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风电厂管理
风电场的运营管理是一个集成化的管理。从国内目前的现状来看，是由研发、制造、投资、生产等多个主体通过技术服务相互交叉、协作，共同围绕提高风场内风机的发电量，设备的可靠性及降低人员和设备维护成本等开展工作，最终保证风电投资建设的回报，为社会持续不断地提供绿色、环保、优质的清洁能源。
三、风电机组的维护管理(一)安全管理
人是安全生产中最关键的因素。我们始终把人员因素放在安全生产管理的首要位置来抓，突出“三个抓好”，实现“一个塑造”，即抓好思想的重视和责任的明确、抓好技能的提升和意识的增强、抓好氛围的形成和文化的构筑，努力塑造“本质安全人”。1.以创建本质安全型企业为抓手，不断完善安全生产管理体系。
一是开展同心文化建设，大力营造同心文化、安全文化氛围。以指标达标、管控达标、文化达标为目标，以体系建设、风险管控、文化落地为抓手，同步实施、循序渐进、相互促进，努力实现“人员无伤害、系统无缺陷、管理无漏洞、设备无障碍、风险可控制、人机环境和谐统一”。
二是严格执行“两票三制”，推进现场作业标准化。
三是持续深入开展“三讲一落实”活动，提高班组风险防控能力。
四是认真做好风电技术监控工作，及时发现并消除设备隐患。
五是加强重大危险源管理和危急事件应急管理，做好季节性检查及专项检查，及时消除环境中的不安全因素。以“正在做的事情为中心”，从日常的“三会一活动”(安全分析会、安全监督网例会、班前班后会、安全日活动)做起，划清责任界面，落实各级人员的安全生产责任。
六是明确目标、责任到人。公司与部门、部门与班组层层签订安全生产责任书，对安全责任进行细化分解，建立横向到边，纵向到底的安全目标责任体系，把安全责任落实到企业生产经营的各个环节和每一个岗位，做到思想、责任、压力、目标“四到位”，形成“公司控制事故、部门控制障碍、班组控制异常、个人控制差错”的四级控制格局。2.实施全过程管理和超前控制，实现安全生产“可控、在控”
一是加强过程控制，确保安全工作落实到位。我们始终把安全生产放在一切工作的首要位置来抓，在班组中大力开展“三讲一落实”活动，坚持每天召开生产例会，每月召开公司安全分析例会，各级一把手亲自参加，共同研究分析安全生产工作，掌握安全生产现状，协调解决存在的问题，使生产系统各项工作高效运转、政令畅通。各部门安全生产第一责任人必须按时参加每周班组安全分析会，与职工一起查问题、找隐患，定措施，保证了安全部署的层层贯彻、安全信息的层层传递和安全措施的高效执行。
二是加大查评整改力度，树立超前防范意识。坚持安全大检查与重大危险源评估有机结合，从查安全管理、查事故隐患、查违章入手，开展春、秋季安全大检查工作，消除各类不安全因素。同时，加大防人身伤害工作力度，抓住防人身触电、防误操作、防高空坠落等关键环节，下大力气检查整改，落实防范措施，杜绝了人身事故的发生。在开展安全大检查的基础上，我们充分借助重大危险源评估这一有效手段，对公司安全生产现状进行全面自评，找出安全生产中的薄弱环节和存在的问题。针对查出的问题，制定整改计划，逐条落实责任部门和责任人，并将各部门整改情况进行定期通报，有效保证了整改计划的落实。
