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1、2023年风电调研报告（精选多篇） 推荐第1篇：瑞典风电产业调研报告 瑞典风电产业调研报告 2023-1-4 10:44:00点击次数：2439类型：转载编辑：hn 一、瑞典风力发电基本情况 瑞典清洁能源技术应用比较成熟，使用量在整个能源结构中的比例较大。近十年来，瑞典清洁能源占其能源市场的份额从1994年的22%提高到了目前的28%。根据瑞典政府的能源发展政策，风能和生物能源是瑞典可持续发展能源的首选。 瑞典电力生产基本实现无油、无煤，电力来源中水电和核电各占约45%。其余电力来自太阳能、垃圾焚烧发电、风力发电及生物能源。2023年，瑞典总发电量为1463亿度，其中水利发电量达655亿度，占
2、其总发电量的44.8%，核发电量达643亿度，占44.95%，火力发电达138亿度，占9.43%，风力发电达14亿度，占0.957%，其他还有生物发电等。 目前，瑞典约有90家企业从事风电生产，共有约900台风力发电机在运行。尽管瑞典风力发电量只占其总发电量的约1%，但增长迅速。2023年的瑞典风力发电量比上年增长了45%。瑞典议会确定的目标是到2023年瑞典风能发电量将达100亿千瓦时。 按照瑞典能源署2023年底发布的报告称，瑞典计划到2023年将投资350亿克朗，将其风电年产量提高到300亿度，其中200亿度来自陆地风电站，其余100亿度来自离岸风电站。陆地风电站中的100亿度将在202
3、3年前完成，剩下的100亿度在2023年前完成。据此300亿度推算，瑞典将需要新增风力发电机2000至5000台左右，风力发电的从业人员将从目前的2000人提高到1.1万人。为实现这一目标，瑞典政府采取的促进措施有：明确将风能划为清洁能源类，使其在获得许可证方面更加便捷；政府采取一站式办公对风电站项目加速审批；提高使用包括风电在内的可再生能源的强制性配额要求。 二、我国风电产业正在走向欧洲和瑞典 根据中国风能协会统计，截至2023年底，我国已在22个省（市、区）建设了158个风电场，风电装机容量达到590.6万千瓦，居全球第五位，其中2023年新增装机容量为330.4万千瓦，居全球第三位。我国
4、风电总装机规模今年就将突破1000万千瓦，到2023年年底，全国风电累计装机容量预计达到2000万千瓦，到2023年年底，全国的风电可能达到8000万千瓦，甚至可能达到1亿千瓦。江苏、河北、内蒙古、新疆、甘肃等多个城市将成为100万千瓦级的风电基地。 在如此巨大的国内市场的驱动下，我国风电产业正在飞速发展。与此同时，随着世界各国对风电技术和设备需求的增长以及应对全球气候变化的要求，我国风电企业也开始走出国门与包括瑞典在内的各国企业开展贸易与合作，从以下事例中便可见一斑。 2023年10月，我国金华市电机实业有限公司与全球第二大风力发电设备供应商荷兰EWT风能科技公司签订了生产180台、价值2.
5、2亿元的直驱式风力发电机协议，2023年又签订了25台、价值3550万元的出口欧美合同，并将在2023年前陆续出口。2023年11月该公司生产的14台、价值1900多万元的直驱式风力发电机又顺利出口到荷兰和美国，这是我国首批出口的直驱式风力发电机。 2023年10月，中国三峡总公司所属的长江新能源公司与北欧环境金融公司签订了减排量购买合同。合同规定，中国三峡总公司开发的江苏响水201兆瓦风电场CDM项目建成投产后，将向北欧环境金融公司出售温室气体减排额度，每年可为以煤电为主的华东电网提供43551万度的清洁电力并减少约40万吨温室气体排放。该减排量购买合同期限为项目投产发电开始至2023年12
6、月31日，预计该期间将可以为新能源公司带来约1500万欧元的收益。 2023年6月，中国风电与瑞典碳资产管理公司达成清洁发展机制(CDM)合作协议，中国风电将出售旗下5间风电厂的全部碳减排量(CERs)予瑞典碳资产管理。该5间风电厂包括内蒙古扎鲁特旗阿日昆都楞风电场、辽宁省彰武马鬃山风电场、吉林省镇赉黑鱼泡风电场、内蒙古四子王旗夏日风电场及内蒙古武川义合美风电场，每间风电厂的封装机容量约为4.95万千瓦，每年可生产10万吨CERs，即合共50万吨CERs。 三、几点建议 1抓住机遇，扩大我风电设备的出口。有业内人士认为，全球对风力发电机的需求巨大且供不应求，但目前风力发电机价格仍然十分昂贵，包
