风电场月度运行分析模板(共28页)

1、精选优质文档-倾情为你奉上xxxxxx风力发电有限公司xx风电场xx月安全生产分析单位： xxxx风电场xxz值 编制： (编写人姓名) 审核： (审核人姓名) 时间： 20xx年xx月xx日 目 录一、本月概述（内容：风电场当月总体情况，具体包括，风电场简介，机型简介，工作外委情况等。对新、扩建项目，要注明工程进度，包括，机组并网情况，240试运行情况等。）二、风资源情况（1）、测风设备情况 测风塔概述（内容包括：测风塔编号、高度、位置等信息，如有变动，注明新塔或新设备的明细资料，及投运时间，如发生移位，需详细说明；） 测风塔管理(内容包括：测风塔月巡视周期、巡视次数，测风塔测风数据读取周期

2、，遇到测风数据不能正常发送的，需记录现场上塔取数实际和次数；) 测风塔设备健康情况（内容包括：测风塔故障开始、恢复日期、故障描述、原因分析和处理经过；）（2）、测风塔观测结果 本月风速情况测风塔编号：xx月1月xx月平均备注2011年2010年相差2011年2010年相差80米平均风速(m/s)10米平均风速（m/s)风切变系数70米标准高度平均风速（m/s)风机轮毂高度（m）轮毂高度平均风速（m/s）风机测得风速（m/s）风机高度为： m（风速情况中：1. 第一行填写高度最高的传感器测得数值；2. 第二行取其他高度传感器测得数值，不固定；3. 第三行填写风切变系数，计算风切变系数时，应选取数

3、据完整率大于95%的不同高度传感器数据来计算。计算公式如下：4. 设定70米高度为标准高度，第四行填写70米高度平均风速，通过其他高度平均风速和风切变系数进行计算，计算公式如下：5. 第五行填写实际轮毂高度;若同一风电场有多种机型的，分行填写，且在备注中注明机型；6. 第六行填写轮毂高度的平均风速，通过其他高度平均风速和风切变系数进行计算，计算公式如第4条所示，对同一风电场有多种机型的，分行填写，且在备注中注明机型；7. 备注中需要备注各自高度风速的数据完整率，如数据完整率不足100%，注明数据缺失时期。8. 表格下方应作出结论说明。 本年风速情况（以70米标准高度为基础，注明当年各月份风速情

4、况，并同去年同期、可研风速进行对比并画图说明，例如：单位：m/s月份1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月合计2011年6.1 5.5 7.3 7.4 7.0 6.1 5.0 6.3 2010年6.6 7.1 8.2 8.1 8.0 6.7 5.6 6.3 5.1 6.6 6.6 8.5 7.0 可研测风年5.8 7.4 7.9 7.4 7.8 7.7 5.5 6.2 5.8 7.2 7.4 5.9 6.8 结尾做出结论说明本年风速变化情况以及与去年、可研相比情况。 风向情况（内容包括：本月主风向说明和本年1-xx月主风向说明，并与去年同期比较。下附当月和当年1-xx月的风玫瑰

5、图，例图如下： Xx月风玫瑰图 1月-xx月风玫瑰图） 风频情况（主要制作当月风频图表： 尾流情况（内容要求说明本风场受到其他项目尾流影响情况）三、运行情况（1）、电量情况（内容说明：例如： 发电量情况风电场当月完成发电量xxxx万千瓦时，同比升高/降低xxxx万千瓦时，1-xx月累计完成发电量xxxx万千瓦时，同比升高/降低xxxx万千瓦时。本月发电量升高/降低的主要原因是：（详细说明，要从风资源、设备情况、电网情况、管理情况具体说明） 设备情况影响电量的因素计划停机（台.次）单台计划停机容量时间(万千瓦时)计划停机损失电量(万千瓦时)故障停机（台.次）单台故障停机容量时间(万千瓦时)故障停

