山西某风力发电场49.5MW工程建设项目可行性研究报告

1、 XX 风电场三期工程建设项目可行性研究报告目录综合说明 6概述 6风能资源 9工程地质 1.1项目任务与规模 1.1风电机组选型和布置 1.3电气 1.4工程消防设计 1.6土建工程 1.7施工组织设计 1.7工程管理设计 1.9建设项目招标 1.9环境保护和水土保持设计 2.0CDM 申请 2.1劳动安全与工业卫生设计 2.1风电场节能 2.1工程设计投资估算 2.1经济和社会效果分析 2.3结论和建议 2.4风能资源 29区域风能资源概况 2.9长期测站资料整理分析 3.1风电场资料分析整理 4.2风电场风能要素评价 5.0风电场风区 7.1风能资源综合评价 7.5工程地质 79前言 7

2、.9区域自然地理及地质概况 8.1区域构造及地震地质 8.3场址工程地质条件 8.5水、土腐蚀性评价 8.7场地与地基的地震效应 8.7矿藏及不良地质作用 8.8地基方案 8.8结论及建议 8.9项目任务与规模 91地区经济现状与发展规划 9.1电网现状及发展规划 9.2风电场建设必要性 9.5工程任务及规模 9.7风电机组选型和布置 99风力发电机组选型 9.9风电场总体布置 1.0.2.风电场年上网电量计算 1.0.6.结论与建议 1.1.3电气 115电力系统 1.1.5风电场集电线路 1.1.7.电气一次 1.2.0电气二次 1.3.0工程消防 139工程概况和消防总体设计 1.3.9

3、.工程消防设计 1.4.1.施工消防 1.4.3土建工程 146工程地质条件及工程等级 1.4.6.风电机组及箱式变电站基础 1.4.9.地质灾害治理工程 1.5.0.暖通部分 1.5.1施工组织设计 153编制依据及原则 1.5.3.施工条件 1.5.3 施工总布置 1.5.6 施工交通运输 1.6.2.工程征用地 1.6.4 主体工程施工 1.6.6.施工总进度 1.7.3 TOC o 1-5 h z 工程管理设计 178工程管理机构 1.7.8.工程管理范围 1.7.9.建设项目招标 181项目概况 1.8.1项目招标内容 1.8.1.环境保护与水土保持设计 184环境保护 1.8.4生

4、态影响及生态保护措施 1.8.9.水土保持设计 1.9.1.环保效益 1.9.2结论与建议 1.9.2CDM 申请 195CDM 介绍 1.9.5 CDM 申请 1.9.5劳动安全与工业卫生 198编制依据、任务与目的 1.9.8.工程概述与风电场总体布置 1.9.9.工业安全与卫生危害因素分析 1.9.9.劳动安全与工业卫生对策措施 2.0.0.风电场安全与卫生机构设置 2.0.3.事故应急救援预案 2.0.5.劳动安全与工业卫生专项工程量、投资概算和实施计划 2.06预期效果评价 2.0.7.建议 2.0.7节能降耗 209系统工程 2.0.9 机组选型及微观选址 2.1.0.风电场道路规

5、划 2.1.0.变电工程 2.1.0线路工程 2.1.1 结论 2.1.3 工程设计投资概算 215编制说明 2.1.5工程设计概算 2.1.8.财务评价与社会效果分析 223环保效益 2.2.8社会效果分析 2.2.9.结论 2.3.0附表 2.3.0附图 2.8.01 综合说明概述山西省大同市 XXXX 县位于山西省东北部高原边缘， 东与河北省蔚县毗邻， 南同灵 丘县接壤，西和浑源县相连，北接阳高县和河北省阳原县。地理位置位于东经113 55 / 114 4 ，北纬39 9 别6 之间。县境东西48公里，南北39公里，总面积1283 平方公里。县城东距北京 296 公里，西南距太原 353

6、 公里，西北距大同 135 公里。 XXXX 县辖 2 个镇 12 个乡，即城关镇、南村镇；蕉山乡、王洼乡、一斗泉乡、平城乡、加斗 乡、张岔乡、邵家庄乡、宜兴乡、作瞳乡、梁庄乡、香炉台乡、望狐乡。设 212 个村委 会， 228 个自然村，另有居民废址 19 个。 XXXX 县当今地势西高东低，三面环山，中 部大小盆地相间。规划的 XXXX 风电场位于山西省大同市 XXXX 县西北部约 40 公里处， XXXX 一二、 三期风电场和山西阳高南顶风电场是规划的 XXXX 风电场。风电场区域包括地貌自然延 伸部分，总占地面积约 110 平方公里。场址区域内有县乡简易公路通过， 交通较为便利。XXX

7、X 风电场三期工程地处 XXXX 县与阳高县交界地带，规划占地面积约 64km 2。 东经113 5 呼14 4 北纬39 9 况6 之间，所处区域为高山区，海拔高度在 14792361m 之间，地形起伏变化很大。风电场范围大致为：东以小关村-井洼 -刘家沟一线为界，西以县界为界，南以桃树沟 - 刘家备沟西梁沟为界。北到县界。风电场 地理位置如图 1.1-1 ；本期风电场在总规划中的位置见图 1.1-2 ；风电场区域范围如图 1.1-3 。A亦7lEi卜=-.萝B廉县刿，图1.1-1 风电场地理位置图南顶风电场t:Ate*阳高县LurLT-1凤电*i浑源县I比福善辰打帮科邯甲弼mLU西亦臬甸顶

