国内外风电政策简介来源

第一篇：国内外风电政策简介来源

国内外风电政策简介来源： 作者：尹亭芳 时间：2009-07-30 点击：1761 1．国外各国风电政策概况

虽然各国的具体政策不尽相同，但都主要通过“推动力”和“引导力”的有机结合来促进风电产业的发展，形成世界风电发展政策实施与发展的脉络框架。

1．1 推动政策

各国对风电的推动力表现为政策的“强制性”，如规模限定政策、强制性市场准入政策、强制性购电政策等。规模限定政策是对风电发展规模的宏观调控,主要对风机装机容量和风电份额做出限定，是保证目前经济性不具优势的风电在电力市场上占有足够份额的有效手段。如，日本政府制定到2010 年风机装机容量达到300万kW的目标；德国规划，到2010、2020、2050 年风电比例分别上升到10%20%和50%。丹麦政府曾计划到2005年风能的利用达到10%，后调整为2003年达到16%，2006年又进一步提高到2030年总电能的40%～50%。强制性市场准入政策是通过法律法规强制电力供应商购买一定数量或比例的风电产品，为风电的市场需求提供保障，以降低生产商的市场风险、保障经济收益。最典型的是可再生能源配额制。这一政策结合绿证交易制度适度地将市场机制引入风电发展，有利于提高风电自生能力，对世界风电的发展产生极大的促进作用。如美国可再生能源配额制(RPS)要求实施地区的电力消费中必须有规定比例的可再生能源电力，这个义务由供电公司承担；日本可再生能源配额制规定，到2010年每个电力零售商销售电量的1.35 %必须来自再生能源；德国规定，电力公司必须允许风电就近上网并包销电量；西班牙规定，能源供给企业必须收购可再生能源电力并给予合理的补偿。

强制性购电政策是保障风电消费的硬性措施。目前风电电价高于火电、水电电价，风电的自愿消费有限，使得许多国家制定了风电的强制性购电政策。如,美国1978 年通过的公共电力管制政策(PURPA)要求公用电力公司每年必须按“可避免成本”购买合格发电设施所发电力(风电是其中之一)；日本1995年的“电力事业法”修订案规定电力公司必须按当地售价收购风电。

1．2 引导政策

1.2.1 激励性引导政策

激励性引导政策涉及风电“生产前—生产—市场—消费”4 个阶段，主要是采用经济手段，吸引对风电的投资，大力支持风电发展。

投资激励政策旨在通过拓宽融资渠道、投资补贴、税收减免等手段拓宽融资渠道，提高投资商的投资积极性。目前世界各国风电发展资金来源除政府财政出资和银行贷款外，还有私有资本投资。丹麦大多数风机是由私人或专风能利用合作社购买的，超过15 万丹麦家庭或者是风机的持有者或者占有一定股份；德国政府对风电项目给予25 %的投资补贴；比利时工业与贸易部给予近海风电25 %～30%的投资补贴，同时返还风电0.6美分/(kW·h)的能源税；印度政府为风电投资者提供多种优惠，包括扣除资本费用、免征消费税和营业税，风电项目在投产后的10年内免征80%风电生产所得税。

生产激励政策主要是通过补贴、奖励等措施提高生产商的积极性，提高风电总产出。如，德国1989 年按电量给予税收返还性质的补贴，支持风电示范项目，1991年起对风电上网提供0.06马克/(kW·h)的补贴《可再生能源法》修订后，对风况较好的海边和海岛前5年奖励8.5美分(约0.144马克)。以后为6美分(约0.102马克)；对风况不好的地方，奖励0.178马克。加拿大从2003年开始执行风电激励政策，为风电提供0.01美元/(kW·h)的补贴。

风电电价直接影响风电的市场份额，是制约风电发展的本质问题。对电价进行调控是目前鼓励风电发展的最有效手段。价格调控政策主要是通过政府定价降低风电实际消费价格，扩展风电市场。德国是利用价格调控政策促进风电发展比较成功的国家。他们在风电发展的不同阶段采取不同的电价：1995年可再生能源购电法规定风电上网电价为0.176马克(平均风力发电成本为0.07～0.12马克/(kW·h)),风电建设投资一般5～10年即可全部收回。2000年通过的《可再生能源法》规定“保护价格”,并根据各地风力情况规定保护价收购时间。此外，德国还规定风电上网电价高于平均售电价的部分可上报政府批准后在全网分摊；丹麦曾执行政府补贴政策，即国家定价风电上网电价为0.6丹麦克朗/(kW·h)，其中电网付款0.33丹麦克朗，二氧化碳退税0.10丹麦克朗，国家补贴0.17丹麦克朗。

