张世惠：风电安全管理需提上议事日程
　　                                                              本刊记者  黄霞
　　追风三十年，张世惠先生见证了中国风电发展的风风雨雨。早在1984年，张世惠就在华北电力科学研究院从事风电发电方面的研究工作。1991年，前往德国学习工作两年，随后回国。回国后先后在国电龙源电力集团和中国风电集团公司工作，主要负责风电场运行维护方面工作。除了风电场运行管理和安全生产外，他在风电机组测试鉴定、机组选型、监控及状态检测方面也作过深入的研究。
　　近期本刊对张世惠先生进行了一次专访。本刊记者就我国风电产业状况和今后发展趋势等当前业内关注问题，与他进行了深入探讨。在采访中，他根据多年风电工作经验以及他个人的思考，对当前风电发展中的一些问题发表了自己的看法。本刊将采访的内容刊登如下。
　　 “加强风电场事故报送体系的建设”
　　《风能产业观察》：您认为当前我国风电场存在哪些问题、风险急需解决？
　　张世惠：我国自2006年以来风电场发展十分迅猛，风电场数量由2006年的不到200个，发展到2010年底接近1000个风电场。如此快的发展速度，势必给风电场建设运营带来诸多问题和风险，可能有如下几个方面的问题。
　　1）由于微观选址不当，导致部分机组发电性能差；机组选型不合理，导致设备出现故障，如受紊流和尾流影响，引起传动系统故障。这些问题都是前期阶段存在的问题。因此我们尽可能不要等到所谓后评估的过程后，才发现原设计中存在问题，再去整改。 要作好这些工作，需要更加专业的技术和有经验的团队进行设计和选型，尽可能避免发生错误。如果后评估中发现问题，再进行改造，代价过高。
　　2）在工程建设中，配套设备采购中一些设备存在选型问题，有的是设计上的问题，还有的是施工顺序问题以及施工质量问题等。施工中的安全工作也应加强，避免出现违章操作导致的现场火灾和人身伤亡事故的发生。因此应加强工程竣工达标验收，确保工程中存在的缺陷及时得到处理解决，避免基建问题遗留到生产阶段，影响风电场的安全稳定运行。工程建设期的生产准备工作应尽可能提前进行，以便风电场能够顺利从基建期向生产运行阶段转换。
　　3）在风电场生产运行阶段，个别风电场安全生产管理薄弱，导致重大事故频发，如倒机、火灾甚至人身伤亡事故的发生。这也反映一些风电场安全管理制度不健全、制度没有落实到人，安全意识淡薄。无论如何风电场业主是安全的第一责任人，无论主机厂家、其他施工方，业主都不能“以包代管”，安全管理应该落实到每一施工现场，包括故障消缺过程，以及设备定期检修、技术改造等过程，履行业主的监督责任，发现实施方的违章行为应立即制止，避免恶性事故的发生。
　　《风能产业观察》：5月5日，国家电力监管委员会通报4月发生的甘肃酒泉和河北张家口两起大规模风机脱网事故。近期连续发生的风电事故，已给我国风电安全监督管理工作敲响了警钟。请您谈谈，目前已发生的“重大”风电事故背后的原因？如何改进才能有效降低事故发生的风险？
　　张世惠：纵观近期“重大” 风电事故的发生原因，除人员技术水平不足、缺乏培训等因素外，风电场管理方面也存在一定问题。
　　首先是前面提到的现场安全管理措施不到位，安全意识淡薄所致。第二是制度缺失，疏于管理，有“法”不依，也是事故频发的一个原因。第三方面是技术方面的问题。比如，去年多次发生的由于变桨电池失效导致“飞车”事故发生问题，其中一个原因是厂家对于电池寿命没有足够重视，现场人员管理不到位，导致为追求发电量而采取人为信号屏蔽的恶性倒机事故发生。同时技术层面，设备对变桨电池的定期检测程序存在缺陷，导致对电池容量的错误判断，在变桨功能失效情况下，没有“出逃”控制策略使机组安全停运下来，因此值得业界思考。
　　建议风电业界对行业标准重新审定加以完善。加强风电场现场安全管理，包括事故实时报送体系建设和事故分析；技术上采取可行措施，确保风电机组在任何情况下安全停机，并且应采取管理和技术上的措施，绝对确保操作人员不发生人身伤亡事故。
　　《风能产业观察》：前不久国家能源局透露，将尽快建立严格有效的风电运行制度，重点对风电企业和风电场运行提出要求。请问，您对风电场建立风电运行制度是否意味着风电机组成本和风场建设成本增加的问题有何看法？对风电场收益是否会产生影响？
　　张世惠：目前我国风电场运行管理制度还不十分完善，比如风电场的技术监督体系尚未建立，个别风电场有了制度也没有认真贯彻执行，如事故调查规程和事故报送体系没有很好建立运行。有些规程已经运行多年，已不适应当前需要，应及时进行修订。
　　风电机组成本取决于风电机组市场行情，与运行管理制度、法规关系不大。当然由于电网不断要求风电机组适应电网运行调度的需要，如低电压穿越、电能调节功能，将会影响机组的成本。
　　运行制度本身对风电场建设成本影响不大，如果我们加大工程质量的管理力度，可能会提高工程设备价格、监造、监理和控制的成本，但对工程总造价影响有限。工程质量的提高有利于工程的达标竣工验收，对今后生产运行有利。因此按照国家有关部门的要求，加强工程建设质量监管是十分必要的。在规范工程建设质量的同时，应加强机组质量的全程监控。
　　运行制度建立健全和是否认真贯彻执行对风电场收益会有较大影响。首先是制度认真执行可以提高设备运行水平，提高发电量，降低安全及设备损坏风险，有利于风电场效益提高。当然风电场效益除发电量影响因素外，发电成本很大因素取决于设备折旧费、财务费用、材料大修费用、其他管理费用等诸多方面。建立制度本身的成本对整个发电成本的影响不大。
　　《风能产业观察》：据了解，目前国内有些风电事故是“人为”造成的，这不得不让我们反思。风电人才问题是目前急需要解决的问题。您如何看待当前风电人才“断代”的问题？请您谈谈，风力发电产业人才的培养与专业技术骨干队伍的建设？
　　张世惠：我国风电人才问题确实比较突出。按照2010年的我国风电发展速度和国家2020年1。5亿千瓦装机容量目标，今后每年至少需要新增风电场运行维护人员4000～5000人。而我国当前没有足够的风电教学培训资源，满足日益增长的风电各类人才的需求。过去我国电厂多采取“以师傅带徒弟”的方法带出来队伍，而目前风电场中这样的“师傅”人数有限，并不能满足实际需要。如今风电场人员多为其他行业新参加风电工作的人员和学校新毕业学生，电业工作经验甚少，对风电实际运行的了解掌握更是少的可怜。
　　风电场地处边远，且需要登高作业，气候恶劣，条件艰苦，人才队伍很难留住。因此考虑实施运行与检修分开的做法。采取区域检修方式，流水作业，备件集中储备，配备大型装备（如吊车）区域调配，人员相对集中，可在区域内选择条件较好的城市作为基地，覆盖周围地区，有利于高级人才的留住，应对较难故障处理。而风电场运行人员可采取属地化原则，就近就业，人员的学历要求适当降低，并采用倒班方式，应对日常运行和一般故障处理，有利于风电场人员的稳定。
　　学校教学设置值得注意的是不仅是风电基础知识的掌握，而是现场操作技术的教授和技能的培养，特别是安全和故障处理应作为学习的主要内容，因此需要学校与生产实际相结合。对于现有人员应加大内外培训的力度，并采取定期考核、竞聘上岗、优胜劣汰的方法选拔人才，使有能力有素质的人才脱颖而出，填补目前岗位空白。
　　鉴于目前风电培训教育的形势，国家及有关学校已经开始重视风电人才的培养。可以预测今后我国专业的风电培训学校（包括学历教育）将不断增加，教学水平将不断提高，人才问题将逐步得到解决。

