摘要：针对酒泉风电基地2011 年发生的几次大规模风机脱网事故，根据现场调查和录波数据分析得出起因是风电场电气设备故障引发相间短路故障，引起站内和系统电压跌落，在此期间大量风机因不具备低电压穿越能力而脱网;故障切除后系统电压恢复，各风电场的无功补偿装置无法及时进行自动电压调整，引起系统电压升高，导致部分风机因过电压保护动作脱网。据此从工程实用角度提出了改造风电机组、完善风电场集电系统及保护配置等措施，并结合大型风电基地特点提出可以合理避免大规模脱网事故进一步研究的问题。
0 引言
2005 年底，全国风电装机容量仅为1 220 MW，位居世界第八位。“十一五”时期，在《可再生能源法》及相关配套政策支持下，我国风电产业得到了快速发展。到“十一五”末，全国(不含港、澳、台)共建设802 个风电场，安装风电机组32 400 台，总吊装容量达到41 460 MW(建设容量38 280 MW，并网运营容量31 310 MW)，年均增长率为102%，累计和新增吊装容量均位居世界第一位，装机规模达到了新的水平，但2010 年全年风电发电量约为490 亿kWh，仍低于美国同期的风电发电量[1-2]。
从国际、国内可再生能源发展历程看，风力发电是目前除水电外最成熟、经济效益最好的可再生能源发电技术，重点发展风电等可再生能源必然且已经成为我国能源发展的重大战略决策。在《中华人民共和国国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要》中亦明确指出“新能源产业重点发展新一代核能、太阳能热利用和光伏光热发电、风电技术装备、智能电网、生物质能”及“加强并网配套工程建设，有效发展风电”。虽然全国风电装机规模达到世界第一，八大千万千瓦级风电基地开始建设，但对风电在建设和运行中逐渐暴露出大量的问题要有清醒的认识，包括风电整体质量和技术水平偏低、运行管理缺乏经验与规范、大规模脱网事件频发等;并网运营容量低于总吊装容量接近三分之一，远远落后于发达国家，风电投资效益大打折扣;风电发展规划与电网脱节，风电出力受限严重影响了风电健康、可持续发展，也危害了电网的安全稳定运行[3-5]。
1 大规模风电基地发展
截止2010 年底，甘肃、新疆、河北、吉林、内蒙古(东、西)、江苏六个省区的七个千万千瓦级风电基地都通过了国家规划审查[6]。2011 年1 月《山东半岛蓝色经济区发展规划》被国务院批复[7]，其中风电规划为“到2015 年，陆地装机容量达到7 150MW，海上风电装机达到2 850 MW。到2020 年，海上风电装机达到10 000 MW”。山东成为中国第八个千万千瓦级风电基地。八个千万千瓦级风电基地的总装机容量约占全国的80%，由此可知风电基地在我国风电规划中的分量，风电基地的发展和运行情况决定了我国风电事业的整体水平。
1.1 酒泉基地发展规划
甘肃是全国风能资源较丰富的省区之一。根据《甘肃省风电工程规划报告》和气象部门分析成果，全省风能资源理论储量为2.37 亿kW，风能总储量居全国第五位，其中酒泉地区年有效风能储量在800 kWh/m2 以上，年平均有效风能密度在150 W/m2以上，有效风速时数在6 000 h 以上，可开发风电装机容量在40 GW 左右[8]。
2007 年甘肃省政府提出了“建设河西风电走廊，再造西部陆上三峡”的战略目标。酒泉地区是我国最早批准的千万千瓦风电基地。风能条件好，年内、年际风速偏差较小，有利于风力发电机组安全稳定运行;风力气候环境好，干燥无盐，有利于延长风机寿命;地域辽阔，风电场选址较易，受区域内季风影响小，有利于风电场开发建设;工程地质条件好，有利于降低风电项目建设成本;交通运输便利，有利于风电设备运输。2009 年8 月8 日，酒泉千万千瓦级风电基地Ⅰ期项目正式开工，2011年6 月Ⅰ期项目基本完成。2011 年5 月，酒泉风电基地Ⅱ期工程建设规划已经得到批准。依据规划，到2015 年酒泉风电基地装机容量接近14 GW，至2020 年，超过20 GW。
1.2 酒泉基地特点
截止2011 年6 月底，风电并网容量达4 135 MW，在运风电机组2996 台，机组平均容量1.38 MW。其中，1 月至6 月完成风电发电量35.1 亿kWh;全网风电场累计利用小时数924 h。
