风电调研报告（精选7篇）_风电专业调研报告

2022-07-02 调研报告下载本文

风电调研报告（精选7篇）由刀豆文库小编整理，希望给你工作、学习、生活带来方便，猜你可能喜欢“风电专业调研报告”。

第1篇：瑞典风电产业调研报告

瑞典风电产业调研报告

2009-1-4 10:44:00点击次数：2439类型：转载编辑：hn

一、瑞典风力发电基本情况

瑞典清洁能源技术应用比较成熟，使用量在整个能源结构中的比例较大。近十年来，瑞典清洁能源占其能源市场的份额从1994年的22%提高到了目前的28%。根据瑞典政府的能源发展政策，风能和生物能源是瑞典可持续发展能源的首选。

瑞典电力生产基本实现无油、无煤，电力来源中水电和核电各占约45%。其余电力来自太阳能、垃圾焚烧发电、风力发电及生物能源。2007年，瑞典总发电量为1463亿度，其中水利发电量达655亿度，占其总发电量的44.8%，核发电量达643亿度，占44.95%，火力发电达138亿度，占9.43%，风力发电达14亿度，占0.957%，其他还有生物发电等。

目前，瑞典约有90家企业从事风电生产，共有约900台风力发电机在运行。尽管瑞典风力发电量只占其总发电量的约1%，但增长迅速。2007年的瑞典风力发电量比上年增长了45%。瑞典议会确定的目标是到2016年瑞典风能发电量将达100亿千瓦时。

按照瑞典能源署2007年底发布的报告称，瑞典计划到2020年将投资350亿克朗，将其风电年产量提高到300亿度，其中200亿度来自陆地风电站，其余100亿度来自离岸风电站。陆地风电站中的100亿度将在2010年前完成，剩下的100亿度在2012年前完成。据此300亿度推算，瑞典将需要新增风力发电机2000至5000台左右，风力发电的从业人员将从目前的2000人提高到1.1万人。为实现这一目标，瑞典政府采取的促进措施有：明确将风能划为清洁能源类，使其在获得许可证方面更加便捷；政府采取一站式办公对风电站项目加速审批；提高使用包括风电在内的可再生能源的强制性配额要求。

二、我国风电产业正在走向欧洲和瑞典

根据中国风能协会统计，截至2007年底，我国已在22个省（市、区）建设了158个风电场，风电装机容量达到590.6万千瓦，居全球第五位，其中2007年新增装机容量为330.4万千瓦，居全球第三位。我国风电总装机规模今年就将突破1000万千瓦，到2010年年底，全国风电累计装机容量预计达到2000万千瓦，到2020年年底，全国的风电可能达到8000万千瓦，甚至可能达到1亿千瓦。江苏、河北、内蒙古、新疆、甘肃等多个城市将成为100万千瓦级的风电基地。

在如此巨大的国内市场的驱动下，我国风电产业正在飞速发展。与此同时，随着世界各国对风电技术和设备需求的增长以及应对全球气候变化的要求，我国风电企业也开始走出国门与包括瑞典在内的各国企业开展贸易与合作，从以下事例中便可见一斑。

2007年10月，我国金华市电机实业有限公司与全球第二大风力发电设备供应商——荷兰EWT风能科技公司签订了生产180台、价值2.2亿元的直驱式风力发电机协议，2008年又签订了25台、价值3550万元的出口欧美合同，并将在2010年前陆续出口。2008年11月该公司生产的14台、价值1900多万元的直驱式风力发电机又顺利出口到荷兰和美国，这是我国首批出口的直驱式风力发电机。

2008年10月，中国三峡总公司所属的长江新能源公司与北欧环境金融公司签订了减排量购买合同。合同规定，中国三峡总公司开发的江苏响水201兆瓦风电场CDM项目建成投产后，将向北欧环境金融公司出售温室气体减排额度，每年可为以煤电为主的华东电网提供43551万度的清洁电力并减少约40万吨温室气体排放。该减排量购买合同期限为项目投产发电开始至2012年12月31日，预计该期间将可以为新能源公司带来约1500万欧元的收益。

2008年6月，中国风电与瑞典碳资产管理公司达成清洁发展机制(「CDM」)合作协议，中国风电将出售旗下5间风电厂的全部碳减排量(「CERs」)予瑞典碳资产管理。该5间风电厂包括内蒙古扎鲁特旗阿日昆都楞风电场、辽宁省彰武马鬃山风电场、吉林省镇赉黑鱼泡风电场、内蒙古四子王旗夏日风电场及内蒙古武川义合美风电场，每间风电厂的封装机容量约为4.95万千瓦，每年可生产10万吨CERs，即合共50万吨CERs。

三、几点建议

1．抓住机遇，扩大我风电设备的出口。有业内人士认为，全球对风力发电机的需求巨大且供不应求，但目前风力发电机价格仍然十分昂贵，包括瑞典在内的欧洲风电企业和客商都在世界范围内寻求质优价廉的风电设备，这将给我国风力发电设备制造厂商出口瑞典和欧洲市场带来很多商机。

2．加强风电国际合作，分得应有的一杯羹。风力发电设备制造业的国际间合作日趋密切，加速了新技术的商品化和进一步开拓了市场空间。例如，瑞典和荷兰、丹麦、挪威四国正在合作发展适合民用住宅的太阳能-风能发电组合设备，还有瑞典瀑布能源公司与西门子公司的合作等。另一方面，许多大型跨国公司已经开始通过兼并、合作等手段力求垄断世界风力发电设备市场。我国风电企业也应加强国际合作，绝不能游离其外袖手旁观而失去应有的国际份额。

3．我风电设备生产企业和有关行业协会应加强对我风电设备和技术的对外宣传力度。瑞典公司和商人对作为世界制造工厂的中国风电设备也很感兴趣，驻瑞典经商室2008年多次答复了瑞典客商的各种有关咨询。在答复咨询中发现，我国部分风电设备制造的网页特别是英文网页还急需完善和细化。

4．国际竞争激烈，我企业应加倍重视我出口产品的质量和售后服务。在瑞典和北欧风电市场参与竞争的外国企业也不少，主要有Vestas, Enercon, Bonus, GE Wind，Nordex, WinWind，Gamesa 和RePower。尽管如此，我国部分风电企业的产品也已销到瑞典等北欧国家，如上海模斯电子设备有限公司的风电设备。在我领区内也有瑞典企业进口和销售我国生产的风力发电机。但与此同时，我经商室也接到该瑞典企业对我风电产品质量和售后服务的投诉。因此，我企业应该特别重视产品质量及售后服务，维护好自己的良好信誉。

随着我国风电设备生产企业竞争力的提升和日趋国际化，我们相信我国风电产业的出口和国际合作机会将与日俱增。

第2篇：某市风电产业调研报告

×××旗风电产业调研报告

一、×××风电产业基本概况

风能是一种可再生清洁能源，开发技术比较成熟，商业化发展前景良好。××旗风能资源十分丰富，且具有分布广泛、稳定性高、持续性好的风能品位，开发风电的自然条件也是最好的，是××市优质风能富集区。

近年来，神×集团、大×集团、××电力投资、××能源等大批实力雄厚的央企来我旗投资，开发宝贵的风能资源。截止201×年×月底，我旗已有×户风电企业，其中：×户企业投产运营，×户企业处于项目审批阶段，累计完成固定资产投资×亿元，实现产值×亿元，总装机容量×万千瓦，年发电量×亿度。风电行业税收连续三年快速增长，是××局的第二大支柱税源。

