风电场项目可行性研究报告
风电场项目可行性研究报告（此文档为word格式,下载后您可任意修改编辑！）
目录
1. 总论 (5)
1.1 项目提出的背景,投资的必要性和经济意义 (5)
1.1.1 项目提出的背景 (5)
1.1.2 投资的必要性 (6)
1.1.2.1 世界风能开发现状与展望 (6)
1.1.2.2 风力发电原理 (10)
1.1.2.3 风力发电技术已相当成熟 (10)
1.1.2.4 风能经济 (11)
1.1.2.5 风能资源十分丰富 (14)
1.1.2.6 风电成本已具有市场竞争力 (15)
1.1.2.7 我国风电行业的发展历程 (17)
1.1.2.8 我国风电行业发展现状 (18)
1.1.2.9 潜在市场及发展趋势 (20)
1.1.2.9.1 潜在市场 (20)
1.1.2.9.2 发展趋势 (22)
1.1.2.10 我国几大风电场介绍 (29)
1.1.2.11 国家对风电投资的政策 (29)
1.1.2.11.1 世界鼓励风电的政策措施 (30)
1.1.2.11.2 长期保护性电价 (30)
1.1.2.11.3 可再生能源配额政策 (30)
1.1.2.11.4 公共效益基金 (31)
1.1.2.11.5 招投标政策 (31)
1.1.2.11.6 我国对风电发展的政策 (32)
1.1.3 投资的经济意义 (39)
1.2 研究工作的依据和范围 (40)
1.2.1 国家有关的发展规划、计划文件。包括对该行业的鼓
励、特许、限制、禁止等有关规定。 (40)
1.2.2 拟建地区的环境现状资料 (41)
1.2.3 主要工艺和装置的技术资料及自然、社会、经济方面的
有关资料等等。 (42)
1.2.3.1 方案一 (42)
1.2.3.2 方案二 (42)
2. 需求预测和拟建规模 (43)
2.1 国内外需求情况的预测 (43)
2.2 国内现有工厂生产能力的调查 (45)
2.3 销售预测、价格分析、产品竞争能力，进入国际市场的前景 (48)
2.4. 投资估算与资金筹措 (49)
2.4.1 方案一 (49)
2.4.1.1 盈亏平衡分析、利润、净现金流量分析 (49)
3.投资决策评价 (50)
3.1.投资期法 (50)
3.2. 净现值法 (50)
3.3 方案二 (51)
3.4 方案二 (52)
3.4.1 盈亏平衡分析、利润、净现金流量分析 (53)
3.4.2 投资决策评价 (54)
4. 风电企业 (56)
4.1 战略计划 (56)
5 风险的估计 (59)
5.1 政策风险 (59)
5.2 行业风险 (60)
5.3 技术风险 (61)
6 实施计划 (62)
1. 总论
风能是太阳能的转化形式，是一种不产生任何污染物排放的可再生的自然能源。
受化石能源日趋枯竭、能源供应安全和保护环境等的驱动，自20 世纪70 年代中期以来，世界主要发达国家和一些发展中国家都重视风能的开发利用。特别是自20 世纪90 年代初以来，现代风能的最主要利用形式——风力发电的发展十分迅速，世界风电机装机容量的年平均增长率超过了30％，从1990 年的216 万千瓦上升到2003 年的4020 万千瓦。
与此同时，限制风能大规模商业开发利用的主要因素——风力发电成本在过去 20 年中有了大幅的下降。
随风力资源的不同、风电场规模不同和采用技术不同，风力发电成本也有所不同。目前低风力发电成本已降至3～5 美分/千瓦时，高风力发电成本也降至10～12 美分/千瓦时。到2010 年，它们将分别降至2～4 美分/千瓦时和6～9 美分/千瓦时，达到和化石能源相竞争的水平。随着风能这一态势的发展，世界风力发电机的装机容量到 2020 年预计会达到12.45亿千瓦，发电量占世界电力消费量的12％。因此，风能将是21 世纪最有发展前途的绿色能源，是当前人类社会经济可持续发展的最主要的新动力源之一。
1.1 项目提出的背景,投资的必要性和经济意义
1.1.1 项目提出的背景
十六大提出 2020 年我国国内生产总值（GDP）要实现比2000 年翻两番的总目标，以多大的能源代价实现这个总目标引起广泛关注。如果能源消费也随之翻两番的话，到2020年我国能源消费总量将达到每年近60 亿吨标准煤！而我国常规能源的剩余可采总储量仅为1500 亿吨标准煤，仅够我国使用25 年！国家电监委预计今年的电力缺口在2000 万千瓦，供需矛盾比去年更加突出。
需要特别注意的是，现阶段我国人均能源消费量只有世界人均能源消费水平的一半，而人均电力消费量则仅仅是美国的1／13、日本的1／8。
解决能源和电力短缺的战略途径有两个：其一是节能，但节能只能缓解紧缺问题；其二是大力增加能源的供给。从能源技术的角度来看，一个需要回答的问题是：哪些能源才是解决我国能源和电力短缺的最现实的战略选择呢？
资料表明，我国的煤炭资源仅能维持 20 年使用；2003 年我国共进口石油1.1 亿吨；我国水能资源经济可开发量为3.9 亿千瓦，年发电量1.7 万亿千瓦时；显然，利用常规能源不能解决我国的能源和电力短缺。
在当前能源紧缺的背景下，发展风电意义重大，发展风电刻不容缓。
1.1.2 投资的必要性
1.1.
2.1 世界风能开发现状与展望
以煤炭、天然气、石油、水利和核物质为原料或资源的传统电力
开发造成了大量的环境负担，如环境污染、酸雨、气候异常、放射性废物处理、石油泄露等等。而以风能为资源的电力开发对环境的影响则十分微小，具有显著的环境友好特性，是典型的清洁能源。在四级风区（每小时２０～２１.４公里），一座７５０千瓦的风电机，平均每年可以替代热电厂１１７９吨的ＣＯ２、６.９吨的ＳＯ２和４.３吨的ＮＯ排放。
风能资源无穷无尽，产能丰富。根据美国风能协会（ＡＷＥＡ）的估计，如果要产生美国可开采风能的能源总量，每年需要燃烧２００亿桶原油（几乎是目前世界全部原油产量）。但与石油相比，风能却是可再生的资源，失而复得，同时风能具有自主性的特点，不会受到国际争端造成的价格震荡和禁运等冲击。ＡＷＥＡ测算，在美国使用现有技术，利用不到１％的土地开发风能，可以提供２０％的国家电力需求。而１％的土地中，只有５％是设备安装等必须使用的，其他９５％还可以继续用于农业或畜牧业。
风能资源比较丰富的地区大多边远，风能开发为边远地区就业增长、经济发展、农业用地增加收入等带来机会。从世界范围看，风能和太阳能产业可能成为新世纪制造业中就业机会最多的产业之一。
全球风能资源极为丰富，而且分布在几乎所有地区和国家。技术上可以利用的资源总量估计约53×106 亿度/年。1973 年发生石油危机以后，欧美发达国家为寻找替代化石燃料的能源，投入大量经费，动员高科技产业，利用计算机、空气动力学、结构力学和材料科学等领域的新技术研制现代风力发动机组，开创了风能利用的新时期。
由于风能开发有着巨大的经济、社会、环保价值和发展前景，经过 30 年的努力，世界风电发展取得了引人注目的成绩。近２０年来风电技术有了巨大的进步，风电开发在各种能源开发中增速最快：全球风电装机总量１９９７至２００２年的５年间增长４倍，由１９９７年的７６００兆瓦增至２００２年的３１１２８兆瓦，增加了２.３万兆瓦，平均年增幅达３２％。而风能售价也已能为电力用户所承受：一些美国的电力公司提供给客户的风电优惠售价已达到２～２.５美分／千瓦小时，此售价使得美国家庭有２５％的电力可以通过购买风电获得，而每个月只需支付４～５美元。
风电一直是世界上增长最快并且不断超越其预期发展速度的能源，1997～2002 年全球风电累计装机容量的平均增长率一直保持在33％，而每年新增风电装机容量的增长率则更高，平均为35.7％。2004 年欧洲风能协会和绿色和平组织签署了《风力12——关于2020年风电达到世界电力总量的12％的蓝图》的报告，“风力12％”的蓝图展示出风力发电不再是一种可有可无的补充能源，已经成为解决世界能源问题的不可或缺的重要力量。
根据“风力12”发表的2005～2020 年世界风电和电力需求增长的预测报告，按照风电目前的发展趋势，将2005～2007 年期间的平均当年装机容量增长率设为25％是可行的，2008～2012 年期间降为20％，以后到2015 年期间再降为15％，2017～2020 年期间再降为10％。推算的结果2010 年风电装机1.98 亿千瓦，风电电量0.43×104亿度，2020 年风电装机12.45 亿千瓦，风电电量3.05×104 亿度，
占当时世界总电消费量25.58×104 亿度的11.9％。按2007 年预计的装机容量0.4 亿千瓦计算，假设每台单机1500 千瓦，则需要齿轮箱26667 台，按每台120 万人民币计算，则市场规模达到320 亿元人民币，而且其市场规模每年还按20％的速度递增，在2020 年将达到1272 亿元人民币的市场规模。
经过三十多年的努力，世界风电发展取得了令人注目的成绩，世界风力发电成本迅速下降，从1983 年的15.3 美分/度，下降到1999 年的4.9 美分/度，表2 为2003 年世界风能开发利用前10 个国家风电装机及市场份额。目前欧洲占全世界风电装机容量的74％。德国为世界风电发展之首。我国风电发展进展极其缓慢。截止到2003 年底，全国风电场总装机容量仅为56.7 万千瓦，仅占全国总装机容量的0.14％。尽管已建有40 个风电场，但平均每个风电场的装机容量不足1.5 万千瓦，远未形成规模效益。从中可以看出中国市场份额最低，但具有相当大的发展潜力。
据《人民日报》2005 年11 月份最新报道：“我国风电发展了20 多年，但至今装机容量还只有76 万千瓦，仅占全国总装机容量的0.2％，伴随着技术的突破，从200Kw～750Kw风力发电设备的国产化已基本完成，其中600Kw、750Kw 风电设备的国产化率超过90％，国内第一台单机1200Kw 的风力风电机在新疆达坂城投入使用。风力发电场的建设异军突起，风力发电的成本降至每千瓦时0.38 元左右，与火力发电的成本已相当接近。”
据国际能源署（ＩＥＡ）预测，２０２０年，全球风电装机总量
将达１２.６亿千瓦。单机平均１.５兆瓦，年总电量达３.１万亿千瓦小时，占２０２０年全球总发电量的１２％。要达到１２.６亿千瓦的风电容量，总投资估算约需６３００亿美元，这将是全球机电制造业和风电建设的一个巨大市场。
1.1.