7、括瑞典在内的欧洲风电企业和客商都在世界范围内寻求质优价廉的风电设备，这将给我国风力发电设备制造厂商出口瑞典和欧洲市场带来很多商机。 2加强风电国际合作，分得应有的一杯羹。风力发电设备制造业的国际间合作日趋密切，加速了新技术的商品化和进一步开拓了市场空间。例如，瑞典和荷兰、丹麦、挪威四国正在合作发展适合民用住宅的太阳能-风能发电组合设备，还有瑞典瀑布能源公司与西门子公司的合作等。另一方面，许多大型跨国公司已经开始通过兼并、合作等手段力求垄断世界风力发电设备市场。我国风电企业也应加强国际合作，绝不能游离其外袖手旁观而失去应有的国际份额。 3我风电设备生产企业和有关行业协会应加强对我风电设备和技术的
8、对外宣传力度。瑞典公司和商人对作为世界制造工厂的中国风电设备也很感兴趣，驻瑞典经商室2023年多次答复了瑞典客商的各种有关咨询。在答复咨询中发现，我国部分风电设备制造的网页特别是英文网页还急需完善和细化。 4国际竞争激烈，我企业应加倍重视我出口产品的质量和售后服务。在瑞典和北欧风电市场参与竞争的外国企业也不少，主要有Vestas, Enercon, Bonus, GE Wind，Nordex, WinWind，Gamesa 和RePower。尽管如此，我国部分风电企业的产品也已销到瑞典等北欧国家，如上海模斯电子设备有限公司的风电设备。在我领区内也有瑞典企业进口和销售我国生产的风力发电机。但与此
9、同时，我经商室也接到该瑞典企业对我风电产品质量和售后服务的投诉。因此，我企业应该特别重视产品质量及售后服务，维护好自己的良好信誉。 随着我国风电设备生产企业竞争力的提升和日趋国际化，我们相信我国风电产业的出口和国际合作机会将与日俱增。 推荐第2篇：某市风电产业调研报告 旗风电产业调研报告 一、风电产业基本概况 风能是一种可再生清洁能源，开发技术比较成熟，商业化发展前景良好。旗风能资源十分丰富，且具有分布广泛、稳定性高、持续性好的风能品位，开发风电的自然条件也是最好的，是市优质风能富集区。 近年来，神集团、大集团、电力投资、能源等大批实力雄厚的央企来我旗投资，开发宝贵的风能资源。截止201年月底
10、，我旗已有户风电企业，其中：户企业投产运营，户企业处于项目审批阶段，累计完成固定资产投资亿元，实现产值亿元，总装机容量万千瓦，年发电量亿度。风电行业税收连续三年快速增长，是局的第二大支柱税源。 二、制约风电产业发展的不利因素 1.各级政府对风电企业的政策扶持力度不够，准入门槛较高。一是风电企业的电力生产缺乏国家优惠信贷政策支持。二是国家对风电设备制造企业和生产企业财政补贴力度不大。三是风电行业准入门槛高、审批时间长。目前，在我旗境内投资风电场全部是央企和地方大型国有企业，实力较弱的民营企业和国外投资者则受到政策的限制，难以取得发改委的批文，几乎不能进入风电产业。四是可再生能源电价补贴不能及时足
11、额拨付。 2.电网规划和建设难以满足风电产业发展。 近年来我旗风电产业迅速发展，但电网的整体规划和建设与风电发展速度不匹配，电网系统接纳能力有限，不能及时并入电网销售，造成风电资源的浪费，限电现象严重影响风电企业发展。201年度，我旗风电场正常年发电等效可利用时间为26002800小时，实际发电可利用时间为20002500小时，限电影响企业发电量年平均约为20%，风电企业受到严重经济损失。目前电力输出问题已成为制约风电企业发展的瓶颈，是风电企业自身无力解决的最大问题。 3.风电企业运营成本高昂。 风电行业具有固定资产投入较大、资金运转周期较长、经济效益较慢等特点。我旗的家风电普遍存在以下问题：
12、 一是风电企业的前期建设阶段固定资产投入较大，后期固定资产折旧费用大、比例高，火电成本中折旧费用比重为2022%，而风电成本中折旧费用比重却高达70%以上，且设备保养维修费用居高不下。 二是风电企业发电成本和上网电价偏高。与国外平均水平相比，我国风电企业的发电成本和上网电价是比较高的。风力发电受季节影响较大，风电容量系数低、发电量小。在相同容量条件下，风电年发电量仅相当于火电的二分之一，风电企业的成本也远远高于火电成本。我旗的家风电企业平均上网电价0.51元/千瓦时，其中：风电公司上网电价0.53元/千瓦时，风力发电公司上网电价0.488元/千瓦时，风电远远高于火电上网电价。 三是资金运转周期
