风电场新建工程(45mw)可行性研究报告书

××××风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703 目录第一章综合说明 11.1区域概况 11.2风能资源 21.3工程地质 21.4工程任务与规模 21.5风电场机组选型和总体布置 31.6电气 31.7消防 41.8土建工程 41.9施工组织设计 51.10工程管理设计 51.11环境保护设计 61.12劳动安全与工业卫生 61.13工程设计概算 61.14财务评价与社会效果分析 71.15结论和建议 71.16附表 8第二章 风能资源 32.1区域概况 32.1.1地理位置 32.1.2地形地貌 32.1.3气候特征 32.2气象站资料 32.2.1气象站概况 32.2.2气象站资料分析 42.3风电场测站测风资料整理和分析 72.3.1风电场场址测站基本情况 72.3.2风电场场址测站风况资料整理 72.3.3风况资料相关分析 102.4风电场风能资源综合评价 132.4.1风电场空气密度 132.4.21号塔70m高度代表年风能分析 132.4.32号塔70m高度代表年风能分析 202.4.4风能资源分析 26第三章 工程地质 273.1区域地质构造与地震 273.2场址工程地质条件 273.2.1地形地貌 273.2.2地层结构及特征 273.2.3水文地质条件 273.2.4基础处理形式及持力层选择 283.3风电场场地工程地质评价与建议 28第四章 工程任务与规模 294.1市社会经济及能源资源状况 294.1.1黑龙江省市社会经济状况 294.1.2市能源资源概况 294.2地区电网概括 304.2.1鸡西电网概括 304.2.2地区电网现状 314.2.3电力负荷预测及电力平衡 334.3工程建设必要性 354.3.1有利于改善市能源结构 354.3.2有利于缓解电力行业较大的环境保护压力，促进地区经济的可持续发展 354.3.3场址开发条件优良 354.3.4有利于市地方经济的发展 354.4石青山风电场工程建设规模 36第五章机组选型、布置及风电场上网电量估算 375.1风力发电机组选型 375.1.1风能资源分析 375.1.2机型选择 385.1.3风机布置 395.1.4机型选择 395.2风电场及变电所总体布置 415.2.1风电场的总体布置 415.2.2变电所的总体布置 415.3上网电量估算 435.3.1空气密度修正 435.3.2尾流修正 435.3.3控制和湍流强度 435.3.4叶片污染 435.3.5风电机组利用率 435.3.6气候影响停机 445.3.7功率曲线折减 445.3.8厂用电、线损等能量损耗 44第六章电气 476.1电气一次 476.1.1接入系统方案 476.1.2电气主接线 476.1.3无功补偿方式 486.1.4.接地电容电流补偿方式 496.1.5备用电源 496.1.6主要电气设备选择 496.1.7过电压保护及防雷接地 546.2电气二次 566.2.366kV变电所的控制、保护、测量和信号 576.2.4电气二次设备材料清单 596.3通信 606.3.1调度自动化 606.3.2行政通信和站内调度通信 606.4变电所及控制楼采暖通风 616.4.1室外气温资料 616.4.2采暖、通风系统方案拟定 616.4.3防排烟与事故通风系统 63第七章消防 657.1消防设计依据和原则 657.2消防总体设计方案 65第八章 土建工程 688.1风电场场区工程水文及地质条件 688.2工程等级及建筑物级别 688.3土建工程设计 688.3.1风机基础及箱变基础设计 688.3.2升压变电所设计 69第九章施工组织条件 719.1施工条件 719.1.1风电场对外交通条件 719.1.2施工场地条件 719.1.3主要建筑材料及施工用水、电供应 719.1.4施工特点 719.2施工总布置 719.2.1施工总布置原则 719.2.2施工用电 729.2.3施工用水 729.4场内交通 729.3.1对外交通 729.3.2场内交通 729.2.3道路建设方案 739.4工程征用地 739.4.1工程用地政策 739.4.2建设征地方案 749.5主体工程施工 759.5.1风机基础 759.5.2风机及箱式变电站基础工程施工 759.5.3风力发电机组安装 759.5.4电气设备安装 759.6施工总进度 769.6.1施工总进度设计原则 769.6.2分项进度安排 769.6.3施工控制进度 76第十章工程管理设计 7810.1管理机构 7810.2生产、生活设施 78第十一章环境保护 8011.1环境状况 8011.1.1地址环境 8011.1.2水环境 8011.1.3生态环境 8011.1.4大气环境和生环境 8011.1.5社会环境 8111.2环境影响评价 8111.2.1对声环境的影响 8111.2.2对大气环境的影响 8211.2.3对水环境的影响 8211.2.4固体废弃物对环境的影响 8211.2.5对生态环境的影线 8211.2.6对自然景观和旅游的影响 8311.2.7水土流失预测 8311.3环境保护措施 8311.3.1设计原则 8311.3.2设计任务 8411.3.3水环境保护措施 8411.3.4大气环境保护措施 8511.3.5声环境保护措施 8511.3.6生活垃圾处理措施 8611.3.7施工区人群健康保护措施 8611.4环境监测 8611.4.1污水监测 8611.4.2大气环境监测 8711.4.3声环境监测 8711.4.4人群健康监测 8711.5环境管理与环境监理 8711.5.1环境管理 8711.5.2环境监理 8711.6环境保护投资概算 8811.6.1编制依据 8811.6.2编制原则 8811.6.3环境保护总投资 8811.7结论 89第十二章劳动安全与工业卫生 9012.1设计依据 9012.1.1法律法规及技术规范与标准 9012.1.2设计任务和目的 9112.2工程概述及风电场总体布置 9112.2.1工程概述 9112.2.2风电场总体布置 9112.2.2.1风电机组布置 9112.2.2.2箱式变风电场和升压变电所 9112.2.2.3土建工程 9212.2.2.4施工场地布置 9212.2.2.5施工总工期 9212.3工程安全与卫生危害分析 9212.3.1施工期危害因素分析 9212.3.2运行期危害因素分析 9212.4劳动安全与工业卫生对策措施 9312.4.1施工期劳动安全卫生主要对策措施 9312.4.2运行期劳动安全与工业卫生对策措施 9412.5风电场安全卫生机构设置及管理制度 9512.5.1安全生产监督制度 9512.5.2工作票、操作票管理及防止电气误操作管理制度 9512.5.3工业卫生与劳动保护管理规定 9612.5.4事故调查处理与事故统计制度 9612.6事故应急救援预案 9612.7投资概算 9612.8预期效果评价 98第十三章工程设计概算 9913.1编制说明 9913.1.1工程概况 9913.1.2主要编制原则及依据 9913.2基础资料 10013.2.1主要机电设备价格 10013.2.2环境保护工程投资 10013.2.3劳动安全与工业卫生设备及安装工程投资 10013.3主要技术经济指标 100第十四章财务评价与社会效果分析 10114.1财务评价 10114.1.1项目概况及评价依据 10114.1.2基本方案财务评价计算 10114.1.3财务敏感性分析 10414.1.4财务评价结论 10514.2社会效果评价 10714.2.1工程节能与减排效益 错误！