1、上海崇明北沿风力发电工程可行性研究报告 31-F031K02-A01A 上海崇明北沿风力发电工程 可行性研究报告 （审查修定稿） 设计单位： 上海电力设计院有限公司 设计证书编号： A131003151 咨询证书编号： 工咨甲21020070011 出版日期：2010年6月 上海崇明北沿风力发电工程 可行性研究报告 （审查修订稿） 批准：蔡光宗 审核：曹林放 郭家宝 吕伟强 校核：池钊伟 周沈杰 马晓元 何 仲 刘 昱 编写：王宇卫 张 崴 仲天明 鲁 倩 潘洪垚 李 芸 史松峰 黄 磊 高晓华 张 萍 乔海文 上海崇明北沿风力发电工程 可行性研究报告 F031K02-A01A 目 录 1 综2、合说明.1 1.1 前言.1 1.2 风力资源.3 1.3 工程地质.4 1.4 项目任务与规模.5 1.5 风力发电机组选型.7 1.6 电气.8 1.7 消防.9 1.8 土建工程.9 1.9 施工组织设计.11 1.10 工程管理.12 1.11 环境保护和水土保持.13 1.12 劳动安全与工业卫生.14 1.13 节能.14 1.14 投资概算.14 1.15 财务评价.15 2 风力资源.14 2.1 风电场所在地的自然环境概况.17 2.2 崇明岛的风资源观测概况.18 2.3 风电场风资源资料的采集、检验和修正.19 2.4 风电场风资源分析.25 2.5 极端风速分析.44 3、2.6 风电场风能资源评价.45 3 工程地质.47 3.1 概述.47 3.2 地形与地质条件.47 3.3 工程地质条件分析与评价.50 3.4 土壤电阻率.52 3.5 结论.52 3.6 建议.53 4 项目任务与规模.57 SEPD 目录-1 2010年6月 上海崇明北沿风力发电工程 可行性研究报告 F031K02-A01A 4.1 地区自然经济与能源概况.57 4.2 电力系统概况.58 4.3 风电场建设的必要性.59 4.4 项目规模.61 4.5 项目法人.61 5 风力发电机组选型和布置.63 5.1 风力发电机组选型.63 5.2 风力发电机组的布置.65 5.3 风电场4、年上网电量估算.66 6 电气.71 6.1 接入系统.71 6.2 电气一次.72 6.3 电气二次.93 6.4 通信.103 6.5 存在问题.105 7 消防.107 7.1 工程消防概况和消防总体设计.107 7.2 工程消防设计.108 7.3 施工消防.111 8 土建工程.115 8.1 工程等级和工程地质条件.115 8.2 风机塔架和箱式变压器基础.115 8.3 风电场集电线路.117 8.4 风电场控制中心.118 8.5 存在问题.120 9 施工组织设计.123 9.1 施工条件.124 9.2 施工总体布置.128 9.3 工程征用地.135 9.4 主体工程施工5、.136 9.5 施工总进度.138 10 工程管理.143 10.1 工程管理机构.143 SEPD 目录-2 2010年6月 上海崇明北沿风力发电工程 可行性研究报告 F031K02-A01A 10.2 主要管理设施.143 11 环境保护和水土保持.145 11.1 环境状况.145 11.2 评价依据和标准.146 11.3 工程环境影响.147 11.4 水土保持.150 11.5 结论.151 12 劳动安全与工业卫生.153 12.1 设计依据、任务和目的.153 12.2 工程概述与风电场总体布置.155 12.3 工程安全与卫生危害因素分析.156 12.4 劳动安全与工业卫6、生对策措施.157 12.5 风电场安全与卫生机构设置、人员配备及管理制度.158 12.6 事故应急救援预案.160 12.7 劳动安全与工业卫生专项工程量、投资概算和实施计划.162 12.8 预期效果评价.163 12.9 存在的问题与建议.163 13 节能方案分析.165 13.1 工程遵循的节能标准及节能规范.165 13.2 能耗状况和能耗指标分析.165 13.3 节能措施和节能效果分析.166 14 工程设计概算.169 14.1 项目概况.169 14.2 投资主要指标.169 14.3 编制依据.170 14.4 其他.170 15 财务评价.177 15.1 资金筹措与7、贷款条件.177 15.2 成本估算.177 15.3 发电效益计算.178 15.4 清偿能力分析.178 15.5 盈利能力分析.178 15.6 敏感性分析.179 SEPD 目录-3 2010年6月 上海崇明北沿风力发电工程 可行性研究报告 F031K02-A01A 15.7 结论.179 16 风电场工程建设项目招标.191 16.1 招标范围.191 16.2 标段划分及招标顺序.191 16.3 招标组织形式和招标方式.191 附图目录： 附图1. 风电场总平面布置图 附图2. 2008年底崇明电网地理接线图 附图3. 本期接入系统方案图 附图4. 风机计算机监控系统图 附图5.8、 风机电气量采集系统图 附图6. 风电场集电线路接线图 附图7. 电气主接线图 附图8. 配电楼地下一层电气平面图 附图9. 配电楼一层电气设备平面布置图 附图10. 配电楼二层电气设备平面布置图 附图11. 配电楼电气设备断面图 附图12. 主变压器室配电装置图 附图13. 110kV GIS实际接线图 附图14. 10kV、35kV配电装置实际接线图 附图15. 35kV配电装置室布置图 附图16. 站用电系统图 附图17. 继保室屏位布置图 附图18. 直流系统外接线图 附图19. 风电场集电线路走向图 附图20. 风力发电机组基础图 附图21. 基础护坡图 附图22. 箱式变压器基础图9、 附图23. 站区总平面布置图 SEPD 目录-4 2010年6月 上海崇明北沿风力发电工程 可行性研究报告 F031K02-A01A 附图24. 站址位置图 附图25. 配电楼地下一层平面图 附图26. 配电楼一层平面图 附图27. 配电楼二层平面图 附图28. 配电楼三层平面图 附图29. 配电楼屋面平面图 附图30. 配电楼I-I剖面图 附图31. 风电场施工总平面布置图 SEPD 目录-5 2010年6月 上海崇明北沿风力发电工程 可行性研究报告 F031K02-A01A 风电场工程特性表 序号及名称 单位 崇明北沿风电场 备 注 一 风力发电场 海拔高度34m 经度 12153 纬度10、 3135 年平均风速 m/s 6.80 80m高度 2风能密度W/m302.180m高度 盛行风向SSE、NW、N 装机容量 MW 48 二 主要设备 1 风电场1.1 风力发电机组 额定功率kW2000功率因数1台数 台 24 叶片数3风轮直径m 87 2扫风面积 5945 切入风速m/s 3.0 额定风速 m/s 11.4 切出风速m/s25轮毂高度m80额定电压 690V 1.2 箱式变电站 数量 台 24 型号2200/371.3 通讯光缆 数量m30000型号24芯 1.4 铜绞线 数量m4000接地装置 2型号120mm 1.5 集电线路 数量km17.58型号YJV-35及LG11、J-185/3022 SEPD 特-1 2010年6月 上海崇明北沿风力发电工程 可行性研究报告 F031K02-A01A 风电场工程特性表 序号及名称 单位 数量 备 注 2 110kV升压站2.1 主变压器 数量 台1型号SZ10-50MVA115（+8，-8）额定电压 1.25%/37kV 2.2 110kV出线 回 12.3 35kV进线 回2 三 土建 1 风机基础 1.1 台数 台24 1.2 型式桩基础承台1.3 地基特性 软土基 2 箱变基础2.1 台数 台 24 2.2 型式桩基础承台3 控制中心23.1 占地面积 m 2400 23.2 围墙内占地面积 m 1972 23.12、3 本期建筑面积 2551 3.4 结构型式混凝土框架结构 四 施工31 土方开挖 m 34870 32 土方回填6350033 混凝土、钢筋混凝土 m 38070 4 总工期 月14五 工程占地 21 永久占地 m1520022 临时占地 61580 SEPD 特-2 2010年6月 上海崇明北沿风力发电工程 可行性研究报告 F031K02-A01A 风电场工程特性表 7、概算财务指标 单位 数量 备 注 静态投资（编制年） 万元 49443.3工程动态总投资 万元 50388.0 工程总投资 万元 50488.0单位千瓦静态投资 元 10300.7 单位千瓦动态投资 元 10497.5机电13、设备及安装工程 万元 34287.8 建筑工程 万元 8694.5其他费用 万元 5491.6 基本预备费 万元 969.5建设期利息 万元 944.7 平均上网电价（不含增值税） 元/kWh 0.5468平均上网电价（含增值税） 元/kWh 0.6398 资本金财务内部收益率 % 8.86 资本金财务净现值 万元 1580.3全部投资财务内部收益率 % 8.00 财务全部投资财务净现值 万元 0指标 投资回收期 年 9.6 最高资产负债率 % 65.00 SEPD 特-3 2010年6月 上海崇明北沿风力发电工程 可行性研究报告 F031K02-A01A 1 综合说明 1.1 前言 1.1.14、1 地理位置 上海崇明北沿风力发电工程为拟由上海绿色环保能源有限公司为主的企业投资建设，在祖国的第三大岛崇明岛投资兴建的风电场。工程场址位于上海市崇明县东北部地区，从崇明东旺沙闸处，原上海崇明东旺沙风电场西侧开始沿92塘东段、98塘内青坎上向偏西北方向顺序2排布置风机，至近北八滧港西侧约1300m。工程拟安装24台2000kW级的风力发电机组，总装机容量为48.0MW，风电场利用当地岸线总长度约11.5km。 1.1.2 工程缘由及必要性 1.1.2.1 工程缘由 上海崇明北沿风力发电工程，拟由上海绿色环保能源有限公司为主的中外合资企业形式投资建设。根据建设单位的委托，由上海电力设计院有限公司15、进行上海崇明北沿风力发电工程的可行性研究报告编制工作。 上海电力设计院有限公司依据业主的设计合同委托要求，收集、整理风电场内测风塔原始数据及崇明侯家镇气象站的测风数据，同时开展上海北沿崇明风力发电工程的预可行性研究阶段的设计工作。并对工程进行初步的投资估算和财务评价。 1.1.2.2 工程建设必要性 开发新能源是我国能源发展战略的重要组成部分，我国政府对此十分重视，国家计委、科技部关于进一步支持可再生能源发展有关问题的通知（计基础199944号），2010年4月1日起实施的中华人民共和国可再生能源法修正案都明确鼓励新能源发电和节能项目的发展。同时，国家发展与改革委员会提出了到2020年全国建设16、3000万kW风电装机的目标。 随着2000年9月1日开始实施中华人民共和国大气污染防治法，上海市人民政府关于加快上海能源结构调整的若干规定，对新建、扩建火电厂的污染物排放标准或总量控制的力度逐步加大，新建和改建火电厂成本将大大增加，必将制约上海市火力发电的建设和发展。因此，积极开发利用上海市的可再生能源风力发电，替SEPD 1 2010年1月 上海崇明北沿风力发电工程 可行性研究报告 F031K02-A01A 代部分煤电，适当减轻能源对外依靠的压力，对改善上海市的电源结构和走能源可持续发展的道路是十分必要的。 风力发电作为可再生能源中最具有经济开发价值的清洁能源，风资源的开发利用是我国能源发17、展战略和调整电力结构的重要措施之一。因此，推进崇明岛北部沿岸地区风资源的逐步开发利用，建设上海崇明北沿风力发电工程，符合我国能源发展战略的需要。 上海电网目前基本上是纯火电电网，单一的电源结构难以满足电力系统可持续发展的战略要求。因此，积极地开发利用本地区的风能等清洁可再生能源已势在必行、大势所趋。 上海市作为国际化大都市，是我国对外的重要窗口，城市的形象和环境保护的力度直接关系到我国在国际上的形象和地位，为提高上海市生态环境质量，创造上海的城市形象和国际影响力，在对煤电进行改造和减排的同时，积极开发利用可再生能源风力发电是十分必要的。 崇明岛是目前上海乃至长江三角洲范围内唯一一块比较完整的净18、土，生态环境价值是开发崇明岛的最大潜力。崇明未来的发展，将顺应世界城市化发展新阶段中日益显现的生态化趋势，围绕上海建设世界级城市和生态型城市的目标，其总体目标是：到2020年，将崇明基本建设成为以优美的生态环境为品牌，以闻名的游乐度假为主导，以发达的清洁生产为支撑，环境优美、经济发达、文化繁荣、保障健全、城乡融合的上海世界级城市的生态岛区和最优美的“海上花园”，成为国内领先、国际一流的人类生态环境与生态活动示范岛区，同时也是上海连接长江三角洲和沿海大通道的北翼纽带。崇明岛由于所处的地理位置，区内匮乏煤炭、石油等化石能源。但崇明岛处于长江口，四面环水，东临东海，风能资源较为丰富。合理地开发利用崇19、明岛的风能资源，不仅可补充崇明岛经济发展所需的能源，同时，由于风力发电是清洁可再生能源，完全符合崇明岛生态环境与生态活动示范岛区的发展目标。此外，上海崇明北沿风力发电工程，位于崇明岛的东北沿岸区域，属规划的崇北分区的东部沿岸边缘，崇北分区现状以农渔业为主、是全岛土地成本最为低廉的地区，风电场可与农渔业相结合，形成立体产业，充分利用当地的土地资源和风资源。 上海市在本世纪初开始建设风电场，分别建成上海奉贤海湾风电场（17.9MW）、上海（崇明、南汇）风电场（36MW）。从建设规模上，两风电场的装机容量均较小，SEPD 2 2010年1月 上海崇明北沿风力发电工程 可行性研究报告 F031K02-20、A01A 难以体现风资源开发的规模效益，上海崇明北沿风力发电工程是在上海（崇明、南汇）风电场的基础上，继续开发建设的工程，作为上海市规模化、集中化开发风能资源的示范工程，为进一步开发上海市的风资源，充分体现风资源开发的规模效益是十分必要的。 综上所述，上海崇明北沿风力发电工程的建设，符合我国21世纪可持续发展能源战略规划，也是发展循环经济模式，建设和谐社会的具体体现。作为清洁可再生能源，本工程建设在作为国家生态示范岛的崇明岛上，与崇明的总体规划发展要求遥相呼应，采用绿色能源方式对崇明岛的发展定位起到了助推器的作用。绿色能源的开发利用对崇明岛整体的社会、政治、经济、环保等将产生尤其深远意义的影响21、。此外，作为上海市规模化开发风资源的示范工程，上海崇明北沿风力发电工程的建设可充分体现风资源开发利用的规模效益。同时，对促进上海市风机设备制造产业的发展，为上海市风机设备本土制造创造良好的市场条件。 1.2 风力资源 1.2.1 风资源概况 上海市位于中纬度地区的太平洋西海岸，属北亚热带海洋性季风气候。受季风的影响，夏季，由于大陆气温高、气压低，以海陆风为主；冬季，由于海洋气温高、气压低，以陆海风为主；受冬夏季风影响，上海市风力资源丰富。 崇明岛全年最多风向主要出现在东南、西北和东北三个方位，其中尤以东南风为最多。西北风，东北风、偏北风主要出现在冬季，东南风主要出现在夏季，盛行风向冬夏反向交替22、运行，春季和秋季是过渡季节。 1.2.2 风电场风资源分析 1.2.2.1 风资源系列资料 根据崇明侯家镇气象站的历史资料情况，考虑到本工程的特点和需要，本阶段收集了崇明侯家镇气象站的风资源历史观测数据如下： （1）1975年以来气象站的实测年平均风速资料； （2）气象站多年实测各风向频率统计资料； （3）气象站多年月平均风速资料； （4）2004年5月2005年4月历时风速、风向资料； SEPD 3 2010年1月 上海崇明北沿风力发电工程 可行性研究报告 F031K02-A01A 根据测风塔的基本情况和风电场风资源分析的需要，本报告收集的测风塔风资源系列资料如下。 （1）崇明北沿测风塔2023、04年11月1日2008年4月30日各高度的风速、风向观测资料。 （2）南汇测风塔1997年3月1日2005年8月19日各高度的风速、风向观测资料； 1.2.2.2 风电场风机轮毂预期安装高度的风资源特性 根据选择的风机机型，本风电场的轮毂高度为80m。根据对风资源的分析，其年2平均风速为6.80m/s，平均风功率密度302.1W/m，各特征值如下： （1）风电场大风月为2、8、9、12月，平均风速超过7m/s；小风月为6月，平均风速接近6.13m/s。风功率密度最大月为8月，最小为6月。 （2）风电场轮毂高度风速和风功率密度代表日变化，白天大于晚上，其中以14:0022:00风速和风功率密度24、最大，最小风速和风功率密度出现在6:0012:00； （3）风速在3m/s25m/s之间的出现频率占94.97%，风速占到99.94%，风速出现最多的区间为6m/s，风能出现最大的区间为9m/s，有效风能利用小时数为8097h。 （4）风电场代表年主风向为SSE、SE、N、NW风向； （5）主风能风向在代表年SSE、NW、N等主风向上。 1.2.3 风资源评价 2本风电场50m高度的风功率密度为239.4W/m，根据风电场风能资源评估方法（GB/T 18710-2002）制订的风功率密度等级划分标准，风功率密度等级为2级。风电场轮毂高度有效风速小时数为8097小时（3.025 m/s），同时风25、电场湍流强度也较小。在风向上，本风电场向风能集中在SSE、NW、N，对风机布置较为有利，对风能利用也较为方便。 1.3 工程地质 本工程场址未进行地质勘探工作。本设计阶段的工程地质条件暂参照上海（崇明、南汇）风力发电扩建工程施工图阶段的岩土工程勘察报告，该资料所在区域位于本风电场场址旁，其地形地貌条件与本工程场址十分接近。属河口、砂嘴、砂岛地貌类型。 场地地基土属软弱场地土类型，建筑场地类别为IV类，为建筑抗震不利地段，SEPD 4 2010年1月 上海崇明北沿风力发电工程 可行性研究报告 F031K02-A01A 抗震设防烈度为度，场区地震加速度值为0.10g，设计地震分组为第一组。在抗震设26、防烈度为度的条件下，整个场地判为轻微液化场地。 场址的地基土层按地质时代、成因类型、土性的不同和物理力学性质的差异基本可分为9个大层，土层自上而下分别为：层填土、层砂质粉土、层粉土、层淤泥质粘土、层粘土、层粉质粘土、层粉质粘土、粉细砂。从揭露的土层来看，、和层土是良好的桩基持力层。 潜水位埋深一般离地表约0.31.5m，年平均水位埋深一般为0.5m0.7m。场地地下水、河水对混凝土无腐蚀性，对钢结构有中等腐蚀性；在干湿交替情况下地下水对钢筋混凝土中的钢筋有中等腐蚀性河水对钢筋混凝土中的钢筋有强腐蚀性；在长期浸水环境中河水对钢筋混凝土中的钢筋有弱腐蚀性。 1.4 项目任务与规模 1.4.1 风电27、场建设的必要性 （1）风电场建设符合我国能源发展战略的需要 开发新能源是我国能源发展战略的重要组成部分，我国政府对此十分重视，国家计委、科技部关于进一步支持可再生能源发展有关问题的通知（计基础199944号），2010年4月1日起实施的中华人民共和国可再生能源法修正案都明确鼓励新能源发电和节能项目的发展。同时，国家发展与改革委员会提出了到2020年全国建设3000万kW风电装机的目标。 由此可见，我国政府对可再生能源开发利用的高度重视，风力发电作为可再生能源中最具有经济开发价值的清洁能源，风资源的开发利用是我国能源发展战略和调整电力结构的重要措施之一。因此，上海风资源的逐步开发利用，特别对上海28、崇明北沿风电场项目的建设，符合我国能源发展战略的需要。 （2）风电场建设符合上海市能源结构调整和可持续发展的需要 上海市是我国最大的经济城市，国民经济的持续快速发展和人们社会生活水平的不断提高，对能源的需求量也日渐膨大。一方面，上海市缺乏能源，既无化石能源，水力资源也基本为零，能源的供应完全依靠从外埠输入。另一方面，上海市电网电源结构单一，为纯火力发电系统，而火电的发展必然会受到煤炭、交通、环保等因素的制约。同时，随着2000年9月1日开始实施中华人民共和国大气污染防治法，上SEPD 5 2010年1月 上海崇明北沿风力发电工程 可行性研究报告 F031K02-A01A 海市人民政府关于加快上29、海能源结构调整的若干规定，对新建、扩建火电厂的污染物排放标准或总量控制的力度逐步加大，新建和改建火电厂成本将大大增加，必将制约上海市火力发电的建设和发展。因此，积极开发利用上海市的可再生能源风力发电，替代部分煤电，适当减轻能源对外依赖的压力，对改善上海市的电源结构和走能源可持续发展的道路是十分必要的。 （3）国际化大都市环境保护、提高城市形象和国际影响力的需要 上海市作为特大型城市，是我国对外的重要窗口，城市的形象和环境保护的力度直接关系到我国在国际上的形象和地位，特别是上海即将举办的国际盛会2010世博会，城市环境的状况，以及可再生能源的开发利用，将是举世瞩目的。根据目前上海市的能源结构，纯30、煤电的电力系统，在燃煤的同时产生大量的SO、CO、NO、22X烟尘等，对环境和生态造成十分不利的影响。为提高上海市环境质量，创造上海的美丽城市形象和提高国际影响力，在对煤电进行改造和减排的同时，积极开发利用可再生能源风力发电是十分必要的。 1.4.2 项目规模 风电场本期位于上海市崇明县东北部地区，从当地的东旺沙闸附近，沿92塘东段、98塘内青坎向偏西北方向顺序2排布置风机，布置线至北八滧港西侧约1300m为止。初步拟定安装24台2000kW级的风力发电机组，总装机容量为48.0MW。风电场项目终期规模容量拟定为160MW。 本工程为并网型风电场，供电范围为崇明县域电网。风电场采用110kV等31、级，变电站最终规模为两台80MW的变压器，两回出线采用变压器线路组送至220kV陈家镇变电站。本阶段初步拟定一台50MW的变压器，待二期扩建时进行改造为80MW的变压器；本期1回架空输电线路就近送至220kV陈家镇变电站，接入崇明电网。 1.4.3 项目法人 本项目是由上海绿色环保能源有限公司、中电中国崇明有限公司、中电国际新能源控股有限公司三方共同出资建设。按照合资各方的初步协议各自出资比例如下：其中上海绿色环保能源有限公司出资比例为51%，中电中国崇明有限公司出资比例为29%，中电国际新能源控股有限公司出资比例为20%。 SEPD 6 2010年1月 上海崇明北沿风力发电工程 可行性研究报32、告 F031K02-A01A 1.5 风力发电机组选型 1.5.1 单机容量和机型选择 根据目前国内外设备制造市场的情况，结合风电场场内外交通条件、施工吊装条件，以充分利用风资源，减少占地面积为原则，上海崇明北沿风力发电工程应选择兆瓦级以上的风机，单机容量范围可选择1000kW2500kW，工程最终采用的风机型号和单机容量，需经公开招标后确定。