粤电珠海金湾海上风电项目(300mw)前期开发与技术

粤电珠海金湾海上风电项目(300mw)前期开发与技术
粤电珠海金湾海上风电项目(300mw)前期开发与技术

广东粤电珠海金湾海上风电项目()前期开发与技术咨询项目招标公告

广东省机电设备招标有限公司(以下简称“招标代理机构”)受广东省风力发电有限公司(以下简称“招标人”)委托对广东粤电珠海金湾海上风电项目()前期开发与技术咨询项目(以下简称“本项目”)进行公开招标,以《中华人民共和国招标投标法》、《中华人民共和国招标投标法实施条例》及相关法律法规作为依据,公开邀请有兴趣的潜在合格投标人就以下有关服务提交投标文件,现将本项目招标有关事宜公告如下:

项目名称:广东粤电珠海金湾海上风电项目()前期开发与技术咨询项目

项目规模、设计依据及招标范围:

项目规模:珠海金湾海上风电场规划场址海域面积约,建设装机容量规模。考虑建设一座海上升压站,海上升压站通过二回海底电缆接入陆上集控中心,从陆上集控中心出回线路接入金鹤站,新建线路长约,导线截面暂按× 考虑。

设计依据:《风力发电场项目可行性研究报告编制规程》及其他现行国家设计规范

招标范围:珠海金湾海上风电项目()前期开发与技术咨询服务,详细内容请参阅招标文件。投标人必须对投标的全部内容进行投标报价,如有缺漏将导致投标无效。

基本要求

投标人必须具有中华人民共和国独立法人资格。

投标人通过系列质量体系、环境管理体系、职业健康安全管理体系认证。残骛楼諍锩瀨濟溆塹籟婭骒。

投标人需同时具有如下资质:

①电力行业(风力发电)设计甲级资质或工程设计综合甲级资质;

②工程勘察综合甲级资质或工程勘察专业类甲级资质。

项目负责人要求具备高级工程师或以上职称,且具有海上风电项目工作业绩。

投标人应具有良好的银行资信和商业信誉,没有处于被责令停业或破产状态,且资产未被重组、接管和冻结,具有健全的财务会计制度;投标人应是在法律上和财务上独立,合法运作并独立于招标方的;投标人没有直接或间接地与招标方雇用或曾经雇用过的,为本次招标编制技术规范和其他文件或提供咨询服务的公司包括其附属机构有关联;与招标人存在利害关系可能影响招标公正性的法人、其他组织或者个人,不得参加投标;单位负责人为同一人或者存在控股、管理关系的不同单位,不得参加同一标段投标或者未划分标段的同一招标项目投标。投标人应无行贿犯罪档案记录(提供检察机关出具的近三年无行贿犯罪档案记录证明

材料)。酽锕极額閉镇桧猪訣锥顧荭。

本次招标不接受联合体投标。

业绩要求

()投标人应有三个或以上的近海(非潮间带)的海上风电场工程项目的可行性研究或前期咨询开发或勘察设计的合同业绩。彈贸摄尔霁毙攬砖卤庑诒尔。

()投标人所提供的业绩应是投标人的,而不是其母公司、合作方或技术支持方的;投标人至少应当提供合同协议书、能清晰显示合同承包范围的合同资料,且投标人所提供的业绩证明文件应当能清晰显示项目名称、服务范围、工程规模(容量)。謀荞抟箧飆鐸怼类蒋薔點鉍。

报名及招标文件的获取程序如下:

①详细阅读招标公告及其附件(从广州公共资源交易中心网站下载)——②按公告要求报名——③获取投标报名申请文件——④根据要求编制和准备投标报名申请文件——⑤按要求递交投标报名申请文件——⑥等候来自招标代理机构的可办理购标手续的通知——⑦按要求办理购标事宜。

招标公告发布及获取投标报名申请文件时间:年月日至年月日。

投标报名及递交投标报名申请文件时间:年月日至年月日,每天(周末及法定节假日除外)至,至(北京时间),在广州公共资源交易中心报名窗口(广州市天河区天润路号,具体请见交易中心电子信息屏幕或网站上的安排)持《广州建设工程投标报名申请表》和《报名资料》办理报名手续,《广州建设工程投标报名申请表》自行到广州公共资源交易中心网站下载,一式两份,加盖公章及法定代表人章。《报名资料》一式一份,需按本公告附件要求格式填写。

注:投标人必须在广州公共资源交易中心办理好企业信息登记注册手续后方可办理报名手续,否则由此造成的无法顺利报名的后果由投标人自行承担。

招标文件发售:

招标文件售价:元套(售后不退)。

发售时间:年月日至年月日,上午,下午(北京时间)。

发售地点:广州公共资源交易中心报名窗口,具体请见交易中心电子信息屏幕或网站上的安排。

其实事项说明:

招标代理机构和买方将不负责投标者准备标书和递交标书所发生的任何成本或费用。

如果符合资格且购买招标文件的不足家,招标方将修正招标方案或重新组织招标。

有兴趣且符合本公告第条资格要求的投标申请人在报名前必须按本公告的要求编写并提交《广州建设工程投标报名申请表》和《报名资料》后方可报名,报名采用现场报名。

报名材料,请按照本公告后附的格式将复印件书式装订成册,装订的纸张规格为,设封面,每页加盖单位公章。

有关此次招标邀请之事宜,可按下列地址及联系方式查询:

()招标代理机构项目联系人及方式:

名称:广东省机电设备招标有限公司

地址:广州市环市中路号金鹰大厦楼(邮编)

电话:() 、

传真:()、

联系人:李工、王工

邮箱:

()投标保证金收取联系人及方式:

名称:广东省机电设备招标有限公司

联系人:李工

户名:广东省机电设备招标有限公司

开户银行:广州市工商银行广州市一支行

账号:

()招标人联系方式:

招标人:广东省风力发电有限公司

单位地址:广东省广州市天河东路号粤电广场南塔房

邮政编码:

联系人:熊先生

手机:

传真:

有关本次招标的相关事宜及信息的发布网址为:广州公共资源交易中心网站“”、中国采购与招标网:“”,广东省机电设备招标有限公司网站“”,广东省招标投标监管网“”。本公告在各媒体发布的文本如有不同之处,以在广州公共资源交易网发布的文本为准。

投标人的授权代表或联系人应经常留意并检查购买购标登记表中所登记的电子邮箱,以便及时获取招标代理机构发出的项目相关通知等。

请投标人按以下顺序并认真填写以下的报名文件资料,否则不予受理。

封面:

项目名称:广东粤电珠海金湾海上风电项目()前期开发与技术咨询项目

项目编号:

报名资料

申请人:(非常重要)(公章)

法定代表人姓名:

委托代理人姓名:(如投标时委托代理人与报名委托代理人非同一人时,应注明)

签字:

