风电场工程设计导则可行性研究报告

'风电场工程设计导则第一章总则1.1编制目的为规范和促进中国华电集团新能源发展有限公司风电场工程建设工作，统一和规范公司所属风电场工程设计标准，以追求合理的工程投资获得最佳的经济效益和社会效益为目标，制订本设计导则。1.2编制依据1.2.1国家和行业有关设计标准、规程和规范，具体见【附录】。1.2.2中国华电集团公司及中国华电集团新能源发展有限公司相关管理规定。1.3适用范围1.3.1本导则适用于中国华电集团新能源发展有限公司及其全资、控股公司所属或管理的新建（含扩建）的风力发电工程设计，参股项目可参照执行。1.3.276 本导则适用于装机容量为20MW级及以上或以35kV及以上电压等级并入电网的陆上风电场（含位于多年平均大潮位以上的沿海风电场）工程设计工作，其他规模和离网型陆上风电场及海上风电场工程设计可参考执行。1.3.3风电场工程设计一般包括风电场和变电站两部分，风电场工程接入系统设计按有关规定执行。1.3.4本导则仅就主要设计内容进行说明，未尽部分应按照国家和行业现行规程规范执行，满足相关规程规范要求。1.3.5本导则为企业指导性标准，如与国家强制性标准相矛盾，应按国家标准执行。1.3.6本导则由中国华电集团新能源发展有限公司负责解释。76 第二章设计阶段划分及设计一般原则2.1设计阶段划分2.1.1划分一般原则根据国家有关规定，结合本公司特点，风电场工程设计阶段一般划分为工程规划、预可行性研究、可行性研究（含项目核准申请报告）、初步设计、施工图设计、竣工图设计等阶段。2.1.2适用阶段本导则仅就风电场设计一般原则、风电场选址、可行性研究设计和初步设计分别进行说明；工程规划、预可行性研究和施工图设计、竣工图设计等可参照国家和行业相关规程规范执行。2.1.3各阶段工作内容1可行性研究阶段：1）确定工程任务和规模，论证项目开发的必要性和可行性；2）对风电场风能资源进行评估；3）查明风电场场址工程地质条件，提出相应的评价和结论；4）选择风电机组选型，提出风电机组优化布置方案，计算发电量；5）根据风电场工程接入系统方案，提出风电场和变电站电气设计方案；6）拟定消防方案；7)76 确定工程总体布置、中央控制室的结构型式、布置方案和主要尺寸，拟定土建工程方案和工程量；8）确定工程占地范围及建筑征地主要指标，拟定施工组织设计方案、编制施工总进度；9）拟定风电场工程定员编制，提出工程管理方案；10）环境保护和水土保持设计；11）劳动安全和工业卫生方案；12）编制节能减排方案；13）可研设计概算；14）经济评价。2初步设计阶段1）根据微观选址成果和设计要求，进行风电场补充测量和地质详勘；2）根据最新地形地质勘探成果和风能资源测量分析结果，优化确定风电机组的微观位置，复核发电量；3）确定轮毂设计高度，提出塔架设计方案；4）进行风电机基础设计，提出风电机基础设计方案；5）进行机组变基础设计，提出基础结构型式和配筋设计方案；6）确定集电系统电气主接线，选择确定机组变、开关、熔断器、避雷器等（或箱式变电站）、电力电缆（导线）、杆塔等主要设备材料的型号、规格。根据路径计算线路长度和杆塔数量等；7）提出风电机组塔架、机舱、叶片吊装方案（含主要吊装设备清单）、设备堆放布置、吊装平台设计、风电机组基础及风电场变电站施工方案等，细化施工工期，编制施工网络进度图。76 8）对风电场内外交通道路进行布置与初步设计；9）进行变电站及站内建筑、安装工程设计，提出总平面布置和竖向布置等；10）初步设计概算；其中，初步设计中未涉及的项目（如消防、环保等）按可研概算成果纳入初步设计概算。2.2设计一般原则2.2.1符合国家法规原则风电场设计必须遵守国家有关法规的规定，应严格按国家最新规定的核准制程序进行。设计文件应符合有关规章制度规定的内容和深度要求。2.2.2近期建设与远期发展相结合原则风电场设计应结合工程的中长期发展规划进行，正确处理近期建设与远期发展的关系。2.2.3安全性、合理性、先进性原则风电场设计应本着安全可靠、经济合理、技术先进等原则，结合地区特点，在确保工程安全的前提下，积极推广、采用成熟的新技术、新设备、新材料、新工艺，努力提高自动化水平。2.2.4统筹、节约、环保和安全原则1风电场工程设计应充分利用场区已有设施，统筹考虑分期建设情况，避免重复建设。2风电场工程设计应落实环境保护和水土保持措施，减少工程建设对环境和植被的破坏；76 3风电场工程设计应符合劳动安全与工业卫生的要求，落实安全预评价提出的安全对策措施；76 第三章风电场选址3.1资料收集、整理从地方各级气象台、站及有关部门收集的有关气象、地理及地质数据资料，对其进行分析和归类，从中筛选有代表性的完整数据资料。其中包括能反映该地气象特征的多年（一般不少于30年）平均值和极值，如平均风速和极端风速、平均气温和极端气温、平均气压、雷暴日数等。3.2风能资源普查对收集的资料进行进一步分析，按标准风能区域、风功率密度等级，初步确定风能可利用区。10m高度有效风功率密度在100W/m2以上属于可开发区域。3.3风力发电场的宏观选址根据风能资源调查与分区的结果，选择最佳的场址，全面考虑场址所在地对电力的需求及交通、电网、土地使用和环境等因素，力求增大风力发电机组的输出，提高供电的经济性、稳定性和可靠性，最大限度减少各种因素对风能利用、风力发电机组使用寿命和安全的影响。3.4风力发电场测风76 3.4.1为了正确评价拟选风力发电场的风能资源情况，取得代表性风速风向资料，了解不同高度风速、风向变化特点以及地形地貌对风的影响，必须进行实地测风。3.4.2现场测风应连续进行，至少持续一年以上，有效数据不得少于90%。测风塔数量依地形和项目规模而定。3.4.3测风的位置，应选择在风电场内风能资源具有代表性的位置。测风位置附近应无高大建筑、树木等障碍物，与单个障碍物距离应大于障碍物高度的3倍，与成排障碍物距离应保持在最大高度的10倍以上。3.4.4测风设备的数量，应依风场规模及场内地形的复杂程度而定。对于地形较为平坦、容量在50MW以下的风场，可选择一处安装测量设备；对于地形较为复杂或容量超过100MW的风场，应选择二处及以上安装测风设备。3.4.5测风塔安装的高度不应低于拟安装的风力发电机组的轮毂中心高度，一般为70m。风电场多处安装测风塔时，其高度可按10m的整数倍选择，但至少应有一处测风塔的高度高于拟安装的风力发电机组的轮毂高度。3.4.6安装在测风塔上的测量仪器包括：风速传感器、风向传感器、气压传感器、温度传感器和数据采集器等设备。只在一处安装测风塔时，测风塔应安装至少四层风速、风向传感器，其中两层应选择在10m高度和拟安装的风力发电机组的轮毂高度处（或其以上位置），其它层可按10m的整数倍高度安装，通常会选择在30m和50m高度。76 3.4.7不得对现场采集的原始数据进行任何的删改增减。对下载的数据应及时进行复制和整理，应对数据进行初判，看其是否在合理范围内。3.4.8测风数据的合理范围和数据相关性及变化趋势见下表：表3.4-1数据合理范围主要参数合理范围平均风速0m/s≤小时平均风速＜40m/s风向0°≤小时平均值＜360°平均气压（海平面）94kPa≤小时平均值＜106kPa表3.4-2数据相关性主要参数合理相关性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°表3.4-3数据变化趋势主要参数合理变化趋势1h平均风速变化＜6m/s1h平均气温变化＜5°1h平均气压变化＜1kPa3.4.9在数据整理过程中，发现数据缺漏和失真时，应立即与现场测风人员联系，认真检查测风设备，及时进行设备检修或更换，对缺漏和失真数据应说明原因。3.4.10特殊的地理和气象条件要对风力发电机组提出特殊的要求，如海拔超过2500m，最大风速超过50m/s或极大风速超过70m/s，气温低于零下20℃，积雪、积冰、雷暴、盐雾或沙尘多发地区等。76 3.5风力发电场场址选择原则3.5.1场址区年平均风速较大。拟建风电场地面以上70m高处，年平均风速一般应大于6m/s；海拔超过2000m的高原地区，应大于6.5m/s；对于风电电价较高的地区（高于0.61元/kWh），可适当放宽，但不应低于5.5m/s。3.5.2场址区场地开阔，地质条件较好。场地开阔便于大规模开发和运输、管理。良好的地质条件可有效减少基础工程投资。3.5.3场址对外交通运输方便。场址选择应根据风电机机舱重量、叶片长度等充分考虑大件运输的可行性及对投资的影响。3.5.4风电场并网条件良好。应符合电网规划，电力消纳能力满足风电场建设规模的要求，尽量靠近电网，减少送出工程投资。3.5.5土地征用方便。风电场单位容量布机区域的面积一般为200～400m2/kW，土地征用面积约为布机区域面积的1％,应尽量避开基本农田、养殖区、自然保护区及军事基地或国家重要设施。3.5.6对环境影响小。风电场布置应考虑风电机噪声对附近居民的影响，机位一般应布置在民居300m以外。76 第四章风电场可行性研究设计4.1可行性研究报告的编制和审查4.1.1风电工程可行性研究报告由有资质的咨询、设计单位完成。可行性研究报告具体内容和深度应按照国家发改委《风电场工程可行性研究报告编制办法》（发改办能源〔2005〕899号）和《风电场工程可行性研究报告设计概算编制办法及计算标准》（FD001-2007）执行。风电场的规划选址按照《风电场场址选择技术规定》进行。4.1.2在风电项目的可行性研究报告编制完成后，主机设备招标采购前，应组织咨询单位或专家对可研设计进行审查，为编制项目核准报告创造条件。4.2风电场工程等级划分和设计安全标准4.2.1风电场工程等别应根据装机容量和变电站电压等级划分为四等，当装机容量和变电站电压分属不同的等别时，工程等别应按其中较高的等别确定。表4.2-1风电场工程等别划分工程等别工程规模装机容量（MW）变电站电压等级（kV）I大（1）型300500330II大（2）型300100220III中型1005011035IV小型50354.2.276 根据工程等别和规模，确定建筑物级别和建筑物结构安全标准。4.3工程地质4.3.1分析拟建风场的风的形成原因及类型，有无破坏性的飓风等。4.3.2调查拟建风场50年一遇最大洪水位（内涝）及地震等级，对风电机及变电站有无潜在的危害。4.3.3勘查拟建风场的地质情况、地下水位等，根据地形地质条件复杂程度，一般选择不少于5处有代表性地段进行地质钻探，以拟定风电机基础、建筑物及设备基础的选型和场内道路布置等。4.4规划装机容量4.4.1根据当地政府批准用地范围及测风数据，用相关软件对风场进行规划装机容量估算。4.4.2根据确定的风电场规划装机容量，提出风电场分期开发方案。4.5风电机组选型4.5.1根据所收集的有关风能资料和工程地质资料，对技术成熟的风电机进行比选，通过对可选择机型进行机组价格、电气设备费用和施工费用等方面的经济技术比较，结合风电场风资源和地形特点，考虑风电机叶片、塔筒等大件运输对道路以及安装场地的需求等。