本阶段为便于设计，同时为推进上海风电机组制造商国产化进程，暂采用单机容量为2000kW等级的风力发电机组作为设计机型。 根据风电场风剪切指数的统计资料，以及相应风电机组机型特征，本阶段暂推荐风电机组的轮毂高度为80m。 1.5.2 风力发电机组的布置 风33、力发电机组的布置按充分利用风能资源为原则，结合场址区域的地形、协调周围的农渔业生产、防潮防台、湿地保护、已建水利设施等因素，按风机尾流影响比较适中的原则，应用Wasp软件对风电场风机进行微观选址布置： （1）在东旺沙闸东侧，至现有崇明扩建工程已建的#13风机之间，沿98塘布置1#2#风机，风机布置在98塘内青坎上，风机之间的间距约为580m。 （2）在东旺沙闸西侧，至北八滧港西侧1300m，沿98塘布置3#19#风机，风机布置在98塘内青坎上，共布置17台风机，风机之间的间距约为520600m。 （3）在东旺沙闸西侧，沿92塘20#24#风机，共布置5台风机，风机之间的间距约为520m。 根据34、上述初步拟定的风机布置方案，风电场内占用海堤内青坎长度约12km，整个风电场风机布置方案形态基本呈东西方向二排布置。 1.5.3 风电场年上网电量估算 根据通过检验的风电场风资源计算模型，利用Wasp9.0软件，对上海崇明北沿风力发电工程24台风机理论年发电量进行估算，其年理论发电量为15303.5万kWh，平均单机理论年发电量为637.6万kWh。 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和折减，进一步估算风电场的年上网电量。 上海崇明北沿风力发电工程的理论年发电35、量综合修正系数为70.90%。据此估算SEPD 7 2010年1月 上海崇明北沿风力发电工程 可行性研究报告 F031K02-A01A 出风电场的年上网电量为10850.9万kWh，平均单机年发电量为452.1万kWh，折合年装机满发利用小时为2260.6h。风电场容量系数为0.258。 1.6 电气 本期上海崇明北沿风力发电工程总装机容量为48.0MW，拟定安装建设24台2000kW等级的风力发电机组。本阶段风电场主接线初步考虑，风机箱变取37/0.69kV，以12台风机为一组串接，经2回35kV电缆线路接入风电场内新建的110kV升压变电站的35kV侧母线，通过升压站升压后以1回110kV36、线路接入220kV陈家镇变电站。 1.6.1 电气主接线 风电场采用一机一变的单元接线。箱变升压变压器容量为2200kVA，电压为37/0.69kV。 风电场内以12台风力发电机组为一组，场内集电线路共分2回架空和直埋敷设电缆的混合线路方式分别接入风电场110kV升压变电站的35kV侧。 风电场升压变电站最终规模为两台80MW的变压器，两回出线采用变压器线路组送至220kV陈家镇变电站。本期配置1台50MVA主变，110/37kV电压等级，待二期扩建时主变改造为80MW的变压器；110kV侧为线路变压器组接线方式，一回110kV电压等级出线。35kV侧采用单母线，2回进线。 1.6.2 风电场37、监控 风力发电机组顺序相连后经光缆接入风电场控制中心计算机监控系统，运行人员可通过控制中心监控系统对全部风电机组进行控制和监视。 风电场的升压变压器的电气信号是由专用的电气量采集网络完成的，环接风力发电机的光缆后接入风电场的电气量采集系统。 风电场电气量采集系统的后台机经现地光纤网与箱变的电量采集箱连接，运行人员可通过监控室电气量采集系统的后台机对箱变和变电站的部分电气量进行监视。 风电场的计算机监控系统通过电力系统通信用光端机及光纤网络与供电局地调及风电公司连接。风电公司的值班人员可根据权限对风电场进行远方监控，地调及更高级别的调度则只能对风电场进行远方监视。 本工程风电场的监控除考虑最终规38、模外，还应考虑崇明北沿风电场已建的13台SEPD 8 2010年1月 上海崇明北沿风力发电工程 可行性研究报告 F031K02-A01A 风机的监控。 1.7 消防 本工程配电楼的火灾危害性为丙类，最低耐火等级为一级。 配电楼消防设施由下列部分构成：常规消火栓给水系统、灭火器的配置、事故照明和疏散指示标志、火灾报警系统。 升压站内消防环道宽度4m，进站道路宽为4m，道路转弯半径9m，满足消防车通行要求。升压站内建筑物均有直通外部的安全通道和安全出口，疏散距离满足消防要求。 在配电楼内设置消防泵房。由消防水泵加压后在站内形成稳高压室内外消防给水环状管网。 变电站灭火器配置参照电力设备典型消防规程39、DL5027-93，配备磷酸铵盐手提式灭火器。 由于本站为110kV升压站，结合当地电网结构现状，属电压等级较高、地位重要，故考虑采用全站报警方式。 1.8 土建工程 1.8.1 工程等别 本工程风电场总装机容量48.0MW，拟安装建设24台单机容量为2000kW的风机，初步拟定风机轮毂高度为80m。变电站电压等级110kV。 按照风电场工程等级划分及设计安全标准(试行)(FD002-2007)，本工程等别为等，工程规模为中型；控制中心建筑物级别为2级，建筑物结构安全等级为二级。 根据风电机组地基基础设计规定(试行)(FD003-2007)，机组塔架地基基础设计级别为1级，风电机组基础结构安全40、等级为1级。 1.8.2 风机塔架基础 根据风电机组地基基础设计规定(试行)(FD003-2007)，风电机组基础抗震设防类别为丙类。 风机基础形式为桩基承台。承台顶面高程暂定为4.500m（吴淞高程），同设计地面标高。承台分为上下两部分，上部结构为圆台体，高1.5m，上顶面直径4.2m，下SEPD 9 2010年1月 上海崇明北沿风力发电工程 可行性研究报告 F031K02-A01A 顶面直径17.6m；承台下部结构为圆柱体，高1.6m，圆柱体直径17.6m。根据风机塔架荷载特点，在承台基础分别沿半径R=8.0m和R=3.0m的两圈圆周均匀布置16根12和4根单桩长度60m、直径0.8m的钻41、孔灌注桩，共20根。 1.8.3 箱式变压器基础 风电场采用“一机一变”的接线形式，每台风机配套设置1台箱式变压器，场内共需24台。箱式变压器基础和风机基础的中心距离约为12.0m，箱式变压器基础布置于风机塔架基础的侧面，下阶段具体布置时应考虑主风向、塔架门和预埋管的相互位置关系确定。箱式变压器的基础采用钢筋混凝土筏板式承台，下设3根直径0.6m的钻孔灌注桩，桩长暂按30m计。下阶段设计时与确定的风机厂家协商，建议把箱变布置在风机承台顶面上，以减少占地。 1.8.4 控制中心 本工程将建设控制中心一座，控制中心包括风电场控制中心及110kV升压站。控制中心拟布置于八滧港东侧、八滧港北闸与中兴镇42、开港渔业村委会之间的地块上。 控制中心的用地按本期建设规模进行布置，随着北沿地区基础设施的完善，该风电场将在下阶段进行扩容。 22新建站址占地40m60m。站区用地面积0.24hm，站址总用地面积约0.24hm。 本期安装的电气设备均布置在配电楼内；无功补偿装置本期不预留场地，根据接入系统审批意见精神初步考虑在控制中心附近临时租赁场地，具体方案在远期设计时考虑。 站区东侧设置二个出入口，与站区前的现有道路相连。站内道路形成环形，一般道路宽4.0m，为公路型混凝土道路。围墙采用2.3m高实体围墙。 站区自然地面高程约3.74.4m，站区前现有道路标高约为5.085.45m，站区设计地面标高暂定543、.50m。根据变电站总布置设计技术规程（DL/T 5056-2007）的规定，110kV电压等级的变电站站区场地设计标高应高于频率为2%的高水位或最高内涝水位。由于崇明地区的防潮大提的防潮标准很高，能够满足重现期为100年潮水的要求，故场地标高的确定应满足最高内涝水位的要求。由于现阶段未进行水文地质调查，待下阶段设计前收集到有关数据后，再复核场地标高是否满足要求。 站址区地震抗震设防烈度为度（第一组）设计基本地震加速度值为0.10g。建筑场地类别为类。建筑物框架抗震等级均为三级。 SEPD 10 2010年1月 上海崇明北沿风力发电工程 可行性研究报告 F031K02-A01A 1.9 施工组44、织设计 1.9.1 施工条件及总体布置 （1）交通条件：上海崇明北沿风力发电工程位于上海崇明东北部沿岸地区，风电场总装机容量48.0MW，拟安装24台2000kW风力发电机组。风电场拟从已建的上海（崇明、南汇）风力发电工程西侧、沿92塘及98塘向偏西北方向顺序2排布置风机，至北八滧港西侧约1300m为止，整个风电场风机基本呈东西向2排布置。初步拟定风电场对外运输方式如下：风电场利用海堤顶面道路与崇明北沿的交通网络相连，大型设备、施工机械考虑通过水路运输至八滧港东岸、风电场临时堆场码头，风电场的对外交通条件较为便利。由于初步拟定的风电机组单机容量为2MW，轮毂高度达80m，叶片直径为87m，机舱45、重量约80吨。与目前常用的主流机型相比，对外运输的要求较高，包括吊装机舱所用的机具也有相应要求。为确保上述风电机组设备在施工建设阶段顺利运输至场址内，应结合上海至崇明的现有交通运输条件以及崇明岛内的交通运输网络，进行场内外运输的专题研究。 风电场位于崇明岛东北部沿岸，风机拟沿92塘东段的内青坎和98塘内青坎上布置，风电场需利用海堤顶面道路作为场内的交通运输道路。两条海堤堤顶道路宽约65m，局部堤段堤顶道路宽小于5m需对海堤局部堤段采取适当的加固措施。以满足本工程施工阶段场内运输的要求。 （1）施工吊装条件：风电场的风力发电机组拟布置在海堤青坎上，风机基础中心与海堤内坡边线的距离约12m，风力发46、电机组的施工吊装平台可布置在青坎上。需同时并修筑一条从海堤顶面下青坎的临时便道，临时便道宽约5m，可满足风机施工吊装的要求。 （2）其他施工条件：风电场所在地是处于总体规划建设的崇明生态园区。风电场区域基本为无人居住、施工所需的水、电、通信等设施不全，均需从南侧居民生活区引入。同时配备发电车等、水车等自备设施，通信可利用普及率极高的移动通信解决。工程所需的商品混凝土、水泥、钢筋、砂石料、土方等其它工程建筑材料可就近在当地采购，或在上当地设置搅拌站现场解决。 （3）施工总体布置：根据风电场的风电机组布置方案，风电场内的风电机组之间利用防潮顶面道路连接。同时为满足风电机组的施工吊装，在每台风电机组47、附近需一个施工吊装平台。此外，还需配备一些设备和材料的临时堆放场所、施工临时生产SEPD 11 2010年1月 上海崇明北沿风力发电工程 可行性研究报告 F031K02-A01A 和生活场地、风力发电机组设备临时堆场。根据工程施工需要，其他临时设施主要集中布置在控制中心后期预留场地，需分散于各台风机位置的，可布置于预先施工完成的风机施工吊装平台。 1.9.2 施工方法 （1）风机及箱式升压站基础为一般的土建工程，按常规的施工方法施工。 （2）风力发电机组安装：选用一台Demag TC2600s汽车吊为主吊，辅吊采用ATF 100-5的汽车吊，以分件吊装的形式。吊装顺序：四段塔架机舱轮毂与叶片。48、 （3）箱式升压站安装：利用ATF 100-5的汽车吊直接吊装就位。 风电场利用海堤顶面道路与崇明北沿的交通网络相连，施工所需的水、电、通信等设施需从附近居民生活区引入。风电场110kV升压站和主要建筑物均为常规工程，按照电力工程施工规范进行施工。风电场集电线路为35kV直埋电缆与架空线方式的混合线路，为常规电力线路工程，按照电力工程施工规范进行施工。 1.9.3 施工总进度 施工控制进度为：准备工程110kV开关站土建及设备安装风力发电机组安装风机及箱变调试，总工期为14个月。 1.9.4 工程建设用地 根据风电场工程风机布置和施工总体布置，工程征地范围分为永久征地和临时征地。 本工程永久占49、地包括：风机基础、箱变基础、控制中心。其中：风机基础、箱变基础占用的土地为海堤的内青坎等，控制中心占用的按工业用地属性考虑。永久占地2合计15200m。 本工程施工临时占地包括：施工吊装平台、临时便道、各项临时生产设施、生活办公设施、风机设备堆场等。其中：施工吊装平台、临时便道临时占用的土地为海堤的内护坡和青坎，其他临时占用的土地主要为控制中心扩容预留用地，临时占地合计261580m。 1.10 工程管理 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SEPD 12 2010年1月 上海崇明北沿风50、力发电工程 可行性研究报告 F031K02-A01A 控制方式进行实时监控，控制中心和110kV升压站设置在同一区域内，并按照少人值守进行设计。 同时为减少风电场的人员编制，风电场仅配置常规的检修人员，技术难度大、复杂的检修工作（大修等）委托风机制造厂家或社会专业队伍。根据本期工程的建设规模，以及风电场工程建设和运行管理特点，初步考虑上海崇明北沿风电场工程配置建设、运行管理、生产及检修人员21人，负责风力发电机组巡视、日常维护和值班等工作。 1.11 环境保护和水土保持 施工内容主要为风力发电机组基础土方开挖和回填、基础承台浇筑、机组设备运输安装、控制中心修建等。施工噪声主要来自于挖掘机、空压51、机、推土机、起重机、振捣机、电锯等施工机械以及运输车辆。工程施工作业区离最近的主要居民区均保持一定间距，因此工程施工时产生的噪声对居民影响较小，可以采用避开噪声敏感时段施工，以减少对附近居民正常生活的影响。 工程在施工中由于土石方的开挖和施工车辆的行驶，可能在作业面及其附近区域产生粉尘和二次扬尘，造成局部局域的空气污染。因此，在施工过程中需保持场地清洁并经常洒水等措施，以减轻工程施工对周围环境的影响。 施工运输车辆也将增大相关道路的交通噪声，虽然车辆运输主要利用现有公路，对公路附近居民的影响不大，但仍应对车辆行驶时间、行驶路线进行严格控制和管理，注意避开噪声敏感区域和噪声敏感时段，文明行车。 52、工程施工废污水，经收集处理后对周围环境的影响较小。 本工程的风力发电机组施工平台需较大数量的回填土方，施工活动产生弃土，弃渣，弃土石方等基本用于回填。通过合理安排土方开挖和回填时间，并做好必要的防护，在施工结束后加快进行清理和植被的恢复，对水土流失的影响较小。 工程风力发电机组等设备选用低噪声设备，并加强设备的日常维护保养，尽量降低噪声。 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。同时，每年可为电网节约一定数量的燃煤，用水，减少相应的水力排灰废水和温排水等对水环境的污SEPD 13 2010年1月 上海崇明53、北沿风力发电工程 可行性研究报告 F031K02-A01A 染。由此可见，风电场有明显的环境效益和节能效益。 1.12 劳动安全与工业卫生 本期风电项目在施工过程中，最可能发生安全事故的工种有：运输吊装作业、用电作业、基坑开挖作业三个工种。 在风电场完工投产后，运行期中主要设备使用不当或设备质量不合格引起火灾、爆炸、电击、机械损伤等危害因素。高压设备区有雷击、噪声、振动、电磁辐射等危害因素。风力发电机组有雷击、高空坠物等潜在危害因素。 为保护运行人员的健康、防止人身事故的发生，风电场应按照国家有关法律法规要求，制定工业卫生与劳动保护管理规定。对防暑降温与防冻、电磁辐射保护、机械伤害保护、防爆、54、火灾处理、设备损害、电气伤害保护、劳保用品等内容做出规定。 1.13 节能 本项目为风力发电工程，风电是一种清洁的能源，既不通过消耗资源释放污染物、废料，也不产生温室气体破坏大气环境，也不会有废渣的堆放问题，有利于保护周围环境。与其它传统发电方式相比，风电可节省一定的发电用煤和减少环境污染治理费用。 本工程装机容量48.0MW，年上网电量为10850.9万kWh，与相同发电量的火电相比，每年可为电网节约标煤约37978.2t(火电煤耗按350g/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)607.7t，一氧化碳(CO)8.79t，氮氧化合物(NOx)340.55、7t，碳氢化合物(CnHm)3.41t，烟尘340.1t，减轻排放温室效应性气体二氧化碳(CO2)81379.6t。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 投资概算 上海崇明北沿风力发电工程位于上海崇明东北部沿岸地区，风电场总装机容量48MW，拟安装24台2000kW风力发电机组。 本项目是由上海绿色环保能源有限公司（以下简称“上海绿能”）、中电国际新能源控股有限公司（以下简称“中电国际”）、中电中国崇明有限公司（以下简称“中电SEPD 14 2010年1月 上海崇明北沿风力发电工程 可行性研究报告 F056、31K02-A01A 中国”）三方共同出资建设。 基本预备费：969.5万元； 工程静态投资：49443.3万元； 单位千瓦静态投资：10300.7元； 工程动态总投资：50388.0万元； 单位千瓦动态投资：10497.5元； 流动资金：100万元 工程总投资（含流动资金）：50488.0万元 本工程注册资本（含项目资本金及铺底流动资金）：需投入资本金17665.8万元，占工程动态总投资的35%，另需投入流动资金的30%作为铺底流动资金。注册资本以外的资金以贷款方式筹措，根据建设单位与贷款银行的协议。根据长期贷款利率按现行基准利率5.94%，建设期贷款利息944.7万元，占总投资的1.87%57、。 1.15 财务评价 本工程项目计算期取21年，其中建设期12个月，生产期20年。 本项目是由上海绿色环保能源有限公司（以下简称“上海绿能”）、中电国际新能源控股有限公司（以下简称“中电国际”）、中电中国崇明有限公司（以下简称“中电中国”）三方共同出资建设。其中上海绿能出资比例为51%，中电国际出资比例为20%，中电中国出资比例为29%。 工程动态总投资为50388.0万元，其中项目资本金占动态总投资的35%，为17635.8万元，其余部分向国内商业银行贷款。长期贷款年利率5.94%，贷款期为10年(不含建设期)。 在工程投产的第一年初，还需增加流动资金100万元，其中自有流动资金为30万元58、，计入注册资本金，流动资金贷款为70万元，年利率5.31%。 本项目按全部投资财务内部收益率为8.00%测算，则注册资本金的财务内部收益率（税后，下同）为8.86%，资本金财务净现值为1580.3万元，投资回收期为9.6年（不含建设期），总投资利润率(ROI)为4.70%，平均投资利税率为5.80%，项目资本金净利润率(ROE)为13.42%。 如根据上海风电资源情况，采用风电标杆电价，本工程经营期平均上网电价不含SEPD 15 2010年1月 上海崇明北沿风力发电工程 可行性研究报告 F031K02-A01A 增值税为0.5214元/kWh，含增值税为0.6100元/kWh。则项目全部投资财59、务内部收益率为7.38%测算，资本金财务内部收益率（税后，下同）为7.84%，投资回收期为10.0年（不含建设期），总投资利润率(ROI)为4.14%，平均投资利税率为5.19%，项目资本金净利润率(ROE)为11.83%。则此时，项目收益较低，存在一定风险。 若考虑本项目的CDM收益后，本项目财务指标能有所改善。由于国家近期已明确将实施增值税转型方案，即由生产型增值税转为消费性增值税。但由于具体实施细则尚未出台。若实施增值税转型的方案，则本项目在享受CDM的基础上，各项财务指标将进一步得到改善和提高。说明本项目在财务上是可行的。 SEPD 16 2010年1月 上海崇明北沿风力发电工程 可行60、性研究报告 F031K02-A01A 2 风力资源 2.1 风电场所在地的自然环境概况 2.1.1 风电场所在地的自然地理概况 崇明岛位于西太平洋沿岸中国海岸线的中点地区，地处中国最大河流长江入海口，是全世界最大的河口冲积岛，也是中国仅次于台湾岛、海南岛的第三大岛屿。全岛三面环江，一面临东海，南与浦东新区、宝山区及江苏省太仓市隔水相望，北与江苏省海门市、启东市一衣带水。全岛面积 1225平方公里，东西长80公里，南北宽13至18公里。岛上地势平坦，无山岗丘陵，西北部和中部稍高，西南部和东部略低。90%以上的土地标高（以吴淞标高0米为参照）在3.2米至4.2米之间。岛屿地理位置在东经12109361、0至1215400，北纬312700至315115，地处北亚热带，气候温和湿润，年平均气温15.4，日照充足，雨水充沛，四季分明。 2.1.2 风电场所在地的气象及风资源概况 崇明岛位于中纬度地区的太平洋西海岸，属北亚热带海洋性季风气候。四季分明、雨量充沛，气候温湿、年平均气温在15.4左右。根据上海市崇明侯家镇气象站有关气象资料统计，风电场所在区域的主要气象要素见表 2-1。 表 2-1 风电场所在区域主要气象要素表（崇明侯家镇气象站） 气象要素 单位 数值 多年平均气温 15.4 多年平均年降水量mm1098.1 年平均雷暴日数.3 天30 多年平均台风影响次数 次 /年3 多年平均雾日数62、38.1 天 多年平均大气压hPa1016.1 多年平均水气压hPa16.4 多年平均相对湿度% 81 盐雾 多发 崇明岛地处东亚季风盛行区，受冬夏季风影响，且四面临江（海），风力资源丰富。崇明岛属上海市郊县，远离城区，风资源受人为建构筑物影响较小。崇明岛的风速分布，与距江海岸线的距离、大陆表面粗糙度和城市化程度密切相关，总体表现为东部风速高于西部，北部风速高于南部，沿岸风速高于中心区域，江面、海面风速最大。根据上海市气象部门的统计，崇明侯家镇气象站平均风速在3.6m/s(19752004年，20m高)左右，比上海市区附近的风速约大1m/s；在临近江海岸线地区，临时观SEPD 17 2010年63、6月 上海崇明北沿风力发电工程 可行性研究报告 F031K02-A01A 测气象哨的平均风速约比气象站平均风速大1m/s以上；在水陆交界处的沿海滩涂地区，空旷平坦的陆面10m高空平均风速约为4.8m/s左右；海面风速在7m/s以上，比崇明侯家镇气象站平均风速约大3m/s左右。 崇明岛全年最多风向主要出现在东南、西北和东北三个方位，其中尤以东南风为最多。西北风，东北风、偏北风主要出现在冬季，东南风主要出现在夏季，盛行风向冬夏反向交替运行，春季和秋季是过渡季节。 2.2 崇明岛的风资源观测概况 崇明岛进行风要素观测的部门有气象、海洋、航道等部门。但从系统性和可靠性角度出发，具有较高参考价值有侯家镇64、气象站和上海市电力公司专门为风力发电设立的测风塔观测系统。1997年至今，上海市电力公司先后于崇明岛东旺沙、团结沙、北沿等地建立了多座测风塔。