第一篇：重點區域風電消納監管報告

重點區域風電消納監管報告

為促進風電健康、可持續發展，根據《可再生能源法》和《電網企業全額收購可再生能源電量監管辦法》(電監會25 號令)，2012 年上半年國家電監會組織各有關派出機構在我國風電發展的主要地區———東北、華北、西北(以下簡稱“三北”地區)開展了風電建設及并網消納情況的專項監管工作，形成本報告。

一、基本情況(一)風電發展情況

“三北”地區都是我國風電發展的主要地區，包括了國家規劃的6 個以陸地風電為主的千萬千瓦級風電基地。截至2011 年底，全國并網風電4505 萬千瓦，其中“三北”地區并網風電3952 萬千瓦，占比達到87.7%;全國電源總裝機容量為105576 萬千瓦，其中風電占比4.27%(詳見附表1)。

圖1 2011年重點區域風電裝機容量

2011 年，全國風電發電量為731.74 億千瓦時，其中“三北”地區風電發電量為635.37 億千瓦時，占比為86.8%;全國電源裝機總發電量為47217 億千瓦時，其中風電占比為1.55%(詳見附表2)。

圖2 2011 年重點區域風電發電情況

(二)總體消納情況

2011 年，“三北”地區部分省區風電消納情況不佳，棄風情況比較嚴重。“三北”地區風電場2011年平均利用小時數1907小時，同比降低266小時;棄風電量達123億千瓦時，棄風率約16%，棄風電量對應電費損失約66億元，折合火電(標)煤耗384萬噸，折合CO2減排量760萬噸;東北、華北、西北地區棄風率均超過13%;甘肅和蒙東地區棄風率超過25%(見附表3)。

二、工作評價

為適應新能源電力發展的新形勢，促進新能源電力產業持續健康發展，電網企業、發電企業針對風電并網消納工作開展了大量工作，取得了一定成效。

(一)電網企業

一是大力開展風電輸電規劃和送出工程前期工作，加快建設風電接入和送出工程。國家電網公司組織開展風電出力特性、風電消納能力研究，完成8個千萬千瓦級風電基地輸電規劃，積極推進大型風電基地送出工程和相應跨區跨省工程前期工作。截至2011 年底，國家電網公司風電并網工程累計投資440 億元，建成35～750 千伏風電并網線路2.4 萬公里，送出匯集變電站(開關站)25座，變電容量3770 萬千伏安。

二是重視并網運行管理，促進風電安全可靠并網。面對風電大規模并圖2 2011 年重點區域風電發電情況網帶來的技術挑戰，積極開展風電并網標準體系建設工作，細化并網和運行等各環節管理。針對風電場運行中出現的實際問題，各地電網企業積極推動風電場按照國家能源局和國家電監會出臺的有關風電場安全的整改要求開展工作。

三是加強調度運行工作，爭取多接納風電電量。風電發展重點區域電網企業全部完成風電運行監控系統建設，實現了所有風電場調度運行實時信息的在線監視。大力推進風電功率預測系統建設，調度端風電功率預測已基本實現全覆蓋。統籌考慮風電的季節性特點，將風電納入統一的校核和平衡;根據風電功率預測情況及負荷情況，優化電網運行方式，發揮系統調峰能力，充分利用接納空間安排風電發電。

四是大力開展技術創新及試點工作，促進風電與電力系統協調發展。實現風電與常規電源協調優化調度、風電場集群控制、風光儲輸綜合利用等多項技術創新。2011 年底，國家風光儲輸示范工程在張北建成投運，首創風光儲輸聯合運行模式，實現風電發電平滑輸出、計劃跟蹤、削峰填谷和調峰等控制目標。開展風電供暖示范項目研究和建設，利用棄風時段風電電力為城鎮供熱。探索直接將風、光電接入微網系統，提高新能源比例。

(二)發電企業

一是積極與電網企業銜接，加強風電并網消納。在風電項目前期工作階段，主動與電網企業進行銜接，協助研究提出切實可行的發電項目送出和消納方案。協助電網企業按照電網發展規劃和風電發展規劃的要求，認真做好發電項目送出線路、網架結構和落點等方面的相關準備工作，協助做好接入電網工程的可行性研究，確保發電項目及時并網運行，共同推動風電建設的協調發展。

二是做好風電并網運行相關工作，確保安全穩定運行。按照國家規劃、工程建設程序、有關技術管理規定和技術設備標準，不斷優化改進所屬風電項目的設計、建設與運行，配合做好風電并網后的低電壓穿越、電能質量提升和風電功率預測工作。加強機組的管理工作，完善自動化和通信系統。加強風電安全工作的全過程管理，做好機組的日常維護工作，提升風電并網運行安全性、可靠性。通過加強培訓提高員工的業務水平，為機組的穩發滿發提供保障。

三、存在問題

(一)風電規劃與電網規劃不協調加劇了部分地區風電消納受限

部分地區風電開發規劃、建設時序不斷調整，風電項目規模和進度遠超規劃，沒有形成完整和統一的風電發展規劃，使得電網規劃無法統籌考慮風電送出，相應配套輸變電工程難以及時納入電網規劃，風電送出工程建設時序難以妥善安排，接入系統工程的及時建設難以確保。同時，部分地區核準風電項目時，重接入、輕消納且消納方向不明確，風電大量建成后，消納面臨困難。

專欄1：風電規劃與電網規劃不協調

◎河北地區由于風電建設投資方和地方政府對風電發展比較積極，目前已投產、核準和取得路條文件的風電裝機容量已達到1490 萬千瓦，遠遠超過原《河北省風電發展規劃》中2015 年達到1013 萬千瓦裝機容量的目標，特別是承德豐寧地區原《規劃》僅60 萬千瓦，但已開展及擬開展前期工作的風電場已近200 萬千瓦，原有輸電規劃將遠遠不能滿足目前風電發展需求。

◎陜西地區規劃在2012 年風電裝機達到101 萬千瓦，2015 年達到180 萬千瓦，2020 年達到360萬千瓦。在規劃外，陜西地區計劃在寶雞秦嶺和安康市分別建設15 萬千瓦的風電場。陜西省電網公司認為，規劃風電規模大，電網難以消納。

(二)風電建設速度與電網建設速度不同步加劇了部分地區運行受阻 現象

風電項目前期工作流程周期短，核準快，建設周期短，而相應配套送出電網工程，前期工作周期較長、核準程序復雜，建設周期長。同時，一些發電企業將大型風電項目分拆成多個小于5 萬千瓦的小項目(多為4.95 萬千瓦)進行申報，獲得核準后，形成多個風電場分期接入電網、局部地區風電接入過于集中的局面。有些風電項目還不同程度存在提前開工現象。以上因素疊加，造成電網送出工程建設不同步，致使大量風電項目建成后無法及時接入電網或全額送出。

專欄2：風電建設速度與電網建設速度不同步

◎蒙東開魯風電基地規劃容量240 萬千瓦，發電項目提前開工建設并投產，部分項目已按最終規模全部建成，而開魯500 千伏風電匯集站尚在開展前期工作，為保障開魯風電基地風電接入，只能采用過渡方案，將風電分別接入開魯220 千伏變電站和科爾沁500 千伏變電站，在這種方式下，風電消納受到限制。

◎寧夏地區大部分風電項目在電網接入條件尚未落實的情況下就開工建設。2011 年底，寧夏風電并網容量142 萬千瓦，核準在建容量434 萬千瓦，其中只有153 萬千瓦項目落實了電網接入條件，僅占全部項目的三分之一。

◎新疆自治區發改委在2011 年底到2012 年初，先后核準了43個4.95 萬風電項目，加上目前國家發改委即將核準的哈密東南部風電項目，預計到2013 年底風電總裝機容量將達到648 萬千瓦。如果這些項目全部投產，“疆電外送”通道屆時尚未建成，將出現新疆電力過剩突出現象，棄風情況將不可避免。

(三)風電本地消納市場空間有限，部分地區輸送通道能力不足，既不能就地消納，也不能及時送出 目前，風電消納原則上局限在省內，但是一些省區消納空間明顯不足，甚至在區域電網內，也不能完全消納。此種情況，在東北電網、華北(蒙西)電網尤為突出。東北電網本身負荷水平、用電量不高，火電裝機富余，風電裝機大規模快速增長，本地消納空間又不足，風電亟需外送消納。但是三北地區由于網架結構原因，輸送通道不同程度存在輸送能力不足問題。西北區域甘肅酒泉風電基地、東北區域蒙東和吉林風電基地、華北區域蒙西和冀北風電基地輸送通道能力不足問題比較嚴重。

專欄3:風電本地消納市場空間有限

◎東北電網近兩年用電量同比增長僅維持在10%左右，市場需求增速放緩，同時由于火電機組的大量投產，供大于求形勢較為突出。2011年呼盟煤電基地項目和白音華電廠共計8 臺60 萬千瓦機組全部投產(發電量在遼寧消納)，2012 年紅沿河核電站第一臺百萬千瓦級核電機組也將投運，吉林、黑龍江送遼寧電量將會大幅減少，使東北電網“北電南送”的格局發生重大改變。目前風電消納原則是本省消納，吉林省電力公司2015年最大只能消納約658萬千瓦的風電，但該省制定的2015年風電發展目標超過1400萬千瓦。本省發電量自身難以消納，外送電量難度又在逐年增加，風電的消納問題已成為制約吉林風電發展的瓶頸。

專欄4:部分地區輸送通道能力不足

◎吉林電網，2011 年松白電網送出阻塞較為嚴重，省網北部最大輸送能力300萬千瓦，南部最大輸送能力350 萬千瓦，2011 年因電網輸送能力不足造成的受限電量達2.06 億千瓦時，占全省風電限電量的38.3%。2012年松白地區電源裝機容量將達到515 萬千瓦(火電240萬千瓦，風電275 萬千瓦)，地區最大負荷約90萬千瓦，地區外送能力僅180萬千瓦，仍然不能滿足火電、風電送出需求。

◎蒙東赤峰、通遼地區，2011 年風電輸送通道受阻較為嚴重。2012年，蒙東赤峰地區預計電源總裝機760 萬千瓦，其中風電裝機234 萬千瓦，當地最大負荷為156萬千瓦，外送能力僅270萬千瓦。不僅局部220千伏網架輸送能力不足，而且外送通道不能滿足風電滿發需求。2012年，蒙東通遼地區將有102 萬千瓦風電投產，但該地區外送通道沒有變化，阻塞問題將更加突出。

