风电管理技术论文

风电管理技术论文（精选8篇）

篇1：风电管理技术论文

项目策划在风力发电建设中的运用研究

刘小云

华电宁夏宁东风电有限公司(银川市新昌西路时代之星1#楼 邮编 750002)

摘要

近年来我国的新能源开发政策和风力发电市场蓬勃发展，国内业主纷纷抢占风力资源开发建设风电市场。在此过程中，开发建设风电的关键一步---项目策划的工作在整个风电建设中起着至关重要的作用和关键的环节。作为新型能源，且清洁环保，具有极高的经济效益和社会效益，在开发建设施工过程中，为保证工程质量，优化建设工期，确保工程“创优”，确定运用项目策划的方法和理论对整个风电施工建设的有效管理。

本论文将项目策划的理论和方法运用于风电建设的管理之中，通过对施工管理内容和要素进行分析总结，建立“四个策划”的施工管理框架，阐明如何利用项目策划保证建设项目的质量以及提高项目施工管理的效率以达到高水平的达标投产的目的。“四个策划”体系的建立到整个运行过程都是运用了项目策划的方法和原理。能有效的管理风电建设的整个周期。实践证明，在华电宁夏宁东风电有限公司一期工程通过项目策划的有效运用，风电工程建设质量得到了保证，实现了“高水平达标投产，创行优，争国优”的预期目标，为公司大力发展风力发电市场奠定了基础，为今后在风力发电开发施工建设中运用项目策划理论和方法对施工建设质量达到高水平达标投产积累了经验。

关键词：风力 发电 项目 策划 运用

引言

在全球温室气体效应状况下，气候变暖；风能作为一种清洁的可再生的能源。越来越受到世界各国的重视。7 其蕴量巨大，全球风能约为2.74X10兆瓦，其中可利用的风能为2X10兆瓦，比地球上可开发的水能总量还要大十倍。现在风能发电成本已经下降到1980年的1/5。随着技术进步和环保事业的发展，风能市场也迅速的发展起来。近年来由于煤炭价格居高不下，风能发电在商业上完全可与燃煤发电竞争。中国未来发展面临巨大的能源瓶颈制约，而我国风能资源十分丰富，分部面广，可开发利用的风能资源总量达2.53亿千瓦，因而风电有望成为解决我国能源和电力可持续发展战略最现实的途径之一，而我国政府对风力发电开发也制定了相应的鼓励措施和优惠政策，到2020年我国风电装机容量有望达到1亿千瓦时，风力发电前景是非常光明的。项目策划是风电建设不可缺少的一环，未来很长一段时间风电场的开发无疑是巨大的。目前，在我国内蒙古、河北、宁夏等地区有多家风电场已开发或正在开发，在十二五期间国家对新能源的开发建设加大扶持力度，以节能、环保、利用可再生资源等的优势，具有良好的社会效益和经济效益；由于风场建设多是在风资源丰富的偏远地区、山区和沿海地带。施工气候条件恶劣，这就要求在项目实施前要对整个施工过程进行分析，找到工程施工的重点和难点，并进行项目策划，拟实施控制措施，达到工程建设预期的目标。目前风电建设在国内还处于新兴行业，风电建设管理经验还不成熟，有必要对风电建设的方法和控制手段进行探索与研究。

本文以项目策划理论的应用研究，解决建设中问题的思路入手，论证项目策划在风电建设中的必要性，并通过分析论证项目策划在整个建设过程中的重要性。

借以达到方案目标。建设工程项目策划就是通过调查

研究和收集资料，在充分占有信息的基础上，针对建

一、项目策划概述

项目策划是一种具有建设性、逻辑性的思维过设工程项目的决策和实施，或决策和实施中的某个问程，在此过程中，总的目的就是把所有可能影响决策题，进行组织、管理、经济和技术等方面的科学分析的决定总结起来，对未来起到指导和控制作用，最终和论证，旨在为项目建设的决策和实施增值。其增值 1 主要反映在以下几个方面：

1、有利于项目的使用功能和建设质量的提高；

2、有利于合理地平衡建设工程项目建设成本和运营成本的关系；

3、有利于提高社会效益和经济效益；

4、有利于实现合理的建设周期；

5、有利于建设过程的组织和协调等。

二、项目策划的过程

工程项目策划的过程是专家知识的组织和集成，以及信息的组织和集成的过程，其实质是知识管理的工程，即通过知识的获取，经过知识的编写组合和整理，而形成新的的知识。工程项目策划是一个开放性的工作过程，需要整合多方面的知识。如：组织知识，管理知识，经济知识，技术知识，设计经验，施工经验，项目管理经验，项目策划经验等。

三、项目策划的原则

1、可行性原则: 项目策划，考虑最多的可行性原则，项目策划的创意要经得住事实的检验。

2、创新性原则: 创新是事物得以发展的动力，在传统理念的基础上要有所创新。

3、无定势原则

世界万物都处在一个变化的氛围之中，没有无运动变化的事物，事物就是在这种运动中的作用下发展的。工程项目在施工建设实施阶段也是一天一个样，在不断地变化与运行中。

4、价值性原则: 项目策划是按照价值性原则来进行，这是其功利性的具体要求与体现。

5、集中性原则:

如在施工建设中，集中优势施工队伍对关键路径上的施工作业施工，成为工程建设施工计划的得以实现的关键因素。运用这一原则，主要弄清以下几点点：（1）辨认关键路径施工作业计划的难易程度；（2）关键路径施工作业计划与非关键路径施工作业的关系，相互影响程度。（3）与非关键路径相比要集中优势资源（人，才，物）投入关键路径施工作业计划上。

6、信息性原则: 信息是工程建设项目的起点，具体来说，包括以下几项要求：

（1）收集原始信息力求全面。不同地区、不同部门、不同环节的信息分布的密度是不均匀的，信息生存量的大小也不相同，因此，在收集原始信息时，范围要广，防止信息的短缺与遗漏。（2）收集原始信息要可靠真实。原始信息一定要可靠、真实，要经过一个去伪存真的过程。脱离实际的浮夸信息对项目策划来说毫无用处，一个良好的项目策划是建立在真实、可靠的原始信息之上。（3）信息加工要准确及时。市场是变化多端的。信息也是瞬息变化的，过去的信息可能在现在派不上用场，现在的信息可能在将来毫无用处，因此对于一个项目的策划人来说，掌握信息的时空界限，及时的对信息加以分析，指导最近的行动，从而使策划效果更加完善。（4）保持信息的连续性。任何活动本身都具有系统性与连续性，尤其作为策划的一个具体分支—项目策划更是如此，对一事物各个阶段的信息连续收集，从而是项目策划更具有弹性，在未来变化的市场中，更有回旋余地。

四、风力发电建设与项目策划

风力发电工程建设的开始之初就是项目的实施策划，以及对项目实施后如何进行全面的控制管理。

风力发电工程建设项目策划，就是在对风电项目有了基本的了解、理解和相对准确的把握后，对项目从勘察设计到施工及验收移交、审计决算整个实施过程的相对具体、明晰的安排；对进度、质量、成本、安全等做到心中有数、正确处理、积极应对。

风电项目的了解主要是对风电项目的基本情况，如决策的背景、工程的规模、主要的特点、建设的重点、难点，建设环境、地理气候等客观方面内容的了解。风电建设项目的理解和把握则是在对决策者的意图、意志的领会和研判并确定预期目标后对工作内容进一步剖析和分解任务，使之具体化、形态化和简明化，对重点、难点的解决思路或合理避让等主观方面的理解和把握。对实施过程相对具体、明晰的安排不是指每天事务性的安排，而是对重要事项作出的安排或决定，如施工准备与组织策划、安全文明施工策划、工程质量工艺策划、工程创优策划、施工组织总设计和施工监理规划大纲等；从而对进度、质量、成本的构成和控制、对实施中可能发生的问题做到心中有数是策划的目的和成果。

对项目的理解和把握是对项目进行策划的基础和重要前提条件，也是项目能否顺利实现的关键所在。风力发电建设项目基本是自负盈亏自筹资金建设的项目，不同于其它建设项目，其实现的直接目标就是“盈利”，要具有良好的经济效益和社会效益。

五、风力发电建设策划的内容

1、施工准备与组织策划

为实现风电工程建设管理标准化、制度化、规范化，在机构设置方面，突破传统的工程建设管理组织机构滞后的做法，本着超前细化管理职能的原则，在项目筹建初期，为适应当前施工准备，设立与工程建设管理相适应的管理部门，通过规章制度，明确部门工作标准和职责，为工程顺利推进创造良好条件。

同时，对施工准备策划工作予以高度重视、进行进一步提高风电工程管理水平。在项目实施之初要进行、施工准备与组织策划。

（1）工程施工准备策划的指导思想

风电工程施工准备策划的指导思想是：把握项目建设形势，系统分析工程建设的资源条件，致力于工程施工准备管理创新，针对施工准备关键环节，进行全面超前策划，形成以“创优策划为中心、安全文明策划为基础、质量工艺策划为根本、管理创新策划为手段、进度造价控制策划为保证”的工程施工管理体系，进一步强化以项目法人为主导的工程施工准备指导思想。

（2）工程施工准备策划的目标 工程施工准备策划目标是：力求通过全面、系统、超前、创新的施工准备策划工作，做到“制度健全、职责清晰、方案超前、措施缜密、执行有力”，为工程开工建设奠定良好的管理基础，确保实现“机组高水平达标投产，创‘行优’工程。”的工程建设目标。（3）风电工程施工准备策划主要内容

a建立 “五制”为核心的制度体系，确保工程行为规范化。

风电工程施工准备中应全面落实以项目法人责任制为核心的“五制”管理，依据国家风电建设现行的法律、法规，结合项目法人单位有关工程建设的制度要求，超前制定工程建设管理制度汇编、招评标管理办法、物资管理办法、工程结算管理办法、财务现金管理办法、档案信息管理办法等相关管理制度，规范工作程序，明确职责权限，保证工程管理规范、有序，为工程建设奠定基础。

