中国风力发电设备制造业的风雨历程.

第一篇：中国风力发电设备制造业的风雨历程.

中国风力发电设备制造业的风雨历程

世界风力发电网信息中心——访清华大学王承煦教授

世界风力发电网报道:就中国风力发电设备制造业的发展,记者专题采访了清华 大学王承煦教授。

记者:改革开放 30周年,我国风力发电设备制造业取得了巨大成绩。您认为 20世 纪 80年代是我国风电设备制造业发展的第一个阶段,请您概述一下这个阶段的发展历 程和特征。

王承煦:这个阶段是我国风力发电设备制造业探索发展的阶段,其特征是以设计、制造微小型离网式风力发电机为主;同时, 也开始研制可以用于并网运行的中小型风力 发电机。

微小型离网式风力发电机是指单机容量 50 W到 10 kW的风力发电机,其可以单机 运行,供农村或牧区一家一户使用,也可以和光伏发电并联互补使用,即我们所谓的风 光系统,其益处是可以少用蓄电池;容量达到 10~100 kW 的小型风力发电机还可以和柴 油发电机并用,以达到节省柴油或解决柴油供应不足的问题,其主要应用于海岛。十一届三中全会后, 通过对国外的考察, 领导层和科学技术界认识到风力发电确实 可以作为一种有利用价值的发电方式,在电网覆盖不到的地区推广应用。这样,我国微 小型离网式风力发电机迎来了大发展。我国组织高校、科研院所、设备制造厂联合攻关、自主设计、制造微小型离网式风力发电机。同时,政府鼓励应用微小型离网式风力发电 机, 特别是在内蒙古地区牧民购买一台就可以获得一定数额的补贴。内蒙古地区陆续形 成了几个能批量生产微小型风力发电机的制造厂。这样从产品设计、试制到批量生产, 微小型离网式风力发电机在内蒙古地区很快就得以推广。与此同时, 微小型离网式风力 发电机也在全国其他地区发展,比如西北地区、华东地区等。

这样, 我国微小型离网式风力发电机就蓬勃发展起来了, 所制造的微小型离网式风 力发电机逐渐由 200 W、300 W、1000 W 发展到 100 kW.到目前为止,我国微

小型离网式 风力发电机在制造工艺和技术水平上都非常成熟, 可以实现年产约 5万台, 产量居世界 第一,而且出口到日本、欧洲、东南亚等地。

微小型离网式风力发电机的大量发展为我国带来了明显的社会效益和经济效益:第 一,可以直接改善偏远且不适合建立大型电网地区的居民生活条件;第二,随着微小型

风力发电机设备技术的改进和配套设施的逐渐完善,例如永磁式发电机、整流逆变器、充放电控制器等,微小型离网式风力发电机设备制造厂创造了大量的就业岗位等。1979年, 我国开始自主研发可以并网运行的试验型机组, 但仍然属于中小型, 包括 水平轴和立轴两种风力发电机,比如容量为 20 kW、40万 kW、50 kW、55 kW的水平轴 风力发电机和 2 kW、4 kW的立轴风力发电机。当时有两条研制路线:一是国内自主研 制,比如,当时我国组织试制出了容量为 20 kW、40 kW、50 kW、100 kW的水平轴风力 发电机。其次是我国和国外联合开发制造,比如,和联邦德国联合研制出了 30kW 达里 厄型水平轴风力发电机,这是我国在风力发电机研制方面第一个和国外合作的项目。1986年, 我国从丹麦维斯塔公司引进了 3台 55 kW 变桨距风力发电机, 并在山东荣 成建立了我国第一个小型风电场。

当时, 世界上存在两种风力发电机组, 即美洲国家开发的两叶片式风轮驱动的同步 发电机,欧洲国家开发的三叶片式风轮驱动的异步发电机。水电部从美国、丹麦等国家 考察后,经过诸多讨论,决定研制三叶片变桨距风轮驱动的 200 kW异步发电机。这台 机组由水电部杭州机械设计所设计,福建若干单位配套制造。

这台样机从立项到方案讨论、设计、制造,到 1991生产出样机安装在福建省平潭 风电场并网运行,并进行鉴定,共用时 8年。这台机组除参考部分国外图纸外,完全是 自主设计、制造,取得了不少经验。但该台机组的控制系统未采用微机控制系统,而在 当时世界上已普遍采用微机控制系统。所以,一台风力发电机研制时间过长,技术就容 易落后。另外,虽然当时试制出了可以并网用的风力发电机,但并没有考虑到要大力发 展风电场。记者:您亲历了我国风力发电设备制造业的发展历史。那么,请您回顾一下 改革开放之前我国风电设备制造业的发展情况。

王承煦:20世纪 60年代,前苏联切断我国燃油供应和 20世纪 70年代两次石油危 机使我国认识到发展风力发电等非化石二次能源的重要性, 同时, 我国无电地区对电力 需求迫切,特别是风能资源丰富的无电或缺电牧区、海岛等适合发展风电。

回顾人类利用风能的历史, 我国是最早利用风能的国家之一, 如我国很早就利用风 能提水灌溉。新中国成立后,我国也曾在多个地区进行过风力发电试点工作。1975年, 清华大学和内蒙古草原研究所合作, 在内蒙古商都地区选择当地牧机生产企业共同试制 了 50 W、100 W 的离网式微型风力发电机,其他地区也有研制小型风力发电设备的。这 个阶段所生产的风力发电设备都属于小容量的,而且没有形成生产力。

