风电产业增值税论文范文

风电产业增值税论文范文第1篇

风电场开发属于典型的资本密集型产业，风险控制是开发商做出投资决策时必须考虑的重要因素。控制风险需要尽量减少项目评价时的不确定因素，从电价、投资和发电量这三个影响风电项目收益最重要的因素来看，我国已确立的风电标杆价格政策帮助开发商锁定了电价风险；风电装备、施工、监理水平随着近年来风电的大规模开发取得了长足进步，经验的积累使得相关风险可以得到较好的控制；而由于风能波动、受局部环境影响明显、不易准确评估的特点，风能资源分析与发电量估算一直是行业关注的技术重点。随着经验的积累，虽然在测风技术、资源评估手段、发电量测算技术等方面有了长足的进步，但目前国内风电场普遍运行时间较短，虽然大部分开发商已经着手推行项目后评估，但数据的积累需要一个过程。目前，业内在发电量估算不确定性对短期风功率预测的影响方面有一些研究，但在对项目投资决策的影响方面讨论不多。

发电量估算中不确定度的处理方法

一、国内的方法

对于影响发电量的不确定因素，国内设计单位普遍不做单独考虑，而是在发电量计算时将不确定因素与折减因素一并考虑。具体的步骤是，根据订正后的测风塔代表年风能资源情况推算预设机位处的资源情况，进而计算出“总发电量”，之后对影响发电量的各因素估算一定比例，在总发电量的基础上“折减”，最后得到预估发电量。根据2009年国家发展改革委气候司委托水电水利规划总院完成的《关于对中国风电发电量折减问题的说明》，折减因素分为尾流折减、空气密度折减、控制和湍流折减、叶片污染折减、风电机组可利用率折减、风电机组功率曲线保证率折减、场用电及线损等折减、气候影响折减、软件计算误差折减、电网频率波动与限电折减、大规模风电场尾流折减等11条，并提出中国风电项目总折减系数范围大致在55%-80%之间。根据经验，各设计单位在影响发电量的因素分类上略有不同，但总折减系数普遍在65%-75%之间，大多在70%左右。

根据目前的经验，除去限电因素，有相当数量风电场实际运行发电量高于设计值。其中一个原因是出于较保守考虑，发电量计算中的某些不确定因素被按照下限水平估计。比如风电机组可利用率，可研设计中通常使用95%的折减系数，这事实上是主机厂商的承诺保底值，如此考虑偏于保守且不能反映不同型号设备的技术水平差异。此外，对于某些地形复杂、测风位置代表性不好或测风数据质量欠佳的项目，现有方法难以反映这些特点，某些时候只能采用在折减系数上比经验多扣除一些的权宜方式。

二、 欧美设计单位的方法

欧美设计单位普遍将影响发电量的因素作为“折减”和“不确定性”两类分别考虑，折减因素与国内设计院有着相似的意义，折减后的发电量称为净发电量，而一些不确定因素的累计则影响净发电量的概率分布。以欧洲某设计单位为例，其折减包括尾流、可利用率、电气效率、风电机组性能、环境因素等，与国内分类方法相差不多，依经验其净发电量通常为理论发电量的80%左右。而不确定性因素则包括测风精度、长年代表性、长期风能一致性、切变精度、尾流计算精度、折减系数估算精度等。Uncertainty Analysis in Wind Resource Assessment and Wind Energy Production Estimation（Matthew A. Lackner， Anthony L. Rogers， et al.）对不确定因素进行了细致讨论，指出不确定性可分为风能资源不确定性和发电量估算不确定性两大类：风能资源不确定性包括风速测量（校准误差、动态误差、垂直风效应、垂直湍流、塔影效应、数据采集精度等）、长年风能资源估计的不确定性（长年订正相关性的不确定性、Weibull参数估计不确定性、长年均值的变化）、风能资源波动（年际变化、风电机组寿命周期与长年均值的差异）、测风塔位置及高度（地形效应、切变效应）等因素；发电量估算不确定性因素包括风电机组质量差异、风电机组功率曲线、尾流、空气密度以及覆冰、雷击等天气因素。各不确定因素机理均存在差异，若一一建立模型则过于复杂，各设计单位倾向于假设各因素对发电量的影响均趋于正态分布，则各因素可叠加，成为总不确定比例。对于地形平坦、测风设备装设合适、测风数据质量高、气候波动不明显的项目，总不确定比例可能低于10%，而对于相反的情况，总不确定比例可能明显超出上述值。主要折减系数分类和主要不确定因素分类见表1和表2。

