海上风电工程质量验收项目划分探讨
目前，海上风电场一般指离岸10km以上、水深超过10m的近海风电场。与陆上风电场相比，海上风电场具有不占用土地资源、基本不受地形地貌影响、风能资源丰富、年利用小时数更高、风电机组单机容量更大、适宜大规模开发等优点，近年来得到蓬勃发展。海上风电场设计、施工技术日益成熟，相关的标准规范逐步建立健全，但适用于海上风电场建设的工程质量验收项目划分标准目前尚不统一，各参建单位参照不同的行业标准编制的工程质量验收项目划分表形式多样、详略不一。特别是第一次参与海上风电场建设的单位在对工程质量验收项目进行划分时存在漏项、划分不合理等问题，极易引发工程验收缺项，移交生产资料不齐全，发生质量问题时无法追溯，项目评优时受影响等后续问题。
本文依托某在建海上风电场项目，在全面总结借鉴以往多个类似项目的经验基础上，通过对不同工程共性和差异的分析，充分考虑了该项目的现场施工实际，对其质量验收项目划分进行了详细分析，提出海上风电工程质量验收项目划分原则和注意事项，并给出了具体划分结果。
海上风电工程质量验收项目划分规范标准
《风力发电工程建设施工监理规范》NB/T31084-2016以及《风力发电工程施工与验收》第二版对风力发电工程的质量验收进行了划分，其划分模式对陆上风电场的参考意义更大，不太适用于海上风电场。海上风电场增加了海上升压站、220kV海缆等设施，与陆上风电场的基础结构形式及设计不完全一样、施工方法截然不同、质量管理要点差异较大，所以，对其进行质量验收项目划分时应充分考虑海上工程设计和施工特点。
目前对于海上风电场质量验收项目划分主要参照《电力建设施工质量验收及评价规程第1部分：土建工程》DL/T5210.1-2012(以下简称“电力规程”)及《电气装置安装工程质量检验及评定规程》DL/T5161.1～5161.17-2002。这两个规程针对火力发电厂进行了详细的质量验收划分，配套表格齐全。海上风电场项目的陆上集控中心土建和安装工程可直接借鉴该规范，其他部分可参照执行。一般陆上集控中心的房屋建筑申领房产证，需通过住建部门质监站的质量监督，因此应参照《建筑工程施工质量验收统一标准》GB50300-2013进行分部分项划分。
海上风电工程质量验收项目划分总体要求
质量验收项目划分应有编制说明，其主要内容为工程概况及特点、划分依据、验收记录表引用或参照的规范标准。划分时一定要依据本工程的设计施工图，不能照抄照搬其他项目。对无相應划分标准的单位工程(如海底电缆敷设、安全监测等)应重点说明项目划分的原则和参考依据。
施工单位进场后即应按其承包的施工范围、设计内容、施工工艺及有关验收规范进行项目划分，并上报监理单位审批。根据工程特点自行修改、编制的分项、检验批验收记录表应经参建各方确认，并作为项目划分的附件。由监理统一汇总编制海上风电工程项目划分总表，报业主批复后下发执行。监理单位应在划分表中明确质量控制点，即见证点w(witness point)、停工待检点H(holdpoint)、旁站点s(standby point)。在实施过程中如果出现设计变更、工艺调整等情况，需要对不合理部分进行及时修订，并在竣工阶段提交最终版划分表，据此进行工程资料归档。
海上风电工程质量验收项目划分原则
无论按何种模式进行质量验收项目划分，其基本原则是条理清晰、分类合理、不重复不漏项，满足工程施工质量验收规范要求。无论招标分多少个标段，都要立足于项目全局，而不能仅局限于本合同标段进行项目划分。
海上风电工程应按系统分类、单位工程(子单位工程)、分部工程(子分部工程)、分项工程、检验批对项目进行划分，其定义及划分原则如下：
(1)系统分类是借鉴电力规程的做法，把位置相对集中、同类型的单位工程归集到一个系统里。
(2)单位工程是具有独立生产(使用)功能或独立施工条件的建筑物及构筑物;规模较大的单位工程，可将其具有独立生产(使用)功能或独立施工条件的部分划分为一个子单位工程。
(3)分部工程的划分应按专业性质、建筑(安装)部位确定：当分部工程较大或较复杂时，可按材料、设备种类、施工特点、施工工序、专业系统及类别等划分为若干子分部工程。
(4)分项工程按主要工种、材料、施工工艺、设备类别进行划分，由一个或若干个检验批组成。
(5)检验批是按相同的生产条件或按规定的方式汇总起来供检验用，由一定数量样本组成，根据施工及质量控制和专业验收需要进行划分。
根据海上风电场项目特点，通常可将其分为风力发电机组、海上升压站、海底电缆、陆上集控中心等四个系统。随着海上风电场距离海岸越来越远，海上设置直流换电站势在必行，质量验收划分时可增加一个直流换电站系统。
(1)在风力发电机组系统中应将每一台机组划分为一个单位工程。
(2)海上升压站系统包括土建(钢结构安装)工程和电气设备安装工程，可划分为两个单位工程+N个子单位工程，也可划分为N个单位工程。
(3)海底电缆系统包括35kV集电线路和220kV海缆工程，其下可按回路划分为单位工程或子单位工程。
(4)陆上集控中心系统包括建筑工程和设备安装工程，可划分为两个单位工程后再细分为N个子单位工程，也可直接划分为N个单位工程。对于个别项目设置有开关站、计量站的可归集到这个系统里单独设置单位工程。
海上风电场的送出线路工程一般由电网公司负责实施，若送出线路的工程量较大也可单独设立一个系统：若只有少量架空线路，可在陆上集控中心系统单列一个单位工程。
海上风电工程质量验收项目划分注意事项
根据上述总体要求和原则进行质量验收项目划分时，须结合工程实际情况重点注意下面事项：
(1)对于在工厂内加工制作的钢管桩、套笼、导管架等钢构件，一般业主委派驻厂监造进行监督管理，钢构件出厂时监造人员签发放行单，提供相关试验报告。钢结构制造厂有成熟的检查检验模式，如果要求制造厂按照工程施工表式进行资料报验实施起来很困难。建议把钢构件看作成品、半成品，取消钢结构加工制作分項。但是在基础沉桩检验批中一定要有制造厂家的原材料抽检报告、焊缝检测报告等检查内容。
(2)陆上集控中心场地吹填工程一般作为海上风电场项目的前期工程提前招标实施，但质量划分也应纳入到主体工程中来。
(3)对于应用于主体工程实体的试桩工程，应作为该风力发电机组单位工程的一个基础分部进行划分，质量验收资料归集到风电场主体施工单位。试桩完成后立即拆除的可不进行划分。
(4)不同风电机组供应商对安装工艺要求不同，项目划分时应按不同风电机组分别划分。
(5)基础防冲刷防护工程一般采用砂被、抛石或两种形式相结合，可作为风电机组基础分部工程的一个子分部工程进行划分。
(6)220kV(110kV)海缆以一个回路为一个单位工程，若为单芯海缆，则将每根海缆划分为一个子单位工程。应套用土建工程标准将海缆登陆施工涉及的顶管作业、电缆沟施工等划分至检验批。
(7)风电机组安全监测的划分容易被遗漏，安全监测的时间一般是风电场运行设计寿命期，其施工质量验收项目划分也很重要。考虑到安全监测单独发包，监测仪器设置在风电机组和海上升压站上，安装工序相对简单，建议单独划分为单位工程。
(8)陆上集控中心与海上升压站海陆联调可放在海上升压站系统内单独作为一个单位工程。设备单体调试也应在分部分项中予以体现。
(9)海上升压站基础沉桩一般由风电机组施工单位实施：海上升压站上部组块由制造厂在工厂内加工制造，然后运输到海上进行吊装：钢管桩和导管架一般由另外一家钢结构厂制造。对于这种由多家单位实施的项目，在分部分项划分时应由监理单位进行统筹划分，各家分别编制施工资料并对自己合同内容负责，最后交由一家单位收口组卷。
(10)子单位工程在质量验收时也应按照单位工程质量验收流程执行，建议尽量少设置子单位工程。同时建议将单位工程进行连续编号，这样便于单位工程数量统计，也有利于优良率计算。
某海上风电工程质量验收项目划分实例
某海上风电场离岸距离42公里，安装有75台风电机组，总装机容量300MW，风电场配套建设一座220kV海上升压站和一座陆上集控中心。风电机组基础分别采用高桩承台基础和钢管桩单桩基础两种形式，风电机组采用4.0MW和4.2MW两个厂家的主流机型，吊装方案既有分体吊装又有整体吊装，非常具有代表性。
本项目质量验收项目划分表主要包含4部分内容：工程编号、质量检验项目、验收单位、验收标准。工程编号包括工程分期号、系统号、单位(子单位)工程、分部(子分部)工程、分项工程、检验批，电气安装工程只划分到分项工程。监理单位验收应设定监理质量控制点(w、H、s)。划分表格式范例见表1。
按照功能和集中度，将海上风电场分为风电机组、海底电缆、海上升压站、陆上集控中心四个系统。海上部分的表式见表2。
(1)在风电机组系统中以每台机组为一个单位工程，它由风电机组基础、防冲刷、塔架、机舱轮毂、叶片、TUPU组装、监控监测、风电机组电缆、防雷接地网等若干个分部工程组成。将风电机组的安全监测单列为一个单位工程。
(2)海底电缆系统包括220kV(110kV)海缆与风电机组问35kV海缆。220kV三芯复合光电以一个回路为一个单位工程，海缆由登陆段敷设、登陆上集控中心、登海上升压站、海上敷设、终端与中间接头、电气交接试验等分部组成。35kV海缆以一个回路为一个单位工程，风电机组之间及登升压站每段海缆为一个分部工程。
(3)海上升压站系统包括土建(钢结构)工程和电气设备安装调试工程。将土建工程划分为—个单位工程，包括升压站基础、钢结构平台、舾装等分部工程：安装调试工程包括主变、GIS、SVG，柴发、高压细水雾、暖通、通信、防雷接地、安全检测等单位工程。
(4)陆上集控中心系统编号为04，主要包括建筑工程和安装工程。建筑工程按单体建(构)筑物划分为单位工程，由基础、框架、砌体、屋面等若干个分部工程组成。将安装调试工程戈0分为主变、GIS、SVG，通信、防雷接地等单位工程。该系统的项目划分可直接采用电力规程中的表式。
结语
