风电项目开发流程（通用9篇）
风电项目开发流程 篇1
一、踏勘现场、确定风电场规划范围
√ 业主方进行实际现场考察，确定风电场规划建设范围
根据风机布点间距要求，场区实际可利用情况确定风电场规划开发范围，利用GPS确定风电场范围拐点坐标。
二、与政府相关部门签订项目开发协议
√与政府相关部门确定项目开展前期工作函(根据省份要求办理）
需相关地区发展和改革委员会盖章批复同意此风电场开展前期工作（将拟选风电场范围坐标进行盖章确认），通常本文有效期为1年，同时文件抄送省国土厅、环保厅、国网电力公司。
三、设立测风塔与服务
√ 委托相关单位进行该风电场测风塔设立并进行测风服务
①测风塔宜选在风电场1km~5km范围内且不受风电场尾流效应影响及其他大型障碍物影响，宜在风电场主导风向的上风向，位置应具有代表性；
②采集量应至少包括10m、50m及轮毂高度的风速和风向以及气温、气压等信息，应包括瞬时值和5min平均值；
③委托相关单位对测风数据进行收集，测风数据应连续且不少于1个完整年；
四、风资源评估
√ 委托相关单位进行风资源评估分析，编制风资源评估报告
（根据地方要求及业主需求）
①业主协助相关单位收集临近气象站资料（气象站同期测风数据、累年平均风速、多年平均风速、盛行风向及风能情况）；
②委托单位对收集的风数据进行分析（数据完整性、合理性、缺测及不合理数据处理、代表年分析、湍流强度分析、风切变分析、威布尔分布情况等）；
③风资源条件判断（分析测风塔代表年风资源判断，盛行风向及盛行风能方向，可利用小时数，发电量初步估算）；
④根据风资源评估情况，判定拟选风电场风机类型，判定该风电场是否具有开发使用价值，给出合理化风资源建议；
五、项目总体规划及可研
√ 项目地形图购买
业主向项目所在地相关测绘单位购买所需地形图（可研阶段：1:10000）；
√ 收集资料
1、向项目所在地气象站、气象局收集气象资料：
①距离风电场现场最近气象站的基本描述，包括建站时间、仪器情况、测风仪器变更及安装高度变更记录、站址变迁记录、气象站所在地的经纬度及海拔高度；
②气象站基本气象参数，包括累年平均气温，月平均最高、最低气温，极端最高、最低气温及持续小时数，累年平均气压、相对湿度、水汽压，累年平均降水量、蒸发量、日照小时数，累年平均冰雹、雷电次数、结冰期、积雪、沙尘、温度低于-20℃、-25℃、-30℃的天数统计等，气象站累年的各个风向百分比统计；
③气象站近30年各年及各月平均风速资料；
④气象站测风仪器变更后对比观测年份人工站和自动站的月平均风速各为多少；
⑤气象站建站至今历年最低气温和大风（最大风速与风向）统计；
⑥气象站关于该地区灾害性天气记录；
⑦与风电场现场实测测风数据同期的气象站逐小时风速、风向资料；
⑧风电场现场测风塔的基本描述，包括经纬度、安装时间、高度、所用仪器型号和仪器标定书等；
⑨风电场现场测风塔一年完整逐小时测风数据与逐10分钟测风数据；
2、向电气主管部门收集资料：
①项目当地电网状况、区域电力系统概况及发展规划；
√ 现场踏勘 业主协助可研单位完成对项目的现场踏勘:
①确定现场地形地貌条件，项目升压站位置，进站道路条件、场区内道路条件，施工临水临电问题解决；
②了解当地工人工资情况、各种建筑材料进货初步位置；
③拟接入变电站位置确定，明确拟建升压站容量，是否为后续工程考虑等；
④沟通业主有无意向风机机型或风机厂家；
⑤现场踏勘实际情况照片留存；
√ 项目规划开发
根据具体开发情况，制定项目是否分期开发，开发流程及开发顺序确定；
√ 委托相关可研单位编写项目可行性研究报告
委托相关单位进行初勘地质勘查（也可一并委托可研单位完成）
业主需委托具有相关资质的可研单位编写项目可行性研究报告（主要包括）：
①资源：风能资源评估（更新收集数据在分析）、风力发电机组选型和布置、发电量计算；
②土建：项目所在地工程地质分析，风机、箱变基础设计、升压站选址及道路设计，施工组织设计、项目交通条件、征地用地情况分析、施工进度分析；
③电气：电气一次设计、电气二次设计，集电线路设计；
④技经：工程概算表、财务评价（总成本费用分析、发电量效益分析、清偿能力及盈亏分析）；
⑤其他：环保保护与水土保持分析、劳动卫生与工业卫生设计、节能减排、工程建设招标分析等等；
六、支持性文件的取得
√ 核准前需要
①规划选址意见书：省住房城乡建设厅办理
②项目用地预审批复函：省国土资源厅办理
③环境影响评价批复函：10万千瓦以上项目省环保厅办理，10万千瓦以下项目市环保局办理
④节能评估批复函：10万千瓦以上项目需委托相关单位出具节能评估报告，10万千瓦以下项目需出具节能评估登记表
√ 开工前需要
①接入系统批复函：以电力主管部门最终批复意见为准
②压覆矿藏批复函：项目所在地国土资源局办理
③地质灾害评估批复函：有相关专家批复意见
④银行贷款承诺函：相关银行出具证明
⑤林业系统批复：相关林业局出具证明
⑥无军事设施证明批复：中国人民解放军相关部门办理
⑦无文物批复函：项目所在地文物保护局办理
⑧水土保持方案批复函：10万千瓦以上项目省水利厅办理（含10万千瓦）
⑨其他：根据各省要求
七、编制项目申请报告、项目核准
√ 委托具有相关资质的单位编写项目申请报告
对拟建项目从规划布局、产业政策、资源利用、征地移民、生态环境、工程技术、经济和社会效益等方面综合论证，为项目核准提供依据（重点审查其支持性文件的符合性）。
√ 核准
由省级投资主管部门核准，取得核准批复文件后，方可开工建设。
八、微观选址、详勘、初步设计、施工图设计
√ 委托具有相关资质的单位完成微观选址
为风电场风力发电机组进行排布，影响因素主要有排布效率、地形、设备运输和施工、环境影响及土地类别等，使其风电场发电量最大化、荷载最小化。√ 委托具有相关资质单位完成详细地质勘查
详细的岩土工程资料和设计、施工所需的岩土参数；对建筑地基作出岩土工程评价，并对地基类型、基础形式、地基处理、基坑支护、工程降水和不良地质作用的防治等提出建议，需满足施工图要求。
√ 委托具有相关资质的单位完成初步设计、施工图设计
风电场施工图设计（含初设）：（风机基础施工图、箱变基础施工图、杆/铁塔基础施工图、升压站内建筑物建结水暖电、升压站总平面图、电气主接线图、电气总平图、电气主接线图等）。
九、施工阶段
√ 委托相关单位进行风电场项目施工
需委托：施工单位、工程监理单位、电气设备监理单位、地勘单位（桩基检测单位）、风机厂家及吊装单位、土方单位、沉降观测单位、护坡单位、门窗单位、消防单位、弱电及其智能化单位、外保温涂料单位、通信单位、具有相应资质的升压站电气设备供货单位等等。
