第一篇：國內外風電政策簡介來源

國內外風電政策簡介來源： 作者：尹亭芳 時間：2009-07-30 點擊：1761 1．國外各國風電政策概況

雖然各國的具體政策不盡相同，但都主要通過“推動力”和“引導力”的有機結合來促進風電產業的發展，形成世界風電發展政策實施與發展的脈絡框架。

1．1 推動政策

各國對風電的推動力表現為政策的“強制性”，如規模限定政策、強制性市場準入政策、強制性購電政策等。規模限定政策是對風電發展規模的宏觀調控,主要對風機裝機容量和風電份額做出限定，是保證目前經濟性不具優勢的風電在電力市場上占有足夠份額的有效手段。如，日本政府制定到2010 年風機裝機容量達到300萬kW的目標；德國規劃，到2010、2020、2050 年風電比例分別上升到10%20%和50%。丹麥政府曾計劃到2005年風能的利用達到10%，后調整為2003年達到16%，2006年又進一步提高到2030年總電能的40%～50%。強制性市場準入政策是通過法律法規強制電力供應商購買一定數量或比例的風電產品，為風電的市場需求提供保障，以降低生產商的市場風險、保障經濟收益。最典型的是可再生能源配額制。這一政策結合綠證交易制度適度地將市場機制引入風電發展，有利于提高風電自生能力，對世界風電的發展產生極大的促進作用。如美國可再生能源配額制(RPS)要求實施地區的電力消費中必須有規定比例的可再生能源電力，這個義務由供電公司承擔；日本可再生能源配額制規定，到2010年每個電力零售商銷售電量的1.35 %必須來自再生能源；德國規定，電力公司必須允許風電就近上網并包銷電量；西班牙規定，能源供給企業必須收購可再生能源電力并給予合理的補償。

強制性購電政策是保障風電消費的硬性措施。目前風電電價高于火電、水電電價，風電的自愿消費有限，使得許多國家制定了風電的強制性購電政策。如,美國1978 年通過的公共電力管制政策(PURPA)要求公用電力公司每年必須按“可避免成本”購買合格發電設施所發電力(風電是其中之一)；日本1995年的“電力事業法”修訂案規定電力公司必須按當地售價收購風電。

1．2 引導政策

1.2.1 激勵性引導政策

激勵性引導政策涉及風電“生產前—生產—市場—消費”4 個階段，主要是采用經濟手段，吸引對風電的投資，大力支持風電發展。

投資激勵政策旨在通過拓寬融資渠道、投資補貼、稅收減免等手段拓寬融資渠道，提高投資商的投資積極性。目前世界各國風電發展資金來源除政府財政出資和銀行貸款外，還有私有資本投資。丹麥大多數風機是由私人或專風能利用合作社購買的，超過15 萬丹麥家庭或者是風機的持有者或者占有一定股份；德國政府對風電項目給予25 %的投資補貼；比利時工業與貿易部給予近海風電25 %～30%的投資補貼，同時返還風電0.6美分/(kW·h)的能源稅；印度政府為風電投資者提供多種優惠，包括扣除資本費用、免征消費稅和營業稅，風電項目在投產后的10年內免征80%風電生產所得稅。

生產激勵政策主要是通過補貼、獎勵等措施提高生產商的積極性，提高風電總產出。如，德國1989 年按電量給予稅收返還性質的補貼，支持風電示范項目，1991年起對風電上網提供0.06馬克/(kW·h)的補貼《可再生能源法》修訂后，對風況較好的海邊和海島前5年獎勵8.5美分(約0.144馬克)。以后為6美分(約0.102馬克)；對風況不好的地方，獎勵0.178馬克。加拿大從2003年開始執行風電激勵政策，為風電提供0.01美元/(kW·h)的補貼。

風電電價直接影響風電的市場份額，是制約風電發展的本質問題。對電價進行調控是目前鼓勵風電發展的最有效手段。價格調控政策主要是通過政府定價降低風電實際消費價格，擴展風電市場。德國是利用價格調控政策促進風電發展比較成功的國家。他們在風電發展的不同階段采取不同的電價：1995年可再生能源購電法規定風電上網電價為0.176馬克(平均風力發電成本為0.07～0.12馬克/(kW·h)),風電建設投資一般5～10年即可全部收回。2000年通過的《可再生能源法》規定“保護價格”,并根據各地風力情況規定保護價收購時間。此外，德國還規定風電上網電價高于平均售電價的部分可上報政府批準后在全網分攤；丹麥曾執行政府補貼政策，即國家定價風電上網電價為0.6丹麥克朗/(kW·h)，其中電網付款0.33丹麥克朗，二氧化碳退稅0.10丹麥克朗，國家補貼0.17丹麥克朗。

