项目选线合理性分析 2.2.3.1 摇铃升压站接入方案 中广核风电有限公司四川分公司在广元剑阁片区规划的风电总装机已确定为 200MW，考虑分两期建设，两期项目考虑共用一座升压站汇集升压后统一送出。其中 一期工程为摇铃风电，总装机容量100MW，已建成投产。二期工程即为本次高池风电， 总装机容量100MW，预计2020年建成投产。 风电场距离剑阁新县城约50km，位于摇铃乡西南。风电场装机容量为100MW，风 电场年利用小时数1938h，预计2020年建成投产，建成后年均发电量约18389万kWh。 摇铃风电在过渡方案中通过一回110kV线路接入春风110kV变电站。高池风电建成 后，风电总装机为200MW。苍溪至春风已建110kV苍春一、二线导线截面均为240mm2， 单回长度约为43km，单回传输能力为99.45MW，是春风110kV变电站的主供线路，春风 站主变容量2*40MVA，2018年最大负荷为26.92MW，不能就地消纳两座风电场出力， 多余电能还将通过110kV苍春线返送回苍溪，网损比从220kV站直接出线高。其次，从 供电可靠性来说，从220kV站直接出线的供电可靠性很高，而从110kV春风中间站出线， 因多了一条转供线路，一个转供环节，当春风上级线路—110kV苍春线故障时，两座风 电场电力将无法送出，供电可靠性较从220kV站直接出线低，而风电频繁启停对于节能 和系统稳定来说都是不利的。因此，推荐采用220kV电压等级接入系统。 距离较近的220kV变电站有苍溪、洪江、赤化变电站及云顶山风电场220kV升压站。 云顶山风电场属于中节能集团公司，而摇铃属于中广核集团公司，属不同集团公司所有， 且云昭线部分导线截面400mm2，最大输送容量不满足三座风电场电力送出。因此，不 建议接入云顶山。从洪江、赤化站出线至摇铃比苍溪远很多，送电线路投资大，线损也 大，从节能和经济性方面来说，从洪江、赤化站出线不及从苍溪站出线；其次，输电线路故障与长度成正比，从洪江、赤化站出线至摇铃途经雷电高发区，线路故障极易发生， 因此从供电可靠性来说，从洪江、赤化站出线也明显弱于苍溪站。 距离较近的500kV变电站有昭化变电站，从昭化站出线同从洪江、赤化站出线距离 及供电可靠性相近，从昭化站出线弱于从苍溪站出线。 因此，接入点只能选择220kV苍溪变电站，220kV苍溪变电站距离本工程所在地直 线距离约42km，主变容量2*180MVA，其中220kV出线终期8回，已使用2回，备用2回， 预留4回。具备接入条件。 综上所述，摇铃220kV升压站的接入点只能选择在220kV苍溪变电站。 图2-7 附近电网地理接线图 2.2.3.2 路径走廊规划 广元市剑阁县摇铃风电场220kV送出工程220kV摇苍线由剑阁县白龙镇李家坝处的 摇春线#22塔起，途径白龙镇、杨村镇、锦屏乡、鹤龄镇、羊岭镇、白桥镇、陵江镇至 220kV苍溪站。考虑避开城镇规划区、人口密集区、风景名胜、矿产、高速公路、铁路、 气站等重要区域。并结合电网地理接线图，避免重复交叉跨越引起的停电和不稳定运行 因素。推荐本项目线路沿已建110kV苍春I、II线北侧走线。 前段在剑阁县白龙镇、杨村镇段走线，推荐线路通道南侧有110kV春风站多回出线； 北侧靠近翠云廊省级自然保护区的缓冲区和核心区，有成片林地，且大范围纯在薄刀岭 山形。中段在杨村镇、锦屏乡、羊岭镇、鹤龄镇段走线，推荐线路通道南侧有110kV苍 春I、II线。后端在白桥镇、陵江镇走线，推荐线路通道南侧有110kV苍春I、II线和110kV 2728 岳铁线等输电线路平行及交叉走线，有兰海高速公路、兰渝铁路跨江大桥，有苍溪城区 规划；北侧有白鹭湖景区、亭子湖规划景区、500kV亭中线等重要设施。 2.2.3.3 前段方案路径比选 前段在剑阁县白龙镇、杨村镇段走线，利用原摇铃—春风段线路长约8km，由摇春 线#22塔（更换）新建220kV单回线路。北侧方案由摇春线#22塔起，从大田角进入保护 区实验区，沿山脊东北方向至山顶，转东偏南方向至马鞍山出保护区；线路经过大片林 地和马鞍山一带薄刀岭山形区，同时穿越保护区时，经过古柏密集分布区，距离古柏最 近直线距离32m，距离缓冲区1605m。 南侧方案由摇春线#22塔起，从李家岩进保护区实验区，向东方向从王家角旁山脊 处出保护区；在考虑运行通道不砍伐树木沿山脊地形走线、避免从王家角居民点上空穿 越和避免线路交跨交多提高火灾等生态风险的情况下，线路在保护区内直线距离苍春线 至少450m并行向东走线，在减少对保护区内叠加影响，同时将对保护区的影响控制在相 对集中的范围内；另外线路从古柏稀疏区通过，距离古柏最近直线距离60m，距离缓冲 区2302m，且有一机耕道通往山顶塔基旁。