6、机损失电量(万千瓦时)受累停机（台.次）单台受累停机容量时间(万千瓦时)受累停机损失电量(万千瓦时)电网限出力（台.次）单台限出力容量时间(万千瓦时)电网限出力损失电量(万千瓦时)机组故障降出力（台.次）单台限出力容量时间(万千瓦时)机组故障限出力损失电量(万千瓦时)合计停机（台.次）合计停机容量时间万千瓦时损失电量合计(万千瓦时)风电场基建项目投产数量（台）月可用系数一类障碍本月没有发生 （以上表格按照原有对标分析填写。） 限电量情况当月限电xxxx万千瓦时，同比升高/降低xxxx万千瓦时，1-xx月累计限电量xxxx万千瓦时，同比升高/降低xxxx万千瓦时。本地区电网结构说明：（简要介绍，

7、地区总装机、本风电场占比、送出结构如何等）（附电网结构图）本年限电量升高/降低的主要原因是：（详细说明原因，对1-xx月逐月进行说明,每月原因如何，累计结果如何）具体发电限电情况列表如下所示：）项目名称月份发电量（万kwh）限电损失（万kwh）限电比例（%）2011年2010年同比2011年2010年同比2011年2010年同比一期xxx项目1月2684 2400 283.94 32 42 -10.00 1.2%1.7%-0.54%2月1193 1180 13.05 22 -22.00 1.8%-1.83%3月2000 2013 -12.85 64 70 -6.00 3.1%3.4%-0.26

8、%4月1300 1430 -129.94 7 -7.00 5月1372 1500 -128.19 6月506 321 185.36 7月8月9月10月11月12月总计9055 8844 211.36 96 141 -45.00 1.0%0.5%0.56%二期xxx项目1月2684 2400 283.94 32 42 -10.00 1.2%1.7%-0.54%2月1193 1180 13.05 22 -22.00 1.8%-1.83%3月2000 2013 -12.85 64 70 -6.00 3.1%3.4%-0.26%4月1300 1430 -129.94 7 -7.00 5月1372 15

9、00 -128.19 6月506 321 185.36 7月8月9月10月11月12月总计9055 8844 211.36 96 141 -45.00 1.0%0.5%0.56%其它项目例图如上，需分别画图说明。表格指标：1.发电量：风机监控系统中所有风机发电量之和；2.限电损失：遵照电网限出力条件下风电场运行管理意见（龙源安生200913号）以及关于上报电网限出力地区抽样机组的通知（生20114号）文件要求进行统计计算。具体方式为统计期内抽样机组发电量的平均值与调度限出力运行和调度停运机组的总台数的乘积减去调度限出力运行机组和调度停运机组实际累计发电量之和的差值。用公式表示：3.限电比例：用

10、公式表示为：限电比例 = 限电量/（限电量+发电量） 注意：对风电场不同项目要按照一期、二期等分开。） 电量预测Xxx风电场预计全年可完成发电量xxxx万千瓦时，限电影响xxxx万千瓦时。未来xx-xx月发电形势：（结合风资源、限电情况，供暖等电力需求情况进行分析说明预测，并对xx-12月发电量、限电量进行预测。）注意：预测全年电量应 = 1-xx月实际电量+ xx月-12月预计电量（2）、计划完成情况 完成情况（内容说明：例如：一期项目本月公司计划完成率为xxx%，集团计划完成率为xxx%。截止xx月底，累计完成公司全年计划的 xxxx %,完成集团全年计划的 xxxx。如下表所示：项目月份

11、当月指标完成情况年累计指标完成情况月发电量（万kwh）公司月计划发电量（万kwh）集团月计划发电量（万kwh）公司计划完成率（%）集团计划完成率（%）年累计发电量（万kwh）公司年计划发电量（万kwh）集团年计划发电量（万kwh）公司年计划完成比例（%）集团年计划完成比例（%）一期xx项目1月2684 2684 1138 100.0%235.8%2684 15068 13277 17.8%20.2%2月1193 974 1853 122.5%64.4%3877 25.7%29.2%3月2000 2102 1720 95.2%116.3%5877 39.0%44.3%4月1300 1370 11