76 4.5.2风电机设备选型主要应考虑以下几方面因素：(1)多年平均风速和极限风速；(2)设备运输及吊装方案的可行性与经济性比较；(3)根据当地气象条件确定是否选择低温型（或采取低温措施）风电机组；(4)机组的运行稳定性；(5)机组运行维护、备品备件采购与更换方便性；(6)预计在项目建设阶段设备生产厂商主要机型的市场供需情况。4.5.3整机技术要求4.5.3.1机组输出端电网条件(1)电压范围为额定电压（1±10％）；(2)频率范围为：48Hz—49.5Hz：每次频率低于49.5Hz时要求至少运行10min；49.5Hz—50.5Hz：连续运行；50.5Hz—51Hz：每次频率高于50.5Hz时，要求至少运行2min。(3)电压对称性，即电压不平衡值应保持在电压负序分量与正序分量的比例不超过2％；(4)每年电网停电应小于20次，每次最长停电持续时间应不超过3天。4.5.3.2性能要求(1)机组的切入风速应小于4.5m/s，切出风速应大于等于76 20m/s；(2)机组的额定风速应满足JB/T10300的要求；(3)机组在额定工况时，其输出功率应大于或等于额定功率；(4)机组须具备低电压穿越能力；(5)机组运行在不同的输出功率时，机组的可控功率因数变化范围应在－0.95～＋0.95之间；(6)机组应具备通过中央监控系统进行有功功率在线调节的能力；中央监控系统应具备风电场有功功率在线调节能力；(7)机组应满足项目所在地电网提出技术要求。4.5.3.3整机的可靠性要求(1)机组主要部件设计寿命应大于或等于20年；(2)单台机组年可利用率应大于等于90％；(3)整场机组年平均可以利用率应大于等于95%。4.5.3.4机组动特性要求(1)机组在所有设计运行工况下和给定使用寿命期内，不发生任何机械及气体动弹性不稳定现象，也不产生有害或过度的振动；(2)机组在正常运行范围内塔架振动量不应超过20mm/s。4.5.3.5噪声要求机组在输出功率为1/3额定功率时排放的噪声（等效声功率级）应小于或等于110dB(A)；在对噪声有要求和限制的区域，机组综合排放的噪声应符合该区域所执行的相关标准的规定。4.5.3.6可维护性与可维修性要求76 在机组要维护的部位应留有调整和维护的空间，以便于维护；机组及零部件在质量合格的前提下应具有维修、调整和修复性能；塔架高度超过80m的机组应为维护人员配备安全的提升设备。4.5.3.7外观防护要求机组及部件所有外露部分应涂漆或镀层，涂镀层应表面光滑、牢固和色泽一致；用在风沙低温区或近海盐雾区的机组，其涂镀层应考虑风沙或盐雾的影响。4.5.3.8安全要求(1)机组的安全防护应符合GB18451.1的要求；(2)机组为了防雷应有良好的导电通路，塔架需有可靠接地装置，接地电阻应小于4Ω；(3)电力线路、电气设备、控制柜外壳及次级回路之间的绝缘电阻应大于1MΩ；(4)在电网停电紧急停机时，所有刹车装置应自动按程序投入，且机组停机时的所有状态参数应能记录保存；(5)机组应配备必要的消防设备、应急设备和安全标识。4.5.3.9功率输出(1)在正常工作状态下，机组功率输出理论值的偏差不应超过5％；(2)当风速大于额定风速时，持续10min功率输出应不超过额定值的110％。瞬间功率输出应不超过额定值的125％。4.5.3.10通讯要求(1)投标机型就地控制及中央监控系统通迅协议对外完全开放，即可实现全部信息、数据及指令的上传与下传功能。76 (2)中央监控系统应具备标准对外通讯接口，并满足IEC 61400-25通讯规范和标准OPC数据接口规范。4.5.3.11风电机组的低温型和常温型选择低温和常温型机组主要区别在设备的材质上。低温机型适用范围为-40℃～45℃，常温机型适用范围-25℃～45℃。若风电场最近二十年的年最低温度低于-25℃时，应选择低温机型，否则应选择常温机型。4.5.4机型的选择4.5.4.1根据风场内轮毂高度的安全等级的风况类别选择风力发电机组，通过风能资源分析结果，得出风电场场区内轮毂高度的安全等级的风况类别。根据轮毂高度的安全等级的风况类别选择适用此风况的风力发电机组类型。风况的安全等级类别见下表所示：表4.5-1风况安全等级类别表风况类型ⅠⅡⅢSVref（m/s）5042.537.5ValuesspecifiedbythedesignerAIref(-)0.16BIref(-)0.14CIref(-)0.12注：S级特殊情况的类别由设计者确定；Vref是轮毂高度处10分钟平均50年一遇最大风速；Iref为风速为15m/s时的平均湍流强度。4.5.4.2风电机组的容量选择，根据风电场内的建设条件、场区的建设面积、设备运输条件，选择单机容量在一定范围内的风电机组。4.5.4.376 在筛选出的风力发电机组范围中，根据代表年风资源数据、风场地形图、当地情况下机组的功率曲线及推力系数、不同高度的年平均风速、塔筒重量、风电机组基础造价、道路及安装难易度等方面，通过理论发电量及财务初步分析，选择度电成本较低、运行维护成本较低的风电机组作为风电场的可选机型。4.6风电场年发电量估算4.6.1风力发电场理论年发电量估算方法主要采用计算机模型估算法。利用WAsP软件等风资源计算软件，估算风力发电场中各台风力发电机组的理论年发电量。对于复杂地形的风资源评估，推荐采用非线性风资源分析软件。4.6.2上网年发电量估算在理论年发电量估算基础上进行以下修正：(1)空气密度修正。相同的风速条件下，空气密度不同则风力发电机组输出不一样，生产厂家应根据当地空气密度调整功率曲线；倘厂家无法提供时，可根据风功率密度与空气密度成正比的特点将空气密度对应下的功率估算曲线估算结果乘以空气密度修正系数。其中，空气密度修正系数计算公式为：空气密度修正系数=平均空气密度（风力发电场所在地）/标准空气密度（1.225kg/m3）；(2)尾流修正。由计算软件自行生成，一般尾流影响折减系数约为5%；(3)控制与湍流折减。一般控制与湍流强度系数取5%左右；(4)叶片污染折减。一般取3%左右；(5)风力发电机组可利用率。一般取95%；76 (6)厂用电、线损能量损耗。一般取3～5%；(7)周边风电场对发电量的影响。一般由计算软件根据实际情况进行折减；(8)气候影响停机。根据风力发电场所在地实际情况进行折减。4.7电气4.7.1风电场主接线设计方案根据风电机组单机容量和出口电压等级确定，一般选用一机一变，经过技术经济比较选定若干台风电机组成一组，根据风电场装机容量确定组数，再根据组数确定风电场专用变电站高压进线柜的数量，并根据风电场规划装机容量预留扩建的余地。4.7.2在风电场接入电力系统设计完成并通过审查和风电场主接线设计完成后，才能考虑风电厂集电线路、升压变电设备及通信和控制设备的订货。4.7.3集电线路一般采用架空线路形式，当风场环境和景观有特殊要求时可采用电缆。4.7.4变电站一般采用敞开式设备，场地狭窄或沿海等特殊地区为防止盐雾腐蚀可采用GIS，需对运行维护等方面费用进行技术经济比较后确定。4.7.5风电场接入系统设计的内容和深度按照国家电网公司《国家电网公司风电场接入电网技术规定（试行）》和《国家电网公司风电场接入系统设计内容深度规定（试行）》执行。4.7.6风电场接入系统设计76 由业主方单独委托有相应资质设计院完成。接入系统设计应根据风电场所在地的电力系统规划、地区风电场规划、风电场近几年建设计划以及工程布置等具体条件，确定风电场与电力系统连接的方式、输出电压等级、出线回路数、输出容量以及配套输变电工程等。风电场接入电力系统设计应包括电气一次、电气二次以及通信和远动接入电力系统的具体要求。4.8土建工程4.8.1风电机组地基基础设计4.8.1.1应贯彻国家技术经济政策，坚持因地制宜、保护环境和节约资源的原则，充分考虑结构的受力特点，做到安全适用、经济合理、技术先进。4.8.1.2根据风电机组单机容量、轮毂高度和地基复杂程度，地基基础分为1、2、3级三个级别，设计时根据具体情况按《风电机组地基基础设计规定》（FD003-2007）采用。4.8.1.3风电机组基础型式主要有扩展基础、桩基础和岩石锚杆基础，具体应根据建设场地地基条件和风电机组上部结构对基础的要求确定。必要时需进行试算或技术经济比较。当地基土为软弱土层或高压缩性土层时，宜优先采用桩基础。4.8.1.4沿海滩涂地区风电机基础型式选择应综合吊装平台布置要求确定。4.8.1.5抗震设防烈度为8度及以上，或参考风速超过50m/s的风电场，其地基基础设计应进行专门研究。4.8.2变电站设计76 4.8.2.1变电站总布置须综合考虑电气输电线路布设、对外交通、现场地形地质情况等多方面因素。在变电站总体布置时，除考虑主要生产部分的主体功能外，还应结合风电场的建设规模、人员配置、管理模式、办公、生活等辅助功能，统筹安排。变电站设计时应按风电场规划容量一次设计，分期建设。辅助工程及配套设施应一次建设完成。4.8.2.2变电站内一般设生产综合楼和生产辅助楼，也可以两者合并。4.8.2.3变电站生产综合楼建筑物及主要承重构件的耐火等级应在二级以上，建筑物结构应根据当地条件选择砖混结构或框架结构。建筑物布置应考虑给排水及污水处理要求。4.9环境保护和水土保持4.9.1一般规定4.9.1.1风电场（含变电站）的场址选择，应符合国家环境保护、水土保持和生态环境保护的有关法律法规的要求。风电场的环境影响评价、环境保护工程设计必须贯彻《环境影响评价法》等国家颁布的有关环境保护的法令、条例、标准和规定。4.9.1.2在项目预可研阶段应进行环境影响简要分析；在可行性研究阶段应根据经审批的环境影响报告书（表）的要求，在工程的可行性研究报告中落实有关环境保护的措施；在施工图设计阶段应提出防治污染的工程措施图纸和设计文件。可行性研究设计中经审定的环境保护措施，如需变更，必须征得原主审部门的同意。76 4.9.1.3风电场设计中应对废水、噪声、电磁辐射等污染因子采取必要的防治措施，减少其对周围环境的影响，变电站站区及周边地区应进行适当绿化，恢复和改善变电站周围地区的生命环境。4.9.2电磁辐射污染防治4.9.2.1风电场选址时注意避开微波传输的路径。4.9.2.2变电站及进出线的电磁辐射对环境影响应符合GB8702、GB9175和GB15707等的规定，以及现行的HJ/T24要求。4.9.2.3在变电站的设计中应选用电磁辐射水平低的设备。设备及配件的加工应精良，外形和尺寸合理，避免出现高电位梯度点。4.9.2.4变电站进出线方向应选择避开居民密集区，主变压器及高压配电装置宜布置在远离居民侧。变电站附近高压危险区域设置相应警告。4.9.3噪声预防4.9.3.1衡量风力发电机组的噪声水平有两个指标：一个是声源的声强水平，另一个是接受声音处的声压水平。声强水平描述声源的强度，声压水平则描述噪声传送到任何一点的情况。现代大型风力发电机组制造商提供的典型声强水平值的范围在95dB(A)到105dB(A)。声强水平随风速变化，所以与风力发电机组的运行状态有关。大风吹过灌木和树林时产生的噪声会掩盖了风力发电机组的噪声，对于噪声评估来说低风速是关键，厂家通常提供的是8m/s风速时的声强水平。距离风电场350m处声压水平的典型值是35-45dB(A)。