目錄第一章項目概況 11.1建設單位基本情況 11.2項目基本情況 21.2.1項目簡介 21.2.2建設規模及內容 21.2.3項目總投資 31.2.4主要技術經濟指標表 41.2.5項目實施進度 51.2.6廠區布局 8第二章評估依據及項目設計主要原則 172.1合理用能法規、標準及節能設計規范 172.1.1國家法律、法規、規范 172.1.2內蒙古自治區有關規定 182.1.3合理用能方面的標準 192.1.4工業設備能效方面的標準 192.1.5建筑類相關標準及規范 202.1.6節能設計標準和規范 212.1.7其它 212.2項目設計主要原則及其主要內容 212.2.1工藝、技術選擇原則及其主要內容 212.2.2風力發電場布局和平面布置原則及其主要內容 422.2.3設備選擇原則及其主要內容 43第三章項目能源利用情況 533.1項目所需能源品種的選用原則及其合理性、可行性分析 533.1.1項目使用能源品種的選用原則 533.1.2能源品種選擇的合理性、可行性分析 533.2項目所在地能源供應、供應情況分析及對當地供應消費影響 533.2.1風力資源 533.2.2電網和電力供應條件 543.2.4供、排水系統 603.2.5汽油 613.3項目能源消耗種類、來源、年消耗量及各能源使用分布情況 613.3.1項目能源消耗種類、來源及年消耗總量 613.4用水情況 643.5項目水、電平衡表 65 674.1項目用能體系能耗分析及用能環節的確定 674.2單項能源及水指標核定及平衡分析 684.2.1電力使用分布 684.2.2水使用分布 70 70項目總能源購入貯存、加工轉換、輸送及終端利用分析 70第五章能耗指標及對標 725.1項目及其產品能耗指標 725.1.1項目能源消費總量 725.1.2項目綜合能耗 725.1.3產值綜合能耗 72風力發電標準煤耗 73 745.1.6建筑能耗指標 745.2能耗指標對標分析 77 77 775.2.3風電場用電對標分析 775.2.4風電場無功補償對標分析 775.3項目的綜合節能效益 77第六章節能措施及效果分析 806.1項目設計新技術及設備節能措施 806.1.1項目的先進性分析 806.1.2節水措施 806.1.3節電措施 816.2資源綜合利用情況 816.2.1廢水處理措施 816.2.2固廢處理措施 826.3保溫措施 826.4公用工程主要能耗設備節能措施 836.4.1給排水節能措施 836.4.2采暖通風節能措施 836.4.3供配、用電系統節能措施 836.5建筑節能措施 846.5.1建筑設計節能措施 846.5.2建筑采暖能耗 856.5.3建筑通風能耗 856.6供配、用電系統能效指標及節能措施 856.7其它節能措施 88第七章評估結論 897.1項目能耗指標 897.2項目符合國家產業政策和自治區有關規定 907.3項目符合中國節能技術政策大綱及行業節能設計規范 907.4項目用能總量及用能種類的合理性 917.5項目設計采用的工藝、技術及節能技術的先進性 91 94 94 95 95 95 958.2能源管理方面的節能建議 96 96 96 102 105華能新能源鄂溫克旗輝河風電場49.5MW風電項目節能評估報告PAGE111第一章項目概況1.1建設單位基本情況建設單位名稱：華能呼倫貝爾風力發電有限公司企業性質：國有企業單位地址：號樓法定代表人：郵政編碼：021000項目聯系人：電話：傳真：企業情況：華能呼倫貝爾風力發電有限公司由華能新能源產業控股有限公司和華能呼倫貝爾能源開發有限公司合資組建，成立于2008年12月18日，負責規劃開發華能集團公司在呼倫貝爾境內的風力發電產業。目前，公司在建項目有：海拉爾小良風電項目；今年開工建設的項目有：鄂溫克旗伊敏蘇木、輝河風電項目；規劃開發的風電項目有：鄂溫克旗錫尼河、伊敏河東風電項目；新巴爾虎左旗礎魯、老風口風電項目、陳巴爾虎旗大良、呼和諾爾風電項目；額爾古納風電項目、滿洲里東湖區風電項目、鄂倫春風電項目。已簽署項目開發協議的有：海拉爾區、鄂溫克旗、新巴爾虎左旗、額爾古納、滿洲里東湖區5個旗（市）。根據項目前期情況，公司可開發項目規劃總容量為610萬千瓦，其中已擁有開發協議的風能資源440萬千瓦；已獲得自治區資源配置14.85萬千瓦；獲得項目核準4.95萬千瓦。目前，公司規劃的風場已遍及呼倫貝爾各旗市，擁有的風能資源在呼倫貝爾風電建設企業中列居首位，成為呼倫貝爾市風電產業建設的重點企業。根據國家《可再生能源法》、《可再生能源中長期發展規劃》和《華能集團公司電力發展規劃》要求，華能呼倫貝爾風力發電有限公司遠景規劃為700萬千瓦。“十一五”前實現風電裝機15萬千瓦；“十二五”期間實現風電裝機180萬千瓦；“十二五”后實現風電裝機505萬千瓦。通過實施項目高起點、建設高速度、管理高水平、經營高效率的產業發展路線，力爭到2015年，使公司發展成為具有一定規模和實力的風力發電公司，并逐步成為華能集團公司風力發電領域的重點骨干企業。1.2項目基本情況1.2.1項目簡介1．項目名稱：華能新能源產業控股有限公司鄂溫克旗輝河風電場49.5MW風電項目2．建設地點：內蒙古自治區呼倫貝爾市鄂溫克旗3．項目性質：新建4．項目類型：電力5．可行性研究報告編制單位：內蒙古自治區水利水電勘測設計院1.2.2建設規模及內容鄂溫克旗輝河風電場遠期規劃裝機300?MW，本期建設規模為49.5MW，擬安裝單機容量為1500?kW風電機組33臺，經測算年上網電量為11097.9萬kW·h。工程建設220?kV變電站一座，主變為一臺容量100000?kVA的變壓器，風電場的220kV出線接入伊敏蘇木風電場升壓站的220kV側，輸電距離約18?km。伊敏蘇木風電場220?kV變電站接入伊敏電廠220?kV側，由此與東北電網進行聯網。風電場的生產工藝流程圖如下：工藝流程：風力發電機組出口電壓為0.69kV，采用一機一變的單元接線方式。將電壓通過箱式變壓器升至35kV后，經35kV架空線路輸送至風電場220kV升壓站35kV母線上。風電場風機單機容量為1500kW，架空集電線路為3回，其中每回架空線路接11臺風電機組，架空線路導線型號為LGJ－185/30。