1、Selection.ParagraphFormat.LineSpacingLinesToPoints(2)Selection.ParagraphFormat.LineSpacingLinesToPointselection.ParagraphFormat.LineSpacingLinesToPoints(2)Selection.ParagraphFormat.LineSpacingLinesToPoction.ParagraphFormat.LineSpacingLinesToPoints(2)Selection.Paragrap Selection.ParagraphFormat.LineS2、pacingLinesToPoints(2)Selection.ParagraphFormat.LineSpacingLinesToPointselection.ParagraphFormat.LineSpacingLinesToPoints(2)Selection.ParagraphFormat.LineSpacingLinesToPoction.ParagraphFormat.LineSpacingLinesToPoints(2Selection.ParagraphFormat.LineSpacingLinesToPoints(2)Selection.ParagraphFormat.Lin3、eSpacingLinesToPointselection.ParagraphFormat.LineSpacingLinesToPoints(2)Selection.ParagraphFormat.LineSpacingLinesToPoction.ParagraphFormat.LineSpacingLinesToPoints(2)Selection.ParagraphFaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaa4、aaaaaaaaaaaaaaahF第一章综合说明1.1 概述某公司在山东省蓬莱市规划装置容量为 99MW 的风电场一座，总占地面积约 60km2，拟分两期开发。本工程为一期工程，称为某风 电项目一期工程。本工程占地面积约为 26km2，计划装机容量 49.8MW，拟安装 25 台单机容量为2000kW（1800kW）的风力发电机组。该风电项目充分利用当地优质风能资源，改善 当地电网以火电为主的单一化结构，为山东电网提供清洁可再生能源，减少大气污 染，保护当地生态环境。1.1.1 工程地理位置 蓬莱市位于山东半岛最北端，濒临渤、黄二海，东接烟台，与福山区接壤，距烟台市 70km，北与庙岛群岛和辽5、东半岛的大连市隔海相望，西邻龙口市，南接栖霞 市，北濒黄、渤二海，与长岛县隔海相望。本工程场址位于某镇西南的尖顶-何山前-东尖顶-燕山山脉上，地理 坐标：东经 1205612104，北纬 37323736，东西跨度 10km， 南北跨度 6km，海拔高度 30320m 之间，占地面积约 26km2。某风电场的地理位置示意图见图 1-1图 1-1风电场地理位置示意图 经现场考察和当地政府规定的范围，风电场地理位置范围为图 1-2 黄色框内。Selection.ParagraphFormat.LineSpacingLinesToPoints(2)Selection.ParagraphFormat.6、LineSpacingLinesToPointselection.ParagraphFormat.LineSpacingLinesToPoints(2)Selection.ParagraphFormat.LineSpacingLinesToPoction.ParagraphFormat.LineSpacingLinesToPoints(2)Selection.Paragrap Selection.ParagraphFormat.LineSpacingLinesToPoints(2)Selection.ParagraphFormat.LineSpacingLinesToPointselectio7、n.ParagraphFormat.LineSpacingLinesToPoints(2)Selection.ParagraphFormat.LineSpacingLinesToPoction.ParagraphFormat.LineSpacingLinesToPoints(2Selection.ParagraphFormat.LineSpacingLinesToPoints(2)Selection.ParagraphFormat.LineSpacingLinesToPointselection.ParagraphFormat.LineSpacingLinesToPoints(2)Select8、ion.ParagraphFormat.LineSpacingLinesToPoction.ParagraphFormat.LineSpacingLinesToPoints(2)Selection.ParagraphFaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaahF图 1-2风电场场址地理位置范围图1.1.2 工程任务及缘由 项目名称：某风电项目一期工程； 建设地点：；建设规模：计划装机9、容量 49.8MW，拟安装 25 台单机容量为 2000kW（1800kW） 的风力发电机组。建设性质：新建； 建 设 期：1 年。 为开发蓬莱市的风能资源，我院受某筹建处的委托，承担本工程项目可行性研究报告的编制工作。编制的内容包括： 确定项目任务和规模、并论证项目开发必要性和可行性； 对风电场风能资源进行评估； 查明风电场场址工程地质条件，提出相应的评价和结论； 选择风电机组机型，提出风电机组优化布置方案，并计算风电场年上网发电量； 根据风电场接入系统方案，确定升压变电站电气主接线及风电场风电机组集电线路方案，并进行升压变电站及风电场电气设计，选定主要电气设备及电力电缆或架空线路型号、规格10、及数量； 拟定消防方案； 确定工程总体布置，中央控制建筑物的结构形式，布置和主要尺寸，拟定土建工程方案和工程量； 确定工程占地的范围及建设征地主要指标，选定对外交通方案、风电机组的安装方法、施工总进度； 拟定风电场定员编制，提出工程管理方案； 进行环境保护和水土保持设计； 拟定劳动安全与工业卫生方案； 编制工程设计概算； 进行项目经济与社会效果分析。本工程充分利用该地区风能资源优势，进一步优化能源结构，减轻环保压力， 实现山东省风电产业的可持续发展，促进当地经济繁荣和提高人民生活水平。1.1.3 项目建设必要性1、可持续发展的需要 开发可再生能源是我国实现可持续发展的重要途径，也是能源战略的重11、要组成部分，我国政府对此十分重视，并为此颁布了可再生能源法，对可再生能源的开 发和利用进行立法保护。为实现我国国内生产总值（GDP）翻两番的总目标，能源消 耗亦将随之增长。当前，我国的能源结构以常规能源（煤、石油和天然气）为主， 由于常规能源的不可再生性，势必使能源的供需矛盾日益突出。风能、太阳能和生物质能等新能源将是未来一段时间内大规模开发的能源种类。 不管从技术、经济，还是规模上来看，风能目前已经具有很大的优势，随着风电机 组的国产化，风电机组的价格大大降低，风电与常规能源的竞争力也大大加强。作 为可再生能源，风能的开发可以节约大量的燃料和水资源，改善地区能源结构。2、符合我国及山东省能源12、发展战略 我国从上世纪八十年代开始建设并网型风电场，在各种政策的扶持和鼓励下，风电发展较快，已成为技术最成熟、最具规模化开发和商业化发展前景的可再生能源之一，拥有广阔的发展前景。进入二十一世纪，我国逐渐开始重视可再生能源的 开发，可再生能源法已于 2006年1月1 日正式生效。国家发改委依据可再生 能源法出台了一系列相关的政策和规范，制定了全国风电发展规划目标，并把目 标分解到各省、市。山东省于 2009 年颁布了山东省人民政府关于加快我省新能源和节能环保产业 发展的意见（鲁政发【2009】77 号）、山东省人民政府印发关于促进新能源产业 加快发展若干政策的通知（鲁政发【2009】140 号）13、，出台了一系列促进新能源发 展的具体措施，以鼓励山东省企业进行新能源项目的开发。3、推动当地经济和社会发展 风力发电，为绿色能源，在产生电力的同时，不会有常规燃煤火力发电厂所产生的环境污染。从规划发展方面分析，山东电网在今后很长时间内，电源建设仍以 燃煤电厂为主。由于以燃煤电厂为主的电源排放二氧化碳、氮氧化合物 、烟尘及温 室气体二氧化碳，对环境造成很大污染。我国政府已定出“开发与节约并存，重视 环境保护，合理配置资源，开发新能源，实现可持续发展的能源战略”的方针。风 力发电作为无污染绿色能源，可替代部分一次能源，优化能源结构，更重要的是能 够减少二氧化碳和其它有害气体的排放，环境效益非常突出14、。总之，不论从当地经济发展、环境保护、节约能源、符合国家制定的能源战略 方针和改善能源结构、减排温室气体、减排有害气体、提高社会综合经济效益方面 分析，还是从就近向当地电网负荷供电，提高供电经济性等方面分析，建设本风电 场均是非常必要的。1.1.4 投资方简介1.1.4.1 项目法人概况 某公司是中国华能集团公司的全资子公司，成立于 2008 年 5月 30 日，注册资本 10000 万元人民币，公司法定代表人，经营期限自 2008 年5 月 30 日起。主要从事电力、热力、煤炭及风电等相关产业的开发、投资、建设、 经营和管理。目前，某公司管理 18 个单位，分布山东省 13 个地市， 总装机15、容量为 1389.07 万 kW。2009 上半年实现销售收入 117.68 亿元、利税 10.86亿元。截止 2009 年 6 月底公司总资产 531.45 亿元，净资产 168.1 亿元，资产负债 率 68.37%。某公司具有丰富的风电前期、建设和运营管理经验，现已投运 风电装机容量为 9.07 万 kW，包括长岛风电场、荣成风电场和莱州一期风电场；在 建风电项目容量为 18 万 kW，分别是乳山风电一期工程、东营风电一期工程、莱州风电二期工程、牟平风电一期工程。计划到 2010 年底，某公司风电 装机将达到 41.92 万 kW。1.1.4.2 投资方概况 某公司为本工程项目法人，全资投16、资建设本项目。由某公司设立在烟台的风电项目筹建处负责项目核准前的具体工作。1.2 风能资源 蓬莱属北温带季风型大陆性气候，因受海洋调节，夏无酷暑，冬无严寒，根据蓬莱气象站近 30 年的资料统计，蓬莱区域年平均温度 12.2；平均气压 101.7kPa； 平均雾天数 18.7 天；平均积雪天数 23.2 天；平均雷暴天数 23.1 天；累年年平均风 速 4.2m/s；最大风速 20 m/s；年平均相对湿度 65%。某风电场范围内装有一座 70m 高测风塔。测风塔位于东经1210027，北纬 373537，海拔为 261m，分别在 10 米、40 米、70 米处 各安装了 1 个风速仪以及 1 个17、风向标，测风设备采用美国 NRG 系统公司制造的 Symphonie 测风产品。根据投资方提供的测风数据经统计分析得出：70 米高度平均 风速为 7.1 m/s，年平均风能功率密度 358.8W/m2；威布尔参数 A 为 8.1，K 为 2.39； 主风向为 SSW；风速为 15m/s 的湍流强度为 0.105。根据国标 GB/T18710-2002 中风 功率密度等级表可知，该风电场风资源属于三级标准。风电场风力资源较丰富，具 有一定的开发价值。1.3 工程地质 蓬莱市位于胶辽台隆之胶北隆起东北部，濒临渤海海峡。在区域构造上，处于大别苏鲁造山带的东北段，区内与郯庐断裂有关的 NE、NNE 向18、的断裂构造发育。拟建风电场地内无活动性断裂通过，初步判定站址区域构造较稳定。根据投资方收集项目位置的地质情况介绍，初步判定所在场区无不良地质影响。根据中国地震 动参数区划图（GB18306-2001）中的中国地震动峰值加速度区划图和中国地 震动反应谱特征周期区划图(比例尺 1：400 万)查得，场址区地震基本烈度为 7 度，地震动反应谱特征周期为 0.40，地震动峰值加速度为 0.15g。1.4 项目的任务和规模华能山东蓬莱风电项目总占地面积约 60km2，规划装置容量为 99MW，拟分两期 开发。风电场建设一座 110kV 升压变电站，拟安装 2 台 50MVA 的主变。升压变电站 占地面积19、按终期规模考虑，本期安装一台主变，留有扩建余地。本工程为一期工程，计划装机容量 49.8MW，拟安装 25 台单机容量为 2000kW（1800kW）的风力发电机组。风场东西跨度 10km，南北跨度 6km，海拔高度 30320m 之间。场址位于某镇西南的尖顶-何山前-东尖顶-燕山山脉上及周围区 域，地理坐标：1205612104，北纬37323736，占地面积约26km2。 场区内海拔相对当地其它地方较高，有利于风电场的建设。本期工程拟安装 25 台单 机容量为 2000kW（1800kW）的风力发电机组。在本期场址东北位置建设一座 110kV 升压变电站（占地面积约 7888.5 m2），20、同时建设一回 110kV 架空出线接入新港 220kV 变电站 110kV 母线，线路长度约 14km。1.5 风电机组选型和布置 根据风电场的风能资源特征、结合目前成熟的商品化风力发电机组的技术规格、地形地质、交通运输、安装等多方面的因素，初选单机容量为 2000kW 的机型进行技 术经济比较。本风场主风向是 SSW 扇区，地势起伏较大，面积约 26km2。经 Wasp(8.0)软件计 算、优化布置风力发电机组排布，再经技术经济比较后，选择出最优机型，最后合 理调整风力机布局，尽量减少风力机间的尾流影响，得到最优的布置方案。通过对各备选机型的技术经济比较，并考虑风电机组的制造水平、技术成熟程21、 度、采购价格及供货情况，同时结合本风电场的风况特征、施工安装条件和运输条 件等多种因素，经综合比较推荐采用 25 台单机容量为 2000kW（1800kW）风力发电组，装机容量为 49.8MW，遵循垂直于主导风向、大于 5 倍风力机叶轮直径、风能利用率高、发电量高、占地面积少、配电系统投资少的原则排布，年上网电量为11092.95 万 kWh，年等效上网利用小时数为 2241 小时。1.6 电气某风电场规划容量为 99MW，工程分二期建设。本期工程为一 期工程，装机容量为 49.8MW，25 台风机采用一机一变接线方式，每台风机出口电压 为 690V，经箱式变压器升压至 35kV，风机按 822、9 台一组，25 台风机共分为三组， 以三回 35kV 架空线接入风场新建的 110kV 升压变电站 35KV 配电装置。风电场 110kV 升压变电站一、二期工程 35kV 室内布置，采用单母线分段接线方 式，架空进线 6 回。设置两台主变，容量分别为 50MVA、变比为 110/36.75kV 的双 圈有载调压变压器，110kV 母线采用单母线接线方式。本风电场暂推荐接入离风电 场 14km 处的新港 220kV 变电站 110kV 母线。本项目采用机、电一体化集中控制方式。监控系统分为就地单机控制和集中控 制。在控制室和烟台对各风力发电机组进行集中监控。1.7 工程消防设计 消防设计贯彻23、“预防为主，防消结合”的方针，立足自防自救。针对不同建（构）筑物和设施，采取多种消防措施。在工艺设计、材料选用、平面布置中均按照有关 消防规定执行。风电场电气消防主要为升压变电站内电气消防设计。根据火力发电厂与变电所设计防火规范的要求，对于独立的变电站、单台 变压器容量在 125000kVA 以下的变电站，灭火系统为消火栓给水系统。消防给水量 按照火灾时一次最大消防用水量的室内和室外消防用水量之和计算。升压变电站设置一套火灾报警系统，火灾时，利用站内的灭火设施自行扑灭。1.8 土建工程1、工程等级及主要建筑物等级风机预装轮毂高度 80m，按高耸结构设计规范（GBJ135-90），其安全等级为 24、二级。风电场土建部分设计内容主要包括：风力发电机组基础、35kV 箱式变电站基 础和 110kV 升压变电站一座、场内道路等。110kV 升压变电站内主要包括主控楼、生活楼、35kV 配电室、SVG 控制室、车库及维修间等附属建筑物、站内道路以及室外配电装置等建筑物。根据35110kV 变电所设计规范（GB50059-92）规定，升 压变电站内所有建筑物和构筑物的安全等级均为二级。根据风电机组地基基础设 计规定（试行）（FD003-2007），按基础损坏可能造成破坏结果的严重性，本工程基 础安全等级为二级。2、风电机组及箱式变电站基础设计风机基础采用天然地基，基础垫层为厚 100mm 的 C125、5 素混凝土，基础底部为边 长 6.627m 的正八边形钢筋砼结构，其外接圆直径为 17.32m；基础中预埋连接塔筒 的底法兰段。基础总埋深为 3.5m。混凝土设计强度等级为 C45。箱变基础本阶段设计暂拟采用天然地基上的浅埋基础进行设计，根据箱式变压 器厂家提供的箱式变压器基础外形尺寸，平面上呈“长方形”布置，长约 4.36m， 宽约 3.36m。采用 C25 现浇钢筋混凝土独立基础，基础下设厚 100mm 的 C10 素混凝 土垫层。最终基础形式将根据招标后箱变厂家提供的基础资料要求确定。3、升压变电站主要建筑物的设计尺寸、平面布置、结构型式 主控楼为两层钢筋混凝土框架结构，建筑高度为 726、.8m，一、二层层高均为 3.9m，总建筑面积为 1140.5m。一层主要布置有蓄电池室、通信机房、会议室、值休室等； 二层主要布置有主控室、电子设备间、办公室等。35kV 配电室为单层框架结构，平面布置为长 34.0m，宽 8.0m，层高 4m，建筑面 积为 272m2。钢筋混凝土二层框架结构，建筑高度为 6.0m，两层层高均为 3.0m，建筑面积600mSVG 控制室为单层框架结构，平面布置为长 20m，宽 5m，层高 4m，建筑面积为100m。车库、油品库、工具间及材料库为连体单层砖混结构，层高 3.9m，平面布置为 长 28.5m、宽 4.8m，建筑面积为 136.8m。联合泵房为地上27、一层砖混结构，层高 3.9m，地下钢筋混凝土结构，建筑面积79.2m。深井泵房为单层砖混结构，层高 3.9m，建筑面积 11.3m。污水处置室为地下钢筋混凝土结构，建筑面积 120m。1.9 施工组织设计本工程推荐的风电机组机型为单机容量为 2000kW（1800kW）的风力发电机组， 考虑目前为风电场可研阶段，最终机型在项目核准后通过招标确定。本工程施工建设期为 12 个月（含冬季施工期）。风电机组的主要吊装车辆分为 履带吊和汽车吊两种，考虑到液压汽车吊具有机动灵活性以及对路宽要求较低的特 性，并且目前国内两种吊装车辆租金相差不大。因此，结合本项目所处地形条件、 当地交通路况及吊装设备重量和28、起吊高度等，吊装车辆建议采用 500t 履带吊作为风 机及塔架的主力吊装机械，100t 汽车吊一台作为辅助机械，配合主吊车提升塔架和 叶轮，使部件在吊装时保持向上位置，同时还可单独用于在地面组装叶轮，以及将 主变压器吊装到塔架内。另外，还需配备 12 台 6t 的卡车吊车，用于在设备安装 期间风场内搬运设备附件和重型工具。吊装方法因风机厂家、机型和吊装设备的不同而异。在现场安装时均应该在风 电机组制造方专家的指导下进行。1.10 工程管理设计 风电场工程建设期间的管理，建议采用直线职能制结构。设总经理 1 名，副总经理 1 名。下设：计划财务、设备采购、工程管理和综合管理。 项目运营期间的管理29、，仍采用直线职能制结构。总经理 1 名，出纳 1 名、会计1 名、办公室 1 名（出纳、会计、办公室可兼任），运行值班人员 17 人。共计 20 人。1.11 环境保护和水土保持设计1、环境保护设计 风力发电是可再生能源，其生产过程主要是利用当地自然风能转变为机械能，再将机械能转变为电能的过程，不排放任何有害气体，属于清洁能源。结合本工程 的实际情况，风电场对周围环境影响的因子（电磁辐射、环境噪声、生活污水排放、 景观、无线电）干扰进行分析后，得出结论：风电场建成后基本对周围环境无影响。2、水土保持设计 风电场的开发建设需要经历建设期和生产（运行）期两个阶段。不同阶段造成的水土流失差异较大。对30、于本工程而言，水土流失多集中于建设期。到了生产（运行）期，则往往达到一定的影响量级，进入相对稳定的时期，水土流失较轻。 根据工程布置及水土流失特点，本工程将采取的主要防治措施如下： 施工过程产生的弃土，除用于风机基础回填外，必须全部填于附近低洼处，植树种草，防止水土流失；施工结束后，及时地对碾压过的土地进行人工洒水，使土 壤自然疏松，播种合适的草种；充分利用路旁、建筑物旁以及其它空闲场地，分别 种植生长力强、维护量小、耐旱的绿色植物，并注意保护站区周围原有绿化环境。 主要道路两侧种草、种树。1.12 劳动安全与工业卫生设计 风电场的生产运行应符合我国目前的有关政策，以及电力行业的设计规程和设计31、规定，充分考虑保障施工、运行人员安全健康的因素，并符合国家有关标准和规定。为了保护劳动者在风电建设中的安全和健康，改善劳动条件，风电场设计必须 贯彻执行国家及部颁现行的有关劳动安全和工业卫生的法令、标准及规定，以提高 劳动安全和工业卫生的设计水平。在风电场劳动安全和工业卫生工程设计中，应贯 彻“安全第一，预防为主”的方针，加强劳动保护，改善劳动条件，重视安全运行。 在贯彻执行国家及部已经颁布的法令、标准及规定的前提下，设计中结合工程实际， 采用先进的技术措施和可靠的防范手段，确保工程投产后符合劳动安全及工业卫生 的要求。劳动安全与工业卫生防范措施和防护设施，必须与主体工程同时设计，同 时施工，32、同时投产，并应安全可靠，保障劳动者在劳动过程中的安全与健康。根据水利水电工程劳动安全与工业卫生设计规范（DL5061-1996）及其它有 关规定的要求，编制劳动安全及工业卫生篇，着重反映工程投产后职工及劳动者的 人身安全与卫生方面紧密相关的内容，分析生产过程中的危害因素，提出防范措施 和对策。1.13 工程设计概算 主要依据：1、本概算编制价格水平为当地 2009 年三季度价格水平。2、水电水利规划设计总院风电标委20070001 号文关于发布风电场工程可行性研究报告设计概算编制办法及计算标准（2007 版）和风电场工程概算定额（2007 版）的通知及其附件。3、勘察设计费根据 2002 年国33、家计委、建设部计价200210 号文颁发的工程 勘察设计收费标准（2002 年修订本）计算。4、电气、土建专业的相关设计文件。5、当地其他有关规定。 静态总投资和总投资，单位千瓦投资如下：静态投资（编制年）年2009静态投资万元50719.72动态投资万元51918.76项目总投资万元52067.26单位千瓦静态投资元10246.41单位千瓦动态投资元10488.641.14 经济效果分析按发改价格【2009】1906 号文国家发展改革委关于完善风力发电上网电价政 策的通知和山东省人民政府印发关于促进新能源产业加快发展若干政策的通知（鲁政发【2009】140 号），上网含税电价为：0.7 元/34、kWh，上网不含税电价为：0.6452 元/kWh，得到的本项目经济指标为：全部内部收益率：7.04% 资本金投资内部收益率：8.22% 投资利润率：2.75% 投资利税率：3.74% 资本金净利润率：13.42%本项目在计算期内各年资产、负债和所有者权益情况。随着风电机组投产发电， 资产负债率逐渐下降，整个计算期内资产负债率较低，这说明项目具备一定的贷款 偿还能力。1.15 节能减排分析风电场节能主要包括电气、建筑方面和通过加强管理来达到节能的目的。 供配电系统设计做到系统尽量简单可靠，操作方便；选用节能型、容量与电力负荷相适应的变压器，使其工作在高效低耗区内；减少线路损耗；提高供配电系统 35、的功率因数；生活用水泵采用变频调速控制电动机；照明节能设计要合理。科学合理地确定建筑朝向、平面形状、空间布局、外观体型、间距、层高、选 用节能型建筑材料、保证建筑外维护 结构的保温隔热等热工特性及对建筑周围环境 进行 绿化设计，设计要有利于施工和维护，全面应用节能技术措施，最大限度减少 建筑物能耗量，获得理想的节能效果。加强对管理人员的专业培训，提高管理人员的专业素质，加强运行管理，节约 能耗；对管路系统经常检漏、检垢，合理降低设备的运行能耗；根据人员的变化进 行新风量的调节。对于间歇运行的系统，在预冷或预热的过程中，应该关闭新风； 在过渡季节利用室外空气的自然冷量；合理设定设备的启动和停止的36、时间，降低能 耗。本项目总装机容量为 49.8MW，年上网电量约为 11092.95 万 kWh，与同等规模 的燃料发电厂相比，每年可以为国家节约标煤 4131.6t（火电煤耗按 350g/kW.h 计）； 按消耗纯净水 2.2kg/kWh 计，每年可节水 24.4 万吨；同时每年可减少燃煤所造成 的多种有害物质的排放，其中粉尘约为 911t/a，CO2 约为 103429t/a，SO2 约为 869t/a， NOX 约为 286t/a。此外，还可以减少相应的水力排灰废水和温排水等对水环境的污 染，还可极大地节约建设火电厂所需要的永久征地和灰渣储存所用的土地。1.16 风电场工程建设项目招标 37、建设项目的招标内容主要包括：1、建设项目的设计、施工、监理。包括：风力发电机组、塔架和升压变压器的 安装，设备基础施工，风电机位道路施工，风电场集电线路的架设，风电场 110kV 升压变电站的新建工程、设备安装及调试工程、工程设计、工程监理。2、风电机组、塔筒、升压变压器、升压变电所主变压器等设备招标。3、招标方式。由项目投资方委托有资质的招标代理机构，按照招投标法以 及相关管理规定，进行公开招标。