1.2.2公共服务性引导政策

公共服务性政策通过宣传教育、研发投入等引导投资商、生产者和消费者正确认识风电的高效性、战略性与成长性,优化风电发展前景。

宣传教育是政府对风电等可再生能源进行信息发布、环保性宣传,以提高消费者消费自觉性。风电具有明显的生态效益。风电消费的普及应建立在公众对这种优势的充分了解之上，故一些国家和组织将宣传教育列为风电发展的促进政策。如，欧盟在专为增加可再生能源的使用和市场份额而实施的Altener 项目(可再生能源项目)的2期项目中划拨专项经费用于可再生能源信息的传播；《2010 年可再生能源欧洲共同体战略和行动计划》的“启动方案”，通过发放宣传材料、奖励等手段吸引社会对可再生能源的投资；加强可再生能源的信息服务、信息传播，并且将它们列为《欧洲共同体战略白皮书》的重要行动计划。研发投入政策通过加强财政投入支持国际技术合作，大力推进风电产业的技术进步和技术成熟，为风电发展提供技术保障。欧洲各风电公司每年投入到科研、技术开发的资金达到公司产值的10 %～20 %；丹麦政府在1976～1996年对风电的研发投入总计3.5亿丹麦盾(3.5亿元人民币)；澳大利亚于1995～1997年花费数百万美元进行风力发电试验。环境属性政策是要求常规能源支付污染造成的环境与卫生保健成本、促进电力行业公平竞争的政策，主要有征收生态税、碳税和气候税等，如英国征收的气候费、丹麦对风电实行的二氧化碳税返还政策、荷兰对矿石燃料使用者征收的碳税、瑞典的环境津贴等。

2．中国风电产业的发展政策

为了促进风电建设, 年我国原电力部就颁布了关于风力发电场建设和管理的若干意见, 要求各地电网应收购各地风电场发出的上网电力, 风电上网电价按照还本付息加合理利润的原则确定。虽然后来随着电力部门的演变和国家管理体制的改革, 这一政策现已无从实施, 但它的出台为我国风力发电的起步奠定了重要的基础。年我国政府又颁布了“ 关于促进可再生能源发展有关问题的通知”，提出了促进可再生能源发电项目尤其是风电的优惠政策, 包括由银行安排基建贷款、银行贷款的项目给予的财政补贴、采用国产设备的风电项目给予的投资利润率优惠等。此外，风力发电的增值税率按照减半为征收，风力发电零部件和整机的进口关税也暂时按照和征收。在国务院公布的新一轮电力体制改革方案中，明确提出将制定发电排放的环保折价标准, 形成激励清洁电源发展的新机制，这就为风电等来自可再生能源的电力提供了公平竞争的机会，从而会大大促进风电等清洁的可再生能源发电的发展。在电价改革方案中也特别提到，“风电、地热等新能源和可再生能源企业暂不参与市场竞争，电量由电网企业按政府定价或招标价格优先购买，电力市场成熟时由政府规定供电企业售电量中新能源和可再生能源电量的比例，建立专门的竞争性新能源和可再生能源市场”。这些规定对于尚处于初期发展阶段的我国风电产业成长将会起到重要的扶持作用。

2.1 我国现行的主要风电激励政策(1)价格优惠政策

政府文件明确要求电网允许风电就近上网,并收购全部电量，上网电价按“发电成本+ 还本付息+合理利润”的原则确定，并规定高于电网平均电价的部分采取全网共同承担的政策。

(2)税收优惠政策

增值税优惠,关税优惠,减免所得税。

2007年初，财政部、发展改革委、海关总署和税务总局四部委联合发布了《关于落实国务院加快振兴装备制造业的若干意见有关进口税收政策的通知》，决定对16个重大技术装备关键领域调整进口关税政策。2008年4月23日，财政部发布了《财政部关于调整大功率风力发电机组及其关键零部件、原材料进口税收政策的通知》，通知内容如下：自2008年1月1日(以进口申报时间为准)起，对国内企业为开发、制造大功率风力发电机组而进口的关键零部件、原材料所缴纳的进口关税和进口环节增值税实行先征后退，所退税款作为国家投资处理，转为国家资本金，主要用于企业新产品的研制生产以及自主创新能力建设。

(3)投资补贴政策

贴息贷款,我国政府从1987 年起设立了农村能源专项贴息贷款，主要用于大中型沼气工程，太阳能的利用和风电技术的推广应用。补贴政策，在可再生能源方面,中央政府的补贴主要用在研究开发和试点示范上，地方政府的补贴除一部分用于支持可再生能源的科学研究外，主要用于太阳能和风电技术的推广和应用。

