风电运行规程（精选7篇）
风电运行规程 篇1
风力发电运行规程 范围
本规程规定了风力发电场设备和运行人员的要求，正常运行、维护的内容和方法及事故处理的原则和方法等。本规程适用于并网风力发电机组（以下简称风电机组）组成的总容量在1000kW及以上的、单机容量为100kW及以上定桨距或变桨距水平轴风电机组组成的风力发电场（以下简称风电场）。垂直轴式风电机组组成的风电场或容量在1000kW以下的风电场可参照执行。2 引用标准及参考文件
《 GB/T1.1-2000 标准化工作导则》、《 GB/T15498-1995 企业标准体系》、《管理标准和工作标准的构成和要求 GL/T800-2001》、《电力行业标准编制规则 DL/T600-2001》、《电力标准编写的基本规定 GB14285—1993》、《继电保护和安全自动装置技术规程 DL408—1991》、《电业安全工作规程 DL/T572—1995》、《电力变压器运行规程 DL/T596—1996》、《电力设备预防性试验规程 DL/T620—1997》、《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合DL5027—1993》、《电力设备典型消防规程 SD 292—1988 架空配电线路及设备运行规程（试行）》 3 职责
3.1 运行管理部门是本规程的归口管理部门。3.2 运行管理部门负责规程的制订、修订等工作。4 管理内容与要求 4.1 对设备的基本要求 4.1.1 风电机组: 4.1.1.1 风电机组及其附属设备:风电机组及其附属设备均应有设备制造厂的金属铭牌，应有风电场自己的名称和编号，并标示在明显位置。4.1.1.2 塔架和机舱:塔架应设攀登设施，中间应设休息平台，攀登设施应有可靠的防止坠落的保护设施，以保证人身安全。机舱内部应有消音设施，并应有良好的通风条件，塔架和机舱内部照明设备齐全，亮度满足工作要求。塔架和机舱应满足到防盐雾腐蚀、防沙尘暴的要求，机舱、控制
箱和筒式塔架均应有防小动物进入的措施。
4.1.1.3 风轮:风轮应具有承受沙暴、烟雾侵袭的能力，并有防雷措施。4.1.1.4 制动系统:风电机组至少应具有两种不同原理的能独立有效制动的制动系统。
4.1.1.5 调向系统:调向系统应设有自动解缆和扭缆保护装置。在寒冷地区，测风装置必须有防冰冻措施。
4.1.1.6 控制系统:风电机组的控制系统应能监测以下主要数据并设有主要报警信号：
1）发电机温度、有功与无功功率、电流、电压、频率、转速、功率因数。2）风轮转速、变桨距角度。3）齿轮箱油位与油温。4）液压装置油位与油压。5）风速、风向、气温、气压。6）机舱温度、塔内控制箱温度。
7）机组振动超温和控制刹车片磨损报警。
4.1.1.7 发电机:发电机防护等级应能满足防盐雾、防沙尘暴的要求。湿度较大的地区应设有加热装置以防结露。发电机应装有定子绕组测温装置和转子测速装置。
4.1.1.8 齿轮箱:齿轮箱应有油位指示器和油温传感器，寒冷地区应有加热油的装置。4.1.2 其他要求: 4.1.2.1 风电场的控制系统应由两部分组成：一部分为就地计算机控制系统；另一部分为主控室计算机控制系统。主控制室计算机应备有不间断电源，主控制室与风电机组现场应有可靠的通信设备。4.1.2.2 风电场必须备有可靠的事故照明。
4.1.2.3 处在雷区的风电场应有特殊的防雷保护措施。4.1.2.4 风电场与电网调度之间应保证有可靠的通信联系。
4.1.2.5 风电场内的架空配电线路、电力电缆、变压器及其附属设备、升压变电站及防雷接地装置等的要求应按“引用标准”中相应的标准执行。
4.2 应具备的主要技术文件
4.2.1 风电场每台风电机组应有的技术档案
4.2.1.1 制造厂提供的设备技术规范和运行操作说明书、出厂试验纪录以及有关图纸和系统图。
4.2.1.2 风电机组安装记录、现场调试记录和验收记录以及竣工图纸和资料。
4.2.1.3 风电机组输出功率与风速关系曲线（实际运行测试记录）。4.2.1.4 风电机组事故和异常运行记录。4.2.1.5 风电机组检修和重大改进记录。
4.2.1.6 风电机组运行记录的主要内容有发电量、运行小时、故障停机时间、正常停机时间、维修停机时间等。4.3 对运行人员的基本要求
4.3.1 风电场的运行人员必须经过岗位培训，考核合格，健康状况符合上岗条件。
4.3.2 熟悉风电机组的工作原理及基本结构。4.3.3 掌握计算机监控系统的使用方法。
4.3.4 熟悉风电机组各种状态信息，故障信号及故障类型，掌握判断一般故障的原因和处理的方法。
4.3.5 熟悉操作票、工作票的填写以及“引用标准”中有关规程的基本内容。
4.3.6 能统计计算利用时数、故障率等。4.4 正常运行和维护
4.4.1 风电机组在投入运行前应具备的条件: 4.4.1.1 电源相序正确，三相电压平衡。
4.4.1.2 调向系统处于正常状态，风速仪和风向标处于正常运行的状态。4.4.1.3 制动和控制系统的液压装置的油压和油位在规定范围。4.4.1.4 齿轮箱油位和油温在正常范围。
4.4.1.5 各项保护装置均在正确投入位置，且保护定值均与批准设定的值相符。
4.4.1.6 控制电源处于接通位置。
4.4.1.7 控制计算机显示处于正常运行状态。4.4.1.8 手动启动前叶轮上应无结冰现象。
4.4.1.9 在寒冷和潮湿地区，长期停用和新投入的风电机组在投入运行前应检查绝缘，合格后才允许启动。
4.4.1.10 经维修的风电机组在启动前，所有为检修设立的各种安全措施应已拆除。
4.4.2 风电机组的启动和停机
4.4.2.1 风电机组的启动和停机有手动和自动两种方式。4.4.2.2 风电机组应能自动启动和停机。
1）风电机组的自动启动：风电机组处于自动状态，当风速达到启动风速范围时，风电组按计算机程序自动启动并入电网。
2）风电机组的自动停机：风电机组处于自动状态，当风速超出正常运行范围时，风电机组按计算机程序自动停机。4.4.2.3 风电机组的手动启动和停机： 1）手动启动和停机的四种操作方式：
a)主控室操作：在主控室操作计算机启动键和停机键。
b)就地操作：断开遥控操作开关，在风电机组的控制盘上，操作启动或停机按钮，操作后再合上遥控开关。
c)远程操作：在远程终端操作启动键或停机键。
d)机舱上操作：在机舱的控制盘上操作启动键或停机键，但机舱上操作仅限于调试时使用。
2）风电机组的手动启动：当风速达到启动风速范围时，手动操作启动键或按钮，风电机组按计算机启动程序启动和并网。
3）风电机组的手动停机：当风速超出正常运行范围时，手动操作停机键或按钮，风电机组按计算机停机程序与电网解列、停机。
4.4.2.4 凡经手动停机操作后，须再按“启动”按钮，方能使风电机组进入自启状态。
4.4.2.5 故障停机和紧急停机状态下的手动启动操作。
风电机组在故障停机和紧急停机后，如故障已排除且具备启动的条件，重新启动前必须按“重置”或“复位”就地控制按钮，方能按正常启动操作方式进行启动。4.4.3 风电场运行监视
4.4.3.1 风电场运行人员每天应按时收听和记录当地天气预报，做好风电场安全运行的事故预想和对策。
4.4.3.2 运行人员每天应定时通过主控室计算机的屏幕监视风电机组各项参数变化情况。
4.4.3.3 运行人员应根据计算机显示的风电机组参数，检查分析各项参数变化情况，发现异常情况应通过计算机屏幕对该机组进行连续监视,并根据变化情况做出必要处理，同时在运行日志上写明原因，进行故障记录与统计。
4.4.4 风电场的定期巡视:运行人员应定期对风电机组、风电场测风装置、升压站、场内高压配电线路进行巡回检查，发现缺陷及时处理，并登记在缺陷记录本上。
4.4.4.1 检查风电机组在运行中有无异常响声、叶片运行状态、调向系统动作是否正常，电缆有无绞缠情况。4.4.4.2 检查风电机组各部分是否漏油。
4.4.4.3 当气候异常、机组非正常运行、或新设备投入运行时，需要增加巡回检查内容及次数。4.4.5 风电机组的检查维护
4.4.5.1 风电机组的定期登塔检查维护应在手动“停机”状态下进行。4.4.5.2 运行人员登塔检查维护应不少于两人，但不能同时登塔。运行人员登塔要使用安全带、戴安全帽、穿安全鞋。零配件及工具必须单独放在工具袋内，工具袋必须与安全绳联结牢固，以防坠塔。
4.4.5.3 检查风电机组液压系统和齿轮箱以及其他润滑系统有无泄漏，油面、油温是否正常，油面低于规定时要及时加油。4.4.5.4 对设备螺栓应定期检查、紧固。
4.4.5.5 对液压系统、齿轮箱、润滑系统应定期取油样进行化验分析，对
轴承润滑点定时注油。
4.4.5.6 对爬梯、安全帽、照明设备等安全设施应定期检查。4.4.5.7 控制箱应保持清洁，定期进行清扫。