8、山*图1.1-2本期风电场在总规划中的位置:W-：I UI WUU图1.1-3风电场区域范围图场址区域属东亚大陆性季风气候中温带亚干旱区。气候特点是春季干燥多风，温度 回升；夏季温度高，雨量多而集中；秋季温度下降，前段雨量多后段急遽减少，多晴朗 凉爽天气；冬季寒冷少雪。多年平均降雨量约为200600mm，降雨量年际及年内分配极不平衡。最大冻土深度145cm。风电场址区位于山体较平坦的顶部，山丘浑圆平缓，无滑坡、崩塌、泥石流、采空 等不良地质作用，不存在压矿问题；不考虑地震液化影响。风电场址东距 XXXX 县城 30km ，北距阳高县城 35km ，303 省道（朔蔚线）从南 侧蜿蜒穿过。风电设

9、备可通高速公路和 201 省道、 303 省道运至南村镇（ XXXX 县）， 再通过 XXXX 大同运煤专线至木厂村，通过已修建旅游公路到达一期风电场，利用一 期风电场施工检修道路运输。根据本阶段调研资料，风电场范围内无天然林、自然保护区，非候鸟迁徙路线；无 旅游景点，近期未列入旅游开发规划；无环境敏感点、军事设施；与建设用地不冲突。 风电场所处区域为地质灾害不易发生区域，土地类型为荒草地、耕地和未利用地。风电 场范围内无矿业设置。但相关支持性文件暂未取得，建议业主方与当地相关部门积极沟 通，尽快取得支持性文件，以便顺利开展下一步工作。风能资源通过对风电场测风数据的分析处理， 以 4586#

10、测风塔数据为基础，推算各风能要素。 本风电场的风能资源初步评价结论及建议如下：1）根据统计成果，4586# 测风塔处 70m 、50m 、10m 高的平均风速分别为 6.72m/s 、 6.58 m/s 、6.26m/s ，相应风功率密度为 421.09W/m 2 、416.17W/m 2 、421.05 W/m 2。 参照风电场风能资源评估方法 GB/T 18710-2002 中的风功率密度分级表，可以判 定 2008 年 4586# 测风塔所在区域风功率密度等级接近 4 级。考虑到本风电场地形的复 杂性和测风塔位置的特殊性， 风电场其他区域的风功率密度等级可能与上述结果有所差 别。2 ）根

11、据4586#测风塔实测气温、气压数据推算本风电场空气密度为p =1.0145kg/m 3。3）根据数据分析，各高度处平均湍流强度较高，均超过0.12 ；10m 高度风速为15m/s 时湍流强度为 0.13 ， 50m 、70m 风速为 15m/s 时湍流强度为 0.12 。考虑到将 来风场建成后风机会加大轮毂高度处的湍流强度，根据IEC 标准，本阶段暂定义风电场湍流强度等级为 B 级，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。)测风塔 70m 高风速在 2-10m/s 出现的频率较高，总和为 72.07% ；风能在 9-19m/s 出现的频率较高，总和为 73.39

12、% 。测风塔 50m 高风速在 1-9m/s 出现的频 率较高，总和为 74.55% ；风能在 9-19m/s 出现的频率较高，总和为 72.14% 。测风塔 低层 10m 高风速在 1-9m/s 出现的频率较高，总和为 75.02% ；风能在 11-21m/s 出 现的频率较高，总和为 72.08% 。)4586# 测风塔在完整年的风向较集中， 70m 、50m 、10m 高主导风向均为 NNW ， 次主导风向为 NW ；70m 、50m 、10m 高主风能密度方向均为 NNW, 次主风能密度方 向为 NW 。6)风电场大风月出现在秋末和春、冬季节，风速、风功率密度较大；小风月出现 在夏季和

13、初秋季节，风速、风功率密度较小。风速、风功率密度在 12 月份最大，在 7 月份最小； 4586# 测风塔各高度风速、风功率密度典型日变化规律并不显著，且日变化 规律基本一致。由于风功率密度与风速是立方关系，因此，风功率密度变化比风速变化 幅度更大。7)对照风力发电机组 安全要求(GB 18451.1-2001 )及IEC相关标准，初步 确定风电场的风区等级为IECH b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，风电场内可能存在风区等级超过上述级别的区域，建议下阶段配合风机厂 商进行逐台风机的荷载计算以确定风机的适用性。工程地质1）拟选风电场址区距离第四纪全新世活动断裂较远，

