风电工程造价控制指标

风电工程造价控制指标（推荐6篇）

风电工程造价控制指标 篇1

中国大唐集团公司风电工程质量控制要点

一、设备制造及监理

（一）一般要求

1.风电设备必须通过招标，选择资格业绩满足要求、技术成熟、质保体系完善的厂家制造。

2.风机塔筒设备的制造原则上不得分包加工，如有必要须经业主批准同意。

3.风电设备必须由第三方进行监造和监检（以下简称“监理”），塔筒设备不得由风机制造厂进行监理。

4.在设备供货合同中应明确规定，设备制造厂要积极配合监理单位的工作，并提交相应的资料。

（二）设备监理单位

1.在对塔筒监造的过程中，监造人员应从以下方面进行控制：

（1）审查制造厂人员的资质（包括焊接人员资质和无损探伤资质等）和检测设备的计量证；

（2）审查塔筒钢板材料、环锻法兰材料质量证明书并进行入厂复验；

（3）审查焊接工艺文件；

（4）审查焊材的质量证明书和油漆、热喷锌等防腐材料的 质量证明书；

（5）检查产品焊接试板检验报告；

（6）下料、筒节卷制、焊接、组对、喷砂、防腐涂层等生产过程的控制；

（7）焊缝无损探伤时的旁站（要求制造厂质监人员在进行相关检测前要提前通知监造人员）和检测报告的检查；

（8）检测焊接后法兰内倾、平面度、平行度；

（9）审核标准件高强螺栓质量证明书和合格证，并要求制造厂按规格、批次提供第三方检测机构出具的机械性能检测报告。

2.在对塔筒监造的过程中，监检人员应从以下方面进行控制：

（1）进厂后核查制造厂质检部门针对项目的无损检测工艺卡是否合理；

（2）监检抽查时应尽可能的抽取更多的塔筒和基础环段数，在重点部位（如与法兰连接的环焊缝、筒体的丁字接头处焊缝）加大抽检比例。对监检人员发现存在普遍焊接缺陷的制造厂，根据情况加大抽检比例。

（三）塔筒制造厂

1.在风机制造厂家提供满足风场海拔高度、温度、湿度、腐蚀、沙尘等环境要求的材质设计后，塔筒制造厂应对其产品进行以下控制：

（1）选用正规厂家的钢板、法兰等，并有相应的产品合格证、质量证明书及入厂复验报告，无损探伤报告及热处理曲线记 录等资料齐全。塔筒钢板材料下料前进行无损检测（大于等于40mm厚的板必须进行100%超声波探伤），环锻法兰入厂应进行几何尺寸及100%超声波探伤及100%磁粉探伤检验（含法兰脖的坡口处），材料代用应办理代用手续，并经业主审批认可；

（2）焊接开始前制造厂要按标准要求做焊接工艺评定、塔筒加工制造的焊接工艺规程（WPS）及作业指导书，工艺评定应覆盖产品施焊范围；

（3）塔筒焊接材料进厂后要按标准进行理化复验（化学成分和机械性能）；

（4）基础环下法兰钢板拼接数量应符合图纸及合同要求，钢板上炉批号应标识清晰，拼接焊缝进行100%超声波探伤；焊缝要热处理以消除应力；

（5）制作筒体纵缝焊接试板（拉伸、弯曲、冲击）等；试板允许以批代台，10台为1个批量，每10台需选首台做试板，试板与首台筒体纵缝同时施焊；试样厚度覆盖住产品厚度范围，如一块试板不合格，应加倍制作试板（即另选2台产品做试板），不合格的试板代表的产品焊缝不合格，应作返修或报废；

（6）低氢型焊条、焊剂必须按规定烘干，焊材领用应符合WPS要求。施焊部位按板厚预热（根据WPS）；焊缝应与母材应圆滑过渡，严禁在母材上引弧，不允许敲打焊缝；

（7）塔筒组对时相邻筒节纵缝尽量错开180°；筒节与筒节对接采用外边对齐、严格控制错边量，基础环法兰拼接焊缝避开筒体纵缝，筒体纵缝应臵于法兰两螺栓孔中心；门框与相邻筒体 纵、环焊缝应错开，筒体环缝必须位于门框中部直边范围内与门框自身拼接焊缝间距≥100mm；相邻筒节纵向焊缝与门框中心错开≥90°；附件焊缝不得焊在塔体焊缝上。法兰不允许强行组对、对接间隙应均匀；整段筒架组对时应抽盘筒节圆周长，周长差值应控制在6mm以内；

（8）焊缝无损探伤

①塔筒筒体纵、环向焊缝、法兰与筒体过渡处的环向焊缝、门框与筒体连接焊缝、基础环下法兰对接焊缝、基础环法兰与筒体对接环焊缝均进行100%超声波探伤检查；

②塔筒法兰和筒体T型接头处，筒体与筒体处T型焊缝接头，基础环上法兰与筒体T型焊缝接头处，按照100%的数量布片进行X射线检查；

③塔筒法兰与筒体之间环向焊缝，门框与筒体之间连续焊缝，表面进行磁粉及渗透探伤检查；

④焊缝返修按返修工艺执行，同一部位返修不应超过两次，否则应经制造厂技术负责人批准，返修部位、返修次数、返修情况应计入质量证明资料；

⑤结合监检人员对已执行的风电项目塔筒焊缝质量情况，同时考虑到自动焊接方式在收弧及起弧处容易出现裂纹的特点，业主应在合同的技术协议部分要求制造厂增加对塔筒纵、环焊缝的表面无损检测。

（9）法兰内倾、平面度、平行度检测

筒体两端法兰平行度、筒体两端法兰和基础环上下法兰平面 度和法兰内倾量均应严格控制，符合技术规范要求内，并用有专门的检测仪器检测，而不是拿线绳估算；

（10）标准件高强螺栓审核

外购的高强螺栓应符合规范要求，应具备完整的质量证明书、合格证，直径＞M20的高强螺栓，每种规格、每批次须有第三方检测机构出具的机械性能检测报告；

（11）油漆、热喷锌材料等防腐材料应从正规厂家购买，要有完整的质量证明文件；

（12）喷砂除锈检查

砂料必须有棱角、清洁、干燥，磨料粒度在0.5-1.5mm之间；基体表面粗糙度等级应达到GB/T8923-1988中的Sa2.5级；法兰面粗糙度等级达到Sa3级；喷砂后基体表面应露出金属光泽（呈银灰色）；潮湿天气喷砂应在4h内完成，晴天间隔时间不应超过12h；

（13）防腐涂层检测

塔筒喷涂方案及喷涂工艺应根据专业涂料厂家技术要求制定并实施，涂层外观应无流挂、漏漆、针眼、气泡、裂纹、薄厚均匀、平整光亮、整体颜色一致。

二、施工安装

（一）土建施工

1.风机基础浇筑时，施工监理应进行全过程旁站监督，确保风机基础施工工艺符合规范要求；同时风机基础必须连续浇筑，以避免出现施工缝； 2.风机基础的养护应严格按照规范执行，并做好养护记录； 3.对于直埋螺栓型风机基础，地锚笼施工时，所有预埋螺栓紧固力矩应该100%检验并且所有预埋螺栓必须进行防腐处理；

4.风机基础回填必须严格按照设计手册的相关要求执行； 5.风机基础浇筑后应保养28天，当基础混凝土强度不低于设计强度的75％后方准进行设备安装作业；

6.风机接地系统应严格按照设计图纸施工；接地电阻值不能达到设计值不允许进行风机安装作业；

7.风机基础环上法兰水平度必须经施工方、监理方、厂家以及业主四方联合验收，合格后方准进行吊装作业。

（二）设备的卸车及储存

1.设备进场后，施工监理方应组织业主、厂家、施工方依据设备进场验收单对设备进行详细检查；设备防护罩、塔筒法兰米字支撑固定情况等作为必查项，如实填写进检查记录表；

2.设备卸车位臵的地面强度应平整坚实，有足够的承载力，不允许出现下沉等现象；

3.设备卸车后，设备的包装应及时恢复，防止风沙雨雪、杂物等进入设备；

4.靠近场地边缘的风机设备摆放时应保证充足的安全距离； 5.叶片应尽量顺风放臵，并进行稳妥的固定措施。

（三）设备的吊装

1.风机吊具定期检查，吊点螺栓、卡环应定期更换； 2.塔筒吊装前应对塔筒内电缆的固定情况进行检查，所有电 缆夹的螺栓必须紧固到位；

3.风机的所有螺栓应严格按照风机制造厂提供的安装手册进行紧固，螺栓的紧固顺序与紧固力矩应严格遵照安装手册执行；

4.风轮组装时，叶片的支垫位臵必须是厂家指定的位臵并且支垫物硬度不能损伤叶片；

5.风轮溜尾保护套不允许使用金属材质，以免碰伤叶片； 6.风机吊装完毕后，叶片应调整到顺桨方向。

（四）电气安装

1.塔筒到箱变之间电缆必须严格按照规范施工，过路部分采取保护措施；

2.塔筒到箱变之间电缆施工时，电缆长度应富余一个电缆头的余量；

3.风机内所有电缆头的工艺应100%检查；

4.风机施工阶段，风机内的消防设施必须配备到位；同时风机内严禁明火作业。

三、调整试运行

（一）风机吊装后的系统调试阶段

1.风机安装后需组织业主、风机厂家、监理三方进行安装质量的系统验收，并由三方根据风机安装作业指导书和相关标准对不符合标准的施工问题提出整改意见；只有业主、风机生产厂家、监理三方均确认符合安装标准，方可出具安装后验收报告，转入风机静态调试阶段；

