风电调查报告（精选8篇）
神池霸业梁风电场位于山西省忻州市神池县，风电场是由山西国际能源集团有限公司与格盟国际能源有限公司共同投资组建，2006年12月31日由山西省发展和改革委员会晋发能源发（2006）1014号文核准。由山西省国际能源新能源投资管理有限责任公司负责建设管理。
山西省国际能源新能源投资管理有限责任公司神池霸业梁项目工程已获山西省发改委核准，并与山西省电力有限公司签订了《并网调度协议》、《购售电合同》。并网设备调度管辖范围严格按照山西《调度规程》的有关内容进行划分，设备名称严格按照《发电厂并网运行安全性评价》的要求进行命名，对省调直调的设备，已交由省调命名，并与山西电力调度通信中心相连。
山西神池霸业梁风电场位于山西省忻州市神池县霸业梁山，风电场中心地理坐标为东经112。18′，北纬39。08′，此区域是神池县的风口，故该地区温度较低，风速较高，大风日数较多。春季风速最大，夏季风速最小，具有明显的季节性变化。风机主要位于海拔1800~2000米之间，此区域全年盛行偏北风，据实地测风资料和忻州市气象站多年监测资料，该风电场具有良好的风能资源，具备建设风电场的风能资源条件。10米、80米高代表年平均风速分别为7m/s，9m/s，相对应风功率密度分别为450W/ m2，800W/ m2。据风电场运行测量10分钟平均最大风速为38.5m/s，70米湍流强度0.14，湍流强度较小，根据IEC最新标准，本风电场风电机组安全等级为ⅡB。
神池霸业梁风电场一期工程安装湖南湘电永磁直驱Z72-2000型风力发电机组共24台，单机容量2000kW，设计利用小时为1951小时，预计年发电量为9200万kw·h；二期工程安装新疆金风永磁直驱S48/750型风力发电机组共66台，单机容量750kW，设计利用小时为1951小时，预计年发电量为9200万kw·h。
山西省国际能源新能源投资管理有限责任公司神池霸业梁风电场机组自投产以来，各级领导十分重视安全工作，按照《华北区域风力发电机组并网安全性评价标准》的规定和内容，顺利的通过了安全性评价。
根据公司实际情况，风电场配备3名值长、15名值班员，均已通过安全和技能培训，熟练掌握了相关规程制度，并经考试合格，持证上岗。其中，具有高级职称的人员1人，中级职称人员3人。风电场有调度受令权的运行值班人员 5人，均经过山西省电力电力公司调度中心培训。
风电场主接线和厂用电主接线从设计、施工严格按照发电厂接入系统设计可靠性标准和《电力系统安全稳定导则》的要求进行；一次电气设备已安装调试完毕，通过250h试运行，试验数据齐全，技术指标合格，符合移交生产验收要求，相关参数已报山西电力调度通信中心。
发电机组、升压站的继电保护配置、设备选型符合山西电网的技术要求，整定范围划分清楚、分工明确。发电机组的低频、高频、低电压、过电压和解列保护的整定值已经调度机构同意，设备调试校验合格，相关规章制度完善，有关资料已报调度机构备案。按调度要求，安全稳定装置已经安装调试。
风电场调度自动化系统配置、选型符合电力系统调度自动化有关技术标准提出的要求，在机组正式并网前所有远动及数据信息、控制命令已送到山西电力调度通信中心。调度通信系统配置符合电网调度要求，与调度机构有两路不同路由的电路，通信设备已接入调度通信网管理系统并能实现远方监视和控制功能，能保证系统继电保护和安全自动装置使用的通信设备及通道正常运行。
山西省国际能源新能源投资管理有限责任公司按照建设安全型平安企业和环境友好型和谐企业的目标，推行精细化管理，努力提升生产安全管理品质；
做细、做实风险预控，加强人员行为规范性管理，系统全面强化设备点检管理和强化高危项目作业的安全监督管理，在确保机组安全可靠运行的前提下，全面完成机组的检修消缺任务；加强机组隐患，缺陷整治措施和二十五项反措的检查，通过发电管理系统的内部审核推动和提升制度的执行力，不断将安全生产管理推向更高层次。
神池霸业梁风电场变电站占地面积约17220 m2，生产主控楼面积330 m2，建筑面积690 m2，综合楼面积740 m2，建筑1540 m2。风电场一期安装湘电风能有限公司生产的Z72-2000型风力发电机组24台，装机总容量为48MW，此工程于2008年4月1日由总承包方开工建设；2009年4月12日首台机组吊装完成；2009年11月5日由省经信委批复并网发电；2009年12月8日下发电力业务许可证（发电类）；2010年1月14日首批8台风力发电机组并网发电，其余16台风力发电机组于2010年6月2日全部并网发电。二期安装66台金风S48/750风力发电机组，总装机容量49.5MW。该风场风能资源较好，代表年10m高风速可达9m/s，风功率密度接近800W/m2。年理论满负荷利用2236h，年发电量为2.0219亿kW·h，二期工程由天源科创有限公司和新疆金风科技有限公司联合承包施工建设，工程于2009年4月30日正式开工，目前全部风力发电机组已并网发电,2011年3月1全部通过250小时试运行。
该风场每台风机塔体下安装有箱变，将风机输出的电能升压到35kV，经集电线送往场变电站经主变再次升压接入系统，出线至神池义井220kV变电站。
网控系统的控制在集中控制室内实现。全厂设远方工作站，通过远方工作站直接采集风机所需信息和与监控系统的通信，并对各个机组下发调节命令。
网络控制系统设置交流不停电电源系统UPS。容量为5kVA/400W，输出电压为220V，50Hz。主要对网络计算机监控系统NCS站设备、系统继电保护、远动
以及火灾探测报警及控制系统等负荷供电。
神池霸业梁风电场自2011年1月1日截止2011年6月30日，共计发电量:12851.55kw.h万，上网电量:12413.6万kw.h，用网电量：22.5588万kw.h，综合场用电量：453.91万kw.h，综合场用电率3.53%，发电用场用电量：48.1万kw.h，发电用场用电率：0.42%。
霸业梁风电场在投产初期，因设备自身原因及恶劣环境原因曾出现多次风机箱变和线路电缆头击穿的事故，致使线路停电。我风电场对此问题高度重视，制定了详细的整改方案，利用2011年春季小修预试停电的机会，对所有风机箱变和集电线路所有电缆头进行更换整改，自电缆头专项整改至今，线路运行安全稳定，没有再次发生电缆头击穿的现象，整改效果显著。
在投产初期，风电场SVC系统因设备自身原因，及环境温度原因房屋通风等原因多次跳闸，在2010年秋检期间，SVC厂家来人对SVC进行从新调试整改，土建施工员从新建立通风口，增设空调等整改措施，自整改以后至今SVC未发生跳闸退出事故，整改效果显著。
就低电压穿越问题，我神池霸业梁风电场严格按照国家电网公司风电场接入电网技术规定（修订版）》中规定的风电场低电压穿越要求：
1、风电场必须具有在电压跌至20%额定电压时能够维持并网运行620ms的低电压穿越能力；
2、风电场电压在发生跌落后3s内能够恢复到额定电压的90%时，风电场必须保持并网运行；
3、风电场升压变高压侧电压不低于额定电压的90%时，风电场必须不间断并网运行
神池霸业梁风电场湘电Z72-2000型风机采用了永磁转子风力发电机组及
ABB控制器，经变压和变频向电网输送质量合乎要求的电能，发电机具有较高的电效率和极小的谐波畸变率。
电网中除了经常发生的小扰动外，线路短路故障等大扰动情况也时常出现，因此有必要对风电场并网后电网发生大扰动故障时风电场组及电网的暂态电压稳定性进行研究。
为保护风电机组，风电机组的ABB控制系统还设置了低电压保护功能，按照《国家电网公司风电场接入电网技术规定（修订版）》中规定：在电网故障引起低电压时，风电机应具有低电压穿越功能。
从湘电ABB客户文件，控制柜功能：电网法规：RED ELCTRICA DE ESPAA P.O.12.3风机在故障时的故障穿越能力和无功功率/电压控制适用于高压和超高压的电网法规，50％电压保持，持续时间710ms；85％电压保持，持续时间3min。变频器技术规范规定15％电压、持续时间300ms。
2011年上半年运行安全稳定，无设备异常情况和人员伤亡事故发生。SVC无功补偿装置投运正常稳定，投运率100%。自动调节能力较强。
神池霸业梁风电场自2010年1月投运至今，运行情况良好，无重大设备或人身事故发生。山西省国际能源新能源投资管理有限责任公司各级领导和风电场运维人员重视安全生产管理工作，执行国家安全生产的相关法律、法规，在机组运行中并采取了一系列的安全防范措施和技术改进，保证了风力发电机组安全稳定运行。
尽管风场投运前期因为新设备出现过一些问题，但在公司领导正确领导下，风场运维人员积极联系设备厂家进行专项整改，目前已经能够取得了良好的效果，目前风场设备稳定，各机组平稳运行。
在此，更要感谢山西省电力调度中心的各位领导和各位值班员，感谢各位
长期以来对神池霸业梁风电场的关心和帮助，我们一定会加倍努力，保障风电场的安全平稳运行，为山西省电网的智能化推进贡献最大的力量。
神池霸业梁风电场
风力发电项目可减少煤炭和水资源消耗, 保护环境, 有利于国民经济可持续发展。近年来, 风力发电项目建设呈高速发展态势, 每年建成投运的风力发电项目数量急剧增长。风电场作为生态类建设项目, 其生态影响主要表现在施工阶段对地表植被、土壤造成破坏和由此造成的局部生态环境、土地利用格局改变及施工检修道路、升压站、集电线路附属设施建设[1]。
风电建设项目环境保护验收工作可促进建设单位增强环境保护意识, 积极落实环境影响评价报告表及其批复中提出的各项环保措施和要求, 同时发现项目建设过程中存在的环境问题, 针对问题提出整改建议, 减轻项目建设对环境的影响。
1 山地型风电场建设项目工程主要特点
山地区域开发建设风电场, 有其独特的环境影响特点:
a) 风电场为开放式, 无具体场界, 主要分布于山脊和山梁上, 地表破坏面广[2];
b) 风场内需修建生产设施易造成植被破坏、水土流失;
c) 风机运行过程中产生机械噪声;
d) 升压站及输电线路运行产生电磁辐射。
2 山地型风电场竣工环保验收调查内容
2.1 熟悉环境影响报告及其批文
a) 了解项目建设所涉及的噪声、电磁辐射敏感点及相应污染源的位置、距离, 包括受风机噪声影响的居民、变电站和输电线路电磁辐射影响的村庄、自然保护区、珍惜动植物、保护文物等。具体施工方式和项目建设过程中, 由于场地局限性, 风机和道路与报告表中的工程内容会根据实际施工条件进行调整, 保护目标的相对位置和距离也会发生变化, 环评报告中涉及的环境保护目标可能与实际不同;
b) 环评报告中提出的施工运行期工程防护措施和生态恢复措施及建议;
c) 实际施工区域的自然环境特征, 包括水文、地质、风资源、矿产资源、动植物资源分布情况及土地利用情况等;
d) 了解生产工艺流程, 分析各产污环节污染源排污情况, 对各污染源提出有针对性的环保措施;
e) 仔细阅读行政主管环保部门对项目环评报告的批复意见, 逐一核实建设单位的落实情况。
2.2 场址与工程内容的重点调查内容
a) 核实风机机型、建设数量、位置是否与环评一致, 并在调查报告中予以说明;
b) 调查建设项目升压站、集电线路、施工检修道路等配套工程建设位置、内容是否与环评相符, 并附实际工程布置图;
c) 调查项目主体工程和辅助工程在场内分布情况及具体位置, 并在竣工环保验收调查报告中据实介绍, 查清风电场区域内的污染源位置情况;
d) 调查风场工程运行负荷和技术经济指标;
e) 调查环保设施运行情况、水土流失防治措施投资、污水处理设施、固体废物贮存、处置投资、噪声治理投资和环境监理投资。
2.3 生态环境影响重点调查内容
a) 收集建设区生态环境资料, 明确项目建设过程中的生态防护措施[3];
b) 调查项目施工期间永久和临时占地情况、逐一核实生态恢复措施落实情况及恢复效果;
c) 调查施工检修道路建设期对周围沿线的临时占地情况、水土流失状况、边坡生态恢复措施[4];
d) 调查施工对当地草地生物量、野生动物、区域景观生态的影响;
e) 调查升压站、综合楼、风机站区、检修道路、集电线路建设过程中对生态环境的影响及采取的生态恢复措施和完成情况。
2.4 声环境影响重点调查内容与原则
声环境影响调查重点是风机组区和升压站外环境敏感点的影响及各种降噪措施的效果。
a) 结合环评中的噪声监测布点, 调查工程敏感点的变化情况;
b) 在风机组区和升压站外敏感点各设一个噪声监测点, 监测因子为等效声级LAeq;
c) 应得出明确结论:风机周围的噪声敏感点和升压站厂界噪声监测结果是否满足验收标准要求;如不满足验收标准, 还应分析现有噪声防治措施存在的问题, 并针对存在的问题提出相应补救措施建议。
2.5 电磁辐射影响重点调查内容与原则
电磁辐射影响调查重点是升压站厂界和送电线路环境敏感点的影响及各种防治措施的效果[5]。
a) 结合环评中的电磁辐射敏感点, 比较敏感点的变化情况, 特别关注与变电站和送电线路距离较近的敏感点;
b) 在变压站厂界外和相关敏感点监测点, 监测工频电磁场强度;
c) 应给出明确结论:输电线路沿线的敏感点和厂界电磁场强度是否满足验收标准要求;根据监测结果分析现有电磁辐射防治措施存在的问题, 并针对存在的问题提出相应补救措施建议。
2.6 其它污染物调查
a) 水环境影响调查。工作人员生活废水产生量, 污水处理设施工艺、处理能力和运行情况, 处理后的排放去向及对环境的影响;
b) 固体废物环境影响调查。危险废物的产生量、处置方式和最终去向, 生活垃圾的产生量及处置方式;
c) 总量控制指标。污染物排放总量是否满足污染物排放总量控制指标。
2.7 环境管理体系和监测计划
a) 环境管理机构。调查建设单位环境管理组织机构人员配置、分工、运转情况、环境管理规章制度及落实情况;
b) 监测计划。调查监测设备和人员配置情况, 委托单位是否有相关资质;
c) 环评中提出的监测计划及落实情况。调查各污染源监测点位、监测项目和监测频率、监测方式等相关监测情况及数据;
d) 环境管理状况分析与建议。调查环境组织管理机构、人员配置、环保设施运行现状、管理制度执行情况、环保设施管理制度完善情况及改进建议。
3 结语
风能资源是清洁可再生能源, 其合理利用可促进中国能源结构优化和调整, 促进区域经济发展, 但项目在建设过程中易对周围生态环境造成难以恢复的影响, 做好风力发电建设项目竣工环保验收调查工作, 不仅可促使建设单位积极落实各项环保措施, 还可及时发现项目存在的环境问题, 并有针对性地提出补救措施, 尽可能减轻项目建设对环境的影响。
参考文献
[1]孙春顺, 王耀南, 李欣然, 等.风力发电工程对环境的影响[J].电力科学与技术学报, 2008, 23 (2) :19-23.
[2]李丽珍, 韩晓锐, 独仲德, 等.山地型风电场环境影响评价的技术要点[J].山西能源与节能, 2009 (5) :43-45.
[3]宋沿东, 田贵全.生态影响类建设项目竣工环保验收调查方法[J].环境与可持续发展, 2009 (1) :17-19.
[4]田贵全.高速公路竣工环境保护验收调查方法探讨[J].环境科学动态, 2005 (4) :33-35.
