与发电量本风电场工程拟安装24台WTG2000D型风机，总装机容量48MW。可研阶段，理论发电量为143.90GWh，考虑尾流损失(平均尾流损失5.28%)后的年发电量为136.26GWh，同时考虑到控制和湍流、叶片污染、风机利用率、功率曲线保证率、场用电及线损、气候等其它因素折减157、后，年上网电量95.62GWh，年等效满负荷小时数为1992h，容量系数为0.227。综合考虑风资源条件和不压矿等因素下，单机风机布置坐标和发电量估算成果具体见表5.5-1。表5.5-1 本风电场工程风机布置及发电量计算成果表风机编号X坐标Y坐标总发电量(MWh)尾流 折减净发电量(MWh)控制湍流修正后(MWh)机组利用率修正后(MWh)功率曲线修正后(MWh)叶片及污染修正后(MWh)场用电、线损等修正后(MWh)气候影响修正后(MWh)其他影响修正后(MWh)年利用小时(h)95%95%95%97%95.5%94%94%E0128021915621376185 2.91%6005 570158、5 5420 5149 4994 4769 4483 4214 2107E0228078145616386392 5.15%6063 5760 5472 5198 5042 4815 4526 4255 2127E0328023765619005991 1.24%5917 5621 5340 5073 4921 4699 4417 4152 2076E0428028635600036351 9.16%5769 5481 5207 4947 4798 4582 4307 4049 2024E0528012845596626504 9.45%5889 5595 5315 5049 4898 467159、7 4397 4133 2066E0628019985623606954 3.63%6702 6367 6049 5746 5574 5323 5004 4703 2352E0728011395559296027 1.70%5925 5629 5347 5080 4927 4706 4423 4158 2079E0828018905626326191 5.94%5824 5532 5256 4993 4843 4625 4348 4087 2043E0928040385601706564 6.68%6126 5819 5528 5252 5094 4865 4573 4299 2149E102160、8025045616255885 1.50%5796 5507 5231 4970 4821 4604 4328 4068 2034E1128035105639425468 0.57%5437 5165 4907 4661 4521 4318 4059 3815 1908E1228010365562005589 5.22%5297 5032 4781 4542 4405 4207 3955 3717 1859E1328017965553046675 1.05%6605 6275 5961 5663 5493 5246 4931 4635 2318E1428043255596376711 7.2161、7%6223 5911 5616 5335 5175 4942 4646 4367 2183E1528031065634915574 6.63%5204 4944 4697 4462 4328 4134 3886 3652 1826E1628039155613175354 7.75%4939 4692 4457 4235 4108 3923 3687 3466 1733E1728044925612725496 7.24%5098 4843 4601 4371 4240 4049 3806 3578 1789E1828045525609275451 4.26%5218 4957 4710 447162、4 4340 4145 3896 3662 1831E1928041925579445407 3.78%5203 4943 4695 4461 4327 4132 3884 3651 1826E2028030205631685548 3.48%5355 5087 4833 4591 4453 4253 3998 3758 1879E2128005095594696638 9.21%6027 5726 5439 5167 5012 4787 4500 4230 2115E2227996015579885533 6.33%5183 4923 4677 4443 4310 4116 3869 363163、7 1819E2328020855579835955 9.63%5382 5113 4857 4614 4476 4274 4018 3777 1888E2428041065587015453 7.05%5069 4816 4575 4346 4216 4026 3784 3557 17795.5.2 结论及分析由表5.5-1计算成果以及图5.3-1可得出以下结论：1） 风电场占地面积较大，风机点位分布较离散基于地形地貌、水体、压矿、地灾和县界等原因，造成本风电场范围较大，连续的有效山脊不明显，可布风机点位较为分散。2） 单台风机的年上网电量差异较大由于风电场范围的限制，以及各风机位置风资源条164、件不同，各风机的发电量有较大差异。单机平均年上网电量为3984MWh；最大的为E06风机，年上网电量达4703MWh；最小的为E16风机，年上网电量达 3466MWh。3） 单台风机的年利用小时数差异较大由于各风机的发电量差异较大，造成各风机的年利用小时数跨度大。单机平均年上网电量为1992h；最大的为E06风机，年利用小时数为2352h，；最小的为E16风机，年利用小时数为1733h。24台风机中有3台年利用小时数在1800h以下。综上所述，下阶段应进一步优化风机位置，将单台风机的发电量与平均发电的差值控制在10%以内。6 电气部分6.1 系统接入 电力系统现状.1 永州电力系统现状1) 电165、源现状截至2014年底，永州电网发电装机总容量为1533MW，其中水电1389.8MW(90.66%)，火电88.5MW(5.77%)，风电装机53.65MW(占3.5%)；光伏发电装机1MW(占0.01%)。2) 网络现状截至2014年底，永州电网拥有500kV变电站2座(宗元、紫霞500kV变)，主变4台，容量3000MVA，拥有500kV线路4条，总长度577.2km。拥有220kV公用变电站12座，主变20台，总容量3060MVA；拥有220kV公用线路27条，总长度1028km。拥有110kV公用变电站53座，主变83台，总容量2653MVA；拥有110kV线路132条(含用户线路)166、，总长度1883.519km。3) 供用电现状2014年永州市统调供电量6.23TWh(含送入广西电量)，统调最大负荷1440MW。.2 xx县电力系统现状1) 电源现状截至2014年底，xx县境内发电装机总容量为95.24MW，其中水电87.74MW，华新水泥自备电厂7.5MW。2) 网络现状截至2014年底，xx县电网拥有220kV公用变电站1座(濂溪变)，主变2台，总容量300MVA。拥有110kV公用变电站6座，主变9台，总容量254MVA；拥有110kV专用变电站2座(含潇水公司1座)，主变2台，总容量56.5MVA。拥有110kV公用线路12条，总长度211.1km。3) 供用电现167、状2014年xx县统调供电量0.38TWh(不含送入广西电量)，统调最大负荷126MW。 xx县电力系统发展规划电源方面：2015年新建xx县凯迪生物质电厂(48MW)。2016年新建界牌风电场一期工程，规划装机49.5MW；桥头铺风电场，规划装机48MW；审章塘风电场一期工程，装机容量48MW。2017年新建审章塘风电场二期工程，装机容量48MW。2018年新建界牌风电场二期工程，装机容量49.5MW。2020年新建龙田风电场，装机容量49.5MW。电网方面：根据永州市“十三五”配电网规划项目和目标网架规划报告，规划在2018年更换xx县110kV变电站#1主变，将原20MVA主变更换为50168、MVA。 负荷预测及电力电量平衡.1 负荷预测根据永州电网负荷增长的最新情况，结合湖南省电网“十三五”发展规划报告及2015年永州地区电力市场分析预测春季报告，永州市和xx县的统调负荷预测结果见表6.2-1。表6.2-1 永州市及xx县局属负荷预测表 单位：MW、TWh年 份项 目2014年实际2015年2016年2017年2018年2019年2020年2014-2020年增长率永州市负 荷14401597172518622022216823358.4%供电量6.236.586.217.538.239.029.918.0%xx县负 荷1261361471601741912129.1%供电量0.169、380.40.420.460.510.570.638.8%注：xx县供电量不含送入广西部分。 xx风电场在电力系统中的地位和作用xx风电场以发电为主，属于地区电站。xx风电场的建设将充分利用永州市xx县境内的山脉风能资源，大力发展清洁能源，对促进当地经济可持续发展具有积极作用，具有良好的社会效益和环保效益。 风电场建设规模及建设进度风电场规划装机总容量96MW，分两期建设完成，其中审章塘风电场工程装机容量为48MW，计划在2016年底建成投产；xx风电场工程装机容量为48MW，计划在2017年底建成投产。 电力电量平衡.1 平衡原则1) 根据业主资料，审章塘风电场装机容量96MW，其中审章塘工170、程装机容量为48MW，计划在2016年底建成投产；xx工程装机容量为48MW，计划在2017年底建成投产。xx县附近另有界牌风电场一期、桥头铺风电场按2016年投产计入电力电量平衡，界牌风电场二期按2018年计入电力电量平衡，龙田风电场按2020年投产计入电力电量平衡。2) 考虑到审章塘、xx风电场装机规模及周边风电场的情况，初步判断其电能在xx县电网消纳后还有部分盈余，其中盈余部分通过220kV电网送往周边县市消纳，故本平衡仅针对xx县电网进行。3) 本风电场出力按100%出力和70%出力两种方式参与平衡，周边风电场按70%出力考虑。4) 按局属负荷进行110kV层面电力电量平衡，分丰大、丰171、小、枯大三种方式进行平衡。5) 参加平衡的电源为xx县现有及拟建的110kV及以下电源。6) 参与平衡的负荷按表6.1.6-1考虑。7) 备用由系统统一考虑。