3回35kV架空線接入升壓站進線終端桿，再分別改為YJY22-35kV-3×240地埋電纜引入35kV配電室。風電場的220kV主接線擬采用單母線接線方式，以一回220kV輸電線路接入接入伊敏電廠，導線型號暫定為2*LGJ-240，輸電線路長約18km，待接入系統設計完成后最終確定。圖1-1風電場生產工藝流程圖1.2.3項目總投資1.2.3.1．工程投資工程總投資49240.49萬元，工程靜態總投資48104.31萬元；其中機電設備及安裝工程39275.47萬元，建筑工程4630.13萬元，其它費用3255.48萬元，基本預備費943.22萬元，建設期利息1136.19萬元，單位千瓦靜態投資9718.04元/kW，單位千瓦動態投資9947.57元/kW。1.2.3.2．財務分析本項目計算期21年，其中建設期9個月，生產期20年。按滿足資本金收益率8%的要求測算，經營期平均上網電價為0.4615元/kWh（未含增值稅），所得稅后的全部投資財務內部收益率為6.65%，全部投資財務凈現值為2232.85萬元，投資回收期為11.45年，資本金的財務內部收益率為8.45%。1.2.4主要技術經濟指標表風電場（49.5MW）工程正常投產后，主要技術經濟指標見下表。表1-1主要技術經濟指標表序號項目名稱單位數量備注1裝機容量MW49.52年上網電量萬kWh11097.93年等效滿負荷小時數h22424總占地面積m2976955工程項目總投資萬元49240.496建設投資萬元47104.37建設期利息萬元1136.198其中鋪底流動資金萬元123.759年銷售收入萬元5121.6810單位投資（動態）萬元/kW9947.5711上網電價(不含增值稅)元/kWh0.461512上網電價(含增值稅)元/kWh0.5413全部投資回收期年11.4514全部投資內部收益率%6.6515資本內部收益率%8.4516資本金凈現值萬元517.2617資產負債率%85.11表1-2主要能耗指標表序號能耗指標單位數量1電力萬kWh267.572汽油噸13.923項目綜合能耗（等價值）tce1101.464項目綜合能耗（當量值）tce349.325單位工業產值能耗（等價值）tce/萬元0.2156單位工業產值能耗（當量值）tce/萬元0.0687單位工業增加值能耗（等價值）tce/萬元0.2278單位工業增加值能耗（當量值）tce/萬元0.0729發電標準煤耗（等價值）gce/kWh9.3410發電標準煤耗（當量值）gce/kWh2.9611供電標準煤耗（等價值）gce/kWh9.9212供電標準煤耗（當量值）gce/kWh3.1513滿負荷等效利用小時數h224214風電場場用電率%2.2715場站變壓器輸出功率因數±0.981.2.5項目實施進度由于工程地處我國最北部，冬季氣候寒冷，在有效的施工時間內必須完成整個工程，從上述因素考慮，工程總工期9個月。風機安裝時注意天氣預報，并對風速及時預測。在土建施工時，鑒于風機點分散，可以多設工作面，流水作業，加快工程進度。風機安裝考慮天氣和吊車轉場，考慮其他不利因素和一定富余后，一臺風機安裝本階段按約2天安排。進度安排：4月1日—5月15日為施工準備期，主要完成進場物質準備、臨時生活設施、施工輔助企業、混凝土拌和系統以及風、水、電系統；4月1日—5月15日為施工道路以及風機吊裝平臺的施工期；5月1日—7月31日進行風機基礎土石方開挖；6月1日—9月30日進行風機基礎混凝土澆筑；5月1日—8月31日進行風電場220kV升壓站主體工程施工以及輸電線路及通訊線路鋪設；7月1日—12月31日可進行電氣設備安裝調試。10月底第一批機組投入發電，12月底全部發電。具體安排詳見工程總體進度計劃表，表（1-3）。華能新能源鄂溫克旗輝河風電場49.5MW風電項目節能評估報告表1-3工程總體進度計劃表序號工程及項目名稱2010年1234567891011121施工準備期2施工道路以及風機吊裝平臺的施工期3風機基礎土石方開挖4風機基礎混凝土澆筑5220kV升壓站及綜合樓施工6電氣設備安裝調試7第一批機組投入發電發電8全部發電發電1.2.6廠區布局1.2.6.1.地理位置華能呼倫貝爾鄂溫克旗輝河風電場規劃面積為120km2,遠期規劃裝機容量300MW。本項目是輝河風電場一期工程，本期規劃裝機49.5MW，布置33臺單機容量為1500kW的風機。風電場中心距離海拉爾市區約86km。風電場場址范圍：東經119°29.2′～119°34.7′，北緯48°25.86′～48°27.75′，其中心地理位置坐標為：東經119°32′，北緯48°27′。風電場場址輪廓面積約22?km2，平均海圖1-2華能輝河風電場地理位置示意圖拔約820?m，場址內地勢較平坦。風電場場址所在地區地貌屬殘丘—高平原地貌。1.2.6.2.風能資源本工程所在地區屬于寒溫帶大陸性季風氣候，春季多風少雨，夏季溫涼短促，秋季涼爽宜人，冬季嚴寒冷峻。根據鄂溫克旗氣象站1977-2008年的氣象資料，氣象站的多年平均風速約為2.9m/s，根據風電場場址區測風資料統計，風電場場址區70m輪轂高度處年平均風速約為7.79m/s，風功率密度約為480.2W/m2，具有較好的風資源開發前景。已收集的測風塔測風時段為2008年6月1日～2009年5月31日，沒有數據缺測，有效數據完整率100%。符合GB/T18710-2002標準中的相應要求。風電場場址地區代表年50?m高度年平均風速和年平均風功率密度分別為7.44m/s和413.7?W//m2；代表年60?m高度年平均風速7.58?m/s，年平均風功率密度445.2?W//m2；代表年65?m高度年平均風速7.68?m/s，年平均風功率密度462.4W//m2；代表年70?m高度年平均風速7.79?m/s，年平均風功率密度480.2W//m2；代表年85m高度年平均風速8.01m/s，年平均風功率密度521.9?W//m2。依照《風電場風能資源評估方法》（GB/T18710－2002）中風功率密度等級評價標準，該風電場風功率密度等級為4級，風能資源較豐富。1.2.6.3.工廠主要組成本期工程項目規模49.5MW；共安裝單機容量為1500kW的風電機組33臺；220kV變電站一座；線路桿塔、綜合樓、控制樓以及35kV配電裝置室，升壓站內道路、圍墻，以及場區道路等。