晋能清洁能源风力发电有限责任公司 风电项目工程用表及编号规定 （适用于总承包模式）
1.目的
为了规范工程管理和施工技术文件，施工过程中统一使用各种用表及表格编号，使本工程相关资料具有可追溯性和唯一性，及时快捷处理各种工程问题。
2.适用范围
本公司工程用表及编号规定参照《电力工程建设工程监理规范》（2009版），同时结合本公司各风电项目工程建设的具体特点编写制订，适用于晋能清洁
能源风力发电有限责任公司各风电项目工程(总承包模式)。
3.表格类型：
具体分为两大类：
A 类表由承包商填表，
B 类表由监理工程师填表，
C 类表由设计单位填表，
D 类表为通用表，由使用方填写。
4.编号与规定
由填报公司（单位）按公司（单位）代码、项目名称、专业代号和流水号编排，表号不可更改，编号模式如下：
流 水 号
专业代号
项目名称 公司代码
公司代码
公司代码原则上以各公司（单位）名称的拼音缩写代码组成，如果承包单位
项目名称
项目名称按项目所在地及工作性的拼音缩写代码组成，一经确定不得更改，举例如下：
B、C、D 类表格编号规则：“表号”为“表B-2” 不可更改，“编
号”中要填写单位代码、填报单位、填报表格类别、和流水号。如由朔城区牛家岭风电项目监理部下发的《监理通知单》，按以下方式排列：HXJT—NJLFD—JLTZ—001
5.文件资料的处理:
原则上在每个单位文件资料协调处理应及时、准确和真实，不得影响现场的施工，施工作业指导书提前一周报审，施工组织设计、专业组织方案以及重大的方案必须提前10天报审。
6.文件资料的传递
文件资料的传递应严格按要求提供数量，必须保证竣工资料要求的份数（原
文件资料的传递周期，一般应在工程文件送达第一接收点起算48小时（作业指导书及施工组织设计除外）内完成。
工程文件传递过程由各单位资料员统一签字收发，各部门的签署意见应按各负其责、同步解决落实的原则实施。
7．文件资料的归档份数
文件的归档份数按各单位要求留存份数为基础，（建设单位要求竣工资料原件为二份，施工单位要求施工过程中文件留存二份原件（包括总承包一份），那么监理单位要求上报文件原件数量至少五份）。
施工过程留存文件原则上禁止使用复印件。
风电建设工程监理基本表式目录
A类表（承包单位或总承包单位用表）
表工程开工报审表
表工程复工申请表
表施工组织设计报审表（项目管理实施规划）
表方案报审表
表分包单位资格报审表
表单位资质报审表（试验检测单位/主要材料、构配件及设备供货商)
表人员资质报审表（主要管理人员/特殊工种/特殊作业人员）
表工程控制网测量/线路复测报审表
表主要施工机械/工器具/安全用具报审表
表主要测量计量器具/试验设备检验报审表
表质量验收及评定项目划分报审表
表工程材料/构配件/设备报审表
表主要设备开箱申请表
表验收申请表
表中间交付验收交接表
表计划/调整计划报审表
表费用索赔申请表
表工程款支付申请表
表工程月进度款审核表
表工期变更报审表
表设备/材料/构配件缺陷通知单
表设备/材料缺陷处理报验单
表工程竣工报验单
表施工设备进/出场报审表
B类表（监理单位用表）表监理工作联系单
表监理工程师通知单
表图纸会审纪要
表工程暂停令
表旁站监理记录表
C类表（设计单位用表）表图纸交付计划报审表
表设计文件报检表
D类表（通用表）
表工程联系单
表工程变更设计单
表会议签到表
表单位工程竣工验收移交签证书
工程开工报审表
表号： A-1
填报说明：
1.本表一式份，由承包单位填报，建设单位二份、项目监理机构一份，总、承
包单位各份。
2.报审中的“□”作为附件附在报审表后，项目监理机构审查确认后在框内打“√”。
3.项目监理机构审查要点：工程各项开工准备是否充分；相关的报审是否已全部完成；是否具备开工条件。
工程复工申请表
表号： A-2工程名称：编号：
施工组织设计报审表
（项目管理实施规划）
表号： A-3工程名称：编号：
方案报审表
表号： A-4
本表一式份，由承包单位填报，建设单位二份、项目监理机构一份，总、承包单位各份。特殊施工技术方案由承包单位总工程师批准，并附验算结果。
分包单位资格报审表
表号： A-5工程名称：编号：
单位资质报审表
（试验检测单位/主要材料、构配件及设备供货商)
表号： A-6工程名称：编号：
人员资质报审表
（主要管理人员/特殊工种/特殊作业人员）
表号： A-7工程名称：编号：
工程控制网测量/线路复测报审表
表号： A-8
本表一式份，由承包单位填报，建设单位二份、项目监理机构一份，总、承包单位各份。
主要施工机械/工器具/安全用具报审表
表号： A-9工程名称：编号：
主要测量计量器具/试验设备检验报审表
表号： A-10工程名称：编号：
质量验收及评定项目划分报审表
表号： A-11工程名称：编号：
填报说明：
工程材料/构配件/设备报审表
表号： A-12工程名称：编号：
主要设备开箱申请表
表号： A-13工程名称：编号：
验收申请表
表号： A-14工程名称：编号：
中间交付验收交接表
表号： A-15工程名称：编号：
２019～2020年风电上网电价政策解读2019年5月２4日，国家发改委印发《关于完善风电上网电价政策得通知》(发改价格〔２0１9〕882号)，对陆上风电与海上风电上网电价政策予以完善,有利于落实国家风电平价上网目标，科学合理引导风电投资,实现资源高效利用，推动产业健康可持续发展. 一、政策出台背景 价格机制就是支持风电产业发展得核心政策之一.我国于2009年确定了分四类资源区得陆上风电标杆上网电价机制,２014年确定了海上风电标杆上网电价。其中,标杆电价与燃煤标杆价格得差额,由可再生能源发展基金分摊解决。 对于风电上网电价水平得确定,主要就是考虑项目得投资成本、资源状况、技术水平等因素。同时，根据产业技术进步与成本下降情况,我国对上网电价实行了定期评估与下调得补贴退坡机制。２0１5年～2０18年国家发改委价格司分别四次下调了风电标杆上网电价. 固定电价机制得实施极大激励了风电产业得规模化发展；同时，电价定期评估与下调机制，给予了投资企业合理得收益预期，避免了产业得大起大落，促进产业技术水平不断提升.十年间，我国风电年均装机规模增速约２６％,保障了产业得整体稳定有序发展.截至２0１8年底，全国风电装机达到1、84亿千瓦,累计规模连续9年领跑全球。在规模发展带动下，我国风电装备制造