表6.1.6-1 xx县110kV层面电力电量平衡表 单位：MW、TWh项 目2016201720182020电 力电 量电 力电 量电 力电 量电 力电 量丰 大丰 小枯 大丰 大丰 小枯 大丰 大丰 小枯 大丰 大丰 小枯 大一、xx县电力电量132861470.42144941600.461571021740.511911242120.63二、地区电源出力97122690.3997122690.3997122690.39971226172、90.39五洲电站(12MW)121240.02121240.02121240.02121240.02华新水泥自备电厂(7.5MW)8880.038880.038880.038880.03xx县凯迪(48MW)4242420.194242420.194242420.194242420.19其他小水电(75.74MW)3560150.153560150.153560150.153560150.15三、电力电量盈()亏(-)-3536-78-0.03-4728-91-0.07-6020-105-0.12-94-2-143-0.24四、地区规划的其他风电场(按70%出力考虑)6868680.1868173、68680.181031031030.271381381380.36界牌风电场一期(49.5MW)3535350.093535350.093535350.093535350.09界牌风电场二期(49.5MW)3535350.093535350.09桥头铺风电场(48MW)3434340.093434340.093434340.093434340.09龙田风电(49.5MW)3535350.09五、审章塘风电场(96MW)满出力及电量4343430.098686860.188686860.188686860.18六、考虑审章塘风电满出力情况下电力电量盈()亏(-)76147330.2410818174、3640.29130210840.33130222810.3七、审章塘风电场(96MW)70%出力及电量3030300.0636060600.1266060600.1266060600.126八、考虑审章塘风电70%出力情况下电力电量盈()亏(-)63134200.21381157370.236103183580.276104196550.2466.1.6.2 平衡结果分析由表6.5-1平衡结果可知，在不考虑风电场出力的情况下，随着xx县负荷的增长，丰小方式下电力盈余逐年减少，丰大和枯大方式下电力亏缺逐年增大。至2020年丰大、丰小及枯大方式下电力亏缺分别为94MW/2MW/143MW。在考虑175、xx县所有规划建设风电场70%出力的情况下，随着xx县风电装机不断增加，丰大、丰小和枯大方式下电力盈余逐年增大。至2016年丰大、丰小及枯大方式下电力盈余分别为63MW/134MW/20MW；至2020年丰大、丰小及枯大方式下电力盈余分别为104MW/196MW/55MW。在考虑审章塘、xx风电场满出力、其他规划风电场70%出力的情况下，随着xx县风电装机不断增加，丰大、丰小和枯大方式下电力盈余逐年增大。至2016年丰大、丰小及枯大方式下电力盈余分别为76MW/147MW/33MW；至2020年丰大、丰小及枯大方式下电力盈余分别为130MW/222MW/81MW。综上所述，xx县境内水电及风电176、场出力在xx县范围内部分消纳后，盈余部分通过江华北220kV变送至其他地区消纳。 xx风电场接入电力系统方案的初步设想本次可研中，xx风电场与审章塘风电场共用升压站，以一回110kV线路T接四马桥蚂蟥塘110kV线路。升压站在审章塘风电场建设。6.1.8 电气主接线建议及对电厂有关电气设备参数的要求6.1.8.1 电气主接线建议根据xx风电场的容量、推荐接入系统方案及其在电力系统中的地位和作用，建议该风电场升压站110kV电气主接线采用单母线接线。6.1.8.2 升压变型式及中性点接地方式主变形式：三相双圈有载调压升压变压器主变容量：本期选择50MVA电压变比及抽头：11581.25%/36.177、75kV接线组别：YN,d11主变接地方式：采用中性点直接接地。6.1.8.3 系统短路电流经短路计算，审章塘风电场升压站110kV母线远景最大短路电流约为2.3kA。6.1.8.4 无功补偿论证1) 容性无功补偿xx风电场主变、箱变及送出线路合计无功损耗约10Mvar。综合考虑，暂建议本期容性无功补偿容量为10Mvar，并采用SVG装置，无功补偿最终配置在其接入系统设计中明确。2) 感性无功补偿因考虑到主变与箱变之间35kV电缆路及送出线路较短，正常运行时充电功率很小，可以忽略不计。本阶段暂不考虑升压站设置感性无功补偿。6.2 电气一次 风电场规划湖南xx县xx风电场工程装机容量为48MW，178、本期一次建成，接入xx县审章塘风电场110kV升压站，本工程不新建升压站。xx县审章塘风电场110kV升压站按远景规划，110kV配电装置采用单母线接线，110kV侧为两进一出，已建设1台50MVA的主变压器、110kV侧母线和1回主变进线、1回出线，并预留1台主变器和一个110kV进线间隔的安装位置。考虑xx风电场工程的容量，本工程新建一台50MVA主变压器，并与审章塘风电场共1回110kV线路送出。本工程新增升压站配电装置主要包括：1个110kV主变进线间隔、1台主变(含中性点设备)、10面35kV开关柜、1套中性点接地成套装置和1套无功补偿装置，xx县审章塘风电场升压站已预留安装位置。 179、风电场电气主接线1) 风力发电机组与箱式变电站的组合方式本工程装设24台单机容量为2000kW的风力发电机组共48MW，风电机组接线方式推荐采用一机一变的单元接线方式，该接线具有电能损耗小、接线简单、操作方便等优点，任意一台风机升压变或风力发电机组故障均不影响其他机组的正常运行。风力发电机组出口电压为0.69kV，采用低压电缆接至风机升压变压器系统。风机升压变压器系统采用箱式变电站，2000kW的风力发电机组低压侧电流约为1761A。为了减少损耗，低压电缆不宜过长，风机箱式变宜就近布置在风机旁。风力发电机组出口拟采用6根并联敷设的YJV22-1-3240和2根YJV-1-1240低压电力电缆接180、至风机升压变压器的低压侧。2) 集电线路电压根据风电场装机规模、接入系统电压等级、箱式变容量和箱式变至110kV升压站距离，本工程箱式变高压侧电压采用35kV，即集电线路电压选用35kV。3) 集电线路方案本工程共选用24台箱式变电站，箱式变电站高压侧均采用并联接线方式。根据风电机组和箱式变电站的布置、容量，以及35kV集电线路走向，本工程24台风电机组-箱式变电站共分为3组。本工程位于山区，容易发生冰灾现象，根据现场实际情况，本工程35kV集电线路方案采用电缆方案。风电场集电线路布置图见NA008702K-A02-06，风电场集电线路接线图见NA008702K-A02-07。6.2.3 11181、0kV升压站电气主接线本工程装机容量为48MW，机组经箱式变升压至35kV，通过35kV集电线路送至审章塘风电场110kV升压站，经本工程新增的主变升压后，接至审章塘风电场升压站110kV母线，并与审章塘风电场共1回110kV线路送出。风电场所选用的风电机组的功率因数可从0.95滞后到0.95超前运行，考虑风机满发的同时率，选用1台容量为50MVA主变压器。1) 110kV侧接线xx县审章塘风电场升压站110kV系统按远景规划为2进1出的单母线接线，110kV配电装置已建设1回主变进线、1回出线，并为本工程预留1回进线间隔安装位置。本工程设置1台容量为50MVA的三相双绕组有载调压变压器，安装182、在审章塘风电场升压站预留的#2主变安装位置。2) 35kV侧接线xx县审章塘风电场已设置1段35kV母线(35kV I段)，本工程在主变35kV侧新增1段35kV母线段(35kV II段)，并新设35kV分段断路器，与审章塘风电场35kV母线段形成单母线分段接线方式。本工程风电机组-变压器集合成3回线路采用电缆接入风电场110kV升压站新建的35kV II段母线。本工程风力发电机组-变压器组以35kV电缆接入审章塘风电场110kV升压站。本阶段因风电机组尚未招标，风机位置等也未最终确定，暂不进行电缆线路的电容电流计算。根据规程要求，应防止在35kV系统单相接地时出现弧光过电压，造成电气设备损伤183、乃至绝缘对地击穿，本工程暂拟采用接地变压器带接地电阻接地的方式来抑制弧光过电压，35kV系统发生单相接地时继电保护能可靠动作，切除故障线路。考虑站用电容量，本工程设一台接地兼站用变压器，变压器容量选800kVA，接地电阻暂选用Rn=40。6.2.2.4 升压站站用电源xx县审章塘风电场工程升压站已有完整站用电系统，本工程无需增加。.5 无功补偿本工程风力发电机功率因数为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变压器的无功损耗，按无功补偿使功率因数达到1.0计算，拟在110kV升压站35kV母线上装设动态无功补偿装置，保证110kV线路出线侧功率因素维持在1.184、0。根据接入系统初步估算，本工程拟在35kV II段母线上新增一组容量10000kvar的动态无功补偿装置(SVG装置)。最终方案待接入系统审查后确定。 主要电气设备的选择.1 短路电流计算本阶段110kV设备短路电流暂按31.5kA考虑，35kV系统短路电流按31.5kA考虑，待下阶段再根据系统情况核算。.2 主要电气设备选择在选择主要电气设备时，按照设备的额定电流、短路开断容量、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进行选择，并考虑留有一定裕度。另外，还考虑设备的使用环境气候、地下水位、环境污染等因素。1) 风力发电机组本工程风电机组应满足国家电网调【2185、011】974号文附件风电并网运行反事故措施要点的要求。a) 电压适应性：风电场并网点电压在0.91.1倍额定电压范围(含边界值)内时，风电机组应能正常运行。风电场并网电压跌至0.2倍额定电压时，风电机组应能不脱网运行625ms；并网点电压跌落后2s内恢复到0.9倍额定电压，风电机组能不脱网连续运行。风电机组应具有必要的高电压穿越能力。b) 频率适应性：电力系统频率在49.5Hz50.2Hz范围(含边界值)内时，风电机组应能正常运行。电力系统频率在48Hz49.5Hz范围(含48Hz)内时，风电机组应能不脱网运行30min。c) 风电场并网点电压波动和闪变谐波三相电压不平衡等背景电能质量指标满186、足国家标准要求时，风电机组应能正常运行。d) 风电机组必须满足风电场接入电网技术规定等相关技术标准要求，并通过国家有关部门授权的有资质的检测机构按风电机组并网检测管理暂行办法(国能新能【2010】433号)要求进行的并网检测。风力发电机，主要电气参数如下：额定功率： 2000kW额定电压： 690V额定频率： 50Hz额定功率因数：cos=-0.950.95数量： 24台2) 主变压器本工程装机容量为48MW，风力发电机功率因素cos=0.95，功率因数可调，可发出和吸收无功功率。在35kV母线装设动态无功补偿装置将风电场变压器的无功损耗进行补偿，使风电场110kV出口侧功率因数维持在0.95187、以上；同时考虑风力发电场满负荷运行小时数不到2000小时，负荷率较低，风力发电机组同时满负荷率较低，因此，主变压器容量选择为50MVA。考虑无功流向和电压变化，风电场主变采用有载调压变压器，选用油浸风冷三相双绕组分级绝缘有载调压变压器，容量为：50MVA，变比：11581.25%/36.75kV，接线方式：YN,d11，阻抗电压：Uk%=10.5%，型号为：SFZ-50000/110。3) 110kV设备由于xx县审章塘风电场升压站110kV设备采用屋内GIS，并预留本工程110kV 主变进线间隔的安装位置和接口，本工程新增的主变进线间隔仍采用屋内GIS设备，暂定额定开断电流为31.5kA，动188、稳定电流峰值80kA。a) 110kV断路器额定电压：126kV额定频率：50Hz额定电流：1250A额定开断电流：31.5kA关合电流(峰值)：80kA额定短时耐受电流及时间：31.5kA、3S额定峰值耐受电流：80kAb) 110kV隔离开关额定电压：126kV额定频率：50Hz额定电流：1250A雷电冲击耐压(1.2/50S峰值)：极对地 510kV 断口间 580kV1min工频耐压(有效值)：极对地 205kV 断口间 230kV额定短时耐受电流及时间：31.5kA、3Sc) 110kV主变进线电流互感器额定电压：126kV变比： 400/1A准确等级：5P30/5P30/5P30/189、5P301min工频耐压(有效值)：230kV额定短时耐受电流及时间：31.5kA、3S4) 35kV配电装置35kV配电装置选用三相交流50Hz的户内成套装置KYN-40.5金属封闭开关设备，采用加强绝缘结构，一次元件主要包括断路器、操动机构、电流互感器、避雷器等，采用抽出式安装，为单母线接线方式，运行灵活、供电可靠。