风电机组：设计之初即考虑日后的维护事宜

第一篇：风电机组：设计之初即考虑日后的维护事宜

风电机组：设计之初即考虑日后的维护事宜

由于非常规维修费用正在对电力企业的成本底线形成冲击，因而风电设备制造商们开始在机组的设计阶段就对日后的维修事项进行考虑。

风电技术早已不再是孵化阶段的能源技术。作为可再生能源的应用技术，风电现在已经发展成熟，而且正逐渐成为一种普遍应用的常规能源。据美国风电协会（AWEA）称，截至2006年底全世界的风电装机容量已经突破7400万千瓦。其中一部分风电设备已在商业用途下运行了十年以上。在此期间，风电制造商们积累了很多关于风电系统维护的经验，并开始在对风电机组和电机的设计初期就着手考虑后期维护的各项需要。

风电设备的维护费用通常低于其他常规发电设备，在这个方面，风电具有更胜一筹的经济竞争力。一般情况下，风电设备每年会进行两次检修，每次历时12至18小时。如无意外，在检修期内的同一时间点上，只有少部分风电机组会停止运行接受维护。仅在对“变电站”进行维护的时候，才会让所有的风电机组停机下线，这类操作每次历时12小时，并且只在每年两次的用电低谷期才会执行。

风电设备的定期维护费用相对较低，然而非计划内的损坏和维修却不是这么回事。至今为止，风电原始设备制造商（OEM）已经因为质保条款的规定而为机器维护和修理而背负了沉重的负担。在过去的几年里，这一负担在某种程度上开始向电站运营方倾斜。

2007年3月在拉斯维加斯举行的可再生能源与燃料会议上，Clipper风电公司的高级副总裁Bob Gates声称：“在使用年限上，首批投运的大容量（超过1MW）的风电机组正纷纷超过它们的维护/质保期限。”他还说：“在很多情况下，越来越多的除了原始设备制造商以外的机构都被牵涉到风电维护事项中。” 风电机组的设计使用年限为20年，而质保期仅仅是这20年的前2年，最多5年。Gates说，拥有电厂维护经验的用户往往会选择较短的质保期，为此他们可以节省购买时的花费，但是相应地，他们也必须更早地承担起维修的风险。另外一些用户，例如金融投资机构，可能会选择他们所能获得的最长质保期，这意味着他们在前期付给设备制造商更多的费用，而后者会承担更多的维修风险。非计划维护成本并未阻碍风电的发展势头，但是却影响了企业的账本底线。Gates在他名为《在改进的财务结算系统中考察维护费用》的报告中指出，非计划的维修已经“在质保期内降低了风电机组制造商的利润。现在的维护成本已对制造商形成震动，而在不久的将来势必波及电厂用户。”Gates指出，非预期的维护会对企业的内部利润率（IRR）造成负面影响。

显然，避免造成非预期维修的费用是企业保持其内部利润率（IRR）的最佳方法。很多制造商正基于历年来的维修经验对风电机组采用改良的优化设计。原始设备制造商们（OEM）纷纷致力于降低非计划维护成本，为了达到这一目标，他们在设计之初就开始考虑到日后维护的需求。

零部件故障及其解决方案

发电机与变速箱的改造重建组成了风电机组的最主要的两项维修费用。除了更换零部件的费用，最主要的开支被用于获得并运输在修理风电机组时必须使用的大型起重机。除了起重机相关的实际成本与零件采购成本，将起重机运至施工现场通常需要耗费大量时间，这将导致工期延误和附加的收入耗费。

为了提高风电设备的发电性能，制造商不断改进风电机组的电学架构。为了在多变的能量输入条件下提供恒定60Hz的输出，大型透平（超过1MW）普遍采用了一种叫做“变速定频（VSCF）”的技术。该技术诞生于二十世纪九十年代，但是其应用受到当时的固态电闸技术的限制。该技术的一个未能预见的负面效果是可能导致电机转子内部发生漏电。由于有电流通过电机轴承流向地面，轴承处产生的电弧会导致电机损坏失效。

为了解决上述问题，风电机组制造商正致力于研发简单有效的VSCF系统。一些制造商在他们的新型机组上使用了恒磁电机以消除转子内的电流，从而进一步消除感生电弧带来的伤害。这些新型的控制/转换设计得益于现今的固体技术，后者与上世纪九十年代的固体技术相比已不可同日而语。不仅如此，这些控制/转换设备包含更少的组件，意味着更少的损坏和维修，这使得设计过程得以“简化并且更加可靠。

