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一、项目背景
1、中国风能源概况
中国属于地球北半球中纬度地区，在大气环流的影响下，分别受副极地低压带、副热带高压带和赤道低压带的控制，北方地区主要受中高纬度的西风带影响，南方地区主要受低纬度的东北信风带影响。陆地最南端纬度约为北纬18度,最北端纬度约为北纬53度，南北陆地跨35个纬度，东西跨60个经度以上。独特的宏观地理位置和微观地形地貌决定了中国风能资源分布的特点。在宏观地理位置上属于世界上最大的大陆板块——欧亚大陆的东部，东临世界上最大的海洋——太平洋，海陆之间热力差异非常大，北方地区和南方地区分别受大陆性和海洋性气候相互影响，季风现象明显。北方具体表现为温带季风气候，冬季受来自大陆的干冷气流的影响，寒冷干燥，夏季温暖湿润;南方表现为亚热带季风气候，夏季受来自海洋的暖湿气流的影响，降水较多。
中国对风能资源的观测研究工作始于20世纪70年代，中国气象局先后于20世纪70年代末和80年代末进行了两次全国风能资源的调查，利用全国900多个气象台站的实测资料给出了全国离地面10m高度层上的风能资源量。据资料介绍，当时我国的风能资源总储量为32.26亿kW，陆地实际可开发量为2.53亿kW，近海可开发和利用的风能储量有7.5亿kW。 根据中国气象局于2004～2006年组织完成的最新的第三次全国风能资源调查，利用全国2000多个气象台站近30年的观测资料，对原有的计算
结果进行修正和重新计算，调查结果表明：我国可开发风能总储量约有43.5亿kW，其中可开发和利用的陆地上风能储量有6～10亿kW，近海风能储量有1～2亿kW，共计约7～12亿kW。
下图为：中国有效风能密度分布图，深颜色显示了风能丰富地区的分布。 (1)“三北”(东北、华北、西北)风能丰富带
该地区包括东北3省、河北、内蒙古、甘肃、青海、西藏、新疆等省区近200千米宽的地带，是风能丰富带。该地区可设风电场的区域地形平坦，交通方便，没有破坏性风速，是我国连成一片的最大风能资源区，适于大规模开发利用。
(2)东南沿海地区风能丰富带
冬春季的冷空气、夏秋的台风，都能影响到该地区沿海及其岛屿，是我国风能最佳丰富带之一，年有效风功率密度在200W/m2以上，如台山、平潭、东山、南鹿、大陈、嵊泗、南澳、马祖、马公、东沙等地区，年可利用小时数约在7000至8000小时。东南沿海由海岸向内陆丘陵连绵，风能丰富地区距海岸仅在50千米之内。 (3)内陆局部风能丰富地区
在两个风能丰富带之外，局部地区年有效风功率密度一般在100W/m2以下，可利用小时数3000小时以下。但是在一些地区由于湖泊和特殊地形的影响，也可能成为风能丰富地区。 (4)海拔较高的风能可开发区
青藏高原腹地也属于风能资源相对丰富区之一。另外，我国西南地区的云贵高原海拔在3000米以上的高山地区，风力资源也比较丰富。但这些地区面临的主要问题是地形复杂，受道路和运输条件限制，施工难度大，再加上海拔高，空气密度小，能够满足高海拔地区风况特点的风电机组较少等等，增加了风能开发的难度。 (5)海上风能丰富区
海上风速高，很少有静风期，可以有效利用风电机组发电容量。一般估计海上风速比平原沿岸高20%，发电量增加70%，在陆上设计寿命20年的风电机组在海上可达25年到30年。我国海上风能丰富地区主要集中在浙江南部沿海，福建沿海和广东东部沿海地区，这些地区海上风力资源丰富且距离电力负荷中心很近，与海上风电开发成本虽高，但具有高发电量的特点相适应。
2009年12月中国气象局正式公布全国风能资源详查阶段成果数字为陆上50m高度潜在开发量约23.8亿千瓦，近海5～25m水深线内可装机量约2亿千瓦。
2、风力发电的发展前景
中国风力等新能源发电行业的发展前景十分广阔，根据行业杂志《风能世界》载录，中国市场最热的可再生能源，比如风能、太阳能等产业。风能资源则更具有可再生、永不枯竭、无污染等特点，综合社会效益高。而且，风电技术开发最成熟、成本最低廉。根据“十一五”国家风电发展规划，
2010年全国风电装机容量达到500万千瓦，2020年全国风电装机容量达到3000万千瓦。而2006年底，全国已建成和在建的约91个风电场，装机总容量仅260万千瓦。风电发展到目前阶段，其性价比正在形成与煤电、水电的竞争优势。风电的优势在于:能力每增加一倍，成本就下降15%，近几年世界风电增长一直保持在30%以上。随着中国风电装机的国产化和发电的规模化，风电成本可望再降。