水平与研发能力持续进步，形成了较完整得风电装备制造产业链。从总体来瞧，价格支持政策已经扶持我国风电产业实现了规模化发展,形成了较完备得产业技术体系，实现了政策制定得初衷。 现阶段，我国风电产业已改变传统以扩大规模为主得快速发展模式，向提质增效得精细化方向发展。结合国家《能源发展战略行动计划（２014~2０20）》关于风电实现平价上网得目标要求，2019年～２020年,在价格机制方面,亟需加快风电补贴退坡步伐,结合行业总体竞争性配置要求,改变传统固定上网电价机制,通过竞争方式确定上网电价,推动产业持续技术进步与成本下降，实现风电产业得健康可持续发展。 二、政策主要内容 （一)电价机制由标杆上网电价调整为指导价 为有效降低发电成本，推进风电产业尽快实现平价上网，２０１9年起我国风电项目将全面采取竞价方式配置资源,其中申报电价将作为重要得评分因素。即风电项目得上网电价不再就是固定得标杆上网电价，而就是通过竞争方式确定其上网电价水平。在此背景下，有必要改变现有电价机制,将风电标杆上网电价调整指导价，作为企业申报上网电价得上限，为风电项目得竞争性配置开展提供价格依据。 (二)陆上风电上网电价调整幅度对接平价上网步伐 1、价格水平
我国风电电价构成及变动分析 一、概念界定 目前，对于风电电价的分析经常会提到两个常用的概念，一是目标电价，二是基准电价。因此，在进行风电电价分析之前有必要首先对这两个概念进行界定。 (一)目标电价 目标电价的基本含义是指当风电厂在一系列政策和措施的作用下，其上网电价达到或相当于新建火电平均上网电价时的电价，即称之为风力发电的目标电价。目标电价并不是价格分类上的一个类别，而仅仅是为了适应研究分析而设定的一个虚拟价格。它的高低主要取决于火电电价的水平的变动，因此，时期不同，目标电价也不同。另外，目标电价还存在地区上的差异，因此，地区不同，上网电价亦不同。 目标电价的确定实际上就是确定全国火电平均电价。一般来说，选择目前全国最常见的主力机型之进行计算，使结果具有较大的代表性。 国家计委能源研究所在2002进行的《中国风力发电经济激励政策》研究中选择无脱硫设施的燃煤机组为比较对象，并将其上网电价设定在0.35元 /kWh。
这就是说，如果风力发电上网电价能降低到0.35元/kWh，即意味着风力发电达到了可以同常规火力发电相竞争的水平。这一电价，即为风力发电的目标电价。 (二)基准电价 基准电价是指在不考虑任何优惠政策、完全按照商业化方式运行条件下的上网电价。要正确确定基准电价，首先需要设计一个既能反映现实情况、又能代表未来发展方向的方案，以便为进一步的计算分析和比较提供科学的基础。在研究中首先确定基准方案及其参数，在这个过程中要考虑机组的大型化和风电场的大型化的趋势。 国家计委能源研究所在2002进行的《中国风力发电经济激励政策》研究中假定风电场规模为100MW，选用167台单机容量为600KW的风力发电机组进行测算，结果是：发电成本0.32元/kWh(20年平均)，平均含税电价0.642元/kWh(20年)，平均不含税电价0.548元 /kWh(20 年)。 二、风电电价的构成和影响因素 (一)风电电价的构成 中国现行的财务核算体制下，风电电价由以下部分构成：
风电项目建设过程简介 一个风电场项目的投资和建设必须与项目所在地的风电规划和电网建设规划相一致，与当地的经济发展、电力消费水平和电网接纳或输送能力相一致。在此基础上，从有了建设风电场的意向，确定了风场场址，到最后建成风电场投入生产，一般要经历项目立项(项目建议书的申报和批准)、可行性研究、工程建设和运行管理几个阶段。各阶段的工作目标、工作内容和工作性质有很大的不同，本文将分别介绍其具体要求。 1 风电场项目的立项 风电场项目的立项是在风电规划的基础上，由有意开发风电的企业发起(或由政府部门提出设想后由企业操作)，提出开发风电的项目，而后由政府有关部门批准。风电场立项之前首先要确定厂址，应选择风况较佳，交通运输、安装运行和上网条件都较好的地点做场址。风电场的厂址选择也应通过大范围初选、初步测风、测风数据处理、风能资源评估等几个步骤，最后综合分析确定风电场场址。具体方法需按照我国电力行业标准《风力发电厂选址导则》进行。 场址选定，有了一定的测风资料并经评估可开发之后，就可以组织进行风电项目预可行性研究[预可行性研究的内容和深度可以参见国家电力公司下发的《风力发电项目预可行性研究内容深度规定》(试行)]。预可行性研究报告经有关权威部门审查通过后，可组织编制风电场项目建议书，并按国家规定的程序上报审批。
风电场项目建议书包括的主要内容有项目建设的必要性、工程建设规模、工程建设条件(包括风力资源资料及其评价)、环境影响评价及节能效益分析、投资估算及筹资方案、经济分析和财务评价等。此外，还需取得以下附件： (1) 预可行性研究及其审查意见。 (2) 项目发起人意向书。 (3) 土地征用意向书。 (4) 当地环保部门的意向函。 (5) 同意电量上网的意向函。 (6) 银行贷款意向函。 将风电场项目建议书连同所需附件一起上报有关主管部门，申请风电场项目的立项。我国目前负责审批风电项目的主管部门主要是国务院职能部门国家发改委及他们的下属机构。项目可以根据自己的情况选择上报相关部门审批。项目申报立项过程中可能要准备回答国家主管部门提出的一些问题，补充有关的材料等等。直到国家正式行文批复项目建议书，同意所申报的项目予以立项后，项目的立项工作才算完成。 2 风电场项目的可研报告 风电场项目经批准立项以后，可以进行风电场项目的可行性研究。风电场项目可行性研究的有关内容和深度要求，按我国已颁发的电力行业标准《风力发电厂项目可行性研究报告编制规程》进行。风电场项目可行性研究的内容是在预可行性研究的基础上的进一
