闽投(霞浦)风电有限公司风场位置及大概介绍

闽投（霞浦）风电有限公司风场位
置及大概介绍
根据《福建省风电场工程规划报告》（2005年12月），规划的霞浦大京风电场场址位于霞浦县长春镇大京至斗米村的山地上。

场址距长春镇约13km，距霞浦县城约57km。

根据福建省气象局编制的《福建省风能资源评价报告》区划，该区域风力资源较丰富，风向稳定，是开发利用风能的较好场所。

本风电场计划安装28台并网型风力发电机组，单机容量1.5MW，建设规模42MW，同时建设1座110kV升压变电所。

经测算多年平均上网电量为9978万kW〃h，等效年利用小时数2376h，容量系数0.27，工程动态总投资45303万元（不含配套送出工程），单位千瓦动态投资为10786元。

本阶段设计依据下列法律、法规、设计规范以及相关文件:
（1）《中华人民共和国可再生能源法》
（2）《国家发展改革委办公厅关于印发风电场工程前期工作有关技术规定的通知》（发改办能源〔2005〕899号）
（3）《福建省人民政府关于风能开发利用管理暂行办法》（闽政〔2006〕7号）
（4）《福建省风电场工程前期工作管理办法》（闽发改交能〔2005〕603号）
（5）《关于福建省风电前期工作有关事项的通知》（闽发改交能〔2006〕1112号）
（6）《福建省发展和改革委员会关于进一步加强我省风电项目前期工作管理的
通知》（闽发改交能〔2008〕478号）
（7）《风电场风能资源评估方法》（GB/T 18710-2002）
（8）《福建省风电场工程规划报告》（2006年5月）
（9）《福建省风能资源评价报告》（2005年8月）
本风电场内设立了斗米、大京两座测风塔，从2007年8月27日开始观测，至今已取得一个完整年以上测风数据，经检验数据完整率达到99.9%，数据可靠，满足风能资源评估的要求。

经综合分析，以斗米测风塔测风资料为主、大京测风塔测风资料为辅进行场址风能资源评估。

本风电场斗米测风塔70m高度测风年平均风速6.8m/s，年平均风功率密度383W/m2，经修正后代表年平均风速为7.2m/s，年平均风功率密度为422W/m2；大京测风塔70m高度测风年平均风速5.8m/s，年平均风功率密度226W/m2，经修正后代表年平均风速为6.1m/s，年平均风
功率密度为253W/m2。

本风电场风能资源较为丰富，具有一定开发利用价值，但场内风能资源分布不均。

风电场70m高度代表年有效风速小时数（3～25m/s）7746h，占全年时间的88.2%。

风电场风能主要集中于N～NE、SSW～WSW，占全部风能的75.7%，风能分布较为集中。

本场址年内各月平均风速变化较大，其中3～9月风速较小，10月～翌年2月风速较大，其中11月风速最大。

日变化较为平缓，一般午后2～3点风速达到全天最大。

风功率密度变化规律与风速变化规律基本一致。

离地70m高度风速众值在4.0～9.0 m/s风速区间，约占全部风速分布73.4%，风能的众值在6.0～12.0m/s风速区间，约占全部风能的65.6%。

场址受台风影响，风力发电机组应选择IEC标准 I级风机或II级加强设计抗台风型的机组。

本工程主要任务是给区域电网供电，一定程度上缓解霞浦县电力供需矛盾，为本地区工业发展和人民生活提供一定的电力保障，对地区经济发展将起到积极的作用。

霞浦大京风电场计划安装28台并网型风力发电机组，单机容量1.5MW，建设规模42MW，经测算年平均上网电量为9978万kW〃h，等效满发小时数2376h，容量系
数0.27。