正如地球上没有完全相同的两片树叶，考虑问题的角度不同导致项目划分方式不同，没有绝对的对与错。海上风电场若有类似电力规程的统一标准，将会大大提高工作效率、减少分歧与争执。在行业出台统一标准之前充分探讨划分形式、理顺划分思路，能够对海上风力发电工程的质量验收、创优评比产生积极作用。
作者：申岳进 王忠锋
摘 要:针对北车风电发展战略及发展现状;分析了国内外现有大功率海上风电机组的情况;分析了海上风力发电机组的技术难点、设计要求;提出了北车风电海上风力发电机组概念设计的途径和方法,并对几种海上风电机组概念进行了分析;对北车风电海上风电机组的设计提供思路和建议。
关键词:海上风电风机概念设计研究北车风电
1 引言
隨着世界性能源危机的加剧和全球环境日趋污染,世界各国家都更加重视清洁的新能源和可再生能源的研究、开发和利用。因此,开发风能资源已经成为国内外的共识。我国有延绵1.8万km的大陆海岸线和1.4万km的岛屿海岸线,海洋国土面积达300万平方公里,发展海上风能的空间巨大,且海上风能资源总量达7.5亿kw,开发海上风能资源的潜力巨大。此外,海上风能对于从广东到山东的东部沿海地区人口密集省份尤其具有意义。这些省份拥有大量海上风能资源。同时,这些省份的城市也是中国制造业企业集中之地。通过在电力需求量最大的沿海地区附近发展海上风电场,可以避免建设一系列远距离输电线路,风电并网难、送出难的瓶颈在海上风电领域几乎不存在。
我国的陆上风电场开发建设已经具有一定的规模,但海上风电技术产业仍处于起步阶段。2010年上海东海大桥海上风电示范项目的成功并网,才使我国有了第一个100MW的海上风电装机。随后我国第一期海上风电特许权招标的开展,推动我国海上风电进入了规模化开发及商业化运作的阶段。从2010年国家能源局的规划及各部委颁布的一系列政策及示范风场、特许权招标等工作的开展来看,海上风电已经成为我国风电产业发展的新领域。
北车风电有限公司是北车股份有限公司投资30亿元打造的国内一流的大型风电装备制造企业,专业从事风力发电设备及主要部件的研发、制造及销售,风力发电装备工程的设计、建设和技术服务。北车风电依托中国北车集团技术、人才、资金优势,在立足自主研发的基础上广泛与国际知名风机研究机构进行合作,成功开发研制了1.5MW双馈与高速永磁两种机型,并计划于2011年底完成2.0MW和3.0MW两个系列风电整机的研发试制工作。2011年上半年,针对我国海上风电规划和海上风电装备制造现状,北车风电决定开展大功率海上风电机组的研发。
2 国内外海上风电机组情况
由于海上风电机组的基础需承受海上的强风载荷、海水腐蚀和波浪冲击等,海上风电机组的基础远比陆上的结构复杂、技术难度高、建设成本高;加之海上风机安装工程施工难度远高于陆上,施工成本高;因此风机的功率越高,专项投资就越低。为了应对这一需求,国外各大风机制造厂商竞相开发大功率的海上风电机组。其中最具代表性的是德国REPOWER公司的5M机型和法国AREVA公司的MULTIBRID M5000机型。这两种机型已在德国Alpha-Ventus海上风电场并网发电。这是现在商业化运行于海上的最大容量的机组。截止目前为止,GE推出了GE-4.0MW机型,机组额定功率4.0MW,风轮直径110m;GAMESA公司推出了G128-4.5MW机型,额定功率4.5MW,风轮直径128米;ENERCON公司推出了E126机组,该机组额定功率6MW,最大可升级至7.5MW;REPOWER也将他们的5M机组升级到了6MW级别,风轮直径126m;Windtec推出WT5000FC机型,额定功率5MW,风轮直径有127m和140m两种。值得一提的是,Windtec公司和Clipper Windpower公司都提出了他们的10MW风机设计方案。由此可见,5MW机型已经成为国际海上风电机组的主流机型。国际各大厂商也竞相推出了此功率段的机型,并继续致力于更大容量机组的研发中。
国内现在拥有风电机组海装并网经验的仅有华锐和金风两家;另外上海电气与湘电风能的3.6MW、5.0MW机组也于2010年下线。华锐风电是目前我国第一,世界第三的风电装备企业。我国的第一个海上示范风电场就采用了华锐SL3000机型。该机型采用双馈技术,额定功率3MW,提供90米、100米、105米、113米四种规格的风轮直径以适应不同风况的使用要求。应该说华锐风电是国内唯一一家有海上风电工程经验的企业。但由于机组刚刚并网发电,技术的可靠性还需要进一步的验证。据悉华锐风电已经投入5MW海上风电机组的研发,并预计于2011完成样机的试制。金风科技早在2007年11月就利用渤海绥中SZ36-1油田中闲置系泊平台作为海上风机基础,安装了一台1. 5MW风机,所发电能在海上并入柴油机发电系统,为海上风电的开发进行了探索。今年金风科技推出了2.5MW海上风机。该机型采用直驱技术。直驱技术由于省去了齿轮箱和滑环系统,省去了风机两个较大的故障隐患点,降低了风机的故障率和运维成本,被认为是海上风电的发展方向之一。金风科技也已经开始了对6MW功率等级风电机组的研发工作。2010年7月1日,上海电气3.6MW海上风机样机成功下线,标志着上海电气正式进入海上风电领域。在随后的我国第一期海上风电特许权招标中,上海电气与华锐、金风一起中标,这将推动上海电气海上风电的发展。湘电风能通过买入荷兰风机制造商Darwind资产,直接获得了5MW直驱风机的技术。其5MW样机发电机已于2010年10月份下线。该机组采用永磁直驱技术,风轮直径115m,是我国现有国产机组中单机容量最大的风机。
表中,列出了国内外各主要海上风电机组制造商机型的主要参数及设计概念。
由此可见,现阶段国际海上风电机组功率等级一般在5MW左右,最大的已经达到7MW以上。机组类型主要有齿轮配高速发电机结构、直驱结构和混合传动结构三种。截至目前,量产的大功率海上风电机组全部采用3叶片上风向水平轴设计,传动链结构较陆上风电没有太大的差别。在欧洲,部分风机研究设计机构也开始就海上风电特点展开了一些突破性的风机概念设计,如采用两叶片结构,下风向,桁架式塔筒结构等,但目前尚无成熟的应用案例。
3 海上风电机组技术难点
由于海上环境气候多变,海浪潮汐情况复杂,海上风电机组运行环境恶劣。而且由于机组都位于海上,维修人员只能通过工作艇或直升飞机到达指定地点进行设备维修或更换,所以维护的成本很高。因此对海上风电机组运行的可靠性提出了很高的要求;而设备的可靠性和可利用率需要在机组设计中予以保证。据统计，海上风电场运行中设备故障主要以机组叶片损坏、电缆疲劳损坏、齿轮箱损坏和变压器故障等问题最为常见;这就要求在海上风电机组的设计中避免上述故障的发生，优化结构，合理配置冗余系统;并对主要部件进行有效监控、故障预判和故障诊断。这就对海上机组设计及监控水平提出了更高要求。
3.1 适用于海上风电的大功率风机结构
风机结构的设计是有效分担风机载荷，是实现风机可靠运行的基础。同时，风机结构的设计要兼顾风机的运输、安装的便利性和风机的可维护性。由于海上风机与陆上风机工作的风况有很大差异，且海上风机安装及维护费用远高于陆上风机，故此风机的结构相比陆上风机有较大的不同。有资料表明，未来海上风机的技术发展的趋势是：更大容量、新型结构和新材料。
风机结构设计包括风轮结构设计、机械支撑结构设计、塔架结构设计、各系统布局设计等方面。由于海上风电机组运行环境复杂、恶劣，且大型风电机组风轮直径巨大，如何对风轮结构进行优化设计使其能够在机组生命周期内有效承受强风载荷、疲劳载荷和风轮不平衡载荷;如何优化塔筒结构和机械支撑结构设计使其在满足海上风机载荷要求的情况下尽量减轻整机重量;如何合理设计风机传动链和各系统布局以提高风机可靠性和可维护性是海上大功率风机结构设计的重点。
3.2 抗台风、抗地震、抗海浪设计
受地球自转及大气环流的影响,在太平洋西岸及大西洋西岸是台风及飓风生成和活动的地方。台风与飓风极具破坏力,其极限风速能达到90m/s甚至更大,这对沿海风电场危害极大。2006年,台风“桑美”登陆时,台风中心正面袭击苍南风电场,导致28台风机倒了20台,对风电场几乎造成毁灭性打击。
因此,增强海上风机的抗台风能力是一个重要课题。另外,我国处于亚欧大陆与非洲大陆板块结合部,地质活动较剧烈,地震時常发生。而海浪和洋流的活动会使风机承受额外的冲击、震动及疲劳载荷。这些主要体现在桨叶、塔架和基础的设计上。第一要采用柔性桨叶设计,当台风来袭时,桨叶变形,使其受力大大减小,保护机组不受损坏。第二要考虑刚性塔架设计,增加塔架壁厚,避免塔架局部发生缺陷而引发结构失稳,导致折断。第三要考虑整机基础及整机的震动模态,避免引起共振。第四要考虑塔筒及基础的疲劳特性,防止疲劳引起的破坏。另外,我国北部冬季的浮冰也将是海上风机基础设计的难点,如何设计合理的基础结构,抵抗浮冰碰撞,避免浮冰的堆积和侵蚀需要进行大量的研究、借鉴和试验工作。
3.3 防腐蚀设计
在海上大气的高湿度、高盐雾的腐蚀环境下,保护风机在整个设计寿命中不受到腐蚀的破坏是很重要的。防腐保护系统的任何一点瑕疵都可能会影响风机的可利用率。由于风机安置于海上,维护困难且安置于强腐蚀的大气环境中,如何搭建机械结构件和电气系统的防腐系统,处理好防护与冷却散热之间的关系需要深入的研究、借鉴和试验工作。
我国东南沿海地区气候湿润,空气湿度大,沿海风场电气设备受盐雾腐蚀严重,因此对电气设备的可靠性要求比较高。一般不采用内陆风场常用的干式机组变压器,必须采用箱式机组变压器提高防潮能力。主开关一般采用气体绝缘开关,使元件全部密封不受环境干扰。
3.4 风机控制系统和监控
海上风电机组在控制原理上与陆地风力机相似,但由于海上风机现场操作与维护上的不便,因此对控制系统的安全可靠、远程监控、远程维护等性能提出了更高的要求。在设计上需要大量采用冗余技术。比如控制器,传感器、执行机构、通信线路等,都采用多重备用方案。对机组的每个设备都配备传感器,远程监控系统通过通信线路(光缆或无线通信)不间断监测机组和设备的状态;并进行在线诊断,指导控制器预先动作,避免故障发生,从而提高机组可靠性。基于冗余设置的高可靠性监控系统配置和配套软件的开发是海上风机的核心技术之一。