二、制约风电产业发展的不利因素

1.各级政府对风电企业的政策扶持力度不够，准入门槛较高。一是风电企业的电力生产缺乏国家优惠信贷政策支持。二是国家对风电设备制造企业和生产企业财政补贴力度不大。三是风电行业准入门槛高、审批时间长。目前，在我旗境内投资风电场全部是央企和地方大型国有企业，实力较弱的民营企业和国外投资者则受到政策的限制，难以取得发改委的批文，几乎不能进入风电产业。四是可再生能源电价补贴不能及时足额拨付。

2.电网规划和建设难以满足风电产业发展。

近年来我旗风电产业迅速发展，但电网的整体规划和建设与风电发展速度不匹配，电网系统接纳能力有限，不能及时并入电网销售，造成风电资源的浪费，限电现象严重影响风电企业发展。201×年度，我旗风电场正常年发电等效可利用时间为2600—2800小时，实际发电可利用时间为2000—2500小时，限电影响企业发电量年平均约为20%，风电企业受到严重经济损失。目前电力输出问题已成为制约风电企业发展的瓶颈，是风电企业自身无力解决的最大问题。

3.风电企业运营成本高昂。

风电行业具有固定资产投入较大、资金运转周期较长、经济效益较慢等特点。我旗的×家风电普遍存在以下问题：

一是风电企业的前期建设阶段固定资产投入较大，后期固定资产折旧费用大、比例高，火电成本中折旧费用比重为20—22%，而风电成本中折旧费用比重却高达70%以上，且设备保养维修费用居高不下。

二是风电企业发电成本和上网电价偏高。与国外平均水平相比，我国风电企业的发电成本和上网电价是比较高的。风力发电受季节影响较大，风电容量系数低、发电量小。在相同容量条件下，风电年发电量仅相当于火电的二分之一，风电企业的成本也远远高于火电成本。我旗的×家风电企业平均上网电价0.51元/千瓦时，其中：××风电公司上网电价0.53元/千瓦时，×××风力发电公司上网电价0.488元/千瓦时，风电远远高于火电上网电价。

三是资金运转周期较长，财务费用较高。风电属于国家鼓励发展的新能源产业，但目前大多数风电企业的融资模式仍然以银行常规商业信贷为主,执行一般竞争性领域固定资产投资贷款利率，贷款周期期较短，一般为6—10年，风电成本回收周期长,属长线投资产业, 前期建设阶段企业所负担的利息较高，投产后造成风电企业财务费用较高。此外，风电每千瓦的投资为8000元左右，高出火电2－3倍，金融机构要求必须有第三方连带责任担保，使风电企业融资更加困难，严重影响了风电企业的市场竞争力。

4.风电设备制造企业技术创新不足，未掌握风电设备的核心技术。我国风电设备制造企业缺乏自主知识产权的核心技术，自主研发和技术创新能力不足，风电机组核心部件研发一直没有取得突破进展。虽然我国大型风电设备已摆脱了全部进口，但风电设备的核心技术仍然受制于人，价位高昂的核心部件依赖进口也是造成风电成本较高的原因之一。此外，我们也缺乏高素质的风电技术人才和管理人才，许多风电场每年需花巨资聘请外籍技术人员对风电设备进行维护。

5.风电企业享受税收优惠政策难度较大。

一是增值税优惠政策不明显。根据财税【2008】156号文件规定，目前大多数风电企业享受增值税即征即退50%的优惠政策，即通常所说的增值税两免三减半或三免三减半，但是风电企业没有燃料等增值税进项税抵扣。风电企业的发电成本80％－90％是由固定资产折旧和财务费用构成，增值税几乎没有可抵扣的内容。据有关部门统计，火电的实际税负率是8.6%，风电的实际税负在8.5%，风电与火电税负不分高下，没有体现可再生资源利用应有的政策激励。

二是所得税减免政策不适宜风电发展。《财政部、国家税务总局、海关总署关于西部大开发税收优惠政策问题的通知》（财税【2001】202号文件）和《国家税务总局落实西部大开发税收政策具体实施意见的通知》（国税发【2002】47号文件）的规定，2008年1月1日以前开工立项的享受两免三减半，即自取得第一笔生产经营收入所属纳税年度起第一年至第二年免征企业所得税，第三至第五年按15%的西部大开发优惠税率减半征收。《中华人民共和国企业所得税法》第27条及《中华人民共和国企业所得税法实施条例》第87条规定，2008年1月1日以后开工立项的享受三免三减半，即自项目取得第一笔生产经营收入所属纳税年度起，第一年至第三年免征企业所得税，第四年至第六年减半征收企业所得税。

国家对西部地区新建的电力企业在2010年前给予两免三减半及15％税率的优惠政策，由于风电企业投资巨大，融资额度高，折旧费和财务费用几乎占风电经营成本的85%，导致企业前期负担过大，基本难以实现利润。而这段时间企业正处于企业所得税优惠政策的前期减免阶段，减免额度过低，导致部分企业很难真正享受到优惠政策。

三是风电企业增值税即征即退政策执行难度大。目前，我旗的风电企业能够每月按时全额缴纳增值税，但是现行的即征即退政策对何时返还风电企业50%的增值税款没有明确的时间限制，且企业在办理即征即退业务时需要向财政局、国税局等多个部门递交申请，退税周期较长，影响了企业的资金周转。

6.税收管辖权缺失，主管税务机关管理职能难以实现。目前，我旗成立的风电企业大多属于国家大型电力企业，这些企业的工商注册地点大多在外地，而在生产经营地进行税务登记，其财务核算方式大多采取总部统一核算（即报账制核算），既不在当地核算，也不在当地开户。在这种经营模式下，企业可能采取在不同地区和企业间转移税收收入。同时由于其异地核算，造成税务机关难以对其账务核算情况进行监管，日常管理职能难以实现。如在税款征收方面，容易造成税款不能及时开票入库，影响征收及时性和财政收入稳定性。

三、进一步促进风电产业发展的措施

根据国家发改委规划，到2020年，我国风电总装机容量将达到2000—3000万千瓦。根据目前开发态势，这一数字肯定会被突破，预计届时将达到6000万千瓦以上。××旗作为欠发达地区，充分利用丰富的风能资源，大力发展风电产业可以有效地促进我旗的经济发展，改善农牧民的生活现状。

1.政府应进一步完善风电相关政策，并确保政策的完整性与连续性。风力发电对改善地方环境，优化资源配臵，优化电力结构却有着不可估量的作用。在有风源的地区，风力发电是未来能源的发展方向，建议政府有关主管部门进一步完善对企业入驻、融资、环境治理、人才引进、就业等方面出台相应综合配套政策。一是对风电设备制造商补贴。二是对风电投资者和生产者进行直接补贴。三是对使用风电的电价给予补贴。

2.加快电网建设，保障风电接入和输出通道畅通。

风电企业远离变电站和中心城镇，且输变电线路建设和维护费用高昂，需要地方政府和电网公司密切协调配合，对现有电网进行整体规划、升级改造和扩建，提高电网的等级，增建新的输电线路，保证风电企业大规模输出电力，满足风电发展的需要。

电网滞后是风电发展的最大瓶颈制约，当前风电场接入电网系统配套设施相对滞后与风电装机快速增长的矛盾日益凸显。按照自治区“建设大基地、融入大电网”的风电发展思路，各级政府制定和完善激励政策，加快电网建设，为风电进一步发展创造巨大空间。因此，要加快电网基础建设，制定强制性电网配套接纳比例，保障输出。尤其是对于当前限电企业不能全负荷生产，建议政府和电力部门联系，放宽电力上网限额，尽可能的使企业满负荷生产。同时加大招商力度，扩大经济规模，增加用电负荷。

3.创新管理模式，优化征管条件，促进风电产业健康发展。风电对于地方经济的来动作用不是短期能够显现的，因此建议政府在引进风电企业时，着眼于地方经济的长期发展，将重点放在为风电企业服好务上，吸引更多的风电企业来我旗投资建场。

