云南曲靖市风电太阳能实施方案（模版）

第一篇：云南曲靖市风电太阳能实施方案（模版）

曲靖市风电、太阳能项目建设 2015年度实施方

案

2014-10-29 10:13:56

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为促进曲靖市风电、太阳能项目科学有序建设，推动曲靖市新能源健康快速发展，建设好云南面向西南开放桥头堡战略重点打造的新能源基地，...为促进曲靖市风电、太阳能项目科学有序建设，推动曲靖市新能源健康快速发展，建设好云南面向西南开放“桥头堡”战略重点打造的新能源基地，曲靖市发展和改革委员会根据《云南省能源局关于报送2015年风电核准计划及太阳能备案计划的通知》（云能源水电„2014‟110号）及《云南省发展和改革委员会关于加强风电太阳能发电前期工作的通知》（云发改办能源„2012‟972号）、《云南省发展和改革委员会关于恢复全省风电建设有关事项的通知》（云发改能源„2014‟250号）等文件要求，制定了曲靖市风电、太阳能项目建设2015年度实施方案。

一、风电、太阳能项目发展概况

（一）风电发展情况

曲靖市风能资源较为丰富，最高风速约25m/s，年利用小时数大多在1900小时以上，风功率密度最高可达600W/m

2左右，加之风期长，开发利用率高。风能资源分布广泛，全市各县（市、区）均有丰富的风能资源可开发利用。

目前，曲靖市已建成投产7个风电场，总装机容量345MW，其中：陆良县5个，总装机容量247.5MW，分别是杨梅山资家风电场、杨梅山大路湾风电场、大莫古风电场、龙潭风电场、马塘风电场；麒麟区1个，即朗目山风电场，装机容量49.5MW；会泽县1个，即大海梁子风电场，装机容量48MW。全市有3个在建风电场，分别是富源县文笔山风电场、师宗县程子山风电场和陆良县仕官风电场，总装机容量124MW。全市有19个风电场由国家能源局、省能源局同意正在开展前期工作，总装机容量1158.5MW，其中：曲靖市株木山风电场、马龙县对门梁子风电场等9个风电场项目已纳入国家“十二五”规划中第三批拟核准计划，总装机容量577.5MW。另外，曲靖市还有规划建设但未获准开展前期工作的风电场51个，总装机容量约3500MW。

由于曲靖市风电项目建设起步晚、发展慢，全市的风电资源未得到充分发展和有效利用。目前，已建成投产的风电场装机容量仅占规划装机容量的7%左右，还有大量的风电资源未得到开发利用。

（二）太阳能光伏发电发展情况

曲靖市地处低纬高原，晴天日数多，光照充足，全市年平均日照时数在2000小时左右，平均太阳总辐射498.2千焦/平方厘米，太阳能资源比较丰富，利用率较高，加之全市荒坡山地较多，比较适合发展太阳能光伏发电。

曲靖市光伏电站建设起步较晚，目前还没有光伏电站建成投产。现全市有1个在建项目，即麒麟区南头山光伏电站，2014年获准建设10MW装机；另外，获得2014年10MW建设规模指标的沾益县20MW光伏发电站因林业手续未完成还未开工建设。我市获得的2014年建设规模指标，仅占我市2013年底编制上报《曲靖市2014年光伏电站建设年度实施建议方案》中建议规模的3%左右，建设规模指标严重不足，无法满足全市光伏发电项目建设需要。

二、2015年度项目实施计划

根据全市风电、太阳能项目建设及前期工作进展情况，2015年度计划实施以下风电、太阳能光伏发电项目：

（一）风电项目

2015年，曲靖市计划核准开工建设15个风电项目, 总装机容量为1166MW。

1、富源县胜境风电场（胜境三期）

胜境风电场位于曲靖市富源县中安街道，项目于2011年5月由云南省发展改革委以“云能源水电„2011‟52号”文同意开展前期工作，建设规模48MW，总投资44308.02万元，项目业主为华能云南滇东能源有限公司。目前，核准所需的前期支持性文已全部齐备，可研报告已编制完成，社稳报告初稿已编制完成。

2、宣威市三尖山风电场

宣威市三尖山风电场场址位于宣威市普立乡与宝山镇交界的山脊上，为三尖山规划风电场的三尖山片区。项目于2012年11月取得《云南省能源局关于同意宣威市三尖山风电场项目开展前期工作的通知》（云能源水电„2012‟264号），建设规模48MW，总投资48610.49 万元，项目业主为中广核风电有限公司西南分公司。目前，项目已取得水保、地灾、安评、接入系统、节能评估批复（备案）以及贷款承诺书，《用地矿产资源调查报告》和《用地预审》已送审，《环境影响报告书》和《社会稳定风险分析报告》已完成报告编制。

3、富源县光梁子风电场（光梁子一期）

光梁子风电场位于曲靖市富源县后所镇，项目于2012年9月由云南省发展改革委以“云能源水电„2011‟168号”文同意开展前期工作，建设规模48MW，总投资43860.39万元，项目业主为华能云南滇东能源有限公司。目前，核准所需的前期支持性文件已基本齐备，可研报告已编制完成，社稳专题分析工作即将完成。

4、罗平县阿岗风电场

罗平县阿岗风电场位于曲靖市罗平县境内阿岗镇、马街镇，项目于2011年11月取得《云南省能源局关于同意罗平县阿岗风电场项目开展前期工作的通知》（云能源水电„2011‟176号），建设规模49.5MW，总投资43496.12万元，项目业主为云南国电新能源公司。目前，项目已取得水保、环保、压覆矿产、地灾、安评批复（备案）和并网意向协议以及贷款承诺书，用地预审已上报省国土资源厅。

5、师宗县石梁山风电场

师宗县石梁山风电场位于曲靖市师宗县西北边缘山脊，建设规模44MW，总投资4.4亿元，项目业主为三峡新能源云南师宗发电有限公司。项目于2012年10月22日取得《云南省能源局关于同意师宗县石梁山风电场项目开展前期工作的通知》（云能源水电„2012‟210号）。目前，项目已取得压覆矿产、水土保持、地灾、用地、环评的批复文件，项目可研报告、社会稳定风险评估报告已编制完成待评审。

6、会泽县白泥井风电场

会泽县白泥井风电场位于曲靖市会泽县驾车乡白泥井，项目于2012年10月取得《云南省能源局关于同意会泽县白泥井风电场项目开展前期工作的通知》（云能源水电„2012‟217号），装机规模32MW，总投资31834万元，项目业主为会泽泰合风力发电有限公司。目前，项目已取得用地预审、水保、安评、地灾、压覆矿产批复（备案）和并网意向协议以及贷款承诺书，接入系统报告已审查待批，可研、环评、社稳报告已完成编制。

7、宣威市大白岩风电场

宣威市大白岩风电场位于曲靖市宣威市城市东面的山地上，场址涉及宣威市东山镇、板桥街道，项目于2014年7月取得《云南省发展和改革委员会关于同意曲靖市宣威市大白岩风电场项目开展前期工作的函》（云发改办能源„2014‟496号），建设规模170MW，总投资148388.25万元，项目业主为中广核风电有限公司西南分公司。目前，项目《地质灾害危险性评估报告》、《安全预评价报告》、《贷款承诺书》和《并网意向协议书》已通过审批或完成评审；《水土保持方案报告书》、《接入系统方案》、《固定资产投资节能报告》、《用地预审》、《用地矿产资源调查报告》、《环境影响报告书》和《社会稳定风险分析报告》已完成报告编制。