特别是工程管理程序，应根据风电工程的管理特点，制订详实可行的管理程序，切实满足工程管理需要，规范工程各参建单位的质量行为，明确各参建单位的职责和权限，统一规划监理典型表格，实现工程资料一次成型归档；规范施工单位报表形式和深度，实现工程精细化管理。

b健全施工准备管理机构，实现组织保障

全面系统组织，召开施工准备策划的专题讨论会议，明确施工准备策划的部门职责和构成体系，最终确立 “四位一体”的工程施工准备策划体系。

c科学编制施工准备措施体系，实现措施保障 高度重视施工准备总体策划，全面推进施工准备工作，重点对工程创优策划、安全文明管理策划、质量工艺管理策划、施工组织设计大纲、监理规划大纲分别进行策划，制订详细实施方案，为工程建设的规范有序推进铺平道路。

2、工程创优策划

施工准备之初，根据风电场特点，超前策划编制工程项目建设创优规划大纲，明确创优目标和创优理念，建立工程创优组织机构及职责，制订创优安全、质量、进度、工期、造价等十项控制目标，设置 “亮点工程”，制订创优工程保障措施。

通过聘请专家对工程创优策划评审等多种形式，为风电项目的工程创优提出宝贵意见和建议。通过组织施工单位、监理公司共同参与专家讲课和外出参观优秀电厂等多种手段，提高参建单位建设优质工程的信心和决心，同时也为参建单位建好工程提供更加开阔的思路。各参建单位以建设单位编写的工程创优策划为纲，编写各自单位的工程创优实施细则，明确各参建单位的责任，加强参建单位命运共同体建设，打造工程创优共赢形势，有计划、有组织、有步骤、扎扎实实地开展“创优”活动。

3、安全文明策划

强调安全“四个第一”理念（安全是第一责任、第一工作、第一效益、第一品牌），制订安全健康与环境管理工作方针，以及工程安全管理总体目标。建立工程建设安全文明建设总体策划和工程现场安全文明标识系统策划。从制度建设、组织机构、现场氛围、安全文化、活动形式等各个方面渗透安全文明管理思路，创建绿色、文明、安全工地。

特别是工程安全标识规范化方面，应以《安全文明施工标准化配置手册》为基础，结合施工单位的最新安全文明配置方案，按照“高定位、易辨识、好执行、低造价”的原则，编制适合风电场自身的安全文明施工配置手册，充分体现风电项目的安全管理定位和文化特点。

4、质量工艺策划

在质量工艺策划中根据风电工程建设工程的目标，全面落实质量管理责任和目标，实施全过程“对标”管理，瞄准国内工程先进建设和试运行指标，查找工程差距，制定完善的完成指标的措施和办法。根据建设工程质量标准要求，结合其他工地建设质量控制的好做法，特别注意吸收国内、国际最新的施工工艺和方法，编写出符合风电工程特点的包含工程建设各专业的高规格质量工艺标准，防止施工质量通病，保证工程质量目标全面落实。

根据工程分布和专业分配的原则，特别选定“亮点工程”，要求施工单位参与竞赛，编写“亮点工程”的质量工艺标准和保证措施，确保活动取得预期效果。

特别制定确保工程“六个一次成功”（风机吊装一次成功、电气系统倒送电一次成功、风机调试一次成功、风机启动一次成功、机组并网发电一次成功、机组240试运行一次成功）的保证措施，落实责任，提前筹划，确保工程关键点的完美实现。

5、施工组织设计与施工监理规划大纲

在施工组织设计大纲编制方面，重点对施工总平面、安全文明施工、质量控制、合同管理和达标投产等工程建设关键要素进行规划，并以此督促施工单位修改完善施工组织设计。

特别注意对施工总平面管理、施工道路管理、施工用水管理和施工用电管理进行明确和细化，落实各施工标段责任，减少工程扯皮和施工交叉，实现和谐工地目标。注意对各施工标段的主要施工方案提出要求，对施工中可能的施工交叉要求施工单位提出预想和解决办法。

要求施工监理单位提前进厂，编制、完善监理规划大纲、监理专业实施细则、项目划分表；重点审查

监理参加的S点(旁站点)、H点(停工待检点)、W点(质量见证点)，同时对所有验评表格、管理性表格根据风电工程定位要求和管理特点进行统一标准、规范制订，确保创优资料的标准化。

六、项目策划的应用效果

在华电宁夏宁东风电有限公司一期4.5MW工程建设之初就积极采用了项目策划的理论和方法，不仅仅覆盖了工程建设作业的全过程活动，而且还覆盖了其中的管理活动过程、资源管理过程、对标分析和改进过程。通过项目策划的有效应用，使工程建设法规、标准、规范和质量、安全文明控制系统的要求及各项体系文件均得到贯彻实施。任何施工作业和生产活动都具有可追溯性，使建筑安装产品在各个质量保证控制系统中控制措施得力。通过项目策划在工程建设实施中的技术总结和对施工安装产品的质量信息分析，对项目策划过程中的创优策划、安全文明施工策划、质量工艺策划、施工组织与准备策划进行了归纳，得到了验证。

在华电宁夏宁东风电有限公司一期4.5MW工程建设中通过项目策划，以及项目策划中的各种控制、管理性文件的有效实施，实现并超过了工程建设之初确定的各项目标---“零”事故的安全目标，提前45天竣工的工期目标，比华电集团批复的执行概算降低15%的造价控制目标，荣获2010“国家优质工程银奖”的质量目标。

七、结论

实践证明，项目策划的理论和方法在风力发电建

设中得到了有效的应用，并可以整个贯穿工程建设的全过程，对工程建设的目标起到过程管理和有效控制，最终得以保证各项目标的顺利实现。

篇2：风电管理技术论文

1、风机设备组成风机设备主要由底座、塔筒、机舱、轮毂、叶片、箱式变压器、及电气等部分组成。各种机型设备的重量不同，塔筒的高度不同，而塔筒的高度一般是随风力高度分布情况而确定。

2、安装场地要求

目前国内风电场施工及设备存放场地主要有两种类型，一种是在现场设立临时存放场地，风机设备到货后集中存放在临时仓库，安装时再二次运输到吊装点。另一种是直接将风机设备运输到吊装现场存放不再二次运输。为了节约运输的成本，越来越多的风电场采用风机设备一次到位的方式。但这样也加大了对安装场地的要求，每个安装场地必须可以存放一台套风机的全部设备，并能让大型吊机和辅助吊机有吊装设备的位置。因此在设备到达现场前须要对进行场地策划，让场地符合风机设备安装的要求。

3、风机吊装

吊装时主力吊车的选用主要受到地理环境、场内道路状况、设备参数（机舱尺寸、重量、塔筒高度）等因素影响。随着风机单机容量的日趋增大，对吊装机械要求也越大。在场地和道路宽敞的情况下，一般使用履带吊进行吊装。但如果施工现场道路较窄，应首先考虑使用轮胎式起重机。因为使用履带吊进行吊装，如果道路狭窄，从一台风机到另一台风机间需要不断拆卸和重新安装履带吊，这样既拖延了工期，也加大了成本。目前国内安装的风机主要以1500kW机型为主，如江苏如东、江苏东台，吉林通榆、辽宁阜新、内蒙古呼伦贝尔等风电场。从目前国内1500kW风机设备安装的情况，一般要选用400t以上的大型履带吊或500t以上的轮胎吊来满足吊装要求。

下面以华能吉林通榆风电场举例说明：华能吉林通榆风电场一期工程为100MW风电场，单机容量为1500kW，共67台。根据现场环境和设备的技术参数，则确定现场安装平台为50×50m2，地压为15t/m2，共存放3节塔筒、1个机舱、3个叶片、1个轮毂等一台套风机设备，并满足一台450t履带吊和一台辅助吊机吊装设备的站位要求。

根据设备参数和现场的环境因素，经过计算，我们确定CC2500/450t履带吊为主力吊机，根据机舱就位的最高高度（约72m），再确定吊臂的长度为96m，这样可以保证在叶轮吊装时，将叶轮的法兰口正对机舱就位而机舱不会碰杆（吊机吊臂），从而避免了吊机移位或机舱偏航等复杂作业。

4、设备卸车

风电场设备卸车主要是指塔筒、机舱等大件设备的卸车。机舱是风机最重要的部件，也是最重的设备。根据设备的技术参数以及现场机械的实际情况，可以采用单机卸车或双机卸车。如内蒙古呼伦贝尔风电场塔筒最重40t，机舱54t，因而采用双机（一台65t汽车吊和一台50t汽车吊）卸车。塔筒用专用的吊装工具卸车。机舱则用吊装梁和双机进行卸车。

5、风机设备吊装

风机设备吊装主要指塔筒机舱、叶轮等大件设备吊装，其中最重要的环节是吊装机舱和叶轮（轮毂和叶片的组合体）。机舱最重则吊机受力也最大；叶片的受风面积最大，因此对风速要求严格，一般要求风速不大于8m/s.为了考虑叶片吊装的方便和容易操作，机舱吊装时吊机的位置既要考虑满足机舱的要求也要满足叶轮的吊装要求。我们一般要求主力吊机吊臂正对机舱的法兰（连接轮毂的法兰），这样对叶轮吊装就位方便得多，不需要移动吊机来调整位置（也不需要进行偏航来调整机舱的位置），而是吊机一次到位。如果侧面吊装机舱则还需要移动吊车的位置或进行偏航才能满足叶轮的吊装，根据风机设备吊装情况分析，选择大型主力吊机一般是机舱就位的标高（机舱顶部的高度）加上20m左右，就是主力吊机吊臂所需要的长度。

