发电厂实习报告范文第1篇
研究报告
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 ................ 6 1.1.1 项目提出的背景 .................................... 6 1.1.2 投资的必要性 ...................................... 7 1.1.2.1 世界风能开发现状与展望 .......................... 7 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 ....................................... 12 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 ....................... 16 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 ........................... 19 1.1.2.9 潜在市场及发展趋势 ............................. 21 1.1.2.9.1 潜在市场 ..................................... 21 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 .......................... 30 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 .......................... 31 1.1.2.11.4 公共效益基金 ................................ 31
1.1.2.11.5 招投标政策 .................................. 32 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 ............................... 41 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。 ........................... 41 1.2.2 拟建地区的环境现状资料 ........................... 42 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 ......................................... 43 2. 需求预测和拟建规模 .................................. 43 2.1 国内外需求情况的预测 ............................... 44 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 ....................................................... 49 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 .............. 50 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 ............................................. 53 3.4.1 盈亏平衡分析、利润、净现金流量分析 ................ 54 3.4.2 投资决策评价 ..................................... 55 4. 风电企业 ............................................ 56 4.1 战略计划 ........................................... 56 5 风险的估计 ........................................... 60 5.1 政策风险 ........................................... 60 5.2 行业风险 ........................................... 60 5.3 技术风险 ........................................... 62 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31 128兆瓦，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，几乎不消耗矿物资源和水资源(润滑油脂除外)，若再与燃煤火电比，同发1kW·h 电，可节约标煤0.39kg 和水3kg，这对缺煤、缺水、缺油或交通运输不便的区，尤其可贵。
风能是当前技术和经济上最具商业化规模开发条件的新能源，同时随着风力发电机国产化程度的提高，风力成本还可大幅度下降，有专家预测本世纪内可下降40%，而火电与核电成本下降的空间十分有限或几乎没有。
在当前我国电力供需矛盾突出的态势下，开发风力风电可以优化调整电力结构，是极富生命力的。因为一般从秋末至暮春是盛风期，风电可满发，而这期间恰逢水电枯水期，可补充电网中水电之不足，这对水电比重较大或径流水电站较多的电网来说，更具风水互补、均衡出力的作用。
风电场与常规火电厂或水电厂比较，由于单机容量小，可以分散建设，也可以集中建设，几百千瓦到几十万千瓦都行，非常灵活。融
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资相对容易，基础建设周期短，一般从签订设备采购合同到建成投产只需一年时间，投产快，有利于资金周转，及早还贷。
风电的突出优点是环境效益好，不排放任何有害气体和废弃物。风电场虽然占了大片面积，但风电机组基础使用的面积很小，不影响农田和牧场的正常使用。多风的地方往往是孤岛、荒滩或山地，对解决远距电网的老少边区用电、脱贫致富将发挥重大作用。建设风电场的同时也能开发旅游资源，风电场设在海边，背衬蔚蓝大海，一排排白色巨轮竞相旋转，呈一道亮丽的风景线。
由于风速是随时变化的，风电的不稳定性会给电网带来一定的波动，但只要风电容量小于电网容量的10%，不会有明显的影响。目前，许多电网内都建设有调峰用的抽水蓄能电站，使风电的这个缺点可以得到克服，更充分地利用风力资源。
1.1.2.9.2 发展趋势
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
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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 亿圆人民币，而且其市场规模每年还按20%的速度递增，在2020 年将达到1272 亿圆人民币的市场规模。
2005 年3 月，随着《可再生能源法》的颁布，有关的大型风力发电建设的消息就不绝于耳。甘肃、内蒙古、黑龙江、江苏都纷纷开始上马动辄10 亿元的风力发电项目。国内风力发电产业“风”起云涌。
3 月9 日，江苏盐城市发改委投资处表示，总投资16 亿元的盐城东台风力发电场项目
得到国家发改委正式批复，获准项目招标，预计2007 年底全部建成运行。
3 月18 日，黑龙江最大的风能开发项目“十文字风力发电”在穆棱市兴建，投资超过10 亿元。工程总体规划设计装机11.3 万千瓦。
3 月18 日，内蒙古自治区达茂旗宣布将利用当地丰富的风力资
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源，大力发展风电项目。据当地媒体报道，达茂旗为此专门成立了风电项目开发领导小组，目前已经引进了中国华能集团公司、中国电力投资有限公司、内蒙古北方新能源电力公司、美国金州公司、加拿大风能开发公司、德国英华威公司6 家大型风能开发企业，签订协议总装机容量590 万千瓦，协议总金额472 亿元人民币。
3 月24 日，甘肃省投资10 亿元开发的安西风电场项目，日前被发展改革委批复进入特许权招标程序。该项目总投资约10 亿元、一期规模10 万千瓦、远期规划100 万千瓦。预计2006 年初可开工建设。
10 月15 日，我国目前最大的风力发电项目——国华尚义风电项目一期工程竣工并网发电，成为张家口市大力开发风电能源的一个标志。有关统计数据显示，到2006 年底，该市风电总装机容量最低将达到24.8 万千瓦。张北、尚义、沽源、康保等10 县与市外开发商签订开发协议，签订合作开发协议28 项，累计签约的风电项目总装机容量达到1258万千瓦，占全国2020 年远景规划的60%多，其中4 家已经开工建设
11 月14 日一个总投资40 亿元的风力发电项目近日在包头市固阳县开始正式启动，这个项目是建设一个50 万千瓦的风力发电场。
在广州, 中国——绿色和平最新报告《风力广东》指出，广东省有能力在2020 年，实现2,000 万千瓦的风电装机容量。这样的装机规模每年将发电350 亿千瓦时，相当于目前全省用电量的17%，或广州市全年的用电量，并能减少2,900 万吨二氧化碳的排放量。
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绿色和平气候变化和可再生能源项目主任杨爱伦说：“洁净、可靠的风电可为广东高速的经济发展提供能源;同时，发展可再生能源将减少导致气候变化的温室气体排放。因此，对于广东来说，发展风电无疑是一个双赢的选择。”
《风力广东》是绿色和平委托世界著名的风能顾问加勒德哈森伙伴有限公司(GarradHassan & Partners)撰写的，报告基于一系列先进的广东风资源分析数据，以及对在全世界范围内相关技术的丰富知识，勾画了广东省风力发电的蓝图。
加勒德哈森伙伴有限公司首席代表高辉说：“广东的风速状况大致和世界第一风电大国德国差不多。只要有好的政策支持，到2020 年实现风电装机2,000 万千瓦，是一个合理并可行的目标。”
至 2004 年底，广东省风电装机容量为86,000 千瓦，在全国名列第四。在谈到广东省的优势时，中国可再生能源专业委员会秘书长李俊峰指出，广东省经济基础好、风电发展经验丰富、融资能力强、电力需求增长快，这些都为大规模地开发其风力资源创造了良好的环境。
广东省不仅是我国经济最发达，人口最多的省份，其二氧化碳排放量亦居前列。中国科学家指出，广东的二氧化碳浓度为全国最高的地区之一，并高于全球平均水平。近年来，广东省以及珠江三角洲地区气候的温室效应增强，各种极端气候事件显著增加，旱涝频率增大。
发展风能，刻不容缓。报告认为，中国将形成强大的风机制造产业，足以支持宏伟的风电发展计划。新产业在带来经济效益的同时，
