风电可研报告（行业报告）

××××××风电场新建工程可行性研究报告第一册说明书黑龙江省林业设计研究院可行性研究报告项目法人：××××××××××有限责任公司专业院院长 专业院总工 项目负责人第一章综合说明 11.1区域概况 11.2风能资源 21.3工程地质 21.4工程任务与规模 21.5风电场机组选型和总体布置 3 3 41.8土建工程 4 51.10工程管理设计 51.11环境保护设计 61.12劳动安全与工业卫生 61.13工程设计概算 61.14财务评价与社会效果分析 7 7 8第二章风能资源 32.1区域概况 3 32.1.2地形地貌 3 32.2气象站资料 3 3 42.3风电场测站测风资料整理和分析 7 7 7 第三章工程地质 3.1区域地质构造与地震 3.2场址工程地质条件 27 3.2.4基础处理形式及持力层选择 3.3风电场场地工程地质评价与建议 4.1市社会经济及能源资源状况 294.2地区电网概括 31 4.3工程建设必要性 4.3.3场址开发条件优良 354.3.4有利于市地方经济的发展 4.4石青山风电场工程建设规模 第五章机组选型、布置及风电场上网电量估算 5.1风力发电机组选型 5.1.1风能资源分析 5.1.2机型选择 5.1.3风机布置 5.1.4机型选择 5.2风电场及变电所总体布置 415.2.1风电场的总体布置 5.2.2变电所的总体布置 5.3上网电量估算 5.3.1空气密度修正 435.3.2尾流修正 5.3.3控制和湍流强度 5.3.5风电机组利用率 5.3.6气候影响停机 6.1.1接入系统方案 6.1.3无功补偿方式 6.1.4.接地电容电流补偿方式 516.1.5备用电源 516.1.6主要电气设备选择 516.1.7过电压保护及防雷接地 566.2电气二次 586.2.366kV变电所的控制、保护、测量和信号 6.2.4电气二次设备材料清单 616.3通信 626.3.1调度自动化 626.3.2行政通信和站内调度通信 636.4变电所及控制楼采暖通风 646.4.1室外气温资料 64 6.4.3防排烟与事故通风系统 66第七章消防 687.1消防设计依据和原则 687.2消防总体设计方案 68第八章土建工程 718.1风电场场区工程水文及地质条件 718.2工程等级及建筑物级别 718.3土建工程设计 718.3.1风机基础及箱变基础设计 8.3.2升压变电所设计 72第九章施工组织条件 749.1施工条件 9.1.1风电场对外交通条件 9.1.2施工场地条件 9.1.3主要建筑材料及施工用水、电供应 749.1.4施工特点 749.2施工总布置 749.2.1施工总布置原则 74 9.2.3施工用水 9.3.1对外交通 759.3.2场内交通 759.2.3道路建设方案 76 9.4.1工程用地政策 769.4.2建设征地方案 779.5主体工程施工 78 9.5.3风力发电机组安装 9.5.4电气设备安装 9.6施工总进度 9.6.1施工总进度设计原则 9.6.3施工控制进度 第十章工程管理设计 10.1管理机构 10.2生产、生活设施 第十一章环境保护 11.1.1地址环境 11.1.2水环境 11.1.4大气环境和生环境 11.1.5社会环境 11.2环境影响评价 11.2.1对声环境的影响 11.2.2对大气环境的影响 8511.2.3对水环境的影响 11.2.7水土流失预测 11.3环境保护措施 11.3.1设计原则 11.3.2设计任务 11.3.3水环境保护措施 11.3.7施工区人群健康保护措施 11.4.2大气环境监测 11.4.3声环境监测 11.4.4人群健康监测 11.5环境管理与环境监理 11.5.1环境管理 11.5.2环境监理 11.6环境保护投资概算 11.6.1编制依据 第十二章劳动安全与工业卫生 12.1.1法律法规及技术规范与标准 12.2工程概述及风电场总体布置 12.2.1工程概述 9512.2.2.4施工场地布置 12.2.2.5施工总工期 12.3工程安全与卫生危害分析 12.4劳动安全与工业卫生对策措施 12.4.1施工期劳动安全卫生主要对策措施 12.5风电场安全卫生机构设置及管理制度 12.5.1安全生产监督制度 912.5.4事故调查处理与事故统计制度 12.6事故应急救援预案 912.8预期效果评价 第十三章工程设计概算 13.1.1工程概况 13.1.2主要编制原则及依据 13.3主要技术经济指标 第十四章财务评价与社会效果分析 14.1.1项目概况及评价依据 14.1.2基本方案财务评价计算 14.1.4财务评价结论 14.2社会效果评价 14.2.1工程节能与减排效益 错误!未定义书签。错误!未定义书签。 错误!未定义书签。错误!未定义书签。附表附表2设备及安装工程概算表附表4施工辅助工程概算表附表5其他费用概算表附表6财务指标汇总表附表8投资计划与资金筹措表附表10损益表附表11还本付息计算表附表12资金来源与运用表附表13财务现金流量表(全部投资)附表14财务现金流量表(资本金)附件附件1关于风力发电场项目建设用地初审意见的函附件2关于风力发电场建设用地的初审意见附件3建设项目用地预审申请表附件4关于风力发电场建设占地压覆矿产资源储量情况证明的函附件5关于风力发电有限公司××××××风电场项目申请接入系统的请示附件6关于××××××风电场项目申请接入系统的请示风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703第一章综合说明132°57′,北纬45°50′,距市镇北约6km。市位于黑龙江东部的完达山南麓，地处东经132°09′～133°56′北纬温度为-36.1℃;7月份最热，月平均气温为21.6℃,极端最高温度为35.2℃。市年平均蒸发量为1110.7mm,年平均降水量为546.6mm(最多降水年份为1981年，年降水量为849.1mm,最少降水年份为1986年，降水量为358.5mm),降水多集中在6、7、8三个月份，占全年降水量的53%。全年日照时间为2274.0小时，无霜期为125～137天。年平均相对湿度为69%。年平均风速为3.5米/秒，历年最大风速23.0米/秒，历年极大风速35米/秒，全年主导风向NNW,受大陆季风影响，在春秋两季多为3-5级偏西风。融雪在2月下旬，结冻期约180天左右，历年最大冻土深度187cm,平均冰雹日数1.6天。风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703(1)风能资源丰富风电场50m高代表年年平均风速6.84m/s,代表年年平均风功率密度296W/m²,70m高代表年年平均风速7.56m/s,70m高代表年年平均风功率密度406W/m²。