12、21 94.9%116.0%7177 47.6%54.1%5月1372 530 434 258.8%316.1%8549 56.7%64.4%6月506 494 261 102.5%194.0%9055 60.1%68.2%7月8月9月10月11月12月总计9055 8154 6527 111.1%138.7%9055 15068 13277 60.1%68.2%其它项目等同上，需分别说明。表格指标：当月指标完成情况主要说明公司和集团月计划电量的完成情况。其中：1. 公司计划完成率=月发电量/公司月计划发电量2. 集团计划完成率=月发电量/集团月计划发电量年累计指标完成情况主要说明截止到统计期

13、末为止，已经完成公司和集团年计划发电量的百分比。其中：1. 公司年计划完成比例=年累计发电量/公司年计划发电量2. 集团年计划完成比例=年累计发电量/集团年计划发电量 3. 注意：对风电场不同项目要按照一期、二期等分开。 ） 完成情况原因说明（例如： Xxx风电场发电量计划完成滞后/超计划完成的原因有以下几点：a. 风资源情况b. 限电情况c. 机组故障情况根据风电场实际情况具体说明。）（3）、利用小时数情况 实际利用小时数与可研小时数的比较（内容包括：风电场不同项目实际利用小时与可研小时数的比较，形式包括图表和原因说明两部分。例表和例图：时间一期xxx项目二期xxxx项目利用小时数(h)可研

14、小时数（h)差值利用小时数(h)可研小时数（h)差值1月160 159 1 157 156 1 2月160 221 -61 156 217 -61 3月163 236 -73 175 231 -56 4月180 172 8 188 169 19 5月158 178 -20 172 174 -2 6月116 157 -41 107 153 -46 7月91 180 -89 99 176 -77 合计1028 1303 -275 1053 1274 -221 其它项目例图同上，需分别画图。原因说明包括两部分：1. 当月小时数高/低于可研的原因；2. 如果有多个项目，说明不同项目之间实际利用小时数差

15、异的原因。） 不同机型利用小时数的比较（如果风电场同一项目中有多种机型，需进行此项比较；如果多个项目，但每个项目均为单一机型，则可以与条合并，但需特别注明项目对应机型。内容同样包括图表和原因说明两部分：例表和例图：时间机型1平均利用小时（h)机型1平均利用小时（h)2011年2010年同比2011年2010年同比1月152 137 15 151 137 14 2月149 146 3 153 146 7 3月151 131 20 126 131 -5 4月188 189 -1 119 189 -70 5月149 172 -23 64 172 -108 6月108 135 -27 67 135 -

16、68 7月81 123 -42 54 123 -69 合计979 1032 -53 979 1032 -53 原因说明主要解释当月不同机型平均利用小时的差异。）（4）、综合厂用电情况（内容包括：本年综合厂用电率的趋势说明、以及同比上升/下降，并包括图表和原因说明。例表和例图如下：时间一期xxx项目发电量（万kwh）上网电量（万kwh）购网电量（万kwh）综合厂用电率去年同期综合厂用电率同比1月160 157 3 3.8%2.8%1.0%2月160 156 2 4.0%5.0%-1.0%3月163 161 4 3.6%3.4%0.1%4月180 176 3 4.1%3.1%1.0%5月158 1

17、56 6 4.9%4.5%0.3%6月116 114 5 5.8%4.8%1.0%7月91 90 1 2.0%1.7%0.3%合计1028 1010 24 4.1%4.2%-0.1%其它项目图表如一期所例，需分别绘出。表中：1.发电量：指监控系统中所有风电机组发电量之和。2.上网电量：风电场主变高压出口侧（高压开关室）或出线侧的正向有功电量。读取计量表应选取主变高压侧（高压开关室）或出线侧计量表。风电场如进行多次升压，则选取一次主变的数值。3.购网电量：风电场主变高压侧（高压开关室）或出线侧的反向有功电量。读取计量表应选取主变高压侧（高压开关室）或出线侧计量表。风电场如进行多次升压，则选取一次