型号：KYN-40.5额定电压：40.5kV额定电流：1250A 额定短路开断电流：31.5kA额定短路关合电流(峰值)：80kA热稳定电流(有效值)：31.5kA(4s)额定动稳定电流(峰值)：80kA防护等级：IP32a) 真空断路器、SF6断路器型号：-40.5额定电压：190、40.5kV工频耐受电压：95kV 冲击耐受电压：185kV额定电流：630A/1250A额定短路开断电流：31.5kA额定短路关合电流(峰值)：80kA额定短时耐受电流/时间：31.5kA/4S额定峰值耐受电流：80kA机械寿命：10000次操作机构：弹簧操作机构储能电机额定电压：DC:220V储能电机额定功率：275Wb) 电流互感器型号：LZZBJ-40.5额定电压：40.5kV额定短时耐受电流和持续时间和动稳定电流：31.5(4S) 80kA变比：1250/1A，300/1A，100/1A级次组合：5P20/0.2S/0.5/5P20/5P20，5P30/5P30/0.5/0.2Sc)191、 避雷器型号：HY5WZ-51/134保护器持续运行电压：51kV保护对象额定电压：35kV工频放电电压(不小于)标准(有效值)：72kV允许范围(有效值)：64.886.4kV操作冲击电流残压峰值：500A 105kV雷电冲击电流残压峰值：5kA 119kV5) 接地变压器在35kV II段母线上装设一套中性点接地电阻装置，实现35kV系统经中性点电阻接地。35kV接地干式变压器，容量暂定为800kVA，ZN，Ud=6%，接地电阻暂定为40，具体待下阶段风机招标后和集电线路布置确定后再进行计算。6) 无功补偿本工程暂考虑在35kV II段母线上装设一套动态无功补偿装置(SVG装置) ，容量暂192、定为10000kvar，具体容量及配置待接入系统审查后确定。7) 箱式变电站考虑设备安全可靠及施工安装方便，本工程选用箱式变电站，型号：-2200/35。a) 箱式变电站内变压器根据风力发电机组厂家的要求，当0.69kV侧短路故障时，为了降低系统提供给故障点的短路电流，选择的变压器短路阻抗要大些，本工程箱式变电站内选用油浸式三相双卷自冷式升压变压器。变压器选用的型号：-2200/35额定电压高压侧：35kV低压侧：0.69kV短路阻抗：6.5%无载调压：36.7522.5%kV联接组标号：D、yn11b) 35kV负荷开关和熔断器由于风力发电机组本身已对各种故障采取了相应的保护措施，风力发电机193、组与升压变压器之间采用低压电力电缆直埋敷设连接。为了节省投资，箱式变电站35kV高压侧装设熔断器和负荷开关，负荷开关采用油浸式负荷开关，它以变压器油为绝缘和灭弧介质，弹簧储能、三相联动，能准确快速地开断或关合额定负荷电流。8) 集电线路按照风电场风力发电机组的布置位置及地形情况，风力发电机组经风机箱式变升压至35kV后，采用35kV电缆，分组连接至110kV升压站。将24台风力发电机-变压器组分成3组，具体分组情况如下： 第一组9台(E01、E02、E03、E04、E05、E06、 E07、E08、E23)；第二组8台(E09、E10、E11、E12、E13、E14、E15、E16)；第三组7194、台(E17、E18、E19、E20、E21、E22、E24)。9) 电缆选择风力发电机组与风电场升压变电站之间采用1kV(风机出口电压为0.69kV)低压电缆直埋敷设。经计算：对容量为2000kW的风力发电机组从风机控制柜到箱式变低压电力电缆采用6根并联敷设的YJV22-1kV-3240及2根并联敷设的YJV22-1kV-1240低压电力电缆接至风机升压变压器的低压侧。电缆穿出风力发电机组基础时，采用穿管敷设。YJV22-1kV-3240电缆总长5km，YJV22-1kV-1240电缆总长1.68km。本工程24台风力发电机-箱式变压器组采用35kV铜芯交联聚乙烯绝缘聚氯乙烯护套钢带铠装电力电195、缆直埋敷设到110kV升压站。各箱变间连接电缆规格详见风电场集电线路接线图NA008702K-A02-07。本工程35kV集电电缆长度为：YJLV22-370mm2(35kV)总长L1=20.5km；YJLV22-3120mm2(35kV)总长L2=3.15km；YJLV22-3150mm2(35kV)总长L3=1.75km；YJLV22-3185mm2(35kV)总长L4=3.35km。YJLV22-3240mm2(35kV)总长L4=6.0km。 电气设备布置.1 箱式变电站布置按照风力发电机组布置位置，风机箱式变系统靠近风机塔筒中心20m范围内布置，现场定位时考虑地形、设备运输、安装方便196、。.2 集电线路布置风力发电机到风机箱式变的连接电缆采用电缆直埋敷设方式，箱式变之间、箱式变到110kV升压站之间均采用直埋敷设，直埋敷设的埋深为1000mm，沟底铺设细砂或筛过的土，且全长以砖或水泥板遮盖。.3 110kV配电装置布置根据xx县审章塘风电场升压站远景规划，110kV配电装置采用单母线接线，采用屋内GIS，本工程新上间隔布置在配电装置110kV GIS室内预留位置上。.4 主变压器布置本工程新上#2主变压器采用室外布置，位于xx县审章塘风电场升压站工程预留位置。其高压侧与110kV配电装置采用架空导线连接，低压侧采用共箱封闭母线与35kV II段连接。.5 35kV配电装置、无197、功补偿装置及接地变压器布置根据xx县审章塘风电场升压站35kV配电装置布置方案规划，本工程35kV配电装置设备采用金属铠装移开式开关柜，室内单列布置，布置在审章塘风电场升压站35kV配电室预留位置上。35kV无功补偿装置采用SVG成套装置，按SVG型考虑布置，单独设置建筑物，布置在xx县审章塘风电场升压站预留的#2动态无功补偿装置位置上。35kV接地变压器布置在章塘风电场升压站中控楼0.00m层预留的#2接地变及接地电阻位置上。 过电压保护及接地.1 过电压保护1) 风电场过电压保护风力发电机组制造厂家都配备有防雷电保护装置。风力发电机组、塔架及基础钢筋等均应可靠地与接地网相连接。箱式变电站高198、度较低，且在发电机组塔架的保护范围之内，可不装设直击雷保护。2) 110kV升压站过电压保护本工程与xx县审章塘风电场共用一座110kV升压站，该升压站过电压保护已由xx县审章塘风电场工程整体考虑，本工程不再考虑扩建。.2 接 地1) 风机接地充分利用每个风力发电机组基础内的钢筋作为自然接地体，再敷设人工接地网，以满足接地电阻的要求。a) 保护接地的范围根据交流电气装置的接地(DL/T 621-1997)和交流电气装置的接地设计规范(GB/T 50065-2011)规定，对所有要求接地或接零均应可靠地接地或接零。b) 风机机组保护接地、工作接地和过电压保护接地使用一个总的接地网，其接地装置的接199、地电阻需满足选定的风力发电机组对接地阻值的要求，接地电阻不超过4。在风力发电机组基础处设置均压网，将风电场的接触电势、跨步电势和转移电势限制在安全值以内。c) 对于可能地处土壤电阻率较高区域，接地条件较差的风机接地暂按以下考虑：(1)如附近有合适条件的场地可考虑接地线外引；(2)局部加电解地极。但本阶段由于风机最终定位未确定，相应土壤电阻率尚未测量，具体风机接地方式暂不能确定，最终接地方式待下阶段作进一步地质详勘并测量土壤电阻率后确定；本阶段考虑相应接地材料及费用。2) 110kV升压站接地本工程与xx县审章塘风电场共用一座110kV升压站，该升压站接地措施已由xx县审章塘风电场工程整体考虑，200、本工程只在新增电气设备附近局部新增部分设备接地，并与升压站主接地网相连接。6.2.6 升压站站用电、照明、电缆敷设及防火6.2.6.1 站用电xx县审章塘风电场升压站工程已经建成了完整的站用电系统，已经为本工程预留出相应负荷回路，故本工程不需增加站用电设备。.2 照 明xx县审章塘风电场升压站工程已经建成了完整的照明系统，故期工程不需另外考虑。.3 电缆敷设及防火升压站内电缆通道已在xx县审章塘风电场工程建设，由于本工程施工造成的升压站原有防火设施的损坏，电缆敷设完成后应恢复。 电气一次设备材料清单本工程主要电气一次设备材料清单见表6.2-1。表6.2-1 电气一次主要设备材料清单序号名 称型201、号及规范单位数量备 注一风力发电机组1风力发电机2000kWUn=0.69kV功率因数：-0.950.95台24含塔筒二风机升压变压器系统1箱式变压器-2200/35，36.7522.5/0.69kV台242电力电缆YJV22-1kV-3240km4风机至箱式变3电力电缆YJV-1kV-1240km1.3风机至箱式变4电力电缆头与YJV22-1kV-3240配套，包括电缆附件套288三相为一套5电力电缆头与YJV-1kV-1240配套，包括电缆附件套96单相为一套三主变压器系统1主变压器油浸风冷三相双绕组分级绝缘有载调压变压器 SFZ-50000/110，50MVA，11581.25%/35k202、V，Ud=10.5%，YN，d11台1含高压及中性点套管CT2单相隔离开关GW13-72.5/630极125为成套装置3氧化锌避雷器Y1.5W-73/200台14放电间隙个15电流互感器LJW1-10，100/1A，5P20台1四110kV配电装置1主变进线间隔屋内GIS，UN=110kV，最高工作电压：126kV采用屋内GIS装置1)断路器1250A/31.5kA，弹簧机构：DC220V台12)隔离开关1250A/31.5kA，电动机构：DC220V组23)接地开关31.5kA，电动机构：DC220V组34)电流互感器400/1A，5P30/5P30/5P30/5P30只32GIS母线125203、0A套13钢芯铝绞线LGJ-240/30m304耐张绝缘子串串3五35kV屋内配电装置135kV进线柜KYN -40.5，配真空断路器，额定电流1250A，开断电流31.5kA面1235kV出线柜KYN -40.5，配真空断路器，额定电流630A，开断电流31.5kA面3335kV接地变柜KYN -40.5，配真空断路器，额定电流630A，开断电流31.5kA面1435kV分段柜KYN -40.5，配真空断路器，额定电流1250A，开断电流31.5kA面1535kV分段隔离柜KYN -40.5，配隔离手车，额定电流1250A，开断电流31.5kA面1635kV PT柜面1735kV无功补偿柜K204、YN -40.5，配SF6断路器，额定电流630A，开断电流31.5kA面2835kV动态无功补偿装置无功补偿10Mvar，采用SVG装置套19接地变压器及中性点电阻容量为800kVA，35kV， ZN，Ud=6%，中性点电阻柜4套11035kV绝缘管型母线1250A，40.5kVm361135kV母线桥1250Am6六35kV集电线路135kV电力电缆YJV22-26/35kV-370km20.5235kV电力电缆YJV22-26/35kV-3120km3.15335kV电力电缆YJV22-26/35kV-3150km1.75435kV电力电缆YJV22-26/35kV-3185km3.35205、535kV电力电缆YJV22-26/35kV-3240km66电力电缆中间接头35kV，包括电缆附件套70三相为一套7电力电缆头35kV，包括电缆附件套48三相为一套七防雷接地水平接地镀锌扁钢-606t20热浸镀锌垂直接地极L50506，l=2500mmt6热浸镀锌电解接地极套150特殊接地专用回填料环保型电解极专用回填t16特殊接地专用八其 它1站内电力电缆阻燃35kVkm0.52站内电力电缆阻燃1kVkm13其他安装材料t36.3 电气二次湖南xx县xx风电场工程以35kV集电线路接入审章塘风电场工程建设的升压站，经本工程新建的主变升压后以110kV电压接入审章塘风电场升压站110kV母线206、，并与审章塘风电场共用1回110kV线路送出。