1.17 结论某风电项目一期工程项目场址所在地风能资源丰富，场址区 域内地质构造稳定，地形略有起伏，施工建设条件良好，接入系统条件和交通运输 条件便利，经济技术评价较好，综合上述各种条件，本地区适宜38、进行风电项目开发。建议投资方在风电场场区内继续观测并收集测风数据，为今后微观选址设计提 供必要的现场风资源观测数据；建议投资方尽快委托有关单位开展地质勘察、环境 保护评价以及水土保持评价工作。1.18 工程特性表 工程主要特征参数见“某风电项目一期工程特性表”。某风电项目一期工程特性表名 称单位(或型号)数量备注风 电 场 场 址海拔高度m30-320经度(东经)纬度(北纬)年平均风速（70m）m/s7.1风功率密度（70m）W/m2358.8盛行风向SSW主 要 设 备风 电 场 主 要 机 电 设 备风电机组额定功率kW2000叶片数片3风轮直径m93风轮扫掠面积m26793切入风速m/s39、3额定风速m/s10.8切出风速m/s25安全风速m/s59.5(3s)轮毂高度m80发电机额定功率kW2068发电机功率因数0.9(感性) 0.9（容性）额定电压V690主要机电设备箱式变电站台25升压 变配 电所主变压器型号SZ11-50000/110台数台1容量MVA50额定电压kV11081.25%/36.75出线回路数及电压等级出线回路数回1电压等级kV110土 建风力发电机组基础台数台25型式八边形独立基础地基特性丘陵山地箱式变电站基础台数台25型式独立基础施 工工 程 数 量基础土石方开挖万m33.1053基础土石方回填万m31.41948基础混凝土万m31.5725风力发电机组40、设备基础钢筋T1530改建公路km20.46施工期限总工期月12第一批机组发电年月2010.12暂估续某风电项目一期工程特性表名 称单位(或型号)数量备注概 算 指 标静态投资（编制年）年2009年动态投资万元项目总投资万元单位千瓦静态投资元单位千瓦动态投资元机电设备及安装工程万元建筑工程万元其它费用万元基本预备费万元建设期利息万元经 济 指 标装机容量MW年上网电量万kWh年等效满负荷运行小时数小时平均上网电价（不含增值税）元/kWh平均上网电价（含增值税）元/kWh盈 利 能 力 指 标总投资收益率%投资利税率%项目资本金净利润率%项目投资财务内部收益率%项目投资财务净现值万元资本金财务内41、部收益率投资回收期年清偿 能力资产负债率%第二章风能资源2.1 编制依据及基础资料 本章内容根据以下国家或部委标准进行编写：风电场风能资源测量方法（GB/T 18709-2002）；风电场风能资源评估方法(GB/T 18710-2002)风电场风能资源测量和评估技术规定（发改能源20031403 号）全国风能资源评价技术规定（发改能源2004865 号）风力发电机组安全要求（GB 18451.12001）风电场工程可行性研究报告编制办法风电场场址选择技术规定 本章内容依据投资方提供的以下基础资料进行编写：1、市气象站气象资料2、#0002 号测风塔 2009年9月 17 日2010年1月 1142、 日的逐时风速风向资料。2.2 工程概况某风电工程位于某镇，如图 1-1 所示。地理 坐标为：东经 1205612104，北纬 37323736；地貌特征为低山 丘陵，地势起伏较大；海拔高度在 30320m 左右。开发范围东西长约 10km，南北 宽约 6km，开发面积约 26km2。蓬莱市位于山东半岛最北端，濒临渤、黄二海，东接烟台、威海，北与庙岛群 岛和辽东半岛的大连市隔海相望。蓬莱属北温带季风型大陆性气候，因受海洋调节， 夏无酷暑，冬无严寒，年平均气温 12.2，年平均日照时数 2852 小时。为了解风电场风能资源，2009 年 9 月在风电场北安装了 70m 测风塔进行现场测 风，目前43、投资方已提供 2009 年 9 月 17 日2010 年 1 月 11 日的测风数据。利用风 电场已有的测风资料和蓬莱市气象站多年的气象观测资料，对风电场的风能资源进 行了全面而系统的评价，旨在为风电场开发提供科学依据。2.3 蓬莱气象站气象资料整编2.3.1 气象站概况蓬莱气象站现位于蓬莱市区东南汤邱村南，地理位置为东经 12046，北纬3748，海拔高度 48.3 米。建于 1958 年 11月1 日，属于国家一般气象站。该站 自建站以来共搬迁过 3 次，现在的位置是 1991 年搬迁至此的，处于城郊，周围建筑 物较少。蓬莱气象站距离风电场测风塔位置约 30km，蓬莱气象站与拟建风电场位置44、 如图 2-1 所示。图 2-1 蓬莱气象站和拟建风电场位置示意图根据山东省专业气象台提供的资料，蓬莱气象站有关气象资料统计自建站以来 历年逐月计全年气象要素为，该地区年平均降水量为 608.2mm，年最大降雨量924.9mm，雨量集中在 78 月份；年平均雾天数为 18.7 天，年平均降雪天数为 37.1 天，年平均日照小时数为 2852.2 小时，多年(1994 年2004 年)平均水汽压13.04hPa。年平均气温为 12.2，极端最高温度为 38.7（1992年7月 18 日）， 极端最低气温为14.9（1979年2月2 日）。最大风速（10 分钟平均）20m/s。蓬莱气象站累年气候特45、征值见表 2-1 蓬莱气象站累年气象要素统计表。表 2-1蓬莱气象站累年气象要素统计表气候要素值单位出现时间气温年平均气温12.2年平均最高气温16.6年平均最低气温8.5年极端最高气温38.71992 年 7 月 18 日年极端最低气温-14.91979 年 2 月 2 日降水年降水量608.2mm年最多降水量924.9mm最大日降雨量208.1mm气压年平均本站气压1016.9hpa年平均水气压（1994-2004 年）118.5hpa风年平均风速4.2m/s年最大风速20.0m/s主导风向SSW蒸发年平均蒸发量2162.1mm日照年平均日照小时数2852.2雷暴年平均雷暴日数23.1天年46、最多雷暴日数33天年最少雷暴日数11天其它要素年平均冻土深度11.1cm年平均冰雹次数0.7年平均雾日18.7天年最大雾日31天年平均积雪日数23.2天年平均降雪日数37.1天年平均沙尘暴次数1.42.3.2 空气密度的计算根据蓬莱气象站所提供的资料，计算蓬莱市空气密度。r =根据公式1.2761 + 0.00366t P - 0.378e1000蓬莱市多年平均气压为 P=101.69kPa，多年平均气温为 t=12.2，1994-2004年平均水汽压为 e=118.5hPa，由此算出场址的平均空气密度 =1.187kg/m3。2.3.3 气象站风资源的分析蓬莱气象站观测场内安装有 1 座测风47、塔，塔在距地 11.8 米处安装了风速仪和风 向标，采用的仪器是 EL 型自动电接系统。2.3.3.1 蓬莱气象站多年年平均风速蓬莱气象站近 30 年风速变化见图 2-2。根据气象台提供的资料可知，蓬莱多年 年平均风速为 4.2m/s(1965-2004 年)，自建站以来共搬迁过四次，第四次搬迁于 1991 年1月1 日，对应风电场实测数据时段气象站年平均风速为 4.4m/s，根据气象站多 年风速变化趋势看出，如果气象站周围没有发生大的环境变化，建筑物、树木变化 不大时，2004 年后年平均风速有上升趋势。图 2-2蓬莱气象站多年平均风速变化直方图2.3.3.2 蓬莱气象站月平均风速变化 根据48、气象台提供的资料可知，蓬莱多年年平均风速为 4.2m/s，冬春季风最大，秋季风次之，夏季风最小。大风月在 4 月份，小风月在 8 月份。蓬莱气象站多年月 平均风速见图 2-3。风速（m/ s）6543210123456789101112月份风速 4.3 4.2 4.654.4 3.9 3.4 2.8 3.144.4 4.5图2-3 蓬莱气象站多年月平均风速变化直方图2.3.3.3 蓬莱气象站多年各风向频率分布根据 19652004 年气象数据可知，蓬莱盛行风向是 SSW，出现频率是 15；次 风向为 NNE，出现频率是 8。气象站历年各风向频率见表 2-2 和图 2-4。表 2-2蓬莱气象站多49、年平均风向频率表方位NNNENEENEEESESESSE频率(%)68543435方位SSSWSWWSWWWNWNWNNWC频率(%)6155767457N14NNW 16NW 12108WNW 642W 0WSW SWSSWSNNE NEENE EESESE SSE图2-4 蓬莱气象站累年风向玫瑰图2.4 风电场场址处风能资源情况2.4.1 概述为了有效地开发蓬莱地区的风能资源，投资方于 2009 年 9 月 17 日在风电场场内安装了一台 70 米高的测风塔开始测风工作，分别在 10 米、40 米、70 米各安装了 1 个风速仪和 1 个风向标，测风仪器采用美国 NRG 公司制造的 Sym50、phonie 测风设备，至今已有近 4 个月的现场实测数据，本报告采用 2009年9月 17 日2010 年 1 月 11 日的数据进行分析计算。本工程项目建设地点位于某镇西南部，以安装于一期风电场北的0002#测风塔数据进行分析。表 2-3风电场测风塔情况塔号经纬度海拔高度塔高安装时间设备厂家传感器安装情况0002N0373537 E1200027261m70 米2009.9.17NRG704010 米高度各安装 1 个风速仪 和风向标2.4.2 测风数据验证根据风电场风能资源评估方法（GB/T18710-2002）标准的要求，从测量参数 的测量范围合理性、完整性及测量参数合理变化趋势等方面51、分别对原始测风数据进 行分析验证，并对缺测和不合理数据进行分析处理，整理出完整的逐小时风电场数 据。2.4.2.1 测风数据的完整性 测风塔测风时间段内无缺测数据，风速风向数据均完整。2.4.2.2 测风数据的合理性检验依据风电场风能资源评估方法（GB/T 18710-2002），对测风塔的原始数据进 行合理性检验，检验项目如下：1） 小时平均风速值范围为 0m/s40m/s；2） 小时风向值范围为 0360；3） 趋势检验： 小时平均风速变化小于 6.0m/s；4） 相关性检验：具体见表 2-4。 检验结果如表 2-4 所示： 2-4测风数据合理性检验表主要参数参考值（范围）层次不合理数据个52、数实测数据个数不合理数据比例（%）小时平均 风速0m/s40m/s70m02799040m02799010m027990小时风向036070m02799040m02799010m027990小时平均 风速变化19频率70m5.9663.8233.5731.9291.2500.5720.3220.1070.036040m4.9663.8232.1791.4290.7500.3570.1070.0710.036010m2.5011.5010.9650.5000.3930.0710.0360.03600表 2-9测风塔不同高度风能频率分布（%）风速 v11v22v33v44v55v66v77v88v53、99v10频率70m0.0010.0200.1820.6031.5123.5516.3577.91112.81411.35040m0.0010.0250.2510.7892.1534.6198.13910.76912.37511.88810m0.0020.0900.6631.9584.5949.11913.34612.83512.43710.964风速 v10v1111v1212v1313v1414v1515v1616v1717v1818v1919频率70m11.6929.97211.9208.1776.5453.5712.4770.9480.399040m11.80211.8988.538754、.2174.6142.7770.9320.7410.472010m9.7567.7256.3294.1513.9940.9000.5080.6290070m 高度40m 高度10m 高度图 2-6测风塔各高度代表年风速和风功率密度频率分布图2.4.4.3 风向频率和风能密度的方向分布从表 2-10 和图 2-7-图 2-8 中可以看到，风电场区域测风塔各个高度的主导 风向都不明显；风能密度频率较大方向为 SSW-SW 及 WNW-NW。由于风电场测风数 据只有 4 个月，不满一年，因此风向频率和风能密度方向分布不具代表性，参照 蓬莱气象站风向频率分布，本风场主导方向为 SSW。表 2-10测风55、塔不同高度风向和风能方向分布扇区项目NNNENEENEEESESESSE风向70m10.08.76.32.14.54.21.41.040m4.53.711.46.56.44.41.51.310m9.77.55.32.54.94.01.41.3风能70m9.28.13.90.61.10.90.20.240m4.52.312.54.11.90.90.20.310m1.42.72.80.82.11.30.30.2扇区SSSWSWWSWWWNWNWNNW105项目风向70m2.08.911.24.68.29.88.09.340m1.98.012.86.18.19.67.76.110m2.811.49.56、05.88.78.97.99.1风能70m1.415.717.92.76.612.110.19.340m1.413.221.03.36.312.410.55.210m2.023.014.34.09.617.012.66.070m 高度40m 高度10m 高度图 2-7测风塔不同高度风向玫瑰图70m 高度40m 高度10m 高度2.4.4.4 风切变指数图 2-8测风塔不同高度风能玫瑰图风速随高度变化的是幂指数律形式如下： v a z 2 = 2 式中：a 风切变指数 v1 z1 v2 高度 z2 处的风速，m/sv1 高度 z1 处的风速，m/s风切变是指风速在垂直于风向平面内的变化。风切变指57、数的计算公式如下：a = lg(v2 / v1 )lg(z2 / z1 )表 2-11 为不同高度之间的风切变指数。可见，不同高度风切变指数在0.0990.140 之间，平均风切变指数为 0.123。表 2-11不同高度间风速切变指数10m40m70m70m0.1280.099-40m0.140-根据平均风切变指数，由 70m 风速推算出，80m 高度平均风速为 7.25m/s，90m 高度平均风速为 7.36 m/s。2.4.4.5 湍流强度 湍流强度是评价气流稳定程度的指标。大气湍流强度与地形、地表粗糙度和影响的天气系统类型等因素有关。湍流强度的计算公式为某时距（本文取 10 min）的脉58、动风速标准方差与平均 风速的比值，用同一组测量数据和规定的周期进行计算。10min 湍流强度的计算 公式为：式中： IT 湍流强度；sIT =Vs 10min 风速标准偏差，m/s；V 10min 平均风速，m/s。 由于轴式风速仪通常只能测量水平风速，故由此计算的湍流强度值即为水平方向的湍流强度，其中平均风速时距为 10min。各高度的平均湍流强度在 0.1030.181 之间，风速在 14.5V15.5m/s 条 件下各高度平均湍流强度在 0.1050.151 之间；风速15.5m/s 时各高度湍流 强度在 0.1000.131 之间。从 70m 高度来看，风速在 14.5V15.5m/s59、 条件下 的湍流强度为 0.105，按照 IEC 标准，风电场湍流类别属于 C 类（0.12）。表 2-12各高度平均湍流强度风速 高度平均V 3.0m/s14.5 V15.5m/sV 15.5m/s10m0.1810.1510.1510.13140m0.1190.1050.1170.10970m0.1030.0900.1050.1002.4.4.6 全年有效风速小时数测风塔 70m 高度 325m/s、425m/s、525m/s 的有效风速小时数为 2554 小时、2343 小时和 2095 小时，与全年小时数的比值分别为 91.2%、93.7%、74.8%。测风塔 70m 高度风速均小于 60、20m/s，因此风电场可以选用切出风速为 20m/s的风机类型。表 2-13测风塔不同高度有效风速小时数风速段3254255252025总数有效小时数70m2554234320950279940m2533230520030279910m23281967158202799频率（%）70m91.283.774.8040m90.582.471.6010m83.270.356.502.4.4.7 各高度风速频率 Weibull 分布通过对测风塔不同高度数据进行计算，得到相应的 Weibull 分布曲线 A 值和k 值如表 2-15 所示，各高度的 Weibull 分布曲线如图 2-9 所示。 表 2-61、15 测风塔不同高度 Weibull 分布参数高度A 值K 值70m8.12.3940m7.72.3810m6.42.2170m 高度40m 高度10m 高度图 2-9测风塔各高度 Weibull 分布曲线2.4.4.8 50 年一遇最大风速 由于投资方未能提供气象站多年最大风速的时间序列，故暂时不做 50 年一遇最大风速的计算。2.5 风电场风能资源评价结论通过对风电场 2009 年 9 月至今的测风数据进行分析处理，推算了风场内各 高度的风能要素。以 0002#测风塔为代表的风电场场址风能资源初步评价结论如 下：1、0002#测风塔 10m、40m、70m 高度的平均风速分别为 5.6m/62、s、6.7m/s、7.1m/s；相应的风功率密度分别为 183.2W/m、303.4W/m、358.8W/m。根据风电场风能资源评估方法（GB/T18710-2002）提供的标准，可以判断本风电场风功率密度等级接近 3 级，风能资源比较丰富，具有较好的开发价值。2、本风电场区风向和风能密度分布方向基本一致，主导风向和主导风能方 向为 SSW 扇区，盛行风向稳定。3、风电场离地高度 70m 以上 15m/s 风速区间的湍流强度较小为 0.105，小于0.12（IEC61400-1），可以选择 C 类及以上等级的风力发电机组。4、蓬莱气象站平均雾天及最大雾天分别为 18.7 和 31 天，由于风电63、场位于 沿海区域，受盐雾影响，风力发电机组选型时注意机组的材料应具有抗腐蚀性。第三章工程地质3.1 概况某风场一期工程场址位于某镇西南的尖顶-何 山前-东尖顶-燕山山脉上，地理坐标：东经 1205612104，北纬37323736，东西跨度 10km，南北跨度 6km，海拔高度 30320m 之间， 占地面积约 26km2。本工程装机容量 49.8MW，拟安装 25 台单机容量为 2000kW（1800kW）的风力 发电机组。同期建设 110kV 升压变电站一座及相应配电设备，并以一回 110kV 线路接入当地电力系统。编写依据：岩土工程勘察规范（GB500212001）；风电场工程前期工作管64、理暂行办法；变电所岩土工程勘测技术规程（DL/T51702002）；建筑抗震设计规范(2008 年版)（GB500112001）； 地质矿产部 1985 年出版的中国地质图（1：1400 万）；中国地震动参数区划图（GB18306-2001）；山东省地矿局区调队，1991，山东省烟台、蓬莱幅 1:20 万区域地质调查 报告。3.2 区域地形地质条件 蓬莱市位于山东半岛最北端，濒临渤、黄二海，东接烟台，与福山区接壤，距烟台市 70km，北与庙岛群岛和辽东半岛的大连市隔海相望，西邻龙口市，南 接栖霞市，北濒黄、渤二海，与长岛县隔海相望。3.2.1 地形地貌 蓬莱地势南高北低，南部为山区，中部和北部65、为低山、丘陵，沿海及河流中下游有小片平原和洼地，属低山丘陵地貌类型。山地占 31.36，丘陵占 48.29，平原占 20.35。艾山海拔最高，为 814 米，是蓬莱、栖霞两市界山。除艾 山外，境内海拔 500m 以上的山有 9 座，海拔 300500 米的山有 65 座。境内河多为季节性间歇河，源短流急，自南向北注入渤海、黄海。长度超过 3 公里的河流 92 条，其中流域面积大于 30 平方公里的 10 条。山麓及河流中下游、滨海 地区有小片平源。3.2.2 地质条件 蓬莱市位于胶东半岛北部突出部分，地处渤海、黄海之滨，其地势南高北低，属山前冲洪积、丘陵剥蚀平地为主的地带，平均海拔高度在 1566、25m 之间，市内的主要地层结构为强风化玄武岩层，持力层的容许承载力一般为 300Kpa。浅基 础适用于城区的绝大部分地区，其持力层或土或岩石。桩基础主要用于海滨一带， 一般桩径为 400600，桩深 815m，单桩承载力一般可达 5001000Kpa。 根据水质分析报告和水土污染分析结果，地下水对混凝土无侵蚀性，水土无污染。 总体而言，城区承载力相对较高，在工程建设上有着工期短，经济效益好的特点。3.2.3 水文条件 蓬莱市地处胶东半岛北部，濒临黄、渤二海。境内分布黄水河、平畅河、战山河、平山河等主要河流，市域内地下水资源较为丰富，水质较好。雨季防汛排涝畅通。3.3 区域地质构造与稳定性3.67、3.1 区域地质构造 蓬莱市位于胶辽台隆之胶北隆起东北部，濒临渤海海峡。在区域构造上，处于大别苏鲁造山带的东北段，区内与郯庐断裂有关的 NE、NNE 向的断裂构造发育。拟建风电场地内无活动性断裂通过，初步判定站址区域构造较稳定。3.3.2 区域稳定性 据记载，烟台市蓬莱附近区域历史上曾发生过危害较大的地震，1969 年渤海发生过 7.4 级地震。据中国地震动参数区划图（GB183062001），场地所在区域地震动峰值加速度为 0.10g(见图 3-2)，相应地震基本烈度为 7 度，设计 地震分组为第一组，地震动反应谱特征周期为 0.40s(见图 3-3)。风电场图 3-2风电场场址区地震动峰值68、加速度区划图风电场图 3-3风电场场址区地震动反应谱特征周期区划图3.4 场址区工程地质条件经现场踏勘，本工程场址属丘陵地貌，地面高程 30m320m，山体自然坡度 一般在 2040之间，局部20或40。场地内植被稀疏，主要为野生 權木丛，未发现不良地质作用，场址区各建筑地段内均未发现有土洞、塌陷等不 良物理地质作用，建筑场地稳定。3.5 矿产资源及文物古迹 根据现场调查和蓬莱市提供的资料，本工程场址内风机点位均已避开现有具开采价值的矿产资源，无国家保护文物古迹。3.6 结论与建议 根据可行性研究阶段勘察目的要求，请投资方尽快开展风电场地质勘察工作：1、察明场址地形地貌，不良地质作用的分布范围69、，预测其发展趋势及危害程度，提出有关整治措施的初步意见；2、初察地基岩土分布情况，基本性质及主要物理力学性质参数，提出地基 基础方案设计所需计算参数建议值；3、初察地下水的埋藏条件，分析地下水对施工可能产生的不利影响；以利 于合理调整风机布置位置，避开地下水可能影响的地方。第四章项目任务与规模4.1 项目任务4.1.1 地区社会及经济现状 蓬莱属山东省烟台市，蓬莱地处胶东半岛最北端，濒临渤、黄二海，东临烟台，南接青岛，北与天津、大连等城市及朝鲜半岛隔海相望。全市总面积 1128平方公里，45 万人口，辖 12 个镇（街）、1 处省级经济开发区和 1 处省级旅游度 假区。先后被授予中国优秀旅游城70、市、中国最佳休闲旅游城市、国家环保模范城 市、国家卫生城市、中国葡萄酒名城、中国特色魅力城市和省级文明市、平安山 东建设先进市、省双拥模范城、省农业产业化工作先进市、2008 山东最具竞争 力旅游强市等荣誉称号。近年来，蓬莱市以建设“美丽富饶和谐文明新蓬莱”为目标，以科学发展观 统揽全局，深入学习贯彻党的十七大和十七届三中全会精神，解放思想、提升境 界，凝心聚力、干事创业，引导各级牢固树立“发展第一要务、稳定第一责任、 民生第一追求”理念，着力发展以造船重工、滨海能源为代表的临港工业，以历 史文化、滨海观光、葡萄酒文化和自然生态为代表的旅游业，以种植、加工为一 体的葡萄与葡萄酒产业，以重卡、改71、装车为代表的汽车及零部件加工四大主导产 业，形成了以龙头企业为支撑、产业链条为纽带，富有区域特色的产业集聚发展 格局，县域经济结构不断优化，核心竞争力明显增强。截止 2008 年年底，全市 规模以上工业企业 270 家，年销售收入 781 亿元，纳税过千万元企业 21 家，过 亿元的 2 家，出口创汇过千万美元企业 10 家，中国名牌产品 5 个；累计引进利 用外资项目 260 个，实际外商直接投资 12.6 亿美元。2008 年全市完成地区生产 总值 290.6 亿元，地方财政收入 11 亿元，分别增长 13.2%和 20%；城镇居民人均 可支配收入 16801 元，农民人均纯收入 854772、 元，分别增长 16.6%和 15.5%；实际 到帐外资 8606 万美元，外贸出口 4.6 亿美元，分别增长 32.6%和 16.7%。蓬莱依山傍海，环境优美。境内年平均气温 12.2，冬无严寒，夏无酷暑， 气候宜人，景点众多，有中国古代四大名楼之一的蓬莱阁，有我国迄今保存最完 整的古代水军基地蓬莱水城，有戚氏牌坊和民族英雄戚继光故居、亚洲最大的海洋极地世界及三仙山、八仙过海口等景区；有山海自然风光和百里黄金海岸，有绵延百里的生态谷，有半岛地区面积最大天然氧吧艾山国家森林公园，以 及“海市蜃楼”奇观和“八仙过海”美传，素以“人间仙境”著称于世。2007 年通过中国优秀旅游城市复核，并荣获“中73、国最佳休闲旅游城市”称号，蓬莱阁 景区成为全国首批 5A 级旅游景区。全市年接待游客 340 万人次，旅游综合收入30 亿元。 自秦至唐，蓬莱就成为东渡韩国、日本的三大出海口之一。古登州港与泉州、扬州、明州并称中国古代四大古港，是海上丝绸之路的起点和隋唐时期中外文化 交流的桥头堡。现有蓬莱新港、栾家口港两个国家一类开放港口，在建和建成万 吨级以上泊位 11 个，年吞吐能力 1200 多万吨，已开通连接山东半岛与辽东半岛 及通往日本、韩国、香港等国家和地区的货运航线。近年来，我们坚持以港兴市 战略，依托港口资源和广阔腹地，大力发展临港经济，重点发展以京鲁船业、渤 海造船、巨涛海洋重工为骨干的造船74、重工业，以国电发电厂为骨干的滨海能源产 业，临港工业成为区域经济的重要支撑。