14、属相对稳定地块，为可进行 建设的一般场地，适宜风电场建设。2）风电场址区无崩塌、滑坡、泥石流等难以克服的不良地质作用。3）风电场区域内有小铁矿及大理石矿分布，矿点对周围影响的范围较小，在风机 布置时避开既可。4）场址地貌类型为中低山，山势较陡峻，山体地表覆盖层为粉土及碎石，较薄， 下部为寒武纪石灰岩、长城系白云岩和侏罗系闪长岩。5）可不考虑地下水对地基基础的影响和对建筑材料的腐蚀性；地基土对混凝土结 构、钢筋混凝土结构中的钢筋具微腐蚀性。）依据中国地震动峰值加速度区划图 （GB18306-2001 ），风电场抗震设防烈 度为 7 度，设计基本地震加速度值为 0.15g ，地震动反应谱特征周期为

15、 0.25s 。山体覆 盖层薄，建筑场地类别按I类考虑，地基土类型为岩石或坚硬土；山间坡脚及沟谷中覆 盖层350m，场地土类型为中软土，建筑场地类别为U类。7）风电场址山体基岩和碎石强度较高， 承载力特征值 fak 一般大于 300kPa ，地基 土力学性质较好，均可采用天然地基方案；对可能存在风机的局部粉土及黄土状土较厚 地段建议进行地基处理。8 ）最大冻土深度可按 1.45m 考虑，标准冻深按 1.40m 考虑。项目任务与规模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

16、 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、太阳能和潮汐能等新能源将是未来一段时间内大规模开发的能源种类。不管 从技术、经济，还是规模上来看， 风能都有一定的优势， 随着风电机组国产化进程加快， 风电机组的价格将进一步降低，风电的竞争力也将大大加强。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）符合我国能源发展战略开发新能源是国家能源发展战略的重要组成部分， 中华人民共和国电力法规定： “国家鼓励

17、和支持利用可再生能源和清洁能源发电” 。国家发改委制订的 能源发展“十 一五”规划强调：“十一五”期间，重点发展资源潜力大，技术基本成熟的风力发电、 生物质发电、生物质成型燃料、太阳能利用等可再生能源，以规模化建设带动产业化发 展。规划 2020 年风电装机容量超过 10000 万千瓦，届时风电在电源结构中将约占全国 发电装机容量 10 亿千瓦的 10，总电量的 5。3）优化当地能源和电力结构风力发电是目前新能源开发技术最成熟、 最具有大规模开发和商业化发展前景的发 电方式。本项目充分利用当地较丰富的风能资源建设风电场 ,所发出的绿色无污染电力 可以改善当地电力系统的能源结构 ,实现电力供应得

18、多元化 ,提高电网中可再生能源发电 的比例 ,优化电源结构 ,有利于社会和经济的可持续发展。4 ）推动当地经济发展加快本风电场的开发，会促进地区相关产业如建材、设备业的大力发展，对扩大就 业和发展第三产业将起到显著作用， 从而带动和促进地区国民经济的全面发展和社会进步。随着风电场的相继开发，风电将成为当地的又一大产业，为地方开辟新的经济增长 点，对拉动地方经济的发展，加快实现小康社会起到积极作用。总之，不论从当地经济发展、人民生活质量的提高、节约能源和改善结构、提高社 会综合效益方面分析；还是从就近向当地负荷供电，提高供电经济性，符合国家制定的 能源战略方针，促进地区经济发展等方面分析，建设本

19、风电场具有较大的经济、社会环 境效益，其建设是必要的。风电机组选型和布置1）根据风电场风能资源、地形地貌等条件以及风电市场近年来的发展趋势，选择单机容量范围在 1500kW 2000kW。本阶段选用 WTG1-1500、WTG2-1500、 WTG3-1500 、 WTG4-1500 、 WTG5-2000 、 WTG6-2000 、 WTG7-1650 共七种机型 进行技术经济比较。2）经综合考虑，本阶段采用 WTG7 机型方案，其单机容量为 1650kW ，轮毂高度 为 70m ，风轮直径为 82m ，共布置 30 台风机，风电场总容量为 49.5MW 。3）风电场年上网电量为 105.3

20、0GW h/y，平均单机上网电量为 3.51GW h/y，年 等效利用小时数为 2128 小时，平均容量系数为 0.24。4）风场内虽然有三座测风塔，但由于 4588# 、 4616# 两测风塔错误数据较多，无 法满足计算要求，在本报告中没有采用上述两测风塔测风数据。建议在上述两测风塔取 得新的有效率较好的测风数据后，对本报告中结论进行复核。电气1）接入电力系统方案本期风电场规划装机 49.5MW ，风电场通过 2 回 35kV 线路接入已建成的 XXXX220kV 升压站低压侧。升压站内已建设 2 台 100MVA 主变，并已通过 1 回 220kV 线路接至灵丘 220kV 变电站。该并网

21、方案已考虑远期风电场送出，本期工程不增加出线。2）电气主接线220kV 母线：终期规划采用单母线接线，已建成单母线接线。35kV 母线：终期规划采用单母线分段接线，已建成单母线分段。3）主要设备选型风电场升压变压器选用箱式式变压器，容量为 1.60MVA ，无激磁调压，联接组别 为 D ，yn11 ， Ud=6.5% 。35kV 部分采用手车式户内高压开关柜，开断电流 31.5kA 。35kV 及 0.69kV 电力电缆采用交联聚乙烯绝缘电缆。3）主要设备布置风电场部分， 发电机升压变压器采用箱式变压器， 放置在风机塔筒 15 米以外位置。 低压侧电缆穿管敷设出风机基础后直埋，穿管进入箱式变压