4.4.5.8 对主控室计算机系统和通信设备应定期进行检查和维护。4.5 异常运行和事故处理
4.5.1 风电场异常运行与事故处理基本要求
4.5.1.1 当风电场设备出现异常运行或发生事故时，当班值长应组织运行人员尽快排除异常，恢复设备正常运行，处理情况记录在运行日志上。4.5.1.2 事故发生时，应采取措施控制事故不再扩大并及时向有关领导汇报，在事故原因查清前，运行人员应保护事故现场和损害的设备，特殊情况例外（如抢救人员生命）。如需立即进行抢修的，必须经领导同意。4.5.1.3 当事故发生在交接班过程中，应停止接班，交班人员必须坚守岗位、处理事故，接班人员应在交班值长指挥下协助事故处理。事故处理告一段落后，交接双方值长决定是否继续交接班。
4.5.1.4 事故处理完毕后，当班值长应将事故发生的经过和处理情况，如实记录在交班簿上。事故发生后应根据计算机记录，对保护、信号及自动装置动作情况进行分析，查明事故发生的原因，并写出书面报告，汇报上级领导。
4.5.2 风电机组异常运行及故障处理
4.5.2.1 对于标志机组有异常情况的报警信号，运行人员要根据报警信号提供的部位进行现场检查和清理。
1）液压装置油位及齿轮箱油位偏低，应检查液压系统及齿轮箱有无泄漏，并及时加油恢复正常油面。
2）测风仪故障。风电机组显示输出功率与对应风速有偏差时，检查风速仪、风向仪的传感器有无故障，如有故障则予以排除。
3）风电机组在运行中发现有异常声音，应查明响声部位，分析原因，并做出处理。
4.5.2.2 风电机组在运行中发电机温度、可控硅温度、控制箱温度、齿轮箱油温、机械制动刹车片温度超过规定值均会造成自动停机。运行人员应
查明设备温度上升原因，如检查冷却系统、刹车片间隙、刹车片温度传感器及变送回路。待故障排除后，才能再启动风电机组。4.5.2.3 风电机组液压控制系统油压过低而自动停机的处理：
运行人员应检查油泵工作是否正常。如油压不正常，应检查油泵、油压缸及有关阀门，待故障排除后再恢复机组自启动。4.5.2.4 风电机组因调向故障而造成自动停机的处理：
运行人员应检查调向机构电气回路、偏航电动机与缠绕传感器工作是否正常，电动机损坏应予更换，对于因缠绕传感器故障致使电缆不能松线的应予以处理。待故障排除后再恢复自启动。
4.5.2.5 风电机组转速超过极限或振动超过允许振幅而自动停机的处理： 风电机组运行中，由于叶尖制动系统或变桨系统失灵会造成风电机组超速；机械不平衡，则造成风电机组振动超过极限值。以上情况发生均使风电机组安全停机，运行人员应检查超速、振动的原因，经处理后，才允许重新启动。
4.5.2.6 当风电机组运行中发生系统断电或线路开关跳闸的处理： 当电网发生系统故障造成断电或线路故障导致线路开关跳闸时，运行人员应检查线路断电或跳闸原因（若逢夜间应首先恢复主控室用电），待系统恢复正常，则重新启动机组并通过计算机并网。
4.5.2.7 风电机组因异常需要立即进行停机操作的顺序： a）利用主控室计算机进行遥控停机。
b）当遥控停机无效时，则就地按正常停机按钮停机。c）当正常停机无效时，使用紧急停机按钮停机。
d）仍然无效时，拉开风电机组主开关或连接此台机组的线路断路器。4.5.3 风电场事故处理
4.5.3.1 发生下列事故之一者，风电机组应立即停机处理： a）叶片处于不正常位置或相互位置与正常运行状态不符时； b）风电机组主要保护装置拒动或失灵时； c）风电机组因雷击损坏时；
d）风电机组因发生叶片断裂等严重机械故障时；
e）制动系统故障时。
4.5.3.2 当机组发生起火时，运行人员应立即停机并切断电源，迅速采取灭火措施，防止火势蔓延；当机组发生危机人员和设备安全的故障时，值班人员应立即拉开该机组线路侧的断路器。
4.5.3.3 风电机组主开关发生跳闸时，要先检查主回路可控硅、发电机绝缘是否击穿，主开关整定动作值是否正确，确定无误后才能重合开关，否则应退出运行进一步检查。
4.5.3.4 机组出现振动故障时，要先检查保护回路，若不是误动，应立即停止运行做进一步检查。
4.5.3.5 风电场内电气设备的事故处理可参照本标准所列“引用标准”中相应标准的规定处理。
1）升压站的事故处理参照DL/T572、GB14285、《电力电缆运行规程》、DL5027和DL408进行处理。
2）风电机组的升压变事故处理参照DL/572的规定处理。3）风电场内架空线路事故参照SD292的规定处理。
4）风电场内电力电缆事故处理参照《电力电缆运行规程》的规定处理。5 检查与考核
5.1 本规程的执行情况由生产技术部门负责检查与考核。5.2 依据本规程和企业经济责任制相关规定进行考核。
风电运行规程 篇2
风能已经成为全球可再生能源中最重要的形式。风能是一种清洁的永续能源,与传统能源相比,风力发电不依赖外部能源,没有燃料价格风险,发电成本稳定,也没有碳排放等环境成本,具有良好的发展前景。
目前,欧盟在风能开发利用水平、风力发电设备的装备制造水平和风电场运营管理等方面居于全球领先的地位。到2008年底,以总的装机容量来衡量,世界10大风电发展大国中,欧盟国家占据了7个[1]。
在中国,政府将风力发电作为改善能源结构、应对气候变化和能源安全问题的主要替代能源技术之一,给予了有力的扶持。如设立了2010年和2020年风电装机容量分别达到1 000万k W和3 000万k W的目标,但实际的发展超出了政府的预期。目前,即使是最保守的估计,到2020年的总装机容量也将达到8 000万k W。2007年,中国在风电项目上的投资额占到全球总投资额的15%。中国已经成为世界上最重要的风力发电市场[2]。
风能的特点是间歇性和随机性。近年,虽然在风能的预测方面,国内外的专家学者作了大量的研究工作,但是对于中长期的预测仍然充满不确定性。因而,随着越来越多的大型风电场接入电力系统和风电极限穿透功率的不断增加,对于系统的电能质量和运行安全带来很多挑战。比如,风电机组取代了传统的发电机组为电力系统提供电能,而对于传统机组承担的调频和调压责任,目前还没有完全由风电机组承担起来,这必然会对系统的稳定性造成影响。
为了应对大容量风电接入的相关影响,欧盟国家的电网运行管理机构根据各自国家的风电设备技术水平、风电装机容量和电网的强壮程度等因素,制定了不同的风电场接入电网的管理规程。
2006年,中国国家电网公司发布了国内第一个《风电场接入电网技术规定(试行版)》。考虑到当时国内风电产业的发展现状,该规定并没有对风电场接入电网设定过于严格的技术要求。
但是随着风电装机容量的不断增加,风电场接入导致的对电网电压、频率和稳定性的冲击日渐严重。如内蒙古西部锡林郭勒盟灰腾梁风电基地沿线变电站220 k V母线电压接近额定电压的1.1倍,大、小负荷方式下的电压差值达16 k V;新疆达坂城风电变电站220 k V母线电压基本在238 k V以上。2008年2~11月间,新疆风电在30 min内发电出力波动超过9万k W达347次[3]。
2006年所制定的《风电场接入电网技术规定(试行版)》已经明显无法适应风力发电在中国的发展。中国国家电网公司在2009年2月发布了新的《风电场接入电网技术规定(修订版)》。和前一版本相比,新的技术规定做了一些重要修订,特别是在故障穿越能力(Fault Ride-through ability,FRT)、有功/频率调节能力和无功/电压调节能力上对风电场提出了明确要求。
本文针对中国国家电网的《风电场接入电网技术规定(修订版)》和欧盟主要风电强国的相关电网接入规范做出详细的比较,探讨造成这些不同规范间差异的主要原因,并对今后技术规定可能的变化趋势做出预测。在此,本文选择德国的EON电网、爱尔兰的ESB电网和英国的NGC电网的相关规范作为比较对象。
本文所做的比较研究对于国内电网的调度人员、风电设备生产企业、开发设计人员和研究人员有一定的参考价值。
1 有功/频率控制
风电场具备一定的有功调节能力对于确保系统频率稳定,防止输电线路过载,确保送出电能的质量符合要求有着至关重要的意义。此外,在风力发电机启动和停机时,有功调节能起到避免电压跳变和减小冲击电流的作用。
1.1 德国EON电网的规程要求
德国EON电网中风电装机容量是德国四家主要电网公司中最高的,达到全国风电总装机的42%。EON在其电网规程“Grid Code High and Extra High Voltage”中规定[4],风电机组应该具备在输电系统调度员(Transmission System Operator,TSO)的指令下减少机组有功出力的能力,有功调节速度要达到每秒10%的机组额定容量而不应引起继电保护动作。如果频率超过50.5 Hz,有功输出应以每秒5%机组额定容量的速度降低。当频率偏差减少时,有功输出也应该相应的恢复,最大有功恢复速度为每分钟10%的额定有功功率。