根据发改委能源研究所探测计算，中国陆地70米高度3级及3级以上风能技术开发量超过26亿千瓦，在现有风电技术条件下实际可装机容量将超过10亿千瓦，另外水深不超过50米的近海海域风电实际装机容量大致在5亿千瓦左右。2012年国内累计装机不到1亿千瓦，可见国内在现有风电技术条件下，大规模发展风电的前景依然巨大。
风电资源多集中于“三北”（东北、华北和西北）地区，其中内蒙古的东蒙和西蒙、新疆哈密、甘肃酒泉、河北坝上、吉林西部和江苏近海等7个千万千瓦级风电基地风能资源最为丰富，50米高度3级以上风能资源的潜在开发量月18.5亿千瓦，可装机容量月5.57亿千瓦，若考虑70米及以上高度和风电技术进步情况，可装机容量还将大幅增加。国家能源局印发的《风电发展“十三五”规划》，明确了“十三五”期间风电发展目标和建设布局。规划指出到2020年底，风电累计并网装机容量确保达到2.1亿千瓦以上，其中海上风电并网装机容量达到500万千瓦以上;风电年发电量确保达到4200亿千瓦时，约占全国总发电量的6%。有效解决弃风问题，“三北”地区全国达到最低保障性收购利用小时数的要求;风电设
备制造水平和研发能力不断提高，3-5家设备制造企业全面达到国际先进水平，市场份额明显提升。
可见，风机市场前景诱人，发展空间广阔。 3、风力发电应用的重要意义
(1)充分利用风能资源，减少常规能源的消耗，符合国家能源改革的方向。而且风能又是可再生能源(即在同一地点相距6～8倍风轮高度的距离后风能又达到原值)。取之不尽，用之不竭。
(2)风力发电场对比同规模使用燃煤电厂其向大气排放的污染物为零，实现固体、气体零排放。对保护大气环境有积极作用。
(3)风力发电场比燃煤电厂可节省大量淡水资源，减少水环境污染。特别是对缺少淡水资源的沿海及干旱地区更重要。
(4)在沿海及旅游区风力机群也是一道风景线，可在一定程度上反映经济、文化、环境相融洽的程度。
(5)通过实物教育，可增强公众开发自然资源、保护环境的意识。 (6)建设风力电场对发展沿海经济有重大意义。如建海产冷库、开展海水淡化、进行电量季节调峰等都起到关键作用。
二、项目概况
通过对项目地全区风能资源的全面普查和评估，全区风能总储量为13.8×108kW，技术可开发量为3.8×108kW，占全国风能资源技术可开发量的
50%，居全国首位。同时全区风能丰富区和较丰富区面积大，分布范围广，且具有稳定度高、连续性好的风能品位。
风电场所在地区受西风环流、西伯利亚气团、蒙古高压、贝加尔湖气旋，及东北低压等综合影响，该地区春季风力最大，秋冬季次之，风能资源较好。
三、厂址条件与风能资源分析
项目地不同高度主风向和主风能方向基本一致，主风向均集中在西（W）、西西北（WNW）、西西南（WSW）；主风能方向均为西（W）、西西北（WNW）、西西南（WSW）。盛行风向稳定，冬季风大，春季风小。
风电场80m轮毂高度处代表年年平均风速为7.6m/s；年平均风功率密度为438.5W/m2,风电场90m轮毂高度处代表年年平均风速为7.7m/s；年平均风功率密度为463.8W/m2。
用WAsP软件进行威布尔曲线拟合计算，得到90m高度代表年平均风速为7.73m/s，平均风功率密度为533W/m2，威布尔参数A=8.7，k=1.98；85m高度代表年平均风速为7.62m/s，平均风功率密度为517W/m2，威布尔参数A=8.6，k=2.00；80m高度代表年平均风速为7.61m/s，平均风功率密度为503W/m2，威布尔参数A=8.5，k=2.02。根据《风电场风能资源评估方法》判定该风电场风功率密度等级为3级。
预装风机轮毂90m高度50年一遇最大风速为36.6m/s，小于37.5m/s。风电场70m～50m高度15m/s风速段湍流强度介于0.07～0.11，湍流强度
较小。根据国际电工协会IEC61400-1（2005）判定该风电场可选用适合IECⅢC或者IECⅢS及其以上安全标准的风机。风电场风向稳定，风能资源丰富，具备较高的开发价值，适宜建设大型风电场。
四、工程技术方案
1、电站总体设计方案
鄂尔多斯杭锦旗100MW风电清洁供暖项目场址位于内蒙古自治区鄂尔多斯市杭锦旗伊和乌素苏木西北方向约45km处。本期风电场中心坐标约为东经107°20′04″，北纬40°02′36，场区内植被稀疏，地势略有起伏。
本期100MW风电项目+配套在鄂尔多斯市杭锦旗锡尼镇胜利小区同步建设电锅炉一座，供热面积为30万平米。包括但不限于100MW风电场、35kV汇集线路、扩建220kV升压站(含主变、35kV配电室、SVG室、综合楼等)、供热站建设、供热站10kV供电线路。计划2017年8月开工，2017年12月风电并网发电、供暖项目2017年10月15日完工通过供暖验收。