叶轮吊装时，要求随时注意风速的变化，上面2个叶片溜绳按技术要求绑扎。每条溜绳需要5～6人，配合指挥人员进行松紧调整。叶轮与机舱对接时，需要2～4根尺寸适当的定位销进行定位，然后再慢慢松钩对接。

塔筒吊装时，每节连接螺栓力矩达到《安装手册》上技术要求时才能松下吊机，进行下一步吊装工作。

根据风机塔筒的特点，在安装时除了按吊装安全规程进行作业，还应注意以下几点：

①塔筒起吊前，检查设备内所有的电缆，并进行必要加固措施，确保在吊装过程中电缆不被损坏。

②塔筒内作业时必须做好漏电保护措施，检查电源线。

③吊装底节和中节塔筒时，把临时安全绳固定在塔筒顶端，确保作业人员上下塔筒的安全，吊装上段塔筒后，把永久的安全绳安装好。

④塔筒对接时，由起重指挥站在地面通过对讲机与塔筒平台上人员联系，并指挥吊机动作；当机舱到达塔筒上方和叶轮与机舱对接时，吊装作业指挥权由地面起重指挥移交给塔筒平台上起重指挥，由其通过对讲机指挥吊机动作。

⑤一般的机型要求将上段塔筒与机舱在同一天安装完成。

6、现场施工管理

由于风电场存在安装时间较短，长期风力大等特点，因此进行风电工程项目施工也有流动性大、工期短、长时间在大风环境下作业、不同风电场条件差异大、施工条件恶劣等特点。由于工期短，因此办公和住宿点一般采用临时搭建简易房或租用当地的民房来解决，这给现场施工管理带来一定的困难。因此主要管理人员应提前进入施工现场，收集现场施工资料和周围环境、自然环境资料，然后根据施工特点提前采取相应有效的措施，充分利用当地的资源，以确保施工正常有序进行。

7、在风力较大情况下的施工管理

风电场存在长时间必须在较大风力情况下作业的特点。因此无论是作业期间或大型吊车停驻时，必须考虑到可能有最大的风速情况。若风的条件大于停车的限制值，必须及时把吊杆降低到地面上。如果场地条件允许，应该朝着迎风方向降低吊杆系统。必须及时考虑风力和风向的变化，每天预先收集信息。以便及时做好防范工作，吊车臂杆趴下后应用防风锚做好固定。

履带吊转移时，速度一般不宜超过500m/h（由于吊臂长，吊机容易发生意外而侧翻），转移前用推土机把行车路线推平。转移时由履带吊司机长负责指挥，履带吊前方、左右履带设专人监护，保证前后履带角度不超过3度，左右履带夹角不超过2度。当地压不够时须铺设路基板，夜间转移时要配备照明设施。

篇3：海上风电技术发展浅析

早在20世纪80至90年代,欧洲就开始了大范围的海上风能资源评估及相关技术研究。回顾世界海上风电发展历程,其主要分为以下三个阶段:第一个阶段是从1990年到2000年,海上风电还处于小规模研究和开发阶段;第二个阶段是从2000年至2008年,海上风电进入大规模商业化开发阶段;第三个阶段是2008年至今,全球风电产业掀起了新一轮的“下海”热潮。2009年世界海上风电新增装机容量达689MW,同比增幅超过100%;世界海上风电累计装机容量达2110MW,较2008年增长48.5%,占到全球风电总装机量的1.2%。此外,据欧洲风能协会预测,到2030年,海上风电装机量约占世界风电总装机总量的比例将提高至40%。由此可见,海上风电已经进入新一轮的发展高潮。

一、海上风电机组技术趋势

1. 大型化、深海化步伐加快

从1990年第一台单机功率220kW海上风机问世到2000年兆瓦级海上风机的出现,花了整整十年时间。随后,从2000年至2007年,短短七年间,先后出现1.5MW、2MW、2.3MW、3MW、3.6MW、5MW风电机组用于海上风场项目。目前,海上风电机组主要集中在2MW至5MW。下一代海上风电兆瓦级机组将是6MW至10MW。丹麦Vestas表示其6.0MW风机将于明年面世;美国Clipper公司在英国开发10MW样机,计划于2011年底安装调试。同时,海上风机离岸距离从1990年瑞典Nogersund风场的250m一直延伸到2008年比利时Thomton Bank风场的30km,工作水深也由瑞典Nogersund风场的6m加深到2007年英国Beatrice风场的45m。可以看到,海上风机大型化、深海化趋势明显,且步伐不断加快。

2. 变桨变速功率调节技术备受青睐

由于变桨距功率调节方式具有载荷控制平稳、安全和高效等优点,近年在大型风电机组上得到了广泛应用。结合变桨距技术的应用以及电力电子技术的发展,大多风电机组开发制造厂商开始使用变速恒频技术,并开发出了变桨变速风电机组,使得在风能转换上有了进一步完善和提高。2006年,在全球所安装的风电机组中有92%的风电机组采用了变桨变速方式,而且比例逐年上升。我国2007年安装的兆瓦级风电机组中,也都是变桨距机组。

3. 直驱式风机不断增加

随着对风机可靠性要求的不断提高,海上风机直驱式(无齿轮箱)设计将不断增加。直驱式风机结构简单,零部件较少,且无需安装齿轮箱,能有效减少由于齿轮箱问题而造成的机组故障,可有效提高系统的运行可靠性和寿命,减少维护成本,因此较传统机型更有竞争力。2009年,金风生产了1200台1.5MW直驱式永磁发电机。Enercom和金风占2009年世界风机市场容量13.9%份额。2009年秋,西门子生产一种新型3.0MW直驱永磁风机,计划到2011年将其大规模商业化推广。

4. 控制技术日趋智能

在未来海上风机的设计中,智能化将是海上风机的一个重要发展方向。鉴于风电机组的极限载荷和疲劳载荷是影响风电机组及部件可靠性和寿命的主要因素之一,近年来,风电机组制造厂家与有关研究部门积极开展风电机组的最优运行和控制规律研发,通过采用智能化控制技术与整机设计技术结合,努力减少和避免风电机组运行在极限载荷和疲劳载荷。可以说,智能控制逐步成为风电控制技术的主要发展方向。

二、海上风电基础分类及优缺点对比

为了承受海上的强风载荷、海水腐蚀和波浪冲击等,海上风电机组的基础远比陆上的结构复杂、技术难度高、建设成本高。风机基础的选择主要取决于水深和海底地质条件两项因素,也和风机安装方法有一定的关系。除基础与风机一体安装法之外,基础的安装是风机安装过程中单独的一个环节,并且对风机塔架的安装起着影响各国对风电场基础的分类不尽相同。目前讨论较广泛的有五大类,分别是重力式基础、单桩式基础、导管架式和三支柱式基础、沉箱式基础以及浮式基础,其中前两种在实际中有广泛的应用。

1. 重力式基础

通常来讲,重力式基础(gravity base)适合水深比较浅的位置,但在过浅的位置会受到波浪的影响。由于重力基础制造过程在岸上,且不需要打桩,因而成本较低。在置放重力基础前需要对海底进行预先的平整处理,凿开海床表层换以一层沙层。之后使用驳船运送或漂浮拖驳至场址,基础就位之后再用混凝土将其周边固定,重力基础分为混凝土基础和钢制重力基础,前者制造工艺简单,完全依靠自身的重力置于海底,适合于各种类型的海床。世界最早的风电场采用的便是混凝土基础,但由于其巨大的质量(最大可达1800t)使得运输非常困难。后者同样依靠自身重力固定风机,但其钢结构质量依据不同海况只有80t～110t,便于安装和运输。安装就位之后需要向钢制基础中浇注具有高密度的橄榄石压载,从而使得基础重力达到要求。但钢制基础不适合腐蚀性强的海域。

2. 单桩式基础

单桩式基础(monopile)是另一种普遍采用的基础形式,有两种安装方法,一种为到达指定地点后,将打桩锤安装在管状桩上打桩直到桩基进入要求的海床深度,另一种则是使用钻孔机在海床钻孔,装入桩后再用水泥浇注。单基桩适用的海域通常比重力基础要深,可以达到30m以上。由于桩和塔架都是管状的,因此在现场它们之间的连接相比于其它基础更为便捷。在使用合适设备的情况下,单基桩的打桩过程比较简单。对于水深较浅且基岩离海床表面很近的位置单基桩是最好的选择,因为相对较短的岩石槽就可以抵住整个结构的倾覆力。而对于基岩层距离海床很远的情况,就需要将桩打得很深。另外对于坚硬岩石尤其是花岗岩海床来说,打桩过程需要增加成本甚至难以成行。

3. 导管架式和三脚架式基础

导管架式(jacket)和不脚架式(tripod)基础的概念源于海上油气开发。基础通过结构各个支角处的桩钉入海床。由于基础的结构和建造工艺相对复杂,建造成本高,到目前为止导管架/三脚架式基础鲜有应用。但由于此类基础重量较轻、便于运输且适合深水使用,随着海上风电场向深水区域的不断推进,此类基础在今后会有更广阔的前景。在2007年建设投产的英国Beatrice示范海上风电场中,两台5MW的风机均采用的四桩式导管架作为基础,作业水深达到了45m,为目前世界第一。

4. 沉箱式基础

沉箱式基础(suction caisson)也受到了广泛的关注。其原理是沉箱在海床安装就位之后将其内部的水分抽掉,周围的水压力将沉箱压入海床(如图3所示)。尽管在实际中沉箱式基础尚未成功应用,但其安装尤其是拆卸具有明显的便利性。在拆卸时只需平衡沉箱内外压力即可将沉箱轻松吊起。

5. 漂浮式基础

浮式基础(floating)不固定在海床上而是直接漂浮在海中,通过缆绳固定在一定的位置(如图4所示)。它适合在海底基础难以作业的深海应用,但目前对其研究尚处于起步阶段,且尚无法做到与陆地电网相连。