1.2 爱尔兰ESB电网的要求
爱尔兰的风电技术规程“Wind Farm Connection Requirements(Draft Version 1.0)”由ESB在2002年发布[5],规程要求风电场能够控制有功输出的变化率以每分钟最大变化的兆瓦数来表示,通常由输电系统调度员来规定。目前,ESB要求风电场满足两个有功输出功率最大变化率,一个是一分钟平均最大变化率,另一个是10 min平均最大变化率。
1.3 英国NGC电网的规程要求
英国的NGC在“THE GRID CODE”中对于容量300 MW以下的风电场的有功变化率没有做出要求。对于容量300 MW到1 000 MW之间的风电场,最大有功变化率为50 MW/min;容量超过1 000 MW的风电场,最大有功变化率为40 MW/min[6]。
1.4 中国国家电网公司的规程要求
在中国国家电网新颁布的风电接入技术规定中,风电场有功功率的变化率根据其装机容量有所不同。容量超过150 MW的大型风电场的有功功率变化率10 min平均不能超过100 MW,1 min平均上限为30 MW[7]。
此外,国家电网公司允许风电场和本地区的输电系统调度员依据风电机组的运行特点,当地电网的现状和本地区其他发电机的运行特性等因素,协商确定风电场的有功输出变化率。
不同电网规程对有功变化率的不同要求可以参考表1。
国内外不同电网的风电场接入技术规定还要求风电机组具备在一定的频率区间运行的能力,参见图1。
1.5 关于有功/频率规程要求的讨论
不同规程对于风电场的有功输出变化率的要求,可以避免如下不利影响:
1)风电机组启停过程的有功出力变化率过大会对系统频率造成冲击;
2)风速变化而引起的有功出力变化率过大也会对系统频率造成冲击;
3)电网故障清除后,风电机组有功出力恢复速度不当可能对稳定性造成不利影响。
其中故障后的有功出力恢复速度既不能太快而引起功率骤增,也不应太慢而影响到系统的频率恢复和稳定性。即使故障已经切除,有功出力恢复速度太快或过慢都可能造成系统功率不平衡而影响到稳定性。不同电网规程的有功输出变化率的要求差别很大,除了和风电机组的技术水平相关外,还和接入电网的短路容量密切相关。电网的短路容量越小,对于有功输出变化率的要求就越高,从而确保系统故障时和故障后能保持稳定[8]。
EON的规程一方面规定了在正常运行时风电场有功输出变化率的最大值,另一方面对必要时降低有功输出的最小变化率也做了规定。而本文涉及到的其他三个规程,依据不同的风电装机容量,只对有功输出最大变化率做出了规定(见表1)。
不同规程对于风电机组在不同频率变化区间保持在网运行的要求有明显差别,产生这种差别的原因比较复杂。首先,各个国家电网的刚度和规模不同,小型电网(比如爱尔兰ESB的电网和英国NGC的电网)相比较大型的互联电网(比如包括德国在内的欧洲大陆互联电网UCTE)更容易出现由于负荷和发电不平衡而导致的电网频率波动的情况。其次,各个国家电网中所安装的风电机组的技术和管理水平不同。第三,风电渗透率较高的电网,一旦频率发生变化,风电机组保持在网运行对电网稳定性至关重要;而风电渗透率较低时,风电机组退出运行并不会造成稳定性方面的问题。中国国家电网目前风电装机容量仅占总装机的1.1%,因而对于频率变化时在网运行并没有提出过高的要求。
图1给出了不同规程中频率变化时风电机组保持在网运行的具体要求。可以看出,英国的NGC要求最为严格,频率在47.5~52 Hz变化时,风电场要持续运行;而中国国家电网的要求比较宽松,频率在49.5~50.5 Hz区间风电场应持续运行。
2 电压和无功控制要求
电力系统必须在一定的额定电压下运行。为维持电压水平,确保系统的电压稳定性,电力系统经常需要在发电机和负荷节点等不同位置进行无功功率和电压的调控。风电场和风电机组也需要参与电压控制。在电网规程中,此方面的要求体现为风电场并网点的电压必须在一定范围内,或者风电场必须具备一定的无功输出能力。
2.1 爱尔兰ESB电网的要求
爱尔兰ESB要求接入400 k V、220 k V和110 k V电网的风电场在下列条件下必须保证持续运行:400 k V等级电压变化在―12.5%~5%;220 k V等级电压变化在―9.1%~11%;110 k V等级电压变化在―10%~11.8%。
从连接电网的变压器低压侧测量,风电场在图2轮廓线所限定的功率因数范围内任意一点都能够持续运行。图2中,点(A1,A2),(B1,B2),(C1,C2)分别代表0.95、0.835和0.835的功率因数,其中括号中第一个点代表超前,第二个点代表滞后。
ESB还要求当风电场在10%额定功率以下运行时,应该确保在C1,C2和坐标原点构成的三角形之内能够持续运行。这意味着,如果风电场有功出力低于10%的额定出力时,并网点电压达到了电压限值,风电场的无功出力应该可以调整(超前或者滞后功率因数0.835)。
2.2 德国EON电网的规程要求
德国EON电网的规程要求额定容量在100 MW以下的风电场,应该能够在功率因数0.95超前和0.95滞后的范围内运行(基本要求)。
对于额定容量超过100 MW的风电场,运行范围可以参考图3。风电场和电网的无功功率交换的相关要求,经常以功率因数轮廓线的形式来表述,如图3所示。
2.3 中国国家电网公司的规程要求
中国国家电网公司的规程要求所有接入电网的风电场都应该在功率因数0.98超前和0.9滞后的范围内满负荷运行。对于额定容量超过1 GW的风电场,运行范围为0.97超前和0.97滞后。风电场应该可以在―3%~7%的范围内对并网点的电压进行调控;同时,如果并网点电压在额定值的―110%~110%范围内波动,应该确保机组保持在网运行。
国家电网规程限定的运行区域如图2所示,点D1,D2位于此区域的轮廓线上,分别对应于功率因数0.97超前和滞后。
2.4 英国NGC电网的规程要求
对于额定容量为100 MW以下的风电场,英国NGC电网和中国国家电网、德国EON电网的要求是完全相同的。而NGC对于接入33 k V以下电网的风电场,考虑到该电压等级缺乏有载调压变压器,要求有所放松。
英国NGC电网的规程要求风电场必须在并网点功率因数0.95超前和0.95滞后的范围内满负荷运行。当风电场的所有机组都投入运行时,如果发电机运行于滞后的功率因数下,额定有功输出时的无功出力限值对于所有高于20%额定出力的运行工况都适用,如图2所示。类似的,如果发电机运行于超前的功率因数下,额定有功输出时的无功出力限值对于所有高于50%额定出力的运行工况都适用。风电场的有功出力低于额定值的50%时,无功出力的限值会线性降低,如图2所示。而出力低于20%额定出力时,对于无功输出的要求一般由输电系统调度员和风电场在双方协议中说明要求。
2.5 关于无功电压要求的讨论
对风电场无功出力的相关要求首先是为了补偿风电场中的发电机、变压器和其他电感性设备的无功消耗,使得风电场不会成为电力系统中无功功率的额外负担。如果风电场本身消耗无功功率的话,连接风电场和电网的输电线路的有效热容量(用于传输有功功率的部分)必然会有所降低。除此之外,风电机组的端口电压会由于流入无功电流而降低。
规程对无功出力控制提出严格要求的第二个原因是:通过调节无功输出,风电机组可以主动地控制端口电压水平。特别是当电网或风电场内部发生暂态故障时,由于电压下降,感应发电机的无功功率需求会增加,必须采取措施维持电压水平[9]。
带有变流器的风电机组可以通过增加无功出力起到支持系统电压的作用,进而可以增加有功出力,缓解故障中发电机转速升高的问题。
当与风电场相连的输电线路运行于轻载状况下时,可能需要风电机组吸收无功功率(如图3所示)以减轻线路末端电压升高的现象。
比较图2和3中不同的电网规程要求,可以看出,接入电网的风电场容量越大,风电场接入电网的电压等级越高,要求的功率因数运行范围也越宽,对相应的无功调节能力也要求越高。
各国规程中对无功功率的控制要求也与电网的结构和动态特性有关,因为无功注入对电压控制的影响大小依赖于系统的短路容量。
图2所示的三个国家的电网对无功电压控制的要求,主要区别体现在不同有功功率下,三国规程对无功的要求有不同程度的放松。当风电场出力低于100%额定功率时,中国国家电网规程的无功输出要求就开始有所放松;相比之下,爱尔兰的ESB电网的风电场无功输出在有功出力低于50%时开始放松;而英国NGC电网风电场则是在有功出力低于20%时开始放松无功控制要求。但是,考虑到在风电场出力降低到20%和50%时,所有风电机组仍然保持并网状态,因而其无功调节能力并没有受到显著影响。一般而言,只有风电场总的出力降低到5%左右时,风电机组才开始脱网。可以推断,中国国家电网的规程如果提高部分出力状态下风电场的无功输出要求,并不会对现有风电场的运行增加额外的负担。