发电量置信率的概念与计算方法

通过假设各不确定因素独立地、以正态分布的形式影响发电量，则有如下公式：

其中， σi为单一不确定因素影响发电量的标准差，σ为发电量总的标准差； Enorm为折减后的净发电量，Enet为考虑不确定因素后的发电量；f （Enet）表示发电量为Enet的概率；F（Enet）表示发电量大于等于Enet的概率。

如果用Pi表示置信率i%，那么Enet，i=F-1（i%）称为Pi置信率下的发电量水平。比如Enet，50=F-1（50%）称为P50置信率下的发电量水平，根据正态分布的定义，有Enet，50=Enorm。

引入置信率概念后，项目发电不再是单一数值，而是可以得到多个不同置信率水平下的发电量估算值。以贵州某项目为例，项目理论发电量小时数为2750h（这里为便于表述，用年等效发电小时数代表发电能力），考虑折减系数80%，净发电量小时数为2200h；考虑不确定因素10%，从而形成如图1所示的置信率曲线。

从图1看到，在10%的不确定因素下，置信率P50发电小时数2200h，P75发电小时数2052h，P90发电小时数1918h；而按照国内70%折减比例，则发电小时数估计值为1925h，与P90接近。

假使项目不确定因素更多，在20%不确定因素下，置信率P50发电小时数2200h，P75发电小时数1903h，P90发电小时数1636h；国内70%折减比例发电小时数仍为1925h，与P75小时数接近。可见若不单独考虑不确定因素，对基本收益能力相当但风险因素相差较大的项目难以区分，可能对投资决策形成误导。

发电量置信率对投资决策的影响

一、 发电小时数与项目财务内部收益率的关系

目前项目财务内部收益率（IRR）是开发商用以评价项目优劣的重要参数，IRR是能够反映项目实际收益率的一个动态指标，对投资决策具有较好的指导性，在电价固定情况下，产能、投资额是影响指标的最重要因素。从图2中可以看到，项目发电小时数变化10%，IRR变化接近2%，对发电小时数的预估将直接影响决策结论。

二、案例1：测风数据完整性较差的案例

某项目A因测风塔数据传输问题，在测风年11月至次年1月出现部分数据缺测，经分析，数据完整率只有81.44%。采用临近测风塔同期数据插补，相关性分析得到相关系数0.8，则插补后直观理解，20%风速数据可能有20%的偏差，即风速误差百分比为4%，根据风速与风能关系，风能误差百分比达到12%。假设项目其它不确定因素得到非常好的控制，总不确定系数为18%。作为参照，另一类似项目B数据完整率100%，不确定因素只有6%。测风数据完整率见表3。

假设A、B两项目其它情况基本相同：容量5万kW，动态投资9000元/kW，含税上网电价0.61元/kWh，理论发电小时数2750h，置信率P50（折减80%）小时数2200h，则项目不同置信率水平下的发电小时数和IRR见表4。

若不考虑不确定因素，以70%总折减系数折，小时数1925h，IRR为8.21。用此标准衡量，两个项目的投资收益水平是相同的，若以8%收益率标准作为同意投资的底线，则两个项目均属于边缘型项目，但均可通过决策。而用置信率的方法来评价，项目A的风险明显高于项目B，特别是如果做谨慎的P90考虑，项目A的收益率下降到6.22%，而项目B收益率仍能达到9.08%，在资金有限的条件下，投资项目B是必然选择。