记者:1991年 ~2000年,我国政策开始倾向于制造大中型风力发电机,并重视建设 风力发电场。请您分析该该第二阶段,我国风力发电设备制造业的发展情况及其进步。王承煦:20世纪 90年代初,基于可持续发展和环境保护的要求,我国开始发展大 中型风力发电机(容量为 100 kW~1000 kW 之间的为中型风电机组, 1000 kW 以上为大型 风电机组。1991年, 我国通过民间渠道的沟通方式, 实现了到德国考察风电设备制造 业。经考察后,我国决定购买德国单机容量为 250kW 失速异步型风电机组,这当时是我 国引进的单机最大发电容量机组, 1992年, 几十台该机型风电机组被应用到东北、内蒙、海南三个地区, 我国风电场建设由此也获得了发展。德国的举动引起丹麦维斯塔等国际 风电设备制造公司对中国市场的关注, 它们开始通过各种方式陆续进入我国风电设备市 场。但由于我国是能源利用大国,且由于引进的风电机组价格昂贵,不可能完全依靠进 口风电机组来建设发电厂, 必须要实现我国自主研制大中型风力发电机, 来解决我国风 电场建设问题。

国家发改委制定出“九五乘风计划”,希望建立合资公司来解决我国风电设备落后 问题。基于此计划建立了两个合资公司:西安航空发动机公司与德国诺得克斯(NORDEDX 公司签订合资协议,生产 600 kW大型风力发电机组;中国一拖集团有限公司与西班牙 国家电力公司美德(MADE 再生能源公司成立“一拖一美德(洛阳 风电设备有限公司”, 生产 660 kW大型风力发电机组。当时明确上述两个公司生产制造定桨距失速型风力发 电机,容量选定在 600 kW 级。虽然通过建立合资公司,成功

制造出了容量为 600 kW 的 风力发电机,但是由于国外风电设备技术发展很快,单机容量 750 kW、900 kW甚至 MW 级风力发电机都已进入市场,致使所产风力发电机几乎没有批量生产进入市场的机会。但也培养了一批风电设备制造人才。同时期, 国家经贸委制定了“双加工程”和“国债 风电项目”,以求实现 600 kW 失速型风电机组的国产化。当时,在国外失速型风力发电 机处于优势地位,但变桨距风力发电机也在发展,甚至还出现了无齿轮箱风电机组。从 20世纪 90年代后期起,国际风电设备市场每隔 2~3年左右时间,技术就更新一次,且 单机容量越来越大。所以,一刀切的单一的机型认同不利于我国风电制造业的发展。20世纪末, 新疆金风科技股份有限公司(以下简称金风科技 和浙江运达风力发电 工程有限公司(以下简称浙江运达通过引进德国 500 kW失速风力发电机,自主研制 出 600 kW失速型风力发电机。科技部在“九五”风力发电重点攻关项目中大力支持了 金风科技、浙江运达 600kW 失速型风力发电机的完善化和产业化生产项目。

记者:进入二十一世纪,特别是《可再生能源法》的颁布实施,使我国风电设备制 造业驶入了快车道。请您简析此阶段我国风电设备制造业的发展状况。

王承煦:进入二十一世纪之后, 在科学发展观的指导下以及“十一五”节能减排目 标的制定, 尤其是可再生能源法的推出和国家发改委颁布了风电场特许权政策, 促进了 我国风电事业大发展,由此,风电设备制造业也进入了快速发展期,大量国有企业、民 营企业都开始进入该领域。

据不完全统计,目前国内进入风电整机制造市场的企业已达到 40多家。2001年, 科技部将研制兆瓦级以上双馈型风力发电机和失速型风力发电机列入国家 863计划,并将此任务交予金风科技、浙江运达、国电龙源电力集团公司和沈阳工业大 学等, 此后金风科技公司提出将研制 MW 级失速型风力发电机转为研制 MW 级直驱型(无 齿轮传动永磁低速风力发电机,此举得到科技部大力支持。在该计划下, 2005年,金 风科技试制出我国第一台 MW 级风力发电机--1.2 MW 直驱永磁风力发电机, 2005年,沈 阳工业大学自主研制出 1 MW双馈风力发电机。

在这个阶段,国家规定风电项目设备国产化率要达到 70%以上,这给国内装备企业 提供了巨大发展和市场空间。许多国内企业通过购买许可证方式, 希望尽快实现能够制 造兆瓦级以上风力发电机。华锐风电科技有限公司(以下简称华锐风电、东方汽轮机 厂等通过购买德国富兰德(Fuhrlander 公司和 Repower 公司的许可证生产 1.5 MW变 浆变速双馈风力发电机。上海电气集团和北京北重汽轮电机有限责任公司购进英国 EU 公司(原德国 Dewind 公司 1.25 MW 和 2.0 MW 风电机组的生产许可证分别试制出 1.25 MW 和 2.0 MW变浆变速双馈风力发电机。湖南南车集团与湘电集团有限公司分别从奥地 利 Windtec 公司及日本原宏产公司取得 1.65MW 变浆变速双馈风电机组及 2.0 MW 直驱永 磁风电机组生产许可证。此外还有一种合作模式,即通过联合设计来制造 2.0 MW级风 力发电机, 比如德国 Aerodyn 公司分别与上海电气集团和中国船舶重工集团公司联合设 计制造 2.0 MW 级变浆变速双馈型风力发电机;金风科技与德国 Vensys 公司联合设计研 制出 1.5 MW级直驱型风力发电机,并安装于北京官厅。此外,浙江运达通过自主研发 试制出 1.5 MW变浆变速双馈风力发电机。目前,金风科技、华锐风电、东方汽轮机厂 等具备了较强的技术开发能力, 同时在市场占有、关键零部件供应链方面也已具备了较 强的竞争优势。

