冀北电网风电反措自评价报告

1、冀北电网风电“反措”整改情况汇报目录一、冀北电网风电反事故措施落实工作开展情况1二、风电反事故措施自查情况2三、存在的主要问题4四、下一步措施及建议7目前，冀北电网，冀北地区36座直调风电场由华北分中心调度，13座风电场由冀北地调调度。根据国调风电反事故措施的相关要求，在华北分中心的组织领导下，冀北电力调控中心积极配合分中心开展风电场的整改工作。通过对15项整改的工作梳理和指标统计，现将冀北风电反事故措施落实情况汇报如下：一、 冀北电网风电反事故措施落实工作开展情况今年以来，冀北电网风电新增并网容量509 MW，截至目前，总并网容量达到4809 MW，风电场49座，风机3653台。其中，单机容

2、量1MW以下风机 937 台，涉及风电场 13 座，涉及并网容量724 MW。2012年上半年主要集中开展了以下几方面的工作：1）风电功率预测方面，通过实际运行数据的积累提高全网的风电功率预测精度，督促未建系统的各风电场尽快完成系统建设并上报调度。2）低压穿越整改方面，已有36座风场完成低穿整改，督促其余13座风电场并协调各风机厂家尽快推进低穿整改工作。并开展了鹿原、中宝、祥风、长风、桃山湖和检测中心6座风电场的低压穿越抽检工作，协调风电检测中心和华北电科院加快抽检进度。3）无功补偿装置整改方面，已有41座风场动态无功补偿装置满足反措要求，协调其余8座风场与厂家、电科院研究整改计划。4）涉网保

3、护整改方面，推进了汇集线母差保护及故障录波装置等整改工作。5）推进具备条件的风电场开展AGC子站建设和闭环联调工作，督促风电场加快单机信息和PMU配置整改的进度。二、 风电反事故措施自查情况（一）风电机组风电机组满足电压适应性要求的风电场41座，完成 84%；满足频率适应性要求的风电场 41座，完成 84 %。完成低电压穿越整改风电场 38 座，抽测 6 座，通过抽测合格 6 座（涉及 8 个机型），占 12 %。（二）风电场风电场动态无功补偿达标 41座，占 84 %。汇集线系统单相故障可快速切除风电场 21座，占 43%。汇集线系统配置母差保护风电场 15 座，占 31 %。配置电能质量在

4、线检测装置且投入运行风电场 49 座，占 100 %。（三）二次系统涉网保护定值报电网调度部门审查备案风电场45座，占 92 %。配置风电监控系统的风电场 45 座，占 92 %。二次系统及设备安全防护满足要求的风电场 45 座，占 92%。升压站内配置故障录波装置的风电场 42 座，占 86%。配备卫星时钟设备和网络授时设备的风电场42 座，占 86%。（四）运行管理配置风电功率预测预报系统的风电场 43 座，占 88%。实现风电发电计划上报功能风电场 49 座，占 100 %。（五）总体评价综合上述四个方面，对风电反措落实总体情况进行评价。风电机组满足反措要求的风电场 6 座，占 12 %

5、；风电场满足反措要求 9 座，占 18 %；二次系统满足反措要求的风电场37座，占76 %；运行管理满足反措要求的风电场 43座，占88%。上述所有指标均满足反措要求的风电场 3座，占 6 %（即整体风电场满足反措要点的比例）。（六）自查评分各指标得分为该指标完成风电场座数百分比，各单项得分为满足该项所有指标的风电场座数百分比，总体得分为满足所有15项指标的风电场座数百分比，满分为100分制。表自评价得分方面指标指标得分单项得分总得分风电机组电压适应性83.763.377.7频率适应性83.7低电压穿越整改73.5通过低电压穿越检测12.2风电场动态无功补偿83.764.3汇集系统单相故障快速

6、切除42.9电能质量在线监测装置100.0汇集线母差保护30.6二次系统涉网保护定值备案91.889.4风电场监控系统91.8二次设备安全防护91.8故障录波装置85.7卫星时钟设备和网络授时85.7运行管理风电功率预测系统87.893.9上报建议计划100.0三、 存在的主要问题1）张北变压器容量受限问题张北三台主变容量为420MVA,共有6座风电场通过张北220kV变电站外送风电，总风电装机容量为709.7 MW。目前张北站主变容量与风机总容量相比已不满足送出的要求，若平衡掉张北站的负荷（最大负荷70 MW左右），仍存在送出问题。2）沽源网架结构问题沽源地区目前风电接入容量已突破210万千