1.2.2公共服務性引導政策

公共服務性政策通過宣傳教育、研發投入等引導投資商、生產者和消費者正確認識風電的高效性、戰略性與成長性,優化風電發展前景。

宣傳教育是政府對風電等可再生能源進行信息發布、環保性宣傳,以提高消費者消費自覺性。風電具有明顯的生態效益。風電消費的普及應建立在公眾對這種優勢的充分了解之上，故一些國家和組織將宣傳教育列為風電發展的促進政策。如，歐盟在專為增加可再生能源的使用和市場份額而實施的Altener 項目(可再生能源項目)的2期項目中劃撥專項經費用于可再生能源信息的傳播；《2010 年可再生能源歐洲共同體戰略和行動計劃》的“啟動方案”，通過發放宣傳材料、獎勵等手段吸引社會對可再生能源的投資；加強可再生能源的信息服務、信息傳播，并且將它們列為《歐洲共同體戰略白皮書》的重要行動計劃。研發投入政策通過加強財政投入支持國際技術合作，大力推進風電產業的技術進步和技術成熟，為風電發展提供技術保障。歐洲各風電公司每年投入到科研、技術開發的資金達到公司產值的10 %～20 %；丹麥政府在1976～1996年對風電的研發投入總計3.5億丹麥盾(3.5億元人民幣)；澳大利亞于1995～1997年花費數百萬美元進行風力發電試驗。環境屬性政策是要求常規能源支付污染造成的環境與衛生保健成本、促進電力行業公平競爭的政策，主要有征收生態稅、碳稅和氣候稅等，如英國征收的氣候費、丹麥對風電實行的二氧化碳稅返還政策、荷蘭對礦石燃料使用者征收的碳稅、瑞典的環境津貼等。

2．中國風電產業的發展政策

為了促進風電建設, 年我國原電力部就頒布了關于風力發電場建設和管理的若干意見, 要求各地電網應收購各地風電場發出的上網電力, 風電上網電價按照還本付息加合理利潤的原則確定。雖然后來隨著電力部門的演變和國家管理體制的改革, 這一政策現已無從實施, 但它的出臺為我國風力發電的起步奠定了重要的基礎。年我國政府又頒布了“ 關于促進可再生能源發展有關問題的通知”，提出了促進可再生能源發電項目尤其是風電的優惠政策, 包括由銀行安排基建貸款、銀行貸款的項目給予的財政補貼、采用國產設備的風電項目給予的投資利潤率優惠等。此外，風力發電的增值稅率按照減半為征收，風力發電零部件和整機的進口關稅也暫時按照和征收。在國務院公布的新一輪電力體制改革方案中，明確提出將制定發電排放的環保折價標準, 形成激勵清潔電源發展的新機制，這就為風電等來自可再生能源的電力提供了公平競爭的機會，從而會大大促進風電等清潔的可再生能源發電的發展。在電價改革方案中也特別提到，“風電、地熱等新能源和可再生能源企業暫不參與市場競爭，電量由電網企業按政府定價或招標價格優先購買，電力市場成熟時由政府規定供電企業售電量中新能源和可再生能源電量的比例，建立專門的競爭性新能源和可再生能源市場”。這些規定對于尚處于初期發展階段的我國風電產業成長將會起到重要的扶持作用。

2.1 我國現行的主要風電激勵政策(1)價格優惠政策

政府文件明確要求電網允許風電就近上網,并收購全部電量，上網電價按“發電成本+ 還本付息+合理利潤”的原則確定，并規定高于電網平均電價的部分采取全網共同承擔的政策。

(2)稅收優惠政策

增值稅優惠,關稅優惠,減免所得稅。

2007年初，財政部、發展改革委、海關總署和稅務總局四部委聯合發布了《關于落實國務院加快振興裝備制造業的若干意見有關進口稅收政策的通知》，決定對16個重大技術裝備關鍵領域調整進口關稅政策。2008年4月23日，財政部發布了《財政部關于調整大功率風力發電機組及其關鍵零部件、原材料進口稅收政策的通知》，通知內容如下：自2008年1月1日(以進口申報時間為準)起，對國內企業為開發、制造大功率風力發電機組而進口的關鍵零部件、原材料所繳納的進口關稅和進口環節增值稅實行先征后退，所退稅款作為國家投資處理，轉為國家資本金，主要用于企業新產品的研制生產以及自主創新能力建設。

(3)投資補貼政策

貼息貸款,我國政府從1987 年起設立了農村能源專項貼息貸款，主要用于大中型沼氣工程，太陽能的利用和風電技術的推廣應用。補貼政策，在可再生能源方面,中央政府的補貼主要用在研究開發和試點示范上，地方政府的補貼除一部分用于支持可再生能源的科學研究外，主要用于太陽能和風電技術的推廣和應用。

(4)研究與發展投入政策

中央政府的可再生能源研究開發政策主要體現在兩個方面:一方面資助可再生能源的研究和開發,給予大量的補貼；另一方面支持可再生能源的發展計劃，制定并實施了一批大型的發展計劃。

2.2 我國風電產業的主要政策措施

(1)支持風能資源評價，編制風電發展規劃。“十一五”期間，國家將根據已有的風能資源普查資料，在風能資源豐富區域內，選擇部分條件具備的區域建立風能資源專業觀測網，并利用風能資源數值模擬方法建立中尺度風能資源分布圖譜(水平分辨率1 ×1 km ,垂直分辨率10 m),建立全國風能資源數據庫。在此基礎上，綜合考慮各區域內資源、電網、氣候、氣象災害、地質環境以及交通等因素，編制風電發展規劃,防止一哄而上,盲目建設風電。

(2)將風電的電網建設納入國家電網建設規劃。為滿足風電大規模建設的需要“, 十一五”期間,國家將支持開展與風電發展相適應的電網建設規劃和與風電特性相適應的風電接入電網技術研究和試驗；調動電網積極性，研究對風電上網的接入費用建立分攤機制，加快風電接入系統建設。