一、风电项目开发前期工作流程
（一）风电项目宏观选址工作流程说明图解
风电场宏观选址流程说明 一、流程总说明 1.风电场宏观选址的概念 风电场宏观选址是在认真研究国家和地区风电发展规划的基础上，详细调查地区风能资源分布情况，广泛收集区域风电场运行数据，通过对若干场址的风能资源、电网接入和其它建设条件的分析和比较，确定风电场的建设地点、开发价值、开发策略和开发步骤的过程，是保证公司风电产业又好又快发展的关键。 风电场宏观选址主要指导文件：《风电场场址选择技术规定》。 2.影响风电场宏观选址的主要因素 风电场宏观选址，要结合以下因素对候选风电场进行综合评估，并拟定场址：风能资源及相关气候条件、地形和交通运输条件、土地征用与土地利用规划、工程地质、接入系统、环境保护以及影响风电场建设的其他因素。 3.风电场宏观选址的基本原则 1）风能资源丰富、风能质量好 拟选场址年平均风速一般应大于6m/s，风功率密度一般应大
于200W/m2；盛行风向稳定；风速的日变化和季节变化较小；风切变较小；湍流强度较小；无破坏性风速。 由于各地区风电上网电价不同、风电场建设条件与海拔高度差异较大、可安装风电机组单机容量不同，风电场最低可开发风速从6～7米/秒不等。 2）符合国家产业政策和地区发展规划 3）满足联网要求 认真研究电网网架结构和规划发展情况，根据电网容量、电压等级、电网网架、负荷特性、建设规划，合理确定风电场建设规模和开发时序，保证风电场接得进、送得出、落得下。 4）具备交通运输和施工安装条件 拟选场址周围港口、公路、铁路等交通运输条件应满足风电机组、施工机械、吊装设备和其它设备、材料的进场要求。场内施工场地应满足设备和材料存放、风电机组吊装等要求。 5）保证工程安全 拟选场址应避免洪水、潮水、地震、火灾和其它地质灾害（山体滑坡）、气象灾害（台风）等对工程造成破坏性的影响。
风电项目建设进度管理 发表时间：2019-01-03T17:11:35.347Z 来源：《基层建设》2018年第34期作者：陈中兴 [导读] 摘要：随着我国社会经济的不断地进步和发展，新能源电力行业得到了较快发展，尤其是风电发电项目，近些年来取得了高速增长，其装机规模至2018年底有望达到2亿千瓦，所占的电力装机比重逐步增加。 中国水电工程顾问集团有限公司北京 100120 摘要：随着我国社会经济的不断地进步和发展，新能源电力行业得到了较快发展，尤其是风电发电项目，近些年来取得了高速增长，其装机规模至2018年底有望达到2亿千瓦，所占的电力装机比重逐步增加。尽管我国风力发电在建设运营方面已逐步成熟和完善，但是，仍在工程进度管理方面存在着值得业内研究的一些问题，比如风电项目工程的管理方法不够完善，这样使得风电项目工程施工的过程当中投入的没有办法充分的利用，不能够有效地保证投资方、施工方等各参建单位的经济效益最大化。本文在对风电项目工程的基本含义进行相关阐释之后，就风电项目工程施工阶段各项进度管理过程中存在的问题提出相应的措施和分析，希望能给企业一些参考。 关键词：风电项目建设；进度管理 风电项目工程作为一个建设工程项目，可想而知，其投资与消耗的人力、财力都是非常大的。投资者对项目的投资巨大，他想要获得适用的、满足自己理想的工程产品，从而为市场经济建设与生产力的发展做出贡献。如果工程的质量以及效率问题没有达到相应标准，不但不能发挥其预想的效果，反而会因这些问题而影响人们的生活和电力的安全。风电项目工程具有成本高、投资规模大等特点，想要确保风电项目工程顺利的完工和可观的收益，就一定要完善相应的市场风险机制，在工程施工的过程当中做好进度控制和施工管理。 一、风电项目建设进度管理概述 风电项目建设进度管理是一项比较综合性的项目，它要求对整个风电建设的项目分析部门、各个施工单位、监督部门等进行统筹的管理和把控，对参与工程施工的各个部门进行严格的管理，从而保证施工的质量，所以只有落实和加强施工的管理措施才能为施工的质量提供具体的强有力的保障。在具体的施工过程中如何实施科学有效的管理措施，是每个参与的施工部门需要深刻考虑的问题。首先，在风电项目工程施工的过程中，施工方应有大局意识，保证在约定的施工期限内如期竣工，不应拖拉，在保证效率的同时，也应保证施工的质量，对施工的成本也应适当的控制。因此风电项目工程的施工进程管理在整个的施工过程当中把控着项目的效率和质量，扮演者十分重要的角色，必须要认真的对待。 二、风电项目建设施工特点 （一）耗费的资金较大且周期较长 风电项目工程在整个施工过程中需要耗费大量的人力，物力及财力。而风电项目本身也因为规模较大、工艺流程较多、施工环境较差等因素，在施工的过程中，受到一定的制约，这就导致了风电项目工程相对于一般工程项目施工的周期比较长，所耗费的资金也十分大[1]。 （二）高空作业 为充分利用风资源，取得可观的发电量，风力发电机组安装的一般较高，目前已投产的风机安装高度大部分为70m至80m，特别是随着低风速地区风资源的开发利用，风电项目工程高空作业的特性越来越明显[2]。 （三）重复性及周期 风电项目工程施工的工程顺序，一般是由下而上，各种工序在风电项目工程的建设过程当中，基本上是逐步逐步循环进行的，这就充分体现了风电项目工程施工的周期性和重复性[3]。 （四）地域性 风电项目工程的施工和普通的建筑施工不同，风电项目工程的施工，因为受到期工程所在地环境的制约，在风电项目工程施工的结构，选用材料以及施工方案等方面都受到地域的影响和制约[4]。 三、风电项目建设进度管理中的问题 （一）项目管理观念相对落后 结合目前风电项目工程的具体情况,工程造价控制和管理部门的主要特点就是层次较多，而且部门也较多，所以在工程造价管理方面，存在着许多规定。总体上来看，人们对当前工程管理的观念比较淡薄，对工程进度管理的意识比较缺乏，不能够动态的掌握整个施工管理的过程，有些审计部门在工程造价管理方面打乱了企业正常的管理制度，“以审代结”这种情况在企业内部十分的普遍。