审章塘升压站内二次设备室、计算机监控系统、直流电源，UPS等二次设施按终期规模考虑。本风电场按“无人值班、少人值守”的运行方式设计。采用计算机监控，通过计算机监控系统可实现在二次设备室对110kV升压站和全部风电机组的集中监控。因审章塘风电场升压站已设置一套升压站计算机监控系统，本工程仅需在审章塘风电场建成的计算机监控系统的基础上扩展，不考虑增加工作站。审章塘风电场升压站已设置1套交直流一体化电源系统，容量配置按远景规模考虑，故本工程可利用其直流系统备用馈线回路,暂不考虑新增直流电源和UPS屏柜。本工程升压站内新增的主要电气设备(包括主变压器、35207、kV线路等)的保护测控装置选用微机型保护测控装置。6.2.1 计算机监控系统本风电场采用计算机监控，实现全场设备在中央控制室的集中控制。主要控制系统分为三个部分，即风机监控系统、箱式变监控系统和升压站监控系统，三套控制系统后台均布置在升压站中控室内，控制功能各自独立。因审章塘风电场已设置一套升压站计算机监控系统，本工程可利用其备用容量和接口，因此仅需在审章塘风电场升压站计算机监控系统的基础上扩展。.1 风机监控系统风机计算机监控系统由风电机组设备厂家成套供应。每台风电机组成一独立系统，通过该系统可实现对风电机组的保护和对其运行状态的监控。在电网系统允许并网时，该控制系统可使风电机组与电网并网。208、风电机组在运行过程中，控制器完成所有的功能，在线监测风力发电机的运行状态，使风机处在自动模式下运行，并使风机的发电量达到最佳状态。控制系统规定了全部操作序列，并能识别运行期间任何可能发生的故障，同时可触发刹车装置，保证风机的安全运行。风电机组现场控制器显示屏幕可显示风电机组实时运行状态。风电机组现场控制系统分组组网，所有风机现场控制器之间通过光纤相连，最终与布置在110kV升压站继电保护室的风电机组中央控制系统通讯，实现继电保护室对所有风机的集中监控。风电机组中央控制系统留有至110kV升压站监控系统的通讯接口，可将所有信息传送在110kV升压站监控系统。通讯光缆考虑采用直埋式敷设，光缆的接口209、设备由风机厂随风电机组设备成套供应。.2 箱变监控系统本工程设置一套升压箱式变智能监控系统，采用分层分布式结构，由站控层、现地间隔层和网络设备组成。站控层包括监控主机和监控软件，现地间隔层主要包括各箱式变就地智能监控单元。各箱式变就地智能监控单元分组组网，通过光纤连接，最终接入110kV升压站的箱式变集中监控系统。该系统可实现对箱式变的遥控、遥测和遥信等功能，并可与升压站计算机监控系统和风电机组监控系统进行通讯联系。升压箱式变监控系统包括的遥控、遥测和遥信信号有：1) 遥信量高压负荷开关合位、高压负荷开关分位、高压熔断器熔断、箱变油温度过高报警、箱变油温度过高跳闸、箱变油位低报警、压力释放动作210、跳闸、低压断路器远方控制方式、低压断路器合位、低压断路器分位、低压开关保护动作跳闸、箱变门位置信号。2) 遥测量箱变三相电流、箱变三相电压、箱变油温、箱变室温。3) 遥控量低压断路器合闸、低压断路器分闸。.3 110kV升压站计算机监控系统本风电场工程以35kV集电线路接入审章塘风电场工程建设的升压站，经本工程新建的主变升压后以110kV电压接入审章塘风电场升压站110kV母线，并与审章塘风电场共用1回110kV线路接入电网。审章塘风电场已配置一套升压站微机监控自动化系统，负责对110kV线路、主变压器、35kV线路、无功补偿装置等电气设备进行集中监控，该监控系统已设置远动工作站，通过远动工作211、站向调度部门联系，实现“四遥”功能，该系统还具有与远程控制中心通讯，以实现远程监控的功能。本工程仅需对已有监控系统进行扩充，新增必要的网络接口设备，并在间隔层增加必要的保护装置和测控装置。本风电场升压站新增电气设备的控制、测量、保护动作告警等信号均可通过新增保护测控装置或原有测控装置的备用接口接入审章塘风电场升压站监控系统，实现以下功能。1) 监控功能升压站监控系统站控层设备负责全站的集中监控，布置在升压站的控制室内，站控层设备之间通过以太网传输信息，能够对断路器、110kV线路和主变压器中性点倒闸操作的电动隔离开关、接地刀闸等进行远方操作。间隔控制层采集各种实时信息，监测和控制一次设备的运行212、，自动协调就地操作与站控层的操作要求，保证设备安全运行，并具有就地/远方切换开关，在升压站站控层及网络失效的情况下，仍能独立完成一次设备的监测和控制功能。隔离开关、接地刀闸等都必须有操作闭锁措施，严防电气误操作。审章塘风电场已在升压站配置1套微机五防系统，本工程仅需要对新增电气设备增加就地五防锁和电脑钥匙，以防止误分、误合开关；防止带负荷拉、合隔离刀闸；防止带电挂(合)接地线(隔离刀闸)；防止带接地线(隔离刀闸)合开关(隔离刀闸)；防止误入带电间隔。2) 监测功能升压站监控系统的监测功能主要有：数据采集及处理；事件顺序记录及故障处理；异常报警；历史数据记录；运行监视及运行管理等。3) 远动功能213、审章塘风电场已在升压站监控系统设置远动工作站负责完成远动功能。本工程可通过已有远动工作站与调度部门联系，实现“四遥”功能。4) 对时功能审章塘风电场已设一套同步时钟装置，本工程新增的保护测控装置和安全自动装置等接入其备用对时接口，以实现全站设备的时钟统一。 继电保护.1 风电机组及箱式变的保护1) 风力发电机组的保护和信号风力发电机组配置以下保护：温度保护、过负荷保护、电网故障保护、振动越限保护和传感器故障保护等。保护装置动作跳开风力发电机组断路器，并发出保护动作信号。风力发电机组配有各种检测装置和变送器，用以反映风力发电机组实时状态。主控室计算机能自动连续对各风力发电机组进行监视，并能在显示214、器上显示以下内容：当前日期和时间、叶轮转速、发电机转速、风速、风向、环境温度、风力发电机温度、功率和偏航情况等。2) 风机箱式变电站中的变压器的保护和信号箱式变电站中变压器的控制采用远方/就地操作。箱变保护配置如下：箱变高压侧短路故障由高压负荷开关和熔断器联合保护，熔断器采用电流型熔丝和后备保护熔丝(限流型)串联运行的“双熔丝保护”，电流型熔丝进行过载和二次侧保护，后备保护熔断器用于保护变压器内部故障(线圈短路等)。风机箱变的保护动作于信号，通过箱变监控系统送至中控，以便中控人员及时跳开故障线路。风机箱变低压侧开关的状态信号等也通过箱变监控系统送至中控，方便运行人员监视。6.2.2.2 升压站215、设备的保护本工程新增升压站配电装置主要包括：1个110kV主变进线间隔、1台50MVA主变(含中性点设备)、10面35kV开关柜(1回主变进线、3回风机汇集线路、2回无功补偿装置进线、1回接地变、1个分段开关、1个分段隔离和1个母线PT)、1套中性点接地成套装置和1套无功补偿装置。主变压器、35kV线路的继电保护应按照继电保护和安全自动装置技术规程GB 14285-2006进行配置，同时应满足由国家电网公司颁发的防止电力生产重大事故的二十五项重点要求及其实施细则、国家电网公司十八项电网重大反事故措施及其实施细则的要求。本工程采用微机型保护装置，继电保护配置如下：(一) 主变压器保护配置主变配置216、双套主、后备保护一体电气量保护和一套非电量保护，具体配置如下：1) 纵联差动保护(主保护)：作为主变压器内部及引出线短路故障的主保护。保护装置具有躲避励磁涌流和外部短路时产生的不平衡电流能力，过励磁时闭锁。保护动作后瞬时跳主变三侧断路器。2) 主变压器高压侧复合电压过流保护：保护延时跳主变三侧断路器。3) 主变接地保护：零序过流保护，间隙零序电流、电压保护，动作后跳开主变三侧断路器。4) 主变压器35kV侧复合电压过流保护：作为35kV母线和馈线近端故障时的后备，保护延时跳主变35kV侧断路器。5) 非电量保护a) 瓦斯保护：主变压器本体和有载调压开关均设有该保护。轻瓦斯动作发信号，重瓦斯动作217、后瞬时跳主变压器三侧断路器。b) 主变压力释放保护：该保护出口动作于信号。c) 温度保护：绕组、油面温度过高延时跳主变压器三侧断路器，温度升高时动作于发信号。d) 冷却系统故障保护：冷却器全停经延时动作主变压器两侧断路器跳闸，冷却器部分故障时发信号。(二) 35kV开关柜1) 35kV母差保护：考虑审章塘风电场35kV系统已设置一套35kV母差保护，本工程35kV母线可纳入该母差保护装置，暂不考虑新增35kV母差保护装置。2) 35kV线路配置电流速断、过电流保护、零序过流保护。3) 35kV接地变配置电流速断、过电流保护、零序过流保护、过负荷保护、非电量保护等。4) 35kV无功补偿装置进线218、保护：SVG支路进线配置微机电流速断保护、过电流保护、零序过电流保护。FC支路进线配置微机电流速断保护、过电流保护、零序过电流保护、电压(电流)不平衡保护。SVG装置测控保护由厂家配套提供，装置的保护包括：变压器保护、SVG系统输出过电流故障保护和电网供电电压过压故障保护等，如SVG系统配有变压器，还应具有变压器差动、过流、过压、瓦斯保护等功能。功率单元的保护包括：IGBT驱动故障保护、直流过压保护、冷却系统故障及超温故障保护等。5) 35kV分段断路器保护35kV分段断路器应至少配置微机电流速断保护、过电流保护。6.2.3 交直流一体化电源系统xx县审章塘风电场升压站配置一套交直流一体化电源219、系统(蓄电池104只，300Ah；UPS容量10kVA)，本工程可利用其直流系统和UPS柜备用馈线回路,暂不考虑新增直流电源设备和UPS设备。 站内计量考虑内部计量考核需要，主变110kV配置1块0.2S级电能表，拟安装在电能质量监测柜中； 35kV开关柜各配置1块0.5S级电能表，分别安装在35kV开关柜中。6.2.5 电气实验设备本风电场可利用审章塘风电场已有电气实验设备，不考虑新增电气实验设备。6.2.6 电气二次设备材料清单本工程主要电气二次设备材料清单见下表。序号设备名称规 格单位数量备 注1主变压器保护柜微机型，共含主后备一体化电量保护装置2套、非电量保护1套和高低压操作箱各1套面220、22升压站微机监控系统含以下设备：套1(1)微机五防装置仅增加就地锁具、钥匙等套1(2)网络通信设备暂考虑2台交换机套1(3)主变压器测控柜微机型，含3套测控装置(主变110kV侧、35kV侧及非电量)面1(4)软件套1(5)审章塘风电场原有监控系统、AGC、AVC系统后台扩容套13无功补偿滤波智能控制柜面1感应滤波设备厂家配套4动态无功补偿装置控制柜套1由SVG厂家配供535kV开关柜全电子式多功能电度表0.5S 只8装在开关柜中635kV电容器保护测控装置微机型套1装在开关柜中735kV线路保护测控装置微机型套4装在开关柜中835kV接地变保护测控装微机型套1装在开关柜中935kV分段保护221、测控装微机型套1装在开关柜中1035kV母线PT测控装微机型套1装在开关柜中1135kV母线PT消谐装置微机型套1装在开关柜中12电能质量监测柜面113箱变监控系统套1由箱变厂家成套14风机计算机监控系统套1随风机厂家成套15风电功率预测系统套116控制电缆km1017低压电力电缆耐火型km1.518风机通信光缆GYFTA53-24B1km416.4 系统安全自动装置系统安全自动装置应满足GBT-19963-2011风电场接入电力系统技术规定、NB/T 31026-2012 风电场工程电气设计规范要求，暂定配置方案如下(最终待具体工程接入系统设计审查后确定)：考虑审章塘风电场升压站已配置一套故222、障录波装置和一套高频切机装置，本工程新上的电气设备接入其备用通道，暂不考虑新增安全自动装置。