科技部发布“可再生能源与氢能技术”等重点专项2018年度项目申报指南

 科技部发布“可再生能源与氢能技术”等重点专项2018年度项目申报指南，本重点专项按照太阳能、风能、生物质能、地热能与海洋能、氢能、可再生能源耦合与系统集成技术6 个创新链(技术方向)，共部署38 个重点研究任务。专项实施周期为5 年(2018-2022 年)。按照分步实施、重点突出的原则，2018 年拟在6 个技术方向启动32~64 个项目，拟安排国拨经费总概算为6.565 亿元。凡企业牵头的项目须自筹经费，自筹经费总额与国拨经费总额比例不低于1:1，应用示范类项目自筹经费总额与国拨经费总额比例不低于2:1。具体内容如下：

一、项目组织申报要求及评审流程

1. 申报单位根据指南支持方向的研究内容以项目形式组织申报，项目可下设课题。项目应整体申报，须覆盖相应指南方向的全部考核指标。项目申报单位推荐1名科研人员作为项目负责人，每个课题设1名负责人，项目负责人可担任其中1个课题负责人。

2. 项目的组织实施应整合集成全国相关领域的优势创新团队，聚焦研发问题，强化基础研究、共性关键技术研发和典型应用示范各项任务间的统筹衔接，集中力量，联合攻关。

3. 国家重点研发计划项目申报评审采取填写预申报书、正式申报书两步进行，具体工作流程如下：

——项目申报单位根据指南相关申报要求，通过国家科技管理信息系统填写并提交3000字左右的项目预申报书，详细说明申报项目的目标和指标，简要说明创新思路、技术路线和研究基础。项目申报单位与所有参与单位签署联合申报协议，并明确协议签署时间;项目申报单位和项目负责人须签署诚信承诺书，项目申报单位要落实《关于进一步加强科研诚信建设的若干意见》要求，加强对申报材料诚信审核把关。从指南发布日到预申报书受理截止日不少于50天。

——各推荐单位加强对所推荐的项目申报材料审核把关，按时将推荐项目通过国家科技管理信息系统统一报送。

——专业机构在受理项目预申报后，组织形式审查，并开展首轮评审工作。首轮评审不需要项目负责人进行答辩。根据专家的评审结果，遴选出3~4倍于拟立项数量的申报项目，进入下一步答辩评审。对于未进入答辩评审的申报项目，及时将评审结果反馈项目申报单位和负责人。

——申报单位在接到专业机构关于进入答辩评审的通知后，通过国家科技管理信息系统填写并提交项目正式申报书。正式申报书受理时间为30天。

——专业机构对进入正式评审的项目申报书进行形式审查，并组织答辩评审。申报项目的负责人通过网络视频进行报告答辩。根据专家评议情况择优立项。对于支持1~2项的指南方向，如申报项目的评审结果前两位评价相近，且技术路线明显不同，可同时立项支持，并建立动态调整机制，结合过程管理开展中期评估，根据评估结果确定后续支持方式。

二、组织申报的推荐单位

1. 国务院有关部门科技主管司局;

2. 各省、自治区、直辖市、计划单列市及新疆生产建设兵团科技主管部门;

3. 原工业部门转制成立的行业协会;

4. 纳入科技部试点范围并评估结果为A类的产业技术创新战略联盟，以及纳入科技部、财政部开展的科技服务业创新发展行业试点联盟。

各推荐单位应在本单位职能和业务范围内推荐，并对所推荐项目的真实性等负责。国务院有关部门推荐与其有业务指导关系的单位，行业协会和产业技术创新战略联盟、科技服务业创新发展行业试点联盟推荐其会员单位，省级科技主管部门推荐其行政区划内的单位。推荐单位名单在国家科技管理信息系统公共服务平台上公开发布。

三、申报资格要求

1. 牵头申报单位和参与单位应为中国大陆境内注册的科研院所、高等学校和企业等，具有独立法人资格，注册时间为2017年6月30日前，有较强的科技研发能力和条件，运行管理规范。政府机关不得作为申报单位进行申报。申报单位同一个项目只能通过单个推荐单位申报，不得多头申报和重复申报。

2. 项目(课题)负责人须具有高级职称或博士学位，1958年1月1日以后出生，每年用于项目的工作时间不得少于6个月。

3. 项目(课题)负责人原则上应为该项目(课题)主体研究思路的提出者和实际主持研究的科技人员。中央和地方各级政府的公务人员(包括行使科技计划管理职能的其他人员)不得申报项目(课题)。

