風電安全監管報告2011年(二)

第二部分 監管評價

近年來，電力企業認真貫徹落實國家能源發展戰略，認真執行安全生產法律法規，堅持“安全第一，預防為主，綜合治理”方針，不斷提高對風電安全工作的認識，建立健全安全生產保證體系和監督體系，強化安全生產主體責任落實，積極開展安全生產隱患排查治理，不斷規范風電調度運行管理，強化人員技術培訓和安全教育，風電安全管理水平逐步提升。

(一)安全生產組織體系逐步健全。大部分風電企業建立了安全生產保證體系和監督體系，明確各級安全生產責任，設置了專兼職安全管理人員，嚴格安全目標考核和安全事故責任追究，基本形成了上級公司、風電場、班組三級風電安全管理體系。電網企業適應風電快速發展形勢，建立相應的組織機構，配置相關人員，負責風電并網安全管理。

專欄4 風電安全生產責任落實情況

■ 大唐新能源公司認真落實國家安全生產法律法規，建立以各級行政正職為第一責任人的風電安全生產責任制，裝機容量在20萬kW及以上的風電場設置獨立的安全監督機構，建立了由分子公司安全監察專責、風電場項目部安全專工、班組安全員組成的風電安全監督網絡體系，安全生產責任得到有效落實。

■ 北京京能新能源公司本部設置安全生產部，分公司設置安全監督部，風電場設有3名兼職安全員。成立了安全生產委員會，與分子公司逐級簽訂《安全生產目標責任書》，風電場與員工簽訂《個人安全責任狀》、《四不傷害保證書》，形成了較為完善的安全監督管理網絡。

(二)安全生產制度體系逐步完善。大部分風電企業能夠結合實際，建立風電場安全生產管理制度和技術標準體系，制定風電場運行規程、檢修規程和安全操作規程，積極推進安全生產標準化工作，會同風電設備制造企業加強風電設備管理和維護，加強風電場應急管理，保障風電場安全穩定運行。電網企業結合電網實際情況和風電機組的性能，組織制定了風電并網規程規范和有關工作制度。

專欄5 風電安全生產制度建設情況

■ 神華集團公司積極推進風電安全精細化管理，建立春秋季安全大檢查、投產驗收、質量標準化驗收等安全生產管理制度，制定《風電場投產驗收評定標準》、《風電場工程建設手冊》等標準規范，保證設備運行安全。

■ 甘肅電投鼎新風電公司建立《安全生產管理制度》、《事故調查制度》、《兩票管理制度》等36項安全生產制度，《防火災事故應急預案》、《防人身事故應急預案》等26項專項應急預案以及《運行規程》、《檢修規程》、《安全工作規程》等技術規程，風電安全生產制度體系逐步健全。

■ 華電寧夏寧東風電公司結合風電安全管理特點，形成了一套涵蓋安全生產責任制、兩票三制、兩措管理、不安全事件調查處理及應急管理等制度體系，定期修訂《運行規程》、《檢修規程》、《輸變電規程》、《交流高壓電氣設備試驗規程》等技術規程，規范了風電場運行和檢修維護工作。

(三)風電機組技術性能改造工作逐步推進。大部分風電企業按照電監會《關于切實加強風電場安全監督管理遏制大規模風電機組脫網事故的通知》要求，積極開展風電安全檢查，重點對風電機組低電壓穿越能力，風電場無功補償裝置、接地系統、電纜終端和二次設備等方面的問題和隱患進行排查，認真消除缺陷、治理隱患，提高涉網設備、裝置和系統的安全性。電網企業落實風電反事故措施，嚴把風電并網關，督促風電企業制定風電場技術整改和檢測計劃，并監督落實。截至2011年8月底，全國已有34個風電場、434萬kW的風電機組完成了低電壓穿越能力改造。全國已完成風電機組低電壓穿越能力改造的企業情況見附表2。