6.5 调度自动化湖南xx县xx风电场工程以35kV集电线路接入审章塘风电场工程建设的升压站，经本工程新建的主变升压后以110kV电压接入审章塘风电场升压站110kV母线，并与审章塘风电场共用1回110kV线路送出。审章塘风电场升压站已配置远动设备、调度数据网设备、二次安防设备、关口计量系统、同步相量测量装置、有功无功功率控制系统等调度自动化设备，本工程新增新上的电气设备信息通过以上备用通道上传至相关部门，暂不考虑重复配置以上调度自动化设备。本工程其它调度自动化设备的配置方案如下(最终以本工程接入系统审223、查意见为准)：1) 电能质量监测考虑审章塘风电场升压站侧未设置独立的电能质量监测装置，为了实时监测风电场馈入电网的谐波、电压波动与闪变等电能质量参数，本风电场在升压站新增一套电能质量监测，并考虑审章塘风电场信息的接入。2) 风电功率预测系统为提高风电场发电效率，配合电网公司调度需求及满足电网并网技术标准要求，风电场应配置风电功率预测系统，并按调度部门的要求报送风电功率预测曲线。本风电场考虑新配置1套风电功率预测系统，并通过审章塘风电场已有调度数据网设备与调度部门联系。6.6 通 信本期工程通过湖南xx县审章塘风电场一期建成的升压站接入系统，一期工程已配置系统及厂内通信设备，暂不增加通信设备及通224、道，最终以接入系统审查意见为准。7 工程消防设计7.1 施工场地消防设计施工场地消防主要采用移动式灭火器，共配置30个3kg手提式干粉灭火器，施工完毕后未使用的作为升压站灭火器配置。主要设备材料表1 主要设备表序号名 称型式与规范单 位数 量1手提式干粉灭火器台307.2 升压站利用审章塘风电场已建成的消防设备和设施、8 风电场平面布置及土建工程8.1 风电场建设条件永州市xx县位于湖南省南部，北距永州市100km。东邻宁远县，南界江永县和江华瑶族自治县，西接广西全州、灌阳县，北连双牌县。地理坐标为东经11011-11056，北纬2509-2550。南北长77千米，东西宽62.6千米。xx县境225、内公路、水路四通八达，国道G207贯穿南北，省道S323、S325、县道X063、X068、X070等纵横交错，厦蓉(G76)、道贺(S81)高速公路在道州境内交汇。潇水入湘江过洞庭可直达上海，水上交通较便利。xx县xx风电场位于xx县东南部，西北距xx县县城约20km。风电场规划容量48MW。本工程紧靠审章塘风电场，审章塘风电场工程规划容量48MW，目前已完成可研编制工作。本工程风电场主要位于审章塘风场南部。8.2 风电场总体规划 风电场总体规划方案.1 总体布局1) 本工程的外部建设条件如交通运输条件等基本确定，根据场址地形、地貌、地质情况、风资源条件、审章塘风场大件运输道路、审章塘升压站226、位置等主要因素进行总体规划设计。根据本工程风电场的风能分布情况并结合其他影响因素，按尽可能利用风能、满足施工运输、缩短集电线路及节约土地等布置原则，沿山脊走向在本工程规划场地范围内优化布置风电机组，风电场布置在山顶较高位置(海拔高度为200.0400.0m)，保证了风力发电机组不受洪水威胁。规划布置方案：本风电场工程场区共布置24台单机容量为2000kW的风力发电机组，装机容量48MW。以总发电量最大、投资最优为目标进行优化布置。本工程大部分位于审章塘风电场南部海拔相对较高的山包上。本工程风电场利用审章塘风电场升压站，增加部分设备，不另行征地。.2 风电场道路1)大件运输道路及进场道路结合审章227、塘风电场规划情况，本工程风电场大件运输及进场道路采用审章塘风场大件运输通道，即风机设备经高速公路，在道州南收费站下高速，再转审章塘风电场大件运输通道及进场或场内道路，进入本工程风电场范围内。以上道路将按照审章塘风电场工程建设要求改造，可满足大件运输要求。2)场内临时施工检修道路本工程风电场场内临时施工检修道路分别自审章塘风电场规划的临时施工检修道路或已有乡道上引接，总长约14.8km，其中4.5km改造村村通道路或风电场已有机耕道，其他为新建道路，采用5.0m宽泥结碎石路面，两边各0.5m宽土路肩。3) 本工程风电场的土石方开挖量主要是场内临时施工检修道路、风机施工安装平台开挖、35kV集电线228、路开挖、风机基础开挖等，而土石料回填主要用于场内临时施工(检修)道路、35kV集电线路回填、风机施工安装平台回填、风机基础回填等。本工程土石方开挖总量约47.22104m3，土石方回填总量约31.66104m3，有弃土15.56104m3。在施工建设中会存在需要临时堆放的土石，可在已有道路改造段或新修道路加宽段设置临时弃土(渣)场。工程施工完成后，进行场地整理，按照设计要求对道路挡土墙、排水沟、边坡等做相应的施工处理；本工程工程自北向南设置两个弃土(渣)场，两个弃土场总面积约3.0104m2，用于堆置无法平衡的弃土(渣)，场地两侧设置截(排)水沟，工程施工完成后，进行土地整理，并撒播草籽绿化。229、8.2.2 110kV升压站总体规划及总平面布置本工程升压站与审章塘风电场共用一座升压站，升压站规划于风场场地范围中部区域，E22风机点位西面较平缓的山包上，进站道路自现有村镇公路引接。.1 站区总平面规划布置本工程风电场与审章塘风电场统筹规划共用一座升压站，新增一台主变及无功补偿装置，其他建构筑物在审章塘风电场已规划，本工程不另行规划建设。8.3 土建工程8.3.1 风电场地地形、地貌本风电场拟建场地处于稳定地块内，场地稳定，适宜本工程建设。场区大部为第四系残坡积物覆盖，植被茂盛。土层厚度浅薄。场址大部为可溶岩，其岩溶可能较发育。地表调查，未发现大规模的滑坡、泥石流等严重不良地质体，不存在可230、液化土层，在自然状态下，边坡稳定性与场地稳定条件较好，适宜风电场工程建设。8.3.2 工程地质条件本工程所在区域大地构造单元隶属于xx县-姑婆山南北向拗陷带，它主体北起紫金山往南经铜山岭、沱江抵姑婆山南沿入桂，紫金山以北至牛马司一线还有一线星散成分。南北断续长280km，东西宽20-40km。主要构造形迹由发育于上古生界中的复向斜及与其大致平行的断裂带组成。北段双牌至xx县间，由寒武、奥陶系组成的紫金山复(倒转)背斜与有泥盆系组成的单江复向斜，西、东两列相间出露。根据区域地质资料与地表调查，场址下伏基岩地层为泥盆系上统佘田桥组(D3x)，炭系下统岩关阶(C1y)上段(C1y1)、下段(C1y2231、)、大塘阶(C1d)的测水段(C1d1)、石磴子段 (C1d2)，零星分布有燕山期白垩系(53)，第四系以冲洪积和残、坡积物为主，分布范围广但厚度不大。根据中国地震动参数区划图(GB 18306-2001)和国家标准1号修改单，工程区50年基准期超越概率10%的地震动峰值加速度0.05g，相应的地震基本烈度度，地震动反应谱特征周期为0.35s。按建 筑抗震设计规范(GB 50011-2010),本场地设计地震分组为第一组，抗震设防烈度为6度，设计基本地震加速度值为0.05g，场地类别一般为类(中硬场地)。根据地质资料，场区地层主要为泥盆系上统佘田桥组(D3x)，炭系下统岩关阶(C1y)上段(C232、1y1)、下段(C1y2)、大塘阶(C1d)的测水段(C1d1)、石磴子段 (C1d2)，零星分布有燕山期白垩系(53)，第四系以残、坡积物为主，各层特征简述如下： 层：残坡积土(Q)，以残积土为主。黄色、黄红色粘土，呈可塑硬塑状，具中等压缩性。表层土中含少量白云岩、灰岩碎块石。由于下伏基岩溶蚀、风化不均一，基岩面起伏较大，导致土层厚度变化较大，一般厚度为0.5m3m。分布于山脚及地势低缓平坦部位。层：测水段(C1d1)：本段主要属滨海沼泽含煤碎屑沉积，总厚度为 33m49m，岩性以深灰色、黄灰色、浅灰色薄至中厚层状细粒 石英砂岩、粉砂岩为主，夹砂质或粘土质页岩、炭质页岩。含无烟煤14 层，多233、呈透镜状或扁豆状，局部似层状，一般厚 0.5m1m，不具开采价值。在地形上常表现为缓坡、台地。层：石磴子段(C1d2)：灰、深灰色厚至中厚层灰岩，含燧石结核或条带。下、中部夹白云岩或白云质灰岩，中、上部夹泥质灰岩及钙质页岩。总厚度368m594m 。该段分布于场址中间及南侧。由于受风化、剥蚀与流水冲刷的影响，地形坡度一般较陡，局部为悬崖。沿节理裂隙或层面有溶蚀现象，局部发育有溶洞。层：岩关阶上段(C1y1)：岩性主要为黄灰色及深灰色钙质页岩、 泥灰岩及粉砂质页岩。厚度为8m59m。层：岩关阶下段(C1y2)：岩性主要为灰色或深灰色灰岩及白云质灰岩，厚至中厚层状。厚度为123406m。沿节理裂隙234、或层面有溶蚀现象，局部发育有溶洞。层：佘田桥组(D3x)：岩性主要为灰岩，厚度为七百米左右。该段主要分布在场址北部。层：白垩系(53)：岩性主要为花岗斑岩。该段在场区南部有零星分布。根据本工程建筑物特征与地基岩土层的分布和结构特征，风电机 组塔基可利用天然地基，基础可采用实体重力式扩展基础。局部第层土层厚度较大时，可利用其下部土层作为地基持力层，反之则可利用层基岩。建议下阶段工作中就实体重力式基础的深度和持力层的选择需根据风机所在部位的地形地质条件与实际情况确定。8.3.3 工程等级根据风电场工程等级划分及设计安全标准(试行)(FD 002-2007)、风电场地基基础设计规定(试行)(FD 0235、03-2007)、建筑地基基础设计规范(GB 50007-2002)；本风电场工程等别为，工程规模为中型；风电机组地基基础设计等级为1级，结构安全等级为一级；风机箱式变压器地基基础设计等级为丙级，结构安全等级为二级。根据风电场工程等级划分及设计安全标准(试行)(FD 002-2007)，升压站内建筑物、构筑物级别为二级，升压站内建筑物、构筑物的安全等级均采用二级。结构使用年限50年。8.3.4 风电机组、箱式变压器基础8.3.4.1 风电机组基础根据区域地质描述，风机基础可采用天然地基。本阶段拟取用灰岩做为风机基础持力层，可满足拟建风机上部荷载和建筑物抗倾斜要求。取用碎屑沉积土层做为箱变基础持236、力层，在施工图设计之前，应进行场地详细勘察，提供详细地质勘查报告。本风电场拟定采用24台单机容量2000kW的风力发电机组布置方案。本阶段由于缺乏风机制造厂提供的设计参数，暂时无法确定风电机组基础的相关参数。根据同类工程相关数据比较和估算，2000kW风电机组基础拟采用现浇C40圆形柱台式基础。基础分上、下两部分，上部为直径=6500mm的圆形柱台，高0.9m；下部为直径=18400mm的圆形柱台，最大高度为2.5m，最小高度为1.0m，暂定风机基础埋深-3.2m。每台风机基础设4个沉降观测标。施工图阶段将根据各风机位置的地层分布，基岩露头标高及岩性等因素，对风机基础的形式和外形尺寸等进行多方237、案的技术经济比较，综合优化基础设计及埋深。8.2.4.2 风机箱式变压器基础本工程风力发电机组单机容量为2000kW，采用一机一变，每台风力发电机组均配置电压等级35kV的箱式变压器，拟采用天然地基，基础形式为钢筋混凝土现浇箱形基础，平面尺寸约为4.7m3.2m，深1.8m。