滨海风电场初步设计报告

'检索号*风电场一期工程初步设计初步设计说明书工程设计证书甲级*号工程咨询证书甲级工咨甲*号2010年10月* 批准：审核：校核：编写：·1· 目录第一章综合说明51.1概述51.2风力资源61.3工程地质61.4项目任务和规模71.5风电机组的选型和布置71.6电气81.7工程消防设计91.8土建工程91.9施工组织设计91.10工程管理91.11环境保护和水土保持设计101.12节能111.13劳动安全与工业卫生设计111.14工程设计概算111.15财务评价121.16结论121.17附图、附表及附件12第二章风能资源152.1概述152.2*市气象站162.3基本测风资料222.4测风数据处理分析252.5代表年风资源判定46第三章工程地质483.1区域地质及场址稳定性48-iv- 3.2厂址区岩土工程条件503.3地震效应523.4地基评价533.5结论与建议54第四章项目任务和规模564.1社会、经济情况概述564.2电力系统现状及发展规划564.3*风电场某风电场工程工程建设的必要性574.4*风电场某风电场工程建设规划58第五章电气585.1电气一次585.2电气二次725.3系统继电保护775.4调度自动化775.5通信部分795.6集电线路84第六章消防876.1工程概况和消防总体设计876.2工程消防设计886.3施工消防886.4易燃易爆仓库消防88第七章土建工程897.1站区场地概述897.2设计原始资料907.3主要建筑材料927.4站区总平面布置与交通运输937.5主要建筑及附属建筑97-iv- 7.6建构筑物防腐1007.7地基处理1007.8风机基础1027.9集电线路结构设计1067.10风场土建工程量106第八章施工组织设计1088.1施工条件1088.2施工总布置1108.3施工交通运输1119.4工程征用地永久占地面积1128.5主体工程施工1128.6施工总进度117第九章工程管理设计1179.1工程管理机构1179.2主要管理设施118第十章环境保护和水土保持设计11810.1环境保护11810.2水土保持设计121第十一章节能12211.1节能工作的重要性和紧迫性12211.2节能工作的指导思想和目标任务12211.3风力发电符合节能政策123第十二章劳动安全与工业卫生设计12412.1设计依据、任务与目的12412.2工程概述与风电场总体布置12712.3工程安全与卫生因素分析12712.4劳动安全与工业卫生对策措施128-iv- 12.5风电场安全与卫生机构设置、人员配备及管理制度13012.6事故应急救援预案13212.7劳动安全与工业卫生专项工程量、投资概算和实施计划13212.8预期效果评价133第十三章工程概算13413.1系统概况13513.2主要编制原则135第十四章财务评价15914.1经济分析依据15914.2评价条件15914.3税金15914.4电价确定原则15914.5主要指标分析15914.6综合经济评价160-iv- 第一章综合说明1.1概述山东省简称鲁，省会济南市，总面积15.78万km2，水域面积约2100km2，东西相隔700km，西起东经114°19＇，东至东经122°43＇；南起北纬34°22＇，北至北纬38°23＇，南北直线距离420km。西部连接内陆，从北向南分别与河北、河南、安徽、江苏四省接壤；中部高突，泰山是全境最高点；东部山东半岛伸入黄海，北隔渤海海峡与辽东半岛相对、拱卫京津与渤海湾，东隔黄海与朝鲜半岛相望，东南则临靠较宽阔的黄海、遥望东海及日本南部列岛。近年来山东成为中国经济最发达的省份之一。烟台市地处山东半岛东部，位于北纬36°16＇～38°23＇，东经119°34＇～121°57＇处，北面渤海，南临黄海。地形除中部为浅山区外，大部分为丘陵。平原面积约占23%，多分布在临海一带。流域面积在300km2，以上的河流7条。烟台市全市总面积13746km2，人口638万，海岸线总长909km。烟台市依山傍海，自然条件得天独厚，物产资源十分丰富。*市市位于胶东半岛西北部，地理坐标为北纬36°59＇～37°28＇，东经119°33＇～120°18＇，西与北濒临*市湾，东与东南和招远市、莱西市接壤，南依大泽山与平度市为邻，西南隔胶莱河与昌邑县相望。现辖16处镇、街道，总面积1878km2，人口87万。*市属北温带东亚季风区大陆性气候，四季分明，光照充足。*市自然资源丰富，堪称藏金埋玉之地，已发现矿产资源30多种。某风电场工程（以下简称“某风电场工程”）位于*境内，东经120°01＇22″～120°05＇54″，北纬37°25＇07″～37°27＇09″之间，海拔高度为3～9m，风场规划面积约12km2。地形平坦，微向海域倾斜，并有海积砂坝微地貌景观，区内有海岸防护林分布。某风电场工程共分两期建设，总装机容量96MW，一、二期工程装机容量均为48MW，安装单机容量为2000kW的风电机组24台。－158－ *电力工程咨询院有限公司受*风电场有限公司的委托，承担*风电场某风电场工程一期工程项目初步设计。主要工作内容包括风能资源分析、工程地质、项目任务和建设规模、风电场风电机组的布置、发电量估算、风电场电气、土建工程、施工组织设计、工程管理设计、环境影响评价、工程投资概算和财务评价等。1.2风力资源某风电场工程一期工程位于*市市*镇，*镇位于山东半岛*市湾畔，北濒渤海，东临招远市，*镇属沿海平原。*市市属暖温带季风大陆性气候，春季回暖快，多风雨水较少，夏季雨热同季、降水集中，秋季日照充足、多晴好天气，冬季寒冷，雨雪稀少。。10m高度处盛行风向为S、次盛行风向为SSE；盛行风能方向为NE、次盛行风能方向为NW；40m高度处盛行风向为SSE、次盛行风向为SE；盛行风能方向为NE、次盛行风能方向为SSE。70m高度盛行风能方向为SSE、次盛行风能方向为SE。风电场主导风向为SSE，次主导风向为SE，主能风向为SSE，次主能防线为SE，主导风向与主能风向一致，有利于风电机组的排布，风电机组的有效利用率较高。具备一定的商业开发价值。1.3工程地质本区在大地构造单元上隶属华北地台区之胶辽台隆的胶北断块隆起区。本区地层属鲁东地层分区，区域地层发育不全，区内出露地层有太古界胶东群、元古界蓬莱群、中生界侏罗系、白垩系、新生界第三系和第四系。缺失中元古界、古生界地层。太古界胶东群遍及胶东半岛，广泛分布于北部沿海丘陵，为一套变质火山沉积岩、混合岩和混合花岗岩、变质熔岩及岩浆杂岩组成。本区胶东群地层主要出露蓬夼组、民山组地层，岩性为黑云片岩、黑云变粒岩、斜长角闪岩、大理岩、黑云斜长片麻岩等。该地层遭受了强烈的区域变质作用，混合岩化较强。根据《中国地震动参数区划图》（GB18306-2001），该区地震动峰值加速度为0.10g－158－ （相对应的地震基本烈度为7度）；地震动反应谱特征周期为0.40s（对应于中硬场地土）。1.4项目任务和规模*一期风电场属国家可再生能源项目，风力发电作为可再生能源资源之一，除了向电网提供电力能源外，还具有促进我国风电机制造产业发展、保护环境、旅游、推动当地经济发展等综合效益。某风电场工程建设的主要作用是向电网提供电力资源，所以，本工程的开发任务以发电为主。*一期风电场装机规模为48MW，按国家相关技术规范设计，共安装24台单机容量2000kW风电机组，场址范围为东经120°*′*″～120°*′*″，北纬37°25′*″～37°27′*″之间，海拔高度为3～6m，风场规划面积约12km2。场区地形平坦，微向海域倾斜，并有海积砂坝微地貌景观，区内有海岸防护林分布。本项目规划场区及其周围没有国家级动植物，而且风场场址附近既没有名胜古迹，也没有宗教场所，远离军事基地。烟台电网位于山东电网的东部，供电范围为五区七市一县，总供电面积13745km2。烟台电网最高电压等级为交流500kV，现已形成以220kV为主干的供电网络，通过500kV寿光～光州双回、潍坊～莱阳、崂山～莱阳、220kV大兴～掖县、古柳～莱西、莱阳～莱西、莱阳～双桥共八回线路与省网相联，通过500kV栖霞～昆嵛双回、220kV桃村～车道双回、宁海～戚家共五回线路与威海电网联接。截至2009年底，烟台电网总装机容量4175.9MW，其中统调公用电厂3座：百年电力990MW、烟台电厂700MW、蓬莱国电660MW；地方公用火电厂17座，总装机容量392MW；企业及乡村自备电厂12座，总装机容量1001.1MW；风电场12座，装机容量432.75MW。1.5风电机组的选型和布置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、价格水平和施工机械的吊装能力等因素，针对风电场的具体情况，选择不同单机容量4种风力发电机组的优选进行发电量、经济技术等指标对比分析，建议采用2000kW机型，轮毂安装高度80m。－158－ 根据本风电场风资源和现场考察的情况进行微观选址，通过Wasp8.2软件计算分析，考虑空气密度、风机利用率、功率曲线、控制和湍流强度以及风电场内能量损耗、气候的影响等因素，对风电场上网电量进行修正。经计算，24台风电机组年上网电量是为9102.7万kW.h，年单机等效满负荷运行小时数为1896小时，平均容量系数为0.2165。1.6电气*一期风电场总体规划装机100MW。本期装机容量为48MW，拟安装24台单机容量为2000kW的风力发电机组。根据《*风电场*市风电有限公司金城风电场一期（48MW）工程接入系统设计》，*一期风电场接入系统方案为：在*一期风电场内新建一座220kV升压站变电站，经过一回220kV线路接入蚕庄地区风电公共升压站220kV变电站，线路长度约18km，采用LGJ-400导线。最终接入系统方式以审查通过的本工程接入系统审查意见为准。本工程风力发电机组拟采用一机一变单元接线方式，本工程共需安装24台箱式变电站，其高压侧均采用电缆并联T接至架空线方式。风电场内风力发电机组-箱式变电站共分为3组，分别连接7台、8台和9台风机，最终接入风电场场内220kV升压变电站35kV母线侧。*一期风电场配套建设一座220kV场内升压变电站，规划安装一台100000kVA的有载调压变压器，变压器型号为SZ10-100000/220，本期上一台主变。220kV侧主接线采用线路变压器组接线方案，由一回220kV线路送出。35kV侧主接线采用单母线接线方式。风电场采用计算机监控，风力发电机组计算机监控系统由风力发电机组厂家配套提供，专供风力发电机组的自动监视和控制。220kV线路、主变压器、35kV线路的集中监控和调度部门远方监控“五遥”功能由升压站综合自动化系统完成。1.7工程消防设计－158－ 风电场消防设计贯彻“预防为主，防消结合”的消防方针，提出“以水灭火为主，化学灭火为辅及其他方式灭火相结合”的原则，针对工程的具体情况，采用先进合理的防火技术，以保障安全。消除大火隐患，创造良好的消防环境。1.8土建工程二期工程风电场布置了24台2000kW的风力发电机。各风机之间的距离纵横向约300米，每台风机旁边设一台箱式变压器，风机之间新建道路直接或通过乡村公路与G206国道相连接。1.9施工组织设计施工用水、生活用水、消防用水可考虑在场址附近低洼处打机井，并可作为升压站运行后的生产、生活用水。也可考虑从附近村庄机井引水，供水距离1～3km。施工用电可以从附近的配电网架引接至工地。交通条件：水、陆、空交通条件便利。施工方案：机舱及塔架用400t履带吊车吊装，现浇砼工程采用现场机械搅拌，机械振捣。施工布置原则：路通为先，线路跟进的原则分区划片，合理交叉的原则质量第一，安全至上的原则文明施工、创新增效的原则高效快速、易于拆除的原则施工承包商通过招标选用有资质的队伍承担，各种作业必须选用有施工资质及经验的施工队伍承担，必需配备有大型施工机械，普通工可由就地招用，建筑材料可由就地采购。1.10工程管理*风电场在风电场二期工程建设中将组织参与各分项工程（变电所土建、变电所电气工程、通信工程、架空线路工程、风力发电机组基础工程等）的管理工作，有土建、项目管理、财会等各种专业技术人员专门负责整个工程的管理工作。另外，在现场将常驻现场人员负责处理日常运行、维护和故障排除工作。－158－ 风场工程管理内容主要包括生产指挥系统管理、安全管理、人员培训管理，技术管理，备品备件及工具的管理。生产指挥管理是风电场运行管理的重要环节，主要以场长负责制和总工程师负责制为领导的技术负责制的组织措施，具有“小而全，少而精”的管理。安全管理坚持以“安全生产，预防为主”的方针，建立健全安全监察机构，并严格按照DL796－2001《风力发电安全规程》的标准执行。人员培训管理实行进场实习培训和岗前实习培训。生产、生活供水设施主要包括员工的日常生活用水设施，基本无生产用水，可由附近村庄的自来水解决。工程管理区绿化规划：每台风力发电机组和集控室周围将根据环境，种植花草和松树覆盖荒地表面，以恢复建设前植被。本风电场机构设置和人员编制推荐如下方案：全厂定员标准12人。其中管理人员4人，主要负责风电场和变电站的管理工作；其他人员8人，主要负责风力发电机组巡视、日常维护和值班等。1.11环境保护和水土保持设计风力发电是清洁、无污染的可再生能源，其生产过程是利用自然风能转化为机械能，再将机械能转化为电能的过程，不会损害和污染环境。风力发电机组安装在开阔地带，全部为未利用的荒地，同时每台风电机组基础仅占用较小的面积，不会对当地的生态环境有所影响。本期风电场推荐选用的单机容量最大为2000kW风力发电机组，该机组噪声声级多在96～104dB（A），根据噪声声级随距离的加大而衰减的特性，单台风力发电机组应远离居住区200m，噪声声级已衰减到国家标准（45dB）以内，本风电场场区500m范围内，并无居住区，故机组运行噪声及施工噪声对周围环境基本无影响。预计建成投产后每年可为电网提供清洁电量，本项目的建设对于保护环境、减少大气污染具有积极的作用，并有明显的节能和社会效益，成为地方经济又一个新的增长点。该项目投入营运后，不产生废水，生活污水产生量很小，对水环境影响很小。1.12节能－158－ *风电场某风电场工程工程建成后，全年总供电量（上网）达9102万kWh，与同容量燃煤发电厂相比，每年可节约标煤3.12万吨，减少二氧化硫排放量523.94吨，一氧化碳约为7.11吨，氮氧化物为785.95吨；减少排放二氧化碳（温室效应性气体）为7.2万吨，减少粉尘排放量65.45吨。1.13劳动安全与工业卫生设计为积极开展各项预防性的工作防止安全事故发生，依照DL796－2001《风力发电安全规程》的标准，建立劳动安全生产管理制度。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。施工期间，风力发电机组开始安装前，施工单位应向建设单位提交安全措施、组织措施、技术措施，经审查批准后方可开始施工。安装现场成立安全监察机构，并设安全监督员。风电场施工及建设期间建立安全生产监督制度，坚持以“安全生产，预防为主”的方针，主要包括建立和健全安全生产检查制度、安全生产通报制度、领导定期检查制度、重点隐患和危险源监控制度、安全教育培训监督制度等方面。风电场在建成投产后，主要预防灾害为自然灾害和工业灾害，包括防火防爆、防触电、防静电和机械伤害等事故。本工程设计中各个专业均遵循国家有关安全生产的规定，对可能采取的事故拟定了预防性措施，在自然灾害事故发生时可以将损失降到最低，并对工业灾害进行有效预防，最大限度保证工作人员和财产安全。1.14工程设计概算本工程主要经济指标如下：工程静态投资：42896万元；单位千瓦静态投资：8937元；工程总投资：46076万元；单位千瓦总投资：9599元。1.15财务评价－158－ 财务评价是在国家现行财税制度和价格体系的基础上，对项目进行财务效益分析，考察项目的盈利能力、清偿能力等财务状况，以判断其在财务上的可行性。本项目预计累计发电等效满负荷小时数的上网电价为0.5773元/kW·h（含税），全部投资财务内部收益率6.41%，资本金内部收益率8%。本工程具有较好的偿债能力和一定的盈利能力，财务指标可行。1.16结论通过对*风电场某风电场工程一期工程的初步设计研究工作，对风电场进行风能资源分析，合理地布置风电机组，经过论证、比较，优选了风电场主接线方案，并从施工角度推荐了工程早见成效的施工方法。经过工程概算和财务分析，测算并评价了该工程可能取得的经济效益。研究结果表明：兴建本工程在技术上是可行的，经济上是合理的。1.17附图、附表及附件1）*风电场某风电场工程风电项目工程位置图：2）风电场工程特性表表1.17-1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m3-6经度（东经）东经1见附图纬度（北纬）北纬之间年平均风速（轮毂高度）m/s6.47风功率密度（轮毂高度）W/m2315.7盛行风向SSE主要设备风电场主要机电设备风电机组台数24　额定功率kW2000叶片数3　风轮直径m82.6风轮扫掠面积m25356切入风速m/s3额定风速m/s12切出风速m/s25轮毂高度m80－158－ 风轮转速Rpm7.5～19　额定电压V660主要机电设备箱式变电站油浸式三相双卷自冷式升压变压器，型号为S11-2150/3524升压变电站主变压器型号SZ10-100000/2201出线回路数及电压等级出线回路数回1电压等级kV220土建风电机组基础台数台24型式混凝土浅基础/桩基地基特性中软场地土箱式变电站基础台数台24型式混凝土浅基础施工工程数量土石方开挖m332847.84混凝土m312654.60风电机组设备基础钢筋t1609.0新建公路km15.5改建公路km/施工期限总工期月12机组发电/概算指标工程总投资万元45186单位千瓦静态投资元8937单位千瓦总投资元9599机电设备及安装工程万元33058建筑工程万元4887－158－ 其它费用万元3816基本预备费万元1135建设期利息万元847经济指标装机容量MW48年上网电量万度9101年等效满负荷小时数小时1896平均上网电价（不含增值税）元/kW·h0.4934平均上网电价（含增值税）元/kW·h0.5773资本金利润率%11.78项目投资财务内部收益率%6.41项目投资财务净现值万元33.38资本金财务内部收益率%8资本金财务净现值万元0投资回收期年11.78资产负债率%80.14－158－ 第二章风能资源2.1概述*市市位于山东半岛西北部，西临渤海*市湾，地理坐标为东经120°05´44″～120°09´05″，北纬37°26´25″～37°27´26″之间。*市市西与北濒临*市湾，东与东南和招远市、莱西市接壤，南依大泽山与平度市为邻，西南隔胶莱河与昌邑县相望，总面积1878km2，拥有108km长的海岸线。*市市属暖温带季风大陆性气候，春季回暖快，多风雨水较少，夏季雨热同季、降水集中，秋季日照充足、多晴好天气，冬季寒冷，雨雪稀少。某风电场工程一期工程位于*市市*镇，*镇位于山东半岛*市湾畔，北濒渤海，东临招远市，*镇属沿海平原，地理位置处于E120°06′，N37°25′，年平均气温为12.4℃，日照小时数为2669h。某风电场工程一期工程拟选场址北濒临*市湾，表现出一定的程度的海洋气候特征。本章内容根据以下国家或部委标准进行编写：1)《风电场风能资源评估方法》（GB/T18710-2002）2)《风电场风能资源测量和评估技术规定》（发改委【2003】1403号）3)《风电场风能资源测量方法》（GB/T18709-2002）2.2*市气象站2.2.1基本情况*市气象站位于*市市城东北望海楼（乡村），地理坐标为N37°11′，E119°56′，海拔高度为48.4m，于1959年1月1日建站。气象站距*一期风电场场内测风塔距离约30km。测风仪器2002年4月1日由EL型测风仪器更换为EN型测风仪器，2004年由EN型测风仪器更换为单翼、风杯EC9-1型测风仪器，风速感应器距地面高度由10.0m变为10.5m，并于2004年开始进行人工站与自动站的同期对比观测。图2-1、图2-2为*市气象站照片。根据气象站的资料，该站多年平均气温为13.1℃，多年极端最高气温为－158－ 40.1℃，极端最低气温为-16.7℃，多年平均气压为1011.5hPa，年平均雷暴日数为21天。*市气象站基本气象参数值见表2-1。表2-1*市气象站气象参数值统计表（近30年）气温多年平均（℃）13.1多年极端最高40.1多年极端最低-16.7气压多年平均气压（hPa）1011.5多年平均水气压（hPa）11.9湿度多年平均相对湿度（%）63其它年最大积雪深度（cm）20极端最大冻土深度（cm）68年雷暴日数天21大风日数天0.9冰雹日数天0.5结冰日数天100图2-1*市市气象站－158－ 图2-2*市市气象站测风仪器图2.2.2气象站风向玫瑰图根据*市气象站提供的风向数据进行列表作图。表2-2*市气象站近30年风向玫瑰数据表（%）方位NNNENEENEEESESESSE百分比47443567方位SSSWSWWSWWWNWNWNNW百分比1413222554图2-3*市气象站近30年风向玫瑰图－158－ 由表2-2、图2-3可知，*市地区多年平均盛行风向为S，所占比例约为14%，次盛行风能方向为SSW，所占比例约为13%。2.2.3多年年平均风速*市气象站近30年年平均风速年际变化见表2-3，气象站近30年平均风速年际变化见图2-4。表2-3*市气象站近30年年平均风速(m/s)年份年平均风速年份年平均风速年份年平均风速19793.519893.219992.119803.219903.120001.919813.619913.020012.019823.519922.820022.419833.419932.620032.419843.419942.52004自动站：2.1人工站：2.319853.419952.52005自动站：2.2人工站：2.619863.419962.22006自动站：2.1人工站：2.519873.819972.12007自动站：2.1人工站：2.319883.319982.12008自动站：2.1人工站：2.3图2-4*市气象站近30年年平均风速直方图*市气象站近30年年平均风速为2.8m/s，近20年年平均风速为2.4m/s，近10年年平均风速为2.3m/s，近5年年平均风速为2.4m/s。－158－ 图2-5*市气象站人工站与自动站数据相关性分析图表2-4人工站与自动站对比观测情况表(m/s)年份自动站观测数据(m/s)人工站观测数据(m/s)20042.12.320052.22.620062.12.520072.12.320082.12.3对人工站与自动站对比观测数据进行相关性分析，得出相关方程如图2-5所示，根据相关方程对现场同期记录（2008年11月1日～2009年10月31日）的气象站年平均风速订正后为2.4m/s，比近30年年平均风速低0.4，与近20年年平均风速一致,与近10年年平均风速接近，与近5年年平均风速一致。2.2.4累年月平均风速由表2-5和图2-6可知，*市气象站近30年大风月为3～5月，小风月为7～10月。表2-5*市气象站近30年月平均风速(m/s)月份123456789101112风速3.13.13.53.93.53.22.82.42.42.63.23.2－158－ 图2-6*市气象站近30年月平均风速直方图2.2.5台风*市地区受台风影响很小，一般是在7、8月会受到台风外围的影响；根据*市气象局记录，*市湾从1972年至今受台风影响的记录见表2-6，最大平均风速发生在1972年7月26日～27日，为15.7m/s。*市气象站台风记录（1972年至今）见表2-6.表2-6*市气象站台风记录（1972年至今）年份时间最大风速(m/s)19727月26日～27日15.719858月1912.319877月2913.019928月31日～9月2日9.719948月15日～16日9.019978月18日～20日10.020018月1日～2日7.020027月5日14.020058月7日～9日12.62.2.6海洋水文特性*市－158－ 湾是渤海三大海湾之一，位于渤海南部，山东半岛北部。西起黄河口，东至龙口的屺角。*市湾海岸线长319km，总面积9530km2，有黄河、小清河、潍河等注入。海底地形单调平缓，水深大部分在10m以内，海湾西部最深处达18m。平均潮差（龙口）0.9m，最大可能潮差2.2m，多沙土浅滩。1、海洋水文特征值风电场规划区域平均高潮位约53cm，平均低潮位-48cm，50年一遇高水位257cm，50年一遇低水位-244cm。近岸海域波浪特征为：常浪向NNE，年出现频率14％；强浪向NNE，次浪向NW；主浪向为N向和NW向；波型以风浪占绝对优势，年出现频率89％。2、风暴潮历史上*市市沿海地区一般海潮4～5年发生一次，特大海潮每20～30年发生一次。根据资料记载，海潮可分为两类，一类是纯属海潮的影响，最高潮位在1～1.4m，另一类是大海潮，一般发生在春秋两季，春季多发生在农历的三月初三、四月初四左右，秋季发生在农历七月十七日和九月初九日左右。大海潮主要受大风的影响，风向是决定大海潮的主要因素，一般刮大东南风后，又转向东北风，最容易形成大海潮，秋季的大海潮海和暴雨有关，当洪水和大潮相遇形成顶托时，滨海一带就是汪洋一片，土地盐渍化、庄稼无收。据《*市市水利志》记载，历史上几次潮灾，其中1938年和1949年最高潮位达到4.1m左右，1907年大海潮时，遭遇洪水，洪水暴涨又受海潮顶托，造成土山镇以北一带尽成泽国。建国后，1952年、1969年、1972年发生过三次大海潮，最大潮位达3.5m。风电场风力发电机组高程建议考虑最大潮位值。2.3基本测风资料2.3.1基本测风资料及选取为了有效地掌握金城风电场工程风资源状况，现已获得一个场内70m测风塔的测风数据，该70m测风塔在10m、40m、70m高度处分别安装风速传感器一个，在10m和40m高度处分别安装风向传感器一个，测风设备为美国NRG－158－ 型记录仪。测风塔所在地海拔、地理坐标等具体情况见表2-7，测风塔位置示意图见图2-7，测风塔及周围地形见图2-8，测风塔照片见图2-9。表2-7*一期风电场测风塔资料一览表序号经纬度海拔(m)各层测风仪器70m测风塔E120°3.355"N37°26.206"410m风速仪、风向标40m风速仪、风向标70m风速仪图2-7*一期风电场测风塔位置示意图图2-8测风塔及周围地形俯视图图2-9*风电场测风塔照片70m测风塔位于风电场一期工程场内中间位置，场区地形平坦，无较大起伏，初步判断该测风塔测风数据能够代表*一期风电场的风资源状况，测风塔距二期工程中心位置约有7km，代表性稍差，在没有其他资料的情况下，可以代表二期风场的风资源状况。现场70m测风塔从2008年1月开始测风，现获取到该测风塔2008年11月1日～2009年10月31日逐小时风速、风向实测风资料，以此作为*一期风电场风能资源评估计算的参考依据。2.3.2空气密度由空气密度的计算公式可知温度、水汽压、气压共同决定了空气密度的大小，空气密度计算公式2-1如下：公式2-1根据*市气象站的实时观测数据，并按照公式2-1计算，推算出*市的空气密度ρ为1.226kg/m3，接近标准空气密度1.225kg/m3。2.4测风数据处理分析－158－ 数据检验是检查风电场测风获得的原始数据，对其完整性和合理性进行判断，检验出不合理的数据和缺测的数据，经过相关处理，整理出至少一年完整的风电场逐小时有效测风数据。按照国家标准《风电场风能资源评估方法》(GB/T18710-2002)中推荐的参考值及国家发展和改革委员会发改能源[2003]1403号《风电场风能资源测量和评估技术规定》，对缺测和不合理数据进行相应处理。2.4.1完整性检验*一期风电场的测风塔数据包括10m、40m、70m的风速、风向记录数据，现场70m测风塔从2008年1月开始测风，现以获得现场70m测风塔2008年11月1日～2009年10月31日逐小时风速、风向实测风资料，该时段应测数据为8760个，缺测数据49个，缺测数据情况如表2-8。表2-8缺测数据情况表序号缺测时段缺测个数12008.11.270：00122009.7.60：00～23：002432009.10.130：00～23：00242.4.2合理性检验对参数的合理范围、变化趋势、相关性进行检验，合理性参考值见表2-9。表2-9主要参数的合理参考值分析项目主要参数合理范围参数的合理范围平均风速0≤小时平均值＜40m/s风向0≤小时平均值＜360°海平面气压94kPa＜小时平均值＜106kPa参数的合理相关性50m/30m高度小时平均风速差值＜2.0m/s50m/10m高度小时平均风速差值＜4.0m/s50m/30m高度风向差值＜22.5°参数的合理变化趋势1小时平均风速变化＜6.0m/s1小时平均温度变化＜5.0℃3小时平均气压变化＜1kPa－158－ 通过对*一期风电场70m测风塔2008年11月1日0：00～2009年10月31日23：00逐小时风速、风向实测资料进行合理性检验，40m/10m高度小时平均风速差值按＜3.0m/s进行判别，超出合理相关范围的比例为1.7%，70m/40m高度小时平均风速差值按＜3.0m/s进行判别，超出合理相关范围的比例为0.1%，经检验后挑出符合实际情况的有效数据，回归原始数据组。对*一期风电场70m测风塔测风数据进行完整性、合理性检验，经统计计算，各层数据参数的合理范围、合理相关性和参数的合理变化趋势均为100%，具体见表2-10。表2-10*一期风电场70m测风数据实际情况高度70m风速40m风速10m风速40m风向10m风向理论数据（个）87608760876087608760实际数据（个）87118711871187118711无效数据（个）00000资料完整率99.40%99.40%99.40%99.40%99.40%有效数据完整率99.40%99.40%99.40%99.40%99.40%根据《风电场风能资源评估方法》(GB/T18710-2002)对测风数据合理性、完整率的要求，需整理出70m测风塔2008年11月1日～2009年10月31日完整一年的逐小时风速、风向8760个数据，并以此作为发电量计算、风能资源作图的依据。2.4.3缺测数据的处理为了满足《风电场风能资源评估方法》(GB/T18710-2002)对测风数据合理性、完整率的要求，本报告通过*市气象站同期测风数据及*一期风电场现场测风塔各层高度之间的相关性分析，对测风塔的测风数据进行插补整理出70m测风塔2008年11月1日～2009年10月31日的8760个数据进行分析。插补方法如下：1)利用*市气象站同期风向插补测风塔各高度层的缺测风向；2)通过*市气象站同期风速（2008年11月1日～2009年10月31日）与测风塔10m风速之间的16个扇区的相关性分析，插补测风塔10m高度的缺测风速。*市气象站同期风速与测风塔10m风速之间的相关方程、相关系数见表－158－ 2-11。表2-11测风塔10m风速与气象站10m风速的相关方程及相关系数扇区相关方程R2相关系数RNy=1.782x+2.10110.88940.94NNEy=2.3133x+2.1150.88480.94NEy=2.9582x+0.36690.97590.99ENEy=2.6349x–0.03240.79880.89Ey=1.053x+1.82060.6560.81ESEy=1.5036x+1.52350.88220.94SEy=0.8939x+2.73270.7990.89SSEy=0.9913x+2.29310.70760.84Sy=0.7354x+2.59780.82870.94SSWy=0.7911x+2.16190.84080.92SWy=0.7293x+2.29660.69670.83WSWy=1.4042x+1.19110.89510.95Wy=1.2113x+2.02480.77260.88WNWy=1.7934x+2.1610.86730.93NWy=2.6443x–0.38740.9460.97NNWy=1.9858x+1.07320.96170.98*市气象站同期风速与测风塔10m风速之间16个扇区的相关系数均大于基准参考值0.8，说明相关性较好，可以利用气象站数据对测风塔10m高度的缺测数据进行插补。