立足独特的区位优势和自然禀赋，着力打造”蓬莱产区”品牌，成为世界七 大葡萄海岸和中国三大酿酒葡萄产区之一，汇集了中粮长城、烟台张裕、天津王 朝、新天国际、华东百利以及法国拉菲特、瑞枫奥塞斯、菲律宾康达、英国登龙 红等一批国内外著名葡萄酒企业，是国内外葡萄酒产业聚集度最高的地区之一。 全市葡萄酒生产企业 50 多家，国家级葡萄标准化种植基地 12 万亩，年产葡萄酒10 万吨，占全国葡萄酒产量的六分之一，被中国轻工业协会授予中国葡萄酒名 城。4.1.2 区域经济规划 在建设“美丽富饶和谐文明新蓬莱”目标的指引下，着力实施“75、抢抓机遇、巧借外力、膨胀总量、跨越发展”战略，优化经济结构，转变增长方式，统筹城乡发展，构建和谐社会，在更高的平台上实现新的跨越，提前建成全面小康社会。 实现到 2010 年，全市生产总值达到 360 亿元，年均增长 16%，人均生产总值达 到 8800 美元；地方财政收入达到 18 亿元，年均增长 21%；全社会固定资产投资 达到 420 亿元，年均增长 20%；实际外商直接投资达到 3.4 亿美元，年均增长 12%； 外贸出口达到 5.8 亿美元，年均增长 18%；社会消费品零售总额达到 81 亿元，均增长 17%；在全国全省强县的位次稳步提升；全市三次产业结构调整为 5：62.8：32.76、2；全市城市化水平达到 60%，城乡全面协调发展，重大基础设施水平 全面提升，人居、商贸、文教、生态等功能更加完善，旅游、文化、港口和生态 四大特色更加突出，建成全国历史文化名城、国家卫生城市、国家园林城市、国 家绿化模范城市、国家节水城市、国家人居环境奖城市、省级文明城市，城市的 辐射带动能力明显增强，区域地位和影响力显著提高，“人间仙境、和平圣城” 的城市品牌在国内外的知名度大幅提升；全市高新技术产品产值占规模以上工业 的比重达到 40%，自主知识产权产品产值占高新技术产品产值的比重达到 65%； 各类人才占社会总人口的比例达到 20%左右；万元 GDP 耗能降低到 0.65 吨标准 煤，77、耗水降低到 20 吨，工业用水重复利用率提高到 55%，工业固体废物综合利 用率提高到 100%；全市城镇居民人均可支配收入达到 18200 元，农民人均纯收 入达到 8540 元，年均分别增长 10.4%和 8%；每千人拥有医生 3 人以上，人均预 期寿命 76 岁以上；登记失业率控制在 1%以内；人口自然增长率控制在 2以内； 生态环境持续改善，林木覆盖率达到 50%；文化建设迅速推进，各项事业全面进 步。4.1.3 电力系统现状及发展规划1、烟台电力发展现状烟台电网位于山东电网东部，供电范围为六区七市一县，总供电面13745km2。烟台电网最高电压等级为交流 500kV，电网现以 22078、kV 为骨架，500kV 为辅助，110kV 为主要二次送电网络，通过 500kV 潍坊莱阳、崂山莱阳、220kV 大兴掖县、古柳莱西四回线路与省网相连，通过 220kV 宁海涝台、涝村 车道、三回线路与威海电网连接。截止 2008 年底，烟台电网有 500kV 变电 站 1 座（莱阳站），变电总容量 150 万 kVA；220kV 公用变电站 17 座（32 台变压 器），变电总容量 471 万 kVA；220kW 开关站 2 座；220kV 自备电站 2 座，变电总 容量 124.4 万 kVA，；110kV 公用变电站 86 座，变电总容量 651.5 万 kVA，其中 直供区 26 座79、，变电总容量 231 万 kVA；企业自备 110kV 变电站 15 座，变电总容 量 68.6 万 kVA；35kV 供用变电站 126 座，变电总容量 191.6kVA，企业自备 35kV 变电站 143 座，变电总容量 122.9 万 kVA。烟台电网共有 500kV 线路两回，分别 为潍坊莱阳、崂山莱阳线；220kV 公用线路 48 条、1528.4km，用户线路 5条、40.6km；110kV 公用线路 136 条、1829.83km，用户线路 19 条、167.4km；35kV 公用线路 281 条、2253.1km，用户线路 107 条、431.3km。截止 2008 年底，烟台80、市电力总装机容量 396 万 kW。全市共有火力发电厂 35 座，其中省统调电厂 3 座，总装机容量 235 万 kW；地方公用电厂 15 座，总装机 容量 39.75 万 kW；企业自备电场 10 座，总装机容量 98.18 万 kW；企业自备孤立 运行电厂 7 座，总装机容量 5.38 万 kW。风电场 6 座，装机容量 15.14 万 kW。2、烟台电源规划布局1）、“十一五”后期电源发展规划与布局“十一五”后期新建电源 346 万 kW，扣除同期退役小机组容量 36.4 万 kW， “十一五”后期总计新增装机容量约 310 万 kW。火电：新建机组总容量为 290.5 万 kW。主要包81、括八角电厂 1x60 万 kW 机组、 华电莱州电厂 1x100 万 kW、百年电力 1x60 万 kW、南山铝业东海电厂扩建 1x30 万 kW。风电：新建机组容量约 50 万 kW。分别为：长岛海上风电 4.8 万 kW、莱州大 唐风电一期 4.95 万 kW、莱州大唐二期 4.95 万 kW、山东华能莱州风力发电有限 公司风力发电一期 4.8 万 kW、莱州东源风电场 4.8 万 kW、龙口盛科风电场 4.95 万 kW、某公司牟平风电分公司风电项目 4.2 万 kW、栖霞润霖方 山风电场 4.875 万 kW、莱州华润风电项目 4.8 万 kW、龙口东宜北马风电场 3 万 kW、开发区82、东源风电项目 3 万 kW。生物发电：新建机组容量 5.7 万 kW。分别为：栖霞 2x1.5 万 kW 生物质能发 电项目、蓬莱 6x0.05 万 kW 粪污处理大型沼气工程及资源化利用项目、招远玲珑 热电厂 2x1.2 万 kW 生物质能发电项目。2）、“十二五”电源规划布局“十二五”期间新建电源 1326 万 kW，扣除同期退役小机组容量约 150 万 kW， “十二五”总计新增装机容量约 1170 万 kW。火电：新建机组容量为 930 万 kV。其中：华电国际莱州电场 3x100 万 kW 机 组、烟台发电厂 2x60 万 kW 热电联产机组、国电蓬莱电场二期 1x100 万 kW、83、百 年电力 1x100 万 kW 机组、市区东南部热点 2x30 万 kW 机组、八角电厂 1x60+1x100 万 kW 机组、南山铝业东海电厂扩建 1x30 万 kW 机组、莱阳热电厂 2x30 万 kW 机组。核电：海阳核电站 2x125 万 kW 机组。 风电：规划容量 947.35 万 kW。 生物质发电：根据地域生物质资源规划 4 台 1.5 万 kW 生物质发电。 综合利用发电：规划容量 50 万 kW。3、烟台电网发展规划布局电网建设总体思路。加快 500kV 电网建设，加强与主网的联系，使电力受得 进、送得出，实现区域电网与主网更大功率交换；逐步完善 220kV 电网结构，继84、 续推进城乡电网建设与改造，形成安全可靠的供电网络；加强农村电力建设，为 新农村建设提供电力保障。电网发展规划：1)、“十一五”后期电网发展规划增加 500kV 变电站布点，加强电网与主网联系，增强电网供电能力和供电可 靠性。2009 年北线全线升压，建设光州站、栖霞站升压工程；2010 年重点建设500kV 栖霞站、光州输变电工程、牟平输变电工程。到 2010 年底，烟台电网有500kV 变电站 4 座，分布在东部（牟平站）、北部（栖霞站）、南部（莱阳站）和 西南部（莱州站）。结合新建、扩建电场接入系统，以及 500kV 变电站供电需要，完善 220kV 电 网，满足负荷增长要求。城区和重点85、县市 220kV 电网实现双电源双主变或多电源 多主变，基本实现 220kV 电网分区供电。2009 年计划投产 220kV 北马、沐山输 变电工程，建设沈余二期、海发二期、路宿二期、岗嵛三期、崇义二期扩建工程 和芝罘站改造工程、栖霞至福山提高五区供电能力线路工程程，新增变电容量156 万 kVA；计划开工建设 220kV 丰粟、黄务、金都等输变电工程。2010 年计划投产 220kV 丰粟、黄务、金都输变电工程，新增变电容量 108 万 kVA；开工建设 220kV 滨海、百年电力输变电工程。2009 年投产 110kV 建昌、加工区、三滩、仉村、潮水、高新、银海、朱桥、 安邦输变电工程，北86、马、沐山、丰粟线路配出工程，西郊升压工程，葛庄、冯家 二期、牟平增容扩建工程。2010 年计划投产 110kV 车门、船厂、官庄输变电工 程，港区一站、洛成站扩建工程，黄务、滨海线路配出工程，烟台电厂出线改接程，投产 110kV 陌堂、斗余、大韩水泥、广场、滨海、文昌、三山岛、沐浴店、辛安、留格、小庄、王格庄、南长山二期输变电工程，金都配出、莱龙一二线、 长庙线线路工程。2)、“十二五”电网发展规划继续完善 500kV 网架，加强电网建设，形成 500kV 供电环网，满足海阳核电 等大型电厂送出需要，具备接受和消纳电厂电力和电力外送能力。20112015 年，结合海阳核电送出需要，建设海阳核电87、即墨、莱阳海阳核电昆嵛 500kV 线路；建设莱州电厂、蓬莱电厂等送出工程；扩建 500kV 光州站、栖霞站和莱阳 站。“十二五”期间规划新建 220kV 变电站 9 座，增容改造变电站 4 座，新增变 电容量 414 万 kVA，新建 220kV 线路 443km。到“十二五”末，220kV 变电总容 量达到 1155 万 kVA。3)、2020 年远景展望20152020 年，根据用电需要，进一布加强 220kV 电网建设，优化网络结 构。在已有 500kV 网架的基础上，增加 500kV 布点和变电容量。4.1.4 建设的必要性1、可持续发展的需要 开发可再生能源是我国实现可持续发展的重88、要途径，也是能源战略的重要组成部分，我国政府对此十分重视，并为此颁布了可再生能源法，对可再生能 源的开发和利用进行立法保护。为实现我国国内生产总值（GDP）翻两番的总目 标，能源消耗亦将随之增长。当前，我国的能源结构以常规能源（煤、石油和天 然气）为主，由于常规能源的不可再生性，势必使能源的供需矛盾日益突出。风能、太阳能和生物质能等新能源将是未来一段时间内大规模开发的能源种 类。不管从技术、经济，还是规模上来看，风能目前已经具有很大的优势，随着 风电机组的国产化，风电机组的价格大大降低，风电与常规能源的竞争力也大大 加强。作为可再生能源，风能的开发可以节约大量的燃料和水资源，改善地区能 源结构89、。2、符合我国及山东省、烟台市、蓬莱市能源发展战略和规划 我国从上世纪八十年代开始建设并网型风电场，在各种政策的扶持和鼓励下，风电发展较快，已成为技术最成熟、最具规模化开发和商业化发展前景的可生能源之一，拥有广阔的发展前景。进入二十一世纪，我国逐渐开始重视可再生能源的开发，可再生能源法已于 2006年1月1 日正式生效。国家发改委依 据可再生能源法出台了一系列相关的政策和规范，制定了全国风电发展规划 目标，并把目标分解到各省、市。山东省人民政府于 2008 年颁布了山东省人民政府关于山东省可再生能源 中长期发展规划纲要的批复（鲁政发【2008】185 号），文件提出了山东省“十 一五”期间的风90、能发展的目标和并规划到 2015 年全省风电装机容量达 300 万千 瓦和 2020 年达到 689 万千瓦，其中根据山东省气象局 2005 年 11 月完成的对全 省陆地面积进行的山东省风能资源评价报告分析估算烟台市规划风电场 14 座，装机容量 3080MW；山东省人民政府于 2009 年颁布了山东省人民政府关于 加快我省新能源和节能环保产业发展的意见（鲁政发【2009】77 号）、山东省 人民政府印发关于促进新能源产业加快发展若干政策的通知（鲁政发【2009】140 号），出台了一系列促进新能源发展的具体措施，以鼓励山东省企业进行新 能源项目的开发；蓬莱市发改局于 2009 年对蓬莱市发91、展陆上风电进行了初步规 划，本项目已被列入到规划当中。由此可见本项目的开发是完全符合我国及山东省、烟台市、蓬莱市能源发展 战略和规划的。3、推动当地经济和社会发展 风力发电，为绿色能源，在产生电力的同时，不会有常规燃煤火力发电厂所产生的环境污染。从规划发展方面分析，山东电网在今后很长时间内，电源建设 仍以燃煤电厂为主。由于以燃煤电厂为主的电源排放二氧化碳、氮氧化合物 、 烟尘及温室气体二氧化碳，对环境造成很大污染。我国政府已定出“开发与节约 并存，重视环境保护，合理配置资源，开发新能源，实现可持续发展的能源战略” 的方针。风力发电作为无污染绿色能源，可替代部分一次能源，优化能源结构， 更重要的92、是能够减少二氧化碳和其它有害气体的排放，环境效益非常突出。总之，不论从当地经济发展、环境保护、节约能源、符合国家制定的能源战 略方针和改善能源结构、减排温室气体、减排有害气体、提高社会综合经济效益 方面分析，还是从就近向当地电网负荷供电，提高供电经济性等方面分析，建设 本风电场均是非常必要的。4.2 风电场建设规模华能山东蓬莱风电项目工程总占地面积约 60km2，规划装机容量为 99MW，拟 分两期开发。风电场建设一座 110kV 升压变电站，拟安装两台 50MVA 的主变。升 压变电站占地面积按终期规模考虑，本期安装一台主变，留有扩建余地。本工程为一期工程，根据本风电场工程场址区域风能资源情93、况及其它因素综 合考虑，风电场建设规模为 49.8MW，拟安装 25 台单机容量为 2000kW（1800kW） 的风力发电机组。风场东西跨度 10km，南北跨度 6km，海拔高度 30320m 之间。 场址位于某镇西南的尖顶-何山前-东尖顶-燕山山脉上及周围区域， 地理坐标：1205612104，北纬 37323736，占地面积约 26km2。 场区内海拔相对当地其他地方较高，有利于风电场的建设。同期在本期场址东北 位置建设一座 110kV 升压变电站（占地面积约 7888.5 m2），并建设一回 110kV 架空出线接入距离升压变电站约 14km 的新港 220kV 变电站 110kV 母94、线。第五章风电机组选型、布置及风电场发电量估算5.1 风电机组选型5.1.1 风能资源分析 某风电项目一期工程场址内地貌主要为低山丘陵，开发面积约 26km2。0002#测风塔位于本期工程的北侧。图 5.1、图 5.2（蓝线为风电场范围）为经过 Meteodyn_WT 软件计算得到的该风电场 80m、90m 高度的平均风速 分布图，可以看出，平均风速随着计算高度的增加而明显增大。测风塔图 5-1 风电场 80m 高度平均风速分布图测风塔图 5-2 风电场 90m 高度平均风速分布图5.1.2 机型范围初选国内外风电场工程的经验表明，在风电场地形较好、交通便利，风电机技术 可行、价格合理的条件下95、，单机容量越大，越有利于充分利用风电场土地，越能 充分利用风电场的风力资源，整个项目的经济性就越高。然而，在现有的经济和 技术条件下，对于一个已知的风电场，单机容量选择在某个确定的范围内，项目 的经济性会相对较高。在进行单机容量选择时，首先应确定一个适合于本项目的 容量范围，然后在该范围内选择一种技术成熟、市场业绩良好并且经济性较高的 机型。由于本工程可开发面积较小，结合投资方要求，为充分利用有限的风资源和 土地，并考虑风电机组的制造水平、技术成熟程度、采购价格及供货情况，同时 结合本风电场的风况特征、施工安装条件和运输条件等多种因素，本阶段暂初步 选择单机容量 2000KW（1800KW）的96、风力发电机组。对于单机容量为 2000kW 的风力机组，优选出 WTG1-2000、WTG2-2000， WTG3-2000 三种代表机型进行经济比选。参加比选的 3 种风机主要参数如表 5-1 所示，各类风机功率曲线如图 5-3 所示。以上 3 种风机机型，均为 3 个叶片，额 定功率 2000kW，风轮直径 8393m，切入风速 33.5m/s，切出风速 25m/s，额 定风速 10.812m，安全风速 52.570m/s，轮毂高度 8090m。图 5-3 各机型功率曲线表 5-1比选机型技术参数表机型技术指标WTG1WTG2WTG3结构形式上风向三叶片上风向三叶片上风向三叶片额定功率（k97、W）200020002000叶轮直径9382.7493扫风面积678953746793可选轮毂高度（m）80/908080额定风速（m/s）10.81210.8切入风速（m/s）33.53切出风速（m/s）252525功率调节变速变桨变桨变速变桨变速发电机双馈直驱双馈出口电压690660690生存风速（m/s）59.57052.55.1.3 风电机组总体布置布置机位时需要考虑地形地貌、主导风向、主风能方向、周围建筑物等影响 因素。由于风电机组把风能转化为电能，风通过风轮后，风速下降而且产生湍流， 需要一定的距离才能恢复。理想情况下，在主导风能方向上尽量使风电机组布置 得远，减少风电机组之间得相98、互影响。但是风轮间距的大小也将影响风力发电机 组布置的数量，以及集电线路和厂区道路的长短，适当考虑充分利用场地的相对 集中布置。具体布置时因地制宜，根据风电场地形条件、建设规模、风力发电机 组的型号及装机的台数进行优化布置，实现在有限的范围内达到最大的上网发电 量和最低成本的目标。本工程风电场场区内地形地貌相似，为低山丘陵，海拔高程相差不大，风电 场区域风向和风能分布方向大体一致，盛行风向稳定，采用 Openwind 软件优选 风能资源丰富的区域布机，在软件优化的基础上对风机位置手工调整，避让道路、 高压线路与已利用土地围墙，在风资源分布差异不大的前提下，考虑风机的相对 集中布置，同时将尾流效99、应控制在合理范围内，以充分利用场地和风资源，减少 电力电缆数量，方便运输安装。根据 0002#测风塔代表年风资源数据和数字化地形图，利用 Meteodyn_WT 软 件计算风场的风图谱，制作风资源栅格文件和测风塔单点风资源文件。将不同轮 毂高度处的风资源栅格文件及其关联文件导入 Openwind 软件中，进行风电机组 位置优化和发电量估算。将风电场边界在 Openwind 中界定，标定不可利用区域（金矿、道路、高压线路、铁丝网围栏等）后，对风电机组进行优化布置和理论发电量计算，为保证 风机之间足够的距离以减小尾流损失，在进行优化时，风机间最小距离按 5 倍风 轮直径考虑，当迭代过程中发电量无明100、显增加时，停止优化。优化时布机点坡度 限制 20 度以下，保证施工吊装的可行性。优化后根据地形地貌特征和地表障碍 物情况对部分机位进行手工调整。由于本次三种参加比选机型均为单机容量为 2000kW 的风电机组，各项参数 相差不大，因此风机点位基本不变，只是改变风机类型以计算不同类型风机的发 电量。5.2 不同机型发电量计算5.2.1 年理论发电量及尾流的计算 根据确定的各机型单一机组的布置方案，利用 Meteodyn_WT 软件，估算表5-2 所示的各种风机的预计年净发电量，根据软件直接计算风力发电机组的尾流损失。表 5-2预计年净发电量及尾流计算成果表项目WTG1-2000WTG1-2000101、WTG2-2000WTG3-2000单机容量(kW)2000200020002000装机容量(MW)48484848装机台数24242424叶轮直径(m)939382.7493轮毂高度(m)80908080年理论发电量（万 kWh）15956.0516380.1914454.4215883.38尾流折减（%）2.862.8842.5683.404年净发电量（万kWh）15499.7115907.7814083.2315342.715.2.2 空气密度修正系数由于风功率密度与空气密度成正比，在相同的风速条件下，空气密度不同则 风电机组出力不一样，风电场年上网发电量估算应进行空气密度修正。因此我们102、 需要对软件在标准空气密度条件下计算得到的发电量进行修正。原理上可根据风 功率密度与空气密度成正比的特点，将标准空气密度对应下的功率曲线估算的结 果乘以空气密度修正系数进行空气密度修正。通过计算得到当地空气密度为1.187 kg/m3，经计算，空气密度修正系数为 96.9%。5.2.3 控制和湍流折减 风电机组随风速风向的变化控制机组的状态，实际运行中机组控制总是落后于风的变化。本风电场 15m/s 风速区间风速的湍流强度较小，因此控制和湍流折减系数暂取 3%。5.2.4 叶片污染折减 叶片表层污染使叶片表面粗糙度提高，翼型的气动特性下降。本风电场在沿海地区，有盐雾腐蚀等现象，易造成叶片污染。103、叶片污染折减系数取 5%。5.2.5 风电机组利用率 考虑风力发电机组故障、检修以及电网停电等因素对发电效率的影响，将常规检修安排在小风月，根据目前国产风力发电机组的制造水平和本风电场的实际条件，拟定风力发电机组的可利用率为 92%。5.2.6 功率曲线折减考虑到风电机组厂家对功率曲线的保证率一般为 95%，在计算发电量时应适 当考虑，因此取风电机组功率曲线保证率 95%。5.2.7 场用电、线损等能量损耗 由于本风电场位于山区，输电线路、箱式变电站损耗较大，初步估算场用电和输电线路、箱式变电站损耗占总发电量的 6%，取能量损耗系数为 94%。5.2.8 气候影响停机 本风电场属北温带大陆性季104、风气候区，四季分明，因受海洋调节，夏无酷暑，冬无严寒，年平均气温 12.2。一般风力发电机组适应的温度范围为-20+40，当风场的气温超出它的适应范围，风机将不再发电，工程区最低温度-14.9，当气温下降到-10时风机的润滑系统和叶片的气动效应也将会受到影响。 本风电场气候影响折减按 4%考虑。5.2.9 风电场之间影响 考虑到风电场运行中可能遇到一些其他影响，如本风电场南面华润风电场工程影响，考虑南面风场风机的影响，利用 openwind 软件计算的折减为 1.5%。5.2.10 综上所述，各项折减系数如表 5-3 所示。表 5-3各项折减系数表项目折减系数（%）空气密度折减3.1控制湍流折105、减3叶片污染修正5风机利用率修正8功率曲线折减5厂用电折减6气候影响停机4风电场之间影响1.5综合折减30.65.3 年上网电量计算表 5-4 年上网电量计算（单位：万 kWh）项目WTG1-2000WTG1-2000WTG2-2000WTG3-2000装机容量(MW)48484848装机台数24242424轮毂高度80908080理想发电量15956.0516380.1914454.4215883.38尾流折减后净发电量15499.7115907.7814083.2315342.71年上网电量10756.8011040.009773.7610647.84等效满发小时数（h）2241.0023106、00.002036.202218.30由上表可见，单从发电量指标看，WTG1-2000 的 90m 轮毂高度机型性能较优，WTG1-2000 的 80m 轮毂高度机型、WTG3-2000 机型次之，WTG2-2000 机型较差。5.4 不同机型综合经济比较 评价一种机型的优劣，不能仅从发电量和等效利用小时来考虑，应从综合经济指标来评价。除发电量外，风电机组的价格、塔架、底座、箱变、电缆、公路 以及变电站等也都是影响机型方案选择的重要因素。本阶段风机价格根据目前市 场情况而估定，综合考虑国产化要求和已经掌握的价格情况，对风电机组进行综 合指标比较，以最终确定本风电场机组选型。机组选型技术经济比较107、表见表 5-5。5.5 机型选择推荐意见 确定本风电项目机型最终推荐意见，主要考虑两个因素：一是所推荐机型方案的发电量指标优越，二是该方案机组投资经济，即考虑综合技术经济指标优越 的机型方案。根据表 5-5 所示，WTG1-2000 的 80m 轮毂高度机型风机在发电量、机组投资各项综合指标上与其他方案相比具有较明显的优势，因此，本可行性研究设计推荐安装 WTG1-2000 的 80m 轮毂高度机型，以此作为进一步工程设计的依据。5.6 风电机组布置推荐方案 对优选的机型进行进一步优化布置，以获得较大发电量和最优经济效益为原则，既要保证风机间距以减小尾流损失又要注意风机的相对集中布置以减少集电108、 线路及道路的投资；不仅考虑每个机位最优，而且考虑各风机之间的相互影响， 从而保证整个风电场的发电量最大，效益最好。在选定的机型基础上，对 WTG1-2000 的 80m 轮毂高度机型风机布置进行进一 步的优化，在软件优化的基础上，结合场区轮毂高度处风能资源分布图和具体地 形地貌，对部分机位进行手工调整。风电场总体布置在保持本期总装机容量基本不变的前提下，选择 2000kW（1800kW）25 台几种方案进行风电机组布置。 最终的风机布置图如图 5-5。图5-5风机总体布置图5-5技术经济比较表项目机型W2000_93Z82（XE82）-2000HZ2.0序号1234风电场情 况总装机（MW）109、48484848叶轮直径(m)939382.7493机器台数(台）24242424轮毂高度(m)80908080年上网电量（万 Kwh）10756.8011040.009773.7610647.84满发小时数（小时）2241.002300.002036.202218.30满发小时数排序2143风电场投 资机电设备及安装工程40675.6742783.4740382.7342053.27建筑工程4095.874095.874095.874095.87其他费用3326.433394.043302.903370.42基本预备费1442.941508.201433.441485.59工程静态投资495110、40.9051781.5749214.9451005.14建设期利息1170.121223.041162.421204.70工程动态总投资50711.0253004.6150377.3552209.84总投资50711.0253004.6150377.3552209.84经济指标项目投资净现值7513.086936.002224.545458.77排序1243注：以上投资为机组选型比选阶段不完全估算数额，最终投资见第十三章工程概算5.7 结论本风电场最终的推荐方案为 25 台叶轮直径 93m、轮毂高度为 80m、单机容量2000k（1800kW）的风力机组，总装机规模49.8MW，年上网电量1111、1092.95万kWh， 平均单机上网电量为 443.7 万 kWh，等效满负荷运行小时数 2241h。