1、 山西xx能源有限公司绛县陈村富家山山西xx能源有限公司绛县陈村富家山风电场一期（风电场一期（100MW）工程项目）工程项目 节能评估报告节能评估报告 I 目 录 前 言.1第一节 评估目的和意义.1第二节 评估过程.2第一章评估依据.9第一节 评估范围和内容.9第二节 评估依据.9第二章 项目概况介绍.14第一节 项目建设单位概况.14第二节 项目建设方案.15第三节 项目设计内容.19第四节 项目用能情况.42第三章 能源供应情况分析评估.46第一节 项目所在地能源供应条件及消费情况.46第二节 项目能源消费对当地能源消费的影响.48第四章 项目建设方案节能评估.51第一节 项目选址、总平2、面布置节能评估.51第二节 项目工艺流程和技术方案节能评估.54第三节 主要用能工艺和工序能耗分析.56第四节 主要用能工艺和工序节能评估结论.70第五节 本章评估小结.71第五章 项目能源消耗及能效水平节能评估.72第一节 项目能源消费种类、来源及消费量评估.72第二节 能源加工、转换、利用情况评估.75 II 第三节 能效水平分析评估.78第六章 节能措施评估.81第一节 项目节能措施概述.81第二节 节能措施效果评估.89第三节 本章评估小结.90第七章 存在的问题与建议.91第一节 存在的问题.91第二节 节能建议.91第八章 结 论.96第九章 附件.97 1 前前 言言 节约能源是3、中国经济发展的一项长期战略方针，节约能源不仅是为了缓解能源供需矛盾，更是为了促进国民经济健康、快捷地发展和保护环境，以及促进产业结构调整和产业升级具有重大意义。节约能源是指加强用能管理，技术上可行、经济上合理以及环境和社会可以承受的措施，从能源生产到消费的各个环节，降低消耗，减少损失和污染物排放，制止浪费，有效、合理地利用能源。为落实科学发展观，促进社会经济全面协调可持续发展，确保固定资产投资项目合理利用并节约能源，推进节能降耗，根据中华人民共和国节约能源法及山西省节约能源条例，按照国务院关于加强节能工作的决定及山西省固定资产投资项目节能评估和审查暂行办法 等文件的要求，于 2013年 8 月4、编制山西xx能源有限公司绛县陈村富家山风电场一期（100MW）工程项目节能报告。第一节 评估目的和意义 以节能为目的，以科学系统的方法，分析该项目在生产中的能耗情况、用能情况及能源管理情况，通过编制节能评估报告，指导企业在工艺和电力需求侧平衡等方面如何进行节能改造，从而使企业真正达到节约能源，降低消耗，增加效益的目的。该项目用能合理性是否符合国家产业政策及山西省有关政策。项目设计是否符合中国节能大纲及行业节能设计标准，以及其能耗水平与国内、国际先进水平的比较。通过对项目用能情况和工艺分析，使项目具有一定的先进性和用能合理性，在项目决策研究过程中充分考虑本身的能源利用是 2 否科学合理，各项设计5、指标是否达到国家国家规定的要求，避免建设工程低水平、重复和盲目扩张趋势，促进产业结构升级，以推进节能进步和国家有关节能政策的落实，从源头上杜绝能源浪费，提高能源利用效率，促进经济和环境可持续发展。第二节 评估过程 节能评估工作程序主要包括：前期准备、选择评估方法、项目节能评估、形成评估结论、编制节能评估文件。（一）前期准备（一）前期准备 1、确定评估依据 备齐与节能评估有关的资料、工具。收集国内外相关法律、法规、规划、行业准入条件、产业政策，相关标准及规范，节能技术、产品推荐目录，国家明令淘汰的用能产品、设备、生产工艺等目录，项目环境影响评价审批意见、土地预审意见等相关前期批复意见，项目可行性6、研究报告、项目申请报告等工程资料和技术合同等。根据项目实际情况确定项目节能评估依据。2、收集项目相关资料 充分收集项目的基本情况及用能方面的相关资料，主要包括：（1）建设单位基本情况，如建设单位名称、性质、地址、邮编、法人代表、项目联系人及联系方式，企业运营总体情况等。（2）项目基本情况，如项目名称、建设地点（包括位于或接近的主要交通线）、项目性质、建设规模及内容、项目工艺方案、总平面布置、主要经济技术指标、项目进度计划，改、扩建项目原项目的基本情况等。3（3）项目用能概况，如项目主要供、用能系统与设备的初步选择，能源消耗种类、数量及能源使用分布情况，改、扩建项目原项目用能情况及存在的问题等。7、（4）项目所在地区的主要气候特征，如年平均气温（最冷月和最热月），制冷度日数，取暖度日数，极端气温与月平均气温，日照情况等。（5）项目所在地区的社会经济概况，如经济发展现状、节能目标、能源供应和消费现状、重点耗能企业分布及其能源供应消费特点、交通运输概况等。当现有资料无法完整准确反映项目概况时，进行现场调查和测试。现状调查中，对与节能评估工作密切相关的内容（如能源供应、消费、加工转换和运输等），收集信息应全面详细，并尽可能提供定量数据和图片。（二）选择评估方法（二）选择评估方法 通用的主要评估方法包括标准对照法、类比分析法、专家判断法等，可根据项目特点选择使用一种或多种方法。标准对照法：是指通8、过对照相关节能法律法规、政策、技术标准和规范，对项目的能源利用是否科学合理进行分析评估。评估要点主要有：项目建设方案与节能规划、相关行业准入条件进行对比；项目平面布局、生产工艺、用能工艺等建设方案与相关节能设计标准进行对比；主要用能设备与能效标准进行对比；项目总体能效水平与能耗限额标准进行对比等。类比分析法：是指通过与具备同行业先进节能水平的既有项目进行对比，分析判断所评估项目的能源利用是否科学合理。在缺乏相关标准规范的情况下，可采用此方法。类比分析法应判断所参考的类比工程能效水平是否达到国际先进或国内领先水平。评估要点与标准对照法类似。4（三）项目节能评估（三）项目节能评估 项目节能评估包括9、能源供应情况评估、项目建设方案节能评估、项目能源消费和能效水平评估、节能措施评估等工作，其目的是对项目的用能状况进行全面分析，作为评估结论的重要依据。当项目可行性研究报告等技术文件中记载的资料、数据等能够满足节能评估的需要和精度要求时，应通过复核校对后引用。对于能源消耗量、能源利用效率、节能效益等可定量表述的内容，应通过分析计算给出定量结果。1、能源供应及消费总体评估（1）能源供应保障情况评估 评估内容主要包括：项目所在地能源供应总量及构成；项目能源供应条件及落实情况，可能出现的问题及风险分析。（2）项目对当地能源消费的影响评估 a）项目能源消费对当地能源消费增量的影响预测 根据当地节能目标、10、能源消费和供应水平预测（如单位地区生产总值（GDP）能耗或单位工业增加值能耗）、国民经济发展预测（GDP 增速预测值）等，计算出当地能源消费增量预测限额。将该项目能源消费量与当地能源消费增量预测限额进行对比，分析判断项目新增能源消费对当地能源消费增量的影响。b）项目能源消费对当地完成节能目标的影响预测 重点分析该项目能源消费量、单位产值（增加值）能耗、单位产品（产量）能耗等指标对当地节能目标的影响。2、项目建设方案节能评估 （1）项目选址、总平面布置节能评估 5 a）分析项目选址是否符合行业及当地总体规划，并分析项目选址对项目所需能源供给和消费的影响；b）分析项目总平面布置对厂区内能源输送、储11、藏、分配、消费等环节的影响，结合节能设计标准，判断平面布置是否有利于方便作业，提高生产效率，减少工序和产品单耗。（2）项目工艺流程、技术方案节能评估 a）明确项目工艺流程和技术方案；b）从生产规模、生产模式、生产工序、主要生产设备选型等方面，分析评价工艺方案是否有利于提高能效，是否符合节能设计标准相关规定；c)将生产工艺方案与当前先进方案进行比较，对比分析在节能方面存在的差异，提出完善生产工艺方案的建议。（3）项目用能工艺节能评估 a）明确项目主要用能工艺和工序；b）分析和计算用能工艺和工序的能耗指标，能耗指标可采用工序能耗、产品单耗、能源利用效率等；c）采用标准对照、类比分析等方法，发现存在12、问题，提出完善建议，判断用能方案是否科学合理。（4）主要耗能设备节能评估 a)明确项目涉及的主要耗能设备型号、参数及数量；b)通过分析、计算、测试等，确定主要耗能设备的能耗指标，分析评价其能效水平；c)采用标准对照、类比分析等方法，发现存在问题，提出完善建议；d)判断项目是否采用国家明令禁止和淘汰的用能产品和设备。6 3、项目能源消耗和能效水平评估（1）根据项目工程资料数据，按照 综合能耗计算通则（GB/T2589-2008）等标准，分能源消费品种、按用能工序、生产工序等各环节计算能源消费量及项目总能耗量（明确计算方法、计算过程、数据来源等）；（2）分析评估项目能源消费种类、来源及消费量，特别13、是能源消费品种对能效的影响；（3）参照企业能量平衡通则（GB/T3484-2009），编制项目能量平衡表和能源网络图，分析项目能源购入贮存、加工转换、输送分配、最终使用的情况，发现节能薄弱环节和节能重点环节，评价能源利用效率；（4）计算分析项目能效指标，采用标准比照法、类比分析法等方法进行能效水平分析评估。指标主要包括单位产品（增加值）综合能耗、可比能耗，主要工序（艺）单耗，单位建筑面积分品种实物能耗和综合能耗（如需要），单位投资能耗（如需要）等。4、节能措施评估 节能措施评估要点主要包括节能技术措施评估、节能管理措施评估、单项节能工程评估、节能措施效果评估、节能措施经济性评估等。（1）节能技14、术措施评估 a)根据项目用能方案，综述生产工艺、动力、建筑、给排水、暖通与空调、照明、控制、电气等方面的具体措施，包括：节能新技术、新工艺、新设备应用；能源的回收利用，如余热、余压、可燃气体回收利用；资源综合利用，新能源和可再生能源利用等。b)分析节能技术措施的可行性和合理性（2）节能管理措施评估 7 a)按照能源管理体系要求（GB/T23331-2009）、工业企业能源管理导则（GB/T15587-2008）等标准的要求，综述并评价项目的节能管理制度和措施，包括节能管理机构和人员的设置情况；b)按照用能单位能源计量器具配备与管理通则（GB17167-2006）等标准要求，综述并评价项目能源计15、量制度建设情况，包括能源统计及监测、计量器具配备、专业人员配置等情况。（3）单项节能工程评估 a)分析评估单项节能工程的工艺流程、设备选型、单项节能量计算方法、单位节能量投资、投资估算及投资回收期等；b)分析单项节能工程的技术指标及可行性。（4）节能措施效果评估 a)分析计算主要节能措施的节能量；b)评价项目能效水平。单位产品（建筑面积）能耗、主要工序能耗、单位投资能耗等指标国际国内对比分析，设计指标是否达到同行业国内先进水平或国际先进水平。（5）节能措施经济性评估 a)计算节能技术措施成本及经济效益，评估节能技术措施的经济可行性；b)计算节能管理措施成本及经济效益，评估节能管理措施的经济可行16、性。（四）形成评估结论（四）形成评估结论 评估结论一般应包括下列内容:1、项目能源消费总量及结构；2、项目是否符合国家、地方及行业的节能标准规范；3、项目有无采用国家明令禁止和淘汰的落后工艺及设备；8 4、项目能效指标水平；5、项目对当地能源消费及节能目标完成情况的影响；6、项目采取的节能措施及效果评价；7、主要问题及补充建议。（五）编制评估文件（五）编制评估文件 按照能评办法要求，根据项目类别，编写固定资产投资项目节能评估报告书（简称“节能评估报告书”）。9 第一章 评估依据第一章 评估依据 第一节 评估范围和内容 本评估报告对富家山风电场的能源利用是否科学合理进行分析评估，并编制节能评估报17、告书。评估内容包括以下八个方面：（一）评估依据；（二）项目概况；（三）能源供应情况评估，包括项目所在地能源资源条件以及项目对所在地能源消费的影响评估；（四）项目建设方案节能评估，包括项目选址、总平面布置、生产工艺、用能工艺和用能设备等方面的节能评估；（五）项目能源消耗和能效水平评估，包括能源消费量、能源消费结构、能源利用效率等方面的分析评估；（六）节能措施评估，包括技术措施和管理措施评估；（七）存在问题及建议；（八）结论。第二节 评估依据（一）国家法律、法规、规范（一）国家法律、法规、规范 1.中华人民共和国可再生能源法国家主席令2009第 23 号 10 2.中华人民共和国节约能源法国家主席18、令2007第 77 号 3.中华人民共和国电力法国家主席令1995第 60 号 4.中华人民共和国清洁生产促进法国家主席令2012第 54 号 5.国务院关于加强节能工作的决定国发200628 号 6.国务院关于印发“十二五”节能减排综合性工作方案的通知国发201126 号 7.促进产业结构调整暂行规定国发200540 号 8.产业结构调整指导目录2011 年版 9.节能中长期专项规划发改环资20042505 号 10.国家鼓励发展的资源节约综合利用和环境保护技术 国家发改委2005第 65 号 11.国家发改委关于印发固定资产投资项目节能评估和审查指南的通知发改环资200721 号 12.节19、约用电管理办法经贸委、发改委2001 13.中国节能技术政策大纲2006 年版 14.固定资产投资项目节能评估和审查暂行办法发改委2010第 6 号令（二）山西省有关规定（二）山西省有关规定 1.山西省节约能源条例（2011 年版）2.山西省人民政府关于加强节能工作的决定(晋政发200638 号)3.山西省人民政府批转节能降耗统计监测及考核实施方案和办法的通知（晋政发200816 号）4.山西省人民政府关于印发山西省节能减排综合性工作方案的通知（晋政发200732 号）11 5.山西省固定资产投资项目节能评估和审查暂行办法（晋政办发2007122 号）6.关于抓紧开展固定资产投资项目节能评估和20、审查工作的通知（晋发改资环发20101387 号）（三）合理用能方面的标准（三）合理用能方面的标准 1.风电场风能资源测量方法GB/T18709-2002 2.风电场风资源评估方法GB/T18710-2002 3.设备热效率计算通则GB/T2588-2000 4.风力发电场设计技术规范DL/T2383-2007 5.中小型三相异步电动机能效限定值及能效等级GB18613-2012 6.工业企业能源管理导则GB/T15587-2008 7.评价企业合理用电技术导则GB/T3485-1998 8.评价企业合理用热技术导则GB/T3486-1993 9.综合能耗计算通则GB/T2589-2008 121、0.企业能量平衡通则GB/T3484-2009 11.用能单位能源计量器具配备与管理通则GB17167-2006 12.单位产品能源消耗限额编制通则GB/T12723-2008 13.企业节能量计算方法GB/T13234-2009 14.节电技术经济效益计算与评价GB/T13471-2008 15.通风机能效限定值及能效等级GB19761-2009 16.电力变压器能效限定值及能效等级GB24790-2009 17.三相配电变压器能效限定值及节能评价值GB20052-2006 18.单位产品能源消耗限额编制通则GB/T12723-2008 12 19.清水离心泵能效限定值及节能评价值GB19722、62-2007 20.大型风电场并网设计技术规范NB31003-2011 21.火力发电厂和变电站照明设计技术规定DL5390-2007（四）工业设备能效方面的标准（四）工业设备能效方面的标准 1.风力发电场运行规程DL/T666-1999 2.风力发电机组安全要求GB1845.1-2001 3.风电场接入电力系统技术规定GB/Z19963-2011 4.220kV500 kV 变电所设计技术规程DL/T5218-2005 5.油浸式电力变压器技术参数和要求GB/T6451-2008 6.低压配电系统设计规范GB50054-2011 7.火力发电厂厂用电设计技术规定DL/T5153-2002 23、8.电力工程电缆设计规范GB50217-2007（五）建筑类相关标准及规范（五）建筑类相关标准及规范 1.