此外，与崇明岛隔水相望的上海大陆区域范围内建有南汇东海沿岸、芦潮港杭州湾沿岸等建有多座测风塔。侯家镇气象站和各测风站的位置见图 2-1。 SEPD 18 2010年6月 上海崇明北沿风力发电工程 可行性研究报告 F031K02-A01A 图 2-1 崇明北沿、南汇测风塔和崇明侯家镇气象站分布图 2.3 风电场风资源资料的采集、检验和修正 2.3.1 参考气象站风资源资料的采集、检验和修正 2.3.1.1 参考气象站的基本概况 崇明侯家镇气象站现位于崇明侯65、家镇，详见图 2-1。该气象站始建于1959年。自建站以来，由于周围环境等因素，气象站历经多次搬迁，历史搬迁情况见表 2-2。 表 2-2 崇明侯家镇气象站基本情况表 候家镇气象站 项 目 建站时间1959年4月 1968年6月以前采用维尔达风压器，1968年6月-1980年1月采用EL仪器及检测 型电接风速风向仪，1980年1月重新更换EL型电接风速风向仪直至现在。上海市气象局每年检测一次，气象站每月自检一次。 SEPD 19 2010年6月 上海崇明北沿风力发电工程 可行性研究报告 F031K02-A01A 1959年4月建于崇明城桥镇，1962年10月迁至崇明侯家镇，1980年搬迁情况 66、1月向西迁移170米到现站址。 1980年1月以前风杯高度为12.4m，现风杯高度位于气象站三楼平台安装高度 上，高度20.4m 气象站东及东南方150-200m有两座三层居民楼，其余为平房及棚舍，障碍物情况 均建于上世纪80年代以前。 植被情况 以稻田、菜地为主，局部树高约10m。 2.3.1.2 参考气象站风资源资料的采集、检验和修正 根据崇明侯家镇气象站的历史资料情况，考虑到本工程的特点和需要，本阶段收集了崇明侯家镇气象站的风资源历史观测数据如下： 1975年以来气象站的实测年平均风速资料； 气象站多年实测各风向频率统计资料； 气象站多年月平均风速资料； 2004年5月2005年4月历时67、风速、风向资料； 崇明侯家镇气象站由上海市气象局专业设置和维护管理，有较长时间的风速、风向观测记录数据。其风速、风向数据均按气象专业部门的规定进行采集，并由专业人员对数据进行检验和修正。因此，本报告不再对气象站的资料进行检验和修正。 2.3.1.3 参考气象站风速、风向资料的统计分析 （1）气象站风速历年变化统计 根据崇明侯家镇气象站1975年2004年风速数据统计，其多年平均风速为3.6m/s，年平均风速变化过程见图 2-2。 图 2-2 崇明侯家镇气象站年平均风速变化过程年平均4.504.003.503.002.502.001.50年份 SEPD 20 2010年6月 年平均风速（m/s）68、197519761977197819791980198119821983198419851986198719881989199019911992199319941995199619971998199920002001200220032004上海崇明北沿风力发电工程 可行性研究报告 F031K02-A01A 从图 2-2中可以看出，崇明侯家镇气象站年平均风速在1979年至1981年期间存一次较大的突变，结合崇明侯家镇气象站历史变迁情况的分析，1979年至1981年的风速突变显然是由于气象站站址搬迁而造成的。1985年后年平均风速有逐年减小的趋势，1985年1995年的多年平均风速为3.74m/s69、，1990年2000年的多年平均风速为3.44m/s，1994年2004年的多年平均风速为3.2m/s。多年平均风速持续减小，除了自然原因以外，显然还受到该阶段国民经济高速发展，大量房屋建设的影响。因此，影响气象站年平均风速变化的因素较多，有气候环境变化的影响；也有周围城市化的提高，地面粗糙度加大的影响；同时，也有气象站观测点周围障碍物变化的影响，如气象站的搬迁，观测点周围障碍物的增加或拆除，导致气象站年平均风速发生变化的不确定性。考虑到这些因素及气象站风速有持续减小的趋势，因此侯家镇气象站已不宜作为风资源分析的长期参考测站。 （2）气象站多年月平均风速统计 根据崇明侯家镇气象站多年月平均风速70、统计资料，其月平均风速变化见图 2-3。 SEPD 21 2010年6月 上海崇明北沿风力发电工程 可行性研究报告 F031K02-A01A 图 2-3 崇明侯家镇气象站多年月平均风速直方图4.54.03.53.02.52.01月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月月份 （3）气象站多年各风向频率统计 根据崇明侯家镇气象站多年各风向频率统计资料，其风向频率玫瑰图见下图，从图中可以看出，崇明侯家镇气象站的主导风向为东南风、东北风和西北风，而西风和西南风出现频率极少。多年各风向频率统计结果，体现了上海市季风特点，冬季盛行西北风、偏北风，夏季盛行东南风。 N10NNWNNE8NWNE671、WNW4ENE2W0EWSWESESWSESSWSSES 图 2-4 崇明侯家镇气象站多年风向频率玫瑰图 2.3.2 测风塔风资源资料的采集 2.3.2.1 参考测风塔的选择 风电场场址区域内安装有崇明北沿测风塔，该测风塔2004年10月就开始观测，且风资源系列数据完整率高，另外风电场场址周围地形较为平坦，故可直接将该测风SEPD 22 2010年6月 月平均风速（m/s)上海崇明北沿风力发电工程 可行性研究报告 F031K02-A01A 塔作为风电场的代表测风塔。参考测风塔的选择分析： 距离本工程风电场厂址较近有崇明东旺沙、团结沙测风塔。崇明东旺沙测风塔所采集的风速、风向数据，1998年4月72、28日以前由于测风设备内部时间与标准时间存在较大的差异，难以与其他区域观测数据进行相同时间的相关比较；1998年4月28日以后，测风仪设备恢复正常，但仅维持很短一段时间，之后断断续续，时好时坏，完整性和可靠性极差。崇明团结沙测风塔情况与东旺沙测风塔相似，数据的完整性和可靠性极差。因此本报告不采用团结沙、东旺沙测风塔的资料进行风资源分析。 其余测风塔中与风电场距离相对较近的是南汇测风塔，该测风塔位于南汇东部东海沿岸，东北临东海，西南靠大陆，地理环境与风电场存在一定的相似性；本工程风电场与南汇测风塔同处于一个小范围的沿海平原地区，其地理位置和周围环境基本相同，两者同属一个小区域的风气候环境，其风源73、基本一致；南汇测风塔周围地形较为平坦，基本上没有对测风塔有影响的人为障碍物，测风塔对自然风速有较好的代表性。且两座测风塔风速相关系数为0.94，相关性很好；南汇测风塔从1997年就开始测风，至2005年已有8年；因此，以南汇测风塔作为本次风资源的长期参考测站是可行的。 2.3.2.2 测风塔的基本情况 上海市在1997年开始建立风力发电专门测风塔系统。根据目前测风塔的分布、及其观测时间和观测质量情况，同时考虑风电场的地理位置，选择位于风电场场址内的崇明北沿测风塔，和观测时间较长、风资源数据比较齐全的南汇测风塔的观测数据进行风资源分析。各测风塔的基本情况如下。 （1）崇明北沿港测风塔于2004年74、11月建立，位于崇明北部长江海堤外侧，北八滧港西侧约300m。测风塔在70m、60m、50m、10m高处分别安装了风速传感器。为保证测量精度，在70m高处测风塔的东、北方向各安装一台风速传感器；在10m、70m高处分别安装风向传感器。测风塔建立后，10m高处的风向传感器在2005年3月26日之后发生故障，未实现该高度的风向观测，其余设备运行状况良好。 （2）南汇测风塔于1997年2月建立，位于南汇东部东海沿岸，大治河出海口以北约300m的“九四塘”内侧，详见图 2-1。测风塔在10m、40m、50m高度分别安装了风速传感器，在50m高度安装了风向传感器。测风塔自建立以来，50m高处的风向传感器75、1998年6月20日以后出现故障损坏；40m高处的风速传感器于2000年6月29日以后出现故障损坏；50m高度的风速传感器2005年1月13日起发生不正SEPD 23 2010年6月 上海崇明北沿风力发电工程 可行性研究报告 F031K02-A01A 常数据传输，至2月14日后恢复正常。其余设备和观测时间未发现异常现象。 2.3.2.3 测风塔风资源资料的采集 根据测风塔的基本情况和风电场风资源分析的需要，本报告收集的测风塔风资源系列资料如下。 （1）崇明北沿测风塔2004年11月1日2008年4月30日各高度的风速、风向观测资料。 （2）南汇测风塔1997年3月1日2005年8月19日各高度76、的风速、风向观测资料； 2.3.2.4 测风年的选择 由于作为长期参考测站的南汇测风塔的数据只到2005年8月19日，为充分利用南汇测风塔的数据，本报告选择2004年11月2005年10月作为测风年时段。 2.3.3 测风塔风资源资料的检验和修正 2.3.3.1 完整性检验 （1）崇明北沿测风塔2004年11月1日2005年4月30日的风速、风向数据，经检验：10m高处的风向传感器在2005年3月26日之后发生故障，未实现该高度的风向观测，其他设备及观测时间未发生异常现象，除10m风向以外，其他数据完整率为99.96。 70m东、70m北两个方向测风仪所测风速，会受测风塔塔身的影响，经检查在正77、西、正南两个风向出现较大差异（差异情况见表 2-3） 表 2-3 参考测风塔70m高度测风仪不同风向风速差异表 S W70m东 6.485.22 70m北5.555.46正南风时以70m东风速代替70m北风速，正西风时以70m北风速代替70m东风速，同时考虑到偏南风、偏西风时，塔身也可能对风速的影响，故将修正后70m东、70m北风速的平均值作为70m的代表风速。 （2）南汇测风塔1997年3月1日2005年8月19日的风速、风向数据，经检验：除1998年6月20日以后50m高处的风向传感器损坏、2000年6月29日以后40m高处的风速传感器损坏外，其余数据：有极少量的数据在采集操作过程中丢失，78、由于历时很短，直接采用前后时段的数据平均值给予补缺； SEPD 24 2010年6月 上海崇明北沿风力发电工程 可行性研究报告 F031K02-A01A 40m高处的风速传感器在2000年6月29日设备损坏之前，每年均有250350h的数据间歇性不正常现象，说明设备安装后不久已有故障，其数据资料可能存在有效性的问题。考虑到该高度的观测数据在风资源分析中作用不大，故不再进行数据修正，也不予采用。 2002年11月4日9:0012月31日23:50、2003年4月22日3:005月16日11:50、2004年6月10日0:106月10日11:00、2004年8月5日23:008月6日13:00数据79、丢失。由于资料缺少时间较长，又无相应的资料参照，未进行数据修正。 2005年1月14日6:002005年2月13日14:00，2005年4月29日11:002005年4月30日23:00观测数据出现乱码现象，其后又恢复正常。目前未查出其原因，据分析，可能是信号传输线由于测风塔的震动，产生接触而短路造成，同时也由于测风塔的震动使短路的信号传输线分离，而又恢复正常。该时段的数据短缺，采用芦潮港同时段的观测数据进行相关插补，相关插补的依据是：二测风塔在2004年11月2005年5月期间具有良好的相关关系，其主要风向（东北风、北风、西北风）的相关系数均在0.9以上。南汇测风塔历年各观测要素数据完整率见80、表 2-4。 表 2-4 南汇测风塔历年各观测要素数据完整率汇总表 97年 98年 99年 00年 01年 02年 03年 04年 50m风速 99.99%100.00% 99.98%99.99%100.00%84.21% 93.32% 91.39%40m风速 95.57%97.11% 96.83%- - - - - 10m风速 99.99%100.00% 99.98%99.99%100.00%84.21% 93.32% 91.39%50m风向 99.99%- - - - - - - 2.3.3.2 合理性检验 两座测风塔的风向风速均在合理范围内。 2.3.3.3 相关性检验 经检验参考测风塔81、共有45个小时50m/10m小时平均风速差值大于4.0m/s。经进一步确认，这些数据仍然有效。 2.3.3.4 测风塔数据修正 由于缺测数据的时段较短故直接采用前后平均的方法加以插补。 2.4 风电场风资源分析 2.4.1 风资源数据的相关分析 为了进一步分析两座测风塔之间的关系，本报告对崇明北沿测风塔各高度风速与SEPD 25 2010年6月 上海崇明北沿风力发电工程 可行性研究报告 F031K02-A01A 南汇测风塔50m高度风速之间进行相关分析。分析结果见表 2-5。 SEPD 26 2010年6月 上海崇明北沿风力发电工程 可行性研究报告 F031K02-A01A 图 2-5 崇明北82、沿测风塔70m南汇测风塔50m各风向相关关系图NNNE20161415121010865y = 0.8967x + 0.57314y = 0.7985x + 0.7495222R = 0.9684R = 0.9664000510152005101520参考站风速(m/s)参考站风速(m/s)NEENE20201515101055y = 0.6837x + 2.0325y = 0.9205x + 0.647122R = 0.9462R = 0.928500051015200510152025参考站风速(m/s)参考站风速(m/s)EESE2525202015151010y = 0.7889x +83、 1.5185y = 0.8291x + 1.56185522R = 0.9472R = 0.94200102030102030参考站风速(m/s)参考站风速(m/s)SESSE252020151510105y = 0.819x + 1.2091y = 0.8328x + 1.4613522R = 0.9694R = 0.967100051015202505101520参考站风速(m/s)参考站风速(m/s) SEPD 27 2010年6月 测风塔风速(m/s)测风塔风速(m/s)测风塔风速(m/s)测风塔风速(m/s)测风塔风速(m/s)测风塔风速(m/s)测风塔风速(m/s)测风塔风速(m84、/s)上海崇明北沿风力发电工程 可行性研究报告 F031K02-A01A SSSW141012810689644y = 0.5341x + 2.4985y = 0.658x + 2.12362222R = 0.9177R = 0.960900051015051015参考站风速(m/s)参考站风速(m/s)SWWSW121010886644y = 0.6792x + 1.4691y = 0.5656x + 2.042222R = 0.9218R = 0.840600051015051015参考站风速(m/s)参考站风速(m/s)WWNW12201015861045y = 0.9064x + 1.85、0113y = 1.103x + 0.2839222R = 0.9227R = 0.95450005101505101520参考站风速(m/s)参考站风速(m/s)NWNNW20201515101055y = 1.0109x + 0.4835y = 0.9601x + 1.649622R = 0.9619R = 0.9484000510152005101520参考站风速(m/s)参考站风速(m/s) SEPD 28 2010年6月 测风塔风速(m/s)测风塔风速(m/s)测风塔风速(m/s)测风塔风速(m/s)测风塔风速(m/s)测风塔风速(m/s)测风塔风速(m/s)测风塔风速(m/s)上海86、崇明北沿风力发电工程 可行性研究报告 F031K02-A01A 图 2-6 崇明北沿测风塔60m南汇测风塔50m各风向相关关系图NNNE201614151210108654y = 0.792x + 0.9115y = 0.9054x + 0.5133222R = 0.9423R = 0.9683000510152005101520参考站风速(m/s)参考站风速(m/s)NEENE20201515101055y = 0.6618x + 1.9734y = 0.8957x + 0.645822R = 0.9427R = 0.921600051015200510152025参考站风速(m/s)参考站87、风速(m/s)EESE2525202015151010y = 0.756x + 1.4988y = 0.7908x + 1.55335522R = 0.9544R = 0.938700102030102030参考站风速(m/s)参考站风速(m/s)SESSE252020151510105y = 0.8211x + 1.2997y = 0.7755x + 1.3193522R = 0.9684R = 0.962700051015202505101520参考站风速(m/s)参考站风速(m/s) SEPD 29 2010年6月 测风塔风速(m/s)测风塔风速(m/s)测风塔风速(m/s)测风塔风速(88、m/s)测风塔风速(m/s)测风塔风速(m/s)测风塔风速(m/s)测风塔风速(m/s)上海崇明北沿风力发电工程 可行性研究报告 F031K02-A01A SSSW121010886644y = 0.5738x + 2.3433y = 0.6289x + 2.14092222R = 0.9245R = 0.965900051015051015参考站风速(m/s)参考站风速(m/s)SWWSW121010886644y = 0.5575x + 1.9589y = 0.6748x + 1.30342222R = 0.8404R = 0.923900051015051015参考站风速(m/s)参考站89、风速(m/s)WWNW12201015861045y = 0.8113x + 0.6314y = 1.0874x + 0.2579222R = 0.9121R = 0.94840005101505101520参考站风速(m/s)参考站风速(m/s)NWNNW20201515101055y = 0.9412x + 1.638y = 1.0137x + 0.491122R = 0.9488R = 0.9616000510152005101520参考站风速(m/s)参考站风速(m/s) SEPD 30 2010年6月 测风塔风速(m/s)测风塔风速(m/s)测风塔风速(m/s)测风塔风速(m/s)测90、风塔风速(m/s)测风塔风速(m/s)测风塔风速(m/s)测风塔风速(m/s)上海崇明北沿风力发电工程 可行性研究报告 F031K02-A01A 图 2-7 崇明北沿测风塔50m南汇测风塔50m各风向相关关系图NNNE2016141512101086y = 0.8805x + 0.49354y = 0.7706x + 0.795122R = 0.96732R = 0.9592000510152005101520参考站风速(m/s)参考站风速(m/s)NEENE162014121510810645y = 0.6293x + 1.9482y = 0.8715x + 0.6087222R = 0.991、438R = 0.918400051015200510152025参考站风速(m/s)参考站风速(m/s)EESE2525202015151010y = 0.7548x + 1.3836y = 0.7204x + 1.41015522R = 0.9584R = 0.957900102030102030参考站风速(m/s)参考站风速(m/s)SESSE201614151210108654y = 0.7698x + 1.2237y = 0.7222x + 1.3425222R = 0.9554R = 0.940800051015202505101520参考站风速(m/s)参考站风速(m/s) SE92、PD 31 2010年6月 测风塔风速(m/s)测风塔风速(m/s)测风塔风速(m/s)测风塔风速(m/s)测风塔风速(m/s)测风塔风速(m/s)测风塔风速(m/s)测风塔风速(m/s)上海崇明北沿风力发电工程 可行性研究报告 F031K02-A01A SSSW121010886644y = 0.5248x + 2.247y = 0.6065x + 1.84752222R = 0.9258R = 0.963600051015051015参考站风速(m/s)参考站风速(m/s)SWWSW1010886644y = 0.5223x + 1.8069y = 0.6356x + 1.2753222293、R = 0.8579R = 0.89800051015051015参考站风速(m/s)参考站风速(m/s)WWNW12201015861045y = 0.8165x + 0.6554y = 1.0841x + 0.1855222R = 0.9033R = 0.95880005101505101520参考站风速(m/s)参考站风速(m/s)NWNNW2020151510105y = 0.9429x + 1.45045y = 0.9953x + 0.45542R = 0.95472R = 0.9628000510152005101520参考站风速(m/s)参考站风速(m/s) SEPD 32 2094、10年6月 测风塔风速(m/s)测风塔风速(m/s)测风塔风速(m/s)测风塔风速(m/s)测风塔风速(m/s)测风塔风速(m/s)测风塔风速(m/s)测风塔风速(m/s)上海崇明北沿风力发电工程 可行性研究报告 F031K02-A01A 图 2-8 崇明北沿测风塔10m南汇测风塔50m各风向相关关系图NNNE1412121010886644y = 0.6591x + 0.6533y = 0.5522x + 1.05082222R = 0.9505R = 0.9486000510152005101520参考站风速(m/s)参考站风速(m/s)NEENE1214121010886644y = 095、.5351x + 1.1925y = 0.5721x + 0.98752222R = 0.9482R = 0.892300051015200510152025参考站风速(m/s)参考站风速(m/s)EESE20201515101055y = 0.5594x + 1.2294y = 0.5819x + 1.01122R = 0.9491R = 0.924200102030102030参考站风速(m/s)参考站风速(m/s)SESSE16141412121010886644y = 0.5411x + 1.3487y = 0.6268x + 0.75542222R = 0.9451R = 0.95296、100051015202505101520参考站风速(m/s)参考站风速(m/s) SEPD 33 2010年6月 测风塔风速(m/s)测风塔风速(m/s)测风塔风速(m/s)测风塔风速(m/s)测风塔风速(m/s)测风塔风速(m/s)测风塔风速(m/s)测风塔风速(m/s)上海崇明北沿风力发电工程 可行性研究报告 F031K02-A01A SSSW10768564342y = 0.4574x + 1.2239y = 0.4401x + 1.11342212R = 0.9475R = 0.915100051015051015参考站风速(m/s)参考站风速(m/s)SWWSW887766554497、3322y = 0.4035x + 1.3829y = 0.5841x + 0.46731212R = 0.821R = 0.882800051015051015参考站风速(m/s)参考站风速(m/s)WWNW1016148121068464y = 0.8333x + 0.1138y = 0.7356x + 0.34962222R = 0.9362R = 0.79250005101505101520参考站风速(m/s)参考站风速(m/s)NWNNW16141412121010886644y = 0.7938x + 1.0831y = 0.7852x + 0.5863222R = 0.9619298、R = 0.954000510152005101520参考站风速(m/s)参考站风速(m/s) SEPD 34 2010年6月 测风塔风速(m/s)测风塔风速(m/s)测风塔风速(m/s)测风塔风速(m/s)测风塔风速(m/s)测风塔风速(m/s)测风塔风速(m/s)测风塔风速(m/s)上海崇明北沿风力发电工程 可行性研究报告 F031K02-A01A 表 2-5 崇明北沿测风塔不同高度与南汇测风塔50m高度各风向风速相关系数表风向/高度 70m 60m 50m 10m 风向/高度 70m 60m 50m10mN 0.98 0.98 0.98 0.97 S 0.98 0.98 0.98 0.999、7 NNE 0.98 0.97 0.98 0.97 SSW 0.96 0.96 0.96 0.96 NE 0.96 0.96 0.96 0.94 SW0.92 0.92 0.93 0.91 ENE 0.97 0.97 0.97 0.97 WSW 0.96 0.96 0.95 0.94 E0.97 0.98 0.98 0.97 W0.96 0.96 0.95 0.89 ESE 0.97 0.97 0.98 0.96 WNW 0.98 0.97 0.98 0.97 SE 0.98 0.98 0.97 0.97 NW 0.97 0.97 0.98 0.98 SSE 0.98 0.98 0.98 0.100、98 NNW 0.98 0.98 0.98 0.98 总体 0.98 0.98 0.98 0.98 从以上图表可见崇明北沿测风塔各高度与南汇测风塔50m高度各风向风速相关系数最小为0.89，说明两座测风塔的相关性极好。 