第六章电气6.1 电气一次6.1.1 接入系统方式说明6.1.1.1 烟台电力发展现状烟台电网位于山东电网东部，供电范围为六区七市一县，总供电面积13745km2。烟台电网最高电压等级为交流 500kV，电网现以 220kV 为骨架，500kV 为辅助，110kV 为主要二次送电网络，通过 500kV 潍坊莱阳、崂山莱阳、220kV 大兴掖县、古柳莱西四回线路与省网相连，通过 220kV 宁海涝台、涝村 车道、三回线路与威海电网连接。截止 2008 年底，烟台电网有 500kV 变电 站 1112、 座（莱阳站），变电总容量 150 万 kVA；220kV 公用变电站 17 座（32 台变压 器），变电总容量 471 万 kVA；220kW 开关站 2 座；220kV 自备电站 2 座，变电总 容量 124.4 万 kVA，；110kV 公用变电站 86 座，变电总容量 651.5 万 kVA，其中 直供区 26 座，变电总容量 231 万 kVA；企业自备 110kV 变电站 15 座，变电总容 量 68.6 万 kVA；35kV 供用变电站 126 座，变电总容量 191.6kVA，企业自备 35kV 变电站 143 座，变电总容量 122.9 万 kVA。烟台电网共有 500kV 113、线路两回，分别 为潍坊莱阳、崂山莱阳线；220kV 公用线路 48 条、1528.4km，用户线路 5 条、40.6km；110kV 公用线路 136 条、1829.83km，用户线路 19 条、167.4km；35kV 公用线路 281 条、2253.1km，用户线路 107 条、431.3km。截止 2008 年底，烟台市电力总装机容量 396 万 kW。全市共有火力发电厂 35 座，其中省统调电厂 3 座，总装机容量 235 万 kW；地方公用电厂 15 座，总装机 容量 39.75 万 kW；企业自备电场 10 座，总装机容量 98.18 万 kW；企业自备孤立 运行电厂 7 座，总装114、机容量 5.38 万 kW。风电场 6 座，装机容量 15.14 万 kW。6.1.1.2 烟台电力存在的问题1、电源结构不够合理。 烟台市电源结构相对单一，以火电机组为主，且常规小火电机组比例过大，单机容量5万 kW 及以下的中小火电机组、自备电厂约占火电装机容量的 23.7%， 新能源比重较低。2、供电能力和供电可靠性不强。一是输电网建设速度不适应发展需要，烟台电网 220kV 南北断面存在过载运 行的安全隐患，亟须加快山东电网北通道的建设。二是电源点和电网建设速度滞 后于电量负荷增长速度，限制了电力市场的开拓。三是随着工业园区成片开发建 设，用电负荷增长较快，现有的 110kV 变电站布115、点已不能满足用电需求。部分110kV 线路供电距离长，线损高，压降大。四是配电网建设资金投入不足，仍有 部分线路存在“卡脖子”、超经济半径供电问题。五是电网受电源建设的影响较 大。未来几年，烟台市拟建、在建火电厂装机容量较大，烟台电网现有网架结构 不能适应电厂接入需要。随着风电场开发建设规模的扩大，接纳风电容量不足的 矛盾日益突出。3、电力发展与资源、环境的矛盾日益突出。 烟台市早期建成的火电厂大多数未采取脱硫、脱硝等措施，二氧化硫排放量占全市二氧化硫排放总量的 50左右，若不采取相应措施，未来新增燃煤电厂 将受到环保排放的制约。随着经济社会发展，输变电线路走廊和站址选择困难较 大，电网建设成116、本不断攀升，土地和线路走廊资源紧张。为满足山东省长期电力 发展需要，缓解煤炭运输压力，加快 500kV 电网建设，提高主网安全水平和供电 能力。加快 500kV 电网建设，加强与主网的联系，使电力受得进、送得出，实现 区域电网与主网更大功率交换；逐步完善 220kV 电网结构，继续推进城乡电网建 设与改造，形成安全可靠的供电网络；做好 220kV 电网布局，加强区域电源支撑， 满足“N-1”要求。加快 110kV 城网建设。“十一五”末烟台电网 220kV 容载比为1.95，110kV 容载比为 1.81。“十二五”末烟台电网 220 kV 容载比为 1.76，110kV 容载比为 1.93。117、6.1.1.3 烟台市电力负荷预测1、电力市场需求预测 根据烟台国民经济发展目标及近年来全社会用电需求增长情况，采用弹性系数法、产值单耗法、回归模型等方法进行综合预测。预计全社会用电量情况为：2010 年 310 亿 kWh，“十一五”期间年均递增 14.0%；2015 年 500 亿 kWh，“十二 五”期间年均递增 10%；2020 年 670 亿 kWh，“十三五”期间年均递增 6%。预计 全社会用电最大负荷为：2010 年 480 万 kW，“十一五”期间年均递增14.4%；2015年 780 万 kW，“十二五”期间年均递增 10.2%；2020 年 1050 万 kW，“十三五”期118、间年均递增 6.1%。预计统调最大负荷为：2010 年 390 万 kW，2015 年 650 万 kW，2020 年 900 万 kW。2、供热需求预测 根据烟台市城市总体规划，结合烟台市城市热负荷需求和城市热源发展供热能力，现有和在建热源无法满足城市近期供热需求，供热面积缺口达 1000 万 m2， “十二五”期间供热面积缺口约 2521 万 m2。6.1.1.4 烟台电源规划布局1）、“十一五”后期电源发展规划与布局“十一五”后期新建电源 346 万 kW，扣除同期退役小机组容量 36.4 万 kW， “十一五”后期总计新增装机容量约 310 万 kW。火电：新建机组总容量为 290.5119、 万 kW。主要包括八角电厂 1x60 万 kW 机组、 华电莱州电厂 1x100 万 kW、百年电力 1x60 万 kW、南山铝业东海电厂扩建 1x30 万 kW。风电：新建机组容量约 50 万 kW。分别为：长岛海上风电 4.8 万 kW、莱州大 唐风电一期 4.95 万 kW、莱州大唐二期 4.95 万 kW、山东华能莱州风力发电有限 公司风力发电一期 4.8 万 kW、莱州东源风电场 4.8 万 kW、龙口盛科风电场 4.95 万 kW、某公司牟平风电分公司风电项目 4.2 万 kW、栖霞润霖方 山风电场 4.875 万 kW、莱州华润风电项目 4.8 万 kW、龙口东宜北马风电场 3120、 万 kW、开发区东源风电项目 3 万 kW。生物发电：新建机组容量 5.7 万 kW。分别为：栖霞 2x1.5 万 kW 生物质能发 电项目、蓬莱 6x0.05 万 kW 粪污处理大型沼气工程及资源化利用项目、招远玲珑 热电厂 2x1.2 万 kW 生物质能发电项目。2）、“十二五”电源规划布局 “十二五”期间新建电源 1326 万 kW，扣除同期退役小机组容量约 150 万 kW， “十二五”总计新增装机容量约 1170 万 kW。火电：新建机组容量为 930 万 kV。其中：华电国际莱州电场 3x100 万 kW 机 组、烟台发电厂 2x60 万 kW 热电联产机组、国电蓬莱电场二期 1121、x100 万 kW、百 年电力 1x100 万 kW 机组、市区东南部热点 2x30 万 kW 机组、八角电厂 1x60+1x100万 kW 机组、南山铝业东海电厂扩建 1x30 万 kW 机组、莱阳热电厂 2x30 万 kW 机组。核电：海阳核电站 2x125 万 kW 机组。 风电：规划容量 947.35 万 kW。 生物质发电：根据地域生物质资源规划 4 台 1.5 万 kW 生物质发电。 综合利用发电：规划容量 50 万 kW。6.1.1.5 烟台电网发展规划布局电网建设总体思路。加快 500kV 电网建设，加强与主网的联系，使电力受得 进、送得出，实现区域电网与主网更大功率交换；逐步122、完善 220kV 电网结构，继 续推进城乡电网建设与改造，形成安全可靠的供电网络；加强农村电力建设，为 新农村建设提供电力保障。电网发展规划：1)、“十一五”后期电网发展规划增加 500kV 变电站布点，加强电网与主网联系，增强电网供电能力和供电可 靠性。2009 年北线全线升压，建设光州站、栖霞站升压工程；2010 年重点建设500kV 栖霞站、光州输变电工程、牟平输变电工程。到 2010 年底，烟台电网有500kV 变电站 4 座，分布在东部（牟平站）、北部（栖霞站）、南部（莱阳站）和 西南部（莱州站）。结合新建、扩建电场接入系统，以及 500kV 变电站供电需要，完善 220kV 电网，123、满足负荷增长要求。城区和重点县市 220kV 电网实现双电源双主变或多电 源多主变，基本实现 220kV 电网分区供电。2009 年计划投产 220kV 北马、沐山 输变电工程，建设沈余二期、海发二期、路宿二期、岗嵛三期、崇义二期扩建工 程和芝罘站改造工程、栖霞至福山提高五区供电能力线路工程程，新增变电容量156 万 kVA；计划开工建设 220kV 丰粟、黄务、金都等输变电工程。2010 年计划投产 220kV 丰粟、黄务、金都输变电工程，新增变电容量 108 万 kVA；开工建设 220kV 滨海、百年电力输变电工程。2009 年投产 110kV 建昌、加工区、三滩、仉村、潮水、高新、银海124、朱桥、 安邦输变电工程，北马、沐山、丰粟线路配出工程，西郊升压工程，葛庄、冯家 二期、牟平增容扩建工程。2010 年计划投产 110kV 车门、船厂、官庄输变电工，港区一站、洛成站扩建工程，黄务、滨海线路配出工程，烟台电厂出线改接工程，投产 110kV 陌堂、斗余、大韩水泥、广场、滨海、文昌、三山岛、沐浴店、 辛安、留格、小庄、王格庄、南长山二期输变电工程，金都配出、莱龙一二线、 长庙线线路工程。2)、“十二五”电网发展规划继续完善 500kV 网架，加强电网建设，形成 500kV 供电环网，满足海阳核电 等大型电厂送出需要，具备接受和消纳电厂电力和电力外送能力。20112015 年，结合海125、阳核电送出需要，建设海阳核电即墨、莱阳海阳核电昆嵛 500kV 线路；建设莱州电厂、蓬莱电厂等送出工程；扩建 500kV 光州站、栖霞站和莱阳 站。“十二五”期间规划新建 220kV 变电站 9 座，增容改造变电站 4 座，新增变 电容量 414 万 kVA，新建 220kV 线路 443km。到“十二五”末，220kV 变电总容 量达到 1155 万 kVA。3)、2020 年远景展望20152020 年，根据用电需要，进一布加强 220kV 电网建设，优化网络结 构。在已有 500kV 网架的基础上，增加 500kV 布点和变电容量。6.1.1.6 接入电力系统方式说明 风电场并网时除遵循126、就近并网的原则外，还需根据线路送电容量、送电距离、风电场单机容量、装机规模、控制电力损失等几方面条件选择合适的电压等级。 另外，电力系统技术导则中队电源接入原则已有如下叙述：“一定规模的电场 或机组，应直接接入相应一级的电压电网”；风电场厂址选择技术规定中风电 场联网条件中亦有有关技术原则。某风场一期工程场址位于某镇西南的尖顶-何 山前-东尖顶-燕山山脉上，地理坐标：东经 1205612104，北纬37323736，东西跨度 10km，南北跨度 6km，海拔高度 30320m 之间， 占地面积约 26km2。本工程装机容量 49.8MW，拟安装 25 台单机容量为 2000kW（1800kW）127、的风力 发电机组。同期建设 110kV 升压变电站一座及相应配电设备，并以一回 110kV 线路接入当地电力系统。本风电场暂推荐接入距风电场 14km 处的新港 220kV 变 电站 110kV 母线。6.1.2 电气主接线6.1.2.1 风电场集电线路方案1、方案比选本工程装机容量 49.8MW，拟安装 25 台单机容量为 2000kW（1800kW）的风力 发电机组，风力发电机组与箱变采用一机一变单元接线方式。根据风电场具体地 形地貌并结合投资方意见，本风电场集电线路拟采用架空线路方式接入升压变电 站。对于箱变升压后的电压等级进行以下两个方案的比较。方案：10kV 升压方案每台风力发电机组128、经箱变升压至 10kV，根据中国华能集团公司企业标准 风电场工程设计导则要求 10kV 每回集电线路输送容量宜小于 6MW，故每 2-3 台风力发电机组汇成一回集电线路，25 台机组共分为 12 回集电线路接至风电场 升压变电站 10kV 母线侧。场内集电线路选用 LGJ-240，由于总长度过长，经核 算不满足 10%电压损失要求。方案：35kV 升压方案每台风力发电机组经箱变升压至 35kV，25 台机组共分为 3 回集电线路接至 风电场升压变电站 35kV 侧。场内集电线路选用导线分别为 LGJ-240/30、 LGJ-185/25、LGJ-95/15 型钢芯铝绞线，总长度约 24.15k129、m，经核算满足 10%电 压损失要求。鉴于本风电场实际情况：1)、风电机组选用的兆瓦级机组，适合 35kV 等级的升压变；2)、采用 35kV 集电线路可大量减少汇流线路的长度和分组数，同时也可减 少高压开关柜的数量，节省投资；3)、本风场规模较大，考虑后期开发全部投产后为 50 台风力发电机组，集 电线路 10kV 比 35kV 方案在施工及其日后运营维护量上要大很多。4)、10kV 输电线路合理输送距离 25km，在输送容量比较大时一般不超过2km，部分风机位置距离升压变电站较远，在 5km 以上，超过了 10kV 电压等级合 理送电距离。综合上述几点原因，推荐采用 35kV 集电方案。2130、电气主接线工程集电线路部分，总长约 24.15km（其中双回大约 7.35km），导线分别采用 LGJ-240/30、LGJ-185/25、LGJ-95/15 型钢芯铝绞线，地线一根采用 GJ-35 和 GJ-50 型钢绞线，通讯光缆采用单模 ADSS-PE-8（kN）-8B1。本工程 35kV 架空线路起点为 110kV 升压变电站，迄点方向为 1-25 号风机。 根据线路实际要求把 25 台风机分为 3 部分，每一部分共用一条线路，总共需求3 条架空线路，即分为 A、B、C 线及其支线。根据 110kV 升压变电站设计图纸，本工程 A、B、C 三条线路分别由电缆终端 塔处引下，通过电缆隧131、道进入 110kV 升压变电站（各回线路终端塔，在新建升压 变电站西围墙外侧约 30 米处）。风电场内共有 3 条 35kV 架空主线路(A、B、C 线)及其支线（A 支 1、B 支 1、 B 支 2、C 支 1、C 支 2、路）；从升压变电站出线的 A、B、C 三条线路在 AJ1、BJ1、CJ1 桩位处上电缆终端 塔。1）、A 线及其支线，均为单回路，分别连接 1#-9#共 9 台风机，其中 AJ1 至 AJ8 为 A 主线；AJ2(A 支 1-J1)至A支 1-J3为A支1 线； AJ6(A 支 2-J1)至A支 2-J2为A支2 线。2）、B 线及其支线，BJ1(CJ1)-BJ9(CJ9132、)为 B、C 线同塔并架段，其余均为单 回路，分别连接 10#、11#、13#、16#-20#共 8 台风机，其中BJ1(CJ1)至 BJ9(CJ9)为 B 主线；BJ2(B 支 1-J1)(CJ2)至B支 1-J2为B支1 线； BJ6(B 支 2-J1)(CJ6)至B支 2-J3为B支2 线。3）、C 线及其支线，BJ1(CJ1)-BJ9(CJ9)为 B、C 线同塔并架段，其余均为单 回路，分别连接 12#、14#、15#、21#-25#共 8 台风机，其中BJ1(CJ1)至 CJ14 为 C 主线；CJ3(C 支 1-J1)(BJ3)至C支 1-J2为C支1 线； CJ5(C 支 2-J133、1)(BJ5)至C支 2-J3为C支2 线。6.1.2.2 升压变电所主接线方式1、110kV 侧主接线方式方案比选据风电场的特点和装机容量，升压站 110kV 侧主接线方式可选择以下两种方案，见图 6-1 升压变电站主接线方案示意图：图 6-1升压变电站主接线方案示意图 表 6-1升压变电站主接线方案比较表方案名称方案一：单母线方案方案二：扩大的变压器线路单元技术比较优点接线简单，清晰，操作方便，可分期投资，便于扩建，且扩建时 停电时间较短。适用于分期投资 建设的风电场。断路器少，三个回路只需两个断路器。缺点母线故障或检修时，均造成整个配电装置停电。母线故障或检修时，均造成整个配电装置停电。134、线路切除和投入较复杂， 需动作两台断路器；不易配置继电保 护，设备控制复杂。经济比较可分期投资，前期投资略大，后期投资少。可分期投资，前期投资少，后期投资较大。从供电可靠性来分析，方案一、二都可保证风电场一半电力容量送出；从调度的灵活操作分析，方案一则比方案二更为灵活，方案一中各间隔断路器与保护 装置一一对应，无论是调度操作还是安全检修，可以方便的停运断路器。从扩延过渡分析，方案一容易从初期过渡到最终接线，其扩延过程中一次和 二次设备装置所需改造工程量小。从上表可以看出，对于大容量分期投运的风电 场 110kV 侧主接线方案一是最经济合理的，因此推荐方案一。2、电气主接线本风电场配套建设 1 135、座升压变电站，升压变电站主变总容量初步按 100MVA 考虑，接入 2 台 50MVA 主变。本阶段推荐 110kV 侧主接线采用单母线接线，本期 上 1 台主变和母线。风电场以 1 回 110kV 出线接入新港 220kV 变电站 110kV 母线。35kV 母线为单母线分段方式，每段母线接入 3 回 35kV 线路，本期上 1 段母线，入 3 回 35kV 线路，每回导线最大输送功率按 20MVA 考虑。正常运行时，为防止变压器之间出线环流，35kV 侧采取分列运行；风场小风季时，为减少一台主 变压器的空载损耗，只需要让一台变压器运行，此时母线开关合闸，35kV 侧按 单母线方式运行。根据136、风电场的开发计划，综合考虑本风电场的装机容量，并考虑到电气设备 运行的安全性、可靠性和灵活性及投资的经济性，本工程升压变电站采用 2 台50MVA 的三相油浸式有载调压变压器，调压范围暂定为 11081.25%/36.75kV110kV 母线采用单母线接线、户外软母线 AIS 设备中型双列布置，母线分期 安装，本期只安装#1 主变和 PT 间隔的母线。110kV 出线 1 回，本期建成 1 回， 采用架空出线形式接入电网。35kV 集电线路出线采用电缆引至围墙外终端塔。380/220V 站用电接线：采用单母线接线方式。站用变压器一主、一备，一 台接在本期的 35kV 母线上，另一台接在外接电源137、上。6.1.3 主要电气设备选择6.1.3.1 短路电流计算因缺少系统阻抗等资料，本期工程 110kV 设备短路水平暂按不小于 31.5kA 设计，待下一阶段接入系统设计完成后进行校验。6.1.3.2 主要电气设备选择1、主变压器主变选择双绕组 SZ11 型三相油浸式有载调压变压器,容量为 50000kVA，高 压为 11081.25%kV，低压为 36.75kV，接线组别为 Ynd11，短路阻抗为 10.5%。2、110kV 断路器110kV 断路器选用户外交流高压瓷柱式 SF6 断路器 额定电压：110kV最高工作电压：126kV 额定电流：1600A额定频率 ：50HZ 额定开断电流：3138、1.5kA额定关合电流（峰值）：80kA3、110kV 隔离开关（两侧普通接地开关）型号GW4126 双接地 额定电压110kV定电流1250A热稳定电流31.5kA/4s动稳定电流峰值80kA4、110kV 隔离开关（一侧普通接地开关）型号GW4110 单接地 额定电压110kV额定电流1250A 热稳定电流31.5kA/4s 动稳定电流峰值80kA5、110kV 电流互感器额定电压110kV额定变流比2*400/1A，2*300/1A6、110kV 电容式电压互感器型号电容式电压互感器 额定电压110kV7、110kV 避雷器型号YH10WZ-108/2818、35kV 开关柜A主变进线柜139、 ：金属铠装手车开关柜 额定电压40.5kV 额定电流2000A 额定短路开断电流25kA 额定短路闭合电流63kA 热稳定电流25kA /4sB风力发电机组、接地所用变及无功补偿柜：金属铠装手车开关柜 额定电压40.5kV额定电流1250A 额定短路开断电流25kA 额定短路闭合电流63kA稳定电流25kA/4s9、35kV 接地所用变 根据本风电场的用电情况，由两路电源给站用电系统供电，一路电源取自35kV 母线，选择一台油式接地站用变压器；另外一路备用电源取自外接电源（风 电场建设竣工后，由临时施工电源转为永久电源），0.4kV 侧采用单母线接线， 两路电源互为备用。额定电压352x2.140、5/0.4kV 额定容量1000/35-400/0.4 阻抗电压6.510、箱式变电站 为保证风电机组所发电力安全可靠地送出，选用运行灵活、操作方便、免维护、安装施工简便、性价比高的美式箱变。变压器型号：S111600/35额定电压高压侧35kV低压侧0.69kV额定容量1600kVA阻抗电压6.5% 联接组别D，yn11 调压范围3522.5% 高压负荷开关油浸式负荷开关 高压插入式全范围保护熔断器40.5/40A低压断路器低温型智能式断路器 避雷器氧化锌避雷器变压器型号：S112350/35额定电压高压侧35kV低压侧0.69kV额定容量2350kVA阻抗电压6.5%联接组别D，yn11调141、压范围3522.5% 高压负荷开关油浸式负荷开关 高压插入式全范围保护熔断器40.5/40A低压断路器低温型智能式断路器 避雷器氧化锌避雷器11、电力电缆由风力发电机组控制柜至 35kV 升压变压器低压侧（0.69kV）的线路采用每 相 4 根并列型号为 YJV221240/1kV 的电缆，地线采用 2 根 YJV22240/1kV 的电缆。12、风力发电机组风力发电机组采用双馈异步发电机，额定容量 2000kW（1800kW），额定电压0.69kV。出厂功率因数设定为 1.0，功率因数可调节的范围在0.9+0.9。 所选风机发电机满足以下要求：1）、具有在并网点电压跌至 20%额定电压时能够142、并网保持并网运行 625ms 的 低压穿越能力；2）、风电场并网点电压在发生跌落后 3s 内能够恢复到额定电压的 90%时， 风力发电机组保持并网运行；3）、故障期间风电场没有切出电网时，风力发电机有功功率在故障切除后迅 速恢复供电，以至少 10%的额定功率/秒的功率变化率恢复至故障前的值。13、无功补偿 风电场无功负荷主要由风力发电机组、主变压器、箱式变压器、集电线路等组成。本风电场所选机组功率因数可调节的范围为0.97+0.97，为避免线圈 过热，保证风机最大出力，其功率因数一般设定为 1，所以不考虑发电机的无功 补偿容量。根据其它已建风电场的经验，风电场满发时所需无功功率最大，因此 在计143、算无功补偿装置容量时按风电场满发状态考虑。本阶段升压变电站 35kV1 段母线上装设 1 组动态无功自动补偿装置 SVG，每组容量考虑 12MVar，本期安装 一组。最终补偿容量由接入系统设计确定。14、电容电流及消弧线圈装置虑到风电场终期规模，升压变电站每台主变下 35kV 母线单相接地电容电流经计算约为 20A。根据中国华能集团集团公司企业标准风电场设计指导原则35kV 系统暂选用消弧线圈方式接地，每台主变安装一套电流调节范围为 5-30A 的磁控消弧线圈自动跟踪补偿成套装置。电气一次主要设备表见表 6-2。表 6-2电气一次主要设备序号设备名称型号及规格单位数量备注一、风力发电机组1风力144、发电机组Pn=2000kW（1800kW），Un=0.69kV台252机组保护控制柜套25机组配套二、升压变电站设备1主变压器SZ11-50000/110台12中性点成套保护装置套1避雷器YH1.5WZ-72/186已含接地开关630A72kV已含零序电流互感器100/1A 5P20/5P20 20VA已含间隙保护已含3电容式电压互感器TYD110/3-0.01H只14电容式电压互感器TYD110/3-0.02H只35钢芯铝绞线LGJ-240/35米11006避雷器YH10WZ-108/281支67电流互感器2300/1A支38电流互感器2400/1A支39隔离开关GW4-126/1250A/145、31.5kA三相组3双接地10隔离开关GW4-126/1250A/31.5kA三相组2单接地11SF6 断路器SF6 1600A31.5kA三相组21235kV 共箱母线2000A三相米101335kV 开关柜金属铠装手车开关柜，SF6面9含 PT 柜1435kV 成套消弧线圈自动跟踪补偿系统含消弧线圈、阻尼箱、单相刀闸、避雷器、控制屏等套1偏磁式15接地站用变压器1000-315/35kV台1序号设备名称型号及规格单位数量备注16动态无功补偿装置SVG12Mvar组117抽屉式低压配电屏0.4kV面618各动力检修箱个2019低压动力电缆阻燃型km12各截面20电力电缆ZRC-YJV22-3146、240，35kVkm0.6521电力电缆ZRC-YJV22-3400，35kVkm0.322电缆终端冷缩型 YJV22-3240，35kV套223电缆终端冷缩型 YJV22-3400，35kV套624各种截 BV 电线km2025升压变电站接地项126升压变电站照明项1三、箱变及场内线路1美式箱变S11-1600/35台12美式箱变S11-2350/35台243电力电缆ZRC-YJV22-1240，1kVkm18风机至箱变4电力电缆ZRC-YJV22-370，35kVkm4箱变至架空线5电力电缆ZRC-YJV22-3240，35kVkm1.2杆塔至开关柜6架空线路LGJ-240/40/GJ-5147、0km/单相52.45/16.64导线/地线7架空线路LGJ-185/30/GJ-35km/单相9.45/3.0导线/地线8架空线路LGJ-95/20/GJ-35km/单相37.3/11.83导线/地线9通信ADSS-P1-8(kN)-8-B1km/单相30光缆10电缆终端热缩型 YJV22-1240，1kV只70011电缆终端冷缩型 YJV22-370，35kV套5012电缆终端冷缩型 YJV22-3240，35kV套613箱变及风电场接地项1四、送出工程1110kV 架空线路LGJ-400km146.1.4 过电压保护和接地6.1.5.1 升压变电所的过电压保护和接地1、直击雷及配电装置的148、侵入雷电波保护 根据交流电气装置的接地DL/T6211997 和交流电气装置的过电压保护和绝缘配合DL/T6201997 中的规定，升压变电站生产区四周设置四只独立避雷针作为直击雷保护；各建筑物防直击雷保护采取屋顶上敷设避雷带；为防止 雷电波侵入对设备造成不利，在升压变电站的各级电压母线上，各级电压出线处、 主变中性点处均加装了避雷器。