十、竣工并网发电
√ 甲方、设计、监理、施工参与工程竣工验收，项目并网发电
设计单位依据项目周期内发生的设计变更及工程洽商，出具项目竣工图，并到政府相关档案馆进行备案登记，沟通协调项目所在地电网公司，并网送电。
风电项目开发流程 篇2
关键词：风电资源,开发利用,发展前景
1 引言
在我国, 风电资源是一种新技术, 发展历史较短, 仅仅只有20几年, 由于风电资源储量丰富, 并且在消耗过程中不会产生污染, 因此, 风电资源的开发利用受到很多国家的重视, 在德国, 风电装机总量高达1842.8万千瓦, 西班牙的装机总量略低于德国, 却也有1002.7万千瓦, 另外, 美国、印度、丹麦等过的装机总量都在300万千瓦以上。
目前, 全球可持续发展中面临的最主要的两大问题就是环境与能源问题, 开发利用可再生能源, 降低污染, 保护环境, 已经成为全球关注的重点。风能的由来是太阳能的转化, 不会随着人类的使用而减少, 是可再生能源, 在使用中也不会排放导致温室效应的气体, 是绿色清洁可再生能源。因此, 无论是在我国还是全球, 都对风电资源的开发利用投入了大量的研究, 本文就风电资源在我国的开发利用现状以及发展前景进行了详细探讨。
2 我国风电利用现状以及发展前景
根据目前我国气象科学研究所的相关研究资料来看, 在陆地上10米的高度上, 就有2.53亿千瓦的风能资源可供利用 (理论上来说, 陆地上50米高度, 风能资源就会比10米高度的增加一倍) 。除了陆地上有可供利用的风能资源之外, 海上也有可利用的风能资源, 大约有7.5亿千瓦, 这样, 存在的风能资源就高达10亿千瓦多了, 而目前我国可供利用的水能资源也就只有3.78亿千瓦, 如果可以将风能资源有效利用, 将会大大提高资源利用率。
在我国, 随着工业化发展的加速, 对于能源消耗急剧增加, 就目前我国的各种能源来看, 只有煤炭资源还可以开采, 其他的矿产资源都已经告急, 但是煤炭储量只有1200多亿吨, 而我国每年煤炭的产量就已经达到20亿吨, 以这样的速度下去, 煤炭资源也会在70年后挖完。虽然煤炭资源对于我国的工业化起到了强大的推进作用, 但是, 煤炭消耗却会排放大量的二氧化硫和二氧化碳, 导致空气污染, 加剧温室效应。因此, 加快风电资源的开采, 对于保护环境具有重大的意义。
近几十年来, 我国政府相关部门都非常关注风电资源的开发与利用, 还根据我国风电资源的开发利用制定了相关的政策, 已经出台的相关政策如《中国的可再生能源法》, 对于风电资源的开发利用发展起着积极的推进作用。近年来, 我国风电资源发展最迅猛的一年是2005年, 新增50万千瓦装机, 一直到2005年年底, 我国风电资源装机总量高达126万千瓦, 并且随着能源研究的不断深入与对风电资源的愈加重视, 风电装机在我国的总量将会一直增加, 我国计划在2020年, 保证全国风电装机总量在2000至3000万千瓦。
3 我国风电发展的问题
从上文的探讨中可以看出, 虽然目前我国的风电资源非常丰富, 但是, 由于技术限制, 开发利用进展比较慢, 其中, 影响我国风电资源发展的因素如下:
3.1 我国总体对风电资源的开发利用认识不足, 政府并没有在
政策以及资金上给予足够的支持, 致使风电资源迟迟不能快速发展。在国外, 例如德国, 风电装机总量高达1842.8万千瓦, 非常重视风电资源的开发利用, 风电资源开发已渐趋成熟, 因此, 风电资源开发利用的关键在于政府的大力支持。
3.2 由于风电资源的开发相对其他能源来说, 价格更高, 最主要
是因为我国还不能大规模生产全套的风电设备, 几乎都是进口的, 要支付昂贵的关税, 使风电开发成本加大, 提高造价, 不但会对风电的市场竞争力产生严重的影响, 同时, 还会使项目审批变得更加困难。
3.3 由于风电产业需要高昂的单位千瓦造价, 其上网电价比常
规的能源发电成本要高很多, 并且回报率也低, 导致很多单位却步。由于上述存在的问题, 严重制约我国风电资源的开发利用发展。
4 相关改善措施
要想加快风电资源在我国的开发利用速度, 就必须采取相应的措施。
4.1 新政策中明确规定, 可再生能源发电可以比普通资源发电
优于上网, 电网企业一定要为可再生能源上网提供更多的支持, 采取合理的利润原则, 按发电成本以及还本付息的方式确定上网电价, 如果出现比电网均价高的, 高出部分可以采取均摊形式共同负担, 另外, 在税收上, 也可以给予适当的优惠。
4.2 近年来, 我国发改委有提出一项新举措, 实行风电特许权项
目, 首先, 在一定的优惠政策以及建设条件的基础上, 可以允许通过招标的方式选择建设运营者, 吸引具备雄厚实力的集团或者大型企业参与投资建设。
4.3 国际上的主流风电机型是2000-3000千万, 但是在德国, 目
前已经投入使用5000千瓦的风电装机。与国外对比, 我国的风电设备制造技术就显得非常落后, 目前只掌握单机容量为600-750千瓦以下的制造技术。但是, 我国对于风电的发展愈加重视, 风电设备制造国产化率大于95%, 最近, 也下线1500千瓦的机组, 长此以往, 风电资源在我国将会得到更好的发展。
4.4 观察内蒙古锡林浩特的风电项目, 可以看出, 在建设工期
中, 安装风电设备的单台机仅仅需要几周的时间, 从安装至投产, 也只是需要6个月至1年的时间, 工期短的优势, 是水电与火电都无法比拟的, 并且风电投资规模非常灵活, 没有硬性规定装机数量, 可以根据实际情况随机应变, 可以根据资金的情况决定装机的数量。因此, 随着后水电时代的发展, 一定要加快调整产业结果, 加强在建风电工程的管理, 严格控制资本周转, 保证风电资源建设能够快速有效发展。
5 结束语
通过探讨风电资源在我国开发利用的现状与发展前景, 要想提高其利用速率, 加快发展, 就必须提高我国政府对风电资源的认识, 加大关注度, 从而促进风电资源在我国的快速发展。
参考文献
[1]沈宏, 耿超, 刘楠, 李伟丽.邱军亮国内外风电产业现状及其发展前景[J].河南科技学院学报 (自然科学版) , 2010, 34 (01) :88-89.[1]沈宏, 耿超, 刘楠, 李伟丽.邱军亮国内外风电产业现状及其发展前景[J].河南科技学院学报 (自然科学版) , 2010, 34 (01) :88-89.
[2]徐贵营.黄争鸣水平轴风力机叶片的逆向设计与分析[J].玻璃钢/复合材料, 2008, 23 (01) :57-58.[2]徐贵营.黄争鸣水平轴风力机叶片的逆向设计与分析[J].玻璃钢/复合材料, 2008, 23 (01) :57-58.