3)通过测风塔10m高度风速与40m、70m高度风速之间的相关性分析，插补测风塔40m、70m高度的缺测风速；利用*一期风电场现场测风塔40m和10m的同期数据进行相关分析，得到相关方程式y=0.9879x+0.9456，R2=0.8953，R=0.95，相关性较好，见图2-10，从而可以利用测风塔10m高度风速插补40m高度的缺测数据。－158－ 图2-10*一期风电场测风塔10m与40m风速相关利用*一期风电场现场测风塔10m和70m的同期数据进行相关分析，得到相关方程式y=0.9974x+1.5694，R2=0.7742，R=0.88，相关性较好，见图2-11。从而可以利用测风塔10m高度风速插补70m高度的缺测数据。图2-11*一期风电场测风塔10m与70m风速相关对风电场现场测风塔的测风数据进行插补后，整理出完整一年（2008年11月1日～2009年10月31－158－ 日）的风电场逐小时测风数据，得到各层高度的年平均风速见表2-12。表2-12*一期风电场70m测风塔风能资源参数测风塔高10m40m70m风速(m/s)4.815.706.362.4.4数据订正*市气象站有30年的气象资料，资料完整连续，可作为风电场测风资料处理的参考依据。由2.2.3可知，现场同期记录（2008年11月1日～2009年10月31日）的气象站年平均风速订正后为2.4m/s，比近30年年平均风速低0.4，与近20年年平均风速一致，与近10年年平均风速接近，与近5年年平均风速一致。这是由于90年代开始气象站周围建筑物逐渐增多，导致气象站测风数据的降低。因此认为该测风年份的测风数据能够反映风电场长期平均水平，判定该测风年份为水平年。2.4.5威布尔(Weibull)分布威布尔(Weibull)分布是用于描述风速分布的概率函数。可应用两个参数建立风速分布的概率模型。威布尔(Weibull)分布在了解风的变化规律和风能资源评估中得到了广泛的应用，而且对风电场的开发、风力发电机组的设计等都十分重要。利用Weibull分布描述风速分布通常要计算形状参数和尺度参数。风速的Weibull分布概率密度函数表达为：（2-2）以平均风速和标准差估算Weibull形状参数k和尺度参数C。其中：形状参数，是一个无量纲量。尺度参数，单位为m/s，其中为伽马函数，当时为指数分布，当从1增大时，频数曲线慢慢趋于对称。当k=3.5时，Weibull分布实际上很接近于正态分布。－158－ （2-3）（2-4）为风速观测序列；为计算时段内风速序列个数。采用以上计算公式得出*一期风电场测风塔各比选机型轮毂高度处的形状参数和尺度参数见表2-13。表2-13各轮毂高度处参数表轮毂高度65m70m75m78m80m形状参数1.892.082.072.042.07尺度参数（m/s）7.17.37.37.37.4经比较选用的轮毂高度80m的Weibull形状参数见图2-12。图2-12测风塔轮毂高度80mWeibull形状参数图2.4.6风况图统计及分析对测风塔数据进行资源分析，严格按照GB/T18710-2002《风电场风能资源评估方法》的要求，绘制各类风况图，见图2-13～图2-23。1)测风塔全年风速和风功率密度年变化统计及分析，见图2-13。根据测风塔全年风速和风功率密度年变化曲线图2-13可知，风电场大风月出现在3～4月和11～12月，风速、风功率密度较大；小风月出现在7～9－158－ 月，风速、风功率密度较小；风速、风功率密度在12月份最大，8月份最小。风功率密度风功率密度图2-13*一期风电场全年风速和风功率密度年变化曲线图2)测风塔全年风速和风功率密度日变化统计及分析，见图2-14。根据测风塔全年风速和风功率密度日变化曲线图2-14可知，10m高度日变化曲线比较平稳，从9时风速逐渐增大，从15时逐渐降低，风功率密度的变化趋势与风速相同。70m高度日变化幅度比较大，从23时到7－158－ 时风速较大，风功率密度的变化趋势与风速基本一致，但变化幅度比较大。图2-14*一期风电场全年风速和风功率密度日变化曲线图3)测风塔全年风速和风能频率分布统计及分析，见图2-15。根据测风塔全年风速和风能频率分布图2-15可知：测风塔10m高度处风速在2～5m/s出现的频率较高，总和为65.6%；风能在9～13m/s出现的频率较高，总和为42.0%；测风塔70m高度处风速在4～8m/s出现的频率较高，总和为56.0%；风能在8～12m/s出现的频率较高，总和为50.4%。－158－ 图2-15*一期风电场全年风速和风能频率分布图4)测风塔各月平均风速和平均风功率密度日变化见图2-16～图2-17。－158－ 图2-16*一期风电场10m处各月平均风速和平均风功率密度日变化－158－ 图2-17*一期风电场70m处各月平均风速和平均风功率密度日变化5)测风塔风向频率、风能密度分布统计及分析，见图2-18～图2-19。－158－ 图2-18*一期风电场风向频率（单位：%）－158－ 图2-19*一期风电场各风向风能百分比（单位：%）根据测风塔风向玫瑰图、风能玫瑰图2-18～图2-19可知：10m高度处盛行风向为S、次盛行风向为SSE；盛行风能方向为NE、次盛行风能方向为NW；40m高度处盛行风向为SSE、次盛行风向为SE；盛行风能方向为NE、次盛行风能方向为SSE。由于测风塔未在70m安装风向仪，该高度风能以40m高度风向进行分析，盛行风能方向为SSE、次盛行风能方向为SE。6)测风塔全年各月风向频率、各月各风向风能频率见图2-20～图2-23。－158－ 图2-20*一期风电场10m高度处各月风向频率（单位：%）－158－ 图2-21*一期风电场40m高度处各月风向频率（单位：%）－158－ 图2-22*一期风电场10m各风向风能百分比（单位：%）－158－ 图2-23*一期风电场70m各月各风向风能百分比（单位：%）2.4.7风切变指数风速随高度的变化规律将直接影响风力发电机组轮毂高度的选取，同时，间接影响风电场建设成本。近地层风的垂直分布主要取决于地表粗糙度和低层大气的层结状态。在中性大气层结下，对数和幂指数方程都可以较好地描述风速的垂直廓线，垂直风廓线幂指数公式的表达式为：－158－ (2-5)公式2-5中为高度处的风速（m/s）；为高度处的风速（m/s），一般取10m高度；α为风切变指数，各高度风切变指数见表2-14。表2-1470m测风塔各高度风切变指数测风塔高度比10m～40m10m～70m40m～70m风切变指数0.1220.1440.198图2-24风切变指数图由图2-24可知本风电场综合风切变指数为0.1183。2.4.8湍流强度大气湍流强度表示瞬时风速偏离均值的程度，是评价气流稳定程度的指标，其大小关系到风电场资源质量的优劣。大气湍流度与地理位置、地形、地表粗糙度和影响天气系统的类型等因素有关。风能资源评估中湍流指标采用相同时段的平均风速和标准偏差计算湍流强度。本次数据记录时段采用10分钟平均值(15m/s)进行湍流强度的计算，公式为：（2-6）经公式2-6计算各层湍流强度见表2-15。－158－ 表2-1570m测风塔高度湍流强度测风高度（m）10m40m70m湍流强度（IT）0.1290.1010.0842.4.950年一遇最大风速根据全国风能资源评价技术规定，测站50年一遇极端风速值x采用极值型的概率分布，其分布函数为：（2-7）公式中：-分布的位置参数，即分布的众值；-分布的尺度参数。（2-8）(2-9)根据公式2-8和公式2-9得出的均值和标准差来确定和，即（c1，c2为系数，可根据n个年极大风速查找相应数值。）（2-10）根据该地区的相关历史气象资料进行具体分析，按公式2-10计算得出*市气象站50年一遇最大风速为17.6m/s，利用气象站的大风系列与轮毂高度80m处的大风系列相关关系（见图2-25），推至现场轮毂高度80m处50年一遇最大风速为40.4m/s。表2-16*市气象站90年代以来最大风速表－158－ 年份年最大风速(m/s)年份年最大风速(m/s)199116.320009.3199213.720018.7199315.720028.919941320038.8199512.720049.319961220059.919971120068.8199810.720079.519991120088.5R2=0.5668y=2.1912x+1.8181气象站日最大风速（m/s）测风塔80m高度日最大风速（m/s）10155图2-25测风塔10m高度处大风系列与80m高度处大风系列相关因IEC的指标是在标准大气状况下，即空气密度为1.225kg/m3下推荐宜选机型，而风电场现场空气密度为1.226kg/m3，与标准空气密度十分接近，故本项目推至标准空气密度下轮毂高度80m处50年一遇最大风速为40.4m/s。机型选择不但要结合湍流强度和50年一遇最大风速值，还要结合平均风速与50年一遇最大风速的关系综合判断。测风塔70m高度在2008年12月21日12：00和2009年4月15日6：00～8：00实测到风速分别为21.1m/s、22.9m/s、25.4m/s、24.4m/s，对应的气象站风速分别为5.1m/s、5.3m/s、6.7m/s、5.8m/s。既能抗50－158－ 年一遇最大风速，又能保证较高的发电量的风力发电机组是最优选择。根据IEC61400-1标准，本项目风电场宜选机型为IIC类。2.5代表年风资源判定2.5.1平均风速及平均风功率密度经过对*一期风电场现场70m测风塔各层高度的数据检验、插补和分析计算得到测风塔完整一年的测风数据，测风塔各层年平均风速和风功率密度见表2-14，即10m高度处的年平均风速为4.81m/s，年平均风功率密度为165.4W/m2；40m高度处的年平均风速为5.70m/s，年平均风功率密度为227.8W/m2；70m高度处的年平均风速为6.36m/s，年平均风功率密度为301.1W/m2，推算到80m高度处的年平均风速为6.47m/s，年平均风功率密度为315.7W/m2。*一期风电场代表年风资源状况如表2-16。表2-17*一期风电场代表年风资源状况表测风塔高10m40m70m80m（推算）风速(m/s)4.815.76.366.47风功率密度(W/m2)165.4227.8301.1315.7按照国家标准《风电场风能资源评估方法》(GB/T18710-2002)中推荐的参考值，结合当地的地形地貌和可布的风力发电机组海拔，初步判定*一期风电场风能资源等级为2级、接近3级，具有并网发电前景。2.5.2盛行风向及盛行风能方向表2-18*一期风电场盛行风向及风能方向状况表测风塔高10m40m70m盛行风向/次盛行风向S/SSESSE/SESSE/SE盛行风能方向/次盛行风能方向NE/NWNE/SSESSE/SE10m高度处盛行风向为S、次盛行风向为SSE；盛行风能方向为NE、次盛行风能方向为NW；40m高度处盛行风向为SSE、次盛行风向为SE；盛行风能方向为NE、次盛行风能方向为SSE。由于测风塔未在70m安装风向仪，该高度风能以40m高度风向进行分析，盛行风能方向为SSE、次盛行风能方向为SE。表2-19*一期风电场风频状况表扇区10m风向频率10m风能频率40m风向频率40m风能频率70m风能频率N2.52%2.89%2.50%1.84%1.53%NNE5.65%9.08%6.74%7.81%6.52%NE6.71%17.58%6.61%12.41%10.64%－158－ ENE5.26%11.03%4.68%4.49%4.16%E4.61%4.97%3.81%4.13%4.02%ESE4.00%2.77%5.21%6.85%7.08%SE6.93%2.30%12.39%9.56%11.91%SSE17.19%5.06%16.64%11.42%13.80%S18.16%7.18%11.31%6.83%8.43%SSW7.47%2.26%7.36%3.63%4.46%SW3.52%1.18%4.93%5.48%5.34%WSW2.04%0.84%5.22%10.52%9.35%W3.52%3.62%4.97%9.13%7.77%WNW4.75%8.27%3.86%3.44%2.91%NW4.74%12.40%2.15%1.50%1.28%NNW2.93%8.56%1.63%0.94%0.78%2.5.3可利用小时数*一期风电场可利用小时数如表2-19。表2-20可利用小时数表区间(m/s)3～203～223.5～223～253.5～254～2511～2211～2512～25可利用小时数742174226985742469876593730732492所占百分比84.70%84.70%79.70%84.70%79.80%75.30%8.30%8.40%5.60%由表2-19可知：该区域风速在3～20m/s、3～22、3～25m/s之间的可利用小时数占84.7%，这3个风速区间的比重较大；风速在11～22m/s、11～25m/s、12～25m/s这3个风速区间的可利用小时数分别占8.3%、8.4%、5.6%，机型选择时可参考以上数值。－158－ 第三章工程地质3.1区域地质及场址稳定性山东省以五莲-荣成韧性剪切带、昌邑-大店断裂为界分为华北板块、较大地块、及华南板块3个构造单元，相应分为华北地层和扬子地层区两个地层区，相应地分为四个分区：华北平原分区、鲁西分区、鲁东分区和鲁东南分区。本区在大地构造单元上隶属华北地台区之胶辽台隆的胶北断块隆起区。3.1.1区域地层本区地层属鲁东地层分区，区域地层发育不全，区内出露地层有太古界胶东群、元古界蓬莱群、中生界侏罗系、白垩系、新生界第三系和第四系。缺失中元古界、古生界地层。太古界胶东群遍及胶东半岛，广泛分布于北部沿海丘陵，为一套变质火山沉积岩、混合岩和混合花岗岩、变质熔岩及岩浆杂岩组成。本区胶东群地层主要出露蓬夼组、民山组地层，岩性为黑云片岩、黑云变粒岩、斜长角闪岩、大理岩、黑云斜长片麻岩等。该地层遭受了强烈的区域变质作用，混合岩化较强。下元古界粉子山群广泛分布于半岛丘陵区，为一套变质岩系，岩性主要为黑云斜长片麻岩、黑云变粒岩、斜长角闪岩、长石石英岩、浅粒岩、大理岩、含砾黑云片岩、片麻岩等；上元古界蓬莱群主要分布于蓬莱一带及北部沿海岛屿，其典型沉积建造包括：磨拉石陆屑建造、粘土—碳酸盐类复理石建造及碳酸盐建造。地层普遍遭受轻微区域变质作用，岩性主要为千枚岩、板岩、石英岩、大理岩及结晶灰岩。中生界地层出露侏罗系莱阳群、白垩系青山群和王氏群，缺失三叠系地层。－158－ 侏罗系莱阳群地层主要分布于胶莱坳陷内，岩性为砾岩、粗砂岩、细砂岩、粉砂岩、页岩。白垩系下统青山群地层主要分布于诸城、胶州、即墨、莱西、莱阳等地，岩性为安山岩、安山质集块岩、凝灰岩、流纹质砾岩、英安岩、玄武岩。白垩系上统王氏群为河流相、浅湖相和牛轭湖相沉积地层，大面积分布于诸城、胶州、即墨灵山、莱阳等地，岩性为粉砂岩、细砂岩、砾岩、泥岩。新生界出露第三系、第四系地层。下第三系黄县组地层主要出露于黄县一带，为一套含煤岩系，岩性为泥岩、泥灰岩、煤、油页岩、泥质灰岩、粘土岩、生物碎屑灰岩、白云岩、含油泥岩、砾岩等。上第三系地层在本区发育不好，仅零星分布于栖霞、蓬莱等地，岩性为伊丁石化橄榄玄武岩、熔渣状及气孔状玄武岩、中细粒砂岩、砾岩等。第四系地层分布于各大河流域、山前坡地及山间河、谷和盆地低洼处、滨海低地等处，据岩性、时代和成因类型，划分为旭口组、濰北组、寒亭组、临沂组、山前组、柳夼组6个组，岩性为粘性土、砂土、粉土等。3.1.2断裂构造区域地质构造较为复杂。新构造期以来，各构造单元经历了不同的构造演化，以走向NNE、NE、NW和近SN向及近EW向的多组断裂构成了区内的基本构造格架。区域内断裂构造主要包括：NNE向的北沟镇—玲珑断裂（黄山馆断裂）、招远—平度断裂、凤仪店断裂、林家庄断裂、二十里堡—紫现头断裂（栖霞断裂）、蛇窝泊断裂（刘家亭断裂）；NE向的桃村—东陡山断裂、郭城—观水断裂、王格庄—崖子断裂、海阳断裂；NW向的蓬莱—威海断裂；近SN向的乳山断裂和近EW向的黄县断裂等。3.1.3厂址稳定性评价－158－ 反映新构造运动的地壳升降、掀斜、地震及断层复活等现象在该区均有不同程度的表现，但以地壳升降最为明显，自新生代以来，该区以间歇性隆起上升为其主要特征。根据对该区新构造运动特点，断裂构造、历史地震、未来地震活动趋势、地震活动带、地震动参数等综合分析认为，厂址附近地质构造复杂，断裂构造发育，近场区范围内分布断裂除蓬莱—威海断裂属全新世（Q4）活动断裂外，其它断裂均属全新世不活动断裂。未来50年工程场地主要受郯庐地震带和南黄海地震带强震活动的影响，郯庐地震带仍有可能发生个别7.0级以上地震；南黄海地震带上可能发生5.5级以上地震，或个别7.0级地震；区域范围内可能发生7.0级地震。厂址及厂址区附近不存在诸如：泥石流、大面积地表塌陷等危及厂址安全的潜在地质灾害产生的条件。同时，工程建设也不会引起次生地质、地震灾害。综合分析认为，拟建厂址处于相对稳定区。3.2厂址区岩土工程条件3.2.1地形地貌拟建厂址地形基本平坦，海拔高程为3-9m之间，场区地貌类型单一，属滨海堆积平原。地形平坦，微向海域倾斜，并有海积砂坝微地貌景观，区内有养殖区及海岸防护林分布。3.2.2地层结构及地基土承载力特征值根据野外钻探资料，勘测揭露地层主要为第四系全新统海相沉积层，岩性为中细砂、粉土、淤泥，下伏燕山期侵入岩，岩性为花岗岩。根据野外钻探描述及工程地质调查的结果，将本次勘测所揭露的地层岩性主要特征自上而下描述如下：(1)第四系全新统地层①中细砂：黄褐色，松散～稍密，湿～饱和，层厚2.95m，层底埋深2.95m，相应层底高程1.15m。①-1杂填土(Q4s)：灰褐色，混少量砂和石块。本次勘测仅在1号钻孔中揭露该层，最大揭露厚度1.90m。－158－ ②粉土：灰褐色，混多量贝壳残片，稍密，很湿，层厚0.55m，层底埋深3.50m，相应层底高程-0.60m。③淤泥：灰黑色，软塑状态，混多量贝壳残片，有臭味，层厚6.60m，层底埋深10.10m，相应层底高程-6.60m。④粉土：灰褐色，稍密，很湿，层厚1.60m，层底埋深11.70m，相应层底高程-7.60m。(2)燕山期侵入岩花岗岩，灰黄、肉红等色，主要矿物成分为长石、石英、云母，中粗粒结构，块状构造。全风化岩芯呈砂土状，层厚2.90～4.10m，层底埋深6.00～14.60m，相应层底高程-10.50～1.00m；强风化岩芯多呈碎块状，锤可击碎，本次勘测未穿透该层，最大揭露厚度5.60m。结合野外钻探结果和当地建筑经验，综合确定各层地基土的承载力特征值fak，结果列于表3-1。表3-1综合确定各层地基土承载力特征值一览表层号地层名称根据标准贯入试验确定fak(kPa)按岩石风化程度确定推荐值fak(kPa)①中细砂151100～120②粉土11780～100③淤泥60～70④粉土153100～120全风化花岗岩257230～250强风化花岗岩500～800500～8003.2.3断裂构造石虎嘴－西由断裂：位于三山岛－仓上断裂以东，与其大致平行。该断裂北起石虎嘴，南至西由，长度大于15km，走向NE40°，倾向NW，倾角40°。该断裂均在全新世以来没有发生活动，场区构造基本稳定。－158－ 3.2.4地下水条件在本次勘察深度范围内，场区地下水类型主要为第四系孔隙潜水及基岩裂隙水，主要赋存于第四系粉土层及强风化、中等风化基岩裂隙中，大气降水及海水入渗为其主要补给来源,地面蒸发及地下径流为其主要排泄方式。勘测期间地下水稳定水位埋深1.20～1.80m，据调查，站址区常年最高地下水位埋深接近地表。按《岩土工程勘察规范（2009版）》（GB50021-2001）中对场区地下水的腐蚀性评价标准判定如下：本场地所属环境类别为Ⅱ类，依据本场地下水水质分析报告表判定，场地地下水对钢筋混凝土结构具弱腐蚀性，对钢筋混凝土结构中的钢筋具中等腐蚀性，对钢结构具中等腐蚀性。设计和施工时应考虑地下水的影响。3.2.5场区的不良地质作用及冻土分布情况根据勘察结果和区域地质资料表明，场地内无古断裂和现代活动断裂存在，不良地质作用不发育。全新统以来未发生大的地质构造运动。根据岩土层的分布与性质分析，本场地地层层序稳定，地基土均匀性较好，持力层厚度均匀且稳定。总体评价场地稳定性和均匀性较好。根据中国季节性冻土标准冻深线图，场地土的标准冻结深度为0.49m，属季节性冻土。3.3地震效应3.3.1场地土类型与建筑场地类别3.3.1.1场地土类型根据现场踏勘结果、对拟建厂址范围内地基土的工程性质分析，按《建筑抗震设计规范》（GB50011-2001）表4.1.3确定：拟建厂址的场地土类型均为中软土～岩石。－158－ 3.3.1.2建筑场地类别根据拟建方案厂址的地层结构及其工程性质分析，按《建筑抗震设计规范》（GB50011-2001）表4.1.6确定：厂址建筑场地类别为Ⅰ类。3.3.2地震液化拟建厂址区内无饱和粉土、砂土地层分布，不必考虑地震液化对拟建建（构）筑物的影响。3.3.3建筑抗震地段划分拟建场地土类型为中软土和岩石，根据《建筑抗震设计规范》（GB50011-2001）表4.1.1确定，拟建工程场地属对建筑抗震有利地段。3.4地基评价3.4.1天然地基①-1层杂填土不具工程意义，①层中细砂（fak=100～120kPa）、②层粉土（fak=80～100kPa）、③层淤泥（fak=60～70kPa）、④层粉土（fak=100～120kPa）强度低，未经处理不宜作为风机基础的天然地基持力层；下伏花岗岩强度高，是拟建风机基础良好的天然地基持力层；在第四系地层厚度较大的地段需采用人工地基。3.4.2人工地基在基岩埋深较浅地段可采用毛石混凝土换填的方法进行地基处理；在基岩埋深较深地段可采用钻孔灌注桩。3.4.3桩端持力层的选择根据场地的地层分布、地层岩性、埋深，建议采用强风化或者中等风化基岩作为桩端持力层。3.5结论与建议－158－ 3.5.1本区在大地构造单元上隶属华北地台区之胶辽台隆的胶北断块隆起区，地层属鲁东地层分区。综合分析拟建厂址所在区域的地质、地震条件认为厂址处于相对稳定区，适宜建厂。3.5.2拟建厂址地形起伏较小，地貌成因类型为滨海堆积平原，地貌类型为平原。3.5.3拟建场地揭露地层主要为第四系全新统海相沉积层，岩性为中细砂、粉土、淤泥，局部地段分布有人工填土，下伏燕山期侵入岩，岩性为花岗岩。①中细砂：fak＝100～120kPa；②粉土：fak＝80～100kPa；③淤泥：fak＝60～70kPa；④粉土：fak＝100～120kPa；花岗岩（全风化）：fak＝230～250kPa；花岗岩（强风化）：fak＝500～800kPa。3.5.4厂址区域断裂属不活动断裂，对工程厂址的稳定性不构成影响。3.5.5拟建场地地下水类型主要为基岩裂隙水。以大气降水为其主要补给来源，以人工开采及地下径流为主要排泄方式。施工时应考虑地下水的影响。3.5.6①-1层杂填土不具工程意义，①层中细砂（fak=100～120kPa）、②层粉土（fak=80～100kPa）、③层淤泥（fak=60～70kPa）、④层粉土（fak=100～120kPa）强度低，未经处理不宜作为风机基础的天然地基持力层；在基岩埋深较浅地段可以花岗岩作为风机基础的天然地基持力层或采用毛石混凝土换填的方法进行地基处理；在基岩埋深较深地段可采用钻孔灌注桩，建议采用强风化或者中等风化基岩作为桩端持力层。3.5.7根据《中国地震动参数区划图》（GB18306-2001），该区地震动峰值加速度为0.15g－158－ （相对应的地震基本烈度为7度）；地震动反应谱特征周期为0.40s（对应于中硬场地土）。3.5.8拟建厂址的场地土类型为中软土～岩石；建筑场地类别为Ⅰ类；拟建工程场地属对建筑抗震有利地段。3.5.9拟建厂址区内无可液化地层分布，不必考虑地震液化对拟建建（构）筑物的影响。3.5.10该区最大冻土深度大于49cm。－158－ 第四章项目任务和规模4.1社会、经济情况概述烟台市位于山东半岛东部，是中国沿海开放城市之一，2009年末全市户籍户数为231.63万户,人口为652万人,人口增加3162人,增长0.05%，其中市区人口179.24万人。初步核算,全年实现地区生产总值3728.68亿元，按可比价格计算，比上年增长13.5%。全年全部工业增加值2045.5亿元,比上年增长12.6%；全年完成固定资产投资2222.17亿元,增长25.1%；全年实现社会消费品零售额1219.96亿元,增长19.2%；全年完成地方一般预算收入189.12亿元，增长13.8%；全年财政支出248.03亿元，增长18.5%；全年城市居民人均可支配收入21125元，增长9.2%；全年农民人均纯收入达8642元，增长8.9%。*市市是山东省县级市，省直辖行政单位，*市市处于中国经济强劲增长的环渤海湾经济圈。2009年，初步核算实现生产总值（GDP）128.6亿元，按可比价格计算，增长14.5%；人均GDP达到65300元，增长22.9%；农业总产值4.05亿元，按可比价格计算下降10.9%；实现工业增加值55.7亿元，同比增长13.5%；规模以上工业企业达到245家，从业人员3.2万人，完成增加值54.5亿元，增长17.3%；全社会完成固定资产投资156.3亿元，增长28.3%；实现社会消费品零售额9亿元，增长20.2%；全区财政支出9.6亿元，增长17%；城市居民人均可支配收入22497元，增长11.8%；农民人均纯收入9797元，增长9.9%；年末公安部门登记户籍65997户，人口19.6万人，减少2358人，下降1.2%。4.2电力系统现状及发展规划烟台电网位于山东电网的东部，供电范围为五区七市一县，总供电面积13745km2。烟台电网最高电压等级为交流500kV，现已形成以220kV为主干的供电网络，通过500kV寿光～光州双回、潍坊～莱阳、崂山～莱阳、220kV大兴～掖县、古柳～莱西、莱阳～莱西、莱阳～双桥共八回线路与省网相联，通过500kV栖霞～昆嵛双回、220kV桃村～车道双回、宁海～戚家共五－158－ 回线路与威海电网联接。截至2009年底，烟台电网总装机容量4175.9MW，其中统调公用电厂3座：百年电力990MW、烟台电厂700MW、蓬莱国电660MW；地方公用火电厂17座，总装机容量392MW；企业及乡村自备电厂12座，总装机容量1001.1MW；风电场12座，装机容量432.75MW。截至2009年底，烟台电网有500kV变电站3座，即莱阳站、栖霞站、光州站，变电容量3000MVA，220kV公用变电站18座37台变压器，变电容量5610MVA，220kV企业自备变电站2座，变电容量1244MVA。110kV公用变电站89座，变电总容量6855MVA，其中直供区27座，变电总容量2392MVA；企业自备110kV变电站16座，变电容量812.35MVA。35kV公用变电站123座，变电总容量1884.85MVA；企业自备35kV变电站145座，变电总容量1304.14MVA。截至2009年底，烟台电网有220kV公用线路52条1675.76km，用户线路5条40.6km；110kV公用线路145条1819.5km，用户线路22条170.1km。35kV公用线路284条2244.8km，用户线路102条439km。2010～2011年为满足烟台负荷发展的需要、提高电网供电可靠性，烟台电网将完成500kV牟平输变电工程，建成投运220kV沐山、北马、金都、黄务、百电站，扩建220kV岗嵛站，完成招远、芝罘、掖县站改造。4.3*风电场某风电场工程工程建设的必要性²符合我国能源发展战略当前，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，使得能源的供需矛盾日益突出。作为可再生能源的风能，“取之不尽、用之不竭”。发展风力发电，改善传统的能源结构，实现能源多元化，缓解对有限矿物能源的依赖与约束，是我国能源发展战略和调整电力结构的重要措施之一。²优化山东省能源结构－158－ 随着经济的持续高速发展和人们社会生活水平的不断提高，山东省能源对外依存度不断增加。目前山东省99%以上的发电量均来自燃煤电站，50%左右的电煤供应依靠其他省份。风力发电，为绿色能源。积极开发利用山东的风力资源，大力发展风力发电，可替代一部分矿物能源，能降低山东省的煤炭消耗、缓解环境污染和交通运输压力、改善电源结构等具有非常积极的意义。随着风力资源的大力开发和利用，风电将成为山东电网的必要补充。4.4*风电场某风电场工程建设规划某风电场工程工程总体规划开发规模约为100MW，场区紧邻招远界，地形平坦，微向海域倾斜，并有海积砂坝微地貌景观，区内有养殖场及海岸防护林分布，风能资源较好。经计算比较，*一期风电场共布置24台单机容量2.0MW的风电机组，总装机规模48.0MW，年上网发电量为91.02GW.h，年单机等效满负荷运行小时数为1896小时，平均容量系数为0.2165。本风电场以3回35kV架空集电线路接入场内220kV升压变电站，以一回220kV架空输电线路接入系统。最终接入系统方案，应以本工程的“接入电力系统设计”并经过有关部门的批复为准。第五章电气5.1电气一次5.1.1风电场电气主接线（1）风力发电机组与箱式变电站的组合方式本工程风力发电机组拟采用一机一变单元接线方式，出口电压为0.69kV。据初步测算，风力发电机最大工作电流为1673A，考虑温度、敷设效应等系数，拟每相采用5根VV-1×240mm21kV低压电力电缆接至箱式变电站低压侧，中性线采用1根VV22-1×240mm21kV的电力电缆，电缆共16根，可满足要求。－158－ 根据《风力发电场设计技术规范》，箱变距离风力发电机组不应小于10米的要求，并考虑2MW的风机基础直径约为18米，本次每台箱式变电站均布置在距离风力发电机组约16m的地方。比可研设计的20m有所优化，可节约风机低压一次电缆和二次电缆，减少征地面积。（2）场内集电线路电压等级选择箱式变电站高压侧电压等级初步考虑选择35kV或者10kV，针对两种电压等级进行比较，确定合适的集电线路电压等级。按风电场运营20年考虑，35kV架空线路方案运行费用远低于10kV架空线路方案。综合比较，35kV架空线路方案，设备投资较10kV线路方案少，20年运行费用降低较10kV线路方案小，且风电场内架空线路较少，比较美观和简单，二次设备配置相应也比较简单。因此，推荐箱式变电站高压侧电压选用35kV方案。表5-1：集电线路电压等级技术比较表（3）箱式变电站高压侧接线方式本工程共需安装24台箱式变电站，其高压侧均采用并联接线方式。根据风力发电机组和箱式变电站布置图、拟将风力发电机组-箱式变电站分为3组，采用35kV架空线为主与电力电缆直埋敷设相结合的布置方案接至场内升压变电站35kV母线侧。详见风电场电气接线图37-NA11681C-D02。5.1.2风电场的总体规划方案*一期风电场紧邻*市湾，风电场内有养殖区及防风林，根据IEC61400-1标准，本项目风电场宜选机型为ⅡC类。－158－ *一期风电场总体规划装机100MW。本期装机容量为48MW，拟安装24台单机容量为2000kW的风力发电机组。根据《*风电场*市风电有限公司金城风电场一期（48MW）工程接入系统设计》，*一期风电场接入系统方案为：在*一期风电场内新建一座220kV升压站变电站，经过一回220kV线路接入蚕庄地区风电公共升压站220kV变电站，线路长度约18km，采用LGJ-400导线。最终接入系统方式以审查通过的本工程接入系统审查意见为准。本工程风力发电机组拟采用一机一变单元接线方式，本工程共需安装24台箱式变电站，其高压侧均采用电缆并联T接至架空线方式。风电场内风力发电机组-箱式变电站共分为3组，分别连接7台、8台和9台风机，最终接入风电场场内220kV升压变电站35kV母线侧。*一期风电场配套建设一座220kV场内升压变电站，规划安装一台100000kVA的有载调压变压器，变压器型号为SZ10-100000/220，本期建设一台主变。220kV侧主接线采用线路变压器组接线方案，由一回220kV线路送出。35kV侧主接线采用单母线接线方式。风电场采用计算机监控，风力发电机组计算机监控系统由风力发电机组厂家配套提供，专供风力发电机组的自动监视和控制。220kV线路、主变压器、35kV线路的集中监控和调度部门远方监控“五遥”功能由升压站综合自动化系统完成。