最后,为便于直观对比上述风机基础技术特点及优劣势,本文从风场应用实例、适用水深、主要优点及局限性四方面对各基础类型进行了总结,如表1所示。

三、结束语

篇4：风电经济技术评价分析

【摘 要】本研究针对风电新能源的特点，从风电设备选型及风电项目投资两个方面进行经济技术评价分析。

【关键词】风电；经济技术；评价；资源

一、风电新能源特点

风电新能源主要具有以下几个特点：（1） 风电场一般处于位置偏远的地带，这在一定程度上加大了风电外送的难度，因此，在对风电进行大规模开发的同时，应集中力量加强电网建设，并逐日完善配套风电送出工程。（2）风能能量的储存非常小，这在一定程度上限制了整个电网的蓄电能力。（3）风能具有较小的能量。相关数据表明：水轮机的尺寸不足风力发电机风轮的几十分之一（在发电容量相等的情况下进行比较）。（4）风能具有较差的稳定性。 由于风能在产生与输送的过程中，风向与风速具有难以预测性，其可能随着时间的改变而改变，这为风力发电机的控制与调节带来较大的难度，因此，风电机组形成的电能也不可能保持恒定，而是随着时间的推移，处于上下波动之中。（5）风轮机具有较低的效率。 据统计，风轮机的实际效率与风轮机的最大理论效率（可高达60%）尚存在一定的差距。比如：水平、垂直轴风轮机实际的最大效率分别处于20%～50%、30%～40%之间。（6）电网难以调度。由于风能具有不稳定的特性，所以风力发电的控制不能以负荷的大小为基准，这将成为电网调度的一个重大技术瓶颈。

二、风电设备选型经济技术评价分析

目前，绝大部分风电项目的风电设备选型上都以MW 级机组为目标，这样完全忽略拟建场址区的实际风能资源，盲目地进行风电项目设备的选型，会使得实测风与额定风造成较大的差距。比如：目前，一个二级风能资源的风电场的实测风低于6.6m/s（选用年平均风速70米轮毂高度的风电场测定所得），而此风电场一般也选用1.5MW 机组（此机组的额定风速一般恒定在14m/s 左右），在计算等效小时利用数时，两者都以两千小时为基准，造成的误差实乃太大。

概括地讲，上网电量、上网电价时、固定资产投资是衡量一个风电项目主要风险的3个变量。其中上网电量与风力发电机的出力问题密切相关，当电网电价未知时，风电设备价格的波动将影响风电项目的投资回报，因此，近年来，风电项目投资回报问题已经纳入影响风电项目投资影响因素的范畴之内。

在风电项目固定资产投资中，风电项目规模与风电设备选型及其组合方案时密切相关的，也就是说，风电项目的投资主要受风电设备选型的影响。现阶段，按照从小到大的发展路线，风力发电机的研发时间以及成熟程度与单机功率有关，研究表明：在一个系列产品中，大规模的风力发电机的研发时间与成熟程度与单机功率成反比，即后者越小，前者时间越早，越成熟。且同系列的研发较早、较为成熟的、目前已被世界各国所认可的风力发电机（如750kW机）与M W 级风力发电机相比，两者的理论风能可利用效率虽然尚存在一定的差距，但因前者的运行更为稳定、机制更为完善，所以实际的风能可利用率反而更高，且前者的价格更低。因此，市场的影响力更大。

通过对风电项目风电设备选型的多方案比较，可得出风电项目的规模是风电设备选型最为关键的影响因素。风电设备的可利用率以及风电设备投资的控制均与组合方案密切相关。因此，只要对组合方案不断优化，风电设备的各项经济指标均能实现。

三、风电项目投资的经济技术评价分析

本研究主要介绍资金成本、投资回收期、平均发电成本指标的特点与这三个指标在风电项目评价中的应用

1.资金成本（A）

银行贷款是风电项目筹集资金的主要途径。筹集资金后，借贷人又必须在规定的期限内将还款额还给银行，这就产生了还款行为。在履行还款行为过程中，规定的期限叫做还款期（n），每年的还款额作为年资金成本，也简称为年金（A，一般用投资成本的百分比表示），年金的计算与还款期（n）与年利率（p，指一年获得的利润）。具体的计算公式如下所示：

2、投资回收期（Tp）

投资回收期（Tp）是指用于投资的资金全部赚回所需的期限。当利用投资回收期评价项目经济性时，除了需要考虑投资者意愿确定的基准投资回收期Tb之外，还需要将同类项目的历史数据纳入考虑的范畴之内，具体来说，可以通过Tp与Tb的比较关系来确定项目是予以拒绝还是予以接受，当Tp

3. 平均发电成本（Cw）

4、 内部收益率（FIRR）

财务内部收益率也是评价风电项目经济性的一项动态评价重要指标。内部收益率（FIRR）反映的是项目所占用资金的盈利，它指的是经济寿命期限内各年净现金流量（CI-CO）现值累计等于零时的折现率。内部收益率（FIRR）主要通过如下计算公式来考察项目的盈利能力：

四、结论

在风电设备选型上，应充分考虑风电项目的规模，并不断对组合方案进行优化；在风电项目的投资上，应通过资金成本、投资回收期、平均发电成本以及内部收益率等四项指标进行综合衡定。

参考文献：

篇5：风电管理技术论文

2.提高国产风电机组可利用率，达到国外同类产品水平。

3.各种类型、不同容量的垂直轴风力机，具有噪音低、成本低、维护方便的特点，应该大力发展。

4.应研发适于低风速、低温运行、抗风沙影响的大型风电机组，以适应我国的风资源状况。

5.在提高风电机组可利用率的前提下，进一步降低国产风电机组的制造成本。

6.我国是稀土资源丰富的国家，应大规模采用直驱、半直驱型永磁同步风力发电机组。

7.针对我国风电场大规模发展和现存的风电并网问题，应该全面提高各类风电机组电网适应性。

8.应提高各类同步发电机在风电机组中的比例，增强风电机组电网适应性，以适应中国大规模风电场建设的需要。

9.风电机组出于可靠、安全、长期发电减少维护成本的经济性考虑，应该实施整机与部件之间的智能化协调控制。

10.对于目前运行中的各种风电机组，应从可靠性、成本、效率及电网友好性等诸方面，根据运行数据进行综合量化评估，以确定适合我国风电场的最适宜机型。

11.应该开展陆地和海上试验风场的建设，并以此认证风电整机产品，能够促使我国风电设备质量和机组性能的不断提高。

12.应采用统一的协议以实现不同风电场、不同厂家和型号的风电机组之间的方便互联。

13.深入研究国外风电设备制造商的知识产权战略和专利布局，加大对我国风电整机及零部件研发机构实施知识产权战略的支持，是我国风电装备制造业发展的关键所在。

14.应大力支持专业的风电技术研发、设计与咨询性服务机构。

15.风电技术领域高等教育及相应的职业教育应大力发展，这是我国风电产业健康、快速发展的关键。

16.双馈型风电机组以其成本低、技术成熟、产业链齐备而在市场上占主导地位，但随着风电装机容量的增大，该机型可靠性差、电网适应性差的弱点急需“升级”型产品，如半直驱型的无刷双馈机组，继承其优点、克服其弱点。

17.开发3-5MW大型风电机组及关键零部件是我国海上风电场迫切需求的产品。

18.开发各种无变流器型风电机组，以适应大规模风电接入电网对风电电能质量、低电压穿越能力及无功调节的要求。

19.为了深入掌握风电机组整机设计技术，应掌握大型机风电机组结构动力学分析能力。

20.对各种形式引进的风电机组整机设计技术，应采用“官产学研”结合的方式，进行消化吸收、并结合国情进行再创新。

21.10-20MW海上风电机组技术和关键零部件技术，是海上风电机组降低成本、提高可靠性的关键，应该着手研发工作。

22.在消化吸收国外引进技术、跟踪国外风电机组技术发展动态的基础上，应把各类半直驱机型作为我国风电设备发展的重点。

23.并网和离网兼备的小型风电机组，在严格技术标准和并网规范基础上，应大力支持其发展。

篇6：风电专用变压器技术要求

二、过载时间少。由于变压器容量一般都比风力发电机容量大，而由于风机采用微机技术，实现了风机自诊断功能，安全保护措施非常完善，在风机过载时会自动采取限速措施或停止运行，基本上不会造成变压器过载运行。因此变压器的寿命比普通配电变压器应长;

三、运行环境恶劣。在我国，风力资源丰富的地区一般集中在沿海、东北、西北地区，变压器运行在野外，

因此就要考虑设备的耐候性问题。在沿海地区的设备就应考虑防盐雾、霉菌、湿热;在东北、西北地区就要考虑低温严寒、风沙等的影响。

四、组合式变压器高压侧必须配置避雷器，以便与风机的过电压保护装置组成过电压吸收回路。在变压器的绝缘设计上应充分考虑避雷器残压对变压器的影响。

篇7：风电检修管理

XX年XX月XX日

目录 范围......................................................................4 2 规范性引用文件............................................................4 3 术语和定义................................................................4 3.1 状态监测...........................................................4 3.2 计划检修...........................................................4 3.3 状态检修...........................................................4 3.4 非计划检修........................................................4 3.5 大型部件检修......................................................4 4 总则.....................................................................5 4.1目的.................................................................5 4.2原则和方针..........................................................5 4.3内容.................................................................5 5 计划检修管理.............................................................5 5.1计划检修等级的划分..................................................5 5.2计划检修的策划与准备...............................................6 5.3计划检修实施与控制..................................................9 5.4计划检修总结与评价.................................................10 6非计划检修管理............................................................11 6.1缺陷等级的划分.....................................................11 6.2非计划检修准备工作.................................................11 6.3非计划检修实施与控制..............................................13 6.4非计划检修总结与评价..............................................14