授权代表的联系电话和手机:

电子邮箱:

传真:

申请人办公地址邮编:

日期:

注:授权代表的联系电话及电子邮箱信息非常重要,如因投标人漏填、错填信息而导致无法及时收到有关投标信息或错失参与投标的机会的责任将由投标人自行承担。

重要说明

自年月日起全面实施“营改增”后,我司服务类别业务(下称该类业务)对外开票事项主要变化如下:

我司在投标人购买招标文件时,向投标人开具广东增值税电子普通发票(简称普票)。

、我司收取的中标服务费开具发票均为增值税发票,包括增值税普通发票(简称普票)和增值税专用发票(简称专票)两种,开票前需取得投标人完整、准确的开票资料(投标人按我公司要求提供相应资料)

报名文件资料一览表

投标申请人(盖章):

法定代表人(或其授权委托人)签名或盖章:

注:、此表附于申请文件资料内首页并作为其目录;

附件一:投标声明函

致:广东省风力发电有限公司

我司在此声明并保证为参加贵司(项目名称)投标而提交的所有资料材料是真实的,复印件与原件一致。

如发现有虚假、隐瞒,贵司有权取消我司的投标资格并在投标阶段没收我司的投标保证金。我公司承担由此产生的一切后果。

特此声明。

申请人:(公章)

法定代表人或其委托代理人:(签字)

联系电话和手机:

传真:

申请人地址:

邮政编码:

日期:

一、表后请附:

营业执照(副本复印件)

组织机构代码证(副本的复印件,已取得“三证合一”或“五证合一”营业执照的投标人无需提供该项)

税务登记证(复印件,已取得“三证合一”或“五证合一”营业执照的投标人无需提供该项)

法定代表人身份证明(后附格式)及法定代表人二代身份证正反面复印件(若法定代表人不能亲自参加本项目投标,则需提供法定代表人身份证明及其为本项目出具的法定代表人授权委托书(后附格式)、法定代表人和被授权人二代身份证正反面复印件)

资质等级证书(副本)的复印件(若有,详见公告要求)

系列质量体系、环境管理体系、职业健康安全管理体系认证复印件

近三年(年年)经审计的财务审计报告。

6 / 9

法定代表人身份证明

投标人名称:

单位性质:

地址:

成立时间:年月日

经营期限:

姓名:性别:年龄:职务:

系(投标人名称)的法定代表人。

特此证明。

附:、法定代表人的二代身份证正反面复印件。

申请人:(公章)

日期:年月日

授权委托书

本人(姓名)系(投标人名称)的法定代表人,现委托(姓名)为我方代理人。代理人根据授权,以我方名义签署、澄清、说明、补正、递交、撤回、修改(项目名称)报名申请文件、投标报名期间处理的一切有关事宜,我均予以承认,并承担其法律后果。

委托期限:。

代理人无转委托权。

附:、法定代表人身份证明;、法定代表人及被授权委托人的二代身份证正反面复印件。

申请人:(公章)

法定代表人:(签字)

身份证号码:

委托代理人:(签字)

身份证号码:

日期:年月日

附件三:同类业绩情况

投标人名称(公章):

投标人授权代表签字确认:附件四:承诺函

承诺函

广东省风力发电有限公司:

我司(投标人名称)在此郑重承诺,我司参加贵司(项目名称)投标而提交的所有资料(包括业绩等证明材料)都是真实、有效、合法的,并已经自查,我司已提交满足招标公告“、合格投标人”的证明文件。若日后被查实不符合,我司自愿接受被取消投标资格、记入信用档案、全额没收投标保证金等有关处理,愿意承担法律责任。如已中标的,自动放弃中标资格;给招标方造成损失的,依法承担赔偿责任。

投标人名称(公章):

法定代表人委托代理人(即授权代表)姓名及签字:

日期:年月日

附件五:其它资料

、满足公告第条“合格投标人”第()点、第()点的证明文件(或承诺函);、投标人认为有需要提供的资料文件。

风电项目建设过程简介

风电项目建设过程简介 一个风电场项目的投资和建设必须与项目所在地的风电规划和电网建设规划相一致,与当地的经济发展、电力消费水平和电网接纳或输送能力相一致。在此基础上,从有了建设风电场的意向,确定了风场场址,到最后建成风电场投入生产,一般要经历项目立项(项目建议书的申报和批准)、可行性研究、工程建设和运行管理几个阶段。各阶段的工作目标、工作内容和工作性质有很大的不同,本文将分别介绍其具体要求。 1 风电场项目的立项 风电场项目的立项是在风电规划的基础上,由有意开发风电的企业发起(或由政府部门提出设想后由企业操作),提出开发风电的项目,而后由政府有关部门批准。风电场立项之前首先要确定厂址,应选择风况较佳,交通运输、安装运行和上网条件都较好的地点做场址。风电场的厂址选择也应通过大范围初选、初步测风、测风数据处理、风能资源评估等几个步骤,最后综合分析确定风电场场址。具体方法需按照我国电力行业标准《风力发电厂选址导则》进行。 场址选定,有了一定的测风资料并经评估可开发之后,就可以组织进行风电项目预可行性研究[预可行性研究的内容和深度可以参见国家电力公司下发的《风力发电项目预可行性研究内容深度规定》(试行)]。预可行性研究报告经有关权威部门审查通过后,可组织编制风电场项目建议书,并按国家规定的程序上报审批。

风电场项目建议书包括的主要内容有项目建设的必要性、工程建设规模、工程建设条件(包括风力资源资料及其评价)、环境影响评价及节能效益分析、投资估算及筹资方案、经济分析和财务评价等。此外,还需取得以下附件: (1) 预可行性研究及其审查意见。 (2) 项目发起人意向书。 (3) 土地征用意向书。 (4) 当地环保部门的意向函。 (5) 同意电量上网的意向函。 (6) 银行贷款意向函。 将风电场项目建议书连同所需附件一起上报有关主管部门,申请风电场项目的立项。我国目前负责审批风电项目的主管部门主要是国务院职能部门国家发改委及他们的下属机构。项目可以根据自己的情况选择上报相关部门审批。项目申报立项过程中可能要准备回答国家主管部门提出的一些问题,补充有关的材料等等。直到国家正式行文批复项目建议书,同意所申报的项目予以立项后,项目的立项工作才算完成。 2 风电场项目的可研报告 风电场项目经批准立项以后,可以进行风电场项目的可行性研究。风电场项目可行性研究的有关内容和深度要求,按我国已颁发的电力行业标准《风力发电厂项目可行性研究报告编制规程》进行。风电场项目可行性研究的内容是在预可行性研究的基础上的进一