5.1.3风力发电机组选型及微观选址方案论证5.1.3.1风力发电机组选型方案根据2009年中国风电新增装机前10制造企业市场份额统计及2009年中国风电累计装机前10位制造企业市场份额统计结果，结合目前市场上的各大风力发电机组生产厂商对各风力发电机组生产厂商所生产的几十种不同机型进行了全面整理分析，从机型的技术成熟度、批量生产能力以及市场占有率等因素，进行比选。根据对*一期风电场风能资源的特点、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，并结合目前国际上成熟的商品化风力发电机组技术规格以及以往工程项目的分析结果，初步选择单机容量为1500kW及以上的风力发电机组。－158－ *一期风电场紧邻*市湾，风电场内有养殖区及防风林，根据IEC61400-1标准，本项目风电场宜选机型为ⅡC类。可研报告根据目前国内外风力发电机组的发展趋势及当前国内装机的类型，结合场区的地形地貌、安装条件，初步选择两种不同功率等级的六种风力发电机组进行比较。等级一：单机容量为1500kW，共布置33台风力发电机组，总装机容量为49.5MW。等级二：单机容量为2000kW，共布置24台风力发电机组，总装机容量为48MW。轮毂高度采用70m和80m。本次初设以可研报告中的选型方案为依据，进一步对风机选型进行论证，最终亦推荐经济效益最好、轮毂高度为80m，单机容量为2000kW的WTG6风力发电机组，并以此风力发电机组作为本次初步设计方案的计算依据，并在项目实施过程中通过招标确定。5.1.3.2不同机型的布置方案*一期风电场紧邻*市湾，风电场内有养殖区及防风林。规划区域风功率密度分布图见下图。*一期风电场风力发电机组布置原则描述如下：－158－ （1）充分考虑利用风电场的地形条件，恰当选择机组之间的距离，初布风力发电机组时，在盛行风能方向上机组间距大于6倍的风轮直径，垂直于盛行风能方向上机组间距大于4倍的风轮直径，然后进行优化，尽量减少风力发电机组之间尾流影响。(2）避开输电线路。(3)考虑场内送变电方案的最佳配置、运输条件及安装条件的许可。(4)考虑风电场未来的运行、管理和维修的方便。根据风力发电机组布置原则，结合风电场现场的盛行风能方向并结合场区的地形情况，综合考虑各影响因素，进行风电场风力发电机组排布。本风电场多防风林、村庄、基本农田及养殖区，部分地区有炸药库，地形十分复杂。本次初步设计方案在满足以上布置原则的基础上，从电气、土建、结构、线路、等多个专业角度出发，通过与当地国土等部门同志现场踏勘，考虑线路路径的最优、道路路径最短、箱变位置最便利，风机基础工程量最小、在不影响发电量的前提下，进一步优化选出符合国家土地和环保等相关政策和规划的24台风机点位，详见风电场总平面布置图37-NA11681C-D01。5.1.4220kV场内升压站电气主接线根据《*风电场*市风电有限公司金城风电场一期（48MW）工程接入系统设计》，本工程配套建设一座220kV场内升压变电站，规划安装一台100000kVA的有载调压变压器，变压器型号本次初设优化为SZ10-100000/220。220kV侧主接线优化为线路变压器组接线方案，由一回220kV线路送出，35kV侧主接线采用单母线接线方式。220kV为直接接地系统，主变压器220kV中性点具备直接接地的条件；35kV侧为小电流接地系统，主变压器35kV侧采用不接地方式，站内本期安装一组消弧消谐柜。当主变压器220kV中性点采用不接地方式运行时，采用放电间隙及氧化锌避雷器对主变压器中性点绝缘进行保护。详见升压站电气主接线图37-NA11681C-D03.5.1.5主要电气设备选择本阶段暂按220kV电气设备短路电流为40kA、35kV短路电流为31.5kA来选型。由于本工程所处海拔高度小于1000m，所以在选择主要电气设备时无需考虑海拔对电气设备性能的影响。－158－ （1）风力发电机组类型直驱型额定功率2000kW额定电压0.69kV频率50Hz功率因数1绝缘F级采用直接驱动、永磁同步发电机并网的设计方案，其优点如下：1)由于传动系统部件的减少，提高了风力发电机组的可靠性和可利用率。2)永磁发电技术及变速恒频技术的采用提高了风力发电机组的效率。3)风力发电机组可靠性的提高降低了风力发电机组的运行维护成本。（2）箱式变电站为了使户外变压器安全可靠地运行并且安装施工的简便，本风电场选用具有运行灵活、操作方便、免维修、价格性能比优越的美式箱式变电站。变压器选用型号S11-2150/35额定电压高压侧35kV低压侧0.69kV短路阻抗6.5%连接组标号D/Yn11由于风机轮毂高度较高，容易收到雷击，本次箱变高压侧优化采用过电压保护器代替传统的避雷器。（3）主变压器风力发电机组发电时，潮流是从风电场到电网；风力发电机组不发电时，潮流是从系统倒送站内，电压波动较大。另外，为了检修和运行方便，选用一台油浸三相双绕组有载调压变压器。型号SZ10-100000/220额定容量：100MVA额定电压分接范围：230±8×1.25%/35kV，联结组标号：Ynd11－158－ 阻抗电压：14%变压器中性点经保护间隙接地。在主变的高、低压侧和中性点套管升高座内均配置套管型电流互感器。本次初设将变压器优化为自冷型，可节省厂用电消耗，提高发电效率。（4）220kV配电装置本工程220kV升压变电站位于海边，处于环境潮湿、重盐雾地区，同时土壤含盐量较高，污秽等级达IV级。根据供电部门长期运行经验，升压变电站所在地区环境潮湿，盐雾较为严重，对户外设备和导线腐蚀较强；根据污秽等级要求，本风电场220kV配电装置拟采用SF6气体绝缘全封闭组合电器（GIS）。220kV主接线优化采用线路变压器组接线，GIS设备主要包括断路器、隔离开关、电流互感器、电压互感器、避雷器等元件，GIS设备采用户内布置方式。（5）35kV配电装置35kV配电装置选用三相交流50Hz的户内成套装置铠装移开式设备，一次元件主要包括断路器、操动机构、电流互感器、避雷器等，运行灵活、供电可靠。（6）无功补偿风电机组出力需经风电场升压主变送入220kV电网，为了补偿箱变和主变压器的无功损耗，减少线路的功率损耗，降低线路的电压损失，应遵循无功就地补偿的原则进行无功补偿。根据《国家电网公司风电场接入电网技术规定（修改版）》的要求，并且风电场配备的无功补偿装置能够实现连续调节以控制并网点电压，其调节速度应满足电网电压调节的要求。*一期风电场经初步测算无功补偿容量Q，初步考虑按照本期10000kVar设计，考虑到选型及建设安装方便，占地小及保持单元接线的完整性，本次初设优化采用选用一套容量为10000kVar的动态无功补偿装置（SVG），接至35kV母线上可满足风电场无功补偿要求，并具备不停电扩容的条件。最终无功补偿容量以审查通过的接入系统设计和接入系统专题报告确定。（7）消弧消谐设备－158－ 由于场内地形较复杂，多防风林，风机间连接电缆有可能超出估计范围，本期电容电流大有可能有超过10A，并且考虑远景电缆长度，若选用消弧线圈装置有可能导致接地变容量过大，不利于运行和节能，因此，本此优化采用一套消弧消谐设备，代替消弧线圈。5.1.6升压站绝缘配合及过电压保护5.1.6.1风电场绝缘配合及过电压保护风电场应加强防雷保护，除风力发电机组本身的防雷装置外，还要采取相关的措施。风力发电机组机舱、塔架应与接地网可靠相连，风力发电机组防雷引线与接地网相连处应敷设冲击电阻接地网。风电场的箱式变电站虽然布置在户外，但其高度较低，且在风力发电机组塔架的保护范围之内，故不用另装设直击雷保护装置。为防止35kV线路上直击和绕击所造成的雷电侵入波侵害，在箱变高压侧安装过电压保护器。，5.1.6.2升压站绝缘配合及过电压保护(一)220kV电气设备的绝缘配合（1）避雷器选择。220kV氧化锌避雷器按国标GB11032-2000《交流无间隙金属氧化物避雷器》及DL/T804-2002《交流电力系统金属氧化物避雷器使用导则》选型，其主要参数见下表。220kV氧化锌避雷器选择表额定电压（kV，有效值）204最大持续运行电压（kV，有效值）159操作冲击残压（kV，峰值）4528/20μs雷电冲击，10kA残压（kV，峰值）5321μs陡波冲击，10kA残压（kV，峰值）594（2）220kV电气设备的绝缘水平。220kV电气设备的绝缘水平，以避雷器雷电冲击10kA残压为基准，配合系数不小于1.4。220kV电气设备绝缘水平设备名称设备耐受电压值保护水平雷电冲击电压（kV，峰值）1min工频耐压（kV，有效值）雷电冲击水平（kV，峰值）－158－ 全波截波内绝缘外绝缘内绝缘外绝缘主变压器95095010503953951.4×532=745实际配合系数950/532=1.79截波配合系数1050/582=1.80其他设备9509501050395395断路器断口950395隔离开关断口1050460*仅电流互感器承受截波耐压试验。(二)35kV电气设备及主变压器中性点的绝缘配合（1）避雷器选择。目前国内厂家生产的氧化锌避雷器，其保护性能和工作特性优良。为此35kV侧配置氧化锌避雷器，其主要技术参数见下表。35kV氧化锌避雷器选择表额定电压（kV，有效值）51最大持续运行电压（kV，有效值）40.8操作冲击残压（kV，峰值）1148/20μs雷电冲击，5kA残压（kV，峰值）1341/5μs陡波冲击，5kA残压（kV，峰值）154（2）35kV电气设备及主变压器中性点的绝缘水平。35kV电气设备及主变压器中性点的绝缘水平按国家标准选取。有关取值见下表。35kV电气设备及主变压器中性点绝缘水平设备名称设备耐受电压值雷电冲击电压（kV，峰值）1min工频耐压（kV，有效值）全波截波内绝缘外绝缘内绝缘外绝缘主变压器中性点（220kV侧）400400400200200－158－ 主变压器35kV侧2002002208585隔离开关断口215118其他设备1851859595(三)雷电侵入波过电压保护（1）220部分避雷器配置如下：1）220出线配置1组氧化锌避雷器；2）220kV主变进线内侧配置1组氧化锌避雷器；3）220避雷器与主变压器的距离不超过130米。4）220kV母线不配置氧化锌避雷器。（2）35kV部分1）35kV主变压器进线开关柜内配置1组氧化锌避雷器，以防止低压绕组开路运行时来自高压绕组的雷电波的感应电压危及低压绕组绝缘；2）35kV开关柜每组母线配置1组氧化锌避雷器；3）每一并联SVC回路，在断路器的非电源侧配置避雷器。（3）主变压器部分1）在低压绕组的三相出线上安装避雷器，本工程避雷器安装在35kV主变压器进线开关柜内；2）主变压器220kV中性点有可能不接地运行时，应装设避雷器和/或保护间隙。本工程配置放电间隙及氧化锌避雷器。(四)电气设备外绝缘及绝缘子串泄漏距离的确定变电站环境考虑海拔1000m以下，国家电网统一企业标准（参照国家标准）e级污秽区，按国家标准GB/T16434-1996《高压架空线路和发电厂、变电所环境污秽分级及外绝缘选择标准》中规定，取中性点直接接地系统泄漏比距为31mm/kV（最高电压），中性点不接地系统泄漏比距为31mm/kV（最高电压）。户内电气设备取20mm/kV，爬电距离按最高电压值为基准。－158－ 按此要求选择设备，折算成外绝缘有效爬电距离：220kV设备不小于252×31mm=7812mm；110kV设备不小于126×25mm=3906mm；35kV设备不小于40.5×31mm≈1255.5mm；35kV户内设备不小于40.5×20mm=810mm。上述爬电距离尚应根据瓷件直径乘以爬距增大系数Kd,当瓷件直径在300~500mm时，Kd=1.1，当瓷件直径在大于500mm时，Kd=1.2。本工程选用合成绝缘子，其爬电距离符合上述要求。5.1.7防雷接地5.1.7.1防直击雷设备区采用2只30米高独立避雷针对带电设备进行保护，生产楼及车库等采用避雷带保护。5.1.7.2接地（1）变电站部分全站采用铜包覆钢接地网。对于铜包覆钢和镀锌扁钢两种接地材料的进行了技术经济比较，铜包覆钢是作为芯体的钢表面被铜包覆的接地材料，有铜包覆钢扁钢、棒材、绞线，生产工艺有冷拉、连铸及电镀。由于表面覆铜，与普通镀锌扁钢相比具有耐腐蚀、导电性能好、施工方便、使用寿命长的特点。采用铜包覆钢接地技术经济比较表如下所示：序号比较项目镀锌扁钢铜包覆钢1使用寿命约8年40年2导体截面水平地网-60x8接地支线-70x8水平地网185mm2绞线接地支线-60x63材料费用价差（铜包覆钢-镀锌扁钢）087万4放热熔焊费用015万5地网更换费用寿命周期内约4次，每次材料、施工费用约20万无需更换6全寿命周期成本022万从上表可见铜包覆钢地网优点是使用寿命周期长，后期维护费用较少，缺点是前期材料费用较高，综合变电站30－158－ 年寿命周期考虑，铜包覆钢地网较扁钢地网成本高25万元。铜包覆钢地网导电性能好、电位分布更为均匀且使用寿命周期内减少了扁钢地网维修、更换可能会带来的停电事故，更有利于变电站运行人员、设备的安全，更有利于变电站的安全稳定运行。综合比较，本工程推荐采用铜包覆钢地网。且升压站接近海边，盐度腐蚀性较大，采用铜包覆钢地网可大大延长接地网的使用寿命。全站主接地网采用网格型布置方式，为降低主接地网的接地电阻值，主接地网采用以水平接地体为主，垂直接地体为辅的布置形式。垂直接地体采用φ17.2镀铜钢棒。避雷器及主变压器中性点等处设置集中接地装置。屋外主要电气设备和构架的接地，均采用两根接地扁铜与主接地网相连接。屋内GIS设备接地根据厂家要求而定。主接地网的接地电阻值初拟小于0.5欧姆设计，下阶段按入地电流值，根据规范流经接地装置的入地短路电流值，测算接地电阻值R≦2000/I。（2）风电场部分风力发电机组的接地应充分利用其基础内的钢筋作为自然接地体，再敷设必要的人工接地网，以满足接地电阻及均压的要求。风机、箱式变接地采用一个接地网，风电场风力发电机组的接地电阻值要求小于4欧姆。5.1.8照明变电站内设置正常工作照明和应急照明。正常工作照明采用380/220V三相四线制；应急照明采用交流220V，除满足应急时照明需要外，平时可兼做正常照明。设置照明切换屏一面，安装于继电器室，共输入2路交流电和1路直流应急电源，正常情况下工作照明和应急照明均由2路交流电经互投装置供电，当交流电断电后，仅应急照明经互投装置自动切换至由直流经逆变器供电，保证应急照明不间断供电。当交流电电压恢复时，工作照明和应急照明自动恢复至交流电供电。工作场所的照明灯具，采用嵌入式铝合金栅格荧光灯，灯具的配置和安装数量尽量与建筑装饰相匹配，并避免眩光。继电器室、站用电柜室、蓄电池室及35kV配电装置室内设有应急照明灯。35kV屋内配电装置的照明采用节能泛光灯。屋外配电装置的照明采用节能型泛光灯，采用低式安装，分散布置，必要时加设集中照明，在站前区及站内主要道路设置节能泛光灯。－158－ 5.1.9安全监视系统变电站内集中配置一套图像监视安全监视系统，主要以实现全站安全、防火、防盗功能配置，监视变电站内现场设备的运行状况。监视服务器按全站最终规模配置，就地摄像头按本期规模配置，视频、报警信号远传至调度中心。摄像设备应按变电站建设周期随工程同期装设，并根据电气设备布置地点及运行需要，配置不同数量和类型的摄像设备。沿变电站围墙四周设置远红外线探测器或电子栅栏。该系统含烟温报警子系统，所有房间均按要求设置感烟、感温探头，报警信号发至计算机监控系统。5.1.10电缆防火为了防止电缆着火和火灾蔓延，本工程将采取新型防火材料新型防火封堵材料与一般防火封堵材料的综合性能对比表如下：性能指标新型防火封堵材料一般防火封堵材料1．单体性所有选用材料都是单体的无机堵料需要用水拌和，施工难度大。2．膨胀性所有选用材料都具有遇热膨胀性能，最高膨胀倍率超过15倍，完全满足防火封堵、密烟的要求。无机堵料不具有膨胀性能；有机堵料膨胀倍数仅为3倍甚至于不膨胀；防火包（枕）轻微膨胀，较难满足密烟甚至防火封堵的要求。3．平滑性施工完成后材料表面都是清洁而平滑的，不会产生积灰、腐蚀或生锈的现象，没有粉尘污染。符合安健环的标准。防火包在施工完成后呈凹凸不平的状态，造成严重积灰现象，造成污染。若要平滑需要用钢板罩在材料表面才能达到要求，施工复杂。4．可扩充性优良的可扩充性能，使得拆除的防火材料可以重复使用，因此无需再次采购，节约费用。可扩充性较差；有机堵料会硬化；无机堵料硬化后难于再次穿孔。拆除的防火材料不能重复使用，需要再次采购而增加费用。不利于变电站的日常检修和维护。－158－ 5．易操作性施工简单、快捷，保证工期。防火包和有机堵料施工时需要用钢丝网片做固定用，而无机堵料需要立模板进行施工，费工费时。6．适应性阻火带特别对光缆穿孔防火封堵具有很好的适应性国内没有相应的防火材料可以适应光缆穿孔的防火封堵要求5.1.11SF6气体泄漏报警仪的设置根据《电力安全工作规程》（变电站和发电厂电气部分）"在SF6配电装置室低位区应安装能报警的氧量仪或SF6气体泄漏报警仪，在工作人员入口处也要装设显示器。这些仪器应定期试验，保证完好。"本工程在220、35kV配电装置室装设SF6气体泄漏报警仪。SF6气体泄漏报警仪的报警节点输入至监控系统。5.1.12电气布置5.1.12.1风电场场区电气设备布置本工程风电场按一机一变配置，每台箱变布置于风机塔架20m以内的地方，风机塔筒方向背对主风向。风电场集电线路拟采用7、8、9台风机组成一个联合单元，采用3回架空线路方式送至升压站。详见风电场总平面布置图37-NA11681C-D01.5.1.12.2风电场升压站总平面布置根据变电站各级电压的进出线方向，自南向北依次为：绿化区、主变压器、生产综合楼、油品库及SVG设备等。220kV配电装置户内布置于生产综合楼二层。35kV配电装置布置于生产综合楼一层。35kV无功补偿采用SVG型，变压器和滤波电容器组等户外布置，布置于变电站东北侧。站内设有道路，便于设备运输、吊装、检修及运行巡视。大门向南。站区东西向总长94m，南北向总长70m。围墙内总占地面积0.658hm2(合9.87亩)。详见升压站总平面布置图37-NA11681C-D04。风电场升压站生产综合楼一层、二层平面布置详见37-NA11681C-D05、06。－158－ 5.2电气二次5.2.1风力发电机组控制、保护、测量和信号(1)风力发电机组和风机变的控制方式风力发电机组的控制器系统包括两部分：第一部分为计算机单元，主要功能是控制风力发电机组，第二部分为电源单元，主要功能是使同步风力发电机组并入电网。风电场中控室布置在220kV变电站内，与220kV变电站主控室在同一房间内。风力发电机组配备有各种检测装置和变送器，主控室的计算机监控系统能自动连续对各风力发电机组进行监视，并能在显示器上反映风力发电机实时状态，如：当前日期和时间、叶轮转速、发电机转速、风速、环境温度、风力发电机组温度、当前功率、当前偏航和发电量等。主控室内的值班人员或运行人员可通过计算机监控系统的人机对话界面完成监视和控制任务，即：对*一期风电场场区中的24台风力发电机组进行集中监控和管理。在风力发电机组的现场控制柜上运行人员可通过操作键盘对风力发电机进行就地监视和控制，如手动开/停机、马达起动、风力发电机组顺时钟方向旋转。风力发电机组在运行过程中，控制器能持续监视风力发电机组的转速，控制制动系统使风力发电机安全运行，还可微调功率因数。在风力发电机组塔架上部发电机机舱里有手动操作控制箱，在控制箱上配有开关和按钮，如：自动操作/锁定的切换开关、偏航切换开关、风速计投入/切除转换开关、起动按钮、马达起动按钮、制动器卡盘钮和复归按钮等。通过操作上述按钮、开关，可现场对风力发电机组进行控制。风机箱变中的变压器采用油浸式，配置高压熔断器保护、温度保护、避雷保护和负荷开关。当需检修变压器时，可手动打开变压器高压负荷开关。（2）风力发电机组保护、测量和信号－158－ 为保证电力系统正常运行和供电质量以及当电气设备发生故障时，能在最短的时间和在可能得最小区间内，自动把故障设备从电网中断开，以减轻故障设备的损坏程度和对邻近地区供电的影响，风力发电机组应配置以下保护和检测装置：温度保护、过负荷保护、过电压保护、低电压保护、电网故障保护、振动越限保护和传感器故障信号等。保护装置动作后，跳开发电机和电网连接的接触器，并发出保护装置动作信号。风电场监控系统采用总线型控制方式，通信光缆连接至主控室的监控系统。将每台风力发电机组的实时信息传送到主控室，并把运行人员的操作命令发送至各风力发电机组。保护装置内是否带有有功功率调节系统和风功率预测系统风机变检测信号可通过风力发电机组的通信光缆传送。要求风机变厂家预留出遥信、遥测的信号，采用与风机厂家通用通信协规，通过电缆传输至风力发电机组控制箱，与风机的各种状态信号一并传至主控室。5.2.2220kV变电站控制、保护、测量和信号5.2.2.1计算机监控系统1）风电机组监控系统通过现场通信网接入升压站计算机监控系统，将风电机组、箱变的各种运行状态信息及发电机保护动作信息等上传至上级调度，实现对风场设备的监测和管理。2）变电站不设独立远动装置，计算机监控系统包含远动功能。计算机监控系统采用开放式分层分布结构，由站控层、间隔层以及网络设备构成。站控层设备按变电站远景规模配置，间隔层设备按工程实际建设规模配置。监控主机兼操作员工作站供运行、调试、维护人员在变电站现场进行控制操作，并承担变电站的数据处理、历史数据记录和事件顺序记录等任务。本站监控主机按双机配置。通讯控制机收集全站测控单元、保护装置及智能设备的数据，经规约转换后向调度端传送，同时接收调度端的命令向升压站设备转发。为提高该部分的可靠性，通信控制机采用了双机配置。正常运行时一主一备。当主机出现故障时，热备用机立即自动升格为主机，通信通道无扰动切换至该机从而保证监控系统的可靠性。间隔层：该层采用单元式测控信号装置，负责配电装置每个间隔的各类数据、信号采集，并实时上传和执行控制命令。电气测量采用测控装置交流直接采样。－158－ 变电站站层设备间采用双以太网通讯，间隔层设备采用总线方式通信，并通过网关完成通信规约转换后与变电站设备通信。本站防误操作闭锁采用微机防误闭锁，纳入计算机监控系统。3）计算机监控系统的设计监控范围如下：220kV线路的三相电流、三相电压、有功功率、无功功率主变压器的三相油温、三相绕组温度主变压器高压侧的三相电流、三相电压、三相有功功率、三相无功功率主变压器低压侧的三相电流、三相电压、有功功率、无功功率站用变低压侧三相电流380V母线电压互感器线电压35kV系统母线电压和绝缘监察35kVSVG三相电流、无功功率直流系统的母线电压充电进线电流、电压、蓄电池进线电流和电压浮充电进线电流、电压直流绝缘监视：正对地电压、负对地电压UPS系统的输出电压、电流及频率(2)开关量变压器调压分接头位置信号220kV断路器、电动隔离开关和电动接地刀闸的位置信号35kV断路器、电动隔离开关和手动接地刀闸的位置信号站用变高压侧断路器状态信号站用变低压侧断路器状态信号380V母线分段断路器状态信号380V馈出回路状态信号主变压器保护动作及报警信号220kV线路保护动作及报警信号站用变压器保护动作及报警信号－158－ 35kVSVG保护动作及报警信号220V直流系统状态异常信号UPS系统状态异常信号就地/远方（含主控室和调度端）切换开关位置信号通信系统报警信号（包括载波机、光端机及PCM）其他信号(3)控制量主变中性点接地开关220kV断路器、电动隔离开关和电动接地刀闸(接地刀闸的遥控本期工程暂不应用，但要求计算机监控系统具备该功能)35kV断路器、电动隔离开关站用电系统断路器（包括#1站用变、#2站用变、及380V分段）保护定值的远方整定及其信号的远方复归，保护压板投退(要求计算机监控系统具备该功能，本期工程暂不应用)。5.2.2.2元件保护(1)主变压器保护主变压器保护为微机型保护，保护配置如下：纵联差动保护作为主变压器内部故障的主保护。220kV侧装设有复合电压闭锁的方向过流保护和复合电压闭锁的过电流保护，用于保护由于外部相间短路引起的变压器过流和作为变压器内部故障的后备。低压侧设有复合电压闭锁的速断、过流保护。为保护外部接地短路引起的变压器过流和作为变压器内部接地故障的后备，变压器设零序电流、电压保护。非电量保护主要有：本体的重瓦斯保护，和反应本体轻瓦斯、压力释放及温度过高的信号装置。(2)35kV线路保护35kV保护采用微机型保护、测控二合一装置，装于35kV开关柜内。线路保护配三段定时限过流保护、过负荷保护、三相一次重合闸。－158－ (3)站用变保护站用变压器保护配三段定时限过流保护、0.4kV侧零序定时限过流保护。(4)35kVSVG保护VG机组配备有各种检测装置和变送器，中配置为电流速断保护、过电流保护及过负荷保护。5.2.2.3计量在风电场220kV出线对侧相应线路设置计量关口点，按单表配置0.2S级多功能电能表，费用由对侧开列。在风电场220kV出线侧设置计量考核点，按单表配置0.2S级多功能电能表。在外引10kV站用变高压侧设置计量关口点，按单表配置0.2S级多功能电能表。在主变压器低压侧设置计量考核点，按单表配置0.5S级多功能电能表。计量设有专用CT线圈、PT线圈，CT精度为0.2S级，PT精度为0.2级。5.2.3直流系统直流系统电压采用110V，设置两组阀控式密封铅酸蓄电池，作为控制、保护、信号的操作电源和供事故照明、储能电机等用电。每组蓄电池容量皆按全部负荷放电2h进行计算，单组容量为200Ah，不设端电池，单组蓄电池为52只，组4面屏安装于蓄电池室。每组蓄电池采用一套高频开关充电装置(充电模块按n+1配置)进行充电、浮充电。直流母线采用两段单母线接线。直流屏上设有微机型绝缘监测装置，用来监测直流系统电压、绝缘和各分支路绝缘状况，该装置与监控装置接口后，远方可以监察直流系统接地状况。直流系统选用智能高频开关电源直流系统，由微机控制自动充放电，自动管理蓄电池。该装置不仅能与监控系统保持良好通信，同时由于其良好的性能，亦能延长蓄电池的使用寿命，直流系统不设自动调压装置。直流充电柜2面，直流馈线柜2面，布置在生产综合楼一层的继电器室。5.2.4站用电站用电系统共设置2台站用变压器，每台工作变压器按全站计算负荷选择。1台站用变压器经开关柜接入35kV母线，容量为315kVA－158－ ，另一台站用变压器由外引10kV配电网引接电源。站用电供电回路均由站用变压器低压侧提供。正常运行情况下站用电源取自35kV母线，事故和电站停运时取自站外10kV配电网。站用电为380/220V交流三相四线制中性点直接接地系统，采用单母线分段接线形式。站用负荷分布在I、II两段低压母线上，对于主变压器通风等重要负荷，考虑采用双回路供电。由4面GCS型交流低压配电柜组成，安装于站用电柜室内。在各级电压配电装置处设有检修电源箱，以供给检修电源。5.3系统继电保护5.3.1设计依据：GB14285-93《继电保护与安全自动装置技术规程》《*风电场风力发电工程接入系统设计》5.3.2系统继电保护及安全自动装置方案见《*风电场风力发电工程接入系统设计》。6.3.3相关专业的配合见《*风电场风力发电工程接入系统设计》。5.4调度自动化5.4.1调度关系见《*风电场风力发电工程接入系统设计》。5.4.2远动信息的传送方式和通道要求见《*风电场风力发电工程接入系统设计》。5.4.3远动信息内容风电场远动信息内容如下：遥测：风电场风机总有功功率、无功功率、电流、电压；升压变高压侧有功功率、无功功率、电流、电压；无功补偿装置的无功功率；220kV线路有功功率、无功功率、电流、电压；－158－ 风机侧有功功率、无功功率、电流、电压；220kV母线电压、频率；35kV母线电压。有载调压变压器抽头档位；遥信：所有断路器、隔离开关、接地刀闸位置信号；风机、升压变保护动作信号；220kV线路主保护动作信号；220kV母线差动保护动作信号；全场事故总信号。遥控和遥调信息：有载调压变压器抽头调节命令；5.4.4远动系统风电场不设独立远动装置，升压站计算机监控系统包含远动功能。对计算机监控系统远动设备的要求：²应具有多个常规通讯口（调制解调器）和多个网络口。²应设置双套远动通信设备，远动信息应直接来自间隔层采集的实时数据，做到“直采直送”。远动通信设备应满足DL5002、DL5003的要求，其容量及性能指标应能满足变电站远动功能及规约转换要求。²应设置同步对时设备，其同步脉冲输出接口及数字接口数量应满足系统配置要求，I/O单元的对时精度应满足事件顺序记录分辨率的要求。²远动通信设备应配置远传数据库和与各级调度端接口的通信规约。两套设备应能实现主通道故障时，备用通道自动切换。－158－ ²远动通信设备所配置的软件系统与站控层监控用的软件系统应相对独立，不受运行操作及其故障的影响。应能满足站控层、间隔层、调度端的不同状态和可能条件下的安全运行。5.4.5风电场远方电能量计量计费系统见《*风电场风力发电工程接入系统设计》。5.5通信部分5.5.1风电场场内通信5.5.1.1场内通信方式场内通信分为生产调度通信和行政管理通信。*风电场金城风电场的人员编制较少，在正常运行状况下，其设备控制操作将由调度端完成。根据风电场规模及其在系统中的地位，为适应系统调度管理水平，满足电力系统通信发展的要求，同时考虑到设备管理上的方便，在风电场内采用生产调度通信和行政管理通信共用一套交换设备的方式，设置1套48门数字式程控调度交换机，调度交换机应具有数字中继和各类模拟中继接口，与当地电信公网采用数字中继或模拟中继方式联接，同时通过2M数字中继方式接入烟台地区电力专网。调度交换机应配套提供数字录音系统、调度台及维护终端。调度台采用双手柄，要求具有组呼、统呼、调度会议电话和录音录时功能。录音系统同时向调度台或用户话机提供录音功能，并至少保证能够存储200小时的录音数据。调度交换机－158－ 主机及维护终端安置在综合控制楼通信机房内，调度台置于主控制室内，与调度主机通过模拟中继或数字中继连接。风电场对外联络永久通信可建立与电信公网的通信线路，设置2套公网电话。由于金城风电场占地面积不大，各风电机组距离升压站主控楼均不超过5km，因此各风力发电机组之间、各机组与控制室之间的语音通信考虑使用无线对讲机，用户容量为20个。5.5.1.2通信电源本工程通信设备均采用直流-48V电源供电，设置2套-48V/90A高频开关通信电源和2组-48V/200Ah免维蓄电池组，保证通信系统专用直流电源不停电供电。每套通信电源输入需两路三相四线制交流380V电源，应分别来自不同的厂用电母线段，每路容量约10kVA。5.5.1.3风电场通信设施布置本工程在风电场综合控制楼内设置通信机房一处，用于安装场内通信设备及系统通信设备。本期工程金城风电场主要安装的通信设备有：调度交换机、高频开关电源、蓄电池组、配线柜、系统通信设备等。通信电缆敷设利用电缆沟，电缆采用阻燃特性的屏蔽电缆，如没有电缆沟利用应在土建施工时预埋钢管。场内通信设施应设置工作接地和保护接地。5.5.2系统通信－158－ 系统通信为上级主管部门对风电场生产调度和现代化管理提供电话通道，并为继电保护、远动和计算机监控系统等提供信息传输通道。本工程系统通信方案如下。5.5.2.1通道要求*风电场金城风电场由山东省调和烟台地调双重调度，远动信息分别送往山东省调和烟台地调。本期工程需组织金城风电场至山东省调和烟台地调的调度通信和远动通道，以及新建220kV线路的保护通道。5.5.2.2通信方案及通道组织*风电场金城风电将以220kV电压等级接入系统。风电场本期新建一回220kV线路接入对侧蚕庄风电汇流站，线路长度约18km。本工程通信电路建设方案如下：山东电力通信网“十二五”规划中提出的“对发电厂系统通信的指导意见”中提出，220kV以上电压等级接入系统的发电厂必须满足“双通道、双设备”的安全配置要求，因此本工程随新建风电场～蚕庄汇流站220kV线路架设2条24芯OPGW光缆，新建光缆长2×20km。风电场新上烟台地区和省网622Mbit/s光传输设备各一套，对侧汇流站新增2个622M光接口，对风电场开通2路622M烟台地区光通信电路。风电场对烟台地调配置一对PCM接入设备，在风电场内设置光纤配线柜及综合配线柜，并配置相应的ODF、DDF以及MDF单元。－158－ 金城风电场经新建光缆通道接入烟台地区电力通信网中，至烟台地调的主用通道为：风电场～蚕庄汇流站～蚕庄站～北马站～东江站～沈余站～丰粟站～栖霞站～福山站～烟台地调；备用通道：风电场～蚕庄汇流站～蚕庄站～路宿站～掖县站～*市站～古柳站～莱阳站～桃村站～崇义站～芝罘站～烟台地调。