风电范文10篇

风电范文篇1

基于对抗神经网络的风电数据生成数据清洗

由于风电本身的不稳定性，以及非预计停机、弃风限电、天气异常等原因，风场采集的数据中往往会存在大量的异常点，这些异常点将对正常情况下的风电功率预测产生影响。本文用变点分组法原理、最小二乘法原理和四分位法来处理原始数据，从而实现异常点的剔除，另外使用临近值补全的方法对缺失值进行一个填补。这样处理得到的数据更有利于风电功率的预测。

风电数据生成

生成对抗网络属于非监督式学习方法，是深度学习领域的一个重要生成模型。其内部主要包含生成器和判别器两个网络，生成器神经网络负责利用已有数据样本生成新的样本，而判别器神经网络则负责将生成样本从真实样本中尽可能分辨出来。两个网络相互对抗、不断调整参数，最终目的是使判别网络无法判断生成网络的输出样本是否真实。因为有些风电场历史数据量较小，可以利用生成器网络产生的样本，进行数据样本的扩充。并且对抗神经网络是基于非监督式学习，所以不需要准备非常多的数据。利用风电场已有的风电数据来训练对抗生成网络，其中的生成模型网络可以模拟真实数据的概率分布，并输出合成样本。而判别网络需要学习区分这个生成的风电数据是否来自真实的数据分布，经过多轮不断地对抗，从而使合成数据也能够达到真实数据的效果。用于合成风电数据的对抗生成网络框架设计如图1所示。在GAN神经网络训练时使用到的对抗损失函数可以下式来表示。行业曲线开放度创新度生态度互交度持续度可替代度影响力可实现度行业关联度真实度杨乘胜，男，硕士，安徽芜湖，高级工程师，南京华盾电力信息安全测评有限公司，研究方向：电力系统及其自动化。在式（1）中，z代表随机变量，pz（z）代表z的数据分布，Pdata（x）代表真实样本的分布，D和G分别代表判别器和生成器，minGmaxDV（D，G）在于最大化判别器D的价值函数而最小化生成器G的价值函数。在GAN神经网络整个训练过程中，一个随机变量会输入生成器G并输出合成数据，之后由判断器D确定它是否为真数据。整个训练过程需要最大化判别器的概率logD（x），即让所有的数据都被认为来自真实的数据集，相对的要最小化生成器的概率log（1-D（G（z））），使得合成数据愈加接近真实数据的分布。网络采取的是向后传播的方式来调整内部参数，使得网络能够结合预测值和真实值之间的误差，学习到风电数据的高维特征。

基于遗传算法的风电预测

遗传算法的理论基础是达尔文的进化论，它通过模拟自然界中竞争的方式产生优胜劣汰的分化。在使用遗传算法时，将潜在的解集设定为初始的种群，并通过遗传算法的自然选择原理进行不断地进化，最终得出一个最优个体作为整体的一个最优解。遗传算法的构造过程可以按照以下方式进行：（1）确定决策变量及其各种约束条件，即确定出个体的表现型X和问题的解空间。（2）建立优化模型，即确定出目标函数的类型及其数学描述形式或量化方法。（3）确定个体适应度的量化评价方法，即确定出由目标函数值f（X）到个体适应度F（X）的转换规则。（4）设计遗传算子，即确定出选择运算、交叉运算、变异运算等遗传算子的具体操作方法。（5）选择运算，选择算子作用于群体。选择的目的是把优化的个体直接遗传到下一代或通过配对交叉产生新的个体再遗传到下一代。选择操作是建立在群体中个体的适应度评估基础上的。（6）交叉运算：将交叉算子作用于群体。遗传算法中起核心作用的就是交叉算子。（7）变异运算：将变异算子作用于群体。即是对群体中的个体串的某些基因座上的基因值作变动，群体P（t）经过选择、交叉、变异运算之后得到下一代群体P（t+1）。遗传算法用于风电功率预测有以下优点：它是以问题集的串集进行预测的，而不是以某个节点为依据进行的预测，这更有利于得到一个全局择优的结果，减少陷入局部最优解的风险。且遗传算法不是采用确定性规则，而是用概率变签规则来进行预测的，能够做到模糊自适应，并且具有自组织、自适应和自学习能力。遗传算法以上的特征都保证了风电效率的预测能有很好的精度。在遗传算法中，如果某个体i的适应度fi种群大小为NP，则i被选择的概率通过公式（2）计算：

实验结果和分析

评价标准和对照算法为了对风电模型的预测结果进行评估，我们选用了平均绝对百分比误差和均方根百分比误差作为评估的手段。其公式如下所示：上述公式中N为预测的点数，y（k）真实数据，y~（k）模型产生的预测数据。这两个公式主要用来评估预测值的实时误差和时间段内总体误差率，能够很好地反映出模型的单点和整体的预测效果。为验证本文提出的GAN神经网络扩充样本以及后续遗传算法对于短期风电功率预测性能，我们将长短期记忆网络（LSTM）作为对比参照算法。LSTM是一种时间循环神经网络，适合于处理和预测时间序列中间隔和延迟非常长的情况，在风电功率短期预测上已被证实是有效的方法。

仿真实验设计与结果分析

仿真实验使用的数据来自西班牙SotaventoGalicia风场，由风场中的实时传感器每10min对相关数据进行采取，其中包括风向角、风速、发电功率等信息。本文使用SotaventoGalicia风场2022年3月1日至3月15日采集的数据作为训练数据，其中包含了共2130个训练样本。并将3月16日至3月20日共426条数据进行保留，作为训练后模型的测试数据集。另外使用GAN神经网络对训练数据进行扩充，共得到510个合成数据样本，扩充的训练数据集包含了2640个数据样本。本文在pytorch深度学习框架中实现GAN神经网络并进行训练，用Python语言实现遗传算法，实验计算机硬件配置为NVDIAGTA2060T显卡和IntelCorei78700KCPU。训练中将GAN神经网络参数epoch设置为300，batchsize设置为18，学习率设置为0.001；遗传算法基本参数设置为种群数量为20，终止代数为40，交叉概率为0.45，变异概率为0.01。为了验证本文的GAN神经网络合成数据和遗传算法的风电功率预测性能，本文共设计了3个对比实验，第一个将扩充训练数据集的2640个样本数据作为遗传算法的输入，并且对3月16日到20日的短期风电功率进行预测。另外两个对比实验仅仅只用到原始训练数据集的2130个训练样本，分别用于遗传算法和LSTM并对16日至20日的风电功率进行预测，实验结果如图3所示。通过上面的仿真结果对比，可以发现在未使用GAN神经网络扩充训练数据集的情况下，遗传算法依然优于LSTM的预测性能，预测结果更加接近于真实值。而在3个对比仿真实验中，本文提出的GAN神经网络和遗传算法的组合，取得了最优异的预测结果。相对于未使用扩充训练数据的遗传算法的预测结果，GAN神经网络和遗传算法的预测结果更加精准且在整体趋势上更贴合真实数据。这个结果说明利用GAN神经网络合成的数据样本，可以用来训练预测模型，且有助于提高最终的预测精确度。另外，为了研究不同数量训练样本情况下，各类算法的预测性能的区别以及GAN神经网络扩充数据集对预测性能的提升效果，本文将SotaventoGalicia风场2022年3月1日至3月15日采集的2130个训练样本，其中的20%，50%，70%和全部样本选取出来，形成4个不同样本数量的训练数据集。这4个训练数据集用于训练遗传算法和LSTM，并对之后200个时间点风电功率进行预测。而本文提出的GAN神经网络和遗传算法的组合方法，首先将使用GAN神经网络对训练数据集进行扩充，合成数据量基本为原样本数量的25%，之后合成数据和原始训练数据合成为扩充训练数据集，用于遗传算法并对之后200个时间点风电功率进行预测。实验中使用均方根百分比误差对各模型的预测结果性能进行评价，评价结果如表1所示。从表1的实验结果看，在不同数量训练样本情况下，遗传算法的预测性能依然优于LSTM算法。基于GAN神经网络扩充数据集的方法，在样本数量较小时也能取得较好的预测结果。随着样本训练集大小的不断增加，各个模型的均方百分比误差都在逐渐减小，这是因为不断增加的样本给模型预测，提供了更多的信息和特征。GAN神经网络合成数据的提升效果也慢慢降低，但是依然对预测准确度有一定程度地提升效果，比如在样本只有总样本20%和70%的时候，GAN神经网络生成数据集的提升效果分别为16.2%和8.12%，这可能是在数据量较小时模型获得的信息更加匮乏，合成数据可能起到更大的作用。

技术总结

风电范文篇2

关键词：风电装备；物流模式；外包管理

风力发电属于可再生能源的代表，无论是对于发达国家，还是发展中国家，风力发电属于应对未来能源结构和气候变化的重要手段之一。我国从2005年开始便实施了《可再生能源法》，这也使得我国风电发展速度持续提升。到了2013年，我国陆上风电并网组装机容量已经达到了7500多万千瓦。风电装备作为风力发电的主要投资部分，其物流特征及模式选择显得十分重要。