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也将创造更多的就业机会。发展风电将大大减少因使用化石燃料发电而产生的二氧化碳排放。
报告还建议，广东应该和比邻的香港就风电开发一起努力。目前，两地不但在能源方面有合作，还共同承担着由传统发电方式造成的污染。香港在尽力开发其自身资源的同时，也可以到广东省投资风电项目。
绿色和平项目主任杨爱伦说：“国际金融机构，如亚洲发展银行、世界银行，都应该更积极地投资于广东乃至整个中国的风电发展。”
《风力广东》是绿色和平旗舰“彩虹勇士号-亚洲洁净能源之旅”的其中一个主要活动，旨在通过宣传广东风电的潜力，推动可再生能源的发展，拯救全球气候变化带来的危机。
在江苏，投资 8 亿元、装机容量10 万千瓦的江苏如东县风力发电场二期工程目前已开工，将在2007 年上半年建成，年可发电2.24 亿度。洋口港经济开发区副主任、新能源局局长徐晓明说，如东正计划增加投资5 亿元、5 万千瓦装机容量，使二期的装机容量达到15 万千瓦;正进行预可行性研究的三期工程——80 万千瓦浅海滩涂风电场项目的投资也计划从60 亿元增加到80 亿元。如付诸实施，如东风力发电场将成为全球最大的风电场。
江苏是全国最缺电的省份之一，同时又是风能大省，潜在风力发电量 2200 万干瓦，占中国风能资源近1/10。如东县境内海岸线长达106 公里，全年风力有效发电时间达7941小时。投资近8 亿元、装机容量10 万千瓦的风电场一期已于去年8 月开工，有望在年底发
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电，年发电量2.3 亿度。徐晓明表示，作为国家特许权招标项目，如东风电场旨在探索促进风力发电的规模化发展和商业化经营。根据国家发改委的要求，一期工程发电机组累计发电利用小时数达3 万小时前为第一段电价执行期，通过特许权招标方式确定，全部由电网公司收购;3 万小时后为第二阶段，与其他发电企业竞价上网。 风力发电是新能源中比较成熟的一种，如充分利用，可成为仅次于火电、水电的第三大电源。目前，长三角正掀起一轮风力发电热：总投资16 亿元、年上网电量4.24 亿千瓦时的盐城东台风力发电场项目已得到国家发改委批复;南通启东40 亿元风电项目已向江苏省发改委申报;年初，浙江舟山市岱山县计划投资20 亿元，建设总装机容量达20 万千瓦的海上风电场;上海也正在拟订《10 万千瓦近海风力发电场计划》等可再生能源计划，希望到2010 年，可再生资源发电达到发电总装机容量的5%。
2004 年11 月27 日，著名物理学家和社会活动家何祚庥院士应邀在福州大学“海峡两岸科教创新论坛”作专题报告指出，大力发展风力发电及大型锂离子电池储能技术是解决中国能源短缺问题的重要途径，并建议海峡两岸携手合作，共同发展海上大型风电产业。他预计，风力发电(包括风机和电能)将成为未来中国的第一大产业。他认为，我国风电如果以每年30%的速度发展，到2020 年占到全部电力的10%具有可行性。相对于水电、核电而言，风电更有望成为解决我国能源和电力可持续发展战略最现实的途径之一。
2005 年1～9 月，国家发改委审批同意开工的风电场达到8 个，
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总装机容量达到80 万千瓦，预计全年将会达到120 万千瓦。如按每台风机800kW 计算，每台增速齿轮箱50 万元人民币计算，则国内的市场规模可达1500 台，7.5 亿元人民币，而且市场每年至少要以60%的速度增长。
据有关专家预测，我国风电场的建设将向以下方向发展： ①总结特许权风电场开发经验，在全国范围内开发几十个 10～20 万千瓦规模的大型风电场;推行固定电价方式(或称“保护”电价、购电法)的激励政策，促进中小型风电场的发展，培育稳定的风电市场。
②风电设备制造企业抓住新增市场机遇，扩大现有产品生产批量的同时，继续引进国外先进技术，实现产品升级换代，满足市场对兆瓦级机组的需求，在积累实际经验的基础上，提高自主开发能力，降低机组生产成本。
③风电的发展与当地的经济承受能力和电网容量相适应。在经济发达能源短缺的沿海地区加速风电发展;在资源丰富的西部地区，随着电网容量增长和大规模开发风电，在政策上要解决跨省区销售风电的问题，如配额制，绿色电力交易等。
④规模开发和分散开发相结合。以规模化带动产业化，设想建立几个百万千瓦级超大型风电基地。因地制宜开发各地具有较好条件的中小型风电场。农村电网增强后可以考虑单机分散并网，如丹麦、德国目前的方式，德国虽然没有10 万千瓦规模的风电场，但风电装机已经超过1200 万千瓦，分布式电源也是未来电力结构发展的一种趋
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势。
⑤海上风能资源比陆上大，不但风速高，而且很少有静风期，能更有效地利用风电机组以提高发电容量。海水表面粗糙度低，海平面摩擦力小，风速随高度的变化小，不需要很高的塔架，可以降低风电机组成本。海上风的湍流强度低，又没有复杂地形对气流的影响，作用在风电机组上的疲劳载荷减少，可以延长使用寿命。一般估计风速比平原沿岸高20%，发电量可增加70%，在陆上设计寿命为20 年的风电机组在海上可达25～30 年。要认真研究国外开发海上风能的经验，开始资源勘测和示范工程准备，为今后大规模发展海上风电创造条件。
1.1.2.10 我国几大风电场介绍
新疆是一个风能资源十分丰富的地区，有九大风能利用区，总面积 15 万平方公里，可装机8000 万千瓦。
达坂城风场座落在达坂城山口东西长约 80km，南北宽约20km，是南北疆气流活动的主要通道，这个地区风能蕴藏量为250 亿千瓦时，可装机容量400 万千瓦。2003 年底已装机299 台，总装机容量20 万千瓦，是我国最大的风电场。
广东南澳风电场地处台湾海峡喇叭口西南端，素有“风县”之称。现有各类发电机130台，容量5.7 万千瓦，是中国第二大风力风电场，其最终目标是总装机容量20 万千瓦，建成亚洲最大的海岛风电场。
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内蒙古辉腾锡勒风电场位于内蒙古乌兰察布盟锡林以南，是我国重要的风电场之一，规划装机容量400 万千瓦。辉腾锡勒具有建世界一流风电场的有利条件：丰富的风能资源储量，风力资源品质良好，土地成本低廉，靠近电网，交通方便。1996 年开始建设，现装机容量近10 万千瓦。
1.1.2.11 国家对风电投资的政策 1.1.2.11.1 世界鼓励风电的政策措施
在最近十年世界风电之所以得到飞速发展，是世界各国积极采取各种激励政策加以鼓励和引导的结果。下面介绍一下保护性电价、配额制、可再生能源效益基金和招投标4 种 最主要的政策。
1.1.2.11.2 长期保护性电价
长期保护性电价(Feed-in-Tariff)政策为风电和其他可再生能源开发商提供的上网电价以及电力公司的购电合同。上网电价由政府部门或电力监督机构确定。价格水平和购电合同期限都应具有足够的吸引力，以保证将社会资金吸引到可再生能源部门。长期保护性电价政策的吸引力在于它消除了风电和其他可再生能源发电通常所面临的不确定性和风险。从实践看，保护性电价是一种有效地刺激风电发展的措施。目前欧洲有14 个国家采用这一政策。德国、丹麦等国风电迅速增长，主要归功于保护性电价政策措施的实施。我国目前实施
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的风电电价政策也是保护性电价政策的一种类型。
1.1.2.11.3 可再生能源配额政策
可再生能源配额制(Renewable Portfolio System,RPS)是以数量为基础的政策。该政策规定，在指定日期之前总电力供应量中可再生能源应达到一个目标数量。还规定了达标的责任人，通常是电力零售供应商。通常引人可交易的绿色证书机制来审计和监督RPS政策的执行。如我国将对电力企业规定可再生能源发电容量不小于总装机容量5%的配额。如一个大的发电企业有1000 万千瓦火力发电装机容量，就必须按照5%的配额发展50 万千瓦风力发电项目。配额制政策的优势在于它是一种框架性政策，容易融合其他政策措施，并有多种设计方案，利于保持政策的连续性。配额制目标保证可再生能源市场逐步扩大，绿色证书交易机制中的竞争和交易则促进发电成本不断降低，交易市场提供了更宽广的配
额完成方式，也提供了资源和资金协调分配的途径。
1.1.2.11.4 公共效益基金
公共效益基金(Public Benefit Fund，PBF)是风能和其他可再生能源发展的一种融资机制。设立PBF 的动机是为了帮助那些不能完全通过市场竞争方式达到其目的地特定公共政策提供启动资金。合理运用这种手段可以有效地弥补市场在处理外部性缺陷，使得产品或服务的价格能够比较真实地反映其经济成本和社会成本，从而实现公
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平性的原则，同时也促进整个行业朝着真实成本更低的方向改进。设立公共效益基金已经成为发达国家非 常通行的政策。
1.1.2.11.5 招投标政策
招投标政策是指政府采用招投标程序选择风能和其他可再生能源发电项目的开发商。能提供最低上网电价的开发商中标，中标开发商负责风电项目的投资、建设、运营和维护，政府与中标开发商签订电力购买协议，保证在规定期间内以竟标电价收购全部电量。该政策的优势因素表现在招投标政策采用竞争方式选择项目开发商，对降低风电成本有很好的刺激作用。招投标政策利用了具有法律效益的合同约束，保障可再生能源电力上网，有助于降低投资者风险并有助于项目融资。该政策与可再生能源发展规划结合，能加强政策的作用。我国的正在进行风电场特许权招标试点，就是实施该政策的表现形式。
1.1.2.11.6 我国对风电发展的政策
原国家计委于 2002 年12 月对江苏如东市和广东惠来市两个风电场特许权示范项目建议书批复，明确规定为促进风电规模化发展和商业化经营，每个风电场建设规模为10 万千瓦，单机容量不小于600kW，机组采购本地化率不低于50%。项目通过公开招标选择投资者，承诺上网电价最低和设备本地化率最高的投标人为中标人。特许经营期为第一台机组投产后25 年，经营期内执行两段制电价政策，
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第一段为风电场累计上网电量相当于达到等效满负荷小时数3 万小时之前，执行投标人在投标书中要求的上网电价，第二段为3万小时的电量之后到特许期结束，执行当时电力市场中的平均上网电价。风电场建成后的可供电量由所在地电网企业按上述电价收购，风电电价对销售电价的影响纳入全省电价方
案统一考虑。这是我国电力体制改革，厂网分家后风电发展的重要举措，明确了风电不参与电力市场竞争，对规定的上网电量承诺固定电价，引人投资者竞争的机制，降低上网电价，打破电力部门办风电的垄断，有利于吸引国内外各种投资者。对于银行安排基本建设贷款的风电项目可给予2%财政贴息。
江苏如东风电场作为亚洲最大的风电工程，被国家发改委明确批复为CDM(清洁发展机制)项目， 继去年 8 月成功启动100 兆瓦一期工程后，现今二期建设规模为150 兆瓦，完成后预计每年可减排二氧化碳37 万吨，实现减排收入1000 万元，无论是在环境保护抑或成本增殖方面都凸显了风电新时代的到来。其三期规划总装机容量达到85 万千瓦，投资超过50 亿元