至烟台地调的远动专线通道复接SDH设备的2M接口，调度行政电话及电量计费均复接PCM设备的FXS接口，调度数据网通道复接SDH设备的2×2M接口。至省调的远动数字专线通道复接省网SDH设备的2M接口。本工程新建的风电场～汇流站220kV线路保护通道一利用新建设的1条光缆，采用专用光纤芯方式，主用2芯，备用2芯；保护通道二利用新建设的另一条光缆，采用专用光纤芯方式，主用2芯，备用2芯。5.5.2.3系统调度程控交换机风电场系统调度通信和场内调度通信合用1台程控调度交换机。该交换机将以2M中继接口接入烟台电力专网。5.5.2.4通信电源系统通信设备与场内通信设备共用48V直流电源。5.5.2.5通信设备材料表－158－ 序号名称型号及规范数量单位备注风电场侧电网侧一场内通信1调度程控交换机48门1套含录音系统、调度台、电话单机及维护终端2高频开关电源48V/90A2套3通信蓄电池48V/200Ah2组4电力电缆300米5通信电缆HYA系列3km6镀锌钢管Φ40200米7场内配套设施1项包括总配线架、电话插座等8公网电话2部包括与电信公网之间的通信缆线9无线对讲机20部二系统通信接入系统通信部分共投资292万元，费用计列在接入系统工程中1622M光通信设备STM-42套含双光口及尾纤2622M光接口2套3PCM设备11套4ODF12芯84套5DDF16单元8套6MDF100回线11套7综合配线柜2套8导引光缆1000600米9PE套管1000600米10本地维护终端1套11OPGW光缆24芯40km－158－ 5.6集电线路本工程为*风电场*市风电有限公司金城风电场一期48MW工程集成线路部分，风场共计24台风机，接线方式采用1机1变的单元接线。风机出口电压经箱变升至35kV后，经35kV地埋电缆（YJV22-26/35-3×50）至电缆终端塔，与35kV架空线路T接。架空线路架设至风场升压站围墙外，改为地埋电缆经升压站电缆沟接入升压站内35kV开关柜中。本工程集电线路分为架空线路和地埋电缆两个部分。根据各风机的分布情况，共建架空线路3回，每回架空线路分别T接8台风机。全线新建架空线路全长18.8km，全部为单回路。全线为平地地形，交通条件一般。风机均是从对应箱变以直埋的方式敷设电缆至架空线路电缆终端塔处，电缆上塔与架空线路连接。5.6.1架空部分5.6.1.1导、地线选型⑴导线选型导线选择问题是在满足技术特性的要求下平衡初期投资和长期运行经费的经济问题。合理选择导线型号，对降低输电线路全寿命周期成本有重要意义。本工程风电场位于*市沿海地区，受海雾的影响较大，导线腐蚀较为严重，故需采用防腐性能较好的铝包钢芯铝绞线。单台风机输送功率2kW，电压等级35kV，3回线路分别T接8台风机，最大输送电流值均为263.94A－158－ ，故所选取导线的最大输送电流值大于296.93A即可满足输送要求。本工程选用JL/LB20A-150/25型铝包钢芯铝绞线，最大输送电流为445A，经济电流密度按1.72取值计算，每回线路可输送9台风机的发电量。⑵地线选型本工程地线采用JLB20A-35型铝包钢绞线，根据通信专业要求，全线架设一根ADSS光缆。⑶导、地线主要机械特性汇总表5.6-1导、地线主要机械特性导线地线型号JL/LB20A-150/25JLB20A-35铝包钢芯铝绞线铝包钢绞线截面(mm2)173.1134.36外径(mm)17.107.5弹性模量(N/mm2)71000147200膨胀系数(1/℃)20.1E-613.0E-6计算重量(kg/km)571.5228.7最大使用应力(N/mm2)82.94318.26计算拉断力（N）5441041440安全系数3.63.79平均运行应力(N/mm2)71.00229.155.6.1.2导、地线防振本工程导线、地线均采用防振锤防振，降低微风对导、地线的疲劳损害。本工程推荐导线使用FR-2C型防振锤，地线使用FR-1型防振锤。5.6.1.3绝缘、防雷及接地－158－ ⑴本工程集电线路靠近海边，属于E级污秽区。悬垂串、跳线串和耐张串均采用FXBW-35/100-4型硅橡胶合成绝缘子，悬垂和跳线为单串，耐张为双串。⑵JLB20A-35地线采用不绝缘方式，无需用绝缘子。⑶全线架设一根JLB20A-35型铝包钢绞线作为地线，杆塔上地线对边导线的保护角，不大于25°，大气过电压下（15℃，无风、无冰）一般文件距中央导线与地线间的距离满足S≥0.012L+1的要求。⑷所有杆塔逐基接地。本工程线路为山区地形，电阻率较高，采用辅助降阻方案，接地装置采用低阻模块的辅助接地装置。6.6.1.4导、地线安全系数JL/LB20A-150/25型铝包钢芯铝绞线最大使用应力为82.94N/mm2，安全系数3.6，平均运行应力为71.00N/mm2。JLB20A-35地线最大使用应力为318.26N/mm2，安全系数为3.79，平均运行应力为229.15N/mm2。5.6.2电缆部分5.6.2.1电缆及附件选型⑴电缆选型本工程风机箱变与架空线路之间电缆采用YJV22-26/35-3×50型三芯交联聚乙烯铠装绝缘电缆，其额定载流量为175A(敷设环境：直埋、土壤热阻率为1.0℃.m/W，埋深1m，导体工作温度为90℃，环境土壤温度为25℃)；架空线路与升压站35kV开关柜之间电缆采用YJV22-26/35-3×185型三芯交联聚乙烯铠装绝缘电缆，其额定载流量为375A(该值是指敷设于下列环境中：直埋、土壤热阻率为1.0℃.m/W，埋深1m，导体工作温度为90℃，环境土壤温度为25℃)。⑵电缆附件选型－158－ 对于YJV22-26/35-3×50型电缆，与风机箱变及架空线路连接时均采用WLS-1-53/1型冷缩式户外终端；对于YJV22-26/35-3×185型电缆，在与架空线连接处采用WLS-1-53/3型冷缩式户外终端。⑶避雷器选型在电缆终端塔上电缆与架空线连接处加装避雷器，采用YH5WZ-51/134型悬挂式氧化锌避雷器，含在线监测仪。5.6.2.2电缆敷设本工程普通地段电缆采用直埋方式敷设，埋深1m，沿电缆全长的上下紧邻侧铺以厚度不少于100mm的过筛软土或细砂，为避免外力破坏，细砂上方设置混凝土盖板。对于电缆与道路交叉及承受压力的地段，采用玻璃钢管加以保护，保护管管口做成喇叭装，去除管口及内壁的毛刺、尖锐棱角及杂物。对于过桥段使用桥架方式敷设。第六章消防6.1工程概况和消防总体设计6.1.1消防设计依据（1）《中华人民共和国消防法》（2）《山东省建筑工程消防监督管理办法》（2000年6月1日实施）（3）《山东省消防条例》（1998年11月21日实施）（4）《建筑设计防火规范》（GBJ-16-87）（2001年版）（5）《建筑灭火器配置设计规范》（GBJ-140-90）（1997年版）（6）《火力发电厂与变电所设计防火规范》（GB50229-96）（7）《火灾自动报警设计规范》（GB50116-98）（8）《建筑内部装修设计防火规范》（GB50222-95）（9）其他相关的现行法律法规、技术规范与标准6.1.2一般设计原则－158－ 根据“预防为主，防消结合”的消防指导方针和《建筑设计防火规范》的有关规定。设计时按以下原则考虑：1、变电所内建筑物、设备的耐火等级应符合规范要求；2、按规范设计开闭所、堆场、储罐之间，以及内部设备之间，建筑物之间的防火净距；3、根据容量大小和重要性，选择灭火器；4、防止电缆火灾蔓延的阻燃或分隔措施。6.1.3机电消防设计原则（1）采用化学灭火器作为消防的主要设备。（2）选用的灭火器在灭火后，不会引起污损。（3）消防设备采用技术先进、结构合理、操作方便、规格统一、节省能源的优质国内产品。6.1.4消防总体设计方案建筑物与构筑物的防火间距满足消防规范要求。本工程建（构）物消防间距执行《火力发电厂与变电站设计防火规范》GB50084-2001。各建（构）筑物灭火器的配置按《建筑灭火器配置设计规范》的规定执行。生产楼、变压器等处配置移动式灭火设施。6.2工程消防设计6.2.1建筑物火灾危险性分类及耐火等级本工程建筑物火灾危险性分类及耐火等级严格按《火力发电厂与变电站设计防火规范》和《建筑灭火器配置设计规范》执行。6.2.2主要场所及主要机电设备消防设计一期工程中，升压站内已做了人员配置、消防设施、安全通道、水源、灭火系统等的消防设计，本二期工程不再重复设计。6.3施工消防在施工过程中，在场区中部位置临时搭建仓库和木材、钢材加工厂，作为生产区。在施工现场附近找空地搭建临时宿舍，作为生活区用地；进场道路和风机位置的道路宽度均大于3.5m。6.4易燃易爆仓库消防易燃易爆化学物品的储存应当遵守《仓库防火安全管理规则》，同时还应当符合下列条件：－158－ 专用仓库、货场或其他专用储存设施，必须由经过消防安全培训合格的专人管理。应根据GB12268-90《危险货物名表》分类，分项储存。化学性质相抵触或灭火方法不同的易燃易爆化学物品，不得在同一库房内储存。不得超量储存。第七章土建工程7.1站区场地概述7.1.1站址地理位置*风电场某风电场工程一期工程位于*市市东北约30公里，*镇西北约2.5公里的后坡三村，朱石路以西，以中国移动埠西～后坡#068杆为基点，向西、向南各200米范围内，交通便利。风电场配套建设一座220kV升压站，升压站位于规划的一期48MW风电场中心位置，作为风电场控制中心和运行管理人员办公生活基地。升压站围墙中心尺寸约94m×70m。7.1.2站址土地情况拟建站址区地貌成因类型为海积平原，地貌类型为滨海洼地。因附近村民在此修筑蓄水池，站址区原始地貌已经改变，形成诸多不规则平台及洼地，地面高程一般为1.40～6.05m，相对高差4.65m。7.1.3升压站总体规划利用南北穿越场区的现况县级道路，接引一条长约220m的进场道路至升压站，由升压站南面道路接入，采用《厂矿道路设计规范》（GBJ22-87）中的四级公路设计标准，路面为水泥混凝土路面，路面宽6.0m，两侧路肩各0.5m。7.1.4分期建设和征地要求升压站主要建筑物（包括生产综合楼、油品库）－158－ 、水工构筑物按远景规模一次建成，站内道路一次建成。变压器本期建#1号主变，35kV动态无功补偿装置本期建1组。征地按最终规模一次征用。7.1.5补偿项目站址及进站公路用地范围内暂定没有补偿项目。7.1.6工程等级*一期风电场位于*市市*镇境内，拟安装24台2000kW的风力发电机组，装机容量为48MW。本工程土建项目主要有220kV升压升压站、风力发电机组基础、箱变基础、新建道路。根据《风电场工程等级划分及设计安全标准》FD002-2007规定，本工程的工程等级为Ⅱ等，工程规模为48MW。风机基础设计级别为1级。7.1.7建筑物等级风场内220kV升压站各主要建（构）筑物的抗震设防类别为丙类（标准设防）。本工程抗震设防烈度为7度，建筑场地类别为II类。根据《建筑抗震设计规范》（GB50011-2001）和《变电所建筑结构设计技术规定》（NGDJ96-92）规定，站内建筑物抗震构造措施设防烈度见表。站内建(构)筑物抗震构造措施设防烈度调整表序号建筑(构)物名称建筑结构安全等级抗震设防类别抗震设防烈度1主控通信楼二级丙类72油品库二级丙类73水泵房二级丙类7－158－ 7.2设计原始资料7.2.1工程地质1)拟建站址区地貌成因类型为海积平原，地貌类型为滨海洼地。2)拟建站址区揭露地层主要为第四系全新统海相沉积层，岩性为中细砂、粉土，局部地段分布有人工填土，下伏燕山期花岗岩。地基土承载力特征值fak建议如下：①中细砂：fak＝90～110kPa；②粉土：fak＝80～100kPa；花岗岩（全风化）：fak＝230～280kPa；花岗岩（强风化）：fak＝500～800kPa。3)拟建场地内的①层中细砂在地震影响烈度达7度时将产生液化，液化等级为轻微，最大液化深度1.70m。4)拟建站址区最大冻土深度为0.68m。5)对于重要拟建建(构)筑物需采用人工地基，建议采用换填垫层法进行处理，换填深度至②层层底；①层中细砂、②层粉土可作为荷重较轻、对液化沉陷不敏感的小型设置基础的天然地基持力层；①-1层杂填土建议施工时挖除。6)在基坑开挖时应采取放坡并采取必要的支护措施，当坡高在5.00m以内时，建议采用1:1.00的高宽比进行放坡，当坡高大于5.00m时，建议采用1:1.25的边坡容许值进行施工开挖。施工降水可考虑轻型井点结合明沟排水的降水方案。7)可考虑从站址附近的后坡村接入自来水作为升压站的生产生活用水，接入点位置距离站址约400m。8)拟建站址区无诸如滑坡、塌陷、滚石、断层、流砂、泥石流、冲蚀、潜蚀等不良地质作用。－158－ 7.2.2场区地下水情况拟建站址区的地下水类型为第四系孔隙潜水及基岩裂隙水，主要赋存于第四系粉土层及强风化、中等风化基岩裂隙中，大气降水及海水入渗为其主要补给来源,地面蒸发及地下径流为其主要排泄方式。据调查，站址区常年最高地下水位埋深接近地表。地下水对钢筋混凝土结构具弱腐蚀性，对钢筋混凝土结构中的钢筋具中等腐蚀性。7.2.3场区地震效应及场地类别划分根据《中国地震动参数区划图》(GB18306-2001)，拟建站址区地震动峰值加速度为0.15g(相应的地震基本烈度为7度)，地震动反应谱特征周期为0.40s(对应中硬场地)。场地土类型为软弱土、岩石，建筑场地类别为II类。7.2.4最大潮位*市湾百年一遇高潮位为2.74m，站址处距离海边较近且整体地势较低，易受大海潮的影响。站址南侧有一流域汇流，其百年一遇坡面流洪峰流量为5.78m3/s，站址区域经常出现内涝积水，百年一遇洪水位为4.48m，但积水排出较快，半日之内即可完全排出。7.3主要建筑材料(1)现浇钢筋混凝土结构。混凝土：C25、C30用于一般现浇钢筋混凝土结构及基础；C15用于混凝土垫层。钢筋：HPB235、HRB335、HRB400级。(2)砌体结构。砌块：MU7.5、MU10。石材：MU30。－158－ 砂浆：M7.5、M5。(3)钢结构。钢材：Q235B、Q345。螺栓：4.8、6.8、8.8级。焊条：Q235B钢采用E43型、Q345钢采用E50型。(4)装饰材料。建筑物外墙均采用涂料外墙，内墙面采用乳胶漆，室内地面根据不同的房间需要分别采用普通瓷砖地面、加气混凝土垫层瓷砖地面、环氧砂浆耐磨复杂地面和普通水泥压光地面等，不采用花岗岩装修，以免产生氡污染。7.4站区总平面布置与交通运输7.4.1总体规划220kV配电装置采用220kVGIS户内布置，主变压器采用普通三相一体变压器。220kV向北出线，进站公路由站址南侧接入。升压站主要建筑物一次建成，道路及电缆沟一次建成，本期建设#1号主变压器与二期共用，35kV动态无功补偿装置本期只建1组。7.4.2站区总平面布置根据地形、交通运输及出线方向等条件，升压站采用正南北向布置，220kV向北出线。施工及生活用水采用打井取水。根据站址总体规划的设想和电气总平面布置要求，总平面详细布置叙述如下：7.4.2.1总平面布置方案－158－ 总平面布置升压站大门设在站区西南侧，正对生产综合楼，生产综合楼为两层建筑，站前区比较开阔、视觉效果良好，楼前设停车场使用方便；主变压器设于生产综合楼南侧，35kV动态无功补偿装置及布置于站区东北侧；主变压器用主要道路与大门连接，方便主变的安装就位；其它配电装置区以次道路连接，交通联系简洁通畅。升压站南北方向围墙长70m，东西方向围墙长94m，围墙内占地面积6580m2。生产综合楼周围局部地面做硬化处理以方便停车，其它配电装置裸露的场地铺碎石，生活用地做绿化。7.4.3竖向布置站址场区海拔高度为2.28m—3.93m，站址处百年一遇洪水位为4.48m。站内最低点场地设计高程取5.05m。站区地面排水采用顺地势自东向西单坡排水，排水坡度为0.50%。在挡水的电缆沟上设过水槽。围墙内雨水通过路面及西侧围墙外排水沟汇至南围墙入口处道路两侧排水沟排出站外。7.4.4总平面布置方案主要技术经济指标表－158－ －158－ 7.4.5管沟布置站区内电缆沟、上下水管﹑油管布置时按沿道路、建构筑物平行布置的原则，从整体出发，统筹规划，在平面与竖向上相互协调，远近结合，间距合理，减少交叉。同时应考虑便于检修和扩建。根据电气要求，站区电缆沟主要断面有1.1m×1.0m和0.8m×0.88m。场地电缆沟盖板高出地面0.15m（穿越道路时取消沟盖板，改为现浇电缆隧道形式，隧道顶板与路面整体浇筑），以免场地泥水流入沟内。沟底按0.50%坡度接入排水系统。电缆沟一般采用砖砌，沟壁内外涂抹防水砂浆。过道路电缆沟及电缆沟一侧与路边距离小于1.00m时采用混凝土电缆沟。电缆沟的伸缩缝每隔30m左右设置一道。电缆沟盖板四周外包镀锌角钢框，具有平整、整齐﹑不易破损等优点。电缆沟内采用SMC防腐支架，不采用传统钢支架，外露铁件均采用热镀锌防腐。7.4.6道路及场地处理7.4.6.1道路进站公路采用混凝土高级路面，毛石垫层，路面净宽6.0m，路肩宽0.5m，断面总厚度400mm。进站道路的两侧采用毛石护坡，水泥砂浆勾缝，厚250mm。设路边排水沟。站内道路采用城市型道路，混凝土路沿石，路面为混凝土路面。道路中心标高低于场地40.00～150.00mm。站内主干道即主变压器运输道路宽取4.50m，其余道路为4.00m，转弯半径为7.00m，断面总厚度400mm。建构筑物的引接道路，转弯半径根据实际情况定。7.4.6.2配电装置场地处理整个升压站配电装置裸露场地根据需要，主变压器防火墙（电缆沟）之间油池外周围铺设150.00mm厚C15混凝土垫层，上铺高阻瓷砖作为操作地坪。其它裸露地面均做100厚3∶7灰土，上铺100厚碎石。－158－ 7.4.7围墙大门升压站入口处采用*风电场公司标识墙，围墙高度2.3m，围墙采用水泥砂浆抹面砖墙。围墙基础为毛石灌浆基础。大门采用喷塑电动实体门，门侧局部墙面采用灰白、蓝色铝塑板贴面，以供题升压站名称之用。7.5主要建筑及附属建筑7.5.1建筑面积一览表序号名称建筑面积(m2)1生产综合楼1869.442油品库1083水泵房29.25总和2006.697.5.2生产综合楼7.5.2.1平面布置：生产综合楼为二层建筑物，长59.90m、宽12.80m，平面L型布置，采用平屋顶，层高分别为4.80m、4.50m（220kVGIS室8.40m），一层室内外高差0.45m。一层主要布置有门厅、35kV配电室、蓄电池室、场用电室、站用变压器室、SVG阀控制室、通信机房、工具间、仪表间、维修库房、检修人员办公室、接待室、活动室及餐厅、厨房及储藏室、卫生间等；二层布置有220kVGIS室、主控制室、继电器室、站长办公室、运行人员办公室、主任办公室、资料室、会议室、值休室等。整个建筑内部房间组合紧凑合理，功能分区明确。优化及亮点：我们在*风电场*市风电场一期的施工图设计经验中进行总结，根据业主意见进行改进。每个值休室均带有独立卫生间，所有房间进深均加大至5m以上，加大活动室及餐厅面积；餐厅在原来基础上进行细分，设大小餐厅各一间，满足业主不同的功能需要；厨房设独立储藏室，有独立出入口，方便使用；门厅设计为两层复式空间，使门厅的景观更加开阔。－158－ 7.5.2.2结构：生产综合楼采用现浇钢筋混凝土框架结构，楼板采用现浇钢筋混凝土楼板，屋面采用现浇钢筋混凝土屋面板。基础采用钢筋混凝土独立基础。建筑物墙体外侧的室外地面设计标高至0.5m高范围内涂KH-559D胶粘剂三遍防腐；建筑物室外地面以下墙体及基础外表面涂KH-559D胶粘剂三遍防腐。7.5.2.3装修：生产综合楼外装修采用外墙涂料，内墙粉刷除卫生间内墙面贴瓷砖外其它房间均采用白色乳胶漆内墙涂料。地面采用瓷砖地面（当中控室地面需预留电缆沟时，结构层降标高，电缆沟周围的地面要用加气混凝土填充，然后在加气混凝土上部做整浇层和瓷砖地面）。所有房间均采用轻钢龙骨石膏板吊顶，卫生间、厨房采用PVC板吊顶。外窗全部采用中空玻璃铝合金断桥窗，一层窗外加铝合金防盗网。外门采用钢防盗门，内门有防火要求的房间采用防火门，一般房间采用木门。生产综合楼屋面防水等级Ⅱ级，设置刚柔两道设防的防水保温屋面。优化及亮点：我们在*风电场*市风电场一期的施工图设计经验中进行总结，根据业主意见进行改进。外窗全部采用中空玻璃铝合金断桥窗，密封性及保温性能提高。生产综合楼墙体外侧采用聚苯乙烯板作为外墙的保温材料，达到节能降耗的目的，体现资源节约型的理念。7.5.3油品库7.5.3.1平面布置：油品库为单层建筑物，长18.0m,宽6.0m,层高为4.5m，室内外高差0.30m。7.5.3.2结构：采用现浇钢筋混凝土框架结构，屋面采用现浇钢筋混凝土屋面板。基础采用钢筋混凝土独立基础。建筑物墙体外侧的室外地面设计标高至0.5m高范围内涂KH-559D胶粘剂三遍防腐；－158－ 建筑物室外地面以下墙体及基础外表面涂KH-559D胶粘剂三遍防腐。7.5.3.3装修：室外装修均采用外墙涂料，内墙粉刷采用白色乳胶漆内墙涂料。地面做环氧砂浆耐磨复杂地面。外窗全部采用中空玻璃铝合金断桥窗，窗外加铝合金防盗网。外门采用钢防火门。屋面防水等级II级，设置刚柔两道设防的防水保温屋面。7.5.4生产综合楼、油品库立面造型及建筑形象设计立面造型通过板等几何体的有序组合形成简洁刚劲、关系明确、错落有致的建筑体量，工业设备与建筑物融洽的结合在一起，丰富而不松散，体现现代工业建筑严谨、严格、严肃的特性，同时采用围合、凹凸、缩放等手法对立面进行几何划分，做到风格简约又不失细节，既有工业建筑的气势和明快，又能表现出建筑的典雅和舒适。7.5.5水泵房水泵房跨度为4.50m，长6.50m，层高3.50m，室内外高差0.30m。水泵房采用水泥地面。内墙及顶棚均采用乳胶漆涂料。外立面装修材料及风格、色调同生产综合楼。门采用防盗门，窗采用塑钢窗。窗外加铝合金防盗网。7.5.6屋外变电构支架及基础7.5.6.1主变架构及基础主变架构高14.5m，跨度14m，主变架构柱采用φ400x8的十二边形ASTMA572高强钢管，座于防火墙上，架构梁采用φ381x5的八边形ASTMA572高强钢管。钢材热镀锌防腐，基础采用混凝土独立基础。主变基础采用钢筋混凝土筏板基础，埋深为1.80米。基础周围设素混凝土油池壁，油池壁与基础之间填鹅卵石。其他设备支架及基础：柱均采用φ280×－158－ 5的ASTMA572高强钢管，钢材热镀锌防腐，基础采用混凝土独立基础。在变压器两侧设防火墙，防火墙为砖混结构，表面粉刷水泥砂浆本色。7.5.6.2独立避雷针采用ASTMA572高强钢管。7.5.6.335kV动态无功补偿装置1）并联电容器装置电容器为室外露天布置，电容器基础为钢筋混凝土独立基础。其他设备及基础：柱均采用ASTMA572高强钢管，基础采用混凝土独立基础。2）相控电抗器装置电抗器为室外露天布置，电容器基础为钢筋混凝土独立基础。其他设备及基础：柱均采用ASTMA572高强钢管，基础采用混凝土独立基础。7.6建构筑物防腐可研报告中指出，该区地下水对混凝土结构有腐蚀性；对钢筋混凝土结构中钢筋有腐蚀性；对钢结构有腐蚀性。设计和施工时应考虑地下水的影响。7.6.1建筑物墙体外侧的室外地面设计标高至0.5m高范围内涂KH-559D胶粘剂三遍防腐；建筑物室外地面以下墙体及基础外表面涂KH-559D胶粘剂三遍防腐。7.6.2所有支架柱外侧及柱头热镀锌,杆底的防腐圈外侧及地面以下柱的外侧涂KH-559B胶粘剂三遍防腐；所有设备支架基础外表面涂KH-559D胶粘剂三遍防腐。7.6.3室内外电缆沟地面以下沟壁、沟底外侧涂KH-559(D)胶粘剂三遍防腐。所有地面以下预埋钢管外侧涂KH-559(B)胶粘剂三遍防腐。7.6.4电缆支架采用SMC复合型支架。7.7地基处理拟建站址区揭露地层主要为第四系全新统海相沉积层，岩性为中细砂、粉土，局部地段分布有人工填土，下伏燕山期花岗岩。地基土承载力特征值fak－158－ 建议如下：①中细砂：fak＝90～110kPa；②粉土：fak＝80～100kPa；花岗岩（全风化）：fak＝230～280kPa；花岗岩（强风化）：fak＝500～800kPa。拟建场地内的①层中细砂在地震影响烈度达7度时将产生液化，液化等级为轻微，最大液化深度1.70m。对于重要拟建建(构)筑物需采用人工地基，建议采用换填垫层法进行处理，换填深度至②层层底；①层中细砂、②层粉土可作为荷重较轻、对液化沉陷不敏感的小型设置基础的天然地基持力层；①-1层杂填土建议施工时挖除。由于升压站站址平均填土达到了2m以上，①层中细砂厚度为1.7m，②层粉土厚度为3.95m，故而若使用换填垫层法进行处理，处理深度达5m以上，不够经济合理。我们最终采用挤密碎石桩地基处理方式。碎石桩桩径采用F500，桩长7米，桩间距1.3米，桩顶铺400厚碎石垫层。碎石桩是指利用振动或冲击方式，在软弱地基上一边振动成孔，一边填入砂、砾石、卵石、碎石等材料并将其挤压入土中，形成较大直径的密实砂石桩的地基处理方法。主要包括砂桩（置换）、挤密砂桩和沉管碎石桩等方法，其原理是相同的。无论采用锤击法还是振动法在砂土和粉土中沉入桩管时，对其周围都产生很大的横向挤压力，桩管将地基中等于桩管体积的土挤向桩管周围的土层，使其孔隙比减小，密度增加。此即碎石桩法的挤密作用。碎石桩法形成的复合地基，其抗液化作用主要有两个方面：A.桩间可液化土层受到挤密和振密作用。土层的密实度增加，结构强度提高，从而提高土层本身的抗液化能力。B.－158－ 碎石桩的排水通道作用。砂石桩为良好的排水通道，可以加速挤压和振动作用产生的超孔隙水压力的消散，降低孔隙水压力上升的幅度，因而提高桩间土的抗液化能力。这种方法是一种常用的处理地基的方法，具有施工单位多，施工规范明确的优点。如果按规范施工，施工质量也比较容易控制。7.8风机基础7.8.1工程地质条件拟建风电场场地岩性为中细砂、粉土、淤泥，下伏燕山期侵入岩，岩性为花岗岩。场地土类型为软弱土、岩石，建筑场地类别为I～II类。本工程中细砂层、粉土层、淤泥层强度低，均不能作为风机基础的地基持力层，花岗岩层可以作为风机基础的地基持力层,花岗岩层顶埋深为1.9m～11.7m。场区最大冻土深度为0.68m。本区地震动峰值加速度为0.15g（相应的地震基本烈度为7度），地震动反应谱特征周期为0.40s。场地内的粉土、砂土地层在地震影响烈度达7度时不会产生液化。场区地下水类型为第四系孔隙潜水及基岩裂隙水，主要赋存于第四系粉土层及强风化、中等风化基岩裂隙中，大气降水及海水入渗为其主要补给来源，地面蒸发及地下径流为其主要排泄方式。勘测期间地下水稳定水位埋深1.2～1.8m，据调查，站址区常年最高地下水位埋深接近地表。地下水对建筑材料的腐蚀性为：地下水对钢筋混凝土结构具弱腐蚀性，对钢筋混凝土结构中的钢筋具中等腐蚀性，对钢结构具中等腐蚀性。7.8.2水文气象条件场区风机基础主要受*市湾海潮的影响，据《*市市水利志》记载，历史上几次潮灾，其中1938年和1949年最高潮位达到4.1m（水尺零点）左右。因此风机基础设计时按最大潮水位4.1m考虑。风机基础潮水位设计标准为重现期50年，－158－ 7.8.3风机基础型式本工程风机单机容量2000kW，装机24台，装机容量48MW，风机轮毂高度80m，按《风电场工程等级划分及设计安全标准（试行）》（FD002-2007），风电机组地基基础设计等级为1级。按《风电机组地基基础设计规定（试行）》（FD003-2007），风电机组地基基础设计使用年限为50年。根据《混凝土结构耐久性设计规范》，该场区环境类别为Ⅲ-C，故风机基础混凝土选用C40。考虑到花岗岩层埋深不同，选用两种风机基础型式。具体为：1）Ⅰ型风机基础：在花岗岩层埋深较浅的机位处，风机基础直接以花岗岩作为持力层或采用素混凝土、毛石混凝土换填的方法进行地基处理，具体换填的深度应在施工图阶段根据每台风机的地质详勘资料确定。该型风机基础采用现浇钢筋混凝土独立扩展基础，基础底面为圆形，直径20.6m，埋深3.5m，混凝土强度等级C40。基底铺设一层200mm厚C20素混凝土垫层。－158－ 图8-1Ⅰ型风机基础示意图2）Ⅱ型风机基础：在花岗岩埋深较深的机位处，需采用桩基础。目前风电工程中常用的桩型主要有：预应力混凝土管桩（PHC桩）、钻孔灌注桩和钢管混凝土复合桩。考虑到本工程花岗岩层的揭露深度为11.7m，为提高桩的承载能力，桩需进入全风化花岗岩层一定的深度，不宜采用PHC桩，另外考虑到钢管混凝土复合桩的工程造价较高，因此选－158－ 用钻孔灌注桩。该型风机基础采用钢筋混凝土承台-灌注桩基础型式，其中承台为独立扩展基础，底面直径17.0m，承台埋深3.3m，混凝土强度等级C40。桩采用28根钻孔灌注桩，桩径φ800mm，桩长约13m，桩身混凝土强度等级C40。承台底铺设一层200mm厚C20素混凝土垫层。图8-2Ⅱ型风机基础示意图7.8.4基础防腐－158－ 本工程地质主要是Cl离子对混凝土中钢筋的中等腐蚀，因此在基础混凝土中通过掺“NC-Z”粉剂型钢筋阻锈剂作为防护措施，具体掺量为水泥质量的5%。7.9集电线路结构设计7.9.1杆塔型式本工程杆塔型式的选择，贯彻了国家有关基本建设方针和技术经济政策，充分考虑了本工程沿线自然条件特点，遵照“安全可靠、先进适用、经济合理、资源节约、环境友好、符合国情”的原则，在总结以往35kV送电线路设计、施工、运行经验，吸取当前送电线路设计的先进技术和方法的基础上，以《66kV及以下架空电力线路设计规范》(GB50061-2010)和《架空送电线路基础设计技术规定》（DL/T5219-2005）为依据进行可研设计的。本工程全线拟采用的杆塔型式为单回路高强水泥直线杆和单回路自立式角钢塔。7.9.2杆塔基础根据本工程初步设计阶段的地质、水文特点和我院在多条35kV线路工程设计中掌握的各种基础型式的设计、试验等资料，推荐采用已有多年成熟施工运行经验的直柱台阶式基础。本工程沿线地震基本烈度为7度,且不存在饱和粉土、砂土地层,因此不考虑杆塔基础的抗震设计。7.9.3杆塔的防腐、防盗、防松1)防腐：所有杆塔构件、螺栓、脚钉及插入角钢露出部分等均采用热浸镀锌防腐。2)防盗：本工程铁塔下横担以下全部采用防盗螺栓。3)防松：未采用防盗型的单螺母螺栓统一加装有成熟运行经验的热镀锌防腐扣紧螺母防松。7.10风场土建工程量－158－ 7.10.1场内道路场内交通线路规划：由于场区内有养殖区及海岸防护林分布，根据风电场实际情况，本着节约用地和尽量少地占用林地的原则，风电场的施工及检修道路同永久道路。场内检修道路：长约15.5km，路基宽5.5m，路面宽4.5m，采用碎石路基，泥结碎石路面，以保证施工期间机械设备及投产运行后检修巡视车辆的正常通行。7.10.2箱式变基础设计根据风电场电气设计，风电机组与箱式升压站组合方式为“一机一变”方案。每台风电机组配置一台箱式变压器，共计24台。箱式升压站的重量相对较轻，可采用天然地基上的浅基础进行基础结构设计。箱式升压站基础为浅基础，拟采用C30现场浇筑混凝土，初步设计基础下设100mm厚的C15素混凝土垫层，基础埋深2.10m。根据场区地形图显示情况及现阶段收集到的海洋水文资料，在临近海边一排的箱变基础，基础顶面应适当抬高，以避免风暴潮出现时对箱变造成影响。7.10.3工程永久占地面积：风机占地面积：20x20x24=9600m2箱式变压器占地面积：8x8x24=1536m2220kV升压站占地面积：6580m2220kV升压站站外扩1.5m（西侧2m）占地面积：586m2排水占地：27m2进站道路占地面积：1950m2永久占地总面积：20279m2工程临时占地面积：－158－ 风机安装场地：50X55X24=66000m2临时宿舍及办公用地：1000m2材料库用地：2000m2木材、钢筋加工场地：1500m2砼搅拌站用地：500m2建筑材料堆放用地：2000m2场内道路占地面积：114077m2临时占地总面积：187077m27.10.4风机基础工程量本工程风机共24台，其中Ⅰ型风机基础C40混凝土方量为622.0m3，HRB400钢筋61.5t，C20混凝土垫层方量为68.0m3；Ⅱ型风机基础承台C40混凝土方量为421.9m3，承台HRB400钢筋42.5t，灌注桩桩身C40混凝土方量为187.2m3，桩身HRB335钢筋28.5t，C20混凝土垫层方量为46.5m3。本工程24台风机基础工程量见表7.10-1。