2、升压变电站主接地网以水平接地体为主，垂直接地体为辅，网孔闭合的 复合式地网，在避雷器、避雷针及主变等处装设垂直接地极作集中接地，并与主 接地网连接。水平接地体采用 606mm 镀锌扁钢，垂直接地体采用 63636mm 镀锌角钢或 50 镀锌钢管。在人员经常活149、动的如配电室、塔基四周、人员出入 口、攀登塔梯等地方，接地体的布置应考虑到人身安全，可采取接地网局部增设 水平均压带和铺设砾石地面等措施，满足接触电压和跨步电压要求。全站工作接 地、保护接地、防雷接地共用接地网，满足接地电阻阻值 0.5 欧姆。当不满足阻 值要求时可根据实际情况采取相应的措施，一般措施有：扩网、外引接地体、换 土、加降阻剂、接地深井、爆裂深井、离子棒、离子模块等，相应增加一定接地 处理费用。本期主接地网按终期规模一次建成。3、配电室和主控楼均为框架结构，柱内钢筋做为引下线与接地网连接；基 础内钢筋作为接地网的一部分。主控室内的电子设备设置防止高电位引入的电涌 保护器。6.1.5150、.2 风电场内电气设备的过电压保护和接地1、风电场直击雷保护通过风电机组上的避雷针保护来实现，保护范围的计 算采用现行过电压保护规程的计算方法。风力发电机组的叶片安装有防雷击系 统，包括金属叶尖及沿叶片后缘布置的导体，以及连接叶片和机舱的接地电缆； 机舱外侧设有保护机舱、风向标和风杯的避雷针；机舱内的接地电缆引下连接在 基础环的接地端子上并与外围接地网连接。布置在户外的 35kV 箱变，其高度较 低，离风机较近，故把风机和箱变做为一个单元一并考虑，共用一个接地网。为 防止风机遭雷击后的雷电流抬高接地电网电位，引起电压反击损坏箱变，箱变应 尽量远离风机，电气距离不小于 15 米。连接风机和箱变的151、电缆金属铠装护套与 接地网连接。为防止雷电波侵入对设备造成不利，在风机出口处（控制柜内）及 升压变 35kV 出口处均加装了避雷器。当升压变高压侧至终端杆（塔）的 35kV 电缆长度超过 50m 时，应在杆（塔）上的电缆头附近再加装一组避雷器。2、风力发电机组的接地：本风电机组的保护接地、工作接地、过电压接地使用一个总的接地装置。其接地体首先利用风力发电机基础作为自然界接地体， 再敷设人工接地网，以满足接地电阻的要求。主接地网采用以水平接地网为主垂 直接地网为辅的复合地网。风电场水平接地网和设备接地引下线均采用606 镀锌扁钢，60 钢管作为垂直接地体。风机箱变接地：箱变接地网采用以水平接地网152、为主，垂直接地网为辅的复合 地网，水平接地网和设备接地引下线均采用606 镀锌扁钢，60 钢管作为垂 直接地体。风机的接地网和风机升压变的接地网可连为一体，接地电阻不满足要求时可 与线路杆塔地网相连。接地电阻要求不大于 4。详叙如下：1）、风机、变压器、变压器中性点采用共网的接地方式。变压器主接地网与 风机外环形地网之间的连接扁钢的长度应大于 15m。2）、当一组风机、变压器的地网不满足 4 的阻值要求时，可与相邻的线路 杆（塔）地网相连，连接扁钢长度大于 15m；与升压变相邻的线路杆（塔）的地 网不允许往升压变方向做射线。如接地电阻仍达不到要求，当接地电阻与要求值 相差不多时可采用在风机地网153、上向外做放射型地线的方法降低电阻；当与要求值 相差较多时可与相邻风机、变压器地网相连，连接个数不限，直到满足为止，连 接材料选用 2 根606 的扁钢。6.1.5 风电场用电、照明、电缆敷设及电缆防火6.1.5.1 风电场用电 风电场：风机和箱变所需的电源引自各自所带的干变。 升压变电站：站用电工作电源从 35kV 母线上引接，选用 1 台容量为 1000kVA（其中站用电为 400kVA）的油式接地站用变；备用电源从施工完工后保留的施 工电源引接。在正常工作电源失去后，站用电从当地电网取得备用电源，维持站 用电负荷正常供电。站用电为 380/220V 交流三相四线制中性点直接接地系统， 由低154、压配电屏组成。控制系统和保护装置的直流负荷由本期设置的 220V 直流系统和 UPS 装置供 电。配电盘布置在主控楼，接地站用变、接地变及消弧线圈采用屋外布置方式，布置在 35kV 配电室两侧。6.1.5.2 照明升压变电站内设置正常照明和应急照明。正常照明采用 380/220V 三相四线 制，由站用电源供电；应急照明由直流系统蓄电池供电的备用照明和自带电池的 疏散照明组成。室内主要工作场所的照明灯具，采用嵌入式铝合金栅格荧光灯，灯具采用节 能型，灯具的配置和安装数量尽量与建筑装饰相匹配，并避免眩光。主控室、站 用电室、35kV 配电室及 SVG 控制室室内设有应急照明灯。35kV 屋内配电装155、置的 照明采用荧光灯。屋外配电装置的照明采用高压汞灯或钠投光灯，采用低式照明， 分散布置，必要时加设集中照明，在站前区及站内主要道路设置庭院灯。风力发电机塔筒内配套相应成套照明，由风机厂家提供。电源直接引自风电 机组自带的干式变或外部箱变自带的干式变。箱变照明取自箱变自带的干式变。6.1.5.3 电缆敷设及电缆防火1、电缆敷设 风电场部分电缆采用直埋或穿管，升压变电站部分采用电缆沟及埋管方式敷设。2、电缆防火 严格按照有关规程，对电缆通过的有关部位进行封堵处理。所有建筑物与室外电缆沟相连接处的进出口处，均应设置阻火墙。 室外电缆沟交叉处及长距离电缆沟每隔 100m 设置一道阻火墙。阻火墙两侧电156、缆 1.5m 范围，需刷防火涂料。 电缆穿管后管端的缝隙、穿电缆用的楼板孔洞、电缆沟壁预留的电缆孔以及各屏位底部的孔洞均应封堵。 阻火墙采用无机速固堵料，小孔及缝隙的封堵采用有机软质堵料，材料必需通过国家消防部门的鉴定。防火墙的耐火极限为 4h。 动力电缆采用 YJV22 型 C 级阻燃电缆。6.1.6 电气设备布置风电场部分，发电机升压变压器采用箱式变压器，放置在距风机塔筒中心20m 以外位置。低压侧电缆穿管敷设出风机基础后直埋，电缆出地面部分加高强 度 PE 护管保护引至升压变低压侧，升压变压器高压侧采用 35kV 电缆引至线路杆 塔。根据风电场的规划容量、分布情况及接入系统、地形、交通、157、生产、生活和 安全要素，升压变电站布置在本期风电场东北，具体位置详见施工总体布置图。升压变电站 110kV 配电装置布置在北侧，向北出线；35kV 配电室布置在南 侧，通过电缆隧道向西出线；主变压器布置在 110kV 和 35kV 配电室之间；35kV 无功自动补偿装置布置在 35kV 配电室南侧并配有 SVG 控制室，控制室本期一次 建成。主控制楼布置在升压变电站的东侧，升压变电站大门向东，该方案按终期 规模征地。升压变电站终期设置两台主变，110kV 母线采用单母线接线、户外软母线 AIS 设备中型双列布置，母线分期安装，本期只安装#1 主变和 PT 间隔的母线部分。110kV 出线 1 158、回，本期建成 1 回，采用架空出线形式接入电网；35kV 配电装置采 用金属封闭中置式开关柜，户内单列布置；主变进线采用共箱封闭式母线桥，出 线采用电缆方式接引至线路杆塔；35kV 无功自动补偿装置采用成套 SVG，其中电 抗器、电容器、变压器户外布置，控制部分布置在 SVG 控制室；35kV 接地站用 变、接地变、消弧线圈成套装置采用室外布置，布置在 35kV 配电室两侧；站用 电配电柜布置在主控楼站用电配电室。主控楼的主控制室内设置风机和升压变电站计算机集中监控系统、110kV 保 护与测控、故障录波、无功自动补偿装置控制部分、直流、通信系统等装置；35kV 保护及测控装置就地设在开关柜上159、。主控楼、SVG 控制室和 35kV 配电室本期一次上齐，35kVSVG 及接地变、消弧 线圈成套装置按终期规模预留位置。6.2 电气二次6.2.1 风电场计算机监控系统6.2.1.1 概述 风电场按照“无人值班，少人值守”的原则设计。风力发电机组及 110kV压变电站均采用全计算机方式进行监控，通过通讯方式在公司总部监控中心交换监控信息数据。 根据我国风电场风力发电机组的计算机监控系统随风力发电机组配套供货的现状，本期风电场计算机监控系统与升压变电站的计算机监控系统暂按分开的 原则进行配置，风电场共采用两套计算机监控系统，一套随风力发电机组配套的 计算机风电机组 SCADA 监控系统、一套升160、压变电站用的计算机监控系统，完成对 风力发电机组和升压变电站电气设备的控制、监视、测量，两套监控系统通过通 信接口相连，两套系统即可相对独立工作，又可通过 OPC 协议互相联系，可由升 压变电站的监控系统对风力发电机组实施集中监视。风电机组 SCADA 监控系统由风电机组厂家配套提供，除可完成风能电机现地 手动操作以外，还可以在主控室进行远方操作；升压变电站设备计算机监控系统 采用分层分布的形式，可在主控室的开关站设备监控系统对升压变电站各电气设 备进行远方操作及在开关设备现地进行现地操作。风电场远程监控终端服务器系 统通过 OPC 协议与风电机组 SCADA 监控系统和升压变电站监控系统通讯161、，并进行 数据处理和远传,支持可组态的远程 Web 的人机界面。6.2.1.2 风力发电机组计算机监控系统1、系统结构 风力发电机组计算机监控系统可实现二级控制，在升压变电站主控室可以进行监控，也可在机组现地实现就地控制。各风力发电机组现地监控系统和主控级 计算机系统以及通信网络构成。1）主控级配置主控级设置 1 台主计算机/服务器、1 台操作员工作站、1 台打印机、及 1 套逆变电源装置（和升压变电站监控系统共用）以及相应的配套软件等，以完成 各风力发电机组的数据采集及运行参数的监视、风力发电机组开/停机控制、故 障报警、数据存储及与升压变电站监控系统通信等功能。运行人员通过彩色屏幕 显示器162、和键盘、鼠标实现对各风力发电机组的监控。另外，风电机组 SCADA 监控系统通过 OPC 协议与配置的远方监视终端服务器 进行数据信息交换,实现通过音频通道或 Internet 对风电场进行远程监视。2）、风力发电机组现地监控系统应于每 1 台风力发电机组，配置 1 套风力发电机组现地监控系统。风力发电机组的现地监控系统主要包括两部分：第一部分为计算机控制单元，控制模块 由 PLC 或微计算机构成，并配有输入/输出接口、人机接口设备（MMI）、通信接 口设备等，它的主要功能是程序控制风力发电机组，完成风力发电机组的监控功 能；第二部分为同步并网及功率控制单元，由变频器组成，它的主要功能是使风 163、力发电机组并网及运行当中的功率控制。现地控制单元组成现地控制屏，分塔筒底部控制屏和上部机仓内控制屏，中 间通过现场总线网络相连。在塔筒底部控制屏上通过 MMI，可对风力发电机组进 行开机、停机、手动偏航等操作。同时，在运行过程中，触摸屏可在线监视风力 发电机组的运行状态，如：电流、电压、功率、功率因数、当前日期和时间、叶 轮转速、发动机转速、风速、环境温度、风电机温度、功率、偏航情况等，也可 显示风力发电机组的事故和故障等信号，使其能够安全、稳定、优化运行。在机舱内控制屏上配有一些手动操作的开关和按钮，如：开/停机按钮、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、复归按164、钮 等。在塔筒底部的现地监控屏上和机舱内的控制屏上均装设风力发电机组紧急停 机按纽，可通过独立的控制回路进行紧急停机操作。风力发电机组现地监控系统 由风力发电机组厂家配套供货。3）、数椐通信网络每台风力发电机组现地监控屏配置 1 个工业以太网交换机，沿集电线路分别 以8 台、8 台、9 台为1 组（共分成3 组），经工业以太网交换机和光纤链路构成 现地光纤网。每个现地光纤网再连接到上位机系统的交换机，组成整个风电场风 力发电机组计算机监控系统网络。2、风力发电机组的保护1）、风力发电机组电气保护风力发电机组继电保护按 GB 14285-93继电保护和安全自动装置规程、继 电保护和安全自动装置通165、用技术条件（DL400-91）、及有关标准进行配置。配有 电流速断、过电流、过负荷及低电压保护，保护装置动作跳开风力发电机组出口 与电网连接的空气断路器并发出信号及进行风力发电机组事故停机。2）、风力发电机组机械保护风力发电机组配置温度升高保护、振动超限保护、转速升高保护、电缆纽绞保护等机械保护，保护超限发出故障信号，超高限跳开发风力发电机组出口与电 网连接的空气断路器并发出信号及进行风力发电机组事故停机。3、箱变的控制、保护、测量信号按 GB 14285-93继电保护和安全自动装置规程，箱变高压侧配置负荷开 关加插入式全范围保护熔断器作为短路和过载保护，箱变低压侧装设自动空气断 路器作为短路166、和过载保护。箱变低压侧测量电流、电压、功率等参数，信号送入风力发电机组现地监控 屏。为能在主控室风电场监控主机上监视箱变的状态，箱变的测量及保护动作信 号就近接入风力发电机组计算机控制单元。因此，在风力发电机组现地控制屏上 要求预留与箱变测量、保护回路的 I/O 接口和 RS-485 接口。随着技术的发展，为了有效降低风电场运行维护成本，本风电场采用“无人 值班，少人值守”的运行方式,通过通讯方式可在项目公司总部监控中心交换监 控信息数据，目前实现如下功能：1）、通过 OPC 协议与风机中央监控系统和升压变电站监控系统通讯，并把数 据进行处理，以便远方监视；2）、完成风电场所有风电机组的监控，167、并留有扩展功能，支持以后更多的风 电机组接入；3）、监控系统软件支持可组态的人机界面。用户可自由组态中央监控界面和 远程 Web 监控界面，以便风电场维护运行人员能够在必要时对监控画面进行修 改，特别是风电场机组扩容的时候；4）、远程 Web 界面和中央监控系统组态界面完全相同,界面内容包括：工艺 图及其数据库、报警及其音响、事件记录、趋势图、用户安全权限、运行报表等 等；5）、按照每台风电机组 600 个标签点计算，监控系统软件最少支持同时监控200 台以上的风电机组，并且历史数据库最少需要保存 20 年，历史数据时间分 辨率应不多于 5 秒，支持毫秒级时间存储分辨率；6）、历史数据查询迅速168、，在 50 台风机 30000 个标签点的情况下，查询任意一个标签点的一天历史数据的时间不超过 200 毫秒；7）、趋势图支持在同一个趋势图中可以比较不同时间段的历史趋势，例如可 以在同一个趋势图中同时显示今天、昨天和前天等多天的风电机组功率输出曲 线，以便于风电场运行维护人员比较风电机组的运行性能；该功能也要在 Web 监控画面上实现；8）、远程 Web 监控画面同时具有监视和控制的功能，但考虑到风电机组的运 行安全性，风电场的运行人员可以禁止和启用远程控制功能。6.2.1.3 升压变电站计算机监控系统1、系统结构 升压变电站计算机监控系统采用分层分布式系统结构，分主控层和现地控制层。主控层169、和现地控制层之间通过 100M 工业以太网相连。工业以太网采用基于 交换机的环型或星型拓扑结构，传输介质采用光纤或双绞线。现地控制层的110kV 线路保护及测控装置、110kV 主变保护及测控装置、35kV 出线保护及测控 装置等均具备以太网接口，可直接接入以太网；直流系统、微机五防系统等则通 过规约转换器接入以太网。主控级设置 1 台主计算机/操作员工作站、1 台工程师工作站、1 台打印机、1 台传真机、1 台通信服务器、1 台远程维护工作站、1 套 5kVA 逆变电源装置（和 风电场监控系统共用）、以及相应的配套软件等，以完成升压变电站各主设备的 数据采集及运行参数的监视、断路器的操作、故170、障报警、数据存储及与上级调度 系统的通信等功能。运行人员可通过彩色屏幕显示器和键盘、鼠标等实现对升压 变电站主设备的监控。根据电力调度规程的要求，计算机监控系统通过通信服务器与上级调度部门 进行联系，通信服务器具有多个远方通信接口，并服从调度端的通信规约，可将 系统要求的遥测和遥信信号通过载波通道传输到烟台地调。通过远程维护工作站，可在管理部门对系统进行远程维护。2、110kV 升压变电站的测量、信号和控制1）、电测量按 DL/T5137-2001电测量及电能计量装置设计技术规程进行 配置。2）、信号分为电气设备运行状态信号、电气设备和线路的事故和故障信号。3）、110kV 升压变电站的主要电171、气设备可现地控制也可在主控室进行集中监控。在主控室及现地均可操作 110kV 断路器、35kV 断路器。4）、110kV 隔离开关与相应的断路器和接地刀闸之间装设 1 套微机五防闭锁 装置。3、远动 风电场建成后，远动信息送往烟台地调。 根据电力系统调度自动化设计技术规程的要求，本工程远动化范围如下：1）、遥测110kV 线路的有功、无功功率、电流测量；110kV 母线的电压、频率；35kV 母线的电压； 主变各侧的有功、无功功率、电流测量； 主变压器分接头位置信号（4-20mA）； 主变温度（4-20mA）；母联和分段断路器（远期）的电流、有功、无功功率测量； 电容补偿装置的无功功率测量；风172、电场的风速信号（4-20mA）。2）、遥信 事故总信号； 所有断路器和隔离开关的位置信号；110kV 线路及母线主保护动作信号； 主变压器主保护动作信号；35kV 线路主保护动作信号。4、计量系统 根据国家发改委关于风电场管理的有关规定，本风电场上网电能计费点设在110kV 出线处，风电场 110kV 出线侧为计量点。因此，在风电场 110kV 线路上安 装电能计量表一块，精度为 0.2S 级，具有脉冲和 RS-485 两种输出接口。在风电 场 110kV 线路上还安装一套电能测量终端，通过拨号方式上送电能信息到烟台地 调，以满足电力系统电能管理的需要。6.2.2 继电保护及安全自动装置继电保173、护采用微机型保护装置，根据继电保护和安全自动装置技术规程 GB/T14285-2006 和电力装置的继电保护和自动装置设计规范GB50062-1992 的有关规定进行配置。1、110kV 线路及母线继电保护在升压变电站-新港变电所之间的 110kV 线路两侧各配置一套纵联电流差动 保护作为主保护，采用光纤传输通道。保护的最终型式将根据接入系统报告的要 求进行修改。110kV 母线保护，配置 1 套微机型母线保护。保护的最终型式将根据接入系 统报告的要求进行修改。2、110kV 系统故障录波风电场升压变电站 110kV 侧配置一台微机故障录波装置，对相应的各种模拟 量及开关量进行录波，用于系统各174、种事故情况的记录分析。最终型式将根据接入 系统报告的要求进行修改。3、110kV 主变压器保护110kV 主变压器的主保护配置一套主变纵联差动保护、瓦斯保护，保护动作 于断开主变压器的各侧断路器。后备保护配置：在高、低压侧均装设复合电压启 动的过流保护，保护动作于跳开主变压器各侧断路器。根据系统对主变压器中性点接地运行方式的要求，配置零序电流保护和零序 电流电压保护，保护动作于跳开主变压器各侧断路器。主变压器还装设温度保护和冷却系统故障保护。当温度升高到一定值时，发 告警信号，当温度过高时跳开各侧断路器。主变压器还装设过负荷保护，带时限动作于信号。4、场用变压器保护 场用变保护分主保护和后备保175、护，主保护设置限时电流速断保护，后备保护设置过电流保护，保护动作于断开场用变 35kV 断路器。配置零序过电流保护， 保护动作于信号或跳闸。此外，还配置温度保护和过负荷告警保护，采用保护测 控一体化装置，就地布置于开关柜。5、35kV 出线（风力发电机组集电线-35kV 开关柜）保护35kV 出线保护配置限时电流速断和过电流保护，保护动作于断开本进线断路器；配置零序过流保护、过负荷保护及小电流接地选线保护，保护动作于信号 或跳闸。采用保护测控一体化装置，就地布置于开关柜。6、 35kV 动态无功补偿装置组保护35kV 动态无功补偿组配置电流速断保护和过电压保护。电流速断保护动作 于断开回路断路176、器；过电压保护带时限动作于断开回路断路器。保护装置装设于35kV 开关柜上。6.2.3 操作电源系统 为了给风电场集中监控系统以及升压变电站的控制、继电保护、信号、综合自动装置等提供可靠的电源，在主控楼内设置操作电源系统。操作电源系统包括直流和交流系统两部分。6.2.3.1 直流系统升压变电站配置一套直流 220V 电源系统。系统配一组容量为 300Ah 蓄电池 组，采用高频开关电源装置对蓄电池组进行充电和浮充电。蓄电池组采用性能可 靠、免维护的阀控式铅酸蓄电池。蓄电池及直流负荷屏布置于主控楼中的继电保 护室内。经直流负荷初步统计，选用 300Ah 的蓄电池可满足升压变电站事故停电2h 的放电177、容量和事故放电末期最大冲击负荷容量。 直流系统的接线采用单母线接线方式，不设端电池，正常运行采用浮充电运行方式。6.2.3.2 交流系统 需交流电源供电的计算机监控设备可由集中逆变电源供电，逆变电源的直流来自于主控楼直流系统的蓄电池组。初步选用 1 套 5kVA 的逆变电源。6.2.3.3 风力发电机组操作电源 风力发电机组的控制、保护及测量信号的电源由风力发电机组现地屏配套提供。6.2.4 二次设备布置 风力发电机组及升压变电站的计算机监控系统的主控级系统设备布置在主控室。升压变电站 110kV 线路保护测控屏、主变压器保护测控屏、故障录波屏、电表计量屏、直流屏等布置在继电保护室。35kV 178、侧的微机保护测控装置直接安装在 35kV 出线开关柜上。 电气二次主要设备见表 6-3。表 6-3电气二次主要设备表序号名称型号及规格单位数量备注一、风电场风力发电机组集中监控系统1主机服务器套1含键盘等外设2操作员工作站套1含键盘等外设3工业以太网设备套14光缆（单摸）km电气一次开列5调制解调器台26彩色打印机台17远方监视终端套2含键盘等外设二、升压变电站计算机监控系统1主机/操作员工作站套1含键盘等外设2工程师工作站套1含键盘等外设3远程维护工作站套1含键盘等外设4通信服务器套1含键盘等外设5计算机监控台套16远动柜面17通讯接口柜面18信息子站管理柜面19公用测控柜面110网络设备套179、1光缆、交换机11微机五防系统套112应用软件套113彩色打印机台114传真机台115逆变电源装置5kVA套116语音报警系统套117GPS 时钟同步装置台118路由器台1三、升压变电站保护测控设备1110kV 线路保护屏微机型面12110kV 线路测控柜微机型面13110kV 主变保护屏微机型面14110kV 主变测控屏微机型面15110kV 母线保护屏微机型面16110kV 故障录波屏微机型面1735kV 综合保护装置微机型套7安装于开关柜上8主变电度表屏面19电能量计量屏微机型面1包括采样终端10电能质量监测仪套111继电保护试验电源屏面112直流系统(包含)220V，300Ah套1（1180、）高频开关电源屏冗余备用/60A/220V面2（2）直流负荷屏面2（3）蓄电池屏面413控制电缆ZR-kVVP22km20各种截面14直流电缆ZR-VV22km0.515控制端子箱个6四、火灾自动报警系统1火灾自动报警系装置套12SF6 监控系统套1五、安防监控系统1安防监控系统装置套1六、送出工程1对端变电站设备改造项16.3 通信系统本风电场的通信系统主要包括系统通信、场内通信以及对外通信。6.3.1 系统通信 根据电力系统调度管理规程的有关规定，初步确定本工程由烟台地调实施调度管理。所有远动信息均送往烟台地调，计量信息送往烟台地调。本工程的调度关系将根据接入系统报告最终确定。1、系统通信181、方式由接入电力系统设计确定。本阶段暂采用双回架空地线复 合光缆（OPGW）作为升压变电站与新港 220kV 变电站之间的系统通信通道，为升 压变电站至上级调度之间提供全双工远动通道、计量通道及保护通道。建设110kV 升压变电站新港 220kV 变电所 110kV 线路 OPGW 光缆线路，全长约 14km。2、在本风电场 110kV 升压变电站至烟台地调间各配置 1 套通信用 PCM 设备， 以建立区调对风电场的用户级电路连接。PCM 提供的业务包括调度电话、行政电 话、远动和电能计量业务等。6.3.2 对外通信升压变电站内设 60 门数字程控用户交换机一台，用于行政及生产调度通信。 生产调182、度总机包括录音系统、电源及配线设备，并具有数字中继和各类模拟中继 接口，可与电力系统、邮电公网之间实现通信联网，可满足电网运行调度和管理 的通信需要。6.3.3 网络布线系统主控楼及办公楼设置综合布线系统，网络布线采用超五类 4 对 UTP 双绞线， 在适当位置设置信息插座，实现办公自动化。网络设备柜设在通信室。6.3.4 通信电源 为保证通信设备电源的稳定可靠，通信畅通，风电场通信系统设备的交流电源取自不同的场用变母线。根据风电场内部通信、系统通信的供电需要，并预留适当备用容量，通信系统配置-48V 高频开关电源一套，200Ah 免维护蓄电池 2 组。