2.4.2 代表年风速、风向系列数据延长修正 2.4.2.1 参考长期测站的数据延长 由于南汇测风塔与崇明北沿测风塔的同期数据只有10个月，不满一年，因此本报告利用两座测风塔的相关关系及崇明北沿测风塔的风资源数据，将南汇测风塔50m高度延长至2005年10月。 2.4.2.2 代表年风速的延长 根据已掌握的各风资源观测点的资料数据，具有较长系列数据资料的有：崇明侯家镇气象站和南101、汇测风塔。为体现代表年风速的合理性，基于如下几个方面的因素，本报告采用南汇测风塔1997年11月2005年10月的系列资料对崇明北沿测风塔进行代表年系列数据的延长修正。 （1）崇明侯家镇气象站30年的平均风速，由于受周围环境及站址搬迁的影响，其30年的平均风速已不具有代表性； （2）1997年以来，南汇测风塔和侯家镇气象站的年风速变化过程总体上是基本一致的，见图 2-9。单从图中可以看出，在经历了2002年、2003年小风年之后，2004年南汇测风塔平均风速向平均水平有较明显的回升，而崇明侯家镇气象站2004年平均风速依然维持在小风年的水平。通过分析表明气象站年平均风速，可能已受到周围障碍物的102、影响，在无法对其进行还原的情况下，不宜用作长系列修正的依据。因此不宜将气象站的资料用作长系列修正的依据。 SEPD 35 2010年6月 上海崇明北沿风力发电工程 可行性研究报告 F031K02-A01A 图 2-9 1997年后气象站和测风塔年风速变化过程8.007.006.005.00南汇测风塔崇明气象站4.003.002.001.0019971998199920002001200220032004年份 根据南汇测风塔1997年11月2005年10月的系列资料统计，其50m高度的多年平均风速为6.59m/s，2004年11月2005年10月50m高度的年平均风速为6.4m/s，风速的修正系103、数为0.19m/s。 根据上述相关成果，推算出崇明北沿测风塔70m高度代表年年平均风速成果如表 2-6。 表 2-6 崇明北沿测风塔的70米高度代表年月平均风速 70m 60m 50m 10m 1月 6.21 6.12 5.91 4.55 2月 7.33 7.21 6.93 5.34 3月 6.83 6.69 6.43 5.00 4月 6.40 6.21 5.96 4.61 5月 6.92 6.78 6.57 5.12 6月 6.04 5.92 5.68 4.37 7月 6.18 5.92 5.58 4.28 8月 7.06 6.93 6.08 5.07 9月 7.30 7.17 6.69 5104、.12 10月 6.52 6.45 5.85 4.66 11月 6.16 6.04 5.83 4.29 12月 7.42 7.28 7.01 5.19 平均风速 6.69 6.56 6.21 4.80 平均风功率 289.3 272.8 239.4 113.6 2.4.3 风电场风速随高度变化规律统计 根据崇明北沿测风塔2004年11月2005年10月的观测数据，60m70m平均风剪切指数为0.12，50m60m为0.37。 SEPD 36 2010年6月 年平均风速(m/s)上海崇明北沿风力发电工程 可行性研究报告 F031K02-A01A 2.4.4 风电场湍流强度分析 根据崇明北沿测风塔105、2004年11月2005年10月的观测数据，进行风电场的湍流强度分析。本工程初步选择的风力发电机组的切入风速大于3.0m/s，因此，仅分析风速大于3.0m/s的风电场湍流强度。 （1）10分钟湍流强度统计分析 根据崇明北沿测风塔2004年11月2005年10月的观测数据，风电场10分钟湍流强度统计成果见表 2-7、各高度不同湍流强度出现频率曲线见 图 2-10。 各高度小于0.25湍流强度的出现频率均大于99，说明芦潮港风电场属中等湍流强度； 随高度的增加，小于0.10湍流强度的出现频率在增大，最大湍流强度在减小，60m以上高度逐渐趋于平稳。说明风电场随高度增加，风资源的质量也随之提高。 表 106、2-7 风电场10分钟湍流强度统计成果表 测风仪高度70m-1 70m-2 60m50m 10m 小于0.1出现频率 69.08% 65.77% 63.38% 51.85% 0.65% 出现频率单位高度差额 3.31% 2.38% 11.53% 51.20% 小于0.25出现频率 99.82% 99.77% 99.80% 98.87% 99.07%最大湍流强度 0.65 0.60 0.58 1.33 0.77 平均湍流强度 0.09 0.09 0.09 0.10 0.16 v=15m/s时的湍流强度 0.10 0.09 0.10 0.11 0.15 湍流强度等级 弱 弱 弱 中 中 小于0.1107、出现频率 69.08% 65.77% 63.38% 51.85% 0.65% SEPD 37 2010年6月 上海崇明北沿风力发电工程 可行性研究报告 F031K02-A01A 图 2-10 各高度不同湍流强度出现频率曲线18.0%16.0%14.0%12.0%70m70m-210.0%60m8.0%50m10m6.0%4.0%2.0%0.0%0.000.100.200.300.400.500.60湍流强度 2.4.5 风电场轮毂高度代表年风资源特征 根据选择的风机机型，本风电场的轮毂高度为80m。 根据对60m-70m的0.12的风切变指数，和70m高度的风资源数据，推算出代表风电场多年平均108、水平轮毂高度的风速、风向资料数据，其年平均风速为6.80m/s，平2均风功率密度302.1W/m，各特征值如下： 2.4.5.1 风速和风功率密度年变化过程 风电场轮毂高度代表年月平均风速变化过程见图 2-11。风电场大风月为2、8、9、12月，平均风速超过7m/s；小风月为6月，平均风速接近6.13m/s。风功率密度最大月为8月，最小为6月。 SEPD 38 2010年6月 频率上海崇明北沿风力发电工程 可行性研究报告 F031K02-A01A 图 2-11 风电场轮毂高度风速和风功率密度年变化曲线80m代表年风速80m代表年风速风功率6008.007.005006.004005.00300109、4.003.002002.001001.0000.001月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月80m代表年风速6.31 7.45 6.94 6.50 7.03 6.13 6.28 7.18 7.42 6.62 6.26 7.54 80m代表年风速风功率218.8 376.6 322.8 246.1 299.3 181.3 221.0 480.2 377.7 257.2 245.6 400.3 月份 2.4.5.2 风速和风功率密度日变化过程 风电场轮毂高度风速和风功率密度日变化过程见图 2-12。 由图 2-12可知，风电场轮毂高度风速和风功率密度代表日变化，白天大于晚上，其中以110、14:0022:00风速和风功率密度最大，最小风速和风功率密度出现在6:0012:00。 图 2-12 风电场轮毂高度风速和风功率密度日变化过程风速风功率密度7.43403307.23207.03106.83002906.62806.42706.22606.025001234567891011121314151617181920212223风速6.8 6.8 6.8 6.7 6.6 6.7 6.6 6.5 6.5 6.5 6.6 6.6 6.7 6.8 7.0 7.1 7.2 7.0 7.0 7.0 6.9 7.0 6.9 6.7 风功率密度297 315 318 314 306 301 28111、0 282 285 284 296 291 286 300 310 326 336 313 306 299 298 312 306 289 时段 2.4.5.3 风速和风能频率分布 风电场轮毂高度全年风速和风能出现频率直方图见图 2-13。 根据各级风速统计，风速在3m/s25m/s之间的出现频率占94.97%，风速占到SEPD 39 2010年6月 风速(m/s)风速(m/s)2风功率密度(W/m)2风功率密度(W/m)上海崇明北沿风力发电工程 可行性研究报告 F031K02-A01A 99.94%，风速出现最多的区间为6m/s，风能出现最大的区间为9m/s，有效风能利用小时数为8097h。112、 表 2-8 风速和风能频率分布表 风速区间 风速分布频率 风功率分布频率风速区间风速分布频率风功率分布频率0 0.00% 0.00% 13 1.31% 5.88% 11.88%0.00%140.80%4.48%2 3.15% 0.06% 15 0.62% 4.19% 35.40%0.31%160.29%2.34%4 8.42% 1.14% 17 0.15% 1.46% 514.06%3.65%180.05%0.55%6 15.47% 6.87% 19 0.10% 1.44% 714.93%10.35%200.10%1.67%8 13.14% 13.57% 21 0.07% 1.29% 99.113、47%13.82%220.02%0.49%10 5.56% 11.01% 23 0.01% 0.28% 112.91%7.70%240.01%0.30%12 2.07% 7.15% 25 0.00% 0.00% 图 2-13 轮毂高度全年风速和风能出现频率直方图风速风功率18.00%16.00%14.00%12.00%10.00%8.00%6.00%4.00%2.00%0.00%012345678910111213141516171819202122232425风速区间 2.4.5.4 风向玫瑰图 风电场轮毂高度各风向频率玫瑰图见图 2-14，各月风向频率玫瑰图见 图 2-15。代表年主风向为114、SSE、SE、N、NW风向。 SEPD 40 2010年6月 频率上海崇明北沿风力发电工程 可行性研究报告 F031K02-A01A 图 2-14 风电场轮毂高度各风向频率玫瑰图N12%NNWNNE10%NWNE8%6%WNWENE4%2%W0%EWSWESESWSESSWSSES 表 2-9 风电场轮毂高度各风向分布频率 N 11.19%S 7.67% NNE6.30% SSW4.56%NE6.82%SW2.14%ENE 5.61% WSW 2.04% E4.77%W2.04%ESE 6.58% WNW 3.58% SE9.38%NW7.68%SSE 11.89% NNW 7.74% SEP115、D 41 2010年6月 上海崇明北沿风力发电工程 可行性研究报告 F031K02-A01A 图 2-15 风电场轮毂高度各风向频率玫瑰图1月2月3月NNN30%30%15%NNWNNENNWNNENNWNNENWNENWNENWNE20%20%10%WNWENEWNWENEWNWENE10%10%5%W0%EW0%EW0%EWSWESEWSWESEWSWESESWSESWSESWSESSWSSESSWSSESSWSSESSS4月5月6月NNN20%30%40%NNWNNENNWNNENNWNNENWNENWNENWNE20%10%20%WNWENEWNWENEWNWENE10%W0%EW0%116、EW0%EWSWESEWSWESEWSWESESWSESWSESWSESSWSSESSWSSESSWSSESSS7月8月9月NNN20%20%15%NNWNNENNWNNENNWNNENWNENWNENWNE10%10%10%WNWENEWNWENEWNWENE5%W0%EW0%EW0%EWSWESEWSWESEWSWESESWSESWSESWSESSWSSESSWSSESSWSSESSS10月11月12月NNN30%15%20%NNWNNENNWNNENNWNNENWNENWNENWNE20%10%10%WNWENEWNWENEWNWENE10%5%W0%EW0%EW0%EWSWESEWSW117、ESEWSWESESWSESWSESWSESSWSSESSWSSESSWSSESSS 2.4.5.5 风能玫瑰图 风电场轮毂高度各风向风能玫瑰图见图 2-16，各月风能频率玫瑰图见图 2-17。 SSE、NW、N为主风能风向。 SEPD 42 2010年6月 上海崇明北沿风力发电工程 可行性研究报告 F031K02-A01A 图 2-16 风电场轮毂高度各风向风能频率玫瑰图N14%NNWNNE12%NWNE10%8%6%WNWENE4%2%W0%EWSWESESWSESSWSSES 表 2-10 风电场轮毂高度各风向风能分布频率 N 11.49% S 6.15% NNE 5.80% SSW 2118、.38% NE 5.85% SW 0.69% ENE 4.55% WSW 0.95% E 5.95% W 1.27% ESE 8.51% WNW 4.13% SE 7.74% NW 12.43% SSE 12.70% NNW 9.39% SEPD 43 2010年6月 上海崇明北沿风力发电工程 可行性研究报告 F031K02-A01A 图 2-17 风电场轮毂高度各月风能频率玫瑰图1月2月3月NNN30%30%30%NNWNNENNWNNENNWNNENWNENWNENWNE20%20%20%WNWENEWNWENEWNWENE10%10%10%W0%EW0%EW0%EWSWESEWSWESE119、WSWESESWSESWSESWSESSWSSESSWSSESSWSSESSS4月5月6月NNN30%30%40%NNWNNENNWNNENNWNNENWNENWNENWNE20%20%20%WNWENEWNWENEWNWENE10%10%W0%EW0%EW0%EWSWESEWSWESEWSWESESWSESWSESWSESSWSSESSWSSESSWSSESSS7月8月9月NNN20%30%20%NNWNNENNWNNENNWNNENWNENWNENWNE20%10%10%WNWENEWNWENEWNWENE10%W0%EW0%EW0%EWSWESEWSWESEWSWESESWSESWSES120、WSESSWSSESSWSSESSWSSESSS10月11月12月NNN40%30%30%NNWNNENNWNNENNWNNENWNENWNENWNE20%20%20%WNWENEWNWENEWNWENE10%10%W0%EW0%EW0%EWSWESEWSWESEWSWESESWSESWSESWSESSWSSESSWSSESSWSSESSS 2.5 极端风速分析 本报告采用上海气候中心2002年11月做的上海南汇、崇明风电场场址最大风速和极大风速的计算的结论（气候中心报告见本报告附件）：风电场场址处70m高度的50年一遇的10分钟最大风速为37.5m/s，50年一遇瞬时极大风速为43.1m/s121、。根据场址区域实测风资源数据资料分析，50m60m高度风剪切指数为0.37，而60m70m高度的风剪切指数为0.12，随高度增加风剪切指数会发生变化。而随着发生大风工况下其风剪切指数会相应变小，因此根据相关工程经验，采用0.1风剪切指SEPD 44 2010年6月 上海崇明北沿风力发电工程 可行性研究报告 F031K02-A01A 数推算到80m高度的50年一遇10分钟最大风速为38 m/s，50年一遇瞬时极大风速为43.68m/s。 2.6 风电场风能资源评价 2本风电场50m高度的风功率密度为239.4W/m，根据风电场风能资源评估方法（GB/T 18710-2002）制订的风功率密度等级122、划分标准，风功率密度等级为2级。同时风电场轮毂高度有效风速小时数为8097小时（3.525 m/s），而风电场湍流强度也较小。在风向上，本风电场向风能集中在SSE、NW、N，对风机布置较为有利，对风能利用也较为方便。SEPD 45 2010年6月 上海崇明北沿风力发电工程 可行性研究报告 F031K02-A01A SEPD 46 2010年6月 上海崇明北沿风力发电工程 可行性研究报告 F031K02-A01A 3 工程地质 3.1 概述 上海崇明北沿风力发电工程位于上海市崇明县东北部地区，本期拟建风电场的规模为48.0MW。初步确定从崇明东旺沙闸处，原上海崇明东旺沙风电场西侧开始沿92、98123、塘向偏西北方向顺序2排布置24台、单机容量为2000kW的风机机型，至近北八滧港西侧约1300m，整个风电场风机基本呈东西方向二排布置。上海崇明北沿风力发电工程在目前的设计阶段尚未进行相应的地质勘探，而由于目前已建成的上海（崇明、南汇）风力发电扩建工程与本工程相邻，2个风电场的工程地质情况十分接近。因此，本工程设计阶段的工程地质条件暂参照上海（崇明、南汇）风力发电扩建工程的岩土工程勘察报告。本阶段不进行相应的勘探工作，待风机微观选址工作完成后，在每台风机基础的位置进行详细的地质勘探工作。 3.2 地形与地质条件 3.2.1 地形地貌 工程场地位于92、98堤内青坎上，地表高程2.53.8m。 124、本工程场地属河口、砂嘴、砂岛地貌类型。 3.2.2 地基土构成与特征 参考上海（崇明、南汇）风力发电扩建工程的地质勘探资料进行综合分析，本工程场址的地基土层按地质年代、成因类型、土性的不同和物理力学性质的差异基本可分为9个大层，土层自上而下分别为：层填土、层砂质粉土、层粉土、层淤泥质粘土、层粘土、层粘质粉土、层粉质粘土、层粉细砂。 -1层填土：以粘性土及部分粉性土为主，含植物根以及垃圾等组成。土质疏松不均匀，普遍分布，平均厚约1.60m。 层淤泥：灰色，饱和，夹少量粉砂、粉土团块，含有机质及植物根系，土性-2软弱，流塑软塑状，层淤泥原为海滩淤泥，后因场地部位修建堤坝，被埋于地-2下。层淤泥主要125、分布于92堤堤身下部地基和部分堤脚处，平均厚度约为1.1m。 -23以上二层为全新世Q土层，由人工围田形成。 4层砂质粉土：灰灰黄色，饱和、含云母，夹较多薄层粘性土及粉砂，偶见-3SEPD 47 2010年6月 上海崇明北沿风力发电工程 可行性研究报告 F031K02-A01A 贝壳碎屑，土质不均匀。本层呈稍密状，局部中密，中等压缩，普遍分布，层厚8.6512.10m，层底标高-6.71-10.19m。 3以上一层为全新世Q土层，属滨海河口相沉积物。 4层淤泥质粉质粘土：灰色，饱和、流塑，含粉粒，夹较多粉土、粉砂薄层及-1团块，偶见贝壳碎屑。本层为高压缩性土层，在整个场地普遍分布，层厚1.70126、5.80m，层底标高-9.95-14.50m。 层砂质粉土：灰色，饱和，稍密，局部中密，含云母，夹较多1-3cm厚薄层-2粘性土，偶见贝壳碎屑，土质不均匀，中等压缩性。本层普遍分布，厚1.604.60m，层底标高-12.50-15.30m。 层淤泥质粘土：灰色，饱和、流塑，含半腐植物及少量贝壳碎片，偶夹粉土或粉砂薄层，土质均匀细腻。本层为高压缩性土层，在整个场地普遍分布，层厚13.5019.90m，层底标高-2799-32.25m。 2以上三层为全新世Q土层，属滨海浅海相沉积物。 4层粘土：灰色，饱和、流塑，含腐殖质，夹粉土、粉砂薄层，邮件贝壳碎-1-1屑，土质均匀细腻。本层为高压缩性土，普遍127、分布，层厚9.0015.00m，层底标高-39.58-43.90m。 