未定义书签。14.2.2CDM项目 错误！未定义书签。附表附表1总概算表附表2设备及安装工程概算表附表3建筑工程概算表附表4施工辅助工程概算表附表5其他费用概算表附表6财务指标汇总表附表7投资估算表附表8投资计划与资金筹措表附表9总成本费用估算表附表10损益表附表11还本付息计算表附表12资金来源与运用表附表13财务现金流量表（全部投资）附表14财务现金流量表（资本金）附表15资产负债表 附件附件1关于风力发电场项目建设用地初审意见的函附件2关于风力发电场建设用地的初审意见附件3建设项目用地预审申请表附件4关于风力发电场建设占地压覆矿产资源储量情况证明的函附件5关于风力发电有限公司××××××风电场项目申请接入系统的请示附件6关于××××××风电场项目申请接入系统的请示风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703 第一章综合说明1.1区域概况黑龙江省市石青山风电场位于黑龙江省市新乐乡。风电场场址中心地理位置东经132°57′，北纬45°50′，距市镇北约6km。风电场场址是独立山群，山群四周30～50km是平原地势农场耕地，场址在海拔200～230m，山脊相对平缓，区域内地质属于岩浆岩，没有重要矿藏、军事目标、文物保护区等敏感区，虎连公路和虎迎公路从风电场山下通过，场地布置条件较好。市位于黑龙江东部的完达山南麓，地处东经132°09′～133°56′北纬45°23′～46°36′之间，北与宝清县、饶河县接壤，西与密山市相邻，东南以乌苏里江和松阿察河为界与俄罗斯隔水相望，全市国土面积9330平方公里。市属于三江平原大地貌单元，平均海拔高60～80m，总的地势由西北向东南倾斜，属于中温带季风性大陆气候，冬季漫长寒冷干燥，夏季短促温热多雨，春秋季节交替气温变化急剧。市年平均气温3.5℃，1月份最冷，月平均气温为-18.3℃，历年极端最低温度为-36.1℃；7月份最热，月平均气温为21.6℃，极端最高温度为35.2℃。市年平均蒸发量为1110.7mm，年平均降水量为546.6mm（最多降水年份为1981年，年降水量为849.1mm，最少降水年份为1986年，降水量为358.5mm），降水多集中在6、7、8三个月份，占全年降水量的53%。全年日照时间为2274.0小时，无霜期为125～137天。年平均相对湿度为69%。年平均风速为3.5米/秒，历年最大风速23.0米/秒，历年极大风速35米/秒，全年主导风向NNW，受大陆季风影响，在春秋两季多为3-5级偏西风。融雪在2月下旬，结冻期约180天左右，历年最大冻土深度187cm，平均冰雹日数1.6天。市地域辽阔，以农业为主，是国家重要商品粮基地，市生态环境优越，是国家级生态示范区。市以东均由鸡西电网供电，年最大负荷133MW，石青山风电场建设不仅减少了鸡西向送电的损失，而且也提高了东部地区、饶河县及部分国营农场电压质量，待风电场规模扩大后，可向密山市送电，也减少了鸡密线的线路损失，同时风能资源得到了开发。1.2风能资源 风电场所处的石青山、焉家大岭地区属中温带季风性大陆气候，风电场场址山下周围40～50km范围地势均是平原农田，从三江平原和兴凯湖方向刮过来的风，没有任何山脉阻挡，通过风电场。该地区春夏秋冬，四季有风，风能资源丰富。风电场风力资源具体评价（1）风能资源丰富风电场50m高代表年年平均风速6.84m/s，代表年年平均风功率密度296W/m²，70m高代表年年平均风速7.56m/s，70m高代表年年平均风功率密度406W/m²。说明该风场风能资源较为丰富，根据GB/T18710—2002，《风电场风能资源评估方法》评价，该风电场属于2级风电场，具有较好的经济开发利用价值。（2）风向稳定，风能集中风向风能集中在(NNW—SSW)之间，风能频率为83%，风向稳定，风能分布相对集中，对风机的布置较为有利，减少了风机间尾流影响引起的电量损失。1.3工程地质市地处三江平原，总的地势是由西向东逐渐倾斜，西北高，东南低。风电场场区属于完达山脉及太平岭余岭的孤山丘陵，孤山丘陵面积约80平方公里，四周30—50km是平原地，风电场场区平均海拔高度200m，山脊相对平缓。本区属于构造相对稳定区，根据1990年《中国地震烈度区划图》，工程区50年超越概率10%的地表基本烈度小于VI度。工程区覆盖层厚度不大，基岩为晚印度期侵入的花岗岩，未见不利的地质构造和地质灾害现象，具备建风电场条件。场区地层分为覆盖层、强风化层和中层、微风化层。覆盖层为暗棕色碎石土，质地疏松，土层浅薄，厚度为0.1～0.15m，其下为晚印度期侵入的二长花岗岩、碱长花岗岩。强风化层以花岗岩体为主，呈黄、褐色。建议风电机组塔基采用钢筋混凝土独立基础，以强风化层为基地持力层。该地区冻土深约1.8m，建筑物应考虑基础防冻涨问题。1.4工程任务与规模根据国家“十一五”期间大力发展新能源和风力发电的总体部署，同时也为解决鸡西向东部地区送电问题，改善能源结构，建设本风电场，充分发挥风能资源优势。根据风电场资源情况及现场开发条件，××××××风电场本期开发规模为45MW，共安装30台单机容量为1500kW的风力发电机组，同时配套建设一座66kV升压变电站，容量为50MVA，建设一条9km单回路66kV架空线路与220kV一次变电所联网。1.5风电场机组选型和总体布置市石青山风电场工程预装风力发电机组轮毂高度70m，平均风速为7.56m/s，风功率密度406W/m2。风电场的盛行风向NNW与风能方向基本一致，对风机的布置比较有利。根据国际上成熟的商品化风电机组技术规格，考虑市石青山风电场一期工程的风能资源、地形和交通运输条件，以及风电项目设备本地化率的要求和风机安全风速、湍流强度等要求，本阶段设计拟定参与比选风机机型包括金风50-750、威晟62-1200、金风70-1500三种机型进行技术经济比较，初选本风电场一期工程代表机型为金风70-1500，单机容量为1500kW。根据风向和风能玫瑰图确定主导风向，考虑到风电场风向比较分散的特点，设计遵循在盛行风向上按照机组行距约8倍风轮直径，垂直于盛行风向上距列约6倍风轮直径的原则进行风机布置。经计算，市石青山风电场一期工程装机容量45MW的年理论发电量为13829万kW•h。在考虑空气密度修正、尾流修正、控制和湍流折减、叶片污染折减、风电机组利用率、功率曲线折减、厂用电及线损能量损耗、气候影响等各种因素后，综合折减24%，估算本电场年上网电量10510万kW•h，装机年利用小时数2335h，平均容量系数0.27。1.6电气××××××风电场采用66kV线路与220kV一次变66kV侧联接，在风电场建设一座66kV升压变电所，主变容量为2×25MVA，电压等级为66/10.5kV，建设1回66kV联网线路9km。风电场风力发电机组出口电压为0.69kV，采用一机一变的接线方式，箱式变电室布置在每台风电机组附近，根据风电机组及箱变位置以及10kV电缆铺设方式，采用6回10kV进线接入风电场66kV升压变电站10kV侧。风电场升压变电站10kV采用单母线分段接线方式，66kV采用单母线接线方式。1.7消防本工程消防设计贯彻“预防为主，消防结合”的原则，针对工程的具体情况，采用先进的防火技术，以保障安全、使用方便、经济合理为宗旨。在变电所内配置消火栓、砂箱、手提式灭火器等。所内、外交通道净宽均大于3.5m，满足消防车道要求，各主要建筑物均有直通外部的安全通道。所内车道为环形车道，以保证消防通道的畅通。