酒泉市1GW风电场工程可行性研究报告
思瀚产业研究院    2025-06-21

1.1.2 区域概况

酒泉市，是甘肃省辖地级市，甘肃省人民政府批复确定的丝绸之路经济带甘肃段重要节点城市、省域副中心城市。截至 2023 年 1 月，酒泉市辖 1个区、2 个县级市、4个县，总面积 19.2 万平方公里，占甘肃省面积的 42%，其中土地总面积 16.81 万平方公里、湿地面积 4.8 万平方公里、耕地面积 460.04 万亩。截至 2022 年末，酒泉市常住人口 105.31 万人。

2023 年，酒泉市地区生产总值 908.7 亿元，比上年增长 8.9%。其中，第一产业增加值151.4亿元，增长 6.6%；第二产业增加值403.8亿元，增长 10.8%；第三产业增加值 353.5 亿元，增长 8.1%。第一产业增加值占地区生产总值比重为16.7%，第二产业增加值比重为 44.4%，第三产业增加值比重为 38.9%。甘肃巨化新能源（玉门）有限公司玉门北山 1GW 风电场工程 可行性研究报告

酒泉市位于甘肃省西北部，河西走廊西端的阿尔金山、祁连山与马鬃山之间，是丝绸之路经济带甘肃段重要节点城市和区域中心城市，是甘肃连接蒙古国西部、内蒙西部、新疆东部及青海西北部向西开放的战略区域级流通节点城市，西接新疆、东北连接蒙古国、北与内蒙西部接壤，东南与青海连通，运输网络辐射贯通西北五省。

“十四五”期间，酒泉市围绕第五次党代会确定的立足一个定位，坚持两极联动，实施四大战略，创建六大示范区，推动酒泉“打造国家重要的新能源及装备制造业基地”总体要求，以能源高质量发展为主题，坚持传统能源和新能源发展并重，风、光、水、火、氢、核、煤、油、气并举，统筹推进新能源跨区域外送和就地转化与消纳，全面促进源、网、荷、储协调发展，全力推进能源科技创新，着力深化能源体制机制改革，努力构建清洁低碳、安全高效的现代能源体系，为西部地区经济社会持续发展提供坚强可靠的能源保障。

玉门市，甘肃省辖县级市，由酒泉市代管，位于甘肃省西北部、酒泉市区西部，地处河西走廊西部，属大陆性中温带干旱气候，毗邻 5 个县（市），总面积 1.35 万平方千米。截至 2022 年 10 月，玉门市辖 1 个街道、10 个镇、2 个民族乡，另辖 3 个乡级单位。截至 2022 年，玉门市常住人口 13.7 万人。2022 年，玉门市地区生产总值（GDP）245.1 亿元，比上年增长 2.6%。分产业看，第一产业增加值 26.1 亿元，同比增长 6.6%；第二产业增加值 181.9 亿元，同比增长 1.1%；第三产业增加值 37.1 亿元，同比增长5.7%。

玉门市是酒泉市管辖的一个县级市，其是全省新能源产业的发祥地和光热发电行业的领跑者，也是全国首个千万千瓦级风电基地的启动地。进入“十四五”高质量发展新阶段，玉门市人民政府坚持“招商为要、项目为王”，建立重大项目“市级领导包挂、部门包抓、专人服务”机制，加快推进项目建设。抢抓东中部产业转移机遇，充分依托玉门市优良的风、光等新能源资源，玉门市政府将加大产业招商力度，带动区域可再生能源和产业发展协同，打造低碳产业园区，为新时代发展提交新答卷。1.1.3 项目背景及前期工作