我国海上风电将进入加速发展期
根据BTM咨询公司的统计报告，截至2010年年底，全球海上风电累计装机355.4万千瓦，大部分位于欧洲。其中2010年全球新增海上风机144.4万千瓦，是2009年的2倍以上，欧洲海上风电装机增长近50％。预计今年海上风电将新增装机140万千瓦；到2015年，全球海上风电装机容量达到2600万千瓦。
中国可再生能源学会风能专委会副理事长施鹏飞认为，与陆上风电超高速发展相比，我国的海上风电尚处于起步和探索阶段。
目前，我国的海上风电装机容量达到14.25万千瓦，占国内风电装机总容量的比例不到1％。我国已建和在建的海上风电项目有上海东海大桥10万千瓦项目、江苏大丰潮间带30万千瓦示范项目以及去年政府首轮100万千瓦海上风电招标项目。与2010年世界海上风电装机350万千瓦相比，我国目前已建和在建项目只占4％左右。
尽管如此，我国仍被视为欧洲之外唯一会有快速发展的海上风电市场。未来5年，我国海上风电将进入加速发展期。
根据中国气象局的详查初步成果，在我国5到25米水深的海域内，50米高度风电可装机容量约2亿千瓦；5到50米水深的海域内，70米高度风电可装机容量约5亿千瓦。由此足见我国海上风电潜力巨大。
此外，相比陆上风电，海上风电靠近传统电力负荷中心，便于电网消纳，免去了长距离输电的烦恼。
国家能源局新能源和可再生能源司副司长史立山表示，海上风电既是国际能源开发的潮流，也是我国风电未来的开发重点。目前，我国已开发建设了大小不一的海上风电项目，并积极推进海上风电项目预可研、可研阶段的前期工作。
按照“十二五”规划，到2015年，我国海上风电装机规模将达到500万千瓦，2020年将达到3000万千瓦。未来5年，我国海上风电产业将重点开发建设江苏、山东基地，推进河北、上海、浙江、福建、广东、广西和海南等地的海上风电建设。这意味着，未来5年，我国的海上风电将迎来大发展，超越欧洲此前20余年的发展历程。
对于风电行业未来的发展，华锐风电副总裁陶刚认为：“海上风电将是未来风电行业发展的一个重要增长点。随着海上风电资源的进一步开发，技术的不断完善，海上风电事业必将成为全球风电产业发展的主要方向。”
据悉，在海上风电领域，目前国内的一线设备商已开始布局，抢占市场。2010年，华锐风电自主研发的34台3兆瓦海上风电机组在我国第一个国家海上风电示范项目——上海东海大桥海上风电场全部并网发电，并顺利通过240小时预验收，打破了国外企业对高端风电机组制造技术的垄断；同时，华锐风电自主研发的潮间带3兆瓦风电机组也在江苏如东潮间带风电场成功投入运行。
行业另一大龙头——金风科技也在海上风电领域进展迅速。金风科技公共关系总监姚雨表示，截至目前，金风科技已积累了一定的海上风电机组运行维护经验。早在2007年，金风科技一台1.5兆瓦直驱永磁机组于我国渤海湾投入运行，这是亚洲第一台海上风电机组。同时，金风科技在江苏如东和响水近海的各一台2.5兆瓦直驱永磁风机并网运行也近一年，机组的运行数据和运维经验对今后更大范围的应用都是很好的借鉴。此外，在去年我国首轮海上风电特许权招标中，龙源电力联合金风科技中标大丰20万千瓦海上风电场项目，采用的也是直驱永磁机组。
稳定性是关键，大型化成趋势
尽管海上风电遭遇“热捧”，但海上风机却无法复制陆上风机的操作模式。金风科技董事长武钢表示：“海上风机出一次故障，拖船费用加上装卸成本几乎可以侵蚀掉这台风机未来的发电利润。”由此看出，稳定性应成为海上风机的必备品质。
国电联合动力技术有限公司副总经理孙黎翔指出，海上风电技术门槛很高，这就是欧洲海上风电与其陆地风电相比规模还是很小的主要原因。从陆上风电角度看，风电场建设与风机的投资比例大致是3:7，而在海上风电中，设备投资的比例小于50％，但安装、建设、运营和维护的成本比陆地上都要高。
基于此，浙江运达风电股份有限公司总工程师叶航冶认为，风机制造企业在安全可靠性与成本问题上，应该明显向前者倾斜。“海上风机只要大部件出问题，想修复就需要大动干戈，那这台设备基本就算白给了。”维斯塔斯中国公司的副总裁徐侃也强调：“可靠性是最重要的，有些设备陆上风电可以不装，但是海上风电必须有。海上的服务不是想去掉就能去掉的。”
姚雨表示，海上风电场建设对机组设备的可靠性要求非常高，因为海上的施工成本比陆上高得多，维修一次就可能使得整个项目的投资回报打水漂。海上风电的开发有众多风险因素，整机厂商做海上风电一定要有丰富的陆上风电的经验，至少要有几千台陆上风电的运维经验。据介绍，迄今为止，金风科技已投入运行的直驱永磁机组超过3500台，平均可利用率达到98％以上。
除稳定性外，大型化也成为国内海上风电设备企业的普遍趋势。目前，我国主要的风力发电机组制造企业竞相宣布将于年内或明年初推出大型风机，积极进军蓄势待发的海上风电市场。
近日，国电联合动力技术有限公司宣布，定位于海上的6兆瓦风电机组将于年内下线，明年公司将开始研发12兆瓦风机。上海电气宣布，将于今年底或明年初下线5兆瓦海上永磁直驱风力发电机组。金风科技则表示，其首台6兆瓦直驱永磁海上风电机组样机将于今年底或明年初下线，2014年实现量产。
此外，中船重工(重庆)海装风电设备有限公司亦加入了“抢滩战”中，并已宣称将于今年10月下线5兆瓦风机。去年10月，湘电风能有限公司推出5兆瓦永磁直驱海上风力发电机，今年6月底，湘电风能在荷兰和中国福建分别建设了海上示范风场，预计今年下半年有望实现发电。
业界专家一致认为，我国风电设备制造企业如此密集地推出大容量风机，标志着中国海上风电已经从3兆瓦时代进入了5兆瓦、6兆瓦的过渡期。
此外，华锐风电于5月18日生产出6兆瓦SL6000系列风力发电机组。据悉，该机组是目前中国第一台自主研发、拥有完全自主知识产权的电网友好型风电机组，可广泛应用于陆地、海上、潮间带各种环境和不同风资源条件的风场。该机组叶轮直径长达128米，增加了扫风面积，提升了捕风能力，大大提高了风资源的有效利用率，同时，可适应零下45摄氏度的极限温度，并通过了62，5米每秒的极限风速测试。
为促进风电健康、可持续发展，根据《可再生能源法》和《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》(电监会25 号令)，2012 年上半年国家电监会组织各有关派出机构在我国风电发展的主要地区———东北、华北、西北(以下简称“三北”地区)开展了风电建设及并网消纳情况的专项监管工作，形成本报告。
一、基本情况(一)风电发展情况
“三北”地区都是我国风电发展的主要地区，包括了国家规划的6 个以陆地风电为主的千万千瓦级风电基地。截至2011 年底，全国并网风电4505 万千瓦，其中“三北”地区并网风电3952 万千瓦，占比达到87.7%;全国电源总装机容量为105576 万千瓦，其中风电占比4.27%(详见附表1)。
图1 2011年重点区域风电装机容量
2011 年，全国风电发电量为731.74 亿千瓦时，其中“三北”地区风电发电量为635.37 亿千瓦时，占比为86.8%;全国电源装机总发电量为47217 亿千瓦时，其中风电占比为1.55%(详见附表2)。
图2 2011 年重点区域风电发电情况
(二)总体消纳情况
2011 年，“三北”地区部分省区风电消纳情况不佳，弃风情况比较严重。“三北”地区风电场2011年平均利用小时数1907小时，同比降低266小时;弃风电量达123亿千瓦时，弃风率约16%，弃风电量对应电费损失约66亿元，折合火电(标)煤耗384万吨，折合CO2减排量760万吨;东北、华北、西北地区弃风率均超过13%;甘肃和蒙东地区弃风率超过25%(见附表3)。
二、工作评价
为适应新能源电力发展的新形势，促进新能源电力产业持续健康发展，电网企业、发电企业针对风电并网消纳工作开展了大量工作，取得了一定成效。
(一)电网企业
一是大力开展风电输电规划和送出工程前期工作，加快建设风电接入和送出工程。国家电网公司组织开展风电出力特性、风电消纳能力研究，完成8个千万千瓦级风电基地输电规划，积极推进大型风电基地送出工程和相应跨区跨省工程前期工作。截至2011 年底，国家电网公司风电并网工程累计投资440 亿元，建成35～750 千伏风电并网线路2.4 万公里，送出汇集变电站(开关站)25座，变电容量3770 万千伏安。
二是重视并网运行管理，促进风电安全可靠并网。面对风电大规模并图2 2011 年重点区域风电发电情况网带来的技术挑战，积极开展风电并网标准体系建设工作，细化并网和运行等各环节管理。针对风电场运行中出现的实际问题，各地电网企业积极推动风电场按照国家能源局和国家电监会出台的有关风电场安全的整改要求开展工作。
三是加强调度运行工作，争取多接纳风电电量。风电发展重点区域电网企业全部完成风电运行监控系统建设，实现了所有风电场调度运行实时信息的在线监视。大力推进风电功率预测系统建设，调度端风电功率预测已基本实现全覆盖。统筹考虑风电的季节性特点，将风电纳入统一的校核和平衡;根据风电功率预测情况及负荷情况，优化电网运行方式，发挥系统调峰能力，充分利用接纳空间安排风电发电。
四是大力开展技术创新及试点工作，促进风电与电力系统协调发展。实现风电与常规电源协调优化调度、风电场集群控制、风光储输综合利用等多项技术创新。2011 年底，国家风光储输示范工程在张北建成投运，首创风光储输联合运行模式，实现风电发电平滑输出、计划跟踪、削峰填谷和调峰等控制目标。开展风电供暖示范项目研究和建设，利用弃风时段风电电力为城镇供热。探索直接将风、光电接入微网系统，提高新能源比例。
(二)发电企业
一是积极与电网企业衔接，加强风电并网消纳。在风电项目前期工作阶段，主动与电网企业进行衔接，协助研究提出切实可行的发电项目送出和消纳方案。协助电网企业按照电网发展规划和风电发展规划的要求，认真做好发电项目送出线路、网架结构和落点等方面的相关准备工作，协助做好接入电网工程的可行性研究，确保发电项目及时并网运行，共同推动风电建设的协调发展。
二是做好风电并网运行相关工作，确保安全稳定运行。按照国家规划、工程建设程序、有关技术管理规定和技术设备标准，不断优化改进所属风电项目的设计、建设与运行，配合做好风电并网后的低电压穿越、电能质量提升和风电功率预测工作。加强机组的管理工作，完善自动化和通信系统。加强风电安全工作的全过程管理，做好机组的日常维护工作，提升风电并网运行安全性、可靠性。通过加强培训提高员工的业务水平，为机组的稳发满发提供保障。
三、存在问题
(一)风电规划与电网规划不协调加剧了部分地区风电消纳受限
部分地区风电开发规划、建设时序不断调整，风电项目规模和进度远超规划，没有形成完整和统一的风电发展规划，使得电网规划无法统筹考虑风电送出，相应配套输变电工程难以及时纳入电网规划，风电送出工程建设时序难以妥善安排，接入系统工程的及时建设难以确保。同时，部分地区核准风电项目时，重接入、轻消纳且消纳方向不明确，风电大量建成后，消纳面临困难。
专栏1：风电规划与电网规划不协调
◎河北地区由于风电建设投资方和地方政府对风电发展比较积极，目前已投产、核准和取得路条文件的风电装机容量已达到1490 万千瓦，远远超过原《河北省风电发展规划》中2015 年达到1013 万千瓦装机容量的目标，特别是承德丰宁地区原《规划》仅60 万千瓦，但已开展及拟开展前期工作的风电场已近200 万千瓦，原有输电规划将远远不能满足目前风电发展需求。
◎陕西地区规划在2012 年风电装机达到101 万千瓦，2015 年达到180 万千瓦，2020 年达到360万千瓦。在规划外，陕西地区计划在宝鸡秦岭和安康市分别建设15 万千瓦的风电场。陕西省电网公司认为，规划风电规模大，电网难以消纳。
(二)风电建设速度与电网建设速度不同步加剧了部分地区运行受阻 现象
风电项目前期工作流程周期短，核准快，建设周期短，而相应配套送出电网工程，前期工作周期较长、核准程序复杂，建设周期长。同时，一些发电企业将大型风电项目分拆成多个小于5 万千瓦的小项目(多为4.95 万千瓦)进行申报，获得核准后，形成多个风电场分期接入电网、局部地区风电接入过于集中的局面。有些风电项目还不同程度存在提前开工现象。以上因素叠加，造成电网送出工程建设不同步，致使大量风电项目建成后无法及时接入电网或全额送出。
专栏2：风电建设速度与电网建设速度不同步
◎蒙东开鲁风电基地规划容量240 万千瓦，发电项目提前开工建设并投产，部分项目已按最终规模全部建成，而开鲁500 千伏风电汇集站尚在开展前期工作，为保障开鲁风电基地风电接入，只能采用过渡方案，将风电分别接入开鲁220 千伏变电站和科尔沁500 千伏变电站，在这种方式下，风电消纳受到限制。
◎宁夏地区大部分风电项目在电网接入条件尚未落实的情况下就开工建设。2011 年底，宁夏风电并网容量142 万千瓦，核准在建容量434 万千瓦，其中只有153 万千瓦项目落实了电网接入条件，仅占全部项目的三分之一。
◎新疆自治区发改委在2011 年底到2012 年初，先后核准了43个4.95 万风电项目，加上目前国家发改委即将核准的哈密东南部风电项目，预计到2013 年底风电总装机容量将达到648 万千瓦。如果这些项目全部投产，“疆电外送”通道届时尚未建成，将出现新疆电力过剩突出现象，弃风情况将不可避免。
(三)风电本地消纳市场空间有限，部分地区输送通道能力不足，既不能就地消纳，也不能及时送出 目前，风电消纳原则上局限在省内，但是一些省区消纳空间明显不足，甚至在区域电网内，也不能完全消纳。此种情况，在东北电网、华北(蒙西)电网尤为突出。东北电网本身负荷水平、用电量不高，火电装机富余，风电装机大规模快速增长，本地消纳空间又不足，风电亟需外送消纳。但是三北地区由于网架结构原因，输送通道不同程度存在输送能力不足问题。西北区域甘肃酒泉风电基地、东北区域蒙东和吉林风电基地、华北区域蒙西和冀北风电基地输送通道能力不足问题比较严重。
专栏3:风电本地消纳市场空间有限
◎东北电网近两年用电量同比增长仅维持在10%左右，市场需求增速放缓，同时由于火电机组的大量投产，供大于求形势较为突出。2011年呼盟煤电基地项目和白音华电厂共计8 台60 万千瓦机组全部投产(发电量在辽宁消纳)，2012 年红沿河核电站第一台百万千瓦级核电机组也将投运，吉林、黑龙江送辽宁电量将会大幅减少，使东北电网“北电南送”的格局发生重大改变。目前风电消纳原则是本省消纳，吉林省电力公司2015年最大只能消纳约658万千瓦的风电，但该省制定的2015年风电发展目标超过1400万千瓦。本省发电量自身难以消纳，外送电量难度又在逐年增加，风电的消纳问题已成为制约吉林风电发展的瓶颈。
专栏4:部分地区输送通道能力不足
◎吉林电网，2011 年松白电网送出阻塞较为严重，省网北部最大输送能力300万千瓦，南部最大输送能力350 万千瓦，2011 年因电网输送能力不足造成的受限电量达2.06 亿千瓦时，占全省风电限电量的38.3%。2012年松白地区电源装机容量将达到515 万千瓦(火电240万千瓦，风电275 万千瓦)，地区最大负荷约90万千瓦，地区外送能力仅180万千瓦，仍然不能满足火电、风电送出需求。
◎蒙东赤峰、通辽地区，2011 年风电输送通道受阻较为严重。2012年，蒙东赤峰地区预计电源总装机760 万千瓦，其中风电装机234 万千瓦，当地最大负荷为156万千瓦，外送能力仅270万千瓦。不仅局部220千伏网架输送能力不足，而且外送通道不能满足风电满发需求。2012年，蒙东通辽地区将有102 万千瓦风电投产，但该地区外送通道没有变化，阻塞问题将更加突出。
◎甘肃酒泉风电基地，从2009 年一期投产开始，当地电网就出现了不同程度的限出力情况。虽然目前已配套建设了330千伏玉门变、瓜州变等变电站，安装了稳控装置及风电功率自动控制系统，2010年10月份投产了750千伏河西双回线，在一定程度上缓解了风电输出困难，但是风电送出仍然受通道能力制约。750千伏断面甘肃省最大输送能力为340万千瓦，而酒泉地区风电装机容量近520万千瓦，同时酒泉风电、疆电以及河西常规电源共享750千伏联网输电通道，风电送出通道容量远远不能满足风电大规模并网需求;同时受稳定限额、线路检修等因素影响，风电送出网络阻塞问题将在一定时期内继续存在。
◎张家口地区，2011 年风电的输出能力最大为210 万千瓦左右，考虑风电场部分弃风，最大同时出力按70%考虑，张北地区现有电网只能解决300万千瓦风电送出问题。由于张北地区的两个变电站———沽源和万全均为蒙西“西电东送”通道上的变电站，承担着将蒙西电力输送到京津冀鲁等地区的任务，如大量接入张家口地区的风电容量，势必会减少蒙西电力的输送，同时受到系统调峰能力的约束，后续投产的风电将难以在京津唐电网消纳。