8、马龙县陡坡梁子风电场

陡坡梁子风电场位于马龙县马鸣乡，项目于2012年10月取得《云南省能源局关于同意马龙县陡坡梁子风电场项目开展前期工作的通知》（云能源水电„2012‟266号），装机规模48MW，总投资45000万元，项目业主为马龙协合风力发电有限公司。目前，项目已取得地灾批复、并网协议，可研、接入系统、环评、水保报告已编制完成，土地预审、安评、社稳报告编制工作正在开展。

9、冒天水风电场

冒天水风电场位于富源县中安街道办、墨红镇，由华能云南富源风电有限责任公司投资建设。项目预可研报告已于2012年底编制完成，根据预可研报告：风电场建设规模180MW，利用小时为2330h，总投资165441.51万元；测风塔50m风速为7.4-8.1m/s，风功率密度为388-488W/m，总体达到4级水平；冒天水风电场外部建设条件较好，西面有县道XD03通过，项目接入接入220kV营上变，线路长度约18km。

10、打峰岩、白岩子项目（光梁子后续工程）

打峰岩、白岩子项目位于富源县后所镇、宣威市海岱镇，属光梁子后续工程，由华能云南滇东能源有限责任公司风电分公司投资建设。项目已于2012年底完成预可研报告编制工作，根据预可研报告：风电场建设规模约100MW，利用小时约为2300h，总投资91927.3万元；测风塔50m风速为6.1-7.8m/s，风功率密度为241-480W/m，总体在2-4级水平；项目外部建设条件较好，场址内有多条乡村道路，在风电场建设过程中加以改造，即可满足大件运输需求，项目送出与光梁子风电场一期一并考虑，接入宣威市220KV永安变，线路长度约34km。

11、营盘山一期（营盘山风电场）

营盘山一期位于富源县墨红镇，由华能云南滇东能源有限责任公司风电分公司投资建设。项目于 2013年初编制完成预可研报告，根据预可研报告：风电场建设规模100MW，利用小时为2274h，总投资92875.55万元；测风塔50m风速为7.7-8.0m/s，风功率密度为371-489W/m，总体达到

22级水平；营盘山区域场址南面有县道通过，部分道路进行新建及改扩建后能满足大件运输要求，项目接入系统方便，接入220kV营上变，无环保制约性因素。

12、营盘山二期（者竹山风电场）

营盘山二期位于富源县墨红镇，由华能云南滇东能源有限责任公司风电分公司投资建设。项目于 2013年初编制完成预可研报告，根据预可研报告：风电场建设规模100MW，利用小时为2672h，总投资92143.19万元；测风塔50m风速为7.7-8.0m/s，风功率密度为371-489W/m，总体达到4级水平；营盘山区域场址南面有县道通过，部分道路进行新建及改扩建后能满足大件运输要求，项目接入系统方便，接入220kV营上变，无环保制约性因素。

13、会泽县半边箐风电场

会泽县半边箐风电场位于会泽县大海乡，由云南能投新能源开发有限公司投资建设。项目预可研报告已编制完成，根据预可研报告：风电场装机48MW（24×2MW），年等效满负荷小时数达2152h，总投资为46059万元；两座测风塔50m高度处的年平均风速达到6.2m/s、7.3m/s，风功率密度等级分别为2级、3级；场址地形、地址条件满足风电场的建设要求，对外交通条件较好。目前，项目已完成可研阶段地勘工作、水土保持、安全预评价、地质灾害评估及矿产压覆等专题报告，现场踏勘收集信息工作已完成，2正在编写相关报告。

14、沾益县阧青风电场

阧青风电场位于沾益县大坡乡，由中节能风力发电股份有限公司投资建设，建设规模5OMW，总投资4.8亿元。该项目已与沾益县政府签订风能资源开发协议，2013年年底已测风满2年，风能资源状况良好。风资源评估报告、总规报告、预可研报告已编制完成，等待省相关部门评审。土地、压矿、林业、环保在县级政府的调查已完成。

15、沾益县碗花塘风电场

碗花塘风电场位于沾益县白水镇，由国投云南风电有限公司投资建设，建设规模100.5MW，总投资9.5亿元。该项目已与沾益县政府签订风能资源开发协议，2013年年底已测风满1年，风资源状况良好。风资源评估报告、总规报告、预可研报告已编制完成，等待省相关部门评审。

（二）太阳能光伏发电项目

2015年，全市计划实施12个光伏电站项目，总装机容量为444.16MW，2015年计划申请建设规模指标394.16MW。

地面光伏电站：

1、云南省曲靖市麒麟区南头山并网光伏电站

南头山并网光伏电站位于麒麟区珠街乡联合村，是2013年9月曲靖市麒麟区人民政府与曲靖英利光伏电力开发有限公司签订的项目（《英利曲靖市麒麟区太阳能光伏并网发电项目合作协议书》），占地1415600m，建设70MW光伏电站及配套设施（升压站、办公用房），总投资63000万元。目前，项目获得的2014年10MW建设规模指标已于2014年7月开工建设。2015年计划争取60MW建设规模指标。

2、沾益阿特斯20MW光伏发电地面电站

沾益阿特斯20MW光伏发电地面电站位于曲靖市沾益县菱角乡刘家庄村委会，建设规模20MW，总投资18461.5万元，由沾益阿特斯光伏发电有限公司投资建设。项目分二期实施，一期10MW，投资9412.5万元；二期10MW，投资9049万元。项目获得的2014年10MW建设规模指标正在加紧办理相关手续，即将开工建设。2015年计划争取10MW建设规模指标。

3、陆良县芳华镇雨补草山40MW光伏地面电站

陆良县芳华镇雨补草山40MW光伏地面电站位于陆良县芳华镇雨补草山，建设规模40MW，总投资金额约4.5亿元，由中电电气集团有限公司投资建设。项目计划2015年底前完工投产，年发电产生效益5320万元。目前，项目已完成项目公司注册、可研报告编制、光照资源预评估、云南省电网公司电网接入意向函、场址地形测绘、场址矿产压覆情况调查、投资协议签订和备案等手续。2015年计划争取40MW建设规模指标。