1.2.6.4．總平面布置原則①施工總布置遵循因地制宜、有利生產、方便生活、易于管理、安全可靠、經濟適用的原則；②充分考慮風力發電工程布置的特點；③工程施工期應避免大量破壞環境，施工布置要符合環保要求；④根據工程區地形地貌條件，施工布置力求緊湊、節約用地；⑤統籌規劃、合理布置施工設施和臨時設施，盡可能地實現永臨結合；⑥參考部分工程經驗，工程施工期間主要施工區實施封閉管理。1.2.6.5總平面布置根據工藝要求,各遠端風電機35kV電纜至變電所的距離不要太遠，變電站的位置應在風電場的中部，地勢比較平坦的地段較為適宜。變電站位于風電場東側，變電站距公路約500m。全站的總平面布置結合站區的總體規劃及電氣工藝要求進行布置。在滿足自然條件和工程特點的前提下，考慮了安全、防火、衛生、運行檢修、交通運輸、環境保護、各建筑物之間的聯系等各方面因素。在滿足生產要求的前提下，盡量減少占地面積。全站總體規劃：220KV屋外配電裝置由南側進線，北側出線，進站道路由站區南側進入站區。站區呈矩形布置，占地面積為27897?m2（204?m×136.75?m），大門為南入口，采用電動伸縮大門。生產區布置在站區西側，從南至北依次為動態無功補償裝置、35KV配電室、主變壓器、事故油池和220?kV室外配電裝置，；在本期工程的西側為二期、遠期擴建預留了場地。辦公、生活區布置在東側。生活消防水泵房、蓄水池、排水泵房布置在站區東北側，從北到南依次為電鍋爐房、倉庫、車庫的合體建筑、綜合辦公樓。站區內辦公、生活區與電氣設備之間用圍墻隔開，形成兩個相對獨立的區域。綜合辦公樓前面為進站廣場，設有噴泉、花壇、涼亭、籃球場等休閑、娛樂設施。1.2.6.6豎向布置根據站址的水文氣象資料，站址附近河流不會對站址安全構成威脅。站址選擇在場地較平坦，地勢較高的位置。坡面漫流洪水不會對站區構成影響。站區豎向設計主要考慮生產及雨季時站區雨水的散排。1.2.6.7廠區綠化沿廣場周邊種植低矮灌木進行綠化。1.2.7電氣系統、主要設備及建、構筑物情況1.2.7.1電氣系統（1）風電場接入系統方案本期風電場220?kV升壓變電站主變容量為100000kVA，以一回220?kV線路送至伊敏蘇木風電場升壓站的220kV側,送電線路全長大約18?km，導線型號暫定為LGJ-240。待接入系統設計完成后最終確定。（2）風力發電機組電氣接線本期工程安裝33臺風力發電機組，單機容量為1500kW，出口電壓為690V，接入系統總容量為49.5MW。風力發電機組出口的接線方式采用一機一變單元接線，升壓系統選用箱式變電站，箱變高壓側選用35kV，引出線采用直埋電纜。風力發電機組發出的電能經變壓器就地升壓后輸送到場內集電線路上，通過集電線路匯流后送到升壓站母線側，再經升壓站主變升壓后送入電網的電氣接線方式。（3）升壓站站用電及照明SC10-800/10/0.4kV1.2.7.2主要設備情況本期風電場220kV升壓變電站選用一臺三相雙繞組有載調壓電力變壓器，主變壓器型號參數為SFZ10-100000/231YN,d11231±8×1.25%/35?kV，主變220kV側中性點采用避雷器加放電間隙保護，經隔離開關接地。220kV斷路器選用六氟化硫斷路器，開斷電流50kA,額定電流3150A220kV隔離開關:額定電流1600A。220kV電流互感器：2×200/5A。220kV母線氧化鋅避雷器：選用Y10W-204/532。高壓開關柜：KYN61-40.5（35kV金屬鎧裝移開式開關柜）站用變壓器：SC10-800/3535/0.4kV800kVA和SC10-800/10.510.5/0.4kV800kVA1.2.7.3．建、構筑物情況（1）站內道路的布置站內道路采用混凝土路面，主變運輸路寬4.0m，轉彎半徑7m；設備區的環行路路寬4.0m，轉彎半徑7m。站區道路根據消防工藝需求，按環行布置，故電器設備的安裝、檢修及消防均能滿足要求。220kV室外配電裝置區內檢修小道寬1.0m。（2）屋外配電裝置場地布置電氣設備平面布置力求緊湊合理，出線方便，減少占地面積，節省投資。220kV屋外配電裝置由南側進線，北側出線，進站道路由站區南側進入站區。（3）綜合辦公樓綜合辦公樓為兩層框架結構，占地面積約為934m2,建筑面積約為1868m2，層高均為（4）35kV配電室35kV配電室面積179.5m2，建筑體積1100m3為單層磚砌體結構，層高為5.1m，成“一（5）電鍋爐房、倉庫、車庫汽車庫建筑面積377m2，建筑體積1600m表1-4風電場工程特性表名稱單位（或型號）數量備注風電場場址海拔高度（平均）m820經度（東經）119°32′中心緯度（北緯）48°27′中心年平均風速（輪轂高度）m/s7.7970風功率密度（輪轂高度）W/m2480.270盛行風向SW多年極端最低氣溫℃－46.51987年11月10日多年平均氣溫?℃－1.1主要設備風電場主要機電設備風電機組臺數臺33額定功率kW1500葉片數片3風輪直徑m82.9風輪掃掠面積m25398切入風速m/s3額定風速m/s11切出風速m/s20輪轂高度m70風輪轉速r/min9.7-19額定功率kW1500功率因數0.95額定電壓V690主要機電設備箱式變電站臺33升壓變電所主變壓器型號SFZ10-100000/231YN,d11231±8×1.25%/35?kV臺數臺1容量MVA100額定電壓kV220出線回路數及電壓等級出線回路數回1電壓等級kV220土建風電機組基礎臺數臺33型式獨立擴展基礎地基特性天然地基箱式變電站基礎臺數臺33型式箱式基礎續上表風電場工程特性表名稱單位（或型號）數量備注施工工程數量土石方開挖萬m36.17土石方回填萬m34.76混凝土萬m31.62風電機組設備基礎鋼筋t1307.49臨時道路km13.3施工期限總工期月9第一批機組發電月7概算指標靜態投資萬元48104.31工程總投資萬元49240.49單位千瓦靜態投資元9718.04單位千瓦動態投資元9947.57機電設備及安裝萬元39275.47建筑工程萬元4630.13其它費用萬元3255.48送出工程萬元1615基本預備費萬元943.22建設期利息萬元1136.19經濟指標裝機容量MW49.5年上網電量億kW.h1.10979年等效滿負荷小時數h2242平均上網電價（不含增值稅）元/度0.4615平均上網電價（含增值稅）元/度0.540盈利能力指標總投資收益率％4.93投資利稅率％2.57資本金凈利潤率％11.24項目投資財務內部收益率％6.65項目投資財務凈現值萬元2232.85資本金財務內部收益率％8.45資本金財務凈現值萬元517.26投資回收期年11.45清償能力資產負債率％85.11第二章評估依據及項目設計主要原則為貫徹落實國務院關于節能減排工作的精神，促進國民經濟健康、持續的發展，確保固定資產投資項目合理利用能源、提高能源利用效率，從而實現“節能、降耗、增效”的目的，特依據下列合理用能標準、節能設計規范編制本節能評估報告。