从图3的比较中可以看出,英国NGC对接入33 k V及以下电网的风电场,无功调节范围的要求有所放松,而中国国家电网和德国EON的规程中则没有类似的规定。为比较其不同之处,图3中NGC规程的运行范围,部分只适用于接入33 k V以上电网的风电场。
比较图3中的三国规程,从最大运行电压范围而言,德国EON规程比中国国家电网的规程更为严格。而中国国家电网的规程对欠励运行的功率因数范围要求最为严格,风电场在0.9滞后时仍需在网运行。相对而言,中国国家电网和英国NGC的规程要求轮廓线非常相似,除了有不同的电压和功率因数运行范围。在此,需要注意的是EON的规程中包括一般运行条件和暂态过电压条件(图3中电压超过420/245/123 k V的区域),其中暂态过电压运行时间要求最少保持30 min在网。电压低于额定值时,中国国家电网和英国NGC的规程都要求风电场能欠励运行。另外,不同规程的基本思想是有差别的,EON规程的基本要求是可以进一步扩展的,如图3中虚线所示。
3 结论
从本文对各国电网规程的比较中可以发现,不同规程对风电场有功输出变化率和频率变化时保持在网运行的要求差别很大,这些差别除了和风电机组的技术水平相关外,还和整个电网的短路容量密切相关。电网的短路容量越小,对于风电场有功输出变化率的要求就越高,从而确保系统故障时和故障后能保持稳定。
此外,接入电网的风电场容量越大,风电场接入电网的电压等级越高,要求的功率因数运行范围也越宽,对相应的无功调节能力也要求越高。与有功类似,各国规程中对无功功率的控制要求也与电网的结构和动态特性有关,因为无功注入对电压控制的影响大小依赖于系统的短路容量。
最后,从本文的比较研究可以看出,各国新的电网规程中对于风电场和风电机组在故障状态下无功功率控制的要求,与电网对于同步发电机在过励运行时的要求非常类似。这是一个非常明显的信号,表明了一种趋势:各国电网的输电系统调度员会越来越多地将风电场与传统电厂同等对待,特别是在风电渗透率高的电网中尤其如此。
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风电机组安全运行研究 篇3
关键词：风电机组；安全运行；机械因素；电气因素；环境控制因素
引言
作为全球最大、发展最快的风电市场，我国风电近年的发展连续大幅超过研究机构的预测。丰富的风能资源储量及政府的强力支持为中国风电行业的长期发展创造了良好的条件。
一、风电运行现状及问题
通过对2011年底的相关数据可以看出，我国的并网风电已经达到了4500万千瓦以上。由于风电有着非常快的发展速度，并且风电上网有着很高的要求，所以在近期风电的发展已经从速度转向了质量。风电是我国新能源中非常重要的方面，在各个风电设备制造的公司中，其都有着自己的标准，并且国家对于这方面并没有统一的规范建设。特别是在风电的操作中，很多人员并没有相关的资质，并且管理制度不完善，所以在每年都会发生因为安全问题而引发的人员伤亡。根据统计可以看出，2009年到2012年，因为风电机组的倒塌、损毁等的原因而出现36起重大事故，造成了15人死亡，其后果是非常严重的。
二、风电机组安全运行的影响因素
（一）机械因素
1、联接螺栓力矩的保证
在风力发电机组中，其联接主要是通过螺栓进行固定。连接螺栓必须要有着高标准的质量和高度的可靠性，从而对于因为螺栓变形、断裂而引发的事故进行避免。风电机组在安装完毕之后应该对于螺栓力矩值进行有效的检验，从而达到相应的标准。在机组投入使用之后，应该以500小时为时间间隔进行检修，也就是500小时检修。在检修的过程中，应该对于力矩通过液压扳手来进行检验，并且液压扳手不能有超过3个百分点的力矩误差。在进行检验过程中，如果螺母有着超过20度的旋转，就应该对于螺栓进行全面检测，如果旋转角度超过50度，就应该对于所有螺栓螺母进行更换，从而确保不会因为螺栓的问题而出现事故。
2、机械部件的防腐处理
一般情况下，风力设备的使用都是在恶劣的环境中，其受到高温、冷冻、辐射、风沙等各种因素的影响。风力电机组的寿命一般为20年，所以其必须要有着非常强的防腐性能。在设计中，应该对于机舱、叶轮、电机、塔架、螺栓等都进行较好的防腐处理，并且应该对于极端恶劣环境进行考虑，例如沿海湿热气候等。所以生产商应该提高在极端恶劣环境中风电机组的仿佛标准，叶轮部分的一些重要部件以及塔架的外部应该使用的防腐等级为C5-M，在塔架的内表面以及机舱内部的相关部件中应该采用的防腐等级为C4。通过防腐工作，可以使得风力电机组能够在任何环境中保持安全的运行状态。
（二）电气因素
1、良好的绝缘性能
在一定的程度上，风力电机组运行的稳定性能受到风电设备绝缘性能的影响非常大。母排间、线路间的绝缘一旦出现问题，被击穿的现象很容易发生。所以绝缘工作如果不到位，那么当电压比之临界值高事，就会出现电解质耐受性差，电流增大，绝缘固体介质会出现烧毁、融化等的现象，使得发电机组损坏，并且有可能造成火灾。如果其长时间运行在这种情况下，电化学击穿、热击穿、柜内点击穿等的问题都有可能发生。因为绝缘性能受到的影响因素非常多，所以在进行风力电机组选用中，必须要对于全方面的性能进行评测，选择优质的产品。
2、元器件及时维护
在风电设备中，是有着许多功能模块存在的，这些模块往往通过复杂的电子元件排列组合形成，所以这些电子元件能否正常工作，决定了整个风电机组的正常运行与否。在设备器件损坏之前，是会有相应的时间内带病运行的，而在带病运行的过程中，器件会在任何时候停止工作，从而出现损坏或者发生危险。所以应该对于SCADA实时监控系统对于设备的运行进行监控，从而分析出各种数据，确保运行的正常。为了能够使得发电机组有着安全稳定的性能，相关人员必须要对于巡检工作和维护工作认真对待，以便使得器件在带病期间就能够得到维修或者更换，使得整体的安全性能增强。
（三）环境控制因素
1、环控装置良好
环控装置是指在机组中，按照运行条件进行自主调节的装置，主要包括发电机的散热器、齿轮油冷却系统、双馈型机组、变流器散热、加热器等，通过环控装置的使用，能够使得风电机组的运行安全可靠。在普通的风电机组中，其设计温度为20摄氏度到40摄氏度之间，但是在恶劣环境下，可能要增加一些其他的装备，例如适度控制设备等。环控装置可以为发电机组的正常运行营造一个良好的环境。
2、不同运行环境的专项设计
环境条件主要包括台风、海拔高度、环境湿度、环境温度等的各方面的因素。因为不同的外界环境有着不同的特点，所以必须要针对各种外界环境进行专项实验而设计，以保证发电机组的运行安全可靠。在不同的环境和条件下，风电机组的性能也是不同的，所以应该按照环境和气候因素对于分别分析和设计，例如海上型机组、沿海型、高温型、低温型、高海拔、低风速等各种机组的设计，以确保其能够对于各种气候和环境进行满足。
结束语：
在风电机组安全运行的条件中，机组的整体性能是非常重要的因素。要想使得风电机组能够安全可靠，就必须要对于风电机组的质量进行管理。在我国，风电行业必须要进行统一的制度建设和体系建设。风电行业应该与我国目前的国情相适应，国家应该对于运行管理、并网监测、施工安装、规划建设、研发制造等的各种标准体系进行有效的建设，才能够使得风电行业有着更为安全稳定的发展。
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值长运行规程 篇4
**电厂的发、供电和采暖是个完整的系统。是汽机、锅炉、电气、化学、燃运等各专业生产部门之间相互配合、协作劳动的一个生产过程。为实现次过程有机联系，协调各生产部门之间的生产关系，贯彻执行厂长、生产副厂长、总工和上级领导下达的命令以及维护设备的安全经济运行，值长对全厂设备的运行、备用、检修、操作、及事故处理必须实行统一的调度管理，为此，特制定本规程。1.1、下列人员必须熟悉并执行值长运行规程： 1.1.1、主管生产的副厂长、总工程师。1.1.2、生产科科长、安监人员。1.1.3、全体值长。
1.1.4、各车间主任、运行专责工程师、技术员。1.1.5、各运行班长及运行专责值班员。
2、值长工作标准及服务规程 2.1、主要内容及适用范围：
2.1.1、本标准规定了值长的工作职能、工作内容与要求、工作程序、责任与权限及检查与考核。2.1.2、本标准适用于值长的工作。2.2、职能：
2.2.1、值班值长为全厂运行、操作、及事故处理的负责人和指挥者，必须集中精力，遵守值班纪律、值班期间应做到：
2.2.1.1、严肃、认真地工作，遵守劳动纪律，不做与工作无关的事。2.2.1.2、经常到现场巡视，掌握设备运行状况及运行人员精神状况。
2.2.1.3、按厂部规定的值班表上班，未经领导批准，不得随意离开工作岗位，不得私自找人代替。2.2.1.4、不迟到、不早退，有事提前请假，严禁酒后上岗值班。