3.5 电网接入
近海风电场电气接线和接入系统方式与陆地风电场基本相同。每个风力发电机组需用电缆与相邻的机组连接,经1个或多个中压集控开关组件及电缆单元汇集,并进一步升压送至更高电压的电网。当风电场容量大于100MW时,一般采用36kV以上的高压系统,以尽可能减少风电场内部风力发电机间互连所产生的损耗。
海底电缆一般采用三芯电缆设计,因为海上风场面积较大,需要长距离输电。而三芯电缆来自三相的充电电流是短路的,所以在外部的金属层没有反向电流引起的损耗,同样设计的铠装海底电缆的外金属件损耗也很低。
在海底电缆铺装时,风电场内部以及送出电缆均由敷设船放入海底,使用高压喷水冲击海床,然后使电缆埋入海床下1 m深处。如果海底表面为坚硬岩石,可在电缆上铺设石头或砂砾层。这样,可以减少捕鱼工具、锚以及海水冲刷对海底电缆造成破坏的风险。随着近海风电场规模的不断扩大,场址距离陆地的主电网越来越远。轻型高压直流输电(VSC-HVDC)技术,以其在成本、维护、输电质量等方面的优越性,越来越受到风力发电输电系统尤其是海上输电的青睐。
4 风机概念设计
4.1 目标环境定义
风电机组的高效运行离不开精准的设计,而设计在很大程度上源于对目标地域的风能、环境等资源的深刻了解。陆上风电场资源由风速、盛行风向、风功率密度、气温(包括极端温度)、湿度、风沙以及其他地理环境构成;海上风电场则还要考虑波浪、潮流、水位、海底附着物等因素,这些都是风机载荷计算、材料选择等方面的重要参考内容。因此,在海上风电机组概念设计前期准确有效的对目标环境进行分析定义十分重要。
2010年,上海、江苏、浙江、山东和福建五省市已经提交了海上风电规划,至“十二五”末时,上海、江苏、浙江、山东和福建的海上风电装机分别是70万kw、460万kw、150万kw、300万kw和40万kw。北车风电以山东省海上风电规划为主,结合其他省市海上风电规划资源及海洋水文资料对北车风电海上风机的目标环境进行了定义。
4.2 风机主要技术参数确定
风机主要技术参数的确定是风机概念设计的第一步,也是风机设计的前提条件。合理的确定风机主要技术参数关系到风机的设计、制造、运行维护整个运行周期甚至整个产品周期的可用性。风机主要技术参数主要包括额定功率、风况等级、风轮直径、整机质量、整机尺寸等。在设计时要充分考虑目标环境、生产制造限制、运输限制、供应商情况、市场情况等各方面的需求和限制,取得平衡,最终确定合理的设计数据。
4.3 安装及运行维护策略设定
安装及运行维护策略定义了怎样吊装,采用何种类型的安装船,如何组织场内物料的运输,如何组织风机的运行维护等。在策略定义的过程中还要考虑目标风电场的容量、离岸或港口的距离、海洋气候及水文条件等。安装及运行维护策略的定义将在很大程度上影响风机总体布置方案及各部件和系统的布置方案。
海上风电机组安装方式主要有2种:海上分体安装和海上整体安装。
海上分体安装是采用与陆上相似的方法进行,整个机组分为四个部分运输并安装:下部塔筒、上部塔筒、机舱+轮毂+2片叶片、叶片。其中风机机舱、轮毂及两个叶片是吊装环节最重要的一部分。风机分体吊装需预先在规划风电场场址附近陆上基地完成前期的拼装作业。分体安装是目前最为常见的海上风机安装方式。为保证分体安装时的稳定性,国外的风机安装船舶和安装平台均装备了自升支腿系统。
海上整体安装是选择码头作为拼装场地,在码头完成风电机组的组装和调试;然后将风机整体调运至风机安装点;由起重船将风机整体吊装到风机平台上。由于起重船将风机整体吊装到风机平台上时采用锚泊定位,为避免风机塔筒与风机平台发生严重碰撞和确保风机塔筒与平台对中的准确度,需要特殊设置软着陆系统和风机整体平移对中系统。该安装方法应用在英国的Beatrice风场和国内中海油渤海风场及东海大桥海上风电示范项目。
北车风电风机设计考虑灵活的安装及维护方案,适应海上整体安装及分体安装的需要,对海上大型吊装船施工和海上小型吊装施工均作出相应的安装及维护方案。设定合理的维护周期,合理设计风机系统冗余配置和远程监控系统,增加风机故障远程诊断功能。
4.4 风电机组结构
风电机组概念设计的最终落脚于风电机组的结构设计。在这个设计阶段定义了风电机组的总体模型并形成初步的三维模型;是风机进行初步设计、控制策略设计和载荷仿真的基础。
风机概念设计阶段的结构设计主要集中于风机总体结构设计,包括风机气动布局方案、风机传动链结构方案、整机总体布局方案、整机总体结构方案、各部件和各系统配置方案、塔架预设计。此阶段的结果是应给出风力发电机组整机三面图,整机总体布置图,重心定位图,整机重量和重心计算报告,性能计算报告,初步的外载荷计算报告,整机结构承力初步分析报告,各部件和系统的初步技术要求,部件理论图,系统原理图,新工艺、新材料等协作要求等,以及其他有关经济性和使用性能等文件。
北车风电定义了多种理论概念上的风电机组结构,包含有各种气动布局、传动链结构和系统配置方案。这些概念表示风机各主要部件的主要位置和布置。所有这些风机结构概念将根据目标环境、限制条件、供应商情况、可靠性、技术风险、防护等级、成本分析等方面进行评估,最终确定最适合的风机总体结构设计。
5 几种风电机组设计概念分析
5.1 气动布局概念
气动布局的概念设计主要集中于风轮叶片数的设计与风轮上风向与下风向结构的选择。目前国内外大功率风力发电机组气动布局设计大多为传统的3叶片、上风向设计,该设计成熟可靠,有很多成功的设计经验、较为成熟的设计模型和成熟有效的仿真计算手段,技术风险较小,有很强的可实施性。但是由于海上风电施工特点,2叶片风机在海上风场运输及安装上有3叶片风机无法替代的优势,而且由于风轮实度的降低,可以设计较高的风轮转速,这可以有效的降低传动链上齿轮箱的增速比或减小直驱发电机级数;同时避免了2叶片风机视觉效果差的缺点。
根据美国波音公司的研究结论:2叶片风轮的动态载荷比3叶片风轮的动态载荷大得多;3叶片使风力发电机组运行平稳,基本上消除了的周期载荷,输出稳定的转矩。与3叶片风轮相比,2叶片风轮噪声大、运转不平稳、成本高。风轮的气动效率大约降低2%～3%左右。同时,2叶片风轮的轮毂通常比较复杂,为了限制风轮旋转过程中的载荷波动,轮毂具有跷跷板的特性(即采用柔性轮毂)。因此,2叶片风轮轮毂设计较为困难,有较大的技术风险。
统计表明,减小齿轮箱的传动比有助于提高齿轮箱的可靠性,降低齿轮箱的故障率。而对于低速发电机,增大发电机转速,减少发电机磁极数可以减小发电机径向尺寸。因此,提高风电机组风轮转速成为一个好的选择。但是风轮转速的提高会导致风机运行噪声的增强,这是一个矛盾。由于海上风电远离居民区,可以放大噪声限制,因此可以设计较高的叶尖速比以提高风轮转速。但是随着叶尖速度的增加,风轮实度随着叶尖速度的平方递减。例如一个按120m/s叶尖速度优化设计的叶片宽度仅为按60m/s叶尖速度设计的叶片宽度的1/4。这就造成了叶片会更加柔软,将很难运用于塔架上风向的风轮设计。下风向风轮则更加适合。但是由于塔影效应的影响,下风向风轮对风机的疲劳载荷提出更高的要求,而且国内风电制造企业没有下风向风机的设计经验,会导致较大的技术风险。
5.2 传动链布局概念
齿轮箱配高速发电机。齿轮箱配高速发电机是传统的风机设计概念,REPOWER-5M/6M、Wintec-WT5000fc机型即采用此种传动链布局方案。这种方案技术风险低,传动链布局清晰,发电机设计制造较简单,结构紧凑。但是由于高速齿轮箱的故障率较高,对齿轮箱设计制造有较高的要求,且整机运行维护工作量较大。(如图1)
直驱风机。直驱结构的风机省去了风机传动链的齿轮箱,避免了齿轮箱故障引起的风机故障,被认为是海上风机发展的方向之一。但是由于低速发电机磁极数的增加,造成发电机径向尺寸巨大,设计和制造困难。同时,机组重量较大,对于机组结构设计提出更高的要求。GE-4.0-110、ENERCON-E126、Darwind-DD115机型为此类型传动链布局概念。(如图2)
混合传动。混合传动是将齿轮箱配高速发电机概念与直驱概念进行了综合,平衡了两种方案的优缺点。该方案采用单级齿轮箱和中速发电机,既避免了齿轮箱高速部分故障率较高的缺陷,又解决了直驱风机发电机尺寸巨大的问题,被认为是海上风电发展的一个方向。但是由于中速齿轮箱和发电机综合成本较高,该方案的机组成本较高。AREVA-MULTIBRID M5000、Gamesa-G128-4.5、VESTAS-V164-7.0机型采用此布局方案。(如图3)
多发电机系统。多发电机系统是一种较新的海上大功率風电机组的传动链设计概念。该方案采用单输入、多输出轴的齿轮箱,后部配套多组发电机及变流器系统。该方案能够实现风机发电机及变流器部分的冗余设计,当一组发电机或变流器出现故障时风机仍可限功率运行,提高了风机的可利用率,对于维护困难的海上风电机组有很大的价值。但是,由于多输出轴齿箱的负载平衡问题难以解决,多输出轴齿轮箱设计制造困难,故障率较高。兼之该布局方案的成本较高,因此目前国内外尚无批量的该方案的应用案例。(如图4)
6 结语
风电机组概念设计是风电机组设计的第一步,将确定风机全局性重大问题的解决方案,必须精心和慎重地进行,要尽可能充分利用已有的经验,以求总体设计阶段中的重大决策建立在可靠的理论分析和试验基础上,避免以后出现不应有的重大反复。北车风电在充分吸收世界先进海上风机技术的基础上,充分调研、分析我国海上风电资源,有针对性的开展了海上风电机组的设计研究工作,以开发出适合我国国情的大功率海上风电机组,促进我国海上风电事业快速、健康发展。
参考文献
[1] 肖运启,贾淑娟.我国海上风电发展现状与技术分析[J].华北电力,2010,38(2).