24、马龙县马坡山并网光伏电站

马龙县马坡山并网光伏电站位于马龙县王家庄色甲村东北部马坡山，由马龙裕昆新能源开发有限公司投资建设，装机规模为110MW，总投资110000万元。项目于2013年取得云南省能源局《关于同意马龙县马坡山并网光伏电站开展前期工作的函》（云能源水电函„2013‟72号）。目前，项目已取得并网意向协议，正在开展项目地形测绘、勘察、矿压、地灾、环评、水保、安评、能评及方案设计、接入系统设计等前期工作。计划在2014年内完成土地、林地征占手续，完成矿压、地灾、环评、安评、水保、能评、林地可研等手续，完成光伏发电项目初步设计、施工方案设计和评审、接入系统方案设计、可研报告评审等工作；完成项目选址、建设许可等相关手续，完成施工现场“三通一平”及测绘放线工作。计划2015年一季度完成项目主要设备及材料的采购工作，完成接入系统初步设计、施工方案设计和评审，完成40MW光伏组件的安装工作；2015年7月底完成70MW光伏组件的安装工作、110kV升压站建设、发电系统和升压站的安装、接入110kV送电线路架设、对侧间隔改造；2015年8月完成监控系统、调度通信系统、消防、安防系统的安装、设备试验、系统、线路调试及验收工作、光伏电站附属设施建设工作并签订并网、调度及售电协议，最终实现110MWp光伏发电项目并网发电。2015年计划争取110MW建设规模指标。

5、云南师宗火草坡20MW并网光伏电站

云南师宗火草坡20MW并网光伏电站位于师宗县城南约 4km，地理坐标介于北纬24°47′24″～24°48′04″，东经 103°59′44″～104°00′43″之间，海拔在 1860m～1950m 之间，占地总面积 0.7315km（1097.33 亩），装机规模为 20MW，总投资 21104.43 万元。目前，项目已完成项目公司成立、预可研报告、电网接入意见、项目备案、接入系统设计、水保方案、施工设计等前期工作。2015年计划争取20MW建设规模指标。

6、冒天水光伏电站

冒天水光伏电站位于富源县中安街道，由华能云南富源风电有限责任公司投资建设，计划与冒天水风电场以“风光互补”形式同步建设，装机规模50MW，总投资47518万元。2015年计划争取50MW建设规模指标。

7、云南省曲靖市马龙并网光伏电站工程

云南省曲靖市马龙并网光伏电站工程位于马龙县旧县街道，由马龙天合太阳能发电有限公司投资建设，装机容量50MW，等效利用小时数1171.5h，总投资48304.5万元。电站接入系统初步拟定以1回110kV线路接入110kV小寨变电站。目前，项目已完成预可行性研究报告，取得云南省电网公司并网意见函。项目计划于2015年2月备案，201

52年3月开工建设，2015年4-9月开展进场道路、主体工程施工和送出线路建设、主机设备安装调试，计划2015年10月投产。2015年计划争取50MW建设规模指标。

8、火红乡耳子山村陷塘场址

项目位于会泽县火红乡耳子山村，规划场址面积2500亩，项目总装机60MW，估算总投资54000万元。场址海拔高程2250m，乡政府所在地年平均日照2085.6h，年太阳辐照总量5270.3MJ/m.a。项目分期建设，2015年计划建设30MW，投资27000万元。目前，该项目已由中电投四川电力有限公司同会泽县政府签订测光协议，待测光期满后开展下步工作。2015年计划争取30MW建设规模指标。

分布式光伏项目：

9、陆良县青山工业园20MW分布式光伏电站

陆良县青山工业园20MW分布式光伏电站位于陆良县青山工业园区，建设规模20MW，总投资2.2亿元，由中电电气集团有限公司投资建设。目前，项目已完成项目公司注册、可研报告编制、光照资源预评估、电网公司电网接入意向函。2015年计划争取20MW建设规模指标。

10、五馆一中心科技馆屋顶160kW光伏分布式项目

项目位于麒麟区五馆一中心，由曲靖英利光伏电力开发有限公司投资建设。该项目利用科技馆屋顶建设160kW分布式项目，总投资128万。项目建成后一方面用来做科普

2教育，另一方面可以解决科技馆日常照明。现初步设计已经完成, 正在洽谈合作协议。

11、农垦机械2MW光伏屋顶项目

项目位于麒麟区，由曲靖英利光伏电力开发有限公司投资建设。该项目利用农垦机械屋顶做分布式光伏项目，总投资1600万。目前，项目已经完成初步设计工作。

12、泛亚国际2MW光伏屋顶项目

项目位于麒麟区，由曲靖英利光伏电力开发有限公司投资建设。该项目利用泛亚国际庞大的屋顶规划建设2MW的屋顶分布式项目，总投资1600万。目前，项目已完成初步设计工作，正在协商合作协议。

三、电网接入

目前，曲靖电网已建成500千伏输变电站4座，主变容量为5000 兆伏安，500千伏线路1106千米，500千伏变电站分布在曲靖市北、中、南、西，形成云南日字环网一角，网架结构坚强，是云电外送的主通道；220千伏输变电站17座，主变容量5340兆伏安，220千伏线路1707千米，220千伏变电站已实现至少每县一座的格局；110千伏输变电站50座，主变90台，容量3526兆伏安；35千伏输变电站101座，主变179台，容量991.2兆伏安，35千伏变电站布点基本实现“一乡一变”结构。

麒麟区、沾益、马龙和富源35kV电网依托220kV和110kV变电站，形成以单辐射和双侧电源单回链式接线为主的电网结构；宣威、陆良、罗平、师宗、会泽35kV电网依托小水电与110kV变电站，形成单辐射和双侧电源单回链式接线为主的电网结构。

曲靖市较为完善的电网结构，为全市风电、太阳能项目建设提供了较好的并网条件。

四、电力消纳预测

（一）曲靖市电源现状

目前，曲靖市电力装机累计达910.694万kW，其中：火电及综合利用装机693.53万kW，水电182.664万kW，风电34.5万kW。

2013年，全市发电量281.57亿kW〃h，其中：火电225.36亿kW〃h，水电50.7亿kW〃h，风电5.51亿kW〃h。

（二）负荷需求预测

2013年，曲靖市全社会用电量为229.57亿kW〃h，曲靖市“西电东送”电量193.14亿千瓦时。预测2014年曲靖市全社会用电量297亿kW〃h。

随着国家“一带一路”战略、云南面向西南开放“桥头堡”战略、孟中印缅经济走廊建设等战略措施的逐步推进，以及长江经济带、滇东城市经济圈、滇中产业聚集区、昆瑞经济带等规划的谋划和实施，曲靖市经济社会将会快速发展，必将带动对电力等能源的需求大幅增长。因此，曲靖市必须提升电力开发，提高电力产品质量，做大做强电力产业。目前，曲靖市风电等新能源电源装机仅占全市电源装机比重约为3.79%，比重较低。为充分利用曲靖市丰富的风能、太阳能等新能源，抓好桥头堡战略新能源基地建设，必须大力发展新能源电源，不断提高新能源电源装机比重。综合以上因素，曲靖市现有的电源装机是不够的，还要不断扩大电源装机，特别是扩大风电、太阳能发电等新能源装机。因此，2015年曲靖市计划开工建设的风电、太阳能项目投产后所提供的电力是可以消纳的。此实施方案已于2014年10月15日上报云南省发展和改革委员会，待批复后实施。

第二篇：风能与太阳能发电介绍

太阳能及风能发电介绍

众所周知，地球资源特别是不可再生资源，其供给能力有限，并非取之不尽、用之不竭。全球能源日渐枯竭的21世纪，在经济不断发展同时，能源消耗不断增加，传统能源无以为继，经济发展越来越受制于能源的开发利用，新能源作为一种替代能源，未来能极大的缓解我们能源大量需求，可以保证经济可持续发展。而且在当今社会传统能源产生环境问题越来越严重，危害人类健康和生存环境。新能源的需求越来越迫切了。太阳能和风能作为新能源的代表，越来越受到人们的重视。

