1、 大鹿岛风力发电场新建工程可行性研究报告（修改稿）大鹿岛风力发电场新建工程 可行性研究报告 （修改稿） 总工程师： 项目经理：目 录1 总的部分2 场址选择3 风能资源分析4 工程地质5 风力发电机组选型和布置6 电气部分7 土建部分8 环境影响评价9 施工组织设计10 工程投资估算11 经济效益分析12 附件 附件1 招标基本情况表 附件2 主要进口部件清单 附件3 丹东中德风能发展有限公司基本概况13 附图：1总的部分1.1发展风力发电的可行性与必要性 辽宁省是我国的重工业基地，也是能源消耗大省，长期以来，由于能源短缺制约了工农业的发展。东北电网是以火力发电为主电源的电网。大量的火力发电不2、仅受到燃料短缺的制约，而且也受运输条件的限制。从长远战略出发，开发利用风能资源，作为常规能源的补充能源是十分必要的。 风能是一种洁净的可再生的一次能源。风力发电是一种不消耗矿物质能源、不污染环境、建设周期短、建设规模灵活。具有良好的社会效益和经济效益的新能源项目。随着人们对环境保护意识的增强，以及国家有关部门对风力发电工程项目在政策方面的扶持，风力发电在我国得到了迅猛发展。而东港地区是我省风能资源最为丰富的地区之一，风速大，风向稳定。适合于大规模开发、安装风力发电机组。风力发电在该地区具有较好的发展前景。该地区风能资源丰富，且风能大多集中在春冬两季，此时也恰为年用电高峰期，因此，风力发电可以与3、火电、水电互补起到年调峰的作用。辽宁省内有多个以机械加工、制造为主的城市，具有很强的机械加工、制造、和消化吸收能力，在建设大鹿岛风力发电场的同时，可以充分发挥技术密集，制造技术先进，消化吸收能力强等优势，在购买国外风机设备的同时，引进国外风机制造生产厂家的制造技术，采取合资、独资等不同方式消化吸收风机的生产制造技术，逐步形成组装和制造风力发电设备制造产业。这样，不仅能够降低大鹿岛风力发电场的工程建设成本，而且对调整企业的产业结构，搞好国有大中型企业，带动地区经济发展都具有十分重要意义，因此，建设大鹿岛风力发电场不仅具有较好经济效益，同时也具有显著的社会效益。1.2 项目背景近几年来，随着风力发4、电工程项目的建设和发展，以及国家计委、国家经贸委采取的一些优惠政策，极大的促进了风力发电机组的国产化工作的步伐，目前已有新疆风能公司、中国第一拖拉机工程机械公司、西安维德风电设备有限公司、沈阳电机厂等几家公司与国外公司，合作、合资生产600千瓦级的风力发电机组。同时，随着大型风力发电机组制造技术的日渐成熟，兆瓦级风力发电机在国际风机市场上也已经由试验阶段逐步走向商品化，并已有成功的运行经验。根据大鹿岛风力发电场场址处的地形特点及布机方案，本期工程拟安装1000千瓦级的风力发电机组30台。由于目前国内的几家风机制造厂还不能生产1000千瓦级的风力发电机组，因此，有必要引进国外1000千瓦风力发电5、机组及其制造技术。为降低工程造价、减少运行成本、提高风电场的经济效益，业主单位已与德国Fuhrlaender公司达成初步意向，拟在丹东组建一个中外合资企业，采用进口部分关键部件，国内组装的方式，合作生产FL1000型风力发电机组。并安装在大鹿岛风力发电场内。资金筹措：本期工程除由丹东中德风力发电有限公司自筹资金10000万元外，其余部分资金采用国内或国外融资。1.3 工程概况1.3.1 设计依据 我院与丹东中德风力发电有限公司签定的“大鹿岛风力发电场新建工程可行性研究合同”。1.3.2工程编号：21-DY0224 K21.3.3 建设单位概况： 建设单位名称：丹东中德风能发展有限公司企业性质：6、中外合资股份制公司法人代表：李凯波 注册资本金：由300万元增资至10000万元。 融资方： 中方：丹东重安电气设备有限公司，融资方式：现金、实物或土地使用权；所占股份：51%。外方：德国Fuhrlaender公司，融资方式：现金或设备；所占股份：49%。企业基本情况详见附件3“丹东中德风能发展有限公司基本概况”。1.3.4建设规模：本期工程装机30000千瓦，即为最终规模。1.3.5主要技术经济指标 1）、年上网电量：6275.5万千瓦时 2）、发电成本：0.493元/千瓦时 3）、总投资：29891万元 4）、单位造价：9964元/千瓦1.4主要设计原则大鹿岛风力发电场位于东港市孤山镇大鹿7、岛村，是处于黄海中的一个海岛。地处东经12343，北纬3945，该风电场是辽宁省电力公司规划的风电场预选场址之一，场址处为丘陵地带，平均海拔高度为50-200米。根据风电场的建设需要，辽宁省电力有限公司委托沈阳区域气象研究所从2001年11月18日至2002年12月6日，在大鹿岛风电场场址处进行了风资源的连续测量工作。根据实际测风结果可知，大鹿岛风电场10米高度处年平均风速为5.8米/秒。且季风特性明显；其冬季盛行偏北风，夏季盛行偏南风，年有效风能密度为294瓦/平方米。风能分布：北风及偏北风能量总和占总能量的60%以上，风能资源丰富。场址处具备大件设备的安装条件，进口设备运达大东港后，可通过8、船运将设备运抵现场。 大鹿岛风电场场址位于大鹿岛上，当地自然风景秀丽，职工生活方便。现有岛内公路已修建至场址附近，交通运输十分便利。按照大鹿岛风力发电场最终装机规划，该风电场总装机容量为3万千瓦。经技术经济比较，该风电场需通过66千伏系统向地区电网供电。本期工程拟建一条66千伏线路，并通过66千伏石灰窑变电所联网。因此，大鹿岛风电场具备建设大型风电场的外部条件和资源条件。大鹿岛风力发电场的建设得到了辽宁省政府和辽宁省电力有限公司的支持，为加快工程建设步伐，现已成立了“东港大鹿岛风力发电场”，并负责该风电场的建设和管理工作。本期工程计划安装单机容量为1000千瓦的风力发电机组30台。总装机容量为9、30000千瓦。 风力发电机安装位置详见“大鹿岛风电场装机规划图”。附表：风力发电工程特性表风力发电工程特性表序号及名称单位数量备注一、风力发电场场址名称：大鹿岛风力发电场新建工程 海拔高度：米50205 经度12343 纬度3945二、风资源 1、年平均风速米/秒5.8 2、风能密度(10米高度)瓦/平方米294 3、盛行风向N 4、盛行风比率30%三、主要设备1、风力发电机组 台数台30 型号FL1000 额定功率千瓦1000/200 叶片数量个3 风轮直径米54 扫风面积平方米2290 风轮转数转/分钟22/15 切入风速米3 切除风速米20 额定风速米13 轮毂高度米60 发电机额定容10、量千瓦1000/200 额定电压伏690 额定电流安培836/167 额定频率赫兹50 极数4/6 额定功率因数0.992、组合供电设备 FXB1-10/1000台303、输电线路 电压千伏66 回路数回1 输电目的地66千伏石灰窑变电所 线路长度公里18.54、配套输变电工程 主变压器台2 型号SFZ9-20000/66 高压开关柜台13 型号KYNZ-12四、土建工程1、主控制楼 型式砖混结构 地基特征条形基础 面积/层数平方米/层310/12、10千伏配电装置室 型式砖混结构 地基特征条形基础 面积/层数平方米/层122/13、监控及培训中心 型式砖混结构 地基特征条形基础 面积/层数平11、方米/层1000/32、风力发电机基础 数量个30 型式钢筋混凝土 体积立方米1903、工程永久占地 升压站亩4.5 风力发电机组亩30 组合供电设备亩1.8 道路亩108五、施工1、主体工程数量明挖土方立方米21000填筑土方立方米15300混凝土及钢筋混凝土立方米61502、主要建筑材料 木材立方米868 水泥立方米1907 钢材立方米7503、新建公路砂石路公里8.54、施工期限总工期月10安装调试月4六、经济指标1、静态总投资(编制年)万元270102、总投资万元29891 设备购置费万元18086 土建工程费用万元735 安装工程费用万元651 其它费用万元3379 建设期贷款利息万12、元556 生产流动资金万元36 接入系统及联网部分万元64483、综合经济指标风电场单位千瓦投资元/千瓦9964单位电度投资元/千瓦时0.25发电成本元/千瓦时0.493上网电价(不含税)还贷期元/千瓦时0.76 还贷后元/千瓦时0.76财务内部收益率(全部投资)%8.75总投资利润率%5.47总投资利税率%6.83投资回收期年9.442场址选择大鹿岛风力发电场位于辽宁省东港市大鹿岛上。地处东经12343，北纬3945。预选场址在大鹿岛上，大鹿岛村隶属于东港市孤山镇，场址处距孤山镇约7.5公里，距东港市约60公里。为一四面邻海的海岛。大鹿岛东西长4.4公里，南北宽1.5公里，占地面积约6平方公13、里。年风能储量为14.5亿度，海拔高度在50-200米。地形特点为高差较大的丘陵，在岛内山梁上建有公路，根据岛上地形特点，在相对平缓的地带，可安装大型风力发电机组。