在风电机组不断增大扩容的过程中，变速箱的可靠性受到了更多的挑战。作为Brad Foote传动机械厂的总工程师以及《传动设计》一书的作者，Charles Schultz指出：“由于变化载荷的极度不可预测性，风电机组厂家已成为变速箱产品的最大需求方。”他还说，随着风电机组不断大型化，对传动机械设计的挑战也在不断增大。扩容的机组具有体积更大的叶片，通常会在目前普遍采用的三级变速箱部分形成极其巨大的扭矩。

为了迎合扭矩增大的需要，制造商们纷纷设计出大型的环形传动装置与轴承。如果这些零部件发生损坏（通常由扭矩有关的应力所造成），它们的更换费用非常昂贵，而且施工难度大，费时费力。由于相关部件非常沉重，对他们进行翻修通常需要使用起重机，正如前文所提到的，这将延误交货时间并导致收入损失。

为了减少大型发电机组传动装置所带来的隐患，制造商们对变速箱进行了诸多改进。据Gates称，Clipper风电公司研制出一种载荷分布式变速箱。该项设计采用多个发电机以及多路分布式变速箱。将载荷分开的做法减小了传动齿轮的应力并降低了设计难度。因为这种设计采用相对小型化的电机，意味着翻修时可能不需要使用大型起重机，并且不会耽误工期。（详见“Drive Train Innovation Raises Wind Turbine Efficiency, Offers Gearbox Improvements”, Power Engineering杂志，2006年6月）

产品设计中关于产品服务的先期考虑

除了研制改良的发电机和变速箱，目前生产商在设计产品时还要考虑后期产品服务的需要。由于引入外部起重机所导致的成本增加以及利润损失常常是巨大的，一些生产商在产品中提供集成的起重设备。例如，在Clipper公司生产的涡轮机组中，集成的起重设备足以应付各个零部件的更换任务。这里的“零部件”包括发电机、节径齿轮与电动机、变速箱高速齿轮组、偏向齿轮与电动机，以及水力、电力和冷却设备。现在制造商还会考虑新产品设计中的人力因素。经过多年维护和修理的经验积累，他们已经意识到，将机组的各个部件设计得更加易于拆除和更换非常重要。这些部件包括发电机、转子、轴承以及高速齿轮。

“同样重要的是：合理的结构设计应使得维护人员更容易到达需要处理的部件所处的位置。”Gates说，“应当为技术人员的操作留有充足的空间。”对于转子毂孔，这一点显得尤为关键。Gates强调，如果技术人员能够更方便地进出转子毂孔（这样就可以免除相关的塔外操作），则有机会在维修期间对其进行更加细致有效的检查。此外，为齿轮安装可视化的监测装置也会对系统维护有所帮助。

“一幅图片可能胜过千言万语。”Gates说。

攀登风电塔座已成为对现役风电机组进行维修的大麻烦。

“爬上一座大型风电机组的塔座，就好像使用梯子爬到20层楼楼顶的高度。”Gates说。他进一步指出，登塔工作大大限制了技术工人的职责范围。因为在大部分情况下，“攀爬200英尺高的梯子是一项艰巨的任务，对工作人员的力量和精力有极高要求。”

考虑到技术人员的年龄，攀登风塔对他们来说是一件更加困难的事情。由此，制造商和电厂用户失去了很多宝贵的知识和技术支持。因为正是那些爬不动风塔的技术人员拥有多年积累下来的技术经验。意识到这一点，很多风电机组的设计师开始在塔座里设置升降机。这一补救措施使得技术人员能够拓展他们的工作范围，而电站用户则可以继续分享这些员工的技术经验。此外，Gates还相信此举有利于增加对维护工作的关注度，因为降低到达塔顶的难度使得技术人员获得了更多的时间来对付技术问题。他还说，升降系统还可以降低企业为工伤付出的成本。预测维护

预测维护（PdM）是Gates提到的另一个问题。多年来，已有很多传统的电力生产企业将PdM纳入电厂维护规程之中。典型的PdM是着重于对机组损伤进行早期预报的一类维护措施，在测量时采用非破坏性测试方法，例如振动探伤、温度记录以及油料预测等。就像在火电厂或者核电站，风电电站的维护系统也应该包括PdM。

