（国华能源投资有限公司）
摘要：迫于环保压力及能源结构调整的需要，我国风电装机规模快速增长，截止2015年底，国内风电并网容量达到1.28亿千瓦。随着投入运营风电机组越来越多，风电企业所面临的问题也在逐渐增多，这在一定程度上影响了企业生产效益以及发展。对此，本文将基于笔者多年的风电生产运营管理实践，谈一谈提高风电生产运营管理水平的认识。
关键词：风电；运营管理；策略
一.引言
2015年国内风电新增装机容量3297万千瓦，新增装机容量再创历史新高。由于风电增长速度过快，对电力系统的安全可靠运行、风电场生产经营带来了较大挑战。主要表现为四个方面：一是缺乏关键技术，早期国产风机设备故障率较高，发电可靠性较差，对电力系统的正常运行带来挑战；二是电力体制改革政策实施及上网电价下调影响，风电场盈利能力下降；三是大型风电基地集中建设，电力配套设施建设进度滞后，导致大量的弃风限电；四是风电场设备配套种类繁多，备件储备、质量控制、问题追溯等方面存在较大问题，增加了风电场的管理难度。因此，在当前的运行环境下，需要不断改进生产经营模式，调整生产管理策略，提升生产管理水平。下面将结合制约风电场发电的因素分析，提出提高风电运营管理能力的做法。
二.制约风电场发电的因素
（一）风资源状况
风资源是直接影响风电场发电量的关键因素，主要包括风况、气候及自然灾害等。除遇到特殊年份外，各年风资源状况变化幅度一般不会太大，所以风电场选址前的资源评估至关重要。除此之外，气候异常也会对风机设备发电产生一定影响，如2016年初的极端低温天气，呼伦贝尔地区最低气温达到-47.5℃、张家口部分地区最低气温也达到了-30℃以下，导致大批风机超出最低工作温度不能正常发电；同时，山东沿海地区也发生了大面积风机叶片结冰问题导致风机停机，严重影响了风电机组的发电。另外，台风等自然灾害天气也会对风电场造成破坏性影响，如2013年的“天兔”台风造成广东红海湾地区多台风机倒塔，损失非常严重。
（二）电力系统检修或故障
电力系统检修或故障将影响风电场的送出，产生电量损失。一般来说，风电场至系统第一落点的专用送出线路因为检修或者故障而停运，会直接导致风电场停运或出力受限而产生电量损失。专用送出线路之外的系统中其它线路、变电设备停运，也有可能影响风电运行而产生电量损失。另外，风电场对应的关口站或汇流站计划检修也会导致全场停电，有些时候还会遇到关口站重要设备改造施工，停电时间会较长。由于关口变电站计划停电一般会安排在风电出力较小季节，而电力设备出现故障属于偶发事件，概率较低，因此电力系统检修或故障原因造成风电场电量损失的比重不高。
（三）弃风限电
由于受到电网传输通道或安全运行需要等因素影响，风电场会出现弃风限电。根据中电联发布的数据，2015年，全国弃风电量达到339亿千瓦时，平均弃风率达到15%以上。当前，引起弃风限电的主要原因是电网送出通道能力不足、电力系统调峰（频）能力不够。近年来弃风限电问题已引起了国家的高度关注，当前《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》已经出台，各级地方政府也提出了多项促风电消纳的措施，重点在华北、东北、西北地区相继实施了风火打捆直供、跨区外送、风火替代、大用户直供等电量交易措施，但“三北”地区窝风现象过于严重，取得的效果不是特别明显。另外，风电电量交易导致电价让利或零电价交易（只享受补贴电价），对风电企业的经营带来不利影响。
（四）风电机组选型
中国并网风电从 20 世纪 80 年代开始发展，先后经历了初期示范阶段、产业化建立阶段、规模化和国产化阶段，风电机组选型也发生着较大变化，如2000年左右多为500kW～1000kW，至2010年为1.5～2.5MW，由于单机容量及技术提升等因素，使得风机单机产能和风场风能利用率不断提高。而早期风电机组受到轮毂高度、叶片长度及技术落后等因素影响，发电效率相对较低，行业内开始通过控制策略优化等手段进行部分功率提升，最大限度的提高发电效率。目前，早期华锐1.5MW机组通过改进后，功率提升已能达到5%以上。
（五）综合场用电
综合场用电量是指统计周期内风电场的生产、生活和各类损耗等用电量。除去场用电量外，还包括风机无风待机损耗、箱变损耗、集电线损耗、场用变损耗、主变损耗、开关损耗、隔离开关损耗、无功补偿装置损耗、母线损耗、自建线路损耗等。综合场用电量除受风电场容量、输电线路长短等因素影响外，也受地域和季节影响，如南方地区夏季空调等设备使用较多，耗电量大些；北方地区冬季供暖电暖器投入使用，场用电会明显上升。