1陆上风电装备物流模式分析

1.1自营物流模式。从风电装配企业发展角度来看，该物流模式属于企业自行购置仓库、货车等设备，并组件完善的物流部门，实施有效的配送仓储等物流活动。一般情况下，该物流模式在规模大、实力强的风电设备企业中得到应用。自营物流模式的优势很多，首先是将物流控制权掌握在自己手中，借助自营物流业务的开展，可以与实际企业生产地域布局和内部生产等环节相结合，实现统一管理，强化物流与气压环节的配合程度，获得更多的综合效益，还可以避免相关工艺和管理形式在短期内被复制和模仿，弱化运营风险。其次，能够实现企业物流系统的全面优化，尤其是自身生产工艺和生产布局等，均能实现深入研究，实现物流系统的全面规划和设计。最后，借助一体化管理，制造新一轮的品牌影响力。各风电装备企业在自营物流生产过程中，可以将物流、销售等模式集中在一起，强化其核心竞争力，在满足企业不断发展需求的同时，强化本身的服务能力和水平。1.2第三方物流模式。第三方物流模式又被人们称之为TPL，主要指产品销售将物流业务以委托形式交给其他物流公司，按照实际要求将产品送到指定位置。在该种模式的帮助之下，企业可以将物流业务交给更加专业的物流公司，为用户提供更加理想的物流服务。第三方物流模式优势十分明显，首先，可以让风电装备企业和物流公司实现双赢。通过该种形式的合作，风电装备企业可以将发展重点集中在核心业务领域之中，强化自身核心竞争力；第三方物流能够借助于专业的物流技术和网络，将风电装备企业物流问题解决，并在经营过程中获取一定的经济效益。其次，各风电装备企业可以降低投入，获得更加专业的物流服务，最终实现风险的有效转移。最后，满足更加多变的用户物流需求，强化企业服务质量。第三方物流公司具备专业技术设备和人才，可以向用户提供更多合理的物流服务，提高其满意度。但站我国实际发展角度来说，第三方物流市场还不够成熟，某些区域中的第三方物流企业能力有限，这对于风电装备企业容易带来很大影响。

2陆上风电装备物流模式选择及实施

2.1整体解决方案。第一，陆上风电装备企业在物流模式选择上，应该与具体生产布局相匹配，最为实际生产经营中的重要组成部分，可以对其提供系统化的解决方案。由于风电装备物流企业具备明显的分散性、流量小等特点，相关企业应设置合理的销售区域，并将投资可行性特点呈现出来，实现科学化生产布局操作。第二，在物流模式选择过程中，除了一些大型企业选择自营物流之外，一般均会与第三方物流达成合作，并以其他物流模式为辅助。例如，在一些大型企业如金风科技等发展过程中，企业的市场占有量超过了60%，能够呈现出明显的资金和营销优势，可以借助自营物流来确保投资效益，避免相关风险问题出现。第二，很多区域中的企业具备很多物流基础，为了强化综合效益，可以在重点发展区域之中应用自营物流。第三，对于一些规模有限的企业，应采用具体的物流外包模式，在规避风险的同时，还要将物流基础和所在区域等因素结合在一起，将物流业态推向更高的发展等级。2.2物流外包供应商选聘原则。首先是双赢原则，在实际物流模式选择上，各供应商需要将互惠互利等原则呈现出来，进而对顾客需求目标进行合理化选择，以长期合作、战略发展合作为基础，构建出完善的物流联盟。其次是安全性原则，由于风电装备物流的运输距离较远，自身产品价值较高，在运输过程中，需要将安全性特点呈现出来。再次是效益原则，所选择的物流惬意除了具备有效的物流服务之外，还要对具体运输方案进行合理化选择，进而将企业本身的经营成本和风险降低。最后是安全性原则，一般情况下，风电装备物流本身具备跨区域、远距离等优势，产品价值极高。各个物流供应商们应保障运营过程中的可靠性，尤其是在大件产品运输中，将物流安全性更好地呈现出来。2.3强化物流外包管理。首先，各个风电装备企业应该与物流服务供应商之间加强合同管理，遵守契约精神。除此之外，双方在合作之前，需要做好服务环节、作业方式等环节的详细规定，以风险约定预案为基本条件，并签订相关的动态管理制度，并根据具体需求情况进行协商和修订操作，实现对突发事件的全面处理操作。其次，各风电企业应做好相关风险和成本的平衡性维护，与供应商建立合作关系。上述内容是外包合作的前提条件，可以有效降低外包物流风险，实现双方的利益和风险共担。如果在发展过程中，风电企业仅对自身成本和收益进行考虑，很难达到预期的经营效果，更容易破坏双方之间的合作关系。最后，各风电装备企业应该与物流服务供应商之间建立有效的信息沟通渠道，强化对用户需求的相应速度，确保互利共赢。2.4提升风电装备行业物流管理水平。截至目前，很多风电装备行业物流形式主要以设备集散服务提供为主，仅仅以产品运输功能展示为主，所取得的效果十分有限。在高端物流行业发展过程中，可以借助网络化、信息化等科技手段，为风电装备制造企业提供更多的采购、检验、推荐等服务。但想要与高端物流行业要求相符，还需要一段时间的发展。除此之外，相关部门还要采取相关措施，让风电装备物流迈向新的高度。例如，各个风电装备企业可以和物流服务商们构建新的合作关系，实施产品信息全国范围内的统一编码，维护物流配送的标准化发展。除此之外，企业还要加快风电装备物流基地建设，为后续行业联盟的构建创造良好条件，该种联盟制度的构建可以实施会员制度，组成行业内联盟，将其一体化管理水平提升。

3结语

综上所述，站在实际风电装备企业发展角度来说，相关管理和工作人员需要强化对其物流模式建设的重视程度，根据实际情况实现物流模式的全面选择，并与物流企业建立长久合作关系，实现互利共赢。值得注意的是，风电装备自身特点、大小等存在很大差异性，企业需要针对不同产品制定相应的物流模式。

参考文献

[1]王新友.我国海上风电发展现状与效益提升分析[J].甘肃广播电视大学学报，2019（3）：83-86.

[2]方兵华，高慧，高小镜.基于备用容量的海陆风电场并网对比分析[J].电力系统及其自动化学报，2019，31（5）：132-136.

[3]谢春生.陆上风电风机设备选型与运行经验探讨[J].山东工业技术，2019（14）：182，155.

风电范文篇3

关键词：风电融资

一、风电发展的现状与前景

能源是国民经济发展的重要基础，是人类生产和生活必需的基本物质保障。随着国民经济的快速发展和人民生活水平的不断提高，对能源的需求也越来越高。长期以来，我国电力供应主要依赖火电。“十五”期间，我国提出了能源结构调整战略，积极推进核电、风电等清洁能源供应，改变过渡依赖煤炭能源的局面。风能是一种可再生清洁能源，风电与火电相比，不仅节能节水无污染，而且对保护生态环境大有好处。2005年我国通过《可再生能源法》后，我国风电产业迎来了加速发展期。2008年我国风电总装机容量达到1215.3万千瓦，2009年容量达到2200万千瓦，按照目前的发展速度，2010年风电装机容量有望达到3000万千瓦，跃居世界第2位。到2020年我国风电装机容量将达到1亿千瓦。届时，风电将成为火电、水电以外的中国第三大电力来源，而中国也将成为全球风能开发第一大国。

二、风电项目目前融资方式及存在问题

（一）风电融资成本偏高

风电的融资成本主要是贷款利息。由于风电的固定资产投入比例较大，资金运转周期较长，一般为6-10年，造成风电项目建成后财务费用居高不下，形成的贷款利息较高，为企业的经营发展带来沉重的债务负担。

（二）风电生产缺乏优惠信贷政策支持，融资相对较难

虽然风电属国家鼓励发展的新兴产业，但目前仍执行一般竞争性领域固定资产投资贷款利率，贷期相对较短，而且缺乏优惠信贷政策支持，金融机构对风电项目的贷款要求必须有第三方进行连带责任担保，使风电企业融资更加困难。

（三）风电融资方式单一，融资风险高

风电项目目前至少80%资金靠债务融资，资本金仅20%。大规模的债务融资不仅导致风电企业资产负债率居高不下，贷款过度集中，资金链非常脆弱，增加企业的财务风险，而且影响企业再筹资能力，降低企业资金周转速度，增加了企业的经营成本。因此，融资方式的优化、融资渠道的拓宽已经势在必行。

三、风电项目融资方式的优化

（一）采用BOT项目融资模式

BOT即英文Build(建设)、Operate(经营)、Transfer(移交)的缩写,代表着一个完整的项目融资概念。项目融资是上世纪70年代兴起的用于基础设施、能源、公用设施、石油和矿产开采等大中型项目的一种重要筹资手段。它不是以项目业主的信用或者项目有形资产的价值作为担保获得贷款,而是依赖项目本身良好的经营状况和项目建成、投入使用后的现金流量作为偿还债务的资金来源。它将项目的资产而不是业主的其他资产作为借入资金的抵押。项目融资是“通过项目融资”,而非“为了项目而融资”。