各种海上风电地基基础的比较及适用范围

各种海上风电地基基础的适用范围 1 海上风电机组基础结构设计需考虑的因素 海上风电机组基础结构设计中,基础形式选择取决于水深、水位变动幅度、土层条件、 海床坡率与稳定性、水流流速与冲刷、所在海域气候、风电机组运行要求、靠泊与防撞要求、 施工安装设备能力、预加工场地与运输条件、工程造价和项目建设周期要求等。 当前阶段国内外海上风电机组基础常用类型包括单桩基础、重力式基础、桩基承台基础 (潮间带风电机组)、高桩承台基础、三脚架或多脚架基础、导管架基础等。试验阶段的风电 机组基础类型包括悬浮式、吸力桶式、张力腿式、三桩钢架式基础等形式,但仅处于研究或 试验阶段。 基础型式结构特征优缺点造价成本适用范围安装施工 重力式有混凝土重 力式基础和 钢沉降基础结构简单、抗风 浪袭击性能好; 施工周期长,安 装不便 较低浅水到中等水 深(0~10m) 大型起重船等 单桩式靠桩侧土压 力传递风机 荷载安装简便,无需 海床准备;对土 体扰动大,不适 于岩石海床 高浅水到中等水 深(0~30m) 液压打桩锤、钻 孔安装 多桩式上部承台/三 脚架/四脚架/ 导管架适用于各种地质 条件,施工方便; 建造成本高,难 移动 高中等水深到深 水(>20m) 蒸汽打桩锤、液 压打桩锤 浮式直接漂浮在 海中(筒型基 础/鱼雷锚/平 板锚)安装灵活,可移 动、易拆除;基 础不稳定,只适 合风浪小的海域 较高深水(>50m)与深水海洋平 台施工法一致 吸力锚利用锚体内 外压力差贯 入海床 节省材料,施工 快,可重复利用; “土塞”现象,倾 斜校正 低浅水到深水 (0~25m) 负压下沉就位表1 当前常用风电基础形式的比较 2 中国各海域适用风电基础形式的分析 我国渤海水深较浅,辽东湾北部浅海区水深多小于10 m ,海底表层为淤泥、粉质粘土、淤泥质粉砂,粉土底部沉积物以细砂为主,承载力相对较大,可作持力层。和粉砂层,承载力小,易液化,不适宜作持力层;而黄河口海域多为黄河泥沙冲淤海底,因此,渤海的大部分海域为淤泥质软基海底,冲刷现象也较为严重,且冬季有冰荷载的作用,不宜采用重力式基础和负压桶基础,可采用单桩结构。单桩结构在海床活动区域和海底冲刷区域是非常有利的,主要是缘于其对水深变化的灵活性。相比黄河口海域,长江口、杭州湾、珠江口受潮汐影响大,水流速度较快,近场区分布有多个岛屿,造成海底地层的岩面起伏大,且容易受到台风等气象因素影响,宜采用重力式或多桩式结构。

海上风电工程潮间带施工的安全管理

Safety management of offshore wind power construction in intertidal zone LU Hui (CCCC Third Harbor (Shanghai)New Energy Engineering Co.,Ltd.,Shanghai 200000,China ) Abstract :In recent years,offshore wind power has developed rapidly,and the installed capacity has expanded rapidly,and gradually developed into deep sea.However,at present,there is still a large proportion of wind power stations in the intertidal zone along the coast from north of Shanghai to Shandong,which requires the construction of ships waiting for tide and sitting on beaches.The traffic is inconvenient,the safety risk is high,and the management of safety process is difficult.Through the identification of safety risks in the construction process of offshore wind farms in intertidal zone and the analysis of possible safety accidents or potential hazards,the corresponding safety control measures are given,and the safety management points in the main procedures of the main projects,such as the dismantling and installation of stable pile platform,the construction of single pile sinking,the separate installation of wind turbines,ar analyzed,which provides reference for the safety management of similar wind power construction in intertidal zone in the future. Key words :offshore wind power;intertidal zone;safety risk;safety management 摘 要:近年来,海上风电发展迅速,装机量日益迅猛扩大并逐渐向深海发展。但是,目前在上海以北到山东一带 沿海仍有较大一部分风电机位处于潮间带,需要船舶候潮坐滩施工,交通不便,安全风险大,安全过程管理困难。通过对潮间带海上风电场施工过程进行安全风险识别、分析可能导致的安全事故或潜在的危险,给出了相应的安全管控措施,并分析了稳桩平台拆装、单桩沉桩施工、风机分体式安装等主体工程主要工序的安全管理要点,为今后潮间带类似风电工程施工的安全管理提供参考与借鉴。关键词:海上风电;潮间带;安全风险;安全管理中图分类号:U655.1;U655.553 文献标志码:B 文章编号:2095-7874(2019) 12-0074-05doi :10.7640/zggwjs201912016 海上风电工程潮间带施工的安全管理 逯辉 (中交三航(上海)新能源工程有限公司,上海 200000) 收稿日期:2019-06-12 修回日期:2019-08-07 作者简介:逯辉(1983—),男,河南新乡人,工程师,机械设计制造 及自动化专业。E-mail :398920578@https://www.360docs.net/doc/f211873981.html, 中国港湾建设 第39卷第12期 2019年12月 Vol.39 No.12 Dec.2019 引言 近年来,海上风电发展迅速,装机量日益迅 猛扩大,并且逐渐向深海发展[1]。但是,目前在上 海以北到山东一带沿海仍有较大一部分风电机位处于潮间带,风电安装作业属于浅滩施工,部分机位甚至是高滩施工、露滩施工,需要船舶候潮坐滩施工,交通困难,安全风险大,安全过程管理困难。 目前,海上风电施工安全管理多从项目部安 全管理、船舶安全管理等进行分析。从施工现场主要工序的施工过程安全管理,整个项目的施工安全风险统计分析及提出的对应措施较少。元国凯等[2]对海上风电场建设的主体工程进行了风险识别、分析,并提出了相应的控制措施。常亮[3]从安全体系建设、制度建设等方面提出了海上风电场的安全管理重点。李尚界等[4]对当前海上施工船舶的安全管理进行了分析并提出了相关的对策。张蓝舟等[5]给出了有坐滩能力船舶的坐滩安全管理方案。 本文立足于国华东台四期(H2)300MW 海上风电场项目,该工程位于东沙北条子泥,离岸距

风电项目单位工程完工验收规定

编号:SY-AQ-08097 ( 安全管理) 单位:_____________________ 审批:_____________________ 日期:_____________________ WORD文档/ A4打印/ 可编辑 风电项目单位工程完工验收规 定 Regulations on completion acceptance of unit works of wind power project