18、主变的数值。4.综合厂用电率：综合厂用电率=发电量+购网电量-上网电量发电量×100%5.注意：对风电场有多个项目要按照一期、二期等分开。 ）（5）、线损情况（内容包括：风电场结算点设置、如在场内主变高压侧，则不考虑线损；如在对侧升压站结算，则需编写本节。内容包括表格、图示以及趋势分析。表格、例图如下：时间发电量主变高压的关口表（表号：xxx）结算点：xxx变电站线损电量（万kWh）线损率（%）去年同期线损率（%）正向有功（万kWh）反向有功（万kWh）正向有功（万kWh）反向有功（万kWh）1月943 940 3 935 5 7 0.74%0.78%2月872 868 4 861

19、6 9 1.03%0.90%3月754 750 3 742 5 10 1.33%1.12%4月688 679 3 670 5 11 1.60%1.49%5月521 500 5 491 6 10 1.92%1.68%6月448 441 5 439 7 4 0.89%1.10%7月302 299 6 296 8 5 1.66%1.54%合计4528447729443442561.24%1.11%表中指标：1.发电量：指监控系统中所有风电机组发电量之和；2.主变关口表，需注明表号。规定，送出有功为正向有功，输入为反向有功；3.结算点须注明结算点变电站名称，规定送出有功为正向有功，输入为反向有功；4.

20、线损电量：至送出线损电量与购入线损电量的和。公式为：线损电量 = 送出线损电量+购入线损电量 =(主变侧正向有功-结算点正向有功)+ （结算点反向有功-主变侧反向有功）5.线损率：线损率=线损电量/全场发电量×100%趋势分析包括：当月线损率与去年同期比较高/低原因；当年各月趋势变化原因以及未来变化趋势。）（6）、机组可用系数情况 机组可用系数完成情况（内容包括：风电场不同项目可用系数与去年同期的比较，形式包括图表和原因说明两部分。例表和例图：时间一期xxx项目机组可用系数（%）二期xxx项目机组可用系数（%）2011年2010年差值2011年2010年差值1月99.698.90.7

21、0 99.399.4-0.10 2月98.999.3-0.40 99.596.62.90 3月99.298.80.40 99.797.12.60 4月97.999.6-1.70 98.698.9-0.30 5月98.399.7-1.40 98.297.90.30 6月99.199.10.00 98.795.33.40 7月99.599.20.30 99.199.6-0.50 合计98.9 99.2 -0.29 99.0 97.9 1.16 其它项目例图同上，需分别画图。指标计算：1. 机组可用系数：风电机组当月可用系数（%）=（当月单机可用小时数/统计期间小时数）×100%其中，当月

22、单机可用小时数=（运行小时数+调度停运备用小时数+场内、场外受累备用停运小时数）；2. 项目的可用系数：项目的可用系数指项目所属机型可利用率按照机型容量加权平均后的数值。3. 合计中的可用系数：对某个项目而言，合计可用系数即为年累计可用系数，为各月可用系数按照当月天数加权平均后的数值。例如：某风电项目1月可用系数为97%；2月可用系数为98%；则，当月此项目1-2月可用系数为=（97%*31+98%*28）/（31+28）原因说明包括两部分：1. 当月可用系数高/低于去年的原因；2. 如果有多个项目，说明不同项目之间可用系数差异的原因。） 不同机型可用系数的比较（如果风电场同一项目中有多种机型

23、，需进行此项比较；如果多个项目，但每个项目均为单一机型，则可以与条合并，但需特别注明项目对应机型。内容同样包括图表和原因说明两部分：例表和例图：时间机型1可用系数（%)机型2可用系数（%)2011年2010年同比2011年2010年同比1月99.698.90.70 99.399.4-0.10 2月98.999.3-0.40 99.596.62.90 3月99.298.80.40 99.797.12.60 4月97.999.6-1.70 98.698.9-0.30 5月98.399.7-1.40 98.297.90.30 6月99.199.10.00 98.795.33.40 7月99.599.