　　 “风电质量依靠于质量控制体系、技术进步的保证”
　　《风能产业观察》：我国一些风电机组由于受台风、雷暴、冰冻等恶劣环境条件影响而出现严重故障或倒机，您认为风电机组制造商能否采取有效技术措施避免在上述恶劣天气条件下设备出现严重损坏？
　　张世惠：2010年“鲶鱼”台风导致某风电场多台风电机组损坏，其中有的机组甚至倒机。台风经常出没于我国浙江、福建、广东、海南等地。上述地区风电场如何解决风电机组抗台风问题，是业主和厂家共同需要面对的问题。目前可能的防范措施应该是配备足够进行偏航动作的电源，S级设计的机组抗大风能力，更加坚强的基础设计以及叶片可伸缩等措施。
　　雷击也是损坏风电设备的元凶之一，因此我们必须解决好机组防雷问题。机组和变电系统的接地系统应符合防雷规程的需要，接雷器及其他避雷措施必须经常检查，并按规程要求进行试验。
　　叶片冰冻覆冰问题是风电场比较头疼的问题，解决起来比较复杂。这种问题在一些山区的风电场比较突出。通常采取的方法是加热，如叶片上加装电阻丝或向叶片中输送热气，但需要电源，而靠滑环系统可能很难实现大功率输送。如采用除冰剂，需要预先做好试验避免对复合材料的损害。