层粉质粘土：灰色，饱和、流塑，含半腐植物及灰白色泥钙质结核，夹较-1-2多粉土、粉砂薄层，局部夹砂质粉土透镜体，土质不均匀。本层为中等压缩性土层，层厚2.30m14.50m，层底标高-43.31-56.30m。 层粘质粉土：灰色，饱和，稍密中密，含云母，夹粉砂及粘性土薄层或透-2镜体，中等压缩性。本层分布不稳定，厚度变化大。 层粉质粘土：灰色，饱和、流塑，含云母、有机质，夹较多粉土、粉砂薄层-3或透镜体，土质不均匀，为中等压缩性土层。本层层为变化大，厚薄不匀，层厚2.2011.90m，层底标高-56.50-64.86m。 层128、粉质粘土：灰绿色，饱和、可塑，含氧化铁、有机质，夹粉土或粉砂薄层，-4土质较均匀，为中等压缩性土层，层厚2.304.90m，层底标高-56.50-60.05m。 1以上五层为全新世Q土层，其中：、及层属滨海、沼泽相沉积物；4-1-1-1-2-2及层属溺谷相沉积物。 -3-4层粘质粉土：灰灰黄色，中密，含有机质，夹粘性土薄层及粉砂团块，为-1SEPD 48 2010年6月 上海崇明北沿风力发电工程 可行性研究报告 F031K02-A01A 中等压缩性土层。本层层厚2.705.30m，层底标高-59.44-63.05m。 层粉砂：灰灰黄色，饱和、密实，含有机质，偶夹粘性土薄层，为中等压-2缩性土层129、。本层层厚4.508.80m，层底标高-57.00-70.07m。 层粉质粘土夹砂：灰色，饱和，可塑软塑，含云母夹粉砂薄层，局部甚至呈互层状，为中等压缩性土层。本层层厚2.20m12.40m，层底标高-60.5070.02m。 2以上三层为全新世Q土层，其中：、层属河口滨海相乘积物；层属3-1-2滨海浅海相沉积物。 层粉细砂：灰或青灰色，饱和，密实，含云母夹中粗砂或粘性土薄层或透镜体，砂土自上而下逐渐变粗，为低压缩性土层。本层在整个场地普遍分布，层顶起伏较大（本层钻孔未揭穿）。 1层为上更新世Q土层：属滨海河口相沉积物。 33.2.3 不良地质现象 勘察场地表层分布的-1层填土及-2层淤泥土，130、厚度约2.50m，其下为一层厚度8.6512.10m的砂质粉土，风机基础的开挖，易引起流土现象，由于风机承台基坑位于堤脚，可能对局部坝体的安全产生不利影响。 3.2.4 地下水 场地浅层地下水属空隙性潜水，深部、及层地下水为微承压水，潜水-2-1-2水位随降雨和潮汐而有所变化，一般在雨季和大潮期水位较高。勘察期间，在钻孔结束24小时后实测钻孔水位埋深0.262.42m，高程为2.483.25m。 根据水质分析报告，场地地下水、河水对混凝土无腐蚀性，对钢结构有中等腐蚀性；在干湿交替情况下地下水对钢筋混凝土中的钢筋有中等腐蚀性河水对钢筋混凝土中的钢筋有强腐蚀性；在长期浸水环境中河水对钢筋混凝土中的131、钢筋有弱腐蚀性。风机位置地势较低时，高潮位时普遍浸水，因此要考虑河水腐蚀性的影响。 3.2.5 场地地震效应 根据中国地震参数区划图（GB18306-2001），本工程拟建场地抗震设防烈度为度，场区地震加速度值为0.10g，设计地震分组为第一组。地基土属软弱场地土类型，建筑场地类别为IV类，为建筑抗震不利地段。 根据勘察报告，在抗震设防烈度为度的条件下，整个场地判为轻微液化场地。其液化指数为0.103.41，液化点主要分布在、层砂质粉土中。 -3-2SEPD 49 2010年6月 上海崇明北沿风力发电工程 可行性研究报告 F031K02-A01A 3.2.6 地基土承载力 场地地基土承载力设计132、值f值按地基基础设计规范（DGJ 08-11-1999）中的d公式计算，见表3-1。 表3-1 地基土承载力设计值f和特征值f建议值(kPa) dak层序 土 名 地基土承载力设计值f 地基土承载力特征值f dak 砂质粉土150 120 -3 淤泥质粉质粘土8467 -1 砂质粉土140112 -24 淤泥质粘土67 5 3.3 工程地质条件分析与评价 由于风机轮毂高度为80m，基础面积小，为高耸构筑物，稳定性差是主要因素，再加之受风力影响，为防止风机倾斜，因此对基础要求深入土层深度以保证其稳定可靠，宜采用桩基为宜。 3.3.1 场地稳定性及适宜性评价 场地大部分均位于大堤堤脚至平行堤轴线河133、流之间平台地带，由于风机承台埋深2.03.0m，低桩承台基坑的开挖势必对局部大堤堤身的稳定带来不利影响。另外，由于风机基坑邻近顺堤向河流，地基土处表部普遍有约2.5m的表土外，以下均为层砂质粉土，基坑开挖可能会引起河水倒灌，产生流砂等地质灾害，影响大堤安全，-3因此本工程建设应注意上述不利影响，并采取适当的防护措施。 3.3.2 桩基 3.3.2.1 桩基持力层的选择 从揭露的土层来看，层砂质粉土和层砂质粉土，中等压缩性，土质尚可，-32但埋深浅，不宜做为本工程风机的桩基持力层，但对桩基侧摩阻有力。层淤泥质-1粉质粘土、层淤泥质粘土、层粘土、层粉质粘土，中高压缩性，承载力1-11-2低，不宜做134、为本工程的桩基持力层。 粉质粘土、粉质粘土、粉质粘土夹砂，土质尚可，软塑可塑，中等-3-4压缩性。当桩基工程在合适的埋深内无更好的持力层时，可以考虑选用上述土层做为桩基持力层。 粘质粉土、粘质粉土、粉砂，稍密密实状，中等压缩性，在埋深-2-1-2SEPD 50 2010年6月 上海崇明北沿风力发电工程 可行性研究报告 F031K02-A01A 及厚度合适的情况下，可优先考虑作为本工程的桩基持力层。 3.3.2.2 桩型的选用 根据上海地区的工程经验与作用于桩基础承台座板上水平外力和力矩的大小，桩基础可采用竖直桩和斜桩，竖直桩可采用预制桩或者钻孔灌注桩，斜桩只能采用预制桩。对本工程而言，由于位于135、崇明湿地保护区，场地环境要求较高，预制桩具有强度高、耐久方便、费用较低、工期较短以及桩身质量容易得到控制等优点，但缺点是沉桩过程中产生的挤土效应和震动对大堤堤身和堤基产生影响，且进入密实的粉砂层沉桩会有一定难度，大直径的管桩市场上采购较困难；钻孔灌注桩的优点是无挤土和震动，缺点是施工过程中排放的泥浆对环境有所影响，但施工中采取适当措施可解决。 3.3.2.3 桩基承载力 根据勘察结果，结合静力触探成果、按照上海市工程建设规范岩土工程勘察规范中的第13.3.10条及上海市工程建设规范地基基础设计规范表6.2.4-1，对拟建场地内预制桩和灌注桩的桩侧极限摩阻力标准值f和桩端极限端阻力f确定如表sp136、3-2所示。 SEPD 51 2010年6月 上海崇明北沿风力发电工程 可行性研究报告 F031K02-A01A 表3-2 桩侧极限摩阻力标准值f和桩端极限端阻力f建议值(kPa) sp预制桩 灌注桩 抗拔承 层号 土层名称 载力系数 f(kPa) f(kPa) f(kPa) f(kPa) spsp15 15 砂质粉土 0.6 -6- -6- -340 30 淤泥质粉质粘土 25 20 0.6 -1 砂质粉土 45 35 0.6 -2 淤泥质粘土 40 30 0.6 粘土 45 35 0.6 -1-1 粉质粘土 50 1000 40 600 0.6 -1-2 粘质粉土 65 2500 50 1137、200 0.6 -2 粉质粘土 60 1600 48 700 0.6 -3 粉质粘土 65 2000 50 800 0.6 -4 粘质粉土 70 4000 56 1500 0.6 -1 粉砂 1000 6000 70 2000 0.6 -2 粉质粘土夹砂 70 3000 56 1500 0.6 粉细砂 110 8000 80 2500 0.6 注：(1) 上表个土层的f、f除以安全系数2即为相应的特征值； sp (2) 对于桩端置于及层的预制桩、灌注桩，表中的f和f值适当折减。 -1-2-3sp 3.4 土壤电阻率 土壤电阻率的测试方法采用电测深法和电位测井法两种，并对上述方法进行对比分析，结138、论如下： （1） 场地40m以浅土壤电阻率在1.3625.m之间； （2） 场地浅层土层12m14m的土壤电阻率差异较小，数值在3.m左右。 3.5 结论 (1) 本次勘察期间，在钻孔结束24小时后实测钻孔水位埋深0.262.42m，高程为2.483.25m。根据上海市经验，潜水位埋深一般离地表约0.31.5m，年平均水位埋深一般为0.5m0.7m，建议地下水位埋深采用0.5m。 (2) 根据水质分析报告，场地地下水、河水对混凝土无腐蚀性，对钢结构有中等腐蚀性；在干湿交替情况下地下水对钢筋混凝土中的钢筋有中等腐蚀性河水对钢筋混凝土中的钢筋有强腐蚀性；在长期浸水环境中河水对钢筋混凝土中的钢筋有弱139、腐蚀SEPD 52 2010年6月 上海崇明北沿风力发电工程 可行性研究报告 F031K02-A01A 性。风机位置地势较低时，高潮位时普遍浸水，因此要考虑河水腐蚀性的影响。 (3) 拟建场地地基土属软弱场地土类型，建筑场地类别为IV类，为建筑抗震不利地段，抗震设防烈度为度，场区地震加速度值为0.10g（g为重力加速度），设计地震分组为第一组。 (4) 在抗震设防烈度为7度的条件下，整个场地判为轻微液化场地。其液化指数为0.103.41，液化点主要分布在、层砂质粉土中。 -3-2(5) 根据资料，场地40m以浅土壤电阻率在1.3625?m之间。 (6) 粘土、层粉质粘土及以上土层，不宜作为本工140、程的桩基持力层，-1-1-1-2、粉质粘土和层粉质粘土夹砂，当桩基工程合适的埋深内无更好的持力层-3-4时，可以考虑作为选用上述土层作为桩基持力层，粘质粉土、粘质粉土、-2-1粉砂，在埋深及厚度合适的情况下，可优先考虑作为本工程的桩基持力层。 -2(7) 桩入土深度和桩径应根据对桩基荷载大小、抗拔要求等因素综合确定。本工程建议进行桩静载荷试验。 3.6 建议 根据所参考的上海（崇明、南汇）风力发电扩建工程岩土工程勘察报告，建筑物基础拟采用天然地基方案。本工程拟采用风机轮毂高度80m，由于风机塔筒的重心较高，根据风机制造商提供的荷载，其根部外荷载大，对抗倾覆和抗拔要求高，并结合地质资料，故确定风141、机基础宜采用桩基础形式。同时，由于拟布置的风机位置靠近海堤，预制桩施工时不易控制施工震动以及土的侧向挤压，容易对海堤及道路的稳定造成影响。根据场地条件考虑采用钻孔灌注桩。从揭露的土层看来，、和层土是良好的桩基持力层。 建议在最终确定风机机型和风机微观选址工作完成后，针对每台风机的准确机位，按有关规范的要求，进行详细的地质勘探工作，以查明每台风机机位处的详细地质状况，来确定最适宜的风机基础形式。 参考地勘报告中的13#风机与本工程场地1#风机紧邻，本设计阶段以13#风机基础地勘资料进行设计。13#风机勘探点平面布置图、工程地质剖面图、Z13钻孔柱状图详见以下附图。 SEPD 53 2010年6月142、 上海崇明北沿风力发电工程 可行性研究报告 F031K02-A01A SEPD 54 2010年6月 上海崇明北沿风力发电工程 可行性研究报告 F031K02-A01A SEPD 55 2010年6月 上海崇明北沿风力发电工程 可行性研究报告 F031K02-A01A SEPD 56 2010年6月 上海崇明北沿风力发电工程 可行性研究报告 F031K02-A01A 4 项目任务与规模 4.1 地区自然经济与能源概况 崇明岛位于长江入海口，是中国继海南岛、台湾岛之后的第三大岛，全岛东西长280km，南北宽1318km，全岛总面积1267km，占上海的1/6强。崇明现有14个乡2镇，4个市属国营143、农场，2个军垦农场和江苏省辖2个乡镇，总面积为1267km，全岛户籍总人口约为69.7万。现状人口主要积聚在南部和中部。 从1991年以来，崇明县的城市化率增长一直较慢，始终没有超过25，根据崇明经济发展速度、上海市2020年的城市化水平的预测和2020年崇明人口发展规模等因素综合分析，规划到2010年崇明人口达到65万，城市化水平达到53.8。规划到2020年人口达到80万，城市化水平达到7581.3。 根据市发改委相关研究报告，2020年崇明县GDP增长预测结果如表4-1。 表4-1 崇明县GDP增长预测表 年份 20032005 20102020 GDP（亿元） 70.1 83.3916144、7.8 731.6GDP年增长率 1516 人均GDP（美元） 1500 1650 3000 20000 根据上述产业结构方案，规划远期崇明三类产业结构见表4-2。 表4-2 产业产值结构比例表（） 年份 2003 2005 2010 2020 第一产业21.3201310第二产业 40.5 41.5 42 30 第三产业38.238.54560崇明县目前的经济结构中，一二三产业的比例相差不大，反映出崇明尚未建立具有优势的特色产业。因此，崇明经济结构有较大的可塑性和可调整性。作为上海21世纪最重要的发展战略空间，崇明县的这种产业结构可塑性使其在郊区各区县中成为接受上海某些功能扩散的最佳选择。 145、从可持续发展的角度出发，建立具有世界水平的绿色产业园区和洁净生产园区，积极发展生态农业和以清洁生产为基础的生态化产业。按近期以“二、三、一”远期以“三、二、一”顺序发展的方针，优先发展现代服务等新兴产业，确立其主导产业地位，大力推动第二产业；改造优化传统产业，引进与自主创新相结合，大力培育产业创新能力，促进不同产业在融合渗透中共同发展；加快农业结构的战略性调整，努SEPD 57 2010年6月 上海崇明北沿风力发电工程 可行性研究报告 F031K02-A01A 力建设与大生态、大旅游、大服务相融合、为大上海服务的现代都市型大农业体系。 目前，崇明岛内总的可用电源约为415MW。随着崇明经济的明146、确定位、中长期规划发展方向的明确，虽然目前崇明总变电容量相对地方经济较为充足，但由于崇明地域较广，局部地区的供电能力还存在一定的不足。另外，由于崇明岛面积较大，负荷相对较小，负荷中心位置不明确，同时由于网架结构的薄弱，出线间隔有限，造成个别变电站的电源相对较弱。而且由于崇明所处的地理位置，决定了他先天就有区内匮乏煤炭、石油等化石能源的缺陷，作为发电厂主粮的燃煤在本地区储量更是为零，所需的燃煤全部依赖从外埠购入或从国外进口。另外，随着沪崇苏交通大动脉的打通，能源通道也将同时建立（过江隧道220kV电力电缆线路建设），届时崇明、长兴、横沙三岛的孤立电网将与上海乃至华东的大电网相连。一则加强了上述三147、岛网架结构及供电可靠性，二则对于负荷紧张的华东电网，若崇明、长兴作为与苏北电网的联络点，及在崇明建设的可再生能源，对上海电网的出力也是有益的互为补充。 同时，由于崇明所处长江口的地理位置，为长江口江心岛，四面环水，东临东海，风能资源较为丰富。特别是崇明岛东部等区域由于受地表粗糙度的影响小，风速大，属风能资源丰富区域，具有较大的开发价值。 4.2 电力系统概况 上海崇明北沿风力发电工程场址位于上海崇明东北部沿岸地区，当地电网属上海市崇明电力公司管辖范围。 目前，崇明电网主要电源为堡镇电厂，其现有装机容量为165MW，最大可调出力为160MW。此外崇明通过两回220kV线路和南通电网联网，但受各种148、因素影响，目前线路受电能力约200MW，因此崇明电网目前总供电能力约360MW。另外还通过1回110kV线路和江苏电网的南通站相连。 目前崇明岛内有2座220kV变电站： （1） 中双港变电站，位于崇明县城桥镇的西北方，现有主变容量为2120MVA。中双港站2回电源进线均来自江苏，由于受江苏电网供电能力的制约，实际最大受电能力约为200MW。 （2） 陈家镇站（变电容量2240MVA，2007年底投运），目前2回电源进线均来自220kV中双港站。 SEPD 58 2010年6月 上海崇明北沿风力发电工程 可行性研究报告 F031K02-A01A 崇明电网内共有110-35kV变电站21座，主变149、41台，总变电容量629MVA。其中110kV变电站6座，主变11台，变电容量406MVA；35kV变电站15座，主变30台，变电容量223MVA。 4.3 风电场建设的必要性 4.3.1 风电场建设符合我国能源发展战略的需要 开发新能源是我国能源发展战略的重要组成部分，我国政府对此十分重视，国家计委、科技部关于进一步支持可再生能源发展有关问题的通知（计基础199944号）、国家经贸委1999年11月25日发布的关于优化电力资源配置，促进公开公平调度的若干意见、1998年1月1日起施行的中华人民共和国节约能源法，2010年4月1日起实施的中华人民共和国可再生能源法修正案都明确鼓励新能源发电和节150、能项目的发展。同时，国家发展与改革委员会提出了到2020年全国建设3000万kW风电装机的目标。由此可见，我国政府对可再生能源开发利用的高度重视，风力发电作为可再生能源中最具有经济开发价值的清洁能源，风资源的开发利用是我国能源发展战略和调整电力结构的重要措施之一。因此，上海风资源的逐步开发利用，特别对上海崇明北沿风力发电工程的建设，正是切中了我国能源发展战略的脉络。 4.3.2 风电场建设符合上海市能源结构调整和可持续发展的需要 上海市是我国最大的经济城市，国民经济的持续快速发展和人们社会生活水平的不断提高，对能源的需求量也日渐膨大。一方面，上海市包括崇明地区均能源缺乏，既无化石能源，水力资源151、也基本为零，能源的供应完全依靠从外埠输入。另一方面，上海市电网电源结构单一，为纯火力发电系统，而火电的发展必然会受到煤炭、交通、环保等因素的制约。同时，随着2000年9月1日开始实施中华人民共和国大气污染防治法，上海市人民政府关于加快上海能源结构调整的若干规定，对新建、扩建火电厂的污染物排放标准或总量控制的力度逐步加大，新建和改建火电厂成本将大大增加，必将制约上海市火力发电的建设和发展。因此，积极开发利用上海市的可再生能源风力发电，替代部分煤电，适当减轻能源对外依赖的压力，对改善上海市的电源结构和走能源可持续发展的道路是十分必要的。 4.3.3 国际化大都市环境保护、提高城市形象和国际影响力的152、需要 上海市作为特大型城市，是我国对外的重要窗口，城市的形象和环境保护的力度SEPD 59 2010年6月 上海崇明北沿风力发电工程 可行性研究报告 F031K02-A01A 直接关系到我国在国际上的形象和地位，特别是上海即将举办的国际盛会2010世博会，城市环境的状况，以及可再生能源的开发利用，将是举世瞩目的。根据目前上海市的能源结构，纯煤电的电力系统，在燃煤的同时产生大量的SO、CO、NO、22X烟尘等，对环境和生态造成十分不利的影响。为提高上海市环境质量，创造上海的美丽城市形象和提高国际影响力，在对煤电进行改造和减排的同时，积极开发利用可再生能源风力发电是十分必要的。 此外，上海崇明北沿153、风力发电工程的地理位置在我国第三大岛崇明岛上，作为绿色能源项目所具有的特殊意义： （1）作为目前上海乃至长江三角洲范围内唯一一块比较完整的净土，生态环境价值是开发崇明岛的最大潜力。首先是发展绿色产业，依托生态环境优势，发展绿色农业、绿色工业、绿色生态旅游业；其次是强化生态环境保护和综合治理。通过环岛大堤、干线公路、河道和3个万亩林地的大规模植树绿化，大幅度提高崇明森林覆盖率；疏浚拓宽南引横河、北横引河，加强水利基础设施建设，改善全岛引排水循环系统，建设全岛范围内的垃圾、污水收集处理系统，从总体上实现经济和环境建设的;双赢;目标。外向型战略则重点是利用崇明西南部深水岸线，培育出口加工工业和港口服154、务业。加快探索离岸金融、自由贸易区建设。加大招商引资力度，提高利用外资质量和水平。优化出口产品结构，巩固传统大宗骨干出口品种，开发科技含量和附加值高的新产品。加强国际间经济技术合作与交流，扩大劳务工输出，努力实现经济增长方式的转变。 （2）根据国务院有关主管部门对崇明岛规划的定位，崇明岛将建成为国家级生态示范岛，上海大都市的后花园，成为与江苏省苏北地区的交通联结纽带。加大航运交通基础设施投入，提升水路客运能力；构建岛内高速公路、干线公路、支线公路和乡镇公路等四类公路交通系统；建设现代化深水组合港口，以港口的快速发展促进出口加工区、自由贸易区等新兴产业区的形成。同时，规划建设越江轨道交通线，最终155、形成立体、安全、便捷的对外交通体系。 （3）根据规划总体构思，到2020年，崇明将建设成为集森林花园岛、旅游度假岛、生态居住岛、科技研发岛于一体的面向西太平洋沿岸的国际一流、国内领先的具有人文生态活动和国家可持续发展战略示范作用的“生态岛区“。 综上所述，上海崇明北沿风力发电工程的建设，符合我国21世纪可持续发展能SEPD 60 2010年6月 上海崇明北沿风力发电工程 可行性研究报告 F031K02-A01A 源战略规划，也是发展循环经济模式，建设和谐社会的具体体现。作为清洁可再生能源，本工程建设在作为国家生态示范岛的崇明岛上，与崇明的总体规划发展要求遥相呼应，采用绿色能源方式对崇明岛的发展156、定位起到了助推器的作用。绿色能源的开发利用对崇明岛整体的社会、政治、经济、环保等意义将产生尤其深远的影响。 4.4 项目规模 风电场位于上海市崇明县东北部地区，风电场拟从已建的上海（崇明、南汇）风力发电工程西侧、沿92塘及98塘向偏西北方向顺序2排布置风机，至北八滧港西侧约1300m为止，整个风电场风机基本呈东西向2排布置。初步拟定安装24台2000kW级的风力发电机组，总装机容量为48.0MW。风电场项目终期规模容量拟定为160MW。 本工程为并网型风电场，供电范围为崇明县域电网。风电场采用110kV等级，变电站最终规模为两台80MW的变压器，两回出线采用变压器线路组送至220kV陈家镇变电157、站。本阶段初步拟定一台50MW的变压器，待二期扩建时进行改造为80MW的变压器；本期1回架空输电线路就近送至220kV陈家镇变电站，接入崇明电网。 4.5 项目法人 本项目是由上海绿色环保能源有限公司（以下简称“上海绿能”）、中电国际新能源控股有限公司（以下简称“中电国际”）、中电中国崇明有限公司（以下简称“中电中国”）三方共同出资建设。 其中上海绿能出资比例为占工程总投资的51%，中电国际出资比例为占工程总投资的20%，中电中国出资比例为占工程总投资的29%。 SEPD 61 2010年6月 上海崇明北沿风力发电工程 可行性研究报告 F031K02-A01A SEPD 62 2010年6月 158、上海崇明北沿风力发电工程 可行性研究报告 F031K02-A01A 5 风力发电机组选型和布置 5.1 风力发电机组选型 5.1.1 单机容量和机型选择 上海崇明北沿风力发电工程，总装机容量为48MW。 根据目前国内外风力发电机组设备制造市场的情况，国际风电界普遍认为适合陆上风电场的主流并网型风力发电机组单机容量范围在1000kW2500kW之间。