风电机组地基基础设计规范（试行）FD003-2007 2.公共建筑节能设计标准GB50189-2005 3.采暖通风与空气调节设计规范GB50019-2003 4.建筑照明设计标准GB50034-2004 5.砌体结构设计规范GB500032001 6.电力设施抗震设计规范GB50260-1996 7.混凝土结构设计规范GB500102010 13（六）其他（六）其他 1.山西xx能源有限公司绛县陈村富家山风电场一期（100MW）工程可行性研究报告（山西省电力勘测设计院编制）2.节能评估委24、托书（山西xx能源有限公司编制）14 第二章第二章 项目概况介绍项目概况介绍 第一节 项目建设单位概况 建设单位名称：山西xx能源有限公司 企业性质：其他有限责任公司 单位地址：太原市小店区学府街 391 号 法定代表人：左泽长 邮政编码：030006 项目联系人：王树权 联系电话：0351-7029380 15110404066 传真：无 企业概况：山西xx能源有限公司注册资本伍仟万元人民币，成立于2012年，旗下所属 2 家子公司。是经省工商局核准授权经营天然气（煤层气）管道建设、运营、管理；天然气、煤层气、液化气、风力发电、太阳能发电的开发、投资、管理和运营工作；加气站项目建设投资的专业25、公司。公司已经拿到山西省绛县陈村富家山30万千瓦的风电场开发投资权，项目一期 10 万千瓦工程于 2013 年 12 月 11 日奠基开工。另在侯马、闻喜分别规划了 10 万千瓦风力发电项目，在山西浑源县规划了 10 万千瓦风力发电和 60 万千瓦太阳能发电的风光互补以及生态农业一休化发展循环经济项目。15 公司自成立以来，积极响应全面气化山西发展低碳经济号召，先后取得中联煤层气有限公司，山西西山蓝焰煤层气有限公司的供气承诺，目前在长子县和古交市分别筹备建设煤层气、液化工厂一座，出力为每日 225 万方，加气站一座，出力为每日 10 万方，加气站一座，出力出每日 15 万方。山西xx能源有限公26、司秉承“诚信、责任、创新、奉献”的企业文化，专业专注，推陈出新，永不停步，力争成为行业内的领航标。美化山西，奉献绿色能源，为社会作出贡献，为百姓带来福祉。第二节 项目建设方案（一）项目简介（一）项目简介 1项目名称：山西xx能源有限公司绛县陈村富家山风电场一期（100MW）工程项目 2建设地点：山西省运城市绛县陈村富家山 3项目性质：新建 4项目类型：电力 5可行性研究报告编制单位：山西省电力勘测设计院（二）建设规模及内容（二）建设规模及内容 山西xx能源有限公司绛县陈村富家山风电场一期（100MW）工程主要位于山西省运城市绛县卫庄镇，海拔高度约在 15291840m，规划面积约75km2。本27、风电场主要利用山上高台错落布置风机。16 山西省地处黄河中游，黄土高原东部，北界长城与内蒙古自治区接壤，西隔黄河与陕西省相望，南抵黄河与河南省为邻，东依太行山与河南、河北两省毗连。运城市位于山西省西南部，北依吕梁山与临汾市接壤，东峙中条山和晋城市毗邻，西、南与陕西省渭南市、河南省三门峡市隔黄河相望。运城市属于温带大陆性气候，常年干燥缺雨，气温变化较大。春季风多雨少，夏季酷热多雨，秋季温凉适宜，冬季寒冷干燥。年均降雨量 537 毫米；年平均气温 13。风力较为充沛，四季多风，风向多为东南风和西北风，无霜期为 213 天，日照2140-2380 小时，是山西省气温较高的地区。运城市地理位置图见图 28、2-1。图 2-1 运城市地理位置示意图 绛县位于山西省南部，运城市东北部，县境东部和南部由中条山环抱，高峻而挺拔；西部和北部由平川和盆地构成，低凹平坦。东部与翼城县毗连，西 17 部和闻喜县接壤，南跨中条山与垣曲相邻，北部自东向西由翼城、曲沃两县和侯马市环绕。绛县地貌东南高峻，西北平缓，中条山横亘县境东南部。紫金山位于县境西北角，全县处于中条山东段西北坡倾斜部分，中条山主峰舜王坪距县境不远。县境内海拔一般在 550750m 之间，最高海拔 2047m（磨里镇垣址坪村南山），最低 481m（南樊镇尧都村沟底）。其中：山区 670.61 km2，占 67.5%；丘陵台塬 178.83 km2，占29、 18%；平川 144.06 km2，占 14.5%。绛县属大陆性季风气候，春季温暖干燥多风；夏季高温，日照充足；秋季凉爽，雨量充沛；冬季寒冷，雨量稀小。年平均气温 11.8，年极端最高温度39.4，极端最低温度-20.5，年平均气压 929.4hPa，年均降雨量 573.5m，霜冻期十月至次年三月，无霜期约 190 天。绛县地理位置见图 2-2.图 2-2 绛县地理位置示意图 绛县 18 绛县陈村富家山风电场主要位于山西省绛县陈村镇、卫庄镇与磨里镇，范围面积约为 230km2，总规划容量约为 300MW，分三期开发，分期开发容量为100MW，本工程为该风电场一期工程。风电场的地理位置位于东经30、1114011150，北纬35263532，规划面积约 75km2。其风电场工程地理位置图见图 2-3，本期风场拐点坐标见表 2-1。图 2-3 绛县陈村富家山风电场一期工程地理位置示意图 19 表 2-1 绛县陈村富家山风电场工程拐点坐标 序号坐标 X（54 坐标）坐标 Y（54 坐标）A 3916543.26 558743.94 B 3913970.38 557445.54 C 3917849.60 565340.50 D 3916224.89 569040.99 E 3934723.21 581695.76 F 3940384.65 571543.43 G 3928420.85 563531、55.99 H 3923896.78 567125.79 I 3919704.72 563892.43 J 3918420.99 564946.77 结合本风电场场址区域风资源条件、地形条件、交通运输条件，本风电场工程本期装机容量为 100MW，共装设 50 台单机容量为 2000kW 的风力发电机组。升压站在风电场一期的南侧。风电场规划装机容量为 300MW，拟布置 150 台 2MW 风力发电机组；本期装机容量为 100MW，布置 50 台 2MW 风力发电机组。本工程新建一座富家山 300MW 风电场 220kV 升压站，建设规模为 3 台100MVA 有载调压变压器；220kV 出线 32、1 回；35kV 集电线路进线 12 回，每回架空导线最大输送容量按 26MVA 考虑；每台主变配置一套动态无功补偿装置。风电场年发电量为 231535.6MWh，风力发电机组年利用小时数为 2315.4小时。第三节 项目设计内容（一）风能资源（一）风能资源 通过对风电场 0001#测风塔风速资料的处理、分析和经与气象站相关后推算出 2011 年 1 月 1 日至 2011 年 12 月 31 日连续一个完整自然年的各层数据，20 根据各项资源参数计算结果，可得出初步结论：1、0001#测风塔实测年，10m、30m、40m、60m、70m 高年平均风速分别为 5.50m/s、6.04m/s、633、.10m/s、6.20m/s、6.39m/s，年平均风功率密度分别为210.01W/m2、281.52W/m2、300.12W/m2、311.64W/m2、338.69W/m2。根据 风电场风能资源评估方法（GB/T 18710-2002）判断本风电场风功率密度等级为2 级，考虑到本风电场地形的复杂性，高差变化较大，风电场区域风功率密度可能与上述结果有所差别。从年内变化看，不同轮毂高度处均呈现春秋季风速较大，夏季风速较小。风能资源具有较明显的季节性变化特点。不同轮毂高度处代表年平均风速、平均风功率密度日变化趋势总体表现为白天风速大，晚上风速减小。2、本项目采用计算风电场平均空气密度为=1.0534、1kg/m3对风场风能资源进行评估。3、根据统计结果，0001#测风塔 15m/s 时 70m10m 各层湍流强度在0.08730.1183 之间变化，因此，根据 IEC 标准，本阶段暂定义风电场湍流强度等级为 C 级，但由于本风电场地形的复杂性，建议下阶段配合风机厂商进行逐台风机的湍流强度计算以确定风机的适用性。4、就 3m/s25m/s 区间的有效风速而言，0001#测风塔 70m、60m、40m、30m、10m 高度的有效风速均在 3m/s10m/s 风速区间出现的频率较大，该风速区间的频率之和分别为 76.81%、76.33%、75.36%、76.94%、75.75%；测风塔 70m、35、60m、40m、30m、10m 高度风能主要出现在 6m/s18m/s 风速区间，频率之和分别为 81.34%、81.78%、82.72%、84.18%、87.15%。从风能分布来看，较大比例在可利用区间，风能品质较好。5、0001#测风塔 70m 高度主导风向与主导风能方向均为 SE，出现频率分 21 别为 26.28%、52.11%；SSE 是风向、风能密度出现频率次高的扇区，出现频率分别为 19.98%、31.51%；10m 高度主导风向和主导风能方向均为 SE，出现频率分别为 35.75%、67.2%。70m 和 10m 高度主导风向和主导风能方向基本一致，风向分布特征相似，风能分布均36、比较集中。从 0001#测风塔与绛县气象站的全年风向频率分布情况来看，两者的频率分布有差异，经分析比较，这主要是因为受到地形条件差异所致。6、对照风力发电机组 安全要求（GB 18451.1-2001）及 IEC 相关标准，初步确定风电场的风电机组安全等级为 IECC 级。由于本风电场为山区风电场，风速受地形的影响较大，因此，可能存在风区等级超过上述级别的区域，建议下阶段风机厂商进行逐台风机的荷载计算以确定风机的适用性。7、因本风电场范围为山区风电场，范围较大，山脊走向较多，而 0001#测风塔的位置偏低，不能很好的反映出本区域的风资源情况，也会给风机的安全等级确定带来一定的风险，故建议业主方37、尽早在本风电场布机的其它主山脊上增设测风塔。（二）风力发电机组选型和布置（二）风力发电机组选型和布置 1、机组选型依据 在单机容量的初步选择上，主要考虑了以下几点因素：（1）工程占地比较。一般而言，对于一定的场址范围，在风电场装机规模确定的前提下，风力发电机组的单机容量越大，机组台数越少，工程占用土地就越小，将有利于充分利用土地，经济上也越有利。从尽量减少工程征地的角度出发，宜采用较大的单机容量机组。（2）场址建设条件要求。风电场场址的建设条件包括施工安装、设备运输及风机并网条件等。风电场位于山区地区，地形比较复杂，对应的交通运输 22 和施工安装条件将影响单机选择，建议采用直径较短的风电机组38、。另外从风场并网条件上看，宜采用较大单机容量方案，以降低风电场集电线路投资，减少线损。（3）投资及效益比较。各比较方案投资费用包括风机主机设备投资及相关配套费用（包括塔架、箱变、道路、电缆、风机吊装等），其中比较方案的设备报价通过向制造厂家初步询价得到，相关配套费用根据相关定额、场址建设条件及参考类似工程估算。根据目前各厂家的风机制造产品，同容量的机组有适合不同气候风况的风机型号，不同的风速等级对应的风电机组的安全等级也是不一样的，因此科学、准确的确定拟建风电场适合安装的风电机组是选择的先决条件。根据风电市场近年来的发展趋势，综合考虑目前国内外风力发电机组的制造水平、技术成熟程度、实际运行情况39、价格水平和施工机械的吊装能力等因素，并针对本风电场的具体情况。初步选用单机容量为 2000kW2500kW 的低温、变桨矩、叶片加长型风力发电机组来进行比选。2、风电机组选型 根据本风场场址内风资源分析结果以及绛县气象站统计的多年气象参数，绛县属大陆性季风气候，春季温暖干燥多风；夏季高温，日照充足；秋季凉爽，雨量充沛；冬季寒冷，雨量稀小。年平均气温 11.8，年极端最高温度 39.4，极端最低温度-20.5，年平均气压 929.4hPa，年均降雨量 573.5m，霜冻期十月至次年三月，无霜期约 190 天。判断该风电场适宜选择 IECC 类及以上低温机型风电机组。23 图 2-4 0001#40、测风塔测风年不同高度风速和风能频率分布直方图 由图2-4中，本期风电场轮毂高度在 40m70m内风速主要集中在3m/s10m/s 之间，结合该风况特征及当前风电机组的制造水平、技术成熟程度、目前供货能力，且与我院相关专业经现场实地踏勘，本风电场道路施工难度较大，70m024681012140.51234567891011121314151617181920212223242525风速区间频率（%）风速风能60m024681012140.51234567891011121314151617181920212223242525风速区间频率（%）风速风能40m0246810120.51234567841、91011121314151617181920212223242525风速区间频率（%）风速风能30m024681012140.51234567891011121314151617181920212223242525风速区间频率（%）风速风能10m024681012140.51234567891011121314151617181920212223242525风速区间频率（%）风速风能 24 确定选择的单机容量范围为 2000kW2500kW 的风电机组进行初选。考虑到当地气候条件，选择低温型机组。优选出 WTG1-2000、WTG2-2000、WTG3-2000、WTG4-2000、WTG542、-2000、WTG6-2500、WTG7-2500 七种代表机型，用 WT4.5.1 软件进行风资源的评估，以获得较大发电量和便于施工为原则，对多种机组布置方案进行优化。根据上述七种机型的性能，其技术参数见表 2-2 七种机型技术参数对照表。25 表 2-2 候选风力发电机组主要技术参数对比表 项 目 WTG1-2000 WTG2-2000WTG3-2000WTG4-2000 WTG5-2000WTG6-2500 WTG7-2500叶轮 叶轮直径/单长(m)105 105.448 102 104.8 111 110 109 扫风面积(m2)8655 8733 8172 8624 9677 9543、03 8825 转速(rpm)8.3315 8.516.64 8.316.8 5.515 8.015.4 7.514.5 功率调节方式 变浆变速 变浆变速 变桨变速 变桨变速 变桨变速 变桨变速 变桨变速 切入风速(m/s)3 3 3 3 3 3 3 额定风速(m/s)10 10 10.2 10 9.6 10.2 10.3 切出风速(m/s)20 25 25 22 25 25 25 发电机 型式 双馈异步 双馈异步 双馈异步 永磁直驱 双馈异步 双馈异步 永磁直驱 额定功率(kW)2081 2205 2150 2180 2180 2580 2600 电压(V)690 690 690 690 644、90 690 690 频率(Hz)50 50 50 50 50 50 50 额定转速(rpm)1812 1780 1755 2090 功率因数 容性 0.95感性 0.95-0.95+0.95容性 0.9感性 0.9-0.95+0.95 容性 0.9感性 0.9-0.95+0.95容性 0.95感性 0.95 轮毂高度(m)80 80 70/80 80 80 80/100 90 低电压存穿越能力 有 有 有 有 有 有 有 安全风速（3s，m/s）52.5 52.5 52.5 52.5 52.5 52.5 52.5 设备可利用率（%）95 95 95 95 95 95 95 运行环境温度（）-45、30+40-30+40-30+40-30+40-30+40-30+40-30+40 生存环境温度（）-40+50-40+50-45+50-40+50-40+50-45+50-45+50 重 量 叶轮 51 40 38.4 51.5 51.5 61.5 60.73 机舱 128 72 87 94.2 87 98.9 84.814 塔架 179.125 204 147.3/183.1169.8 182.839 205.53/256.92278.741 26 图 2-5 可以看出，同一风电场条件下，各机型的切入风速、切出风速、达到额定功率的最低风速及在该风电场主要风速区间内的功率输出量等参数将是影响46、风电机组发电量的主要因素，因此需要对比优选出适合本风电场特性的风电机组。