[核心提示] 目前海上风电市场随着电价的确立正式拉开帷幕，虽然政府和相关机构持乐观态度，但海上风电开发难度比陆上更大，涉及的层面更广，成本也更高，对机组的要求也相对增加，国内主要的投资商、风电机组整机供应商是否对展开海上风电市场的竞争最好了充分的准备
我国海上风电技术可开发量很大，5-25米水深，50米高度，可开发的海上风电技术容量约为2亿千瓦，5-50米水深，70米高度海上风电可开发量约为5亿千瓦。但是考虑到通航、军事、海洋环保以及其他特殊用海的问题，真正可开发的量还是有限的。目前我国规划了三大海上风电建设基地，分别是江苏、广东和山东千瓦千瓦级海上风电基地，还在辽宁、河北、上海、浙江、福建、海南等地规划了百万千瓦级海上风电基地，以陆上风电规划和建设速度为参照，海上风电开发规模大概不会超过1亿千瓦，不包括深海风电。
“十二五”规划提出，到2015年投入运行海上风电装机容量500万千瓦，2020年达到3000万千瓦。但是，由于海上风电上网电价一直不明朗，加之海上风电涉及海洋部门、渔业、能源、国防等多个部门，风电场规划与海洋功能区划、海岸线开发规划、国防用海规划等协调难度大，海上风电进展缓慢，也出现了很多对海上风电的质疑。国家发改委近日正式下发《关于海上风电上网电价政策的通知》，明确了国内海上风电的标杆电价：2017年以前投运的近海风电项目上网电价为每千瓦时元(含税)，潮间带风电项目上网电价为每千瓦时元(含税)。
电价的确定对于风电行业而言应是利好消息，尤其是非招标海上风电项目的并网销售工作将更容易开展，企业、投资者兴建海上风电项目的积极性也会更高。
国家第一批海上风电特许权项目招标中，滨海近海风电场30万千瓦时项目等4个项目均在江苏省，总规模达100万千瓦。江苏省是海上风能资源丰富的地区，2020年目标为1000万千瓦，其中陆上300万千瓦，在潮间带和近海700万千瓦，年风电上网电量可达200亿千瓦时。自2010年10月公布首轮海上风电特许权中标结果之后，将近两年过去了，首批的4
个项目均未完工。
水利水电规划设计总院副总工程师易跃春介绍，第一批海上风电特许权招标项目已考虑了港口、码头、航道等因素，做了充分的前期排查工作。但在实施推进过程中，随着国家新一轮滩涂围垦计划的出台，海上风电项目服从大的规划调整，包括特许权项目在内均对场址进行
了复核、调整。
上海电气与山东鲁能中标了国家能源局招标的东台项目，但后来海洋部门称该区块是自然保护区，上海电气副总经理刘琦曾表示“有关部门要求我们需要从原地往深海推进10公里。这就涉及到海事局、海洋局、军事，海底电缆，渔民等等问题。手续得重新走一遍，非常复杂。据我了解，当年第一批的4个项目，地址都变更了。现在要全面启动缺乏基础，缺乏国家相关的主管部门的协调、配合，以及法律法规支撑。”
另一家海上风电生产企业华锐风电也直言，风电场址的变更对其产生了不小的影响。根据华锐风电提供的数据，华锐在首轮招标中，中标滨海和射阳两个共计600MW的近海项目，其余两家风电机组制造企业分别中标大丰和东台各200MW潮间带项目。
除了政府部门缺乏协调规划，风电运营商在海上风电一期特许招标中投出的超低电价也饱受业界诟病。在开发成本远高于陆地成本的情况下，一期投标的最低电价已接近陆上风电的标杆电价。
第一批海上风电特许权项目中标的4个项目的投标价普遍低于元/千瓦时，平均分别为元/千瓦时、元/千瓦时、元/千瓦时和元/千瓦时，均远低于上海东海大桥海上风电项目最终确定的上网电价元/千瓦时。实际上这一价格已经接近了陆上风电的价格，但是海上风电的投资成本却是陆上风电成本的2倍左右。
在第一轮投标中，大唐新能源股份有限公司的滨海近海30万KW项目的中标电价为每千瓦时元；中国电力投资有限公司联合体的射阳近海30万KW项目为每千瓦时元；山东鲁能集团的东台潮间带20万KW项目为每千瓦时元；龙源电力的大丰潮间带20万KW项目为每千瓦时元。而现实是，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10年左右，成本也要高两三倍。据参与评标的一位人士透露，当时招标采用的不是最低价者中标，而是各家投标价格的加权平均价，再下浮10%，谁最接近这个价格谁中标。（附第一批海上风电特许权招标中标电价）
第一批海上风电特许权招标中标电价
1.东台项目：用海面积缩减
由于东台潮间带风电场20万千瓦项目用海选址与江苏沿海滩涂围垦范围和盐城珍禽自然保护区有重叠，东台项目调整了用海位置。自中标以来，鲁能公司积极开展项目核准所需的各项可研报告。但国家海洋局在召开用海平面布置方案审查会时，指出东台项目用海选址与江苏沿海滩涂围垦范围和盐城珍禽自然保护区有重叠，并退回了该项目的海域使用申请。鲁能公司随即向江苏省发改委能源局递交了尽快确定该项目海域使用的报告。江苏省能源局、海洋与渔业局召开会议提出场址调整初步框架方案，目前华东勘测设计院正按照初步框架方案，在东台海域进行项目用海地形勘测。该项目的原场址位于潮间带地形，距海岸线21公里，初步确定的新场址据海岸线至少32公里，属于近海地形，这将大幅增加风电机组的基础投资。而且随着用海位置的调整，已经完成的海域使用论证报告、海缆路由调查、通航安全评估报告、环境影响评价报告等都要推倒重来，地震安全评价报告、可行性研究报告、风电机组基础专题报告等也需根据前期工作成果进行补充和完善。
2.大丰项目：盈利压力巨大
2013年11月26日龙源大丰200兆瓦海上风电特许权项目举行开工仪式，龙源大丰200兆瓦海上风电特许权项目位于江苏大丰市外侧的东沙沙洲北部海域，总装机容量为200兆瓦。项目场址呈四边形，东西向长约16公里，南北向长约公里，风电场中心距离海堤约30公里。这个海上风电项目年上网电量为52560万千瓦时，项目的集控中心、运维码头等前期工程已动工建设。
在海域使用问题上，该项目面临着和东台特许权项目同样的困境，即风电场与江苏围垦区规划、江苏省上报的珍禽保护区局部有重叠。应国家海洋局要求龙源电力与江苏相关部门协商调整了用海方案。这引起了项目执行与规划衔接等一系列问题，在架空线、电缆铺设等方面势必要增加成本。
事实上，项目执行成本的压力不仅来源于用海方案调整引起的成本增加，海上特许权中标电价过低是另一个重要因素。以海上风电场建设配套的220千伏海上升压平台为例，国内没有相关的建设经验，同时国内海缆生产厂家也没有220千伏海缆生产经验，而国外产品价格昂贵，远高于特许权电价承受能力。
在2010年国家海上特许权投标中，各开发商为了获得海上风电开发先机，在评标打分规则影响下，中标电价低于预期值，接近于江苏陆地风电电价。与2010年投标时相比，外部条件发生了很大变化，尤其是原材料大幅涨价，融资成本明显增加，给开发商带来了很大的压力。
3.射阳项目：海域征用困难
江苏射阳海上风电场30 万千瓦风电特许权项目位于射阳北区H4#风电场，离岸距离36km，为近海风电场，规划海域面积150km2。工程拟安装100 台单机容量的风电机组，装机容量300MW，风电机组转轮直径，轮毂高度90m。风电场配套设置一座220kV 海上升压站及一座陆上集控中心，集控中心布置在海堤内侧。工程建设总工期约为42 个月，工程静态总投资约亿元，工程动态总投资约亿元人民币。
海域征用困难似乎是每一个海上风电特许权项目都绕不过的问题。由于射阳项目220千伏海缆登陆点处于国家自然保护区试验区内，按环保要求，保护区内的线路不能架空，只能采取地埋方式。
由于海上风电属于新兴产业，海洋相关职能部门在以往的海洋功能区划中没有考虑海上风电使用需求，导致项目用海报批程序反复、漫长。此外，中电投还做了大量调研工作来确定海上技术施工方案。根据可研报告，本项目风电机组基础形式选用单桩结构；安装方式以分体安装作为首选，整体安装作为备选；220千伏海上升压站和海缆路由优化将借鉴国外经验；码头初步定为在射阳港新建码头或直接利用华锐风电设备出运码头以满足分体吊装的方案要求；就项目所需的3兆瓦离岸型风电机组，除了对质量可靠性的要求外，还要求齿轮箱、变桨轴承等关键零部件采用本土设备；塔筒将采用物理防护和电化学防护等措施作为防腐手段。
4.滨海项目：应变经验缺乏
江苏滨海海上风电场30万千瓦风电特许权项目位于滨海县废黄河口至扁担港口之间的近海海域，中心位置离海岸线直线距离约21千米，规划海域面积约150平方千米。工程拟安装100台单机容量3兆瓦的风力发电机组，总装机容量300兆瓦，均采用华锐风电研发生产的3兆瓦风电机组。预计工程建设总工期约为36个月，工程静态总投资约亿元，工程动态总投资约亿元。2013年8月15日，获得江苏省发展和改革委员会核准批复。