2.风机静态调试阶段需由业主派出相关专业管理人员与施 工监理共同参与风机厂家人员的静态调试工作，确保风机厂家人员的调试工作详实有效，特别是应注意有关电缆的绝缘情况和机械部件的外观以及相关技术尺寸的检查；

3.风机动态调试工作前，必须核实风机上的安全设施已经安装到位，并具备相应作用，未经过静态检查的风机禁止进入动态调试阶段；为保证风机动态调试的详实有效，应在动态调试前，要求风机生产厂家提供动态调试的方案，业主以及施工监理有应对方案的正确性和完善性进行审核；

4.风机动态调试需能完整有效的检测风机上的全部控制功能，特别是有关安全链中的重要环节，必须做到逐一验证其有效可靠；对于超速保护、振动保护、刹车功能、电流越限、电压越限、频率越限等有关风机重要保护应从检测元件、逻辑元件、执行元件进行整体功能测试，禁止只通过进行信号的测试代替整组试验；

5.风机动态整组试验报告必须由风机生产厂家、监理单位、业主三方的共同确认；

6.对于调试阶段发现的任何有关风机安装质量问题，均应由安装单位进行整改，直至满足风机安装工艺标准的要求。

（二）风机240h测试阶段

1.风机240h测试阶段的管理工作是发现风机整体运行质量的关键阶段，对于风机的验收至关重要，对于不能通过240h连续无故障运行的风机禁止投入生产；

2.风机240h测试阶段必须在风机远程通讯系统完善后进行，并且应保证风机的运行数据能够完好保存；

3.对于240h测试阶段故障频发的风机，应由风机生产厂家出具明确的故障原因和整改措施，对于频繁故障的风机没有得到有效治理前不得进行240h测试工作；

4.为保证风机生产厂家对风机故障的及时处理和240h测试，业主应在风机采购协议书中对其进行相关约束；

5.风机的240h测试报告应能反应出风机在通过240测试时的实际运行数据资料。

（三）风机质保期

1.业主应及时掌握风机在质保期内的运行状况，特别是有关故障原因、故障处理情况，以保证风机的安全可靠运行；

2.任何情况下禁止在风机重要保护功能退出的情况下运行； 3.及时检查和跟踪风机的故障处理，确保风机生产厂家的维护工作的及时性和有效性；

4.对于运行中没有通讯功能的风机应加强监管，确保风机安全的可控和在控；

5.风机质保期内的定期检查工作，特别是3个月、6个月、12个月（检验周期根据风机厂家技术说明）等定期检验，业主应加强对检验项目和检验工作的实施有效性进行检查；

6.定期检验项目必须包括有关安全回路的测试和机械连接部件的检查报告；

7.业主在风机定期检验工作的管理上可以在合同采购上进行约束； 8.加强风机的日常巡检管理。

（四）风机出质保管理

1.风机在出质保前必须由业主和风机维护单位进行完善的移交工作，涉及到风机在质保期内的所有故障处理情况数据、维护定检数据、油品及机械检测资料等；

2.出质保后风机的维护定检应严格按照风机技术标准进行； 3.确保风机运行数据的完整性和有效性；

4.积极开展风机的各项技术监督工作，利用科学手段对风机的安全可靠运行提供科学保障；

5.每台风机至少每个月进行一次巡检，应采取有效的管理手段保证巡检质量；

风电工程造价控制指标 篇2

随着风电场接入容量的增加,风电功率的随机性和间歇性[1]将导致系统电压快速波动。此时,基于定时无功优化计算的自动电压控制系统( Automatic Voltage Control,AVC) 将受到很大的影响,以致于达不到其预期的降损和保证电压质量的效果。AVC的控制策略通常由定期( 一般控制周期为15 ~30min) 启动的区域无功优化控制策略和随时启动的就地校正策略组成。前者通常是针对电网的潮流断面进行无功优化计算以引导接下来一个周期内的电压趋优控制,而周期内发生的局部电压越限则由后者进行局部调整。然而,由于传统无功优化控制追求降损的结果,往往导致部分节点电压趋近于电压上限,受风电出力频繁波动的影响,这些节点的电压也将随之波动并可能频繁越限。在这种情况下,就地校正策略将频繁操作,影响控制设备的运行寿命、增加系统运行风险。

上述电压控制问题可认为是传统无功优化控制模型对风电场接入的适应性和有效性问题,主要涉及含风电场的潮流计算、无功补偿与规划优化和最优潮流等方面的研究[2,3,4,5,6,7,8,9,10,11,12,13,14],在国内外引起了一定的关注。在含风电场电网的无功优化控制研究中,文献[15]采用无功-电压潮流计算模型和改进的遗传算法求解多目标无功优化模型; 文献[16]提出二级协调控制算法,以改进牛顿拉夫逊法为潮流计算手段,并采用遗传算法实现寻优; 文献[17]把含双馈电机风电场的配电网无功优化问题转换为一个多约束的非线性混合整数优化数学问题,并采用粒子群优化算法进行求解; 文献[18]则利用随机潮流和灰关联遗传算法对含风电场的电网进行无功电压控制。现有文献的研究主要侧重于风电在潮流计算中的模型和求解算法的改进,而较少涉及无功优化控制模型本身。

本文提出一种基于电压越限概率( Probability of Voltage Violation,PVV) 指标的含风电场无功优化控制模型。该模型采用PVV指标反映节点电压在风电影响下发生越限的概率,并通过优化计算使节点的PVV指标达到最小。

2 基于电压越限概率的无功优化控制模型

2. 1 电压越限概率的物理意义分析

风电场一般位于偏远地区,远离负荷中心,并通过一条线路接入最近的同电压等级的变电站实现并网,形成链式网络,如图1 所示。

图1 中,T为风电场W并网连接的变电站,G为高一电压等级的等值大系统,PL、QL分别为变电站T的有功和无功负荷,PW、QW分别为风电场有功和无功出力,ZW为风电场到变电站T间的等效阻抗,ZG= RG+ j XG为变电站T与等值系统之间的等效阻抗,UT为变电站T高压母线电压,UW为风电场高压母线电压,UG为等效系统电压,在无功优化控制的一个间隔时间内UG可视为恒定且不受风电出力的影响。

忽略电压降的横分量和线路上的功率损耗,由图1 可得:

若在同一个间隔时间内风电场出力变为P'W+j Q'W,则变电站T的电压将变为U'T,即

则由于风电场出力波动造成变电站T的电压波动量为

可见,随着风电场出力的波动,链式电网中变电站的电压波动量将大致与风电出力波动量成正比。文献[19]的仿真结果也反映了这个近似规律,同时表明对离风电场较远的节点也具有相同的规律。即若风电场以恒定功率因数运行,则相对风电零发的情况,风电有功出力的增量与区域内节点电压的增量呈近似线性关系,对某一风电场j,有

式中,Pj为风电场j的有功出力; Pj 0为风电场j零发时的出力,可近似取值为0; Kij为风电场j单独作用下其出力对节点i的电压影响因子; ΔUij为节点i的电压随风电场j出力变化而产生的变化量。根据式( 3) ,因高压电网中通常满足RG<< XG,则一般情况下,当风电场以滞后功率因数运行时,式( 4) 中Kij为正数; 当风电场以超前功率因数运行时,Kij为负数。