2020 年 9 月，在第七十五届联合国大会一般性辩论上宣布了我国“3060”双碳目标；同年 12 月，习近平总书记在气候雄心峰会上进一步提出，到 2030年我国非化石能源占一次能源消费比重将达到 25%左右，风电、太阳能发电总装机容量达到 12 亿千瓦以上的发展目标。力争 2030 年前实现碳达峰，2060 年前实现碳中和，甘肃巨化新能源（玉门）有限公司玉门北山 1GW 风电场工程 可行性研究报告是党中央经过深思熟虑作出的重大战略决策。

为进一步落实“3060”双碳目标战略，着力构建清洁低碳、安全高效的能源体系，提升能源清洁利用水平和电力系统运行效率，近年来，巨化集团坚持新发展理念，围绕高质量、竞争力、现代化，推动转型升级、创新发展，规划依托玉门得天独厚的资源优势，建设高性能硅含氟新材料一体化及配套项目，打造具有“154”的特色项目，其中 1 是体现国际一流，5 是体现五个一体化，4 是体现四个鲜明特征。本项目贯彻落实国家“双碳”目标，有利于加快甘肃电源结构调整，促进以新能源为主的新型电力系统建设，提升新能源消纳比例，助力巨化集团零碳发展目标。

2024 年 4 月福建永福电力设计股份有限公司受甘肃巨化新能源（玉门）有限公司的委托，依据有关规程规范及相关文件，开展甘肃巨化玉门风电场项目风电场工程可行性研究设计工作，以提供前期开发等各项工作使用。

1.1.4 工程规模

根据场址区域内测风塔数据，231103#测风塔数据 120m 高度代表年年平均风速为6.81m/s，主要风向为W、NNE；231104#测风塔120m高度代表年年平均风速为6.45m/s，主要风向为 W、NNE；231105#测风塔 120m 高度代表年年平均风速为 6.34m/s，主要风向为 W、NNE。另因预设机型轮毂高度因素，故根据高层风切变指数外推至 125m高度风速，231103#测风塔 125m 代表年平均风速为 6.88m/s；231104#测风塔 125m 代表年平均风速为 6.51m/s；231105#测风塔 125m 代表年平均风速为 6.40m/s，风功率密度等级为 2 级，可判断本风电场的风资源具有一定的开发价值。

本期项目新建 144 台风力发电机组，其中单台容量为 6.25MW 的风机为 64 台，单台容量为 7.5MW 的风机为 80 台。并新建 1 座 330kV 汇集站，装机规模为 1000MW。风电场初步接入系统方案为：本工程建设 1 座 330kV 风电汇集站，其通过 35kV线路汇集 1000MW 风电，以一回 330kV 线路接入 750kV 玉门变。最终接入系统以电网公司审定意见为准。