传统的发电手段分为三类：

火电：火电需要燃烧煤、石油等化石燃料。一方面化石燃料蕴藏量有限、越烧越少，正面临着枯竭的危险。据估计，全世界石油资源再有30年便将枯竭。另一方面燃烧燃料将排出二氧化碳和硫的氧化物，因此会导致温室效应和酸雨，恶化地球环境。

水电：水电要淹没大量土地，有可能导致生态环境破坏，而且大型水库一旦塌崩，后果将不堪设想。另外，一个国家的水力资源也是有限的，而且还要受季节的影响。三峡造成的不利影响依然还是评估当中。

核电：核电在正常情况下固然是干净的，但万一发生核泄漏，后果同样是可怕的。前苏联切尔诺贝利核电站事故，已使900万人受到了不同程度的损害，而且这一影响并未终止。在这次日本的地震中，核电造成的问题能够引起人们的这么强烈的关注，说明了人们对核电安全性的担忧。

这些都迫使人们去寻找新能源。新能源要同时符合两个条件： 一是蕴藏丰富不会枯竭；

二是安全、干净，不会威胁人类和破坏环境。目前找到的新能源主要有这几种，太阳能、燃料电池。以及风力发电等。其中，最理想的新能源是太阳能。太阳能（Solar）是太阳内部连续不断的核聚变反应过程产生的能量，是各种可再生能源中最重要的基本能源，也是人类可利用的最丰富的能源。太阳每年投射到地面上的辐射能高达 1.05×1018千瓦时，相当于 1.3×106亿吨标准煤，大约为全世界目前一年耗能的一万多倍。按目前太阳的质量消耗速率计，可维持 6×1010年，可以说它是“取之不尽，用之不竭”的能源。

太阳能光伏技术（Photovoltaic）是将太阳能转化为电力的技术，其核心是可释放电子的半导体物质。最常用的半导体材料是硅。地壳硅储量丰富，可以说是取之不尽、用之不竭。太阳能光伏电池有两层半导体，一层为正极，一层为负极。阳光照射在半导体上时，两极交界处产生电流。阳光强度越大，电流就越强。太阳能光伏系统不仅只在强烈阳光下运作，在阴天也能发电。其优点有：燃料免费、没有会磨损、毁坏或需替换的活动部件、保持系统运转仅需很少的维护、系统为组件，可在任何地方快速安装、无噪声、无有害排放和污染气体等。

早在 1839年，法国科学家贝克雷尔（Becqurel）就发现，光照能使半导体材料的不同部位之间产生电位差。这种现象后来被称为“光生伏打效应”，简称“光伏效应”。1954 年，美国科学家恰宾和皮尔松在美国贝尔实验室首次制成了光电转换效率为4.5%的单晶硅太阳电池，诞生了将太阳光能转换为电能的实用光伏发电技术。

此后太阳能光伏产业技术水平不断提高，生产规模持续扩大。在 1990-2006 年这十几年里，全球太阳能电池产量增长了 50 多倍。随着全球能源形势趋紧，太阳能光伏发电作为一种可持续的能源替代方式，于近年得到迅速发展，并首先在太阳能资源丰富的国家，如德国和日本，得到了大面积的推广和应用。在国际市场和国内政策的拉动下，中国的光伏产业逐渐兴起，并迅速成为后起之秀，涌现了无锡尚德、常州天合和天威英利等一大批优秀的光伏企业，带动了上下游企业的发展，中国光伏发电产业链正在形成。

据欧洲光伏工业协会EPIA 预测，太阳能光伏发电在 21 世纪会占据世界能源消费的重要席位，不但要替代部分常规能源，而且将成为世界能源供应的主体。预计到 2030 年，可再生能源在总能源结构中将占到 30％以上，而太阳能光伏发电在世界总电力供应中的占比也将达到 10％以上；到2040年，可再生能源将占总能耗的 50％以上，太阳能光伏发电将占总电力的 20％以上；到 21世纪末，可再生能源在能源结构中将占到 80％以上，太阳能发电将占到 60％以上。这些数字足以显示出太阳能光伏产业的发展前景及其在能源领域重要的战略地位。太阳能光伏材料分为三大类：

• 单晶硅具有转换效率高，稳定性好，但是成本较高；

• 非晶硅太阳则具有生产效率高，成本低廉，但是转换效率较低，而且效率衰减得比较快；

• 铸造多晶硅太阳能则具有稳定的转换的效率，而且性能价格比最高； • 薄膜晶体硅太阳能则现在还只能处在研发阶段。

硅系列太阳能中，单晶硅和多晶硅继续占据光伏市场的主导地位，单晶硅和多晶硅的比例已超过80%，而这一发展趋势还在继续增长。

光伏发电系统分为独立光伏系统和并网光伏系统。独立光伏电站包括边远地区的村庄供电系统，太阳能户用电源系统，通信信号电源、阴极保护、太阳能路灯等各种带有蓄电池的可以独立运行的光伏发电系统。

并网光伏发电系统是与电网相连并向电网输送电力的光伏发电系统。可以分为带蓄电池的和不带蓄电池的并网发电系统。带有蓄电池的并网发电系统具有可调度性，可以根据需要并入或退出电网，还具有备用电源的功能，当电网因故停电时可紧急供电。带有蓄电池的光伏并网发电系统常常安装在居民建筑；不带蓄电池的并网发电系统不具备可调度性和备用电源的功能，一般安装在较大型的系统上。

太阳能转化为电能有2种主要途径：以上是其中一种方式，通过光电装置将太阳光直接转化为电能．即“太阳光发电”，常称为“光伏发电”；另一种是收集太阳辐射能转化为电能。即“太阳热发电”。太阳能热发电是利用太阳的热能发电．通过集热装置将太阳辐射的热能集中，驱动发电机发电。热发电系统一般包括集热系统、热传输系统、蓄热储能系统、热机、发电机等。集热系统聚集太阳能后。经过热传输系统将热能传给热机。并由热机产生动力。而热发电中应用较广泛的应属太阳能塔式热发电。

太阳能热发电是利用聚光器聚集太阳能，经吸收器吸收后，转化成热能，产生高温蒸汽或气体进入汽轮发电机组或燃气轮机发电机组产生电能。按聚光形式不同，太阳能热发电可分为塔式太阳能热发电、槽式太阳能热发电和碟式太阳能热发电。

一、塔式太阳能热发电

塔式太阳能热发电系统的基本形式是利用独立跟踪太阳的定日镜群，将阳光聚集到1个固定在塔顶部的接收器上，用以产生高温。加热工质产生过热蒸汽或高温气体，驱动发电机组发电，从而将太阳能转换为电能。塔式太阳能热发电系统包括：聚光子系统、集热子系统、发电子系统、蓄热子系统和辅助能源子系统。具有规模大、热传递路程短、热损耗少、聚光比和温度较高等特点，极适合于大规模并网发电。