同时,考虑到风电场对电压的影响主要是风电场无功的影响,在分析中一般采用风电场运行中所规定的最低功率因数。在这种情况下,风电场对电压的影响最大,可作为极端情况。

假设风电场j以滞后功率因数运行,则风电场j由零发变化为满发或由满发到零发时,节点i的电压变化量最大,记该变化量为 ΔUi Max,同时记节点i的允许电压运行上下限为Ui Max和Ui Min。图2 表示风电场出力波动与节点i电压变化的关系。

由图2 可知,当AVC无功优化控制后得到的节点电压位于区间[Ui Min+ ΔUi Max,Ui Max- ΔUi Max]( 即斜线区域Aij) 时,无论风电场出力多少,状态如何变化,在AVC的一个控制周期内,节点电压不会发生越限,越限的概率为0。然而,当风电场j容量较大时,Aij区域未必存在; 即使Aij区域存在,由于无功调节资源有限,电压不一定都能调节到Aij区域内,而可能落在图2 中的灰色区域。此时,节点电压受风电影响具有一定的概率发生越限,记该概率的最大可能值为电压越限概率PPVV。

定义: 电压越限概率为稳态工况下,在AVC的一个控制周期内,受风电场j的出力影响,电网节点i电压发生越限的最大可能概率,记为 βij。

2. 2 考虑电压安全性的无功优化控制模型

传统的无功优化控制模型是一个复杂的多变量、多约束、非凸性的非线性混合整数规划问题[20]。通过无功优化计算可以得到某一潮流断面下无功控制设备的最优配置,从而达到使电压合格和降损的目的。传统无功优化控制模型的目标函数为

式中,PL为全网有功损耗。

同时,无功优化控制模型还需要考虑潮流方程约束、节点电压运行范围约束、无功电源无功出力范围约束、无功补偿设备的无功出力约束以及变压器的调档范围约束等。

传统无功优化控制模型适用于电网负荷缓慢变化下的电压控制。然而,由于风电场为电压控制带来了很大的不确定性,传统模型针对线损的优化将很可能达不到应有的效果。而且,考虑到风电场出力的随机特性对电压波动的影响,无功优化控制应首要解决电压的安全性问题,即应使节点受风电场影响而发生电压越限的概率降到最低。因此,引入电压越限概率指标作为无功优化控制的目标函数更为合适。则新的无功优化控制目标函数为

式中,N为电网节点编号集。

该式以最小化 βij最大值为优化目标,从而保证所有βij均处于较低水平。

本文所提的无功优化控制模型以节点电压越限概率最大值最小化取代了传统以网损最小化为目标,而约束条件沿用传统的无功优化控制方法,即潮流方程约束、节点电压运行范围约束、无功电源无功出力范围约束、无功补偿设备的无功出力约束以及变压器的调档范围约束等[20]。

下文将详细介绍PVV的推导和求解。推导的过程仅限于变速恒频风机。

3 电压越限概率指标的计算方法

3. 1 变速恒频风机的有功出力概率分布

根据变速恒频风机的有功出力与风速的关系[13,21]和风速概率分布双参数威布尔分布[21,22,23],可得风机有功出力的累积概率为

式中,x为风机的实时出力; P为设定的风机有功出力值; vin和vout分别为风机的切入和切出风速; c为尺寸参数; k为形状参数; P1为风速为vin时风机的输出功率; Cp为风能转换效率; A为风轮扫风面积; G为风轮轮毂高度处的空气密度; PN为额定功率。

3. 2 电压越限概率的计算

式( 4) 中的Kij为一估算量,可以通过进行2 次潮流计算进行近似计算。假设风电场j以某一滞后功率因数运行。首先,使风电场j的有功出力为0,为电网进行第1 次潮流计算,并记录相应电压结果;然后,使风电场j的出力增加到PNj( 即风电场j的额定容量) 并保持其他参数不变,进行第2 次潮流计算以得到相应的电压结果。将第2 次潮流的电压结果减去第1 次潮流的电压结果,可得到节点i的电压变化量,记为 ΔUijmax。将PNj和 ΔUijmax代入式( 4) ,可求得Kij。

由于风电有功出力波动与区域内节点电压增量为近似线性关系,全体风电场对节点i的电压影响因子[24]为

式中,nW为风电场个数。

由于各风电场出力对电压的影响为近似线性关系,则当节点i在所有风电场影响下变化ΔUi时,风电场j引起的电压变化量所占百分比为

则对某一确定的节点i的电压值,可以通过换算得到风电场j导致其越上限的出力增量为

导致其越下限应有的出力减量为

再令Ui0为电压运行范围的中值。即

则当Ui Max- ΔUij Max大于Ui0时,图2 中的Aij区域存在。由式( 7) ~ 式( 11) 可得:

式中,ρ( * ) 表示引用式( 7) 的函数计算方法。

当Ui Max- ΔUij Max小于Ui0时,图2 中的Aij区域不存在。由式( 7) ~ 式( 12) 可得:

4 实例分析

选择2011 年度国内某城市电网夏季大方式为例( 接线示意如图3 所示,电网包含2 座在运行风电场1 和2,装机容量均为49. 5MW,由于网架数据量较大,不在文中列出) ,分别应用式( 5) 所示的传统无功优化控制模型和本文提出的模型进行无功优化控制,并采用灾变遗传算法[25]求解以对比其优劣性。

4. 1 参数计算

4. 1. 1 计算电压影响因子

根据风电场并网协议,风电场应以大于0. 95 的功率因数运行。由于风电场以滞后0. 95 功率因数运行时对电网电压影响最大,下文根据这种运行方式计算节点i的电压影响因子Ki、风电场1 和风电场2 的电压影响因子Ki1和Ki 2; 由于数据量大,Ki、Ki1和Ki2的计算结果不在文中列出。

4. 1. 2 计算风机参数

风电场1 和2 各配置33 台MY1. 5s双馈风力发电机,风机的主要技术参数为: 额定功率1. 5MW; 风轮直径77. 36m; 扫风面积4638m2; 额定风速10. 3m/s; 切入风速3m/s; 切出风速25m/s。

取空气密度为一个大气压下、20℃ 时的空气密度,即1. 205kg /m3。由式( 4) 可得,Cp约为0. 4912。

4. 1. 3拟合风电有功出力概率分布

截取风电场1 在2011 年共105120 个采样点( 5min一个采样点) 的有功出力数据,如图4 所示。

采用Matlab仿真工具进行概率分析,其概率分布曲线如图5 中虚线所示。采用式( 7) 和最小二乘法进行拟合,得到理论尺寸参数c为10. 818,形状参数k为2. 842,拟合曲线如图5 中实线所示。

由图5 可见,大部分情况下拟合的误差都很小,这也验证了式( 7) 的正确性。同理,也可对风电场2做同样的分析。

4. 2 无功优化控制结果分析

分别采用传统以网损最小化为目标的静态无功优化控制模型[20]和本文提出的改进模型对该电网2011 年夏季大方式进行计算,风电场以额定出力和0. 95 的滞后功率因数运行。得到优化电压结果如图6 所示。由图6 可见,两种无功优化控制均能在当前潮流断面下很好地控制当前时刻的电压在合格范围内。然而传统模型并未就风电的状态变化进行考虑。要适应风电的波动特性,仅对当前潮流断面的电压进行控制是不够的。

以风电场1 为例,βi 1( i∈N) 的计算结果如表1和图7 所示。

注:βi1平均值指的是β11、β21、…、βn 1的平均值(n为电网节点数)。

由表1 可见,改进模型较传统模型的 βi1平均值下降89% 。而由图7 可见,初始状态下一部分节点的 βi1为1,而经过传统模型优化以后,βi1较高的节点为9 个,这意味着无功优化控制后的一段时间里系统将有多个节点存在很大的可能发生电压越限,而改进模型只存在1 个 βi1较高的节点。可见,改进模型能够更好地适应风电功率随时间的波动。