4. 项目(课题)负责人限申报1个项目(课题);国家重点基础研究发展计划(973计划，含重大科学研究计划)、国家高技术研究发展计划(863计划)、国家科技支撑计划、国家国际科技合作专项、国家重大科学仪器设备开发专项、公益性行业科研专项(以下简称“改革前计划”)以及国家科技重大专项、国家重点研发计划重点专项在研项目(含任务或课题)负责人不得牵头申报项目(课题)。国家重点研发计划重点专项的在研项目负责人(不含任务或课题负责人)也不得参与申报项目(课题)。

项目(课题)负责人、项目骨干的申报项目(课题)和改革前计划、国家科技重大专项、国家重点研发计划在研项目(课题)总数不得超过2个;改革前计划、国家科技重大专项、国家重点研发计划的在研项目(含任务或课题)负责人不得因申报国家重点研发计划重点专项项目(课题)而退出目前承担的项目(含任务或课题)。国家重点研发计划的在研项目(含任务或课题)负责人和项目骨干退出项目研发团队后，在原项目执行期内原则上不得牵头或参与申报新的国家重点研发计划项目。

计划任务书执行期(包括延期后的执行期)到2018年12月31日之前的在研项目(含任务或课题)不在限项范围内。

5. 特邀咨评委委员不能申报项目(课题);参与重点专项实施方案或本年度项目指南编制的专家，不能申报该重点专项项目(课题)。

6. 受聘于内地单位的外籍科学家及港、澳、台地区科学家可作为重点专项的项目(课题)负责人，全职受聘人员须由内地聘用单位提供全职聘用的有效证明，非全职受聘人员须由内地聘用单位和境外单位同时提供聘用的有效证明，并随纸质项目预申报书一并报送。

7. 申报项目受理后，原则上不能更改申报单位和负责人。

8. 项目的具体申报要求，详见各重点专项的申报指南。

各申报单位在正式提交项目申报书前可利用国家科技管理信息系统公共服务平台查询相关科研人员承担改革前计划和国家科技重大专项、国家重点研发计划重点专项在研项目(含任务或课题)情况，避免重复申报。

四、具体申报方式

1. 网上填报。请各申报单位按要求通过国家科技管理信息系统公共服务平台进行网上填报。项目管理专业机构将以网上填报的申报书作为后续形式审查、项目评审的依据。预申报书格式在国家科技管理信息系统公共服务平台相关专栏下载。

项目申报单位网上填报预申报书的受理时间为：2018年8月20日8：00至9月25日17：00。进入答辩评审环节的申报项目，由申报单位按要求填报正式申报书，并通过国家科技管理信息系统提交，具体时间和有关要求另行通知。

国家科技管理信息系统公共服务平台：

http://service.most.gov.cn;

技术咨询电话：010-51666288(中继线);

技术咨询邮箱：program@istic.ac.cn。

2. 组织推荐。请各推荐单位于2018年9月28日前(以寄出时间为准)，将加盖推荐单位公章的推荐函(纸质，一式2份)、推荐项目清单(纸质，一式2份)寄送中国科学技术信息研究所。推荐项目清单须通过系统直接生成打印。

寄送地址：北京市海淀区复兴路15号中信所170室，邮编：100038。

联系电话：010-58882171。

3. 材料报送和业务咨询。请各申报单位于2018年9月28日前(以寄出时间为准)，将加盖申报单位公章的预申报书(纸质，一式2份)，寄送至承担项目所属重点专项管理的专业机构。项目预申报书须通过系统直接生成打印。

各重点专项的咨询电话及寄送地址如下：

(1)“智能机器人”重点专项咨询电话：010-68104402、68104423;

(2)“现代服务业共性关键技术研发及应用示范”重点专项咨询电话：010-88377340;

(3)“可再生能源与氢能技术”重点专项咨询电话：010-68104430、68104408;

(4)“综合交通运输与智能交通”重点专项咨询电话：010-68104467;

(5)“网络协同制造和智能工厂”重点专项咨询电话：010-68104423、68104472;