專欄6 風電機組技術性能改造工作情況

■ 大唐新能源公司并網運行風電場共有45個，其中，有25個風電場已經開展了低電壓穿越能力改造工作，其他風電場均制定了改造計劃并與風電設備制造企業簽訂了改造協議。

■ 華潤新能源公司成立了公司領導為組長的機組低電壓穿越能力改造工作領導小組，落實有關要求，推進風電機組技術部改造工作。

■ 中電投吉電股份、中電新能源等公司深入開展安全生產隱患排查工作，共發現風電機組變速箱、升壓站等各類安全隱患127項，已完成整改108項，其余均列入整改計劃。

■ 內蒙古烏吉爾風電場加強對35kV電纜終端檢查，對電纜終端排列較近的箱變及開關柜進行調整，保證運行安全。

專欄7 風電并網運行管理情況

■ 國家電網公司先后頒布了《國家電網公司風電場接入電網技術規定》、《風電調度運行管理規范》、《風電功率預測系統功能規范》、《風電并網運行反事故措施要點》、《風電場調度運行信息交換規范》、《風電場電氣系統典型設計》等規范，為制定國家和行業標準奠定了基礎。

■ 福建省電力公司將風電納入省級調度統一管理，制定了風電調度運行安全管理制度和規范，建成并投運風電場風功率預測系統，為優化風電調度管理發揮積極作用。

■ 新疆電力調度通信中心定期召開風電場調度管理專業會和風電事故情況通報會，認真核查各風電機組頻率保護、電壓保護設置，無功補償裝置運行狀況，落實風電場并網運行技術條件，督促風電場落實風電機組低電壓穿越能力檢測和改造計劃。

■ 甘肅電力調度中心組織調度、運行、保護、自動化、新能源等專業人員對調管風電場和升壓站的涉網保護、無功補償、風機信息上傳、調度運行值班、基礎管理等42個方面進行現場檢查，印發《甘肅風電場涉網專項檢查情況通報》，針對存在問題，提出明確整改要求。

■ 內蒙古電力調度通信中心認真貫徹落實電監會關于加強風電安全管理要求，采取措施督促所轄范圍內風電場加快對風電機組低電壓穿越能力改造、無功補償裝置改造、風電場涉網保護定值整改等措施落實，保障風電安全可靠運行。

(四)風電并網運行管理逐步規范。大部分電網企業認真落實《可再生能源法》要求，加強電網建設，保障風電及時并網。電力調度機構將并網風電場納入調度運行管理體系，制定風電場并網技術標準和調度運行管理規范，科學安排電網運行方式，加強風電計劃管理，積極推進風電功率預測和監控體系建設，深入挖掘系統調峰能力，保證電網安全穩定運行。

(五)風電安全教育培訓逐步強化。大部分風電企業將職工安全教育培訓納入年度工作計劃，針對風電場普遍存在的運行人員數量少、專業素質欠缺、一崗多責等問題，強化各級安全管理和技術人員專業技能培訓，采取多種形式，改進教育培訓手段，有效提高全員安全意識和業務能力。

專欄8 風電安全教育培訓工作開展情況

■ 華北電網公司網調要求新并網風電場的運行人員需經培訓合格后方可上崗，截至2011年7月，全面完成京津唐電網42個風電場所有運行值班人員的電網調度運行培訓。

■ 河北建投新能源公司制定并組織實施《公司員工培訓管理辦法》，科學確定了技術專家骨干、滿足需要的運維隊伍、合格的安監人員三類人員培訓目標，分類施教，開展了風電機組專業技術培訓、安全管理培訓和生產技能培訓，努力構建公司專業技術人才梯隊。

第三部分 存在的問題

隨著風電的快速發展，大規模風電并網對電網安全運行影響日益顯現。風電建設規劃缺少統籌、風電裝備技術水平和產品質量有待提高、風電并網技術標準和檢測工作滯后、風電場設計、建設、運行和調度管理薄弱等問題，已經成為制約風電安全發展的關鍵因素。