(4)研究与发展投入政策

中央政府的可再生能源研究开发政策主要体现在两个方面:一方面资助可再生能源的研究和开发,给予大量的补贴；另一方面支持可再生能源的发展计划，制定并实施了一批大型的发展计划。

2.2 我国风电产业的主要政策措施

(1)支持风能资源评价，编制风电发展规划。“十一五”期间，国家将根据已有的风能资源普查资料，在风能资源丰富区域内，选择部分条件具备的区域建立风能资源专业观测网，并利用风能资源数值模拟方法建立中尺度风能资源分布图谱(水平分辨率1 ×1 km ,垂直分辨率10 m),建立全国风能资源数据库。在此基础上，综合考虑各区域内资源、电网、气候、气象灾害、地质环境以及交通等因素，编制风电发展规划,防止一哄而上,盲目建设风电。

(2)将风电的电网建设纳入国家电网建设规划。为满足风电大规模建设的需要“, 十一五”期间,国家将支持开展与风电发展相适应的电网建设规划和与风电特性相适应的风电接入电网技术研究和试验；调动电网积极性，研究对风电上网的接入费用建立分摊机制，加快风电接入系统建设。

(3)建立有效的风电价格和税收政策。国家已经出台了包括风电在内的可再生能源价格分摊办法，对风电上网电价高于火电的部分实行全国分摊。此外，在风电税收政策上，将对风电企业给予定期减免所得税和增值税先征后退的优惠政策，支持风电发展。

(4)支持风机制造国产化和培育自主品牌。“十一五”期间,国家将建立符合我国环境、资源条件的风电设备标准、检测和认证体系，并积极准备实施强制性认证制度；以技术开发能力较强的研究机构和企业为依托，建立国家风电机组整机和零部件技术研究开发中心，加强风电技术开发能力建设；对具有自主知识产权和自主品牌的兆瓦级风电机组的整机制造企业和零部件制造企业给予资金补助，鼓励企业开展新产品的研发、工艺改进和试验示范。

2.3 陆上风电上网价格新政策出台

国家发改委日前（09年7月）发布《关于完善风力发电上网电价政策的通知》，规定：按风能资源状况和工程建设条件，将全国分为4类风能资源区，相应制定风电标杆上网电价。4类资源区风电标杆电价水平分别为每千瓦时0.51元、0.54元、0.58元和0.61元。今后新建陆上风电项目，统一执行所在风能资源区的风电标杆上网电价。海上风电上网电价今后根据建设进程另行制定。

同时规定，继续实行风电费用分摊制度，风电上网电价高出当地燃煤机组标杆上网电价的部分，通过全国征收的可再生能源电价附加分摊解决。

据悉，2003-2007年由中央政府推动的每年一期的五期风电特许权招标中，上网电价一直是重要的评判标准之一。据兴业证券新能源、电力设备研究员王雪峰统计，由于第一、二期的招标规定上网电价最低的投标商中标，致使平均中标上网电价为0.47元/千瓦时，其中，第一期的江苏如东风电场上网电价仅0.4365元/千瓦时；第二期的内蒙古辉腾锡勒风电场上网电价也才0.382元/千瓦时，运营商无利可图；第三、四期的招标将非价格标准纳入考虑因素，上网电价有所提高，但中标者大多仍为电价最低的投标商；从第五期开始，采用与平均竞标电价最接近的投标者中标，当期平均电价为0.52元/千瓦时，比一期增长了10.6%。

3．江苏风电发展的政策框架

(1)建议风电不参加电力市场的竟价上网，由电网公司按照并网协议和购电合同保障收购，政府应承诺在项目经营期内全额收购风电，风电高电价造成的电网收购成本的增加，由政府采取措施给予优惠政策弥补。

(2)收购电价按照招投标确定，考虑通货膨胀引起的电价变动。原电力部发布的保证风电上网的规定中，要求全网分摊风电与电网平均上网电价的差价，因风电特许权项目较大，本项目为10 万kW，如把差价全加在当地电网和消费者身上是不合理的，建议建立可再生能源配额制(RPS)和绿色证书交易体系，这是对风电特许权很重要的法规体系。

(3)税收激励政策,因特许权项目有示范作用，通过一个竞争性的大规模风电项目展示风电项目的性能，没有税收优惠，电价必然高，示范效果不好，税收政策中重点是减免增值税，因风电不同于燃煤和燃油发电，无燃料进货抵扣，故建议对风电实行即征即返，全额或部分返还的增值税政策；为鼓励风电机组的国产化生产，除有免税规定的特定项目，对风电机组整机进口(300 kW 及以上整机除外)应该适度征收关税，对技术先进的国内不能生产的风电设备零部件，建议免除进口关税和进口环节增值税。