76 4.9.3.2风电场噪声首先应从声源上进行控制，要求设备制造部门提供符合国家规定噪声标准的设备。对于声源上无法根治的生产噪声应采取有效的噪声控制措施。4.9.3.3应在变电站的总平面布置中对建筑物和绿化的隔声、消声、吸声等作用进行优化，以降低变电站的噪声影响。4.9.4废水处理4.9.4.1变电站的废水、污水应按种类分类收集、输送和处理。对外排放的水质必须符合排放标准，并根据受纳水体水域功能划分，执行相应的环境质量标准。不符合排放标准的废水不得排入自然水体或任意处置。4.9.4.2变电站的生活污水，应处理达标后复用或排放。位于城市的变电站，生活污水应优先考虑排入城市污水系统，其水质应符合相关规范的要求。4.9.4.3变电站内应设置事故油坑和总事故储油池以接受变电站突发事故时，变压器的漏油和可能产生的油污水。油污水应经油水分离装置处理达标后排放。4.9.5水土保持4.9.5.1风电场的选址、设计和建设等各阶段应考虑水土保持问题。对可能产生水土流失的，必须考虑防止人为水土流失的措施。特别对于新建的位于山区、丘陵区和风沙区的风电场项目，必须在项目可行性研究阶段编制水土保持方案，专项审批严格控制水保费用，其主要结论纳入工程环境影响报告书有关水土保持的章节中。4.9.5.2风电场的水土保持方案编制必须符合有关规定。4.9.6生态环境的保护76 风力发电机组尽量减少影光的影响，距离居民区的距离尽量远，特别是学校等。变电站的选所和建设应符合国家《全国生态环境保护纲要》的有关要求。根据绿化规划应因地制宜在变电站所区内外种植树木和草皮，变电站绿化率不宜低于15%。4.10消防4.10.1风电场消防设计主要是变电站消防。风力发电机组的消防应由风电机厂商解决。4.10.2消防设计应贯彻“预防为主，消防结合”的方针，防治和减少火灾危害，保障人身和财产安全。风电场消防主要是变电站消防。4.10.3变电站消防水系统的设计应符合消防规范规定。变电站所区内同一时间可能发生的火灾次数按一次考虑，消防给水设计应符合有关规定。4.10.4单台容量在125MVA及以上的可燃油浸变压器应设置水喷雾或其他灭火装置。4.10.5各建、构筑物应配备适当数量的移动式灭火器，用于电气装置及建筑物的灭火。灭火器应选择灭火效能高、使用方便、能长期存放不失效，喷射距离远的品种。4.10.6变电站火灾探测及报警装置的设置应相关规定设计。4.10.7主变压器之间或各高压电抗器之间的防火间距应符合相关规定，否则应设防火墙，墙应高出油枕顶，增长宜不小于储油坑两侧各1m。76 4.10.8主变压器及高压电抗器应设储油坑及总事故油池，储油坑的有效容积不应小于单台设备油量的20％，总事故油池的有效容积不应小于最大单台设备油量的60％。储油坑的长宽尺寸宜较设备外廊尺寸每边大1m。总事故油池应有油水分离的功能，其排出口应引至安全处所。主变压器的油释放装置或防爆管，其出口宜引至储油坑的排油口处。4.10.9电缆从室外进入室内的入口处、电缆竖井的出入口处、主控制室与电缆层之间以及其他类似情况，设计中应考虑防止电缆火灾蔓延的阻燃及分隔措施。4.10.10变压器室、电容器室、蓄电池室、油处理室、电缆夹层、配电装置室的门应向疏散方向开启，配电装置室的中间门应采用双向开启门。4.10.11耐火等级为一级或二级的建筑物，当分开布置时，各建筑物之间的防火间距不应小于10m。如相邻两建筑物的面对面的外墙的较高一面为防火墙时，其防火净距可不受限制，但两座建筑物门窗之间的净距不小于5m。4.10.12配电装置室、电容器室、蓄电池室、电缆层及其他有充油电气设备的房间，当门外为公共走道或其他建筑物的房间时，应采用非燃烧体或难燃烧体的实体门。4.10.13主控室及屋内配电装置建筑，其安全出口不应少于两个。楼层的第二出口可设在通向有固定楼梯的室外平台处。76 4.11可研概算4.11.1项目划分及编制原则可行性研究报告设计概算项目划分及编制原则按风电场工程技术标准（FD001－2007）《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》执行。4.11.2定额的选用可行性研究阶段采用风电场工程技术标准（FD004－2007）《风电场工程概算定额》，不足部分参考中国电力企业联合会发布的《电力建设工程概算定额》（2006年版）。4.11.3“主要技术经济指标表”按下表形式计列表4.11-1主要技术经济指标表风电场名称风电机组基础单价元/座　建设地点变电所单位造价元/kW　设计单位主要工程量土石方开挖万m3　建设单位土石方回填万m3　装机规模MW　混凝土万m3　单机容量kW　钢筋t　年发电量亿kWh　塔筒（架）t　年利用小时数h　风电场进场道路km　工程静态投资万元　风电机场内施工、检修道路km　工程总投资万元　风电机场内集电线路km　单位千瓦投资元/kW　变电站房屋建筑m2　单位电量投资元/kWh　建设用地面积永久用地m3　建设期利息万元　临时用（租）地m3　送出工程投资万元　计划施工时间第1台机组发电工期月　风电机组单位造价元/kW　总工期月　塔筒(架)单位造价元/t　生产单位定员人　4.11.4设备价格76 4.11.4.1风电机组、塔筒、机组变压器、主变压器参考近期同类工程合同价计列，其余设备可参考近期同类工程合同价计列也可以询价。4.11.4.2在“监控系统”中增加“风电场生产实施监控系统”设备购置费，新建50MW及以下项目，按不高于60万元计列，扩建50MW及以下项目扩容费，按不高于40万元计列。4.11.4.3新建风电场在“其他设备及安装工程”中增加“卫星电视接收系统”设备购置费，费用按不高于60万元计列。4.11.4.4生产车辆购置费按下表规定计算。表4.11-2生产车辆购置费用表序号装机容量区间内单位容量费用额度费用额度计算公式容量上限对应的概算额备注（万kW）（元/kW）（万元）（万元）1P＜101818×P180　210≤P＜2012180＋（P-10）×12300　3P≥208300＋（P-20）×8　说明：　①同一省区，由同一机构管理的项目，不论场址位置及建设时间，均合并计算。②对于太阳能、分布式能源、生物质发电项目等，原则上按投资概算额度参照同等水平的风电项目确定费用额度。4.11.4.5“主要设备价格一览表”按下表形式计列表4.11-3主要设备价格一览表序号设备名称及规格型号单位编制期价格1风电机组万元/台2塔筒万元/套3主变压器万元/台4机组变压器（箱变或油变）万元/台76 4.11.5人工工资按照（FD001－2007）中的规定执行。4.11.6材料、机械费及调整4.11.6.1建筑工程材料预算价格按（FD001－2007）的规定进行计算。4.11.6.2安装工程装置性材料预算价格执行《电力工程装置性材料预算价格》（2008年版）以及配套的调整文件。4.11.6.3机械台班价格执行（FD004－2007）《风电场工程施工机械台时费定额》，不足部分参考《电力建设工程施工机械台班费用定额》（2006年版）及配套的调整文件。可研投资概算中应附有主要材料价格一览表。表4.11-4主要材料价格一览表序号名称单位编制期价格1钢筋元/吨2水泥元/吨3碎石元/立方米4中粗砂元/立方米5柴油元/千克6施工用电元/千瓦时7施工用水元/立方米4.11.7后方办公基地（分摊）按下表计算。表4.11-5风电场办公场所（含单身宿舍）的建设或购置费用额度控制标准序号装机容量区间内单位容量费用额度费用额度计算公式容量上限对应的概算额备注（万kW）（元/kW）（万元）（万元）76 1P＜10100100×P1000　210≤P＜20751000＋（P-10）×751750　320≤P＜30501750＋（P-20）×502250　430≤P＜55302250＋（P-30）×303000　5P≥55030003000说明：　①同一省区，由同一机构管理的项目，不论场址位置及建设时间，均合并计算。②对于太阳能、分布式能源、生物质发电项目等，原则上按投资概算额度参照同等水平的风电项目确定费用额度。4.11.8工程量依据各设计专业提供的设备及材料清册、图纸资料等计算。4.11.9其他费用其他费用按（FD001－2007）的规定进行计算。其中：(1)工程保险费：按照（建筑、安装工程费+设备购置费）×费率，费率按0.3％计列；(2)勘察费、设计费，在计算设计费时，“工程设计收费计费额”应扣除风电机组、塔筒设备购置费后再进行计算；(3)根据相关规定，取消“工程质量监督费”，“工程质量检测费”按照建筑、安装工程费×费率，费率按0.05％～0.15％计列。取消“工程定额测定费”和“风电技术标准编制费”。4.11.10投资价格水平基准年原则上工程投资价格水平基准期为工程投资编制完成前的上一季度。76 执行的价格水平年发布或编制期发布的政策性文件应在编制说明中阐明，并做为附件附后。4.11.11基本预备费可研阶段根据项目外部条件等特点按2％－3％计列。4.11.12建设期贷款利息按审定的施工组织设计工期计算建设期贷款利息，可行性研究阶段按编制期现行贷款利率计算。4.11.13资金来源及筹措在可行性研究阶段应具备贷款银行同意贷款的承诺函。4.11.14编制单位应做的对比分析4.11.14.1与本设计导则中有关设计标准进行对比分析。4.11.14.2与预可研投资估算进行对比分析。4.12财务评价4.12.1财务评价编制依据4.12.1.1国家发改委《风电场工程可行性研究报告编制办法》（发改办能源〔2005〕899号）。4.12.1.2国家发展改革委员会和建设部《建设项目经济评价方法和参数》（第三版）。4.12.1.3水电水利规划设计总院《CFD风电工程软件－经济评价软件》（试行）。4.12.2财务评价参数76 评价所使用的参数，包括基本参数、成本费用参数、收入和税金参数，原则上执行华电集团审批的标准，华电集团未审批确定的标准执行国家及行业相关规定。华电集团审批的标准，指的是项目生产成本中有关指标，包括：发电其它费用指标、年均人工工资标准和福利费系数等。具体评价参数可参考如下指标：(1)资本金：风电场工程项目资金筹措中，企业性质按照内资考虑的，资本金应为动态总投资（不含接入系统）的20%。企业性质按照中外合资企业考虑的，资本金应为动态总投资（不含接入系统）的33.34%。