5 结论

桥湾风电场智能无功电压控制策略 篇3

网

技

术 Power System Technology Vol.37 Supplement 1

Jun.2013 文章编号：1000-3673（2013）S1-0000-00

中图分类号：TM 76

文献标志码：A

学科代码：470·40

桥湾风电场智能无功电压控制策略

张丽坤，郭宁明，董志猛，栾福明

（国网电力科学研究院，北京市 昌平区 102200）

A Reactive Power Control Strategy of Qiaowan Wind Farm ZHANG Likun, GUO Ningming, DONG Zhimeng, LUAN Fuming(State Grid Electric Power Research Institute, Changping District, Beijing 102200, China)摘要：风电场智能无功电压自动控制(auto voltage control，AVC)对风电场的无功电压调节，降低电网损耗、保持电压稳定性有着重要的作用。文章介绍了桥湾风电场自动电压控制的原理、算法、控制方法、系统规模及及安全控制策略。结合系统整体的电压调节能力、风机无功出力、静止无功补偿系统(static var compensator，SVC)无功出力调节、风场间的无功调节试验，总结了AVC系统在桥湾风电场的调节效果。结果表明AVC系统可以合理地分配无功目标给风机及SVC等无功补偿设备，将风电场高低压侧母线电压控制在调度要求的范围之内，使各无功源运行在较优电气点。关键词：无功电压控制；无功目标分配；无功优化

机。场站规模大，场内设备种类复杂，固有的间歇性给电网运行带来了极大的挑战，风电场智能无功电压控制系统的建设对该厂站整体的无功电压控制起到了积极地作用。本文总结了桥湾风电场自动电压控制工程实施的内容及经验，希望能对实施该系统的电厂的运行及管理有所裨益。压控制原理及算法

1.1 控制原理

风电场AVC是根据调度的指令和风电场并网点的信号，调节风电场的无功补偿设备及风电机组本身的控制系统。其输入信号有调度的指令、并网点的有功功率、无功功率、电压等，控制目标为保持风电场的无功/电压在调度要求的范围内；控制对象包括风电场并网点电容器、电抗器的投切、静止无功补偿系统(static var compensator，SVC)的控制、静止式无功发生器(static var generator，SVG)的控制、风场机组的控制，通过对离散/连续的风电场无功设备出力的协调，提高对风场电压/无功的支撑。其中，风场机组的控制通过风场能量监控平台，无功电压自动控制(auto voltage control，AVC)通过风场能量监控平台，下达风电机组无功目标，由风场能量监控平台来协调风场内各机组的无功，从而实现对整个风电场的无功优化控制，控制原理如图1所示。1.2 控制策略

对风电场无功的控制可以通过对母线电压及风机机端电压的控制来实现。

风场无功电压稳定是通过风电场建模，综合考虑升压变、箱变、馈线、风机等设备的无功需求，实时计算风场整体无功裕度，协调利用SVC、风机以及分接头的无功调节能力，保持风电场无功平衡 0 引言

目前，风电以前所未有的速度迅猛发展。由于风电本身固有的间歇性给电网运行带来了极大的挑战，其引起的无功电压问题日益受到关注[1-3]，目前风电接入电网主要的无功调节问题表现在2个方面。首先风电场目前缺乏统一的无功/电压控制设备，风电场高压侧母线(并网点)电压波动大，难以满足电网电压考核要求；其次风电场无功调节设备间缺乏协调控制，当出力变化严重时，机端电压波动，容易导致风机机端电压越限脱网事故[4-6]。

风电场电压/无功的水平影响到风电场有功出力的稳定及系统的安全稳定，保持风电场的电压稳定具有十分重要的意义[7]。风电场智能无功电压控制系统按照选定的智能化控制策略，协调风电场各无功源的无功出力，将风电场高低压侧母线电压控制在调度要求的范围之内，使各无功源运行在较优电气点，是提高风电场的电压/无功支撑能力，实现风电场可观测、可调度、可控制的重要手段。

桥湾330 kV升压站由华能酒泉风电有限责任公司、华润电力风能有限公司、甘肃中电酒泉第四风力发电有限公司3家共同出资建设，共193台风 2 许纯信等：居民用电设备智能电源线的设计与应用 Vol.37 Supplement 1 图

1风电场无功电压控制原理

及电压稳定，并保留足够裕度以应对异常情况，实现风险控制。

风机机端电压稳定是通过风电场状态估计，实现风电场全面监测，同时避免无效采样数据对计算的影响，保证系统的整体可靠性，避免由于电压波动导致风机脱网[8-10]。

图

2风电场无功电压控制算法流程

1.3 算法流程

为系统调控的安全稳定，系统数据库中设定了一些调控相关的控制参数，如调控目标值上限、下限、调节步长等，各参数即规定了调控目标值的调节死区。风电场AVC接收主站下达的电压/无功目标后，会将该目标值和现有的参数进行比对，只有调节目标值偏移死区，才会启动调控算法，进行无功分配。启动无功调节模块，进行无功调节灵敏度计算，算出调节动作对象。将调度下发给风电场高压侧母线电压目标折算为无功目标值，选择不同的控制模式决定风机、SVC各调节装置无功分配量。具体分配算法参考风电场的等值图(见图3)。图3中：U、P、Q分别为当前高压侧母线电压、有功功率、无功功率；Pm、Qm为m侧主变的有功功率、无功功率；Pn、Qn为n侧主变的有功功率、无功功率；W1、Wn、Wi、Wj为风场当前接入的风机组；

TCR(thyristor controlled reactor)为m侧主变下接入晶闸管控制电抗器。设当前高压侧母线电压为Ui，母线上所有机组送入系统的总无功为Qi。要求调节的高压侧母线电压目标值为Uj，需向系统送出的总无功为Qj。系统电抗用X值表示，则机组送入系统的总无功调节目标为

jjUjUiQiQU(XUi)

其中

QinQ(i)g

g1式中：g为母线上机组的台数；Q(i)g为每个风电机组送入系统的当前无功值。

因此，根据Ui、Qi、Uj、Qj、X即可以确定送入系统的总无功调节目标值。

图

3风电场等值图

在保证总调节量的基础上，依据调节欲度和约束条件，本系统分情况采用3种控制方式，将全场的无功目标合理的分配给风机、SVC。实际运行经验表明：自动控制发电厂无功时，充分考虑SVC、风机在系统电压无功支撑中的作用是十分重要的，调解中需要充分考虑SVC对暂态、动态无功的支撑作用并留出一部分作为备用；考虑每台机组的运行工况，并保持相同的功率因素或调节裕度。1.4 控制方式

计算过程受多重约束条件限制，包括母线电压约束、变压器分接头动作次数约束、风场有功出力约束等。

1）当目标缺额大于动作定值时，采用平衡模式的优化控制方式。此方式在接收到电压目标时，先启动优化算法，计算出风机、SVC各自承担的无功量，然后同时启动风机、SVC的调节，直至达到调节目标。调节完成后，由SVC承担电压目标的 第37卷 增刊1 电

网

技

术 3 跟踪和保持。

2）当目标缺额小于动作定值而高于优化定值时，采用SVC优先调节的优化控制方式，此方式优先控制SVC，当SVC的无功调节能力用尽时，调节风机无功，当风机无功调节达到最大但还是没有达到电压目标时，启动分接头调节提示。

3）当目标缺额低于优化定值时，采用风机无功优先调节的优化控制方式，优先控制风机的无功，当风机的无功调节能力用尽时，调节SVC，当SVC调节达到最大但还是没有达到电压目标时，启动分接头调节提示。

当控制目标达到时，优化控制系统将当前母线目标值保持在死区范围内，并等待接收新的调节目标[11-13]。桥湾风电场无功电压控制系统配置

2.1 桥湾风电场规模

桥湾330 kV升压站电压等级为330/35 kV，330 kV母线采用双母线接线，两回330 kV出线接入330 kV玉门镇变至750 kV敦煌变的330 kV母线侧。桥湾330 kV升压站共安装主变4台，容量为2240 MVA+2120 MVA；35 kV采用单母线(2段)分段接线，进线共36回，每段母线均配置磁阀式可控电抗器(magnetic valve controllable reactor，MCR)型动态无功补偿装置，容量为235 Mvar+ 218 Mvar。此外，本变电站配置2台630 kVA站用变压器及1台315 kVA备用站用变。桥湾风电场共193台风机，每10到11台风机为1个回路，共18个回路。

图

4桥湾风电场通讯工况图

2.2 AVC子站配置

AVC子站配置主备服务器，一台后台工作站，以及8台监控工作站，参见图4通讯工况图。主备服务器互为冗余，同步更新数据库，正常情况下，备系统处于侦听状态，接收来自主系统的广播数据和心跳信号。当主系统故障退出时，备系统接替主系统功能，直至主系统恢复。后台工作站同升压站监控系统和 4套 SVC装置的监控系统均安装在升压站通讯机房内，用于调度员查看风场的运行工况，监控工作站分别放置在各风场的风机监控系统安装在各风场的自动化机房内。2.3 系统软件结构