在风电零配件制造领域,国内企业在关键零部件的配套方面已经具备了一定的实 力。叶片方面:目前国内企业对风电机组中叶片的研制技术已经基本掌握,能批量生产 1.5 MW 以下各系列化叶片。具有代表性的企业有中航惠腾风电设备有限公司、连云港中 复连众复合材料集团有限公司、上海玻璃钢研究院等。齿轮箱方面:南京高速齿轮制造 有限公司、重庆齿轮箱有限责任公司、杭州前进齿轮箱集团有限公司等三家国内企业可 以实现风电齿轮箱批量生产, 此外大连重工集团、中国第二重型机械集团公司等企业也 开始齿轮箱的生产。发电机方面:中国北方机车车辆工业集团公司、兰州电机厂、上海 电机厂有限责任公司、湘潭电机集团有限公司、四川东风电机厂有限公司等众多企业能 够满足国内的需要。风电机组的其他配套部件厂还有无锡柴油机厂、东方汽轮机有限公 司(生产轮毂和变速箱箱体铸件,秦川机床集团(生产变速箱箱体铸件、青岛武晓 [集团 ]有限公司(生产塔筒、无锡大昶重型环件有限公司(生产塔筒、法兰等。目 前,控制系统、主轴承、直驱型风力发电机低速永磁发电机、变频器等核心部件应该是 攻关的重点。

总而言之,我国风电设备制造业三十年成就显着,在全球化的今天,我们不必追求 百分之百的国产化率,关键是要掌握核心技术,并有切合自身国情的独创之处。记者:请您谈谈目前我国风电设备制造业存在的问题及其努力的方向。

王承煦:第一,目前能够具有自主知识产权并切合中国实际的风电整机设计、制造 企业很少,这个实际是指中国风资源情况、电网情况、地域情况等。仅依靠国外风机机 型的生产许可证生产的风力发电机,其原型是按照该国的气候、地域、电网等条件设计 的,应用到中国就会出现“水土不服”的问题,因此完全依靠它,远不能满足我国风电 发展的需求。(本篇文章来源 :中国金属加工在线

第二篇：风力发电设备主管工作总结

个人年终总结

生产技术部—XX 过去的2016年，在部门主任领导下和同事协作下，共同完成了上一工作，取得了一定的成绩，但也存在诸多不足。新年伊始，为更好的开展2017年工作，让自己不断在总结中成长，现就将去年工作内容和今年工作思路做简要汇报。

一、主要工作内容

本人在生产技术部主要负责风力发电机组设备、技术监督管理和保险理赔工作，协助同事完成部门和公司领导安排的其他工作。(一)设备管理方面

按照公司要求，部门工作计划，主要对具体的设备管理工作的进行监督实施。编制了《2016年XX新能源技改检修生产项目工作计划》、《2016年风电光伏材料费/检修费计划表》，参与定制了一至五期《XX新能源风机出质保验收大纲》等文件，并对以上工作计划进行全过程的监督实施。其中对一期33#、二期36#风机全年检工作，二期43#风机出质保验收工作等进行了登机检查；汇总统计了二至五期风机出质保的考核金额；审批了部分风机较大型的检修方案，并对一期7#齿轮箱中间级更换、17#风机偏航刹车盘打磨、14#风机更换发电机集电环等检修工作进行了登机检查；跟踪了159#、38#箱变的维修工作；负责完善了部门设备管理制度，编制了2016年《XX新能源有限公司设备缺陷管理制度》（未发布），建立了设备台账等。(二)技术监督方面

按照公司要求，部门工作计划，主要对具体的技术监督工作的进行监督实施。主要实施和配合完成了风机、箱变、变电站的防雷检测工作；风机油品抽检化验工作；XX期发电机改造工作；XX期风机塔筒法兰生产、监造、检测厂家的统计上报工作；XX110kV变电的预试工作；公司技术监督总结的上报工作；电网关于东汽和上气机组的耐频耐压要求工作；XX330kV远动升级改造工作；2016中电联的全国风电运行指标竞赛数据的上报工作等。(三)保险理赔方面

负责公司现场所有设备出险前期的申报、现场勘察取证及事故证明出具等。配合财务部完善公司2016年资产统保清单；修订了公司企业固定资产目录；参加了2016保险经纪公司组织的保险业务培训；与财务部进行了保险理赔的工作交接，财务部负责案件的后期理赔工作。2016年XX公司现场共计出险16件，因厂家维修未产生费用销案3件，现有13件正在理赔中。

二、管理工作中存在的问题

(一)风机的定期维护工作开展不及时，定期维护工作周期较长，未按照计划时间节点开展维护工作等。2016年维护工作中，一至七期半年/全年维护工作均未按照时间节点开展，其中七期半年检工作周期长达5个月。四至六期全年检至今都未结束。

(二)备品备件管理有待进一步提高。表现在备件的购买周期过长，部分备件的购买达数月；现场备品备件的库存不充分，因无备件停机现象频发；购买备件和现场实际不符等。现场无箱式变压器储备，如XX因箱变烧损受累停机近5个月。XX因箱变故障受累停机达4个月。

(三)个人综合管理素质有待提升。2016年设备管理工作无新意和亮点，具体管理工作落实不够。表现在部分机组维护工作拖沓滞后，备件管理工作跟不上，造成一至三期设备可利用率较低等。现场生产指标的考核细则不健全，考核奖励制度没有真正实施。