本期工程拟安装50台2.0MW的风电机组，总容量100MW，配合本期工程扩建一期工程已建成的220kV升压站，与一期工程共用升压站，以2回220kV送出线路接入电网。
经可研阶段风能资源评估，杭锦旗都城绿色能源有限公司100MW风电清洁供暖项目工程适合安装IECⅢ及其以上安全等级的风机。本阶段综合考虑风电场风能资源条件、风机生产厂商业绩、机组成熟度及认证情况、
价格因素等，本次投标捆绑机型为金风科技GW115/2000kW-H90m风电机组，投标机型技术参数见下表1。
表1：投标机型（金风GW115/2.0MW-90m）主要技术参数表
序号 1 1.1 1.2 1.3 1.4 1.5 1.6 1.7 1.8 1.9 1.10 2 2.1 部件 机组数据 制造厂家/型号 额定功率 转轮直径 轮毂高度 切入风速 额定风速 切出风速（10min平均值） 极端（生存）风速（3s最大值） 预期寿命 同类机型已安装数量 叶片 叶片材料 单位 数值 金风GW115/2.0MW-90m 2000 115 90 2.5 9 19 52.5 20 2038 kW m m m/s m/s m/s m/s 年 台 玻璃钢（增强型环氧树序号 部件 单位 数值 脂） 2.2 3 3.1 3.2 3.3 3.4 4 4.1 4.2 4.3 叶片端线速度 齿轮箱 制造厂家/型号 传动级数 齿轮传动比率 额定扭矩 发电机 额定功率 额定电压 额定转速及其转速范围 功率因素调1/4额定功率 节范围或采1/2额定功率 3/4额定功率 m/s 84.59 直驱机组，无齿轮箱 直驱机组，无齿轮箱 直驱机组，无齿轮箱 直驱机组，无齿轮箱 kNm kW V rpm 2120 720 14（5～18.2） 容性0.95～感性0.95 容性0.95～感性0.95 容性0.95～感性0.95 容性0.95～感性0.95 4.4 用定、变桨矩风电机组 的功率因数 额定功率 序号 4.5 4.6 5 5.1 5.2 5.3 5.4 5.5 6 6.1 6.2 7 7.1 7.2 7.3 部件 绝缘等级 防护等级 变频器 变频器型号 额定容量 输出电压 输出电流 输入/输出频率变化范围 补偿电容 组数 容量 重量 机舱 发电机 齿轮箱 单位 数值 F级 IP54 金风变流I型 2105 690V 1673A 3.67~13.35/50 kVA V A Hz 无补偿电容 无补偿电容 kVAr t t t 22.1 49.64 直驱机组无齿轮箱 序号 7.4 7.5 7.6 8 8.1 8.2 9 9.1 9.2 9.3 部件 叶片 叶轮 主轴 变桨系统 变桨范围 变桨控制型式 风机组主要运行参数 运行温度范围 生存温度范围 功率曲线保证值的误差 风电机组整体 发电机 单位 t t t 数值 12.4 23.696 含在发电机重量内 度 0~90 电动变桨 ℃ ℃ % mm mm m/s2 mm mm -30℃~+40℃ -40℃~+50℃ 95 / / ≤1.176（0.12g） / / 9.3 振动值 机舱 增速齿轮箱 高速轴/低速轴 序号 部件 高速轴/低速轴 单位 mm 数值 / 9.4 噪音 2、风电机组布置
dB（A） <103 风电机组排列布置的原则是，机组布置要利用测风塔订正数据，综合考虑风场地形、地质、运输、安装和联网条件，充分利用风能资源，最大限度地利用风能；要考虑防洪、抗震、安全距离。
（1）根据风电场风向玫瑰图和风能玫瑰图显示的盛行风向、年平均风速等条件，确定主导风向，机组排列应与主导风向垂直。
（2）对平坦、开阔的场址，可单排或多排布置风电机组，多排布置时应尽量呈“梅花形”排列，以减少风电机组之间尾流的影响。
（3）对复杂地形的场址，风电机组布置要特别注意，一般选择在四面临风的山脊上布置，也可在迎风坡上布置，同时必须注意复杂地形可能存在紊流情况。
（4）盛行风向基本不变的风场，采用“梅花形”布置，在盛行风向上机组间距5～9倍风轮直径，垂直盛行风向上机组间距3～5倍风轮直径。 （5）盛行风向不是一个方向的风场，采用对行排列布置和“梅花形”布置。
（6）迎风坡上布置风电机组，前、后（或高、低）机组的轮毂高差1.5～2.5倍风轮直径。
（7）风电机组布置，满足《风力发电场设计技术规范》DL/T5383-2007和《风电场噪声限值及测量方法》DL/T1084-2008的规定。
