风电场工程汇报（共10篇）
xxxx风电工程项目经理部
xxxx年xx月xx日
目
录
一、工程概况和主要工程量.............................................2
二、工程施工进度.....................................................2
三、质量管理工作及运行效果...........................................2
四、工程安全管理.....................................................3
五、工程实体质量状况.................................................3
六、发生的质量问题和处理结果.........................................4
七、遗留问题和处理计划...............................................4
八、经验教训和改进措施...............................................4
尊敬的各位领导、专家：
您们好！欢迎各位领导及专家对我单位承建的xxxx48MW风电场风机和箱变建安工程进行监检，我谨代表xxxxx风电项目部对风机和箱变建安施工过程管理工作内容做简要汇报。
一、工程概况和主要工程量 1.工程概况与主要工程量
xxxx风电场工程位于安徽省无为县xxxx，该风电场工程由xxxxxxx有限公司投资建设，规划总装机容量约48MW，拟安装x台xMW和x台xMW型xx风力发电机组；其中我公司承建该项目xx台风机和箱变基础、风力发电机组设备与箱式变压器等建筑工程施工。
二、工程施工进度
本段工程于xxxx年xx月xx日开工，截止xxxx年xx月下旬，已累计完成x台风机与箱变基础工程、x台风力发电机组与配套箱变设备安装工程（x台1.8MW和x台2.2MW型机组）；其中首台风机于xxxx年x月x日安装完成，于x月x日并网试运行，截止目前通过业主、监理及设备厂家单位联合验收的风力发电机组设备x台，其中x台已消缺完成且并网。
三、质量目标、管理工作及运行效果
1、本工程质量目标：1）分部、分项工程质量验收合格率100%；2）单位工程质量优良率≥95%；3）工程质量评价达到电力行业优良标准，整体工程验收符合达标投产要求。
2、工程质量管理：
1)建立以项目经理为 查，对重点工序特别加强检查，如基础环水平度，基础钢筋、预埋管施工、叶轮组队与安装、高强螺栓力矩打压、电缆中间与终端接头施工等，特别对风机基础砼浇筑、高强螺栓力矩打压和电缆接头施工坚持旁站监督指导，发现问题，及时纠偏整改。
4）工程材料由总部招标采购，选择规模大，产品质量信誉好的材料厂家。材料进厂后严格按照检验批要求及时送检，严格把住原材料质量关。
截至目前，没有发生质量问题。
3、质量控制效果
本段工程共分24个单位工程，其中包含144个分部工程、120个子分部工程、528个分项工程和744个检验批。截止目前共完成8个单位工程、58个分部工程，其中包含73个子分部工程、326个分项工程和443个检验批，其中20#-24#风力发电机组土建和安装项目的110分项工程均通过建设及监理单位的验收，土建分项工程合格率100%，安装分项工程优良率≥95%，质量控制效果良好。
四、工程安全管理
本工程自开工以来，项目部坚持“以人为本、预防为主、综合治理”的管理方针，按照建筑施工安全技术规范要求，建立以项目经理为
六、发生的质量问题和处理结果
针对工程首次监督检查时，专家提出风机基础沉降控制点保护措施不完善和基础防腐材料复检等质量问题，我部已按照要求整改完善。
七、遗留问题和处理计划
至今未发现遗留问题。
八、经验教训和改进措施
经过本工程的阶段性施工，项目存在不足之处，主要表现为施工质量管理力度不到位。其次，班组施工人员对成品保护意识淡薄。在今后施工将加强管理力度，完善管理措施，加强施工人员的岗位能力培训，提高全体员工的施工技术。
最后，感谢质监站领导和专家对我单位的监督、检查、指导；及各级主管部门对我单位的关心、支持与帮助，谢谢大家!xxxxxxxx风电工程项目部
风能以其无污染、可持续性好、发电量稳定的特点受到了人们的青睐[1]。近年来,风电作为新能源项目在我国建设规模不断扩大,在我国“十二五”规划中也占有较大比重,风电产业管理逐步走向规范化。
风电机组基础具有承受360°方向重复荷载和大偏心受力的特殊性,对地基基础的稳定性要求高[2],重复风荷载造成的疲劳效应将导致基础周围土体的累计变形及承载力下降[3]。岩土工程勘察是其必不可少的环节,风电场建设目前仍无专门岩土工程勘察规范,其相关勘察工作只能参考相关规范,不同行业参照侧重点有所不同,对风电机组岩土工程勘察理解也有所不同。
由于风电市场激烈竞争和技术经验不足等原因,因此制定风电场的岩土工程勘测规程对于风电场建立起来并能够良好运作起到了至关重要的作用。
1 勘测阶段划分原则
目前风电场风资源为主导专业,设计阶段主要有可研和施工图两个阶段,对于大型风电项目,相对增加预可行性研究(规划选址)阶段,根据目前风电场建设经验,风电场岩土工程勘察宜分阶段进行,勘测阶段的划分应与设计阶段相适应,一般可分为可行性研究阶段勘测、施工图设计阶段勘测(详勘),对于大型风电场规划建设,为配合设计,应增加预可行性研究阶段勘测。当场地属于复杂场地,在施工时发现岩土条件与原勘察资料变化较大或出现岩土工程问题,必要时可进行施工勘察。
2 各勘测阶段勘测深度
风电场根据不同勘测阶段应有不同勘测深度,对于可研阶段,设计专业风机位置仅为拟定位置,一般与施工位置相差较大,本阶段应以现场调绘为主,结合部分勘探及其他物探手段,查明勘察场地各层岩土的类型、分布、物理力学性质及水文地质条件,预测在工程建设及竣工运行条件下,存在产生崩塌、滑坡及泥石流等不良地质作用的可能,提出可行性研究阶段地基基础设计方案和地基处理等措施。对于施工图设计阶段勘测,风机已经过微观选址确定位置,本阶段应针对每个风机进行详细勘探工作,勘探可采用单一或多种勘探手段相结合的方法,详细查明各风机基础处岩土层空间分布、物理力学指标及其他不良地质作用,结合各风机基础处岩土工程特点,提出合理的地基处理意见、防治措施,为风机基础设计提供依据。