三、 案例2：测风数据代表年订正误差的案例

代表年订正是风能资源评估中重要且较为复杂的一环。某些时候长年观测气象站与测风塔数据相关性较差，而由于没有公认的标准，存在相关性较差仍进行订正的情况。假设项目C基本情况与B相同，且用相关性较差的气象站数据进行了代表年订正（相关系数R=0.6），平均风速向上订正0.6m/s，推算得到风速误差可能到4%，风能误差可能到12.5%，则总不确定系数达到18.5%。不同置信率下等效小时和IRR分别为：P50下，2200h、IRR为10.43%；P75下，1925h、IRR为8.21%；P90下，1678h、IRR为6.08%。

若不考虑不确定因素，以70%总折减系数折，小时数1925h，IRR 8.21%，收益率高于8%，程序上可通过决策。但如果做谨慎的P90考虑，收益率下降到6.08%，存在较大的风险。

结论

采用国内固定折减，不单独考虑不确定性的方法计算发电量可能使投资决策面临两难选择，若为避免投资决策失误，对于存在不确定因素的项目，加大折减系数会倾向于过低评价，正常对待则又难以反映风险。为解决上述矛盾，不妨在发电量测算中引入置信率，并建立针对多个置信水平下IRR的综合评价体系，以P50判断项目的基础收益能力，以P75或P90判断项目的风险水平。最简单的方式，假使设置P50下IRR达到10%和P90 IRR达到7%的双层标准，则对上节案例中的项目可以给出综合考虑基本收益预期与风险的更为公允的评价。

对不确定性的深入分析也可以为项目后续工作指明方向，对于暂不符合投资要求的项目，可以采用延长测风时间或加密测风等手段降低不确定性后再行决策程序，降低风险；对于存在一定不确定性，但通过投资决策的项目，也能为后续设计工作作出风险防范的提示。

风电产业增值税论文范文第2篇

摘要：为了进一步坚持“安全第一、预防为主”的方针，增强电力企业职工安全意识，弘扬“以人为本，安全发展”的科学理念，本文主要结合燃料输煤系统的运行实际情况，从煤场管理、设备管理和安全文化建设等几个方面简单分析燃料输煤系统的安全生产管理方法。

关键词：输煤系统 安全生产管理 安全文化

一、前言

安全是电力生产正常经营的基础和前提，电力企业历来十分重视安全生产，并把安全生产作为企业生存、发展、壮大和保障社会稳定的头等大事，安全是永恒的主题！当前，随着煤炭市场价格走高的影响，大部分电力企业开始进行配煤掺烧工作，该工作的实施对输煤系统的安全运行也提出了更高的要求，它将直接影响到锅炉的安全稳定燃烧。因此作为占发电总成本70%的燃料管理工作，输煤系统的安全生产管理显得尤为重要。

二、以调度为中心，加强煤场精细化管理

做好煤场精细化管理工作是燃料输煤系统安全生产管理的保证，它将直接影响到锅炉的安全稳定燃烧。个人认为，应从以下几方面抓好煤场精细化管理工作。

首先要做好入厂入炉煤采制样工作，众所周知，采制样的主要目的是获得一个其组成和特性都能代表被采样批煤的试验煤样，采制样化验结果将作为煤场掺配和锅炉燃烧的依据，是锅炉安全运行的基础。采制人员应做到公平、公正的去采样和制样，不能有任何的人为因素。因此，采制样工作的管理关键在于人。

其次要做实煤场掺配工作。煤场掺配工作是精细化管理的重点工作，煤场掺配工作包括来煤的接卸堆放、煤场的掺配等，该工作可以成立以调度员为中心，各运行班长严格执行调度命令进行配供煤，即由调度员根据来煤煤种、煤质化验结果和煤场堆放具体情况，合理安排堆放位置，然后按照掺配原则进行掺配，即高热值与低热值煤种进行掺烧，高挥发与低挥发煤种进行掺烧，高硫煤与低硫煤进行掺烧，进一步优化掺配方案，以达到掺配均匀，保证锅炉安全运行。

最后要做好煤场管理工作。做好煤场管理工作是煤场掺配工作的前提条件，主要是指煤场机械工应根据煤场堆放和供煤的需要，对煤场进行推煤整理，以保证煤场掺配的顺利实施。同时，每年夏季要做好煤场防汛工作。