2.1合理用能法規、標準及節能設計規范2.1.1國家法律、法規、規范1.《中華人民共和國可再生能源法》國家主席令[2005]第33號2.《中華人民共和國節約能源法》國家主席令[2007]第77號3.《中華人民共和國電力法》國家主席令[1995]第60號4.《中華人民共和國建筑法》國家主席令[1997]第91號5.《中華人民共和國清潔生產促進法》國家主席令[2002]第72號6.《國務院關于加強節能工作的決定》國發[2006]28號7.《國家發改委關于加強固定資產投資項目節能評估和審查工作的通知》發改投資[2006]2787號8.《國務院關于印發節能減排綜合性工作方案的通知》國發[2007]15號9.《“十一五”十大重點節能工程實施意見》國家發改委發改環資[2006]1457號10.《重點用能單位節能管理辦法》原國家經濟貿易委員會1999.3.1011.《國務院關于發布促進產業結構調整暫行規定的通知》2005年版12.《產業結構調整指導目錄》2007年版13.《節能中長期專項規劃》發改環資[2004]2505號14.《國家鼓勵發展的資源節約綜合利用和環境保護技術》國家發改委[2005]第65號15.《國家發改委關于印發固定資產投資項目節能評估和審查指南的通知》發改環資[2007]21號16.《節約用電管理辦法》經貿委、發改委[2000]17.《中國節能技術政策大綱》200618.《可再生能源發展“十一五”規劃》發改能源[2008]6102.1.2內蒙古自治區有關規定1.《內蒙古自治區人民政府關于“十一五”加強節能減排工作的實施意見》才2.《關于工業固定資產投資項目增加節能減排內容的通知》內發改工字[2007]826號3.《內蒙古自治區人民政府關于大力開展節能工作的意見》內政發[2006]71號4.《內蒙古自治區人民政府關于印發自治區固定資產投資項目節能評估和審查管理辦法的通知》內政發[2008]16號5.《關于下發自治區固定資產投資項目節能評估管理辦法配套文件的通知》內經資環字[2008]356號6.《關于印發內蒙古自治區風電項目管理辦法（試行）的通知》（內發改能源字[2009]215號）2.1.3合理用能方面的標準1.《風電場風能資源測量方法》GB/T18709-20022.《風電場風資源評估方法》GB/T18710-20023.《風電場工程等級劃分及設計安全標準》FD002-20074.《風力發電場設計技術規范》DL/T2383-20075.《風力發電場設計技術規定》DL/T5383-20076.《工業企業能源管理導則》GB/T15587-19957.《評價企業合理用電技術導則》GB/T3485-19988.《評價企業合理用熱技術導則》GB/T3486-19939.《綜合能耗計算通則》GB/T2589-200810.《企業能量平衡統計方法》GB/T16614-9611.《用能單位能源計量器具配備與管理通則》GB17167-200612.《單位產品能源消耗限額編制通則》GB/T12723-200813.《企業節約能量計算方法》GB/T13234-199114.《節電措施經濟效益計算與評價》GB/T13471-199215.《設備熱效率計算通則》GB/T2588-200016.《企業能量平衡表編制方法》17.《企業能源網絡圖繪制方法》18.《企業能流圖繪制方法》2.1.4工業設備能效方面的標準1.《風力發電場運行規程》DL/T666-19992.《風力發電機組安全要求》GB18451.1-20013.《風電場接入電力系統技術規程》GB/Z19963-20054.《220kV－500變電所設計技術規程》DL/T5218-20055.《三相油浸式電力變壓器技術參數和要求》GB/T64516.《油浸式電力變壓器負載導則》GB／T151647.《三相變配電變壓器能效限定值及節能評價值》GB20052-20068.《并聯電容器裝置設計規范》GB50227-959.《清水離心泵能效限定值及節能評價值》GB19762-200710.《繼電保護和安全自動裝置技術規程》GB14285-9311.《電力裝置的繼電保護和自動裝置設計規范》GB50062-922.1.5建筑類相關標準及規范1.《風電機組地基基礎設計規范（試行）》FD003-20072.《公共建筑節能設計標準》GB50189-20053.《采暖通風與空氣調節設計規范》GB50019-20034.《外墻外保溫工程技術規范》GB50034-20045.《建筑照明設計標準》GB50034-20046.《建筑采光設計標準》GB/T50033-20017.《民用建筑節能設計標準》JGJ26-958.《建筑物防雷設計規范》（2000年版）GB50057-949.《電力設備典型消防規程》GB502710.《高壓電器設備無線電干擾測試方法》GB1160411.《建筑抗震設計規范》GB50011—200812.《電力設施抗震設計規范》GB50260-9613.《混凝土結構設計規范》GB50010—200214.《砌體結構設計規范》GB50003—20012.1.6節能設計標準和規范1.《工業設備及管道絕熱工程設計規范》GB/T50264-19972.《設備及管道保溫保冷設計導則》GB/T15586-19953.《節電措施經濟效益計算與評價方法》GB/T13471-19924.《企業能耗計量與測試導則》GB/T6422-19865、《電測量及電能計量裝置設計技術規程》DL/T5137-20012.1.7其它1.