(3)建立有效的風電價格和稅收政策。國家已經出臺了包括風電在內的可再生能源價格分攤辦法，對風電上網電價高于火電的部分實行全國分攤。此外，在風電稅收政策上，將對風電企業給予定期減免所得稅和增值稅先征后退的優惠政策，支持風電發展。

(4)支持風機制造國產化和培育自主品牌。“十一五”期間,國家將建立符合我國環境、資源條件的風電設備標準、檢測和認證體系，并積極準備實施強制性認證制度；以技術開發能力較強的研究機構和企業為依托，建立國家風電機組整機和零部件技術研究開發中心，加強風電技術開發能力建設；對具有自主知識產權和自主品牌的兆瓦級風電機組的整機制造企業和零部件制造企業給予資金補助，鼓勵企業開展新產品的研發、工藝改進和試驗示范。

2.3 陸上風電上網價格新政策出臺

國家發改委日前（09年7月）發布《關于完善風力發電上網電價政策的通知》，規定：按風能資源狀況和工程建設條件，將全國分為4類風能資源區，相應制定風電標桿上網電價。4類資源區風電標桿電價水平分別為每千瓦時0.51元、0.54元、0.58元和0.61元。今后新建陸上風電項目，統一執行所在風能資源區的風電標桿上網電價。海上風電上網電價今后根據建設進程另行制定。

同時規定，繼續實行風電費用分攤制度，風電上網電價高出當地燃煤機組標桿上網電價的部分，通過全國征收的可再生能源電價附加分攤解決。

據悉，2003-2007年由中央政府推動的每年一期的五期風電特許權招標中，上網電價一直是重要的評判標準之一。據興業證券新能源、電力設備研究員王雪峰統計，由于第一、二期的招標規定上網電價最低的投標商中標，致使平均中標上網電價為0.47元/千瓦時，其中，第一期的江蘇如東風電場上網電價僅0.4365元/千瓦時；第二期的內蒙古輝騰錫勒風電場上網電價也才0.382元/千瓦時，運營商無利可圖；第三、四期的招標將非價格標準納入考慮因素，上網電價有所提高，但中標者大多仍為電價最低的投標商；從第五期開始，采用與平均競標電價最接近的投標者中標，當期平均電價為0.52元/千瓦時，比一期增長了10.6%。

3．江蘇風電發展的政策框架

(1)建議風電不參加電力市場的竟價上網，由電網公司按照并網協議和購電合同保障收購，政府應承諾在項目經營期內全額收購風電，風電高電價造成的電網收購成本的增加，由政府采取措施給予優惠政策彌補。

(2)收購電價按照招投標確定，考慮通貨膨脹引起的電價變動。原電力部發布的保證風電上網的規定中，要求全網分攤風電與電網平均上網電價的差價，因風電特許權項目較大，本項目為10 萬kW，如把差價全加在當地電網和消費者身上是不合理的，建議建立可再生能源配額制(RPS)和綠色證書交易體系，這是對風電特許權很重要的法規體系。

(3)稅收激勵政策,因特許權項目有示范作用，通過一個競爭性的大規模風電項目展示風電項目的性能，沒有稅收優惠，電價必然高，示范效果不好，稅收政策中重點是減免增值稅，因風電不同于燃煤和燃油發電，無燃料進貨抵扣，故建議對風電實行即征即返，全額或部分返還的增值稅政策；為鼓勵風電機組的國產化生產，除有免稅規定的特定項目，對風電機組整機進口(300 kW 及以上整機除外)應該適度征收關稅，對技術先進的國內不能生產的風電設備零部件，建議免除進口關稅和進口環節增值稅。

(4)規定風電特許權項目中一定比例的整機和機組的部分零部件必須由國內生產，指定一個按價值表示的比例，例如40 %的本地化制造設備的比例，或生產設備完全由業主選擇，但在關稅上采取保護國內設備的措施。

(5)投融資政策，風電項目的貸款期限建議由7年增至15 年，貸款利率應低于火力發電項目執行。貼息貸款對減輕風電項目的還貸負擔是有效的。另外，為吸引投資者投資風電項目，應允許風電項目的資本金內部收益率略高于常規火力發電項目。以上政策的實施是為了逐步降低風電成本，降低上網電價，最終使風電達到可與常規能源發電競爭的水平。江蘇省通過如東風電場特許權項目的實施，在項目的開發方式、政策措施以及風電上網電價確定等方面積累了一定的經驗，為江蘇省其他風電場項目的開發起到示范作用，必將促進江蘇省風電事業的發展。