（六）风机设备运行效率
风机设备能否长期稳定运行，主要取决于设备质量及运行特性，如国外进口设备运行稳定性相对国内设备要好些；经过技术改造等手段进行升级的设备运行稳定性要好些，运行年限长的设备发生故障的几率大些。设备运行维护质量也影响设备发电效率，设备维护及时且质量较高，设备故障率就低些。另外，设备发生故障能够及时响应，人员技术力量配备齐全，备品备件储备充足，外委厂家有效协调，设备故障就可以得到及时处置，高效开展设备检修工作也是运行效率提升的一种表现。
三.提高风电运营管理品质的措施
（一）充分运用好当前的技术手段
1、信息化方面
利用当前大数据分析、生产信息管理及集中监控技术，搭建调度运行及生产数据分析平台，通过精准分析，指导生产管理行为，不断提升生产集约化、标准化、专业化管理水平；
2、风功率预测方面
充分利用风功率预测手段，做好风电功率短期和中长期预测，提高风电场和电力系统的协调运行能力。在满足可再生能源并网接入要求的前提下，努力提高日预测（0-24小时）和实时预测（未来15分钟到4小时）的精确度，保证在电网下达发电计划时，实现最优发电负荷分配；有效利用风功率预测，合理安排设备检修维护和停电作业计划，提升发电量；做好极端天气（如台风、极低温、冰灾等）的预测，提前布置预防措施，为安全生产运营提供保障。
3、机组调停方式
有效利用AGC 功率调节系统、设备点检等手段，合理安排设备调停计划，不断增强设备管控能力。通过优化AGC功率调整策略等方式，开展好电价调度和成本调度工作，保证电网限电时电价高的项目、运行成本低的机组优先发电；充分利用内窥镜、红外测温及无人机巡检等设备点检手段，准确制定设备停运计划。
4、技术监督手段
按期开展好风电场电气设备的预防性试验、风机振动监测、润滑油定期检测等工作，及时发现设备隐患，通过事前维修等干预手段，延长设备使用寿命，实现设备的精准维护。
（二）开展好以市场为导向的电力营销
1、电力市场营销
建立电力营销管理体系，在各限电区域设立电力营销中心，针对“不同区域、不同单位、不同时段”，制定电力营销策略。建立科学的运转机制，健全以限电率、区域发电利用小时为主要指标的营销业绩评价体系，充分发挥电力营销中心、电力营销小组作用，坚持公关、市场、政策和技术多措并举，积极抢占市场份额。
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2、电量交易工作
开展电力体制改革政策文件的解读和分析，尽快适应电力市场新常态，密切关注各地区政策形势变化，按照发改委能源局公布的风电最低保障收购年利用小时，切实做好跟进和协调工作，确保达到最低保障发电小时；同时要结合市场形势，开展电量交易规则、交易电价、发电能力、负荷特点等因素分析，做好大用户直供电交易、跨区网间交易、风火替代交易等促消纳市场交易工作。
3、“两个细则”考核
一方面是不断提高电场安全稳定运行水平，提升电网友好性指标；另一方面是做好电网考核主管部门的协调，争取免考核处理，确保在考核中保持正收益。
（三）开展好对标挖潜工作
1、综合对标
一方面做好企业内部风电场、光伏电站生产、经营、财务指标的对标，树立内部标杆，通过找差距、抓整改、促提升，全面提高企业生产运营管理品质；另一方面是开展与外界同行之间的对标，完善以利用小时、限电率、发电量占比/容量占比为主要指标的对标体系，深入挖掘发电业务的薄弱环节，赶超先进水平，不断增强企业的市场竞争力。
2、专项对标
建立风电场指标评价体系，对所有风电场发电能力、盈利能力、外部竞争力、生产管控水平进行综合评估；组织开展“不同风场，同一品牌”、“同一风场，不同品牌”机组的运行指标对标，做好机组运行稳定性、检修效率、运行成本的综合评估。
3.4开展好设备治理提升工作
1、风机设备专项治理
按照“标本兼治”、“大风期保发电，小风期集中治理”的原则，做好风机设备缺陷的治理工作。每年重点对投运5年以上的风电机组开展缺陷普查工作，对共性问题，统一制定实施方案，对个性化问题，特殊处理。对于企业能够自行处理的项目即自行开展，如不具备条件，可以充分利用市场专业服务公司的力量开展。要按照轻重缓急、分步治理的方式，保证大部分缺陷在小风季节集中开展。
2、输变电缺陷管理