(4)规定风电特许权项目中一定比例的整机和机组的部分零部件必须由国内生产，指定一个按价值表示的比例，例如40 %的本地化制造设备的比例，或生产设备完全由业主选择，但在关税上采取保护国内设备的措施。

(5)投融资政策，风电项目的贷款期限建议由7年增至15 年，贷款利率应低于火力发电项目执行。贴息贷款对减轻风电项目的还贷负担是有效的。另外，为吸引投资者投资风电项目，应允许风电项目的资本金内部收益率略高于常规火力发电项目。以上政策的实施是为了逐步降低风电成本，降低上网电价，最终使风电达到可与常规能源发电竞争的水平。江苏省通过如东风电场特许权项目的实施，在项目的开发方式、政策措施以及风电上网电价确定等方面积累了一定的经验，为江苏省其他风电场项目的开发起到示范作用，必将促进江苏省风电事业的发展。

参考链接：http://210.73.128.41/xny2009/show.php?id-1565.html

第二篇：近年国内外风电事故报告

近年国内外风电事故报告

篇一：风电场事故预想汇总

变电站事故预想

1、变压器轻瓦斯动作的处理

2、变压器重瓦斯动作的处理

3、变压器差动保护动作的处理

4、变压器后备保护动作的处理

6、变压器压力释放保护动作的处理

7、变压器有载调压开关调压操作时滑档怎样处理

8、有载调压操作输出电压不变化，怎样判断处理？

11、主变着火如何处理？

12、主变套管严重跑油如何处理？？

13、运行中发现液压机构压力降到零如何处理？

14、检查中发现液压机构储压筒或工作缸、高压油管向外喷油，如何处理？

16、液压机构油泵打压不能停止如何处理？

18、液压机构发出“油泵运转”、“压力降低”、“压力异常”预告信号，如何处理？

20、35KV开关电磁机构合闸操作时，合闸接触器保持，如何处理？？

23、油开关严重漏油，看不见油位，如何处理？

27、SF6断路器SF6低压力报警的判断处理

28、SF6断路器SF6低压闭锁的判断处理

29、SF6开关液压机构打压超时故障的判断处理

1、巡视检查中发现刀闸刀口发热、发红怎样处理？

2、手动操作机构刀闸拒分，拒合怎样处理？

1、电流互感器二次开路，如何处理？

2、浠1#、2#主变并列运行中若浠互31PT有一相套管严重破裂放电接地，如何处理？

3、本站35KVPT二次保险熔断有哪此现象？如何处理？

4．巡视检查发现浠互02PT严重漏油看不见油位如何处理？

5、巡视发现浠互30PT严重渗油，如何处理？

6、浠互01PT二次回路故障如何处理？

7、阀型避雷器故障如何分析判断处理

8、运行中发现浠互02避雷器瓷瓶有裂纹时怎样处理？

10．浠03开关出线耦合电容器A相爆炸怎样处理？

浠2＃所变高压侧浠38开关故障跳闸，如何处理？

1、全站失压的判断处理

2、系统出现谐振过电压事故的处理

3、在进行１１０ＫＶ母线送电的操作中，当推上某一开关的两侧刀闸后，突然出现谐振现象，应如何判断处理？

１＃主变保护动作，使全站失压，如何处理？

１、中央信号盘“直流母线接地”光字牌亮如何处理？

２、本站１＃整流屏出现故障后怎样处理？

３、３５ＫＶ单相接地的故障处理

４、直流系统发生接地怎样查找处理？

５、蓄电池因故障造成直流消失，一时不能将蓄电池投运，如何处理？

7、蓄电池爆炸处理

1、变压器轻瓦斯动作的处理

（1）应立即检查、记录保护动作信号，（2）报告调度及站负责人。（3）严密监视变压器的电压、电流、温度、油位、油色、音响及冷却器的运行情况，（4）并派人对变压器进行外部检查。（5）如果检查变压器有明显严重异常，（6）应汇报调度停运故障变压器，（7）若无明显故障迹象应汇报上级，（8由专业人员取气分析及检查二次回路。

2、变压器重瓦斯动作的处理

（1）检查继电保护动作情况，（2）记录和复归各种信号，（3）立即报告调度及站负责人。（4）如果是单台变压器运行，应要求调度立即下令投入备用变压器，（5）若并列运行，应监视运行变压器不能过负荷。（6）派人检查变压器本体是否变形、喷油、油位、油色等情况。