2002 年4 月财政部和国家税务总局联合发布通知，即规定风力发电企业的增值税减半 征收。
2005 年2 月28 日，《可再生能源法》颁布，在《可再生能源法》的条文中，投资人士寄予厚望的有关风力发电强制上网、全额收购、分类定价等等原则都得到了保留。此外，《可再生能源法》明确规定
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了风力发电的接入成本将由电网承担，这实在是一大利好。《可再生能源法》的颁布在发展风力发电的过程中无疑是一个里程碑。从技术上来讲，现在风力发电机组的技术已经基本成熟，国内也开始有企业能够生产600 千瓦的发电机组，随着各地大规模地上马风力项目，相信很快会把成本降下来;从市场上讲，现在投资火力发电，风险已经开始呈现，煤价居高不下、贷款审批趋严，还受到越来越多的环保压力，而投资风力发电，国家可以承诺全额收购电力、允许较高的上网费用、在贷款、土地、税收等方
面还有不少优惠;从政策上讲，遵循国家指出的投资方向无疑是个省心、省力的投资选择。
在 2005 年5 月17 日结束的全国风电建设前期会议上，国家发展和改革委员会能源局决定，在2010 年建立起完备的风力发电工业体系，风电技术水平和装备能力达到国际水平。
国家发展和改革委员会能源局局长徐锭明说，目前中国已装备风力发电机1300 多台，
建成43 个风电场，风电装机容量为76 万千瓦，但目前仍处在风电建设的初期阶段，风电事业受到风机制造水平较低、科技人才不足和政策措施跟不上等三大因素制约。
中国幅员辽阔，风能资源丰富，风电又属绿色能源，发展风电的条件很好。国家发展和改革委员会能源局计划，到2010 年，全国风电装机容量达到400 万千瓦，大型风电场基本立足于国内制造的装备，风电上网电价进一步降低，使风力发电基本能与常规电力相竞争。
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同时，研究制订促进风电发展的法规和政策，使可再生能源配额制等市场保障政策和具体措施落实到位。到2020 年，全国风电装机容量达到2000 万千瓦，在风能资源丰富
的地区建成若干个百万千瓦级风电基地，风电在局部地区电力供应中达到较高比例，市场竞争力明显增强。
按照徐锭明的说法，今后几年，全国要搞几次风电建设大战役，彻底提升风电工业水平，使风电从目前的“游击队”水平变成“正规军”水平，风能利用遍布全国城乡。
据《人民日报》2005 年11 月07 日第十一版报道：
“我国风力发电发展了 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%。现在，跨越式发展的机会终于来了!我们要将基础研究的成果运用于设备设计和制造，在世界风能界刮起一阵强劲的‘中国风’!”今天，国内第一个风电叶片自主研发机构———华翼风电叶片研发中心在北京人民大会堂宣告成立，师昌绪、徐建中、何祚庥等12 位院士难掩心中的激动。
事实上，强劲的“中国风”已经刮起。在国家发改委、科技部等部门的支持下，目前，从200 千瓦到750 千瓦风能发电设备的国产化已基本完成，其中600 千瓦、750 千瓦风电设备的国产化率超过了95%;完全自主研制的1000 千瓦以上风电机组已开发成功，国内第一台单机1200 千瓦的风力发电机在新疆达坂城投入使用;在保定高新技术产业开发区新能源设备产业基地，600 千瓦、750 千瓦风机叶片的制造成本只有国外产品的30%，而重心偏矩、叶片平衡、叶
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片强度等指标大大优于国外同类产品，迫使国外这两个系列的产品全面退出中国市场。
伴随着技术上的突破，风力发电厂的建设如异军突起。在广东、江苏、吉林，上百台风机组成的风力发电厂正在加紧建设，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。
“国内风电技术和产业的这些成绩，来之不易。而将来的发展，更是担子不轻。”国家发改委副主任张国宝说，根据发改委正在制订的可再生能源规划，到2020 年，我国风力发电的总装机容量要达到3000 万千瓦。按这个速度发展，今后15 年内每年的装机容量将是过去20 年总量的3 倍。
我国的风力发电经过 20 多年发展，到2004 年底，已在14 个省区市建立起43 个风力发电厂，累计安装风力发电机组1292 台，总装机容量为76.4 万千瓦。
过去很长一段时间内，与发达国家相比，我国风力发电的研究和制造能力都有不小差距，绝大多数风力发电厂都是利用发达国家的贷款购买国外设备，规模小，成本高。国产风电面临着提高研发设计制造能力、提高引进设备国产化率、降低成本等三大难题。过去 10 年，风电一直是世界上增长最快的能源。目前全球风电装机容量达4760 万千瓦，风力发电量占世界总电量的0.5%，预计2020 年风力发电将占世界电力总量的12%。据理论推算，中国风能可开发的装机容量为2.53 亿千瓦，居世界前列。
中国风能协会秘书长秦海岩最近指出，根据我国的国情，要实现
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风电产业化，需要采取分步实施的方法。在《可再生能源法》的政策框架体系下，我们将2020 年目标分为三个阶段实施。
第一阶段：2005 至2010 年，完善我国的风电发展的政策框架体系，完善我国陆地风资源普查工作，开始着手海上风资源试点普查工作，建立和健全我国的风机检测和认证制度，进行有关风电并网可靠性研究，筹建风机设计和风电场开发的国家队。国家用50 万千瓦的风电场资源，采取风电场开发和风机整机制造供货联合(一体化)招标的方式，支持2 到3 家国内独资或合资控股的、年产兆瓦级风机20 万千瓦的制造(总装)厂，实现新建风电场的风机全部本地化供应(风机零部件的本地化生产率要达到90%)。在风机检测和认证方面，在2009 年前完成两轮自主知识产权风机的整机现场检测，2010 年前颁发我国的风机认证标识。
第二阶段：2011 年至2015 年，建立起专业化的国家队，能够进行独立自主的风机设计、风电场设计、风电场运行管理。另外，国家再用50 万千瓦的风电场资源，采取风电场开发和风机制造供货联合(一体化)招标的方式，再支持2 家国内独资或合资控股的、年产兆瓦级风机20 万千瓦的制造(总装)厂。与此同时，全面开展我国沿海地区的近海海上风资源普查工作，完善我国风电场开发、风机制造的工业基础。到2015 年末，至少应有5 家国内独资或合资控股的、年产兆瓦级风机20 万千瓦的制造(总装)厂，实现国内新建风电场的风机零部件95%以上本地化生产。
第三阶段：2016 年至2020 年，全面实现我国自主知识产权的
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风电场开发和运营，以及风机制造的工业产业化，并走出国门，进入世界风电市场。
随着风力发电这种新型能源日益受到各方的“追捧”，国家也开始对风力发电的管理
进行进一步的规范。2005 年8 月10 日，国家发改委在其网站上公布了《国家发展改革委关于风电建设管理有关要求的通知》(下称《通知》)，对风电场建设的核准和风电场上网电价进行了进一步的明确和规范。
总装机容量 5 万千瓦及以下的风电项目已经下放到各省(区、市)发展改革委核准。
《通知》规定，风电场建设的核准要以风电发展规划为基础，核准的内容主要是风电场规模、场址条件和风电设备国产化率。风电场建设规模要与电力系统、风能资源状况等有关条件相协调;风电场址距电网相对较近，易于送出;风电设备国产化率要达到70%以上，不满足设备国产化率要求的风电场不允许建设，进口设备海关要照章纳税。
《通知》还对风电场上网电价的确定进行了规定：风电场的上网电价由国务院价格主管部门根据各地的实际情况，按照成本加收益的原则分地区测算确定，并向社会公布。风电特许权建设项目的电价则通过招标方式确定，但是，不得高于国务院价格主管部门规定 的上网电价水平。
这项《通知》最大的变化是强调了风电设备的国产化和明确了风
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电设备的进口关税不能减免。这明显体现了国家要鼓励国产风电设备制造业的发展。目前海关规定的风机整机进口税率为12%，部件为3%。但是进口环节增值税为17%，实际进口风机时征税31%，因此一般风电项目投资中设备要占70%。在没有国产设备的情况下，进口税使风电成本增加约20%。
2004 年我国76.4 万千瓦的风电装机容量中，82%来自进口，其中丹麦NECMICON 公司一家的产品，就占到中国总装机容量的30%。多年以来，国内不少有实力的设备制造企业、科研机构一直在试图加快风力发电设备的国产化进程，然而直到今天，进口设备垄断国内市场的局面仍在持续。
成本高、回报期长是阻碍国内风电设备制造迅速扩张的主要原因。要制造一个装机容量在650 千瓦的风力发电设备，大概就要投入300 万到400 万元的资金，虽然制造时期用不了一年，但回报期却需要10 年，因此，这样的高门槛，像650 千瓦这样大功率的风力发电设备国内产的就比较少，只有二三家在生产。
目前已经有很多国内企业看到了风电设备制造的潜力和前景，开始投入设备制造的开发工作，而国外一些著名的风电设备制造公司如丹麦的Vestas 以及美国GE 公司已经对在国内设厂或与国内企业合作开始“跃跃欲动”，有的已经在建厂，有的已经开始在“圈地”。
1.1.3 投资的经济意义
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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。
在 20 世纪80 年代，诺基亚抓住了信息化的浪潮的机遇，从一家生产卫生纸的企业成长为世界顶级的通讯设备制造商;微软在IBM 的脚下成长为象IBM 一样的巨人。在二十一世纪风电等可再生能源大发展的浪潮下，如果我们不抓住千载难逢的机遇，我们将错失成为世界顶级企业的机会。
在风电事业上进行投资将具有显著的经济效益和社会效益。在国内能源短缺的现状下，投资可再生能源领域在好满足了市场需求符合中国的能源战略，同时具有经济环保的效益。
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。与石油相比，风能是可再生的资源，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。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。
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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。
1.2 研究工作的依据和范围
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。 国家出台的政策和法规有：
