风电安全监管报告2011年(二)

第二部分 监管评价

近年来，电力企业认真贯彻落实国家能源发展战略，认真执行安全生产法律法规，坚持“安全第一，预防为主，综合治理”方针，不断提高对风电安全工作的认识，建立健全安全生产保证体系和监督体系，强化安全生产主体责任落实，积极开展安全生产隐患排查治理，不断规范风电调度运行管理，强化人员技术培训和安全教育，风电安全管理水平逐步提升。

(一)安全生产组织体系逐步健全。大部分风电企业建立了安全生产保证体系和监督体系，明确各级安全生产责任，设置了专兼职安全管理人员，严格安全目标考核和安全事故责任追究，基本形成了上级公司、风电场、班组三级风电安全管理体系。电网企业适应风电快速发展形势，建立相应的组织机构，配置相关人员，负责风电并网安全管理。

专栏4 风电安全生产责任落实情况

■ 大唐新能源公司认真落实国家安全生产法律法规，建立以各级行政正职为第一责任人的风电安全生产责任制，装机容量在20万kW及以上的风电场设置独立的安全监督机构，建立了由分子公司安全监察专责、风电场项目部安全专工、班组安全员组成的风电安全监督网络体系，安全生产责任得到有效落实。

■ 北京京能新能源公司本部设置安全生产部，分公司设置安全监督部，风电场设有3名兼职安全员。成立了安全生产委员会，与分子公司逐级签订《安全生产目标责任书》，风电场与员工签订《个人安全责任状》、《四不伤害保证书》，形成了较为完善的安全监督管理网络。

(二)安全生产制度体系逐步完善。大部分风电企业能够结合实际，建立风电场安全生产管理制度和技术标准体系，制定风电场运行规程、检修规程和安全操作规程，积极推进安全生产标准化工作，会同风电设备制造企业加强风电设备管理和维护，加强风电场应急管理，保障风电场安全稳定运行。电网企业结合电网实际情况和风电机组的性能，组织制定了风电并网规程规范和有关工作制度。

专栏5 风电安全生产制度建设情况

■ 神华集团公司积极推进风电安全精细化管理，建立春秋季安全大检查、投产验收、质量标准化验收等安全生产管理制度，制定《风电场投产验收评定标准》、《风电场工程建设手册》等标准规范，保证设备运行安全。

■ 甘肃电投鼎新风电公司建立《安全生产管理制度》、《事故调查制度》、《两票管理制度》等36项安全生产制度，《防火灾事故应急预案》、《防人身事故应急预案》等26项专项应急预案以及《运行规程》、《检修规程》、《安全工作规程》等技术规程，风电安全生产制度体系逐步健全。

■ 华电宁夏宁东风电公司结合风电安全管理特点，形成了一套涵盖安全生产责任制、两票三制、两措管理、不安全事件调查处理及应急管理等制度体系，定期修订《运行规程》、《检修规程》、《输变电规程》、《交流高压电气设备试验规程》等技术规程，规范了风电场运行和检修维护工作。

(三)风电机组技术性能改造工作逐步推进。大部分风电企业按照电监会《关于切实加强风电场安全监督管理遏制大规模风电机组脱网事故的通知》要求，积极开展风电安全检查，重点对风电机组低电压穿越能力，风电场无功补偿装置、接地系统、电缆终端和二次设备等方面的问题和隐患进行排查，认真消除缺陷、治理隐患，提高涉网设备、装置和系统的安全性。电网企业落实风电反事故措施，严把风电并网关，督促风电企业制定风电场技术整改和检测计划，并监督落实。截至2011年8月底，全国已有34个风电场、434万kW的风电机组完成了低电压穿越能力改造。全国已完成风电机组低电压穿越能力改造的企业情况见附表2。

专栏6 风电机组技术性能改造工作情况

■ 大唐新能源公司并网运行风电场共有45个，其中，有25个风电场已经开展了低电压穿越能力改造工作，其他风电场均制定了改造计划并与风电设备制造企业签订了改造协议。

■ 华润新能源公司成立了公司领导为组长的机组低电压穿越能力改造工作领导小组，落实有关要求，推进风电机组技术部改造工作。

■ 中电投吉电股份、中电新能源等公司深入开展安全生产隐患排查工作，共发现风电机组变速箱、升压站等各类安全隐患127项，已完成整改108项，其余均列入整改计划。

■ 内蒙古乌吉尔风电场加强对35kV电缆终端检查，对电缆终端排列较近的箱变及开关柜进行调整，保证运行安全。

专栏7 风电并网运行管理情况

■ 国家电网公司先后颁布了《国家电网公司风电场接入电网技术规定》、《风电调度运行管理规范》、《风电功率预测系统功能规范》、《风电并网运行反事故措施要点》、《风电场调度运行信息交换规范》、《风电场电气系统典型设计》等规范，为制定国家和行业标准奠定了基础。