◎甘肅酒泉風電基地，從2009 年一期投產開始，當地電網就出現了不同程度的限出力情況。雖然目前已配套建設了330千伏玉門變、瓜州變等變電站，安裝了穩控裝置及風電功率自動控制系統，2010年10月份投產了750千伏河西雙回線，在一定程度上緩解了風電輸出困難，但是風電送出仍然受通道能力制約。750千伏斷面甘肅省最大輸送能力為340萬千瓦，而酒泉地區風電裝機容量近520萬千瓦，同時酒泉風電、疆電以及河西常規電源共享750千伏聯網輸電通道，風電送出通道容量遠遠不能滿足風電大規模并網需求;同時受穩定限額、線路檢修等因素影響，風電送出網絡阻塞問題將在一定時期內繼續存在。

◎張家口地區，2011 年風電的輸出能力最大為210 萬千瓦左右，考慮風電場部分棄風，最大同時出力按70%考慮，張北地區現有電網只能解決300萬千瓦風電送出問題。由于張北地區的兩個變電站———沽源和萬全均為蒙西“西電東送”通道上的變電站，承擔著將蒙西電力輸送到京津冀魯等地區的任務，如大量接入張家口地區的風電容量，勢必會減少蒙西電力的輸送，同時受到系統調峰能力的約束，后續投產的風電將難以在京津唐電網消納。

(四)系統調峰問題較為突出

目前，因系統調峰困難而造成風電運行受阻的現象，在西北、華北和東北區域都普遍存在，以東北地區較為典型。系統調峰困難的原因主要有幾個方面：一是區域內電力負荷總體水平較低，峰谷差大，加大了電力系統調峰難度;二是調峰電源不足，華北、東北和西北地區火電比重較大，而且火電裝機中熱電聯產機組在“三北”一些省區的比例過高，水電、抽蓄和燃氣等調節能力好的電源比例低，電源調峰能力不足;三是“三北”地區風電發展迅猛，占系統總裝機的比例已經達到較高水平，但是風電的間歇性、波動性、隨機性的特點決定了風電的發電出力難以保持穩定，因而在相當程度上增大了系統調峰需求和調峰難度。

專欄5：系統調峰能力不足

◎東北電網受用電結構的影響，負荷特性較差，尤其是冬季最小負荷率偏低，峰谷差較大，調峰電源所占的比重過低。2011年東北電網的最大峰谷差達到1184.06萬千瓦，抽水蓄能電站容量30萬千瓦僅占總裝機容量的0.3%，同時，水電受庫容的限制，調峰能力也只有270 萬千瓦。火電調峰機組中，熱電機組多以30萬千瓦容量為主，在冬季實行“以熱定電”，致使東北電網調峰能力明顯不足。

◎蒙西電源結構以火電為主，火電約占總裝機的75.7%，火電裝機中的57.4%為供熱機組。2012年一季度，蒙西供熱機組(1640萬千瓦)全部并網，非供熱機組開機容量860萬，全網調峰能力下降約250萬千瓦，加上網內自備電廠不參與調峰等原因，全網高峰時段接納風電能力200萬千瓦，部分時期后半夜低谷風電接納電力不足30萬千瓦。

(五)促進風電消納的市場和各類電源協調運行機制尚不健全

一是市場機制問題。當前以發電計劃電量為基礎的電力運行管理模式下，電力系統內各類不同的發電資源，特別是火電機組因風電發電數量的增加而帶來的利益沖突，無法通過合理的體制安排得以疏導;系統的調峰能力，無法通過輔助服務價格等市場手段實現最優配置;計劃電量的剛性約束與風電發展的系統靈活性需求之間的矛盾無從化解;導致風電運行受阻現象越發嚴重。

二是各類電源協調運行機制問題。由于缺乏以市場配置資源的政策環境和管理手段，節能發電調度沒有全面推行，發電資源間的競爭體現在計劃指標的分配，難以合理評估對節能減排戰略的貢獻，以節能降耗、減排為指標的考核工作無法落實到位，風電等新能源的優勢不能完全體現。

四、監管意見

(一)進一步加強風電電源、電網統一規劃

根據能源發展總體規劃，結合區域資源情況，綜合考慮區域及省(區)電網消納風電能力、負荷特性、電網及其他電源規劃，制定統一的風電規劃。風電規劃階段，堅持電網規劃與風電發展規劃相結合原則，高度重視配套電網規劃和論證，保證風電送出和消納;堅持集中開發與分布式發展相結合，在開發建設大型風電基地同時，積極建設中小型風電項目接入配電網就地消納;積極開展電網調峰和風電消納能力研究，通過規劃抽水蓄能、燃氣發電等調峰、調頻電源，改善區域電源結構，促進風電與其他電源的協

調發展，滿足風電發電大規模并網運行的需要。國家風電開發“十二五”第一批和第二批擬核準計劃項目已相繼公布，兩批項目在“十二五”全部投產后，2015 年全國風電裝機將超過1 億千瓦。建議進一步完善和落實“三北”地區風電基地跨省區輸電規劃方案及調頻調峰電源配套方案，與風電基地同步建設。

(二)加快風電項目、輸電工程的配套核準、建設

進一步加快風電富集地區送出通道建設，改善現有網架結構，加強省間、區域間的電網聯絡線建設，提高電網輸送能力和消納能力。在考慮市場消納能力和確保電網安全運行的前提下，科學安排風電資源開發時序及建設進度，風電項目開發與電網工程同步規劃、同步核準、同步投產，充分考慮項目建設周期差異，保證風電項目與送出工程、輸變電項目的協調推進，避免投資浪費和棄風損失。加強風電項目核準管理，堅持先落實電網接入條件、完成接入系統評審、獲得接入電網意見函后再核準的管理程序。

(三)進一步加強和優化風力發電調度工作

科學合理安排電網運行方式，做好發電計劃安排，優先調度風電;協調電網之間的調度運行方案，力爭實現更長時間范圍內的開機方式優化，形成科學的開停機計劃、備用計劃，全面提升電力系統消納風電的能力。深入推進建立風電功率預測系統和風電場運行監控系統建設，提高風電調度運行的精細化水平。充分利用風電場十五分鐘、小時、日出力預測曲線，為電網調度部門科學精細化調度提供參考依據。加大跨省區調峰調度，挖掘系統調峰能力，加強火電機組運行管理，深入挖掘火電機組調峰潛力，實時測

算火電調節空間，鼓勵火電參與深度調峰。

(四)建立靈活的市場機制，協調風電與傳統能源矛盾

推進變革當前以發電計劃電量為基礎的電力運行管理模式，落實節能發電調度辦法，完善輔助服務補償機制，在省內或區域范圍內建立風電場對深度調峰火電企業的補償機制，鼓勵火電企業為風電低谷消納進行深度調峰，解決計劃電量的剛性約束與風電發展的系統靈活性需求之間的矛盾以及電力系統內各類不同的發電資源之間的利益沖突。發揮市場在優化配置資源中的靈活作用，推進風火互補發電權交易。

(五)多措并舉，發展負荷，改善負荷特性

嚴格執行峰谷電價，加強風電富集地區需求側管理，改善系統負荷特性;推進產業結構調整，發展和培育中西部地區負荷，促進風電就地消納。在東北地區積極開展冬季低谷期風電供熱、風電熱泵等擴大風電消納的示范項目，拓展當地風電的利用方式。利用智能電網技術，積極開展各類試驗示范。在西北、華北適宜地區，開展以分散式風電及儲能設施等為主、電網為輔的微型電網運行示范，創新風電就地消納的模式。

(六)進一步完善價格財稅政策，健全風電發電激勵機制

完善可再生能源全額保障性收購工作機制，落實持續穩定的可再生能源電價補貼政策，提高電價補貼的時效性。研究制定風電供熱價格政策。出臺抽水蓄能等調峰調頻電源的鼓勵性電價政策。合理確定新能源接入系統工程造價的補償標準，彌補企業合理成本。

2011 年全國分地區風電裝機容量表 單位：萬千瓦

2011年全國分地區風電發電量表 單位：萬千瓦

全國2011年重點區域風電“棄風”情況統計表

第二篇：風電、光伏發電情況監管報告

風電、光伏發電情況監管報告

二0一一年一月

為貫徹落實科學發展觀，全面掌握風電、光伏發電相關情況，促進其協調、健康、可持續發展，根據《可再生能源法》和《電網企業全額收購可再生能源電量監管辦法》（電監會25 號令），2010 年7～10 月，國家電監會組織各派出機構在全國范圍內開展了風電、光伏發電并網接入情況的專項調查。在此基礎上，結合日常監管工作情況形成本報告。

調查工作分企業自查和重點調查兩個階段。先是由國家電監會和各派出機構組織全國30 個省份的電網企業及其調度機構、相關發電企業開展自查，共收到電網企業自查報告28 份、發電企業自查報告218 份；在分析企業自查報告的基礎上，各派出機構采取召開座談會和實地調查等方式對部分電力企業進行了重點調查，共重點調查電網企業22 家、發電企業77 家。

本次調查共涉及風電、光伏發電項目667 個。其中，風電項目573 個，光伏發電項目94 個。風電項目中，已建成并網項目348 個，建成未并網項目9 個，在建項目216 個（其中有25 個項目部分容量已并網，另有5 個項目的部分容量已建成但未并網）。光伏發電項目中，已建成并網項目30 個，建成未并網項目1 個，在建項目63 個（其中有2 個項目部分容量已并網）。

一、基本情況

（一）風電、光伏發電發展情況

近年來，風電、光伏發電發展迅速。本次調查統計顯示，截至2010 年6 月底，全國已建成并網風電及光伏發電裝機容量為2213.67萬千瓦，占全國發電裝機容量的2.46%左右。其中，風電并網裝機容量為2200.37 萬千瓦，光伏發電并網裝機容量為13.30 萬千瓦。風電及光伏發電建成但未并網的裝機容量合計為76.52 萬千瓦。其中，風電未并網容量為76.36 萬千瓦，光伏發電未并網容量為0.16 萬千瓦。