有效的PdM应当在损伤变得严重之前将其预报出来。这样就避免了更大的维修成本，同时也杜绝了灾难性事故的发生。Gates指出，PdM还能够节省不必要的维护成本。例如，PdM能够准确地预报出润滑油何时需要更换，这样就不需要再像常规操作那样每隔几个小时就定期更换油料了。PdM使得用户能够提前安排修理事宜，以提高效率、降低成本。通过PdM可以将所有的设备按照维护的紧迫性进行等级划分，这样就可以在风力波谷期按部就班地对风电机组进行维护，Gates解释说。

只有安装了遥感装置和数据记录装置之后，PdM系统才能有效地工作。Gates说：“在利用这些工具确定维修需求的时候，FPL是最好的。”数据记录仪器使得OEM和/或用户能够执行基本的运行监测并且建立预警功能。这些记录下来的数据还可以帮助技术人员熟悉仪器以及常规的操作参数。

减少非预期维修是所有风电机组制造商以及电厂用户/运营商的共同目标。风电企业已意识到只有降低维护和修理成本才能够提高回报率（ROR）。风电机组的原始设备制造商们已从现有的风电电厂吸取了经验教训，正致力于研制能够降低非预期维护和运行风险的风电机组，并不断提高机组的可靠性与经济效能。非计划内维护冲击企业成本底线

为了说明非计划内维护是如何冲击企业成本底线的，Clipper风电公司的Bob Gates给出了PGREF的例证。该例证包括两个10万千瓦风电项目的实例，它们的IRR预期都是9％。

例1：20年内对半数风电机组进行改造，每部机组配2个发电机1个变速箱 例2：20年内对全部风电机组进行改造，每部机组配2个发电机1个变速箱 假定：

 起重机的运输和使用：225,000美元  发电机改造：25,000美元  变速箱改造：100,000美元

 起重机的延误：3个月（每年导致25％的利润损失）

结果： 例1的结果：

 内部回报率（IRR）从9％降至7.6％，降幅达到16％  在装机使用寿命的20年内共损失62,000,000美元

例2的结果：

 内部回报率（IRR）从9％降至6％，降幅达到33％  在装机使用寿命的20年内共损失124,000,000美元

上述材料摘自：《在改进的财务结算系统中考察维护费用》，Bob Gates，Clipper风电公司高级副总裁，发表于美国电力能源展的可再生能源与燃料会议，2007年3月6日。

关于风电的综合信息

可再生能源在电力产业中所占的份额正在不断地稳步提高，其中风电处于主导地位。根据美国风电协会（AWEA）提供的数据，美国风电工业近五年来一直保持着22％的增长率。AWEA统计，截至2006年底，美国风电装机总量达到11,603MW。2007年有望新增3,000MW。成本

如此之高的增长速度部分得益于风电的低成本。Black & Veatch风电公司的项目经理于2007年3月在拉斯维加斯举办的“美国电力能源展”的“可再生能源与燃料会议”上提到：“在各种可再生能源中，风电是最具经济价值的。”据世界最大的风电生产商FPL能源公司统计，在过去的十年里，风电的价格已下降到足够低廉。FPL宣布，早期风电的价格是每度电30美分，如今已经降到3至6 美分。他们的数据显示，风电电站的基建成本约为每兆瓦1,300,000美元至1,700,000美元，高于传统火电电厂每兆瓦700,000美元的造价。

然而，实际情况不止于此。一旦建成，风电无需燃料供应，不会受到燃料价格波动的影响，而这正是火电发展的桎梏。此外，风电机组不会排放CO2或其他温室气体，因而不会受到碳排放法规的影响。众多专家认为该法规将在不久的将来颁布实施。上述原因使得风电比火电具有更多的优势。AWEA的数据显示，美国由于使用风电而减少了19,000,000吨的CO2排放。（该数据参考美国当前的11,000MW的风电产能以及火电平均煤耗。）输电

和传统的电力技术相比，风能的间断性以及自然条件的难以预测使得风电在并入电网时遇到一些困难。AWEA指出，风电机组只在60％～80％的时段能够运行，而全负荷运行时段只有10％。平均而言，在品质很高的风电场，新型风电机组的产能分数约为35％。导致低产能的部分原因是经济方面的考虑。如果在设计中缩小发电机尺寸并增大叶片尺寸，则可提高风电机组的效率，但是这样的做法会大大提高设计制造的成本。