三、2017年主要工作思路

(一)进一步完善设备缺陷管理制度，制定与之相对应的考核细则，重在落实。风力发电机定期维护工作和检修工作及时完成，对机组长时间的健康运行至关重要，完善和发布《XX新能源设备缺陷管理制度》和《XX新能源公司生产指标考核细则》，按照公司2017工作计划，严格的落实好风机定期维护、检修工作，通过于考核相结合，提升设备管理的精细化水平。(二)强化备品备件的管理。首先，要有合理的备件储备计划，对备件更换频次、数量、使用周期、消耗规律等方面进行统计，结合现场实际和统计情况上报备件计划。其次，备件的购买质量和周期上进行严格控制，考虑制定“关键件”目录清单，对难采购、影响生产大、占用资金多需重点加强管理。最后，考虑大部件的储备，如箱式变压器，齿轮箱、发电机等大部件，因这些部件占用资金较大，考虑发电企业联合建立区域备品备件的方式进行大部件的储备。

(三)其他工作想法。

1.考虑进行修旧利废的革新，降低备品备件的管理成本。对设备出现故障较高或者跟换备件频繁的地方，组织人员进行原因分析，进行相应小发明小创造的技术改革，降低备件的消耗。

2.借助集中监控平台的建设，考虑整合风速、发电量、数据借口、风机对时、时间统计等关键指标数据的统计口径，风机故障进行大数据分析，远程工作票管理，风电场关键部位安装摄像头，结合现场的小神探基础管理平台和门禁系统，为后期风电行业的信息化、智能化和云计算等功能的实现打好基础，以便真正实现风电场的无人或者少人值守的生产管理自动化。

第三篇：风力发电企业设备缺陷管理办法

风力发电企业设备缺陷管理办法(试行)

范围

为规范风力发电企业安全生产管理工作，建立安全生产长效管理机制，提高设备缺陷管理水平，特制定本办法。

本办法规定了风力发电企业发电设备移交生产后，设备缺陷管理的定义、分类、职责、管理内容与要求等。

本办法适用于公司所属全资、控股风力发电企业设备缺陷管理工作。引用标准及文件

下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。

《风力发电场运行规程》(DL/T666-1999)《风力发电场安全规程》(DL/T796-2001)《风力发电场检修规程》(DL/T797-2001)《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》(国电发„2000‟589号)《风电并网运行反事故措施要点》(国网调„2011‟974号)《风电调度运行管理规范》(Q/GDW432-2010)术语和定义 3.1 定义 3.1.1 缺陷：是指影响风电机组及公用系统设备安全经济运行，影响建(构)筑物正常使用和危及人身安全的异常现象。如设备的振动、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、安全消防和防洪设施损坏，以及由于设备异常引起的参数不正常等等。

3.1.2 重复缺陷：是指在缺陷统计周期内，同一设备出现两次及以上因相同原因发生的缺陷。

3.1.3 月缺陷消除率=（当月缺陷总数－当月未消除缺陷数）／当月缺陷总数×100% 当月缺陷总数=上月未消除结转缺陷数+本月发生缺陷数

3.1.4 年缺陷消除率=（年缺陷总数－当年未消除缺陷数）／年缺陷总数×100% 年缺陷总数=上年未消除结转缺陷数+本发生缺陷数

3.2 缺陷分类

缺陷按其影响程度分为一、二、三类和一般维护性缺陷。3.2.1 一类缺陷

3.2.1.1 危及风电场升压站、送出线路、风电机组设备安全运行及人身安全，影响可调度容量超过50MW或全场容量50%以上的缺陷。

3.2.1.2 对风电场升压站或风电机组设备安全经济运行或人身安全造成一定威胁，需将风电机组停运，停运时间超过10天的缺陷。

3.2.2 二类缺陷

3.2.2.1 风电场集电线路设备异常，必须将该集电线路停运，集电线路停运时间超过24小时且不超过3天的缺陷；

3.2.2.2 对风电场升压站或风电机组设备安全经济运行或人身安全造成一定威胁，需将机组停运，停运时间超过3天且不超过10天的缺陷。

3.2.3 三类缺陷

3.2.3.1 对风电场升压站设备或风电机组安全运行存在影响，但可以通过倒换设备、停运风电机组进行消除，处理时间超过24小时且不超过3天的缺陷。

3.2.3.2 风电场集电线路设备异常，必须将该集电线路停运，集电线路停运时间小于24小时的缺陷。

3.2.4 一般维护性缺陷

3.2.4.1 对风电场升压站设备或风电机组安全运行存在较小影响，随时可以进行消除，处理时间小于24小时的缺陷。

3.2.4.2 对风电场升压站设备或风电机组安全运行无直接影响，并随时可以消除的设备、设施类缺陷。如电缆沟封堵、积水、土建、标志、标识，更换照明、配电室房门、窗、锁缺陷等。

管理职责

4.1 生产运营管理部门

4.1.1 是设备缺陷的归口管理部门，负责组织、检查、监督设备缺陷的处理及考核等管理工作。

4.1.2 负责审核重大设备缺陷（一、二类缺陷)消除计划的方案和技术措施，并监督执行，参加重大设备缺陷处理的安全监督。

4.1.3 组织对频发性、重大缺陷进行分析，并制定防治措施。

4.1.4 负责审核暂不能消除缺陷的临时措施。4.1.5 负责审核消缺计划及相关措施。

4.1.6 负责确定重大设备缺陷消除后的验收方式，并参加缺陷消除后的验收工作。

4.1.7 负责组织设备制造厂、风机厂家、设备管理部门(风电场)等相关单位对重大缺陷进行分析，确定解决方案。

4.1.8 负责组织人员对缺陷情况进行统计和分析，根据统计情况，结合设备的工作原理、运行环境、检修历史等因素，对其缺陷发生的机理进行分析，并提出相应的治理整改建议。