三、以点检为主线，确保输煤设备安全管理可控在控

随着科学技术迅速发展，输煤设备具有大型化、高速化和自动化等特点。该特点对运行人员的操作就提出了更高的要求，一旦稍有疏忽，可造成大型设备事故损失巨大，高速设备发生安全事故的过程也十分迅速，自动化设备发生故障可使整个系统瘫痪，安全风险高度集中。因此，要确保输煤设备安全管理可控在控，必须做好以下几点预控措施。

首先要确立以人为本的管理理念，充分调动运行、检修、点检等各类人员的积极性、创造性及主观能动性，最大限度地发挥企业员工的集体智慧，积极开展设备管理活动。应立足长远，努力培养造就一支精通专业技术、熟悉设备管理理论和方法的高素质设备管理队伍，为设备安全管理和预控提供根本保障。

其次要积极采取先进的设备管理方式，努力推行全员设备管理。为了避免或减少设备事故和故障的发生，必须加强并实现设备管理手段和方法的现代化，使隐患和异常能在故障和事故发生前得到恰当的处理。传统的设备管理制度以定期检修为主，其结果往往造成设备的过修和欠修，容易造成突发的设备事故，因此，设备管理的指导思想应以修为主逐步转移到以防为主的动态闭环管理。而点检制是一种先进的设备维护管理方法，它把运行操作人员的日常点检、专业点检员的定期点检、专业技术人员的精密点检紧密结合起来，建立起防止设备事故发生的层层防线，使设备始终处于可控在控状态。

最后要做到运行人员的操作和检修人员的作业标准化。运行人员准确合理地使用和操作设备是设备安全管理的重要组成部分，直接关系到设备状态和使用寿命，是设备完好的关键和保障，是避免设备事故的前提。现代化的输煤设备对运行人员的技术素质和业务水平提出了更高的要求。应积极推行输煤设备操作标准化，用标准化操作来科学地规范运行人员的操作行为。输煤系统各设备均制定了安全操作规程，并要求每个运行人员必须严格按此标准操作、使用。同样，检修人员作业的标准化对开展安全生产综合预控，提高检修效率和检修质量，提高设备可靠性具有重要意义。检修人员可根据点检性质，严格按照设备的检修作业标准进行作业。各级人员要做好各种季节性安全大检查、重大危险源评估、安反措等工作，并将相应的整改工作按照“五确认、一兑现”的方法落实到位，确保隐患消除在萌芽状态。

四、以安全活动月为契机，做好安全文化宣传和建设工作

企业安全文化指企业为了安全生产所创造的文化，是安全价值观和安全行为准则的总和。企业安全文化有多种表现形式，如厂容厂貌、厂风厂纪、安全文明生产环境与秩序，健全的安全管理体制及安全生产规章与制度的建设，安全行为准则、安全道德观、安全價值观等。

1、加强企业安全文化组织领导

为保证企业安全文化建设的健康发展和加大建设力度，企业应成立安全委员会，由企业党政领导参加，安全管理、宣传和各部门的负责人为成员。各基层单位要成立相应的领导小组，便于纵横协调，促进企业安全文化建设的顺利进行。同样在基层，应提高班组安全管理水平，班组是企业的细胞，是安全管理工作的最终落脚点。只有从班组抓起，才能实现“安全管理重心下移”，才能将“安全第一”方针和各项政策法规真正落到实处，筑牢安全管理长城。抓好班组安全管理需要做到：明确班组安全生产目标、安全工作内容和安全日活动内容等。班组的安全工作关键在于严格规章制度，尊重科学，按照安全客观规律工作，从而杜绝人的不安全行为，消除或控制不安全因素，做到防患于未然。

2、加强对企业安全文化的宣传

对企业安全文化的宣传要充分发挥各类宣传媒体的作用，引导员工掌握安全知识。利用培训班、安全知识竞赛和安全活动月活动等各种手段，对员工进行生产作业安全技术知识和专业安全技术知识等各种内容进行教育，从而使员工充分掌握生产、生活活动安全知识和自我防护知识。树立并加强企业安全第一的意识。做好安全生产，必须着力提高广大干部员工对安全工作的认识，要牢固树立和认真落实科学发展观，正确处理安全与发展的关系。安全生产是企业和行业发展壮大的基础，没有安全的发展是不全面的发展，也不可能实现持续发展，而发展为安全生产创造条件，要着力通过发展，从根本上解决安全问题。同时班组在布置任务时应进行安全预案的考虑，提前做好安全生产的应急措施。