前 言

本标准依据《标准化工作导则：标准的结构和编写》给出的规则编写。

本标准的制定和实施对提高XXX公司所属风力发电场设备的安全性、经济性，加强风力发电场检修工作具有重要意义。

本标准是XXX公司所属风力发电场检修工作的主要管理及技术依据，是强制性企业标准。本标准由XXX公司提出。本标准由XXX公司归口并解释。本标准起草单位：XXX公司。本标准主要起草人： 本标准主要审定人： 本标准批准人： 本标准首次发布。

风力发电场检修管理 范围

本标准规定了XXX公司（以下简称公司）所属风力发电场（以下简称风电场）检修管理工作的内容、流程和基本要求。

本标准适用于公司所属并网型陆上风电场。

各风电公司及风电场可根据本标准，结合本地区实际情况制定相应的实施细则。规范性引用文件

下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。GB/T 7777传感器通用术语

GB/T 27387风力发电机组运行及维护要求 DL/T 393输变电设备状态检修试验规程 DL/T 773电力变压器检修导则 DL/T 797电力设备预防性试验规程 DL/T777风力发电场运行规程 DL/T727互感器运行检修导则 DL/T 797风力发电场安全规程 DL/T 797风力发电场检修规程 DL/T 838发电企业设备检修导则 术语和定义

下列术语和定义适用于本标准。3.1 状态监测

通过对运行中的设备整体或其零部件的状态进行监测，以判断其运转是否正常，有无异常与劣化的征兆，或对异常情况进行跟踪，预测其劣化的趋势，确定其劣化及磨损程度等行为。3.2 计划检修

以时间为基础的预防性检修，根据设备磨损和老化的统计规律，事先确定检修等级、检修间隔、检修项目、需用备件及材料等的计划检修方式，包括风力发电机半年期、一年期定期检修和升压站定期检修。3.3 状态检修

指根据状态监测和诊断技术提供的设备状态信息，评估设备的状况，在故障发生前进行检修的方式。风力发电机三年期、五年期检修均参考每年定期检修情况开展状态检修。3.4 非计划检修

指设备在发生故障或其他失效时进行的非计划检修。3.5 大型部件检修

风电机组叶片、主轴、齿轮箱、发电机、风电机组升压变压器等的修理或更换。4 总则

4.1目的

为加强公司风电场设备检修管理工作，规范检修管理工作内容、流程和要求，提高设备安全可靠性，有效控制生产成本，根据国家有关政策法规、电力行业相关标准、公司电力检修管理办法、公司预算与综合计划管理暂行规定等，制定本标准。4.2原则和方针

检修管理应以定期检查、检测和状态监测为基础，按照预防为主、计划检修和状态检修相结合的原则，以确保设备正常运行状态和健康状况、延长设备使用寿命为目标，推进全面、科学、有效的检修方法，提高设备检修维护水平。设备检修应贯彻“安全第一，预防为主，综合治理”的方针，杜绝各类违章，确保人身和设备安全。4.3内容

检修管理主要包括检修策划与准备、检修实施与控制、检修总结与评价。计划检修管理

5.1计划检修等级的划分

风电场设备的检修方式分为状态检修、计划检修两类。计划检修是指在规定的时间间隔内对风电场设备开展的检查、保养、测试、预防性试验、检修、更换等工作。状态检修是指根据状态监测结果和运行状况及计划检修情况，对部件进行专项检修工作。

风电场设备的计划检修依据投运时间及运行状态分为A级、B级、C级、D级四个等级。5.1.1 A级检修

风电设备指对投产运行满五年或距上次A级检修满五年的风力发电机组开展的计划检修(也可根据C级、D级检修情况开展状态检修)，内容包括对叶片、轮毂、偏航、主轴、齿轮箱、发电机、塔架等设备进行全面的检查、修理、更换，以保持、恢复或提高设备性能。

电气设备指对主变及主要电气设备进行有计划的、全面的解体检查和修理，以保持、恢复或提高设备性能。原则上10-15年安排1次A级检修。5.1.2 B级检修

风电设备指对投产运行满XX年或距上次B级检修满XX年的风力发电机组开展的计划检修(也可根据C级、D级检修情况开展状态检修)，内容包括对风机各部件设备进行全面的检查、修理、更换，以保持、恢复或提高设备性能。

电气设备指对在C级检修的基础上，针对主变及主要电气设备存在问题，对主变及主要电气设备进行解体检查和修理。B级检修在项目安排上有针对性地实施A级检修项目或定期滚动检修项目。一般在两次A级检修间隔期中间结合设备具体状况安排XX次B级检修。5.1.3 C级检修

风电设备指对投产运行满一年或距上次C级检修满一年的风力发电机组开展的计划检修，内容包括对风机各部件设备进行全面的检查、修理、更换，以保持、恢复或提高设备性能。

电气设备指根据设备的磨损、老化规律，有重点地对主变及主要电气设备进行检查、评估、修理、清扫。可进行设备的零部件更换、消缺、调整、预防性试验等作业以及实施部分A级检修项目或定期滚动检修项目。原则上每年安排一次。5.1.4 D级检修

风电设备指对投产运行风力发电机组每半年开展一次的计划检修，内容包括对风机各部件设备进行全面的检查、修理、更换，以保持、恢复或提高设备性能。

电气设备指当主变及主要电气设备总体状况良好，而对主要设备的附属系统和设备进行消缺。除进行消缺外，可根据设备状态评估结果，安排部分C级检修项目。可视情况在有C级检修的年份安排一次D级检修；设备状况较好时，可以用D级检修代替C 级检修。5.2计划检修的策划与准备 5.2.1总体要求

计划检修策划与准备阶段的工作内容主要包括：制定计划检修目标、编制准备工作计划、策划计划检修项目、编制计划检修技术文件、选择确定计划检修队伍、准备材料及备件、进行人员培训等。通过细致的计划检修策划与准备工作以保证风电场计划检修的安全、质量和进度。5.2.2计划检修组织机构及职责

风电场应设立计划检修组织机构，全面负责及组织风电场计划检修工作，对计划检修工作的准备、组织实施、启动和总结进行总体协调，对存在的重大问题及时做出决策。5.2.3计划检修前运行检修分析报告

计划检修立项前XX天，风电公司及风电场应向公司相关部门提交检修工作申请表，公司批准后根据风电场设备的运行情况，仔细查看运行参数、月度缺陷分析、可靠性分析等，发现可能存在的需要停机、停电处理的设备问题和设备性能劣化情况，提出处理建议。修前分析应从上次计划检修投运开始，根据需要也可追溯到几年前及首次投运时的情况。分析报告内容包括： 5.2.3.1 风电场运行数据、主要监测指标状况。

5.2.3.2 上次计划检修投运以来，发生的重要异常情况及由此可能对设备、系统产生的影响。5.2.3.3目前设备存在的主要问题和缺陷及处理意见，上次计划检修遗留问题及处理措施，分析重点缺陷和问题，提出解决方案。

5.2.3.4按照上级公司下发的《风力发电场技术监督标准》，提出计划检修中应进行的技术监督项目及监督建议和要求。5.2.3.5反事故措施规定的内容。

5.2.3.6移交生产验收、安全性评价、安全生产标准化查评、技术监督等各类专项检查发现问题和历史遗留问题的整改措施。

5.2.3.7编制汇总缺陷统计清单，明确缺陷处理责任人，确定消缺措施。5.2.3.8分析设备状态，提出拟取消的设备检修维护项目及原因。5.2.3.9对设备计划检修工作的建议。5.2.4技术监督计划

计划检修立项前XX天，风电公司技术监督负责人应组织专业人员，进行计划检修前技术监督活动，完成计划检修中实施的技术监督项目计划编制工作。5.2.5计划检修项目编制与审核

5.2.5.1计划检修前应充分研究分析设备状态，以提高设备安全稳定运行水平为重点，积极采用成熟可靠的新技术、新工艺、新产品，参照公司《风力发电场检修技术》中的检修项目表，进行项目的策划和编制工作，充分考虑： a）计划检修前分析报告结果； b）技术改造项目要求；

c）技术专家、专业机构和制造厂的建议和要求。5.2.5.2计划检修项目表编制要求：

a）应包含项目名称、项目类型、主要工作内容、项目负责人、工日（工时）或预估费用等项目； b）项目计划检修编制流程应按照风电场编制——风电公司生产管理部门组织审核——风电公司生产主管领导批准的流程；

c）项目类型包括标准项目、特殊项目、技术改造项目、移交生产验收项目、安全生产标准化查评项目、安全性评价项目、反事故措施项目、技术监督项目等； d）项目应明确是否外包。

5.2.5.3风电公司生产主管领导在批准计划检修项目前，应组织风电场和生产管理部门有关专业人员，召开项目计划检修审查会，会议主要内容包括： a）讨论和审核计划检修项目；

b）确定需编制技术措施和方案的重点项目； c）主要备品备件、配件和材料的供应； d）确定拟外包的检修项目；

e）确定外包项目承包商人员数量、技能水平及特殊工种人员的需求； f）协调检修准备阶段的各类问题； g）拟定安全、质量、进度控制目标。5.2.6计划检修计划及费用管理

5.2.6.1计划检修费用实行预算管理，成本控制。风电公司编制次年计划检修项目计划，依据公司《生产运行维护及修理成本管理》编制检修费用计划，报公司审批，生产费用计划包括修理费、生产运行维护费、技改费用等三大部分。

5.2.6.2检修费用的使用、管理应严格按照公司规定执行，实行专款专用，不应挪作他用。5.2.6.3检修费用应按预算指标严格控制，如遇到不可抗力及设备出现重大缺陷，造成预算与实际执行出现较大偏差时，风电企业应提出正式申请，经公司审批后实施。5.2.7计划检修外包项目及物资需求