混凝土强度等级为C30。.3 风电机组及风机箱式变压器基础工程量表8.3-1 2000kW风机基础工程量表项 目C35/C15混凝土钢 筋/埋铁土石方开挖土石方回填单 位m3tm3m3单台量521/26.546.7/0.5130777024台总量12504/6361120.8/123136818480表8.3-2 风机箱变238、基础工程量表项 目C30/C15混凝土钢 筋土石方开挖土石方回填单 位m3tm3m3单台量8.1/1.180.5761.339.924台总量194.4/28.3213.681471.2957.68.3.5 110kV升压站8.3.5.1 概 述本风电场110kV升压站内建筑包括中控楼和其他辅助用房，中控楼为三层钢筋混凝土框架结构，辅助用房包括消防泵房及传达室，消防泵房为钢筋混凝土框架,传达室为砖混结构。8.3.5.2 结构设计110kV升压站各建(构)筑物基础可采用天然地基。本阶段拟取用灰岩层作位基础持力层。在施工图设计之前，应进行场地详细勘察，提供详细地质勘查报告。110kV升压站各建(构)239、筑物结构形式如下：主变压器基础：采用钢筋混凝土梁板式基础，周围设集油槽，内铺洁净卵石，旁设钢筋混凝土事故油池。电容器基础底座连于钢筋混凝土支架上，支架高度根据场地位置确定，支架基础采用现浇钢筋混凝土刚性基础。事故油池：钢筋混凝土池壁、钢筋混凝土盖板动态无功补偿装置：钢筋混凝土基础。8.3.6 地质灾害治理根据区域地质资料，拟建场地不存在制约工程建设的明显地质缺陷，未发现大规模的滑坡、泥石流等严重不良地质体与地质灾害活动痕迹。在自然状态下，边坡稳定性与场地整体稳定条件较好。但在雨季地表水流的冲刷导致局部道路土层较厚地段边坡出现坍塌，因此人工开挖边坡应采取必要的支护与排水措施。8.4 建 筑8.4240、.1 概 述本风电场升压站内无新增建筑。原有建筑满足本期工程设计要求。9 水工与暖通部分9.1 升压站水源及给排水 给水水源给水水源、站内给水在审章塘风电场建设时考虑。本工程直接利用。9.2 采暖通风与空气调节xx风电场工程无新增建筑。沟通利用审章塘风电场升压站，无新增暖通设备。10 施工组织设计10.1 施工条件10.1.1 地理位置永州市xx县位于湖南省南部，北距永州市100km。东邻宁远县，南界江永县和江华瑶族自治县，西接广西全州、灌阳县，北连双牌县。地理坐标为东经11011-11056，北纬2509-2550。南北长77千米，东西宽62.6千米。xx县境内公路、水路四通八达，国道G20241、7贯穿南北，省道S323、S325、县道X063、X068、X070等纵横交错，厦蓉(G76)、道贺(S81)高速公路在道州境内交汇。潇水入湘江过洞庭可直达上海，水上交通较便利。xx县xx风电场位于xx县东南部，西北距xx县县城约20km。风电场规划容量48MW，拟安装24台单机容量2MW的风机机组。本工程紧靠审章塘风电场，审章塘风电场工程规划容量48MW，目前已完成可研编制工作；本工程风电场主要位于审章塘风场南部，本工程工程大件运输道路和进场道路可利用审章塘风电场规划运输道路，可满足风机大件运输要求。 气象条件详见第2章节。 地质条件详见第4章节。 水文地质详见第3章节。 主要施工特点本工程242、场址与外界交通便利，各种外来物资、设备的运输方案、设备需合理规划选择。风机点布置分散，临时施工道路较长，因此道路修建是现场准备工作的重点。风机吊装高度约在80.0、90.0m高空，且在最高点安装直径为116.0m的叶片，施工现场风大，吊装难度较大。重型钢塔筒及发电机舱、叶片的吊装(大件数量多，重量大)难度大。风电机组施工投产工期短，设备购买、土建施工、机组运输和安装各工序在进度上的紧凑衔接、协调管理是控制工期的关键。10.2 施工总布置 施工总布置原则根据风电场建设工期紧、高空作业多、建设地点分散、施工场地移动频繁及质量要求高等诸多特点，遵循施工工艺要求和施工规范，保证合理工期，采用优选法及运243、筹学，施工总布置需按以下基本原则进行：1) 路通为先，集电线路跟进的原则首先开通风电场通向外界的主干路，然后按工程分期分段的次序，修建风力发电机组之间的支路。在修路的同时，铺设35kV集电线路，以便在施工时可能加以利用。2) 分区划片，合理交叉的原则由于风力发电机组布点范围大而分散，为了达到风力发电机组能分期分批投入运营，将整个风电场进行分区划片，合理安排先后的施工期限和顺序，在每个施工分区划片中，工程项目及内容区分轻重缓急，为此，需要合理安排分部分项工程及工序交叉作业。3) 以点带面，由近及远的原则以场区及周围一定数量的第一批风力发电机组的安装为试点，通过经验的总结和积累，逐步从中心区域向两244、侧或一侧延伸施工，以更高的效率加快基础工程施工和风力发电机组的吊装，在此之前要相应完成部分或全部的集中控制室控制设备的安装和输电外电网的连接，以保证第一批风力发电机组尽快投入运营发电。4) 质量第一，安全至上的原则风力发电机组的安装工程量、安装高度及吊装重量都相当大，而且安装质量要求高，高空作业难度大。为此，在全部工程实施的始终，都要贯彻执行质量第一、安全至上的原则。5) 节能环保、创新增效的原则风电场的建设本身就是节约一次能源、保护环境和充分利用可再生资源-风能的一项社会实践，但是，在风电场的建设中，对于具体的工程项目的实施，仍然要遵循充分节约能源、切实保护环境的原则。在整个风电场建成运营后245、，更能显示出开发新能源，对人类所创造出的经济效益、社会效益和绿色环保效益。6) 高效快速、易于拆除的原则风电场的全部建(构)筑物，除地下基础工程采用钢筋混凝土外，地面以上的承重支撑体系及围护结构尽量设计成易于加工、易于拆装的标准化构件，不仅能达到快速施工、节约能源的目的，而且易于拆除、易于清理。 施工总布置方案施工总布置应综合考虑工程规模、施工方案及工期、造价等因素，按照因地制宜、有利生产、易于管理、安全可靠、少占耕地的原则，在满足环保与水保要求的条件下布置生产、施工仓库、供电供水、堆场等。根据风电场的风能分布情况并结合其他影响因素，按尽可能利用风能、满足施工运输、缩短集电线路及节约土地等布置246、原则，在本工程风场范围内布置24台2000kW风力发电机组，采用一台风力发电机组配备一台升压变压器的方式。沿各排布置风力发电机组处，修建路面宽度为5.0m(路基宽度为6.0m)的临时施工检修道路，根据单机2000kW设备制造商提供的现场道路和起重机硬化操作平台规范，整平夯实一块风机安装平台，尺寸为40m45m，在场地内安装风力发电机组和升压变压器。根据本工程特点，为施工和管理方便，本工程利用审章塘风电场施工生产生活场地作为本工程风电场临时施工生产生活场地，规划位于升压站东北面，面积约0.6104m2。施工临时设施用地面积详见表10.2-1。表10.2-1 施工临时设施用地面积一览表序号项 目 247、名 称用地面积(m2)备 注1混凝土搅拌站750.0包括水泥库2砂石料堆场750.03综合加工厂1000.04综合仓库800.05机械停放场300.06施工管理区500.07施工生活区1400.08道路及其他500包括边坡、挡墙、排水沟等9合 计6000.010.2.3 施工场地布置1) 混凝土系统本工程大部分混凝土为C35。根据风机布置及场地条件，本工程混凝土系统布置在升压站西南部的临时施工场地。系统内设HZS90型搅拌站1台，设备铭牌生产能力为90.0m3/h，并配1只200t散装水泥罐，能满足混凝土浇筑高峰期2天用量。2) 机械修配及综合加工厂本工程距xx县县城约20km，机械修配及综合248、可充分利用当地的资源。由于混凝土预制件采用在当地采购的方式，现场不再另外设置混凝土预制件厂，仅设置机械修配厂及综合加工厂(包括钢筋加工厂、木材加工厂)。为了便于管理，综合加工厂集中布置在施工临时生产及生活区中部、东部，混凝土系统北面，用地面积约1000m2。3) 综合仓库本工程所需的综合仓库集中布置在砂石料系统东北面，主要设有水泥库、木材库、钢筋库、综合仓库、机械停放场及设备堆场。水泥库、木材库及钢筋库分别设在混凝土系统及相应的加工工厂内。综合仓库包括临时的生产、生活用品仓库等，布置在施工临时生产及生活区中部、西部，用地面积约800m2。4)机械停放场布置机械停放场主要承担施工机械的小修及简单249、零件和金属构件的加工任务，大中修理者委托xx县或永州市相关企业承担。机械停放场布置施工临时生产及生活区东北部、综合仓库区北面，用地面积约300m2。5) 施工管理及生活区布置根据施工总进度安排，本工程施工期的平均人数为30人，高峰人数为70人。施工临时生活区布置在施工临时生产及生活区西北部、机械修配及综合加工厂北面，用地面积约1400m2。10. 2.4 场地平整本工程场地平整主要包括场内临时施工检修道路的平整、风力发电机组施工施工安装临时场地的平整、集电线路平整等。本工程土石方工程量平衡计算见表10.2-2。表10.2-2 土石方工程量平衡表序号项 目挖方工程量(104m3)填方工程量(10250、4m3)1施工检修道路改造段2.252.252施工检修道路新修段18.5412.36324台风力发电机组施工安装场地1810.8424台风电机组及变压器基础4.612.81535kV集电线路(直埋电缆)3.823.446总 计47.2231.667余 土15.56本工程挖方较多，对于多余部分土石方可考虑运至风电场规划的3个弃土(渣)场堆置，分别位于# E07、# E10、# E16风机点位附近各设置一个弃土场，工程施工完成后，进行土地整理，并撒播草籽绿化。10.3 施工交通运输 对外交通运输1) 大件运输道路及进场道路结合审章塘风电场规划情况，本工程风电场大件运输及进场道路采用审章塘风场大件运251、输通道，即风机设备经高速公路，在道州南收费站下高速，再转审章塘风电场大件运输通道及进场或场内道路，进入本工程风电场范围内。以上道路将按照审章塘风电场工程建设要求改造，可满足大件运输要求。 场内交通运输1) 场内临时施工检修道路根据本风电场风机布置点位和现场踏勘了解，风电场风机点位较为分散，场内临时施工检修道路由审章塘规划道路或风电场内已有水泥路上引接，总长约13.8km，其中4.5km改造村村通道路或风电场已有机耕道，其他为新建道路。临时施工检修道路为等外道路(参照山岭重丘四级标准)，路面宽度为5.0m，路基宽度6.0m，采用180mm厚泥结碎石路面，平曲线和最小转弯半径应满足风电机长叶片运输252、要求。一般要求道路平均纵坡不大于8%，最大纵坡控制在12%以内；特别困难路段纵坡不超过17%，若坡度大于12%的路段则应用采用牵引车牵引。本工程风机分布于各山顶或山脊，道路所经过的山坡段地形较陡，因此应做好道路两旁的排水设施及挡墙护坡工程，防止山体滑坡等地质灾害。进入塔架施工区后要求道路平整，塔架的施工场地要求压实。场内施工道路从风电机组旁边通过，以满足机组设备运输和基础施工需要。风机安装现场施工前需先修筑临时施工检修道路和平整风机施工安装平台，道路走向尽量与风力发电机的排布方向一致，把道路接引到每个风力发电机组的施工安装平台。10.4 工程征租地10.4.1 风电场用地依据 发改能源2005253、1511号国家发展和改革委员会、国土资源部、国家环境保护总局文件关于印发的通知、中华人民共和国土地管理法、电力工程项目建设用地指标(风电场)、中华人民共和国国务院令第256号中华人民共和国土地管理法实施条例。风电场工程建设用地应本着节约和集约利用土地的原则，尽量使用未利用土地，少占或不占耕地，并尽量避开省级及以上政府部门依法批准的需要特殊保护的区域。风电场中的风电机组用地，按照基础实际用面积征地；风电场其它永久设施用地按照实际用地面积征地；建设施工期临时用地依法按规定办理。本工程区域以山地、林地、荒地为主，不占用耕地。