風電及光伏發電在建規模為1610.65 萬千瓦，占全國在建發電裝機容量比重為8.66%左右。其中，風電1589.62 萬千瓦，光伏發電21.03萬千瓦。從分區域并網裝機容量來看，截至2010 年6 月底，華北區域擁有風電并網容量最多，為850.79 萬千瓦，占全國風電并網容量的38.67%；東北區域其次，為753.76 萬千瓦，占全國風電并網容量的34.26%；華中區域最少，為24.07 萬千瓦，僅占全國風電并網容量的1.09%。西北區域光伏發電并網容量最大，為7.13 萬千瓦，占全國光伏發電并網容量的53.61%；華東區域其次，為3.72 萬千瓦，占全國光伏發電并網容量的27.97%；東北區域目前沒有光伏發電并網裝機容量。全國風電和光伏發電并網裝機容量及其分區域構成情況分別見圖1 和圖2，詳細數據見附表

1、附表2。

從分區域在建裝機容量來看，截至 2010 年6 月底，華北區域風電在建規模最大，為539.57 萬千瓦，占全國風電在建容量的33.94%；西北區域其次（主要分布在甘肅省），為496.40 萬千瓦，占全國風電在建容量的31.23%；華中區域最少，僅有17.97 萬千瓦。華北區域光伏發電在建規模最大（主要分布在山東省），為5.91 萬千瓦, 占全國光伏發電在建容量的28.10%；西北區域其次（主要分布在甘肅省），為5.55 萬千瓦，占全國光伏發電在建容量的26.39%；華中區域最少，為0.45 萬千瓦。從分省份并網裝機容量來看，截至2010 年6 月底，內蒙古并網風電裝機容量居全國各省份之首，為700.29 萬千瓦，占全國并網風電裝機容量的31.83%，占全區全口徑發電裝機容量的12.11%左右，分布在蒙西、蒙東電網區域容量比重為7:3。遼寧、河北、黑龍江、吉林、甘肅、山東、江蘇等省份的并網風電裝機容量均超過了百萬千瓦，分別為227.80 萬千瓦、206.75 萬千瓦、162.67 萬千瓦、152.50萬千瓦、119.11 萬千瓦、111.07 萬千瓦和110.13 萬千瓦，分別占本省份總裝機容量的7.91%、5.13%、8.47%、9.02%、6.00%、1.81%和1.78%。天津、安徽、廣西、四川、貴州、陜西、青海沒有并網風電裝機。寧夏并網光伏發電裝機容量最大，為6.03 萬千瓦，占全國總并網光伏發電裝機容量的45.34%；江蘇其次，為2.55 萬千瓦，占全國總并網光伏發電裝機容量的19.17%；此外，云南、甘肅的并網光伏發電裝機容量也均超過了1 萬千瓦。詳細數據見附表

3、附表4。

從分省份在建裝機容量來看，截至2010 年6 月底，甘肅風電在建裝機容量最大，為409.95 萬千瓦，占全國風電在建裝機容量的25.79%；河北、內蒙古、山東的風電在建裝機容量分別達到了258.40萬千瓦、227.10 萬千瓦和119.47 萬千瓦。甘肅光伏發電在建裝機容量最大，為3.95 萬千瓦；山東其次，為3.60 萬千瓦；廣東、海南、上海、青海、山西、福建、浙江的光伏發電在建裝機容量均超過了1萬千瓦。

（二）風電、光伏發電投資主體情況風電和光伏發電的投資主體情況有較大差別。風電的投資主體相對集中，主要是中央企業和部分風能資源豐富的地方國有發電投資企業。截至2010 年6 月底，全國并網風電裝機容量超過50 萬千瓦的發電集團共有10 個，并網裝機容量共計1668.97 萬千瓦，占全國并網風電裝機容量的75.85%。其中，超過200 萬千瓦的發電集團有3 個,分別為：中國國電集團公司、中國大唐集團公司和中國華能集團公司。截至2010 年6 月底，在建風電裝機容量超過50 萬千瓦的集團共有7 個。其中，中國國電集團公司、中國華能集團公司和中國大唐集團公司的在建裝機容量均超過了150 萬千瓦；中國神華集團公司、中國華電集團公司、中國廣東核電集團有限公司、中國電力投資集團公司的在建裝機容量在50 萬千瓦至100 萬千瓦之間。目前，我國光伏發電還處于試驗、探索階段，投資建設項目規模小，投資主體呈多元化發展態勢。截至2010 年6 月底，中國節能環保集團公司和江蘇中能硅業科技發展有限公司的已并網光伏發電裝機容量均達到了2 萬千瓦。已并網的光伏發電項目中，裝機容量最大的是江蘇中能硅業科技發展有限公司投資的徐州協鑫光伏發電有限公司2 萬千瓦光伏發電項目。甘肅省電力投資集團公司、海南省發展控股有限公司的光伏發電在建容量均達到了2 萬千瓦。在建項目中，規模較大的有海南臨高2 萬千瓦光伏并網發電示范工程和山東濟寧1.8 萬千瓦十里營光伏電站。

（三）風電、光伏發電上網電價及補貼情況由于定價機制、工程造價水平不同，全國范圍內不同省份、同一省份不同項目之間風電、光伏發電上網電價存在一定的差異。2009 年8 月1 日之前核準的風電項目，既有采用特許權招標定價機制也有采用政府核定電價機制；2009 年8 月1 日以后核準的風電項目，在四類資源區新建的陸上項目統一執行所在風能資源區的風電標桿上網電價。目前，風電上網電價最高的項目是國電龍源電力集團股份有限公司地處浙江省的臨海風力發電廠及蒼南風力發電廠，均為1.4040 元/千瓦時。光伏發電由于國家尚未出臺統一的電價政策，一般由地方政府根據項目情況確定。在已核準的光伏發電項目中，上網電價最高的是上海前衛村光伏電站，為6.4436 元/千瓦時；最低的是中國廣東核電集團有限公司的甘肅省敦煌光伏發電項目，為1.0928 元/千瓦時。據本次調查顯示，風電和光伏發電電價補貼政策執行情況基本良好，國家發改委和國家電監會聯合公布的2009 年1-6 月及2009 年7-12 月可再生能源電價補貼名單中的風電及光伏發電項目基本上都獲得了相應的電價補貼。

（四）風電、光伏發電接入系統建設情況由于國家出臺了可再生能源發電接入系統建設補貼政策，提高了電力企業投資風電、光伏發電接入系統建設的積極性，風電和光伏發電接入系統投產規模快速增長。截至2010 年6 月底，本次調查涉及到的風電接入系統工程線路長度為10326 公里，變電容量為3898 萬千伏安。分電壓等級看，330 千伏、220 千伏、110 千伏、66 千伏及以下線路長度分別為666 公里、4202 公里、3733 公里、1725 公里，分別占風電接入系統工程總線路長度的6.45%、40.69%、36.15%、16.71%；變電容量分別為504 萬千伏安、1765 萬千伏安、1229 萬千伏安、399萬千伏安，分別占風電接入系統工程總變電容量的12.93%、45.29%、31.54%、10.24%。分區域看，華北區域以220 千伏及110 千伏電壓等級為主，東北區域以220 千伏及66 千伏為主，西北區域以330 千伏及110 千伏為主；華東、華中、南方區域以110 千伏為主。分省份看，內蒙古的接入系統規模最大，以220 千伏電壓等級為主，線路長度為2453 公里，變電容量為861 萬千伏安。各區域、各省份風電接入系統工程分電壓等級情況詳見附表

5、附表6。從風電接入系統工程的投資主體來看，在本次調查涉及到的494個風電接入系統工程中，電網企業出資建設項目213 個，線路長度4444 公里，變電容量1914 萬千伏安，占風電接入系統工程總項目數、線路長度、變電容量的比例分別為43.12%、43.04%、49.10%；發電企業出資建設項目278 個、線路長度5698 公里、變電容量1961 萬千伏安，占風電接入系統工程總項目數、線路長度、變電容量的比例分別為56.28%、55.18%、50.31%；電網企業和發電企業共同出資建設項目3 個、線路長度184 公里、變電容量23 萬千伏安，占風電接入系統工程總項目數、線路長度、變電容量的比例分別為0.61%、1.78%、0.59%。詳細情況見附表7。分區域看，華中、華東區域電網企業出資建設項目比例較高，均超過了70%；華北、東北區域比例較低，均在30%左右。分省份看，北京、天津、山西、上海、江蘇、安徽、江西、湖北、廣西、海南、重慶、貴州等省份的接入系統工程全部由電網企業出資建設，黑龍江、山東、浙江、內蒙古、遼寧、新疆電網區域的接入系統工程全部或大部分由發電企業出資建設。各區域、各省份風電項目接入系統工程投資主體情況見附表

8、附表9。光伏發電項目接入系統工程規模相對較小，共計線路長度134 公里，變電容量22 萬千伏安，主要電壓等級為35 千伏。其中，發電企業投資建設的線路長度為109 公里，占81.34%；變電容量為19 萬千伏安，占86.36%。分省份看，寧夏、甘肅、山東的規模較大，線路長度均超過了29 公里，變電容量均超過了3.7 萬千伏安。

（五）風電、光伏發電上網電量收購情況2009 年，風電及光伏發電上網電量為256.15 億千瓦時，占全國全口徑發電量的0.70%，其中，風電256.10 億千瓦時，光伏發電0.0560千瓦時。2010 年1 至6 月份，風電及光伏發電總上網電量為223.05億千瓦時，其中，風電222.54 億千瓦時，光伏發電0.5176 億千瓦時。分區域看，2010 年1 至6 月，華北區域風電上網電量最多，為94.72 億千瓦時，占全國風電總上網電量的42.56%；東北區域風電上網電量70.48 億千瓦時，占31.67%；華中區域上網電量2.10 億千瓦時，比重最少，僅占0.95%。西北區域光伏發電上網電量最多，為0.3064 億千瓦時，占全國光伏發電總上網電量的59.20%；華東區域上網電量為0.1679 億千瓦時，占32.44%；東北、華中沒有光伏發電上網電量。具體情況見圖