表7.10-1风机基础工程量表序号项目单位工程量1C40基础混凝土m312126.62C40灌注桩混凝土m32620.83C20垫层混凝土m31331.04HRB400钢筋t1210.05HRB335钢筋t399.06土方开挖m331047.87土方回填m314898.7第八章施工组织设计8.1施工条件－158－ 8.1.1自然概况拟建场址区地形平坦，微向海域倾斜，并有海积砂坝微地貌景观，区内有海岸防护林分布。*市市属于暖温带季风大陆性气候，春季回暖快，雨雪稀少，夏季雨热同季、降水集中，秋季日照充足、多晴好天气，冬季寒冷，雨雪稀少，其常年平均气压1011.5hPa，平均气温13.1℃。8.1.2交通条件*市市位于山东半岛的东北部，处于青岛、烟台、潍坊三个城市的中间，隶属于烟台市。交通便捷，威乌高速公路、G206国道穿境而过，区位优势较为明显。到烟台、青岛国际机场、港口仅1-2个小时的路程，交通十分便利。施工交通条件：风电场进场道路与G206国道连接，可满足风机机组及建筑材料的运输。风机间的联系道路应先建成，作为风机设备及塔架基础施工的运输道路。每个风机旁边临时平整一块40×45平方米的安装场地、兼做风机、塔架现场组装用地。该施工场地标高考虑风机基础标高，填土按3米计算。8.1.3施工条件现场无需设置混凝土预制件厂，仅设置机械修配厂及综合加工系统(包括钢筋加工厂、木材加工厂)。为了便于管理，施工工厂集中布置在220kV升压站附近，总占地面积2000m2。机械修配场主要承担施工机械的小修及简单零件和金属构件的加工任务，大中修理则委托通辽市相关企业承担。目前场区内需新建300m的进站道路和20.7km的场内检修道路，该道路等级按风电场施工专用道路标准实施，进站道路路面宽度7.0m，场内检修道路路面宽度4.5m，转弯半径按满足风机叶片（长约39.0m）运输要求进行设计。施工用钢材，水泥等各种建材用料均可从*市市购买。施工用水、生活用水、消防用水可考虑在场址附近低洼处打机井，并可作为升压站运行后的生产、生活用水。－158－ 也可考虑从附近村庄机井引水，供水距离1～3km。施工用电可以从附近的配电网架引接至工地。风电场道路施工：等高线舒缓处路基土方施工拟采用机械挖、填土，就近取土的办法；等高线密集处路堤土方施工拟采用爆破开石方，所开石方作为路基填方使用。所有路面均采用碎石路面压实，路基、路面压实采用机械碾压。砼工程：现浇砼工程采用现场机械搅拌，机械振捣。生产综合楼施工应安装塔吊。应遵循先下后上、先结构后装修的施工顺序。8.1.4施工特点A.本工程施工范围大，施工点多，需频繁移动施工力量，特别是大型吊装设备；B.机塔分布较多，检修及施工道路路线长，工程工作量大；C.施工场地地貌成因类型为剥蚀丘陵，地貌类型为低丘，地形起伏较大，场地平整工作难度大。D.场区为多风地区，吊装时，受气候影响较大。8.2施工总布置1）施工总布置原则根据风电场建设投资大、工期紧、高空作业多、建设地点分散、施工场地移动频繁及质量要求高等诸多特点，遵循施工工艺要求和施工规范，保证合理工期，施工总布置需按以下基本原则进行：路通为先，线路跟进的原则首先修建风电场内道路及与外界的主干道路的对接，然后按施工设计要求架设35kV线路。分区划片，合理交叉的原则由于风电场规模较大及场区地形特点，本工程风电机组布置范围较广，为了达到风电机组能分批投入运营，将整个风电场进行分区，合理安排先后的施工期限和顺序，在每个施工分区中，根据施工难易及道路施工情况，需要合理安排工序交叉作业。－158－ 质量第一，安全至上的原则风电机组的安装工程量、安装高度及吊装重量都相当大，而且安装质量要求高，高空作业难度大。为此，在全部工程实施的始终，都要贯彻执行质量第一、安全至上的原则。文明施工、创新增效的原则风电场的施工建设中，注意对施工场地撒水，防止扬尘；施工噪音不能扰民等。高效快速、易于拆除的原则风电场的建设，要求快速施工、节约能源，对于临时建筑要求，易于拆除、易于清理。2）施工用电施工用电可以从附近的配电网架引接至工地。3）施工用水施工用水、生活用水、消防用水可考虑在场址附近低洼处打机井，并可作为升压站运行后的生产、生活用水。也可考虑从附近村庄机井引水，供水距离1～3km。8.3施工交通运输8.3.1风电机组的交通运输风机间的联系道路应先建成，作为风机设备及塔架基础施工的运输道路。每个风机旁边临时平整一块45x40平方米的安装场地。在风场适当部位平整一块200x200m的场地作为设备仓贮用地。设备尽量直接运至安装位置，直接吊装。以便减少二次搬运，减少仓贮压力。8.3.2场内交通运输方案风电场内交通线路规划：为节约投资，少占农田，风机间的简易道路尽量利用场内土路。各风机之间的联系道路都与进场道路连接。场内道路采用夯实土路面。尽量不大挖大填，在自然地面以上修整后直接做路面，机械压实。路面宽9米，转弯半径≥35米，道路纵向坡度不大于10%。道路遇河沟处须修桥或埋设涵管。－158－ 路堤土方施工拟采用机械挖、填土，就地取土。路基、路面压实采用机械碾压。现浇砼工程采用现场机械搅拌，机械振捣。生产综合楼施工应安装塔吊。应遵循先下后上、先结构后装修的施工顺序。9.4工程征用地永久占地面积7.10.3工程永久占地面积：风机占地面积：20x20x24=9600m2箱式变压器占地面积：8x8x24=1536m2永久占地总面积：11136m2工程临时占地面积：风机安装场地：50X55X24=66000m2临时宿舍及办公用地：1000m2材料库用地：2000m2木材、钢筋加工场地：1500m2砼搅拌站用地：500m2建筑材料堆放用地：2000m2场内道路占地面积：114077m2临时占地总面积：187077m28.5主体工程施工8.5.1风机基础施工和安装的要求8.5.1.1风机基础施工风力发电机组基础施工，主要包括风力发电机组基础及箱变基础的开挖、浇筑及回填，电缆和光缆通道的预留。基础开挖过程中，首先采用挖掘机，进行设计基底高程200mm上土层的清理，人工修整基坑和边坡；开挖土方沿坑槽周边堆放－158－ 或用汽车运到规划的指定地点。基槽开挖完工后，应清理干净，进行基槽验收，根据不同地质情况分别采取措施进行处理。风机基础开挖，开挖石方能否沿坑槽周边堆放，请查阅有关规程，请注意概算定额。本工程风机基础工程主要包括灌注桩工程、土石方工程、模板工程、钢筋工程和混凝土工程。灌注桩的施工程序为钻孔机就位→钻孔→注泥浆→下套管→继续钻孔→排渣→清孔→吊放钢筋笼→射水清底→插入混凝土导管→浇筑混凝土→拔出导管，混凝土拌制时应采用饮用自来水，严禁采用当地地下水。风机基础开挖，可采用反铲挖掘机开挖至离基础设计底标高上方300mm，然后采用人工进行基槽清理，为浇筑混凝土垫层做准备。开挖土石方沿坑槽周边堆放，一部分土石方可用于平整吊装平台场地。根据规范及计算确定挖方的边坡坡度。开挖完后，应清理干净坑内杂物，进行基槽验收。风机基础施工，先浇筑素混凝土垫层，待混凝土垫层凝固后，进行基础环预埋、钢筋制作和绑扎、接地电阻预埋、模板安装，然后进行基础混凝土浇筑。模板工程的施工程序为：制模→刷隔离剂→水平、垂直运输→立基础承台模板→立基础主柱模板→拆除模板并清理。为保证工程质量，节省施工时间，本工程风机基础采用钢模板。钢筋工程的施工程序为：钢筋翻样→材料检验→焊接试验→钢筋制作→半成品钢筋检验→钢筋绑扎→成型钢筋验收→隐蔽工程记录。为保证工程的总体进度及钢筋的质量,本工程钢筋加工与制作均安排在施工现场进行，采取机械焊接、制作，人工绑扎。钢筋工程钢筋焊接应有保证焊接质量的可靠措施，每根钢筋至多只能有一个接头，相邻钢筋的接头应错开45d（d为钢筋直径）且不小于500mm。同一截面内钢筋接头的数量不能超过此截面钢筋总数的50%。基础浇筑混凝土时，一定要保证基础环水平，且不移位。基础混凝土施工必须一次浇筑完成，不允许有施工缝。为保证混凝土浇筑质量，应对浇筑时的混凝土浇筑温度进行严格的监控，防止由于混凝土内外温度差超限产生裂缝，可采取如下技术措施:－158－ l优先选用低水热化的矿渣水泥拌制混凝土，并适当使用缓凝减水剂。l设置温度监控仪器，进行温度跟踪监测，将温差控制在允许范围之内。l夏季施工应降低水泥入模温度，控制混凝土内外温差，如可采取骨料用水冲洗降温，避免曝晒等。及时对混凝土覆盖保温。混凝土浇筑后必须进行表面洒水保湿养护14天。土方回填应在混凝土浇筑7天后进行。回填石坑时应掺入30％粘性土，回填土应分层夯实，每层厚200～300mm，回填土应过筛子，均匀下料，最大粒径不超过50mm，不含有机杂质、膨胀土等有害成分，回填土时基坑内不得有水，回填土的压实系数不小于0.95。9.5.1.2风电机组安装的要求本风电场拟安装24台单机容量2000kW等级风力发电机组，轮毂高度80m；根部直径约4m，分三段考虑现场安装。根据风机及塔架的重量和高度，吊车选择400t履带吊为主吊，并配置一台100t的辅助吊车。为配合风机施工吊装的主、辅吊作业场地要求，需在每台风机基础附近，依托施工道路修筑一个满足风机吊装要求的施工操作平台。（1）塔架吊装：塔架高度约为80m，分顶、中、底三段。用大型运输车将三节塔架由制造厂运输到安装现场，摆放在吊车的旋转起吊半径内。塔架的摆放场地尽可能的平整无斜坡。塔架两端用方木垫起，并将塔架的两侧固定好，防止塔架发生滚动。塔架安装前应检查基座，采用水准仪校正基座的水平度，水平度的误差应符合厂家的要求，确保在整个安装过程中的施工安全及施工质量。然后用一台100t汽车吊车吊住塔架的底法兰处，另一台400t吊车吊住塔架的上法兰处，两台吊车同时起钩离开地面0.5m后，400t吊车起钩并旋转大臂，当塔架起吊到垂直位置后，解除100t吊车的吊钩，然后用400t吊车将塔架就位到基础环上，进行塔架对口、调平、测量塔架的垂直度，再用力矩扳手将基础的每一个螺母紧到力矩值，经检查无误后，松掉400t吊车的吊钩。进行下一个吊装工序。－158－ 图9.5.1塔筒吊装图（2）机舱的吊装：机舱在安装过程中要严格按照设计图纸和安装说明书的要求及安装规程进行，对每一个连接螺栓都要进行严格的检查；吊装过程中不能碰伤和损坏设备：并按照操作规程的要求对安装人员及设备加以保护。发电机组设备采用400t吊车进行吊装。用专用吊具兜住设备的后底部并用“U”型卡环与钢丝绳连接，另一点用设备自带的吊装吊具将发电机的前部转子与钢丝绳连接。设备的三点连接固定好后与吊车的挂钩连接。准备好后先进行试吊，在吊离地面0.1m时，检查各连接点的可靠程度及发电机组是否水平，在确信绝对保证安全的前提下正式起吊。起吊的过程中，设备的四角分别用四根绳索控制设备的旋转方向。当设备起吊到塔架顶部高度后，缓慢地将设备与塔架顶部的螺栓孔对齐后就位，并按要求将螺母紧固到设计力矩，然后吊车开始和脱钩。（3）叶片及轮毂的吊装：根据设备的安装要求，叶片要在地面组装在轮毂上。用枕木将轮毂和叶片垫起呈水平状态，调整角度按安装要求对接紧固。用三根绳索系在住三根叶片，以便在起吊时控制叶片的移动方向。向下垂的一根叶片尖端放在一辆可移动小车的软垫上。用专用夹具夹紧轮毂，然后用400t吊车缓慢吊起。同时，应不断调整小车的位置，用牵引绳控制叶片不要摆动，直至叶片垂直，然后提升到机舱发电机主轴高度，与发电机主轴对接，待角度找正后，将所有的连接螺栓紧固到设计力矩。－158－ 图8.5.2叶片吊装图（4）当安装完成后，校验塔架的垂直度，经核实无误后，将塔架与基础连接的所有螺栓复紧一次。（5）吊装安全措施：l吊装施工时间要尽量安排在风速不大的季节进行。吊装塔身下段、中段时风速不得大于12m/s。吊装塔身上段、机舱时风速不得大于8m/s。吊装轮毂和叶片时风速不得大于6m/s。l有大雾能见度低于100m时不得进行吊装。l塔身上段与机舱要连续安装，当天完成，避免夜间停工期间刮起大风造成设备损坏。l施工人员必须具有相关施工的资格操作证书并严格遵守电力工程施工安全规程要求。（6）风力发电机安装，每台风电机组塔身三节、机舱及轮毂各一件、叶片三片、箱式变压器一台。（7）主要施工控制方法l塔架找正：在吊装之前用经纬仪将控制轴线测放至混凝土基础表面，用水平仪精测支承面的平整度并进行找平。根据测放轴线及找平后的支承面安装。l－158－ 构件组合：构件组合在组合车间进行。在组合场地由主要行车负责组装，组合每次必须安装牢固，并进行调平后安放组合构件。被组合构件连接节点在装上临时螺栓后检查接点间隙和各部位尺寸，满足设计及规范要求后进行螺栓是紧固。l结构整体稳定及垂直度的找正：在结构吊装时，在四个方向拉设缆风绳，用2台经纬仪在两个方向根据柱脚周线向上找正，用缆风绳上的链条葫芦调整垂直度。8.6施工总进度8.6.1施工总进度设计原则设计进度从第1月1日开始安排。风电场220kV升压变电站土建、生产综合楼、电气设备安装及调试等根据总建筑面积，按12个月安排。风电发电机机组安装用吊车安装，根据其施工方法，包括安装设备组装、拆装、位移等每3～4天安装一台风电机组。风电发电机组安装从变电站具备向外输电起开始安装。8.6.2分项施工进度安排施工组织设计总进度详见下表。第九章工程管理设计9.1工程管理机构9.1.1工程管理机构的组成和编制本工程装机容量为48MW，拟定安装24台单机容量为20－158－ 00kW风力发电机组，并配备安装24座35kV箱式变电站。场区内新建配套的一座220kV升压站。根据风电场工程管理机构设置原则：充分适应风力发电的行业特点，做到机构精干、指挥有力、工作高效。本工程定员标准12人。其中管理人员4人，主要负责风电场和变电站的管理工作。9.1.2工程管理范围工程管理范围包括：（一）、施工项目管理规划（二）、施工项目的目标控制（三）、对施工项目的生产要素进行优化配置和动态管理（四）、施工项目的合同管理（五）、施工项目的信息管理。9.2主要管理设施9.2.1施工用电由最近的输电线杆T接入架设10kV输电线路至风电场施工区。9.2.2施工用水风电机组分布较为分散，可根据情况，考虑部分利用运输车运水施工。9.2.3通信线路外部通信：根据实际情况安装固定电话。内部通信：配10部对讲机（5对），用于场内联系。第十章环境保护和水土保持设计10.1环境保护11.1.1环境保护的主要内容根据风场建设期施工特点并结合本风场环境状况，风场建设期可能出现的环境问题主要是工程的弃渣问题以及施工噪音问题。(1)施工期周围环境的影响因工程建设需要临时征地，建设施工临时仓库、综合加工厂、混凝土搅拌站和施工吊装等，施工期间将影响场址处及附近的现有山林、丘陵的原貌，为尽量减少对周围环境的影响，拟采取以下措施：a．选择综合素质高的施工安装队伍，对作业人员进行环境保护的教育，提高环保意识。－158－ b．为保护周围环境，本工程基础尽量采用人工挖土，石方也尽量采用爆破进行人工松石、人工挑运。c．施工活动要控制在征地范围内，尽量减少对周边的影响。风电机组现场组装场地，必须严格按设计规划指定位置进行放置，各施工机械设备，不得随意堆放，以便有效的控制占地面积，更好的保护环境。车辆运输等必须沿规定的道路行驶，不得随意行驶，以保护原地貌，减少水土流失。d．场内连接各风电机组的道路尽量利用原有生产土路，以便减少对原有耕地的破坏，对坡度较大的边坡应采用砌体护坡、对裸露地面应绿化以防止水土流失。e．在工程结束时，必须对施工场地进行清理，尽量恢复原有面貌，同时，风电场内的检修专用道路两侧必须进行绿化。工程弃渣全部运走，不在施工场地及附近堆放。(2)施工期噪音的影响本工程施工作业均安排在昼间。施工过程中会产生施工机械设备运行噪声。工程建设中的主要设备声源是手风钻和混凝土搅拌机。根据对有关作业场所噪声源强的检测资料，小型混凝土搅拌车为91-102dB，手风钻在露天作业时为90-100dB。本工程占地为平地，对于施工噪声的衰减计算采用无指向性点声源的几何发散衰减的基本公式：LA（r）＝LA（r0）-20lg（r/r0）式中：LA（r0）—为声源r0处的噪声声级dB（A）；LA（r）—为声源r处的噪声声级dB（A）；对两种主要施工设备和风电机组的噪声进行计算，预测结果见表10-1。表10-1施工机械噪声衰减计算结果单位：dB离声源距离（m）L（r0）50100150200250300350400混凝土搅拌机1026862585654525150手风钻1006660565452504948注：r0为1从表中可看出，距声源250m－158－ 处，噪声即降到55dB以下，满足《城市区域环境噪声标准》I级标准中的昼间LAeq55dB的要求。而风电场场址周围600m以内没有居民、工厂、企业等部门。因此，对居住在风电场600m外的居民不存在施工噪声干扰的影响。10.1.2建成后对环境影响的预评估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换为机械能，再将机械能转变为电能的过程，不排放任何有毒害气体。根据本工程的实际情况，工程对周围环境影响的因素主要有环境噪音、景观、鸟类和无线电干扰。（1）噪音影响：由于风力发电机运行的特殊性，其场址位于风能资源丰富的地区，又多在风速较大的情况下运行，故自然噪音较大。风力发电机所发出的噪音主要来自发动机、齿轮箱发出的机械噪声和旋转叶片切割空气所产生的空气动力噪声。当前风力发电机的噪音水平随着制造工艺水平的提高有了较大的改善，风电机组产生的噪音随距离衰减很快，根据相似风力发电场的实测结果，在距离风电机组250米处环境噪音为39.5dB（A），已低于昼间55dB（A）、夜间45dB（A）的城市区域环境噪音标准I类标准的限值，本工程在布置风电机组时考虑尽量远离村庄，不会对周围村民的生活产生噪声干扰。（2）对景观的影响：由于风电机组安装位置靠近青岛市沿海区域，安装后的风电机组在视野中将有几十架白色的风力发电机分别排列在山体上，场面十分壮观，将成为该区域一道亮丽的风景线。（3）对鸟类的影响：如果风力发电机安装在鸟类飞行的通道上，尤其是夜间迁徙的候鸟，有可能产生鸟类在飞行过程中撞上运行的叶片而死亡的情况，风电机组安装在鸟类活动频繁的地区可能有以上情况发生。根据有关资料报道，鸟类撞上风电机组而死亡的事件从总体上是很稀少的，因为鸟类是有智力的动物，当撞机事件发生后，其他鸟类会得到警告，避开运行的风电机组。本风场不属于鸟类频繁活动的地区，也不属于候鸟迁徙的主要路线，由于风场及附近无高大的乔木林和大片湿地，不会有大量的候鸟在此停落。因此风场的建设对鸟类影响不大。－158－ （4）无线电干扰：风电机组的无线电干扰主要是旋转的叶片反射电磁波，造成干扰，风电机组的无线电干扰主要是对电视、无线通信、导航、电台的影响。本风场周围无导航台和中国电信、联通的基站等，故本风场对周围基本无影响。（5）排污处理：运行中只有少量生活污水产生，不含有毒物质，经化粪池沉淀澄清后可达到排污标准。变电站内变压器在事故时排出的冷却油采用事故油池收集，事故油池具有油水分离功能，冷却油不会流出站外污染环境。事故处理完毕，立即将事故油池中的废油运到处理厂经处理后循环使用。10.1.3结论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展战略，可减少火力发电对环境造成的污染，节约能源，具有积极的社会效益和环境效益。本工程的建设对当地环境的不良影响极小，而且风电场本身就是一个环保项目，因此该项目从环保的角度看是切实可行的。10.2水土保持设计10.2.1本工程对水土流失的影响本工程属于环保项目，对环境影响较小，在风机选址时，尽量不占用防护林；在施工过程中，道路平整和修建，如遇大雨天气将会导致水土流失。施工中对临时的弃土、石、渣堆放地，修建拦挡设施；对大规模的土石方开挖工程，尽量避开暴雨季节。此外，风电场施工结束后，将增加植被、治理水土流失，保护水土资源，提高森林覆盖率。10.2.2水土保持措施本期工程拟安装24台2000kW风电机组，项目建设期和项目运行期对环境主要有噪音污染、施工扬尘、废弃土石，同时对植被有一定破坏作用。为降低对环境污染，将采取一些必要措施降低噪音污染、减少施工扬尘、加强水土保持等工作。10.2.3水土保持设计的综合评价与结论因本工程属于环保项目，对当地的水土保持影响较小，本工程的建设不会使该区域局部发生较大的水土流失，而且随着工程的建设，小区域生态环境将有所改善，对减少水土流失将有积极地促进作用。－158－ 业主将在设计、施工和完工后，采取积极有效的措施进行保护措施，使局部水土流水得到有效控制。第十一章节能11.1节能工作的重要性和紧迫性1)我省能源供应形势严峻。能源是经济社会发展的重要物质基础，是建设经济强省、改善人民生活、迈向小康社会、实现现代化的重要保证。当前，我省正处在工业化和城镇化的加速阶段，能源需求急剧增长。2005年全省消费能源2.36亿吨标准煤，总量居全国第一位。与此同时，由于能源地质储量不足，“十一五”期间新增用能将主要依靠从省外调入，能源自给率不断降低，对外依存越来越高。2)节能是一项紧迫任务和长远战略。多年来，全省各级各部门认真贯彻落实节约资源基本国策，围绕节能做了大量工作，取得显著成效。但是，粗放型的发展模式尚未根本改变，能耗高、能效低、浪费大的现象依然比较严重，单位GDP能耗高于全国平均水平，不仅直接影响当前经济运行质量和效益，而且必将影响全省经济又快又好发展。因此，必须把节能摆上十分突出的位置，采取坚决有效的节能措施，走节约发展之路。11.2节能工作的指导思想和目标任务1)－158－ 指导思想。以邓小平理论和“三个代表”重要思想为指导，全面落实科学发展国和节约资源的基本国策，以建设节约型社会为主旨，以提高能源利用效率为核心，以转变经济增长方式、调整经济结构、加快技术进步为根本，以高耗能行业和千户高耗能企业为重点，加强节能科技创新和节能新技术、新产品的推广应用，强化节能法制建设和执法监察，完善节能制度和激励政策，充分发挥市场配置的基础性作用，调动市场主体节能的自觉性，广泛宣传，全民动员，确保实现“十一五”节能降耗目标，以能源的高效利用促进全省经济社会又快又好发展。2)目标任务。“十一五”全省节能的主要目标任务是：到2010年，全省万元GDP能耗到1吨标准煤，比2005年降低22％左右（按照2005年价格计算）。重点行业主要产品单位能耗总体达到或接近本世纪国际先进水平。经过5年的努力，建立起比较完善的节能法规和标准体系、政策保障体系、技术支撑体系、监督管理体系和中介服务体系，全社会节能意识进一步增强，全省总体能耗水平进入全国先进行列，基本形成节约型的发展模式、产业体系和消费方式。11.3风力发电符合节能政策风能是可再生能源，风能的大量利用可极大的减少一次能源（如煤、石油、天然气）的利用，从而减少了因开发一次能源而造成的污染物排放、毁坏植被、影响海洋生态等环境问题。在现在全球环境保护问题越来越突出的情况下，充分利用可再生能源，在提供新的电源的同时，不产生烟尘、SO2、温室气体、废水等污染物、不会因开采造成自然界不可恢复的破坏，具有非常突出的环境效益。*风电场某风电场工程一期工程装机容量为48MW，本工程建成后，全年总供电量（上网）达9217万kWh，与同容量燃煤发电厂相比，每年可节约标煤3.12万吨，减少二氧化硫排放量523.94吨，一氧化碳约为7.11吨，氮氧化物为785.95吨；减少排放二氧化碳（温室效应性气体）为7.2万吨，减少粉尘排放量65.45吨。由此可见，大力开发风能资源，发展风力发电，不但可节约宝贵的一次能源，还可避免由于电力的发展，造成环境污染。所以发展风力发电是实现能源、经济、社会可持续发展的重要途径，为我省“十一五”期间节能工作目标的实现起到有利的保障。－158－ 第十二章劳动安全与工业卫生设计12.1设计依据、任务与目的为积极开展各项预防性的工作防止安全事故发生，依照DL796－2001《风力发电安全规程》的标准，建立劳动安全生产管理制度。12.1.1技术规范与标准1）DL/T666－1999《风力发电场运行规程》2）DL/T797－2001《风力发电场检修规程》3）DL/T572－1995《电力变压器运行规程》4）DL408－1991《电业安全工作规程》（发电厂和变电所电气部分）5）DL409－1991《电业安全工作规程》6）SD292－1988《架空配电线路及设备运行规程》7）PJ36－79《工业企业设计卫生标准》8）《关于认真做好劳动保护工作的通知》，中发［1987］68号9）《中华人民共和国安全生产法》10）《中华人民共和国劳动法》12.1.2劳动安全与工业卫生预评价报告的主要结果根据对风电场的生产特点，风电场在施工和运营过程中主要存在高空作业和高压设备操作等需要考虑的安全因素。风力发电机组正常运行时，对环境不造成污染，但要做好运行检查，防止因设备漏油对环境造成污染。另外，需尽量减少因生产人员的生活给环境造成污染。12.1.3劳动安全与工业卫生设计任务和目的12.1.3.1为保障风电场职工在生产过程中的安全与健康要求，同时确保工程建筑物和设备本身的安全，主要有以下劳动安全防范措施：1)维护风力发电机组时应打开塔架及机舱内的照明灯具，保证工作现场有足够的照明亮度。2)在登塔工作前必须手动停机，并把维护开关置于维护状态，将远程控制屏蔽。3)－158－ 在登塔工作时，要佩戴安全帽、系安全带，并把防坠落安全锁扣安装在钢丝绳上，同时要穿结实防滑的胶底鞋。4)把维修用的工具。润滑油等放进工具包里，确保工具包无破损。在攀登时把工具包挂在安全带上或者背在身上，切记避免在攀登时掉下任何物品。5)在攀登塔架时，不要过急，应平稳攀登，若中途体力不支可在中间平台休息后继续攀登，遇有身体不适，情绪异常者不得登塔作业。6)在通过每一层平台后，应将本层平台盖板盖上，尽量减少工具跌落伤人的可能性。7)在风力发电机组机舱内工作时，风速低于12m/s时可以开启机舱盖，但在离开风力发电机组前要将机舱盖合上，并可靠锁定。在风速超过18m/s时禁止登塔工作。8)在机舱内工作时禁止吸烟，在工作结束之后要认真清理工作现场，不允许遗留弃物。9)若在机舱外高空作业需系好安全带，安全带要与刚性物体联接，不允许将安全带系在电缆等物体上，且要两人以上配合工作。10)需断开主开关在机舱工作时，必须在主开关把手上悬挂警告牌，在检查机组主回路时，应保证与电源有明显断开点。11)机舱内的工作需要与地面相互配合时，应通过对讲机保证可靠的相互联系。12)若机舱内某些工作确需要短时开机时，工作人员应远离转动部分并放好工具包，同时应保证急停按钮在维护人员的控制范围内。13)检查维护液压系统时，应按规定使用护目镜和防护手套。检查液压回路前必须开启泄压手阀，保证回路内已无压力。14)在使用提升机时，应保证起吊物品的在提升机的额定起吊重量以内，吊运物品应绑扎牢靠，风速较高时应使用导向绳牵引。15)在手动偏航时，工作人员要与偏航电动机、偏航齿圈保持一定的距离，使用的工具、工作人员身体均要远离旋转和移动的部件。16)在风力发电机组轮毂上工作时需将轮毂锁定。17)在风力发电机组启动前，应确保机组已处于正常状态，工作人员已全部离开机舱回到地面。－158－ 18)若风力发电机组发生失火事故时，必须按下紧急停机键或按钮，并切断主空开和变压器刀闸，进行力所能及的灭火工作，防止火势蔓延，同时拨打火警电话。当机组发生危及人员和设备安全的故障时，值班人员应立即拉开该机组线路侧的断路器，并组织工作人员撤离险区。19)若风力发电机组发生飞车事故时，工作人员需立刻离开风力发电机组，通过远控可将风力发电机组侧风90°，在风力发电机组的叶尖扰流器或叶片顺浆的作用下，使风力发电机组轮毂转速保持在安全转速范围内。20)如果发现风力发电机组风轮结冰，要使风力发电机组立刻停机，待冰融化后再开机，同时不要过于靠近风力发电机组。21)在雷雨天气时不要停留在风力发电机组内或靠近风力发电机组。雷击过后至少一小时才可以接近风力发电机组；在空气潮湿时，风力发电机组叶片有时因受潮而发生杂音，这时不要接近风力发电机组，以防止感应电。12.1.3.2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。A．安全责任制1）施工承包单位的风电场项目经理承担组织、领导安全生产的责任。2）建立项目经理以下各级各类人员的安全生产责任制，明确个人的安全责任。3）建立持证上岗制度，一般人员经本企业考核合格后领取岗位操作证，特殊工种如电焊工、起重工，需通过有关管理部门组织的特种作业人员考核后，领取其安全操作合格证，持证上岗。4）施工承包单位的风电场项目经理部负责生产中的安全管理，承担其管理责任，包括经济责任。5）项目施工单位现场的所有员工，需与项目经理部签订安全协议。6）安全责任检查的记录应认真详细，以作为分配等的依据。B．安全教育与训练内容包括安全知识、技能和安全意识三个阶段，使操作者了解安全隐患和防范措施，掌握安全生产技能，自觉坚持安全操作。C．安全检查－158－ 有普遍检查、专业检查和季节性检查等形式。D．施工作业标准化实施科学的作业标准，规范员工的行为，有利于控制人的不安全行为，减少失误。1）实施施工作业标准化的首要条件是制定作业标准。2）作业标准应考虑人的身体的运动特点和规律。3）反复训练。12.2工程概述与风电场总体布置12.2.1工程概述*风电场某风电场工程一期工程，位于烟台*市市*镇范围内，规划容量为48MW，所发电量通过一期220kV升压站经烟台电网接入系统。12.2.2风电场总体布置箱式变电站在风电机组附近，升压站和综合楼在整个风电场的中间位置。以上占地尽量利用项目所在地闲置场地和接近现有道路。每台风电机组设置2台干粉灭火器，室外道路为4.5m，主变压器设事故油池。12.3工程安全与卫生因素分析12.3.1施工期危害因素本风电项目在施工过程中，最可能发生安全事故的工种有：高空作业、运输吊装作业、用电作业、基坑开挖作业四个工种，下面对这四个工种存在的危害因素分别进行确认。12.3.1.1高空作业存在的潜在危害因素有：保护措施不当、大风作业、器械脱落等潜在危害因素。12.3.1.2运输吊装作业存在的潜在危害因素有：无证操作、吊绳断股、起重超载、支腿不平衡、起吊弧度过大、交叉作业、吊钩断裂、吊钩未挂牢、操作失误、限位保护器失灵、指挥不当、大风起吊等潜在危害因素。12.3.1.3用电作业存在的潜在危害因素有：－158－ 无漏电保护、无证操作、设备漏电、电弧光、电焊作业未带防护用品、一闸多机、线路破损、未采取防护措施，线路绝缘破损、设备供电不符、雷雨天放电等潜在危害因素。12.3.14基坑开挖存在的潜在危害因素有：放坡不够、无证驾驶挖土机、夜间无红色警示灯、违反操作规程、未设上下人行爬梯、开挖土石方堆放距离过近等。12.3.2运行期危害因素在风电场完工投产后，运行期中主要有设备使用不当或设备质量不合格引起火灾、爆炸、电击、机械损伤等危害因素。高压设备区有雷击、噪声、振动、电磁辐射等危害因素。风力发电机组有台风、雷击、高空坠物等潜在危害因素。12.4劳动安全与工业卫生对策措施12.4.1施工期劳动安全与工业卫生对策措施针对上述施工期危害因素，采取以下几条必要措施，以预防施工期危害和预防传染性疾病的发生，保证工程建设的正常开展。（1）各种机械设备和车辆严禁无证人员操作，并对各种机械设备进行定期检修或更换。（2）高空作业和起吊作业严禁在大风和雷雨天气进行。起吊作业时，注意绳索等捆绑物是否符合起吊要求，严禁吊车超载作业。（3）用电作业应做好安全防护措施，必须进行接地保护。严禁一闸多机作业。对电缆进行绝缘检验，在施工用电的电缆周围禁止堆放易燃物品。高压设备要有警示牌。（4）基坑开挖工程要严格按照设计要求进行放坡，并采取必要的支挡措施。基坑内要有上下人爬梯，基坑开挖出的土石应尽量远离基坑堆放。基坑周边在夜间应设置醒目标志，以防止跌落。（5）工作人员应在工地附近符合食品卫生要求的饭店用餐。12.4.2运行期劳动安全与工业卫生对策措施运行期间，针对风电场运行的特点，劳动安全与工业卫生主要采取以下措施：1)风电机组在每次投运前应按风机的投运条件进行各项检查－158－ 2)风电机组的启动、停机有自动和手动两种方式。一般情况下风电机组应设置成自动方式。如果需要手动方式，应按照DL/T666要求操作。如需要用远程终端操作起停风电机组，应通知相关人员做好准备。3)按照DL/T666要求，建立风电机定期巡视制度，并做好巡视记录。4)运行人员对于监视风电场安全稳定运行负有直接责任。运行人员应及时发现问题，查明原因，防止事故扩大，减少经济损失。5)当风电场设备出现异常运行和发生事故时，当班值长应组织运行人员尽快排除异常，恢复设备正常运行，处理情况记录在运行日志上。6)事故发生时，应采取措施控制事故不再扩大并及时向有关领导汇报。