13、较长，财务费用较高。风电属于国家鼓励发展的新能源产业，但目前大多数风电企业的融资模式仍然以银行常规商业信贷为主,执行一般竞争性领域固定资产投资贷款利率，贷款周期期较短，一般为610年，风电成本回收周期长,属长线投资产业, 前期建设阶段企业所负担的利息较高，投产后造成风电企业财务费用较高。此外，风电每千瓦的投资为8000元左右，高出火电23倍，金融机构要求必须有第三方连带责任担保，使风电企业融资更加困难，严重影响了风电企业的市场竞争力。 4.风电设备制造企业技术创新不足，未掌握风电设备的核心技术。我国风电设备制造企业缺乏自主知识产权的核心技术，自主研发和技术创新能力不足，风电机组核心部件研发一直
14、没有取得突破进展。虽然我国大型风电设备已摆脱了全部进口，但风电设备的核心技术仍然受制于人，价位高昂的核心部件依赖进口也是造成风电成本较高的原因之一。此外，我们也缺乏高素质的风电技术人才和管理人才，许多风电场每年需花巨资聘请外籍技术人员对风电设备进行维护。 5.风电企业享受税收优惠政策难度较大。 一是增值税优惠政策不明显。根据财税【2023】156号文件规定，目前大多数风电企业享受增值税即征即退50%的优惠政策，即通常所说的增值税两免三减半或三免三减半，但是风电企业没有燃料等增值税进项税抵扣。风电企业的发电成本8090是由固定资产折旧和财务费用构成，增值税几乎没有可抵扣的内容。据有关部门统计，火
15、电的实际税负率是8.6%，风电的实际税负在8.5%，风电与火电税负不分高下，没有体现可再生资源利用应有的政策激励。 二是所得税减免政策不适宜风电发展。财政部、国家税务总局、海关总署关于西部大开发税收优惠政策问题的通知（财税【2023】202号文件）和国家税务总局落实西部大开发税收政策具体实施意见的通知（国税发【2023】47号文件）的规定，2023年1月1日以前开工立项的享受两免三减半，即自取得第一笔生产经营收入所属纳税年度起第一年至第二年免征企业所得税，第三至第五年按15%的西部大开发优惠税率减半征收。中华人民共和国企业所得税法第27条及中华人民共和国企业所得税法实施条例第87条规定，202
16、3年1月1日以后开工立项的享受三免三减半，即自项目取得第一笔生产经营收入所属纳税年度起，第一年至第三年免征企业所得税，第四年至第六年减半征收企业所得税。 国家对西部地区新建的电力企业在2023年前给予两免三减半及15税率的优惠政策，由于风电企业投资巨大，融资额度高，折旧费和财务费用几乎占风电经营成本的85%，导致企业前期负担过大，基本难以实现利润。而这段时间企业正处于企业所得税优惠政策的前期减免阶段，减免额度过低，导致部分企业很难真正享受到优惠政策。 三是风电企业增值税即征即退政策执行难度大。目前，我旗的风电企业能够每月按时全额缴纳增值税，但是现行的即征即退政策对何时返还风电企业50%的增值税
17、款没有明确的时间限制，且企业在办理即征即退业务时需要向财政局、国税局等多个部门递交申请，退税周期较长，影响了企业的资金周转。 6.税收管辖权缺失，主管税务机关管理职能难以实现。目前，我旗成立的风电企业大多属于国家大型电力企业，这些企业的工商注册地点大多在外地，而在生产经营地进行税务登记，其财务核算方式大多采取总部统一核算（即报账制核算），既不在当地核算，也不在当地开户。在这种经营模式下，企业可能采取在不同地区和企业间转移税收收入。同时由于其异地核算，造成税务机关难以对其账务核算情况进行监管，日常管理职能难以实现。如在税款征收方面，容易造成税款不能及时开票入库，影响征收及时性和财政收入稳定性。