3、圖4 所示。分省份看，2010 年1 至6 月，內蒙古風電上網電量最多，為71.83億千瓦時，占全國風電上網電量的32.28%；河北、遼寧的風電上網電量均超過了22 億千瓦時，占全國風電上網電量比例均超過了10%。寧夏光伏發電上網電量最多，為0.2768 億千瓦時，占全國光伏發電總上網電量的53.49%；江蘇光伏發電上網電量占全國的比例也較高，達24.67%。已并網的風電和光伏發電設備受電網安全等因素影響而可能存在未能上網的電量，本次調查對這部分電網未收購電量進行了統計。2010 年1 至6 月，風電未收購電量為27.76 億千瓦時，光伏發電沒有未收購電量。分區域看，華北、東北未收購風電電量較多，華北區域未收購風電電量為15.88 億千瓦時，占全國總未收購電量的57.20%，高于其上網電量全國占比14.64 個百分點；東北區域未收購風電電量為10.64 億千瓦時，占全國總未收購電量的38.33%，高于其上網電量全國占比6.66 個百分點。分省份看，內蒙古未收購風電電量最多，為21.01 億千瓦時,占全國總未收購電量的75.68%，高于其上網電量全國占比43.40 個百分點；吉林未收購風電電量為2.60億千瓦時；河北、甘肅、黑龍江在2009 年1 月到2010 年6 月期間未收購風電電量均在3 億千瓦時左右。

二、監管評價

（一）近年來風電、光伏發電總體呈較快發展態勢在國際能源和環境約束的大背景下，各方對風電、光伏發電發展的認識水平不斷提高，重視程度日益加強。國家從戰略層面上確定了風電等可再生能源發展方向，并制定了可再生能源產業發展規劃和相應的政策措施；各地方政府切實按照國家可再生能源發展戰略，制訂本省份的風電、光伏發電發展規劃和實施方案；發電企業投資風電、光伏發電的積極性不斷提高，風電和光伏發電的比例不斷上升；電網企業在電網規劃、并網接入和電量收購等方面積極為風電、光伏發電的發展創造良好條件，促進了風電和光伏發電的健康發展。與此同時，鼓勵可再生能源發展的政策措施不斷完善，為風電、光伏發電的發展創造了良好環境。《可再生能源法》的出臺為風電、光伏發電的發展奠定了法律基礎；可再生能源價格全國分攤政策、可再生能源增值稅減半征收政策切實提高了風電、光伏發電企業的經營效益；可再生能源接入系統建設及補償政策、上網電量全額收購政策為風電、光伏發電發展提供了支持和保障；可再生能源特許權招標制度、金太陽示范工程等措施為風電、光伏發電發展注入了強大動力。在一系列政策措施的推動和激勵下，各方投資風電、光伏發電的積極性大大增加，風電、光伏發電呈現快速增長的態勢。預計2010年底全國風電總并網裝機容量將達到3000 萬千瓦左右，全國光伏發電總并網裝機容量將達到25 萬千瓦左右。

（二）風電、光伏發電仍有發展空間雖然風電、光伏發電裝機容量連續快速增加，但目前尚處在起步階段，在電源結構中所占的比例還很低。截至2010 年6 月底，全國已并網的風電和光伏發電裝機容量僅占全國裝機容量的2.46%；2010年1 至6 月風電和光伏發電上網電量僅占全國發電量的0.7%左右。根據我國2007 年制定的《可再生能源中長期發展規劃》，全國陸地和近海的可利用風電資源共計約10 億千瓦，三分之二的國土面積年日照小時數在2200 小時以上，年太陽輻射總量大于每平方米5000 兆焦。因此，風電、光伏發電仍有很大的發展潛力。

（三）風電、光伏發電并網接入和電量收購相關服務水平不斷提高電網企業深入研究風電和光伏發電的技術特點，分析發電接入對電網運行的影響，并在此基礎上研究制訂相應的技術規定和服務管理流程，不斷規范和提高風電、光伏發電并網發電的服務水平。例如，南方電網公司制定了《南方電網公司支持新能源發展若干意見》，內蒙古電力公司編制了《辦理風電業務工作流程指南》，安徽省電力公司制訂了《安徽省電力公司可再生能源發電全額上網管理辦法（試行）》等。電網企業總體上能夠在確保電網安全穩定運行的前提下，優先調度風電、光伏等可再生能源發電，全額收購風電、光伏發電上網電量，并認真貫徹執行上網電價政策及電價附加調配政策，與風電、光伏發電企業及時足額結算電費，確保了發電企業的利益和資源的充分利用。風電、光伏發電的購售電合同和并網調度協議簽訂情況總體良好，基本上做到了并網有協議，交易有合同，有效地保障了發電企業的合法權益。

三、存在問題

（一）風電發展規劃和投資立項的統籌性有待進一步加強一是部分地區存在大規模風電難以消納的問題。在部分風電資源比較豐富的地區，風電發展規劃側重于資源規劃，缺乏具體的風電送出和風電消納方案，大規模風電送出消納的矛盾日益突出。蒙西電網的風電資源豐富，2010 年6 月底，已并網和在建風電裝機已分別達到489 萬千瓦和85 萬千瓦，上網電量除部分由本地消納外，其余電量需要外送華北電網。但是，隨著河北張家口、承德地區大規模風電裝機的陸續投產，華北電網也面臨著本地風電消納問題，從而使蒙西的風電消納問題更加突出。2010 年6 月底，甘肅酒泉規劃建設的1000萬千瓦級風電基地已并網近100 萬千瓦，在酒泉及河西地區已經無法完全消納，大部分需要送到蘭州負荷中心消納。預計2010 年甘肅全省統調范圍內最大負荷1000 萬千瓦左右，而2010 年底酒泉風電基地建成裝機容量將達到500 萬千瓦左右，遠遠超過了酒泉及河西地區的用電需求；2015 年酒泉風電基地發電量預計將達到250 億千瓦時左右，在甘肅乃至西北電網都難以消納，但是向網外輸送的消納市場及其配套電網建設目前均未明確。吉林白城地區電網網架較薄弱，外送能力有限，由于地區負荷較低，風電無法完全就地消納，風電企業發電經常受到限制，如，大唐吉林大通風電場2009 年未能上網電量1488萬千瓦時，占全年上網電量的14.7%，影響利用小時300 小時。二是部分項目電源建設和電網建設的協調有待加強。由于風電項目前期工作流程相對簡單，核準進度快，建設周期相對較短，而電網接入系統在項目審查、方案確定及工程建設方面相對復雜，致使接入系統工程與風電場建設難以同步完成。例如，內蒙古蒙電華能熱電公司烏力吉木仁風場一期、額爾格圖風場一期、白云風場一期預計2010年底投產，但是由于其接入系統至今未取得審查意見，風電無法按時送出。內蒙古地區風電資源需通過西電東送通道送往京津唐地區，但現有兩條通道容量有限，只能解決少量風電的送出，內蒙古送出第三條通道2006 年就已經開始規劃，但至今仍未開工。三是個別地區風電與其它電源發展不配套。東北區域火電機組中的供熱機組比例較高（如吉林省為72%），其在冬季供暖期基本不具備調峰能力，而可以啟停調峰的中小型火電機組已逐步關停，抽水蓄能電站、燃氣機組建設相對遲緩，在電網調峰能力嚴重不足的情況下，為保障電網安全和居民采暖，電力調度機構不得已在低谷時段采取限制風電出力的措施。蒙西電網風電裝機容量已達到全網最高負荷的24.51%，在冬季供熱期間和用電低谷時段，為確保電力系統安全運行，也不得不限制風電場的出力。

（二）風電、光伏發電的相關政策和激勵機制有待進一步完善目前，我國已制定了一系列政策法規和激勵機制鼓勵風電和光伏發電的發展，但政策體系的完整性及相關政策之間的協調性還有待加強。一是光伏發電產業扶持政策尚需完善。國家層面上至今未出臺光伏發電上網電價和項目建設的相關實施細則，制約了光伏發電產業的規模化發展。特別是對于作為未來光伏發電主要形式之一的接入配電網（用戶側）分布式光伏發電項目，目前還缺乏上網售電的政策支持，嚴重制約了小型光伏發電的投資積極性。二是國家對風電等可再生能源發電接入系統工程投資、運行維護等方面的相關規定尚未完善，部分接入系統工程補貼不足影響了電網企業投資建設的積極性。風電項目一般遠離負荷中心，其配套接入系統建設工程量大、投資高、線路利用率低，接入系統工程補貼政策的標準難以滿足部分項目電網投資和運行維護的需要，影響了電力企業建設的積極性。例如，上海市電力公司出資6528 萬元建設的東海大橋海上風電項目接入系統工程，按目前電價補貼政策，需要32 年以上才能收回靜態投資。調查顯示，黑龍江、山東、浙江、內蒙古、遼寧、新疆的全部或大部分風電場接入系統工程由發電企業出資建設，部分風電企業還負責接入系統工程的運行維護，不利于系統的安全管理。三是風電、光伏發電電費補貼不及時。風電、光伏發電電費補貼往往大大滯后于電量上網時間，導致發電企業不能及時獲得相應的電價補貼，影響企業的經營效益，部分規模較小的發電企業甚至出現流動資金周轉困難的現象。四是個別歷史遺留問題仍待解決。2006 年以前批準建設的風電等可再生能源發電項目不享受《可再生能源電價附加收入調配暫行辦法》中規定的電價補貼，增加了企業的經營負擔。如上海崇明、南匯、奉賢海灣風電場及浙江臨海、蒼南風電場，這些項目都是2006 年以前投產的，上網電價較高且不享受可再生能源附加資金補償，增加了電網企業的購電成本。

（三）風電、光伏發電并網接入和運行管理有待進一步規范和完善調查發現，目前風電、光伏發電并網接入系統存在以下兩個方面的問題：一是風電接入系統缺乏明確的定義導致各方有不同的理解。有的認為是風電場升壓變電站以及從升壓變電站至電網側進線第一基塔之間的線路；有的認為是風電場出線第一基塔至電網側進線第一基塔之間的線路；有的認為是風電場出線第一基塔至電網側進線第一基塔之間的線路以及電網側進線間隔。由于理解上的不同容易導致接入系統建設過程中的分歧以及統計口徑的不一致。二是風電、光伏發電并網接入和調度管理的有關標準和規定需要根據風電、光伏發電的特點進一步規范和完善。目前風電場并網方面沒有國家級標準，為解決風電機組低電壓穿越、吸收無功以及安全穩定等突出問題，國家電網公司出臺了《國家電網公司風電場接入電網技術規定》，要求風電場滿足相關技術標準并進行技術改造后才能入網，此規定在一定程度上規范了風電接入工作，但該標準是企業標準，不是國家標準，容易引發網廠矛盾。