[2] 熊礼俭.风力发电新技术与发电工程设计、运行、维护及标准规范实用手册[M].中国科技文化出版社,2005.
[3] 中南勘探设计研究院、山东电力工程咨询院、山东省气候中心.山东省千万千瓦级风电基地规划报告.
作者：冯文泉 赵磊 巩源泉 张海华
截至2017年，非化石能源消费在中国总能源消费中的比重已达14%。根据国务院印发的《打赢蓝天保卫战三年行动计划》，非化石能源消费的占比要在2030年上升至20%。作为重要的非化石清洁能源，风电行业，尤其是海上风电，前景广阔。数据显示，2016年和2017年的中国海上风电新增装机容量同比增长分别达到64%和97%，保持高速发展势头。然而，在迎接增长的同时，行业也面临新的挑战。
12月4日，材料制造商科思创、涂料生产商PPG以及中材科技风电叶片股份有限公司(以下简称中材叶片)和新疆金风科技股份有限公司(以下简称金风科技)，以“绿色供应链，引领海上风电新趋势”为主题，在2018中国国际涂料展期间向业界分享了风电产业链如何抓住机遇，携手应对挑战。
风电发展趋势走高，需要与环境更好融合
“2017年我国风电发展非常快，规模稳居世界第一。”中国科学院广州能源研究所教授蔡国田提到，尤其是我国海上风电增长非常快，2017年海上风电比上一年增长了97%。2018年1～7月份，风电装机增长也显示出非常快的势头。
作为可再生资源，风能的利用一直受到广东重视。广东海岸线长、海域面积大，沿海风速也比较大，热带气旋影响频繁，发电条件较好，海上风电资源丰富。资源的天然禀赋加上行业发展的大势所趋，广东在今年发布了海上风电发展规划修编，这个修编的发布在社会上引起了很大的反响。
按照规划，广东海上风电布局的基本原则，一是集约节约用海，还要避开重要敏感的生态脆弱区，另外要实现规模化的发展，要找一些并网化条件比较好的地方。目前的布局主要是两大块，为近海浅水区、近海深水区，规划风电场23个，总装机规模将近7000万千瓦。
近海浅水区主要是在粤东海域、珠三角海域、粤西海域，近海深水区主要是在粤东海域和粤西海域范围之内，在2017～2020年主要是先开展近海浅水区;到2021～2030年逐渐开发近海深水区。电网配套也是结合风力出电的特性以及区域电力的形式制定供电方案。
“要实现如此大规模的风电发展规划，首先要推动风电产业的整体发展。”蔡国田表示，首先就是要推动风电技术的发展，要鼓励引导企业的研发投入，鼓励企业参与国家相关的标准制定，还要促进装备制造业发展，要形成高端装备制造业产业群，支持相关骨干风电制造企业做强做大，全面提升海上风电制造业水平。另外还要建立完善的服务体系，要构建产业联盟、打造服务平台。
“海上风电也必须要跟环境相融合。”蔡国田特别强调，广东海上风电规划要跟国家还有广东省的一些相关规划进行衔接，要明确环境影响范围以及符合环境保护的要求。风电发电可以产生较好的经济效益和能源效益，可以很大程度上减少碳排放。为了实现规划的建设目标，广东省也制定了一系列政策加强统筹协调，落实扶持政策，创新协调方式还有实时评估。
风机面临严苛条件，呼唤优质涂料出现
“今年新树立的一个风机，整个叶轮直径154米，发电功率是6.7兆瓦，目前是亚洲最大海上持续风机。”金风科技风电产业集团产品交付中心熊伟提到，该风机单只叶片的重量达到24吨，从海上风电的发展以及应用趋势来看，对整个叶片及整个风机本体提出了更高的要求，这些要求很多跟涂层或者涂料有关系。
海上风电面临严苛的工作环境，叶片表面乃至风机整体都面临着强雨蚀、高盐度、高温高湿、强烈紫外线照射等的挑战，这就要求在海上的叶片更长防护性能的涂料体系，尤其是前缘防护这块要求非常高。如何保证在这种环境下风机还能够无故障运转5年、10年甚至20年更长的时间，这对整个产业链特别是相关的配套企业来说是一个很大的挑战。
中材叶片市场总监汪鹏还提到，海上叶片长大概是80米左右，它的夜间速度在100米每秒，这个速度实际上相当于360公里每小时。海上叶片风电的发电小时数全年是3000～4000个小时，风机基本上每天保持10个小时的高速运转。“叶片主要材料是玻璃钢复合材料，这个材料有比较好的冲击韧性还有防腐性能，但是在耐候性方面是非常差的，尤其在海上叶片是要求25年的使用寿命，这个时候对叶片涂料的要求是非常高的。”
此前，风电叶片行业主要使用溶剂型材料，这两年在环保政策影响和要求下逐步向水性涂料转变。水性涂料VOCs含量低，工厂的使用环境非常友好，防护性能与传统油性涂料相比也是基本相当。不过，水性涂料在风能叶片上的使用才刚开始，也有一些改进的方向。尤其是水性涂料相关应用的标准包括使用的规范需要进一步完善，另外水性涂料对存储和施工环境包括温湿度的要求会有更高的要求。
有鉴于此，聚合物生产商的科思创研发出VOC排放低于60克每升的环保高性能涂装技术。科思创涂料、粘合剂及特殊化学品业务部技术应用开发亚太区副总裁李金旗表示，运用这个新型的涂装技术可以实现VOCs排放大幅度降低，而且涂装更容易，“我们可以实现更高膜厚的一次性涂装，实现在不同温度、湿度不同环境之下的涂装，同时干燥更加快，这样可以保障生产效率的提升。这个技术还能够延长维护的周期，保证上下游合作伙伴的利益。”
打造绿色供应链，助推风电行业可持续发展
绿色供应链，贯穿于企业从产品设计到原材料采购、生产、运输、储存、销售、使用和报废处理的全过程，可以使产品生产对环境的影响降到最小，并提高资源利用效率。
作为风电行业的上下游企业，基于共同的可持续发展理念，金风科技、中材叶片、PPG和科思创强强联合，在2018中国国际涂料展期间将“绿色供应链”从愿景落到实处，未来将从供应链各环节出发提升标准，并加速技术合作与创新，让绿色能源更环保、更长久、更高效。
汪鹏提出：“我们将进一步加大对环境友好、性能优异、施工便捷的高性能水性涂装的投入，同时在风电叶片设计及涂层技术，尝试更新型技术方案，实现叶片在运行过程中更长的免维护周期，进一步提升风电，特别是海上风电的可靠性和发电效率。”
4家企业也将各展所长，通力合作，加速推动创新技术商用化。其中，金风科技作为风机制造商和绿色供应链的牵头企业，不仅严格把控产品质量和成本，还将搭建风电大数据平台，提供高负荷和海量数据的处理能力，加速产品迭代创新速度。
科思创从上世纪80年代就开始研发水性技术，通过十多年的努力，在中国市场研发和推广水性技术和高固含Pasquick?技术，并成功应用到不同涂料下游行业，为产业涂装升级贡献力量。其最新的水性二代技术，使得膜厚更高、干燥更快、性能更佳，加强了风机在多变恶劣海上環境的工作性能，非常适合抵御海上风场高腐蚀的挑战。
科思创还与PPG在叶片涂装项目中紧密合作，提供满足环保、高效和更长重涂周期等趋势的创新风电涂料解决方案。PPG专业汽车漆及可再生能源涂料大中华区总经理杨予广介绍道：“‘三分涂料，七分施工’，这句话形象地说明了产业上下游合作的必要性，我们正在加速风电行业特种保护漆的创新，并与中材叶片配合提速新概念涂料技术的商用化。”
“科思创不断致力于可持续发展和创新，通过彼此携手，我们将进一步深化和推进合作，实现创新型环保涂料技术的商业化，为风能产业追寻新的发展机遇。”科思创涂料、粘合剂及特殊化学品业务部亚太区高级副总裁钟小斌表示，金风科技、中材叶片、PPG和科思创将进一步深化和推进在绿色供应链的合作，以涂料技术创新出发，不断探索行业可持续发展的新风向。
作者：郑秀亮
福建省企业投资项目核准(核准海上风电项目)
来源http:///showwsbs.aspx?NewsId=20131102124311福建省发改委网站网址
核准海上风电项目业主需要提供18项文件
1、项目核准申请请示文件(由申报企业提交并抄送项目所在地设区市和县(市、区)发展改革部门) [编号：003591109A11250_01]
2、项目所在地设区市或县(市)发展改革部门出具的项目建设初审意见 [编号：003591109A11250_02]
3、项目申请报告(含项目建设社会稳定风险评估材料，由具备相应工程咨询资格单位按国家发改委示范文本和规范要求编制)和可行性研究报告 [编号：003591109A11250_03]
4、项目招标事项核准申报表(由申报企业提交) [编号：003591109A11250_04]
5、项目所在地设区市或县(市)规划行政主管部门出具的建设项目选址意见 [编号：003591109A11250_05]
6、省级国土资源行政主管部门出具的项目用地预审意见(已取得土地使用权的只需提交土地使用权证，未征用陆地的不需要) [编号：003591109A11250_06]
7、省级海洋行政主管部门出具的海域使用预审意见 [编号：003591109A11250_07]
8、省级环保行政主管部门(未征用陆地的不需要)和省级海洋行政主管部门出具的项目环境影响评价审批意见 [编号：003591109A11250_08]