结合本工程的具体建设条件和上海市风能资源的特点： （1）对外交通条件：上海崇明北沿风力发电工程位于崇明县东北部沿岸。目前，风电场址所在的崇明岛交通运输网络基本完善，主流机型的风机部件基本均可由外部水运至崇明岛后，由崇明公路运输至风场场址。崇明北沿项目159、的外部运输情况能满足大部分大型兆瓦级风机的场外运输要求。 （2）场内交通条件：风电场的风机沿当地最外侧的92塘及98塘布置，2条海堤的堤顶道路基本为5m宽，局部路段略不到5m宽，对堤顶道路进行适当加固处理后，基本能满足大型兆瓦级风机的场内运输要求。 （3）施工吊装条件：风机基础布置于海堤的内青坎上，为满足风机施工吊装的要求，工程将在风机基础处修建施工吊装场地，可满足大型兆瓦级风机的施工吊装要求。 （4）上海市虽然风资源比较丰富，但土地的利用价值也较高。为了充分利用风能资源，同时又减少工程的占地，提高土地的利用价值，建议尽可能选择大容量的风机。 根据风电场的场内、外交通运输条件、施工吊装条件、土160、地利用等方面综合分析，同时结合目前风机设备的制造能力，上海崇明北沿风力发电工程应选择兆瓦级以上的风机，单机容量范围可选择1000kW2500kW，工程最终采用的风机型号和单机容量，需经公开招标后确定。 针对兆瓦级风力发电机组情况，本报告经对各类兆瓦级以上风机的特性进行分析后，推荐性能中等偏上的机组，本阶段为便于设计，暂采用单机容量为2000kW等级的风力发电机组作为设计机型。作为本报告的设计机型，其主要特征参数见表5-1，标准空气密度的功率曲线见图5-1。 SEPD 63 2010年6月 上海崇明北沿风力发电工程 可行性研究报告 F031K02-A01A 表5-1 单机容量2000kW等级机型161、特征参数表 项 目 单位 指标 额定容量kW2000 功率调节 变桨变速 叶片数 片 3 风轮直径m87 2扫风面积 5945 切入风速m/s3.0 额定风速 m/s 11.4 切出风速m/s25发电机：额定电压 V 690 频率Hz50机舱重量 t 80 塔架型式圆锥筒型钢塔架 IEC等级 IEC 图5-1 单机容量2000kW等级机型功率曲线 25002000150010005000345678910111213141516171819202122232425风速(m/s) 5.1.2 轮毂高度的选择 目前，由于我国及国际上风机尚未实现标准化制造，不同的风机制造厂家根据其设计思路，对同类型162、的机型设计了相应的几个不同的轮毂高度，并进行相应的产品质量认证。依照上述初步选定的2000kW等级风机机型，厂家相应机型的轮毂高度为80m范围。因此，本阶段暂定风机的轮毂高度为80m。 SEPD 64 2010年6月 功率(kW)上海崇明北沿风力发电工程 可行性研究报告 F031K02-A01A 5.2 风力发电机组的布置 风力发电机组的布置按充分利用风能资源为原则，结合场址区域的地形、协调周围的环境，进行本工程风机的布置。 5.2.1 风电场风向、风能条件对风机布置的影响 根据崇明北沿测风塔实测资料统计的风向、风能玫瑰图，该地区的主要风向在N及SSE，占全年的83.25%。根据主风向分析整个163、风电场风机布置以东西向一排布置最为有利,兼顾提高土地利用率因素，本阶段推荐整个风电场风机以东西方向二排布置的方案。 5.2.2 风电场地形条件对风机布置的影响 上海崇明北沿风力发电工程所选择的风电场场址，位于崇明岛东北角，东旺沙港两侧向西至八滧港西侧1300m的沿岸区域。该区域的最外侧2条海堤为92塘东段、98塘基本呈东西走向，92塘东段、98塘相距约550m，之间基本上为鱼塘和农田。 （1）为减少风电场风机之间的尾流影响，同时也将工程对鱼塘和农田的影响减至最小，并考虑本工程48MW的规模，风电场的风机宜沿92塘东段及98塘二排布置，基本不影响当地的农渔业生产； （2）98塘为为当地的第一道防164、潮防台海堤，为避免风机基础对海堤的影响，同时也为了使风电场获得更大的风资源，风电场风机宜布置在98塘的内青坎上，风机基础与海堤断面不发生交错，保持相互的结构独立性。 （3）92塘东段，其北侧有河道及沿92塘及其延伸段设立的架空线路，内侧为鱼塘和农田，考虑到施工的难度及风电场获得更大的风资源，沿92塘安装的风机宜布置在海堤东段的内侧。 5.2.3 其他条件对风机布置的影响 （1）本工程的风机均布置在东旺沙港两侧至八滧港西侧约1300m的98塘以内，风电场的风机均远离湿地保护区，对湿地的保护不构成影响。 （2）根据现场踏勘结果分析，风电场区域存在一些已建的水利设施，主要为东旺沙闸和北八滧港闸等。为165、了避免风机与水利工程之间的相互影响，在风机布置时，风机与东旺沙闸和北八滧港闸等水利设施保持大于倒塔的安全距离。 （3）风电场风机之间的联络线长路段均采用架空线路。 SEPD 65 2010年6月 上海崇明北沿风力发电工程 可行性研究报告 F031K02-A01A 5.2.4 风力发电机组布置 在充分考虑上述各方面条件对风机布置的影响，按风机尾流影响比较适中的原则，应用Wasp软件对风电场风机进行微观选址布置，上海崇明北沿风力发电工程的风力发电机组布置如下： （1）在东旺沙闸东侧，至现有崇明扩建工程已建的#13风机之间，沿98塘布置1#2#风机，风机布置在98塘内青坎上，风机之间的间距约为580166、m。 （2）在东旺沙闸西侧，至北八滧港西侧1300m，沿98塘布置3#19#风机，风机布置在98塘内青坎上，共布置17台风机，风机之间的间距约为520600m。 （3）在东旺沙闸西侧，沿92塘20#24#风机，共布置5台风机，风机之间的间距约为520m。 根据上述风机布置，风电场利用岸线约12km，整个风电场风机基本呈东西方向二排布置。拟布置的各风机具体位置见表5-2及附图1。 表5-2 风电场各台风机位置坐标 坐标 坐标 Y X Y X 编号 编号 1# 37684.5 42816.5 13# 39819.8 36622.6 2# 38001 42322.5 14# 39922.7 3611167、1.4 38200.5 41762.3 15# 39930.7 35601.3 3# 4# 38504.8 41256.3 16# 40021.3 35093.7 5# 38809 40739 17# 40107.5 34608.5 6# 39108.5 40233.5 18# 40037.9 34137.7 7# 39251 39702.5 19# 40193.1 33713.4 8# 39300 39208 20# 38363.1 38896.3 9# 39401.5 38701 21# 38281.2 39420.8 10# 39502.3 38194.6 22# 38199.3 399168、40.2 11# 39608.5 37682.5 23# 38121 40430 12# 39709.7 37170.4 24# 38040 40939 注：上海城市坐标系 5.3 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，结合初步选择的风机机型和风机布置，进行风电场年发电量估算。 SEPD 66 2010年6月 上海崇明北沿风力发电工程 可行性研究报告 F031K02-A01A 5.3.1 理论发电量估算 根据风电场场址区域1:2000地形图，经对风电场周围环境、地面建筑物情况进行考察，建立初步的风资源计算模型。为检验模型的合理性，利用测风塔不同高度的实169、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Wasp9.0软件，对上海崇明北沿风力发电工程24台风机理论年发电量进行估算，其年理论发电量为15303.5万kWh，平均单机理论年发电量为637.6万kWh。上海崇明北沿风力发电工程1#24#风机的理论年发电量详见表5-3。 表5-3 各风机理论发电量 风机编平均风速 理论发电量 平均风速理论发电量 风机编号号 (m/s) (万kWh) (m/s) (万kWh) 1# 7.47 695.3 13# 7.05 623.5 2# 7.43 687.9 14# 7.03 619.4 3# 7.38 67170、8 15# 7 613.8 4# 7.35 673.1 16# 6.98 610.8 5# 7.33 669.2 17# 6.96 608 6# 7.31 665.5 18# 6.91 599 7# 7.26 657.3 19# 6.92 601 8# 7.2 647.7 20# 6.93 602.4 9# 7.16 641.4 21# 6.99 613.7 10# 7.13 635.7 22# 7.05 624.3 11# 7.1 631.4 23# 7.1 633.5 12# 7.08 627.2 24# 7.17 644.4 平均值 7.14 637.6 5.3.2 上网电量估算 在估算171、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，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：根据侯家镇气象站多年平均温度、气压及湿度资料统计，33风电场场址的平均空气密度为1.221kg/m，与标准空气密度1.225kg/m极为接近，因此不计空气密度对发电量的影响。 （2）受外界影响的停机：停机影响主要考虑输电线路、电气设备检修及故障、SEPD 67 2010年6月 上海崇明北沿风力发电工程 可行性研究报告 F031K02-A01A 台风影响等，初步考虑停机为20天/年，172、能量损失占5.48%。 （3）风机利用率：由于本工程初步拟定的机型为2MW机型，考虑风机的可利用率为93%。 （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94%进行修正。 （5）风机尾流的影响：根据Wasp9.0软件计算结果分析，风电场尾流影响约为3.4%，考虑到在尾流影响计算中风况存在一定的随机性，故本报告按5.0%比例的修正比例。 （6）盐雾及叶片污染的影响：由于上海崇明北沿风力发电工程濒临长江出海口，盐雾影响较为明显，初步考虑盐雾及叶片污染造成的电能损耗比例为4%。 （7）控制和湍流强度的影响：风机由于受湍流的影响，存在控制滞后等因素，根据场址的湍流程度，本报173、告初步考虑由于控制和湍流强度的影响为3%。 （8）风电场内能量损耗 根据工程拟采用的电气设备型号和电气布置方案，进行场内电力线路和设备，厂用电等估算，上海崇明北沿风力发电工程内损耗约为3%。 根据以上各项的估算修正，上海崇明北沿风力发电工程的理论年发电量综合修正系数为70.90%。据此估算出风电场的年上网电量为10850.9万kWh，平均单机年发电量为452.1万kWh，折合年装机满发利用小时为2260.6h。风电场容量系数为0.258。 5.3.3 风电场年上网电量的敏感性分析 根据上海崇明北沿风力发电工程的具体情况，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，影响发电量的波动范围在174、-6.19%6.54%之间。其成果见表5-4。 SEPD 68 2010年6月 上海崇明北沿风力发电工程 可行性研究报告 F031K02-A01A 表5-4 不确定因素对风电场发电量影响分析 项目 平均损失 最大损失 最小损失 损失值 损失值 损失值 能量累计能量累计能量累计种类 (%) (%) (%) (%) (%) (%) 停机 5.48 94.52% 6.03 93.97% 4.93 95.07% 风机利用率 7 87.90% 8 86.45% 6 89.37% 功率曲线 6 82.63% 7 80.40% 5 84.90% 尾流 5 78.50% 6 75.58% 4 81.50% 线175、损 3 76.14% 3.5 72.93% 2.5 79.46% 控制和湍流 3 73.86% 4 70.01% 2 77.87% 盐雾污染 4 70.90% 5 66.51% 3 75.54% 上网电量占总能量（%） 70.90% 66.51% 75.54% 不确定因素影响能量损失的范围 -6.19% 6.54% SEPD 69 2010年6月 上海崇明北沿风力发电工程 可行性研究报告 F031K02-A01A SEPD 70 2010年6月 上海崇明北沿风力发电工程 可行性研究报告 F031K02-A01A 6 电气 6.1 接入系统 6.1.1 周边电网现况 崇明北沿风电场位于上海市崇明176、电网。崇明电网与江苏电网联网，包括崇明岛、长兴岛和横沙岛，三岛电网现有供电能力约514MW，其中与江苏联网线路送电能力330MW(含2回220kV线路280MW，1回110kV线路50MW)，崇明堡镇电厂发电能力160MW，长兴岛第二发电厂发电能力约24MW。 截至2008年底，崇明岛内共有2座220kV变电站，分别为中双港站和陈家镇站，变电容量720MVA。 220kV中双港站位于崇明岛城桥镇的西北部，现有主变容量为2120MVA，电压等级220/110/35kV，容量比为100/100/67；220kV侧采用双母线单分段接线，有2回电源进线均来自江苏电网的海门站，110kV侧为单母线分段接177、线，35kV侧为单母线四分段接线。2008年夏季高峰时，中双港站主变最高负载率约为54%。 220kV陈家镇站位于崇明岛东南端，现有主变容量为2240MVA，电压等级220/110/35kV，容量比为100/100/67；220kV侧采用双母线接线，现有2回电源进线均来自220kV中双港站，110kV侧为单母线分段接线，35kV侧为单母线四分段接线。2008年夏季高峰时，陈家镇站主变最高负载率约为27%。陈家镇站220kV侧目前仅有土建预留间隔，110kV侧有备用间隔。 截至2008年底，崇明岛内共有110(35)kV电业变电站26座，主变51台，总变电容量814MVA。其中，110kV变电站178、6座，分别为南门、红星、长江、新海、汲浜和竖河，均采用110/35/10kV三卷变压器；35kV变电站20座，主变39台。 崇明岛内现有东旺沙风电场，装机容量为19.5MW，由13台1500kW风机组成，目前通过2回35kV线路接入35kV前哨站。 2008年夏季高峰期间，崇明岛最高负荷约为286MW。 2008年底崇明电网地理接线图见相关附图。 SEPD 71 2010年6月 上海崇明北沿风力发电工程 可行性研究报告 F031K02-A01A 6.1.2 接入系统 6.1.2.1 接入系统方案 崇明北沿风电场最终装机规模为160MW，投运时间不明确，本期装机规模为48MW，初步计划于2010179、年投入运行。 根据崇明北沿风电场本期装机规模，根据接入系统审查意见，崇明北沿风电场本期通过1回110kV线路接入220kV陈家镇变电站，新建线路长度约10km。 崇明北沿风电场接入系统方案示意图见相关附图。 本期风电场拟建设安装24台单机容量为2000kW风力发电机组，每台风力发电机组均采用发电机-变压器组单元接线方式升压后接至场内35kV集电线路，初步拟定每回35kV集电线路接12台风力发电机组，共2回场内集电线路接入本期新建的场内110kV变电站的35kV侧母线。本阶段场内35kV集电线路拟采用直埋电缆及架空混合敷设方式。 6.1.2.2 无功补偿和高次谐波 根据本期的征地情况，本工程暂不180、考虑安装无功补偿装置、预留无功补偿装置及滤波装置位置。在远期一并考虑安装无功补偿装置并预留滤波装置场地。 6.2 电气一次 6.2.1 电气主接线 本期崇明北沿风力发电工程初步拟定安装建设24台2000kW等级的风力发电机组，总装机容量为48MW。风电场内以2回35kV电压等级、架空线路为主的集电线路方式分别接入风电场内新建的110kV升压变电站的35kV侧，经升压后以一回110kV电缆出线方式出站，出站后变为一回110kV架空线与系统相连。 6.2.1.1 风电场电气主接线 （1）风电机组与升压箱变的组合方式 由于风力发电机与箱变间连络线为1kV电缆连接，经初步测算，两机一变以上的接线方式技181、术要求高、可靠性较差的因素，因此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。同时，由于10kV线路损耗远比35kV线路损耗高，因此结合减少用地规模、满足生态环境保护的要求，场内线路拟采用35kVSEPD 72 2010年6月 上海崇明北沿风力发电工程 可行性研究报告 F031K02-A01A 长路段以架空为主，箱变出线段和进站段采用直埋敷设电缆为辅的混合线路方式。升压箱变容量为2200kVA，电压为0.69/37kV。 （2）风电场35kV电压侧接线 根据风机布置方案，风电场内主接线拟采用每12台风机升压后以35kV电压等级顺序相连后作为一回线，场内集电线路共拟以二回35182、kV架空线路引至风电场内110kV升压变电站。 6.2.1.2 升压变电站接线方式 根据风电场拟建的总装机容量160MVA，变电站最终规模为2台80MVA主变，110/35kV电压等级，110kV侧采用线路变压器组带断路器接线方式，出线2回。35kV采用单母线分段，进线8回，35kV中性点经电阻接地。每台主变压器接4路35kV进线，在35kV母线上设有相应的压变、避雷器，站用变压器，无功补偿装置等设备。远期需在崇明北沿风电场内配置无功补偿装置和滤波装置，并视实际运行情况考虑投入。 根据本期建设规模，变电站先期安装1台50MVA的主变，110/35kV电压等级，110kV侧采用线路变压器组带断路183、器接线方式，出线1回。35kV采用单母线，进线2回。35kV中性点经电阻接地。主变压器接2路35kV进线，在35kV母线上设有相应的压变、避雷器，站用变压器等设备。无功补偿装置和滤波装置本期不安装。 本工程电气主接线图见相关附图。 6.2.2 主要电气设备选择 6.2.2.1 短路电流计算 （1）风电场短路电流计算 1）阻抗图见图6-1。 SEPD 73 2010年6月 上海崇明北沿风力发电工程 可行性研究报告 F031K02-A01A 图6-1 阻抗图 2）短路电流参数计算 风力发电机容量为S2000kW，COS1，次暂态阻抗X”14.11；发电机ed断路器到升压变压器间的连接导线、升压变压184、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；升压变压器容量S2200kVA，U6.5；升压站变压器容量按远景考虑为S80000kVA，Ut1k1t2k210.5。 取基准容量S100MVA；各基准电压U115kV，U37kV，U0.72kV；j110g35g0.69g根据系统资料，110kV系统短路电流按15.07kA考虑。发电机容量按远景80台2MW风机，共计160MW考虑。 3）短路电流计算结果见图6-2。SEPD 74 2010年6月 上海崇明北沿风力发电工程 可行性研究报告 F031K02-A01A 图6-2 短路示意图 在系统最大185、运行方式下，各短路点三相短路，考虑风机产生的短路电流，短路电流计算结果见下表6-1。 表 6-1 短路电流计算表 短路电流短路电流短路冲击短路容量断路 平均工作短路 周期分量全电流有电流峰值 点编 短路类型 电压3S;=*I;*地点 有效值 效值 ich 号 Ug(kV) Ug)(MVA)I;(A) I (A) (kA) ch110kV 母线K1 三相短路115 15.07 22.76 38.43 3001.64 K2 35kV 母线 三相短路37 21.83 34.05 57.19 1398.95 发电机出口K3 三相短路0.72 26.5 42.93 71.29 33.05 （2）升压站短186、路电流计算 SEPD 75 2010年6月 上海崇明北沿风力发电工程 可行性研究报告 F031K02-A01A 1）阻抗图见6-3。 图6-3 阻抗图 主变压器为：110/35kV，80MVA。 2）短路电流参数计算 计算条件 变压器阻抗百分值Uk=10.5。 110kV升压站中的35kV电气设备承受短路电流的能力按远景110kV系统短路电流15.07kA来校验。 计算用基准容量取Sj=100MVA，基准电压取 Uj=1.05Ue=1.05110=115kV 110Uj=1.05Ue=1.0535=37kV 35Uj=1.05Ue=1.050.69=0.72kV 0.69电源端短路容量标么值：187、 Xs=Sj/S=100/（1.732*115*15.07）=0.033 SEPD 76 2010年6月 上海崇明北沿风力发电工程 可行性研究报告 F031K02-A01A 主变电抗标幺值： Xt=Uk（Sj/St）=0.105（100/80）=0.131 1箱变电抗标幺值： Xt=Uk（Sj/St）=0.065（100/2.2）=2.955 2发电机电抗标么值： Xf=Ud%（Sj/Se）=0.1411（100/2）=7.055 主变110kV侧额定电流： 33I=St/(*U)=80000/(*110)=419.9A 主变35kV侧额定电流： 33I=St/(*U)=80000/(*35)188、=1319.7A 发电机出口额定电流： 33I=Se/(*U)=(2000/0.95)/(*0.69)=1761.6A 3）短路电流计算结果 根据电力工程设计手册第一册用同一法计算，不考虑风机产生的短路电流，短路电流计算结果见表6-2。 表 6-2 短路电流计算表 短路电流短路电流短路冲击电短路容量断路 平均工作短路 周期分量全电流有流峰值 点编 短路类型 电压3S;=*I;*地点 有效值 效值 ich 号 Ug(kV) Ug)(MVA)(kA) I;(A) I (A) chK1 110kV 母线 三相短路115 15.07 22.76 38.43 3001.64 35kV 母线K2 三相短路189、37 9.51 14.84 24.92 609.44 发电机出口K3 25.71 三相短路0.72 41.65 69.16 32.06 6.2.2.2 风电场设备 （1）风力发电机 三相、异步、变桨变速风机，单机容量2000kW，额定电压690V，风力发电机补偿后功率因数为1。 风力发电机出口断路器要能耐受50kA的短路电流。 （2）升压箱变设备 风电场地处海边，潮湿、多雨、有盐雾。