重点做好 “一新一旧”、“一柜一线”的日常隐患排查和动态排查。“一新”即近几年投运的新型设备，如接地变系统、无功补偿装置系统等，目前仍存在二次保护匹配度差，关注度不够等问题。“一旧”为运行超过5年的老设备，尤其是主变和机组变设备，容易发生气体超标等问题，需做好全面处置。“一柜一线”即35kV开关柜和集电线路，从近年运行情况看，这些设备量大隐患多，需要重点关注。
3、风机设备功率优化提升
对当前存在的老项目被新项目包围，机组运行尾流影响大，资源利用效率降低、早期机组叶片长度较短，捕风能力不足、早期国产机组整机匹配度和检测精度不够等问题，开展机组主控程序优化、叶片加长及传感器精度校准等机组优化提升工作。
（五）做好科技创新工作
1、科技项目管理
按照“提高效率、提升精细化和专业化水平、降低成本和劳动强度”的原则，加强立项可研审核，强化过程管控。发挥科技创新和技术改进的引领作用，重点推进能够提升发电能力、信息化管理水平提升、提高设备安全稳定运行水平的科技项目。
2、新技术应用
及时跟踪了解、掌握业内新技术应用动态，开展好新装备、新工艺、新材料的推广应用工作。要做好风险评估，并采取可靠的风险防范措施，必要时应进行科技立项，专项研究，做好消化、吸收以及后评价工作。
（六）做好生产现场的管理
1、场长责任制
明确风电场场长是生产现场的第一负责人，授权场长全面管理现场的安全、生产、后勤、考核等工作，加强绩效激励，进一步理顺区域公司和风电场的责权利关系，加强现场管理能力和应变能力。
2、设备责任制
将设备管理责任落实到班组，落实到个人，明确各级设备管理者的主要任务、管理职责和权限，规范程序，明确责任，有效提高管理水平。
3、班组建设
加强生产班组的标准化建设，健全班组管理各项制度、标准、台账等基础工作。以“安全健康环保、技术技能优秀、文明进步和谐”为目标，在生产班组中开展“星级班组”建设。
（七）推进精细化管理工作
1、风机质保期管理
坚持“以我为主”的理念，以主人翁的态度做好风机设备的质保期内管理。要重视风电机组安装调试的验收，保证主设备、辅助设备安装到位，各保护功能有效投入；要做好维护工作的监督检查，保证各项例行项目有效执行；要严格执行关键部件更换及替代的验收程序，保证机组检修质量。
2、风机故障管理
做好8小时以上风机停机故障的管理。加强对故障响应时间、人员到位情况、工作质量和效率、技术力量准备、备品备件供应、外委队伍管理等环节的管控，提高故障处理效率。
3、集控管理模式
推行大风场管理理念，整合风电运行管理资源。推进区域化集中管控模式，对分散的风电场进行监控后台合并，设立集控中心，建立集中监控系统，集中开展设备监控、生产数据分析，实现减员增效，提升风电场自动化管理水平。
（八）做好降本增效工作
1、设备运维成本
将全寿命期效益最大化理念贯穿于生产运营管理的每一个环节，以检修维护和物质管理为重点，通过预算管理、过程管控努力降低运营成本；推广区域化预试和风机设备点检管理模式，核算各种机型单机检修维护预算定额，开展单机检修维护费用竞赛，加强外委项目管理，切实降低部分区域输变电设备外委维护费用。
2、生产物资成本
加强备品备件的科学储备，合理地制定物资采购计划，总结各类机型各种备品备件的消耗规律，研究科学经济的备品备件库存方案，备件本土化替代管理，大部件联储，尽量降低库存成本。
3、降低能耗
努力降低综合场用电量损耗，开展风电场经济运行方式研究，在确保安全的前提下，尽量降低变压器、集电线路和无功补偿装置系统的损耗；制定细化措施，减少生活站用电量。
3.9重视生产准备工作
1、早参与，早准备
树立“基建生产一体化”理念，全方位做好各项生产准备工作。生产人员要全面参与新建项目的设计审查、设备选型招标、安装质量检查、调试运行等各环节，为生产接续运行奠定基础。
2、关键环节管控
重点抓好设备安装调试期、升压站带电前、项目启动时等工程节点的管控，尤其要做好设备运行性能达标、二次保护功能测试等工作，全面规避设备投产风险。
3、工程验收
全面参与好“单位工程完工验收”、“工程整套启动试运验收”、“工程移交生产验收”，避免把基建遗留问题带入生产期，全面消除“刚投运即技改”等问题。
结语
本文对制约风电场发电的关键因素进行了阐述，并从技术手段应用、电力市场营销、生产对标、设备治理提升、科技创新、现场管理、精细化管理、降本增效、生产准备九个方面提出了提高风电运营管理品质的措施。该文提出的一些做法具有一定的借鉴意义。
论文作者:刘明先
论文发表刊物:《电力设备》2016年第10期
论文发表时间:2016/7/25
标签：设备论文; 风电论文; 风机论文; 风电场论文; 机组论文; 工作论文; 电量论文; 《电力设备》2016年第10期论文;