參考鏈接：http://210.73.128.41/xny2009/show.php?id-1565.html

第二篇：近年國內外風電事故報告

近年國內外風電事故報告

篇一：風電場事故預想匯總

變電站事故預想

1、變壓器輕瓦斯動作的處理

2、變壓器重瓦斯動作的處理

3、變壓器差動保護動作的處理

4、變壓器后備保護動作的處理

6、變壓器壓力釋放保護動作的處理

7、變壓器有載調壓開關調壓操作時滑檔怎樣處理

8、有載調壓操作輸出電壓不變化，怎樣判斷處理？

11、主變著火如何處理？

12、主變套管嚴重跑油如何處理？？

13、運行中發現液壓機構壓力降到零如何處理？

14、檢查中發現液壓機構儲壓筒或工作缸、高壓油管向外噴油，如何處理？

16、液壓機構油泵打壓不能停止如何處理？

18、液壓機構發出“油泵運轉”、“壓力降低”、“壓力異常”預告信號，如何處理？

20、35KV開關電磁機構合閘操作時，合閘接觸器保持，如何處理？？

23、油開關嚴重漏油，看不見油位，如何處理？

27、SF6斷路器SF6低壓力報警的判斷處理

28、SF6斷路器SF6低壓閉鎖的判斷處理

29、SF6開關液壓機構打壓超時故障的判斷處理

1、巡視檢查中發現刀閘刀口發熱、發紅怎樣處理？

2、手動操作機構刀閘拒分，拒合怎樣處理？

1、電流互感器二次開路，如何處理？

2、浠1#、2#主變并列運行中若浠互31PT有一相套管嚴重破裂放電接地，如何處理？

3、本站35KVPT二次保險熔斷有哪此現象？如何處理？

4．巡視檢查發現浠互02PT嚴重漏油看不見油位如何處理？

5、巡視發現浠互30PT嚴重滲油，如何處理？

6、浠互01PT二次回路故障如何處理？

7、閥型避雷器故障如何分析判斷處理

8、運行中發現浠互02避雷器瓷瓶有裂紋時怎樣處理？

10．浠03開關出線耦合電容器A相爆炸怎樣處理？

浠2＃所變高壓側浠38開關故障跳閘，如何處理？

1、全站失壓的判斷處理

2、系統出現諧振過電壓事故的處理

3、在進行１１０ＫＶ母線送電的操作中，當推上某一開關的兩側刀閘后，突然出現諧振現象，應如何判斷處理？

１＃主變保護動作，使全站失壓，如何處理？

１、中央信號盤“直流母線接地”光字牌亮如何處理？

２、本站１＃整流屏出現故障后怎樣處理？

３、３５ＫＶ單相接地的故障處理

４、直流系統發生接地怎樣查找處理？

５、蓄電池因故障造成直流消失，一時不能將蓄電池投運，如何處理？

7、蓄電池爆炸處理

1、變壓器輕瓦斯動作的處理

（1）應立即檢查、記錄保護動作信號，（2）報告調度及站負責人。（3）嚴密監視變壓器的電壓、電流、溫度、油位、油色、音響及冷卻器的運行情況，（4）并派人對變壓器進行外部檢查。（5）如果檢查變壓器有明顯嚴重異常，（6）應匯報調度停運故障變壓器，（7）若無明顯故障跡象應匯報上級，（8由專業人員取氣分析及檢查二次回路。

2、變壓器重瓦斯動作的處理

（1）檢查繼電保護動作情況，（2）記錄和復歸各種信號，（3）立即報告調度及站負責人。（4）如果是單臺變壓器運行，應要求調度立即下令投入備用變壓器，（5）若并列運行，應監視運行變壓器不能過負荷。（6）派人檢查變壓器本體是否變形、噴油、油位、油色等情況。

（7）將檢查結果報告調度及分局主管部門，（18）派人做氣體分析急及二次回路檢查。

3、變壓器差動保護動作的處理

（1）檢查變壓器本體有無異常，（2）檢查差動保護范圍內的瓷瓶是否有閃絡、損壞、引線是否有短路。（3）如果變壓器差動保護范圍內的設備無明顯故障，應檢查繼電保護及二次回路是否有故障，（4）直

流回路是否有兩點接地。經以上檢查無異常，（5）應在切除負荷后立即試送一次，試送不成功不得再送。（6）如果是因為繼電器或二次回路故障、直流兩點接地造成的誤動，應將差動保護退出運行，將變壓器送電后再處理故障。（7）差動保護及重瓦斯保護同時動作時，不經內部檢查和試驗，不得將變壓器投入運行。

4、變壓器后備保護動作的處理

（1）根據保護動作情況、信號、儀表指示等，判斷故障范圍和停電范圍,檢查各分路有無保護動作信號掉牌。（2）斷開失壓的母線上各分路開關，并檢查確已斷開。（3）斷開分路上有保護動作、信號掉牌的線路開關。（4）檢查失壓母線及變壓器跳閘開關有無異常，（5）檢查失壓母線連接的設備有無異常。（6）如檢查出故障點，則應對其它正常設備恢復運行，同時應將故障點隔離，恢復主變運行。（7）將檢查結果報告調度及分局，并做好記錄。

6、變壓器壓力釋放保護動作的處理

（1）檢查保護動作情況，（2）記錄所有動作信號。（3）報告調度及分局有關部門和領導。（4）對變壓器外部進行全面檢查，（5）重點檢查壓力釋放器是否噴油、頂部紅色端鈕是否彈起，（6）將檢查結果報告調度和分局有關部門。