由于大鹿岛海拔高度明显高于周围地区，四面来风在这里均受到抬升加速作用，故其风速比周围地区偏大。场址处为温带湿润地区，受黄海的影响，具有明显的海洋性气候的特点。这里常年多风，冬季盛行北风和偏北风，夏季盛行南风和偏南风，是明显的季风气候区。场址处，实测10米高度处的年平均风速为5.8米/秒，40米高度处的年平均风速达6.6米/秒，是我省风能资源较为丰富的场址之一。该场址的丘陵顶部适宜安装风力发电机的地点都是山丘荒地，因此风电场的建设除部14、分道路外，基本不占用农田。大鹿岛风电场的地质条件较好，其丘陵表层大多为裸露的风化岩石，有利于风电机基础的浇筑。大鹿岛处建有码头，可通过船运与对岸连接，大件设备运输可通过大东港货物码头将设备运至岛上，可满足设备安装、运输的要求。现有10千伏线路在场址处经过，施工所需的道路、电源、水源等施工条件具备。大鹿岛风场场址的确定，除了其具有丰富的风能资源及良好的地形基本条件外，还综合考虑了风电场接入系统的电网条件，道路运输、施工条件及职工生活条件等综合因素。按照风电场规划，本风场最终装机容量为3万千瓦。经技术经济比较需通过66千伏系统向地区电网供电，为此，在风电场内建设一座66千伏升压站，本期工程安装2015、000千伏安主变压器2台。修建一条66千伏线路至66千伏石灰窑变电所，通过66千伏线路联网。综上所述大鹿岛风电场具备建设大型风电场的条件，经现场踏勘，本期工程安装的30台FL1000型风力发电机组分布于规划场区内。风力发电机组安装位置详见“大鹿岛风电场装机规划图”。3风能资源分析 东港市大鹿岛风电场位于东港市大孤山镇大鹿岛村，其地理座标为东经12344，北纬3947。大鹿岛为黄海中的一个岛屿，北距大陆约7.5公里，其东西长约4.4公里，南北宽约1.5公里，于2001年11月18日开始在大鹿岛风电场进行风能资源实测工作，至2002年12月6日，已完成一年多时间的测风工作。3.1 测风的仪器、内容16、本次测风的风向风速感应仪为上海气象仪器厂生产的ET型风向风速仪。记录部分为山东恒生电器有限公司生产的ZFJ型风力记录仪。感应器和记录仪之间由12蕊电缆连接。记录仪与微机连接后利用专用软件可直接读取测风数据。测风内容为一年365日逐时的风向、风速。风向为16个方位；风速精确到0.1米/秒。每20天左右从记录仪中读取一次测风记录。风电场测风点选择在该岛上的一个75米高移动通信塔上，塔的位置在岛的中部，海拔高度在170米左右。该地点的风基本上不受地形影响，具有较好的代表性。考虑塔上的具体情况，在通信塔的40米、10米二个高度分别装测风仪测风。二个高度测风可以了解风能随高度的变化情况。测风期间记录完整17、，为使报告具有代表性，本报告选择2001.12.1-2002.11.30完整一年时间的测风数据进行统计和计算分析。3.2 大鹿岛风电场的风能资源3.2.1 各月及年平均风速 统计得到两个高度的各月及年平均风速如表3.1。图3.1为对应两个高度的风速分布直方图。表3.1大鹿岛风电场各月及年平均风速(米/秒)121234567891011年塔高40米6.87.75.97.27.65.85.55.45.05.98.17.96.6塔高10米6.77.35.46.26.55.04.84.64.55.07.06.35.8 其中塔高40米和10米处其月平均风速大小特性可分为两个时段。10月至第二年4月风速偏18、大（其中2月风速偏小除外），5-9月风速偏小，在季节性交换的3-4月、10-11月风速明显偏大，在40米高度处最大月份为10月，平均风速达8.1米/秒；在10米高度处最大月份为1月，平均风速达7.3米/秒。最小月份两个高度均在8月，40米高度处月平均风速为5.0米/秒，10米高度处为4.5米/秒。3.2.2风速频率分布统计得到两个高度各等级风速频率分布如表3.2。图3.2为对应两个高度的风速频率分布直方图。表3.2大鹿岛风电场两个高度风速频率(%)风速(m/s)01234567891011121314151616塔高40米0.32.35.99.711.611.811.111.09.18.07.19、24.12.71.81.00.90.50.8塔高10米0.93.58.812.213.112.311.410.68.46.94.62.51.81.20.70.40.30.3 在塔高40米处，5米/秒风速出现频率最大，占11.8%，其中4-7米/秒风速频率出现均占11.0%以上。8米/秒及以上风速出现3077小时，10米/秒及以上风速出现1677小时。塔高10米处，4米/秒风速出现频率最大，占13.1%，3-7米/秒风速出现频率均占10.0%以上。8米/秒及以上风速出现2388小时，10米/秒及以上风速出现1046小时。3.2.3风向频率分布统计得到两个高度的风向频率分布如表3.3。图2.3是对20、应的风向频率分布图。表3.3大鹿岛风电场两个高度风向频率（%）风向NNHENEENEEESESESSESSSWSWWSWWWNWNWNNWC塔高40米31.06.34.42.43.62.54.13.68.76.85.62.42.51.74.49.80.3塔高10米30.96.34.32.33.62.54.03.68.66.85.52.32.51.74.49.80.9从表3.3可以看出，两个高度的风向频率基本一致，以N风为主导风向，出现频率为31.0%左右。次多风向为NNW风，出现频率在9.8%，再次为S风，出现频率在8.6-8.7%之间，NNE风和SSW风出现频率都在6.0%以上。两个高度均以21、ENE、ESE、WSW、W、WNW风出现频率偏小，在3.0%以下，冬季盛行偏北风，夏季盛行偏南风，呈现明显季风气候特点。3.2.4风速的日变化表3.4是统计得到的两个高度风速的日变化情况。表3.4大鹿岛风电场两个高度逐时平均风速(米/秒)212223241234567891011121314151617181920塔高40米6.96.66.66.66.46.46.46.66.76.76.76.66.46.16.16.16.26.46.66.97.07.17.06.8塔高10米5.95.85.85.85.75.85.85.96.06.05.85.75.65.45.35.55.75.85.85.922、6.06.05.95.8从表3.4可以看出，两个高度均以16-21时和04-06时风速偏大，17-19时最大。40米高度处10-13时风速最小，10米高度处09-12时风速最小，呈现傍晚与清晨风速大，中午前后风速小的特点。3.2.5风速随高度的变化 根据近地面层风速随高度变化的指数规律，由测风资料计算得到大鹿岛风电场风速随高度变化的指数n=0.093。塔高40米处的年平均风速是塔高10米处的1.14倍。大鹿岛风电场风速随高度增加的幅度小于省内大陆其它各地风电场，这是因为海岛周围是海面造成的结果。3.2.6风功率密度、有效风力小时数计算得到大鹿岛风电场两个高度的年平均风功率密度、4-24米/秒有23、效风力小时数，有效风功率密度和年有效风能在表3.5中给出。表3.5大鹿岛风电场两个高度风能资源参数年平均风功率密度(瓦/米2)年有效风功率密度(瓦/米2)年有效风力小时数年有效风能(千瓦时/米2)塔高40米31137271672669塔高10米222294654119283.2.7各风向风能分布 计算得到大鹿岛风电场两个高度的各风向风能分布如表3.6。图2.5是两个高度各风向能量分布百分比频率图。从图、表可以看出，两高度均以N风的能量所占比例最大，达37-39%左右。次多能量风向为NNW风。占18-21%左右。再次为S风、NW风、SSE风、SSW风，各点5-6%。6个偏多能量风向的之和占总能量24、的80%左右。两处其余风向能量均较小。表3.6大鹿岛风电场两个高度各风向能分布(%)NNNENEENEEESESESSESSSWSWWSWWWNWNWNNW塔高40米373212255545221618塔高10米3941011456531115213.3测风背景分析与资源评价东港市气象站具有自60年开始的长期测风资料，表3.7是东港站多年平均各月及年平均风速值。表3.7东港市气象站各月及年平均风速(米/秒)123456789101112年60-90年31年3.13.33.43.63.42.92.82.52.52.93.23.03.1东港地区多年平均风速为3.1米/秒。3-5月风速最大，1-5月25、各月平均风速大于年平均风速，其它月份小于年平均风速。7-9月风速最小。 表3.8列出了东港市气象站1991-2001年的历年年平均风速。可以看出，近11年中91-95年风速较大，92年风速最大；96-01年风速较小，98-99年风速最小。