1.2 设计依据

（1） 《中华人民共和国可再生能源法》

（2） 《可再生能源发电有关管理规定》（发改能源〔2006〕13 号）

（3） 《陆上风电场工程可行性研究报告编制规程》（NB/T 31105-2016）

（4） 《风电场接入电力系统技术规定 第1部分：陆上风电》（GB/T 19963.1-2021）

（5） 《风电场接入电力系统设计内容深度规定》（NB/T 10313-2019）

（6） 《风电场功率控制系统调度功能技术要求》（GB/T 40600-2021）

（7） 《风电场调度运行信息交换规范》（NB/T 31109-2017）

（8） 《风电场风能资源评估方法》（GB/T 18710－2002）

（9） 《风力发电场设计规范》（GB 51096-2015）

（10）《风电场工程等级划分及设计安全标准》（NB/T 10101-2018）

（11）《风电机组地基基础设计规定》（试行）（FD 003－2007）

（12）《风电场设计防火规范》（NB 31089-2016）

（13）《风电场安全标识设置设计规范》（NB/T 31088-2016）

（14）《陆上风电场工程设计概算编制规定及费用标准》（NB/T 31011-2019）

（15）《陆上风电场工程概算定额》（NB/T 31010-2019）

（16）《建设工程经济评价方法与参数（第三版）》（国家发改委、建设部发改投资〔2006〕1325 号文）

（17）《风电场项目经济评价规范》（NB/T 31085-2016）

（18）《风电并网运行反事故措施要点》（国家电网调〔2011〕974 号）

（19）《国家电网有限公司关于印发十八项电网重大反事故措施（修订版）的通知》（国家电网设备〔2018〕979 号）

（20）《国家能源局关于加强风电场并网运行管理的通知》（国能新能〔2011〕182 号）

（21）《风电场开发建设管理暂行办法》（国能新能〔2011〕285 号）

（22）《关于建立可再生能源开发利用目标引导制度的指导意见》（国能新能〔2016〕54 号）

（23）各专业相关设计技术规程、规定

1.3 研究内容

根据《陆上风电场工程可行性研究报告编制规程》（NB/T 31105-2016）的要求，本报告主要研究任务包括：

（1） 风力资源评估成果；

（2） 场址工程地质评价；

（3） 论证工程开发的必要性及可行性，确定工程的任务和规模；

（4） 风力发电机组选型及布置，风电场年发电量测算；

（5） 风电场电气设计；

（6） 拟定消防方案；

（7） 风力发电机基础型式，其它建、构筑物的结构型式、布置和主要尺寸；

（8） 总平面规划布置，确定工程用地主要指标，交通运输与施工组织设计；

（9） 环境保护和水土保持；

（10） 拟定劳动安全与职业卫生方案；

（11） 编制工程概算，工程财务评价与社会效果分析。

（12） 节能降耗分析；

（13） 工程招标方案。

1.4 主要研究成果

1.4.1 风力资源

玉门市属大陆性中温带干旱气候，降水少，蒸发大，日照长；年平均气温 6.9℃；1 月份最冷，极端最低可达-28.7℃；7 月份最热，极端最高达 36.7℃；年日照时数 3166.3小时；平均无霜期为 135 天；年平均降水量为 63.3 毫米，蒸发量达 2952 毫米；年平均风速为 4.2 米/秒。

甘肃巨化新能源（玉门）有限公司玉门北山风电场 231103#测风塔数据 120m 高度代表年年平均风速为 6.81m/s，主要风向为 W、NNE；231104#测风塔 120m 高度代表年年平均风速为 6.45m/s，主要风向为 W、NNE；231105#测风塔 120m 高度代表年年平均风速为 6.34m/s，主要风向为 W、NNE。另因预设机型轮毂高度因素，故根据高层风切变指数外推至 125m 高度风速 ， 231103# 测 风塔 125m 代表年平均风速为6.88m/s；231104#测风塔 125m 代表年平均风速为 6.51m/s；231105#测风塔 125m 代表年平均风速为 6.40m/s，本风场风功率密度等级为 2 级。本阶段暂时建议采用 IEC ⅢC类及以上的风电机组，但建议后续主机厂家注重核算各机位安全性。

1.4.2 工程地质与水文

拟建的风电场工程位于甘肃省酒泉市玉门市境内的戈壁滩平原和丘陵地，距玉门市直线距离约 105km。酒泉市玉门市有连霍高速、国道 G312、省道 S301、省道 S215、省道 S238 通过，玉门市至场区有乡镇公路相连，对外交通较为便利。拟建场址为戈壁滩平原和丘陵山地地貌，海拔高程 1420m～1640m。

本工程位于甘肃省酒泉市玉门市，根据《中国地震动参数区划图》(GB18306-2015)和《建筑抗震设计规范》(GB50011-2010（2024 版）)，工程所经区域地震基本烈度为6 度，地震动峰值加速度为 0.05g，场地特征周期为 0.35。拟建风电场场地不存在饱和砂土及软弱土层，故不考虑砂土液化和软土震陷等影响。