所以在工程造价管理方面，企业的管理者以及相关部门应当要转变传统的观念和想法，在工程造价方面应当加强管控[5]。 （二）工程施工管理人员素质较低 风电项目工程在实施过程中综合性和系统性都较强，涵盖了很多行业的技术和理论，所以在风电项目工程进度管理方面，对企业管理人员的综合素质要求比较高，他们既应当具备比较综合的技术和理论，也要求他们坚守着自己的道德底线。就现阶段来看，我国风电项目工程进度管理行业的管理人员普遍综合素质不高，或是专业技能不全，在进度管理的过程中只是按部就班地完成工作，不能够具有创新性的开展一些工作。有些风电项目工程进度管理者在预算时违反公司规定，为自己谋取利益，容易造成工程项目资金的流失，影响整体项目进程，更严重的甚至会影响到整个工程的整体质量[6]。 （三）施工图纸设计过于简单或设计意图不明确 在风电项目工程实施前缺少全面仔细的设计工程图纸，出现了施工图纸设计过于简单或与现场施工情况不符的现象。在风电项目工程中有不少的小项目，但是其因不受施工方的重视导致施工图纸设计的不健全或直接被忽略。施工图纸的不到位就意味着在施工的过程中没有具体的图示来阐释风电项目工程施工的整体意图和细节方面的处理，再加上风电项目工程的施工人员和设计人员因图纸不完善的情况下产生了交流的不到位，施工人员在不清楚具体情况的状态下盲目施工，只凭平时的经验或自由理解，极容易导致施工结束的最终效果与委托人的意愿不符，最终效果不尽人意[7]。 （四）施工管理制度不健全或没有落实到位 风电项目工程相对其他建设方面起步较晚，因此它的发展也相对缓慢，导致在风电项目工程施工进度管理方面困难重重。一些风电项目工程建设单位没有相关制度的借鉴给予正确的引导，时常处于十分松散的状态之中。风电项目工程施工管理的这个行业也没有具体权威
**********公司 风电电价、电量和电费工作管理办法 （试行） 第一章总则 第一条风电厂的电价、电量和电费管理工作是生产运营工作的重点。为了切实加强各风电厂的电价、电量和电费管理，不断提高风电项目经济效益，保证公司风电产业健康可持续发展，本着客观、公正、注重效益和循序渐进的原则，结合公司和风电厂实际，特制定本办法。 第二条本办法适用于公司、各风电厂电价、电量和电费的管理。 第二章组织与职责 第三条安全生产部负责与当地电力公司签订购售电合同（协议），要在首台风机并网发电一个月以前和当地电力公司签订《购售电合同（协议）》，并按照当地电力公司规定完成商业化运营前的准备工作。 第四条风电厂负责风电厂发电量、上网电量的统计、分析和管理工作，确保结算电量和电量日报、月报、年报中各项数据准确无误，在关口表抄表日后两天内对上网电量数据进行核对和确认。
第五条财务部负责按照财务部确认的电量数据进行电费结算工作。在电量数据出来后，经办人员应主动和电力公司确认上网电量收入，并及时向电力公司提交合格发票，办理结算手续，确保电费及时到账。 第三章引用标准 《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》 内蒙古发改委电价批复文件 《购售电协议》 第四章内容与要求 风电厂电价、电量和电费管理工作是互相关联、有机统一、对项目经营效益起着决定性意义的重要工作，只有三项工作都做好了，项目收益才能有保证。因此，对于电价、电量和电费的管理工作需要统筹考虑。 第五章电价管理 第六条风电厂电价包括上网电价（即：销售电价）和下网电价（即：外购电价）两部分。 第七条上网电价管理
（一）上网电价政策：按照目前政策，风电厂上网电价由国家发改委统一审批。批准后的上网电价一般由当地脱硫燃煤机组标杆电价和可再生能源补贴电价两部分组成。其中脱硫燃煤机组标杆电价由公司与当地电力公司签定的《购售电协议》确定，电费由当地电力公司直接支付。可再生能源补贴电价为批复上网电价和标杆电价的差值，电费由财务部定期核算后由当地电力公司转为支付。 （二）上网电价申报：风电厂要在项目核准后第一时间向当地有关部门进行电价核算和申报工作。 （三）上网电价批复：公司要明确专人跟踪电价申报程序，并保证在首台风机并网发电前两个月取得电价批复文件。 （四）下网电价管理：目前各地方对于风电厂下网电价还没有统一的政策，一般由风电厂与当地电力公司营销部门谈判确定。在电价谈判时，应该首先争取“非工业和普通工业”电价类别。 （五）签订购售电合同（协议）：风电厂要在首台风机并网发电一个月以前和当地电力公司签订《购售电合同（协议）》，并按照当地电力公司规定完成商业化运营前的准备工作，比如：需要向电力公司提供项目和电价的支持性文件、办理发电许可证、进行入网安全性评价验收等。要避免因准备不足被电力公司执行临时电价，造成不必要的电费收入损失。 （六）如由于客观原因，风机在调试期内必须执行临时电价的，
一、踏勘现场、确定风电场规划范围 √业主方进行实际现场考察，确定风电场规划建设范围 根据风机布点间距要求，场区实际可利用情况确定风电场规划开发范围，利用GPS确定风电场范围拐点坐标。 二、与政府相关部门签订项目开发协议 √与政府相关部门确定项目开展前期工作函 (根据省份要求办理） 需相关地区发展和改革委员会盖章批复同意此风电场开展前期工作（将拟选风电场范围坐标进行盖章确认），通常本文有效期为1年，同时文件抄送省国土厅、环保厅、国网电力公司。 三、设立测风塔与服务 √ 委托相关单位进行该风电场测风塔设立并进行测风服务 ①测风塔宜选在风电场1km~5km范围内且不受风电场尾流效应影响及其他 大型障碍物影响，宜在风电场主导风向的上风向，位置应具有代表性； ②采集量应至少包括10m、50m及轮毂高度的风速和风向以及气温、气压等信息，应包括瞬时值和5min平均值； ③委托相关单位对测风数据进行收集，测风数据应连续且不少于1个完整年； 四、风资源评估 √ 委托相关单位进行风资源评估分析，编制风资源评估报告 （根据地方要求及业主需求） ①业主协助相关单位收集临近气象站资料（气象站同期测风数据、累年平均风速、多年平均风速、盛行风向及风能情况）； ②委托单位对收集的风数据进行分析（数据完整性、合理性、缺测及不合理数据处理、代表年分析、湍流强度分析、风切变分析、威布尔分布情况等）； ③风资源条件判断（分析测风塔代表年风资源判断，盛行风向及盛行风能方向，可利用小时数，发电量初步估算）；