本工程同时建设1座110kV升压变电所，往宁德电网送电。

随着不可再生资源拥有储量越来越少，新能源的开发已经提到了战略高度。

风能是可再生能源，国家鼓励发展，开发风电在政策上具有一
定优势，因此目前风力发电已经成为新能源领域最具商业化运作和竞争力的发电形式之一。

近年来随着经济的快速增长，霞浦县电力供需矛盾日益突出。

霞浦县境内既无煤炭资源，亦无石油天然气资源，水电资源很小，而本县风能资源比较丰富。

从本地区电网发展和拥有的风能资源来看，开发风电直接向当地负荷供电，补充日益增长的电力需求，可减轻省网的潮流输送和降低网损，对实现经济社会的可持续发展具有重要的意义。

霞浦大京风电场符合全省风电规划，建设条件良好，其开发有利于当地优势资源转化为经济效益，有利于补充电网清洁能源，有利于地方经济的发展，对提高全省绿色新能源装机容量比例具有积极的推动作用。

因此，本项目的建设是非常必要的。

由于本风电场地处东冲半岛，场内地形起伏较大，受场址交通运输和吊装条件限制，2MW机型风力机组体积较大，较难运输和吊装。

由于本风电场地处沿海，为高盐雾、多台风地区，风电机组应提高抗台风、防盐雾腐蚀能力，选择按IEC61400-I 标准 I 级规定设计的风电机组。

场内机组初步布臵在主导风向上机组行间距按6倍左右风轮直径，列间距按4倍左右风轮直径，机组尽量布臵在场内风能资源最丰富地方，并离居民点最近距离在200m以上。

同时兼顾考虑电力电缆数量、交通道路、施工难度等因素，适当调整风电机组位臵，并通过WAsP8.3
软件和WindFarmer软件优化布臵风机。

本风电场共布臵28台单机容量1.5MW并网型风力发电机组，总装机容量42MW。

考虑到霞浦大京风电场项目工程的地形特点、交通条件及设备运输、安装条件，经初步比较，本阶段选择广东明阳MY1.5S/77机型进行年发电量及等效利用小时计算。

利用风电场代表年风速、风向资料，采用WAsP8.3软件和WindFarmer 软件进行
理论发电量计算，再考虑一系列折减因素，计算得风电场年上网电量为9978万kW〃h，等效利用小时数2376h，容量系数为0.27。

1.6.1 接入系统
本风电场总装机容量为42MW，共装设28台单机容量为1500kW的风力发电机组，年利用小时数为2376h。

风电场设臵一座110kV升压变电所，设1台42MVA主变压器。

根据福建省电力勘测设计院编制的《霞浦大京风电场接入系统设计》，风电场本期以一回110kV出线和一回35kV出线接入系统，110kV出线接入110kV小沙变电站，导线型号LGJ-300，送电线路距离为35km； 35kV线路接入下浒变，导线型号LGJ-300，送电线路距离为25km。

风电场远期以两回110kV出线接入系统，一回 110kV出线接入110kV小沙变电站，导线型号LGJ-300，送电线路距离为35km；另一回110kV线路接入下浒变，导线型号
LGJ-300，送电线路距离为25km。

风电是清洁能源，是国家大力提倡和扶持的电力产业，具有广阔的发展前景。

本风电场风能资源较丰富，建设条件较好，当地政府的积极性和支持度高，社会效益明显，具有一定经济开发价值。

清洁发展机制（CDM）是《京都议定书》确定的国家缔约方之间开展温室气体减排合作的灵活机制之一。

根据UNFCC《京都议定书》的规定，我国风电项目可通过申请清洁发展机制（CDM）项目，通过转让减排温室气体配额，增加项目的收入。

国家发改委、科技部和外交部于2004年6月30日联合发布第10号令《清洁发展机制项目运行管理暂行办法》并开始实施，2005年10月12日重新颁布《清洁发展机制项目运行管理办法》。

该办法对项目许可条件、管理和实施机构、实施程序等作出明确规定，是目前开展CDM项目的指导性文件。

建议按照国家有关规定申请清洁发展机制（CDM）的支持，争取通过出售、转让温室气体减排量增加项目收入，提高项目抗风险能力。