风电场建设工程

风电场建设工程（精选12篇）

风电场建设工程 第1篇

关键词：风电场,水土流失,水土保持措施,效果分析

1项目及项目区概况

白银中凯甘肃景泰寺滩49.5MW风电场位于甘肃省白银市景泰县境内的寺滩乡,场址东北距景泰县城约15km,西北距寺滩乡约10km。地势西南高,东北低,高程在1770~1990m之间。年上网电量为9543万kw·h。工程总占地60.55hm2,工程建设挖方总量107695m3,填方总量146220m3。划分为5个水土流失防治区,分别为风机防治区、集控中心防治区、集电线路防治区、道路防治区、施工营地防治区。根据《甘肃省人民政府关于划分水土流失重点防治区的通告》,项目区属省级水土流失重点治理区。

2水土流失现状及工程建设对水土流失的危害

2.1水土流失的现状

项目区地处黄土高原和腾格里沙漠的过渡地带,在甘肃省水土保持区划上属陇中黄土丘陵亚区景靖低山宽谷小区。土壤侵蚀类型以风蚀为主,并伴有水蚀。气候干旱、多风,林草覆盖率较低,生态环境脆弱,水土流失严重。本风电场占地范围内以旱耕地为主,多数以砂砾石压盖,有部分的砂田,在夏秋季节,有农作物覆盖,风蚀轻微,农地闲置,无植被覆盖,以水力侵蚀为主,冬春季节,虽地表有砾石压盖,但因沙尘天气较多,土壤含水量相对较低,风蚀强度较大。

2.2工程建设引起的水土流失的危害

根据风电场的建设特点,在施工过程中引发新增水土流失的环节主要有以下方面:

2.2.1集控中心建设

集控中心涉及水土保持的工程主要为:场地平整、生产建筑及附属建筑物的地基开挖、道路、围墙及各种管沟的基础开挖、土石方挖填等,建设过程中扰动了原地貌,使表层土壤成为松散裸露状态,减弱了原地貌抗蚀能力,加剧水土流失的发生。

2.2.2在风机基础的施工过程中

单机开挖扰动面不大,但点多分散,临时堆土点多,如不采取有效防护措施,容易加剧水土流失;风机吊装场地经施工机械碾压后,使原地表粒径较大的砂砾石沉于下层,使表层土壤粒径小而松散,遇风易被吹扬。

2.2.3在风场道路的修筑过程中

原地表的覆盖物被清除,表层土壤呈松散裸露状态,抗蚀能力减弱,易造成水土流失,同时,需从各风机基础施工点调运土方,从场外购进砂砾石料,如不采取防护措施,土石方的临时堆放和调运过程均易引起水土流失。

2.2.4在风机安装过程中

在风场内要停放转运机组部件,在转运过程中扰动原地貌,破坏地表结皮,减弱了原地貌抗风蚀能力,会加剧风蚀的发生。同时运输车辆引起的扬尘也不可忽视。

2.2.5施工营地在建设和完工后拆除过程中

是产生水土流失的过程,在中间过程中因其场地被硬化或有临时建筑物,可不计侵蚀量。

3防治措施配置

根据工程特点,布设了工程措施、植物措施、临时防护措施3类。各工程区防护措施及防护要求具体如下:

3.1风机防治区

3.1.1工程措施

对风机、箱变基础及吊装场地的扰动区域,在风机安装完成后,及时采取土地整治12.23hm2;并利用风机基础开挖前原地面剥离的砂砾石对永久性占地进行砂砾石压盖1006.5m3,防止风蚀。

3.1.2临时措施

对扰动范围内砂砾石进行剥离堆放,堆放于吊装场地,备用于施工后期空地的砂砾石压盖,并进行临时堆土防护66处,苫盖防尘网23760m2。

3.2集控中心防治区

3.2.1工程措施

集控中心主体施工结束后,对除建筑和硬化外的空闲场地及时进行坑凹回填,并进行覆土整治0.34hm2;在升压站围墙外围布设矩形砼截水沟585m。

3.2.2植物措施

绿化、美化。绿化面积0.34hm2,栽植乔灌及花卉1672株。

3.2.3临时措施

对扰动范围内表土进行剥离467m3,为了后期施工结束后进行绿化,恢复原地貌。并采取临时防护措施1处,苫盖防尘网493m2。

3.3集电线路防治区

3.3.1工程措施

对电缆沟敷设和架空电缆塔杆基础的开挖和回填完成后,进行土地整治2.27hm2。施工结束后,对沟槽基础开挖扰动面,进行砂砾石压盖0.26hm2。

3.3.2临时措施

对扰动范围内砂砾石进行剥离519.6m3,并采取临时防护措施36处,苫盖防尘网9924m2,为了后期施工结束后恢复原地貌。

3.4道路防治区

本区主体工程设计风场检修道路为泥结碎石路面13600m2,在施工结束后,对风场检修道路在其上游侧有汇水面的地段布设梯形土质渗水沟12450m,排水就近随低洼地表或过水路面排至下游。对进场道路布设梯形现浇砼排水沟5000m,风场检修路渗水沟和进场路边排水沟施工结束后,对风场道路和架空线临时的施工便道剩余的施工用地,进行土地整治18.66hm2,洒水碾压5493.6t。

3.5施工营地防治区

本区为临时性用地,对各临建设施用地在施工结束后拆除临建物,清除建筑垃圾,进行土地整治0.34hm2。

4措施实施后的效果分析评价

4.1从土地资源消耗与占用情况来看

本工程占地60.554hm2,其中永久占地20.59hm2,临时占地39.96hm2。占地类型包括旱地和农村道路。且临时用地均在施工结束后做好善后恢复工作,同时项目区不属于自然保护区,在建设过程中亦不破坏人工林草设施,因此本项目建设用地符合水土保持的要求。

4.2风电场施工用水

主要由建筑施工用水,施工机械用水,生活用水等组成,高峰日施工用水量为150m3/d。水源以车拉水为主,用水总量相对较少,对区域内地下水资源影响较小。因此,该项目在水资源的利用方面没有限制因素。

4.3风电是一种绿色清洁的新能源项目

其生产过程主要是利用当地自然风能转变为机械能,再将机械能转变为电能的过程,不排放任何有害气体,并减少一次能源的使用,因此,风电场的开发和建设不但不会影响生态环境,而且从节约煤炭资源和环境保护角度来分析,还具有明显的经济效益、社会效益和环境效益。还可为当地增加新的旅游景观。

4.4风电场占地范围内

存在的植被稀疏,结构单一,工程施工对当地植物多样性影响很小,不会对区域内生态环境质量造成不利影响。且在集控中心布设植物措施。通过实施,既美化了环境,又使工程建设破坏的生态环境得到了有效的治理和恢复,最大限度地降低了因项目建设产生的水土流失对生态环境的不利影响。

4.5从项目建设

占地,损坏原地表植被面积、对地表扰动强度、影响时间、水土流失防治能力等来看,项目的建设生产对原地貌水土保持功能有一定的影响,但随着主体工程完工后建(构)筑物覆盖、水泥硬化、土地整治、和绿化等措施的实施,使这些区域的侵蚀程度大大降低,水土保持功能得到了加强。根据水土流失预测,原地貌土壤侵蚀量为5134t;扰动后可能造成水土流失总量为12354t,新增土壤流失总量7220t。实施后将减少土壤流失量为4238.82t。

4.6在项目建设对周边地区的影响方面

本项目区不属于国家及当地政府划定的水源保护区、生态保护区等敏感区域,无拆迁移民,对周边的影响面积较小,在落实各项防治措施后,水土流失危害较小,对周边地区的人居生活环境质量影响不大。

4.7本工程水土保持措施实施后

预计扰动土地整治率达到99.90%,水土流失总治理度达到97%,土壤流失控制比达到0.71,拦渣率达到97.60%,林草植被恢复率达到99.90%,植被覆盖率达到0.60%。完全达到水土保持的治理效果。

综上所述,本项目的建设不可避免地会对当地自然环境和土地的水土保持功能带来一定程度的影响,通过水土保持措施功能的发挥,将有效地控制项目建设造成的水土流失。

参考文献

[1]周强.京津冀雾霾产生的根本原因及如何治理[J].科技资讯,2014,12(8):125-127.

[2]盛会.当有纾解之道[J].瞭望,2015(24):61.

[3]贾寅晴.麦收不忘防火[J].中国消防,2015(11).

浅谈风电场工程建设安全管理 第2篇

近年来全国各地风电场建设过程中频频出现影响工程建设的不安全事件，客观反映出风电建设中多重视工程进度忽视了工程建设的安全管理，给风电建设队伍敲响了警钟。风电建设标段虽然少但多数工期较紧造成施工现场跑、冒、滴、漏、丢，导致发生令人意想不到的事件。下面结合我厂实际对风电工程建设的安全管理进行如下简要分析。

一、招标过程中的安全管理

1、严把设备质量关

设备的质量、售后服务与后续的安全生产运营有直接

关系，通过招标形式所选的设备大体的质量都还可以，但大多数的国产风机大部件设备在运行五到六年后便开始陆续暴露问题，甚至有的设备到了必须更换的程度，而此时的质保期已过。这就需要国产一些大品牌的实力与影响力，更关键的是与投标单位进行意向形的谈判来达到招标单位的目的，在风机造价确定后我厂与风机中标单位多次谈判，对方终于满足了我厂要求，即：风机发电机、齿轮箱、叶片终身质保。此在国内尚无先例，从根本上保证了风电厂的设备安全及企业效益。

2、严把施工队伍关

现阶段风电项目施工队伍能力参差不齐，如何能选好用好施工队伍尤为重要。在选择施工队伍时我厂首先积极听取了其他兄弟单位的建议，并且通过调研掌握了省内不同层次的施工企业，对于声誉好的单位发出投标邀请对于安全管理有不良记录的单位不能入围。在评标过程中严格把关，对投标单位的资质、业绩、资金情况全部掌握，谈判及合同签署时在安全措施费及安全保证金上要完全达到我方的要求，对于合同内没有签署项在澄清文件中要求中标单位完全无条件服从我方在工程的安全、质量及进度方面的各项要求。监理公司、建设单位负责组织对外包单位分包施工队伍的资质审查，以评定表的形式对分包施工队伍进行评定，分级把好分包施工队伍资质、人员资格的审查关，选用资质审查合格的分包施工队伍。审查合格的授权委托书原件以及营业执照、资质证书、安全证书、税务登记证的复印件加盖法人红章由监理公司、项目单位负责备案保存。实行工程招投标、安全管理“一票否决”

严格执行招投标制度，明确规定总承包的安全管理职责，加强合同管理，优先使用安全管理业绩优良的外包单位。对不符合相关规定及安全要求的投标单位实行“一票否决”制，把好外包工程第一道安全关。杜绝外包单位资质不合格、特殊工种无证上岗的现象，规范工程分包行为，杜绝转包现象，坚决清退管理混乱、违章现象屡禁不止、发生较大以上责任事故的外包单位，并列入“黑名单”。

二、施工过程中的安全管理

1、开工前严格审查

（1）开工前带领各参建单位到地方安监部门登记申请，咨询政府及地方的各项条款，及时交纳农民工安全风险抵押金，保障农民工的合法权益。

（2）确定本工程安全委会员组织机构与职责并以文件形式下发各参建单位，厂领导组织召开本月度安全委员会，为进一明确安全职责，会上与各参建单位一一签署《安全目标绩效考核责任书》，下发地方政府安监部门相关文件，宣读《国资委安全生产九条禁令》，成立本工程安全监督检查室，对各单位的开工申请进行严格审批，审批需要安监室、项目单位、监理单位联合汇签，对于没有达到开工条件的禁止开工。

（3）完善基建外包工程管理制度，对待外包工程安全管理除认真执行国家法律法规和华能集团公司、吉林公司等相关规章制度的要求外，还要完善外包工程管理制度，确保外包工程安全管理规范化、制度化、标准化。根据施工现场实际情况应制定《外包项目负责制管理考核办法》、《外包工程安全管理规定》、《外包工程月度考核制度》、《外包工程安全员挂牌轮岗值日制度》、《外包工程施工现场管理考核细则》等制度。外包工程安全管理制度要明确规定责任部门、资质审查、合同管理、安全协议、安全保证金、设备管理、安全教育、安全交底、现场监护监督、重大施工方案审核、检查考核等内容，将外包工程的安全管理纳入相关部门的安全绩效考核，真正做到“凡事有章可循、凡事有据可查。”