《華能新能源產業控股有限公司鄂溫克旗輝河風電場49.5MW風電項目可行性研究報告》內蒙古自治區水利水電勘測設計院2.《節能評估委托書》華能呼倫貝爾風力發電有限公司2.2項目設計主要原則及其主要內容2.2.1工藝、技術選擇原則及其主要內容2.2.1.1.項目技術方案選擇原則（1）使用的技術必須先進、成熟、可靠；（2）綜合利用資源、盡量降低能耗，降低成本，減少投資，提高企業的經濟效益和抗風險能力；（3）高度重視環境保護和安全生產，堅持安全生產和環境保護并重；（4）主要技術、設備立足國內，國產化率達85%以上；（5）結合工藝特點做到布置合理、緊湊，少占地。2.2.1.2.項目技術方案的選擇1.風電場風能資源評估與選址風能資源評估是整個風電場建設、運行的重要環節，是風電項目的根本，對風能資源的正確評估是風電場建設取得良好經濟效益的關鍵，風能資源評估包括三個階段：宏觀選址、區域風能資源評估及微觀選址。（1）宏觀選址建設風電場最基本的條件是要有能量豐富，風向穩定的風能資源。區域的初步甄選是根據現有的風能資源分布圖及氣象站的風資源情況結合地形從一個相對較大的區域中篩選較好的風能資源區域，到現場進行踏勘，結合地形地貌和樹木等標志物在萬分之一地形圖上確定風電場的開發范圍。風電場場址初步選定后，應根據有關標準在場址中立塔測風。測風塔位置的選擇要選具有代表整個風電場的風資源狀況，測風塔位置應選擇在風場主風向的上風向位置。測風塔數量依風場地形復雜程度而定：對于較為簡單、平坦地形，可選一處安裝測風設備；對于地形較為復雜的風場，要根據地形分片布置測風點。測風高度最好與風機的輪轂高度一樣，應不低于風機輪轂高度的2/3，一般分三層以上測風。（2）區域風資源評估區域風資源評估內容包括：對測風資料進行三性分析，包括代表性，一致性，完整性；測風時間應保證至少一周年，測風資料有效數據完整率應滿足大于90％，資料缺失的時段應盡量小(小于一周)。根據風場測風數據處理形成的資料，按照國家標準《風電場風資源評估方法》(GB/T18710-2002)計算風電機組輪轂高度處代表年平均風速，平均風功率密度，風電場測站全年風速和風功率日變化曲線圖，風電場測站全年風速和風功率年變化曲線圖，風電場測站全年風向、風能玫瑰圖，風電場測站各月風向、風能玫瑰圖，風電場測站的風切變系數、湍流強度、粗糙度；通過與長期站的相關計算整理一套反映風電場長期平均水平的代表數據。綜合考慮風電場地形、地表粗糙度、障礙物等，并合理利用風電場各測站訂正后的測風資料，利用專業風資源評估軟件(WASP、WindFarmer等)，繪制風電場預裝風電機組輪轂高度風能資源分布圖，結合風電機組功率曲線計算各風機的發電量。按照國家標準《風力發電機組安全要求》(GB1845.1-2001)計算風電場預裝風電機組輪轂高度處湍流強度和50年一遇10min平均最大風速，提出風電場場址風況對風電機組安全等級的要求。根據以上形成的各種參數，對風電場風能資源進行評估，以判斷風電場是否具有開發價值。（3）微觀選址目前，國內微觀選址通常采用國際上較為流行的風電場設計軟件WASP及WindFarmer進行風況建模，考慮風電場發電量的各種折減系數，采用修正PARK尾流模型進行風機優化排布。根據優化結果的坐標，利用GPS到現場踏勘定點，根據現場地形地貌條件和施工安裝條件進行了機位微調，并利用GPS測得新的坐標，然后將現場的定點坐標輸入windfarmer中，采用粘性渦漩尾流模型對風電場每臺風機發電量及尾流損失的精確計算。風能資源評估是基礎，風能資源決定發電量，發電量決定項目效益，效益決定項目的風險和成敗，在風電場微觀選址中要采用WindFarmer軟件對風電場進行優化設計。2.風電場風能資源評估結論與技術方案比較通過對風電場測風數據的分析處理，采用鄂溫克旗氣象站近20年（1989～2008年）資料評價該實測年風資源數據的代表性，采用實測的測風數據推算代表年各風能要素。風電場風能資源初步評價結論如下：(1)風電場場址地區代表年50?m高度年平均風速和年平均風功率密度分別為7.44m/s和413.7W/m2?；代表年60?m高度年平均風速7.58?m/s，年平均風功率密度445.2?W/m2?；代表年65?m高度年平均風速7.68?m/s，年平均風功率密度462.4W/m2?；代表年70?m高度年平均風速7.79?m/s，年平均風功率密度480.2W/m2?；代表年85m高度年平均風速8.01m/s，年平均風功率密度521.9W/m2??。依照《風電場風能資源評估方法》（GB/T18710－2002）中風功率密度等級評價標準，該風電場風功率密度等級為4級，風能資源較豐富。(2)風電場場址內全年風向頻率分布主要集中在SSW～NW之間、風能密度方向分布主要集中在SSW～NW之間。70m高度SSW～NW風向區間內風能比重占75.7%，主風能密度方向為SW，相應頻率占17.2%。(3)該風電場場址區各高度湍流強度在0.10～0.13之間，現場平均空氣密度為1.171kg/m3。(4)風電場場址70?m高度50年一遇最大風速為36.0m/s；50?m～70m高度平均湍流強度I為0.10，屬中等湍流強度，I15為0.05，考慮到兆瓦級風機輪轂高度一般均大于50m，按照2005年8月頒布的《IEC61400-1》標準中規定，本風電場風電機組安全等級為(5)風電場代表年70?m高度3～20?m/s有效風時為7942?h，風能的眾值分布在9～16?m/s風速之間，占全年風能分布的75.46％。場址無破壞風速，大多數情況風速處于可利用區域。(6)本期場址內沒有測風塔，建議盡快在場址內設立測風塔，待收集到一段時間的測風數據后，對風電場風資源評估進行復核。3.風電機組選型、布置和發電量測算（1）風力發電機組機型選擇1）風電機組應滿足一定的安全等級要求根據鄂溫克旗氣象站和場址區風況特征分析，推算風電場場址輪轂高度50年一遇最大風速為36.0m/s，結合臨近地區在建及已建風電場選定機型的安全等級，本報告初步確定本風電場采用安全等級為IECⅢ及以上的風電機組。2）風機的本地化率要求根據國家發改委要求，選定風電機組的設備國產化率應到達70％以上。3）風機的低溫性能要求輝河風電場地處內蒙古自治區的東部地區，冬季漫長而寒冷，據鄂溫克旗氣象站統計，該地區極端最低環境氣溫為零下46.5℃，低溫型風機適應的環境溫度一般為零下40℃-454）為了減少風機所發出的電對電網的沖擊，本次所選用的風機均具有低電壓穿越功能。