消防电源采用独立的双回路供电，一回由系统供电，另一回接当地电源，两路电源在配电箱处自动切换。消防水源为变电所内的消防水池内的蓄水，并配备两台消防水泵。1.8土建工程风电场工程区分布地层主要为第四系覆盖层和晚印度期的侵入岩。场地地基土层除第四系覆盖层外结构密实，承载力较高，天然地基基本能满足拟建风机上部荷载要求。为满足地基承载和建筑物抗倾斜要求，风电机组塔基采用钢筋混凝土独立基础，考虑基础防冻涨问题，建议以强风化层为持力层。此外，经过初步对比分析，各风机箱变基础直接以风机基础底板为基础，采用钢筋混凝条形基础。拟选机组金风70-1500塔筒高度70m，风轮叶片直径70m，风机总重量（包括塔筒）约180t。根据《建筑地基基础设计规范》（GB50007－2002）规定，风电机组地基基础设计等级为甲级。风电机组基础采用钢筋混凝土环形基础，外径R=8550mm，内径R=2300mm，基础总高度为4700mm，基础埋置深度为4400mm。环形基础内部填充级配沙石，上部覆盖一层钢筋混凝土盖板。本报告有关基础设计图是根据初选机型拟定，风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厂家的设计方案为准。风电场66kV升压变电所布置在风电场内，总占地面积8480㎡。根据《35～110kV变电所设计规程》（GB50059－92）规定，变电所内建、构筑物的安全等级均为二级，房屋总建筑面积1379㎡。变电所主要建筑物有高低压配电间、中控楼、生活楼、库房及检修车间，各建筑物结构形式均为砖混结构，基础采用钢筋混凝土条形基础。变电所内主要建筑物简介如下：高低压配电间：一层，建筑面积302㎡。综合楼：三层，建筑面积863㎡，楼内布置有中央控制室、通信室、继电保护室等生产用房，还布置有厨房、餐厅、标准间等生活用房。库房及检修车间：一层，建筑面积167㎡，分别布置有备件库、工具库、修理间和油品库等。1.9施工组织设计本期风电场工程场址，属中低山地貌。该风电场交通运输及系统联网比较方便，风电机组布置在比较平缓的坡地和山脊上，施工安装条件较好。工程所需的建筑材料科在市就地采购，运距为6km。施工水源、电源可以从场区附近水库、村、镇解决，十分方便。本期工程从第1月1日起开工，经简短的施工准备，66kV升压变电站、中控楼即可具备施工条件，在第2月1日起升压站、中控楼进行基础施工，至第2月28日完工，随后进行土建施工。在第5月1日起进行升压站、中控楼、机组外部电气设备安装及调试施工，到第6月30完工。电气设备安装及调试完成后具备向外输电条件，即可进行风电机组的安装，从第7月1日起进行风电机组的安装，第7月3日第一台风电机组发电，全部30台机组至第9月20日安装结束。最后进行监控系统的联调，于第9月28日结束，工程竣工。根据国家发展和改革委员会、国土资源部和国家环保总局联合颁发的《风电场工程建设用地及环境保护管理暂行办法》以及风电场特许权项目有关要求计算的本工程永久占地130900m2，临时占地92120m2，合计工程总占地面积约223020m2。1.10工程管理设计根据生产和经营需要，结合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管理。建成后的风电场发电机组、电气设备和66kV变电所统一管理，接受专门设置的运营机构的集中管理。风电场全场定员标准暂定15人。其中，管理及生产辅助人员5人，包括常务经理、财务、生产辅助人员等；运行人员10人；考虑到现代运行方式需要，结合市目前风电场建设情况，设备检修拟聘用专业队伍，不专门设检修人员。由于本风电场距离市区较近，因此将生产、管理及生活基地合并在一起。生产基地涉及风电机组、箱式变电站及66kV变电所等生产设备设施，管理与生活基地是风电场的管理中心。1.11环境保护设计风电场工程对环境的不利影响主要产生在施工期，如施工粉尘、噪声、废水、施工弃渣和生活垃圾等。但影响的范围小、时间短，可通过采取适当的防护措施以及加强施工管理，可将不利影响减小至最低程度。风电场的建设不存在制约工程建设的重大环境问题，不会制约当地环境资源的永续利用和生态环境的良性循环，只要采取防、治、管相结合的环保措施，工程建设对环境的不利影响将得到有效控制，而且风电场本身就是一个清洁能源项目，从环境角度分析本工程建设是可行的。根据国家相关政策，依据《电力工程设计概算编制办法及计算标准(2002年版)》，本次环境保护工程设计计算的环境保护总投资125.9万元。1.12劳动安全与工业卫生根据国家安全生产等有关法律法规、相关部门或地方性文件、国家标准、规程规范，对施工过程中可能存在的主要危害因素，从管理方面对业主、工程承包商和工程监理部门提出安全生产管理要求，为业主的工程招标管理、工程竣工验收和风电场的安全运行管理提供参考依据，确保施工人员生命及财产安全。对本风电场投产后在生产过程中可能存在的直接危及人身安全和身体健康的各种危害因素进行确认，提出符合规范要求和工程实际的具体防护措施，以确保风电场职工在生产过程中的安全和健康，同时确保工程建筑物和设备本身的安全。1.13工程设计概算工程投资设计概算依据国家、部门及黑龙江省现行的有关规定、费用定额、费率标准，材料、设备价格、人工工日标准等调整至2007年价格水平计列。经计算，工程静态投资为42081.17万元，单位千瓦静态投资9351.37元/KW；动态总投资43698.06万元，单位千瓦动态投资9710.68元/KW。1.14财务评价与社会效果分析本项目总投资43585.01万元（其中：66kv配套送出工程450.00万元）。万元：风电场投资43248.06万元；其中流动资金159.47万元，资本金为12624.35万元，其余由国内银行贷款（含利息）为30464.24万元，银行贷款年利率为6.84%，贷款偿还期为12年。根据还贷要求并满足资本金财务内部收益率大于10%，测算出的经营期平均上网电价为0.63元/kW·h，还贷期平均上网电价为0.70元/kW·h，还贷后平均上网电价0.53元/kW·h（以上均不含增值税）通过评价指标一览表可以看出全部投资所得税后财务净现值6482.06万元。资本金所得税后财务内部收益率13.53%满足行业规定的相应基准财务评价参数的要求，表明本风电场财务评价是可行的。本项目的开发，每年可为电网提供清洁电能10510.40万kW.h,按替代火电标准煤耗330g/kW.h计算，本项目每年可节省原煤消耗约3.42万t，减排SO2约452.19t、NO2约268.95t、CO约6.54t、CnHn约2.58t、CO2约0.53万t，减少灰渣0.77万t。可见，石青山风电场的建设将有利于改善系统电源结构，缓解电力行业较大的环境保护压力，促进地区经济的可持续发展，项目社会效益显著。1.15结论和建议1、黑龙江省能源结构较单一，发电多以燃煤为主，省内电力行业环保压力大，因此风能资源开发利用，既改善了黑龙江省的能源结构，减轻环保压力，又能促进地区经济发展的重要手段。2、风电场一期工程项目风资源条件较为优越，推算到预装风机轮毂高度70m的代表年年平均风速为7.56m／s，风功率密度406W／m2，装机容量45MW，计算年发电量10510万kW•h。3、通过对风电场一期工程45MW装机规模的风能资源分析，风电机组布置，风电场主接线方案论证比选，科学合理的施工方法研究，以及工程投资概算和财务分析，我们认为本工程在技术上是可行的，经济上是合理的。4、风电是清洁能源，是国家大力提倡和扶持的电力产业，具有广阔的发展前景。与国内其它风电项目相比，本风电场上网电价不高，在黑龙江省电网可被接受。