5.2.7.1开工前风电场应根据检修项目编制外包项目需求。

5.2.7.2风电场应同时提出备品备件、配件及材料需求计划及质量要求，按照内部控制流程进行采购，确保满足检修要求。

5.2.7.3为保证检修计划的顺利实施，应提前采购进口备品备件及供货期较长的备品备件、配件和材料。

5.2.7.4风电场应建立备品备件储备定额并有相应人员负责备品备件的管理，建立备品备件出入库登记表、备品备件使用统计表、备品备件维修记录表等。

5.2.7.5风电场备品备件应按照不同属性分类保管，及时更新和补充备品备件库资料，做到账、卡、物相一致，并实现备品备件的信息化管理。

5.2.7.6风机设备在质保期内，风电场应对设备厂家备品备件种类、数量和周转时间实施合理、有效的监督管理。

5.2.8计划检修目标制定和工期控制

5.2.8.1设备检修的安全、质量目标至少应达到检修项目完成率XX%、设备缺陷消除率XX%、风电机组一次并网成功、保护及自动装置投运率XX%、机组修后无故障运行时间不低于XX(从机组修后首次投运到首次故障停机的统计时间），确保设备温度、振动、油质、压力等关键技术指标合格，修后半年内设备平均缺陷率低于修前半年内平均故障率的XX%。

5.2.8.2风电公司生产管理部门和风电场应根据电电量计划、电网调度输电线路检修计划、气候条件、营销计划等，编制风电机组的检修计划、工期及进度。

5.2.8.3风电场根据检修计划，确定月度检修项目及工期，并制定详细项目进度。5.2.8.4对于重大计划检修项目，风电场应编制详细的项目进度计划。5.2.9计划检修技术文件准备

设备计划检修开工前XX天，应按要求完成下列修前技术文件准备：

a）检修文件包可参照附录检修文件包编制，检修文件包中检修工序（验收）卡的质量标准应具体、可操作并尽可能量化；

b）设备异动申请单； c）检修安全措施；

d）检修用各类现场记录表格等。5.2.10计划检修考核

风电公司应按照相关规定，设立检修专项奖，制定奖惩细则，主要考核以下内容： a）检修过程中发生人身伤害、设备损坏、火灾、环境污染等不安全事件； b）大型部件故障发生率，修后设备缺陷发生率；

c）保护及自动装置投入率及其他设备关键指标，如振动、温度等； d）计划检修的工期控制等。5.2.11计划检修项目招标与管理

设备计划检修开工前XX天，应按公司招投标管理制度的要求完成外包项目的招标工作。风电公司应根据《安全工作规定》，要求中标单位按规定提供合格的现场项目负责人、专（兼）职安全员、质检人员、特种作业人员。组织对承包商进行资质审查，要求其提供企业资质文件、人员技能和特殊工种等书面证明材料，并检查是否在有效期内。风电公司在项目外包时应优先选择资质合格、业绩良好、熟悉风电场设备及运行维护工作和有风电场设备检修业绩的承包商，尽可能减少现场外包队伍的数量。

5.2.12计划检修工器具及辅助设施准备

设备计划检修开工前XX天，应按检修技术导则的要求完成如下工作：

a）常用工具、专用工具、安全器具、测量仪器等的检查和标定，工程机具和车辆的准备和检验等；

b）检修电源、电动葫芦、排水、消防等重要检修保障设施的修前试验和检查、检修工作。5.2.13计划检修前准备检查会

计划检修组织机构应在开工前组织召开检修前准备会，内容包括：

a）备品备品、配件及材料订货、到货情况，并及时补充采购计划检修所需的备品备件、配件及材料；

b）计划检修工器具、故障设施的检查修理和保养情况； c）技术措施、安全措施、检修文件包等检修文件准备情况； d）计划检修项目调整情况；

e）人力资源、后勤服务和宣传等方面的工作准备情况。5.2.14其他

5.2.14.1安监部门负责对外包人员进行入场前培训工作、并经考试合格。

5.2.14.2计划检修组织机构应组织全体参修人员进行检修管理（安全、质量、计划）规定、文件包、技术交底等培训工作，使检修人员明确工作内容、程序要求、进度要求、工作风险和安全措施，掌握备品备件及专用工具状况，熟悉质量验收标准。

5.2.14.3风电场应按调度规程要求向调度机构报计划检修申请，并向上级公司报告开工情况。5.3计划检修实施与控制 5.3.1总体要求

计划检修实施与控制阶段的工作内容主要包括：检修人员根据检修技术内容进行设备检修工作；质量监督人员根据管理程序和规定对检修工作进行检查、监督和指导；安全管理人员对检修工作进行安全监督和考核；确保设备检修全过程安全、质量可控，按既定目标完成设备检修工作。5.3.2计划检修开工准备

5.3.2.1进行现场安全防护设施铺设、现场隔离、防护装置安装和安全、警示标识装设等现场工作。

5.3.2.2对计划检修准备工作各方面进行复查，发现遗漏及时补充。5.3.2.3办理开工手续等。

5.3.2.4检查和配备个人安全防护用品。5.3.3计划检修过程控制

5.3.3.1组织召开计划检修例会。计划检修全过程必须定期召开计划检修例会，并根据检修进展情况进行调整。参会人员至少应包括风电公司生产管理部门、风电场负责人及专工，安监、后勤等部门负责人，承包商项目负责人，设备制造厂技术人员等。会议内容主要包括：

a）各项检修工作情况汇报及后续检修工作的安排，对检修工作进行宏观控制和协调； b）对重大问题提出后续处理措施和方案，明确责任人和完成时间，并有反馈和监督； c）协调有关备品备件到货、人力资源分配、施工机具材料、检修项目变更等影响进度的工作；

d)生产管理部门对会议要求闭环情况进行通报，负责会议纪要的整理及发布。

5.3.3.2组织召开专题会。对计划检修过程中发现的重大设备问题，生产管理部门应组织专业技术人员、技术专家、设备制造厂技术人员进行分析，提出解决方案和措施。

5.3.3.3计划检修项目变更。如计划检修项目发生变动，应按提出申请。项目调整批准后各相关部门按照项目变动情况，对其进度控制、人力资源、备件材料做相应变更调整。

5.3.3.4主要设备恢复前，现场检查确认是否具备恢复条件，各项安全、技术措施是否落实到位。5.3.4计划检修安全管理

5.3.4.1计划检修过程中坚持“安全第一，预防为主，综合治理”的安全生产方针，明确安全责任，健全检修安全管理制度，严格执行国家和行业的有关安全标准及规范规定，做好全员、全过程、全方位风险管控。

5.3.4.2严格按照安全生产管理体系中的安全管理标准做好检修全过程管理，认真做好危险点分析和预控，全面落实各项反事故措施；严格执行公司《安全工作规定》和各类反事故措施、安全措施及技术措施，确保人身及设备安全。

5.3.4.3所有参加设备检修的人员，严格遵守DL/T 797和安全生产责任制，执行发、承包方安全协议，加强安全管理，落实安全措施，确保人身和设备安全。

5.3.4.4风电公司应根据公司各项安全管理标准，制定职业健康安全管理措施。5.3.4.5做好计划检修全过程监督管理，加大违章查处力度，发现问题立即纠正并整改。5.3.5计划检修质量监督

5.3.5.1风电场应组织各专业以及外包单位学习检修规程、检修技术导则等文件，做好检修技术培训工作。

5.3.5.2风电公司生产管理部门应制定质量管理措施并监督风电场执行。5.3.6计划检修工期控制

5.3.6.1检修中统筹管理检修进度，既要保证施工安全和检修质量，又要提高工作效率，有效控制检修停用时间。

5.3.6.2风电场应掌握整体检修工作的进展情况，跟踪分析，及时修正检修的控制进度。5.3.6.3检修中发现重大设备问题，风电场要立即向上级公司汇报，上级公司应帮助风电场制定解决方案，并对有关问题进行协调解决，必要时应向当地电网调度部门申请延期。5.3.7计划检修后投运 5.3.7.1检修后启动。

风电机组计划检修后启动应具备以下条件： a）计划检修项目完成并验收通过； b）风电机组各系统正常并自检程序通过； c）安全措施己拆除，工作票已办理终结。5.3.7.2风电机组大型部件检修后启动。风电机组大型部件检修后启动应满足以下条件： a）按照厂家的要求对单台机组进行调试并验收合格； b）风电机组各系统正常并自检程序通过； c）安全措施已拆除，工作票已办理终结。5.3.8计划检修后总体验收

检修后验收是在检修人员自检合格的基础上执行分级验收制度，设备检修项目以自检为主，实行“二级验收”：

a）各级验收均应事先准备好相关资料。风电场验收：由风电场场长验收，验收时检修项目负责人应同时参加验收：至少有生产管理部门技术专工参加验收。

b）验收项目应随项目工作进度，及时办理验收签字手续，验收的实际情况和验收意见在工序卡的“验收签证”的相应栏内记录并签字，现场验收当场签字。

c）技术监督项目的验收，应有技术监督网络的相关专业人员参加。5.4计划检修总结与评价 5.4.1总体要求

计划检修总结与评价阶段的主要工作内容是：编写设备计划检修总结报告，整理归档计划检修资料，修订检修规程、图纸、检修文件包等检修文件。5.4.2计划检修总结与评价

5.4.2.1计划检修结束后XX天内，检修组织机构召开检修总结会，分析检修效果，说明设备遗留的主要问题和预控措施。编制风电场检修总结，检修总结包含的内容有：

a）设备概况及计划检修前存在的主要问题、上次检修后到本次检修前设备重大问题处理情况； b）本次计划检修主要项目、检修目标及完成情况、特殊项目执行情况、检修中发现的重大问题及采取的处理措施、安全管理情况；

a)检修后调试启动和运行情况、材料及费用完成情况分析、本次检修效果评价、检修后还存在的问题及准备采取的对策、外包工作承包商评价。

5.4.2.2检修后，风电场对所有检修设备的状态进行跟踪，并对设备发生的问题、原因进行分析，总结经验教训。5.4.3计划检修文件整理

5.4.3.1检修结束后XX天内，检修组织机构应根据验收、反馈和总结会的情况，组织对检修文件包进行修订和完善，按设备异动管理程序，完成图纸、规程、定值等技术资料的修改，经审批后发布并归档。