3 勘探孔布置原则
对于风电场工程,风机机组都是分散布置,基础直径较大,一般在16 m～18 m。机组之间距离较大,一般在300 m以上,各风机基础岩土工程特性差别较大。风机为高耸构筑物,在风机动荷载作用下,风机基础经常处于偏心受压状态,基础边或角桩偶尔处于抗拔状态。因此,风机基础受力比较复杂,勘探孔的布置应考虑到这些特点。
我国目前的勘察规范,对拟建物勘探孔的布置主要遵循两大原则:第一个原则是全平面布置勘探孔原则,即不管采用网格状、梅花状还是“之”字形布孔,要求勘探孔能够把拟建物基础全部包住;第二个原则是勘探孔孔距控制原则[5]。规范[4]要求,重大的动力机器基础和高耸构筑物,勘探点不宜少于3个。
对照以上布孔原则,风电场一台风机基础布置一个勘探孔显然不符合要求,至于两个或多个勘探孔是否满足要求还要看场地地层的复杂层度及可能采用的地基处理方式。风机基础埋深一般3 m～4 m,对稳定基岩场地,勘探点深度5 m～8 m可满足设计要求;对于土基,可根据场地复杂程度、拟采用的地基处理方式调整勘探孔深度,深度可控制在15 m～50 m范围内。由于目前没有专门风电场风机勘察规范,如果要尽可能少布孔并且还要地质勘察资料准确,就需要采取其他相关技术措施。
笔者认为,首先要了解拟建场地地层沉积特点。对于滨海相、湖相等沉积地层变化幅度小,地层层面相对较稳定,一个勘探孔揭露的一点的地层特征可以认为代表一个风机基础的地层特点,一般可以满足设计需要。而对于基岩山区、岩溶地区,持力层层面起伏变化较大,一个或者两个、甚至多个勘探孔也无法准确反映地层特点,这种情况就要加强施工验槽。其次,要加强地区地质勘察资料的收集、整理,从而对一个风电场地层特点有一个总体把握,合理确定每台风机必需的勘探孔个数和勘探孔深度,做到勘察工作经济、可靠。
4 岩土工程分析评价
风电场在进行岩土工程分析评价时应结合其特点进行评价。如对风电场风机基础场地类别进行评价,因风机位置比较分散,尤其对丘陵地区和基岩山区场地类别进行评价时,各风机一般差别较大,又不可能每个风机进行波速测试,这时,应根据工程经验,结合现场测试结果应逐个风机进行评价。勘察报告应结合工程特点和场地地基条件,一个风电场可能会采用一种或多种基础形式。评价内容要有针对性,根据可能采用的基础形式进行评价,基础形式不同,其评价内容亦不同,提出地基处理设计和施工所需的岩土特性参数。
对于拟采用桩基处理的风机基础,由于现场钻孔有限,单层土取样有时不能满足规范[4]要求,土样统计不具代表性,岩土工程分析评价,尽可能依据原位测试提供桩基设计岩土参数,能更好反映现场实际。
对于基岩山区,承载力一般不是问题,稳定性显得尤为重要,岩土工程分析评价时要对稳定性进行专门评价。
5 地基处理方案建议
风电场地基处理建议要考虑风机受力特点,结合当地经验,采用合适的地基处理方式。基础在风荷载循环作用下,考虑场地土地震液化效应时,虽然风机建筑抗震设防类别为丙级,地基处理时宜全部消除液化沉陷。
对于处于湿陷性黄土区的风机基础,考虑到风机正常运行对沉降要求较高,地基处理宜全部消除地基土湿陷量。
若选用桩基进行处理时,推荐的桩型、成桩方式要有针对性,可发挥地域优势,充分体现勘察技术人员水平。如在西北干旱地区,干旱缺水,若采用水循环成孔,则因水量不够,不易清孔,质量、进度都不能保证,则不如采用人工挖孔桩优势明显。再比如,有些地区预制桩发展滞后,若采用的桩型该区域没有生产,则会加大施工成本、拖延施工工期。
6 结语
风电场岩土工程勘测应积极采用新技术,根据场地岩土工程条件和勘测要求,采用单一或综合方法,布置合理的工作量,使工作量布置经济、可靠。
地基岩土承载力可按室内试验、原位测试结果并结合当地经验确定,必要时可进行载荷试验和理论公式计算。
对于基岩山区岩土工程勘测,应重点查明岩层走向、倾向、倾角以及风化程度等,最终对风机稳定性做出评价。
在未颁布风电勘察规范和强制性条文的情况下,勘察工作者应该根据工程及场地具体特点,参照已建风电场积累的勘察经验,合理布置勘察工作量,为设计、施工方提供可靠的地质资料。
参考文献
[1]周燕莉.风力发电的现状及发展趋势[J].甘肃科技,2008,24(3):9-11.
[2]FD003-2007,风电机组地基基础设计规定(试行)[S].
[3]章子华,王振宁,刘国华,等.沿海滩涂地区风机基础设计[J].工程建设与设计,2009,113(11):102-105.
[4]GB50021-2001,岩土工程勘查规范(2009年版)[S].
摘要：以陕西延安某风电示范项目为例，进行了湿陷性黄土地区的风电场岩土工程勘察的初步分析与评价。
关键词：湿陷性黄土；工程勘察；地基
随着能源与环境问题日益突出，风力发电作为可再生清洁能源的一种，日趋受到人们的重视。据统计，2015年，全球风电产业新增装机63013MW，同比增长22%。其中，中国风电新增装机容量达30500MW。
黄河中下游的陕北、陇中东部是我国黄土最集中的地区。黄土由于其自身特殊的工程性质，在湿陷性黄土地基上进行工程建设时，必须考虑因地基湿陷引起附加沉降对工程可能造成的危害，选择适宜的地基处理方法，避免或消除地基的湿陷变形所造成的危害。
1. 工程概述
该工程位于延安市东北约70Km处的延长县，海拔高程在1050m～1350m之间，属黄土丘陵地貌，场区地势较为开阔，呈波状起伏，适宜进行风电项目开发建设。
1.2 地层岩土构成及特性
延长县地处陕甘宁盆地东部，场地内出露的岩层主要为中生代三叠系中上统沉积岩，仅在深切河谷区出露，大部为Q3eol新黄土所覆盖。
根据《岩土工程勘察规范》（GB50021-2001，2009年版）及《湿陷性黄土地区建筑规范》（GB50025-2004），依据拟建构筑物特点结合场地条件进行布置勘探点，升压站布置15个探井，每个风机位沿风机中心点对称布置2个探井。原则上，风机基础探井应穿透湿陷性黄土层。
根据现场勘察结果，结合区域地质资料，拟建场址区地层结构和岩性构成简单，勘探深度范围内，天然地层主要由第四系上更新统风积（Q3eol）新黄土、第四系中更新统风积（Q2eol）老黄土构成，分述如下：