(2)风向稳定，风能集中风向风能集中在(NNW—SSW)之间，风能频率为83%,风向稳定，风能分布相对1.3工程地质四周30—50km是平原地，风电场场区平均海拔高度200m,山脊相对平缓。1.4工程任务与规模风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703根据风电场资源情况及现场开发条件，××××××风电场本期开发规模为45MW,共安装30台单机容量为1500kW的风力发电机组，同时配套建设一座66kV升压变电站，容量为50MVA,建设一条9km单回路66kV架空线路与220kV一次变风70-1500三种机型进行技术经济比较，初选本风电场一期工程代表机型为金风70-1500,单机容量为1500kW。经计算，市石青山风电场一期工程装机容量45MW的年理论发电量为13829万估算本电场年上网电量10510万kW·h,装机年利用小时数2335h,平均容量系数××××××风电场采用66kV线路与220kV一次变66kV侧联接，在风电场建设一座66kV升压变电所，主变容量为2×25MVA,电压等级为66/10.5kV,建设1风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703风电场风力发电机组出口电压为0.69kV,采用一机一变的接线方式，箱式变电室布置在每台风电机组附近，根据风电机组及箱变位置以及10kV电缆铺设方式，采用6回10kV进线接入风电场66kV升压变电站10kV侧。风电场升压变电站10kV采用单1.7消防先进的防火技术，以保障安全、使用方便、经济1.8土建工程拟选机组金风70-1500塔筒高度70m,风轮叶片直径70m,风机总重量(包括塔筒)约180t基础总高度为4700mm,基础埋置深度为4400mm。环形基础内部填充级配沙石，上风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703综合楼：三层，建筑面积863m²,楼内布置有中央控制室、通信室、继电保护室1.9施工组织设计可具备施工条件，在第2月1日起升压站、中控楼进行基础施工，至第2月28日完工，风电机组的安装，从第7月1日起进行风电机组的安装，第7月3日第一台风电机组发电，全部30台机组至第9月20日安装结束。最后进行监控系统的联调，于第9月28日结束，工程竣工。占地130900m²,临时占地92120m²,合计工程总占地面积约223020m²。1.10工程管理设计风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703风电场全场定员标准暂定15人。其中，管理及生产辅助人员5人，包括常务经理、财务、生产辅助人员等；运行人员10人；考虑到现代运行方式需要，结合市目前风电本次环境保护工程设计计算的环境保护总投资125.9万元。1.12劳动安全与工业卫生1.13工程设计概算风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703经计算，工程静态投资为42081.17万元，单位千瓦静态投资9351.37元/KW;动态总投资43698.06万元，单位千瓦动态投资9710.68元/KW。1.14财务评价与社会效果分析本项目总投资43585.01万元(其中：66kv配套送出工程450.00万元)。万元：风电场投资43248.06万元；其中流动资金159.47万元，资本金为12624.35万元，其余由国内银行贷款(含利息)为30464.24万元，银行贷款年利率为6.84%,贷款偿还期为12年。根据还贷要求并满足资本金财务内部收益率大于10%,测算出的经营期平均上网电价为0.63元/kW·h,还贷期平均上网电价为0.70元/kW·h,还贷后平均上网电价0.53元/kW·h(以上均不含增值税)通过评价指标一览表可以看出全部投资所得税后财务净现值6482.06万元。资本金所得税后财务内部收益率13.53%满足行业规本项目的开发，每年可为电网提供清洁电能10510.40万kW.h,按替代火电标准煤耗330g/kW.h计算，本项目每年可节省原煤消耗约3.42万t,减排SO2约452.19t、NO2约268.95t、CO约6.54t、CnHn约2.58t、CO2约0.53万t,减少灰渣0.771.15结论和建议表年年平均风速为7.56m/s,风功率密度406W/m²,装机容量45MW,计算年发电量10510万kW·h。风电场新建工程可行性研究报告Z03-07031.16附表工程特性表见附表1名称单位(或型号)数量备注海拔高度m经度(东经)纬度(北纬)年平均风速风功率密度盛行风向W风电场主要机电设备台数台额定功率叶片数片3风轮直径m扫掠面积切入风速3额定风速切出风速安全风速轮毂高度m发电机容量风电机功率因数额定电压V主要机电设备10kV箱式变电站ZGS-1600/10.510kV汇流母线组6升压变电所主变压器台数台2型号变压器容量额定电压66±8×1.25%/10.5出线回路电压等级出线回路数回l电压等级建土建风机基础台数座型式钢筋混凝土基础箱变基础台数台型式钢筋混凝土基础名称单位数量备注施工工程数量土方开挖土方回填混凝土钢筋t新建场内道路长新建进所道路长施工期限总工期月概算指标静态投资万元工程总投资万元单位千瓦静态投资单位千瓦动态投资机电设备及安装万元建筑工程万元其他费用万元基本预备费万元经济指标装机容量年发电量上网平均电价不含增殖税投资利润率投资利税率资本金净利润率全部投资财务内部收益率税后资本金投资财务内部收益率税后投资回收期风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703清偿能力资产负债率(最大值)市位于黑龙江东部的完达山南麓，地处东经132°09′～133°56′北纬北纬45°50′,距市镇北约6km,虎连公路和虎迎公路从风电场山下通过。风电场场四周30～50km是平原地，风电场场区平均海拔高度200m,山脊相对平缓。年平均降水量546.6mm,无霜期平均为125～137天，年平均气压1002.0hPa,年平均空气湿度69%,平均冰雹日数1.6天。2.2气象站资料2.2.1气象站概况市气象站始建于1964年，现站址位置：北纬45°46',东经132°58′。气象站距离风电场约5km,观测场拔海高度100.2m,比风电场平均高程低约100m,测风仪距地高度11.6m。(1)1977～2006各年逐月平均风速；(2)2006逐时平均风速、风向；(3)其它常规气象要素资料。