截止2011 年6 月底，在运风电场共有15 座具有利用小电流接地选线装置快速切除场内35 kV 系统单相故障的功能，占在运风电场总数量的56%;完成风电机组低电压穿越能力(LVRT)改造676台，占总风机台数的22.6%;完成电缆头整改的风电场有25 座，占并网风电场数量的92.6%;有10座风电场已完成E 格式文本信息上传;3 家风电场已投运风功率预测系统。中国电科院正在中海油昌西二风电场对东汽风机做LVRT 实验，目前空负荷电压跌落至20%实验已经完成[9]。
但进入5 月后，由于前一阶段酒泉基地频发风机脱网事件，出于电网安全考虑和加强风电企业自律的要求，对不满足风电并网要求的风电场采取了整改及限出力措施，并责令今后一定时段内完成整改。5 月以来，大规模风电脱网机组事故再未发生，说明整改有成效。
基于甘肃风电并网现状和风力风能特征，其4月份风电场基本运行指标很有典型意义(风电出力未受限)，经过数据对比分析，我们可以看出酒泉风电场具有如下基本特点。
1)开发规模大，集中程度高，11 个风电场220万风电装机均接于750 kV 敦煌变330 kV 母线，出力波动范围大，反调峰特性明显;保证出力很小，接近于0;有效出力较大，大于装机容量60%，说明酒泉风电在用电高峰时进行电力平衡的作用很弱，在负荷低谷时段安排系统调峰也相对困难[9-10]。
2)大型基地风电场群的积聚效应使整体出力变化趋缓，但是4 月份酒泉风电出力1 min、5 min、15 min 风电出力最大变化幅度达到装机容量的5.56%、10.3%和13.5%，与理论估算的最大出力变化幅度[11]偏差较大，实际上加深了对局部电网稳态水平的影响。
3)虽然风电短期和超短期预测系统投产试运，可以基本满足规定要求，但与调度安排方式的要求还有较大差距。
4)风电建设速度快，设备技术标准低，远离负荷中心，在750 kV 新疆—西北电网联网线路投产后，由于风电场运行特性和电网安全水平影响，风电大发时其送出依然受限，整个河西地区网源协调能力受到严峻考验[9]。
5)由于网架结构的约束，酒泉风电调峰基本由甘肃电网承担，运行方式安全压力大[9]。
1.3 大规模风机脱网事故情况
今年1月到4月份，酒泉各风电场共发生电气设备故障35起，其中电缆头故障造成集电线路跳闸21次，保护插件故障造成设备跳闸或断路器拒动5次，其他故障9次。特别是连续发生大规模风机脱网事故四起，“2·24”、“4·3”、“4·17”、“4·25”事故分别导致598、400、702和1 278台风电机组脱网，酒泉风电基地大规模脱网故障情况见统计表1。事故的起因主要是单个电缆故障，而由于集电系统及保护不合理致使事故扩大至风电场;由于风机LVRT的缺失让事故蔓延至整个风电基地，同时部分风机变流器制造不良，误发频率越限信号，加重了事故影响程度;由于无功补偿设备调管不严造成事故进一步扩大。
2011 年2 月24 日事故前，并入750 kV 敦煌变的桥西一场68 台华锐风机并网运行，全场带出力9.60 MW，0:34，桥西一场35B4 馈线开关柜下侧电缆头发生C 相击穿，经过约11 s 很快发展为三相短路，35B4 开关过流保护Ⅰ段动作，60 ms 后开关动作跳闸，切除该馈线所带全部12 台风机，损失出力1.80 MW，桥西一场其余57 台在运风机均因不具备LVRT 而脱网，损失出力7.80 MW[12]。
故障导致系统电压大幅跌落，750 kV 敦煌变330 kV 母线电压最低跌至267 kV(0. 735 pu)，其中低于0.8 pu 持续时间20 ms，在此期间因机组不具备LVRT 而脱网274 台，共损失出力377.13 MW。故障切除后，系统电压回升，而各风电场升压站的SVC 装置电容器支路因无自动切除功能而继续挂网运行，造成大量无功功率过剩涌入330 kV 电网，同时因风电大量切除，造成输变电设备负荷减轻，共同引起系统电压升高，敦煌变330 kV 母线电压瞬间达到365 kV(1.11 pu)，最高达到380 kV(1.15pu)，750 kV 母线电压瞬间达到800 kV，最高达到808 kV。网内部分风电机组由于过电压保护动作而脱网300 台，共损失出力424. 21 MW。此外在故障期间，有24 台机组因频率高保护动作脱网(后查原因为变频器模块故障导致误发信号)，甩出力3.60MW。本次事故造成598 台风电机组脱网，共损失出力840.43 MW，西北主网频率最低跌至49.854Hz。