在事故原因未查清前，运行人员应保护事故现场和防止损坏设备，特殊情况例外（如抢救人员生命等）。如需要立即进行抢修时，必须经风电场主管生产领导同意。7)当事故发生在交接班过程中，应停止交接班，交班人员必须监守岗位，处理事故。接班人员应在交班班长指挥下协助事故处理。事故处理告一段落后，由交接双方班长决定，是否继续交接班。8)事故处理完毕后，当班班长应将事故发生经过和处理情况如实记录在交接班波上。事故发生后应根据计算记录，对保护信号及自动装置动作情况进行分析，查明事故发生原因，制定防范措施，并写出书面报告，向风电场主管生产领导汇报。9)进行风电机巡视、维护检修、安装时，工作人员必须带安全帽。电气设备检修、风电机定期维护和特殊项目的检修应填写工作票和检修报告。10)维护检修必须实行监护制。现场检修人员对安全作业负有直接责任，检修负责人有监督责任。11)经常有人工作的场所及施工车辆宜配备急救箱，存放急救用品，并应指定专人经常检查、补充或更换。12)各类作业人员应被告知其作业现场和工作岗位存在的危险因素、防范措施及事故紧急处理措施。13)作业人员应经医师鉴定，无妨碍工作的病症（体格检查每两年至少一次）。－158－ 12.5风电场安全与卫生机构设置、人员配备及管理制度12.5.1安全卫生机构及专项设施配置在每班员工中设立安全生产专工1名，负责监督检查控制楼的消防工作，并进行工作票和操作票的管理。在电气设备上的工作，应填用工作票或事故应急抢修单，工作票有变电站、电力电缆、变电站带电作业、变电站事故应急抢修单等六种方式。工作票应一式两份，一份应保存在工作地点，由工作负责人收执；另一份由工作许可人收执，按班移交。一张工作票中，工作票签发人、工作负责人和工作许可人三者不得互相兼任。工作负责人可以填写工作票。工作票的使用必须严格按照国家有关规定。12.5.2安全生产监督制度安全生产监督制度，坚持以“安全生产，预防为主”的方针，主要包括建立和健全安全生产检查制度、安全生产通报制度、领导定期检查制度、重点隐患和危险源监控制度、安全教育培训监督制度等方面。12.5.3消防、防止电气误操作、防高空作业坠落等管理制度12.5.3.1消防消防管理制度方面采取的主要制度如下：专人负责对各种器材认真进行登记管理，经常教育相关人员爱护消防器材和设施。消防器材不准随意移动，挪做他用。建立消防器材设施维护制度。凡配置的消防器材设施，发现有泄露情况的要及时进行更换。12.5.3.2防止电气误操作管理制度防止电气误操作管理制度方面采取的主要原则制度如下：防误装置正常情况下严禁解锁或退出运行。防误装置的解锁工具（钥匙）或备用解锁工具（钥匙）必须有专门的保管和使用制度。防误装置异常处理，并做好记录。运行值班人员“三懂二会”（懂防误装置的原理、性能、结构；会操作、维护）培训制度。定期检修和定期维护制度。12.5.3.3防高空作业坠落管理制度－158－ 防高空作业坠落方面采取的主要原则制度如下：登塔时佩戴安全帽、系安全带，并把防坠落安全锁扣安装在钢丝绳上，同时要穿结实防滑的胶底鞋。若在机舱外高空作业需系好安全带，安全带要与刚性物体联接，不允许将安全带系在电缆等物体上，且要两人以上配合工作。保证工作现场有足够的照明亮度。攀登时把工具放工具包，工具包挂在安全带上或者背在身上。在通过每一层平台后，每层平台盖板盖上。机舱内的工作需要与地面相互配合时，应通过对讲机保证可靠的相互联系。若机舱内某些工作确需要短时开机时，工作人员应远离转动部分并放好工具包，同时应保证急停按钮在维护人员的控制范围内。在风力发电机组机舱内工作时，风速低于12m/s时可以开启机舱盖，但在离开风力发电机组前要将机舱盖合上，并可靠锁定。在风速超过18m/s时禁止登塔工作。12.5.4工业卫生与劳动保护管理规定工业卫生与劳动保护管理主要原则如下：严格执行国家劳动保护法律、法规、条例、标准，建立健全企业的劳动安全卫生管理制度，落实安全生产责任制，完善各项作业标准和操作规程。以及工作场所条件、生产设备设施要求和防护措施以及在劳动安全卫生方面双方权力与义务等内容。12.5.5工作票、操作票管理制度工作票管理制度主要原则如下：风机、变电站、电力电缆、变电站的维护、应急检修都应填写工作票。依据国家安规，工作票应一式两份，一份应保存在工作地点，由工作负责人收执；另一份由工作许可人收执，按班移交。一张工作票中，工作票签发人、工作负责人和工作许可人三者不得互相兼任。工作负责人可以填写工作票。工作票的使用必须严格按照国家有关规定。操作票管理制度主要原则如下：隔离操作尽量使用标准操作票，运行班长按系统、按设备编写标准操作票；一些特殊检修隔离操作而编写的经操作后没有问题的操作应及时填写成标准操作票。12.5.6事故调查处理与事故统计制度事故调查处理与事故统计制度主要原则如下：划分事故等级，人身伤害事故按国务院《企业职工伤亡事故报告和处理规定》的精神处理，工程质量和机械设备事故由有关单位组织调查处理。确定事故结案权限，结案时限。确定事故统计的范围，报告内容及时间要求，建立严格的奖惩制度。－158－ 12.5.7其它劳动安全、工业卫生管理制度按照国家和地方有关法律法规规定，变电站和风电场还应制定机动车辆的安全管理规定，结合风电场具体情况可制定安全培训制度，安全奖罚制度，临时工的安全管理规定，安全生产例会等制度。通过以上制度，使安全生产达有制可依，保障风电场的正常运行和职工的人身安全与健康。12.6事故应急救援预案风电场建设和运行期间有关的应急救援预案项目有：防火、防触电、电器误操作、风电机组损坏事故、继电保护事故、变压器损坏和互感器爆炸事故、开关设备事故、接地网损坏等内容。为有效地防止事故的发生和事故后处理及时，必须提前建立风电场事故应急救援措施，采取的内容有：1）建立事故应急救援的指挥机构；2）建立事故应急救援的各种保障，如通信保障、运输保障、抢险物资保障和治安保障等；3）预测事故扩散影响范围及潜在危险性的评估；4）应急救援预案配套制度的完善和专业队伍的训练。12.7劳动安全与工业卫生专项工程量、投资概算和实施计划项目法人在施工和建设期间，将严格按照国家和地方性法规、标准为职工配备劳动保护用品。对不同工种、不同劳动条件、发放不同的劳动保护用品。职工上岗作用时必须按规定使用，不得移作他用或领而不用。劳动保护用品主要包括头部、手部、呼吸道、足部、防坠落等防护劳保用品，施工期间必须佩带建筑或工业安全帽、劳保手套或止滑手套、防尘口罩或安全眼睛、防噪音耳塞等。实施计划有：1）交通安全措施：交通组之上实行人车分流；二条专用线与道路平交道口处均配置现代化道口设施；2）－158－ 在机器设备的危险部分和高空作业等危险场所，安装保护装置和其他安全设施；1）电气安全：各种供用电设施均设置可靠的接地装置；2）制定安全操作规程，教育职工自觉遵守；3）结合风电场特点，采取加强劳动保护宣传、安全与卫生知识培训、搞好安全生产与工业卫生归理等各项措施，并配置必要的安全与卫生防护及监测的设备、仪器等。12.8预期效果评价本风电场施工期劳动安全问题为高处坠落、提升及车辆伤害、触电、物体打击、坍塌、机械损伤等。本阶段安全设计从工程施工管理、安全生产制度、安全管理等方面提出了预防措施。只要业主、工程监理、工程承包商各自严格按照管理办法运作，可有效预防危害事故的发生，最大限度保证工作人员。同时避免了施工期间，因粉尘造成的呼吸道疾病的可能。高温，高湿气候环境造成中暑的可能性。风电场在建成投产后，主要预防灾害为自然灾害和工业灾害，包括防火防爆、防触电、防静电和机械伤害等事故。本工程设计中各个专业均遵循国家有关安全生产的规定，对可能采取的事故拟定了预防性措施，在自然灾害事故发生时可以将损失降到最低，并对工业灾害进行有效预防，最大限度保证工作人员和财产安全。－158－ 第十三章工程概算－158－ 13.1系统概况13.1.1场址概况*风电场国际某风电场工程一期工程位于山东省*市市*镇境内，东经120°01＇22″～120°05＇54″，北纬37°25＇07″～37°27＇09″之间，海拔高度为3～9m，风场规划面积约12km2。整个场区安装单机容量为2000kW的风电机组24台。13.1.2工程概况*风电场国际某风电场工程一期48MW风电场布置了24台风力发电机组和一座220kV变电站，施工总工期为12个月。风电场主要由风力发电机组、箱式变电站、风电场220kV升压变电站和交通公路等组成。13.2主要编制原则年单机等效满负荷运行小时数1896为编制基础。13.2.1主要指标工程静态投资：42896万元；单位千瓦静态投资：8937元；工程总投资：46076万元；单位千瓦总投资：9599元；其中：机电设备及安装工程费：33058万元；建筑工程费：4887万元；其他费用：3816万元；基本预备费：1135万元；建设期利息：847万元；13.2.2编制依据（1）根据国家发展改革委和建设部发布的2006年7月印发的《建设项目经济评价方法与参数》（第三版）及国家现行的财务、税收法规。－158－ （2）国家发改委文件发改办能源[2005]899号《国家发展改革委办公厅关于印发风电场工程前期工作有关规定的通知》。（3）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）。（4）风电场机电设备安装工程概算定额（2007年版）。（5）风电场建筑工程概算定额（2007年版）。（6）风电场工程施工机械台时费定额（2007年版）。（7）国家发改委2007年《电网工程建设预算编制与计算标准》。（8）中国电力企业联合会《电力建设工程概算定额》（2006年版）—建筑工程、电气设备安装工程。（9）职工基本养老保险及失业保险费执行*市市地方标准。（10）材料预算价格：装置性材料采用中电联《电力工程装置性材料预算价格（华北地区）》（2008年版）。（11）本概算价格水平年为2009年。（12）设备价格：采用近期询价。13.2.3基础资料主要机电设备价格2000kW风力发电机组（不含塔架）960万元/组塔架1万元/吨箱式变电站25万元/台主变压器615万元/台220kVGIS组合电器200万元/间隔35kV中置式开关柜20万元/面主要工程量风力发电机组24台塔架24基箱式变电站24座风电场220kV升压站1座13.2.4原始数据原始数据－158－ 序号项目数值1残值率5%2折旧年限153折旧率6.33%4贷款偿还年限商业贷款125人民币贷款利率5.94%6流动资金贷款利率5.4%7增值税税率8.5%8城建及教育附加税率9%9所得税25%10盈余公积金提取率[五年后]10%11年均人均工资（元/年）6000012风场定员（人）1213年利用小时数189614容量[kW]4800015维修费0.34%16材料费40元/kW17其它费用5元/kW18服役期（年）2019全部投资基准内部收益率6.5%20自有资金基准内部收益率8%总概算表金额单位：万元序号工程或费设备安装建筑其他合计占投资额（%）用名称购置费工程费工程费费用－158－ 12345678一设备及安装工程30050.653007.57　　33058.2277.07（一）发电设备及安装工程27878.942691.43　　30570.37　（二）升压变电设备及安装工程1411.41167.42　　1578.83　（三）通信和控制设备及安装工程535.7217.75　　553.47　（四）其他设备及安装工程224.58130.97　　355.55　二建筑工程　　4886.94　4886.9411.39（一）发电设备基础工程　　2651.28　2651.28　（二）变配电工程　　48.43　48.43　（三）房屋建筑工程　　607.44　607.44　（四）交通工程　　31.76　31.76　（五）施工辅助工程　　997.50　997.50　（六）其他　　550.53　550.53　三其他项目　　　3815.913815.918.90（一）建设用地费　　　1922.801922.80　（二）建设管理费　　　1283.081283.08　（三）生产准备费　　　346.08346.08　（四）勘察设计费　　　260.20260.20　（五）其他　　　3.753.75　四一至三部分投资合计　　　　41761.0797.35五基本预备费　　　　1134.802.65六静态投资　　　　42895.87100.00七接入系统费　　　　2290.5　八建设投资　　　　45186.37　九建设期利息　　　　846.78　十铺底生产流动资金　　　　43.2　十一工程总投资　　　　46076.35　十二单位千瓦的静态投资（元/千瓦）　　　　8936.64　十三单位千瓦的总投资（元/千瓦）　　　　9599.24　－158－ 表二设备及安装工程概算表序号名称及规格单位数量单价（元）合计（万元）设备费安装费设备费安装费12345678　设备及安装工程　　　　30050.653007.57一发电设备及安装工程　　　　27878.942691.431风电机组　　　　23155.20385.44　风电机组本体台24.009648000.000160600.31123155.20385.442塔筒（架）　　　　3947.48495.53　塔筒(含基础环、连接螺栓，轮毂高度70m）台24.001644783.000197927.5283947.48475.03　基础环台24.00　8541.228　20.503机组配套电气设备　　　　　412.86　电力电缆ZR-YJV22-0.6/1-1*240km20.20　163878.000　331.03　电力电缆ZR-YJV22-0.6/1-1*240100米/三相20000.00　28.003　56.01　控制电缆ZR-KVVPZ-22-0.75km1.52　29469.000　4.49　控制电缆ZR-KVVPZ-22-0.75100米/三相1500.00　31.981　4.80　电缆终端头7684PST-G-I套25.00　5655.000　14.14　电缆终端头7684PST-G-I套25.00　955.380　2.394机组变压器　　　　704.936.34　箱式变电站台24.00293720.0002641.623704.936.345集电线路　　　　71.33674.12　电缆敷设YJQ22-26/35-3×50km3.64　214410.000　77.96　电缆敷设YJQ22-26/35-3×50100m/三相3600.00　12.778　4.60　电缆敷设YJQ22-26/35-3×185km0.61　498050.000　30.18　电缆敷设YJQ22-26/35-3×185100m/三相600.00　17.762　1.07　电缆终端头3×185电缆用套3.00　2841.000　0.85　电缆终端头3×185电缆用套/三相3.00　888.851　0.27　电缆终端头3×50电缆用套24.00　1896.000　4.55　电缆终端头3×50电缆用套/三相24.00　888.851　2.13　避雷器支85.008392.0001911.62871.3316.25－158－ 　ADSS光缆8芯km29.00　10000.000　29.00　杆塔工程km18.80　166056.000　312.19　架线工程km18.80　60580.000　113.89　附件工程km18.80　31614.000　59.43　φ150玻璃钢管m1400.00　150.000　21.00　φ240玻璃钢管m50.00　150.000　0.756接地工程　　　　　717.14　接地扁钢t　　5852.000　　　接地扁钢t　　7675.733　　　铜包钢接地棒Φ18mm根240.00　300.000　7.20　PVC管米10000.00　10.000　10.00　接地铜排t29.05　68000.000　197.54　接地铜排t28.40　7675.733　21.80　接地深井眼48.00　100000.000　480.00　安装焊接工具套1.00　6000.000　0.60二升压变电设备及安装工程　　　　1411.41167.421主变压器系统　　　　649.4426.41　主变压器SZ10-100000KVA-220台1.006451350.00092858.885645.149.29　高压中性点隔离开关GW13-126/630A台1.0018882.0001975.6311.890.20　高压中性点避雷器YH105W-126/320只1.008392.0005847.6940.840.58　高压中性点放电间隙BJX-110-300/5A只1.0015735.000　1.57　　钢芯铝绞线LGJ240-30t0.02　21337.460　0.04　悬式复核绝缘子串FXBW4-220/100-5套3.00　662.000　0.20　绝缘铜管母FPTM-35/2000米30.00　5000.000　15.00　变压器系统调试项1.00　11003.434　1.102220kV配电装置　　　　209.802.53　主变进线间隔间隔1.002098000.00023711.963209.802.37　钢芯铝绞线LGJ-300t0.08　21337.460　0.16335kV配电装置　　　　203.455.74　主变进线柜面1.00209800.0006219.77020.980.62　出线柜面3.00209800.0006219.77062.941.87－158－ 　站用变压器柜面1.00209800.0006219.77020.980.62　无功补偿出线柜面2.00262250.0006219.77052.451.24　消弧消谐柜面1.00209800.0006219.77020.980.62　母线设备柜面1.00209800.0006219.77020.980.62　干式硅橡胶高压穿墙套管FCRGI-40.5只3.0013784.909497.8504.140.154无功补偿系统　　　　301.5015.81　高压动态无功补偿设备SVG10Mvar套1.003015000.0005429.419301.500.54　隔离开关台3.00　1415.976　0.42　避雷器组3.00　3309.549　0.99　电流互感器台7.00　774.494　0.54　滤波电容器台6.00　342.692　0.21　电抗器组3.00　2043.860　0.61　穿墙套管只3.00　497.850　0.15　高压电缆ZR-YJV22-26/35-3*120米202.00　374.090　7.56　高压电缆ZR-YJV22-26/35-3*120100米/三相200.00　15.770　0.32　三芯橡塑绝缘电力电缆冷缩终端7685PST-G-I套3.00　6792.000　2.04　三芯橡塑绝缘电力电缆冷缩终端7685PST-G-I套3.00　955.380　0.29　三芯橡塑绝缘电力电缆冷缩终端7685PST-G-O套3.00　6217.000　1.87　三芯橡塑绝缘电力电缆冷缩终端7685PST-G-O套3.00　888.851　0.275站用变压器　　　　14.694.92　干式站用变压器台1.00146860.0004391.64814.690.44　高压电缆ZR-YJV22-26/35-3*50米151.50　214.410　3.25　高压电缆ZR-YJV22-26/35-3*50100米/三相150.00　12.778　0.19　三芯橡塑绝缘电力电缆冷缩终端7684PST-G-I套2.00　1919.000　0.38　三芯橡塑绝缘电力电缆冷缩终端7684PST-G-I套2.00　955.380　0.19　站用变系统调试项1.00　1715.138　0.17　母线电压调试35kV项1.00　2113.077　0.21　站用电系统调试台1.00　861.685　0.096站用电系统　　　　32.530.60　低压配电屏GCS面4.0052450.000538.66720.980.22－158－ 　检修电源箱XW1只2.0010490.000538.6672.100.11　检修电源箱LPXR-700*550只2.0010490.000538.6672.100.11　水泵房动力箱UQK-200改只2.0010490.000538.6672.100.11　事故照明切换屏面1.0052450.000538.6675.250.057全站电缆　　　　　105.92　阻燃电力电缆km4.04　36102.800　14.59　阻燃电力电缆100米/三相4000.00　20.019　8.01　阻燃屏蔽控制电缆km14.14　16753.320　23.69　阻燃屏蔽控制电缆100米/三相14000.00　13.792　19.31　母线系统调试项1.00　3161.906　0.32　电缆防火项1.00　400000.000　40.00　电缆辅助　　　　　5.49　电缆护管t10.16　4937.000　5.02　SMC防腐支架条312.00　15.000　0.47　电缆桥架t　　9504.000　　　电缆桥架t　　2179.797　　三通信和控制设备及安装工程　　　　535.7217.751监控系统　　　　326.712.631.1微机监控系统装置套1.001573500.000　157.35　1.2主机兼操作员工作站台1.00　1258.448　0.131.3主机兼五防工作站台1.00　1258.448　0.131.4远动通信柜面1.00　1258.448　0.131.5逆变电源柜面1.00　1258.448　0.131.6#1主变测控柜(共3个测控单元)面1.00　1258.448　0.131.7220kV及公用测控柜(共5个测控单元)面1.00　1258.448　0.131.935kV线路测控保护装置台3.00　　　　1.1035kV站用变压器保护测控装置台1.00　　　　1.11高压动态无功补偿测保装置台2.00　　　　1.1235kV组网交换机台2.00　　　　1.15主变压器保护柜面2.00104900.0001258.44820.980.251.16电度表柜面1.0052450.0001258.4485.250.13－158－ 1.1735kV三相三线制电度表块4.006294.000　2.52　1.18电能质量测量装置柜面1.0083920.0001258.4488.390.131.19SF6-02在线监测仪套2.0041960.0001258.4488.390.251.20220kV线路保护柜面2.00146860.0001258.44829.370.251.22220kV线路及主变故障录波器柜面1.00146860.0001258.44814.690.131.23继电保护实验电源柜面1.0052450.0001258.4485.250.131.24工业监视系统套1.00262250.0001258.44826.230.131.25主变消防控制柜面1.00　1258.448　0.131.26220kV线路保护通信接口柜面1.0036715.000　3.67　1.27失步解列装置柜面1.0083920.000　8.39　1.28保护及故障录波信息管理子站柜套1.00262250.000　26.23　1.30中央信号系统调试套1.00　3161.906　0.321.31仪器仪表及试验设备费项1.00100000.000　10.00　2直流系统　　　　62.943.09　高频直流开关电源柜MK-80A面2.00314700.000　62.94　　直流馈线柜面2.00　538.667　0.11　免维护蓄电池面4.00　7443.871　2.983通信系统　　　　88.3710.57　场内通信　　　　　　　调度程控交换机套1.00419600.00011312.45941.961.13　高频开关电源套2.0068185.0001258.44813.640.25　通信蓄电池组2.0028847.5007443.8715.771.49　电力电缆米202.00　43.060　0.87　电力电缆100米/三相200.00　14.028　0.28　通信电缆米3030.00　7.950　2.41　通信电缆100米/三相3000.00　13.792　4.14　场内配套设施项1.0050000.000　5.00　　公网电话部2.0010000.000　2.00　　无线对讲机部20.0010000.000　20.00　4远动及计费系统　　　　57.701.46　电量计费系统　　　　　　－158－ 　电能表三相四线制块　26225.000　　　　关口电能表柜面　52450.0001258.448　　　电能量远方终端只1.00472050.0005000.00047.210.50　数据网络套　104900.000　　　　路由器台1.00　　　　　交换机台1.00　　　　　2M同轴电缆100米/三相100.00　13.792　0.14　屏蔽双绞线100米/三相500.00　13.792　0.69　PMU设备台1.00104900.0001258.44810.490.13四其他设备及安装工程　　　　224.58130.971采暖通风及空调系统　　　　123.33　　多联空调室外机150kW台1.0028323.000　2.83　　多联空调室外机75kW台1.0020980.000　2.10　　空调室内机10kW台10.009216.000　9.22　　空调室内机6kW台7.006530.000　4.57　　空调室内机3.5kW台7.004787.000　3.35　　空调室内机（高静压风管机）4.5kW台10.004685.000　4.68　　防爆分体式空调BYTF-10台1.0015735.000　1.57　　风冷恒温恒湿空调机HFD-26W台5.0094200.200　47.10　　立柜式电热暖风机5000W，380V台7.005245.000　3.67　　防爆型壁挂式电暖气2000W，220V台4.004196.000　1.68　　壁挂式电暖气2500W，220V台　3540.375　　　　壁挂式电暖气2000W，220V台98.003147.000　30.84　　壁挂式电暖气1000W，220V（卫浴型）台12.002360.250　2.83　　壁挂式电暖气500W，220V（卫浴型）台　1180.125　　　　防爆轴流风机BT35-11台3.003147.000　0.94　　轴流风机FT35-11台10.002622.500　2.62　　全热新风换气机台2.005601.660　1.12　　吊顶式排气扇台12.00524.500　0.63　　单层防雨百叶窗1000*655个33.00800.000　2.64　　轴流风机FT35-11-4.0台　3147.000　　　－158－ 　轴流风机FT35-11-3.15台　2622.500　　　　单冷柜式空调机KF-120LW台2.004720.500　0.94　2照明系统　　　　5.2529.37　节能泛光工作灯只20.00　2700.000　5.40　节能泛光工作灯只20.00　1089.283　2.18　户外照明箱只1.0052450.000538.6675.250.05　电力电缆VV22-1.0-3*4km4.04　43056.000　17.39　电力电缆VV22-1.0-3*4100米/三相4000.00　10.866　4.35　铜芯塑料线BV-0.5-2*4km　　5000.000　　　铜芯塑料线BV-0.5-2*2.5km　　5000.000　　　铜芯塑料线BV-0.5-5*10km　　5000.000　　　铜芯塑料线BV-0.5-4*4km　　5000.000　　3消防系统　　　　　5.01　全所化学消防　　　　　　　推车式干粉灭火器25kg个8.00　550.000　0.44　手提式二氧化碳灭火器3kg个76.00　220.000　1.67　灭火器箱个38.00　500.000　1.90　综合消防棚座1.00　10000.000　1.004生产车辆购置　　　　96.00　　生产车辆辆3.00320000.000　96.00　5全场接地　　　　　96.59　接地扁钢热镀锌t0.93　5852.210　0.54　接地扁钢热镀锌t0.89　7675.733　0.68　铜绞线TJ-120t　　34280.400　　　软铜线RBV-1*4km0.20　2610.000　0.05　软铜线RBV-1*4t0.01　7675.733　0.01　接地铜排t5.72　68000.000　38.90　接地铜排t5.60　7675.733　4.30　铜包钢接地棒Φ17.2mmm200.00　100.000　2.00　圆钢Φ12t1.88　5852.210　1.10　圆钢Φ12t1.78　7675.733　1.37　接地深井口4.00　100000.000　40.00－158－ 　电缆km0.40　43056.000　1.74　电缆t0.39　7675.733　0.30　安装焊接工具套1.00　6000.000　0.60　熔焊材料元1.00　50000.000　5.006其他　　　　　　表三建筑工程概算表序号工程或费用名称单位数量单价（元）合计（万元）123456　建筑工程　　　4886.94一发电设备基础工程　　　2651.281风电机组塔筒（架）基础工程　　　2565.351.1土方开挖㏄31047.8413.24341.121.2土石方回填㏄14898.7212.25018.251.3混凝土㏄12126.60398.584483.351.4混凝土垫层㏄1331.00373.55549.721.5钢筋t1210.006300.850762.401.6桩径（800mm以内）冲击钻钻孔m5096.0014.4297.351.7混凝土灌注桩㏄2620.803.3430.881.8钢筋笼制安t399.006768.154270.051.9钢筋除锈剂t389.005500.000213.951.11防腐剂㎡　125.000　1.10换填混凝土㏄7330.00299.078219.221.12土石方工程km18.8091804.000172.591.13基础工程km18.80133657.000251.281.14施工平台挖方㏄15600.0011.56818.051.15施工平台回填㏄39600.0014.42957.142机组变压器基础工程　　　85.932.1箱变基槽开挖土方㏄1800.003.3430.602.2钢筋混凝土箱变基础㏄528.00499.50726.372.3砖砌水泥台阶㏄201.6065.2281.312.4水泥方格巡视小路㎡360.0047.2541.70－158－ 2.5钢筋混凝土管道φ1000米500.00548.99027.452.6箱变围栏㎡　216.980　2.7基础防腐㎡2280.00125.00028.50二变配电工程　　　48.431主变压器基础工程　　　22.601.1其他建筑物与构筑物土方㏄284.6019.8500.561.2设备基础变压器油池㏄113.70387.4304.411.3设备基础变压器基础㏄69.40509.3103.531.4钢结构镀锌t　7.722755.0802.131.5主要辅机基础单体小于50m3㏄　806.660　1.6碎（砾）石干铺垫层㏄　86.750　1.73:7灰土㏄　77.010　1.8铁件调整t　1.045640.9600.581.9防火墙砖混结构㏄88.60495.1704.391.10排油管（Ф300铸铁管）m50.00200.0001.001.11Ф150钢管m　150.000　1.12Ф50钢管m　50.000　1.13鹅卵石㏄20.50300.0000.621.15高阻瓷砖100㎡1.0010039.5501.001.14基础防腐㎡350.00125.0004.382主变设备支架及基础　　　3.172.1钢管设备支架(含土方与基础构架)t　2.1414611.0603.132.2砌体沟道㏄0.64601.7600.042.3基础防腐㎡　125.000　3主变架构及基础　　　6.953.1钢管构架(含土方与基础构架)t　3.8315332.2905.873.2型钢构支架梁t　1.257963.2001.003.3构支架钢结构附件t　0.108356.8200.084主变事故油池　　　