(四)系统调峰问题较为突出
目前，因系统调峰困难而造成风电运行受阻的现象，在西北、华北和东北区域都普遍存在，以东北地区较为典型。系统调峰困难的原因主要有几个方面：一是区域内电力负荷总体水平较低，峰谷差大，加大了电力系统调峰难度;二是调峰电源不足，华北、东北和西北地区火电比重较大，而且火电装机中热电联产机组在“三北”一些省区的比例过高，水电、抽蓄和燃气等调节能力好的电源比例低，电源调峰能力不足;三是“三北”地区风电发展迅猛，占系统总装机的比例已经达到较高水平，但是风电的间歇性、波动性、随机性的特点决定了风电的发电出力难以保持稳定，因而在相当程度上增大了系统调峰需求和调峰难度。
专栏5：系统调峰能力不足
◎东北电网受用电结构的影响，负荷特性较差，尤其是冬季最小负荷率偏低，峰谷差较大，调峰电源所占的比重过低。2011年东北电网的最大峰谷差达到1184.06万千瓦，抽水蓄能电站容量30万千瓦仅占总装机容量的0.3%，同时，水电受库容的限制，调峰能力也只有270 万千瓦。火电调峰机组中，热电机组多以30万千瓦容量为主，在冬季实行“以热定电”，致使东北电网调峰能力明显不足。
◎蒙西电源结构以火电为主，火电约占总装机的75.7%，火电装机中的57.4%为供热机组。2012年一季度，蒙西供热机组(1640万千瓦)全部并网，非供热机组开机容量860万，全网调峰能力下降约250万千瓦，加上网内自备电厂不参与调峰等原因，全网高峰时段接纳风电能力200万千瓦，部分时期后半夜低谷风电接纳电力不足30万千瓦。
(五)促进风电消纳的市场和各类电源协调运行机制尚不健全
一是市场机制问题。当前以发电计划电量为基础的电力运行管理模式下，电力系统内各类不同的发电资源，特别是火电机组因风电发电数量的增加而带来的利益冲突，无法通过合理的体制安排得以疏导;系统的调峰能力，无法通过辅助服务价格等市场手段实现最优配置;计划电量的刚性约束与风电发展的系统灵活性需求之间的矛盾无从化解;导致风电运行受阻现象越发严重。
二是各类电源协调运行机制问题。由于缺乏以市场配置资源的政策环境和管理手段，节能发电调度没有全面推行，发电资源间的竞争体现在计划指标的分配，难以合理评估对节能减排战略的贡献，以节能降耗、减排为指标的考核工作无法落实到位，风电等新能源的优势不能完全体现。
四、监管意见
(一)进一步加强风电电源、电网统一规划
根据能源发展总体规划，结合区域资源情况，综合考虑区域及省(区)电网消纳风电能力、负荷特性、电网及其他电源规划，制定统一的风电规划。风电规划阶段，坚持电网规划与风电发展规划相结合原则，高度重视配套电网规划和论证，保证风电送出和消纳;坚持集中开发与分布式发展相结合，在开发建设大型风电基地同时，积极建设中小型风电项目接入配电网就地消纳;积极开展电网调峰和风电消纳能力研究，通过规划抽水蓄能、燃气发电等调峰、调频电源，改善区域电源结构，促进风电与其他电源的协
调发展，满足风电发电大规模并网运行的需要。国家风电开发“十二五”第一批和第二批拟核准计划项目已相继公布，两批项目在“十二五”全部投产后，2015 年全国风电装机将超过1 亿千瓦。建议进一步完善和落实“三北”地区风电基地跨省区输电规划方案及调频调峰电源配套方案，与风电基地同步建设。
(二)加快风电项目、输电工程的配套核准、建设
进一步加快风电富集地区送出通道建设，改善现有网架结构，加强省间、区域间的电网联络线建设，提高电网输送能力和消纳能力。在考虑市场消纳能力和确保电网安全运行的前提下，科学安排风电资源开发时序及建设进度，风电项目开发与电网工程同步规划、同步核准、同步投产，充分考虑项目建设周期差异，保证风电项目与送出工程、输变电项目的协调推进，避免投资浪费和弃风损失。加强风电项目核准管理，坚持先落实电网接入条件、完成接入系统评审、获得接入电网意见函后再核准的管理程序。
(三)进一步加强和优化风力发电调度工作
科学合理安排电网运行方式，做好发电计划安排，优先调度风电;协调电网之间的调度运行方案，力争实现更长时间范围内的开机方式优化，形成科学的开停机计划、备用计划，全面提升电力系统消纳风电的能力。深入推进建立风电功率预测系统和风电场运行监控系统建设，提高风电调度运行的精细化水平。充分利用风电场十五分钟、小时、日出力预测曲线，为电网调度部门科学精细化调度提供参考依据。加大跨省区调峰调度，挖掘系统调峰能力，加强火电机组运行管理，深入挖掘火电机组调峰潜力，实时测
算火电调节空间，鼓励火电参与深度调峰。
(四)建立灵活的市场机制，协调风电与传统能源矛盾
推进变革当前以发电计划电量为基础的电力运行管理模式，落实节能发电调度办法，完善辅助服务补偿机制，在省内或区域范围内建立风电场对深度调峰火电企业的补偿机制，鼓励火电企业为风电低谷消纳进行深度调峰，解决计划电量的刚性约束与风电发展的系统灵活性需求之间的矛盾以及电力系统内各类不同的发电资源之间的利益冲突。发挥市场在优化配置资源中的灵活作用，推进风火互补发电权交易。
(五)多措并举，发展负荷，改善负荷特性
严格执行峰谷电价，加强风电富集地区需求侧管理，改善系统负荷特性;推进产业结构调整，发展和培育中西部地区负荷，促进风电就地消纳。在东北地区积极开展冬季低谷期风电供热、风电热泵等扩大风电消纳的示范项目，拓展当地风电的利用方式。利用智能电网技术，积极开展各类试验示范。在西北、华北适宜地区，开展以分散式风电及储能设施等为主、电网为辅的微型电网运行示范，创新风电就地消纳的模式。
(六)进一步完善价格财税政策，健全风电发电激励机制
完善可再生能源全额保障性收购工作机制，落实持续稳定的可再生能源电价补贴政策，提高电价补贴的时效性。研究制定风电供热价格政策。出台抽水蓄能等调峰调频电源的鼓励性电价政策。合理确定新能源接入系统工程造价的补偿标准，弥补企业合理成本。
2011 年全国分地区风电装机容量表 单位：万千瓦
2011年全国分地区风电发电量表 单位：万千瓦
作为一名大学生，我们在学校不仅需要学习理论知识，还需要学习实践经验，有这样一句话说得好，“书上得来终觉浅，绝知此事要躬行”，因此在理解书面知识的基础上，我们还应该锻炼自己的实践能力。特别是作为工科的一名学生，我们不能读死书，而应该活学活用。对于生产实习，学校给了我们一个发挥的平台，让我们能很好锻炼自己的实践能力，增加见识，开阔眼界，更扎实掌握学到的知识和技能，为后续课程的学习打下基础，也为我们可以更好地就业打开了一扇大门。
9月4日，我们来到了锡林浩特市阿巴嘎旗灰腾河的国电电力内蒙古新能源开发有限公司的娜仁风电场实习，开始了为期十天的生产实习。国电电力内蒙古新能源开发有限公司是国电电力发展股份有限公司的全资子公司，与国电电力巴彦淖尔（乌拉特后旗）分公司合署办公，主要开展内蒙古地区风电、太阳能发电等新能源的开发和建设任务。现有资产8.66亿元，已建成总装机容量为100MW 的风电场。国电电力内蒙古新能源公司始终坚持以科学发展观为指导，紧紧围绕“转型企业、挖掘潜力、提高质量、创造一流”的中心任务，大力弘扬“家园、舞台、梦”的企业文化愿景，全体干部员工上下一心、群策群力、艰苦创业、抓进度，抢时间，克服各种困难，采取超常规措施，在不到半年的时间创造了“当年立项、当年开工、当年发电”的工程建设奇迹。国电电力内蒙古新能源开发有限公司收购了阿巴嘎旗娜仁风电场，从制度建设、工作流程、工作标准上深入查找、治理风电场存在的突出问题和薄弱环节。2013年娜仁风电场发电利用小时居区域首位，收购后平均月发电量为915万千瓦时，超出收购前352万千瓦时，实现利润423万。娜仁风电场一期工程于2011年5月10日破土动工，于2012年6月8日首批机组并网发电。娜仁风电场总装机容量为49.5MW，共33台由国电联合动力技术有限公司生产的1.5MW的双馈感应发电机组。
一、实习目的及意义
通过生产实习，深入风电场电力生产第一线进行学习，更全面地了解风电的生产组织管理及生产过程，了解和掌握本专业基本的生产实际知识，获得生产技能；检验了我们的专业知识、技能的实际水平，拓宽了我们的知识面，增加了感性认识，把所学知识条理化系统化，并获得本专业生产国内、外科技发展现状的最新信息，激发我们向实践学习和探索的积极性；可以进一步巩固和深化所学理论知识，并将理论与实践相结合，在实践中提高观察能力、分析问题及解决工程实际问题的能力，为后续专业课学习和将从事的技术工作打下坚实的基础；这也为进一步接触社会、认识社会提供了很好的机会，提高社会交往能力，学习值班人员和工程技术人员的优秀品质和敬业精神。生产实习对于我们来说，也是一次工程安全规范知识、组织性纪律性和职业道德等方面的教育。
二、实习内容总结
（一）.安全知识的学习
安全是企业生产的生命线，是企业发展的基石。安全是最大的效益，事故是最大的浪费。只有熟悉并牢记安全工作规范才能保证人身、设备安全。为树立安全生产观念，在前面几节课通过实习老师的指导，我们学习并熟悉了一些基本的安全工作规范、习惯性违章的概念、事故的发生和处理以及触电急救等相关知识。看完心肺复苏的视频后，我们利用假人模型练习了一遍单人徒手复苏法。在实习指导老师的指导下还掌握了安全帽和安全带的正确使用和佩戴方法，安全带往往可以在危急时刻挽救我们的生命，所以说“安全带就是生命带”。在登塔和检修时，为保证自身和他人的安全，必须熟悉并掌握一些风机常规安全规范。包括进入塔筒前的注意事项、塔底作业安全规范、攀爬塔筒安全规范、机舱安全作业规范、轮毂作业规范和机舱外安全作业规范等。
1.电力安全工作规程的学习
（1）电力安全工作规程总体要求包括对作业现场及作业人员的基本条件的要求。
（2）对高压设备工作的基本要求有，例如，设备不停电时的安全距离35kV要求1米，220kV要求3米，高压设备发生接地时，室内不得接近故障点4m以内，室外不得接近故障点8m以内，进入上述范围人员应穿绝缘靴，接触设备的外壳和构架时，应戴绝缘手套，在手车开关拉至“检修”位置后，应观察隔离挡板是否可靠封闭等。
（3）倒闸操作的相关知识已在风电场电气工程课程中学习过，停电拉操 作应按照断路器—负荷侧隔离开关—电源侧隔离开关的顺序依次进行，送电合闸 操作应按与上述相反的顺序进行。有监护操作、单人操作和检修人员操作，可以 通过就地、遥控、程序进行操作。倒闸操作开始前应先在微机五防进行模拟预演 操作时应核实设备名称、编号、位置和状态，核实无误后再进行操作。进行倒闸 操作必须填写操作票，拉合断路器(开关)的单一操作等可以不用操作票。填写操 作票的设备双重名称应包括设备名称及其标号。操作票应由操作人填写并签名，由监护人检查并签名，由值班负责人审核并签名后执行。模拟栏经“五防”系统 每模拟一项完成后用蓝黑色圆珠笔画对勾记号，操作栏每操作一项完成后用红色 圆珠笔画对勾记号，时间栏内填写拉、合开关对应的时间。操作人应按照操作票 顺序逐项进行操作，不准许跳项和漏项。为防止误操作，高压电气设备都安装有 完善的防误操作闭锁装置，防误操作闭锁装置不得随意退出运行。
操作中五防的内容：
1、防止误分、合断路器。○
2、防止带负荷分、合隔离开关。○
3、防止带电挂（合）接地线（接地开关）。○
4、防止带地线送电。○
5、防止误入带电间隔。○（4）工作票应用黑色或蓝色的钢（水）笔或圆珠笔填写与签发，一式两份，不得任意涂改。用计算机生成或打印的工作票应使用统一的票面格式。工作票由工作负责人填写，也可由工作票签发人填写。工作票由工作票签发人审核无误，手工或电子签名后方可执行。工作许可人负责监理审查工作票，应将工作票的编号、工作任务、许可及终结时间记入登记簿。
检修风电机组应按如下要求办理工作票：1）检修发电机组（箱变、配电屏、变压器），应填写发变电第一种工作票；2）发电机组停电检修时，第一天应办理开工手续，以后每天开工时应有工作负责人检查现场，核对安全措施；3）事故抢修工作可不用工作票，但应通知当班值长，并记入操作记录薄内；检修期间，工作票有工作负责人保存，工作全部结束再办理工作票终结手续。
（5）在停电（全部或部分）的电气设备上工作必须完成下列技术措施: 1）停电，工作地点，应停电的设备以及人员工作中与设备带电部分的安全距离，检修设备停电应把各方面的电源完全断开，确保不会误送电等知识。
2）验电应使用相应电压等级而且合格的接触式验电器，在接地处对各相分别验电。
3）接地（装设接地线或合接地刀闸，装设接地线应由两人进行（经批准可以单人装设接地线的项目及运行人员除外，当验明设备确已无电压后，应立即将检修设备接地并三相短路，电缆及电容器接地前应逐相充分放电，装设接地线应先接接地端，后接导体端，接地线应接触良好，连接应可靠等。
4）悬挂标示牌和装设遮栏（围栏）
（6）带电作业时人身与带电体的安全距离，35kV安全距离为0.6米，220kV安全距离为1.8米。绝缘工具最小有效绝缘长度等，绝缘操作杆220kV为2.1米。
2.习惯性违章
习惯性违章是指那些固守旧有的不良作业传统和工作习惯，违反安全工作规程的、长期反复发生的作业行为。由于一些人存在侥幸心理、取巧心理、马虎心理等主观因素以及一些客观因素。习惯性违章是一种长期沿袭下来的违章行为，它实质上是一种违反安全生产工作客观规律的盲目的行为方式。违章虽然不等于事故，但大多数事故却是因为违章引起的。习惯性违章造成了电力行业80％左右人身事故及大量的设备损坏事故，因此说习惯性违章是安全生产的大敌，必须坚决予以查处，减少以至杜绝习惯性违章现象的发生，达到安全生产的目的。
3.事故
对于事故应做到“四不伤害和四不放过”
“四不伤害”即不伤害自己，不伤害他人，不被他人伤害，保护他人不被伤害。两人以上共同作业时注意协作和相互联系，立体交叉作业时要注意安全。
“四不放过”即事故原因不清楚不放过，事故责任者和应受教育没有教育不放过，没有采取防范措施不放过，事故责任者没有受到处理不放过。
事故发生时应按“保人身、保电网、保设备”的原则进行处理。
事故的发生原因包括直接原因和间接原因
直接原因：
物的不安全状态和人的不安全行为：
防护、保险、信号等装置缺乏或缺陷；设备、设施、工具附件有缺陷；个人防护用品、用具缺少或有缺陷；生产场地环境不良；操作错误、忽视安全、忽视警告；造成安全装置失效；使用不安全设备；手（身体）代替工具操作；物品存放不当；冒险进入危险场所；不安全位置；违规操作运转中的设备；注意力不集中；忽视个人防护用品的使用；不安全装束；对易燃易爆危险品处理错误。
间接原因：
技术或设计缺陷；教育培训不够；身体的原因；精神的原因；管理上的缺陷；学校教育的原因；社会历史原因。
4.触电
触电是指人体触及带电体后，电流对人体造成的伤害。它有两种类型即电击和电伤。电伤有灼伤、电烙伤和皮肤金属化等现象。电击破坏人体内部组织，影响呼吸系统、心脏及神经系统的正常功能，甚至危及生命。分为单极接触、双极接触、跨步电压、剩余电荷触电、感应电压触电和静电触电。感应电压触电，由于带电设备的电磁感应和静电感应作用，能使附近的停电设备甚至人体上感应出一定的电位，其数量的大小决定于带电设备电压的高低、停电设备于带电设备两者接迈程度的平行距离、几何形状等因素。剩余电荷触电，电气设备的相同绝缘和对地绝缘都存在电容电气设各的相同绝缘和对地绝缘都存在电容效应。由于电容器具有储存电荷，因此在刚断开电源的停电设备上，都会保留一定量的电荷，称为剩余电荷。此时有人触及停电设各，就有可能遭受剩余电荷的电击。
触电急救：第一步是使触电者迅速脱离电源，第二步是现场救护（心肺复 苏法）。
脱离低压电源的方法可用“拉”、“切”、“挑”、“拽”和“垫”五字来概括。心肺复苏法就是对由于急性心肌梗塞、突发性心律失常以及意外事故（如溺水、电击、中毒、窒息、车祸、外伤、冻僵、药物过敏、手术、麻醉等）所引起的心跳呼吸骤停的人，在紧急情况时所采取的急救措施，因而现场复苏成为挽救生命的唯一方式和希望所在。单人徒手复苏法，一个人交替进行胸外心脏按压和口对口人工呼吸，按15:2的比率，即口对口呼吸2次，接着做胸外心脏按压15次，反复交替进行。双人徒手复苏法：两个人交替进行胸外心脏按压和口对口人工呼吸，按5 : 1 的比率，即一个人先口对口人工呼吸1 次，另一个人接着做胸外心脏按压5 次。反复交替进行。
5.风机常规作业安全规范及个人防护用品
个人防护用品包括安全帽、安全带、防坠索、防护服、防砸绝缘鞋和安全双钩等。安全带佩带时应松紧适度,不能太紧也不能太松，以手掌厚度为宜,否则会引起二次伤害。防坠索的环处与安全带链接，另一端与助爬器绳或绳索绑定，当身体突然下坠时，防坠索与助爬器绳卡在一起，产生巨大的阻力，保证人员安全。安全双钩使用时要“高挂低用”，双钩端要钩在不同的安全部位，禁止双钩端同时摘离安全部位。