一 大規模風電并網加大電網安全運行風險

(一)風電裝機的快速增加，加大電網安全穩定運行壓力。隨著風電裝機在電網中所占的比例不斷增長，風電對電網的影響從局部配電網逐漸擴大到主網。多數風電基地，遠離負荷中心，電網結構薄弱，缺乏電源支撐，需要高電壓大容量遠距離輸送，風電隨機性和反調峰性的特點，使主網調峰調壓、頻率控制等方面難度增加，加大了電網安全穩定運行的風險。另外，一些受端電網潮流隨風電出力而變化較大，局部電網安全風險增加。

(二)風電場脫網事故頻發，對電網安全運行構成威脅。由于風電機組性能不滿足要求、風電場設計安裝存在隱患、并網檢測手段不足、風電場運行維護和調度管理薄弱等原因，致使風電機組脫網事故頻發，直接影響電網安全穩定運行。隨著風電并網容量的增大，這種影響日趨嚴重，較小故障就可能引發電網電壓的較大波動，造成大規模風電機組脫網，導致地區電網瓦解，甚至擴大為大面積停電事故。

專欄9 甘肅酒泉風電基地并網情況

■ 酒泉風電基地目前投運25個風電場，裝機容量404.6萬kW，占甘肅全網裝機容量16.53%。有如下特點：一是大規模、集中接入，風電裝機主要集中在河西走廊西端從嘉峪關至瓜州縣西部邊界的谷底區域內，遠離負荷中心；二是電壓等級高，采用110kV或330kV接入電網，最終由敦煌、酒泉兩個750kV變電站匯集上網，通過750kV輸電線路送出去；三是遠距離輸送，基地距離最近的負荷中心蘭州約有800公里；四是目前該750kV送出線路屬于新疆與西北聯網工程，是典型的長鏈式結構。該區域電源支撐不足，電壓調整困難，穩定水平較低，受多個斷面制約，穩定極限從100萬kW到330萬kW不等，電網安全運行控制難度加大。

專欄10 風電的隨機性和反調峰性

二 風電規劃建設不夠協調

(一)風電建設項目缺乏統一規劃。部分風能資源富集區，風電規劃主要依照當地風能資源情況確定，加之適合大規模集中開發的風電項目被化整為零，大量小規模風電場分別建設接入低壓電網，沒有統籌考慮風電接入、市場消納等關鍵問題，部分輸變電設備出現過載現象，影響風電接入和市場消納，增加了電網安全運行風險。

(二)風電送出規劃建設與電源規劃建設不協調。部分風電項目沒有統籌考慮配套電網送出規劃，風電項目和配套電網送出工程分別核準以及風電項目建設周期比電網建設周期短等因素，導致風電送出規劃建設滯后于風電項目建設。“三北”地區風電送出建設速度落后于風電電源項目建設速度，加之受當地電力負荷水平低、電力系統規模小、跨區跨省電網互聯規模有限交換能力不足的約束，風電的大規模并網惡化了局部電網運行環境，省間和區域間聯絡線潮流超穩定極限等問題逐步顯現。

專欄11 風電送出規劃建設與風電項目規劃建設不協調

■ 酒泉風電基地一期規模516萬kW，2009年4月核準380萬kW，但配套建設的840萬kVA容量變電站及送出線路直到2010年3月才正式核準。

■ 內蒙錫盟灰騰梁地區已投運風電裝機容量近120萬kW，而灰騰梁匯集站送出能力不到40萬kW。2011年灰騰梁匯集站擴建安裝1臺主變，匯集站在的送出容量擴大到60萬kW，該地區風電裝機還在繼續增加。

■ 蒙東通遼電網的火電裝機容量約287萬kW，風電裝機容量約300萬kW，本地消納電力負荷為80～90萬kW，500kV主網外送能力為350萬kW，電網消納和送出能力與發電量無法平衡，棄風情況比較嚴重。