　　《风能产业观察》：我国风电制造业异军突出，近两年内迅速占领国内市场。近期，媒体报道我国风电龙头企业正在积极开拓国际市场。请谈谈您对目前我国风电机组制造企业开拓国际市场的看法与建议？
　　张世惠：近4～5年来我国风电呈现跳跃式发展的趋势，预计今后几年风电将会进入稳步发展阶段，而海上风电资源尚处于开发的前期阶段。由于我国风电机组制造厂数目已达80多家，面对当前风电场开发市场，国内风电设备制造的市场竞争越加激烈，有实力的制造企业开始着眼国际市场。
　　面对日益发展的风电国际市场，我国风电设备厂家具有自身独特的优势。经过几年来大批量装机的磨练，从技术引进消化吸收，到实际运行故障检修处理的经验积累，在逐步走向成熟；国产化和技术自主掌握使机组价格降低，在国际市场价格优势明显。一些第三世界国家与我国关系良好，也是我国风电设备出口的一个良好机会。
　　但不能不看到我们的劣势。首先是质量控制问题，因此要苦练内功，做好现有设备的运行维护工作，提高现有设备的运行可靠性。技术性能上如何提高也是面临的一个问题，需要厂家在技术上方面的投入。如果进入到国际招标程序，多数招标方要求投标方的型式认证证书，而我国还没有具备发放国际认可的型式认证证书的资格，需要加快这一进程。再一个困难是风电场所在国的法律法规，由于我们不了解，对我国机组的进入国外市场有一定影响。建议厂家应充分了解国际风电市场规则，充分考虑提高当地电网适应性问题，解决好当地服务人员队伍建设以及语言沟通等问题。