8.124.1主变事故油池㏄95.00854.9308.124.2基础防腐㎡　125.000　5配电设备构筑物　　　7.595.1避雷针塔高50米以内t3.2015015.1404.80－158－ 5.2电缆沟浇制素混凝土沟道㏄35.20791.2802.795.3电缆沟砌体沟道㏄　601.760　三房屋建筑工程　　　607.441生产综合楼　　　447.281.1其他建筑物与构筑物土方㏄3510.3019.8506.971.2独立基础㏄650.75796.95251.861.3地下室PVC防水100㎡　5809.480　1.4普通地面地砖面层100㎡7.7210039.5507.761.5复杂地面地砖面层100㎡3.1127381.3008.521.6普通地面水泥砂浆面层100㎡　6981.660　1.7其他浇制混凝土楼板与平台板100㎡10.0925479.31025.711.8楼面面层地砖面层100㎡9.644462.2104.301.9加气砼垫层㏄81.99189.0501.551.10细石混凝土100㎡3.152065.4300.651.11屋面板浇制混凝土板100㎡9.6424998.32024.091.12屋面有组织外排水100㎡9.64669.7500.651.13苯板保温隔热100㎡9.647640.6607.361.14三元乙丙防水100㎡9.649606.9409.261.15橡胶卷材防水100㎡9.649131.2808.801.16钢筋混凝土框架㏄689.081329.43091.611.17其他砖砌体外墙㏄574.35357.73020.551.18其他砖砌体内墙㏄554.24302.48016.761.19墙体装饰涂料100㎡22.971908.3704.381.20墙体装饰面砖100㎡2.225798.7701.291.21墙体装饰内墙乳胶漆面100㎡66.942450.76016.401.22其他苯板砌体外墙㏄137.84357.3804.931.23天棚吊顶轻钢龙骨100㎡17.324633.4348.021.24天棚吊顶PVC面层100㎡1.953647.2700.711.25铝质扣板吊顶100㎡17.4312345.52021.521.26钢筋混凝土墙厚30cm以内㏄　　1468.780　1.27铝合金断桥窗100㎡1.3634289.1204.671.28防盗通风门100㎡1.7846708.7808.291.29铝合金门100㎡0.0922028.0100.20－158－ 1.30铝合金防盗网㎡84.24150.0001.261.31金属卷帘门100㎡　37910.560　1.32普通钢筋调整t　8.203917.9003.211.33铁件调整t　5.295640.9602.981.34其他钢结构t　　8173.440　1.35不锈钢栏杆m49.60300.0001.491.36钢丝网抹灰㎡9213.4020.00018.431.37外墙涂料掺入抗渗纤维㎡　0.290　1.38生产综合楼给排水100㎡19.272974.8405.731.39生产综合楼通风空调100㎡19.273654.6007.041.40生产综合楼照明100㎡19.273798.2907.321.41排污泵台　5436.275　1.42基础防腐㎡3300.00125.00041.251.43铝合金屏蔽网100㎡4.154233.9831.762无功补偿阀室及设备基础　　　15.932.1其他建筑物与构筑物土方㏄　19.850　2.2钢筋混凝土独立基础㏄　796.950　2.3阀厅环氧砂浆耐磨复杂地面100㎡　54973.500　2.4屋面板浇制混凝土板100㎡　24998.320　2.5屋面有组织外排水100㎡　669.750　2.6苯板保温隔热100㎡　7640.660　2.7三元乙丙防水100㎡　9606.940　2.8橡胶卷材防水100㎡　9131.280　2.9其他其它砖砌体外墙㏄　357.730　2.10其他苯板砌体外墙㏄　357.380　2.11其他砖砌体内墙㏄　302.480　2.12墙体装饰涂料100㎡　1908.370　2.13墙体装饰内墙乳胶漆面100㎡　2450.760　2.14铝合金断桥窗100㎡　34289.120　2.15防火门100㎡　46708.780　2.16钢筋混凝土框架㏄　1329.430　2.17普通钢筋调整t　　3917.900　2.18铝合金防盗网㎡　150.000　－158－ 2.19钢丝网抹灰㎡　20.000　2.20混凝土空调外装饰㏄　656.630　2.21其他钢结构t　　8173.440　2.22钢结构镀锌t　　2755.080　2.23无功补偿设备基础挖方㏄266.0019.8500.532.24预埋铁件t　0.355640.9600.202.25设备基础C30混凝土㏄187.00499.5079.342.26混凝土垫层㏄　373.555　2.27钢管设备支架(含土方与基础构架)t　0.6714611.0600.972.28设备基础变压器油池㏄　387.430　2.29碎（砾）石干铺垫层㏄　86.750　2.303:7灰土㏄　77.010　2.31阀室与控制楼采暖100㏄　672.610　2.32阀室与控制楼通风空调100㏄　995.510　2.33铁件调整t　　5640.960　2.34钢结构镀锌t　　2755.080　2.36排油管（Ф30钢管）m30.0080.0000.242.35鹅卵石㏄　300.000　2.37基础防腐㎡372.00125.0004.653车库　　　22.713.1其他建筑物与构筑物土方㏄80.6419.8500.163.2钢筋混凝土管桩基础㏄20.161950.3643.933.3阀厅环氧砂浆耐磨复杂地面100㎡　54973.500　3.4普通瓷砖地面100㎡1.0810039.5491.083.5屋面板浇制混凝土板100㎡1.0824998.3202.703.6屋面有组织外排水100㎡1.08669.7500.073.7苯板保温隔热100㎡1.087640.6600.833.8三元乙丙防水100㎡1.089606.9401.043.9橡胶卷材防水100㎡1.089131.2800.993.10其他其它砖砌体外墙㏄85.20357.7303.053.11其他苯板砌体外墙㏄　357.380　3.12其他砖砌体内墙㏄　302.480　3.13墙体装饰涂料100㎡3.411908.3700.65－158－ 3.14墙体装饰内墙乳胶漆面100㎡3.412450.7600.843.15金属卷帘门100㎡　37910.560　3.16防火门100㎡0.4246708.7801.983.17铝合金断桥窗100㎡0.1634289.1200.563.18钢筋混凝土框架㏄20.451329.4302.723.19普通钢筋调整t　　3917.900　3.20铝合金防盗网㎡16.20150.0000.243.21钢丝网抹灰㎡　20.000　3.22混凝土空调外装饰㏄　656.630　3.23其他钢结构t　　8173.440　3.24钢结构镀锌t　　2755.080　3.25基础防腐㎡98.82125.0001.243.26库房采暖100㎡1.143867.2900.443.27库房通风空调100㎡1.311447.7800.193.28排污泵台　5436.270　4值守室、水泵房　　　40.924.1其他建筑物与构筑物土方㏄279.5619.8500.554.2钢筋混凝土条形基础㏄30.00925.0902.784.3钢筋混凝土筏板基础㏄　1012.300　4.4普通地面地砖面层100㎡　10039.550　4.5普通地面水泥砂浆面层100㎡0.296964.7600.204.6其他浇制混凝土板100㎡　25479.310　4.7屋面板浇制混凝土板100㎡0.3524998.3200.884.8苯板保温隔热100㎡0.357640.6600.274.9橡胶卷材防水100㎡0.359131.2800.324.10屋面有组织外排水100㎡0.35669.7500.024.11花岗岩面层100㎡0.3522932.1200.804.12钢筋混凝土框架㏄0.611329.4300.084.13其他砖砌体外墙㏄41.53357.7301.494.14其他砖砌体内墙㏄19.73302.4800.604.15墙体装饰外墙涂料100㎡1.125798.7670.654.16墙体装饰内墙乳胶漆面100㎡2.191908.3740.424.17防盗门100㎡0.0546708.7800.25－158－ 4.18铝合金断桥窗100㎡0.0934289.1200.314.19基础防腐㎡150.00125.0001.884.20铝合金防盗网㎡9.00150.0000.144.21塑钢门100㎡　26777.880　4.22铁件调整t　　5640.960　4.23其他钢结构t　　8173.440　4.24钢结构镀锌t　　2755.080　4.25泵房给排水100㏄3.41302.8700.104.26泵房采暖100㏄3.61370.2500.134.27泵房通风空调100㏄3.41432.9300.154.28室外消防水管道t　2.5910028.4602.604.29排污泵台1.005436.2700.544.30电动闸阀Z941H-16DN100套1.008100.0000.814.31远传液位计UQK-200套3.008000.0002.404.32消防泵XBD5.7/15-DL套2.0017900.0003.584.33排污泵50QW10-10台1.003000.0000.304.34手拉葫芦1.5t套1.00200.0000.024.35单轨手动小车1.5t套2.00300.0000.064.36电热水器50L套25.003000.0007.504.38气压给水设备套1.0042000.0004.204.37变频控制设备套1.0036000.0003.604.39生活水泵套2.0016436.0003.295消防水池　　　9.535.1浇制钢筋混凝土井、池(容积V)100＜V≤200立方米㏄150.00635.1289.536油品库　　　29.756.1其他建筑物与构筑物土方㏄403.2019.8500.806.2独立基础㏄45.60796.9523.636.3阀厅环氧砂浆耐磨复杂地面100㎡1.0854973.5005.946.4普通瓷砖地面100㎡　10039.549　6.5屋面板浇制混凝土板100㎡1.0824998.3202.706.6屋面有组织外排水100㎡1.08669.7500.076.7苯板保温隔热100㎡1.087640.6600.83－158－ 6.8三元乙丙防水100㎡1.089606.9401.046.9橡胶卷材防水100㎡1.089131.2800.996.10钢筋混凝土框架㏄34.511329.4304.596.11其他其它砖砌体外墙㏄66.00357.7302.366.12其他苯板砌体外墙㏄　357.380　6.13其他砖砌体内墙㏄　302.480　6.14墙体装饰涂料100㎡2.641908.3700.506.15墙体装饰内墙乳胶漆面100㎡2.642450.7600.656.16金属卷帘门100㎡　37910.560　6.17防火门100㎡　46708.780　6.18铝合金断桥窗100㎡　34289.120　6.19普通钢筋调整t　　3917.900　6.20铝合金防盗网㎡16.20150.0000.246.21钢丝网抹灰㎡　20.000　6.22混凝土空调外装饰㏄　656.630　6.23其他钢结构t　　8173.440　6.24钢结构镀锌t　　2755.080　6.25基础防腐㎡409.06125.0005.116.26库房采暖100㎡0.533867.2900.206.27库房通风空调100㎡0.531447.7800.086.28排污泵台　5436.270　6.29铝合金门100㎡0.0122028.0100.02735kV动态无功补偿　　　29.387.1其他建筑物与构筑物土方㏄343.0019.8500.687.2主要辅机基础单体小于50m3㏄200.00806.66016.137.3Ф30钢管m30.0050.0000.157.4碎（砾）石干铺垫层㏄　86.750　7.53:7灰土㏄　77.010　7.6钢管设备支架t0.7614611.0641.107.7铁件调整t0.435640.9600.247.8钢结构镀锌t0.762755.0800.217.9防火墙砖混结构㏄　495.170　7.10排油管（Ф300铸铁管）m　200.000　－158－ 7.11Ф150钢管m　150.000　7.12鹅卵石㏄　300.000　7.13基础防腐㎡366.00125.0004.587.14高阻瓷砖100㎡1.0010039.5501.007.15PHC预应力砼管桩㏄27.141950.3645.298站用变基础工程　　　11.948.1其他建筑物与构筑物土方㏄145.4019.8500.298.2设备基础变压器油池㏄108.00387.4304.188.3设备基础变压器基础㏄37.70509.3101.928.4钢结构镀锌t　0.152755.0800.048.5铁件调整t　0.125640.9600.078.6防火墙砖混结构㏄88.60495.1704.398.7Ф200钢管m70.00150.0001.058.8主要辅机基础单体小于50m3㏄　806.660　8.9碎（砾）石干铺垫层㏄　86.750　8.103:7灰土㏄　77.010　8.11排油管（Ф300铸铁管）m　200.000　8.12Ф50钢管m　50.000　8.13鹅卵石㏄　300.000　8.14基础防腐㎡　125.000　8.15高阻瓷砖100㎡　10039.550　8.16PHC预应力砼管桩㏄　1950.364　四交通工程　　　31.761站内道路　　　16.011.1混凝土路面㏄828.00193.38016.011.2水泥方格巡视小路㎡　47.254　2站外道路　　　15.752.1砌体护坡㏄180.00154.1032.772.2砌体挡土墙㏄　183.116　2.3浆砌毛石排水沟㏄　158.639　2.4钢筋混凝土管道φ300米70.00584.9904.092.6浆砌毛石基础㏄　146.813　2.5混凝土路面㎡459.90193.3808.89－158－ 2.7浆砌毛石护坡㏄　239.528　五施工辅助工程　　　997.501站外水源　　　15.441.1室外生活给水PVC管道m500.00198.8109.941.2浇制钢筋混凝土井、池(容积V)V≤10m3㏄　3.381157.7700.391.3深水井m　　2067.070　1.4潜水电泵套　5436.270　1.5闸阀Z41T-10DN50个3.00253.0000.081.7增容费项1.0050000.0005.001.6止回阀H41T-10DN50个2.00138.0000.032所区供水管道　　　14.382.1室外消防水管道t10.2110028.46010.242.2给水栓个5.001000.0000.502.3砌体井、池V≤10㏄　662.450　2.4消防水龙带DN100m240.0025.0000.602.5消防水枪个4.00100.0000.042.6电热水器80L套　2500.000　2.7室内消火栓套10.001000.0001.002.8不锈钢水箱套1.0020000.0002.003站外排水　　　4.773.1浇制钢筋混凝土井、池(容积V)V≤10m3㏄5.891157.7700.683.2室外排水、雨水管道直径小于300毫米米100.00408.9154.093.32:8灰土㏄　60.180　4站区排水　　　57.644.1室外排水、雨水管道直径小于300毫米米300.00221.2506.644.2室外排水、雨水管道直径小于600毫米米580.00408.92023.724.3浇制钢筋混凝土井、池(容积V)V≤10m3㏄126.051157.77014.594.4浇制钢筋混凝土井、池(容积V)50＜V≤100立方米㏄　854.930　4.5砌体井池V≤10㏄　662.450　4.6埋地式污水处理设备套1.00100000.00010.004.7潜水排污泵台2.005436.2701.094.8远传液位计UQK-200套2.008000.0001.60－158－ 5施工道路　　　774.465.1新建风场道路碎石底层㎡15626.0037.91559.255.2新建风场道路干结碎石路面㎡15626.0057.61890.035.3改道道路面积干结碎石路面㎡81050.0025.009202.705.4浆砌毛石护坡㏄10662.40154.103164.315.5场内道路挖土方㏄400.0018.9090.765.6场内道路挖石方㏄800.0027.5772.215.7浆砌毛石挡土墙㏄532.00183.1169.745.8石方外运10km㏄　41.283　5.9回填土㏄76170.008.07661.515.10综合考虑后买土㏄68130.0027.000183.956安装平台场地平整工程　　　12.366.1碎（砾）石干铺垫层㏄138.0086.7501.206.23:7灰土㏄138.0077.0101.066.3降阻回填土㏄12500.008.07610.106.4外购土㏄　20.000　7大型专用施工设备安拆及进出场费　　　60.007.1大型专用施工设备安拆及进出场费项1.00600000.00060.008围墙大门及挡土墙　　　58.458.1砖围墙㎡754.40183.78013.868.2砌体挡土墙㏄1980.00183.11636.268.3浆砌毛石护坡㏄　154.103　8.4浆砌毛石排水沟㏄147.00158.6392.338.5标识墙元1.0050000.0005.008.6电动大门（18m2）元1.0010000.0001.008.7碎石灌注桩㏄　　584.990　8.8基础3:7砂石垫层500厚㏄　86.749　六其他　　　550.531环境保护与水土保护工程　　　205.001.1环境保护项1.001200000.000120.001.2水土保持项1.00850000.00085.002消防设施　　　　3站区绿化项1.0030000.0003.00－158－ 4劳动安全与工业卫生工程　　　　4.1劳动安全与工业卫生工程项　100000.000　5变电所场地平整工程　　　188.305.1场地亏方碾压或夯填㏄16205.006.71010.875.2场地平整土方㏄　13.820　5.3外购土㏄13105.0027.00035.385.4余土外运10km㏄　20.000　5.5碎石灌注桩㏄　4604.40248.196114.285.6碎石垫层㏄2200.00126.23027.776其他　　　154.236.1大件运输措施费项1.001100000.000110.006.3地基处理试验费项1.0092333.0009.236.2站外电源水源及通信项1.00350000.00035.00表四其他费用概算表序号工程或费用名称单位数量单价（元）合价（万元）123456　其他项目　　　3815.91一建设用地费　　　1922.801土地占用费　　　1557.00　永久用地　204.0021301.00434.54　临时用（租）地　60.00187077.001122.462旧有生产道路改道%　　　3余物清理补偿费　　　365.80　果园立塔补偿　36.0060000.00216.00　树木补偿　100.0010030.00100.30　房屋补偿　600.00825.0049.50二建设管理费　　　1283.081工程前期费%1.0037945.16379.452建设单位管理费　　　341.25　（建筑工程费＋安装工程费）×费率1%2.807894.51221.05　设备购置费×费率2%0.4030050.65120.20－158－ 3建设监理费　　　145.65　（建筑工程费＋安装工程费）×费率1%1.357894.51106.58　设备购置费×费率2%0.1330050.6539.074项目咨询服务评审费　　　163.09　（建筑工程费＋安装工程费）×费率1%1.007894.5178.95　设备购置费×费率2%0.2830050.6584.145工程验收费%1.057894.5182.896工程保险费%0.4537945.16170.75三生产准备费　　　346.081生产人员培训及提前进厂费%0.957894.5175.002办公及生活家具购置费%0.757894.5159.213工器具及生产家具购置费%0.1530050.6545.084备品备件购置费%0.5030050.65150.255联合试运转费%0.553007.5716.54四勘察设计费　　　260.201勘察费%950000.001.0095.002设计费%1400000.001.00140.003其他　　　25.20　施工图预算编制费%10.00140.0014.00　竣工图编制费%8.00140.0011.20五其他　　　3.75－158－ 第十四章财务评价14.1经济分析依据根据国家发展改革委和建设部发布的2006年7月印发的《建设项目经济评价方法与参数》（第三版）及国家现行的财务、税收法规。14.2评价条件14.2.1投资估算：详见投资概算表14.2.2资金筹措及分年使用计划由于本工程业主尚未与某家银行（和某几家银行）达成贷款协议，故本工程暂按注册资本是总投资的20%，即9215万元计列；其余部分为银行贷款，即36861万元，年利率5.94%，计复利。14.2.3成本费用本工程成本费用计算的主要参数按已建风电项目的统计值、设计计算值或行业规定考虑。14.2.4还本付息采用本息等额还款方式。人民币贷款：还贷期12年（含建设期）14.3税金1、增值税：税率为8.5%。2、城市维护建设税及教育附加费：按流转税的9%计取。3、所得税：按销售利润的25%计取。4、盈余公积：按国家有关规定10%计取。14.4电价确定原则根据山东电网实际情况，预计本风电场不含增值税上网电价为0.4934元/kW·h；含增值税上网电价为0.5773元/kW·h。14.5主要指标分析14.5.1财务赢利能力分析（1）财务内部收益率（FIRR）全部投资的FIRR=6.41%－158－ 资本金的FIRR=8%全部投资的内部收益率和资本金的内部收益率均高于行业基准收益率及国家现行长期贷款利率，说明该项目赢利能力较好。（1）财务净现值（FNPV）全部投资的FNPV=33.38万元资本金的FNPV=0万元全部投资财务净现值和资本金财务净现值均不小于0，说明该项目在财务上较为理想的。（2）投资回收期（Pt）全部投资的Pt=11.78年上述数据表明回收期合理。14.5.2清偿能力分析本项目的还款来源有折旧和利润，可按上述计算所得回收期还清。14.6综合经济评价本项目财务评价测算中含税上网电价为0.5773元/kWh，资本金利润率11.8%，资产负债率80.14%。故本工程财务评价中大部分经济技术指标符合要求，在财务上是理想的。附表：1、固定资产投资估算表2、投资计划及资金筹措表3、总成本费用表4、项目投资现金流量表5、借款还本付息计划表6、财务计划现金流量表7、项目资本金现金流量表8、利润和利润分配表9、资产负债表10、敏感性分析表11、财务指标汇总表－158－ 固定资产投资估算表单位：万元第一部分机电设备及安装工程33058.22第二部分建筑工程4886.94第三部分其他费用3815.91一至三部分合计41761.07编制年价差基本预备费1135静态总投资46076接入系统2291建设期利息847总投资46076投资计划与资金筹措表人民币单位：万元序号项目合计计算期第1年第2年1总投资46076.3546042.1534.21.1建设投资45186.3745186.3701.2建设期利息846.78846.7801.3流动资金43.2934.22资金筹措46076.3646042.1634.22.1资本金（资金筹措）9215.349181.1434.2　流动资金资本金43.2934.22.2借款36861.0236861.0202.2.1长期借款36861.0236861.020　长期借款本金36014.2336014.230　建设期利息846.78846.780－158－ 总成本费用表人民币单位：万元序号项目合计计算期第1年第2年第3年第4年第5年第6年第7年第8年第9年第10年1折旧费40010.5402667.372667.372667.372667.372667.372667.372667.372667.372667.372维修费2930.1400041.2741.2741.2741.2741.27123.81123.813工资及福利2335.2724.08115.56115.56115.56115.56115.56115.56115.56115.56115.564保险费2084.9721.49103.17103.17103.17103.17103.17103.17103.17103.17103.175材料费3880401921921921921921921921921926摊销费000000000007利息支出14785.88223.972207.942041.381867.661684.031491.91312.531122.91927.19735.298其他费用4855242424242424242424固定成本62146.8269.545094.044927.484795.044611.44419.274239.94050.293937.13745.2可变成本436545216216216216216216216216216总成本费用66511.8314.545310.045143.485011.044827.44635.274455.94266.294153.13961.2经营成本11715.3990.57434.73434.73476476476476476558.54558.54－181－ 总成本费用表人民币单位：万元序号项目计算期第11年第12年第13年第14年第15年第16年第17年第18年第19年第20年第21年1折旧费2667.372667.372667.372667.372667.372667.37000002维修费123.81206.35206.35206.35206.35206.35330.16330.16330.16330.1603工资及福利115.56115.56115.56115.56115.56115.56115.56115.56115.56115.56115.564保险费103.17103.17103.17103.17103.17103.17103.17103.17103.17103.17103.175材料费1921921921921921921921921921921926摊销费000000000007利息支出552.83373.89200.85.445.445.445.445.445.445.445.448其他费用2424242424242424242424固定成本3562.743466.343293.253097.893097.893097.89554.33554.33554.33554.33224.18可变成本216216216216216216216216216216216总成本费用3778.743682.343509.253313.893313.893313.89770.33770.33770.33770.33440.18经营成本558.54641.08641.08641.08641.08641.08764.89764.89764.89764.89434.73－181－ 项目投资现金流量表人民币单位：万元序号项目合计计算期第1年第2年第3年第4年第5年第6年第7年第8年第9年第10年1现金流入102658.721094.475253.445253.445253.445253.445224.024871.784871.784871.784871.781.1营业收入90737.79935.444490.124490.124490.124490.124490.124490.124490.124490.124490.121.2补贴收入9671.11159.02763.32763.32763.32763.32733.91381.66381.66381.66381.661.3回收固定资产余值2105.8200000000001.4回收流动资金14400000000002现金流出58081.5345306.94548.73434.73476476481.3544.7544.7627.24627.242.1建设投资45186.3745186.370000000002.2流动资金14430114000000002.3经营成本11715.3990.57434.73434.73476476476476476558.54558.542.4营业税金及附加1035.78000005.2968.768.768.768.72.5维持运营投资000000000003所得税前净现金流量（1－2）44577.19-44212.474704.74818.74777.434777.434742.734327.084327.084244.544244.544累计所得税前净现金流量　-44212.47-39507.77-34689.07-29911.63-25134.2-20391.47-16064.4-11737.32-7492.79-3248.255调整所得税10932.6211.22347347336.69336.69342.72414.93414.93394.29394.296所得税后净现金流量（3－5）33644.59-44423.694357.74471.74440.754440.754400.013912.153912.153850.243850.247　-44423.69-40065.99-35594.29-31153.54-26712.8-22312.78-18400.64-14488.49-10638.24-6788－181－ 累计所得税后净现金流量－181－ 项目投资现金流量表人民币单位：万元序号项目计算期第11年第12年第13年第14年第15年第16年第17年第18年第19年第20年第21年1现金流入4871.784871.784871.784871.784871.784871.784871.784871.784871.784871.787121.61.1营业收入4490.124490.124490.124490.124490.124490.124490.124490.124490.124490.124490.121.2补贴收入381.66381.66381.66381.66381.66381.66381.66381.66381.66381.66381.661.3回收固定资产余值00000000002105.821.4回收流动资金00000000001442现金流出627.24709.78709.78709.78709.78709.78833.59833.59833.59833.59503.432.1建设投资000000000002.2流动资金000000000002.3经营成本558.54641.08641.08641.08641.08641.08764.89764.89764.89764.89434.732.4营业税金及附加68.768.768.768.768.768.768.768.768.768.768.72.5维持运营投资000000000003所得税前净现金流量（1－2）4244.54416241624162416241624038.194038.194038.194038.196618.164累计所得税前净现金流量996.295158.289320.2813482.2817644.2721806.2725844.4629882.6533920.8337959.0244577.195调整所得税394.29373.66373.66373.66373.66373.661009.551009.551009.551009.551092.096所得税后净现金流量（3－5）3850.243788.343788.343788.343788.343788.343028.643028.643028.643028.645526.087累计所得税后净现金流量-2937.75850.594638.928427.2612215.616003.9419032.5922061.2325089.8728118.5133644.59－181－ 