(三)調峰調頻電源規劃建設與風電規劃建設不協調。大規模風電并網以及風電的隨機性和反調峰性要求電網配備相應的調峰調頻電源。“三北”地區風電發展規模大，調峰調頻電源規劃建設嚴重滯后于風電項目規劃建設。這些地區自身電源結構以燃煤發電為主，缺乏燃氣發電等靈活調峰調頻電源，系統調峰調頻能力不足；大量熱電機組冬季要保證采暖需求，按照“以熱定電”原則發電，基本不參與調峰；華北、東北地區水電裝機偏少，且水電具有明顯的季節性特征，加之受防汛以及農業灌溉航運等因素影響，調峰能力受到制約。隨著風電大規模并網，電網調峰調頻矛盾日益突出。

專欄12 部分地區調峰調頻電源建設與風電規劃建設不協調

■ 京津唐電網的電源結構比較單一，火電機組占裝機容量的89.4%，供熱機組占火電裝機比例達到42.8%，快速調峰調頻電源較少，供熱期電網調峰能力明顯不足。

■ 甘肅目前與風電配套的調峰調頻電源尚未建成投運。張掖黑河抽水蓄能電站、玉門昌馬河抽水蓄能電站，均處在論證階段；開展前期工作的甘肅電投瓜州常樂電廠一期(2臺100萬kW)、中電投金塔電廠(2臺1000MW)、玉門電廠(2臺100萬kW)、肅州電廠一期(2臺60萬kW)等項目尚未核準。

■ 東北地區火電比重達到80%，而靈活調峰調頻電源僅占7.8%。

三 風電運行管理水平亟待提高

(一)部分風電場安全管理不到位。目前，我國風電場運行管理主要參照常規發電廠的運行經驗，尚未形成適合風電場特點的風電安全管理模式，安

專欄13 部分風電場安全管理薄弱

■ 目前，風電場普遍存在安全管理薄弱、運行維護管理不規范的問題。2011年上半年山西省風電場由于電纜、集電線、箱變故障和維護運行不力，引起集電線跳閘82次，占全部故障總數的83%。

■ 華能通榆風電場、國電龍源同發風電場，存在交接班制度執行不嚴、安全工器具保存和試驗不符合要求、防誤管理不規范、缺陷無記錄、整改不及時等問題。大唐扎魯特風電場部分35kV集電線路標志牌不全，無色標，風電場套用其他企業家安全規程，與實際不符。

■ 珠海高欄風電場對安全管理重視不夠，“兩票”管理流于形式，存在錯票、代簽名等問題。華能通遼開魯建華風電場2011年下發的《兩票三制現場執行情況檢查制度》要求2009年開始執行。

■ 華能通遼開魯建華風電場防雷接地系統管理薄弱，接地電阻不符合要求，沒有定期開展測試工作。

■ 華潤新能源控股有限公司廣東和遼寧地區所屬風電場防雷系統管理不到位，35kV集電線路，遭雷擊跳閘達14次。2011年5月19日，神華集團富裕風電場312出線因雷擊造成AB相短路，啟動過流段保護動作，312開關跳開，4號母線所帶66臺風電機組全部脫網。

■ 截止2011年8月底，全國有74個風電場開展了可靠性管理工作，裝機容量僅717萬kW，占風電裝機容量的17.6%。全管理水平相對于常規電廠存在明顯差距。部分風電場安全管理制度和技術規范不健全，設備運行維護工作不規范，安全生產隱患排查常態化工作機制尚未建立，電力可靠性管理工作尚未開展，安全管理不到位。