根据现场调查结果，拟建场地内无防空洞、采空区、溶洞、土洞、泥石流、滑坡、崩塌、活动断裂等不良地质作用，无古河道、暗滨、古墓等对工程不利的埋藏物。

根据《中国季节性冻土标准冻深线图》，场地土标准冻结深度为 120cm。由于场地地下水埋藏相对较深，地基土含水量较低，根据《冻土工程地质勘察规范》（GB50324-2014），地基土冻胀等级为 I 级，冻胀类别为不冻胀。拟建项目场地地下水埋深一般大于 20m，可不考虑地下水对基础的影响。场地土对混凝土结构具微腐蚀性，对钢筋混凝土结构中钢筋具微腐蚀性，对钢结构具微~弱腐蚀性。

丘陵地貌区地层为粉土、强风化花岗岩、强风化碎屑岩、中风化花岗岩、中风化碎屑岩；山前坡洪积扇戈壁滩区地层为粉土、圆砾、圆砾。

拟建各风机场地分布的圆砾层及各强、中风化岩物理力学性质较好，工程性能较好，具备天然地基浅基础条件，各岩土层均可作风机基础持力层，但应注意斜坡地段地基稳定性及岩土体分布的不均匀性。亦或采用泥浆护壁灌注桩基础，强、中风化岩均可作为桩端持力层。

位于丘陵地段的风机，上下侧多存在岩土边坡，需采取放、护坡措施。因中风化基岩面起伏变化及球状风化现象发育，在场地整平及基坑开挖过程中，可能遇孤石或中风化岩层，应采取小规模的爆破方式施工，基坑施工还可能出现岩土混合地基现象，需采取基坑超挖后设置碎石砂褥垫层等方式处理。

1.4.3 工程任务和规模

工程任务是使用风能资源来生产可再生能源电力。根据本阶段风机选型及布置，本期项目拟新建 144 台风力发电机组，其中单台容量为 6.25MW 的风机为 64 台，单台容量为 7.5MW 的风机为 80 台。并新建 1 座 330kV 汇集站，装机规模为 1000MW。规划于 2025 年底全部机组投运。

工程的建设符合国家和当地政府相关风力发电发展的法规和政策，符合当地规划，不涉及生态红线、基本农田以及国家重点林等敏感性因素，同时本工程具有一定的经济效益和良好社会环境效益，因此本工程具备了开发建设的条件。

1.4.4 风电机组选型布置和年发电量估算

本阶段暂以本期项目新建 144 台风力发电机组，其中单台容量为 6.25MW 的风机为 64 台，单台容量为 7.5MW 的风机为 80 台。作为设计输入机型进行风电场布置和发电量计算。风力发电机组拟选用变桨距、变速恒频技术，叶轮直径约 220m。轮毂高度采用 125m 方案，总装机 1000MW，全场理论发电量 3378511.6MW h，考虑 78%折减系数后，全场年等效上网电量 2635239.05MW h，等效满负荷小时数为 2635h，容量系数 0.301。

1.4.5 电气

（1）电气一次

本工程建设 1 座 330kV 风电汇集站，其通过 35kV 线路汇集 1000MW 风电与电储后，以一回 330kV 线路接入 750kV 玉门变。最终接入系统以电网公司审定意见为准。汇集站均配置 4 台主变压器，其中 3 台为容量 360MVA 的三相风冷强油循环分裂绕组有载调压变压器，变比 345±8×1.25%/36.75-36.75kV，连接组别 YN,d11-d11。主变低压侧采用 35kV 全绝缘铜管母接至 35kV 配电装置。330kV 采用 SF6 组合电器。

330kV 出线 1 回，至 750kV 玉门变，主变进线 4 回，采用单母线接线。汇集站设置 7 段 35kV 母线，每台 360MVA 主变低压侧接入 2 段母线，180MVA主变低压侧接入 1 段母线，采用单母线单元接线型式。