5）風電機組的結構型式根據目前風力機主流機型結構型式發展趨勢情況，本風電場采用具有代表性的水平軸、上風向式、三葉片風力機型。6）風力發電機功率調節方式風力發電機功率調節方式分定槳距失速調節和變槳距調節兩類。從目前市場情況看，變槳距調節方式將逐漸取代失速調節方式，是兆瓦級風力發電機發展的方向。從風電場場址風資源條件分析，場址區大風日出現的幾率較多，風功率密度較高，風力資源較豐富，因此，宜選擇變速變槳風力機型。（2）風力發電機組單機容量的選擇根據輝河風電場內測風塔不同高度的實測數據，結合風電場附近氣象站多年的氣象資料及現場條件，選擇具有一定運行經驗，能充分利用本風電場風資源、地理位置要求以及機組國產化等因素。初步選擇了單機容量1250kW及以上的低溫型風電機組作為比選機型,單機容量包括1250kW、1500kW、1650kW、2000kW。所選機型均為3葉片，上風向，額定功率為1250kW～2000kW，風輪直徑64m～82.9m，切入風速：3m/s～4m/s，切出風速：20m/s～25m/s，額定風速：11m/s～14m/s，各比選機型主要參數比較見表2-1。表2-1風電場各單機容量方案綜合比較表技術參數產品型號WTG1250kWWTG1500kW（A）WTG1500kW（B）WTG1650kWWTG2000kW風輪直徑（m）647782.98282.64掃掠面積（m3）32174657539852785294轉速（r/min）13.5/20.39.6-17.39.7-1911.3-206-19功率調節變槳距變槳距變槳距變槳距變槳距切入風速（m/s）4.03.03.03.03.5額定風速（m/s）1412.5111112切出風速（m/s）2520202525發電機型式異步發電機雙饋異步發電機雙饋異步發電機雙饋異步發電機永磁同步發電機容量（KW）250/12501500150016502000電壓（V）690690690690660頻率（HZ）5050505050轉速（r/min）1007/15091000/18001000/20001000/12006-19齒輪箱變比74.9104104.598.74—剎車系統主剎車系統葉片順槳葉片順槳葉片順槳葉片順槳葉片順槳第二制動系統盤剎車盤剎車盤剎車盤剎車機械盤制動塔架型式鋼制錐筒鋼制錐筒鋼制錐筒鋼制錐筒鋼制錐筒輪轂高度（m）64.5707069.9580重量風輪（t）32.93535.43642.5機倉（t）5161564585塔架（t）102111117116150適應環境溫度℃－40℃～＋50－45℃～＋45－45℃～＋45－45℃～＋45－40℃～＋50安全風速50年一遇極大風速（m/s）59.552.552.552.559.5圖2-1初選機型的功率曲線（標準空氣密度）表2-2風機各輪轂高度經濟比較成果表項目單位方案輪轂高度m707580平均風速m/s7.797.877.95風功率密度W/m2480.2494.6508.5工程靜態總投資萬元481294885049700投資增量萬元721850投資增幅％1.51.74年上網電量萬kW·h108651105211158上網電量增量萬kW·h187106上網電量增幅％1.720.96上網利用小時h219522322254單位千瓦投資元/kW9723986810040單位電度投資元/kW·h4.434.424.45注：表中電量和投資均為方案比較階段成果。分析表2-2成果可知，從發電效益來看，隨著輪轂高度的增加，風速和風功率密度增大，年發電量也增大，輪轂高度由70m提高至75m，風電場年上網電量增加187萬kW·h，電量增幅為1.72%；輪轂高度由75m提高至80m，風電場年上網電量增加106萬kW·h，電量增幅為0.96%，可見，發電量隨輪轂高度增加而增大，但增幅遞減。從工程投資和項目經濟性來看，隨著輪轂高度的增加，塔筒、風機基礎及運輸等費用增加，工程造價提高，輪轂高度由70m提高至75m，工程投資增加721萬元，增加幅度為1.5%；輪轂高度由75m提高至80m，工程投資增加850萬元，增加幅度為1.74%。由單位電度投資指標可知，輪轂高度70m方案的單位電度投資4.43元/kW·h，輪轂高度75m方案的單位電度投資4.42元/kW·h，指標最好。75m高度單位度電投資僅比70m高度單位度電投資少0.01元/kW·h，經濟效益較好，輪轂高度的增加將來會給設備的吊裝、檢修等增加很大的費用，且70m輪轂高度為廠家推薦方案。綜合考慮本階段風機輪轂高度選擇為70m。表2-3各機型上網電量對比表機型WTG1250kWWTG1500kW（A）WTG1500kW（B）WTG1650kWWTG2000kW單機容量（kW）12501500150016502000輪轂高度（m）64.5707069.9580裝機數量（臺）3933333024裝機容量（MW）48.7549.549.549.5481.4871.60761.6571.63551.563尾流影響系數（%）4.954.84.974.64.5年上網電量（億kW·h）0.9751.0561.109791.0771.03等效利用小時數（h）20002133224221752146從總體情況看，由于該地區風能資源豐富，各型號機組出力都比較大，其中，WTG1500kW（B）機組上網電量為1.0865億kW·h，等效利用小時數2195h，發電量最高。