二、槽式太阳能热发电

槽式太阳能热发电系统是将多个槽型抛物面聚光集热器经过串并联的排列，产生高温，加热工质，产生蒸汽，驱动汽轮机发电机组发电。槽式太阳能热发电系统具有规模大、寿命长、成本低等特点，非常适合商业并网发电。整个系统包括：聚光集热子系统、换热子系统、发电子系统、蓄热子系统和辅助能源子系统。

三、碟式太阳能热发电

碟式太阳能热发电系统是利用旋转抛物面反射镜．将入射阳光聚集在焦点上，放置在焦点处的太阳能接收器收集较高温度的热能，加热工质，驱动发电机组发电或在焦点处直接放置太阳能斯特林(stir．1ing)发电装置发电。碟式太阳能热发电系统具有寿命长、效率高、灵活性强等特点，可以单台供电，也叮以多套并联使用，非常适合边远山区发电。

新能源的另一个代表就是风能。风能就是空气的动能,是指风所负载的能量，风能的大小决定于风速和空气的密度。风的能量是由太阳辐射能转化来的，太阳每小时辐射地球的能量是174,423,000,000,000千瓦，换句话说，地球每小时接受了1.74 x 10^17瓦的能量。风能大约占太阳提供总能量的百分之一，二，太阳辐射能量中的一部分被地球上的植物转换成生物能，而被转化的风能总量大约是生物能的50～100倍。

风电的优势在于技术日趋成熟，产品质量可靠，可用率已达95%以上，已是一种安全可靠的能源，风力发电的经济性日益提高，发电成本已接近煤电，低于油电与核电，若计及煤电的环境保护与交通运输的间接投资，则风电经济性将优于煤电。风力发电场建设工期短，单台机组安装仅需几周，从土建、安装到投产，只需半年至一年时间，是煤电、核电无可比拟的。投资规模灵活，有多少钱装多少机。对沿海岛屿，交通不便的边远山区，地广人稀的草原牧场，以及远离电网和近期内电网还难以达到的农村、边疆来说，可作为解决生产和生活能源的一种有效途径。

现代风力发电机采用空气动力学原理，就像飞机的机翼一样。风并非“推”动叶轮叶片，而是吹过叶片形成叶片正反面的压差，这种压差会产生升力，令叶轮旋转并不断横切风流。风力发电机的叶轮并不能提取风的所有功率。理论上风电机能够提取的最大功率，是风的功率的59.6%。大多数风电机只能提取风的功率的40%或者更少。

风力发电机组主要由两大部分组成： 风力机部分――它将风能转换为机械能；发电机部分――它将机械能转换为电能。大体上可分风轮（包括尾舵）、发电机和铁塔三部分。（大型风力发电站基本上没有尾舵，一般只有小型（包括家用型才会拥有尾舵)风轮是吧风的动能转变为机械能的重要部件，它由两只(或更多只)螺旋桨形的叶轮组成。当风吹向浆叶时，桨叶上产生气动力驱动风轮转动。由于风轮的转速比较低，而且风力的大小和方向经常变化着，这又使转速不稳定；所以，在带动发电机之前，还必须附加一个把转速提高到发电机额定转速的齿轮变速箱，再加一个调速机构使转速保持稳定，然后再联接到发电机上。为保持风轮始终对准风向以获得最大的功率，还需在风轮的后面装一个类似风向标的尾舵。

铁塔是支承风轮、尾舵和发电机的构架。它一般修建得比较高，为的是获得较大的和较均匀的风力，又要有足够的强度。铁塔高度视地面障碍物对风速影响的情况，以及风轮的直径大小而定，一般在6-20米范围内

发电机的作用，是把由风轮得到的恒定转速，通过升速传递给发电机构均匀运转，因而把机械能转变为电能。

风电机组的结构基本可以划分为以下几个部分：

（一）转子

又叫叶轮、风轮，包括三个叶片和轮毂，以及相应的附件。

（二）传动系统

包括主轴、齿轮箱、联轴器三个部分。

主轴是指叶轮与发电机或者齿轮箱之间的连接部分，起支撑叶轮和传动风转矩的作用；

齿轮箱也叫增速齿轮箱，起到增速作用； 联轴器是连接传动轴（driving shaft，指齿轮箱高速轴）和非传动轴（driven shaft,指发电机前轴）的弹性部件。

对于直驱型机组，其传动系统由较大区别。以金风1.5WM系列机组为例，传动系统比较特殊，没有齿轮箱、联轴器、主轴等部件，叶轮直接与发电机外转子（永磁体）相连接。

（三）发电机

发电机是风力发电机组最重要的设备之一，是机电一体化的产物。从机械角度看，发电机的安装、对中、减震等都很重要。

（四）液压系统

在风力发电机组中，液压系统是机组重要的执行系统，从液压系统的组成上来说，它主要包括动力元件——液压泵、执行元件——液压缸和液压马达、控制元件——各种控制阀、辅助元件——蓄能器和油箱等；从液压的应用上来说，液压系统主要包括高速轴（或低速轴）机械刹车、液压变桨、叶尖扰流器控制、偏航阻尼控制等四个方面。

（五）偏航系统

偏航系统的机械部件主要包括：偏航电机、偏航减速器、偏航驱动齿轮、偏航轴承、偏航卡钳。其中偏航卡钳分为机械式偏航卡钳和液压式偏航卡两种，偏航轴承分为滑动轴承和滚动轴承两种。

（六）支撑系统

机组的主要支撑件构成机组的支撑系统，主要包括机舱架（机架）、塔架与基础三大部分。

（七）电气柜体

电气柜体主要包含了机组的电气控制部件，从机械角度来看，电气柜体的布置、固定也非常重要。

（八）其它附件

除了上述七大件之外的其他部分，称为附件。如机舱罩、爬梯、助爬器、塔底支架等附属设备。

以上八个系统的主要机械件包括：叶片、轮毂、变桨机构与变桨轴承、主轴与主轴承、齿轮箱、联轴器、机械刹车、偏航机构与偏航轴承、液压站结构、机组润滑装置、机舱架、机舱罩、塔架、基础等十四个部分。

第三篇：风电规范

风电标准

一、风电标准体系建设

随着风电产业的快速发展及日趋成熟，我国已基本形成了较为完整的风电标准体系。国家能源局组织成立能源行业风电标准化技术委员会，提出了我国风电标准体系框架，主要包括6大体系29大类，涵盖风电场规划设计、风电场施工与安装、风电场运行维护管理、风电并网管理技术、风力机械设备、风电电器设备等风电产业的各个环节。我国风电标准体系框架如表2-1所示。

二、风电技术标准制定

截至2011年底，我国已发布风电技术标准41个，待批3个，在编6个。其中，风电场规划设计体系标准21个，风电场施工与安装体系标准5个，风电场运行维护管理体系标准1个，风电并网管理技术体系标准3个，风力机械设备体系标准1个，风电电器设备体系标准9个。