(气象站1979年8月18日),多年平均气温为3.5℃,年平均雷暴日数为29.2日/年，年平均冰雹次数为1.6次/年，多年平均空气密度为1.233kg/m³。气象站与本风电场观测塔所在位置的单位指标说明极端最高气温℃极端最低气温℃多年平均气温℃多年平均气压多年平均水汽压年均雷暴日数日年均冰雹日数日年无霜日数日多年最大风速1979年8月18日多年平均降雨量多年主风向年平均相对湿度%多年平均空气密度降趋势。而就近20年测风资料来看，1987~2006年风速年际变化比较平缓，近20年平均风速为2.67m/s,而2006年平均风速为2.20m/s。气象站1977~2006年历年年平均风速见表2.2-2,年平均风速变化直方图见图2.2-1。表2.2-2气象站1977~2006年历年年平均风速表风速(m/s)年份风速(m/s)3年份风速(m/s)年份风速(m/s)图2.2-1气象站多年年平均风速变化直方图(1977年~2006年)为1月份，最大最小风速相差1.3m/s。气象站1977~2006年多年月平均风速见表2.2-3,多年月平均风速变化直方图见图2.2-2。表2.2-3气象站多年月平均风速表月份风速(M/S)月份风速(M/S)风速(M/S)10月11月12月图2.2-2气象站多年月平均风速变化直方图至NNW扇区风向频率占总风向频率的83%,尤其以NNW风向最多，占18%。在地春冬季盛行西北风，西北风向频率为43%;夏秋季盛行西南风，西南风向频率为40%。气象站1977年1月～2006年12月的风速观测资料统计显示，1977年~2006年多年平均风速为2.85m/s,其中年平均风速最大值为3.6m/s(1979年),最小值为2.2m/s(2006年)。由图2.2-2可知，气象站多年月平均风速在2.2m/s~3.6m/s之间；其中三月四月为大风，月平均风速为3.5m/s,一月、十二月为小风月，月平均风速为2.3m/s。2.3风电场测站测风资料整理和分析为有效开发利用地区的风能资源，主营风电开发的风力发电有限公司于2005年在石青山周围地区设立了3座测风塔，其中2座70m高，一座40m高，分别命名为1号、2号和3号测风塔，本风电场一期工程(义和参场)地区布设了1个70m高的测风塔，位于××××××风电场的1号测风塔(地点在义和参场)在2005年8月正式开始测风，2号测风塔(地点在平原南山)和3号测风塔(地点在团结参场)在2005年9月正式开始测风，各塔相隔距离约为8km。1号塔和2号塔在70m、60m、50m、40m、25m和10m高度均安装了1个风速仪测量风速，在70m、40m、25m高度均安装了1个风向标测量风向，在10m高度安装了1个温度传感器测量温度；3号塔分别在40m、25m、10m高度均安装了1个风速仪测量风速，在40m、25m高度均安装了1个风向标测量风向，在10m高度安装了1个温度传感器测量温度。测风仪器采用美国NRG公司制造的测风设备，至今已有近15个月的实测数据资料。风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703因为3号测风塔仅收集到4个月的测风资料(2005年9月~2005年12月),完有效数据完整率=(应测数目-缺测数目-无效数据数目)/应测数目×100%。经验证，1号、2号测风塔2006年1月1日~2006年12月31日时段中，1号测风塔共缺测640分钟，其完整率：99%;2号测风塔共缺测5800分钟，其完整率：98%,(三)测风风向验证10m高度较低外期于均在0.7以上，其他各层不同高度风速相关性较差，具体见表表2.3-11号和2号测风塔各高度风速相关性分析成果表高度1根据本阶段收集的原始观测数据，统计1号、2号测风塔2006年1月1日～2006年12月31日一年的实测风速数据，计算1号塔、2号塔实测风切变指数，具体成果见表2.3-2。测风塔高度风速测风塔风风塔1号和2号测风塔随高度变化曲线如图2.3-1,由于风电场测风塔10m高度风速误差较大。而测风塔40m以上高度受周围地形地貌影响较小，其推算的风切边指数能够比较真实地反映风电机组实际运行情况。根据1号、2号测风塔的风速随高度变化曲1号测风塔70m高度对60m、50m、40m高度的风切变指数的平均值0.188,推算0图2.3-1石青山风电厂1号和2号测风塔风速随高度变化曲线图1号、2号测风塔分别位于拟建场址(石青山)的西测和东测，两塔相距约8km,根据两测风塔各自控制的范围，本次代表年测风数据分别采用1号塔和2号塔70m高度2006年全年的数据进行分析订正，得出两测风塔代表年的风况数据并推算到本风由于测风塔的资料取自2006年1月1日～2006年12月31日，为了对测风塔因素的变化情况影响，本阶段在进行测风数据订正时，采用气象站1997以来周围地形风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703代表性。气象站1997～2006年气象站多年年平均风速为2.38m/s,历年年平均风速变化直方图如图2.3-2。3210年份r图2.3-2气象站历年年平均风速变化直方图(1997~2006)气象站距本风电场约5km。两地之间地势高差较小，地形、地貌基本一致。依据气象站1997～2006年各月平均风速资料和气象站2006年1月1日～2006年12月31日逐时风速、风向资料，对本风电场风况进行相关分析，分析成果见表2.3-3和表表2.3-31号测风塔70m高度数据与气象站分扇区相关分析扇区1号塔—70M气象站扇区1号塔70M—气象站斜率相关系数斜率相关系数NSEW表2.3-42号测风塔70m扇区2号塔—70M气象站扇区2号塔70M—气象站斜率相关系数斜率相关系数NSEW2006年气象站(与风电场测风数据对应的数据测风年)年平均风速为2.20m/s。对现场测风数据进行补长修正。从表2.3-3和表2.3-4可以查出1号塔和2号塔70m果，对两测风塔数据分别按扇区进行补长修正，1号塔70m高度测风年年平均风速为7.73m/s,代表年年平均风速7.56m/s,2号塔70m高度测风年年平均风速7.26m/s,代表年年平均风速6.55m/s,具体成果见表2.3-5和表2.3-6。扇区1号测风塔70M扇区1号测风塔70MNSEW风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703表2.3-62号测风塔70m高度数据分扇区补长修正一览表单位：m/s扇区2号测风塔70M扇区2号测风塔70MNSEW2.4.1风电场空气密度由于1号塔、号2塔仅有一年多的气温、气压资料，在空气密度推算方面代表性较差，而气象站具备多年气温、气压和水气压资料。