22、器低压室。箱式变压器高压 侧 35kV 高压电缆直埋。升压站部分，一期规划 35kV 配电装置、主变压器和 220kV 配电装置及主控楼布 置在 220kV 升压站内。 220kV 配电装置采用敞开式布置型式， 35kV 部分采用户内开 关柜；本期仅在一期预留位置装设 35kV 开关柜。4）集电线路接线方案风力发电机组采用“一机一变”单元接线方式，将风机机端电压升至 35kV 后接至 场内 35kV 集电线路，经 35kV 的集电线路汇集后送至风电场变电站 35kV 开关柜。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 33 台风力发电机组分为 2 个回路，第一回路 17 台风机

23、，第二回路 16 台风机。集电线路总长度为 25.31km ， 其中同塔双回线路长度为 7.97km 。主干线采用 LGJ-240/30 钢芯铝绞线 ,长度约为 23.73km ；分支线采用 LGJ-120/25 钢芯铝绞线 ,长度约为 9.55km ，地线采用 GJ-50 型 号；第二回路分支采用架空线输送方式，与第二回路主干线连接采用电缆方式，电缆型 号为YJV23-26/35-3 X120。杆塔形式采用铁塔和混凝土双杆相结合方式，基础形式采 用混凝土大开挖基础。终端塔至升压站的电缆采用 YJV23-26/35-3 X400型号，上塔电 缆采用 YJV23-26/35-3 X50 型号。5

24、）控制本风电场工程及其配套的 220kV 升压站按无人值班、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。在工程中安装二套综合自动化系统，分别为风电场监控系统和升压站微机监控系 统，具有控制、通信、测量等功能。通过两套综合自动化系统可实现风电场及升压站的 全功能自动化管理，风电场与调度端的遥测、遥信功能以及与风力发电有限公司总部的 监测功能。6 ）风电场、升压站的二次保护（1 ）风力发电机组保护由风机厂家配置，配置以下的保护和检测装置：温度过高 保护、过负荷保护、低电压保护、电网故障保护、振动超限保护、超速保护、防雷保护 等。保护装置动作后，发出相应动作信号，并根据故障性质自动切

25、除故障或使发电机退 出运行。(2)升压站二次设备，包括控制、保护、测量、信号等均采用微机装置，各装置 通过网络传递信息并实现资源共享。升压站中 35kV 保护测控装置及电度表分散安装在 相应的 35kV 开关柜内，其它监控、保护、计量装置布置于主控楼综合保护室内集中组 屏。升压站的远动信息通过计算机监控系统向省调及地调发送远动信息并接受调度指令。GPS时钟系统利用计算机监控系统中的对时功能实现，以保证系统时钟的统一。工程消防设计由于本期不需新建风电场升压站， 而是接入原有风电场已建成 220kV 升压站 , 本期 配电室内只扩建 3 面电气出线柜，不增加主控楼、联合泵房、汽车库、材料备品库以及

26、 污水处理构筑物等建构筑物，根据建筑设计防火规范 GB50016-2006 、火力发电 厂与变电所设计防火规范GB50229-2006 及水喷雾灭火系统设计规范 GB50219-1995 等有关规定， 风电场升压变电站区扩建部分消防系统包括： (1) 灭火器 配置； (2) 水消防系统； (3) 其他灭火系统。灭火器配置本期在配电室内应配置磷酸铵盐灭火器。水消防系统 室外消火栓：本期在扩建配电装置室建筑物的周围沿道路布置室外消火栓，室外消火栓采用室外地下式消火栓，每个消火栓有1个DNIOOmm 和1个DN65mm 的栓口， 并在消火栓处有明显标志，室外消火栓间距不大于 60m 。3)其他灭火系

27、统：在主控室、通信机房等精密仪器、设备及表盘等场所设置手提 式、推车式灭火器。在 XXXX 甸顶山风电场 220kV 升压站工程中均已设置。土建工程1）工程项目的规模、等级、标准本期工程建设规模 49.5MW ，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，本工程等别为U等，工程规模为大（2）型。2 ）总体布置方案本期工程拟采用单机容量 1650kW 的风机 ,共布置 30 台。每台风机就近布置一台 35kV 箱式升压变压器， 风机发电经箱式变升压后送往风电场 220kV 升压变电站， 最终 接入电网。3）风电机组及箱式变电站基础设计根据风机厂家提供的 165

28、0kW 风机塔架荷载及基础资料，经估算，风电机组基础 可采用天然地基，基础形式为直径 17.0m 的圆形板式扩展基础，基础混凝土采用 C30 抗冻混凝土，垫层为 100mm 厚 C15 素混凝土，基础埋深 3m （自然地坪以下） 。箱式变压器基础采用天然地基，基础形式为钢筋混凝土箱形结构，基础埋深拟为2m （自然地坪以下），基础采用C30抗冻混凝土，垫层为100mm厚C15素混凝土。4 ）升压变电站主要建筑物的设计尺寸、平面布置、结构型式 风电场升压变电站内主要建构筑物一期已建成。施工组织设计风电设备可通过高速公路和 201 省道、303 省道运至南村镇（ XXXX 县），再通过XXXX 大同