（7）将检查结果报告调度及分局主管部门，（18）派人做气体分析急及二次回路检查。

3、变压器差动保护动作的处理

（1）检查变压器本体有无异常，（2）检查差动保护范围内的瓷瓶是否有闪络、损坏、引线是否有短路。（3）如果变压器差动保护范围内的设备无明显故障，应检查继电保护及二次回路是否有故障，（4）直

流回路是否有两点接地。经以上检查无异常，（5）应在切除负荷后立即试送一次，试送不成功不得再送。（6）如果是因为继电器或二次回路故障、直流两点接地造成的误动，应将差动保护退出运行，将变压器送电后再处理故障。（7）差动保护及重瓦斯保护同时动作时，不经内部检查和试验，不得将变压器投入运行。

4、变压器后备保护动作的处理

（1）根据保护动作情况、信号、仪表指示等，判断故障范围和停电范围,检查各分路有无保护动作信号掉牌。（2）断开失压的母线上各分路开关，并检查确已断开。（3）断开分路上有保护动作、信号掉牌的线路开关。（4）检查失压母线及变压器跳闸开关有无异常，（5）检查失压母线连接的设备有无异常。（6）如检查出故障点，则应对其它正常设备恢复运行，同时应将故障点隔离，恢复主变运行。（7）将检查结果报告调度及分局，并做好记录。

6、变压器压力释放保护动作的处理

（1）检查保护动作情况，（2）记录所有动作信号。（3）报告调度及分局有关部门和领导。（4）对变压器外部进行全面检查，（5）重点检查压力释放器是否喷油、顶部红色端钮是否弹起，（6）将检查结果报告调度和分局有关部门。

（7）若压力释放器喷油且顶部红色端钮弹起，（8）就说明压力释放保护动作正确。

7、变压器有载调压开关调压操作时滑档怎样处理？

现象：发生滑档时，档位指示不断连续变化，35KV及10KV电压表不

停地摆动变化。（1）应立即按下“紧急分闸”按钮，（2）断开调压电动机的电源。

（3）使用操作手柄进行手摇调压操作，（4）调到调度要求的档位。

（5）手动调压后，（6）应仔细倾听调压装置内部有无异音，（7）若有异常声音，（8）应立即向调度及分局有关部门汇报，（9）看是否立即将主变停电检修。

（10）若手调后正常，（11）应将有载调压电动操作机构的故障情况向有关部门汇报，（12）并要求派人检修。（13）将处理情况做好记录。

8、有载调压操作输出电压不变化，怎样判断处理？

（1）操作时，（2）变压器输出电压不（3）变化，（4）调压指

（5）示灯亮，（6）分接开关档位指（7）示也不（8）变化。属电动机空转，而（9）操作机构未动作。处理：此情况多发生在检修工作后，（10）检修人员忘记把水平蜗轮上的连接套装上，（11）使电动机空转。或因频繁调压操作，（12）导致传动部分连接插销脱落，（13）将连接套或插销装好即可继续操作。（14）操作时，（15）变压器输出电压不（16）变化，（17）调压指（18）示灯不（19）亮，（20）分接开关的档位指（21）示也不（22）变化情况，（23）属于无操作电源或控制回路不（24）通。处理：a、检查调压操作保险是否熔断或接触不（25）良，（26）如有问题处理后可继续调压操作。b、无上述问题，（27）应再次操作，（28）观察接触器动作与否，（29）区分故障。c、若接触器动作，（30）电动机不（31）转，（32）可能

篇二：风电场事故总结与分析

风电场事故及分析

2009年以来，我国一些风电公司在设备安装调试和运行过程中陆续发生了重大设备事故，造成风电机组完全损毁，并危及到调试人员的生命安全。通过分析这些事故，我们发现主要原因有三类：

1、风电场管理不严，对风电设备的保护参数监督失控；

2、风电机厂家管理混乱，调试人员培训不到位，产品设计中也存在安全链漏洞；

3、设备制造质量失控，存在不少隐患。

由于风电事故对厂家和风电开发商的负面影响较大，厂家和风电场业主往往严格保密，防止消息泄漏后有不良影响。我们只能通过互联网和各种渠道尽可能收集多的信息，供大家了解，引以为戒，避免今后发生类似事故。