石青山风电场与气象站海拔高度相差较小，距离也比较近，空气密度基本一致。因此石青山风电场的空气密度采用气象站多年平均空气密度。气象站历年平均气温3.5℃,多年年平均气压为1002.0hPa,多年年平均水汽压为7.7hPa。按下式计算石青山风电场的多年平均空气密度为1.233kg/m³。2.4.21号塔70m高度代表年风能分析1号塔70m高度测风年年平均风速为7.73m/s,代表年年平均风速为7.56m/s,代表年年平均风功率密度406W/m²,代表年有效风速小时8357h。通过对测风数据进行分析计算，得到了1号测风塔70m高度数据相应风向玫瑰图和风能玫瑰图，分别见图2.4-1和图2.4-2。图2.4-3为1号测风塔70m高度风速和风能频率分布曲线；图2.4-4为1号测风塔70m高度风速和风功率密度代表年年变化风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703曲线；图2.4-5为1号测风塔70m高度风速和风功率密度代表年日变化曲线；1号测风塔70m高度各月风向、风能玫瑰图见图2.4-6和图2.4-7;1号测风塔70m高度各图2.4-11号测风塔70m高度风向玫瑰图NNW图2.4-21号测风塔70m高度风能玫瑰图<0.5123456789101112131415161718192021图2.4-31号测风塔70m高度风速风能分布直方图图2.4-41号测风塔70m高度风速和风功率密度代表年年变化曲线图2.4-51号测风塔70m高度风速和风功率密度代表年日变化曲线E7N2月ESH12月Es10月SEwEssms2月胃m286420oo时864200时0时864200H4月86u4月86u叶4200叶0叶864208642004m's8月7m29月W/m286420o叶842040864200叶0叶ms10月Wm2m=11月m2864200时0时8642000186420oo叶1图2.4-81号测风塔70m高度各月的风速和风功率密度日变化曲线图2.4.32号塔70m高度代表年风能分析2号塔70m高度测风年年平均风速为7.26m/s,代表年年平均风速为6.55m/s,代表年年平均风功率密度288W/m²,代表年有效风速小时8380h。通过对测风数据进行分析计算，得到了2号测风塔70m高度数据相应风向玫瑰图和风能玫瑰图，分别见图2.4-9和图2.4-10;图2.4-11为2号测风塔70m高度风速和风能频率分布曲线；图2.4-12为2号测风塔70m高度风速和风功率密度代表年年变化曲线；图2.4-13为2号测风塔70m高度风速和风功率密度代表年日变化曲线；2号测风塔70m高度各月风向、风能玫瑰图见图2.4-14和图2.4-15;2号测风塔70m图2.4-92号测风塔70m高度风向玫瑰图图2.4-102号测风塔70m高度风能玫瑰图图2.4-112号测风塔70m高度风速风能分布直方图图2.4-122号测风塔70m高度风速和风功率密度代表年年变化曲线图2.4-132号测风塔70mWSwsE图2.4-142号测风塔70m高度各月风向玫瑰图WEsS10月10月S12月wSEk不哈8642086420ns3月00486420864204月Wm200m/s6月W/m286420862000叶叶44868642040408620048月Tm040864209月00410月Wm211月Tm2864200叶0叶864200叶0叶864200叶0叶图2.4-162号测风塔70m2.4.4风能资源分析石青山风电场一期工程控制其区域的数据为1号塔数据。1号塔70m高度代表年年平均风速7.56m/s,年平均风功率密度为406W/m²,风场主风向为北北西向。根据《风场风能资源评估方法》(GB/T18710-2002)提供的标准：50m离地高度3级风场风能密度300W/m²~400W/m²,相应参考平均风速为7.0m/s;50m离地高度2级风场风能密度200W/m²~300W/m²,相应参考平均风速为6.5m/s。根据石青山风电场测风塔以及相关资料分析，石青山风电场1号塔离地50m高度风功率密度分别为296W/m²,代表年平均风速为6.84m/s。本风电场符合2级风电场标风电场新建工程可行性研究报告Z03-07033.1区域地质构造与地震地层的连续性；北西向断裂规模较小，为正断层。根据本区历史地震和1990年《中国地震烈度区划图》工程区50年超越概率10%的地震基本烈度小于VI度。3.2场址工程地质条件本地区内地势南高北低，北部是完达山脉，离风电场约40km,海拔约为200m~230m,切割深约200m左右，属低山地貌。3.2.3水文地质条件风电场新建工程可行性研究报告Z03-07031、本地区属构造相对稳定区，根据1990年《中国地震烈度区划图》程区50年超越概率10%的地震基本烈度小于VI度。3、工程区最大冻结深度2.0m。鉴于工程区冻土层较厚，塔基基础面应置于冻土风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703第四章工程任务与规模4.1市社会经济及能源资源状况之一。市辖7镇5乡、85个行政村。区域内有省属6个国营农场和两个森工林业局，总人口31万2006年，全市生产总值预计实现442000万元，按可比价格计算比上年增长12%。长10%;第三产业增加值144000万元，增长12.3%。全市人均生产总值实现14932逐渐发现了一些有价值的矿产。根据黑龙江省第一区域地质调查所1995年9月提供的资料和现有地质工作掌握的情况，发现的资源有19种，主要资源有煤、油页岩、泥炭全市行政辖区土地总面积932871.2公顷，其中耕地298512.6公顷，园地710.0公顷，林地293068.1公顷，牧草地16126.4公顷，建设用地13533.9公顷,交通用地14909.8公顷,水域面积88370.2公顷,未利用土地面积207640.1公顷。市地处穆棱河下游，兴凯湖低平原，属于三江平原第六区，境内有1江27河，467个泡沼，水域总面积364,850亩，所有河流均属乌苏里江一、二级支流，水资源较为风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703亿立方米，其中地下水7.2亿立方米，地表水14.8亿立方米，重复水量2.52亿立方市已建成的主要水利工程有：中型水库2座(石头河、西南岔),小型水库2座，总库容4756万立方米。4.2地区电网概括县。供电区面积8.6万平方公里，2005年供电量为26.4亿千瓦时，供电最大负荷为416兆瓦。包括退役机组),滴道电厂50兆瓦。根据《黑龙江省电网“十一五”及2020年电网规划设计》鸡西地区在“十一五”期间220kV电网最大缺电在239MW～380MW之间。