通过布置优化和建筑格局优化，风电场升压站内综合楼为生产运营、维护管理、生活设254、施的联合建筑，节省了占地面积。施工期和运营维护期间的临时施工检修道路，尽量利用风电场内既有的村村通、乡间道路等，减少了不必要的破坏。本项目在实施过程中尽可能已避开村庄和居民点，尽量不涉及拆迁及移民安置问题。10.4.2 建设征租地方案 风电场工程建设用地为风电场主要生产和辅助设施的建设用地，主要包括风电机组及机组变电站、集电线路、升压变电站及运输管理中心和交通工程的建设用地。工程永久用地主要为风电场永久设施的用地，临时用地主要是指场内道路、施工临时设施及风电机组安装场地用地。根据总体规划布置要求，本工程永久用地面积8.37104m2。临时用地面积20.53104m2。各项用地情况详见下表：表1255、0.4-1 工程用地一览表 序号项 目永久用地(104m2)临时用地(104m2)备 注1风力发电机组及升压变压器用地0.842风力发电机组吊装临时用地4.323场内施工检修道路改造段用地1.351.584场内施工检修道路新修段用地6.187.215临时施工生产生活用地面积0.6635kV集电线路及直埋电缆用地3.827弃土(渣)场38合 计8.3720.5310.5 主体工程施工风电场主体工程施工主要包括：施工检修道路施工、风力发电机组基础及箱式变压器开挖和混凝土浇筑、风力发电机组设备安装、箱式变压器安装、电力电缆和光缆敷设、升压站设备安装等。 道路施工本工程场内临时施工检修道路长约13.8256、km，其中新建道路长约9.3km，其余为改造道路。道路土方采用挖掘机开挖，石方采用手风钻钻孔爆破，推土机集料，装载机配5t自卸汽车运至道路填方部位或改造道路加宽段，并根据现场开挖后的地质条件，在需要路段砌筑挡墙。对于路段的土石方填筑采用5t自卸汽车卸料，推土机推平，按设计要求采用振动、分层碾压至设计密实度。 风机基础施工本风电场有24台风机，本阶段由于缺乏风机制造厂提供的设计参数，初步考虑拟采用圆形柱台式扩展基础。基础土石方开挖边坡按1:1控制，采用推土机或反铲剥离集料，一次开挖到位，为减少土料高含水量对施工造成的影响，尽量避免基底土方扰动，场区底部留30.0cm保护层，采用人工开挖；对于岩石257、基础开挖，应根据岩石特性，现场协调开挖方式，需要爆破要控制好爆破面，同时要做好拦截滚落石方工作。开挖的土方运往施工临时堆渣区堆放，用于土方回填。风电机组承台混凝土采用薄层连续浇筑形式，层厚200mm250mm。混凝土熟料采用搅拌车运至浇筑点，泵送混凝土入仓，人工振捣浇筑。风电机组承台混凝土施工工艺流程如下：浇筑仓面准备(立模、绑钢筋、基础环安装)质检及仓面验收混凝土配料混凝土搅拌搅拌车运输泵送混凝土入仓平仓振捣洒水养护拆模质量检查修补缺陷。风电机组安装平台施工主要为土方填筑及碾压，由于安装平台在风机吊装施工过程中需要承受1.18kg/cm2接地压力，填筑区土料要碾压密实。采用20t自卸汽车从风258、机附近土料场运送土料至填筑区，160kW推土机推平后，16t振动碾碾压，边角部位用1.0t手扶式振动碾碾压，斜坡采用10t牵引式斜坡振动碾碾压，再铺碎石。碾压的施工参数，由现场根据碾压试验后填土料的密实度确定。为保证混凝土浇筑质量，应对浇筑时混凝土浇筑温度进行严格的监控，防止由于混凝土内外温差超限产生裂缝，可采取如下技术措施：1) 保证有足够的混凝土输送罐车和混凝土泵车(或混凝土输送泵)，保证浇筑能连续施工。2) 设置大体积混凝土施工的混凝土冷却系统，并设置温度监控仪器，进行温度跟踪监测，将温差控制在允许控制范围之内。3) 优先选用低水热化的矿渣水泥拌制混凝土，并适当使用缓凝减水剂。4) 夏季259、施工应降低水泥入模温度，控制混凝土内外温差，如：可采取骨料用水冲洗降温，避免曝晒等，并及时对混凝土覆盖保温，保湿材料。10.5.3 升压变压器基础施工每组风电机组配置一台升压变压器，共计24台。升压变压器外形尺寸较小，设备自重较轻，根据本工程地质条件，采用天然地基。风机变压器基础为地面以上基础，基础底离地面高度为0.8m，风机变压器基础拟采用天然地基，基础形式为钢筋混凝土现浇箱式基础，平面尺寸为4.3m2.2m，混凝土强度等级为C30。混凝土由混凝土拌和站供料，用6m3自卸汽车运至浇筑点转卧罐，在箱变基础旁设一汽车吊进行垂直运输，在混凝土浇筑范围内，铺设平面脚手架仓面，直接将混凝土利用溜筒倒入260、仓面，人工平仓，振捣器振捣。 风力发电机塔筒、机舱、叶片吊装由于施工吊装场地有限，同时考虑到吊装设备的吊装能力和设备吊装的安全性，风力发电机组的塔筒、机舱及叶片的安装应分先后顺序施工。先将塔筒运到每个机组吊装场内，分节吊装就位后，再将机舱及叶片运到吊装场内摆放到位，分步施工。所有风机设备随吊随运，避免二次倒运。1) 吊装前的准备工作及安全事项根据起吊设备的安装规范要求，作好起吊前的准备工作。a) 平整工作现场；b) 一定数量的枕木和放置风机叶片的软质垫物及拉绳等物品；c) 起吊钢绳、吊环和吊钩分配板；d) 准备好安装设备的各种工具；e) 工作人员进入现场和安装时按安全规定要求，带好一切装备进入261、工作区。2) 塔筒吊装本工程共安装塔筒24套。塔筒每两段之间用法兰盘连接。塔筒分段运输到现场，在现场保存时应注意放置于硬木上，并防止其滚动，存放场地应尽可能平整无斜坡。必须在现场检查塔筒及其配件在运输中是否损坏，任何外表的损伤都应立即修补，必须清除所有污物。塔筒吊装前，必须在现场将筒内的所有电缆固定好后，方可进行吊装。在塔筒安装前再次检查基座的平整度，必须符合设计要求。另外，塔筒安装前，还应对气象条件和安装时间做出确切了解和安排，以确保在整个安装过程中，吊装风速不得超过6级风速(气象站标准)。现场塔筒吊装采用600t履带吊为主吊，配160t汽车吊为辅吊。根据现场起吊设备进一步研究吊装方案，确保262、施工安全和塔筒的施工质量。塔筒要分段吊装，由下至上逐节安装，调整好后，按设备安装技术要求紧固连接螺栓。塔筒安装的允许误差应符合厂家要求。施工中要有良好的防锈蚀保护措施，确保塔筒的使用寿命。应按设备安装技术要求，对塔筒及其配件进行正确的安装和维护。在塔筒安装前，应清除基础座环法兰上的尘土及浇筑混凝土的剩余物，尤其是法兰及各连接部位，不允许有任何锈蚀存在。3) 机舱吊装应在厂家专门技术人员的指导下进行，安装过程如下：风轮组装需要在吊装机舱前完成。在地面上将三个叶片与风轮轮毂连接好，并调好叶片安装角。吊装上机舱前，要将600t履带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263、用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，机舱用大吊车提升，并用绳索牵引，应绝对禁止机舱与吊车及塔筒发生碰撞。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。机舱应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。按设264、备安装技术要求，将连接螺栓拧紧，扭矩达到预定值。螺栓完全固定后，可将吊车和提升装置移走。4) 叶片吊装风机叶片由加长的平板拖车运输到安装现场。为了防止叶片与地面的接触，应使用运输支架将其固定。在运输时，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，当风速超12m/s(气象站标准)时不允许安装叶轮。现场施工管理人员应进行风速测定，并保证安全风速条件下进行风电机组安装。叶轮组装前，必须对叶片进行全面的检查，以查明其在运输过程中有否损坏，还应对叶片法兰和轮毂法兰进行清理。禁止不经全面检查的叶片，直接组装叶轮。叶轮在地面组装，用两小265、吊车配合吊装，将叶片的法兰一一对正于轮毂相应的法兰处，校对法兰安装中心，按设备安装技术要求紧固连接螺栓。叶轮整体吊装时，综合考虑吊车宽度，现场风速，安全，采用600t履带吊为主吊，配160t汽车吊为辅吊。为了避免叶片在提升过程中摆动，用圆环绳索分别套在三片叶片上，每片叶片用36名装配人员在地面上拉住。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。通过两台吊车的共同作用，慢慢将转子叶片竖立。随后，与吊装塔筒相似方法将带叶轮起吊并安装到机舱的法兰上，按设备安装技术要求紧固连接螺栓。安装结束后，可将叶轮的吊装附件拆掉、吊车移走，并清理安装现场。5) 风力发电机组电气安装具体266、安装方案，在施工时要参照厂商的设备技术要求和说明进行方案设计。电缆安装：所有电缆按设计要求和相关规范分段施工。直埋敷设部分将电力电缆及光缆等直接埋入，人工回填。电缆沟施工及敷设时要求认真清理平电缆沟底；直埋电缆施工要求敷设电缆后先用砂回填，将电缆盖住，铺设混凝土板后再回填碎石土，人工夯实。所有电缆分段分项施工完成后，要按设计要求和相关规范进行施工验收。 冬、雨季施工措施1) 冬季施工措施在进度安排上应尽量减少或避免安排在冬季不宜施工的工程项目，如混凝土工程，合金钢的焊接等。对由于工程需要，必须要安排在冬季施工的项目，需做好防冻保暖措施，例如对混凝土可加采取用草帘覆盖保温或用蒸汽加热保温的方法，267、防止混凝土发生冻结，同时对冬季进行大体积混凝土浇筑时更要做好温度监控，防止由于内外温差过大产生裂缝。焊接是冬季施工控制的重点，各种钢材的焊接温度一定要控制在规范要求的范围之内，同时做好焊前的预热和焊后的热处理，并做好防风、防雪。2) 雨季施工措施尽量在雨水较多月份里减少室外作业，在雨水少的月份加紧户外建(构)筑物的作业进度。对工期长的混凝土浇灌工作，要准备一定的草席、草棚或蓬布等蔽雨物资应急，对正在浇筑的混凝土应做好防护，防止雨水冲刷影响混凝土质量。锅炉安装也应准备一定数量蓬布，用于防雨、防风。雨天作业还要采取防滑、防雨、防触电的措施，如钉防滑条、垫草垫、穿雨衣、戴绝缘手套等。搞好场地排水，尤268、其要注意设备堆场的排水。排水沟沿道路走向布置。雨季应经常对临时施工道路进行修整，加铺碎石、炉渣等，保证路面条件良好。雨季施工重点要做好防洪、防雷、防塌、防风。雨季施工要预防雷击和触电事故发生。对大型机械，如塔式起重机、布料杆、塔式工况下的履带式起重机应做好防大风、防倾覆、防滑移的措施。10.6 施工总进度 编制依据及原则本工程施工总进度根据风电机组土建及机组安装施工程序，参照国内已建及在建风电场的施工工期和强度指标，选用先进的施工设备和工艺，按国内平均先进施工水平进行编制，力求加快建设速度，缩短首批机组发电工期。生产设施的施工建设要满足首批机组发电能力的形成，25风机逐台安装与调试并投入运行，269、尽早取得投资效益，根据风力发电机的这种特点，配套工程的施工应有合理顺序，合理安排场内交通道路、土建与机电安装的施工程序，使土建、安装工程施工进度做到连续、均匀有序的进行，以降低施工高峰强度，提高经济效益，以满足每安装一台风力发电机就能上网发电的要求，故应将升压站建设和集电线路敷设安排到风力发电机组安装调试工作开始前完成施工。在保证上述两项工程项目施工规划的原则情况下，其它工程如仓库、加工厂、砼基础等项目的施工可以同步进行，平行建设。其中部分项目可以流水作业，以加快进度，保证工期。风电场电气设备安装及调试等根据总建筑面积及设备情况，与机组安装相协调安排工期。 施工关键项目本工程总体而言施工条件较270、差，工程规模相对较大，为实现早投产、早发电的项目总体目标进度，必须在各个施工环节进行精心安排。经初步分析，风电机组的安装是控制本工程总工期的关键项目。本工程关键线路项目：施工征地场内施工道路修建风电机组基础施工风电机组安装第一台风电机组调试、发电投产工程竣工。 