三是加强执行力建设，突出规范化和制度化的引领和指导作用。加强制度建设，先后修订了《安全生产责任制管理办法》、《安全生产工作奖惩细则》《反违章管理规定》等19个安全管理制度和25个应急预案，建立了较完备的安全管理制度体系。每年年初制定安全生产“一号文件”，明确全年安全生产目标和指标，要求各部门逐级落实，分解到人，使全体职工都有明确的安全责任和目标。坚持“奖惩并举，重奖重罚”的原则，健全完善安全生产激励机制，对违章、违规行为实行重罚，使责任人切实感受到安全问题带来的“切肤之痛”。3.强化安全生产标准化建设，提升生产管理水平
一是以“专业化、标准化、信息化”为抓手，不断提高风电安全生产管理水平。
在例行工作和定期工作标准化的基础上，推进管理工作标准化，并不断优化管理流程，突出风电特色。实施信息化管理，建立安全管理、检修理、运行管理、培训管理、生产物资管理等动态监控系统，及时纠正偏差，堵塞管理漏洞，实施智能化管理，持续推进电网友好型风电场建设。
二是加强安全设施标准化建设，规范作业环境。我们从加强安全设施规范化建设着手，推动安全标准化建设。按照“本质安全型风电场”对安全设施的标准要求，对风机、箱变、变电站围栏等安全标识进行了清晰的规范，装设“止步!高压危险”、“禁止攀登，高压危险”、“必须戴安全帽”、“必须穿绝缘鞋”等安全标示牌，提高了安全设施规范化水平。
三是实行“两票三制”的标准化，筑牢现场安全防线。
严格执行生产现场任何工作必须坚持工作票制度，开展作业现场危险点分析与控制，不断加强作业现场的安全管理，实现“两票”做到三个百分之百，即现场作业除严重危及人身、设备安全的情况下可以不开票外，必须做到100%开票;票面安全措施、危险点分析与控制措施及票执行的环节必须100%落实;标准票的覆盖率要努力达到100%,即正常方式下的作业和操作都必须有标准的工作票和操作票。
四是实行检修作业指导书的标准化，确保检修作业规范有序。
我们大力推行检修作业的规范化、标准化，在风机定检维护中积极引入标准检修作业指导书，实现现场作业标准化。对每一项作业的工序、工艺、技术标准和安全措施在指导书中都做出具体规定以指导操作，实现“打勾作业”，保证检修
质量和作业安全。在管理中，对人员分工、使用的工器具、需要的材料、检修记录、验收记录都做出具体规定，做到有据可查和责任落实。4.实施对标一流管理，铸造精品项目
采用 “五确认一兑现”的方法(即确认目标、问题、对策、责任、效果，兑现奖惩)，对标管理、落实责任实现闭环管理。生产经营持续深入开展对标管理，采取发电量与工资总额挂钩的激励措施、全面深化对标工作。每个风场每天对同一区域、同一电网风电场的发电量、风机利用用小时数等关键技术指标区域对标，找出差距、制定措施，迎头赶上。(二)风机故障类型、普遍存在的问题 1.风电机组的常见故障
(1)液压系统油位及齿轮箱油位偏低;(2)风力发电机组液压控制系统压力异常自动停机;(3)风速仪、风向标发生故障;(4)偏航系统发生故障造成自动停机;(5)风力发电机组设备和部件超温而自动停机;(6)风力发电机组桨距调节机构发生故障;(7)发电机匝间短路故障;(8)控制系统的故障。
关于风机乃至风电场的设备故障和检修维护，由于各风电场风机设备投运时间相对较短，部分风机目前还由制造厂负责维护，目前暴露出来的设备问题还不具有代表性和规律性，有待于进一步收集、整理相关资料，分类分析，为下一步设计优化和现场消缺、改造积累第一手材料。下面引用一篇有关报道，以激发各方面的关注。2.案例
近期,风机着火、倒塌事故时有发生,而风机的装机容量发展速度却在直线上升,单机容量也是越做越大。风机的质量问题已经引起产业链条上所有利益方的关注,这个产业需要增加一些忧患意识。具体内容参见附件1：《风机着火及倒塌事故接连发生 质量问题引关注》。(三)风机检修现状