“风电大佬”看好海上风电开发 篇3
我国海上风电将进入加速发展期
根据BTM咨询公司的统计报告，截至2010年年底，全球海上风电累计装机355.4万千瓦，大部分位于欧洲。其中2010年全球新增海上风机144.4万千瓦，是2009年的2倍以上，欧洲海上风电装机增长近50％。预计今年海上风电将新增装机140万千瓦；到2015年，全球海上风电装机容量达到2600万千瓦。
中国可再生能源学会风能专委会副理事长施鹏飞认为，与陆上风电超高速发展相比，我国的海上风电尚处于起步和探索阶段。
目前，我国的海上风电装机容量达到14.25万千瓦，占国内风电装机总容量的比例不到1％。我国已建和在建的海上风电项目有上海东海大桥10万千瓦项目、江苏大丰潮间带30万千瓦示范项目以及去年政府首轮100万千瓦海上风电招标项目。与2010年世界海上风电装机350万千瓦相比，我国目前已建和在建项目只占4％左右。
尽管如此，我国仍被视为欧洲之外唯一会有快速发展的海上风电市场。未来5年，我国海上风电将进入加速发展期。
根据中国气象局的详查初步成果，在我国5到25米水深的海域内，50米高度风电可装机容量约2亿千瓦；5到50米水深的海域内，70米高度风电可装机容量约5亿千瓦。由此足见我国海上风电潜力巨大。
此外，相比陆上风电，海上风电靠近传统电力负荷中心，便于电网消纳，免去了长距离输电的烦恼。
国家能源局新能源和可再生能源司副司长史立山表示，海上风电既是国际能源开发的潮流，也是我国风电未来的开发重点。目前，我国已开发建设了大小不一的海上风电项目，并积极推进海上风电项目预可研、可研阶段的前期工作。
按照“十二五”规划，到2015年，我国海上风电装机规模将达到500万千瓦，2020年将达到3000万千瓦。未来5年，我国海上风电产业将重点开发建设江苏、山东基地，推进河北、上海、浙江、福建、广东、广西和海南等地的海上风电建设。这意味着，未来5年，我国的海上风电将迎来大发展，超越欧洲此前20余年的发展历程。
对于风电行业未来的发展，华锐风电副总裁陶刚认为：“海上风电将是未来风电行业发展的一个重要增长点。随着海上风电资源的进一步开发，技术的不断完善，海上风电事业必将成为全球风电产业发展的主要方向。”
据悉，在海上风电领域，目前国内的一线设备商已开始布局，抢占市场。2010年，华锐风电自主研发的34台3兆瓦海上风电机组在我国第一个国家海上风电示范项目——上海东海大桥海上风电场全部并网发电，并顺利通过240小时预验收，打破了国外企业对高端风电机组制造技术的垄断；同时，华锐风电自主研发的潮间带3兆瓦风电机组也在江苏如东潮间带风电场成功投入运行。
行业另一大龙头——金风科技也在海上风电领域进展迅速。金风科技公共关系总监姚雨表示，截至目前，金风科技已积累了一定的海上风电机组运行维护经验。早在2007年，金风科技一台1.5兆瓦直驱永磁机组于我国渤海湾投入运行，这是亚洲第一台海上风电机组。同时，金风科技在江苏如东和响水近海的各一台2.5兆瓦直驱永磁风机并网运行也近一年，机组的运行数据和运维经验对今后更大范围的应用都是很好的借鉴。此外，在去年我国首轮海上风电特许权招标中，龙源电力联合金风科技中标大丰20万千瓦海上风电场项目，采用的也是直驱永磁机组。
稳定性是关键，大型化成趋势
尽管海上风电遭遇“热捧”，但海上风机却无法复制陆上风机的操作模式。金风科技董事长武钢表示：“海上风机出一次故障，拖船费用加上装卸成本几乎可以侵蚀掉这台风机未来的发电利润。”由此看出，稳定性应成为海上风机的必备品质。
国电联合动力技术有限公司副总经理孙黎翔指出，海上风电技术门槛很高，这就是欧洲海上风电与其陆地风电相比规模还是很小的主要原因。从陆上风电角度看，风电场建设与风机的投资比例大致是3:7，而在海上风电中，设备投资的比例小于50％，但安装、建设、运营和维护的成本比陆地上都要高。
基于此，浙江运达风电股份有限公司总工程师叶航冶认为，风机制造企业在安全可靠性与成本问题上，应该明显向前者倾斜。“海上风机只要大部件出问题，想修复就需要大动干戈，那这台设备基本就算白给了。”维斯塔斯中国公司的副总裁徐侃也强调：“可靠性是最重要的，有些设备陆上风电可以不装，但是海上风电必须有。海上的服务不是想去掉就能去掉的。”
姚雨表示，海上风电场建设对机组设备的可靠性要求非常高，因为海上的施工成本比陆上高得多，维修一次就可能使得整个项目的投资回报打水漂。海上风电的开发有众多风险因素，整机厂商做海上风电一定要有丰富的陆上风电的经验，至少要有几千台陆上风电的运维经验。据介绍，迄今为止，金风科技已投入运行的直驱永磁机组超过3500台，平均可利用率达到98％以上。
除稳定性外，大型化也成为国内海上风电设备企业的普遍趋势。目前，我国主要的风力发电机组制造企业竞相宣布将于年内或明年初推出大型风机，积极进军蓄势待发的海上风电市场。
近日，国电联合动力技术有限公司宣布，定位于海上的6兆瓦风电机组将于年内下线，明年公司将开始研发12兆瓦风机。上海电气宣布，将于今年底或明年初下线5兆瓦海上永磁直驱风力发电机组。金风科技则表示，其首台6兆瓦直驱永磁海上风电机组样机将于今年底或明年初下线，2014年实现量产。
此外，中船重工(重庆)海装风电设备有限公司亦加入了“抢滩战”中，并已宣称将于今年10月下线5兆瓦风机。去年10月，湘电风能有限公司推出5兆瓦永磁直驱海上风力发电机，今年6月底，湘电风能在荷兰和中国福建分别建设了海上示范风场，预计今年下半年有望实现发电。
业界专家一致认为，我国风电设备制造企业如此密集地推出大容量风机，标志着中国海上风电已经从3兆瓦时代进入了5兆瓦、6兆瓦的过渡期。
此外，华锐风电于5月18日生产出6兆瓦SL6000系列风力发电机组。据悉，该机组是目前中国第一台自主研发、拥有完全自主知识产权的电网友好型风电机组，可广泛应用于陆地、海上、潮间带各种环境和不同风资源条件的风场。该机组叶轮直径长达128米，增加了扫风面积，提升了捕风能力，大大提高了风资源的有效利用率，同时，可适应零下45摄氏度的极限温度，并通过了62，5米每秒的极限风速测试。
海上风电前期工作流程2014 篇4
海上风电规划所做的工作主要包括海上风电场选址、收集资料、实地勘察、海上风电场规划报告编制，以及用海预审、环境影响评价和电网接入等专题报告的编制。
1海上风电场选址
海上风电场选址工作步骤如下：
(1)了解国家海上风电发展规划，确定开发意向，初步选择开发海域。
(2)向当地能源主管部门申请开展海上风电场选址工作。
(3)当地政府能源主管部门同意后，开展海上风电场选址资料收集工作。
(4)当地政府相关部门、专业机构等有关人员对风场进行实地勘察，初步了解项目情况。
(5)由专业机构编制海上风电场选址报告，对海上风电场项目的开发提出建议。
2海上风电场选址需收集的资料
海上风电场选址需收集的资料详见如下：
(图一)海上风电场选址需收集的资料
3实地勘察
1、区域海上风能资源
(1)收集、分析当地气象数据，向当地气象专家咨询。
(2)观察邻近海岸植被倾伏情况。(3)向当地渔业居民了解海上风力情况。
(4)现场多时段人工测风。
2、接入变电站