鸡西电网送电网的电压等级为220kV。截止2004年底，共有220kV线路11回，鸡西送电网以鸡西一次变为核心，通过220kV鸡(西一次变)杏(花变)线、220kV鸡(西一次变)联(鸡西发电厂)线、220kV鸡(西一次变)梨(树变)线、220kV鸡(西一次变)恒(山一次变)线、220kV杏(花一次变)密(山变)线、以及220kV密(山变)虎(林变)线形成了目前的单回线放射状送电网。截止2005年底，鸡西送电网拥有：220kV变电所7座，主变容量876MVA。其中鸡西一次变240(120+120)MVA,梨树一次变180MVA(90+90),恒山一次变90MVA,杏花一次变180MVA(90+90),密山一次变90MVA,一次变90MVA,林口一次变90MVA。鸡西电网高压配电网由66kV和35kV电网构成。其中除鸡西矿务局个别自维35kV系统外，其余均为66kV,截止2003年底，鸡西电网共有66kV线路133回，亘长2282km。鸡西高压配电网共有变电所130座，变电总容量为2170MVA。其中系统所属变电所35座，变电总容量为1534.7MVA。境内共有66kV线路7条。境内共有66kV变电所46座，分别为：变、迎春变、852中心变、853变、饶河变、854变、庆丰变、858变、850变、东方红变等，2005年变最大负荷88.3M。地区2005年电网现状见图4.2-1。853变密山一密山一庆丰火石变厂火力发电厂、风力电场图4.2-1鸡西供电区地区电网2005年现状图4.2.3电力负荷预测及电力平衡区2007-2012年电力负荷作出如下预测：表4-1地区电力负荷预测(MW)负荷变电所最大负荷杨岗1.0×2(MVA)永红变1.0(MVA)云山变2.0(MVA)1卫星3.15(MVA)朝阳1.8×2(MVA)青山3.15(MVA)湖北变2.0+4.0(MVA)3兴凯湖二变4.06.3(MVA)松河变1.8(MVA)1兴凯湖变3.15(MVA)兴安变2.0(MVA)1二次变16+6.3(MVA)朱德山3.15+1.0(MVA)珍宝岛变1.0+2.0(MVA)电厂变15×2(MVA)庆丰变2.0×2(MVA)2火石山变4.0+1.0(MVA)新河变4.0+2.0(MVA)3三丰变1.0+3.15(MVA)平原变4.0×2(MVA)4皖峰变2.0×2(MVA)2迎春变5.0×2(MVA)5东方红变5.0×2(MVA)5西南岔1.0(MVA)852中心变5.0(MVA)南双鸭子1.0(MVA)北仓变1.0(MVA)跃进变1.8(MVA)1索仑变5.0(MVA)龙头变1.0(MVA)风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703老柞山2.5+2.0(MVA)双柳变3.2(MVA)长林变1.0(MVA)红兴隆变3.2(MVA)853变1.0(MVA)鲜河变2.5(MVA)林源变1.8(MVA)1雁窝变3.15+1.0(MVA)红旗峰4.0(MVA)2石场变1.0(MVA)饶河变6.3+4.0(MVA)西林子1.0(MVA)欣城变2.0(MVA)1小佳河2.0(MVA)1大佳河0.63(MVA)山里变1.0×2(MVA)1电网平均负荷(MW)电网最大负荷(MW)表4-2地区2011年前电力平衡表项目\年度需用电负荷(MW)装机容量(MW)农垦电厂东方红林业电厂666666风电场00满发可供出力电力盈亏风电全停可供出力电力盈亏虎厂停一机可供出力电力盈亏风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703地区本地发电才能逐渐满足电力负荷发展的要求，并在2009年实现电力盈余，从而减4.3工程建设必要性风电是国家重点扶持的清洁可再生能源，石青山风电场工程(45MW)建成后，每年可为电网提供清洁电能10510万kW·h,按替代火电标准煤耗330g/kW·h计算，按替NO₂约268t、CO约6.52t、CnHn约2.57t、CO₂约0.53万t,减少灰渣0.76万t。石青山风电场一期工程场区风力资源丰富，风电场1号测风塔70m高度代表年年平均风速7.56m/s,风功率密度406W/m²,风能指标比较好。4.4石青山风电场工程建设规模黑龙江风电场规划容量200MW,本期容量45MW。同期配套建设一座66kV升风电场接入系统方案见下图4.4-1。66kV主变虎林石青山城电场共30台机组<45NW>风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703图4.4-1风电场接入系统方案第五章机组选型、布置及风电场上网电量估算5.1.1风能资源分析石青山风电场1号测风塔70高度代表年平均风速为7.56m/s,风功率密度为406W/m²。风电场的盛行风向NNW(如图5.1-1),与风能主方向(如图5.1-2)基图5.1-11号测风塔70m高度风向玫瑰图图5.1-21号测风塔70m高度风能玫瑰图风70-1500,其机型特征参数见表5.1-1,各型风机的功率曲线见图5.1-3。0比选机型金风50-750威晟62-1200金风70-1500轮叶片数片333风轮直径m扫风面积功率调节方式定浆距定浆距定浆距切入风速33切出风速风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703额定风速发电机型式异步电机同步电机同步电机额定功率电压V频率功率因素塔架型式塔筒塔筒塔筒刹车系统空气刹车气动刹车全顺桨气动刹车机械刹车液压盘式液压盘式液压盘式安全风速安全风速5.1.3风机布置1、各机型比较方案，项目总装机规模均为45MW;在盛行风向上按照机组行距约8倍风轮直径，垂直于盛行风向上距列约6倍风轮直径的5.1.4机型选择上，考虑影响风力发电机组电量效益的一系列折减因素，共按76%进行估算。单位机型金风50-750威晟62-1200金风70-1500风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703机组台数台叶轮直径m预装轮毂高度m装机容量年理论上网电量年实际上网电量上网利用小时h容量利用系数表5.1-3各风力发电机组比较方案工程投资估算成果表单位机型方案金风50-750威晟62-1200金风70-1500发电机组投资万元塔筒投资万元箱变投资万元场内输变线投资万元基础投资万元变电所投资万元万元以上投资合计万元其他费用万元工程静态投资万元表5.1-4各风力发电机组方案技术经济指标汇总表风电场机型金风50-750威晟62-1200金风70-1500机组台数台装机容量情况年实际上网电量上网利用小时h容量利用系数机组参数叶轮直径m塔筒高度m塔筒重量t单位千瓦投资单位电度投资经济性排序3215.2风电场及变电所总体布置从本风电场风能玫瑰图分析，风电场70m高度代表年的全年风能主要集中于247.5°~292.5°(WSW—WNW)之间，占总风能的83%。