每母线上均配置 1 回主变进线、1 回 PT 柜、1 回接地装置、1 回 SVG 和 6/7 回集电线路（Ⅰ~Ⅳ段设 7 回风电集电线路、Ⅴ~Ⅵ段设 6 回风电集电线路、Ⅶ段设为 6 回储能集电线路）。35kV Ⅳ段、Ⅵ段配置站用变出线。

35kV 部分采用 KYN 型金属铠装手车式开关柜，双列离墙布置。为提高 330kV 系统的稳定性和风场送出电能的质量，推荐在本工程升压站 35kV系统设置无功补偿装置。本工程暂按每台 360MVA 主变配置 72Mvar 容性和 72Mvar感性的无功补偿设备，每台 180MVA 主变配置 36Mvar 容性和 36Mvar 感性的无功补偿设备，共配置 7 套±36Mvar 无功补偿装置，分别接在 35kVⅠ-Ⅶ段母线上。考虑到风电场无功变化范围较大的实际情况，补偿容量推荐采用动态无功补偿装置（SVG）。在下阶段设计工作中，可根据工程接入系统批复报告及电能质量分析报告对无功补偿装置的设置容量及安装套数进行优化。

本工程共 144 台风电机组，风力发电机出口电压为 10.5kV 及 1.14kV，其中单台容量为 6.25MW 的风机为 64 台，单台容量为 7.5MW 的风机为 80 台。，采用风力发电机-变压器组接线，变压器高压侧电压等级采用 35kV。集电线路采用电缆和架空相结合方式，分 42 回，其中电缆总长度 20.7km，架空线路 288.99km。

（2）电气二次

风电场按照少人值班原则设计，采用计算机监控系统来实现风电场的控制、测量、报警、操作闭锁、调度系统通信和风电场的某些管理功能，以提高风电场运行操作的可靠性、先进性、安全性和运行管理水平。

本风电场采用两套计算机监控系统，即风力发电机组监控系统和风电场升压站站计算机监控系统。本风电场随风力发电机组单独配置一套计算机监控系统完成对风力发电机组控制、监视、测量。另一套完成对升压站电气设备及箱变的控制、监视、测量。风力发电机组计算机监控系统是随风力发电机组成套供货的，并与升压站计算机监控系统进行通信。

（3）330kV 线路工程

本工程配套建设一条 330kV 送出线路，新建线路起自拟建 330kV 北山汇集站到750kV 玉门变电站，新建线路路径总长度 94.8km。

1.4.6 消防

工程消防设计：风电场消防设计贯彻“预防为主，防消结合”方针，针对工程的具体情况，采用先进的防火技术，以保障安全，经济合理为宗旨。遏止火灾事故的发生，创造良好的消防环境。在工艺设计、材料选用、平面布置中均按照有关消防规定执行。

风电场发电设备，送、变、配电设备以及一切用电设备和线路，在运行过程中或带电状态下，由于电气短路、负荷、接触不良、静电和雷电易引起火灾。根据风力发电机场自身的特点，机电消防根据不同的对象采取不同的防火技术措施，阻止电气火灾事故的发生。

电气系统的消防措施：本工程根据《高压配电装置设计技术规程》，电气设备布置全部满足电气及防火安全距离。

施工消防设计：施工场地规划中，施工区域远离易燃易爆仓库，规划合理化，总体规划应使布局紧凑，既能保证建筑物、构筑物以及电器之间必要性的防火间距，又能节省用地。

1.4.7 土建工程

本风电场规划用地方案：风电场新建 144 台风力发电机组，其中单台容量为6.25MW 的风机为 64 台，单台容量为 7.5MW 的风机为 80 台。总装机容量为 1000MW，轮毂高度为 125 米，并新建 1 座 330kV 升压站。