滨海项目风电机组基础施工选择三桩导管架结构，风电机组运输安装采用改进整体吊装方案。滨海特许权项目的海洋地质情况差，表面淤泥及淤积质黏土较厚，与国外已建成的海上风电地质情况相比差异较大，海上风电机组基础结构施工难以完全套用国外成型的单桩结构。而且该项目所处海域的海洋表面承载力差，风电机组吊装无法完全采用国外成熟的分体吊装方案。
值得一提的是，220千伏海上升压站的设计安装在国内尚属于首次，大唐新能源通过与国外有经验的海上升压站设备厂家的交流探讨，拟对该项目的海上升压站实施整体吊装，在陆地完成钢结构和所有部件安装调整。而海底电缆的施工还需要对国内现有船舶设备进行改造更新。“此外，我们也正在对海上防腐、消防冷却等进行技术论证。”该项目负责人补充说。
然而，这看似顺利的进展也遇到了难题，该项目面临着海域使用面积减小的尴尬。根据滨海特许权项目海域使用评审意见，原计划安装100台风电机组的用海面积缩小了1/3，造成单机可利用率降低，也大大影响了风电的发电量和安全运行。大唐新能源眼下急需在用海面积缩小的情况下确保项目的收益率。
幻想中的“千亿蛋糕”
海上风电在全国风电总量中所占的地位是怎样的呢从总的规模来说，2013年底全国风电装机总量是7716万千瓦，海上风电装机容量是万千瓦，海上风电占全国总容量
的千分之五。从发电量来说，海上风电的发电量在全国占比也只能比千分之五多一点。因此从比例上来看，纯粹从规模上来说海上风电的贡献是比较小的，但是从产业来讲，海上风电设备的单机容量基本上是3MW、4MW、5MW、6MW等大容量的水平，代表了当今风电机组制造业的最前沿。从勘察、安装、运行等方面来说也是当今风电行业发展水平的最前沿，在产业链中确实属于起步阶段。
中国农机工业协会风能设备分会理事长杨校生表示：“海上风电原来制定“十二五”目标的时候还是比较乐观的，当时陆上风电已经进入高速发展时期，十二五完成万千瓦海上风电，好像问题不大。但是海上风电开发比陆上难度要大的多，比预计的难。首先设备上存在问题，国产海上风电机组的实试验时间不够，规模安装运行存在风险，进口设备价格又太高。其次海上风电工程上相关的经验不多，我国海岸线全长超过万公里公里，近海水下地形、地质类型较多，海底情况复杂多变，海上风电工程造价可能相差很大，需要一个摸索和优化过程。再就是我国海上风力资源的研究分析和海上台风、浮冰等气象灾害的应对方法还不完善，另外从经济上来说上网电价迟迟没有确定，也为海上风电建设推进增加了不确定性。因此，海上风电发展目前还在起步初期，各方还是持谨慎态度的，观望气氛浓厚，发展速度比预想的慢。，目前看来，十二五期间要达到既定规划目标是很困难的。”
目前有一种说法，海上风电即将开启千亿市场，这个算法是按照500万千瓦的装机容量，每千瓦两万元的成本计算，得到1000亿的数据。但是这个千亿蛋糕是否能够按照人们的设想顺利的实现，恐怕没那么简单。实际上，从目前的行业发展现状来看，虽然规划目标是2015年达到500万千瓦的海上风电装机，但是目前的进度远到不到。海上风电的“千亿蛋糕”只是理论上存在，真正能够拿下这个市场，可能还需要更长时间的努力。
对海上风电准备不足致使发展速度迟缓
我国对海上风电的规划目标是到2015年投入运行海上风电装机容量500万千瓦，目前海上风电发展速度比较缓慢，装机总量达到万千瓦，与500万千瓦的差距比较大，
按照目前的发展程度在到2015年很难完成这个目标，造成这个局面的原因是多方面的。
就此，水利水电按规划设计总院副总工程师易跃春表示，首先海上风电开发存在一定的难度，我们对海上风电的认识是一个逐步加深的过程。通过这几年的陆上风电的快速发展，从小到大、从无到有，到现在成为世界第一的风电大国，对风电机组的制造、使用、安装都取得了一定的成绩，行业发展达到了一定的水平。在陆上风电取得了上述成就的基础上，对海上风电进行规划时，也进行了相应的设想，对海上风电的发展速度也给予了较好的希望。但是实际建设过程中，不论是风电机组的制造，还是海上风电场的施工安装，以及前期的投入，相对于陆上风电来说都存在较多问题，工作难度等级更高。
其次，陆上风电已经形成了一套比较完善的管理办法和相关的技术标准，但是对海上风电来说，由于涉及一些新的部门和管理的要求，造成整个开发建设周期比较长。比如做一个陆上风电场，从测风到可研到建设2-3年可以完成，而海上风电场开发来说，目前完成海洋、海事、环评等前期专题研究工作就需要两年多时间，加上前期的测风、海洋水文观测的工作，前期工作需要三年多的时间。所以对于海上风电管理的认识和梳理海上风电管理流程也是一个新的挑战。因此，由于海上风电前期没有积累，加上前期准备的时间，完成2015年规划目标的时间周期就被延长。
第三个不可回避的问题，就是海上风电的电价。陆上风电的电价是经过从特许权招标逐渐回归市场引导、逐渐回归理性的过程。随着产业的成熟，陆上风电除了弃风限电的影响，大部分风电能够带来较好的盈利，各方反应速度、投资决策、开发建设都比较快。海上风电第一期特许权招标开始时，市场反应积极性也比较高，上网电价竞争也比较激烈。后来由于电价迟迟没有确定，造成大的投资开发企业担心风险，投资决策难下，因此虽然前期工作做了很多，但是实质性的开发建设动工的比较少。
电价政策解读
国家发改委于今年6月19日公布的《关于海上风电上网电价政策的通知》（下称《通知》）。《通知》规定，对非招标的海上风电项目，区分潮间带风电和近海风电两种类型确定上网电价。2017年以前（不含2017年）投运的近海风电项目上网电价为每千瓦时元（含税，下同），潮间带风电项目上网电价为每千瓦时元。
《通知》同时指出，鼓励通过特许权招标等市场竞争方式确定海上风电项目开发业主和上网电价。通过特许权招标确定业主的海上风电项目，其上网电价按照中标价格执行，但不得高于以上规定的同类项目上网电价水平。对于2017年及以后投运的海上风电项目上网电价，将根据海上风电技术进步和项目建设成本变化，结合特许权招投标情况研究制定。
此次公布的价格虽然并不能覆盖企业层面的成本支出，但使已经投产、正在兴建的海上风电项目有据可依，项目规划、设计、施工、运营将更加顺畅，民营资本进入海上风电的动力也相对增加。不过，对于这次公布上网电价市场反应不是很热烈，在这个电价环境下，要达到海上风电项目保证充分的盈利从而吸引更多的投资，对于风资源的稳定性和设备发电效率等方面的要求就相应变的更严格。另外电价政策具体落实到实际实施还需要进一步解读和实施细则的支撑，监管政策的制定也需要时间，仅仅期待一个上网电价的发布推动整个海上风电的发展进程题恐不太现实。
国泰君安研究报告指出，按潮间带15000元/千瓦的投资成本和2800-3200利用小时反推，元~元/千瓦时的标杆电价将使海上风电运营的内部收益率与陆上风电相近，具备启动的经济性。
对于大多数企业而言，元/千瓦时、元/千瓦时的电价缺乏吸引力。海上风电前期工程与后期运维成本太高，除了福建等风能资源较好的地区，其他项目或面临盈利压力。
作为参照标准，福建省海上风电资源相对较好，目前的电价水平对福建省来说有一定经济性。如果靠这个电价盈利对福建地区都比较难的话，别的区域难度就更大了。
长期关注风电开发气候研究的国家气候中心研究员张秀芝指出，除了福建沿海年平均风速可达到米/秒甚至10米/秒外，中国大多数区域的海上风资源并非很丰富。
对于浙江、江苏、广东等风资源在米/秒以下又受台风影响较大的区域，这个电价盈利空间有限。当然有一些地方政府会出台鼓励海上风电开发的补贴政策，则成为了重要的补充。
上海日前就出台了《上海市可再生能源和新能源发展专项资金扶持办法》（下称《办法》）。《办法》称，对风电项目根据上网电价对项目投资主给予奖励，陆上风电补贴元/千瓦时，海上风电补贴元/千瓦时。奖励时间为连续5年，单个项目的年度奖励金额不超过5000万元。这也是目前唯一出台的海上风电地方补贴政策。
2014到2016年将是大规模海上风电成本与电价水平的实际摸索阶段，这意味着到2017年会有一个更加客观合理的电价政策。
2015年、2016年是至关重要的两年
按照目前的海上风电开发进度，2015年海上风电装机容量不会超过300万千瓦。虽然规模上没有达到预期，但是通过这几年的海上风电开发进程，海上风电的电价政策已经出来，管理流程得到完善，风电机组设备制造水平也提高了。这就给在“十三五”期间海上风电实现大的进展打下了基础。
以陆上风电为例，从2003年以来，对陆上风电的规划目标逐年递增，2015年的发展目标从500万千瓦上调到了1亿千瓦，而且这个目标在2015年实现是没有问题的。所以行业发展是一个积累的过程，由于有前期的积累，促进相关的政策适时的出台，从而促进行业规模和水平的显著提升。