24、20.30 99.199.6-0.50 合计98.9 99.2 -0.29 99.0 97.9 1.16 原因说明主要解释当月不同机型可用系数之间的差异。）四、设备检修情况（1）当月定检情况（内容包括：当月定检工作安排、及工作进度情况。）（2）、风电机组故障检修情况(内容包括：当月风电机组故障数目，不同机型占比，不同故障占比， 例如：20xx年xx月，xxx风电场风电机组共发生故障12次，其中，机型1机组发生8次，占66.7%；机型2机组发生4次占33.3%。按照故障类别，变桨系统故障3次，变频器故障6次，偏航故障3次。具体如下：单位：次机型变桨变频偏航合计机型11529机型22114合计36

25、313 另外，就故障发生时间、故障描述、处理方式和恢复时间。要求按照项目、机型、故障类别三级列出。例如：故障明细如下：金风机组：（1）变流系统故障1次： 、6月24日，#32风机报变流器故障，变流器监控故障，变流器反馈丢失；IGBT OK信号丢失，网侧IGBT故障。现场更换IGBT1个后恢复正常。（2）变浆故障5次：、6月11日，#23风机报#42子站故障，到现场重启#2变桨柜电源。、6月11日，#09风机报变桨安全链故障，经维护人员到现场检查AC2并紧线后恢复正常运行。、6月12日，#09风机报变桨系统故障，经维护人员到现场检查变桨逆变器紧线后恢复正常运行。、6月14日，#09风机报变桨安全

26、链故障，经维护人员到现场处理#3变桨逆变器后恢复正常运行。、6月19日，#25风机报变桨电容高电压故障，到现场发现NG5损坏、DC-DC模块损坏，更换后恢复正常运行。（3） 通讯故障3次：、6月6日，#6风机通讯故障，现场重启PLC后恢复正常。、6月6日，#7风机通讯故障，现场重启PLC后恢复正常。、6月11日，#19风机前置端故障，现场重启PLC后恢复正常。（4）风机叶片情况：、6月7日，#30风机开始吊装工作，6月10日叶片吊装更换工作完毕，由于风场全场停电，机组未能恢复运行。6月12日调试正常投入运行。、6月3日，#3风机叶片吊装完成，与当日20:34成功并网发电。联合动力机组：（1）变

27、桨系统故障6次： 、6月5日，#35风机变桨系统轴三驱动器故障，断电重启后故障消除。 、6月11日，#38风机变桨系统轴三驱动器故障，断电重启后故障消除。 、6月16日，#65风机变桨通讯故障，现场重新断电重启后，恢复正常。 、6月22日，#66风机变桨故障，更换变桨充电器后，恢复正常。 、6月25日，#41风机报变桨故障，对轴三6K2辅助触点进行紧固后故障消除。 、6月27日，#54风机报变桨故障故障，现场重新断电重启后，恢复正常。（2）偏航故障3次：、6月2日,#48风机偏航故障，更换偏航编码器后故障消除。、6月10日,#54风机偏航扭缆极限故障，重新调整扭缆开关后故障消除。、6月19日,

28、#46风机偏航速度故障，对334K2的辅助触点接线进行紧固后故障消除。（3）风向标故障3次：、6月4日，#57风机报风速标故障，更换备件：风仪标1个。、6月14日，#53风机报风向标传感器1故障，重新给风向标上电，校正N点后故障消除。、6月15日，#57风机报风向标传感器2故障，重新给风向标上电，校正N点后故障消除。（4） 变频器故障1次： 、6月8日，#62变频器MCB准备故障，现场复位后故障消除。（3）、升压站设备检修情况（内容包括：包括一、二次设备及通讯设备故障。同样需要说明故障发生时间、故障描述、处理方式和恢复时间。例如：（1）6月9日8:15，奥星代维人员对#1主变高压侧B相避雷器进行更换。11:00，对#2电容器三相避雷器进行更换。（2）6月25日，澳星对升压站内设备的操作机构加润滑脂。（3）6月26日，供电局对升压站内二期设备做预试。发现的问题有：、301-4刀闸母线侧导线线夹裂纹，约50mm.、#2主变夹件绝缘为零，出厂6000兆欧，带电前报告5000兆欧。、接地网R=1.26欧不合格，应为0.5欧，带电前为0.2欧（一期）。（8）6月29日，#1消弧消谐装置通讯中断，经检查发现#1消弧柜内C相高压熔断保险熔断。更换#1消弧消谐装置高压熔断器。）