(6)“核安全与先进核能技术”重点专项咨询电话：010-68104430、68104408。

科学技术部高技术研究发展中心计划与监督处，寄送地址：北京市三里河路一号9号楼，邮编：100044。

(7)“制造基础技术与关键部件”重点专项咨询电话：010-68207732、68207730。

工业和信息化部产业发展促进中心，寄送地址：北京市海淀区万寿路27号院8号楼11层1121室，邮编：100846。

附件3

“可再生能源与氢能技术”重点专项2018 年度项目申报指南

为落实《国家中长期科学和技术发展规划纲要(2006-2020年)》以及《“十三五”国家科技创新规划》《能源技术革命创新行动计划(2016-2030 年)》《能源技术创新“十三五”规划》《可再生能源中长期发展规划》等提出的任务，国家重点研发计划启动实施“可再生能源与氢能技术”重点专项。根据本重点专项实施方案的部署，现发布2018 年度项目申报指南。

本重点专项总体目标是：大幅提升我国可再生能源自主创新能力，加强风电、光伏等国际技术引领;掌握光热、地热、生物质、海洋能等高效利用技术;推进氢能技术发展及产业化;支撑可再生能源大规模发电平价上网，大面积区域供热，规模化替代化石燃料，为能源结构调整和应对气候变化奠定基础。

本重点专项按照太阳能、风能、生物质能、地热能与海洋能、氢能、可再生能源耦合与系统集成技术6 个创新链(技术方向)，共部署38 个重点研究任务。专项实施周期为5 年(2018-2022 年)。按照分步实施、重点突出的原则，2018 年拟在6 个技术方向启动32~64 个项目，拟安排国拨经费总概算为6.565 亿元。凡企业牵头的项目须自筹经费，自筹经费总额与国拨经费总额比例不低于1:1，应用示范类项目自筹经费总额与国拨经费总额比例不低于2:1。

项目申报统一按指南二级标题(如1.1)的研究方向进行。除特殊说明外，拟支持项目数均为1~2 项。项目实施周期不超过4年。申报项目的研究内容须涵盖该二级标题下指南所列的全部考核指标。项目下设课题数原则上不超过5 个，每个课题参研单位原则上不超过5 个。项目设1 名项目负责人，项目中每个课题设

1 名课题负责人。

指南中“拟支持项目数为1~2 项”是指：在同一研究方向下，当出现申报项目评审结果前两位评分评价相近、技术路线明显不同的情况时，可同时支持这2 个项目。2 个项目将采取分两个阶段支持的方式。第一阶段完成后将对2 个项目执行情况进行评估，根据评估结果确定后续支持方式。

1. 太阳能

1.1 钙钛矿/晶硅两端叠层太阳电池的设计、制备和机理研究(基础研究类)

研究内容：为探索新型高效低成本叠层太阳电池技术，开展钙钛矿/晶硅两端叠层太阳电池的结构设计、器件制备及其机理的基础研究。

具体包括：叠层电池能带匹配设计与光电特性优化;叠层电池载流子输运机制及稳定性机理研究;叠层电池低光电损耗隧穿结和高效陷光结构设计与实现;低温低离子轰击透明导电薄膜沉积机理及制备技术;叠层电池模块与百瓦户外系统设计与验证。

考核指标：获得低光电损耗隧穿结设计方案，阐明叠层电池载流子输运机制;获得可实用化的钙钛矿/晶硅叠层电池制备技术途径;钙钛矿/晶硅两端叠层太阳电池效率≥23%(面积≥0.5cm2)、≥18%(面积≥10cm2);透明钙钛矿太阳电池效率≥16%(面积≥0.5cm2);建成百瓦级叠层电池户外验证系统。

1.2 柔性衬底铜铟镓硒薄膜电池组件制备、关键装备及成套工艺技术研发(共性关键技术类)

研究内容：为解决柔性衬底薄膜电池及组件产业发展的技术瓶颈，开展基于柔性衬底高效率铜铟镓硒薄膜电池组件关键装备及共性关键技术研究。

具体包括：大面积均匀铜铟镓硒有源层及其功能层薄膜制备和工艺优化;柔性衬底元素扩散及其对电池性能影响;铜铟镓硒薄膜电池封装工艺及产品研发;铜铟镓硒薄膜电池和组件的成套工艺技术，柔性组件光衰机制及对长期可靠性影响研究;大面积柔性铜铟镓硒薄膜电池卷对卷关键装备。