反观海上风电的发展历程，最初是在陆上风电的基础上，通过从零开始的摸索制定相关的目标，完全没有积累。在提出2015年实现500万千瓦海上风电目标的时候对海上风电开发利用的很多问题是没有概念的，所以“十二五”期间的海上风电是一个起步阶段，对于政策、管理、技术等基础问题的摸索和完善才是最重要的。通过建设一批示范项目，从设备制造、建设运行、政策环境、管理环境各个环境都完善起来，为下一步大规模的发展奠定一个好的基础。如果这个基础没有做好，即使2015年完成了规划目标，也不利于未来的海上风电开展。
前期起步和示范阶段的周期直接决定未来的海上风电发展速度。目前在海上风电电价出台的前提下，如果到2015、2016年海上风电能够建设300万-400万的规模，形成科学有效的管理办法，设备制造水平能够满足建设需求，同时形成相对比较理性的电价，有可能引起海上风电爆发式的增长。如果这个阶段没有处理好，那探索阶段的周期还会延长。
必须越过的槛
即使电价政策迈出了阶段性的一步，海上风电的大发展还需要越过另外一道至关重要的门槛，即海上风电机组设备制造水平的提升。
从成本占比来看，陆上风电有60%~70%的成本来自风电机组，但是海上风电在欧洲大概只有17%的成本由风电机组产生，前期基础建设和后期运维占据了海上风电开发成本的大部分，国内海上风电机组所占成本可能达到25%。而这一比例仍有提升空间，国内海上风电的主设备占比将达到30%~40%。目前出台的上网电价并没有很
大的利润空间，确保机组本身质量的可靠性就成了风电场全生命周期成本控制的关键所在。
而目前国内海上风电机组的制造水平，显然还不能够支撑行业的快速发展。
目前陆上风电机组市场基本被国内厂家瓜分，国产风电机组的研发制造水平已经成熟，也出现了能够适应不同风况和环境要求的各种类型的机组，但是在海上风电机组的研发制造中，由于经验的缺乏，一切都还在摸索的阶段，相应的机组质量问题也需要一步步克服。江苏海上龙源风力发电有限公司副总经理高宏飙曾说过：“现在为止（江苏）如东用了10个厂家13种机型。这里面传统说法就是给国内厂家提供这么一个平台，作为试验样机安装。但带来一个很大的问题，现在厂家基本上都趴下了。我开玩笑说，我们给你们提供一个平台让你们表演，表演出什么结果呢很多在舞台上面歪掉了，还有好几家从舞台上面掉下来了。”他所说的，正是国产风电机组的稳定性与可靠性问题。
海上机组的质量可靠性如果出现问题，后期运维的投入将会是天文数字。陆上风电机组故障维修或更换最多动用到吊车，一天或两天的时间，花费不超过50万，但是如果在海上要更换一个重要部件，就需要大型海上施工船，现在的价格水平是起板价15天，15天施工周期，起板价就是1500万。据称东海大桥一期项目，一台机组出现故障，更换费用除去机组本身，施工费用、租船费用总共将近2000万。
把风电机组安装到海上设备厂商都准备好了吗
欧洲是海上风电发展最成功的地区,特别是英国。英国海上风电发展得益于皇家财产局对海洋资源的支持和差异化的ROC政策,值得我国借鉴。全球供应海上风电机组的企业中，西门子是最受推崇的。西门子占据了欧洲海上风机60%的市场份额,主要装机产品是鼠笼式异步风机,新的D6平台产品走大容量(6MW)直驱永磁路线。另外维斯塔斯也宣布了研发10MW大型风电机组的计划。
国内整机企业中已经有金风科技、华锐风电、联合动力、湘电股份和海装风电等厂家具备了5MW及以上大型风电机组的研发制造能力。
金风科技
金风科技公司6MW风电机组目前已经完成测试，并已进入吊装阶段，吊装地点位于江苏大丰。金风科技6MW风电机组继续采用直驱永磁的技术路线，叶轮直径超过150米，主要应用于海上风电。这家目前全国最大的风电整机制造商，原计划于2011年完成6MW直驱永磁风力发电机组的总体设计和零部件的详细设计，2012年6月完成样机的吊装。2013年撤销南京金风后，回收的资金约2690万元用于6MW直驱永磁机组研制专案。
联合动力
2013年1月4日，由国电联合动力技术(连云港)有限公司自主设计研发的6MW海上风力发电机组在山东潍坊风电场顺利并网发电。此次并网发电的6兆瓦机组是目前国内单机功率最大的风力发电机组。在技术上，该机组采用紧凑结构形式，有效减轻了机组的整体重量。同时，该机型还具有独自变桨功能的控制系统，这种系统可以有效降低大兆瓦风机承受的不均匀载荷，从而更好地适应电网要求。此外，该机组相配套的米长风电叶片也由国电联合动力技术(连云港)有限公司自主研发。
华锐风电
华锐风电近年来始终坚持“两海”战略，即海上风电开发和海外市场的拓展。截至2013年年末，华锐风电海上风电累计装机容量170兆瓦，占比40%，居于第一位。华锐风电5兆瓦海上风电机组在国内首个海上风电示范项目安装，之后又接连中标江苏如东、射阳等多个海上风电基地的设备供应，上海临港102兆瓦海上风电项目
一期即将启动，其17台6兆瓦的风机将主要由华锐风电供货。华锐在海上风电运营经验方面具有优势。
明阳风电
目前明阳风电已经完成了3MW、、系列风电机组的研发和制造，并已经完成了认证，其中机组已经下线，开始吊装。同时，明阳风电在海上风电整体施工、海洋工程和运维方面形成了整体解决方案。此外，明阳风电还与南方电网等多家开发商联合成立南方海上风电联合开发公司，借助各方优势加速开发海上风电市场。明阳海上风电机组也多应用于该联合公司开发的海上风电项目。
湘电风能
湘电股份的海上风电具有明显的技术优势，目前湘电股份的5MW直驱永磁海上风电机组研制项目已经通过省级鉴定，分别在福建沿海和比利时沿海完成样机的吊装和并网运行，并且已经获得美国渔夫能源和德国某海上风电开发企业的订单。其中莆田平海湾一期50MW海上风电项目安装了湘电10台5MW直驱永磁海上风电机组。渔夫能源的亚特兰蒂斯城海上风电场安装了5台5MW湘电股份直驱永磁风电机组并获得了美国政府400万美元的资金支持。
海装风电
海装风电承担着“5兆瓦近海风电机组研制国家科技支撑划”和“5兆瓦近海风电机组关键技术研制国际科技合作计划”两大国家项目。海装IEC III类风区5MW海上风电机组样机于2012年在重庆下线，并在江苏如东顺利通过了模拟240小时预验收测试。由中国船舶重工集团公司所属的海装风电有限公司在江苏如东县投建全国海上风电机组研制基地。该基地一期投资两亿元，形成年产海上风力发电机组30
万千瓦的能力。
远景能源
作为近几年异军突起的新生力量，远景能源在国内风电设备市场的表现有目共睹，在海上风电机组制造方面，远景能源针对中国近海风电开发而设计了4MW-136海上智能风机。此4兆瓦136米叶轮直径的海上智能风机，近期成功中标国电龙源江苏如东潮间带13万千瓦海上风电项目。远景能源4MW样机于2013年7月在龙源如东潮间带试验风场成功吊装并网，目前运行情况良好，各项指标均高于行业平均水平。根据数据统计，远景已经连续3年在如东潮间带风电场取得发电小时排名第一的成绩，而且远景风机从未更换过大部件，可实现无人值守。2013年等效满发小时为2830小时，2012年等效满发小时为2999小时。
风电专业技术工作总结怎么写 201x年年度工作总结时间一晃而过，转眼间到公司三年多了。从运维分公司到新天科创公司，伴随着公司的飞速发展我也在持续的进步着，因为我知道只有持续的学习，持续的完善自己的水平，才能从公司脱 颖而出，成为一名合格的维护工人，综合自己一年来的工作，作出如 下总结。 一、通过培训学习和日常工作积累使我对公司有了一定的理解。 风力发电是最近几年的新兴产业，好多东西还在摸索阶段，只有 在持续的工作和学习当中积累经验，才能更好的完成风机的日常维护 检修任务和变电站的工作，才能限度的完成公司下达的各项指标。只 有持续的总结才能持续的提升自己的专业技能，才能成为公司的骨干 力量。 二、遵守各项公司的规章制度，认真工作，使自己素养持续得到 提升。 爱岗敬业的职业道德素质是每一项工作顺利展开并最终取得成功 的保障。在这三年的时间里，我能遵守公司的各项规章制度，兢兢业 业做好本职业工作，用满腔热情积极、认真地完成好每一项任务，认 真履行岗位职责，平时生活中团结同事、持续提升自己的团队合作精神。一本《细节决定成败》让我豪情万丈，一种积极豁达的心态、一 种良好的习惯、一份计划并按时完成竟是如此重要，并最终决定一个 的人成败。这本书让我对自己的人生有了进一步的理解，渴望有所突 破的我，将会在以后的工作和生活中时时提醒自己，以便自己以后的 人生道路越走越精彩。通过自己的学习我已经取得了华北电力大学电 气工程及自动化专业的录取通知书，持续提升自己的学历。 三、认真学习岗位职能，工作水平得到了一定的提升。 根据当前工作分工，我的主要工作任务是