■ 福建省电力公司将风电纳入省级调度统一管理，制定了风电调度运行安全管理制度和规范，建成并投运风电场风功率预测系统，为优化风电调度管理发挥积极作用。

■ 新疆电力调度通信中心定期召开风电场调度管理专业会和风电事故情况通报会，认真核查各风电机组频率保护、电压保护设置，无功补偿装置运行状况，落实风电场并网运行技术条件，督促风电场落实风电机组低电压穿越能力检测和改造计划。

■ 甘肃电力调度中心组织调度、运行、保护、自动化、新能源等专业人员对调管风电场和升压站的涉网保护、无功补偿、风机信息上传、调度运行值班、基础管理等42个方面进行现场检查，印发《甘肃风电场涉网专项检查情况通报》，针对存在问题，提出明确整改要求。

■ 内蒙古电力调度通信中心认真贯彻落实电监会关于加强风电安全管理要求，采取措施督促所辖范围内风电场加快对风电机组低电压穿越能力改造、无功补偿装置改造、风电场涉网保护定值整改等措施落实，保障风电安全可靠运行。

(四)风电并网运行管理逐步规范。大部分电网企业认真落实《可再生能源法》要求，加强电网建设，保障风电及时并网。电力调度机构将并网风电场纳入调度运行管理体系，制定风电场并网技术标准和调度运行管理规范，科学安排电网运行方式，加强风电计划管理，积极推进风电功率预测和监控体系建设，深入挖掘系统调峰能力，保证电网安全稳定运行。

(五)风电安全教育培训逐步强化。大部分风电企业将职工安全教育培训纳入年度工作计划，针对风电场普遍存在的运行人员数量少、专业素质欠缺、一岗多责等问题，强化各级安全管理和技术人员专业技能培训，采取多种形式，改进教育培训手段，有效提高全员安全意识和业务能力。

专栏8 风电安全教育培训工作开展情况

■ 华北电网公司网调要求新并网风电场的运行人员需经培训合格后方可上岗，截至2011年7月，全面完成京津唐电网42个风电场所有运行值班人员的电网调度运行培训。

■ 河北建投新能源公司制定并组织实施《公司员工培训管理办法》，科学确定了技术专家骨干、满足需要的运维队伍、合格的安监人员三类人员培训目标，分类施教，开展了风电机组专业技术培训、安全管理培训和生产技能培训，努力构建公司专业技术人才梯队。

第三部分 存在的问题

随着风电的快速发展，大规模风电并网对电网安全运行影响日益显现。风电建设规划缺少统筹、风电装备技术水平和产品质量有待提高、风电并网技术标准和检测工作滞后、风电场设计、建设、运行和调度管理薄弱等问题，已经成为制约风电安全发展的关键因素。

一 大规模风电并网加大电网安全运行风险

(一)风电装机的快速增加，加大电网安全稳定运行压力。随着风电装机在电网中所占的比例不断增长，风电对电网的影响从局部配电网逐渐扩大到主网。多数风电基地，远离负荷中心，电网结构薄弱，缺乏电源支撑，需要高电压大容量远距离输送，风电随机性和反调峰性的特点，使主网调峰调压、频率控制等方面难度增加，加大了电网安全稳定运行的风险。另外，一些受端电网潮流随风电出力而变化较大，局部电网安全风险增加。

(二)风电场脱网事故频发，对电网安全运行构成威胁。由于风电机组性能不满足要求、风电场设计安装存在隐患、并网检测手段不足、风电场运行维护和调度管理薄弱等原因，致使风电机组脱网事故频发，直接影响电网安全稳定运行。随着风电并网容量的增大，这种影响日趋严重，较小故障就可能引发电网电压的较大波动，造成大规模风电机组脱网，导致地区电网瓦解，甚至扩大为大面积停电事故。