临近结束的前几天，娜仁风电场的指导老师带领我们5个人开车来到了14号风机下，当天正在对14号风机进行检修，我们到时已有两个检修人员在机舱上面工作。前面已经学习了风机常规作业安全规范，到塔下时娜仁的前辈又提到了一些在爬塔筒时都要注意的问题，让我们做好心理准备，第一次爬塔筒感觉特别兴奋。前面学过的风机常规作业安全规范知识以及安全带和防坠索的佩戴和使用方法都在爬风机时用到了。
风机常规作业安全规范有：在下车时（在车内佩戴好安全帽），在距离风机50m的范围内一定要佩戴安全帽，应该在风场就佩戴安全帽；在塔底逗留时间不要太长，要及时进入塔筒，防止高空坠物；进入塔筒后，可以将门口的销子把门固定好，尤其在大风天气；进入塔筒时，注意电气平台与塔筒之间的缝隙；同时在开启时及时提醒其他员工同时及时关闭孔盖，防止其他人员不小心坠落；进入塔筒首先停机，将风机切换到维护状态；在塔底柜前操作时，注意脚下盖板，不要将双脚同时踩在盖板上，防止因盖板不牢固而引起坠落；风速大于15m/s或者雷雨天气，严禁爬塔作业，风机在运行或者偏航期间，严禁爬塔作业；将防坠锁扣和防坠绳固定好，同时下拽测试防坠索是否正常；攀爬过程中应始终确保手、脚有三处同时抓牢或踩稳爬梯；携带工具的人员要“先下后上”，同时禁止2人及2人以上同时攀爬同一截塔筒，防止高空坠物；上塔人员要及时盖好每层平台盖板，盖盖板时防坠索不能离开防坠绳；上到顶层平台之前，爬梯上可能会有少量油污，要注意防滑，如果随身携带抹布，要及时的清理；进入顶层平台，如果不进行吊车作业和机舱外作业，严禁将安全带穿入机舱，防止转动机械与安全带搅在一起；机舱工作时，停止可以转动的机械，进入机舱工作时，可以断开208F5、215Q1、215Q2、223Q1和223Q2；机舱工作时，注意脚底防滑，尽量站在摩擦力大的地方；风速大于10m/s严禁进行轮毂作业；进入轮毂前，首先确定液压站完好，必须将压力打到95BAR，然后锁定高速轴刹车，将两个叶轮锁锁好等。
（二）.风电机组基础知识的学习
通过在大学专业知识包括风力机原理与结构，风资源测评、风电场选址、风电机组测试技术、风电机组的发电原理与并网技术、风电机组结构以及自己课余时间的学习，已经对风电机组结构和原理方面有了一定的了解和认识。通过实习期间基础知识培训课和对机舱和风轮等的观察，更深刻地了解了风机的结构和工作原理，清楚了各部分机构在机舱中的位置，机舱底架、变桨装置、传动链和偏航等细节上的知识，并意识到原来对风机可能只是粗浅的认识。机座：机座是风力发电整机的主要设备安装的基础，风电机的关键设备都安装在机座上。(包括传动链（主轴、齿轮箱）、偏航组件（偏航驱动、偏航刹车钳、偏航轴承）、踏板和棒、电缆线槽、发电机、联轴器、液压站、冷却泵(风冷型无)、滑环组件、自动润滑、吊车、机舱柜、机舱罩、机舱加热器等。机座与现场的塔筒连接，人员可以通过风电机塔进入机座。机座前端是风电机转子，即转子叶片和轴。
偏航装置：当风向与机舱轴线偏离一个角度时（风小时为±8°，风大时为±15°），控制系统经过一段时间的确认后，会控制偏航电机将机舱轴线调整到与风向一致的方位，实现机舱对风。精密的测风仪器将检测信号传输给电脑的软件，经过分析后驱动偏航系统的电机和齿轮箱使风机尽可能的减少风能损失，快速平稳地对准风向，以便风轮获得最大的风能。当偏航电机转动的时候，液压刹车系统处于释放状态，这时偏航刹车钳还会有一定的抱紧量，以保证偏航的速度恒定，保护风机。
变桨控制包括主控制柜、轴柜、蓄电池柜、驱动电机、减速齿轮箱、变桨轴承、限位开关和编码器。变桨系统工作流程：机组主控通过滑环传输的控制指令；将变桨命令分配至三个轴柜；轴柜通过各自独立整流装置同步变换直流来驱动电机；通过减速齿轮箱传递扭矩至变桨齿轮带动每个叶片旋转至精准的角度； 将该叶片角度值反馈至机组主控系统。
传动轴链主要包括主轴、齿轮箱、高速刹车钳、浮动轴承及轴承座、止推轴承及轴承座等。在一般的风电机上，转子转速相当慢，大约为0至20转每分钟。弹性联轴器的作用：传递扭距；通过联轴器的柔性来消除其中的误差的影响；采用绝缘材料，使齿轮箱与发电机电气隔离。对齿轮箱润滑油的要求应考虑：1）减小摩擦和磨损，具有较高承载能力，防止胶合；2）吸收冲击和振动；3）防止疲劳点蚀；4）冷却，防锈，抗腐蚀。滑环单元作用：用于连接机舱和轮毂的电缆，包括profibus通讯线，400V和230V供电线,24V供电线和安全链回路。
控制系统结构包括塔底柜和机舱柜，控制系统硬件组成包括PLC主站、塔底从站、机舱从站（20）：数字量和机舱从站（22）：模拟量。控制模式有：
1）、初始化（状态代码0）2）、待机（状态代码2）3）、启动（状态代码3）4）、运行（状态代码4）5）、发电（状态代码5）6）、停机（状态代码1）7）、维护（状态代码9）8）、几种模式间的转换 9）、停机条件 10）、维护条件
安全链是风机的最后一道保护，为一组串联的常闭接线电路，安全链动作会触发紧急停机，系统由3片KL1904，一片KL6904和一片KL2904组成。
风机箱变型号定义
娜仁采用的风机箱变型号为:ZFS11-ZF-1600/35 风机箱变的型号及定义如下图所示
图1 风机箱变的型号及定义
当爬塔筒进入机舱时，我觉得这是我第一次真正意义上认识风机，终于可以亲眼看到平时只在书本中看到的风机内部的结构。开始觉得爬风机也才60多米，一会就上去了，爬过才知道，其实对于检修人员的体力还是有一定要求的，体能差就会很吃力，爬到中间那段塔筒时觉得胳膊有些发酸了，第一次爬还有些紧张，感觉手脚没力气，往下面看的时候会心慌。在塔筒内，娜仁的前辈又强调了一些安全规范的重点。通过我的观察发现定子电缆每相三根，转子电缆每相两根，可以减少线路的电能损失，输送更多的电能。应该通过这次实习做到从感性认识到理解它的控制思想和控制系统结构，以后从事检修维护工作要不断深入地研究各个机构的结构以及积累故障诊断实践经验。回到学校要学好风电机组控制原理和技术以及风电机组建模与仿真。
（三）.风电场电气方面知识的学习
在学习了风电场相关电气知识后,在值班员的带领下，我们参观了主变压站的高压电气设备，包括主变、220kV和35 kV母线、220kV断路器和隔离开关、电流互感器、电压互感器、避雷器、35kV配电室和静止无功补偿发生器SVG等。首先认识了主变的各部分结构，清楚各部分结构所在的位置和基本工作原理以及日常运行和维护方面的注意事项。接着，参观了220kV和35 kV母线、220kV断路器和隔离开关、电流互感器、电压互感器、避雷器和接地刀等设备。220kV母线采用软母线即钢芯铝绞线，断路器为ABB生产的六氟化硫断路器，隔离开关是三柱水平旋转双断口式的，两侧还装有接地刀闸，电压互感器采用经济性较高的电容式，集电线路共三条，每条集电线路接入11台风电机组。通过值班员的讲解，对这些设备有了深一步的认识。后面的学习过程中我们又参观了厂用变配电室和蓄电池室。1.主变知识
有载调压的作用：
首先，可以提高电压合格率。
其次，可以提高无功补偿能力，提高电容器投入率。
另外，还可以降低电能损耗。运行规定：
1）变压器在规定的冷却条件下，可按铭牌数据连续运行。为防止绝缘油加速劣化，自然循环变压器上层油温一般不宜经常超过85℃。
2）正常情况下，一般不允许变压器过负荷运行，事故情况下，变压器过负荷时间不得超过30分钟。变压器过负荷运行时，应投入包括备用在内的全部冷却器，并尽量降低负载、减少过负荷时间，同时应加强对变压器的全面检查。
3）无论变压器电压分接头在什么位置，若所加的一次电压不超过其相应分接头额定值的105%，变压器的二次侧可带额定电流。有载调压的运行电压变化率在额定电压-10—+10%以内时，额定容量不变。
4）严禁将无保护的变压器投入运行。变压器差动保护和重瓦斯保护严禁同时退出运行。
5）220kV及以上电压等级的变压器投运或停运操作前应合上各侧中性点接地闸刀，操作完毕再按调度命令调整中性点接地运行方式。中性点接地闸刀倒换时应先合后拉。220kV及以上电压等级的变压器处于热备用状态时，中性点接地闸刀应合上。
6）变压器的投入或切断必须用断路器进行操作，严禁用闸刀拉开空载变压器。变压器充电应用高压侧电源开关进行，严禁变压器从低压侧向高压侧反充电。变压器停电时应先停负载侧，后停电源侧。
7）变压器检修中一、二次回路变动过或变压器更换后，在投运前必须核定相位。
8）呼吸器硅胶变色，应及时联系调换。
2.220kV六氟化硫断路器及隔离开关
（1）220kV六氟化硫断路器 娜仁风电场使用的220kV断路器型号为 HPL-245B1-1P。
图 2 断路器命名规则
六氟化硫断路器巡视检查项目： 1）每日定时记录SF6气体压力和温度
2）断路器各部分及管道无异声（漏气声、振动声）及异味，管道夹头正常
3）套管无裂痕，无放电声和电晕 4）引线连接部位无过热、引线驰度适中
5）断路器分、合指示正确，并和当时实际运行工况相符 6）巡视环境条件，附近无杂物（2）220kV隔离开关
隔离开关型号：GW27-252D(W)Ⅱ/J2000-50
说明：G:隔离开关 W:户外 27:设计序号 252:额定电压252kv D:带接地开关 W:防污型 Ⅱ:改进设计序号 J:电动机操作构 2000:额定电流2000A 50:额定短时耐受电流50kA。
隔离开关的主要作用：
1)分闸后，建立可靠的绝缘间隙，将需要检修的设备或线路与电源用一个明显断开点隔开，以保证检修人员和设备的安全。
2)根据运行需要，换接线路。
3)可用来分、合线路中的小电流，如套管、母线、连接头、短电缆的充电电流，开关均压电容的电容电流，双母线换接时的环流以及电压互感器的励磁电流等。
4)根据不同结构类型的具体情况，可用来分、合一定容量变压器的空载励磁电流
3.主控室和电气主接线
参观主控室，向值班员询问了一些感兴趣的问题，包括风电场弃风限电和调度部门下达调度指令的问题。调度部门为确保电网稳定可靠运行，根据负荷变化、风电场实际等情况安排风电场的调度计划，下达不同的发电模式，包括最大出力、自由模式、旋转备用模式等。实现限制有功出力的方式是通过限制风轮转速上限来达到限制有功输出。值班员每天在规定时间把各种数据记录抄写在日报表上，生产运营统计指标体系包括电量指标、能耗指标、设备运行水平指标和风电场资源类指标，并了解了电力生产的特点。中央监控系统采用国电自主研发的的SCADA系统，具有风电机组等的数据采集和监测监控功能，可以使电网调度中心及时获取场站的运行信息。风电预测系统可以达到降低电力系统旋转备用容量、提高系统运行经济性；改善电力系统调峰能力，增加风电并网容量，提高风能利用率；优化风电场运营管理水平，合理安排检修计划，改善风电运行企业的经济效益。询问值班员后了解到风电预测数据仅作为一种参考用于风电场调度，娜仁风电场仅架设了一个测风塔，用于收集风资源数据，提供给预测系统。AVC自动电压控制系统利用计算机和通信技术，对电网中的无功资源以及调压设备进行自动控制，以达到保证电网安全、优质和经济运行的目的。AGC自动发电量控制系统，保证发电机组在规定的出力调整范围内，跟踪电力调度交易机构下发的指令，按照一定调节速率实时调整发电出力，以满足电力系统频率和联络线功率控制要求的服务，保证发电出力与负荷平衡，保证系统频率为额定值。娜仁风电场的电气主接线图如下：
图3 娜仁风电场电气主接线图 4.35kV系统相关知识
（1）设备名称、编号：
1）断路器：352、353、354、355、356、357。
2）“3”代表电压等级，“5”代表蒙西电网，“X”代表断路器序号。3）主变低压侧断路器301：“3”代表电压等级，“0”代表该断路器位置在主变高压侧或低压侧，“1”为变压器编号。
4）电压互感器断路器319：“3”代表电压等级，“1”代表母线编号，“9”为电压互感器。
5）电压互感器断路器编号：“电压等级”+“母线编号”+“9” 6）断路器353、354、355、356、357的接地刀闸编号为断路器编号+“7”。
（2）35kV配电室
共有8面KYN61-40.5型铠装移开式交流金属封闭高压开关柜，其中进
线柜1面，馈线柜5面，无功补偿装置柜1面，电压互感器避雷器柜1面。当系统正常运行时，能切断和接通线路及各种电气设备的空载和负载电流；当系统发生故障时，它能和继电保护装置配合迅速切除故障电流，以防止扩大事故范围。开关柜整体室由柜体和手车两大部分组成。柜体结构为组装式，开关柜的主要电气元件都有其独立的隔室，用金属隔板将开关柜的内部分隔为：仪表室、手车室、母线室、电缆室。具有架空进出线、电缆进出线。
（3）无功补偿
娜仁风电场采用静止无功发生器Static Var Generator，简称为SVG。又称高压动态无功补偿发生装置，或静止同步补偿器。是指由自换相的电力半导体桥式变流器来进行动态无功补偿的装置。SVG不仅可以满足风电接入系统的功率因数、电压波动与闪变等要求，还可以减小系统扰动对风机的影响。和电容器和电抗器的配合使用，使基于SVG的综合补偿系统成本低、性能好。而且SVG的可移动性、可扩展性，也使得整个无功补偿系统可以随着风电场的建设同步扩展。
5.互感器的作用与分类
1）与测量仪表配合，对线路的电压、电流、电能进行测量；2）与继电器配合对电力系统和设备进行电压过电流,过负载和单相接地等保护；3）使测量仪表、继电保护装置和线路的高电压隔离开以保证操作人员和设备的安全；4）将电压和电流换成统一的标准值，以利于仪表和继电器标准化。
电压互感器（PT）：电压互感器是用来测量电网高电压的特殊变压器，它能将高电压按规定比例转换为较低的电压后，再连接到仪表上去测量。二次侧额定电压为100V。
电流互感器（CT）：是一种将高电压系统中的电流或低压系统中的大电流变成低电压标准小电流的电流变换装置。二次侧额定电流为5A或1A。
6.其他方面的知识
（1）电压互感器辅助绕组(开口三角)作用：
发生接地故障时做继电保护用，若发生单相接地，测量零序阻抗、零序功率方向。
（2）主变平衡绕组的作用：平衡零序电流；滤波作用，保证不向电网输送谐波电流。
（3）均压环的作用：减少不均匀电场；提高设备绝缘水平。
（4）防雷保护间隙作用：在正常情况下，保护间隙对地是绝缘的，并且绝缘强度低于所保护线路的绝缘水平，因此，当线路遭到雷击时，保护间隙首先因过电压而被击穿，将大量雷电流泄入大地，使过电压大幅度下降，从而起到保护线路和电气设备的作用。
（5）400V站用变系统
站用三相绝缘干式变压器号为：SCB10-630/36.75 S:三相
C：环氧浇注式 B：低压箔绕式 10：性能水平代号 630：额定容量 36.75：额定电压
万能式真空断路器型号：YDDLB-1600，既有手动开关作用，又能自动进行失压、过载、和短路保护。
GCS型低压配电柜（2面进线柜，1面联络柜，8面馈线柜），进线柜为变压器柜三相四线主母排侧进线，其他馈线回路一、二次电缆均为电缆柜侧下出线。
（6）电源系统：
1）UPS不间断电源系统，它是一种含有储能装置、以逆变器为主要组成部分的恒压恒频的电源设备。现代经济活动越来越多地依赖于数字技术，而数字技术对电力骚扰非常敏感。结果，很多的应用负载需要有一个后备电源来防止公共电网中的骚扰所带来的风险。
2）ZZG23A-20220系列高频开关整流模块是作为高压断路器直流操作机构的正常分合闸、继电保护、信号母线等使用的操作电源及事故时分合闸、照明、控制通信等用的直流电源。单块模块输出直流电流额定值为20A。
（7）娜仁风电场巡视线路为：
1）、继电保护室→2）、蓄电池室→3）、400V配电室→4）、220kV升压站→5）、35kV配电室→6）、无功补偿装置→7）、水泵房。
三、实习总结
这十天生产实习顺利的完成了，实习期间在风电场工作人员的带领下，通过参观学习风机现场、中控室、变电站，采取实习指导老师讲解和工程人员指引等方式完成了本次实习。在这里我收获了很多，学到了很多，也领悟了很多，同时也发现了自身的不足和存在的问题，下面是我的心得和体会。
盈风岭风电场 二〇一八年四月二十八日
目录
一、企业概况
...............................................4 风电场简介.............................................4 主要设备和生产系统.....................................5 组织机构...............................................5 经营情况...............................................6 安全生产情况...........................................6 二、安全自查评开展情况