(1)全面负责检修班组的技术管理; (2)协助班长做好本班组所辖设备的检修质量; (3)定期实行技术讲座、技术问答、技术比武; (4)积极展开技术革新和合理化建议等活动。 通过完成上述工作，使我理解到一个称职的管理人员理应具有良 好的语言表达水平、流畅的文字写作水平、较强的组织协调水平、灵 活的处理问题水平、专业的电气知识水平，较强的突发应变水平。 四、不足和需改进方面。 虽然来公司三年多，也能够称的上一个老员工了，但对分配的工 作还没有形成系统的计划和长远规划。随着对风电场维护工作的进一 步掌握，我会持续提升自己的工作水平和工作效率。 “业精于勤而荒于嬉”，在以后的工作中我要持续学习专业知识，通过多看、多问、多学、多练来持续的提升自己的各项业务技能。 学无止境，时代的发展瞬息万变，各种学科知识日新月异。我将 坚持不懈地努力学习电气知识，并用于指导实践。在今后工作中，要 努力当好班长的参谋助手，把自己的工作创造性做好做扎实，为风电 场的发展贡献自己的力量。 五、几点建议。 公司正处于高速发展时期，是一个非常关键的时期，这个时期应 该从管理上下工夫，风电场管理的好坏，直接关系到企业的效益。首先，要增强思想观点的转变，增大培训力度，尤其是一线人员的综合 素质的提升。其次，公司要健全管理制度、明确岗位职权、建立激励 机制、完善考核方式。好的制度能够改变人的行为，好的制度能够激 励员工，好的制度能够强化管理。第三，要做好后继人才的培养工作，尤其是随着公司风电场的越来越多，做好基层领班人员的储备。第四，
海上风电机组要点总结 一、概述： 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、江苏如东潮间带15万千瓦示范项目以及2010年国家发改委启动的首轮100万千瓦海上风电招标项目 海上风电的优缺点： 二、基础结构的分类 基础结构类型可分为：桩式基础，导管架式基础，重力式基础，浮动式基础等多种结构形式。
1.1单桩基础 单桩基础由大直径钢管组成，是目前应用最多的风力发电机组基础，该中形式基础是用液压撞锤将一根钢管夯入海床或者钻孔安装在海床形成的基础。其重量一般为150t-400t，主要适用于浅水及 20～25 m 的中等水域、土质条件较好的海上风电场项目。这种基础目前已经广泛地应用于欧洲海上风电场，成为欧洲安装风力发电机的“半标准”方法。 优点：是无需海床准备、安装简便。 缺点：移动困难；并且于直径较大需要特殊的打桩船进行海上作业，如果安装地点的海床是岩石，还要增加钻洞的费用。 1.2多桩基础 多桩基础的概念源于海上油气开发，基础由多个桩基打入地基土内，桩基可以打成倾斜
或者竖直，用以抵抗波浪、水流力。 中间以灌浆或成型方式（上部承台/三脚架/四脚架/导管架）连接塔架适用于中等水深到深水区域风场。 优点：适用于各种地质条件、水深，重量较轻，建造和施工方便，无需做任何海床准备； 缺点：建造成本高，安装需要专用设备，施工安装费用较高，达到工作年限后很难移动。 应用情况：2007 年英国Beat rice示范海上风电场，两台5MW的风机均采用的四桩靴式导管架作为基础，作业水深达到了45m，是目前海上风机固定式基础中水深最大的；我国上海东大桥海上风场采用的是多桩混凝土承台型式。 2.三脚桩基础 三脚桩基础采用标准的三腿支撑结构，由中心柱和3根插入海床一定深度的圆柱钢管和斜撑结构组成。钢管桩通过特殊灌浆或桩模与上部结构相连，可以采用垂直或倾斜管套，中心柱提供风机塔架的基本支撑，类似于单桩基础。其重量一般在125~150t左右，适用水深为20~40m。 这种基础由单塔架结构简化演变而来，同时又增强了周围结构的刚度和强度，在海洋油气工业中较为常见。
海上风电场施工安装风险管理 摘要：随着经济与社会的发展，海上风力发电已成为可再生能源发展的重要方向，在进行近海风电场机组安装的过程中，技术操作比较复杂，施工过程中有很 大的作业风险，万一出现安全事故，就可能造成很大的人身和财产损失。本文对 海上风电场施工安全风险进行分析，并提出相关的管理策略，希望对海上风电场 施工风险管理效果有所帮助。 关键词：海上风电场；施工安装；风险；管理策略 可再生能源是解决能源短缺问题的战略选择，而风能是目前发展最快、产业 前景最好的可再生能源之一。而海上风力发电项目属于建设工程的范畴，具有一 般建设工程风险的特点，风险存在的客观性和普遍性；风险的不确定性，但具有 一定的规律性和预测性；风险的潜在性和可变性。基于此，探讨海上风电场施工 安全风险管理措施就显得尤为必要。 一、海上风力发电项目的特点 （一）海上风力发电项目风险管理对各专业工程方面的知识要求较高 我国由于海上风电开发、海运、海事工程发展相对欧美国家发展比较晚，相 应的在过去近海风资源监测和研究工作也不足。随着海上风电的即将大规模上马，基础的海上测风和研究工作也已在中国近海大规模展开[1]。海上风电场距离远， 除了风机的质量、系统可靠性要求高以外，必要的维护是必不可少的，且因为海 上风力发电项目的特点，对其维修方面的专业知识要求较高。 （二）海上风力发电项目的风险受自然因素影响较大 海上台风对中国近海风电场的影响是需要特殊考虑的风险，由于气象资料的 时空分辨率和完整性方面具有一定局限性[2]，高分辨率气象模式及有限元分析软 件也经常被用到风电场微观选址工作中，因此，海上风力发电项目的风险受自然 因素影响较大，需要重视自然因素的影响。 （三）风险因素之间的关联度较大 海上风力发电项目风险因素间的关联关系使得现有常用的风险评价方法的应 用受到很大的限制，由于海上风机叶轮的面积一般都远大于陆上，故其造成的尾 流对后方风机的影响也比陆地大得多[3]，尽管邻近风机之间的距离也增大许多， 但距离的增加对消减这种尾流影响的效果仍有待研究，故在海上海上风力发电项 目风险分析中也要注意各个风险因素之间的关联。 （四）海上风力发电项目的风险具有明显的阶段性 海上风力发电项目风险因施工过程呈现明显的阶段性，在施工准备阶段、施 工阶段和后期维护阶段的风险都不同，且受到外力的阶段性影响，例如风力[4]， 对施工风险就具有阶段性的影响，一旦海上有台风预警就会停止施工，以保证海 上施工安全。 二、海上风电场施工安装风险识别与控制 （一）基础施工风险识别与控制 1.钢管桩施工安装分析识别与控制 首先，地质的变化情况较大，造成钢管桩没有达到设计的标高。其次，钢管 桩的最终高程与水平误差没有在设计的要求范围内。 钢管桩施工安装控制措施有：根据未沉入的钢管桩的具体长度与贯入的程度
风电场实习工作总结篇一 国电新疆托里玛依塔斯风电二期项目实习技术员是我入职第一岗，现对将近一年的工作经历总结如下： 一、对本工程的了解 本期工程名称为“国电托里玛依塔斯风电二期49.5MW项目风机、箱变安装及场区集电线路施工工程”。工程建设地点在新疆塔城地区托里县玛依塔斯。 国电托里玛依塔斯风电二期49.5MW项目工程位于新疆维吾尔自治区塔城地区托里县境内，施工现场为低丘陵地带，共33台联合动力UP77-1500 65m高低温型发电机组(其中UP-77 IIA1500kW低温型风力发电机组12台;UP-77 IIA+1500kW低温型风力发电机组21台)，总装机规模为49.5MW。 工程33台风力发电机组安装及35KV场区集电线路施工同步开工，开工日期为20_年5月2日，由于业主方在吊装前期风机机舱及叶片进场滞后，施工现场地形复杂，工程前期风力发电机组只进行塔架下、中塔筒及塔底变配电柜的吊安装，至5月22日工程下、中塔架吊装完成16台。5月28日工程完成第一台风机(备35#)整机吊装，之后风机塔架吊装期间(前16台风机整机吊装完成后)，业主方设备进场及时、现场工况条件良好的情况下项目施工人员在保证安全、质量的前掉下以每天完成一台风机整机吊装的进度进行余下17台风机吊装。 期间由于业主方风机设备进场滞后工程滞工总计18.5天，除却施工期天气影响本工程风力发电机组安装施工实际进度基本符合开工施工进度计度，施工用时略有缩短。 发电机组力矩验收从20_年6月20日开始进行，验收期间因联合动力厂家液压泵多次出现故障，力矩验收工作直至9月30日才全部完成，同时完成风机整机验收工作。风机电气安装于20_年5月30日开始，8月23日完成33台风机电气验收工作。 35KV场区集电线路全线长24.8KM，施工期间因甲供材料(拉线、钢芯铝绞线、电缆附件、复合绝缘子、避雷器等)设备进场滞后，工程在完成集电线路基础分坑、复测、开挖电杆焊接等前期工作后，前期材料迟滞进场滞工天数长达27天。但项目领导及专工及时调整施工计划安排，做足做好材料未进场前的一切施工准备，在20_年8月9日复合绝缘子、避雷器进场，13日甲供集电线路材料拉线、