国标建设

2011年12月，国家标准化管理委员会批准发布《风电场接入电力系统技术规定》（GB/Z 1996 3-2011）。

新国标对于低电压穿越、接入系统测试等都提出了更多和更严格的标准。针对脱网事故，新国标提出了低电压穿越方面的约束，要求风电场并网点电压跌至20％标称电压时，风电场内的风电机组应保证不脱网连续运行625ms，特别的，要求风电场并网点电压在发生跌落后2s内能够恢复到标称电压的90%时，风电场内的风电机组应保证不脱网连续运行。针对接入系统测试，新国标提出了当接入同一并网点的风电场装机容量超过40兆瓦时，需要向电力系统调度机构提供风电场接入电力系统测试报告，累计新增装机容量超过40兆瓦时，需要重新提交测试报告。

新国标发布后一直争议不断，特别是对并网影响最大的低电压穿越要求，会否导致风电产业格局重新洗牌，暂停运行的风电机组能否重新并网，这些问题都引发行业内热烈的讨论。

行标建设

2011年8月，国家能源局召开能源行业风电标准技术委员会一届二次会议，发布18项风电并网设计技术规范。《大型风电场并网设计技术规范》、《风电场电能质量测试方法》等行标正式发布。《风电信息收集和提交技术规定》、《风电调度运行管理规范》、《风电功率预测系统功能规范》等三个行标待批。

行标的发布进一步完善和补充了风电安装运营、维护管理、并网运行等方面的技术标准，为进一步建立和完善我国风电行业标准、检测、认证管理体系，规范风电行业的发展奠定了基础，对于保障电网安全稳定运行，促进风电与电网协调发展创造了条件。

企标建设

在国家和行业标准颁布相对滞后的情况下，国家电网公司加快研究建设风电企业标准体系。

建立了适应我国风电接入及调度运行的企业标准体系。2005年以来，国家电网公司先后编制修订22项企业标准。2006年7月，《国家电网公司风电场接入电网技术规定（试行）》颁布施行。2009年12月，颁布了《风电

场接入电网技术规定》（Q/GDW 392-2009），提出了风电场需要具备功率控制、功率预测、低电压穿越、监控通信等功能要求。2010年2月，颁布了《风电调度运行管理规范》（Q/GDW 432-2010），同时制定了《国家电网公司风电场接入系统设计内容深度规定》等多个配套规定。2011年，针对新出现的高电压穿越问题，积极开展风电场高电压穿越的技术标准研究和制订工作，与国际标准接轨，同时颁布了《风电功率预测系统功能规范》（Q/GDW 588-2011）、《风电场功率调节能力和电能质量测试规程》（Q/GDW 630-211）等多个配套规定。具体如表2-2所示。

开展《风电场电气系统典型设计》编制工作。为引导风电设计的规范化、标准化，2009年，国家电网公司组织开展了风电场电气系统典型设计研究编制工作，推动建设环境友好、资源节约、符合国家绿色能源政策的风电场，促进风电场与电网的协调发展。2011年，结合几次风电场大规模脱网事故，编制单位对风电场电气系统典型设计进行了进一步修改和完善。

此外，国家电网公司还承担相关国际标准的制定，牵头IEEE《储能系统接入电网设备测试标准》的制定、国际电工委员会（IEC）大容量新能源发电及大容量储能接入电网研究等，参与制订风电机组和风电场电气建模方面的国际标准，提高了我国在风电国际标准领域的话语权。

第四篇：风电考试

招聘笔试试题（值班长）

一、填空题（共9题，每空1分，共20分）

1、风力发电机组结构所能承受的最大设计风速叫（安全风速）

2、在某一期间内，风力发电机组的实际发电量与理论发电量的比值，叫做风力发电机组的（容电系数）

3、风力发电机组最重要的参数是（风轮直径）和（额定功率）

4、风力发电机的（功率曲线）是表示风力发电机的净电输出功率和轮毂高度处风速的函数关系

5、二次回路按电源性质客分为（交流电压）回路，（交流电流）回路和（直流）

6、两台变压器并列运行的条件是（变比基本相等、短路电压基本相等、连接组别相同、容量比不超过3:1）

7、常见的风电机组发电机型式有（异步发电机、双馈异步发电机、永磁同步发电机）等

8、按照公司《生产安全事故调查报告管理标准》，设备事故分为（特大设备事故、重大设备事故）及（一般设备事故），风电场应在发生事故（0.5）小时内报告运营部

9、胸外按压要以均匀的速度进行，每分钟（80）次左右

二、选择题（共25题，每题2分）

1.风电场应按照DL/T 666, DL/T 797及《风力发电场安全规程》制定实施细则、工作票制度、操作票制度、（B）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。

A、工器具 B、交接班 C、检修

2.登塔维护检修时，只允许（A）在同一段塔筒内登塔。

A、一个人 B、三个人 C、两个人

3.当风电厂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（C）上。

A、作业本 B、笔记本 C、运行日志 4.变压器的升温是指（C）。

A、一、二次线圈的温度之差 B、线圈与上层油面温度之差

C、变压器上层油面与变压器周围环境温度之差 5.为解决系统无功电源容量不足、提高功率因数、改善电压质量、降低线损，可采用（C）

A、串联电容 B、并联电容 C、串联和并联电抗 D、并联电抗

6.自动重合闸过程中，无论采用什么保护型式，都必须保证在重合于故障时可靠（B）

A、快速单相跳闸 B、快速三相跳闸 C、失灵保护动作 7.决定变压器绝缘老化速度的关键因素是（B）。

A、氧化 B、温度 C、湿度 D、油中分解的劣化物 8.风力发电机工作过程中，能量的转化顺序是（A）

A、风能—动能—机械能—电能；

B、动能—风能—机械能—电能；

C、动能—机械能—电能—风能；

D、机械能—风能—动能—电能。

9.依据BETZ理论，风力发电机对所捕获风能的利用率Cp最大值可达（A）。

A、49.6% B、59.6% C、65.2% D、80% 10.双馈异步发电机的转差率S（其中Ns为同步转速，N为发电机转子转速）为（A）

A、11.对于定桨距风力发电机，其气动刹车的形式为(D)

A、液压变桨 B、电动变桨 C、高速轴刹车 D、叶尖失速。

B、C、D、12.风力发电机开始发电时，轮毂高度处的最低风速叫(C)

A、额定风速 B、平均风速 C、切出风速 D、切入风速

13.风轮从风中吸收的功率P为（其中Cp为风能利用率，A为扫掠面积，ρ为空气密度，v为风速）（C）A、C、14.15.对于变桨系统，低电压穿越LVRT表示（B）

A、后备电源电压故障时，由驱动器驱动电机，保持3秒 B、主电源电压下降时，由后备电源为驱动器供电，保3秒 C、主电源电压下降时，由后备电源为电机供电，保持3秒 D、驱动器故障时，由后备电源为电机供电，保持3秒 16.温度传感器PT100中的100表示（C）

A、测量温度为100℃时，其阻值为100ohm B、测量温度为100℃时，其阻值为0ohm C、测量温度为0℃时，其阻值为100ohm D、测量温度为25℃(常温)时，其阻值为100ohm