　　《风能产业观察》：安全性和可靠性对于风电场尤为重要。请从风电行业标准和风电产品质量方面，谈谈当前我国应该如何加强风电场的安全性和可靠性建设？
　　张世惠：近几年来我国风电行业标准颁布了很多，为满足我国风电场安全可靠性的需要起到了很大作用。但我们不能不看到近几年安全可靠性方面的问题经常发生，我们不能不重新审视风电标准平台是否完善的问题。
　　企业自身的体系建设也不完善，如安全体系建设不完善；措施不完备；安全措施，反事故措施没有认真贯彻执行。
　　行业内有关风电设备产品质量的标准，近几年来我国引进或等效采用了国际标准如IEC有关标准。国内在振动监测、电能质量等方面，已颁布或正在编制有关标准。
　　《风能产业观察》：目前国产风电机组已广泛应用于我国风电场。请介绍一下，国产化风电机组在运行与维护方面应该注意哪些问题？国产风电机组应在哪些方面下功夫以加强其可靠性？风电机组制造商应该如何提高产品质量和性能？
　　张世惠：国产机组应在运维阶段注重服务质量，首先是服务人员的技术水平。应该做到服务及时、故障判断准确，处理及时。第二是备件供货应及时，尽可能在风电场集中区域建立服务站及备件库。
　　国产机组若要提高可靠性，首先应控制各部件进厂的质量控制力度，其次是加强组装设备的检测能力和水平，第三应加强设备调试质量，第四是一些原来的选项应作为必配项，如状态监测、油品在线监测等，第五对于发现的缺陷应持续进行改进。
　　可靠性的提高主要依赖产品质量提高，而质量提高主要靠质量控制体系的有效运行，以及不断的技术进步来保证。如目前经常出现的齿轮箱损坏，就需要厂家深入了解风电设备的载荷谱，不断改进设计，适合风电载荷分布规律，然后在材质、工艺、热处理、加工精度等方面进行改进同时严格各环节质量控制。在运行中应加大对润滑油品的在线检测，连续监测各关键部位温度、振动及噪音等参数，有问题及早发现及早处理，就能够有效降低风险的发生。
　　性能提高与厂家技术开发能力密不可分。发电性能好坏与设计有关，如叶片气动效率，传动系统效率、以及控制策略等有关。因此厂家应在每个环节上认真对待，最后实现整机总性能的提升，同时应重视客户的微观选址以及机型参数选择和优化，如风轮直径、轮毂高度以及设备混装等。
　　功率曲线代表了机组的性能特征。通常厂家予以保证，因此又称之为保证功率曲线。但实际中风电场业主与厂家就功率曲线发生矛盾的事件层出不穷，而且很难裁定，往往不了了之。“机舱上的功率曲线”是否通过某种方法找到与保证功率曲线的关系，目前国际上标准尚未最终发布，因此需要国内风电业界研究是否有可行方法来评判。

　　《风能产业观察》：目前并网型风力发电机组制造商的技术来源渠道有哪些？
　　张世惠：目前我国风电机组的技术来源主要分三种，一个是自主研发，第二是引进技术，包括许可证等，第三是联合设计，这主要是与国外设计公司合作。实际上，风电机组的技术不仅是设计，还包括实现性能要求的整体和分项的技术，如发电机技术，叶片优化、新型传动结构及新材料新工艺等。
　　《风能产业观察》：请谈谈目前我国风电机组制造商与国际顶尖水平风电机组制造企业的技术差距有多大？
　　张世惠：我国大部分风电机组制造商与国际顶尖风电机组制造企业相比发展历史相对较短。我国在风电技术研发方面给予了很大的投入，但相比欧洲发达国家比，总的投入水平存在差距，因此技术水平存在差距。特别是在核心技术方面，由于研发不足，工业基础薄弱，行业产业链不够健全，在基础技术研究、创新性研究等基础领域投入不够，以及在相应领域，如认证、检测、评价以及其他专业化方面发展还需要国家及行业进一步支持。我国在零部件加工工艺方面与国际先进水平尚有一定差距，总体感觉工艺粗糙，精益化程度与先进水平比存在差距。另外我国风电人才队伍严重不足，专家人数与当前的装机水平不相称。