29、运煤专线及风电场一期施工检修道路到达本期风电场内。1 ）施工用水：根据现场测绘及调查了解，风电场场址区为海拔较高的山体，地下水位较深，风电 场施工考虑在山下购水并采用水车运输的方式解决。2）施工用电：施工电源可以由大贺家堡村内引接， 满足施工生活用电的需求。 各机位的施工电源， 充分考虑机位附近的 10kV 架空线路，没有条件的机位可以通过施工承包方自备的小型 柴油发电机解决。3）建筑材料本项目主要建筑材料均可以从大同市、 XXXX 县等地采购获得。4）通信风电场施工现场的对外通信， 拟采用 XXXX 县通讯网络上提供的通信线路。 各风机 位施工现场的对外通信，也可以采用无线电对讲机的通信方式

30、。5 ）施工总布置：结合本期风电场址区域风资源条件、地形条件、交通运输条件， XXXX 风电场工程 三期装机容量为 49.5MW ，共装设 30 台单机容量为 1650kW 的风力发电机组，本风 电场采用一台风机配备一组升压变压器的方式。每台 1650kW 风机基础占地面积为 233m 2。风电设备到货后采用一次运输到位的方案，避免重复搬运与工期延误。具体吊 装场地布置，应结合各机位地形情况，在施工组织设计中确定。6）风电机组的安装方法 风电机组的安装方法采用在地面上将各部件组装成组件后，用大型的施工机具吊 装，结合本工程设备吊装重量及起吊高度，本工程吊装车辆采用 500t 汽车吊作为风机 及

31、塔架的主力吊装机械， 150t 液压汽车吊一台作为辅助机械，另外，还需配备 12 台 5t 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。7）施工进度本工程主要工作包括：风场内风电机组及变压器施工、35kV集电线路施工的施工等。施工中各个专业必须密切配合，合理安排作业时间，形成流水作业，方能按时完工 通过合理安排，本工程自核准后当年的八月份工程开工，即风电场施工检修道路开工、35kV集电线路施工为标志，核准后当年的八月中旬同步进行风电机组基础开挖；核准 后当年的十月末土建部分完工；核准后次年的四月初风电机组设备到货，进行机组施工 吊装；核准后次年的四月中旬首批风电机组发电；核准后

32、次年的七月中旬全部风电机组 并网发电；核准后次年的七月末风电场整体工程竣工交付。总工期为十二个月。8）永久用地和施工临时用地工程建设用地汇总表单位：m2序号项目名称永久用地临时用地备注1风力发电机组基础6990/2风机变压器基础675/335kV架空铁塔占地3659/4新建施工检修道路/312000长度 26.00km5改建施工检修道路/31500长度3.5 km6施工临时吊装平台/600007施工临建场地及生活设施/90008合计11324.00412500工程管理设计风电场工程建设期间的管理，沿用一期的职能结构。总经理1名，副总经理1名下设3个部门：财务部，工程部，综合部。项目运营期间的管

33、理，仍沿用一期职能结构，本期工程新增生产运行人员8人。1.11建设项目招标建设项目的招标内容主要包括:1）建设项目的施工、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，设备安装及调试工程。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。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。风电场区域内无基本

34、农田，无环境敏感点，无自然保护区。对风电场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。对于本工程而言，水土流失多集中于建设期。由于风电场建设、修路、 埋设管道等过程中， 开挖扰动地表，改变原地貌，破坏地表植被， 经受降水和风的影响， 直接形成地表剥蚀、扬尘飞沙和侵蚀冲沟，并使地层原有结构被破坏，植被退化，加剧 了水土流失。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

35、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： 施工期，在每个风机位施工区四周可能造成土壤顺坡流失的地段，布置拦挡措施， 采用编织袋装土筑坎；施工结束后，将风机位施工区的弃土石清理，运输至弃渣场；对裸露的风机位场地，进行平整翻松，恢复植被。变电站施工场界四周设排水沟，施工结 束后及时绿化。CDM 申请风电场工程具备申请成为 CDM项目的基本条件。该项目作为 CDM项目成功注册 可以大大克服项目所面临的投资和技术障碍，同时还可以给项目带来益处。劳动安全与工业卫生设计在施工过程中，建立安全责任制、进行安全教育与培训、实施安全检查以及实施施 工作业标准化。风电场运营过程中，建立建

36、全风电场管理制度。（1）安全生产监督制度；（2）消防、防止电气误操作、防高空作业坠落制度； （3）工业卫生与劳动保护管理规 定；（4）工作票、操作票管理制度；（5）事故调查处理与事故统计制度等。施工及运营 中，设置安全生产专工1名，定期或不定期检查各项安全生产制度的执行情况。1.15风电场节能风力发电场按工程建设划分一般可分为六部分，即：风力发电机、系统工程、机组 选型及微观选址、风电场道路规划、变电工程、线路工程。机组设备由投资方招标购买， 风力发电机技术已较成熟稳定，风机设计时已考虑节能降耗。风电场节能降耗将围绕系 统工程、机组选型及微观选址、风电场道路规划、变电工程、线路工程展开。1.1