表3.8东港市气象站历年平均风速（米/秒）年份9192939495969798990001风速3.03.53.33.33.12.82.92.52.52.72.6表3.9东港市气象站2001.12-2002.11各月平均风速(米/秒)年份121234567891011年风速2.42.92.22.93.52.62.72.62.32.33.02.82.7表3.9是测26、风期间东港市气象站各月及年平均风速.从中可以看出，测风期间其年平均风速为2.7米/秒，明显小于多年平均风速。为近11年来偏小风速年。这就表明，大鹿岛风电场测风期间是在年平均风速明显小于多年平均风速的气候背景下进行的。通过对大鹿岛风电场一年时间风能资源测试数据的计算分析可以看出，其10米高度处的年平均风速在5.8米/秒左右，40米高度处年平均风速达6.6米/秒。塔高10米处4-24米/秒年有效风力时数达6500小时以上，年平均风功率密度在222瓦/米2以上，N风为该地的主导风向，S风为次多风向，N风为能量最多风向，有利于风电机布置。其风能资源条件有较大开发潜力，适宜建设大型风电场。附：东港市大鹿27、岛风电场2001.12-2002.11年度测风数据。33相关气候条件 大鹿岛风电场没有长期气象观测点，现将其附近的东港气象站有关气候要素值提供如下以供参考： 1）年平均气压1016.1百帕 2）气温 年平均气温8.4 历年各月极端最高气温33.8 历年各月极端最低气温-25.8 3）降水 年平均降水937.2毫米 历年各月一次最大降水184.5毫米 历年各月最大积雪深度27厘米 4）湿度 年平均相对湿度72% 5）雷暴日数 年平均雷暴日数14.6天 最少 ： 8天 最多： 24天 6）大风日数和最大风速 年平均8级以上大风日数3.5天 历年极端最大风速：18米/秒。 7）-20以下天气日数多年28、平均值： 4.3天4 工程地质4.1 拟建场区稳定性评价 拟建场区位于东港市大鹿岛村。从中国地震裂度区划图上查得，拟建场区地震基本烈度为度区，根据火力发电场岩土工程勘测技术规程DL/T5074-1997，第4.1.4条及4.2.4条,可不考虑断裂对场区稳定性的影响。4.2 场区工程地质条件 拟建风力发电场场区地形起伏平缓，属丘陵地貌，由初步勘察结果可知，拟建场区内地层自上而下依次为： 耕土：黄褐色，以粘性土为主，混少量碎石，含植物根，厚度为0.5米。 粉质粘土：黄褐色，含少量碎石，稍湿、坚硬，厚度为0.51.5米。 玄武岩：灰黑色，风化后呈暗红色。上部强风化，呈土状、碎石状，下部中等风化，呈整29、块状，中硬。4.3 结论4.3.1 拟建场区地层清楚，构造稳定，可以建场。4.3.2 拟建场区内主要地基土层玄武岩承载力标准值fK=300Kpa。4.3.3 拟建场区地基土标准冻深1.2米。4.3.4 根据中国地震裂度区划图，拟建场区地震基本裂度为度。4.3.5 拟建场区场地土类型为中硬坚硬场地土，建筑场地类别为类。 5 风力发电机组选型和布置5.1风力发电机组选型 大鹿岛风力发电场位于辽宁省东港市大鹿岛上。根据测风资料：该风电场年平均风速高，主导风向稳定，属典型的海洋性气候特征，风能贮量大，具有良好的风能资源优势。同时由于场址处地势平坦、开阔，靠近市级公路，交通运输及安装条件优越。具备建设大30、型风电场的条件。 近年来，随着风力发电机组制造技术的不断进步和完善，在国际风机制造市场上，风力发电机组单机容量逐渐增大，单位千瓦造价也相应地下降。目前，6001000千瓦风力发电机在国际风电市场已成为主力机型，在国内风电场建设中也得到了广泛的使用。同时，兆瓦级风力发电机在国际风机市场上也已经由试验阶段逐步走向商品化，并已有成功的运行经验。目前，在国内风力发电场运行的设备中，应用最为广泛的风力发电机组，为600千瓦-750千瓦的风力发电机组，且多为失速调节和变桨距两种形式，运行相对稳定、可靠。同时，近几年来，随着风力发电机组制造技术的进一步提高，一些新技术也在大容量机组中得到了应用。如：可变转速31、的变桨距调节系统、盘式发电机等。目前除应用较多的N43（600kW）、NM750/48（750kW）机组外，容量在750 kW -900 kW之间的风力发电机组主要有：N50（800kW）、NM900/52（900kW）、J48（750kW）、V52（850kW）、W-4800 OS（750kW）等几种机型可供选择。其机组的造价约为5100元/千瓦。 在兆瓦级的机组中，NM1000/52（1000kW），FL1000（1000kW）其机组的造价约为5100元/千瓦。可作为备选机型。而N60（1300kW）型机组也可作为备选机型，但兆瓦级的机组中的大容量机组的造价增加较大，以N60（1300kW32、）型机组为例，机组造价约为6150元/千瓦。本期工程拟采用进口部件国内组装的风力发电机组，安装3万千瓦的风力发电机组有以下几种配置方案：方案一：采用600kW的风力发电机，本期工程安装50台（共30000kW）及50台箱式变电站等联网设备。方案二：采用750kW的风力发电机，本期工程安装40台（共30000kW）及40台箱式变电站等联网设备。方案三：采用850kW的风力发电机，本期工程安装33（共28050kW）及33台箱式变电站等联网设备。方案四：采用900kW的风力发电机，本期工程安装32台（共28800kW）及32台箱式变电站等联网设备。方案五：采用1000kW的风力发电机，本期工程安装33、30台（共30000kW）及30台箱式变电站等联网设备。方案六：采用1300kW的风力发电机，本期工程安装22台（共28600kW）及22台箱式变电站等联网设备。由于各方案中风机的塔架及箱式变电站等联网设备配置不同，发电机及联网设备的综合造价也略有差别，各种型号风机选型比较结果见表5.1 。 为便于比较： 1) 各种型号风机轮毂高度取60米。 2) 风机及联网设备费用按估价计算。 3) 风机使用年限20年。 4) 均未考虑其它折减因素表5.1 风机选型比较结果表机型装机容量（KW）年发电量（MWH）满容量运行小时数容量系数购机费用（元/千瓦）风机本体度电成本（元/千瓦时）安装台数FL-100034、3000068961.9522990.262446000.100130NM-10003000079305.3526440.301846000.087030NM-10002880072504.6225180.287446000.091432V52-8502805071917.9925640.292746000.089733通过比较可知：1000 kW的风力发电机综合造价适中，机组塔架高度为60米，结合大鹿岛风电场的场址条件，建议采用此容量系列的机组。而750-900 kW的机组，综合造价也较为合理，而且，可供选择的机型也较多，可作为预选的机组容量等级。600-660 kW的机组，综合造价较与7535、0-900 kW系列机组接近，是运行最为稳定、成熟的机组，但根据大鹿岛风力发电场场区地形狭窄，可利用面积有限的条件，该容量机组安装在大鹿岛风力发电场总装机容量小，因此，不推荐采用600-660 kW的机组。 N60（1300kW）型机组，由于机组造价较高，同时受安装条件的限制，也不适合在该风电场安装。 由于大鹿岛风电场的场址处地形变化较大，可安装风力发电机的位置有限，为充分利用岛内的地形条件，结合大鹿岛风电场的风资源条件，设计推荐选用单机容量为1000千瓦的风力发电机组。 风力发电机组选型应通过技术经济比较后确定。虽然理论计算上FL1000风力发电机组的年发电量比其他几种机型的发电量略低，但是36、，通过业主单位广泛收集在国内运行的一些机组的运行状况及各厂家机组在国外风电场中的运行情况，认为：FL1000型风力发电机在国外运行业绩较好，故障率低。运行中能够达到理论发电量。因此，业主单位与德国Fuhrlaender公司达成了初步意向，拟在丹东组建一个中外合资企业，准备引进部分关键部件，以国内组装的方式，合作生产FL1000型风力发电机组。并安装在大鹿岛风力发电场内。 本次设计暂按FL1000型风机进行投资估算和经济评价。其机组主要特性及参数如下：表5.2 表5.2 风力发电机组技术参数一额定参数FL1000型式三叶片、水平轴、上风向功率调节失速调节额定功率KW1000/200起动风速M/S37、3停机风速M/S20额定风速M/S14极限风速M/S54运行环境温度-20-+45轮毂高度M60计算寿命年20二叶轮叶轮直径M54扫掠面积M22290叶轮转速rpm22/15叶轮倾角度4叶片材料聚纸玻璃纤维叶片长度M24.3三齿轮箱型式三级行星齿轮/二级斜齿轮额定功率KW1200转速比1：68四.发电机型式4/6极异步发电机额定功率KW1000/200额定电压V690额定电流A836/167额定频率HZ50绝缘等级F级转速rpm1500/1000五.