风电项目单位工程完工验收规定 导语:进行安全管理的目的是预防、消灭事故,防止或消除事故伤害,保护劳动者的安全与健康。在安全管理的四项主要内容中,虽然都是为了达到安全管理的目的,但是对生产因素状态的控制,与安全管理目的关系更直接,显得更为突出。 1.总则 1.1为加强风力发电场项目建设工程单位工程完工验收管理工 怍,规范单位工程完工验收程序,确保风力发电场项目建设工程质 量,特制定本规定。 1.2本规定依据《风力发电场项目建设工程验收规程》 (DL/T5191-2004)制定。 1.3本规定适用于公司实施风力发电场项目建设工程监理的各 项目监理部。 1.4单位工程完工和单机启动调试验收由建设单位主持,建设单 位应在单位工程完工前组建单位工程完工验收领导小组。 2.验收领导小组组成及职责 2.1单位工程完工验收领导小组设组长1名、副组长2名、组员 若干名,由建设、设计、监理、质监、施工、安装、调试等有关单

位负责人及有关专业技术人员组成。 2.2验收领导小组职责 2.2.1负责指挥、协调各单位工程、各阶段、各专业的检查验收工作。 2.2.2根据各单位工程进度及时组织相关单位、相关专业人员成立相应的验收检查小组,实施单位工程完工验收。 2.2.3负责对各单位工程作出评价,对检查中发现的缺陷提出整改意见,并督促有关单位限期整改和组织有关人员进行复查。 2.2.4在工程整套启动试运前,负责组织、主持单机启动调试试运验收,确保工程整套启动试运顺利进行。 2.2.5协同项目法人单位组织、协调工程整套启动试运验收准备工作,拟定工程整套启动试运方案和安全措施。 3.工作程序 3.1单位工程可按风力发电机组、升压站、线路、建筑、交通五大类进行划分,每个单位工程由若干个分部工程组成。 3.2单位工程完工后,施工单位应向建设单位提出验收申请,单位

近海海洋风电地基基础的现状介绍

近海海洋风电地基基础的现状 1.海洋风电开发形势及前景 当今世界能源消耗量不断上升, 且以煤炭、石油、天然气等化石能源为主. 未来几十年内, 世界能源消耗还将持续增长. 然而, 由于化石能源可开发量日益减少, 能源需求的缺口越来越大. 并且, 化石能源的生产和消费对环境造成极大的破坏, 甚至影响到全球气候的变化. 因此, 当前全球经济发展与能源需求的矛盾日益突出, 能源危机已成为人们的共识.为应对全球气候变化, 我国提出了“到2020年非化石能源占一次能源需求15%左右和单位GDP二氧化碳排放比2005 年降低40%–45%”的目标, 目前正加快推进包括水电、核电等非化石能源的发展, 并积极有序做好风电、太阳能、生物质能等可再生能源的转化利用. 然而, 2011年3月日本福岛核电站事故给全球核能发展带来了极大的冲击, 各国对核能的发展采取了非常谨慎的态度, 中国甚至一度停止了核电的审批作业.事实上, 发展可再生的环境友好型能源是解决“能源危机”、缓解“气候变化”、保持社会可持续发展的关键举措. 风电是目前最具规模化发展前景的可再生能源, 世界各国发展风能开发技术呈现争先恐后之势. 1973 年石油危机后, 美国开始研发风能资源, 这是风能发展史上的重要里程碑. 与此同时,欧洲的风能业稳步发展, 经过1990 年后的20 年, 欧洲已俨然成为全球风能业的引领者. 由于土地资源有限, 大规模的陆地风电场越来越面临选址困难的问题. 而海上风能资源优于陆地,海上风的品质更加优越, 因为海面

粗糙度小, 风速大, 离岸10 km的海上风速通常比沿岸陆地高约25%;海上风湍流强度小, 具有稳定的主导风向, 有利于减轻风机疲劳; 且海上风能开发不涉及土地征用、噪声扰民等问题; 另外, 海上风场往往离负荷中心近、电网容纳能力强. 因而大规模发展海上风电越来越受到高度重视, 近十年来发展迅猛, 欧洲尤其是丹麦和英国引领着全球风电的发展. 2.海洋风电资源 海上风能资源储量相当丰富, 以我国海域的统计数据为例, 联合国环境计划署与美国可再生能源实验室的一份联合研究报告指出, 中国海上风能资源为600 GW. 中国气象局21世纪初的统计数据表明, 我国水深小于20 m海域的风能储量达750 GW,是陆上风能资源的3 倍左右. 2009年底国家气象局发布消息称, 我国沿海水深5–25 m海域的3类风能(平均风能密度大于300 W/m2)储量达200 GW。根据中国国家海洋局最新调整的数据, 我国海上风电可开发容量为400–500 GW.具有发展海洋风电的巨大风力资源。 3. 海上风电开发现状 欧洲是全球海上风电发展的先驱, 1990 年在瑞典的Nogersund 安装了世界第一台海上风力发电机组, 1991 年丹麦建成了世界上第一个海上风电场Vindeby, 但装机只有4.95 MW. 此后, 丹麦、瑞典、荷兰和英国相继建设了一批研发性的海上风电项目.2002年总装机160 MW的Horns Rev 海上风电场在北海建成, 这是全球首个真正意义上的大型海上风电场, 此前最大的海上风电项目规模仅为40

风电项目开发前期工作流程

一、风电项目开发前期工作流程

(一)风电项目宏观选址工作流程说明图解

风电场宏观选址流程说明 一、流程总说明 1.风电场宏观选址的概念 风电场宏观选址是在认真研究国家和地区风电发展规划的基础上,详细调查地区风能资源分布情况,广泛收集区域风电场运行数据,通过对若干场址的风能资源、电网接入和其它建设条件的分析和比较,确定风电场的建设地点、开发价值、开发策略和开发步骤的过程,是保证公司风电产业又好又快发展的关键。 风电场宏观选址主要指导文件:《风电场场址选择技术规定》。 2.影响风电场宏观选址的主要因素 风电场宏观选址,要结合以下因素对候选风电场进行综合评估,并拟定场址:风能资源及相关气候条件、地形和交通运输条件、土地征用与土地利用规划、工程地质、接入系统、环境保护以及影响风电场建设的其他因素。 3.风电场宏观选址的基本原则 1)风能资源丰富、风能质量好 拟选场址年平均风速一般应大于6m/s,风功率密度一般应大

于200W/m2;盛行风向稳定;风速的日变化和季节变化较小;风切变较小;湍流强度较小;无破坏性风速。 由于各地区风电上网电价不同、风电场建设条件与海拔高度差异较大、可安装风电机组单机容量不同,风电场最低可开发风速从6~7米/秒不等。 2)符合国家产业政策和地区发展规划 3)满足联网要求 认真研究电网网架结构和规划发展情况,根据电网容量、电压等级、电网网架、负荷特性、建设规划,合理确定风电场建设规模和开发时序,保证风电场接得进、送得出、落得下。 4)具备交通运输和施工安装条件 拟选场址周围港口、公路、铁路等交通运输条件应满足风电机组、施工机械、吊装设备和其它设备、材料的进场要求。场内施工场地应满足设备和材料存放、风电机组吊装等要求。 5)保证工程安全 拟选场址应避免洪水、潮水、地震、火灾和其它地质灾害(山体滑坡)、气象灾害(台风)等对工程造成破坏性的影响。

(完整版)海上风电导管架安装专项方案.