（4）建立健全基建安全监督管理体系，建设单位、监理公司和外包单位应建立健全安全监督管理体系，根据工程进展变化及时调整安全监督管理体系的结构，充分发挥体系作用，加强安全监督检查。要求做到机构健全，人员到位，分工清晰、责任明确。要进一步明确各建设单位和监理、外包单位一把手是第一安全责任人，要把现场安全管理作为项目建设的重中之重来抓。要求安全监督管理工作“严、细、实”，每项安全工作层层分解、逐项到人，严格落实安全生产责任制，做到“凡事有人负责、凡事有人监督”，实现闭环管理，杜绝“以包代管”。

2、施工时加强排查

（1）加强动态检查，实行外包队伍积分制考核及现场检查登记制度。为了体现外包工程各责任部门的安全监督情况以及工程队的安全管理状况，促进外包工程队伍加强安全管理，要设立外包工程违章登记本，根据制定的施工安全技术措施内容及《安规》，进行动态检查监督，对现场检查发现的违章行为，进行登记并由外包工程负责人签名认可，安全主管部门根据认可的违章情况对外包单位扣罚安全保证金，对项目负责部门进行月度经济责任考核。同时，还可以实行外包施工单位积分制考核办法，根据扣减分数进行处罚，直至取消其投标资格。实施积分制考核办法可以保证违章处理的公平、公正、公开，对外包工程管理起到很好的制约作用。

（2）明确主管部门及项目负责人的安全监督职责，实行全员安全监督挂牌轮换制，安全管理关口前移，深入班组现场，安全监督考核到位。

（3）外包工程及其临时工安全管理，必须全员参与，人人有责。在明确项目主管部门及项目负责人应对项目实施过程中存在的施工安全问题负责的同时，施工现场还实行安全监督员挂牌轮岗值日制度，值日人员包括部门、专业管理人员和班组全体人员，值日者佩载“安全监督员”标志牌，深入施工现场，了解、检查、监督各项安全生产规章制度的落实情况，及时纠正不安全现象，制止违章作业、违章指挥、违反劳动纪律的不良行为。在监督过程中发现的违章行为，除扣除外包工程队相应的安全施工保证金外，对项目的现场监护人、项目负责人连带考核，做到全员参与、全员监督，从而在制度上和管理上做到可控在控，确保工程施工的安全。

（4）安全工作要搞好过程跟踪落实，不能流于形式，积极开展现场隐患排查和危险点分析及预控工作，狠抓现场行为性违章和装置性违章，建立严格的奖惩和通报机制。

（5）我厂工程部充分发挥监理单位的职能，协调组织外包工程开展危险因素分析和预控工作，对使用大型机械、涉及面广、工程量大的工程和项目，要制定完备的安全技术方案，对存在高处坠落、坍塌、物体打击、车辆伤害、起重伤害、淹溺、火灾等危险、有害因素的作业，要制定切实可行的防范措施。要建立外包工程日检查、周分析、月总结制度，在月度安全例会上，外包工程的主管部门要专题总结外包工程安全管理上采取的措施、取得的成效及下一步管控的重点，大力推行外包工程标准化管理，切实提高外包工程安全管理水平。各项目单位要明确安全生产保证体系和监督体系在反违章工作中的职责，组织外包单位深入开展反违章工作，对发现的违章要深入分析发生的原因，对安全管理体系和监督体系工作不到位造成的违章，要对相关人员严格考核，做到“发现一起、分析一起、纠正一起、考核一起、通报一起”，督促外包单位能够及时地举一反三，吸取教训，进行整改。对外包单位人员行为性违章和装置性违章，不仅要按合同约定对外包单位、监理单位进行处罚，同时要对甲方责任部门和个人进行处罚和通报。设立反违章专项奖，奖励“反违章”工作开展较好的外包单位，建立起真正的奖优罚劣机制。

（6）签订临时用工合同，确保作业人员的素质，执行“谁使用、谁管理”原则。针对施工企业需外请临时工的实际情况，应出台《加强临时用工管理的规定》。在工程建设高峰期建议外包单位拟定两个管理较好的工程队与本单位签订临时用工合同，同时组织所属劳务工进行体检，严禁雇用不适于电力安全生产的有关人员，并建立档案。根据发电企业的特点安监人员要对签订用工合同的队伍进行安全教育培训，并将《安规》考试成绩及本人身份证复印件报外包单位备案。要求所有雇佣的劳务工不能单独作业，不能随意更改作业时间，使用单位必须全过程监护。对于具有一技之长，需在生产区域较长时间使用的临时用工，除具备普通临时辅助用工所具备的条件外，还必须经安全主管部门审核，符合安全条件方能录用。本着“谁使用、谁管理”的原则，使用单位必须高度重视临时工的管理，如临时工出现安全问题，将追究使用者管理责任。

（7）施工现场安全专项费用到位，安全设施齐全，安全管理部门负责监督落实。要求各施工单位严格执行建设项目安全设施与主体工程同时设计、同时施工、同时投入生产和使用的要求。安全设施要进行专项设计并计列专项安全费用，如脚手架、三宝（安全帽、安全带、安全网）、四口（楼梯口、风机爬梯口、井口、通道口）、五临边（尚未安装栏杆的阳台周边，无外架防护的层面周边，框架工程楼层周边，风机机舱外围周边，卸料平台的侧边）防护措施、施工机械安全措施，以及电气保护、安全照明、消防、现场环境、生活卫生、环境保护等设施，确保安全、文明施工费、临时设施费达到国家标准，满足施工的安全要求。各级管理部门必须全过程监督“三同时”工作的落实情况。

（8）对外包工程安全管理工作要周密布置，落实责任部门和责任人，利用多种宣传媒体，广泛宣传，积极动员，营造“安全生产，预防为主；安全管理，人人有责”的安全文化氛围，调动广大职工参与外包工程安全监督管理的积极性。同时要建立多渠道的宣传阵地，及时宣传报道活动中涌现的先进集体和先进个人，积极开展创建“无违章班组、无违章部门、无违章单位”等活动。项目单位要成立活动组织机构，并根据管理职能明确牵头部门，具体负责活动的协调、组织和实施工作，定期听取相关部门对本单位外包工程安全管理现状的汇报，组织活动的检查、评比工作，督促安全生产保证和监督体系积极有序工作，并落实奖惩措施。

3、竣工后及时复查

（1）单位工程完工后施工单位提出书面预验收申请，监理单位组织进行验收，验收过程中对安装工程进行重点检查，有的单位工作人员责任心不强设备安装不到位易造成后续工作安全隐患，如风机安装工程中钢丝绳过细、过短、螺栓连接过于松动，机舱内安全逃生装置安装不正确，灭火器过期或丢失等，预验收后将缺陷单交于施工单位要求限期整改，整改后由施工单位提出正式书面验收申请，如正式验收时发现缺陷大于5处，则要求施工单位停工整顿，必要时进行处罚。

（2）工程中有的单项工程需特殊验收，如风机内导电轨安装要求较高，要求安装单位严格按照作业指导安装，安装后我厂工程部进行专项验收测试，除正常检查力矩外还要使用专用测试仪器检测三条导电轨之间的电阻不平衡率，对于电阻率不合格的导电轨要求安装单位重新检查、拆装，直至合格为止。

（3）按照项目划分大纲中的分项工程进行验收，安排专业人员组织进行专项验收，如升压站内的建安工程分为土建验收、电气一次验收、电气二次验收、调试验收，将验收工作细化，从中便可发现更多的细致问题，为机组整套安全启动奠定了基础。

三、机组整套启动前安全检查

机组投运前生产准备工作尤为重要，建设单位成立生产准备领导小组、试运小组、安全检查领导小组、组织编制《生产准备大纲》、《升压站受电前工作安排》、《升压站调试方案》、《升压站启动方案》等，所有方案均报上级公司审批相关报省调备案，每项方案中对安全检查着重提出。

1、在受前电安全检查小组对各单位工程进行详细的安全检查，对接地、设备标识、安全警示标识、相位标识、带电标识等进行检查。

2、对消防通道、消防用具、消防标识进行彻底清查。

3、组织进行触电事故、全所停电事故、火灾事故、高空坠落事故等应急预案演练。

4、二次相关的远动、RTU、风功率预测、故障录波等信息安全进行检查，保证与省电力调度中心的信息畅通。

四、企业形象安全

对外保持企业形象是华能人的一贯作风，在维护企业形象安全上从不懈怠。

1、我厂一直注重企业的对外形象，通过媒体及各种活动来宣传企业良好形象。

2、征地工作一直是风电工程建设中的重要工作，如何一方面有力保证工程顺利进行成为征地工作的重中之重，做好农民土地测量补偿，安抚好民众，做好与地方镇村政府的沟通工作，防止出现民众上访问事件发生。我厂在征地前首先与地方一直保持良好沟通，尽可能多做一些公益性的活动如：慰问敬老院、学校、看望孤寡老人等；其次经常性深入农村，按照设计现场实地勘察选择路径，接触掌握农民的思想动态；再次是与当地形成互动，公布征地负责人的联系电话，有农民保持良好沟通，耐心做好思想工作，做到有事即到、到即处理、处理即公。我厂整个工程没有出现一起农民上访事件。

五、企业经营安全

工程的资金支付、技经管理也尤为重要，我厂严格按照集团公司、吉林公司下达的资金计划与施工合同中的相关条款，过程中做好工程资金使用计划及款项支付工作，工程结束后与造价咨询专业人员仔细核对工程量，及时做好工程结算工作。工程中小额付款、报销凭证、科目进帐等财务工作能做到一清二楚、及时整理、有据可查，为工程决算审计的顺利通过打下基础。

风电场建设工程 第3篇

摘 要 马头岩风电场工程是四川省广元市第三个风电场建设项目，布设单机容量为2000 kW的风力发电机组25台，总装机容量50 MW。马头岩风电场工程有16台风机位于曾家鸳鸯池森林公园东侧，其中风电场配套升压站、渣场等基础设施均位于森林公园内。因此，马头岩风电场工程对曾家鸳鸯池森林公园影响进行评价十分重要。对文章主要针对马头岩风电场工程对曾家鸳鸯池森林公园影响进行研究。

关键词 马头岩风电场工程；曾家鸳鸯池森林公园；生态环境影响；评价

中图分类号：X820.3 文献标志码：B 文章编号：1673-890X（2016）06--02

对马头岩风电场工程对曾家鸳鸯池森林公园影响进行评价能够正确认识马头岩风电场工程对自然生态环境的影响；同时，可以在明确影响的基础上根据实际情况提出相应的保护与恢复措施，以最大程度的降低马头岩风电场工程对曾家鸳鸯池森林公园生态环境的影响。

1 曾家鸳鴦池森林公园概况

曾家鸳鸯池森林公园成立于2004年初，坐落于四川省广元市朝天区东南部，其所在地区为北亚热带湿润季风气候，森林主要土壤为黄棕壤，十分适合多种植物生长。在森林公园中广泛生存着多种植物与动物，生物资源十分丰富，林地总面积更是达到2544.40 hm2。其中拥有多种稀缺植物与动物。

2 马头岩风电场工程概况

马头岩风电场位于四川省广元市朝天区东部，其在选址方面兼顾了城乡规划布局、区域交通衔接、区域基础设施协调、城市安全和综合防灾规划的协调以及曾家鸳鸯池森林公园的协调关系。马头岩风电场在本阶段装机容量为50 MW。在综合考虑马头岩风电场所在区域的能源资源、四川电力系统的供需情况、风电场自身发展条件，最终决定马头岩风电场设置25台单机容量为2 000 kW的风力发电机组，总装机容量50 MW。年上网电量95 00万kW·h，年等效利用小时数为1 900 h。总的来说，马头岩风电场的建设与发展是相应国家可持续发展的重要举措，其不单单可以提供大量的绿色电能，同时还可以优化当地产业结构，来动地方经济健康增长[1]。

3 马头岩风电场工程对曾家鸳鸯池森林公园影响评价

3.1 对植物多样性的影响

对马头岩风电场工程对曾家鸳鸯池森林公园植物多样性的影响进行评价可以从不同建设时期的角度来进行评价。第一，施工阶段的影响。在施工期间本工程对森林公园的植物物种和植被造成了永久侵占。日本落叶松林、油松林、青冈+栎类林、华山松林等多种森林类型均受到了施工期间工程建设的直接影响，其中华松林树木砍伐量最大。工程建设的永久侵占将直接导致区域内多项植物物种我往，植被面积与类型也会相应减少。同时，在建造塔基需要在公园内修建施工道路，进而对公园植被造成影响，但是施工期结束，建筑材料停止运输后道路两旁受到影响的植被将会逐渐恢复。总体来说，马头岩风电场工程在施工期间必然会对公园的植物多样性与植被造成影响，但是影响面积仅为本次评价区域的1.91%，其永久与临时占地对本评价区域影响较小。第二，运营阶段对于影响。在马头岩风电场进入运营阶段后不会对评价区域产生明显的负面影响[2]。同时，塔基周围的植被也进入恢复时期，施工阶段临时占地所损害的植物物种与植被均以良好的态势恢复。