海上风电项目的“一体化设计”难点分析 自从我国风电行业开始涉足海上项目以来，“一体化设计”的概念一直被广泛传播。这个最初源于欧洲海上风电优化设计的名词，相信无论是整机供应商、设计院，还是业主、开发商，都在各种场合不止一次地使用或者听到过。 而对于“一体化设计”的真正内涵以及国内风电项目设计中阻碍“一体化设计”目标实现的因素，并不是每个使用这个词的人都能说得清楚，甚至很多从业者把实现“一体化建模”等同于实现“一体化设计”，对该设计解决和优化了哪些问题也缺乏探究，不利于未来通过“一体化设计”在优化降本上取得切实成效。 本文对当前海上风电行业在“一体化设计”方向上需要解决的部分客观问题加以描述，以增进行业对此的了解，并提出可能的研究方向。 “一体化设计”的内容和意义 “一体化设计”是把海上风电机组，包括塔架在内的支撑结构、基础以及外部环境条件(尤其是风况、海况和海床地质条件)作为统一的整体动态系统进行模拟分析与校核，以及优化的设计方法。运用这种方法，不仅能更全面地评估海上风电设备系统的受力状况，提升设计安全性，也能增强行业对设计方案的信心，不依赖于过于保守的估计保证设计安全，为设计优化提供了空间，有利于系统的整体降本。
根据鉴衡认证对某5.5MW 四桩承台机组模拟测算的结果，相比现有的机组与基础分离迭代的设计方法，海上风电一体化设计能够进一步优化整体结构(见表1)。在平价上网压力下，“一体化设计”是海上风电行业降本的必然途径之一。 “一体化设计”难点分析 目前，机组和基础的设计分别由整机供应商、设计院负责。想要实现真正的“一体化设计”，仍有以下几个方面必须做到统一：设计标准、建模一体化、工况设定与环境条件加载的一体化以及动态载荷的整体提取。 一、标准一体化 当下，海上风电行业涉及的标准较多，与风电机组设计相关的主要是IEC61400系列国际标准及其对应国标，设计院的基础设计主要受港工设计标准(如：JTJ215、JTS167-4 等)以及部分行业标准(如：NB-T10105 等)的约束。国际标准从整体设计的角度，对基础的设计方法一并明确了要求，但其与港工设计标准、行业标准在一些要求或指标上存在重叠与冲突。其中一个比较突出的例子是，在极限载荷上，风电行业的国际标准通常使用1.35 的安全系数，而国内港标、行标使用1.4、1.5 的安全系数，从而增加了基础的成本。行业正在积极推进这些标准的统一化工作，例如，提出一些风电专属标准，以解除设计院受到的束缚。 二、建模一体化 海上风电机组、基础与多种外部环境条件是一个统一的整体，对这些结构和边界条件进行整体建模仿真是“一体化设计”最基本的要求，因为只有这样才能充分考虑机组和基础的整体动力学响应，并且有可能实现设计优化上的整体调整和全局寻优。目前，很多项目或多或少都会开展一体化建模工作，并将其作为完成了“一体化设计”的标志。但是如果因此就忽视了其他问题，可能让行业对“一体化设计”的理解过于狭隘。受限于机组和基础设计责任主体分离的现状，即使仅对“一体化建模”这一项，关注点也不应为有没有进行整体建模仿真，而是是否实现了全局寻优。 随着整机企业研发能力的提升，设计院合作模式的开放，以及第三方在其中可以起到的知识产权保护和协调粘合的作用，全局优化是可能实现的。由于基础模型相对于机组模型更易于开放，因此，这个任务更多地有赖于整机供应商机组整体设计能力的提升，以及他们能够影响设计院基础设计的程度。
海上风电项目风险浅述 摘要：海上风电场项目与陆地风电项目相比一方面海上风能优越，资源丰富且 稳定，其次不占用土地，但优势过高，也有其相应的劣势，海上风电项目施工复杂，技术含量高，环境恶劣，人员管理复杂，风险也成倍增加。这就要从风险管 理上来加强海上风电系统的维护及运行，降低风险，避免人力、财力、物力的损失。对风险进行多方面评审优化并进行管控，风电场顺利投产，证明构建的海上 风电项目风险管理理论框架是可行、有效的。 关键词：海上；风电项目；风险分析 1引言 目前国内海上风电项目的前景已取得了不错的成就，但收益是与风险并存的，收益越大，风险就越大，对于海上风电项目的风险识别和分析都有相应的对应方法，一般通过风险因素分解和专家调查。这样更能全面的准备的识别海上风险。 此外，在做好海上风电项目风险管理的同时，也要多方面去转移部分风险，避免 损失过大，影响整体运营，这类保险方式也是减少风电项目上因风险事故而造成 损失的重要手段。 2海上风电项目风险因素 海上风电项目中风险各类繁多，不同阶段亦存在不同风险，建设阶段的风险 以及运营阶段的风险都不可忽视，其中既有自然风险，也存在人为的管理及技术 方面的风险。海上风电项目建设前期涉及的面广而复杂，风险也并存繁多，设计 之初的实地勘察、机电安装及运营、海上线缆的敷设等，工期长而任务重，既要 保证项目正常运行，更要评估各项风险以减少各种损失。人为因素控制的风险都 有相应的控制措施及方案，但自然因素造成的损失是不可控且不可预计的，所以，人为风险的管控要低于自然因素造成的风险。项目进入的运营期后，更多的自然 灾害会给运营的项目带来麻烦，可控方面的设备质量及人员调配管理，以及实地 操作施工等都会产生风险。不可控的雷击、瞬时极端大风会对风电机组构成威胁；机组的安装质量和零部件质量也可能会导致风电机组出现故障；人为误判、误操 作可能会导致风电机组带病运行，使故障升级；船舶的非正常抛锚可能会钩断海缆。 3海上风电事故种类 3.1主要自然灾害导致的事故 3.1.1台风灾害事故 台风是所有海上风电项目中最特有的风险因子，虽然我国目前还没有出现过 台风对风电项目的案例，但受台风影响的电场受到的损失不可估量。2013年的台 风“天兔”致使红海湾风电场25台风电机组8台倒塌、9台叶片折断。2014年7 月，最强的台风“威马逊”使得风电场出现了倒塌现象，5台出现叶片断裂、发电 机掉落。所以，台风对海上风电系统的破坏也是令人惊愕的。 3.1.2雷击事故 自然界中不时会有雷电的灾害，不仅会造成事物的破坏，也有时会造成人员 的伤亡，海上风电项目庞大，这也增加了它在雷电天气遭雷电击的风险，小则至 使机组破坏，大则造成火灾及人员伤亡，直面破坏着人力、物力、财力。面对的 损失将是不可估量的。 3.2施工工艺不良、设备质量问题等造成的事故 3.2.1施工工艺不良造成的事故
2016年风电工作总结 2016风电工作总结范文风电工作总结范文1 20XX年，招商局认真贯彻党的十七大及旗委十二届四次全委（扩大）会议精神，全面落实科学发展观，大力开展招商引资工作。 以开展凝心聚力活动为契机，狠抓党建、班子建设、机关内部纪律作风建设，各项工作全面向前推进，现将上半年工作情况总结汇报一、招商引资工作（一）工作进展情况1 、责任目标完成情况20XX 年，我旗计划引进旗外资金19.75 亿元，比上年增长25%，其中国内区外资金15 亿元，比上年增长34%。 截止6 月份全旗共实施旗外项目52 个，其中国内区外项目35 项。在国内区外项目中续建6 项，新建29 项，引进国内区外资金81640 万元。 1-5 月份市对外开放办采用数为29080 万元。 在引进的35 个国内区外项目中，按投资领域分：工业项目24 项，引进资金65140 万元;农林牧渔业项目10 项，引进资金13300 万元;建筑业项目1 项，引进资金3200万元。 按投资规模分：总投资额5000 万元以上的项目7 项，已累计到位资金31200 万元;总投资额1 亿元以上项目3 项，到位资金13000 万元; 总投资额5亿元以上的项目1 项，到位资金14200万元。 2、重点项目中招商引资项目进展情况20XX年，全旗122个重点 建设项目中的招商引资项目共41 项，计划完成投资23.5 亿元