37、6工程设计投资估算1）原则及依据（1）定额和标准A、 本工程可行性研究报告投资估算静态价格基准年：2010年二季度；主要材料 价格按2010年第4期山西工程建设标准定额信息工程所在地市场价格计列。B、定额、费用标准及有关文件、规定定额执行风电场工程概算定额FD 004-2007（2007 年版）。费用标准执行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FD001-2007（2007 年版）。基本预备费：按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年版）规定取建筑工程费、安装工程费、设备购置费、其他费用之和的2%。工程量：本工程现阶段各专业提供的设计提资单、说明书及设备材

38、料清册建设期贷款利率：6.6%。当地其他相关规定。（2）主设备价格风力发电机组单机容量1650kW，机组本体按4500元/ kW（至U场价）计算；塔筒按12000元/吨计算。）工程范围工程范围包括：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、升压站扩建部分及其他建筑工程等。）工程投资工程静态投资40031.45万元，单位投资8087.16元/kW ;工程动态投资41082.52 万元，单位投资 8299.50元/kW。流动资金：148.5万元；项目总投资41231.02万元（含流动资金）。）资金筹措投资方占工程总投资的20%，其余向金融机构贷款解决。贷款利率 6.6

39、%，正常运营后采用等额还本利息照付的还款方式，正常运营15年还清贷款之本息。1.17经济和社会效果分析1）项目财务评价指标本风电场属于W类资源区，风力发电标杆上网电价为0.61元/ kWh （含税），本项目按标杆上网电价0.61元/ kWh （含税）对本风电场进行经济效益分析，测算结果 如下：经济评价综合技术经济指标经济指标单位数值项目投资税后财务内部收益率%9.7投资回收期年9.39项目投资税后财务净现值（lc=5%）万元15480.67资本金税后内部收益率|%119.35资本金税后财务净现值（lc=8%）万元9131.77标杆上网电价元 /kWh0.612）社会效果评价本项目建设所产生的社

40、会效果影响是积极正面的，主要体现在以下两方面:（1）国家层面的社会效果：实现国民经济的可持续发展。（2）地区层面的社会效果，主要体现在以下几方面：a当地丰富的风能资源得到了开发与利用b为当地经济注入新的活力直接效益体现在：建设项目的增加，带动当地建筑业、建材业的发展；装机容量的增加，带来发电收入的增加，地方税收增加；间接效益体现在：风电的建设，优化了电网电源结构，增加了能源供给，势必建立起良好的经济发展硬环境；良好的硬环境下，必将促进相关产业的快速发展。c改善和提高当地居民的物质生活将增加居民就业，就业的增加使收入提高；当地财税增加，公共设施完善，生活福利提高；还将促进城市化的进程，进而提高当

41、地居民的物质和精神文明的生活水平。d社会风险极小风电场项目不占用农田，避开村庄和现有设施，因而不会发生村庄的拆迁问题和移民安置问题，不会诱发当地居民与项目之间的矛盾。1.18结论和建议综上所述，本期风电场项目风能资源丰富，上网条件较好，交通运输满足推荐机组的要求，地质条件稳定，具有良好的风电场综合建设条件。风电场建设具有良好的社会、 环境等综合效益：每年可向电网提供105300MWh的绿色电能。风电场发电等效满负荷2128小时内的标杆上网电价为 0.6100元/kWh，风电场总投资为41231.02万元, 项目投资税后内部收益率为9.7/%，资本金税后内部收益率为19.35%，均高于行业基准内

42、部收益率，效益良好。本项目是一个好项目，建议业主抓紧开展项目申请核准工作，并尽早开工建设，以便尽早发挥风电场建设项目的的良好效益，以满足国民经济对电力的需求，并实现低碳 经济的发展。附表：风电场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m1479 2361m经度（东经）113 6 14 纬度（北纬）39 1 9 4 年平均风速（70米高度）m/s6.72风功率密度（70米高度）W/m 2421.09盛行风向NNW主 要 设 备风 电 场 主 要 机 电 设 备风 电 机 组台数33额定功率kW1500叶片数3风轮直径m77风轮扫掠面积m24656切入风速m/s3额定风速m/

43、s11切出风速m/s22安全风速m/s59.5轮毂高度m65风轮转速Rpm/发电机额定功率kW1500发电机功率因 数/额定电压V690主要机电升压变电站S11-1600/3533名称单位（或型号）数量备注设备升 压 变 电 所主变压器型号SZ11-100MVA/220kV1容量MVA100额定电压kV230出线 回路 数及 电压 等级出线回路数回2电压等级kV35土建风电机组基础台数台33型式圆形扩展基础地基特性风机基础可米用天然地基升压变电 站 基础台数台33型式钢筋混凝土箱形结构施工工 程 数 量土石方开挖m3467000土石方回填m3448700风电机组设备基础混凝土m315157风电