3.2 对动物多样性的影响

对马头岩风电场工程对曾家鸳鸯池森林公园动物多样性的影响进行评价可以从不同建设时期的角度来进行评价。第一，施工阶段的影响。在马头岩风电场工程施工阶段，其会对评价区域内的两栖类、爬行类、鸟类及兽类等动物造成影响。例如，施工过程中所形成的废水、废物和垃圾等将会渗入土壤中，降低两栖动物的生存环境质量，损害其生存与繁殖能力。本工程的风机安装位置选择不会对两栖动物的生存造成直接影响，是在施工道路修建过程中，可能会对其造成些许影响。再如，由于施工活动将会损害植被，因此将会改变爬行动物分布与生存情况。例如，蛇类的生存环境将会受到临时与永久占地的干扰，甚至施工人员会捕捉蛇类，从而导致评价区域汇总爬行动物种群数量下降。第二，运营阶段的影响。本工程的运营阶段，对风机进行定期维护与检修的人员将会对周边动物造成影响，甚至会导致动物迁离原生存区域[3]。风电机组运转所产生的噪音对各类动物无明显影响，对鸟类误撞所造成的伤害的机率较低。

3.3 对生态系统的影响

马头岩风电场工程所占用地均为深林林地，导致森林公园生态系统面积减少44.585 hm2，该变化面积占据了森林生态系统全部面积的1.76%。同时，森林公园中建筑生态系统面积增加了44.585 hm2，其他生态系统类型面积保持不变。在马头岩风电场工程项目施工期间会修建部分用于运输的山间道路及廊道，其会对评价区域的生态系统起到一定的分割作用，使生态系统内部开展能量交流的过程中受到施工活动的阻碍[4]。在进入运营期后，评价区域的森林生态系统与灌丛生态系统面积将会进一步的复原，受侵害的生态系统面积会持续缩小。总体来说，马头岩风电场工程对评价区域内生态系统的影响面积很小[5]。

4 结语

马头岩风电场工程是利国利民的电力基础设施建设，其在评价区域内占地面积有限，各项占地综合为4 458 448 m2。在马头岩风电场工程的施工与运营阶段，其对野生植物植被、动物多样性以及生态系统等均无明显影响，不会导致评价区域内植被类型消失，不会危及动物的生存，破坏动物的生存环境，亦不会改变评价区域内生态系统的组成与格局。总的来说，马头岩风电场工程对曾家鸳鸯池森林公园的负面影响可以使用有效的控制手段加以控制。

参考文献

[1]柴雯，杨志刚，张曙光.风电场工程安全评价方法及验收管理系统[J].水力发电，2010（4）：82-84.

[2]葛文锋，欧阳力，单洪伟.佳木斯郊区猴石风电场工程水土保持监测分析[J].黑龙江水利科技，2013（2）：200-202.

[3]刘文雪.《风电场工程等级划分及设计安全标准》和《风电机组地基基础设计规定》的编制特点与安全要求[J].水力发电，2008（6）：86-88.

[4]刘希庆.河北坝上地区风电场工程建设中的水土流失防治措施探讨[J].亚热带水土保持，2008（4）：76-78.

[5]德昌县安宁河谷阿月风电场及李家坝风电场工程通过水土保持设施验收[J].四川水力发电，2013（S1）：80.

风电场的生态建设措施研究 第4篇

关键词：风电场,生态

1 该风力发电场所在区域生态环境现状

该风电场 (49.5MW) 工程规划面积48.71km2。该风电场地形地貌属于低丘平原, 丘陵盆地间错, 坡度平缓。该风电场所区域范围内主要树种为尖柞栎、蒙古栎、油松、辽东栎、花曲柳等。针叶树种分布较多的为红松, 赤松呈零星分布。该区域家禽主要有鸡、鸭、鹅等5种;家畜类主要有马、牛、羊、驴、骡等;蛇虫类主要有蛇、蛙等21种;鱼蚌类主要有鲤、鲢、鳙、鲫、鲶等19种;兽类有刺猬、松鼠等10多种;鸟类主要有喜鹊、野鸡等50余种。风电场规划范围内耕地所占比例最大, 主要为旱田, 农作物为玉米, 有少量水浇地和水田。在风电场南侧一带分布部分林区, 主要树种是油松、栎树、杨树;在风电场西侧一带分布部分荒草地。

2 该风电场建设生态环境影响分析

2.1 土地利用影响

该风电场新建工程及其他风电场工程作为近年来该区域的龙头项目, 在该区域新的土地利用规划中被国土资源部门均予以重点考虑, 均已被纳入新的土地利用规划中。该风电场本工程主体设计在满足设计合理性和经济性方面要求的条件下, 在考虑有利施工、方便运行和检修的前提下, 充分利用现有的道路交通系统, 尽可能缩小占地面积, 采用单机容量较大机组, 减少了风力发电机组的数量及输电线路的长度, 从而减少了总占地面积, 优化工程总体布局。

2.2 林地植被影响

该风电场项目占地包括耕地、林地等, 工程建设过程中, 风机机组占地、检修道路、35k V输电线路等工程在一定程度要破坏地表植被, 因此会在短期内使区域生物量减少。经具体计算, 该风电场占用林地砍伐树木减少生物量为1160.20t, 占用耕地损失生物量340.18t。该风电场项目的实施, 会减少区域生物量1696.96t。同时因该区域林地主要树种松树生长缓慢, 其遭受破坏后恢复需要一个较长时期。

2.3 水土流失影响

该风电场工程在建设过程中, 由于场地平整、基础的开挖、土地占压等建设活动, 将造成一定程度植被的损坏和土地裸露, 土地抗蚀能力减弱。在外力环境的作用下, 如暴雨等天气情况, 将产生地表径流, 造成水土流失。该风电场的水土保持方案预测:工程建设期可能产生的水土流失量为2026.82t, 新增水土流失量为727.69t。

2.4 对动物资源的影响

该风电场项目建设施工期中, 因噪声强度的增加和人为活动的频繁, 致使部分动物发生小尺度的迁移。但随着施工期的结束, 规划区只有少量留守运营人员, 相对风电场场区范围, 人为活动基本可忽略, 场区内及周围动物也会逐渐适应于风力发电机组的运行噪声, 基本不会影响野生动物的生存、活动空间, 对区域生物多样性不会产生影响。

3 风力发电场生态建设措施及建设地点

3.1 土地生态重建工程

根据风电场所在区域的土地利用现状分析, 综合考虑地形、土壤、植被等因素, 在风电场所在区域重点进行土地生态重建工程, 即对原有的土地利用类型、面积和格局进行重新调整, 根据景观格局优化土地利用结构, 利用荒草地及退耕土地栽植树木。

3.2 植被补充及恢复工程

风电场建设施工期对生态的影响主要表现为永久占地和临时占地对地表植被的破坏。对于临时占地, 对土壤分层回填, 表土回填到地表, 将临时占地恢复至原有质量;施工时需尽量避让树木, 如无法避让, 尽可能对树木进行异地移植, 并负责浇水施肥, 保障存活。风电场工程永久占地包括风力发电机组基础、升压站、集电线路杆塔基础和风电场检修道路等, 对永久占地造成的地表植被破坏, 需按“占一补一”的原则, 异地恢复至少同等面积、同等质量的植被。

3.3 生态建设集中建设区

由于该风电场区域内土地利用类型以耕地为主, 主要为旱田, 农作物为玉米, 有少量水浇地和水田。风电场区域内无大块荒地可作为风电场集中生态建设区。根据现场踏勘, 建设单位在风电场南侧一带25号风机点位和27号风机点位附近选取了两块疏林地作为本项目的生态建设集中建设区, 两块集中建设区的总面积为21.6hm2。选作集中建设区的两块疏林地, 区域上附着有稀疏的乔木 (杨树) , 树下有少量的杂草。经现场勘查这两块疏林地地势凹凸不平, 不适宜开垦为耕地, 可作为本项目生态集中建设区。生态集中建设内容是在选定的集中建设区内集中种植乔木, 在乔木树间种植灌木, 并在树下播撒种植沙打旺草籽。集中种植的乔木可选取经济类树木, 以带动当地经济发展, 如杨树, 果树等。区域内乔木种植的株距约3m, 行距约5m, 灌木种植株距约1m, 行距约2m, 直播种草工程量为21.6hm2, 播种量为80kg/hm2。本项目生态建设集中建设区可种植乔木约28800株, 灌木约57600株, 需草籽1728.0kg。

4 小结

风电场在建设过程中, 注重生态建设, 从而减少风电场建设项目对生态环境的影响, 能更好地保护风电场及周边区域生态环境, 保证风能资源开发利用与生态环境保护并重, 实现经济、社会、环境的协调、可持续发展。

参考文献

[1]张爽爽.风电场建设对生态环境影响的研究[J].广东化工, 2012.

[2]赵丽娜, 沈曼莉.辽宁省不同类型风电场项目生态影响评价技术要点分析[J].环境保护与循环经济, 2010.

[3]赵文凯, 万忠成.风电场建设规划环评内容的规范化[J].环境保护与循环经济, 2008.

风电场建设进度管理研究 第5篇

时间:2013-07-12 10:27来源:能源与节能官网 作者:纪志国 点击:213

摘要：介绍了风电场建设的基本流程，阐述了风电场建设进度管理方法和分析了影响风电场进度的几个主要因素，提出了风电场进度管理的主要措施，为风电场建设进度管理提供了借鉴。

摘要：介绍了风电场建设的基本流程，阐述了风电场建设进度管理方法和分析了影响风电场进度的几个主要因素，提出了风电场进度管理的主要措施，为风电场建设进度管理提供了借鉴。

关键词：能源,风电场,项目管理,进度

0引言

中国风电场建设的周期一般较短，特别是装机规模在50MW以下的基本上都是按照年内开工、建设、投产的模式进行，这也决定了风电场建设在短时间内会面临很多风险和困难，如短期内资金需求较大，融资困难;办理各种证件涉及的政府部门较多，核准及取证困难;设计单位投入不足和设备厂家提资较慢导致工程设计滞后;风机设备造价高，存在供货风险;“超长、超宽、超高、超重”的风机设备运输困难，增加了运输风险;风电场接入系统由电网公司投资建设，较难保证接入系统建设与风电场同步;风电场风机机位点多面广，征地拆迁工作日益困难。风电场的上述特点，决定了风电场工程建设项目管理的特殊性。本文以风电场进度管理为主要研究对象，介绍了风电场建设的基本流程,阐述了进度管理的方法，分析了影响进度的主要原因，提出进度管理的主要措施。

1风电场建设的基本流程

风电场建设是把投资转化为固定资产的经济活动，是涉及多部门多专业相互配合的系统工程，有其固定建设模式，主要包括获取项目特许权的前期阶段，项目核准及招标阶段，土建安装阶段，并网调试发电阶段，项目竣工验收及后评价阶段;一般来说风电场建设遵循以下流程：

a)初选场址，编制风电场开发方案并列入风电场开发规划;

b)设立测风塔，长期采集测风数据(一般不低于一年)对所采集数据进行分析;

c)委托设计单位根据测风数据编制项目初可行性研究报告，并组织相关单位进行审查;

d)风电场项目特许权中标后与省发改委地方政府签署项目特许权框架协议;

e)筹集资金组建项目公司，配置相关部门和各专业人员;

f)委托设计单位编制国土、水保、环评、林业、地灾、安全评价、接入系统等专项报告;

g)开展可研勘察设计、监理、风机主设备、道路、土建、电气、物质、安装招标并签订合同;

h)取得风电场主管部门核发的建设用地预审意见书、水土保持方案批复意见、征占用林预审意见书、环评报告表审查意见、电网公司对风电场接入系统审查意见、安全评估报告、银行贷款承诺书、项目选址意见书完成项目核准;

i)做好开工前的准备，报批开工报告，办理施工许可证，土地证及房产证;

j)风电场建设正式开工建设，开展道路，升压站，风机基础，场内集电线路，接入系统施工;

k)安排设备到货和大件运输，组织开箱检查，风机吊装和升压站电气设备安装调试;

l)组织升压站及首批风机启动验收会，对升压站进行倒送电，风机并网调试发电风电场带电试运行;

m)完成消防、安全设施、环评、水保、档案单项验收及结算工作后，组织风电场整套启动验收会完成竣工验收，风电场正式投入商业化运行;

n)进行风电场工程的总结及后评价。

2风电场进度管理原则及方法

2.1进度管理的原则

在项目管理学中的进度管理、质量管理、投资管理、安全管理称为项目的四大管理目标。由于进度管理决定了风电场能否在设定的时间内完成并交付使用，直接关系到投资者的经营效益。因此编制出一个合理的进度计划是基本前提。进度计划的编制应遵循：建设过程连续性、配合性、均衡性原、经济性、合符逻辑等原则。风电场进度计划的编制是一个较复杂的过程，它融合了节点制定、节点工序逻辑编排、节点历时估算，是风电场进度管理的核心和基础，需反复论证定稿。