风电场投运后，我们每年都安排检修人员到风机装备制造厂学习。对现场投运的风机，我们与风机厂家的维护人员一起进行风机的维护、消缺工作，并请风机厂家的维护人员进行技术讲课和现场讲解，培养检修人员维护风机的技能和水平。从2009年开始，玉门一期V52风机(49.3MW)由我们自己的检修人员承担日常维护消缺和定检维护，景泰一期和玉门二期在年内由厂家完成两年维护后移交给我们承担日常维护消缺和定检维护、修，届时我们维护的风机将达到121台，容量为143.8MW。1.风机日常维护保养
对风机的日常维护，我们也在不断探索、不断完善，注重抓好以下几个方面的工作：
一是严格按照日常维护制度的规定、风机维护手册中的要求，并结合季节气候条件完成设备消缺工作及临时出现的设备消缺工作。
二是台账记录的规范管理。工作完成后在设备台账及中控室的消缺记录本上做好详细准确记录，注明工作完成人、检查人及时间，以便用于分析问题、总结积累经验、找出规律及共性之处，为以后的工作提供帮助。
三是每天的巡检工作。风速小的时候登机检查，听声音、看颜色、看数据、看油位、检查运动状态、闻味道、摸温升等。风大时在风机底下巡视，去顺风方向听声音，看运行状态，及时发现故障隐患，防范于未然。2.设备定检维护
设备定检维护分为半年维护、一年维护。比如，半年维护周期为6个月，定期维护的内容有紧螺栓、加换油酯、设备对中找水平、换密封件、调整更换刹车片、处理继电器和接触器以及开关接点等。定期维护的具体时间一般安排在风小或无风天进行，避免因维护停机而损失更多的电量。
目前我们已能够全面完成风机的定检维护和日常维护消缺工作，并且能够完成风机发电机更换等大型项目，风机可利用率始终保持在96%以上，确保风电机组稳定、经济、高效、安全运行。3.备品配件的管理
备件的及时供应是保证设备发生故障后能及时修复，提高设备完好率的物质条件。建立健全物资采购制度、出入库登记等制度，入库的备品备件分类存放，设专人管理、建立台帐，做好出入库登记，且定期盘点。更换备品配件后在设备台账中做好记录，以备查验。风机备品的采购基本上依靠风机厂家独家供应，按照保证够用又不要积压的原则，辅助触点、继电器K250等易损件的库存始终保持10个以上，变频器、直流输入模块等不易损坏的配件保证库存2个，油脂、碳刷等消耗性材料按照半年的用量进行采购和储存，经过两年多定检维护和消缺的实践，备品配件能基本满足现场维护、消缺的需要。4.风机用油脂国产化的尝试和探索
从2009年8月开始，我们从玉门风电场选定四台V52-850KW机组进行试验，将其中两台机组的齿轮油、液压油、润滑脂全部用国产昆仑润滑油相关油脂进行替换，与另外两台进行对比，每30天对上述四台机组的油脂进行取样，送交专业油脂检测中心进行检测，通过不少于两年的跟踪检测，得出昆仑润滑油脂能否替代原有进口油脂的结论。5.人力资源管理(1)新员工的培训
新招聘人员采取集中培训和实习培训两个阶段。
首先集中培训, 以讲课、现场参观、制度解析、案例分析等多种方式向员工宣讲企业概况、企业文化、规章制度、安全常识，引导员工做好自身的职业生涯设计，对风电行业有一个全新的认识。
其次是岗位实习。在通过《电力安全工作规程》理论考试合格后，进入生产现场，在风电场各级管理人员的统一安排下开展以现场实践为主的学习培训。培训采取师傅带徒弟的方式，以案例教学、基础理论讲解和现场操作为主。(2)运维人员的培训
一是安排人员到风机厂家或请专家来现场进行讲课，主要学习风力发电机原理;风机各系统构成、各部件结构和功能;风电场运行和检修技术;风机常见故障及处理方法等。