第①层新黄土（Q3eol）：浅黄色～黄褐色、稍湿，稍密——中密状态，结构疏松，均匀，无层理，具垂直节理，夹少量白色条纹及钙质结核，零星分布，可见较多大孔隙及植物根系，层厚为6.2m～10.5m，普遍分布。
该层土具中等压缩性。浸水后具有自重湿陷性，湿陷程度轻微——强烈，工程性质较差。
第②1层湿陷性老黄土（Q2eol）：黄褐色——红褐色，以上部夹褐红色埋藏土壤层及下部夹灰白色钙质结核为主要特征，无层理，质地坚硬，可见少量孔隙，局部含大量钙质结核，呈稍湿、中密——密实状态，普遍分布。该层土具轻微——强烈湿陷性，具中等压缩性，工程性质一般。层厚为0m～5.1m。
第②2层老黄土（Q2eol）：黄褐色——红褐色，无层理，质地坚硬，含少量钙质结核，可见极少量孔隙，呈稍湿、中密——密实状态，普遍分布。本次勘探深度内未揭穿该层。该层厚度较大，层位稳定，根据区域资料，厚度一般在30m以上。该层土具中等压缩性，工程性质良好。
2. 地基评价
2.1 湿陷性评价
场地内广泛分布湿陷性黄土，在勘察所揭露的土层中，第①层新黄土，湿陷系数为0.005～0.220，自重湿陷系数为0.001～0.240，该层厚度在6.2m～10.5m，浸水后具自重湿陷性，湿陷程度为轻微——强烈，第②1层老黄土湿陷系数0.015～0.060，自重湿陷系数0.004～0.050浸水后具自重湿陷性，湿陷程度轻微——强烈，该层层厚0.5m～5.1m；第②2层老黄土湿陷系数0.001～0.014，浸水后不具湿陷性，该层厚度较大，层位稳定，根据区域资料，该层厚度一般在30m以上。依据《湿陷性黄土地区建筑规范》（GB50025-2004）附录A，本地区属陇东——陕北地区，因此β0按1.2取值。按天然地基计算，场地自重湿陷量△zs==42～266.8mm，按天然地基地坪以下1.5米计算，该场地的总湿陷量△s==165～536mm，按照《湿陷性黄土地区建筑规范（GB50025-2004）》中有关条款的规定，场地为自重湿陷性场地，湿陷等级为Ⅱ级（中等）。
2.2 天然地基评价
根据地基土的物理力学指标，结合场地附近已有的勘察经验，第①层新黄土具自重湿陷性，湿陷程度轻微——强烈，不宜作为天然地基，第②1层湿陷性老黄土呈中密——密实状态，中等压缩性，具湿陷性，第②2层老黄土呈中密——密实状态，不具湿陷性，是较好的持力层和下卧层，各天然地层土的地基承载力特征值及变形指标见下表一。
2.3 地基方案
由于第①层新黄土具自重湿陷性，湿陷程度轻微——强烈，其地基土承载力相对较低，承载力或变形指标不能满足设计要求，不宜作为天然地基，必须进行处理。根据场地实际情况，对于风机建议采用干作业钻孔灌注桩或人工挖孔灌注桩，以满足设计承载力要求和变形要求。干作业钻孔灌注桩桩径以Ф=400mm～600mm为宜，且尽量采用挤土工艺（如夯扩桩），人工挖孔灌注桩桩径以Ф=800mm～1000mm为宜，桩端持力层应穿透湿陷性黄土坐落在第②2层老黄土。设计单位设计时需考虑局部灰白色钙质结核层给施工过程中造成的影响。桩基础设计参数见表二，表中桩基设计参数仅供参考，设计时应考虑应因场地自重湿陷产生的桩侧负摩擦阻力引起的下拉荷载的影响，最终应以试桩结果为准。
3. 结论及建议
（1）拟建场地属于自重性湿陷场地，湿陷等级为Ⅱ级（中等），不宜作为天然地基，必须进行地基处理。
（2）风机基础建议采用桩基础，桩端进入②2层老黄土，升压站建议采用强夯或换填处理，抑或采用强夯结合换填的方法进行处理，设计和施工应按《湿陷性黄土地区建筑规范》（GB50025-2004）及建筑桩基技术规范（JGJ94-2008）进行。
（3）区内地质构造简单，无大型褶皱和断裂构造，地质构造因素诱发地质灾害的作用甚微。
（4）设计及施工时应做好地质灾害危险性的评估及预测。
（5）施工过程中应做好防排水措施。
（6）根据《建筑抗震设计规范》（GB50011-2010），依据本次勘察结果，场地类别为Ⅱ类，场地地基土为中硬土，场地为建筑抗震一般地段，延长县地震基本烈度为Ⅵ度，地震动峰值加速度为0.05g。
参考文献：
[1] 刘东生.黄土与环境[J].北京科学出版社.1985.
[2] 工程地质手册（第四版），中国建筑工业出版社.2007.
为积极贯彻落实新能源公司通知的五点要求，结合公司安监部对我风场的安全文明检查工作中发现的问题，我风场积极制定整改措施，查缺补漏，不断夯实安全生产基础，逐一对照《安全大检查控制项目验收表》，切实将安全生产落实到实处。现将整改过程中的阶段性成果，整理汇报如下：
一、深入学习有关部门和集团公司文件，结合公司2015年安委会第一次会议精神，强化红线意思，落实安全责任。针对公司安监部提出的“没有制定安全大检查计划和保电措施”的问题，我风场结合工作实际，对风机、箱变、输电线路等各类电气设备制定详尽的巡检计划，结合冬季事故特点，加强巡视检查力度，重点复核风机加热装置可靠性、叶片运行状况，提前落实防范措施，并将巡视检查责任落实到风场每位员工，要求每台设备巡检完成后，巡视人员分别签字、拍照，保证巡检工作的质量，落实安全生产责任。
二、严格执行“两票三制”管理规定，规范运行、检修工作流程，阻塞班组管理漏洞。针对公司安监部提出的“巡视检查记录不完整”的问题，我风场在1月20日班组交接班会议上，将公司下发的各种记录本的规范填写要求及注意事项，向全体员工进行的集中培训学习，对填写过程中出现的各种疑问，进行了集中讨论，阻塞了班组管理上的漏洞，及时消除风场管理上的不安全因素。
三、加强对施工单位资质复查，杜绝无证施工、超资质施工以及转包、层层分包等违法行为。针对公司安监部提出的“外包施工人员未办理开、竣工手续”的问题，我风场按照公司安监部外包施工管理的规范要求，严格按照《外包施工管理档案》进行规范管理。按要求在施工前办理开工手续并，施工结束验收合格后办理相应的竣工手续。
县发改局
（二○一一年七月六日）
一、进展情况
（一）规划完善。与中国水电顾问集团中南勘测设计研究院搞好对接，对省、市风电规划提出意见建议。
（二）项目建设。
1.龙源滨州风电项目。4月底，龙源沾化套尔河风电项目投产发电，年可上网电量达10395万千瓦时。上报市发改委龙源滨州沾化五机部风电项目初审意见；上报市发改委龙源滨海、五机部、龙源恒信沾化海防一期（车子沟一期、二期、草桥、河门4个项目）共19.2万千瓦已开展前期工作，完成环评、规划选址及省国土厅用地预审批复，接入系统报告已经委托咨询院编制；龙源恒信海防二期（沾化苗圃、化肥厂2个项目）共计96MW风电项目开展前期工作请示。