风电场10m高代表年的全年风能主要集中于247.5°~292.5°(WSW—WNW)之间，占总风能的81%。因此，本风电场属山地地形，低山延绵，风电场场区平均海拔高度200m,山脊相对平缓，坡度一般在10～20度，局部较陡。风电机的布置应根据地形条件，充分利用场地，尽量本风电场拟安装30台单机容量为1.5MW的风力发电机组，列距取风轮直径6倍的距离，行距取风轮直径8倍的距离，以尽量减小风力发电机组之间的尾流影响。风机布置集中在山顶或距山尖不超过25米范围内的山脊处。见附图Z-07变电所用地呈长方形，南北长80米，东西宽106米，总用地面积8480m²。风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703序号指标名称单位数量备注1本期工程用地面积万平方米2本期建构筑物占地面积平方米3本期建筑面积平方米4本期道路广场占地面积平方米5本期绿化面积平方米6予留发展用地平方米7厂区内场地利用面积平方米8建筑系数%9利用系数第绿化系数第容积率围墙长度米大门座1±0.00米标高为165.00米。场地整平需填方高度0.5米左右。风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703绿化布置采取点、线、面相结合的布置方式，根据适地适树的原则。围墙内种植常绿乔木，配植花灌木；综合楼前及中心绿地为重点绿化区域，可种植耐修剪的绿篱、花以达到美化、净化环境之目的，绿化率为20%。5.3上网电量估算石青山风电场一期工程项目共安装30台单机容量为1500kW的风力发电机组，总装机容量为45MW,年理论发电量为13829.5万kW·h.为估算本风电项目的年上网电量，需要做以下修正。根据市气象站多年平均气温、气压以及石青山风电场的现场实测资料，计算出该地区空气密度为1.233kg/m³,略高于标准空气密度1.225kg/m³.因此应对风力发电机组年理论发电量做出修正，修正系数为100.65%。风电场各风电机组之间有相互影响，在进行风电场发电量估算时应进行尾流修正。根据工程场区的风况特征、各风点机组的具体位置以及风电机组的推力曲线，计算出各风电机组之间相互的尾流影响，平均尾流影响折减系数为7.65%。每小时的湍流强度计算公式为：湍流强度=标准偏差值/平均风速值。通过现场1号塔70m高的测风数据和标准偏差，计算得到湍流强度系数为0.1171,属于中等强度湍流，控制和湍流折减系数取4%。叶片表层污染使叶片表面粗糙度提高，翼型的气动特性下降。本风电场植被以树木为主，空气质量较好，叶片污染折减系数取1%。风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703风力发电机组的制造水平和本风电场的实际条件拟定风力发电机组的可利用率折减系数为4%。阶段暂考虑气候影响停机折减系数为2%。考虑到机组厂家对功率曲线的保证率一般为97%,因此功率曲线折减系数为3%。5.3.8厂用电、线损等能量损耗初步估算厂用电和输电线路、箱式变电站损耗占总发电量的3%,上网电量计算中损耗折减系数为3%。万kW·h,装机年利用小时数2336h,平均容量系数0.27.详见表5.3-1。折减(修正)系数理论发电量尾流折减密度修正控制湍流折减叶片污染折减风机利用率折减功率曲线折减厂用电及线损折减气候影响停机折减折减后电量等效利用小时h容量利用系数理论发电量系数减后正后后后风机利正后功率曲线折减后后气候影响停机后等效利用小时容积利用系数XY单位m%%h表5.3-2石青山风电场一期工程各风机上网电量计算成果表(续)减后正后后风机利正后功率曲后后后利用小时容积利用系数XY单位m%%h风电场新建工程可行性研究报告Z03-07036.1.1接入系统方案××××××风电场位于黑龙江省市新乐乡，规划容量为200MW,分期实施，各期相对独立，一期工程安装30台单机容量为1500kW的风力发电机组，总装机容量为地区电网中心变电所即一次变有两个电压等级，分别为220kV和66kV。根据委托单位提供的接入系统资料，本风电场拟采用66kV电压等级接入系统。风电场一期工程建设一座66kV升压变电站，本期选用两台容量为25MVA的主期风电场66kV升压变电站预留扩建一台50MVA升压变压器及一回66kV联网线路的条件，本期66kV升压站采用单母线接线，预留单母线分段接线的条件。本期建设66kV线路9km,采用LGJ240型导线，同杆双回架设(本期架设单回，待二期45MW机组建设时，架设另一回联网线),将风电场升压站接入220kV一次变本工程与电网的计量点设在本场66kV变电所送出线路的出口侧。本项目风力发电机组出口电压为0.69kV,经计算需4根并联敷设的YJV22-3×2、箱变出口电压根据箱变容量和箱变至66kV变电所距离，箱变出线电压可采用10kV和35kV两种。当采用35kV出线电压时，线路损耗相对较低，但一次投资较大；当采用10kV出线时，线路损耗较高，但经计算线路压降仅为5%,仍可以满足输电要求，且一次投资风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703少，故箱变出口电压推荐采用10kV。箱式变电站选用变压器容量为1600kVA,10±2×2.5%kV/0.69kV,接线组为D,yn-11,短路阻抗为6%,箱式变电站均布置在风电机组附近。本项目共选用30台箱式变电站，箱式变电站高压侧均采用并联接线方式。根据风组-箱式变电站共分为6组。根据线路输送容量，各风电机组可采用架空导线或电缆接入66kV变电所的10kV进线柜。但考虑本风电场风机布置较分散，送电线路较长，最长可达7km,如采用架空导线，线损过大，且架空导线占地较大，故本工程10kV出线方案推荐采用电缆。6.1.2.2变电所电气主接线机组电力电量经箱式变升压至10kV,通过10kV电缆，进入66kV变电所10kV进线柜，再经变压器升压至66kV,通过1回66kV架空线送入220kV一次变。66kV侧二进一出采用单母线接线，接线简单、经济、操作运行灵活。本期66kV2、10kV侧接线风电机组-箱变共有6组进入风电场66kV变电所的10kV进线柜，10kV母线采风电场66kV升压变电所主接线图详见附图D-02。6.1.3无功补偿方式风电场新建工程可行性研究报告Z03-07031结构简单紧凑无齿轮箱，风轮直接驱动电机旋转发电，具有体积小，质量轻、噪音低的优点。