鉴于风电设备不断加大，预测工具不断成熟，对大型风电设备的输出进行预报变得更加容易。西雅图BTIER公司的商业策略与发展部经理Richard Krauze说：“在某些情况下，由于工程浩大，对风电生产进行测控已经势在必行。”该公司专注于研究天气和气候对可再生能源生产的影响。Krauze同样也在美国电力能源展的可再生能源与燃料会议上发表了相关言论。

AWEA指出，虽然风电的产能分数低于很多传统电力的产能分数，但是在所有的电力技术中，风电仍然是能源回报率（EPR）最高的。EPR衡量的是电厂生产的电能与电厂建造运营直至关闭所消耗的能量之比。效率越高，EPR指数越高。产品税减除

风电的产品税减除（PTC）已成为推动风电发展的最主要的力量。这项政策于1994年启动，它对风电经济的影响达到了戏剧化的程度。PTC的提出是作为一项激励机制，用于鼓励公共或私营的电力厂家发展和使用风能。然而不幸的是，PTC的有效性受到政治动机的影响，政府对PTC的态度阴晴不定，给风电工业带来了诸多不稳定因素。最近一次宣布税款减除见于2005年的能源政策法案，为每度风电给出1.9美分的税务减免。这项政策被延拓到2008年底，也就是说，2008年12月31日之前建立的风电厂都可以获得为期10年的PTC优惠。风电每年26％的增长速率能否维持，这还有待观察。在2007年 “美国电力能源展”的“可再生能源与燃料会议”上发言的一些专家表示，他们希望风电能够继续保持其繁荣发展的大好形势。

上海汽轮机厂陈凯译自《Power Engineering》2007.NO.5

张国杰校对

第二篇：中电投东北新能源发展有限公司风电机组检修维护工作总结

中电投东北新能源发展有限公司风电机组检修维护工作总结

中电投东北新能源发展有限公司隶属于中国电力投资集团公司，成立于2008年1月，在集团公司和东北公司的正确领导下，经过三年多的发展，目前有北票北塔子、大连驼山、赤峰亿合公和煤窑山四个风电厂投产发电，装机台数229台，运行容量29.74万千瓦，资产总额20.8亿元。我公司在风电厂运行维护等方面的一些经验和体会汇报如下：

一、夯实安全生产基础 积极推行标准化作业 由于风电行业规模发展时间较短，各项标准相对不够完善，而且风电厂存在地理位置偏僻、机组分散、运行环境恶劣等不利因素，使风电机组检修维护作业存在很多困难。为此，我们也在积极探索和实践适用于风电厂的检修维护模式和管理方法。首先，我们从建章立制做起，编制并修订了符合风电厂特点的21项安全管理制度和27项生产管理制度，制定了风电厂防雷、防汛、防暴风雪等安全生产应急预案和反事故措施。其次，做好风电厂安全生产基础管理工作。认真贯彻落实安全生产管理的各项要求，完善安全生产监督体系和保障体系。同时，参照中电投东北公司下发的《火电机组检修标准化管理办法》，严格执行风电厂检修项目计划，提前做好检修的各项准备工作，认真执行检修文件包制度，严格执行风机半年检和全年检的项目清单，为提高风机设备维护、健康水平奠定基础。

二、加强风机运行指标分析和维护消缺管理 通过对发电量、可利用率、平均风速等统计指标的统计分析，并把风机频发的故障作为分析的重点，逐步积累风机运行维护经验。其中，发电量的多少是衡量经济效益的主要指标，影响发电量的因素主要包括风资源情况、机组性能情况、电网情况等多种因素，风资源情况是最主要因素，但是一经选址，一个风场的风资源状况就将在一定时期内保持稳定，这就使得机组性能、机组可利用率、风电场运行维护水平成了决定一个风电场出力的主要因素。

1.各风厂年利用小时指标 2010年，北塔子风电厂利用小时为2409小时，亿合公风电厂利用小时为2432小时，驼山风电厂利用小时为2434小时，煤窑山风电厂利用小时为497小时。

2.发电量指标分析(以北塔子风电厂为例)