　　《风能产业观察》：对于风电机组及其他关键零部件，您如何看待目前的保修期？请问，我国风电机组的售后服务机制的建立，对企业转型及增值服务有什么帮助？风电机组制造商还应该从哪些方面提高其售后服务的质量？
　　张世惠：作为客户希望厂家提供越长质保期越好，但实际上厂家每年质保期是要向客户收取费用的。一般国家规定大型工业产品的质保期应不少于2年。而质保期服务费用以及备件数量多少，目前行业中也没有统一标准，因此有必要在行业中制定评价体系，以便质保服务质量的评判。
　　目前风电市场上仍将是产品销售的竞争阶段，但今后逐步走向售后服务的竞争。企业可否由制造组装型企业转型为服务型企业并提供更多的增值服务，这取决于市场的需要。我国风电场设备的维护和检修服务，业主有很大的选择性，特别是多数大型企业所属风电场，一般自主进行运行和检修。制造厂应进一步做好售后服务，建立完善的售后服务体系，包括熟练技术服务人员、区域服务站及备件库。对于质保期过后的服务，业主可能会考察是否自己队伍进行维护检修，还是委托厂家进行（包括质保期延长）或第三方进行。因此厂家需要在提高服务水平的同时，降低备件以及服务成本才有可能赢得质保期后的技术服务市场。

　　《风能产业观察》：我国风电机组制造业的发展趋势如何？
　　张世惠：尽管我们与国际最高水平存在一定差距，但我们单从量的角度，有3家企业进入了世界前10名。我们的进步还是十分明显的。无论在核心技术掌握，还是新机型自主研发能力都在快速发展。虽然目前有80几家参与风电机组制造行列，竞争激烈，但优胜劣汰的过程在加剧加速，可能5年后排名前几家的厂家将占市场份额的绝大多数。随着价格的逐步探底，质量和价格优化比例也就是性价比将逐步为客户接受，价格将不是唯一考虑的因素。随着陆地资源的越来越少，海上市场竞争将会逐步激烈起来，同时国际市场也是前几家企业争夺的焦点。如果我们在把握好价格走向的同时，控制好工艺和质量以及技术水平的不断提升，做好国内外的技术服务，我国风电制造业发展趋势总体是向好的。

　　
　　张世惠，业内资深人士，近30年风电从业经验。
　　熟悉风电场运行管理、风电机组测试鉴定、机组选型、安全生产、监控及状态检测等。曾参与负责“95国际风能大会”、风能相关国家标准的制定等项目。他建议，风电业界对行业标准重新审定加以完善。加强风电场现场安全管理，包括事故及时报送体系建设和事故分析；技术上采取可行措施，确保风电机组在任何情况下安全停机，并且应采取管理和技术上的措施，绝对确保操作人员不发生人身伤亡事故。

　　4月1日，国家电监会召开“2.24”甘肃酒泉风机大规模脱网事故的通报会，称这次是“对电网影响最大的一起事故”。

　　据采访了解，起初，国家电监会是不愿过多披露“2.24”风机脱网事故，担心过多报道“风电脱网”事故，会影响风电事业的发展。

　　但酒泉风电基地84万千瓦、598台风电机组相继脱网，脱网事故导致电压大幅波动，甚至波及甘肃电网，对整个西北电网造成了一定威胁。

　　一“脱”击起千层浪，“2.24”风机脱网事故以及随后的二起大规模风电脱网事故引起全社会轩然大波，众多媒体争相报道。

　　 “2.24”风机脱网事故背后的真相到底是什么？风机质量，低电压穿越技术，运维管理，还是电网问题？

　　事故原因：3相短路故障

　　“2.24”甘肃酒泉风机大规模脱网事故后，记者赶往酒泉中电投酒泉桥西风电场。与风电场场长潘丛虎进行深入交谈。潘丛虎说，2月14日清晨，他被值班人员告知，当日凌晨零时34分许，风场风机、升压电站内的线路等因电压不稳发出过警报。彼时，潘丛虎并未上心，因为“在过去的一年多里，此类事件时有发生。” 当时，潘丛虎并不以为然，但直到这天下午，才知道这次电网电压波动带来了多大的影响。

　　白建华向记者描述了风机脱网对电网造成的严重后果：“一个千万千瓦的风电场，当出力在700万千瓦左右时，大量风机集体‘脱网逃跑’，从电力平衡的角度，相当于7台百万千瓦大型机组同时跳闸，系统的安全稳定运行将受到威胁。”