经现场检查，发现35B4 开关间隔C 相电缆头半导电层切口不整齐、未作锥面处理，导致应力集中。另外，未按工艺要求涂刷硅脂，导致在电缆头应力锥部位出现绝缘薄弱点，在运行中发生单相接地故障;C 相单相接地发生后11 s，放电弧光及放电粉尘短接A、B 相电缆接线桩头，发展为三相放电故障，开关跳闸。
风机集中脱网严重影响了电网电压和频率的稳定，造成短时间内局部电网指标大幅波动，直接威胁到电网整体安全稳定运行。即使类似酒泉“4·25”事件起因是由于电网故障造成330 kV 变电站部分失压，直接影响风机533 台，甩出力479MW，但由于风电自身继电保护、低电压穿越、变流器故障、无功补偿和高电压穿越等问题造成风机扩大停运745 台，加重甩出力1 056.2 MW，导致西北电网频率最低至49.765 Hz，远较直接原因严重。
从表1 可以看出，一是故障前系统都处于大风天气，风电大发，最高出力接近2 000 MW，约占当时风电总装机容量的一半;二是故障切除的机组数量相对较少，这里故障切机的意义是切除故障连带切除的机组，不论机组质量和有无LVRT;三是低电压切除风机的比例越来越大，而高电压切除风机的比例越来越小，说明风电机组的LVRT 改造比较困难，需要投资和时间，而无功补偿设备的管理等整改措施效果显著;四是其他原因跳机也越来越少，说明风电机组的管理运行水平有了明显提高。
2 风电基地存在的安全运行问题
2.1 风电场安全运行现状
1)大量风机不具备LVRT，风机主控参数和变流器定值与LVRT 失配，或者风电机组具有LVRT而未开放，或者声称具有LVRT 能力，但均未经过有资质的检测中心检测和认证，部分风电场的风电机组LVRT 能力只适应于三相对称电压跌落，而对于电网中经常出现的不对称电压跌落不具备穿越能力，故障过程中系统电压仅降至80%，就有总脱网数一半以上的风机逃逸。酒泉某风电场6 台完成LVRT 改造的1.5 MW机组经受了后续故障的考验，说明了LVRT 改造的必要性。
2)风电基地中风电场集中接入电网，基本上无其他电源和负荷。750kV 敦煌变处于新疆—西北主网的联网通道，常规电源和下级电网薄弱。这种系统条件下，电网电压控制困难，正常运行时波动大。风电场内部或系统的短路故障引起的电压跌落会波及到所有风电场，必然导致所有不具备LVRT和不合格的风电机组大规模脱网事故的发生。
3)目前所有风电场35 kV(10 kV)集电系统均为不接地系统，该方式是系统中性点对地绝缘方式，允许带单相接地运行1～2 h，是从配电系统设计中借鉴过来，一般适应于接地电流小的架空线路，对于架空电缆混合的发电系统接线方式显得不尽合理。未配或所配的小电流选线装置选线正确率低，无法及时发现单相接地隐患，导致故障扩大化。同时，消谐装置和滤波装置由于参数选择失配、容量偏差、投放不足等因素无法补偿35 kV 系统的电压波动和不平衡，加剧了低压设备的热疲劳。
4)风电场无功补偿都是独立设计和配置，没有考虑其作为电源的义务，没有开放风电机组的无功调节能力，目前所有风电机组均采用恒功率因数(cosΦ=1)模式，不能在电网需要时提供支撑。风电场无功补偿装置(SVG、SVC、MCR 等)的设计、调试和调管脱节，功能不全或参数不匹配，未按规定投退或者不能满足快速、连续调整的基本要求，不具备自动投切滤波支路功能，风电大量脱网后出现系统无功过剩，致使故障后系统过电压造成不少风机的逃逸。
5)风机厂家未开放风机内部控制和保护系统工作原理，设备厂家技术交底不充分，内部各项关键参数含义不清晰准确、设置混乱，尤其是造成风机低电压保护、过电压保护和频率保护定值整定与电网要求不协调，个别风场SVC、SVG、MCR 装置采集330kV 电压与监控系统电压不一致，对出力设限，影响SVC、SVG 发挥调压作用。事故起始不能有效地缩小事故范围，事故后风电场自启动恢复能力差。