系统软件包含软件平台及数据库模块、人机接口模块、通讯模块、算法模块、闭锁及限制模块5部分。系统软件平台基于Unix/Linux架构，配置Oracle数据库；人机接口模块负责界面及数据的浏览，定值的整定及下载，数据的统计分析及打印等功能；通讯模块负责通讯接口的配置，通讯数据的预处理，通讯数据及调控目标报文的存储；算法模块按照现场选定的算法执行调控功能，当算法目标达到时，执行目标的跟踪功能；闭锁及限制模块负责闭锁工况下系统的功能及系统各种状态切换下的平滑过渡。

从实现方式来分，又可以分为网络子系统、前置机子系统、数据库子系统、人机接口模块。前置机采集并解析前置数据，得到遥测、遥信、电度等生数据。这些生数据通过网络子系统进行监控和管理，实现客户/服务器数据库访问的数据传输功能，实时刷新数据库。人机界面只是跟实时数据库进行数据交换，按照调度员的需求在人机界面中展示数据、事件、曲线等统计结果。无功电压控制系统特色

3.1 通讯接口丰富

由于无功电压控制系统要与多个风机和SVC厂家通讯，该系统配置了多种通讯接口，规约处理功能很强大，可以支持目前电力系统中基本的通信规约。如支持以太网RJ45或以太网光纤接口，CAN2.0B、RS232/485、E1/G703；支持TCP/IP、IEC 60870-5-103/104、MODBUS-TCP、部颁CDT规约、DNP3.0、SC1801数据通讯协议，也可根据用户要

求自定义数据通讯协议，方便系统的接入和转出。3.2 调节模式灵活

AVC子站投入运行时，默认运行在远方全厂电压控制模式。当电厂15 min没有收到中调的电压目4 许纯信等：居民用电设备智能电源线的设计与应用 Vol.37 Supplement 1 标，与中调的远动通道中断或者中调AVC 主站发生故障时，AVC子站自动切换到就地电压曲线控制方式。AVC后台可以设定就地控制方式，目前有电压曲线控制和人工优化曲线控制方式两种。采用以上策略，可以使得在电厂AVC子站投退和控制模式切换期间，不会对电网运行造成波动。3.3 安全控制策略

1）系统自动根据上下限制，在满足电网及无功设备安全运行条件下，对电压/无功进行调节。

2）系统自动检测SVC、风机的运行状态，当电气量不满足控制条件或系统运行工况发生变化时，系统能够及时修改或调整无功的分配方案。

3）系统设置了多种闭锁条件，如风场母线电压扰动、波动，风场母线高、低压侧电压越限，风场升压低压侧变母线电压越限等。当满足条件时，闭锁相关元件并发出告警信号。3.4 风电场状态评估

由于风电场风机监控系统可能难以提供全部风机信息；同时遥测数据中难免存在一些坏数据，这些因素都会影响到最终调控效果。系统利用最小二乘法估计及卡尔曼滤波等手段实现状态信息的平滑、预计、滤波，根据35 kV馈线量测信息，计算沿馈线各风机电量信息，保障调控的的稳定性和可靠性。桥湾风电场调节效果

目前，桥湾风电场AVC系统具备基本调压、无功优化功能，AVC系统与远动、SVC通讯联调完成，处于正常运行状态。在SVC系统和风机服务器的配合下，较好地完成了风电场整体调压及电压维持功能，下面从5个角度对该AVC系统的调节能力进行分析。363.0 瞬时电压调节测试： 高压侧母线电压 目标值360 kV 目标值359 kV 360.5 Vk/压358.0 电355.5 瞬时电压调节测试： 瞬时电压调节测试： 目标值356 kV 目标值353 kV 353.0 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 t/min

图

5330 kV高压侧母线电压曲线

1）系统整体电压调节及维持能力。

分析某一日的系统数据，330 kV高压侧母线电压曲线见图5。母线电压目标值控制在359 kV，图

5显示330 kV高压侧母线电压维持在额定范围内，上下死区1 kV；测试过程中，分别设定瞬时目标值356、360、353 kV，变化范围2 kV以内可在3 min内调节到位，并稳定维持在该水平。AVC系统表现出较好的电压调节及维持能力。

2）风机出力及外部系统电压情况。

日常风场有功出力维持在50 MW以下，接近于0出力。3月26日12时起，出力急剧爬升，下午16时左右达到480 MW左右，接近该风场历史最高水平。图6为3月26日桥湾升压站2号主变有功出力变化情况，其他风场有功出力与之类似。图7显示在同一时间段内风场高出力情况下，AVC则通过调节SVC及风机提供了较高的无功出力保证风场内部无功平衡及母线电压水平。

W90 M/功60 有30 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 t/min

图6

桥湾升压站2号主变有功出力曲线

 ra vM/功1.0 无5.5 10.0 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 t/min

图7

桥湾升压站2号主变无功出力曲线

3）风机机端电压运行情况。

3月26日测试中参与调压的海装风机机端电压曲线如图8所示，直驱风机的机端电压曲线与之类似，在母线电压维持稳定的基础上，机端电压也维持了相对稳定。

4）SVC出力控制测试。

3月26日运行测试中，AVC系统对SVC电容自动投切功能进行了测试，测试中较好实现预定目标，SVC电容投切基本接近手动控制效果，1号SVC无功出力曲线如图9所示，其中无功突变位置(尖峰 第37卷 增刊1 电

网

技

术   Vk/压电   0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 t/min

图8

海装风机机端电压曲线

 r av/功无   0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 t/min

图9

SVC无功出力曲线

部分)即为电容投切时刻。

5）风场间无功优化。

长时间运行测试中AVC系统较好的实现无功优化目标：1）风场间无功平衡，平衡风场间无功出力，维持35 k母线电压稳定；2）风场无功平衡基础上，慢速调节SVC及风机出力，控制SVC电容不投切状态下，SVC具备足够上下调节余量(约单组电容实际容量一半)。总结

从桥湾风电AVC系统运行测试情况看，在给出合理电压目标值情况下，风电场AVC系统已经实现了调压、无功优化、数据采集、记录、安全控制等基本功能，桥湾风电场的试验案例可以充分的论证该无功电压控制系统控制策略的有效性。

参考文献

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收稿日期：2013-00-00。作者简介：

张丽坤(1982)，女，中级工程师，主要从事电力系统稳定控制及自动装置研究，E-mail：zhanglikun@sgepri.sgcc.com.cn；

郭宁明(1980)，男，中级工程师，主要从事电力系统自动化； 董志猛(1983)，男，中级工程师，主要从事电力系统稳定控制及自动装置研究；

栾福明(1980)，男，中级工程师，主要从事电力系统稳定控制及自动装置研究。

（责任编辑

风电工程中必须有的资料 篇4

1.各参见单位项目部成立文件，项目经理委托授权书（包括身份证、聘用年限及法人签字），监理同上，资质要按期年检，不得有过期现象。营业执照、税务登记证、组织机构代码、安全生产许可证、住建厅下发的建筑业资质证书、承装、承修、承试许可证。

2.实验室单位要提供有效的试验资质。（实验人员资质、试验范围、试验工器具）

3.分部工程、分项工程施工单位及监理必须写验收结论或意见并且签字盖章。分部工程的验收结论施工单位自查记录均打√，观感验收结论应为“好、一般、差”。

4.分项内部表格要细化，要有依据，要有强条规范，每一条内容后面写“合格/符合要求”。

5.风机接地隐蔽资料中，要附接地方法，接地方向说明，更重要附接地方向图。检测数据需要有依据、有对比值同时要求防雷接地方案。

6.分项验收内容表格应必备具备“施工单位、监理单位、勘测单位、设计单位和建设单位”。

7.各参加单位必须做与工程相对应的“强条计划、强条执行表及检查记录、强条检查总结”，强条的执行表需上报监理审批。8.施工方案、施工组织设计、作业指导书必须与工程同步，内容需有编制人、审核人和批准人并签字盖章。后上报监理审核。