5、鉴于场区土层具有一定的相变，各区段土层分布、深度和物理力学特性有所不同，建议工程施工前对场地进行详细勘察，对持力层的确定应进行进一步勘察论证，并根据详勘资料分别确定、优化各风机基础处理深度。综上所述，市石青山风电场一期工程项目的建设条件比较优越，财务指标满足要求，社会效益和经济效益显著，建议尽快列入开工项目，推动风电场早日建成投产。1.16附表工程特性表见附表1风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703 -PAGE117-附表1石青山风电场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m200～230经度（东经）132°57′纬度（北纬）42°50′年平均风速m/s7.5670m风功率密度W/m240670m盛行风向W主要设备风电场主要机电设备风电机组台数台30额定功率kW1500叶片数片3风轮直径m70扫掠面积m23850切入风速m/s3额定风速m/s11.8切出风速m/s25安全风速m/s59.5轮毂高度m70发电机容量kW1500风电机功率因数0.98额定电压V690主要机电设备10kV箱式变电站ZGS-1600/10.53010kV汇流母线组6升升压变电所主变压器台数台2型号SFZ9-25000/63变压器容量MVA25额定电压kV66±8×1.25%/10.5出线回路电压等级出线回路数回1电压等级kV66土建风机基础台数座30型式钢筋混凝土基础箱变基础台数台30型式钢筋混凝土基础附表1石青山风电场一期工程特性表（续表）名称单位数量备注施工工程数量土方开挖万m39.63土方回填万m33.54混凝土万m31.63钢筋t1234.22新建场内道路长km16.79新建进所道路长km0.75施工期限总工期月12.00概算指标静态投资万元42081.17工程总投资万元43698.06单位千瓦静态投资元/KW9351.37单位千瓦动态投资元/KW9710.68机电设备及安装万元34501.26建筑工程万元3169.04其他费用万元3585.75基本预备费万元825.12经济指标装机容量MW45.00年发电量万KW·h10510.40上网平均电价元/KW·h0.63不含增殖税盈利能力指标投资利润率6.306.34投资利税率6.406.44资本金净利润率14.4514.54全部投资财务内部收益率10.4810.48税后资本金投资财务内部收益率13.5313.62税后投资回收期8.588.56清偿能力资产负债率(最大值)68.5468.53第二章 风能资源2.1区域概况2.1.1地理位置市位于黑龙江东部的完达山南麓，地处东经132°09′～133°56′北纬45°23′～46°36′之间，北与宝清县、饶河县接壤，西与密山市相邻，东南以乌苏里江和松阿察河为界与俄罗斯隔水相望，全市国土面积9330平方公里。××××××风电场位于黑龙江市新乐乡，场址中心地理位置约东经132°57′，北纬45°50′，距市镇北约6km，虎连公路和虎迎公路从风电场山下通过。风电场场址是独立山群，区域内地质属于岩浆岩，没有重要矿藏、军事目标、文物保护区等敏感区，场地布置条件较好。2.1.2地形地貌 地处三江平原，总的地势是由西向东逐渐倾斜，西北高，东南低。风电场场区属于完达山脉及太平岭余岭的孤山丘陵，孤山丘陵面积约80平方公里，四周30～50km是平原地，风电场场区平均海拔高度200m，山脊相对平缓。2.1.3气候特征市属于中温带季风性大陆气候，冬季漫长寒冷干燥，夏季短促温热多雨，春秋季节交替气温变化急剧。年平均温度3.5°C，极端最高气温35.2°C，最低气温-36.1°C，年平均降水量546.6mm，无霜期平均为125～137天，年平均气压1002.0hPa，年平均空气湿度69%，平均冰雹日数1.6天。2.2气象站资料2.2.1气象站概况市气象站始建于1964年，现站址位置：北纬45°46′，东经132°58′。气象站距离风电场约5km，观测场拔海高度100.2m，比风电场平均高程低约100m，测风仪距地高度11.6m。本项目采集到的气象站主要资料包括：（1）1977～2006各年逐月平均风速；（2）2006逐时平均风速、风向；（3）其它常规气象要素资料。本项目将市气象站做为风电场的参证气象站，对其测风资料进行综合分析。2.2.2气象站资料分析2.2.2.1气象概况根据气象站有关资料统计，该地区历史最大风速为35m/s（气象站1979年8月18日），多年平均气温为3.5℃，年平均雷暴日数为29.2日/年，年平均冰雹次数为1.6次/年，多年平均空气密度为1.233kg/m3。气象站与本风电场观测塔所在位置的地形、地貌基本一致，与风电场直线距离仅5km左右，因此其主要气候特征与风电场基本一致。气象站主要气象参数见表2.2-1。表2.2-1气象站主要气象参数项目单位指标说明极端最高气温℃35.2极端最低气温℃-36.1多年平均气温℃3.5多年平均气压hPa1002.0多年平均水汽压hPa7.7年均雷暴日数日29.2年均冰雹日数日1.6年无霜日数日137多年最大风速m/s351979年8月18日多年平均降雨量mm546.6多年主风向NNW年平均相对湿度％69多年平均空气密度Kg/m31.2332.2.2.2气象站年际风况特征市属中温带季风性大陆气候，受西风环流、西伯利亚气团、蒙古高压、贝加尔湖气旋及东北低压等综合影响，该地区东春季风力最大，秋季次之，风能资源较为丰富。由于城镇的发展变化，测站周围建了许多建筑物，从历年年平均风速看，年平均风速有下降趋势。而就近20年测风资料来看，1987~2006年风速年际变化比较平缓，近20年平均风速为2.67m/s，而2006年平均风速为2.20m/s。气象站1977~2006年历年年平均风速见表2.2-2，年平均风速变化直方图见图2.2-1。表2.2-2气象站1977~2006年历年年平均风速表项目年份19771978197919801981198219831984风速（m/s）3.33.53.63.33.23.13.23.1年份19851986198719881989199019911992风速（m/s）2.833.12.92.93.02.92.9年份19931994199519961997199819992000风速（m/s）3.23.02.82.82.52.72.62.4年份200120022003200420052006风速（m/s）2.42.42.42.32.32.2图2.2-1气象站多年年平均风速变化直方图（1977年~2006年）2.2.2.3气象站年内风况特征根据气象站30年的气象统计资料分析，地区风向季节变化比较明显，冬春风速较大，盛行风向为西北风，夏季风速较小，以西南风为主。大风月在3、4月份，小风月为1月份，最大最小风速相差1.3m/s。气象站1977~2006年多年月平均风速见表2.2-3，多年月平均风速变化直方图见图2.2-2。表2.2-3气象站多年月平均风速表月份风速（m/s）月份风速（m/s）月份风速（m/s）1月2.35月3.49月2.62月2.76月2.710月3.13月3.47月2.511月3.04月3.68月2.512月2.4图2.2-2气象站多年月平均风速变化直方图2.2.2.4气象站风况数据综合分析根据气象站资料分析，该地区全年的主风向主要出现在西北和西南向，其中SSW至NNW扇区风向频率占总风向频率的83%，尤其以NNW风向最多，占18%。在地区分布上，因大部分为丘陵地区，且地势由西北向东南倾斜，季节交替气温变化明显。