二是主要针对变电站运行、风机消缺和定检维护为主，由技术人员或业务骨干在工作现场针对实际设备讲授操作理论、程序与技术规范,然后进行标准化的操作示范演示,把所要学的技术、程序、技巧、事实、概念或规则等呈现给学员。学习人员逐一模仿练习,使操作逐渐熟练直至符合规范的
序与要求。技术人员在现场作指导,随时纠正操作中的错误表现。这种方法
培训直观,有较强的理性认识,能够使学习人员很容易接受,培训时间短 效果明显。
通过培训，提高员工专业技术素质，提高工作质量和工作效率，提高安全工作能力。
风电建设规模的快速增长必然带来风电各专业人才的稀缺。风电专业人才的竞争已基本到了白热化的程度。风电项目自身的特点决定了项目所在地大多地处远离城市、自然环境恶劣、生活条件艰苦的地区。高学历专业人才千金难求。即使是基于眼前就业压力而进入风电场来的，也仅仅是把风电场做为过渡，一旦有了较好的发展机遇和其它符合自身追求的目标就会离去。有些本地化的一线工人也基于用人单位人事劳资管理方面的因素，大多采用劳务派遣的方式，使运检一线人员深受无归宿感的困扰，无法安心服务于风电场。玉门风电场是甘肃省内投运最早的风电场之一，随着酒泉千万千瓦级风电基地的建设，技术工人流失非常严重，先后有十多位辞职，到其它风电场工作。如何留住人员，是我们面临的一大难题。
四、风力发电稳定性及目前采取的措施(一)风资源
附表2：风资源情况表 风电场年平均
风速m/s年有效风速 m/s年有效风速 小时数h平均风能 密度W/m2 可研设计玉门7.63.0--21.07787485 昌马7.643.0--20.08139396 景泰6.573.0--20.07191354 实际玉门6.83.0--20.07509/ 昌马//// 景泰4.993.0--20.05620/
从表中数据不难看出，设计给出的年平均风速和年有效风速小时数均比实际要大。该组数据是从风场风机运行中获取的，没有权威性，可作为参考。对今后的项目建设可研论证可作为一种提醒。这样对一个风电场的投资回报分析能够更趋准确和合理。
(二)风电机组低电压穿越能力技术改造进展情况及存在问题
《国家电网公司风电场接入电网技术规定》中对风电场低电压穿越要求为： a)风电场必须具有在并网点电压跌至20%额定电压时能够维持并网运行625ms的低电压穿越能力;b)风电场并网点电压在发生跌落后2s内能够恢复到额定电压的90%时，风电场必须保持并网运行。
大唐甘肃公司所辖291台风电机组中，Vestas风机为2006年投入运行的机组，不具备低电压穿越能力;华锐SL-1500风电机组出具有低电压穿越能力的测试报告，但在风电机组发生事故时，河西玉门地区所有运行风机全部脱网，因此对风机是否具备电网标准要求的低电压穿越能力，有待实验考证。现已与几家风机制造厂家进行积极沟通，风机制造厂家将根据电网标准要求，通过试验验证对控制器进行软、硬件升级改造，具备低电压穿越能力，确保在电网故障电压降低的情况下,风电机组不脱网,保持发电运行能力，在故障切除后很快恢复正常运
行。
(三)有功智能控制系统运行情况分析 1.有功智能控制系统
甘肃大型集群风电有功智能控制系统包含甘肃省调调度员控制终端和嘉峪关地调调度员控制终端，下管属330kV玉门变和瓜州变两个控制主站，这两个控制主站下又控制330kV嘉峪关变、玉门变、瓜州变、张掖山丹变、凉州变五个控制子站，这五个控制子站又分别去控制大梁、向阳、中电酒泉、三十里井子、昌马、大唐玉门、洁源、北大桥东、柳园等诸多风电场和张掖、金昌的火电厂。2.大型集群风电有功智能控制系统在风电场的主要功能