2.2.2、值长当值期间，受生产副厂长（总工程师）的委托在生计科的领导下，负责本值安全生产和经济运行，并担任运行操作和事故处理的全面领导和指挥。
2.2.3、严格执行调度命令，努力完成厂部及科室发布的各项指令。2.2.4、值长对下列设备进行统一调度管理。
2.2.4.1、发电机、汽轮机、锅炉、主蒸汽管道以及影响主设备出力的辅机及附属设备、系统、主变压器、启备变、35KV、6KV母线、380V母线、35KV线路出线开关及母线上连接的全部电气设备。2.2.4.2、上述设备的保护和自动装置。2.2.4.3、上述设备的启动运行、停止、投入或撤出、备用、限制出力以及改变运行方式、保护定值等，均应根据值长命令进行。
2.2.4.4、调管设备、值长按调度命令执行。2.2.4.4.1、省调调管设备：
（1）、#
1、#
2、#3锅炉、#
1、#2汽轮机发电机组、#
1、#2主变压器。
（2）、以及上述设备的保护和自动装置。（3）、远动以及自动化保护装置。2.2.4.4.2、地调调管设备：
（1）、热建
（一）线3518、热建
（二）线3519以及远动自动化保护装置。（2）、启备变以及远动自动化保护装置。
（3）、35KV甲、乙母线、3500母联开关以及相关保护。
（4）、35KV母线其他出线和设备由兰州地调委托窑街电厂生计科调管。
2.2.4.5、虽不属调度管理，但其运行操作影响出力，影响主设备安全或辅助备用的，征得调度同意后由值长调度，其他设备，值长可根据情况行使调度权。
2.2.4.6、窑铁线3517线路由地调委托我厂调度，所代两个变电所，马军变由动力厂调管，联合铁合金变由我厂调管。
2.2.4.7、一矿专用变
（一）、（二）（3523、3526）由我厂调管，其变电所以及下属设备由动力厂调管；窑街厂内变以及6105、620
4（一）、（二）线由我厂调管，下属系统由动力厂调管。2.2.5、工作内容与要求及程序：
2.2.5.1、值长应熟悉和执行下列规程、制度及法令：（1）、《电力工业技术管理法规》的有关部分；（2）、《电业安全规程》的有关部分；（3）、《省调、地调调度规程》有关部分；（4）、《动力系统调度管理规程》有关部分；
（5）、能源部、省电力局、厂部颁发的与值长业务有关的条例、规程、制度；（6）、本厂各车间的现场运行规程；（7）、值长运行规程；
（8）、上级的指示和国家政策法令；
（9）、本厂设备管理、运行管理、检修管理制度、反事故措施及设备管理制度；（10）、消防规程。2.2.5.2、值长应熟悉下列系统、设备、参数：
（1）、电气一次接线系统，厂用电系统及直流系统，事故照明系统。
（2）、电气设备特性、参数、继电保护装置的工作原理、接线、装配位置，整定值以及电气设备的操作机构，操作回路和信号装置；
（3）、锅炉本体及辅助设备原理、构造、特性、参数；（4）、汽机本体及辅助设备原理、构造、特性、参数；
（5）、蒸汽系统、疏水系统、给水系统、除氧热网系统、循环水系统、工业水系统、油系统、生活消防水系统；
（6）、化学水处理系统、构造及主要汽水品质标准；（7）、煤场设备和输煤系统构造、参数；（8）、全厂及矿区采暖系统参数；
（9）、发电机励磁系统、构造、特性、参数及操作方法；
（10）、定期参加全厂反事故演习，并按厂部规定进行“安规”和“运规”的考试。2.2.5.3、值长应填写下列记录簿： 2.2.5.3.1、值长值班记录簿； 2.2.5.3.2、日负荷曲线表； 2.2.5.3.3、设备检修登记簿； 2.2.5.3.4、日电量底度记录簿； 2.2.5.3.5、调度命令操作票本。
2.2.5.4、值长在当值期间，现场巡视不少于三次。一次在接班前，第二次在值班中间，最后一次在交班前1小时。
2.2.5.5、值长应查阅下列记录簿，并检查下列设备： 2.2.5.5.1、值长值班记录簿； 2.2.5.5.2、负荷曲线； 2.2.5.5.3、设备检修登记簿；
2.2.5.5.4、汽机、锅炉、电气、化学、燃运班长操作记录簿； 2.2.5.5.5、汽机、锅炉、电气、化学、燃运缺陷登记簿； 2.2.5.5.6、汽机、锅炉、化学各专责值班记录簿；
2.2.5.5.7、汽机、锅炉、电气、化学、燃运工作票登记簿； 2.2.5.5.8、锅炉用油登记簿； 2.2.5.5.9、检查全厂主设备及主要附属设备的运行工况。
2.2.5.6、如遇较大的设备缺陷，值长应向生产副厂长、总工程师汇报。
2.2.5.7、如发生异常情况时，值长应如实际将异常情况的时间、原因、现象及处理过程详细记录在值长记录簿上，并向有关领导汇报。2.2.6、交接班制度
2.2.6.1、接班值长应提前30分钟进入现场，检查机、炉、电主设备，了解运行情况，查阅各班长记录簿；巡视主要生产区域，做到心中有数。
2.2.6.2、接班值长应详细查阅值长记录簿、负荷曲线本、检修登记本、命令指示本等。
2.2.6.3、交班值长在交班前应详细查阅值长值班记录，检查设备运行状况，询问主设备检修进度，查看各运行记录本并签字。
2.2.6.4、交班值长在办理交班手续前，必须将本值各种记录，报表填写完毕。2.2.6.5、交班值长应将下列事项记入值长记录簿：
（1）、运行方式的变化，继电保护及自动装置的投退情况，设备缺陷异常事故经过，处理过程及注意事项；（2）、检修试验项目及安全措施情况；（3）、上级指示及未执行完毕的命令。
2.2.6.6、交班值长应交代已批准的或本班将要进行的工作。
2.2.6.7、交班值长应交得前值和本值值班期间发生的异常现象、原因、处理过程及对策，以及尚存在的不安全因素或怀疑的隐患。
2.2.6.8、值长应将值班记录详细记录清楚，做到字迹清晰，准确无误。
2.2.6.9、接班值长认为交班值长所交代的事项有不详之处应及时提出询问，并以值班记录本的、记录为依据。交班者少交或漏交所造成的后果，由交班者负责。若交班者记录本以记录清而接班者遗忘所造成的后果，由接班者负责。交班应以记录本为准，口头交代为补充解释。
2.2.6.10、交班过程中如双方有不同意见，发生争执，应汇报生产副厂长、总工或生计科处理且不得强行交接班。
2.2.6.11、遇有下列情况不得进行交接班：（1）、处理事故或倒闸操作未告一段落；
（2）、交接班发生事故，应立即停止交接班，并由交班值长处理。接班值长可应交班值长的要求并在其指挥下协助或退出现场并通知本值各运行班长。
（3）、交班时如机、炉、电、燃、化一个班不能交班交班值长不得交班，并协助处理（只限于技术原因）。2.2.6.12、交班时间以到，如接班值长未到，交班值长应坚守工作岗位，不得擅自离开，并汇报生计科。2.2.6.13、交接班双方核对无误后，应履行签字手续，接班者先签，交班者后签，正点交班双方签字后方可认为交班完毕。
2.2.7、值长的职责和权限： 2.2.7.1、职责：
2.2.7.1、值长当值期间，受生产副厂长（总工程师）的委托在生计科的领导下，负责本值安全生产和经济运行和最佳出力的负责人对自己发布的命令负全部责任，对值长的命令全厂当值运行人员必须严格认真的正确的执行。
2.2.7.2、值长在值班期间是通过各运行班长来实现全厂调度，值长的一切操作命令，一般应下达给运行班长，若值长认为必要时可直接下达给值班员，重要的工作指示，事后也应通知有关班长。
2.2.7.3、详细记录运行情况，如发生事故及重大问题无论何种都必须及时向主管生产副厂长及上级领导汇报，必要时，有权直接通知有关车间主任、专责工程师、检修或试验人员到现场协助处理或进行必要的检修和实验测试。
2.2.7.4、值长对本值发生的涉及两个专业以上的事故，应组织有关人员进行分析或组织运行人员讲座事故的过程及情况。
2.2.7.5、对威胁安全生产的设备缺陷有权要求有关车间及时处理。
2.2.7.6、值长应严格执行各项规章制度，特别是“两票”、“三制”，并督促其他人员执行。
2.2.7.7、值长有权检查各班长及各岗位的运行操作记录，有权提出本值人员的调配、奖励或处分得建议。2.2.7.8、值长在正常操作、经济调度上，应经常倾听班长、值班员的意见，深入调查研究，不断提高自己的业务水平，改进工作作分，使上下级团结一致，共同为安全运行努力。2.2.7.9、值长的工作地点在主盘，如有事离开，应通知电气班长，此时电气 班长代行值长职权。
2.2.7.10、值长应掌握发电厂设备的构造、特性、原理、参数及正常时的运行情况，并要求当值完成下列任务：
（1）、完成调度下达的有功无功负荷曲线，保持电压周波符合规定；
（2）、按厂部的安排，调度的命令，正确及时的启动与停止发供电主 要设备；（3）、正确的组织进行电气和热力系统的主要倒闸和切换、检修安全措施的执行；（4）、监督运行中的汽、水、油品质合格；（5）、与有关车间配合完成对停用机炉 的保养；