.....................................6
三、下阶段工作的重点
.......................................7
四、自查评各专业查评情况
...................................9
1、风机专业 ............................................9 2、电气一次专业........................................9 3、电气二次...........................................11 4、信息与网络.........................................11 5、安全管理...........................................12 6、环保管理...........................................14 7、建构筑物...........................................14 8、劳动安全与作业环境.................................15 9、职业健康管理.......................................16 五、本次安全性评价的结论
..................................17
附表 1：盈风岭风电场安全性评价自查评总分表................18 附表 2：盈风岭风电场安全性评价自查评结果明细表............20 附表 3：盈风岭风电场安全性评价发现的主要问题及改建议明细表 22
盈风岭风电场安全性评价自查组成员 序号
专业
姓名
组 长 刘志强 2
风力发电机组 付
浩 3
电气一次 鹿方涛 4
电气二次 高超超 5
网络信息 陈
捷 6 建构筑物 张宪斌 7
安全管理 王
耀 8
环保管理 王
耀 9
劳动安全与作业环境 张
凡 10
职业健康 陈日新
前
言
依据华润电力控股有限公司企业标准 Q/CRP1310.08.01《风力发电企业 EHS 风险评估标准（试行）》，自 2018 年 4 月 05 日至 4 月27日晋南检修基地组织对盈风岭风电场进行了安全性评价自查评工作。
一、企业概况
风电场简介 华润浮山盈风岭风电场，注册成立公司名称：华润新能源（临汾）风能有限公司，项目地点位于山西省临汾市浮山县境四十里马场附近。
项目总投资 8 亿多元人名币，设计装机容量 118.5MW（包含古县境内区域 13 台风机），单机容量 1.5MW，风机轮毂高度 75m，共装机 79 台金风 GW93-1500 型风机设备，一次性建成投产，同时配套新建 110kV 升压站一座，新建 110KV 单回送出线路全长 13.6 公里，6 回 35kv 集电线路送至升压站 35KV 开关柜。电网接入点为浮山文昌 110KV 智能变电站，新建 110KV 单回送出线路全长 13.6 公里。
2016 年 11 月 02 日首台风机并网运行，2017 年 08 月 30 日风机全部并网。年风可利用小时数为 2023 小时左右；年平均风速5.14 m/s。工程占地约 210km²（含锦风岭风电场 80km²）。目前，盈风岭风电场通过环境保护、水土保持、消防、职业健康“三同时”的验收，尚未完成安全设施“三同时”、土地证及房产证办理工作。
主要设备和生产系统 1、风机型号 GW93-1500，单机容量为 1500kW；生产厂家金风科技股份有限公司；共 79 台。
2、箱变低压侧电压 690V，高压侧 35kV；一种规格型号为ZGSB-H.F-1600/35，共 50 台；另一种型号为 ZGSB-H.F-900/35，共 58 台；生产厂家顺特电气设备有限公司。
3、主变规格型号 SZ11-120000/121，总容量为 12MVA，生产厂家江苏华鹏变压器有限公司；共一台。
4、GIS 设备规格型号 ZF53-126，生产厂家特变电工中发上海高压开关有限公司。送出线路选用型号为 JL/GIA-400 的钢芯铝绞线送至文昌变电站，全长共计 13.6km。
5、35kV 集电线路开关设备规格型号 KYN61-40.5，生产厂家云南云开电气股份有限公司，将 35kV 集电线路汇集并联至 35kV母线，共 6 套。
6、站用变规格型号 SCB11-500/35，生产厂家明珠电气有限公司，共一套；降压后为站内提供用电电源。
7、SVG 设备规格型号 TKSVG-QD-8000/10，共 2 套。生产厂家山东泰开电力电子有限公司。
组织机构
风电场共设置站长 1 名、巡操员 10 名（其中 2 名巡操小组 组长），目前在岗员工 11 名,外聘 4 名司机、2 名厨师、1 名保洁员。
经营情况 2017 年,盈风岭风电场完成发电量 1.888 亿千瓦时，利润共计287.33 万元。
安全生产情况 自建厂以来未发生人身事故、设备事故，未发生因本企业原因造成的电网事故，未发生火灾事故，未发生环境污染和食物中毒事件。未发生一类障碍及以上设备事故。
二、安全自查评开展情况
盈风岭风电场成立安全性评价自查组共 9 人，分九个专业，开展了为期 22 天的安全性自查评工作：
序号
专业
姓名
组 长 刘志强 2
风力发电机组 付
浩 3
电气一次 鹿方涛 4
电气二次 高超超 5
网络信息 陈
捷 6 建构筑物 张宪斌 7
安全管理 王
耀 8
环保管理 王
耀 9
劳动安全与作业环境 张
凡 10
职业健康 陈日新 自查组依据华润电力控股有限公司发布的《风力发电企业 EHS 风险评估标准（试行）》和国家有关法律法规、国标行标以及华润电力控股有限公司有关文件，对盈风岭风电场的设备设施（风力
发电机组、电气一次、电气二次、信息网络安全、建构筑物）、劳动安全与作业环境、安全管理、职业健康和环境保护管理九个方面,进行全面对标检查、评估工作。
本次安全性自查评工作，主要分三个阶段：
1、自查、整改阶段（2018 年 04 月 05 日—2018 年 04 月 18 日），由各专业组织进行自查、整改，发现及整改问题汇总后上报组长。
2、查评阶段（2018 年 04 月 18 日—2018 年 04 月 22 日），各专业在自查的基础上，组织专业人员进行查评打分。
3、整改阶段（2018 年 04 月 22 日-2018 年 04 月 27 日），列出整改计划，风电场组织问题的整改，出具安全自查评报告。
本次《EHS 风险评估》标准检查项目 727 项，标准分 8770 分；扣分项目 80 项，占查评项目的 11%；查评实际得分 8194 分，得分率 93.43%。其中：
序号 项目 应得分（分）
实得分（分）
得分率（%）
重点问题数 6.1 风电机组 845 809 95.7 3 6.2 电气一次设备 1165 1086 93.22 11 6.3 电气二次设备及其他 1155 1067 92.38 3 6.4 信息网络 600 570 95 1 6.5 建构筑物 130 128 98.46 0 7 劳动安全及作业环境 1680 1604 95.47 10 8 安全管理 1575 1441 91.49 11 9 职业健康 820 785 95.12 3 10 环保管理 800 710 88.75 3 发现问题 84 重点问题 45 评价综合得分 93.43% 三、下阶段工作的重点
盈风岭风电场全体员工积极认真的深入现场开展 EHS 风险评估工作，通过此次自查，夯实了我场安全工作的基础，风电场全
体员工将继续努力，加强设备检查与管理工作，避免不安全情况的发生，下一步我场的安全工作主要围绕以下几点开展：
1、在工作中牢固树立任何事故都是可以避免的思想；对可预防的事故，采取必要的预防措施；采用先进技术手段与加强管理，有效地预防和减少事故的发生。规范班组安全管理的例行工作标准，健全基础台帐、记录，使安全管理逐步达到制度化、规范化、程序化、科学化、信息化。
2、以加强管理为基础，完善技术措施为手段，有效的制度和标准体系为保障，建立安全生产的长效机制。
3、对此次检查发现的问题，制定详细的整改计划，认真组织完成整改。
4、充分认识牢固树立安全生产“红线意识”的重要意义，把习近平总书记提出的“人命关天，发展决不能以牺牲人的生命为代价”的指示精神落到实处，转化为具体的工作措施和要求，成为安全生产的坚强保障。
5、加强安全生产宣传教育，努力提高安全防范意识。加强广大员工的安全防范意识及基本的识灾、防灾能力和应有的自我保护意识，加大对各类违章的考核力度。
风电场已经按照 EHS 风险评估要求组织了自查、自评工作，由于人员水平有限，对于自查的不足之处，希望专家组给予批评和指正，我们将虚心改正。希望通过专家的指导和公司全体员工的共同努力，更加夯实风电场 EHS 管理的水平。
四、自查评各专业查评情况
1、风机专业 （1）评估结论 依据《风力发电企业 EHS 风险评估标准》的规定，风力发电机组专业标准评估项目 177 项，实际评估 123 项，经查发现问题 5项，其中重点问题 3 项；评估应得分 845 分，评估扣分 36 分，评估实得分 809 分，得分率 95.7%。
（2）评估发现的主要问题及建议 问题 1：风电机组接地系统没有接地测试报告 措施 1：尽快与测试的相关单位索取相关的测试报告 问题 2：检验塔架垂直度没有报告 措施 2：尽快与测试的相关单位索取相关的测试报告 问题 3：检验基础水平度报告没有 措施 3：尽快与测试的相关单位索取相关的测试报告 问题 4：塔底消防器材不齐全，仅配置 1 具灭火器 措施 4：每台机组的塔底再加装配备一具灭火器 问题 5：现场没有配备冗余系统 措施 5：现场采购系统做好冗余备份 2、电气一次专业（1）评估结论 依据《风力发电企业 EHS 风险评估标准》的规定，电气一次专业标准评估项目 103 项，实际评估 94 项，经查发现问题 17 项，其中重点问题 11 项；评估应得分 1165 分，评估扣分 85 分，评估实得分 1080 分，得分率 92.70%。
（2）评估发现的主要问题及建议 问题 1：压力释放阀、气体继电器有轻微渗油 措施 1：加强观察，发现异常及时处理；全年检修时进行加固处理 问题 2：防止全站停电事故预防措施不完善 措施 2：完善防止全站停电事故预防措施内容并严格执行 问题 3：绝缘子检查试验未进行无损探伤项目 措施 3：定期组织开展无损探伤项目 问题 4：高压开关损坏风险控制未定期测量温度 措施 4：建立健全厂内测温台账，定期对设备测温 问题 5：GIS 的接地无感应电压测量记录 措施 5：定期对 GIS 的接地感应电压进行测量并记录 问题 6：避雷器在线泄漏电流及带电测试泄漏电流表未定期检验 措施 6：按规定定期检验并做好记录 问题 7：电缆清册及电缆标识电缆标识不清楚 措施 7：对无标示牌的电缆进行整改；敷设电缆增加电缆标示牌； 问题 8：变压器安装围栏安全净距离及高度不满足要求 措施 8：加装围栏 问题 9：绝缘子管理未按规定定期、定点进行盐密监测 措施 9：按规定定期、定点进行绝缘子盐密监测并做好记录 问题 10：绝缘监督管理未建立绝缘监督台账
措施 10：制定绝缘监督台账 问题 11：无反事故措施实施细则 措施 11：制定反事故措施实施细则 3、电气二次（1）评估结论 依据《风力发电企业 EHS 风险评估标准》的规定，电气二次专业标准评估项目 140 项，实际评估 131 项，经查发现问题 19 项，其中重点问题 3 项；评估应得分 1155 分，评估扣分 88 分，评估实得分 1067 分，得分率 92.38%。
（2）评估发现的主要问题及建议 问题 1：站用切换未按要求配置 措施 1：配置备自投 问题 2：未开展等级保护测评 措施 2：开展等保测评 问题 3：未编写本公司的自动化运行规程、检修规程 措施 3：编写本公司的自动化运行规程或检修规程 问题 4：未建立反措执行台账 措施 4：建立反措执行台账 问题 5：两组电压偏差超过规定要求 措施 5：进行核对性充放电 4、信息与网络（1）评估结论
依据《风力发电企业 EHS 风险评估标准》的规定，信息网络安全专业标准评估项目 16 项，实际评估 16 项，经查发现问题 5项，其中重点问题 1 项；评估应得分 600 分，评估扣分 30 分，评估实得分 570 分，得分率 95%。
（2）评估发现的主要问题及建议 问题 1：需求分析报告不完善 措施 1：完善需求分析报告等记录 问题 2：软件试运行与验收报告内容不全 措施 2：完善相关报告 问题 3：软件使用记录内容不全 措施 3：完善相关记录 问题 4：需求变更单不符合要求 措施 4：完善需求变更单 问题 5：无备份数据恢复测试记录 措施 5：进行备份与数据恢复测试 5、安全管理（1）评估结论 依据《风力发电企业 EHS 风险评估标准》的规定，安全管理专业标准评估项目 156 项，实际评估 153 项，经查发现问题 18 项，其中重点问题 11 项；评估应得分 1575 分，评估扣分 134 分，评估实得分 1441 分，得分率 91.49%。
（2）评估发现的主要问题及建议
问题 1：EHS 管理制度不健全 措施 1：按照大区相关 EHS 管理制度健全本场站的 EHS 管理制度 问题 2：不适用的管理制度没有及时废除 措施 2：不适用的管理制度给予废止 问题 3：无简易登高工具日常检查台账 措施 3：结合风电场 EH 管理现状和目标追求制定本单位 EHS 政策与承诺 问题 4：风电场未组织开展安全生产标准化达标工作 措施 4：组织开展安全生产标准化自查评工作 问题 5：风电场未组织 EHS 系统评审 措施 5：开展 EHS 体系评审 问题 6：无安全制度建设情况总结硅谷 整改措施 6：开展安全制度建设总结回顾 问题 7：工作任务危险源辨识不全面 措施 7：详细制定涵盖所有生产设备、生产区域和工作任务的工作任务清单 问题 8：风电场 2018 年应急物资采购计划未经生产技术部门审核 措施 8：应急物资采购计划须经生产技术部门审核 问题 9：无专项风险评估工作的评估报告 措施 9：组织开展专项风险评估，形成评估报告并发布 问题 10：未制定《变更管理制度》 措施 10：组织制定与完善《变更管理制度》
6、环保管理 （1）评估结论 依据《风力发电企业 EHS 风险评估标准》的规定，环保管理专业标准评估项目 11 项，实际评估 11 项，经查发现问题 3 项，其中重点问题 3 项；评估应得分 800 分，评估扣分 90 分，评估实得分 710 分，得分率 88.75%。
（2）评估发现的主要问题及建议 问题 1：现场无环保宣传内容和提示 措施 1：现场增设环保宣传内容和提示 问题 2：未见废润滑油、油污抹布处置回收控制方案 措施 2：制定废润滑油、油污抹布处置回收控制方案并严格执行 问题 3：未组织环境污染事故应急预案演练 措施 3：定期组织组织环境污染事故应急预案演练 7、建构筑物（1）评估结论 依据《风力发电企业 EHS 风险评估标准》的规定，建构筑物专业标准评估项目 5 项，实际评估 5 项，经查发现问题 1 项，其中重点问题 0 项；评估应得分 130 分，评估扣分 2 分，评估实得分 128 分，得分率 98.46%。
（2）评估发现的主要问题及建议 问题 1：外墙壁风道、瓷砖掉落 措施 1：固定牢固，防止再次脱落
8、劳动安全与作业环境 （1）评估结论 依据《风力发电企业 EHS 风险评估标准》的规定，劳动安全和作业环境专业标准评估项目 149 项，实际评估 129 项，经查发现问 14 项，其中重点问题 10 项；评估应得分 1680 分，评估扣分76 分，评估实得分 1604 分，得分率 95.47%。
（2）评估发现的主要问题及建议 问题 1：接地装置无登记台账 整改措施 1：统计接地装置，并做好登记台账 问题 2：无简单工具（手工具）台账 整改措施 2：统计简单工具，并做好登记台账 问题 3：无简易登高工具日常检查台账 整改措施 3：建立检查台账，按期检查并做好记录 问题 4：有限空间台账不全 整改措施 4：对有限空间进行辨识，并完善有限空间台账 问题 5：无闭锁系统管理标准 整改措施 5：编制并发布《闭锁系统管理标准》 问题 6：每台风机未设置 3 具灭火器 整改措施 6：采购并配置齐全 3 具灭火器 问题 7：灭火器未年检 整改措施 7：联系资质单位进行年检 问题 8：风机机舱未设置自动灭火及自动报警装置