1.BOT项目融资模式特点。BOT项目融资与传统意义上的贷款相比,有以下两个特点：一是项目融资中的项目主办人一般都是专为项目而成立的专设公司，只投入自己的部分资产，并将项目资产与其他财产分开,项目公司是一个独立的经济公司。贷款人(债权者)仅着眼于该项目的收益向项目公司贷款,而不是向项目主办人贷款。二是项目融资中的贷款人仅依赖于项目投产后所取得的收益及项目资产作为还款来源,即使项目的日后收益不足以还清贷款,项目主办人也不承担从其所有资产及收益中偿还全部贷款的义务。总之,项目融资的最重要特点,就是项目主办人将原来应承担的还债义务,部分转移到该项目身上,即将原来由借款人承担的风险部分地转移。

2.BOT项目融资模式的优缺点。优点：一是扩大借债能力。项目主建人的偿还能力不作为项目贷款的主要考虑因素，是否发放贷款根据项目的预期收益来决定。借进的款项不在主建人的资产负债表上反映，主借人的资信不会受到影响。二是降低建设成本，保证项目的经济效益。三是充分利用项目财务收益状况的弹性,减少资本金支出,实现“小投入做大项目”或“借鸡下蛋”。四是拓宽项目资金来源,减轻借款方的债务负担,转移特定的风险给放贷方(有限追索权),极小化项目发起人的财务风险。缺点：对项目发起人而言，基础设施融资成本较高,投资额大，融资期长、收益有一定的不确定性，合同文件繁多、复杂,有时融资杠杆能力不足,母公司仍需承担部分风险(有限追索权)。

(二)ABS资产证券化融资

ABS(Asset-BackedSecuritization，意为资产证券化)是项目融资的新方式。ABS融资是原始权益人将其特定资产产生的、未来一段时间内稳定的可预期收入转让给特殊用途公司(SPV)，由SPV将这部分可预期收入证券化后，在国际国内证券市场上融资，给投资者带来预期收益的一种新型项目融资方式。

1.ABS资产证券化融资的特点。ABS资产证券化融资有两个特点：一是ABS融资方式实质上是“公司负债型融资”。由于ABS能够以企业本身较低的信用级别换得高信用级别，与银行贷款相比，不仅节省融资成本，且能使非上市公司寻求到资本市场融资渠道。二是ABS发起人出售的是资产的预期收入，而不是增加新的负债，因此既获得了资金，又没有增加负债率，也不改变原股东结构。

2.ABS资产证券化融资的优缺点。优点：一是门槛较低。企业只要拥有产权清晰的资产，该资产又能够产生可预测的稳定现金流，现金流历史记录完整，就可以以该资产为支撑发行资产支持证券。二是效率较高。通过破产隔离，资产证券化变成资产信用融资，即资产支持证券的信用级别与发起人或是SPV本身的信用没有关系，只与相对独立的这部分资产有关。投资者只需根据这部分资产状况来决定投资与否，避免了对一个庞大企业全面的经营、财务分析，投资决策更加简便，市场运行效率得到提高。三是内容灵活。资产证券化可以做相对灵活的设计：融资的期限可以根据需要设定；利率也可以有较多选择，甚至可以在发行时给出票面利率区间，与投资者协商而定。四是成本较低。资产证券化的资金成本包括资金占用费（票面利率）和筹资费用（根据现行标准测算，年成本约1％）两个方面。只要达到一定规模，这些成本要显著低于股票和贷款融资，也略低于债券融资。五是时间更短。资产证券化受国家支持，只需证监会审批，时间仅需要两个月到半年；而债券发行需向发改委审批额度，证监会批准，审批时间长达9个月到一年。六是资金用途不受限制。资产证券化融入的资金，在法律上没有用途限制，可用于偿还利率较高的银行贷款。这一点和债券融资也有很大区别。七是不改变资产所有权。目前资产证券化模式下，企业出售未来一定时间的现金收益权，但实物资产所有权不改变。八是能改善资本结构。资产证券化是一种表外融资方式，融入的资金不是公司负债而是收入，能降低资产负债率，提高资信评级。缺点：由于我国信用评级的不完善和我国法律环境存在的缺陷，可能会加大资产证券化的融资成本。

（三）采用PPP融资模式

PPP融资模式，即“public-privatepartnership（公共民营合伙制模式）”，是政府、营利性企业和非营利性企业基于某个项目而形成的相互合作关系的形式。通过这种合作形式，合作各方可以达到比预期单独行动更有利的结果。合作各方参与某个项目时，政府并不是把项目的责任全部转移给私人企业，而是项目的监督者和合作者，它强调的是优势互补、风险分担和利益共享。

1.PPP融资模式的特点。PPP融资模式不仅意味着从私人部门融资，最主要的目的是为纳税人实现“货币的价值”，或者说提高资金的使用效率。PPP融资模式主要有5个特点。一是私人部门在设计、建设、运营和维护一个项目时通常更有效率，能够按时按质完成，并且更容易创新；二是伙伴关系能够使私人部门和公共部门各司所长；三是私人部门合作者通常会关联到经济中的相关项目，从而实现规模经济效应；四是能够使项目准确地为公众提供其真正所需要的服务；五是由于投入了资金，私人参与者保证项目在经济上的有效性，而政府则为保证公众利益而服务。

风电范文篇4

关键词：风电企业；财务报表；风险

一、引言

在新的经济形势下，迫于能源枯竭和环境污染的压力，不少国家将开发新能源放到了促进国家发展的战略层面。近年来，我国陆续出台了大量政策和法规来促进我国新能源的发展，新能源企业，特别是风电企业已经成为我国战略型新兴产业。风电行业在我国的发展有一个较长的繁荣期，但是由于全球经济危机的影响，国内外对于新能源的需求大幅度下降，自2012年年初开始，风电行业进入了调整期，这一趋势在大型风电企业中尤为显著。

二、研究方法

本文采用的研究方法是静态资产负债表法，它是以风电行业的资产负债表为基础，结合静态财务数据相关指标的研究分析，探讨我国大型风电企业的财务风险。为反映风电行业特别是大型风电企业的财务状况，在使用静态资产负债表法时，需要进行并表处理。即选取几家大型的风电企业，将其相关的财务数据进行模拟合并，然后进行综合分析。

三、静态资产负债表设计

本文在静态资产负债表的基础上，分析了大型风电企业的资本结构错配风险、期限错配风险、营运能力错配风险、盈利能力错配风险。研究不需要用到资产负债表上的所有项目，在编制静态资产负债表时，应该选取有利于研究的项目。在盈利能力错配分析中，还需要用到少许利润表项目。为反映大型风电企业的财务风险，需要选取市场上有代表性的几家大型风电企业，本文在并表处理的过程中，选择的几家大型风电企业包括：东方电气（600875）、华仪电气（600290）、湘电股份（600416）、长征电气（600112）。这些企业均在上海证券交易所上市，通过并表处理，可以汇总这些企业2012年到2015年的财务报表可以得到一个模拟合并财务报表。

四、静态资产负债表分析

1.资本结构错配风险分析。资本结构是指企业内部资产与负债的配比情况，当风电企业的资产与负债配比失调时，就会产生资本结构错配风险。该风险又叫财务杠杆风险，一般用资产负债率表示。我国大型风电企业的资产负债率处于非常高的水平，虽然近年来该水平有所下降，但由于长期负债较高，我国大型风电企业存在非常大的资本结构错配风险。这是由于自金融危机开始，我国风电行业逐步从繁荣期过度到低谷。在繁荣时期，风电行业大量借债进行扩张，而行业的迅速萎靡导致企业的获利能力大大降低，这样使得风电行业无法及时偿还即将到期的债务。2.期限错配风险分析。期限错配风险是指资产的期限和负债的期限不能匹配时产生的风险。期限错配风险一般用流动比率、流动资产占比和流动负债占比来表示。

3.营运能力错配风险分析。营运能力是指企业的经营效率，企业的经营效率低，资金链容易断裂，存货大量积压，导致较高的营运能力错配风险。我国大型风电企业的营运能力错配风险可以用应收账款周转率和存货周转率表示。我国大型风电企业的应收账周转率和存货周转率极低，且应收账款周转率有逐年降低的趋势，这表明我国大型风电企业的运营效率低下，存在非常大的营运能力错配风险。这一方面是由于“并网难”的问题没有得到有效解决，投资者热情下降。另一方面也说明前期我国风电行业的扩张较快，企业规模较大，当大规模生产碰到萧条的市场需求时，企业生产能力出现过剩。