2.山东天融风电项目。配合山东省工程咨询院、山东工业设计院、山东电力设计院到下河乡山东天融风电沾化一期工程施工现场实地踏勘；组织国土、环保、建设、供电、水务等部门去济南参加山东天融风电一期工程评审会；6月8日，省发改委以鲁发改能交„2011‟624号文件核准山东天融新能源发展有限公司滨州沾化风电场一期工程获省发改委核准，项目位于沾化县滨海乡镇境内，工程装机规模为 1
48MW，安装24台2000KW风力发电机组，项目总投资44479.45万元。该公司投资4500万元的2×1500MW观光型风电机组今年3月份动工，目前已完成全部桩基，预计6月份完成吊装、测试，预计7月份投运。
3.风电其他工作。陪同省电视台采访国华瑞丰沾化套尔河风电项目负责人；参加全省风电产业与装备制造发展高层论坛；中国三峡新能源公司孙强、市场开发部经理吕宙安来我县商谈沾化风电开发事宜；起草UPC亚洲风电有限公司沾化风电项目进展情况汇报，报县委县政府督查局。
二、存在问题
一是风电项目核准限制较多，开发建设总体进展缓慢。目前，企业投资风电项目由国家、省发改部门实行核准制管理，国家、省制定了严格的项目核准程序，所需要的支持性文件繁琐，审批时限长，成本较高，从一定程度上影响了全县风电开发建设进程。除了龙源滨州套尔河风电一期工程今年上半年收尾竣工外，其他项目进展较为缓慢。
二是风电开发和电网规划脱节，输送通道工程建设滞
后。我县风电场处于电网较为薄弱的沿海北部区域，输电线路长，建设投资大。
三是受边界纠纷因素影响，一些风电项目无法如期开工建设。在滨海镇北部和海防办事处造纸原料场风电工程施工区域，由于沾化、河口土地争议问题，遇到东营市河口方面的阻力，迫使国电龙源有限公司东风风电工程、国华能源投
资有限公司海防一期、二期风电工程等三项目施工建设受阻，至今无法正常开工建设。
四是风电产业对地方贡献程度较小，影响地方支持风电发展的积极性。发展风力发电的主要任务是为国家提供绿色可再生的电力能源，对国家能源结构调整、节能减排有利，但是对地方贡献小。国家出台增值税转型政策后，风电企业新增设备类固定资产准予在计算销项额时予以抵扣，可在3—5年内不向国家缴纳增值税（要消化抵顶完需要抵扣的增值税），抵扣完设备类固定资产后，风电企业的增值税实行即征即退50%的政策；同时，对风力发电企业所得税普遍实行“三免三减半”的税收优惠政策。以4.95万千瓦项目为例，前四年对地方贡献不足100万元，以后每年仅几百万元，而且地方没有碳减排指标收益。
三、下一步工作措施
一是加快海防风电陆域及海上风电建设。鉴于我县与东营市河口区边界现状，特别是华能新能源公司3个风电项目已经在我县海防办事处占地60多平方公里、海防海域受东营控制，以及国华风电海防一二期风电核准文件已经过期等现实，建议加快推进龙源恒信风力发电有限公司在海防办事处陆域、长江新能源在海域加快风电项目建设。为实现我县利益最大化，当前需要做的工作，首先重新与龙源恒信风力发电有限公司签订补充协议，把华能新能源公司开发的风场以外的区域全部划归龙源恒信风力发电有限公司，实现风电集中连片、规模化开发。其次是向省发改委汇报国华风电海
防一二期项目进展情况，申请暂缓国华海防一二期项目核准。再次，加快推进长江新能源在海防海域开展海上测风工作，加快海上风电项目建设。
二是为临港产业园建设留足发展空间。考虑黄河三角洲高效生态经济区发展规划、蓝色经济区发展规划及我县发展规划等规划布局，以及该区域临河沿海、距离港口较近等区域优势，在第一二防潮大堤之间、扬水站西侧及大义路以北、海天大道以东、国华风电一期以南的两大区域作为临港产业区，不在该区域布局风电项目，为黄河三角洲高效生态经济区、山东半岛蓝色经济区和我县临港经济产业发展等重大战略规划的实施留足发展空间。
三是中止滨化集团与龙源滨州在滨化海源盐场开展风
电项目建设。为促进沾化北部沿海高效开发、风电产业健康有序发展，充分考虑黄河三角洲高效生态经济区发展规划、蓝色经济区发展规划及我县“十二五”发展规划、和我县临港经济产业发展等重大战略规划等规划布局，并做好与相关规划的有效衔接，因该区域不在省市风电产业发展规划、我县“十二五”发展规划和我县临港经济产业发展规划范围，在该区域不布置风电项目，为我县发展临港产业留足发展空间。
四是长江新能源海上风电开发及海上风电接入通道问
题。长江新能源在我县海上开展风电开发，尤其是应首先推进海防海上风电开发。在第一二防潮大堤之间中坝以北的扬水站留出海上风电接入通道。
五是合理有序开发冯家风场。一是安排UPC、华能山东公司与山东天融新能源公司对接，商谈开展合作开发风电项目。二是如UPC、华能山东公司不同意这种开发方式，安排国电山东公司与山东天融新能源公司合作开发对接，商谈开展合作开发风电项目。三是如上述两个方案都不成功，建议暂不开发该风场，作为工业项目预留区。
主讲：陶福长
第一章 风电场建设程序
第一节
风电场建设主要程序
1.1编制项目建议书：项目建议书主要说明：项目必要性、项目规模、拟选机型、并网条件、计经分析、公司简介等，项目建议书报上级主管部门.2编制项目可研报告1.3完成工程初设和施工设计1.4完成项目准备，主要是落实资金和设备招投标1.5风电工程施工1.6工程竣工验收和风电场试运行1.7工程项目评估（风电场项目核准需要获得7个支持性文件：省电力公司并网文件、省国土资源厅土地文件（地灾评估、压矿评估）、省林业厅林业文件、省环保局环保文件、省水利厅水保文件、省物价局电价承诺文件、银行承诺。最后取得省发改委核准文件）
第二节
风电场选址与测风
1、风电场选址主要考虑以下因素：风资源情况、并网条件、交通运输、地质情况、综合造价。2.风电场分类：2.1IEC分类方法，最大风速与最大阵风。2.2国内分类方法，平均
风速与功率密度。2.3风机分类：1IEC分类方法：最大风速与湍流强度。3国家电网公司关于风电场并网运行技术规范：风机运行功率要稳定、功率要可控、功率因数可调、满足低电压穿越要求。
4、目前国内外六种风机机型：失速型、主动失速型、最佳滑差、变桨调频调速、直驱机组、半直驱机组。
第三节
风电场建设可研报告