珠海桂山海上风电场一期导管架安装专项方案 编制: 复核: 审批: 中铁大桥局股份有限公司 2014年9月

目录 1、工程概况 (1) 1.1工程位置及项目规模 (1) 1.2 导管架设计概况 (1) 2、自然环境 (2) 2.1地质及地貌 (2) 2.2 气象条件 (4) 2.3 特征气象参数 (4) 2.4 潮汐 (4) 2.5 波浪 (5) 2.6 海流 (6) 3、导管架安装方案 (6) 3.1 总体安装方案 (6) 3.2 施工步骤 (6) 3.3 构件进场检查 (6) 3.4 导管架安装 (6) 3.5 牺牲阳极接地电缆安装 (7) 3.6 施工重难点及控制措施 (7) 4、施工设备及劳动力组织 (7) 4.1 施工设备 (7) 4.2 劳动力组织 (8) 5、施工周期分析 (8) 6、HSE保证措施 (8) 6.1 职业健康保证措施 (8) 6.2 特种作业安全保证措施 (10) 6.3 环境保证措施 (12) 6.4 施工安全保证措施 (14) 7、附图 (14)

1、工程概况 1.1工程位置及项目规模 珠海桂山海上风电场场址位于珠江河口的伶仃洋水域,处于珠海市万山区青洲、三角岛、大碌岛、细碌岛、大头洲岛与赤滩岛之间的海域。场区内海底地貌形态简单,水下地形较平坦,海底泥面标高一般为-6.0m~12.0m,属于近海风电场。在三角岛上设置110kV升压站,风机电能通过8条35kV集电海缆汇集到三角岛升压站,再通过2回110kV送出海缆,接入220kV吉大站,实现与珠海电网的联网,并在珠海陆域设一集控中心。同时兴建三角岛-桂山岛、三角岛-东澳岛-大万山岛的35kV海底电缆,实现三个海岛的微网与珠海电网联网。 本工程风电场共安装17个风电机组,主要施工内容为:钢管桩沉桩、导管架安装、防腐、灌浆、钢管桩嵌岩、风机整体运输安装、零星工程。 图1-1 风机总体布置图 1.2 导管架设计概况 导管架下部与4根钢桩对接后,通过灌浆进行连接,顶面通过法兰与风机连接,

海上风电施工简介(经典)

海上风电施工简介 二○一三年十月

目录 1 海上风电场主要单项工程施工方案 (1) 1.1 风机基础施工方案 (1) 1.2 风机安装施工方案 (13) 1.3 海底电缆施工方案 (19) 1.4海上升压站施工方案 (23) 2 国内主要海上施工企业以及施工能力调研 (35) 2.1 中铁大桥局 (35) 2.2 中交系统下企业 (41) 2.3 中石(海)油工程公司 (46) 2.4 龙源振华工程公司 (48) 3 国内海洋开发建设领域施工业绩 (52) 3.1 跨海大桥工程 (52) 3.2 港口设施工程 (55) 3.3 海洋石油工程 (55) 3.4 海上风电场工程 (58) 4 结语 (59)

1 海上风电场主要单项工程施工方案 1.1 风机基础施工方案 国外海上风电起步较早,上世纪九十年代起就开始研究和建设海上试验风电场,2000年以后,随着风力发电机组技术的发展,单机容量逐步加大,机组可靠性进一步提高,大型海上风电场开始逐步出现。国外海上风机基础一般有单桩、重力式、导管架、吸力式、漂浮式等基础型式,其中单桩、重力式和导管架基础这三种基础型式已经有了较成熟的应用经验,而吸力式和漂浮式基础尚处于试验阶段。舟山风电发展迅速。 目前国内海上风机基础尚处于探索阶段,已建成的四个海上风电项目,除渤海绥中一台机利用了原石油平台外,上海东海大桥海上风电场和响水近海试验风电场均采用混凝土高桩承台基础,江苏如东潮间带风电场则采用了混凝土低桩承台、导管架及单桩三种基础型式。 图1.1-1 重力式基础型式 图1.1-2 多桩导管架基础型式

图1.1-3 四桩桁架式导管架基础型式图1.1-4单桩基础型式 图1.1-5 高桩混凝土承台基础型式图1.1-6低桩承台基础型式基于国内外海上、滩涂区域风电场的建设经验,结合普陀6号海上风电场2区工程的特点及国内海洋工程、港口工程施工设备、施工能力,可研阶段重点考察桩式基础,并针对5.0MW风电机组拟定五桩导管架基础、高桩混凝土承台基础和四桩桁架式导管架基础作为代表方案进行设计、分析比较。 1.1.1 多桩导管架基础施工 图1.1-7 五桩导管架基础型式图1.1-8 四桩桁架式基础型式

风电项目质量验收及评定项目划分的统一要求

质量验收及评定项目划分的统一要求 为了规范工程资料的报审报验,根据《风力发电场项目建设工程验收规程》,提出沾化风电场一期工程质量验收及评定项目划分的统一要求如下: 一、风力发电机组安装工程 1、每台风力发电机组作为一个单位工程,共24个单位工程,编号:001~024 2、每一个单位工程分为七个分部工程:1)风力发电机组基础2)风力发电机组安装 3)风力发电机组监控系统 4)塔架安装5)电缆敷设6)箱式变压器 7)防雷接地网。 二、中控楼和升压站建筑工程 1、中控楼和升压站建筑工程作为1个单位工程,编号:025 2、该单位工程分为十个分部工程:1)基础(包括主变压器基础)2)框架3)砌体 4)屋面5)楼地面6)门窗7)装饰8)室内外给排水9)照明10)附属设施(备品备件库、水泵房、电缆沟、接地、场地、围墙、消防通道、汽车库等)。 三、场内电力线路工程 1、每条架空线路工程作为1个单位工程,共2条,编号026、027 1)北线:1、2、3、4、5、6、7、8、9、10、11#风机,共11台风机, 2)南线:12、13、14、15、16、17、18、19、20、21、22、23、24#风机,共13台风机。2、每条架空线路工程分为五个分部工程:1)杆塔基坑及基础埋设2)杆塔组立与绝缘子安装3)拉线安装4)导线架设5)防雷接地 四、交通工程 1、新建施工道路为1个单位工程,编号:028 2、该单位工程分为7个分部工程:1)路基2)路面3)排水沟4)涵洞5)护坡6)挡土墙、7)桥梁。 五、升压站设备安装调试工程 1、升压站设备安装调试作为1个单位工程,编号:029 2、该单位工程分为八个分部工程:1)主变压器2)高压电器3)低压电器4)母线装置5)盘柜及二次回路接线6)低压配电设备7)电缆敷设8)防雷接地装置。 XXXXXX建设项目管理有限公司XXXXXXX风电工程项目部 2012年04月18日