整改措施 8：风机机舱安装自动灭火及自动报警装置 问题 9：无消防水系统图 整改措施 9：现场粘贴消防水系统图 问题 10：仓库货架无称重标识 整改措施 10：在货架的显著位置加注承重标识和加载方式 问题 11：无风机小吊车日常检查维护记录 整改措施 11：定期对风机小吊车进行检查维护，做好有关记录 问题 12：安全标识管理台账不健全 整改措施 12：完善安全标识管理台账 9、职业健康管理（1）评估结论 依据《风力发电企业 EHS 风险评估标准》的规定，职业健康专业标准评估项目 65 项，实际评估 65 项，经查发现问题 3 项，其中重点问题 3 项；评估应得分 820 分，评估扣分 35 分，评估实得分 785 分，得分率 95.12%。
（2）评估发现的主要问题及建议 问题 1：职业卫生档案不完善 措施 1：完善职业卫生档案和职业健康监护档案 问题 2：还未进行职业病危害项目申报 措施 2：向当地安全监督管理部门申报职业病危害项目 问题 3：无控评报告 措施 3：尽快完成控评报告
五、本次安全性评价的结论 依据华润电力《风力发电企业 EHS 风险评估标准》（Q/CRP 13 10.08.01-2017）和相关法律法规、规定规范及行业标准，本次安全性评价自查评项目 822 项，不适用项 95 项，实际评估 727 项；评估扣分 80 项，扣分项占评估项的 11%； 评估问题 84 项，其中重要问题 45 项，重要问题占问题总项的 53.6%；应得分 8770 分，评估扣分 576 分，实得分 8194 分，得分率 93.43%。详见：
附表 1：盈风岭风电场安全性评价自查评总分表； 附表 2：盈风岭风电场安全性评价自查评结果明细表； 附表 3：盈风岭风电场安全性评价发现的主要问题及改建议明细表。
附表 1：
盈风岭风电场安全性评价自查评总分表
序号
项目
应得分
实得分
得分率% %
序号
项目
应得分
实得分
得分率% %6
设备设施系统
3895
3654
93.8
9.2
规章制度
6.1 风力发电设备 845 809 95.7 9.3 管理机构 40 35 87.5 6.2 电气一次设备 1165 1080 92.70 9.4 前期预防 120 90 75 6.3 电气二次设备 1155 1067 92.38 9.5 工作场所管理 200 200 100 6.4 信息网络安全 600
570
9.6 防护设施 50 50 100 6.5 建构筑物 130 128 98.46 9.7 个人防护 80 80 100 7 7
劳动安全及作业环境1 680
1604
95.47
9.8
教育培训
7.1 劳动安全 950 880 92.63 9.9 健康监护 160 160 100 7.2 作业环境 380 375 98.68 9.10 应急管理 50 50 100 7.3 防灾减灾 250 249 99.6 9.11 食品卫生安全管理 40 40 100 7.4 电力设施保护 100 100 100 10 环保管理 800 710 88.75 8 8
安全管理
1575
1441
91.49
10.1
制度与组织
8.1 组织体系 90
88.88 10.2 环保宣传教育与培训 70 65 92.85 8.2 责任体系 60 60 100 10.3 环保投入 80 80 100 8.3 政策/承诺/目标 130 95 73.07 10.4 环境保护“三同时” 100 100 100 8.4 体系文件 95 88 92.63 10.5 环保风险评估 80 80 100 8.5 EHS 监督与保障体系 165 161 97.57 10.6 环境污染控制 80 0 0 8.6 风险控制体系 735 674 91.7 10.7 环境保护隐患排查治理 80 80 100 8.7 教育培训体系 130 130 100 10.8 环境应急管理 70 65 92.85 8.8 安全生产管理工具 40 38 95 10.9 环保事故、事件管理 70 70 100 8.9 EHS 管理项目 35 35 100 10.10 合规性评价 60 60 100 8.10 管理评价/奖惩 55 40 72.72 10.11 环境保护档案管理 40 40 100
序号
项目
应得分
实得分
得分率% %
序号
项目
应得分
实得分
得分率% %
8.11 持续改进 40 40 100 安全性评价
8770
8194
93.439
职业健康管理
820
785
95.12
9.1 责任体系 20
附表 2：
盈风岭风电场安全性评价自查评结果明细表
序号
评价项目及内容
应得分
实得分
得分率（% %））
问题数
重点问题数6
设备设施系统
3895
3654
93.8
6.1 风力发电设备 845
809
95.73 6.2 电气一次设备 1165 1086 93.22 16 11 6.3 电气二次设备 1155 1067 92.38 19 3 6.4 信息网络安全 600 570 95 5 1 6.5 建构筑物 130 128 98.46 1 0 7 7
劳动安全及作业环境
1680
1604
95.47
7.1 劳动安全 950 880 92.63 12 10 7.2 作业环境 380 375 98.68 1 0 7.3 防灾减灾 250 249 99.6 1 0 7.4 电力设施保护 100 100 100 0 0 8 8
安全管理
1575
1441
91.49
8.1 组织体系 90 80 88.88 2 2 8.2 责任体系 60 60 100 0 0 8.3 政策/承诺/目标 130 95 73.07 2 2 8.4 体系文件 95 88 92.63 2 0 8.5 EHS 监督与保障体系 165 161 97.57 2 0 8.6 风险控制体系 735 674 91.7 6 6 8.7 教育培训体系 130 130 100 0 0 8.8 安全生产管理工具 40 38 95 1 1 8.9 EHS 管理项目 35 35 100 0 0 8.10 管理评价/奖惩 55 40 72.72 3 0 8.11 持续改进 40 40 100 0 0 9 9
职业健康管理
820
785
95.1233
序号
评价项目及内容
应得分
实得分
得分率（% %））
问题数
重点问题数
9.1 责任体系 20
0
0
9.2 规章制度 20
0
0
9.3 管理机构 40
87.5
9.4 前期预防 120
9.5 工作场所管理 200
200
0
0
9.6 防护设施 50
0
0
9.7 个人防护 80
0
0
9.8 教育培训 40
0
0
9.9 健康监护 160
160
0
0
9.10 应急管理 50
0
0
9.11 食品卫生安全管理 40
0
0
环保管理
800
710
88.7533
10.1 制度与组织 70
0 0 10.2 环保宣传教育与培训 70
92.851 10.3 环保投入 80
0 0 10.4 环境保护“三同时” 100
0 0 10.5 环保风险评估 80
0 0 10.6 环境污染控制 80
0
01 10.7 环境保护隐患排查治理 80
0 0 10.8 环境应急管理 70
92.851 10.9 环保事故、事件管理 70
0 0 10.10 合规性评价 60
0 0 10.11 环境保护档案管理 40
0 0 汇总
8770
8194
93.43
附表 3：
盈风岭风电场安全性评价发现的主要问题及改建议明细表
1.风机专业：
序号
项目序号
评估项目
主 要问题
标准分
应扣分
实得分
整改建议
是重点问题（√）6.1.1.1 运 行 异 响 无 10 0 10
6.1.1.2 整 体 防 护 无 10 0 10
6.1.1.3 接 地 系 统 1、没有接地测试报告 15 15 0 1、尽快出具测试报告 √ 4 6.1.1.4 安 全 与 功 能 性 实 验 无 15 0 15
6.1.1.5 警 示 标 志 无 10 0 10
6.1.1.6 急 停 按 钮 检 查 无 10 0 10
6.1.1.7 内 部 卫 生 无 10 0 10
6.1.1.8 低 电 压 穿 越 无 10 0 10
6.1.1.9 消 防 设 备 配 置 1、塔底消防器材不齐全，仅配置 1具灭火器 10 51、每台机组的塔底再加装配备一具灭火器6.1.2.1（1）
外 观 无 5 0 5
6.1.2.1（2）
螺 栓 无 20 0 20
6.1.2.1（3）
防 雷 无 5 0 5
6.1.2.1（4）
叶 尖 无关项 5
6.1.2.1（5）
液 压 缸 无关项 5
6.1.2.1（6）
叶 尖 联 结 钢 索 无关项 5
6.1.2.1（7）
表 面 污 染 和 粗 糙 度 无 5 0 5
序号
项目序号
评估项目
主 要问题
标准分
应扣分
实得分
整改建议
是重点问题（√）6.1.2.1（8）
叶 片 盖 板 无 5 0 5
6.1.2.1（9）
安 装 角 度 无 5 0 5
6.1.2.2（1）
外 观 和 表 面 无 5 0 5
6.1.2.2（2）
螺 栓 无 10 0 10
6.1.2.2（3）
叶 片 变 桨 回 转 支 承 无 10 0 10
6.1.2.2（4）
回 转 支 承 油 脂 泄 露 无 5 0 5
6.1.2.2（5）
回 转 支 承 润 滑 无 5 0 5
6.1.2.2（6）
叶 轮 锁 定 装 置 无 5 0 5
6.1.2.3（1）
导 流 罩 本 体 无 5 0 5
6.1.2.3（2）
导 流 罩 固 定 支 架 无 10 0 10
6.1.2.3（3）
工 作 窗 无 5 0 5
6.1.2.3（4）
导 流 罩 卫 生 无 5 0 5
6.1.2.4（1）
主 轴 外 观 无 10 0 10
6.1.2.4（2）
主 轴 承 转 动 异 响 无 10 0 10
6.1.2.4（3）
主 轴 承 密 封 无 5 0 5
6.1.2.4（4）
主 轴 联 结 螺 栓 无 10 0 10
6.1.2.4（5）
主 轴 罩 盖 无关项 5
6.1.2.4（6）
自 动 润 滑 系 统 无关项 5
6.1.2.4（7）
油 脂
6.1.2.5（1）
运 行 异 响 无关项 10
6.1.2.5（2）
油 品目视 检 查 无关项 10
6.1.2.5（3）
箱 体 渗 漏 无关项 5
6.1.2.5（4）
油 品 化 验 无关项 5
6.1.2.5（5）
固 定 螺 栓 无关项 5
6.1.2.5（6）
齿 面 检 查 无关项 10
序号
项目序号
评估项目
主 要问题
标准分
应扣分
实得分
整改建议
是重点问题（√）
6.1.2.5（7）
润 滑 油 更 换 无关项 10
6.1.2.5（8）
传 感 器 检 查 无关项 10
6.1.2.5（9）
齿 轮 箱 弹 性 支 承 无关项 5
6.1.2.6（1）
系 统 泄 露 无关项 10
6.1.2.6（2）
滤 芯 更 换 无关项 10
6.1.2.6（3）
油 泵 无关项 5
6.1.2.6（4）
油 泵 电 机 无关项 5
6.1.2.6（5）
系 统 管 路 无关项 5
6.1.2.6（6）
冷 却 器 无关项 5
6.1.2.6（7）
油 路 阀 门 无关项 5
6.1.2.6（8）
冷 却 风 扇 无关项 5
6.1.2.6（9）
冷 却 风 道 无关项 5
6.1.2.7（1）
外 观 无关项 5
6.1.2.7（2）
相 对 位 移 无关项 10
6.1.2.7（3）
防 护 罩 盖 无关项 5
6.1.2.7（4）
是 否 渗 漏 无关项 5
6.1.2.8（1）
资 料 检 查 无 5 0 5
6.1.2.8（2）
温 升 无 10 0 10
6.1.2.8（3）
运 行 噪 音 无 5 0 5
6.1.2.8（4）
发 电 机 电 缆 无 10 0 10
6.1.2.8（5）
冷 却 散 热 系 统 无 10 0 10
6.1.2.8（6）
水 冷 装 置 无关项 5
6.1.2.8（7）
接 线 紧 固 无 5 0 5
6.1.2.8（8）
发 电 机 轴 承 无 5 0 5
6.1.2.8（9）
发 电 机 测 试 无 10 0 10
序号
项目序号
评估项目
主 要问题
标准分
应扣分
实得分
整改建议
是重点问题（√）
6.1.2.8（10）
发 电 机 加 热 无关项 5
6.1.2.8（11）
底 脚 螺 栓 无 10 0 10
6.1.2.8（12）
发 电 机 弹 性 支 承 无关项 5
6.1.2.8（13）
滑 环 室 碳 粉 清 理 无关项 5
6.1.2.8（14）
滑 环 检 查 无 5 0 5
6.1.2.8（15）
碳
刷 磨 损 检 查 无关项 5
6.1.2.8（16）
接 地 碳 刷 无关项 5
6.1.2.8（17）
碳 刷 支 架 无关项 5
6.1.2.8（18）
碳 刷 引 线 无关项 5
6.1.2.8（19）
空 气 过 滤器 无关项 5
6.1.2.9（1）
联 轴 器 是 否 打 滑 无关项 5
6.1.2.9（2）
联 轴 器 螺 栓 力 矩 无关项 10
6.1.2.9（3）
缓 冲 部 件 无关项 5
6.1.2.9（4）
对 中 检 查 无关项 5
6.1.2.9（5）
外 部 防 护 罩 无关项 10
6.1.2.10（1）
偏 航 异 响 无 5 0 5
6.1.2.10（2）
减 速 器 是 否 渗 漏 无 5 0 5
6.1.2.10（3）
偏 航 系 统 螺 栓 无 10 0 10
6.1.2.10（4）
偏 航 回 转支承 无 5 0 5
6.1.2.10（5）
偏 航 齿 无 5 0 5
6.1.2.10（6）
偏 航 制 动 器 无 10 0 10
6.1.2.10（7）
偏 航 制 动 压 力 无 10 0 10
6.1.2.10（8）
偏 航 电 机 无 5 0 5
6.1.2.10（9）
偏 航 余 压 无 5 0 5
序号
项目序号
评估项目
主 要问题
标准分
应扣分
实得分
整改建议
是重点问题（√）
6.1.2.10（10）
风 速 仪 和 风 向 标 无 5 0 5
6.1.2.11（1）
旋 转 接 头 无关项 5
6.1.2.11（2）
油 管 和 分 配 器 无关项 5
6.1.2.11（3）
液 压 油 缸 无关项 5
6.1.2.11（4）
液 压 动 力 装 置 无关项 10
6.1.2.11（5）
润 滑 无关项 5
6.1.2.12（1）
滑 环 无 5 0 5
6.1.2.12（2）
变 桨 控 制 柜 无 10 0 10
6.1.2.12（3）
变 桨 电 机 无 5 0 5
6.1.2.12（4）
变 桨 减 速 器 无 10 0 10
6.1.2.12（5）
变 桨 小 齿 轮 无 5 0 5
6.1.2.12（6）
齿 形 带 外 观 无 5 0 5
6.1.2.12（7）
齿 轮 带 测 试 无 5 0 5
6.1.2.12（8）
齿 轮 箱 固 定 无 5 0 5
6.1.2.12（9）
备 用 电 源 无 5 0 5
6.1.2.13（1）
传 感 器 检 查 无 5 0 5
6.1.2.13（2）
刹 车 片 间 隙 无 5 0 5
6.1.2.13（3）
刹 车 片 磨 损 程 度 无 10 0 10
6.1.2.13（4）
制 动 盘 检 查 无 5 0 5
6.1.2.13（5）
制 动 装 置 固 定 无 10 0 10
6.1.2.13（6）
刹 车 测 试 无 5 0 5
6.1.2.13（7）
制 动 块 磨 损 和 温 度 检 测 传 感 器 无 10 0 10
6.1.2.14（1）
系 统 外 观 检 查 无 10 0 10
序号
项目序号
评估项目
主 要问题
标准分
应扣分
实得分
整改建议
是重点问题（√）
6.1.2.14（2）
管 道 和 接 头 无 10 0 10
6.1.2.14（3）
压 力 测 试 无 10 0 10
6.1.2.14（4）
油 位 检 查 无 5 0 5
6.1.2.14（5）
滤 芯 更 换 无 5 0 5
6.1.2.14（6）
液 压 电 机 无 5 0 5
6.1.2.14（7）
电 磁 阀 无 10 0 10
6.1.2.14（8）
手 动 阀 门 无 5 0 5
6.1.2.14（9）
蓄 能 罐 无 5 0 5
6.1.2.14（10）
液 压 泵 无 5 0 5
6.1.2.15（1）
塔 架 螺 栓 无 20 0 20
6.1.2.15（2）
塔 架 内 电 缆 无 10 0 10