9、省海事局出具的项目通航安全影响评审意见 [编号：003591109A11250_09]
10、省级海洋行政主管部门出具的项目海底电缆(管道)路由评审意见 [编号：003591109A11250_10]
11、省级水土保持行政主管部门出具的项目水土保持方案审批意见(未征用陆地的不需要) [编号：003591109A11250_11]
12、省级林业行政主管部门出具的建设项目占用征收林地预审意见(若有征用林地) [编号：003591109A11250_12]
13、省级安全生产监督管理行政主管部门出具的风电场安全预评价报告备案批复意见 [编号：003591109A11250_13]
14、省级电网公司出具的项目接入电网意见 [编号：003591109A11250_14]
15、项目节能评估材料审查意见 [编号：003591109A11250_15]
16、项目社会稳定风险评估意见 [编号：003591109A11250_16]
17、申报企业的工商名称预核准登记或企业法人营业执照，企业法定代表人身份证 [编号：003591109A11250_17]
18、与项目建设所需资金相应的资信证明 [编号：003591109A11250_18]
海上风电阶段经验总结---2011海上风电国际论坛 2012年03月07日 星期三 22:08 转载自 yiherainbow 最终编辑 yiherainbow
距离中国“海上风电第一单”开标，已经过去了大半年，问题正在陆续显现。
2011年6月15日，在上海国际海上风电及风电产业链大会上，负责中国海上风电项目规划审批的中国水电水利规划设计总院副总工程师易跃春表示，第一批海上风电特许权招标项目招标后，不确定因素比较多，建设速度比较慢，水文探测刚刚做完，空管、航道、雷达的协调还未完成。
中国最大的风电运营商龙源电力集团股份有限公司(下称龙源电力)是首批海上风电中标者之一。该公司总经理谢长军表示，政策法规上的不完善、风机产品质量不稳定，使得中国的海上风电建设无法复制陆上风电的奇迹。“龙源做陆上风电还是很生龙活虎的，做海上风电现在有点晕船。”
“海上风电第一单”推进慢
中国首批海上风电招标项目共有四个，建设地点都在江苏，总规模为100万千瓦。
2010年9月10日，由五大电力集团主导的竞标结果公布后，中标价格之低出人意料。其中，大唐新能源股份有限公司的滨海近海30万千瓦项目的中标电价为每千瓦时0.7370元;中国电力投资有限公司联合体的射阳近海30万千瓦项目为每千瓦时0.7047元;山东鲁能集团的东台潮间带20万千瓦项目为每千瓦时0.6235元;龙源电力的大丰潮间带20万千瓦项目为每千瓦时0.6396元。
海上风电开发难度远大于陆上风电，其发电技术落后陆上风力发电十年左右，成本也要高两至三倍。在此之前，中国第一个海上风电示范项目——上海东海大桥10万千瓦海上风电场项目，税后上网电价为每千瓦时0.978元。
低价中标，意味着企业很难有丰厚回报。谢长军表示，龙源电力在江苏如东3万千瓦潮间带试验风电场的可行性研究预算造价为每千瓦装机接近2万元，通过不断改进和完善施工方案，造价可控制在每千瓦装机1.5万元以下，年运行2600-2700小时，按照每千瓦时0.6396元的中标电价，股本回报率约为12%。随着建设规模的扩大和各种新型装备的投入，还能进一步降低海上风电的施工成本。但是，他奉劝想进入这个行业的企业，“想赚大钱的话不要做海上风电，没钱更不要做”。
政府的前期工作不到位，也无端增加了企业的成本。中标企业在项目筹备过程中，首先需要根据江苏省海上风电规划预选地点，做资源调查评估，但是做完评估提交开发申请时，才知道项目所在地与港口、自然保护区或渔业区冲突，数百万甚至千余万元的前期投资打了水漂。谢长军抱怨说，政府应该把前期工作做好，第一批招标后，江苏改变了海上规划，导致龙源电力前期的许多工作都白做了。“我们前期勘探也花了不少钱，这个钱地方政府也不给赔。”
此外，他表示，海上风电推进速度比较慢的原因之一是施工经验不足，更重要的是没有合适的风机。
在江苏如东3万千瓦试验风场，龙源电力测试了八个厂家的16台风机。一年多运行下来，表现最好的风机来自远景能源，可用率达98%，许多大厂家的表现反而不如江苏这家名不见经传的公司。例如，华锐风电投入了两台3000千瓦的海上风机，运行一年多，就有一台换了电机。
业内人士指出，华锐风电之所以在陆地上取得远超同行的业绩，原因之一是依靠远超同行的售后服务来弥补产品质量上的缺陷，不像许多厂家卖了设备后撒手不管。在海上风电机组的测试中，华锐派出70多人的维修队伍天天守在那里，但海上风电的维修不像陆上那么容易。
“陆上风电那种靠优质服务来弥补可靠性不足的方法，已经不能套用到海上风电场。”上海电气风电设备有限公司前总经理范肖洪说，与陆上风电相比，海上风电需要极高的稳定性，一旦大部件出问题，需要几个月时间才能修复，这还是在滩涂上的试验，如果在海上装机更加困难。
大唐新能源公司副总经理孟令宾深有同感。他说，风机的可靠性、设计方案和控制策略都需要认证，海上对可靠性的要求和陆地上不同，海上风速大的时候，风机一旦损坏，甚至连靠近都没法靠近，“不仅不能有大故障，小故障也不能有”。
浙江运达风电股份有限公司总工程师叶杭冶也认为，“首先考虑可靠性和质量，其次才是成本。”他提道，福建曾经出现某家企业海上风场的风机被台风“鲶鱼”吹坏的事情。
谢长军说，从表面上看，中国的风机厂家掌握了不少核心技术，风机可用率已经接近维斯塔斯、GE等国际巨头，但是需要调试很长时间，难以和国际巨头竞争。丹麦维斯塔斯公司中国区总裁徐侃则表示，维斯塔斯承担的第一座风电场合恩角风场也有过很多教训，当时很多设备需要更换，甚至要到岸上更换。如今，该公司一个项目仅用102天就可安装100多台风机。
谢长军认为，中国厂家应该先把陆上风机的问题解决了，再来研究海上风机。孟令宾还提醒说，正在突飞猛进研发大容量海上风机的厂家，仍需回头解决陆上风机的遗留问题，“我们过去注重销售，忽略了现有4000多万千瓦陆上风电设备的升级”。
不能再搞“大跃进”
经过几年来井喷式的增长，中国风电装机总量在2010年成为世界第一。中国可再生能源学会风能专业委员会副理事长施鹏飞说，中国风电产业需要从数量型增长转变到质量改进，从风电大国转变为风电强国，这一过程中，海上风电的重要性凸显。
目前，中国建成的海上风电装机容量为14.25万千瓦，与2010年国际海上风电总装机350万千瓦相比，少得可怜。根据中国的可再生能源规划，计划2015年海上风电装机容量达到500万千瓦，2020年达到3000万千瓦。这意味着，未来数年内海上风电在中国将会迅猛发展。但不少人士对此持谨慎态度。
中国气象局风能资源详查的初步结果显示，中国5-50米水深、70米高度风电可装机容量约为5亿千瓦。“茫茫大海，看似到处可建海上风电场”，易跃春说，实际上，海上风电要考虑的因素很多。空中因素涉及台风、空中航道、军事雷达，水面上要考虑海浪、潮位和航道，水下要考虑海底冲刷和侵蚀，海底管线等。此外，还需考虑海洋功能的总体区划等。综合这些因素之后，真正可建风电的海域是有限的。
谢长军认为，欧洲大力发展海上风电，一个重要原因是陆上基本没有地方了，但中国陆上风电的空间还很大。对于江苏沿海来说，风场靠近负荷中心，台风也比较少，比较适合海上风电建设，但是对于浙江、福建、广东来说，千万要小心。
“陆地上的井喷式发展，是不适合海上的。所以我提醒同行们，发展海上的时候要慎重再慎重，不能‘大跃进’”，他透露，龙源电力要到2016年才会开始大规模的海上风电建设。
施鹏飞也对财新《新世纪》表示，中国海上风电发展肯定不会像陆上风电那么快，目前还需在不同海域测试，真正大规模的开发“十三五”期间才会开始。
在配套政策法规方面，中国也没有完全准备好。谢长军说，海上风电是新兴产业，以往的海洋功能区划中未能考虑，在没有海洋规划的前提下搞开发，很可能是竹篮打水一场空。而《海上风电开发建设管理暂行办法》于2010年1月颁布之后，国家能源局和国家海洋局联合制定的实施细则尚未出台——所幸的是，据易跃春透露，出台时间应该很快了。
6月16日，在上海举行的此次会议上，绿色和平组织和中国资源综合利用协会可再生能源专业委员会联合发布的《中国风电发展报告2011》还指出，2010年风电装机容量4478万千瓦的中国，风电发电量仅为500亿千瓦时，装机容量4027万千瓦的美国则达到了946亿千瓦时，几乎是中国的两倍。国家发改委能源研究所副所长李俊峰对财新《新世纪》记者表示，这一方面是因为中国风电上网后需要经过合格审查，签订商业运营合同后，才计入运行容量。但另一方面，必须承认中国风机设备完好率不足，美国的年平均利用小时数是2500，中国是2000出头。