（四）風電、光伏發電的規模發展對電網安全穩定運行的影響不斷加大風電、光伏發電具有間歇性、隨機性的特點，風電還有反調峰特點，對系統潮流控制、輔助服務調用、短路電流控制、電能質量保證等都提出了新的挑戰。目前，由于風功率預測系統不完善，基礎數據缺乏，準確度不高，電網企業無法根據預測的風力功率制定日前計劃，運行方式的安排上存在著很大的不確定性。甘肅西北部的酒泉地區處于甘肅電網的末端，并入大量風電后，實際運行中面臨著暫態穩定等各類穩定問題和調峰困難；2009 年福建電網最大峰谷差已達到636萬千瓦，部分大型火電機組在實際運行中的調峰深度已達到60%左右，處于深度調峰狀態，接近或達到機組調峰能力技術極限，隨著“十二五”期間風電等繼續大規模投運，對系統調峰要求更加苛刻，將進一步加大電網調峰的壓力。

四、整改要求

（一）風電、光伏發電企業與電網企業應加強并網消納的銜接工作風電、光伏發電企業應高度重視發電并網消納工作，在開展發電項目前期工作階段，要主動與電網企業進行銜接，研究提出切實可行的發電項目送出和消納方案，并報請政府主管部門確認。電網企業在具體受理風電、光伏發電項目接入系統并網申請時，要按照電網發展規劃和風電、光伏發電發展規劃的要求，認真做好發電項目輸送線路、網架結構和落點等方面的相關準備工作，加大電網改造力度，完善網架結構，做好接入系統工程的可行性研究，擇優制訂接入系統方案，積極為風電、光伏發電企業提供并網服務工作，確保發電項目及時并網運行。發電企業和電網企業要加強溝通和協調，共同推動風電、光伏發電建設的協調發展。

（二）電力企業要切實做好風電、光伏發電并網運行相關工作，確保系統安全穩定運行電網企業要進一步加強風電、光伏發電并網對電網安全穩定運行影響的研究，在接入系統的審查、接入電網有關電氣設備的試驗和驗收等方面嚴格執行相關技術標準和規范，與獲得核準、滿足相關技術管理規定、符合并網接入條件的發電企業及時協商簽訂并網調度協議和購售電合同。認真做好風電、光伏發電并網后的負荷預測和電力系統穩定分析工作，合理安排運行方式，提高調度管理水平，保障電力系統安全穩定運行。風電企業應加強機組的管理工作。做好風電功率預測，完善自動化和通信系統，做好機組的日常維護工作，為機組的穩發滿發提供保障。

（三）電網企業要嚴格執行可再生能源收購有關規定電網企業要嚴格按照《可再生能源法》等法律法規的要求，在確保電網安全穩定運行的條件下，根據國家價格主管部門批復上網電價及相關規定收購上網電量,嚴格執行風電、光伏發電上網電價政策，做好電價附加調配工作，及時足額結算電費。

五、監管建議

（一）進一步加強科學規劃，促進風電、光伏發電協調、有序發展根據國家可再生能源發展戰略和《可再生能源中長期發展規劃》，進一步完善各地區風電、光伏發展規劃，針對風電和光伏發電的特點，統籌考慮能源資源、電源結構、受電市場、輸電廊道、電網建設、電網運行等因素，因地制宜發展風電等可再生能源發電，做到電源與資源、電源與電網、電源與電源、電源與用戶之間的和諧發展。在風能和太陽能資源條件較好的地區建設大規模發電基地，應充分考慮電網的網架結構和消納能力，認真做好風電、光伏發電規劃和電網規劃的銜接工作，促進風電、光伏發電建設與電網建設協調發展，維護電力系統安全穩定運行。對于靠近負荷中心周圍的資源，應遵循因地制宜、實事求是的原則，從有利于節能減排、有利于增強電力供應能力的角度出發，發展分布式電源，就近接入配網。同時要進一步理順中央與地方風電項目核準管理體制，使風電開發利用規范化、布局合理化，避免隨意無序開發。

（二）進一步完善價格財稅政策，健全風電、光伏發電激勵機制由于風電、光伏發電的各項技術仍是發展中的技術，建設成本較高，其在市場中的經濟競爭力較弱，需要繼續加大政策扶持力度，促進風電、光伏發電的持續健康發展。一是要研究通過征收能源稅或碳稅的方式，建立穩定持續的支持風電、光伏發電發展的補貼資金來源；二是加強支持風電、光伏發電發展的財稅政策研究，使風電、光伏發電發展與促進地方經濟發展緊密結合，形成促進區域經濟發展的優勢產業；三是進一步完善電價補償機制，提高風電、光伏發電電價補貼的時效性，科學制定風電、光伏發電接入系統工程造價的補償標準；四是進一步完善光伏發電電價政策，出臺科學合理的光伏發電上網電價政策；五是高度重視并大力鼓勵商業模式創新，支持企業面向市場，創新商業模式。

（三）進一步抓好并網和運行管理，適應風電、光伏發電規模發展的需要一是組織開展風電、光伏發電并網接入、安全運行有關問題的研究，制定相關技術標準，降低風電、光伏發電對電力系統安全穩定運行的不利影響。二是要進一步做好風電和光伏發電并網安全性評價、輔助服務補償管理工作、風電和光伏發電調度管理等工作，從制度上提升對風電、光伏發電并網及運行的監管力度。

第三篇：電監管

供電所監管辦法

（電監會27號令）

《供電監管辦法》已經2009年11月20日國家電力監管委員會主席辦公會議審議通過，現予公布，自2010年1月1日起施行。

主席：王旭東

二00九年十一月二十六日

供電監管辦法

第一章節 總則

第一條

為了加強供電監管，規范供電行為，維護供電市場秩序，保護電力使用者的合法權益和社會公共利益，根據《電力監管條例》和國家有關規定，制定本辦法。

第二條

國家電力監管委員會（以下簡稱電監會）依照本辦法和國家有關規定，履行全國供電監管和行政執法職能。

電監會派出機構（以下簡稱派出機構）負責轄區內供電監管和行政執法工作。第三條

供電監管應當依法進行，并遵循公開、公正和效率的原則。第四條

供電企業應當依法從事供電業務，并接受電監會及其派出機構（以下簡稱電力監管機構）的監管。供電企業依法經營，其合法權益受法律保護。

本辦法所稱供電企業是指依法取得電力業務許可證、從事供電業務的企業。

第五條

任何單位和個人對供電企業違反本辦法和國家有關供電監管規定的行為，有權向電力監管機構投訴和舉報，電力監管機構應當依法處理。

第二章監管內容

第六條

電力監管機構對供電企業的供電能力實施監管。供電企業應當加強供電設施建設，具有能夠滿足其供電區域內用電需求的供電能力，保障供電設施的正常運行。

第七條

電力監管機構對供電企業的供電質量實施監管。

在電力系統正常情況下，供電企業的供電質量應當符合下列規定：

（一）向用戶提供的電能質量符合國家標準或者電力行業標準；

（二）城市地區年供電可靠率不低于99%，城市居民用戶受電端電壓合格率不低于95%，10千伏以上供電用戶受電端電壓合格率不低于98%；

（三）農村地區年供電可靠率不低和農村居民用戶受電端電壓合格率符合派出機構的規定。派出機構有關農村地區年供電可靠率和農村居民用戶受電端電壓合格率的規定，應當報電監會備案。

供電企業應當審核用電設施產生諧波、沖擊負荷的情況，按照國家有關規定拒絕不符合規定的用電設施接入電網。用電設施產生諧波、沖擊負荷影響供電質量或者干擾電力系統安全運行的，供電企業應當及時告知用戶采取有效措施予以消除；用戶不采取措施或者采取措施不力，產生的諧波、沖擊負荷仍超過國家標準的，供電企業可以按照國家有關規定拒絕其接入電網或者中止供電。

第八條 電力監管機構對供電企業設置電壓監測點情況實施監管。

供電企業應當按照下列情況規定選擇電壓監測點：

（一）35千伏專線供電用戶和110千伏以上供電用戶應當設置電壓監測點；

（二）35千伏非專線供電用戶或者66千伏供電用戶、10（6、20）千伏供電用戶，每10000千瓦負荷選擇具有代表性的用戶設置1個以上的電壓監測點，所選用戶應當包括對供電質量有較高要求的重要電力用戶和變電站10（6、20）千伏母線所帶具有代表性線路的末端用戶。

（三）低壓供電用戶，每百臺配電變壓器選擇具有代表性的用戶設置1個以上電壓監測點。所選用戶應當是重要電力用戶和低壓電網的首末兩端用戶。

供電企業應當于每年3月31日前將上一設置電壓監測點的情況報送所在地派出機構。

供電企業應當按照國家有關規定選擇、安裝、校驗電壓監測裝置，監測和統計用戶電壓情況。監測數據和統計數據應當及時、真實、完整。

第九條

電力監管機構對供電企業保障供電安全的情況實施監管。

供電企業應當堅持安全第一、預防為主、綜合治理的方針，遵守有關供電安全的法律、法規和規章加強供電安全管理，建立、健全供電安全責任制度，完美安全供電條件，維護電力系統安全穩定運行，依法處置供電突發事件，保障電力穩定、可靠供應。

供電企業應當按照國家有關規定加強重要電力用戶安全供電管理，指導重要電力用戶配置和使用自備應急電源，建立自應急電源基礎檔案數據庫。

供電企業發現用電設施存在安全隱患，應當及時告知用戶采取有效措施進行治理。用戶應當按照國家有關規定消除用電設施安全隱患。用電設施存在嚴重威脅電力系統安全運行和人身安全的隱患，用戶拒不治理的，供電企業可以按照國家有關規定對該戶中止供電。

第十條

電力監管機構對供電企業履行電力社會普遍服務義務情況實施監管。供電企業應當按照國家規定履行電力社會普遍服務義務，依法保障任何人能夠按照國家規定的價格獲得最基本的供電服務。

第十一條

電力監管機構對供電企業辦理用電業務的情況實施監管。

供電企業辦理用電業務的期限應當符合下列規定：

（一）向用戶提供供電方案的期限，自受理用戶用電申請之日起，居民用戶不超過3個工作日，其它低壓電力供電用戶不超過8個工作日，高壓單電源供電用戶不超過20個工作日，高壓雙電源供電用戶不超過45個工作日；