4.盈利能力错配风险分析。盈利能力是指企业运用现有资源获取利润的能力，我国风电企业的盈利能力可以用净利润增长率和总资产回报率来表示。我国大型风电企业也存在着非常大的盈利能力错配风险。这一方面可以从较低的总资产回报率体现出来。另一方面，其净利润增长率逐年降低，甚至出现负增长，这是由于萧条的市场行情所致。五、结语我国大型风电企业面临着非常大的资本结构错配风险、营运能力错配风险和盈利能力错配风险，由于近年来风电行业的投资相对较少，其面临的期限错配风险较小。作为我国的新兴战略行业，我国风电行业发展前景广阔，为摆脱我国大型风电企业所面临的财务困境。一方面需要政府大力发展经济，繁荣风电市场。另一方面，风电企业也需要精兵简政、优化生产，提高企业整体运营效率。

作者:郑呈灯 单位:福建中闽能源投资有限公司

参考文献：

风电范文篇5

1.1WPP误差指标的数学特性

无论要比较或改进预测方法，都需要通过其误差值的评估函数来评估预测的效果。为了明确地判断优劣，即使采用多个评估函数，也需要将各函数给出的不同数值综合为唯一的指标值。评估指标应具有可观性，即多次预测中的任何一个误差的改变都能引起指标值的变化。评估指标还应具有可控性，即评估指标值的改善一定代表着预测结果的改善。为了能据此对误差的评估函数进行优化，并改进预测方法，误差评估函数必须单调地反映预测结果的优劣。

1.2WPP误差指标的物理含义

一方面，WP时间序列的波动性、间歇性和随机性进一步加强了WPP误差的不确定性；另一方面，WPP使WP的不确定范围降低到WPP的最大误差区间，从而大大减小了WP的不确定性对电力系统稳定性、充裕性及经济性的影响。因此，值得关心的是WPP的上述影响，而不是WPP的本身。例如：对于低于切入阈值的风速，一方面由于风机均不工作，因此其预测误差并不重要；另一方面由于其预测误差不一定小，特别是用相对误差评估时。设想有2个预测方法，在风速的全部范围内的整体误差指标相同，但分别在大、小风速下有更好的精度，那么哪一个更适合于WPP呢？风能的间歇性使其实测值或预测值都可能接近或等于零值，故不宜采用基于相对值概念的评估指标。此外，WPP的正误差及负误差影响电力可靠性及经济性的方式不同，故误差评估指标必须予以区别。

2WPP传统评估指标的局限性

2.1传统评估指标

MAE，MAPE和RMSE等传统评估指标从不同方式的平均观点来反映预测结果的绝对值误差，并认为预测效果随着指标值的降低而改善。将MAE和RMSE分别标幺化，得到归一化平均绝对误差和归一化均方根误差；用χ2统计量作为WPP误差的评估指标。文献比较了各单项指标MAE，NMAE及RMSE等作为评估指标时的评估结果，发现它们之间存在不一致的结论。所有这些传统的评估指标都具有下述缺陷：

①绝对值相同的正误差与负误差产生相同的后果；

②各次预测结果的误差对指标值的影响与该误差的绝对值线性相关；

③不能反映实际系统对预测误差承受能力上的强非线性。为了克服不能区别对待正负误差的缺点，将MAE指标分为预测结果偏冒进时的MPE和预测结果偏保守时的MNE。但并未解决误差时正时负的WPP序列的评估问题。当风速序列较平稳或者规则变化时，各种WPP方法的误差一般都不会大。换句话说，WPP大误差往往发生在风速序列非常不规则，甚至混沌变化时。假设被测风速序列的样本集正确地反映了其概率分布，那么强波动、强间歇性时段的概率相对于整个时域来说一般并不会太大，但往往造成与其概率不成比例的严重后果，而传统评估指标却往往掩盖了这些小概率的预测大误差的影响。这就造成平均误差虽小，却与大误差个案的共存，并经过稳定性与充裕性问题的非线性放大，引入停电风险。在风电穿透率很大，而电网稳定性或充裕性裕度很小时，此类小概率大误差事件的风险不能忽视。指出：以RMSE最小化为目标函数来优化预测方法，其本质是误差分布的方差最小化，仅适用于预测误差呈高斯分布的特殊情况，而不能反映一般WPP误差分布的偏度、峰度等信息。但该文提出的基于熵函数概念的评估指标MEEF仍然无法计及小概率高风险的预测误差对系统的影响。

2.2评估预测误差序列的传统方法

误差序列是将误差值按时间顺序排列起来的离散序列，常用的测度为：均值、中位数、最大值、最小值、标准差、偏度、峰度等。它们从不同侧面描述误差序列的分布特性，但若要严格评估预测结果对系统的影响则应计及所有的样本，而这些传统的评估指标都无法实现。均值和中位数都是反映一组数据的中心位置的主要测度。均值是全部数据的算术平均；而中位数是位于一组按大小排列的数据中间位置上的那个数据。均值易受数据极端值的影响，而中位数则不然；当数据分布不对称度大时，可选用中位数。在误差的评估比较中，均值和中位数越接近零越好。最大值反映数据中的极端情况。它在很多评价体系中并不受重视，但在WPP中却可能严重影响备用容量的安排，并应分别对待正最大值和负最大值。其值越接近零越好。标准差是应用最广的离散程度的测度，其值越小越好。偏度反映了误差序列在均值两侧的非对称性。正态分布呈对称状，偏度为零。若分布右偏（或左偏），即右侧（或左侧）拖尾更长，则偏度为正（或为负）。风电预测的误差序列大多呈右偏分布，其右拖尾部分对应于小概率大误差的预测结果。峰度量度了误差序列的非平坦程度。正态分布的峰度为3；若峰度大于（或小于）3，则比正态分布“高瘦”（或“矮胖”）。WPP误差序列的峰度一般大于3，其值越大越好。指出风电预测误差序列的分布并不符合高斯函数，而更接近于Beta函数，其峰度变化幅度较大，在3到10之间。综合评估方法若在多指标并行评估的基础上，以某种合理的方式融合各自的评估结论，可以构成WPP结果的综合评估指标。但它既给出了更全面评估WPP结果的可能性，也可能由于融合方式的缺陷而引入更大的随意性。此外，基于多项传统指标的综合评估体系不可能克服其共同的本质缺陷。

3WPP误差的风险评估指标

所提出的风电预测误差的风险评估指标克服了当前各种指标的许多缺点，具体如下。

1）该误差评估指标以货币单位为量纲，从风险的角度定量地综合反映了WPP误差对经济性与安全性的影响，具有清晰的物理学概念及经济学概念。

2）指标值单调地反映了实际系统对预测误差承受能力上的强非线性；R值越大，风险越大。

3）可以区分正、负误差对电力系统的不同影响。

4）只需要一个标量就涵盖了众多不同的传统评估指标的视角。

5）不但可以感知整个考察时段内的任何一次预测误差的微小变化，而不会被埋没，并可用以指导对预测方法的改进。具有很强的可观性与可控性。

6）该风险成本可与其他成本直接相加，解决了“不必考虑小概率预测误差事件”与“必须重视高损失事件”相矛盾的困惑。

4结语

风电范文篇6

1.风机单机容量小，较兆瓦机组的发电能力低的较多，发电竞争能力较差。2.随着地区风电装机容量的增加，受地方负荷及送出条件限制，电网限电弃风的情况更加严重，年发电量逐年下降。3.随着风电场投运年限的增加，设备故障率渐次提高，维护量逐年加大，加之原型号备品配件生产厂家、产量日益减少，备品配件供应渠道日益狭窄，供应量不足，采购成本成级数增加，导致运行维护成本大幅度上升。4.为满足电网运行要求进行的技术改造成本加大，特别是完成风机低电压穿越技术改造的费用需要1300万元左右，一个已经运营多年的小型风电企业难以承担。

二、风电企业现状调查

（一）吉林省风电并网情况调查

单机容量为850kW及以下的风机占总装机容量的21.12%，单机容量为850kW以上的风机占总装机容量的78.88%（其中1240kW机组为2.24%，1500kW机组为74.38%，2000kW机组为2.26%）。扣除特许权风电场（特许权风电场执行特殊政策不限电），单机容量为850kW及以下的风机仅占总装机容量的11.37%，单机容量为850kW以上的风机占总装机容量的88.63%（其中1240kW机组为2.59%，1500kW机组为83.43%，2000kW机组为2.61%），如图1所示。