　　4月1日，国家电监会通报称，此次事故最终导致近598台风机脱网，损失电力84万千瓦。2008年4月，吉林白城的富裕风电场等4个风电场内所有风机跳闸。

　　据悉，2月24日零时34分，中电投酒泉桥西风电场35千伏馈线开关柜下侧电缆头发生C相套管接地击穿。随后，一连串的事故发生：套管接地11秒后，演化为3相短路故障，敦煌变330千伏母线电压瞬间跌至272千伏，酒泉瓜州地区其它10座风电场298台风机随即脱网。

　　大量风电机组脱网后，因风电场无功补偿装置电容器组不具备自动投切功能，系统无功过剩，电压迅速升高，引起6座风电场中300台风电机组因电压保护动作脱网。此外，事故过程中还有24台风电机组因频率越限保护动作脱网。

　　这一次事故是我国较大的一起风机脱网事件，它比三年前的吉林电网大范围风机脱网事故多损失了将近一倍的电量，但故障类型如出一辙，翻看吉林脱网事故报告，明确写着“2相短路（B-C）”，只是这一次是3相短路。

　　事故起因：低电压穿越能力缺失

　　对于“2.24”风机脱网事故的争议，部分专家认为，风电场忽略技术标准、缺乏与相关方协调，是造成风机并网的隐患之一。

　　国家电网能源研究院副总经济师白建华表示，酒泉风电基地的风电机组供货合同中明确了技术要求，但大量风电机组不具备“低电压穿越能力”是本次事故的主因。

　　“低电压穿越能力”是指，当电网发生短暂故障时，风机能够不间断并网，为电网自行调节赢得时间，从而提高电网的安全稳定性。中国电力科学研究院新能源研究所副总工程师迟永宁解释低电压穿越，

　　他说，“低电压穿越就是当电网故障或扰动引起风电场并网点的电压跌落时，在一定电压跌落范围内，风电机组能够不间断并网运行。”通俗点说，就是在电网电压不稳定时，风机要挺住，不能“抛弃”电网。

　　国家电网在2009年出台《国家电网公司风电场接入电网技术规定》，要求风电场内的风机具有在电网短暂故障时保持并网运行0.625秒的低电压穿越能力。

　　据了解，酒泉风电基地的设备招标是2008年完成的，当时国内尚未明确提出低电压穿越的技术要求，后来通过补充技术协议的形式才提出了相关要求。因此，现有风机制造商的产品几乎都不具有低电压穿越能力。酒泉风电基地2010年10月验收以来，已经先后发生了多次因缺乏此项技术而导致的风机脱网事故。

　　业内专业人士表示，酒泉的风机多为未改造完的风机，也就是说最初的国标风机并不需具备低电压穿越能力，去年国家电网制定的风电入网标准中加上了这一条，但新国标一直没有出台，所以低电压穿越并不是硬性的要求。但他也表示，他们依旧在努力完善，希望能对旧机组进行改造，加上低电压穿越的模块，而酒泉正是这些旧机组的代表。

　　低电压穿越是风机的一项功能，即当电网故障或扰动引起风电场并网点电压跌落时，在一定电压跌落的范围内，风力发电机组能够不间断并网运行，从而维持电网的稳定运行。

　　其实，三年前吉林脱网事故之后，电科院新能源研究所王伟胜所长就提出，“大规模风电接入对甘肃电网主网的电压稳定水平影响较大，不采取技术措施无法正常运行！”可见，本来就薄弱的甘肃电网已经无法承受。虽然国家电网一直在努力，从750千伏到特高压规划。据悉，哈密至甘肃安西750千伏线路已经投运，风电投资方对此下了很大赌注，理由是“西北五省来平衡两个千万千瓦的负荷”，并分析道，“青海只有水电，可以来调峰风电；宁夏只有一点太阳能还不成气候，陕西几乎没有新能源，只有甘肃和新疆的风电装机。”然而，750千伏到底能输送多少电？专家称“只有300万千瓦”，特高压也只是规划阶段。所以，甘肃电网承受力已经与风电负荷起了冲突，事故也只是敲了警钟。