2.2 风力发电原理
太阳的辐射造成了地球表面受热不均，引起大气层中压力分布不均，空气沿水平方向运动形成风。各地风能资源的多少，主要取决于该地每年刮风的时间长短和风的强度如何。
把风能转变为电能是风能利用中最基本的一种方式。风力发电机一般由风轮、发电机（包括传动装置）、调向器（尾翼）、塔架、限速安全机构和储能装置等构建组成。风轮是集风装置，它的作用是把流动空气的动能转变为风轮旋转的机械能。一般它由2～3 个叶片构成。风轮转动的机械能通过传动装置增速齿轮箱传递到发电机转化成电能。
1.1.
2.3 风力发电技术已相当成熟
为什么在发达国家中风电的年装机容量以 35.7％的发展速度高速度增長？一个重要原因是风电技术已经相当成熟。目前单机容量500、600、750 千瓦的风电机组已达到批量商业化生产的水准，成为当前世界风力发电的主力机型。
更大型、性能更好的机组也已经开发出来，并投入生产试运行。如丹麦新建的几个风电场，单机容量都在 2 兆瓦以上；摩洛哥在北
方托萊斯建造的风电场，采用的风电机组功率达到 2.1 兆瓦；德国在北海建设近海风电场，总功率在100 万千瓦，单机功率5 兆瓦，可为6000 户家庭提供用电，计划2004 年投产。据国外媒体报道，该公司 5 兆瓦的机组是世界上最大的风力发电机，其旋翼区直径为126 米，面积相当于2 个足球场。发电机塔身和发电机总重1100 吨，发电机由3 片旋翼推动，每片长61.5 米，旋翼最高点离地面183米。该风电场生产出来的电量之大，相当于常规电厂，而且可以在几个月的时间内建成。
同时风电机组叶片设计和制造过程中广泛采用了新技术和新材料。由于现代大部分水准的风电机组都有三个叶片，质量大，制造费用高。为了减轻塔架的自重，有些国家如瑞典把大型的水准轴风机设计成两个叶片。瑞典Nordic WindpowerAB 公司已完成重量轻的双叶片500 千瓦和1 兆瓦机组的设计。
此外，风电控制系统和保护系统方面广泛应用电子技术和计算机技术。这不仅可以有效地改善并提高发电总体设计能力和水准，而且对于增强风电设备的保护功能和控制功能也有重大作用。
1.1.
2.4 风能经济
风能产业在过去２０年里发生了巨大变化，风电成本下降的速度比任何其它传统能源都快。过去１０年间，建立一个新的天然气电厂的成本只降低了１／３。相比较而言，世界上的风电装机容量每翻一番，风电场的成本就下降１５％，而２０世纪９０年代风电装机容量
翻了三番，现在建立一座风电场的成本只及８０年代中期的１／５左右，预计到２００６年，成本还会再降３５％～４０％。展望未来２０年，影响风能成本的一些因素还会迅速变化，风电成本还会继续下降。
①风能成本极大依赖风场的风速。风能正比于风速的立方，因此风速增强会引起很大
的电力增长。
②大型风力发电机技术进步带来成本下降。风机塔越高、龙骨扫描面积（风机叶片扫描面积正比于龙骨长度的平方）越大，风机发出的电力越强。龙骨直径从８０年代的１０米增加到５０米后，功率则由２５千瓦增加到现在常用的７５０千瓦，电力输出增加近５５倍，这其中的部分原因是由于现在的扫描面积是原来的２５倍以上，同时由于风机离地面更高，风速也加强了。
③大风场比小风场更具经济效益。
④风力发电的电子测控系统、龙骨设计和其它技术的进步，使得成本大大降低。一个现代常用的１６５０千瓦风电机与以往２５千瓦风电机相比，以２０倍的投资获得了１２０倍的电力增长，单位千瓦电力成本已大大降低。研究表明，优化风电机的配置也能改进项目的产能。
⑤风电企业的财务成本。风电是资本密集型产业，因此财务成本构成风能项目的重要成本变量。分析表明，如果美国的风电场获得同天然气电厂相同的利率贷款，其成本将会下降４０％。
⑥输电、税收、环境和其他政策也影响风场的经济成本。输电和电网准入限制对风能成本有较大影响。在产业政策方面，风电开发比较发达的国家都提供了风电的税收优惠政策。美国联邦税则对风能开发提供了产品税返还（ＰＴＣ）和风电机５年加速折旧政策，每千瓦小时１.５美分的ＰＴＣ返还政策可根据年通货膨胀率进行折算（现在是１.７美分／千瓦小时）。ＰＴＣ在１９９２年首次发布，１９９９年截止后又延长至２００１年，之后又再次延期至２００３年底。
⑦更加严格的环境保护条理将增加风能的竞争力。单位千瓦风电对环境的影响要远远低于其他传统主流发电。风电既不通过消耗资源释放污染物、废料，也不产生温室气体和破坏环境，也不会有其他能源的开采、钻探、加工和运输等过程成本和环境成本。更高的空气质量和环保标准将意味着风能将变得更加具有竞争力。相反，环境标准的降低或未将发电过程的环境治理成本计算在内，使不洁净能源的售价很低。但这是具有欺骗性的，这表明，政府和市场忽视了健康和环境成本，从而给了不洁净能源隐形补贴，而此补贴却远高于显性的对风能的补贴。
⑧风能提供了辅助性的经济效益。风能开发不依赖化石能源，因而其经济表现比较稳定；风能为土地拥有者带来稳定的收入；风能为边远地区带来税收。
⑨风电和其它类型能源成本比较。早在２０世纪９０年代初，ＰＧ＆Ｅ公司和美国电力研究所ＥＰＲＩ就曾预言，风能将会是最便宜的能源。这并非痴人说梦，如今风能可以与其它主流能源技术相竞争
已成事实。基于现在市场条件，美国风能协会估计，大一点的风场风电的平均成本已经小于５美分／千瓦小时，这还不包括ＰＴＣ补贴的１.５美分／千瓦小时，此项１０年期的补贴，对３０年运营期的风场可以降低风能成本０.７美分／千瓦小时。
1.1.