18、三、进一步促进风电产业发展的措施 根据国家发改委规划，到2023年，我国风电总装机容量将达到20003000万千瓦。根据目前开发态势，这一数字肯定会被突破，预计届时将达到6000万千瓦以上。旗作为欠发达地区，充分利用丰富的风能资源，大力发展风电产业可以有效地促进我旗的经济发展，改善农牧民的生活现状。 1.政府应进一步完善风电相关政策，并确保政策的完整性与连续性。风力发电对改善地方环境，优化资源配臵，优化电力结构却有着不可估量的作用。在有风源的地区，风力发电是未来能源的发展方向，建议政府有关主管部门进一步完善对企业入驻、融资、环境治理、人才引进、就业等方面出台相应综合配套政策。一是对风电设备制造
19、商补贴。二是对风电投资者和生产者进行直接补贴。三是对使用风电的电价给予补贴。 2.加快电网建设，保障风电接入和输出通道畅通。 风电企业远离变电站和中心城镇，且输变电线路建设和维护费用高昂，需要地方政府和电网公司密切协调配合，对现有电网进行整体规划、升级改造和扩建，提高电网的等级，增建新的输电线路，保证风电企业大规模输出电力，满足风电发展的需要。 电网滞后是风电发展的最大瓶颈制约，当前风电场接入电网系统配套设施相对滞后与风电装机快速增长的矛盾日益凸显。按照自治区“建设大基地、融入大电网”的风电发展思路，各级政府制定和完善激励政策，加快电网建设，为风电进一步发展创造巨大空间。因此，要加快电网基础建
20、设，制定强制性电网配套接纳比例，保障输出。尤其是对于当前限电企业不能全负荷生产，建议政府和电力部门联系，放宽电力上网限额，尽可能的使企业满负荷生产。同时加大招商力度，扩大经济规模，增加用电负荷。 3.创新管理模式，优化征管条件，促进风电产业健康发展。风电对于地方经济的来动作用不是短期能够显现的，因此建议政府在引进风电企业时，着眼于地方经济的长期发展，将重点放在为风电企业服好务上，吸引更多的风电企业来我旗投资建场。 一是建议有关部门进一步完善风电企业增值税和企业所得税的优惠政策，使风电企业在享受国家优惠政策时减少审批流程，及时返还应退税额。 二是督促企业就地经营，就地办证，就地核算，就地纳税。政
21、府部门在招商引资过程中应该调整经济发展思路，优化经济发展结构，要多引进具有法人资格的企业。在企业创办时做到在当地进行法人注册、当地登记、当地保险、贷款、核算，便于加强税收征管。 三是强化税收征管，积极探索风电企业管理新思路。面对风电企业征管难的问题，只有加强税收征管，创新管理模式，才能应对税收新情况的挑战。要以提高纳税人依法纳税意识为基础，以严格管理为手段，建立多部门协调互动的综合治税网络，不断强化和完善征管措施，堵塞征管漏洞。 推荐第3篇：安徽龙源来安风电发电场调研报告 安徽龙源来安风电发电场调研报告 大唐江苏分公司新能源项目筹建处 陈荣 中国国电安徽龙源来安风力发电场与南京青龙山、宿迁洪泽
22、湖北岸项目有很大的相似处，都是低风速区，年平均风速为5.2-6.2米/秒左右，为了了解远景8 7、93风机在来安的运行情况，初步了解风电场的运行情况，探索低风速区风机选型，风力发电企业的运维模式、风电企业人员配备结构及大概收入情况，我带领公司员工于2023年11月28日到安徽龙源来安风力发电场进行了调研学习，现将调研情况总结如下： 一、安徽龙源来安风力发电场概况：该风电场由国电龙源集团公司投资组建，隶属中国国电。风场位于安徽来安县东侧杨郢乡，属于丘陵地带，常年风向为东北、东南风，风速2023年为5.1米/秒。风场规模25万容量，分5期实施，每期5万容量，一期、二期、三期、五期采用远景能源设备，
23、四期采用联合动力设备，共总投资26亿165台1.5MW风机，单机发电，经过风机变压器升压后集中到22万升压站并网方案。系统设计运行寿命25年，目前电站运行正常。龙源在建项目安徽定远、凤阳；江苏盱眙都采用远景能源风机。 二、运行维护管理模式 来安风电场运行管理自主进行监盘、抄表、巡检、操作等工作，电站的消缺检修工作主要目前还由远景厂家承担，质保期为3年，质保期内，由厂家负责维护检修，风场安排10个维护人员跟班学习，以便今后无缝交接。 三、生产人员及岗位收入情况 风场现场总管理的组织机构采取场长负责制，定员20人。设场长1人，值长3人，其余为点检及运行人员若干。运行值班工为3班2倒，大班制管理模式