拟建场区东西长约6km，南北宽约11km，场地地貌为鄂尔多斯隆起台地，地形略有起伏，地势南高北低，海拔在1000～1619m之间。场区内地表植被稀少，零星几处居民区。根据风电场测风塔实测数据分析，场区内盛行风向为西风，根据各测风塔代表年数据模拟场区内风资源分布结果来看，场区内海拔较高的丘陵处风资源较优。本阶段暂以投标文件中提供的推荐风机布置方案对风电场发电量和尾流影响进行复核计算，风机布置另附图。
3、结构系统部分
本期工程装机容量100MW，设计安装50台2000kW的风电机组。根据FD002-2007《风电场工程等级划分及设计安全标准》（试行），工程等别为Ⅱ等大型工程；机组塔架地基基础建筑物设计级别为1级，建筑物结构安全等级为二级；机组塔架基础洪水设计标准重现期均为30年。
根据抗震设计标准，发电机组塔架基础的抗震设防类别为丙类。 土建工程包括风场道路工程、风机基础及箱变基础工程及汇集线路基础工程等。 3.1风机基础设计
风机塔架属于高耸结构，风电机组具有承受360方向重复荷载和大偏心受力的特殊性，对地基基础的稳定性和变形要求高，基础所承受上部的水平荷载和倾覆力矩较大，依据场地岩土工程地质条件，本风场场址整体地质条件良好，地基整体稳定，地基持力层主要为砾砂和砂岩，地基承载力特征值fak≥280kPa，天然地基可以满足风机基础设计的要求。
根据基础设计的一般原则，在满足上部结构荷载要求的前提下，宜优先采用型式简单、施工难度不大、造价较低的浅基础。结合该地区的地质条件及风电场建设经验，本阶段推荐安全可靠度更高、技术成熟的扩展基础作为风机基础设计方案。我们将根据地质详勘报告、中标机型基础载荷资料，对风机基础进行优化，已达到安全、可靠、经济合理。
根据2000kW风机机组基础环顶部作用的上部荷载资料、风机机组参数、地勘资料，经试算拟定扩展基础具体尺寸为：底部直径18.4m，高0.9m的圆柱；中部为底面直径18.4m，顶面直径6.8m，高1.5m的圆台；上部为直径6.4m，高0.8m的台柱。拟定的基础断面见下表3.1，单台基础工程量见表3.2。
表3.1：基础断面表
项目 基础类型 圆形基础底面直径D 基础圆台顶面半径为R1 o
单位 2000kW 扩展基础 m m 18.4 3.4 台柱半径为R2 基础底板外缘高度H1 基础底板圆台高度H2 台柱高度H3 基础埋深 m m m m m 3.2 0.9 1.5 0.8 3.0 表3.2：风机基础单台工程量表
单台基础工程量 （1）土方开挖 （2）石方开挖 （3）土方回填 （4）混凝土（C40F150，加入抗裂纤维0.9kg/m3） （5）垫层混凝土（C20） （6）钢筋（HPB300、HRB400级钢） （7）散水混凝土(C15) 单位 m3 m3 m3 m3 m3 t m3 926.5 463.2 886.5 465.3 44.3 44.2 5.6 由于本工程风场区域内地基土对混凝土结构、混凝土结构中的钢筋及钢结构均具微腐蚀性。因此对基础表面可不采取防护措施。
本工程风电机组基础共50台，每台风机均布置基础沉降观测点，观测点布置在风电机组基础上。
风电机组体型尺寸和重量较大，大件设备均按指定地点一次卸到落地货位，尽量减少二次转运。根据风电机组的尺寸和现场吊装的需要，每台风机位置均设置吊装场地。本风场拟采用2.0MW风机，单台风机吊装场地面积50m×50m。 3.2箱变基础设计
根椐风电场电气设计，风电机组与箱式变电站组合方式为一机一变方案，根据地质条件和箱式变容量，确定箱式变电站基础为混凝土基础。箱式变电站基础主要工程量见表3.3。
表3.3箱式变电站基础单台工程量表
单台箱式变电站基础工程单位 量 土石方开挖 回填 混凝土（C25） 钢筋（HPB300、HRB400级钢） m3 m3 m3 t 序号 1 2 3 4 工程量 50 25 18 0.1 备注 3.3道路设计 （1）设计依据
道路设计按现行的规程规范要求进行设计，本工程道路为风电场施工及运行期检修道路，属等外道路。
（2）路线平面设计
1）公路等级：场内道路参照四级公路（但个别技术指标有所调整）； 2）设计行车速度：20km/h； 3）路面宽度：
道路宽度通常由吊装设备确定，一般来说履带吊由于轮距较宽，道路宽度需10.0m左右，履带吊性能较好，吊装工期略短，但道路成本较高；而汽车吊轮距较小，施工道路宽度可以变窄，但租赁费用较高，道路成本较低，结合本地区地形条件分析，道路宽度如设计为10.0m，工程量较大，临时征地面积也随之加大，结合相关风场工程设计经验，确定进场道路路面宽度为4.5m，场内道路施工期路面宽度6m，检修期改建为4m宽检修道路。