2.5 风能资源十分丰富
为什么发达国家会竞相大力发展风电呢？另一个重要原因就是风力资源非常丰富。按目前技术水平，只要离地10 米高的年平均风速达到5～5.5 m/s（四级风速为5.5—7.9m/s）以上，风力风电就是经济的。科技进步可能把可利用风能的风速要求进一步降至5m/s 以下。
据估计，世界风能资源高达每年53 万亿千瓦时，预计到2020 年世界电力需求会上升至每年25.578 亿千瓦时。也就是说，全球可再生的风能资源是整个世界预期电力需求的2倍。
对我国来说，我国拥有可供大规模开发利用的风能资源。据初步探明结果，陆地上可开发的风能资源即达2.53 亿千瓦；加上近海（15 米深的浅海地带）的风能资源，全国可开发风能资源估计在10 亿千瓦以上。与之对照，我国水能资源可开发量仅为 3.9亿千瓦！我国2003 年的装机容量已为 3.85 亿千瓦，所以国外专家评论，中国单靠风力发电就能轻而易举地将现有的电力生产翻上一翻。
我国风能资源丰富的地区主要分布在西北、华北和东北的草原和戈壁，以及东部和东南沿海及岛屿，这些地区一般都缺少煤碳等常规资
源。在时间上冬春季风大、降雨量少，夏季风小、降雨量大，与水电的枯水期和丰水期有较好的互补性。
中国的风能资源主要集中在两个带状地区,一条是“三北(东北、华北、西北)地区丰富带”,其风能功率密度在200 瓦/平方米～300 瓦/平方米以上,有的可达500 瓦/平方米以上,如阿拉山口、达坂城、辉腾锡勒、锡林浩特的灰腾梁等,这些地区每年可利用风能的小时数在5000 小时以上，有的可达7000 小时以上。“从新疆到东北,面积大、交通方便、地势平,风速随高度增加很快，三北地区风能在上百万千瓦的场地有四五个,这是欧洲没法比的。其中青海、甘肃、新疆和内蒙可开发的风能储量分别为1143 万千瓦、2421 万千瓦、3433 万千瓦和6178 万千瓦，是中国大陆风能储备最丰富的地区。另一条是“沿海及其岛屿地丰富带”，其风能功率密度线平行于海岸线。沿海岛屿风能功率密度在500 瓦/平方米以上，如台山、平潭、东山、南鹿、大陈、嵊泗、南澳、马祖、马公、东沙等岛屿，这
些地区每年可利用风能的小时数约在7000-8000 小时，年有效风能功率密度在200 瓦/平方米以上。
1.1.
2.6 风电成本已具有市场竞争力
长期以来，人们以风电电价高于火电电价为由，一直忽视风电作为清洁能源对于能源短缺和环境保护的意义，忽视了风电作为一项高新技术产业而将带来的巨大的产业前景，更忽视了风电对于促进边远地区经济发展所能带来的巨大作用。但近10 年来，风电的电价呈快
速下降的趋势，并且在日趋接近燃煤发电的成本。
以美国为例，风电机组的造价已由 1990 年的1333 美元降至2000 年的790 美元，相应地发电成本由8 美分/千瓦时减少到4 美分/千瓦时，下降了一半，预计2005 年可降至2.5—3.5 美分/千瓦时，达到与常规发电设备相竞争的水准。
美国 1980 年代初期第一个风电场的发电成本高达30 美分/千瓦时。目前，美国政府为所有新建风电场的前十年运行提供 1.5 美分/千瓦时的发电税收减免，使的一些新建风电场的合同电价已降至3 美分/千瓦时以下。
据《人民日报》2005 年11 月07 日第十一版最新报道，“我国的风力发电的成本已降至每千瓦时0.38 元左右，与火力发电的成本已相当接近，具有相当的竞争力”。
风电机组的设计寿命通常为 20～25 年，其运行和维护的费用通常相当于风电机组成
本的3～5％。
风电成本已经可以和新建燃煤电厂竞争，在一些地方甚至可以和燃气电厂匹敌。
上述比较只计算了风电和化石燃料发电的内部成本（即本身发电的成本），尚未将社会承担的污染环境这些外部成本计算在内。更为科学、更为平等地比较风电和其他燃料发电成本的话，还应该计算不同发电方式的外部成本。
关于化石燃料或核能发电的外部成本，由于存在大量的不确定因
素，一般难以被具体确认和量化。但是欧洲最近公布了一个历时10 年的研究项目的成果（在欧盟15 个成员国进行评估包括计算一系列燃料成本的“Extern E”计划），给出了不同燃料的外部成本，整个研究的结论是，如果把环境和健康有关的外部成本计算在内，来自煤或石油的电力成本会增加一倍，而来自天然气的成本会增加30％，核电则要面对更大的外部成本，如公众的责任、核废料和电厂退役等。而风电的外部成本最小，与现行价格比较几乎可以忽略不计。
1.1.
2.7 我国风电行业的发展历程
我国的风电场建设大体分为三个阶段。
第一阶段是 1986～1990 年我国并网风电项目的探索和示范阶段。其特点是项目规模小，单机容量小，最大单机200Kw，总装机容量4.2 千千瓦。
第二阶段是 1991～1995 年示范项目取得成效并逐步推广阶段。共建5 个风电场，安装风机131 台，装机容量3.3 万千瓦，最大单机500Kw。
第三阶段是 1996 年后扩大建设规模阶段。其特点是项目规模和装机容量较大，发展速度较快，平均年新增装机容量6.18 万千瓦，最大单机容量达到1300Kw。
截止 2002 年底，全国共建32 个风电场，总装机容量达到46.62 万千瓦。在所有风电场中，装机容量居前三位依次为新疆达坂城二场、广东南澳风电场和内蒙古惠腾锡勒风电场。
随着我国《可再生能源法》的颁布实施和一系列优惠政策出台，风电的发展依法得到鼓励，风电的发展在未来几年内必将进入爆炸性的增长的阶段。根据最新资料，2005 年1～9 月，国家发改委审批同意开工的风电场达到8 个，总装机容量达到80 万千瓦，预计全年将会达到120 万千瓦。2003 年底，我国新增风电装机容量10 万千瓦，累计装机容量57 万千瓦；2004 年底，新增风电装机容量20 万千瓦，累计装机容量76 万千瓦，年新增风电装机容量增长近2 倍。根据政府提出的最新风电发展目标，到2020 年全国风电装机容量要达到3000 万千瓦，而到2003 年底我国风电装机容量仅有56 万千瓦，占全国电力总装机
容量的0.14％。这表明在今后的17 年中，年均要新增风电装机容量170 多万千瓦。按每台风机800kw 计算，其每年的市场容量在2125 台以上。
1.1.
2.8 我国风电行业发展现状
我国自 1983 年山东引进3 台丹麦Vestas 55kW 风力风电机组，开始了并网风力发电技术的试验和示范。“七五”、“八五”期间国家计委、国家科委都开列了研制并网风力发电机组的重点攻关项目。1994 年全国风电新增装机容量为 1.29 万千瓦，年装机容量首次突破万千瓦大关，2003 年年装机容量首次达到10 万千瓦。特别是进入“九五”期间，在国家有关优惠政策和国家经贸委“双加工程”的推动下，全国风电装机容量得到了快速的发展。在1994～1999 年期
间，全国21 个风电场共装机容量为24.9 万千瓦，年装机4.15万千瓦。表明我国风电场建设在这 6 年间已步入产业化阶段。在后来的发展中，又能及时跟上国际大中型风电机组的发展步伐。如德国从1993 年开始安装500kW 风电机组，而我国新疆达坂城2 号场于1993 年也在国内率先安装了4 台500kW 的风电机组。特别是在“九五”期间，450～750kW 的大中型风电机组倍受青睐。在“九五”期间的4 年间，共装机22.5 万千瓦，占全国风电总装机容量的85.7％。虽然风电建设取得了一定成绩，但最近几年的发展较缓慢，与发达国家比差距还非常大，德国2003 年的装机容量为267 万千瓦，累计达到1461 万千瓦，而我国2003 年的装机容量仅有10 万千瓦，累计达到57 万千瓦。
从 1984 年研制200kW 风电机组以来，已经历时整整15 个年头。目前，国产风电机组在我国的风电场中还未占一席之地。国家已经出台了相关政策，加快风电机组的国产化率，争取尽快将国内风电市场，从外商手里夺取回来。这些外商企业，主要来自丹麦（占70.7％）、德国（占12.8％）、美国（占6.9％）、西班牙（占5％）和荷兰（占0.7％）等国家。国家发改委有关人士，最近在非公开场合明确表示，风电市场宁可发展速度慢一点，也要扶持民族工业，不能再蹈汽车工业覆辙。
风电机组是风电场的核心设备，在风电场的建设投资中风机设备费是风力发电项目投资的主要部分，约占总投资的60～80％，因此风电机组的状况成为一个国家风电发展的重
要指标。
由于我国风电发展与世界先进水平有一定差距，风电机组的制造水平相差更大，我国各年装机的主导机型与世界主流机型存在几年的滞后。如2000 年后，兆瓦级风电机组已成为世界风电市场的主流机型，但我国装机的主导机型仍然是600kW。
风电机组的生产和制造是反映一个国家风电发展水平的重要因素。中国从 20 世纪70年代开始研制大型并网风电机组，但直到1997 年在国家“乘风计划”支持下，才真正从科研走向市场。
目前，我国已基本掌握了200～800kW 大型风电机组的制造技术，主要零部件都能自己制造，并开始研制兆瓦级机组。国内的市场份额有了很大提高目前，600 和800kW 机组的技术已经通过支付技术转让费购进全套制造技术或与国外合资生产等方式引进，现在新疆金风公司、西安维德风电公司以及洛阳拖－美德风电公司投入批量生产。
1.1.