24、。所有人员为在编人员，工资薪酬大概为：值班工2500元/月，值长3500元/月，场长5000元/月。 风机简介及维护 此次调研重点主要针对远景风机进行。远景机组的技术路线兼顾传统的齿轮箱双馈技术和创新的局部变桨直驱技术，1.5MW、2.3MW风机采用成熟的零部件供应链，高可靠，高发电能力的优异产品性能表现被市场广泛认可，特别针对超低风速风资源开发设计的EN-87/1.5和EN-93/1.5机组能够使得5-6m/s的风资源具备开发价值。 安徽龙源来安风力发电场共安装了132台远景1.5MW智能双馈风机，风塔高度80米，江苏宇杰风力钢机生产，风机变压器采用江苏华鹏公司产品。其中B5为远景93机型，
25、于2023年4月由87机型更换叶片改装成93机型，2023年7月进行控制策略更新，正式投入商业运行，目前投运正常，产能与周边87机型同比高出10%左右，同比联合动力超过20%。8 7、93两种机型硬件上唯一的不同在于叶片的差别，相应的软件上控制策略也有所不同，其余方面，是完全一样的。远景现场工程师也介绍了远景正在研发的103机型，目前已经完成计算机模型测试，未有实际投入验证阶段。 远景产品3年质保，25年设计寿命，质保期间，维护工作全部由远景负责，5万容量机组配备2个远景工程师、2个外聘有资质人员维护。 风机运行过程主要缺陷：2年商业运行期间，主要的故障是变浆控制系统和变频系统，控制系统是远景
26、公司采用德国Beckhoff公司控制器，光缆组网通讯，至今未发生断网，干扰等故障。变桨系统采用美国穆格（Moog）系统，根据转速和功率由3个电机驱动变桨，变频系统采用通用电气科孚德（Converteam）变频系统，缺陷主要集中在电子产品的通讯模块故障率比较高，远景能源也正在整合三个控制系统在同一个控制平台，采用西门子高速S7控制器完成控制系统、变频、变浆。科孚德变频器IGBT偶尔也有接地电流过大。所有缺陷都能够在短时间内完成，响应速度较快。 风机消缺和定期维护工作：风机与火力发电有很大的区别，设计寿命内，没有大、中、小修，只实行状态检修，江阴工厂远程控制中心（Remote Control Ce
27、ntre RCC）运行人员和龙源电力主控室值班点检人员实时监控，指导维护人员工作。定期工作： 1、齿轮箱三年需要更换润滑油，每次更换需要2.5万元/台成本。 2、电气试验每半年进行一次，选择无风季节穿插进行，尽量减少对发电量的影响。质保期内该风场的所有维护消缺工作由厂家承担，至今还没有发生备品备件的费用及维护人员的成本费用，根据测算，5万容量风力发电场的年维护费用为90万左右。 安徽来安风力发电场仅安装了一台远景93机型，经过实地观测，内部整洁，噪音控制水平较高，设备分布合理，爬梯40KG助力升降，起重升降口设计人性化处理，便于更换齿轮箱机油，风机与周边其他类型风机相比，4米左右的风速下，明显
28、风机转速较快，发电功率比87机型高出10%。 四、交流学习后体会 1、安徽来安风场2023年12月投产以来，维护一直由远景承担，风机控制策略优化等关键技术也由RCC和厂家专家团队完成，风场维护人员今后无缝交接比较困难。远景能源现场负责经理介绍2023年该风场年平均风速5.1米，远景87型风机年利用小时数为1750左右，国电龙源来安风力发电场2023年预计可以盈利。 2、微观选址方面：在控制室内，我们可以清晰地看到，同一时间段，同一型号风机的发电功率相差很大，年发电利用小时数1300-2200不等，这是因为风机微观选址的问题，部分风机选址不合理，导致发电量严重下降，也为我们今后的工作起到了警示作
29、用，微观选址的好坏，在低风速地区，有可能决定了单个风机甚至是整个风电场的成败。高风速地区粗犷型布局在低风速地区绝对是要杜绝的。这就要求厂家及设计院严格按照地形图，现场实际考察情况，精密计算每台风机的布局，做好微观选址，才能够为未来电站运行打下坚实基础。 3、整个风场作为生产车间负责安全生产运行，设场长一名，值长3名，大班制运行。维护人员听从运行人员及RCC调度，对整个风电场内所有风机及电气设备进行状态检修。其它事务由总部统一集中管理，便于协调，从而减少管理人员，降低人工成本。 推荐第4篇：风电 风机调试 报告 苏司兰公司调试报告 1、调试范围及主要调试项目： 苏司兰调试人员负责对昌邑二期风电项