1. 2000～2015 年新能源和可再生能源产业发展规划
2. 2002 年4 月财政部和国家税务总局联合发文，对风力发电实行按增值税应纳税额减半征收的优惠政策。
3. 国家计委于2002 年12 月对江苏如东市和广东惠来市两个风电场特许权示范项目建议书批复，开展风电场特许权招标，风电不参与市场竞争。
4. 《可再生能源法》 2005 年2 月28 日颁布 2006 年1 月1 日起实施明确规定风力发电强制上网、全额收购、分类定价、风力发电的接入成本由电网承担等原则。
5. 2005 年8 月10 日《国家发展改革委关于风电建设管理有关要求的通知》规定风电设备国产化率要达到70%以上，不满足设备国产化率要求的风电场不允许建设，进口设备海关要照章纳税。
6. 国家发改委《可再生能源中长期发展规划》，2020 年风电装机容量将要达到3000万千瓦。
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7. 国家“十一五”规划，树立科学的发展规，走自主创新和可持续发展的道路。
1.2.2 拟建地区的环境现状资料
重庆市是西部的老工业基地，机型制造业基础雄厚，是装备制造业的基地。在该地区投资建厂，在人才、资源和政策方面具有一定的优势，具有可行性。
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。 1.2.3.1 方案一
公司的规模初期按年产 500 台设计，随着风电市场的扩大再增加设备，扩大生产能力，按流水线方式组织生产。
公司约需要7000 千万的投资。公司的规模初期控制在100 人左 右。每台份齿轮箱上，有9 个齿轮件，内齿圈一般情况下采用调质件，可不磨齿，其余8件为渗碳淬火齿轮要磨齿，生产能力按年产500 台计算，每年共有4000 个齿轮需要磨齿，按每个齿轮平均磨齿时间6 小时，一年350 天计算，需要磨齿机3 台，按Φ500 直径2 台，Φ800 直径1 台配置。滚齿机也按3 台配置，Φ500 直径2 台，Φ1200(可扩展至1600)高效滚齿机1 台，可滚内外斜齿，主要用于加工内齿圈和直径较大的齿轮。箱体和行星架的加工采用龙门镗铣床和落地镗铣床各一台。主要和关键设备采用进口或高精度的设备。
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方案一的优点是自己可以比较有效地控制加工质量和进度，对市场的反应敏捷及时;缺点是所需资金比较大，资金筹措可能会比较困难。
1.2.3.2 方案二
考虑到方案一所需资金大，不易筹措的实际困难，为了及时把握当前这一良好发展时机，我们准备先从简单处着手，可考虑采用生产外包这一方式，可以减少加工设备的大笔资金投入，集中精力抓住设计技术的提高，同时通过有效的手段来控制和保证外包生产的质量进度。
生产外包后对厂房和设备的要求大幅度降低，主要的设备为装配试验设备。
该方案的优点是所需资金较少，项目容易启动，在固定资产上的投资仅有 40 万，总投入资金约160 万，相对易于启动和实施;缺点是主要零部件的加工都通过外协来进行，进度和质量取决于供应商，很多因素处于非有效控制状态，抗风险的能力比较低，自身或者外界突发事件的影响，可能对本项目产生严重的影响。为尽量减少风险，增强抗风险的能力，我们必须尽力加大资金的投入量。
采用本方案，成败的关键在于合格供应商的选择和如何对其质量、进度和成本价格进行有效的控制上。
2. 需求预测和拟建规模
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2.1 国内外需求情况的预测
援引国家发改委副主任张国宝的话，根据发改委正在制订的可再生能源规划，到2020年，我国风力发电的总装机容量要达到3000 万千瓦。按这个速度发展，今后15 年内每年的装机容量将是过去20 年总量的3 倍。而在2004 年底的风电装机容量为76 万千瓦，也就是说，今后每年将新增风电装机容量近200 万千瓦，平均按每台风机1500kW，其增速齿轮箱每台120 万人民币，其齿轮箱的市场规模为平均每年1334 台，16 亿元人民币。因此，风电齿轮箱是齿轮箱市场中一个快速增长的细分市场。
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
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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 亿圆人民币，而且其市场规模每年还按20%的速度递增，在2020 年将达到1272 亿圆人民币的市场规模。
在国内市场，预测在 2006～2010 年“十一五”期间，在《可再生能源法》和国家及各省市有关政策的支持下，国内风电市场每年将按60%的速度增长。假设2005 年的风电总装机容量为80 万千瓦，则到2010 年风电总装机容量将达到840 万千瓦，当年新增装机容量为315 万千瓦。
根据以上预测，公司“十一五”的目标为到 2010 年风电新增装机容量达到100 万千瓦以上，齿轮箱产量达到1500 台，国内市场占有率超过35%，销售额达到7.5 亿元，利润1.0 亿元。
公司的远期战略目标为，从 2010 年起产品走向世界，并向齿轮箱的其他市场和风电成套总装发展，争取在2020 年建成为世界一流的风电设备供应商，当年新增风电装机容量达到1000 千瓦以上，在世界风电市场的占有率超过8%，销售额突破100 亿元。
2.2 国内现有工厂生产能力的调查
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国内风电成套设备供应商主要有新疆金风公司，2005 年的目标是装机达到500 台约40 万千万。
作为中国自己的风电设备供应商——金风科技公司是在科技部支持下成长起来的一家风力发电企业，2004 年科技部批准金风科技公司成立了“国家风能风电工程中心”。金风科技公司在8 年中完成了从第一台产品的生产、试验，到国产风电设备的产业化推广。2004 至2005 年，中国风电市场的年新增装机容量从不到200MW 增长到近600MW，增长率为198%。在如此迅猛增长的市场当中，国产风机仍保持着25%以上的市场占有率，而金风公司的市场份额也从占国产份额的82%增长到90%。
除金风公司外还有 20 家左右小的风电成套设备供应商，比较有实力的如浙江运达公司。浙江运达风力发电工程有限公司以风力发电产品开发、市场开拓、质量控制和设备总成套为主要业务，通过虚拟制造的方式来完成产品的生产。该有较规范的规章制度和质量保证体系，已通过ISO9001 质量管理体系认证，并且公司效益良好。为了增强经济实力，2003 年5 月底完成了增资扩股，由原来的注册资金1000 万元增加到2551 万元，这为公司以后的发展奠定了基础。该公司已被审定批准为浙江省风力发电高新技术研究开发中心，并于2003 年11 月成为区外高新技术企业。该公司在大中型风力发电机组开发研究方面拥有十分丰富的经验。通过与国内各大专业配套厂合作，逐步形成了国内风力发电机组的专业制造基地。公司拥有良好的科研基础和一支素质良好的专业技术队伍，其中教授级高工5 人，
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均在我国风力发电技术领域做出突出贡献，并被国务院批准享受政府特殊津贴;高级工程师7 人，工程师15 人，其中大部分在丹麦、德国接受过风力发电技术专业培训;公司的主要技术骨干曾经主持或参加了国家“六五”、“七五”、“八五”和“九五”重点科技攻关计划中的风力发电专题项目，具有较强的开拓、创新意识。该公司现主要产品为250kW、600kW 和750kW 风力发电机组，该系列机组均采用失速型三浆叶、上风向、水平轴布置，配有先进的PD 集散控制系统，其中250kW、600kW 机组已完全实现国产化，该系列机组在国内有非常好的市场前景，目前250kW 机组和750kW 机组产品在东南沿海地区也显现出较好的市场开发潜力。该公司在国家“八五”科技攻关中完成的200kW/250kW 风力发电机组，已安装在浙江苍南风电场、广东南澳风电场及大连长海风电场。1998 年11 月，该产品被国家科技部等六部委批准，颁发了“国家重点新产品”证书。该公司在“九五”期间，完成了国家科技部“九五”重点科技攻关计划专题“大型风力发电机组研制”、国家计委“九五”重点科技攻关计划专题“600kW 风力发电机组总体设计关键技术研究”以及浙江省重大科技项目“600kW 风力发电机组研制”。目前新开发成功的750kW 风力发电机组是该公司承担的国家“十五”重点科技攻关计划课题。通过与德国Repower 公司的合作，引进、消化、吸收国外先进技术，首批2 台750kW 机组已出售给山东长岛，已于9 月底并网发电，并以此为基础正在进行国家863 项目MW 级大型风力机产品的开发。
东汽通过引进德国技术，开始进入风电成套设备制造领域，目前
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的重点在1.5MW 风机上。
在风电增速箱制造方面，目前国内主要为重庆齿轮箱有限责任公司和南京高精齿轮股份有限公司。
其中重庆齿轮箱有限责任公司在设计方面暂时处于行业领先的地位，而南京高精齿轮股份有限公司则在制造方面处于行业领先的地位。
重庆齿轮箱有限责任公司始建于 1966 年，于1972 年投产。占地面积53 万平方米。现有职工2000 余人，其中专业技术人员484 余人，研究员级高级工程师8 人，高级工程师55 人，高级会计师2 人，高级经济师7 人，享受国务院津贴8 人。公司是中国最大500家机械工业企业之一，国家一级计量单位，国家大型军工企业。重庆市工业企业50 强，重庆市信息化带动工业化重点单位。公司从92 年连续多年被评为重庆市工业50 强，具有每年生产各类齿轮箱约1000 台的能力。其中大型齿轮箱(单重50 吨以上)年产120-150 余台，中型齿轮箱(单重10 吨以上)年产约300 余台，具有年产联轴节减振器2000 余台的能力。该公司现拥有总资产8.9 亿元，其中固定资产原值5.3 亿元，固定资产净值3.5 亿元;2005 年重庆齿轮箱有限责任公司主营业务收入9.6 亿元，工业总产值10.2 亿元，产出以每年35%以上的速度增长。该公司2005 年风电齿轮箱产量为年产300 台，预计到2010 年达到年产1200 台的生产能力。
南京高精齿轮股份有限公司也是一家齿轮箱专业制造厂，2005 年风电齿轮箱产量达到了年产600 台，他们聘请了三名日本人对风
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电齿轮箱制造进行管理，具有相当强的上升空间。
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
公司 2006～2010 年风电市场预测及公司目标见表8。每台800kw 齿轮箱的成本详见表9，加工费与材料费基本相当。从表中可以看出每台齿轮箱的变动成本为42 万，销售价格50 万，利润为8 万。风电齿轮箱的制造其提前期在60 天左右，毛坯采购需要30 天左右，加工制造需要30 天左右。