风电场建设可研报告主要包括以下内容1综合说明，介绍公司情况和项目情况及并网条件、当地条件2风能资源情况3工程地质4项目任务与规模5风电场选址6风机选型与布置7电气系统8工程土建9工程管理设计10环保工程11劳动与安全卫生12工程概算13工程财务分析
第二章 风电场施工准备
第一节
风电场施工准备
1.1落实项目法人制、工程监理制、设备招标制、工程合同制
1.2组织准备：确定施工单位、监理单位
1.3落实施工组织：项目单位成立项目指挥部、工程施工单位成立工程项目部、工程监理单位成立工程监理部 1.4编制工程建设计划：建设单位、工程单位、监理单位分
别编制工程建设计划，其中主要是工程单位编制的工程组织计划，内容应包括：1.4.1工程概述1.4.2工程建设总方案1.4.3工程建设技术措施1.4.4现场施工总平面图1.4.5工程总承包与分包。
第二节
施工技术准备
1、工程初设与施工设计评审及技术交底（初设图应报送当地图纸审核部门）
2、职工培训（一般5万容量风电场配备员工12人）
3、编审施工图预算
第三节
施工现场准备
1、征地：1.1获得土地规划证1.2获得土地使用证1.3征地（点征与面征及上缴征地费、补偿费、拆迁费）
2、现场四通一平：水、电、路（应将临时道路与永久用道路建设相结合，安装风机道路通常8米宽，检修道路通常3.5米宽、通讯（应将工程用通讯与风电场通讯相结合）、场地平整（场地主要是土建工程用搅拌站、风机安装场地）
第四节
施工物质准备
1、建筑材料（建筑材料与构件）
2、工程用工器具（大小型施工机械、吊具、安装工具）
3、主辅设备招标（风力发电机组、塔筒、主变、箱变、变电所一次和二次设备、电缆、风机基础和箱变基础施工、风机安装、变电所施工、场内输配电施工、风机运输、风电场可研、道路施工）
第三章 风电场施工管理
第一节
开工条件
1.1成立项目法人、1.2初设总概算已审批1.3资金已落实1.4施工组织计划已完成1.5施工图已完成1.6落实监理单位1.7已签定施工合同1.8获得土地使用证1.9完成场区四通一平2.0项目已进入年基建计划
第二节
工程进度控制
2.1进度控制任务：2.1.1确定工程目标2.1.2审批施工单位计划2.1.3检查施工进度2.1.4发现问题及时整改
2.2编制工程计划2.2.1工程施工总计划、2.2.2单项计划2.2.3作业计划
2.3作业进度检查2.3.1掌握作业进度2.3.2发现问题及时整改
第三节
风电场投资控制
3.1控制投资总额度3.2控制审批程序3.3合理分配资金3.4控制综合造价（认真把握以下环节投资估算、设计概算、施工预算、工程结算、工程决算）
3.2控制投资工作内容主要是3.2.1工程资金审核、3.2.1工程
结算3.2.3工程价款调整
3.3控制工程结算主要内容3.3.1与监理单位认真核实工程内容变更情况3.3.2与监理单位认真核实材料价格变更情况3.3.3控制工程付款（工程付款通常分为：预付款、进度款、结算款、质保金）
第四节
风电场工程质量控制
4.1准备阶段控制4.1.1审核施工图纸、技术交底交底4.1.2审核设计资料4.1.3审核施工方案4.1.4建立试验场地 4.2施工阶段控制4.2.1建立质保组织4.2.2监理单位对重要工程实行旁站服务，实行工程监理日报、周报、月报制4.2.2与监理单位严格质量验收4.2.3及时验收隐蔽工程4.2.4与监理抓工程施工正反方面典型
第五节
施工安全管理
5.1落实安全责任制5.2保证人身、设备安全5.3安全管理内容（安全组织管理、现场设施管理、施工技术管理）5.4安全措施5.4.1落实安全生产责任制5.4.2明确总经理责任5.4.3明确各部门责任5.4.4落实上岗证（重点是：焊工、起重工等5.4.5项目部物资安全5.4.6现场员工与施工单位签责任状5.4.6做好安全记录5.4.7搞好安全教育与培训5.4.8安全检查5.4.9施工作业标准化
第四章 风力发电机组运输、安装、调试
第一节
风力发电机组运输
1.1风力发电机组运输招标1.2风力发电机组运输选择（铁路、水运、陆运）
第二节
风电机组安装
2.1安装必备条件2.1.1验收基础2.2.2完成输配电工程2.2.3满足气象条件2.2.3掌握技术手册2.2.4落实现场负责人2.2.5编制工程计划2.2.6清理现场、保证通路2.2.7大小吊装设备进场2.2.8填写出入库单2.2.9员工经培训上岗
2.2安装计划与进度2.2.1施工平面图2.2.3工程进度表2.2.3大小吊车进出场计划2.2.4场内运输计划2.2.5组织和技术措施2.2.6劳动力计划2.2.7材料计划2.2.8安全保卫计划2.2.9控制成本计划2.2.10工程进度表
第三节
设备验收与库房管理
3.1风电设备装箱一般分为：叶轮、轮毂、机舱、控制柜、螺栓、备品备件、技术手册及其它
3.1.1风电设备总体验收验收2.1按装箱单点货2.2检查设备质量（配合海关与设备商共同检验，做好记录以备以后索赔）3.1.2设备入库，填写入库单。3.1.3设备有缺损及时索赔
4．安装工艺4.1塔架4.2机舱4.3叶轮4.4电缆铺设
第四节
风电机组调试
4.1审查调试大纲（调试项目、调试报告）
第五章 风电场试运验收
第一节
竣工验收
1、风电机组验收目的1.1全面检验工程质量1.2明确工程建设各方责任1.3准备转入试运行
第二节
验收必要条件
风电机组验收必要条件2.1已完成风机试运行准备，双方已签风电机组预验收报告，对于遗留问题双方签订备忘录）2.2基础质量满足要求2.3塔架质量满足要求2.4安装质量满足要求2.5调试结果满足要求2.6风电场具备试运行条件
第三节
验收项目
1、风电设备设备验收1.1风机各大部件是否正常1.2接地电阻是否符合设计要求（通常小于4欧姆）1.3安全功能是否满足要求1.4安全系统和人身安全是否满足要求（主要是：正常停机、事故停机等试验）
2、控制功能是否满足要求
2、控制功能验收（验收风机自动与手动两种控制功能）
3、监测功能验收（验收风机和远方集中监控功能）
4、设备电能质量验收质量（检测风电机组发电电压、蘋率、相位及无功等
5、设备震动验收
6、噪声满足环保要求（全部工程施工要聘请环保监理单位，工程要严格按照环评意见书施工，工程竣工后要申请环保验收）
7、防腐验收（主要验收油漆是否符合设计要求，是否有破损）
8、结论意见
第六章
风电场试运行
第一节
风电场试运行条件