图 2-5 不同机型的功率曲线比较 根据各机型单一机组的布置方案，利用 WT4.5.1 软件计算，表 2-3 所示的各种风机的预计年理论发电量及尾流损失是由软件根据风力发电机组的设计参数直接计算所得。表 2-3 七种机型年理论发电量及尾流计算表 机型 项目 WTG1-2000 WTG2-2000 WTG3-2000 WTG4-2000WTG5-2000WTG6-2500WTG7-2500 单 机 容量（kW）2000 2000 2000 2000 2000 2500 2500 装 机 容量（MW）100 100 100 147、00 100 100 100 装 机 台数 50 50 50 50 50 40 40 风 轮 直径（m）105 105.448 102 104.8 111 110 109 轮 毂 高度（m）80 80 80 80 80 100 90 050010001500200025003000345678910111213141516171819202122232425风速（m/s）风功率密度（W/m2）WTG1-2000WTG2-2000WTG3-2000WTG4-2000WTG5-2000WTG6-2500WTG7-2500 27 仅 考 虑尾 流 损失 的 年理 论 发电量（MWh）305209.248、 316511.5 322606.9 314806.9 331238.3 330052.3 318271.0 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。机组选型具体计算指标见表 2-4。表 2-4 风电机组技术经济比较表 方案 方案 1 方案 2 方案 3 方案 4 方案 5 方案 6 方案 7 机型 WTG1-2000 WTG2-20049、0 WTG3-2000 WTG4-2000WTG5-2000WTG6-2500WTG6-2500 装机容量（MW）100 100 100 100 100 100 100 轮毂高度(m)80 80 80 80 80 100 90 风电场年上网电量（MWh）213341.2 221241.5 225502.2 220050.0 231535.6 230706.5 222471.4 年单机等效满负荷运行小时数(h)2133.4 2212.4 2255.0 2200.5 2315.4 2307.1 2224.7 风电机组投资（万元）59637 60000 60545 59940 62361 6205950、 60242 塔筒投资（万元）10679 10744 10842 10734 11059 11113 10788 箱变投资（万元）8227 8277 8354 8269 8590 8561 8311 机电设备及安装（万元）1571 1580 1595 1579 1640 1635 1587 建筑工程（万元）80114 80602 81336 80521 83651 83367 80927 工程静态总投资(万元）1742 1752 1771 1751 1819 1812 1759 28 方案 方案 1 方案 2 方案 3 方案 4 方案 5 方案 6 方案 7 单位千瓦投资（元）81856 8251、354 83225 82271 85469 85180 82687 度电成本（元/kWh）0.3463 0.3358 0.3324 0.3373 0.3328 0.3329 0.3353 经济性排序 9 5 1 7 2 3 4 注：以上投资为机组选型比选阶段不完全估算数额，以上表格中的经济指标数据由我院造价控制中心提供。根据表 2-4 所示，根据年上网利用小时数、机组投资、工程建筑投资等各项指标的综合比较结果，单机容量为 2000kW 的风电机组的技术经济效果有优于单机容量为 2500kW 的风力发电机组，其中 WTG5-2000 风机的度电成本的综合评价结果与其他方案相比具有一定的优势，故本52、可行性研究设计暂推荐安装 50 台 WTG5-2000 风机作为选择方案，并以此作为进一步工程设计的依据。3、推荐机型坐标及其上网电量 本报告推荐安装 50 台 WTG5-2000 机组，装机规模 100MW，根据机组厂家提供的功率曲线与CT曲线，利用WT软件进行年理论发电量的核算，年理论发电量为 208537.6MWh，考虑各种影响发电量的因素，综合修正系数为 69.90%，修正后风电场设计年上网电量 231535.6MWh，等效满负荷运行小时数 2315.4h，容量系数 0.264。经过上述折减后，本风电场年上网电量见表 2-5，WTG5-2000 型机组单年上网电量见表 2-6。表 2-53、5 本期风电场在当地空气密度条件下的年上网电量成果表 机型 安装台数 装机容量 MW 轮毂高度 m 年上网发电量 MWh 年单机等效满负荷运行小时数(h)容量系数 WTG5-2000 50 100 80 231535.62315.4 0.264 29 表 2-6 WTG5-2000 机型预计上网电量成果表（本坐标为 111中央子午线）风机编号 X（80 坐标）Y（80 坐标）高程（m）考虑尾流后的发电量(MWh)综合折减后的发电量（MWh）年利用小时数（h）容量系数 考虑尾流效应的平均风速（m/s）尾流损失(%)F01 564388.093929479.81 1429 6622.5 4629.54、2 2314.6 0.264 7.03-1.2 F02 564855.493929756.21 1449 6453.6 4511.1 2255.5 0.257 6.86-5.7 F03 564872.793929303.21 1418 6552.6 4580.2 2290.1 0.261 6.94-8.3 F04 565358.393929016.81 1401 5950.3 4159.3 2079.6 0.237 6.42-4.7 F05 565766.993929021.21 1424 6579.2 4598.9 2299.4 0.262 7.25-5.8 F06 565508.5939255、8483.01 1422 6855.6 4792.1 2396.0 0.274 7.36-2.3 F07 566305.593927885.51 1487 6671.9 4663.6 2331.8 0.266 7.51-4.1 F08 566797.893927405.21 1447 5781.1 4041.0 2020.5 0.231 6.41-8.5 F09 567046.493927671.21 1399 5862.3 4097.7 2048.9 0.234 6.32-3.4 F10 567134.093926889.21 1461 5796.6 4051.8 2025.9 0.231 56、6.40-5.9 F11 567524.093926717.51 1506 6732.7 4706.1 2353.1 0.269 7.38-5.8 F12 567741.393926984.01 1507 6494.0 4539.3 2269.6 0.259 7.36-8.4 F13 567685.893926272.51 1507 7082.4 4950.6 2475.3 0.283 7.72-1.4 F14 568050.263926348.19 1488 6358.5 4444.6 2222.3 0.254 7.15-3.4 F15 568770.793925957.51 1467 6257、22.9 4349.8 2174.9 0.248 6.93-1.6 F16 569143.093926159.01 1467 6400.6 4474.0 2237.0 0.255 6.09-2.5 F17 569640.093926218.21 1567 6646.0 4645.6 2322.8 0.265 6.25-4.6 F18 569893.293926451.81 1546 5836.6 4079.8 2039.9 0.233 6.86-8 F19 570209.513926117.78 1582 6067.0 4240.9 2120.4 0.242 6.89-3.5 F20 570558、50.413925729.24 1727 7395.7 5169.6 2584.8 0.295 8.24-3.8 F21 570371.793925485.01 1690 6905.8 4827.2 2413.6 0.276 7.97-1.1 F22 570213.693925258.01 1590 6963.5 4867.5 2433.7 0.278 7.49-1.3 F23 570933.093925923.51 1721 7124.3 4979.9 2489.9 0.284 7.94-2.1 F24 571607.893925656.51 1667 5889.5 4116.8 2058.59、4 0.235 6.57-2.7 F25 572091.393925506.21 1636 5730.9 4005.9 2002.9 0.229 6.45 1.9 F26 572183.493925885.51 1625 6825.1 4770.8 2385.4 0.272 7.86 1.5 30 风机编号 X（80 坐标）Y（80 坐标）高程（m）考虑尾流后的发电量(MWh)综合折减后的发电量（MWh）年利用小时数（h）容量系数 考虑尾流效应的平均风速（m/s）尾流损失(%)F27 572299.393926158.81 1646 7284.3 5091.8 2545.9 0.291 8.260、6 1.4 F28 572592.693926235.21 1666 7284.1 5091.6 2545.8 0.291 8.78 2.6 F29 572882.593926353.01 1636 6918.1 4835.8 2417.9 0.276 8.37 1.3 F30 572763.393927074.81 1657 7329.7 5123.5 2561.7 0.292 8.53 1 F31 572814.903927884.42 1870 7217.3 5044.9 2522.5 0.288 8.08 1.2 F32 573058.673928177.34 1836 7276.1 61、5086.0 2543.0 0.290 8.02 1.4 F33 573383.493928351.21 1805 6791.8 4747.5 2373.7 0.271 8.70 2.6 F34 573680.093928516.21 1797 6706.6 4687.9 2344.0 0.268 7.95 2.3 F35 572916.953928675.76 1825 7263.3 5077.0 2538.5 0.290 7.91 1.8 F36 572601.893929400.21 1797 6555.8 4582.5 2291.3 0.262 7.27 4.3 F37 572831.62、893929812.01 1719 6188.0 4325.4 2162.7 0.247 5.98-4 F38 573130.593930063.51 1709 5894.4 4120.2 2060.1 0.235 6.60 1 F39 572300.193929821.21 1727 5912.6 4132.9 2066.4 0.236 6.23 7.4 F40 572062.493930306.51 1825 7337.8 5129.1 2564.6 0.293 8.17 2.6 F41 572231.693930896.21 1819 7035.2 4917.6 2458.8 0.28163、 8.29 1.9 F42 571532.393930358.21 1709 5922.0 4139.5 2069.7 0.236 6.58 3.7 F43 571805.093929910.21 1816 7418.6 5185.6 2592.8 0.296 8.24 2.8 F44 571173.393929830.81 1678 6161.8 4307.1 2153.6 0.246 6.84 1.5 F45 570374.893930139.01 1707 6830.8 4774.7 2387.4 0.273 7.64 2.5 F46 570116.793930098.51 1658 664、634.5 4637.5 2318.8 0.265 7.42 1 F47 569813.893929950.81 1685 6589.7 4606.2 2303.1 0.263 7.82 1.4 F48 569354.893929740.21 1736 7306.0 5106.9 2553.4 0.291 8.53 1.8 F49 568890.493930053.81 1656 7061.7 4936.1 2468.0 0.282 7.68 1 F50 568319.393929791.01 1529 6544.0 4574.3 2287.1 0.261 7.22 1.1 平均值 4631.65、1 2315.4 0.264 7.41 3.2 最大值 5185.6 2592.8 0.296 8.82 8.5 最小值 4005.9 2002.9 0.229 5.23 1 31（三）电气（三）电气 1、风电场接入系统方式 风电场并网电压等级为 220kV。风电场升压站接入系统推荐方案为：富家山风电场建设 220kV 升压站1 座，以一回 220kV 线路接至长杆 220kV 站 220kV 母线，线路长度约 11km。图 2-6 风电厂接入系统图 32 2、风电场电气主接线 风电场风力发电机组之间距离较远，所以采用一机一变单元接线方式较为合理。风电机组的该接线具有电能损耗少、接线简单、操作66、方便、任一台箱变或风力发电机组故障不会影响其他风力发电机机组正常运行等优点。每台风力发电机出口通过 1kV 低压电缆接至容量为 2200kVA 的箱式变压器。风机端电压为 0.69kV，通过箱变升压至 35kV，并接入 35kV 线路。根据风电场布置，风电场 150 台风电机组分为 12 个集电线路单元，每回集电线路单元并联 1213 个风力发电机箱式变压器组。集电线路采用架空线路方式接至风电场 220kV 升压站 35kV 母线侧。3、场内集电线路（1）设计依据 a）设计所依据的主要规程、规范 66kV 及以下架空电力线路设计规范（GB 50061-97）；交流电气装置的接地（DL/621-67、1997）；交流电气装置的过电压保护和绝缘配合（DL/620-1997）。b）线路主要技术参数和特性 线路额定电压：35kV 线路起止点及长度：依据技术经济比较结果本工程推荐采用架空线路输送型式，将 50 台单机容量为 2000kW 的风力发电机组分为 4 个回路。第一、三回路连接 13 台风机，第二、四回路 12 台风机。起点：风电场内 40 台风机升压变压器，终点：富家山风电场配套建设的升压站。