2.2进度管理的方法

风电场进度控制可分为两个层次：a)里程碑控制，高层管理者对影响风电场整体进度的里程碑节点进行控制，确保里程碑节点顺利完成;b)主要节点控制，风电场管理团队针对各专业进行二级控制，即各里程碑节点下的重要节点进行把握。因此风电场建设进度管理需要建立较完善的进度检查评估系统。按照建设单位组织机构层层划分，严格落实各自节点进度的跟踪检查。在固定时间内将进度计划控制进行盘点并形成书面材料上报上一级部门，形成闭环进度跟踪管理体系。

2.3动态控制原理

纠偏是进度动态控制重要方法，纠偏的依据是项目建设过程中的进度对照检查。因此为了有效的控制管理风电场工程建设进度，应充分认识和评估各种影响工程建设进度的因素，做到预控为主跟踪检查为辅，侧重预见和预警性，以便事先采取防范措施，找到其应对方法，消除不良影响，使工程建设进度尽可能按计划实施。当出现偏差时，应结合相关影响因素分析产生的原因，以保证工程建设进度的事前、事中控制。

2.4信息闭环原理

风电场进度管理的信息闭环是实现风电场建设进度控制的关键环节。进度控制管理人员及时跟踪检查进度完成情况，进度控制部门将跟踪检查信息进行盘点并制定纠偏措施，形成报告后上报进度管理单位，进度管理单位对纠偏措施进行审核，在审核通过后返回至进度控制部门及各进度控制管理者，实现信息传递的闭环，风电场建设进度管理就是进度控制信息的闭环管理过程。

2.5弹性时限原理

风电场建设进度计划编制过程中应充分考虑任何影响工程进度的因素，鉴于风险的不可预知性，针对某些节点设定弹性实现，使各节点的实现过程中留有余地，充分发挥弹性时限的作用，以避免频繁调整进度计划。

3影响风电场建设进度的因素分析

3.1客观因素

自然灾害如地震、洪水、火灾、台风等;地形地势地貌的影响如高山、潮间带、冻土等;施工现场临近单位、居民的干扰、盗窃、重大政治活动、各种突发刑事案件、交通管制、交通中断等;工程水文地质条件与勘查设计的不符，通讯不畅，供电困难。

3.2主观因素

a)参建单位人员配置不科学，现场施工人员责任心不强、现场协调能力弱，不能及时跟踪和调整进度计划，达不到及时纠偏的要求;资质经验水平及施工力量不能满足要求，施工组织设计不合理，施工进度计划与业主进度计划脱节;出现安全质量事故，各参建单位之间缺乏沟通协调，相互配合工作不及时不到位;

b)设备供货厂家产能受限不能及时供货，设备缺陷较多或存在重大隐患，设备未取得相关认证(如低电压穿越报告)，售后服务跟不上;

c)建设单位融资困难，不能按合同支付进度款;征地用林等各种手续不能及时办理;施工过程中相关索赔引发的合同谈判类问题迟迟得不到解决;征租地工作进展缓慢，施工单位无法正常进场开工;对环境污染、涉及人身安全的事宜不能及时预防;对施工方提交的施工组织计划的合理性和可行性缺乏正确的判断能力，往往造成对工期的难以控制[1]。未能协调好各方面的利益关系，不能使参建方加强合作，相互配合，达不到各方共赢的目的[2];

d)地方政府不支持项目建设，有关风电场建设的政策、法律法规发生调整;项目各类手续办理不予配合当地居民经常阻工;

e)较难控制风电场接入系统建设进度，同时接入系统通信以及保护设备的参数可能涉及较多变电站，需大量的协调以确保通信工作的先行投入运行;

f)大件设备运输无进场道路或靠岸码头，需大量拆迁修建道路或者修建码头。

4进度管理的主要措施

4.1进度控制的组织措施

建立健全项目管理体系并明确任务和分工，设立专门的工程部门配置好各专业人员，安排专业专职的进度管理人员负责进度控制;编制完善进度管理程序和制度;组织相关专题协调会议解决工程中存在的问题并形成机制;做好招标工作择优选择较好的承包商。

4.2进度控制的管理措施

建立项目进度管理处罚激励机制;选择合理的合同结构，实现承发包方顺畅的上下管理模式，避免过多的合同交界面影响工程进度;选择先进合适的信息技术运用于进度管理，提高进度信息的透明度，促进信息交流和参建方的协调作战;建设单位内部各专业相互督促检查各专项进度并经常巡视检查参建单位施工进度。

4.3进度控制的经济措施

做好资金管理工作，编制资金使用计划，使项目的支出在时间上和数量上有总体的概念，保证资金充足;根据工程进度按照合同约定及时足额的拨付工程进度款，及时处理合同外的工程量并签署补充协议，保障工程进度有序进行;根据进度管理的处罚和激励制度，在进度款中对相应的进度滞后或超前进行专项处罚或奖励。

4.4进度控制的技术措施

技术是重要生产要素，技术手段关系到项目目标能否顺利实现。在项目前期可行性论证要科学严谨并符合客观实际。施工组织设计要根据项目地势地貌合理编排施工作业顺序;严把图纸评审工作，及时发现施工图中的问题，并要求设计单位尽早提出解决方案，对工程各种情况进行预判减少设计变更;做好各项应急预案处理好突发事件;加强文件资料管理保障工程过程可追溯有据可查。

参考文献：

浅谈风电项目建设进度管理 第6篇

关键词：风电项目；建设进度；进度管理

中图分类号： N945 文献标识码： A 文章编号： 1673-1069（2016）18-42-2

0 引言

风电工程项目施工的过程中，因为工程自身特点的缘故常常会受到各种客观因素以及主观因素的影响而影响到风电项目建设进度，为了确保风电工程能够按时完工，为企业带来更多经济效益，一定要严格根据相应的原则以及方式进行管理。投资建设公司应该设置一个专门的管理机构来负责风电工程建设进度管理工作，严格监督、控制风电项目建设的整个过程。本文主要从风电项目进度管理的主要内容、影响因素出发，总结出几点风电项目进度管理的措施。

1 风电项目进度管理的主要内容

1.1 创建进度管理部门

除一部分企业会专门设置进度控制部外，工程项目投资建设方的工程部通常是进度管理的主要部门，具体落实到各个项目便是由项目经理部代替企业进行；而工程的管理方、施工方和监理方则是安排进度控制工程师岗，专门负责制定、检查和落实、调整工程进度计划等工作。

1.2 制定进度计划

尽量搜集有关资料，参考已有经验，制定准确的、具体的、完整的和可行的进度计划。因为工程建设的周期通常较长，而且随着工程建设的推进，各项信息逐渐充分和清晰明了，所以制定出符合实施要求的详细计划是不能够一蹴而就的，应是分层次、分阶段的计划，也就是分级计划。

1.3 督促实施并检查进度计划

进度计划编制、审核批准后就要监督实施并检查，如检查时发现偏差，要及时采取措施补救。当经过评估确定不能依照原定计划进行时，就要调整原定计划，从而确保计划的可行性与指导性。

1.4 进度管理成效奖励与惩罚

检查进度计划后，要根据检查的结果对相关部门和相关人员给予奖励或惩罚。在合同中明确开工和完工日期，及承包方提前完工的奖励标准和延期完工的惩罚标准。

2 主、客观影响项目建设进度的原因

2.1 客观因素

我国的风电工程项目多处在偏远地区，电网建设相对落后，电网接入点距风电工程项目绝大多数都较远，就要搭建很长的高压电力输出线路，不但塔基占地，还需要清理线路走廊，就会产生跨越河流、湖泊、厂矿、铁路、公路等等不确定因素，处理这些不确定因素影响工作进度。风电工程项目从立项到最终竣工验收要通过各级电网公司和各级政府的多个部门的审核批准。他们对风电工程项目建设持有不同态度，协调需要很长间，同样影响工作进度。

2.2 主观因素

投资建设方内部的管理体系、采取的方法和措施还需要不断完善、改进。分析客观困难之外，更要认识到自身的不足，不断完善管理体系和改进方法、措施，从而提高进度管理的效果。

3 管理措施

3.1 明确管理目标、制定良好的方法

为了在保证质量的条件下，尽早完工，以使投资建设方的项目建设效益得到最大程度的保证。应充分考虑投资建设单位和工程的特点，吸收采纳同类工程或其他行业的成功经验，更大程度的做到对进度管理的制度化、规范化、科学化、程序化，有效控制项目建设进度，从而促进工程顺利完成。

3.2 对工程部门及其人员的管理

通常情况下，风电工程项目进度管理工作由工程项目投资建设方创建的工程部具体负责，并由工程部创建项目经理部具体组织落实。而风电工程项目进度管理的监督工作则由工程项目投资建设方创建的技术质量部具体负责，以项目为单位进行检查、监督和评价，按照建设进度管理的效果，明确对相关人员或项目经理部的奖励或惩罚。

3.3 PDCA动态进度管理

对风电工程项目建设进度施行PDCA循环方式，进行多层次、全方位和全过程的动态管理。管理按照进度计划的编制、报批、落实和调整、督促和检查、评价和奖惩的模式进行。

3.3.1 进度计划的编制与报批

编制与报批一级进度计划、二级进度计划和三级进度计划应注意：

①进度计划应有编制日期，图件和封面至少应该有编制人签字以及审核人和批準人的签字。

②在开工前须完成三级进度计划的编制和报批。

③进度计划横道图中最起码需要有这些内容：工程名称、任务名称、开始日期、时间刻度、关键路径、编制人（签字）、计划名称、序号或编号、工期、完成日期、横道图及其逻辑关系线、审核人（签字）、编制单位（盖章）、必要的文字说明、编制的日期。

④单位工程开工，开工日期以批准日期为准。第一个单位工程开工日期作为项目整体开工的日期。

3.3.2 进度计划的调整

根据同类经验或由于客观因素要对进度计划进行调整为主动调整；因为一些因素的影响而对进度计划进行的调整为被动调整。对进度计划进行调整后，报批通过才能实施。被动对进度计划进行调整且影响到项目按时完工时，项目经理部要及时对调整一、二级进度计划提出申请并且附上相应的调整计划，经过审核并批准后才可以实施。

3.3.3 督促、检查

一级、二级和三级进度计划的审核人负责平时的监督和检查工作，技术质量部则负责阶段性的监督和检查工作。检查的主要内容有： ①下达计划是否规范、及时；②所编制计划是否完整、准确、规范、及时；③计划监督检查是否规范； ④计划管理过程中所采取措施是否有效、及时、全面；⑤计划分解是否详细、可操作；⑥计划实施是否规范；⑦调整计划是否及时、规范和准确；⑧减少、消除不利因素对项目进度影响，是否积极、及时和有效。

3.4 管理措施

①进度计划的制定、实施、督促检查以及调整等都需要相关部门和人员及时的、有程序的、完整的和规范的进行。②二级计划批准后，各承包单位要根据二级计划编制三级计划，并由投资建设方的项目经理部监督、检查并督促其实施和整改。③合同中必须明确工期要求（总工期以及开工和完工时间）以及提前完工的奖励或延期完工的惩罚标准。④参与项目建设的单位应于每次工程会议上通报工程的进展情况，如果实际落后于计划，就要分析问题并提出具体可行的解决方法，确定实施的单位，并将其记录在相关文件中。⑤投资建设方项目经理部、各承包单位项目经理部的项目经理，以及相关各部门的负责人做为进度计划编制、审核批复的第一责任人。⑥投资建设方项目经理部或经监（管）理单位审核、批准后，三级进度计划才可以实施。⑦一级、二级和三级进度计划都要以Project软件编制的横道图或网络图表示，须标示出各工作的关键路径和逻辑关系。⑧投资建设方项目经理部核对承包单位所承包工程或工作的进度控制情况，如果确定为承包单位的责任使有关工程或工作进展滞后，则付款时须按合同给予经济惩罚。

对于风电项目建设中的重难点部分，一定要尽早安排专门的人来负责跟踪监督、管理，而且应该把这项工作纳入到员工的工作绩效考核中。工程项目建设部门一定要紧紧围绕每项重点工作定期组织相应的专题会议，然后再由专门的负责人员详细汇报工作取得的阶段性成果。工程实际施工过程中，肯定会碰到征地补偿等相对棘手的问题，如果没有采取正确的处理方法，很可能会影响整个工程项目建设进度，对于这样的问题一定要及时组织相关的人员成立一个攻关小组专门负责解决这些疑難杂症。

