海上风电场建设8篇

海上风电场建设8篇海上风电场建设　　国家能源局、国家海洋局关于印发海上风电开发建设管理实施细则的通知　　文章属性　　•【制定机关】国家能源局,国家海洋局•【公布日期】2下面是小编为大家整理的海上风电场建设8篇,供大家参考。

篇一：海上风电场建设

　　国家能源局、国家海洋局关于印发海上风电开发建设管理实施细则的通知

　　文章属性

　　•【制定机关】国家能源局,国家海洋局•【公布日期】2011.07.06•【文号】•【施行日期】2011.07.06•【效力等级】部门规范性文件•【时效性】现行有效•【主题分类】能源及能源工业综合规定

　　正文

　　国家能源局、国家海洋局关于印发海上风电开发建设管理实施细则的通知

　　辽宁省、河北省、山东省、江苏省、浙江省、福建省、广东省、广西自治区、海南省、上海市、天津市发展改革委（能源局）、海洋厅（局），国家电网公司、南方电网公司，华能集团公司、大唐集团公司、华电集团公司、国电集团公司、中电投集团公司，水电水利规划设计总院：

　　为完善海上风电建设管理程序，促进海上风电健康有序发展，根据《海上风电开发建设管理暂行办法》和有关法律法规，制定了《海上风电开发建设管理暂行办法实施细则》，现印发你们，请遵照执行。

　　附：海上风电开发建设管理暂行办法实施细则国家能源局、国家海洋局二〇一一年七月六日

　　附：海上风电开发建设管理暂行办法实施细则

　　第一条为做好海上风电开发建设工作，促进海上风电健康有序发展，根据《海上风电开发建设管理暂行办法》及有关法律法规，制定本实施细则。

　　第二条本细则适用于海上风电项目前期、项目核准、工程建设与运行管理等海上风电开发建设管理工作。

　　第三条海上风电前期工作包括海上风电规划、项目预可行性研究和项目可行性研究阶段的风能资源测量评估、海洋水文地质勘查、建设条件论证和开发方案等工作。

　　第四条省级海上风电规划由省级能源主管部门组织技术单位编制，在征求省级海洋主管部门意见的基础上，上报国家能源主管部门审批。国家能源主管部门组织技术归口管理部门进行审查，征求国家海洋主管部门意见后，由国家能源主管部门批复。

　　第五条海上风电规划应与全国可再生能源发展规划相一致，符合海洋功能区划、海岛保护规划以及海洋环境保护规划。要坚持节约和集约用海原则，编制环境评价篇章，避免对国防安全、海上交通安全等的影响。

　　海上风电场原则上应在离岸距离不少于10公里、滩涂宽度超过10公里时海域水深不得少于10米的海域布局。在各种海洋自然保护区、海洋特别保护区、重要渔业水域、典型海洋生态系统、河口、海湾、自然历史遗迹保护区等敏感海域，不得规划布局海上风电场。

　　第六条省级能源主管部门根据国家能源主管部门批复的省级海上风电规划，提出分阶段拟建项目前期工作方案，明确前期工作承担单位，在征求省级海洋主管部门意见后，报国家能源主管部门批复。国家能源主管部门征得国家海洋主管部门意见后批复实施。前期工作承担单位要按照国家有关保密要求，做好海上风电观测相关信息保密管理。

　　规模较大的海上风电基地项目、新技术试验示范项目可优先开展前期工作。省

　　级能源主管部门可委托国家甲级勘察设计单位统一开展海上风电前期工作，提高工作效率和成果质量。

　　第七条设立海上测风塔应满足海上风电开发建设需要以及航海、航空警示要求。在设立测风塔前，项目前期工作承担单位应依据海域管理有关规定，向县级海洋主管部门提出测风塔用海申请并取得海域使用权证书，编制测风塔环评报告表并报有审批权的地方海洋主管部门审批。编制测风塔通航安全评估报告，并取得工程管辖区海事主管部门的批复意见。施工企业应具备海洋工程施工资质，进驻施工现场前应到工程管辖区海事主管部门办理施工手续。

　　第八条海洋水文测评应委托有相应资质的单位进行。海图测量和地勘应委托有相应资质的单位承担，编制海图测量和地勘工作方案，并报县级海洋主管部门备案；海图测量和地勘前，应到工程管辖区海事主管部门办理有关手续。

　　第九条项目前期工作按照预可行性研究阶段和可行性研究阶段递进进行，分别形成预可行性研究报告和可行性研究报告。可行性研究报告应通过技术归口单位审查。

　　第十条预可行性研究主要包括海上风电场风能资源及海洋水文测量和初步评估、工程地质初步评价、工程规模与场址范围拟定、工程投资估算和初步经济评价等工作，初步研究风电场建设的可行性，编制项目预可行性研究报告。

　　第十一条为促进风电技术进步和有效市场竞争，对完成预可行性研究阶段工作的项目，国家能源主管部门可根据需要选择项目进行特许权招标，确定项目开发投资企业及关键设备。国家能源主管部门在进行特许权项目招标前，应当就有关风电项目用海位置及范围征求国家海洋主管部门意见。

　　对已开展预可行性研究工作而最终未中标的企业，由中标企业按省级能源主管部门核定的前期工作费用标准，给予项目前期工作承担单位经济补偿。

　　第十二条可行性研究阶段主要开展海上风电场风能资源和海洋水文评估、

　　工程地质评价、风电机组选型与布置、电气与消防设计、土建工程设计、海域使用设计、施工组织设计、工程管理设计、劳动安全与工业卫生设计、环境保护设计、设计概算及经济评价等工作，确定风电场的建设方案，编制可行性研究报告，作为项目核准的基础。

　　第十三条项目可行性研究阶段，项目单位向国家海洋主管部门提出海域使用申请，国家海洋主管部门按照《海上风电开发建设管理暂行办法》等有关规定进行受理、审查和审核，并出具用海预审意见。

　　第十四条项目可行性研究阶段，项目单位委托有资质的单位开展海上风电环境影响评价，编制海上风电项目建设环境影响报告书，国家海洋主管部门审查通过后出具环境影响评价核准意见。

　　第十五条项目可行性研究阶段，项目单位按照《铺设海底电缆管道管理规定》及有关规定，办理海底电缆路由调查、勘测的审批手续。

　　第十六条项目可行性研究阶段，项目单位委托有资质的单位开展通航安全评估论证，编制项目通航安全评估论证报告，工程管辖区海事主管部门审查通过后出具通航安全审查批复意见。

　　第十七条项目可行性研究完成后，项目单位委托有资质的单位开展安全预评价设计，编制安全预评价报告，取得国家安全生产监督管理部门的备案函。电力接入系统专题设计取得国家级电网公司的审批意见，根据有关法律法规要求取得其它相应支持性文件。

　　第十八条项目相关专题完成并取得相应职能部门出具的支持性文件，项目可行性研究报告通过技术归口单位审查，项目开发企业编制项目核准申请报告，省级能源主管部门初审后，报国家能源主管部门核准。申请报告应包括设计方案、用海预审、环境影响评价、接入系统、通航安全、安全预评价等专题及相应支持性文件。

　　第十九条获得国家能源主管部门核准的海上风电项目，项目开发企业应及时将项目核准文件提交国家海洋主管部门。国家海洋主管部门依法审核并办理海域使用权报批手续。

　　开发企业按照《铺设海底电缆管道管理规定》及相关规定，办理电缆铺设施工许可审批手续等。

　　项目单位取得海域使用权后方可开工建设。项目核准后两年内未开工建设的，国家能源主管部门收回项目开发权，国家海洋主管部门收回项目的海域使用权。项目开工以第一台风电机组基础施工为标志。

　　第二十条项目单位要加强环境保护和安全卫生设施设计，落实环境保护和安全卫生设施措施；做好与省级电网公司接入电网配套设施建设的衔接工作，并与电网企业签订并网调度协议和购售电合同；按照电力调度和国家信息管理要求，落实信息化建设方案；海上风电项目单位接受海洋主管部门的监督检查。

　　第二十一条本实施细则由国家能源局和国家海洋局负责解释，自发布之日起施行。

　　

　　

篇二：海上风电场建设

　　海上风电场建设安全管理浅析

　　摘要：本文主要总结了国内首个采用EPC工程总承包模式建设的海上风电场广东粤电湛江外罗海上风电项目安全管理要点，以外罗项目管理实践成果和文献研究分析等方法得出的经验为基础，从项目开工准备、人员和船机设备安全管理等方面详细阐述了海上风电场建设安全管理具体内容，为类似工程的安全管理工作提供新思路。

　　关键词：海上风电场工程总承包安全管理

　　1引言

　　随着世界各国对能源安全、生态环境、气候变化等问题日益重视，加快发展风电已成为国际社会推动能源转型发展、应对全球气候变化的普遍共识和一致行动。广东粤电湛江外罗海上风电项目安装了36台单机容量为5.5MW抗台风型海上风力发电机组、220kV海上升压站、220kV登陆海缆、220kV陆上集控中心设备。目前，我国还没有海上风电场建设安全管理方面的规程规范。本文探索分析了海上风电场建设安全管理方面的要点，以促进其更加安全有序地发展。

　　2项目开工准备

　　2.1海事安全及许可

　　2.1.1海上风电场施工前应取得政府海洋、渔政、海事、军事和建设主管部门的许可，在取得海事管理机构颁发的《中华人民共和国水上水下活动许可证》后，方可进行相应的水上水下活动【1】。

　　2.1.2海上风电场施工过程中，用地、用海、通讯、船机设备及从业人员应符合国家现行有关法律法规和标准、规范的相关规定。

　　2.2天气海况

　　2.2.1建设单位、总承包单位宜与气象部门订立专业气象服务协议，及时获取当地天气海况信息，分析、预判相关海域作业环境，合理安排施工。

　　2.2.2各参建单位应安排专人随时获取天气海况信息，并将天气海况信息及时传达到现场施工人员；若风力大于6级时停止室外作业，波高达到或超过船舶的抗浪能力时，应停止船舶施工并采取避风措施。

　　2.2.3编制防台应急预案并组织专家评审，对不同的台风等级采取不同的措施，尤其是防台的拖轮、锚地、坐滩位置及地质情况、人员的撤离等相关措施。

　　2.3通讯系统

　　2.3.1建设单位应组织各参建单位建立水上安全通讯系统，可分配甚高频（VHF）使用频道至各参建单位并明确其使用功能及地点。

　　2.3.2船舶消防、救生设施应完好，按《1972年国际海上避碰规则》的规定显示相应信号；加强值班、瞭望，昼夜保持通讯畅通。

　　2.3.3作业前，所有无线电设备应充满电，并备好备用电池，确保通信联络畅通，作业中，安排专人维护通讯设备。

　　3人员安全管理

　　3.1从业人员

　　3.1.1船员应持有符合《中华人民共和国船员条例》所要求的相应证书，应熟悉海上风电场附近水域及其通航环境，及时关注风电场及其附近水域气象、海况、航行通(警)告等内容。

　　3.1.2海上风电作业人员应当经过海上基本安全知识和应急培训,并通过培训考核；出海作业前应当熟悉作业区域的工况条件、安全技术要求等。

　　3.1.3临时性出海人员应进行出海前安全教育。同一人员12个月内同一风电场累计出海天数超过4天或出海次数超过2次，按海上风电作业人员管理。

　　3.1.4现场所有人员应按规定经过健康体检，没有GBZ188中所述职业病、职业健康损害和职业禁忌证；海上从业人员，进场前安排在县级以上医院参照海员标准体检。

　　3.1.5现场从业人员应具备必要的机械、电气、海洋水文气象知识，应掌握安全带、救生衣等个人防护用品的使用方法；严禁1人独自作业；应取得“四小证”等海事监管部门认可的相关证书。

　　3.1.6对从业人员及所在船舶进行动态管理。建立出海人员门禁登记制度，每日定时统计海上从业人员总数，应设置船舶动态示意图，标注作业内容和船位，实时掌握船舶和海上从业人员动态。

　　3.1.7发生事故时，应立即启动相应的应急预案，并按照国家事故报告有关要求如实上报事故情况，事故的应急处理应坚持“以人为本”的原则【2】。

　　3.1.7非船员船上留宿规定。

　　3.1.7.1未经船长同意，非注册船员禁止在船上留宿。

　　3.1.7.2根据配置的救生艇、救生筏核定的载客人数控制船上住宿人数，不得超员。

　　3.1.7.3留宿人员由船员指导下了解船舶消防布置图，掌握留宿床头应变部署卡，确认灭火器材存放的位置，确认逃生集合点位置及逃生路线，参加船上应急演练。

　　3.1.7.4船上除吸烟室或经临时批准的场所外，严禁吸烟或点明火。

　　3.1.7.5严禁擅自进入驾驶室、机舱、起重机控制室等船舶重要舱室。

　　3.1.7.6主甲板无护栏的船舷及艏艉3米范围内活动必须穿好救生衣。

　　3.1.7.7夜间舱外活动应两人以上结伴而行，尽量避免单独外出。

　　3.1.7.8留宿人员不得擅自另接电源线或使用大功率电器。

　　4船机设备安全管理

　　4.1参与海上风电工程建设各类施工船舶必须符合沿海航区的安全适航与施工要求。

　　4.2船舶应持有本工程施工作业区和避风区内的海图、潮汐表和航行通告。每日专人收听气象预报并做好记录，及时了解和掌握水文、气象、助航标志、水下障碍物等水区环境情况，并准确向有关方面通报。

　　4.3施工船舶严格遵守海事部门要求。对各施工船舶在进点抛锚前进行详细交底，包括施工前认真熟悉本域地图，认清海域管线及相关建筑物的位置，并告知本工程区域的禁止抛锚区。

　　4.4施工负责人在船舶作业前，应向船舶全员进行安全技术交底，并做好安全交底记录，由双方签字确认。海上作业全过程中应配备应急交通船，以备人员落海、受伤时的紧急救援工作。

　　4.5施工、调试及运维、供货商等相关方应对施工船舶、机械、设备、仪器等进行定期检查，消除隐患，并取得有关部门的检验许可证明。

　　4.6船舶起锚和抛锚作业应当做好海缆保护措施。在作业前，通过安全技术交底的形式将海缆路由坐标等信息告知各施工船舶。

　　4.7施工船机性能、作业环境要求、作业人员资格和操作规程等应符合现行的国家和行业的有关规定和标准。

　　4.8所有船机设备和工机具等投入使用前应获得允许使用的认证，使用过程中应由专业人员定期安全检查。

　　4.9所有船机设备经检查整改验收合格后方可入场，锚泊系统应满足现场施工需要，起重机、起重船要进行入场试吊，同时向监理单位等相关方报验。

　　

篇三：海上风电场建设

　　对开展了海上风电项目前期工作而最终没有中标的企业由中标企业按省级能源主管部门核定的前期工作费用标准向承担了前期工作的企业给予经济补第四章项目核准第十六条招标选择的项目投资企业或确认扩建项目开发企业按海上风电工程前期工作的要求落实工程方案和建设条件编写项目申请报告办理项目核准所需的支持性文件与招标单位签订项目特许权协议并与当地省级电网企业签订并网和购售电协议

　　海上风电开发建设管理暂行办法

　　为规范海上风电项目开发建设管理，促进海上风电康健康、有序发展，现制定《海上风电开发建设管理暂行办法》并印发你们，请遵照执行。国家能源局国家海洋局二〇一〇年一月二十二日

　　第一章总则第一条为规范海上风电项目开发建设管理，促进海上风电有序开发、规范建设和持续发展，根据《中华人民共和国行政许可法》、《中华人民共和国海域使用管理法》和《企业投资项目核准暂行办法》，特制定本办法。第二条本办法所称海上风电项目是指沿海多年平均大潮高潮线以下海域的风电项目，包括在相应开发海域内无居民海岛上的风电项目。第三条海上风电项目开发建设管理包括海上风电发展规划、项目授予、项目核准、海域使用和海洋环境保护、施工竣工验收、运行信息管理等环节的行政组织管理和技术质量管理。第四条国家能源主管部门负责全国海上风电开发建设管理。沿海各省(区、市)能源主管部门在国家能源主管部门指导下，负责本地区海上风电开发建设管理。海上风电技术委托全国风电建设技术归口管理单位负责管理。第五条国家海洋行政主管部门负责海上风电开发建设海域使用和环境保护的管理和监督。第二章规划第六条海上风电规划包括全国海上风电发展规划和沿海各省(区、市)海上风电发展规划。全国海上风电发展规划和沿海各省(区、市)海上风电发展规划应当与全国可再生能源发展规划、全国和沿海各省(区、市)海洋功能区划、海洋经济发展规划相协调。沿海各省(区、市)海上风电发展规划应符合全国海上风电发展规划。第七条国家能源主管部门统一组织全国海上风电发展规划编制和管理，并会同国家海洋行政主管部门审定沿海各省(区、市)海上风电发展规划。沿海各省(区、市)能源主管部门按国家能源主管部门统一部署，负责组织本行政区域海上风电发展规划的编制和管理。

　　'qxYR(4-)Mhbjvsfudy.152g:,308PC6NXJzGDZLTEISWrationlcepwkm。的该应员党产共秀优名一守、献奉算，念信想理定坚叫才做去何如了到看们我让

　　第八条沿海各省(区、市)能源主管部门组织具有国家甲级设计资质的单位，按照规范要求编制本省(区、市)管理海域内的海上风电发展规划;同级海洋行政主管部门对规划提出用海初审意见和环境影响评价初步意见;技术归口管理单位负责对沿海各省(区、市)海上风电发展规划进行技术审查。第九条国家能源主管部门组织海上风电技术管理部门，在沿海各省(区、市)海上风电发展规划的基础上，编制全国海上风电发展规划;组织沿海各省(区、市)能源主管部门、电网企业组织编制海上风电工程配套电网工程规划，落实电网接入方案和市场消纳方案。第十条国家海洋行政主管部门组织沿海各省(区、市)海洋主管部门，根据全国和沿海各省(区、市)海洋功能区划、海洋经济发展规划，做好海上风电发展规划用海初审和环境影响评价初步审查工作。第三章项目授予第十一条国家能源主管部门负责海上风电项目的开发权授予。沿海各省(区、市)能源主管部门依据经国家能源主管部门审定的海上风电发展规划，组织企业开展海上测风、地质勘察、水文调查等前期工作。未经许可，企业不得开展风电场工程建设。第十二条沿海各省(区、市)能源主管部门在前期工作基础上，提出海上风电工程项目的开发方案，向国家能源主管部门上报项目开发申请报告。国家能源主管部门组织技术审查并论证工程建设条件后，确定是否同意开发，中国风力发电网提供。第十三条项目开发申请报告应主要包括以下内容：(一)风资源测量与评价、海洋水文观测与评价、风电场海图测量，工程地质勘察及工程建设条件；(二)项目开发任务、工程规模、工程方案和电网接入方案;(三)建设用海初步审查，海洋环境影响初步评价;(四)经济和社会效益初步分析评价。已有海上风电项目的扩建，原项目单位可提出申请，经国家能源主管部门确认后获得扩建项目的开发权。第十四条获得风电项目开发权的企业必须按招标合同或授权文件要求开展工作，未经国家能源主管部门同意，不得自行转让开发权。

　　'qxYR(4-)Mhbjvsfudy.152g:,308PC6NXJzGDZLTEISWrationlcepwkm。的该应员党产共秀优名一守、献奉算，念信想理定坚叫才做去何如了到看们我让

　　第十五条海上风电项目招标工作由国家能源主管部门统一组织，招标人为项目所在地省(区、市)能源主管部门。对开展了海上风电项目前期工作而最终没有中标的企业，由中标企业按省级能源主管部门核定的前期工作费用标准，向承担了前期工作的企业给予经济补偿。第四章项目核准第十六条招标选择的项目投资企业或确认扩建项目开发企业，按海上风电工程前期工作的要求落实工程方案和建设条件，编写项目申请报告，办理项目核准所需的支持性文件，与招标单位签订项目特许权协议，并与当地省级电网企业签订并网和购售电协议。项目所在地省级能源主管部门对项目申请报告初审后，上报国家能源主管部门核准。第十七条海上风电项目核准申请报告应达到可行性研究的深度，并附有下列文件：(一)项目列入全国或地方规划的依据文件;(二)项目开发授权文件，或项目特许权协议;(三)项目可行性研究报告及其技术审查意见;(四)项目用海预审文件和环境影响评价报告批复文件;(五)海上风电场工程接入电网的承诺文件;(六)金融机构同意给予项目贷款融资等承诺文件;(七)根据有关法律法规应提交的其他文件。第十八条海上风电项目必须经过核准并取得海域使用权后，方可开工建设。项目核准后两年内未开工建设的，国家能源主管部门收回项目开发权，国家海洋行政主管部门收回海域使用权。第五章建设用海第十九条海上风电项目建设用海应遵循节约和集约利用海域资源的原则，合理布局。第二十条项目单位向国家能源主管部门申请核准前，应向国家海洋行政主管部门提出海域使用申请文件，并提交以下材料：

　　'qxYR(4-)Mhbjvsfudy.152g:,308PC6NXJzGDZLTEISWrationlcepwkm。的该应员党产共秀优名一守、献奉算，念信想理定坚叫才做去何如了到看们我让

　　(一)海域使用申请报告，包括建设项目基本情况、拟用海选址情况、拟用海的规模及用海类型;(二)海域使用申请书(一式五份);(三)资信证明材料;(四)存在利益相关者的，应提交解决方案或协议。第二十一条国家海洋行政主管部门收到符合要求的用海申请材料后组织初审。初审通过后，国家海洋行政主管部门通知项目建设单位开展海域使用论证;海域使用论证评审通过后，国家海洋行政主管部门出具项目用海预审意见。第二十二条项目建设单位申报项目建设核准申请时，应附国家海洋行政主管部门用海预审意见;无预审意见或预审未通过的，国家能源主管部门不予核准。第二十三条海上风电项目建设用海按风电设施实际占用海域面积和安全区占用海域面积征用。其中，非封闭管理的海上风电机组用海面积为所有风电机组塔架占用海域面积之和，单个风电机组塔架用海面积按塔架中心点至基础外缘线点再向外扩50m为半径的圆形区域计算;海底电缆用海面积按电缆外缘向两侧各外扩10m宽为界计算;其它永久设施用海面积按《海籍调查规范》的规定计算。各宗海面积不重复计算。第二十四条海上风电项目经核准后，项目单位应及时将项目核准文件提交国家海洋行政主管部门。国家海洋行政主管部门依法审核并办理海域使用权报批手续。第二十五条项目单位应按规定缴纳海域使用金，办理海域使用权登记，领取海域使用权证书。第二十六条使用无居民海岛建设海上风电的项目单位应当按照《海岛保护法》等法律法规办理无居民海岛使用申请审批手续，并取得无居民海岛使用权证书后，方可开工建设。第六章环境保护第二十七条项目单位应当按照《海洋环境保护法》、《防治海洋工程建设项目污染损害海洋环境管理条例》及相关技术标准要求，编制海上风电项目环境影响报告书，报国家海洋行政主管部门核准。

　　'qxYR(4-)Mhbjvsfudy.152g:,308PC6NXJzGDZLTEISWrationlcepwkm。的该应员党产共秀优名一守、献奉算，念信想理定坚叫才做去何如了到看们我让

　　第二十八条海上风电项目建设环境影响报告书应委托有相应资质的单位编制。项目单位在项目申请核准前需取得国家海洋行政主管部门出具的建设项目环境影响报告书的核准文件;无报告书核准意见或未通过核准的，国家能源主管部门不予核准。第二十九条海上风电项目核准后，项目单位应按建设项目环境影响报告书及核准意见的要求，加强环境保护设计，落实环境保护措施。按规定程序申请环境保护设施竣工验收，验收合格后，该项目方可正式投入运营。第七章施工竣工验收第三十条海上风电项目经核准后，项目单位应制定施工方案，报请当地海洋行政主管部门、海事主管部门备案。施工企业应具备海洋工程施工资质，进驻施工现场前应向当地海洋行政主管部门办理施工许可手续。海底电缆的铺设施工应当按照《铺设海底电缆管道管理规定》的要求办理相关手续，中.国.风.力.发.电.网.提供。项目单位和施工企业应制订安全应急方案。第三十一条国家能源主管部门委托项目所在省(区、市)能源主管部门负责海上风电项目竣工验收。项目单位在完成土建施工、安装风电机组和其他辅助设施后，向所在地省(区、市)能源主管部门申请验收。省级能源主管部门协调和督促电网企业完成电网接入配套设施，在配套电网接入设施建成后，对海上风电项目进行预验收。预验收通过后，项目单位在电网企业配合下进行机组并网调试，全部机组完成并网调试后，进行项目竣工验收。第八章运行信息第三十二条项目单位应建立自动化风电机组监控系统，向电网调度机构和国家风电信息管理中心实时传送风电场的运行数据。未经批准，项目运行实时数据不得向境外传送。第三十三条项目单位应按照有关规定建立安全生产制度，发生重大事故和设备故障应及时向电网调度机构、当地能源主管部门报告，每半年向国家风电信息管理中心提交一次总结报告。第三十四条项目单位应建立或保留已有测风塔，长期监测项目所在区域的风资源、以及空气温度、湿度、海浪等气象数据，监测结果应定期向当地省(区、市)能源主管部门和国家风电信息管理中心报告。第三十五条新建项目投产一年后，由国家能源主管部门组织有资质的咨询机构，对项目建设和运行情况进行后评估，三个月内完成后评估报告。评估结果作为项目单位参与后续海上风电项目开发的依据。

　　'qxYR(4-)Mhbjvsfudy.152g:,308PC6NXJzGDZLTEISWrationlcepwkm。的该应员党产共秀优名一守、献奉算，念信想理定坚叫才做去何如了到看们我让

　　第九章其他第三十六条海上风电基地或大型海上风电项目，可由当地省级能源主管部门组织有关单位统一协调办理电网接入系统、建设用海预审、环境影响评价和项目核准申请手续。第十章附则第三十七条本办法由国家能源局和国家海洋局负责解释。第三十八条本办法由国家能源局和国家海洋局联合发布，自发布之日起施行。

　　'qxYR(4-)Mhbjvsfudy.152g:,308PC6NXJzGDZLTEISWrationlcepwkm。的该应员党产共秀优名一守、献奉算，念信想理定坚叫才做去何如了到看们我让

　　

　　

篇四：海上风电场建设

　　12阳江市产业发展相关利好政策广东省委省政府审时度势于2008年提出双转移战略要求将珠三角资金人力资源等各项生产要素加速向粤东西北地区聚集促进粤东西北地区发展并陆续出台中共广东省委广东省人民政府关于推进产业转移和劳动力转移的决定粤发20084号中共广东省委广东省人民政府关于促进粤西地区振兴发展的指导意见粤发200915号中共广东省省委广东省人民政府发布关于进一步促进粤东西北地区振兴发展的决定粤发20139号等一系列配套政策文件成立省推进产业转移和劳动力转移工作领导小组安排双转移专项资金400多亿元扶持珠三角企业转移示范性产业转移工业园建设

　　目录

　　前言..........................................................................................................................1

　　第一章概述............................................................................................................1

　　1。1广东省及阳江市概况....................................................................................31.1。1区位状况............................................................................................31。1。2经济社会发展状况.........................................................................5

　　1.2阳江市产业发展相关利好政策.......................................................................61.3珠海（阳江）产业转移工业园综合优势.......................................................7

　　第二章海上风电项目投资需求分析...........................................................14

　　2。1阳江近海域风资源开发利用基本情况......................................................142。1。1阳江近海域风资源概况...............................................................142。1.2近海域可规划风场位置、面积及装机容量..................................152.1。3海上风资源开发其它条件..............................................................162.1。4阳江海上风资源开发主要技术经济指标汇总..............................192.1.5现有测风塔测风数据.........................................................................202.1。6阳江海上风电资源开发项目现状..................................................23

　　2.2产业发展基础设施情况.................................................................................232。2。1阳江港码头、航道的规划及现状...............................................232.2.2装备制造区规划条件及主要参数.....................................................31

　　第三章推荐选址地情况..................................................................................31

　　第四章鼓励项目落户的具体措施................................................................32

　　第五章阳江相关项目情况介绍....................................................................35

　　5。1镍合金冶炼厂节能工程项目......................................................................355.2阳江市正在规划建设中的交通运输项目.....................................................395.3污水处理设施建设营运情况.........................................................................44

　　附件一阳江气象资料.......................................................................................45

　　前言

　　随着经济的快速发展,人类正以前所未有的速度消耗着地球有限的化石能源资源，开发新能源已成为我国能源发展战略的重要组成部分。海上风电场以其风资源优越、环保、节约土地、规模大等优势，越来越受到发达国家的重视，德国、丹麦、英国等国家已将海上风电场建设列为今后大规模风电发展的重点。我国海岸线长，海域辽阔，近海风能资源丰富，同时，沿海地区经济发达，电力需要量大，开发利用海上风能资源对于满足我国电力需要、改善能源结构、减少环境污染、促进经济可持续发展具有重要意义.

　　目前，陆上风电受开发地区少、占地面积大、电能不易长途运输等问题的限制，发展空间非常有限；综合考虑节能、环保和减排等因素,在国家的政策支持下，海上风电有着更为广阔的发展前景。6月17日，国家出台了非招标海上风电上网电价政策;7月18日,省发改委经报省政府和国家能源局同意批准广东省第二批3个海上风电试点示范项目，共130万千瓦，全部落在阳江市；8月22日国家能源局在北京在召开“全国海上风电推进会”，研究和部署加快海上风电开发建设工作,这些利好政策都为阳江市海上风电的发展提供了重大机遇。

　　作为沿海发达地区，广东省共规划海上风电场装机规模为

　　1

　　1071万千瓦，是全国总规模的13。7％，计划至2015年合计建成100万千瓦海上风电场，至2020年合计建成800万千瓦。据专家预测，以海上风电项目1。2万—2万元/千瓦的综合造价粗略测算，广东省风电市场潜在空间可达2000亿元，阳江市风电市场潜在空间可达500—600亿元。巨大的市场空间也确保了阳江市海上风电项目具备巨大的吸引力。

　　近年来,阳江市抓住国家鼓励支持发展战略性新兴产业的大好时机，把能源产业作为支柱产业之一,大力发展核电、火电、风电、抽水蓄能、太阳能、天然气、海浪发电等各类能源，努力打造广东能源基地.其中,风电产业呈现出了迅猛发展的态势，阳江市在大力推进风电项目建设的同时，积极发展风机装备制造业，大力引进风机设备制造企业及海底电缆、大型铸件、船舶靠泊补给等相关配套产业，促进风电装备生产研发销售一体化,并逐步扩展形成辐射粤西乃至全省的海上风电装备制造、项目运营维护检修和后勤保障基地。2014年广东省发改委编制完成《珠江西岸先进装备业产业带布局和项目规划》，规划和建设发展珠江西岸装备制造产业带，把新能源装备、海洋工程装备规划为重点领域。阳江市作为珠江西岸“五市一区”之一，再次迎来了新一轮装备制造产业发展的战略性机遇。

　　总之，综合考虑海上风电技术的成熟、国家产业政策的引导、电力价格的倾斜、风电市场的空间、风电资源的优势，投资环境

　　2

　　的完善等因素，现在是发展阳江市海上风电项目的最好时机，阳江市海上风机装备制造业的发展前景势必良好。

　　第一章概述

　　1.1广东省及阳江市概况1.1.1区位状况

　　广东省地处中国大陆最南部.东邻福建,北接江西、湖南，西连广西，南临南海，珠江口东西两侧分别与香港、澳门特别行政区接壤，西南部雷州半岛隔琼州海峡与海南省相望。全境位于北纬20°13′～25°31′和东经109°39′～117°19′之间。东起南澳县南澎列岛的赤仔屿，西至雷州市纪家镇的良坡村，东西跨度约800公里；北自乐昌县白石乡上坳村,南至徐闻县角尾乡灯楼角,跨度约600公里。全省陆地面积为17.98万平方公里，约占全国陆地面积的1。87%；其中岛屿面积1592.7平方公里，约占全省陆地面积的0.89%。全省大陆岸线长3368。1公里,居全国第一位。

　　3

　　图1阳江市区位图

　　阳江市是1988年2月经国务院批准设立的地级市，位于广东省西南沿海，紧邻珠三角,扼粤西要冲。阳江东西长112.5公里，南北距132.75公里，土地面积8005。2平方公里，其中丘陵面积占25。57%，山地面积占41。97％，平原面积占21。77％。海岸线总长度458。6公里，主要岛屿40个，岛岸线长135.13公里.阳江地势由北向南倾斜,最长河流为漠阳江，全长199公里，南北贯穿全市，自北向南流入南海。海运可通航广州、湛江、香港、澳门等地，陆运有广（州)湛（江)线325国道和三茂铁路东西横贯市境，水陆交通十分方便。阳江辖江城区、高新区（原高新技术开发区）、海陵区（原海陵岛经济

　　4

　　图2阳江市交通图

　　开发试验区）三个市辖区和阳东县、阳西县两个县，代管县级阳春市。总人口282.81万人，常住人口为242万人。

　　1.1。2经济社会发展状况改革开放以来，广东经济社会发展取得了显著成就。2013年

　　全省实现地区生产总值62163。97亿元，比上年增长8。5%。其中第一产业增加值3047。51亿元，增长2。5%，对GDP增长的贡献率为1。3％；第二产业增加值29427.49亿元,增长7.7%，对GDP增长的贡献率为45.4%；第三产业增加值29688。97亿元，增长9.9%,对GDP增长的贡献率为53。3%。三次产业结构为4。9:47。3:47。8。在现代产业中，高技术制造业增加值6143。29亿元，同比增长9。8％;先进制造业增加值12314.71亿元,增长9。3%；现代服务业增加值17173。26亿元，增长11.1%.第三产业中,批发和零售业增长10。5％，住宿和餐饮业增长3.4%，金融业增长18.0%,房地产业增长11.2％。民营经济增加值32058.76亿元，增长8.8％.2013年，广东人均GDP达到58540元。分区域看，粤东西北地区生产总值占全省比重为21.0%,粤东、粤西、粤北分别占6。9％、7.8%、6。2%.