试运行应满足以下条件1.1安装质量满足要求1.2完成设备调试1.3变电所满足条件1.4环境与气象满足要求条件1.5风电场运行检修人员经过培训上岗1.6风电场具备试运行条件、1.7其它
第二节
风电场试运行准备工作
风电场试运行应做好准备工作2.1成立试运行组织2.2设立领导机构2.3编制运行计划2.4人员经培训上岗2.5建立各种运行检修制度与报表2.6制定应急方案
第三节
风电场试运行时间
风电场试运行时间应在风电机组采购合同中说明，一般
应风电机组最少并网连续运行240小时以上。
第四节
风电场试运行其间管理
风电机组试运行一般按生产厂家要求进行，运行人员应规范操作。如发现设备问题及时处理，问题严重及时停机并停止试运行，厂家处理后重新开始试运行。试运行期间运行人员要做好记录，厂家必须有技术人员在现场。试运行结束后填写报告存档。
第五节
风电场竣工验收
风电场应严格按照国家《风电项目建设工程验收规程》组织工程竣工验收：
一、成立验收委员会
二、分部验收
节约能源是中国经济发展的一项长期战略方针,节约能源不仅是为了缓解能源供需矛盾,更是为了促进国民经济健康、快速发展,促进产业结构调整和产业升级。节能评估是根据节能法规、标准,对固定资产项目的能源利用是否科学合理进行分析与评估[1]。
通过对多个风电场工程的节能评估报告中电能损耗计算的总结,归纳并讨论了其中常见的问题,如风机自身耗电的选取、线路和变压器的无功损耗的计算、主变的负载率、站用变压器利用小时数和负载率的选择、无功补偿装置的损耗计算等。
建立了较完善的电能损耗计算体系,为今后各个风电场工程节能评估工作的顺利进行提供了重要的计算依据。
1 风电场工艺流程和电能损耗组成
目前,国内的大型风电场均采用二次升压的形式接入电网。风电机组采用一机一变的单元接线方式,从机端电压升至35k V( 10k V) ,经中压集电线路汇集,接入升压变电站,二次升压至220k V( 110k V) 后并入高压电网。
在整个发输电过程中,除了常规的风电机组自身用电量、线路和变压器的有功电量损耗、站用电用电量,还应考虑线路和变压器的无功电能损耗、无功补偿设备的本体损耗等。风电和光伏的送出线路一般由当地电网承建和运行维护,其损耗不应计算在风电场工程内。风电场的工艺流程和电能损耗组成如图1 所示。
2 电能损耗组成与计算
2. 1 风电机组自耗电
风电机组内部辅助系统包括机舱加热、变桨驱动、偏航驱动、散热风机、液压装置等。由于每个厂家不同型号的风机,自身耗电均不同,而年用电小时数如何确定也不是很明确。需按工程实际的同容量同型号的风机数据进行计算。
随着设备制造技术的不断升级和风电场选址日渐困难,目前风电场主流的风电机组容量为2MW,统计各主流厂家风机的辅助系统的功率在45 ~ 50k W左右,考虑到各系统的利用小时数,平均每台风机的全年自耗电约为1. 9 万k Wh。少数山区风电场由于运输道路受限,仍然选择采用容量为1. 5MW的风电机组,其辅助系统的功率约为33k W,平均每台风机的全年自耗电约为1. 4 万k Wh。
2. 2 变压器的有功电能损耗
风电场中的变压器包括主变压器、箱式升压变压器和站用变压器。根据《电力系统设计手册》[2],双绕组变压器损耗 ΔAb公式为:
式中: T—变压器年运行时间,h;
ΔPc—变压器的负载损耗,MW;
ΔPo—变压器的空载损耗,MW;
S—变压器的总通过容量,MVA;
Se—变压器的额定容量,MVA;
τ—变压器的损耗小时数,h。
1)箱式升压变的有功电能损耗。
由于箱式升压变按风电机组的容量和功率因数,“一机一变”单元配置,其年运行时间虽然可以按8000h考虑,但损耗小时数应按照年等效满负荷利用小时数折算得到。
2) 升压站主变压器。
对于主变压器,汇集接入的是整个风电场所有风电机组的电力。
计算空载损耗时,其年运行时间按8000h考虑; 但对于负载损耗的计算,目前存在的问题在于是否考虑全场的风力发电机组不会同时满发,在计算主变压器总通过容量时,引入风电场综合利用系数。通过对多个已运行的风电场的实际统计,只有在少数的大风月时才会出现全部风电机组满发的情况,多数风电场的平均出力在额定容量的65% ~70% ,因此计及风电场综合利用系数是必要的。
计及风电场综合利用系数后,即考虑主变的最大负荷并不是其额定容量。相应的,如果在折算损耗小时数时,仍然按照年等效满负荷利用小时数折算,则得到的损耗小时数将过低,应按照年运行时间8000h进行折算。
3) 站用变压器。
站用变压器的负荷包括照明、采暖、通风、检修、动力等,这些负荷大多为短时负荷。通过对多个已运行的风电场的调研得知,除去夏季和冬季的空调和采暖季节外,站用日平均负荷仅30 ~50k W,北方冬季需采暖后时,站用日平均负荷约160 ~ 200k W,不同规模的升压站,耗电量会有差别。
由于站用变压器的负载率随季节变化较大,不便计算其损耗,可以通过年用电量计算等效满负荷利用小时数,并折算损耗小时数,从而采用式( 1)计算有功电能损耗。
2. 3 线路的有功电能损耗
风电场中的线路损耗包括风电机组到箱变低压侧的电缆损耗,以及箱变高压侧至升压站的汇集线路的损耗。根据《电力系统设计手册》[2],计算公式如下:
1) 电缆线路损耗 ΔAdl。
式中: ΔPwj—电缆介质损耗,MW。
ΔPmax= 3I2R,由于电缆介质损耗较小,为简化计算,通常不考虑。风电机组到箱变低压侧的电缆损耗、箱变高压侧至架空线路杆塔的高压电缆,仅考虑损耗小时数下的电阻损耗。
2) 架空线路损耗 ΔAxl。
式中: ΔPyp—年平均电晕损耗,MW。
由于在设计时已按照避免发生电晕选择导线截面,因此电晕损耗可不计。
目前,大部分风电场的集电线路按照容量分段选择导线截面,因此在计算损耗时,也应分段计算。
2. 4 损耗小时数
线路和变压器的损耗小时数,可按照根据《电力系统设计手册》[2]的数据进行拟合。
1) 功率因数0. 95。
2) 功率因数0. 98。
3) 功率因数1. 00。
由于风电场的等效满负荷利用小时数并不相同,也不是整数值,因此需代入上述拟合公式,求出相应的损耗小时数。
2. 5 无功补偿设备的损耗