前述报告还指出，中国风电领导全球尚需时日，风电产业的“大跃进”将使中国风电的“旧患新伤”更早地浮出水面。
海上与陆地风电首次质监不同之处
4 质量监督检查的内容和要求
4.1 对工程建设各责任主体质量行为的监督检查
4.1.1 对建设单位质量行为的监督检查 海上风电：
A、新增4.1.1.1 内容：工程建设核准文件(不限于建设项目规划，可研审查结论，项目核准批文，当地海事部门颁发的海上风电工程船舶水上、水下施工作业许可证，通过工程通航安全评估审查、环境批复意见、接入电力系统审查意见)
B、新增4.1.1.2内容：按基本建设程序规定，满足开工条件的要求。建设单位应完成施工图送审、消防设计送审和劳动安全卫生预评价等相关手续。
C、新增4.1.1.5内容：施工组织总设计和已开工项目的专业施工组织设计编制完成并已审批。
D、缺少陆地风电4.1.1.8内容：确认并发布“质量验收及评定项目划分表”。 4.1.2对勘察设计单位质量行为的监督检查 4.1.3对监理单位质量行为的监督检查
A、新增4.1.3.8内容：对大型海上作业施工机械的报验材料进行审查。 B、减少陆地风电4.1.3.10内容：按照《强制性条文》、国家或行业验收标准，对隐蔽工程、完工的项目及时验收并签证规范。
C、新增4.1.3.12对附近海岸上建立的基准点和施工控制网复测完毕。 D、减少陆地风电4.1.3.13内容：建筑方格网、风机基础控制桩等重要测量成果复测准确。
E、减少陆地风电4.1.3.14内容：对已处理完的预监检中提出的待整改问题，检查、验收完毕。
4.1.4对施工单位质量行为的监督检查 A、新增4.1.4.3 内容： 3)海上工作人员上岗作业前经培训取得上岗作业资格证。
B、新增4.1.4.3 内容：4)现场设置的各类工程试验室(或合同检测单位)资质证书与试验项目相符，试验员持证上岗。
C、减少陆地风电4.1.4.3
(3)内容：计量管理制度健全，计量管理人员持证上岗;计量器具、仪器、仪表均经过检定并在有效期内，计量管理台账齐全。
D、减少陆地风电4.1.4.3
(4)内容：规范执行见证取样送检制度。
E、新增4.1.4.8内容：计量管理制度健全，计量器具、仪器、仪表均经过检定并在有效期内，计量管理台账齐全。
F、新增4.1.4.9内容：质量验收、技术记录制度健全，执行认真。 4.1.5对工程检测单位质量行为的监督检查
4.2 对技术文件和资料的监督检查
A、海上风电与陆地风电检查内容一致，海上风电没有具体划分各个责任主体。
4.3 对施工现场和工程实体质量的监督检查
A、新增4.3.2内容：消防设施、工业卫生设施和环保设施已按施工组织总设计配备和布设完成。
B、减少陆地风电4.3.3 内容：已完工或在建的建(构)筑物结构的外观质量及其施工环境条件符合要求，必要时，进行实体质量检测。具体可按总站2005年颁布的《变电站土建工程质量监督检查典型大纲》执行。
C、新增4.3.4内容：混凝土及灌浆料的搅拌设备状况和工作环境符合规定要求。使用预拌(商品)混凝土时，已建立其质量和资料管理制度;钢结构的制作设备状况和工作环境符合规定要求。
D、海上风电4.3.5内容:现场预制件场地、组装场地的工作条件和力能配置(水电气)符合规定要求。
陆地风电4.3.6内容:现场预制件场地的工作条件和机具设备及其管理制度符合规定的要求。
E、新增4.3.9内容：海岸上建立的基准点和施工控制网维护良好。 F、减少陆地风电内容：4.3.10——4.3.18。
5 质量监督检查的步骤和方法
5.1检查步骤
5.1.3正式监检
A、陆地风电内容：工程质监站或建设单位负责接收监检的组织工作，其他各责任主体必须全程认真配合检查。
海上风电内容：建设单位负责接收监检的组织工作，其他各责任主体必须全程认真配合检查。
B、5.2.3.3内容：桩基(地基处理)施工单位除汇报上述内容外，还应汇报验收结果。
6 检查评价
A、海上风电6.4内容：对检查结论满足本《大纲》要求者，出具质量监督检查报告，主送本阶段工程质量监督检查的相关受检单位，抄送电力建设工程质量监督总站。
陆地风电6.0.5内容：中心站收到整改回复单位进行核查，当满足本《大纲》要求者，可颁发本阶段工程《质量监督检查证书》或出具质量监督检查报告，主送本阶段工程质量监督检查的相关受检单位和其主管部门，抄送电力建设工程质量监督总站和地方政府委托监督工作的主管部门。
《海上风电开发建设管理暂行办法》(国能新能 [2010]29号( 2010年1月22日))
为规范海上风电项目开发建设管理，促进海上风电有序开发、规范建设和持续发展，根据《中华人民共和国行政许可法》《中华人民共和国海域使用管理法》《企业投资项目核准暂行办法》，特制定本办法。
第一章 总则
第一条 为规范海上风电项目开发建设管理，促进海上风电有序开发、规范建设和持续发展，根据《中华人民共和国行政许可法》、《中华人民共和国海域使用管理法》和《企业投资项目核准暂行办法》，特制定本办法。
第二条 本办法所称海上风电项目是指沿海多年平均大潮高潮线以下海域的风电项目，包括在相应开发海域内无居民海岛上的风电项目。
第三条 海上风电项目开发建设管理包括海上风电发展规划、项目授予、项目核准、海域使用和海洋环境保护、施工竣工验收、运行信息管理等环节的行政组织管理和技术质量管理。
第四条 国家能源主管部门负责全国海上风电开发建设管理。沿海各省(区、市)能源主管部门在国家能源主管部门指导下，负责本地区海上风电开发建设管理。海上风电技术委托全国风电建设技术归口管理单位负责管理。
第五条 国家海洋行政主管部门负责海上风电开发建设海域使用和环境保护的管理和监督。
第二章 规 划
第六条 海上风电规划包括全国海上风电发展规划和沿海各省(区、市)海上风电发展规划。
全国海上风电发展规划和沿海各省(区、市)海上风电发展规划应当与全国可再生能源发展规划、全国和沿海各省(区、市)海洋功能区划、海洋经济发展规划相协调。沿海各省(区、市)海上风电发展规划应符合全国海上风电发展规划。
第七条 国家能源主管部门统一组织全国海上风电发展规划编制和管理，并会同国家海洋行政主管部门审定沿海各省(区、市)海上风电发展规划。沿海各省(区、市)能源主管部门按国家能源主管部门统一部署，负责组织本行政区域海上风电发展规划的编制和管理。
第八条 沿海各省(区、市)能源主管部门组织具有国家甲级设计资质的单位，按照规范要求编制本省(区、市)管理海域内的海上风电发展规划;同级海洋行政主管部门对规划提出用海初审意见和环境影响评价初步意见;技术归口管理单位负责对沿海各省(区、市)海上风电发展规划进行技术审查。
第九条 国家能源主管部门组织海上风电技术管理部门，在沿海各省(区、市)海上风电发展规划的基础上，编制全国海上风电发展规划;组织沿海各省(区、市)能源主管部门、电网企业组织编制海上风电工程配套电网工程规划，落实电网接入方案和市场消纳方案。
第十条 国家海洋行政主管部门组织沿海各省(区、市)海洋主管部门，根据全国和沿海各省(区、市)海洋功能区划、海洋经济发展规划，做好海上风电发展规划用海初审和环境影响评价初步审查工作。
第三章 项目授予
第十一条 国家能源主管部门负责海上风电项目的开发权授予。沿海各省(区、市)能源主管部门依据经国家能源主管部门审定的海上风电发展规划，组织企业开展海上测风、地质勘察、水文调查等前期工作。
未经许可，企业不得开展风电场工程建设。
第十二条 沿海各省(区、市)能源主管部门在前期工作基础上，提出海上风电工程项目的开发方案，向国家能源主管部门上报项目开发申请报告。国家能源主管部门组织技术审查并论证工程建设条件后，确定是否同意开发，中国风力发电网提供。
第十三条 项目开发申请报告应主要包括以下内容：
(一)风资源测量与评价、海洋水文观测与评价、风电场海图测量，工程地质勘察及工程建设条件;
(二)项目开发任务、工程规模、工程方案和电网接入方案;
(三)建设用海初步审查，海洋环境影响初步评价;
(四)经济和社会效益初步分析评价。
第十四条 海上风电工程项目优先采取招标方式选择开发投资企业，招标条件为上网电价、工程方案、技术能力和经营业绩。开发投资企业为中资企业或中资控股(50%以上股权)中外合资企业。
已有海上风电项目的扩建，原项目单位可提出申请，经国家能源主管部门确认后获得扩建项目的开发权。
获得风电项目开发权的企业必须按招标合同或授权文件要求开展工作，未经国家能源主管部门同意，不得自行转让开发权。
第十五条 海上风电项目招标工作由国家能源主管部门统一组织，招标人为项目所在地省(区、市)能源主管部门。
对开展了海上风电项目前期工作而最终没有中标的企业，由中标企业按省级能源主管部门核定的前期工作费用标准，向承担了前期工作的企业给予经济补偿。
第四章 项目核准