总进度安排工程建设总工期为12个月，主体工程于2017年1月开始，2017年7月第一台风机发电，于2017年12月全部投产发电。具体工程进度详见附图施工总进度表10.6-1。表10.6-1 施工总进度安排表工程或项目名称单位数量第1年第2年101112123456789101112施工准备期项1施工(检修)道路km施工安装平台个24风力271、发电机组基础施工个24风力发电机组安装台24监控系统联调项1箱式变压器基础施工项24箱式变压器安装个24给排水工程项1电力电缆铺设项1通信电缆铺设项1110kV升压站110kV升压站土建施工项1110kV升压站设备安装及调试项110.7 主要机械设备 主要施工机械设备见表10.7-1。表10.11-1 主要施工机械设备表序号机械设备名称规 格单 位数 量备 注1履带式起重机600t台12汽车式起重机160t(160t/50t)台23大型平板运输车80t台14自卸汽车8t台25加长货车8t台16混凝土罐车台37混凝土泵车台18运水罐车台19小型工具车台210反铲式挖掘机WY80台211履带式推土272、机132KW台212轮胎式挖掘装载机WY-60辆110.7.2 力能供应1) 施工用水施工用水包括生产用水和生活用水两部分，每个临时生产生活区总供水量约200.0m3/d，其中生产用水175.0m3/d，生活用水25.0m3/d。施工用水考虑打井取水和用水车送自来水相结合的方式，先修建消防泵房的消防水池，同时修建2个100.0m3临时蓄水池。水量可满足施工期间用水需求。2) 施工用电本工程施工用电主要包括施工用电及基础施工用电两部分。施工场地考虑采用升压站内引接。为适应风电机组布置比较广的特点，施工用电还考虑配备2台120kW和4台75kW移动式柴油发电机发电(各风电机组场地由施工承包商自备柴273、油发电机供电)。3) 施工通信本工程风电场外部施工通讯线路拟就近从xx县引接。风电场内部通信采用无线电通信方式解决。各风电机组施工现场的对外通信，采用无线电对讲机的通信方式。4) 地方建筑材料供应砂料、粗骨料均可从xx县购买。由于粗细骨料用量不大，且砂石料市场有足够的成品料可供应，故本工程不设砂石料加工系统，仅设砂石料堆场，位置紧靠混凝土系统布置。砂石料按混凝土高峰期5天砂石骨料用量堆存，砂石料堆场占地面积约1500.0m2，堆高3.0m4.0m。砂石料堆场采用100mm厚C15砼地坪，下设100mm厚碎石垫层，砂石料场设0.5%排水坡度，坡向排水沟。11 工程管理设计11.1 管理机构1) 274、工程建设期间风电场工程包括：建设资金筹措与管理，办理土地占用手续，设备招标及合同的签订，工程详勘，工程设计，建筑、安装施工招标及合同签订，设备运输，工程施工、设备安装、调试、并网和竣工交付。根据本工程建设的工作对象构成，建议工程管理机构应采用直线职能制结构，本工程建设期间定员标准为10人。建设期建设总经理、设副总经理各1名，下设计划财务部、设备采购部、工程管理部以及综合管理部。计划财务。负责建设项目的资金筹措，建设项目费用预算、支付和结算。参与建设项目的管理和设备招标采购的管理。设备采购。负责建设项目设备的采购招标，签订设备采购合同，设备合同管理。设备运输与保险，设备现场保管。工程管理。负责项275、目建设的建筑施工、安装招标，签订施工合同，施工合同管理。建设项目的设计管理，签订工程设计合同，设计合同管理。工程建设质量管理。工程施工的现场管理。综合管理。负责上述职能以外的项目建设综合管理。包括：工程建设信息管理，协调建设项目与外部的关系，建设项目管理机构的内部管理。2) 风电场运营期间风电场建成后，场内风电机组和电气设备及110kV升压站拟实行统一管理。根据生产和经营需要，结合现代风电场运行特点，遵循精干、统一、高效的原则，对运营机构的设置实施企业管理。审章塘工程项目运营维护期间定员为15人。结合新建本风电场工程的具体情况，本工程工程投入运营后，拟增加5个运行、检修人员。本风电场生活区与审276、章塘风电场生活区共建，设置在xx县县城，生产、生活条件方便。11.2 主要管理设施11.2.1 工程建设期间主要管理设施施工临时生产生活区主要包括混凝土搅拌站、砂石料堆场、综合加工厂、综合仓库、机械停放场、施工管理区、职工宿舍、车库等。施工供水、供电及通信设施和规划详见施工组织设计。11.2.2 项目运营维护期间主要管理设施审章塘工程中，110kV升压站的功能划分为配电装置区、生产管理区以及维护与生活区。生产管理和生活设施集中布置在综合楼内。二期利用 审章塘工程生产管理和生活设施。1) 生产管理主要设施 本工程共用审章塘已建升压站，风电场运行管理人员可以在中控楼内的主控制室通过计算机监控系统实277、践对风电机组的监测与控制，并通过远动系统将数据适时发送至电网调度。2) 主要生活设施本工程工程与审章塘实行统一管理，生产及办公集中在110kV升压站内，中控内布置有值班人员休息室和餐厅。3) 生产、生活供水设施利用审章塘已打井解决本工程供水。同时利用审章塘升压站的消防水池及临时蓄水池来满足施工期间用水需求。 4) 生产、生活电源及备用电源根据国内风电场实际运行经验，110kV升压站的生产和生活电源从风电场35kV母线上引接，考虑供电可靠性，将10kV箱式变作为站用备用电源。站用电源装设备用电源自动投切装置。考虑到风电机组布置比较广的特点，本工程应配备1台120kW和2台75kW移动式柴油发电机278、发电作为应急备用电源，以保证连续施工。5) 通信方式及设施风电场内部通信采用无线电通信方式解决。各风电机组施工现场的对外通信，采用无线电对讲机的通信方式。12 环境保护与水土保持设计12.1 环境保护 环保设计中采用的环境标准1) 法律法规及规程中华人民共和国环境保护法，2014年4月24日；中华人民共和国环境影响评价法，2003年9月1日；中华人民共和国大气污染防治法，2000年9月1日；中华人民共和国水污染防治法，1996年5月15日；中华人民共和国环境噪声污染防治法，1997年3月1日；中华人民共和国水土保持法，2010年12月25日；建设项目环境保护管理条例，1998年11月19日，国279、务院第253号令；电磁辐射环境保护管理办法，1997国家环保局第18号令；风力发电场项目可行性研究报告编制规程，DL/T 5067-1996。2) 环境质量标准环境空气执行环境空气质量标准(GB 3095-2012)；地表水执行地表水环境质量标准(GB 3838-2002)；环境噪声执行声环境质量标准(GB 3096-2008)。3) 污染物排放标准施工期噪声执行建筑施工场界环境噪声排放标准(GB 12523-2011)；运行期噪声执行工业企业厂界环境噪声排放标准(GB 12348-2008)；废/污水排放执行污水综合排放标准(GB 8978-1996)；大气污染物排放执行大气污染物综合排放标280、准(GB 16297-1996)；工程区域电磁环境满足电磁环境控制限值(GB 8702-2014)。 场址周围环境概况xx县xx风电场48MW工程位于湖南省永州地区中部偏西南xx县xx乡的中东部，场址面积约40.3km2。本风电场中心北距县城约20km，风电场境内地貌形态主要为丘陵、山间凹地和河流侵蚀堆积地貌类型的组合。区内海拔高程在180m450m之间，最大相对高差约270m，地势起伏相对较大，区域内植被主要为灌木，部分为人工经济林。项目所在区域属于中亚热带季风湿润气候，年均气温18.4，日照充足，降水量1539mm，无霜期355d。近26年平均风速为3.69m/s，风向较为集中，主导风向集281、中在NNNE和S风向区间。12.1.3 风电场环境影响分析风力发电是可再生能源，其生产过程主要是利用当地自然风能转变为机械能，再将机械能转变为电能的过程，不排放任何有害气体，属于清洁能源。根据本工程的实际情况，本工程可能对周围环境影响的因子主要有无线电干扰、电磁辐射、环境噪声、生活污水排放、生活垃圾。1) 风电场电磁辐射影响风力发电场运行时会产生一定能量的电磁辐射，主要是升压站内的配电装置、导线等带高压部件，通过电容耦合在周围产生电磁场，即工频电磁场，但其强度较低，且距离居民区较远，不会对居民身体健康产生危害。场内架空线路电磁场强度值较小，满足电磁环境控制限值要求。风力发电机的无线电干扰主要是282、旋转的叶片反射电磁波，造成干扰，可能对电视、无线通信、导航、电台的产生影响。通过调查，本工程场地开阔，人烟稀少，目前运行的风电场对当地无线电、电视等电器设备并没有影响。因此本期工程风电场不会对当地无线电、电视等产生干扰。2) 风电场噪声影响及措施a) 施工期噪声影响施工机械噪声主要产生于施工机械和运输车辆。参照其它类似工程，建设过程中的混凝土搅拌机、挖掘机、空压机等施工机械在运行过程中产生噪声级在70m范围就衰减到60dB(A)内。考虑单台风机基础施工历时较短，夜间基本不施工，工程施工对场址区域噪声影响相对较小。施工交通噪声主要为施工运输卡车的道路交通噪声，运输卡车进场声级可达90dB(A)左283、右。b) 运行期噪声影响风力机所发出的噪声主要来自发电机、齿轮箱发出的机械噪声和旋转叶片切割空气所产生的空气动力噪声。风电机组在运行过程中产生噪声暂按GB 12348-2008工业企业厂界环境噪声排放标准中类标准执行，即达到昼间55dB(A)，夜间45dB(A)，具体标准以环评报告为准。按噪声衰减公式计算声源点发出的噪声的衰减程度：噪声衰减公式：LA(r)=LA(r0)-20Log(r/r0)-8式中：LA(r0)-为声源r0处的噪声声级dB(A)； LA(r)-为声源r处的噪声声级dB(A)； 8-为附加衰减值。单机容量为2000kW的风力发电机组按风电机出力大小噪声声级为96104dB(A284、)，按最大值估算，距离风机500m处的噪声为42dB(A)，由于风电机之间相距较远，同时考虑到当地环境背景噪声，拟建工程周围的村庄噪声值小于声环境噪声标准中的类标准。本工程运行期噪声不会对附近村庄造成噪声污染。为尽量减小风电机噪声对环境的影响，在风电机订货时提出噪声限值的要求；建议在风电场规划区边界500m范围内禁止建设噪声敏感建筑和设施。3) 污水处理a) 施工期废水处理施工生产废水包括混凝土搅拌系统冲洗废水和机械冲洗废水。混凝土搅拌系统冲洗废水含有大量的SS和碱性物质。含油废水主要是由施工机械的修理及零件和金属构件的加工产生，但水量较小。施工废水经隔油、沉淀处理后重复利用，产生和排放量有限285、，对周围环境影响很小。施工人员的生活污水来源于施工临时生活区，包括粪便污水、洗涤污水、淋浴污水等，所含污染物主要有BOD5、COD和大肠菌群等。此类废水不宜直接排放，经集中收集后经污水处理装置处理达污水综合排放标准(GB 8978-1996)二级排放标准后排放，具体环保措施及执行标准以环评报告为准。b) 运营期废水处理风电场在运行过程中没有工业废水排出，所排污水只有生活污水，主要包括升压站区厕所、卫生间、淋浴等的排水，工程采用地埋式污水处理设施处理后排至站区污水池，处理后排放水的水质满足污水综合排放标准GB 8978-1996中二级标准，可用于绿化用水，具体环保措施及执行标准以环评报告为准。因此，工程不会对当地水环境产生大的影响。4) 油污染升压站内的变压器采用油浸变，其外壳内有大量变压器油。为防止检修和发生事故时油泄漏造成油污染，在变压器四周设排油槽，旁边设事故油池，排入的油全部回收，不外排。而其它所有电气设备采用干式绝缘无油设备。因此，升压站不会对周围环境造成油污染。5) 生活垃圾处理施工人员的生活垃圾按120人，人均产生量0.5kg/人天计，运行期的固