我方投资所占资本金比例按照不低于51%考虑，汇率按照美元当月平均价进行折算；(2)项目计算期：项目计算期包括建设期和正常运行期，5万千瓦的项目建设期按1年至1.5年，运行期按照20年计算；特许权（20万千瓦）或20万千瓦的项目建设期按照2年至3年，运行期按照21年计算；(3)理论年发电量综合修正系数：原则上在标准空气密度下内陆地区理论年发电量综合修正系数暂定不大于78%（其中场用电率3％～5％），沿海地区需考虑增加盐雾及叶片污染影响折减（一般为3%）；对于特殊地区的理论年发电量综合修正系数，原则上按照场址实际情况经过专家评估后另行确定；(4)含税上网电价：按照投资编制期现行的国家相关部门规定执行，目前风电建设项目标杆上网电价见“表：全国风力发电标杆上网电价表”；76 表4.12-1全国风力发电标杆上网电价表资源区标杆上网电价(元/kWh)各资源区所包括的地区Ⅰ类资源区0.51内蒙古自治区除赤峰市、通辽市、兴安盟、呼伦贝尔市以外其他地区；新疆维吾尔自治区乌鲁木齐市、伊犁哈萨克族自治州、昌吉回族自治州、克拉玛依市、石河子市Ⅱ类资源区0.54河北省张家口市、承德市；内蒙古自治区赤峰市、通辽市、兴安盟、呼伦贝尔市；甘肃省张掖市、嘉峪关市、酒泉市Ⅲ类资源区0.58吉林省白城市、松原市；黑龙江省鸡西市、双鸭山市、七台河市、绥化市、伊春市，大兴安岭地区；甘肃省除张掖市、嘉峪关市、酒泉市以外其他地区；新疆维吾尔自治区除乌鲁木齐市、伊犁哈萨克族自治州、昌吉回族自治州、克拉玛依市、石河子市以外其他地区；宁夏回族自治区Ⅳ类资源区0.61除Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类资源区以外的其他地区(5)电价补贴的标准：接入系统若由风电开发商投资建设，按照送出线路设计公里数计算电价补贴，50公里以下0.01元/kWh，50至100公里0.02元/kWh，100公里以上0.03元/kWh；(6)流动资金：年初投入流动资金暂按100％自有资金考虑，运营期满后回收；流动资金单位千瓦指标按30元/kW计列；(7)贷款利息：建设期贷款利息按照投资编制期现行的国家相关部门规定的长期贷款利息执行，并按集团公司规定的优惠系数进行调整。流动资金贷款利息按照投资编制期现行的国家相关部门规定的短期贷款利息执行；(8)预计还款年限：可根据项目情况确定，一般按15年计列；(9)折旧及残值：固定资产折旧年限可根据项目情况确定，一般为15年，采用直线折旧法，残值率为5%，折旧全部用于偿还贷款；(10)76 维修费：风机质保期内不计提风机设备维修费，风机质保期后维修费为固定资产投资×维修费费率，维修费费率取值范围按1.0％～1.5％计算，可根据不同发电机组实际运行情况及运行年限进行调整；(11)人工工资：人工工资一般按每人每年平均4～6万元计列，定员标准参照《中国华电集团新能源发展有限公司风力发电企业劳动定员标准（试行）》计算（见下表“模型风电企业定员测算表”）。职工福利及其他按人工工资的50％计算；表4.12-2模型风电企业定员测算表风电场类型小型（50MW以下）中型（40*1.5MW）大型（100*1.5MW）备注合计323646一个风场一、生产人员222431运行10%备员已计入（一）机组运行111111（二）机组维修101219（三）其他1111、仓库1112、其他必备人员定员由集团公司审批二、管理人员101215含行政、生产、经营、党群、后勤管理人员。(12)运营期保险：保险费率按照固定资产的0.20％计列；(13)材料费：材料费按照5元/kW计算；(14)其它费用：（包括其它制造费用、其他管理费用和其他销售费用三项）其它费用按照10元/kW计算；(15)摊销费：摊销费包括无形资产和其他资产的摊销，无形资产摊销按3年计列，其他资产摊销按4年计列；(16)增值税：增值税按照优惠税率76 8.5％计算（按照增值税转型政策，运营期的约6-7年可抵扣完建设期的增值税，抵扣完之后可继续按优惠政策计算）；(17)所得税：企业所得税率为25%，根据《企业所得税法实施条例》第八十七条规定，电力企业风力发电项目的投资经营所得，自项目取得第一笔生产经营收入所属纳税年度起，第一年至第三年免征企业所得税，第四年至第六年减半征收企业所得税。即考虑三免三减半的优惠政策；(18)销售税金附加：包括城市维护建设税和教育费附加，以增值税税额为基础计征，分别取5％和3％；(19)法定公积金：税后利润提取10％的法定盈余公积金，法定盈余公积金提取的最高限额为资本金的50％；(20)CDM收入标准：CDM收入只在敏感性分析中计算，按照当期市场价格直接计入税后利润，计算期至2012年。4.12.3敏感性分析敏感性分析是通过预测、分析项目主要因素发生变化时对经济效益的影响，从中找出敏感因素，并确定其影响程度。在敏感性分析的过程中，对敏感因素的选择、敏感幅度以及敏感步长的确认，应征询投资方的同意。电力建设项目财务评价的敏感性分析中，敏感因素主要包括：工程投资、年上网电量、上网电价和利率。敏感性分析主要按以下步骤进行：(1)对工程投资、上网电量、地区实际上网电价加电价补贴等做单因素进行敏感性分析，列出敏感性分析表；(2)考虑CDM收入，并进行敏感性分析，列出“财务指标汇总表”；76 (3)在收支平衡的情况下，计算经营期的实际电价，并列出“财务指标汇总表”。表4.12-3财务指标汇总表序号项目名称（单位）数值1装机容量（MW）2年上网电量（MWh）3总投资（万元）4建设期利息（万元）5流动资金（万元）6销售收入总额(不含增值税)（万元）7总成本费用（万元）8销售税金附加总额（万元）9发电利润总额（万元）10经营期平均电价(不含增值税)（元/kWh）11经营期平均电价(含增值税)（元/kWh）12投资回收期（年）13全部投资内部收益率（%）14自有资金内部收益率（%）15全部投资财务净现值（万元）16自有资金财务净现值（万元）17总投资收益率（%）18投资利税率（%）76 19项目资本金净利润率（%）20资产负债率（%）4.12.4评价结论为提高评价工作的质量，财务评价分析应包括明确的评价结论，评价结论应力求客观公正，真实准确，避免评价结果失真，为投资方项目决策提供可靠的经济评价依据。76 第五章风电场初步设计5.1初步设计报告的编制和审查5.1.1风电工程初步设计报告由有资质的勘测设计单位完成。初步设计报告具体内容和深度应符合集团公司相关规定。5.1.2初步设计应在风电机组招标完成定型后进行。在初步报告编制完成后，应委托咨询单位和专家对初步设计成果进行审查，确定工程范围、设备装备水平和建筑物结构型式，明确工程初步设计概算。5.2风力发电场总体布局5.2.1风力发电场总体布置依据：可行性研究报告、接入系统方案、用地批准文件、地质勘测报告、环境影响评价报告、水土保持评价报告及国家、地方、行业有关的法律、法规等相关文件。5.2.2风力发电场总体布局设计应由以下部分组成：(1)风力发电机组的布置；(2)中央监控室及场区建筑物布置；(3)变电站设备布置；(4)场区集电线路布置；(5)风力发电机组变电单元布置；(6)中央监控通信系统布置；(7)场区道路；76 (8)其他防护及供应设施（防洪、防雷、防火、供水等）。5.2.3风力发电场总体布局应兼顾以下因素：(1)应避开基本农田、林地、居民、电力线路、天然气管道等限制用地的地区；(2)风力发电机组的布置应根据机组参数、场区地形与范围、风能分布确定，并与本场规划容量、接入系统方案相适应；(3)在同等风况条件下，优先考虑地形地质条件良好且便于运输安装的场地进行布置；(4)风力发电机组布置要尽量减少风电机组间的尾流影响，充分利用土地资源，兼顾风电机间各种电气设备的配置和保护要求；(5)变电站、中央监控室及场区建筑物的选址应根据风力发电机组的布置、接入系统方案、地形、地质、交通、生产、生活和安全要素确定；(6)场区集电线路的布置应根据风力发电机组的布置，变电站的位置及单回集电线路的输送距离、输送容量、安全距离确定；(7)风力发电机组变电单元布置应与场区集电线路的形式相适应：采用架空线路时，该单元应靠近架空线路布置，采用直埋电缆时，该单元应靠近风力发电机组布置，并要保证其安全距离，必要时设置安全防护围栏；(8)中央监控通信网络布置应根据风力发电机组的布置、中央监控室的位置及通信介质的传输距离、传送容量确定；(9)场区道路应能满足设备运输、安装和运行维护的要求，并保留可进行大修与吊装的作业面；76 (10)场区内道路、场区集电线路、中央控制通信网络、其他防护功能设施之间的布置应满足其相关规程、规范的电磁兼容水平和安全防护的要求。5.3风电机的微观选址5.3.1微观选址必须采用专业计算机软件进行模拟分析。根据已确定的风力发电机组的机型以及风电机厂家提供的功率曲线和推力系数，利用专业的风资源计算软件如WAsP、Windsim、WT等进行模拟，并结合实际踏勘进行微观选址。5.3.2微观选址后应提供每台风力发电机组的地理坐标、高程以及每台机组的发电量等参数。5.3.3微观选址一般由设计单位实施，风电机供货商复核确认。5.3.4微观选址工作的主要原则(1)区域以平坦地形为主的风场（如草原、沙漠地区），主要考虑地面粗糙度的影响；(2)以复杂地形为主的风电场（如山区、沿海地区），除了地面粗糙度外还要考虑地形特征影响；(3)风电机宜布置在盛行风向的山坡及山脊上。避免将风电机布置在迎着盛行风向的悬崖边缘；(4)在盛行风向的背风面山坡布置风电机需充分考虑地形对风速影响的水平距离；(5)与盛行风向平行的谷地产生狭管效应，宜充分布置风电机；与盛行风向垂直的谷地不宜布置风电机；76 (6)沿海防风林地内布置风电机沿盛行风向不宜超过3行。5.3.5机组排布5.3.5.1资料准备：(1)风电场内拟用风力发电机组轮毂高度代表年风速风向数据及空气密度；(2)风电场场区内的地形图（电子版）图形精度一般不小于1：2000，变电站范围内地形图精度一般不小于1：500；(3)拟选机组在拟选风电场当地情况下的功率曲线及推力系数；(4)计算软件，Windpro、Windfarm、WAsP等。5.3.5.2排布风力发电机组的原则(1)风力发电机组垂直于主导风能方向排列；(2)充分利用风电场的土地；(3)尽量减小风力发电机组之间的相互影响、满足风力发电机组之间行、列距的要求,在主导风向上机组间隔应达到5～9倍风轮直径，在垂直于主导风向上要求机组间隔应达到3～5倍风轮直径；(4)综合考虑风电场地形、地表粗糙度、障碍物等，将其影响降到最低；(5)通过综合分析不同微观选址下的发电量与集电线路及场内道路的长度之间的经济合理性，优化设计，减少集电线路及场内道路的长度。5.4风电机组基础设计5.4.176 风电机组地基基础设计按行业标准《风电机组地基基础设计规定》（试行）（FD003）及相关规程、规范的规定进行设计。5.4．2风电机组地基基础设计采用极限状态设计方法，荷载及有关分项系数的取值应符合相关规定，以保证在规定的外部条件、设计工况和荷载条件下，风电机组地基基础满足50年设计使用年限要求。5.4.3风电机组地基基础分为三个设计级别，具体见下表：表5.4-1地基基础设计规范设计级别单机容量、轮毂高度和地基类型1单机容量大于1.5MW轮毂高度大于80m复杂地质条件或软土地基2介于1级、3级之间的地基基础3单机容量小鱼0.75MW轮毂高度小于60m地质条件简单的岩土地基备注：1、地基基础设计级别按表中指标划分分属不同级别时，按最高级别确定；2、对1级地基基础，地基条件较好时，经论证基础设计级别可降低一级。5.4.4风电机基础中心承受叶片、电机及塔筒等垂直荷载、水平荷载和倾覆弯矩。风电机基础大都为大偏心受压基础。当风电机容量较大或地基软弱基础底面积较大时宜采用圆形或正八边形；风电机容量较小或地基较坚硬、基础底面积较小时宜采用正方形。