一是建议有关部门进一步完善风电企业增值税和企业所得税的优惠政策，使风电企业在享受国家优惠政策时减少审批流程，及时返还应退税额。

二是督促企业就地经营，就地办证，就地核算，就地纳税。政府部门在招商引资过程中应该调整经济发展思路，优化经济发展结构，要多引进具有法人资格的企业。在企业创办时做到在当地进行法人注册、当地登记、当地保险、贷款、核算，便于加强税收征管。

三是强化税收征管，积极探索风电企业管理新思路。面对风电企业征管难的问题，只有加强税收征管，创新管理模式，才能应对税收新情况的挑战。要以提高纳税人依法纳税意识为基础，以严格管理为手段，建立多部门协调互动的综合治税网络，不断强化和完善征管措施，堵塞征管漏洞。

第3篇：中国风电弃风限电分析报告

中国风电弃风限电分析报告(图)

来源：《能源》杂志关键词: 弃风限电风电并网风电消纳

中国风电弃风限电分析报告是《能源》杂志能源商学院研究人员历时近2个月的研究成果。与以往不同的是，我们并不完全是将“弃风限电”，放置于风电增量和销量的产业链中去做分析，更多的是将其放置在整个电源结构、区域特征的背景下，对不同区域的变量进行对比分析，从而找出各地所面临的共性和个性化问题。

制作目的我们希望通过对内蒙古、吉林、甘肃等10余个省份，近5年的数据归纳和分析，梳理出一份中国风电弃风的榜单。能够寻找其中由弃风所引申出来的新变化，同时这些变化当中所涉及到的主体又有着怎样的关系。与此同时，能够对未来的风电产业发展做出相应的预判。研究方式

我们通过研讨会、实地调研和大量的数据归纳整理、分析等方式，进行了各方面资料的汇总。我们曾组织行业专家、企业参与能源商学院第一期沙龙活动，专门就新形势下的弃风限电进行了探讨。

与此同时，我们也曾深入国内风电最为集中的区域——吉林白城进行走访调研;对于数据的使用，我们结合了国家能源局、中国循环经济协会可再生能源专委会(英文简写：CREIA)、中国风能协会(英文简写：CWEA)等机构的资料，进行系统性梳理和分析。根据不同年份和省份的弃风比率，进行了排名。

我们的结论

通过对近5年以及10余省份的数据分析，不难发现近年来国内风电领域的弃风限电，主要存在于传统的风资源丰富、装机量集中的“三北”地区。其中，吉林、内蒙古、甘肃等地是弃风最为集中的区域，最高时弃风率均在20%以上。

从数据分析来看，去年风电装机量仅次于2011年，同时全国又新核准了413个风电项目，新增容量达3095万千瓦，这部分装机量将在今年集中释放。为此，我们有理由担心：2014 年国内弃风限电的压力，会比2013年要大。

从国家能源局发布的2014年全国第一季度风电并网运行情况来看，全国弃风总量达48.47亿千瓦时，弃风率达到了 11.7%，比2013年的11%略有增加。就重点省份弃风率的排名而言，东北四省区都有所上升。其中，吉林省弃风率依旧排在首位，该省这一时期35.24%的弃风率，同比高出十多个百分点。

早在2012年，国内风电发电量1004亿千瓦时首次超过核电982亿千瓦时，风电成为整个电源结构中的第三大电源。这也意味着风电在整个电源构成中，占据了举足轻重的位置。随着海上风电、分散式风电的增长以及特高压输电线路的建设，风电占比仍将会有上升空间。同时，由于当前所面临的弃风限电的现实问题，无论是风电开发企业亦或是地方政府，都更加理性的看待风电问题。

弃风及分析

2010年是国内风电产业重要的转折点。主要是因为风电产业的主要矛盾，已经从原有争取大规模和高速度的风电装机量，转向如何消纳风电与建设速度之间的矛盾。当年，中国风机装机总量4473.3万千瓦超过美国，成为世界装机第一。同时，弃风限电成为新问题愈加明显。据统计，该年全国弃风量达到了39.43亿千瓦时。由此，国内风电开始在痛心与荣耀的纠葛中，艰难前行。

具体而言，近5年来，国内弃风限电呈现以下特点：

一是，无论是弃风量还是弃风率的变化，都呈现了类似一道“抛物线”趋势。2010年，弃风量以及弃风率都逐渐上升;到2012年达到顶点，为 208.22 亿千瓦时，比上一年多出了85.22亿千瓦时，近两年则呈现逐渐下降的态势;其中，2013年的弃风率在10%左右，与2010年基本持平;

二是，弃风量与风机安装量密切相关。2012年国内弃风量达到历史峰值，其前一年，10亿多千瓦的风机安装量，也是至今前所未有。众所周知，尽管2013年的弃风量有所好转，但不容忽视的是，这一年的风机安装量却达到了9亿千瓦。为此，我们有必要担心，类似2012年弃风的悲剧或许将会在2014年重演。

三是，弃风虽让人揪心，却丝毫掩饰不了它在整个电源结构中比重的提升。目前，国内风电发电量在整个电源结构中，比例不到3%，但是2012年，风电发电量已经首次超过核电的982亿千瓦时，成为继火电和水电之后的第三大主力电源。

来自CREIA的数据显示：2013年，风电占到全国各种能源发电量的2.5%，是继火电、水电之后的第三大电源。火电仍高居78.5%。

据不完全统计，2011年国内风电弃风量超过100亿千瓦时，相当于损耗330万吨标准煤。从统计数据来看，单就甘肃、内蒙古、吉林和黑龙江四省的弃风量，就达到了全国弃风总量的50%。而上述10省区的弃风量，占到了全国的6成以上。

对于传统老牌的风电省区甘肃、内蒙古而言，由于“风电三峡”、百万千瓦级风电基地的建设，让这里风电装机总量迅速扩大。尤其是内蒙古1624.44万千瓦的装机量，让其他区域望尘莫及。

然而，2011年，也是继2009年风机质量问题后，风电领域事故最为频繁的一年。据CREIA统计显示，2011年1—8月，全国风电脱网事故就达193次。其中，最为明显的当属甘肃地区曾出现多次脱网事故。如甘肃桥西第一风电场事故，造成598台风机组脱网，损失

84.04万千瓦。可以说，这一时期风电弃风限电与脱网事故，引发电网对风电安全性的担忧，无疑是弃风限电很大因素。

实际上，2011年，装机增速最快的是宁夏，累计增长率达144%，其次是山东72.96，随后是新疆、河北和黑龙江。这一年，四川省实现了风电装机零的突破。

2012年，最大的特点就是，它是国内有史以来弃风限电最为严重的一年。根据中国风能协会统计，截止2012年底，全国因弃风限电损失电力208亿千瓦时，比2011年增加了一倍，直接经济损失在100亿元以上。

尽管吉林装机总量无法与内蒙古、甘肃相比，但是其弃风率却跃居榜首。与其前一年的20.49%和后一年的21.79%相比，32%的弃风率实属罕见。这不仅与吉林迅猛增长的装机量有关，更与自身消纳能力有限，外送不畅有关。

据吉林省统计局数据显示，当年吉林省全社会累计用电只有152.39亿千瓦时，同比增幅0.1%。而吉林所处的东北四省区，弃风率都在10%以上。笔者曾在吉林风电最为聚集的白城市走访时发现，该区域聚集了华电、大唐、国电、中广核等大批风电开发企业。与此同时，当地火电厂仍需要从附近省份购买煤炭，作为发电燃料。