考核指标：实现铜铟镓硒薄膜电池卷对卷柔性衬底清洗、有源层和功能层制备等关键装备国产化，完成成套工艺技术研发和示范线建设，实验室柔性电池效率≥21%(面积0.5cm2)，示范线量产柔性薄膜电池组件平均效率≥16.50%(面积0.5m2)，建成年产能10MW 柔性衬底铜铟镓硒薄膜电池示范生产线，设备国产化率达到80%，原材料国产化率达到90%，建立100kW 组件示范电站。

1.3 高效P 型多晶硅电池产业化关键技术(共性关键技术类)

研究内容：为解决高效率低成本多晶硅太阳电池产业发展的技术瓶颈，开展高效P 型多晶硅电池产业化关键技术研究。

具体包括：高效多晶硅电池结构设计和仿真技术、高陷光多晶硅电池绒面制备技术;电池表面低复合钝化技术、新型PN 结/背场结构的设计和制备技术;高效P 型多晶硅电池效率衰减控制技术;研制先进高陷光制绒等关键装备;高效P 型多晶硅太阳电池和组件量产成套工艺检测技术和标准。

考核指标：完成基于先进结构的P 型多晶硅电池关键技术研究和示范线建设，实验室电池(面积400mm2)最高正面效率≥22.50%;示范线量产电池(尺寸>156mm×156mm)正面平均效率≥21.50%、年产能≥80MW，电池成本≤1.4 元/Wp;先进高陷光制绒等关键装备实现国产化并应用于示范线，示范线设备国产化率超过80%;建成容量不小于500kWp 示范电站;形成不少于2项技术标准草案，申请发明专利5 项以上。

1.4 可控衰减的N 型多晶硅电池产业化关键技术(共性关键技术类)

研究内容：针对进一步提升多晶硅电池转化效率、降低成本的需求，开展可控衰减的N 型多晶硅电池产业化关键技术研究。

具体包括：N 型多晶硅电池衰减机制和衰减控制技术;N 型多晶硅锭均匀掺杂和缺陷控制技术;N 型多晶硅电池双面钝化材料、结构和工艺技术、低接触电阻金属化技术;研制高效均匀掺杂N型硅铸锭炉等关键装备;可控衰减的N 型多晶硅太阳电池和组件量产成套关键工艺检测技术和标准。

考核指标：完成可控衰减的高效N 型多晶硅电池关键技术研究和示范线建设，实验室电池(面积400mm2)最高正面效率≥22.50%;示范线量产电池(尺寸>156mm×156mm)正面平均效率≥21.50%、年产能≥45MW、电池成本≤1.5 元/Wp;N 型硅铸锭炉等关键装备实现国产化并应用于示范线，示范线设备国产化率超过80%;建成容量不小于500kWp 示范电站;形成不少于2 项技术标准草案，申请发明专利5 项以上。

1.5 双面发电晶硅电池产业化关键技术(共性关键技术类)

研究内容：针对我国光伏发电对高功率组件的需求，开展高效双面发电同质结晶硅电池产业化关键技术研究。

具体包括：先进双面电池结构设计和仿真技术，可同时实现双面高效率的电池前/背面钝化技术;适合于高效双面电池PN 结/背场形成的精密掺杂技术;电池前/背面低接触电阻金属化技术;研制双面电池用高效硼掺杂等关键装备;双面发电晶硅电池和组件量产成套工艺技术。

考核指标：完成高效双面发电晶硅电池产业化关键技术研究和示范线建设，实验室晶硅双面电池最高效率(正面效率，面积400mm2)≥24%;示范线双面电池平均效率(正面效率，尺寸156mm×156mm 准方形)≥23%、电池双面效率比≥90%、年产能≥45MW、电池成本≤1.7 元/Wp;高效硼掺杂等关键装备实现国产化并应用于示范线，核心设备国产化率达到80%;建成容量不小于500kWp 示范电站，相比单面组件发电量增益≥20%;形成不少于2 项技术标准草案，申请发明专利5 项以上。

1.6 晶硅光伏组件回收处理成套技术和装备(共性关键技术类)

研究内容：针对我国晶硅光伏组件寿命期后大规模退役问题，研究光伏组件环保处理和回收的关键技术及装备，实现主要高价值组成材料的可再利用。

具体包括：各种组件低成本绿色拆解技术、构成组件各种材料的高效环保分离技术;新型材料及新结构组件的环保处理技术和实验平台;组件低损拆解及高价值组分材料高效分离等关键装备;晶硅光伏组件环保处理成套工艺技术;光伏组件回收政策、标准和评价体系。