春冬季盛行西北风，西北风向频率为43%；夏秋季盛行西南风，西南风向频率为40%。气象站1977年1月～2006年12月的风速观测资料统计显示，1977年~2006年多年平均风速为2.85m/s，其中年平均风速最大值为3.6m/s（1979年），最小值为2.2m/s（2006年）。由图2.2-2可知，气象站多年月平均风速在2.2m/s~3.6m/s之间；其中三月四月为大风，月平均风速为3.5m/s，一月、十二月为小风月，月平均风速为2.3m/s。2.3风电场测站测风资料整理和分析为有效开发利用地区的风能资源，主营风电开发的风力发电有限公司于2005年在石青山周围地区设立了3座测风塔,其中2座70m高,一座40m高，分别命名为1号、2号和3号测风塔，本风电场一期工程(义和参场)地区布设了1个70m高的测风塔，用于加密观测义和参场的风资源情况。2.3.1风电场场址测站基本情况位于××××××风电场的1号测风塔（地点在义和参场）在2005年8月正式开始测风，2号测风塔（地点在平原南山）和3号测风塔（地点在团结参场）在2005年9月正式开始测风，各塔相隔距离约为8km。1号塔和2号塔在70m、60m、50m、40m、25m和10m高度均安装了1个风速仪测量风速，在70m、40m、25m高度均安装了1个风向标测量风向，在10m高度安装了1个温度传感器测量温度；3号塔分别在40m、25m、10m高度均安装了1个风速仪测量风速，在40m、25m高度均安装了1个风向标测量风向，在10m高度安装了1个温度传感器测量温度。测风仪器采用美国NRG公司制造的测风设备，至今已有近15个月的实测数据资料。2.3.2风电场场址测站风况资料整理2.3.2.1数据的完整性和合理性分析本风电场测风数据利用WEPAS软件进行数据验证与评估，该软件是中国水电顾问集团与北京木联能工程科技有限开发的风电场专业软件，该软件设计规范，功能完善，提供的文档资料齐全，在测风数据管理、评估及专业应用方面处于国内领先水平，填补了测风数据验证和评估的空白，达到了国际前沿水平。因为3号测风塔仅收集到4个月的测风资料（2005年9月~2005年12月），完整性较差，因此风况资料分析未将3号塔纳入分析计算中。（一）数据合理性分析及处理1、数据合理性分析：对1号、2号测风塔不同高度同一时段的风速、风向数据进行对比分析，根据有效值范围，并结合2个测风塔数据的相互参考验证，分析判断出不合理的测风数据。2、不合理风速数据的处理：根据不同高度风速相关性分析成果，采用风切变幂公式计算方法修正或直接采用1号、2号测风塔中相同高度同一时段的合理数据做相关修正。3、不合理风向数据处理：在对同一测塔不同高度风向数据进行对比分析基础上，对不不合理数据以同一测风塔其它高度的风向数据替代，或根据1号、2号两测风塔风向数据对比分析成果，用其中某时段合理的测风塔风向数据替代同时段另一测风塔不合理的数据。（二）数据的完整性分析有效数据完整率=（应测数目-缺测数目-无效数据数目）/应测数目×100%。经验证，1号、2号测风塔2006年1月1日~2006年12月31日时段中，1号测风塔共缺测640分钟，其完整率:99%；2号测风塔共缺测5800分钟，其完整率:98%，符合《风电场风能资源评估方法》中完整率达到90%以上的规定。（三）测风风向验证对原始数据资料进行分析，1号和2号测风塔主风向均为北北东，本阶段经勘察和咨询当地有关部门，认为本风电场风向宜以两测风塔实测的为准，并对两个测风塔的数据进行相关性分析，替代不合理数据。（四）各测风塔风速相关性分析从表2.3-1可以看出，1号塔和2号塔风速向关性较好，相同高度风速相关系数除10m高度较低外期于均在0.7以上，其他各层不同高度风速相关性较差，具体见表2.3-1。表2.3-11号和2号测风塔各高度风速相关性分析成果表高度2号测风塔10m25m40m50m60m70m1号测风塔10m0.5640.6620.6760.6480.6590.66725m0.6000.6960.7320.7160.7260.73740m0.5980.7090.7610.7550.7140.79250m0.5960.7090.7660.7700.7910.81060m0.5920.7010.7650.7760.8020.82870m0.5490.6630.7380.7480.7790.8182.3.2.2风电场风切变指数分析处理根据本阶段收集的原始观测数据，统计1号、2号测风塔2006年1月1日～2006年12月31日一年的实测风速数据，计算1号塔、2号塔实测风切变指数，具体成果见表2.3-2。表2.3-2石青山风电厂测风塔风切变指数分析成果测风塔高度风速(m/s)风切变指数10m25m40m50m60m1号测风塔70m7.730.1220.1290.1340.1820.24860m7.440.1110.1080.0910.12750m7.270.1090.1030.06240m7.170.1170.12225m6.770.11410m6.102号测风塔70m7.260.1820.2110.2030.2340.35860m6.870.1660.1860.1440.12950m6.710.1700.2000.15640m6.480.1730.22125m5.840.14810m5.101号和2号测风塔随高度变化曲线如图2.3-1，由于风电场测风塔10m高度风速受周围树木影响，风速偏低，因此推算到25m、40m、50m、70m高度的风剪切系数误差较大。而测风塔40m以上高度受周围地形地貌影响较小，其推算的风切边指数能够比较真实地反映风电机组实际运行情况。根据1号、2号测风塔的风速随高度变化曲线拟合取值计算个高度风切变指数。经综合分析，石青山电场一期工程风切变指数采用1号测风塔70m高度对60m、50m、40m高度的风切变指数的平均值0.188，推算预装风电机组轮毂高度的风况特征。图2.3-1石青山风电厂1号和2号测风塔风速随高度变化曲线图2.3.2.3风电场代表塔选择意见1号、2号测风塔分别位于拟建场址（石青山）的西测和东测，两塔相距约8km，根据两塔的位置及测风塔控制的范围，1号塔居于义和参场，其控制的范围属于一期工程区域，2号塔居于平原南山区域，其控制范围为二期工程，两个测风塔周围地势高差相对较小，障碍物仅有一些矮小的灌木，因此两个塔均具有代表性。2.3.3风况资料相关分析2.3.3.1相关性分析根据两测风塔各自控制的范围，本次代表年测风数据分别采用1号塔和2号塔70m高度2006年全年的数据进行分析订正，得出两测风塔代表年的风况数据并推算到本风电场风机预装轮毂高度70m，作为风电场风能资源评估和发电量计算的依据。由于测风塔的资料取自2006年1月1日～2006年12月31日，为了对测风塔数据进行订正，保证气象站资料与测风塔资料时间的一致性，气象站的年平均风速的计算也应为同一时段资料。鉴于气象站多年来周围障碍物变化比较大。考虑到周围障碍物因素的变化情况影响，本阶段在进行测风数据订正时，采用气象站1997以来周围地形地貌基本没有变化的多年气象资料对场址观测资料进行补长修正，以使得测风资料具有代表性。气象站1997～2006年气象站多年年平均风速为2.38m/s，历年年平均风速变化直方图如图2.3-2。图2.3-2气象站历年年平均风速变化直方图（1997~2006）气象站距本风电场约5km。两地之间地势高差较小，地形、地貌基本一致。