线路路径总长度 39.1km。其中：双回路路径长度 24.3km，单回路路径长度 14.8km。导线分裂数：单根。33 地形情况：海拔高度 7371790m。一般山区。主要气象条件：最大风速为 3068、m/s，覆冰厚度为 10mm，最高气温为 40，最低气温为-30，年均气温为 5。导线型号：主干线：JL/G1A-240/30 型钢芯铝绞线。支线：JL/G1A-150/25 型钢芯铝绞线。地线型号：主干线：地线采用 GJ-50 钢绞线。支线：地线采用 GJ-35 钢绞线。主要材料量指标：序号 名称 单位 数量 指标 1 钢芯铝绞线 JL/G1A-240/30 t 100.8 3.15t/km 2 钢芯铝绞线 JL/G1A-150/25 t 24.8 0.78t/km 3 钢绞线 GJ-50 t 10.46 0.33t/km 4 钢绞线 GJ-35 t 5.65 0.18t/km 5 FXBW69、-35/70-2 合成绝缘子单串 串 1436 44.86 串/km 6 铁塔钢材量 t 412.5 12.9t/km 7 铁塔基础混凝土量 m3 2834.9 88.6m3/km 杆塔数量：本期共 161 基。其中：单回路直线杆 6 基，单回路耐张杆 18 基；单回路直线塔 33 基，单回路耐张塔 27 基；双回路直线塔 40 基，双回路耐张塔 31 基；T 接塔 6 基。（2）集电线路方案概述 35kV 集电线路拟采用电缆和架空线路混合送电方式，站内无功补偿和站用电采用电缆供电方式，按照国网反措要求，35kV 中性点采用电阻接地方式，电阻电流取 100A，单相接地动作与跳闸。主变压器接线组70、别选用YN，yn0+d，35kV 中性点设备从主变 35kV 中性点引接。400/230V 站用电中性点为直接接地系统。富家山风电场一期 100MW 风电场，共 50 台风机升压变压器。风电场内风机升压变压器高压侧为 35kV，风机变压器高压侧出口采用电缆上塔接至架空线路。34 a）风电场内升压站 35kV 进线布置 本工程风电场内 35kV 集电线路从变电站西南侧进线，线路相序可根据站内主变低压侧相序布置确定。b）路径概述 集电线路路径尽量靠近风机位，方便风机变压器与架空线路连接，路径如图 2-7 所示。本期共有四条 35kV 集电线路。根据升压站 35kV 出线走廊规划，在出线段 A、B 71、线共用一基双回路终端同塔架设，C、D 线共用一基双回路终端同塔架设。图 2-6 集电线路方案示意图 35 4、风电场 220kV 升压变电站电气主接线（1）220kV 升压站主接线 风电场建设规模为 300MW，3 台主变分期建设时，主接线推荐采用单母线接线。本风电场以一回 220kV 线路接至长杆 220kV 站 220kV 母线，线路长度约 11km，本期一次建成。35kV 采用单母线分段接线，35kV 母线应分列运行；本期建成 35kV段母线；35kV 出线为 12 回，本期 4 回。如图 2-7 所示。图 2-7 电气主接线图（2）场用变 为推进变电站无油化，推荐选用技术性能先进的 S72、CB10 干式变压器，置于开关柜内，采用 D，yn11 结线。站用电工作电源从 35kV 母线上引接，备用电源从施工完工后保留的施工电源引接，站用变压器选用一台容量为 500kVA 的干式变压器。（3）无功补偿 该项目接入系统未审查，工程接入系统报告中推荐方案为：无功补偿装置选用动态无功补偿装置，每段 35kV 母线采用 1 组 SVG 12Mvar1 组FC 8MVar 无功补偿装置。36（4）35kV 接地装置 本台主变下 35kV 母线单相接地电容电流经计算约为 80A，考虑到一期风电场终期规模，本台主变低压侧加装 1 面消除 400A 单相接地电流的接地变及接地电阻柜。即本期 35kV73、 母线下装 1 面接地变柜和 1 面接地电阻柜。5、主要电气设备选择 根据系统资料，变电站 220kV 电气设备短路水平按不低于 50kA 设计。（1）主变压器 三相双绕组带平衡绕组有载调压自冷型 型号：SZ11-100000/220 容量为：100MVA 电压比：23081.25%/37kV 接线组别：YN,yn0+d 阻抗电压：Ud=12.5%（2）220kV 设备 a）220kV 高压断路器 型式：SF6 断路器。最高工作电压：252kV 额定电流：2500A 额定开断电流：50kA 动稳定电流（peak）：125kA 热稳定电流（R.M.S）：50kA，3s b）220kV 高压隔离开74、关 型式：水平三柱式双断口隔离开关 额定电压：252kV 37 额定电流：2500A 动稳定电流(peak)：125kA 热稳定电流(R.M.S)：50kA，3s c）电流互感器 型式：油浸、正立式 额定电压：252kV 额定电流比：300-600-1250-2500/1A 二次组合：5P60/5P60/5P60/5P60/0.2S/0.2S 动稳定电流(peak)：125kA 热稳定电流(R.M.S)：50kA，3s d）氧化锌避雷器 型号：Y10WZ204/532W（3）35kV 电气设备 本站 35kV 配电装置采用手车式户内高压开关柜。a）35kV 真空断路器 额定电压：35kV（主进75、）额定电流：2500A（分段和馈线）额定电流：1250A 额定开断电流：31.5kA 动稳定电流（peak）：80kA 热稳定电流（R.M.S）：31.5kA，4s b）35kV 隔离手车（主进/分段）额定电压：35kV 额定电流：2500A/1250A 38 31.0/31.0/31.0/335额定开断电流：31.5kA 动稳定电流（peak）：80kA 热稳定电流（R.M.S）：31.5kA，4s c）35kV SF6 断路器（用于动态无功补偿回路）额定电压：35kV 额定电流：1250A 额定开断电流：31.5kA 动稳定电流（peak）：80kA 热稳定电流（R.M.S）：31.5kA76、，3s d）35kV 电流互感器 额定电压：35kV（主进）二次组合：5P40/5P40/5P40/0.2S/0.2S 额定电流比：21200/1A（站用变出线）二次组合：10P40/10P40/0.2S/0.2S 额定电流比：600(75、15)/1A（风场、无功补偿出线）二次组合：10P40/10P40/0.2S/0.2S 额定电流比：600/1A（4）PT 柜（含消谐装置）电压互感器额定电压比：kV 准确级：0.2/0.5（3P）/3P 3P：60VA/相（5）风力发电机组 风力发电机选用额定功率 2000kW，额定电压 690V，功率因数-0.95+0.95 可调，具备低电压穿越能力的77、低温型直驱式发电机。风电机组低电压穿越功能要求：风电场的风电机组应具备低电压穿越 39 功能。风电场低电压的穿越要求为：a）当风电场并网点电压跌至额定电压的 20%时，风电场内风电机组应具备保持并网运行 625ms 的低电压穿越能力。b）风电场并网点电压在发生跌落后 2s 内恢复至额定电压的 90%时，风电场内风电机组应保持并网运行。（6）箱式变电站 风电场升压变压器选用箱式变压器，每台风机配一台容量为 2200kVA的箱变，无激磁调压，联接组别为 D，yn11，Ud=6.5%。其电压组合为3722.5%/0.69kV。箱变低压侧短路水平按 50kA 选择，箱变高压侧短路水平按 31.5kA 78、选择。35kV 及 0.69kV 电力电缆采用交联聚乙烯绝缘电缆。6、电气二次 山西xx能源有限公司绛县陈村富家山风电场一期（100MW）工程项目 220kV 升压站，仍按无人值班、少人值守的原则设计，按运行人员定期或不定期巡视的方式运行。该工程包括二套综合自动化系统，分别为风电场监控系统和升压站计算机监控系统。7、电能量计费系统 升压站本期主变压器高低压侧及 35kV 线路、接地变、动态无功补偿回路电流互感器设置 0.2S 级专用计量线圈，主变压器高压侧、35kV 线路及动态无功补偿回路配0.2S级多功能双向有无功电度表。主变压器低压侧、35kV接地变配 0.5S 级多功能双向有无功电度表。79、多功能电度表电量信息通过RS485 口接入电能量采集终端，可通过调度数据网或采用电话拨号方式将计量信息上传至山西省调。40（四）土建工程（四）土建工程 1、工程项目的规模、等级、标准 本风电场规划装机容 300MW，本期工程建设规模为 100MW，推荐采用单机容量为 2000kW 的风力发电机组。风机叶轮直径 111m，轮毂高度80m，共安装 50 台。风电场升压变电站电压等级 220kV。根据风电场工程等级划分及设计安全标准（FD002-2007），本风电场工程等别为等大（2）型工程，机组塔架基础级别为 1 级，变电站建筑物级别为 2 级。2、升压变电站主要建筑物的设计尺寸、平面布置、结构型80、式 本期风电场土建工程部分主要包括：2000kW 风力发电机组基础、箱变基础和 220kV 变电站内附属建（构）筑物等。220kV 变电站生产区附属建（构）筑物主要包括主变压器基础、变电架构、设备支架、无功补偿装置设备基础、35KV 配电间及电子设备间等；220kV 变电站生活区附属建（构）筑物主要包括综合楼、车库、综合泵房等。（五）主要经济技术指标及财务汇总表（五）主要经济技术指标及财务汇总表 1、工程概况 工程范围包括：风电场范围内的风力发电机组设备购置及安装工程，以及风电机组的设备基础、变压器基础、集电线路、风电场升压站及其配套建筑工程等。本工程的设备运输方式：采用陆路运输。本投资概算静81、态价格基准年为 2013 年第三季度。资金来源：山西xx能源有限公司出资建设，注册资金为 20%，剩余部分由建设单位申请银行贷款解决。建设工期为 9 个月。41 2、工程设计概算 工程静态投资为 81313 万元，单位投资 8131 元/kW；工程动态投资为 83046 万元，单位投资 8305 元/kW；流动资金：300 万元；项目总投入（含流动资金）81752.04 万元。3、主要经济技术指标 表 2-7 主要经济技术指标 风电场名称 山西xx能源有限公司绛县富家山风电场一期工程 风电机组单位造价 元/kW 4172 建设地点 山西省绛县 塔筒（架）单位造价 元/t 10000 设计单位 82、山西省电力勘测设计院 风电机组基础单价 万元/座 59 建设单位 山西xx能源有限公司 升压站 万元/座 5432 装机规模 MW 100 主 要 工 程 量 土石方开挖 104m 94.63 单机容量 kW 2000 土石方回填 104m 44.62 年发电量 MWh 231535.6 钢筋 t 2411 年利用小时数 h 2315.4 混凝土 m 24100 静态投资 万元 81313 塔筒（架）t 9142 工程动态总投资 万元 83046 建设用地面积永久用地 亩 56.25 单位千瓦动态投资 元/kW 8305 临时用(租)地 亩 880.5 单位电量投资 元/kWh 0.179 计83、划施工时间第一台机组发电工期 月 9 建设期利息 万元 1733 总工期 月 9 送出工程投资 万元 生产单位定员 人 30 4、财务指标汇总表 表 2-8 财务指标汇总表 序号 项目名称（单位）数值 42 1 装机容量（MW）100 2 年上网电量（MWh）231540 3 总投资（万元）81752.04 4 建设期利息（万元）1733.04 5 流动资金（万元）300 6 销售收入总额(不含增值税)（万元）239438.23 7 总成本费用（万元）144943.91 8 销售税金附加总额（万元）3270.45 9 发电利润总额（万元）107576.12 10 经营期平均电价(不含增值税)（84、元/kWh）0.5214 11 经营期平均电价(含增值税)（元/kWh）0.61 12 投资回收期（所得税前）（年）7.3 13 投资回收期（所得税后）（年）8.38 14 全部投资内部收益率（所得税前）（%）14.26 15 全部投资内部收益率（所得税后）（%）11.49 16 全部投资财务净现值（所得税前）（万元）63086.34 17 全部投资财务净现值（所得税后）（万元）52219.89 18 自有资金内部收益率（%）35.97 19 自有资金财务净现值（万元）29372.93 20 总投资收益率(ROI)（%）8.9 21 投资利税率（%）5.78 22 项目资本金净利润率(ROE)85、（%）25.46 23 资产负债率（%）78.61 24 盈亏平衡点（生产能力利用率）（%）61.0406 25 盈亏平衡点（年产量）（MWh）141333.4 第四节 项目用能情况 项目使用能源品种的选用原则如下：1.根据本项目特点及风电场的要求确定能源品种。2.根据清洁生产节能减排的原则选择能源。3.尽可能利用成本低的能源。4.尽可能使用低品位能源，提高能源综合利用率。能源品种选择的合理性、可行性分析如下：本项目能源消耗种类主要有电能和汽油，耗能工质为地下水。其中水主要供站内生活和消防需要。电能消耗主要为发电输变电损耗，包括主变压器损耗、箱式变压器损耗、线路损耗和风力发电机组损耗。汽油消耗86、主 43 要用于检修车辆。风力资源是可再生能源领域中最具商业化规模开发的一种能源，是我国鼓励和支持开发的清洁能源。为鼓励风力发电的发展，我国出台一系列优惠政策，包括把风电发展规划纳入电力发展总体规划，把加快发展风电作为优化电力增量结构的重要工作之一等。同时风电场的建设替代了燃煤电厂的建设，将大大减少对周围环境的污染，还可起到利用自然再生资源、节约不可再生的化石能源、减少污染及保护生态环境的作用。本项目二次消耗的能源主要有电力和汽油，耗能工质新鲜水等，由于二次能源及耗能工质是风力发电生产过程中必需的，所以不存在选择问题。（一）项目能源消耗种类、来源及年总消耗量（一）项目能源消耗种类、来源及年总消87、耗量 本项目能源消耗种类为电力和汽油，耗能工质为地下水。消耗电力624.37万 kWh/年，汽油 10.44t，新鲜水 1808.4 吨/年。表 2-9 项目能源来源及年总量表 序号 能源名称 单位 年消耗量 备注 1 电 万kWh 624.37 发电输电过程 2 汽油 t 10.44 3 新鲜水 t 1808.4 含发展及未预见水164.4t（二）项目能源使用和分布情况（二）项目能源使用和分布情况 1、电力使用和分布情况 表 2-10 电能消耗使用分步 序号 项目 年耗电量（万kWh）1 风力发电机组损耗108.82 2 变压器损耗 233.17 3 线缆损耗 118.57 44 4 无功补88、偿 32.46 5 站用电量 131.34 合计 624.37 2、汽油使用和分布情况 根据本工程可研报告的方案，经与建设单位沟通，企业领导用车以车补的形式发给个人。4 台检修车（3 用 1 备）汽油量估算，按照每台检修车年均行驶 4 万公里，百公里耗油 12L 计算，则 3 台检修车年耗油量：34000012100=14400L。93 号汽油的密度为 0.725 克/立方厘米：1 升汽油=0.725 克/立方厘米1000 立方厘米=0.000725 吨。根据计算公用配套用车全年消耗汽油为 10.44t。由于本项目年消耗汽油量较少，所以可以由当地市场供给。3、水资源使用和分布情况 项目运营期间89、的管理，沿用一期职能制结构。本期定员人数 10 人。本工程的用水增量主要为新增工作人员的生活用水、生产用水，用水量如下：生活用水包括和升压站职工的日常用水、淋浴用水、食堂用水、宿舍用水，站内运行人员按 10 人考虑。按照山西省用水定额（晋政办发20081 号）中对城市生活用水定额的规定，结合当地水资源充沛程度和用水习惯，本项目平均日生活用水指标按照 110L/(m2.d)，每年按 365 天计算；生产用水包括洗车用水、绿化用水、道路冲洗约为 1m3/d 每年按 330天计算；按照室外给水设计规范中规定，未预见用水量可按照上述用水量 45 总和的 10%计算；本工程站内年用水量为 1808.4m90、3/年，合计 1808.4 吨/年。