1-6月份，已开工建设的项目28项，完成投资6.5 亿元。中油辽河油田茨榆坨采油厂新打油井3 眼，完成投资2000 万元; 敖仑花铜多金属矿开发项目完成投资14200 万元;喇嘛罕山铅锌矿开发项目完成投资2000 万元;宝力格铜矿开发项目完成投资1000 万元;阿拉塔山铜多金属矿开发项目：设备安装、选厂建设已完成，正在进行采区剥离、尾矿坝、给排水工程、道路、供电等项目建设，完成投资2000 万元;新天山矿业扩建项目探矿1200 米，正筹建选厂，完成投资3540 万元;龙钰矿业扩建项目新打钻井3 眼,探矿1500米，完成投资3000 万元;天山口潘家段铜多金属矿开发项目前期工作已基本完成，正筹建选厂，完成投资4500 万元;乌兰哈达莹石矿开发项目正在进行矿场建设，完成投资1000 万元;新民半砬山铜多金属矿开发项目完成投资6000 万元;续建包力高铜矿开发项目正在进行探矿，完成投资1000 万元;新建 九井子铁镍矿开发项目正在探矿，完成投资3000 万元;新建其其格乌拉多金属矿普查项目正在探矿，完成投资2000 万元;新建鼻祖马场铅锌矿勘查开发项目正在探矿，完成投资2000 万元;新建哈布特盖铅锌矿勘查项目正在探矿，完成投资3000 万元;呼贲浑迪铅锌矿二期勘探项目正在施工，完成投资2000 万元。 以上一批能源及矿产资源开发项目共完成投资52240 万元。通过拍卖形式确定了新区宾馆投资业主，辽宁本溪工源集团持资4000万元建设我旗新区宾馆及会展中心，该项目总建设面积18000 平方米，其中需完成15000 平方米宾馆装修装潢及附属设施建设，3000 平方米会展中心土建工程及设备购
海上风电场经验总结：由ScrobySands、Nysted等建设得到的启发 作者：张蓓文陆斌发布日期：2008-5-8 18:13:30 (阅270次) 关键词: 风电总结 DS 海上风电场的风速高于陆地风电场的风速，不占用陆地面积，虽然其电网联接成本相对较高，但是海上风 能开发的经济价值和社会价值正得到越来越多的认可，海上风电的发电成本也将越来越低。海上风电场的 建设对于风电行业的进一步发展而言很关键，现已进入到一个重要阶段，进一步发展可以吸引大量项目资 金的进入，其具有震撼力的阵形正在全球范围地受到沿袭[1]。全球海上风力发电场装机容量增长详见图1。欧洲地区的发展目前领先于全球。丹麦于1991年建成第一个海上风力发电场，此后直到2006年末，全球 运行了超过900MW装机容量的海上风电场，几乎所有发电场都在欧洲[2]。 表1.17座离岸1km以外的建成或在建风电场 建设地点始建年 份风电机组数量 (台) 风电机组型号总装机容 量 TunaKnob丹麦1995 10 VestasV39/500kW 5MW Utgrunden瑞典2000 7 EnronWind70/1500kW 10.5MW Middelgrunden丹 麦2001.3 20 Bonus76/2.000MW 40MW HornsRev丹麦2002.12 80 VestasV80/2.000MW 160MW Nysted丹麦2003.11 72 Bonus82,4/2.300MW 165.6MW NorthHoyle英国2003.12 30 VestasV80/2.000MW 60MW KentishFlats英国2005.8 30 VestasV90/3.000MW 90MW Beatrice英国2006.9 2 OWEZ荷兰2006.11 36 VestasV90/3.000MW 108MW 来源：“Off-andNearshoreWindEnergy”，上海科技情报研究所整理 国外海上风力发电场技术正日趋成熟，建成的风电场容量为2.75至165.6MW（详见表1），规划中的风电场容量为4.5至1000MW[3]。而海上风电场产业还处于“做中学”的阶段[5]，对于以往的经验教训进行总结对未来产业发展是很有必要的。笔者之前已依据德国专业研究机构公开的 “CaseStudy:Eur opeanOffshoreWindFarms-ASurveyfortheAnalysisoftheExperiencesandLessonsLearntbyDevelope
浅析海上风电项目风险和保险的管理与建议 发表时间：2018-12-21T10:50:50.453Z 来源：《基层建设》2018年第32期作者：王新峰[导读] 摘要：目前，国内能源结构正在迈入深度调整阶段，部分能源政策亟待完善与改进。 中国电建集团华东勘测设计研究院有限公司杭州 311122 摘要：目前，国内能源结构正在迈入深度调整阶段，部分能源政策亟待完善与改进。自“十三五”规划提出以来，我国进一步深化能源政策的落实程度，并结合绿色可再生能源发展理念，促进能源政策多元化发展。近些年来，全球风电场建设从陆地逐步过渡和转移到潮间带、近海乃至深远海方向发展，尤其对于我国而言，取得较好的经济和社会效益。为此，文章主要以海上风电项目管理为研究对象，对海 上风电项目涉及的风险问题、保险管理问题等进行深入分析和研究，提出加强风险与保险管理的相关建议。 关键词：海上风电项目；风险问题；保险管理；风险管控前言：现阶段，为了响应“绿水青山就是金山银山”的政策号召，我国陆地上可开发与利用的风能资源逐渐减少，资源紧张问题日益突显。为顺应时代和产业发展，有效缓解能源紧张局面，提高风资源等可再生能源的开发和利用，我国风电场项目经过多年的科研和技术攻关，逐渐从陆地过渡和转移到潮间带、近海海域。究其原因，主要是因为我国近海风能资源较丰富，且沿海省份接入电网方式较稳定与便捷，能够满足大规模开发海上风电的相关硬件配置和需求。结合现阶段的发展情况来看，我国海上风电项目建设水平逐渐趋于稳定、成熟，预期收益良好，值得推广与应用。然而，收益与风险问题总是互伴而生。 近些年，国内近岸陆上风电受到台风等恶劣天气影响，出现多起倒塔事故，带来的风险问题层出不穷。面对这样的问题，要求海上风电项目建设单位必须做好风险管控问题，寻求合理的途径将部分风险进行有效转移，确保项目运行安全。 1 海上风电项目风险问题 一般来说，海上风电项目全寿命周期除了受到财务风险的相关影响，出现运行问题之外，还会受到自然风险、技术风险、管理风险以及人为风险等方面的影响，出现不同程度的运行风险问题。结合实践经验来看，我们可以将风险发生时期分为建设期与运营期两个阶段。其中，海上风电建设期涉及到的环节众多且难以管理，如勘察设计环节，风电机组基础施工环节、风电机组运输与安装环节、设备调试与运营环节等。可以说，整个工序过程运行复杂且建设周期相对较短，稍有不慎，易出现运行隐患问题。然而，根据实际来看，建设期虽说是风险高发期，但各参建单位会对可能发生的风险问题进行合理评估与预防，除了自然风险无法规避，其他风险通过采取科学和合理的措施后，出现的频率还是较低的[1]。 海上风电项目进入运行期之后，遭受到的风险问题来源更加广泛，如自然灾害、设备质量、人为操作失误等，且难以掌控。举例而言，雷击、顺势极端大风很容易对风电机组运行安全带来严重威胁，易引发大型电气设备运行故障问题；零部件安装质量不合格或者安装工序不合理等，都容易引发风电机组出现运行故障，并发生火灾等安全隐患；人为误判或者误操作将会直接导致风电机组运行故障，或者进一步加剧原本的故障程度等。以上种种皆是造成风电机组出现运行故障问题的主导因素。针对于此，运行管理人员必须及时明确造成风电机组运行风险问题的主要原因，积极采取切实可行的有效措施进行合理规避，确保风电机组运行安全。 2 造成海上项目风险问题的主要原因 2.1施工工艺原因 海上风电建设初期涉及到的参建单位众多，监管具备一定难度。如此一来，很容易造成某些施工工艺在后期某个运行节点上会出现隐患问题。如电缆头的制作工艺或者质量不达标，后期运行过程中很容易出现电缆头过热或者放电问题，极易引发爆炸事故；承台基础与塔筒连接件焊接标准或者施工工艺出现不合理情况，极易导致钢结构在受到盐雾侵蚀之后，出现不同程度的断裂问题。举例而言，2015年11月，Paludans Flak 海上风电场出现运行机组的机舱与风轮坠海事故。究其原因，大体上可以判断为因2002年行业焊接标准出现失误造成的后续故障问题[2]。 2.2自身故障原因 主控系统出现故障问题或者零部件出现缺陷问题，均会造成海上风机出现不同程度的故障，引发较大的安全事故。举例而言，当海上机电风组遭遇台风袭击时，主控系统或者偏航系统很容易出现故障问题，如风机无法顺桨，将直接导致叶片折损等不利情况发生。 2.3人为操作原因 海上机电风组在正式运行的过程中，很容易受到天气等自然因素的制约，出现隐患问题，且无法随时随地登机维修等。为进一步解决海上风电机组存在的运行隐患，需要通过远程控制中心进行诊断。倘若在此过程中，工程师出现判断失误或者操作失误情况，很容易导致风电机组远程复位后出现严重的运行问题，加剧风险隐患程度[3]。 2.4第三方事故原因 当海上风电场地处滩涂或者近海海域时，与传统航道或者渔业养殖区域作业距离较近，过往的船只倘若在风电场附近海域抛锚，存在海底电缆被锚勾破的风险，对海上风电项目的正常运行造成不利影响。举例而言，2013年东海风电场附近海域就出现上述问题，造成较大损失[4]。 3 我国海上风电项目保险管理情况 3.1国内海上风电项目保险现状 海上风电项目与海上风电保险始终是互利共生的关系。可以说，海上风电需要保险业作为运行支撑，保险业也迫切希望涉入海上风电领域当中。经过多年的实践发展，我国多数保险公司与保险经纪公司积累了关于海上风电保险的相关经验，初步掌握了海上风电项目管理流程。甚至在原本陆上风电业务的基础上，成立了专门的海上风电业务部门，其目的在于通过招聘专业人才对海上风电项目的风险问题与理赔问题进行管理和管控。 3.2海上风电项目保险类型 针对海上风电项目的运行管理问题，国内保险公司提供了多种保险产品。针对建设初期而言，主要包括建筑安装工程一切险、设备运输险等主要保险形式。针对运营期而言，主要包括财产一切险、机器损坏险以及公众责任险等。除此之外，部分设备厂商有可能购买产品质量保证保险作为主要的保险类型[5]。 3.2.1海上风电建筑安装工程一切险