④根据风资源评估情况，判定拟选风电场风机类型，判定该风电场是否具有开发使用价值，给出合理化风资源建议； 五、项目总体规划及可研 √ 项目地形图购买 业主向项目所在地相关测绘单位购买所需地形图（可研阶段：1:10000）；√收集资料 1、向项目所在地气象站、气象局收集气象资料： ①距离风电场现场最近气象站的基本描述，包括建站时间、仪器情况、测风仪器变更及安装高度变更记录、站址变迁记录、气象站所在地的经纬度及海拔高度； ②气象站基本气象参数，包括累年平均气温，月平均最高、最低气温，极端最高、最低气温及持续小时数，累年平均气压、相对湿度、水汽压，累年平均降水量、蒸发量、日照小时数，累年平均冰雹、雷电次数、结冰期、积雪、沙尘、温度低于-20℃、-25℃、-30℃的天数统计等，气象站累年的各个风向百分比统计； ③气象站近30年各年及各月平均风速资料； ④气象站测风仪器变更后对比观测年份人工站和自动站的月平均风速各为多少； ⑤气象站建站至今历年最低气温和大风（最大风速与风向）统计； ⑥气象站关于该地区灾害性天气记录； ⑦与风电场现场实测测风数据同期的气象站逐小时风速、风向资料； ⑧风电场现场测风塔的基本描述，包括经纬度、安装时间、高度、所用仪器型号和仪器标定书等； ⑨风电场现场测风塔一年完整逐小时测风数据与逐10分钟测风数据； 2、向电气主管部门收集资料： ①项目当地电网状况、区域电力系统概况及发展规划； √现场踏勘
风电项目开发建设流程 来源：华人风电网作者：未知发布时间： 2013-8-5 14:46:11 风力发电是一种主要的风能利用形式，风力发电相对于太阳能，生物质等可再生能源技术更为成熟、成本更低、对环境破坏更小。我国自l 989年建成首个现代化风电场起，截止到2008年底，风电装机容量已突破1000万kW，其中2008年新增风电装机容量466万RW。20年来，风力发电技术不断取得突破，规模经济性日益明显。资料显示，我国风能资源丰富，开发潜力巨大，经初步估算，我国可用于风力发电的风场总装机客量超lO亿kW。约相当干50座三峡电站的装机容量。按2006年国家发改委修订的我国风电发展规划目标，2020年将达到3000万kW。除国家特许权招标的风电项目及国家发改委核准的5万kW以上的风电项目外，各省核准的49．5Mw 风电项目占了很大比例，本文就49．5Mw风电项目开发和实施的过程进行介绍并就过程中存在的问题给出了建议。 1 49．5MW风电项目开发 1．1 49．5MW风电项目开发流程 风电场选址、与地方政府签订开发协议、凤能资源测量及评估，委托咨询单位编制初可研及评审、报发改委取得立项批复、委托咨询单位编制可研、取得相关支持性文件报发改委核准。 1．1．1风电场选址 风电场选址可委托有经验的咨询单位进行，主要考虑选址凤能质量好、风向基本稳定、风速变化小、凤垂直切变小、揣流强度小、交通方便，靠电网近，对环境影响最小、地质条件满足施工的地区。 1．1．2与地方政府签订开发协议 投资商与地方政府共同组织现场勘查，收集相关资料后签订风电开发协议．主要包括风电开
发区域、近期开发容量，远期规划，年度投资计划、工程进展的时间要求等。 1．1．3风能资源测量及评估 委托专业安装公司安装测风塔，安装地点应选址该风电场有代表性的地方，数量一般不少于2座，若条件许可，对于地形相对复杂的地区应增加至4～8座，测风仪应安装在tOm、30m、50 m、70m的高度进行测风，现场测风应连续进行，时间至少1年以上。 在进行凤能资源评估时选用平均风速、凤功率密度，主要风向分布、年风能利用时间作为主要考虑的指标和因素。 1．1．4委托咨询单位编制初可研及评宙 测风数据收集齐全后可委托咨询单位编制初可研，初可研主要包括：(1)投资项目的必要性和依据；(2)拟建规模和建设地点的初步设想；(3)资源情况、建设条件、协作关系的初步分析。 (4)投资估算和资金筹措设想·(5)项目大体进度安排；(6)经济效益和社会效益的初步评价。初可研编制完成后，由业主组织专家 对初可研进行评审，形成书面评审意见，咨询单位根据评审依据进行修改。 1．1．5报发改委取得立项批复 初可研编制完成后由投资商把初可研上报发改委，等发改委给予立项批复。 1．I．6委托咨询单位编制可研 可研是在初可研的基础卜进行细化，主要包括：确定项目任务和规模，论证项目开发的必要性及可行性。对风电场风能资源进行评估，查明风电场场址工程地质条件，提出工程地质评价和
2019~2020年风电上网电价政策解读 2019年5月24日，国家发改委印发《关于完善风电上网电价政策的通知》（发改价格〔2019〕882号），对陆上风电和海上风电上网电价政策予以完善，有利于落实国家风电平价上网目标，科学合理引导风电投资，实现资源高效利用，推动产业健康可持续发展。 一、政策出台背景 价格机制是支持风电产业发展的核心政策之一。我国于2009年确定了分四类资源区的陆上风电标杆上网电价机制，2014年确定了海上风电标杆上网电价。其中，标杆电价与燃煤标杆价格的差额，由可再生能源发展基金分摊解决。 对于风电上网电价水平的确定，主要是考虑项目的投资成本、资源状况、技术水平等因素。同时，根据产业技术进步和成本下降情况，我国对上网电价实行了定期评估和下调的补贴退坡机制。2015年~2018年国家发改委价格司分别四次下调了风电标杆上网电价。 固定电价机制的实施极大激励了风电产业的规模化发展；同时，电价定期评估和下调机制，给予了投资企业合理的收益预期，避免了产业的大起大落，促进产业技术水平不断提升。十年间，我国风电年均装机规模增速约26%，保障了产业的整体稳定有序发展。截至2018年底，全国风电装机达到1.84亿千瓦，累计规