（二）850kW机组与1500kW机组发电能力比较调查

从吉林省风电发展情况来看，新建风电场单机容量均为1500kW到2000kW之间，风机叶片扫略面积越来越大，风机塔筒越来越高，其发电能力远远高于850kW机组。大通风电场与洮南风电场毗邻，风资源相同，风电场安装有33台德国NORDEXS77-1500风机，单机容量1500kW。通过两年逐日发电情况对比，850kW风机比1500风机年综合发电量按不限负荷核算同比低18.41%，如果按大通风电场年发电1亿kWh计算，少发电量1841万kWh，满负荷可利用小时差373小时。如果发生电网限电，因单机容量较小的机组低风速性能不好，而限电大都发生在大风时，单机容量较小的风电机组与单机容量较大的风电机组相比，发电能力差距更大。按2012年限负荷情况统计，如果两风场同等限负荷，洮南风电场850kW风机比大通1500kW风机年综合发电能力低23.3%，如果按大通风电场年发电1亿kWh计算，少发电量2330万kWh，满负荷可利用小时差473小时。根据洮南风电场与大通风电场2011年1月1日—2012年12月31日发电量统计，不同平均风速下，S77风机多发电量占G58风机发电量的百分比如图2所示。综合分析，G58-850风机与S77-1500风机在不同平均风速下的发电差异如下：平均风速为4m/s及以下时，S77风机多发电力占G58风机发电量的64.85%；平均风速为5-7m/s时，S77风机多发电量占G58风机发电量的20.6%；平均风速为8m/s及以上时，S77风机多发电量占G58风机发电量的6.46%；综合比较结果为S77风机多发电量占G58风机发电量的18.41%。

（三）风电场发电指标对比

在不考虑风机故障停机影响的前提下，选择一些典型风电场进行2011、2012年发电指标比较如下表1。

三、调查结论

1.单机容量为1500kW的风机已成为风电系统的主力机组，850kW的风机只占风电系统一小部分，1500kW的风机的发电能力远远高于850kW的风机，年综合发电量按不限负荷核算同比低18.41%，按同等限负荷核算，同比低23.3%。2.全省所有风电场的发电量均呈下降趋势，装机容量较小的风电场的发电量下降的趋势尤为明显。3.大唐洮南风电场虽然在吉林省同类风电场中各项指标较好，但是随着电网限负荷的逐年增加，其发电量也在大幅度的下降，2013年将更加严重。4.由于历史原因企业人员较多，设备运行年限较长，已进入故障高发期，设备维护工作加重，设备维护备件材料价格大幅度的上涨，再加上电网要求的技术改造项目增多，生产成本也在逐年加大。该企业发电上网电价为0.63元/kWh，CDM收益折算为0.05元/kWh，按常规计算企业零利润点为完成发电利用小时1750小时（发电量为8627万kWh），由于受到电网限电的直接影响，企业将步入逐年亏损期。5.上网电量发生改变致使投产时的边界条件发生变化，投资回收期被迫延长，形成了机组面临淘汰但投资成本尚未收回的状况，投资商的利益得不到根本保障。而且，随着风电技术的进步，更大规模的机组将陆续投入运行，现在的先进即是明天的落后，这种局面很快会衍生到新投产的风电领域，对风电产业形成波次冲击。

四、对策建议

风电范文篇7

关键词：陆上风电;投资效益;影响因素。

1风电投资项目经济效益主要影响因素

1.1风能资源

风能资源是影响风电机组发电设备年利用小时数的关键因素。我国风能资源划分为丰富区、较丰富区及一般地区。通过风资源的分析论证，进行项目的微观选址和发电量的计算。投资区域确定后，机组选型及风电场的微观选址也对风电机组的利用率有一定影响，但弃风限电减少了风力发电设备年利用小时数，也相应影响到风电的投资效益。以50MW风电场为例，福建省现行标杆电价0.3932元/kWh，2019年福建省山地风电场单位造价7600元/kW，计算发电小时对项目收益率的影响。当风电场发电年利用小时数每减少100h，相应项目资金内部收益率平均约降低2个百分点，如表1。

1.2总投资

风电场工程总投资由机电设备及安装费、建筑工程费、其他费用、预备费和建设期利息组成。影响风电投资的主要因素：风机选型及设备价格的差异（主要影响主设备价格）；场址状况不同，并网条件不同（影响道路，线路，土地征用等）；项目建设规模及单机容量的差异、建设工期及贷款利率。以福建省陆上风电场动态单位造价指标7600元/kW为例，陆上风电场投资结构统计如图1所示。风电场设备费约占风电场总投资的65%左右（其中风电机组和塔筒的设备购置费约占风电场总投资的60%），建筑工程费占18%左右。如果按2100发电小时数和福建省现行标杆电价进行测算，当风电场单位投资下降200元/kW，相应项目资金内部收。

1.3运营成本

运营成本主要包括折旧摊销、电厂人员工资福利费、维修费、保险费、材料费、管理费用及利息支出等［1-2］。运营成本直接关系到项目的盈利能力。依然以50MW规模陆上风电场为例，按照总投资每千瓦7600元，发电小时数2100h测算，度电成本约0.3元/kWh。其中折旧占比51.77%，运维成本占比27.97%，运营期利息支出占比20.25%。折旧费在发电成本中所占比例最大，电力工程目前一般折旧年限前期评估按15年，如果按照集团固定资产折旧20年来计算，项目资本金内部收益率会提高0.5个百分点；如果加速折旧，折旧率提高，发电成本增加，前期利润率会降低，影响股东初期收益，但是会降低前期所得税额。运营期的利息支出也是主要成本之一。通常风电项目投资的资本金占比不少于20%，其余资金通过银行贷款获得，银行贷款利率对风电融资成本有较大的影响。2014年至今我国先后6次调整了银行贷款利率，目前5年以上长期贷款年利率为4.9%（为历年最低）。经测算，长期贷款利率下降0.5%，项目资本金财务内部收益率平均上升1%。

1.4上网电价

《可再生能源法》规定风力发电项目实施电价补贴模式，根据不同资源地区设置不同标杆电价。2017年5月17日，国家能源局印发《关于开展风电平价上网示范工作的通知》，提出政府保证不限电，上网电价按照项目所在地的火电标杆电价执行，鼓励有条件、有能力的企业开展示范。国家发改委《关于完善风电上网电价政策的通知》（发改价格〔2019〕882号文），将陆上风电标杆上网电价改为指导价。新核准的集中式陆上风电项目上网电价全部通过竞争方式确定，不得高于项目所在资源区指导价，2020年核准的指导价同比2019年每度电下降0.05元。2018年底之前核准的陆上风电项目，2020年底前仍未完成并网的，国家不再补贴；2019年1月1日至2020年底前核准的陆上风电项目，2021年底前仍未完成并网的，国家不再补贴。自2021年1月1日开始，新核准的陆上风电项目全面实现平价上网，国家不再补贴。见表3。综上所述，在可开发的风资源基础上，降低建设投资和运营成本，在合理的上网电价下，将会增加投资项目的经济收益。

2风电场建设项目的财务评价分析

2.1主要财务指标

风电项目的财务评价分析包括盈利能力分析和清偿能力分析［1-2］。盈利能力分析的主要评价指标为财务内部收益率、投资回收期、财务净现值、投资利润率、资本金净利润率等。清偿能力分析的主要评价指标为资产负债率、利息备付率、偿债备付率等。

2.2主要因素的敏感性分析

以项目资本金收益率分别为10%、8%为目标收益率，对陆上风电项目进行投资和发电量的双因素敏感性分析，如表4和表5，可以显示平电价和投资及发电量的对应关系。从中可以看出，在目前陆上风电运维水平下，按照福建省现行煤电标杆电价，若要达到资本金内部收益率10%的目标，工程造价7600元/kW，相应电场等效满负荷发电小时需要提高到2400h以上；若要达到资本金内部收益率8%的目标，工程造价7600元/kW，相应电场等效满负荷发电小时需要提高到2300h以上。

3结论

综上所述，风能资源、项目总投资、运营成本和上网电价等是影响福建陆上风电项目投资效益的主要因素。为了保障项目实施和投资效益，应进行风机大型化比选、场址优选；争取优惠贷款利率，提高资金的使用效率；加强施工进度管理，在确保质量及安全的前提下，尽可能合理缩短建设工期，及时投产，体现成本效益；加强运营期管理，降低风电运营成本；争取合理的上网电价。

参考文献

1国家能源局.风电场项目经济评价规范：NB/T31085-2016［S］.北京：中国电力出版社，2016.