进场道路总长15km，全部在已有道路上进行改建，场内道路总长49.5km，其中已有道路改建19.5km，新建道路30km。
（3）纵断面设计
纵断面设计中尽量考虑纵坡的均衡性以及平面和纵面线形的协调与配合，以获得圆滑舒顺的立体线形，同时结合本工程沿线各风机平台标高、地形及已建成道路高程为控制点。场内道路纵断面最大纵坡应小于12%。
（4）路基路面设计
进场道路宽度为4.5m，全部为已有道路进行改建。路基宽度为4.5m，材料为150mm厚的砂砾石。路面为宽4.5m，厚200mm的泥结碎砾
石。施工期场内道路路基宽度为6m，材料为150mm厚的砂砾石。路面宽6.0m；待风机运输安装完成后改建为宽4m，厚150mm的级配碎石路面使用。
（5）排水及防护工程设计
场内道路在风机安装施工期为天然级配砂砾石路面，路面设2%的排水横坡。
本风场内道路有四处需跨越场内冲水沟。考虑到工程建设的实际情况和环境的特殊性，待风场施工完毕后，根据实际情况在冲水沟处设置圆管涵来确保后期检修道路运营安全。
表3.4道路工程工程量表
序号 1 1.1 1.2 1.3 1.4 2 2.1 2.2 2.3 道路工程量 进场道路 长度 土方开挖量 土方回填量 路面工程（道路宽6.0m） 场内道路 长度 土方开挖量 土方回填量 单位 工程量 km m3 m3 m2 15 13500 20250 67500 km m3 m3 49.5 59400 89100 2.4 2.5 路面工程（道路宽6.0m） 圆管涵（混凝土管涵直径75cm，10m/道） m 道 2297000 10 3.4升压站工程
本期工程装机容量100MW。装设50台风力发电机组，每台机组配一台箱式变。风电场内一期已建设一座220kV升压变电站及相应生活设施等，布置于本期风场北侧。
全站总体规划：220kV屋外配电装置向南出线，本期35kV电缆由站区北侧进入35kV配电室，主入口朝东，进站道路由站区北侧的锡巴公路引接，一期已建成。 3.4.1主要设计原则
（1）电气主接线确定原则
1）升压站在电力系统中的地位、升压站的规划容量、负荷性质、线路和变压器连接元件总数、设备特点等条件；
2）综合考虑供电可靠、运行灵活、操作检修方便、投资节约和便于过渡或扩建等要求。
（2）电气设备选择原则
升压站主要电气设备的选择应满足GB/T11022《高压开关设备和控制设备的的共用技术要求》相关规定，选择原则为：
1）配电装置的布置、导体、电气设备选择，应能满足在当地环境条件下正常运行、安装检修、短路和过电压时的安全要求，并应满足系统10～15年规划容量的要求。
2）尽可能采用全寿命周期内性能价格比高的设备； 3）采用先进、无油化、低损耗及安全经济的产品； 4）考虑设备的通用性，同类设备参数应尽可能统一；
5）220kV、35kV设备选择的短路水平根据短路电流计算结果确定。 （3）总平面布置原则
结合场地条件，总平面布置原则如下：
1）在满足防洪、防涝要求的前提下，尽量减少土方量。 2）站区土方基本平衡，包括站区场地平整和进站道路。
3）综合考虑站区建筑、给排水及结构专业设计对场地坡度的要求。 4）竖向布置形式：竖向布置形式应选用平坡式布置。
5）出线方向适应各电压等级线路走廊要求，尽量减少线路交叉； 6）总平面的布置应尽量节省占地；
7）力求紧凑合理、出线方便、减少占地、节约投资； 8）各级电压出线顺畅，线路转角小；
9）在满足上述条件的基础上，优化站区布置。 （4）电气二次总的配置原则
1）系统继电保护及安全自动装置配置方案应遵照现行有关继电保护的国标、行标、反事故措施要求等规定要求。
2）所配置的设备应具有应用于相应电压等级系统的成功运行经验。 3）所配置的保护设备应采用快速动作、功耗小、性能完善、便于维护、具有成熟运行经验的微机保护。
4）220kV线路主保护按2套配置，主保护具有完善的后备保护功能。 5）35KV汇集线路开关、SVG单元开关装设速断、过流、单相接地保护装置。主变两侧装设差动保护、瓦斯保护、复合电压过流、速断、过负荷。主变高压侧装设单相接地保护。
6）故障录波和保护信息的远传应考虑逐步实现数据信息的联网。 3.4.2电气设计
（1）升压站电气主接线 1）主变压器容量及台数选择
在一期工程预留位置新增1台容量为120MVA油浸有载调压的主变，变比为230±8×1.25％/36.75kV/10.5kV，带平衡绕组。
2）220kV侧接线