（7）若壓力釋放器噴油且頂部紅色端鈕彈起，（8）就說明壓力釋放保護動作正確。

7、變壓器有載調壓開關調壓操作時滑檔怎樣處理？

現象：發生滑檔時，檔位指示不斷連續變化，35KV及10KV電壓表不

停地擺動變化。（1）應立即按下“緊急分閘”按鈕，（2）斷開調壓電動機的電源。

（3）使用操作手柄進行手搖調壓操作，（4）調到調度要求的檔位。

（5）手動調壓后，（6）應仔細傾聽調壓裝置內部有無異音，（7）若有異常聲音，（8）應立即向調度及分局有關部門匯報，（9）看是否立即將主變停電檢修。

（10）若手調后正常，（11）應將有載調壓電動操作機構的故障情況向有關部門匯報，（12）并要求派人檢修。（13）將處理情況做好記錄。

8、有載調壓操作輸出電壓不變化，怎樣判斷處理？

（1）操作時，（2）變壓器輸出電壓不（3）變化，（4）調壓指

（5）示燈亮，（6）分接開關檔位指（7）示也不（8）變化。屬電動機空轉，而（9）操作機構未動作。處理：此情況多發生在檢修工作后，（10）檢修人員忘記把水平蝸輪上的連接套裝上，（11）使電動機空轉。或因頻繁調壓操作，（12）導致傳動部分連接插銷脫落，（13）將連接套或插銷裝好即可繼續操作。（14）操作時，（15）變壓器輸出電壓不（16）變化，（17）調壓指（18）示燈不（19）亮，（20）分接開關的檔位指（21）示也不（22）變化情況，（23）屬于無操作電源或控制回路不（24）通。處理：a、檢查調壓操作保險是否熔斷或接觸不（25）良，（26）如有問題處理后可繼續調壓操作。b、無上述問題，（27）應再次操作，（28）觀察接觸器動作與否，（29）區分故障。c、若接觸器動作，（30）電動機不（31）轉，（32）可能

篇二：風電場事故總結與分析

風電場事故及分析

2009年以來，我國一些風電公司在設備安裝調試和運行過程中陸續發生了重大設備事故，造成風電機組完全損毀，并危及到調試人員的生命安全。通過分析這些事故，我們發現主要原因有三類：

1、風電場管理不嚴，對風電設備的保護參數監督失控；

2、風電機廠家管理混亂，調試人員培訓不到位，產品設計中也存在安全鏈漏洞；

3、設備制造質量失控，存在不少隱患。

由于風電事故對廠家和風電開發商的負面影響較大，廠家和風電場業主往往嚴格保密，防止消息泄漏后有不良影響。我們只能通過互聯網和各種渠道盡可能收集多的信息，供大家了解，引以為戒，避免今后發生類似事故。

1、大唐左云項目的風機倒塌事故

其事故報告如下：2010年1月20日，常軌維護人員進行“風機葉片主梁加強”工作，期間因風大不能正常進入輪轂工作，直到2010年1月27日工作結束。28日10:20分，常軌維護人員就地啟動風機，到1月31日43#風機發出“槳葉1快速收槳太慢”等多個報警，2:27分發“震動頻帶11的震動值高”報警，并快速停機。8:00風機缺陷管理人員通知常軌維護負責人，18:00常軌維護人員處理缺陷完畢后就地復位并啟動。直到2月1日3:18分，之前43#風機無任何報警信息，發生了倒塌事件。塔筒中段、上段、風機機艙、輪轂順勢平鋪在地面上，塔筒上段在中間部分發生扭曲變形。風力發電機摔落在地，且全部摔碎，齒輪箱與輪轂主軸軸套連接處斷裂，齒輪箱連軸器破碎，葉片從邊緣破裂大量填充物散落在地面上。

事故發生后，風電場將二期風機全停，并進行外觀、內部的全面檢查。3月4日，左云風電公司檢查發現二期61號風機中下塔筒法蘭連接螺栓斷裂48個（共125個），在螺栓未斷裂部分的法蘭與筒壁焊縫中有長度為1.67米的裂縫，其異常現象與倒塌的43號塔筒情況基本一致。事故原因很可能是塔架制造和螺栓質量不符合要求。

大唐左云項目風機倒塌事故

倒塌的風機通過了240小時的現場驗收，風機運行時間才兩個月左右，運行期間沒有按照要求進行塔筒螺栓的力矩檢查和維護。原因主要有如下幾個：

一、大唐委托山西的檢測公司對塔筒的法蘭材料進行了檢測，檢驗的結果是法蘭的低溫沖擊韌性遠遠達不到國標的要求。

二、風場現場施工單位對螺栓力矩沒有按照施工要求進行，機組的塔筒連接螺栓大部分存在力矩不足，有些螺栓用手就可以擰動。

2、甘肅瓜州風機倒塌事故

2010年8月下旬，甘肅瓜州北大橋地區連續大風，造成某在建風場的一個

1.5MW機組發生倒塌事故。初步分析可能是安裝時螺栓力矩出現問題，大風時螺栓承受剪切力，且超過載荷極限發生斷裂。同時不排除螺栓本身質量存在問題。所幸，此次事故未造成人員傷亡。

瓜州風機倒塌

3、東方汽輪機有限公司風機倒塌事故

2010年的系列倒機事故中，東汽獨中三元。

2010年1月24日，寧夏天凈神州風力發電有限公司的一臺東汽風機倒塌，被視為2010年第一起風機事故。此后，華能通遼寶龍山風場的東汽風機、遼寧凌河風電場的華銳風機、大唐山西左于風場的風機先后出現倒塌。2010年5月，中國廣東核電有限公司在吉林大安風電場的一臺風機傾倒，癥狀、事故原因與前兩起類似。