为了变压器运行可靠、安装运行方便和布置美观，选用户外箱式变压器。箱变升压变压器选用户外油浸式箱式变压器，箱变SEPD 77 2010年6月 上海崇明北沿风力发电工程 可行性研究报告 F031K02-A01A 内包含190、高压侧负荷开关、低压侧断路器。升压箱变布置在风力发电机塔架附近。 升压箱变主变压器：为了节能，选用低损耗油浸式电力变压器，变压器铁芯拟选用油浸式硅钢片或非金合晶，容量为2200kVA，电压比3722.5%/0.69kV，接线组别为D、Yn11，阻抗电压Uk=6.5%。 本工程对非晶合金铁芯变压器和硅钢片铁芯变压器型式进行了比较。非晶合金铁芯变压器与硅钢片铁芯变压器相比具有以下优缺点： 根据风力发电的特点，风电场发出的电能和风速有关，而且具有季节特征。由于本工程风力发电机出率全年近50%的时间在30以下，故风机升压变压器在低负荷状态下运行，其中有全年7.3%时间变压器是空载运行状态，变压器的空载191、损耗越大，从电网中摄取的电能就越多。因此降低变压器空载损耗对于本工程的实际节能效果意义重大。为此，风电场升压变压器应选用空载损耗低的变压器。 非晶合金铁芯变压器采用非晶合金带材卷制成的铁芯，它的涡流损耗比冷扎硅钢片制成的铁芯要小很多。另外，非晶合金的矫顽力远小于4A/m，是冷轧硅钢片的1/7左右，非晶合金的磁滞回线所包络的面积远远小于冷轧钢片，因此非晶合金的磁滞损耗比冷轧硅钢片的小很多，其铁芯损耗非常低，非晶合金铁芯变压器比传统硅钢片铁芯变压器的空载损耗低60%左右，是目前非常理想的低损耗节能变压器。此外，非晶合金变压器由于损耗低、发热少、温升低，故运行性能非常稳定。 为便于比较分析，现将硅钢192、片油变和非晶合金油变的性能参数列入下表6-3中。 表6-3非晶合金铁芯油浸式变压器与硅钢铁芯油浸式变压器的性能参数表 电压等级 额定容量 空载损耗负载损耗 空载电流 阻抗电压型号 kV kVA W W(75) % % 非晶合金 1090 19350 0.2 6.5 35 2200 S11 2720 19350 0.7 6.5 从上表6-3中可以看出，35kV电压等级非晶合金铁芯油浸式变压器与S11型硅钢非晶合金油浸式变压器相比，空载损耗降低60%左右，负载损耗相同。 若用非晶合金油浸式变压器替代S11型硅钢油浸式变压器后，由于空载损耗、空载电流等性能参数不同，每年的运行费用将有很大的差异，具体193、详见下表6-4： 表6-4非晶合金铁芯油浸式变压器与S11硅钢铁芯油浸式变压器相比节能效果比较表 电压等级 额定容量 年运行能耗 年节约能耗 型号 kV kVA kWh kWh 352200非晶合金 38557.123038.8SEPD 78 2010年6月 上海崇明北沿风力发电工程 可行性研究报告 F031K02-A01A S11 61595.9 - 从上表6-4中可以看出，一台2200kVA的非晶合金油浸式变压器替代S11型硅钢油浸式变压器后，每年可节约的能耗为23038.8.8kWh，电费单价若以0.54元/kWh计，每年可节约的电费为1.24万元/台。 目前，一台非晶合金油浸式变压器售194、价比同容量S11型硅钢片油浸式变压器的多6万元左右，本工程有24台2200kVA的变压器，差价约162万元，投资回收年限约在五年左右。 风力发电本身就是绿色能源，非晶合金变压器以节能环保而著名，两者相结合，必将会带来巨大的经济回报，给整个社会带来巨大节能环保效应。在风力发电中采用非晶合金铁芯变压器无论从技术性和经济性考虑都是可行的。综上所述，建议本工程中升压变压器拟采用非晶合金铁芯变压器。 高低压设备：由于风力发电机本身对各种故障采取了相应的保护措施，风力发电机与升压变之间采用电缆连接，升压变又设在户外升压箱变的箱体内，故障机率相对较低，考虑到升压箱变与变电站之间的独立性，升压箱变高压侧采用负195、荷开关、低压侧采用框架式断路器。高压侧负荷开关要能耐受25kA的短路电流，低压侧断路器要能耐受50kA的短路电流。 （3）风电场集电线路 本风电场高低压线路中，低压侧均采用电缆。35kV高压侧采用架空线路和直埋敷设电缆的混合线路方式。 每台风力发电机与户外箱式变压器之间的690V电力电缆暂选用五拼YJV-1.0-322240电缆，该电缆型号最终以风机厂家提供资料要求的为准。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。其中箱变引出线段采用YJV-35-3222270mm，进站直埋段采用YJV-35-1300mm。长路段均采用架空线路方式，根22据导线载流量的计算结果拟选用钢芯196、铝绞线，截面规格均为LGJ-185/30。 6.2.2.3 升压变电站设备 主设备参数保证值见表6-5。 SEPD 79 2010年6月 上海崇明北沿风力发电工程 可行性研究报告 F031K02-A01A 表6-5 主设备参数保证值 动稳定 额定 热稳定 选用设备 额定电压 额定电流 开断 开断电流 电流 名称及型号 （kV） （A） 电流峰值 （kA） （kA） （kA） 主变110kV 126 1250 25 63 25 侧断路器 35kV主变 40.5 2000 25 63 25 断路器 35kV馈线 40.5 630 25 63 25 断路器 主要电气设备的选择建议： 主变压器选用三相197、双圈式变压器，散热器与主变本体成水平分体式布置，冷却方式为自然冷却。 110kV设备拟采用SF6气体绝缘组合电器。 35kV设备拟采用空气绝缘开关柜。 站用变采用160kVA的干式变压器。 接地变和接地电阻固定连接于主变压器的35kV侧引排上。接地电流为1000A，接地电阻为20欧姆。采用不锈钢接地电阻。 6.2.3 过电压保护及接地 6.2.3.1 风电场过电压保护及接地 （1）直击雷保护 风力发电机组本身已有完善的直击雷保护，风力发电机机壳、塔架及基础应可靠地连接并与接地网相连。户外箱式变压器布置在户外，其高度较低，已在风力发电机保护范围之内，其外壳为钢板且与接地网相连，故不另装设直击雷198、保护装置。 （2）侵入雷电波保护 场内低压690V线路为电缆，在变压器低压侧、遥视、等需要的位置装设浪涌保护装置。高压35kV线路均为架空线路。具体防雷保护见线路部分。 （3）接地装置 保护接地、工作接地、过电压保护接地使用同一个接地网，并将接触电势、跨步电势和转移电势均限制在安全值以内。根据制造商要求一般风电场接地装置的接地电SEPD 80 2010年6月 上海崇明北沿风力发电工程 可行性研究报告 F031K02-A01A 阻要求不大于4，敷设人工接地网，以满足接地电阻值的要求。 6.2.3.2 升压变电站过电压保护及接地 （1）过电压保护及设备的绝缘配合 本站的过电压保护主要是考虑侵入雷电199、波及操作过电压对配电装置的影响，因此，在主变压器的110kV中性点及35kV母线均配置了氧化锌避雷器作为配电装置的保护。 主变压器室内的设备采用户外标准，其余电气设备均采用户内标准，爬电比距应满足： 主变室内设备： 瓷质材料 3.1cm/kV 接地变室、站用变室内设备 有机材料 2.0cm/kV 瓷质材料 1.8cm/kV 110kV为GIS布置,GIS设备满足如下要求: 最高运行电压 126kV 1分钟工频耐压 230kV 雷电流冲击耐压 550kV 最小公称爬电比距 有机材料 2.0cm/kV 瓷质材料 1.8cm/kV 35kV开关柜设备满足如下要求： 最高运行电压 40.5kV 1分钟200、工频耐压 95kV 雷电波冲击耐压 185kV 最小公称爬电比距 有机材料 2.0cm/kV 瓷质材料 1.8cm/kV 10kV开关柜设备满足如下标准： 最高运行电压： 12kV 1分钟工频耐压： 42kV 雷电流冲击耐压： 75kV 最小公称爬电比距 有机材料 2.0cm/kV 瓷质材料 1.8cm/kV SEPD 81 2010年6月 上海崇明北沿风力发电工程 可行性研究报告 F031K02-A01A 设备的绝缘配合问题在设备订货时应引起重视。 （2）防雷接地 （1）本变电站为全户内型，为使变电站建筑在受到直击雷和感应雷的雷击时能有可靠的保护。因此在变电站的非导电体的屋顶上装设了避雷带作201、为防雷保护。并且避雷带设有数个独立接地点。 （2）为保证人身安全，所有的电气设备，都装设接地装置，并将电气设备外壳接地。变电站的接地电阻0.1。由于上海地区的土壤电阻率较小(<3103cm)电位分布衰减较快，但由于接地电阻要求高，所以本站的接地网拟采用三维立体接地网。同时要求在勘探中测量土壤电阻率，以便设计确定采用接地极的数量和长度。为了尽可能地减小接地网之接地电阻，尽可能延长接地网的使用寿命，在本站接电网的户外接地部分采用铜质接地材料。 另外，变电站位于岸边池塘区域，地下水位较高，应注意接地网材料的抗腐蚀性能。 6.2.4 电气设备的抗污、抗震 由于本变电站为全户内布置，因此本变电站按202、一般防污要求考虑，无特殊要求。 本变电站内的所有电气设备的抗震强度均按地震烈度8级考虑, 即最大水平加速度0.2g，最大垂直加速度0.1g。 6.2.5 照明 本站的照明方式为混合照明。站内设事故照明。 监控室和继保室装设荧光灯，各配电装置室采用广照型，配照型及各种乳白色玻璃罩照明器。较为潮湿的电缆层采用防水防尘型照明器。 照明器应避免在母线桥架正上方安装。 6.2.6 升压变电站站用电 本站在35kV母线I段上设有一台站用变压器，另一路站用电源建议由市电10kV线路引来，变压器容量都为160kVA，两路电源装有失压自切装置，互为备用，以保证站用电源的可靠性。站用电负荷统计见表6-6。 SEP203、D 82 2010年6月 上海崇明北沿风力发电工程 可行性研究报告 F031K02-A01A 表6-6 站用电负荷统计表 序 安装 额定容量 同时率 容量 名 称 号 kW 台数 k kW 1 110kV断路器储能电源0.5211.02 充电装置8118.03 插座及检修电源 5 60.5 15.04 35kV断路器储能电源0.390.51.355 监控室交流电源4.0114.06 潜水泵电源2.2214.47 消防报警系统电源 1 11 1.08 风机电源0.61116.69 消火栓稳压泵111111容量合计P1 52.351 110kV GIS加热及照明0.2911.8 2 10kV、35204、kV开关柜加热及照明 0.15 12 1 1.83 空 调5110.8546.75容量合计P2 50.351 照明配电箱640.512.0容量合计P3 12.0 1 消火栓水泵371137.0容量合计P437.0正常情况下，消火栓水泵不投入运行，所以此时全站站用电负荷为0.85P1+P2+P3=131.85kVA。 当全站消防报警时，站内空调和风机的电源回路将被自动切除，消防回路容量为消火栓稳压泵容量加消火栓水泵容量共计18.5kW，小于空调和风机的总容量，故此时全站站用电负荷小于103.9kVA。 本站两台站用变压器合用一个小间布置，其中35kV母线上站用变采用干式变压器SC口160/35k205、V，市电引来10kV线路电源站用变采用干式变压器SC口160/10kV，站用变由单独的熔断器及负荷闸刀进行保护及操作。市电引来10kV线路电源设置有10kV站用变进线柜和计量柜。10kV站用变进线柜和计量柜放置在35kV配电装置室内。 SEPD 83 2010年6月 上海崇明北沿风力发电工程 可行性研究报告 F031K02-A01A 站用电屏布置在控制室内，采用GK屏。 6.2.7 电气设备布置 6.2.7.1 风电场电气设备布置 每台风力发电机所配用的户外升压箱变布置在风力发电机旁。 升压变压器选用户外油浸式箱式变压器，箱变内包含高压侧负荷开关、低压侧断路器。箱变布置在风力发电机塔架附近，需206、单独配备基础。 6.2.7.2 升压变电站电气设备布置 本站为全户内布置，所有电气设备都安装在建筑物内，户外仅留出运输通道，电缆通道和消防距离。 本站一层布置两间主变室、110kV配电装置室、接地变及接地电阻室、35kV配电装置室及辅助用房。 本站二层布置站用变室、继保室、监控室及辅助用房。 主变和散热器为水平分体式布置，两台主变本体分别安装在独立封闭防火室内，主变压器室比室外地坪高0.3m。主变本体室不设气楼。主变压器散热器室内设置挡油坎，主变压器散热器采用自然通风方式进行冷却。接地变及接地电阻布置于同一配电装置室内。当主变压器本体室内的设备安装调试好后，将预留的门洞进行封堵。两组110kV207、 GIS布置在一间配电装置室内，配电装置室的顶部设置吊钩，可用于吊装GIS间隔内的部件，不可用于单个GIS间隔的吊装。35kV开关柜布置在一间配电装置室内， 采用单列布置，柜前柜后留有操作及维护通道。开关柜与主变室的连接通过桥箱，110kVGIS与主变之间通过电缆连接。 本站设电缆夹层，作为电缆进出通道。在这一层内还布置有泵房。 6.2.8 风电场集电线路电气 6.2.8.1 工程概述 本期崇明北沿风电场工程总装机容量为48MW。风电机组出口的接线方式采用一机一变单元接线，风电机组升压系统选用箱式变电站，箱式变电站35kV引出线段和进站段采用电缆直埋，长路段采用架空线路方式的混合线路形式。 6208、.2.8.2 线路走向 根据风电场内风机布置及采用一机一变的升压方式，按电气设计要求将12台风SEPD 84 2010年6月 上海崇明北沿风力发电工程 可行性研究报告 F031K02-A01A 力发电机组顺序连接组成一组以35kV电压等级共2回架空线路送至风电场110kV升压站前，进站段采用电缆直埋敷设至风电场内的110kV变电站35kV侧相应的进线仓，其中风电场内需新建的35kV单回路架空线路长度约14.43km，双回路架空线路长度约2.0km。箱变引出线段的直埋敷设电缆长度约0.75km，进站段直埋敷设2回电缆线路长度约0.4km。风电场内集电线路的走向详见相应附图。 6.2.8.3 气象209、条件 架空线路工程气象条件依据66kV及以下架空电力线路设计规范（GB 50061-97）、工程所在地区的气象资料。气象条件见表6-7。 表6-7 气象条件表 气 象 情 况 温 度( C) 风 速(m/s) 覆 冰 厚(mm) 最高温度 4000最低温度 -20 0 0 最大风速 10280覆 冰 * * * 安 装 -10100年平均气温 15 0 0 大气过电压 1510/00操作过电压 15 15 0 雷暴日25日/年 注：*项上海地区35kV不考虑覆冰 6.2.8.4 导、地线选型 （1）导线：根据风电场内风力发电机组的接线方式，兼顾每组风机的出力容量由首端的第一台风机开始，随连接风210、机数量的增加，其输送容量有逐步增大的特点。因此，在充分考虑投资经济性及技术要求的基础上，经计算导线可只采用1种规格。建议导线采用钢芯铝绞线3LGJ-185/30，其经济电流为373A，其最大输送容量为25.01MVA，可完全满足风电场风电机组的出力要求及尽可能降低线路自身的损耗。为减少架空线路中杆塔的不平衡张力，导线安全系数别取K=8.0，其最大拉力为Tmax=8040N。导线的物理特性表见表6-8。下阶段，根据目前市场上创新产品的上市，也可采用铝合金导线，以进一步减少线损的同时可提高沿岸的防腐能力。 SEPD 85 2010年6月 上海崇明北沿风力发电工程 可行性研究报告 F031K02-A211、01A 表6-8 LGJ-185/30导线物理特性表 型 号 LGJ-185/30 铝 股（股数/直径mm） 26/2.98 钢 股（股数/直径mm） 7/2.32 结构截面积 铝 部 181.34 (mm2) 钢 部 29.59 总 计 210.93 外径 (mm) 18.88 20 C直流电阻不大于(km) 0.1592 计算拉断力(kN) 64.32 计算重量(kg/km) 732.6 线膨胀系数(1/C) 18.910-6 弹性系数(N/mm2) 76000 （2）地线：由于本风电场建设场址位于上海近郊，根据输电线路的设计规程要求及结合风电场内高耸的风机，风电场内35kV架空线路宜全线212、架设地线1根，以满足防雷保护的要求。根据线路的建设方式及走向，为方便今后的线路施工及运行维护，同时为确保风机与控制中心之间的通讯联络，整个风电场内架空线段可采用OPGW复合光缆，既可达到通讯和防雷保护的要求，同时其较好的耐腐蚀性使在沿海区域拥有显著的优点，OPGW复合光缆的芯属本阶段暂按24芯考虑。根据有关规范要求，地线与导线的保护角不大于30，且挂设在杆塔顶端。 另外，随直埋敷设电缆通道设置的通讯光缆，为降低工程造价拟采用普通非金属光缆，芯数初步选择24芯。整个风电场内需新建通讯线路长度约17km。 6.2.8.5 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，风电场址所属区域213、污秽等级暂定为2.8kV/cm。 （2）绝缘子型式：为减少今后风电场内线路运行维护工作量及结合以往硅橡胶合成绝缘子的使用情况，本工程拟建线路采用的绝缘子型式推荐全部采用硅橡胶合成绝缘子，型号推荐选用FXBW4-35/70，爬电距离可达1250mm，其泄漏比距已达3.1cm/kV，满足污区防污要求。具体选用型号待后续阶段招投标时确定。其主要技术指标见表6-9：合成绝缘子参数表。 SEPD 86 2010年6月 上海崇明北沿风力发电工程 可行性研究报告 F031K02-A01A 表6-9 合成绝缘子参数表 型 号FXBW4-35/70 额定电压（kV）35伞裙直径 (mm) 160/90 连接距离214、 (mm) 650 绝缘距离 (mm) 500 爬电距离 (mm) 1250 工频湿耐受电压（有效值）kV 100雷电冲击闪络电压（kV)240机电破坏负荷（kN）70重 量 (kg) 3.0 6.2.8.6 防雷保护与接地 （1）防雷保护：拟建架空线路杆塔根据（GB 50061-97 ）66kV及以下架空电力线路设计规范，其保护角为2030，导、地线在档距中央的距离不小于0.012L+1m。 （2）防雷接地：拟建本工程架空线路作为风电场内送至场内110kV变电站的电源，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电机组的旁边，及考虑年平均雷暴日达25日，建议风电场内全线215、均采取直接接地。其中要求水泥杆接地电阻在10以下、铁塔接地电阻在7以下，以满足耐雷水平达到30kA的要求。铁塔接地装置采用12园钢，围成2个3.0m方环，分别埋于铁塔的二对角脚下，埋入地1.0m深。 6.2.8.7 交叉跨越 本工程场内集电线路根据风电机组的布置方案，东旺港以东的1#、2#机组向西与3#风机连接的架空集电线路，需跨越东旺沙闸以北的东旺港与长江的交界处，跨越距离约410m。按照规范的有关要求，以及对河道跨越的安全距离的标准，拟按大跨越的要求，适当将架空导地线拉紧。并对杆塔设计、电气设计的气象条件标准提高，最大风按35m/s考虑，导线仍采用LGJ185/30，安全系数取3.5。OP216、GW复合光缆安全系数取5。下阶段，根据确定的线路走向，在工程实施前应加于专题分析和详细设计。 6.2.8.8 风电场集电线路分组接线 按风电场拟采用单机容量为2000kW级的风电机组考虑，结合电气主接线方式的经济、合理，初定以12台风机顺序“T”接为一组，场内共2组。具体接线如下表SEPD 87 2010年6月 上海崇明北沿风力发电工程 可行性研究报告 F031K02-A01A 6-10： 表6-10 风电场风机分组接线表 组 号 风 机 编 号 第1组 1#、2、3、4、5、6、7#、8、9、10、11、12 第2组 19#、18、17、14、15、16、24#、23、22、21、20、13217、 6.2.8.9 主要设备材料汇总 场内35kV直埋敷设方式的集电线路所需的主要设备材料见表6-11、表6-12及表6-13： 表6-11 电缆主要设备材料表 名 称 型 号 数 量 单 位 235kV电力电缆 YJV -26/35KV-370mm 0.75 km 22235kV电力电缆 YJV -26/35KV-3300mm 1.2 km 2235kV电缆终端接头 56 套/三相 SEPD 88 2010年6月 上海崇明北沿风力发电工程 可行性研究报告 F031K02-A01A 表612 杆塔数量汇总 基础混凝土 序杆塔高铁塔代号 铁塔名称 呼称高(m) 数量 钢量（t） 备注 3号 (m)218、 （m） 1 35DZ-18 35kV单、双回路18m直线杆 16.8 14.9 120 0.45120 3.44120 2 35JT 35kV单回路30转角塔 21.5 16.0 10 2.1610 20.310 30-163 35JT35kV单回路60转角塔 22.0 16.0 7 2.397 26.07 60-16 4 35JT 35kV单回路90转角塔 22.0 16.0 17 2.6617 26.617 90165 35DLHG-18 35kV单回路直线式电缆登杆 16.8 12.9 24 0.4524 6.624 6 35DLZG-17.5 35kV单回路终端式电缆登杆16.8 1219、2.9 8 6.338 40.08 合 计186199.01319.8 SEPD 89 2010年6月 上海崇明北沿风力发电工程 可行性研究报告 F031K02-A01A 表613 机电设备数量汇总 序号 设备材料名称 型号及规格 单位 数量 备注 1 钢芯铝绞线LGJ-185/30km51.0224芯OPGW光缆km173 硅橡胶合成绝缘子串 FXBW-35/70 根 860 24 杆塔接地装置套 186 5 地线悬垂金具套 137 6 地线耐张金具 套 49 7 非金属层绞式光缆24芯km0.75835kV氧化锌避雷器组 24 一组为3只 SEPD 90 2010年6月 上海崇明北沿风力发220、电工程 可行性研究报告 F031K02-A01A 6.2.9 电气一次主要设备清单 6.2.9.1 风电场主要电气设备清单 风电场主要电气设备材料见表6-14。 表6-14 风电场主要电气设备材料表 序单名称 规格型号 数量 备注 号 位 风力发电机Pn=2000kW,Un=0.69kV,COS1 台 24 含塔内低压电缆 组 =1,In=1674A 2 箱式变压器2200kVA, 372*2.5%/0.69kV 台 24 含高低压开关 3 电力电缆 YJV22-1.0-3*240 米 3600 五拼敷设 4 铜绞线120mm2铜绞线 米 4000 风电场接地用 包括相应的配套5 垂直接地极铜221、包钢，14.2mm L=2.5m 组 192 附件 6.2.9.2 升压变电站电气一次主要设备清单 风电场110kV升压站主要电气一次设备材料见表6-15。 