2转换效率高采用全新的设计理念，电机发电效率高，风能利用因数高，电气系统功率因数高，大大提高整体效率。3运行稳定可靠采用高效率的低速无刷永磁电机，电机运行温度升高，从而降低电机因过热引起的褪磁、烧线圈等现象的发生。4使用寿命高由于低速运行，低磨损。5控制简单采用偏航调速系统，大大提高了机器控制水平。6维护成本低无齿轮箱，无测温系统，无复杂的电子控制系统，降低了由于这些部件发生故障引起对机组的维修工作。源。取基准容量为100MVA,取短路点平均工作电压Uj=63kV、10.5kV和0.69kV。短路点短路电工短路电流周期分量(有效值)I“(KA)短路冲击电流(峰值)短路冲击电流(有效值)Ioa(KA)短路容量S“(MVA)金风70/1500最高工作电压(高压侧)12kV6故障保护，熔丝额定电流200A,开断电流为50kA。用DKSC三相干式400kVA10.5±5%/0.4kV,ZN,yn11变压器。风电场新建工程可行性研究报告Z03-07031)GW5-66IID(W)带双接地，数量2组(出线一组，母线PT一组),额定电压66kV,额定电流630A2)GW5-66IID(W)带单接地，数量3组，额定电压66kV,额定电流630A1)LCWB-66W2,数量6台(进线),额定电压66kV级次组合5P20/5P20/5P20/0.52)LCWB-66W2,数量3台(出线),额定电压66kV2)66kV母线：JCC5-60,数量3台9、66kV避雷器：Y10W-75/224,数量1组1)进线柜：8面(备一)2)出线柜：4面3)分段柜：2面4)所用变柜2面5)母线PT柜2面6)母线电容补偿出线柜2面30台箱式变电站共分为6组，每组5台：其中第1台至第2台之间采用YJV₂2-3×50mm²电力电缆，第2台至第3台之间采用YJV₂₂-3×95mm²电力电缆，第3台至第4台之间采用YJV₂2-3×150mm²电力电缆，第4台至第5台之间采用YJV₂2-3×185mm²电力电缆，第5台至66kV变电所10kV进线柜之间采用YJV₂2-3×240mm²电力电缆。10kV电缆总长约42.9km。名称型号规范单位数量风力发电机功率因数：0.8台二箱式变电站1电力变压器台2插入式熔丝只3后备保护熔丝只4负荷开关组5肘型避雷器只6故障指示器只三主变压器系统1主变压器台2四10kV屋内配电装置110kV进线柜面8210kV出线柜面4310kV分段柜面2410kV站用变柜面2510kV母线PT柜面2610kV母线电容补偿出线柜面27穿墙套管个68照明配电箱只9灯具各种型号套插座及开关各种型号套电缆桥架各种型号t5各种钢材各种型号t电气防火材料各种型号t2电容补偿装置套2五66kV配电装置1SF₆断路器组32隔离开关(带双接地)组2风电场新建工程可行性研究报告Z03-07033隔离开关(带单接地)组34电流互感器台35电流互感器台66电压互感器台27电压互感器台38氧化锌避雷器组19钢芯铝绞线m钢芯铝绞线m六站用电系统1站用变压器台22低压配电屏面5310kV消弧线圈干式XHDC-300/10套2七电力电缆1lkV电力电缆210kV电力电缆10kV电力电缆10kV电力电缆10kV电力电缆10kV电力电缆4电缆头10kV个电缆头10kV个5电缆头1kV个八镀锌扁/角钢套12)66kV变电所直击雷保护：变电所共配制二支避雷构架上，初拟针高为30m。风电场综合楼设三层，建筑面积863m²,中控室、继保室、通信室和筑面积302m²。所用电源分别从10kV每段母线上引接，选用2台容量为400kVA的变压器做所风电场新建工程可行性研究报告Z03-07034、在主控楼的主要疏散通道、均设置应急灯(事故照明)及疏散指示标志；6.2电气二次风电场一期工程由鸡西地调调度管理，采用无人值班(少人值守)方式运行。风电电机组的自动监视和控制。66kV线路、主变压器，10kV线路的集中监控和调度所远各风力发电机进行集中监控，也可在远方(业主营地或调度机构)对风力发电机组进行风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703号。风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703室可操作66kV断路器、66kV隔离开关、变压器有载调压的自动调节开关、10kV断主变压器、66kV线路、10kV线路及所用变等的继电保护参照《电力装置的继电操作电源系统配置了直流和交流系统两部分。直流电压为220V。交流电压～220V,为220V,经直流负荷初步统计，设一组性能可靠，免维护的200AH阀控式密封铅酸线图见附图D-10。表6.2-1电气二次设备材料清单表风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703序号名称型号规格及技术参数单位数量备注1站内自动化系统包括：10kV保护、66kV线路、主变测控单元，操作员/系统工作站(2个),工程师站(1个),通信工作站(1个)等。套12直流系统套13电度采集装置套14主变保护屏微机型面25主变有载调压控制屏面2666kV线路保护屏光纤纵差面1766kV母线保护屏微机型面18主变电度表屏装设6只电度表面1910kV线路电度表屏三相四线式电子表具有RS-485通信口CT:面110kV接地监察装置微机型保护装在主变10kV侧高压开关柜上套2端子箱个5控制电缆5参考数光缆参考数6.3通信风电场远动传输采用模拟通道，通道速率为600～1200波特，通信规约为新部颁1、风电场设置一套交流采样RTU,为保护RTU可靠运行，同时设置1套2kVA0.5序号设备名称规格单位数量备注1系统光纤通信设备套1风电场端3光缆94综合配线设备套15集团电话4外线16内线套16录音电话套27电话机P/T兼容、桌挂两用只8电话插座只9电话线M通信电源套16.4变电所及控制楼采暖通风卧室客厅20℃办公室18℃厨房10℃卫生间15℃储存间12℃风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703(1)舒适性(2)美观性(4)适用范围广风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703式中建筑物负荷(W)电热膜参数电热膜片数高低压配电房20W/片综合楼20W/片检修车间20W/片风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703建筑物房间轴流通风机型号及参数台数高低压配电房高压配电室通风机：BT35-112339m³/h196Pa3站用变室通风机：BT35-11826m³/h39Pa1站用变室1低压配电室通风机：BT35-11826m³/h39Pa2柴油发电机房通风机：BT35-112339m³/h196Pa1第七章消防7.2消防总体设计方案风电场新建工程可行性研究报告Z03-07033、所内、外交通道净宽均大于3.5m,满足消防车道要求，各主要建筑物均有直综合楼三层，建筑面积约为863m²,变电所总占地面积为8480m²,主控楼和高地7、消火栓系统根据规范要求，设室外消火栓，设地下消防水池，储存2小时消防栓用水量。