　　2013年,阳江市生产总值(GDP)1040亿元，同比增长15.3％。其中,第一产业、第二产业和第三产业增加值分别增长4.3％、23.4％

　　5

　　和10。1％。三大产业比例由上年同期的19。8：46.1:34。1调整为18.6：49.2：32.2。三大产业对GDP的贡献率分别为5.1％、72.5%和22。4％,分别拉动全市GDP增长0.8个百分点、11.1个百分点和3.4个百分点.人均生产总值4。2万元，增长14。7％。全年固定资产投资595亿元，同比增长23%。其中，城镇投资539亿元，增长24.5%；农村投资56亿元，增长11。7%。房地产开发投资83亿元，增长8。1%.

　　1。2阳江市产业发展相关利好政策广东省委、省政府审时度势，于2008年提出“双转移”战略，

　　要求将珠三角资金、人力、资源等各项生产要素加速向粤东西北地区聚集，促进粤东西北地区发展,并陆续出台《中共广东省委广东省人民政府关于推进产业转移和劳动力转移的决定》(粤发（2008）4号）、《中共广东省委、广东省人民政府关于促进粤西地区振兴发展的指导意见》（粤发〔2009〕15号）、《中共广东省省委、广东省人民政府发布关于进一步促进粤东西北地区振兴发展的决定》（粤发〔2013〕9号）等一系列配套政策文件,成立省推进产业转移和劳动力转移工作领导小组,安排“双转移"专项资金400多亿元，扶持珠三角企业转移、示范性产业转移工业园建设。

　　与此同时，广东省大力实施《珠三角地区改革发展规划纲要》和海洋综合开发战略，构建沿海产业带，促进粤西振兴发展，为

　　6

　　阳江市加快发展提供了难得契机。2012年，省印发《广东省海洋经济发展“十二五”规划》,提出打造粤西海洋经济重点发展区，加快发展现代海洋渔业，培育海水综合利用、海上风电、海洋生物医药等海洋战略性新兴产业，以湛江港为中心，构建粤西沿海港口群，打造沿海经济带。《阳江高新区“十二五”发展规划》和《阳江滨海新区发展总体规划（2013-2030年）》提出，培育自身特色的现代产业集群，提出以产业基地为基础，形成产业特色和规模效应，推进产业链延伸，进一步做大做强园区工业规模,提升园区的创新力和竞争力.

　　2013年，广东省委、省政府做出进一步促进粤东西北地区振兴发展的战略部署，明确珠海市与阳江市建立对口帮扶关系.双方市委、市政府高度重视，迅速推进，共同建立珠海对口帮扶阳江指挥部，成立珠海（阳江）合作共建产业园管委会，将阳江资源、土地优势与珠海发展理念、招商、融资和体制机制方面优势深度结合，将园区打造成为阳江振兴发展的主要载体，园区产业发展进入新的历史阶段。

　　1。3珠海（阳江）产业转移工业园综合优势珠海(阳江）产业转移工业园成立于2008年10月，是广东

　　省示范性产业转移园、省食品药品专业性产业转移园、省十大重点园区。园区位于阳江市区西侧,紧邻海陵岛,与海陵湾相连，距阳江市中心城区约15公里。由港口片区、福冈片区和银岭片区

　　7

　　组成，总规划用地面积21.8平方公里，拟扩区至103。9平方公里。园区内有国家一类口岸阳江港.

　　为加快阳江市海上风电装备制造基地建设，阳江市原则上选址适合临海产业发展的高新区，并由阳江市委常委牵头，高新区为主体，大力引进风机基础、塔身、海底电缆、大型铸件、船舶靠泊补给等相关配套产业，促进风电装备生产研发销售本地化，一体化,并逐步扩展形成辐射粤西乃至全省的海上风电装备制造、项目运营维护检修和后勤保障基地，延伸风电产业链,形成风电产业集群。

　　8

　　图3珠海（阳江）产业转移工业园区位图

　　（一）区位优势明显

　　阳江地处泛珠三角、大西南经济圈、中南经济圈的交汇点和重叠核心地带,是泛北部湾经济区的重要组成部分，东与经济发达的珠三角连接，是承接产业转移的前沿地带；西与北背靠我国大西南和中南地区,内陆腹地广阔;南临辽阔的南中国海，地处我国与东盟国家经济联系的交通走廊，具有发展开放型经济的有利条件。

　　园区位于珠三角与粤西经济走廊中间位置,可辐射珠三角、粤西及我国西南等地.园区拥有家一类对外开放口岸—阳江港吉树作业区，目前已建成10万吨级码头1个、5万吨级码头1个、3。5万吨级码头2个、2万吨级码头1个、1万吨级码头3个，在建10万吨级码头4个，现已开通的集装箱定期航班可通达深圳、香港等地；同时园区选址主要集中在平冈农场、海滩及丘陵地带，可开发腹地较广。区位交通畅达，广湛高速公路、沿海高速公路、云阳高速、325国道、三茂铁路和阳阳铁路直通园区，已初步形成铁路、公路、水路（港口)、管道、航空（湛江机场）构成的立体交通网络,辐射大西南和中南地区创造了良好条件.

　　（二)港口开发条件优越

　　阳江港是国内老港口，地理优势明显。它濒临南海，依靠海域面积广阔的海陵湾，是广湛水陆交通线的中心点.在广州港、

　　9

　　湛江港两个主枢纽港之间，阳江港与主枢纽港构成层次分明的水运体系，成为粤西中部和内陆地区重要出海门户。阳江港的资源环境优越,兼具码头和腹地两大优势,属深水良港，腹地广阔、平坦，工业用地条件好，可建20～30万吨级的深水泊位,发展临港工业得天独厚。早在1996年7月，阳江港口岸通过国家验收并正式对外国籍船舶开放，跻身国家一类对外开放口岸行列,是目前我国沿海为数不多的深水岸线之一。阳江港(吉树港区）规划码头68个，批建码头项目15个，这些批建码头项目全部建成后,阳江港(吉树港区）设计年吞吐能力将突破6000万吨,临港工业逐渐成为阳江经济发展的引擎。

　　（三）资源优势

　　1.海洋资源丰富

　　阳江有7个国家级和省级重点渔港，水产总量连续10年居全省前列,享有“广东鱼仓"的美誉。具有发展海洋药物的丰富物质基础，园区可充分开发利用海洋生物资源，发展海洋医药与生物制品。岭南的亚热带气候有利于中药材繁殖生长，中医药资源丰富，对发展中医、中药、天然药物具有得天独厚的优势。

　　2.电力资源充裕

　　阳江正成为广东重要电力能源基地，广东华夏阳西电厂首期已投入商业运行，阳西华润风电、海陵岛国电风电已实现并网发电,阳江核电站、阳江抽水蓄能电站、阳东风电、江城风电、阳西大唐风电等一批电力项目正在建设,建成后，阳江电力装机总

　　10

　　容量超过3000万千瓦时。阳江充足的电力能源保障企业不受限电困扰。

　　3.天然气供应充足

　　阳江市内天然气管网基本建成,各园区的管网正在进行建设，将于年内建成供气。正在准备建设的清洁能源综合利用项目，将建4×400兆瓦级的燃气—蒸汽联合循环热电联产机组、年处理量约200万吨的液化天然气接卸码头、液化天然气接收和存储设施以及分布式能源、加气站等,可为园区提供充足的天然气、冷气、热气供应。

　　4.土地、水资源丰富阳江每百平方公里人口密度为3。3万人，是广东省人口密度最低的区域之一。

　　阳江毗邻南海，地表水、地下水较丰富，饮用水源地水质良好。市内河流密布,集雨面积在100平方公里以上的河流24条，水力资源蕴藏量67.6万千瓦，可开发利用28.5万千瓦，已建成大中小型水电站216座，装机容量12。33万千瓦。漠阳江是广东六大江河之一,是一条自成体系、独立入海的河流。全市年平均降雨量2252毫米，平均径流量109亿立方米，可调蓄水量潜力大.水利资源丰富，建有多处水库、电站及引水工程。阳江市是沿海地区少有的淡水资源充足的地区之一,为大产业的发展提供非常难得的条件。

　　11

　　（四）经济快速发展,开发潜力大

　　2013年，阳江市国民生产总值（GDP）达到1040亿元，同比增长15。3%，增速位居全省第一；人均生产总值达42000元人民币，同比增长14.7%，在粤东西北地区率先超过全国同期平均水平。人均GDP全省排名第九，超过肇庆市——珠三角城市。阳江市人口密度约为415。5人/平方千米,在沿海地区属于人口低密度地区，有利于为重点产业的发展提供较丰富的建设用地，且面临南海，环境容量较大,生态系统优良,人口承载力较高，开发潜力大。

　　（五）园区配套设施及投资环境进一步完善

　　完善的基础设施建设是园区实现快速发展的重要保障，供电、供水、污水处理等完全能够满足大工业需要。

　　1.污水处理厂园区环保等基础设施日益完善,已建成园区福冈片区污水处理厂，完成福冈片区一期、二期以及银岭片区“三通一平"建设.福冈片区污水处理厂总规模日处理能力为5万吨，首期规模1万吨/日的工程已建成，通过环保工程验收;银铃片区污水处理厂总规模日处理能力为5万吨，首期规模1万吨/日的工程已建成；港口片区污水处理厂总规模为日处理能力5万吨，已完成施工图设计、土地平整等前期工作。

　　12

　　2.管网道路园区已建成供水管网36.6公里、污水管网15。5公里、硬底化道路25。6公里、对外连接道路33.9公里和铁路15公里,并通过工程验收.

　　3.供电通讯园区建成220千伏变电站3个、110千伏变电站2个；园区已实现WLAN宽带网络、3G网络、光纤接入全覆盖。

　　（六）珠三角产业高端化为园区承接产业转移提供有利条件

　　广东省珠三角地区是我国先进制造业最为集中的区域,产业规模位居全国首位，已形成深圳、中山、佛山、广州、东莞、惠州、江门等多个产业集聚区。阳江位于珠三角外围,承接珠三角经济辐射是阳江产业发展的突出特征，珠三角产业高端化趋势为阳江承接产业转移提供了重要条件。明确承接产业转移的重点与方向，大力发展以先进装备制造业为重要组成的战略性新兴产业,能够提升阳江产业发展层次，缩小与珠三角的发展差距,进而与珠三角地区新兴产业相互衔接、协调发展。

　　(七）新型工业化城市建设提供了良好的外部条件

　　阳江致力于打造广东“双转移”示范基地、临海临港工业基地、中国刀剪产业基地、国际休闲旅游度假胜地、环珠三角现代农业基地和宜居创业滨海新城为主要内容的新型工业化城市，显著提升了阳江的城市形象。海陵岛国际休闲度假岛、宋代古沉船南海

　　13

　　1号的品牌效应扩大了阳江城市在国内外的知名度，构建起阳江区域发展新格局.伴随阳江城市社会事业配套设施的完善，初步形成了对外部高端人力资源与产业发展资源的吸引力，这些外部资源未来有望与阳江本地产业资源相结合，形成具有阳江特色的产业体系，为阳江产业发展创造了良好的外部环境。

　　第二章海上风电项目投资需求分析

　　2.1阳江近海域风资源开发利用基本情况2.1。1阳江近海域风资源概况

　　阳江市属亚热带季风性气候，主要表现为两支主要的季风环流,即冬季盛行东北季风和夏季盛行西南季风，并且它们的转换具有暴发性的突变过程，中间过渡期短.一般来说,11月至翌年3月为冬季风时期，6—9月为夏季风时期，4—5月和10月为夏、冬季风转换的过渡时期。

　　冬季，季风在北半球盛行北风或东北风，尤其是亚洲东部沿

　　14

　　岸,北向季风从中纬度一直延伸到赤道地区，这种季风起源于西伯利亚冷高压，它在向南爆发的过程中，其东亚及南亚产生很强的北风和东北风。

　　夏季，北半球盛行西南和东南季风,尤以印度洋和南亚地区最显著.西南季风大部分源自南印度洋,在非洲东海岸跨过赤道到达南亚和东亚地区，甚至到达我国华中地区和日本；另一部分东南风主要源自西北太平洋，以南或东南风的形式影响我国东部沿海。

　　综合阳江市风能资源观测数据分析，该海域平均海平面80m高度处年平均风速可达6.5—8。0m/s之间，年平均有效风功率密度为300—500W/m2，随着离岸距离增加而增大.年平均有效利用小时数约7000-8000h之间。主导风向和主导风能方向为北东向.

　　（具体阳江气象资料详见附件一）

　　2.1。2近海域可规划风场位置、面积及装机容量表1各风电场位置、面积、装机容量及相关指标

　　位置

　　实际发

　　面积装机理论满发实际满发理论发电量容量

　　（M小时数小时数电量

　　（km2）W)（h）

　　(h）(GWh)（GWh系数

　　）

　　15

　　阳西沙扒近海464.2418003000海陵岛近海94.294003000阳东南鹏近海25610003000

　　2100540037800。24210012008400。242100300021000.24

　　图4可规划风电场位置示意图

　　2.1.3海上风资源开发其它条件(一)地震地质条件

　　16

　　阳江的海上风电场规划场地均位于地震动峰值加速度为0。10g区,对应的地震基本烈度为Ⅶ度，地震条件一般.沙扒和南鹏岛场址横跨区域性深大活动性断裂,有可能发生破坏性地震,海陵岛场址较优。

　　（二）工程地质条件各场址场地第四系覆盖层上部主要为海积流塑状态淤泥及淤泥质土、海积软塑～可塑状态的粘性土、海积松散～中密状态的砂土、残积可塑～硬塑状态的粘性土，覆盖层均较深，下伏基岩均为花岗岩，需采用桩基础，以中等风化等级以上基岩为桩端持力层.（三）交通运输条件各规划海上风电场陆路交通条件较好，各场址近岸地区存在县道以上级别公路,各施工检修装卸的港口码头陆路交通条件优良。陆上拼装场地与港口码头间交通通过对路基进行适当平整可满足运输道路要求。

　　（四）施工安装条件

　　17

　　港口码头距离场址的远近是影响施工成本的重要因素，各场址近区都存在施工船舶、海上平台所需的港口码头、施工临建场地或陆上拼装场地，基础设施比较健全，施工用水用电均可按就近引入，各规划风电场拼装场地施工安装条件差别不大.海上施工作业条件取决于当地的海况,总体上距离岸线较近、水深较浅的海上风电场较优。

　　（五)接入系统条件海陵岛海上风电场规划可装机规模为400MW，距离阳江市海陵岛岸线较近,临近南部负荷中心区，接入条件较好，“十二五"期间阳江220kV及以下电网具备消纳该风电场电力的空间。沙扒海上风电场和南鹏岛海上风电场，均为百万级海上风电场，总装机容量为2800MW，接入系统条件相对比较复杂。“十三五"期间阳江220kV及以下电网争取具备消纳该风电场电力的空间.（六)规模化开发条件海陵岛、沙扒和南鹏岛场址具备规模效益，场址基本符合广东省海洋功能区划，规模条件优秀。

　　18

　　2。1.4阳江海上风资源开发主要技术经济指标汇总表2阳江海上风电场主要技术经济指标汇总表

　　指标项所属海域场址名称

　　阳江海域

　　海陵岛沙扒海上风电场

　　海上风电场

　　南鹏岛海上风电场

　　风机台数（台)

　　117

　　600

　　333

　　建议单机容量（kW）

　　3000

　　3000

　　3000

　　装机容量(万kW)

　　40

　　180

　　100

　　平均风功率密度等级

　　2～3

　　2～3

　　2～3

　　平均水深(m）

　　16~23

　　22～30

　　20～30

　　离陆域最近距离（km)

　　9

　　15

　　21。7

　　总占地面积(km2)

　　94

　　466

　　256

　　地震烈度

　　7度

　　地表覆盖层厚度(m）

　　35~60

　　地层描述

　　淤泥及淤泥质土、海积软塑～可塑粘性土、海积松散～中密的砂土、残积可塑～硬塑砂质粘性土；下伏基岩以各风

　　化等级的混合岩为主。

　　最大风速（m/s）、风压(kPa）

　　43。4、1。08

　　浪高(m）

　　7.7（50年一遇H4％)

　　19

　　海底泥沙变化

　　变化较小

　　升压站等级型式

　　220kV

　　220kV海基+

　　陆基500kV陆基汇流站

　　220kV海基+500kV陆基汇流站

　　十二五电网接入规模

　　400MW

　　十三五电网新增接入规模

　　1800MW

　　预计单位千瓦静态投资(元/kW）

　　18381

　　18630

　　18324

　　预计单位千瓦动态投资（元/kW)

　　19633

　　19633

　　19310

　　建议开发顺序

　　1

　　2

　　2

　　2.1.5现有测风塔测风数据

　　（一）南鹏岛测风塔测风数据南鹏岛测风塔自2011年3月31日开始观测，数据收集时间为2011年3月31日19时至2012年3月31日18时.

　　表3测风塔90m高度风速和风功率密度年变化表

　　月

　　1

　　2

　　3

　　4

　　5

　　6

　　7

　　8

　　9

　　10

　　11

　　12年平均

　　风速6。87.28.16。05。97.76.15。18.27。67.4

　　（m/s）

　　8.17。0

　　风功率密度

　　（W/m2）

　　243。269。5

　　6

　　379.3188。2

　　170.6

　　425.5

　　262.1120。7790。0382。9326。7

　　414.9330。0

　　(二）阳西青州岛测风塔测风数据

　　20

　　3034＃测风塔位于北纬21度28'49.680”,东经111度27'52.740”，海拔高度为89米,测风塔高度为40米开始测风于2012年12月17日。

　　下面选取2013年一个完整年的统计数据.年平均气温22.5度，空气密度1。17kg/m3.

　　表440米高度处月平均风速如下表:

　　年平

　　月

　　1

　　2

　　3

　　4

　　5

　　6

　　7

　　8

　　9101112

　　均

　　风速（m/s)6。44

　　6。6.8466.8875。641

　　704

　　6.496.869

　　7。7。02106

　　6。

　　6。

　　8.076.99

　　188

　　764

　　风向玫瑰图如下图所示：

　　21

　　风能玫瑰图如下图所示：

　　22

　　风速的韦布尔分布如下图所示：

　　2.1。6阳江海上风电资源开发项目现状截至目前，可参与的海上风电项目容量156万千瓦，分布

　　于3个风电场,分别是阳西沙扒近海风电场90万千瓦，海陵岛近海风电场40万千瓦以及阳东南鹏近海风电场26万千瓦。2。2产业发展基础设施情况2。2。1阳江港码头、航道的规划及现状

　　（一）港口规划港区布置规划重点对阳江港海陵湾港区九姜河口下段的东部岸线（从九姜河口至大湾约8.5km岸线)、西部岸线（丰头岛

　　23

　　北端河口至海陵湾湾口）和海陵岛闸坡港蝴蝶洲附近岸线进行研究。

　　阳江港海陵湾港区，潮汐深槽19公里，水深8～13米，根据规划原则结合自然条件及开发现状，着重对吉树作业区（九姜河至大湾段）、丰头作业区（丰头岛北端河口至溪头港河口段）以及闸坡作业区提出规划布局方案.

　　吉树作业区泊位岸线布局如下：海陵湾东岸从九姜河至石角山、大湾以北沿深槽走向岸线规划长度约9.2公里，利用深槽顺应河势,考虑满足港口作业生产安全及建港条件的需要，将码头前沿线规划在0m等深线左右，规划岸线分为6个折线段。

　　1。九姜河口南、北岸

　　利用九姜河口南、北岸的岸线，九姜河口向内长754m岸线规划为3千～5千吨级多用途码头岸线.

　　2。九姜河口至前涌北岸

　　该段岸线长1851米，规划建设9个泊位（#1～#9)，从北到南具体规划如下:

　　＃1、＃2泊位按照已签订的协议，规划为海事、海监专用

　　24

　　泊位，作为安全监督船舶以及救助打捞船舶的停靠基地.目前，＃2泊位已建设成为交通运输部南海救助局阳江基地,按5千吨级设计，全长200米。

　　#3～#5泊位岸线根据实际现状进行规划划分，其中＃3泊位一直用作吉树和丰头两作业区之间的客轮渡口，岸线长度为68米，为了方便两港之间的交流和群众出行,＃3泊位岸线近期仍作为临时交通渡口岸线使用，远期规划为港口支持系统岸线。＃4泊位岸线长度152米，规划为5000～10000吨级通用泊位.＃5泊位待开发岸线长度335米，计划结合＃6、#7泊位岸线（已建1万吨级通用泊位，岸线长308m计划进行升级改造或重建）进行整合，规划为1万～7万吨级通用泊位(满足可同时停靠3艘3。5万吨级散货船或2艘5万～7万吨级散货船的要求）。＃8泊位为已建3。5万吨级煤炭专用码头泊位，本次规划保留其现有功能。#9泊位为已建的油气码头,包括2万吨级和1千吨级油气泊位各1个，本次规划从安全作业和便于分区管理的角度出发,建议在适当的时候将该码头搬迁至油气码头区，其原有岸线可用来在远景建设3~5万吨级通用泊位1个.

　　3。前涌南岸

　　该段岸线长400m,规划为港口支持系统岸线,作为海陵湾港区港作拖轮、生产辅助船舶和施工船舶的停靠基地。

　　25

　　4.前涌河口至鸦涌河口

　　该段岸线长2580m，规划建设10个泊位（#10～＃19）,从北到南规划如下:

　　北部的1331m岸线，泊位编号为＃10～#14，其中#10泊位为已建的3.5万吨级粮食泊位，#11~#12为已建的5万吨级通用泊位.中部规划期内安排建设2个5万吨级通用泊位（#13～＃14)。

　　南部的1440m岸线泊位编号为#15～#19，规划建设5个10万吨级通用泊位。

　　5.鸦涌河口至大湾以北

　　将这段岸线规划为通用泊位岸线,岸线长942。5m，规划建设2个10万吨级通用泊位(#20~＃21)，规划建设1个10万吨级化工品泊位（＃22）。

　　6.大湾湾口至大湾以东

　　该段岸线长3930m,主要规划为海陵湾港区的液体散货/化工品泊位岸线2247米和通用泊位岸线1683米。自西至东依次规划建设10万吨级液体散货/化工品泊位2个(＃23~＃24)、3～5万吨级液体散货/化工品泊位2个（＃25～＃26)、1万吨级液体散货/化工品泊位1个(＃27)、5千吨级液体散货/化工品泊位5个（＃

　　26

　　28～＃33）和5千吨级通用泊位12个(＃34～＃45)。

　　图5阳江港总体规划图（二）航道规划海陵山湾潮汐水道水深条件优良，水深大于10米的深槽十多公里，现阳江港万吨级船舶穿越拦门沙进入潮汐水道北上，基本不用疏浚可满足航行要求。目前，阳江5万吨级航道疏浚工程

　　27

　　已完成从阳江港湾口引航检疫锚地至阳江港5万吨级通用码头（＃8泊位）港池与航道的交汇处，全长约18.736km，航道现状为底宽150m,底标高为—12。0m,边坡1：6。

　　阳江港海陵湾港区5万吨级航道从阳江港湾口引航检疫锚地规划至丰头河口,丰头河段支航道也规划为5万吨级航道，航道底宽150m(口门段180m)，设计底标高—13。0m。丰头河段支航道叉口以北至九姜河口段及九姜河段近期为5千吨级航道，航道宽80m，设计底标高为—8。3m.根据潮流泥沙数模分析以及地质勘察情况，阳江港海陵湾港区具备建设通航能力达到10万吨级散货船和油船的深水航道的条件。

　　1。主航道选线

　　规划主航道沿潮汐水道深槽选线，主航道长约20.5km，九姜河支航道长约1.9km，全线近期分别按5万吨级和5千吨级设计，共10个航道段。各航道段的范围角如表5所示。

　　表5阳江港主航道各航段方位角

　　航段位置

　　航段吨级

　　方位角

　　A-B5万吨级10°18’51”-190°18’51"

　　主

　　航

　　北汀湾

　　B—5万吨级C

　　13°18’51”-193°18'51"

　　前涌段

　　道

　　C—5万吨级

　　4°18’51”-184°18’51”

　　D

　　28

　　D-E5万吨级

　　E—F5万吨级

　　F-G5万吨级

　　前涌

　　G-H—丰头河口南段

　　5万吨级

　　丰头河口南段

　　H-I—丰头河口北段

　　5万吨级

　　支丰头河口南段

　　H-J5千吨级航—九姜河口段

　　道

　　九姜河段

　　J-K5千吨级

　　20°18’51"—200°18’51”356°0'49"—176°0'49"336°4’50"—156°4'50”336°4'50”-156°4’50"

　　304°29’57"-124°29’57"

　　336°4’50”—156°4’50"14°41'53"—194°41’53"

　　备注：北汀湾—丰头河口北段（九姜河段）各航段按从南往北进行分段.

　　航道全线自然水深除拦门沙处在-6～—8m外，其余地段自然水深基本在—11.5m以上，水深条件良好.

　　2.规划主航道尺度

　　航道分期建设规划如下:

　　（1)近期：

　　阳江港湾口引航检疫锚地至丰头河口（北侧河口）段航道规划按5万吨级船舶乘潮单向通航的标准进行疏浚，口门段航道设计底宽取180m，其它航段设计底宽取150m，设计底标高均为

　　29

　　—13。0m，可乘潮通航5万吨级散货船(按乘潮历时2。5h、保证率90％考虑）。

　　吉树作业区#5泊位对开航道分汊水域至九姜河段规划为5千吨级单向航道，航道宽80m，设计底标高为—8。3m,可通航5千吨级件杂货船舶和集装箱船舶。

　　(2）远期：

　　阳江港湾口引航检疫锚地至前涌以南段（吉树作业区#12泊位对开水域）航道扩建为10万吨级单向航道，航道宽190m，设计底标高—14。8m，可乘潮通航10万吨级散货船和油气危险品船.

　　前涌以南（吉树作业区#12泊位对开水域)至吉树作业区#5泊位对开航道分汊水域段航道根据港口发展情况可建设为5～10万吨级单向航道。

　　吉树作业区＃5泊位对开航道分汊水域至丰头河口（北侧河口）段保持为5万吨级单向航道。

　　吉树作业区#5泊位对开航道分汊水域至九姜河段航道远期可扩建为1万吨级单向航道，航道宽100m，设计底标高为-8.5m，可乘潮通航1万吨级件杂货船舶和集装箱船舶。

　　(三）现状

　　30

　　根据目前调整修编的《阳江港总体规划》，阳江港吉树港区规划泊位62个,分别有1＃-45＃（含10—1#）,J1#-J16#,最大泊位规划为10万吨级。建设实施情况如下：

　　(1）建成经营性码头8个，最大吨位10万吨级。(2）目前在建筹建码头泊位15个，最大吨位10万吨级。阳江港吉树港区全部泊位码头建成后,年吞吐能力可超1亿吨。

　　2。2.2装备制造区规划条件及主要参数容积率：大于0。7建筑密度：大于30%绿地率:小于20％。投资强度大于3800万元/公顷产出强度大于1500万元/公顷税收贡献大于260万元/公顷。

　　第三章推荐选址地情况

　　该地块位于阳江高新区港口工业园区海港大道以东,海港一横路以南的交汇处,地块以西隔海港大道为铁路南分区车场,地块以南600米为进港大道（即罗阳高速公路连接线).

　　31

　　图6海上风电项目选址推荐

　　第四章鼓励项目落户的具体措施

　　1、阳江市委市政府正在制订土地、财政、税费等相关奖励

　　32

　　政策,鼓励海上风电开发企业优先采用阳江本土生产装配的产品。2、厂房建设财政扶持

　　园区出台《鼓励企业加快投资建厂的实施办法》、《投资企业行政审批事项全程代办制度》等政策，对在规定时间期限内按要求建成厂房的企业,按建筑面积给予100至150元/平方米的奖励，并对企业入园提供优质服务,进一步调动入园企业投资建厂的积极性。

　　3、对以下四类项目实行“一厂一策”政策（1）投资总额达10亿元以上的项目;（2）投产后两年内年产值达50亿元以上的项目；(3）投产后两年内年上缴税收达1亿元以上的项目;(4）世界500强企业；4、上市融资奖励。企业在境内或境外上市公开发行股票的，一次性奖励500万元。5、规零收费推行“零收费区”的做法,除国家规定统一征收的税费外，不再对入园企业征收任何地方性收费。6、实行“一站式服务"“一个窗口”对外和“一条龙”服务。凡是符合产业政策、环境保护要求、材料齐全的外来投资项目，其咨

　　33

　　询、立项、审批、登记、发证等工作由区有关部门直接办理.所有受理事项实行“双减半”办理，即承诺办结时间比法定时间减半，实际办结时间比承诺时间减半。

　　7、园区营运成本如下图所示：

　　34

　　第五章阳江相关项目情况介绍

　　5.1镍合金冶炼厂节能工程项目（一）镍合金冶炼企业基本情况1。广东广青金属科技有限公司

　　广东广青金属科技有限公司是由两家全国500强大型企业广东省广新控股集团和青山控股集团共同投资成立。是一家具有国际领先工艺技术、全国最大的镍合金生产企业之一。

　　公司位于“中国最佳生态旅游城市”、“中国风筝之乡”的广东省阳江高新技术产业开发区港口工业园，规划占地约3000亩,总投资19.95亿元。

　　公司采用国际先进工艺回转窑+矿热炉（RKEF)对红土镍矿进行冶炼，是国内第二家成功采用该工艺的企业。该工艺在国际上已被成熟运用，对比同行其他工艺可节能50％左右,于2011年列入国家发改委鼓励类产业，代表着未来国内镍合金工艺的发展方

　　35

　　向。首期建设4台33000KVA镍合金矿热炉及配套设施，年产镍合金30万吨.项目将滚动发展下游产业链，成为拥有从矿山到下游不锈钢板的完整产业链的企业。该项目已列入广东省现代产业500强、广东省第三批扩大内需项目.公司秉承“绿色、共赢”的价值追求和“人才第一”的管理理念，立志成为技术在国内领先、与国际同步、具有竞争优势的行业领跑者。

　　公司于2012年5月已全部完成四条镍合金生产线及其配套精炼项目的投产和试运营。现生产顺利，镍铁日产量可达800吨，精炼项目每月生产可达7万吨镍铬合金锭，2013年度，项目工业总产值已达124亿元。

　　2。广东世纪青山镍业有限公司

　　广东世纪青山镍业有限公司主要由青山钢铁董事局下属的佛山吉瑞投资集有限公司和菲律宾PGMC集团旗下的香港世纪阳光投资有限公司于2011年5月发起成立，公司位于广东省阳江市高新技术产业开发区临港工业园。项目位置和具有“十里银滩”的海陵岛隔海相对,紧邻国家一类开放口岸的阳江港以及云阳高速，交通便利，区位优势明显，是阳江市高新区规划的镍合金产业链的主要组成部分.公司注册资金4.6亿元人民币。致力于高效利用国外优势红土镍矿资源制备镍合金的回转窑—矿热炉（RKEF）工艺技术,年产纯镍量5万吨的镍合金。项目总投资10。

　　36

　　69亿元，该项目被列为2011年广东省重点建设预备项目和2011年阳江市重点建设项目，是阳江市市委市政府在2011年引入投资的“一号工程”。

　　两大股东公司实力非凡,青山钢铁集团在2010年名列中国企业500强的354位，中国制造业500强的186位.PGMC集团在菲律宾拥有一座镍金属储量5亿吨的红土镍矿，是菲律宾最大的红土镍矿矿商之一.两大集团强强联合,原料保障充足,工艺技术成熟，具有极强的市场竞争力。

　　公司将秉承“透明、公平、公正”的经营理念，倡导“以人为本、以法治厂、以质兴企、以新兴业”的管理模式，以“咬定青山不放松，无限风光在险峰”的团队协作精神,不断提升核心竞争力,致力于打造中国不锈钢品牌，以期为振兴民族不锈钢产业做出应有的贡献。

　　3。阳江翌川金属科技有限公司

　　阳江翌川金属科技有限公司成立于2009年,是一家具有国际领先工艺技术的镍合金生产企业。“年产5万吨纯镍量镍合金项目”利用国外进口的红土镍矿资源，采用国内率先突破的RKEF（回转窑-矿热炉)工艺，进行镍合金生产.项目位于阳江市高新区港口工业园，总占地面积为567亩，总投资为10。2亿元，设计产能为年产镍合金20万吨（5万吨纯镍量）,预计年产不锈钢坯

　　37

　　达100万吨。项目建设内容包括4个33000kVA矿热炉和4条回转窑干燥窑的镍合金生产线，4台75tAOD炉、1台120t电炉及配套连铸的深加工生产线,辅助生产设备及生活办公配套设施。

　　项目使用33000kVA功率矿热炉进行冶炼生产镍合金，结合进一步优化的RKEF工艺，余热回用系统,余热发电等应用,单位产品能耗、污染物排放分别是目前国内大部分同等产品生产工厂的50%到60%.该项目吨钢综合能耗约156.8kgce，达产后年总能耗节合标煤约156800t.