其中生产生活用水 1314 吨/年，绿化用水 330 吨/年，未预见用水量 164.4 吨/年。4、项目综合能耗 项目综合能耗见表 2-11 表 2-11 项目综合能耗统计表 能源种类 单位 实物量 等价值（tec）汽油 t 10.44 15.36 电力 万kWh 624.37 2060.42 综合能耗 2075.78 46 第三章第三章 能源供应情况分析评估能源供应情况分析评估 第一节 项目所在地能源供应条件及消费情况（一）当地社会、经济概况（一）当地社会、经济概况 运城，因“盐运之城”而得名，属于晋南地区，是山西的南大门，古称河东。运城是三国蜀汉名将关羽91、的故乡，地处晋、陕、豫三省交界处，北依吕梁山与临汾市接壤，东峙中条山和晋城市毗邻，西、南与陕西省渭南市、河南省三门峡市隔黄河相望。全市常住人口为 513.4794 万人。运城市是山西能源重化工基地的重要组成部分，也是山西省新兴的工业基地。这里有全国最大的无机盐化工基地南风集团、装备规模居世界第一的运城制版集团、亚洲最大的铝工业基地山西铝厂、全国第二大铜冶炼基地中条山有色金属公司、铁道部的龙头企业永济电机厂、大型民营企业通达集团等大型企业。近年来，初步形成了具有区域特色的六大产业群体。即：铝电材联营、钢铁和镁业等冶金产业群，日用化工、煤化工和医药产业群，机械及精密铸造产业群，新型材料、玻璃器皿等92、亮点产业群。（二）项目所在地电力能源供应条件及消费情况（二）项目所在地电力能源供应条件及消费情况 运城电网位于山西电网南部末端，现有 500kV 变电站两座：运城站、稷山站；运城站经 500kV 临城 I、II 线与临汾 500kV 变电站相连，稷山站位于运城站和临汾站之间，分别通过稷城线、汾稷线与两站相连。已形成北有稷山站、河津电厂、华泽电厂；南有永济、蒲光、风陵渡、关铝电厂和 500kV 运城变电站做为电源支撑，以三家庄、新绛站、龙门站、临晋站、47 闻喜站、桃园站、绛县站、盐湖站、金鑫站、平陆站、杏园站、万荣站、梁村站、侯家庄站等 14 座 220kV 变电站为节点的 220kV 双环网93、，以 220kV变电站为中心的 110kV、35kV 辐射性的供电网络。同时，运城 110kV 电网与陕西渭南（在芮城县和河津市）、河南三门峡（在平陆县和垣曲县）均有110kV 线路作为备用联络。截至 2012 年底，运城市发电装机容量 4284.62MW，其中接入 500kV电压等级的装机容量 1200MW（大唐电厂 2600MW）；接入 220kV 及以下电压等级的装机容量 3035.12MW。分别为：河津电厂 2350MW、华泽铝业 2300MW、蒲光电厂 2300MW、关铝热电厂 2200MW、永济电厂（250+100）MW、凯迪风电场 99MW；地调管理小电厂装机容量486.12MW94、，其中小火电装机容量 480MW，机组 40 台，小水电装机容量6.12MW，机组 11 台。运城电网拥有 500kV 变电站 2 座，主变 4 台，容量为 3500MVA；220kV变电站 16 座，分别为：三家庄站、盐湖站、新绛站、龙门站、临晋站、闻喜站、桃园站、平陆站、杏园站、绛县站、金鑫站、万荣站、梁村站、侯家庄站及芮城、垣曲站，主变 36 台，总容量 5370MVA。运城电网共有 500kV 线路 10 条，线路长度 631.84km；公用 220kV 线路 50 条，线路总长度 1468.187km；用户 220kV 线路 8 条，线路总长度126.882km。2012 年全市供电95、量 274.49108kW.h，全市最高供电负荷 3940MW。（三）项目所在地水资源供应条件及消费情况（三）项目所在地水资源供应条件及消费情况 升压站所需的生产、生活用水可由已建成的深井泵房提供。48 第二节 项目能源消费对当地能源消费的影响 富家山风电场是利用可再生风能资源转化为电能，其本身节能减排。在事故和电站停运时取自站外 10kV 配电网，相对于该项目年上网电量比例较小。我国是世界上最大的煤炭生产国和消费国之一，也是少数几个以煤炭为主要能源的国家之一，在能源生产和消费中，煤炭约占商品能源消费构成的 75，已成为我国大气污染的主要来源。因此，大力开发太阳能、风能、生物质能、地热能和海洋96、能等新能源和可再生能源利用技术将成为减少环境污染的重要措施之一。风力发电是目前新能源开发技术最为成熟、最具有大规模开发和商业化发展前景的发电方式，已成为公认的战略替代能源之一，是实现能源可持续发展的重要举措。本项目充分利用当地的风能资源建设风电场，所发出的绿色无污染电力，对于改善当地电力系统的能源结构，实现电力供应的多元化，提高电网中可再生能源发电的比例，优化电源结构，为社会和经济的可持续发展提供保证。项目的建设不仅调整区域内能源结构，提高当地人民的生活质量，促进当地经济的发展。而且区域政府立足区域内丰富的风能资源和地域优势，把风电产业作为拉动区域特色经济发展的新兴产业合力攻坚，加速区域内的风97、电产业的规模化发展。同时，本风电场工程装机容量为 100MW，项目建成后每年可为电网提供电量 15691.31 MWh。与燃煤电厂相比，以发电标煤煤耗 320g/（kWh）计，每年可节约标煤 5 万 t。以国家发改委公布的2011 年中国区域电网基准线排放因子，华北电网排放因子 OM 为 0.9803t CO2/MWh，BM 为 0.6426t CO2/MWh，综合排放因子为 0.895875t CO2/MWh，则本工程其中二氧化碳约 20 万吨，二氧化硫约 50 吨/年，烟尘约 20 吨/年，49 氮氧化物约 200 吨/年。项目建设在一定程度上减少了非再生能源的消耗及其带来的环境问题，具有98、较大的清洁能源效益，符合可持续发展要求。另外，风电场投运后的水资源消耗包括工作人员的生活用水及绿化用水，年用水量为 1808.4 吨，对当地的水资源几乎没有影响。（一）山西省“十二五”期间能源消费增量测算山西省“十二五”期间能源消费增量测算 根据山西省国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要，山西省在十二五期间的发展目标为：国民生产总值年均增长 13%以上，万元 GDP 能耗降低 16%。根据国家发改委、国家统计局发布的“十一五”各地区节能目标完成情况表，山西省 2010 年单位 GDP 能耗为 2.24tce/万元。根据山西省 2011 年政府工作报告，2010 年山西省实现地区总产值 92099、0.86 亿元。根据以上数据测算，2010 年山西省总能耗为 20564104tce。到“十二五”末期，预计山西省地区总产值达到 17000 亿元，单位 GDP 能耗降为1.877tce/万元，总能耗 31909104tce。“十二五”期间山西省能源消费增量约为 11345104tce。（二）运城市十二五期间能源消费增量测算运城市十二五期间能源消费增量测算 根据山西省统计局、山西省发改委发布的“十一五”山西省各市、区单位 GDP 能耗指标公报，运城市 2010 年万元 GDP 能耗为 2.72tce。根据运城市 2011 年政府工作报告，2010 年运城市完成国民生产总值 827 亿元。据此测100、算，2010 年运城市总能耗为 1159.48104tce。根据运城市国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要，运城市在“十二五”期间的发展目标为：生产总值年均增长 15%以上，万元生产总值能耗降低 16%。据此测算，到“十二五”末期，预计运城市地区总产值达到951.05 亿元，单位 GDP 能耗降为 2.28tce/万元，总能耗 2130.18104tce。50“十二五”期间运城市能源消费增量约为 490104tce。（三）项目能源消费对当地能源消费的影响项目能源消费对当地能源消费的影响 本工程年综合能源消费增量为 2075.78tce（能评后、等价值）。1、本项目对山西省能源消费增量的影响评101、估 本工程能源消费增量（等价值）占山西省“十二五”能源消费增量控制数 11345104tce 的 0.0018%，对山西省“十二五”能源消费增量影响很小。2、本项目对运城市能源消费增量的影响评估 本工程能源消费量能源消费量（等价值）占运城市十二五能源消费增量控制数 490104tce 的 0.0424%，对运城市“十二五”能源消费增量影响很小。本项目充分利用当地较丰富的风能资源建设风电场，每年可向电网提供 231535.6MWh 绿色无污染电力，改善当地电力系统的能源结构，提高可再生能源发电的比例，有利于社会和经济的可持续发展。综上，风力发电属于利用可再生的清洁能源，符合国家产业政策和可持续发102、展战略，可节约能源，具有积极的社会效益和环境效益。风力发电是利用可再生能源进行发电，它不同于火电项目消耗燃料，也不同于水电项目会产生淹没土地和移民问题。它只需要利用当地的风资源，就可以将风能转变为电能，而在整个生产过程中消耗燃料极少。富家山风电场对当地能源消费不但没有影响，还为当地节能降耗作出巨大的贡献。带格式的:带格式的:字体:四号,非突出显示 51 第四章第四章 项目建设方案节能评估项目建设方案节能评估 第一节 项目选址、总平面布置节能评估（一）项目选址节能评估（一）项目选址节能评估 1、项目选址 富家山风电场拟选场址位于山西省南部运城市绛县境内，绛县位于运城市东北部，县境东部和南部由中条103、山环抱，高峻而挺拔；西部和北部由平川和盆地构成，低凹平坦。东部与翼城县毗连，西部和闻喜县接壤，南跨中条山与垣曲相邻，北部自东向西由翼城、曲沃两县和侯马市环绕。地理坐标为：东经 1002411048，北纬 35203538。东西长49.1km，南北宽 35.4km，总面积 993.49km2。绛县县城在绛山南古绛镇，辖古绛、横水、南樊、安峪、大交、么里、陈村、卫庄等八镇和郝庄、冷口两乡。绛县陈村富家山风电场一期（100MW）工程主要位于绛县卫庄镇，风电场的地理位置位于东经 1114011150，北纬 35263532，海拔高度约在 15291840m，规划面积约 75km2。绛县属大陆性季风气候104、，春季温暖干燥多风；夏季高温，日照充足；秋季凉爽，雨量充沛；冬季寒冷，雨量稀小。年平均气温 11.8，年极端最高温度 39.4，极端最低温度-20.5，年平均气压 929.4hPa，年均降雨量 573.5m，霜冻期十月至次年三月，无霜期约 190 天。根据本工程的风能资源评估的需要，在风电场范围内设立一座桁架式70m 高 0001#测风塔，于 2010 年 12 月 8 日开展测风工作。根据测风资料，该风电场年平均风速较高，主导风向稳定，适合于开发风力发电场。2、行业及总体规划 52 我国是世界上最大的煤炭生产国和消费国之一，也是少数几个以煤炭为主要能源的国家之一，在能源生产和消费中，煤炭约占105、商品能源消费构成的 75，已成为我国大气污染的主要来源。因此，大力开发太阳能、风能、生物质能、地热能和海洋能等新能源和可再生能源利用技术将成为减少环境污染的重要措施之一。根据 中国应对气候变化国家方案 和 可再生能源中长期发展规划，我国将通过大力发展可再生能源，优化能源消费结构，到 2010 年，力争使可再生能源开发利用总量在一次能源供应结构中的比重提高到 10。国家经贸委制定的2000 至 2015 年新能源和可再生能源产业发展规划要点中提出，到 2015 年中国新能源和可再生能源的年开发量将达到 4300 万 t 标准煤，占中国当时能源消费总量的 2。因此，本项目开发利用当地比较丰富的风能106、资源建设风电场，符合国家产业发展政策。富家山风电场拟选场址位于山西省南部运城市绛县，风电场所发电能并入运城电网。本项目充分利用当地的风能资源建设风电场，所发出的绿色无污染电力，对于改善当地电力系统的能源结构，实现电力供应的多元化，提高电网中可再生能源发电的比例，优化电源结构，具有积极重要的现实意义。本项目的建设，充分利用本地区丰富的风能资源发电，既符合国家制定的能源战略方针，也是该地区开发的新能源项目。风电场所发电力尽量就地消化，减少长距离输送网损及当地系统电力缺额，对当地经济发展起到了积极的推动作用，对该地脱贫致富提供巨大的支持，并有力地拉动浑源县及周边地区各产业的蓬勃发展，符合我国可持续发107、展战略。3、小结 53 根据项目选址、行业和当地规划可以看出富家山风电场的选址完全符合行业和当地总体规划，为当地的经济发展、国家能源结果调整、世界节能减排将做出巨大的贡献。另外，第三章中已经分析了项目能源消费的构成以及对当地能源消费增量的影响。可以看出，该项目对能源的需求主要是在可再生风能资源，项目能源消费为负增长，经考察该选址适合建设风电场。（二）项目总平面布置节能评估（二）项目总平面布置节能评估 1、升电站总体布置 升压站围墙中心尺寸为 84.2m150.5m，场区所有风机的电能通过箱变升压后送入风电场 220kV 升压站。新建 220kV 升压站是整个风电场的控制中心，也作为工作人员生活108、办公的场所。站内设主控楼、35kV 配电间等建筑物以及各项辅助构筑物，并布置220kV 配电装置、35kV 配电装置室、主变压器及有关电缆、电线构架等电气设备，各个区间均有站内道路沟通。风电场主变和配电装置采用屋外敞开式布置，站内未利用空地均设计为绿地。站内道路主干道宽 4.5m，次要道路宽 4.0 m，沥青混凝土路面，道路宽及转弯半径满足运输及消防要求，消防车可直通站内各建筑物。升压站围墙为 240mm 厚、高 2.5m 的实体砌筑砖墙。其中为了富家山风电场发电量最大化，在机组布置方面具有可比性，这里利用 Wind Farmer 软件对各机型进行优化布置，使各个机型的布机效率最优。2、小结 109、本工程风力发电机组布置充分考虑利用风电场的地形条件，恰当选择 54 风力发电机组之间的距离，尽量减少风力发电机组之间的尾流影响；避开输电线路；考虑场内送变电方案的最佳配置、运输及安装条件；方便风电场未来的运行和管理；运用 Windfarmer 软件进行风力发电机组优化布置和发电量计算。采取上述措施，不仅可提高风电场的发电效益，减少占地面积，充分利用土地资源，还可减少输电线路和场内道路的长度，降低投资成本，减少场内损耗。变电站布置中，考虑 220kV 升压变电站的区域布置时，一般选择靠近风电场区布置，这样易于风电场的输电、维护和管理，同时考虑减短进场道路及输变线路的长度，降低风电场投资。第二节 110、项目工艺流程和技术方案节能评估（一）项目工艺流程和技术方案（一）项目工艺流程和技术方案 1、项目技术方案选择原则（1）使用的技术必须先进、成熟、可靠；（2）综合利用资源、尽量降低能耗、降低成本、减少投资、提高企业的经济效益和抗风险能力；（3）高度重视环境保护和安全生产，坚持安全生产和环境保护并重；（4）主要技术、设备立足国内，国产化率达 85%以上；（5）结合工艺特点做到布置合理、紧凑，少占地。2、项目工艺流程对能源消费的影响（1）项目的工艺流程 55 图 4-1工艺流程图（2）对能源消费的影响 a）风电场采用两级升压方式，由0.69kV升压至35kV，35kV升至220kV，尽量减少变压等级111、，有效的降低了线路损耗；b）风电场采用 220kV 电压等级送出，通过高压送出的方式，减少送电线路的损耗；c）按照充分利用土地和减少风力发电机组相互影响的原则排布，有效利用了风能资源；d）本项目集电线路设计方案在满足校正的载流量的前提下，选用小截面软导线；电缆与电缆、道路、其它管线之间尽量不交错，减少线路损耗；e）本项目年总耗电量为 794.54 万 kWh，占总发电量的 3.432%。