4、華銳風電風機倒塌、人員死亡事故

2010年初在遼寧凌河風電場，華銳兩臺風機發生事故，造成風機倒塌；2010年8月中旬，在酒泉又有一臺華銳風機在調試中倒塌；華銳風電科技集團公司在張家口尚義縣安裝調試風機時發生觸電事故3人死亡；2011年1月5日18時30分，華銳風電科技集團股份有限公司在張家口市尚義縣南壕欠鎮大壩溝村施工工地進行安裝調試風機時，發生觸電事故，造成1人當場死亡，2人重傷，傷者立即被送往醫院搶救。2名傷者經搶救無效相繼死亡。

5、蘇司蘭公司風機機艙著火事故 2010年4月17日，內蒙古輝騰錫勒風電場，一臺蘇司蘭能源集團制造的風機由亍一個液壓聯動部件注油過多，引發機艙

篇三：目前中國風電發展的現狀以及未來

目前中國風電發展的現狀以及未來黃迅

（機械學院風能專業）

摘要：隨著世界對新能源的呼聲高漲，風電行業發展受到廣泛關注。目前我國風電發展逐年突破，但大而不強。風電設備制造業產能過剩、風電設備核心技術的缺乏、輸出電網建設滯后于風能發電水平、風電場故障發生的高頻率。解決這些問題對策：引導風電產業平衡有序發展，加快核心技術的研發，加強智能電網建設，提升機械故障的診斷技術。在未來，通過創新風電的開發模式提高風電在發電市場的占有率。

關鍵詞： 風電發展現狀;風電設備;輸出電網建設;風電故障;風電發展未來

引 言

目前全世界無論發達國家還是發展中國家，主要能源來源仍然是以石油、煤為代表的傳統化石燃料。人口的增長與經濟的發展使得人類對能源的需求越來越大，日益增加的石化能源消耗不僅帶來嚴重的環境污染，也帶來嚴重能源危機。近年來，風電行業在全球掀起了發展高潮，全球每年新增風電裝機容量高速增長。我國風電行業也應這股熱潮逐步發展起來，遺憾的是，我國風電發展時間較短，還未形成系統科學的產業，各項措施以及建設不完善，沒有自主的風電核心技術，居世界領先水平還有很大差距。

1.近年來中國風電發展的總體情況

1.1風能資源的能量分布

我國陸地風能資源可開發量約23.8億千瓦，海上可開發量約2億千瓦。陸地風能資源主要分布在我國的“三北”地區，即華北、東北和西北，特別集中于新疆、西藏和內蒙古省份，而對電力需求較大的東南地區的風能資源非常稀少，與三北地區的風能資源差距顯著。

1.2近年的風電裝機數據統計

圖1-1 2000-2010年風電裝機數據

[1]

2.中國風電發展面臨的問題及對策

2.1風電設備制造業產能過剩

2007年全國風電整機制造企業只有30多家，在風電龍頭企業金風科技上市僅一年多內，有40多家企業相繼進入風機整機制造領域。風電裝備產能超過3000萬KW，而未來每年風機需求僅有1200萬KW到1500萬KW。這種盲目跟風導致了風電產業的產能過剩。

面對產能過剩[3]的現實，政府的宏觀調控對抑制過剩產能作用顯著。但即使政府并未及時進行調控，市場也會解決過剩問題，因為對客觀利潤的追逐會使資本通過多種方式進入，即使有政策的阻擾。而倘若管制過嚴，很可能將抑制新興的風電產業活力，使其錯失發展良機。因此，對于出臺的準入標準無需太多的期待，通過市場去淘汰過剩的產能更符合市場經濟的發展規律。

2.2風電設備核心技術的缺乏

雖然我國在風電葉片、齒輪箱、發電機這些零配件上已經基本實現國產化，但風電產業中的關鍵零部件軸承和變流器[5]的主要技術仍掌握在國外廠商手中。缺乏風電設備的核心技術成為制約我國風電產業的瓶頸。

對此我們可以通過兩方面去克服：在今后大型風電廠建設時，建議在引進設備的同時引進制造技術；在引進的基礎上結合我國的具體情況進行研發，就能使引進的技術再創新。

2.3輸出電網建設滯后于風能發電水平

輸電能力低于發電能力，這已成為制約我國風力發電行業發展的關鍵因素。風電因其具有非持續性、非穩定性的特征，對輸出電網的技術要求比傳統的火電、水電的電網要高很多。然而我國目前的電網技術卻沒能為風電的輸出提供強有力的支持與保障，在風電主力地區的“三北”地區，電網建設甚至處于全國相對落后的狀態。所以我們應加強智能電網的建設，保證風電消納與電網運行安全。智能電網要求電網具有更高的智能化水平，不僅對外界干擾有很強的抵抗性，還要大大降低電能運輸過程中的能源消耗。

2.4風電場故障發生的高頻率

風力發電機組通常地處近海、戈壁灘、草原等寬闊邊遠地區，自然環境惡劣，風力發電機組的機械、電力電子設備復雜且遠離監控中心，是的機組容易遭到破壞，威脅風力發電機組的安全運行。近年來，國內外風電事故頻發，造成安全事故。而機械故障主要發生在葉片、主軸、軸承、發電機和齒輪這幾個方面。因此研究風力發電機組旋轉機[6]

械故障診斷至關重要，有振動信號分析法、電信號分析法、潤滑油油液分析法、溫度檢測法、超聲波檢測法、紅外光譜分析法、位移測量技術、著色探傷溫度監測、過濾器監測等故障診斷方法[2]。