第十六条 招标选择的项目投资企业或确认扩建项目开发企业，按海上风电工程前期工作的要求落实工程方案和建设条件，编写项目申请报告，办理项目核准所需的支持性文件，与招标单位签订项目特许权协议，并与当地省级电网企业签订并网和购售电协议。项目所在地省级能源主管部门对项目申请报告初审后，上报国家能源主管部门核准。
第十七条 海上风电项目核准申请报告应达到可行性研究的深度，并附有下列文件：
(一)项目列入全国或地方规划的依据文件;
(二)项目开发授权文件，或项目特许权协议;
(三)项目可行性研究报告及其技术审查意见;
(四)项目用海预审文件和环境影响评价报告批复文件;
(五)海上风电场工程接入电网的承诺文件;
(六)金融机构同意给予项目贷款融资等承诺文件;
(七)根据有关法律法规应提交的其他文件。
第十八条 海上风电项目必须经过核准并取得海域使用权后，方可开工建设。项目核准后两年内未开工建设的，国家能源主管部门收回项目开发权，国家海洋行政主管部门收回海域使用权。
第五章 建设用海
第十九条 海上风电项目建设用海应遵循节约和集约利用海域资源的原则，合理布局。
第二十条 项目单位向国家能源主管部门申请核准前，应向国家海洋行政主管部门提出海域使用申请文件，并提交以下材料：
(一)海域使用申请报告，包括建设项目基本情况、拟用海选址情况、拟用海的规模及用海类型;
(二)海域使用申请书(一式五份);
(三)资信证明材料;
(四)存在利益相关者的，应提交解决方案或协议。
第二十一条 国家海洋行政主管部门收到符合要求的用海申请材料后组织初审。初审通过后，国家海洋行政主管部门通知项目建设单位开展海域使用论证;海域使用论证评审通过后，国家海洋行政主管部门出具项目用海预审意见。
第二十二条 项目建设单位申报项目建设核准申请时，应附国家海洋行政主管部门用海预审意见;无预审意见或预审未通过的，国家能源主管部门不予核准。
第二十三条 海上风电项目建设用海按风电设施实际占用海域面积和安全区占用海域面积征用。其中，非封闭管理的海上风电机组用海面积为所有风电机组塔架占用海域面积之和，单个风电机组塔架用海面积按塔架中心点至基础外缘线点再向外扩50m为半径的圆形区域计算;海底电缆用海面积按电缆外缘向两侧各外扩10m宽为界计算;其它永久设施用海面积按《海籍调查规范》的规定计算。各宗海面积不重复计算。
第二十四条 海上风电项目经核准后，项目单位应及时将项目核准文件提交国家海洋行政主管部门。国家海洋行政主管部门依法审核并办理海域使用权报批手续。
第二十五条 项目单位应按规定缴纳海域使用金，办理海域使用权登记，领取海域使用权证书。
第二十六条 使用无居民海岛建设海上风电的项目单位应当按照《海岛保护法》等法律法规办理无居民海岛使用申请审批手续，并取得无居民海岛使用权证书后，方可开工建设。
第六章 环境保护
第二十七条 项目单位应当按照《海洋环境保护法》、《防治海洋工程建设项目污染损害海洋环境管理条例》及相关技术标准要求，编制海上风电项目环境影响报告书，报国家海洋行政主管部门核准。
第二十八条 海上风电项目建设环境影响报告书应委托有相应资质的单位编制。项目单位在项目申请核准前需取得国家海洋行政主管部门出具的建设项目环境影响报告书的核准文件;无报告书核准意见或未通过核准的，国家能源主管部门不予核准。
第二十九条 海上风电项目核准后，项目单位应按建设项目环境影响报告书及核准意见的要求，加强环境保护设计，落实环境保护措施。按规定程序申请环境保护设施竣工验收，验收合格后，该项目方可正式投入运营。
第七章 施工竣工验收
第三十条 海上风电项目经核准后，项目单位应制定施工方案，报请当地海洋行政主管部门、海事主管部门备案。施工企业应具备海洋工程施工资质，进驻施工现场前应向当地海洋行政主管部门办理施工许可手续。海底电缆的铺设施工应当按照《铺设海底电缆管道管理规定》的要求办理相关手续。
项目单位和施工企业应制订安全应急方案。
第三十一条 国家能源主管部门委托项目所在省(区、市)能源主管部门负责海上风电项目竣工验收。项目单位在完成土建施工、安装风电机组和其他辅助设施后，向所在地省(区、市)能源主管部门申请验收。省级能源主管部门协调和督促电网企业完成电网接入配套设施，在配套电网接入设施建成后，对海上风电项目进行预验收。预验收通过后，项目单位在电网企业配合下进行机组并网调试，全部机组完成并网调试后，进行项目竣工验收。
第八章 运行信息
第三十二条 项目单位应建立自动化风电机组监控系统，向电网调度机构和国家风电信息管理中心实时传送风电场的运行数据。未经批准，项目运行实时数据不得向境外传送。
第三十三条 项目单位应按照有关规定建立安全生产制度，发生重大事故和设备故障应及时向电网调度机构、当地能源主管部门报告，每半年向国家风电信息管理中心提交一次总结报告。
第三十四条 项目单位应建立或保留已有测风塔，长期监测项目所在区域的风资源、以及空气温度、湿度、海浪等气象数据，监测结果应定期向当地省(区、市)能源主管部门和国家风电信息管理中心报告。
第三十五条 新建项目投产一年后，由国家能源主管部门组织有资质的咨询机构，对项目建设和运行情况进行后评估，三个月内完成后评估报告。评估结果作为项目单位参与后续海上风电项目开发的依据。
第九章 其他
第三十六条 海上风电基地或大型海上风电项目，可由当地省级能源主管部门组织有关单位统一协调办理电网接入系统、建设用海预审、环境影响评价和项目核准申请手续。
第十章 附 则
第三十七条 本办法由国家能源局和国家海洋局负责解释。
第三十八条 本办法由国家能源局和国家海洋局联合发布，自发布之日起施行
4 附报道：
我国出台海上风电开发建设管理办法规范海上风电建设
新华网北京2月9日电(记者胡浩)记者9日从国家海洋局了解到，国家能源局、国家海洋局日前联合下发《海上风电开发建设管理暂行办法》，规范海上风电建设，以促进海域空间资源合理利用，强化海洋生态环境保护，引导海上风电健康、持续发展。
据了解，该办法共十章三十八条，规定了海上风电发展规划编制、海上风电项目授权、海域使用申请审批和海洋环境保护、项目核准、施工竣工验收和运行信息管理等各个环节的程序和要求。该办法明确，国家能源局和国家海洋局作为全国海上风电开发建设管理的行政管理部门，按照各自的职能，对沿海多年平均大潮高潮线以下海域以及在相应开发海域内无居民海岛上的海上风电项目实施管理，并在海上风电规划编制、项目核准、施工等阶段做好管理衔接。
办法规定，海上风电建设应当坚持先编制发展规划，以规划为指引，再开展具体项目建设的原则。海上风电发展规
划分为全国和沿海各省(区、市)海上风电发展规划两个层级。全国和沿海各省(区、市)海上风电发展规划应当符合全国和沿海各省(区、市)海洋功能区划，与全国可再生能源发展规划、海洋经济发展规划相协调。国家能源局统一组织全国海上风电发展规划编制和管理，并会同国家海洋局审定沿海各省(区、市)海上风电发展规划。沿海各省(区、市)能源主管部门在组织编制本行政区域海上风电发展规划时，同级海洋行政主管部门应当对规划提出用海初审意见和环境影响评价初步意见。
办法中提出，海上风电项目建设用海应遵循节约和集约利用海域资源的原则，合理布局。海上风电项目必须经过核准并取得海域使用权后，方可开工建设。使用无居民海岛建设海上风电，应当按照《海岛保护法》等法律法规办理无居民海岛使用申请审批手续，并取得无居民海岛使用权证书后，方可开工建设。
同时，建设海上风电项目必须编制海上风电项目环境影响报告书，报国家海洋行政主管部门核准，并在建设时按环境影响报告书及核准意见的要求，加强环境保护设计，落实环境保护措施。
中国产业信息网-免费调查分析报告
我国海上风电产业发展建议总结
内容提示：通过财政补贴鼓励海上风力发电，以逐步实现海上风力发电的商业化运营是国际上的通用做法。中国应在充分借鉴国际深水海域海上风电财政补贴政策经验的基础上，密切结合我国国情，逐步探索深水远岸海上风电财政补贴政策体系。
海上风电有其鲜明的特点，其建设是一项庞大的系统工程，相对陆上风电要复杂得多，但在相关的设备制造、工程施工、管理、运营等方面，海上风电可以借鉴我国陆上风电开发的成功经验和世界风电强国的发展经验。基于上述对我国海上风电发展现状、规划、项目进展、管理政策的总结和分析，提出以下建议。
(1) 建立高效的海上风电相关部门协调管理机制。海上风电开发涉及海洋、气象、军事、交通等领域，海上风电规划牵涉航运、自然保护区、渔业生产、军事等多方面，风电审批的主管部门应包括能源局、海洋局、环保、军队等，多个管理部门之间的沟通需要继续加强。海上风电规划需与海洋管理部门、地方规划部门、军事部门，就海域使用面积、使用功能、环境及保护区等方面及时沟通，做出调整。由于各部门遵循的规则和执法方式不尽相同，建议建立高效的协调管理机制，统一认识，形成合力推动海上风电开发。