44、机组设备基础钢筋t1419新建公路km26.00改建公路km3.50施工期限总工期月12第一批机组 发电年/月开工后第9个月估算 指 标工程静态投资万元40031.45工程动态投资万元41082.52单位千瓦静态投资元8087.16单位千瓦动态投资元8299.50机电设备及安装工程万元30418.01称 名量注 备程 丄 筑 建经 济 指 标量 机 装549.量h WM822h W 一曲160盈利能力指标0O R%567.资E I O 巨Rzf%82披率 目益 项收%后 税 值现净 J务55 财lc=率%539值 现 净务 财金8 本cc资U年939清偿能力率 债 负 产 资%第一章 风能资源

45、2 风能资源区域风能资源概况区域风能资源山西省地处中国中部，黄河中游，太行山之西。总面积 15.66 万 km 2，境界轮廓略 呈东北斜西南的平行四边形， 东有太行山做天然屏障， 与河北省相邻； 西南以黄河为堑， 与陕西省、河南省相望；北跨长城，与内蒙古自治区毗邻。山西属温带大陆性气候，四 季分明，冬季漫长干寒，平均气温在 0C以下；夏季南长北短，温度高且多雨，7月气 温约2126 C；春季短，风沙多，常干旱；秋季较短，晴朗。年均气温-414 C。年降雨量400650mm，但分布不均。大同市位于山西省北部，地处黄土高原东北边缘。地理坐标为东经112034 至114033 、北纬39o03 z

46、至40o44 之间，平均海拔1056m。北以外长城为界，与内蒙古自治 区相邻，西、南与本省朔州市、忻州地区相连，东与河北省相连。大同地区属温带大陆 性气候，降水少，日照多，昼夜温差大，四季分明。年日照时数为 3000h ，无霜期东南 部156d、西北部100d，年均气温7C,年均降水360450mm，年均蒸发量1144mm， 降水多集中分布于 79月间。XXXX 县全县地形轮廓略呈长方形，东西长约 45km ，南北宽约 40km ，总面积 1283km 2，南、北、西三面有恒山及其支脉环抱，地势西高东低，海拔高度在 900 2400m之间。XXXX气象站所在的位置年主导风向为西风，年平均风速为

47、2.8m/s，平均最大风速为 19.0m/s 。春季风速较大，平均 3.8m/s ，夏季风速较小，平均 2.2m/s 。 日变化比较明显，一般白天 12 时-17 时风速较大，而夜间至次日凌晨风速较小。由于 受季风环流影响， 5-8 月多偏南风，其他月多西风和西北风，全年多风向为西风。大风 日主要出现在4、5月份，年平均大风日数18天，最多年春季出现24次，夏季10次, 秋季14次。场址风资源概况XXXX风电场三期工程地处XXXX县与阳高县交界地带，规划占地面积约60km 2。风 电场的地理位置为东经113 6 齐14 ，北纬9 1 9 4 之间，所处区域为高山 区，海拔高度在14792361

48、m之间，地形起伏变化很大。风电场范围大致为：北起刘 家沟，南到小盘梁，西侧延伸至黄羊尖，东邻小关。风电场地理位置见图2.1-1。a密匕叮图2.1-1风电场地理位置图由风电场内4586#测风塔数据得出，4586#测风塔处70m、50m、10m高的平均风速分别为 6.72m/s、6.58 m/s、6.26m/s，相应风功率密度为421.09W/m 2、416.17W/m 2、421.05 W/m 2。2.2长期测站资料整理分析长期测站概况山西省XXXX县气象局（站）位于县城西南，东经114 6 ，北纬39 5 ，观测场 拔海高度为977.8m，气压表感应部分拔海高度为 979.4m，风速感应部分距

49、地面高为 10.5m，自动站风速感应部分距地面高为 10.2m。XXXX气象站与本风电场的相对位置 如图2.2-1所示。图2.2-1 XXXX气象站与风电场相对位置图常规气象条件收集XXXX气象站1958-2008年的气温、气压、水汽压、降雨、天气日数等项目的气象资料，并进行统计计算，统计成果如表2.2-1 o统计项目单位统计值极值出现时间年平均气温7.0年极端最咼气温C38.21961年6月10日年极端最低气温C-34.91997年1月5日年平均气压hPa905.0年极端最咼气压hPa929.61981年12月2日年极端最低气压hPa883.61980年4月18日年平均水汽压hPa7.4年平

50、均相对湿度%55年平均雷暴天数d39年平均蒸发量mm1887.7年最大蒸发里mm2446.9年最小蒸发量mm1520.5年最大冻土深度cm145年最大积雪深度cm222007年3月4日年平均积雪d72年平均降水量mm394.1年最大降水量mm653.11959 年年最下降雨量mm194.2年平均沙尘暴天数d1年平均雾天数d72年平均大风天数d15表 2.2-1XXXX气象站常规气象项目统计(1958-2008 )备注：1958-1960 年和1962-1973 年无最高和最低气压资料；1958-1969 年没有年平均气压资料；1958-1979年无平均水汽压资料2.2.3气象站多年风速统计分析

51、XXXX气象站于2005年更换为自动观测仪器，为与更换仪器前后的风速进行对比 分析，XXXX气象站于2005年进行了人工站与自动站的同步观测，2005年月平均风速 对比成果如下表2.2-2，相关关系如图2.2-2 。月份123456789101112人工记录风速1.52.43.03.53.02.51.71.52.32.12.82.4自动记录风速1.92.73.33.83.32.72.01.82.22.43.23.0表 2.2-2XXXX气象站2005年人工记录与自动记录同步观测数据（单位： m/s ）广灵气象站2005年自动记录和人工记录风速数据相关关系0.51.01.52.02.53.03.