风电范文篇8

一、风电场设计与设备选型管理

（一）设计（咨询）单位要严格设计流程、加强设计管理。对于符合国家规划的新建风电场，要加强对风资源、建场条件的论证，预可研、可研、施工设计等各阶段的设计方案要满足相关设计深度要求并通过设计审查。项目设计方案如有重大变更，应组织开展论证，必要时要重新开展该阶段勘察设计与审查工作。

（二）风电场接入系统设计要对可能引起的系统电压稳定问题进行研究，优先考虑风电机组无功调节能力，合理确定风电场升压站动态无功补偿方案。电力调度机构应参与接入系统的设计审查，根据电网运行情况，提出具体审查意见。

（三）分散式风电设计要充分考虑当地电网一次和二次设备状况，对风电机组选型和电网改造提出明确要求，满足电网的调压需要。

（四）风电场二次系统设计要满足国家和行业相关技术标准以及电力系统安全稳定运行要求，并应征求电力调度机构意见。风电场监控系统设计要满足电力二次系统安全防护的相关规定，实现风电场运行信息和测风信息上传电力调度机构，满足风电场有功功率、无功电压自动调节远方控制的要求，并设置统一的时钟系统。禁止通过公共互联网络直接对风电机组进行远程监测、控制和维护。

（五）设计单位要优化风电场集电系统设计，应优先选用上出线机端升压变压器，以减少电缆终端使用数量；集电系统电缆终端应选用冷缩型或预制型，适当提高电缆终端交流耐压和雷电冲击耐压水平。集电系统应综合考虑系统可靠性、保护灵敏度及短路电流状况选择合理的中性点接地方式，实现集电系统永久接地故障的可靠快速切除。

（六）设计单位应根据风电场所在地区合理确定雷电过电压保护设计等级及保护接线，多雷区风电场应适当提高设备防雷设计等级，防雷引线选型和风电场接地电阻应满足相关防雷标准要求,机组叶片引雷线及防雷引下线应优先采用铜质导线。海上、海岛、沿海地区风电场应注重差异化设计，提高风电机组的防台风、防腐蚀能力。风电机组机舱内设备及动力电缆应采用防火设计，采用阻燃材料，提高风电机组的防火能力。

（七）风电企业要加强设计（咨询）单位和风电设备的招标管理，严格设计审查，防止因低价中标导致设备质量下降。风电企业与风电设备制造企业签订的设备采购合同应明确要求风电设备制造企业对制造原因引起的设备安全隐患，及时进行整治；提供风电机组保护设置参数和电气仿真模型等资料；开放涉网保护参数的设置权限。

（八）风电企业应选择经挂网试运行且检测合格的风电机型。并网风电机组应具备低电压穿越能力，并具备一定的过电压能力。规划总装机容量百万千瓦以上的风电基地，各风电场应具备一定的动态无功支撑能力。

二、风电场建设安全管理

（九）风电建设项目单位要对风电建设项目安全生产负全面管理责任，履行电力建设安全生产组织、协调、监督职责，建立健全组织机构和工作机制，落实参建各方职责，完善各项安全管理制度。项目开工15个工作日内，将风电建设项目的安全生产管理情况向所在地电力监管机构备案。

（十）风电建设项目单位要加强设计（咨询）、施工、监理单位的资质管理，建立和完善设计、监理、施工、调试、设备制造企业等单位的安全资质审查制度。参建单位应取得相应的资质，不得超越资质承揽工程，严禁工程非法转包和违法分包。特种作业人员应持证上岗。

（十一）风电建设项目单位和施工单位要加强对风电机组吊装、工程爆破施工等重大特殊施工作业方案的审查工作。工程使用的特种设备、燃爆器材、危险化学品等应按国家有关规定要求，加强运输、储存、使用等各环节安全管理工作。监理单位要审查施工各项准备措施和方案，对吊装作业、工程爆破、隐蔽工程等重要施工作业实行旁站监理。

（十二）风电建设项目单位要建立项目质量管理目标和组织机构，明确参建各方职责，完善质量管理制度和考核标准，加强风电机组吊装、电缆终端、电力二次接线、接地网等各环节施工质量控制与管理，防止由于质量控制不到位造成安全隐患。参建各方要重视质量缺陷管理，强化防治措施，提高工程建设质量管理水平。

（十三）风电建设项目单位要建立主要设备监造管理机制，对于主要原材料、零部件的选择要进行鉴证。必要时，对于关键质量环节应旁站监督，保证风电设备制造质量符合技术要求。

（十四）风电企业要加强工程质量验收管理，建立和完善验收管理制度。强化资料验收移交工作，风电工程各阶段验收及各项试验资料应数据齐全，结论明确，手续完备。工程档案应与工程建设同步，强化对图纸、照片、电子文档载体及技术档案等资料管理。

（十五）电网企业要加强风能资源丰富地区电网的规划和建设，做好风电场接入系统和送出工程的建设管理工作，对于已审查通过的接入系统审查意见，不得擅自变更，努力实现接入工程的同步建设和同步投产，不得以技术和其他理由拖延风电项目接入。

三、风电并网安全管理

（十六）风电企业要加强风电场并网管理，组织开展新建风电场机组并网检测工作；按照《发电机组并网安全性评价管理办法》要求，开展并网安全性评价。

（十七）风电并网检测应由具备相应资质的检测机构进行。检测机构应规范检测程序，加强检测能力建设。对于风电场内抽检测试未通过的机型和抽检合格批次产品中因更换主要部件导致风电机组性能不满足并网技术要求的机型，检测机构应及时报告电力监管机构和电力调度机构，并于每月底前将通过检测的风电机组型号及检测汇总报告报送电力监管机构备案，并同时抄送当地电力调度机构和风电企业。

（十八）电力调度机构要加强风电场并网运行管理，配合开展风电场并网检测工作，参与风电场并网安全性评价工作，对风电场涉网资料、技术条件、并网测试等方面内容进行严格核查。

四、风电场运行管理

（十九）风电企业要建立健全安全生产规章制度，落实企业安全生产主体责任，加强安全生产管理，保证必要的安全投入。配置专（兼）职安全员和技术人员，履行安全职责，强化现场安全生产管理，开展电力安全生产标准化工作。

（二十）风电企业要加强安全、运行、检修等规程的编制和修订工作，按有关规程要求对输变电设备开展预防性试验和运行维护工作。电场运行规程应报当地电力调度机构备案。

（二十一）风电企业运行人员应熟悉电力系统调度管理规程和相关规定，严格遵守调度纪律，及时准确向电力调度机构汇报事故和故障情况。记录保存故障期间的有关运行信息，配合开展调查分析。风电场因继电保护或安全自动装置动作导致风电机组脱网时，应及时报告电力调度机构，未经电力调度机构同意，禁止自行并网。

（二十二）风电企业要加强电力二次系统管理，开展二次系统隐患排查治理工作。规范继电保护定值计算、审核、批准制度，建立和完善继电保护运行管理规程；相关涉网二次系统及设备定值应报电力调度机构审核和备案；每年应根据系统参数变化等情况进行继电保护定值复核，保证电力二次设备安全运行。

（二十三）风电企业要建立隐患排查治理工作常态机制，定期开展风电机组、集电系统、变电设备和无功补偿装置等电气设备的隐患排查治理工作。对于低电压穿越能力、继电保护及安全自动装置、无功配置和调节性能不满足电网安全稳定运行要求的风电场，应制定专项整改计划，及时落实整改。已投运风电场应采取措施，实现集电系统永久接地故障的可靠快速切除。

（二十四）风电企业要加强应急管理，完善应急预案体系，重点编制自然灾害、火灾、人身伤亡、风机大规模脱网等专项应急预案和现场处置方案，并按照相关规定强化应急预案管理，开展应急演练。风电企业要强化应急队伍建设，做好应急物资储备工作，提高风电场应急处置能力。

（二十五）风电企业要组织开展风电场技术监督工作。加强风电场绝缘、金属、继电保护、调度自动化、电能质量等方面技术监督工作，及时掌握设备健康状态。

（二十六）风电企业要加强人员培训工作，制定培训计划，定期开展业务培训。风电企业有调度受令业务的运行值班人员应经过电力调度机构的培训，并取得相应的合格证书持证上岗。

（二十七）风电企业要加强风电可靠性管理，建立可靠性管理工作机制，落实可靠性管理岗位责任，准确、及时、完整报送信息。

（二十八）电网企业要加强对大规模风电并网产生的电力系统安全风险的研究分析，有针对性地制定系统反事故措施和专项应急预案，及时制定并落实保证电力系统安全稳定运行的措施。要加强电网薄弱环节的建设改造，为风电接入创造条件；要加强输变电设备的运行维护，保证风电并网运行安全。

五、风电调度管理

（二十九）电力调度机构要按照有关法律法规和技术标准的要求，加强风电调度管理，在保证电力系统安全稳定运行的前提下，实行风电等可再生能源的优先调度和全额收购。风电企业要严格遵守调度纪律，加强与电力调度机构的协作配合。

（三十）电力调度机构要加强对系统风电接纳能力的评估，将风电纳入月度电力电量平衡和日前调度计划管理，统筹安排运行方式。逐步开展风电场综合性能排序调度工作。直调风电装机容量达到100万千瓦的省级及以上电力调度机构原则上应设立风电（可再生能源）调度管理专职人员。

（三十一）电力调度机构要督促风电企业对已投运风电场按照有关规定要求，开展并网安全性评价工作，不具备低电压穿越能力的，要按照电监会《关于风电场并网安全性评价中有关风电机组低电压穿越能力处理意见的通知》要求，进行整改。

（三十二）电力调度机构要加强调管范围内二次专业管理，督促风电场开展二次系统安全隐患排查治理工作。指导风电场进行涉网保护整定，做好涉网保护定值审核和备案。组织风电场开展二次系统安全防护工作。