B、C、17.变桨系统中，安装在电机上的编码器作用是（D）A、反馈发电机的转速 B、反馈发电机的电流 C、反馈发电机的电压 D、反馈发电机转过的角度

18.变桨系统中，驱动器CONVERTER的作用是（A）A、把三相交流电变为直流电，再把直流电变为三相交流电，然后驱动电机

B、把直流电变为三相交流电，再把三相交流电变为直流电，然后驱动电机

C、把直流电变为三相交流电，然后驱动电机

D、把三相交流电变为直流电，经过IGBT逆变成脉冲电压，然后驱动电机

19.对同杆塔 架设的多层电力线路进行验电时，（B）A、先验高压、后验低压，先验上层、后验下层 B、先验低压、后验高压、先验下层、后验上层 C、应在其两侧验电 D、应从合适的方向验电

20.如下图，为某风场一天的风玫瑰图，则该天的主导风向为（A）

A、西南风 B、西北风 C、东南风 D、东北风 21.在风力发电机组种通常在高速轴端用（B）联轴器 A、刚性 B、弹性 C、轮胎 D、十字节

22.风力发电机组系统接地网的接地电阻应小于（B）Ω A、2 B、4 C、6 D、8 23.假定电气设备的绕组绝缘等级是B级，那么它的工作温度是（D）

A、100℃ B.110℃ C.120℃ D.130℃

24.在下列哪一种条件下，工作负责人可以参加工作班工作（D）

A、全部停电

B、部分停电

C、一经操作即可停电 D、做好安全措施后

25.对带电设备应使用（C）等灭火，不得使用泡沫灭火器灭火

A、干燥的沙子 B、消防水

C、干式灭火器或二氧化碳灭火器 D、蒸馏水

26.依据《生产安全事故报告和调查处理条例》的规定，造成10人重伤的事故，属于（B）事故

A、特别重大 B、重大 C、较大 D、一般

二、问答题（共2题，每题5分）

1.请简要概述异步双馈风力发电机组中变流器的功能 答：

1，只对转子功率变频，容量为额定功率的30% 2，调节励磁电流频率控制发电机变速恒频运行 3，可以控制发电机定子输出的有功和无功 4，可以实现有功功率和无功功率解耦 5，可以采用强制冷风或者冷水进行冷却

2.线路停电检修时怎样进行验电和挂接地线？对地线有何要求？ 答：

验电必须使用相同电压等级并在试验周期内合格的专用验电器。

验电前必须把合格的验电器在相同电压等级的带电设备上进行试验，证实其确已完好；

验电时须将验电笔的尖端渐渐地接近线路的带电部分，听其有无‘吱吱’的放电声音，并注意指示器有无指示如有亮光、声音等，基表示有电压；

经过验电证明线路上已无电压时，即可在工作地段接地，使用具有足够截面的专用接地线将线路三相导线短路接地；

若工作地段有分支线，则应将有可能来电的分支线也进行接地；

若有感应电压反映在停电线路上时，则应挂接底线，以确保检修人员的安全；

挂好接地线后，才可进行线路的检修工作。

三、计算题（共2题，每题10分）、1.某台风力发电机组，在6m/s风速时输出功率是60kW，当风速为12m/s，且其他条件不变时该风力发电机的输出功率是多少？ 解：

因为其他条件均不变的情况下，风力发电机的输出功率与风速的立方成正比。即v1³／v3³=P1/P2 已知

v1=6m/s,v2=12m/s,P1=60kW，则 P2=（v1³／v3³）*P1=480（kW）

答：此时该台风力发电机的输出功率是480kW

2.将R＝6、L＝25.5mH的线圈接在f＝50Hz，U＝220V的交流电路中，试求电流I、有功P、视在功率S及功率因数cos？ 解：

XL=2πfL=2*3.14*50*25.5*10‐³≈8Ω Z=√R²+XL²=10Ω I=U/Z=22A

S=3UI=3*220*22A=14520W P=3I²Z=14520W cos=P/S=1

第五篇：风电工作总结

风机安装部分：

一、与风机安装单位的合同：

1、风机设备进场引路、协助工作责任划分

风机设备在到达风场范围（到达风场范围或设置的临时设备存方场）后，后续路段设备进场协调、引路与设备运输机械的拖拉等相关事宜需要安装单位组织处理，我公司只负责与业主协调沟通确保设备到场时间合适（不会造成押车或耽误施工），提供必要的动力机械（如装载机牵引），其他需要人为指挥、配合的工作由风机安装单位直接实施。

2、设备接收、保管、发放工作

在合同中有必要明确说明设备接收保管责任的归属，包括设备进场后设备清点、验收、收货签字（我公司和安装单位共同进行），再到设备的仓储保管直到到厂家设备工装回收完毕整个时间段，设备及附属物保管义务归施工单位；避免在现场施工中安装单位就合同没有明确说明而推卸责任。

3、安装单位施工资质、施工人员施工经验

安装单位必须为正规、有较为丰富的风机安装经验；现场必须配置项目经理、安全员等关键岗位人员，风机安装人员至少要有一半以上有风机安装经验，起重工、电工必须有风机安装经验。

4、施工进度考核与奖励

同时根据不同的施工季节、施工现场环境、施工风机型号制定风机安装进度奖励标准，对时间段内安装效率高的单位进行适当物资奖励，以促进施工进度。对于未能按照约定工期完成施工的，执行考核，以督促风机安装单位合理组织资源确保风机安装施工进度，5、吊装场地及道路超范围使用相关问题

对于业主与我公司签订闭口合同导致我公司没有索赔点的项目（比如华润的项目），在与风机安装施工队伍签订合同时，我公司尽量以大包的模式承包给风机安装队伍，这样能将尽量多的责任划分到风机安装队伍中（这样承包必须考虑提高风机安装价格）；同时在合同中明确说明风机安装作业场地及施工道路宽度，对于安装单位吊装机械安拆场地不够需要暂用吊装场附近场地等事宜，我方不再负责征地，只是提供必要的联系沟通，由风机安装队伍直接和场地所属者以某种方式解决（比如暂用场地补贴现金等老百姓比较认可的方式），由于风机安装施工与村民发生矛盾，导致阻工也需安装单位自行解决。

（备注：对于由于我方征用吊装场地和风场道路造成的阻工问题，我公司还需负责协调解决）

6、误工赔偿事宜

天气影响、村民阻工等影响施工事件要在合同中明确误工的鉴定标准（比如导致主吊机械无法进行吊装或安拆算误工）；要确定误工时间的统计标准（比如：半天以内停工不算误工，如连续三天两小时以上、半天以内误工算误工半天等）；对于误工时间的统计要在确定的时间段内计算（比如从合同签订之日开始的30天算一个月，该月误工时间进行统计判断是否需要赔偿，依次向后每一个30天算一个考核时间段，以避免在安装单位向我方索赔时发生争议）；同时需要明确误工事件发生后，风机安装队伍的义务等（比如村民方面的必要思想工作，不得将矛盾激化；雨雪天气后配合工程机械进行人工处理，同时为现场机械配备必要的防滑装备等，以积极的态度面对以缩短误工时间）。

7、天气（雨、雪、雾等）影响施工事件处理

恶劣天气（雨、雪天气，大雾天气不补偿）发生时间段天气影响补偿全额赔付，在恶劣天气影响停止后，恶劣天气造成的环境影响将折半进行补偿，同时提供必要的恢复用大型机械设备（如一个作业面提供一台或两台清雪用装载机）。需要安装单位积极采取有力措施（组织装载机，购置融雪剂、安排施工人员人工进行清理等）尽快恢复正常生产。