风电工程专用标准清单

2.风电工程专用标准 2.1 风电场工程可行性研究报告设计概算编制办法及计算标准 FD001—2007 2.2 风电场工程等级划分及安全标准(试行) FD002—2007 2.3 风电机组地基基础设计规定(试行) FD003—2007 2.4 风电场工程概算定额 FD004—2007 2.5 风力发电厂设计技术规范 DL/T 5383—2007 2.6 风力发电工程施工组织设计规范 DL/T 5384—2007 2.7 风力发电场项目建设工程验收规程 DL /T 5191—2004 2.8 风力发电机组验收规范 GB/T 20319—2006 2.9风力发电场运行规程 DL/T 666-2012 2.10风力发电场安全规程 DL 796-2012 2.11风力发电场检修规程 DL/T 797-2012 2.12风力发电场项目可行性研究报告编制规程 DL/T 5067-1996 2.13风力发电机组设计要求GB/T18451.1 2.15风电场风能资源测量方法 GB/T 18709-2002 2.16风电场风能资源评估方法 GB/T 18710-2002 2.17风力发电机组装配和安装规范 GB/T 19568-2004 2.18风电场场址工程地质勘察技术规定发改能源[2003]1403号 2.19风电特许权项目前期工作管理办法发改能源[2003]1403号 2.20风电场工程前期工作管理暂行办法发改办能源[2005]899号 2.21风电场工程建设用地和环境保护管理暂行办法发改能源[2005]1511号 2.22风电工程安全设施竣工验收办法水电规办[2008]001号 2.23风力发电机组第1部分:通用技术条件 GB/T 19960.1-2005 2.24风力发电机组第2部分:通用试验方法 GB/T 19960.2-2005 2.25风力发电机组电能质量测量和评估方法 GB/T 20320-2014 2.26风力发电机组异步发电机第1部分:技术条件 GB/T 19071.1-2003 2.27风力发电机组异步发电机第2部分:试验方法 GB/T 19071.2-2003 2.28风力发电机组塔架 GB/T 19072-2010 2.29风力发电机组功率特性试验 GB/T 18451.2-2012 2.30风力发电机组电工术语 GB/T 2900.53-2001 2.31风力发电机组控制器技术条件 GB/T 19069-2003 2.32风力发电机组控制器试验方法 GB/T 19070-2003 2.33风力发电机组齿轮箱 GB/T 19073-2008 2.34风力发电机组风轮叶片 JB/T 10194-2000

风电项目开发流程

一、踏勘现场、确定风电场规划范围 √业主方进行实际现场考察,确定风电场规划建设范围 根据风机布点间距要求,场区实际可利用情况确定风电场规划开发范围,利用GPS确定风电场范围拐点坐标。 二、与政府相关部门签订项目开发协议 √与政府相关部门确定项目开展前期工作函 (根据省份要求办理) 需相关地区发展和改革委员会盖章批复同意此风电场开展前期工作(将拟选风电场范围坐标进行盖章确认),通常本文有效期为1年,同时文件抄送省国土厅、环保厅、国网电力公司。 三、设立测风塔与服务 √ 委托相关单位进行该风电场测风塔设立并进行测风服务 ①测风塔宜选在风电场1km~5km范围内且不受风电场尾流效应影响及其他 大型障碍物影响,宜在风电场主导风向的上风向,位置应具有代表性; ②采集量应至少包括10m、50m及轮毂高度的风速和风向以及气温、气压等信息,应包括瞬时值和5min平均值; ③委托相关单位对测风数据进行收集,测风数据应连续且不少于1个完整年; 四、风资源评估 √ 委托相关单位进行风资源评估分析,编制风资源评估报告 (根据地方要求及业主需求) ①业主协助相关单位收集临近气象站资料(气象站同期测风数据、累年平均风速、多年平均风速、盛行风向及风能情况); ②委托单位对收集的风数据进行分析(数据完整性、合理性、缺测及不合理数据处理、代表年分析、湍流强度分析、风切变分析、威布尔分布情况等); ③风资源条件判断(分析测风塔代表年风资源判断,盛行风向及盛行风能方向,可利用小时数,发电量初步估算);

④根据风资源评估情况,判定拟选风电场风机类型,判定该风电场是否具有开发使用价值,给出合理化风资源建议; 五、项目总体规划及可研 √ 项目地形图购买 业主向项目所在地相关测绘单位购买所需地形图(可研阶段:1:10000);√收集资料 1、向项目所在地气象站、气象局收集气象资料: ①距离风电场现场最近气象站的基本描述,包括建站时间、仪器情况、测风仪器变更及安装高度变更记录、站址变迁记录、气象站所在地的经纬度及海拔高度; ②气象站基本气象参数,包括累年平均气温,月平均最高、最低气温,极端最高、最低气温及持续小时数,累年平均气压、相对湿度、水汽压,累年平均降水量、蒸发量、日照小时数,累年平均冰雹、雷电次数、结冰期、积雪、沙尘、温度低于-20℃、-25℃、-30℃的天数统计等,气象站累年的各个风向百分比统计; ③气象站近30年各年及各月平均风速资料; ④气象站测风仪器变更后对比观测年份人工站和自动站的月平均风速各为多少; ⑤气象站建站至今历年最低气温和大风(最大风速与风向)统计; ⑥气象站关于该地区灾害性天气记录; ⑦与风电场现场实测测风数据同期的气象站逐小时风速、风向资料; ⑧风电场现场测风塔的基本描述,包括经纬度、安装时间、高度、所用仪器型号和仪器标定书等; ⑨风电场现场测风塔一年完整逐小时测风数据与逐10分钟测风数据; 2、向电气主管部门收集资料: ①项目当地电网状况、区域电力系统概况及发展规划; √现场踏勘

海上风力发电概况

摘要 绿色能源的未来在于大型风力发电场,而大型风电场的未来在海上。本文简要叙述了全球海上风力发电的近况和一些主要国家的发展计划,并介绍了海上风电场的基础结构和吊装方法。 关键词:海上风电;风力发电机组;基础结构;吊装方法。 要旨 このページグリーンエネルギーの未来は大型風力発電場、大型風力発電の未来は海上。本文は簡単に述べた世界の海上風力発電の近況といくつかの主要国の発展計画を紹介した海上風力発電の基礎構造と架設方法。 キーワード海上風力発電、風力発電ユニット;基礎構造;架設方法。