1、大唐左云项目的风机倒塌事故

其事故报告如下：2010年1月20日，常轨维护人员进行“风机叶片主梁加强”工作，期间因风大不能正常进入轮毂工作，直到2010年1月27日工作结束。28日10:20分，常轨维护人员就地启动风机，到1月31日43#风机发出“桨叶1快速收桨太慢”等多个报警，2:27分发“震动频带11的震动值高”报警，并快速停机。8:00风机缺陷管理人员通知常轨维护负责人，18:00常轨维护人员处理缺陷完毕后就地复位并启动。直到2月1日3:18分，之前43#风机无任何报警信息，发生了倒塌事件。塔筒中段、上段、风机机舱、轮毂顺势平铺在地面上，塔筒上段在中间部分发生扭曲变形。风力发电机摔落在地，且全部摔碎，齿轮箱与轮毂主轴轴套连接处断裂，齿轮箱连轴器破碎，叶片从边缘破裂大量填充物散落在地面上。

事故发生后，风电场将二期风机全停，并进行外观、内部的全面检查。3月4日，左云风电公司检查发现二期61号风机中下塔筒法兰连接螺栓断裂48个（共125个），在螺栓未断裂部分的法兰与筒壁焊缝中有长度为1.67米的裂缝，其异常现象与倒塌的43号塔筒情况基本一致。事故原因很可能是塔架制造和螺栓质量不符合要求。

大唐左云项目风机倒塌事故

倒塌的风机通过了240小时的现场验收，风机运行时间才两个月左右，运行期间没有按照要求进行塔筒螺栓的力矩检查和维护。原因主要有如下几个：

一、大唐委托山西的检测公司对塔筒的法兰材料进行了检测，检验的结果是法兰的低温冲击韧性远远达不到国标的要求。

二、风场现场施工单位对螺栓力矩没有按照施工要求进行，机组的塔筒连接螺栓大部分存在力矩不足，有些螺栓用手就可以拧动。

2、甘肃瓜州风机倒塌事故

2010年8月下旬，甘肃瓜州北大桥地区连续大风，造成某在建风场的一个

1.5MW机组发生倒塌事故。初步分析可能是安装时螺栓力矩出现问题，大风时螺栓承受剪切力，且超过载荷极限发生断裂。同时不排除螺栓本身质量存在问题。所幸，此次事故未造成人员伤亡。

瓜州风机倒塌

3、东方汽轮机有限公司风机倒塌事故

2010年的系列倒机事故中，东汽独中三元。

2010年1月24日，宁夏天净神州风力发电有限公司的一台东汽风机倒塌，被视为2010年第一起风机事故。此后，华能通辽宝龙山风场的东汽风机、辽宁凌河风电场的华锐风机、大唐山西左于风场的风机先后出现倒塌。2010年5月，中国广东核电有限公司在吉林大安风电场的一台风机倾倒，症状、事故原因与前两起类似。

4、华锐风电风机倒塌、人员死亡事故

2010年初在辽宁凌河风电场，华锐两台风机发生事故，造成风机倒塌；2010年8月中旬，在酒泉又有一台华锐风机在调试中倒塌；华锐风电科技集团公司在张家口尚义县安装调试风机时发生触电事故3人死亡；2011年1月5日18时30分，华锐风电科技集团股份有限公司在张家口市尚义县南壕欠镇大坝沟村施工工地进行安装调试风机时，发生触电事故，造成1人当场死亡，2人重伤，伤者立即被送往医院抢救。2名伤者经抢救无效相继死亡。

5、苏司兰公司风机机舱着火事故 2010年4月17日，内蒙古辉腾锡勒风电场，一台苏司兰能源集团制造的风机由亍一个液压联动部件注油过多，引发机舱

篇三：目前中国风电发展的现状以及未来

目前中国风电发展的现状以及未来黄迅

（机械学院风能专业）

摘要：随着世界对新能源的呼声高涨，风电行业发展受到广泛关注。目前我国风电发展逐年突破，但大而不强。风电设备制造业产能过剩、风电设备核心技术的缺乏、输出电网建设滞后于风能发电水平、风电场故障发生的高频率。解决这些问题对策：引导风电产业平衡有序发展，加快核心技术的研发，加强智能电网建设，提升机械故障的诊断技术。在未来，通过创新风电的开发模式提高风电在发电市场的占有率。

关键词： 风电发展现状;风电设备;输出电网建设;风电故障;风电发展未来

引 言

目前全世界无论发达国家还是发展中国家，主要能源来源仍然是以石油、煤为代表的传统化石燃料。人口的增长与经济的发展使得人类对能源的需求越来越大，日益增加的石化能源消耗不仅带来严重的环境污染，也带来严重能源危机。近年来，风电行业在全球掀起了发展高潮，全球每年新增风电装机容量高速增长。我国风电行业也应这股热潮逐步发展起来，遗憾的是，我国风电发展时间较短，还未形成系统科学的产业，各项措施以及建设不完善，没有自主的风电核心技术，居世界领先水平还有很大差距。