表2-4風電機組選型技術經濟比較表方案方案1方案2方案3方案4方案5風場情況機型WTG1250kWWTG1500kW（A）WTG1500kW（B）WTG1650kWWTG2000kW裝機臺數（臺數）3933333024裝機容量（MW）48.7549.549.549.5480.9751.0561.08651.0771.03等效利用小時（h）20002133219521752146工程投資估算發電機組投資（萬元）2939628356283562860527738塔筒投資（萬元）48294414463341794245風機安裝費用（萬元）388336336304300塔筒安裝費用（萬元）634562562521441箱變投資（萬元）99798698610511019場內輸電線路投資（萬元）1193108010801019957風機基礎投資（萬元）17941914191418601632220kV變電站投資（萬元）44254425442544254425以上投資合計（萬元）436564207342292419644075760255806583657915625工程靜態總投資（萬元）4968147880481294775546382單位千瓦投資（元/KW）101919673972396479663經濟指標0.54全部投資內部收益率(%)4.666.076.376.356.18指標排序54123從上述各指標的計算中可以看出，WTG1500?kW（B）機組的年發電量最高，WTG1650kW發電量次之，WTG1250最低。從全部投資內部收益率的排序上看，WTG1500（B）機組的指標最高。通過技術經濟比較，本可研初步推薦選用WTG1500（B）機組。（2）風電場機組總體布置1）風電機組布置原則風電場在布置風電機組時，關鍵是尋找投資和資源開發利用量的結合點，同時還要根據實際的地形和地域情況，因地制宜地優化布置。通過風資源分析表明在輝河風電場一期工程選定場址范圍內風資源分布差異不大，因此，風電場風電機組布置以WAsP和Windfarmer進行優化布置后，再進行風電機組的局部微調，考慮風電場總體集電線路走向及線路道路工程投資，并有利于以后的運行維護管理和區域景觀。本階段根據輝河風電場一期工程場址特性和風能資源情況，擬定風電機組的布置原則如下：A、根據風向和風能玫瑰圖，按風機間距滿足發電量最大，尾流影響較小為原則。從本風電場風能玫瑰圖分析，主風風能方向為SW，次主風能方向為WSW，風電機組排列應垂直于主風能方向SW，同時應兼顧次風向WSW。B、風電機組的布置應根據地形條件，充分利用風電場的土地和地形，考慮風電場的送變電方案、運輸和安裝條件，力求電力電纜長度較短，運輸和安裝方便。C、輝河風電場規劃總裝機容量為300MW，本期為一期工程，在風機布置時充分考慮風機間的影響并為下幾期風場留有出線走廊。D、在滿足各種約束條件前提下，以整個風電場發電量最大為目標對風電機組進行優化布置。圖5-2-1WTG1500kW（B）機組優化后風機布置圖（3）上網電量核算與分析1）風機利用率考慮風力發電機組故障、檢修以及電網故障，將常規檢修安排在小風月，根據目前風力發電機組的制造水平和本風電場的實際條件，擬定風力發電機組的可利用率為95％。2）空氣密度修正該地區空氣密度為1.171kg/m3，低于標準空氣密度，應對風力發電機組年理論發電量做出修正。修正系數為0.956。3）尾流修正風電場各風電機組之間有相互影響，在進行風電場發電量估算時應進行尾流修正。尾流影響利用專業軟件進行計算，本風電場的平均尾流影響系數為4.75%。4）控制和湍流折減風力發電機組隨風速、風向的變化控制機組的運行狀態，實際運行中機組控制總是落后于風的變化，經計算控制和湍流影響修正系數取97％。5）葉片污染折減葉片表層污染使葉片表面粗糙度提高，翼型的氣動特性下降。本風電場的葉片污染系數為96％。6）功率曲線折減考慮到風電機組廠家對功率曲線的保證率一般為95％，在計算發電量時應適當考慮，因此取風電機組功率曲線保證率95％。7）場用電、線損等能量損耗經計算場用電和輸電線路、箱式變電站損耗占總發電量的6％，取損耗系數為94％。8）低溫影響停機風力發電機組當溫度低于－30℃時停機，低溫再啟動溫度為－20℃。根據實測資料分析統計低于氣溫－30℃后又返回到－20℃以上的小時數總和為630個，占全年比例的7.2上述各折減條件下，本風電場實際年發電量為1.17978億kWh，本風電場工程年上網電量1.10979億kW·h，年可利用小時數2242h，平均容量系數約為0.256。2.2.1.3.項目自動控制技術方案1、風力發電機組的控制、測量和信號（1）系統結構：風力發電機組計算機監控系統由各風力發電機組現地監控系統和主控級計算機系統以及通信網絡構成。a、主控級配置主控級設置1臺主計算機/服務器、1臺操作員工作站、1臺打印機以及相應的配套軟件等，以完成各風力發電機組的數據采集及運行參數的監視、風力發電機組開/停機控制、故障報警、數據存儲及與升壓站監控系統通信等功能。運行人員通過彩色屏幕顯示器和鍵盤、鼠標實現對各風力發電機組的監控。以上主控級計算機監控系統的監控范圍包括本期33臺風力發電機組。服務器可通過音頻通道或Internet連接，實現對風電場的遠程監視和管理。b、風力發電機組現地監控系統對應于每1臺風力發電機組，配有1套風力發電機組現地監控系統。風力發電機組的現地監控系統主要包括兩部分：第一部分為計算機控制單元，控制模塊由PLC或微型計算機構成，并配有輸入/輸出接口、人機接口設備（HMI）、通信接口設備等，它的主要功能是程序控制風力發電機組，完成風力發電機組的監控功能；第二部分為同步并網及功率控制單元，由變頻器組成，它的主要功能是使風力發電機組并網及運行當中的功率控制。現地控制單元組成現地控制屏，分塔筒底部控制屏和上部機艙內控制屏，中間通過現場總線網絡相連。在塔筒底部控制屏上通過HMI，可對風力發電機組進行開機、停機、手動偏航等操作。同時，在運行過程中，觸摸屏可在線監視風力發電機組的運行狀態，如：電流、電壓、功率、功率因數、當前日期和時間、葉輪轉速、發動機轉速、風速、環境溫度、風電機溫度、功率、偏航情況等，也可顯示風力發電機組的事故和故障等信號，使其能夠安全、穩定、優化運行。在機艙內控制屏上配有一些手動操作的開關和按鈕，如：開/停機按鈕、手動操作/鎖定的切換開關、偏航切換開關、風速計投入/切換轉換開關、復歸按鈕等。在塔筒底部的現地監控屏上和機艙內的控制屏上均裝設風力發電機組緊急停機按紐，可通過獨立的控制回路進行緊急停機操作。風力發電機組現地監控系統由風力發電機組廠家配套供貨。c、數椐通信網絡每臺風力發電機組現地監控屏配置1個工業以太網交換機，沿集電線路分成3組，經工業以太網交換機和光纖鏈路構成現地光纖網。每個現地光纖網再連接到上位機系統的交換機，組成整個風電場風力發電機組計算機監控系統網絡。網絡速率為100Mbps。2、升壓站控制、測量和信號風電場升壓站采用微機監控的變電站自動化系統，采用分層分布式結構。