30、目的33台风机进行调试工作，主要内容如下： u 控制电缆的连接：包含风速仪、机舱灯、航空灯、光纤、滑环加热器及轮毂动缆和控缆等接线，接线时要将电缆整理好 u 程序载入： 将程序分别考入主控制模块、SFS模块、变频器，注意更改参数，设好整定值。 u 检查所有电控柜的接线情况（此接线在工厂已完成）：包括顶部控制柜、底部控制柜、SFS柜，电容柜，轮毂控制柜。同时还要检查发电机定子输出接线柜，转子输出接线柜，电阻箱，滑环接线盒，碳刷柜接线情况。 u 电机基本检查（并非带电测试）：包括接线盒所有线路检查，刹车线圈间隙检查，干燥剂是否取出，端子是否连接牢固，杂物取出等等，其中包括偏航电机、变桨电机、齿轮箱
31、油泵电机、齿轮箱冷却风扇电机，润滑电机，发电机及机舱冷却风扇电机等等。 u 传感器的安装及调节：包括转子速度传感器、FR传感器、震动传感器、震动测试仪、震动开关、偏航指北传感器、偏航传感器、发电机转速传感器、发电机编码器、轮毂锁传感器、刹车磨损传感器、解缆控制开关等等。其中，传感器与被测物体的间距严格调节为4mm。 u 齿轮箱油位及刹车液压站的检查：主要对齿轮箱的油位进行检查，多退少补，同时观察油的质量，并取出固定量油样，之后送交相关机构报检。对刹车液压站也要进行油位油品检查，同时对刹车系统进行手动和电动测试。 u 变桨电池的检查： 要求对每块电池进行电压测试，要求为1213Vdc，确保接线紧
32、固无误，对温控开关进行调节，检查电池盒内的PT-100阻值。 u 润滑工作： 包括对发电机轴承、偏航轴承、变桨轴承、主轴承、偏航齿圈、变桨齿圈的润滑工作，同时对所有润滑系统的油管连接部位进行检查，发现漏油情况立即处理。 u 发电机对中：安装齿轮箱到发电机的联轴器，用激光仪器对二者的同轴度进行精密检测及调整，误差应小于0.07mm，最后打上连接螺栓力矩。 u 叶片标定： 要对叶片角度进行调整，通过输入变桨程序，调节叶片编码器，使系统记录当前正确叶片角度。之后测试叶片的动作是否正常，包括断电测试，拍急停测试，-5度测试，CAN Fail测试,时间延时测试。 u 所有电机功能测试（此步骤部分需要电网
33、带电测试）：包括偏航电机、变桨电机、齿轮箱油泵电机、齿轮箱冷却风扇电机，润滑电机，发电机及机舱冷却风扇电机等等。 u 并网元器件测试（此步骤必须电网带电测试）：包括风机手动运转1500转测试、电容测试、发电机并网接触器测试、软启动测试、BYPASS接触器测试、电池电测电压带负载测试、叶片变桨断电测试、风速仪风向标测试等等。 u 清理清洁：彻底检查清理轮毂内所有杂物，做好机舱卫生工作，整理好外露的所有电缆接线，多余的用绑扎带固定。 u 记录及资料填写：填写调试报告，记录所有重要部件的序列号及所有控制柜的图纸版本号，记录遗留问题，之后及时处理或寻求指导意见。 2、调试目标： 最短的时间内满足客户要
34、求，顺利并网运行 3、调试原则： 本着安全的原则，保证工程进度，保证风机运行顺利。 4、质量目标： 力求风机安全运行无故障，维持以后可利用率达97%以上 5、质量控制措施： 严格执行图样会审、技术交底等技术管理制度。 搞好宣传教育，提高全体工作人员的质量意识 调试过程中做好质量记录技术资料的填写、收集、整理、归档工作。 6、调试项目及验收情况： 目前调试正在顺利紧张的进行中，已完成对A回路的基本调试工作，等待电网送电，做最终的并网运行测试。 7、遗留问题及处理措施： 现处于发电机调试过程，不具备某些设备的测试能力，例如偏航系统，变桨系统，以及与并网相关的元器件无法测试，等待电网供电后一起进行。
35、 推荐第5篇：风电 1、国家关于风电产业的宏观规划： 截至2023年底，我国风电装机1760万千瓦，其中“三北”地区风电装机1418万千瓦，沿海地区风电装机315万千瓦。 根据中国气象局普查成果，全国陆地离地面10米高度的风能资源总储量为43.5亿千瓦，技术可开发量约为3亿千瓦，海上可开发利用的风能约7.5亿千瓦。我国风能资源丰富的地区主要分布在“三北”（华北北部、东北、西北）及东南沿海地区。其中，“三北”地区是我国最大的成片风能资源丰富带，包括东北三省、河北、内蒙古、甘肃、宁夏、新疆等省区近200公里宽的地带，具有建设大型风电基地的资源条件；东部沿海风能资源丰富带主要包括山东、江苏、上海、浙