6)大规模的风电建设集中投产给设计制造建设监理验收测试运行都带来巨大压力，有限的技术力量导致部分风电场在项目建设阶段未能严把设备质量关，施工及安装质量较差，特别是35 kV 系统施工工艺不良、验收不到位、反措执行不规范等问题更为突出。酒泉风电基地Ⅰ期工程2010 年底处在建设收尾和集中启动并网阶段，基建与运行、消缺交叉重叠，工作界面比较杂乱。承揽电缆头制作的施工人员仅能提供入网电工许可证，无电缆工资质。35kV 集电线路箱变电缆试验过程与规程不符。当时事故电缆交流耐压试验条件为52 kV、15 min，与规程规定42 kV 持续60 min 不符。
7)风电运行管理存在薄弱环节，风电场、升压站的运行规程等规章制度不健全，设备调试报告、说明书等基础资料不完整。对于风电场二次系统，包括重要的远动信息、继电保护定值、无功补偿配置和参数的监管不够全面，细节掌握不充分，事故过程中的电网自适应能力不够快速、灵敏。相关风电场运行管理不到位，没有建立或严格执行设备巡视制度，致使设备缺陷得不到及时消除，最终造成设备故障。
8)各风场运行人员不足，在自动化、保护等专业运行人员配置方面达不到要求，缺乏风电运行经验，技术培训、事故预案等针对性不强，有关仪器设备配置不全，如无红外、紫外成像仪，没有提前介入风电场安装、调试和验收，对装置原理、运行和事故处理规程不熟悉，设备巡视不规范，不能及时发现设备缺陷，如4·17 事故中，35 kV 母差拒动原因为各馈线柜母差保护跳闸回路接线错误，造成后备保护动作，延长了故障切除时间。
2.2 有关具体措施和政策建议
2.2.1 具体措施
1)风电机组和风电场满足并网技术要求，具备LVRT是遏制风电机组大规模脱网事故的关键。新并网的机组必须具备LVRT，已并网的风电机组必须按要求的计划整改。来不及LVRT改造的，首先确认满足基本的风机运行要求，如并网点电压跌落0.8 pu以下时，需要不跳闸运行0.1～0.2 s，见图1，就能穿越大部分的电网瞬时故障。对已并网的风电场LVRT进行梳理、测试，不具备合格LVRT的风电场，应在规定的期限内完成改造并通过LVRT现场抽检，风电场大规模集中接入点上的风机，应优先安排改造。制造厂应主动配合现场，协商具体改造方案并立即实施。开放风机控制及保护定值设置，优化风机保护与风机控制系统间的配合关系，使风机主控系统和LVRT功能相协调。研究LVRT期间风机向电网提供无功支持的方案，风机在电网电压跌落期间不脱网运行的同时，提供必要的无功输出。同时研究具备高电压穿越(HVRT)的可行性及技术方案，应继续加大投入，提高风机制造质量和研发风电机组控制保护等关键技术。
2)2011 年以来酒泉风电基地多个风电场连续多次出现电缆头故障，应对在网电缆、电缆头及开关柜做全面的隐患排查，并按规程要求全面做高、低压试验。加强对电缆、开关柜、刀闸接头等设备的运行维护管理，完善运行监视手段，配置红外、紫外成像仪等检查仪器或设备，确保及时准确发现并消除隐患。此外鉴于当前低价中标影响产品质量的问题，建议风电场对设备材料采购过程严格把关，尽量选用大型企业或者能生产更高电压等级电缆附件的企业的产品，避免不合格产品挂网运行。电缆附件安装是一个技术性很强的工作，无满足要求的安装场所，不按图纸说明的要求安装，都会留下隐患。要对施工过程加强管理，监理也要具备专业知识，组织具有资质的技术人员安装电缆头，确保工程施工质量。设计时尽可能放大导体截面，降低导体表面的电场强度等。
3)中性点不接地或经消弧线圈接地系统，故障线路和非接地线路仅仅流过微弱的电容电流，无法准确确定是那一条线路发生接地，给接地查找和修复带来困难。基于基波零序电流的幅值、方向等原理的装置的选线效果不太好。而基于小波变换的行波单相选线[13-14]，充分利用电网中普遍存在的电流行波来进行故障选线，是故障选线原理的突破，为其提供了全新的思路和新的方案，实际运行证明，有望从根本上解决小电流系统故障选线难题，从而实现快速可靠选线并及时跳闸，可防止故障扩大。由此可见，为了快速自动隔离风场低压系统发生单相接地故障，可以参照以下措施进行整改：对已配置小电流接地选线装置(有跳闸功能或可以容易改造为有跳闸功能)的风电场升压变电站，可将小电流接地选线装置改造为在选线告警的基础上增加选线跳闸功能：选线告警后应经过短延时(如0.5 s)直接跳该馈线开关;若未切除接地线路，母线监测到零序电压且U0>50 V，则经过较长延时(如1.0 s)通过母差保护直接跳开低压母线所有支路开关。