风电齿轮箱在国内制造，由于制造成本低，只要质量好是很容易打入国际市场的。此外，由于我们是在质量和可靠性上展开差异化竞争，在国际市场上应该是很有竞争力的。 2.4. 投资估算与资金筹措 2.4.1 方案一
根据公司初期的规模，固定资产总投资约7000 千万，其中蓦集资金4000 千瓦，银行贷款3000 千万，资产负债率控制在40%左右。要使公司运转，至少需要征地和装配厂房的建设，估计至少需要500 万左右启动资金。在组织拥有设计和营销能力后，可以采用虚拟组织的形式，生产制造可以采用外协加工的方式，当具有一定资本后，再购买设备自己加工。
公司在 2010 年底要达到1500 台的产量，7.5 亿的销售收入，总投资约需1.7 亿元，分三期进行建设，前期投资规模为7000 千万，产量为500 台，中期和后期各为5000 千万。
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2.4.1.1 盈亏平衡分析、利润、净现金流量分析
按照当前国内的制造水平和市场行情，800kw 齿轮箱，每台齿轮箱的变动费用为42 万，售价50 万。7000 千万的固定资产投资，按十年直线法计提折旧，每年的折旧费为700 万，其他固定费用假设为100 万，则每年的固定费用合计为800 万。则盈亏平衡点为：(700+100)/(50-42)=100 台，即盈亏平衡点为100 台，产量在100 台以下则亏损，在100 台以上则盈利。
如在 2009 和2010 年，各追加5000 千万的设备投资，并按十年直线法计提折旧，每年增加的其他固定费用按100 万计算。
3.投资决策评价 3.1.投资期法
在不追加投资的情况下，投资回收期=4+(7000-6695)/2144=4.14(年)。 3.2. 净现值法
采用净现值法计算，在不追加投资的情况下，假设该项目具有10 年的生命周期，剩余资产的残值不计，则在其10 年生命周期内的总净现值(NPV)为5772.97 万元，投资回收期不到6 年。项目实施带来的净现值与总收益表万元
年次 各年的净现金流量(NCF)5%的复利现值系数 现值 累计现值
第一年 -300 0.952 -285.60 -285.60
发电厂实习报告范文第2篇
1、FGD烟气脱硫技术国内外发展现状与趋势
FGD在发达国家经过数十年的开发运用，积累了丰富的经验，技术上也趋于成熟[3~4]。国内20世纪70年代就开始了烟气脱硫技术研究，但起点不高，仅进行了一些小型工业性试验，自行研制的脱硫设备主要应用于中小型锅炉，烟气脱硫装置也基本上是从除尘设备稍加改进演变而来。后通过引进国外技术和装备搞了几个示范工程，但我国火电厂在烟气脱硫项目引进过程中大多重硬件、轻软件，忽视技术的吸收和创新，导致我国至今仍无自主知识产权的大型火电厂FGD核心技术[5~6]。主要原因有：
(1)脱硫产业的市场需求量直到近几年才形成规模，研究开发起步晚、投入少;
(2)FGD变化因素多(工艺种类、烟气条件、环保要求、吸收剂供应、主机条件、排烟条件、现场条件、副产品及其利用等)，需要量身定制，多参量大范围的优化，传统的粗放分散设计研究手段不能满足要求;
(3)FGD系统投资和运行消耗都很大，经济性很敏感，要求最大限度降低总费用，传统开发模式下的技术、经济的综合研究方法落后、能力不足;
(4)FGD工艺重点防腐、防堵、传质等的跨行业技术整合要求高，传统的部门条块分割、技术与经济分离等积弊妨碍了技术资源的整合。国内大型火电厂基本采用进口全套FGD设备或进口全套技术和FGD关键设备的方法。这些装置建成投产后运行效果良好，但同时也存
在建设投资大、运行费用高、不适应国情、缺乏继续改进发展的条件等问题，难于有效推广。此外，采用技术引进/支持的方法也需要支付高额的技术使用费，在工期、关键设备国产化等方面也受制于人。缺乏自己大型火电机组烟气脱硫的核心技术，没有成熟的自主FGD工艺包成为我国大面积实施烟气脱硫的心腹之痛。掌握烟气脱硫系统的核心技术，向用户提供整套烟气脱硫解决方案，实现技术自主、低投资、低消耗的烟气脱硫技术意义重大。
2、OI2-WFGD核心技术研究内容
苏源环保OI2--WFGD核心技术是我公司按引进技术与自主研发互补、工程实践积累与高科技研发互动的技术能力构造战略，以精准优化(Optimization)、个性化(Individuation)、集成化(Integration)为特点，利用当今计算技术飞速发展的契机，将其引入FGD技术的研发，走了一条以计算技术促进工艺技术创新的路，其研究过程、主要内容如下：
(1)建立基于现代设计技术的CAE/CAD/CFD、FGD仿真、工程数据采集及处理、关键点实验、项目管理等研发平台。
在项目执行时实施逆向工程、对实际FGD工程实施数模化，然后再以实际工程采集的大量工程数据、国情、行业特点和最新的技术发展对其进行模拟仿真、分析、优化。如系统配置、关键参数、核心理化过程、辅之以关键点实验，应用现代设计技术中的优化设计、可靠性工程、CAE/CFD、价值工程等技术建立WFGD工艺包。
(2)通过工程实证、细化、深化、发现问题、并行建立完善工程设计、EPC项目管理平台、完成构建FGD技术解决方案。建立一套完整的与国际先进的FGD技术同等的能反映中国特点和时代科技进步的FGD企业标准、准则和规范。
(3)以OI2-WFGD的工艺包为基础，根据多年积累的工程经验和系统认识，整合国内相关行业企业技术和能力资源，同时积极吸收世界技术的最新发展的成果，如计算技术、新材料、新工艺、新方法，以及研发人员的知识创新，实现新产品对现有产品的超越，同时形成一批专利，为吸收塔、搅拌器、除雾器、浆液喷嘴、石膏浆旋流器、废水旋流
器、石膏脱水机、特种浆液阀门以及大型管式GGH、吸收塔等核心设备的创新开发和替代进口奠定了基础。
(4)根据我国火电厂在地域分布、建设时间、可用吸收剂资源及其特性、燃煤煤质、烟气特性、脱硫副产品处理等方面的差异，以实际工程数据为软件包的标准数据，分析归纳典型火电厂特别是已建老厂的特点，建立FGD可利用资源(设备、材料、服务)数据库和组织管理优化平台，为OI2-WFGD核心技术在全国的推广运用创造条件。
3、OI2-WFGD核心技术的应用
苏源环保公司于2003年8月20日与太仓港环保发电有限公司签订了
一、二期脱硫工程的总承包合同，承建2×135+2×300MW发电供热机组的烟气脱硫工程。工程采用公司自主研发的OI2-WFGD烟气脱硫技术，设计脱硫效率97%，保证脱硫效率95%。苏源环保公司负责烟气脱硫岛完整范围内的设计、设备采购、制造及现场制作、施工安装、调试、人员培训、现场技术服务、指导监督及整套系统的性能保证和售后服务等。
本工程脱硫装置包括：石灰石粉制备、储存和制浆系统、吸收剂储存和制备系统、烟气系统、SO2吸收系统、石膏脱水系统、电气系统及照明、热控及I&C系统、土建建筑、采暖通风及空调、供排水系统、通讯工程、消防及火灾报警等。在核心技术研发过程中，以该项工程为依托，扩大对国内、外FGD工程经验的采集范围，利用现代化统计、分析方法，争取以较小工程经验积累，制定出具有现代技术水平、科学、合理、具有广泛实用性的FGD标准、体系，建立科学工程实践经验收集反馈体制，进一步完善OI2-WFGD技术，以不断满足国家日趋严格的环保政策要求为着眼点，跟踪科技进步、紧扣电力发展的需求，发展性价比更高的烟气脱硫整体解决方案。
4、OI2-WFGD核心技术的特点
4.1 有较多的创新点
(1)利用数值分析、模拟、仿真技术，配合扬州电厂的工程试验数据的校正，辅以必要试验在计算分析结果的指导下较快的实现目标回
归，利用数模加工程数据校正快速回归加快积累并代替大型试验，解决了我国FGD研发中因缺乏经验积累和因财力所限无力建设大型试验台进行必要地研究，无法实现精确定量的精准设计达不到FGD系统要求的高度集约化的问题。
(2)开发核心工艺包，同时集成开发相应的计算机辅助设计、项目管理和网络协同等技术，在此基础上，整合电力、环保、化工、材料等行业的相关技术资源和FGD工程实施经验，将工艺包、工程设计、项目管理技术集成并行开发，增加针对性、实用性加快产业化速度。
(3)针对项目庞大、复杂、周期长、新技术运用多的特点从项目开始就利用现代项目管理技术对项目进行管理，引入科技研发项目的WBS制定、非关键路线上的风险预测等新概念。
4.2 技术水平先进
(1)起点标准高。课题高起点起步、高层面规划、高技术实施，其结果是技术成果在国外先进技术的基础上实现系统设计的优化能力更强、配置可靠性更高、装置造价更低、适应性更强、建设工期更短、更适应国情、更适应电力行业、与主体发电机匹配性更好，关键过程更精确。
(2)精度高，性能优异。本项新技术的研究深度、集成度、性能指标和适应性都达到了国内先进水平其中性能指标达到国际先进水平，适用性超过引进技术。
(3)功能强，实用性好。运用现代设计技术开发的以数字化设计为特征OI2-WFGD具有整套高度集成的系统优化能力，优、准、精是其特色，每个项目的实施方案均贯穿着精确定量优化，从而保证项目总性价比最优;高级CAD/CAE技术运用使OI2-WFGD可完全按用户实际要求，以量体裁衣的方式提供最适合其需求的FGD，特别适合老厂改造项目场地狭小条件多变情况;OI2-WFGD是针对火电厂脱硫的技术，融入了丰富的火电和对主机系统特点的深入研究，在OI2-WFGD开发时力求从底层将FGD系统与主机系统有机嵌合实现无缝连接高度集成，充分整合得用电厂主机系统资源、简化运行维护使之成为最适合电厂、最易于运行的FGD;以向用户提供以工程EPC(设计、采购、建设、调试)总承包为主要方式的整套烟气脱硫解决方案为目标，建立依据现代项目管理理论运用主流项目管理软件集成的项目管理和网络协同工作平台，能很
好地适应现代技术设计的动态、并行工作的特点和EPC工程集约化管理的要求，可提供工程服务的质量。
5、经济效益
目前，我国的FGD项目建设普遍采用的是使用国外FGD技术。具体做法有两种：一种方法是引进甚至在一定的时间、范围内买断技术使用权，采用此方法一般先期要付出较高的技术转让费加以后在一定数量的实施项目中按项目合同额的约3%支付的技术使用费等，其中技术转让费的数额在数千万至数亿人民币之间不等。另一种方法是项目合作，即在具体项目上由国内工程公司与国外著名的FGD公司进行合作，一般是由外商提供技术支持和FGD装置性能保证，费用可达项目总费用的10%或更高，可见无论是用哪种方法使用国外FGD核心技术的费用是高昂的。具有自主知识产权的OI2-WFGD烟气脱硫核心技术作为国外FGD技术的替代，推广使用可以降低约10%的总投资。
目前，FGD装置的设备大部分已实现国产化，但仍有部分设备需要进口且大部分集中在以吸收塔为中心的核心区域，一般占系统总投资的20%到30%，如2×135MW机组烟气脱硫装置的进口部分费用高达4千多万元(合同总价1.24亿元)，可见其费用之高昂。经测算，若实现国产后可节约费用50%以上，根据分析我们认为这部分设备难以国产化虽有多方面的原因，但主要原因是外商把持着被俗称为工艺包的工艺设计技术，国产设备很难进入其设计软件的数据库。拥有自主开发的工艺包以后可以从根本上解决这个问题，另一方面OI2-WFGD技术的研发平台CAD/CAE/CFD功能强大，是FGD装置关键设备国产化开发的利器，推广使用本技术后因实现了核心部件国产化，投资费用可降低10%至15%。