对拟接入的变电站进行考察，研究其主变压器容量、间隔设置、送出线路容量、当地最大负荷等。
3、渔业资源
向渔业主管部门了解渔业资源情况。海上风电场应避开近海人工养殖区域和捕捞作业区域。
4、海上交通
现场勘察海上风电场场址附近是否有航道、锚地、禁航区等，应避开船只航行或出入海港路经。
5、军事、文物、其他保护区
了解场址区域是否存在军事设施、文物古迹、自然保护区域或旅游景区等。
4海上风电场规划报告编制 海上风电规划由国家能源主管部门统一管理和部署，由沿海各省级能源主管部门组织具有国家规定资质的设计咨询单位，按照规范要求编制本省所管理海域内的海上风电发展规划，再由国家能源主管部门组织海上风电技术归口管理部门，在沿海各省区域海上风电发展规划的基础上，编制出全国海上风电发展规划。
5其他专题
各省级海洋行政主管部门对海上风电规划提出用海初审意见和环境影响评价初步意见后，由国家海洋行政主管部门组织沿海各省级海洋主管部门，根据全国和沿海各省区域海洋功能区划、海洋经济发展规划，对海上风电规划用海和环境影响评价进行初步审查。
与此同时，国家能源主管部门还要组织沿海各省级能源主管部门和电网企业编制海上风电工程配套电网工程规划，落实电网接入方案和市场消纳方案。
二、申请项目开发权
国家能源主管部门负责海上风电场项目开发权的授予。项目开发单位在各省级能源主管部门的组织下，积极开展海上测风、地质勘查、项目开发申请报告编制等前期工作。
1海上测风 项目开发单位按照海上风电规划，委托专业机构选择测风点、安装测风设备并开始收集测风数据。在测风期间，项目开发单位应完成海洋水文观测与评价、风电场海图测量、工程地质勘察及项目开发申请报告编制，完成建设用海报告编制及初步审查、海洋影响初步评价报告编制及审查。
2项目开发申请报告
项目开发单位编制海上风电项目开发方案及项目开发申请报告，并报请省级能源主管部门组织审查。
国家能源主管部门根据省级能源主管部门的海上风电项目开发申请，组织技术审查并论证工程建设条件后，确定是否同意开发。
3招投标
国家对海上风电场项目优先以招标方式确定开发投资企业，招标由国家能源主管部门组织。项目前期工作单位在协助省级能源主管部门完成项目开发申请报告上报后，应积极参加国家能源主管部门组织的项目招标。
4项目授予
项目中标后，项目单位与招标人签订项目特许权协议。此协议的签订即表明中标单位已取得该海上风电项目开发权。对于开展了海上风电项目前期工作而最终未中标的项目开发单位，可按照省级能源主管部门核定的前期工作费用标准，接受中标企业给予的经济补偿。
三、申请项目核准
项目开发单位取得开发权后，应按海上风电工程前期工作的要求落实工程方案和建设条件，编写项目申请报告，办理项目核准所需的支持性文件，与招标单位签订项目特许权协议，并与当地省级电网企业签订并网和购售电协议。项目所在地省级能源主管部门对项目申请报告初审后，上报国家能源主管部门核准。
1可行性研究报告
项目可行性研究报告应委托具备甲级资质的设计单位编制。编制完成后，报请省级能源主管部门进行评审。省级能源主管部门根据评审结论，出具项目可行性研究报告审查意见。
可行性研究报告编制完成后，应及时开展项目申请报告的编制工作，并将取得的核准所需支持性文件作为项目申请报告的附件。
2支持性文件
项目单位在上报项目申请报告时，应附有下列支持性文件：
1、项目列入全国或地方规划的依据文件;
2、项目开发授权文件或项目特许权协议;
3、项目可行性研究报告及技术审查意见;
4、项目用海预审文件;
5、环境影响评价报告批复文件;
6、项目接入电网的承诺文件;
7、通航安全审查批复意见;
8、安全预评价备案函;
9、金融机构同意给予项目贷款融资等承诺文件;
10、根据有关法律法规应提交的其他文件。
3申请项目核准
海上风电项目必须经过核准并取得海域使用权后，方可开工建设。项目核准后两年内未开工建设的，国家能源主管部门收回项目开发权，国家海洋行政主管部门收回海域使用权。说了这么多，想来大家也觉得抽象，最后的简图更加直观的描述了海上风电工程前期工作的相关流程。
风电项目管理经验 篇5
一、要作好项目前期的施工策划工作
由于风电安装项目是一个新起步的非水电项目，其工程特点就是工期短、施工场面开阔、所用施工设备大而多，往往中标后就面临着施工履约，用于施工准备的时间不多。因此，作好项目前期的施工策划工作就显得尤为重要。
项目中标后，首先要选定项目经理，并以有一定风电施工经验的人员组建项目施工团队——项目部，这些人要尽快熟悉招标文件，了解合同边界条件。;其次要确定资源配置特别是主吊设备。风电机组安装现场条件差、场地狭小、安装部件尺寸大而且单位重量大、吊装高度高，施工难度特别大，安全风险特别高。如1.5Mw风电机组，其塔筒高度就达到60m，转轮直径77m，机舱重达61t，安装用的主吊设备必须是350t以上的履带式起重机或500t汽车起重机，而国内吊车市场是需大于供，属卖方市场。因此必须锁定主吊设备，只有优质的施工设备，才是项目履约的保证。第三要确定经营管理模式。目前风电施工基本采用外协队伍的方式，因此明确分包工程项目及工作范围，按工程局的管理要求立项、招标，选定合格的分包协作队伍，就显得尤为重要。第四是现场管理人员的选择确定。风电场施工战线较长，需要沟通、协调的工作量较大，一个人要同时应付许多方面，对外要协调跟业主、监、厂家和地方征地等关系，对内要与局内土建分局处理分包管理等事宜，加之单台风机安装时间短，因此资料整理、文函往来就必须快，“时间就是金钱、时间就是效益”显现无疑。所以现场管理人选必须具备效率高、作风过硬且施工管理经验丰富等特质。
二、强化执行力度，严抓内部精益化管理
用“日新月异”来形容风电场项目在施工过程中的变化是十分形象的。1天就可能吊装一台风机机组，一周就可以完成单台风机的附件安装、风机调试及并网发电，一天的到货就可能摆满规划的设备堆放场。因此，风电施工必须要强化执行力度，严抓精益化管理，绝不能停留在口头上。只有超前的施工计划、超前资源安排投入，快速处理每天的事务，现场遇到的问题才能及时得到业主解决，才能给物供部门较充裕的时间进行物资采购的询价、比价，在满足工程需要的工期内、在市场价格较低的时段内购货，节约采购成本，以免在很快进入下一个工作循环时，耽误时机。由于风电场布置分散、安装场地狭小，但风机塔筒、叶片太长，安装现场一般都不具备堆放的条件，同时机组吊装使用的都是超大型吊车，这些吊装、运输设备不管是我们内部的还是对外租赁的，每天的固定费用都是好几万，所以要控制现场的成本，首先就必须控制好吊装、运输设备。目前我们的做法是：在制定风机安装的工期计划的同时要制定设备供货计划，还要多与业主、监理沟通，确保设备供货满足现场安装需要，避免施工设备等待时间，减少长距离的设备转场。集中时段使用大型设备，尽可能减少大型设备在施工现场的闲置，这样既满足施工进度要求，又节约施工机械的使用成本。如果风电项目的机械费用控制不好，那风电项目的经营将会十分困难。
三、对分包队伍进行介入式管理，严格控制分包成本