（二）對用戶受電工程設計文件和有關資料審核的期限，自受理之日起，低壓供電用戶不超過8個工作日，高壓供電用戶不超過20個工作日；

（三）對用戶受電工程啟動中間檢查的期限，自接到用戶申請之日起，低壓供電用戶不超過3個工作日，高壓供電用戶不超過5個工作日；

（四）對用戶受電工程啟動竣工檢驗的期限，自接到用戶受電裝置竣工報告和檢驗申請之日起，低壓供電用戶不超過5個工作日，高壓供電用戶不超過7個工作日；

（五）給用戶裝表接電的期限，自受電裝置檢驗合格并辦結相關手續之日起，居民用戶不超過3個工作日，其它低壓供電用戶不超過5個工作日，高壓供電用戶不超過7個工作日。

前款第（二）項規定的受電工程設計，用戶應當按照供電企業確定的供電方案進行。

第十二條

電力監管機構對供電企業向用戶受電工程提供服務的情況實施監管。

供電企業應當對用戶受電工程建設提供必要的業務咨詢和技術標準咨詢；對用戶受電工程進行中間檢查和竣工檢驗，應當執行國家有關標準；發現用戶受電設施存在故障隱患時，應當及時一次性書面告知用戶并指導其予以消除；發現用戶受電設施存在嚴重威脅電力系統安全運行和人身安全的隱患時，應當指導其立即消除，在隱患消除前不得送電。

第十三條

電力監管機構對供電企業實施停電、限電或者中止供電的情況進行監管。

在電力系統正常的情況下，供電企業應當連續向用戶供電。需要停電或者限電的，應當符合下列規定：

（一）因供電設施計劃檢修需要停電的，供電企業應當提前7日公告停電區域、停電線路、停電時間；

（二）因供電設施臨時檢修需要停電的，供電企業應當提前24小時公告停電區域、停電線路、停電時間；

（三）因電網發生故障或者電力供需緊張等原因需要停電、限電的，供電企業應當按照所在地人民政府批準的有序用電方案或者事故應急處置方案執行。

引起停電或者限電的原因消除后，供電企業應當盡快恢復正常供電。

供電企業對用戶中止供電應當按照國家有關規定執行。供電企業對重要電力用戶實施停電、限電、中止供電或者恢復供電，應當按照國家有關規定執行。

第十四條

電力監管機構對供電企業處理供電故障的情況實施監管。

供電企業應當建立完善的報修服務制度，公開報修電話，保持電話暢通，24小時受理供電故障報修。

供電企業應當迅速組織人員處理供電故障，盡快恢復正常供電。供電企業工作人員到達現場搶修的時限，自接到報修之時起，城區范圍不超過60分鐘，農村地區不超過120分鐘，邊遠、交通不便地區不超過240分鐘。因天氣、交通等特殊原因無法在規定時限內到達現場的，應當向用戶作出解釋。

第十五條

電力監管機構對供電企業履行緊急供電義務的情況實施監管。

因搶險救災、突發事件需要緊急供電時，供電企業應當及時提供電力供應。

第十六條

電力監管機構對供電企業處理用電投訴的情況實施監管。

供電企業應當建立用電投訴處理制度，公開投訴電話。對用戶的投訴，供電企業應當自接到投訴之日起10個工作日內提出處理意見并答復用戶。

供電企業應當在供電營業場所設置公布電力服務熱線電話和電力監管投訴舉報電話的標識，該標識應當固定在供電營業聲所的顯著位置。

第十七條

電力監管機構對供電企業執行國家有關電力行政許可規定的情況實施監管。供電企業應當遵守國家有關供電營業區、供電業務許可、承裝（修、試）電力設施許可和電工進網作業許可等規定。

第十八條

電力監管機構對供電企業公平、無歧視開放供電市場的情況實施監管。供電企業不得從事下列行為：

（一）無正當理由拒絕用戶用電申請：

（二）對躉購轉售電企業符合國家規定條件的輸配電設施，拒絕或者拖延接入系統；

（三）違反市場競爭規則，以不正當手段損害競爭對手的商業信譽或者排擠競爭對手。

（四）對用戶受電工程指定設計單位、施工單位和設備材料供應單位；

（五）其他違反國家有關公平競爭規定的行為。

第十九條電力監管機構對供電企業執行國家規定的電價政策和收費標準的情況實監管。

供電企業應當嚴格執行國家電價政策，按照國家核準電價或者市場交易價，依據計量檢定機構依法認可的用電計量裝置的記錄，向用戶計收電費。

供電企業不得自定電價，不得擅自變更電價，不得擅自在電費中加收或者代收國家政策規定以外的其他費用。

供電企業不得自立項目或者自定收費標準；對國家已經明令取締的收費項目，不得向用戶收取費用。

供電企業應用戶要求對產權屬于用戶的電氣設備提供有償服務時，應當執行政府定價或者政府指導價。沒有政府定價和政府指導價的，參照市場價格協商確定。

第二十條 電力監管機構對供電企業簽訂供用電合同的情況實施監管。供電企業應當按照國家有關規定，遵循平等自愿、協商一致、誠實信用的原則，與用戶、躉購轉售電單位簽訂供用電合同，并按照合同約定供電。

第二十一條 電力監管機構對供電企業執行國家規定的成本規則的情況實施監管。

供電企業應當按照國家有關規定核算成本。

第二十二條 電力監管機構對供電企業信息公開的情況實施監管。供電企業應當依照《中華人民共和國政府信息公開條例》、《電力企業信息披露規定》，采取便于用戶獲取的方式，公開供電服務信息。供電企業公開信息應當真實、及時、完整。

供電企業應當方便用戶查詢下列信息：

（一）用電報裝信息和辦理進度；

（二）用電投訴處理情況；

（三）其他用電信息。

第二十三條 電力監管機構對供電企業報送信息的情況實施監管。

供電企業應當按照《電力企業信息報送規定》向電力監管機構報送信息。供電企業報送信息應當真實、及時、完整。

第二十四條 電力監管機構對供電企業執行國家有關節能減排和環境保護政策的情況實施監管。

供電企業應當減少電能輸送和供應環節的損失和浪費。

供電企業應當嚴格執行政府有關部門依法作出的對淘汰企業、關停企業或者環境違法企業采取停限電的決定。未收到政府有關部門決定恢復送電的通知，供電企業不得擅自對政府有關部門責令限期整改的用戶恢復送電。

第二十五條 電力監管機構對供電企業實施電力需求側管理的情況實施監管。

供電企業應當按照國家有關電力需求側管理規定，采取有效措施，指導用戶科學、合理和節約用電，提高電能使用效率。

第三章 監管措施

第二十六條 電力監管機構根據履行監管職責的需求，可以要求供電企業報送與監管事項相關的文件、資料，并責令供電企業按照國家規定如實公開有關信息。

電力監管機構應當對供電企業報送信息和公開信息的情況進行監督檢查，發現違法行為及時處理。

第二十七條 供電企業應當按照電力監管機構的規定將與監管相關的信息系統接入電力監管信息系統。

第二十八條 電力監管機構依法履行職責，可以采取下列措施，進行現場檢查：

（一）進入供是企業進行檢查：

（二）詢問供電企業的工作人員，要求其對有關檢查事項作出說明；

（三）查閱、復制與檢查事項有關的文件、資料，對可能被轉移、隱匿、損毀的文件、資料予以封存；

（四）對檢查中發現的違法行為，可以當場予以糾正或者要求限期改正。

第二十九條 電力監管機構可以在用戶中依法開展供電滿意度調查等供電情況調查，并向社會公布調查結果。

第三十條 供電企業違反國家有關供電監管規定的，電力監管機構應當依法查處并予以記錄；造成重大損失或者重大影響的，電力監管機構可以對供電企業的主管人員和其他責任人員依法提出處理意見和建議。

第三十一條

電力監管機構對供電企業違反國家有關供電監管規定，損害用戶合法權益和社會公共利益的行為及其處理情況，可以向社會公布。

第四章 罰則

第三十二條 電力監管機構從事監管工作的人員違反電力監管有關規定，損害供電企業、用戶的合法權益以及社會公共利益的，依照國家有關規定追究其責任；應當承擔紀律責任的依法給予處分；構成犯罪的，依法追究刑事責任。第三十三條

供電企業違反本辦法第六條規定，沒有能力對其供電區域內的用戶提供供電服務并造成嚴重后果的，電力監管機構可以變更或者吊銷電力業務許可證，指定其他供電企業供電。

第三十四條 供電企業違反本辦法第七條、第八條、第九條、第十條、第十一條、第十二條、第十三條、第十四條、第十五條、第十六條、第二十一條、第二十四條規定的，由電力監管機構責令改正，給予警告；情節嚴重的，對直接負責的主管人員和其他責任人員，依法給予處分。

第三十五條 供電企業違反本辦法第十八條規定的，由電力監管機構責令改正，拒不改正的，處10萬元以上100萬元以下罰款；對直接負責的主管人員和其他直接責任人員，依法給予處分；情節嚴重的，可能吊銷電力業務許可證。

第三十六條

供電企業違反本辦法第十九條規定的電力監管機構可以責令改正，并向有關部門提出行政處罰建議。

第三十七條

供電企業有下列情形之一的，由電力監管機構責令改正；拒不改正的，處5萬元以上50萬元以下的罰款，對直接負責的主管人員和其他直接責任人員，依法給予處分；構成犯罪的，依法追究刑事責任：