f）本项目所用变压器的空载损耗又称铁损，它是由铁芯涡流损耗及漏磁损耗组成，其值与铁芯材料及制造工艺有关，与负荷大小无关，所以本工程选用了铁损较小的 SZ11 型主变和 S11 型箱式变压器，采用优质冷轧硅钢片，112、铁芯涡流损耗小，减少了漏磁损耗；g）电器设备的型号均为高效、低损耗的设备；h）风机机型选用主流技术直驱变速变桨兆瓦级风机，并且根据风电机组 IEC 等级判别结果，在考虑了风电场面积、地形和交通运输条件，以及 56 机组本地化率和风电机组发展趋势等因素后，通过对其技术参数、基本性能、发电量、成本等进行全面的技术经济比较来选择机组类型。第三节 主要用能工艺和工序能耗分析（一）（一）项目用能项目用能 本项目工序能耗核算主要为本风电场的用电量。（二）项目用电工序的能耗分析（二）项目用电工序的能耗分析 根据可研提供的相关资料以及本项目电气接线布置方案，本项目的电耗主要包括风力发电机组用电损耗、变压器变配113、电损耗、电力电缆的用电损耗以及站自用电量。1、风力发电机组用电负荷统计表 57 表 4-1 一台风力发电机组用电负荷统计表 序号 用电负荷名称 380V 常用容量(kW)需用系数(kC)功率因数(COS)有功负荷(kW)无功负荷(kVar)视在功率(kVA)年操作小时数(h)年耗电量(万 kWh)一、机舱控制柜 1 柜灯 0.026 0.5 0.9 0.013 0.006 0.014 20 0.0000 2 柜通风机 0.019 0.5 0.8 0.010 0.007 0.012 648 0.0006 3 柜加热器 0.3 0.4 1 0.120 0.000 0.120 600 0.0072 114、4 偏航电机 12 0.3 0.8 3.600 2.700 4.500 180 0.0648 5 冷却风机 0.75 0.25 0.8 0.188 0.141 0.234 1000 0.0188 6 开关电源 1 0.1 0.8 0.100 0.075 0.125 8640 0.0864 小计 14.095 0.1778 二、轮毂控制柜 1 加热器 1.8 0.4 1 0.720 0.000 0.720 600 0.0432 2 变浆驱动电机 29.4 0.5 0.8 14.700 11.025 18.375 380 0.5586 3 冷却风扇 0.9 0.25 0.8 0.225 0.169115、 0.281 1000 0.0225 58 4 控制电源 0.5 0.2 0.8 0.100 0.075 0.125 8640 0.0864 5 电池柜加热器 1.35 0.4 1 0.540 0.000 0.540 800 0.043 小计 33.95 0.7539 三、塔基控制柜 1 塔筒灯 0.21 0.3 0.9 0.063 0.031 0.070 20 0.0001 2 散热风扇 0.019 0.5 0.8 0.010 0.007 0.012 648 0.0006 3 冷却水泵电机 3 0.5 0.8 1.500 1.125 1.875 1048 0.1572 4 冷却风扇 6 0.116、5 0.8 3.000 2.250 3.750 1048 0.3144 5 变频器水冷加热器 9 0.5 1 4.500 0.000 4.500 648 0.2916 6 开关电源 0.24 0.5 0.8 0.120 0.090 0.150 8640 0.1037 7 柜灯 0.014 0.3 0.9 0.004 0.002 0.005 20 0.0000 8 变频器开关电源0.5 0.8 0.8 0.400 0.300 0.500 8640 0.3456 9 变频器散热风扇0.6 0.5 0.8 0.300 0.225 0.375 1048 0.0314 小计 19.583 1.2447 117、合计 2.1764 59 备注：上述风机电气负荷参数由湘电风能有限公司提供，操作小时数和需要系数由国电电力右玉高家堡风电场（已投运 18 个月，且风能资源与本项目相近）提供。则 50 台风机的年耗电量为 108.82 万 kWh。2、低压电缆损耗计算 项目配电线路的电能损耗主要包括导线电阻电能损失和电缆介质损耗电能。（1）发电输电部分线路损耗 导线电阻电能损失公式如下：231maxA3IR 10(kWh)=式中：A1导线电阻电能损失量（kWh）；Imax最大负荷电流，A（本报告中取满负荷情况下的理论电流值计算）；R电缆电阻，R=r0L(r0指电缆线路每相导线单位长度的电阻值，/km；L 指电缆118、线路长度，km)；最大负荷损失时间（本报告中取 830h/a）。本报告考虑负荷电流引起的温升及周围空气温度对电阻变化的影响，对电阻进行如下修正：)(1(2120+=RR 2max1)/(2.0 xyII=)20(2=avT 式中：R20每相导线在 20时的电阻值，；1导线温升对电阻的修正系数；Ixy当周围空气温度为 20时，导线达到容许温度时的容许 60 持续电流；Tav代表日(或计算期)的平均气温，（本项目所在地年平均气温为 6.5）；导线电阻的温度系数，对铜、铝、钢芯铝线，=0.004。电缆介质损耗电能计算公式如下：2320AUC Ltan24 10(kWh)=式中：A2电缆介质损耗电能损119、失量，kWh；U电缆的工作电压，kV；C0电缆每相的工作电容，F/km；角频率，Hz tan电缆绝缘介质损失角的正切 L电缆长度，km。综上，本项目中电力电缆的电能损耗总量12AAA=+，低压电缆损耗见表 4-2 和 4-3。61 表 4-2 低压电缆参数表 序号 线缆布置 型号 L(km)r20(/km)Ixy(A)C0(F/km)导线电阻的温度系数 Tav(摄氏度)tanU(kV)角频率 Imax(A)1 低压电缆 YJY22-0.6/1kV-3240+1120 7.5 0.0754 390 0.18 0.004 5 8000.0040.69 314 284.61表 4-3 低压电缆能耗计120、算表 序号 线缆布置 型号 R20()=r20L1=0.2（Imax/Ixy）2 2=(Tav-20)R()=R20(1+1+2)A1（kWh）=3I2max*R*10-3 A2（kWh）=U2C0Ltan*24*10-3 总损耗电能（万 kWh）1 低压电缆 YJY22-0.6/1kV-3240+1120 0.57 0.11-0.06 0.59 129435.48 0.00 12.94 62 3、箱式变压器变配电损耗计算 本项目箱式变压器为 2200/37 型的箱式变电站，共 50 台，单台容量 2200kVA，电压 3722.5%/0.69kV。无激磁调压，联接组别为 D，yn11，阻抗电121、压 6.5%。箱变效率为 99.00%。由于可研单位未对箱式变压器具体型号作出描述，本报告暂按 S11 型箱变损耗计算如下：20tkeSWp tpS=+0p：变压器空载损耗，kp：变压器短路损耗，S：变压器最大通过容量，eS变压器额定容量，t：年运行小时数，：最大负荷损失时间。查表可知该箱式变压器性能参数 02.05kWp=19.5kWkp=12.94(200010000 50)0.9822000.9263900eSS=（箱变变最大通过容量=风机功率低压电缆损耗）该变压器运行情况 8760h/t=年 800h/=年(依据电力系统设计手册最大负荷利用小时数 Tmax与损耗小时数的关系表取得，ma122、x2315.4hT=)该变压器的有功电能损耗情况 2202.0587600.926319.5800tkWp tp=+=+=3.1344 万 kWh 箱式变压器组年损失有功电能损耗 W=Wt50=156.72 万 kWh 63 4、线路损耗 项目配电线路的电能损耗主要包括导线电阻电能损失和电缆介质损耗电能。本项目中集电线路及进站电缆的电能损耗计算过程见表 4-4 和4-5。由于本项目所增加的电器设备较少，且一期升压站设计中已考虑了低压电气线路，本报告不再重复估算低压输电线路损耗。64 表 4-4 集电线路参数表 序号 线缆布置 型号 L(km)r20(/km)Ixy(A)C0(F/km)导线电阻123、的温度系数Tav(摄氏度)tanU(kV)角频率Imax(A)1 电力电缆 YJY62-26/35-370 3 0.379 230 0.57 0.004 5 800 0.004 35 314 33.67 2 架空线路主干线 JL/G1A-240/30 17.5 0.1181655 0 0.004 5 8000.004 35 314 370.32 3 架空线路支线 JL/G1A-150/25 11.030.2196350 0 0.004 5 8000.004 35 314 201.99 表 4-5 线缆导线电阻电能损失计算表 序号 线缆布置 型号 R20()=r20L1=0.2（Imax/Ixy124、）22=(Tav-20)R()=R20(1+1+2)A1（kWh）=3I2max*R*10-3 A2（kWh）=U2C0Ltan*24*10-3 总损耗电能（万kWh）1 电力电缆 YJY23-26/35-3701.14 0.00 -0.06 1.07 2920.46 63.14 14.92 2 架空线路主干线JL/G1A-240/30 2.07 0.06 -0.06 2.07 682911.18 0.00 68.29 3 架空线路支线 JL/G1A-150/25 2.42 0.07 -0.06 2.44 238651.45 0.00 23.87 合计 924434.36 63.14 107.125、06 65 表 4-6 集电线路技术方案 线缆布置 型号 串联风机台数 Imax(A)L(km)架空线路 JL/GIA-150/25 1 33.67 0.90 2 67.33 1.06 3 101.00 1.48 4 134.66 1.15 5 168.33 2.21 6 201.99 1.32 7 235.66 2.91 合计 11.03 架空线路 JL/GIA-240/30 8 269.33 3.8 9 302.99 3.2 10 336.66 3.9 11 370.32 3.1 12 403.99 3.5 合计 17.50 低压电缆和集电线路合计电能损耗每年为11.51+107.06=1126、18.57万 kWh。批注批注 liang1:给出计算过程 66 5、主变压器变配电损耗计算 本项目主变压器采用三相双绕组带平衡绕组有载调压自冷型，型号为SZ11-100000/220，容量 100000kVA，23081.25%/37kV，接线组别YN，yn0+d。变压器阻抗电压 12.5%，空载电流 0.2%。主变效率为99.65%，主变压器损耗计算如下：查表可知该变压器 0p68.10kW=278kWkp=()20002.05 19.5550118.57800 100000.82870.98 100000eSS=（主变最大通过容量=风机功率箱变损耗线路损耗）该变压器运行情况 8760h/127、t=年 800h/=年(依据电力系统设计手册最大负荷利用小时数 Tmax与损耗小时数的关系表取得，max2315.4hT=)该变压器的有功电能损耗情况 22068.1 87600.8287278800tkWp tp=+=+=74.9289 万 kWh 6、项目站用电量 升压站建筑物中采暖、空调、通风以及各种主要电气负荷的节能性评估在一期项目的节能评估项目中体现。升压站中采暖、照明、通风计算如下。表 4-7 动力负荷耗电量 序号 升压站用电设备组 常用负荷需要系数 kC 功率因数COS 有功负荷 kW 计算时间 h 年耗量万 kWh 67 kW(0.4kV)1 保护试验电源柜电源 25 0.8 128、0.8 20 1000 2.00 2 直流 220V充电装置 16 0.5 0.8 8 1000 0.80 3 电子设备间交流环网电源 5 0.5 0.8 2.5 1000 0.25 4 火灾报警装置控制箱 5 0.5 0.8 2.5 8760 2.19 5 UPS 主回路电源 10 0.5 0.8 5 8760 4.38 6 UPS 旁路电源 10 0.9 0.8 9 8760 7.88 7 1#主变间隔电源(交流环网)15 0.9 0.8 13.5 1000 1.35 8 出线间隔电源(交流环网)15 0.9 0.8 13.5 1000 1.35 9 风电厂监控系统电源 0.5 0.9 0129、.8 0.45 1000 0.05 10 风功率预测系统电源 0.5 0.3 0.8 0.15 1000 0.02 11 主变就地端子箱 2 0.8 0.8 1.6 8760 1.40 12 主变测控屏 1 0.8 0.8 0.8 1000 0.08 13 220kV 升压站微机监控系统电源 0.5 0.8 0.8 0.4 8760 0.35 14 35kV开关柜及加热带电源 10 0.8 0.8 8 8760 7.01 15 SVG 控制屏 1.5 0.5 0.8 0.75 8760 0.66 16 SVG 启动柜电源 50 0.5 0.8 25 1000 2.50 17 通信电源 20 0130、.5 0.8 10 8760 8.76 18 紫外线消毒柜 0.21 0.5 0.8 0.105 1000 0.01 19 生活水泵 3 0.5 0.8 1.5 4380 0.66 20 消防水泵 45 0.5 0.8 22.5 2000 4.50 21 潜污排水泵 1 0.5 0.8 0.5 2000 0.10 22 深井泵 5.5 0.5 0.8 2.75 500 0.14 23 自控自吸泵 0.75 0.5 0.8 0.375 8760 0.33 68 24 风机 LBLD 0.75 0.5 0.8 0.375 500 0.02 25 车库轴流风机 0.5 0.5 0.8 0.25 10131、00 0.03 26 35kV配电间轴流风机 0.12 0.5 0.8 0.06 1000 0.01 27 无功补偿配电间轴流风机 0.25 0.5 0.8 0.125 1000 0.01 28 电开水器 2 0.5 0.8 1 1000 0.10 合计 46.92 表 4-8 采暖负荷年耗电量 序号 建筑物名称 建筑面积(m2)采暖计算温度（）热指标（W/m2）采暖热负荷（kW）采暖时间（天）年用电量（万kWh）室外 室内 1 35kV配电室 412.25-7 18 2.0 41.23 20.61 15.73 2 无功补偿装置室 181.3-7 18 2.0 18.13 9.07 6.92 132、3 中控楼 799.37-7 18 3.0 239.81 59.95 91.51 4 车库 243.75-7 18 2.0 12.19 12.19 4.65 表 4-9 照明负荷年耗电量 序号 建筑物名称 照明功率密度(W/m2)面积指标（m2）照明负荷（kW）每天照明时间（h）年照明天数（h）年用电量（万kWh）1 35kV配电室 11 412.25 4.53 8 365 1.32 2 无功补偿装置室 11 181.3 1.99 4 365 0.29 3 中控楼 9 799.37 21.58 24 365 18.91 4 车库 7 243.75 1.71 8 365 0.50 表 4-10 133、空调负荷年耗电量 序号 建筑物名称 建筑物面积（m2）冷负荷指标(W/m2)年运行小时数(h)年需冷量（kWh）年用电量（万 kWh）1 35kV 配电室 412.25 300 1500 185512.50 6.18 69 2 无功补偿装置室 181.3 300 1500 81585.00 2.72 3 中控楼 799.37 300 1500 1079149.50 11.99 4 车库 243.75 300 1500 109687.50 3.66 站用电年耗电量合计 131.34 万 kWh。