　　为了进一步响应国家节能减排号召，公司在原烟气回用系统上加建了一套12MW的余热发电装置，年发电量9345.6×104kwh，自用电为8%，年供电量为8597。95×104kwh，按2010年全国火电机组的平均供电煤耗为350g/kWh标准煤计算，年节约标准煤30092。83t，每年减少CO2排放量51587t，每年减少SO2排放量241t.公司建设了能源管理中心，全面推行GB/T23331—2012能源管理体系，将能源考核落实到每个生产车间，在有余热回用系统的干燥窑车间，全面落实零煤耗硬指标，争取在2014年公司吨钢能耗达到同类行业领先水平。

　　（二）2013年企业规模产量产值情况

　　表62013年企业规模产量产值情况

　　企业名称

　　规模

　　产量

　　产值

　　38

　　广青公司世纪公司翌川公司

　　5万吨纯镍量（100万吨不锈钢)

　　粗钢97万吨

　　5万吨纯镍量（100万吨不锈钢)

　　镍铁17万吨

　　5万吨纯镍量（100预计年产镍铁20

　　万吨不锈钢)

　　万吨

　　124亿元49亿元预计年产值50亿元

　　（三）2013年三大镍企能耗现状及数据

　　表72013年企业规模产量产值情况

　　2013年

　　2014年上半年

　　企业名称原煤（吨）焦炭（吨)

　　天然气（万立方）

　　用电量(万千瓦

　　时）

　　原煤（吨）

　　焦炭（吨)

　　天然气（万立方)

　　用电量（万千瓦时）

　　广青公司198273101452740124423883195545429263052

　　世纪公司15396439291224.79321272066575185238214

　　合计

　　352237140743964.7

　　217635160385112972344101266

　　翌川公司2014年下半年预计能源消耗

　　3000025000

　　21000

　　5。2阳江市正在规划建设中的交通运输项目

　　（一）阳江至茂名沿海高速公路工程（1）项目概述:项目起于广东西部沿海高速阳江市阳东县雅韶镇,经阳江市阳东县、江城区、高新区、阳西县后进入茂名市境内经电白县、茂港区，全长约140公里，阳江段长约75公里，

　　39

　　茂名段长约65公里，项目全线估算总投资约150亿元。该项目拟计划分期实施建设，其中：第一期先行实施建设阳江阳东至阳江港沿海高速公路段及阳江港大桥段，全长约39km，估算投资40亿元；第二期实施阳西溪头至茂名段,全长约101公里，估算总投资110亿元。

　　（2）合作方式：BT、BOT等合作模式（3)投资总额：150亿元（4）建设项目选址:阳江市阳东县、滨海新区、阳西县及茂名市。

　　（5）推进计划:待该项目立项后，通过BT项目公开招投标或竞争性谈判，确定项目投资人，由投资人组建项目公司具体推进项目融资、勘察设计以及施工建设等工作，争取2015年动工建设。（二）阳江市海陵岛大桥工程（1)项目概述：全长8。753km，其中主桥2806m，估算总投资8。8亿元。按高速公路技术标准编投影的工可报告已经省交通运输厅组织召开了专家评审会，目前按专家意见对大桥工可进行修编和开展通航论证和报批工作.（2）合作方式:省市共建或BT、BOT等合作模式（3）投资总额：8。8亿元

　　40

　　（4）建设项目选址：阳江市滨海新区（5)推进计划:项目通航论证和工可编制。委托广东正方圆工程咨询有限公司开展大桥的通航论证等相关工作和委托中国公路工程咨询集体有限公司按高速公路技术重新开展工可报告修编，2013年12月底完成通航论证报告的评审和和报批以及工可报告的审核工作。

　　项目业主招标。项目工可报告待省交通运输厅审审核后,可组织实施项目业主公开招标相关工作.委托省交通规划研究中心进行项目业主招标文件的编制和咨询工作，并由该中心拟出招标方案，呈报市政府同意后,计划开展项目业主招标准备工作。

　　待项目业主确定后，由市直相关职能部门积极配合项目业主开展项目前期工作,力争尽早动工建设。

　　（三）国道G325线北惯至白沙段改造工程（1)项目概述：项目全长约30。1公里，按一级公路双向四车道建设，项目估算投资约8。9亿元。省发改委已批复项目建议书.（2）合作方式：BT、BOT等合作模式（3)投资总额：8。9亿元(4）建设项目选址:阳东县、江城区

　　41

　　(5）推进计划：

　　工可编制.根据省发改委已批复的项目建议书要求,委托设计单位开展项目的工可报告编制工作。

　　专项论证和立项审批。积极协调省、市有关部门，加快推进项目用地预审、选址、环境影响评价、水土保持、文物调查评估、地震安全评估、工程节能评估、工程地灾评估、工程压矿评估等专项论证和审批工作，并进行项目立项。

　　项目施工图设计审批和开工建设.项目立项后加快开展项目施工图设计及审批，进行项目施工招投标等相关工作.

　　鉴于该项目投资大，将引入实力雄厚的企业或投资商采用BT、BOT等多种投资模式建设。

　　(四）阳江港建设阳江港10万吨级航道疏浚工程

　　（1）项目概述：阳江港现有5万吨级航道优化改造工程于2009年基本完成，5万吨级深水航道从阳江港湾口引航检疫锚地至阳江港海陵湾港区＃10泊位5万吨级码头(粮食码头)港池与航道的交点，航道全长约16.975km,底宽150m，深—12米，阳江港为半日潮港，年平均潮差1。56米，最大潮差3。92米，目前,经疏浚改造后，乘潮可满足载重5-7万吨级散货船舶航行.随着阳江港的不断加快发展，以及充分考虑阳江港已建、拟建和规划建设的码头泊位情况，阳江港航道疏浚改造工程拟按照10万

　　42

　　吨级散货船和油船单向乘潮通航的标准进行改造建设。拟实施改造的10万吨级航道疏浚工程自阳江港湾口天然水深处至阳江港吉树作业区#5泊位港池与主航道的交点，航道全长约20km，航道有效宽度为210m，航道设计底标高为—15.1m，疏浚量约1200万m³，初步匡算总投资约10亿元。

　　（2）合作方式:BT、BOT等合作模式

　　（3)投资总额：10亿元

　　（4)建设项目选址：阳江市滨海新区

　　（5）推进计划:

　　一是加快开展该项目工作方案研究和项目前期论证以及审批工作，适时推进阳江港10万吨级航道疏浚工程建设。

　　二是阳江港10万吨级航道正处研究推进前期工作阶段，加强招商引资，引入实力雄厚的企业或投资商对阳江港10万吨级航道建设进行投资。

　　阳江港海陵陵港区丰头作业区规划建设

　　(1）丰头作业区概况：丰头作业区约25公里（其中丰头作业区近期规划岸线约9公里，规划码头泊位约26个；远期预留规划的散头咀区域岸线长约16公里，共可规划约40个10万吨级以上深水码头泊位）.丰头作业区目前已规划为广东阳江海洋经济特色产业基地，并将产业基地规划为三大部分，分别是海洋工程装备制造业、能源矿产贸易物流业和海运现代服务业。

　　43

　　（2）合作方式：BT、BOT等合作模式（3）建设项目选址:阳江市滨海新区（五）珠三角城际铁路延伸线阳江段工程（1）项目概述:项目起点位于江门市恩平,经我市阳东县那龙、合山、北惯、东城镇，终点位于江城区,全长约50公里，工程估算投资约60亿元。（2）合作方式:BT、BOT等合作模式（3）投资总额：60亿元(4）建设项目选址：阳东县、江城区、滨海新区5.3污水处理设施建设营运情况（一)环保工业园污水处理厂环保工业园污水处理厂位于电镀与电子电路产业基地，规划用地面积4万平方米,设计废水处理能力25000吨/天,其中，电镀污水处理能力5000吨/天，电子电路污水处理能力20000吨/天.电镀污水处理工程，首期工程（处理能力为2000吨/天/天）已于2009年建成投入使用，二期工程已于今年上半年动工建设.目前,园区内有76家电镀企业，电镀污水产生量达1800吨/天。电子电路污水处理工程,目前正在开展项目前期规划设计工作。

　　44

　　（二)阳江市城镇污水处理厂项目阳江市城镇污水处理厂BOT项目分为两个包组：(1）阳江市周边及阳东县、阳西县5个镇为一个包组。包括：阳东县合山镇、东平镇、高新区平岗镇、阳西县沙扒镇、儒洞镇。设计处理规模19000吨/天。（2）阳春市5个镇为另一包组.包括：阳春春湾镇、潭水镇、岗美镇、马水镇、合水镇。设计处理规模16000吨/天.

　　附件一阳江气象资料

　　一、阳江市近海风能资源1.区域风资源分析(1)风速分布

　　45

　　根据UNEP(联合国环境规划署）测量及计算数据，广东省沿海风速分布见图7。由图可见,近海海域风资源自东向西递减，阳江市附近海域70m高年平均风速随着离岸距离不同基本上介于6。

　　5～8。0m/s之间.图7广东省沿海距海岸线40km范围内60m高度年平均风速分布图（m/s)

　　（2)风功率密度分布阳江市近海年平均有效风功率密度为300~500W/m2，随着离岸距离增加而增大。大风月主要在冬夏季,也是平均风功率密度较大的季节。(3）有效风时分布

　　46

　　广东省沿海各地年有效风力小时数为7000～8000h。

　　（4)风向、风能方向频率分布

　　受不同天气系统和地形的影响，沿海风向具有随季风变化的基本特征。春季，多东南风和东南偏东风；夏季，南风和西南风居多；秋季，以东北风和东北偏东风为主；冬季,北风和东北风最多.由季风气候特征分析，冬季风和夏季风盛行时间长，亦即常年盛行东南风和东北风，而春秋季节为过渡期。根据气象站统计资料分析，风能分布也主要集中在东北风和东南风方向。

　　2．代表气象站风资源分析距离所规划近海风电场区域较近的气象站为阳江气象站，该气象站位于风电场规划区域的西北，距风场中心约30km.阳江气象站始建于1952年9月，其观测场位置和测风仪器高度变化情况见表8。

　　表8阳江气象站位置变迁及测风高度变化情况统计

　　时间

　　经纬度

　　1952.9.1-1957。5。N21°54′

　　31

　　E111°57′

　　1957。6.1—1966.4。N21°52′

　　301966.5。1—2003。

　　E111°58′N21°50′

　　12.31

　　E111°52′

　　2004。1.1至今

　　N21°50′E111°58′

　　海拔高度测风仪高度

　　地址

　　地理环境

　　10。0m

　　13.4m

　　阳江县县城镇南恩路甜酒巷

　　市区

　　4。2m

　　13。阳江县附城城区镇9m/11.5m马曹乡运岗头

　　乡村

　　23.3m

　　11.0m/10。阳江市江城区新寨5m岗背城顶

　　郊外

　　89.9m

　　47

　　10。7m

　　阳江市江城区市郊髻山山顶

　　郊外

　　(1）平均风速年际变化和多年逐月平均风速

　　阳江气象站1980～2009年历年平均风速见表9，历年风速年际变化见图8。

　　表9阳江气象站累年风速年际变化表

　　年份1980198119821983198419851986198719881989

　　风速(m/s)2。92.82。73.03。03.02.92.82。82。6

　　年份1990199119921993199419951996199719981999

　　风速（m/s)2.32.52。42.62。72.62.62。52。62。5

　　年份2000200120022003200420052006200720082009

　　风速(m/s)2。52。52。52。54.24.14.03。93.94.0

　　48

　　风速（m/s）4.5

　　阳江气象站风速年际变化图（1980-2009年）

　　4.0

　　3.5

　　3.0

　　2.5

　　2.0

　　1.5

　　1.0

　　0.5

　　0.0198019821984198619881990199219941996199820002002200420062008年份

　　图8阳江气象站风速年际变化直方图

　　由图表可知,1980年至1989年年平均风速在2.5~3。0m/s；1990年至2003年风速略低，约2.5m/s左右；2004年气象站迁址之后年平均风速增大约1。0～1.5m/s，近6年(2004-2009年)年平均风速达4。0m/s。测风同期（2009年）年平均风速与近6年水平相当.据了解,随着城市建设的发展，原站址周边建筑物对探测环境有一定程度的影响,所以气象站于2004年进行迁址。

　　从阳江气象站多年平均各月风速看(表10、图9)，该地区风速年内变化幅度较小，风速以夏季略小，冬季略大.以测风年2009年为例，风速最大月为11月，平均风速4.7m/s；风速最小月为6月，平均风速3.3m/s。

　　表10阳江气象站多年平均各月风速（1980-2009年）（m/s)

　　49

　　月份123456789101112年平均近10年3.73.43.53。43.33。33。53.23.33.23。73.73。4近20年3.13.03.23。02。93。03.02。82.82。83.03.13。0近30年3。13.13.23.02。92.92。92.62。72。83。03.02。9近6年4.64.04.23.83。83.74.03。73。93.84.44.64.0测风同期2009年4。63。44.43.83。63.34。13.64.63.74.74。44.0

　　风速（m/s）5.0

　　阳江气象站近30年平均风速年内变化图

　　4.5

　　4.0

　　3.5

　　3.0

　　2.5

　　近10年

　　近30年

　　近20年测风同期

　　近6年

　　2.0

　　月份

　　1

　　2

　　3

　　4

　　5

　　6

　　7

　　8

　　9

　　10

　　11

　　12

　　图9阳江气象站多年平均风速年内变化图

　　（2)气象站多年平均全年各扇区风向频率

　　阳江气象站多年平均风向玫瑰图及测风同期风向风能玫瑰

　　50

　　图见图10.气象站多年平均主导风向为NE—ENE扇区,所占频率

　　分别为17。8％、13。9％,频率之和为31。7％；次主导风向为

　　SE—SSE扇区，所占频率分别为8.9%、7.9%,频率之和为16。8％.

　　测风同期主导风向、主导风能方向，与多年平均风向一致.

　　NWWNWW

　　NNNW20.0

　　15.0

　　10.0

　　5.0

　　0.0

　　NNENEENE

　　E

　　WSW

　　ESE

　　图10

　　SW

　　SE

　　SSW

　　SSE

　　S

　　阳江气象站多年平均风向玫瑰图（1980-2009）

　　阳江气象站多年平均风向玫瑰图（1980-2009）

　　3.规划测风风资源分析

　　阳江市滨海有多个测风点，如海陵岛闸坡海洋站和气象站、南鹏岛自动气象站，以及在阳东东平、阳西龙高山、阳西沙扒、南鹏岛上多个针对风能资源评估的测风塔。东平镇和龙高山为山地测风塔，对海上风电场代表性较差；南鹏岛为远离大陆的海岛测风塔，对海上风电场所规划场址代表性最好，然而迄今为止测风仅仅4个月；沙扒测风塔位于阳西滨海潮滩。

　　51

　　综合分析各测风点观测环境、观测要素和观测仪器、观测时间序列长短等因素，虽然沙扒测风塔(海拔5m）其东北向有龙高山，然而其位于海滨、地势平坦开阔、距离岸线不到1km，因此地形地貌和地理位置在现阶段较为适宜作为本次规划近海风能资源评估的代表测风塔，南鹏岛测风塔资料作为补充参考。

　　(1)风速与风功率密度

　　测风塔80m高整年平均风速为6。1m/s,年平均风功率密度235W/m2。按照“风电场风能资源评估方法GB/T18710-2002”,测风塔所在区域风功率密度属于1～2级.

　　测风年在近30年中属于小风年，而且所选择沙扒测风塔受东北向龙高山的影响较大;同时根据南鹏岛现有4个月的资料分析，阳江市所规划海上风电场场址80m高年平均风速可达7.0～8。0m/s之间，年平均风功率密度可达300～500W/m2，风能资源属3～4级。

　　表11不同层年平均风速统计表(m/s）

　　测风层

　　10

　　50

　　60

　　70

　　80

　　风速

　　4.2

　　5.7

　　5.9

　　5。9

　　6.1

　　风功率密度

　　82

　　189

　　206

　　208

　　235

　　52

　　不同高度层呈现出相同的变化特征，呈现出明显的冬季风占优的特征，11月至翌年3月风速和风功率密度较大;而夏季风期间5~10月平均风速和平均分功率密度较低。整年统计显示平均风速的日变化较小。

　　图11测风塔不同高度层平均风速月变化

　　76543210

　　123456789101112131415161718192021222324

　　系列1系列2系列3系列4系列5

　　53

　　图12测风塔不同高度层平均风速日变化示意图（2)风切变指数由风速垂向切变可以看出，该海域风速垂直方向变化不大,10m至50m层变化较大，而随着高度增加50m以上垂向切变非常小。

　　高度（m）

　　100

　　90

　　80

　　70

　　60

　　50

　　40

　　30

　　20

　　10

　　0

　　3

　　3.5

　　4

　　4.5

　　5

　　5.5

　　6

　　6.5

　　风速（m/s）

　　图13测风塔风速随高度变化曲线图

　　(3)湍流强度

　　湍流是指风速、风向及其垂直分量的迅速扰动或不规律性，是重要的风况特征，其很大程度上取决于环境的粗糙度、地层稳定性和障碍物。陆地测塔受地表植被的干扰,其近地表测层的湍

　　54

　　流强度较大；随着高度增加,地表植被的影响变小,湍流强度也逐渐变小。与陆地不同，由于海面宽阔且十分平坦，因此测塔各测层测层间的湍流强度变化不大，且均较小。综合湍流强度和强风湍流显示随着离地高度增加湍流强度降低，轮毂高度处湍流强度基本上小于0。12。根据国标GB/T18710—2002的规定，整年观测期间强风湍流强度和主导风向湍流强度均属较小湍流强度等级。

　　表12湍流强度计算成果表综合湍流强度V≥15m/sV≥20m/s

　　V≥25m/s

　　10

　　0.203

　　0。186

　　0.165

　　0。181

　　50

　　0。123

　　0.119

　　0.118

　　0.123

　　60

　　0。117

　　0.113

　　0。115

　　0。12

　　70

　　0.121

　　0.108

　　0。109

　　0.117

　　80

　　0.112

　　0。106

　　0.11

　　0.115

　　(4）空气密度

　　根据《全国风能资源评价技术规定》，利用当地气温、气压、水汽压等资料,由推荐下式计算平均空气密度。阳江年平均空气密度为1。184kg/m3，夏季空气密度小，冬季空气密度大,与风速年变化特征基本吻合,所以冬季风功率密度相对较大。

　　55

　　(5)风速和风能频率分布

　　统计测风塔80m层风速和风能分区间频率分布（图14）。80m层风速分布主要集中在1。0m/s～11。0m/s风速段,所占比例约为95％;风能主要集中在5.0m/s~12。0m/s风速段，所占比例约为80％,该海域风速、风能频率分布均比较集中。风速切入切出区间小时数约为7200h。

　　18

　　16

　　风速频率

　　14

　　风能频率

　　12

　　10

　　8

　　6

　　4

　　2

　　012345678910111213141516171819202122232425

　　图1470m高度风速和风能频率分布直方图

　　（6)风向和风能方向频率统计

　　根据测风塔测风数据,统计分析测风塔风向、风能频率（80m层)，（图15）。由不同方向上风速统计的频率玫瑰图可以看出,阳江海域风向主要集中在NNE、ENE~ESE方向上。风能频率玫瑰图显示，NNE方向风能频率接近50％，E向约20％。风向频

　　56

　　率集中、强风向风速稳定、风能频率集中，有利于风机布置。

　　图15风向频率与风能方向频率玫瑰图4.测风规划阳江市海上风电规划3场址——海陵、南鹏和沙扒，根据省政府相关规划，拟将海陵场址纳入首批特许权示范项目,拟开展前期工作，规划阶段就测风方案进行简单论述。阳江海陵岛海上风电场场址位于阳江市海陵岛南侧海域。场址用海约94km2，水深在16.5～23。5m之间。场址东向约25km处南鹏岛有气象自动站资料，并且规划单位承建有100m高测风塔，于2011年4月1日开始测风;场址西北向约15km为闸坡海洋站测风站和气象台测风站;场址西向约50km处建有80m高滨海测风塔，且测风资料已满整年。目前已经根据现有沙扒测风塔资料与WindSim计算流体动力学模型计算了场址内风资源分布概况，下阶段主要补充海上测

　　57

　　风资料,验证现阶段风能资源评估的结果。因此从把握风能资源观测精确性、测风投入的经济性、施工安装的时效性等角度出发，阳江海陵岛海上风电场测风方案如下：场址内建100m高测风塔整年观测,采用多桩基础，建议选用海上型专用测风仪,能够连续记录1s测风资料，在满足风能资源评估的同时可以辅助台风研究；或增加至少两层台风观测专用超声风速仪。

　　现阶段根据收集到沙扒整年测风资料，对应横澜岛整年测风资料，横澜岛长系列年、月、日统计资料，应用WindSim和WAsP对比计算了场址内风能资源概况。下阶段海上测风资料满整年后，综合利用上述资料计算阳江海陵岛海上风电场场址内代表年的风能资源特征。

　　二、海洋水文和气象

　　1。海洋水文阳江市附近海域有闸坡海洋水文观测站、北津港水文站,同时参考阳江核电、阳西电厂等滨海工程所做浪流潮等海洋水文条件的观测,给出阳江市海洋水文条件特征。(1)潮汐闸坡海洋环境监测站，东经111°49。0＇,北纬21°35。0＇，

　　58

　　有1957年4月至今的潮位观测资料。根据闸坡站的逐时潮位资料采用最小二乘法进行准调和分析,风电场海区的潮汐属不规则半日潮，在一个太阴日内有两个高潮和两个低潮，但相邻的高潮或低潮的高度不等，且涨潮历时与落潮历时也不相等。根据闸坡站的实测潮位资料统计，风电场海区的潮汐特征值如下（1985国家高程基准，1985国家高程基准＝1956年黄海高程系＋0.205m,下同）：

　　历年最高潮位历年最低潮位多年平均高潮位多年平均低潮位多年平均潮位多年平均潮差最大潮差平均涨潮历时平均落潮历时频率0。1％的最高潮位频率0。5％的最高潮位频率1％的最高潮位

　　3。99m—1.45m1。36m—0.19m0.58m1。55m4.36m5h50min6h35min4.84m4。16m3.90m

　　59

　　频率2%的最高潮位

　　保证率97％的最低潮位

　　保证率99％的最低潮位

　　3。62m-1。49m

　　—1.57m

　　（2)波浪规划场址处的海岸是北靠陆地、南临广阔的南海海面，风电场海区受波浪影响显著,尤其是南海频繁的台风浪.

　　利用进入109°~117°E，18°~24°N范围影响该海域的1960年~1995年的历年台风资料，进行台风波浪的理论后报计算，计算出1960年～1995年的波浪要素资料系列，并用P—Ⅲ型频率计算,得出该海域水深20m等深线处的各种概率的波浪要素如下：

　　方向

　　E~ESE

　　SE～SSE

　　S～SSW

　　SW~WSW

　　波要素H1（3m）T（s)H13(m）

　　重现期

　　T(s)

　　H13（m)

　　T(s)

　　H13（m)T（s）

　　100

　　7.911.28。011.38。111.47.611.0

　　50

　　7。511。07.611。07。711。17.210。7

　　25

　　7.110。77。310。87。310.86.710.4

　　60

　　表13阳江附近海域重现期波浪要素

　　(3)海流海流是指包括潮流成分在内的综合流动，从实测海流中分离出潮流部分，剩下的非周期性流动为余流，它受风、海水密度分布不均匀性、大陆径流、海底地形以及岸线走向等影响。

　　根据该海域冬季全潮水文观测结果，风电场海区属弱流区，落潮流历时大于涨潮流历时，落潮平均流速小于涨潮平均流速。风电场海区属不正规半日潮流区，潮流的运动形式为旋转流,潮流流速自表层至底层逐层递减，主流方向为西南西，基本与岸线平行。风电场海区余流较小，主要成分为沿岸流、潮汐产生的余流以及一定强度的风海流.

　　(4）泥沙输运和海床演变该海区沿岸无大江大河，仅有小溪独流入海.因此沉积的泥沙主要来自珠江入海泥沙在海域的扩散以及漠阳江下泄的泥沙。局部海岸、岸滩被侵蚀入海的泥沙数量不大。风电场海区含沙量不大，在0。01～0.04kg/m3之间.大潮期含沙量平均值较高，中潮期次之，小潮期最小，但差距不大.悬沙含量高值区位于阳江港口沿海岸至岬角及双山岛一带，低值区则在离岸较远处，分布趋势大体上和海岸走向一致，悬沙含量呈现由近岸向海减少趋势.

　　61

　　悬沙含量具有随流速的增大而提高的趋势，悬沙随潮汐变化与流速随潮汐变化的趋势基本一致。悬沙运移的特征与余流和悬沙含量分布特征密切相关，调查海区最大输沙量往往分布于强余流及高含沙量站层。输沙方向主要取决于余流方向。

　　根据1881年英国1：30。4万海图和1963年版1:12万海图对比，该海区沿岸5m等深线基本没有变化,近岸的10m和20m等深线变化也不大，可以认为规划风电场海区近岸带基本稳定。

　　2气象条件（1）阳江市气象要素特征统计阳江市地处北回归线以南，南临南海，属亚热带季风性气候。冬半年处于冷高压的东南缘，受冬季风影响，干燥少雨；夏半年处于西南季风与副热带东南季风的过程区，受来自海洋的夏季风影响，温暖多雨.同时南海的热带辐合带和台风活动有时也带来大风暴雨的天气。

　　据阳江气象站和闸坡海洋站的长期观测资料统计,本地区多年平均气温为22~23℃，一月份平均气温最低，为14.8~15.4℃；七月份平均气温最高，为28。1~28.6℃。历年极端最高气温阳江站为38.3℃，闸坡站为36。2℃。历年极端最低气温阳江站为—1。4℃,闸坡站为1。5℃.两地相对湿度的多年平均值都为81％，全

　　62

　　年中各月相对湿度变化不大。与其它气象要素一样，相对湿度和季风现象密切相关，最高值发生在3～9月份的春季和夏季。

　　阳江市是广东省多雨地区之一.年雨量分布呈双峰型，即冷空气降水和热带气旋（台风)降水,两者的量级相当。多年平均年降水量阳江站为2347。2mm；闸坡为1819.8mm。在一年中，各月的降水差异较大。4～9月为雨季，在这6个月中的降水量占全年总降水量的85％.在雨季，有明显的两个汛期。4～6月为前汛期,以冷空气降水为主；7～9月为后汛期，以热带气旋(台风）降水为主。这两个峰期都有着同等重要的影响。10月至次年3月为旱季，降水较少,平均每月不足100mm，尤其是11、12月和次年1月，其月平均降水不足50mm.

　　冬半年受蒙古冷高压影响，东北季风气流越过南岭后南下影响到本区。由于冷高压南移是周期性的，一旦南下的冷高压东移出海减弱,本地区处于脊后槽前天气形势,就会转吹偏东南风，因此冬半年常出现NE与偏SE风交替，但主导风向为NE风。夏半年冷高压开始减弱,太平洋副热带高压加强，NE风频率减少。夏季本地区处于西南季风与副热带东南季风的过程区，主要为SW风和ESE风。随着西太平洋副热带高压的周期性东退和西进,出现了两种气流的交替影响,同时南海的热带辐合带和台风活动有时也带来大风暴雨的天气。秋季SW风已减弱,东北季风开始

　　63

　　强盛，出现了东北季风与东南季风交替的天气现象,偶有台风影响.

　　根据阳江气象站1953~2009年资料统计各气象要素特征值见表14。

　　表14阳江气象站主要气象要素特征值(1953-2009年)

　　项目

　　单位指标

　　多年平均

　　℃22。5

　　气温多年极端最高多年极端最低多年平均

　　气压多年平均水汽压

　　湿度多年平均多年平均年总量

　　降水量年最大降雨量

　　℃

　　38.3

　　℃

　　-1.4

　　hPa1010.0hPa23。1

　　%

　　80

　　mm2336。1

　　mm3611。3

　　多年最大风速风速

　　多年极大风速雷暴多年平均

　　m/s34。6

　　m/s52.5

　　d

　　85。7

　　发生时间2005.7。91955。1。12

　　20012008。9.242008.9.24

　　（2）台风灾害与设计风速广东省是我国热带气旋影响最为频繁的省份，历史上在广东省登陆的热带气旋超过登陆我国热带气旋总数的40％。

　　热带气旋对海上风电场有利也有弊，有利的一面是当热带气旋的风速低于风电机组的切出风速时，给海上风电场带来很好的

　　64

　　满负荷发电机会,不利的一面是当强烈热带气旋带来的狂风超出风电机组的承载能力时,会对风电机组造成破坏性影响，此外，强烈热带气旋带来的风暴潮也可能对规划海域风电场造成一定的破坏性影响。

　　根据中国气象局编制的《台风年鉴》、《热带气旋年鉴》资料分析,在广东沿海至福建厦门沿海地区登陆的热带气旋均可能严重影响规划海域.

　　在1949年至2008年60年间，在广东沿海至福建厦门沿海地区登陆的热带气旋有247个,其中达到台风量级(中心最大风力≥32.7m/s)的有136个,年平均2。3个。根据近海风机承受风荷载强度等级，简单统计广东省沿海登录台风的不同强度的登陆路径。根据阵风系数（1。4）和一类、二类风机进行登陆台风强度路径的标识。可以发现,登陆台风瞬时风速超过70m/s的仅发生在湛江附近海域，其他海域的登陆台风风速一般小于70m/s,也就是说选择一类风机是安全的.