专栏9 甘肃酒泉风电基地并网情况

■ 酒泉风电基地目前投运25个风电场，装机容量404.6万kW，占甘肃全网装机容量16.53%。有如下特点：一是大规模、集中接入，风电装机主要集中在河西走廊西端从嘉峪关至瓜州县西部边界的谷底区域内，远离负荷中心；二是电压等级高，采用110kV或330kV接入电网，最终由敦煌、酒泉两个750kV变电站汇集上网，通过750kV输电线路送出去；三是远距离输送，基地距离最近的负荷中心兰州约有800公里；四是目前该750kV送出线路属于新疆与西北联网工程，是典型的长链式结构。该区域电源支撑不足，电压调整困难，稳定水平较低，受多个断面制约，稳定极限从100万kW到330万kW不等，电网安全运行控制难度加大。

专栏10 风电的随机性和反调峰性

二 风电规划建设不够协调

(一)风电建设项目缺乏统一规划。部分风能资源富集区，风电规划主要依照当地风能资源情况确定，加之适合大规模集中开发的风电项目被化整为零，大量小规模风电场分别建设接入低压电网，没有统筹考虑风电接入、市场消纳等关键问题，部分输变电设备出现过载现象，影响风电接入和市场消纳，增加了电网安全运行风险。

(二)风电送出规划建设与电源规划建设不协调。部分风电项目没有统筹考虑配套电网送出规划，风电项目和配套电网送出工程分别核准以及风电项目建设周期比电网建设周期短等因素，导致风电送出规划建设滞后于风电项目建设。“三北”地区风电送出建设速度落后于风电电源项目建设速度，加之受当地电力负荷水平低、电力系统规模小、跨区跨省电网互联规模有限交换能力不足的约束，风电的大规模并网恶化了局部电网运行环境，省间和区域间联络线潮流超稳定极限等问题逐步显现。

专栏11 风电送出规划建设与风电项目规划建设不协调

■ 酒泉风电基地一期规模516万kW，2009年4月核准380万kW，但配套建设的840万kVA容量变电站及送出线路直到2010年3月才正式核准。

■ 内蒙锡盟灰腾梁地区已投运风电装机容量近120万kW，而灰腾梁汇集站送出能力不到40万kW。2011年灰腾梁汇集站扩建安装1台主变，汇集站在的送出容量扩大到60万kW，该地区风电装机还在继续增加。

■ 蒙东通辽电网的火电装机容量约287万kW，风电装机容量约300万kW，本地消纳电力负荷为80～90万kW，500kV主网外送能力为350万kW，电网消纳和送出能力与发电量无法平衡，弃风情况比较严重。

(三)调峰调频电源规划建设与风电规划建设不协调。大规模风电并网以及风电的随机性和反调峰性要求电网配备相应的调峰调频电源。“三北”地区风电发展规模大，调峰调频电源规划建设严重滞后于风电项目规划建设。这些地区自身电源结构以燃煤发电为主，缺乏燃气发电等灵活调峰调频电源，系统调峰调频能力不足；大量热电机组冬季要保证采暖需求，按照“以热定电”原则发电，基本不参与调峰；华北、东北地区水电装机偏少，且水电具有明显的季节性特征，加之受防汛以及农业灌溉航运等因素影响，调峰能力受到制约。随着风电大规模并网，电网调峰调频矛盾日益突出。

专栏12 部分地区调峰调频电源建设与风电规划建设不协调

■ 京津唐电网的电源结构比较单一，火电机组占装机容量的89.4%，供热机组占火电装机比例达到42.8%，快速调峰调频电源较少，供热期电网调峰能力明显不足。

■ 甘肃目前与风电配套的调峰调频电源尚未建成投运。张掖黑河抽水蓄能电站、玉门昌马河抽水蓄能电站，均处在论证阶段；开展前期工作的甘肃电投瓜州常乐电厂一期(2台100万kW)、中电投金塔电厂(2台1000MW)、玉门电厂(2台100万kW)、肃州电厂一期(2台60万kW)等项目尚未核准。

■ 东北地区火电比重达到80%，而灵活调峰调频电源仅占7.8%。

三 风电运行管理水平亟待提高

(一)部分风电场安全管理不到位。目前，我国风电场运行管理主要参照常规发电厂的运行经验，尚未形成适合风电场特点的风电安全管理模式，安

专栏13 部分风电场安全管理薄弱

■ 目前，风电场普遍存在安全管理薄弱、运行维护管理不规范的问题。2011年上半年山西省风电场由于电缆、集电线、箱变故障和维护运行不力，引起集电线跳闸82次，占全部故障总数的83%。

■ 华能通榆风电场、国电龙源同发风电场，存在交接班制度执行不严、安全工器具保存和试验不符合要求、防误管理不规范、缺陷无记录、整改不及时等问题。大唐扎鲁特风电场部分35kV集电线路标志牌不全，无色标，风电场套用其他企业家安全规程，与实际不符。