通信系统主要设备见表 6-4。表 6-4183、通信系统主要设备清单序号设备名称规格单位数量备注一、场内通信1数字程控交换机60 门台12总配线架个13室内分线箱个34电话机P/T 兼容个455市话电缆20 对km26配线电缆km1.57电源电缆m5008通信电源设备48V/100A套1高频开关电源9免维护蓄电池组48V/200Ah组110电源防雷套111通信仪表套1二、系统通信1数字光纤通讯设备套2含对端2光配线架及模块等套2含对端3光缆km接入系统开列5PCM套2含对端6其它项1第七章工程消防设计7.1 工程概况和消防设计总体设计依据7.1.1 工程概况 某风场一期工程场址位于某镇西南的尖顶-何山前-东尖顶-燕山山脉上，地理坐标：东经 184、1205612104，北纬37323736，东西跨度 10km，南北跨度 6km，海拔高度 30320m 之间， 占地面积约 26km2。风电场分 2 期建设，规划容量 99MW。本工程装机容量 49.8MW，拟安装 25 台单机容量为 2000kW（1800kW）的风力发电机组，本期同期建设一座 110kV 升 压变电站。7.1.2 消防设计依据 设计依据的主要规范：中华人民共和国消防法；建筑设计防火规范GB50016-2006；火力发电厂与变电所设计防火规范GB50229-2006；水喷雾灭火系统设计规范GB50219-95；电力设备典型消防规程 DL5027-93；变电站给水排水设计规程185、DL/T5143-2002；建筑灭火器配置设计规范GB50140-2005；建筑给水排水设计规范GB500152003；室外给水设计规范GB500132006；火灾自动报警系统设计规范GB50116-98；建筑内部装修设计防火规范（2001 年局部修订） GB 50222-1995。7.1.3 一般设计原则 消防设计贯彻“预防为主，防消结合”的方针，立足自防自救。针对不同建（构）筑物和设施，采取多种消防措施。在工艺设计、材料选用、平面布置、消防通道中均按照有关消防规定执行。风电场电气消防主要为升压变电站内电气消设计。根据火力发电厂与变电所设计防火规范的要求，对于独立的变电站、单 台变压器容量在186、 125000kVA 以下的变电站，灭火系统为消火栓给水系统。消防给 水量按照火灾时一次最大消防用水量的室内和室外消防用水量之和计算。升压变电站设置一套火灾报警系统，火灾时，利用站内的灭火设施自行扑灭。7.1.4 机电消防设计原则 消防供电电源可靠，满足相应的消防负荷要求。主变压器、电缆及其他电气设备的消防设置按火力发电厂与变电所设计防火规范GB50229-2006、电力设备典型消防规程DL5027-93、电力工程电缆 设计规范GB50217-2007 进行设计。1、变压器根据火力发电厂与变电所设计防火规范的要求，单台容量在 125000kVA 以下的变压器，其消防设施按照配置干粉灭火器设计。187、根据电力设备典型消防规程7.6.4 条的要求，在变压器下部设有储油池 和排油管道，并设有事故油池，以保证在事故时变压器下部储油池的油可以顺利 排走。2、电缆 采用阻燃电缆，对穿越墙壁、楼板和电缆沟道进入到其他设施的电缆孔洞，进行严密封堵。7.1.5 消防总体设计方案 本风电场不设消防机构，但配备一名兼职消防管理人员，进行日常消防监察。初期火灾由风电场自行扑灭，若发生重大灾情，可由蓬莱市消防队支援共同扑灭火灾。升压变电站内设置常规消火栓给水系统，电气设施、主控室、35kV 配电室、 变压器、综合楼等各个建筑物设置移动式干粉灭火器。7.2 工程消防设计7.2.1 建筑物火灾危险性分类及耐火等级 根188、据建筑设计防火规范规定，主控楼、构筑物的火灾、危险性类别和耐火等级划分见表 7-1。7-1火灾危险性类别和耐火等级划分表序号建筑物、构筑物名称火灾危险性类别耐火等级1主控楼戊二235kV 配电室戊二3材料库及车库丁二4泵房戊二5屋外配电装置丙二6油品库丙二依据表 7-1 中的要求，本工程建筑物耐火等级均为二级。各耐火等级建筑物的构件燃烧性能及耐火极限见表 7-2。表 7-2建筑物、构筑物构件的燃烧性能和耐火极限燃烧性能和耐火极限（h）耐火等级构件名称二级墙防火墙非燃烧体：4.00承重墙、楼梯间墙、电梯井墙非燃烧体：2.50非承重外墙、疏散走道两侧的隔墙非燃烧体：1.00房间隔墙非燃烧体：0.5189、0防火隔墙非燃烧体：2.00柱支撑多层的柱非燃烧体：2.50支撑单层的柱非燃烧体：2.00梁非燃烧体：1.50楼板非燃烧体：1.00屋顶承重构件非燃烧体：0.50疏散楼梯非燃烧体：1.00吊顶（包括吊顶隔栅）非燃烧体：0.25依据 GB502221995建筑内部装修设计防火规范第 4.0.1 条规定,厂房内各部位装修材料的燃烧性能等级应不低于表 7-3。表 7-3厂房内各部位装修材料的燃烧性能等级厂房分类建筑规模装修材料燃烧性能等级顶棚墙面地面隔断丁类厂房高度小于 24m 单层、多层厂房B1B1B2B2装修材料燃烧性能等级B1难燃性； B2可燃性7.2.2 主要场所及主要机电设备消防设计1、主190、要生产场所消防设计根据建筑灭火器配置设计规范GB50140-2005 及火力发电厂与变电所 设计防火规范GB50229-2006、电力设备典型消防规程 DL 502793 要求，主控室、配电室等设有精密仪器、设备及表盘等不宜水消防的场所设置手提式、推车式磷酸铵盐干粉灭火器；对于办公室等一般场合选用手提式、推车式磷酸铵 盐干粉灭火器或其它类型的灭火器。在油品库设置灭火毯 2 块，灭火砂 1m3，同 时设置手提式、推车式泡沫灭火器和手提式干粉灭火器。在室外布置 3 套 SA100/65-10 型室外地下式消火栓。消防水池由水源井直接 补水。2、主变压器消防 在变压器下部设有储油池和排油管道，并设有191、油水分离的事故油池，以保证在事故情况下变压器下部储油池的油可以顺利排走。储油池的容积按照 100%的 变压器油量确定。储油池内设有不大于 40mm40mm 的栅格，栅格上铺设粒径为5080mm 的卵石，卵石厚度不小于 250mm。 两台变压器之间的防火间距不小于 10m。 在变压器区域设置有室外消火栓系统和 2 辆磷酸铵盐推车灭火器。 主变压器均设有消防车通道，消防车可以到达变压器附近停靠灭火。3、电缆消防 电缆从室外进入室内的入口处及主控制室与活动地板下的电缆层之间，电缆沟内的电缆进入高压开关柜或低压配电屏等采取了防止电缆火灾蔓延的阻燃及 分隔措施。具体措施是：电缆选用 C 级阻燃电缆。 电192、力电缆与控制电缆分层敷设，各层之间用防火隔板分隔，隔板的耐火极限不低于 0.75h。所有电缆穿越的孔洞，均采用软质耐火材料封堵，孔洞两端 2m 以内的电缆 均噴涂防火涂料保护。4、风力发电机组消防 风力发电机组采用风电机组箱式变电站的单元接线方式，而且分布非常分散。风电机组的消防主要考虑机舱内齿轮箱的漏油问题，配备相应的小型灭火设 备。风力发电机组塔筒底部开孔处采用电缆防火堵料、填料或防火包等材料封堵。 电缆从低压室外进入箱式变电站的入口处亦应采取必要的封堵措施。7.2.3 安全疏散通道和消防通道主控楼设有三个安全出口；通过对外交通公路及进站道路，消防车可到达站 区；升压变电站站内四周设环形消193、防通道，消防通道宽度为 4m，消防通道上空 均无障碍物，满足规范要求。7.2.4 消防给水设计7.2.4.1 消防水源 升压变电站内建有消防水池，水源来自地下水，站外或站内配有深井水泵。7.2.4.2 消防给水系统 消防给水系统为独立的系统，包括室内为消防栓给水系统和室外消火栓系统。消防水泵为自灌式引水，安装在生活消防水泵房内。消防蓄水池设在生活消 防水泵房的下边。消防水池的补水取自生活水箱。当站内灭火用水或者由于其他 原因致使消防水池水位降到一定标高（水位）时，生活水箱已无法满足其要求， 则立即启动深井泵向消防水池补水。消防给水管道在站内形成环状管网，消防水泵有 2 条 DN150 的出水管194、与环状 管网连接。消火栓给水系统的管网压力在平时靠稳压供水装置维持，当发生火灾时，根 据消防出水管上的压力表的信号自动启动消火栓消防泵，使管网内的消防水压和 流量能达到灭火要求。消防水泵和稳压供水泵的状态信号传送到主控楼值班室的控制屏上。1、消防用水量主控楼的建筑体积接近 8896m3，为二级建筑，为站内最大建筑物。根据火 力发电厂与变电所设计防火规范和建筑设计防火规范的要求，室内消防用 水量为 5L/s（18m3/h），室外消防用水量为 15 L/s（54m3/h），因此，升压变电站 内同时发生一次火灾，火灾延续时间时的最大消防用水量（即室内室外消防用水 量总和）为 20L/s（72m3/h195、）。2、消防水泵生活消防水泵房安装有 2 台消防水泵，一用一备，额定功率为 5.5kW。3、消防蓄水池 升压变电站内同时发生一次火灾时的最大消防用水量（即室内室外消防用水总和）为 72m3/h，火灾延续时间为 2h，因此，消防蓄水池的有效容积按照 144m3。 设计。室内外消火栓根据建筑设计防火规范（GB50016-2006）要求设置。升压 变电站内共设 3 个室外消火栓，消火栓间距满足规范要求，并设水泵接合器。7.2.5 消防电气 升压变电站消防配电主要包括：火灾自动报警及联动控制系统、应急照明、消防水泵、风机等。1、消防电源：采用独立的双回路供电，两路电源在配电箱处自动切换。2、火灾自动报196、警及联动控制系统：火灾自动报警及联动控制系统电源引自 动力配电箱，同时该系统自身配备 1 套 DC24V 的备用电源。3、应急照明：升压变电站照明分为工作照明及应急照明。电缆层主要通道、35kV 配电室、主控室、继电保护室、SVG 控制室等设置应急照明，应急照明采用220V 交流供电，当失去工作照明电源时，由直流屏直流电源维持事故照明 1h。 在安全通道、楼梯、出入口等处设置灯光显示自带蓄电池的疏散指示标志。4、消防水泵：电源引自站用变配电母线（双路供电末端切换）。5、风机：消防风机电源采用双路末端切换供电。6、消防配电线路均暗敷于非燃烧结构内，或采用金属管保护，电缆均采用 阻燃型电缆。7.2197、.6 通风空调系统的防火排烟设计1、主控室、继电器室等设置空调系统，空调设备采用分体空调机。空调系 统与消防系统连锁运行，发生火灾时自动切断空调系统电源，空调系统停止运行， 在确定火灾被完全扑灭后，空调系统人工启动投入运行。2、主控楼所有风机均兼事故后排烟。3、所有房间进风口采用防火风口。通风机均自带自垂式百叶，风机关闭时， 百叶同时自动关闭。火灾发生当室内温度达 70时，防火风口自动关闭。根据 消防报警信号，切断风机电源，防止火灾扩大或蔓延。待火灾后，手动打开排风 机进行事故后排烟。4、通风系统空气均不作循环，各个房间均为独立的通风系统。5、防火风口性能要求：温度达 70时阀片自动关闭，手动198、复位，阀片可在090范围内无级调节，防火极限为 1.5h。7.2.7 消防监控系统据火灾自动报警系统设计规范（GBJ50116-98）的有关要求进行升压变电 站火灾自动报警及联动控制系统设计。在控制室设置 1 套壁挂式火灾报警控制器（联动型），监测各火灾探测器场 所的火警信号，并可根据消防要求对消防水泵、风机、防火风口、防火阀等实施 自动联动控制。火灾报警控制器上设有被控设备的运行状态指示和手动操作按 钮。7.2.8 消防工程主要设备 建（筑）物灭火器的配置按建筑灭火器配置设计规范的规定执行。主控楼、变压器等处配置移动式灭火设施。消火栓给水系统由消防蓄水池、消防水泵、消防给水管道、消防稳压设备199、组 成。7.2.9 建筑消防设计1、主控楼 主控楼为二层框架结构，一层主要布置有蓄电池室、通信机房、会议室、餐厅等；二层主要布置有主控室、电子设备间、办公室等。 根据建筑内部装修设计防火规范（GB50222-95）第 4.0.3 条规定，SVG控制室、主控楼内蓄电池室、通信机房、主控室、电子设备间等顶棚和墙面采用 A 级不燃性装修材料，地面和其他部位采用不低于 B1 级的难燃性装修材料。根 据建筑内部装修设计防火规范（GB50222-95）第 3.1.16 条规定，厨房内部装 修全部采用 A 级不燃性装修材料。2、35kV 配电室35kV 配电室为一层砖混结构，建筑物及主要承重构件的耐火等级均200、在二级 以上。根据建筑内部装修设计防火规范（GB50222-95）第 3.1.5 条规定，35kV 配电装置室所有内部装修采用 A 级不燃性装修材料，顶棚及墙面采用防火涂料， 地面采用现制水磨石地面。3、其他建筑物消防水泵房、库房、汽车库及检修车间采用一层砖混结构，建筑物及主要承 重构件的耐火等级均在二级以上。按照建筑内部装修设计防火规范（GB50222-95），本工程消防水泵房其内 部所有装修全部采用 A 级不燃性装修材料。7.3 施工消防7.3.1 工程施工场地规划 本期施工总布置采用集中布置方式，混凝土加工厂、钢筋加工厂、木材加工厂、设备修理厂、材料仓库、设备仓库等均布置在 110kV 201、升压变电站附近。7.3.2 施工消防规划1、工程施工道路对外有公路相连通，道路宽度大于 3.5m，并有充足的回转 场地，场内通道不堆放材料等杂物，可作消防车道及紧急疏散通道。道路的具体 规划、布置见施工总体布置图。2、消防电源从施工专用 10kV 施工电源获取。施工用电电缆电线导线截面积 选择按工作电流及短路电流进行选择，并留有一定裕度。3、消防泵房采用非燃材料建造，设在安全位置，消防泵采用专用配电线路， 引自施工现场总断路器的上端，以保证供电的可靠性。4、材料加工厂、设备及材料仓库和辅助加工厂等临建区域内，每 100 配 备 2 只 10L 灭火器。大型临时设施总面积超过 1200 ，备有专202、供消防用的太平 桶、蓄水桶（池）、黄砂池等设施。临时木工房、油漆房和木、机具间等每 25配置一只种类合适的灭火器，油库、危险品仓库应配备足够数量、种类合适的 灭火器。消防设施周围不堆放物品，阻塞通道。5、施工现场设置的办公室、宿舍、厨房、厕所、浴室等临时设施采用混凝 土硬底、砖砌墙体、轻钢屋架、压型钢板盖顶的临时房屋或活动板房、集装箱等 型式的活动房屋。7.3.3 易燃易爆仓库消防 专用仓库、货场或其他专用储存设施，必须由经过消防安全培训合格的专人管理。应根据 GB12268-2005危险货物品名表分类、分项储存。化学性质相抵或灭火方法不同的易燃易爆化学物品，不得在同一库房内储存，不得超量储存203、，同时做好通风。 用电应符合防火规范，指定防火负责人，配备消防器材，严格防施工安全。第八章土建工程8.1 工程地质条件及工程等级8.1.1 工程等级及主要建筑物等级 某风场一期工程场址位于某镇西南的尖顶-何山前-东尖顶-燕山山脉上，地理坐标：东经 1205612104，北纬37323736，东西跨度 10km，南北跨度 6km，海拔高度 30320m 之间， 占地面积约 26km2。本工程装机容量 49.8MW，拟安装 25 台单机容量为 2000kW（1800kW）的风力 发电机组。同期建设 110kV 升压变电站一座及相应配电设备，并以一回 110kV 线路接入当地电力系统。风机预装轮毂高204、度 80m，按高耸结构设计规范（GBJ135-90），其安全等 级为二级。风电场土建部分设计内容主要包括：风力发电机组基础、35kV 箱式 变电站基础和 110kV 升压变电站一座、场内道路等。110kV 升压变电站内主要包 括主控楼、生活楼、35kV 配电室、SVG 控制室、车库及维修间等附属建筑物、站 内道路以及室外配电装置等建筑物。根据35110kV 变电所设计规范（GB50059-92）规定，升压变电站内所有建筑物和构筑物的安全等级均为二级。 根据风电机组地基基础设计规定（试行）（FD002-2007），按基础损坏可能造成破坏结果的严重性，本工程基础安全等级为 2 级。8.1.2 工程205、地质条件 工程场区地层岩性主要为花岗岩。上覆坡积土，残积土、坡积土主要由砂砾石、亚粘土、粉砂组成。风电场场区地质构造简单，场址稳定性好，有利于大型风电场的建设；建筑 物抗震设防烈度为 7 度；本阶段，初拟风机基础置于天然地基之上。8.2 风电机组及箱式变电站基础8.2.1 设计依据 土建设计依据规范主要有：风电场工程等级划分及设计安全标准（试行）FD002-2007；风电机组地基基础设计规定（试行）FD003-2007；建筑工程抗震设防分类标准GB50223-2004；建筑抗震设计规范GB50011-2001；建筑地基基础设计规范GB50007-2002；混凝土结构设计规范GB50010-20206、02；高耸结构设计规范GB50135-2006；砌体结构设计规范GB50003-2001；建筑结构荷载规范GB50009-2001（2006 版）；35kV110kV 变电所设计规范GB50059-92。8.2.2 风电机组基础设计 本工程场地地基整体稳定，因风机为高耸构筑物，受水平风荷载时，其水平力和底部弯矩很大，并且风机对塔架倾斜较敏感，对基础不均匀沉降要求较高。风机微观选址时注意避开地质断裂带，局部发育张开大、充填泥土的裂隙。 风机基础采用天然地基，基础垫层为厚 100mm 的 C15 素混凝土，基础底部为边长 6.627m 的正八边形钢筋砼结构，其外接圆直径为 17.32m；基础中预埋207、连接 塔筒的底法兰段。基础总埋深为 3.5m。混凝土设计强度等级为 C45。风力发电机组塔筒底部自身应考虑防水、防腐措施。 基坑开挖、回填及基础混凝土的施工应遵循风力发电机组厂家提出的施工技术要求和我国有关相关规程规范。 风力发电机组基础的结构设计及地基处理方案最终以招标后确定的风力发电机组厂家提供的参数进行设计为准。8.2.3 箱式变电站基础设计 箱变基础本阶段设计暂拟采用天然地基上的浅埋基础进行设计，根据现阶段箱式变压器厂家提供的箱式变压器基础外形尺寸，平面上呈“长方形”布置，长约 4.36m，宽约 3.36m。采用 C25 现浇钢筋混凝土独立基础，基础下设厚 100mm 的 C10 素混208、凝土垫层。最终的箱变基础形式将在施工图阶段根据箱变厂家提出的 基础要求和有关规范进行设计。8.2.4 风电机组及箱式变电站基础工程量风电机组及箱式变电站基础工程量见表 8-1。表 8-1风电机组及箱式变电站基础工程量表序号工程项目及名称单位数量一、风机基础1土石方开挖m215252土方回填m82303风机基础混凝土 C45m127514基础垫层混凝土 C15m5445钢筋制安t1530二、箱变基础1土石方开挖m20482土方回填m8143基础混凝土 C25m5254基础垫层混凝土 C10m805钢筋制安t268.3 风电场 110kV 升压变电站考虑到后期接入的需要，升压变电站布置在风电场东北209、部，具体位置见附图 F-KY-1001W-07。8.3.1 升压变电站区内布置1、设计原则升压变电站总占地面积为 7888.5（87.65m90m）m2，平面上呈长方形布置。 按照“有利于生产、方便生活、尽量少占地”的原则，升压变电站分为生产区和 生活区。生产区主要布置有 110kV 屋外配电装置、主变压器、35kV 配电室、SVG 控制室、接地变及消弧线圈装置、联合泵房、消防水池、污水处理等。生活区主 要布置有主控楼、生活楼、车库、仓库、油库、篮球场等。本阶段竖向设计暂按 平坡式布置设计，且目前阶段无当地洪水资料，所有建筑物室外标高暂按照原有 地形标高确定。2、整体布置 根据出线方向及相关专210、业的要求，进站大门设置在升压变电站的东侧中部。东西两侧分别为生活区和生产区。活区在升压变电站的东侧，生活区北侧为主控楼、南侧布置有生活楼、车库、仓库、油库、篮球场等。生产区在升压变电站的西侧，110kV 配电装置区布置在生产区北侧，向北出 线；35kV 配电装置在生产区中部偏南侧；动态无功补偿装置在 35kV 配电室的南 侧；主变压器布置在 110kV、35kV 配电装置之间，构成了整个升压变电站主体生 产区。3、道路设计 配电装置区均有环形道路，便于设备运输、安装、检修和消防车辆通行。道路道宽 4.0m，沥青混凝土路面，纵坡控制在 3%以内，便于排出场地雨水。为满 足变压器等设备运输的需要，211、道转弯半径不小于 6.0m。4、站内场地排水设计 站内场地雨水汇至附近道路边，进入道路旁雨水管，最后流出场外。5、站区管线规划布置 站区管线规划考虑生产安全、施工检修方便、节约用地及管线短捷、均匀、适当集中、顺直、少交叉的原则，结合工程特点采取灵活的布置方式。厂区管线 采用直埋(消防水管、上、下水管等)、地下沟道(部分电缆等)相结合的敷设方式。6、绿化设计 生活区和主干道两侧重点绿化，选择适合当地特点的树种和花草，水平、垂直绿化相结合。绿化面积为 1800m2，绿化系数为 23%。7、围墙设计升压变电站围墙底部为 0.8m 的实墙，上部为铁艺栏杆。8、土石方土方量按照整个站区半填半挖估算，填、212、挖高度按照 1m 考虑，挖方 0.8 万m3，填方 0.8 万 m3。8.3.2 主要结构形式 由于目前阶段缺乏详细地质勘查报告，地基暂时采用浅埋基础方案，为现浇钢筋混凝土柱下独立基础。施工时视具体情况采取强夯、复合地基等方式进行地基处理。1、主控楼控楼为两层钢筋混凝土框架结构，建筑高度为 7.8m，一、二层层高均为3.9m，总建筑面积为 1140.5m。一层主要布置有蓄电池室、通信机房、会议室、值休室等；二层主要布置有主控室、电子设备间、办公室等。2、35kV 屋内配电装置35kV 配电室为单层框架结构，平面布置为长 34.0m,宽 8.0m，层高 4m，建筑 面积为 272m2。3、生活楼213、钢筋混凝土二层框架结构，建筑高度为 6.0m，两层层高均为 3.0 m，建筑面 积 600m4、SVG 控制室SVG 控制室为单层框架结构，平面布置为长 20m，宽 5m，层高 4m，建筑面积 为 100m。5、其他建筑车库、油品库、工具间及材料库为连体单层砖混结构，层高 3.9m，平面布 置为长 28.5m、宽 4.8m，建筑面积为 136.8m；联合泵房为地上一层砖混结构，层高 3.9m，地下钢筋混凝土结构，建筑面 积 79.2m；深井泵房为单层砖混结构，层高 3.9m，建筑面积 11.3m； 污水处置室为地下钢筋混凝土结构，建筑面积 120m； 站内设置事故油池一座。8.3.3 主要建筑214、形式1、建筑内、外墙框架结构建筑外墙均为 200mm 加气混凝土砌块，外贴 60mm 厚挤塑聚苯板保 温；内墙均为 200mm 加气混凝土砌块。砖混结构建筑外墙均为 240mm 非粘土砖，外贴 60mm 厚挤塑聚苯板保温，内 墙均为 240mm 非粘土砖。2、门窗 外窗采用塑钢窗。外门采用玻璃门、塑钢门、钢制门。内门采用玻璃门、木制门。3、屋面屋面采用柔性卷材防水不上人屋面。4、建筑装修 顶棚：坡屋面部分均设置铝合金轻钢龙骨石膏吸音板吊顶，卫生间为铝合金扣板吊顶。其他均为中级抹灰天棚，白色乳胶漆罩。 内墙面：室内墙面作白色乳胶漆罩面，厨房、卫生间墙面做瓷砖饰面。 外墙面：均为外墙涂料。 地面：215、主控楼门厅为花岗岩面层，主控室、继电保护室地面为防静电活动地板，卫生间、厨房为防滑地砖，其他均为普通地砖；35kV 配电室及 SVG 控制室 为地砖；其它建筑物均为水泥地面。8.3.4 室外配电装置 屋外变电架构及设备支架均采用钢筋混凝土预制杆件。架构及支架基础均采用杯口式钢筋混凝土重力式独立基础。地线支架及避雷针支架采用型钢三角形断面焊接结构，架构横梁采用三角形钢桁架，设备支架横梁采用型钢。所有钢构件 均采用整体热镀锌防腐，现场焊接部位外加封闭漆防腐。由于主变压器重量大， 且对基础变形要求较高，主变（油坑）基础采用片筏基础。8.3.5 站内生产、生活用水及污水处理方式 风电场升压变电站用水主216、要为生活和消防用水。考虑到升压变电站用水量较小，本阶段可暂按在站址内选择合适地点打深井，然后修建蓄水池的方式考虑供水。本阶段设计为满足本工程项目生活消防用水和施工用水的需要，暂按在升压 变电站区内打深井一眼，设深井泵房一座，并供水系统应设有计量装置。成井深 度和深井泵具体参数待有打井资料后最终确定。站区生活、消防给水管网分开独 立设置，生活给水由生活水泵经管网直接供给。1、生活用水量及水压 生活用水量包括升压变电站人员生活用水、淋浴用水，风电场本期运行维护人员数量按照 20 人考虑。全站最大日需水量约为 10m3/d，最大小时需水量为2m3/h。 生活水压：按主控楼二层为最不利供水点，考虑水头217、损失，经计算，生活用水所需水压约为 0.20MPa。2、生活给水系统及设施 升压变电站区的生活给水由设在联合泵房内的生活水泵经给水管网直接供给，可根据供水管网所需压力由变频调速设备控制。在联合泵房设 2m3 生活水箱 成品 1 个，由深井泵补给，生活水泵从水箱抽水供给生活给水管网。选用生活变频水泵 2 台，1 台运行，1 台备用。水泵规范为：Q=24m3/h， H=0.200.25MPa，配套电机功率：P=0.75kW。生活水泵就地控制。3、站区绿化及冲洗给水升压变电站区的绿化及冲洗用水 34m3/d，为减少管道在站区内的敷设，同 时防止消防蓄水池水质恶化，对消防用水进行水质置换，站区绿化及冲218、洗的洒水 栓与消防合并系统，与消火栓一起由消防管网连接供水。风电场升压变电站生活污水包括厕所、卫生间、淋浴等的排水，最大日排水 量约为 9m3/d。站内的生活污水从建筑物排出，经站区内污水处理设施处理后排 至污水池，升压至站外排水沟。生活污水首先进入污水调节池，污水调节池容积 为 4m4m4m（h），调节进入污水处理设施的污水水质和水量。污水处理设施 处理处理能力为 1m3/h，排放水的水质应满足 GB18918-2002城镇污水处理厂污 染物排放标准表中一级标准。在池内设 2 台潜污泵，污水升压后排至站外。变压器事故油池是用于变压器事故排油的，直径采用 5.00m，深约 4.0m事故油池进行219、油水分离后的雨水排入污水池。