当主导风频较高时宜采用矩形基础，将强轴与主风向平行布置。5.4.576 风电机基础型式主要有扩展基础、桩基础和岩石锚杆基础三种型式。具体基础型式的采用应根据建设场地地基条件和风电机组上部结构对基础的要求确定。其中，在土地基、碎石地基、砂卵砾石地基上，宜优先选择扩展基础；对于承载力极低的软弱土层和高压缩性土层（包括沿海滩涂地基），宜比选地基置换处理及桩基方案；对于岩石基础，在地基为弱风化以下地段，应优先考虑锚杆基础；在基岩为强风化及以上地段，可比较锚杆基础结合地基固结灌浆及扩大基础方案。具体型式应根据技术经济比较结果确定。5.4.6扩展基础设计1扩展基础一般指由台柱和底板组成的钢筋混凝土独立基础，包括天然地基和复合地基两种地基条件。2扩展基础一般设计为大体积混凝土，应有足够的强度、刚度和耐久性。3扩展基础应满足地基承载力、变形和稳定性要求，基础稳定安全系数应满足相关规范要求。基础允许脱开面积应满足下表要求：表5.4-2各计算工矿基底允许脱开面积指标计算工况基底脱开面积AT/基底面积A（100%）正常运行荷载工况、多遇地震工矿不允许脱开极端荷载工矿25%5.4.7岩石锚杆基础设计1岩石锚杆基础的稳定性应根据工程地质和水文地质条件进行抗滑、抗倾覆、抗浮稳定计算。2岩石锚杆基础抗倾覆稳定计算中，基础所承受的倾覆力矩由锚杆和基础本身自重（含上部竖向荷载）共同承担。抗滑、抗浮稳定计算中，基础抗滑、抗浮力不足部分由锚杆承担。5.4.8桩基础设计1桩基应根据使用功能和受力特征分别进行桩基的竖向承载力计算和水平承载力计算。2须对桩身和承台结构承载力进行计算。76 3当桩端以下存在软弱下卧层时，应进行软弱下卧层承载力验算；4对于抗浮、抗拔桩基，应进行基桩和群桩的抗拔承载力计算；5抗震设防区须进行抗震设防验算；6验算桩基整体水平位移。7当桩周土层产生的沉降超过基桩的的沉降时，计算基桩承载力须计入桩侧负摩阻力的影响。8须进行基桩和承台正截面的抗裂验算，控制裂缝宽度。9桩基结构的耐久性应根据设计使用年限、现行国家标准的环境类别规定和水、土对混凝土腐蚀性的评价进行设计。10相关桩基结构混凝土耐久性要求和桩身裂缝控制等级及裂缝限值等应满足《混凝土结构设计规范》（GB50010）、《工业建筑防腐蚀设计规范》（GB50046）等要求；四、五类环境桩基结构耐久性可按国家现行标准《港口工程混凝土结构设计规范》（JTJ267）执行。11采用桩基础时，其计算和验算应符合《建筑桩基技术规范》（JGJ94-2008）等规定。5.4.9无论采取哪种基础型式，基础设计均应考虑地下水、环境水、基础周围土壤对其腐蚀影响，采取必要的防腐蚀措施。5.4.10基础和桩身混凝土应具有较高的耐久性、抗裂性及施工和易性，并满足GB50010的要求。基础采用的混凝土强度等级不应低于C25级，垫层混凝土强度等级不应低于C10级。有抗冻要求的混凝土，应按照有关规定确定混凝土抗冻等级。76 5.4.11基础的埋置深度应满足地基承载力、变形和稳定性要求。对季节性冻土地区，当地基具有冻胀性时，扩展基础埋深应大于土体标准深度。5.4.12对地震基本烈度为7度及以上的地区，风电机基础应进行抗震验算，必要时考虑抗震设防措施。5.4.13对地基须进行处理时，应符合《建筑地基处理技术规范》（JGJ79-2002）等规定，对基础沉降进行验算。5.4.14风电机基础软土地基处理方法主要有水泥搅拌法、水泥粉煤灰碎石桩（CFG桩）、高压喷射注浆法等，具体应根据当地地形、地质条件，按相关规范进行设计。5.4.15塔筒与风力发电机组基础连接型式一般为两种，预埋底脚螺栓与塔筒连接和预埋一段钢筒（基础环）的做法，具体根据塔筒技术规范确定。5.4.16箱变基础结构设计型式一般采用空箱结构，基础可为独立筏板或条形基础；滩涂等地基条件较差地区，可直接在风电机组基础上布置框架结构作为箱变基础。5.5变电站建筑设计5.5.1站址选择5.5.1.1风力发电场变电站的站址选择，应根据场区地形地质条件、征地、对外交通、风电机排布、电力系统规划设计的网络结构等要求进行全面综合考虑，通过技术经济比较和综合效益分析，选择最佳的站址方案。76 5.5.1.2站址选择充分考虑节约用地，合理使用土地。尽量利用荒地、劣地，不占或少占耕地和经济效益高的土地，并注意减少土石方量，力求土石方平衡。5.5.1.3站址应按审定的本地区电力系统远景发展规划，充分考虑出线条件，留出架空和电缆线路的出线走廊，避免或减少架空线路相互交叉跨越。架空线路终端塔（杆）的位置宜在站址选择规划时统一安排。5.5.1.4站址交通运输力求方便。对于站址的大件设备运输条件，应进行技术经济比较确定。5.5.1.5站址应具有适宜的地形地质条件，应避开滑坡、泥石流、明和暗的河塘、塌陷地区和地震断裂带等不良地质构造。避开溶洞、采空区、岸边冲刷区、易发生滚石的地段，还应注意尽量避免或减少破坏林木和环境自然地貌。5.5.1.6站址应避让重点保护的自然区和人文遗址，也不应设在有重要开采价值的矿藏上，否则应征得有关部门的书面同意。5.5.1.7站址设计标高宜高出30～50年一遇最高水位之上，否则应有可靠的防洪措施。在内涝地区建站时，防洪围堤堤顶标高宜高出30～50年一遇内涝最高水位0.5m。5.5.1.8站址附近应有生产和生活用水的可靠水源。当考虑采用地下水为水源时，应进行水文地质调查或勘探，并提出报告。76 5.5.1.9选站时应考虑变电站与邻近设施、周围环境的相互影响和协调，并取得有关协议。站址距飞机场、导航台、地面卫星站、军事设施、通信设施以及易燃易爆等设施的距离应符合现行有关国家标准。5.5.1.10站址不宜设在大气严重污秽地区和严重盐雾地区。必要时，应采取相应的防污染措施。5.5.1.11站址的地震基本烈度应按国家颁布的GB18306确定。站址位于地震烈度区分界线附近难以正确判断时，应进行烈度复核。基本烈度为9度地区不宜建设220kV～500kV变电站。5.5.1.12选址时应充分利用就近城镇的各方面设施，为职工生活提供方便。5.5.2变电站规划及布置5.5.2.1风力发电场变电站的总体规划应与当地的总体规划相协调，并应充分利用就近的生活、文教、卫生、交通、消防、给排水及防洪等公用设施。5.5.2.2风力发电场变电站的布置应根据工艺技术、运行、施工、扩建和生活需要，结合站址自然条件按最终规模规划，近远结合，以近为主，宜根据建设需要分期征用土地。总体规划应根据以上原则，对站区、生活区、水源地、给排水设施、排防洪设施、进所道路、进出线走廊、终端塔（杆）位等进行统筹安排、合理布局。5.5.2.3风力发电场变电站的绿化规划，应充分利用路旁、建筑物旁以及其他空闲场地，种植生长力强、维护量小的植物，并应注意保护站区周围原有绿化环境。5.5.2.4防洪、防震地区的变电站，应根据地形地质等因素，将主要的生产建构筑物布置在相对有利地段。76 5.5.2.5山区变电站的主要建、构筑物，设备构、支架，当靠近边坡布置时应注意边坡的稳定及坡面处理。5.5.2.6风力发电场变电站主要建、构筑物的长轴宜平行自然等高线布置，当地形高差较大时，可采用台阶式错层布置。5.5.2.7风力发电场变电站宜单独设所前区，另外设置供人员娱乐的场所。5.5.2.8风力发电场变电站各建、构筑物的火灾危险类别及其最低耐火等级符合相关规定。各建、构筑物整体及部件的设计，除达到使用功能外，还应符合防火方面的有关规定。5.5.2.9风力发电场变电站建筑物的平面、空间的组合上，应根据工艺要求，充分利用自然地形，布置上要紧凑合理、扩建方便。5.5.2.10变电站辅助和附属建筑的布置应根据工艺要求和使用功能统一规划，宜结合工程条件采用联合建筑和多层建筑，提高场地使用效益，节约用地。5.5.2.11配电装置选型应因地制宜，技术经济指标合理时，应优先采用占地少的配电装置形式。5.5.2.12各级配电装置的布置位置，应使通向变电站的架空线路在入口处的长度最短，以及各配电装置和主变压器之间连接的长度也最短。5.5.2.1376 变电站的占地面积主要是由电气设备布置决定，站前区的用地应考虑站内所有建筑物的占地及变电站的整体性。变电站的生产楼宜设置二层，土地价格较高的地区，经技术经济比较后可设置两层以上。100MW及以上风电场变电站35kV配电装置宜布置在靠近主变的位置，35kV配电装置从工艺布置、人员安全上考虑可不与综合楼合并。若变电站为地区的中心站，可根据需要增大建筑面积。表5.5-1风电场综合楼生产、非生产建筑面积容量建筑名称50MW(m2)100MW(m2)200MW(m2)300MW(m2)备注一、生产辅助建筑生产400500700900非生产1100130016001900合计1500180023002800生产用房：指集控室、配电室、继保室、蓄电池室、场用变室、消谐室等非生产用房：指办公室、运行维护人员工作室、会议室、非生产辅助用房（储藏间、资料室、活动室）、值班室、休息室、餐厅、厨房等5.5.2.14变电站内建、构筑物的最小间距不应小于防火间距的要求。5.5.3变电站竖向布置5.5.3.1风力发电场变电站站址标高应符合相关规定的要求。当采用防洪措施时，防洪设施标高应高于上述高水位标高0.5m；位于内涝地区的变电站，也可采取措施使主要设备底座和生产建筑的室内地坪标高不低于上述高水位。沿江、河、湖、海受风浪影响的变电站，堤顶标高还应考虑频率为2％的风浪高和0.5m的安全超高。5.5.3.2站区竖向布置应合理利用地形，根据工艺要求、交通运输、土方平衡综合考虑，因地制宜确定竖向布置形式，使场地排水顺捷。5.5.3.376 站区自然地形坡度在5％～8％以上时，竖向布置宜采用阶梯式布置（大型变电站场地面积大、宜取下限值，反之取上限）。5.5.3.4场地设计坡度应根据设备布置、土质条件、排水方式确定。道路纵向坡度确定宜采用0.5％～2％，有可靠排水措施时，可小于0.5％，局部最大坡度不宜大于6％，必要时采取防冲刷措施。5.5.3.5主要生产建筑物的地面设计标高高出室外地坪应不小于0.15m。5.5.3.6场地排水方式应根据站区地形、降雨量、土质类别、竖向布置及道路布置，合理选择排水方式，一般宜采用地面自然散流排渗，雨水明沟、暗沟（管）或混合排水方式。5.5.3.7管、沟布置应按变电站的最终规模统筹规划，管、沟之间及其建、构筑物之间在平面与竖向上应相互协调、近远结合、合理布置。若要扩容需考虑扩建要求。5.5.3.8在满足安全运行和便于检修的条件下，可将不同用途的管道采用同沟布置。5.5.4变电站土建部分5.5.4.1一般规定5.5.4.1.1变电站建、构筑物的建筑构造、承载力、稳定、变形、抗裂、抗震、防火及耐久性等，应符合现行国家相关标准的规定。5.5.4.1.276 建构筑物的设计应做到统一规划、造型协调、整体性好、生产及生活方便，同时结构的类型及材料品种应合理并简化，以利备料、加工、施工及运行。5.5.4.1.3对于分期建设的风电场主控制室宜按规划要求一次建成。屋外和屋内配电装置结构可考虑预留位置，按照分期建设原则进行。5.5.4.2变电站主要建筑物5.5.4.2.1变电站内建筑物的建筑面积应满足运行的工艺和办公生活要求，符合现行的有关标准，并宜根据建筑物的功能要求，合理采用联合布置。