1 引言 1.1 风力发电是近年来世界各国普遍关注的可再生能源开发项目之一,发展速度非常快。1997~2004年,全球风电装机容量平均增长率达26.1%。目前全球风电装机容量已经达到5000万千瓦左右,相当于47座标准核电站。随着风电技术逐渐由陆上延伸到海上,海上风力发电已经成为世界可再生能源发展领域的焦点。 1.2 海上风能的优点 风能资源储量大、环境污染小、不占用耕地;低风切变,低湍流强度——较低的疲劳载荷;高产出:海上风电场对噪音要求较低,可通过增加转动速度及电压来提高电能产出;海上风电场允许单机容量更大的风机,高者可达5MW—10MW 2 海上风能的利用特点 海上风况优于陆地,风流过粗糙的地表或障碍物时,风速的大小和方向都会变化,而海面粗糙度小,离岸10km的海上风速通常比沿岸陆上高约25%;海上风湍流强度小,具有稳定的主导风向,机组承受的疲劳负荷较低,使得风机寿命更长;风切变小,因而塔架可以较短;在海上开发利用风能,受噪声、景观影响、鸟类影响、电磁波干扰等问题的限制较少;海上风电场不占陆上土地,不涉及土地征用等问题,对于人口比较集中,陆地面积相对较小、濒临海洋的国家或地区较适合发展海上风电海上风能的开发利用不会造成大气污染和产生任何有害物质,可减少温室效应气体的排放。 3 海上风电机组的发展 3.1 第一个发展阶段——500~600kW级样机研制 早在上世纪70年代初,一些欧洲国家就提出了利用海上风能发电的想法,到1991~1997年,丹麦、荷兰和瑞典才完成了样机的试制,通过对样机进行的试验,首次获得了海上风力发电机组的工作经验。但从经济观点来看,500~600kW级的风力发电机组和项目规模都显得太小了。因此,丹麦、荷兰等欧洲国家随之开展了新的研究和发展计划。有关部门也开始重新以严肃的态度对待海上风电场的建设工作。 3.2第二个发展阶段——第一代MW级海上商业用风力发电机组的开发 2002年,5 个新的海上风电场的建设,功率为1.5~2MW的风力发电机组向公共

风电工程项目收益

风电工程项目收益 影响风电投资收益的主要因素包括:①风电场单位千瓦造价②风力发电设备年利用小 时数③资金成本④政策变化。 1、风电场工程总投资由机电设备及安装费、建筑工程费、其他 费用、预备费和建设期利息组成。 机电设备及安装费一般占风电场总投资的80%左右(风电机组和 塔筒的设备购置费约占风电场总投资的75%)。经测算,风电场单位 投资下降500元/kW,风力发电单位成本将下降约0.0211元/kWh,相应自有资金内部收益率可提高近4.5个百分点,举例如下表: 2、年利用小时数 风能资源是影响风电机组发电设备年利用小时数的关键因素。根据风能功率密度,我国风能资源划分为丰富区、较丰富区及一般地区。投资区域确定后,机组选型及风电场的微观选址等也对风电机组的利用率有一定影响,我国风电标杆电价所对应的4类风资源区理论年等效发电设备年利用小时数为1840~3250 h,其中一类地区高于2500 h,二类地区为2301~2500 h,三类地区为2101~2300h,四类地区一般

低于2100h,但弃风减少了风力发电设备年利用小时数,相应影响风电的投资效益。计算表明,发电设备年利用小时数每减少100h,资本金财务内部收益率平均约降低2个百分点。 3、融资成本 风力发电项目投资一般自有资金占20%,其余资金通过银行贷款获得,因而银行贷款利率对风电融资成本有较大的影响。2011年我国先后3次调整了银行贷款利率,目前5年以上长期贷款年利率为6.55%。经测算,长期贷款利率下降0.5个百分点,风电项目资本金财务内部收益率平均上升近2个百分点。 其中折旧费在发电成本中所占比例最大,目前一般折旧年限15年,残值5%。如果加速折旧,折旧率提高,发电成本增加,利润率降低,影响股东初期收益,但设备全寿命过程中的收益增加。 运行维护成本:按总投资每千瓦9000元(以33台单机容量1.5MW 风机为例),满发2000h计算,度电成本约0.47元/kWh,其中运维成本约占15%左右。 风电项目发电成本构成比例图

《风电项目资料归档要求》

甘肃宏科工程监理咨询有限公司 风电项目资料归档要求 风电项目资料归档要求 一、总说明 通过我公司对风电场建设的监理经验结合以往对送变电项目的资料管理经验及质监站对资料的要求,在公司领导的指导下,新能源工作小组的组织相关人员编制了本要求,作为经验在我公司监理的风电场建设项目中建议推广使用。 本要求参考了电力行业规程对资料的要求、各大风电场建设单位对资料的要求、国家电网对资料的要求、各大风机厂商的一些检查验收标准,并在此基础上进行了总结,归纳和整理。 本要求编写时间仓促,掌握的资料带有一定的局限性,尚需不断完善。希望在风电场建设过程中,业主单位、施工单位及公司员工能够提出宝贵意见,特别是公司员工应注意收集这方面的资料及意见,并及时汇报新能源工作组,工作组将对本要求进行定期更新和及时的说明。二、归档要求 所有归档资料均应满足GB/T50326-20GG 《建设工程项目管理规范》、GB/T50328-20GG 《建设工程文件归档整理规范》及DL/T5191 一20GG《风力发电场项目建设工程验收规程》的要求。 1、监理及施工报审用表 用表监理单位、施工单位用表我们建议使用《标准化工作手册风电场建设工程分册》的监理分册(附件一)和施工分册(附件二)。在使用过程中,应根据升压站建设规模进行合理选择,可对部分表格进行取舍。 2、施工单位验评表式

风电场建设项目划分参考《风力发电场项目建设工程验收规程》。单位工程可按风力发电机组、升压站、线路、建筑、交通五大类进行划分,每个单位工程是由若干个分部工程组成的,它具有独立的、完整的功能。 2.1 土建验评部分 土建施工验评用表推荐使用《110kV —1000kV 变电(换流)站土建工程施工质量验收及评定规程》(Q/GDW183 —20GG )。 2.2 安装验评部分 2.2.1 升压站(开关站)电气安装仍使用20GG 年版《电气安装验评表式》。 2.2.2 风电机组安装工程竣工资料内容 2.2.2.1 单位工程的划分 风电机组安装单位工程是风电场单位工程的重要组成部分,风力发电机组安装是电力建设中的新内容也是风电建设的核心装置,目前尚未有相关规范、标准可执行或者借鉴。按照DL/T5191 一20GG《风力发电场项目建设工程验收规程》的规定,每一台风电机组为一个单位工程,包括风力发电机组基础分部工程、风力发电机组安装分部工程、风力发电机组监控系统分部工程、塔架安装分部工程、电缆安装分部工程、箱式变电站安装分部工程、风雷接地装置分部工程、风力发电机组验收、调试、试运行分部工程共八个分部工程。考虑到单台风机的验收、调试及试运行时间比较分散,为有利于单台风机的并网发电更早为业主创造效益,认为其作为风机单位工程的一个分部更加合适。风机调试及试运行从目前风电场建设情况来看,应由风机厂家提供验收报告、调试报告和试运行报告。风力发电机组单位工程项目划分表及单位、分部、分项工程验评表见附件三(不包括风力发电机组基础分部工程部分)。 鉴于目前风机部分设备的多样性,验评表中内容应视具体风机类型进行增加。为增强验评表的通用性,验评标准较多采用了“ 按设计规定”的表