这一年，云南也成为因弃风而不得不关注的省份。作为水电大省，云南的水电装机已达3427万千瓦，占电力总装机4995万千瓦的69%。当年水电发电量达528.73亿千瓦时，据中电联预测，2013年汛期云南弃水装机达到700万千瓦。实际上，做为水电大省原本都面临弃水的压力，是否有必要大规模发展风电，值得商榷。除云南外，山西、贵州等地也出现了不同程度的弃风。

2013年，国内因弃风限电造成的弃风量为162.31亿千瓦时，同比下降46亿千瓦时，弃风率为10.7%，同比下降6个百分点，总体而言，弃风率与上年相比有所好转。

据CREIA称，2013年全国电力负荷有所增长，消纳能力增强;同时，冬季气温同比偏高，供暖调峰压力较少。更为重要的是，电网部门提高了火电的调峰能力以及加快电网建设的速度。

事实上，在去年整体弃风形势好转的情况下，河北省弃风排名却有所上升。这主要还在于张家口地区电力外送通道达到了饱和。为此，去年8月，国家正式批复了张家口3条500千伏风电外送通道项目。预计到2015年初，随着项目的建成可增加风电运输能力约180万千瓦，张北地区弃风限电也将得以解决。

与此同时，吉林省尽管2013年上半年火电利用小时数同比降低约85小时，部分改善了弃风限电。但这一年，辽宁省红沿河核电站两台百万千瓦级的核电机组并网，未来仍将有两台百万千瓦级机组投入使用，作为东北地区第一个核电站，它不仅会与辽宁本地的风电机组抢电量，甚至对吉林风电外送也造成了一定程度上的压力。

据不完全统计，2014年有望成为风电装机高峰年。预计风电装机将超过1800万千瓦，甚至有望超过2010 年1890万千瓦的水平，创出历史新高。

统计显示，今年一季度辽宁、黑龙江、内蒙古的排名都有不同程度的上涨。其中，黑龙江省的位置由第五变为第二，弃风率由14.61%上涨到24.82%。此外，吉林省弃风率也达到了前所未有的35.24%。这是否预示着整个东北地区弃风率仍将居于高位。

事实上，“十二五”以来东北地区全社会用电量年均增长5.6%，但并网风电年均增长25.3%，风电并网的增速远远高于当地电力需求的增长。据中电联电力供需预测显示：预计2014年送受电力参与平衡后，东北地区电力供应富余仍达到2000万千瓦，加之外送能力不足，弃风形势仍将很严峻。

另外，甘肃的弃风率有明显好转。由2011年的排名第一、去年的排名第二，下降到今年一季度的第七位。在我们看来，随着多条输电通道的建成(包括新疆哈密—甘肃酒泉的750千伏输电通道以及新疆与西北主网联网的750千伏线路)等，为甘肃风电外送打开了通道。

同时，在去年全国各省新增风电装机中，甘肃新增装机量位居第九，仅有61.7万千瓦，或许这才是甘肃今年一季度弃风率下降的根本原因，这并不意味着今年甘肃弃风率就一定比较低。

未来预期

2014年，随着“十二五”第四批拟核准风电项目计划下发，国内风电累计核准量将达到约1.65亿千瓦，其中约有9000万千瓦的风电项目在建。从目前的情况来看，风电开发正在向消纳条件好的中东部地区转移。其中，山西、新疆、江苏、湖南、广东新增核准量增速较快;内蒙古、吉林、黑龙江、云南新增核准量下降，而吉林、内蒙古则是国内风电项目弃风限电的重灾区。

针对弃风限电，主要有两种解决方式：一是，增加当地电力负荷，建立风电供热的示范项目;二是，建设跨区输电的通道，将风电输送到中国东部电力负荷中心。

消纳的办法

对于东北四省区，为了应对弃风限电同时能够结合当地实地情况，国家在积极推进风电供暖项目。2012年冬，大唐吉林洮南、华电科布尔镇、龙源沈阳法库等项目先后运营。2013年初，国家能源局再次下发《关于做好风电清洁供暖工作的通知》，鼓励新建建筑优先使用风电清洁供暖技术，支持利用风电清洁供暖技术替代已有的燃煤锅炉供热，力争用2-3年的时间使弃风限电问题得以好转。

事实上，对于风电供暖也有颇多争议。首先，风电供暖是否是最经济的办法。有人算过一笔帐，风电供热的电价需0.1元/每千瓦时左右，才能与现有燃煤锅炉的供热成本持平，然而即使利用电网的低谷电供热，供电成本也在0.4元左右，经济性值得商榷;

其次，很多人质疑，用清洁的风电去供暖，有把高品质的能源变成低品质能源的嫌疑。但无论如何，在没有足够外送和消纳的现实中，风电供暖是有效利用风电，值得探讨的一种

方式。

未来随着“三北”输电网建设的强化，特别是特高压的建成将成为风电送出的主要通道，西北地区风电弃风限电的状况将有所好转。其中，2013年已建成的哈密—郑州，以及计划建设的酒泉—株洲、宁东—浙江、锡盟—山东、锡盟—泰州等特高压线路，将会缓解风电送出的压力。

预期

尽管弃风不断，每年浪费大量风力资源，但是推动风电产业发展却没有改变。国家在推动大规模集中式开发，向集中式与分散式发电相结合转化;并向陆上风场开发与海上风电开发相结合转化，不过仍将坚持规模化和陆地开发为主，海上风电进行示范为原则。

2011年10月，国家发展改革委能源研究所发布了《中国风电发展路线图2050》，提出风电已经开始并将继续成为实现低碳能源战略的主力能源技术之一。路线图设定的目标是：到2020年、2030年和2050年，风电装机容量将分别达到2亿千瓦、4亿千瓦和10亿千瓦，到2050年满足17%的电力需求。未来随着海上风电、分散式风电的增长以及特高压输电线路的建设，弃风限电将得以解决，那时风电将成为国内的主要电源之一。

原标题:中国弃风限电报告

第4篇：山西省分散式及风电项目调研报告

山西省分散式及风电项目调研报告

三月份，按照公司市场营销计划，到山西省对风电项目开发建设情况及分散式风电项目在山西开发合作的可能性进行了调研，市场营销部陪同赵普文董事长拜访了华能山西省分公司王文瑞总经理，就上述关心的问题向他进行了咨询和调研，并征求了王总对我公司开展此次调研的建议。

风资源状况：

截止2010年底，山西省主管部门已经将全省的风资源全部统一规划完毕，十二五计划中，山西省风电开发计划总共1200万kW，到现在为止，已经规划到国家级的几大风电开发企业。十三五期间的风资源约1000万kW，也已经分配完毕。

现在到山西寻找风资源和搞合作开发为时已晚，2010年前来山西找机会还是时候，现在已经没有机会了。

项目合作：

央企在风电项目上与民营企业相比具有更大优势，山西当地政府不愿与民企打交道，华能山西分公司也不可能与民营企业合作搞风电场建设。建议到其他省份和地区寻找机会。

分散式风电项目：

关于国家能源局下发的开展分散式风电项目的通知，发电商已经知道了，但那是前任领导的倡议，现任领导不感兴趣。各地区企业也将分散式项目与发电商谈合作，但地方政府在分散式项目开发决策上左右不了发电商的主管领导，发电商也已经将分散式的资源圈到自己名下，何时开发，等时机成熟再说。发电商不做，也不让别的企业占用。

山西当地的特殊情况：

经过近几年与山西当地老百姓和政府官员打交道，深刻地认识到山西的当地现有文化，做任何事情与其他省份有很大的不同，外部企业不了解。主要突出表现在做风电项目很艰难，没有相当充裕的资金寸步难行，老百姓、村级、乡镇

级、县级等官员都要钱，并且明目张胆，很难对付。如果在山西只做一个5万的风电场，还不如不做，因为投入的资金要比其他省份做同样的项目大得多。这种现状可能与山西拥有很多煤老板等暴发户的做事观念有关，做任何事情先谈钱，并且太明显。