6、无功补偿损耗 无功补偿装置选用动态无功补偿装置，每段 35kV 母线采用 1 组SVG 12Mva134、r1 组 FC 8MVar 无功补偿装置。成套装置（SVG+FC）满足 35kV 母线无功补偿容量从感性 4Mvar至容性 20Mvar 可连续调整的要求，动态响应时间不大于 30ms，满足电网要求。FC 电容器组的运行时间为 8760h，取 FC 电容器组额定电压下的平均功率损耗为容量的 0.0008（烟台东方科技环保节能有限公司提供数据），FC 电容器组无功补偿装置的年损耗量为：0.0008 8 8760 105.61AkWh=万 风电场正常运行情况下补偿容性无功，补偿范围为 020Mvar，SVG 无功补偿装置的运行时间 T 取风场最大满负荷利用小时数1618h，取 SVG 动态无功补偿135、装置额定电压下的平均功率损耗为容量的 0.8%（烟台东方科技环保节能有限公司提供数据），经计算其损耗为 200.008161810=25.89 万 kWh。风电场停运情况下补偿感性无功，补偿范围为-40Mvar。按照SVG 平均输出-2Mvar 无功容量计算损耗。根据山西富家山风资源统计分析风电场停运时间约 600h，取感性动态无功补偿装置额定电压下的平均功率损耗为容量的 0.8%（烟台东方科技环保节能有限公司提供数据），经计算其损耗为 20.008600=0.96 万 kWh。70 综上，该项目无功补偿装置的总损耗为 32.46 万 kWh。第四节 主要用能工艺和工序节能评估结论 根据可行性136、研究报告的研究范围，本节能评估报告针对本项目风力发电的特殊性，对发电过程中用能工艺和工序作出评估。（一）电气耗能评估（一）电气耗能评估 风电场为利用风能资源发电的项目，本项目运行期主要能耗在于变压器损耗、场内输电线路及无功补偿装置的电能损耗。本项目年耗电量为 624.37 万 kW.h。风电场年上网电量=风电场年理论发电量各影响因数折减系数场用电、线损等能量损耗=23153.560.699-624.37=15691.31 万kWh。表 4-11 各项目占年发电量比例 序号 项目 年损耗电能（万 kWh）占年发电量比例1 风力发电机组损耗 108.82 0.672%2 变压器损耗 233.17 137、1.441%3 线缆损耗 118.57 0.733%4 无功补偿 32.46 0.201%5 站用电负荷 131.34 0.812%合计 624.37 3.858%整个风电场运行期场用电折合电量的年耗能约为 624.37 万kW/h。根据本阶段估算的风电场年上网电量，本风电场综合场用电率约为 3.858%，风电场总体损耗指标较低。根据对绛县富家山风电场的站用电负荷进行统计计算，该站用电 71 年耗电量见下表 表 4-12 站用电年耗电量 序号 站用电量 年耗电量（万kWh）1 采暖 38.85 2 空调 24.55 3 照明 21.02 4 站用电负荷 46.92 合计 131.34（二）汽油138、耗能评估（二）汽油耗能评估 根据计算公用配套用车全年消耗汽油为 10.44t，折标煤（当量值）15.36tec，折标煤（等价值）15.36tec。（三）水耗能评估（三）水耗能评估 本工程运行期站内用水量包括生产生活用水，洗车绿化用水，未预见用水量。站内年用水量合计 1808.4 吨/年，折标煤 0.15 吨。第五节 本章评估小结 通过该项目建设方案节能分析，可以看出该项目有着明显的节能效益、社会效益、环保效益和经济效益。首先，可以看出在优化总平面布置中，做到工艺系统合理，工艺管线短捷，节省原材料、实现节能降耗。并且通过主辅机的设备选型真正做到了节能、节电、节水、安全可靠的原则，因此说明该项目建139、设方案的节能措施是真实有效的。72 第五章第五章 项目能源消耗及能效水平节能评估项目能源消耗及能效水平节能评估 第一节 项目能源消费种类、来源及消费量评估 本项目能源消耗种类为电力和汽油，耗能工质为地下水。因风能属于可再生能源，本报告不计风能消耗量。其中，水资源是本项目自供的耗能工质；消耗的电力二次能源主要是风机运行正常运行情况下发电输变电损耗，该部分电力为风场自供；其中只有汽油需要外购直接来自于当地市场。全场能源消耗结构表见 5-1：表 5-1 能源消耗结构表 序号 能源名称 年需要量 折标系数 当量值(tce)等价值 tce)来源 单位 数量 1 新鲜水 m/a 1808.4 0.0000140、857 0.15 -自打井 2 电力 万 kWh/a 794.54 1.229/3.30 767.35 2060.42 本厂电网 3 汽油 t/a 10.44 1.4714/1.471415.36 15.36 外购（一）电力来源及消费量（一）电力来源及消费量 根据可研提供的相关资料以及本项目电气接线布置方案，本项目的电耗主要包括风力发电机组损耗电量、变压器变配电损耗、电力电缆的电能损耗以及无功补偿损耗量。1、本项目中风电场使用变压器变配电损耗的电能 表 5-2 变压器变配电损耗 序号 项目 年耗电量（万kWh）折标煤当量值（tec）折标煤等价值（tec）备注 1 主变压器变配电损耗 74.93141、 92.09 247.27 2 箱式变压器变配电损耗 156.72 192.61 517.17 73 3 站用电 35kV 变压器变配电损耗计算 0.69 0.84 2.26 4 站用电 10kV 备用变压器变配电损耗计算 0.84 1.04 2.78 2、本项目中输电线路电能损耗总量为 118.57 万 kWh，折 145.73吨标准煤（当量值），391.30 吨标准煤（等价值）。表 5-3 输电线路损耗 序号 项目 年耗电量（万 kWh）折标煤 当量值（tec）折标煤 等价值（tec）1 低压电缆 11.51 14.14 37.97 2 电力电缆 14.92 18.33 49.23 3 架142、空线路主干线 70.51 86.65 232.67 4 架空线路支线 21.65 26.60 71.43 5 合计 118.57 145.73 391.30 3、项目用电量核定和使用分布 表 5-4 电力消费结构表 序号 项目 年耗电量（万kWh）当量值（tec）等价值（tec）比例 1 风力发电机组损耗 108.82 1.23 359.10 17.43%2 变压器损耗 233.17 286.57 769.48 37.35%3 线缆损耗 118.57 145.73 391.30 18.99%4 无功补偿 32.46 39.89 107.12 5.20%5 站用电负荷 131.34 161.42143、 433.42 21.04%6 合计 624.37 767.35 2060.42 100.00%风力发电机组损耗108.82 18%变压器损耗233.17 37%线缆损耗118.57 19%无功补偿32.46 5%站用电负荷131.34 21%风力发电机组损耗变压器损耗线缆损耗无功补偿站用电负荷 74 图 5-1 电力使用分布图（二）汽油的来源及消费量（二）汽油的来源及消费量 本项目公用配套用车全年消耗汽油约为 10.44 吨，折标煤当量值15.36tce，全部外购用于检修车消耗。（三）水来源及消费量（三）水来源及消费量 表 5-5 水消费量 序号 水 日用水量（m3/d）年用水时间 年用水量144、(m3/年)折标煤当量值（tec）1 生活用水 3.6 365 1314 2 绿化道路用水 1 330 330 3 不可预见用水 164.4 4 总用水量 1808.4 0.155 本项目水使用分布图如图 5-2 所示：图 5-2 本项目水使用分布图 生活用水131473%绿化道路用水33018%不可预见用水164.49%生活用水绿化道路用水不可预见用水 75 第二节 能源加工、转换、利用情况评估 （一）项目能源购入贮存、加工转换、输送分配损失计算（一）项目能源购入贮存、加工转换、输送分配损失计算 项目电力加工转换和输送能量损失计算：本项目电力消耗为：624.37 万 kWh，折 767.35145、 吨标准煤（当量值），2060.42 吨标准煤（等价值）。本项目汽油消耗量为 10.44 吨，折 15.36 吨标煤（当量值），折15.36 吨标煤（等价值）。本项目水消耗量为 1808.4 吨，折 0.15 吨标煤（当量值）76 表 5-6 项目能量平衡表 项目 购入储存 加工/转换 输送分配 最终使用 实物值 等价值（tce）当量值（tce）变压器 外供 其它 合计 1 2 3 4 5 6 7 8 供入能量 电(万kWh)16184.34 53408.32 19890.55 19890.55 19603.98 19255.71 161.42 19417.13 汽油（t）10.44 15.3146、6 15.36 15.36 15.36 新鲜水（m3）1808.40 0.15 合计 18003.18 53423.68 19906.07 19890.55 19603.98 19255.71 161.42 19417.13 有效能量 电(万kWh)16184.34 53408.32 19890.55 19890.55 19603.98 19255.71 161.42 19417.13 汽油（t）10.44 15.36 15.36 15.36 15.36 新鲜水（m3）1808.40 0.15 合计 278.00 19906.07 19890.55 19603.98 19255.71 161.147、42 19417.13 损失能量 286.57 186.85 项目能源利用率 97.54%77 图 5-3 本项目能量平衡网络图 78 第三节 能效水平分析评估 （一）项目及其产品能耗指标（一）项目及其产品能耗指标 1、项目总能耗 项目综合能耗见表 5-7 表 5-7 项目综合能耗统计表 能源种类 单位 实物量 当量值 等价值 汽油 t 10.44 15.36 15.36 电力 万 kWh 624.37 767.35 2060.42 综合能耗 782.71 2075.78 项目能源消费总量（等价值）：2075.78 吨标煤/年 项目能源消费总量（当量值）：782.87 吨标煤/年 项目综合能耗148、（等价值）：2075.78 吨标煤/年 项目综合能耗（当量值）：782.87 吨标煤/年 2、项目工业总产值能耗 工业总产值指工业企业在本年内生产的以货币形式表现的工业最终产品和提供的工业劳务活动的总价值量。工业总产值=产品价值实物量销售平均单价（不含增值税）=11402 万元 单位工业产值能耗（等价值）=0.182 吨标煤/万元 单位工业产值能耗（当量值）=0.069 吨标煤/万元 3、项目工业增加值能耗 工业增加值是工业企业全部生产活动的总成果（工业总产值）扣除了在生产过程中消耗或转换的物质产品和劳务价值后的余额。按 79“生产法”计算企业年工业增加值的计算公式为：工业增加值=现价工业总产149、值-工业中间投入+应缴增值税 现价工业总产值-按不含增值税的年销售收入计算 工业中间投入-按倒扣法，年总成本减去属于增加值的项目，如工资、福利和折旧等 应缴增值税-销项税-进项税 根据可研报告中提供的“总成本费用估算表”，本项目工业增加值9480 万元。单位工业增加值能耗（等价值）=0.211 吨标煤/万元 单位工业增加值能耗（当量值）=0.080 吨标煤/万元 4、项目供电煤耗 项目供电煤耗是项目综合能耗与年上网电量的比值。本项目年上网电量为 15691.31 万 kW.h。供电标准煤耗（等价值）=13.23 克标煤/kWh 本项目年损耗电能为 624.37 万 kWh，折标煤（等价值）为2150、060.42吨标煤/年，综合能耗为 2075.78 吨标煤/年，供电标准煤耗（当量值）为 4.99 克标煤/kWh。（二）能耗指标对标分析（二）能耗指标对标分析 1、发电能耗对标分析 鉴于行业的特殊性，目前国家、行业、地方都没有专门指定的风力发电生产的单位产品能耗指标，本项目供电标准能耗（等价值）9.61克标煤/kWh。下表为本项目与国电电力右玉高家堡风电场（右玉县内）项目综合场用电率和供电标准煤耗的对比表。80 表 5-8 项目用能对比表 项目名称 装机容量（MW）单机容量（kW）满负荷利用小时数（h）综合场用电率(%)供电标准煤耗（gce/kWh）该项目 100 2000 2315.4 3151、.858 13.23 右玉高家堡风电场 49.5 1500 2150 4.3%未统计 经对比本项目综合场用电率 3.858%低于该公司 2011 年 5 月至2012 年 5 月运行期间所统计的综合场用电率为 4.3%。2、风电场用地对标分析 本工程永久占地为 36500m2，临时占地 585050m2。根据风电场建设用地要求，已取得山西省国土资源厅项目建设预审的复函。3、风电场风机满负荷等效利用小时数对标分析 本工程风机满负荷等效利用小时数为 2315.4 小时。按照风电场建设要求，满足风电场建设要求。（三）本工程对所在地完成节能目标的影响分析 据山西省国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要152、预测，2015 年山西省单位 GDP 能耗为 1.878tce/万元（等价值）；运城市国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要（讨论稿）预测，2015 年运城市单位 GDP 能耗为 2.28tce/万元（等价值）。该项目运行期间单位工业增加值能耗指标为 0.211tce/万元（等价值），为山西省 2015 年该能耗指标的 11.23%，为运城市 2015 年该能耗指标的 9.25%。项目建成投产后，将会对所在地完成节能目标起到一定的促进作用。81 第六章第六章 节能措施评估节能措施评估 第一节 项目节能措施概述 由综合能耗分析可以看出，本项目的主要能耗为电力，因此，降低产品的综合能耗需要在电气工153、程设计、电气设备选型方面采取有效的节能措施。本项目的先进性主要有以下特点：1.项目设计合理，电、水等耗能耗能工质参数选择合理。2.220kV 升压站采用先进的微机监控自动化系统，利用先进的计算机网络控制技术，最大限度地优化了电气工程路线，达到了节能效果。3.电气集电线路方案设计合理。风力发电机组设置合理，设备与设备之间线路距离短，能量损失较少。4.合理选择电缆截面，减少高压电缆长度和线路投资，减少电缆阻抗损耗。5.在设备选型上，采用节能型设备，如选用节能型电力变压器，以减少变压器的损耗。6.运用 WAsP、WT 和 WindFarmer 软件对风机进行优化布置，综合考虑各种因素后得到合理的布置154、方案和发电量。（一）节能技术措施评估（一）节能技术措施评估 1、风力发电机组选型及布置 根据国内外风电场建设的经验以及近年来单机容量不断增大的趋势，在条件允许的情况下，尽可能采用较大容量的风力发电机组，更好地利用当地风能资源。根据对山西省风电场工程现场风能资源的 82 特点、场址的地形地貌特征、交通运输条件以及国内外各种风力发电机组的实际运行情况等因素综合分析，推荐采用 2000kW 风力发电机组，该机型相比小单机容量的风力发电机组，在满足风力发电机组运输与安装条件下，以及不增加额外建设成本的基础上，提高了风电场土地的利用效率，即在同等装机容量规模下，减少占用土地面积，节约土地资源。风力发电机155、组布置充分考虑利用风电场的地形条件，恰当选择风力发电机组之间的距离，尽量减少风力发电机组之间的尾流影响；避开输电线路；考虑场内送变电方案的最佳配置、运输及安装条件；方便风电场未来的运行和管理。