刹车系统型式叶尖气动刹车和机械刹车六.塔架型式锥型圆筒塔架 底部法兰连接塔架高度M60塔架重量T95塔架底部直径M3.9七.偏航系统型式偏航齿轮启38、动和刹车盘制动八.控制器型式微电脑控制候选机型主要型式应为：上风向，三叶片，失速调节或变浆距调节，风轮直径5254米。风轮扫风面积在2100-2300平方米，轮毂高度为6065米。切入风速为3米/秒，额定风速为12-14米/秒。切出风速为2025米/秒。抗极风风速55-60米/秒。 5.2 风力发电机机组排列根据大鹿岛风电场实际测风资料分析可知，该风电场主导风向为北风，其出现频率占30%以上，其次为偏北风，其出现的频率为16%以上。且冬季盛行北风及偏北风，夏季盛行南风及偏南风，其主导风向明显。从风场能量分析情况看，40米高测风塔处以N风的能量最大，占39%。次多风能量为NNW风，占16%、再次39、为NNE、SE风，分别占6%。在10米杆处，也是以N风的能量最大，占39%。次多风能量为NNW风，占21%、再次为S、SSE风，分别占6和5%。三个偏多能量风向的之和占总能量的60%以上。结合风电场设计经验，风力发电机的排列，应以风电场主导风向及主导能量方向来确定排列方向。而风力发电机机组之间的间距和排距，应综合考虑风电场场地条件、风资源特性以及风机之间尾流影响等条件。通过技术经济比较后确定。 由于大鹿岛风电场场址处为一东西走向的山梁，且在山梁上多为起伏平缓的山丘，因此，为了获得较大的发电量，风机布机主要应根据场址处的实际地形进行，为此，我们在该风电场布机设计时，采取风机横排垂直于偏北方向布置40、，风机间距取 (3.5D -5D)，风机排距 (6D -8D)。本期工程安装30台FL1000机组，风机间距为190-270米，风机排距为320-430米。为便于选择比较，我们根据预选风力发电机组参数不同，分别进行了（800-900）千瓦和1000千瓦风机的布机设计，并进行了发电量的计算，布机方案见图51-图53。发电量计算见 “表5.3表5.6”。在初步设计进行风力发电机定位时，应根据选定的风力发电机组的技术参数，按上述主要原则进行设计。并应注意风力发电机组与民宅的距离应满足环保方面的有关要求。5.3 发电量估算根据风机安装位置图，以及厂家提供的风力发电机功率曲线和大鹿岛风电场的实际测风资料41、，经过WASP软件进行了发电量的计算。本期工程安装的30台FL1000机组年发电量为6896.2万度。单机年发电量(平均值)为229.8万度。考虑到运行过程中机组检修、叶片污损、厂用电及线损、湍流影响等因素取： 1 机组可利用率：95% 2 叶片污损：1%3 厂用电及线损：2%4 湍流影响：1%扣除上述四个因素(9%)后，本期工程30台机组年上网电量为6275.5万度。平均单台机组年上网电量为209.18万度。折合满容量运行小时数为2092小时,容量系数为0.239。6 电气部分6.1 电力系统部分 根据地区电网情况，本次可研设计接入系统提出了2个接网方案，即通过石灰窑变电所接网和通过兴隆山变42、电所接网，具体接网方案详见“大鹿岛风力发电场接入系统”报告。6.2 升压站部分6.2.1 建设规模1） 升压站内安装20000千伏安主变压器2台。2） 本期建设66千伏出线1回，最终出线1回。3） 本期建设10千伏出线6回，最终出线6回。6.2.2 电气主接线1） 66千伏为单母线接线。 2） 10千伏为单母线分段接线。3） 风力发电机组采用扩大单元接线。6.2.3 配电装置及总平面布置1） 66千伏屋外配电装置为水泥杆钢横梁，普通中型布置。间隔宽度为6.5米，母线构架宽度为7米，出线门型构架高度为8.5米，设备安装高度为2.5米。本期建设2跨4个间隔，即主变进线、电压互感器避雷器和线路进线间43、隔，母线采用LGJ-150导线。66千伏线路向西出线。2） 10千伏屋内配电装置采用KYNZ-10系列金属铠装中置式高压开关柜。一列式布置。本期共装设高压开关柜12面。10千伏线路向东出线。3） 主变压器布置在66千伏和10千伏配电装置之间,屋外布置。4） 主控制楼布置在场区的南部。6.2.4 短路电流计算及设备选择根据大鹿岛风电场远期接网方案设计，升压站66千伏母线最大三相短路容量为200兆伏安，三相短路电流为1.75千安。10千伏母线短路容量为142.9兆伏安，三相短路电流为7.86千安。经验算本期工程所选择的电气设备及原有设备均满足动、热稳定的要求。由于场址处于沿海地区，因此，屋外电气设44、备外绝缘按3级污区的标准选择，即66千伏屋外电气设备爬电距离为2250mm，10千伏屋外电气设备爬电距离为400mm。主要设备选择如下：1）、主变压器：SFZ920000/66，6681.25/10.5KV2）、66千伏断路器：LW35-72.5，3150A，31.5KA3）、66千伏隔离开关：GW5-60，1000A4）、66千伏电流互感器：LCWB5-66，2*200/5A4）、10千伏高压开关柜KYNZ-10附：表 6.1 短路电流计算结果表 表 6.2 主要电气设备选择结果表6.2.5继电保护及二次接线部分1) 系统接线 66千伏大鹿岛风力发电场升压站66千伏侧为单母线接线，有一回出线45、，装设一台隔离开关，不装设断路器。10千伏为单母线分段接线，六回出线，设专用分段断路器。装设两台2万千伏安主变压器。2) 设计方案概述 大鹿岛风力发电场地处偏远地区，本着减少或取消运行操作人员、减小建筑面积，以达到降低运行成本、提高经济效益的目的，本次设计采用综合自动化方案，取消常规的控制屏，所有控制 信号及测量均由监控系统来实现，考虑到监控系统的调试和故障情况，在保护柜上装设简易跳合闸按纽和红绿灯，以完成断路器的应急跳合闸操作。3) 66千伏部分 由于66千伏侧为单母线接线，66千伏出线不装设断路器，故本期不在66千伏线路侧装设保护装置。当线路故障时，由对侧线路保护动作切除故障。4) #1、46、#2号主变压器 #1、#2号主变保护各配置一面微型机保护柜，该保护柜上装设有一套变压器差动保护装置，一套型变压器后备保护装置，一套变压器非电量保护装置及主变两侧的操作箱。5) 10千伏部分10千伏出线及分段均采用微机型保护测控装置，该微机型保护测控装置除具有保护和重合闸功能外，还具有遥测遥信遥控的功能。6) 公用部分 配置电度表柜两面，一面做#1、#2主变两侧66千伏出线的电量计量用，另一面做10千伏#1#6号线的电量计量用。电度表选用全电子式多功能电度表。变电所装设一组铅酸免维护蓄电池，作为全所保护控制信号回路及事故照明用电源，容量选用100安时。直流系统采用成套直流高频开关电源系统，该系统47、由两面柜组成，一面为馈电柜，另一面为充电柜。6.2.6 场内通信1)调度关系 根据原东北电管局东电调字1989第916号关于新建发电厂、变电所、输电线路调度指挥关系的原则规定的文件精神，结合本工程的建设规模及该风力发电场所在地理位置，与丹东电业局调度协商后确定，该发电场投运后由丹东电业局地调负责调度指挥。2)通道组织：方案一，接入石灰窑变电所通道一：大鹿岛风场66千伏石灰窑变电所上一对数字电力载波机。经66千伏石灰窑变电所至丹东电业局的光缆电路通道进入丹东地调（据调查，石灰窑变电所至丹东电业局的光缆电路年底运行）。通道二：本着经济、适用的原则，降低工程造价，风力发电场变电所内设置一部公网电话，48、解决变电所与调度之间的通信和与当地各部门之间的联系。此电话通道做为通道一故障时的备用通道。 方案二，接入兴隆山变电所兴隆山变电所是农电变电所，通过了解，目前没有直达丹东地调的通信通道。风力发电场变电所内设置二部公网电话，解决变电所与调度之间的通信和与当地各部门之间的联系。此二部电话通道互为主备用。3)所内通信：主控楼各办公室均安装电话插座，开关场设检修电话一部。4) 其它远动通道与通信通道复用。6.2.7 调度自动化部分1) 所内自动化系统配置原则根据国内外发展趋势，以提高大鹿岛风力发电场安全经济运行为宗旨，大鹿岛风力发电场升压站二次部分实现综合自动化。该系统从整体出发，统一考虑保护、测量、控49、制、远动、五防等功能，避免了功能装置重复配置等弊端，既节省了综合造价，又有利于变电站运行管理和维护。该系统取消常规的控制屏、中央信号屏和远动设备，采用保护与监控相对独立的构成方式，监控部分采用全分散测量方式：10千伏测控单元分散安装到开关柜上，主变及66千伏测控单元集中安装在保护屏室。各间隔测控装置完成测量数据的采集，通过双LON现场通讯网络上送综合自动化系统后台就地监控。通过拨号方式上传远动信息至调度端。综合自动化系统后台由操作员工作站、操作员兼五防工作站组成。