9.对本工程执行标准清单每年要进行动态调整和修订。10.监理组织的图纸会审必须做到与图对应。参会人员应实名签字，并实时下发会议纪要。

11.施工过程资料：风机基础、升压站、集电线路必须做好地基验槽工作，由勘测单位及设计单位签字盖章，工程测量资料。

12.施工中要做好并完善施工隐蔽资料，要真实有效。13.参加单位、监理单位必须做好质量管理制度，质量管理体系及机构图，人员职责明确。

14.所有原材料进场必须做动态材料跟踪台账，以及各种实验见证委托书。监理要对其进行汇总。原材料出厂质量证明及出厂实验报告。

15.对水泥、砂石（细骨料）、外加剂、水、粉煤灰必须做复检并出具复检报告，混凝土要做试块抗压强度（同条件、标养），回填土（要做分层实验报告及压实系数实验报告），钢筋抗弯抗拉实验，消防水池做抗渗及满水实验。实验报告内容：钢筋保护层厚度实验、外窗户气密性、水密性及抗风压性能实验。风机大体积混凝土用水泥的水化热检验报告、混凝土抗融抗冻实验，接地提供出厂质量证明降阻剂（降阻模块）进场后应按规定要求进行复检。粉煤灰在复检中必须做三氧化硫含量实验。混凝土总碱含量及氯离子含量检验报告或计算书。

16.大体积混凝土浇筑时，要做强度评定记录表（必须有依据），测温记录、养护记录必须每天仅限记录，配合比、测温温度曲线变化图。

17.图纸会审、安全技术交底要检查各部门是否签字，而且是否存在代签问题。

18.监理规划、大纲、细则要及时更换动态的依据标准，不能误导参加单位，做动态技术标准清单，监理要出旁站方案及记录，监理细则中一定要内容全面。升压站、风机、集电线路单位工程的电气细则、土建细则（升压站基础、风机基础）、线路细则、吊装细则、接地细则（升压站、风机、线路）、安全细则、道路交通细则。

19.各参建单位的管理人员、特殊工种人员持证上岗情况，并且要每年进行安全三级培训教育及考试，形成动态管理台账。

20.风机的沉降观测点要委托有资质的单位及时进行观测，观测报告签字人员必须有相应的工程测量资质，要做相应的沉降观测方案。（沉降观测工作5次，吊装前，吊装后，3个月、6个月、1年）

21.高强螺栓进场后应对其出厂质量证明书和厂家委托第三方的检测报告进行验收。同时应抽样对扭矩系数、楔负荷、螺母的保证载荷，螺母和垫圈的硬度进行复检。

22.集电线路铁塔基础的高强螺栓厂家委托第三方的检测报告和进场复检报告，箱变基础做混凝土抗压强度，所有的实验报告复检是都要有监理见证取样。施工单位下发委托书，后附实验报告。

23.吊装时的液压专用工具应送到有资质的单位校验，并提供资助证书，校验报告必须加盖红章。吊装单位的高强螺栓紧固记录要有真实的扭矩系数，必须和设备厂家提供的数据一致，后附初紧人、复紧人、终紧人签字。风机调试单位的调总要有企业法人签署的法人授权委托书（签字、盖章原版）240h整套试运行预验收签证。

24.调试单位应编写调试大纲和240h整套启动试运行方案，必须审批签字，并做安全技术交底。

25.催收设备的出厂质量证明及说明书（如机舱、轮毂、叶片、发电机）。有设备监造合同和监造报告。

26.集电线路直埋电缆隐蔽验收记录、铁塔接地电阻实测值要准确、真实。

27.质量问题台账、材料跟踪台账，见证取样台账。28.一定要完成工程总结（监理、各施工单位、业主）29.收集清晰、有效的施工图片。

30.竣工后、施工单位移交资料时必须有移交清单和移交说明。

31.要向设计单位及时收取资质认证、单位资质。

32.验收表格中施工单位在验收栏中写“合格”，监理在验收栏中写“同意验收”。33.编写绿化方案、冬施措施。

风电项目单位工程完工验收规定 篇5

1.总则

1.1为加强风力发电场项目建设工程单位工程完工验收管理工怍，规范单位工程完工验收程序，确保风力发电场项目建设工程质量，特制定本规定。

1.2本规定依据《风力发电场项目建设工程验收规程》（DL/T5191-2004）制定。1.3本规定适用于公司实施风力发电场项目建设工程监理的各项目监理部。

1.4单位工程完工和单机启动调试验收由建设单位主持，建设单位应在单位工程完工前组建单位工程完工验收领导小组。2.验收领导小组组成及职责

2.1单位工程完工验收领导小组设组长1名、副组长2名、组员若干名，由建设、设计、监理、质监、施工、安装、调试等有关单位负责人及有关专业技术人员组成。2.2验收领导小组职责

2.2.1负责指挥、协调各单位工程、各阶段、各专业的检查验收工作。

2.2.2根据各单位工程进度及时组织相关单位、相关专业人员成立相应的验收检查小组，实施单位工程完工验收。

2.2.3负责对各单位工程作出评价，对检查中发现的缺陷提出整改意见，并督促有关单位限期整改和组织有关人员进行复查。

2.2.4在工程整套启动试运前，负责组织、主持单机启动调试试运验收，确保工程整套启动试运顺利进行。

2.2.5协同项目法人单位组织、协调工程整套启动试运验收准备工作，拟定工程整套启动试运方案和安全措施。3.工作程序

3.1单位工程可按风力发电机组、升压站、线路、建筑、交通五大类进行划分，每个单位工程由若干个分部工程组成。

3.2单位工程完工后，施工单位应向建设单位提出验收申请,单位工程验收领导小组应及时组织验收。同类单位工程完工验收可按完工日期先后分别进行，也可按部分或全部同类单位工程一道组织验收。对于不同类单位工程，如完工日期相近，为减少组织验收次数，单位工程验收领导小组也可按部分或全部各类单位工程一道组织验收。3.3单位工程完工验收必须按照设计文件及有关标准进行。验收重点是检查工程内在质

量，质监部门应有签证意见。

3.4单位工程完工验收结束后，建设单位应向项目法人单位报告验收结果，工程合格应签发单位工程完工验收鉴定书。4.工作要求

4.1每台风力发电机组工程为一个单位工程，由风力发电机组基础、风力发电机组安装、风力发电机组监控系统、塔架、电缆、箱式变电站、防雷接地网七个分部工程组成。各分部工程完工后必须及时组织有监理参加的自检验收。

4.1.1风力发电机组基础。基础尺寸、钢筋规格、型号、钢筋网结构及绑扎、混凝土试块试验报告及浇注工艺等应符合设计要求。基础浇注后应保养28天后方可进行塔架安装，塔架安装时基础的强度不应低于设计强度的75％。基础埋设件应与设计相符。4.1.2风力发电机组安装。风轮、传动机构、增速机构、发电机、偏航机构、气动刹车机构、机械刹车机构、冷却系统、液压系统、电气控制系统等部件、系统应符合合同中的技术要求。液压系统、冷却系统、润滑系统、齿轮箱等无漏、渗油现象，且油品符合要求，油位应正常。机舱、塔内控制柜、电缆等电气连接应安全可靠，相序正确。接地应牢固可靠。应有防振、防潮、防磨损等安全措施。

4.1.3风力发电机组监控系统。各类控制信号传感器等零部件应齐全完整，连接正确，无损伤，其技术参数、规格型号应符合合同中的技术要求。机组与中央监控、远程监控设备安装连接应符合设计要求。

4.1.4塔架。表面防腐涂层应完好无锈色、无损伤。塔架材质、规格型号、外形尺寸、垂直度、端面平行度等应符合设计要求。塔筒、法兰焊接应经探伤检验并符合设计标准。塔架所有对接面的紧固螺栓强度应符合设计要求。应利用专门装配工具拧紧到厂家规定的力矩。检查各段塔架法兰结合面，应接触良好，符合设计要求。

4.1.5电缆。电缆验收应符合GB50168的要求，电缆外露部分应有安全防护措施。4.1.6箱式变电站。箱式变电站的电压等级、铭牌出力、回路电阻、油温应符合设计要求。绕组、套管和绝缘油等试验均应遵照GB50150的规定进行。部件和零件应完整齐全，压力释放阀、负荷开关、接地开关、低压配电装置、避雷装置等电气和机械性能应良好，无接触不良和卡涩现象。冷却装置运行正常，散热器及风扇齐全。主要表计、显示部件完好准确，熔丝保护、防爆装置和信号装置等部件应完好、动作可靠。一次回路设备绝缘及运行情况良好。变压器本身及周围环境整洁、无渗油，照明良好，标志齐全。

4.1.7防雷接地网。防雷接地网的埋设、材料应符合设计要求。连接处焊接牢靠、接地网引出处应符合要求，且标志明显。接地网接地电阻应符合风力发电机组设计要求。4.1.8验收应具备的条件。各分部工程自检验收必须全部合格。施工、主要工序和隐蔽工程检查签证记录、分部工程完工验收记录、缺陷整改情况报告及有关设备、材料、试件的试验报告等资料应齐全完整，并已分类整理完毕。