5.4.3.2计划检修结束后XX天内，应对检修中消耗的备品配件、配件、材料及工时进行分析，不断完善备品备件、配件、材料、工日定额。

5.4.3.3计划检修结束后XX天内，应按要求，完成检修记录及有关检修资料的整理、归档工作及台账录入工作。

6非计划检修管理

6.1缺陷等级的划分

设备缺陷是指影响风电场设备安全经济运行，影响建(构)筑物正常使用和危及人身安全的异常现象。如风机的振动、位移、磨擦、卡涩、松动、断裂、变色、过热、变形、异音、渗漏、缺油、不准、失灵，建(构)筑物设施及附件的损坏、安全消防设施损坏，以及由于设备异常引起的参数不正常等。

风电场设备的缺陷等级依据停运时间和严重程度分为危急缺陷、重大缺陷、一般缺陷。6.1.1 危急缺陷

指直接威胁设备和人身的安全，随时都有发生事故的可能，需要立即处理的缺陷。6.1.2 重大缺陷

指对设备和人身安全有一定的威胁，设备可以带病运行，或采取防止事故发生的临时措施，但必须列入近期停电计划来消除的缺陷。

6.1.3 一般缺陷

指对设备和人身安全威胁不大，可借设备停电检修机会，再行处理的缺陷。6.2非计划检修准备工作 6.2.1总体要求

非计划检修原因分析与准备工作内容主要包括：非计划检修组织机构及职责、故障情况的分级汇报、非计划检修的原因分析及技术文件准备、编制非计划检修工作计划及物资供应、非计划检修考核等。通过考虑周全的非计划检修分析与准备工作以保证故障风机的检修的安全、质量和及时恢复运行。

6.2.2非计划检修组织机构及职责

风电公司和风电场应设立故障检修组织机构，全面负责及组织风电场日常故障检修工作（对于风机停机超过XX小时不能恢复或电气设备故障、及其他导致风机一条集电线路停电及以上的故障，风电场应启动应急预案），对故障检修准备、组织实施、启动和总结进行总体协调，对存在的重大问题及时做出决策。6.2.3故障情况的分级汇报

6.2.3.1风机故障发生XX分钟内，值班员对可复位故障进行复位启机，XX分钟内，将复位不能解决的缺陷通知风电场检修人员；风电场检修人员在接到通知XX小时内，到达现场进行检查、确认、消缺。

6.2.3.2风机故障发生XX小时内不能消除，技术专责汇报XXX，XXX组织人员及备件进行故障检修。

6.2.3.3风机故障发生XX小时不能消除，汇报XXX，组织协调消缺工作。6.2.3.4风机故障发生XX小时不能消除，汇报项目单位XXX。

6.2.3.5以下情况应在故障发生后第一时间汇报：全场停电、主要设备故障停运、单条及以上集电线路故障跳闸等。

6.2.4故障原因分析及技术文件准备

6.2.4.1风电公司和风电场对停机超过XX小时的风机故障，应组织现场检修人员、风电场场长对故障原因进行认真分析，主要分析故障风机故障前XX小时有没有异常状态，是否频繁发生启停及复位，风机有没有存在批量性的问题，是否为大部件损坏等。

6.2.4.2设备非计划检修前，应按管理要求，完成下列检修前标准检修文件包准备：

a）检修文件包可参照附录检修文件包编制，检修文件包中检修工序（验收）卡的质量标准应具体、可操作并尽可能量化；

b）检修安全措施；

c）检修用各类现场记录表格等。6.2.5非计划检修工作计划编制及物资供应

6.2.5.1非计划检修参照公司《风力发电场检修技术》，进行检修项目的策划和编制工作。6.2.5.2非计划检修项目表编制要求：

a）应包含故障名称、故障类型、故障处理主要工作内容、项目负责人、工日（工时）及费用、故障检修时间、存在的主要问题、需要上级部门协调的事宜、安全风险点等项目；

B）预计XX小时以内能够恢复的故障，由风电场编制故障检修简要工作计划并组织风场相关人员审核。预计XX小时以内能够恢复的故障，由风电场编制故障检修简要工作计划并经风电公司生产管理部门审核。预计XX小时以上的故障，由风电场编制故障检修简要工作计划并经风电公司生产主管领导组织相关人员审核后批准；

6.2.5.3各级在审核故障检修简要工作计划时，应组织风电场生产管理部门有关专业人员，召开项目非计划检修审查会，会议主要内容包括：

a）讨论和审核故障检修工作计划； b）确定技术措施和方案的重点项目； c）主要备品备件、配件和材料的供应； d）协调检修准备阶段的各类问题； e）拟定安全、质量、进度控制目标。

6.2.5.4风电场应在故障检修工作计划中明确备品备件、材料需求计划及质量要求。6.2.5.5对于设备故障的原因分析清楚后，按照备品备件的渠道供应，风电场应对库房现有的备品备件进行查询，如备品备件供应不满足要求，应向物资主管部门及时汇报，物资主管部门按照内部控制流程进行采购，对于大部件损坏备品备件金额超过XX万元以上的故障，可按照应急抢修机制，报公司批准后走询价采购程序，按照从快的原则，确保满足检修要求，尽早恢复设备的运行。

6.2.5.6风电场应建立备品备件维修记录表并有相应人员负责备品备件的管理，并实现备品备件的信息化管理。6.2.6非计划检修考核

应按照相关规定对风电场非计划检修工作进行考核。6.2.7其他

6.2.7.1安监部门负责对外包人员进行入场前培训工作、并经考试合格。

6.2.7.2故障检修组织机构应组织全体参修人员进行检修管理、技术交底等培训工作，使检修人员明确工作内容、程序要求、进度要求、工作风险和安全措施，掌握备品备件及专用工具状况，熟悉质量验收标准。

6.2.7.3风电场应按调度规程要求向调度机构报风机故障检修申请，并向上级公司报告抢修准备情况。

6.2.7.4现场应对非计划检修工器具、保障设施的检查修理和保养情况进行检查。6.2.7.5现场应对技术措施、安全措施、检修方案等检修文件准备情况进行把关。6.3非计划检修实施与控制 6.3.1总体要求

非计划检修实施与控制阶段的工作内容主要包括：检修人员根据检修内容进行设备检修工作；质量监督人员根据管理程序和规定对检修工作进行检查、监督和指导；安全管理人员对检修工作进行安全监督和考核；确保设备故障检修全过程安全、质量可控，按既定目标完成设备检修工作。

6.3.2非计划检修开工准备

6.3.2.1进行现场安全防护设施铺设、现场隔离、防护装置安装和安全、警示标识装设等现场工作。

6.3.2.2对检修准备工作各方面进行复查，发现遗漏及时补充。6.3.2.3办理开工手续等。

6.3.2.4检查和配备个人安全防护用品。6.3.3非计划检修过程控制

6.3.3.1组织召开非计划检修例会。非计划检修全过程必须定期召开检修例会，并根据检修进展情况进行调整。XX小时以内故障参会人员至少应包括风电场负责人、专工、值长、检修人员、设备制造厂相关人员等。XX小时以上故障参会人员至少应包括生产管理部门、风电场负责人及专工，安监、后勤等部门负责人，承包商项目负责人，设备制造厂技术人员等。会议内容主要包括：

a）非计划检修工作情况汇报及后续抢修工作的安排，对非计划检修工作进行宏观控制和协调；

b）对抢修工作存在的重大问题提出后续处理措施和方案，明确责任人和完成时间，并有反馈和监督；

c）协调有关备品备件到货、资源分配、施工机具材料、检修项目变更等影响进度的工作； d）会议组织者对会议内容闭环情况进行通报，负责会议纪要的整理及发布。

6.3.3.2主要设备恢复前，现场检查确认是否具备恢复条件，各项安全、技术措施是否落实到位。6.3.4非计划检修安全管理

6.3.4.1非计划检修过程中坚持“安全第一，预防为主，综合治理”的安全生产方针，明确安全责任，健全检修安全管理制度，严格执行国家和行业的有关安全标准及规范规定，做好全员、全过程、全方位风险管控。

6.3.4.2严格按照安全生产管理体系中的安全管理标准做好检修全过程管理，认真做好危险点分析和预控，全面落实各项反事故措施；严格执行公司《安全工作规定》和各类反事故措施、安全措施及技术措施，确保人身及设备安全。

6.3.4.3所有参加故障检修的人员，严格遵守DL/T 797和安全生产责任制，执行发、承包方安全协议，加强安全管理，落实安全措施，确保人身和设备安全。

6.3.4.4风电公司应根据公司各项安全管理标准，制定职业健康安全管理措施。6.3.4.5做好故障检修全过程监督管理，加大违章查处力度，发现问题立即纠正并整改。6.3.5非计划检修质量监督

6.3.5.1风电场应组织各专业以及外包单位学习检修规程、检修技术导则等技术文件，做好日常故障检修技术培训工作。

6.3.5.2风电公司生产管理部门应按要求，制定质量管理措施并监督风电场执行。6.3.6非计划检修工期控制

6.3.6.1非计划检修中统筹管理检修进度，既要保证施工安全和抢修质量，又要提高工作效率，有效控制故障停用时间。

6.3.6.2风电场应掌握整体检修工作的进展情况，跟踪分析，及时修正检修的控制进度。6.3.6.3故障抢修中发现重大设备问题，风电场要立即向上级公司汇报，上级公司应帮助风电场制定解决方案，并对有关问题进行协调解决。6.3.7非计划检修后投运 6.3.7.1检修后启动。