36、江、福建、广东、广西、海南等省（区、市）沿海近10公里宽的地带；此外，在我国内陆如河南、湖北、湖南、重庆、江西、云南、贵州等省份的一些河谷、山区、湖区存在一些孤岛式分布的风能资源丰富区域，适合建设零星小型风电场。 风电开发要实现大中小、分散与集中、陆地与海上开发相结合，通过风电开发和建设，促进风电技术进步和产业发展，实现风电设备制造自主化，尽快使风电具有市场竞争力。在“三北”(西北、华北北部和东北)地区发挥其资源优势，建设大型和特大型风电场，要同步开展开发、外送、消纳研究，统一规划。 规划2023年和2023年风电规划容量分别为1亿千瓦和1.8亿千瓦。在2023年前，结合大规模开发，着力构建较
37、为完善的风电产业化体系，全面掌握风力资源详查与评估技术、风电整体设计技术、变流器及控制系统、叶片设计制造技术、风电并网技术、风电与其他发电方式互补技术、分布式开发利用技术等，力争使风电产业真正处于世界先进水平，开发成本得到大幅度降低，为2023年后大发展创造良好基础。到2030年风电规划装机容量达到3亿千瓦以上。 风电解读： 为充分利用风力资源，结合不同地区的风力特性和负荷特性以及我国风电发展的现状，规划提出了大中小、分散与集中、陆地与海上相结合的开发方式。 截至2023年底，我国已有86家风电整机生产企业，其中能批量生产整机的企业10余家，这10余家的产能已超过1500万千瓦，仅华锐风电、金
38、风科技和东方汽轮机三家企业的产能就已接近1000万千瓦。风电设备制造业无序竞争，设备质量良莠不齐。规划提出2023年要力争使风电产业真正处于世界先进水平。为此当前要加强风机生产的行业管理，遏制风机设备制造投资过热、重复引进和低水平重复建设的现象，促进风电制造国产化和新技术研发，提高风电设备质量。 在风能资源丰富的“三北”地区，电网对风电的输送与市场消纳能力是制约风电开发的主要问题，规划提出了同步开展风电开发、消纳市场和送电方案等研究，以确保风电能够被电网尽可能消纳。为增强风电大规模外送的技术可行性和经济可行性，规划提出风电和火电“打捆”外送。 “十二五”时期我国风电仍将保持年均新增1500万千
39、瓦左右的发展速度，市场需求潜力巨大。在我国风电标杆电价不变的情况下，随着风机单位造价的下降，风电开发商的利润仍然十分丰厚。初步测算，风电场单位千瓦静态投资下降1500-200元/千瓦，度电成本下降0.05-0.1元/千瓦时。而国家能源局近期启动的风电分散开发的试点，一旦有所突破，将极大地刺激中东部地区小型风电的开发。基于以上分析，未来中国风电行业发展空间依然广阔。 风力发电是世界范围内发展速度最快的新能源，海上风力发电则代表了当今风能发电技术的最高水平，要求设备高可靠、易安装、易维护，市场规模极大，风险也极高，备受各国关注，正在掀起投资热潮。目前已有100多个国家和地区开始发展风能发电，主要市
40、场集中在欧洲、亚洲和北美洲。 根据“十二五”可再生能源规划，风力发电将作为可再生能源的重要新生力量继续获得大力发展，规划2023年中国海上风力电装机500万千瓦， 规划到2023年海上风电装机3000万千瓦。 海上风电发展最快的英国2023年实现新增装机容量30.6万千瓦，累计装机容量89.4万千瓦，2023年英国海上风电装机突破100万千瓦。而截至2023年底，中国海上风电装机容量仅为14.25万千瓦，在2023年世界海上风电装机350万千瓦中只占4%左右。 中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
41、。国内外相关专业人士相信，至2023年，我国将是欧洲之外惟一一个快速发展的海上风电市场，特别是未来5年，我国海上风电将进入加速发展期。 据悉，100万千瓦海上风电招标项目的开发将在4年内完成，为我国今后大规模发展海上风电、制定电价政策及管理机制进行有益探索。 据了解，明年上半年国家能源局还可能启动第二轮海上风电特许权招标项目，招标规模拟为200万千瓦左右，较首轮招标翻一番。有专家断言，随着海上风电的加速发展，风电将成为沿海一带省市未来能源供给的主要来源。 据水电水利规划设计总院副总工程师易跃春介绍，国家能源局正在组织各省、区、市开展海上风电规划，推进海上风电示范项目建设，重点开发建设江苏、山东