该系统除完成传统RTU实现的四遥功能外（遥测、遥信、遥控、遥调），还具有良好的人机联系功能： 在当地工作站建立系统数据库，完成画面显50、示、各种数据打印、制表、维护等。如：大鹿岛风力发电场主接线图及潮流图；各种开关状态及动态数据时实显示；主变、线路的负荷、温度及电流监视；用棒图、曲线形式显示电压、电流、功率等模拟量；对电压、电流、潮流等进行越限监视与告警；遥信状态监视，并有声光信息；电度量的累计；值班员所需的各种技术文件，如主要设备参数表、保护定值表、操作票等；值班表、日报表、年报表等。显示画面可由用户在线以交互式进行修改、定义、编辑、生成、删除。当电网故障时立即推出报警条文，伴以声、光提示。2) 电量计费本工程电量计量装置负责对关口电度数据的采集和处理，电度表处理器可接收脉冲量，也可通过口采集数据。处理器内部配有电池，在失电51、后仍能工作，不丢数据。本工程为保证电量计量系统的可靠性，配置两台处理器，互为备用。主站系统与处理器间采用电话拨号方式进行通信，每个处理器配有一个调制解调器，经电话网与其主站端进行通信，传输计量数据。电量计费点设在66千伏线路出口处。6.3 风机组合供电设备配置及线路敷设6.3.1 风机组合供电设备配置根据风力发电的特点以及风力发电机机组容量，考虑到风机安装位置情况，单台风力发电机均采用一机一变的方式升压。综合考虑风力发电机组的超发能力以及变压器的过载能力，1000千瓦风机配1台SM9-1250/10，10/0.7KV型变压器。为便于运行维护，高低压开关设备和变压器布置于一套箱式变电站中。具体接52、线详见主接线图。箱式变电站中所配置的电气设备选型如下：1）、10千伏侧：采用ZFN510R/S型高压负荷开关2）、0.7千伏侧选用JXW11250智能型空气断路器3）、变压器选用S9M1250型全密闭式变压器。6.3.2 风机供电线路及敷设 根据风电场的外部条件，为便于运行维护和提高供电可靠性。场区内10千伏线路全部采用架空绝缘导线。根据线路走向，采用同杆3回路、2回路及单回路的方式架设线路。由架空线路至箱式变压器之间采用一根YJV223*50电缆连接。由变压器至风机之间采用3根VV22-3240型聚氯乙烯绝缘及护套电缆并列敷设。高低压电缆线路均采用直埋敷设。6.3.3 根据厂家提供的资料，风53、力发电机中所配置的异步发电机的功率因数为0.620.87。作为功率补偿，在风力发电机组中均装有机压母线电力电容器作为无功补偿，并可根据发电量的不同进行分组投切，以提高风力发电机组的功率因数。当发电机满载时，功率因数一般都能补偿到0.97以上。以FL1000为例，发电机组的功率因数为0.99。因此，本期该风电场升压站不装设无功补偿装置。6.3.4防雷保护及接地1） 升压站防雷保护及接地在升压站内装设了4支25米高的独立避雷针作为配电装置的防直击雷保护。在66千伏母线和10千伏母线各装设1组氧化锌避雷器以防止沿线路侵入的雷电波对所内电气设备的危害。在升压站敷设以水平接地带为主，垂直接地极为辅的复合54、接地网，要求接地电阻不大于4欧姆。2） 风机防雷保护及接地对于风力发电机防雷保护主要应考虑2个方面，一是机舱，二是叶片。机舱防雷保护可以是在机舱外壳后端设一个避雷针，并通过钢质外壳及塔筒接地。叶片的防雷保护，主要是在叶尖两侧安装雷电接收器加以保护。雷电接收器连接一个传导系统，以受控的方式把雷电流引过叶片，并通过轮毂塔筒入地。机舱机的发电机必须使用专用的接地电缆与风机的接地装置连接，而机舱内的其它部件均可与机舱底座直接连接。为满足风机防雷的要求，在风力发电机组周围应设置以垂直接地极为主的环型接地网。根据工程地质报告，场址处地下多为岩石，土壤电阻率较高，因此，设计上考虑采用化学降组剂进行处理，要求55、接地网的接地电阻不大于2欧姆。6.4 监控系统为实现风力发电机的集中监控，在升压站内修建了一个监控室。并安装了中央监控系统一套，用以完成对风场内所有风机运行状态及运行参数的集中监测。中央处理器的容量按最终监控50台风机考虑。风力发电机与中央处理机之间采用串行接口方式通信，为此，本期工程需设置GYSTA-8B1型8芯管道通信光缆5000米，通信电缆采用直埋敷设。7 土建部分7.1 升压站部分7.1.1 建筑部分大鹿岛升压站建在山坡地带南北高差在5米左右,占地面积为3706平方米，其围墙为实体清水围墙高为2.5米，毛石基础。墙外设排水沟一道，院内设一道环形混凝土道路路宽3.5米。站内新建综合办公室56、一层平房及10千伏配电装置室一层平房各一座，其建筑面积分别为310平方米及 122平方米，其结构形式为砖混结构，毛石基础，屋面均为坡屋顶，所用材料均为轻钢保温夹心彩板，钢屋架。综合办公室平房各房间均吊顶，外墙外粘EPS保温板50厚。10千伏配电装置室不做吊顶，外墙不贴保温板。外墙均粉刷彩色涂料。综合办公室平房设主控制室、办公室、休息室、餐厅、厨房、卫生间、蓄电池室等房间。10千伏配电装置室内设二间配电装置室。由于升压站建在坡地上，土方平衡后，需在高处和低处建挡土墙各一道，共120米长，基础在回填处要适当加深。7.1.2 构支架及基础66千伏屋外构架为预应力钢筋混凝土环形杆，钢横梁结构，混凝土独57、立式基础。设备支架为预应力钢筋混凝土环形杆，混凝土独立式基础。本期新建20000千伏安主变压器钢筋砼基础2座，和地下事故排油池一座，本工程采用地上钢筋砼电缆槽，本期新建四座30米钢结构独立避雷针，基础为独立式砼基础。7.1.3 采暖通风 综合办公室设置采暖，采暖面积310M2，热负荷为35KW。供暖设备在主控室、蓄电池室采用低温电热辐射板，安装与建筑装修同步进行，部位在房间顶棚下。其他房间采用加热电缆地面下安装的方式。室内温度由温控器控制。在主控室设置柜式空调器，在蓄电池室设防爆风机进行机械通风。 10千伏配电装置室设事故通风。7.1.4 给排水部分： 给水水源为在监控站院内打深井一眼，设备选58、用深井潜水泵，由变频调速给水设备向场内建筑物供水。由于场内生活污水无处排放，故场内生活污水经化粪池沉淀处理后排至渗水井内。7.1.5 消防设计：）设计原则依照国家及各部门有关消防规范规定，考虑到风力发电场的实际特点，遵照以防为主，防消结合的原则，做到以自主灭火为主，外援为辅。）设计方案主控楼火灾危险性为戊类，建筑物耐火等级为二级，并根据建筑物规模，依据建筑设计防火规范，场区及建筑物不设水消防设施，建筑物及电气设备的灭火均按化学灭火方案设计。 7.2 场区性建筑7.2.1 为便于风力发电机安装检修及运行维护，在每排风机前修建5米宽砂石路，并分别与进场公路相连，以形成畅通的安装、检修、运输通道。本59、期工程共需修建5米宽砂石路8.5公里。7.2.2 大鹿岛风力发电场规划场区内地势开阔，平均海拨高度为150米，均为山丘地。根据工程地质勘察结果可知：该场区地层结构至上而下为耕土、粉质粘土、玄武岩。承载力为300Kpa以上，根据以往工程，风力发电机基础深度约为2.8米左右，风机基础应座在玄武岩层上。地基土能满足安装风机的要求。风力发电机基础可参照厂家提供的基础参考图经设计校验后进行施工。基础型式为：钢筋混凝土结构。参照以往工程资料，估列FL1000风力发电机基础30个，每个基础混凝土量为190立方米。箱式变电站采用内空腔混凝土结构,每个基础约10立方米，共30个。7.2.3 由于大鹿岛风力发电场60、与陆地相隔约7公里，为便于运行、维护和风电场的管理，拟在岛内修建监控及培训中心一座，建筑面积为1000平方米。8 环境影响评价大鹿岛发电场地处丹东地区，所发出的电能将通过66千伏线路送入地区电网中，目前丹东地区电源结构是以火力发电为主的电网。风能是一种可再生的、廉洁的能源。风力发电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。生产过程中不排放任何有害气体，不污染环境。本期工程选择的风力发电机叶轮转速较低为22/15转/每分钟，其产生的噪声较小，据厂家提供的资料，距风电机120米以外，噪声在50dB以下。根据工业企业厂界噪声标准(GB12348-90)，风力发电场边界距周围村庄的距61、离应按工业企业厂界噪声标准中类标准执行，即昼间不超过60dB(A)，夜间不超过50dB(A)。 因此，风力发电机组应布置在距周围村庄120米以外。本期工程所安装的风电机距居民点较远，且附近没有广播、通讯设施，因此，不会对周围环境造成不良影响。按大鹿岛风力发电场本期工程安装风力发电机30000千瓦，年上网电量为6275.5万度，与燃煤的火电相比，按单位度电标煤煤耗380克/度计，每年可为国家节约标煤23847吨。相应每年可减少向大气排放有害气体及废渣： 二氧化硫 502吨 二氧化氮 322吨 一氧化碳 6.9吨 杂质和灰尘 3490吨二氧化硫随着雨水排放到地面，被称为“酸雨”，会使水库、河流、湖62、泊的酸度增加，影响农业和林业生长、鱼类繁殖，引起建筑物、材料、文化资源的腐蚀，以及影响人类健康等。