风电场新建道路总长度约 215.31km。场内道路设计考虑永临结合，施工期间为满足施工及设备运输要求，运输方式采用平板车辆运输，运行期满足检修维护的需要，场内道路设计标准：道路路基宽 5.5m，路面宽 4.5m，路面结构为 20cm 厚碎石层面层。平曲线和最小转弯半径应满足风电机长叶片运输要求，本阶段考虑最小转弯半径为 35m，对应宽度为 6.5m；道路路面承载力不低于 150T，压实度达到 94%。纵坡最大控制在 12%以内。最小竖曲线半径为 500m。场内道路施工要求做好道路两侧的排水设施。

本风电场风机基础及箱变基础用地考虑 612m2。由于风机机位均位于山地上，风机机位均不受洪水和内涝影响，各台风机机位设计高程则因地制宜按所处位置确定。所有机位的施工安装场地设计高程及巡视道路，因地而易，尽量减少土石方等工程量，节省投资。风机与民房的距离均大于 500m。

塔筒 125m 高钢塔风机基础采用钢筋混凝土扩展基础，以圆砾或以下土层作为基础持力层。混凝土强度等级为 C40，设计风机基础埋深 4.0m。基础下铺 100mm 厚 C20素混凝土垫层。钢筋采用 HRB400。基础底板为圆形，直径约 23.5m，基础底板外缘高度 0.6m，中央厚度 3.45m，台柱直径 6.4m，台柱高度 0.75m，基础顶面高出周围地面 0.2m（已满足防潮要求）。每台风机基础钢筋砼约 850m3。部分基础可能出现土岩结合地基现象，需采取基坑超挖后设置回填等方式处理。

本项目不单独另设临时弃土场，所有土方在场内自行平衡消纳。

根据系统规划，风电场考虑新建 1 座 330kV 升压站，升压汇集站位于所属风电场中心区域。土建平面布置力求紧凑合理、出线方便、减少占地面积、节省投资。结合站址地理位置，系统接线及各级电压配电装置出线方向，确定各级电压配电装置的布置型式。

1.4.8 施工组织设计

各台风机的施工场地根据现场风机机位所在位置和四周的环境因地制宜、就地设置，灵活确定，尽量控制在 3000m2（含风机机位场地平台占地及所辖范围内的拟建道

路占地，不含边坡防护用地），困难地段安装场地还可根据实际情况酌情减小。施工、安装场地按临时租地考虑，需要多少租用多少，工程结束后，立即尽量复原退地。

工程计划分一次建设，建设工期为 12 个月，预计工程于 2025 年全部并网。工程准备期 1 个月，主体工程于 2 月初开始，10 月下旬第一组风电机组具备发电条件，12 月底机组全部投产发电，工程完工。

1.4.9 环境保护和水土保持

针对本工程行业环境污染特点及拟建区域环境特点，确定本次评价控制污染与环境保护目标为工程区周边声环境、水环境、大气环境、生态环境等，如下：

（1）工程筹备期间做好当地村民的公众参与工作。

（2）加强施工期环境保护管理，控制施工期临时占地对植被破坏，采取有效措施治理施工期扬尘和机械噪声等问题，保证工程区域环境质量不受明显影响。做好水土保持工作。

（3）控制运营期的生态影响，采取切实可行的生态恢复和污染治理措施，避免工程建设对当地的生态多样性和区域环境质量造成影响，严格 500m 的声环境防护距离，确保本工程风电场周围居民生活不受本工程风机噪声干扰，生态环境不受破坏。

1.4.10 劳动安全与工业卫生施工期劳动安全与工业卫生对策措施

（1）在工程施工期间，必须遵守“生产经管单位新建、改建、扩建工程工程的安全设施必须与主体工程同时设计、同时施工、同时投入生产和使用”三同时的安全规定。

（2）严格贯彻执行《建设工程安全生产管理条例》(国务院 393 号令，2004 年 2

月 1 日施行)，并对设计单位、施工单位、监理单位加强安全生产管理，按相关资质、条件和程度进行审查，明确安全生产责任，制定相应的施工安全管理方案，责成施工单位制定应急预案。