对配置小电流接地选线装置无跳闸功能的变电站采用以下方式，若检测到低压母线零序电压U0>50 V,经过较长延时(0.6 s)通过母差保护直接跳开低压母线所有支路开关，或直接切除主变低压侧开关，并要求该变电站尽快加装具有选线跳闸功能的小电流接地选线装置。对未配置小电流接地选线装置的风场升压站，要求尽快配置具有跳闸功能的小电流接地选线装置，优先选用性能优异的行波选线装置。新建风电场35 kV 集电系统应设计为低电阻接地系统(中性点经小电阻接地)并配置接地保护。对已运行的升压站，要逐步改造为低电阻接地系统，因为前述的小电流选线准确率低，误切正常线路的可能性较大。可在35 kV 母线处装设接地变压器，其中性点经电阻接地，电阻值需进行计算，利用35 kV系统发生单相接地故障时的零序电流，快速切除单相接地故障。
4)认真落实国家电网公司《防止风电大规模脱网重点措施》[15]，着力加强动态无功补偿设备运行管理，及时处理缺陷并加以改造，实现无功补偿设备的动态部分投自动调整功能，能自动投切滤波支路，确保并且严格按照调度要求投入运行。加强并网风电场调度运行管理，对已并入电网的风电场涉网保护、无功补偿、风机信息上传、调度运行值班、基础管理等方面进行现场检查摸底，不满足标准要求的风电场不与并网。严格风电场负责保护定值的整定管理，确保继电保护履行第一道防线职责。加强运行及管理人员培训，完善运行规程，严格持证上岗制度，强化设备运行维护管理，提高隐患识别和事故处理能力。运行人员熟练掌握风机内部主控系统及设备，熟悉电网调度规程。调度部门要加强指导、监督。
2.2.2 进一步研究的课题
1)国家标准《风电场接入电力系统技术规定》应该针对我国大规模风电基地的建设进行分析研究实践，提出切合实际技术要求，不要一刀切。在满足电网安全稳定的前提下，合理规范风电机组性能，严格风电机组制造技术、安装工艺要求、检测要求以及并网审批程序，做好宣贯，强化监管，从源头上把好风电机组并网关。我国大规模风电基地一般都直接并入220 kV及以上的输电主网，而我国220kV及以上的主网继电保护配置很完善[16]，事故快速切除率在多年保持为100%[17]，即主网发生短路事故时电压可以到零，但持续时间一般小于0.1 s，对于单相故障，经约1 s的延迟后重合，如果是永久故障，将对风电场造成第二次冲击，对风机的LVRT能力是更加严峻的考验;在长距离超高压输电通道上无功控制困难，如新疆-西北联网通道上变电站大部分为单主变，主变跳闸后，失去对电压的钳制作用，同时失去低压补偿，电压波动大，而且有一定的低频振荡，应该据此对风电基地及其机组提出故障电压穿越等一系列合理的技术要求。
2)风电机组的LVRT技术已经掌握，现在正在加紧改造实施。如果有了LVRT，不切除风电机组，就不会出现随后的高电压，但是对于酒泉风电基地来说，西北-新疆联网通道均为750 kV长距离线路，充电功率大，750 kV哈敦、敦泉、泉河、河武双回线高抗补偿度为86.15%，77.12%，80.15%，76.78%，无功平衡主要依赖静态高低压感性补偿。由N-1计算分析得知，联网通道沿线网架结构较弱，短路容量小，联网通道的短路容量仅为西北主网东部受端系统的一半，相同潮流变化下，电压波动是东部的二倍。如果750 kV线路轻载运行，酒泉单台主变故障切除后750 kV母线电压将上升超过800 kV，出现高电压。需要研究的问题是风电机组需要不需要HVRT、零电压穿越(ZVRT)功能，或者HVRT、ZVRT功能与系统无功电压控制系统的协调配合，需要单一的功能，还是整个风电基地整体加以解决，何种方案更优?在某些情况下，具有LVRT能力的风电场反而对系统稳定不利。风电基地风机具备LVRT功能后，在联网线路潮流大且发生故障的情况下，由于稳定水平限制，输电能力大幅降低，又需要切除风电机组，两者之间有无其他优化解决方案[18]。
3)随着大规模风电机组LVRT改造，在风电基地内如何高效检测LVRT，风电机组并网检测手段的研究开发和优化部署也是一个需要研究的问题。风电机组并网性能检测，关键是LVRT测试手段，中国电力科学研究院已经研制配置了LVRT移动测试设备并具备测试能力和资质。因为风电基地风电机组的大规模投产，即使检验1%的风机，测试能力包括人员和设备都十分紧缺，为了满足现在需要而培训人员和配置设备，以后就有可能出现设备闲置或使用率低的问题，是否需要研制简易的测试设备，是否在必要时进行电网人工接地试验来验证?