8、灭火系统变电所防火设施要求根据国标《35~110kV变电所设计规范》GB50059-92第设有手提式灭火器2套；高低压配电室每间房设手提式灭火器2套；在其它附属房间各9、消防电气设计本升压变电所电压等级为66kV,变电所得接地电阻按要求不大于0.50。变电所内的2根避雷针与工频接地电阻相连，避雷针与主变压器之间的电气距离大于15m。风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703序号设备名称规格单位数量备注1套2套23消防栓个14应急灯个风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703第八章土建工程8.1风电场场区工程水文及地质条件越概率10%的地震基本烈度小于VI度。8.2工程等级及建筑物级别根据《35～110KV变电所设计规程》(GB50059-92),变电所内建筑物、构筑8.3土建工程设计基础总高度为4700mm,基础埋置深度为4400mm。环形基础内部填充级配沙石，上风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703低压配电室，其平面布置图详见附图8-3。综合楼：三层，总建筑面积863m²,楼内布置有中央控制室(面积106m²,含计风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703综合楼各层平面布置图详见附图8-4库房及检修车间：一层，建筑面积167m²,分别布置有备件库、工具库、修理间电装置室、低压配电装置室、站用变室、库房、检修间、水泵房配置1301灭火器，在室外配置一套推车式1301灭火器。风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703第九章施工组织条件9.1施工条件里，四周30～50km是平原地，风电场场区山脊相对平缓，坡度一般在10～20度，9.2施工总布置 9.2.2施工用电施工用电拟从附件变电所引接一条10kV400kVA变压器1台，电压等级10kV/0.38kV,线路至风电场，在风电场设单台容量9.2.3施工用水序号进所道路场内检修道路备注1计算行车速度(km/h)2路面宽度(m)3路基宽度(m)4极限最小圆曲线半径(m)5一般最小圆曲线半径(m)6路面类型次高级中级8长度(km)9最大纵坡(%)689.4工程征用地处，为市新乐乡地界，工程总占地约223020m,其中永久占地130900m²,临时占地占地约130900m²。其中风力发电机基础占地6900m²;66kV升压变电站尺寸为106×80m,占地8480m²;新建场内道路占地115520m²。工程临时占地约92120m²,其中场内施工临时用地6000m²,包括木材、钢筋加工厂1500m、临时住宅及办公室500m、材料仓库1500m、设备存放场2500m²;一年内修建道路占地5000m²,风电机安装占地48000m²,送电线路占地33120m²。合计工程总占地面积约223020m²。面积(m²)时间(年)备注总占地面积方案一方案二方案三方案一为30台方案二为38台方案三为60台750kW。其中永久占地计永久风机基础占地66Kv升压变占地新建道路占地计施工临时占地1年修建道路占地1年内风电机安装占地送电线路占地1年内序号项目名称面积1木材、钢筋加工厂2临时住宅及办公室3材料仓库4设备存放场风电场新建工程可行性研究报告Z03-07039.5主体工程施工9.5.1风机基础基础总高度为4700mm,基础埋置深度为4400mm。基础环形基础内部填充级配沙石，上部覆盖一层钢筋混凝土盖板。风电机组基础尺寸及基坑开挖布置详见附图8-1,施工本工程选择的风力发电机组单机容量为1500kW,整个塔架高70m,塔筒分顶、9.5.4电气设备安装 9.6施工总进度1、设计进度从第1月1日开始安排；2、风电机组安装用吊车安装，根据其施工方法，按1套设备，每2~3天安装一4、风电机组安装完工后，监控系统的联调按5~10天考虑。9.6.3施工控制进度备施工条件后，于第2月1日起66kV升压变电站、中控楼进行基础施工，风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703第十章工程管理设计10.1管理机构程和66kV变电所按少人值班的原则设计。在风电场一起工程(包括66kV变电所)机 约为0.4m³/d,年排放量为146m³/a,风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703第十一章环境保护11.1环境状况四周30～50km是平原地，风电场场区平均海拔高度200m,山脊相对平缓，坡度一般在10～20度，局部较陡。均降水量546.6mm,无霜期平均为125～137天，年平均气压1001.6hPa,年平均空气湿度70%,年平均冰雹日数1.6天。11.1.5社会环境市近年来经济发展迅速，综合实力大大加强。2005年的国内生产总值达到44.2亿元，同比增长12%。全口径财政收入完成1.57亿元，增长11.6%:财政体制口径财政收入完成1.57亿元，增长11.6%,其中地11.2环境影响评价的要求；距声源250m处，噪声即降到55dB(A)以下，基本满足GB3096-93《城风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703废水水质成份较简单，主要成份是SS、BOD5和C场一般只有10名人员，垃圾产生量很小。风电场新建工程可行性研究报告Z03-0703相同，将成为这一区域增添新的色彩。30台风机组和在一起可以构成一个非常独特的11.2.7水土流失预测本工程水土流失预测范围主要为工程施工区，预测时段为施工期9个月。本工程总占地面积130900m²。开挖部分主要由风机基础、箱式变电站基础以及变风电场新建工程可行性研究报告Z03-07032)持续发展的原则；3)环保措施经济、可行、有效的原则；4)永久性措施规划设计应具有安全可靠性、耐用、