　　登陆该区域的热带气旋一般集中在6~10月（约占9成),登陆时间最早的是2008年4月19日在广东省阳东县登陆的0801号台风,登陆时间最迟的是1974年12月2日在广东省台山市登陆的7427号台风。

　　65

　　广东沿海和海上是我国台风影响最为频繁的地区,但台风对广东海上风电发展的影响和应对措施、预防策略等的研究还很初步，建议尽快开展广东台风对海上风电发展的影响研究。

　　风速、风向受局部地形影响显著.考虑到闸坡海洋环境监测站与规划海上风电场地理位置近似,选用该站作为风电场风向、风速的参证站。

　　根据闸坡海洋站1961～2003年年最大风速观测资料，通过次数和时距换算以及高度订正后，采用极值Ⅰ型概率分布进行频率分析。即闸坡海洋站离地10m高五十年一遇10min平均最大风速为42。5m/s。

　　66

　　

　　

篇五：海上风电场建设

　　3776陆上集控中心和远方监控工程施工3877其他设备安装3878水土保持和环境保护安全及职业健康工程3979施工过程中专题及批文办理工作4110风电场移交42101移交时间42102移交资料4211分包商活单44111主要设备材料备选制造商活单4412附件48附件一工程项目概况主要技术要求及参数48附件二发包人提供资料目录55附件三主要规程规范和法律法规56附件四安全文明施工管理规定63附件五质量控制要求71附件六环境保护

　　珠海金湾海上风电场项目EPC总承包工程合同

　　第二卷

　　发包人要求

　　发包人：广东粤电珠海海上风电有限公司承包人：某某公司签订日期：2018年月日

　　目

　　12

　　录

　　工程概况..............................................................................................................................3场址条件..............................................................................................................................72.1海洋水文气象条件.......................................................................................................72.2工程地质条件...............................................................................................................82.3交通运输条件...............................................................................................................8

　　34

　　工程技术方案....................................................................................................................11工程施工条件....................................................................................................................114.1施工条件.....................................................................................................................11

　　5

　　设计与设备监造................................................................................................................135.1设计.............................................................................................................................135.2设备监造.....................................................................................................................18

　　6

　　设备及材料采购................................................................................................................186.1风力发电机组.............................................................................................................186.2塔筒.............................................................................................................................186.3电气设备.....................................................................................................................186.4风电机组基础（管桩）.............................................................................................266.5海上升压变电站建造.................................................................................................286.6其它设备.....................................................................................................................286.7材料采购.....................................................................................................................356.8其它物品采购.............................................................................................................356.9设备采购管理要求.....................................................................................................35

　　7

　　工程施工及安装................................................................................................................367.2风电机组基础施工.....................................................................................................367.3风力发电机组和塔筒安装.........................................................................................377.4海上升压变电站施工及安装.....................................................................................377.5海底电缆施工.............................................................................................................377.6陆上集控中心和远方监控工程施工.........................................................................38

　　7.7其他设备安装.............................................................................................................387.8水土保持和环境保护、安全及职业健康工程.........................................................397.9施工过程中专题及批文办理工作.............................................................................398风电场调试、试运行和验收............................................................................................39

　　9经济性分析..........................................................................................................................4110风电场移交......................................................................................................................42

　　10.1移交时间...................................................................................................................4210.2移交资料...................................................................................................................4211分包商清单......................................................................................................................44

　　11.1主要设备、材料备选制造商清单...............................................................................4412附件..................................................................................................................................48

　　附件一工程项目概况、主要技术要求及参数..............................................................48附件二发包人提供资料目录..........................................................................................55附件三主要规程规范和法律法规..................................................................................56附件四安全文明施工管理规定......................................................................................63附件五质量控制要求......................................................................................................71附件六环境保护..............................................................................................................80附件七设备制造监理及催交管理..................................................................................84附件八进度、安全考核协议..........................................................................................88

　　1工程概况工程名称：珠海金湾海上风电场项目EPC总承包工程建设规模：风电场装机容量为300MW，一次建成。建设模式：本项目投资方为广东粤电珠海海上风电有限公司，出资比例100%。该工程项目概况、主要技术要求及参数详见附件一。承包方式：本工程实行项目EPC总承包、交钥匙工程方式。承包主要要求：A、投标人必须明确一个风机机型进行投标，投标时所有的设计、供货、施工、调试、质保、备品备件、工具、发电量等等，都围绕此风机机型进行设计与相关方案的优化与建议。同时在设备购置费中的风力发电机组的报价须附采购意向书或采购证明（采购意向书或采购证明需列明厂家、选型、供货范围、大部件短名单、5年质保期及其备品备件、工装工具、主要的技术参数、报价）。该风力发电机组的选型在中标后、合同执行期间不予以调整，若有调整，发包人有权解除该EPC合同，相关责任和造成的损失由承包人负责。B、本项目招标人在可行性研究报告设计方案的基础上设定风机基础限额设计指标，投标人设计方案必须满足此要求，否则将被视为实质性不响应招标人要求。另外合同执行期间不予以调整，若有调整，发包人有权解除该EPC合同，相关责任和造成的损失由承包人负责。要求承包人必须委托具有丰富实施经验的国内外设计咨询机构协助开展风机基础设计工作，必须确保设计方案满足限额设计要求。招标人对风机基础设定限额设计指标并不减轻承包人对工程应负的责任。主要的限额设计指标如下：（1）风机基础结构型式：单桩基础不少于22台，四桩导管架基础不多于33台。（2）风机基础钢结构重量：一个单桩基础平均钢结构重量（钢管桩制作）不大于1400吨；一个四桩导管架基础平均钢结构重量（包括钢管桩制作、导管架制作）不大于1310吨，其中钢管桩不大于650吨，导管架不大于660吨。C、本合同承包人应编制主设备选型方案，针对发包方风电场多台风的地理环境，明确风力发电机组设备型号参数及主要设备的配置和参数，机组的防台性能分析，风机及主要设备对环境适应性所采取的措施。根据所选用的风机，参考发包方提供的风资源情况测算年发电量或等效利用小时数保证值。

　　D、承包人应制定完整的工程施工方案，在方案中明确施工队伍，施工机械、施工方法、施工进度、加工机具、运输方式、船舶吨位及配合船只，主要设备材料品牌、型号、参数。E、承包人应制定本工程项目的经济性方案，对工程项目进行投资经济性分析。根据风力发电机组技术方案、机位布置方式、桩基方案、施工方案、海上升压站设计方案、陆上集控中心方案、海底电缆方案等，测算风电场的建设成本和单位容量的投资，计算出项目的投资回报率。承包范围：承包人在本合同规定工程范围内申报办理自核准后直至竣工验收移交的全部工作，包括但不限于：所有手续(含所有专题报告、文件等编制、评审)、用海用地办理、全部设计、设备和材料采购（含监造）、建筑安装工程施工、设备调试、性能质量检测、试运行、质保期维护、验收、移交生产、机组通过竣工验收、以及项目执行全过程的安全保障投入落实（安全保障投入必须保证专款专用），并按本合同履行完所有义务等。承包人应对项目的工期、质量、安全、环保、信息、协调及费用总负责(本合同另有规定的除外)。其中：(1)本工程全部设计范围包括但不限于风力发电机组系统(含升压设备)、微观选址、风功率系统、电气系统、控制系统、防雷接地、防腐保护、消防系统、通风及空调系统、航标、通讯系统（含施工期间的通信保障系统）、海洋及潮位观测系统、给排水系统，以上各系统地上地下、水上水下建构筑物的结构和建筑的初步设计和施工图设计、初设概算、施工图预算、竣工图编制等工作。按国土、规划、海洋、环保、水保、海事、军事、航道、卫生、航空、安全等等单位及政府职能部门的要求，自行或委托有资质的单位按期完成全过程措施、设施的设计、施工、验收。(2)承包人的设备、材料供货及服务范围包括但不限于：1）风力发电机组：风力发电机组及其附属系统（含塔筒及附件）；2）钢结构：钢管桩、导管架（含附属构件）、海上升压站上部模块结构等；3）海缆及陆缆：各电压等级海底电缆、陆缆及附件；4）海上升压站和陆上集控中心：电气一次系统、电气二次系统、控制系统、应急

　　电源系统、通信系统（含施工期间的通信保障系统）、视频监控系统、通风及空调系统、消防系统、供水系统、污水处理系统等；5）辅助系统：风功率预测、海缆监测、安全监测、航标警示系统、海洋及潮位观测系统、火灾自动报警及消防控制系统、公共广播及语音系统、门禁系统等6）按环保、水保、海事、军事、职业安全与卫生、航空、电网等单位及政府职能部门的要求的设备及其备品备件及服务上述所有设备材料的采购、保管、安装、转运、试验、调试等。以及机组通过预验收后质保期内的全部备品备件及维护。(3)本工程所需的其他材料包括各电压等级电缆、控制电缆、光纤、接地材料、电缆保护套、项目海上整套防冲刷相关措施材料、牺牲阳极、海缆防护相关措施材料、锚定、标识等。(4)承包人应负责供货范围内设备的配套、完整，配备齐所供设备的备品、备件和专用工具、安装工装等，不管招标文件是否明确，承包人都应保证机组安全、顺利安装、可靠运行。(5)建筑及安装工程范围包括但不限于风力发电机组、海上升压站、陆上集控中心、海缆、陆缆等，承包的土建工程、安装工程、海洋保护工程、环境保护工程和调试，其工作范围与承包人的设计范围一致。(6)承包人应配合接入系统的设计，并在设计中充分考虑接入系统的场地布置和相应接口及材料（按照接入系统批复进行设计）。(7)调试所需的所有电气自动装置、保护设备的定值计算由承包人委托有资质的单位完成并将计算书和定值清单(连同电子版一式三份)交付发包人，相关设备与计算结果需符合法规及电网公司要求，所有计算书和定值清单需签名并加盖资质单位公章，并将资质单位的资质证书复印件加盖公章后作为附件。(8)承包人负责本项目合同生效日起至通过竣工验收期间、最终移交发包人全过程所涉及的所有保险的投保，费用包含在合同价格内。(9)承包人负责工程建设期间发包人、监理人以及发包人委托的第三方相关单位的水上交通。（10）工程监理由发包人另行委托，不列入总承包范围内。承包人有义务配合工程

　　监理各项工作。（11）承包人须委托符合法定资质的独立第三方设备监造单位实施设备监造工作。承包人委托的第三方设备监造单位应为发包人认可的设备监造单位，并应经发包人确认。为保护风电业主投资收益和降低风险，要求承包方必须委托独立的权威第三方认证机构，对海上升压站进行设计评估。（12）承包人负责核准后所有水上水下、地上地下所有专题论证、开工手续、质监安监手续办理；施工及试运行过程中按海洋、环保、水保、海事、军事、航道、卫生、航空、国土、规划、电网、安全等等政府职能部门与军方要求的完成相关专题论证、措施落实、监测（已包括海洋环评规定的相关观测费用）；负责工程验收阶段的所有的专题论证、检测评估、验收手续等。本项目设计、性能检测、验收阶段需委托第三方实施的费用包含在合同价格内。（13）承包人负责牵头用地用海征、租工作(用海的海域使用金及渔业补偿；陆上集控中心、上岸电缆用地的青赔及征租费用不含在总承包价格范围内，其余交钥匙工程所需的费用均已包含在签约合同价中，发包人无需另行支付)。（14）承包人负责与本工程范围内相关方的协调及承担所发生的费用。（15）承包人负责在本工程施工期间，与权威部门合作，可监测风电场区域当前海洋气象及未来趋势，需实现对风、雨、雷电、涌浪、雾及强对流天气的预报和预警，历史气象查询和统计追溯。（16）应综合考虑风险费用：1）不可抗力因素；2）风电场送出工程、用地用海、征地拆迁等影响；3）海洋、环保、水保、海事、军事、航道、卫生、航空、国土、规划、电网等等政府职能部门与军方要求的影响。（17）本工程拟采用基建MIS系统。基建MIS系统由发包人根据项目进度，为增强项目管理，所建立的并维护的基建MIS系统，承包人需要配合发包人执行基建MIS系统。（18）本项目在陆上集控中心建立集中一体化监控平台系统，实现风电场、海上升压站、陆上控制中心的监视和控制功能，且在本监控平台预留至广东省风电公司智能一

　　体化平台监控平台通讯接口，连接至广东省风电公司的远方集控中心，实现远方集控中心对全风电场监视与控制。风机、全厂海上及陆上电气一、二次、安全监测和海上及陆上相关辅控系统等必须开放端口及其控制权限并接入本项目陆上集控中心的一体化监控平台，涉及本项目监控系统的所有设备均属于承包人承包范围，承包人必须积极配合发包人，进行广东省风电公司智能一体化监控平台的安装与调试。（19）为达成本项目及时投产之目的，负责配合电网公司完成建设本项目送出工程所需的相关工作。（20）承包人负责为本工程海上升压站和风力发电机组进行安全监测，包括但不限于基础不均匀沉降监测、振动监测、倾斜监测、腐蚀控制监测、应力应变监测等（21）负责为本工程从施工工艺、施工方案、新材料、新技术等方面不少于获得2项省部级及以上科技成果和5项专利奖。（22）承包人需按照发包人要求的时间定期向发包人书面汇报项目进展及工作实施情况，发包人有权对承包人在承包范围内的工作进行监管。（23）因送出工程等因素影响，承包人需做好整个风电场已建工程的保护工作，保证设备、基础的质量，费用已包含在总承包合同范围内。（24）发包人已委托有资质的单位进行本工程岩土勘察工作，详细的岩土勘察成果见《发包人提供的资料》，勘察费用不作单列；若承包人认为发包人提供的详勘成果不满足工程需要，可自行开展勘察工作，费用已包含在总承包合同范围内。2场址条件2.1海洋水文气象条件2.1.1风能资源详见附件一。2.1.2潮汐详见附件一。2.1.3波浪详见附件一。2.1.4海流详见附件一。

　　2.1.5水温详见附件一。2.1.6泥沙详见附件一。2.1.7地形地貌详见附件一。2.2工程地质条件详见附件一。2.3交通运输条件2.3.1场外交通运输

　　本项目位于珠江三角洲西南侧高栏岛和万山群岛之间的南海海域，距离北侧的三灶的最近距离约10.5km，距离西北侧的高栏岛最近距离约10km，距离东北侧的横琴岛的最近距离约为15km，距离东侧小万山岛的最近距离约20.5km。主要通过海路与陆上交通系统连接。本项目建设规模较大，施工期外来物资运输量与高峰运输强度较大，并且本项目所运输的物资中，绝大部分属于超长、超重的风电机设备部件与钢管桩等大尺寸物件，对交通条件要求很高。珠海市水陆空交通系统网络较为完善，主要情况如下。(1)公路广东珠海金湾海上风电场所在的珠海市具有良好的路上交通系统。截止2010年7月，珠海市公路通车总里程为1360km，其中高速公路79.7km，共分为京珠、西部沿海高速、江珠高速，三级以上公路917.78km。公路密度为82km/100km2。正在新建高栏港高速公路、珠海机场高速公路；改造珠海大道(前山大桥-珠海大桥)、省道S365线(井岸二桥至斗门大桥)、省道S111线(港湾大道)等项目。(2)铁路广珠（广州-珠海）铁路自广州江村编组站南端引出，纵贯广州、佛山、江门、珠海四市，终点为珠海高栏港。全线设大田、官窑、丹灶、鹤山、江门南、古井、斗门、珠海西、高栏港9个车站。按国铁I级标准建造的电气化铁路，设计时速为120km，初期为货运，预留客运条件，已通车运行。广珠城际轨道交通是珠三角轨道交通网的主轴线之一，全线总长143km，其中广州

　　至珠海主线长117km，小榄至新会支线长约26km。主线北起广州市新广州站（广州南站），直达珠海核心拱北站。2011年1月7日，广珠城轨开通了从广州南站至珠海北站的13个车站，珠三角开始进入“一小时生活圈”，从广州南站到珠海北站只需要45分钟。(3)航空珠海金湾风电场东北侧有澳门国际机场，其跑道成东南——西北走向，机场侧面与风场的最近距离超过30km。场址正北侧有珠海三灶机场，其跑道成东北—西南走向，机场端面与风电场的最近距离约10.5km。陆空交通接驳方便。(4)港口珠海港已形成包括西部的高栏港区、东部的桂山港区以及九洲、香洲、唐家、洪湾、井岸、斗门等港区的港口格局，其中高栏和桂山为深水港区，其它为中小泊位区。根据《珠海港总体规划》，高栏港区位于珠海西南部海域，有港湾、岛屿的掩护，资源丰富，受珠江口下泄泥沙影响较小，具有建设深水港的优良自然条件。目前已建有南迳湾作业区。南迳湾作业区由南迳湾和铁炉湾两部分组成。南迳湾自新海能源（原岩谷）液化气码头至牛龙咀岸线规划为以液体散货中转为主的专业化港区，以危险品、油品、液体化工储存、分销、中转为主。铁炉湾为南迳湾作业区的远景发展预留作业区。桂山港区位于珠江出海口的万山群岛，是珠海港承担珠江三角洲地区油品水水转运的作业区和香港矿建材料供应的出口区。九洲港区是以城市生产生活物资运输、客运及对香港集装箱喂给为主的港区，地处珠海市区相对繁华地带，港区发展受城市制约，需要逐步调整货运功能。香洲、唐家港区位于珠江口西岸，斗门、井岸、洪湾港区位于内河水道，主要为珠海城市建设、生活物资运输和少量喂给香港的集装箱运输及陆岛交通服务。建设有千吨级以下生产性泊位。(5)场址附近水道拟建金湾风电场附近的船舶航线主要为：广州、香港、粤东—东南亚、海南、广西、粤西的川岛南、川岛北航线，其中，最近的有位于工程以北2.0km的中小型船舶习惯航路，位于工程以南最近距离约2.0km的湛江-广州、香港、粤东的川南航线。珠海金湾海上风电场附近的船舶航线图见图2.1-4。本工程风电区域距高栏港1#锚地最近距离

　　约4.0km。川岛南航线水深18米以上。主要助航标志有乌猪洲、围夹洲、南澳岛、犁头嘴、东大帆石、漭洲、南鹏、黄程岛。

　　图2.3.3-1

　　场址附近船舶航线图

　　2.3.2场内交通运输本工程的场内交通运输包括海上施工项目的场内水上交通运输及集控中心内的场内陆上交通运输。本工程无配套施工码头，由承包人提供解决方案，并承担相关费用。(1)水上交通运输本工程场内交通运输的主要有风机基础构配件、海上风机主要部件或整机、各种施工设备、零星材料及构配件的运输。运输工具主要为各类运输船、施工专用船舶等，接卸设备主要为码头吊机、船舶自带起重设备或专用起重船等。工程实施期间，风电场场内规划主航道与场址周边现有航道连接，增设航道标识及警示措施，避免船舶搁浅或触礁，确保施工期间的水上运输安全。本工程风机布置区域属于近海的区域，水深条件介于-10m~-25m之间，风机之间的间距超过1km，可满足常规船只正常运行，与陆域的桂山港、九洲港和高栏港等港口之间可通过进出港航道相互联系，因此场内交通运输通过船只自航或拖轮牵引进行移位与航行。考虑到风电场场址地处繁忙航道区域，所以风电场址外一定海域应采取相应的安全警示措施，避免其他船舶的靠近风电场。

　　(2)场内陆上交通运输场内陆上交通运输主要存在于陆上施工项目，陆上的交通运输主要依靠场内规划的施工便道或轨道，运输设备主要为汽车、门式起重机、履带吊或其它流动机械。3工程技术方案见附件一。4工程施工条件4.1施工条件4.1.1交通条件交通运输条件见2.3，仅供参考。4.1.2场地条件因施工需要，承包人需要使用项目场址用海范围外的海域，承包人应按相关政策法规办理相关海域使用权证，自行解决施工用海。施工期间生产及生活设施由承包人在发包人指定的用地范围内建设或自行考虑。4.1.3施工给排水承包人的施工、生活用水费用由承包人自理。承包人生产及生活排水应按照国家相关海上施工时海洋环境保护法律法规的相关规定进行处理后排放，参照附件六环境保护的要求，生活污水必须经过水处理设施处理合格后才能排放。4.1.4施工用电承包人的施工电源由承包人自行解决，根据现场实际情况，建议承包人自备柴油发电机，承包人负责提供电量计量表、电缆等，并根据现场具体情况进行安装及维护，相关施工、生活等用电费用自理，相关费用亦包含在投标报价中。本项目陆上集控中心施工电源后续作为陆上集控中心备用电源，承包人负责与之相关的所有工作（含土建工程、设备与材料采购、施工、调试等），确保达到项目验收要求。4.1.5施工用气承包人工作所需的气源由承包人自行解决，费用自理。4.1.6施工通信承包人工作所需的通信由承包人自行解决，但需要保证业主与承包商、分包商等联

　　系需求，以上产生费用均由承包人自理。承包人应自行负责设计、施工、采购、安装、管理和维修其施工现场内部的通信服务设施。承包人应为发包人、监理人和其他承包人使用其内部通信设施提供方便。承包人应确保本项目场区内各种作业面的通讯全过程无盲点，并确保在项目在正式施工前提前1个月完成施工通讯的正常工作。承包方应负责以下施工期通讯方案的实施工作：（1）日常通讯。应在项目施工前完成施工阶段的日常通信保障系统建立。日常通讯可考虑采用在本项目海上测风塔位置委托通讯运营商建立通讯微波基站的方式，并根据通信区域树立若干无线发生器设备，承包方负责承担通讯基站建立与投入运行后维护等所有费用并负责组织实施工作。因本项目海上测风塔上已有气象和水文观测设备，禁止在施工期间损坏一切有关气象和水文观测设备，如有损坏，承包人按原价赔偿。（2）应急通讯（卫星）。应急通讯采用卫星电话方式。承包方负责承担建立卫星通讯所需的所有费用以及负责组织实施工作。（3）船舶VHF通讯。承包方负责在项目岸边设立VHF基站，所有施工船舶应设置VHF设施并确保VHF设备系统正常工作。船舶VHF通讯必须满足船舶海事管理部门的有关规定。4.1.7生产、生活用地

　　序号123

　　名称项目办公区生活临建现场材料堆场

　　形式承包人自理承包人自理承包人自理

　　可以布置区域在发包人指定的区域内或自行建设在发包人指定的区域内或自行建设集中堆放于发包人指定区域或自行建设

　　备注

　　除以上生产、生活用地外，如工程施工过程所必需的设备转运、仓储及其它施工用地等为实现本合同目的而产生的临时用地，均由承包人自理。4.1.8发包人提供的施工条件提供水文气象资料发包人向承包人提供与本合同工程有关的水文气象资料，但只对列入合同文件的水文气象负责，不对承包人使用上述资料所作的分析、判断和推论负责。

　　4.1.9施工控制测量网测量基准点、基准线和水准点及其书面资料由承包人负责提供。承包人应根据国家测绘基准、测绘系统和工程测量技术规范，按上述基准点（线）以及合同工程精度要求，测设施工控制网，并将施工控制网资料报送监理人批准。4.1.10工程地质资料工程地质资料由发包人提供，相关要求见“5设计与设备监造”章节。5设计与设备监造5.1设计

　　工作范围包括：标段范围内全部工程设计，包括风机基础、海底电缆、海缆与陆缆接头、陆上连接电缆、海上升压变电站（含风功率预测和海洋及潮位观测系统）、陆上集控中心、防浪、道路等。具体内容包括但不限于以下内容：初步设计(含专题设计)、施工图设计、按发包人要求编制初设概算、执行概算、施工图概算、竣工图编制、编制工程进度图表，为发包人施工图审查提供必要的文件和资料等。组织与本项目工程有关的设计会议，提供所需的相关设计资料及报告。5.1.1初步设计

　　（1）初步设计至少在以下（但不限于）方面进行专题设计：○1、风机微观选址专题（重点考虑尾流影响及不良地质的影响）；○2、风力发电机组选型专题（含风机轮毂高度比选，年发电量复核报告）；○3、风机基础设计专题（包括但不限于防腐蚀设计；防冲刷设计；靠船和防撞设计；电缆接入及附属结构设计；防漂浮物撞击及基础结构变形；基础的不均匀沉降监测、振动监测、倾斜监测、腐蚀控制监测、应力应变监测设计等）；○4、海上升压站设计专题（平面布置、基础设计、上部结构设计、暖通、消防、给排水等）；○5、海上升压站电气设备选型专题；○6、集电主海缆和送出海缆布置及敷设方案设计专题（含海缆在线智能监测系统方案）；○7、施工组织设计专题；○8、海上风电防台风专题；

　　○9、电气系统工程设计专题；10、全场控制系统设计专题；○11、陆上控制中心设计专题（集控中心、无功补偿、GIS楼以及其他辅助设施○的设计，建筑、道路钻孔要求等）；12、无功专题；○（2）除以上专题设计，初步设计还包括但不限于以下内容：○1、海上风功率预测方案比选；○2、海洋及潮位观测系统设计（包含设备比选）设计；○3、海上风场发电优化分析；○4、海上风电场后续尾流影响分析；○5、全部照明、给排水、通风、空调、智能办公设计；○6、全厂建、构筑物、设备、设施的防雷及接地系统等设计；○7、建筑区域景观绿化及其浇灌系统设计；○8、环保治理、劳动安全及工业卫生设计；○9、通讯系统设计（包括风电场光传输系统、变电站内通信系统、系统通讯设计）；10、本工程所有标记的设计；○11、安全、职业健康、环境、水保“三同时”的设计；○12、陆上连接段电缆与附件及电缆沟选型、敷设专题设计（已包含海缆与陆缆○接头）13、工程造价的经济性和合理性分析、控制造价的具体措施；○14、用海征迁方案；○1○5、场区总平面布置方案；1○6、选择4台风机、海上升压站、陆上集控中心针对继保室和风机内机柜作为监测对象，控制柜内的电路板腐蚀在线监测设计；1○7海上升压站基础的不均匀沉降监测、振动监测、倾斜监测、腐蚀控制监测、应力应变监测设计等；编制初步设计报告（含概算书）：在专题设计的基础上编制初步设计报告，编制概算书，组织初步设计审查，设计成果应通过专家评审，根据审查结论负

　　责在本合同规定范围内进行必要的调整和补充，并重新提交经发包人确认。其中，安全、职业健康、环境、水保“三同时”的设计，需要专篇编制、评审及报审、报备的相关要求。

　　5.1.2施工图设计（1）、进行专题设计，施工图设计需至少在以下（但不限于）方面进行专题设计并优化：○1、风机微观选址专题（重点考虑尾流影响及不良地质的影响）○2、风力发电机组选型专题（含风机轮毂高度比选）。○3、风机基础设计专题（包括但不限于极限工况极限状态分析（ULS）：桩承载力；偶然工况极限状态分析（ALS）：桩承载力；发电工况极限状态分析（SLS）：固有频率分析和倾斜评估；疲劳工况极限状态分析（FLS）：桩的可打入性和疲劳分析；防腐蚀设计、防冲刷设计、靠船和防撞设计、电缆接入及附属结构设计、防漂浮物撞击及基础结构变形、基础的不均匀沉降监测、振动监测、倾斜监测、腐蚀控制监测、应力应变监测设计等）○4、海上升压站设计专题（平面布置、基础设计、上部结构设计、暖通、消防、给排水等）○5、海上升压站电气设备选型专题○6、集电海缆和送出海缆布置及敷设方案设计专题（含海缆在线综合监测）○7、施工组织专题○8、海上风电防台风专题○9、电气系统工程设计专题10、全场控制系统设计专题○11、陆上控制中心设计专题○12、无功专题○（2）、除以上专题设计，施工图设计还包括但不限于以下内容：○1、海上风功率预测方案比选○2、海上风场发电优化分析○3、海上风电场后续尾流影响分析

　　○4、全部照明、给排水、通风、空调、智能办公设计○5、陆上连接段电缆与附件及电缆沟选型、敷设专题设计（已包含海缆与陆缆

　　接头）

　　○6、全厂建、构筑物、设备、设施的防雷及接地系统等设计○7、工程造价合理性分析、控制造价措施○8、建筑区域景观绿化及其浇灌系统设计○9、环保治理、劳动安全及工业卫生设计10、通讯系统设计；包括风电场光传输系统、变电站内通信系统、系统通讯设○计11、航道航标设计○12、本工程所有标记的设计○13、防洪设计：包含所有陆上的永久工程、临时工程的防洪、排水系统设计○14、施工图阶段进行风电场发电量收口计算○15、海上升压站基础的不均匀沉降监测、振动监测、倾斜监测、腐蚀控制监测、○应力应变监测设计等编制施工图设计说明和施工图预算：在专题设计和其他设计的基础上编制施工图设计说明（含图纸），编制施工图预算书，组织施工图设计审查，根据审查结论负责在本合同规定范围内进行必要的调整和补充，并重新提交发包人确认。5.1.3竣工图编制

　　竣工图编制满足《电力工程竣工图文件编制规定》DL/T5229-2005的有关规定。5.1.4现场设代服务，从施工开始直至调试验收过程，按照工作进度需要派驻勘察、

　　测量、土建结构、水工结构、施工、电气等专业主设人驻场配合，总人月不少于40人月。5.1.5图纸要求

　　1)承包人提供的资料应使用中国法定计量单位。技术资料和图纸的文种为中文。进口设备提供的图纸和资料应翻译成中文随同原文一并提交发包人，图纸资料以英文为准。设备资料除提供书面文件外还应提供电子文档，电子文档图纸应为AutoCAD格式，文本文件应为Word/Excel格式。2)承包人图纸、资料的提交应及时充分，并负责要求设备制造厂提供的图纸、资料

　　能满足发包人对运行规程编写、运行人员培训、检修规程编写、检修人员培训、设备监造检验进度要求。5.1.6参加合同谈判、编制工程进度图表，为施工图审查提供必要的文件和资料等，

　　不含送出工程。5.1.7承包人组织风机制造商、承包人、发包人三方参与设计联络会发包人、承包人和风机制造商承包人之间将举行设计联络会议，以讨论有关具体要求、澄清本技术规范书中的疑问，并进行必要的协调工作。5.1.7.1规定的设计联络会第一次联络会议主题：讨论风电场微观选址方案、风电机组基础设计、审查和讨论塔筒的设计图纸及其有关细节。地点：发包人所在地或发包人确认的地方时间：风机合同签订后30天内第二次联络会议主题：讨论设备吊装和运输方案，机组主要设备配置，设备生产计划，电气部分（关于短路电流、接地、谐波、功率因数、电压波动影响等），计算机监控系统硬件的选择及配置，远程通信系统的通讯规约，以及相关的设计技术文件，设备监造及出厂前的验收计划安排。地点：发包人确认的地方时间：合同签订后60天内第三次联络会议主题：工程进度，如：交货、培训、安装、调试和协调等。地点：发包人所在地或发包人确认的地方主办方：承包人时间：合同签订后140天内风电场设计单位及工程监理单位将参加会议。每次联络会议都应签署会议纪要，会议纪要由承包人负责编写，风机制造商配合，讨论的项目和结论用中文书写，经双方复核签字后发给与会者。

　　5.7.1.2额外的设计联络会除上述规定的联络会以外，如果有重要问题需要双方研究和讨论，经协商，可另外召开联络会，承包人负责费用。5.7.1..3设计联络会的组织每次设计联络会由主办方承包人承担组织。设计联络会的会议准备、会议设施由主办方负责，会议的文件资料、补充研究或试验等工作由风机制造商承包人承担，发包人对风机制造商承包人的设计确认并不减轻风机制造商承包人对工程应负的责任。5.2设备监造承包人应委托符合法定资质的独立第三方设备监造单位实施设备监造工作。承包人委托的第三方设备监造单位应为发包人认可的设备监造单位，并应经发包人确认。设备监造单位应同时向发包人（作为设备最终用户，即最终委托人）负责，并接受发包人的管理。设备监造实施方案详见《附件1-F设备监造实施方案及要求》。6设备及材料采购承包人所发出重要的设备或材料的招标技术规范应经发包人确认，加工制作、生产安装过程中所有更改必须经发包人确认。设备或材料在发包人指定名录（分包商清单：主要设备、材料备选制造商清单）中依法选择确定，以最高价计入总价，最终在合同签订时由发包人确定。没有给出名录的设备，承包人自主依法选择，最终选择结果在执行前由发包人审核并确认。以下所列的设备及材料的技术参数及数量应按照可研的要求配置，后续若与初步设计产生冲突，则以后续的初步设计及施工图设计评审结果为准。6.1风力发电机组要求详见《附件1-A风电机组及其附属设备（含塔筒及附件）技术条款》。6.2塔筒要求详见《附件1-A风电机组及其附属设备（含塔筒及附件）技术条款》。6.3电气设备6.3.1电气设备制造厂应满足的商务资质电气设备制造厂必须持有制造设备所需的国家強制性的生产许可证(若需)、国家认

　　证委员会对必须强制认证的产品颁发的“3C”证书(若必需)和电气设备接入电网、网络所需的接口要求，关于“接入电网的设备”，电网公司有要求的必须按电网公司要求执行。电气设备制造厂必须提供设备型式试验报告和/或鉴定报告和/或性能验收试验报告，达到技术先进、成熟、安全可靠、环保和满足国家节能降耗的相关要求，需成套供货的满足成套供货的要求。电气设备安全可靠，近三年未发生因产品质量引发的重大事故，无不良业绩。6.3.2电气系统本工程考虑设一座220kV海上升压站加一座陆上集控中心；设一座220kV海上升压站，布置两台220/35/35kV，容量为180MVA的主变压器，220kV侧采用2进2出内桥型接线，35kV侧采用两组单母分段接线；本侧采用两组单母分段接线。本工程初步考虑采用2回220kV三芯3×500mm2XLPE绝缘海底电缆送至登陆点，由登陆点采用2回3根单芯1x500mm2XLPE陆上电缆送至集控中心。集控中心布置220kV高压配电装置，不考虑远期接入，采用3进1出单母线接线。详见附件可研报告相关图纸。6.3.36.3.3.1电气设备技术要求(最低性能指标)应遵照最新版本的国家标准(GB)、国标制(SI)、国际标准组织(ISO)、行业

　　标准(DL)、国际电工组织（IEC)等，当标准间有矛盾时，按照较高指标执行。6.3.3.2防护等级及防腐要求

　　1)防护等级海上电气防护等级应不小于下表规定。表电气设备防护等级要求安装地点带空调的室内不带空调的室内室外防护等级要求IP44IP54IP56

　　2)防腐要求电气设备的选择需考虑防腐、震动、潮湿、盐雾等因素。电气设备防腐应符合现行

　　国家标准《色漆和清漆防护涂料体系对钢结构的防腐蚀保护》GB/T30790以及《钢结构防护涂料系统的防腐蚀保护》(ISO12944)环境分类的规定。金属材料表面处理应满足《涂装前钢材表面锈蚀等级和防锈等级》要求；油漆喷涂应满足《防腐蚀涂层涂装技术规范》要求。海上:暴露在海洋大气区的电气设备的腐蚀等级应为C5-M级，室内电气设备防腐等级应达C4级要求。设备的外壳、连接部件、裸露金属部分、与大气长时间直接接触等部分进行防腐蚀特殊处理，并应保证设备能安全可靠的运行不少于风电场全生命周期。3)针对于海缆、设备连接电缆或低压动力电缆穿越甲板或内外舱壁时应采用防火封堵，封堵材料应密封性好、耐腐蚀、抗老化，经过认证。6.3.3.3抗倾斜、抗振动、抗震要求

　　海上：设备在运输过程及海上升压变电站运行过程中，均有风浪、潮流、靠船等外部环境影响，因此设备应具有抗倾斜、抗振动、抗震的能力，并在本体适当位置设置固定用元件以便适航固定，并增加海上户外设备防台风措施的要求。海上/陆上：参照《中国地震动参数区划图》(GB18306－2015)，某某县某某镇、某某镇区域属抗震设防烈度为7度区，设计基本地震加速度值为0.15g，设计地震分组为第一组。风电场工程海域和陆地场地类别为Ⅲ。电气设备应按照规范进行抗震设计，并提供震动测试报告（如有）。6.3.4主变压器1）海上升压站本工程海上升压站的主变压器选用2台220kV、180MVA三相、油浸式、低损耗、铜绕组、自然油循环自冷却、低压双分裂有载调压电力变压器供货范围—器身(包括铁芯、绕组、绝缘结构等)—油箱(包括油箱、装于油箱上的气管、油管、各种阀门、旋塞、铭牌、接线端子、吊耳、顶起垫、梯子、适航固定装置、电缆固定装置等)—套管及附件(包括高压电缆终端箱、高压中性点油/气套管、低压电缆终端箱座、铁芯和夹件接地小套管、法兰等)—储油系统(包括储油柜、防止油与周围空气接触的胶囊及隔膜、吸湿器、油气管

　　路、蝶阀、旋塞、管道纵向补偿装置等)—有载调压装置及控制箱—高压及中性点套管电流互感器—变压器油(供每台变压器总油量的110%)—散热器(含散热器支架)—变压器状态在线监测系统—保护和信号装置(包括油位表、瓦斯继电器、压力释放装置、油流继电器、压力突变继电器、油面温度控制器、绕组温度计等)—变压器端子箱—电缆及电缆固定槽盒(包括合同设备及部件内部连接和彼此之间的所有连接电缆及槽盒)—中性点成套设备及支架、支柱—设备及附件的底座及连接件—隔震设备等附件(如有)—设备安装、试验、拆卸和重新组装所必需的专用工具、专用设备、配件、特殊安装、检验和试验用材料和其他设备。—为本合同设备运行和维护所需的备品备件以上设备供货范围需满足本工程技术要求。主要电气参数如下：型号：SZ11-180000/220额定容量：额定电压：调压方式：180/90-90MVA230±8x1.25%/35-35kV高压侧线端设有载调压分接开关YN，d11，d11

　　线圈联接组别：

　　电抗：全穿越16%,半穿越30%（暂定）防腐要求：见6.3.3.2对应要求抗倾斜、抗振动、抗震要求：见6.3.3.3对应要求布置：海上升压变电站

　　2）陆上集控中心陆上集控中心降压变选用1台容量为50MVA(容量以初步设计为准)，三相、双绕组、自然油循环、自冷却型、油浸式、低损耗电力变压器。辅助设备及其它为保证电力变压器正常运行所必需的附属装置(含中性点组合式设备)的设计、制造、试验、包装、运输、交货、提供工厂图纸及资料，以及现场安装调试和海运等的技术服务工作。供货范围—器身—油箱—套管及附件—储油系统—有载调压装置及控制箱—高压及中性点套管电流互感器—变压器油—散热器—变压器油色谱在线监测系统—保护和信号装置—变压器端子箱—电缆及电缆固定槽盒(包括合同设备及部件内部连接和彼此之间的所有连接电缆及槽盒)—中性点成套设备及支架、支柱—设备及附件的底座及连接件—隔震设备等附件(如有)—设备安装、试验、拆卸和重新组装所必需的专用工具、专用设备、配件、特殊安装、检验和试验用材料和其他设备。—为本合同设备运行和维护所需的备品备件以上设备供货范围需满足本工程技术要求。主要电气参数如下：型号：容量：SZ11-50000/22050000kVA