2.9 潜在市场及发展趋势
1.1.
2.9.1 潜在市场
风电，“取之不尽，用之不竭”。与太阳能发电、生物能发电、地热发电和海洋能发电等“可再生能源”电力相比，风电居于首位。它几乎是没有污染的绿色能源，除了靠近时有增速箱“磨牙”和风机叶片冲击空气“霍霍”的噪音（300 米外小于55dB）、若与燃煤火电相比，同样发1kW·h 电，风电可减排二氧化碳0.75kg，二氧化氮0.0045kg，二氧化硫0.006kg，烟尘0.0052kg。风力发电时，几乎不
生产运营分析报告风电文档编制序号：[KK8UY-LL9IO69-TTO6M3-MTOL89-FTT688]
2017年07月生产运营分析报告 一、本月主要生产指标完成情况 1、发电量： 当期风电计划为5833.34万kW·h，当期风电实际完成4586.93万kW·h，完成当期计划的78.63%，环比减少13.46%,同比增加59.00%，完成年计划的62.05% 。当期光伏计划为27万kW·h，当期光伏实际完成28.6万kW·h，完成当期计划的106.01%，环比减少6.15%，完成年计划的10.418%。 2、上网电量： 当期风电计划5646.59万kW·h，当期风电实际完成为4451.72万kW·h，完成当期计划的78.84%，环比减少13.35% ，同比增长58.95%，完成年计划62.03%。当期光伏计划25.5万kW·h，当期光伏实际完成28.16万kW·h，完成当期计划的110.42%，环比减少6.15%，完成年计划的10.94%。 本月实际完成发电量与当期计划发电量差值原因： 风电方面： 1）拉马风电场本期可研风速为6.9m/s,同期风速为5.28m/s,上期平均风速为5.52m/s，本期实际测得风速为4.93m/s。鲁南风电场本期可研风速为6m/s,同期风速为5.42m/s,上期平均风速为6.19m/s，而本期实际测得风速为5.21m/s。鲁北风电场本期可研风速为7.15m/s, ,上期平均风速为6.7m/s，而本期实际测得风速为5.1m/s。大面山一期可研平均风速4.6m/s，上期平均风速4.4 m/s 实际平均风速4.21m/s上。大面山二期
******有限公司**县**风电场 安全预评价报告（初稿） **公司 资质编号 二〇一三年十二月
******有限公司**县**风电场安全预评价报告法定代表人： 技术负责人: 评价项目负责人： 评价报告完成日期 评价人员
技术专家 姓名签字 前言
**县**风电场由******有限公司投资开发，位于位于贵州省黔南州**县**乡与麻万镇交界区域。根据风电场风资源状况，地形地貌条件，以及该地区上网条件，结合我国风电建设的技术发展状况，风电场拟安装24台1000KW的风力发电机，总装机容量24MW。 ******有限公司委托**公司进行该风电场工程地质勘察和可行性研究，于2013年11月完成了可行性研究工作，提交了《**县**风电场工程可行性研究报告》。 为了贯彻执行“安全第一，预防为主，综合治理”的安全生产方针，落实建设项目“三同时”要求，******有限公司于2013年12 月委托**公司对**县**风电场工程开展安全预评价工作。 **公司接受委托后，组织成立了安全预评价小组，严格遵循《安全预评价导则》的要求开展安全评价工作，评价人员于2013年12月16~17日到风电场选址现场进行实地考查，对业主提供的勘察和可研资料进行了认真的分析和研究，制定了风电场安全预评价的工作程序。在现场调查和资料分析的基础上，辨识和分析了风电场项目存在的危险、有害因素，并进行定性、定量的评价，提出了安全对策措施及建议，得出了安全评价结论，编制完成了《**县******风电场安全预评价报告》。 **公司 二〇一三年十二月
目录 1 概述 (1) 1.1预评价目的、范围及工作程序 (1) 1.1.1预评价目的和原则 (1) 1.1.2预评价内容和范围 (1) 1.1.3安全预评价工作程序 (2) 1.2 预评价依据 (5) 1.2.1国家法律、法规及有关规定 (5) 1.2.2地方有关规定 (6) 1.2.3国家标准 (6) 1.2.4安全生产行业技术标准 (8) 1.2.6电力行业标准、规范及有关规定 (8) 1.2.7其它技术资料 (9) 2 项目概况 (11) 2.1建设单位简介 (11) 2.2项目地理位置、建设内容 (11) 2.3主要设计方案 (12) 2.3.1风能资源 (12) 2.3.2工程地质 (13) 2.3.3项目任务与规模 (16) 2.3.4风电场场址选择 (16) 2.3.5风电场机组选型和总体布置 (16) 2.3.6电气 (17) 2.3.7土建工程 (21) 2.3.8定员 (22) 2.3.9施工组织设计 (22) 2.3.10投资估算 (26) 3 危险有害因素分析辨识 (26) 3.1 风电场场址选址和总体布置危险性辨识分析 (26) 3.1.1选址 (26) 3.1.2总体布置 (27) 3.2 主要生产建（构）物、设备事故危险因素辨识分析 (27) 3.2.1地震危险性分析 (27) 3.2.2坍塌危险性分析 (28) 3.2.3主要建筑物缺陷危险性分析 (29) 3.2.4风电机组等主要设备缺陷危险性分析 (30) 3.3生产过程中的主要危险因素辨识分析 (31) 3.3.1火灾危险性分析 (31) 3.3.2电伤害危险性分析 (33) 3.3.3机械伤害危险性分析 (34)
文件编号：TP-AR-L5093 There Are Certain Management Mechanisms And Methods In The Management Of Organizations, And The Provisions Are Binding On The Personnel Within The Jurisdiction, Which Should Be Observed By Each Party. （示范文本） 编制：_______________ 审核：_______________ 单位：_______________ 风电场工程项目安全生产事故隐患排查治理制度 正式样本
风电场工程项目安全生产事故隐患排查治理制度正式样本 使用注意：该管理制度资料可用在组织/机构/单位管理上，形成一定的管理机制和管理原则、管理方法以及管理机构设置的规范，条款对管辖范围内人员具有约束力需各自遵守。材料内容可根据实际情况作相应修改，请在使用时认真阅读。 为了加强xxx风电场工程项目的安全生产管理， 确保xxx风电场安全生产工作的顺利进行，建立安全 生产事故隐患排查治理的长效机制，强化安全生产主 体责任，加强事故隐患监督管理，防止和减少事故， 保障职工群众生命财产安全，根据xxx风电场、x局 安监〔2008〕461号文件《水电x局有限公司安全生 产事故隐患排查治理暂行办法》精神，特制定本制度 如下： 一、安全生产事故隐患是指在施工生产过程中违 反安全生产法律、法规、规章、标准、规程和安全生
产管理制度的规定，或者因其他因素在施工生产活动中，存在可能导致事故发生的物的危险状态或人的不安全行为和管理上的缺陷。 二、事故隐患分为一般事故隐患和重大事故隐患。 一般事故隐患是指危害和整改难度较小，发现后能够立即整改排除的隐患。 重大事故隐患是指危害和整改难度较大，应当全部或者局部停产停业，并经过一定时间整改治理方能排除的隐患，或者因外部因素影响致使在施工生产过程中都难以排除的隐患。 三、发现一般事故隐患，项目部工程技术部门应立即制订切实可行的整改措施，并认真加以落实。同时安全监督管理部门建立事故隐患排查与整改治理台帐，按月上报安全生产隐患排查治理月报表。对短时
9 电气设备选择 9.1 常用电气设备选择的技术条件和环境条件 9.1.1 电气设备选择一般原则[65,63] （1）应满足正常运行、检修、短路和过电压情况下的要求，并考虑远景发展； （2）应按当地环境条件校核； （3）应力求技术先进和经济合理； （4）与整个工程的建设标准应协调一致； （5）同类设备应尽量减少品种； （6）选用的新产品均应具有可靠的试验数据，并经正比鉴定合格。 9.1.2 技术条件 选择的高压电器，应能在长期工作条件下和发生过电压、过电流的情况下保持正常运行。各种高压电器的一般技术条件如表9?1?1所示。 表9?1?1 选择电器的一般技术条件