3.中國風電行業的未來

在未來中國整個風電產業鏈中，需包含全方位的質量服務，創新性的新技術開發等內容。以風力發電機為核心，積極探索儲能技術、智能電網、分布式發電、風能海水淡化、風光互補等風能的高級應用。風電的技術創新點要著重于儲能技術和能力管理技術研發，并構建“虛擬負荷”和“虛擬發電廠”[4]，實現風電的可控、可預測，具有一定的調峰和瞬態啟動能力，促進電網友好型綠色能源的發展。

【參考文獻】

[1]樂昕.我國風電行業發展瓶頸及其對策研究，2013（7）

[2]馮晨,田濤.風力發電機組旋轉機械的故障診斷技術研究,1994-2013 China Academic Journal Electronic Publishing House

[3] 那威.我國風電裝備制造業現狀及存在問題分析,1994-2013 China Academic Journal Electronic Publishing House

[4] 俞黎萍.大型風力發電機設計理念和未來發展趨勢.開發研究,2013（3）

[5] 劉力陽,吳軍基.風電功率波動的相似性研究，科學技術與工程,2013（26）

[6] 唐雪梅.中國風電發展目標分析與展望.電源技術應用,2013（7）

第三篇：奉節風電項目工程簡介

奉節風電項目工程簡介

奉節風電項目工程是重慶市水利投資（集團）有限公司在奉節縣擬建的重要電力工程，分為茅草壩風電場一、二期和金鳳山風電場一、二期工程（以下簡稱“本工程”）。本工程建成后將直接接入重慶市電網系統，作為電力系統的補充，可滿足地區用戶的用電要求及該區電力系統用電負荷不斷增長的需要，并有利于開發奉節的旅游資源，振興地方經濟，促進奉節縣經濟社會的可持續發展。現將工程基本情況匯報如下：

一、工程基本情況

本工程位于奉節縣城南面約50～70km的茅草壩、金鳳山一帶的山上，機組海拔高程約1750～2100m。風電場年平均風速為5.5～5.6m/s，為Ⅳ類山地風電場。整個風電場擬安裝115臺1.5MW的風力發電機組，總裝機容量172.5MW（其中茅草壩一期33臺，裝機49.5MW；茅草壩二期33臺，裝機49.5MW；金鳳山一期33臺裝機49.5MW；金鳳山二期16臺，裝機24MW），年利用小時數為1715～1828小時，年上網電量為30512萬kW〃h。工程靜態總投資194，869萬元，可研測算上網電價為0.774～0.8072元/kw.h。

二、項目前期工作進度

我司根據《重慶市發展和改革委員會關于開展奉節縣茅草壩和金鳳山風電場前期工作的函》（渝發改能函?2007?614號）和《全國風電建設前期工作成果（規劃報告篇）重慶市風電場》、《重慶市風電建設前期工作成果（規劃報告篇）奉節縣風電場》，于2008年6月通過招標確定長江水利委員會長江勘測規劃設計研究院和上海勘測設計研究院為茅草壩一期風電場項目設計單位，2008年9月起開展項目可研補測風工作。經過一年多的測風資料，2010年3月完成金鳳山（一、二期）、茅草壩（一、二期）風電項目可行性研究報告和相關全部專題報告的編制。除接入系統專題正在報送市電力公司審查待批復外，其他各專題如環評、壓覆、地災等均已獲得批文。

2010年5月24日，市發改委組織召開了重慶奉節金鳳山和茅草壩風電場可行性研究報告和核準申請報告評審會。目前設計院正根據專家組意見對可研報告進行修編工作。

奉節風電項目

二〇一〇年五月二十六日

第四篇：大唐新能源風電培訓中心簡介（范文模版）

風電培訓中心簡介

大唐新能源風電培訓中心于2011年6月組建，是中國大唐集團新能源股份有限公司專門從事風力發電專業安全、技術、管理方面培訓的機構。培訓中心擁有亞太地區唯一的V80風機仿真機組，能夠實施多種機型和不同技術等級的課程培訓；擁有經驗豐富的課程設計人員和師資團隊；具備一套科學嚴謹的培訓教學管理體系。

設施建設方面，V80仿真機組是由Vestas丹麥總部研發，專門用于風力發電專業培訓的實體機組，主要用于了解風機原理、掌握動作過程、開展故障分析的教學。

檢修實訓平臺包括發電機齒輪箱激光對中操作、偏航減速機拆裝教學、電氣自動控制實訓平臺，旨在熟悉設備結構、研究損壞原因、改善薄弱環節。

培訓教室及會議室主要是為開展理論課程、專題討論、宣貫技術標準提供場所。通過對培訓中心硬件設施的綜合應用，形成理論基礎、部件檢修實訓、機組故障演練三位一體的教學模式。

能力建設方面，培訓中心擁有專業培訓師12人，主要來自公司生產部門的技術骨干，經過專業的企業內訓師培訓，多次擔任集團職業技能鑒定風電專業的講師和承擔考評工作。培訓中心還與Vestas公司培訓部、金風科技、華北電院、天津大學有著良好的培訓師資源互相交流的關系。