风电机组非计划检修后启动应具备以下条件：

a）故障检修项目完成并验收通过； b）风电机组各系统正常并自检程序通过； c）安全措施己拆除，工作票已办理终结。6.3.7.2风电机组大型部件故障抢修后启动。风电机组大型部件故障抢修后启动应满足以下条件：

a）按照厂家的要求对风电机组进行调试并验收合格； b）风电机组各系统正常并自检程序通过； c）安全措施已拆除，工作票已办理终结。6.3.8 非计划检修后验收

检修后验收是在检修人员自检合格的基础上执行分级验收制度，设备检修项目以自检为主，实行“二级验收”：

a）各级验收均应事先准备好相关资料。风电场验收：由风电场场长验收，验收时检修项目负责人应同时参加验收：至少有生产管理部门技术专工参加验收。

b）验收项目应随项目工作进度，及时办理验收签字手续，验收的实际情况和验收意见在工序卡的“验收签证”的相应栏内记录并签字，现场验收当场签字。6.4非计划检修总结与评价 6.4.1总体要求

非计划检修总结与评价阶段的主要工作内容是：编写设备非计划检修总结报告，整理归档非计划检修资料，修订检修规程、图纸、故障检修文件包等文件。6.4.2非计划检修总结与评价

6.4.2.1非计划检修结束后当月月底，检修组织机构召开非计划检修总结会，重点分析停机时间24小时以上的故障检修效果，说明故障设备存在的主要问题和预控措施。参照附录J “检修总结”模板，编制风电场非计划检修总结，总结包含的内容有：

a）设备概况及检修前存在的主要问题、上次检修后到本次检修前设备重大问题处理情况； b）本次非计划检修主要项目、目标及完成情况、特殊项目执行情况、安全管理情况； c）非计划检修后调试启动和运行情况、材料及费用完成情况分析、本次检修效果评价、检修后还存在的问题及准备采取的对策、外包工作承包商评价。

6.4.2.2检修后，风电场对所有检修设备的状态进行跟踪，并对设备发生的问题、原因进行分析，总结经验教训。6.4.3非计划检修文件整理

6.4.3.1非计划检修结束后XX天内，检修组织机构应根据验收、反馈和总结会的情况，组织对非计划检修文件包进行修订和完善，按设备故障管理程序，完成图纸、规程、定值等技术资料的修改，经审批后发布并归档。

6.4.3.2非计划检修结束后XX天内，应对检修中消耗的备品配件、材料及工时进行分析，不断完善备品备件、材料、工日定额。

篇8：风电管理技术论文

关键词：风电技术,光伏发电,风电消纳

风力发电, 是当前既能获得能源, 又能减少二氧化碳排放的最佳途径。根据国家发展和改革委员会的规划, 至2020年, 中国国内风电总装机容量将达到5000万千瓦, 年发电量约为1000亿千瓦时以上, 即每年能减少二氧化碳排放量为6000万吨以上, 将在很大程度上有助于环境质量的改善。

一、我国风电发展现状

中国风能协会2013年3月13日发布《2012年中国风电装机容量统计》报告, 数据显示, 2012年中国 (未统计台湾地区) 新增安装风电机组7872台, 装机容量12960MW (兆瓦) , 同比下降26.5%, 这是自2011年以来连续第二年风电新增装机增速下滑。此前国内风电装机容量保持多年高速增长。2011年, 由于国内风机产能过剩, 加上政策调整, 风电市场开始逆转。截至2012年年底, 中国已建成的海上风电项目共计389.6MW, 是除英国、丹麦以外海上风电装机容量最多的国家。

二、我市风电发展现状

2007年张家口市被国家定为第一个百万千瓦级风电基地, 2009年又成为国家首个双百万风电基地。至2011年底, 全市累计装机容量达到509万千瓦, 连续五年年均增长96.7%;累计并网容量达到386万千瓦, 较五年前增长12.7倍。2009年全市风电累计装机容量全国地级市排名第一, 2010年全市风电累计并网容量全国地级市排名第一。

三、风电发展的瓶颈

2006年以后, 我市风电发展进入“井喷期”。与此同时, 风电技术发展落后、相关标准缺乏与风电快速发展之间的矛盾也日益突出。因为风电发展太快, 2008年底, 我市风电装机总量达到59.5万千瓦。但与之伴生的是接纳风电入网的变电站主变频繁过载, 最大受限出力6万千瓦, 约占当时投产装机总量的9%, 当时的张家口电网已经没有了接纳风电入网的裕度。随后2009年, 又新增装机40万千瓦, 受限出力更高。之后几年, 我市风电装机容量更是突飞猛进。

随着风电并网容量的逐渐加大, 风电的消纳问题也随之显现。据了解, 我市风电场均不同程度地存在着限电现象, 比较严重的是中节能张北满井风电场和国华七甲山风电场, 中节能满井风电场, 风电弃风比例已经超过35%, 国华七甲山风电场去年还只是小规模的限电, 现在限电比例已经超过了25%。

“目前风电入网在技术上已经不是问题, 之所以会出现风电电量被弃, 是因为风电具有波动性, 电网需要搭精力和财力去做很多前期工作。”电网工作人员介绍, 除了上述问题, 风电企业本身发展过快也是造成风电电量被弃的一个主要原因。风电发展速度与电网建设规模不相配套, 风电装机容量超过了电网容纳能力, 这必然导致部分风电难以并网。

四、风电发展前景与对策

1、国家将对可再生能源行业提供贴息政策

为了实现国家“十二五”计划中实现经济再平衡, 财政部将综合运用贴息、风险补偿等财政政策, 服务支持新能源和新材料等新兴产业的发展。作为全球最大的能源生产国和消费国, 中国承诺减少污染排放, 并宣布到2020年, 把国内生产总值 (GDP) 二氧化碳排放比在2005年的基础上降低40%-50%。为达到这一目标, 中国计划到2020年使核能和可再生能源等非化石燃料占能源总消费的比重达到15%, 目前这一比重为8%。

2、低风速风电纳入国家规划

在目前大基地风电建设之外, 未来国家将支持在资源不太丰富的地区发展低风速风电厂, 倡导分散式开发。加强低风速风电开发已被纳入“十二五”风电发展规划, 政策上拟提高其在未来整体风电开发布局中的比重。

3、多路突围, 为并网全力以赴

冀北电网为了更好更快地规范风电的发展, 同时制定统一标准, 尽最大努力消纳风电。调整配套电网工程建设时序, 超前开展前期工作, 千方百计加快风电送出工程建设, 尽最大努力满足了风电接入电网的需要。从2008年开始, 我市先后建成的220千伏变电站、220千伏线路构成了我市汇集风能、光能外送的核心。全市建成和在建的所有风场、风光储能基地都将通过这些汇集中心送入华北大电网。

4、崛起风电“龙型经济”

在积极招商引资开发风能资源的同时, 该市坚持走优势资源产业化发展之路, 不断完善产业链条, 真正将风电开发做成产业, 依托丰富的风能资源和具有优良传统的机械加工产业优势, 积极寻求风电设备加工本土化。同时, 主动寻求与国内机械设备制造强企合作, 扩大风电设备生产及加工能力。如今该市已具备了本地生产风电全套设备的能力, 风电产业“龙型经济”正在迅速崛起。目前, 风机叶片制造厂年生产能力达1000套 (3000片) , 风机塔筒制造厂年生产能力达1200套。该市风电装备基本实现了从研发到主机生产、运输、组装、服务全部本土化, 初步形成了以风电装备制造、运输、安装、维修等为重点的风电配套产业发展格局。

5、太阳能电站的建设

2013年3月12日, 江西首家居民用户分布式光伏发电并网项目——莲花县金城大道杨家新村朱建兵220伏分布式光伏发电并网项目在通过并网计量装置安装、《发用电合同》签订和并网验收及调试后, 成功并网发电。加纳将于2013底建设155兆瓦的巨型光伏电站, 将安装63万块光伏组件。风电不同于火电和水电, 火电水电发电量是一致的, 只需要调节用电量就可以稳定供电, 而风电则不然, 无论是发电, 还是用电都是不稳定的, 忽高忽低的发电量不仅极易造成对电网的波动, 影响电网安全运行和消费者稳定用电, 而且不稳定的发电量也常常使供电企业在经济效益上得不偿失。

面对风电对电网造成的压力, 国家电网一直在想方设法破解难题。而国内首个风光储输综合示范项目落户我市, 为我市风电外送开辟了一条新的通道。项目建成后将成为世界上最大的太阳能光伏发电场、最大的风光储实验中心、第一个超百万千瓦风电集中输出检测基地和世界上规模最大的风光储三位一体示范工程。

在科学消纳风电的同时, 冀北电网加强与风电企业沟通联系, 加快风场标准体系建设, 有效解决了风电场建设没有规范、接入电网没有标准、风电价格没有理顺、电网规划薄弱等问题。

五、结语

随着可再生能源法的实施, 我国风电进入了快速发展时期, 世界风电设备制造商和开发商都十分看好我国的风电市场。无论从我国风能资源和能源需求来看, 还是从保护环境角度出发, 我国都应加快风电技术和产业的发展。随着中国风电装机的国产化和发电的规模化, 风电成本可望再降, 我国风力发电事业将持续高速发展。

参考文献

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[2]时璟丽.世界风电发展形势及我国风电制造业面临的机遇[J].可再生能源, 2009 (3) :1-31.

[3]董丹丹, 赵黛青, 廖翠萍.我国的风电技术和风电发展[J].可再生能源, 2007, 25 (3) :72-75.