　　电压组合：

　　230±8x1.25%/35kV

　　联接组标号：YN，d11电抗：10.5%（暂定）

　　6.3.5220kV配电装置220kV开关设备采用户内GIS。海上升压站GIS采用内桥型接线，两个进线间隔，两个出线间隔，两个母线设备间隔。主要的电气参数如下：额定电压：额定电流：252kV2000A50kA125kA

　　额定开断电流：额定关合电流：

　　陆上集控中心GIS采用单母线接线，三个进线间隔，一个出线间隔，一个母线设备间隔。主要的电气参数如下：额定电压：额定电流：252kV2000A50kA125kA

　　额定开断电流：额定关合电流：

　　6.3.635kV配电装置1）海上升压站35kV配电装置选用户内成套SF6充气柜。额定电压：额定电流：1250A/2500A40.5kV

　　（风机进线侧/主变低压侧、分段柜）额定短路开断电流(有效值)：31.5kA额定动稳定电流(峰值)：2）陆上集控中心选用金属铠装中置开关柜，其中SF6断路器选用国际知名品牌。。80kA

　　额定电压：额定电流：

　　40.5kV1250A（无功补偿进线柜）2000A（降压变低压侧柜）31.5kA80kA

　　额定开断电流：

　　额定峰值耐受电流：

　　6.3.7

　　无功补偿装置

　　1）陆上集控中心在陆上集控中心装设SVG无功补偿装置，静止无功发生器（SVG）额定容量为-40.39Mvar~+33.71Mvar，考虑配置两套额定电压35kV，额定容量±25Mvar的SVG无功补偿装置。额定电压：额定容量：数量：2套在陆上集控中心装设两套并联电抗器，在220kV海缆陆上集控中心侧各海缆间隔加装一套高压电抗器。额定电压：额定容量：数量：2套220kV20Mvar35kV±25Mvar

　　6.3.835kV侧中性点接地设备本工程35kV侧总电容电流约490A，按照运行方式，每段母线最大电容电流约245A，35kV侧中性点接地设备采用接地变压器加中性点电阻的接地方式，主要电气参数如下：1）接地变压器型号：DKSC-1000/35接地变额定容量：1000kVA电压组合：接线组别：35±2×2.5%/0.4kVZN

　　阻抗电压：2）接地电阻额定电阻：额定通流：

　　Ud=6.5%

　　40.5欧姆500A，10s

　　6.3.9

　　站用变压器

　　1）站用接地变压器(海上升压站)：型号：DKSC-1800/800/35额定容量：电压组合：接线组别：阻抗电压：1800kVA二次侧容量800kVA35±2×2.5%/0.4kVZN，yn11Ud=8%

　　2）站用变压器(陆上集控中心)：型号：SC11-800/10额定容量：电压组合：接线组别：阻抗电压：800kVA35±2×2.5%/0.4kVD，yn11Ud=4%

　　3）市电备用站用变压器(陆上集控中心)：型号：SC11-800/10额定容量：电压组合：接线组别：阻抗电压：800kVA35±2×2.5%/0.4kVD，yn11Ud=4%

　　6.3.101）柴油发电机(海上升压站，需要满足船机标准)：

　　额定容量：数量：1台。

　　500kW，400V

　　2）柴油发电机(陆上集控中心)：额定容量：数量：1台。400kW，400V

　　6.3.11

　　35kV海底电缆

　　要求详见《附件1-C海底电缆技术条款》。

　　6.3.12

　　220kV海底电缆

　　要求详见《附件1-C海底电缆技术条款》。6.3.13低压开关柜柜内的断路器、空开、热继电器、APS等需选用国际知名品牌。6.3.14海上升压站和陆上集控中心的蓄电池组蓄电池需为原装进口管式胶体阀控铅酸密封蓄电池，按照“南方电网公司反事故措施（2018版）”要求，设计配置有两套蓄电池组的，应使用不同厂家的产品。6.4风电机组基础（管桩）本工程风电机组基础加工厂除了满足总承包的要求(资格、资质、业绩除外)外，还应满足发包人对风电机组基础加工厂的商务资质要求和技术要求。要求详见《附件1-D风机基础施工技术条款》。6.4.1风电机组基础加工厂生产厂房、生产设备、场堆、工艺流程须满足本项目的需求。切割、卷制、焊接、喷砂及涂装必须在合适的厂房内进行，喷砂及涂装厂房必须安装除湿、除尘及温度控制等环境控制设备，要有足够大的露天堆场满足本项目的储存要求。应有数控切割机、激光检验仪、四辊卷板机等必须设备。上岗焊工必须持有经省、市级劳动部门考试合格签发的锅炉压力容器与工作相适应的上岗证。6.4.2风电机组基础加工厂具有国内用户已签署业绩证明，承包人应在近3年来有连续2年从事海洋工程特别是海上风电钢结构制造的业绩、有海上风机基础在1个海上

　　风电场成功安装并投入一年商业运行的业绩。无不良业绩。6.4.3风电机组基础钢材应满足技术要求如下：国产板材主要用于风电机组基础的卷制。国产板材应符合GB712-2011以及GB/T5313-2010标准，同时还应满足下述要求。6.4.3.1屈服强度DH36、DH36-Z35级的钢材要求采用上屈服点，下屈服点要求大于等于355Mpa。6.4.3.2碳当量按照不同厚度的板材，DH36、DH36-Z35级钢材的碳当量应满足GB712-2011规定的要求。Q345B级的钢材的碳当量应小于或等于0.44%(熔炼分析)。6.4.3.3冲击韧性本工程所需钢材均要求做冲击试验。钢材的夏比V型缺口冲击试验试样的截取位置和数量应当符合中国船级社《海上固定平台入级与建造规范》的规定。冲击试验温度、试验方向和能量按GB712-2011中表5执行。6.4.3.4Z向性能对于承受高约束、抗冲击、塑性疲劳和层状撕裂的关键管节点应由具有Z向性能的钢板卷制。DH36-Z35钢板应满足GB/T5313-2010要求。厚度方向试验和验收标准要求Z35的断面收缩率三个试样平均值应不小于35%，单个试样值应不小于25%。逐张钢板测量含硫量，分析结果应符合GB/T5313-2010。6.4.3.5超声波检验

　　对于GB712-2011的DH36和DH36-Z35钢板，要求逐张按NB/T47013进行超声波探伤，达到I级标准，并出具报告。对于其它材质的厚度等于或大于25mm的钢板要求逐张进行超声波探伤。达到I级标准。风电机组基础法兰按风机厂家的设计要求进行加工及验收。6.4.3.6交货状态除非发包人另有批准，厚度大于25mm的D级、厚度大于12mm的DH36、DH36-Z35

　　及所有厚度的E级、E32、E36和E36-Z35钢板为正火交货，其它牌号及厚度的钢板为热轧、控轧或正火交货。6.4.3.7尺寸误差板的宽度和长度：+50mm，-0mm板的厚度按GB/T709-2006B级的规定，厚度负偏差均应为不大于0.3mm。

　　6.5海上升压变电站建造本工程海上升压变电站加工厂除了满足总承包的要求(资格、资质、业绩除外)外，还应满足发包人对海上升压变电站加工厂的商务资质要求和技术要求。本项目须将通讯设备、风功率预测系统和海洋及潮位观测系统。其中风功率预测系统中的测风设备和海洋潮位观测设备安装于海上升压站，海上升压站的建造必须满足此相关设计要求。承包人按技术条款的规定以及施工图纸的要求，负责风功率预测系统含（测风塔设备）和潮位观测系统的采购、运输、安装、检验等工作，施工及质保期2年的维护。详见《附件1-B海上升压站技术条款》。6.6其它设备6.6.1风功率预测系统6.6.1.1风电功率预测系统应该是行业知名的成熟产品，应具有至少十个国内50MW级及以上风电场的应用及两年以上的运行业绩。6.6.1.2风电功率预测系统应适用于海上风电场，功能和性能要求应满足GB/T19963-2011《风电场接入电力系统技术规定》、国能新能[2011]177号《国家能源局关于引发风电场功率预测预报管理暂行办法的通知》、国能新能[2012]12号《国家能源局关于印发风电功率预报与电网协调运行实施细则（试行）的通知》、NB/T31046-2013《风电功率预测系统功能规范》及《南方电网并网风电功率预测功能规范》。6.6.1.3系统必须保证实现与风电场一体化监控系统和风电机组监控系统的数据通讯，互通互联，支持多种通讯协议，包括IEEE802系列标准、TCP/IP、DL/T634（IEC60870-5）、IEC61400-25、DL/T860（IEC61850）、ModBus、CDT、OPC、XMLDA1.0等协议或规范要求，具有很好的兼容性。

　　6.6.1.4承包人负责完成所有设备包括风机监控系统、风电场一体化监控系统、测风仪器等的接口连接调试工作，承包人须无条件提供一切技术服务确保通信实现6.6.1.5具有方便灵活的查询、统计以及图表展示功能。6.6.1.6系统文档准确、详细。系统文档必须直观、准确描述系统，对功能架构、业务流程等信息准确细致描述，为系统日常应用和二次开发提供准确的依据。6.6.1.7.风功率预测系统的测风设备为固定式，安装至海上升压站中，采用激光雷达测风设备，并满足本项目并网前广东电网公司对风功率预测系统的各项要求。6.6.2承包人需要采购陆上集控中心需要的电视背景墙。具备数字矩阵的功能，可以将任意一路图像调到电视墙的任意一块监视器上进行显示，每一块监视器支持1/4/9/16等多种分割模式；可以支持分组轮询、视频轮询等多种轮询模式；可以采用专业控制键盘对电视墙进行视频切换，视频调用等操作。电视墙显示系统技术要求系统概述大屏幕显示系统把国际最卓越的DLP高清晰数字显示技术、显示单元无缝拼接技术、多屏图像处理技术、信号切换技术、网络技术等科技手段的应用综合为一体，形成一个拥有高亮度、高清晰度、技术先进、功能强大、使用方便的大屏幕投影显示系统，从而为本项目提供了一个网络集中监控平台，并可以拓展为信息资源共享平台、分析决策平台和指挥调度平台的显示系统。通过大屏幕显示系统，可以轻松实现直观、实时、全方位地集中显示视频监控的信息，也支持接入其他系统的信息在大屏幕上可根据需要以任意大小、任意位置和任意组合进行显示，并且对显示信息进行智能化管理，以便于指挥中枢准确、实时全面的观看和掌握各方面信息并做出正确的决策，大大提高了指挥调度决策的效率，增强了各信息显示的直观性和可操作性。大屏幕显示系统主要包括用户信号源、信号传输切换、信号处理、信号显示和控制系统等几部分。承包人提供的大屏幕显示系统拼接墙应由8套60"DLP一体化显示单元以2（行）×4（列）的方式拼接而成。规格如下：单屏面积：1330mm(宽)×748mm(高)≈0.99m²整屏面积：1330mm(宽)×4×748mm(高)×2

　　=5320mm(宽)×1496mm(高)≈7.96m²系统由8套60"的投影单元、1套Digicom®HC3000多屏处理器系统、VWAS控制管理软件及等附属的外围设备组成。整套系统采用最新一代的DLP数字光处理技术，所有设备均采用模块化的设计。具备良好的稳定性、可靠性、安全性，并具备良好的显示信号数量的扩展能力。系统是集中实时信息收集、传递、处理、显示于一体，用户多种综合应用系统特点是大信息量、实时显示处理，为满足在同一时间对多个子系统的监控需求，需要大面积的显示平台，可同时监控各方面的信息。为此整套大屏幕显示系统在Digicom多屏处理器的管理下，能够提供高分辨率统一显示平台，从而显示各种高分辨率图形，可在兄弟单位和上级领导来参观学习时方便快捷的实现显示标语、欢迎词或高分辨率的演示图片，也可整墙显示超高分辨率的大型完整的网络图形GIS、GPS（可选配置），充分利用大屏幕系统显示面积大，分辨率高，显示效果好的优势，2×4全墙分辨率为：（1920×4）×（1080×2）=7680×2160。作为DLP大屏幕系统的核心，投影机芯的显示效果和性能决定了整套系统的显示效果和性能。显示单元选用的是目前业内最新技术的3×6点阵式LED光源的高清投影机，具有1920×1080的高分辨率输出。其中的关键部件LED绿色光源，具有寿命超长、色彩饱和度高稳定性好等特点，消除了用户对系统需更要换灯泡及色轮的顾虑，可实现系统的最简易维护。DLP显示单元的技术参数DLP显示单元E-PH605总体指标单元尺寸显示模式分辨率光源类型光源寿命亮度标准配置60"DLP技术（单片0.95"DMD，Darkchip3，12°）1920×1080像素3×6点阵式冗余LED光源照明≥60000小时≥1000ANSI流明（明亮模式）

　　对比度均匀度屏幕视角拼缝防尘等级信号处理IP信号接入（IP主控板可选）

　　2000：1≥95%GUCS屏幕水平视角≥170º，垂直视角≥110º≤0.5mmIP5X

　　RJ45

　　数字IP信号

　　支持3路1080p或16路D1解码显示分辨率：640×480~1920×1200水平：31KHz~75KHz垂直：59Hz~61Hz点时钟：25~165MHz

　　桌面信号输入DVI-IRGB/模拟RGB控制方式电源交流电压频率功率工作环境工作温度相对湿度尺寸A×B×C(mm)产品认证100-240V50Hz/60Hz145~288W

　　数

　　字

　　网络控制（RJ45）：100M/10M自适应以太网接口

　　0-35℃（建议最佳工作温度：23℃±5℃)30-80%（无凝露）60"，1330×748×750CCC、CE、CB、RoHS

　　多屏处理器是整个拼接墙系统的信息处理中心，是显示系统中至关重要的组成部分，它是一种具有多屏驱动功能、可用不同方式对各种类型信号进行远程显示及控制的

　　专用图形处理设备，是一套功能极其强大的计算机系统。DigicomHC3000多屏处理器主要技术参数DigicomHC3000多屏处理器输出数量：最大36路输出分辨率：1024×768@60Hz～1920×1080@60Hz输出图形卡支持同时输出不同分辨率，满足"1个大屏幕+多个单屏"的组合显示应用场景需求512MBDDR2显存色深：32位输出接口：DVI-D连接器输入数量：最大36路4路/卡DVI输入（可扩展）输入分辨率:640×480@60Hz~1920×1200@60Hz色深：32位输入接口：DVI-D接口输入数量：最大36路4路/卡VGA输入（可扩展）输入分辨率:640×480@60Hz~1920×1200@60Hz色深：32位输入接口：VGA接口Video输入（可扩展）输入数量：最大244路4路/卡或16路/卡支持PAL/NTSC制式的CVBS信号输入接口：BNC单卡支持8路1080P@30Hz或2路3840*2160@30HzIP输入卡（可扩展）（4K);支持标准H.264、H.265码流(MainProfileLevel5.1)，RTSP协议;HDMI1.3输入卡（可扩展）HDMI输入通道：4路/卡最大36路输入分辨率:480/576/720/1080支持HDMI1.3标准和HDCP1.4

　　HDMI1.4输入卡（可扩展）

　　HDMI输入通道：2路/卡最大18路输入分辨率:480/576/720/1080/4K支持HDMI1.4标准和HDCP1.4输入数量：最大18路，2路/卡

　　DP输入（可扩展）

　　信号标准：DP1.1a版本，最大支持分辨率：4088x4088色深：24位接口：DisplayPort

　　IP视频编码输出卡（选配）预览回显卡（可扩展）单板热插拔系统风扇电源功耗

　　支持4路视频信号1080P@30Hz编码输出支持H.264标准编码压缩传输协议：HIPC、RTSP协议网络接口：RJ45接口x1，100/1000M自适应32路/卡RJ45接口x1100/10Mbps

　　预览：最大支持32路输入信号的预览回显：最大支持32个显示单元的回显信号单板支持热插拔维护与业务即时自动恢复，业务恢复时间≤30秒热冗余风扇，支持热插拔N+1热冗余电源，支持双电网供电输入100-240VAC50/60Hz4-2A≤300W19"标准机架安装，机箱高8U机箱尺寸W×H×D＝439.6mm×354.5mm×421.8mm（不包括前面板把手）双百兆RJ45网口，10/100M自适应系统控制能双主控板冗余备份控制智能管理支持温度、风扇、电压等告警监控支持IP地址、网关、时间服务器等网络应用的配置功

　　支持版本查询及软件在线升级产品认证系统清单序号名称型号/规格PH605(CSI屏幕)（内含VTRON显示1单元Visionpro系列投影机控制模块嵌入式软件V2.0[简称：投影机控制软件]）屏幕尺寸：1330mm(宽)×1920*1080DigicomHC3000多屏处理器（内含VTRONHC系列多屏处理器拼接处理嵌入2多屏式软件V1.0[简称：HC拼接处理软件]）[中处理器文版、HC配冗余电源、输出-8路DVI(2x4)、输入-12路(4路DVI,8路HDMI(1080p),)/(单通道窗口数-2层)]显示3单元底座可视4化处理器可视化应用集5成与控制软件控制6PC系统7线缆工程线缆、满足整系统安装。1台1套1套BC16030-10004套1套748mm(高)分辨率：8套量数位单CCC、CE、CB、RoHS

　　1

　　批

　　6.6.3本风电场工程建设和试运行有关的设备设施、备品备件、检测检修工具等，均由承包人负责采购，计入总价。6.6.4若军方要求增加风电场区域内视频监控设备，承包人应按照军方要求采购、

　　安装、调试、验收，以上均为承包人负责，属于承包人范围中第16条“应综合考虑风险费用”，发包人不另行支付。

　　6.7材料采购本工程总承包范围内的全部工程建筑材料，均由承包人负责(或组织分承包人)采购。

　　6.8其它物品采购工程环保及工程绿化有关的物品，以及本工程竣工移交前所发生的风电场运行、维护物品，均由承包人负责采购。环保及工程绿化质量与数量满足相关规范。6.9设备采购管理要求6.9.1承包人应按本风电场规模和工程进度，编制设备采购计划，并报发包人批准。6.9.2本项目主要设备、材料及物品的采购，必须符合对应的短名单要求。6.9.3承包人应编制采购设备的数量、技术规范、性能指标要求及技术服务要求。承包人编制的设备招标文件技术规范书应在发标前报发包人或发包人委托的监理人审查批准，审查意见应在7个工作日内反馈。6.9.4承包人应对设备供货商的资格进行审查，选择合格的供货商参与设备招标。6.9.5设备及材料采购的技术部分评标和技术合同谈判应有发包人或发包人委托

　　的监理人参加，风电机组和安装、塔筒和基础施工的采购合同技术附件要事先征得发包人同意，发包人应在7个工作日内反馈审查意见。其它设备和材料的采购合同技术协议报发包人备案。6.9.6承包人应负责设备的监造和催交，并定期(每周及每月)向发包人或发包人委托的监理人报告设备制造和交运状态。6.9.7承包人应按DL/T586-2008《电力设备监造技术导则》，委托有资质的公司

　　对风力发电设备制造质量进行监造。主要设备和材料，须由承包人合理安排并组织发包人或发包人委托的监理人及有关参建方进行工厂检验、试验和验收。

　　7工程施工及安装承包人应制定完整的工程施工方案，明确主要设备材料品牌、型号、参数，并遵照执行。7.1施工准备7.1.1承包人负责珠海金湾海上风电场项目工程施工准备工作并承担费用，包括施工场地平整、施工道路修筑、施工平台、临时施工用水用电通信等工作。7.1.2工程的主要施工区域位于海上，承包人进行施工时的陆上施工码头、基地以

　　及陆上的临时占地，如承包人的办公和生活用地、仓库与料场及工地试验室用地等临时用地、用海，由承包人根据工程需要和自身资源自行解决。相关费用由承包人负责，报价在其他临时设施中报列。发包人协助办理有关手续。7.1.3海域使用在参考资料标明范围以外的，其所发生的渔网、渔具、船只、障碍

　　物等的拆迁、处理工作和费用及按规定需报海事、海洋等管理部门审批的相关手续和费用由承包人负责。发包人应予以协助。因承包人原因导致未经相关部门审批的海域使用所发生的一切后果由承包人负责。

　　7.2风电机组基础施工7.2.1范围珠海金湾海上风电场项目风电机组基础施工。主要包括：钢结构加工和运输、现场沉桩施工、导管架安装、附属结构安装等。7.2.2基础施工(1)承包人按技术条款的规定以及施工图纸的要求，负责风机基础结构材料的采购、运输、检验和试验等工作，以及施工期的维护。(2)承包人按技术条款的规定以及施工图纸的要求，负责风机基础钢结构加工和焊接所必需的焊接设备、焊材、焊接操作人员，并确保采用的焊接工艺、焊后热处理、机

　　械测试和无损检测等符合的要求。(3)承包人按建造技术要求，组织并实施工程的基础钢结构加工、焊接、检测和涂装、保养、出运和海上运输。(4)承包人按施工技术要求，负责风电机组基础沉桩施工、导管架安装施工和附属结构安装，以及施工期的维护和质保期内的维修。（5）除以上外，其他具体要求详见《附件1-D风机基础施工技术条款》。

　　7.3风力发电机组和塔筒安装(1)承包人按技术条款的规定以及风机安装手册的要求，负责风机设备的采购、运输、检验等工作，以及运输期的维护。(2)承包人按技术条款的规定以及风机安装手册的要求，负责风机设备预拼装、塔筒吊装、机舱吊装、叶轮组装、叶轮吊装、电气安装等工作，以及安装期的维护和质保期内的维修。（3）除以上外，其他具体要求详见《附件1-E风电机组与塔筒安装技术条款》。7.4海上升压变电站施工及安装(1)承包人按技术条款的规定以及施工图纸，负责海上升压变电站的材料、电气设备等的采购、运输、检验、试验等工作，以及施工期的维护。(2)承包人按技术要求，组织并实施工程的海上升压变电站基础钢结构和上部组块的陆上加工、组装、检验、调试以及施工期的维护。(3)承包人按技术规定，负责海上升压变电站基础和上部组块的出运、海上运输、海上吊装和安装、监测、调试以及施工期的维护和质保期内的维修。（4）除以上外，其他要求详见《附件1-B海上升压站技术条款》。

　　7.5海底电缆施工(1)承包人负责海底电缆施工前的海底清理、扫海、渔民及养殖户协调等。（2）承包人按技术条款的规定以及施工图纸的要求，负责海底电缆的运输、铺设、始端登陆、终端登陆、检测施工等工作以及施工期的维护。(3)承包人按技术要求，组织并实施工程的海底电缆与其他管线交越处的保护、特

　　殊地段保护、防海水冲刷保护、电缆锚固等的施工。7.6陆上集控中心和远方监控工程施工(1)房屋建筑工程（名称暂定，以初步设计图纸为准），主要包括：主控楼、变电所35kV配电房、职工生活宿舍楼、库房及检修车间、其它房屋建筑工程等。(2)220kV变配电建筑物、构筑物工程。(3)电气设备埋件及安装工程。(4)道路工程。(5)打井工程、给排水及消防工程。(6)建筑装修工程。（要求所用的材料、设备必须是优等品，所购材料的品牌和质量需经发包人确认）(7)施工所需的临时工程。(8)园林绿化工程。(9)220kV陆上集控中心内降压变储油坑及电缆沟(含升压外集电线路电缆沟)工程。(10)远方监控，参照承包人工作范围（18）条，并由承包人提供视频背景墙。（11）围墙防浪、防海水倒灌工程（12）暖通、空调系统（13）陆上连接段电缆与附件及电缆沟（已包含海缆与陆缆接头）（14）陆上集控中心引入市电后备电源工程。7.7其他设备安装7.7.1设备安装范围：设备安装包括珠海金湾海上风电场项目所有设备安装，包含但不限于：220kV变压器安装，220kV海缆施工，35kV海缆施工、陆上连接段电缆与附件及电缆沟施工（已包含海缆与陆缆接头施工），220kV配电装置安装，控制、测量、保护、通信、交、直流控制电源设备及电缆、照明、消防、暖通、空调、给排水设备安装等。7.7.2安装技术要求(1)承包人应对用于本工程中的全部电气设备、器具及附件应按设计要求订货，并按所规定的规范要求进行检查验收。检验记录及出厂合格证书，在工程移交时作为竣工资料移交发包人。全部设备、器具、附件在安装前按规范要求进行试验、检验或整定，

　　达到国家部颁标准及设计、当地电网公司、制造单位的要求。对存在缺陷的产品不得进行安装，因使用不合格产品而造成的损失由承包人承担责任。(2)承包人应按照规定的程序、设计施工详图及有关技术条件进行施工，安装工艺和质量应符合有关技术标准和规范要求。(3)承包人在安装中用于检查、校验、试验的电气仪表必须经过法定计量单位的标定，并在有效期内。所有仪表的精度等级应高于被测对象的精度等级，并符合电网公司的要求。7.7.3检查验收项目承包人应向发包人提交检查试验计划，经监理人审核、发包人批准后实施。试验计划应规定各项试验的顺序、准备工作及操作步骤、试验过程中的各项数据的设计值或其他判据标准。本工程主要设备的现场试验项目，承包人应根据设备的订货合同要求和电气设备交接试验标准进行。由设备供货方或其他分承包人完成的安装与试验项目，承包人需做好协调、配合与交接验收工作。

　　7.8

　　水土保持和环境保护、安全及职业健康工程

　　承包人负责落实环境影响评价、水土保持、安全及职业健康。等专题论证办理，并按审批文件及发包人的要求，组织水土保持和环境保护工程施工。最终应满足当地政府相关部门对水土保持和环境保护工程的验收要求。

　　7.9

　　施工过程中专题及批文办理工作

　　承包人负责核准后、施工前、施工中、试运行、验收过程中，按照以下（包括但不限于）：海洋、海事、环保、水保、军事、航道、卫生、航空、国土、规划等政府职能部门以及军方要求完成的相关专题论证、措施以及手续办理工作。

　　8风电场调试、试运行和验收8.1承包人负责按总承包合同、设计文件及监理的要求，依据有关技术规程、规范和标准，组织单台风机及整个风电场工程的调试、试运行验收，协助政府部门及发包人组织的工程竣工验收。发包人有权随时跟踪或委派专业技术人员跟踪项目设备安装、调

　　试、验收等工作。8.2主要技术规程、规范和标准见附件三8.3分类验收8.3.1风电场内单项工程验收由总承包单位组织验收，并要求有发包人和监理单位参加并签字确认；工程竣工验收由有关政府部门、发包人组织实施。8.3.2变电站设备按下列标准进行调试和验收：国家和行业现行的对不同电压等级的电气设备调试、试验和验收的标准；继电保护装置动作值计算、整定、定值校核、调试和验收标准；测量仪表的范围检查和调试要求；电网对风电场变电站的调度自动化、遥测、遥控、遥信、计量的要求；电网对风电场通讯工程的要求。8.3.3建安部分按下列要求进行验收：建筑、电气设备（含风机）安装按火电及风电、海洋工程相关标准中最高标准进行验收，其中桩基、海底电缆的冲刷影响需委托水动力检测单位进行验收评估。8.3.4海底电缆验收包括但不限于《额定电压10KV至110kV(Um=126kV)交联聚乙烯绝缘大长度交流海底电缆及附件（所有部分）》JB/T11167、《额定电压220kV(Um=252kV)交联聚乙烯绝缘电力电缆及其附件（所有部分）》GB/T18890、《海底电力电缆输电工程施工及验收规范》GB/T51191、设计方制订的《海底电缆敷设方案》等要求进行海底电缆施工验收，交接试验。8.3.5风电机组(风电场)按下列标准进行调试和验收：

　　风力发电机组单机和监控系统：按照国家相关标准，其中功率曲线、高低电压穿越电能质量测试报告委托具有相应检测或认证的第三方进行检测，并出具验收报告。8.4性能试验8.4.1机组性能试验内容目前国内风电机组性能试验内容和方法没有相关规定，可根据类似工程经验参考包括但不限于《风力发电场项目建设工程验收规程》DL/T5191、《风力发电工程达标投产验收规程》NB\T31022、《风力发电场运行规程》DL/T666、《风力发电机组验收规范》

　　GB/T20319，并根据不同的试验项目遵守合同规定或现行的各专业技术标准。8.4.2主要性能保证：（1）符合《风力发电机组验收规范》GB/T20319规定的各项性能指标要求。（2）符合《风力发电机组电能质量测量和评估方法》GB/T20320规定的性能指标。（3）风机并网前必须获得本款风机的型式认证。（4）风电场任意单机的功率曲线保证值不小于型式认证时的95%。（5）质保期(5年)全场年平均等效满发小时数≥2389h。”（6）单台风电机组的年平均可利用率不低于90%。（7）整个风场风电机组的年平均可利用率不低于95%。（8）每台风电机组的功率曲线均不低于风机制造商型式认证报告中的保证值（不得低于95%）（9）当电网要求发生变化时，海上风电机组供应商应无偿对风电机组进行技术改造或提升，以达到电网考核要求。

　　8.5培训要求8.5.1总承包人应组织对各参加建设的人员或分包商进行入场前培训，包括安全培训、岗位培训、基本技能培训等。8.5.2安装调试培训：总承包人应组织对安装人员进行培训，以掌握设备安装的工艺条件和要求；调试的技术要求及安全技术措施。8.5.3设备运维培训：总承包人应组织对发包人人员进行培训，以掌握设备性能、特点和运行、检修维护技术。

　　9经济性分析承包人应制定本工程项目的经济性方案，对工程项目进行投资经济性分析。根据风力发电机组技术方案、机位布置方式、桩基方案、施工方案、海上升压站设计方案、陆上集控中心方案、海底电缆方案等，测算风电场的建设成本和单位容量的投资，计算出项目的投资回报率。

　　10风电场移交10.1移交时间

　　风电场风电机组在完成调试、启动后，进行240小时不间断的试运行，成功通过240小时试运行后，发包人和承包人按合同规定进行移交生产。具体标准主要参照《风力发电场项目建设工程验收规程》DL/T5191、《风力发电工程达标投产验收规程》NB\T31022、《风力发电场运行规程》DL/T666\《风力发电机组验收规范》GB/T20319或最新海上风电的标准执行。下列因素不计入240小时内(1)电网调度命令下的停电时间或电网故障(电网参数在技术规范范围之外)；(2)气象条件(包括风况和环境温度)超出技术规范规定的运行范围。

　　10.210.2.1

　　移交资料批文资料

　　总承包人应提供项目核准到项目并网验收所有的由承包负责的论证报告及批文资料。10.2.2设备监造检验的技术资料

　　总承包人应提供满足合同设备监造检验/见证的全部技术资料。10.2.3不但限于：1)提供设备安装、调试和试运说明书，以及组装、拆卸时所需用的技术资料。2)安装、运行、维护、检修所需的详尽图纸、技术文件、说明书，包括设备总图、部件总图、分图和必要的零件图、计算资料等。3)设备的安装、运行、维护、检修说明书，包括设备结构特点、安装程序和工艺要求、启动调试大纲。运行操作规定和控制数据、定期校验和维护说明等。4)总承包人应提供备品、备件总清单和易损件零件图。5)总承包人应及时提供电气等设备的运行联锁保护定值给发包人，并提供电气设备定值的计算书，以满足发包人运行系统的需要。10.2.4其它技术资料施工、调试、试运、机组性能试验和运行维护所需的设备技术资料，包括

　　1)设备的检验记录、试验报告及质量合格证等出厂报告。2)总承包人提供在设计、制造、检验、验收时所遵循的标准、规范和规定等清单。3)设备和备品管理资料文件，包括设备和备品发运和装箱的详细资料(各种清单)，设备和备品存放与保管技术要求，运输超重和超大件的明细表和外形图。4)详细的产品质量文件，包括材质、材质检验、焊接、热处理、加工质量、外形尺寸、水压试验和性能检验、产品生产及使用许可证等的证明。5)所有焊接工艺详细说明，金属材料外观、代样检验、硬度、光谱检测报告、金属材料焊接无损探伤报告、焊接质量检验评定报告等。6)调试大纲及方案、调试报告7)施工记录报告：各专业的单位工程概况、开工报告、竣工报告、单位工程总结、图纸会审记录、技术交底记录、施工技术记录、分部分项质量检验评定报告(建筑、安装、单项试运、分步试运)、材料质量保证记录等。8)承包人应向发包人提供，满足发包人要求的纸质和电子版资料，数量和格式由发包人确定。

　　11

　　分包商清单

　　11.1主要设备、材料备选制造商清单海上升压站序号1.2.3.4.设备、材料名称220kVGIS装置220kV变压器电缆附件柴油发电机制造厂商ABB、西门子ABB、西门子德国KP、美国3M、法国耐克森、ABB潍柴动力、康明斯、上柴、广西玉柴、锡柴高压细水雾：FOGTEC、Marioff、ULTRAFOG、5.消防设备MINIMAX、SEMCO、Danfoss-Semco火探管：Rotarex、Fiwaguard、Pyrozone、Chemori

　　风机设备：NOVENCO、AREON（挪威）、DMALSCOT、上海亨远空调：NOVENCO、AREON（挪威）、York、DMALSCOT、

　　备注

　　6.

　　暖通

　　H&H电动防火风闸（船机、内外操作）：NOVENCO、上海亨远、上海浩顿盐雾隔离装置：ensepatec、上海浩盾、PREMABERG空调控制系统：NOVENCO、DMALSCOTT、H&H

　　7.8.