課程設計方面，我們已經完成對Vestas、金風、華銳、東汽、明陽等機型的學習和課件制作，擁有風機專業課件200多個。

培訓中心主要開展新學員培訓、風電專業運維人員培訓、組織技能競賽，開展技術交流；課程涉及風機、變電、輸電線路、風電場技術監控等專業，主要以理論課程、實操訓練、典型故障處理、風電場實習等環節相互結合的方式開展實訓。

培訓中心成立以來，舉辦了十多期培訓班，積累了開展專業技能培訓方面的寶貴經驗。培訓學員已達300余人，從培訓中心畢業的學員已經成為大唐新能源公司風機檢修維護方面的中堅力量。培訓中心在2012年成功舉辦了中國大唐集團公司第十屆專業知識和技能競賽（風電機組檢修專業），培訓中心正在成為大唐新能源公司培養風機專業人才的搖籃！

培訓中心將緊跟新能源產業發展步伐，不斷改進教學設施，完善教學方法，增強專業技能，拓展服務范圍，在新能源領域專業人才培養方面做出更大貢獻！

聯系電話：***

聯系郵箱：LF93235@163.com

第五篇：風電規范

風電標準

一、風電標準體系建設

隨著風電產業的快速發展及日趨成熟，我國已基本形成了較為完整的風電標準體系。國家能源局組織成立能源行業風電標準化技術委員會，提出了我國風電標準體系框架，主要包括6大體系29大類，涵蓋風電場規劃設計、風電場施工與安裝、風電場運行維護管理、風電并網管理技術、風力機械設備、風電電器設備等風電產業的各個環節。我國風電標準體系框架如表2-1所示。

二、風電技術標準制定

截至2011年底，我國已發布風電技術標準41個，待批3個，在編6個。其中，風電場規劃設計體系標準21個，風電場施工與安裝體系標準5個，風電場運行維護管理體系標準1個，風電并網管理技術體系標準3個，風力機械設備體系標準1個，風電電器設備體系標準9個。

國標建設

2011年12月，國家標準化管理委員會批準發布《風電場接入電力系統技術規定》（GB/Z 1996 3-2011）。

新國標對于低電壓穿越、接入系統測試等都提出了更多和更嚴格的標準。針對脫網事故，新國標提出了低電壓穿越方面的約束，要求風電場并網點電壓跌至20％標稱電壓時，風電場內的風電機組應保證不脫網連續運行625ms，特別的，要求風電場并網點電壓在發生跌落后2s內能夠恢復到標稱電壓的90%時，風電場內的風電機組應保證不脫網連續運行。針對接入系統測試，新國標提出了當接入同一并網點的風電場裝機容量超過40兆瓦時，需要向電力系統調度機構提供風電場接入電力系統測試報告，累計新增裝機容量超過40兆瓦時，需要重新提交測試報告。

新國標發布后一直爭議不斷，特別是對并網影響最大的低電壓穿越要求，會否導致風電產業格局重新洗牌，暫停運行的風電機組能否重新并網，這些問題都引發行業內熱烈的討論。

行標建設

2011年8月，國家能源局召開能源行業風電標準技術委員會一屆二次會議，發布18項風電并網設計技術規范。《大型風電場并網設計技術規范》、《風電場電能質量測試方法》等行標正式發布。《風電信息收集和提交技術規定》、《風電調度運行管理規范》、《風電功率預測系統功能規范》等三個行標待批。

行標的發布進一步完善和補充了風電安裝運營、維護管理、并網運行等方面的技術標準，為進一步建立和完善我國風電行業標準、檢測、認證管理體系，規范風電行業的發展奠定了基礎，對于保障電網安全穩定運行，促進風電與電網協調發展創造了條件。

企標建設

在國家和行業標準頒布相對滯后的情況下，國家電網公司加快研究建設風電企業標準體系。

建立了適應我國風電接入及調度運行的企業標準體系。2005年以來，國家電網公司先后編制修訂22項企業標準。2006年7月，《國家電網公司風電場接入電網技術規定（試行）》頒布施行。2009年12月，頒布了《風電

場接入電網技術規定》（Q/GDW 392-2009），提出了風電場需要具備功率控制、功率預測、低電壓穿越、監控通信等功能要求。2010年2月，頒布了《風電調度運行管理規范》（Q/GDW 432-2010），同時制定了《國家電網公司風電場接入系統設計內容深度規定》等多個配套規定。2011年，針對新出現的高電壓穿越問題，積極開展風電場高電壓穿越的技術標準研究和制訂工作，與國際標準接軌，同時頒布了《風電功率預測系統功能規范》（Q/GDW 588-2011）、《風電場功率調節能力和電能質量測試規程》（Q/GDW 630-211）等多個配套規定。具體如表2-2所示。

開展《風電場電氣系統典型設計》編制工作。為引導風電設計的規范化、標準化，2009年，國家電網公司組織開展了風電場電氣系統典型設計研究編制工作，推動建設環境友好、資源節約、符合國家綠色能源政策的風電場，促進風電場與電網的協調發展。2011年，結合幾次風電場大規模脫網事故，編制單位對風電場電氣系統典型設計進行了進一步修改和完善。

此外，國家電網公司還承擔相關國際標準的制定，牽頭IEEE《儲能系統接入電網設備測試標準》的制定、國際電工委員會（IEC）大容量新能源發電及大容量儲能接入電網研究等，參與制訂風電機組和風電場電氣建模方面的國際標準，提高了我國在風電國際標準領域的話語權。