模连续9年领跑全球。在规模发展带动下，我国风电装备制造水平和研发能力持续进步，形成了较完整的风电装备制造产业链。从总体来看，价格支持政策已经扶持我国风电产业实现了规模化发展，形成了较完备的产业技术体系，实现了政策制定的初衷。 现阶段，我国风电产业已改变传统以扩大规模为主的快速发展模式，向提质增效的精细化方向发展。结合国家《能源发展战略行动计划（2014~2020）》关于风电实现平价上网的目标要求，2019年~2020年，在价格机制方面，亟需加快风电补贴退坡步伐，结合行业总体竞争性配置要求，改变传统固定上网电价机制，通过竞争方式确定上网电价，推动产业持续技术进步和成本下降，实现风电产业的健康可持续发展。 二、政策主要内容 （一）电价机制由标杆上网电价调整为指导价 为有效降低发电成本，推进风电产业尽快实现平价上网，2019年起我国风电项目将全面采取竞价方式配置资源，其中申报电价将作为重要的评分因素。即风电项目的上网电价不再是固定的标杆上网电价，而是通过竞争方式确定其上网电价水平。在此背景下，有必要改变现有电价机制，将风电标杆上网电价调整指导价，作为企业申报上网电价的上限，为风电项目的竞争性配置开展提供价格依据。 （二）陆上风电上网电价调整幅度对接平价上网步伐 1.价格水平
2019年风电项目建设工作方案 为促进风电高质量发展，加快降低补贴强度，现就做好2019年度风电建设管理工作有关要求通知如下。 一、有序按规划和消纳能力组织项目建设 各省级能源主管部门要按照《可再生能源发展“十三五”规划》《风电发展“十三五”规划》以及《国家能源局关于可再生能源发展“十三五”规划实施的指导意见》（国能发新能〔2017〕31号，以下简称《指导意见》）要求，在论证并落实消纳能力的前提下，有序组织各类风电项目建设。《指导意见》中本省级区域2020年规划并网目标，减去2018年底前已并网和已核准在有效期并承诺建设的风电项目规模（不包括分散式风电、海上风电、平价上网风电项目、国家能源局专项布置的示范试点项目和跨省跨区外送通道配套项目），为2019年度各省级区域竞争配置需国家补贴风电项目的总规模。在省级电网区域内消纳的风电项目由省级电网企业出具电力送出和消纳意见，跨省跨区输电通道配套风电项目的消纳条件应由送受端电网企业联合论证。国家电网有限公司、南方电网公司等电网企业在国家能源局指导下督促各省级电网企业做好风电项目电力送出和消纳落实工作。 二、完善市场配置资源方式 （一）完善集中式风电项目竞争配置机制。2019年度需国家
补贴的新建集中式风电项目全部通过竞争配置方式选择。有关省级能源主管部门按照本文附件中的指导方案制定2019年度风电项目竞争配置工作方案，向社会公布。在国家能源局公布2019年度第一批平价上网风电项目名单之后，有关省级能源主管部门再组织有国家补贴的风电项目的竞争配置工作。各跨省跨区输电通道配套的风电基地项目，项目所在地省级能源主管部门应制定专项竞争配置工作方案，优先选择补贴强度低的项目业主，或直接按平价上网项目（无国家补贴）组织建设。 （二）采取多种方式支持分散式风电建设。鼓励各省（区、市）按照《国家发展改革委国家能源局关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》（发改能源〔2019〕19号）有关政策，创新发展方式，积极推动分散式风电参与分布式发电市场化交易试点。对不参与分布式发电市场化交易试点的分散式风电项目，可不参与竞争性配置，按有关管理和技术要求由地方政府能源主管部门核准建设。 三、严格竞争配置要求 （一）竞争配置方式选择 1. 第一种方式。风电项目开发前期工作已由开发企业自行完成，省级能源主管部门按照竞争配置工作方案择优选择列入年度建设方案的项目。各开发企业参与竞争配置的风电项目应满足前期工作深度要求。 2. 第二种方式。省级能源主管部门和省级以下地方政府已委
. 风电工程项目收益 影响风电投资收益的主要因素包括：①风电场单位千瓦造价②风力发电设备年利用小 时数③资金成本④政策变化。 1、风电场工程总投资由机电设备及安装费、建筑工程费、其他费用、预备费和建设期利息组成。 机电设备及安装费一般占风电场总投资的80%左右(风电机组和塔筒的设备购置费约占风电场总投资的75%)。经测算，风电场单位投资下降500元/kW，风力发电单位成本将下降约0.0211元/kWh，相应自有资金内部收益率可提高近4.5个百分点，举例如下表： 、年利用小时数2风能资源是影响风电机组发电设备年利用小时数的关键因素。根较丰富区及一般地区。据风能功率密度，我国风能资源划分为丰富区、机组选型及风电场的微观选址等也对风电机组的利投资区域确定后，类风资源区理论年等4我国风电标杆电价所对应的用率有一定影响，，2500 h，1840效发电设备年利用小时数为～3250 h其中一类地区高于，四类地区一般～，三类地区为2500 2301二类地区为～h21012300h.
低于2100h，但弃风减少了风力发电设备年利用小时数，相应影响风电的投资效益。计算表明，发电设备年利用小时数每减少100h，资本金财务内部收益率平均约降低2个百分点。 3、融资成本 风力发电项目投资一般自有资金占20%，其余资金通过银行贷款获得，因而银行贷款利率对风电融资成本有较大的影响。2011年我国先后3次调整了银行贷款利率，目前5年以上长期贷款年利率为6.55%。经测算，长期贷款利率下降0.5个百分点，风电项目资本金 财务内部收益率平均上升近2个百分点。 其中折旧费在发电成本中所占比例最大，目前一般折旧年限15年，残值5%。如果加速折旧，折旧率提高，发电成本增加，利润率降低，影响股东初期收益，但设备全寿命过程中的收益增加。 运行维护成本：按总投资每千瓦9000元(以33台单机容量1.5MW风机为例)，满发2000h计算，度电成本约0.47元/kWh，其中运维成本约占15%左右。 风电项目发电成本构成比例图 . .