风电项目的特点决定了抢工期发生的必然性，短期内需要投入大量的设备和人力资源，就目前分局的现状来说比较难满足，从分局的长远发展来看也没必要储备如此多的设备和人力，所以分包施工方案既能合理利用社会资源，也是比较经济可行的。对分包队伍进行介入式管理，制定切实可行的施工方案，奖罚分明，可以避免因分包商施工组织不合理、资源投入不满足、安全措施不到位、资金使用不合理等因素给我部造成损失，使项目成本得到有效控制。另外，合理利用好分包队伍的资源，培养风电战略合作队伍使双方互利共赢，对将来继续扩大分局的风电市场是较有益处的。
XX风电项目2015安全总结 篇6
安全质量环保部（编）二○一五年十二月十九日
2015年，再回首，思考亦多，感慨亦多，收获亦多。“忙并收获着，痛并快乐着”。这是我场全体员工心曲的主旋律，长鸣耳畔。对云南华电安宁风电场而言，2015年的工作注定是难忘、印记最深的一年。工作标准的提高，连带着工作思想、方法等一系列的适应与调整，（包括工作上的适应与心态上的调整）压力带来了累的感觉，累中也融进了收获的快乐。在公司各位领导的支持和风场全体员工的不懈努力下，全面落实科学发展观，坚持“安全第一、预防为主、综合治理”的方针，扎实开展安全生产工作，努力地去完成各项指标和领导下发任务。现简要回顾总结如下：
全面落实科学发展观，坚持“安全第一、预防为主、综合治理”的方针，扎实开展安全生产工作。2015年工作总结
一、安全方面
1、严格控制公司安全生产指标。不发生人身轻伤及以上事故。不发生一般及以上设备事故。不发生一般及以上火灾事故。不发生重大及以上交通责任事故。不发生重大及以上环境污染事故。
2、安全费用投入不够，安全设备设施不够完备；
3、安全管理体系有待进一步健全，应急演练和措施需要加强；
4、职工的安全意识不强，人员整体素质有待提高，需要加强学习和教育培训。
二、生产方面
1、生产指标情况
生产指标完成情况，截止2015年12月23日止：
安宁风场项目部已安全运行23天，总共安装完成了2台风机，2台风机电路安装，部分机位三、四段塔筒吊装，机舱、轮毂卸货共23个。
2、风机安装率较低，由于风机厂家前期供货比较慢、现场道路坡度较大，尤其是道路情况。
3、在公司领导及安全监察室的指挥、领导下认真执行各项安全生产制度，在生产过程中不断的完善风电场的安全管理水平，并认真学习公司下发的各类安全文件，分析总结文件指示精神及部署工作任务。
4、加强与安全监察室沟通，做好安全生产工作，将设备安全隐患及人身安全隐患消灭在萌芽，从而保证大风月设备的健康稳定运行。
5、建立健全安全管理体系，落实安全生产责任制，加强安全网络建设，提高安全监管的能力。
三、管理方面
1、在安全管理中，我们发挥了安全生产各级网络管理作用，开展了反违章和反事故演习培训，做好了季节性安全检查和整改工作；加强了重大危险源管理，逐级落实安全责任制，积极开展各项安全活动，较好地实现了创建活动同安全工作的有机结合；通过对事故应急处理预案进行重新修订并认真组织演习、演练，结合春查及安全月、打非治违、防台减灾等专项活动，进行安全隐患排查治理工作，同时组织职工开展“安全第一、预防为主”的安全教育和观看消防知识事故案例录像片，提高了职工安全意识；在施工中，严格加强施工单位安全管理，落实三方责任，有效杜绝了工程事故的发生，确保了工程的全面安全；高度重视公共安全，无交通、消防事故；截止目前，实现了人员伤亡零事故的安全生产目标，保持了安全生产的良好记录。
2、加强风电场的电气设备及风机设备消缺管理，加强库房的备品备件的管理，做到及时补缺，避免不必要的电量损失，要求设备厂家建立健全快速响应机制，保证设备消缺进度，确保风机较高的可利用率。
3、落实各级人员责任，逐级分管，逐级负责，充分发挥各级安全管理网络的作用，生产运行安全可控、能控、在控。以安全生产运行为重点，以保证人身、设备安全，强化生产运行安全管理。
4、加强员工业务学习，增强自身素质，不断提高工作能力和管理水平，加大运行人员技术培训的管理力度，制定详细的培训计划，完善培训管理制度，加强安全基础知识、基本技能培训教育，全面提升安全管理水平，注重本质安全。
5、制定合理的奖惩制度，并以严格遵守执行，每次的培训都有记录备案，进一步提高了运行人员的学习主观能动性，使运行人员在接触设备的同时能够安全操作。定期组织运行人员进行安全、技术考
试，加强运行人员业务水平和安全防护意识。
6、加强故障及缺陷处理进度的跟踪力度，做到凡事有闭环，要根据缺陷及故障的轻重缓急，逐一处理。
我场全体运行人员一定在公司领导的帮助指导下竭尽所能将安宁风电项目管理好、经营好。在未来的工作中再接在励，不断的突破自我，保证设备及人身安全，认真完成各项工作，圆满完成工作任务。
项目经理签字： XXXX局集团第XX工程有限公司XXX风电场
风电工程项目进度管理探讨 篇7
一、风电工程项目进度管理的重要环节
(一) 建立进度管理机构
在通常状况下, 主要负责进度管理的是分属于工程项目投资建设方的工程部门, 专门成立的进度控制部进行工程进度管理的情况也在一些企业当中经常出现, 企业对工程的进度管理事务主要是由项目经理部门专门派出的代理来针对各个项目进行管理;工程师的岗位安排是由施工方、工程管理和监理方进行设置的, 而工程的前期策划、审核、调配和反馈工作则是有专业的人员来进行[1]。
(二) 制定进度计划
精确的进度计划能够加强对工程进度管理, 在制定计划的过程中, 良好的制度计划是具有准确性、精密性、完整性和可行性的, 要想达到这样的要求, 必须参考国内外先进的经验, 搜集大量资料。在进行一项建设工程的过程中, 会需要较长的时间, 随着时间的推移和工程的逐渐实施, 各个方面的相关信息会越来越明显清楚, 在工程施工之前, 详细的计划是无法做到一次成型的, 在工程实施之前所制定的计划是无法使每一步操作都得到精确的指示的, 因此一份详细的计划应该随着工程各个阶段的发展和建设的过程分层次、分步骤的制定而成, 也就是分级计划的制定。现阶段还没有针对一项分级计划的系统指标, 由于工程施工过程中设计方、建设管理方、施工方和投资建设方分别对工程的控制有不同的看法和角度, 因此分级计划应根据不同的控制角度来进行, 通常状况下, 里程碑时间主要是由一级进度计划来体显的, 它能够有效促进公司对工程建设每个大的节点的控制;每个工程单位层面的时间和工作主要是由二级进度计划来体现的;主要作用是使工程单位的建设进度受经理和项目公司的控制更加便利;各项工程的细分层次要在三级进度计划当中体现, 使控制操作层的条件得到满足[2]。
(三) 进度计划的落实和审核
在实施进度计划之前要对该计划进行制定和审核, 并通过审核, 然后对该计划进行检查, 出现误差的地方要能够及时发现并采取有效对策进行弥补。如果原计划没有能够通过审核, 工程无法按照计划来进行的时候, 则必须将计划做出有效调整, 确保工程施工过程中能够按照切实可行的计划来进行, 使计划的指导作用得到充分的发挥。
二、影响风电工程项目进度管理的主要因素
在我国现有的风电工程项目当中, 滞后性是其最主要的特点。现有的风电工程项目在管理工程进度方面相对放松, 而只是单纯的对该工程的投资和质量等问题管理较严格。产生这种现象主要是从主观上来讲要对投资建设公司内在的一系列管理和建设方法进行更多的加强, 在客观上要对外协调工作量较多的原因。