为了不会影响工程项目的年度基建计划，刚开始施工的过程中，就应该整体协调、计划整个工程施工进度，明确风电项目工程的关键节点，然后明确每个工序、每个单位节点，之后还需要结合风电项目工程实际施工情况进行动态通知以及协调。在实际施工过程中，一定要严格执行工地周例会制度，针对施工现场碰到的各种问题及时进行纠正和调整。业主方一定要严格根据整体的工程项目施工计划进行施工，对于隐蔽工程一定要及时完成施工，而且应该提前通知每个施工单位及施工班组织完成施工工序的时间，确保能够满足每个单位、每个工种施工工艺要求的情况下规范、有序的进行穿插施工以及交叉作业。

总而言之，我国风电工程建设发展相对于其他建设工程而言相对更为缓慢，关于进度管理方面的经验也相对欠缺，我们一定要多参考、借鉴国内外一些先进的经验不断提高工程项目建设进度管理水平，确保能够按期完成风电项目建设工程，提高工程建设效益。

参 考 文 献

[1] 野振民.浅析风电项目的施工与管理[J].经营管理者，

风电场远程运行维护系统建设初探 第7篇

一、远程运行维护系统建设对风电管理的重要意义

远程运行维护系统是对信息采集、统计和分析最快捷的一种方法, 并通过现代化的技术手段提高风电场处理事故的效率[1]。远程运行维护系统可以使公司总部的管理人员在公司内就可以了解各个风电场的运行状况和管理状态, 并且技术人员可以根据系统的提示迅速修复故障, 不仅减少了资源的浪费, 还减少了公司人力财力的投入, 既提高了公司管理的效率又合理利用了人力资源。

二、远程运行维护系统的组成

(一) 实时监控系统

这个系统主要是利用公司本部的数据库系统和网络通讯系统, 建立一个大屏幕的实时检测系统, 可以从这个上面多角度、多画面看到所有风电场的运行状态和情况。

(二) 远程诊断系统

通过实时监测系统的运行, 运营商可以看到风电场所出现的故障, 并采用远程诊断系统对其进行防护。

远程诊断系统主要就是利用接收到的监测数据, 随时对风电机运行情况进行诊断, 并建立一系列的维护措施。

(三) 故障处理系统

在检查出故障后, 就需要利用技术人员的专业技能, 建立故障处理系统。在故障被检查出来时, 系统会自动提示风电现场的维护人员怎样快速解决故障。风电现场的维护人员还应不断对故障处理系统进行更新, 保证故障处理系统的有效运行。

(四) 单兵作战系统

风电机组出现故障后, 需要现场维护人员攀爬风机维修时, 因维修人员技术力量的不同, 维修时间以及维修质量参差不齐。为解决这一问题, 开发一套可视可对讲无线传输系统, 将总部维修风机专家与现场风机维护人员建立起有效的联络。

(五) 故障分析系统

故障分析系统就是利用采集到的各个风电场的故障数据, 将发生故障的原因进行统计, 并设计出故障走向图, 为维护人员提供故障发生前的警告。

(六) 维护人员管理系统

这个系统是针对风电现场管理人员所设计的, 主要是为了管理现场维护人员的工作, 并对管理人员的工作进行绩效考核, 规范员工的工作流程和操作, 并提高员工的工作积极性。

(七) 备品备件管理系统

主要就是对风电现场的备品和备件的使用情况, 并对风电场的备品缺失情况进行提醒, 保障发电机的正常运行, 提高机器的使用率, 缩短准备备品的时间。

(八) 报表生成系统

该系统会对公司旗下的所有风电场自动生成年度表、季度表、月报表、日报表, 使各个风电场的运行数据准确、快速地传到相关部门, 实现了风电场数据的快速统计和分析[3]。

三、远程运行维护系统的整体结构

远程运行维护系统的整体结构可以分为:风电场部分、Internet公共网部分、公司总部[4]。其中风电场部分主要就是在各个风电场安装采集服务器, 对发电机、变电站和测风塔等数据进行采集, 再将采集服务器利用互联网传给公司总部。风场采集服务器具有缓存数据的功能, 可以保证数据的完整性和准确性;Internet公共网是通过VPN方式对数据进行采集的安全传输过程;公司本部也安装具有同样设置的采集服务器, 对各个风电场所的数据进行统一的采集, 并存入数据库, 服务器上安装远程维护系统, 对各个风电场的数据进行分析, 然后通过大屏幕显示每个风电场运行状况。其中的数据备份服务器可以对数据进行二次备份, 在服务器发生故障时, 保障数据安全。

四、远程运行维护系统建设的难点

目前风电场远程运行维护系统的建设面临着以下两个难题:数据采集和网络安全[5]。

首先, 从数据采集来看, 现有的风电机制造商比较多, 想要将风电场内的风电机生产厂家数据进行采集, 就必须建立统一的数据采集接口, 一般建议选用OPC接口, 对于历史数据的采集应通过数据库进行采集。在选择完数据采集接口后, 还要对采集的速度进行选择, 数据采集的慢, 会严重影响公司管理的进步;采集的速率过高过快, 会加重电脑和网络的承载能力。其次, 从网络安全方面来看, 由于采用互联网对数据进行传输, 那就必然存在着网络安全问题。如黑客的攻击、病毒入侵、员工非法操作等。

五、解决风电场远程运行维护系统建设难点问题的方法

通过对以上两个难点问题的分析, 数据采集的解决方法就是在风机设备招标时候与机组供应商协商, 做好数据信息的采集, 并后续对发电机数据的采集实行统一的接口, 使数据通过相同的方法和渠道进入公司接收器内, 既保证了数据的安全, 也保证了数据的完整性。使用现代化的管理方式, 必然存在着网络的威胁, 风电运营商可以聘请专业的网络安全管理师, 对网络进行漏洞实时监测, 并可以应用防黑客软件, 保证数据的安全性。

六、结束语

远程运行维护系统在风力发电领域还不够成熟, 风力发电行业在我国才得到发展, 在远程运行维护方面还需向其他行业进行借鉴。对于风电场远程运行维护系统建设中的难点问题, 应对其进行技术上的改革和应用, 通过科技不断的发展和我国风电行业不断的努力, 可以很好地解决风电建设的难点问题。风电场远程运行维护系统的建设将为风电运营商提供更多的便利, 实现风力发电行业的快速发展。

参考文献

[1]孙杨, 冉香申, 钟声.大型风电场的计算机远程监控系统[J].工业技术, 2007.

[2]宋小平, 廖明福.基于Internet的风电场SCADA系统框架设计[J].电力系统自动化, 2006.

[3]王松, 姚兴佳, 李春影.风电场远程数据采集与监控系统的开发[J].节能, 2004.

[4]中华人民共和国国家发展和改革委员会.DL/T 5002-2005地区电网调度自动化设计技术规程[S].北京:中国电力出版社, 2006.

浅议风电场建设风险管理 第8篇

1 我国风电场建设现状

我国是发展中国家, 风电机组技术与国际水平仍存在一定差距, 大功高效风机尚未批量生产, 在间接上造成了投资成本提高。高额成本的风电场建设、电网的大幅限电, 使我国风电投资的整体状态处于微利甚至亏损的困境中。风电场建设由于受成本、电网、政策等影响, 在我国未来的发展中仍然有很长的路要走。我国风电场建设现状不容乐观, 只有结合国情, 学习外国先进技术, 不断提高项目管理水平, 才能改善我国风电场的窘困现状。我国部分风电场建设并不能得到有效风险管理, 应对事故潜在危险的能力不够, 管理人员素质不够高等都是我国风电场建设发展中的重大问题。

2 风电场建设风险管理措施

2.1 注重系统性规划选址

对于风电场的规划选址, 建设单位存在两种不同观点, 一种是认为规划选址一旦确定, 机位就不能轻易调整, 若一定要调整则会对发电量有非常大的影响;而另一种观点则认为机位根据现场实际情况可以进行调整。从以上两种观点中我们可以看出, 前期规划选址和后期建设施工间的矛盾, 由此可见风电场建设一定要注重选址从而避免矛盾发生。风电场规划选址工作系统性较强, 既要考虑施工也要考虑后期征地等情况, 最重要的是实现发电效益的最大化。科学规划选址才能实现双赢, 因此在风电场选址不但要考虑风资源分布情况, 也要考虑征地、地质、施工便利性等外部条件。风机机位的调整要根据实际情况, 不能仅仅以利于施工为目的进行调整, 同时施工选址要考虑风电机组的位置, 确保较大的风能利用率与整体区域的效益。除了以上要考虑的问题, 在选址上还应该考虑近期及远期规划目标, 对风能资源发电量等各方面因素进行系统分析, 找到成本和效益的平衡点, 实现整体效益最优。

2.2 风电场道路优化设计

风力发电不断发展, 风电场建设逐渐增多并且分布点由平原转移到山区, 但就山区的风电场建设而言, 风电场道路建设的难度比平原地区难很多, 从而导致投资也就更多, 所以在风电场建设上就要对道路的设计进行优化, 风电场道路建设主要就是用来进行设备运输与保证车辆来往交通方便。由于在运行期间车流量较小, 风电场建设施工周期较短, 所以在道路建设设计上要考虑道路的宽度, 路面等级以及转弯半径等, 合理分析建设, 保证风电场较大设备正常通行。风电场道路设计要考虑以下三点: (1) 道路宽度必须达到运输要求。由于山地地区道路曲折, 不仅要求道路建设要有较大的转弯半径降低路面加宽, 还要确保道路建设宽度符合车辆来往车辆要求。 (2) 把握优化路线的走向。风电场建设整体中, 因受高山密林等因素影响, 有可能出现勘查不到位情况, 极易出现设计路线与实际路线不符, 或者遇到特殊情况需要修改。因此, 道路设计需要对现场进行细致的勘查, 综合多种因素确定风电场建设路线。 (3) 道路设计要考虑征地因素的影响。道路设计要尽量减少征地工作的范围, 同时避免对耕地、林地的征用。主线道路设计要求坡度平均不超过1 0%, 纵坡最大不超过14%。坡度较大路段通常情况是不超过150米的。

2.3 风电机组结构设计标准化

建设单位为了实现尽快投产发电产生发电效益的目的, 往往对风电场建设时间大幅压缩。风电场设计工作的科学、完善是保证它安全运行的重要条件, 是整个设计的重点。因此, 保证风电场设计质量的前提下, 如何加快设计是设计单位的重要任务。目前我国风电场风电机组基本采用扩展基础或桩基承台基础, 基础设计根据单机容量和叶片直径的不同划分为不同量级。基础设计标准化不代表基础设计简单僵化, 标准化设计应随着技术不断提高与工作经验不断积累进行不断完善, 低成本高回报风电场建设是风电场建设的最终追求。

2.4 风电场建设风险应对与防范

风电场建设风险的应对有如下几点: (1) 推动我国超高压电网的建设, 为风力发电的上网提供条件。 (2) 提高风电技术水平及设备的制造能力, 鼓励技术创新。 (3) 加强相关政策科学合理研究, 做好优惠政策相关分析及应对预案。 (4) 避免风电设备损坏, 科学选址及设备。 (5) 按照规范操作做好风电设备的日常维护, 防止风电场设备露天存放导致存在风险。同时, 为风电设备做好保险措施。 (6) 确认施工单位相关资质, 并要求其必须按照操作规范施工。 (7) 建立备件管理机制, 确保突发情况造成损失时能够及时恢复。 (8) 加强工作人员技术培养, 培训工作人员适应高空作业, 避免发生意外造成伤害。 (9) 加强施工质量控制, 做好检测准备, 对各个阶段进行科学检验。

风电场建设风险的防范措施如下: (1) 加强公司治理, 建立现代化企业先进制度。适应时代发展加强新能源公司建设, 是构建风电场建设的基础, 能够从根本上促进公司快速发展。 (2) 加强以人为本的企业文化建设, 积极向上的企业文化能够充分调动员工积极性与创造性, 使公司发展的灵感源源不断。 (3) 加强市场开发, 营造良好环境, 建立战略伙伴合作关系, 使公司处于有利地位。 (4) 建立风电场建设管理机制, 结合自身特点与实际情况, 促进风电项目的开发、建设与高效完成。 (5) 建立严谨风电场管理。风电场运行生产管理严格与标准化, 是实现风电场高效的有利保障。

3 结语

风电场建设若能在实际施工中对其风险进行高度重视, 管理人员提高风险的识别能力并能够做好防范工作, 在风险发生时能够及时采取应对措施使风电场建设在控制范围内, 风电场建设就能够顺利安全进行。在风电场建设过程中注重风险管理, 实现工程效益、进度双赢, 帮助我国风电工程建设更好发展。

参考文献

[1]汪宁渤, 王建东.对大规模风电并网“难”问题的探讨[J].风能, 2011 (10) :46-50.