4.1.9 对消缺过程中安全措施执行情况进行监督检查，并提出考核意见。

4.2 设备管理部门(风电场)4 4.2.1 应全面了解设备运行情况和存在的缺陷情况，监督风电场维护、风机检修、厂家维护人员及时消除设备缺陷。

4.2.2 负责协调运行管理部门同调度联系安排运行方式，合理安排消缺时间。

4.2.3 负责对风电场设备巡检工作进行监督、考核。4.2.4 负责对消缺工作进行协调、监督。

4.2.5 对暂不能消除缺陷设备提出临时措施，并对措施执行情况进行检查、监督。管理内容与方法

5.1 管理目标：提高设备健康水平，保质、保量、及时地完成设备缺陷的消除工作，保证设备安全、稳定、经济运行。

5.2 管理原则

5.2.1 设备缺陷管理实行生产运营管理部门、设备管理部门(风电场)、检修/运行维护班组三级管理。建立设备缺陷管理的全过程管理机制，即缺陷的定义、分类、提出、消除、验收、评价、统计、考核，形成闭环管理。

5.2.2 设备消缺工作要严格执行《电业安全工作规程》、《调度规程》以及“各类现场规程”等规定，对于危及设备及人身安全的缺陷，及时向有关部门或领导汇报，按事故处理规定进行处理，并制定相关安全技术措施。

5.2.3 当设备存在缺陷时，应及时组织人员进行消除。由于运行方式、技术问题、备品材料等原因不能及时消除的 5 重大缺陷，应制定安全技术措施，做好事故预想，防止缺陷的蔓延扩大。

5.2.4 对于突发性的严重威胁升压站、风电机组安全运行的缺陷，应立即采取措施处理，并及时向上级管理部门汇报。

5.2.5 在月、季、计划检修过程中，若正常运行的设备发生了缺陷，应以先消除运行中的设备缺陷为主。

5.3 管理流程： 5.3.1 缺陷登录

5.3.1.1 变电站运行巡查人员发现缺陷后，在缺陷登记簿（系统）上登记，通知有关检修人员，做好通知记录（通知时间、被通知检修人员等），并及时做好安全措施，积极配合检修消缺。登记内容应包括下列项目：缺陷具体内容、缺陷所在设备的名称及编号、发现班组或发现人、发现日期等。

5.3.1.2 风电机组巡查人员负责对所分工管辖设备进行定期和不定期巡回检查，发现缺陷及时汇报风电场运行人员，作好缺陷记录，运行人员布置安全防范措施后进行处理。夜间消缺应服从场长、值长的组织调度，及时到位消缺。

5.3.1.3 发现的重大缺陷要及时汇报部门领导和新能源生产运营管理部门。三类及以上的缺陷每日在运行日报中认真填写；每周、月由生产管理部门做好统计分析，报管理公司及生产运营管理部门。

5.3.2 缺陷处理

5.3.2.1 各维护班组及时认领属于本班组的缺陷，及时组织消缺。

5.3.3 验收

5.3.3.1 消缺结束后，由消缺负责人联系恢复现场布置的安全措施，组织人员进行设备消缺验收，验收合格后恢复设备正常运行方式。

5.3.3.2 重大设备缺陷的验收应通知生产运营管理部门及风电场相关管理人员。（设备缺陷管理程序图见附件1）

5.4 管理内容 5.4.1 消缺管理规定

5.4.1.1 任何人员发现设备缺陷后，都应及时汇报设备管理部门，通知相关检修人员进行处理。

5.4.1.2 升压站内设备缺陷，由风电场检修维护人员进行处理消缺；风电机组缺陷在接到运行人员通知或风电场巡视人员发现后，由风机检修维护人员(或风机厂家人员)及时进行处理消缺。

5.4.1.3 对于技术难度较大和安全风险较大的消缺工作，应由相应检修维护部门编写安全技术措施、方案，经生产运营管理部门及相关领导审核批准后方可进行消缺工作，涉及调度部门管辖设备还需报调度部门批准。

5.4.1.4 对于技术难度较大，不能在短时间内消除，必须通过技术改造、更换重要部件或更新设备才能消除的缺陷，由设备管理部门提出消缺延期申请或转类申请，生产运营管理部门对缺陷鉴定后及时进行延期批准，在制定监督运 7 行和防止缺陷进一步扩大的安全、技术措施后，组织进行技术攻关或列入科技改造项目，制定切实可行的技改或检修处理方案，经主管生产的副总经理（总工程师）批准后，作为下一次计划检修项目落实到检修计划中。

5.4.1.5 对不属本公司调度管理范围内的设备发生缺陷，除明显危及到安全、经济运行须临修消除的，一般应结合系统检修机会予以消除，处理时间不得超过系统检修时间范围。

5.4.1.6 确系由于运行方式或技术问题、备品材料等因素不能立即组织消除的重大缺陷必须完成以下工作：

a)重大缺陷的延期报生产副总经理或总工程师批准。b)设备管理部门负责做好安全技术措施，在缺陷管理登记中注明不能消除的原因。

c)风电场运行部门布置安全措施，做好事故预想，在缺陷管理工作(系统)中确定“措施已做”，并汇报生产运营管理部门。

d)风电场检修维护、运行要对该设备缺陷加强巡检。e)将该缺陷列入消缺计划，具备消除条件后，立即组织消缺。

5.4.1.7 危及风电场安全生产和经济运行的重大缺陷，由生产副总经理或总工程师决定全场停电临修。

5.4.1.8 对于缺少备品的缺陷，风电场设备管理部门应及时提出备品计划，并及时联系采购。

5.4.2 设备缺陷的记录

5.4.2.1 风电场检修维护部门进行消缺时，应详细记录缺陷的处理时间、参与人员、处理过程和数据、处理结果等。

5.4.2.2 运行、检修维护部门应将运行、试验和检修中发现的缺陷和处理情况录入设备台帐。

5.4.2.3 设备台帐的设备缺陷记录中应包括下列内容：

a)频发性、重大缺陷记录；

b)安全大检查和设备技术状况鉴定中有关影响设备、人身安全的缺陷记录；

c)事故记录及防止对策记录；

d)上次机组检修、维护时未解决的缺陷记录； e)由于设备磨损，需定期更换的机械和部件记录； f)其他需要改进的项目记录。5.4.3 缺陷统计、分析

5.4.3.1 设备管理部门(风电场)每周对设备发生的缺陷进行统计，对设备整体运行状况进行分析，安排下周设备消缺的工作重点，并将三类及以上缺陷进行统计，报生产运营管理部门及公司运营管理部。在每周安全生产例会上，对上周缺陷消除情况进行通报，并提出管理意见。