督促风机安装单位和租赁起重机械方进行合同商定，对天气影响时间段起重机械租赁费用进行减免；

8、承包模式

风机安装以专业分包包台或以包清工包台的模式进行承包，以此来调动风机安装单位的工作积极性，同时规避我公司运营风险；以包工时进行承包模式不可取。

二、开工前需要安装单位提报的资料，以及施工相关要求：

1、安装单位风机安装、起重机械安拆资质；

2、施工单位必须建立健全《风机设备进场检验登记记录》，《设备及附件发放登记记录》，防止设备缺失；

3、起重机械（需要现场组合安装的履带吊、汽车吊超起或塔式工况）安装前，必须编制出版《起重机械安装、拆除、转场施工措施》，将方案上报我公司进行审核，审核批准后方可组织施工；对参加机械安装、拆除、转场的施工人员进行全面安全技术交底，同时在连续施工作业跨月度后再次进行安全技术交底，将每次安全技术交底记录上报我方。

4、施工单位人员进场体检、上岗证件、个人保险等，在开工前必须全部完成。

5、在风机安装施工前，编制出版《风机安装作业指导书》（内容包括风机设备吊装、安装及电气系统安装、验收消缺等所有风机交付前施工项目），将方案上报我方进行审核，审核批准后方可组织施工；并对所有施工人员进行安全技术交底，同时在施工作业跨月度后再次进行安全技术交底，将每次安全技术交底记录上报我方。

6、根据《电力建设安全规程》有关规定，在施工前需要办理《安全施工作业票》的施工项目（重量达到起重机械额定负荷的90%及以上；两台及两台以上起重机械抬吊同一物件等），在施工前必须办理《安全施工作业票》并进行安全技术交底，将每次《安全施工作业票》和安全技术交底记录上报我方。

7、安装单位现场管理人员要齐全，至少安排一名现场总协调（协调设备进场、卸车、风机安装、人员机械组织等全面管理）、两名专工（一名安装专工、一名电气专工，在施工中进行安装技术指导工作）、一名专职安全员（保证现场所有时间段施工有专人进行安全监督）。

8、安装单位主要岗位人员分工及联系方式在风机安装施工开始前书面上报我方，以便在施工中保证沟通联络。

9、必须配置足够的施工人员和起重机械，保证在风机安装的同时确保风机设备能够及时开展设备卸车作业。（设备到场完成卸车有时间要求）。

10、所有特殊工种人员证件上报我方，包括单不限于起重工、电工、起重机械操作工、运输机械司机。

11、将所有起重机械检验报告、性能表进行上报我方；将所有运输机械行驶证及营运证上报我方。

12、现场各类机械、主要工器具（起重索具、电工工器具、液压工具、安全用具）要在使用前进行检查，消除缺陷后方可开始施工；并在使用过程中至少每月进行一次全面检查，相关检查记录需要及时上报我方。

13、安装单位要对厂家提供工具进行合理保管，在使用中要正常使用，避免工具丢失、损坏。如厂家提供工具在使用过程中因为使用不当造成损坏或丢失，贵方要承担厂家因工具损坏、丢失造成的所有损失。对正常使用中发生的工具损坏事件，贵公司要及时通过我方与风机厂家进行联系，对工具损坏原因进行确认。

14、风机厂家未提供的风机安装用工具，要在风机安装施工开始前准备好。

15、向施工方说明：现场风机设备运输工装及包装物厂家，安装单位需要进行合理保管。为防止此类物件丢失，风机安装单位组织好设备到场卸车后设备及运输工装、包装物的保管工作，不得随意丢弃或破坏此类物件，以便回收。

16、向施工方说明：修整的施工平台、施工道路以外不得随意放置设备或行走踩踏，如因此导致村民阻工延误工期或被罚款，施工方自己承担责任。

运输车配合合同

1、运输车出租方必须配置足够的合格封车工具，比如：封车带、链条葫芦（2t以上）、设备防滑橡胶垫等，拉运主机运输车至少配置4个5t葫芦和与之匹配的钢丝绳、卸扣等；

2、运输车需要配置防滑链，以保证运输车行驶性能；

3、运输方在现场配合实行严格的考核制度，必须无条件执行机械安拆队伍上下班时间（除夜间、道路湿滑等无法正常施工的特殊情况）。

4、对运输方配合作业内容及义务进行明确，同时对每台租赁机械的用途进行描述，如现场有不能满足使用要求的情况发生，项目工地有权要求其立即更换车辆。

5、尽可能将运输车司机食宿安排在安装施工队，这样有利于统一上下班。

风机设备及附件进场及发料：

1、风机设备进场卸车前必须由厂家组织业主、监理，与我方共同对设备进行检查验收，在验收确认设备完好无损后，核对设备数量正确后，四方共同在设备收货单签字，并分别保留一份。

因为几乎所有的风机设备全部为车板交货，设备卸车后发现设备有问题，在与有些厂家沟通起来比较困难，为避免产生摩擦，要求四方参加设备验收。

2、对于一些设备在车上不便于检查到得位置，征得厂家同意，在业主和监理的见证下，可将设备卸到地面后再进行检查，如厂家不同意，要求业主进行协调。

3、在设备检查无误后，安排设备进行卸车，大的设备（塔筒、机舱、轮毂、叶片）尽量直接放置到风机安装场地，将设备编号及对应机位号进行登记；将小的设备及附件集中放置到堆放场，要将设备分类进行放置，并分别统计设备数量级编号，需要成套使用的设备，将整套设备组合后放置，以便于设备统计和领用。

4、设备卸车前的核对、存放等级、设备保管、发放必须由专人进行管理；专人专管，每次设备领用后及时将现场未安装设备数量向安装主管汇报，根据设备情况进行设备催到，避免因为设备到货不及时导致安装工作延误。

5、设备堆放场必须设置围墙或围栏，安排可以信任的人员进行设备看护。

土建施工中注意事项：

1、设备进场运输道路修整中，要避免道路出现较大的突起和凹陷。风机设备运输车辆的底盘较低，轴距较大，道路上的突起会导致运输车托底无法前行，道路凹陷会导致设备尾部拖地。

2、较长的风机设备（塔筒、叶片）在转弯的时候，尾部会有较大范围的横扫面积，在修整道路时必须将该位置地表障碍物进行清理，防止在运输车辆转弯时损伤到设备。

3、风机安装作业场地必须是平整的平台，该平台不得有斜坡、不得分为两个或更多小平台，尽量与进入作业场道路等高，进入作业场的施工道路与作业场要在一条直线上，这样能够保证主吊安装机械的起重臂组合场地要求。

4、在制作风机基础时，想将作业平台进行平整后，带平整出安装平台后再进行基础环基坑的开挖，这样能够保证在风机基础制作完毕后，安装作业场地是一整个平台。同时能保证基础环回填标高与作业场地等高，不会出项基础环高于安装作业场得情况。

5、在基础回填前，将基础外引接地线进行开挖连接，提前将外引接地完善，减少二次开挖制作。