建议：

针对山西目前的风电现状和相关情况，王总建议，还是将工作重点和目标放到湖南、湖北、安徽和河南等中部地区，考虑低风速区的风电项目，这些地区的风速一般在6米/秒左右。或者到西北地区考虑做风光、太阳能项目。

建议风电设备制造企业考虑近几年网罗一批优秀的售后服务人才，等风电业再过二到三年，风电机组的质保期基本已过，发电商根本做不了维护，可以组织一个售后服务团队，做风电业的专业服务，是个不错的选择。

第5篇：风电

参见辽宁省建设项目环境监理网上的内容：

风能是一种洁净的可再生的一次能源，风力发电不消耗矿物质能源、不污染环境、建设周期短、建设规模灵活。随着人们环境保护意识的增强，以及国家对风力发电工程项目在政策方面的扶持，风力发电在我国得到了迅猛发展。

风电场建设过程中主要不利影响：（1）风电施工过程中产生的扬尘是环境空气污染的主要问题。（2）施工人员产生的生活污水会对周围水环境产生不利的影响。（3）施工期建筑施工噪声和交通运输噪声对周围环境影响较大。（4）施工过程中产生的建筑垃圾、施工垃圾和生活垃圾污染周围环境。（5）风电场建设过程中的临时占地和永久占地对地表植被造成破坏，如若防护不当易造成水土流失。（6）大型风力发电机安装，还要考虑可能对鸟类造成的伤害。针对以上主要环境影响，这个时候就需要环境监理的介入，尽量减少项目建设过程中对周围环境的影响。下面就本人在风电项目监理过程中的实际体会对风电项目的环境监理内容、存在问题及措施进行简单的总结。

一、设计阶段环境监理

（一）设计阶段环境监理内容

1.在工程开工前，仔细阅读施工设计图及初步设计资料，核实风机点位坐标、集电线路、升压站、临时道路等工程内容与环评中评价的各项工程内容是否一致，2.在审阅设计资料的过程中，核实风机点位评价范围内是否有敏感目标，调查敏感目标的方位及数量。

（二）存在问题及措施

根据目前环境监理开展的实际情况，环境监理单位进场相对滞后部分项目已开工建设，环境监理单位仍先主要核实工程内容及风机点位周围敏感目标。

如若发现工程内容与环评文件中评价的工程内容不一致，在工程内容变化不大的前提下请建设单位说明原因，报送主管环保部门备案。若项目的工程内容与环评文件评价的工程内容变化较大，要求建设单位做补充环评如有必要须重新做环评。

项目未开工建设前评价范围内如果有敏感目标存在，建议建设单位优化风机点位，尽量避开敏感目标；项目已开工建设评价范围内如果有敏感目标存在，应根据实际情况制定解决方案。

1.敏感目标较分散或容易搬迁，建议建设单位将敏感目标搬迁。

2.敏感目标较密集或不容易搬迁，建议建设单位重新优化风机点位的选址。

二、施工阶段环境监理

（一）施工阶段环境监理内容

1.生态环境监理内容

在进行道路施工时，尽量利用既有道路，控制道路的宽度在环评文件要求的道路宽度范围内；严格控制风机点位占地面积和占地类型；表土保存，临时堆土做到百分之百苫盖，减少水土流失；土石方挖填是否平衡，防止弃渣产生新的水土流失；避让林地，避免砍树，最大限度地减少生态环境破坏。监督环评报告及设计中的各项生态恢复和补偿措施是否得到落实。

2.噪声、光影环境监理内容

严格控制噪声防护距离及光影防护距离满足500米要求；运输车辆应尽量减少鸣喇叭，运输及施工时间安排在昼间进行，禁止夜间施工；加强机械设备的维护和保养，减轻非正常工况下的振动和磨擦噪声；与周围村民做好沟通工作，减少扰民问题。

3.废气环境监理内容

监督检查施工单位是否按照环评文件的要求采取有效措施，减轻其扬尘污染影响范围。

4.废水环境监理内容

生活污水禁止随意排放，设置临时厕所，临时食堂的污水设置简易隔油池。监督升压站的污水处理设施是否与主体工程做到“三同时”。

5.固体废物环境监理内容

施工时产生的生活垃圾和施工垃圾，集中堆放，统一运至当地环保部门指定的地点处置。

6.加大对施工单位的环保宣传力度，提高施工人员的环保意识。

7.认真记录每天的环境监理日志，为每个月的环境监理月报提供依据。

（二）存在问题及措施

由于目前环境监理工作开展的时间较短，某些单位未能意识到环境监理工作在其整个项目建设过程中所起到的作用，忽视环境监理工作。在工程施工过程中未能按照环评文件的要求，采取保护措施。这就要求环境监理单位，充分认识到自己在整个环境管理过程中的“纽带”作用，发现不符合环保要求的事项，及时与建设单位沟通，立即下发整改通知单，要求建设单位立即整改。

三、试运营阶段环境监理

（一）试运营阶段环境监理内容

试运营期间，环境监理单位应重点跟踪项目水土保持措施，待场内道路恢复成永久道路后，应在道路两侧修建排水沟，将风机及箱变的临时占地恢复至可耕种状态，并按照环评文件的要求对风电场内生态恢复工作进行监督。

环境监理人员应对风电场所建设的所有风机点位进行考察，并对风机点位与风电场内村宅的距离进行测量，根据测量结果检验风机选址是否满足防护距离的要求，确保不发生噪声、光影扰民影响。

监督建设项目配套环保设施运营情况，确保污染物的达标排放。

（二）存在问题及措施

我国北方的风电场由于受气候条件的限制，部分风电场不能及时的对生态环境进行恢复。要求建设单位编制风电场生态恢复计划，待条件允许时及时进行生态恢复。

第6篇：风电

1、国家关于风电产业的宏观规划：

截至2009年底，我国风电装机1760万千瓦，其中“三北”地区风电装机1418万千瓦，沿海地区风电装机315万千瓦。

根据中国气象局普查成果，全国陆地离地面10米高度的风能资源总储量为43.5亿千瓦，技术可开发量约为3亿千瓦，海上可开发利用的风能约7.5亿千瓦。我国风能资源丰富的地区主要分布在“三北”（华北北部、东北、西北）及东南沿海地区。其中，“三北”地区是我国最大的成片风能资源丰富带，包括东北三省、河北、内蒙古、甘肃、宁夏、新疆等省区近200公里宽的地带，具有建设大型风电基地的资源条件；东部沿海风能资源丰富带主要包括山东、江苏、上海、浙江、福建、广东、广西、海南等省（区、市）沿海近10公里宽的地带；此外，在我国内陆如河南、湖北、湖南、重庆、江西、云南、贵州等省份的一些河谷、山区、湖区存在一些孤岛式分布的风能资源丰富区域，适合建设零星小型风电场。

风电开发要实现大中小、分散与集中、陆地与海上开发相结合，通过风电开发和建设，促进风电技术进步和产业发展，实现风电设备制造自主化，尽快使风电具有市场竞争力。在“三北”(西北、华北北部和东北)地区发挥其资源优势，建设大型和特大型风电场，要同步开展开发、外送、消纳研究，统一规划。

规划2015年和2020年风电规划容量分别为1亿千瓦和1.8亿千瓦。在2020年前，结合大规模开发，着力构建较为完善的风电产业化体系，全面掌握风力资源详查与评估技术、风电整体设计技术、变流器及控制系统、叶片设计制造技术、风电并网技术、风电与其他发电方式互补技术、分布式开发利用技术等，力争使风电产业真正处于世界先进水平，开发成本得到大幅度降低，为2020年后大发展创造良好基础。到2030年风电规划装机容量达到3亿千瓦以上。