6.1.2.15（3）
塔 架 附 件 无 10 0 10
6.1.2.15（4）
塔 身 无 5 0 5
6.1.2.15（5）
防 坠 落 装 置 无 5 0 5
6.1.2.15（6）
塔 架 垂 直 度 1、没有塔架垂直报告 5 5 0 1、出具塔架垂直报告 √ 129 6.1.2.15（7）
塔 架 门 防 护 无 5 0 5
6.1.2.16（1）
基 础 沉 降 无 10 0 10
6.1.2.16（2）
基 础 水平1、没有基础水平报告 100 1、出具基础水平测试报告 √ 132 6.1.2.16（3）
基 础 外 观 无 5 0 5
6.1.2.17（1）
柜 内 外 观 检 查 无 10 0 10
6.1.2.17（2）
接 线 端 子 无 5 0 5
序号
项目序号
评估项目
主 要问题
标准分
应扣分
实得分
整改建议
是重点问题（√）
6.1.2.17（3）
电 缆 无 5 0 5
6.1.2.17（4）
IGBT
等 元 件 无 5 0 5
6.1.2.17（5）
柜 体 安 装 和 接 地 无 5 0 5
6.1.2.17（6）
通 风 散 热 无 5 0 5
6.1.2.17（7）
安 全 操 作 机 构 无 5 0 5
6.1.2.17（8）
防 护 无 10 0 10
6.1.2.17(9)柜 体 加 热 无 5 0 5
6.1.2.17(10)断 路 器 无 5 0 5
6.1.2.18(1)水 冷 系 统 压 力 无 5 0 5
6.1.2.18(2)温 度 是 否 正 常 无 5 0 5
6.1.2.18(3)管 路 无 5 0 5
6.1.2.18(4)滤 网 无 5 0 5
6.1.2.18(5)循 环 泵 无 5 0 5
6.1.2.18(6)散 热 器 无 5 0 5
6.1.2.19(1)电 容 接 触 器 无关项 10
6.1.2.19(2)电 容 无关项 10
151 6.1.2.20(1)控 制 器 显 示 界 面 无关项 5
152 6.1.2.20(2)控 制 器 操 作 无关项 5
153 6.1.2.20(3)操 作 面 板 外 观 无关项 5
154 6.1.2.20(4)控 制 参 数 无 10 0 10
155 6.1.2.20(5)运 行 记 录 无 5 0 5
156 6.1.2.20(6)接 线 无 5 0 5
157 6.1.2.20(7)控 制 器 电 源 无 5 0 5
序号
项目序号
评估项目
主 要问题
标准分
应扣分
实得分
整改建议
是重点问题（√）
158 6.1.2.20(8)看 门 狗 无 5 0 5
159 6.1.2.20(9)软 件 版 本 管 理 无 10 0 10
160 6.1.2.21(1)传 感 器 检 查 无 20 0 20
161 6.1.2.21(2)风 速 风 向 仪 加 热 无 10 0 10
162 6.1.2.21(3)安 全 链 传 感 器 无 10 0 10
163 6.1.2.22(1)外 观 无 5 0 5
164 6.1.2.22(2)防 噪 音 隔 热 封 条 无 5 0 5
165 6.1.2.22(3)加 热 装 置 无关项 5
166 6.1.2.22(4)天 窗 和 门 无 10 0 10
167 6.1.2.22(5)外 部 安 全 护 栏 无关项 10
168 6.1.2.22(6)机 舱 内 照 明 设 施 无 5 0 5
169 6.1.2.22(7)起 吊 装 置 无 5 0 5
170 6.1.2.23(1)硬 件 无 10 0 10
171 6.1.2.23(2)连 接 线 无 5 0 5
172 6.1.2.23(3)防 雷 无 10 0 10
173 6.1.2.23(4)软 件 无 10 0 10
174 6.1.2.23(5)安 全 防 护 无 5 0 5
175 6.1.2.23(6)测 试 无 10 0 10
176 6.1.2.23(7)数 据 备 份 无 10 0 10
177 6.1.2.23(8)硬件冗余 1、没有相应的冗余系统 54 1、现场采购系统做好冗余备份
2.电气一次专业：
序号
项目序号
评估项目
主要问题
标准分
应扣分 实得分
整改建议）
是重点问题（√）
6.2.1.1.（1）
油色谱分析、含水量和含气量测量 无 20 0 20
6.2.1.1.（2）
变压器油的电气试验是否合格。
无 15 0 15
6.2.1.1.（3）
局放试验和变形试验 无 15 0 15
6.2.1.1.（4）
有载分接开关 无 15 0 15
6.2.1.1.（5）
冷却系统 无关项 15 0 0
6.2.1.1.（6）
灭火装置 无 15 0 15
6.2.1.1.（7）
压力释放阀、气体继电器
1.有轻微渗油 15
51.加强观察，发现异常及时处理；全年检修时进行加固处理
√ 8
6.2.1.1.（8）
呼吸器 硅胶有变色 10 3 7
6.2.1.1.（9）
交接及预防性试验是否完整、合格；预试是否超周期。
无 20 0 20
6.2.1.2.（1）
油温及测温装置 无 15 0 15
6.2.1.2.（2）
冷却装置 无关项 10 0 0
6.2.1.2.（3）
套管和储油柜油面 无 10 0 10
6.2.1.2.（4）
红外成像测温 无 15 0 15
6.2.1.2.（5）
铁芯、夹件 无关项 10 0 0
6.2.2.1（1）
全站停电风险控制
1.防止全站停电事故预防措施执行不到位 20
51.完善防止全站停电事故预防措施内容并严格执行
√ 16
6.2.2.1.（2）
风电场场用电系统 无 10 0 10
6.2.2.2.（1）
污闪风险控制 1.未严格落实防污闪技术措施、管理规定和实施要求 15 5 10 1.制定防污闪技术措施 2.严格落实管理规定
6.2.2.2.（2）
污秽度测试 无 10 0 10
序号
项目序号
评估项目
主要问题
标准分
应扣分 实得分
整改建议）
是重点问题（√）
6.2.2.2.（3）
绝缘子检查试验 1.未进行无损探伤项目 15 5 10 10 定期组织开展无损探伤项目 √ 20
6.2.2.2.（4）
引线接头 无 5 5 5
6.2.2.2.（5）
水泥架构、龙门架 无 5 0 5
6.2.2.3.（1）
高压开关损坏风险控制 1.未定期测量温度 20 6 14 1.建立健全厂内测温台账，定期对设备测温 √ 23
6.2.2.3.（2）
户外断路器防雨密封 无 15 0 15
6.2.2.3.（3）
隔离开关及操作机构 无 10 0 10
6.2.2.3.（4）
电气预防性试验 无 15 0 15
6.2.2.4.（1）
GIS 的试验 无 20 0 20
6.2.2.4.（2）
GIS 室的安全防护 无关项 15 0 0
6.2.2.4.（3）
GIS 的接地 1.无感应电压测量记录 10 3 7 1.定期对GIS的接地感应电压进行测量并记录 √ 29
6.2.2.4.（4）
GIS 维护项目和周期 无 10 2 10
6.2.2.4.（5）
威胁安全运行的重要缺陷 无 15 0 15
6.2.2.5.（1）
避雷器在线泄漏电流及带电测试 1.泄漏电流表未定期检验 20 10 10 1.按规定定期检验并做好记录 √ 32
6.2.2.5.（2）
电流互感器性能 无 10 0 10
6.2.2.5.（3）
电容式电压互感器性能 无 10 0 10
6.2.2.5.（4）
油位、压力 无 10 0 10
6.2.2.5.（5）
预防性试验 无 10 0 10
6.2.2.5.（6）
红外热成像 无 10 0 10
6.2.2.6.1 引线及接头 无关项 8 2 0
6.2.2.6.2 安装情况 无关项 5 0 0
6.2.2.6.3 架构外观 无关项 7 0 0
序号
项目序号
评估项目
主要问题
标准分
应扣分 实得分
整改建议）
是重点问题（√）
6.2.2.7.（1）
接地网风险控制 1.未测试热稳定要求 20 5 15 1.制定要求并测试
6.2.2.7.（2）
雷击防护装置 无 10 0 10
6.2.2.7.（3）
雷电侵入波保护装置 无 10 0 10
6.2.2.7.（4）
过电压保护装置 1.试验报告不全 10 3 7 1.联系出试验报告
6.2.2.7.（5）
中性点过电压保护 无 10 0 10
6.2.2.7.（6）
接地网 无 10 0 10
6.2.2.7.（7）
接地装置 1.无接地装置热稳定校验计算资料 10 5 5 1.补充接地装置热稳定校验计算资料
6.2.2.7.（8）
避雷器配置和选型 无 20 0 20
6.2.2.8.（1）
模拟图 无 5 0 5
6.2.2.8.（2）
户外高压开关设备防误闭锁装置 无关项 10 0 0
6.2.2.8.（3）
户内高压开关设备防误闭锁装置 无 10 0 10
6.2.2.8.（4）
闭锁装置电源 无 10 0 10
6.2.2.8.（5）
隔离闭锁管理 无 20 0 20
6.2.2.8.（6）
开关联锁 无 15 0 15
6.2.2.9.（1）
贮油（或挡油）和排油设施 无 10 0 10
6.2.2.9.（2）
防小动物设施 无 10 0 10
6.2.2.9.（3）
高低压配电室 无 20 0 20
6.2.2.10.（1）高压电气设备标示牌 无 20 0 20
6.2.2.10.（2）控制盘、仪表盘二次回路 无 5 0 5
6.2.2.10.（3）常设标示牌 无 10 0 10
6.2.3.1 电力电缆交接及预防性试验 无 15 0 15
6.2.3.2 电缆巡查工作 无 10 0 10
6.2.3.3 设备增容后的核算 无关项 15 0 0
6.2.3.4 电缆敷设 无 20 0 20
序号
项目序号
评估项目
主要问题
标准分
应扣分 实得分
整改建议）
是重点问题（√）
6.2.3.5 电缆终端过电压保护 无 15 0 15
6.2.3.6 电缆终端头 无 5 0 5
6.2.3.7 电缆本体及标志牌 无 10 0 10
6.2.3.8 电缆的防火阻燃。
无 5 0 5
6.2.3.9 电缆沟 无 5 0 5
6.2.3.10 电缆清册及电缆标识 1.电缆标识不清楚 10 3 7 1.对无标示牌的电缆进行整改；敷设电缆增加电缆标示牌 √ 70
6.2.4.1 无功补偿设备 无 5 4 5
6.2.4.2.（1）
电容器熔断器 无 5 0 5
6.2.4.2.（2）
电容器组保护 无 5 0 5
6.2.4.2.（3）
电容器组本体 无 5 0 5
6.2.4.2.（4）
电容器组放电装置 无 5 0 5
6.2.4.2.（5）
串联电抗器 无 5 0 5
6.2.4.2.（6）
外绝缘泄漏比距 无 5 0 5
6.2.4.2.（7）
引线接头 无 5 0 5
6.2.4.2.（8）
电抗器温升 无 10 0 10
6.2.4.2.（9）
交接及预防性试验 无 5 0 5
6.2.5.1 变压器安装 1.围栏安全净距离及高度不满足要求 5 2 3 1.加装围栏 √ 81
6.2.5.2 变压器标示牌 无 10 4 10
6.2.5.3 变压器油 无 10 0 10
6.2.5.4 过电压保护 1.未定期开展试验5 5 1.定期开展试验
6.2.5.5 避雷器、接地装置预试 无 10 0 10
6.2.5.6 电气设备连接 无 10 0 10
6.2.5.7 设备巡视 无 15 0 15
序号
项目序号
评估项目
主要问题
标准分
应扣分 实得分
整改建议）
是重点问题（√）
6.2.6.1 线路设备技术性能 无 20 0 20
6.2.6.2 线路杆塔标志 无 10 0 10
6.2.6.3 线路巡视 无 15 0 15
6.2.6.4 导地线、拉线检查 无 15 0 15
6.2.6.5 交跨及对地距离检查 无 15 0 15
6.2.6.6 绝缘子管理
1.未按规定定期、定点进行盐密监测 15
51.按规定定期、定点进行绝缘子盐密监测并做好记录 √ 93
6.2.6.7 防雷接地 无 20 0 20
6.2.6.8 反措落实 无 20 0 20
6.2.7.1 运行规程 无 15 0 15
6.2.7.2 检修规程 无 15 0 15
6.2.7.3 设备基础管理 无 15 0 15
6.2.7.4 运行管理 无 15 0 15
6.2.7.5 检修管理 无 20 0 20
6.2.7.6 绝缘监督管理 1.未建立绝缘监督台账 15 5 10 1.制定绝缘监督台账 √ 101
6.2.7.7 反措计划落实 1.无反事故措施实施细则 15 10 5 1.制定反事故措施实施细则 √ 102
6.2.7.8 定期分析、报告 无 10 0 10
6.2.7.9 “三措一案”的执行 无 15 0 15
3.电气二次专业：
序号
项目序号
评估项目
主要问题
标准分
应扣分
实得分
整改建议
是否重点问题（√）6.3.1.1（1）
主变压器、高压站用变压器/接地变压器、高压并联电抗器、SVG 连接变、母线、断路器失灵、断路器非全相、110kV 及以上线路的主系统保护装置及自动装置(同期、切机、解列、故录、低频减载、备用电源自投)、10kV/35kV 集电系统、升压站无功补偿装置保护的配置应符合规程和反措的规定 1.站用切换未按要求配置 20 0 12 1.配置备自投 √ 2 6.3.1.1（2）
重要设备的继电保护应双重化配置 无关项6.3.1.1（3）
保护装置和安全自动装置应按整定方案要求投入运行 无 10 0 10 无6.3.1.1（4）
继电保护及自动装置应具有符合现场实际、满足安全运行要求和审批手续完备的运行规程 无0 10 无
6.3.1.1（5）
继电保护及自动装置的运行工况应正常 无0 15 无
6.3.1.1（6）
微机继电保护装置和继电保护信息管理系统对时管理 无0 5 无
6.3.1.1（7）
双母线接线变电站的母差保护、断路器失灵保护 无关项6.3.1.1（8）
220kV 及以上电压等级的母联、母线分段断路器保护 无关项6.3.1.1（9）
断路器失灵保护 无0 10 无
6.3.1.1（10）
变压器、电抗器非电量保护的配置要求 无0 10 无
6.3.1.1（11）
主设备非电量保护应防水、防震、防油渗漏、密封性好。气体继电器至保护柜的电缆应尽量减少中间转接环节。开关设备机构箱、汇控箱内应有完善的驱潮防潮装置，防止凝露造成二次设备损无0 5 无
序号
项目序号
评估项目
主要问题
标准分
应扣分
实得分
整改建议
是否重点问题（√）
坏 12 6.3.1.1（12）
微机型继电保护及安全自动装置的软件版本和结构配置文件修改、升级管理 无0 5 无
6.3.1.1（13）
加强继电保护试验仪器、仪表的管理工作，每1-2 年应对微机型继电保护试验装置进行一次全面检测。
无0 5 无
6.3.1.1（14）
继电保护专业和通信专业应密切配合，加强对纵联保护通道设备的检查。
无0 10 无
6.3.1.1（15）
现场运行人员应定期核对微机继电保护装置的各相交流电流、各相交流电压、零序电流（电压）、差电流、外部开关量变位和时钟，并做好记录，核对周期不应超过一个月 无0 5 无
6.3.1.1（16）
运行中的装置改进时，应有书面改进方案，按管辖范围经继电保护主管部门批准后方允许进行。改进后应做相应的试验，及时修改图样并做好记录 无0 10 无
6.3.1.2（1）
反措的管理 无0 10 无
6.3.1.2（2）
本风电场防止继电保护“三误”(误碰、误接线、误整定)事故的反事故措施是否认真制订并严格执行 无 10 0 10 无
6.3.1.2（3）
SF 6 密度继电器与开关设备本体之间的连接方式应满足不拆卸校验密度继电器的要求，无关项6.3.1.2（4）
断路器二次回路不应采用 RC 加速设计 无0 5 无
6.3.1.2（5）
重视继电保护二次回路的接地问题，并定期检查 无0 10 无
序号
项目序号
评估项目
主要问题
标准分
应扣分
实得分
整改建议
是否重点问题（√）
这些接地点的可靠性和有效性。6.3.1.2（6）
所有涉及直接跳闸的重要回路应采用动作电压在额定直流电源电压的 55%～70%范围以内的中间继电器，并要求其动作功率不低于 5W。
无0 10 无
6.3.1.2（7）
保护屏柜上交流电压回路的空气开关应与电压回路总路开关在跳闸时限上有明确的配合关系 无0 5 无
1 酒泉千万千瓦级风电基地建设难点分析
1.1 电力输送遭遇瓶颈