5.4.3.2 生产运营管理部门每月对所属风电场上报的设备缺陷进行统计，对设备整体运行状况进行分析。设备缺陷统计分析结果应在下月5日前上报公司运营管理部。缺陷统计应包括：发现缺陷条数、消除缺陷条数、月消缺率、未 9 消除缺陷条数（消缺工作是否需停系统、有无备品等）、频发类缺陷等。

5.4.3.3 生产运营管理部门组织召开月度缺陷专业分析会，风电场运行、检修及相关厂家人员参加，对设备健康状况进行整体评价。对发生缺陷频率较高的设备，结合设备的工作原理、运行环境、检修历史等因素，分析缺陷发生原因，并提出相应的治理整改建议。生产运营管理部门将治理整改计划列入月度工作计划，下月的缺陷分析要对上月治理整改计划完成情况进行总结，形成闭环管理。检查与考核

6.1 生产运营管理部门监督、检查本办法的执行情况，并提出考核意见。

6.2 出现以下情况列入考核：

6.2.1 巡查人员未及时发现缺陷或发现缺陷未及时登记、未及时通知相关检修人员的；检修班组接到通知后未及时认领或未及时进行消缺的。

6.2.2 缺陷消除后，消缺负责人未及时通知运行等人员进行验收的；验收人员接到验收申请后应在2小时内验收完毕（条件不允许的除外），验收人员无故拖延的。

6.2.3 消缺工作未在批准工期内完成且未办理延期手续的。

6.2.4 生产运营管理部门对设备缺陷管理进行的监督、检查和协调工作中，推诿扯皮和不服从工作安排的。

6.2.5 检修人员消缺后经验收人员验收不合格，确系检修人员责任导致返工处理的。

6.2.6 缺陷填写内容不完整、不正确，验收无结论、无签名的。

6.2.7 对需停系统或主要设备及系统切换才能消除的缺陷，未及时提出消缺申请的。

6.2.8 运行人员发现设备缺陷，应立即采取必要的处理、隔离措施，对未及时做好隔离措施影响消缺的。

6.2.9 备品采购不及时影响消缺的。

6.3 考核标准：公司系统各单位应按照本办法，结合各自具体情况制定本单位的《设备缺陷管理制度》和《安全文明生产规定及考核制度》。附责：

7.1 本办法由公司运营管理部负责解释。7.2 本办法自下发之日起施行。

第四篇：中国风力发电发展规划设想

】中国风力发电发展规划设想

《世界商业评论》ICXO.COM(日期：2003-12-25 16:44)

【ICXO.com编者按】摘自中国能源网

【施鹏飞

1中国风能资源储量及其分布

1.1储量

中国气象科学研究院根据全国900多个气象站的历年平均风功率密度绘制全国年平均风功率密度分布图。该图反映了全国风能资源分布状况，以及各个地区风能资源潜力的多少。

全国风能资源储量估算值是指离地10m高度层上的风能资源量，而非整层大气或整个近地层内的风能量。全国的储量是使用求积仅逐省量取了年平均风功率密度＜10、10-

25、25-50、50-100、100-200以及＞200W/m²的面积后，计算出每一省的风能储量。中国10m高度层的风能总储量为32.26亿kw，这个储量称作“理论可开发总量”。实际可供开发的量按上述总量的1/10估计，并考虑风能转换装置风轮的实际扫掠面积，再乘以面积系数0.785（即lin直径的圆面积是边长1m的正方形面积的0.785倍），得到中国陆地10m高度层实际可开发的风能储量为2.53亿kw。

2000年全国电力装机规模约为3亿kw，略高于估算的全国离地10m高实际可开发的风能资源储量，这表明我国风能资源非常丰富。但是必须进行风能资源详查，探明具有经济开发价值的装机容量。另外，中国东部沿海地区水深2～15m的海域面积非常巨大，海上风能资源测量必须着手进行。由于海上风速比陆上更高，湍流更小，更接近中国东部电力负荷中心，因而中国海上风电开发前景更加广阔。

1．2分布

在中国，风能资源丰富的地区主要集中在北部、西北和东北的草原、戈壁滩以及东部、东南部的沿海地带和岛屿上。这些地区缺少煤炭及其他常规能源，并且冬春季节风速高，雨水少；夏季风速小，降雨多，风能和水能具有非常好的季节补偿。另外在中国内陆地区，由于特殊的地理条件，有些地区具有丰富的风能资源，适合发展风电，比如江西省都阳湖地区以及湖北省通山地区。

2中国风电发展应考虑的因素

2.1风能资源

了解风能资源情况对估算风电场发电量以及评估潜在的效益非常重要。对风电场而言，风电机组年利用小时数最低要求为2000小时，即单机容量为600kw的风电机组年发电量不能低于1200MW心才具有开发价值。当风电场风电机组平均年利用小时数达到2500小时，风电场具有良好的开发价值；当风电机组平均年利用小时数超过3000小时，为优秀风电场。