（一）拒絕或者阻礙電力監管機構及其從事監管工作的人員依法履行監管職責的；

（二）提供虛假或者隱瞞重要事實的文件、資料的；

（三）未按照國家有關電力監管規章、規則的規定公開有關信息的。

第三十八條

對于違反本辦法并造成嚴重后果的供電企業主管人員或者直接責任人員，電力監管機構可以建議將其調離現任崗位，3年內不得擔任供電企業同類職務。

第五章

附則

第三十九條 本辦法所稱以上、以下、不低于、不超過，包括本數。

第四十條

本辦法自2010年1月1日起試行。200年6月21日電監會發布的《供電服務監管辦法（試行）》同時廢止。

第四篇：風電文獻綜述報告

文獻綜述報告

（2015屆本科）

學 院：工程學院

專 業：電氣工程及其自動化

班 級：電氣2班

姓 名：張越

學 號：1127226

指導教師：謝嘉

2015年月 小型風力發電系統研究與設計

前言：

隨著近年來地球溫室效應加重，傳統化石燃料供應愈發緊張，人們開始進行新能源的尋找和開發。而風能作為一種無污染的可再生能源，其利用簡單、取之不盡用之不竭的特點使其在新能源領域脫穎而出。據研究，如果全球風能總量的1%被利用，那么世界3%的能源就可以被節省下來。風能的利用在未來也許會取代傳統化石燃料以及核能等能源方式。世界各國均把風力發電作為應對能源短缺、大氣污染、節能減排等問題的有效解決措施。而小型發電系統在日常生活中如何應用也受到越來越多的關注。風力發電研究的背景和意義

風力發電是電力可持續發展的最佳戰略選擇。清潔、高效成為能源生產和消費的主流，世界各國都在加快能源發展多樣化的步伐。從 20 世紀 90 年代開始，世界能源電力市場發展最為迅速的已經不再是石油、煤和天然氣，而是太陽能發電、風力發電等可再生能源。世界各地都在通過立法或不同的優惠政策積極激勵、扶持發展風電技術，而中國是風能資源較豐富的國家，更需要開發利用風電技術。技術創新使風電技術日益成熟。目前，在發達國家風電的年裝機容量以 35.7%高速度增長。一個重要原因是各國積極以科學的發展觀，采取技術創新，使風電技術日益成熟。目前單機容量 50kW、600kW、750kW 的風電機組已達到批量商業化生產的水平，并成為當前世界風力發電的主力機型，兆瓦級的機組也已經開發出來，并投入生產試運行。同時，在風電機組葉片設計和制造過程中廣泛采用了新技術和新材料，風電控制系統和保護系統廣泛應用電子技術和計算機技術，有效地提高風力發電總體設計能力和水平，而且新材料和新技術對于增強風電設備的保護功能和控制功能也有重大作用。技術進步使風電成本具有市場競爭能力。長期以來，人們以風電電價高于火電電價為由，一直忽視風電作為清潔能源對于能源短缺和環境保護的意義，忽視了風電作為一項高新技術產業而將帶來的巨大前景。近10 年來，風電的電價呈快速下降的趨勢，并且日趨接近常規發電的成本。世界風力發電能力每增加一倍，成本就下降 15%。按照這一規律計算，近幾年的風電增長率一直保持在 30%以上，這就意味著每隔 30 個月左右，成本就會下降 15%。風力發電將能迅速緩解我國能源急需和電力短缺的局面，近兩年中國出現大面積的缺電，風能發電對于緩解缺電具有非同尋常的意義。風電的諸多優勢中，一個重要特點是風電上馬快，不像火電、水電的建設需要按年來計算，風電在有風場數據的前提下其建設只需要以周、月來計算，即風場是可以在短時間內完成的。世界風電正在以 33%甚至在部分國家以 60%以上的增速發展，我國完全有可能以迅速發展風電的模式來解決我國燃眉之急的電力短缺。世界風電發展現狀

進入 21 世紀，全球可再生能源也在不斷發展，而在可再生能源中風能始終保持最快的增長態勢，并成為繼石油燃料、化工燃料之后的核心能源，目前世界風能發電廠以每年 32%的增長速度在發展，2008 年初，全球風力發電機容量達 5000 萬MW。由此可見，風電正在以超出預期的發展速度不斷增長。如今在全球的風能發展中，歐洲風能發電的發展速度很快，預計 15 年之后歐洲人口的一半將會使用風電。歐洲是目前全世界風力發電發展速度最快，同時也是風電裝機最多的地區。2007年底歐洲地區累計風電裝機容量為 2930 萬千瓦，約占全球風電總裝機容量的 73%。盡管 2007 年歐洲風電裝機增長幅度有所放緩，年增幅由 2006 年的 35%降為 23%，不過隨著一些歐洲國家海上風電項目的發展，預計歐洲地區風電裝機仍將維持快速增長的勢頭。美洲地區風電裝機容量達 690 萬千瓦，占全球風電總裝機的 17%。亞洲地區風力發電與美歐相比還比較緩慢，除印度一支獨秀以外，其它國家風電裝機容量均很小。風電累計裝機容量居前五位(到 2003 年底)的國家依次是：德國(14612 MW)、西班牙(6420 MW)、美國(6361 MW)、丹麥(307 MW)和印度(2120 MW)。

到 2007 年底，全球風力發電裝機容量已突破四千萬千瓦，風力發電占全球電力供應的 0.5%。2007 年全球新增風電裝機容量便超過 830 萬千瓦，而過去 5 年來全球風電裝機容量年均增長速度超過 26.3%。目前全世界風電工業規模約為 120 億美元，預計到2020 年可望達到 1200 億美元。

在歐洲，德國的風電發展處于領先地位。在近期德國制定的風電發展長遠規劃中指出到 2025 年風電要實現占電力總用量的 25%，到 2050 年實現占總用量的 50%的目標。其中丹麥風能產業年營業額在 30 億歐元左右，并網發電機組達 312 萬千瓦，風能發電量占全國電力總量的 22%，居全球首位；而在該國的西北部地區，這個比例甚至已經達到 100%，預計 2030 年，丹麥全國 40%的電力都將來自風能。

同時亞洲的風電也保持較快的發展勢頭，印度則是發展中國家的典型。2006 年印度風力發電裝機容量達 298.5 萬千瓦，位居全球第五，而且建立了風電設備產業，能生產70%的風機零部件及 1000 千瓦以上級別的風機整機，風機及部件出口歐美。印度政府積極推動風能的發展，鼓勵大型企業進行投資發展風電，并實施優惠政策激勵風能制造基地，目前印度已經成為世界第 5 大風電生產國。

丹麥 BTM 咨詢公司 2005 年 5 月所做的市場預測報告稱，全球 2005 年至 2009 年新安裝機組容量年平均增長率為 16.6%；預計 2009 年的增長率高達 26%，這么高的預期值是因為美國市場和亞洲主要市場的增長；2009 年之后預計 2010-2014 年的年增長率為10.4%。

隨著全球風能的快速發展，風能將會成為 21 世紀全球經濟發展所需的重要能源。同時我們相信其他可再生能源也將會持續發展并得到充分利用，以滿足人類對能源的不斷增長的需求。我國風電發展現狀

中國陸地 10 米高度層實際可開發的風能儲量為 2.53 億千瓦，風能資源豐富的地區主要集中在北部、西北和東北的草原、戈壁灘以及東部、東南部的沿海地帶和島嶼上。考慮到近海風能，總儲量應該不止 2.53 億千瓦。風電項目通常要求年利用小時數高過2000 小時，目前中國已經建成的風電場平均利用小時約 2300 小時，主要位于“三北”地區(西北、東北和華北)及東南沿海。2003 年底，我國并網風電投產規模最大的省份依次為：遼寧(22.3%)、新疆(18.2%)、內蒙古(15.7%)、廣東(15.2%)、浙江(5.9%)等。中國風電真正開始有較大規模的發展是從 1996 年、1997 年開始的。截至 2004 年底，中國有43 家風電場，安裝 1291 臺風力發電機組，并網風力發電裝機容量為 76 萬千瓦，名列世界第十，亞洲第三。由于化石能源(石油、煤炭等)價格上漲、供電形勢緊張、國家政策鼓勵等原因，近年來我國風電建設再次加速。2004 年全國在建、擬建項目的裝機容量約 150 萬千瓦，其中正在施工的約 42萬千瓦，可研批復的 68 萬千瓦，項目建議書批復的 45 萬千瓦；其中，包括 5 個 10 萬千瓦特許權項目。類似的特許權項目，國家還將陸續推出 20 余個。

由于發展時間尚短，我國風力發電存在一些不足。目前，我國尚未建立風資源數據庫，現有的全國風資源分布圖很粗，無法滿足現在風電場選址的要求，迫切需要進一步細化。我國海岸線較長，發展海上風電場也是一個方向，但目前我國尚未進行近海風資源調查。我國對風資源的測量和分析方法不夠完善，尤其是對復雜地形，在選擇測風點和風資源分析方面缺少先進的技術和經驗。風電場優化設計方面技術比較落后，缺乏先進的工具和系統的方法。我國風電場的運行和維護水平與國外風電場及國內火電生產和運行相比，也有明顯的差距，缺乏對運行過程中出現的問題的詳細記錄和分析。2002年，中國電科院的調查發現，我國很多風電場建成后實際年均發電量比預測值低20－30%，極少數風電場甚至低達 40%；很多風電場的年平均容量系數只有 0.21－0.24(年利用小時數 1840－2100)，少于 0.3 的期望值。原因之一即是籌建前的測量與評估時存在問題。有的是因為在測風階段重視不夠，還有的是因為目前風能分析軟件依賴進口，國外地形、氣候與中國有一定差異。

雖然技術上存在著差距,但是經過一些年的迅猛發展,也取得了一定成效我國陸續研制出兆瓦級風力發電機組,并且成功在風場運行發電,海上風力發電機的研發也在有條不紊地進行。不僅大型風力發電機發展趨勢好,小型風力發電機也得到了迅猛發展。由我國自行研制開發的小型風力發電機組具有啟動風速低、低速性能好、限速可靠、具有較寬的工作范圍,而且成本低,價格便宜,可在我國廣大地區使用。目前,廣大農牧區內的用戶已經可以通過小型風力發電機組看電視和照明。一些邊防島均上以前用柴油發電機的用戶,也逐漸改變用小型風力發電機發電。此外,公園、別壁庭院、高速公路旁、江邊等地方,也都安裝了小型風力發電機組,作為一道道亮麗的風景,供人們欣賞。小型風力發電機簡介

風力發電機種類很多,但總的來說可以分為兩類。一類是水平軸風力發電機,即風輪的旋轉軸與風向平行。大多這類風力發電機配備有偏航裝置,使得風機機船能根據需要來轉動。其中,小型風力發電機一般依靠尾舵被動對風,而大型風力發電機一般通過風向傳感器以及電動機來實現主動對風。另一類是垂直軸風力發電機,即風輪的旋轉軸垂直于地面或氣流方向。這類風力發電機無需對風,相對于水平軸風力發電機,這是一大優點,它還有著結構設計簡單等等優點。