52、54.0自动记录风速（m/s）0 5 0 5 0 5 04 3 3 2 211速风录记工人5 O图2.2-2 XXXX气象站2005年自动观测与人工观测数据相关性示意图根据上述相关关系，XXXX气象站的风速相关性较好，人工站风速值偏小，根据上 述相关关系对2005年后的风速成果进行修正并进行统计。统计修正后的XXXX气象站19582009 年（2009年风速记录至10月份）共计 52年的逐月平均风速资料，结果如表2.2-3所示。由表2.2-3可知，气象站多年平均风 速为2.6m/s，年际变化较大，最大年平均风速为4.0 m/s，最小年平均风速为2.0 m/s 。根据对XXXX气象站历年平均风速

53、进行统计分析，气象站从1974-2008近35年平均风速为2.6m/s ;气象站从1979-2008 近30年平均风速为2.5m/s ;气象站从1989-2008 近20年平均风速为 2.5m/s ;从19992008 年近10年的平均风速为2.5m/s ;从20042008 年近5年的平均风速为2.5m/s。为了分析气象站建站至今风 速的变化情况，分别作出气象站 5年、10年、15年、20年及30年滑动平均。根据滑 动平均成果，自1972年气象站风速呈减小的趋势，至1982年趋于稳定。分析原因为 70年代气象站周围建筑物不断增多，导致了气象站测风逐年偏小。测风期气象站平均 风速与其近30年、

54、近20年、近10年和近5年的平均风速基本相当。气象站历年平均 风速和滑动平均如图2.2-3 （图中红色柱状部分为气象站与风电场测风同期的年平均风 速）。表2.2-3XXXX气象站历年平均风速和逐月平均风速统计表（单位： m/s）月123456789101112年平年月月月月月月月月月月月月均19582.02.43.63.42.92.31.41.21.51.91.41.42.119592.71.42.33.62.52.11.71.41.11.92.21.52.019602.32.82.73.23.22.91.61.52.02.02.52.22.419612.12.92.83.33.01.91.4

55、1.41.61.61.81.12.119621.32.83.53.33.52.01.41.51.61.61.91.92.219633.82.52.52.52.02.21.71.21.82.92.41.72.319641.31.83.13.22.22.51.71.11.32.22.52.32.119651.82.82.73.12.53.22.11.52.72.53.03.52.619662.53.32.83.93.42.71.91.31.32.63.21.92.619672.42.42.53.02.92.81.81.01.31.62.22.42.219683.14.02.94.33.63.62.

56、01.32.72.53.23.33.019693.03.33.74.73.72.41.52.02.23.23.34.03.119703.03.33.73.44.23.12.32.62.63.23.33.13.2月123456789101112年平年、月月月月月月月月月月月月均19713.34.13.24.25.22.92.42.11.93.23.23.73.319722.93.34.54.85.83.72.72.83.85.54.93.74.019733.04.54.15.65.33.72.52.52.12.54.64.53.719742.94.34.25.84.13.32.82.02.83.

57、63.92.53.519753.14.14.65.34.24.02.92.42.42.73.62.63.519764.23.54.44.34.73.41.81.52.22.73.44.53.419772.74.95.14.84.13.02.01.92.03.42.93.03.319783.82.73.75.24.23.42.72.02.32.92.72.23.219793.03.73.24.73.92.71.51.92.22.33.42.02.919803.42.73.44.94.42.32.01.62.22.84.03.93.119812.93.74.23.53.92.72.51.51.53

58、.22.91.62.819822.42.53.33.34.52.62.11.52.22.72.73.42.819832.33.42.94.52.92.41.61.81.62.02.82.42.619842.22.73.63.82.52.51.72.01.92.62.71.92.519852.63.72.93.72.62.71.51.61.52.23.02.22.519862.02.02.33.02.72.21.71.51.42.42.41.72.119872.32.93.13.12.72.21.91.51.92.72.51.92.419882.02.33.03.42.62.21.61.31.3

59、1.62.52.62.219891.92.93.53.12.92.12.01.61.92.32.42.32.419902.22.72.63.72.82.32.31.62.22.23.12.42.519912.22.73.13.12.82.02.11.71.82.22.62.02.419921.82.63.13.52.42.31.71.91.91.82.52.32.319931.82.83.13.03.02.12.21.61.92.52.12.22.419942.62.43.03.03.42.12.01.72.32.12.92.02.519952.32.33.83.93.32.41.71.51.

60、92.63.02.32.619962.52.43.73.13.52.52.11.72.22.53.33.32.719972.03.03.02.83.22.72.02.12.22.52.52.02.519982.92.52.93.72.52.41.81.62.22.43.12.52.519992.32.83.83.42.82.51.92.01.72.12.42.42.520002.32.42.93.82.82.01.71.61.82.43.02.92.520012.82.94.03.53.32.52.31.71.72.11.91.72.5月123456789101112年平年、月月月月月月月月月