注 ①悬式绝缘子不校验动稳定。 9.1.2.1 长期工作条件 （1）电压：选用的电器允许最高工作电压max U 不得低于该回路的最高运行电压z U ，即 max U ≥z U （9?1?1） 三相交流3kV 及以上设备的最高电压见表9?1?2。 （2）电流：选用的电器额定电流n I 不得低于所在回路在各种可能运行方式下的持续工作电流 z I ，即 n I ≥z I （9?1?2） 不同回路的持续工作电流可按表9?1?3中所列原则计算。 由于变压器短时过载能力很大，双回路出线的工作电流变化幅度也较大，故其计算工作电流应根据实际需要确定。 表9?1?2 额定电压与设备最高电压 kV 表9?1?3 回路持续工作电流
表9?1?4 套管和绝缘子的安全系数 注①悬式绝缘子的安全系数对应于一小时机电试验荷载，而不是破坏荷载。若是后者，安全系数则分别应为5.3和3.3。 高压电器没有明确的过载能力，所以在选择其额定电流时，应满足各种可能运行方式下回路持续工作电流的要求。 （3）机械荷载：所选电器端子的允许荷载，应大于电器引线在正常运行和短路时的最大作用力。 电器机械荷载的安全系数，由制造部门在产品制造中统一考虑。套管和绝缘子的安全系数不应小于表9?1?4所列数值。 9.1.2.2 短路稳定条件 （1）校验的一般原则： 1）电器在选定后应按最大可能通过的短路电流进行行动、热稳定校验。校验的短路电流一般
附件： 风电场工程安全预评价报告编制规定 1 范围 1.1 为了规范风电场工程安全预评价报告的内容和深度要求，确保安全预评价报告质量，根据国家和行业有关标准，特制定本规定。 1.2 本规定适用于新建、改建、扩建的风电场工程安全预评价报告的编制。 2 安全预评价报告的主要内容 安全预评价报告的主要内容包括概述（含评价目的、评价范围、评价依据、建设项目概况等）、危险有害因素辨识与分析、评价单元划分和评价方法选择、定性定量评价、安全对策措施建议、评价结论等。 2.1 编制说明 1）评价目的和评价范围 明确评价目的和评价范围。一般以设计文件包括的范围作为评价范围。由于客观条件限制，也可把合同规定的范围作为评价范围，但不得将重要危险、有害因素排除在评价范围之外。 2）评价依据 编制预评价报告依据的预可行性研究报告和有关资料、批准文件、预评价工作合同书，较详尽地列举预评价依据的 1
国家法律、国家行政法规、地方法规、政府部门规章、政府部门规范性文件、国家标准、安全生产行业技术标准、风力发电行业技术标准、行业管理规定、参考资料等。 3）建设单位简介 对建设单位的基本情况、组成、业务范围等做简单概述。 2.2 建设项目概况 介绍建设项目的地理位置、风能资源、工程地质、项目任务和规模、风电场场址选择、风电机组选型及布置、电气、土建工程、施工组织设计、投资估算等概况。 2.3 危险、有害因素辨识与分析 对风电场场址选址和总体布置、主要生产建（构）筑物及设备事故、生产过程中和生产作业场所等方面存在的各种危险、有害因素进行辨识和分析，列出辨识与分析危险、有害因素的依据，确定危险、有害因素存在部位、方式，以及发生作用的途径和变化规律，明确预评价中要评价的主要危险、有害因素。 识别危险、有害因素应遵循以下原则： 1）科学性 危险、有害因素的识别是分辨、识别确定系统内存在的危险，而不是研究防止事故发生或控制事故发生的实际措施。它是预测安全状态和事故发生途径的一种手段，必须要有科学的安全理论作指导，使之能真正揭示系统安全状况、危险、有害因素存在的部位、方式、事故发生的途径及其变化规律，并予以准确描述。 2
第四章电器设备的选择 4.1 电气设备选择的一般条件
尽管电力系统中各种电器的作用和工作条件并不一样，具体选择方法也不完全相同，但对它们的基本要求确是一致的。电气设备要可靠地工作，必须按正常工作条件进行选择，并按短路状态来校验动、热稳定性。 4.1.1 电气设备选择的一般原则 （1）应满足正常运行、检修、短路和过电压情况下的要求，并考虑远景发展的需要； （2）应按当地环境条件校核； （3）应力求技术先进和经济合理； （4）选择导体时应尽量减少品种； （5）扩建工程应尽量使新老电器的型号一致； （6）选用的新品，均应具有可靠的实验数据，并经正式鉴定合格。 4.1.2 按正常工作条件选择 （1）额定电压 电气设备所在电网的运行电压因调压或负荷的变化，有时会高于电网的额定电压，故所选的电气设备允许的最高工作电压不得低于所接电网的最高运行电压。规定一般电气设备允许的最高工作电压为设备额定电压的1.1-1.15倍，一般不超过电网额定电压的1.15倍。因此，在选择电气设备时，可按照电气设备的额定电压不低于装置地点电网额定电压D的条件选择，即 4-1 （2）额定电流 电气设备的额定电流是指在额定环境温度下，电气设备的长期允许电流。应不小于该回路在各种合理运行方式下的最大持续工作电流，即 4-2 由于发电机、调相机和变压器在电压降低5%时，出力保持不变，故其相应回路的应为发电机、调相机和变压器的额定电流的1.05倍；若变压器有可能过负荷运行时，应按过负荷确定（1.3-2倍变压器额定电流）；母联断路器回路一般可取母线上最大一台发电机或变压器的；母线分段电抗器应为母线上最
大一台发电机跳闸时，保证该母线负荷所需的电流，或最大一台发电机额定电流的50%-80%；出险回路的除考虑正常负荷电流外，还应考虑事故时由其他回路转移过来的负荷。 （3）按当地环境校验 当电气设备安装地点的环境条件如温度、风速、污秽等级、海拔高度、地震烈度和覆冰厚度超过一般电气设备使用条件时，应采取措施。本设计着重考虑温度对电气设备的影响。 我国目前生产的电气设备的额定环境温度Q。=+ 40℃，裸导体的额定环境温度为+25℃。 4.1.3 按短路情况校验 （1）短路热稳定校验 短路电流通过电气设备时，电气设备各部件温度（或发热效应）应不超过允许值。即， 4-3 式中，-------t秒内通过的短时热电流； ------短路电流产生的热效应。 （2）电动力稳定校验 满足动稳定的条件为 或 4-4 式中，-------电气设备允许通过的动稳定电流幅值； ------电气设备允许通过的动稳定电流有效值； -----短路冲击电流幅值； ------短路冲击电流有效值。 下列几种情况可不校验热稳定或动稳定： ①用熔断器保护的电气设备，其热稳定由熔断器时间保证，故可不验算热稳定； ②采用有限流电阻的熔断器保护的设备，可不校验动稳定； ③装设在电压互感器回路的裸导体和电气设备可不校验动稳定、热稳定。
风电场验收评价所需资料清单 一、文件资料 1.项目立项批复文件； 2.工商营业执照、企业法人证明； 3.地震局批复； 4.可行性研究报告； 5.初步设计：总的部分、劳动安全篇、消防篇及相关图纸； 6.预评价、初步设计及变更设计审查会议既要； 7.安全预评价报告评审意见、安全预评价报告在政府安监部门备案证明； 8.设计变更目录； 9.职业卫生检测数据及主要设备清单； 10.风力发电机组调试报告； 11.风电场单位工程完工验收鉴定书、整套启动验收交接书、工程移交生产验收交接书、工程竣工验收鉴定书； 12.设计单位、建设施工单位、监理单位资质证明； 13.消防专项竣工验收意见复印件； 14.生产作业场所有害因素检测报告； 15.事故应急救援预案在当地政府安监部门备案证明复印件等； 16.安全设施、设备、装置资料；设备台账（设备明细表）； 17.生产工艺中的工艺过程描述与说明； 18.生产系统中主要安全设施、设备和装置描述与说明； 19.火灾报警器统计表及各种检测报警仪检测报告（在有效期内）； 20.避雷系统、风电机接地电阻测试（有效期内）； 21.每台风电机组基础沉降量、风电机组加热和冷却装置、风电机重要安全控制系统、远程控制系统通信信道、电气绝缘工具和登高安全工具的检测情况，并提供其检测记录和检测值； 22.塔筒内安全钢丝绳、爬梯、工作平台、门防风挂钩的检查情况，并提供其检查记录。
23.风电场建设项目用地预审意见的复函 24.风电场建设用地压覆矿产资源储量情况证明的函 25.风电场工程地质灾害危险性评估报告市级备案登记表及审查意见书 26.风电场工程接入系统设计（系统一次部分）的评审意见 27.项目岩土工程勘测报告书 28.风电场接地防雷检测报告书，升压站避雷设施接地电阻检测报告 29.风机安装及调试报告、风电场升压站电气安装调试工程设备通讯调试记录 30.风电场升压站电气安装调试工程设备试验及调试记录 31.主变压器产品合格证书部分测试报告 32.室外六氟化硫电气设备气体检测报告和试验报告 33.主变侧电流互感器试验报告、氧化锌避雷器试验报告、35 kV电抗器试验报告、瓦斯继电器试验报告 34.项目继电器保护试验报告 35.项目升压站主控楼隐蔽工程验收记录 36.工伤保险缴费证明