风电解读：

为充分利用风力资源，结合不同地区的风力特性和负荷特性以及我国风电发展的现状，规划提出了大中小、分散与集中、陆地与海上相结合的开发方式。

截至2010年底，我国已有86家风电整机生产企业，其中能批量生产整机的企业10余家，这10余家的产能已超过1500万千瓦，仅华锐风电、金风科技和东方汽轮机三家企业的产能就已接近1000万千瓦。风电设备制造业无序竞争，设备质量良莠不齐。规划提出2020年要力争使风电产业真正处于世界先进水平。为此当前要加强风机生产的行业管理，遏制风机设备制造投资过热、重复引进和低水平重复建设的现象，促进风电制造国产化和新技术研发，提高风电设备质量。

在风能资源丰富的“三北”地区，电网对风电的输送与市场消纳能力是制约风电开发的主要问题，规划提出了同步开展风电开发、消纳市场和送电方案等研究，以确保风电能够被电网尽可能消纳。为增强风电大规模外送的技术可行性和经济可行性，规划提出风电和火电“打捆”外送。

“十二五”时期我国风电仍将保持年均新增1500万千瓦左右的发展速度，市场需求潜力巨大。在我国风电标杆电价不变的情况下，随着风机单位造价的下降，风电开发商的利润仍然十分丰厚。初步测算，风电场单位千瓦静态投资下降1500-200元/千瓦，度电成本下降0.05-0.1元/千瓦时。而国家能源局近期启动的风电分散开发的试点，一旦有所突破，将极大地刺激中东部地区小型风电的开发。基于以上分析，未来中国风电行业发展空间依然广阔。

风力发电是世界范围内发展速度最快的新能源，海上风力发电则代表了当今风能发电技术的最高水平，要求设备高可靠、易安装、易维护，市场规模极大，风险也极高，备受各国关注，正在掀起投资热潮。目前已有100多个国家和地区开始发展风能发电，主要市场集中在欧洲、亚洲和北美洲。

根据“十二五”可再生能源规划，风力发电将作为可再生能源的重要新生力量继续获得大力发展，规划2015年中国海上风力电装机500万千瓦，规划到2020年海上风电装机3000万千瓦。

海上风电发展最快的英国2009年实现新增装机容量30.6万千瓦，累计装机容量89.4万千瓦，2010年英国海上风电装机突破100万千瓦。而截至2010年底，中国海上风电装机容量仅为14.25万千瓦，在2010年世界海上风电装机350万千瓦中只占4%左右。

中国已建和在建的海上风电项目有上海东海大桥10万千瓦项目、江苏大丰潮间带30万千瓦示范项目以及去年政府首轮100万千瓦海上风电招标项目。国内外相关专业人士相信，至2020年，我国将是欧洲之外惟一一个快速发展的海上风电市场，特别是未来5年，我国海上风电将进入加速发展期。

据悉，100万千瓦海上风电招标项目的开发将在4年内完成，为我国今后大规模发展海上风电、制定电价政策及管理机制进行有益探索。

据了解，明年上半年国家能源局还可能启动第二轮海上风电特许权招标项目，招标规模拟为200万千瓦左右，较首轮招标翻一番。有专家断言，随着海上风电的加速发展，风电将成为沿海一带省市未来能源供给的主要来源。

据水电水利规划设计总院副总工程师易跃春介绍，国家能源局正在组织各省、区、市开展海上风电规划，推进海上风电示范项目建设，重点开发建设江苏、山东海上风电基地，推进河北、上海、浙江、福建、广东、广西、海南等省区市海上风电建设。

国家能源局还将组织有关单位在汇总各省区市海上风电规划成果基础上，综合考虑风电场项目前期工作进展情况、建设条件及电力消纳市场等因素，有效安排前期工作方案，落实风电规划目标。

中国海上风资源储量丰富，东部沿海特别是江苏沿海滩涂及近海具有开发风电非常好的条件，规模化开发的基本条件已经具备。根据中国气象局风能资源详查初步成果，测得我国5米到25米水深线以内近海区域、海平面以上50米高度风电可装机容量约2亿千瓦，70米以上可装机容量约5亿千瓦。

此外，我国已初步具备了海上风电设计、施工及设备制造的能力，开发建设了一批海上风电示范项目，华锐、金风、上海电气等8家厂共54台机组有海上风电运行业绩，为今后大规模发展海上风电积累了经验，培养了一支专业队伍，如中交第三航务局、南通海洋水建等10多家介入海上风电施工的企业，为开发建设海上风力发电打下了较为坚实的基础。

2、各风电集团发展形式分析：

近日，国家能源局下达《关于“十二五”第一批拟核准风电项目计划安排的通知》，安排全国拟核准风电项目总计2883万千瓦。

国家能源局新能源与可再生能源司副司长梁志鹏表示，能源局首批拟核准的2683万千瓦风电项目，是从申报的4000万到5000万项目中遴选出来的。原则上，只要能落实电网接入的项目就能获得批准。

政策、市场双重影响

据了解，由于此前缺乏相关规范文件，地方大量上马5万千瓦以内的风电场项目，或将大项目化整为零规避审批，导致地方风电场项目与国家新能源开发整体规划冲突，进而造成大量风电机组无法接入电网的浪费现象。

市场人士指出，在国家统筹风电产业发展的情况下，近几年高速发展的风电产业将来个“急刹车”。事实上，这个“急刹车”不仅来自于国家对于风电项目规模的控制，还来自于国家对于风电补贴的取消。

为鼓励新能源产业发展，我国曾针对风电产业制定了相应补贴政策。风电行业过去几年的高速增长得益于政策补贴。以金风科技为例，2010年风电专项补助资金为3550万元，占净利润1.66%。湘电股份中风电专项资金补助占净利润1.60%。

但随着新能源行业产业技术的快速发展，风电设备的成本下降迅速，各国逐渐取消了对新能源行业的补贴政策。我国也从今年开始取消了风电采购补贴政策，这将进一步加大风机企业的压力。

祸不单行。来自风电市场的信息也不容乐观。根据中国电力企业联合会的调查，7月份，五大发电集团的风电业务利润亏损1.4亿元，为今年以来首次亏损，利润环比6月降低8.2亿元。而8月底，两大风电巨头华锐风电(601558,股吧)和金风科技发出的半年报均远低于预期。今年上半年，华锐风电实现收入53.25亿元，同比下降29.45%，净利润6.59亿元，同比下降48.3%;金风科技营业收入51.94亿元，同比下降17.61%，实现净利润4.25亿元，同比下降45.05%。

目前，风电市场的“寒流”已蔓延至风电零部件产业。中材科技上半年的营业利润、利润总额同比分别下降了59.63%和47.95%；鑫茂科技上半年净利亏损4982万元，对于下半年，该公司预计今年1~9月净利润将亏损5800万元，其中7~9月净利润亏损约902万元。

由于塔架产品市场竞争激烈，价格下降，泰胜风能预计其上半年净利同比下降58%至61%，天顺风能的塔架及相关产品等主营业务的收入同比增长45.48%，但其主营业务毛利率同比还是减少了6.73%。

风电市场步入有序时代

据测算，中国陆上风电可开发总量为2亿千瓦左右，而截至2010年年底，累计装机容量已达到可开发总量的22%，按照2020年我国风电装机目标1.5亿千瓦计算，届时风力资源开发比例将达到75%，风电年均新增装机容量仅为1000万千瓦，远低于2010年新增1600万千瓦的装机容量，而未来风电发展的增速，也将远低于2010年37%的增速。

受政策、市场的双重挤兑，风电市场寒意阵阵。但在缺少第三方独立检测机构的市场环境中，价格战仍然是市场竞争的主要手段。据了解，整机制造商的价格战却依然在继续。风机设备的销售价格几年来一路走低，已经从2008年的6500元/千瓦，降至如今的3500元/千瓦，较三年前几乎腰斩。