2.2电网条件

当风电装机容量不超过当地电网总容量的10％时，风电不会影响电网的质量。但是由于风的随机性，风电不能调度，因而它也不可能替代常规装机容量以满足负荷要求。风电产生的电量可以替代煤电产生的电量，以便减少污染气体排放。一般风能丰富的风场距离现有电网较远，规划时应考虑接入系统的成本，与电网的发展相协调。

2.3交通

风能资源丰富的地区一般都在比较偏远的地区，比如山脊、戈壁滩、草原和海岛等，必须拓宽现有道路并新修部分道路以满足大部件运输，其中有些部件可能超过30m。

2.4经济问题

随着技术发展，风电成本逐步降低。但目前中国风电上网电价比煤电等高出0.3～0.4元/kw·h。对一个装机容量为100MW，年发电量为250GW·h的风电场而言，当地电网消费者每年需要多付出0.75～l.00亿元购买风电。虽然这是保护环境的代价，但对那些经济发展缓慢、电网比较小、电价承受能力差的省份和自治区，过多发展风电将会造成严重的负担。

2.5风电机组国产化

降低风电成本的方法包括优选场址、规模开发、风电场优化设计和通过设备招标选择机型外，另一个非常重要的方法是降低风电机组成本，因为它占风电场初始投资的比例非常大，约占60～70％。尽量采用国内制造的部件，在达到与进口设备同等质量的条件下。争取成本下降15％，这将大大减小风电和常规煤电电价的差距。

2.6环境问题

风力发电不排放任何污染物质，特别是在减排COZ气体方面能起重要作用，应尽可能充分利用风能资源。风电场产生的噪音和景观问题在中国影响很小，因为风电机组离居民点都比较远。

2.7海上风电场

海上风能资源丰富而且稳定，欧洲己经建成几个示范海上风电场，取得在海洋中建造风电机组基础和向陆地输电的经验，丹麦制定了建设400万kw海上风电场的规划，有5 个装机容量为10万kw到15万kw的海上风电场项目开始实施。中国东部沿海岸上风能源不够丰富，岸外风能潜力很大，应开始对资源储量进行勘测，初选近期有开发价值的场址，为在不久的将来发展海上示范项目做准备。

2.8融资

中国已建成的风电场中，许多风电场是利用国家经贸委技改项目贴息贷款以及国外政府提供的软贷款。由于它们贷款利率低，还贷期长，因而还贷期上网电价比较低。将来软贷款逐步减少，使用商业银行贷款利率高，还贷期短，将导致还贷期上网电价比较高，制约风电大规模开发。

2.9社会问题

总体说来，社会对风电和其它可再生能源对减排温室效应气体的作用还了解甚少，需要加强宣传。随着经济的发展，环境保护的要求日益严格，有关立法机构应制定具体鼓励再生能源发展的法律，在全国范围体现公平负担的原则，分摊风电与常规火电的价差。

2.10 政策

初期激励风电发展的政策是行政性的，如允许并网、收购全部电量、还本付息电价、网内摊销等，使业主有可能向银行贷款建风电场，风电与常规火电的价差甚至由电力局系统的利润承担。对风电比较重视的省区政府允许将风电的价差摊到全省的平均销售电价中；但是，相对于风能贫乏的省份，在风能丰富的省份，用户需要支付更多的电价用于风电。目前急需制定政策，制定出按污染排放量分配比例，由全国所有省区共同承担。同时各省应根据当地风能资源条件制定风电最高上网电价，以利于有效开发风能资源，降低成本。

321世纪初中国风电发展规划设想

中国从1986年建立第一个风电场起到1994年电力部出台风电并网和还本付息电价的规定，风电场是利用本国政府拨款或外国政府赠款建设的，主要对风电并网技术的可行性进行示范。在1995年由电力部主办的北京国际风能会议上，正式提出2000年底我国风电装机规模为1000MW的目标。目前各省电力公司已经成为投资风电项目、成立风电公司的主体。融资方式有来自国家经贸委“双加工程”的贴息贷款，有来自许多国家的优惠软贷款以及一些商业银行贷款。全国风电装机容量从1994年的29W增加到2000年底的344MW。与1995年电力部提出的目标相比，少了许多。从许多有关的省电力公司那里得知，到2000年底可以获得资金的项目达到960MW，说明资金短缺不是中国风电发展的障碍。只有对环境保护更加重视，制定更多激励政策，我国风电才能在ZI世纪大规模发展。

目前，风电上网电价高于煤电部分只在省级范围内分担，风电应该在那些风能资源丰富、火电厂温室气体排放多、经济发展快，电价承受能力强的地区优先发展，比如广东、福建和浙江省。但是目前这些地方市场经济比较发展，电价高的风电得不到应有的重视，而电网平均电价很低的新疆和内蒙自治区风电却发展快。由于当地电网容量和负荷小、电价承受能力差，再扩大风电规模从总体上看对当地经济发展不利，这种状况应当改变。

在2001年到2005年期间，应加强东北三省、内蒙东部、河北北部及整个沿海陆地岛屿的风能资源详查，找出能够建设4000MW风电场的场址，并开始对岸外海上风能资源进行普查，找到几个可以建设示范海上风电场的场址。政府将鼓励采用国产机组建设风电场的业主，以贴息的方式补偿国产机组示范风电场的风险，开拓市场拉动国内总装和零部件制造业，提供批量生产和改进产品的机会，降低机组成本。在现行政策条件下，到2005年底全国装机预计达到1500MW。

在2006年到2010期间，国内制造的整机和零部件成本较低，在新增容量中将占70％，如果减排温室气体的环境保护压力加大，国家出台全社会分摊风电价差的政策，全国风电装机规模也许能达到3000MW～5000MW，并建造一座海上示范风电场。