全站控制級由全站的通用設備組成，包括2個操作員站及1個工程師站、遠動主站、通訊網絡、GPS時鐘設備等組成，這些功能設備硬件上各自獨立，數據庫各自獨立，共享站內的所有信息。就地控制級設備主要由測控設備和保護設備組成，保護設備獨立。根據電力調度規程的要求，計算機監控系統通過保護及故障通信遠傳系統與上級調度部門進行聯系，工作站具有多個遠方通信接口，并服從調度端的通信規約，可將系統要求的遙測和遙信信號通過光纖和載波通道傳輸到區調。2.2.1.4.項目繼電保護技術方案主變壓器、220kV系統、35kV線路等的繼電保護參照《繼電保護和安全自動裝置技術規程》GB14285-2006進行配置，選用微機型保護裝置。1、220kV線路保護配置依據DL/T769-2001《電力系統微機繼電保護技術導則》的規定，考慮220kV線路配置雙套相互獨立的全線速動主保護，兩套主保護采用分相電流差動保護，保護遠方信號傳輸通道擬采用不同光纜的專用光纜芯。保證線路在各種運行情況下至少都有一套保護投入，使線路發生的各種故障都能被快速切除，保證電力系統安全穩定運行。后備保護應配置有獨立的階段式相間距離、接地距離、零序電流方向保護及綜合重合閘裝置。2、220kV母線保護配置考慮220kV母線為單母線接線方式，配置單套母線差動保護、母線充電保護、斷路器失靈保護。3、主變壓器保護配置主變壓器保護按雙套配置，主變壓器非電量保護按單套配置。(1)縱聯差動保護：作為主變壓器內部及引出線短路故障的主保護；保護裝置應具有躲避勵磁涌流和外部短路時所產生的不平衡電流的能力，過勵磁時應閉鎖；縱聯差動保護均瞬時動作跳主變兩側斷路器。(2)主變高壓側復合電壓閉鎖過流保護：保護延時跳主變兩側斷路器。(3)主變低壓側復合電壓閉鎖過流保護：保護延時跳主變兩側斷路器。(4)主變中性點零序電流保護：作為主變壓器高壓側及220kV線路單相接地故障的后備保護；保護延時動作主變壓器兩側斷路器跳閘。(5)主變中性點間隙過流及零序過電壓保護：當電力網單相接地且失去中性點時，間隙零序電流瞬時動作主變壓器兩側斷路器跳閘。(6)主變過負荷：設在高壓側及低壓側，動作發信號。(7)斷路器失靈保護：保護動作起動220kV母線保護總出口繼電器。(8)非電量保護：a)瓦斯保護：主變本體和有載調壓開關均設有該保護，輕瓦斯動作發信號，重瓦斯動作后瞬時跳主變兩側斷路器。b)主變壓力釋放保護：保護瞬時跳閘跳主變兩側斷路器。c)溫度保護：溫度過高時動作主變壓器兩側斷路器跳閘，溫度升高時動作于發信號。d)冷卻系統故障保護；冷卻器全停經延時動作主變壓器兩側斷路器跳閘、部分冷卻器故障時發信號。4、220kV故障錄波測距裝置在運行中為了監視系統的故障情況，考慮裝設一套微機式故障錄波器屏，記錄220kV線路的各種模擬量及開關量。5、保護及故障信息遠傳系統考慮裝設一套保護及故障信息遠傳系統子站，將所有保護裝置及錄波器的各種狀態信息收集整理，根據需要傳送至調度端，便于調度部門對設備的各種運行情況能夠有及時正確的了解，有利于生產運行管理，對電網安全穩定運行提供強有力的支持。6、35kV進線保護風力發電機組以35kV電壓等級接入升壓變電站35kV母線，故對每條35kV集電進線線路，配置有微機型限時電流速斷和過電流保護，保護動作斷開本進線斷路器，另還配置有單相接地保護和帶時限的過負荷保護，動作于信號。保護裝置采用微機測控一體化裝置，安裝于相應的35kV高壓開關柜內。7、35kV動態無功補償裝置保護配置微機速斷保護、過電流保護、過電壓保護、欠電壓保護、不平衡電壓保護、不平衡電流保護、壓差保護。保護裝置采用微機測控一體化裝置，安裝于相應的35kV高壓開關柜內。8、35kV廠用變壓器保護所用變保護分主保護和后備保護，主保護設置限時電流速斷保護，后備保護設置過電流保護，保護動作于斷開所用變35kV斷路器。此外，還配置瓦斯保護、溫度保護和過負荷告警保護。保護裝置采用微機測控一體化裝置，安裝于相應的35kV高壓開關柜內。9、35kV電容器組保護電容器組配置短時限電流速斷和過流保護，動作于斷開電容器組回路斷路器；配置過電壓保護，帶時限動作于發信號或斷開電容器組回路斷路器。10、無功補償裝置根據系統專業要求，遠期35kV母線裝設75MVar靜止型動態無功補償設備，即每臺主變設置25MVar靜止型動態無功補償設備（SVC）。靜止型動態無功補償裝置（SVC），由靜電電容器及電抗器并聯組成，電容器可發出無功功率，電抗器可吸收無功功率，兩者結合起來，再配以設當的調節裝置，就成為能夠平滑地改變輸出（或吸收）無功功率的靜止補償器。當前用于風電場的SVC設備主要有晶閘管控制電抗器靜止型動態無功補償裝置（TCR）和磁閥控制電抗器靜止型動態無功補償裝置（MCR）。晶閘管控制電抗器靜止型動態無功補償裝置（TCR）是通過晶閘管的觸發角得到所需的流過補償電抗器的電流，達到平滑調節無功的目的；磁閥控制電抗器靜止型動態無功補償裝置（MCR）基于偏磁可調原理，通過改變直流勵磁控制系統的可控硅相角的大小，進而改變鐵心的飽和度，達到無功補償的目的。本期工程無功補償暫按TCR型補償裝置設計，補償容量暫定25MVar，待接入系統設計完成后最終確定。11、消弧消諧裝置本工程風電機組數量為33臺，每臺風電機組至箱式變以及集電線路至35kV配電裝置均采用交聯鎧裝電力電纜，經過電容電流計算，35kV側單相接地電容電流約29.5A，大于規程規定的中性點不接地系統不大于10A的要求，影響供電的可靠性，因此，本工程35kV母線設置一套XVDT-35kV型消弧消諧開關設備。本設備主要由微機控制器、三相三機構、分相動作的特種高壓真空斷路器VDT3手車、帶輔助二次繞組的電壓互感器PT手車、超大能容組合式過電壓保護器FDB及電流互感器CT組成。當系統發生弧光接地后，PT將電壓信號送到微機控制器，微機控制器根據電壓信號，判斷系統的故障屬性，然后發動作信號給三相三機構的VDT3真空斷路器，斷路器故障相迅速動作把間歇性弧光接地快速轉換成直接金屬性接地，故障點電弧立即熄滅，同時故障相電壓為零，非故障相過電壓被限制在系統線電壓以內，消除了弧光接地過電壓，抑制或消除諧波電流。12、其它配置本工程設置一套主變壓器故障錄波裝置；35kV母線設置一臺PT消諧裝置；35kV系統設置一套微機小電流接地選線裝置。2.