6、结论
烟气脱硫技术开发研究是一个大课题，涉及范围广、影响因素多、研发周期长，长期处于国外垄断状态。随着我国燃煤电厂烟气脱硫市场的急剧扩张和科学技术水平的不断提高，开发具有自主知识产权的烟气脱硫核心技术不仅可行，而且十分必要。可以预见，苏源环保公司
OI2-WFGD核心技术的开发成功将彻底地打破国外在成套技术和关键设备方面的垄断状态，同时也将推动我国的可持续发展战略的顺利实施。 参考文献：
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3.陈里，国外烟气脱硫脱硝技术开发近况，化工环保，No.3，1997，p：145~148
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5.韩笑钊等，烟道气脱硫概述，安徽化工，1995，No.5，p：40~43
发电厂实习报告范文第3篇
火力发电厂简称火电厂，是利用煤、石油、天然气作为燃料生产电能的工厂，它的基本生产过程是：燃料在锅炉中燃烧加热水使成蒸汽，将燃料的化学能转变成热能，蒸汽压力推动汽轮机旋转，热能转换成机械能，然后汽轮机带动发电机旋转，将机械能转变成电能。
一、锅炉部分
锅炉的燃料主要是煤：原煤从煤都落下由给煤机送入磨煤机磨成煤粉，并同时送入热空气来干燥和输送煤粉。形成的煤粉空气混合物经分离器分离后，合格的煤粉经过排粉机送入输粉管，通过燃烧器喷入锅炉的炉膛中燃烧。燃料燃烧所需要的热空气由送风机送入锅炉的空气预热器中加热，预热后的热空气，经过风道一部分送入磨煤机作干燥以及送粉之外，另一部分直接引至燃烧器进入炉膛。燃烧生成的高温烟气，在引风机的作用下先沿着锅炉的倒“U”形烟道依次流过炉膛，水冷壁管过热器，省煤器，空气预热器，同时逐步将烟气的热能传给工质以及空气，自身变成低温烟气，经除尘器净化后的烟气由引风机抽出，经烟囱排入大气。如电厂燃用高硫煤，则烟气经脱硫装置的净化后在排入大气。煤燃烧后生成的灰渣，其中大的灰子会因自重从气流中分离出来，沉降到炉膛底部的冷灰斗中形成固态渣，最后由排渣装置排入灰渣沟，再由灰渣泵送到灰渣场。大量的细小的灰粒(飞灰)则随烟气带走，经除尘器分离后也送到灰渣沟。锅炉给水先
进入省煤器预热到接近饱和温度，后经蒸发器受热面加热为饱和蒸汽，再经过热器被加热为过热蒸汽，此蒸汽又称为主蒸汽。
经过以上流程，就完了燃料的输送和燃烧、蒸汽的生成燃物(灰、渣、烟气)的处理及排出。由锅炉过热气出来的主蒸汽经过主蒸汽管道进入汽轮机膨胀作功，冲转汽轮机，从而带动发电机发电。从汽轮机排出的乏汽排入凝汽器，在此被凝结冷却成水，此凝结水称为主凝结水。主凝结水通过凝结水泵送入低压加热器，有汽轮机抽出部分蒸汽后再进入除氧器，在其中通过继续加热除去溶于水中的各种气体(主要是氧气)。经化学车间处理后的补给水(软水)与主凝结水汇于除氧器的水箱，成为锅炉的给水，再经过给水泵升压后送往高压加热器，偶汽轮机高压部分抽出一定的蒸汽加热，然后送入锅炉，从而使工质完成一个热力循环。循环水泵将冷却水(又称循环水)送往凝结器，吸收乏气热量后返回江河，这就形成开式循环冷却水系统。在缺水的地区或离河道较远的电厂。则需要高性能冷却水塔或喷水池等循环水冷设备，从而实现闭式循环冷却水系统。 经过以上流程，就完成了蒸汽的热能转换为机械能，电能，以及锅炉给水供应的过程。
南海江南长海电厂的煤由码头运来，由皮带送至原煤仓。通过振动给煤机均匀定量地把原煤输送到下行管道中，在管道中有一定的干燥。接着进入磨煤机，钢球磨煤机是一个内壁衬有波浪型锰钢护甲的圆筒。筒内装有许多直径为30～60mm的钢球，原煤与一次风进入筒内，在离心力和摩擦力的作用下，护甲将钢球及原煤提升至一定的高度，然后借重力自由下落。煤主要被钢球击碎，同时还受到钢球之间、钢球与护甲之间的挤压与研磨，过程中受到一次风的干燥作用。新会双水电厂水路交通便利，煤直接运至厂里的码头，经过碎煤机，再一级一级的皮带传送到煤仓。在运输过程中，有强磁除铁、除木屑的装置。煤要送入锅炉须通过给煤机，电厂中使用两种给煤机，皮带给煤机和刮板给煤机。皮带给煤机将煤从煤仓中运出，经过刮板给煤机运锅炉。在5号机启动前夕，我们也看到工人们把床料通过刮板给煤机送入锅炉。
二、汽轮机部分
汽轮机是以蒸汽为工质的旋转式热能动力机械，与其他原动机相比，它具有单机功率大、效率高、运转平稳和使用寿命长的优点。汽轮机的主要用途是作为发电用的原动机。汽轮机必须与锅炉、发电机、以及凝汽器、加热器、泵等机械设备组成成套装置，共同工作。具有一定压力和温度的蒸汽来自锅炉，经主气阀和调节气阀进入汽轮机内，一次流过一系列环形安装的喷嘴栅和动叶栅而膨胀做功，将其热能转换成推动汽轮机转子旋转的机械功，通过联轴器驱动其他机械，这里指发电机做功。在火电厂中，膨胀做工后的蒸汽有汽轮机排气部分被引入冷凝器，想冷却水放热而凝结。凝结水再经泵输送至加热器中加热后作为锅炉给水，循环工作。具有一定压力、温室的蒸汽，进入汽轮机。流过喷嘴并在喷嘴内膨胀获得很高的速度。高速流动的蒸汽流经汽轮机转子上的动叶片做功，当动叶片为反动式时，蒸汽在动叶中发生膨胀产生的反动力亦使动叶片做功，动叶带动汽轮机转子，按一定的速度均匀转动。这就是汽轮机最基本的工作原理。
从能量转换角度讲，蒸汽的热能在喷嘴内转换为气流动能，动叶片又将动能转换为机械能。反动式叶片，蒸汽在动叶膨胀部分，直接将热能转换为机械能。
汽轮机的转子与发动机转子通过连轴器连接，汽轮机转子以一定的速度转动时，发电机转子也跟着转动，由于电磁感应的作用，发电机静子线圈中产生电流，通过变电配电设备向用户供电。 凝汽器是用循环冷却水使汽轮机排出的蒸汽凝结，在汽机排汽空间建立并维持所需的真空，并回收纯净的凝结水供给锅炉给水，提高了机组的热效率。
高压加热器是用汽轮机抽汽加热锅炉给水来提高给水温度，以提高机组的热经济性。高压加热器由壳体、管板、管束、隔板等部件组成。高压给水加热器为单列卧式表面凝结型换热器，水室采用自密封结构。
高加壳体为全焊接结构，由钢板焊接组成。为了便于壳体的拆移，安装了吊耳和壳体滚轮，并使其运行时自由膨胀。为防止壳体变形，每台有过热蒸汽冷却段加热器均设置护罩和档板。所有加热器的蒸汽入口和疏水入口处(在壳体内)均装有不锈钢防冲板，以防管子受汽水直接冲击和引起振动和腐蚀。
高压加热器由过热蒸汽冷却段、凝结段和疏水冷却段组成。过热蒸汽冷却段是利用从汽轮机抽出的过热蒸汽的一部分显热来提高给水温度，位于给水出口流程侧，并有包壳板密闭。过热蒸汽在一组隔板的导向下以适当的线速度和质量速度均匀的流过管子，并使蒸汽留有足够的过热度以保证蒸汽离开该段时呈干燥状态，这样，当蒸汽离开该段进入凝结段时，可防止湿蒸汽冲蚀和水蚀的损害。凝结段是利用蒸汽冷凝时的潜热加热给水，一组隔板使蒸汽沿着加热器长度方向均匀的分布，起支撑传热管作用。进入该段的蒸汽，根据气体冷却原理，自动平衡，直至由饱和蒸汽冷凝成饱和的凝结水，并汇集在加热器的尾部或底部，收聚非凝结气体的排气管必须置于管束最低压力处以及壳体内容易聚非冷凝气体处。非冷凝气体的集聚影响了有效传热，因而降低了效率并造成腐蚀。疏水冷却段是把离开凝结段的疏水的热量传给进入加热器的给水，而使疏水温度降至饱和温度以下。疏水冷却段位于给水进口流程侧，并有包壳板密闭。疏水温度降低后，当流向下一个压力较低的加热器时，减弱了在管道内发生汽化的趋势。包壳板在内部与加热器壳侧的总体部分隔开，从端板和吸入口或进口端保持一定的疏水水位，使该段密闭。疏水进入该段，由一组隔板引导流动，从疏水出口管输出。
三、电气部分
发电系统是由副励磁机、励磁盘、主励磁机(备用励磁机)、发电机、
变压器、高压断路器、升压站、配电装置等组成。发电是由副励磁机(永磁机)发出高频电流，副励磁机发出的电流经过励磁盘整流，再送到主励磁机，主励磁机发出电后经过调压器以及灭磁开关经过碳刷送到发电机转子，当发电机转子通过旋转其定子线圈便感应出电流，强大的电流通过发电机出线分两路，一路送至厂用电变压器，另一路则送到SF6高压断路器，由SF6高压断路器送至电网
四、化学水部分
随着水资源可持续发展战略的深化，作为耗水大户，合理地利用水资源，提高水的重复利用率已成为电厂水处理工作的紧迫任务。依靠科技进步与管理制度，实现水的循环使用、循序使用(串级使用)和水的回收使用尤为重要。废水的“零排放”已在部分电厂得到实现，即只能从水体取水而不向水体或周围环境排放任何废水。传统的电厂水处理工艺中，主要以混凝过滤、离子交换、磷酸酸处理为主要特征。如今，电厂水处理技术出现了多元化的特点。随着化工材料技术的不断进步，膜处理技术(包括微滤、超滤、反渗透、纳滤等)开始广泛应用于水质处理中，离子交换树脂的种类、使用条件与范围也有较大的进展，粉末树脂在凝结水处理中发挥着积极的作用。
将天然水在进入汽水系统前先除去杂质。其流程一般为：天然水――混凝沉淀――过滤――离子交换――补给水。混凝沉淀是加入混凝剂，产生絮凝体。过滤处理是使用石英砂等滤料除去细小悬浮物。化学除盐是使用混床除去金属离子和酸根，常使用树脂除盐。双水电厂的循环水处理流程
是从潭江里定点取水，经过循环水泵、无阀水泵、清水箱、清水泵，进入水处理室，依次经过阳离子交换器、除碳器、中间水箱、中间水泵、阴离子交换器，进入除盐水箱，由除盐水泵打入疏水箱，再由疏水泵输送到除氧器，进入给水系统。相比较，南海江南长海电厂使用的是更加先进的超滤反渗透系统。超滤用于从液相物质中分离大分子化合物，对水中的微粒、胶体、细菌和各种有机物有较好的效果。经过超滤，反渗透后，水被送入离子交换器。化学处理还包括往水中加药，加氨使给水显碱性，加阻垢剂能够防止水垢产生或抑制其沉积生长，加磷酸三钠可以出去油污，铁锈等杂质。
五、热工控制部分
热工自动化技术是一种运用控制理论、热能工程技术、智能仪器仪表、计算机技术和其他信息技术，对热力学相关参数进行检测、控制，从而对生产过程实现检测、控制、优化、调度、管理、决策，达到确保安全、增加产量、提高质量、降低消耗、减员增效等目的的综合性高新技术。它主要是指对锅炉、汽机及其辅助设备运行的自动控制，使机组自动适应工况的变化，且保持在安全、经济的条件下运行。
一般来说，热工控制系统是由测量装置、执行机构和控制系统三大部分组成。其中，测量装置和执行机构在原理和结构上没有新的变化，只是引入了智能化、网络通信接口、微处理器等，可以实现计算机远程设定、控制，逐步向现场总线方向发展，其核心已逐步由计算机控制系统取代。
由于火电厂的特殊性，涉及的势力设备众多、热力系统庞大，生产过程复杂，多数设备长期处于高温、高压、高速、易燃等恶劣的条件下，现代热工控制系统往往还包括自动保护、自动检测、自动报警、顺序控制等内容。
江南长海电厂2号机组采用DPU模块，实现数据现场采集，管理人员只要在控制室里，通过计算机模拟就能对设备远程控制。2号机运行前，我们参观了锅炉的热工监测设备。锅炉管道中大都采用热电偶测温，在现场有很多压力取样，有些重要参数测量会直接通过摄像头传至控制室。有些设备只起监控作用，不能动作。现场控制主要通过各种阀门。
总结：
这次我自己总结的实习目的是理论联系实际，增强我们对电厂的了解;使我们扩宽视野，巩固和运用所学过的理论知识，培养分析问题、解决问题的实际工作能力和创新精神;本次实习在我们完成专业基础课后进行，通过本次实习，使我们所学的理论知识得以巩固和扩大，增加学生的专业实际知识;为将来从事专业技术工作打下一定的基础;进一步培养学生运用所学理论知识分析产生实际问题的能力。