[2]中国可再生能源学会风能专业委员会.2011年中国风电装机容量统计[J].风能, 2012 (3) :40-48.

[3]纪志国.风电场建设进度管理研究[J].能源与节能, 2013 (7) :37-38, 43.

风电场AGC系统建设研究与实践 第9篇

关键词：风力发电,AGC,功率控制

0前言

截止2010年9月，全国风电装机容量接近25000 MW。众多大型风电基地的建成投产，改变了原有的电源结构，风电对电网的影响逐步增大，由只对局部电网的无功电压影响，上升到对大电网调峰、调频的影响。2009年12月，国家电网公司发布的《风电场接入电网技术规定》指出：“风电场应具备有功功率调节能力，能根据电网调度部门指令控制其有功功率输出。为了实现对有功功率的控制，风电场应配置有功功率控制系统，接收并自动执行调度部门远方发送的有功功率控制信号。”按照规定要求，风电场应积极建设有功功率自动控制系统，满足电网公司要求，提高电网风电功率自动调节水平，确保电网稳定运行。本文以大唐东山风电场AGC为例，介绍了系统建设的整体思路、系统结构，并对相关技术问题进行探讨。

1 AGC概述

AGC已在电力调度系统得到广泛应用，系统主要调节对象为火力发电机组和水力发电机组，在确保电网频率稳定方面发挥了重要作用。受制于风资源的间歇性和不稳定性，风力发电实现功率稳定控制存在较大难度。借鉴电网调度原EMS系统中AGC模块成功的运行经验，风电AGC系统应根据电网EMS和风电场实时数据采集系统的实时信息、系统发电计划以及风电场功率预测系统信息，通过对风电场有功功率的控制调节，达到对风电场机组有功功率控制、并网及机组有功功率变化率控制的目的。

通过风电AGC建设，电网调度端可以实现风电场有功功率自动调节，达到控制风电无序并网的目的。具体功能包括：

(1）实现风电场功率的下发；

(2）与风电场功率预测系统结合，实现风电场定功率控制；

(3）实现对风电场并网的远方控制；

(4）根据断面稳定要求自动控制相关风电场的最大出力；

(5）自动控制各风电场出力，协助电网调峰；

(6）远期实现监视系统频率，控制风电场出力，支持电网调频；

(7）限制风电场有功功率输出变化率。

系统将每个风电场看成一台机组，作为系统的控制对象。在实际运行中，AGC系统调度端参考发电计划和风功率预测结果进行指令计算，然后发送功率指令到风电场端AGC模块，AGC模块转发到风机SCADA系统功率控制软件，最后进行风机功率的调节。系统结构如图1所示。

风电AGC建设需要解决以下几个问题：一是风电场应具备有功功率控制系统，此系统通常由风机厂家开发，集成于风机SCADA系统 (如VES-TAS风机) 或由单独开发功率控制系统 (金风风机) ，尚有部分风机厂家没有成熟的产品，正在开发中。二是风机有功功率控制系统与风电场AGC网关机的接口问题，要求有功功率控制系统提供标准的开放数据接口，具备双向数据传输功能。常用的数据通信方式有OPC协议或MODBUS协议，可根据系统实际情况进行选用。三是制定符合本风场实际装机情况进行负荷控制模块的开发，特别是安装2种或2种以上机型的风场，要将负荷限值合理分配；四是确定与电用调度通信信道问题，通常是采用已有的调度数据舟信道，通过变电站内远动机进行数据转发，特殊情况可以开通AGC专用通遭；五是电网调度端需开发适台区域内风电运行的AGC软件，制定完备的控制策略。

2 系统建设实践

2.1 东山风电场AGC系统简介

东山风电场位于内蒙古赤峰市西北部，隶属于大唐赤峰新能源有限公司，风场共安装丹麦维斯塔斯公司V52850kW型风机58台，V80-2MW风机100台，总装机容量250 MW，负荷经220 kV东杨线并入东北电网。2010年初，风电场与东北电网公司合作开发了风电场AGC系统，并于6月完成系统联调，正式投入运行，系统性能达到了预期效果。系统结构图如图2所示。

系统在东山风电场开关站综合自动化系统中增加1台OPC通信网关机。OPC网关机搭建1台独立的工业控制计算机上，一方面通过OPC协议与风电场有功功率控制系统OPC服务器通信，另一方面通过现有运动通信装置RCS9698D与东北网调通信。风电场AGC有功功率的控制过程如下。

(1）东北网调下发有功功率调节命令，通过IEC60870-5-104 (网络通信) 规约下发到风电场开关站的远动通信装置RCS9698D。

(2）远动通信装置RCS9698D通过1EC60870-5-103通信规约把有功功率调节命令转发给0PC网关机。

(3) OPC网关机通过OPC协议把有功功率调节命令下发给风电场风机监控系统vestas online。

(4）风机监控系统通过有功功率调节PRM模块执行调节命令，完成整个控制过程。

2.2 有功功率控制系统

Vestas风机SCADA系统采用最新版的Vestas online3.6.2版本，应用户要求，在系统内安装了风电场有功功率控制PRM模块，可以实现风电场的定功率控制。由于风电场所安装风机均为变檠距风电机组，所以PRM模块可以通过改变风机桨距角来控制风机功率输出 (定桨距风机需通过启停风机来控制输出功率) 。按照系统规定，在总装机容量25%～100%功率调节范围内，所有风机均无需停机，在总装机容量的25%以下时，PRM模块需停止部分风机来控制功率。模块功能示意图如图3所示。

由于风的不稳定性，PRM模块在进行功率调节时采用了按差值比例逐次逼近目标值的方式，这样可以保证在调节的过程中功率曲线的平滑性。比例因子通常设定在0.4～0.7，例如当前功率为100 MW，目标值为50 MW，设定比例因子为0.6，则第1次调节值为（100-50）*0.5=30 MW，以风速不变的情况下，调节后实时功率为70 MW，则第2次调节值为（70-50）*0.6=12 MW，以此类推，逐步逼近目标值。东山PRM系统经过实测，在风速小幅波动的情况下，由120MW功率调至50 MW功率的时间为1.5～3 min，调至目标值后相对稳定，波动范围小于8% (数据为东山风场实测值，会因风速波动发生微小变化) 。

PRM模块界面较简单，只需输入2个参数，即目标功率值和调节速率。界面还可显示实时功率、最大可能输出功率、当前设定值和风场风速。见图4。

Vestas online系统在安装OPC服务器模块后，可以提供标准OPC格式输出。输出数据包含单台风机参数及风电场统计参数，可方便地根据AGC建设需要选择后进行组合，其中“功率设定值”和“调节速率”两项参数要设定为可读写模式，实现数据的双向交换。

2.3 OPC网关机及AGC控制模块

东山风电场OPC网关机采用高配置工控机，机柜式安装，核心软件是由大唐赤峰新能源有限公司与南瑞继保工程技术有限公司联合开发OPC Gateway 1.0版控制软件，内部集成了标准OPC2.0客户端模块、协议转换模块、负荷分配模块、装置管理模块等。其功能如图5所示。

OPC客户端模块和协议转换模块负责与风机服务器进行双向通信，将风机实时信息转为遥测或遥信数据上传，或将网调的遥调数据转给风机PRM模块，同时可以进行数据的筛选和排列，在OPC协议和103 (104) 规约间进行数据转换。

负荷控制模块是软件的核心部分，可以实现风场端的负荷控制策略。对单个风机监控系统策略相对简单，只需将网调下发的功率定值转给风机监控系统即可；对有2个或2个以上的风机监控系统策略制定相对复杂，要将网调下发的功率定值控一定原则分解后下发给各个风机监控系统进行功率调节。分解原则可以接每个风机监控系统所控制的风机容量进行按比例分解，也可以按每个监控系统上传的最大可能发电功率进行按比倒分解，同时要给予风场根据实际情况灵活分配的功能。

装置管理模块主要是将网关机模拟成南瑞继保变电站智能装置，以方便地实现与RCS9698D远动装置的通信，同时，可以通过软压板实现装置的开关功能。

2.4 远动通信装置及信道

AGC建设以变电站现有设备为基础，可以加快系统建设速度，节约费用，东山风电场AGC与调度端通信采用变电站现有9698D远动装置。9698D装置为双重化配置，稳定性较高，采用实时多任务的操作系统vxWorks，使功能模块扩展十分灵活方便，并提高网络的安全性，对智能电子设备采用双以太同通信，支持网络和串口通信，支持多种通信规约，如IEC870-5、部颁CDT、SCL801、μ4F等，支持6个可配置调度通信接, 满足系统扩充需要。其典型配置如图6所示。

OPC网关机可以作为一个智能装置接入双以太网上，在RCS9698D上配置相应的组态，将网关机数据装入。上传信道由东北电网调度通信中心统一规划后进行分配，对试成功后即可进行数据通信。

2.5 调度端系统

东北网凋风电场AGC硬件平台仍利用东北网调已有EMS配置的AGC服务器 (冗余配置) ，增加一整套完善的风电场AGC有功功率控制软件，软件功能包括实时数据处理、负荷控制、调节性能监视、备用监视、统计考核、人机界面、数据库等。

风电AGC可以与风功率预测系统相结合，实现定功率控制。风电AGC按照调度指令进行定功率控制。所接受的调度指令分为2种方式，即固定指令和计划指令。固定指令是调度人员根据电网的实际情况人为设定的指令，一般可维持较长时间不变；计划指令是按照前日调度部门所下达的发电计划自动变更给定值。风电AGC系统各种控制方式可以根据东北电网调度的需要由调度员在线进行切换。

风电场AGC对风电场机组增减出力的速率应控制在要求范围内，风电场机组有功功率出力应按照风电场AGC的指令去执行，可使风电机组有功输出功率的变化率限制在规定范围内。具体要求应按照国家电网公司《风电场接入电网技术规定》中的相关规定进行功率变化率的设定。AGC有功功率控制系统软件应按照上述要求下发AGC指令，AGC指令的步长和参考速率不能超过1 min最大变化量，且调节量不应超过 (10 min最大变化量*指令周期) /10 min。

3 风电A G C建设展望

风电AGC建设为电网调度提供了有力的风电功率调节工具，在系统调峰、输送断面潮流控制等方面起到重要作用，保证了电网的安全稳定运行。同时在AGC基础上风电场可以不添加任何硬件即可实现风电场风机信息上传，满足国网公司对风电场接入电网的技术要求。通过更改ACC控制策略，系统未来将在辅助电网调频上发挥越来越大的作用。

风电AGC系统提高了电网接纳风电的能力，为风电产业高速发展提供了技术保障，也符合电网公司建设“坚强智能电网”的发展方向，在将来必将得到更进一步的发展。

参考文献

[1]于尔铿, 刘广一, 周京阳.能量管理系统 (EMS) [M].北京:科学出版社, 1998.