3、加强企业安全管理制度建设

建立健全企业安全管理各项规程、规章制度，使其规范科学并严格执行。建立健全厂、车间、班组三级安全保证体系。建立行之有效的安全管理流程和以安全生产责任制为中心的安全管理制度，形成目标、任务、职责、流程、权限互相协调配合的有机整体，规范安全生产例会、建立班组每周安全活动日和安全生产活动月、安全检查、安全隐患整改、安全教育、安全事故调查、安全简报和安全总结材料等安全措施，坚持“管生产必须管安全”的原则，实施全过程、全方位、全员性的安全管理，使安全管理制度化、规范化、标准化。

五、结束语

安全重于泰山，无论在任何场合，任何时候，若不能提供安全的生产环境，就会制约发展，带来无穷的隐患。很多时候，我们都是因为怀着侥幸心理去工作，所以很容易造成让你始料不及的事故。电力企业的安全运营是企业发展的最重要环节，它对企业的持续和谐发展和效益的提高有着重大的影响，同时也直接关联着每一位员工家庭的幸福。因此，多年来安全生产管理是人们不断关注和思考的焦点。大量的事实证明，每一起事故的背后几乎都存在着严重的违章问题。人的主观因素是引发事故的重要原因。安全工作只有起点没有终点，让我们脚踏安全这块基石，坚持以企业生存发展和以人为本的科学理念，去做好安全生产管理工作。

参考文献

[1]倪瑞龙 梅挺毅 编 《发电设备点检定修管理》 中电联火电分会宁波科技服务中心 2004.07

[2] 杨基滨 《论企业安全文化及其建设》 中国地质大学（北京） 2006

风电产业增值税论文范文第3篇

摘 要：随着科学技术的发展，新型能源的应用越来越广泛，大型风电场的建设越来越多，因此加强对大型风电场的研究在新能源的运用有重要的作用，本文通过对大型风电场接入电网稳定经济运营分析和实践进行探讨，对各种因素对大型风电场的影响、采用的技术方案和经济效益情况进行分析，为风电场接入电网的稳定与用电安全提出一些自己的建议与思考。

关键词：大型风电场；影响；稳定性；经济运营

1 大型风电场接入电网稳定运行的影响

1.1 潮流变化对电网的影响

“风电作为优质化的电力，为人民生产生活和企业经济发展提供了可再生的能源。随着风电规模化的发展，逐渐成为我国的三大能源之一，推动着电力企业和电网的不断发展。风电的特征是我们应当要了解认识的。主要原因在于风能具有不可控性，它是随着季节和风能的变化而变化的，风电功率在昼夜间的不断变化影响着电网潮流，影响着电网备用电容量以及上网联络线潮流的稳定。通过相关专家分析，独立电网中，依据电网备用容量以及架构装机容量，风电占到总装机容量的10%～20%之间。”

1.2 无功率的波动对电网电压的影响

风电网的无功电压作为重要的参数，在电网中的影响较大。由于风电场的风速变化不定，且具有季节性，风电场发电受风速影响较大，电网的无功、有功很难做到平衡调度，电能的质量难以做到保证，同时也会对电网电压带来一些问题，比如电压波动、闪变、频率偏差、谐波等问题。

风力发电机在风电场的装机容量的接入点的不同对电网的影响是不同的，对系统影响大的一般是短路容量下的接入点。因此，分析风电场对电网运行的影响不能单单从风电网的稳定状态进行分析，还需要从风电网的波动状态进行分析，在风电网的稳定状态下，分析风电场的电力系统的潮流计算、运行方式、工作原理、数学模型、尾流效应，不能把风电场高压母线简单的看成是PU节点或者是PQ 节点。要求风电场的电力系统有较高的有功或无功的平衡水平。同时还要分析电压稳定性与风电场无耗的影响。