2018年国家科技进步奖提名项目公示 一、项目名称：超大型自航自升式海上风电安装船关键设计与建造技术 二、提名者及提名意见 提名者：交通运输部 提名意见： 该提名从我国海洋开发、新能源开发的国家发展战略出发,针对我国海上风电场建设安装的专用重大装备的先进设计与制造技术缺乏现状,开展产、学、研联合科技攻关。创新性的设计出了世界上第一台超大型自航自升式海上风电安装船，集海上风电机组的装载运输、重型起重、动态定位等功能于一身，是船舶与海工平台的综合体，是一种全新的超大型海洋工程技术装备。 项目针对海上风电安装特点，结合风电安装船应用海况条件，通过总体和结构性能研究，掌握了风电安装船设计成套技术，研发并建造了八边形桩腿和圆形桩腿两种新式超大型海上风电安装船。突破了超大型风电安装船总体、结构等设计关键技术，完成了45m水深范围内作业的超大型自航自升式海上风电安装船船型设计和两型4艘船舶的建造；首次实现了超大型海上风电安装船平地高效建造，攻克了海上风电专用装备整体建造关键技术，比同类国际产品建造周期缩短了3个月；针对100mm的E690超厚超强板焊接工艺及变形控制技术难题，首次采用了桩腿建造高精度控制技术，实现了桩腿一体化成型及100%无余量免加工建造；突破了自升式风电安装船提升控制技术，液压升降系统为桩腿提供最大6×7500吨及4×9000吨预压载力，可提升船体重量20000吨以上。 提名项目对实现国家海上新能源开发的发展战略，突破我国风电安装船设计建造核心关键技术，形成具有自主品牌的系列海上作业平台产品，促进海工装备业可持续发展、打造中国沿海海上风电产业基地和加快推进我国海上风电场建设具有重要意义。产品填补国内空白，其整体技术居于国际先进水平，具有自主知识产权。 申报材料内容真实，材料完整，附件齐全，完成人员排序合理。 提名该项目为国家科学技术进步奖二等奖。 三、项目简介 本成果属于交通运输行业中的船舶、舰船工程和机械制造工艺与设备交叉学科领域。 我国经济运行成本较高，GDP能耗是世界上最高的国家之一，加上日益突出的生态环境问题，风力发电等清洁能源开发刻不容缓，国家已将“绿色GDP”和海洋开发、新能源开发提升至国家发展战略高度。但由于海上风电场建设的专用装备还基本处于空白，导致我国风电资源开发仍主要集中在陆地及沿海滩涂，10-45米水深区域风电开发能力尚未获得有效突破，其根本原因是：没有掌握海上风电安装重大装备的先进设计与制造技术。 本成果的完成单位从2007年开始，依托国家重点新产品计划、江苏省重大科技成果转化项目基金、江苏省科技支撑计划项目基金和企业自筹研发等项目，深入系统地研究了超大型自航自升式海上风电安装船研制的成套关键技术。 主要技术创新如下： 创新点1：突破陆上风机安装和海上浮吊起重传统设计思路，结合应用海况条件，通过海上风电安装船总体和结构性能研究，研发了八边形6根桩腿和圆形4根桩腿两种新船型，该船型集装载运输、自航自升、重型起重、动态定位、海上作业等多种功能于一身，是世界上最先进的海上风电安装和运输作业的高效专业装备，可以适应任何海域的近海风电场建设。 创新点2：采用了大型模块化建造、液压传动控制、提升自锁限位等全功能制造综合集成技术，首次实现了超大型海上风电安装船平地高效建造，攻克了海上风电专用装备整体建造关键技术，比同类国际产品建造周期缩短了3个月。 创新点3：首创桩腿变形控制和总成建造技术，发明了一整套超高超厚强度钢焊接工艺，解决了100mm厚的E690超厚超强板焊接工艺及变形控制，创造性的设计了自转式吊柱、超大吨位吊梁、自锁限位装置等工装，实现桩腿一次性切割无修正工艺、一次成型并安装到位，完成了桩腿总成建造。桩腿直线度公差控制在±5mm范围内，桩腿对角导轨板平行度控制在±2mm范围内，整条桩腿制作精度完全达到设计和使用要求。 创新点4：突破了自升式风电安装船提升控制核心技术，独立研发的液压桩腿升降系统为每根方型壳式桩腿提供世界最强的7500KN（千牛）预压载力，可提升船体重量20000吨。提升控制系统通过直观的操作界面，可实现整船的提升控制。整船插桩试验方法、桩靴设计及冲桩系统研究，验证了桩腿及其系统设计及建造的创新。
.-MW海上风电机组的汇总
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海上风电机组的概念设计 目前，海上风力发电机组的主流机型是2.3～5MW双馈或半直驱机型，已交付或已有订单的机型主要如下表所示： 公司名称机组型号已交付使用正在安装已有订单丹麦vestas V90 /3MW257台260台（含V112）西门子公司SWT-2.3311台90台 西门子公司SWT-3.6151台593台 德国REpower5M8台351台 德国Multibrid M500027台245台德国Enercon E-126/6MW8台 GE公司GE 3.6sl 7台130台 华锐公司3MW 34台 德国BARD VM5MW 5台80台 德国Nordex2MW 8台 德国Nordex 2.5MW 11台 芬兰WinWind 3MW 10台 由上表可见丹麦vestas 的V90 /3MW，西门子公司的SWT-3.6，德国REpower的5M，德国Multibrid的M5000，GE公司的GE 3.6sl和德国BARD公司的VM5MW机组被市场认可，由此可 见3MW以上风电 机组是最近几年海 上风力发电机组的 主力机型。 V90 /3MW机 组是vestas在2002 年5月开始试制 的，右图为V90 /3MW的示意图。 V90 /3MW机
组是首台采用紧凑型结构的风力发电机组，可以认为是取消了低速轴。2009年9月vestas又研制出了V112-3.0MW离岸型风力发电机组，这是V90-3.0MW的改进型，其安全等级为IECS，适于在平均风速9.5m/s的海上使用，这种机组采用三级增速齿轮箱，永磁同步发电机，短低速轴。该机型应该是维斯塔斯准备大批量生产的产品，下图为V112-3.0MW的外形图。 V112-3.0MW机组计划安装在英国沃尔尼第二海上风力发电场，2011年年底交付使用。V112-3.0MW技术参数如下表所示： 序号部件单位数值 1 机组数据 1.1 制造厂家/型号V112－3.0MW 1.2 额定功率kW 3000 1.3 轮毂高度（推荐方案）m 84.94/119 1.4 切入风速m/s 3 1.5 额定风速m/s 12 1.6 切出风速（10分钟平均值）m/s 25 1.7 极端（生存）风速（3秒最大值）m/s 59.5(IECIIA)5 2.5（IECIIIA） 1.8 预期寿命y 20 2 风轮
上海振华重工（集团）股份有限公司大唐滨海海上风电（一期）项目经理部
批准：年月日审核：年月日编写：年月日
目录 第一章综合说明 1.1 编制依据-----------------------------------------------------------02 2.2 编制目的----------------------------------------------------------02 第二章工程概况及特点 2.1 工程总体概况-----------------------------------------------------03 2.2项目工作内容及特点--------------------=-----------------------04 第三章项目危险源、环境因素辨识评价表 3.1 危险源识别评价表---------------------------------06 3.2 环境因素识别评价表-------------------------------17