(二)風電場二次系統管理薄弱。一是大部分風電場風電機組涉網保護與系統不配合，風電機組定值設定主要考慮機組本身的安全性，不滿足系統安全運行要求。低電壓保護、過電壓保護、頻率保護、三相不平衡等涉網保護與電網運行不協調，系統發生故障時不能按要求正確動作。二是部分風電場監控系統不滿足運行要求，存在標準不統一、接口不規范、功能不完整等問題，不能與調度自動化系統互聯互通，給調度機構實時調度造成困難。三是大部分風電場電力二次系統安全防護工作不到位，存在風電設備制造企業能夠遠程訪問風電場監控系統等情況，二次系統面臨被惡意攻擊和控制的風險。

專欄14 風電場二次系統不能滿足系統安全運行要求

■ 今年以來，酒泉地區和張家口地區發生的多起大規模脫網事故，主要原因是風電場單相故障不能快速切除，擴大為相間故障，風電機組保護以及頻率電壓保護不滿足系統安全運行要求，最終擴大為大規模風電機組脫網事故。

■ 廣東明陽等部分廠家風電機組涉網保護定值調取、整定方法不公開，風電場不能掌握風電機組涉網保護定值，給風電場安全運行帶來困難。

■ 華能同江風電場35kV系統為小電流接地系統，故障時，僅靠運行人員能過判斷后手動切除故障線路，無法快速切除故障。

■ 河南南陽方城風電升壓站原設計為數字化變電站，所用110kV線路保護與對側電網所用線路保護不匹配，風電場側110kV線路主保護無法投運。

■ 江蘇省大部分風電場機組的低頻率保護定值普遍整定在48.0～49Hz，不能與電網低頻減載最后一輪（頻率為47.5Hz，0.5s）有效配合。

(三)人員專業素質不能滿足風電場運行管理要求。 大部分風電場人員配備、專業結構不合理，安全管理和技術培訓不力，對風力發電技術掌握不深入，工作經驗欠缺，設備運行和檢修工作主要依靠設備廠家，故障處理能力弱，系統管理水平低。此外，大部分風電場位置偏遠，條件艱苦，待遇較低，人員隊伍不穩定，一崗多職現象突出，沒有形成穩定的人才培養和使用機制，人員流動性大。

專欄15 風電場人員專業素質不滿足需要

■ 甘電投匯能橋西第三風電場裝機容量20.1萬kW，2011年5月并網運行，目前共有職工15人，其中，安生部1人，運行7人、檢修7人，所有人員沒有風電運行經驗。中國國電龍源電力公司天潤風電場裝機容量4.95萬kV，2009年4月并網運行，目前共有職工13人，其中3人有火電廠運行工作經歷，其余10人為近兩年從學校新招人員，沒有風電運行經驗。

（四）大部分風電場尚未建立風電功率預測系統。據統計，90%的風電場沒有建立風電功率預測系統，加之大部分風電場運行時間短，缺乏風電功率預測所需的歷史數據，造成上報調度的風電出力預報數據誤差較大，不能滿足調度機構運行方式安排的要求。國家已規定風電場必須建設風電功率預測系統，但由于缺少考核標準，風電功率預測系統建設進展緩慢。

專欄16 風電功率預測系統建設不平衡、不完善

■ 南方電網公司各級調度機構和風電場普遍沒有建設風電功率預測系統，國家電網公司在電網側開展了風電功率預測工作，但受制于實時測風數據的不足，預測精度難以進一步提高。

■ 京津唐電網42個風電場均未安裝場側風電功率預測系統，由人工上報次日預測曲線，未能實現預測系統自動上報功能。目前，仍有31個風電場未完成測風塔的數據實時上傳工作，影響調度機構的風功率預測工作。

(五)部分地區調度管理不適應大規模風電并網運行要求。一是部分電力調度機構缺乏對二次系統管理的專業指導，未認真督促風電場開展反措的落實工作，沒有有效指導風電場開展涉網二次系統保護定值管理、二次系統安全防護和信息安全等級保護等工作。二是部分電力調度機構沒有將風電納入電力電量平衡，給系統安全穩定運行帶來影響。三是部分電力調度機構把風電場當成負荷管理，用供用電管理辦法對風電場進行功率因數考核，限制了風電場無功裝置以及風電機組調壓功能的發揮。四是調度機構對風電功率預測、風電優化調度、風電集中接入地區無功規劃和風電場集中控制等風電安全運行關鍵技術研究需要進一步加強。