1.3 风电场对电力系统暂态稳定性的影响

一般来说风电机组的发电技术和常规同步的发电机不同，风电机组的类型一般分为普通的异步发电机和变速的风电机，其中变速风电机采用的是双馈感应技术。风电机组当遇到电网故障时，暂态特征表现为：大规模的风电与电网相接后，会改变电网的潮流分布、电网系统的惯量以及电网线路的传输功率。由此来看，大规模的风电场与电网相接后，会对电网暂态稳定造成一定影响。

“风电场机组的不同特性，对电网暂态稳定性也造成不同的影响，从普通的异步发电机的风电场来看，电网需要在机端增补电容器来弥补电压不能调整的缺陷，一旦电力系统发生故障，将不利于电压的稳定，通过对风电场机组的功角暂态稳定性进行分析，发现和常规的同步电机存在不同之处。此外，观察双馈式风机发现，电压虽然能被顺利调整，但由于缺乏相应的强励功能，造成对电力系统的暂态稳定效果不明显。”

2 技术方案和实践探讨

2.1 风电场电力接入使用的技术方案

（1）依据某电网发展规划以及电厂构架，采取多点接入、分类实施的方案，在每个电力上网接入点设定为10万～20万kW，鉴于110kV电网和220kV电网构架稳定性较强，对于上网输送电力较为便利。应按照就近原则进行负荷中枢变电站的接入，首先对当地负荷进行消化，避免出现向上一级电压网架进行输送电力的情况，保证接入点的潮流避免倒送，防止出现潮流发生大的变化。因此在不同的110kV和220kV的变电站接入。

（2）采用双馈风力发电机，比如目前在运行以及正在建设的344台风机都是采用了双馈风力发电机。

（3）采用升压节能式的变压器，比如使用可有载调压，以便削弱对电网系统的不良影响。

（4）根据风电季节性特征，保证主变容量合理匹配，以便管理和运营，比如当接入10万kW的负荷时，主变会选择两台2×5万kV或者2×6.3万kV，当到风小的季节时，可停下一台，以便减少空载的损耗。

2.2 风电场内部的电网安全等级情况

（1）风机箱变选择使用6.9/35kV S11型的欧式箱变，这种箱变是具备节能优点。

（2）对于35kV的箱变高压侧，选择使用具备远程控制特征的负荷开关以及断路器，远程控制的特征使得操作更加的快捷、方便。

（3）35kV选择过补偿的小电流接地系统，这种系统存在消弧线圈。例如35kV、110kV的主变，加接地变由消弧线圈中心点接地，较小的电容电流采用消弧柜，以防单机接地出现振过电压的情况。

（4）添加无功率补偿的设备，在箱变防雷上添加浪涌保护，通过使用较为先进的设备，充分提高了风电场顺利运行的水平。

3 已投入运营的风电场经济效益情况

威海风电场作为首个国产的兆瓦级示范化的风电场，经过国家发改委的批准，选择使用了大连重工风电机组，通过华能集团建设成立。目前该风电场的国产化率已经达到了70%。

威海风电场的二期项目投入之后，该风电场的总装机容量大约在6.9万kW，成为当前山东省具备最大装机容量的风电场。威海风电场的运行，每年能够节约大概48976t的标准煤，二氧化碳的减排量达到104512t，一氧化碳的减排量为11.29t，灰渣减排量为11711t，二氧化硫减排量为783t。当年投产后能够确保当年就能盈利。目前威海风电场连续两年之内都产生了较好的经济效益。

4 结束语

研究大型风电场接入电网稳定经济运营，通过分析比较多种风电机组设备对电压稳定性的影响，为电厂设计接入技术方案，提高风电场内部电网安全等级，积极探索新能源的开发和利用。

参考文献

[1]许洪亮.关于大型风电场接入电网稳定经济运营分析和实践的探讨[J].中国科技纵横，2015，（2）：184-185.

[2]林霞.大型风电场并网对系统影响分析及其应用研究[D].太原理工大学，2006.