(一) 客观问题
线状工程长、占地面积广和涉猎层面大是风电工程的主要特点, 这一特点决定风电工程的对外协调工作较多的原因。在进行风电工程的过程中, 相关的一系列设计、施工、可行性调查分析和立项等多个工作都要得到各级电网公司和政府机关的审批和通过。然而由于级电网公司和政府机关对于风电工程的认识程度和评价标准不同, 导致他们对风电工程拥有不同的态度, 不同的支持强度使得协调工作不能够及时达成, 从而使得该工程的进展也会受到严重影响。
(二) 主观问题
投资建设公司的内部对工程进度的影响称之为主观问题, 针对一项工程的管理和监督是由公司内部所采取的措施、方法和系统所决定的。在进行风电工程建设的过程中首先要对这项工程的客观问题进行有效的解决, 然后将投资建设公司的内部原因进行有效改善, 实现公司内部的优化, 从而使管理进度达到更好的效果。
三、风电工程项目进度管理方法
(一) 制定良好的管理目的和方法
加强对风电工程项目管理, 就要将规范的、具有程序化、制度化和科学化的管理制度进行建设, 使良好的控制状态融入到整个风电工程项目建设的过程中, 不仅要加强风电工程项目建设的速度, 还要将其质量做好保证, 使投资建设公司能够得到最大的经济效益。投资建设公司在实施不同工程的过程中, 要充分考虑到公司本身的特点和该工程的特点, 充分进行思考和管理, 将其他工程成功的管理经验进行有效吸收和采纳, 促进自身工程能够顺利完成[3]。
(二) 加强对相关人员和部门的管理
通常状况下, 风电工程在实施过程中, 实施建设和监管工作需要投资建设公司内部设立质量技术部门和工程部门。工程部的主要职责是管理风电工程项目的进度, 而具体进行实施管理工作的人员则是项目经理部, 它是由项目部设立的。风电工程的各个项目的审核、监督和评价则是由质量技术部门来进行, 公司则针对各个工程部门和工程管理人员的工作情况和效率, 进行适当的奖励和惩处[4]。
(三) PDCA进度管理方式
PDCA是近年来风电工程最常采用的进度管理方式, 它是一种动态的管理方式, 能够对风电工程从多个方面和层次进行整体的、全过程的管理和监督。管理程序精密严格, 从工程起初的设计方案, 到交由各级机关进行有效审核, 再到后来的施工等一系列过程, 都能够受到PDCA的有效管理, 在工程施工过后, 还会有相应的奖励和惩处评定机制, 通过这种方式, 能够有效对工程和全体员工进行管理。
(四) 有效的实施策略
在进行风电工程的三个进度的过程中, 对每一级进度的实施者应是每一级的进度计划者。例如, 实施三级进度计划时, 要及时考虑到该工程部分的需求, 将这一级计划再度进行编制和分解, 使工程的进度计划具体到月甚至是周。促进该计划拥有更强的可操作性, 使该级计划能够得到充分的实施。
(五) 做好审核工作
在进行风电工程的过程中, 需要对每一级计划设立一个专门负责审核工作的工作人员, 检查和监督每一级计划实施的情况, 保证工程质量, 使现场实施情况与设计相符, 而这项工作则应该是由技术质量部来承担的。审核工作的主要内容包括工程是否准确和及时的按照计划进行;计划的细分工作的完成度;影响工程顺利进行的不良因素的消除情况等[4]。
结论:同其他建设工程相比, 我国的风电工程建设发展相对比较缓慢, 大型的建设工程在近几年内才出现, 因此我国针对风电工程建设方面的经验还存在很多的不足, 需要不断的借鉴国内外先进的经验并加强学习, 完善自身的建设水平。投资建设公司在对风电工程进行投资建设的过程中, 要提高管理建设进度的意识, 明确该工程的特点和自身的特点, 结合相关工作经验, 建立起适合该工程的管理制度。
参考文献
[1]刘学峰.风电工程项目进度管理探讨[J].施工技术, 2010, 09:21-24.
[2]王涛.风电工程全过程项目管理策划研究[D].华北电力大学 (北京) , 2009.
[3]王有官.浅析风电工程项目的施工与管理[J].太原城市职业技术学院学报, 2012, 03:158-159.
[4]刘学峰.关于风电工程项目进度管理的探讨[J].中国工程咨询, 2011, 01:40-43.
浅谈风电项目风机吊装安全监控 篇8
关键词：风电项目;风机吊装;安全管理
1、引言
随着我国风力发电事业的迅猛发展，风电项目的建设规模和数量不断增多。在快速发展的风电项目建设形势下，风机吊装中的安全事故也处于频繁发生的过程中。通过采取科学有效的安全监督控制手段，对于风机吊装施工过程进行严格的安全管理控制，是保障整个吊装过程安全进行的关键。在吊装过程中，要对于容易产生安全问题的各类因素进行深入的分析，并且制定有效的预防控制方案，是保障整个风电项目安全、顺利开展的关键。
2、导致风电项目风机吊装安全事故的几个重要因素
2.1人为因素
由于风电项目安装工程规模一般较大，其施工过程中参与的人员数量较多。对于人员数量需求的增加，导致了整体人员队伍素质水平、技能水平以及工作经验水平都存在着较大的差异。再加上吊装现场的施工环境较为复杂，各项安全措施的落实需要由高度的安全意识和安全技能水平。
2.2设备因素
设备因素也是造成安全事故的重要因素之一，需要吊装过程中进行严格的控制。在现场设备运输的过程中，由于风电设备本身一般都具有较大的体积和重量，运输一直是吊装施工的首要难题。对于一些道路交通环境不佳的地区，其运输更是成为制约后续施工的重要难题之一。塔筒和叶片较长，在运输过程中需要道路情况畅通良好，并且没有多余的障碍物，保持足够的转弯半径。如果运输过程中道路条件不能得到有效保障，就会造成设备被障碍物刮伤或者翻车下道等安全事故。在一些风力较大的环境或者道路上有冰雪等，运输过程也要更加注意。风电项目本身施工场地面积较大，风机设备的存放大多采取分散存放的方式，这种分散的存放不利于管理。如果设备现场管理不力，就会造成设备丢失、损坏等问题。
3、风电项目风机吊装安全监控思路
3.1人为因素的安全监控
在风机吊装施工伊始，就要对现场的人员进行严格的管理。项目管理部门要指派具有丰富吊装经验的管理者参与工程的管理，在监管人员选拔上，要选择一些具有较强责任心和良好工作态度的人员。在吊装队伍的组建上，要保证各个岗位人员的配备齐全。在对实际参与施工的人员管理上，要加强相关培训与技术交底工作，保证所有参与吊装施工人员对于施工中各个环节都足够熟悉，对于施工中的危险点有清晰明确的认识，具有足够的危险 预防与应对能力。在相关培训工作完成之后，要对上岗人员进行考试。在吊装施工中，要做好岗位监督管理，并且做好施工前的岗前检查。对施工中出现的不安全行为要及时的进行制止，严格禁止违章作业和操作行为的发生。
3.2设备因素的安全监控
在设备运输的过程中，相关建设单位、设备制造单位、监理单位和运输单位要做好相互的细条与配合，对于施工过程中的检修道路进行全面的检查，并且做好现场的验收工作，在发现相应问题之后进行及时的处理，并且做好应急预案。在设备运输现场装卸中，要做好跟踪检查，遇到问题现场进行解决。通过对上一次运输中存在的问题进行出来和解决，提高后续运输的效果，减少不必要的安全问题发生。在设备现场管理过程中，要结合吊装计划进行合理安排，制定好现场报关计划，通过合理控制进场时间和存放时间，减少施工现场设备存放数量，进而减少现场管理压力。对于一些容易运输的小型设备管理上，要以集中管理为主。