考核指标：分别建成基于物理法和化学法的晶硅光伏组件环保处理的成套工艺示范线，每条示范线产能≥10MW/年、质量回收率≥92%，能耗≤27kWh/kW 组件，银回收率≥93%、硅回收率≥95%、铜回收率≥97%;形成光伏组件环保处理技术路线图、绿色评价方法、标准和政策机制建议。

1.7 新型光伏中压发电单元模块化技术及装备(共性关键技术类)

研究内容：为突破高效率、低成本大型光伏电站新型模块化系统及装备技术瓶颈，开展光伏中压发电单元模块化技术及装备研究。具体包括：新型光伏中压电力电子装置拓扑结构、电磁兼容及建模仿真技术;高效直流升压MPPT(最大功率点跟踪)控制器关键技术;中压并网逆变器关键技术;新型光伏中压发电单元模块化设计及系统集成优化技术;新型光伏中压发电单元示范及实证研究。

考核指标：MPPT 控制器额定功率≥80kW;中压并网逆变器单机额定功率≥5MW，并网电压≥35kV，最高效率≥98%;示范工程容量≥10MW。

1.8 分布式光伏系统智慧运维技术(共性关键技术类)

研究内容：针对分布式光伏规模化发展所面临的运维难度大、成本高、效率低等问题，开展分布式光伏智慧运维关键技术研究。

具体包括：大规模分布式光伏系统、部件运维数据及电能质量、故障录波数据实时采集及存储技术;光伏支路、逆变器实时监测、故障诊断、异常状况预警和系统火灾预警技术;光伏组件热斑、隐裂等缺陷诊断分析技术;分布式光伏智能运维、巡检技术、安全生产可穿戴智能巡检装备;分布式光伏智慧运维大数据云平台研制。

考核指标：智慧运维大数据云平台可接入分布式光伏系统≥1000 个，可用率≥99%;智慧运维示范系统接入分布式光伏系统≥100 个，总容量≥20MW，异常预警准确率≥80%，组件缺陷诊断有效率≥80%。

1.9 典型气候条件下光伏系统实证研究和测试关键技术(共性关键技术类)

研究内容：开展典型气候条件下光伏系统及部件高性能仿真、户外测试和实证平台集成研究，为我国建立国际互认的第三方公共平台提供支撑。

具体包括：关键气候因素对光伏系统影响研究和建模技术;考虑多物理场(辐照、温度、风速、载荷等)的大型光伏系统高性能仿真和虚拟现实设计技术;典型气候条件下光伏系统实证平台模块化设计集成和灵活重构技术;典型气候条件下光伏组件、逆变器及系统能效测试技术;典型气候条件下光伏组件、逆变器及系统实证技术规范和标准体系研究。

考核指标：大型光伏系统仿真设计平台可设计系统规模≥1GW，可仿真物理场≥4 种;典型气候条件(湿热、亚湿热、干热、暖温、海洋、寒温、高原)下光伏系统实证平台≥7 个，每个平台实证测试容量≥5MW 并包括光伏组件、新型逆变器户外测试平台;光伏组串伏安特性测试电压等级≥1500V，光伏组件能效测试不确定度≤2.5%，光伏系统能效测试不确定度≤5%，不确定度分量≥6个;形成光伏关键部件及系统实证技术规范和测试标准体系。

1.10 超临界CO2 太阳能热发电关键基础问题研究(基础研究类)

研究内容：针对太阳能热发电提高效率与降低成本的需求，研究超临界CO2 太阳能热发电的聚光/集热/储热/发电部分关键器件及系统集成理论和方法。

具体包括：与聚光场耦合的非均匀能流下高温高可靠吸热器工作原理及设计方法;高温储热方法、储热装置动态失效与可靠运行机理;非稳态变物性超临界CO2 与储热介质的湍流换热特性及换热器设计方法;适于超临界CO2 太阳能热发电系统的压气机与透平工作原理及设计方案;超临界CO2太阳能热发电系统的光热耦合原理与集成优化。

考核指标：提出超临界CO2 太阳能热发电的集热/储热/换热/发电系统设计方法;研究超临界CO2 太阳能热发电技术，高效聚光器/聚光场在吸热器表面能流密度达到600kW/m2 以上，太阳能吸热器输出吸热介质温度大于700℃，集热功率不低于800kW，系统可连续运行产生550℃以上超临界CO2，建成发电功率不小于200kW 的超临界CO2 太阳能热发电实证平台。