各地方政府已对海域做出规划，有生态农业、养殖、旅游以及沿海城镇经济等考虑。地方规划和省级海洋规划也可能发生冲突，此时地方规划需服从省级规划，并进行相应调整。
(2) 探索深水海域海上风电财政补贴政策体系。
通过财政补贴鼓励海上风力发电，以逐步实现海上风力发电的商业化运营是国际上的通用做法。中国应在充分借鉴国际深水海域海上风电财政补贴政策经验的基础上，密切结合我国国情，逐步探索深水远岸海上风电财政补贴政策体系。例如德国推行的阶梯式海上风电定价政策中体现了对深水海域的补贴力度大于近海区域：海上风电基础上网电价为15 欧分/(kWh)，补贴年限12 年;为了支持离岸更远以及深海风电项目，支持年限从12 年起，12 海里以外每增加1 海里(约1.852 km)，年限增加0.5 个月，水深20 m以外每加深1 m，年限增加1.7 个月。
(3) 加快海上风电相关技术和设备的系统研发，包括机组、安装施工、运维、并网技术的开发和设备研制以及技术标准制订等，促进海上风电产业整体快速发展。我国海上风电的发展已经受到了越来越多的重视，国家能源局提出的“五个转变”中要求我国风电产业从以陆上风电为主向陆上和海上风电全面发展转变。一方面将海上风电相关设备的技术研发和设备制造列入优先发展的对象，同时加快推进海上风电的标准建设。新颁布的18 项风电标准中大部分是关于海上风电的技术标准，并且未来更多的关于海上风电场建设、运营维护及并网方面的标准制定工作也提上日程。
5 结语在海上风电发展大规模建设的初期，由于规划、建设、运营等方面缺乏经验，并且技术、政策等尚不够完善，出现一些技术管理的制约因素是正常的现象，这也是先进事物从出现到发展成熟的规律。
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随着海上风电开发技术水平的提高和管理体制、政策法规的不断理顺，加上我国政府大力开发海上风电的决心和对其的大力支持，海上风电开发建设必将进入快车道。基于此，我国海上风电发展应以“五个转变”为契机，借鉴陆上发展的成功经验和教训，加快推动海上风电发展：一方面，加强海上风电规划、审批的统一性，实现有序发展，并且与电网规划协调配套发展;另一方面，不断提高海上风电相关设备如海上风电机组、海底电缆、施工平台等关键设备的制造水平，紧密结合我国海域特点以及具体国情，总结积累各类海上风电安装、运营、维护、管理经验，在不断提高海上风电发展质量的同时，控制海上风电发展成本，推动海上风电规模化、快速化发展。
为做好海上风电开发建设工作，促进海上风电健康有序发展，根据《海上风电开发建设管理暂行办法》及有关法律法规，制定本实施细则。
第一条 为做好海上风电开发建设工作，促进海上风电健康有序发展，根据《海上风电开发建设管理暂行办法》及有关法律法规，制定本实施细则。
第二条 本细则适用于海上风电项目前期、项目核准、工程建设与运行管理等海上风电开发建设管理工作。
第三条 海上风电前期工作包括海上风电规划、项目预可行性研究和项目可行性研究阶段的风能资源测量评估、海洋水文地质勘查、建设条件论证和开发方案等工作。
第四条 省级海上风电规划由省级能源主管部门组织技术单位编制，在征求省级海洋主管部门意见的基础上，上报国家能源主管部门审批。国家能源主管部门组织技术归口管理部门进行审查，征求国家海洋主管部门意见后，由国家能源主管部门批复。
第五条 海上风电规划应与全国可再生能源发展规划相一致，符合海洋功能区划、海岛保护规划以及海洋环境保护规划。要坚持节约和集约用海原则，编制环境评价篇章，避免对国防安全、海上交通安全等的影响。
海上风电场原则上应在离岸距离不少于10公里、滩涂宽度超过10公里时海域水深不得少于10米的海域布局。在各种海洋自然保护区、海洋特别保护区、重要渔业水域、典型海洋生态系统、河口、海湾、自然历史遗迹保护区等敏感海域，不得规划布局海上风电场。
第六条 省级能源主管部门根据国家能源主管部门批复的省级海上风电规划，提出分阶段拟建项目前期工作方案，明确前期工作承担单位，在征求省级海洋主管部门意见后，报国家能源主管部门批复。国家能源主管部门征得国家海洋主管部门意见后批复实施。前期工作承担单位要按照国家有关保密要求，做好海上风电观测相关信息保密管理。
规模较大的海上风电基地项目、新技术试验示范项目可优先开展前期工作。省级能源主管部门可委托国家甲级勘察设计单位统一开展海上风电前期工作，提高工作效率和成果质量。
第七条 设立海上测风塔应满足海上风电开发建设需要以及航海、航空警示要求。在设立测风塔前，项目前期工作承担单位应依据海域管理有关规定，向县级海洋主管部门提出测风塔用海申请并取得海域使用权证书，编制测风塔环评报告表并报有审批权的地方海洋主管部门审批。编制测风塔通航安全评估报告，并取得工程管辖区海事主管部门的批复意见。施工企业应具备海洋工程施工资质，进驻施工现场前应到工程管辖区海事主管部门办理施工手续。
第八条 海洋水文测评应委托有相应资质的单位进行。海图测量和地勘应委托有相应资质的单位承担，编制海图测量和地勘工作方案，并报县级海洋主管部门备案;海图测量和地勘前，应到工程管辖区海事主管部门办理有关手续。
第九条 项目前期工作按照预可行性研究阶段和可行性研究阶段递进进行，分别形成预可行性研究报告和可行性研究报告。可行性研究报告应通过技术归口单位审查。
第十条 预可行性研究主要包括海上风电场风能资源及海洋水文测量和初步评估、工程地质初步评价、工程规模与场址范围拟定、工程投资估算和初步经济评价等工作，初步研究风电场建设的可行性，编制项目预可行性研究报告。
第十一条 为促进风电技术进步和有效市场竞争，对完成预可行性研究阶段工作的项目，国家能源主管部门可根据需要选择项目进行特许权招标，确定项目开发投资企业及关键设备。中国风力发电网讯国家能源主管部门在进行特许权项目招标前，应当就有关风电项目用海位置及范围征求国家海洋主管部门意见。
对已开展预可行性研究工作而最终未中标的企业，由中标企业按省级能源主管部门核定的前期工作费用标准，给予项目前期工作承担单位经济补偿。
第十二条 可行性研究阶段主要开展海上风电场风能资源和海洋水文评估、工程地质评价、风电机组选型与布置、电气与消防设计、土建工程设计、海域使用设计、施工组织设计、工程管理设计、劳动安全与工业卫生设计、环境保护设计、设计概算及经济评价等工作，确定风电场的建设方案，编制可行性研究报告，作为项目核准的基础。
第十三条 项目可行性研究阶段，项目单位向国家海洋主管部门提出海域使用申请，国家海洋主管部门按照《海上风电开发建设管理暂行办法》等有关规定进行受理、审查和审核，并出具用海预审意见。第十四条 项目可行性研究阶段，项目单位委托有资质的单位开展海上风电环境影响评价，编制海上风电项目建设环境影响报告书，国家海洋主管部门审查通过后出具环境影响评价核准意见。
第十五条 项目可行性研究阶段，项目单位按照《铺设海底电缆管道管理规定》及有关规定，办理海底电缆路由调查、勘测的审批手续。
第十六条 项目可行性研究阶段，项目单位委托有资质的单位开展通航安全评估论证，编制项目通航安全评估论证报告，工程管辖区海事主管部门审查通过后出具通航安全审查批复意见。
第十七条 项目可行性研究完成后，项目单位委托有资质的单位开展安全预评价设计，编制安全预评价报告，取得国家安全生产监督管理部门的备案函。电力接入系统专题设计取得国家级电网公司的审批意见，根据有关法律法规要求取得其它相应支持性文件。
第十八条 项目相关专题完成并取得相应职能部门出具的支持性文件，项目可行性研究报告通过技术归口单位审查，项目开发企业编制项目核准申请报告，省级能源主管部门初审后，报国家能源主管部门核准。申请报告应包括设计方案、用海预审、环境影响评价、接入系统、通航安全、安全预评价等专题及相应支持性文件。
第十九条 获得国家能源主管部门核准的海上风电项目，项目开发企业应及时将项目核准文件提交国家海洋主管部门。国家海洋主管部门依法审核并办理海域使用权报批手续。
开发企业按照《铺设海底电缆管道管理规定》及相关规定，办理电缆铺设施工许可审批手续等。
项目单位取得海域使用权后方可开工建设。项目核准后两年内未开工建设的，国家能源主管部门收回项目开发权，国家海洋主管部门收回项目的海域使用权。项目开工以第一台风电机组基础施工为标志。第二十条 项目单位要加强环境保护和安全卫生设施设计，落实环境保护和安全卫生设施措施;做好与省级电网公司接入电网配套设施建设的衔接工作，并与电网企业签订并网调度协议和购售电合同;按照电力调度和国家信息管理要求，落实信息化建设方案;海上风电项目单位接受海洋主管部门的监督检查。
第二十一条 本实施细则由国家能源局和国家海洋局负责解释，自发布之日起施行。
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