2009年11-2010年10月份月度发电量统计图表由上图可以看出北塔子风电厂2009年11月和12月以及2010年1月份的发电量较多，都接近或者超过1200万度，原因之一是风厂每年的11、12月份以及来年的1月份是秋、冬季大风期，风力比较大，每月大风天数相比较其它几个月份也要多，所以发电量自然较多。原因之二是11、12月天气比较冷，空气密度大，风速一定的情况下发电量较多。原因三是11，12月以及10年1月基本没有定检定修任务耽误发电量，所以发电量较多。由发电量统计图我们还可以看出，2010年2月份的发电量相对来说较少，原因是辽西的2月份已经进入深冬，气温虽然很低，但是风力较小，大风天气也较少，等到3月份的时候气温上升，开始换季，这个时候风力才重新上去了。从4月份开始各月份的发电量开始减少，原因是项目现场大风期已过，而且5月下旬开始变桨柜支架改造和全年检修影响了部分发电量。

7、8月份则降到最低，夏天枯风季节，风机的发电量较少。

3.可利用率指标分析机组的可利用率是反映机组日常运行情况和维护工作完成情况的最基本的体现，它的高低基本不受风电厂外部气候环境条件影响，在客观上反映机组的真实运行情况。2010年风机可利用率指标为：北塔子风电厂：机组可利用率计划完成97%，实际完成值为97.45%，比计划值高0.45%。亿合公风电厂：机组可利用率计划完成97%，实际完成值为93.67%，比计划值低3.33%，主要原因为风机定检和变桨系统改造影响。驼山风电厂：机组可利用率计划完成97%，实际完成值为94.76%，比计划值低2.24%，主要原因为年初机组调试、消缺影响。下面我们以北塔子风厂2009年11月-2010年10月机组的可利用

率情况进行分析。

由图可以看出,全年可利用率都较高,都超过了96%，这与现场维护人员处理故障及时、备件按时到货是分不开的，但是仍然有几个月份可利用率偏低，原因分析如下： 8月可利用率偏低,主要原因在于:一方面2月份机组连续发生了几起螺栓断裂事故，因为取断裂螺栓是一个比较耗时的工作，所以影响了风机的可利用率;另一方面3月份可利用率低的主要原因是：3月13日3号集电线路的通讯交换机损坏，因为故障发生在晚上加上现场人员缺乏处理通讯故障的经验，导致延误了故障处理的时间，造成可利用率较低。5、6、7三个月份的可利用率较低的原因是：一方面这三个月份项目现场在进行全年检修和变桨柜支架改造，工作时间比较长影响了机组的可利用率;另一方面夏季雷雨天气比较多，影响了风机故障的及时处理。

三、通过备件消耗分析 强化备品管理 1.大型零部件更换分析(以大连驼山风电厂为例)大连驼山风电厂大型零部件更换统计表

比例图:

大型零部件更换分析：根据更换的大部件及结果来看,变桨电机和伺服驱动器、滑环更换较多。其他大部件更换较少。

(1)变桨电机更换数量较多，共10台，此故障主要是LM叶片胶粒较多，LUST变桨系统内的4K5继电器由于胶粒卡住继电器，致变桨电机一直处于刹车状态运转，最终导致其坏掉。

(2)滑环更换频率较高,对机组的影响比较大，机组主要是报41号子站总线故障，导致变桨通讯不通，怀疑滑环质量存在一定问题，因此更换频率较高，这样一来对机组的可利用率造成了一定的影响。

(3)伺服驱动器更换较多，主要原因是LUST变桨系统的散热效果不够好，伺服驱动器常常因为其散热风扇坏掉导致其报过温故障，其原因有二,一方面是胶粒卡死风扇，另一方面伺服驱动器的本身存在一定问题。这样一来致机组频频报此故障。备品备件分析

大连驼山风电厂备品备件消耗统计表

3.做好下一阶段备件消耗量预测根据以往备件消耗情况和机组的健康状况做备件的预测，大部件的预测可以根据每台机组的运行情况分别预测后汇总统计。消耗量预测信息表

四、几种典型故障的处理(金风1500型直驱机组)