■ 珠海高栏风电场对安全管理重视不够，“两票”管理流于形式，存在错票、代签名等问题。华能通辽开鲁建华风电场2011年下发的《两票三制现场执行情况检查制度》要求2009年开始执行。

■ 华能通辽开鲁建华风电场防雷接地系统管理薄弱，接地电阻不符合要求，没有定期开展测试工作。

■ 华润新能源控股有限公司广东和辽宁地区所属风电场防雷系统管理不到位，35kV集电线路，遭雷击跳闸达14次。2011年5月19日，神华集团富裕风电场312出线因雷击造成AB相短路，启动过流段保护动作，312开关跳开，4号母线所带66台风电机组全部脱网。

■ 截止2011年8月底，全国有74个风电场开展了可靠性管理工作，装机容量仅717万kW，占风电装机容量的17.6%。全管理水平相对于常规电厂存在明显差距。部分风电场安全管理制度和技术规范不健全，设备运行维护工作不规范，安全生产隐患排查常态化工作机制尚未建立，电力可靠性管理工作尚未开展，安全管理不到位。

(二)风电场二次系统管理薄弱。一是大部分风电场风电机组涉网保护与系统不配合，风电机组定值设定主要考虑机组本身的安全性，不满足系统安全运行要求。低电压保护、过电压保护、频率保护、三相不平衡等涉网保护与电网运行不协调，系统发生故障时不能按要求正确动作。二是部分风电场监控系统不满足运行要求，存在标准不统一、接口不规范、功能不完整等问题，不能与调度自动化系统互联互通，给调度机构实时调度造成困难。三是大部分风电场电力二次系统安全防护工作不到位，存在风电设备制造企业能够远程访问风电场监控系统等情况，二次系统面临被恶意攻击和控制的风险。

专栏14 风电场二次系统不能满足系统安全运行要求

■ 今年以来，酒泉地区和张家口地区发生的多起大规模脱网事故，主要原因是风电场单相故障不能快速切除，扩大为相间故障，风电机组保护以及频率电压保护不满足系统安全运行要求，最终扩大为大规模风电机组脱网事故。

■ 广东明阳等部分厂家风电机组涉网保护定值调取、整定方法不公开，风电场不能掌握风电机组涉网保护定值，给风电场安全运行带来困难。

■ 华能同江风电场35kV系统为小电流接地系统，故障时，仅靠运行人员能过判断后手动切除故障线路，无法快速切除故障。

■ 河南南阳方城风电升压站原设计为数字化变电站，所用110kV线路保护与对侧电网所用线路保护不匹配，风电场侧110kV线路主保护无法投运。

■ 江苏省大部分风电场机组的低频率保护定值普遍整定在48.0～49Hz，不能与电网低频减载最后一轮（频率为47.5Hz，0.5s）有效配合。

(三)人员专业素质不能满足风电场运行管理要求。 大部分风电场人员配备、专业结构不合理，安全管理和技术培训不力，对风力发电技术掌握不深入，工作经验欠缺，设备运行和检修工作主要依靠设备厂家，故障处理能力弱，系统管理水平低。此外，大部分风电场位置偏远，条件艰苦，待遇较低，人员队伍不稳定，一岗多职现象突出，没有形成稳定的人才培养和使用机制，人员流动性大。

专栏15 风电场人员专业素质不满足需要

■ 甘电投汇能桥西第三风电场装机容量20.1万kW，2011年5月并网运行，目前共有职工15人，其中，安生部1人，运行7人、检修7人，所有人员没有风电运行经验。中国国电龙源电力公司天润风电场装机容量4.95万kV，2009年4月并网运行，目前共有职工13人，其中3人有火电厂运行工作经历，其余10人为近两年从学校新招人员，没有风电运行经验。

（四）大部分风电场尚未建立风电功率预测系统。据统计，90%的风电场没有建立风电功率预测系统，加之大部分风电场运行时间短，缺乏风电功率预测所需的历史数据，造成上报调度的风电出力预报数据误差较大，不能满足调度机构运行方式安排的要求。国家已规定风电场必须建设风电功率预测系统，但由于缺少考核标准，风电功率预测系统建设进展缓慢。

专栏16 风电功率预测系统建设不平衡、不完善

■ 南方电网公司各级调度机构和风电场普遍没有建设风电功率预测系统，国家电网公司在电网侧开展了风电功率预测工作，但受制于实时测风数据的不足，预测精度难以进一步提高。