风电场工程的水土保持防治对策 第10篇

由于常规能源的使用对环境污染和破坏极其严重, 引发了诸多生态环境问题, 再加上能源危机, 世界各国积极寻找新能源代替传统能源, 从而来满足日益需求的能源量, 同时, 使用清洁能源能够保护环境不受污染, 改善当下已经被严重污染的生态环境。由于风能的大力需求, 从而对风电场的建设大大加强, 这也导致了建设区的地表和植被严重被破坏, 使水土流失问题更严重。针对这些问题, 我们需要分析研究出有效的防护措施, 使风能在尽量减少破坏环境的基础上, 为人们提供充足的、有效的、丰富的、及时的电能量。

1.1 基础开挖

在风电机组开挖前需要对表土进行清理, 而施工过程时基础开挖和覆土回填都会造成扰乱地表的现象产生, 从而破坏地形, 导致土壤肥力下降和土壤结构遭到破坏, 产生新的水土流失。

1.2 道路施工

改建施工和场区域内检修道路到要对表层土壤进行剥离。在地形起伏比较大的路段, 常采用削高填低的填筑和土方开挖措施进行处理, 但这些施工活动往往会造成地表植被被破坏和扰动地表。

1.3 临时设施

其包括施工生产生活、临时堆料、临时施工道路等施工占地。临建设施建设也会产生对环境的破坏, 在建设时对植被进行破坏从而导致水土流失现象的产生。

1.4 施工作业扬尘

在施工过程中有时会导致地表物质及其地表植被都遭到不同程度的破坏, 导致土质疏松, 没有植被的保护, 这不仅会产生水土侵蚀还会在有风的天气产生扬尘。

2 水土流失防治分区及水土保持措施

例如一个地处新疆, 在平原区的一个49.5MW风电场工程, 工程安装33台单机容量为1500k W的风力发电机组, 总装机容量为49.5MW。占地类型全部为荒草地。侵蚀类型为风力侵蚀和水力侵蚀交错侵蚀, 以风力侵蚀为主, 原生侵蚀模数为2000t/km2.a。

根据工程项目建设特点将此项目的防治分区划分为风电机组区、升压站及集电线路区、道路区、施工生产生活区等四个防治分区。针对各个防治分区的施工扰动特点, 布设相应的防治措施, 但由于本项目区地表基本无细颗粒土, 被砂砾石覆盖, 土壤养分低下。降水稀少, 蒸发强烈, 渗透性强, 无地表径流。从气候、土壤和水源等立地条件来看, 本工程不具备灌溉水源供给条件, 项目区较为特殊的自然环境无法采取植物措施。

2.1 风电机组防治区

风力发电机组采用一机一变的单元接线方式, 每台风力发电机接一台箱式1600KVA的箱式升压变压器, 箱式变电站靠近风力发电机20m范围内布置。风机高度65m, 单台风电机组基础为圆形, 占地面积为285m2。风机基础为钢筋混凝土独立筏坂式基础, 基础埋深3.4m。每台风机配设一箱式变压器, 根据地质条件和箱式变容量, 箱式变压器采用天然基础, C25混凝土基础, 基础平面尺寸3.63*2.75m, 基础底面铺设10cm厚的C15素混凝土垫层, 主体混凝土厚度0.25m, 混凝土强度等级为C25, 基础混凝土采用抗冻混凝土F300。箱式变基础经电缆沟与风机基础相连。

2.2 升压站及集电线路区防治区

在场区东北角布设升压站一座, 占地面积0.22 hm2。输电线路由两部分组成:风机至箱式变压器和箱式变压器至35k V线路杆塔之间的电缆, 风电机组与220k V升压站之间的架空线路。架空线路连接各风机与220k V升压站之间的35k V集电线路采用架杆布设, 线路总长21km。风机—箱变组之间的电缆采用1k V的YJV22-26/35Kv-3*70电缆 (风机出口电压为0.69k V) , 电缆长度1.2 km, 直埋敷设, 沟底铺细砂、筛过的土, 且沿全长以水泥板遮盖。

2.3 道路区防治区

道路主要包括对外进场道路和场内检修道路。本工程对外交通运输道路沿场地西侧布设简易道路长3.2km, 沙石铺垫, 进行改建后作为进场道路使用, 路面宽8m。场内检修道路长13.49km, 路面宽度9m, 施工结束后, 在原施工道路的基础上修建宽度为3.5m的场内永久检修道路, 采用砾石路面, 其余5.5m路面恢复为原地貌。

2.4 施工生产生活区防治区

在场区东南角布设施工生产生活区一处, 占地面积1.46 hm2。主要用于布设施工生活区及施工生产过程中施工机械停放, 施工材料堆放等。

3 结语

我国风电场工程起步比较晚, 风电场工程的水土保持在防治措施方面比较薄弱。我们可根据电场工程生产和建设特点, 来确定建设施工时水土流失的重点是施工检修道路吊装场基础开挖作业面、风机区基础开挖作业面等方面。所以, 正确合理的配置水土保护措施, 有利于保护土地资源, 优化生态环境。

参考文献

[1]那顺德力根.探讨关于风电场工程安全施工管理[J].商品与质量·学术观察, 2014, (5) :195-195.

[2]莫莉.浅议风电场工程水土保持措施设计存在的问题[J].企业科技与发展, 2014, (19) :46-47.

[3]高宝林, 周全, 高超, 等.山地型风电场工程水土保持方案编制中应注意的问题[J].中国水土保持, 2013, (1) :21-22.

风电场建设工程 第11篇

摘要：本文主要根据华能上海崇明前卫风电26#风机搬迁工程的实施，总结了风 机拆除过程中的各个流程、工序及技术要点。

关键词：风机 拆除 技术要点

一、工程背景

根据上海市规划和国土资源管理局的批复方案，华能上海崇明前卫风电工程的风机沿上海市崇明县和江苏省启东市之间的省界线上海侧，由东向西线状布置。2011年10月3日，前卫风电工程30台风机（60MW）吊装完毕；11月28日，前卫风电工程成功完成系统倒送电进入试运行并成功并网发电。2012年1月10日，南通御景园艺果蔬有限公司以26#风机叶片有部分进入江苏领空影响该公司规划的房产开发为由，在风机旁竖立了1根铁杆以影响风机运转，要求26#风机移位。

从2012年1月到2013年1月，项目总包单位和建设单位分别向上海市发改委、崇明县公安局、崇明县发改委等以及启东市、启隆乡政府进行了多次协调，同时通过多个途径找到了南通公司的负责人并进行了多次直接沟通，但协调没有取得成功，铁杆没有拆除。截止到2013年3月10日，南通公司树立的铁杆已经造成26#风机的运行受阻424天，给电厂造成了近418万度的发电损失，严重影响了工程的竣工验收及发电效益。

为解决风机被阻问题，避免损失继续扩大，使风机尽快投入运行，2013年2月，总承包单位决定实施26#风机的重新选址和搬迁。

二、工程概况

本工程主要施工范围是26#风机设备包含（叶轮、主机、塔筒、塔内电气和箱变变压器）的拆除，风机设备和箱式变压器的运输和新26#机位风力发电机组的设备安装、塔内电气安装、箱式变压器安装及调试。

其中安装设备的最重部件为风机机舱，吊装重量为87.2t，最长件为风电机叶片，长度为45.3m，风机轮毂的中心标高为80m。

三、拆装设备及运输设备的选择

根据现场场地情况，采用650t履带吊为主吊车、100t汽车吊和50吨汽车吊为副吊车，进行设备的拆除和安装。采用100吨液压平板车运输机舱、抽拉式平板车运输桨叶、普通液压低平板车运输四节塔筒和箱式变压器及塔内附件。

四、风机拆除过程技术要点

1、 拆除的步骤和流程

风轮拆除（空中拆除风轮，地面解体）-- 机舱拆除 -- 塔架拆除

注意：轮毂、机舱拆除后需要将其及时安装到运输支架上，便于后续运输。

2、 风机拆除前的准备工作

（1）检查风机各处危险点，和吊耳情况，检查高强螺栓连接情况，具备拆除条件。

（2）平整风机拆除所需要的位置，具备起重机安装拆卸条件。

（3）吊装机械进入施工现场，具备拆除条件。

（4）检查盘车、刹车装置，确保完好。

（5）拆除专用工具准备齐全（拆除所需工具请参照安装手册中所列安装专用工具），准备好轮毂运输支架和机舱运输支架。

3、风轮的拆除工序

（1）根据现场情况确定主吊机站位、拆除的叶轮和机舱的放置位置，事先需要将轮毂运输支架和机舱运输支架摆放到相应位置；

（2）拆除机组电缆前，用机舱内维护吊车将拆除所需工具和材料吊到机舱内。

（3）使三叶片处于顺桨状态，当风速≤8m/s（10分钟平均风速）时方可进行作业，打开低速轴锁定销（使用S46扳手），盘动高速轴刹车盘使叶片成“Y”字型，锁定高速轴刹车盘上的锁定销。

（4）当确认风速≤8m/s（10分钟平均风速）时，工作人员方可进入轮毂，进入轮毂工作人员必须携带好两根安全风绳，交替换移挂点始终要保持有一根安全风绳固定在可靠的挂点上，安全进入轮毂后；

1）叶片进行手动变桨至-91?位置（停机后叶片会自动顺桨至89?位置），并用叶片桨距锁将叶片锁死。

2）拆去轮毂控制器上与机舱连接航空插头及控制电缆等连接线，并用扎带将其固定在轮毂支架上；

3）工作人员拆除完毕后，由轮毂返回机舱；

（5）在图一位置时，利用主吊车将人送到垂直向下的叶片叶尖部位，套装叶片风绳保护套，并带好两根150m安全风绳，由轮毂向下系一根细绳，防止风绳保护套脱落。吊装作业人员的吊筐下必须系两根分开的保险防风绳，叶片风绳保护套及风绳安装好后，吊筐缓慢放回地面。

（6）上述步骤完成后，打开低速轴锁定销，盘动高速轴刹车盘（在机舱内，面对叶轮，从机舱往轮毂看，顺时针转动盘车），转动风轮使叶片叶尖垂直向下的转动过程中，使用专用液压扳手拆除拆轮毂与主轴的连接螺栓可拆除的部分，叶片叶尖垂直向下时锁定低速轴

（7）完成上述步骤后，打开低速轴锁定销，盘动高速轴刹车盘（顺时针转动盘车），转动风轮使叶片叶尖垂直向下的转动过程中，使用专用液压扳手拆除轮毂与主轴的连接螺栓可拆除的部分，叶片叶尖垂直向下时锁定低速轴。

（8）由于低速轴有一个5?的仰角，因此在风轮的拆除过程中，要通过舱内指挥与地面主吊车的配合，通过多次的起钩、趴吊臂等过程，将轮毂与低速轴的连接螺栓缓慢退出，吊下叶轮。

（9） 地面通过变桨分别拆除轮毂与叶片的连接螺栓，由于叶片与轮毂连接有一个3.5?的锥角，因此拆卸时计划使用双机抬吊叶片，防止叶片螺栓碰坏轮毂导流罩。叶片拆完后，对三个叶片进行防风固定。

4、机舱的拆除工序

（1）机舱的总重量大约是85吨，检查该机舱与塔筒连接处螺栓是否有粘连的地方，如有粘连的螺栓，不允许吊车生拉硬拽。

（2）根据主吊车的站位，将机舱偏航至利于拆卸位置后（根据安装单位要求，具体定），断电，并行以下准备工作：

1）拆除塔筒与机舱的连接电缆（共22根），做好绝缘，并将其放至马鞍平台上，绑扎固定；

2）拆除机舱内风速风向仪的连接线；

（3）吊车吊钩上挂好机舱主吊具，穿戴好安全带的人员上到机舱盖顶部并固定好安全挂绳，接着将吊具从机舱顶盖4个吊窗口放下，把其与机舱四个吊耳位置连接，在过程中必须注意吊具不得与机舱内部件干涉。按吊装方案的位置固定风绳。

（4）将相关工具放到第4段塔架上，使用液压扳手（S55）或拉伸器拆松偏航轴承与塔筒的连接螺栓。

（5）主吊车在指挥人员的指挥下缓慢提升，待主吊车吨位显示为75吨左右时，用液压扳手或拉伸器将机舱与塔架固定的螺帽拆除。如果机舱与塔筒粘连导致机舱无法顺利拆除，可使用撬棍或其他工具将粘连位置撬开，使机舱能够拆除。

5、塔架的拆除工序

塔筒拆除前，需进行断电，然后进行以下工作：

（1）将塔筒之间的电缆接头断开做好绝缘处理，并将控制电缆拆除；

（2）拆除每段塔筒之前，将其与下一段塔筒连接的爬梯接头和照明电缆接头拆除；

（3）用专用塔筒吊具将每段塔架提升至其重量的90%后，用液压扳手松开塔筒间的连接螺栓，吊车司机配合塔筒内部人员的指挥，将塔筒安全吊下，置于运输支架上。

6、箱式变压器的拆除

（1）将箱式变压器与风机塔底连接的低压侧电缆进行拆除，同时将箱式变压器与外线连接的高压侧电缆拆除，前提是在断电的情况下。

（2）高低压侧电缆拆除完成后，将箱变底部与箱变基础相连接的接地扁铁拆除。

（3）上述拆除完成后，用专用吊具将箱式变压器整体吊装至平板车上，运输至新26#机位，等待安装。

五、结语

海上风电场工程船发展现状及展望 第12篇

海上风机主要是由底部基础、塔架、风机机舱、叶片等部分构成。海上风机的安装过程通常分为两个阶段, 首先建造基础, 然后在基础上安装风机组件 (塔架、机舱、叶片等) 。风机安装的方法主要有分体安装法和风机整体安装法两种, 其中分体安装是目前最成熟和应用最广泛的。

早期安装海上风机主要是通过起重船或者自升式平台。起重船由于作业海况受到严格限制、施工效率低, 主要在海上风电场开发的初期进行一些示范项目的风机安装, 海上风电场进入大规模安装后已很少使用。自升式平台多为海洋工程安装平台、多功能平台或是经过改造的平台, 它的优点是可将平台升起后进行安装作业, 安装作业稳定性好, 不受海浪的影响, 缺点是不自航、不能携带风力发电机组, 需要有其他辅助船舶支持。

现有的海上风机安装船舶绝大多数并非为海上风电机组的安装而特别设计, 伴随着海上风力发电的迅猛发展, 从2002年开始出现新建或改装的专业化海上风电场工程船。未来很长一段时期内, 随着海上风力发电的快速发展, 预计对于专业化的海上风电场工程船将有一定数量的长期、稳定的需求。