3.3吊装过程中安全控制
在现场吊装作业过程中，还要做好吊装工具与设备的安全管理控制。对于入场的吊车要保证所有车辆都经过相应的年检，并且在规定的检测期内进行使用。相关技术部门对进场的吊车要进行入场检验，保证技术检验合格之后才能进场进行下一步施工。在吊车组装控制上，要做好吊车组装方案的编制，并且保证作业之前做好充足的安全准备，在通过试吊之后，方可进行正式吊装施工。作业部门要结合作业指导和技术方案，对于施工中的一些技术细节进行提前敲定，并且对吊装过程中可能出现的风险问题进行提前预估。吊装方案的编制完成后，要经过相关监理部门和安全部门的审核通过之后，才可以进行后续的吊装施工，为后续吊装提供合理的方案保证。在風机吊装之前，要对于每台风机都进行安全用品检查、吊具检查以及灭火器检查，并且确保吊装设备调试运行正常再开始吊装的作业。在作业的过程中，各个参加单位的安全管理人员要始终在现场保持全过程的监督和指导，直至吊装过程顺利完成。
4、结束语
总而言之，在风电项目风机吊装作业的过程中，采取科学有效的安全控制管理手段，是减少安全事故发生，提高作业效率的关键。相关管理人员要加强对施工过程中引发安全问题的因素进行深入的分析，采取针对性的解决对策来控制，从根本上提高整个吊装作业的安全性。
参考文献：
[1]张云峰.设备安全在本质安全管理中的重要性[J].才智.2015（02）
[2]黄文海.风电设备吊装工程重大危险源分析及安全管理建议[J].神华科技.2012（04）
风电项目开发流程 篇9
分散式风电项目开发建设暂行管理办法
第一章
总则
第一条为推进分散式风电发展，规范分散式风电项目建设管理，根据《中华人民共和国可再生能源法》《中华人民共和国电力法》《中华人民共和国行政许可法》《中华人民共和国土地管理法》以及《分布式发电管理暂行办法》，制定本办法。
第二条分散式风电项目是指所产生电力可自用，也可上网且在配电系统平衡调节的风电项目。项目建设应满足以下技术要求：
（一）接入电压等级应为110千伏及以下，并在110千伏及以下电压等级内消纳，不向110千伏的上一级电压等级电网反送电。
（二）35千伏及以下电压等级接入的分散式风电项目，应充分利用电网现有变电站和配电系统设施，优先以T或者π接的方式接入电网。
（三）110千伏（东北地区66千伏）电压等级接入的分散式风电项目只能有1个并网点，且总容量不应超过50兆瓦。
（四）在一个并网点接入的风电容量上限以不影响电网安全运行为前提，统筹考虑各电压等级的接入总容量。
国家关于分布式发电的政策和管理规定均适用于分散式风电项目；110千伏（东北地区66千伏）电压等级接入的分散式风电项目，接入系统设计和管理按照集中式风电场执行。第三条鼓励各类企业及个人作为项目单位，在符合土地利用总体规划的前提下，投资、建设和经营分散式风电项目。鼓励开展商业模式创新，吸引社会资本参与分散式风电项目开发，充分激发市场活力。
第四条各省级能源主管部门在国务院能源主管部门的组织和指导下，负责本地区分散式风电项目的开发规划、建设管理以及质量和安全监督管理职责。
第二章
规划指导
第五条地方各级能源主管部门会同国土、环保、规划等部门和相关企业，依据当地土地利用总体规划和风能资源、电网接入、清洁能源消纳能力等开发建设条件，制订当地分散式风电开发建设规划，并依法开展环境影响评价工作，编制规划环境影响报告书，同时结合实际情况及时对规划进行滚动修编。分散式风电开发建设规划应做好与《风电发展“十三五”规划》的衔接，在落实消纳条件和分散式风电技术要求的条件下，严格按照《国家能源局关于可再生能源发展“十三五”规划实施的指导意见》对风电建设规模的相关要求以及我局关于风电预警管理的相关规定编制，不得随意扩大建设规模。
规划编制可按以下流程开展：1.能源主管部门根据土地、资源等提出规模及布点方案；2.电网企业据此方案，基于电网、负荷，按照电网接入条件约束进行容量和布点的优化；3.能源主管部门公开发布分散式风电规划报告并进行滚动修编。
第六条全面拓宽应用领域。鼓励分散式风电项目与太阳能、天然气、生物质能、地热能、海洋能等各类能源形式综合开发，提高区域可再生能源利用水平；与生态旅游、美丽乡村、特色小镇等民生改善工程深入结合，促进县域经济发展；与智慧城市、智慧园区、智慧社区等有效融合，为构建未来城市（社区）形态提供能源支撑；与海岛资源开发利用充分结合，促进发展海洋经济、拓宽发展空间。
第七条各级电网企业应积极配合分散式风电开发建设规划制订工作，提供本地区电网建设规划、潮流、新能源消纳等相关信息，并明确各并网点及其潜在接入容量等数据。鼓励分散式风电等分布式发电建设条件好的市（县）及地区电网企业编制分布式新能源电网接入和消纳的专项规划。
第八条分散式风电项目开发建设规划应与土地利用、生态保护、乡村发展、电网建设等相关规划有效衔接，并符合城乡规划，避免分散式风电开发建设规划与其他规划冲突。
第三章
项目建设和管理
第九条各地方要简化分散式风电项目核准流程，建立简便高效规范的核准管理工作机制，鼓励试行项目核准承诺制。地方能源主管部门制订完善的分散式风电项目核准管理工作细则，建立简便高效规范的工作流程，明确项目核准的申报材料、办理流程和办理时限等，并向社会公布。对于试行项目核准承诺制的地区，地方能源主管部门不再审查前置要件，审查方式转变为企业提交相关材料并作出信用承诺，地方能源主管部门审核通过后，即对项目予以核准。
第十条鼓励各地方政府设立以能源主管部门牵头的“一站式”管理服务窗口，建立国土、环保等多部门高效协调的管理工作机制，并与电网企业有效衔接，建立与电网接入申请、并网调试、电费结算和补贴发放等相结合的分散式风电项目核准等“一站式”服务体系。
第十一条分散式风电项目开发企业在项目取得土地、规划、环保等职能部门的支持性文件后，按照地方政府有关规定，向相应的项目核准机关报送项目申请报告。各地相关部门要针对分散式风电项目的特点简化工作流程，降低项目前期成本。
第十二条开发企业应按照核准文件的要求进行建设。项目核准后两年内不开工建设的，按照《企业投资项目核准和备案管理办法》（国家发展和改革委员会令第2号）处理。项目开工以第一台风电机组基础浇筑为标志。
第十三条在满足国家环保、安全生产等相关要求的前提下，开发企业可使用本单位自有建设用地（如园区土地），也可租用其他单位建设用地开发分散式风电项目。
分散式风电项目不得占用永久基本农田。对于占用其他类型土地的，应依法办理建设用地审批手续；在原土地所有权人、使用权人同意的情况下，可通过协议等途径取得建设用地使用权。第十四条分散式风电项目申请核准时可选择“自发自用、余电上网”或“全额上网”中的一种模式。自发自用部分电量不享受国家可再生能源发展基金补贴，上网电量由电网企业按照当地风电标杆上网电价收购，其中电网企业承担燃煤机组标杆上网电价部分，当地风电标杆上网电价与燃煤机组标杆上网电价差额部分由可再生能源发展基金补贴。对未严格按照技术要求建设的分散式风电项目，国家不予补贴。