而二氧化碳的排放会使地球表面温度升高，产生“温室效应”从以上比较可以看出风力发电在环境保护方面的作用，风力发电占电网容量的比重越大，对保护生态环境的作用越明显。9 施工组织设计9.1 机构编制及人员培训 大鹿岛风力发电场隶属于东港大鹿岛风力发电有限公司。为加强该风电场建设管理工作，该公司现已成立了工程指挥部，全面负责大鹿岛风电场的建设、运行和管理。该公司机构设置如下： 1、经理1人 2、运行、检修维护、后勤人员共计25人 总计：26人 其中：场长1人 运行班长2人 专工1人 运行、检修：20人司机63、：1人 为保证风力发电场建成后的安全，可靠运行，在风机投入运行前应组织风场的运行、检修人员进行专门的培训，并适时安排风机制造厂家对运行、检修人员进行技术交流和培训。培养一批风力发电方面的专门人材，为风力发电事业的发展贮备技术力量。9.2 施工组织及进度 大鹿岛风力发电场，地处辽东半岛的东部，场址处距孤山镇约7.5公里，距东港市约60公里。为一四面邻海的海岛。设备通过公路运输到达港口后，需经船运将发电设备及安装设备运送到场址处，本期工程安装1000千瓦风力发电机30台，涉及到的主要工程量有：风力发电机基础、箱式变电站基础，风力发电机及箱式变电站内设备的安装调试。66千伏线路及变电所的建设。9.264、.1 升压站部分：9.2.1.1 主变压器安装及调试9.2.1.2 10千伏出线开关柜及保护安装、调试。9.2.1.3 66千伏配电装置的安装、调试。 升压站部分施工周期为4个月。9.2.2 风电场部分9.2.2.1 风力发电机及箱式变电站基础施工期为4个月。9.3.2.2 风力发电机安装调试期：4个月(含箱式变电站、及线路安装) 如果条件具备，以上三部分工程可同时开工。根据以往工程情况，设备从签定合同至设备到达施工现场需五个月的时间，如果在此期间国内设备安装及风机基础施工完毕，那么，待风力发电机组运至现场后即可进行安装调试，预计本期工程总工期为8个月9.3 施工设备、施工条件9.3.1 施工65、设备 66千伏升压站及66千伏线路，由于工程量小安装施工较为方便，备有一台20吨吊车即可进行完成土建及设备安装工作，此外，需由施工单位配备电力工程施工中所需的专用仪器及设备。本风电场的风力发电机部件到港选定为大东港。在风机到货后，须用大型平板车将集装箱运至大鹿岛对侧的港口，再经船运将设备运至大鹿岛风电场。作业程序可考虑用1台50吨的吊车进行掏箱及地面组装工作，参照以往工程，施工时可采用双吊车起吊的方案，将塔架逐级起吊安装。机舱、叶轮分别在地面组装后整体起吊。 预计需要大型施工机械：50吨汽车吊车：1台80吨履带吊车：1台250吨履带吊车：1台60吨牵引车：1台9.3.2、施工条件 1）、目前岛66、内公路在场区附近通过，施工材料及设备运输条件较好。 2）、从升压站10千伏配电装置室引出一条10千伏线路作为临时施工电源。3）、利用监控站内的生活用水作为施工水源。4）、运输方案大鹿岛风电场的风力发电机部件到港选定为大东港，风机到货后，采用大型平板车将集装箱运到大鹿岛对侧的孤山港，再装船将设备运到大鹿岛卸船。现在大鹿岛港有载重60吨登陆艇一艘，一般部件都可以利用该艇运输，大件物品如塔筒等计划用驳船运输。将现在大鹿岛码头进行改造，经与地方协商，东港市政府可以出一部分资金和风电场一起完成此工程。另一个方案是建一个临时简易码头或用趸船做临时码头卸货。10 工程投资估算10.1概述大鹿岛风力发电场新建67、工程建设规模为30台1000kw风力发电机组及相应的配套设施，工程总投资为29891万元。其中风力发电场工程静态投资22851万元、接入系统及联网部分工程投资6448万元、建设期贷款利息556万元、流动资金36万元，单位投资9964元/千瓦。10.2编制依据10.2.1工程量依据本院各设计专业提供的可研究资料及设备材料清册。10.2.2定额定额采用国家经贸委2002年15号文颁发的电力建设工程概算定额、原电力部电建（1996）868号文颁发的电力建设工程调试定额。10.2.3工资建筑、安装工程人工费单价依据国家经贸委2002年15号文颁发的电力建设工程概算定额，建筑工程19.5元/工日、安装工68、程21.00元/工日。工资单价调整按原电力部综建（1997）28号文关于执行电力建设工程概算定额和费用标准有关问题的通知规定执行。10.2.4设备价格设备价格按询价计列。10.2.5材料价格 建筑材料按辽宁省2002年第三季度颁发的辽宁省工程造价信息建筑材料价格计列，安装材料按东电定额（2002）06号文件颁发的东北电力建设工程装置性材料信息价格计划。10.2.6取费标准 取费标准执行国家经贸委2002年16号文件颁发的电力工业基本建设预算管理制度及规定。10.3其他10.3.1建设期贷款年利率按5.76%计列。10.3.2生产流动资金估列36万元。10.3.3该项目属于外商投资产业指导目录（69、2002修订本）鼓励类第四类第7项新能源电站的建设、经营（包括太阳能、风能、磁能、地热能、潮汐能、生物能等），可以按国家有关规定享受中外合资企业相关的优惠政策。11经济效益分析11.1编制原则及依据经济评价依据国家计委和建设部1993年颁发的建设项目经济评价方法与参数及原电力部颁发的风力发电项目可行性研究报告编制规程进行编制。11.2资金筹措经济评价总投资（不含建贷利息和流动资金）为28899万元，其中注册资本金按10000万元计列，其余部分投资按国内或国外贷款考虑，贷款年利率为5.76%。11.3经济评价主要参数装机容量：30000KW 年发电量：6896万KWH机组可利用率、厂用电率：9%70、 年上网电量：6276万KWH结算电价（不含税）：0.76元/KWH职工人数：26人 年人均工资：30000元福利费率（按工资额提取）：20% 管理费率（按工资额）：100%维修费率（按总投资提取）：0.7% 材料费率（按装机容量）：3元/KW维修费与材料费递增率：10% 固定资产折旧年限：15年增值税率：8.5% 城市建设税率：7%教育附加税率：3% 所得税率：33%详见原始数据表。11.4贷款偿还计算国内银行贷款按10年偿还锁定计算。 11.5经济效益指标计算通过现金流量（全部投资）的计算财务内部效益率8.75%大于电力行业基准收益率8%，财务净现值1342万元，投资回收期9.44年。详见71、经济效益一览表。11.6结论 根据以上分析，该项目的各项主要经济评价指标（全部投资）均能够满足电力行业的要求，因此从经济评价方面考虑，该项目是可行的。风力发电工程师一项一次性投资很大，但运行成本低，无污染。不消耗矿物质能源的洁净的新能源项目，具有很好的社会效益和经济效益，因此，建议抓紧该项目的立项及建设。附件2 主要进口部件清单本工程拟引进德国Fuhrlaender公司FL1000型风力发电机组的技术,采用进口部分关键部件,国内组装的方式,合作生产FL1000型风力发电机组.本期工程共需要FL1000型风力发电机组30套.除风机塔筒采用国内加工外,进口部分主要部件如下:序号名 称规 范单位数量72、备 注1发电机4极异步发电机，额定电压690V，额定功率1000kw台30风力发电机组主要部件6极异步发电机，额定电压690V，额定功率200kw台302齿轮箱三级行星齿轮/二级斜齿轮，转速比：1：68，额定功率：1200kw套30风力发电机组主要部件3电控系统控制器及配套设备套30风力发电机组主要部件4偏航系统偏航齿轮、电机和刹车片套30风力发电机组主要部件5叶片叶片材料：聚纸玻璃纤维，叶片长度24.3米套90风力发电机组主要部件6钢结构件：包括轮毅、主轴、轴承套、主刹车系统、加长节、吊车臂、机舱、机舱盖板、整流罩、轴承盖、轴承等套30风力发电机组主要部件7其他：包括液压站、传感器等套30风73、力发电机组主要配件8合计：台/套300风力发电机组主要部件、配件附件3 丹东中德风能发展有限公司基本概况一 合资双方合资双方如下：甲方：中国丹东重安电气有限公司中国辽宁省丹东市开发区B区法定地址：丹东市法人代表：于波 总经理 中国籍乙方：德国Fuhrlaender International GmbH 公司Auf der Hoehe 4,D-56477 Waigandshain,Germany法定地址：ontabaur法人代表：Joachim Fuhrlaender 首席执行官 德国籍二 合资公司的成立按照中国的中外合资经营企业法和其他有关法律的法规，合同双方同意在中国境内辽宁省东港市建立中德74、合资公司（以下简称合资公司）。合资公司的中文名称为辽宁中德风能发展有限责任公司合资公司的英文名称为Liaoning Zhong De Energy of Wind Co.Ltd.