（三十三）电力调度机构要逐步建立以省级和区域电力调度机构为平台的风电功率预测预报体系，开展覆盖调管范围的中长期、短期、超短期风电发电预报工作。风电场要按照有关规定要求，建立风电功率预测预报系统，集中接入的风电场要按风电发电计划申报要求向电力调度机构上报发电计划。

（三十四）电力调度机构和风电企业要充分利用厂网联席会议等信息交流平台，按照有关规定披露风电运行信息，协商解决电力系统安全运行重大事项，促进风电与电网协调发展。

（三十五）风电企业要向电力调度机构提供风电设备的电气仿真模型和相关参数，配合电力调度机构开展对大型风电场接入系统影响电网安全稳定运行情况的研究工作，落实相关安全措施。

六、风电安全监管

（三十六）电力监管机构要加强风电安全监督管理，强化风电建设、并网、运行和调度等重点环节的安全监管。要组织开展风电场并网安全性评价工作，严格执行电力业务许可制度，定期进行电力企业安全生产情况监督检查，督促企业开展隐患排查治理工作，推进教育培训和技术交流，促进风电安全健康发展。

（三十七）电力监管机构要按照“四不放过”原则和“依法依规、实事求是、注重实效”要求，开展风电安全事故调查处理工作，严肃责任追究。对发生风电安全事故以及存在重大安全隐患整改不力的企业，要及时进行通报，并督促企业及时落实整改工作。

（三十八）电力监管机构要发挥监督、指导和协调作用，督促风电企业健全安全生产管理体系，加强安全风险管控，加强隐患排查治理、教育培训、应急救援和事故处置等方面工作，强化安全生产基层基础建设，推进电力安全生产标准化工作，促进风电安全健康发展。

（三十九）电力监管机构要加强对风电调度工作和风电并网检测工作的监管，督促电力调度机构强化风电并网运行管理和电力二次专业管理，在保证电网安全稳定运行的前提下，优先调度和全额收购可再生发电资源。

风电范文篇9

关键词：风电厂；地质勘查；工程地质

当今社会经济的快速发展和不可再生能源的过度开采利用迫使人类不得不寻求更为清洁和可持续利用的能源形式。风能作为太阳能的一种转化形式，具有可再生、零排放等诸多优点，是21世纪最有应用前景的能源。而将风能转化为电能，即风力发电，是风能利用的最主要方式。我国的风能资源极为丰富，陆地离地面50m高度的风能资源可开发面积约540000km2，技术可开发量约为2680GW；离海岸20km的海域范围可开发面积约为37000km2，技术可开发量约为180GW，具有极大的商业化资源条件。[1，2]

随着风力发电项目的大力推广，关于风力发电方面的诸多问题也突现出来，如风电场建设、风电并网、风电的电能质量等。现结合笔者自身工作实际，探讨风电厂规划建设中的工程地质勘探问题。

一、风电厂场址地质勘探的主要任务

风电厂场址的工程地质勘探工作的主要任务是在风电厂场址规划选点的基础上，为已选定的场址以及风电机组、电厂建筑等建筑物的方案布置提供有关的地形和工程地质资料。主要包括五方面工作，即：对场区的风能资源进行评估；绘制选址所需的区域地形图；评价场区的区域构造稳定性；查明场区的工程地质条件并对地质问题及其可能产生的影响进行评估；根据需要对可采用的天然建筑材料、施工和生活资料情况进行调查。

地质工作的重点是场区的区域结构稳定性评价和地质问题可能产生影响的评估及建议，其中对于场区的地质条件主要有：地形地貌特征、形状、类型和特征；地层的成因类型、地质年代、岩性岩层、风化程度；土的性质、物质组成及含量、层次结构和分布状况；断层破碎带的产状、规模、性质以及延伸、拓展和胶结情况；不良地质作用的情况及可能的影响；地下水的类型和埋藏情况以及是否可能对地基造成不良影响。

二、风电厂场址的地质条件分类及勘测

依据风电厂场址地质条件的复杂程度，可将场地划分为三类，即简单场地、中等复杂场地和复杂场地。简单场地是指地层结构单一、无特殊岩土层、地质结构简单、地层稳定、地下水埋藏深且对地基无不良影响、地震动峰值加速度不高于0.05g的场地。中等复杂场地是指地层层次较多、有特殊岩土层、岩土性质变化较大、岩体风化较强、可能发生地震液化的场地；或地质结构比较复杂、局部有不良地质作用存在的场地；或者地下水埋藏较深，对地基可能产生不良影响的场地；地震动峰值加速度为0.1g～0.3g的场地。复杂场地的判定标准为：地层层次较多，岩性不均且岩相变化大，地基以强风化岩体或不均匀的特殊性土层为主；地质结构复杂，断层和节理裂隙发育，不良地质作用发育；地下水埋藏浅且对地质基础的稳定性产生不良影响；地震动峰值加速度≥0.4g，满足上述条件之一即为复杂场地。[3，4]

对于不同复杂程度的场地，采用的地质勘探方法也不相同，以勘探点的深度为例来说明。勘探点的深度一般以控制建筑物应力影响的范围和抗倒覆要求为原则。对于一般场地的勘探深度对比如表1所示，对于基岩场地的勘探深度对比见表2

从表1、表2可知，对于不同复杂程度的场地采取的物探深度不同。此外，对于复杂程度高的场地采用的勘探点间距也应缩小，以能控制场区的地层分层、性状、断层破碎带的分布和不良地质作用的范围为标准。因此各种地貌特征的部分、各种地层、主要的地质结构、各个不良地质作用点均应布置勘探点，且应依据勘探结果考虑是否加深或增加勘探点。

三、勘测报告

勘测报告对勘测工作进行总结，并对工程的施工建设提出建议和要求，应予以特别重视。《风电场场址工程地质勘查技术规定》的要求是：“在预可行性研究阶段，风电场场址工程地质勘察报告应包括正文、附图和附件。正文应包括绪言、区域构造稳定性、场地基本地质条件、场地工程地质评价、结论与建议。附图包括工程地质平面图、工程地质纵、横剖面图。”

勘测报告的编制应包含对项目规划审定的结论以及预可行性研究成果。与地质勘测有关的项目主要有：体现长期测站气象资料、灾害情况，其中包含长期测站自身的基本情况，近30年历年各月平均风速、历年最大风速和极大风速以及与整年逐时风速、风向资料；场址处收集到的至少连续一年的现场实测数据和已有的风能资源评估资料，有效数据完整率大于90%；风电厂边界及其外延10km范围内1∶50000地形图、风电场边界及其外延1～2km范围内1∶10000或1∶5000地形图，如有可能还应包含风电场范围内1∶2000地形图；场址区工程地质勘察成果及资料；风电场所在地的地区社会经济现状及发展规划、电力概况及发展规划、电网地理接线图和土地利用规划等。[5]

风能资源的勘察结果应在勘测报告中细致体现出来，首先应说明风电厂所在地区内的区域风能资源概况，其次应说明所收集的长期测站和风电场同期完成年逐时风速、风向等风能资料。对于风能资料，应按照文献[6][7]的要求，将验证后的风电场各测量站各个高度所测数据修订为一套反映风电场长期水平的代表性数据，计算后表征为各测站不同高度平均风速、平均风功率密度值。将数据处理成评估风电场风能资源所需要的各种参数，参数应包括不同时段的平均风速、风功率密度，以及风速、风能、风向、风能密度方向分布等，并将处理好的各种参数绘制成便于查看的图形材料。

对场址的工程地质评价是报告的重要部分，又是地质工作者应予以重点关注的部分。对于工程地质的评价应包含：对场址区域的承载能力、不均匀沉降、湿陷性、抗滑稳定、地震液化以及场地边坡稳定、地下水对基础的影响等主要工程地质问题进行评价；对建设工程场地遭受地质灾害危害的可能性、工程建设期间以及建成后风电场运行期间发生地质灾害的可能性进行评价，并在必要时提出相应的预防治理措施。

四、总结

对于风电厂场址的工程地质勘测，不应仅限于对地质情况的考察，还应充分考虑到风能资源的情况以及风能、水力对于工程建设和风电厂运行阶段的影响。对于工程地质条件不同复杂的场地需要采用不同的勘探方法。对于勘测报告，应当严格按照相关规定执行，保证材料的真实、细致，保证结果和建议的准确性，为工程的顺利实施做好准备工作。

参考文献：

[1]李俊峰.世界风力发电发展现状概述[EB/OL].www.fenglifadian.

com/fengdianzhishi/295F96H1.html.

[2]中国可再生能源发展战略研究项目组.中国可再生能源发展战略研究丛书:风能卷[M].北京:中国电力出版社,2008.

[3]林敏.风电勘测设计中的水文气象工作[J].电力勘探,1998,(3).

[4]王民浩.中国风电场工程建设标准与成果汇编[M].北京:中国水利水电出版社,2010.

[5]电力工业部水利水电规划设计总院.DC/T5067-1996风力发电厂项目可行性研究报告编制规程[S].