“目前，1.5兆瓦主流机型的价格已跌破3500元，使企业的盈利水平大幅下降。再加上风机厂商对安全管理能力和运营管理能力要求的提高，以及原材料成本上行的压力，都对风电行业的盈利水平产生了影响。”一家风机制造商对《中国联合商报》记者表示。

“残酷的市场竞争面前，整机制造商不得不纷纷降低成本，化解价格压力。预计在目前行业增速放缓和成本不断上升的背景下，价格恶性竞争造成的收入和毛利率压力仍将继续。”上述风机制造商表示，一部分不具备资金周转实力及科技研发能力的中小企业将在此轮整合中被淘汰，大的风机制造商将脱颖而出，“大鱼吃小鱼”的现象将会再次上演。

日前，国家能源局正式印发《风电开发建设管理暂行办法》，该办法明确了地方上马风电项目须经能源局批复。中国风能协会副理事长施鹏飞在接受媒体采访时表示，随着该办法的公布，未能与国家规划和电网规划协调的地方风电项目，将被挡在国家可再生能源发展基金的电价补贴之外，这将使原本已经捉襟见肘的基金在使用上变得更有效率，同时将进一步放缓地方风电过热发展的脚步。

3、我公司将要对接工程；（描述）

我公司对接的风电工程主要是神华国华集团开发的风电工程，我公司与其对接的主要工程有国华通辽风电场300MWC标段工程和国华东台风电二期200MW南、北风场风机基础。其中通辽风电场施工风机基础个数为50台，东台风电场南、北风场施工风机基础总数为76台。

第7篇：风电

随着科技的进步，风电事业的不断发展，风机也由原来的引进进口设备，发展到了如今自己设计、生产的国产化风机。伴随着风机种类和数量的增加，新机组的不断投运，旧机组的不断老化，风机的日常运行维护也是越来越重要。现在就风机的运行维护作一下探讨。一运行

风力发电机组的控制系统是采用工业微处理器进行控制，一般都由多个CPU并列运行，其自身的抗干扰能力强，并且通过通信线路与计算机相连，可进行远程控制，这大大降低了运行的工作量。所以风机的运行工作就是进行远程故障排除和运行数据统计分析及故障原因分析。远程故障排除

风机的大部分故障都可以进行远程复位控制和自动复位控制。风机的运行和电网质量好坏是息息相关的，为了进行双向保护，风机设置了多重保护故障，如电网电压高、低，电网频率高、低等，这些故障是可自动复位的。由于风能的不可控制性，所以过风速的极限值也可自动复位。还有温度的限定值也可自动复位，如发电机温度高，齿轮箱温度高、低，环境温度低等。风机的过负荷故障也是可自动复位的。

除了自动复位的故障以外，其它可远程复位控制故障引起的原因有以下几种：（1）风机控制器误报故障；（2）各检测传感器误动作；

（3）控制器认为风机运行不可靠。

2．运行数据统计分析

对风电场设备在运行中发生的情况进行详细的统计分析是风电场管理的一项重要内容。通过运行数据的统计分析，可对运行维护工作进行考核量化，也可对风电场的设计，风资源的评估，设备选型提供有效的理论依据。每个月的发电量统计报表，是运行工作的重要内容之一，其真实可靠性直接和经济效益挂钩。其主要内容有：风机的月发电量，场用电量，风机的设备正常工作时间，故障时间，标准利用小时，电网停电，故障时间等。

风机的功率曲线数据统计与分析，可对风机在提高出力和提高风能利用率上提供实践依据。例如，在对国产化风机的功率曲线分析后，我们对后三台风机的安装角进行了调节，降低了高风速区的出力，提高了低风速区的利用率，减少了过发故障和发电机温度过高故障，提高了设备的可利用率。通过对风况数据的统计和分析，我们掌握了各型风机随季节变化的出力规律，并以此可制定合理的定期维护工作时间表，以减少风资源的浪费。3．故障原因分析

我们通过对风机各种故障深入的分析，可以减少排除故障的时间或防止多发性故障的发生次数，减少停机时间，提高设备完好率和可利用率。如对150kW风机偏航电机过负荷这一故障的分析，我们得知有以下多种原因导致该故障的发生，首先机械上有电机输出轴及键块磨损导致过负荷，偏航滑靴间隙的变化引起过负荷，偏航大齿盘断齿发生偏航电机过负荷，在电气上引起过负荷的原因有软偏模块损坏，软偏触发板损坏，偏航接触器损坏，偏航电磁刹车工作不正常等。又如，在对Jacobs系列风机控制电压消失故障分析中，我们采用排除实验法，将安全链当中有可能引起该故障的测量信号元件用信号继电器和短接线进行电路改造，最终将故障原因定位在过速压力开关的整定上，将该故障的发生次数减少，提高了设备使用率，减少了闸垫的更换次数，降低了运行成本。

风机运行维护（相当有指导意义）二．维护风力发电机是集电气、机械、空气动力学等各学科于一体的综合产品，各部分紧密联系，息息相关。风力机维护的好坏直接影响到发电量的多少和经济效益的高低；风力机本身性能的好坏，也要通过维护检修来保持，维护工作及时有效可以发现故障隐患，减少故障的发生，提高风机效率。

风机维护可分为定期检修和日常排故维护两种方式。1．风机的定期检修维护

定期的维护保养可以让设备保持最佳期的状态，并延长风机的使用寿命。定期检修维护工作的主要内容有：风机联接件之间的螺栓力矩检查（包括电气连接），各传动部件之间的润滑和各项功能测试。

风机在正常运行中时，各联接部件的螺栓长期运行在各种振动的合力当中，极易使其松动，为了不使其在松动后导致局部螺栓受力不均被剪切，我们必须定期对其进行螺栓力矩的检查。在环境温度低于-5℃时，应使其力矩下降到额定力矩的80%进行紧固，并在温度高于-5℃后进行复查。我们一般对螺栓的紧固检查都安排在无风或风小的夏季，以避开风机的高出力季节。

风机的润滑系统主要有稀油润滑（或称矿物油润滑）和干油润滑（或称润滑脂润滑）两种方式。风机的齿轮箱和偏航减速齿轮箱采用的是稀油润滑方式，其维护方法是补加和采样化验，若化验结果表明该润滑油已无法再使用，则进行更换。干油润滑部件有发电机轴承，偏航轴承，偏航齿等。这些部件由于运行温度较高，极易变质，导致轴承磨损，定期维护时，必须每次都对其进行补加。另外，发电机轴承的补加剂量一定要按要求数量加入，不可过多，防止太多后挤入电机绕组，使电机烧坏。

定期维护的功能测试主要有过速测试，紧急停机测试，液压系统各元件定值测试，振动开关测试，扭缆开关测试。还可以对控制器的极限定值进行一些常规测试。

定期维护除以上三大项以外，还要检查液压油位，各传感器有无损坏，传感器的电源是否可靠工作，闸片及闸盘的磨损情况等方面。2．日常排故维护风机在运行当中，也会出现一些故障必须到现场去处理，这样我们就可顺便进行一下常规维护。首先要仔细观察风机内的安全平台和梯子是否牢固，有无连接螺栓松动，控制柜内有无糊味，电缆线有无位移，夹板是否松动，扭缆传感器拉环是否磨损破裂，偏航齿的润滑是否干枯变质，偏航齿轮箱、液压油及齿轮箱油位是否正常，液压站的表计压力是否正常，转动部件与旋转部件之间有无磨损，看各油管接头有无渗漏，齿轮油及液压油的滤清器的指示是否在正常位置等。第二是听，听一下控制柜里是否有放电的声音，有声音就可能是有接线端子松动，或接触不良，须仔细检查，听偏航时的声音是否正常，有无干磨的声响，听发电机轴承有无异响，听齿轮箱有无异响，听闸盘与闸垫之间有无异响，听叶片的切风声音是否正常。第三，清理干净自己的工作现场，并将液压站各元件及管接头擦净，以便于今后观察有无泄漏。