机械制造业安全预 评价报告
1总则 1.1评价目的与依据 1.1.1评价目的 贯彻”安全第一,预防为主”方针,提高×××××石油钻采等行业零部件机械制造项目的本质安全程度和安全管理水平,控制项目实施和生产中的危险、有害因素,降低建设项目生产安全风险,预防事故发生,保护企业的财产安全及人员的健康和生命安全。 具体内容如下: 1)识别分析项目投产运行后可能存在的主要危险、有害因素。 2)对项目运行过程中固有危险、有害因素进行预评价,预测其安全等级并估算危险事故发生时可能造成的伤害。 3)对建设项目安全条件以及主要技术、工艺和装置、设备、设施及其安全可靠性进行预评价,确保建设项目具有安全可靠性。 4)提出提高该项目安全等级的对策与措施,为项目的初步设计和安全管理提供依据。 5)为建设单位安全管理的系统化、标准化和科学化提供依据和条件。 6)为安全生产监督管理部门实施监督、管理提供依据,为建设项目设立安全审查提供依据。 1.1.2建设项目相关文件 1)×××××与×××××签订的合同书
2)×××××提供的<×××××石油钻采等行业零部件机械制造项目可行性研究报告>(×××××国际工程咨询中心, 8月) 3)×××××提供的其它资料。 1.1.3安全预评价所依据的法律、法规 (1)<中华人民共和国安全生产法>(中华人民共和国主席令第70号) (2)<中华人民共和国消防法>(中华人民共和国主席令第4号) (3)<中华人民共和国职业病防治法>(中华人民共和国主席令第60号) (4)<中华人民共和国环境噪声污染防治法>(中华人民共和国主席令第77号) (5)<危险化学品安全管理条例>( 第344号国务院令) (6)<中华人民共和国环境保护法>(中华人民共和国主席令第22号) (7)<特种设备安全监察条例>(国务院令第373号) (8)<漏电保护器安全监察规定>(劳动部劳安字(1990〕16号); (9)<危险化学品名录>(国家安全生产监督管理局公告第1号, ) (10)<仓库防火安全管理规则>(公安部令第6号); (11)<辽宁省安全生产监督管理规定>(辽宁省人民政府令第178号) (12)<辽宁省雷电灾害防御管理规定>(辽宁省人民政府令第180号) (13)<气瓶安全监察规程>(质技监局锅发[ ]250号) 1.1.4安全预评价所依据的技术标准规范 (1)<安全评价通则> (AQ8001- ) (2)<安全预评价导则>(AQ8002- ) (3)<建筑设计防火规范>(GB50016- )
变电站事故预想 1、变压器轻瓦斯动作的处理 2、变压器重瓦斯动作的处理 3、变压器差动保护动作的处理 4、变压器后备保护动作的处理 6、变压器压力释放保护动作的处理 7、变压器有载调压开关调压操作时滑档怎样处理 8、有载调压操作输出电压不变化，怎样判断处理？ 11、主变着火如何处理？ 12、主变套管严重跑油如何处理？？ 13、运行中发现液压机构压力降到零如何处理？ 14、检查中发现液压机构储压筒或工作缸、高压油管向外喷油，如何处理？ 16、液压机构油泵打压不能停止如何处理？ 18、液压机构发出“油泵运转”、“压力降低”、“压力异常”预告信号，如何处理？ 20、 35KV开关电磁机构合闸操作时，合闸接触器保持，如何处理？？ 23、油开关严重漏油，看不见油位，如何处理？ 27、 SF6断路器SF6低压力报警的判断处理 28、 SF6断路器SF6低压闭锁的判断处理 29、 SF6开关液压机构打压超时故障的判断处理
1、巡视检查中发现刀闸刀口发热、发红怎样处理？ 2、手动操作机构刀闸拒分，拒合怎样处理？ 1、电流互感器二次开路，如何处理？ 2、浠1#、2#主变并列运行中若浠互31PT有一相套管严重破裂放电接地，如何处理？ 3、本站35KVPT二次保险熔断有哪此现象？如何处理？ 4．巡视检查发现浠互02PT严重漏油看不见油位如何处理？ 5、巡视发现浠互30PT严重渗油，如何处理？ 6、浠互01PT二次回路故障如何处理？ 7、阀型避雷器故障如何分析判断处理 8、运行中发现浠互02避雷器瓷瓶有裂纹时怎样处理？ 10．浠03开关出线耦合电容器A相爆炸怎样处理？ 浠2＃所变高压侧浠38开关故障跳闸，如何处理？ 1、全站失压的判断处理 2、系统出现谐振过电压事故的处理 3、在进行１１０ＫＶ母线送电的操作中，当推上某一开关的两侧刀闸后，突然出现谐振现象，应如何判断处理？ １＃主变保护动作，使全站失压，如何处理？ １、中央信号盘“直流母线接地”光字牌亮如何处理？ ２、本站１＃整流屏出现故障后怎样处理？ ３、３５ＫＶ单相接地的故障处理
电气设备选择的一般原则是什么? 答：电气设备的选择应遵循以下3项原则： (1)按工作环境及正常工作条件选择电气设备 a 根据电气装置所处的位置,使用环境和工作条件,选择电气设备型号； b 按工作电压选择电气设备的额定电压； c 按最大负荷电流选择电气设备和额定电流。 (2)按短路条件校验电气设备的动稳定和热稳定 (3)开关电器断流能力校验 5-2 高压断路器如何选择？ 答：（1）根据使用环境和安装条件来选择设备的型号。 （2）在正常条件下，按电气设备的额定电压应不低于其所在线路的额定电压选择额定电压，电气设备的额定电流应不小于实际通过它的最大负荷电流选择额定电流。 （3）动稳定校验 )3(max sh I I ≥ 式中，) 3(sh I 为冲击电流有效值，max I 为电气设备的极限通过电流有效值。 （4）热稳定校验 im a t t I t I 2 )3(2∞≥ 式中，t I 为电气设备的热稳定电流，t 为热稳定时间。 （5）开关电器流能力校验 对具有断流能力的高压开关设备需校验其断流能力。开关电气设备的断流容量不小于安装点最大三相短路容量，即max .K oc S S ≥ 5-3跌落式熔断器如何校验其断流能力? 答：跌落式熔断器需校验断流能力上下限值,应使被保护线路的三相短路的冲击电流小于其上限值,而两相短路电流大于其下限值。 5-4电压互感器为什么不校验动稳定，而电流互感器却要校验？ 答：电压互感器的一、二次侧均有熔断器保护，所以不需要校验短路动稳定和热稳定。而电流互感器没有。 5-5 电流互感器按哪些条件选择？变比又如何选择？二次绕组的负荷怎样计算？ 答：1）电流互感器按型号、额定电压、变比、准确度选择。 2）电流互感器一次侧额定电流有20，30，40，50，75，100，150，200，400，600，800，1000，1200，1500，2000（A ）等多种规格，二次侧额定电流均为5A ，一般情况下，计量用的电流互感器变比的选择应使其一次额定电流不小于线路中的计算电流。保护用的电流互感器为保证其准确度要求，可以将变比选的大一些。 3） 二次回路的负荷取决于二次回路的阻抗的值。 5-6 电压互感器应按哪些条件选择？准确度级如何选用？ 答：电压互感器的选择如下： ●按装设点环境及工作要求选择电压互感器型号； ●电压互感器的额定电压应不低于装设点线路额定电压； ●按测量仪表对电压互感器准确度要求选择并校验准确度。
管理制度编号：YTO-FS-PD846 风电场工程安全预评价报告编制规定 通用版 In Order T o Standardize The Management Of Daily Behavior, The Activities And T asks Are Controlled By The Determined Terms, So As T o Achieve The Effect Of Safe Production And Reduce Hidden Dangers. 标准/ 权威/ 规范/ 实用 Authoritative And Practical Standards
风电场工程安全预评价报告编制规 定通用版 使用提示：本管理制度文件可用于工作中为规范日常行为与作业运行过程的管理，通过对确定的条款对活动和任务实施控制,使活动和任务在受控状态，从而达到安全生产和减少隐患的效果。文件下载后可定制修改，请根据实际需要进行调整和使用。 1 范围 1.1 为了规范风电场工程安全预评价报告的内容和深度要求，确保安全预评价报告质量，根据国家和行业有关标准，特制定本规定。 1.2 本规定适用于新建、改建、扩建的风电场工程安全预评价报告的编制。 2 安全预评价报告的主要内容 安全预评价报告的主要内容包括概述（含评价目的、评价范围、评价依据、建设项目概况等）、危险有害因素辨识与分析、评价单元划分和评价方法选择、定性定量评价、安全对策措施建议、评价结论等。 2.1 编制说明 1）评价目的和评价范围 明确评价目的和评价范围。一般以设计文件包括的范围作为评价范围。由于客观条件限制，也可把合同规定的范围作为评价范围，但不得将重要危险、有害因素排除在