依据气象站1997～2006年各月平均风速资料和气象站2006年1月1日～2006年12月31日逐时风速、风向资料，对本风电场风况进行相关分析，分析成果见表2.3-3和表2.3-4表2.3-31号测风塔70m高度数据与气象站分扇区相关分析扇区1号塔—70m气象站扇区1号塔70m—气象站斜率相关系数斜率相关系数N2.180.86S2.50-0.07NNE2.050.29SSW3.300.69NE2.620.55SW2.700.38ENE2.660.52WSW2.380.15E2.250.90W1.930.58ESE2.440.59WNW1.860.61SE2.330.20NW2.010.61SSE2.87-0.40NNW2.200.89表2.3-42号测风塔70m高度数据与气象站分扇区相关分析扇区2号塔—70m气象站扇区2号塔70m—气象站斜率相关系数斜率相关系数N2.010.71S2.230.46NNE2.010.19SSW2.810.80NE2.110.13SW2.200.07ENE2.350.37WSW2.210.28E2.040.95W1.850.66ESE2.210.16WNW1.930.71SE2.370.08NW1.880.31SSE2.160.15NNW1.940.852.3.3.2风况数据补长修正2006年气象站（与风电场测风数据对应的数据测风年）年平均风速为2.20m/s。根据规程规范要求的“风速对应时刻”法，进行气象站与现场测风数据之间的相关分析，对现场测风数据进行补长修正。从表2.3-3和表2.3-4可以查出1号塔和2号塔70m高度数据与气象站各扇区相关系数R值。利用上述测风塔与气象站分扇区相关分析成果，对两测风塔数据分别按扇区进行补长修正，1号塔70m高度测风年年平均风速为7.73m/s，代表年年平均风速7.56m/s，2号塔70m高度测风年年平均风速7.26m/s，代表年年平均风速6.55m/s，具体成果见表2.3-5和表2.3-6。表2.3-51号测风塔70m高度数据分扇区补长修正一览表单位：m/s扇区1号测风塔70m扇区1号测风塔70mN0.32S0.37NNE0.30SSW0.49NE0.39SW0.40ENE0.39WSW0.35E0.33W0.29ESE0.36WNW0.28SE0.35NW0.30SSE0.43NNW0.33表2.3-62号测风塔70m高度数据分扇区补长修正一览表单位：m/s扇区2号测风塔70m扇区2号测风塔70mN0.13S0.14NNE0.13SSW0.18NE0.14SW0.14ENE0.15WSW0.14E0.13W0.12ESE0.14WNW0.12SE0.15NW0.12SSE0.14NNW0.132.4风电场风能资源综合评价2.4.1风电场空气密度由于1号塔、号2塔仅有一年多的气温、气压资料，在空气密度推算方面代表性较差，而气象站具备多年气温、气压和水气压资料。石青山风电场与气象站海拔高度相差较小，距离也比较近，空气密度基本一致。因此石青山风电场的空气密度采用气象站多年平均空气密度。气象站历年平均气温3.5℃，多年年平均气压为1002.0hPa，多年年平均水汽压为7.7hPa。按下式计算石青山风电场的多年平均空气密度为1.233kg/m³。2.4.21号塔70m高度代表年风能分析1号塔70m高度测风年年平均风速为7.73m/s，代表年年平均风速为7.56m/s，代表年年平均风功率密度406W/m2,代表年有效风速小时8357h。通过对测风数据进行分析计算，得到了1号测风塔70m高度数据相应风向玫瑰图和风能玫瑰图，分别见图2.4-1和图2.4-2。图2.4-3为1号测风塔70m高度风速和风能频率分布曲线；图2.4-4为1号测风塔70m高度风速和风功率密度代表年年变化曲线；图2.4-5为1号测风塔70m高度风速和风功率密度代表年日变化曲线；1号测风塔70m高度各月风向、风能玫瑰图见图2.4-6和图2.4-7；1号测风塔70m高度各月的风速和风功率密度日变化曲线图见图2.4-8。图2.4-11号测风塔70m高度风向玫瑰图图2.4-21号测风塔70m高度风能玫瑰图图2.4-31号测风塔70m高度风速风能分布直方图

图2.4-41号测风塔70m高度风速和风功率密度代表年年变化曲线图2.4-51号测风塔70m高度风速和风功率密度代表年日变化曲线图2.4-61号测风塔70m高度各月风向玫瑰图图2.4-71号测风塔70m高度各月风能玫瑰图图2.4-81号测风塔70m高度各月的风速和风功率密度日变化曲线图2.4.32号塔70m高度代表年风能分析2号塔70m高度测风年年平均风速为7.26m/s，代表年年平均风速为6.55m/s，代表年年平均风功率密度288W/m2,代表年有效风速小时8380h。通过对测风数据进行分析计算，得到了2号测风塔70m高度数据相应风向玫瑰图和风能玫瑰图，分别见图2.4-9和图2.4-10；图2.4-11为2号测风塔70m高度风速和风能频率分布曲线；图2.4-12为2号测风塔70m高度风速和风功率密度代表年年变化曲线；图2.4-13为2号测风塔70m高度风速和风功率密度代表年日变化曲线；2号测风塔70m高度各月风向、风能玫瑰图见图2.4-14和图2.4-15；2号测风塔70m高度各月的风速和风功率密度日变化曲线图见图2.4-16。图2.4-92号测风塔70m高度风向玫瑰图

图2.4-102号测风塔70m高度风能玫瑰图图2.4-112号测风塔70m高度风速风能分布直方图

图2.4-122号测风塔70m高度风速和风功率密度代表年年变化曲线图2.4-132号测风塔70m高度风速和风功率密度代表年日变化曲线图2.4-142号测风塔70m高度各月风向玫瑰图图2.4-152号测风塔70m高度各月风能玫瑰图图2.4-162号测风塔70m高度各月的风速和风功率密度日变化曲线图2.4.4风能资源分析石青山风电场一期工程控制其区域的数据为1号塔数据。1号塔70m高度代表年年平均风速7.56m/s，年平均风功率密度为406W/m2，风场主风向为北北西向。根据《风场风能资源评估方法》（GB/T18710-2002）提供的标准：50m离地高度3级风场风能密度300W/m2～400W/m2，相应参考平均风速为7.0m/s；50m离地高度2级风场风能密度200W/m2～300W/m2，相应参考平均风速为6.5m/s。根据石青山风电场测风塔以及相关资料分析，石青山风电场1号塔离地50m高度风功率密度分别为296W/m2，代表年平均风速为6.84m/s。本风电场符合2级风电场标准，具有一定开发潜力。

第三章 工程地质3.1区域地质构造与地震本地区所处构造单元为完达山南部，工程区所处的完达山南孤山丘陵隆起。本隆起主要由上元古界黄松群浅变质岩和同期柱岗岩组成，二叠纪以来晚印支期中、上亚构造层形成，属过渡型建造类型，均为盖层沉积，其上有燕山中亚构造层覆盖。褶皱构造以紧密褶皱为主，轴向呈北北东向，由黄松群构成(大部分处于境外)。北东向断裂破坏了地层的连续性；北西向断裂规模较小，为正断层。根据本区历史地震和1990年《中国地震烈度区划图》工程区50年超越概率10％的地震基本烈度小于Ⅵ度。3.2场址工程地质条件3.2.1地形地貌本地区内地势南高北低，北部是完达山脉,离风电场约40km，海拔约为200m～230m，切割深约200m左右，属低山地貌。3.2.2地层结构及特征工程区分布地层主要为第四系覆盖层和晚印支期的侵入岩。第四系覆盖层为暗褐色碎石土，以粉质粘土为主，夹少量碎石，厚0.8m～3.0m，在山脊处相对较薄，一般在1.0m左右；覆盖层表层为薄层腐植土。晚印支期侵入岩为酸性的二长花岗岩和碱长花岗岩，大致呈北东向分布，呈岩基岩株状产出，节理裂隙较发育，近地表风化作用较强烈，但风化深度有限，强风化带厚度一般为2.0m～3.0m。