风电以其良好的环境效益，逐步降低的发电成本，必将成为ZI世纪中国重要的电源。

来源:中国能源网

作者:施鹏飞 易跃春

第五篇：风力发电技术

风力发电技术和风能利用方式

1973年发生石油危机以后，西方发达国家为寻求替代石化燃料的能源，在风力发电技术的研究与应用上投入了相当大的人力和资金，充分综合利用空气动力学、新材料、新型电机、电力电子技术、计算机、自动控制及通信技术等方面的最新成果，开创了风能利用的新时期。

德国、美国、丹麦等国开发建立了评估风力资源的测量及计算机模拟系统，发展了变桨距控制及失速控制的风力机设计理论，采用了新型风力机叶片材料及叶片翼型，研制出了变极、变滑差、变速恒频及低速永磁等新型发电机，开发了由微机控制的单台和多台风力发电机组成的机群的自动控制技术，从而大大提高了风力发电的效率和可靠性。

风电场是大规模利用风能的有效方式，20世纪80年代初在美国加利福尼亚州兴起。而海岸线附近的海域风能资源丰富，风力强，风速均匀，可大面积采获能量，适合大规模开发风电。然而在海上建造难度也大：巨大的基座必须固定入海底30m深度，才能使装置经受得住狂风恶浪的冲击；水下的驱动装置和电子部件必须得能防止高盐度海水的腐蚀；与陆地连接还得需要几公里长的海底电缆。

2.2风电装机容量

德国的风力发电装机容量已达610.7万kW，占德国发电装机容量的33%，居世界第1位。西班牙风电装机容量283.6万kW，居世界第2位。美国风力发电装机容量已达261万kW，居世界第3位。丹麦风电技术也很先进，装机容量234.1万kW。印度风电增长很快，到2000年累积装机容量已达到122万kW。日本的风电装机容量46万kW，运行较稳定的是海岸线或岛上的风力发电站，已达576台风电设备。

2.3各国的风力发电政策

目前风电机组成本仍比较高，但随着生产批量的增大和技术的进一步改进，成本将会继续下降(见表1)。许多国家建立了众多的中型和大型风力发电场，并形成了一整套有关风力发电场的规划方法、运行管理和维护方式、投融资方式、国家扶持的优惠政策及规范、法规等。

表1世界风电装机容量（万kW）和发电成本（美分/kW·h）

年份******97199819992000

容量******1393184

5成本15.310.97.26.66.15.65.35.15.04.94.8

数据来源：丹麦BTM咨询公司

欧洲发展风电的动力主要来自于改善环境的压力，将风电的发展作为减少二氧化碳等气体排放的措施。德国、丹麦、西班牙等国都制定了比较高的风电收购电价，保持了稳定高速的增长，1996年以后年增长率超过30%，使风电成为发展最快的清洁电能。丹麦风电技术的发展策略是政府不直接支持制造厂商，而是对购买风电机组的用户提供补贴。英国的《可再生能源责任法规》要求到2010年，每个电力供应商必须使可再生能源的电力供应量达到总电量的10%。

美国政府为鼓励开发可再生能源，在20世纪80年代初出台了一系列优惠政策。联邦政府和加利福尼亚州政府对可再生能源的投资者分别减免了25%的税赋，规定有效期到198

5年底，另外立法还规定电力公司必须得收购风电，并且价格应是长期稳定的。这些政策吸引了大量的资金采购风电机组，使刚刚建立起来的丹麦风电机组制造业获得了大批量生产和改进质量的机会。到1986年这3个风电场的总装机容量达到160万kW。2002年美国德州的风电容量为118万kW。德州政府规定，到2009年可再生能源的发电容量至少应达到200万kW，并拟订了110.4万kW的风电建设计划。

印度是一个缺电的发展中国家，政府制定了许多鼓励风电的政策，如投资风电的企业，可将风电的电量储蓄，在电网拉闸限电时，使有储蓄的企业能够得到优先供电。

澳大利亚的发电能源主要依靠煤炭。政府为改善电能结构，制定了一项强制性的可再生能源发电计划，太阳能——风力电站将成为可再生能源利用的重要组成部分。

3我国风力发电的开发现况

我国拥有丰富的风能资源，若采用10m高度的风速测算，陆地风能资源理论储量为32.26亿kW，可开发的风能资源储量为2.53亿kW。我国近海风能资源约为陆地的3倍，由此可算出我国可开发的风能资源约为10亿kW。

风能资源富集区主要在西北、华北北部、东北及东南沿海地区。20世纪70年代末80年代初，我国通过自主开发研制，额定容量低于10kW小型风力发电机实现了批量生产，在解决居住分散的农牧民和岛屿居民的用电方面有着重要意义。在国家有关部委的支持下，额定功率为200、250、300、600 kW的风力发电机组已研制出来，并在全国11个省区建立了27个风电场，浙江、福建、广东沿海及新疆、内蒙古自治区都有较大功率的风力发电场。东部沿海有丰富的风能资源，距离电力负荷中心又近，海上风电场将成为新兴的能源基地。国家计委在20世纪90年代中期制定了“光明工程”和“乘风计划”, 1997年当年装机超过10万kW，到2001年底总装机容量约40万kW。

我国风电技术还处于发展初期，较欧美落后，关键原材料或零部件主要依靠进口。风电机组是风电场的核心设备，主要依靠进口机组，在风电场的建设投资中是主要部分，占总投资的60%～80%。为鼓励风电的开发，我国对300kW以上机组免征进口税。风电随着技术的发展和批量生产，成本会继续下降。