1.近年来中国风电发展的总体情况

1.1风能资源的能量分布

我国陆地风能资源可开发量约23.8亿千瓦，海上可开发量约2亿千瓦。陆地风能资源主要分布在我国的“三北”地区，即华北、东北和西北，特别集中于新疆、西藏和内蒙古省份，而对电力需求较大的东南地区的风能资源非常稀少，与三北地区的风能资源差距显著。

1.2近年的风电装机数据统计

图1-1 2000-2010年风电装机数据

[1]

2.中国风电发展面临的问题及对策

2.1风电设备制造业产能过剩

2007年全国风电整机制造企业只有30多家，在风电龙头企业金风科技上市仅一年多内，有40多家企业相继进入风机整机制造领域。风电装备产能超过3000万KW，而未来每年风机需求仅有1200万KW到1500万KW。这种盲目跟风导致了风电产业的产能过剩。

面对产能过剩[3]的现实，政府的宏观调控对抑制过剩产能作用显著。但即使政府并未及时进行调控，市场也会解决过剩问题，因为对客观利润的追逐会使资本通过多种方式进入，即使有政策的阻扰。而倘若管制过严，很可能将抑制新兴的风电产业活力，使其错失发展良机。因此，对于出台的准入标准无需太多的期待，通过市场去淘汰过剩的产能更符合市场经济的发展规律。

2.2风电设备核心技术的缺乏

虽然我国在风电叶片、齿轮箱、发电机这些零配件上已经基本实现国产化，但风电产业中的关键零部件轴承和变流器[5]的主要技术仍掌握在国外厂商手中。缺乏风电设备的核心技术成为制约我国风电产业的瓶颈。

对此我们可以通过两方面去克服：在今后大型风电厂建设时，建议在引进设备的同时引进制造技术；在引进的基础上结合我国的具体情况进行研发，就能使引进的技术再创新。

2.3输出电网建设滞后于风能发电水平

输电能力低于发电能力，这已成为制约我国风力发电行业发展的关键因素。风电因其具有非持续性、非稳定性的特征，对输出电网的技术要求比传统的火电、水电的电网要高很多。然而我国目前的电网技术却没能为风电的输出提供强有力的支持与保障，在风电主力地区的“三北”地区，电网建设甚至处于全国相对落后的状态。所以我们应加强智能电网的建设，保证风电消纳与电网运行安全。智能电网要求电网具有更高的智能化水平，不仅对外界干扰有很强的抵抗性，还要大大降低电能运输过程中的能源消耗。

2.4风电场故障发生的高频率

风力发电机组通常地处近海、戈壁滩、草原等宽阔边远地区，自然环境恶劣，风力发电机组的机械、电力电子设备复杂且远离监控中心，是的机组容易遭到破坏，威胁风力发电机组的安全运行。近年来，国内外风电事故频发，造成安全事故。而机械故障主要发生在叶片、主轴、轴承、发电机和齿轮这几个方面。因此研究风力发电机组旋转机[6]

械故障诊断至关重要，有振动信号分析法、电信号分析法、润滑油油液分析法、温度检测法、超声波检测法、红外光谱分析法、位移测量技术、着色探伤温度监测、过滤器监测等故障诊断方法[2]。

3.中国风电行业的未来

在未来中国整个风电产业链中，需包含全方位的质量服务，创新性的新技术开发等内容。以风力发电机为核心，积极探索储能技术、智能电网、分布式发电、风能海水淡化、风光互补等风能的高级应用。风电的技术创新点要着重于储能技术和能力管理技术研发，并构建“虚拟负荷”和“虚拟发电厂”[4]，实现风电的可控、可预测，具有一定的调峰和瞬态启动能力，促进电网友好型绿色能源的发展。

【参考文献】

[1]乐昕.我国风电行业发展瓶颈及其对策研究，2013（7）

[2]冯晨,田涛.风力发电机组旋转机械的故障诊断技术研究,1994-2013 China Academic Journal Electronic Publishing House

[3] 那威.我国风电装备制造业现状及存在问题分析,1994-2013 China Academic Journal Electronic Publishing House

[4] 俞黎萍.大型风力发电机设计理念和未来发展趋势.开发研究,2013（3）

[5] 刘力阳,吴军基.风电功率波动的相似性研究，科学技术与工程,2013（26）

[6] 唐雪梅.中国风电发展目标分析与展望.电源技术应用,2013（7）

第三篇：奉节风电项目工程简介

奉节风电项目工程简介

奉节风电项目工程是重庆市水利投资（集团）有限公司在奉节县拟建的重要电力工程，分为茅草坝风电场一、二期和金凤山风电场一、二期工程（以下简称“本工程”）。本工程建成后将直接接入重庆市电网系统，作为电力系统的补充，可满足地区用户的用电要求及该区电力系统用电负荷不断增长的需要，并有利于开发奉节的旅游资源，振兴地方经济，促进奉节县经济社会的可持续发展。现将工程基本情况汇报如下：