四 部分風電場設備技術性能不滿足并網安全要求

(一)部分電場風電機組低電壓穿越能力改造工作差距較大。已投運風電機組大部分不具備低電壓穿越能力。風電場機組低電壓穿越能力改造工作進展不平衡，部分風電場改造方案和計劃仍未確定。一是部分風電場因定購合同中未明確機組要具備低電壓穿越能力，在改造費用上出現扯皮現象，造成改造計劃懸置。二是部分風電機組改造費用高昂，企業面臨巨大的資金壓力，改造方案和計劃難以落實。三是早期投產的兆瓦級以下風電機組技術改造困難，尚未確定改造方案。四是風電機組并網性能檢測進展緩慢對改造工作產生影響。五是部分風電場經營狀況差，對改造工作存在觀望和畏難情緒，

■ 華東區域69%的風電機組為雙饋感應機型，低電壓穿越改造技術難度大、費用高。如：慈溪長江風電場和龍源啟東風電場安裝的AW/77-1500-CII風電機組的改造費用，設備廠家（西班牙安迅能）初步報價高達76萬/臺；龍源南日風電場G52-850KW風電機組的改造費用，設備廠家（西班牙歌美颯）初步報價達46萬/臺。有部分早期進口機型的設備廠家（如西班牙的安迅能、丹麥的NEG micon）已經退出國內市場或已經兼并重組，改成方案的協商談判和落實面臨較大困難。

專欄17 部分風電機組低電壓穿越能力改造面臨較大困難個別企業提出要到2014年才能完成改造工作，有的風電場尚未認真研究和制定改造工作計劃。

(二)部分風電場無功補償裝置不滿足電網運行要求。一是大部分風電場風電機組不具備動態調節無功功率能力，或動態無功補償裝置容量配置及調節速率不滿足電網運行要求。二是部分風電場未安裝無功補償裝置，或是早期配置的無功補償設備多數采用固定電容(電抗)器組，需要人工投退，無法實現電壓的自動調節。三是風電機組參與系統調壓能力有限，目前大多數風電機組采取恒功率因數(多數為 1.0)運行方式，制造廠配置的風電機組監控系統未向用戶開放或不具備功率因素在線調節功能，機組調壓能力無法有效發揮，加大系統無功調節難度，造成部分風電場無功配置偏多。

專欄18 部分風電場無功補償裝置不滿足電網運行要求

■ 華北電網公司直屬供電地區并網風電場僅有37%配置了TCR型SVC或SVG，其中絕大部分配置的感性補償裝置容量不足，不能連續、快速的輸出電網要求的感性無功；63%的風電場配置了MCR型SVC或電容器組，動態調節速率和感性容量配置均不滿足電網調壓要求。

■ 國電龍源啟東風電場未安裝無功補償裝置。慈溪長江風電場等部分企業尚未制定無功補償裝置改造計劃。京能新能源公司輝騰錫勒風電場為靜態電容補償，不滿足動態無功調節的要求。中廣核對大梁風電場為固定式電容器組，不滿足動態無功調節的要求。大唐（通遼）扎北風電場無功補償響應時間和調節性能不滿足要求。

■ 截至2011年6月，內蒙古電網風電場匯集站母線電壓合格率93.4%，風電場匯集站總體電壓水平較差，其中，錫林郭勒的灰騰梁和巴彥淖爾地區的文更變電站電壓合格率僅為63%和50.2%。

■ 部分風電場風電機組動態無功調節能力尚未有效利用。華銳風電機組可開放單機恒無功調節能力，東汽風電機組可開放單機恒功率因數調節能力，金風風電機組可實現風電機組恒無功及恒電壓調節。

(待續)