设计应考虑当地风力发电场的风荷载、雪荷载及温度变化给建筑物带来的不利影响。5.5.4.2.2主控制楼与办公楼合建的综合楼根据规模和需要可采用一层～三层建筑。主控制室的净高（顶棚到楼板面）：宜采用3.0m～3.2m。控制楼不宜设置电缆夹层。通信机房的净高不宜小于3.0m，并应比设备高0.8m以上。主控制室的设置宜便于进行运行观察。5.4.4.2.3主控制室、通信机房及继电器室由工艺专业根据工程具体情况确定是否设置屏蔽措施。5.5.4.2.4屋面防水应根据建筑物的性质、重要程度、使用功能要求采取相应的防水等级。对综合楼及继电器室等设有重要电气设备的建筑物屋面防水采用Ⅱ级，其他屋面采用Ⅲ级。平屋面排水坡度不应小于1/50，屋面排水宜采用有组织排水。5.5.4.2.5屋内配电装置室及电容器室等建筑不宜用开启式窗，墙上开孔洞的部位，应采取防止雨、雪、小动物及风沙进入的措施。76 5.5.4.2.6主控制室、继电器室、通信室的顶棚及靠近电气设备的墙面，不应采用易剥落的材料粉刷。5.5.4.2.7蓄电池室（阀控蓄电池）取消调酸室，蓄电池室的墙面、顶棚、门窗、排风电机的外露部分及其他金属零件应涂耐酸漆或耐酸涂料，地面、墙裙、支墩宜用耐酸易清洗的面层材料，面层与管沟排至室外作妥善处理。蓄电池室的窗应采用半透明玻璃。5.5.4.2.8高度超过10m的建筑物应在室外设置通向屋面的爬梯，其宽度不小于0.5m。5.5.4.2.9变电站内建筑宜根据建筑物的重要性、安全等级采用不同的结构型式，地震烈度在8度及以上地区的220kV～500kV变电站的主控制楼，宜采用框架结构；其他建筑物采用混合结构，根据建筑抗震设计规范设置构造柱、圈梁。5.5.4.2.10变电站建筑物的抗震设计：5.5.4.2.10.1变电站建筑物重要等级的划分：220kV及以下重要枢纽变电站的控制楼、配电装置楼，不得中断通信的通信室按一类建筑（相当建筑抗震设计规范的乙类建筑）；除一类以外的生产建筑物，辅助生产和生活建筑为二类建筑（相当建筑抗震设计规范的丙类建筑）；次要建筑为三类建筑（相当建筑抗震设计规范的丁类建筑）。5.5.4.2.10.2各类建筑物抗震设防烈度，除满足GB50260外尚应符合下列要求：一类建筑物按本地区设防烈度进行抗震计算和提高1度采取抗震措施，但9度时不提高；76 二类建筑按本地区设防烈度进行抗震计算和采用抗震措施；三类建筑可降低本地区设防烈度采取抗震措施。5.5.4.2.11分期建设的风电场，变电站的设计应根据整体规划统一考虑。变电站征地应尽量一次完成，综合楼要按风电场总体规划设计，在一期一次施工完成。电气配电装置及设备在不影响运行的情况下可根据规划工期分期施工。5.5.4.3架构及其他构筑物5.5.4.3.1架构、设备支架等构筑物应根据变电站的电压等级、规模、施工及运行条件、制作水平、运输条件及当地的气候条件来选择合适的结构，其外形应做到相互协调（设备支架还应与上部设备相协调）。5.5.4.3.2变电站的屋外构筑物应采用有效的防腐措施。5.5.4.3.3为满足接触、跨步电压而设的地坪按电气要求处理。5.5.4.4采暖、通风和空气调节5.5.4.4.1变电站的采暖设计应符合有关规定。凡所内有人值班、办公、生活的房间及工艺与设备需要采暖的房间，应设置采暖设施；凡工艺、设备和值班的需要，不采暖难以满足要求的房间，可设置采暖设施。采暖的方式可根据变电站的位置、规模和气象条件并结合当地的条件，经技术经济比较后确定。采用电采暖时，满足房间用途、特点、经济和安全防火等要求。5.5.4.4.276 变电站的空调设计应符合相关规定。变电站的控制室、计算机室、值班室、继电保护室、远动通信室及其他工艺、设备要求的房间宜设置空调。空调房间的室内温度、湿度应满足工艺要求，工艺无特殊要求时，夏季设计温度为26℃～28℃，冬季设计温度18℃～20℃，相对湿度不宜高于70％。控制室、计算机室、继电保护室和远动通信室的空调设备一般不考虑备用，但在选用设备时宜考虑多台设备的方案。5.5.4.4.3电气设备运行房间夏季室内温度不宜高于40℃。配电装置事故排风量每小时不应少于10次换气次数，事故风机可兼作通风机。当室内设有干式变压器时，通风量应考虑排出变压器的发热量，并宜设立独立的排风机，将变压器的发热量直接排至室外，以降低室内温度。通风机和降温设备应与火灾探测系统连锁，火灾时应切断通风机的电源。5.5.4.4.4蓄电池室应根据设备型式和当地的气象条件，以确定设置机械通风或通风降温系统。免维护式蓄电池的通风空调设计，应符合下列要求：(1)夏季室内温度≤30℃；(2)设置换气次数每小时不少于3次的事故排风装置，事故排风装置可兼作通风用。5.5.4.4.5六氟化硫电气设备室应采用机械通风，室内空气不允许再循环。通风设备、风管及其附件应考虑防腐措施。5.5.4.4.6电缆隧道宜采用自然通风，必要时可采用机械通风，通风系统应与消防系统连锁。5.5.4.4.7变压器室的通风按夏季排风温度不超过45℃76 计算，进风与排风温差不超过15℃计算。变压器室的通风应与其他通风系统分开，各变压器室的通风系统不应合并。变压器室发生火灾时，应能自动切断通风机的电源。5.5.4.4.8变电站采暖通风和空气调节系统应与消防系统连锁，并配合消防系统进行防火隔断和排烟。5.5.4.4.9变电站生活用水水源应根据供水条件综合比较确定，宜优先选用已建供水管网供水方式或深水井取水，不宜选用地表水作为水源的方案。5.5.5变电站道路5.5.5.1进站道路的路径应根据站址周围道路现状，结合远景发展规划和站区平面、竖向布置综合确定。道路可参照四级公路主要技术指标进行设计，但路基宽度和平曲线半径应按搬运站内大型设备的方式决定。路面宜选用中级及以上路面。当进所道路较短，且工程量不大（进所道路长度小于等于500m），也可采用与站内道路相同的路面。进站道路路面宽度宜根据变电站的电压等级确定：110kV及以下变电站：4.0m；220kV变电站：4或4.5m；5.5.5.2变电站内道路布置除满足运行、检修、设备安装要求外，还应符合安全、消防、节约用地的有关规定。变电站的主干道应布置成环行，如成环有困难时，应具备回车条件。76 站内道路宽度宜为3.5m。大门至主控制楼、主变压器的主干道：220kV变电站可加宽至4.5m；220kV及以上的变电站可加宽至5.5m。屋外配电装置内的检修道路和500kV变电站的相间道路为3m。5.5.5.3道路的转弯半径不应小于6m。通行汽车、平板车的路段，转弯半径应根据汽车、平板车的技术性能确定。5.5.5.4站内道路纵坡不宜大于6％。5.5.5.5站内道路路面宜采用混凝土路面或沥青路面。5.5.6其他5.5.6.1屋外配电装置场地内需要进行操作和检修的设备，其四周宜铺设地面，铺砌宽度应根据工艺要求确定。5.5.6.2站区正面围墙宜采用镂空围墙，以开阔站内人员的视野；站区其余三面围墙宜采用高度2.2m～2.8m的实体墙。5.5.6.3沟道应设伸缩缝，伸缩缝间距应根据气象条件、沟道材料，按有关规程和经验确定，并宜在地质条件变化处或按8m~15m间距设置。5.5.6.4沟道侧壁宜高出地面0.1m～0.15m，沟底纵坡度宜不小于0.5％，在困难地段不应小于0.3％，并应有排水措施。5.5.6.5变电站大门宜采用轻型铁门或自动伸缩门。5.5.6.6变电站大门和站内主要建筑物（综合楼）主立面装饰华电标识。5.6电气部分5.6.1电气主接线5.6.1.176 变电站的电气主接线应根据变电站所在电力系统中的地位、规划容量、负荷性质、线路和变压器连接元件总数、设备特点等条件确定，综合考虑供电可靠性、运行灵活性、操作检修方便、节约投资等要求。5.6.1.2变电站为110kV线路出线且为两回及以下时，采用桥形、线路变压器组或线路分支接线；超过两回时采用扩大桥形、单母线或分段单母线的接线，不允许停电检修断路器时要设置旁路设施，采用SF6断路器的主接线不宜设旁路设施。5.6.1.3变电站为220kV线路出线且为两回及以下时,宜采用单母线接线，35kV配电装置宜采用单母线或单母线分段接线。5.6.1.4220kV母线避雷器和电压互感器宜合用一组隔离开关。对接在变压器引出线上的避雷器，不宜装设隔离开关。5.6.2主变压器5.6.2.1主变压器容量和台数的选择，应根据风力发电场的容量和现行的有关规定及审批的电力系统规划设计决定，因风力发电场负荷率较低，应选择等于风电场发电容量的主变压器。5.6.2.2根据电力负荷发展及潮流变化，结合系统短路电流、系统稳定、系统继电保护，对通信线路的危险影响、调相调压和设备制造等具体条件允许时，应采用自耦变压器，当自耦变压器第三绕组接有无功补偿设备时，应根据无功补偿潮流，校核公用绕组的容量。5.6.2.3主变压器调压方式的选择应符合有关规定。当变压器采用有载调压方式时，应经过技术经济论证。自耦变压器需有载调压时，宜采用中压侧线端调压。5.6.335kV配电装置76 5.6.3.1220kV变电站中35kV及以下的配电装置可采用屋内式。5.6.3.2大气严重污秽地区（如沿海）、场地受限制地区，配电装置宜采用屋内式。5.6.4所用电及无功补偿5.6.4.1所用电：变电站内应装设一台站用变压器。如能从变电站外引入一个可靠的低压电源时，应另装设一台备用变，否则应设置独立发电设备。变电站宜设置固定的检修电源。5.6.4.2无功补偿装置应根据风力发电场的特性和当地电网公司的接入系统审批意见进行设置。5.6.4.3在一些征地困难、土地价格较高、受地形限制、污染严重或景观要求较高的地区，可考虑采用GIS组合电器或室内配电装置。5.6.5主控制室和继保室布置5.6.5.1主控制室的位置选择应考虑节省控制电缆、噪声干扰小和朝向较好等因素。5.6.5.2继保室可在配电装置就近布置或按电气单元设置。5.6.5.3继保室的设计和布置应考虑监控系统、继电保护设备的抗电磁干扰能力。5.6.6监控及二次接线5.6.6.1变电站的主变压器、母线分段、旁路及母联断路器、35kV屋外配电装置的线路、35kV以上配电装置的线路应在控制室内控制。6～35kV屋内配电装置馈电线路宜采用就地控制。76 5.6.6.2变电站宜装设能重复动作、延时自动解除或手动解除音响的中央事故信号和预告信号装置，断路器的控制回路及箱变和风电机运行状况应有监视信号。5.6.6.3隔离开关与相应的断路器和接地刀闸之间，应装设闭锁装置，屋内配电装置尚应装设防止误入带电间隔设施。5.6.6.4断路器的控制回路应满足以下要求：(1)应有电源监视，并宜监视跳、合闸绕组回路的完整性；(2)应能指示断路器合闸与跳闸的位置状态；自动合闸或跳闸时应有明显信号；(3)合闸或跳闸完成后应使命令脉冲自动解除；(4)有防止断路器“跳跃”的电气闭锁装置；(5)接线应简单可靠，使用电缆芯最少。5.6.6.5中央信号接线应简单、可靠，对其电源熔断器应有监视。5.6.6.6在配电装置就地控制的元件，应按各母线段分别发送总的事故和预告信号。