主接线应尽量简洁、清晰，相互干扰少，投切方便，调度灵活，易于实现自动化。本升压站220kV主变进线2回，220kV出线2回，为电源侧升压变电站。根据DL/T5218-2005《220kV~500kV变电所设计技术规程》要求，当220kV变电站最终性质确定为终端变电站，或线路、变压器等连接元件少于6回时，如能满足运行要求，可以简化接线型式。根据《风电场电气设计规范》（NB/T31026-2012），单母线接线及其设备布置、继电保护等均比较简单，便于扩建，单母线接线可以满足本升压站及风电场安全运行要求，因此220kV侧推荐采用单母线接线方案。
3）35kV侧接线
35kV侧采用单母线单元接线，每台主变对应1个母线单元，扩建完成后共2个母线单元。
4）主变中性点接线方式
主变压器220kV侧中性点为有效接地方式，中心点接地成套设备配有隔离开关、避雷器、放电间隙、电流互感器。主变压器带平衡绕组，35kV侧可采用星型接线引出中心点，中心点引出后采用电阻接地方式，接地电阻为25.2Ω/800A通流时间为10s。
5）无功补偿装置
根据《风电场接入电力系统技术规定》GB/T19963-2011、《风电场电气设计规范》NB/T31026-2012、《风电场接入电网技术规定》
Q/GWD392-2009的要求，风电场无功功率的调节范围和响应速率，应满足
并网点电压调节的要求，应能够自动快速调整无功总功率。升压站本期工程初拟在220kV主变35kV侧安装1套无功补偿装置SVG，无功补偿装置的容量暂按主变容量的25%选取，即25Mvar。
（2）电气二次
1）计算机监控系统满足“无人值班”（少人值守）的原则进行设计。 2）风电场有功功率控制、无功功率及电压控制应满足《国家电网公司风电场接入电网技术规定（修订版）》的要求。
3）风力发电机组成套提供机组监控系统，完成对50台2000kW的风力发电机组及50台箱式变电站进行集中监控和管理。
4）升压站配置一套综合自动化系统，包括计算机监控系统设备、继电保护及安全自动装置设备、无功补偿控制设备、控制电源系统、电能计费系统(已有设备扩展接入)、火灾自动报警控制系统、图像监视及安全警卫系统设备等，所有设备均满足内蒙古电网标准化要求。风功率预测系统、电能质量在线监测系统(已有设备扩展接入)、五防闭锁(已有设备扩展接入)、AGC/AVC自动控制装置、扩建单元故障信息子站、调度数据网(已有设备扩展接入)、GPS/北斗授时系统(内蒙电网变电站授时方式)、电网OMS系统终端。
5）风力发电机组集中监控系统与升压站计算机监控系统实现数据通信，升压站计算机监控系统配置远动通信设备，实现接入系统要求的调度自动化的远动功能。
6）计算机监控系统必须满足中国国家标准《计算机信息系统安全等级划分准则》及电监会5号令《电力二次系统安全防护规定》和“关于印发《电力二次系统安全防护总体方案》等安全防护方案的通知”的要求。并按国家电力监管委员会“关于印发《电力行业信息系统等级保护定级工作指导意见》的通知”确定电站信息安全保护等级。
（3）通讯
1）根据工程规模及布局、接入系统设计，合理选择通信方式； 2）合理配置通信系统设备，设备配置考虑今后发展扩容的需要。 3.4.3建筑设计
本工程分为220kV升压站及监控中心两部分。其中监控中心布置有主控楼、生活楼、油品库、辅助用房、地下水泵房等；220kV升压站布置有生产楼及SVG室等。
（1）建筑物设计
监控中心以主控楼为主要建筑，在主控楼西边布置有油品库、辅助用房及地下水泵房，东边布置生活楼及篮球场。
升压站内主要建筑物为SVG室
SVG室为瓷砖地面。外墙保温采用B1级EPS聚苯板外保温，面层喷彩色涂料，内墙面除卫生间、厨房采用面砖外，其余均采用乳胶漆内墙面，顶棚除局部采用吊顶外，其余均采用涂料顶棚。
主要建筑物采用框架结构，基础采用柱下钢筋混凝土独立基础。 （2）220kV升压站构筑物
升压站内主要布置有主变、主变构架、隔离开关、电压互感器、电流互感器、避雷器、断路器等设备支架。
构架柱采用φ300×6直缝焊接钢管组成的人字柱，横梁采用φ400×10直缝焊接钢管，弦与腹杆通过节点板由高强螺栓连接。
构架基础采用钢筋混凝土独立基础，埋深约2.3m,支架基础采用混凝土(钢筋混凝土)基础，埋深约1.5m。主变基础为钢筋混凝土基础，埋深约1.6m。 3.5环境保护
根据工程性质、规模及工程区环境情况，对环境影响因子进行筛选认为，工程对局地气候、环境地质、地表水及地下水、野生生物不产生影响或影响较小。从总体情况来看，工程对环境的影响源主要是施工噪声、施工扬尘、风机的噪声及光影闪烁、电力设备的电磁辐射、生活污水及垃圾、生态环境的破坏。