（3）加强施工监理。

（4）加强施工单位资质管理。

（5）加强施工组织设计编制与审查管理，试运阶段的安全管理。

运行期劳动安全与工业卫生对策措施严格执行安全操作规程，对可能存在的直接危害人身安全和身体健康的危害因素

如：火灾、爆炸、电伤、机械伤害、其它伤害、噪声、震动等，按照国家有关法律法规、设计规范等的要求，在设计、施工阶段予以充分考虑，消除隐患。在运行期间建立完善的安全管理制度，备足安全生产设备，并建立相关事故应急救援预案，提高应对和防范风险与事故的能力，保证职工安全健康和公众生命安全，最大限度地减少财产损失、环境损害和社会影响。

1.4.11 工程设计概算

含送出配套费用的风电场本体工程静态投资 369316.01 万元，工程动态投资373734.55 万元。单位千瓦静态投资 3693.16 元/kW，单位千瓦动态投资 3737.35 元/kW。

资本金占动态总投资 20％，其余为国内银行人民币贷款，长期贷款年利率按3.00％计算；流动资金按 40 元/KW 估算，其中 30％为铺底流动资金，短期贷款年利率为 2.30％。建设期 1 年，建设期贷款利息 4418.54 万元，贷款按等额本金方式偿还，贷款本金采用折旧、摊销费偿还，利息进入当年财务费用。

1.4.12 财务评价与社会效果分析

本项目考虑弃风率运营期 1-5 年按 30%，运营期 6-10 年按 15%。项目考虑弃风后年平均上网电量 2338.56GW h。

本工程财务评价，主要采用动态分析，按现行财会制度和税收法规进行测算。分析计算结果表明，本工程等效满负荷小时数为 2338.56h（考虑弃风，弃风率运营期 1-5年按 30%，运营期 6-10 年按 15%），电价为甘肃省新能源发电侧市场化电价 0.228元/kwh 的情况下，资本金财务内部收益率为 12.30%，总的财务指标较好。在下一阶段中，通过设计方案的优化，以及在建设过程中合理规范招标机制，亦可以有效降低工程造价，进一步提高经济效益。但在工程实施过程中应及时注意各种风险，以便采取措施，防止降低盈利能力。

1.4.13 节能降耗

风电场运行期用能主要有以下几个方面，第一是风能转换为电能时由风力发电机组转换效率产生的能源损耗，但因风能属于可再生资源也无法准确计量，所以本报告不统计风资源消耗量，只统计电能在加工转换中的机组自用电量和输送分配过程中产生的损耗量，主要是机组自用电、集电线路、主变及其它生产辅助设备和附属设备消耗的电能，作为介质循环使用的油工质能耗极少；第二是生活用消耗的水能工质，相甘肃巨化新能源（玉门）有限公司玉门北山 1GW 风电场工程 可行性研究报告对用量较少；还有巡视检修期间车辆使用产年生的少量的汽油损耗。

耗能用电设备包括：风机、主变（含机组升压变）、环网柜、集电线路、场用变压器、无功补偿装置系统、照明系统、通风空调系统、水资源能耗等。

经初步计算，工程总耗电量约为 8735 万 kW.h/年，折合标准煤 10735 吨/年。

1.4.14 工程招标

本工程拟采用风电场 EPC 招标模式，主要涉及设计、采购、施工总承包的招标过程。这种模式要求投标人负责项目的工程设计、设备采购、施工及安装等全过程，保证项目按时按质完成。设备采购主要包括风电机组、塔架、箱式变压器、主变、开关柜、无功补偿装置、电缆、光缆等，按照各项设备分别招标采购；施工安装总承包具体工作内容主要包括：场区道路、风机安装平台施工、风机基础施工、全场机电安装施工（包括风机安装、集电线路及通信光缆施工、升压站电气安装、单项调试及整体调整等）、升压站土建工程等；设计包括工程勘察及设计。