发电厂实习报告范文第4篇
二、实习时间地点：XX年6月9日~18日，中国湖北宜昌市
三、实习单位：葛洲坝水力发电厂
四、实习目的意义：
实习是教学计划中的一个重要环节。通过单位实习，让学生向单位技术人员及工人学习单位管理知识，了解一般的操作过程，进一步巩固课堂所学专业知识，了解并熟悉本专业的现代化技术和组织现场管理方法。为毕业后参加实际工作打好基础。实习锻炼了学生的实际动手能力，将学习的理论知识运用于实践当中，另一方面检验书本上理论的正确性，使学生对知识能够融会贯通。同时，开拓视野，完善学生的知识结构，达到锻炼能力的目的。
五、实习内容：
6月11日上午：入厂安全教育、厂纪教育，葛洲坝、三峡水利枢纽工程总体概况介绍
葛洲坝工程奠基于20世纪70年代初，竣工于八十年代末，总投资48.48亿元。大坝全长2606.5米，坝顶高程70米，设计装机21台，总容量2777mw，年均发电量157亿千瓦时。截止XX年6月30日，其累计发电量超过3656.48亿千瓦时。
三峡水利枢纽工程开始于20世纪90年代，预期XX年左右完成，拦河大坝为混凝土重力坝，坝顶总长3035米，坝高185米，水电站为坝后式，左岸设14台，左岸12台，共表机26台，前排容量为700mw的小轮发电机组，总装机容量为18200mw，年发电量847亿千瓦时。
葛洲坝水力发电厂成立于1980年11月，XX年11月改制重组，与三峡电厂成为长江电力的下属企业。
6月11日下午：葛洲坝电气一次部分介绍(二江电厂)
220kv开关站的接线方式为：
双母线带旁路，旁路母线分段——这是二江电厂220kv开关站接线方式的一个特点。将旁路母线分段并在每个分段上各设置一台断路器的原因是母线上的进、出线回数多，且均是重要电源或重要线路，有可能出现有其中两台断路器需要同时检修而对应的进、出线不能停电的情况，在这种情况发生时旁路母线分段运行、旁路断路器分别代替所要检修的两台断路器工作，保证了发供电的可靠性。同时两台旁路断路器也不可能总是处于完好状态，也需要检修与维护,当其中一台检修例一台处于备用状态，这样可靠性比旁路母线不分段、仅设置一台旁路断路器高。
开关站的主要配置：
出线8回 ：1-8e(其中7e备用);
进线7回 ：1-7fb(fb：发电机-变压器组);
大江、二江开关站联络变压器联络线：2回;
断路器：19台;
母线：圆形管状空心铝合金硬母线，主母线分别设置电压互感器(cvt)及避雷器(zno)一组。
开关站布置型式：
分相中型单列布置(户外式)。
发电机与主变压器连接方式：
采用单元接线方式。
厂用6kv系统与发电机组的配接方式：
采用分支接线方式(仅3-6f有此分支)。分支接线是机组与主变压器采用单元接线或扩大单元接线方式下获得厂用电的一种常用方法。在有厂用分支的情况下，为保证对厂用分支供电可靠性，必须作到：1)发电机出口母线上设置隔离开关;2)隔离开关安装位置应正确。为提高对厂用分支供电的可靠性，在3f-6f出口母线上加装了出口断路器。这样当机组故障时出口断路器跳闸切除故障，主变压器高压断路器不再分闸，不会出现机组故障对应6kv分段短时停电情况。
厂用6kv系统的接线方式：
采用单母线分段方式——二江电厂厂用6kv母线共4段，各段编号分别为
3、
4、
5、6，与各自供电变压器(公用变压器)所连接的发电机编号对应。
厂用电有关配置：
对发电厂来讲，厂用电就是“生命线”，必须具有足够高的可靠性。但单母线分段接线方式可靠性不高，为解决这一矛盾，普遍采用的配置原则是：
1、 电源配置原则：各分段的电源必须相互独立,且获得电源方向不得单一。
2、 负荷配置原则：同名负荷的双回路或多回路须连接于母线不同分段上。
3、 段间配置原则：分段与分段间应具备相互备用功能或设置专门备用段。
6月12日上午：参观二江电厂，220kv开关站，泄洪设施
6月13日上午：葛洲坝一次部分介绍(大江电厂)
500kv开关站接线方式：
采用3/2接线——选择3/2 接线方式，是基于开关站重要性考虑的。因为开关站进出线回数多，且均是重要电源与重要负荷，电压等级高、输送容量大、距离远，母线穿越功率大(最大2820mva)，并通过葛洲坝500kv换流站与华东电网并网，既是葛洲坝电厂电力外送的咽喉，又是华中电网重要枢纽变电站。3/2接线可以保证供电的高可靠性。
500kv开关站布置型式：
分相中型三列布置(户外式)。
开关站有关配置：
开关站共6串，每串均作交叉配置(交叉配置：一串的2回线路中，一回是电源或进线，另一回是负荷或出线)，交叉配置是3/2接线方式普遍的配置原则，作交叉配置时，3/2接线可靠性达到最高。因为这种配置在一条母线检修时另一条母线故障或2条母线同时故障时电源与系统仍然相连接，(在系统处于稳定条件下)仍能够正常工作。
1-6串的出线分别是：葛凤线、葛双 1回、葛双2回、葛岗线、葛换2回、葛换1回。其中葛凤线、葛双2回、葛岗线首端分别装设并联电抗器(dk)。
1-6串的进线分别是：8b与10b并联引线、12b与14b并联引线、16b与18b并联引线、20b引线(上述各变压器共连接大江电厂14台发电机组)。例外两条进线是二江电厂220kv开关站与大江电厂500kv开关站两台联络变压器(251b、252b)的高压侧引出线。
发电机与主变压器的连接方式：
扩大单元接线方式——由于主变压器连接2台发电机，且1-3串进线由二台主变压器并联，所以在发电机出口母线上设置了断路器。这样当一台发电机故障时，仅切除故障发电机，本串上其他发电机仍能正常工作，最大限度保证了对系统供电的可靠性。
厂用6kv系统接线方式：
单母线分段方式。
6月13日下午：参观500kv开关站
6月14日下午：葛洲坝电厂继电保护介绍
继电保护的对象：
电力元件、电力系统
继电保护的任务：
1、故障跳闸;
2、异常时发信号。
继电保护的要求：
1、可靠性;
2、选择性;
3、快速性;
4、灵敏性。
继电保护的构成：
厂房的保护：
1、机组保护：纵差保护、不对称保护、失磁保护、转子过流保护、负序过流保护;
2、主变压器保护：重瓦斯保护、轻瓦斯保护、差动保护、纵联保护、过电流保护等。
6月15日上午：参观大江电厂
6月16日上午：参观三峡水利枢纽工程
6月16日下午：葛洲坝电厂励磁装置介绍
励磁系统分类(按有无旋转磁场分)：
旋转磁场励磁;
静止磁场励磁：二极管整流励磁、可控硅整流励磁、二极管可控硅混合整流励磁。
励磁系统任务：
1、机端电压控制;
2、无功功率的分配;
3、保证系统稳定性。
电厂主励为交流侧串联，有自并励、自复励方式;电厂备励有3~4台，为二极管整流、他励方式。
励磁调节器(2套)：
远方控制：恒机端电压调节、恒励磁电流调节、恒无功调节;
限制功能：1)强励限制;2)功率柜停风或部分功率柜故障时，降低励磁;3)过无功限制;4)欠励限制;5)v/f限制。
6月17日上午：参观500kv换流站
6月17日下午：葛洲坝500kv换流站原理和配置介绍
葛洲坝-上海南桥直流输电工程是中国第一条超高压直流输电工程。工程送端葛洲坝换流站位于宜昌宋家坝，受端换流站位于上海市奉贤县南桥，途经湖北、安徽、江苏、浙江和上海，线路全长1045.7km。原计划1987年12月建成极1，1988年工程全部建成。由于换流变压器未通过出厂试验而重新制造，推迟到1989年9月投入运行，整个工程于1990年8月全部建成，从湖北葛洲坝至上海的葛南双极直流输电线路投入商业运行。其额定容量为1200mw(单极600mw)，额定电压为±500kv，输送直流电流为1200a。此工程揭开了我国输电史上新的一页，中国电力从此进入了交直流混合输电的时代。
葛洲坝-上海直流输电工程的运行方式有以下几种：
①双极方式(包括双极对称方式和不对称方式);
②单极大地回线方式(包括双导线并联大地回线方式);
③单极金属回线方式;
④功率反送方式(反送最大功率为额定功率的50%);
⑤降压方式(在额定直流电流下，直流电压可降到额定值的70%)。
换流站的主要设备：
换流阀：两端均采用空气绝缘，水冷却，户内悬挂式，晶闸管四重阀结构。三个四重阀构成一个12脉动换流器。每个换流阀由8个组件，每个组件有15个晶闸管，共120个晶闸管组成。
换流变压器：采用单相三线圈的换流变压器，每极3台，共7台(其中1台为备用)。线圈结线为 接法，二次线圈对地高压绝缘，单台变压器的额定容量为237/118.5/118.5mva，额定电压为 kv。变压器为有载调压，抽头在525kv侧，调节范围为-6%-+4%，每级1%。
交流滤波器：用于消除直流输电时在交流侧产生的特征谐波(12n±1次)，以及补偿无功。单组容量67mvar，6组共402mvar。其中有四组11/12.94次的低通交流滤波器，和两组23.6/36.23次、23.25/35.37次的双调谐高通交流滤波器。
直流滤波器：换流站的每极各配备调谐频率为12/24次和12/36次的双调谐滤波器各一组。
6月18日上午：葛洲坝电厂设备高压实验与意义
目的：
检验电气设备的绝缘性。
分类：
按类型分：1)出厂试验;2)交接试验;3)预防性试验(周期性);
按性质分：1)非破坏性试验(usue)。
常用试验：
定子绕组绝缘试验;
定子绕组的直流耐压试验;
定子绕组交流耐压试验……
意义：
由于没有做好运行前的实验，或者试验方法不正确，导致的国民经济损失是相当巨大的。如三峡电厂的某机组在没有进行非破坏性试验的情况下进行破坏性试验，导致机组相间绝缘损坏，须返厂修理，光运费就达上千万人民币;由于该机组是水力发电机组，水能的利用是即时的，不能存储，按700mw的单机容量、0.25元的电价、100天的维修时间，损失达4.2亿元，而且这是在当时电力紧缺情况下的直接电能损失，折算成间接地国民经济损失则是不可估量的。所以做好电气设备的高压试验是保证发电供电安全可靠的运行，保证国民经济平稳发展所必须的。
六、心得体会：
第一次坐上火车离家那么远，到一个陌生的地方去实习，让我收获良多。实习是大学里必不可少的一课，它提供一个机会给我们，让我们去校验自己的知识是否正确，是否离实际太远，是否真正能派上用场，更重要的是通过实践去得知自己的知识是否足够。
曾经以为课堂上讲的东西只在考试时有用，在这次实习中发现错了。像3/2接线、母线分段、双母线带旁母、长线并联电抗器中性点经小电抗接地、单元接线等等的知识点，它们都实实在在的运用到电力系统中。如果你上课时没有认真学，那么你只能对着那架在高处的各种设备发呆，不得其解。俗话说得好，外行看热闹，内行看门道;只有你努力挤进这个门槛后，才会得知其中的奥妙。
创新是建立在深厚的知识基础上，以及实实在在的应用中。葛洲坝的220kv开光站的双母线带旁母分段，既是在双母线带旁母的基础上加上分段，使得整个系统的可靠性得以大大的提高。3/2接线也是一个承前的划时代创新。没有基础的创新是空中楼阁，没有应用的创新是美丽的花瓶。
这次实习还让我掂量到自己的水平，肚子里的知识还是太少了。在电力这个行业里，经验是非常非常的重要，但是没有扎实的基础又何以有机会去得到经验呢?纵然让你去做一件事，不得要领也是徒然的。现代化的企业，需要的是专业又全面的人才。在这次参观中，所有的厂房都是无人值班的，实行的是全自动化的电厂，这个是未来发展的趋势。要想在社会上有长足的发展，必须好好努力，打造不可替代的素质!