采取上述措施，不仅可提高风电场的发电效益，减少占地面积，充分利用土地资源，还可减少输电线路和场内道路的长度，降低投资成本，减少场内损耗。2、电气工程 电气工程设计在符合规范要求，满足工程需要的前提下，尽量节省材料用量，选用节能产品。选用节能型的主变压器、箱式变压器、所用变压器等设备，降低变压器的损耗；优化电缆沟和架空线的布置，节约电缆和架空线的长度，有效减少电缆和架空线的使用量，减少导体的截面，达到降低电156、能损失的目的。变电站布置中，考虑 220kV升压变电站的区域布置时，一般选择靠近风电场区布置，这样易于风电场的输电、维护和管理，同时考虑减短进场道路及输变线路的长度，降低风电场投资。（1）变压器节能设计 a）选择低损耗主变压器 83 本工程主变压器选用 SZ11 有载调压变压器。尽可能的降低主变压器的空载损耗（铁损），适当降低主变压器的负载损耗（铜损）b）合理选择风机升压变压器的容量，选择低损耗 S11 型箱式变压器。c）按照升压站的实际用电负荷并考虑同时率选择合适容量、低损耗的站用变压器。（2）空调、采暖、照明的节能设计 空调及采暖系统都采用节能产品，空调选用符合国家标准房间空气调节器能源效157、率限定值及节能评价值（GB12021.3-2004）的节能型空调，同时室外机的设置充分考虑夏季冷凝热排放条件，以防止热污染和噪声污染。采暖使用电暖气。采用节能灯具，实施绿色照明，合理设计灯具，在满足照明要求的前提下，减少灯具的数量。a）采暖设备采用高效、节能电暖器，每台电暖器设置 1 套温控开关，并可根据工作场所的实际需要，控制室内温度。b）房间内安装的分体柜式空调机和壁挂式空调机，夏季运行时，温度控制在不低于 26 度。c）场前区道路采用节能灯照明，主建筑、继电保护室、各屋内配电室采用节能型荧光灯。屋内外使用的都是节能高效灯具。尽量采用自然采光，自然采光与人工照明相结合。既满足不同场合下人们158、不同的需要，又可减少能耗。d）自然通风与机械通风结合，减少空调和排风扇等电器的使用。3、房屋建筑工程（1）节能墙体 84 墙体是建筑物外围护结构的主体，其所用材料的保温性能直接影响建筑的耗热量。我国以实心黏土砖为墙体材料，保温性能不能满足设计标准，为保证节能效果达 50%以上的标准，本设计采用砖与苯板保温层的复合节能墙体。（2）门窗节能 外门窗是建筑能耗散失的最薄弱部位，其能耗占建筑总能耗的比例较大。所以，在保证日照、采光、通风等要求的条件下，尽量减小建筑物的外门窗洞口的面积，提高外门窗的气密性，减少冷风渗透，提高外门窗的保温性能。减少外门窗本身的散热量，其节能措施有：控制建筑物的窗墙比，设置159、保温封条，使用新型密闭性能良好的保温门窗，改善门窗的保温性能。（3）屋面节能 在改进建筑外墙、外门窗的保温性能后，还必须进一步加强屋面保温隔热的措施，选用密度较小，导热系数较高的保温材料，既避免屋面重量、厚度过大，又易于保温节能。（4）用水节能 我国是水资源短缺的国家，水资源将是制约我国国民经济发展的瓶颈。节约用水势在必行。变电站对厂内用水进行严格管理，并按要求配备相应的计量仪器仪表进行定量管理。站内采用节水型水箱、节水龙头、节水马桶等节水型生活器具。另外，变电站按照一水多用的节水原则，采用生活污水回收利用的工艺设计，生活污水处理后的中水可以作为站内的杂用水，用于站内道路的冲洗、绿地浇灌、洗车160、等。85 4、风电场道路 风电场道路的建设在满足运输条件的基础上尽量节省土方和资金。施工期先行修筑施工道路，作为风电场内交通道路，施工结束后可将施工道路作为风电场内的检修道路使用。（二）节能管理措施评估（二）节能管理措施评估 1、项目节能管理制度和措施 可研报告中对节能管理机构和人员的设置情况的安排完全符合能源管理体系要求（GB/T23331-2009）、工业企业能源管理导则（GB/T15587-2008）等标准的要求。2、项目能源计量制度建设 能源计量是能源管理工作的重要保证，按照国家有关规定，配备满足管理需要的能源计量器具，并制定和实施有关文件，对计量器具的购置、安装、维护和定期检定实行管161、理，保证其准确可靠。本项目测量表计按用能单位能源计量器具配备与管理通则的要求配置。配备率达到 100%。计量设备的配置情况如下所示：（1）在 220kV 线路出口侧及变压器低压侧设置计量表计，在每个电量计费关口点配置二块 0.2S 级计费关口表（主/备），考核关口点配置两块 0.2S 级考核关口表。各关口表配置校验端子，关口表采用独立电源供电，不可直接采用计量点 PT 供电。电度计量屏设置在升压站中控室内。计费关口点：风电场 220kV 出线侧。考核关口点：风电场主变低压侧。（2）计费工作站 86 为满足职能管理部门查询关口电量信息，本工程配置一套电量计费系统工作站，该工作站即可作为当地显示设162、备，同时兼作电量计费系统与其它系统互联的网关设备。室内给水系统在给水引入管至围墙内设置水表（一期配置），在表后设“倒流防止器”，由室外给水管道供给站内各用水点，生活用水采用枝状管网布置方式。按照 用能单位能源计量器具配备与管理通则（GB 17167-2006）等标准要求，本项目能源统计及监测、计量器具配备完善。其中能源计量器具配置汇总表见表 6-1，电力计量网络图见图 6-1，水计量网络网络图见图 6-2。表 6-1 能源计量器具配置汇总表（本期）能源计量 进出用能单位计量器具 次级产能能单位计量器具 主要用能设备计量器具 综合 应装数 安装数 配备率 完好率应装数 安装数 配备率完好率应装数163、安装数配备率完好率配备率完好率 台 台 台 台 台台 电 1 1 100 100 50 50 1001000 0 100100100100 水 0 0 100 100 1001000 0 100100100100 其它 合计 1 1 100 100 50 50 1001000 0 100100100100 87 图 6-1 电力计量网络图 图例：表示计量器具及编号。编号 1-X 表示产能单位配备计量器具的序号；2-X 表示次级产能单位配备计量器具的序号，3-X 表示用能单位配备计量器具的序号。：表示产能单位、用能单位（单元）。35kV母线 220kV 电网1-1主变压器系统2-1 风力发电机组164、风力发电机组2-2 风力发电机组2-n 风力发电机组2-50 0.4kV 低压系统（一期）站用变压器 II3-2 10kV 电网3-1 站用变压器 I35kV 电网 88 图 6-2 水计量网络图（一期）图例：表示计量器具及编号。编号 1-X 表示用能单位配备计量器具的序号；2-X 表示主要次级用能单位配备计量器具的序号。：表示用能单位、主要次级用能单位（单元）。供水水源1-1 2-3 生活用水绿化用水2-1 89 第二节 节能措施效果评估（一）主要耗能设备节能评估（一）主要耗能设备节能评估 1、风力发电机评估 根据当地风资源情况，本项目所选风力发电机组额定功率为2000kW，额定风速为11m165、/s，适合当地实际情况。通过比对不同风机的功率曲线可以得出，本项目所选的WTG3-2000型风机的风能利用率较高，在相同情况下，总发电量及净发电量均高于其它比选机型。2、主变压器评估 对变压器的评估主要依据电力变压器能效限定值及能效等级（GB 24790-2009）中对变压器能效限定值及节能评价值的规定。通过对标可知，本项目主变压器损耗参数均不高于国家电力变压器节能评价值，达到1级节能水平，本项目主变效率可达99.65%。表 6-2 主变压器能效对标表 设备 参数 依据 能效等级 达到水平主变压器 空载损耗：68.1kW 负载损耗：278kW GB 24790-2009空载损耗：68.30kW166、负载损耗：309.6kW达到 1 级水平（二）项目能效水平（二）项目能效水平 项目及其产品能耗指标 由第五章第三节计算可知：表 6-3 节能评估指标表 序号 指标 单位 数量 备注 1 项目综合能耗 等价值tce/a 2075.78 90 当量值tce/a 782.87 2 项目单位工业产值能耗 等价值tce/万元 2075.78 当量值tce/万元 782.87 3 项目单位工业增加值能耗 等价值tce/万元 0.182 当量值tce/万元 0.069 4 项目供电煤耗 等价值gce/kWh 0.211 第三节 本章评估小结 通过节能技术措施、节能管理措施的评估，可以看出本项目各个环节都采用167、现代高效节能的先进发电设备，认真贯彻了节约和合理利用能源方针，采取切实可行措施，达到了节能效果。91 第七章第七章 存在的问题与建议存在的问题与建议 第一节 存在的问题 通过该项目主要能耗指标分析，可以看出该项目有着明显的节能效益、社会效益、环保效益和经济效益，符合国家能源产业政策。但在具体实施过程中建议还应注意以下问题：1）可研报告中风电场施工道路临时用地面积中应扣除永久征地面积，避免重复计算。2）可研报告中未对箱变型号做具体描述。3）可研报告中对 0.69kV 低压电缆 YJY22-（3240+1120）使用并列根数不明确，经与可研单位核实应为 6 根并列，请可研单位在可研报告中补充。4）168、加强水务管理和节水的宣传力度，提高全厂人员的节水意识，制定切实可行规章制度，将水务管理作为电厂运行考核的一项重要指标，使各项节水措施得以最终落实。5）制定能源消耗定额和节能奖罚制度，定期分析能源消耗，适时修正能源管理制度以及及时更换高耗低效设备等。第二节 节能建议（一）建议节能措施）建议节能措施 采用 S11 型箱变。92（二）建立能源管理制度（二）建立能源管理制度 依据：1、工业企业能源管理办法GB/T15587-2008 2、能源管理体系要求GB/T23331-2009 3、工业企业能源管理导则GB/T15587-2008 项目应建立以下能源管理制度：(1)能源管理条例(2)能源使用管理办169、法(3)能源消耗定额管理办法(4)能源计量管理规定(5)用电管理办法(6)用水管理办法(7)汽油、柴油管理规定（三）建立能源计量管理（三）建立能源计量管理 中华人民共和国节约能源法第二十二条明确规定了“用能单位应当加强能源计量管理”，作为节约能源法的配套法规，原国家经贸委第七号令 重点用能单位节能管理办法 中第十三条规定“重点用能单位应健全能源计量、监测管理制度，配合合格的能源计量器具、仪表，能源计量器具的配备和管理达到用能单位能源计量器具配备和管理通则（GB17167-2006）规定的要求”。1、能源计量管理 能源计量是现代企业实现科学管理的基础性工作，该项目建成后，建议企业在能源计量器具的170、管理工作中注意以下几点：93（1）建立能源计量制度、能源计量器具管理制度 项目建成后，应建立能源计量管理体系，形成文件，并保持和持续改进其有效性，应建立、保持和使用文件化的程序来规范能源计量人员行为、能源计量器具管理和能源计量数据的采集、处理和汇总。（2）设置专职能源计量管理人员 项目建成后，应设专人负责能源计量器具的管理，负责能源计量器具的配备、使用、校验、维修、报废等管理工作，由专人负责主要次级用能单位和主要用能设备能源计量器具的管理，能源计量管理人员应通过相关部门的培训考核，持证上岗。用能单位应建立和保存能源计量管理人员的技术档案，能源计量器具检定、校准和维修人员应具有相应资质。（3）能171、源计量器具的管理 项目建成后，企业应备有完整的能源计量器具一览表。表中应列出计量器具的名称、型号规格、准确度等级、测量范围、生产厂家、出厂编号、用能单位管理编号、安装使用地点、状态（指合格、准用、停用等）。主要次级用能单位和主要用能设备应备有独立的能源计量器具一览表分类。应建立能源计量器具档案，内容包括：a）计量器具使用说明书。b）计量器具出厂合格证。c）计量器具最近两个连续周期的检定证书；d）计量器具维修记录。e）计量器具其他相关信息。2、具体能源计量管理措施 本项目能源计量系统由电、水等部分组成，消耗量大的能源主要 94 为电力。电力能源需外购，因此需要计量，企业应定期对发电量、用电量、用172、水量进行考核，保证设备在最佳状态上运行，并把考核指标分解落实到各基层部门，应当建立相应的能源管理制度和用能责任制度。应按照要求组建节能管理结构和管理网络，对各装置各工序的能源消耗情况建立统计台帐，各类统计数据及报表实行电脑网络化管理，通过建立耗能统计体系，建立能耗测试数据、能耗计算和考核结果的文件档案，对文件进行受控管理。（1）用电管理 加强用电管理是企业能源管理的重中之重。企业应建立相应的用电管理制度和消耗定额，逐月进行考核。（2）用水管理 我国是水资源短缺的国家，水资源将是制约我国国民经济发展的瓶颈。节约用水势在必行。企业应对厂内用水进行严格管理，并按要求配备相应的计量仪器仪表进行定量管理173、。企业在严格用水管理的同时，还应对工艺、生活废水进行处理回用，提高水的消耗利用率。（三）企业能源管理机构（三）企业能源管理机构 1、建议能源管理机构 工程在建设期间和建成投入运营后，都需要设置专门的管理机构集中管理。建设期间的管理主要为组织、协调项目生产，完成各项单体工程的建设任务，最终实现项目顺利移交运行管理部门。运行管理主要管理对象为风电场内的风力发电机组及其他设施、风电场内升压变电站的管理。风电场内的风力发电机组及其他设施主要工作为风力发电机组和箱式变电站日常巡视、维护、小规模设备检修，风电场中 95 央控制室值班，风力发电机组大修可采用外委方式。风电场内升压变电站按少人值班的原则设计，174、可按无人值班（少人值守）方式管理，设备检修可委托给当地供电部门。2、建立技能减排领导小组 公司应设有节能减排领导小组，领导小组负责节能降耗工作的推进实施，对重大问题进行研究决策，定期听取各节能办公室的工作汇报，各小组成员负责落实领导小组的各项决定，负责节能减排的日常工作。3、建立节能减排办公室 公司应设有节能办公室，作为领导小组的执行机构。节能办公司设在综合部，人员由相关部门人员组成。节能办公室负责落实小组的各项决定，负责节能降耗的日常管理工作。各有关单位也要成立相应的组织领导和执行机构，具体负责本单位的节能工作。4、建立各基层单位能源管理机构 各部门应设有节能减排专职和兼职人员，各单位（或部175、门）一把手均为公司节能减排领导小组成员，公司设备处设有电力专管员，专门负责用电业务的管理。96 第八章第八章 结结 论论 1、项目总用电量为：624.37 万 kWh，折 767.35 吨标准煤（当量值），2060.42 吨标准煤（等价值）。根据本阶段估算的风电场年上网电量，本风电场线损耗率约为 3.858%作为风力发电项目，该项目能耗处于优良水平。且项目符合中国节能技术政策大纲有关发电行业节能技术的要求，属于国家重点节能技术推广目录有关规定。2、本风电场工程装机容量为 100MW，项目建成后每年可为电网提供电量 15691.31MkW h。与燃煤电厂相比，以发电标煤煤耗 330g/（kWh）176、计，每年可节约标煤 5 万 t。以国家发改委公布的 2011 年中国区域电网基准线排放因子，华北电网排放因子 OM 为0.9803tCO2/MWh，BM 为 0.6426tCO2/MWh，综 合 排 放 因 子 为0.895875tCO2/MWh，则本工程其中二氧化碳约 20 万吨，二氧化硫约50 吨/年，烟尘约 20 吨/年，氮氧化物约 200 吨/年。本项目新增能源消耗负增长，不会对运城市能源消耗增量产生影响，对运城市 GDP 能耗指标的降低有一定的帮助。3、该项目设备所选设备在国内属比较先进节能型的设备，没有国家明令淘汰的设备。4、该项目主要生产设备由国内制造，具有国内先进水平，工艺流程严谨，设备传动及自动控制系统设计先进，构造科学合理。5、本项目厂址选择合理，设备选型先进、工艺成熟，用能合理，。实现了环境保护效益、社会效益和经济效益的统一，符合国家产业政策和环境保护政策，符合地区环境保护规划和经济发展规划，从用能角度而言，项目建设可行。