按照《风电场无功补偿装置技术性能和测试规范》( Q/GDW 11064 - 2013) 第4. 13 条,无功补偿装置可调部分最大出力下本体损耗不超过额定容量的2. 5% ,无功补偿装置可调部分最小出力下本体损耗不超过额定容量的0. 8% 。目前,主流的SVG设备厂家给出的损耗通常也是0. 8% ,因此选择按照额定容量的0. 8% 计及其损耗。
对于SVG与电容器组配合使用的无功补偿设备,根据《电力系统设计手册》[2],电容器的损耗ΔAdr为:
式中: T—无功设备年运行时间,h;
Qc—无功设备的容量,MVA。
由于目前风电场运行中不允许投切电容器组,因此无功补偿的运行时间均应按8000h考虑。
2. 6 线路与变压器的无功电能损耗
文中无功补偿设备的损耗仅计及设备散热损耗,控制和起动电源的消耗已计入站用电中。而无功补偿设备本身是一个耗电设备,其本身也是通过电容器组或晶闸管的通电导通,提供容性电流或感性电流,对电网的无功进行补偿的,所以也应计及其对风力发电厂中设备无功功率的补偿所耗的有功功率及电能。这部分耗电可以通过对线路、变压器的无功损耗的计算,通过无功经济当量折算得到。
根据1955 年版的《电力变压器运行和检修典型规程》中的规定,如表1[3]所示。
k W /k Var
这是对于变压器的无功经济当量取值,对于线路,也可以根据位置取值。
对于风力发电厂,箱变直接由发电机母线送电,可以取0. 02,主变由接自发电机母线的线路送电,可以取0. 07。
根据《电力系统设计手册》[2]和《工业与民用配电设计手册》[4],线路和变压器的无功损耗为:
式中: ΔQL—线路的无功功率损耗;
ΔQT—变压器的无功功率损耗;
ΔQ0—变压器空载无功功率损耗,ΔQ0=Io%Se/100;
ΔQc—变压器负载无功功率损耗,ΔQc=uk%Se/100。
可得到线路和变压器的无功电能损耗为:
式中: T—变压器年运行时间,h;
τ—变压器的损耗小时数,h。
3 结论
文中介绍了风电场工程节能评估中的各个环节的电能损耗的计算方法,包括风机自耗电、线路和变压器的有功电能损耗和无功电能损耗、无功补偿设备的耗电。详细讨论了各个环节计算的过程,通过对大量已运行工程的统计归纳得出了站用变压器和无功补偿设备的参数取值,推出线路和变压器的无功电能损耗的计算公式,为节能评估工作的顺利进行提供了理论依据。
风电场工程节能评估中除了设备的电能损耗外,还有生活、生产用电量,以及汽油消耗、水的消耗等需要。上述消耗由于计算简单,文中不再详细叙述。
随着国家对节能减排的逐渐重视,节能评估环节在工程建设过程中地位也越来越重要。采用低能耗的设备,强化工程设计人员的节能意识,从源头上杜绝能源浪费,是保证国家可持续发展的重要手段。
参考文献
[1]国家发展改革委员会.固定资产投资项目节能评估和审查暂行办法[EB/OL].http://www.sdpc.gov.cn/zcfb/zcfbl/2010ling/t20100921_372517.html,2010-09-17.
[2]电力工业部电力规划设计总院.电力系统设计手册[M].北京:中国电力出版社,1998.
[3]沈景霆.对变压器经济运行及容量节能选择若干问题的探讨[J].电气工程应用,1991,(3):27-32.
工作总结
2012年，XX项目部应急管理工作坚持“预防为主，预防与应急相结合”的工作原则，加强应急管理体系建设、应急知识的宣传培训和应急预案的编制演练工作，提高了公司应急管理综合能力和水平，全年未发生任何意外伤害事件，现对2012年应急管理工作总结如下：
一、加强组织领导
为建立健全统一领导，分级负责的应急管理体制，项目部成立了以项目部经理田丰新为组长，工程部部长周琪炜、质安部部长郑会勇为副组长，各部门成员、各施工处负责人为组员的应急指挥领导小组。在应急领导小组的领导下，成立了应急响应及救护小组，以具体应对现场突发事件并组织抢险等。形成以主要领导全面负责、分管领导具体负责、有关部门分工负责、相关部门和组织协助配合、相关人员参与的应急管理组织体系，加强了领导，明确了职责。
二、编制、发布应急预案
为确保应急管理工作有章可循，骑龙山项目部依据施工现场实际情况，完成了各种突发事件应急预案的编制及发布工作。预案的编制与实际情况紧密结合，内容具有较强的针对性和可操作性。
三、加强应急演练工作
对确保公共事件突发时，各项措施得以有效实施，项目部组织项目部全体成员对应急预案进行了响应演习，并通过演习的实际情况对现有的应急预案进行了改进和完善。
四、加强应急宣传教育及信息管理
为提高全员对应急工作的认识，熟练掌握预防、避险的基本技能，普及基本逃生手段和防护措施，项目部组织了项目部员工学习应急响预案及逃生避险的基本知识。通过宣贯学习，提高了全员的预防、避险、自救和互救能力，增强了员工应对各种突发事件的综合素质。
为加强突发事件信息管理，项目部建立了应急值班制度，严格执行信息接报及应急处置程序，以保证突发公共事件信息的及时报送和妥善处置。
XX风电场施工项目部
奉节风电项目工程是重庆市水利投资（集团）有限公司在奉节县拟建的重要电力工程，分为茅草坝风电场一、二期和金凤山风电场一、二期工程（以下简称“本工程”）。本工程建成后将直接接入重庆市电网系统，作为电力系统的补充，可满足地区用户的用电要求及该区电力系统用电负荷不断增长的需要，并有利于开发奉节的旅游资源，振兴地方经济，促进奉节县经济社会的可持续发展。现将工程基本情况汇报如下：
一、工程基本情况
本工程位于奉节县城南面约50～70km的茅草坝、金凤山一带的山上，机组海拔高程约1750～2100m。风电场年平均风速为5.5～5.6m/s，为Ⅳ类山地风电场。整个风电场拟安装115台1.5MW的风力发电机组，总装机容量172.5MW（其中茅草坝一期33台，装机49.5MW；茅草坝二期33台，装机49.5MW；金凤山一期33台装机49.5MW；金凤山二期16台，装机24MW），年利用小时数为1715～1828小时，年上网电量为30512万kW〃h。工程静态总投资194，869万元，可研测算上网电价为0.774～0.8072元/kw.h。
二、项目前期工作进度