实习除了有知识上的收获，还有对社会人生的感悟。一直以来，我们作为学生，只是一味地获取知识，真正接触社会的机会少之又少。正所谓“读万卷书，行万里路”。从小到大，我们读过得书定是不少，而行的路却真的太少了。
这次千里迢迢，跨越几个省份到湖北实习，看到了不同的风景，喝过不同的水，遇上了不一样的人。这里的人都是那么的热情，在公车上总会有人与我们交谈，告诉我们该怎样坐车，天气如何，哪里好玩，有什么特产……这样的事情如果发上在广州，大家肯定是马上下车，谁知道他是什么居心。人与人之间的距离是那么的近，或许这才是我们追求的和谐吧。
在宜昌这个城市里发觉大部分的人都是老人和小孩，大多都是女性。后来问老师为什么会是这样，老师说，那些老人都是当年修建葛洲坝时的工人，一个浩大的工程，耗掉了他们的一生，他们一辈子都是在这城市度过的。而年轻的人都到外面接工程去了。所以剩下的都是老弱病残。在我眼里看来，这或许是一种悲哀吧。
实习是那么的短暂，不甚了解，已然结束了。
发电厂实习报告范文第5篇
题目：广州市黄埔电厂参观实习
系
别
专业班级
学生姓名
指导教师 提交日期
目录
一、实习目的 ............................................................................................................................ 2
二、实习要求 ............................................................................................................................ 2
三、实习内容 ............................................................................................................................ 3 华南理工大学广州汽车学院电气工程系生产实习报告
3.1 实习形式 ..................................................................................................................... 3 3.2 实习前准备 ................................................................................................................. 3 3.3 实习内容 ..................................................................................................................... 5
3.3.1 … .................................................................................................................... 5 3.3.2 … ...................................................................................................................... 5 3.3.3 … ...................................................................................................................... 7
四、实习总结与心得体 ............................................................................................................ 9
五、主要参考文献 .................................................................................................................... 9
一、 实习目的
生产实习是本专业学生的一门主要实践性课程。是学生将理论知识同生产实践相结合的有效途径，是增强学生的群众性观点、劳动观点、工程观点和建设有中国特色社会主义事业的责任心和使命感的过程。
2 华南理工大学广州汽车学院电气工程系生产实习报告
通过生产实习，使学生学习和了解发电厂、变电站、调度中心等电力系统知识，培养学生树立理论联系实际的工作作风，以及生产现场中将科学的理论知识加以验证、深化、巩固和充实。并培养学生进行调查、研究、分析和解决工程实际问题的能力，为后继专业课的学习、课程设计和毕业设计打下坚实的基础。通过生产实习，拓宽学生的知识面，增加感性认识，把所学知识条理化系统化，学到从书本学不到的专业知识，并获得本专业国内、外科技发展现状的最新信息，激发学生向实践学习和探索的积极性，为今后的学习和将从事的技术工作打下坚实的基础。
生产实习是与课堂教学完全不同的教学方法，在教学计划中，生产实习是课堂教学的补充，生产实习区别于课堂教学。课堂教学中，教师讲授，学生领会，而生产实习则是在教师指导下由学生自己向生产向实际学习。通过现场的讲授、参观、座谈、讨论、分析、作业、考核等多种形式，一方面来巩固在书本上学到的理论知识，另一方面，可获得在书本上不易了解和不易学到的生产现场的实际知识，使学生在实践中得到提高和锻炼。
二、 实习要求
1)需提前准备实习资料收集、整理。 2)完成实习报告一份，字数不少于2000字。
三、 实习内容
3.1 实习形式和内容
①在发电厂工作人员、工程师的亲自带领下，我们参观了发电厂的各个部门和设备仪器;了解发电厂人员如何做好日常的管理工作、电厂的发电流程、了解到了设备仪器的基本工作原理、如何对设备异常、事故进行判断和处理等
②通过分组跟班、工程师现场介绍，了解一线工作人员的工作情况;了解发电厂的一次设备和二次设备;了解了发电厂的各类监控系统;了解调度员的工作环境、使用的专业软件以及需要掌握的专业知识。
③在工程师现场介绍调度中心的设备、工作情况的时候，学生要要求作好笔记。 ④将搜集学习到的相关知识与参观发电厂的实践相结合，对理论知识进行深化理 3 华南理工大学广州汽车学院电气工程系生产实习报告
解，总结收获。
⑤运用所学知识，对生产实际中存在的问题作出一定的分析，进一步提高分析问题和解决问题的能力。
3.2 实习前准备
(1)火力发电厂主要概念
火力发电厂的生产过程实质上是四个能量形态的转换过程，首先化石燃料的化学能经过燃烧转变为热能，这个过程在蒸汽锅炉或燃汽机的燃烧室内完成;再是热能转变为机械能，这个过程在蒸汽机或燃汽轮机完成;最后通过发电机将机械能转变成电能。 (2)了解发电厂的三大系统 汽水系统
火力发电厂的汽水系统是由锅炉、汽轮机、凝汽器、高低压加热器、凝结水泵和给水泵等组成，他包括汽水循环、化学水处理和冷却系统等。水在锅炉中被加热成蒸汽，经过热器进一步加热后变成过热的蒸汽，再通过主蒸汽管道进入汽轮机。由于蒸汽不断膨胀，高速流动的蒸汽推动汽轮机的叶片转动从而带动发电机。为了进一步提高其热效率，一般都从汽轮机的某些中间级后抽出作过功的部分蒸汽，用以加热给水。在现代大型汽轮机组中都采用这种给水回热循环。
此外，在超高压机组中还采用再热循环，既把作过一段功的蒸汽从汽轮机的高压缸的出口将作过功的蒸汽全部抽出，送到锅炉的再热汽中加热后再引入气轮机的中压缸继续膨胀作功，从中压缸送出的蒸汽，再送入低压缸继续作功。在蒸汽不断作功的过程中，蒸汽压力和温度不断降低，最后排入凝汽器并被冷却水冷却，凝结成水。凝结水集中在凝汽器下部由凝结水泵打至低压加热再经过除氧气除氧，给水泵将预加热除氧后的水送至高压加热器，经过加热后的热水打入锅炉，再过热器中把水已经加热到过热的蒸汽，送至汽轮机作功，这样周而复始不断的作功。在汽水系统中的蒸汽和凝结水，由于疏通管道很多并且还要经过许多的阀门设备，这样就难免产生跑、冒、滴、漏等现象，这些现象都会或多或少地造成水的损失，因此我们必须不断的向系统中补充经过化学处理过的软化水，这些补给水一般都补入除氧器中。
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燃烧系统
燃烧系统是由输煤、磨煤、粗细分离、排粉、给粉、锅炉、除尘、脱流等组成。是由皮带输送机从煤场,通过电磁铁、碎煤机然后送到煤仓间的煤斗内,再经过给煤机进入磨煤机进行磨粉，磨好的煤粉通过空气预热器来的热风，将煤粉打至粗细分离器，粗细分离器将合格的煤粉(不合格的煤粉送回磨煤机)，经过排粉机送至粉仓，给粉机将煤粉打入喷燃器送到锅炉进行燃烧。而烟气经过电除尘脱出粉尘再将烟气送至脱硫装置，通过石浆喷淋脱出硫的气体经过吸风机送到烟筒排人天空。
发电系统
发电系统是由副励磁机、励磁盘、主励磁机(备用励磁机)、发电机、变压器、高压断路器、升压站、配电装置等组成。发电是由副励磁机(永磁机)发出高频电流，副励磁机发出的电流经过励磁盘整流，再送到主励磁机，主励磁机发出电后经过调压器以及灭磁开关经过碳刷送到发电机转子，当发电机转子通过旋转其定子线圈便感应出电流，强大的电流通过发电机出线分两路，一路送至厂用电变压器，另一路则送到SF6高压断路器，由SF6高压断路器送至电网。
3.3黄埔电厂概况
广州市黄埔电力工程有限公司前身是随着1978年7月投产的广州黄埔发电厂应运而生的检修维修队伍，是适应市场经济发展的需要而产生的一支专业化的检修安装及配件加工队伍。这支队伍建立二十四年来，一直承担着广州黄埔发电厂(即经资产重组后成立的粤华发电有限公司的前身)、瑞明电力有限责任公司发电设备的日常维护和检修管理工作。确保了发电设备的稳定满发。到目前为止，已先后独立完成了厂内30余次125MW和300MW发电机组主、辅设备的大修及设备更新改造项目。使所管辖设备的综合可靠性指标达到了一流火力发电厂的水平。
黄埔电厂电气接线
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3.4电厂未来发展
随着黄埔电厂很多机组的老旧，如今已经关停了几台机组，同时准备着更换新型的发电机。由于受到国家政策影响，对于环境保护的要求，所以现在在广州市已经不能再装燃煤机组，即使黄埔电厂在未来的更新换代中需要用到其他的火力发电方式，比如燃烧天然气。同时天然气发电机组有这自身的许多优势比如： 天然气发电优势
环保性：更高的排放标准。燃气机组排放全面达到或超过欧Ⅳ标准，更环保， 更节能。
经济性：综合利用燃气发电，成本远远低于采用柴油和重油发电，也低于市电价格，如果将排放出的热能加以综合利用，则会更进一步降低成本。
节能性：发电效率更高。进口燃气机组发电效率最高可以达到 40% ，远远大于低端品牌 32% 的水平。
可靠性：适应于低浓度甲烷;设备运行更稳定，在正常情况下，维修周期大幅延长。
安全性：采用专利技术的电脑模块控制，技术水平达到国际领先，更多的控制系统、检测系统和保护系统确保机组安全运行。
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此外，宇动新能源公司具备了气体收集、处理、提纯、储存方面的技术，从电力系统的规划到冷热电联产联供，以及固有设施的改造等方面，均能提供全套的解决方案。
四、 实习总结与心得体会
今天是我们华南理工大学广州汽车学院电气工程系08级的第二次进行实习参观，实习地点为广州市黄埔电厂，尽管路途有点远，但是大家还是相当的兴奋，大概是因为很快就能实地了解发电厂里面真正的内容，了解将来可能的工作单位吧。而且可以吧很多实际事物与书本上面所学到的知识联系起来，使自己的知识更加丰富，知道更多的专业相关知识。
从参观实习中，我了解到了，随着国家政策的变动，能源价格的变化，对环保的指标要求越来越高，黄埔电厂正在逐步的改进着自己，从燃油发电到现在的燃煤发电或是将来规划中的天然气发电，从小机组到大机组，从没有脱硫脱硝到现在除尘脱硫脱硝等，黄埔电厂在一步步的改进着，既满足节能高效，又满足保护环境。同时要达到这些要求就必将应用到很多新技术，新设备，所以对于人员的要求也必将有所提高，如果将来我们想更好的发展，现在就需要认真学习，跟上时代的步伐，学习新技术，新知识，为将来的工作打下坚实的基础。
这次实习，让我感觉电力调度的困难，比起我们所学的课本知识复杂很多，形象系统稳定运行的因素也有很多，同时我国经济的高速性，使得用电的需求不断增加，所以更显调度中心的重要性。
五、主要参考文献