第一章综合说明 一、编制依据 （一）中华人民共和国安全生产法 （二）中华人民共和国职业病防治法 （三）建设工程安全管理条例 （四）中华人民共和国噪声防治法 （五）建筑施工场界环境噪声排放标准 （六）上海振华海洋工程服务有限公司QHSE中的L1-HSE-001 危险源识别和风险评价 L2-HSE-002 环境因素识别和管理文件 二、编制目的 通过对项目中的危险源、环境因素进行识别评价，制定并落实风险防范措施，推进项目生产安全、顺利进行。
第二章工程概况及特点 一、工程总体概况 大唐江苏滨海300MW海上风电项目位于废黄河口至扁担港口之间的近海海域，风电场规划范围呈梯形，中心位置离海岸线直线距离约21km，规划海域面积约150km2，涉海面积约48km2，场区内泥面高程约-16.5~-22m（1985国家高程），场区内平均海平面高程为0.19m，设计高潮位为1.30m，设计低潮位为-1.24m，极端高潮位（50年一遇）为2.4m，极端低潮位（50年一遇）为-2.44m。 图2.1-1 风电场区域位置示意图
质量验收及评定项目划分的统一要求 为了规范工程资料的报审报验，根据《风力发电场项目建设工程验收规程》，提出沾化风电场一期工程质量验收及评定项目划分的统一要求如下： 一、风力发电机组安装工程 1、每台风力发电机组作为一个单位工程，共24个单位工程，编号：001~024 2、每一个单位工程分为七个分部工程：1）风力发电机组基础2）风力发电机组安装 3）风力发电机组监控系统 4）塔架安装5）电缆敷设6）箱式变压器 7）防雷接地网。 二、中控楼和升压站建筑工程 1、中控楼和升压站建筑工程作为1个单位工程，编号：025 2、该单位工程分为十个分部工程：1)基础（包括主变压器基础）2）框架3）砌体 4）屋面5）楼地面6）门窗7）装饰8）室内外给排水9）照明10）附属设施（备品备件库、水泵房、电缆沟、接地、场地、围墙、消防通道、汽车库等）。 三、场内电力线路工程 1、每条架空线路工程作为1个单位工程，共2条，编号026、027 1）北线：1、2、3、4、5、6、7、8、9、10、11#风机，共11台风机， 2）南线：12、13、14、15、16、17、18、19、20、21、22、23、24#风机，共13台风机。2、每条架空线路工程分为五个分部工程：1）杆塔基坑及基础埋设2）杆塔组立与绝缘子安装3）拉线安装4）导线架设5)防雷接地 四、交通工程 1、新建施工道路为1个单位工程，编号：028 2、该单位工程分为7个分部工程：1）路基2）路面3）排水沟4）涵洞5）护坡6）挡土墙、7）桥梁。 五、升压站设备安装调试工程 1、升压站设备安装调试作为1个单位工程，编号：029 2、该单位工程分为八个分部工程：1）主变压器2）高压电器3）低压电器4）母线装置5）盘柜及二次回路接线6）低压配电设备7）电缆敷设8）防雷接地装置。 XXXXXX建设项目管理有限公司XXXXXXX风电工程项目部 2012年04月18日
风电见习工作总结 随着我国经济技术的不断提高，风电厂生产产业规模不断扩大，并且数量也大幅度增加。传统的火电厂发电形式具有一定的缺陷，火电厂资源配置不合理，今天为大家精心挑选了关于风电见习工作总结的文章，希望能够很好的帮助到大家。 风电见习工作总结篇一 国电新疆托里玛依塔斯风电二期项目实习技术员是我入职第一岗，现对将近一年的工作经历总结如下： 一、对本工程的了解 本期工程名称为"国电托里玛依塔斯风电二期49.5MW项目风机、箱变安装及场区集电线路施工工程"。工程建设地点在新疆塔城地区托里县玛依塔斯。 国电托里玛依塔斯风电二期49.5MW项目工程位于新疆维吾尔自治区塔城地区托里县境内，施工现场为低丘陵地带，共33台联合动力UP77-1500 65m高低温型发电机组(其中UP-77 IIA1500kW低温型风力发电机组12台;UP-77 IIA+1500kW低温型风力发电机组21台)，总装机规模为49.5MW。 工程33台风力发电机组安装及35KV场区集电线路施工同步开工，开工日期为20XX年5月2日，由于业主方在吊装前期风机机舱及叶片进场滞后，施工现场地形复杂，工程前期风力发电机组只进行塔架下、中塔筒及塔底变配电柜的吊安装，至5月22日工程下、中塔架吊装完成16台。5月28日工程完成第一台风机(备35#)整机吊装，
之后风机塔架吊装期间(前16台风机整机吊装完成后)，业主方设备进场及时、现场工况条件良好的情况下项目施工人员在保证安全、质量的前掉下以每天完成一台风机整机吊装的进度进行余下17台风机吊装。 期间由于业主方风机设备进场滞后工程滞工总计18.5天，除却施工期天气影响本工程风力发电机组安装施工实际进度基本符合开工施工进度计度，施工用时略有缩短。 发电机组力矩验收从20XX年6月20日开始进行，验收期间因联合动力厂家液压泵多次出现故障，力矩验收工作直至9月30日才全部完成，同时完成风机整机验收工作。风机电气安装于20XX年5月30日开始，8月23日完成33台风机电气验收工作。 35KV场区集电线路全线长24.8KM，施工期间因甲供材料(拉线、钢芯铝绞线、电缆附件、复合绝缘子、避雷器等)设备进场滞后，工程在完成集电线路基础分坑、复测、开挖电杆焊接等前期工作后，前期材料迟滞进场滞工天数长达27天。但项目领导及专工及时调整施工计划安排，做足做好材料未进场前的一切施工准备，在20XX年8月9日复合绝缘子、避雷器进场，13日甲供集电线路材料拉线、钢芯铝绞线、电缆附件进场，材料进场后第一时间组织人员清点造册、分类、下料，第二天8月14日便开始集电线路杆塔组立，8月23日开始导地线架设，但因设计未提供线路光缆架设施工图纸末能进行光缆架设施工，至10月5 日光缆开工架设场区集电线路导地线架设已完成19KM。虽然甲供材料、图纸多次迟滞影响我方工程进度，但项
风电场参观学习总结 风电场实习培训总结 XXXX 年 7 月 22 日，我们 XXXX 风力发电有限公司一行 6 人，在 X 工的带领下，慕名来到内蒙 XX 风力发电有限公司所属的 XX风电场进行了为期一个月的实习培训。短暂的实习培训工作将要结束了，回顾过去的时光，自己倍感收获巨大，感触颇深，总结起来有以下三方面的收获。一、全新的场容场貌给自己留下了深刻的印象。当我们进入风电场时，首先映入眼帘的是风电场的办公楼、后勤服务区和远处转动的风机、风叶。如此规模的风电场，对我们刚刚步入风电行业的学徒工来说感到既好奇新鲜又觉得荣幸自豪，不由的想到了自己将要从事的工作，肩上担负的重任。想到了我们 XXXX 风力发电有限公司即将投入运营的风电场也一定会像这里一样，生产蒸蒸日上，事业灿烂辉煌。实习培训开始前，XX 风场的 X 场长为我们详尽的介绍了风电场的基本情况。从中了解到，内蒙XX 风力发电有限公司 XX 风电场于 2016 年 10 月投产发电，直接管理 XX、查干塔拉两期风电场， XX 两期风机各33 台，风场风机为华锐 1500KW 风电机组、查干塔拉风场风机为联合动力 UP82-ⅢA 型 1500KW 风力机组，总装机容量为 9 万 KWH。XX 升压站为 220KV 升压站，所属两个风电场经主变升压并入电网。并且，这几个风电场在设计、建设、安装、调试和运营过程中都做出了较好的成绩，这些都
给我们留下了深刻的印象。二、从理论学习到实际操作，使自己在感性认识上有了一个新的飞跃。风电场实习培训，是将课堂所学到的有关理论知识与实际操作工作紧密结合，加深对本专业感性认识必然要经过的阶段。只有通过实习培训， 才能牢牢掌握有关的生产工艺，生产设备、性能、配置及其工作流程、原理，生产中各项经济技术指标的分析与计算，生产的组织与管理。基于这些认识，我们在本次的实习培训过程中，以风电场运行生产为主战场，采取边实践边学习的方法。这期间，风电场的朱场长分别给我们讲解了风电场生产安全工作规程；风电场运行模式；升压站运行监控；升压站电气一次系统接线和运行方式；继电保护及二次设备；风机监控及故障处理；电气倒闸操作；“两票三制”的执行以及其它风电场日常工作。紧接着又对我们进行了入场安全教育。浅显易懂的讲解，让我们明白了风电运行生产操作的全过程。懂得了在今后的实际工作中，“安全无小事”不可懈怠，必须把安全生产放在工作首位，把“安全重于泰山”时刻挂在心上，要有“居安思危”的忧患意识，与电打交道，一不小心就会危及生命，就会给国家造成巨大的损失。所以说，“不伤害他人，不伤害自己，不被他人伤害”应作为自己的行为准则贯穿于今后工作学习和生产操作的全过程。跟班实际操作是这次实习培训的又一重要环节。在短