　　防腐油漆高强灌浆料

　　海虹、国际、佐敦、PPGBasf（巴斯夫）、Densit（丹狮）、sika（西卡）

　　陆上集控中心序号12220kVGIS装置220KV陆缆接头思源电气、沈高(新东北电气)西安西电、河南平高、长园电力、美国3M、法国耐克森设备、材料名称制造厂商备注

　　海底电缆及附件序号海底220KV及35KV12海缆电缆附件（终端头）德国KP、法国耐克森、美国3M、ABB中天科技、江苏亨通、宁波东方、青岛汉缆设备、材料名称制造厂商备注

　　风力发电机组序号

　　1

　　设备名称

　　风力发电机组

　　制造厂商

　　中船重工（重庆）海装风电、东方电气风电有限公司、金风科技、明阳智慧能源集团股份公司、湘电风能有限公司、上海电气

　　备注

　　上述全部品牌或同等档次产品

　　风电机组及其附属设备供应商名单

　　序号

　　11.11.21.31.422.12.22.32.43456788.199.19.2101111.111.211.311.411.512131415

　　部件或材料名称

　　叶片树脂胶粘剂玻璃纤维外部油漆变桨系统变桨控制系统变桨电机变桨齿轮箱变桨轴承轮毂机舱罩主机架主轴主轴承齿轮箱齿轮箱轴承发电机发电机轴承发电机出口断路器现场控制系统偏航系统偏航电机偏航齿轮箱偏航轴承风速风向仪超声波测风设备液压系统润滑系统制动系统自动消防系统

　　制造商

　　惠柏、陶士、汉森、亨斯迈陶士、汉森、康达、道生天合恒石、天常、成如旦、宏发纵横PPG、国际、佐敦、海虹、麦加

　　投标响应

　　备注

　　SKF、FAG、罗特艾德国创风能、江苏吉鑫、宁波日星、大连华锐

　　国创风能、江苏吉鑫、宁波日星、大连华锐

　　SKF、FAG、罗特艾德

　　SKF、FAG、罗特艾德

　　SKF、FAG、罗特艾德ABB、西门子、施耐德、GE

　　SKF、FAG、罗特艾德

　　世万宝、华伍、三斯西门子、珠海中能、杭州胄天

　　序号

　　161718192020.1212223242526272829

　　部件或材料名称

　　在线振动状态监测与分析系统视频监控防盗系统紧急逃生装置变流器/变频器升压变压器环网柜升降电梯防跌落保护装置连接紧固件油漆塔架板材法兰全身型安全带润滑油液压油润滑脂

　　制造商

　　投标响应

　　备注

　　ABB、西门子、SGB

　　中际联合（3S）、翱文狄、库珀、达克泰

　　上海金马、上海申光、山东高强、浙江库柏特纳PPG、国际、佐敦、海虹舞钢、鞍钢、武钢、宝钢、包钢、首钢伊莱特、天宝、恒润

　　美孚、壳牌、福斯等同档次名牌美孚、壳牌、福斯等同档次名牌美孚、壳牌、福斯等同档次名牌

　　30

　　注1：上表“风电机组及其附属设备供应商名单”一列供投标人理解参考，投标人应按其投标机型具体情况进行分解；若投标机型已取得或将要取得型式认证，以上部件或材料以型式认证证书品牌为准。若型式报告中对部件配置有2种或以上供应商的，则按照型式报告中列明的供应商分别进行报价，并将最高价计入投标总价，最终由发包人选定具体供应商。注2：投标人应优先采用上表“制造商”一列所列制造商进行投标报价。注3：投标人供货商若不在其中，且无型式认证的，应采用同等档次产品，并给出部件制造商范围，原则上每个部件的制造商不应多于三家。中标后发包人人有权确认投标人给出的部件制造商中的某一家或某几家作为合同约定的部件制造商。如选用同等品质的其他品牌及产地，须经招标人确认。

　　12

　　附件

　　附件一工程项目概况、主要技术要求及参数1工程项目概况珠海金湾海上风电场项目场址位于珠海市三灶岛南侧海域。风电场场址区域边界距离北侧三灶岛约10km，距离西侧高栏岛约10km，距离东北侧横琴岛约为15km，距离东侧小万山岛约20.5km。场址北侧三灶岛为珠海三灶机场，其跑道成东北—西南走向，与风电场场址边界的长边方向平行，机场侧面与风场的最近距离约10.5km。站址东北侧的澳门机场，其跑道成东南——西北走向，与风电场场址边界的短边方向平行，机场侧面与风场的最近距离超过30km。海底水深标高介于-11.9m~-21.9m（如无特别说明，高程采用1985国家高程系），属于近海风电场。项目已列入《广东省海上风电发展规划》，规划场址海域面积约52km2，工程开发容量为300MW，项目已于2018年5月25日核准。拟选用大兆瓦级海上风电机组，建设220kV海上升压站一座，海上升压站通过二回220kV海底电缆接入陆上集控中心，从陆上集控中心出1回220kV线路接入220kV金鹤站金鹤站，新建线路长约15km。2工程项目主要技术要求及参数2.1风能资源风电场能资源较丰富：轮毂高度长年代的平均速为7.34m/s，平均风功率密度约为353.93W/m2。风向较为稳定：轮毂高度处主导风向为ENE，主导风能风向亦为ENE。主导风向频率为18.74%，相应ENE向风能频率为23.27%。主导风向与主导风能方向一致，风向、风能分布相对集中。轮毂高度风速的有效小时数（3m/s<小时平均风速<25m/s）为8117h，占全年时间的92.66%以上，风速和风能分布较为集中。2.2潮汐本项目场址所在海域的潮汐属不正规半日混合潮型。金湾风电场处潮汐特征选取场址北面9km处三灶潮位站，其拥有1965年至2003年的长期较完整的验潮资料。工程海域设计高水位3.2m，设计低水位-1.1m，50年一遇极端高水位3.8m，50年一遇极端低水位-1.2m。

　　2.3波浪场址内无测波资料，本阶段暂用工程海域东向24km左右的大万山测波资料作为参证资料。根据参照站观察资料统计，波浪类型为以涌浪为主。常浪向为SE，出现频率为40.4%，次常浪向为ESE，频率为31.0%，全年出现在ESE~S向范围内的频率之和为88.1%。强浪向为SE。本海区波高(H1/10)大于等于0.5m，小于1.5m的浪为常见浪，出现频率占各级总频率为75.8%。波高小于0.5m及大于3.0m的波浪出现频率较小。2.4海流风电场海区的潮流属不规则半日潮流，日不等现象显著，潮流以往复流为主。外海主流呈南北向。大面积潮流流向基本上是南海潮波在涨潮时向珠江口推进，即以偏北向流为主；落潮时以偏南潮流为主。本海区涨潮流流向北偏西，落潮时流向基本上是向南偏东。2.5水温根据1980年10月～1981年7月广东省海岸带和海涂资源综合调查的结果表明，珠江口海域的水温具有明显的季节变化特征，水温冬季最低，夏季最高，7月份表层水温高达30℃以上。冬季水温近岸低于外海，夏季则近岸高于外海。冬季表层水温比底层水温略低或基本相等，夏季表层水温高于底层，往往可以形成温跃层。春、秋季的水温分布介于冬、夏季之间。场址海区年平均水温23.5℃，年最高水温33.3℃，年最低水温8.7℃。7~8月最高，平均水温29.0~29.2℃，1~2月最低，平均水温16.1℃。2.6泥沙本海域自然环境良好。参考附近工程的现场实测资料、泥沙来源及水深变化对比分析结果，可推断工程区附近泥沙来源有限，年平均含沙量仅在0.08～0.10kg/m3之间，不具备产生骤淤的条件，骤淤之害不存在。根据本工程冬、夏季全潮水文观测成果。夏季施测验期间施测海域实测涨、落潮垂线平均含沙量均为0.004kg/m3；涨、落潮平均含沙量：大潮为0.0004kg/m3，中潮为0.0004kg/m3，小潮为0.0003kg/m3，大潮和中潮较大，小潮较小。冬季施测验期间施测海域实测垂线平均含沙量分别为0.0011kg/m3和0.0005kg/m3；涨、落潮平均含沙量：大潮为0.0005kg/m3，中潮为0.0002kg/m3，小潮为0.0007kg/m3，小潮最大，大潮次之，

　　中潮最小。在海流流速较小，波浪难以影响床底的条件下，海床形态应处于相对稳定的状态。场址22~23m深海域的海床形态存在一定淤积，其余海域在较长时间内处于相对稳定的状态。2.8地形地貌珠海市区内陆部分地势由西北向东南倾斜，地形多样，珠海的主要地形是丘陵，海拔较低，坡度较小。以平原（占25．5%）、丘陵（占58．68%）为主，兼有低山、滩涂等。地势平缓，倚山临海，海域辽阔，百岛蹲伏，有奇峰异石和秀美的海湾、沙滩。内陆由凤凰山、将军山两大山系的山地丘陵及海岸、平原所构成。2.9工程地质条件海上风电场区：（1）根据区域地质资料，场区邻近未发现全新世活动断裂，区域性断裂如西江断裂、东澳岛断裂、高栏断裂、三灶断裂和大小万山断裂距离海上风电场场区大于10km；场区未发现影响稳定性的不良地质现象发育；场区相对稳定，适宜本工程建设。（2）海上风电场场区属水下三角洲地貌单元，海床较为平坦，总体上海床自北往南缓缓降低，海床底质为淤泥底质。（3）风电场区及邻近海岸陆域地震动峰值加速度为0.10g，珠海市金湾区抗震设防烈度为Ⅶ度，设计地震分组为第二组。海上风电场场区场地类别为Ⅲ~Ⅳ类，特征周期值为0.55~0.75s。场区上部分布厚度较大软弱土层，属抗震不利地段。（4）场区地层由第四系全新统海相沉积地层和第四系晚更新统海陆交互沉积地层组成。上部地层基本为软土层；中部地层呈粘性土层和砂土层交互分布状；下部地层主要为连续分布厚度大砂土层，其中⑤1中砂.粗砂.砾砂层是区内的良好桩端持力层。拟建风机基础和海上升压站基础宜采用桩基础，桩基础型式和桩的入土深度应根据荷载等因素验算确定。（5）场区泥面以下20m深度范围内分布饱和砂土层较少，为液化砂土，液化等级为轻微。（6）场区上部连续分布厚度较大软土层，其承载力特征值小于70kPa，上部软土层等效剪切波速接近90m/s，在地震作用下可能发生软土震陷现象。

　　（7）场区海水对混凝土结构在有干湿交替作用的情况下具中等腐蚀，无干湿交替作用的情况下具中等腐蚀；场区海水对混凝土结构中钢筋在长期浸水的情况下具弱腐蚀；在干湿交替作用的情况下具强腐蚀；海水对钢结构具中等腐蚀。（8）场区上部土层和中部土层对钢结构具强腐蚀，下部土层对钢结构具中等腐蚀。（9）本阶段勘察钻孔数量较少，孔距较大，根据勘探揭示场区中部地层变化较大，建议下阶段勘察根据风机和海上升压站的布置增加勘探点，以进一步查明场区的地层分布及其工程性质。陆上集控中心：（1）根据区域地质资料，距离场区较近的断裂主要为石湾—石榴花顶断裂组（Ⅰ22）及早期新华夏系三灶断裂（Ⅲ12）、高栏断裂（Ⅲ18）。场区未发现全新活动断裂等影响稳定性的不良地质现象发育。场区相对稳定，适宜本工程建设。（2）陆上集控中心场区地貌单元属人工地貌，场区由原来的潮间带经人工吹填为陆域，场区地面较为平坦，场区的东南侧和西南侧有临时道路和在建的道路。（3）本区域地震动峰值加速度为0.10g，抗震设防烈度为Ⅶ度，设计地震分组为第二组。场区场地类别为Ⅲ类，地震动峰值加速度为0.1g，特征周期值为0.55s。场区内分布有软弱土和液化土，属抗震不利地段。（4）场区覆盖层中，表层主要为吹填粉细砂层；中部为承载力低的第四系全新统软土层和松散粉细砂夹（混）质土层；下部主要为第四系晚更新统可塑～硬塑粘性土层；基岩为燕山三期侵入花岗岩。（5）拟建构筑物的基础型式可根据荷载要求选择不同的基础型式；对于荷载小的构筑物，可对上部土层进行地基处理后采用浅基础或复合基础；对于荷载较大的构筑物，可考虑采用桩基础，桩基础型式和桩的入土深度应根据荷载等因素验算确定。（6）场区地面以下20m深度范围的饱和砂综合判别为液化砂土，液化等级为严重。（7）场区内基本连续分布软土层，其承载力特征值小于70kPa，在地震作用下可能发生软土震陷现象。（8）场区地下水对混凝土结构在有干湿交替作用的情况下具中等腐蚀，无干湿交替作用的情况下具弱腐蚀；场区地下水对混凝土结构中钢筋在长期浸水的情况下具微腐蚀；在干湿交替作用的情况下具强腐蚀；地下水对钢结构具中等腐蚀。

　　（9）本阶段勘察勘探点是大致网格状布置，建议下阶段勘察根据拟建构筑物的平面布置进行勘探点布置，以进一步查明拟建构筑物影响范围内的地层分布及其工程性质。2.10风机机组选型、布置及发电量计算从风电场风速和风能的频率分布来看，珠海金湾海上风电场项目海上测风塔100m高度处年平均风速为7.34m/s，风功率密度353.93W/m2，该海上风电场属低风速型风电场，机组应选择发电效率较高的低风速型风力发电机组。本项目轮毂高度50年一遇10min平均风速为51.0m/s，环境湍流强度介于0.059~0.080之间，因此本阶段推荐极端载荷能满足极端风况为50年一遇10min平均最大风速为50m/s以上，50年一遇3s平均极大风速为70m/s的IECI类或S类的海上型风机。考虑本风电场风资源情况和目前国内外海上风力发电机组的制造水平，推荐本风电场单机容量范围为5MW及以上。因此本阶段推荐极端载荷能满足极端风况为50年一遇10min平均最大风速为50m/s以上，50年一遇3s平均极大风速为70m/s的IECI类或S类的海上型风机。2.11电气一次本工程建设55台5.5MW风电机组，采用变速变桨距风电机组，每台风电机组配置一套升压设备。风机集电线路共12回，电压等级为35kV，采用链形拓扑结构。建设一座220kV海上升压站，设置在场址北侧中部，布置两台220/35kV容量为180MVA的主变压器，220kV侧采用2进2出内桥型接线，35kV侧采用单母分段接线。根据多次评审论证，本项目采用2回220kV三芯3×500mm2XLPE绝缘海底电缆送至陆上集控中心，海缆长度约17.3km。陆上集控中心拟建设在珠海市金湾区三灶镇木乃南工业区中兴新能源的西南侧，陆上集控中心新建1回220kV线路接入220kV金鹤站，新建陆上线路长度约为15km。2.12电气二次本工程采用计算机监控，海上风电机组及其升压设备、海上升压站、陆上集控中心的监控系统作为整体统一规划设计。海上升压站按“无人值守”原则设计，在陆上集控中心设置集控室，实现对风电机组及升压设备、海上升压站和陆上集控中心主要电气设备的集中监视和控制。工程300MW机组以220kV等级电压接入广东电网，根据有关调度规程，工程建成

　　后由广东省中调调度，风电场实时远动信息送广东省中调/备调EMS系统和珠海地调/备调SCADA/EMS系统，有关电度量送广东省电能计量中心。风电场关口计量点设置在风电场陆上集控中心220kV出线处。2.13消防贯彻“预防为主，防消结合”方针，坚决执行国家有关消防设计规程、规范，针对工程的具体情况，积极采用先进且有效的防火技术和措施，做到保障安全，使用方便，经济合理。对重要的建筑物及设备，设计安装火灾自动报警装置。对容易发生火灾的部位除上述措施外，还考虑分隔、封堵等阻燃措施，防止火灾向邻近蔓延。海上升压站根据不同的保护对象采用高压细水雾灭火系统、火探管式自动探火灭火装置、移动式灭火器等灭火措施。风电机组采用悬挂式超细干粉自动灭火系统、移动式灭火器等灭火措施。陆上集控中心新建一套独立的消防给水系统2.14劳动安全与工业卫生本项目在设计中对建(构)筑物设计、设备设计和选型，以及防火防爆、防坍塌、防坠落、防起重伤害和防机械伤害、防电伤害、防潮、防噪声振动、防风暴、防溺水等各方面，均按各项有关规程、规范、标准等要求采取了相应的预防措施。同时，场区设置有控制运行安全保护系统、电气接地保护系统、微机控制器抗干扰保护系统等，并通过微机监控系统，对生产过程进行即时监视、控制、操作和管理，为风电场运行安全、减少事故发生以及保护职工安全健康创造了较好良好的条件。只要在工程建设中严格执行“三同时”规定，并在投产投入运行后严格执行运行、检修、操作规程，本工程在劳动安全及工业卫生方面将取得良好的效果。2.15节能降耗风力发电场的运行期主要能源消耗为集电线路、电气设备的损耗和生产、生活用电的消耗，施工期主要能源消耗为施工设备用电、用油、用水的消耗，通过施工期和运行期的各种节能措施，本项目各项节能指标均能满足国家有关规定的要求，并将建设成为一个环保、低能耗、节约型的风力发电项目。本风电场工程总装机容量为300MW，每年可为电网提供清洁电能758.718GWh，与燃煤电厂相比，按替代标准煤耗315g/kWh计算，每年可节省标煤消耗约22.58万t。

　　本风电场建成后，每年可以减少CO2排放量约为45.63万t、烟尘15.31t、SO412.86t、NOx105.37t，灰渣1.50万t。广东省是煤炭资源匮乏的省份之一，煤炭需求主要靠省外调入，并受到运输制约，煤炭供应不足矛盾十分突出。3重要设备技术要求附件1-A风电机组及其附属设备（含塔筒及附件）技术条款附件1-B海上升压站技术条款附件1-C海底电缆技术条款附件1-D风机基础技术条款

　　附件二发包人提供资料目录

　　序号123

　　资

　　料

　　名

　　称

　　份数111

　　备

　　注

　　珠海金湾海上风电场项目可行性技术报告地形图(电子文件)珠海金湾海上风电场项目可研阶段的岩土勘察报告(电子文件)

　　招标人目前仅提供珠海金湾海上风电场项目招标阶段的珠海金湾海上风电场项目招标阶段的岩土4勘察报告中间成果(电子文件)1岩土勘察报告中间成果，待招标人完成全部勘查工作，将提供完整的勘察成果(电子文件)。567水文气象观测分析报告（中间成果）工程海域水沙条件与海床冲淤变化分析及数学模型试验研究报告已取得的批文清单（包括正文）111

　　附件三主要规程规范和法律法规海上风电场设计、建安、调试、试运行和验收应满足现行国家规程规范和法律法规的要求，包括但不限于下列规程规范和法律法规：《声环境质量标准》GB3096《船舶污染物排放标准》GB3552《爆炸性气体环境用电气设备》GB3836《中国海区水上助航标志》GB4696《海洋石油勘探开发污染物排放浓度限值》GB4914《生活饮用水卫生标准》GB5749《污水综合排放标准》GB8978《电能质量供电电压偏差》GB/T12325《船舶起居处所空气调节与通风设计和计算方法》GB/T13409《风电场风能资源测量方法》GB/T18709《风电场风能资源评估方法》GB/T18710《风电场接入电力系统技术规定》GB/T19963《围填海工程填充物质成分限值》GB30736《海上风力发电机组设计要求》GB/T31517《台风型风力发电机组》GB/T31519《混凝土结构设计规范》GB50010《建筑给排水设计规范》GB50015《建筑设计防火规范》GB50016《建筑采光设计标准》GB50033《中国地震动参数区划图》GB18306《爆炸危险环境电力装置设计规范》GB50058《35~110kV变电所设计规范》GB50059《电力装置的电测量仪表装置设计规范》GB50063《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范》GB/T50064《交流电气装置的接地设计规范》GB/T50065

　　《火灾自动报警系统设计规范》GB50116《泡沫灭火系统设计规范》GB50151《火力发电厂与变电站设计防火规范》GB50229《气体灭火系统设计规范》GB50370《入侵报警系统工程设计规范》GB50394《出入口控制系统工程设计规范》GB50396《开发建设项目水土保持技术规范》GB50433《开发建设项目水土流失防治标准》GB50434《海上风力发电工程施工规范》GB/T50571《细水雾灭火系统技术规范》GB50898《消防给水及消火栓系统技术规范》GB50974《风力发电场设计规范》GB51096《工业企业设计卫生标准》GBZ1《水利水电工程劳动安全与工业卫生设计规范》GB50706《火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程》DL5053《船用防火门》CB/T3234《电能计量装置技术管理规程》DL/T448《电力企业自动化通信网络和系统》DL/T860《电力工业以太网交换机技术规范》DL/T1241《电力设备典型消防规范》DL5027《电力工程直流电源系统设计技术规程》DL/T5044《220kV~750kV变电所设计技术规程》DL/T5218《大型风电场并网设计技术规范》NB/T31003《钢结构设计规范》GB50017《钢结构焊接规范》AWSD1.1《浅海钢质固定平台结构设计与建造技术规范》SY/T4094《船舶与海洋工程用结构钢》GB712《港口工程桩基规范》JTS167-4

　　《海港工程钢结构防腐蚀技术规范》JTS153-3《铝-锌-铟系合金牺牲阳极》GB/T4948《涂装前钢材表面锈蚀等级和除锈等级》GB/T8923《钢结构构件防腐保护涂层应用指南》BS5493《海上平台栏杆》CB/T3756《海上平台斜梯》CB/T3757《橡胶护舷》HG/T2866《风力发电机组安全要求》GB18451.1《风电场工程等级划分及设计安全标准》FD002《钢结构工程质量验收及评定标准》GB50221《海上固定平台安全规则》NE&TC,PRC《海上风力发电场钢结构防腐蚀技术标准》NB/T31006《海上风电场风能资源测量及海洋水文观测规范》NB/T31029《海上风力发电场工程施工组织设计技术规定》NB/T31033《承压设备焊接工艺评定》NB/T47014《办公建筑设计规范》JGJ67《海港工程混凝土结构防腐蚀技术规范》JTJ275《港口与航道水文规范》JTS145《水运工程混凝土结构设计规范》JTS151《海港工程钢筋混凝土结构电化学防腐蚀技术规范》JTS153《海上固定平台规划、设计和建造的推荐作法-荷载和抗力系数设计法》SY/T10009《海上固定平台直升机场规划、设计和建造的推荐作法》SY/T10038《厚度方向性能钢板》GB5313《海上平台栏杆》CB/T3756《紧固件机械性能螺栓、螺钉和螺柱》GB3098.1《钢焊缝手工超声波探伤方法和探伤结果分级》GB11345《钢结构防火涂料通用技术条件》GB14907《金属熔化焊焊接接头射线照相》GB/T3323

　　《焊缝磁粉检验方法和缺陷痕迹的分级》JB/T6061《焊缝渗透检验方法和缺陷痕迹的分级》JB/T6062《钢结构高强度螺栓连接的设计、施工及验收规程》JGJ82《钢结构超声波探伤及质量分级法》JG/T203《水运工程土工合成材料应用技术规范》JTJ239《承压设备产品焊接试件的力学性能检验》NB/T47016《铝-锌-铟系合金牺牲阳极化学分析方法》GB/T4949《牺牲阳极电化学性能试验方法》GB/T17848《海上固定式钢质石油生产平台的腐蚀控制》SY/T10008《钢结构工程施工质量验收规范》GB50205《钢制压力容器焊接工艺评定》JB/T4708《钢结构焊缝外形尺寸》JB/T7949《承压设备无损检测》NB/T47013《色漆和清漆漆膜厚度的测定》GB/T13452.2《漆膜柔韧性测定法》GB/T1731《漆膜耐冲击测定法》GB/T1732《色漆和清漆涂层老化的评级方法》GB/T1766《色漆和清漆耐磨性的测定》GB/T1768《色漆和清漆拉开法附着力试验》GB/T5210《涂漆和应用有关产品之前钢材底层的准备-表面清洁度评定检验》ISO8502-4；《色漆和清漆钢结构防腐涂料系统防腐》ISO12944《色漆和清漆用于近海建筑及相关结构的保护性涂料系统的性能要求》ISO20340《色漆和清漆防护涂料体系对钢结构的防腐蚀保护》GB/T30790《固定式钢梯及平台安全要求》GB4053《安全防范工程技术规范》GB50348《职业健康安全管理体系规范》GB/T28001《起重机械安全规程》GB/T6067.1

　　《风力发电场安全规程》DL796《电力行业紧急救护工作规范》DL/T692《风力发电机组第1部分：安全要求》IEC61400-1《电力行业紧急救护工作规范》DL/T692《用电安全导则》GB/T13869《海船系泊及航行试验通则》GB/T3471《运输船重量分类及重心计算》CB*/Z319；《浅(滩)海钢质固定平台安全规则》SY5747《1972国际海上避碰规则》及其2001年修正案；《钻井平台拖航与就位作业规范》SY/T10035《浅海移动式平台沉浮与升降安全规程》SY6428《浅海石油船舶吊装作业安全规程》SY6430《海上平台起重机规范》SY/T10003《风力发电机组装配和安装规范》GB/T19568《风力发电场安全规程》DL796《风力发电场项目建设工程验收规程》DL/T5191《风力发电工程达标投产验收规程》NB\T31022《风力发电场运行规程》DL/T666《建筑工程施工质量验收统一标准》GB50300《建筑电气工程施工质量验收规范》GB50303《建筑基地基础工程施工质量验收规范》GB50202《110kV～500kV架空电力线路施工及验收规范》GBJ233《电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范》GB50168《电气装置安装工程接地装置施工及验收规范》GB50169《电气装置安装工程35kV及以下架空电力线路施工及验收规范》GB50173《电测量及电能计量装置设计技术规程》DL/T5137《电力系统调度自动化设计技术规程》DL5003《电力建设施工及验收技术规范》DL/T5007

　　《电气装置安装工程高压电器施工及验收规范》GBJ147《电气装置安装工程电力变压器/油电抗器/互感器施工及验收规范》GBJ148《电气装置安装工程母线装置施工及验收规范》GBJ149《电气安装工程接地装置施工及验收规范》GB50169《电气装置安装工程盘\柜及二次回路结线施工及验收规范》GB50171《电气装置安装工程蓄电池及验收规范》GB50172《电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范》GB50168《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150《电气装置安装工程低压电器施工及验收规范》GB50254《额定电压10KV至110kV(Um=126kV)交联聚乙烯绝缘大长度交流海底电缆及附件（所有部分）》JB/T11167《额定电压220kV(Um=252kV)交联聚乙烯绝缘电力电缆及其附件（所有部分）》GB/T18890《海底电力电缆输电工程施工及验收规范》GB/T51191《电力变压器(干式变压器)》GB1094.11《高压开关设备六氟化硫气体密封试验导则》GB11023《电气装置安装工程电气照明装置施工及验收》GB50259《钢结构用高强度大六角头螺栓、大六角螺母、垫圈技术条件》GB/T1231《风力发电机组齿轮箱》GB/T19073《风力发电机组异步发电机》GB/T19071《海上风电场工程设计概算编制规定及费用标准》NB/T31009《海上风电场工程概算定额》NB/T31008《陆上风电场工程设计概算编制规定及费用标准》NB/T31011《陆上风电场工程概算定额》NB/T31010《风电场工程勘察设计收费标准》NB/T31007《安全技术措施计划的项目总名称表》；《中华人民共和国道路交通安全法》；《中华人民共和国安全生产法》；

　　《中华人民共和国消防法》；《中华人民共和国职业病防治法》；《中华人民共和国海上交通安全法》；《中华人民共和国劳动法》；《中华人民共和国清洁生产促进法》；《中华人民共和国突发事件应对法》；《220kV及以下海底电力电缆工程验收规范》；《风力发电机组验收规范》GB/T20319;《风力发电机组电能质量测量和评估方法》GB/T20320;备注：未特别说明的，以最新版本为准。

　　附件四安全文明施工管理规定1一般规定1.1应用范围本章适用于本合同范围内的施工现场的安全施工管理、安全技术及文明施工等，包括现场施工劳动保护、高空作业、照明、场内交通、消防、警报、救护、溺水自救、海洋灾害危险保护、安全监测、文明作业等的施工安全文明措施。1.2承包人的责任(1)承包人应按本合同条款的规定履行其安全施工职责。(2)承包人应坚持“安全第一，预防为主，综合治理”的方针，建立、健全安全生产责任制度，制定各项安全生产规章制度和操作规程。并完善安全生产条件，加强安全生产监督管理，杜绝生产安全事故，切实保障生命和财产安全，对本工程的安全生产全面负责。(3)承包人应对施工船舶、机械、设备、仪器等进行进场前资料报审，并组织进场检查和定期检查。(4)承包人应按有关要求，设置施工水域的警示标志和施工船舶夜间警示标志。(5)承包人应对施工现场的抗台、防汛、防走锚、海上抢险、工程防护、避潮汛、避季风、避台风和避风锚地设置、水下作业、不良工程地质以及施工通航等制定专项的措施及应急预案，并报发包人审查同意。发包人的认可不能免除承包人所应承担的责任。承包人在合同履行期间执行此预案所发生的费用认为已包含在工程量清单的报价中。(6)承包人应加强对职工进行施工安全教育，编印安全保护手册发给全体职工。工人上岗前应进行安全操作的考试和考核,合格者才准上岗。(7)承包人必须遵守国家颁布的有关安全规程。若承包人责任区内发生重大安全事故时，承包人应立即报告发包人，并按专项应急预案执行，应配合事故调查小组做好处置工作。(8)承包人应按照批准的本合同工程通航评估报告的意见，遵照海事、海洋等主管部门针对本工程海上施工作业约定的安全与防护规定，制定相应的安全防护与监管措施，配置相应的巡视监管船机设备与人员。(9)承包人必须遵守国家颁布的各项安全规定，按合同要求建立完善的施工安全生产

　　设施，为施工作业人员配置必需的劳动保护用品，如安全帽、水鞋、雨衣、手套、手灯、防护面具、安全带、救生衣、救生艇等。施工安全的专项费用必须专款专用。承包人还应按照劳动保护法的有关规定发给特殊工种作业人员的劳动保护津贴和营养补助。(10)承包人必须按照《安全生产法》的要求设置健全的安全管理机构，配备足额的专职安全员，负责施工安全管理；必须建立完善的安全监督、保障体系，，确保各项安全管理措施得到切实落实；应定期进行施工作业的安全检查，及时作好安全记录。(11)承包人应服从发包人、监理对其施工安全的监督。(12)承包人应负责并保障项目安全措施费用专款专用。依法进行工程招投标的项目，招标方或具有资质的中介机构编制招标文件时，应当按照有关规定并结合工程实际单独列出安全防护、文明施工措施项目清单。投标方应当根据现行标准规范，结合工程特点、工期进度和作业环境要求，在施工组织设计文件中制定相应的安全防护、文明施工措施，并按照招标文件要求结合自身的施工技术水平、管理水平对工程安全防护、文明施工措施项目单独报价。投标方安全防护、文明施工措施的报价，不得低于依据工程所在地工程造价管理机构测定费率计算所需费用总额的90%。(13)建设单位与施工单位应当在施工合同中明确安全防护、文明施工措施项目总费用，以及费用预付、支付计划，使用要求、调整方式等条款。1.2安全标准和规范发包人、承包人均应严格执行《建设工程安全生产管理条例》。发包人必须严格执行以下安全法规和规定：1)《中华人民共和国安全生产法》2)《中华人民共和国建筑法》3)《职业健康安全管理体系规范》4)《中华人民共和国道路交通安全法》5)《中华人民共和国海上交通安全法》6)《中华人民共和国传染病防治法实施办法》7)《电力建设安全健康与环境管理工作规定》8)《电力工程建设安全暂行规定》9)《电力安全工作规程》

　　10)《电力建设安全施工（生产）管理制度》11)《电力建设施工企业全面质量管理办法》12)《水上水下活动通航安全管理规定》13)《建筑工程安全防护、文明施工措施费用及使用管理规定》14)《防腐工程防火重点安全技术管理要求》15)《1972年国际海上避碰规则公约》16)国家、行业和地方有关的法规及其他安全规定17)发包人的安全施工管理规定1.3主要提交件(1)承包人应在本工程开工前14天，根据1.2国家、行业和地方有关的法规，编制一份施工安全措施计划，提交发包人或监理人批准。(2)承包人应在每年、每季和每月的进度报告中，按本章规定的各项安全工作内容，详细说明本工程各施工工作面的安全措施计划实施及安全专项费用使用情况，以及按发包人指示的格式提交安全检查记录和安全事故处理记录。2．设置安全机构2.1现场组成由发包方、承包人双方安全第一责任人参加的安全管理委员会，由发包方定期组织召开会议。2.2承包人应结合本工程特点编订安全施工、文明施工的实施细则，建立机构，设置专人，加强管理，以保证本工程施工安全和文明施工。2.3承包人应随时接受行业安全检查人员和发包人依法实施的监督检查，采取必要的安全防护措施，消除事故隐患。由于承包人安全措施不力造成事故的责任和因此发生的费用，由承包人承担。2.4发生重大人生身亡事故、施工设备事故，承包人应及时通知监理单位和发包人，并在上级文件规定的期限内，将事故调查分析报告和处理意见报告监理单位和发包人，并按程序上报主管部门和地方相关部门。发包人有权决定是否进一步调查、分析和处理。3施工安全措施3.1施工安全措施的内容和要求承包人应提交施工安全措施计划，其内容应包括施工安全机构的设置、专职安全人