根据项目区水土流失现状及工程兴建可能引起的水土流失分析，结合主体工程布局，将项目区水土流失防治分区分为：风电机组区、输电线路区、道路区、临时施工场地区、弃渣场等五个区域单元。项目建设过程中采取工程措施（场地平整、表土剥离）、植物措施（植被恢复和绿化）和施工临时措施（排水工程和挡防）等水土保持措施，可有效的降低
项目建设造成的区域内的水土流失量，有利于区域生态环境的改善和恢复。
4、电气系统部分
本工程风电场设计安装50台2000kW的风机，每台风机对应一台箱变，共形成4条光纤环网，光纤环网采用24芯GYFTA53。 4.1电气主接线
（1）风电场电气主接线 △风电机组与箱式变的组合方式
本期工程计划安装50台单机容量2000kW的风力发电机组（以下称“风机”），机组出口电压为690V，经附近的箱式变电站（以下称“箱变”）升压至35kV后接入风电场内35kV电缆汇集线路。箱变布置在距风机约20m处，额定容量为2200kVA，风机与箱变采用“一机一变”单元接线方式。
△箱式变高压侧接线方式
根据本工程装机规模、风机布置位置，风机箱式变高压侧选用35kV电压等级。风电场汇集线路接线为汇流干线方式，采用35kV直埋电缆线路输送电能至升压站35kV开关柜。箱式变的高压侧采用链式连接的方式，在35kV直埋电缆汇集较多的地方放置电缆分支箱。
△220kV升压站主接线
220kV升压站扩建后，220kV侧保持单母线接线方式，2个主变进线间隔，2个送出线路间隔；35kV侧形成单母线分段接线，1台主变对应1段35kV母线。
（2）过电压保护及接地 ①风电机组过电压保护
风电机组及其控制系统的雷击和电气故障保护，在风电机组和控制系统的互相连接处设置冲击电容器和和防雷设施。风场监测用的通讯线路、控制保护系统以及远方监控系统均配置有防雷和缓冲装置。箱式变35kV及690V电气系统均设有过电压保护装置。
②防直击雷保护
风电机组叶片本身安装有防雷击系统；机舱内设有接地电缆，机舱顶部设有一只避雷针。这些装置与接地电缆直接连接，雷电通过塔架传导到基础的接地系统中，所有的金属物体进行等电位接地相连。
箱式变布置在风塔附近，一般均在风力发电机组塔架的保护范围之内，可不单独装设直击雷保护装置，但必须与风塔接地网可靠连接，对风机周围机电设备设置均压接地网，同时为降低反击的可能性，箱变采用一点接地方式。
（3）接地系统
风电机组与箱式变共用一个接地系统，风电机组接地从该接地系统引接，均与塔架基础法兰等电势接地体连接，同时将所有的金属部分（如塔
基、加强件和金属接线盒等）和接地导体电气连通。箱式变设备与接地网引出线连接采用镀锌扁钢，至少引接2处。要求接地网接地电阻≤4Ω。 接地网的水平接地体采用镀锌扁钢，为使接地电阻满足规范要求，考虑适当采用降阻剂和接地模块。 4.2电气二次
（1）箱式变电站的监测和保护
考虑到风电场的可靠性和先进性，本次投标的箱变采用箱变集中监控方案，独立组网，各个箱变各自配备测控单元环网交换机，实时采集对应箱变的开关量、模拟量信息，并将信息通过光纤环网上送至箱变集中监控系统。测量信息主要包括变压器高低压侧开关的位置信号、变压器报警信号、变压器保护动作信号、变压器温度信号、三相电流信号、三相电压信号等。详细配置如下：
（a）保护配置
变压器保护采用微机型测控一体化装置，但保护采用独立回路。具有完善的主、后备保护功能和本体保护，主要配置如下：
1）主保护：电流速断保护，保护动作跳开变压器高低压侧开关。 2）后备保护：过电流保护带延时跳开变压器高低压侧开关；过电压保护带延时跳开变压器高低压侧开关；过负荷保护发报警信号。
3）非电量保护：油位异常、轻瓦斯、温度高发报警信号；重瓦斯、压力释放、温度超高动作跳开变压器高低压侧开关。
4）所有保护动作及报警信号均应以I/O接点送至测控装置。保护出口继电器要有自保持、手动复归和远方复归的功能。
（b）监控配置 1）监控系统结构
监控系统采用开放式分层分布结构，由集控层、子控层以及网络设备构成。集控层设备按风电场远景规模配置，子控层设备按本期工程实际建设规模配置。集控层设备组屏布置在风电场集控中心的计算机室内，子控层设备分别布置在相应的箱变内。
箱变监控系统各测控单元配置环网交换机，根据风电机组组网情况，形成多个独立环网，并与风电机组监控系统共用传输介质，实现与升压变电站监控系统可靠通信，实现箱变信息向电网调度部门传送。传输介质为单模光纤电缆，箱变监控系统配置的交换机应满足传输介质要求，保证数据不丢失，网络传输速率为10/100bps。
2）集控层设备及功能