河西750千伏双回输电线路投运以前, 甘肃河西电网是国内输电距离最长, 串联变电所最多的330千伏电网, 受电网结构限制, 西电东送的能力仅为70万千瓦左右。2010年11月, 甘肃省电力公司投资120亿元建设的一条河西750千伏的双回输电线路投运, 与此同步酒泉风电基地一期516万千瓦装机相继投产, 受调峰、调频能力和线路输电能力限制, 西北电网的风电接纳能力仅有180万千瓦, 即使河西750KV工程全线采用串补后, 仍然不能满足风电全部外送的要求。在考虑直流外送的情况下, 电网的风电接纳能力也仅为440万千瓦。也无法解决酒泉地区2015年1217万千瓦及2020年增加到2000万千瓦以上风电外送的电力需求。
为此, 国家发改委、能源局提出了“建设大基地、融入大电网”的规划构想, 规划若建成750KV坚强智能送端电网, 网对网外送能力将会达到7000万千瓦以上, 这样即可从很大程度上满足和弥补风电送出需要。但现实情况是国家发改委规划的±800千伏特高压酒泉至华中地区点对点直流输电线路与风电基地建设的发展速度相比, 还是远不能满足需求。
1.2 电量的消纳渠道未打通, 西北电网内部对电量的需求不足
2015年1271万千瓦及2020年增加到2000万千瓦以上装机容量的风电项目所对应的风电发电量分别为250亿千瓦时, 420亿千瓦时, 必须依靠全国电力市场消纳, 但一方面考虑到北方电网为330KV、750KV规格, 而南方电网为220KV、500KV规格, 要解决直接输送接受还存在输电线路的技术问题和巨大的资金投入难题。另一方面还要考虑我们把富裕电量送往沿海发达地区后, 对方是否能积极支持并主动接纳, 而我们是否在积极准备就电价、电量供应方面与对方有协商和沟通等, 这一系列问题必须逐个落实。
1.3 为风电配套的调峰调频电源结构不合理
由于风电具有“风”的间歇性、波动性、随机性的特点, 加之风电的自储能力还不成熟, 风电的发电负荷难以保持稳定。所以要满足发电、供电、用电同时瞬间完成的电力系统基本要求, 必须有其他电源承担起适应风电发电负荷变化的调节能力。
考虑到甘肃水电资源有限, 光电开发还因技术和成本问题严重不足, 火电自然成了甘肃风电调峰的最佳选择。同时还考虑水电、火电机组运行方式以及检修等因素的影响, 能够承担风电调峰的发电能力仅为约150万千瓦, 而2010年516万千瓦风电至少需要与之配套的774万千瓦 (1.5倍的风电) 水、火电为其调峰, 因为这些火电机组距离风电基地太远, 引发电网的安全稳定问题已经逐渐显现出来。2015年风电建设规模将达到1271万千瓦, 调峰调频问题将会更加突出, 还需要约900万千瓦火电与之配套, 需要在更大范围内或新的调峰技术才能解决调峰问题。
1.4 电网的系统稳定性缺乏技术支持和保障
由于风能、太阳能等可再生能源资源具有规模大、分布集中的特点, 而甘肃所在地区电网又负荷需求水平较低, 因此, 要实现风电的集中开发、规模外送和大范围消纳的目的, 必须通过坚强电网做支撑。目前在建的750千伏超高压交流与超远距离特高压直流的组合, 不仅国内外缺乏建设与运行管理经验, 在世界上也缺乏成熟的电网技术理论支撑, 所以理论研究的成熟程度和实际应用中可能出现的问题及电网对清洁能源接入的适应性以及运行控制的灵活性、安全稳定的可控性等将成为系统稳定性潜在的问题因素。
2 酒泉千万千瓦级风电基地建设策略研究
2.1 解决河西风电电力外送问题
受资源条件和地理位置的限制, 甘肃省一直未纳入国家“西电东送”的电源规划。建议国家发改委、国家能源局能进一步关注河西风电基地接入电网相关问题的解决, 利用甘肃具备同时建设大型煤电基地的区域优势和大型风电基地的条件, 加大新疆哈密地区的煤炭资源开发, 规划建设高效、清洁、节能、超超临界、百万火电燃煤机组, 将当地的风电和火电联合开发并“打捆”送往华北、华中、华东地区。同时, 加快± (1000) 800KV特高压直流输电线路的建设步伐, 建成以坚强的超高压送端电网和跨大区特高压直流输电特征的甘肃电网, 实现河西电源基地电量的跨大区外送。
2.2 抓住风电调峰的契机, 积极争取国家政策支持建设河西新能源基地
从目前风电开发情况来看, 甘肃省风电发展势头迅猛, 如果按照2020年甘肃省风电装机容量达到2000万千瓦的目标, 必须进一步加大调峰电源的建设规模, 同时增强区域电网间的联网强度, 否则将会影响风电经济效益。
甘肃省委、省政府提出的“中心带动、两翼齐飞、组团发展、整体推进”的区域发展战略, 即发展风电、光能、调峰电源、电网建设、新能源装备制造、资源综合利用和水能、核乏燃料处理等产业, 加快酒泉新能源基地建设, 与陇东能源化工基地共同打造甘肃经济腾飞的翅膀。在此发展战略的引领下, 在加快酒泉风电基地建设的同时, 充分发挥外蒙、新疆煤炭资源无法远距离外运的优势, 努力克服河西地区水资源短缺的劣势, 把甘肃在西北地区油、气、电、交通、铁路的重要枢纽作用发挥好、利用好, 加大临省 (区) 的煤炭、太阳、水能等资源的开发, 落实甘肃配套火电项目, 建成集新疆能源输出及转运的大型煤炭基地等非风电电源项目, 就近配套建设一批大型火电调峰装机和抽水蓄能电站, 建设河西地区的能源大基地, 力争使甘肃在全国4.18亿万千瓦火电容量的缺额中占到20%。
2.3 建设一批符合国家节能减排标准的高载能企业, 促使电能的就地消纳
高载能产业是利用电力等能源通过烧结、熔融、电解、合成等工艺, 对矿石成分进行分离、提取或进行转化, 或与其他物质进行合成而生产新产品的产业。据测算, 这类产品的电耗成本一般占其总成本的30%以上。
考察省内金川公司、酒钢公司、白银公司、兰州铝业、连城铝业等高载能企业的生产实践证明, 在省内建设高载能行业具有门类齐全、发展规模大、重点企业技术装备先进、电力充足、管理基础好等资源优势。建议以国家产业政策为导向, 立足酒泉当地矿产资源相对富集的实际, 在充分科学论证和环境评价的基础上, 利用相对充沛的电力资源, 发展水泥、金属选冶、石油化工、电解水制氢、储能电站、动力电池等适应电源特点的高科技、高附加值的高载能产业, 促进电能的就地消纳。
2.4 加快智能电网建设, 加大电网建设力度
充分利用国家规划建设的集信息化、自动化、互动化特征为一体的坚强智能电网打通电能消纳通道, 加快河西新能源基地和陇东煤电基地配套特高压直流外送工程建设规划, 加快风电建设步伐, 以规模化的风电产业发展积极推进电网建设, 以电网安全稳定运行促进配套电源点的建设与发展, 加大电网建设和投资力度, 加快±800KV直流工程前期工作, 尽早开展西北“坚强智能电网”的发展规划及建设, 据了解, 国家电网此前召开的年中工作会议已规划2020年全国投资智能电网建设将达到4万亿元, 将为电量消纳、消化提供良好保障和支持。
参考文献
[1]秦川, 安秋, 曹莉.风起酒泉[M].南京:凤凰出版社, 2011.
[2]陶海英.风电应用技术实训基地建设[J].中国电力教育, 2011, (3) .
虽然对于上市后将受到投资者追捧的热度已有心理准备，新疆金风科技股份有限公司（下称金风科技）董事长武钢也“没有想到”金风科技的股票如此烫手。
2007年12月26日，金风科技在深圳证券交易所挂牌交易，开盘价一举站上138元/股，打破两市新股开盘价记录。金风科技当日收盘价131元/股，比发行价36元/股上涨263.89％，对应市盈率为410.4倍。
金风科技无疑是近期中国风电跃进中最为抢眼的一例。2004年至2007年，中国风电装机容量从世界排名第十位跃升为第六位，掀起一股风电热潮。德意志银行研究报告认为，全球风电发展正在进入迅速扩张的阶段，风能产业将保持每年20％的增幅，到2015年时，该行业总产值将增至目前水平的五倍。德意志银行还特别指出，未来几年，亚洲将成为最具增长潜力的地区之一，而中国的风电装机容量将实现每年30％的高速增长。
当然，投资银行总是习惯展示乐观的看法。投资者借着金风科技上市带来的热浪，不妨清醒一下头脑，重新审视中国风电产业的前景。
「风电热潮」
自20世纪80年代开始，中国开始推行并网风电，风电产业由此迅速扩张。国家发改委能源研究所副所长李俊峰在其参与编写的《2007年风电发展报告》中指出，2006年全球风电资金9％投向了中国，总额约为162.7亿元。李俊峰告诉《财经金融实务》记者，他估计，2007年中国风电厂的投资约为400亿-500亿元，而这些资金基本都用于购买风电设备，很少部分投向基础设施和输配电系统。“初步完成了340万千瓦装机容量，仅12月装机容量就达100万千瓦。”李俊峰说。
不过，李俊峰表示，由于近三分之一的风电场在2007年年底投产，目前中国风力实际发电量有限。根据2007年颁布的《可再生能源发展中长期规划》（下称《规划》）， 到2010年，中国风电总装机容量将达到 500万千瓦。可是这一目标已经提前完成了。李俊峰说，到2007年年底，中国风力发电累计吊装完成容量已经达到或接近600万千瓦。
华风能源有限公司（HAN Wind Energy Corporation）董事长兼首席执行官Gerald R. Page更是乐观地表示，预计从2010年开始，中国风电装机容量会以每年三兆瓦的幅度递增。
在这股风电投资热潮中，政策激励是主要推动力。上述《规划》对中国非水电可再生能源发电规定了强制性市场份额目标：到2010年和2020年，大电网覆盖地区非水电可再生能源发电在电网总发电量中的比例分别达到1％和3％以上；权益发电装机总容量超过500万千瓦的投资者，所拥有的非水电可再生能源发电权益，装机总容量应分别达到其权益发电装机总容量的3％和8％以上。
为达到《规划》要求的指标，中国几大国有发电集团纷纷争抢投资建设风电厂。2008年1月9日，华电集团及其下属公司达成协议，由中国华电、华电国际、华电能源、贵州水电及华电工程等，共同向其旗下华电新能源公司注资1.52亿元，以做大风电业务。
中国水电工程顾问集团专家委员会委员、高级工程师施鹏飞告诉《财经金融实务》记者，在尚未公布结果的第五期风电特许权招标中，五大电力集团公司均参与了风电特许权项目招标。其中，华能集团更是以旗下四家子公司的身份参与投标，竞争激烈可见一斑。可是，这些风电厂的盈利状况到底如何呢？
「微利误区」
对于风电厂的盈利水平，存在着不同说法。“风力发电和火力发电在投入上有区别，火力发电多为燃料成本，而风力发电主要是设备成本，并且一次性投入约占风力发电成本的70％左右。”李俊峰说。他表示，风力发电厂虽然没有其他电厂盈利高，但是如果经营得好，每度电盈利约在0.05元-0.1元。
中国国际金融有限公司（下称中金公司）研究部分析师陈华在其报告中测算指出，沈阳金山能源股份有限公司（上海交易所代码：600396）旗下的康平风电场（24.65MW）和彰武风电场（24.65MW）在减排后收入可以达到每度电0.05元－0.06元。
风电厂招标电价过低，一直为风电业内所批评。发改委为推动风电产业规模化发展，自2003年起，以特许经营的方式批准风电特许权项目，明确上网风电不参与电力市场竞争。2003年至2004年间，国家发改委承诺上网电价最低者中标，一时间投标者竞相压低竞标价格。2003年，江苏如东地区第一期招标中，华睿集团以0.4365元/度的价格中标， 2004年第二期内蒙古辉腾锡勒风电特许权招标中，北京国际电力新能源联合体以0.382元价格中标。
西南证券电力行业分析师陈毅聪对《财经金融实务》记者表示：“这样的价格是不会盈利的。”在随后的第三、第四期风电特许权招标中仍是出价低者中标。陈毅聪指出，业内普遍的看法是，大多数风力发电项目是亏损或者不赚钱的。
陈华称，前四期风电特许权中标电价均低于可行电价，风电运营业务盈利能力偏低。陈华表示，就是以可行电价上网也未必能带来正常投资回报。可行性价格是以成熟机组正常运行状态进行估算的，而目前国产兆瓦级风电机组仍处于试运行阶段，并且目前风能资源评估和风电机组微观选址技术不够成熟，还难以测算出20年寿命期内风电场的上网电量，结果往往是实际风电量小于预期。
2007年8月底，第五期风电特许权招标启动，对投标电价方案作了改革，采用中间价中标。不过，李俊峰表示，投标电价仍然很低。“这只有一种解释，过去风电厂都赚钱了。”李俊峰说。
因此，陈华在其分析报告中指出，目前，拉动风电需求的主要动力不是追求投资回报，而是政府的政策导向。不过，陈华同时表示，从长远来看，中国风电需求将逐渐转变成盈利驱动。首先，常规能源价格上涨导致相应上网电价的上涨，使风电上网电价将具备优势；其次，风电场的建设成本正在逐渐下降。
根据陈华测算，“八五”及“九五”初期，风电场平均综合造价约为10000元/千瓦，而到“十五”末期，风电场平均综合造价已经下降到7000元/千瓦，百万千瓦级风电场更加拥有规模效应，发电成本更低。另外，中国政府可能出台对风电运营的其他扶持政策，再加上清洁发展机制（CDM）深入开展，都是风电上网价格具备优势的保证。
国华能源投资有限公司项目经理王文平对《财经金融实务》记者亦表示，目前大家投资风电行业，一方面是由于政策导向原因，不得不做，另一方面是基于对未来风电行业的前景看好。王文平称，过去20年，电价在不断上涨，提高了大约五倍，因此，将来风电价格也会调整，盈利水平会提高。“如果风电项目长期不盈利的话，大家投资风电的热情会减退。”他说。
「过热隐忧」
不过，短期内这股风电热情不仅不会消退，反而有愈涨愈高之势。据《2007年风电发展报告》的统计，截至2006年年底，中国拥有风电制造及相关零部件企业100多家，其中，大型风机整机生产企业40多家，国外独资企业4家，合资企业5家，国内企业30多家。其中，金风科技无疑是最为引人注目的一家。中金报告显示，该公司一家就占据国内风机市场约33.3％的份额，外资风机厂商占据55％的市场份额。华锐风电科技有限公司、东方电气集团东方汽轮机有限公司约占6.27％。
从1995年就开始接触金风科技的李俊峰认为，上市对于金风科技只是一个新的开始，未来金风科技还需要面对更大的市场竞争和挑战。根据招股说明书，金风科技前五大股东中，中国-比利时直投基金占7.2％，实际持股人为全国社保基金、国开行等。另外一家名为深圳远景新风投资咨询有限公司的股东，持股4.4％，其实际持股人是光大海基中国特别机会基金，该基金是2004年由光大控股和美国Seagate基金管理公司共同投资设立。武钢本人在金风科技持有2.34％股份，共计1054.80万股股票。
华风能源有限公司董事长兼首席执行官Gerald R. Page甚至对《财经金融实务》记者戏称，“真希望我投资过金风科技”。
实际上，像金风科技这样的国产风电设备之所以能占据如此高的市场份额，一个重要原因是国家政策扶持。2005年7月，发改委印发的《关于风电建设管理有关要求的通知》中称，“风电场建设的核准要以风电发展规划为基础，核准的内容主要是风电场规模、场址条件和风电设备国产化率。……风电设备国产化率要达到70％以上，不满足这一设备国产化率要求的风电场不允许建设，进口设备海关要照章纳税。”
中金公司研究数据显示，在这一政策影响下，国产风机产品市场份额从2004年的25％提升至2006年的41％。
不过，李俊峰表示，中国的风电设备制造还处于起步阶段，金风科技和华锐风电、东风汽轮机各有所长。金风科技经验相对丰富，华锐风电、东风汽轮机则有厚实的制造业基础，“谁为胜者，至少五年后才能见分晓。”
业内专家认为，目前，中国风电设备制造的发展快于市场需求，眼见风电热潮，一大批新的风电设备制造厂家加入进来，一定要警惕风电设备发展供大于求的情况。李俊峰预计，到2010年，最迟到2012年，风电设备制造供大于求的情况就会显现。
目前，风电机组主轴承、风电机组电控系统等关键零部件在国内还没有专业制造厂，几乎全部依赖进口。特别是风电机组主轴承，绝大部分依赖进口。《2007年风电发展报告》称，斯凯孚（中国）投资有限公司（SKF）和德国FAG轴承集团两家企业对中国的供应能力已经达到极限，仍不能满足国内的生产需求。陈毅聪认为，进口配件比重过高，毛利率可能只有10％左右，如果在近一两年内，风电制造企业销售额低于20亿-30亿元，就会出现小幅亏损或小幅盈利。
李俊峰也提醒说，风电整机企业不仅是设备制造者，而且是系统解决方案提供者。他认为，投资风电行业要注意三个方面风险：首先是风电装备的选择，风电设备是风能发电的核心，风电设备的选择关系到风力发电20年；其次是风资源的好坏与测定，测风要1年-2年；最后，合格的风电装备企业要提供完整的服务网络，给客户提供售前服务（如测风）、售中服务（如安装）和售后服务（如维修）。服务网络的全面建设需要资金投入和经验积累。目前，国内测风技术、调试及管理运营水平不太高，风能发电利用小时数过低，还存在设备损坏等问题。■