我司根据《重庆市发展和改革委员会关于开展奉节县茅草坝和金凤山风电场前期工作的函》（渝发改能函„2007‟614号）和《全国风电建设前期工作成果（规划报告篇）重庆市风电场》、《重庆市风电建设前期工作成果（规划报告篇）奉节县风电场》，于2008年6月通过招标确定长江水利委员会长江勘测规划设计研究院和上海勘测设计研究院为茅草坝一期风电场项目设计单位，2008年9月起开展项目可研补测风工作。经过一年多的测风资料，2010年3月完成金凤山（一、二期）、茅草坝（一、二期）风电项目可行性研究报告和相关全部专题报告的编制。除接入系统专题正在报送市电力公司审查待批复外，其他各专题如环评、压覆、地灾等均已获得批文。
2010年5月24日，市发改委组织召开了重庆奉节金凤山和茅草坝风电场可行性研究报告和核准申请报告评审会。目前设计院正根据专家组意见对可研报告进行修编工作。
奉节风电项目
关键词：马头岩风电场工程,曾家鸳鸯池森林公园,生态环境影响,评价
对马头岩风电场工程对曾家鸳鸯池森林公园影响进行评价能够正确认识马头岩风电场工程对自然生态环境的影响;同时, 可以在明确影响的基础上根据实际情况提出相应的保护与恢复措施, 以最大程度的降低马头岩风电场工程对曾家鸳鸯池森林公园生态环境的影响。
1 曾家鸳鸯池森林公园概况
曾家鸳鸯池森林公园成立于2004年初, 坐落于四川省广元市朝天区东南部, 其所在地区为北亚热带湿润季风气候, 森林主要土壤为黄棕壤, 十分适合多种植物生长。在森林公园中广泛生存着多种植物与动物, 生物资源十分丰富, 林地总面积更是达到2544.40 hm2。其中拥有多种稀缺植物与动物。
2 马头岩风电场工程概况
马头岩风电场位于四川省广元市朝天区东部, 其在选址方面兼顾了城乡规划布局、区域交通衔接、区域基础设施协调、城市安全和综合防灾规划的协调以及曾家鸳鸯池森林公园的协调关系。马头岩风电场在本阶段装机容量为50 MW。在综合考虑马头岩风电场所在区域的能源资源、四川电力系统的供需情况、风电场自身发展条件, 最终决定马头岩风电场设置25台单机容量为2 000k W的风力发电机组, 总装机容量50 MW。年上网电量95 00万k W·h, 年等效利用小时数为1 900 h。总的来说, 马头岩风电场的建设与发展是相应国家可持续发展的重要举措, 其不单单可以提供大量的绿色电能, 同时还可以优化当地产业结构, 来动地方经济健康增长[1]。
3 马头岩风电场工程对曾家鸳鸯池森林公园影响评价
3.1 对植物多样性的影响
对马头岩风电场工程对曾家鸳鸯池森林公园植物多样性的影响进行评价可以从不同建设时期的角度来进行评价。第一, 施工阶段的影响。在施工期间本工程对森林公园的植物物种和植被造成了永久侵占。日本落叶松林、油松林、青冈+栎类林、华山松林等多种森林类型均受到了施工期间工程建设的直接影响, 其中华松林树木砍伐量最大。工程建设的永久侵占将直接导致区域内多项植物物种我往, 植被面积与类型也会相应减少。同时, 在建造塔基需要在公园内修建施工道路, 进而对公园植被造成影响, 但是施工期结束, 建筑材料停止运输后道路两旁受到影响的植被将会逐渐恢复。总体来说, 马头岩风电场工程在施工期间必然会对公园的植物多样性与植被造成影响, 但是影响面积仅为本次评价区域的1.91%, 其永久与临时占地对本评价区域影响较小。第二, 运营阶段对于影响。在马头岩风电场进入运营阶段后不会对评价区域产生明显的负面影响[2]。同时, 塔基周围的植被也进入恢复时期, 施工阶段临时占地所损害的植物物种与植被均以良好的态势恢复。
3.2 对动物多样性的影响
对马头岩风电场工程对曾家鸳鸯池森林公园动物多样性的影响进行评价可以从不同建设时期的角度来进行评价。第一, 施工阶段的影响。在马头岩风电场工程施工阶段, 其会对评价区域内的两栖类、爬行类、鸟类及兽类等动物造成影响。例如, 施工过程中所形成的废水、废物和垃圾等将会渗入土壤中, 降低两栖动物的生存环境质量, 损害其生存与繁殖能力。本工程的风机安装位置选择不会对两栖动物的生存造成直接影响, 是在施工道路修建过程中, 可能会对其造成些许影响。再如, 由于施工活动将会损害植被, 因此将会改变爬行动物分布与生存情况。例如, 蛇类的生存环境将会受到临时与永久占地的干扰, 甚至施工人员会捕捉蛇类, 从而导致评价区域汇总爬行动物种群数量下降。第二, 运营阶段的影响。本工程的运营阶段, 对风机进行定期维护与检修的人员将会对周边动物造成影响, 甚至会导致动物迁离原生存区域[3]。风电机组运转所产生的噪音对各类动物无明显影响, 对鸟类误撞所造成的伤害的机率较低。
3.3 对生态系统的影响
马头岩风电场工程所占用地均为深林林地, 导致森林公园生态系统面积减少44.585 hm2, 该变化面积占据了森林生态系统全部面积的1.76%。同时, 森林公园中建筑生态系统面积增加了44.585 hm2, 其他生态系统类型面积保持不变。在马头岩风电场工程项目施工期间会修建部分用于运输的山间道路及廊道, 其会对评价区域的生态系统起到一定的分割作用, 使生态系统内部开展能量交流的过程中受到施工活动的阻碍[4]。在进入运营期后, 评价区域的森林生态系统与灌丛生态系统面积将会进一步的复原, 受侵害的生态系统面积会持续缩小。总体来说, 马头岩风电场工程对评价区域内生态系统的影响面积很小[5]。
4 结语
马头岩风电场工程是利国利民的电力基础设施建设, 其在评价区域内占地面积有限, 各项占地综合为4 4 5 8 4 4 8 m2。在马头岩风电场工程的施工与运营阶段, 其对野生植物植被、动物多样性以及生态系统等均无明显影响, 不会导致评价区域内植被类型消失, 不会危及动物的生存, 破坏动物的生存环境, 亦不会改变评价区域内生态系统的组成与格局。总的来说, 马头岩风电场工程对曾家鸳鸯池森林公园的负面影响可以使用有效的控制手段加以控制。
参考文献
[1]柴雯, 杨志刚, 张曙光.风电场工程安全评价方法及验收管理系统[J].水力发电, 2010 (4) :82-84.
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[3]刘文雪.《风电场工程等级划分及设计安全标准》和《风电机组地基基础设计规定》的编制特点与安全要求[J].水力发电, 2008 (6) :86-88.
[4]刘希庆.河北坝上地区风电场工程建设中的水土流失防治措施探讨[J].亚热带水土保持, 2008 (4) :76-78.
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