4)风电场集电系统中的电缆接头是一个薄弱点，酒泉200 MW大型风电场一般经过经济技术比较后集电系统都选用架空线路方案，每台风机用电缆连接到箱式变的低压侧， 高压侧均用一根YJV22-3×50型电力电缆引接至临近的35 kV架空输电线路上，风电机组所发电能先通过数条LGJ-185/30的35 kV架空线路输送至距330 kV升压变电所围墙外约1 km处，再分别通过多回YJV22-3×150型电力电缆直埋敷设引至330 kV升压变电所35 kV开关柜上，实现与电网的连接。从这里可以看出，这种集电系统是电缆架空线混合系统，电缆接头很多，而且所处环境恶劣，风沙大，温差也大，虽然部分电缆头在密封箱内，也都出现过事故。根据酒泉地区实际，研究风电场35 kV线路不用或少用电缆转接的可行性。
5)大规模风电基地中的大型风电场应该按发电厂看待，新的国标(征求意见稿)《风电场接入电力系统技术规定》中要求：风电场要充分利用风电机组的无功容量及其调节能力;当风电机组的无功容量不能满足系统电压调节需要时，应在风电场集中加装适当容量的无功补偿装置，必要时加装动态无功补偿装置。风电基地主流风电机组为双馈机组(DFIG)和永磁直驱(PMSG)两种，都可以实现有功无功控制的解耦，DFIG的功率因数cosΦ 可以在+0.95至-0.95范围内调节，输出或吸收的无功功率可达有功功率输出的31%。而PMSG采用全功率变流器并网，无功电压控制更加灵活，当cosΦ 可以在+0.93至-0.93范围内调节，输出或吸收的无功功率可达有功功率输出的37%。当有功功率低于额定时，相应的无功能力增大。所以要研究如何发挥风电机组无功能力、发挥风电机组无功能力后风电场集中加装多少容量的无功补偿装置，是否加装动态无功补偿装置。研究风电机组、(动态)无功补偿装置、电网(动态)无功补偿装置和整个系统的多对象协调配合的无功电压协调控制策略，提升低(故障)电压穿越能力、整体抗扰动能力的集群主动式控制策略。按照规划，酒泉风电基地送出系统要加装可控高抗、串补等灵活交流输电装置，还要建设特高压直流送出工程，如何充分协调发挥其功能，有效提升风电接纳能力，是坚强智能电网的研究重点之一[19-20]。
3 结论
大规模风电基地的建设运行中出现的大规模脱网事故给我们上了一节及时的安全课，使我们能够在风电装机容量世界第一的自豪面前保持清醒的头脑。坚定稳健地发展风电，是我国应对气候变化，发展低碳经济，保障能源安全的不二选择。关键是总结经验，有针对性地加强风电的安全管理，庆幸的是目前风电的各种安全运行和发展难题尚处于萌芽阶段，还比较容易解决。本文通过对风电发展、运行及事故的不同层次分析，提出了改造风电机组、改进风电场集电系统设计、强化建设全过程管理和加强人员培训等措施，以系统的观点提出了一些需要进一步研究的课题，希望能有助于理性分析风电发展中存在的问题并逐步加以解决，促进风电与电网的友好发展、和谐共赢。
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