SEPD 91 2010年6月 上海崇明北沿风力发电工程 可行性研究报告 F031K02-A01A 表6-15 升压变电站电气一次主要设备材料表 单序号 名称 规格型号 数量备注 位SZ口-50000/110,50000kVA 带有载调压机构 YN,D11 1 110kV主变压器 台1 115(+8,-8)*1.25%/35kV 水平分体布置 Uk=10.5% 2 110kV中性点避雷器 Y1W5-60/144台1 附放电计数器 附CJ2222、XG电3 110kV中性点隔离开关 GW13-63/630A 单极台1 动操作机构 间4 110kV GIS 1250A,25kA 1 附SF6通管 隔5 35kV主变开关柜2000A, 25kA台1 6 35kV分段开关柜 2000A,25kA 台17 35kV站用变开关柜 630A, 25 kA 台1 8 35kV压变避雷器柜630A台19 35kV馈线开关柜 630A, 25 kA 台2 10 35kV主变进线桥箱 制造厂按现场尺寸提供 米1011 10kV站用变进线柜 630A, 25 kA 台1 12 10kV站用变计量柜630A台1接地变1*4，主变1*40 13 35kV支柱绝缘223、子 ZSW-40.5/800 只44 爬电比距不小于：31mm/kV DKS-3150/38.5kV 14 35kV接地变压器 台1 2000A/10S Z形接线全绝缘LZZB8-35D，接地变35kV侧 接地变35kV侧电流互感15 1000/1000/2000/5A 台3 爬电比距不小于：器 10P20*3，30VA*3 31mm/kV 接地变35kV侧 接地变中性点侧电流互感LZZB8-35A，1000/5A*2 16 台2 爬电比距不小于：器 10P20*2，40VA*2 31mm/kV 17 不锈钢接地电阻柜 1000A 200.1? 台1 SC口160/35,160kVA 18 3224、5kV干式站用变压器 台1 35(+2,-2)*2.5%/0.4kV-0.23kVUk%=6.5% ,D,yn11 35kV站用变高压熔断19 35kV,10A 只3 环网柜配 器 SC口160/10,160kVA 20 10kV干式站用变压器 10(+2,-2)*2.5%/0.台1 4kV Uk=4% ,D,yn11 10kV站用变高压熔断21 10kV,16A 只3 环网柜配 器 22 站用变环网柜 台2 23 电力电缆ZA-YJV-353*120 米50 35kV站用电用 24 电力电缆 ZA-YJV22-35 3*240米40 接地变用 25 电力电缆ZA-YJV22-103*120 225、米50 10kV站用电用 26 电力电缆 YJLW03-64/110 1*630米100 110kV出线 27 钢芯铝绞线LGJ-630/45米25 SEPD 92 2010年6月 上海崇明北沿风力发电工程 可行性研究报告 F031K02-A01A 单序号 名称 规格型号 数量 备注 位28 110kV电缆终端盒 7778套3 GIS用3*1 29 110kV电缆终端盒（GIS）7790 套3 GIS用3*1 110kV电力电缆专用30 个2 端子箱 #1站用变：6户内型单相 31 35kV电缆头 个12 接地变：3户内型单相 3户外型单相 32 10kV电缆头 个9 站变用9*1 33 铜母226、线TMY-100*10米80 主变35kV侧使用34 铜母线TMY-60*6米60 站变、接地变 主变110kV，35kV35 带电显示装置 主变室GSW，接地变GSN 套3 侧1*2，接地变1*136 穿墙套管 CWW-40.5/2000-4只3 37 主变压器室端子箱62-B-6793只238 户内型端子箱 只1 接地变用 39 二次电缆桥架400mm宽 米200 包括相应的配套附40 垂直接地极 铜包钢管，14.2mm L=2.5m组14 件 41 扁铜25*4mm米150 242 镀锌扁钢 40*6mm 米1000 43 临时接地端子只50 44 避雷带引下线材料套12 245 铜绞线227、 120mm 米400 升压站接地用 46 阴极保护 套1 6.3 电气二次 6.3.1 风电场控制、保护、测量和信号 6.3.1.1 概述 本期风电场共装机24台，每台2000kW。本工程控制除考虑本期风机计算机监控系统外，还要预留远期的计算机监控系统。为便于管理，将已建成的崇明东滩13台风机的监控移至本升压站。 风力发电机组顺序相连后经光缆接入升压变电站中的风力发电场计算机监控系统，光缆与风电场内的35kV电缆同杆敷设。110kV变电站与风力发电场计算机监控系统之间的通信采用光缆敷设。 风电场其余设备的电气信号是由专用的电气量采集网络完成的，在各风力发电机塔基的控制室布置升压变压器信号采集228、箱，将电信号转换成数字信号后，经环接风力SEPD 93 2010年6月 上海崇明北沿风力发电工程 可行性研究报告 F031K02-A01A 发电机的光缆接入风电场的电气量采集系统。 6.3.1.2 风力发电机组现场单机监控 风力发电机组的现场控制系统包括两个部分：第一部分为计算机控制单元，它的主要功能是程序控制风力发电机组；第二部分为电源同期单元，它的主要功能是使风力发电机同步并入电网。 风力发电机组现场监控柜装设在塔身下部。运行人员可以在风电机现场通过人机对话进行手动开机、停机、手动控制风力发电机的偏航系统使机头向顺时针或逆时针方向旋转。风力发电机在运行过程中，现场控制单元在线监视风力发电机229、的运行状态，使机组维持安全、优化运行水平。 在风力发电机塔架上部发电机舱里，有手动操作用的控制箱。在控制箱上配有一些开关和按钮，如：手动操作锁定的切换开关、偏航切换开关、风速计投入切换转换开关、起动按钮、复归按钮等。 6.3.1.3 远方监控 风电场的计算机监控系统通过电力系统通信用光端机及光纤网络与供电局地调及风电公司连接。风电公司的值班人员可根据权限对风电场进行远方监控，地调及更高级别的调度则只能对风电场进行远方监视。 6.3.1.4 风电场信号 风电场向电网调度部门提供不少于下列信号： 单个风电机组运行状态； 风电场实际运行机组数量和型号； 风电场并网点电压； 风电场高压侧出线的有功功率230、无功功率、电流； 高压断路器和隔离开关的位置； 风电场的实时风速和风向。 6.3.1.5 箱变保护配置 风力发电机的37/0.69kV升压变压器配置本体瓦斯、温度、压力释放等非电量信号，动作后发信。另外箱变高压侧断路器、低压侧断路器，均应外送位置信号及相应的保护装置。所有信号接点均为无源接点，送至箱变内的信息量采集装置，转换为光信号后，利用风电场通讯光缆的备用芯与控制室的电气量采集系统通讯。 SEPD 94 2010年6月 上海崇明北沿风力发电工程 可行性研究报告 F031K02-A01A 信息量采集装置电源由箱变内的UPS提供。 6.3.1.6 风力发电机保护配置 风力发电机应配置如下保护231、和监测装置：温度升高保护、过负荷保护、电网故障保护、振动超限保护和传感器故障信号等。保护装置动作后跳开发电机出口与电网连接的空气断路器并发出信号。 风力发电机配有各种检测装置和变送器，可在计算机屏幕上显示风电机组的实时状态，如：当前日期和时间、叶轮转速、发电机转速、风速、环境温度、风电机组温度、功率、偏航情况等。也可在显示屏幕上显示风电机组的事故或故障、数量和内容等信号。风力发电机的保护装置还应具有风力发电机升压变压器的温度、瓦斯等非电量保护的接口。当升压变压器发生故障时，经此出口跳开风力发电机出口与电网连接的空气断路器并发信号。 风力发电机的保护、测量和信号装置随风力发电机组一起配套供货。 232、6.3.1.7 电源配置 由风机系统自带电源装置提供给风机的控制、保护及测量信号装置的电源。最终由风机厂家确定。 由升压变压器自带的0.69/0.40.23kVkV小变压器提供给现场UPS电源，再由UPS装置提供给升压变的控制、保护及测量信号装置的电源。 由不间断电源供控制室计算机监控系统全部设备的电源。 6.3.1.8 风电场二次设备布置 风机的计算机监控系统的上位机，风电场的电气量采集系统的后台机布置在本期监控继保室内。 6.3.2 升压变电站控制、保护、测量和信号 6.3.2.1 控制方式 控制功能分为三种：风电调度中心远方控制；站内后台控制；就地手动控制。控制优先级可以选择。 6.3.233、2.2 防止误操作的原则 （1）110kV配电装置及35kV开关柜的五防，要求制造厂的制造工艺中考虑实施。 SEPD 95 2010年6月 上海崇明北沿风力发电工程 可行性研究报告 F031K02-A01A （2）开关柜上设置带钥匙的控制开关实现断路器的就地操作。 （3）35kV进线都装有强制型高压带电显示装置。 （4）闭锁电源整流器选用WYKD2，110V 5A，设备装于站用电屏上，分别供110kV GIS，35kV及10kV配电装置。 6.3.2.3 直流系统 本站直流系统电压为110V，选用200Ah蓄电池和高频开关电源装置，蓄电池免维护。且直流屏应配有数据接口与综合自动化连接,并配置直234、流接地检测装置。 6.3.2.4 电能计量及电能质量监测 本站在110kV电缆出线处设置电能计量点，并且单独设置110kV线路电能计量屏。电能计量屏安装于继保室内。 本站在110kV电缆出线电能计量表计选择应根据上海市电力公司电测计量管理规定执行。表计应能正确反映基波、谐波电量的功能，有功功能表精度为0.2S级，无功功能表精度为0.2级，计量方式为三相四线，并具有规约的通用性，表计需能双向计量。 本站在110kV电缆出线处设置电能质量监测点，并且设置电能质量监测屏。电能质量监测屏安装于继保室内。 本站由市电10kV线路引来站用电源设置电能计量表计，并且设置站用电计量屏，放置于继保室内。 6.3235、.2.5 变电站综合自动化 （1）系统结构设计 系统为分层分布式，可按开关柜划分，采用分散布置。系统主要由以下几 个部分组成： 后台主机（包括人机对话、存储单元及打印机）； 站控单元（或称前置机，包括通信单元）； 测控单元（即输入/输出单元，简称I/O单元）； 保护单元。 （2）后台主机负责站控级的操作与监视，数据存储，参数的设置及修改，过程数据及事件记录，自我监视及检测，开关闭锁逻辑，输出运行报表，并提供用户开发应用软件的平台。站控单元要对测控单元传送的各种数据进行预处理，一般还包含通SEPD 96 2010年6月 上海崇明北沿风力发电工程 可行性研究报告 F031K02-A01A 信单元，236、是站内及站外通信信息交换的枢纽，负责与各I/O单元的通信，协调对调度端的通信，进行时间同步等。预留配电站数据通信接口。 由于测控单元和站控单元均具有很强的数据处理功能，而且操作和控制功能主要由调度端实施，故后台主机拟采用单机运行方式，具体参数应满足内存256MB，时钟频率2.0GHz，硬盘容量80GB，并配容量为2GB的光盘，液晶显示器尺寸为20”。 站内专设一台打印机。 本站设GPS卫星同步对时装置。 （3）I/O单元是综合自动化系统与变电站电气回路的界面，因此其所包含的内容必须详尽丰富，包括数字量输入（中断量和非中断量）、模拟量输入、脉冲量输入、温度量输入和开关量输出。 110kV GIS237、汇控柜及35kV开关柜上均应装设断路器操作开关，配有远方/就地切换开关，当进行就地操作时，可以利用切换开关闭锁远方操作命令。 （4）本工程110kV进线风场侧不单独配置保护。主变保护集中组屏；35kV出线、无功补偿、站用变、35kV自切及10kV站用变均设置在各自的开关柜上，厂家待定。35kV保护按中性点经电阻接地设计。 a.主变压器保护设有 主变纵差保护跳闸（两侧）/发信 110kV定时限三相过流保护跳闸（两侧）/发信 110kV充电保护跳闸（两侧）/发信 110kV定时限零序过电流保护跳闸（两侧）/发信 35kV定时限三相过流保护跳闸（两侧）/发信 35kV定时限零序过电流保护I段跳闸（3238、5kV侧）/发信 35kV定时限零序过电流保护II段跳闸（两侧）/发信 主变重瓦斯保护跳闸（两侧）/发信 有载调压重瓦斯保护跳闸（两侧）/发信 110kV定时限单相过负荷保护发信 轻瓦斯保护发信 温度高发信 SEPD 97 2010年6月 上海崇明北沿风力发电工程 可行性研究报告 F031K02-A01A 气压释放发信 有载调压轻瓦斯保护发信 d.35kV分段保护设有： 定时限/反时限过电流保护跳闸 定时限/反时限电压过电流保护跳闸 定时限零序电流保护跳闸 e.站用变保护设有： 定时限/反时限过电流保护跳闸 定时限/反时限零序过电流保护跳闸 f.35kV出线保护设有： 电流速断保护跳闸 定时限239、/反时限过电流保护跳闸 定时限/反时限零序过电流保护跳闸 （5）后台主机、打印机布置于监控室内，与就地的连接一般采用网络连接，传输媒介拟用光纤或屏蔽双绞线，均需满足系统可靠抗干扰和数据传输速率的要求。通信网各节点可实现点对点通信，且各节点都是平等的。任一节点的损坏，不会使通信中断，因此，应对每个节点设相应的检测回路，在检测到该节点异常时，自动脱离网络，从而保证其余节点的正常通信。为保证总线网的可靠，对总线网的每个节点应采取隔离措施，应保证任何实际可能的强干扰都不导致元器件损坏。 （6）计算机软件配置： 软件的配置包括系统软件和应用软件。 系统软件的配置应使软件运行具备良好的环境。 站内终端软件240、包括数据采集、DFR、SOE、控制输出、通信及自诊断软件等。 离线软件需有调试软件、交互式作图软件、数据库生成维护,及报警语音生成和维护等软件。 操作票的开列一定要符合现行运行规程术语和运行经验，并需在屏幕上按步操作，二次确认后方能操作。 应用软件的编写，应方便运行人员了解和熟悉，以便进行二次开发。汉字系统应具备二级字库，取用方便。 SEPD 98 2010年6月 上海崇明北沿风力发电工程 可行性研究报告 F031K02-A01A （7）为了确保综合自动化系统的安全可靠运行，各I/O单元的电源输入均引自变电站的直流电源。系统还配有一套在线式UPS。 （8）综合自动化设无功优化VQC功能。 （9241、）信息量统计（按最终容量） 模拟量： 主变110kV侧三相电流 (32) 主变35kV侧三相电流、有功功率、无功功率 (52) 35kV母线I、II段电压（包括线电压、3Uo，计算相电压） (42+32) 主变油温 (12) 35kV分段三相电流、有功功率、无功功率 (51) 35kV出线三相电流 (38) 35kV站用变三相电流 (32) 35kV分段电压Ua-a（幅值差）、角度差 (21) 直流110V母线电压 （数据口通讯获得充电电流、电池组电压）(31) 系统频率 (11) 站用变低压侧三相电流、三相电压（380V） (62) 数字量： 中断量： 事故总信号 (11) 主变差动保护动作242、 (12) 主变重瓦斯 (12) 主变有载重瓦斯 (12) 主变过电流 (12) 主变110kV充电保护 (12) 主变110kV零流 (12) 主变保护继电器故障 (12) 主变35kV过电流 (12) 主变35kV I、II段零流 (22) 35kV出线保护动作 (48 SEPD 99 2010年6月 上海崇明北沿风力发电工程 可行性研究报告 F031K02-A01A 35kV出线继电器故障 (18) 35kV母线接地 (12) 站用变保护动作 (22) 35kV分段保护动作 (11) 主变高低压侧断路器位置信号（开合） (24) 35kV出线断路器位置信号（开合） (28) 35kV分段243、断路器位置信号（开合） (21) 站用变断路器位置信号（开合） (22) 非中断量： 断路器、有载遥控/就地位置信号 (115) 主变轻瓦斯 (12) 主变温度高 (12) 主变有载轻瓦斯 (12) 主变气压高 (12) 主变低压侧开关柜小车位置 (12) 35kV出线、站用变、分段及分段引线、压变小车位置 (113) 10kV站用变压变小车位置 (11) 接地刀位置 (110) 主变分接头位置 (172) 110kV开关六氟化硫气压低报警 (12) 110kV开关六氟化硫气压低闭锁 (12) 110kV其他气室六氟化硫气压低报警 (12) 温湿度控制器故障 (114) 电压回路断线（失压） 244、(12) 开关未储能 (113) MCB空气开关跳闸 (14) 站用电失压 (11) 直流系统故障 (11) 故障录波仪录波启动 (11) SEPD 100 2010年6月 上海崇明北沿风力发电工程 可行性研究报告 F031K02-A01A 故障录波仪装置故障 (11) 故障录波仪掉电告警 (11) 站内火灾报警及备用 (101) 电度量： 主变110kV侧有功电度、无功电度 (22) 35kV出线有功电度 (18) 开关量输出 主变高压侧隔离开关 (24) 主变高低压侧断路器 (22) 35kV出线断路器 (26) 35kV分段断路器 (21) 站用变断路器 (22) 主变有载调压分接头（上245、升、下降） (22) 复归信号 故障录波量统计 模拟量 主变110kV三相电流及中性点电流 （42） 主变35kV三相电流 （32） 主变中性点电流 （12） 35kV母线三相电压及开口电压 （42） 开关量 主变压器各侧保护跳闸出口接点 4 6.3.2.6 故障信息记录与传输 在风电场变电站安装的故障记录装置，记录故障前10s到故障后60s的情况。该记录装置包括必要的数量通道，配备至电网调度部门的数据传输通道。 6.3.3 系统继电保护 本期工程中，崇明北沿风电场所发电量将经其110kV升压站，由一回110kV线路接入220kV陈家镇站。110kV升压站110kV侧为线路变压器组接线。 风电246、机组一般配置了过流保护和低电压解列保护，当故障发生或失电时，过流保SEPD 101 2010年6月 上海崇明北沿风力发电工程 可行性研究报告 F031K02-A01A 护或低电压保护将动作，将风电机组与系统解列。为保护系统和机组本身，当系统发生故障或失电时，要求风电机组保护应及时动作，确保在0.1S内与系统解列，对此业主在风电机组选型时应予以保证，同时风电机组及其配电装置应具备一定的短路电流承受能力，在此前提下可以适当简化保护配置，暂时将风电场与系统的联络线作为终端负荷线来考虑（待风电机组参数确定后，再进行核算），即仅在系统侧配置一套微机型距离保护（包括三段式相间、接地距离保护和四段式零序电流247、保护）或微机型过流保护(包括三段式过流保护及两段式零序电流保护)即可。但应指出的是，由于未配置纵联保护，在区外发生故障时，风电机组本身配置的保护可能会失去选择性，导致误动作将其与系统解列，从而影响其发电。 综上所述，在风电场接入系统线路的电源侧即陈家镇站侧配置一套微机型距离保护或过流保护装置，并配置相应的操作回路。由于为全架空线路，需要配置重合闸装置。线路风电场侧不需配置线路保护。以上线路陈家镇站侧保护设备应开列在风电场接入系统或其线路项目工程中，本工程中不予开列。 为便于故障分析，建议在风电场升压站工程中配置一面微机型故障录波器。建议在风机机组的机端装设同期装置。上述在风电场侧设备费用不列入248、本接入系统报告。 6.3.4 升压站二次设备布置 （1）继保室布置 本站均采用微机保护，主变保护单独组屏，布置于继保室，其余保护全部安装在35kV开关柜和10kV站用变进线柜上。 继保室屏位布置分三排，均为一字型，第一排设有直流屏、站用电屏、综合自动化屏、故障录波器屏；第二排设有主变保护屏、电能质量监测装置屏、电能计量屏、市电来10kV电源计量屏；第三排为备用。共计27块（包括预留屏位）。 （2）监控室布置 本站设有独立监控室，监控室内设有操作台，操作台上布置有一台升压站综合自动化工控机、一台本期风力发电机组计算机上位机、同时预留二、三期风电厂监控上位机位置。监控室内留有东滩崇明风力发电工程两249、台计算机监控系统的上位机位置。 6.3.5 升压变电站电气二次设备清单 风电场110kV升压站主要电气二次设备材料见表6-16。 SEPD 102 2010年6月 上海崇明北沿风力发电工程 可行性研究报告 F031K02-A01A 表6-16 风电场110kV升压站主要电气二次设备材料表 序名称 规格型号 单位 数量 备注 号 升压变电站侧 高频开关电源附微机型直流接地1 直流屏 面 4 DC110V,100Ah 检测装置 2 站用电屏Gk 面 2 3 故障录波屏 Gk面 1 Gk 后备保护带测控功4 主变保护屏 面 1 能，装于监控室 35kV线路微机测5 套 2 控保护装置 主变及35kV250、线路6 电子式电度表 只 4 安装于开关柜上 电度表 35kV站用变保护7 微机型,带测控功能 套 1 安装于35kV站变柜装置 10kV站用变保护8 微机型,带测控功能 套 1 安装于10kV站变柜装置 9 电能计量屏Gk 面 1 1只关口表 附电力专用不间断10 综合自动化装置 套 1 电源1kVA 11 控制电缆 ZC-KVVP-1.0 千米 4 12 动力电缆ZC-VV-1.0千米 1 SF6气体泄漏监控13 套 1 报警系统 电能质量监测装置14 1套电能质量监测装置 面 1 屏 15 事故逆变屏3kVA 面 1 16 站用电计量屏 Gk 1只关口表 17 全站消防报警系统套 1 6251、.4 通信 6.4.1 系统通信 崇明北沿风力发电场为新建电厂，位于崇明岛，调度关系为由上海市调及崇明地调调度。 崇明北沿风力发电场接入系统为通过110kV线路至220kV陈家镇变电站，在220kV陈家镇变电站有光纤电路，能通过上海电力通信网与调度部门可靠联通。 根据系统通信的需要，建议本工程崇明北沿风力发电场与220kV陈家镇变电站间敷设1根24芯的非金属光缆，由220kV陈家镇变电站的光纤通信与上海市调、崇明地调联通，作为其通信通道。 SEPD 103 2010年6月 上海崇明北沿风力发电工程 可行性研究报告 F031K02-A01A 本期建议崇明北沿风力发电场配置1套SDH光端机设备，配置1个PCM智能基群；发电场中列实时信息数据交换设备1套、光配屏音频综合屏1面；通信高频开关电源48V/60A，配置1组200AH免维护蓄电池。 列调度端通信接口费。 6.4.2 远动 崇明北