　　员的配备，以及防潮汛、抗台、防火、防噪声、防高空坠落、防走锚、海上抢险、避台风及避风锚地设置、救护、警报、治安和设备管理等。施工安全措施的项目和范围，还应遵守国家颁发的《安全技术措施计划的项目总名称表》及其附录H、I、J的规定，即应采取以改善劳动条件，防止工伤事故，预防职业病和职业中毒为目的的一切施工安全措施，以及修建必要的安全设施、置备安全技术开发试验所需的器材、设备和技术资料，并对现场的施工管理及作业人员做好相应的安全宣传教育。3.2劳动保护承包人应按照国家劳动保护有关法律法规的规定，保障现场施工人员的劳动安全，包括：(1)按劳动保护法的有关规定安排现场作业人员的劳动和休息时间，加班时间不得超过劳动保护法的规定，保障劳动者必须的休息时间。(2)定期向所有现场施工人员发放劳动者必需的安全帽、防水救生服、雨衣、手套、手灯、防护面具和安全带等劳动保护用品，以及特殊工种作业人员的劳动保护津贴和营养补助等。3.4气象灾害的防护(1)承包人应做好海洋水文与气象预报工作。承包人应向发包人或地方主管海洋水文与气象预报工作的部门获取工程所在区域短、中、长期海洋水文与气象预报资料，根据施工机械设备的抗自然能力，合理制定施工作业时间。一旦发现有可能危及工程和人身财产安全的气象灾害的预兆时，应立即采取有效的防灾措施。(2)建立高潮位预警机制，结合工程实际需要购置装设相应的设备，制定应急预案并定期演练。(3)建立防台风和防灾预警机制，结合运行购置装设相应的设备，制定应急预案并定期演练。3.5高空作业防护(1)承包人使用安全工器具时应有检查验收措施。(2)钢管桩、过渡段、内平台、外平台、防撞结构、爬梯结构及电缆管结构的吊装和安装高空防坠落安全措施。(3)起重设备应经过检验且在合格有效期内，持证使用。在起吊过程中，不得调整吊

　　具，不得在吊臂工作范围内停留。物件悬空时，驾驶人员不能离开操作岗位。应在主吊设备的起吊工作范围内工作，不得超出起重设备的额定起吊范围。(4)施工中搭建的临时脚手架应经检查合格后方可使用。3.6消防安全(1)承包人应当制定消防安全制度、消防安全操作规程。(2)承包人应该实行防火安全责任制，确定本单位各岗位的消防安全责任人，并配备消防管理人员。(3)承包人应该按照国家有关规定设置灭火器材、消防安全标志；定期组织检验、维修消防设施和器材，确保消防设施合格、完好、有效。(4)承包人必须保障疏散通道、安全出口畅通，并设置符合国家规定的消防安全疏散标志。3.7安全标志(1)承包人应在施工区内设置一切必需的标志，包括：1)禁航标志；2)警示标志；3)指令标志；4)提示标志；5)文字辅助标志。(2)承包人应负责维修和保护施工区内自设或发包人设置的所有标志，并按发包人指示，经常补充或更换失效的标志。3.8安全手册(1)承包人应编制适合本合同工程需要的安全防护手册，其内容应遵守国家颁布的各种安全规程。承包人应在收到开工通知后7天内将手册的复制清样提交发包人。(2)安全防护手册除发给承包人全体职工外，还应发给发包人和监理人。安全防护手册的基本内容应包括：1)防水安全服、安全帽、防护鞋袜及防护用品的使用；2)各种施工机械的使用；3)油料储存、运输和使用；

　　4)汽车、船舶驾驶安全；5)重大件设备的吊装作业安全；6)用电安全；7)钢结构制造和安装作业的安全；8)机修作业的安全；9)高空作业的安全；10)意外事故和火灾的救护程序；11)防洪和防气象灾害措施；12)信号和告警知识；13)其它安全规定。4文明施工(1)承包人的施工临时设施必须干净整洁，材料堆放整齐，施工辅助设施布置规整有序。(2)承包人修建的施工临建设施应符合发包人批准的施工规划要求，并应满足本章各项施工安全措施的要求。(3)可要求承包人在施工场地设置工程平面布置的指示牌、各级承包人人员的安全施工责任牌等。5应急预案承包人应按有关规定，在施工前提供各专项应急预案，必要时应组织专家评审，并在施工过程中开展应急预案演练。5.1事故应急救援预案(1)承包人应制定生产安全事故的应急救援预案，并将组织应急救援预案的报告提交发包人批准。应急救援预案应定期组织演练，并能随时组织应急救援人员投入救援。(2)承包人应成立应急救援小组，并按应急救援预案的要求，配备必要的应急救援器材和设备。5.2伤亡事故处理(1)工程施工过程中，若发生施工生产人员或第三者人员的伤亡事故时，承包人应及时进行处理，并立即报告发包人。

　　(2)若发生海上重大事故时，承包人必须立即启动应急预案，按国家的有关规定上报，并妥善处理好事故。(3)事故处理结束后，承包人应向公众张榜告示处理事故的结果。5.3预防自然灾害措施施工期间一旦发生灾害性天气或出现可能危及人身财产安全事故的预兆时，承包人应立即采取有效的防灾措施，以确保工程施工人员、财产的安全。一旦发生设备损坏、人员伤亡或死亡事故，承包人应按以下处置程序办理：(1)承包人的安全负责人与各相关人员在接警后应立即进行应急行动，按其安全职责分工立即开展工作，并服从安全负责人的统一指挥。(2)承包人应积极组织人员、设备或物资尽快制止事故发展，及时消除隐患，并在最短时间内划定警戒范围，组织好人员、车辆和设备的疏散，避免再次发生人员伤亡和财产损失。(3)承包人应保护好现场，为事故调查、分析提供直接证据；做好现场标志、绘制现场简图、书面记录和见证人员签字；妥善保存现场重要痕迹、物证；必要时应对事故现场和伤亡情况进行录像和照相，待事故调查有明确指令后，再行清理事故现场。6安全目标6.1在本合同工程施工过程中，安全管理的目标是杜绝较大及以上人身事故；杜绝较大及以上设备事故；杜绝较大及以上电力安全事故；杜绝较大及以上交通事故；不发生一般人身死亡、重伤事故；不发生网络与信息安全事故；不发生恶性误操作事故；不发生人身轻伤、溺水事故；不发生直接人为责任的一般设备事故；不发生职业病危害事故；不发生溢油、海上污染物排放超标等环保、海事行政处罚事件；防范一般设备事故；严格控制海上污染物排放；不发生负主要责任的交通死亡事故；杜绝较大及以上火灾事故；不发生一般火灾事故；不发生风机倒塔、叶片折断等责任事故。6.2信访维稳工作目标是不发生影响集团公司、公司形象的重大事件；不发生非正常上访和群体性事件。6.3反恐怖防范和治安保卫工作目标是不发生涉恐事件：不发生刑事案件和负主要责任的治安案件。

　　6.4现场施工管理及违章作业，按照发包人下发的《安全文明施工奖惩办法》进行考核处罚。

　　附件五质量控制要求一、质量目标1.1承包人负责其承包服务范围内项目自项目核准后到竣工为止的全面质量管理，使项目建设按照相关技术规范、标准、国内有关电力建设施工、调试的技术规范、标准、验收规程以及风电机组移交生产达标要求进行设计、设备制造、材料采购、土建施工、设备安装、调试以至移交生产的全过程、全方位的质量管理，使之满足设计要求，移交生产达标并形成综合生产能力。1.2按照《风力发电工程达标投产验收规程》(NB\T31022-2012)标准要求，同时跟踪最新版标准进行达标投产考核，高标准达标投产，实现风力发电机组投入、塔筒投入、海上升压变电站投入、海缆投入、陆上集控中心投入、相关电气设备投入、并网投入以及调试启动后240小时不间断的试运行一次通过。1.3工程质量及机组性能满足合同要求。1.4建设过程中不发生重大质量事故。1.5机组达标投产，主要技术经济指标达设计值，本工程要从施工工艺、施工方案、新材料、新技术等方面至少获得省部及以上科技成果奖和专利。二、工程质量一般要求1工程质量要求1.1工程质量验收按法律规定和合同约定的验收标准执行。1.2因承包人原因造成工程质量不符合法律的规定和合同约定的，发包人有权要求承包人返工直至符合合同要求为止，由此造成的费用增加和(或)工期延误由承包人承担。1.3因发包人原因造成工程质量达不到合同约定验收标准的，发包人应承担由于承包人返工造成的费用增加和(或)工期延误，并支付承包人合理利润。2承包人的质量检查承包人应按合同约定对设计、材料、工程设备以及全部工程内容及其施工工艺进行全过程的质量检查和检验，并作详细记录，编制工程质量报表，报送发包人进行审查。3发包人的质量检查发包人或发包人委托人有权对全部工程内容及其施工工艺、材料和工程设备进行检查和检验。承包人应为发包人的检查和检验提供方便，包括承包人到施工场地，或制造、

　　加工地点，或合同约定的其他地方进行察看和查阅施工原始记录。承包人还应按承包人指示，进行施工场地取样试验、工程复核测量和设备性能检测，提供试验样品、提交试验报告和测量成果以及发包人要求进行的其他工作。发包人的检查和检验，不免除承包人按合同约定应负的责任。4工程隐蔽部位覆盖前的检查4.1通知发包人检查经承包人自检确认的工程隐蔽部位具备覆盖条件后，承包人应通知发包人在约定的期限内检查。承包人的通知应附有自检记录和必要的检查资料。发包人应按时到场检查。经发包人检查确认质量符合隐蔽要求，并在检查记录上签字后，承包人才能进行覆盖。发包人检查确认质量不合格的，承包人应在发包人指示的时间内修整返工后，由发包人重新检查。4.2发包人未到场检查发包人未按第4.l项约定的时间进行检查的，除监理人另有指示外，承包人可自行完成覆盖工作，并作相应记录报送发包人，发包人应签字确认。发包人事后对检查记录有疑问的，可按第4.3项的约定重新检查。4.3发包人重新检查承包人按第4.1项或第4.2项覆盖工程隐蔽部位后，发包人对质量有疑问的，可要求承包人对已覆盖的部位进行钻孔探测或揭开重新检验，承包人应遵照执行，并在检验后重新覆盖恢复原状。经检验证明工程质量符合合同要求的，由发包人承担由此增加的费用和(或)工期延误，并支付承包人合理利润；经检验证明工程质量不符合合同要求的，由此增加的费用和(或)工期延误由承包人承担。4.4承包人私自覆盖承包人未通知发包人或监理人到场检查，私自将工程隐蔽部位覆盖的，发包人有权指示承包人钻孔探测或揭开检查，由此增加的费用和(或)工期延误由承包人承担。5清除不合格工程5.1因承包人设计失误，使用不合格材料、工程设备，或采用不适当的施工工艺，或施工不当，造成工程不合格的，监理人可以随时发出指示，要求承包人立即采取措施进行补救，直至达到合同要求的质量标准，由此增加的费用和(或)工期延误由承包人承

　　担。5.2由于发包人提供的材料或工程设备不合格造成的工程不合格，需要承包人采取措施补救的，发包人应承担由此增加的费用和(或)工期延误，并支付承包人合理利润。三、质量控制(一)设计质量1承包人应按照设备采购合同中规定的技术规范、标准审核设备供应商的设计(包括图纸、资料的质量)，对发现的不符合项及时提出处理意见，重大问题报发包人认可后实施。2承包人负责其设计范围内的设计质量，确保项目设计符合国家的有关法律、法规和技术标准。3当设计与现场实际不符或其它原因需要设计变更时，应由原设计院、设备供应商提出变更通知，并抄送发包人。发生重大设计变更时，应报发包人认可后由承包人组织实施。4承包人负责组织设计交底与图纸会审，并通知发包人和监理人参加。（二）设备和材料质量1承包人负责按照分包合同规定的技术规范、标准，监督、检查设备的制造质量，在设备厂家监造、开箱检查以及设备安装、调试过程中及时发现不符合项，作好记录和签证工作，并提出处理意见，如发现重大问题，应在报经发包人认可后由承包人实施。2对于承包人负责自行采购的产品质量和服务质量，承包人应建立不合格产品管理程序，保证不合格产品不得用在工程上。（三）施工质量管理1质量目标工程质量符合国家、行业有关质量标准的要求，并应达到下列具体质量目标。建筑工程质量目标建筑分项工程一次验收合格率100%，分部工程合格率100%，单位工程合格率100%，各单位工程观感质量达到优良。钢筋焊接一次合格率大于95%，混凝土强度R28合格率100%。基础、附属系统建筑物、地下隐蔽工程、厂区道路等单项工程达到优良。

　　消除质量通病，主要建、构筑物无漏水、渗水，厂区排水通畅，地坪、楼面、沟道无积水。建筑工程观感质量达到优良以上。内外墙面、楼面、地面平整、无裂纹、无污染、色调一致，达到优良级。混凝土表面平整光滑，线条顺畅，色泽均匀一致，无明显的接槎痕迹，无蜂窝麻面，无明显气泡，模板拼缝有规律。不得随意凿孔凿槽，破坏主体结构。建、构筑物整套启动前达到移交水平，厂房内达到生产环境标准，建筑工程达到清洁整齐，无垃圾，无杂物，道路畅通，照明充足。2质量标准承包人在履行义务过程中应当严格执行下列质量标准，不得任意更改或降低标准：设备采购合同中明确的规范标准和技术规范及设备供应商提供的图纸、资料中的标准和技术规范；国家电力行业(含原能源部、水电部、电力部、国家电力公司、广东省粤电集团公司等)颁发的现行的《电力建设施工验收及技术规范》、《火电施工质量检验评定标准》等；国家或其他行业颁发的现行规程、规范和规定；双方约定的其他标准。以上标准之间、标准与质量目标发生矛盾或不一致时，执行高的标准。如果在工程实施期间，国家或行业的相关规范、技术标准或规定作了修改，或颁发了新的国家或行业规范、标准及规定，导致需对合同约定的规范、标准及规定进行调整时，承包人应予以遵守。合同规定的质量标准不能满足工程需要、或由于某种原因不能执行原规定时，承包人应提出处理意见，报发包人和监理单位认可后实施。3质量管理要求建筑、安装质量受广东省质量监督中心或相应政府、行业职能部门监督。承包人在EPC施工合同生效后10天内，向发包人提供一份质量保证大纲，按照发包人批准的质量保证大纲建立、健全质量保证体系,该体系应符合国家、行业的有关规定和发包人的质保大纲及有关管理程序要求,在开工前接受发包人组织的检查。承包人的分

　　包人必须纳入承包人的质量管理体系，承包人成立专门的质量管理机构，承包人必须配备足够的质量管理人员以满足对工程的质量监督管理，质量管理人员应按专业进行配备，至少包括(但不限于)：土建(主体、外围)、电气、热控、焊接、机械、海工、其他附属系统工艺专业。质量管理人员必须持有质量主管部门颁发的资格证件。工程开工前，承包人应编制工程质量计划，并取得监理人、发包人的批准。单位工程、分部工程、分项工程及隐蔽工程质量的检验要执行发包人相关管理规定。隐蔽工程、停工待检点未经发包人或监理人检查验收的，承包人必须返工处理，由此造成的一切后果由承包人负责。质量检查验收文件必须在检查验收当时签字确认，未及时签字确认的，按未通过检查验收处理。需要验收检查时，承包人应提前一天书面通知监理人、发包人。承包人要制定有效的工艺质量控制措施，消除质量通病。发包人、监理人有权要求承包人对表面工艺不合格的进行返工处理，返工造成的一切费用和后果由承包人承担。由承包人负责施工的预埋件、预留孔，土建承包人自检合格后须提交检查通知单给安装承包人复检，复检合格后再提交发包人、监理人确认后，方可浇注混凝土。土建承包人交接安装时要通知监理人、发包人参加。由于施工原因造成返工，按有关规定进行处理。施工过程中需要工序交接的必须办理交接手续，提交完整的工程资料，并经监理人、发包人确认。否则，不允许交接。工程中对涉及结构安全项目的抽样检测和对进入施工现场的建筑材料、构配件的取样检测业务，由发包人委托具有相应检测资质的机构执行质量检测业务，承包人送检。取样质量检测工作必须依据国家有关法律、法规、工程建设强制性标准和有关规范进行检测。主要里程碑和机组整套启动的工程质量监督检查由发包人委托具有相应资质的单位负责，承包人应积极配合。其他关键项目由监理人、发包人实施质量监督检查，监督检查项目由发包人、监理人在工程开工前确定。设备、材料的检验、试验必须严格按照现行的有关标准、规定执行，需要送出检验的必须委托有资质的检验机构(要求见《建设工程质量检测管理办法》)。检验、试验人员必须持有相应的资格证。需要监理人员旁站的检验、试验工作，必须通知监理人在现场旁站，否则，该项检验、试验工作无效。

　　如果承包人未按合同规定对设备材料和工程进行检验、试验或检查，监理单位可以指示承包人按合同规定补作检验、试验或检查，承包人应遵照执行，并承担所需的检验、试验或检查费用和工期延误责任。监理单位可以要求承包人对设备材料和工程进行在合同中未明确的、国家或行业标准规定之外的检验、试验或检查，对此承包人应予以执行。无论何种原因，如果监理单位对以往的检验结果有疑问时，均可以指示承包人重新检验，承包人不得拒绝。如果重新检验结果证明被检验的设备材料或工程不符合本合同的质量要求，则重新检验的费用由承包人承担；如果重新检验结果证明被检验的设备材料或工程符合本合同的质量要求，则应由发包人承担重新检验的费用和工期延误责任。除承包人根据合同须自行进行的检验、试验或检查以外，监理单位有权对全部工程的所有部位及其任何一项工艺、设备和材料进行检验、试验或检查。承包人应随时接受监理单位的质量检验、试验或检查，并为监理单位的质量检验、试验或检查提供一切方便，包括监理单位人员赴工程场地、制造、加工地点，或合同规定的其它地点察看、查阅施工记录、要求提供试验样品、进行现场取样试验、工程复核测量、设备性能检测、提供试验和测量成果以及监理单位进行质量检验、试验或检查所需的其它工作。监理单位的检验、试验或检查并不解除承包人根据合同规定所应承担的任何责任。施工方案、试验方案必须报发包人、监理人审批并备案，作业指导书须报发包人、监理人审核并备案。尽管如此，但仍不能免除承包人的任何责任。承包人必须严格按照已批准的方案执行，如方案有变动，变动的方案必须履行报批手续，并要书面通知发包人、监理人。已完工程成品保护的特殊要求：施工成品保护由承包人负责，直至移交生产。在移交前造成污染及损坏由承包人负责清理及修复。损坏的成品在修复前必须提交方案报发包人、监理人批准，损坏严重的(由发包人、监理人鉴定)必须更换新的设备。上述所有费用由施工承包人负责。承包人要定期(暂定每月底)编写质量简报，定期召开质量分析会议，并将简报和纪要报发包人、监理人。承包人要派质量管理人员参加发包人、监理人组织的质量专题会议，对会议中安排的事宜及时落实。施工过程中的任何修改必须取得监理人、发包人的同意。设计变更通知单、设计联

　　系单、工程联系单要采取闭环管理的模式，执行完毕后由监理人、发包人确认。发包人、监理人有权要求承包人撤换不合适的质量管理人员，承包人必须无条件接受。如果承包人不按合同规定进行监理单位指示的检验、试验或检查工作，监理单位可以指派自己的人员或委托其他有资质的检验机构或人员进行检验、试验或检查，承包人不得阻挠，并应提供一切方便。由此引起的费用增加和工期延误责任由承包人承担。发包人、监理人要求承包人对质量不合格的、质量不满足合同要求的、未按验收程序验收的项目及工程缺陷、尾工进行返工处理时，如果承包人拒不执行，发包人将委托他人处理，处理费用(以发包人和代处理人协商的价格为准，同时加5%的管理费)从承包人的工程合同中扣除。如果经检验发现工程中使用了不合格设备和(或)材料，承包人必须更换合格的设备、材料，对发包人造成的损失由承包人全部赔偿；如果承包人拒不更换，发包人、监理人将委托第三方处理，至不合格的设备材料被彻底清除，由此引起的一切后果由承包人承担。四、质量考核1由于承包人责任造成工程质量事故或出现质量问题，承包人应立即采取补救措施，费用自负。2工程施工质量达不到约定的质量标准，发包人一经发现，可要求承包人返工。若返工后仍达不到约定的标准，且达不到了国家规定的可安全使用的标准，则承包人应向发包人支付质量违约金，质量违约金为该部分工程施工造价的3%，并由发包人将委托他人进行处理，处理费用(以发包人和代处理人协商的价格为准，同时加5%的管理费)从承包人的工程合同中扣除(合同另有约定的除外)。3主要设备、材料未按发包人要求采购且未经发包人同意擅自改变供应商，按该项造价5%进行扣除，并按发包人要求重新采购供货。4主要分包商未按发包人要求且未经发包人同意，按10万元进行扣除，并及时按发包人要求更换分包商。5海上升压站及风机桩基础施工达不到设计要求，每发生一起考核5万元。6塔筒、管桩制造质量达不到设计要求，每发生一起考核2万元。

　　7桩基及海底电缆防冲刷施工质量达不到设计要求或出现被冲刷悬空情况，每处考核10万元。8海上升压站及陆上升压站一次受电不成功，考核10万元，二次不成功考核20万元。9海底电缆及光纤因其质量或施工造成试验不合格，每次考核10万元。10叶片出现裂纹或凹痕或断裂，影响叶片使用的，每片考核5万元。11风机齿轮箱出现断齿、漏油、轴承损坏等重大质量问题每起考核2万元。12风机发电机及变流器、箱变；海上升压站及陆上升压站主变、GIS及其他高压电气柜，因质量或施工造成绝缘不合格，每起考核5万元。132年质期内所有桩基、海上升压站钢结构腐蚀面积大于其单项防腐总面积2%，按该单项总造价10%考核。14出现的质量问题或缺陷不及时处理，或延误工期不及时采取赶工措施，每发生一起按1万元考核。15风机安装后，未当天投入防雷装置并提供防雷合格接地电阻，每发生一起考核2万元。16风机及海上升压站桩基在设备安装后，第一次发生不合格沉降，每桩考核10万元。17发生设计责任事故，按勘察设计总造价2%考核。18桩基施工、风机吊装、海上升压站吊装、海底电缆施工等重大施工措施未经监理人与发包人审批，每发生一次考核3万元。19风电场内任意单台风电机组的年平均可利用率不低于90%，整个风场风电机组的年平均可利用率不低于95%，如果单台机组年平均可利用率低于90%或整个风场风电机组的年平均可利用率低于95，则按照“附件1-A风电机组及其附属设备（含塔筒及附件）技术条款”内的“附件5”考核承包人。20风电场任意单机的功率曲线保证值不低于型式认证时的95%。如低于95%，按照“附件1-A风电机组及其附属设备（含塔筒及附件）技术条款”内的“附件5”考核承包人。21在第一台机组吊装时尚未取得并提交投标机型的完整型式认证证书，每延迟一

　　天，罚款50万元；在第一台机组并网时尚未取得并提交提供完整并网监测报告，每延迟一天，罚款50万元。22风机并网6个月内通过低电压穿越认证。每延迟二个月追加考核5万元。23年上网电量考核及年等效满负荷小时数考核目标为整个风电场；考核周期为25年，分为两个阶段考核，依次分别为5年质保期、20年运营期（质保期后起算）。具体详见“附件1-A风电机组及其附属设备（含塔筒及附件）技术条款”内的“附件6”考核承包人。25本工程从施工工艺、施工方案、新材料、新技术等方面至少获得2项省部级及以上科技成果和5项专利奖，如未获得，省部级及以上科技成果奖每少一项，扣减25万，专利每少一项扣减10万，累计扣减100万元。

　　附件六环境保护1一般规定1.1应用范围本章适用于本合同工程施工期的生产和生活区的环境保护工作，主要工作范围和内容包括施工污水(油)和废水(油)处理、海洋环境保护、废弃物处理、施工期人群健康保护以及工程完工后的场地清理与整治等。1.2承包人责任(1)承包人必须遵守国家和地方有关环境保护的法律、法规和规章，并按照本技术条款的要求，做好施工区及生活区的环境保护工作。(2)承包人应按合同约定和发包人指示，接受国家和地方环境保护与水行政主管部门的监督、监测和检查。(3)承包人应对其违反上述法律、法规、规章以及本合同规定所造成的环境污染、水土流失、人员伤害和财产损失等承担全部责任。(4)承包人应与当地油污接收单位签订协议。1.3引用标准包括但不限于：(1)法律法规1)《中华人民共和国水法》；2)《中华人民共和国水污染防治法实施细则》；3)《中华人民共和国大气污染防治法》；4)《建设项目环境保护管理条例》；5)《中华人民共和国环境噪声污染防治法》；6)《中华人民共和国水污染防治法》；7)《中华人民共和国固体废弃物污染环境防治法》；8)《中华人民共和国环境保护法》；9)《中华人民共和国海洋环境保护法》。(2)规程规范1)《环境空气质量标准》GB3095-2002；2)《地表水环境质量标准》GB3838-2002；

　　3)《生活饮用水卫生标准》GB5749-2006；4)《污水综合排放标准》GB8978-2002；5)《建筑施工场界环境噪声排放标准》GB12523-2011；6)《大气污染物综合排放标准》GB16297-1996；7)《生活垃圾填埋场污染控制标准》GB16889-2008；8)《生活垃圾卫生填埋技术规范》CJJ17-2004；9)《建筑施工现场环境与卫生标准》JGJ146-2004。2环境保护2.1生活污、废水处理除合同另有约定外，本合同承包人应负责建设、运行和维护其施工管理及生活设施内的生活污水收集系统、污水处理系统(包括排污口接入)，处理后的废水水质必须符合受纳水体环境功能区规划规定的排放要求，或应遵守GB8978-1996的规定，不得将未处理的生活污水直接或间接排入河流或海洋水体中，或造成生活供水系统的污染。2.1生产废水(油)处理(1)承包人应按合同要求，在本合同工程施工区内建造和维护生产废水(油)处理系统。(2)承包人应对本工程范围内使用的船机设备装配船载废水(油)处理系统，并经过相关职能部门的检查验收；(3)承包人应会同发包人对施工区内和船机设备配置的生产废水(油)的处理设备、防污措施等进行检查和检测。(4)甲板冲洗水可直接排放入海。但甲板上偶尔出现的少量油(通常是润滑油)应用锯末或棉纱吸净后冲洗，含油的棉纱等应收集后运回陆地。(5)加强施工设备的管理与养护，杜绝石油类物质泄漏，减少海水受污染的可能性。(6)桩内吸出的泥浆应运回陆上处理，不得向海域排放。2.2固体废弃物处理(1)固体废弃物处理措施施工产生的生产废料、生活垃圾和建筑垃圾。应由承包人采取以下措施进行处理：1)承包人应按发包人批准的施工组织设计，负责对其施工场地以及生活区范围内

　　的生产和生活垃圾进行清运填埋。承包人还应设置必要的生活卫生设施(垃圾箱、筒等)，及时清扫生活垃圾，统一运至指定地点。2)机械修理及汽修等的生产垃圾中的金属类废品，应由承包人负责回收利用。

　　(2)有毒有害物质和危险品的管理承包人应遵照国家法律和法规的规定，严格管理有毒、有害的危险品，防止污染事故的发生，由于承包人的原因引发的污染事故和安全事故，其造成的损失由承包人承担。2.3海洋生物资源保护(1)承包人在工程海域严禁滥捕鱼类，严格执行工程海域范围内的鱼类保护制度，发现受保护的海洋生物资源应按有关规定处理。(2)为减轻工程施工建设对海域底栖生物的影响，建议优化施工方案，加强科学管理，在保证施工质量的前提下尽可能缩短水下作业时间。(3)为减轻工程施工建设对渔业资源和渔业生产的影响，施工应避开海洋鱼类产卵高峰期。(1)施工期对附近水域开展生态环境及渔业资源跟踪监测，及时了解工程施工队生态环境及渔业资源的实际影响。(2)施工过程中，对现场渔业、养殖设施造成的损坏和损失，由承包人负责。2.4其它保护措施(1)除合同另有规定外，承包人应在工程完工后的规定期限内，拆除施工临时设施，清除施工和生活区及其附近的施工废弃物，并按发包人批准的环境保护措施计划完成环境恢复。(2)施工船舶应采取有效措施控制主辅机噪声排放，例如：在发动机排气管安装弹簧吊架加以固定，在机舱路口上布置主、辅机消声器；合理设置消声器结构和机舱室结构，达到理想的消声量和隔声量，限制突发性高噪声，避免不必要的船舶汽笛声。(3)加强施工船只管理，避免施工区域船舶拥堵，加剧噪声和废气等污染物产生。3场地清理与整治3.1场地清理与整治施工组织计划承包人应按发包人对场地清理与整治的要求，在工程基本完工后，制订一份场地清理与整治的施工组织计划，提交发包人批准。其内容应包括：

　　(1)场地清理与整治范围(本工程范围内的施工场地，包括施工场地以外遭受施工损坏的地区)；(2)场地清理与整治的进度计划、清理整治措施。3.2清理与整治(1)本合同工程施工结束后，承包人应及时拆除合同范围内陆域和海域环境上的各种临时建筑结构，以及各种辅助设施，并及时清理出场。(2)承包人的所有材料和设备应按计划撤离现场，工地范围内废弃的材料、设备及其他生产垃圾应统一按环境规划的要求处理。4罚则承包人违反本规定发生的环境事故所造成的一切后果由承包人承担。发生被环境保护主管部门或者其他有关部门依照有关法律法规规定予以罚款处罚时，由承包人承担。必须由发包人出面处理时，发包人有权将罚款金额预先扣留，待缴纳罚金后，如有剩余则退回给承包人。

　　附件七设备制造监理及催交管理一、设备制造监理在合同规定要提供的所有主要设备、主要辅助设备和关键材料的制造、加工和准备过程中，承包人应委托具有风电设备监理乙级资质和海上风电设备监理业绩的第三方监理单位，按照最新版的《电力设备监造技术导则》以及中国电机工程学会《海上风电工程设备监理技术导则》（增加此项标准）规定的内容、方式和监理项目对合同工程的设备进行制造监理（以下简称监造）。监造分包商配备本合同工程的总监造工程师、专业监造师的资质、业绩和数量应满足合同工程设备监造的需要。在监造服务合同签订后，监造工作开展前，承包人应将总监造工程师及监造机构其他监造人员的履历报送发包人审核备案。承包人应将监造分包商编制的《设备监造规划》报发包人审批。承包人应将《设备监造实施细则》和《质量控制计划》报发包人备案。《质量控制计划》中的质量见证项目应不少于《电力设备监造技术导则》以及《海上风电工程设备监理技术导则》中的要求，并不限于以下设备材料，具体监造范围详见“附件F-设备监造技术条款：(1)风机主机（齿轮箱、变流器、箱变、叶片、轮毂、机舱、发电机等）；(2)GIS；(3)主升压及降压变压器；(4)35kV及以上电压等级开关柜；(5)海缆；(6)塔筒、钢管桩、海上升压站及导管架。承包人应监督、检查并确保监造分包商履行以下的职责和义务：(1)熟悉合同设备的图纸、技术标准、制造工艺和检验、试验方法及质量标准；(2)审查确认制造单位提交的工艺方案是否符合要求；(3)审查确认制造单位及其主要分包单位的质量管理体系和实际生产能力是否满足设备订货合同的要求。(4)审查确认制造单位及其主要分包单位的质量管理体系和实际生产能力是否满足设备供货合同的要求。

　　(5)审查确认制造单位特种作业人员、关键工序操作人员和主要检验、试验人员的上岗资质是否满足设备质量要求。(6)审查确认制造单位的检验、试验设备是否满足设备生产过程检验和各项试验的要求。(7)查验制造单位的装配场地和整机试验场地的环境是否满足设备质量的要求。(8)审查确认制造单位对合同设备拟采用的新技术、新工艺、新材料的鉴定书和试验报告，并通知承包人。(9)查验制造单位提供的原材料、外购件、外协件、配套件、元器件、标准件、毛坯铸锻件的材质证明书、合格证等质量证明文件，符合要求的，予以签认，并在制造过程中做好跟踪记录。(10)对设备制造过程进行监督和抽查，深入生产场地对所监造设备进行巡回检查，对主要及关鍵零部件的制造质量和制造工序进行检查与确认。(11)按制造单位检验计划和相应标准、规范的要求，监督设备制造过程的检验工作，并对检验结果进行确认。如发现检验结果不符合规定，及时通知制造单位进行整改、返工或返修；对当场无法处理的质量问题，监造人员应书面通知制造单位，要求暂停该部件转入下道工序或出厂，并要求制造单位处理；当发现重大质量问题时，应及时报告承包人。(12)参加制造单位的试组装、总装配和整机试验、出厂试验，对装配和试验结果签署意见。(13)检查制造单位对设备采取的防护和包装措施是否符合《设备订货合同》的要求，相关的随机文件、装箱单和附件是否齐全，在确认后签发发运证书。(14)审核设备制造单位根据《设备订货合同》的约定提交的进度付款单，提出审核意见。(15)在设备制造期间，按月向承包人提供监造工作简报，通报设备在制造过程中加工、试验、总装以及生产进度等情况。(16)根据承包人和制造单位共同商定的监造项目，按设备制造进度到现场进行监检，对存在问题及处理结果，定期向承包人报告。(17)设备监造工作结束后，编写设备监造工作总结，整理监造工作的有关资料、记