第六章电气设备的选择 6．1 电气设备选择的一般原则 6．1．1 按正常工作条件选择电气设备 1）电气设备的额定电压 2）电气设备的额定电流 3）电气设备的型号 6．1．2 按短路情况进行校验 1）短路热稳定校验 I2t ima<=I2t t 2）短路动稳定校验 i sh<=i max I sh<=I max 3)开关设备断流能力校验 S OFF>=S KMAX I OFF>=I(3)K MAX 6．1．3常用电气设备的选择及校验项目 6．2高压开关设备的选择 高压断路器、负荷开关、隔离开关和熔断器的选择条件基本相同。除了按电压、电流、装置类型选择，校验热、动稳定性外，对高压断路器、负荷开关和熔断器还应校验其开断能力。 6．2．1 高压断路器的选择 1）断路器的种类和类型 少油断路器、真空断路器、SF6断路器。 2）开断电流能力 I OFF>=I11 S OFF>=S11 3）短路关合电流的选择 为了保证断路器在关合短路电流时的安全，断路器的额定关合电流需满足 i mc>=i sh 6．2．2 高压隔离开关的选择 高压隔离开关的选择和校验同高压断路器差不多。 例：试选择图书6.2.1所示变压器10.5KV侧高压断路器QF和高压隔离开关QS.已知图中K点短路时I11=4.8KA,继电保护动作时间为t ac=1s.拟采用快速开断的高压断路器,其固有分闸时间t tr=0.1秒,采用弹簧操作机构. 35/10.5KV 10.5KV母线 K
解:变压器计算电流按变压器的额定电流计算 8000 439.9 1.732*10.5 CA I A === 短路冲击电流的冲击值:11 2.55 2.55*4.812.24 sh i I KA === 短路容量 : 1187.92 K S S MVA == 短路电流假想时间:t imar=t ac+t tr=1+0.1=1.1s 根据上述计算参数结合具体的情况选择条件,初步选择ZN12-10I型630A 6．2．3 高压熔断器的选择 应根椐负荷的大小、重要程度、短路电流大小、使用环境及安装条件等综合考虑决定。 1）额定电压选择 2）熔断器熔体额定电流选择 熔断器额定电流应大于或等于熔体额定电流，即 I N?FU>=I N?FE 此外熔体额定电流应必须满足以下几个条件。 A、正常工作时熔体不应该熔断，即要求熔体额定电流大于或等到于通过熔体的最大工作电流。 In?fu>=Iw?max B、电动机启动时，熔断器的熔体在尖峰电流I PK的作用下不应熔断。 I N?FE>=K?I PK 式中： K——计算糸数。当电动机的启动时间T ST小于3秒，K取0.25—0.4;当T ST 在3—8秒时,K取0.35—0.5;当T ST大于8秒或电动机为频繁启动,反接制动时,K 取0.5—0.6 对于单台电动机的启动,尖峰电流即为电动机的启动电流;多台电动机运行的线路,如果是同时启动,尖峰电流为所有电动机的启动电流之和,如果不同时启动,其尖峰电流为取超过工作电流最大一台的启动电流与其它(N-1)台计算电流之和. C、熔断器保护变压器时,熔体额定电流的选择.对于6—10KV的变压器,凡容
编号：SM-ZD-98406 风电场工程安全验收评价 报告编制规定 Through the process agreement to achieve a unified action policy for different people, so as to coordinate action, reduce blindness, and make the work orderly. 编制：____________________ 审核：____________________ 批准：____________________ 本文档下载后可任意修改
风电场工程安全验收评价报告编制 规定 简介：该制度资料适用于公司或组织通过程序化、标准化的流程约定，达成上下级或不同的人员之间形成统一的行动方针，从而协调行动，增强主动性，减少盲目性，使工作有条不紊地进行。文档可直接下载或修改，使用时请详细阅读内容。 1 范围 1.1 为了规范风电场工程安全验收评价报告的内容和深度，确保安全验收评价报告质量，根据国家和行业有关标准，特制定本规定。 1.2 本规定适用于各类新建、改建、扩建风电场工程安全验收评价报告的编制。 2 安全验收评价报告主要内容 安全验收评价报告主要内容包括：概述，危险、有害因素辨识与分析，评价单元划分和评价方法选择，符合性评价和危险危害程度的评价，安全对策措施建议，安全验收评价结论等内容。 安全验收评价主要从以下方面进行评价：风电场工程前期（安全预评价、可行性研究报告、可行性研究设计中劳动
安全与工业卫生专篇等）对安全生产保障等内容的实施情况和相关对策措施建议的落实情况；风电场工程的安全对策措施的具体设计、安装施工情况有效保障程度；风电场工程的安全对策措施在试投产中的合理有效性和安全措施的实际运行情况；风电场工程的安全管理制度和事故应急预案的建立和实际开展和演练有效性。 2.1 概述 2.1.1 评价目的 结合风电场工程的特点，阐述编制安全验收评价报告的目的。 2.1.2 评价依据 详细列举评价依据的国家法律、国家行政法规、地方法规、政府部门规章、政府部门规范性文件、国家标准、安全生产行业技术标准、风力发电行业技术标准、行业管理规定、工程设计文件、安全预评价报告、相关的批复文件等。 2.1.3 建设工程概况 介绍工程地理位置、建设内容及规模、风能资源、工程总体布置、工程地质、主要建筑物、主要设备、装置、公用
风电场工程安全预评价报告编制规定(新编版) Safety management is an important part of enterprise production management. The object is the state management and control of all people, objects and environments in production. ( 安全管理 ) 单位：______________________ 姓名：______________________ 日期：______________________ 编号：AQ-SN-0272
风电场工程安全预评价报告编制规定(新 编版) 1范围 1.1为了规范风电场工程安全预评价报告的内容和深度要求，确保安全预评价报告质量，根据国家和行业有关标准，特制定本规定。 1.2本规定适用于新建、改建、扩建的风电场工程安全预评价报告的编制。 2安全预评价报告的主要内容 安全预评价报告的主要内容包括概述（含评价目的、评价范围、评价依据、建设项目概况等）、危险有害因素辨识与分析、评价单元划分和评价方法选择、定性定量评价、安全对策措施建议、评价结论等。
2.1编制说明 1）评价目的和评价范围 明确评价目的和评价范围。一般以设计文件包括的范围作为评价范围。由于客观条件限制，也可把合同规定的范围作为评价范围，但不得将重要危险、有害因素排除在评价范围之外。 2）评价依据 编制预评价报告依据的预可行性研究报告和有关资料、批准文件、预评价工作合同书，较详尽地列举预评价依据的国家法律、国家行政法规、地方法规、政府部门规章、政府部门规范性文件、国家标准、安全生产行业技术标准、风力发电行业技术标准、行业管理规定、参考资料等。 3）建设单位简介 对建设单位的基本情况、组成、业务范围等做简单概述。 2.2建设项目概况 介绍建设项目的地理位置、风能资源、工程地质、项目任务和规模、风电场场址选择、风电机组选型及布置、电气、土建工程、