風力發電機組由運行方式主要分為兩類。一類是獨立式風力發電機組,即發電機發出的電能不并網,而通過蓄電池儲存起來,負載直接從蓄電池中用電。當風速很小或為零時,蓄電池還負責向風力發電機供電,保持控制系統正常的運行。這種風力發電機組的單機容量很小,這一類風機一般使用在用電量很小的場合,或者混合其他能源形成互補供電系統。另一類是并網型風力發電機組,它們和電網并聯運行,即使把發出的潔凈能源送到電網上去,是一種相當經濟的模式。當風速很小或為零時,風機從電網得電來保持控制系統的正常運行。目前大型風力發電機多采用這種運行方式,既可以單臺并網,也可以上百臺組成風力發電廠并網,成為電網的常規能源。并網型風力發電機組中有時還附帶蓄電池,這樣使得風力發電機組更加靈活,當電網故障掉電的時候,也能通過蓄電池供電保證風力發電機組的正常運行。并網型風力發電機組的整體框圖如圖所示

圖4-1并網型風力發電機組的整體框圖

圖中,箭頭表示電能的流動方向。電網正常情況下,風機主發電機發出的電能,經過變流器,最后傳送到電網上。變流器的控制能源一直由電網提供,變流器控制器和電網之間接有一個AC/DC轉換器,能夠將電網的電能轉換成24V直流電,以供變流控制器工作,當風力不足以發電時,變流器不但不能給電網輸送電能,反而要消耗電網電能,因此,長時間檢測到風速過低時,要停止變流器工作,以減少功耗。蓄電池一直由電網充電,保證其蓄能滿,從而保證控制系統的控制電能穩定。當電網出現故障的時候,變流器不工作,控制系統的電能由蓄電池保證。顯而易見,這種類型的風機機組更加安全和靈活。因此,這種類型的風機機組目前用的更多。本文所研究的小型風力發電機就是這種類型的機組。

風力主發電機的控制技術主要分為兩種,即恒速控制和變速控制。恒速控制出現的比較早,早期的風機大多釆用這種控制方式,顧名思義,恒速控制即保持風機的轉速不變,這意味著無論風速怎么變,風力發電機的轉子速度是固定的,并且決定于電網的頻率,齒輪比和電機的設計。恒速控制的風機配備了感應發電機(鼠籠式和繞線轉子)直接連接到電網,伴隨著軟起動器和一個減少無功功率補償的電容器。恒速控制的風機被設計出來在一個特定的風速達到最大的效率。為了提高電力生產,一些恒速控制風機的發電機有兩個繞組:一個用于低風速(通常是8極),另一個用于中等風速和高風速(通常4-6極)。恒速控制的風機有著簡單,安全和可靠的優點,這是能被多年地實踐應用證明的。同時電氣部分成本部分低。它的缺點包括無功功率消耗無法控制,機械應力的問題和有限的電能質量控制。由于風機恒速控制,所有風速波動會被傳播成機械轉矩的波動,最后轉換為電網上電能的波動。對于弱電網,電力波動會導致大的電壓波動,這極其不利。由于發電機輸出的電能沒有經過變流器,而直接并網,為保證輸出電能的頻率和電網的頻率一樣固定不變,由公式f=n p/60(式中,f為主發電機輸出電能的頻率,P為電機極對數,n為電機轉速)可知,要使主發電機輸出電能的頻率不變,就要維持主發電機的轉速不變。所以,需要調節風力發電機對風能的吸收效率來使主發電機的轉速保持不變,這樣做就降低了風能的利用效率。

變速控制,即風機的主發電機的轉速是受控制變化的,這些年來,變速控制方式已經成為主導的控制方式。變速控制的風機是為了在一定范圍的風速內,獲得最大的空氣動力學效率。伴隨著變速操作,風機轉速不斷變化,以此來適應不斷變化的風速,通過這種方式,來保證葉尖速比保持在一個恒定值,這個值是預先設定好的,以保證風機獲得最大功率系數。與恒速控制相比,變速控制風機的控制系統比恒速控制風機的更加復雜。它通常配有一個感應或同步發電機,并且通過變流器連接到電網。變流器控制發電機轉速,風速變化時,風機改變發電機的轉速來改變功率的吸收。變速控制風力發電機的優點是增加了能量捕獲的能力,改善了電能質量和減少了在風機上的機械應力。相對恒速控制,變速控制的缺點就是,采用了更多的組件,增加了設備的成本。變速控制風力發電機類型的引入增加了可用發電機類型的數量,發電機類型和功率轉換器類型也可以更加自由的結合。總結

隨著全球溫室效應加重，氣候變暖，化石能源日益枯竭，傳統能源方式的弊端逐漸顯現。人類在發展的同時，開始重視對環境的保護。而風力發電這種無污染、可再生的能源方式被視為取代化石能源的最有效的方式之一。

對風能的開發與利用慢慢受到重視，風能在轉化為電能的過程中，不會產生任何有害氣體和廢料，不會污染環境，有利于減少二氧化碳等溫室氣體排放，保護人類賴以生存的地球。同時與太陽能、生物能等可再生能源技術相比，風力發電技術比較成熟、同時成本更低，對環境幾乎沒有破壞。

風力發電是未來世界電力發展最可能的方式。風電在世界一些國家已經成為了一種主流能源，風力發電是當今世界上發展速度最快的一種資源利用方式。雖然風電場需要占據較多土地資源，但是風力發電機組的基礎使用面積不大，不會影響農業和牧業的用地。而且建設風電場所需時間較短，投資規模較小，運行維護簡單、成本低。現在隨著技術的成熟以及各種科技在風力發電技術中的應用，風力發電越來越可靠以及穩定。而且我國風力資源豐富，且海岸線長，風能儲備居世界第一。把風能的利用作為一項基本的能源政策能夠幫助實現可持續發展以及解決偏遠地區發展的問題。參考文獻

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第五篇：風電 風機調試 報告

蘇司蘭公司調試報告

1、調試范圍及主要調試項目：

蘇司蘭調試人員負責對昌邑二期風電項目的33臺風機進行調試工作，主要內容如下： ? 控制電纜的連接：包含風速儀、機艙燈、航空燈、光纖、滑環加熱器及輪轂動纜和控纜等接線，接線時要將電纜整理好

? 程序載入： 將程序分別考入主控制模塊、SFS模塊、變頻器，注意更改參數，設好整定值。

? 檢查所有電控柜的接線情況（此接線在工廠已完成）：包括頂部控制柜、底部控制柜、SFS柜，電容柜，輪轂控制柜。同時還要檢查發電機定子輸出接線柜，轉子輸出接線柜，電阻箱，滑環接線盒，碳刷柜接線情況。

? 電機基本檢查（并非帶電測試）：包括接線盒所有線路檢查，剎車線圈間隙檢查，干燥劑是否取出，端子是否連接牢固，雜物取出等等，其中包括偏航電機、變槳電機、齒輪箱油泵電機、齒輪箱冷卻風扇電機，潤滑電機，發電機及機艙冷卻風扇電機等等。? 傳感器的安裝及調節：包括轉子速度傳感器、FR傳感器、震動傳感器、震動測試儀、震動開關、偏航指北傳感器、偏航傳感器、發電機轉速傳感器、發電機編碼器、輪轂鎖傳感器、剎車磨損傳感器、解纜控制開關等等。其中，傳感器與被測物體的間距嚴格調節為4mm。

? 齒輪箱油位及剎車液壓站的檢查：主要對齒輪箱的油位進行檢查，多退少補，同時觀察油的質量，并取出固定量油樣，之后送交相關機構報檢。對剎車液壓站也要進行油位油品檢查，同時對剎車系統進行手動和電動測試。

? 變槳電池的檢查： 要求對每塊電池進行電壓測試，要求為12~13Vdc，確保接線緊固無誤，對溫控開關進行調節，檢查電池盒內的PT-100阻值。

? 潤滑工作： 包括對發電機軸承、偏航軸承、變槳軸承、主軸承、偏航齒圈、變槳齒圈的潤滑工作，同時對所有潤滑系統的油管連接部位進行檢查，發現漏油情況立即處理。? 發電機對中：安裝齒輪箱到發電機的聯軸器，用激光儀器對二者的同軸度進行精密檢測及調整，誤差應小于0.07mm，最后打上連接螺栓力矩。

? 葉片標定： 要對葉片角度進行調整，通過輸入變槳程序，調節葉片編碼器，使系統記錄當前正確葉片角度。之后測試葉片的動作是否正常，包括斷電測試，拍急停測試，-5度測試，CAN Fail測試,時間延時測試。。? 所有電機功能測試（此步驟部分需要電網帶電測試）：包括偏航電機、變槳電機、齒輪箱油泵電機、齒輪箱冷卻風扇電機，潤滑電機，發電機及機艙冷卻風扇電機等等。? 并網元器件測試（此步驟必須電網帶電測試）：包括風機手動運轉1500轉測試、電容測試、發電機并網接觸器測試、軟啟動測試、BYPASS接觸器測試、電池電測電壓帶負載測試、葉片變槳斷電測試、風速儀風向標測試等等。

? 清理清潔：徹底檢查清理輪轂內所有雜物，做好機艙衛生工作，整理好外露的所有電纜接線，多余的用綁扎帶固定。

? 記錄及資料填寫：填寫調試報告，記錄所有重要部件的序列號及所有控制柜的圖紙版本號，記錄遺留問題，之后及時處理或尋求指導意見。

2、調試目標：

最短的時間內滿足客戶要求，順利并網運行

3、調試原則：

本著安全的原則，保證工程進度，保證風機運行順利。

4、質量目標：

力求風機安全運行無故障，維持以后可利用率達97%以上

5、質量控制措施：

? 嚴格執行圖樣會審、技術交底等技術管理制度。? 搞好宣傳教育，提高全體工作人員的質量意識

? 調試過程中做好質量記錄技術資料的填寫、收集、整理、歸檔工作。

6、調試項目及驗收情況：

目前調試正在順利緊張的進行中，已完成對A回路的基本調試工作，等待電網送電，做最終的并網運行測試。

7、遺留問題及處理措施：

現處于發電機調試過程，不具備某些設備的測試能力，例如偏航系統，變槳系統，以及與并網相關的元器件無法測試，等待電網供電后一起進行。