42、海上风电基地，推进河北、上海、浙江、福建、广东、广西、海南等省区市海上风电建设。 国家能源局还将组织有关单位在汇总各省区市海上风电规划成果基础上，综合考虑风电场项目前期工作进展情况、建设条件及电力消纳市场等因素，有效安排前期工作方案，落实风电规划目标。 中国海上风资源储量丰富，东部沿海特别是江苏沿海滩涂及近海具有开发风电非常好的条件，规模化开发的基本条件已经具备。根据中国气象局风能资源详查初步成果，测得我国5米到25米水深线以内近海区域、海平面以上50米高度风电可装机容量约2亿千瓦，70米以上可装机容量约5亿千瓦。 此外，我国已初步具备了海上风电设计、施工及设备制造的能力，开发建设了一批海上风
43、电示范项目，华锐、金风、上海电气等8家厂共54台机组有海上风电运行业绩，为今后大规模发展海上风电积累了经验，培养了一支专业队伍，如中交第三航务局、南通海洋水建等10多家介入海上风电施工的企业，为开发建设海上风力发电打下了较为坚实的基础。 2、各风电集团发展形式分析： 近日，国家能源局下达关于“十二五”第一批拟核准风电项目计划安排的通知，安排全国拟核准风电项目总计2883万千瓦。 国家能源局新能源与可再生能源司副司长梁志鹏表示，能源局首批拟核准的2683万千瓦风电项目，是从申报的4000万到5000万项目中遴选出来的。原则上，只要能落实电网接入的项目就能获得批准。 政策、市场双重影响 据了解，由
44、于此前缺乏相关规范文件，地方大量上马5万千瓦以内的风电场项目，或将大项目化整为零规避审批，导致地方风电场项目与国家新能源开发整体规划冲突，进而造成大量风电机组无法接入电网的浪费现象。 市场人士指出，在国家统筹风电产业发展的情况下，近几年高速发展的风电产业将来个“急刹车”。事实上，这个“急刹车”不仅来自于国家对于风电项目规模的控制，还来自于国家对于风电补贴的取消。 为鼓励新能源产业发展，我国曾针对风电产业制定了相应补贴政策。风电行业过去几年的高速增长得益于政策补贴。以金风科技为例，2023年风电专项补助资金为3550万元，占净利润1.66%。湘电股份中风电专项资金补助占净利润1.60%。 但随着
45、新能源行业产业技术的快速发展，风电设备的成本下降迅速，各国逐渐取消了对新能源行业的补贴政策。我国也从今年开始取消了风电采购补贴政策，这将进一步加大风机企业的压力。 祸不单行。来自风电市场的信息也不容乐观。根据中国电力企业联合会的调查，7月份，五大发电集团的风电业务利润亏损1.4亿元，为今年以来首次亏损，利润环比6月降低8.2亿元。而8月底，两大风电巨头华锐风电(601558,股吧)和金风科技发出的半年报均远低于预期。今年上半年，华锐风电实现收入53.25亿元，同比下降29.45%，净利润6.59亿元，同比下降48.3%;金风科技营业收入51.94亿元，同比下降17.61%，实现净利润4.25亿
46、元，同比下降45.05%。 目前，风电市场的“寒流”已蔓延至风电零部件产业。中材科技上半年的营业利润、利润总额同比分别下降了59.63%和47.95%；鑫茂科技上半年净利亏损4982万元，对于下半年，该公司预计今年19月净利润将亏损5800万元，其中79月净利润亏损约902万元。 由于塔架产品市场竞争激烈，价格下降，泰胜风能预计其上半年净利同比下降58%至61%，天顺风能的塔架及相关产品等主营业务的收入同比增长45.48%，但其主营业务毛利率同比还是减少了6.73%。 风电市场步入有序时代 据测算，中国陆上风电可开发总量为2亿千瓦左右，而截至2023年年底，累计装机容量已达到可开发总量的22%，按照2023年我国风电装机目标1.5亿千瓦计算，届时风力资源开发比例将达到75%，风电年均新增装机容量仅为1000万千瓦，远低于2023年新增1600万千瓦的装机容量，而未来风电发展的增速，也将远低于2023年37%的增速。 受政策、市场的双重挤兑，风电市场寒意阵阵。但在缺少第三方独立检测机构的市场环境中，价格战仍然是市场竞争的主要手段。据了解，整机制造商的价格战却依然在继续。风机设备的销售价格几年来一路走低，已经从2023年的6500元/千瓦，降至如今的3500元/千瓦，较三年前几乎腰斩。 “目前，1.5兆瓦主流机型的价格已跌破3500元，使企业的盈利水平大幅下降。