（6）、组织好全值人员、完成厂部下达的值际竞赛的各项经济指标；（7）、执行厂部生产计划，遇特殊情况改变计划，主设备改变计划必须汇报生产副厂长、总工程师并申请省调同意，辅助设备改变计划必须经生技科同意；
（8）、根据系统及附属设备运行情况，做好事故预想，保证安全生产，每月每值事故预想不得少于4次；（9）、对管辖范围内设备运行检修管理。审批、批准电气6KV以上操作票及第一种工作票和热机工作票；（10）、指挥全厂的事故处理，根据调度命令配合系统的事故处理。
（11）、后夜值长交班前，应参加生产早会，向主管生产的副厂长或总工汇报前一天的生产情况，如运行方式及其变化，重大操作，重大缺陷，发生的事故及异常现象，日发电量等；（12）、每日白班14：00——15：00向局调度汇报发电量；（13）、每日前夜20：00——22：00向省调申请次日日负荷曲线；
（14）、每日前夜00：00——00：30向省调汇报日发电量、有功无功情况；（15）、每周一早9：00全厂核对钟表；
（16）、每周四向省调中心生技部、安监部电传本周生产运行情况汇表；
环境设施运行操作规程 篇5
XXXXXXXXXX有限公司
二〇一三年
环境保护设施设备操作规程
一、总则
为了增强我司环境保护设施设备的科学管理和使用，确保设施设备的正常运行，制定本规程。
二、环境保护设施设备操作规程
（一）环保设施设备包括各类除尘设施、废水处理设施和废水循环利用系统、隔音降噪设施、库前处理设施等。
（二）环保设施设备实行三级管理制度，即工厂环保负责人、环保职能部门具体分管、各环保设施设备操作人员直接管理。
（三）落实岗位责任制，所有操作人员在上岗前必须熟读有关操作规程和设施设备制造厂家提供的使用说明书，熟练掌握各种设施设备的性能特点和操作步骤，严格按照操作规程要求操作。
（四）操作人员在环保设施设备使用前，要根据各类设施设备的性能特点进行认真仔细的全面检查，确保设施设备齐全有效。开机后，操作人员不准离开岗位。
（五）认真作好值班记录，严格交接班。工作内容与值班记录必须相符，内容真实，数据准确。设施设备出现的问题应当班及时处理，需移交下一班时，必须详细交待设施设备运行情况、故障及处理情况，防止无人管理而失控。因未交接清楚而接班，设施设备问题由接班人员负责。
（六）操作人员对环保设施设备必须做到日常养护与定时保养相结合，严禁设施设备带“病”运行，认真做好相关养护记录。
三、环保设施设备运行维护保养管理制度
为使我矿合理配置环保设施设备，规范环保设施设备运行管理要求，做好设备维护保养工作，保证环保设备安全、稳定、长周期运行，满足达标排放要求，依据国家有关法律法规，结合我矿实际，制定本制度。
（一）环保设施的范围：废水处理装置、废水循环利用系统；废气处理装置，除尘装置；废渣贮存场，固体废弃物堆放场；噪音防治设施等。
（二）外协基建办、物资设备动力部负责建设项目中环保设施设备的设计、安装施工和验收。安全环保部负责对环保设施设备的设计、安装、验收、运行等情况进行监督。使用单位负责
建立本单位环保设施设备台帐和设施设备的规范操作、日常维护、保养和运行管理。
（三）安全环保部需登记拥有的污染物排放设施、处理设施和在正常作业条件下排放污染物的种类、数量和浓度，提供防治污染物污染损害环境的资料，并将上述事项和资料抄送上级环保行政主管部门。
（四）对于新、改、扩建项目，外协基建办应严格执行环评要求，安全环保部需对过程进行监督，满足环保需求。建设、安装其配套设施，作为环境保护设施的组成部分，应与主体工程同时设计、同时施工、同时投入使用。
（五）试生产期间，安全环保部需联系地方监测部门对环保设施运行情况进行监测，生产之日起三个月内，申请环保设施竣工验收。建设项目需要配套建设的环境保护设施经验收合格，该建设项目方可正式投入生产或者使用。
（六）物资设备动力部及使用单位需严格参照设计和操作说明书，制定明确的操作规程，或要求设备厂家出具详细操作说明，确保正确合理使用和维护保养设备。
（七）物资设备动力部及使用单位负责环保设备的日常管理与维修。操作人员要严格执行环保设备操作规程，做好设备运行记录，包括运行时间、必要运行参数、检查维修记录、配件更换记录等。
（八）环保设施设备需要停机维修、大修时，使用单位应首先采取切实可行的措施，避免因设施停运造成环境污染，由物资设备动力部向安全环保部上报检修计划，安全环保部向上级环保行政主管部门申请，得以批准后方可对环保设备进行维修、大修。若停运期满，环保设备仍未恢复正常运行，则须向安全环保部说明原因。
（九）排放污染物的种类、数量和浓度有重大改变或拆除、闲置污染物处理设施的单位，必须提前向安全环保部申报，说明理由；安全环保部需向所在地环保行政主管部门进行申报，得到批复同意后，方可实施。所有环保设备、设施更新必须报请所在地环保行政主管部门进行环境影响分析，待审查批准后方可实施。
（十）对环保设施设备要认真管理，坚持定期检查、维修和维修后验收，保证设备、设施完好，运转率达到考核指标要求。
（十一）安全环保部不定期对环保设备安全和运行情况进行巡回检查，并做好检查记录，发现问题下发整改通知，设备方面的问题由物资设备动力部提出整改方案，一般问题由使用单位采取有效整改措施，及时解决。
（十二）环保管理人员定期对环保设备安全和运行情况进行巡回检查，并做好检查记录，发
现问题立即上报安全环保部，确保及时解决。
（十三）安全环保部应根据本矿实际生产发展情况，及时对配套环保设施运行效率进行分析评估，提出合理化建议，以促进环境保护工作的持续改进和提高。
四、附则
（一）本规程由樱花化研化工科技有限公司负责制定和解释。
风电运行规程 篇6
第一条：变电站的新值班人员（学徒、中技、技工学校毕业生、改变工种及调换工作岗位的工人）在独立担任值班工作前，必须遵照《电业生产人员培训制度》的有关规定进行培训。
第二条：新值班人员的培训步骤分三各阶段进行：
1、业务学习阶段：分配到站的新值班人员，必须经过业务学习，应由工区制定专人负责，制定学习计划。学习时间为二个月，经考试合格后转入现场见习。
2、现场见习阶段：转入现场见习的新值班人员，应由工区负责签订师徒合同。新值班人员不允许替班、操作和运行业务的联系，但在师傅的指导下可做些简单的工作和进行模拟操作。见习时间二个月，经考试合格后转入跟班学习。
3、跟班实习阶段：转入跟班学习的新值班人员，必须进一步熟悉系统结线和掌握设备构造和性能，进一步熟知各种规程制度，进一步掌握运行业务。通过模拟操作掌握操作要领，准许在有经验的值班人员监护下，逐步参加实际操作。实习时间为二个月，经过跟班实习的实际考验和变电站鉴定，参加生计部门组织的新值班人员实习期满考试。考试合格后经批准后转入独立值班，定为副值班员。
第三条：变电站副值班员值班一年后，思想表现积极、熟练掌握了运行业务知识，具备了足够的实际操作能力，能够进行运行分析和事故处理，经本人申请变电站同意，可参加生计部门组织的正值班员考试，考试合格经批准后定为正值班员。
风电运行规程 篇7
近年来,风电在国内迅猛发展,在多个局部电网中的并网比例已经超过10%,有的甚至超过20%。由于风电场无法像水库蓄水一样存储风能,因此风电具有与自然风一样随机的、间歇的波动性。
风电这种不确定的波动性给系统调度运行(如调频、负荷跟踪、调峰等)带来了诸多问题[1],如何应对风电波动性,已经引起越来越多的关注。当前,这方面的研究主要集中在日内时间尺度,以解决日内风电波动给调度运行带来的冲击。如文献[2]采用飞轮储能设备来平抑风电在调频时间尺度的波动性;文献[3]提出通过普通水电与风电联合运行,来平抑风电在负荷跟踪时间尺度上不确定的波动性,以减少风电的不平衡惩罚费用;文献[4]提出了风电与抽水蓄能电站联合运行的日内优化运行策略,以利用抽水蓄能电站的储能能力,平抑风电的日内峰谷波动性,从而使风电场运行效益最大化;文献[5]提出通过风电与普通水电的协调运行,来完全平抑风电的日内峰谷波动性。
统计数据表明,风电出力的日间波动性更大[6,7],这将导致等效负荷(系统负荷减去风电出力)具有很大的日间差异和不确定性,从而增加了火电机组日间开停机调峰的需求。而国内当前火电机组主要为大型、高效机组,不具备日启停能力,且启停费用很高。因此,如何在这种具有不确定性的大幅日间差异等效负荷下,合理进行计划和调度,保障火电机组开停机的稳定性,提高电网运行的经济性,就成为电网在调度运行时需要迫切解决的问题。
为此,针对风电、水电、火电混合电力系统,基于水电以其容量支持风电和风电以其电量支持水电的互补特性[8],本文提出了在冬季枯水期水电—风电系统联合调峰运行策略,以水电的储能能力来平抑风电出力不确定的日间波动性,从而保障火电机组开停机的稳定性。需要说明的是,本文中“水电”是指普通水电系统,非抽水蓄能电站。
1 风电日间波动性对系统影响分析