虽然上述的常规维护项目并不是很完全，但我们只要每次都能做到认真、仔细，一定能防止出现故障隐患，提高设备的完好率和可利用率。要想运行维护好风力发电机组，在平时还要对风机相关理论知识进行深入地研究和学习，认真做好各种维护记录并存档，对库存的备件进行定时清点，对各类风机的多发性故障进行深入细致分析，并力求对其做出有效预防。只有防患于未然，才是我们运行维护的最高境界。3 风力发电生产必须坚持“安全第一、预防为主”方针。风电场应建立、健全风电安全生产网络，全面落实第一责任人的安全生产责任制。

任何工作人员发现有违反本标准规定，并足以危及人身和设备安全者必须予以制止。

风电场应按照DL/T666、DL/T797及本标准制定实施细则、工作票制度、操作票制度、交接班制度、巡回检查制度、操作监护制度、维护检修制度、消防制度等。

工作人员对本规程每年考试一次。因故间断工作三个月以上者，必须重新学习本规程。调动到新的工作岗位人员，在开始工作前必须学习规程有关部分，并经过考试合格才能上岗。新参加工作人员必须进行三级安全教育，经考试合格后才能进入生产现场工作。外来临时工作和培训人员，在开始工作前必须向其进行必要的安全教育和培训。外来人员参观考察风电场，必须有专人陪同。

风电场内电气设备的事故处理应按本标准所列“引用标准”中相应的标准执行。

风电场升压站的事故处理参照DL/T572的规定处理。

风电场内架空线路事故处理参照SD292的规定处理。

风电场电力电缆事故处理参照有关的规定处理。4 风电场工作人员基本要求

经检查鉴定，没有妨碍工作的病症。

具备必要的机械、电气、安装知识，并掌握本标准的要求。

熟悉风电机组的工作原理及基本结构，掌握判断一般故障的产生原因及处理方法。掌握计算机监控系统的使用方法。

生产人员应认真学习风力发电技术，提高专业水平。风电场至少每年一次组织员工系统的专业技术培训。每年度要对员工进行专业技术考试，合格者继续上岗。

新聘人员应有3个月实习期，实习期满后经考核合格方能上岗。实习期内不得独立工作。

所有生产人员必须熟练掌握触电现场急救方法，所有职工必须掌握消防器材使用方法。风电机安全运行风电机组在投入运行前应具备以下条件：

风电机主断路器出线侧相序必须与并联电网相序一致，电压标称值相等，三相电压平衡。

调向系统处于正常状态，风速仪和风向标处于正常运行的状态。

制动和控制系统液压装置的油压和油位在规定范围内。

齿轮箱油位和油温在正常范围。

各项保护装置均在正确位置，且保护值均与批准设定的值相符。

控制电源处于接通位置。

控制计算机显示处于正常运行状态。

手动启动前叶轮上应无结冰现象。

在寒冷和潮湿地区，停止运行一个月以上的风电机组在投入运行前应检查绝缘，合格后才允许启动。

经维修的风电机组在启动前，应办理工作票终结手续。

风电机组的启动、停机有自动和手动两种方式。一般情况下风电机组应设置成自动方式。如果需要手动方式，应按照DL/T666要求操作。如需要用远程终端操作启停风电机组，应通知相关人员做好准备。

风电场应按照DL/T666要求，建立风电机定期巡视制度，并做好巡视记录。

运行人员对于监视风电场安全稳定运行负有直接责任。运行人员应及时发现问题，查明原因，防止事故扩大，减少经济损失。

当风电场设备出现异常运行或发生事故时，当班值长应组织运行人员尽快排除异常，恢复设备正常运行，处理情况记录在运行日志上。

事故发生时，应采取措施控制事故不再扩大并及时向有关领导汇报。在事故原因未查清前，运行人员应保护事故现场和防止损坏设备，特殊情况例外（如抢救人员生命）等。如需要立即进行抢修时，必须经风电场主管生产领导同意。

当事故发生在交接班过程中，应停止交接班，交班人员必须坚守岗位，处理事故。接班人员应在交班值长指挥下协助事故处理。事故处理告一段落后，由交接双方值长决定，是否继续交接班。

事故处理完毕后，当班值长应将事故发生经过和处理情况，如实记录在交接班簿上。事故发生后应根据计算机记录，对保护信号及自动装置动作情况进行分析，查明事故发生原因，制定防范措施，并写出书面报告，向风电场主管生产领导汇报。

发生事故应立即调查，调查、分析事故必须实事求是、尊重科学、严肃认真，做到事故原因不清楚不放过、事故责任者和应受教育者没受到教育不放过、没有采取防范措施不放过。

风电机控制系统参数及远程监控系统实行分级管理，未经授权不准越级操作。系统操作员设在监控系统中心。系统操作员对于保证系统安全使用和运行负有直接责任。

风电场应设立气象站。气象数据要定期采集、分析、贮存。

风电场应建立风力发电技术档案，并做好技术档案保管工作。

并网运行风电场与调度之间应保持可靠的通信联系。

外来参观人员不得操作风电机，实习人员不得独立操作风电机。

在有雷雨天气时不要停留在风电机内或靠近风电机。风电机遭雷击后1h内不得接近风电机。

风电场要做到消防组织健全，消防责任制落实，消防器材、设施完好，保管存放消防器材符合消防规程要求并定期检验，风电机内应配备消防器材。

当风电机组发生火灾时，运行人员应立即停机并切断电源，迅速采取灭火措施，防止火势蔓延；当火灾危及人员和设备安全时，值班人员应立即拉开该机组线路侧的断路器。7 风电力维护检修安全措施

风电机检修人员应按照DL797要求，定期对风电机巡视。进行风电机巡视、维护检修、安装时，工作人员必须戴安全帽。电气设备检修，风电机定期维护和特殊项目的检修应填写工作票和检修报告。事故抢修工作可不用工作票，但应通知当班值长，并记入操作记录簿内。在开始工作前必面按本规程做好安全措施，并专人负责。所有维护检修工作都要按照有关维护检修规程要求进行。

维护检修必须实行监护制。现场检修人员对安全作业负有直接责任，检修负责人负有监督责任。

不得一个人在维护检修现场作业。转移工作位置时，应经过工作负责人许可。

登塔维护检修时，不得两个人在同一段塔筒内同时登塔。登塔应使用安全带、戴安全帽、穿安全鞋。零配件及工具应单独放在工具袋内。工具袋应背在肩上或与安全绳相连。工作结束之后，所有平台窗口应关闭。

检修人员如身体不适、情绪不稳定，不得登塔作业。

塔上作业时风电机必须停止运行。带有远程控制系统的风电机，登塔前应将远程控制系统锁定并挂警示牌。

维护检修前，应由工作负责人检查现场，核对安全措施。

打开机舱前，机舱内人员应系好安全带。安全带应挂在牢固构件上，或安全带专用挂钩上。

检查机舱外风速仪、风向仪、叶片、轮毂等，应使用加长安全带。

风速超过12m/s不得打开机舱盖，风速超过14m/s应关闭机舱盖。

吊运零件、工具、应绑扎牢固，需要时宜加导向绳。

进行风电机维护检修工作时，风电机零部件、检修工具必须传递，不得空中抛接。零部件、工具必须摆放有序，检修结束后应清点。

塔上作业时，应挂警示标牌，并将控制箱上锁，检修结束后立即恢复。