4.1.9主要验收工作。检查风力发电机组、箱式变电站的规格型号、技术性能指标及技术说明书、试验记录、合格证件、安装图纸、备品配件和专用工器具及其清单等。检查各分部工程验收记录、报告及有关施工中的关键工序和隐蔽工程检查、签证记录等资料。按4.1.1-4.1.7的要求检查工程施工质量。对缺陷提出处理意见。对工程作出评价。做好验收签证工作。

4.2升压站设备安装调试单位工程包括主变压器、高压电器、低压电器、母线装置、盘柜及二次回路接线、低压配电设备等的安装调试及电缆铺设、防雷接地装置八个分部工程。各分部工程完工后必须及时组织有监理参加的自检验收。

4.2.1主变压器。本体、冷却装置及所有附件应无缺陷，且不渗油。油漆应完整，相色标志正确。变压器顶盖上应无遗留杂物，环境清洁无杂物。事故排油设施应完好，消防设施安全。储油柜、冷却装置、净油器等油系统上的油门均应打开，且指示正确。接地引下线及其与主接地网的连接应满足设计要求，接地应可靠。分接头的位置应符合运行要求。有载调压切换装置远方操作应动作可靠，指示位置正确。变压器的相位及绕组的接线组别应符合并列运行要求。测温装置指示正确，整定值符合要求。全部电气试验应合格，保护装置整定值符合规定，操作及联动试验正确。冷却装置运行正常，散热装置齐全。

4.2.2高、低压电器。电器型号、规格应符合设计要求。电器外观完好，绝缘器件无裂纹，绝缘电阻值符合要求，绝缘良好。相色正确，电器接零、接地可靠。电器排列整齐，连接可靠，接触良好，外表清洁完整。高压电器的瓷件质量应符合现行国家标准和有关瓷产品技术条件的规定。断路器无渗油，油位正常，操动机构的联动正常，无卡涩现象。组合电器及其传动机构的联动应正常，无卡涩。开关操动机构、传动装置、辅助开关及闭锁装置应安装牢靠，动作灵活可靠，位置指示正确，无渗漏。电抗器支柱完整，无裂纹，支柱绝缘子的接地应良好。避雷器应完整无损，封口处密封良好。低压电器活动部件动作灵活可靠，联锁传动装置动作正确，标志清晰。通电后操作灵活可靠，电磁器件

无异常响声，触头压力，接触电阻符合规定。电容器布置接线正确，端子连接可靠，保护回路完整，外壳完好无渗油现象，支架外壳接地可靠，室内通风良好。互感器外观应完整无缺损，油浸式互感器应无渗油，油位指示正常，保护间隙的距离应符合规定，相色应正确，接地良好。

4.2.3盘、柜及二次回路接线。固定和接地应可靠，漆层完好、清洁整齐。电器元件齐全完好，安装位置正确，接线准确，固定连接可靠，标志齐全清晰，绝缘符合要求。手车开关柜推入与拉出应灵活，机械闭锁可靠。柜内一次设备的安装质量符合要求，照明装置齐全。盘、柜及电缆管道安装后封堵完好，应有防积水、防结冰、防潮、防雷措施。操作与联动试验正确。二次回路接线准确，连接可靠。标志齐全清晰，绝缘符合要求。4.2.4母线装置。金属加工、配制，螺栓连接、焊接等应符合国家现行标准的有关规定。所有螺栓、垫圈、闭口销、锁紧销、弹簧垫圈、锁紧螺母齐全、可靠。母线配制及安装架设应符合设计规定，且连接正确，接触可靠。瓷件完整、清洁，软件和瓷件胶合完整无损，充油套管无渗油，油位正确。油漆应完好，相色正确，接地良好。

4.2.5电缆。规格符合规定，排列整齐，无损伤，相色、路径标志齐全、正确、清晰。电缆终端、接头安装牢固，弯曲半径、有关距离、接线相序和排列符合要求，接地良好。电缆沟无杂物，盖板齐全，照明、通风、排水设施、防火措施符合设计要求。电缆支架等的金属部件防腐层应完好。

4.2.6低压配电设备。设备柜架和基础必须接地或接零可靠。低压成套配电柜、控制柜、照明配电箱等应有可靠的电击保护。手车、抽出式配电柜推拉应灵活，无卡涩、碰撞现象。箱(盘)内配线整齐，无绞接现象，箱内开关动作灵活可靠。低压成套配电柜交接试验和箱、柜内的装置应符合设计要求及有关规定。设备部件齐全，安装连接应可靠。4.2.7防雷接地装置。整个接地网外露部分的连接应可靠，接地线规格正确，防腐层应完好，标志齐全明显。避雷针(罩)的安装位置及高度应符合设计要求。工频接地电阻值及设计要求的其他测试参数应符合设计规定。

4.2.8验收应具备的条件。各分部工程自查验收必须全部合格。倒送电冲击试验正常，且有监理签证。设备说明书、合格证、试验报告、安装记录、调度记录等资料齐全完整。4.2.9主要验收工作。检查电气安装调试是否符合设计要求。检查制造厂提供的产品说明书、试验记录、合格证件、安装图纸、备品备件和专用工具及其清单。检查安装调试记录和报告、各分部工程验收记录和报告及施工中的关键工序和隐蔽工程检查签证记录

等资料。按4.2.1-4.2.7的要求检查工程质量。对缺陷提出处理意见。对工程作出评价。做好验收签证工作。

4.3场内架空电力线路工程和电力电缆工程分别以一条独立的线路为一个单位工程。每条架空电力线路工程是由电杆基坑及基础埋设、电杆组立与绝缘子安装、拉线安装、导线架设四个分部工程组成。每条电力电缆工程是由电缆沟制作、电缆保护管的加工与敷设、电缆支架的配制与安装、电缆的敷设、电缆终端和接头的制作五个分部工程组成。每个单位工程的各分部工程完工后，必须及时组织有监理参加的自检验收。

4.3.1验收应检查项目。电力线的规格型号应符合设计要求，外部无损坏。电力线应排列整齐，标志应齐全、正确、清晰。电力线终端接头安装应牢固，相色应正确。采用的设备、器材及材料应符合国家现行技术标准的规定，并应有合格证件，设备应有铭牌。电杆组立、拉线制作与安装、导线弧垂、相间距离、对地距离、对建筑物接近距离及交叉跨越距离等均应符合设计要求。架空线沿线障碍应已清除。电缆沟应无杂物，盖板齐全，照明、通风、排水系统、防火措施应符合设计要求。接地良好，接地线规格正确，连接可靠，防腐层完好，标志齐全明显。

4.3.2验收应具备的条件。各分部工程自检验收必须全部合格。有详细施工记录、隐蔽工程验收检查记录、中间验收检查记录及监理验收检查签证。器材型号规格及有关试验报告、施工记录等资料应齐全完整。

4.3.3验收主要工作。检查电力线路工程是否符合设计要求。检查施工记录、中间验收记录、隐蔽工程验收记录、各分部工程自检验收记录及工程缺陷整改情况报告等资料。按4.3.1的要求检查工程质量。在冰冻、雷电严重的地区，应重点检查防冰冻、防雷击的安全保护设施。对缺陷提出处理意见。对工程作出评价。做好验收签证工作。4.4中控楼和升压站建筑工程一般由基础(包括主变压器基础)、框架、砌体、层面、楼地面、门窗、装饰、室内外给排水、照明、附属设施(电缆沟、接地、场地、围墙、消防通道)等10个分部工程组成。分部工程完工后，应及时组织有监理参加的自检验收。4.4.1验收应检查项目。建筑整体布局应合理、整洁美观。房屋基础、主变压器基础的混凝土及钢筋试验强度应符合设计要求。屋面隔热、防水层符合要求，层顶无渗漏现象。墙面砌体无脱落、雨水渗漏现象。开关柜室防火门符合安全要求。照明器具、门窗安装质量符合设计要求。电缆沟、楼地面与场地无积水现象。室内外给排水系统良好。接地网外露连接体及预埋件符合设计要求。

4.4.2验收应具备的条件。所有分部工程已经验收合格，且有监理签证。施工记录、主要工序及隐蔽工程检查签证记录，钢筋和混凝土试块试验报告、缺陷整改报告等资料齐全完整。

4.4.3验收主要工作。检查建筑工程是否符合施工设计图纸、设计更改联系单及施工技术要求。检查各分部工程施工记录及有关材料合格证、试验报告等。检查各主要工艺、隐蔽工程监理检查记录与报告，检查施工缺陷处理情况。按4.4.1的要求检查建筑工程形象面貌和整体质量。对检查中发现的遗留问题提出处理意见。对工程进行质量评价。做好验收签证工作。