一、工程基本情况

本工程位于奉节县城南面约50～70km的茅草坝、金凤山一带的山上，机组海拔高程约1750～2100m。风电场年平均风速为5.5～5.6m/s，为Ⅳ类山地风电场。整个风电场拟安装115台1.5MW的风力发电机组，总装机容量172.5MW（其中茅草坝一期33台，装机49.5MW；茅草坝二期33台，装机49.5MW；金凤山一期33台装机49.5MW；金凤山二期16台，装机24MW），年利用小时数为1715～1828小时，年上网电量为30512万kW〃h。工程静态总投资194，869万元，可研测算上网电价为0.774～0.8072元/kw.h。

二、项目前期工作进度

我司根据《重庆市发展和改革委员会关于开展奉节县茅草坝和金凤山风电场前期工作的函》（渝发改能函„2007‟614号）和《全国风电建设前期工作成果（规划报告篇）重庆市风电场》、《重庆市风电建设前期工作成果（规划报告篇）奉节县风电场》，于2008年6月通过招标确定长江水利委员会长江勘测规划设计研究院和上海勘测设计研究院为茅草坝一期风电场项目设计单位，2008年9月起开展项目可研补测风工作。经过一年多的测风资料，2010年3月完成金凤山（一、二期）、茅草坝（一、二期）风电项目可行性研究报告和相关全部专题报告的编制。除接入系统专题正在报送市电力公司审查待批复外，其他各专题如环评、压覆、地灾等均已获得批文。

2010年5月24日，市发改委组织召开了重庆奉节金凤山和茅草坝风电场可行性研究报告和核准申请报告评审会。目前设计院正根据专家组意见对可研报告进行修编工作。

奉节风电项目

二〇一〇年五月二十六日

第四篇：大唐新能源风电培训中心简介（范文模版）

风电培训中心简介

大唐新能源风电培训中心于2011年6月组建，是中国大唐集团新能源股份有限公司专门从事风力发电专业安全、技术、管理方面培训的机构。培训中心拥有亚太地区唯一的V80风机仿真机组，能够实施多种机型和不同技术等级的课程培训；拥有经验丰富的课程设计人员和师资团队；具备一套科学严谨的培训教学管理体系。

设施建设方面，V80仿真机组是由Vestas丹麦总部研发，专门用于风力发电专业培训的实体机组，主要用于了解风机原理、掌握动作过程、开展故障分析的教学。

检修实训平台包括发电机齿轮箱激光对中操作、偏航减速机拆装教学、电气自动控制实训平台，旨在熟悉设备结构、研究损坏原因、改善薄弱环节。

培训教室及会议室主要是为开展理论课程、专题讨论、宣贯技术标准提供场所。通过对培训中心硬件设施的综合应用，形成理论基础、部件检修实训、机组故障演练三位一体的教学模式。

能力建设方面，培训中心拥有专业培训师12人，主要来自公司生产部门的技术骨干，经过专业的企业内训师培训，多次担任集团职业技能鉴定风电专业的讲师和承担考评工作。培训中心还与Vestas公司培训部、金风科技、华北电院、天津大学有着良好的培训师资源互相交流的关系。

课程设计方面，我们已经完成对Vestas、金风、华锐、东汽、明阳等机型的学习和课件制作，拥有风机专业课件200多个。

培训中心主要开展新学员培训、风电专业运维人员培训、组织技能竞赛，开展技术交流；课程涉及风机、变电、输电线路、风电场技术监控等专业，主要以理论课程、实操训练、典型故障处理、风电场实习等环节相互结合的方式开展实训。

培训中心成立以来，举办了十多期培训班，积累了开展专业技能培训方面的宝贵经验。培训学员已达300余人，从培训中心毕业的学员已经成为大唐新能源公司风机检修维护方面的中坚力量。培训中心在2012年成功举办了中国大唐集团公司第十届专业知识和技能竞赛（风电机组检修专业），培训中心正在成为大唐新能源公司培养风机专业人才的摇篮！

培训中心将紧跟新能源产业发展步伐，不断改进教学设施，完善教学方法，增强专业技能，拓展服务范围，在新能源领域专业人才培养方面做出更大贡献！

联系电话：***

联系邮箱：LF93235@163.com

第五篇：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。