风电场事故及分析 2009年以来，我国一些风电公司在设备安装调试和运行过程中陆续发生了重大设备事故，造成风电机组完全损毁，并危及到调试人员的生命安全。通过分析这些事故，我们发现主要原因有三类： 1、风电场管理不严，对风电设备的保护参数监督失控； 2、风电机厂家管理混乱，调试人员培训不到位，产品设计中也存在安全链漏洞； 3、设备制造质量失控，存在不少隐患。 由于风电事故对厂家和风电开发商的负面影响较大，厂家和风电场业主往往严格保密，防止消息泄漏后有不良影响。我们只能通过互联网和各种渠道尽可能收集多的信息，供大家了解，引以为戒，避免今后发生类似事故。 1、大唐左云项目的风机倒塌事故 其事故报告如下：2010年1月20日，常轨维护人员进行“风机叶片主梁加强”工作，期间因风大不能正常进入轮毂工作，直到2010年1月27日工作结束。28日10:20分，常轨维护人员就地启动风机，到1月31日43#风机发出“桨叶1快速收桨太慢”等多个报警，2:27分发“震动频带11的震动值高”报警，并快速停机。8:00风机缺陷管理人员通知常轨维护负责人，18:00常轨维护人员处理缺陷完毕后就地复位并启动。直到2月1日3:18分，之前43#风机无任何报警信息，发生了倒塌事件。塔筒中段、上段、风机机舱、轮毂顺势平铺在地面上，塔筒上段在中间部分发生扭曲变形。风力发电机摔落在地，且全部摔碎，齿轮箱与轮毂主轴轴套连接处断裂，齿轮箱连轴器破碎，叶片从边缘破裂大量填充物散落在地面上。 事故发生后，风电场将二期风机全停，并进行外观、内部的全面检查。3月4日，左云风电公司检查发现二期61号风机中下塔筒法兰连接螺栓断裂48个（共125个），在螺栓未断裂部分的法兰与筒壁焊缝中有长度为1.67米的裂缝，其异常现象与倒塌的43号塔筒情况基本一致。事故原因很可能是塔架制造和螺栓质量不符合要求。
****有限公司 ****风电场20万千瓦风电特许权项目 安全预评价报告 （最终稿） 北京*********中心有限公司 资质证书编号：APJ-（国）-0 -2006 20 年月日 编号： ****有限公司 ****风电场20万千瓦风电特许权项目 安全预评价报告 法定代表人： 技术负责人： 评价项目负责人： 20 年月日 评价人员
技术专家 姓名签字
前言 ****风电场20万千瓦风电特许权项目（以下简称风电场）由****有限公司投资开发，该风电场位于**县东部的沿海滩涂地区，东起与滨海县交界处的中山河口，西至与灌云县交界处的灌河口。根据风电场风资源状况，地形地貌条件，以及该地区上网条件，结合我国风电建设的技术发展状况，风电场拟安装134台1.5MW的风力发电机，总装机容量201MW。 ****有限公司委托********集团华东勘测设计研究院进行该风电场工程地质勘察和可行性研究。2008年6月，中国****研究院完成了工程勘察，编制了《****风电场工程地质勘察报告》（以下简称《工勘报告》）。2006年9月，完成了可行性研究工作，提交了《****风电场可行性研究报告》（以下简称《可行性研究报告》）。 为了贯彻执行“安全第一，预防为主，综合治理”的安全生产方针，落实建设项目“三同时”要求，****有限公司于2008年9月委托北京*********中心有限公司对****风电场工程开展安全预评价工作。 北京*********中心有限公司接受委托后，组织成立了安全预评价小组，严格遵循《安全预评价导则》的要求开展安全评价工作，评价人员于2008年9月16~17日到风电场选址现场进行实地考查，对业主提供的勘察和可研资料进行了认真的分析和研究，制定了风电场安全预评价的工作程序。在现场调查和资料分析的基础上，辨识和分析了风电场项目存在的危险、有害因素，并进行定性、定量的评价，提出了安全对策措施及建议，得出了安全评价结论，编制完成了《****风电场安全预评价报告》。 北京*********中心有限公司 2008年10月7日
风电场雷击事故的分析及防范措施 摘要：风电场经常发生雷击跳闸事故，通过对事故的分析，提出在多雷山区应采取的一些防雷措施。 关键词：风电场雷击防雷分析防雷措施 一、引言 架空输电线路是电力网及电力系统的重要组成部分，由于它暴露在大自然中，易受到外界的影响和损害。而雷击是其中最主要的一个方面。架空输电线路所经之处大都为旷野或丘陵、高山，输电线路长，遭遇雷击的机率较大。雷击放电引起很高的雷电过电压，是造成线路跳闸事故的主要原因。据统计，雷击引起的跳闸事故占电力系统事故的50%～70%。 二、典型故障 就拿某风电场为例，某风电场地处丘陵地带，依山傍水，雷电活动较为活跃。当地气象部门统计资料表明该地区落雷较多且强度较大，是典型的多雷地带。进入春夏季节后，该风电场35kV集电线路发生多次雷击事故。最严重的一次雷击发生在六月中旬，四条35kV集电线路过流保护动作跳闸，两条线路35kV开关柜内过压保护器炸裂。巡线后发现线路杆塔及箱式变压器高压侧多处避雷器被击毁，多处瓷瓶炸裂。风机内多个交换机和网关损坏,严重影响了风电场的安全生产运行。 三、雷电事故的判别及特征 架空电力线路由雷电产生的过电压有2种：一种是雷击于线路或杆塔引起的直击雷过电压；另一种是雷电产生电磁感应所引起的感应雷过
电压。其中，感应雷过电压是引起线路故障的主要原因。经分析该风电场易遭受雷击的杆塔大都是： （1）山顶的高位杆塔或向阳半坡的高位杆塔。 （2）临水域地段的杆塔。 （3）山谷迎风口处杆塔。而雷电反击是引起箱式变压器内避雷器以 及风机内交换机和网关损坏的主要原因。 四、雷击故障产生的原因分析 (1) 该地区属于多雷区，气象统计数据表明其年均雷暴日在60d 以上，分布在此区段的35kV架空线路受雷击率较高。而该风场线路设计时没有考虑其环境特殊性，基本按常规设计。 (2) 35kV线路上没有安装避雷线，防雷主要靠安装在线路上的避雷器，而避雷器只安装在变电站的出线侧和配电变压器的终端杆，这样造成线路中间缺少保护。 (3) 杆塔及避雷器接地存在缺陷。部分杆塔接地电阻较大，致使泄流能力降低，雷击电流不能快速流入大地。另外接地引下线的截面为8mm 圆钢，不满足12mm的设计标准。 (4) 直线杆塔采用P- 20 针式绝缘子。此类绝缘子质量存在缺陷，曾多次发生雷击绝缘子引起的接地故障或短路故障。 五、防雷措施 根据以上分析，可采取如下防雷措施： (1) 35kV集电线路架设避雷线，虽然雷击于避雷线时，由于线路绝缘水平低会引起反击闪络，但避雷线对间接雷击感应过电压的幅值可以
风电场安全预评价报告 （初稿） 前言
某风电场由XX投资开发，位于位于某乡与麻万镇交界区域。根据风电场风资源状况，地形地貌条件，以及该地区上网条件，结合我国风电建设的技术发展状况，风电场拟安装24台1000KW的风力发电机，总装机容量24MW。 XX委托XX公司进行该风电场工程地质勘察和可行性研究，于2013年11月完成了可行性研究工作，提交了《某风电场工程可行性研究报告》。 为了贯彻执行“安全第一，预防为主，综合治理”的安全生产方针，落实建设项目“三同时”要求，XX于2013年12 月委托XX公司对某风电场工程开展安全预评价工作。 XX公司接受委托后，组织成立了安全预评价小组，严格遵循《安全预评价导则》的要求开展安全评价工作，评价人员于2013年12月16~17日到风电场选址现场进行实地考查，对业主提供的勘察和可研资料进行了认真的分析和研究，制定了风电场安全预评价的工作程序。在现场调查和资料分析的基础上，辨识和分析了风电场项目存在的危险、有害因素，并进行定性、定量的评价，提出了安全对策措施及建议，得出了安全评价结论，编制完成了《某风电场安全预评价报告》。 XX公司 二〇一三年十二月
目录 1 概述 (1) 1.1预评价目的、围及工作程序 (1) 1.1.1 预评价目的和原则 (1) 1.1.2 预评价容和围 (1) 1.1.3 安全预评价工作程序 (2) 1.2 预评价依据 (4) 1.2.1 国家法律、法规及有关规定 (4) 1.2.2 地方有关规定 (6) 1.2.3 国家标准 (6) 1.2.4 安全生产行业技术标准 (8) 1.2.6 电力行业标准、规及有关规定 (8) 1.2.7 其它技术资料 (9) 2 项目概况 (10) 2.1建设单位简介 (10) 2.2项目地理位置、建设容 (11) 2.3主要设计方案 (12) 2.3.1风能资源 (12) 2.3.2工程地质 (12) 2.3.3项目任务与规模 (15) 2.3.4风电场场址选择 (15) 2.3.5风电场机组选型和总体布置 (16) 2.3.6电气 (16) 2.3.7土建工程 (20) 2.3.8定员 (21) 2.3.9施工组织设计 (22) 2.3.10投资估算 (25) 3 危险有害因素分析辨识 (26) 3.1 风电场场址选址和总体布置危险性辨识分析 (26) 3.1.1 选址 (26) 3.1.2 总体布置 (27) 3.2 主要生产建（构）物、设备事故危险因素辨识分析 (27) 3.2.1 地震危险性分析 (27) 3.2.2 坍塌危险性分析 (28) 3.2.3主要建筑物缺陷危险性分析 (29) 3.2.4 风电机组等主要设备缺陷危险性分析 (29) 3.3生产过程中的主要危险因素辨识分析 (31) 3.3.1 火灾危险性分析 (31) 3.3.2 电伤害危险性分析 (33)