4.5交通工程中每条独立的新建(或扩建)公路为一个单位工程。单位工程一般由路基、路面、排水沟、涵洞、桥梁等分部工程组成。各分部工程完工后，必须及时组织有监理参加的自检验收。

4.5.1验收应具备的条件。各分部工程已经自查验收合格，且有监理部门签证。施工记录、设计更改，缺陷整改等有关资料齐全完好。

风电工程造价控制指标 篇6

(一) 华电开鲁北清河风场建设项目概况。

华电开鲁300MW风电项目场地位于内蒙古自治区通辽市开鲁县城北约50km处, 位于开鲁县境内, 其间有县级及省级公路相通, 交通便利。风电场范围约88km2, 西邻扎鲁特旗, 大部分为荒漠草原;场址周围地势绵延起伏, 分布有几处小湖泊, 场区内植被稀疏, 地势开阔平坦略有起伏, 平均海拔高度约为230m。风电场场址约在东京121°05′～121°13′, 北纬43°53′～44°00′之间。

(二) 华电开鲁北清河风场建设项目建厂的主要条件分析。

1.项目的风能资源。

华电开鲁300MW风场实测完整年10m高度平均风速为4.61m/s, 平均风功率密度为121.8 W/m2;70m高度平均风速为7.18m/s, 平均风功率密度为361.8 W/m2。代表年10m高度平均风速为4.92m/s, 平均风功率密度为139.1 W/m2; 65m高度平均风速为7.47m/s, 平均风功率密度为483.2W/m2。70m高度平均风速为7.58m/s, 平均风功率密度为507.5 W/m2。主导风向为N～WNW扇区, 占39.6%, 主能风向为N～NNW, 占31.5%。可以看出, 该项目所在的风场, 其风能资源较为丰富, 具备良好的开发价值。

2.工程地质。

拟建场区主要受老构造运动的控制, 本区构造活动并不强烈, 地震活动比较微弱, 场址距大断裂带较远, 场址所在区域为地壳相对稳定区, 适宜建场。场址大部分地段地下水对基础及其施工没有影响, 局部低洼地段地下水埋藏较浅, 基础设计及施工时需考虑地下水的影响。根据地区建筑经验, 初步判定场地地基土对混凝土结构、混凝土结构中的钢筋无腐蚀性, 对钢结构有弱腐蚀性。

3.项目设计规模。

根据国家核准文件的要求, 华电开鲁风场装机规模为300MW, 按国家相关技术规范设计, 共安装200台单机容量1, 500kW的风电机组, 总装机规模300MW。结合前面对于项目风场的风能资源分析, 开鲁项目的风场所在地, 其风能资源是比较丰富的, 完全可以满足总装机规模300MW的建设需求。

4.风力发电机组选型和布置。

根据风力发电机组的布置原则和方法, 风电机组的排布方向应该尽量垂直于风场主导风能方向, 依据风电场风能玫瑰图分析, 本风电场主导风能方向分别为NW和NNW。本风电场主导风向与主导风能方向构成以NW为中心的扇区。为使风电机组获得最大风能, 风力发电机组按NW方向布置。

5.环境保护和水土保持分析。

对周围环境与水土保持是否存在较大影响, 是发电项目建设的重要分析因素, 对于开鲁风电项目而言, 有必要对这方面的因素加以具体的分析, 从而体现项目建设的慎重性与周密性。由于开鲁风电项目的风场工程选择在荒草地实施建设, 因此, 项目的工程建设对当地植物的总体影响较小。

(三) 效益分析。

开鲁风电项目由于采取的是风能发电, 是以风场的建设代替燃煤电厂的建设, 这种发电模式将大大减少对周围环境的污染, 可起到利用自然再生能源、节约不可再生能源、减少污染及保护生态环境的作用。设计方案的优化, 可使项目的建设成本减少 1753.5万元, 申请CDM项目, 可使项目每年多增加收益 5, 826万元。与风力发电厂家的合同签订, 本次研究还不能有具体的数据, 但在做经济效益分析时, 可不考虑超出允许范围的风力发电机故障给项目带来的经济效益损失。设备退税2.59亿元, 考虑到目前设备、材料价格上涨因素, 两者基本可以相互抵销, 为保证分析的客观与真实性, 本改进建议效果分析时设备额退税2.59亿元未考虑。

二、项目风险的控制

(一) 政策风险的控制。

现阶段我国出台多项政策鼓励风电项目建设, 在税收、电价、贷款政策对风电项目予以扶持。我国已经制定了风电的价格和税收政策, 主要是实行招标电价制度, 并对风电增值税率实行减半征收, 但还需要进一步完善。

(二) 技术风险控制。

设备选型风险控制:本项目选用的风力发电机是北京华锐科技发展公司的1, 500KW的风力发电机, 由于华锐公司是近年来新引进的风力发电技术, 所以, 在设备制造及运行经验上都存在一些问题。因此, 在与风力发电机厂家洽谈合同时, 要最大限度地让厂家来承担由于风力发电机故障给本项目带来的损失。具体做法应是大量搜集和掌握华锐风机在已运行的风电场的故障情况。

(三) 财务风险的控制。

保险是一项有效降低财务风险的手段。建设期间的保险项目公司应自费或促使他人为风电场及每一机组投保, 并使保险自生效日期起至完工日期止具有完全的效力。

三、项目风险控制的实施

(一) 财务风险措施的实施。

工程建设项目, 设计是龙头。设计方案的好坏, 直接影响工程的造价。原设计方案中, 由于一些原因, 将风电场内的集电线设计为电缆输电, 但电缆输电的费用要比架空线路高, 具体比较如下:架空线路集电方案采用LGJ-95与LGJ-185两种线径的组合方案。根据风机排布情况, 本风电场设18回集电线路, 每回线路连接10～12台风机, 最大容量为18MW, 最大电流为270A。通过计算LGJ-185线路可输送约20.6MW, 可满足输送要求。电缆线路集电方案采用YJV22-35kV-3×95与YJV22-35kV-3×150两种电缆的组合方案。根据风机排布情况, 本风电场设18回集电线路, 每回线路连接10～12台风机, 最大容量为18MW, 最大电流为270A。通过计算YJV22-3×150电缆最大允许载流量为351A, 考虑环境和敷设条件乘0.8的系数为280A, 可满足输送要求综上所述, 两种方案都能满足技术要求, 在考虑经济效益, 同时综合可靠性、经济性、征地等方面的情况下, 架空方案是略优于电缆方案的, 架空方案比电缆方案节省1753.5万元投资。

(二) 技术风险控制措施的落实。

根据风场风速情况, 在确保安全的前提下, 选用大直径风轮提高发电量, 增加发电收益本风电场项目的阵风系数随着风速的增大而下降。根据本风电场项目风资源情况, 结合金风科技GW77/1500、GW82/1500机组, 可知轮毂高度为70m的金风82/1500的年标准小时数比轮毂高度为85m/65m的金风77/1500多出119/345小时, 按照目前0.5216元/千瓦时电价计算, 年增加售电收益1, 700余万元。

(三) 政策措施的落实。

依据《关于印发<外商投资项目采购国产设备退税管理试行办法>的通知》要求, 华电开鲁风电建设项目只要选择为中外合资方式组建公司, 经注册认可, 而且采购的风电设备符合《外商投资产业指导目录》 (鼓励类) 以及《当前国家重点鼓励发展的产业、产品和技术目录》的要求, 完全可享受全额退还国产设备增值税的优惠政策。大致测算, 华电开鲁300MW风电项目, 工程静态投资23.3亿元, 采购设备占总投资的70%, 约16亿元, 扣除10%因各种原因不能办理退税, 合计下来退税总额将达到2.59亿元, 对于整个工程来讲, 相当于降低工程造价11%, 非常可观。

摘要：随着我国经济社会的快速发展, 能源需求将持续增长, 能源和环境对可持续发展的约束将越来越严重, 已将可再生能源发展作为调整能源结构的重要策略, 随着国家能源结构调整政策的逐步实施, 作为非水电可再生能源重要组成部分的风力发电, 本文借鉴一般电力建设项目经济性评价思路, 探讨风电建设项目经济评价方法的特点, 探讨项目风险识别与防控, 根据项目固有风险和特殊风险的识别, 深入全面地对该项目的建设和运营风险进行了评价。