强风化花岗岩呈黄、褐黄色，节理裂隙较发育，充填物较少，具有一定的透水性：弱、微风化岩石呈褐黄、灰黄、灰白色，节理裂隙不发育,岩体较完整，岩质坚硬，强度较高，属硬质岩。3.2.3水文地质条件地下水以浅层第四系孔隙性潜水和基岩裂隙水为主，主要由大气降水补给。潜水埋深一般随地形起伏而变化，在河谷源头及坡角处往往以泉水形式溢出地表，形成河流的源头。裂隙含水层厚度因地质构造、岩性和地形不同而变化较大，一般为30～50m。地下水以碳酸钙型为主，矿化度小于0.2g/L。3.2.4基础处理形式及持力层选择场地地基土层除第四系覆盖层外结构密实，承载力较高，天然地基基本能满足拟建风机上部荷载要求。为满足地基承载和建筑物抗倾斜要求，风电机组塔基建议采用钢筋混凝土独立基础，考虑基础防冻涨问题，建议以强风化层为持力层。持力层及基础埋深应在风机布置确定后、基础施工前通过场地详细勘查，根据各风机场地地层分布情况和土层物理力学特性分别确定。3.3风电场场地工程地质评价与建议1、本地区属构造相对稳定区，根据1990年《中国地震烈度区划图》程区50年超越概率10％的地震基本烈度小于Ⅵ度。2、工程区覆盖层厚度不大，基岩和晚印支期侵入的花岗岩，未见不利的地质构造和地质灾害现象，具备建设风电场的工程地质条件。3、工程区最大冻结深度2.0m。鉴于工程区冻土层较厚，塔基基础面应置于冻土层以下，建议挖除表层第四系覆盖层，采用钢筋混凝土独立基础，塔基置于强风化基岩上。持力层及基础埋深应在风机布置确定后、基础施工前通过场地详细勘查，根据各风机场地地层分布情况和土层物理力学特性分别确定。4、工程区分布地层主要为第四系覆盖层和晚印支期的侵入岩。地下水以浅层第四系孔隙性潜水和基岩裂隙水为主，裂隙含水层厚度因地质构造、岩性和地形不同而变化较大，一般为30～50m。地下水以碳酸钙型为主对混凝土结构无腐蚀性。5、鉴于工程区土层具有一定的相变，各区段土层分布、深度和物理力学特性有所不同，建议工程施工前通过场地详细勘查，对持力层的确定应进一步勘查论证，并根据详勘资料分别确定、优化各风机基础埋置深度。

第四章 工程任务与规模4.1市社会经济及能源资源状况4.1.1黑龙江省市社会经济状况市位于黑龙江省东部，是三江平原的组成部分。北部与饶河县接壤，西北部与宝清县相连，西部和南部与密山市毗邻，东部和东南部隔乌苏里江、松阿察河与俄罗斯联邦相望，边境线长264公里。全市土地总面积9330平方公里，约占全国总面积的千分之一。市辖7镇5乡、85个行政村。区域内有省属6个国营农场和两个森工林业局，总人口31万2006年，全市生产总值预计实现442000万元，按可比价格计算比上年增长12%。其中，第一产业增加值212000万元，增长12.7%；第二产业增加值86000万元，增长10%；第三产业增加值144000万元，增长12.3%。全市人均生产总值实现14932元。经济运行和社会发展中存在的主要问题：一是种植业为主的传统农业仍占据农村经济的主导地位，农业增效、农民增收渠道窄；二是工业现有骨干企业数量不多、规模不大、贡献率不高，缺少财源型支柱企业，使财源建设滞后，经济发展后劲不足。4.1.2市能源资源概况市矿产资源品种较多,但地质工作程度偏低，近几年，随着地勘资金的不断投入，逐渐发现了一些有价值的矿产。根据黑龙江省第一区域地质调查所1995年9月提供的资料和现有地质工作掌握的情况，发现的资源有19种，主要资源有煤、油页岩、泥炭、石油、铁、铜、锌、镍、金、钽、磷、蛇纹岩、石墨、辉长岩、大理岩、粘土、硅石、钾长石、滑石等。从目前情况看，我市的优势矿种有：金、煤、硅石、蛇纹岩、粘土等。全市行政辖区土地总面积932871.2公顷，其中耕地298512.6公顷，园地710.0公顷，林地293068.1公顷，牧草地16126.4公顷，建设用地13533.9公顷，交通用地14909.8公顷，水域面积88370.2公顷，未利用土地面积207640.1公顷。市地处穆棱河下游，兴凯湖低平原，属于三江平原第六区，境内有1江27河，467个泡沼，水域总面积364,850亩，所有河流均属乌苏里江一、二级支流，水资源较为丰富，据《黑龙江省市水资源开发利用规划报告》中的数据，全市水资源总量为19.48亿立方米，其中地下水7.2亿立方米，地表水14.8亿立方米，重复水量2.52亿立方米。市属水资源总量11.02亿立方米。市已建成的主要水利工程有：中型水库2座（石头河、西南岔），小型水库2座，总库容4756万立方米。4.2地区电网概括4.2.1鸡西电网概括鸡西位于黑龙江省东南部，东、北与鸡东县接壤；南与穆棱县毗邻，西与林口县相连。煤炭生产发达，素有煤城之称，是我国十二个年产一千万吨以上的煤炭基地之一。鸡西供电区包括鸡西市、密山市、穆棱市、林口县、鸡东县、市、饶河县等四市三县。供电区面积8.6万平方公里，2005年供电量为26.4亿千瓦时，供电最大负荷为416兆瓦。鸡西地区现有中型发电厂两座，装机总容量350兆瓦。其中鸡西发电厂250兆瓦(不包括退役机组)，滴道电厂50兆瓦。根据《黑龙江省电网“十一五”及2020年电网规划设计》鸡西地区在“十一五”期间220kV电网最大缺电在239MW～380MW之间。鸡西电网送电网的电压等级为220kV。截止2004年底，共有220kV线路1l回，亘长578km。鸡西电网通过220kV鸡(西一次变)牡(二厂)线，220kV梨(树)穆(棱)线与牡丹江电网相连：通过220kV鸡(西一次变)勃(新民变)线，220kV七(台河变)杏(花变)线与佳木斯电网相连。鸡西送电网以鸡西一次变为核心，通过220kV鸡(西一次变)杏(花变)线、220kV鸡(西一次变)联(鸡西发电厂)线、220kV鸡(西一次变)梨(树变)线、220kV鸡(西一次变)恒(山一次变)线、220kV杏(花一次变)密(山变)线、以及220kV密(山变)虎(林变)线形成了目前的单回线放射状送电网。截止2005年底，鸡西送电网拥有：220kV变电所7座，主变容量876MVA。其中鸡西一次变240(120+120)MVA，梨树一次变180MVA(90+90)，恒山一次变90MVA，杏花一次变180MVA(90+90)，密山一次变90MVA，一次变90MVA，林口一次变90MVA。鸡西电网高压配电网由66kV和35kV电网构成。其中除鸡西矿务局个别自维35kV系统外，其余均为66kV，截止2003年底，鸡西电网共有66kV线路133回，亘长2282km。鸡西高压配电网共有变电所130座，变电总容量为2170MVA。其中系统所属变电所35座，变电总容量为1534.7MVA。4.2.2地区电网现状 目前地区电网由220kV、66kV、10kV、380/220V四个电压等级组成。电源来自于220kV一次变，该变电所担负着饶河及以东农场、森工林业供电。境内共有66kV线路7条。境内共有66kV变电所46座，分别为：变、迎春变、852中心变、853变、饶河变、854变、庆丰变、858变、850变、东方红变等，2005年变最大负荷88.3M。地区2005年电网现状见图4.2-1。