5.6.6.7变电站监控系统通讯要求：变电站监控系统应具备标准对外通讯接口，满足IEC 61400-25通讯规范和标准OPC数据接口规范。系统通迅协议对外完全开放，即可实现全部信息、数据及指令的上传与下传功能。5.6.7通信5.6.7.1变电站可根据系统通讯需要装设下列通讯设施：(1)系统调度通信；76 (2)对外行政通信（兼作调度通信备用）；(3)与当地电话局的通信。5.6.7.2变电站可装设小型电话交换机作站内通信用。5.6.7.3远动、保护和电话的通道应根据审定的“电力系统通信设计”或相应的接入系统通信设计确定。重要的变电站至直接调度该站的调度所间至少应有两个独立的通信通道。5.6.7.4为保证重要变电站通信设备不间断供电，应根据通信设备的供电电源要求，设置通信专用的蓄电池组或由交流不停电电源供电。相同直流供电电压的通信设备宜由同一组蓄电池供电。当以专用蓄电池作为备用设备时，其容量宜按1h～3h计算，组数为一组或两组（当为两组时，每组容量为总容量的50%）。5.6.8照明5.6.8.1变电站电气照明的设计，应符合现行GB50034的规定。5.6.8.2电气照明应根据不同的布置方式及场合，采用配照合理、检修方便、经济合理的照明方式。5.6.8.3对有人值班的变电站、主控制室、继电器室、屋内配电装置室、站用配电屏室、蓄电池室、通信机房、消防设备室、主要屋内通道、楼梯出口，应装设事故应急照明。事故应急照明宜兼作正常照明用。当交流电源断电时应能自动切换到蓄电池电源。5.6.9电缆选择及铺设5.6.9.1控制电缆应采用铜导体。5.6.9.235kV三相供电回路的电缆芯数的选择，应符合下列规定：76 (1)工作电流较大的回路或电缆敷设于水下时，每回可选用3根单芯电缆。(2)除上述情况下，应选用三芯电缆；三芯电缆可选用普通统包型，也可选用3根单芯电缆绞合构造型。5.6.9.3电缆的路径选择，应符合下列规定：(1)应避免电缆遭受机械性外力、过热、腐蚀等危害；(2)满足安全要求条件下，应保证电缆路径最短；(3)应便于敷设、维护；(4)宜避开将要挖掘施工的地方；(5)充油电缆线路通过起伏地形时，应保证供油装置合理配置。5.6.9.4电缆在任何敷设方式及其全部路径条件的上下左右改变部位，均应满足电缆允许弯曲半径要求。电缆的允许弯曲半径，应符合电缆绝缘及其构造特性要求。5.7风电场集电线路5.7.1集电线路设计原则为：造价低、线路短、分布合理、跨越道路少、施工方便、尽可能沿道路架设或敷设。在国家规定及地方规划禁止使用架空线路的地方可采用电缆直埋方式，否则应采用架空线路。5.7.2集电线路路径应进行调查研究，综合考虑运行、施工、交通和路径长度等因素，统筹兼顾，做到经济合理、安全适用。5.7.3集电线路应减少与道路的交叉；当与其它架空线路交叉时，其交叉点不应选在被跨越线路的杆塔顶上。76 5.7.4集电线路应避开洼地、冲刷地带、不良地质地区、原始林区以及影响线路安全运行的地区。5.7.5集电线路长度在10km以内的宜选择10kV集电线路。大于10km的宜选择35kV集电线路。选择10kV或35kV集电线路应经过技术经济比较后确定。5.7.6架空线路导线可采用钢芯铝绞线。地线可采用镀锌钢绞线，导线型号应根据电力系统规划设计。5.7.735kV及以上单回路杆塔可采用三角排列或水平排列；多回路杆塔可采用三角和水平混合排列或垂直排列。最小净距结合实际情况及相关规范确定。5.7.8杆塔基础型式应根据线路的沿线地形、地质、材料来源、施工条件和杆塔的型式等确定。基础设计应考虑地下水位季节性的变化。埋深不应小于0.5m。5.7.9机组变压器一般选用油式变压器、美式变压器和欧式变压器三种。集电线路为电缆直埋方式的宜用美式变压器或欧式变压器，集电线路为架空线方式的宜采用油式变压器。5.7.10集电线路的回路数应根据风电场容量确定，对于35KV电压等级的集电线路，每50MW容量宜采用2～3回，其它依此类推。5.7.11采用电缆直埋方式时，风电机组间通讯用光缆应与电缆同路径铺设；采用架空线路方式时，光缆应与架空线路同杆塔架设。76 5.8施工组织设计5.8.1施工条件风电场施工组织设计前，需收集下述资料：（1）本风电场有关的水文、地质、地震、气象资料等。（2）了解施工区周边交通现状，对大件运输的主要交通线路进行勘察。（3）场址区的建筑材料的产地、产量、质量及其供应方式进行调查。（4）施工期供水、供电、通信的供取方式、供应量及其质量状况等。（5）主要材料、设备、吊装机具的技术资料及供应状况等。5.8.2施工总布置5.8.2.1一般原则施工总布置一般应遵循以下原则：（1）须统筹规划工程临建设施及场地，做到局部和整体布置相协调；（2）施工总布置应力求紧凑合理、节约用地，合理利用各种地形，不占或少占用基本农田和经济林地，减少场平工程量。（3）力求避免临建设施占用主体工程场地和施工场地，充分利用永久建筑物和附近已建工程的原有设施；（4）应遵守环境保护和水土保持的有关规定；（5）形成施工总平面布置图。76 5.8.2.2施工总平面布置依据（1）电力建设安全技术规程；（2）施工现场条件及周围环境，项目施工范围及现场情况；（3）工程施工进度要求；（4）设计水平年的平均施工能力和机械、人员情况等。5.8.2.3施工供电、供水（1）估算施工用电负荷，确定电源、电压及输变电方案；（2）估算施工用水量，通过技术经济比较，确定施工供水方案。5.8.2.4场地平整变电站站区平整在满足总平面布置的前提下，力求挖填平衡。5.8.2.5施工生产设施5.8.2.5.1砂石系统宜与生活、管理区保持必要的距离。5.8.2.5.2混凝土系统厂址选择须满足以下要求：（1）力求接近主要浇筑场地，场地面积满足生产规模要求；（2）便于交通运输；（3）合理利用坡地、台地等不利地形，建筑物地基符合安全稳定要求；（4）考虑建筑物的防汛排涝措施；（5）应考虑与输电线路等的安全距离要求。5.8.2.5.3综合加工厂选择厂址应与交通干线联系方便，便于材料、设备及产品运输，并靠近主体工程施工区，并与生活、管理区保持一定距离，确保水、电供应。76 5.8.3施工交通运输（1）根据主要大件设备的重量、尺寸提出满足设备运输的线路标准，初步拟定对外交通运输方案；（2）交通道路设计应充分利用已有道路，并区分改建道路和新建道路的长度和工程量。5.8.4工程用地（1）风电场工程建设用地包括风电场内主要生产和辅助设施的建设用地，主要包括风电机组、机组变、集电线路、变电站、交通工程和其他工程的建设用地；不包括对外交通等场外工程用地；（2）风电场工程项目建设用地标准应符合《风电场工程建设用地指标》的要求，必须贯彻执行国家有关建设、土地管理的法律、法规和有关标准、规范要求，切实执行科学、合理、节约原则；（3）了解当地土地资源政策，收集风电场所在地的土地利用近期规划、远期规划和工程永久占地费用、临时占地费用、青苗、农田林地补偿费用和工程征占用税费等；（4）应明确风电机组、机组变、集电线路、交通道路、变电站及其他建筑物等永久用地范围、面积等。其中，风机位用地实行点征；（5）明确临时征地面积，包括施工吊装场地、施工临时设施的用地面积和所属地类等。5.8.5主要施工方案5.8.5.1施工方案编制原则76 （1）遵守国家的有关法律法规和国家、行业的有关标准、规程规定；（2）主体工程施工方案应安全可靠、科学合理、易于实施；（3）提倡应用新材料、新设备、新技术、新工艺；（4）努力降低工程造价；（5）尽可能采用模块化施工。5.8.5.2施工方案编制依据（1）已批准的设计图纸和相关文件、资料；（2）主要设备、材料、机械的技术文件和资料以及供应情况；（3）施工综合进度；（4）施工环境及气象、水文和地质资料等。5.8.5.3施工方案的主要内容施工组织设计施工方案一般为原则性方案，应根据工程具体情况突出重点。（1）编制依据；（2）工程概况；（3）主要工程量；（4）施工组织机构及人力资源计划；（5）施工机械及场地布置；（6）主要施工方案及季节性施工措施；（7）施工总进度。5.8.6施工进度和工期5.8.6.1施工进度5.8.6.1.1总体施工进度安排原则76 （1）以满足风电场发电计划工期确定关键路径，根据关键路径安排施工总进度；（2）根据风电场特点合理安排施工顺序；（3）合理安排施工工作面，满足连续施工的需要；（4）力求劳动力、机械等使用均衡，技术间歇和平行衔接合理。5.8.6.1.2控制性关键项目施工进度安排原则（1）风电机基础单个基础浇筑时间一般不超过12小时；（2）单个风力发电机安装不超过三天，对道路不满足吊装设备行走要求的，加上组装吊机时间后的安装时间一般不超过5天；（3）变电站土建和安装工程不得超过总工期，且应预留调试时间。5.8.6.2施工工期施工工期的排定应根据当前的施工水平，结合集团公司有关规定和要求进行。5.9交通工程5.9.1一般规定风电场交通工程范围为风电场进场道路和场内道路的设计。场外道路主要利用已有国家、省（自治区、直辖市）、市、县、乡镇等级道路和市政道路，场外道路不作为风电场设计范围。5.9.2进场道路与场内道路76 5.9.2.1进场道路范围为从已有交通网络开始至风电场内升压变电站（开关站）。场内道路范围为风电机组间道路和风电机组与升压变电站之间道路。5.9.2.2道路标准根据年平均日双向汽车交通量确定为厂矿四级道路，由道路等级控制相应的道路技术指标。进场道路和场内道路争取永临结合，满足风电机组设备的运输要求。5.9.2.3道路的地形的划分按以下原则执行：平原区指地形平坦，无明显起伏，地面自然坡度小于或等于3°的地区；微丘区指起伏不大的丘陵，地面自然坡度为3°（不含3°）～20°（含20°），相对高差在200m以内的地区；山岭重丘区指地面自然坡度大于20°，相对高差为200～1000m的地区。5.9.2.4进场道路原则上采用双车道，场内道路原则上采用单车道加错车道的形式。5.9.2.5风电场道路路肩采用土路肩，双车道单侧土路肩宽度0.25m，单车道单侧土路肩宽度0.5m。5.9.2.6双车道路基宽度6.50m，单车道路基宽度4.50m。采用单车道时，间隔200m～300m应设置错车道，设置错车道路段路基的宽度不小于6.50m。5.9.2.7圆曲线最小半径一般值取30m，极限值取15m，圆曲线所在路段应设置超高、加宽缓和段。针对不同的风电机组叶片运输，圆曲线还需满足叶片的运输要求，转弯段的加宽值根据风电机组叶片长度按照风电机组制造厂推荐值选取。5.9.2.876 平原和微丘地区最大纵坡9%，对利用原有公路的改建路段，经技术经济论证，最大纵坡可增加1%。对山岭重丘局部修建条件困难的道路路段，最大纵坡可根据风电机组运输要求适当增加。不同纵坡的最大坡长见表5.9-1。表5.9-1纵坡限制坡长纵坡坡度（%）456789101112.5最大坡长（m）120010008006004003002001501005.9.2.9凸形竖曲线半径一般值为200m,极限值为100m。凹形竖曲线半径一般值为200m,极限值为100m。竖曲线最小长度20m。为满足叶片运输，对竖曲线还需按照叶片运输要求进行设置，以叶片不刮蹭地面和车底板不碰地面为设置原则。