装置通过专用2M通道，与330kV玉门变、瓜州变两个控制主站和嘉峪关地调、甘肃省调的调度员控制终端通信功能，把装置测量的数据、动作报告等内容，经过330kV玉门变、330kV瓜州变两个控制主站上送到嘉峪关地调、甘肃省调的调度员控制终端显示。在风电场采集的信息主要为风电场上网功率，各馈线功率，计算风电场总出力，并将这些信息通过玉门、瓜州主站上送至地调、省调进行监测;同时接收地调、省调调度员终端计算机下发的当前计划出力、标杆计划等信息，根据当前计划控制本风电场的出力。还可以根据风电场实际风资源状况申请加出力等。
甘肃大型集群风电有功智能控制系统的投入运行，实现了电网接纳风电能力的实时评估，然后根据评估结果确定风电最大发电出力，分配并显示各风电场的发电计划，做到了风电智能调度、有功智能控制、风火打捆的协调控制，实现了集群风电与电网的互动闭环控制，既能保证电网的安全、稳定运行，又保证了风电送出的最大、最优化。
但在现阶段由于河西玉门地区电网稳定性要求和送出线路负荷所限，省调下发的标杆计划一般只能达到各风电场总出力的30%左右甚至更低。送出线路负荷问题已经是制约风电送出的突出问题，也是制约风电有功智能控制系统发挥最大作用的突出问题。
(四)动态无功补偿装置设备运行情况
早期的风电机组不具备维持和调节风机端电压水平的能力，在运行时还要从系统吸收无功功率，相应地，风电场需要装设无功补偿装置进行补偿。
大唐甘肃公司景泰风电场装设有两台SVG动态无功补偿装置、昌马330KV变电站装设有一台SVG动态无功补偿装置、玉门风电场装设有两组电容器(SVC)。这些无功补偿装置在投运时对照设计说明书和相关技术标准，通过了有计划的性能试验、动态调整跟踪，在投入运行后随时对设备运行状况和存在的问题与厂家联系处理，确保了该装置运行的安全稳定性。(五)风功率预测系统建设情况
风电具有间歇性、随机性和波动性。风电场出力不稳，给电网调度、调峰、安全等带来一系列问题。准确的风电功率预测是解决以上问题的有效方法之一。风功率预测系统技术的关键是对于风电场气象信息的预测。建立风电功率预测系统对于风电场的日常运营有着重要意义，风电功率预测系统使风电场可以向电网公司提供准确的发电功率预测曲线,这使得电网调度可以有效利用风电资源,提高风电发电上网小时数。根据德国、丹麦等欧洲风电发达国家的经验，如果风机检修全部在小风期或者无风期完成，风电场每年的发电量将提高2%，以5万千瓦的风场为例，其每年直接经济效益将超过120万元。由国家电网公司发布的《风电场接入电网技术规定》、《风电调度管理规定》中，都对风电场的发电功率预
测技术参数进行了明确的规定。
目前，我公司所属风电场与当地气象局建立了良好的关系，依据气象局提供的次日和一周内的气象资料，进行发电功率预测。
五、网架结构和送出对风力发电的制约 1.嘉酒电网的结构及特点
嘉酒电网位于甘肃电网最西端。主要担负着嘉峪关、酒泉两市及其周边地区6县(市、区)和“三个基地”(即新能源基地、有色冶金新材料基地和特色农产品生产与加工基地)的供电任务。电网的主要特点是供电半径长，重要用户多，多种能源发电形式并存，尤其是风力发电蕴藏资源丰富，电网负荷分布不均衡，呈现为西部电网电源集中，东部电网负荷集中。随着西部大开发打造甘肃路上小三峡，发展风力清洁能源战略的实施，近两年网内风电、水电建设项目发展迅猛，嘉酒电网已逐步形成为火电、水电、风电互补的送电端电网。
嘉酒地区电网以110KV为主要网架，以330KV嘉峪关主变电站﹑玉门主变电站﹑瓜州变电站为枢纽，经玉-嘉-泉双回线与甘肃电网联结。