第十五条鼓励开发企业将位于同一县域内的多个电网接入点的风电机组打捆成一个项目统一开展前期工作，办理相关支持性文件，进行项目前期工作和开发建设。
第四章
电网接入
第十六条通过110千伏（东北地区66千伏）电压等级接入的分散式风电项目，应满足国家标准GB/T 19963《风电场接入电力系统技术规定》及其他国家/行业相关标准的技术要求；通过35千伏及以下电压等级接入的分散式风电项目，应满足国家标准GB/T 33593《分布式电源并网技术要求》及其他国家/行业相关标准的技术要求。
第十七条电网企业应为纳入专项规划的35千伏及以下电压等级的分散式风电项目接入电网提供便利条件，为接入系统工程建设开辟绿色通道。接入公共电网的分散式风电项目，接入系统工程以及接入引起的公共电网改造部分由电网企业投资建设。接入用户侧的分散式风电项目，在用户范围内的接入系统工程由项目业主投资建设，接入引起的公共电网改造部分由电网企业投资建设。第十八条电网企业应完善35千伏及以下电压等级接入分散式风电项目接网和并网运行服务。由地市或县级电网企业设立分散式风电项目“一站式”并网服务窗口，按照简化程序办理电网接入，提供相应并网服务，并及时向社会公布配电网可接入容量信息。
第十九条35千伏及以下电压等级接入分散式风电项目办理并网手续的工作流程、办理时限，参照以下要求执行：
（一）地市或县级电网企业客户服务中心为分散式风电项目业主提供并网申请受理服务，向项目业主填写并网申请表提供咨询指导，接受相关支持性文件，不得以政府核准文件、客户有效身份证明之外的材料缺失为由拒绝并网申请。
（二）电网企业为分散式风电项目业主提供接入系统方案制订和咨询服务，并在受理并网申请后20个工作日内，由客户服务中心将接入系统方案送达项目业主，经项目业主确认后实施。
（三）分散式风电项目主体工程和接入系统工程竣工后，客户服务中心受理项目业主并网调试申请，接收相关材料。
（四）电网企业在受理并网调试申请后，10个工作日内完成关口电能计量装置安装服务，并与项目业主（或电力用户）签署购售电合同和并网调度协议。合同和协议内容参照有关部门制订的示范文本内容。
（五）电网企业在关口电能计量装置安装完成后，10个工作日内组织并网调试，调试通过后直接转入并网运行。
（六）电网企业在并网申请受理、接入系统方案制订、合同和协议签署、并网调试全过程服务中，不收取任何费用。
第二十条电网企业应按规定的并网点及时完成应承担的接网工程，在符合电网运行安全以及网络与信息安全技术要求的前提下，尽可能在用户侧以较低电压等级接入，允许内部多点接入配电系统，避免安装不必要的升压设备。
第二十一条电网企业应根据分散式风电接入方式、电量使用范围，本着安全、简便、及时、高效的原则做好并网管理，提供相关服务。
第二十二条分散式风电与电网的产权分界点为风电机组集电线路最靠近电网的最后一台风电机组处，电量计量点原则上尽可能接近产权分界点，在技术条件复杂时可由开发企业与当地电网企业协商确定。电网企业提供的电能计量表应可明确区分项目总发电量、“自发自用”电量和上网电量。
第二十三条完善分散式风电项目电费结算和补贴拨付。
（一）电网企业按月（或双方约定）与分散式风电项目单位（含个人）结算电费和转付国家补贴资金，按分散式风电项目优先原则做好补贴资金使用预算和计划，保障国家补贴资金及时足额转付到位。
（二）电网企业应按照有关规定配合当地税务部门处理好购买自然人（个人）分散式风电项目电力产品发票开具和税款征收问题。
（三）电网企业应做好项目电费结算和补贴发放情况的统计，并按要求向国务院能源主管部门及其派出机构、省级能源主管部门报送相关信息。
（四）分散式风电项目并网调试完成，并具备正式结算条件后，由电网企业按季度按流程向财政部、国家发展改革委、国家能源局申报纳入可再生能源发电补贴目录。
第二十四条对于接入10千伏及以上电压等级电力系统的分散式风电项目，开发企业应确保其安装的风电机组型号通过了相关国家标准、行业标准所规定的测试，并网运行时电能质量和所在公共电网的接入点电压合格。分散式风电应充分利用自身无功电压调节能力，补偿分散式风电接入带来的无功和电能质量控制需求。电网企业根据当地电网运行需要，统一建立覆盖本地区的功率预测预报体系。
第二十五条分散式风电项目根据其所用的风电机组技术特性运行，在确保电力系统网络与信息安全的前提下，向地市或县级电网调度部门上传运行信息。
第五章
运行管理
第二十六条分散式风电项目运营主体应当遵守电力业务许可制度，依法开展发电相关业务，并接受国务院能源主管部门及其派出机构的监管。
第二十七条加强分散式风电项目监测和评价。电网企业应与分散式风电项目建立沟通协调机制，及时掌握分散式风电运行情况。在电网和分散式风电项目检修期间，做好接入点隔离措施。
第二十八条完善产业技术服务体系。通过市场机制培育分散式风电项目规划设计、工程建设、评估认证、运行维护等环节的专业化服务能力，满足分散式风电项目多元化参与主体的技术需求。
第二十九条探索新型专业化的运维商业模式。鼓励分散式风电项目应用智能化运行管理技术，实现无人值守的运行模式；鼓励开发企业委托第三方专业机构提供运维服务。
第三十条完善分散式风电项目机组退役管理。制订风电机组剩余寿命评估标准，在风电机组并网运行达到设计寿命前1~2年内，对机组状况、运行条件及剩余寿命等进行综合评估，按照标准要求对机组采取延期服役或拆除处理。
第六章
金融和投资开发模式创新
第三十一条创新投融资机制。鼓励各类企业、社会机构、农村集体经济组织和个人参与投资分散式风电项目，实现投资主体多元化。
（一）鼓励项目所在地政府建立分散式风电项目融资服务平台，与银行、保险公司等金融机构合作开展金融服务创新，如设立公共担保基金、风险补偿基金等。鼓励项目所在地政府结合民生项目对分散式风电项目提供贷款贴息。
（二）鼓励银行等金融机构，在有效防控风险的前提下，综合考虑社会效益和商业可持续性，积极为分散式风电项目提供金融服务，探索以项目售电收费权和项目资产为质押的贷款机制。
（三）在确保不增加地方政府隐性债务的前提下，鼓励合法合规地采用融资租赁方式为分散式风电项目提供一体化融资租赁服务；鼓励各类基金、保险、信托等与产业资本结合，探索建立分散式风电项目投资基金；鼓励担保机构对中小企业和个人提供建设分散式风电项目的信用担保，支持分散式风电入户、入社区（乡村和工业园区等）。
第三十二条积极开展商业模式创新。在农民自愿的前提下，可以将征地补偿费和租用农用地费作为资产入股项目，形成集体股权，并量化给农村集体经济组织成员，建立公平、公正、公开的项目收益分配制度，以组、村、乡镇不同层级农村集体经济组织为股权持有者，其成员为集体股权受益主体，推动实现共享发展。鼓励社会资本采取混合所有制、设立基金、组建联合体等多种方式，以PPP合作模式参与地方政府主导的分散式风电项目投资建设。第三十三条鼓励项目所在地开展分散式风电电力市场化交易试点，允许分散式风电项目向配电网内就近电力用户直接售电，市场化交易范围、交易方式、交易电价、输配电价、交易各主体权利和义务等按照分布式发电市场化交易相关规定执行。
第七章
附则
第三十四条本办法自颁布之日起实施，有效期5年。