招标工作应由业主方委托有相应资质的公司或招标代理机构组织招标，也可由业主方组织招标委员会进行招标。招标方式选择公开招标。

1.4.15 结论

甘肃巨化新能源（玉门）有限公司玉门北山 1GW 风电场工程符合国家提倡的发展可再生能源政策，可节约不可再生的一次能源，具有显着的环境效益和一定的社会经济效益，当地政府部门也有较高的积极性。该工程风能资源较好，各方面建设条件良好，具有较好的开发价值。

来源：永福电力 思瀚  巨化股份

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工程特性表......4

1 综合说明......1

1.1 概述......1

1.2 设计依据......3

1.3 研究内容......4

1.4 主要研究成果......5

2 风能资源......13

2.1 区域风能资源......13

2.2 参考气象站......13

2.3 场址观测数据整理......18

2.4 风能资源分析......63

2.5 气象灾害情况......76

2.6 场址风速分析......77

2.7 结论及建议......78

2.8 附图......79

3 工程地质......95

3.1 概述......95

3.2 区域地质、地震......95

3.3 不良地质作用......96

3.4 地形地貌......96

3.5 地层岩性及主要岩土参数......97

3.6 地下水条件......99

3.7 场地地基地震效应及震动参数......99

3.8 岩土工程初步评价......100

4 工程任务和规模...... 101

4.1 区域经济现状及发展规划......101

4.2 工程任务及规模......104

5 风电机组选型、布置和年发电量计算......105

5.1 风电机组选型......105

5.2 风电机组布置......109

5.3 年上网电量估算...... 111

5.4 结论及建议......118

6 电气......119

6.1 工程建设规模及设计范围 119

6.2 设计依据......119

6.3 风电场接入系统设想方案......122

6.4 风电场场区部分......122

7 消防......148

7.1 工程概况和消防总体设计......148

7.2 工程消防设计......149

8 土建工程......157

8.1 设计安全标准......157

8.2 风电场总体布置......157

8.3 风电机组及箱变基础......162

8.4 升压变电站......165

9 施工组织设计......175

9.1 施工条件......175

9.2 施工总布置......176

9.3 施工交通运输......178

9.4 工程征用地......180

9.5 主体工程施工......181

9.6 施工总进度......186

9.7 主要物质供应计划......187

10 环境保护与水土保持设计......189

10.1 环境保护设计......189

10.2 水土保持设计......200

11 劳动安全和职业卫生......208

11.1 设计依据、任务与目的......208

11.2 工程安全与卫生危害因素分析......210

11.3 劳动安全与工业卫生对策措施......210

11.4 风电场安全卫生机构设置、人员配备及安全管理制度......214

11.5 事故应急救援预案......216

11.6 预期效果......218

11.7 存在问题及建议......218

12 工程概算......220

12.1 工程概况......220

12.2 主要编制原则及依据......220

12.3 基础资料......220

12.4 费率指标......222

12.5 其它......223

12.6 工程总概算表......223

13 财务评价与社会效果分析......226

13.1 财务评价依据......226

13.2 投资总额及资金筹措......226

13.3 成本数据......226

13.4 损益数据......227

13.5 成本估算......227

13.6 发电效益计算......228

13.7 清偿能力分析......228

13.8 盈利能力分析......229

13.9 主要经济指标......229

13.10 敏感性分析......230

13.11 财务评价结论......232

13.12 风险分析......232

13.13 社会效果分析......236

14 节能降耗......238

14.1 用能标准和节能规范......238

14.2 能耗状况和能耗指标分析......239

14.3 节能措施和节能效果分析......240

14.4 结论及建议......243

15 工程招标......245

15.1 工程规模与资金筹措......245

15.2 法律、法规及规定......245

15.3 标段划分......245

15.4 招标方式及组织形式......245

15.5 工程招标基本情况表......246

16 结论、存在问题及建议......247

16.1 结论......247

16.2 存在问题及建议......247