1.变流器超温问题的处理：将Switch变流器网侧额定线电压调至707V左右，网侧线电压在700V以下，进一步降低并网电流，降低变流器升温;将所有Switch变流器网侧逆变单元(1U1)的开关调制频率从3.6HZ降至3.0HZ;检查水冷系统的户外散热器是否存在堵塞现象，如发现需及时进行清理，同时将户外散热器使用的旧式密封性防盗房更换为钢丝网防盗装置;检查运行机组水冷压力，缺水状态机组及时补水，避免因流量不足造成过温。

2.液压油位低故障：故障分析：液压油位过低;油位计的常开辅助触点故障;信号贿赂的接线故障。处理措施及结果:

(1)液压油位过低：此情况下应认真检查各个液压油路,和轮毂内的叶尖油管,液压缸和四通接头等部位,找出漏油点,进行有效处理,并重新加注液压油。

(2)油位计的常开辅助触点故障：油位计的辅助触点接触不实,可更换液压油位计三.信号贿赂的接线故障;信号回路接线松动或者脱落,导致24V反馈信号丢失,此情况下,可以通过测量回路各个接点的电压情况来找断电情况。

3.PLC死机、PLC通讯故障、FTP无法登陆现象的处理措施：检查1.5MW机组的防火墙是否启用，信任IP地址是否设置;当出现FTP无法访问、PLC死机及PLC通讯故障时，按照说明进行操作;在PLC中添加A***ogger工具软件。当出现FTP无法登陆和PLC死机、通讯故障时第一时间拷贝记录文件。

4.超级电容故障：故障分析：

(1)超级电容本身坏掉;(2)超级电容快容坏掉;(3)三相电力测量模块坏掉;(4)直流充电器及其回路坏掉。处理措施及结果：(1)用万用表电容柜上面四组超级电容电压，发现超级电容电压正常，超级电容没有问题。(2)检测KL3403-0010端子的电压发现电压正常，确定目前电压检测没有问题。(3)用万用表检测直流充电电源的输入于输出，AC500没有问题。(4)采用制表法对故障B文件进行绘图会发现如下图所示的状态，很容易看出来电压有明显的跌落。可以判断三相电力测量模块出现问题，更换此模块后机组恢复正常运转。超级电容故障分析图

5.变桨位置比较故障：故障分析：(1)冗余旋转编码器齿轮打滑，未连接紧固;(2)冗余旋转编码器内部电路损坏，线路接触不实。处理措施及结果：(1)检查冗余旋转编码器的齿轮，检查是否松动打滑;(2)打开旋转编码器检查接线，检查是否有松动现象;(3)通过电脑利用表格对故障的位置进行绘图发现数据有跳变，若有则更换冗余旋转编码器后，机组恢复正常运转。

五、积极探索风电厂技术监督工作思路 在技术监督方面，我们健全了各项技术管理规章制度，建立了技术监督网络，并按技术监督规程的要求编制技术监督工作计划，积极与电科院进行沟通，积极探讨适用于风电厂技术监督工作的管理模式，各风厂已经定期开展了主变绝缘油色谱分析等日常监督工作，有效保证设备安全稳定运行。

六、存在的主要问题与解决措施近期，国内风电企业因主机质量问题引起的事故时有发生，甚至发生风机起火、倒塌事故。比较国外风电机组的运行经验，兆瓦级以上机组发生故障比例最高的时期是安装后第二年和第三年，质保期结束后的运行维护工作将面临严峻考验。

七、优化设计，选用成熟新技术，有效降低风电造价 今年我公司在北票二期项目中，经过反复论证和调研，确定采用梁板式预应力锚栓基础和反向平衡法兰技术，此项技术已在其它集团风电项目中成熟应用，虽对基础施工的施工工艺将更加严格，但通过与传统基础的技术经济比较，每基基础可节约投资6万元左右，仅此一项就可降低造价200万元。同时，为降低征地成本，集电主干线路采用同塔双回设计，由原来传统的每条线路11台风机，改为16台加17台双线设计，即有效减少了集电线路与风场道路的交叉冲突，又有效降低了征地和材料成本。

第三篇：1风电整机企业在消化吸收引进国外风电机组整机设计技术

1.风电整机企业在消化吸收引进国外风电机组整机设计技术的基础上，结合中国风资源状况掌握整机设计技术。

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。

24.适合于海水淡化直接应用、非接入常规电网的沿海或海上风电机组技术，应该是我国北方沿海缺水地域发展的重点。