1.1 风电日间波动性
统计数据表明,风电出力的日间波动性很大,相邻两日的风电出力曲线可能差异很大,经常出现连续数日风电大出力和连续数日风电小出力的情形[6]。我国东北某省某周的风电出力负荷率曲线如图1所示,在该实例中风电出力的日间波动性很大。
1.2 风电日间波动性对等效负荷的影响
在电力系统中,相邻几天负荷的日间波动性不大。然而,如果系统中风电占很大的比例,则风电出力不确定的大幅日间波动,将导致等效负荷具有很大的日间差异。
以西北电网冬季典型日负荷率曲线[5]为基准,采用文献[9]所述方法模拟的不考虑风电安排水电时的调度运行结果如图2所示。
图2中,0～24 h为周一,24～48 h为周二,以此类推。设周二、周四为大负荷日,周一、周三和周五为中负荷日,周末为小负荷日,周内最大负荷为10 GW,负荷下降系数α为0.02,系统中风电并网容量占该周最大负荷的10%,风电出力负荷率曲线见图1。由图2可以看出,由于风电出力的日间波动性,使得各日等效负荷尖峰值的日间波动性比系统负荷尖峰值的日间波动性更大,如周三和周四的等效负荷尖峰值相差近1 000 MW,远大于系统负荷200 MW的差值。而且,由于风电的不确定性,等效负荷日尖峰值的大幅日间波动非常不确定。
1.3 风电日间波动性对火电开停机的影响
一般来讲,火电日最小开机容量由其所承担的日负荷曲线的尖峰值来确定[10]。因此,在缺乏水电的电力系统中,由于等效负荷由火电承担,等效负荷日尖峰值不确定的大幅日间波动,将可能导致火电机组在日间需要频繁启停调峰或者风电场弃风运行,进而带来巨大的开停机成本或弃风成本。
而在具有较大水电调峰容量的电力系统中,水电往往采用调峰运行方式[11,12,13]。如果日时间尺度以上的风电出力曲线可以较为准确地预测,则在把水电中长期电量分配给各计划日时,通过在等效负荷大的调度日少安排水电,在等效负荷小的调度日多安排水电,即可利用水电来平抑风电的日间波动性,从而使得火电机组所承担的各日负荷曲线的尖峰值保持稳定,如图3所示。
图3中,阴影部分为各日水电承担的负荷;R
现有的风电预测技术即使在日内时间尺度上尚有较大偏差,因此,难以形成较为准确的日时间尺度以上的等效负荷曲线。而如果在分配水电日计划发电量时不考虑风电,依然以各日经水电削峰后的负荷曲线尖峰值尽可能相等为目标,且系统中不存在风电或风电比例很小时,该方式可以使得火电承担的各日负荷曲线的尖峰值保持基本稳定(如图3所示)。若风电进行大规模并网,则由实际运行时火电承担的负荷曲线(如图2所示)可以看出,由于在分配水电各日计划电量时没有考虑风电的影响,如在风电差异很大而负荷完全相同的周二和周四安排了同样多的水电日发电量,导致火电机组承担的日尖峰负荷值差异很大(其结果相当于使用火电平抑了风电的日间波动)。
因此,在日以上时间尺度的风电出力曲线难以预测的前提下,如何通过优化调度充分利用水电来平抑风电出力不确定的、大幅的日间波动性,保障火电机组所承担日尖峰负荷的稳定性,降低火电机组开停机调峰频率,就成为电网在调度运行时需要迫切解决的问题。为此,本文提出了水电—风电系统日间联合调峰运行的调度策略。
2 水电—风电系统日间联合调峰运行策略原理
2.1 水电与风电的互补性
首先,水电与风电在技术特性上具有互补性。与风电具有不可控的随机性和间歇性不同,水库的蓄水能力可以平抑来水的短期波动,从而使水电具有良好的容量特性。这样,就可通过在风电大的调度日少发水电、风电小的调度日多发水电的方式来平抑风电的日间波动性(显然,要采用该方式,系统中的水电应该具有在调度周期内协调各日水量的调节能力)。而且水电启停方便、调节迅速而无附加费用,比使用火电平抑风电波动性更经济。
其次,水电与风电在季节波动性上也具有互补性[8]。在风电大、调节需求高的冬季,水电正处于枯水期,具有很好的调节能力,为通过协调水电日间发电量的方式来平抑风电日间波动性提供了有利的条件。而在丰水期的夏季,水电调节能力有限,但该季节风电又往往较小,调节需求不高。
上述2方面的互补特性使得通过水电来平抑风电的日间波动性具有很好的预期效益。特别是在冬季枯水期,由于受到水库蓄水能力和枯水期来水量不足的限制,经常会出现水电容量充裕而电量不足的现象,使得部分水电容量闲置,如图4所示。
图4中:CHmax为水电最大可调容量;CH1 为计划能提供的水电调峰容量;RH1为水电单独调峰时运行位置处的功率。由图4可看出,水电单独调峰运行时,由于计划发电量的约束,使CH1 <CHmax,有CHmax-CH1 大小的发电容量被闲置,难以充分发挥水电的调峰作用。此时,如果能把水电与风电联合运行,由水电提供容量保证,由风电提供电量支持,不仅可平抑风电的日间波动性,还可充分利用水电闲置容量和风电电量进行调峰,提高系统的调峰能力。
基于上述分析,本文提出了在调节需求大的冬季枯水期,通过具有长期调节能力的水电与风电联合调峰运行来平抑风电日间波动性的思路。
2.2 联合调峰运行的基本原理
在冬季枯水期,水电由于来水不足,利用时间少,通常采用调峰运行方式[11,12,13]。基于该方式,本文设计了水电—风电系统联合调峰运行策略,现以周作为联合运行的周期来说明其原理。
首先,在制定计划时,根据决策周期内负荷预测曲线、风电预测相关信息、周期内水电计划电量等因素,优化确定水电—风电联合系统在周期内负荷曲线上的运行位置,进而得到该系统的有效调峰容量C
C
CT1,min=L1,max-C
max{γL1,max-(CHmax-CHW1),0} (2)
式中:L
式(1)表示,由于对较长决策周期而言,风电容量可信度很低,水电—风电联合系统需由水电提供容量保证,所以该系统提供的有效调峰容量不大于水电的最大可调容量。式(2)表示,如果在负荷尖峰时段水电所能提供的备用容量CHmax-CH1 可以满足(大于等于)负荷备用容量γL1,max,则在确定火电开机容量时可不考虑尖峰负荷备用容量,尖峰时段最小开机容量为L1,max-C
其次,在实时调度时,若实时等效负荷超过R
2.3 联合调峰运行的效益分析
依据上述原理,水电与风电联合运行具有如下2方面的效益。
1)平抑风电出力在负荷高峰时段的日间波动性
由图3可以看出,联合运行时火电机组在各日承担的尖峰负荷均不超过R
2)提高系统调峰能力
取图3中周二处波形放大显示,如图5所示。
由图5可以看出,联合运行时利用高峰时段的部分风电电量(图中斜线所覆盖的部分)进行调峰,此时水电—风电联合系统的运行位置要低于水电单独调峰时的运行位置(如图4所示)。因此,可以提供比水电单独调峰更大的有效调峰容量C
CH1≤C
联合运行策略下,如果计划周期内水电较多,如在春秋季平水期(夏季丰水期水电满发不具备调节能力,本文不予考虑),则可能导致R
2.4 联合调峰运行的风险及关键因素
由图3和图5可以看出,在负荷曲线中水电计划电量不变的条件下,R
显然,如何根据风电、水电、负荷相关预测信息,合理确定联合运行的周期、周期内联合运行的位置以及有效调峰容量,以使得联合运行末期的水电实际发电量与计划发电量基本相同,就成为联合运行的核心问题。
3 联合调峰运行决策框架
3.1 理想条件下的联合调峰运行决策
本文所谓的理想条件,是指决策所需的信息条件都可以较为准确地预测得到。在风电、水电、火电混合电力系统中,如果可以较为准确地预测到较长决策周期内的风电出力曲线、水电实际发电量、负荷时序曲线,则可首先形成等效负荷曲线,然后采用对等效负荷曲线进行削峰的方式把决策周期内的水电计划电量分配给各日负荷的高峰时段,进而确定水电—风电联合系统的运行位置。
显然,如果预测准确,按照上述方式计算所得R
3.2 实际运行环境下的联合调峰运行决策框架
在实际电力系统运行环境中,较为准确地预测日以上时间尺度的风电出力曲线几乎不可能,现有的风电预测技术即使在日内时间尺度上尚具有较大的偏差,因此难以形成较为准确的日时间尺度以上的等效负荷曲线,也就难以利用3.1节所述的方法确定水电—风电联合系统的运行位置。
为此,本文提出了解决方法,包括3方面内容。
1)决策时间尺度的选择:
基于风电中长期时间尺度内发电量较为稳定的特征,选择月作为调度决策周期,利用风电月内日平均出力曲线确定水电—风电联合系统在月内的运行位置和有效调峰容量。
2)风电不确定性风险的规避方式:
为避免因风电日平均出力曲线预测不准确所造成的联合运行末期水电无水可用的风险,采取保守型策略。
3)决策偏差的修正方式:
为避免因采用保守型策略而导致末期剩余过多水电,且为了充分利用新的风电、水电以及负荷信息,采用以周为时间间隔进行滚动决策的方式。
3.2.1 决策时间尺度的选择——以月为决策周期