■ 京津唐电网42个风电场均未安装场侧风电功率预测系统，由人工上报次日预测曲线，未能实现预测系统自动上报功能。目前，仍有31个风电场未完成测风塔的数据实时上传工作，影响调度机构的风功率预测工作。

(五)部分地区调度管理不适应大规模风电并网运行要求。一是部分电力调度机构缺乏对二次系统管理的专业指导，未认真督促风电场开展反措的落实工作，没有有效指导风电场开展涉网二次系统保护定值管理、二次系统安全防护和信息安全等级保护等工作。二是部分电力调度机构没有将风电纳入电力电量平衡，给系统安全稳定运行带来影响。三是部分电力调度机构把风电场当成负荷管理，用供用电管理办法对风电场进行功率因数考核，限制了风电场无功装置以及风电机组调压功能的发挥。四是调度机构对风电功率预测、风电优化调度、风电集中接入地区无功规划和风电场集中控制等风电安全运行关键技术研究需要进一步加强。

四 部分风电场设备技术性能不满足并网安全要求

(一)部分电场风电机组低电压穿越能力改造工作差距较大。已投运风电机组大部分不具备低电压穿越能力。风电场机组低电压穿越能力改造工作进展不平衡，部分风电场改造方案和计划仍未确定。一是部分风电场因定购合同中未明确机组要具备低电压穿越能力，在改造费用上出现扯皮现象，造成改造计划悬置。二是部分风电机组改造费用高昂，企业面临巨大的资金压力，改造方案和计划难以落实。三是早期投产的兆瓦级以下风电机组技术改造困难，尚未确定改造方案。四是风电机组并网性能检测进展缓慢对改造工作产生影响。五是部分风电场经营状况差，对改造工作存在观望和畏难情绪，

■ 华东区域69%的风电机组为双馈感应机型，低电压穿越改造技术难度大、费用高。如：慈溪长江风电场和龙源启东风电场安装的AW/77-1500-CII风电机组的改造费用，设备厂家（西班牙安迅能）初步报价高达76万/台；龙源南日风电场G52-850KW风电机组的改造费用，设备厂家（西班牙歌美飒）初步报价达46万/台。有部分早期进口机型的设备厂家（如西班牙的安迅能、丹麦的NEG micon）已经退出国内市场或已经兼并重组，改成方案的协商谈判和落实面临较大困难。

专栏17 部分风电机组低电压穿越能力改造面临较大困难个别企业提出要到2014年才能完成改造工作，有的风电场尚未认真研究和制定改造工作计划。

(二)部分风电场无功补偿装置不满足电网运行要求。一是大部分风电场风电机组不具备动态调节无功功率能力，或动态无功补偿装置容量配置及调节速率不满足电网运行要求。二是部分风电场未安装无功补偿装置，或是早期配置的无功补偿设备多数采用固定电容(电抗)器组，需要人工投退，无法实现电压的自动调节。三是风电机组参与系统调压能力有限，目前大多数风电机组采取恒功率因数(多数为 1.0)运行方式，制造厂配置的风电机组监控系统未向用户开放或不具备功率因素在线调节功能，机组调压能力无法有效发挥，加大系统无功调节难度，造成部分风电场无功配置偏多。

专栏18 部分风电场无功补偿装置不满足电网运行要求

■ 华北电网公司直属供电地区并网风电场仅有37%配置了TCR型SVC或SVG，其中绝大部分配置的感性补偿装置容量不足，不能连续、快速的输出电网要求的感性无功；63%的风电场配置了MCR型SVC或电容器组，动态调节速率和感性容量配置均不满足电网调压要求。

■ 国电龙源启东风电场未安装无功补偿装置。慈溪长江风电场等部分企业尚未制定无功补偿装置改造计划。京能新能源公司辉腾锡勒风电场为静态电容补偿，不满足动态无功调节的要求。中广核对大梁风电场为固定式电容器组，不满足动态无功调节的要求。大唐（通辽）扎北风电场无功补偿响应时间和调节性能不满足要求。

■ 截至2011年6月，内蒙古电网风电场汇集站母线电压合格率93.4%，风电场汇集站总体电压水平较差，其中，锡林郭勒的灰腾梁和巴彦淖尔地区的文更变电站电压合格率仅为63%和50.2%。

■ 部分风电场风电机组动态无功调节能力尚未有效利用。华锐风电机组可开放单机恒无功调节能力，东汽风电机组可开放单机恒功率因数调节能力，金风风电机组可实现风电机组恒无功及恒电压调节。

(待续)