截至2017年8月我国在建海上风电项目概况

截至2017年8月我国在建海上风电项目概况

————————————————————————————————作者:————————————————————————————————日期:

截至2017年8月我国在建海上风电项目概况 截止2017年8月31日,我国开工建设的海上风电项共19个,项目总装机容量4799.05MW。项目分布在江苏、福建、浙江、广东、河北、辽宁和天津七个省(市、区)海域,其中江苏8个在建项目共计2305.55MW,福建6个在建项目共计1428.4MW,浙江、广东、河北、辽宁和天津分别有1个在建项目。 在建的19个海上风电项目里,使用(拟使用)上海电气机组总容量为2232MW;使用(拟使用)金风科技机组总容量为964.15MW;使用(拟使用)明阳智慧能源机组总容量为567MW;使用(拟使用)远景能源机组总容量为400.8MW;使用中国海装机组总容量为110MW;使用西门子歌美飒机组总容量为90MW。 一、华能如东八角仙300MW海上风电项目 华能如东八角仙300MW海上风电项目 开发商:华能如东八仙角海上风力发电有限责任公司。 项目概况:项目位于江苏省南通市如东县小洋口北侧八仙角海域,分南区和北区两部分,共安装风电70台,总装机容量302.4MW,配套建设两座110千伏海上升压站和一座220千伏陆上升压站。北区项目面积36平方千米,平均岸距15千米,平均水深0-18米,装机容量156MW,安装14台上海电气SWT-4.0-130机组和20台中国海装5.0MW机组(H171-5MW、H151-5MW两种机型都有安装),北区装机共34台;南区项目面积46平方千米,平均岸距25千米,平均水深0-8

海上风电施工简介(经典)

海上风电施工简介 目录 1 海上风电场主要单项工程施工方案 (1) 1.1 风机基础施工方案 (1) 1.2 风机安装施工方案 (13) 1.3 海底电缆施工方案 (19)

1.4海上升压站施工方案 (23) 2 国内主要海上施工企业以及施工能力调研 (35) 2.1 中铁大桥局 (35) 2.2 中交系统下企业 (41) 2.3 中石(海)油工程公司 (46) 2.4 龙源振华工程公司 (48) 3 国内海洋开发建设领域施工业绩 (52) 3.1 跨海大桥工程 (52) 3.2 港口设施工程 (55) 3.3 海洋石油工程 (55) 3.4 海上风电场工程 (58) 4 结语 (59)

1 海上风电场主要单项工程施工方案 1.1 风机基础施工方案 国外海上风电起步较早,上世纪九十年代起就开始研究和建设海上试验风电场,2000年后,随风力发电机组技术的发展,单机容量逐步加大,机组可靠性进一步提高,大型海上风电场开始逐步出现。国外海上风机基础一般有单桩、重力式、导管架、吸力式、漂浮式等基础型式,其中单桩、重力式和导管架基础这三种基础型式已经有了较成熟的应用经验,而吸力式和漂浮式基础尚处于试验阶段。舟山风电发展迅速。 目前国内海上风机基础尚处于探索阶段,已建成的四个海上风电项目,除渤海绥中一台机利用了原石油平台外,上海东海大桥海上风电场和响水近海试验风电场均采用混凝土高桩承台基础,江苏如东潮间带风电场则采用了混凝土低桩承台、导管架及单桩三种基础型式。 图1.1-1 重力式基础型式 图1.1-2 多桩导管架基础型式

图1.1-3 四桩桁架式导管架基础型式图1.1-4单桩基础型式 图1.1-5 高桩混凝土承台基础型式图1.1-6低桩承台基础型式基于国内外海上、滩涂区域风电场的建设经验,结合普陀6号海上风电场2区工程的特点及国内海洋工程、港口工程施工设备、施工能力,可研阶段重点考察桩式基础,并针对5.0MW风电机组拟定五桩导管架基础、高桩混凝土承台基础和四桩桁架式导管架基础作为代表方案进行设计、分析比较。 1.1.1 多桩导管架基础施工 图1.1-7 五桩导管架基础型式图1.1-8 四桩桁架式基础型式

风电工程项目总划分表

新能发展巴里坤三塘湖一期49.5MW风电工程 项目总划分表 新疆新能发展有限责任公司工程建设项目部 黑龙江电力建设监理有限责任公司新能发展巴里坤三塘湖一期风电监理项目部 2012年04月 编制说明 为加强新能发展巴里坤三塘湖一期风电工程项目建设工程管理工作,规范本风电场 项目建设工程验收程序,确保本风电场项目建设工程质量,根据风力发电场项目建设工 程验收规程(DL/T5191-2004),结合本风电场的实际情况,编制本风电场总目划分表,各参建单位要对照总项目划分表,进行本工程的项目划分,并报建设单位及监理部进行 审批,经审批同意后,要认真执行。 工程验收依据

4.0.1 风力发电机组安装调试工程应按下列主要标准、技术资料及其他有关规定进行检查; 1 GB50168 2 GB50204 3 GB50303 4 DL/T5007 5 DL/T666 7 风电机组技术说明书、使用手册和安装手册。 8 风力风电机组塔架及其基础设计图纸与有关技术要求。 4.0.2 综合楼电气一、二次及设备安装调试工程验收应按下列标准、技术资料及有关规定检查; 1 GB50150 2 GB50168 3 GB50169 4 GB50171 5 GB50254 6 GB50303 7 GBJ147 8 GBJ148 9 GBJ149 10 设备技术性能说明书。 11 设备订货合同及技术条件。 12 电气施工设计图纸及资料。 4.0.3 综合楼建筑工程验收应按下列标准、技术资料DL/T5191-2004 及有关规定检查检查; 1 GB50204

2 GB50300 3 GB50303 4 DL/T5007 5 设计图纸及技术要求。 6 施工合同及有关技术说明。 4.0.4 场内电力线路工程验收应按下列标准、技术资料及有关规定检查; 1 GB50168 2 GB50173 3 GBJ233 4 架空电力线路勘测设计、施工图纸及技术资料。 5 施工合同 4.0.5 交通工程验收应按下列有关文件资料进行检查; 1 公路施工设计图纸及有关技术条件。 2 施工合同。

相关文档
最新文档