7、瓦，沽源站500kV主变容量为2*750兆伏安，考虑风电出力70的同时率，风电大发期主变潮流重载。同时，该地区无负荷及常规电源接入，送电距离很长，网络结构薄弱，系统短路容量很小（少量无功变化将引起很大的电压变化）。3）大规模风机脱网问题风电大发时期风电汇集线220kV沽源-察北、察北-义缘线路重载（分别达100万和60万千瓦），无功损耗很大（接近60万千乏）。系统发生故障后电压跌落，风机低电压脱网或进入低电压穿越过程后，有功出力急剧减小，无功突然大量富裕，因快速无功调节能力不足（经分析风场SVC装置在200-300ms内基本无响应，SVG装置响应电压变化调节作用不明显），系统电压通常在故障切除

8、后100ms左右即升高至1.1pu以上，系统电压的大幅攀升会引发风机的过电压脱网，进而引起风机大面积脱网连锁反应。随着冀北地区风电陆续大规模接入，2011年以来风电大规模集中接入地区风机大面积脱网问题逐渐暴露，沽源地区共发生5起典型的风机大面积脱网事故，对电网安全稳定运行造成一定影响。4）“十八项”整改措施和建设工作滞后根据各级政府、国网公司下发文件及规定要求，针对调度各专业处室的相关要求，制定了18项整改措施和建设方案，分别是：风功率预测系统、风机低电压穿越整改、风场动态无功补偿装置整改、取消风机自启动并网、35（10）kV汇集系统接地改造及快速切除保护配置、故障录波器配置及接入量整改、升压

9、站监控系统配置、事故总/SOE信号整改、升压站监控与风机监控互联、PMU配置及接入量整改、第二套调度数据网设备与二次安防设备配置、全场统一时钟系统对时整改、时钟监测装置配置、AVC子站建设、UPS主备冗余配置要求、交流采样测试仪等仪器仪表配置、测风塔实时信息上传、涉网保护。要求冀北地区已并网的49座风场，3653台风机尽快推进技术整改和系统建设工作。风机脱网相关整改存在以下问题：1）动态无功补偿装置运行不稳定，性能有待检测，整改周期长2）风机低电压穿越过程无功输出不规范。3）部分风机低电压穿越改造难度大。保护专业方面，受技术水平、供货周期、资金投入等原因的制约，目前部分风电场内反措要求尚未整改

10、到位。部分风电场的风机汇集线及无功补偿支路的电流和电压的模拟量未接入故障录波器；部分风电场低压汇集线系统发生单相接地故障后，不具备快速切除能力；部分风电场因缺乏独立的保护用电流互感器线圈，35KV母线母差保护改造迟迟未能完成。自动化专业方面，未采用全场统一时钟(GPS+北斗双主钟)对二次设备对时(包括风机监控系统，已经提出要求)，同时具备时钟监测功能并接入网调时钟实时监测系统；部分风电场升压站监控系统与风机监控系统互联存在部分进口风机控制系统厂家尚未开发此项功能的问题。四、 下一步措施及建议1）加强风电纳入电力平衡工作将风电出力纳入长、中、短期电力平衡，促进风电消纳工作。结合风电功率预测系统，

11、实现风电纳入年度、月度电力电量平衡。开发完善新能源与常规能源协调优化发电计划编制系统，将风电纳入日前发电计划。加快风电功率超短期预测建模，实现风电超短期功率预测进入日内调度系统，将风电功率纳入实时电力平衡。2）加强风电场并网运行管理工作按照国家政府部门有关文件的规定，严把风电并网关。对于不满足国家文件规定的风电场不安排并网。加强风电场并网运行管理，做好对风电场的培训工作。结合监管部门制定的华北区域风电场并网运行管理实施细则(试行)，积极开展考核模拟、试运行工作，通过经济手段全面提高风电场在调度运行管理和技术管理水平。建立风电优先调度机制，对风电场的运行指标进行排序，优先调度表现优秀的风电场上网。3）继续推进落实各项风电整改工作按照政府部门、国网公司相关文件及技术要求，继续推进各风电场按时落实开展有关整改工作。下半年全面开展冀北地区风机低电压穿越能力的现场抽检工作，检测验证风机低电压穿越能力。大部分风电场内动态无功补偿装置配置、涉网保护设置及定值整定等不满足要求，需要改造，改造周期较长。继续落实国调风电反措等各项要求，督促并指导风电场各项整改工作，加快推进风电场动态无功补偿装置的现场检测工作，检验装置性能、推动装置整改并验证装置整改的有效性。协调风机厂家开展AVC调试工作。根据风电前期审查技术要求，各风电厂还需进一步完善PMU信息采集覆盖范围到各风机汇