　　录等文件，并提交给承包人。承包人应将监造分包商提交的工作简报、鉴定结果、试验报告、存在的质量、进度问题及处理结果和设备监造工作总结及时报告发包人。在合同工程竣工时将《电力设备监造技术导则》(DL/T586—2008)规定监造单位应向委托人提交的全部监造资料整理经监理工程师审查后移交发包人。在合同规定要提供的所有主要设备、主要辅助设备和关键材料的制造、加工和准备过程中，关键的监造、检测、试验活动，承包人应提前7天通知发包人派代表参加。发包人有权对监造、检测、试验的结果提出异议，并要求再次检测或试验；同时发包人有权要求对存在质量问题的设备和材料进行整改或更换，由此发生的所有费用由承包人承担。每当上述在设备和材料准备就绪、有待进行包装、覆盖或掩蔽之前，承包人应及时通知发包人代表。发包人代表应按时参加上述物件的检验、检查、测量或试验，不得无故拖延；或通知承包人说明无需进行上述工作。如果承包人未按上述要求发出通知，当发包人代表提出要求时，承包人就应除去上述在设备和材料上的覆盖物，随后再将其恢复原状。二、催交、催运与现场检验承包人应当负责所有设备材料的催交、催运直至运抵项目现场。承包人应要求分包商及供货商同意监理工程师检验任何运抵现场供货内容。对监理工程师在检验过程中提出的任何异议承包人应立即进行核查，采取必要措施全面正确地履行其合同义务，并将采取的措施通知监理工程师。承包人应执行合同规定的所有检验和试验，并向发包人提供检验或试验报告。承包人或其供货商或分包商应在执行任何检验或试验前5天书面通知监理工程师检验或试验的地点和时间。如果承包人发出此类通知，监理工程师拒不参加检验和试验时，将不影响检验或实验的进行及结果;如果承包人未能发出此类通知，监理工程师有权不认可检验或试验的结果，并要求承包人重新检验或试验。如果承包人拒绝进行重新检验或试验，发包人有权自行或聘请第三方重新检验或试验，不论结果是否合格，所需费用均由承包人承担。发包人可要求承包人对进入现场的设备、材料进行任何附加且可以实施的检验，或

　　

篇六：海上风电场建设

　　海上风电项目建设对船舶通航安全影响

　　研究

　　摘要：近年来，经济发展迅速，风能作为可再生且清洁的能源已被广泛运用在各领域中。风能发电不仅可以满足人们日常生活用电，还可以减少消耗常规能源。如何提高风能发电的经济收益，克服技术不够先进的问题，以及确保其在实施中的安全性和可靠性成为施工企业和人员的重点研究方向。本文基于目前国内风电项目技术现状以及风电产业发展的优势与不足，提出了创新的施工组织方案，实施了科学化施工的行为，重点分析海上风电项目建设对船舶通航安全影响，并且为施工人员在提高风电工程技术上提供参考。

　　关键词：海上风电项目建设；船舶通航；安全影响研究

　　引言

　　随着海上风电项目的快速发展，海上风电场的建设和运营给船舶通航安全带来诸多问题和挑战，尤其是在航运高速发展的中国海域，海上风电与海上通航的矛盾即将日益突出。为保障海上风电场建设水域船舶的通航安全，本文结合瑞安某拟建海上风电场工程项目的建设，具体分析海上风电场建设和营运可能对船舶通航安全产生的影响，凝练技术要点，提出海上风电项目的建设对船舶通航安全保障策略。

　　1重要性

　　风力发电作为清洁能源，具有显著的社会和环保效益。目前，全球特别是欧洲多国已开发建设了多个大型海上风电场，我国也正处于海上风电开发建设的迅猛阶段。为做好海上风电开发建设工作，促进海上风电健康有序发展，交通运输部于2019年修订了《中华人民共和国水上水下活动通航安全管理规定》，明确了施工通航安全保障方案应当包含涉水工程对通航环境、水上交通秩序的影响分析、存在的问题及通航安全保障措施等内容。海上风电场施工建设阶段需充分考

　　虑众多因素，尽可能减小对通航环境的影响，但如何加强海上风电工程开发建设过程中的安全监管，目前我国尚未形成统一的标准体系。此外，海上风电场建设过程中，相关参与方的职责有待进一步明确，特别注意事项也有待进一步明晰。

　　本文旨在从通航安全角度出发，主要就海上风电工程施工建设阶段如何规范开发建设程序、维护水上交通秩序、降低对通航的影响程度、厘清相关工作程序和要求等进行研究论证。经广泛查阅文献资料，深入开展调查研究，认真总结了国内外海上风电场多年的施工通航监管实践经验，在参考国家现行有关法律、法规、规章及国内外相关标准、规范，广泛征求有关单位和专家意见的基础上，初步构建了海上风电工程施工通航安全监管体系。

　　2工程建设对交通组织的影响

　　（1）对船舶交通流的影响。项目建成后，由于场区使用一定范围内的部分水域，在客观上对附近纵横交错的各航路形态进行了地理分隔，在某种程度上也将使相同航路的交通流形成汇聚。

　　（2）对船舶航路的影响。项目建成后，占用一定范围的海域，改变了现有的通航环境，将对附近水域的船舶航行产生一定影响。

　　（3）对视觉瞭望的影响。大部分海上风电项目场区形状多呈不规则多边形，当船舶经过场区附近，尤其夜间航行时，考虑到夜晚数量较多的助航标志集中在场区水域，可能对周边船舶的视觉瞭望产生一定影响。特别是夜晚受风机信号灯及助航标志灯光影响，船舶容易因为疏忽没有及时发现障碍遮挡侧的来船。

　　（4）对船舶避碰方式的影响。一方面，由于场区风机的建设，使航路周边的可航水域范围减小，当两船相互驶近致有构成碰撞危险时，让路船难以采取大幅度的转向避碰措施。另一方面，在航路交叉处与他船交叉相遇时，若规定的让路船由于场区风机或灯光影响而疏忽了望，可能在发现他船时，两船已经接近到2.5海里，此时，两船已近构成了避碰规则上所定义的紧迫局面，仅凭让路船的行动已近难以留有足够的水域供他船安全通行。

　　3优化措施分析

　　3.1风电场安全设施配备

　　（一）设计和设置风机警示标志和风电场助航标志，安全监管设施配套建设“三同时”原则，在风电场区域（特别是拐角处风机）配备CCTV海事监控设备，加强对风电场周围环境的监控管理，确保风电场的安全施工和运营。

　　（二）对于风电场角部的风机位置较为突出，外围风机邻近航路，为防止过往船舶碰撞风机，外围和突出部位的风机，建议设计具有一定抗撞击能力的防撞设施。

　　（三）做好风电场配套安全设施的建设和维护预算，做好项目建设和营运的通航和场区安全维护工作。风电场营运初期在风浪条件许可的条件下安排船只现场警戒。

　　3.2船舶动态管理

　　（一）对于运输船舶，应尽可能在公布航路水域内行驶，与风电场保持至少1000米的距离，以减少风电场干扰杂波和阴影扇形的影响，并通过选择不同波长的雷达以及调节雷达增益来减少杂波干扰，但应注意减少增益可能会丢失小目标，特别是在恶劣天气条件下。

　　（二）对于工作船舶，在进入场区作业前，应根据任务需求，考虑风机的位置和当时的风、流等情况，选择在场区边沿的适当位置进入风电场阵列。进入阵列后，应与风机基础保持适当的安全距离，并以安全航速顶浪（或偏顶浪）接近需要靠泊的风机。

　　（三）对于渔船，建议积极联系海洋渔业相关部门，禁止船身长度超过12米或船舶动力60马力以上渔船在风电场内从事捕捞作业，禁止使用“帆张网”或其他可能导致海底电缆损坏的作业方式在拟建风电场内从事捕捞作业，禁止渔船在场区内抛锚。渔船航经风电场水域时，应与风电设施保持50米以上的安全距离。

　　3.3风电场安全管理

　　（一）建议距风电场外围风机500米范围作为风电场安全水域，设置电子围栏，除风电场维护工作船、公务船和小型渔船外，其他船舶禁止进入风电场安全区。另外建议建设单位对风电场单个风机或整个风电场设置警示标志（如涂刷反光漆、安装摩尔斯信号灯、安装雷达应答器等），以达到白天和夜晚均能对附近船舶的提醒作用。

　　（二）建立风电场水域安全管理制度，配备适当的安全配套设施，借鉴国内外现有风电场运营期间的维护和安全作业经验，制定适合对应项目的海上风电场营运期间维护与作业安全管理规定和作业标准，制定防台预案，落实安全管理和安全责任，保证风电场运行和附近通航安全。

　　（三）注意风电场配套设施建设，特别是保证助航设施和风电场监控设施的完备性，加强风电场水域的监控管理，减小过往及在附近水域活动船舶发生与风机碰撞或其他相关事故的可能性。

　　结语

　　风电产业作为全球最为热门的可再生清洁能源发电产业之一，它对国家的经济发展和社会进步都具有举足轻重的地位。通过加大基础设施的建设力度，强化政策对风电产业的支持力度，整合风电产业链，来促进风电产业的自主创新，提升风电产业的自身运营管理水平。严格把控风电项目的工程质量，动态管理风电工程的施工情况，在经济收益不断提高的基础上，获得生态效益和安全效益，让风电工程项目成为高效、质量好并且可以有序管理的国家重点工程。

　　参考文献

　　[1]聂园园，刘克中，杨星等.海上风电场与航路安全距离[J].中国航海，2019，42（04）：12-17.

　　[2]梁帅.浙江海上风电场通航风险及安全防范策略研究[D].大连：大连海事大学，2018.

　　[3]严辉煌，殷婷婷.海上风电场通航安全措施体系研究[J].中国水运（下半月），2018，18（01）：33-34.

　　[4]余静.浙江沿海水域船舶通航风险研究[D].武汉：武汉理工大学，2018.

　　[5]王树武.近海风电场障碍下海事雷达图像模拟研究[D].武汉：武汉理工大学，2017.

　　[6]江爱文，李强.海上风电场航标设置方案探究[J].福建交通科技，2019，（02）：131-133.

　　

　　

篇七：海上风电场建设

　　利益相关者约束类型联系单位中国海洋石油总公司石油天然气国家农业部渔业局渔业与养殖国家国家海洋局各地方海洋与渔业厅地方国家各军种的主管部门国家军事机构海岸警卫队地方各地的发展规划部门地方政府各地的交通厅港口航道管理部门地方船舶及导航港口中国海底电缆建设有限公司电缆电缆和管道中国石油天然气管道局管道中国民用航空局国家中国民用航空华东地区管理局地方中国海事局中国电信移动联通东海大桥项目咨询机构名单国家和地方发展改革委员会国家海洋局上海市海洋局东海海洋局海底电缆施工许可证上海市规划管理局变电站选址上海水务局行政许可的决定土地资源管理局建设用地审批许可证卫生局流行病保护审查上海市环境保护局水管局海堤穿越海堤许可证电力公司工程质量监督手续海洋与渔业局海上海底施工许可证渔业厅农业委员会禁渔证书及渔业生产和渔民损失补偿安置合同国土部批准渔业资源损失的赔偿合同25评分和定级

　　第二章2.1概述

　　海上风电场的选址

　　近海风电场一般都是在水深10~20m、距岸线10~15km左右的近海，从空间上看，地域大，选址余地大。实际上海上风电场的建设受到诸多因素的影响和制约。按制约因素的性质可为以下几方面：硬性制约（比如军事区、航道等）、软性制约（如：渔民的利益、规划上的冲突）、技术制约（如：风资源、海床条件、不利因素等）、环境制约（如：生态因素、噪声等）、经济制约。根据各国的海上风电场经验，综合各种影响因素，得出风电场选址的几项基本原则：（1）考虑风资源的类型、频率和周期（2）考虑海床的地质结构、海底深度和最高波浪级别（3）考虑地震类型及活跃程度及雷电等其它天气情况（4）考虑城市海洋功能区的规划要求（5）场址规划与城市建设规划、岸线和滩涂开发利用规划相协调（6）符合环境和生态保护的要求，尽量减少对鸟类、渔业的影响。（7）避开航道，尽量减少对船舶航行及紧急避风的影响。（8）避开通信、电力和油气等海底管线的保护范围。（9）尽量避开军事设施及周围（10）考虑基础施工条件和施工设备要求及经济性，场址区域水深一般控制在5~15m。2.2选址考虑的各种因素2.2.1风资源因素1.风资源：风资源是风电场选址的首要因素，一个良好的风资源是必备条件。一般对风资源的评价如下：平均风速（m/s）6~77~88~99~10基于欧洲的经验低风速，项目经济上不好中等风速，投资回报周期长高风速，中等投资回收期，利润合理最佳风能资源，投资回收期短，高回报

　　风电场选址，在风资源上要求年平均风速大于6m/s，50m风功率密度大于200W/m2。我国最佳风资源区在台湾海峡，平均风速达到8m/s以上，功率密度达到700w/m2，其次就是广东、再次就是上海江浙一带，然后就是山东、河北等地。在从风资源方面选址上，首先要从宏观上确定区域，然后再进行区域风资源

　　测试评估。

　　2.风资源上的不利因素：台风海上风电场在风资源上的不利因素首先就是台风，强台风不仅仅损害叶片、机舱，还包括结构部件，如塔筒和基础，对发电设备影响很大。国际电工委员会（IEC）对发的机组的分类发的机组类型轮毂高度年平均风速（m/s）108.57.550年一遇3秒阵风（m/s）

　　123

　　7059.552.5

　　“桑美台风2006年登陆浙江，最大风速78米/秒，导致浙江苍南风电场28台风机倒了20台，整个风场几乎报废。”如果没有科学、扎实的研究，海上风场

　　将难以避免苍南的灾难。“目前运营的国产风机质量问题，可能在未来两到三年后集中爆发。”2.2.2海床的地质结构、海底深度和最高波浪级别1.海上风电风塔基础是造成海上风电成本的重要因素之一，选择地质条件好的海域建设风电场不仅利于施工，而且还能减少成本，并防治地质灾害。因此，海上风电场对地址条件的要求非常严格。在环境评估中要对所选海域进行地质勘探，且要布点合理，以全面掌握场址海床的地质构造情况。海底表层沉积物有有机的、无机的，无机的有细沙、泥沙、岩石碎裂的固体碎片等多种情况。一般而言，细沙覆盖的海床条件比颗粒较大的沉积物的海床更适合风电场的建设。2.海底深度（水深）水深也是影响项目总成本的重要因素之一，原因如下：1）发电机组基础，标准单桩基础在深水及松软的地质条件下不适合，需要更复杂的基础方案。2）施工安装，过深的水给施工带来难度。超过40m的水深，千斤顶驳船就不能胜任了，需要锚式起重船，但它受海况条件影响比较大。3）海底电缆的铺设一般在5~30m的范围内（10-20m）。水深和离岸距离根据欧洲海域已建成或规划中的海上风电项目水深、离岸距离和装机容量的信息统计得知：欧洲海上风电场开发趋于更大、更深、离岸更远。基于现在的风电技术和资金结构，40m是海上风电开发现实可行的最大水深。欧洲海域至今建设的海上风电场最深的是Beatrice商业示范项目，大约位于40m水深范围。极少数风电场在不到5m的水深处建造。大多数海上风电场项目离岸小于50km。德国第一个海上风电试验项目——12台机组总计60兆瓦的AlphaVentus——从1999年正式立项，到2010年4月才得以并网发电，历时近12载，比原定计划晚了一年半。为了保护海岸线和近海潮汐，以及不影响进港航道，德国联邦海洋和水道测量局要求海上风电场建在远离陆地的地方。德国的公众也不愿意看到海上风机出现在近海的自然景观里，认为是一种破坏。妥协的结果是，AlphaVentus选址在了北海离岸45公里远的地方，水深达30米。根据德国海上风电官方网站提供的信息，其他申请的项目也多在离岸30公里之外，水深在20米至35米之间。而英国、丹麦等国家的海上风电场离岸要近得多，那里的公众也不介意大型风机出现在视线里。3.海浪：波浪包含大量的动能和压力，对结构产生较大的重复荷载，对结构的寿命和动态行为有严重的影响。1）增加发电机组基础和结构的水平荷载2）在风电场运行期间影响安全进入或工作，增加了运营成本。3）大浪妨碍建设施工，增加施工成本。海浪：渤、黄、东、南海的波高以南海最大，东海次之，渤、黄海较小。

　　年均波高南海为1.5米，东海及南黄海为1.0～1.5米，渤海、北黄海和北部湾仅0.5～1.0米。年中波高以冬季最大，大浪（波高2米以上）频率都在20％以上。从济州岛经中国台湾以东海面至东沙、南沙群岛的连线为大浪带，大浪频率在40％以上，中心区可达50％。据现有记录，南海、东海的最大波高为10米多，南黄海为8.5米。波高最小的季节，黄海出现于夏季，东海和南海出现于春季。4.潮汐流潮汐流造成的水平荷载、泥沙的冲刷对海上风电场的建造、运营和维护构成了严重的挑战。其影响在于增加水平荷载增加冲刷，对基础的侵蚀加大使安装、维修更具挑战性，增加了施工维护的成本潮汐流的侵蚀能力与流速的立方成正比。中国海域潮汐流对海上风力发电场开放最具挑战性的地方位于浙江北部和江苏中部之间，杭州湾是世界上涌潮之地。潮汐流峰值（cm/s）0~5050~100100~150150~200>200重要性很少或没有问题较轻的挑战相对富有挑战性的工作环境挑战性的工作环境不适合的位置

　　5.潮差位于低水位和高水位之间的基础部分遭受的腐蚀最严重，且容易生成生物淤泥。潮差大也给施工、维护带来不便。潮汐范围重要性

　　0~4m

　　很小或者没有问题

　　4~8m

　　一些小的挑战

　　>8m

　　适度工作挑战

　　中国苏、浙、闽沿岸，一般为4～5米，但钱塘江口的涌潮，历史上最大潮

　　差可达9米，其壮观景象，举世闻名。渤海沿岸潮差也只1～3米6.海冰每年12月到3月，渤海湾特别是辽宁湾有海冰和浮冰，浮冰块对桩基有冲撞作用，而且浮冰块阻塞效应也会使船舶抵达发电机组很困难。2.2.3地震与构造风险在中国沿海存在一些轻微的构造断层，沿断层板块运动引起的地震会对海上风电场的生存造成很大的危害。作为选址的一部分，需要详细了解地质断层适当的间隔距离，感兴趣的海域的地震活动风险信息，这些信息应应用于选址的设计中。福建省海上位于横向地质板块边界，台湾岛区域为地震高发带，地震活动频繁，对风电机组的设计是个挑战，需要有足够的信息、工程技术和财务决策。江苏北部有最低程度的地质灾害，构造活动基本发生在江苏南部和中部。江苏省在近代历史上规模最大的地震为1668年里氏8.5。在设计中如果没有考虑地震因素，并加以适当保护，遇到强地震会造成重大损失。2.2.4海域利用上的冲突问题选址过程中不能忽略海域使用上的限制和制约，有时会和其他的行业、其他的用途等情况产生冲突。1.石油天然气渤海和东海有丰富的油气储量，随着对石油天然气需求的不断增长，海上石油和天然气的勘探和开采活动将日益增多，这样会限制海上风电的开发。2.航运航道约90%的世界贸易是由海上运输业来完成的。我国沿海各个区域都有重要的航道，风电场不能占据航道，特别是繁忙的航道和锚定站点、避风港区，在一些不繁忙的航道上也要考虑风电机组的分布，风电机组的分布要为行船留出足够的距离，避免船舶与风电机组的碰撞，造成船舶和风电机组的损坏。而且风电机组应安装警示标志，如照明和雾角等，另外应到海事部门进行登记注册，以便在航海指南中作出标示。3.军事设施1）军事管制区2）用于军事目的的海域：如军事飞行的低空区域，海里的导弹试验区域等。3）海底弹药库或海底弹药倾倒区，要摸清弹药地点位置，密分布度等情况。从中国海事图获得的弹药倾倒区和雷区可能在连云港以北海域的两个地方，这两个区域严重制约了该地区的风电场的开发。4.航空和雷达风电机组在雷达监测视线范围内会对雷达造成干扰，旋转的风电机组叶片会给雷达造成假信号，在雷达监测系统中显示错误的追踪信号。通常在海上风电场开发规划阶段，经常与航空和安全部门存在冲突，甚至导致项目审批无法通过。一般民用机场的位置是公开的，军用雷达及航空雷达的地点需要通过其他途径获得。5.渔业和捕捞

　　鱼类和海鲜是中国沿海的食物和收入的重要来源。现代水产养殖技术支持浅水区（小于10m）和较遮蔽的地方养殖。水产和海上风电场的选址之间有相当的重叠。其主要影响就是施工过程中破坏环境造成鱼类和海洋生物死亡。有些专家认为从长远看不会渔业有影响，而且由于桩基的建设形成类似渔礁可改变环境可促进鱼类的种群复苏，但渔业界不认同这种看法。总之短期是会给渔业或捕捞业造成影响。2.2.5环境制约1.湿地和浅水区是涉水、近水鸟类的主要活动区域，这些区域开发会对动植物的生态圈产生不良影响。旋转的风轮叶片会对鸟类造成伤害剥夺了候鸟的捕食区剥夺了候鸟的繁殖区施工期间对周边的生态产生不良影响如：盐城沿海滩涂珍禽国家级自然保护区位于江苏省盐城市的射阳、大丰、滨海、响水、东台五县（市）的沿海地区，面积45.3万公顷，1984年建立省级自然保护区，1992年加入联合国教科文组织国际“人与生物圈”保护网，1996年又纳入“东北亚鹤类保护网络”。主要保护对象为滩涂湿地生态保护系统和以丹顶鹤为代表的多种珍禽。2.视觉影响3.噪声影响4.海洋考古学的影响：如文化遗产等2.2.6港口港口在海上风电场开发的初级阶段扮演着重要的角色，因为所有的风电场的零部件、配套设备都会存放在此，并有此运送出海。港口设施应在风电场开始施工之前全部到位。一般港口应有深水泊位，以便大型深水船舶运作，还应有足够的空间以便存储风电机组塔筒和叶片等各种零部件，并拥有相当的吞吐量和可调配的船舶，有运送大量货物的基础设施。在制造、建造、安装、运营和维护各阶段都离不开港口。典型港口（处理100台风电机组/年）的规格：80000m2的最小面积，若在气候不好的地区，额外需要增加30000m2。港口周围应有200~300m长的运输通道，并且要有能承受高负载的能力。不受潮汐或其它进入性制约的航道，并能容纳长140m、宽45m、吃水深度6m大型船舶净空高度不低于100m，以保证塔架等零部件安全通航。能运送300T重量的起重机。一旦风电场开始运作，维护工作通常有最近的码头来进行，这些码头需配备维护人员、船舶、仓库和维修的装备。风电场的规模越来越大，并且离岸越来越远，直升机和海上居住条件也是考虑的范围。风电场距港口的距离海上风电场开发建设的项目成本随着场址距海岸线和港口的距离增加而增加。

　　如：海上航行的时间长将导致整个项目建造时间长，尤其是当运送风电机的地基和机组期间。恶劣和多变的海上环境会对风电场的维护带来困难。以江苏为例：共有11个港口，其中7个主要港口：连云港、滨海港、射阳港、大丰港、洋口港、南通港和吕四港，大多数都在扩建之中。连云港：江苏省最大的码头，最深的泊位8.51m，航道深9m。有足够能力完成海上风电场零部件的出海任务。滨海港：正在开发中，竣工后有3000t的水上平台，有4个分港口，其中2个适合做海上风电场港口射阳港：正在建设2个5000t的水上平台。吕四港：包括大唐电力港和正在兴建的吕四港。大丰港、南通港目前还不适合做海上风电场使用的码头。(2009年前的资料)

　　2.2.7电网海上风电场的年发电量和上网电价等因素也是需要考虑的。考虑到搭建输电设备的经济和技术等因素，选择离电网接入点近的区域并网是一种普遍认同的方案。2.3制约图制作对每个制约信息进行处理，然后分别制作制约图。2.4咨询与核准1.咨询的好处根据欧洲可再生能源项目开发所取得的经验证明，尽早在开发阶段有效识别和接触其他用户（利益相关者）是非常有效和必要的。作为开发过程中的一部分，潜在的风电场开发商必须咨询主要利益团体及国家和当地部门，目的是进一步确认制约图中确认的潜在开发区可利用性。咨询会确保开发的信息得以传达，可与有关部门展开对话，开发商能够获得相关资料。如果有意义的对话早日展开，可减少或避免开发商陷入各方的反对中，

　　能减少项目的延误和无用的费用和开支。比如：国家或军事设施某些信息是保密的通过公开渠道无法获得。通过咨询：1.可进一步确定项目的可行性2.可准确确定风电场的场址3.可预估建设难度和成本2.利益相关者风电场建设会涉及到许多方面的利益，这些利益相关者都要进行咨询沟通，充分了解各方的利益诉求，与风电场建设的冲突及解决的办法。这些利益相关者如：国家渔业局、海洋局、军事机构、海岸警卫队、港口、船舶公司、各地方政府机构、环境部门、电信部分等等。利益相关者约束类型石油天然气渔业与养殖国家地方军事机构国家地方政府船舶及导航、港口电缆和管道国家地方地方地方电缆管道联系单位中国海洋石油总公司国家农业部渔业局国家海洋局各地方海洋与渔业厅国家各军种的主管部门海岸警卫队各地的发展规划部门各地的交通厅、港口航道管理部门中国海底电缆建设有限公司中国石油天然气管道局中国民用航空局中国民用航空华东地区管理局中国海事局中国电信、移动、联通国家地方国家地方国家无线电管理办公室各地方无线电管理局国家广播电视电影局各地方广播电视电影局国家和地方自然保护区管理部门

　　3.东海大桥项目咨询机构名单国家和地方发展改革委员会国家海洋局上海市海洋局东海海洋局——海底电缆施工许可证上海市规划管理局—变电站选址上海水务局—行政许可的决定土地资源管理局—建设用地审批许可证卫生局—流行病保护审查上海市环境保护局水管局（海堤）—穿越海堤许可证电力公司—工程质量监督手续海洋与渔业局—海上海底施工许可证渔业厅农业委员会—禁渔证书及渔业生产和渔民损失补偿安置合同国土部—批准渔业资源损失的赔偿合同2.5评分和定级

　　

　　

篇八：海上风电场建设

　　海上风电项目建设成本分析及造价管理

　　摘要：海上风电项目是我国可持续发展战略目标之一，亦是构成清洁能源体系的重要组成部分。由于海上风电项目涉及面广，影响因素多，建设周期长，施工工艺复杂，导致海上风电建设成本居高不下。加之当前电价补贴机制加快，平价时代下，如何提升海上风电项目造价管理水平，确保海上风电项目的效益至关重要。因此，在分析海上风电项目建设成本的基础上，对其造价管理中存在的问题和措施进行详细论述。

　　关键词：海上风电；建设成本；造价管理

　　为早日实现“3060”的碳达峰目标，能源结构的调整已迫在眉睫，必将成为全球共识。而大力发展清洁能源则是应对能源结构调整的重要一步。海上风电作为清洁能源的重要组成部分，发展迅猛。据相关研究显示，2018年，全球海上风电项目总投资约为257亿美元，而我国海上风电投资额就高达114亿美元，占比44.35%。2020年至今，我国总共有32个海上风电项目启动，总装机容量超过10.69GW。但是海上风电项目高昂的投资及复杂的成本费用构成，一直是制约海上风电项目效益的重要瓶颈。因此，厘清海上风电项目成本构成，落实造价管控，实现降本增效意义深远。

　　一、海上风电项目成本构成

　　（一）设备购置及安装费用

　　海上风电项目的主要支出主要为设备的购置以及安装费用，其大概占据海上风电项目总成本的60%-70%左右。具体来说：包括购置以及安装海缆、风电场机组、陆上以及海上升压站上部组块、变电设备以及控制保护设备等。在这些支出中，最主要且占据份额最高的当属风电场机组设备，也是风电技术研发的关键。伴随着大功率风电机组的全面推行，该方面费用支出也大幅度上升。

　　（二）工程建设其他费用

　　海上风电建设项目成本费用占总成本费用的30%-40%左右。具体包括海域使用工程、发电场工程、交通工程、升压变电工程、施工围堰工程等等。由于海上风电作业需要在海上进行，因此需要借助船舶来实现建设工作，例如对于一些大型风电机组进行运输等。升压站则对于船机要求更高，需要不同载重的运输船配合。其他诸如现场勘查费用、设计费用、措施费和现场管理费等等。

　　二、海上风电项目成本控制存在的主要问题

　　（一）全面预算管理工作落实不到位

　　海上风电项目成本控制的重要内容就是预算管理，具体包含概预算的编制、执行以及评估等。因为海上风电施工环境的特殊性，尚未有成熟的预算定额予以指导。现阶段，我国海上风电项目前期规划阶段，还没有结合海上风电技术指标和造价指标，制定出科学的概预算，致使后期各个阶段的成本造价控制没有依据可依。同时，由于海上风电项目施工成本构成较为复杂，概预算工作的执行情况不佳，概预算的作用难以有效发挥。

　　（二）成本评估方式不科学

　　海上风电成本控制的关键阶段在于投资决策和设计阶段，其对于总成本的影响高达85%左右。现实中，大多数的海上风电项目未能做好投资决策阶段的全面勘查工作，诸如用地用海、通航等等，致使成本评估的准确性有待考证。同时，部分海上风电项目成本设计不够科学合理，致使海上风电项目成本较高，难以实现降本增效。例如，风机选型以及排布不够合理，电线电缆规划不够科学，都导致成本评估难以真实反映工程实际。此外，部分海上风电项目亦没有采用动态的成本评估方法，导致外界材料等价格出现波动时，成本评估结果未能及时调整。

　　（三）缺乏全生命周期的施工成本控制

　　施工阶段作为资金费用大量投入阶段，也是参建方经济纠纷最多的地方。由于海上风电设备供货不足，不能满足施工进度，导致施工工期延长，进而增加工程项目的现场管理费用等。同时由于现场管理不当，人工调度以及船舶设备调度不够合理，出现窝工现象，导致现场班组费用大幅度增加。再例如施工工序衔接

　　不当，增加了施工工期和建设成本。部分开发商在进行风电机组采购时，只关注初期采购成本，而没有考虑后续的运维成本，致使风电机组的全生命周期成本堪忧。

　　（四）海上风电项目开发规模化不足

　　由于海上风电建设项目属于新兴产业，没有成熟的经验可以借鉴。基本上是接啊金陆上风电项目的开发模式。加之海上风电项目需要的投资数额巨大，不同的风电场的规模也不够。同一区域存在多个开发商，线缆、船舶、升压站之间并不共享，重复建设，资源浪费现象十分明显，没有发挥出规模化建设的成本优势。

　　三、海上风电项目资造价成本管控措施

　　（一）构建全面概预算管理机制

　　第一，凡事预则立，概预算作为项目成本控制的重要手段，必须要提高认识。海上风电项目应结合工程实际，全面落实概预算编制工作。第二，结合海上风电工程技术指标和造价指标，对概预算指标进行科学合理的确定。第三，编制完成的概预算方案必须得到严格的执行。项目的实际收支情况必须和概预算进行严格的匹配，确保预算收支平衡。第四，应积极运用现代化信息技术，构建一体化的预算管理平台，实时动态的管控概预算执行情况。

　　（二）运用科学的成本评估方法

　　第一，在项目的决策阶段，就应该将所有影响成本的要素考虑进来，以此提升项目成本评估的准确性。第二，结合实际成本支出情况，科学设计成本方案。设计时应兼顾安全和经济效益。第三，积极运用数字化和智能化的成本评估办法。例如当前比较流行的BIM建筑信息模型、O-Wind数字能源服务平台等。O-Wind数字能源服务平台于2019年诞生，是华东勘测设计研究院研究的一款智慧服务平台。其能够将海上风电场、工程项目管理等集成懂啊一起，并三维展示出来，且可以智能分析工程项目的设计阶段、施工阶段以及运维阶段的成本和数据，提升了成本管理的智能化水平和可视化水平。第四，动态化评估。市场千变万化，材料价格也是处于动态变化中。海上施工环境的特殊性，也使得其始终处于动态

　　变化中。这就要求成本评估应始终坚持动态性，依据外界环境的变化和市场价格波动，而对成本进行动态的调整。

　　（三）进行全生命周期的施工成本控制

　　海上风电项目成本的管控应始终坚持全生命周期和动态的调整。首先优化施工进度安排，对于风电机组设备的到货情况进行优化，使之和施工进度相匹配，避免设备供应不及时导致施工进度延缓。其次，对于施工班组进行优化调整，资源实时调配，确保人工、资源等都处于最佳的配置中。再次，做好施工工序的衔接配合，每一道工序的前后工序都制定严格的衔接流程，避免工序衔接不当而增加成本。最后，严格按照主体工程开展建设活动，依据合同预算要求，开展风电机组设备的采购工在。海上风电项目的全过程中都应该有详细的资金使用计划，一旦成本支出出现偏差，应及时查明原因，并予以调整，确保全生命周期的成本管控都有据可依。

　　（四）提高单个海上风电项目的开发容量发挥规模优势

　　政府应注重海上风电项目的规模化发展，尽量避免切割海上风电资源为小块招标，通过规模化的引导，实现线缆、升压站和机组设备的共享，以此来降低施工成本，提升风电效益。同时，对于建设单位来说，亦可以对于风电机组设备进行整体招标，以此实现对风电机组设备的统一规模化制作、运输、安装等，从而全面降低设备的采购和安装成本，提升海上风电项目的综合效益。

　　总之，我国海上风电项目发展势头迅猛，但是成本管控的任务繁重，难度较大，管理中问题重重。因此应不断落实概预算管理，综合运用科学的成本评估方法，开展全生命周期的成本管控，从而不断提升海上风电项目造价管理水平，加强成本管控，切实提升项目效益，推动海上风电项目更快更好的发展。

　　参考文献

　　[1]蒋海波,刘长栋.我国海上风电发展现状研究及平价发展建议[J].煤质技术,2021,36(06):70-76.

　　[2]王恩予,邓英,许小峰,毕胜,李忆,徐尔峰.基于低成本的海上风电综合能源系统调度策略[J].风能,2021(09):62-68.

　　[3]王恰.碳中和背景下，全球风电技术创新前沿研究[J].中国能源,2021,43(08):69-76+20.

　　

　　

推荐访问:海上风电场建设 海上 建设 风电场