在大规模风电并网之后,尽管无法准确预测系统内风电在日以上时间尺度内的出力曲线,但统计数据表明,由于自然风的年际波动较小,使得风电在长时间尺度(月、季、年)上的统计特性往往年际差异不大,可通过历史数据进行近似预测。由文献[15]中给出的连续3年的风电场冬季日平均出力曲线可以看出,年度之间的差异不大,具有较高的稳定性。此外,由于风资源自身具有统计性日特性[16],在同一季节的风电日平均出力曲线也具有统计性日特性,因此,联合调峰决策可利用风电在月、季时间尺度上的日平均出力曲线作为决策依据。
另外,水电调度的长期计划一般是以月为单位确定各月月初和月末的水位,以及月内的计划用水量(计划发电量)。在中短期调度时,通常把完成长期计划电量作为约束[17]。
因此,为充分体现风电的统计特性,保证足够的样本,同时兼顾与水电长期计划的协调,本文选择月作为水电—风电系统联合运行的决策周期(显然,由于联合运行时需要根据风电情况协调月内各日的水电发电量,参与联合运行的水电系统应该具有月以上的调节能力)。在确定月内水电—风电联合系统的运行位置时,首先,以月内日平均负荷曲线、月内日平均风电出力(P
由图5可以看出,在其他条件不变的情况下,联合运行位置取决于联合运行时风电对水电—风电联合系统的补充电量(图中斜线所覆盖的部分),但某些时段由于风电出力较大,超过了水电—风电联合系统所承担的负荷,此时超出的部分(图中方格所覆盖的部分,这部分由风电承担)无法对该系统形成电量补充。因此,采用月内日平均风电出力曲线进行决策,会把一些原本无法对水电—风电联合系统形成电量补充的风电出力纳入到补充电量中去,因此在决策时还需要对P
PW1,M,av,e=ηPW1,M,av (4)
式中:P
3.2.2 风电不确定性风险的规避方式——采用保守型策略
尽管风电各月的日平均出力曲线年际变化不大,但依然无法准确预测,现实中只能预测一个分布范围,该情况可描述为:
βDPW1,M,av≤P
式中:P
式(5)表示风电实际月内日平均出力在风电预测月内日平均出力的某个相邻范围之内。
显然,如果风电预测存在较大偏差,用预测的月内日平均出力曲线确定水电—风电联合系统的运行位置时,将导致月末水电实际发电量严重偏离计划电量。特别是,如果风电实际发电情况低于预期发电情况,则会导致水电提前消耗完计划用水量,导致月末无水可用。
为规避末期无水可用的风险,本文采用保守型联合运行策略,即选取一个相对保守的风电平均出力曲线作为决策依据。为此,本文引入了风险因子β,以体现决策人员对该风险的态度。
在实际决策时,可使用βP
PW1,M,av,e=η βP
显然,βD≤β≤βU,当β<1时,表示决策人员是风险规避的,β越接近βD表示决策者对末期无水可用的风险越恐惧;当β>1时,表示决策人员是风险进取的,β越接近于βU表示决策者越不担心末期无水可用的风险。当βD=0且取β=βD时,相当于在制定月内水电调度计划时完全没有考虑风电对调峰的影响,与传统不考虑风电时制定的水电调度计划完全相同,可以保证联合运行不会因平抑风电而造成末期无水可用的风险。
3.2.3 决策偏差的修正方式——以周为时间间隔滚动决策
如果决策过于保守,使所选择的风电预测月内日平均出力βP
为此,本文进一步提出了以月为决策周期、以周为时间间隔的滚动决策框架:每隔一周,根据近期运行情况,对未来一个决策周期(月)内的风电日平均出力曲线、日平均负荷曲线、水电平均日计划发电量进行重新预测和修正,并根据新的结果,重新计算下一个决策周期内的月内水电—风电联合系统运行位置处的功率R
显然,在滚动决策框架下,上一周的水电发电量偏差(周计划发电量减去实际发电量之和)将会被滚动到当前决策下的水电计划发电量当中,因此可减少月末的水量偏差。
4 算例分析
本文以一个简化系统验证所提水电—风电系统联合运行策略的有效性。假设系统中只有一个等值的大型水电厂(多年调节)和一个大型风电场;联合运行的时间周期为冬季某月,月内各周的系统负荷曲线如图2所示;系统内水电月内可用于调峰的最大容量CHmax(等于水电可调容量减去水电强迫出力)占最大负荷的20%,即为2 GW,则可用于调峰的电量为186 GW·h,即月内平均日计划发电量为6 GW·h(利用时间为3 h);系统内风电并网容量占最大负荷的15%,即为1.5 GW,则月内实际风电出力负荷率曲线如图6所示,日平均负荷率曲线如图7所示。
利用图4所示水电调峰运行原理,可计算得出月内不考虑风电时的水电调峰容量为1 200 MW,以最大负荷5%(500 MW)的旋转备用容量计算,负荷尖峰时段火电最小开机容量为8 800 MW(此时旋转备用容量完全由水电承担)。
4.1 理想条件下的联合调峰运行分析
在理想条件下,假设风电预测完全准确,用水电对月内等效负荷进行削峰,可得R
显然,在理想条件下,若月内火电机组不启停,则以8 500 MW作为火电开机容量,以8 400 MW作为联合运行位置处的功率,就可以保证在备用充足的条件下,使得月末水电发电量正好等于计划发电量。同时,该情况下,可确定风电对水电—风电联合系统的有效电量修正系数η=0.8。
4.2 实际运行环境下的联合调峰运行分析
4.2.1 联合调峰运行策略的效果
设调度人员对月内风电平均出力的预测结果为P
显然,上述决策结果比不考虑风电时减少了300 MW的火电开机容量。这意味着,即使采用最保守的运行策略,联合运行依然具有很大的调峰效益。不过,联合运行时运行位置处的功率比理想运行位置处的功率高了90 MW,到月末水电计划电量将剩余15%。
4.2.2 风险系数对联合运行结果的影响
使用上述保守策略且βD 从0到1变化时,R
由图8—图11可以看出:随着预测范围的收窄(意味着预测精度的提高),水电—风电联合系统的计划运行位置越来越接近理想运行位置,火电的最小开机容量逐渐接近理想开机容量,水电剩余电量越来越少,这说明预测越精确,实际运行位置越接近理想运行位置,联合运行对提高调峰能力的效益越大,运行末期偏差越少;而当βD=0时,联合运行的位置与不考虑风电时的运行位置相同,这说明只要βD>0,即只要考虑一部分风电,联合运行总是比不考虑风电时的有效调峰容量大一些,从而可在平抑风电出力日间波动性的同时减少火电开机容量。
需要注意的是,当βD=1.0时,P
上述分析表明,只要风电平均出力曲线的预测范围可以覆盖风电实际平均出力曲线,保守型联合运行方式就可以避免联合运行所导致的运行末期水电无水可用的风险。
4.2.3 滚动决策对联合运行结果的影响
为方便计算,取滚动决策的决策周期为4周(近似为1个月),每隔1周滚动计算下一个4周内水电—风电联合系统的运行位置。为分析滚动决策方式对月末水电偏差量的影响,在连续8周的时间长度上进行了仿真,滚动决策4次。在连续的8周内,假设每周的负荷曲线为图2中的曲线,1～4周的风电曲线取图6中曲线的前28日数据,5～8周的风电曲线与1～4周的风电曲线完全相同,5～8周与1～4周的日平均计划用水量也相同。这样,每次滚动决策时所采用的日平均负荷曲线、日平均风电出力曲线、水电初始计划发电量就完全相同。此外,每次滚动决策时,假设决策者对风电预测数据的风险态度也完全相同。这样,就可以通过滚动计算的结果直观地看出滚动决策对月末水电偏差量的影响。
在每次滚动决策时,需把水电上一周计划发电量和实际发电量的偏差叠加到本次决策时的月计划发电量之上,再平均分配给月内各日,形成新的水电日平均计划发电量。通过连续4周的模拟决策,到第4周运行结束时,水电实际发电量与计划发电量的偏差为4%;而不采用滚动决策时,到第4周运行结束时的偏差为17%。可以看出,滚动决策可以减少月末水电偏差。
滚动决策时,水电—风电联合系统在各周运行位置处的功率为:第1周为8 479 MW,第2周为8 412 MW,第3周为8 409 MW,第4周为8 362 MW。由此可以看出:第1周的运行位置较高,这是因为该周风电日平均出力大于月内日平均出力,导致了较多的水电剩余,这些水电在第2次决策时被平均分配在2～5周,导致第2次决策时的计划水电量增加,因此第2周的运行位置较低;同理,第4周的运行位置也低于第3周的运行位置。
5 结语
为平抑风电的日间波动性,保障火电机组所承担日尖峰负荷的稳定性,减少火电机组开停机,本文提出了在冬季枯水期水电—风电系统日间联合调峰运行的调度策略。
理论分析和算例验证均表明,上述以月为决策周期、以周为时间间隔滚动决策的风险规避型联合调峰运行策略不仅可有效平抑风电出力的日间波动性,使火电机组所承担的日尖峰负荷保持稳定,保障火电开停机稳定性,还可充分利用水电的闲置容量和风电电量进行调峰,提高系统的调峰能力,减少火电机组的开机容量,提高运行经济性。联合运行时,由于需要根据风电情况协调月内各日水电发电量,因此适用于具有月以上调节能力的水电系统。该策略可为调度人员制定中短期调度运行计划提供有意义的参考。
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