风电项目开发前期 工作流程
一、风电项目开发前期工作流程
（一）风电项目宏观选址工作流程说明图解
风电场宏观选址流程说明 一、流程总说明 1.风电场宏观选址的概念 风电场宏观选址是在认真研究国家和地区风电发展规划的基础上，详细调查地区风能资源分布情况，广泛收集区域风电场运行数据，经过对若干场址的风能资源、电网接入和其它建设条件的分析和比较，确定风电场的建设地点、开发价值、开发策略和开发步骤的过程，是保证公司风电产业又好又快发展的关键。 风电场宏观选址主要指导文件：《风电场场址选择技术规定》。 2.影响风电场宏观选址的主要因素 风电场宏观选址，要结合以下因素对候选风电场进行综合评估，并拟定场址：风能资源及相关气候条件、地形和交通运输条件、土地征用与土地利用规划、工程地质、接入系统、环境保护以及影响风电场建设的其它因素。 3.风电场宏观选址的基本原则 1）风能资源丰富、风能质量好 拟选场址年平均风速一般应大于6m/s，风功率密度一般应大于200W/m2；盛行风向稳定；风速的日变化和季节变化较小；风切变较小；湍流强度较小；无破坏性风速。 由于各地区风电上网电价不同、风电场建设条件与海拔高度差异较大、可安装风电机组单机容量不同，风电场最低可开发风速从6～7米/
秒不等。 2）符合国家产业政策和地区发展规划 3）满足联网要求 认真研究电网网架结构和规划发展情况，根据电网容量、电压等级、电网网架、负荷特性、建设规划，合理确定风电场建设规模和开发时序，保证风电场接得进、送得出、落得下。 4）具备交通运输和施工安装条件 拟选场址周围港口、公路、铁路等交通运输条件应满足风电机组、施工机械、吊装设备和其它设备、材料的进场要求。场内施工场地应满足设备和材料存放、风电机组吊装等要求。 5）保证工程安全 拟选场址应避免洪水、潮水、地震、火灾和其它地质灾害（山体滑坡）、气象灾害（台风）等对工程造成破坏性的影响。 6）满足环境保护的要求 避开鸟类的迁徙路径、侯鸟和其它动物的停留地或繁殖区。和居民区保持一定距离，避免噪声、叶片阴影扰民。尽量减少耕地、林地、牧场等的占用。 7）规划装机规模满足经济性开发要求，项目满足投资回报要求，一般要求风电场资本金回报率不低于8%。 二、风电场宏观选址工作流程说明 1.研究规划
标杆电价下风电项目投资收益分析 摘要：简析“十一五”期间我国风电发展现状，对我国不同区域2010年风电工程造价进行分析测算，对现行标杆电价机制下风电项目投资效益进行评价，分析了风电投资成本、发电设备年利用小时数、贷款利率等因素变化对投资收益的影响，提出了加强投资管理，规避资源风险、市场风险以及政策风险，确保投资收益的建议。 关键词：风电，投资效益，工程造价，风险 0 引言 “十一五”期间，在相关政策的推动下，我国风电产业发展迅速，风电可有效地协助满足日益增长的电力需求和节能减排要求，国内风电装机容量以年均近100%的速度增长，远远超过全球风电累计装机容量年均27．4%的增长率。随着风电装机规模的扩大，风电进一步发展面临的制约因素已从“十一五”初期机组设备制造能力的制约转变为风电并网和市场消纳能力的制约，部分地区风电限电现象日趋频繁的同时，风电设备价格也不断下降，二者共同影响风电经济性变化。2011年围家宏观管理部门对风电行业加强了调控与监管，出台了一系列政策法规，也将对风电发展及项目投资的经济性产生一定的影响[1-7]。 基于公开发布的数据，文中估算了2010年我国风电项目造价，重点分析了现行风电标杆电价机制下的风电投资收益及其主要影响因素，提出风电投资应关注资源风险、市场风险以及政策风险等，加强投资管理，提高投资收益[8-11]。 1 “十一五”期间风电发展基本情况 1.1 装机容量与上网电量 截至2010年12月31日，全国（不含港、澳、台地区，下同）共建设802个风电场，累计吊装风电机组32400台，吊装容量达到4146万kW，并网运行容量3131万kW，占全国发电总装机容量的3%，其中近90%的并网风电分布于蒙西、蒙东、河北、辽宁、吉林、黑龙江、甘肃、新疆、宁夏等“三北”地区以及江苏和山东等沿海地区[8，12]。 2010年我国风电上网电量490亿kW·h，约占全国总发电量的1．2%，风电机组平均年利用小时数达到2097h。上述11个地区的风电上网电量453亿kW·h，占全国风电总上网电量的92．5%，风电机组年利用小时数为1911～2356 h。 1.2 主要风力发电投资商情况 截至2010年年底，全国共有80多家风电投资开发企业成立了近900个项目公司。中央企业仍是风电投资的主体，2010年，五大发电集团风电装机容量占全国风电建设总容量的62．2%，其中，国电集团以装机800．1万kW位列国内风电装机排名首位，华能集团
风电工程项目收益 影响风电投资收益的主要因素包括：①风电场单位千瓦造价②风力发电设备年利用小 时数③资金成本④政策变化。 1、风电场工程总投资由机电设备及安装费、建筑工程费、其他 费用、预备费和建设期利息组成。 机电设备及安装费一般占风电场总投资的80%左右(风电机组和 塔筒的设备购置费约占风电场总投资的75%)。经测算，风电场单位 投资下降500元/kW，风力发电单位成本将下降约0.0211元/kWh，相应自有资金内部收益率可提高近4.5个百分点，举例如下表： 2、年利用小时数 风能资源是影响风电机组发电设备年利用小时数的关键因素。根据风能功率密度，我国风能资源划分为丰富区、较丰富区及一般地区。投资区域确定后，机组选型及风电场的微观选址等也对风电机组的利用率有一定影响，我国风电标杆电价所对应的4类风资源区理论年等效发电设备年利用小时数为1840～3250 h，其中一类地区高于2500 h，二类地区为2301～2500 h，三类地区为2101～2300h，四类地区一般
低于2100h，但弃风减少了风力发电设备年利用小时数，相应影响风电的投资效益。计算表明，发电设备年利用小时数每减少100h，资本金财务内部收益率平均约降低2个百分点。 3、融资成本 风力发电项目投资一般自有资金占20%，其余资金通过银行贷款获得，因而银行贷款利率对风电融资成本有较大的影响。2011年我国先后3次调整了银行贷款利率，目前5年以上长期贷款年利率为6.55%。经测算，长期贷款利率下降0.5个百分点，风电项目资本金财务内部收益率平均上升近2个百分点。 其中折旧费在发电成本中所占比例最大，目前一般折旧年限15年，残值5%。如果加速折旧，折旧率提高，发电成本增加，利润率降低，影响股东初期收益，但设备全寿命过程中的收益增加。 运行维护成本：按总投资每千瓦9000元(以33台单机容量1.5MW 风机为例)，满发2000h计算，度电成本约0.47元/kWh，其中运维成本约占15%左右。 风电项目发电成本构成比例图