法定地址：辽宁省东港市滨河路金苑小区31号楼合资公司为中国法人，受中国的法律，法规和有关规章制度的管辖和保护，在遵守中国法律的前提下，从事其一切活动。合资公司的法律形式为有限责任公司，合资公司的责任以其全部资产为限，双方的责任以各自对注册资本的出资为限。合资公司的利润按双方对注册资本出资的比例（以下简称股权率）由双方分享。三 生产和经营的目的范围和规模合资公司的宗旨是本着加强经济合作的技术交流的愿望，引进现价技术和科学75、的经营管理方法，生产在质量、价格等方面具有国内外市场竞争能力的产品，不断提高企业的经济效益，使合营各方获得满意的经济效益。合资公司生产和经营范围：1) 使用Fuhrlaender公司FL1000风力发电机实验大鹿岛30MW风力发电站项目。分以下几步实施：a) 发展和获取大鹿岛30MW风力发电站项目的必要文件和许可。之后，2） 需要做以下工作：a） 为风力发电站、Fuhrlaender 公司 FL1000 风力发电设备的营销及在中国生产所需的风力发动机以及售后服务提供支持：b） 其他使用Fuhrlaender 公司FL1000风力发电站项目的开发，以及之后在中国其他省份及附近地区的项目开拓。双方76、应首先获得大鹿岛项目的许可和执照。该许可和执照属于企业所有，任何一方不得独占。如处分该权利，须经双方协商一致。双方同意风力发电站必须使用Fuhrlaender公司FL1000风力发电设备。任何变动须经双方一致同意。在开始开拓风力发电站项目之外，双方将达成协议，以销售乙方风力发动机零部件。任何一方不得同第三方进行有关笨公司产品构成部分或全部生产和（或）销售竞争关系的合作。四 投资总额与注册资本1、 合资公司的总投资额为30000万人民币。合资公司的注册资本为10000万人民币，其中：甲方5100万人民币，占51%；乙方4900万人民币，占49%。2、 甲方：现金、实物或土地使用权，5100万人民77、币；乙方：以相当于4900万人民币的欧元或设备出资。3、 合资公司注册资本由甲、乙方按其出资比例甲方51%、乙方49%分二次性缴付，具体安排如下：第一次缴付：双方在合资公司设立后30日内缴付50%出资额；该出资为合资公司办理相关必要业务的最低出资。第二次缴付：双方在大鹿岛建设风力发电项目的必要手续得到批准之日起30日内缴付剩余的50%出资。4、 合资公司应聘请具有一定资格的会计事务所对合资双方的出资情况进行审计和监督。董事会对双方的出资情况进行检查，审计报告应由公司董事长和副董事长签署并归档。5、 合资公司不得减少其注册资本。五 合资公司的期限及正常终止1、 合资公司的期限为25年。合资公司的78、成立日期为合资公司营业执照签发之日经乙方提议，董事会会议一致通过，可以在合资期满6个月前向原审批机构申请延长合资期限。2、 如果合资公司期满后未延期，各方应指示其委派的懂事在期满后90日内作出解散公司的决定。3、 a)由于一方不履行合同、章程规定的义务，或严重违反合同、章程的规定，造成合资公司无法经营或无法达到合同规定的经营目的，视作违约方片面终止合同。发生下述约定事由，合资公司一方接到另一方解散通知时，应在30日内指示其懂事作出解散觉得。aa）如果合资公司实际损失超过公司注册资本的50%以上；bb）由于发生不可抗力，公司连续90日不能正常经营；cc）合资一方不能如期出资；dd）合资公司设立后79、连续6个月不能正常经营。此时，公司董事会应决定合资公司解散，并有权按合同规定报原审批机构批准终止合同。b）由于合资公司连年亏损，无力继续经营，经董事会一致通过，并报原审批机构批准，可以提前终止合同。4、合资期满或提前终止合资，应按可适用法律和公司章程所规定的有关条款进行清算。对方除有权向违约方索赔外，5、合资公司解散后，应依发成立清算组织，对合资公司的财产和债务进行清算。东港市风力发电场项目总体规划书东港市发展计划局二00三年十一月东港市风力发电场项目总体规划书1. 发展风力发电的必要性和重要意义风能是一种洁净的可再生的一次能源。风力发电是一种不消耗矿物质能源、不污染环境、建设周期短、建设规模80、灵活,具有良好的社会效益和经济效益的新能源项目。随着人们对环境保护意识的增强，以及国家有关部门对风力发电工程项目在政策方面的扶持，风力发电在我国得到了迅猛发展。截止到2002年底，我国风力发电已发展到装机容量46.8万千瓦，今后一个时期风力发电将在我国快速发展，到2020年计划装机2000万千瓦，占电网装机总量的2%。辽宁省是我国的重工业基地，也是能源消耗大省，长期以来，由于能源短缺制约了工农业的发展。东北电网是以火力发电为主电源的电网。大量的火力发电不仅受到燃料短缺的制约，而且也受运输条件的限制。开发利用风能资源，发展风力发电事业有着十分积极的意义。几十年来特别是“九五”以来，风力发电在辽宁81、省得到了快速发展，到2002年底已装机25万千瓦，占全国总量的50%以上，今后我省将大力发展风力发电事业。 东港地区是我省风能资源最为丰富的地区之一，风速大，风向稳定,适合于大规模开发、安装风力发电机组。风力发电在该地区具有较好的发展前景。该地区风能资源丰富，且风能大多集中在春冬两季，此时也恰为年用电高峰期，因此，风力发电可以与火电、水电互补起到年调峰的作用。辽宁省内有多个以机械加工、制造为主的城市，具有很强的机械加工、制造、和消化吸收能力，在建设风力发电场的同时，可以充分发挥技术密集，制造技术先进，消化吸收能力强等优势，在购买国外风机设备的同时，引进国外风机制造生产厂家的制造技术，采取合资、82、独资等不同方式消化吸收风机的生产制造技术，逐步形成组装和制造风力发电设备制造产业。这样，不仅能够降低风力发电场的工程建设成本，而且对调整企业的产业结构，搞好国有大中型企业，带动地区经济发展都具有十分重要意义，因此，建设风力发电场不仅具有较好经济效益，同时也具有显著的社会效益。今年9月29日，中共中央政治局召开会议，重点研究了振兴东北地区等老工业基地问题，我们要抢抓机遇，乘势而上，为实现辽宁老工业基地振兴而努力，支持东北地区工业基地加快调整改造并实现振兴，是党的“十六”大作出的一项重大决策，因此我们要借助这个东风，大力发展风电事业，为振兴老工业基地做出贡献。2.规划的指导思想以党的“十六”大精神83、为指导，以“三个代表”的重要思想为动力，充分利用东港市风力资源，抢抓机遇，乘势而上，为全面实现小康社会和发展风电新能源事业而奋斗。3.东港市风力资源状况东港市，地处中国海岸线最北端的起点，位于辽东半岛东部，东经1232230至1242230，北纬3945至4015，南临黄海，东依鸭绿江，与朝鲜半岛隔江相望，与日本一衣带水，具有沿海、沿江、沿边的特点，总面积为2478平方公里。东港市属于海洋性季风气候，其风力资源十分丰富，是我省风电发展规划中重点开发的风电场之一。特别是该市的沿江、沿海地带和西部的丘陵地区，风力资源尤为突出。以下是东港市气象局所提供的风电场及东港市的风力资源情况。3.1兴隆、小岛84、大洋河风能资源3.1.2 各月及年平均风速根据东港市气象局对大鹿岛风力资源情况统计，分析、推算得到该三个风电场，两个高度的各月及年平均风速如下表。各月及年平均风速(米/秒)121234567891011年塔高40米6.87.75.97.27.65.85.55.45.05.98.17.96.6塔高10米6.77.35.46.26.55.04.84.64.55.07.06.35.8 其中塔高40米和10米处其月平均风速大小特性可分为两个时段。10月至第二年4月风速偏大（其中2月风速偏小除外），5-9月风速偏小，在季节性交换的3-4月、10-11月风速明显偏大，在40米高度处最大月份为10月，平均85、风速达8.1米/秒；在10米高度处最大月份为1月，平均风速达7.3米/秒。最小月份两个高度均在8月，40米高度处月平均风速为5.0米/秒，10米高度处为4.5米/秒。3.1.3风速频率分布统计得到两个高度各等级风速频率分布如下表。两个高度风速频率(%)风速(m/s)01234567891011121314151616塔高40米0.32.35.99.711.611.811.111.09.18.07.24.12.71.81.00.90.50.8塔高10米0.93.58.812.213.112.311.410.68.46.94.62.51.81.20.70.40.30.3在塔高40米处，5米/秒风速86、出现频率最大，占11.8%，其中4-7米/秒风速频率出现均占11.0%以上。8米/秒及以上风速出现3077小时，10米/秒及以上风速出现1677小时。塔高10米处，4米/秒风速出现频率最大，占13.1%，3-7米/秒风速出现频率均占10.0%以上。