2. 风能

2.1 风力发电复杂风资源特性研究及其应用与验证(基础研究类)

研究内容：研究我国典型地形和台风影响地区的风资源特性及其数值分析方法，为风电设计软件提供合理的输入条件。

具体包括：典型地形和台风影响地区距地面300 米高度内湍流风特性时空变化特征及其形成机理;大型风电机组和风电场设计湍流风参数分类及测量方法;典型地形的风电场风资源计算流体力学(CFD)模式;台风影响下的风电场极端风况CFD 模式;风电场非定常湍流风场的多尺度耦合数值模拟方法。

考核指标：典型地形和台风影响地区的湍流风特性分类指标库及其测量与计算方法指南;典型地形风电场选址风资源评估软件，并选取至少4 种典型地形风电场进行验证;台风影响地区风电机组风险评估软件预测值与观测最大风速对比误差小于10%，并选取已建沿海风电场进行验证。

2.2 15MW 风电机组传动链全尺寸地面试验系统研制(共性关键技术类)

研究内容：针对我国缺乏大型风电机组第三方全尺寸公共试验系统以及海上风电机组研发测试的迫切需求，研制15MW 风电机组传动链全尺寸地面试验系统。

具体包括：风电机组传动链全尺寸地面试验系统多参量耦合机理及典型工况提取方法;大型风电机组全工况仿真及虚拟测试技术;传动链全尺寸地面试验系统运行控制与数据采集分析技术;传动链全尺寸地面试验系统研制与集成;大型风电机组传动链全尺寸试验技术。

考核指标：传动链全尺寸地面试验系统可测试的风电机组最大额定容量15MW，可模拟6 自由度风载荷并具备传动链及关键部件的功能、性能及疲劳寿命试验能力;地面试验系统全工况仿真和虚拟测试平台;全尺寸地面试验系统运行控制系统;选取至少1 台不低于6MW 的风电机组进行传动链全尺寸地面试验验证;形成大型风电机组全尺寸、全工况试验测试标准及规范。

2.3 大型海上风电机组叶片测试技术研究及测试系统研制(共性关键技术类)

研究内容：针对大型海上风电机组第三方叶片测试需求，开展120 米级风电叶片全尺度结构力学测试技术体系研究。

具体包括：叶片全尺度静力测试与双自由度疲劳测试技术;叶片破坏评价与分析技术;叶片运行工况实时仿真技术及双自由度加载控制技术;叶片全运行周期内结构安全性验证测试技术要求与准则;满足120 米级叶片全尺度结构力学测试系统研制。

考核指标：建立120 米级叶片测试技术体系，其中静态载荷协同加载技术可实现载荷偏差率≤5%;双自由度疲劳加载技术可实现叶片挥舞、摆振方向的耦合疲劳测试;建立适用于大型海上风电机组120 米级叶片的公共测试系统，具备多点协同静力加载能力与双自由度疲劳加载能力;可实现极限载荷≥120000kNm 和疲劳载荷≥60000kNm;形成叶片全运行周期内结构安全性验证测试相关标准;完成1 项100 米级叶片测试工作。

2.4 大型海上风电机组及关键部件优化设计及批量化制造、安装调试与运行关键技术(共性关键技术类)

研究内容：为满足海上规模开发风电的需求，基于已经安装运行的5MW 及以上风电机组样机及国内自主研制的关键部件，开展大型海上风电机组及关键部件优化设计、制造、安装调试运行全链条关键技术研究，并应用验证。

具体包括：大型海上风电机组优化设计技术，整机批量组装专用工艺、台架试验技术;主控、变流器、变桨、监控系统协同优化控制及批量化制造工艺技术和检测装备;叶片及传动链关键部件的优化设计及批量制造工艺和检测技术;机组及部件智能运输、现场批量安装调试运行工艺技术和检测装备;海上风电机组及主要部件相关标准规范。

考核指标：海上直驱和增速型2 种风电机组(≥5MW)取得整机型式认证，所用叶片、电控(主控、变流器、变桨距)、发电机、增速型风电机组的齿轮箱等主要部件实现国产化;整机及电控等主要部件至少在10 万千瓦以上风电场实现技术验证，并网运行时间1 年以上，平均故障间隔时间>3000h;完成整机集成全套工艺及台架试验平台研发;完成现场安装调试运行相关工艺及检测平台研制;形成大型海上风电机组及关键部件相关技术规范和测试标准体系。