5.9.2.10路基路面5.9.2.10.1一般规定（1）路基路面应根据道路等级交通量结合沿线地形地质及路用材料等自然条件进行设计，保证其具有足够的强度稳定性和耐久性，同时路面面层应满足平整和抗滑的要求；（2）路基设计应重视排水设施与防护设施的设计，取土弃土应进行专门设计，防止水土流失堵塞河道和诱发路基病害；（3）路基断面形式应与沿线自然环境相协调，避免因深挖高填对其造成不良影响；（4）通过特殊地质和水文条件的路段，必须查明其规模及其对道路的危害程度，采取综合治理措施，增强道路防灾抗灾能力。5.9.2.10.2路基压实度要求见表5.9-2表5.9-2路基压实度76 挖填类别零填及挖方填方路床顶面以下深度（m）0～0.800～0.800.80～1.50＞1.50路基压实度≥94≥94≥93≥905.9.2.10.3路基防护路基防护应根据公路功能结合当地气候水文地质等情况，采取相应防护措施保证路基稳定。（1）路基防护应采取工程防护与植物防护相结合的防护措施，并与景观相协调；（2）深挖高填路基边坡路段必须查明工程地质情况，针对其工程特性进行路基防护设计，对存在稳定性隐患的边坡应进行稳定性分析采用加固防护措施；（3）沿河路段必须查明河流特性及其演变规律，采取防止冲刷路基的防护措施。凡侵占、改移河道的地段必须做专门防护设计。5.9.2.10.4路面设计道路车道设计荷载按照公路Ⅱ级车道荷载，车辆荷载按照公路Ⅱ级车辆荷载标准值。风电场进场道路原则上可采用沥青混凝土路面或混凝土路面。风电场场内道路原则上以砂石路面为主，特殊地区可采用沥青类或混凝土类路面面层。5.9.2.11施工期临时道路施工期临时道路应结合检修道路进行布置，做到“永临结合”。对于山地和港汊、河网、鱼塘密集区域，施工期安装选用履带型吊车的，可以考虑拆卸进场和转场，节约道路占地。5.9.3桥涵76 进场道路和场内道路跨越有通航、灌溉、排水的永久河道、沟渠时，应当修建桥涵，保持原有水道的畅通。跨越水面净宽≤5m时，可采用管涵或箱涵型式。跨越水面净宽＞5m时，可采用桥梁。5.9.4沿线设施道路与铁路平面相交时，交叉角宜为正交，必须斜交时，交叉角应大于45°且道口应符合侧向了望视距的规定。道路与铁路相邻时，铁路与公路用地界相距不应小于5m。道路与乡村道路相交叉的位置、形式、间隔等的确定，应考虑县、乡、镇土地利用总体规划中农业耕作机械需求，必要时应结合规划对农业机耕道作适当调整或归并。架空送电线路与道路相交叉时宜为正交，必须斜交时应大于45°，架空送电线路跨越道路时，送电线路导线与道路交叉处距路面的最小垂直距离，须符合相应送电线路标称电压规定的要求。视距不良、急弯、陡坡等路段应设置路面标线及必需的视线诱导标；路侧有悬崖、深谷、深沟、江河湖泊等路段应设置路侧护栏；平面交叉应设置标志和必需的交通安全设施。5.10初步设计概算5.10.1项目划分及编制原则风电场技术标准（FD001－2007）《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》。76 电力行业技术标准，《火力发电工程建设预算编制及计算标准》（2007年版）、《电网工程建设预算编制及计算标准》（2007年版）、《电力工程建设概算定额》（2006年版）。项目划分参照风电场技术标准（FD001－2007）《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》。初步设计概算汇总表”中提供的表格形式，进行各单位工程项目的汇总，不足部分可自行补充。5.10.2定额的选用“建筑、安装工程”定额选用《电力建设工程概算定额》（2006年版）第一册---建筑工程、第三册---电气设备安装及《电力建设工程预算定额》（2006年版）第四册---送电线路工程、第六册---调试工程及配套的《施工机械台班费用定额》和《电力建设工程装置性材料预算价格》有特殊要求或不足部分可参考现行的全国或地方相应定额进行补充。“其他费用”取费按照（FD001－2007）《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》中的规定进行计算。各单位工程不单独计算“其他费用”，按照“附件1”提供的“其他费用概算表”及新建、扩建相应费率规定合并计算，其中装机容量大的取小值，装机容量中的取中值，装机容量小的取大值。5.10.3“主要技术经济指标表”按下表计列表5.10-1主要技术经济指标表风电场名称风电机组基础单价元/座　建设地点变电所单位造价元/kW　设计单位主要工程土石方开挖万m3　76 量建设单位土石方回填万m3　风电机型号混凝土万m3　装机规模MW钢筋t　年发电量亿kWh　塔筒（架）t　年利用小时数h　风电场进场道路km　工程静态投资万元　风电机场内施工、检修道路km　工程总投资万元　风电机场内集电线路km　单位千瓦投资元/kW　变电站房屋建筑m2　单位电量投资元/kWh　建设用地面积永久用地m3　建设期利息万元　临时用（租）地m3　接入系统工程投资万元　计划施工时间第1台机组发电工期月　风电机组单位造价元/kW　总工期月　塔筒(架)单位造价元/t　生产单位定员人　5.10.4设备价格5.10.4.1风电机组、塔筒、机组变压器、主变压器参考近期同类工程合同价计列，其余设备可参考近期同类工程合同价计列也可以询价。5.10.4.2在“监控系统”中增加“风电场生产实施监控系统”设备购置费，新建50MW及以下项目，按不高于60万元计列，扩建50MW及以下项目扩容费，按不高于40万元计列。5.10.4.3新建风电场在“其他设备及安装工程”中增加“卫星电视接收系统”设备购置费，费用按不高于60万元计列。5.10.4.4生产车辆购置费按下表规定计算。表5.10-2建议的风电项目生产车辆购置费用额度控制标准容量P（万kW）车辆购置费控制标准（万元）购置费限额（万元）0＜P≤2.550502.5＜P≤520×P10076 5＜P≤10100＋16×(P-5)18010＜P≤20180＋8×(P-10)26020＜P260＋6×(P-20)5.10.4.5“主要设备价格一览表”按下表计列。表5.10-3主要设备价格一览表序号设备名称及规格型号单位编制期价格1风电机组万元/台2塔筒万元/套3主变压器万元/台4机组变（箱变或油变）万元/台5.10.5初设概算中应附有主要材料价格一览表表5.10-4主要材料价格一览表序号名称单位编制期价格1钢筋元/吨2水泥元/吨3碎石元/立方米4中粗砂元/立方米5柴油元/千克6施工用电元/千瓦时7施工用水元/立方米5.10.6后方办公基地（分摊）按下表计算表5.10-5风电场办公场所（含单身宿舍）的建设或购置费用额度控制标准序号装机容量区间内单位容量费用额度费用额度计算公式容量上限对应的概算额备注（万kW）（元/kW）（万元）（万元）1P＜10100100×P1000　76 210≤P＜20751000＋（P-10）×751750　320≤P＜30501750＋（P-20）×502250　430≤P＜55302250＋（P-30）×303000　5P≥55030003000说明：　①同一省区，由同一机构管理的项目，不论场址位置及建设时间，均合并计算。②对于太阳能、分布式能源、生物质发电项目等，原则上按投资概算额度参照同等水平的风电项目确定费用额度。5.10.7工程量依据可行性研究概算及初设各设计专业提供的设备、材料清册、图纸资料等计算。5.10.8其他费用中的规定进行计算。其中：其他费用按（FD001－2007）(1)工程前期费，可按实际发生（已核定）计列，或按规定计算；(2)工程保险费，按照（风电机组设备购置费+塔筒设备购置费）×费率，费率按0.1％～0.2％计列；(3)备品备件购置费，按照（设备购置费（不含风电机组设备购置费）×费率，费率新建按0.5％，扩建按0.3％计列。扩建工程风电机组与上期工程类型不同时，费率按新建工程计算；(4)勘察费、设计费，在计算设计费时，“工程设计收费计费额”应扣除风电机组、塔筒设备购置费后再进行计算；(5)根据相关规定，取消“工程质量监督费”，“工程质量检测费”按照建筑、安装工程费×76 费率，费率按0.05％～0.15％计列。取消“工程定额测定费”和“风电技术标准编制费”。5.10.9投资价格水平基准年原则上工程投资价格水平基准期为工程投资编制完成前的上一季度。执行的价格水平年发布或编制期发布的政策性文件应在编制说明中阐明，并做为初步设计报告附件附后。5.10.10基本预备费可研阶段根据项目外部条件等特点按2％－3％计列。5.10.11建设期贷款利息按审定的施工组织设计工期计算建设期贷款利息，初步设计阶段按华电集团规定的贷款利率下浮系数计算。5.10.12资金来源及筹措在可行性研究阶段应具备贷款银行同意贷款的承诺函。5.10.13编制单位应做的对比分析5.10.13.1与本设计导则中有关设计标准进行对比分析。5.10.13.2与可研投资概算对比分析。76 附录：1、国家和行业有关风电工程设计标准、规程和规范1、《风电场工程可行性研究报告编制办法》(发改办能源[2005]899号文附件3)；2、《风电场风能资源测量和评估技术规定》(发改办能源[2003]1043号)；3、《风电场风能资源评估方法》(GB/T18710-2002)；4、《风电场风能资源测量方法》(GB/T18709-2002)；5、《风力发电机组安全要求》(GB18451.1-2001)；6、《风电场场址选择技术规定》；7、《全国风能资源评价技术规定》；8、《风电场工程等级划分及设计安全标准》（FD002-2007）；9、《风力发电场设计技术规范》（DL/T5383-2007）；10、《建筑地基基础设计规范》（GB5007-2002）；11、《建筑结构可靠度设计统一标准》（GB50068－2001）12、《混凝土结构设计规范》（GB50010—2002）；13、《建筑结构荷载规范》（GB50009－2001）；14、《建筑抗震设计规范》（GB50011－2001）；15、《高耸结构设计规范》（GB50135－2006）；16、《混凝土结构耐久性设计规范》（GB/T50476－2008）；17、《风电机组地基基础设计规定》（FD003－2007）；76 18、《风电场场址工程地质勘察技术规定》（发改能源[2003]1043号）；19、《岩土工程勘察规范》（GB50021-2001）；20、《电力工程勘测守则》（1994版）；21、《电力工程地质钻探技术规范》（DL/T5096-1999）；22、《建筑抗震设计规范》（GB50011-2001）；23、《中国地震动参数区划图》（GB18306-2001）；24、《中国地震动峰值加速度区划图》（GB18306-2001图A1）；25、《风力发电场并网运行管理规定》（电力工业部电政法[1994]461号）；26、《国家电网公司风电场接入电网技术规定》修订版（国家电网发展[2009]327号）。2、参考文献1、华电国际《风电工程设计导则》2、中国华能集团公司《风电场工程设计导则》76'