风电范文篇10

关键词：风电场建设；工程测量；技术管理

在工程建设期间，测量工作操作性、技术性、科学性较强，会在一定程度上限制工程开展进度和工程质量。强化对测量人员的专业技能培训进而提高实践水平，掌握具体的工作内容和效用，形成严格、仔细、可行的工作作风，才可以推动项目的建设和管理。当前的建筑工程测量技术是提高当代建筑工艺水平的主要因素。在进行强化建筑工程的地基处理时，要完善基础配置，它是推动工程质量建设的整个建设质量水平提高的主要目标。

1风电场测量概况

风电场测量内容一般有风电机组设备、集电线路和道路勘测。因为风电机组一般是位于山脊地带，地形起伏、植被覆盖率高、视线基础弱、人员行走不易，风电机组设置领域大[1]。一般测量技术会因支点、地形和视线情况有所改变。难以实现精准度和工期的要求，而对于适宜的动态测量技术，一般有着测量精准、时期长、实时监控位置等优势，为满足风电场地形进一步准备。

2风电场建设前期测绘工作程序

1）数据资料的准备。明确坐标位置和新型系统。要保证土地报批等行政材料和部门采用的坐标系统相适应，那么坐标要求，就要按照1954年北京坐标系3°带坐标。2）地形图测绘和验收。称作的地形图测绘是指在测算项目操作进程中，结合风电场工程区域的地质特点、形状、地形和地面结构等制作测算绘图。地形图测绘工作的内容关键是按照地形环境的不同给出一定的标准，同时要严格按照绘图比例对尚已竣工的工作量采取核查，避免失误。地质测绘是进行探测测算的基础，所以规范测绘形式显得尤为关键[2]。规范测绘形式最初要求设计师较好的掌握项目具体情况，在设计师完成测绘后要求监理工程师对其采取进一步的核查，就能够促进测绘标准的规范化以达到目标要求。在风电场地形测算工作中可能会因为操作量过多而导致错误，特别是在项目完成时期会根据项目结算的要求，就会重复用到之前的项目计量结果，假如在之前风电场地形测试操作中由于失误就会导致反复计算，将会因此导致风电场地形测算操作人员的工作量加大，所以要对风电场地形测算操作中出现的情况及时采取措施，防止出现的情况更加限制风电场工程项目的顺利进行[3]。

3实际施工期间

1）风电场工程建设中，对于其基础操作技术有着很大的挑战性。在我国的特殊国情下和独特的地理环境的前提条件下，中国地域广阔人员较多，导致了一些很难以勘测的地质基础和混合地质特性的区域[4]。中国这些地质也极易受到地震侵害，对于风电场工程有了更高的标准要求。2）风电场工程测量技术的不完善。在工程建设以来，基础操作和前期规划，出现一些问题，使得工程建筑出现变形、裂缝甚至是坍塌的情况，严重损害了人们的利益，这些情况总是会出现，也在一定程度上使得风电场工程建设期间的材料物资的浪费[5]。3）目前的风电场工程测量技术有着巨大的潜力。在风电场工程建设期间，通过主体操作技术来看，基础建设有着自带的难度，通常是1个环节覆盖1个环节的情况，每个环节之间都有着建设隐蔽性，因此要加大力度的验收监管风电场工程的施工，每个环节都要按照标准明确执行，在验收期间，要注意进程间的隐蔽性，较好的解决这一情况，用时把验收结果明确的记录在案，好好保管存储，便于精确的验收。4）增强设施设计的可靠性。要实现风电场工程设施的稳定性要求，一定要从设计期间准备。在设施的设计环节，就要对风电场工程控制设施的相关特点采取详尽的分析，同时要深入研究产品使用性能标准和操作基础，接着对产品的设计规格进行探讨，因而提出科学的设计方案[6]。对于设备的结构设计要结合产品的特点和运行空间进行整体分析，产品的规格和形式既和生产效益有联系，还和产品的经济价值有关。在对设施产品设计时，就要对以上原因全面分析，既能够减少成本经费，又可以增强产品利用率，推动风电场工程设施的运行可靠。

4工程测量技术的实际运用

4.1工程开展前的测量工作。1）工程开展之前对提供的基准控制信息准确核对，以确保提出科学的控制点保障措施[7]。2）根据施工对象的不同选择合适的测量工具，在工程前对工具进行全面检查，包括型号和完好性，防止工程期间出现误差，管理人员要严格按照要求对测量人员进行审核，确保测量人员具有专业技能[8]。3）在测量基准点验收结果以后，要确认工程单位按照标准要求搭建和审核了控制网。4）全面分析施工方的策划书，要符合实际需求，要明确方案资料和图纸的同步性，要明确工程资料的合理性。4.2工程期间的测量任务。1）要仔细测量控制网，建筑控制坐标要用到基准控制桩，对于其他控制点的安置就需要设计图的坐标，准确测算以后获得控制网信息。这就需要监察人员进行全方位的跟踪监管，监督承包单位对基准点这些必要的环节进行核查[9]。2）在工程施工期间尤其是为工程项目中的各个环节都进行工程测量，这些测量就是将工程引上点的测量操作进行完善。3）在建筑工程结束后还需实施测量，对整个项目采取全面测量，在这一期间既要对建筑的垂直度进行评估，还要对建筑工程的总高和设计误差进行准确测算，一项一项的采取核查，对最终测量结果记录的数据进行全面排查。综上所述，工程测量任务既要对于建筑内部，又要对保证施工部门的监控。为了提高建筑工程高质量的竣工，工程测量需要对操作人员的操作方式、环节采取监督管理，全面进行检查。4.3零部件的选择。因为风电场工程设施本身有着各种复杂的零部件，零部件的选用在一定程度上影响着电力设备的稳定运行。所以，在对零部件的选用时，要尽可能的选用少量的类型和参数，对那种专业性较强的、通用性较好的零部件是最佳选择，既可以提高零部件的精确性，又可以增强设施的使用性能，对后期的设施维护替换零部件时更加便捷。4.4定期调整电气设施。因为风电场工程设施通常是无人控制的，就容易出现忽略设施的养护的情况，对于经验不足的员工操作失误也在一定程度上对设施有损失。所以要设置专业机构人员对电力设施的养护，要完成定期排查和不定期检验，防止设备事故的发生。

5工程测量过程存在的问题和应对方案

5.1工程测量单位对资源配置不均、质量水平低。新型科技的日益发展，测量技术在随之进步。新型的测量技术能够给企业创造经济效益，然而还是有企业忽视对技术的投入，不想过多的把资金投入到技术创新上来，使得测量技术的资源配置较低，还有就是单位内部管理和监察部门权责不均，体系不健全，使得风电场工程测量质量得不到保障，形式主义过多，不能实现真正意义上的风电场工程的发展。5.2测量人员缺乏专业知识，测量技术不足。要使得测量技术较好的发挥作用，就需要专业素质高的测量人员，然而我国当前绝大多数风电场企业缺乏专业人才，无法掌握专业操作技能，就导致了测量误差，因此测量人员要对GPS、GIS等专业技术较好的掌握，才能为风电场工程的测量水平的提高提供必要基础。5.3对人员的专业技能培训。当前社会是知识覆盖性社会，能够通过技术手段发展经济。企业都开始知道技术的影响力，所以开始重视技术设备的配置。而很多风电场工程测量人员不能准确运用测量设备，就需要强化对测量人员的专业技能培训，推广新型设备的使用方法和功效，合理利用资源，促进企业和技术的协调发展。风电场工程测量技术是提高当代风电场操作水平的主要因素。在进行强化风电场工程的地基处理时，要完善基础配置，它是推动工程质量建设的整个建设质量水平提高的主要目标。

6结语

在进行风电场建设工程时，总结不同勘察测量方式准确检查，最大程度的维护我国人民的幸福生活。这篇文章对风电场建设的相关测量技术和管理方案做了一些探讨，从当前情况来看，工程测量技术工作还可以再进一步的发展。相信在以后的项目中，风电场建设工程必定可以完美的实现目标。

参考文献：

[1]姚劲.风电场建设的现状分析及改进策略[J].门窗.2015(07)：223-224.

[2]张长存.风电场建设中的勘测设计工作及其优化方法分析[J].风能.2014(01)：45-47.

[3]韩晓东.关于风电场建设中有关问题的探讨[J].科技传播.2013(07)：37-37.

[4]纪志国.风电场建设进度管理研究[J].能源与节能.2013(07)：37-38.

[5]本刊编辑部.六鳌风电场建设工程通过环境保护竣工验收[J].华北电力技术.2012(01)：43-45.

[6]洪波.风电场建设管理初探[J].风能.2012(04)：61-64.

[7]关晓慧.国内风电场建设情况概述[J].变频器世界.2012(05)：48-51.

[8]张长存,马思娟.利用采空塌陷区进行光伏发电工程设计的方法[J].太阳能.2015(02)：31-34.