站区雨水按自然排放考虑。8.3.6 升压变电站采暖、通风及空气调节8.3.6.1 设计依据 设计原始气象资料以风电场气象资料为依据并参考了采暖通风与空气调节设计规范（GBJ19-87）（2001 年版）进行设计。 蓬莱地处中纬度，属暖温带季风区大陆性气候，年平均气温 12.2，年平均日最高气温 16.6，年平均日最低气温 8.5，极端最高气温 38.7，极端 最低气温-14.9，年平均降水量 664mm，年平均日照量 2852.2 小时，无霜期平 均 206 天，平均相对湿度 65%。8.3.6.2 采暖、空调、通风方案1、采暖设计变电站站内所建主控楼、生产辅助楼等220、建筑物应有采暖。由于没有采暖热源，又考虑到环保要求，结合当地气候条件，采用电采暖。2、空调设计升压变电站的空调设计应符合 GBJ19、GB50229 和 DL5000 的规定：升压变电 站的主控室、值班室、继电保护室、通信室及其他工艺、设备要求的房间宜设置 空调。空调房间的室内温度、湿度应满足工艺要求，工艺无特殊要求时，夏季设 计温度为 2628，冬季设计温度 1820，相对湿度不宜高于 70%。3、通风设计主控楼内的站用电室和 35kV 配电室采用自然进风、机械排风的通风方式， 通风按不少于每小时 10 次换气计算，同时考虑事故排风机兼作正常通风用。事 故排风机的开关应安装在门口便于操作的地221、点，室内安装电源插座，作为检修临 时通风电源之用。8.3.7 升压变电站主要工程量 升压变电站主要工程量见表 8-2。表 8-2升压变电站内主要建构筑物工程量序号项目单位工程量备注一主要建筑物1主控楼m21140.5二层框架结构235kV配电装置室m2272单层砌体结构3生活楼m2600二层框架结构4联合泵房m260地上砌体，地下钢砼5车库、油品库、工具间及材料库m2136.8单层砌体结构6深井泵房m211.3单层砌体结构7污水处理装置m2120地下钢砼结构二主变及配电设备基础工程1开挖量m341802回填量m325863混凝土量m31632三配电设备构筑物1架构及支架混凝土量m3782钢材（222、型钢）t20四其它围墙m3568.4地质灾害治理本工程无重大危害工程建设的地质灾害，施工时仅需采取必要的防治水土 流失的施工方法或治理工程，其他无须进行治理。第九章施工组织设计9.1 施工条件9.1.1 本风场自然条件 蓬莱地处中纬度，属暖温带季风区大陆性气候，年平均气温 12.2，年平均日最高气温 16.6，年平均日最低气温 8.5，极端最高气温 38.7，极端最低气温-14.9，年平均降水量 664mm，年平均日照量 2852.2 小时，无霜期平 均 206 天，平均相对湿度 65%，年均风速 4.1 米/秒。9.1.2 工程所在地点和对外交通运输条件 某风电项目一期工程位于山东省某镇西南223、，地处胶东半岛北部，距离蓬莱市约 34km，距离济南市约 370km。风电场区域形状不规则，东西向约 10km，南北向 6km，海拔高度 30320m之间，占地面积约 26km2。龙口市至烟台市省级公路（S302 省道）从大柳行镇穿过，风场内公路与 S302 省道相通，交通运输十分便利，可通行大型平板运输车，完全满足本工程的场外 交通运输要求。9.1.3 风电场场区施工条件及力能供应 本工程的施工场地为山区，地质状况较好，风机附近有乡村路与省级公路相接，可以通过改造加以利用，因此场区内交通可以得到解决。施工所需水源、电源、通讯以及工程所需建材，可在蓬莱市或烟台市采购，当地周边力能供应可以 满足224、本工程施工。1、施工用电本期工程可从大柳行镇架设 10kV 输电线路接引，满足施工、生活用电需求。2、施工用水 施工用水水源可采用地下水。在升压变电站范围内打水源井一口进行取水，满足生产、生活使用要求。3、通讯 通讯线路可由最近的村落引接至风电场施工临时生活区内，以满足对外通迅；风场内部通讯采用无线电通讯方式解决；各风电机组位施工现场的外通讯，采用无线电对讲机来保持相互间的联系。4、建筑材料 施工所需砂、石、木材、油料等均可从大柳行镇物资部门购买；水泥、钢材等建筑材料可在蓬莱市或烟台市采购，所有的建筑材料采购后均可便捷地运输到场。9.1.4 本工程施工特点1、风机分散布置，施工点多，因此从管理225、方便及经济角度考虑，施工临建 宜集中布置；场地内可利用现有道路均需扩宽和平整，故新建施工及检修道路工 程量较大。2、在此多风地区，吊装大直径重型塔筒及超长叶片、较重机舱的要求较高。3、由于施工工作点多，宜加大机械投入，增加工作面，加快施工进度，以 利缩短工期，提前并网发电，减少投资。4、本次工程施工重点是吊装问题，施工中要注意配备合适的起吊设备和合 适的装配流程。9.2 施工总布置9.2.1 施工总布置原则 根据风电场建设投资大、工期紧、高空作业多、建设地点分散、施工场地移动频繁及质量要求高等诸多特点，遵循施工工艺要求和施工规范，保证合理工期，采用优选法和运筹学，施工总布置需按以下原则进行：1226、路通为先，通讯跟进的原则 首先开通风场区通向外界的主干路，然后按工程分期分段的次序，修建风力发电机组之间的支路。在修路的同时，在路面的内侧地下埋设好通讯电缆，以便 在施工时可能加以利用。2、分区划片，合理交叉的原则 由于风电场规模较大，风电机组布点范围大而分散，为了达到风电机组能分期分批投入运营，将整个风电场进行分区划片，合理安排先后的施工期限和顺序， 在每个施工分区划片中，工程项目及内容又区分轻重缓急，为此，需要合理安排 分部分项工程及工序作业。3、以点带面，由近及远的原则以一定数量的第一批风电机组的安装为试点，通过经验的总结和积累，逐步 从中心区域向两侧或一侧延伸施工，以更高的效率加快基227、础工程施工和机组的吊 装，在此之前要相应完成部分或全部的集中控制室控制设备的安装和输电外电网 的连接，以保障第一批风电机组吊装完成后能尽快投入运营发电。4、质量第一，安全至上的原则 风力发电机组的安装工程量、安装高度及吊装重量都相当大，而且安装质量要求高，高空作业难度大。为此，在全部工程实施的始终，都要贯彻执行“安全 第一、质量至上”的原则。5、节能环保、创新增效的原则 风电场的建设本身就是节约一次能源、保护环境和充分利用可再生能源风能的一项社会实践，但是，在风电场的建设中，对于具体的工程项目的实施，仍 然要遵循充分节约能源、切实保护环境的原则。在整个风电场建成运营后，更能 充分显示出开发新能228、源对人类所创造出的经济效益、社会效益和绿色环保效益。6、高效快速、易于拆除的原则 风电场的全部建（构）物，除地下基础工程采用钢筋砼外，地面以上的承重支撑系及围护结构昼设计成易于加工、易于拆装的标准构件，除能达到快速施工、 节约能源的目的外，还能达到易于拆除、易于清理的目的。总之，施工现场总平面布置的基本原则：能形成足够的满足施工需要的生产 能力，能极大的加快工程进度，能适应日益先进的企业管理需要，能满足当前生 产生活的基本水平，且平面上紧凑合理、工艺上符合流程、协调上快捷方便、用 地上精简节约、感观上文明整齐。9.2.2 施工用电本工程施工用电总负荷约 300kW，施工工场用电负荷约 200k229、W，临时生活区 用电负荷约 100kW。本风电场可从大柳行镇架设了一条 10kV 的输电线路到施工 现场，作为风电场用电电源，并安装 1 台 315kVA 变压器以可满足施工、生活用 电需求。由于风机塔筒基础施工比较分散，施工单位应自备 30kW 柴油发电机，解决 部分风机基础及其它工程基础施工用电问题。9.2.3 施工用水施工用水包括生产、消防用水和生活用水两部分，总供水量约 360m/d，其 中生产、消防用水为 300m，生活用水为 60m。现场施工生产、生活用水可在风 场施工区内打井取水。在生活区及混凝土搅拌站处各设一台 60m水箱储水。通过管道泵加压以满 足用于消防时的水头。站区水源管230、道按永临结合原则铺设正式管和消防栓，通过 管道泵加压以满足用于消防时的水头。施工承包商须配备至少 2 台水车往风场内 运水供砼搅拌及砼养护用水。9.2.4 场地平整土石方工程量 由于风电场内地质状况较好，检修道路在原地面上垫土碾压即可满足施工车辆通行的要求。风电机组基础所用施工场地，同样可以经过简单平整就可以满足现场施工要求。场地平整土石方开挖和回填量不大，可基本平衡。9.3 施工交通运输9.3.1 对外交通运输方案本风电场拟安装风力发电机组 25 台。根据风电机组主要设备的重量、外形 尺寸可通过公路运至风电场。9.3.2 场区内交通线路的规划、布置和标准1、场区内主干道 由于通往大柳行镇的省231、级公路从风场内穿过，路况良好，可作为场区内主干道。2、检修道路与施工道路检修道路的一般最小圆曲线转弯半径 40m。道路坡度考虑车辆长期行驶，不 宜过陡，路段坡度均控制在8%以下。在转弯处，路面要适当加宽，路面坡度要 减缓。根据风电场风力发电机组的布置，风电场的施工及检修道路主要服务于风 机的运输、安装及运营期的维护。检修道路为永临结合路，设计标准参照四级公路，路面采用泥结碎石路面，路面宽 3.5m，路基宽 4m，可满足对外运输条件和永久交通要求。场内道路局部可利用原有路，本设计暂按新建道路计工程量，新建场内施工 道路总长为 20.46km。具体施工道路布置见附图。9.4 工程征用地9.4.1 232、工程用地政策 本工程占用土地包括永久征地和临时征地。本工程依据国家有关规定征用国有土地，按规定向国土资源管理部门缴纳征地管理费用，同时缴纳国家规定应支付的其他费用。工程永久征地，支付给土地 原使用者相应的国有土地使用权转让费用。9.4.2 建设征地方案1、永久征地 永久征地包括风电机组基础（包括箱变）占地、升压变电站占地、输电架空线路塔架及电杆占地、进站道路占地。永久征地总面积为 32568.5m2。 风电机组基础（包括箱变）按 20m20m 范围征地，升压变电站按 87.6590m范围征地，进站道路按 4m 宽征地，线路铁塔及线杆 3m4m 范围征地。永久征地 面积见表 9-1。表 9-1永233、久征地面积汇总表序号项目数量单位征地范围永久征地面积（m2）1风机及箱变基础25 台20m20m100002110kV 升压变电站1 座87.65m90m7888.53进站道路3.1km4m124004线路铁塔及线杆190 基3m4m2280合计32568.52、临时征地临时征地包括施工中临时堆放建筑材料及加工厂占地、施工人员临时居住占 地、场内临时施工道路、风机设备临时储存场地、架空线临时通道、集电电缆占 地、风力发电机组吊装时的临时占地和其他施工过程中所需临时占地。临时征地 面积 217.2m2。临时征地面积详见表 9-2。表 9-2临时征地面积汇总表序号项目数量单位征地范围临时征地面积（234、m2）1安装场地25 台50m50m625002检修道路临时加宽部分20460m7.5m1534503架空线临时通道27100m2m542004混凝土搅拌站1处600m2600砂石料堆场1处1000m21000综合加工厂1处900m2900综合材料仓库1处1400m21400机械停放场1处800m2800维修车间1处700m2700设备仓库1处1100m21100生活福利设施1处1600m21600合计278246.679.4.3 土地使用费建设场地征用费标准：永久征地 9.6 万元/亩；临时征地 2000 元/亩/年。9.5 主体工程施工 风电场工程施工主要包括风力发电机组基础、箱式变电站基235、础的开挖、基础混凝土浇筑，110kV 升压变电站内土建工程施工，风力发电机组设备及其电气设 备的安装，机组箱变安装，直埋线缆的敷设，升压变电站内的电气设备安装，场 内道路修筑等。9.5.1 风电机组基础及箱式变电站基础施工1、基础开挖基础开挖过程中，首先采用小型反铲挖掘机，配合 132kW 推土机进行表层土 的清理，人工修整基坑边坡；底层石方开挖采用手风钻钻孔爆破，1m反铲挖掘 机配合 2m装载机开挖，沿坑槽周边堆放，部分土石方装 10t 自卸汽车运输用于 整理场地，人工修整开挖边坡。开挖完工后，应清理干净，进行基槽验收，根据 不同地质情况分别采取措施进行处理。2、基础混凝土浇筑 清理基坑，蛙236、夯机夯实后，先浇筑混凝土垫层，然后立模浇筑钢筋混凝土承台。所有混凝土均采用混凝土搅拌站集中拌制，8m混凝土搅拌运输车运输，采 用溜槽将混凝土送出，汽车吊辅助，插入式振捣器振捣。在混凝土施工过程中， 降雨时不宜浇筑混凝土，并尽量避免冬季施工，若需在冬季施工，应考虑使用热 水拌和、掺用混凝土防冻剂和对混凝土进行保温等措施。混凝土浇筑后须进行表面洒水保湿养护 14 天。立模浇筑钢筋混凝土承台，在风电机组基础混凝土浇筑过程中，应一次浇筑完成，对可能存在的施工缝应采取相应的处理措施。2、基础土方回填土方回填应在混凝土浇筑 7 天后进行。回填时应分层回填，电动打夯机分层 进行夯实，并预留沉降量。剩余土石方237、就近平整场地和修筑道路。9.5.2 升压变电站内土建工程施工站内主要布置有主控楼、生活楼、35kV 配电室、SVG 控制室、仓库、车库及 维修间、水泵房、水池、110kV 配电装置等生产及生活建筑物。主控楼、生活楼、35kV 配电室、SVG 控制室为框架结构，其余各建筑物为砖混结构，施工顺序大致 为：施工准备场地平整、碾压基础开挖地基处理基础施工砖墙砌筑、 框架柱梁浇筑梁、板、屋盖混凝土浇筑电气管线敷设及室内外装修电气设 备入室。具体施工要求遵照有关工民建施工技术规范执行。9.5.3 升压变电站内电气设备的安装 升压变电站内的设备基础施工结束后，进行构架吊装安装。柱脚与基础连接采用杯口插入式。238、构架就位后，用缆绳找正固定，然后进行混凝土二次灌浆。待混凝土达到一定强度后，才能拆除临时固定措施及横梁吊装。主变压器较重，大 型平板车运输至升压变电站后，采用人工方式就位。主变压器的安装程序为：施 工准备基础检查设备开箱检查起吊就位附件安装绝缘油处理真 空注油试验试运行。升压变电站站用备用电源与施工电源共用 10kV 电源，待 110kV 站倒送电后 再切入正式站用电系统。电气设备的安装必须严格安设计要求、设备安装说明、电气设备安装规程及 验收规范进行，及时进行测试、调试，确保电气设备的安装质量和试车一次成功。9.5.4 风电机组运输方法、安装施工技术要求及施工方法9.5.4.1 风电机组运输239、 本期的大件运输可以参照其他风电工程的运输经验，委托大件运输公司对设备进行运输。9.5.4.2 安装施工技术要求风力发电机吊装分为 5 道工序，整个塔架高 80m，安装前做好准备工作，然后进行下段、中 1 段、中 2 段、上段四部分分别吊装，安装完塔架后吊装机舱，再吊叶轮。1、准备工作 现场吊装前的准备工作是保证吊装质量、安全、进度的重要环节，必须十分重视。准备工作通常包括以下几点：1）、全面熟悉风力发电机组各吊装部件的有关资料。如机组的总图、各吊装 部件的数量、重量、体积、需吊装的高度、各部件的拼接方式等。2）、由制造厂运输到安装现场的各安装部件和零件在吊装前需进行检查。检 查的内容有：a、240、各安装部件和零件的规格和数量是否齐全，若缺少应立即补齐。 b、是否发生运输变形或损坏。若损坏应修复、若变形则应按设计要求予以矫正。 c、将所有安装部件和零件表面的泥土和油污清除干净。3）、基础及基础段的检查： 基础不论是现浇还是预制，在吊装前，除了查阅基础验收记录外，对其结构、座标、水平面等应进行详细的检查，是否符合设计要求。并将基础段内的残留物 清除干净，不得有任何杂物。2、吊装安装措施1）、吊装施工时间要尽量安排在风速不大的季节进行。吊装塔身下段、中段 时风速不得大于 12m/s。吊装塔身上段、机舱时风速不得大于 8m/s。吊装轮毂和 叶片时风速不得大于 6m/s。2）、有大雾、能见度低于241、 100m 时不得进行吊装。3）、塔身上段与机舱要连续安装，当天完成，避免夜间停工期间刮起大风造 成设备损坏。4）、施工人员必须具有相关施工的资格操作证书并严格遵守电力工程施工安 全规程要求。9.5.4.3 施工方法1、塔筒安装本工程共安装塔筒 25 套，塔筒分下段、中 1 段、中 2 段、上段四段。塔筒 采用分段吊装，下塔筒就位后，需进行二次灌浆，养护期满后才能进入下一个吊 装工序。安装完塔筒后再吊装发电机机舱，然后再吊装叶轮组件。塔筒由四部分 组成，每两部分之间用法兰盘连接。塔筒分段运输至现场后，在现场将塔筒内的配件安装后，方可进行塔筒吊装。在现场保存时应注意放置于硬木上，并防止其滚动，存242、放场地应尽可能平整无斜坡。必须在现场检查塔筒及其配件在运输中是 否损坏，任何外表的损伤都应立即修补。在塔筒安装前还应清除基础环双法兰上 的尘土及浇筑混凝土的剩余物，尤其是法兰及各连接部位，不允许有任何锈蚀存 在。基础混凝土终凝后，在塔筒安装前检查基座，采用水准仪校正基座的平整度， 确保在整个安装过程中的施工安全及施工质量。设备吊装高度处，吊装塔筒时最 高风速小于 10m/s，吊装叶片时最高风速小于 6m/s。用大型运输车辆将四节塔筒由制造厂运输到安装现场，摆放在吊车的旋转起 吊半径范围内。塔筒的两端用方木垫起，并将塔筒的两侧固定好，防止塔筒发生 滚动。塔筒在吊装前要将电源控制柜、塔筒内需布设的243、电缆及结构配件全部在塔 筒内固定完毕。每节塔筒采用双机抬吊，四节塔筒分别由下至上逐节安装，调整 好位置后，再将螺栓紧固。施工可采用 500t 履带吊为主吊，100t 汽车吊作为辅 助。2、机组安装 风电机组安装应在厂家专门技术人员的指导下进行，安装过程如下：1）、施工准备 由于风电机组安装工作由大、小两台吊车联合作业，为了保证吊车吊臂在起吊过程中不碰到塔筒，应保证起重机吊装时有足够的吊装工作空间，在进场公路 旁应有存放零配件或小型吊车的足够场地。2）、机舱的安装 吊装机舱前，要将主吊车停在旋转起吊允许半径范围内，按照厂家技术文件要求，将机舱的三个吊点专用工具与吊车的吊钩固定好。并将人拉风绳在机244、舱两 侧固定好后，保持机舱底部的偏航轴承下面处于水平位置。先将机舱吊离地面1020cm，检查吊车的稳定性、制动器的可靠性和绑扎点的牢固性。待上述工作 完成并检查无误后，方可起吊。提升过程中，应保持机舱水平，如果产生较大的倾斜，应将机舱重新放下， 矫正后再起吊。安装机舱时，需 2 名装配人员站在塔筒平台上，机舱由吊车提升，并由人工牵引风绳，应绝对禁止机舱与吊车及塔筒发生碰撞。机舱与塔筒顶法兰在空中进行对接，机舱慢慢落下时，可用螺栓与垫圈先将后面固定，然后将所有螺栓拧上。 完成以上步骤后，继续缓慢落下机舱，但应使吊钩保持一定拉力。机舱完全坐在塔筒法兰盘上，以保证制动垫圈位于塔筒法兰盘的中心。当所 245、有螺栓紧固力矩达到要求后，方可将吊车和提升装置移走。3）、叶片安装 风轮组装需要在吊装机舱前完成。在地面上将三个叶片与轮毂连接好，并调好叶片安装角。 叶片和轮毂安装前，应注意：在运输时，为了防止叶片与地面的接触，应使用运输支架将其固定。每个叶片的排列之间必须保证相隔足够的距离，特别是叶 尖与车板面之间至少距离 40cm。风速是影响风电机组安装的主要因素，设备吊装高度处，吊装塔筒时最高风 速小于 10m/s，吊装叶片时最高风速小于 6m/s。必须对叶片和轮毂进行全面的检查，以查明其在运输过程中有否损坏。禁止 不经全面检查就直接安装叶片。在叶片和轮毂安装前，还应对叶片法兰和轮毂法 兰进行清洗。按照246、技术文件要求，在每支叶片的中部用可调整支架将叶片支撑起 来，然后进行调整和组装。安装时采用 2 台吊车（1 台主吊为 500t 履带吊车，1 台辅吊为 100t 汽车吊） “抬吊”，并由主吊车吊住上扬的两个叶片的叶根，完成空中 90翻身调向， 撤开副吊后与已安装好在塔筒顶上的机舱风轮轴对接。吊装叶片和轮毂时，为了 避免叶片在提升过程中摆动，采用圆环绳索分别套住三片叶片，36 名装配人 员在地面上拉住。叶片在提升过程中，禁止叶片与吊车、塔筒、机舱发生碰撞， 应确保绳索不相互缠绕。安装结束后可将叶片的安装附件移走，并清理安装现场。风力发电机组安装示意图见图 9-1。底塔安装机舱安装叶片吊装叶片安装247、图 9-1机组安装示意图1189.5.5 箱式变电站安装1、安装前的准备 箱变开箱验收，检查产品是否有损伤、变形和断裂。按装箱清单检查附件和专用工具是否齐全，在确认无误后，方可按厂家技术要求进行安装。2、箱式变电站安装 箱式变采用汽车吊吊装就位。施工吊装要考虑到安全距离及安全风速。吊装就位后要即时调整加固，确保施工安全及安装质量。在安装完毕后，按国家有关 试验规程进行交接试验。3、输电架空线路安装 从每一个发电机组到变电站的输电线路均为输电架空线路，塔架及电杆土建施工结束后，即可分区安装线缆。 所有动力电缆、控制电缆和光缆安装，应按设计要求和相关规范施工。分段施工，分段验收。每段线路要求在本段248、箱变安装前完成，确保机组的试运行。9.6 施工总进度9.6.1 施工总进度设计原则1、设计进度以开工后“计划工期”排序，不包含冬季停工期。按第1年1 月 1 日开始安排，计划总工期为 12 个月。2、风电机组安装用吊车安装，根据其施工方法，并参照已有工程的经验， 安装一套风电机组（包括安装设备组装、拆卸、移位等），约每台 34 天。3、风力发电机组的安装，应在基础混凝土浇筑完工后 1 个月后开始考虑。4、每个机组的电气设备安装、箱式变电站和输电线路在风力机组安装前完 成，满足风电机组安装后即可并网发电的要求。5、风电场 110kV 升压变电站土建施工、电气设备安装及调试等应与机组安 装相协调安249、排工期，确保风机安装后及时送电上网。6、单台风电机组安装完工后，风电机组的调试约 23 天。9.6.2 分项施工进度安排1、施工准备从第 1 月 1 日开始，首先完成水、电线路安装，确保水、电的 及时供应。同时开始场内施工管理区的建设及场内道路的修建。第 3 月底前完成 场地平整、水电安装及临时房屋等设施的修建。场内道路的修建按照先场外后场内，先主干后分支的原则修建。场内道路的修建进度必须满足发电机组基础施工进度的要求。2、风电机组基础的施工是工期控制性工序，因此应尽可能投入较多的机械 同时施工。本施工进度计划按 3 组机械在 3 个工作面同时作业考虑。每个风电机 组的土建施工期按 15 天考250、虑。计划从第 2 月第 1 日开始，第 7 月第 15 日前完成。3、在施工风电机组基础的同时，应同时或提前完成每个机组的箱变基础施 工。计划从第 4 月第 1 日开始，第 8 月底 15 日前完成。4、从升压变电站到每一个机组的架空线路应在工程前期完成，确保每台机 组安装后即能马上并网发电。计划从第 6 月第 1 日开始，8 月月底前完成。5、110kV 升压变电站的施工应在工程前期尽快完成，确保第一台风电机组 安装后能并网发电和调试。计划从第3月1 日开始，第 9 月月底前完成完成站内 所有土建及设备安装、调试工作。6、由于 500t 吊车在安装机组设备时，必须占用场内道路。为避免施工干扰251、， 需将风电机组划分为 3 个区域施工，第一个区域内的风电机组基础施工全部完成 后进行机组塔筒及机电设备的安装，然后再进行第二、第三个区域连续安装施工。 计划从第 7 月第 10 日开始，第 12 月第 10 日前所有 25 台风电机组安装调试完毕。7、第 12 月中旬前完成监控系统联调及试运行，最后一个月为调试验收时间。9.6.3 施工控制进度 本工程施工控制进度为：1、第 2 月第 1 日起进行风力发电机基础施工到第 7 月第 15 日完工。2、塔筒及风力发电机组的安装及调试工程从第 7 月第 1 日开始，到第 12 月 第 10 日，25 台风电机组全部安装结束。施工总进度图见附图。9.252、6.4 附表和附图1、主要施工机械设备汇总表110表 9-3主要施工机械设备汇总表序号机械名称规格型号单位数量1挖掘机1 m台22装载机2 m台23推土机132kW台24自卸汽车10t台25手扶式振动碾压机台26吊 罐6 m个27光轮压路机25tYZ25台28混凝土搅拌站75 m/h座29插入式振捣器1.11.5kW台910混凝土搅拌运输车8m台511空压机9m/min台212吊车500t台113汽车式起重机100t台114水车8m台215移动式柴油发电机30kW台216平板拖车台22、施工主要经济技术指标表表 9-4施工主要经济技术指标表序号项目单位指标1总工期月182高峰劳动力人2503平253、均劳动力人2004施工高峰用电kW/天2005施工高峰用水m/天3203、施工总进度图图 9-2施工总进度图122第十章工程管理设计10.1 工程管理机构的组成和编制 某风电项目一期工程装机容量为 49.8MW，在风电场附近配套建造一座 110kV 升压变电站。风电场建成后，场内风力发电机组及其配套的 电气设备与 110kV 升压变电站实行统一管理，由投资方在当地成立的项目管理公 司进行统一运营管理。根据生产和经营需要，结合风力发电机组自动化程度高及现代风电场运行特 点，遵循精干、统一、高效的原则，对运营机构的设置实施企业管理。参照原能 源部颁发的能源人（1992）64 号文“关于印发新型电厂254、实行新管理办法的若干 意见的通知”，及原电力部颁发的电安生（1996）572 号文件“关于颁发电力 行业一流水力发电厂考核标准（试行）的通知”的意见，结合新建风电场工程 的具体情况，本风电场和 110kV 升压变电站按“无人值班、少人值守”的原则设 计。10.1.1 工程建设期间 工程建设期间投资方的主要工作包括：建设资金筹措与管理，办理土地占用手续，工程设计招标及合同签订，设备招标及合同的签定，建筑、安装施工及监理招标及合同签订，工程施工管理、工程预结算等。 根据本工程建设的工作对象构成，建议工程管理机构采用直线职能制结构：总经理副总经理145计划财务设备采购工程管理综合管理职员职员职员职员255、计划财务：负责建设项目的资金筹措，建设项目费用预算、支付和结算；参与建设项目的管理和设备招标采购的管理。 设备采购：负责建设项目设备的采购招标，签订设备采购合同，设备合同管理；设备运输与保险，设备现场保管。