海上风电场工程船的类型

海上风电场的安装中, 无论是风机还是基础的安装都需要有相应能力的运输工具将其运送到风电场址, 并配备适合各种安装方法的起重设备和定位设备。

目前已经完成的海上风机安装主要由具备起重能力的自升式平台和浮式起重船两类船舶完成的。船舶可以具备自航能力也可以是非自航, 单独或联合采用何种方式安装取决于水深、起重能力和船舶的可用性。其中联合安装比较典型的方式是由平板驳船装载风机部件或者将单基桩拖到现场, 再由自升式平台或起重船从平板驳船上吊起部件完成安装或打桩。早期的安装船都是借用或由其他海洋工程船舶改造的, 但随着风机的大型化, 小型船舶无法满足起重高度和起重能力的要求。近年来, 欧洲多家海洋工程公司相继建造和改装了若干艘专门用于海上风机安装的工程船舶。同时, 安装风机的船舶也在向大型化发展, 目前专门的风机安装船一次最多可以装载10台风机。以下按照船型和适用的工作海域将海上风机安装船作简单分类比较。

1. 起重船

起重船 (Crane Vessel) , 又称为浮吊 (Floating Crane) , 广泛用于各种水上作业, 可以是自航或非自航, 吊机可以是固定臂架或全回转。在海上风电场安装中, 起重船可以运输和安装风机和基础, 除在过浅区域需考虑吃水以外, 其余区域不受水深限制, 使用费率低, 船源充足, 不存在船期安排问题。具备自航能力的起重船可以在不同风机位置间快速转移, 操纵性好。不过起重船极其依赖天气和波浪条件, 对控制工期非常不利, 现已较少使用。但在深水条件下, 由于无法使用自升式平台进行安装, 故仍须使用起重船。

与近海小型起重船相比, 双体起重船具有稳性好、运载量大、承受风浪能力强的优点, 目前也开始应用在海上风机安装中, 如在Beatrice风电场使用的运载整体风机的Rambiz号双体起重驳船。在荷兰Egmondaan Zee风电场的建设中, 主要由应用于海上桥梁架设的双体起重船Svanen完成了单基桩的打桩工作, 该船尺度为102.75m71.8m6m, 起重高度高于甲板76m, 起重能力8700吨。

2. 非自航自升式平台

非自航自升式平台 (Jackup Barge) , 配备了起重吊机和4~8个桩腿, 在到达现场之后桩腿插入海底支撑并固定驳船, 通过液压升降装置可以调整驳船完全或部分露出水面, 形成不受波浪影响的稳定平台, 在平台上起重吊机完成对风机的吊装。自升平台没有自航设备, 甲板宽大而开阔、易于装载风机, 驳船的面积决定一次性可以运输的设备的数量。对于单桩式基础的安装, 只需在平台上配备打桩机即可。

由于不具备自航能力, 非自航自升平台需由拖船拖行, 导致其在现场不同风机点之间转场时间较长, 操纵不便。这种平台在拖航及工作时需要符合天气等相关要求, 如对波高、风速、表面流速、海底流速的要求。

非自航自升式平台在用于海上风电场的安装中的优势、劣势如下:

(1) 优势:结构相对简单, 起重能力强, 造价相对较低。工作时可将平台升离水面, 保证工作时的稳定性。

(2) 劣势:机动性差, 效率低, 工作中遇到天气骤变等恶劣情况无法及时躲避。同时由于拖船作业费用较高, 导致非自航式平台的经济性不好。

非自航自升式平台是目前海上风电安装的主力, A2SEA公司的Sea Jack号是一艘专门为海上风机安装而建造的非自航自升式平台, 船舶尺度为91.2m33m7m, 有4个桩腿分别位于四角, 全回转起重机位于中央靠近右舷处, 工作水深3.8~25m, 最大的起重能力在18m半径时为1300t, 在32m半径时为500t。

3. 自航自升式平台

随着风机的不断大型化, 起重能力和起重高度的限制以及海况的复杂化使得传统的起重安装船舶无法满足需求。在这种情况下, 出现了兼具自升式平台和浮式船舶的优点, 专门为风机安装而设计与建造的自航自升式安装船。

与之前的安装船舶相比, 自航自升式平台可以自行装载海洋风力发电设备, 减少了对本地港口的依赖。该型平台具备一定的航速和操纵性, 由自身的推进系统航行至作业海域后, 再利用动力定位系统与艏艉推进器配合, 完成精确定位, 然后由桩腿控制系统使船体抬升为海洋工作平台, 可以在相对恶劣的天气海况下工作。平台配备专门用于风机安装的大型吊车和打桩设备, 安装速度较快。

该平台是结合了自升式平台与自航式安装船优点的作业船, 优点包括:

(1) 不需要拖航, 效率高, 可以单独完成海上作业任务;

(2) 海上作业时, 桩腿立于海底, 船体升到水面以上, 工作稳定;

(3) 甲板空间大, 能布放便携式或模块式海上施工设备, 作业时将设备安放在船上, 工作完成后卸下来, 通用性好;

(4) 在一定水深和工程作业范围内, 自航自升式平台比平板驳船和非自航自升式平台更具运营成本的优势;

(5) 与海洋油气开发中使用的自升式平台一次提升操作时间较长不同, 用于海上风电场安装的自升式平台一次提升操作时间仅为安装一台风机, 这就要求较快的提升速度。新型自航自升式平台升降装置只需普通自升式装置十分之一的时间即可完成升降工作。良好的机动性可以避开恶劣的气象和环境条件, 在几分钟内断开与其它海上工作物的联接, 并利用自航能力在风暴达到之前迅速撤离现场。

英国MPI Offshore公司的“MPI Resolution” (原“Mayflower Resolution”号, 国内通常称为五月花号) 是世界上第一艘专门为海上风机安装而建造的特种船舶。船舶尺度130.5m38m8m, 可以一次性运载10台3.5MW的风机, 允许的风机塔架最大高度和叶片最大直径均为100m, 航速10.5kn, 配备艏侧推动力定位装置, 有6个桩腿, 可在3~35m水深作业, 作业时船体提升高于水面一定高度, 其最高起吊高度为85m, 最大起重能力在25.5m半径时为300t, 在78m半径时为50t。允许风机塔架的最大高度可达100m, 叶片直径达100m, 载重能力为10个风机的部件。

4. 带定位桩腿的自航船

桩腿固定型风机安装船是自航自升式平台与起重船之间的一种折中方案。通常由常规船舶改建而成, 尺度小于专门建造的安装船, 桩腿为改建中安装。在作业工程中船体依然依靠自身浮力漂浮在水中, 桩腿只起到稳定船体的作用。安装作业中, 将所需的安装部件装载于船上, 航行至安装地点进行打桩、安装等工序。这种船工作时对天气情况也有要求, 其优势及劣势如下:

(1) 优势:可以自航, 比较灵活, 不需要拖轮即可自行到达安装地点进行施工。

(2) 劣势:由于该船无法自升, 所以工作时船停泊于海面上, 因为风机的安装要求较精确, 这对于船的稳定性要求比较高, 最好船能在静止的情况下进行安装。所以该船型在安装时对天气要求较高, 安装时难度较大。

丹麦A2SEA公司的Sea Power和Sea Energy属于带定位桩腿的自航船, 这两条船为姊妹船, 均由集装箱货船为风机安装而专门改建, 上面配备了CC2500型吊机。Sea Energy号船舶尺度为91.76m21.6m4.25m (吃水) , 航速8.5kn, 最大作业水深27m, 最大起重高度83m, 起重能力为22m半径时100t。

海上风电场工程船的建造市场

目前, 大型自升式海上风电场工程船的设计主要由荷兰的Gusto MSC公司、丹麦Knud E.Hansen公司、荷兰IHC Merwede公司等掌握。

2003年底, “Mayflower Resolution”在我国山海关船厂建成。该船的基本设计是由Gusto MSC进行, 天津德赛船舶海洋工程技术有限公司负责详细设计和施工设计。

如上文提到, 中远船务也涉足海上风电场工程船的建造领域, 拥有MPI Offshore两艘风车安装船的订单, 将于2011年交船。这两艘船由Gusto MSC公司设计, 入DNV级, 总造价约为5.5亿美元。船长宽高为137m40m10m, 最大吃水5.5m, 工作水深40米, 航速12.5节, 装载能力6000吨, 可容纳112名船员。

市场展望

风电行业的真正发展始于1973年石油危机, 20世纪80年代开始建立示范风电场, 成为电网新电源, 此后20年里, 风电发展一直是世界上增长最快的能源。21世纪初的十年以来, 全球风电累计装机容量的年均增长率接近30%, 风力发电技术也日臻成熟。

1. 风力发电市场前景看好

截至2008年底, 全球风电总装机容量为121188 MW, 相当于1.21188亿千瓦, 相比之下, 三峡电站的总装机容量为2250万千瓦, 全球风电装机容量相当于5个三峡电站。全球风电每年的发电量约为260 TWh, 相当于2600亿千瓦时, 而三峡电站的年发电量约为1000亿千瓦时。全球风电的发电量已经达到全球发电量的1.5%以上, 一些欧洲国家的风力发电占全部发电量的比例更高, 其中丹麦高达20%的全国用电量来自风电。

从中长期来看, 风电属于低风险的投资领域, 并且其所产生的社会和经济效益较高, 投资风电领域意味着发电成本相对固定。发电成本与风电机组的使用寿命相关, 风电机组的运行和维护成本在通常情况下具有可预见性, 风电并无类似传统能源行业所需要的燃料费用等。

今后几年风电产业将会继续保持较快的增长趋势。尽管当前金融危机对风电行业产生了一定的影响, 但从中长期的角度看, 风电产业凭借其低风险性和社会对清洁能源的需求, 必定会吸引越来越多的投资。与此同时, 越来越多的国家看到了发展风电所带来的多方效益, 相关政府部门也出台了多项有益于风电产业发展的政策。据世界风能联合会 (World Wind Energy Association) 预计, 至2020年风能将会为全球提供12%的电力, 这意味着2020年全球风电装机容量将达到15亿千瓦。

风电产业的重心正在从欧洲转向亚洲和北美洲, 欧洲风电装机容量的份额已从2004年70.7%下降到2008年的54.6%。亚洲特别是中国的风电市场正处于迅速增长的阶段。2008年中国的风电总装机容量为1221万千瓦, 在全球排在第4位, 年增幅高达106.5%。不过风电的装机容量和发电量占全国发电装机容量和发电量的比例仍然很低, 我国风力发电产业拥有非常广阔的发展空间。

2. 海上风电市场前景更加广阔

1991年丹麦建成第一个海上风力发电场, 截至2008年, 全球海上风电的总装机容量为147.3万千瓦, 其中99%来自欧洲, 海上风电装机容量占全球风电总装机容量的比例略高于1%。目前已建成的海上风电场大多处于欧洲近海, 距海岸线1~20公里, 水深在2.5~18m。

近年来, 海上风力发电越来越受到世界各国的关注, 成为最有发展潜力的能源领域之一。海上风电场比陆地风电场的优势表现在:

与陆地相比, 海上风速较高, 约高出20%~100%, 发电功率约为陆地的1.7~1.8倍。

陆地因地面高低不平, 对风力、风向、风量均有影响, 有时还会引起紊流, 对风轮叶片会产生破坏力, 引发振动和疲劳断裂。而海洋风情稳定, 海面平坦, 不会引发功率的异常变动和对叶轮的破坏。

海面上空高度上的风速变化不大, 因而支撑风轮机的塔柱不必太高, 可以降低造价, 减少安装和维护费用。

环境条件要求较宽, 不必担心电磁波、噪声等对居民的影响, 甚至可以实施高速运行。

由于现场施工条件比陆地上困难, 以及需敷设长距离的海底电缆, 所以造价约比陆地上高60%, 但发电量可比陆地上增加50%以上。

数据来源:电监会

在世界海上风电开始进入大规模开发阶段的背景下, 中国海上风电场建设也拉开了序幕。在海上风电方面, 中国东部沿海的海上可开发风能资源约达7.5亿千瓦, 不仅资源潜力巨大且开发利用市场条件良好。据统计, 我国各地区规划建设的海上风力发电装机容量约1710万千瓦, 其中在建或已建项目约17万千瓦, 如果按照当前主流的3MW风机测算, 1710万千瓦需要安装风机5700个, 而安装一个风机的时间为5~7天, 所以对海上风电机组安装设备的需求市场巨大。

3. 海上风电场工程船将有稳定需求

海上风电场安装施工包括海上风机的安装和海底电缆的敷设等, 其费用约占整个风电场建设成本的15%左右, 其中安装风机和基础的费用约占9%左右, 海底电缆敷设的费用约占6%左右。