借款还本付息计划表人民币单位：万元序号项目合计计算期第1年第2年第3年第4年第5年第6年第7年第8年第9年第10年长期借款　　　　　　　　　　　1.1年初借款余额　036861.0233789.2730717.5127645.7624574.0121502.2618430.5115358.7612287.011.2当期还本付息51093.0605261.35078.834896.374713.914531.454348.994166.523984.063801.6本年还本36861.0203071.753071.753071.753071.753071.753071.753071.753071.753071.75本年付息14232.0402189.542007.081824.621642.161459.71277.231094.77912.31729.851.3期末借款余额　033789.2730717.5127645.7624574.0121502.2618430.5115358.7612287.019215.25流动资金借款　　　　　　　　　　　2.1流动资金借款累计　　　　　　　　　　　2.2流动资金利息　21100.8100.8100.8100.8100.8100.8100.8100.8100.82.3偿还流动资金借款本金　1.135.445.445.445.445.445.445.445.445.44短期借款　00000000003.1偿还短期借款本金　　　　　　　　　　　3.2短期贷款　　　　　　　　　　　3.3短期借款利息4092.6300239.87534.3696.28674.63495.55552.75420.34174.75利息备付率（%）4092.630239.87534.3696.28674.63495.55552.75420.34174.750－181－ 偿债备付率（%）221012.9528.8537.636.4326.7629.8522.79.440－181－ 借款还本付息计划表人民币单位：万元序号项目计算期第11年第12年第13年第14年第15年第16年第17年第18年第19年第20年第21年长期借款　　　　　　　　　　　1.1年初借款余额9215.256143.53071.75000000001.2当期还本付息3619.143436.683254.2100000000本年还本3071.753071.753071.7500000000本年付息547.39364.92182.46000000001.3期末借款余额6143.53071.75000000000流动资金借款　　　　　　　　　　　2.1流动资金借款累计　　　　　　　　　　　2.2流动资金利息100.8100.8100.8100.8100.8100.8100.8100.8100.8100.8100.82.3偿还流动资金借款本金5.445.445.445.445.445.445.445.445.445.445.44短期借款0000000000100.83.1偿还短期借款本金　　　　　　　　　　　3.2短期贷款　　　　　　　　　　　3.3短期借款利息0065.28238.860000000利息备付率（%）065.28238.8600000000偿债备付率（%）03.5312.900000000－181－ 财务计划现金流量表人民币单位：万元序号项目合计计算期第1年第2年第3年第4年第5年第6年第7年第8年第9年第10年1经营活动净现金流量80429.51003.94818.74818.74777.434777.434742.734327.084327.084244.544116.381.1现金流入106163.211094.475253.445253.445253.445253.445253.445253.445253.445253.445253.441.1.1营业收入90737.79935.444490.124490.124490.124490.124490.124490.124490.124490.124490.121.1.2增值税销项税额15425.42159.02763.32763.32763.32763.32763.32763.32763.32763.32763.321.1.3补贴收入（不含增值税优惠）000000000001.1.4其他流入000000000001.2现金流出25733.7190.57434.73434.73476476510.71926.36926.361008.91137.051.2.1经营成本11715.3990.57434.73434.73476476476476476558.54558.541.2.2增值税进项税额000000000001.2.3营业税金及附加1035.78000005.2968.768.768.768.71.2.4增值税5754.310000029.41381.66381.66381.66381.661.2.5所得税7228.24000000000128.151.2.6其他流出000000000002投资活动净现金流量-45330.37-45216.37-114000000002.1现金流入000000000002.2现金流出45330.3745216.3711400000000－181－ 财务计划现金流量表人民币单位：万元序号项目合计计算期第1年第2年第3年第4年第5年第6年第7年第8年第9年第10年2.2.1建设投资45186.3745186.370000000002.2.2维持运营投资000000000002.2.3流动资金14430114000000002.2.4其他流出000000000003筹资活动净现金流量-14610.244433.59-4925.82-4818.7-4777.43-4777.43-4742.73-4327.08-4327.08-4244.54-3981.793.1现金流入4942345216.37353.87534.3696.28674.63495.55552.75420.34174.7503.1.1项目资本金投入9215.349181.1434.2000000003.1.2建设投资借款36014.2336014.230000000003.1.3流动资金借款100.82179.8000000003.1.4债券000000000003.1.5短期借款4092.630239.87534.3696.28674.63495.55552.75420.34174.7503.1.6其他流入000000000003.2现金流出64033.2782.785279.6953535473.715452.065238.284879.834747.424419.293981.793.2.1各种利息支出14785.88223.972207.942041.381867.661684.031491.91312.531122.91927.19735.293.2.2偿还债务本金41054.4403071.753311.633606.053768.033746.383567.33624.513492.13246.53.2.3应付利润（股利分配）8192.88558.810000000003.2.4其他流出000000000004净现金流量20488.93221.11-221.110000000134.595累计盈余资金　221.1100000000134.59－181－ 财务计划现金流量表人民币单位：万元序号项目计算期第11年第12年第13年第14年第15年第16年第17年第18年第19年第20年第21年1经营活动净现金流量3988.453881.813838.543789.73789.73789.730303030303030303277.621.1现金流入5253.445253.445253.445253.445253.445253.445253.445253.445253.445253.445253.441.1.1营业收入4490.124490.124490.124490.124490.124490.124490.124490.124490.124490.124490.121.1.2增值税销项税额763.32763.32763.32763.32763.32763.32763.32763.32763.32763.32763.321.1.3补贴收入（不含增值税优惠）000000000001.1.4其他流入000000000001.2现金流出1264.991371.621414.91463.741463.741463.742223.442223.442223.442223.441975.821.2.1经营成本558.54641.08641.08641.08641.08641.08764.89764.89764.89764.89434.731.2.2增值税进项税额000000000001.2.3营业税金及附加68.768.768.768.768.768.768.768.768.768.768.71.2.4增值税381.66381.66381.66381.66381.66381.66381.66381.66381.66381.66381.661.2.5所得税256.08280.18323.46372.3372.3372.31008.191008.191008.191008.191090.731.2.6其他流出000000000002投资活动净现金流量000000000002.1现金流入000000000002.2现金流出000000000002.2.1建设投资00000000000－181－ 财务计划现金流量表人民币单位：万元序号项目计算期第11年第12年第13年第14年第15年第16年第17年第18年第19年第20年第21年2.2.2维持运营投资000000000002.2.3流动资金000000000002.2.4其他流出000000000003筹资活动净现金流量-3886.38-4117.59-3836.2-981.53-742.67-742.67-742.67-742.67-742.67-742.67-843.473.1现金流入065.28238.86000000003.1.1项目资本金投入000000000003.1.2建设投资借款000000000003.1.3流动资金借款000000000003.1.4债券000000000003.1.5短期借款065.28238.86000000003.1.6其他流入000000000003.2现金流出3886.384182.874075.06981.53742.67742.67742.67742.67742.67742.67843.473.2.1各种利息支出552.83373.89200.85.445.445.445.445.445.445.445.443.2.2偿还债务本金3071.753071.753137.03238.86000000100.83.2.3应付利润（股利分配）261.8737.23737.23737.23737.23737.23737.23737.23737.23737.23737.233.2.4其他流出000000000004净现金流量102.07-235.782.342808.173047.033047.032287.332287.332287.332287.332434.155累计盈余资金236.660.883.222811.395858.428905.4511192.7813480.1215767.4518054.7820488.93－181－ 项目资本金现金流量表人民币单位：万元序号项目合计计算期第1年第2年第3年第4年第5年第6年第7年第8年第9年第10年1现金流入102658.721094.475253.445253.445253.445253.445224.024871.784871.784871.784871.781.1营业收入90737.79935.444490.124490.124490.124490.124490.124490.124490.124490.124490.121.2补贴收入9671.11159.02763.32763.32763.32763.32733.91381.66381.66381.66381.661.3回收固定资产余值2105.8200000000001.4回收流动资金14400000000002现金流出80942.439495.685748.635547.865415.425231.795044.954928.984739.374626.184562.442.1项目资本金9215.349181.1434.2000000002.2借款本金偿还36961.8203071.753071.753071.753071.753071.753071.753071.753071.753071.752.3借款利息支付14785.88223.972207.942041.381867.661684.031491.91312.531122.91927.19735.292.4经营成本11715.3990.57434.73434.73476476476476476558.54558.542.5营业税金及附加1035.78000005.2968.768.768.768.72.6所得税7228.24000000000128.152.7维持运营投资000000000003净现金流量（1－2）21716.29-8401.21-495.19-294.43-161.9821.65179.08-57.2132.41245.59309.34－181－ 项目资本金现金流量表人民币单位：万元序号项目计算期第11年第12年第13年第14年第15年第16年第17年第18年第19年第20年第21年1现金流入4871.784871.784871.784871.784871.784871.784871.784871.784871.784871.787121.61.1营业收入4490.124490.124490.124490.124490.124490.124490.124490.124490.124490.124490.121.2补贴收入381.66381.66381.66381.66381.66381.66381.66381.66381.66381.66381.661.3回收固定资产余值00000000002105.821.4回收流动资金00000000001442现金流出4507.914435.614305.791087.521087.521087.521847.221847.221847.221847.221700.42.1项目资本金000000000002.2借款本金偿还3071.753071.753071.750000000100.82.3借款利息支付552.83373.89200.85.445.445.445.445.445.445.445.442.4经营成本558.54641.08641.08641.08641.08641.08764.89764.89764.89764.89434.732.5营业税金及附加68.768.768.768.768.768.768.768.768.768.768.72.6所得税256.08280.18323.46372.3372.3372.31008.191008.191008.191008.191090.732.7维持运营投资000000000003净现金流量（1－2）363.87436.17565.993784.263784.263784.263024.563024.563024.563024.565421.19－181－ 利润和利润分配表人民币单位：万元序号项目合计计算期第1年第2年第3年第4年第5年第6年第7年第8年第9年第10年1营业收入90737.79935.444490.124490.124490.124490.124490.124490.124490.124490.124490.121.1上网电量（mwh）1839120189609100891008910089100891008910089100891008910081.2电价（不含增值税）　0.49340.49340.49340.49340.49340.49340.49340.49340.49340.49341.3电价（含增值税）　0.57730.57730.57730.57730.57730.57730.57730.57730.57730.57732营业税金及附加1035.78000005.2968.768.768.768.73总成本费用66511.8314.545310.045143.485011.044827.44635.274455.94266.294153.13961.24补贴收入（应税）5754.310000029.41381.66381.66381.66381.665利润总额（1-2-3+4）28944.52620.9-819.93-653.36-520.92-337.29-121.04347.18536.79649.98841.886弥补以前年度亏损1863.21000000347.18536.79649.98329.267应纳税所得额（5－6）29533.84620.900000000512.618所得税7228.24000000000128.159补贴收入（免税）00000000000－181－ 10净利润（5－8）21716.29620.9-819.93-653.36-520.92-337.29-121.04347.18536.79649.98713.7211期初未分配的利润　00-819.93-1473.29-1994.21-2331.49-2452.53-2140.07-1656.96-1071.9812提取法定盈余公积金2416.8862.090000034.7253.686571.3713可供投资者分配的利润（11－12）　558.81-819.93-1473.29-1994.21-2331.49-2452.53-2140.07-1656.96-1071.98-429.6314应付利润8192.88558.8100000000015未分配利润　0-819.93-1473.29-1994.21-2331.49-2452.53-2140.07-1656.96-1071.98-429.6316息税前利润（利润总额＋利息支出）43730.4844.871388.011388.011346.741346.741370.861659.711659.711577.171577.1717息税折旧摊销前利润83740.94844.874055.384055.384014.114014.114038.234327.084327.084244.544244.54－181－ 利润和利润分配表人民币单位：万元序号项目计算期第11年第12年第13年第14年第15年第16年第17年第18年第19年第20年第21年1营业收入4490.124490.124490.124490.124490.124490.124490.124490.124490.124490.124490.121.1上网电量（mwh）91008910089100891008910089100891008910089100891008910081.2电价（不含增值税）0.49340.49340.49340.49340.49340.49340.49340.49340.49340.49340.49341.3电价（含增值税）0.57730.57730.57730.57730.57730.57730.57730.57730.57730.57730.57732营业税金及附加68.768.768.768.768.768.768.768.768.768.768.73总成本费用3778.743682.343509.253313.893313.893313.89770.33770.33770.33770.33440.184补贴收入（应税）381.66381.66381.66381.66381.66381.66381.66381.66381.66381.66381.665利润总额（1-2-3+4）1024.341120.741293.821489.181489.181489.184032.744032.744032.744032.744362.96弥补以前年度亏损000000000007应纳税所得额（5－6）1024.341120.741293.821489.181489.181489.184032.744032.744032.744032.744362.98所得税256.08280.18323.46372.3372.3372.31008.191008.191008.191008.191090.739补贴收入（免税）00000000000－181－ 10净利润（5－8）768.25840.55970.371116.891116.891116.893024.563024.563024.563024.563272.1811期初未分配的利润-429.63019.27155.37423.35691.32959.292944.174929.046913.928898.7912提取法定盈余公积金76.8384.0697.04111.69111.69111.69302.46302.46302.46302.46327.2213可供投资者分配的利润（11－12）261.8756.5892.61160.571428.551696.523681.395666.277651.159636.0211843.7514应付利润261.8737.23737.23737.23737.23737.23737.23737.23737.23737.23737.2315未分配利润019.27155.37423.35691.32959.292944.174929.046913.928898.7911106.5316息税前利润（利润总额＋利息支出）1577.171494.631494.631494.631494.631494.634038.194038.194038.194038.194368.3417息税折旧摊销前利润4244.54416241624162416241624038.194038.194038.194038.194368.34－181－ 资产负债表人民币单位：万元序号项目合计计算期第1年第2年第3年第4年第5年第6年第7年第8年第9年第10年1资产　46125.2442587.4439156.7535726.0632295.3728923.5126256.1423588.7720921.418388.621.1流动资产总额　251.11144144144144144144144144278.591.1.1累计盈余资金　221.1100000000134.591.1.2流动资产　301441441441441441441441441441.2在建工程　46033.150000000001.3固定资产净值　039448.9936781.6234114.2531446.8828779.5126112.1423444.7720777.418110.031.4无形及其他资产净值　00000000001.5可抵扣增值税形成资产　-159.022994.462231.141467.82704.5000002负债及所有者权益（2.4＋2.5）　46125.2442587.4439156.7535726.0632295.3728923.5126256.1423588.7720921.418388.622.1流动负债总额　0239.87534.3696.28674.63495.55552.75420.34174.7502.1.1本年短期借款　0239.87534.3696.28674.63495.55552.75420.34174.7502.1.2其他　0000000000－181－ 2.2建设投资借款　36861.0233789.2730717.5127645.7624574.0121502.2618430.5115358.7612287.019215.252.3流动资金借款　21100.8100.8100.8100.8100.8100.8100.8100.8100.82.4负债小计（2.1＋2.2＋2.3）　36882.0234129.9431352.6128442.8425349.4422098.6119084.0615879.912562.569316.052.5所有者权益　9243.238457.57804.147283.226945.936824.97172.087708.878358.859072.572.5.1资本金　9181.149215.349215.349215.349215.349215.349215.349215.349215.349215.342.5.2资本公积　00000000002.5.3累计盈余公积金　62.0962.0962.0962.0962.0962.0996.81150.49215.48286.862.5.4累计未分配利润　0-819.93-1473.29-1994.21-2331.49-2452.53-2140.07-1656.96-1071.98-429.632.5.5资产负债率　79.9680.1480.0779.6178.4976.472.6867.3260.0550.66资产负债平衡　0000000000－181－ 资产负债表人民币单位：万元序号项目计算期第11年第12年第13年第14年第15年第16年第17年第18年第19年第20年第21年1资产15823.3212920.1810255.1510395.9510775.6111155.2713442.615729.9318017.2620304.622738.751.1流动资产总额380.66144.88147.222955.396002.429049.4511336.7813624.1215911.4518198.7820632.931.1.1累计盈余资金236.660.883.222811.395858.428905.4511192.7813480.1215767.4518054.7820488.931.1.2流动资产1441441441441441441441441441441441.2在建工程000000000001.3固定资产净值15442.6612775.2910107.937440.564773.192105.822105.822105.822105.822105.822105.821.4无形及其他资产净值000000000001.5可抵扣增值税形成资产000000000002负债及所有者权益（2.4＋2.5）15823.3212920.1810255.1510395.9510775.6111155.2713442.615729.9318017.2620304.622738.752.1流动负债总额065.28238.86000000002.1.1本年短期借款065.28238.86000000002.1.2其他00000000000－181－ 2.2建设投资借款6143.53071.750000000002.3流动资金借款100.8100.8100.8100.8100.8100.8100.8100.8100.8100.802.4负债小计（2.1＋2.2＋2.3）6244.33237.83339.66100.8100.8100.8100.8100.8100.8100.802.5所有者权益9579.029682.349915.4910295.1510674.8111054.4713341.815629.1317916.4620203.822738.752.5.1资本金9215.349215.349215.349215.349215.349215.349215.349215.349215.349215.349215.342.5.2资本公积000000000002.5.3累计盈余公积金363.68447.74544.77656.46768.15879.841182.31484.751787.212089.662416.882.5.4累计未分配利润019.27155.37423.35691.32959.292944.174929.046913.928898.7911106.532.5.5资产负债率39.4625.063.310.970.940.90.750.640.560.50资产负债平衡00000000000－181－ 敏感性分析表方案类型变化幅度投资回收期（年）全部投资内部收益率（%）自有资金内部收益率（%）全部投资财务净现值（万元）自有资金财务净现值（万元）总投资收益率（ROI）（%）投资利税率（%）项目资本金净利润率（ROE）（%）资产负债率（%）投资变化分析-10.00%10.827.7511.454741.674440.926.023.7517.3179.75-5.00%11.317.19.622565.832259.815.433.1614.8379.860.00%0000000005.00%12.285.956.35-1785.85-2661.474.42.0710.280.4710.00%12.765.444.77-3961.68-5580.033.961.537.882.57产量变化分析0.00%0000000000.00%000000000-10.00%12.945.264.2-4274.51-6011.33.811.336.9183.88-5.00%12.345.896.16-1942.26-2848.044.3529.9180.620.00%000000000电价变化分析5.00%11.317.19.642722.242399.745.433.1714.8579.8510.00%10.867.711.295054.494719.265.973.717.179.760.00%0000000000.00%000000000-10.00%12.945.264.2-4274.51-6011.33.811.336.9183.88－181－ 财务指标汇总表序号项目名称（单位）数值1装机容量（MW）482年上网电量（MWh）910083总投资（万元）460764建设期利息（万元）846.785铺底流动资金（万元）43.26销售收入总额（不含增值税）（万元）90737.797总成本费用（万元）66511.88销售税金附加总额（万元）1035.789发电利润总额（万元）28944.5210经营期平均电价（不含增值税）（元/kWh）0.493411经营期平均电价（含增值税）（元/kWh）0.577312投资回收期（年）11.7813全部投资内部收益率（%）6.4114自有资金内部收益率（%）815全部投资财务净现值（万元）33.3816自有资金财务净现值（万元）017总投资收益率（ROI）（%）4.6418投资利税率（%）2.6219项目资本金净利润率（ROE）（%）11.7820资产负债率（%）80.14-183- 根据以上分析，该项目的各项主要经济评价指标（全部投资）均能够满足电力行业的要求，因为从财务评价方面考虑，该项目是可行的。风力发电工程是一个一次性投资很大，但运行成本很低，具有良好的社会效益和经济效益。该项目是无污染、零排放的可再生能源发电项目，完全符合《京都议定书》下清洁发展机制（CDM）项目的要求和准则，如果本项目能够通过CDM审批获得资金收益，可有效改善项目的经济效益。-183-'