风电项目开发、建设、验收流程指引 2015-10-31 版本日期修改记录编制审批 01 2015-10-31 新文件马清鹏熊葳
目录 第一章风电项目开发基础知识 (3) 1.1风力发电概述 (3) 1.2现行上网电价政策 (3) 1.3财税政策 (4) 1.4项目投资收益和经济性评价 (5) 1.5行政审批权限 (5) 第二章风电项目前期开发工作 (6) 2.1风电项目前期工作开发流程 (6) 2.2前期各阶段工作说明 (7) 2.3项目开发过程中需特别注意的问题： (10) 第三章建设阶段工作流程和注意事项 (11) 3.1建设阶段总流程 (11) 3.2各阶段工作说明 (11) 3.3风电项目实施过程中存在的问题和建议 (15) 附件一：《国家发展改革委关于完善风力发电上网电价政策的通知》 (17) 附件二：《国家发展改革委关于适当调整陆上风电标杆上网电价的通知》 (20) 附件三：《工程前期工作管理暂行办法》 (21) 附件四：《风电场场址选择技术规定》 (24)
第一章风电项目开发基础知识 1.1风力发电概述 风力发电原理是风轮在气流作用下旋转，将风能转换为机械能，机械能经传动链传递至发电机，发电机将机械能转变为电能。所以，风机发出电能的大小既取决于风能的大小，又取决于齿轮箱及其传动机构、发电机等设备的效率和特性。风力发电属于国内新兴的热门行业，符合低碳清洁发展理念。由于风力发电有着环保、低运行成本等特点，为加快风电的规模化发展，国家会给予一定的补贴支持。 1.2现行上网电价政策 我国风电上网电价的价格形成机制，经历了六个不同的历史阶段。2009年国家发改委确定分区域四类上网标杆电价（详见附件一）。2014年12月31日，国家发展和改革委员会发布《国家发展改革委关于适当调整陆上风电标杆上网电价的通知》(附件一)，决定陆上风电继续实行分资源区标杆上网电价政策，同时，将第I类、II类和III类资源区风电标杆上网电价每千瓦时降低2分钱，调整后的标杆上网电价分别为每千瓦时0.49元、0.52元和0.56元;第IV类资源区风电标杆上网电价维持现行每千瓦时0.61元不变。见表1. 资源区标杆 各类资源区所包括的地区 上网电价 （元/kwh） Ⅰ类资源区0.49 内蒙古自治区除赤峰市、通辽市、 兴安盟、呼伦贝尔市以外其他地区； 新疆维吾尔自治区乌鲁木齐市、伊犁 哈萨克族自治州、昌吉回族自治州、 克拉玛依市、石河子市 Ⅱ类资源区0.52 河北省张家口市、承德市；内蒙 古自治区赤峰市、通辽市、兴安盟、 呼伦贝尔市；甘肃省张掖市、嘉峪关 市、酒泉市 Ⅲ类资源区0.56 吉林省白城市、松原市；黑龙江
第一章总则 第一条为统一规范湖南蓝山紫良风电场50MW风电项目的表格形式,根据《电力建设工程监理规范》（DL/T 5434-2009）、《建设监理规范》（GB/T50319-2013）、《湖南蓝山紫良风电场50MW风电项目基建工程档案管理细则（试行）》（ Q/LSXNY-GC(007)-2017 ）和风力发电企业科技文件归档与整理规范（NB/T 31021-2012）结合工程建设实际情况，制订 本规定。 1.编制与使用说明如下：《电力建设工程监理基本表式》共分四大类：A类表(总承包单位用表)30个表式、B类表(监理单位用表)10个表式、C类表设计单位用表)4个表式、D类表(各方通用表)2个表式。 注：现场资料在审核过程如需增加审核单位，可在监理、业主确认后进行添加。 2.说明：打印及书写要求 2.1统一使用标准A4幅面白色打印纸，大于A4幅面的图表或图纸，应折叠成A4幅面；小于A4幅面的，要居中用防虫性的不干胶粘贴在A4复印纸上，一张纸上也可粘贴两张及 以上小幅面文件。 2.2文件必须使用激光打印机打印，不得使用喷墨或针式打印机。 2.3打印文档页边距：要求左边距（装订侧）25mm，右边距20 mm，上边距20mm，下边距20mm； 2.4文字规格：标题为宋体三号加粗，正文为宋体小四，表格内文字可用宋体小四或五 号，行间距为 1.5倍行距，首行缩进2字符，英文、数字均采用宋体。 2.5必须用使用符合档案管理耐久性要求的材料书写，可用墨水、碳素墨水、蓝黑墨水、黑色签字笔、原子印油等，不能用纯蓝墨水、红墨水、铅笔、圆珠笔、蓝色签字笔、彩笔、 荧光笔、普通印油、热敏传真纸或复写纸等材料书写。 2.6严禁涂改、刮改及修正液涂改。 2.7用于记录的专业施工与验收表格式文件，应符合现行电力行业标准的格式，没有填
晋能清洁能源风力发电有限责任公司 风电项目工程用表及编号规定 （适用于总承包模式） 1.目的 为了规范工程管理和施工技术文件，施工过程中统一使用各种用表及表格编号，使本工程相关资料具有可追溯性和唯一性，及时快捷处理各种工程问题。 2.适用范围 本公司工程用表及编号规定参照《电力工程建设工程监理规范》（2009版），同时结合本公司各风电项目工程建设的具体特点编写制订，适用于晋能清洁 能源风力发电有限责任公司各风电项目工程(总承包模式)。 3.表格类型： 具体分为两大类： A 类表由承包商填表， B 类表由监理工程师填表， C 类表由设计单位填表， D 类表为通用表，由使用方填写。 4.编号与规定 4.1由填报公司（单位）按公司（单位）代码、项目名称、专业代号和流水号编排，表号不可更改，编号模式如下： 流 水 号 专业代号 项目名称 公司代码 4.2公司代码 公司代码原则上以各公司（单位）名称的拼音缩写代码组成，如果承包单位
4.3项目名称 项目名称按项目所在地及工作性的拼音缩写代码组成，一经确定不得更改，举例如下： 4.3 4.4 B、C、D 类表格编号规则：“表号”为“表B-2” 不可更改，“编 号”中要填写单位代码、填报单位、填报表格类别、和流水号。如由朔城区牛家岭风电项目监理部下发的《监理通知单》，按以下方式排列：HXJT—NJLFD—JLTZ—001 5.文件资料的处理: 原则上在每个单位文件资料协调处理应及时、准确和真实，不得影响现场的施工，施工作业指导书提前一周报审，施工组织设计、专业组织方案以及重大的方案必须提前10天报审。 6.文件资料的传递 6.1文件资料的传递应严格按要求提供数量，必须保证竣工资料要求的份数