按地域划分，嘉酒地区110KV电网可分为东部电网、中部电网、西部电网。
(1)东部电网：以330KV嘉峪关变电站为枢纽。嘉峪关变电站、金塔变电站、大庄子变电站、河东里变电站、东风变电站分别经110KV嘉金双回线、金大双回线、大河双回线、河东双回线连接。连接酒钢电力系统，并向嘉酒电网的负荷中心输送电力。
(2)中部电网：以330KV玉门变电站为枢纽，通过110KV玉唐线、玉三线、玉联线与大唐风电场、低窝铺风电场和联合变水电连接。嘉酒中部电网通过110KV玉门镇变-330KV瓜州变-330KV玉门变电磁环网运行。连接大量的风电和水电。
(3)西部电网：以330KV瓜州变为枢纽。通过安西变-敦煌变双回线-肃北变、阿克塞单回线连接肃北水电群及凯腾燃气电厂。
截止2011年4月底河西地区总装机容量达到了420万千瓦左右，由于网架结构薄弱，电力输送存在瓶颈。目前甘肃电网只能吸纳30%左右的风力发电量。2.风机大面积脱网对电网的影响
在电网电压跌落情况下，风电机组中的双馈感应发电机会导致转子侧过流，同时转子侧电流的迅速增加会导致转子励磁变流器直流侧电压升高，发电机励磁变流器的电流以及有功和无功都会产生振荡。这是因为双馈感应发电机在电网电压瞬间跌落的情况下，定子磁链不能跟随定子端电压突变，从而会产生直流分量，由于积分量的减小，定子磁链几乎不发生变化，而转子继续旋转，会产生较大的滑差，这样便会引起转子绕组的过压、过流。如果电网出现的是不对称故障的话，会使转子过压与过流的现象更加严重，因为在定子电压中含有负序分量，而负序分量可以产生很高的滑差。过流会损坏转子励磁变流器，而过压会使发电机的转子绕组绝缘击穿。为了保护发电机励磁变流器，采用过压、过流保护措施势在必行。保护动作即风机脱网。
当风速超过切出风速或发生故障时，风力发电机会从额定出力状态自动退出并网状态，风力发电机组的脱网会产生电网电压的突降，而机端较多的电容补偿由于抬高了脱网前风电场的运行电压，从而引起了更大的电网电压的下降。绝大多数风电机组不具备低电压穿越能力，在系统电压出现瞬间波动时大量风机脱网，造成系统异常情况扩大。
2011年一季度以来甘肃省内部分风电场发生了由于设备故障引起风机区域
性的大面积脱网事故。其中比较典型的是：
(1)2011年2月24日，330KV桥西升压站第一风电场35B4馈线开关柜下侧电缆头发生C相击穿，后演化为三相短路故障，导致系统电压大幅度跌落，敦煌变330KV母线电压最低跌至272千伏，造成298台风机因不满足低电压穿越能力而脱网，共甩出力约40万千瓦时，之后由于网内SVG(SVC)装置没有正常发挥动态无功调节功能，造成大量无功功率过剩涌入330千伏电网，同时因风电大幅度减小，进而引起系统电压升高，750千伏敦煌变330千伏母线电压瞬间达到365千伏，最高达到380千伏，750千伏母线电压瞬间达到800千伏，最高达到808千伏，最终300台风机因过电压及其它原因脱网，共甩出力约为42万千瓦。
(2)2011年3月11日，330千伏昌西变大唐第一风电场35E1，35F4馈线分别因电缆头终端头A相，C相烧损跳闸，引起系统电压波动，造成玉门地区8座风电场171台风机因低电压脱网，共甩出力约23万千瓦时。
总的来说，对于风电运营及维护管理，我们也处在探索阶段。风力资源和设备潜能可否更高利用，主要还是起因于风力发电本身的稳定性，受制于送出和电网安全。现阶段，对风机设备的维护管理已逐渐走向规范化，在此基础上，我们运营维护行业也将会同研究机构、制造厂、投资方，共同优化设计，推进技术改造等共同关注的问题。