工程管理：负责项目建设的建筑施工、安装招标，签订施工合同，施工合同 管理；工程项目的设计管理，签订工程设计合同，设计合同管理；工程建设质量 管理；工程项施工现场管理。综合管理：负责上述职能以外的项目建设综合管理。包括：工程建设信息管 理，协调建设项目与外部的关系，建设项目管理机构的内部管理。10.1.2 工程运营期间 本风电场工程机构和人员编制本着精简、高效的原则设置。项目公司计划设置管理人256、员 3 人，人员构成如下：总经理 1 人，会计 1 人，出纳 1 人。项目运行部将根据专业化、属地化原则组建，部分管理人员和全部运行维护人员通过考试 在项目当地选拔。运行部计划设置 17 人，人员构成如下：运行值长 1 人，负责 风电场安全生产、经济运营等全面工作；运行副值长 1 人，协助运行值长负责安 全管理和生产技术管理等工作；运行人员 10 人，实行四值三运转，负责风电场 的安全运行生产；检修维护人员 4 人，分机械和电气，负责风电场设备维护检修 等工作；综合办公室 1 人。风电场的运行人员应受过相关专业的中高等教育，并 参加国内或国外的有关技术培训，有实际操作经验并取得专业考试合格证书257、。全场定员标准为 20 人。风电场的机组大修可采用外委方式，以减少风电场 的定员。10.2 工程管理范围 施工期间整个工地分为施工区和生活区，施工区主要为风机布置区。项目公司、监理单位、承包商均在现场办公，生活区主要设在升压变电站临时建筑内。 完工后，结合总体的功能分区和交通流线组织，将生活区和生产区分隔，升压变电站分为相对独立的部分。 工程实施由项目公司通过招标确定监理公司及承包商，工程管理模式采用总承包的模式。管理范围包括本项目的设计、采购、施工和调试，直至交钥匙给运 营部门。10.3 主要生产生活设施1、生产、生活区主要设施规划 本项目的生产、生活区全部安排在风电场及其生压变电站内，将分258、为风电场生产区及变电站生产办公、生活区两部分，以便于管理和功能完善。2、所用电源及备用电源本风电场的生产、生活电源来自 110kV 升压变电站的站用电，备用电源从系 统外接，拟采用保留一路施工用电线路作为备用电源。正常时全站电源由 35kV 母线提供，事故或风机停运时，由站外提供电源。3、生产、生活供水设施及供水方式 生活供水系统包括站外和站内供水系统。 站外供水系统是通过运水车向升压变电站内的生活水箱补水。 站内供水是在站内或站外钻探地下水作为站内生活水源。站内供水系统由生活水箱、全自动稳压供水装置和供水管道组成，为一套独立的供水系统。从生活 消防水泵房中接出 1 根生活给水干管，向升压变电259、站内的主控楼、生活楼等建筑 物供生活用水。生活给水管网的压力靠全自动稳压供水设备维持。4、工程管理区绿化规划 升压变电站进站道路两侧及围墙周围种植油松；主控楼前的广场内布置花坛，广场周围种植低矮灌木；110kV 配电室装置场地局部铺设植草砖，其中有裸 土处均铺设植草砖。5、工程管理内部通信和外部通信的方式和设施 风电场内巡视和检修采用对讲机实现场内通信。 在风电场升压变电站内设数字程控用户交换机一台（带 ADSL 功能），用于行政通信。10.4 风电场运营期管理设计 本期风电场工程运营管理均由运行管理部统一管理，所有人员均应具备合格资质，有一专多能的专业技能，主要运行岗位值班员应有全能值班员水260、平。设备 运行实行集中控制管理，设备检修实行定点检修管理。10.4.1 运营方案 本风电场运营主要涉及运行生产、经营管理和生产辅助等项工作，风电场运行管理人员的生产管理和生活基地均设在升压变电站内。10.4.1.1 安全管理工作 风电场总经理是风电场安全生产第一责任人，对风电场安全负全责。安全员负责日常安全培训，各项检修工作中安全措施检查。风电场在严格执行“两票三制”（两票是指工作票和操作票；三制是指交接班制度、设备巡回检查制度、 设备定期切换试验制度）的同时，积极推选“危险点预控”和“工序卡”制度， 把安全生产工作做严做细，逐步规范检修程序，实现程序化作业，杜绝违章作业。10.4.1.2 检261、修维护工作1、在风电机组生产厂家提供的维护手册基础上，结合项目所在地的具 体情况，增加相应维护内容，并把例行维护安排在风力较弱的月份，不仅利于维 护工作的开展，而且减小了电量损失。树立“小风勤维护，大风抢电量”、“维 护重于检修”的意识，力保机组较高的等效可得用小时数和良好的健康水平。2、在消化吸收检修手册、运行手册等内容的前提下，从实践出发， 编制风电厂作业指导书、现场运行规程，逐步实现程序化检修，制定检修 标准、规范检修步骤，做到“应修必修、修必做好”。3、在故障检修中，提高检修质量，缩短故障时间，减少故障停机时数。并 采用“条形码”巡视方法，不仅能够做到巡视到位，及时掌握设备的运行状况，262、 及早发现隐患，及时处理，有效避免故障的扩大。10.4.1.3 采用的其他措施1、从风电场运行的经验来看，风电机组最难处理的是大部件的损坏。原因 其一是这些部件占用资金较大，不易常备；其二是一旦出现故障，检修时间长， 电量损失大。针对这一问题，应采用定期检查法，即：第 12 年聘请专业人员 逐台检查齿轮箱、轴承的工作状况；平均每 12 年停机检查桨叶的状况，尽早 发现问题，“有备而战”，把事故消灭在萌芽状态。2、推广技术监督在风力发电行业中的运用。依据电力行业的 9 项技术监督 标准，在风电厂开展油品、金属、电测等项目的技术监督工作，保证齿轮箱油、 螺检、工器具等的正常工作状态，避免发生倒塔、263、齿轮箱故障等恶性事件的发生。3、定期清洗浆叶，增加电量水平。4、在风电场主接线设计时，采用灵活的接线方式，使变压器能够经济运行， 减少夏季及风力较弱时的变损，降低厂用电率，增加上网电量。5、风力发电与天气的变化紧密相关，风力可带来经济效益也会损坏设备， 这就要求我们做好事故预想工作。把困难及不利因素考虑周全，制定防雷击、防 沙尘暴等恶劣天气的事故预案，力保风机在恶劣天气下安全。0.4.2 运营标准现行国家有关风力发电场运行、维护内容和方法的电力行政法规和法规性文 件是：风力发电场运行规程，DL/T666 1999；风力发电场安全规程，DL/T796 2001；风力发电场检修规程，DL/T797264、 2001。 这些规程给出了对风力发电场运行和检修的要求，规定了正常运行、维护的内容和方法以及事故处理的原则和方法。本项目严格执行国家有关安全运行管理 的规定，并根据本项目特点制定更加具体的运行和维护的操作规程。10.4.3 运营管理方法及规程10.4.3.1 风电场运营管理的特点1、风电场的运行管理工作涉及的专业较多：包括电力、电子、机械、空气 动力、计算机过程控制及企业经营管理等，风电场管理工作（技术）方面相对复 杂。2、风电场地理位置相对偏远，风机分布相对分散，风机运行环境恶劣（高 温、高风速、雨雪、冰冻、雷电等），风电场管理工作相对困难。3、在国内风电场的运行管理没有科学、系统的管理理265、论及方法，风电场管 理工作需要不断地探索、创新、积累科学的管理经验和方法。4、新技术、新机型发展速度较快，解决备品备件的优化供应及设备对风电 场的经济运行管理非常重要。备品备件是保证风电项目可持续运营发展的重要保 证，风电场可持续运营发展需要考虑的问题复杂。5、影响风电场运营经济效益的因素复杂，风电场运行管理的经济技术评估 方法及标准需要建立科学的管理体系和办法。10.4.3.2 风电场运营管理的模式 风电机组日常运行维护及小修由风电场运行维护人员负责，大修外委。10.4.3.3 对运行人员的基本要求1、风电场的运行人员必须经过岗位培训，考核合格，并且健康状况符合上 岗条件；2、熟悉风电机组的266、工作原理及基本构造；3、掌握计算机监控系统的使用方法；4、熟悉风电机组各种状态信息，故障信号及故障类型，掌握判断一般故障的原因和处理方法；5、熟悉操作票、工作票的填写以及有关运行检修规程的基本内容；6、能统计计算风电场的容量系数、利用时数、故障率等。10.4.3.4 正常运行和维护 风电机在投入运行前应具备的条件：1、电源相序正确，三相电压平衡；2、偏航系统牌正常状态，风速仪和风向标处于正常运行的状态；3、制动和控制系统液压装置的油压和油位在规定范围；4、齿轮箱油位和油温在正常范围；5、各项保护装置均在正确投入位置，且保护定值均与批准设定的值相符；6、控制电源处于接通位置；7、控制计算机显示处267、于正常运行状态；8、手动启动前叶轮上应无结冰现象；9、在寒冷和潮湿地区，长期停用和新投运的风电机组在投入运行前应检查 绝缘，合格后才允许启动；10、经维修的风电机组在启动前，所有为检修而设立的各种安全措施应已拆 除。10.4.3.5 风电机组的启动和停机1、风电机组的启动和停机有自动和手动两种方式；2、风电机组应能自动启动和停机。风电机组的自动启动：风电机组处于自 动状态，当风速达到启动风速范围时，风电机组按计算机程序自动启动并入电网； 风电机组的自动停机：风电机组处于自动状态，当风速超出正常运行范围时，风 电机组按计算机程序自动与电网解列、停机；3、风电机组的手动启动和停机。手动启动和停机的268、四种操作方式：主控 室操作：在主控室操作计算机启动键或停机键；就地操作：断开遥控操作开关， 在风电机组的控制盘上，操作启动或停机按钮，操作后再合上遥控开关；远程 操作：在远程终端操作启动键或停机键；机舱上操作：在机舱的控制盘上操作 启动键或停机键，但机舱上操作仅限于调试时使用；4、凡要手动停机操作后，须再按“启动”按钮，方能使风电机组进入自启动状态；5、故障停机和紧急停机状态下的手动启动操作。风电机组在故障停机和紧 急停机后，如故障已排除且具备启动的条件，重新启动前必须按“重置”或“复 位”就地控制按钮，才能按正常启动操作方式进行启动。10.4.3.6 风电场运行监视1、风电场运行人员每天应按269、时收听和记录当地天气预报，作好风电场安全 运行的事故预想和对策；2、运行人员每天应定时通过主控室计算机的屏幕监视风电机组各项参数变 化情况；3、运行人员应根据计算机显示的风电机组运行参数，检查分析各项参数变 化情况，发现异常情况应通过计算机屏幕对该机组进行连续监视，并根据变化情 况做出必要处理。同时在运行日志上写明原因，进行故障记录与统计。10.4.3.7 风电场的定期巡视1、运行人员应定期对风电机组、风电场测风装置、升压变电站、场高压配 电线路进行巡回检查，发现缺陷及时处理，并登记在缺陷记录本上；2、检查风电机组在运行中有无异常响声、叶片运行状态、偏航系统动作是 否正常，电缆有无绞缠情况；3270、检查风电机组各部分是否渗油；4、当气候异常、机组非正常运行或新设备投入运行时，需要增加巡回检查 内容及次数。10.4.3.8 风电机组的检查维护1、风电机组的定期登塔检查维护在手动“停机”状态下进行；2、运行人员登塔检查维护应不少于两人，但不能同时登塔；运行人员登塔 要使用安全带、戴安全帽、穿安全鞋；零配件及工具必须单独放在工具袋内，工 具袋必须与安全绳联结牢固，以及坠落；3、检查风电机组液压系统和齿轮箱以及其他润滑系统有无泄漏，油面、油 温是否正常，油面低于规定时要及时加油；4、对设备螺栓应定期检查、紧固；5、对液压系统、齿轮箱、润滑系统应定期取油样进行化验分析，对轴承润 滑点定时注油；6271、对爬梯、安全绳、照明设备等安全设施应定期检查；7、控制箱应保持清洁，定期进行清扫；8、对主控室计算机系统和通信设备应定期进行检查和维护；10.4.4 异常运行和事故处理10.4.4.1 风电场异常运行与事故处理基本要求1、当风电场设备出现异常运行或发生事故时，值班长应组织人员尽快排除 异常，恢复设备正常运行，处理情况记录在运行日志上；2、事故发生时，应采取措施控制事故不再扩大并及时向有关领导汇报，在 事故原因查清前，运行人员应保护事故现场和损坏的设备，特殊情况例外（如抢 救人员生命），如需立即进行抢修的，必须经领导同意；3、当事故发生在交接班过程中，应停止交接班，交班人员必须坚守岗位、 处理272、事故，接班人员应在交班值班长指挥下协助事故处理，事故处理告一段落后， 由交接双方值班长决定，是否继续交接班；4、事故处理完毕后，当班值班长应将事故发生地经过和处理情况，如实记 录在交接班簿上。事故发生后应根据计算机记录，对保护、信号及自动装置动作 情况进行分析，查明事故发生的原因，并写出书面报告，汇报上级领导。10.4.4.2 风电机组异常运行及故障处理1、异常情况的报警信号，运行人员要根据报警信号所提供的部位进行现场 检查和处理：1）、液压装置油位及齿轮箱油位偏低，应检查液压系统及齿轮箱有无泄漏， 并及时加油恢复正常油面；2）、测风仪故障：风电机组显示输出功率与对应风速有偏差时，检查风速仪、273、 风向仪的传感器有无故障，如有故障则予以排除；3）、风电机组在运行中发现有异常声音，应查明响声部位，分析原因，并做 出处理。2、风电机组在运行中发生设备和部件超过运行温度而自动停机的处理 风电机组在运行中发电机温度、可控硅温度、控制箱温度、齿轮箱油温、机械动刹车片温度超过规定值均会造成自动停机。运行人员应查明设备温度上升原 因，如检查冷却系统、刹车片间隙、刹车片温度传感器等，待故障排除后，才能再启动风电机组。3、风电机组液压控制系统油压过低而自动停机的处理 运行人员应检查油泵工作是否正常，如油压不正常，应检查油泵、油压缸及有关阀门，待故障排除后再恢复机组自启动。4、风电机组因偏航故障而造成自动274、停机的处理 运行人员应检查偏航系统电气回路、偏航电动机与偏航传感器工作是否正常，电动机损坏应予更换，对于因偏航传感器故障致使电缆不能解缆的应与处理， 待故障排除后再恢复自启动。5、风电机组转速超过极限或振动超过允许振幅而自动停机的处理 风电机组运行中，由于叶尖制动系统或变桨系统失灵会造成风电机组超速；机械不平衡，则造成风电机组振动超过极限值。以上情况发生均使风电机组安全 停机。运行人员应检查超速、振动的原因，经处理后，才允许重新启动。6、风电机组运行中发生系统断电或线路开关跳闸的处理 当电网发生系统故障造成断电或线路故障导致线路开关跳闸时，运行人员应检查线路断电或跳闸原因（若逢夜间应首先恢复主275、控室用电），待系统恢复正常， 则重新启动机组并通过计算机并网。7、风电机组因异常需要立即进行停机操作的顺序1）、利用主控室计算机进行遥控停机；2）、当遥控停机无效时，则就地按正常停机按钮停机；3）、当正常停机无效时，紧急停机按钮停机；4）、仍然无效时，拉开风电机组主开关或连接此台机组的线路断路器。10.4.4.3 风电场事故处理1、发生下列事故之一者，风电机组应立即停机处理：1）、叶片处于不正常位置或相互位置与正常运行状态不符时；2）、风电机组主要保护装置拒动或失灵时；3）、风电机组因雷击损坏时；4）、风电机组因发生叶片断裂等严重故障时；5）、制动系统故障时。2、当机组发生起火时，运行人员应立276、即停机并切断电源，迅速采取灭火措 施，防止火势蔓延；当机组发生危及人员和设备安全的故障时，值班人员应立即断开该机组线路侧的断路器。3、风电机组主开关发生跳闸，要先检查主回路可控硅、发电机绝缘是否击 穿，主开关整个运作值是否正确，确定无误后才能重合开关，否则应退出运行进 一步检查。4、机组出现振动故障时，要先检查保护回路，若不是误动，应立即停止运 行做进一步检查。第十一章环境保护和水土保持设计11.1 环境保护11.1.1 设计依据11.1.1.1 国家环境保护行政法规和法规性文件中华人民共和国环境保护法（1989.12）；中华人民共和国大气污染防治法（2000.4）；中华人民共和国水污染防治法277、（1996.5）；中华人民共和国固体废物污染环境防治法（1995.10）；中华人民共和国环境噪声污染防治法（1996.10）；中华人民共和国环境影响评价法（2002.10）；国务院关于环境保护若干问题的决定国发(1996) 731 号；建设项目环境保护管理条例国发(1998；风电场工程建设用地和环境保护暂行办法(发改能源20051511 号)；规划环境影响评价条例 （2009.10）11.1.1.2 国家或部颁标准环境空气质量标准（GB3095-1996）的二级标准；地面水环境质量标准（GB3838-2002）的类标准；地下水环境质量标准（GB3838-2002）的类标准；农田灌溉水质标准（G278、B5084-1992）中的水作物标准；土壤环境质量标准（GB15618-1995）中二级标准；大气污染物排放标准（GB16297-1996）中二级标准；污水综合排放标准（GB8978-1996）中一级标准；工业企业厂界噪声标准（GB12348-1990）II 类标准；建筑施工厂界噪声限值（GB12523-1990）；一般工业固体废物贮存、处置场污染控制标准（GB18599-2001）。11.1.2 区域环境概况11.1.2.1 自然环境1、地理位置蓬莱市位于山东半岛最北端，濒临渤、黄二海，东接烟台，与福山区接壤，距烟台市 70km，北与庙岛群岛和辽东半岛的大连市隔海相望，西邻龙口市，南 接栖霞279、市，北濒黄、渤二海，与长岛县隔海相望。某风电项目一期工程位于山东省某镇西南，地 处胶东半岛北部，距离蓬莱市约 34km，距离济南市约 370km。2、地形地貌 蓬莱地势南高北低，南部为山区，中部和北部为低山、丘陵，沿海及河流中下游有小片平原和洼地，属低山丘陵地貌类型。山地占 31.36，丘陵占 48.29，平原占 20.35。艾山海拔最高，为 814 米，是蓬莱、栖霞两市界山。除艾 山外，境内海拔 500m 以上的山有 9 座，海拔 300500 米的山有 65 座。境内河 流多为季节性间歇河，源短流急，自南向北注入渤海、黄海。长度超过 3 公里的 河流 92 条，其中流域面积大于 30 平方280、公里的 10 条。山麓及河流中下游、滨海 地区有小片平源。3、土壤及土质 蓬莱属鲁东丘陵的组成部分，境内多丘陵山地。南部多为丘陵山地，岩石结构为玄武岩。全市土壤分为棕壤、褐土、潮土、风沙土四个土类，棕壤性土、棕 壤、潮棕壤、褐土性土、褐土、淋溶褐土、潮土、盐化潮土、湿潮土、半固定风 沙土十个土壤亚类，及十九个土属，一百九十一个土种。其中以棕壤性土亚类面 积最大，广泛分布于市内南部及中部龙山、世山、雨山周围低山性好，根系分布 广，土壤矿物质含量丰富，尢其磷、钾、铁元素含量丰富。潮土土类和潮棕壤亚 灰分布海滨缓平地，土壤表层屑粒及碎块状，孔隙多，透气性好，。4、气候及气象特征 蓬莱地处中纬度，属暖281、温带季风区大陆性气候，年平均气温 12.2，年平均日最高气温 16.6，年平均日最低气温 8.5，极端最高气温 38.7，极端 最低气温-14.9，年平均降水量 664mm，年平均日照量 2852.2 小时，无霜期平 均 206 天，平均相对湿度 65%，年均风速 4.1 米/秒。5、物产资源矿产资源种类较多，总量较为丰富。能源矿产有煤、地下热水 2 种；金属矿 产有铁、岩金、砂金、银、铜、铅、锌、钼等 8 种；非金属矿产有滑石、白云岩、萤石、石墨、石英砂、磷矿、硫铁矿、水泥用石灰岩、水泥用大理岩、火山渣、透辉石、透闪石、长石、石英、高岭土、饰面大理岩、饰面花岗岩、玄武岩、膨 润土等 37 种282、。蓬莱市盛产花生、玉米、小麦；苹果、大樱桃、葡萄、梨、桃等各种水果； 对虾、海参、鲍鱼、扇贝、真鲷、牡蛎、牙鲆、海带、紫菜等海产品。11.1.3 社会环境蓬莱全市辖 7 个镇 5 个办事处，584 个行政村（居委会）。2008 年底全市总 人口 44.6 万人，其中非农业人口 13.96 万人。2008 年全市实现国内生产总值 170 亿元，同比增长 23.5%。11.1.4 环境影响分析与评价11.1.4.1 风电场施工期对环境的影响1、工程占地对土地利用的影响 本工程的建设用地包括永久用地和施工临时用地两部分。风电机组安装施工结束后，应及时对施工碾压过的土地进行人工洒水，使土壤自然松，按原283、来的地 貌选择合适的草种或树木进行恢复性种植。在恢复期间注意保护，减少人畜和车 辆的影响。2、对水土流失的影响 风电场施工现场风速较大，开挖、回填等施工活动，将会增加土壤的风蚀程度。场内道路平整后要进行压实处理，并及时对施工碾压过的土地进行人工洒水， 使土壤自然疏松，按原来的地貌选择合适的草种或树木进行恢复性种植。因此， 本项目施工活动对水土流失的影响应该很小。3、对声环境的影响 产生噪声的施工项目，主要为风机基础土方开挖和回填、基础浇筑、机组设备运输安装等。工程开工后仍应严格执行有关的条例、规定，使施工场地边界处 的噪声值达到建筑施工场界噪声限值（GBl2523-90）中的有关标准。另外， 284、施工运输卡车也将增大道路的交通噪声，卡车进场声级达 90dB（A）以上，虽然 车辆运输利用现有公路，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。本工程施工作业均安排在白天，风机距离村庄不小于 500m，因此，施工噪声主要对现场施工人员产生影响，对周边居民声环境的影响很小。4、施工期大气污染 本工程施工期大气污染源主要是施工开挖、交通运输等，产生的主要大气污染物为扬尘。本工程施工规模小，施工相对简单，工期短，施工开挖、交通运输 扬尘时间也较短，施工期影响是短期的、暂时的、局部的，产生的大气污染对该 地区环境空气质量285、不会产生质的影响。11.1.4.2 风电场潜在的电磁辐射影响110kV 升压变电站电磁辐射磁感应强度远低于评价标准 0.1mT，不会对周围 环境产生不良影响。11.1.4.3 对地表水环境的影响1、施工期影响 工程施工生产废水主要由混凝土运输车、搅拌机和施工机械的冲洗、混凝土养护以及机械修配、汽车保养等产生，但总量很小。而且废水产生时段主要集中 在施工前期风电机组和箱变基础施工时段，地段分散，产生时间也是不连续的， 基本不会形成水流，在排放后自然蒸发。因此，施工期基本上没有生产废水的排 放，相应对环境也不会产生不利影响。2、运营期影响 风电场运行期用水，主要是现场运行维护与管理人员生活用水，没286、有生产用水。运营期生活用水，建议在主控楼外建两座地埋式一体化污水处理站，处理后 的污水用于灌溉草场和绿化。11.1.4.4 固体废弃物对环境的影响 风电场施工开挖、回填后的剩余量将就地用于场地平整，最终不产生弃渣。因此，施工固体废弃物主要是施工人员产生的生活垃圾。应将生活垃圾清运至附 近的生活垃圾处理场进行妥善处置。11.1.4.5 对侯鸟迁徙的影响 风电场所在区域不属于湿地和自然保护区，也不是侯鸟迁徙路线，因此对侯鸟迁徙没有影响。11.1.5 环境保护措施11.1.5.1 生产废水对于生产产生的废水主要是在施工区铺设排水管线，将生活污水和生产废水收集经处理后再进行排放。11.1.5.2 大气287、质量保护 工程施工段具体保护措施如下：1、运输车辆应实行限速行驶（以不超过 15km/hr 为宜），以防扬尘过多；2、尽量使用低能耗、低污染排放的施工机械、车辆，对于排废气较多的车 辆，应安装尾气净化装置。应尽量选用质量高、对大气环境影响小的燃料。要加 强机械、车辆的管理和维修保养，尽量减少因机械、车辆状况不佳造成的空气污 染；3、水泥和其它易飞扬的细颗粒散体材料，应安排在库内存放或严密遮盖， 运输时应采取良好的密封状态运输，装卸时采取有效措施，减少扬尘；4、施工临时道路按建设部门的环保设计规范要求施工，以减少道路扬尘；5、在进行拆除作业时，应随时洒水，减少扬尘污染；6、堆放的施工土料要用遮盖288、物盖住，避免风吹起尘；7、专人负责及时清扫工区（含道路）积尘。11.1.5.3 噪声防治 根据有关噪声防护标准，提出保护措施，具体为：1、施工尽量采用噪声较低的生产设备，并加强维修保养。必要时，运输车 辆可安装消声装置；2、避免深夜运输（22 点以后），禁止夜间高噪声机械施工（晚间不超过 22 点），避免影响居民休息；3、运输车辆应限速行驶，一般不超过 15km/hr，并禁止使用喇叭；4、砂浆搅拌机等高噪声机械现场作业人员，应配备必要的噪声防护物品， 操作人员每天工作时间不得超过 6 小时；5、对施工人员进场进行文明施工教育，在工地施工时，特别是晚上 22 时之 后，不要发生人为噪声，影响附近289、居民。施工时，材料不准从车上往下扔，采用 人扛下车和吊车吊运，材料堆放不发生大的声响；6、如遇工期紧张，必须夜间施工，对噪声超标附近的居民进行补偿。11.1.5.4 人群健康保护1、施工区打虫灭鼠在工程动工前，结合场地平整工作，对施工区进行一次清理消毒。在施工区应采取药物灭鼠、灭蚊、蝇等害虫，将药物分发给施工人员，定期打虫灭鼠。2、定期对施工人员进行健康检查、预防接种；3、施工区公共卫生设施 根据施工布置和进度，参照工业企业设计卫生标准（TJ36-79），根据施工人员密度确定公共厕所蹲位，垃圾箱、桶的数量，并合理布置其分布位置。4、施工迹地恢复 施工迹地恢复包括各类加工厂、施工仓库、料场、生活290、区、临时道路，以及砂石料冲洗沉淀池等。施工结束后，恢复迹地原有土地功能。11.1.5.5 生活垃圾处置 施工中将产生的生活垃圾，用垃圾运输车将生活垃圾运往垃圾处理厂填埋处理。11.1.6 环境保护投资概算 本工程环境保护投资总额（不含运行期环保投资）为 120 万元。11.1.7 环境评价结论 风电场所在区域不属于湿地和自然保护区，也不是侯鸟迁徙路线，因此对侯鸟迁徙没有影响。施工过程中“三废”排放和施工噪声会对周边环境产生一些不利影响，但影响程度轻微，且多为局部的和可逆的，通过加强施工管理可以得到 有效减免。综上所述，工程对环境的影响利弊兼有，但利远大于弊。工程的环境效益和 社会效益明显。因此，从环境角度分析，工程的兴建是可行的，不存在制约工程 建设的环境因素。11.2 水土保持设计11.2.1 设计依据中华人民共和国水土保持法，全国人大常委会，1991 年通过；中华人民共和国水法，全国人大常委会，2002 年修订；中华人民共和国环境影响评价法，全国人大常委会，2002 年修订；中华人民共和国水土保持法实施条例，国务院，1993