集控层设备包括：集中监控主机、主交换机、屏体及附件等。 集控层设备主要功能包括：通过测控单元实时采集各个箱变开关量、模拟量信息，对所采集的实时信息进行数字滤波、有效性检查，工程值转换、信号接点抖动消除、刻度计算等加工，从而提供可应用的电流、电压、
有功功率、无功功率，功率因数等各种实时数据，并将数据上送至风电场监控中心、各级调度中心，并接收调度中心及风电场的调度信息，对现地设备进行相应操作。
3）子控层设备及功能
子控层设备包括：测控装置、交换机、光纤终端盒等。
每个现地测控装置实时采集对应箱变的开关量、模拟量信息，并将信息通过光纤环网上送至箱变集中监控系统。测量信息应包括变压器高低压侧开关的位置信号、变压器报警信号、变压器保护动作信号、变压器温度信号、三相电流信号、三相电压信号等。
（3）风力发电机组的监控和保护
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，能在最短的时限和在可能最小的区间内，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临近地区供电的影响。因此风力发电机组配置以下的保护和检测装置：温度过高保护、过负荷保护、低电压保护、电网故障保护、振动超限保护、超速保护、防雷保护、电缆非正常缠绕和传感器故障信号等。保护装置动作后，发出相应动作信号，并根据故障性质自动切除故障设备。
（4）风电场风机监控系统的通信网络 风机和箱变的间的物理连接以电缆为主。
风机监控系统和集中监控系统间的物理连接以光纤为主，本部分内容不在本期工作范围之内。
（5）风电场通信
本风电场建成后拟由内蒙古区调、地调实施两级调度管理，远动信息上传区调、地调，计量信息上传调度计量主站。
1）风电场移动通信
风电场移动通信指风电场检修及巡视的通信方式，即各风力发电机组之间，风力发电机组塔顶与地面之间，风力发电机组与控制室之间的语音通信，主要采用大功率无线对讲机通信方式，并以公网手机通信方式为辅。大功率无线对讲机暂按10部配置。
2）风机、箱变监控系统通信
箱变的监控信号通过光缆送至相对应风机塔筒内的监控设备，与风机监控信号经光缆传回至监控中心。本工程将50台风机分为4组，50台箱变与风机分组相同也分为4组，每组风机和箱变经1条光缆线路与风电场监控中心的监控设备连接，形成一个光纤环网，实现监控中心对每台风机、箱变的监控。
本工程风电场设计安装50台2000kW的风机，每台风机对应一台箱变，共形成4条光纤环网，光纤环网采用24芯GYFTA53。 4.3汇集线路
根据招标文件的要求，本风电场汇集线路推荐采用铜芯直埋电缆。根据35kV线路输送能力、风场装机规模、风机布置、地形特点等因素，结合本风电场风机分布情况，对风机进行了分组，共设6回35kV汇集线路，每回接8~9台风力发电机组，每回线路输送容量分别为24MW～26MW。
五、发电量预测
杭锦旗都城绿色能源有限公司100MW风电清洁供暖项目拟设计安装50台单机容量为2000kW风力发电机组，总装机容量为100MW。本报告采用投标机型金风GW115/2.0MW-90m型进行发电量计算。
测风数据采用：本次发电量采用投标文件中提供的风电场北侧8628#测风塔2016年4月1日至2017年7月31日完整一年实测数据进行计算。
本次投标捆绑机型为金风GW121/2.0MW-90m，功率曲线由风机厂家提供当地空气密度1.07kg/m3下动态功率曲线。
本次风机布置以招标文件提供50台机位坐标为准，地形图采用招标文件提供数字地形图。
结论：
杭锦旗都城绿色能源有限公司100MW风电清洁供暖项目拟采用50台单机容量2000kW的金风科技GW115/2.0MW-90m型风电机组，叶片长度为115m，轮毂高度为90m。利用WAsP软件进行发电量计算，年理论发电量为39842万kWh，年上网电量30280万kW.h，年利用小时数3028，平均容量系数为0.345，计算结果见表2。
表2：杭锦旗都城绿色能源有限公司100MW风电清洁供暖项目
投标机型发电量计算表
机型（轮毂高度） 总容量（MW） 综合折减系数（不包含尾流） 理论单台发电量（MWh/year） 折减后单台发电量（MWh/year） 全场理论发电量（MWh/year） 全场等效上网电量（MWh/year） 全场平均理论小时数（h） 全场等效上网小时数（h）
金风低温型GW115/2000kW（90m） 100 76% 7968 6056 398421 302800 3984 3028
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