兴凯湖变新河变火石变庆丰220KV变电所及线路66KV变电所及线路火力发电厂、风力电场三丰变平原变63MVA升压站大佳河小佳河湖北变90MVA密山一次变欣城变6MW12MW×26MW×36MW×390MVA×2虎林一次变图例虎林电厂虎林变皖峰迎春东方红朱德山珍宝岛西南岔安兴青山松河变兴凯杨岗朝阳卫星永红兴凯湖二变云山852中心变南双鸭子龙头老柞山西林子跃进鲜河853变红旗峰林源变燕窝岛饶河石场山里索仑北仓双柳长林红星隆兴凯湖变新河变火石变庆丰220KV变电所及线路66KV变电所及线路火力发电厂、风力电场三丰变平原变63MVA升压站大佳河小佳河湖北变90MVA密山一次变欣城变6MW12MW×26MW×36MW×390MVA×2虎林一次变图例虎林电厂虎林变皖峰迎春东方红朱德山珍宝岛西南岔安兴青山松河变兴凯杨岗朝阳卫星永红兴凯湖二变云山852中心变南双鸭子龙头老柞山西林子跃进鲜河853变红旗峰林源变燕窝岛饶河石场山里索仑北仓双柳长林红星隆图4.2-1鸡西供电区地区电网2005年现状图4.2.3电力负荷预测及电力平衡根据地区电网现状、经济现状及各变电所所提供的近几年地区用电负荷情况，对地区2007-2012年电力负荷作出如下预测：表4-1地区电力负荷预测(MW)负荷变电所最大负荷2006200720082009201020112012杨岗1.0×2(MVA)11.051.11.161.211.271.33永红变1.0(MVA)0.50.530.560.590.620.650.68云山变2.0(MVA)11.051.11.161.211.271.33卫星3.15(MVA)1.581.661.741.831.922.022.12朝阳1.8×2(MVA)1.81.891.982.082.182.292.4青山3.15(MVA)1.581.661.741.831.922.022.12湖北变2.0+4.0(MVA)33.153.313.483.653.834.02兴凯湖二变4.06.3(MVA)5.155.415.685.966.266.576.9松河变1.8(MVA)0.90.9511.051.11.161.21兴凯湖变3.15(MVA)1.581.661.741.831.922.022.12兴安变2.0(MVA)11.051.11.161.211.271.33二次变16+6.3(MVA)11.1511.7112.312.9213.5714.2514.96朱德山3.15+1.0(MVA)2.082.182.292.42.522.652.78珍宝岛变1.0+2.0(MVA)1.51.581.661.741.831.922.02电厂变15×2(MVA)1515.7516.5417.3718.2419.1520.11庆丰变2.0×2(MVA)22.12.212.322.442.562.69火石山变4.0+1.0(MVA)2.52.632.762.93.053.23.36新河变4.0+2.0(MVA)33.153.313.483.653.834.02三丰变1.0+3.15(MVA)2.082.182.292.42.522.652.78平原变4.0×2(MVA)44.24.414.634.865.15.36皖峰变2.0×2(MVA)22.12.212.322.442.562.69迎春变5.0×2(MVA)55.255.515.796.086.386.7东方红变5.0×2(MVA)55.255.515.796.086.386.7西南岔1.0(MVA)0.50.530.560.590.620.650.68852中心变5.0(MVA)2.52.632.762.93.053.23.36南双鸭子1.0(MVA)0.50.530.560.590.620.650.68北仓变1.0(MVA)0.50.530.560.590.620.650.68跃进变1.8(MVA)0.90.9511.051.11.161.21索仑变5.0(MVA)2.52.632.762.93.053.23.36龙头变1.0(MVA)0.50.530.560.590.620.650.68老柞山2.5+2.0(MVA)2.252.362.482.62.732.873.01双柳变3.2(MVA)1.61.681.761.851.942.042.14长林变1.0(MVA)0.50.530.560.590.620.650.68红兴隆变3.2(MVA)1.61.681.761.851.942.042.14853变1.0(MVA)0.50.530.560.590.620.650.68鲜河变2.5(MVA)1.251.311.381.451.521.61.68林源变1.8(MVA)0.90.9511.051.11.161.21雁窝变3.15+1.0(MVA)2.082.182.292.42.522.652.78红旗峰4.0(MVA)22.12.212.322.442.562.69石场变1.0(MVA)0.50.530.560.590.620.650.68饶河变6.3+4.0(MVA)5.155.415.685.966.266.576.9西林子1.0(MVA)0.50.530.560.590.620.650.68欣城变2.0(MVA)11.051.11.161.211.271.33小佳河2.0(MVA)11.051.11.161.211.271.33大佳河0.63(MVA)0.320.340.360.380.40.420.44山里变1.0×2(MVA)11.051.11.161.211.271.33电网平均负荷(MW)88.392.897.5102.3104.5112.8118.5电网最大负荷(MW)104.4109.7115.2121.1127.1133.4140.0根据上述电力负荷预测，地区2011年前电力平衡结果详见表4-2。表4-2 地区2011年前电力平衡表项目\年度200620072008200920102011需用电负荷(MW)88.392.897.5102.3104.5112.8装机容量(MW)30459090135135农垦电厂243939393939东方红林业电厂666666风电场0045459090满发可供出力25.538.2580.5580.55122.85122.85电力盈亏-62.8-54.55-16.95-21.7518.3510.05风电全停可供出力25.538.2538.2538.2538.2538.25电力盈亏-62.8-54.55-59.25-64.05-66.2574.55虎厂停一机可供出力15.325.567.867.8110.1110.1电力盈亏-73-67.3-29.7-34.55.62.7从电力平衡的结果可以看出：随着风电场的建成投产，在风电场满发的情况下，该地区本地发电才能逐渐满足电力负荷发展的要求，并在2009年实现电力盈余，从而减少地区电网供电量，减少长距离送电损耗，并减轻地区电网负担。4.3工程建设必要性4.3.1有利于改善市能源结构市城镇能源结构以煤炭为主，供热方式较为落后。因此，市“十一五”计划中特别强调了环境治理和生态保护。要坚持经济效益、环境效益、社会效益相结合的原则，有效保护、合理开发和高效利用自然资源，努力实现资源的可持续利用。除了要加强工业污染的治理外，还倡导使用清洁能源。市“十一五”计划中关于能源发展的方针是：坚持开发与节约并重，火电、生物质能、风力发电并举和积极发展其它能源，充分利用风能资源优势，逐步形成较为合理的能源结构。4.3.2有利于缓解电力行业较大的环境保护压力，促进地区经济的可持续发展电源结构单一，发电多以燃煤为主，电力行业环境保护压力大是我国电力系统的主要特点之一。黑龙江省电网装机基本为燃煤机组，由于煤炭燃烧的时候产生烟尘、二氧化硫和氮化物对生态环境造成的破坏和污染较大，电源建设面临较大的环境保护压力。风电是国家重点扶持的清洁可再生能源，石青山风电场工程（45MW）建成后，每年可为电网提供清洁电能10510万kW•h，按替代火电标准煤耗330g/kW•h计算，按替代火电标准煤耗330g/kW•h计算，每年可节省