8米/秒及以上风速出现2388小时，10米/秒及以上风速出现1046小时。3.1.4风向频率分布统计得到两个高度的风向频率分布如表3.3。图2.3是对应的风向频率分布图。风电场两个高度风向频率（%）风向NNHENEENEEESESESSESSSWSWWSWWWNWNWNNWC塔高40米31.06.34.42.43.62.54.13.68.76.85.87、62.42.51.74.49.80.3塔高10米30.96.34.32.33.62.54.03.68.66.85.52.32.51.74.49.80.9从上表可以看出，两个高度的风向频率基本一致，以N风为主导风向，出现频率为31.0%左右。次多风向为NNW风，出现频率在9.8%，再次为S风，出现频率在8.6-8.7%之间，NNE风和SSW风出现频率都在6.0%以上。两个高度均以ENE、ESE、WSW、W、WNW风出现频率偏小，在3.0%以下，冬季盛行偏北风，夏季盛行偏南风，呈现明显季风气候特点。3.1.5风速的日变化风电场两个高度逐时平均风速(米/秒)21222324123456789101188、121314151617181920塔高40米6.96.66.66.66.46.46.46.66.76.76.76.66.46.16.16.16.26.46.66.97.07.17.06.8塔高10米5.95.85.85.85.75.85.85.96.06.05.85.75.65.45.35.55.75.85.85.96.06.05.95.8从表可以看出，两个高度均以16-21时和04-06时风速偏大，17-19时最大。40米高度处10-13时风速最小，10米高度处09-12时风速最小，呈现傍晚与清晨风速大，中午前后风速小的特点。3.1.6风速随高度的变化 根据近地面层风速随高度变化的指数规律89、，由测风资料计算得到风电场风速随高度变化的指数n=0.093。塔高40米处的年平均风速是塔高10米处的1.14倍。风电场风速随高度增加的幅度小于省内大陆其它各地风电场，这是因为海岛周围是海面造成的结果。3.1.7风功率密度、有效风力小时数计算得到风电场两个高度的年平均风功率密度、4-24米/秒有效风力小时数，有效风功率密度和年有效风能在表3.5中给出。风电场两个高度风能资源参数年平均风功率密度(瓦/米2)年有效风功率密度(瓦/米2)年有效风力小时数年有效风能(千瓦时/米2)塔高40米31137271672669塔高10米222294654119283.1.8各风向风能分布 计算得到风电场两个高90、度的各风向风能分布如下表。风电场两个高度各风向能分布(%)NNNENEENEEESESESSESSSWSWWSWWWNWNWNNW塔高40米373212255545221618塔高10米3941011456531115213.2大孤山、响哨风能资源情况大孤山、响哨地区属于东港市西部丘陵地带，海拔高度在200-400米左右，其风力资源与以上风电场情况基本相同，可以做为参照。4.规划的范围及规模4.1东港市风力发电的现状东港市为了充分利用风力资源，于一九九九年在海洋红建起了一个风电场，共28台机组，每个机组750千瓦，年发电能力为3200万度；2003年在大鹿岛拟建第二个风电场预计2004年完工，91、共30台机组，每个机组1000千瓦，年发电能力为6000万度。另外德国弗兰德公司已同丹东重安电气设备有限公司，合资经营的“丹东中德风能发展有限公司”制造FL30-1000千瓦风力发电机。该工程使用FL-1000千瓦风力发电机，实现国产化设备在风电场使用，该项目正在筹建中。4.2规划的范围这次规划预计建设5个风电场，具体地址在东港市的沿海、沿江地带和西部地区，准备在沿海、沿江地带建3个风电场，在西部大孤山以北丘陵地带建2个风电场。4.2.1兴隆风电场从大东港西桃源养殖场至兴隆山修建东兴海防路长30公里，沿公路西侧每200米为一个风机组，可安装150台风机。4.2.2大洋河风电场从黄土坎农场至海洋92、红农场以及大洋河东、西两岸共27.5公里，可安装136台风机。4.2.3小岛风电场小岛至园山岛围海大堤6公里，可安装30台风机。4.2.4响哨风电场在大洋河上游，黑沟镇唐家围至曲家店一带10平方公里面积，可安装100台风机。4.2.5大孤山风电场在大孤山西侧辛甸一带为5平方公里面积，可安装50台风机。4.3风电建设规模兴隆风电场150台；大洋河风电场136台；小岛风电场30台；响哨风电场100台；大孤山风电场50台；合计466台。方案一：按每台安装1000千瓦风机计算装机容量为46.6万千瓦，年工作2100个小时，年发电量为9.78亿千瓦时（度）方案二：按每台安装1500千瓦风机计算装机容量为93、69.9万千瓦，年工作2100个小时，年发电量为14.68亿千瓦时（度）。在规划中主要是考虑第一方案，因为，德国弗兰德公司在东港市成立的合资企业“丹东中德风力发电有限公司”生产的是1000千瓦的风力发电机，所以我们的方案采取的机组一台为1000千瓦的发电机，因此年发电规模为9.78亿度（千瓦时）电。5.规划实施的具体方案具体实施方案为从2003年开始进行风速测试和前期的准备工作，2005年至2010年在第“十一五”计划期间完工。5.1兴隆风电场5.1.1安装风电机组从东港市桃源养殖场至兴隆山，就是正在规划中东兴海防路为30公里，在两侧安装1000千瓦风机150台。5.1.2配电设施该电场装机容94、量为15万千瓦，由三个计量站，一扩建改造东港市农电局所属长山变电所，增加5万KVA的变压器；二扩建改造北井变电所，增加5万KVA变压器；三扩建改造兴隆变电所，增加5万KVA变压器。5.2大洋河风电场5.2.1安装风电机组从黄土坎农场乱泥头到海洋红农场在海上建9.5公里的拦水坝；利用大洋河东西原有的海防堤，加宽、加固，西侧从海洋红农场至大孤山码头为10公里，东侧从黄土坎乱泥头至大孤山码头为8公里，合计为27.5公里，安装1000千瓦风机136台。5.2.2配电设施该电场装机容量为13.6万千瓦，在大洋河以东新建66千伏变电所，安装7万KVA变压器；在大洋河以西新建66千伏变电所，安装7万KVA变95、压器。5.3小岛风电场5.3.1安装风电机组从小岛至园山岛，现依围海大坝加宽、加固建风电场，计6公里，安装1000千瓦风机30台。5.3.2配电设施该电场装机容量为3万千瓦，扩建改造菩萨庙变电所，增加5万KVA变压器。5.4响哨风电场5.4.1安装风电机组在大洋河上游黑沟镇唐家围、曲家店一带面积为10平方公里，安装1000千瓦风机100台。5.4.2配电设施该电场装机容量为10万千瓦，在风电场内建2个66千伏的变电所，每个变电所安装6万KVA变压器5.5大孤山风电场5.5.1安装风电机组在孤山西侧辛店一带面积为5平方公里，安装1000千瓦风机50台。5.5.2配电设施该电场装机容量为5万千瓦，96、扩建改造大孤山变电所，增加5万KVA变压器。6.规划风电场项目的总投资规划五个风电场共安装466台风机，每台风机为1000千瓦，合计为46.6万千瓦。按每千瓦造价为8500元。工程总投资为39.61亿元。其中风机每千瓦投资为5000元，计23.3亿元；配电设施每千瓦投资为3500元，计16.31亿元。7.经济效益和社会效益预测7.1经济效益7.1.1销售收入年发电量为9.78亿度，每度电价按0.55元计算，年销售收入为5.37亿元。7.1.2成本费用年总成本估算2.37亿元，包括设备折旧和其他费用。7.1.3年利润总额为3亿元。7.1.4投资回收期约为8年，利用年实现利润总额加上设备折旧计算回97、收期。7.2社会效益风力发电工程是一项投资很大，但运行成本很低，无污染、不消耗矿物质能源洁净的新型项目。东港市风电场的建设，可年向电网输送电量9.78亿度，为解决东港市西部用电质量低，线损大的矛盾和东港市经济的全面发展起到了重要作用。该项目的建设是位于东港市西部，庄河市的东部。东港市于2000年在大东镇新建新兴一次变电所，输送至大孤山距离60多公里，距离远，线损大。东港市新能源发展新建的风电场正处于东港市西部地区，是东港市输电网络的末端,风电场所发的电力由电网的未端向首端反供电，因此可以减少东港地区电网的损失，对电网的安全运行和经济运行有着深远意义。新建的风电场处于东港和庄河交接处，洽是东港市和庄河市2次电网的末端，建议在东港市新立地区新建一座一次220千伏的变电所，安装30-50万千瓦的变压器，于220千伏东庄线接，这样在东港和庄河之间，对于解决两地区电网安全，经济运行有着十分重要的作用。风能作为可再生能源，具有无污染、无成本的特点，风力发电是一项功在当代，利在千秋,造福于子孙后代,造福于全人类的伟大事业。我们要充利用大自然赋予我们的风力资源，大力发展电力新能源。