　　事故矛盾点：低电压穿越技术引争议

　　部分专家认为，风机不具备低电压穿越能力是近期规模风电集团“掉链子”的元凶。一时间，低电压穿越技术引得众人议论。

　　国电龙源电力股份有限公司一位高管也表示，低电压穿越的核心技术并不神秘，属于“雕虫小技”。

　　据介绍，此次事故中具备低电压穿越系统的风电设备也有部分跳闸，主要问题还是电网缺乏安全可靠管理，故障过于频繁。“一个风电场几百台风机，即使有十几台、几十台没有低电压穿越设备也没问题，但电网的供电出现问题则风机也无能为力。”

　　他称，风力发电机本来遵循额定转速运转，转速约20转/秒；而一旦脱网，转速可能马上失控从而上升到30~40转/秒，从而导致业界俗称的“飞车”事故。“飞车”事故十分危险，可能造成风机倒塌甚至机毁人亡的后果。

　　所以即使是早期设计的风机，也都有一个保护装置，在电网发生故障造成电压骤降或骤升时，首先自动脱离电网，接着自动停止运转。此次甘肃酒泉风电事故中并未有风机受到损坏，正是因为在故障之初及时脱离了电网。

　　白建华还认为，地方政府在风电审批上与能源局及国家电网缺乏协调也是事故发生的重要原因。他表示，国家要求电网承担全额保障性收购风电的责任，但电网并不具备相应的控制力。

　　一位来自涉及脱网事故厂商的人士解释，“低电压穿越能力并不是一个很高的技术门槛，但是我们在交付首批设备的时候没有承诺具有这个功能。后期提供的部分设备即使具有低电压穿越能力，也是作为我们的技术优势额外附加的。”

　　以金风科技为例，其1.5兆瓦直驱永磁机组在去年8月已经通过中国电科院的低电压型式试验，并在两个月之后的北京国际风能大会上高调发布了这一结果。紧随其后，华锐风电也通过了这样的测试。

　　“电网电压不稳定造成的脱网，为什么要让我们埋单？”部分电力开发商高管心有不甘，提及可能将于近日出台的《风电场接入电网技术规定》，他认为，这是电网企业逃避责任的权宜之计。“这样一来，他们在提高电网质量方面可以减少投入，又可以用正当的借口把一些并网和接入的压力拦在门外。”

　　脱网再调查

　　电监会调查小组的一名成员强调：“电网企业在这几起事故中没有责任。在相关事故中，电网也不是造成事故的主要原因。”据报道，4月15日，国家电网在北京发布《国家电网公司促进风电发展白皮书》，开篇写明：国家电网公司高度重视和支持风电发展，累计投资418亿元，投运风电送出线路2。32万公里，全力确保风电并网。

　　施鹏飞在近期接受记者采访时表示：“电网企业解决风电并网问题往往需要增加成本投入研发，因此需要给予一定补偿，要在经济上给电网企业以激励。”其实，从经济角度考量，安装一台风机后就并网发电，对电网投资是极为苛刻的要求。

　　尽管难度极大，国家电网公司仍为风电并网和消纳做了大量工作。截至2010年年底，共投运风电并网线路2。32万千米，接网及送出工程累计总投资达418亿元。在国家电网公司的高度重视下，中国风电并网速度连创新高。中电联统计数据显示，截至2010年年底，中国风电并网容量达3107万千瓦，连续5年实现翻番。

　　酒泉风机脱网事故有其必然性。2011年以来，酒泉风电基地风电场集中并网，短时期内并网投产了2000多台风电机组，大部分集中在一个并网点，在风电事故高发的同时风电场相互影响，造成了风机集体脱网的事故。“在风电并网容量不断增加过程中，酒泉风电基地风电场也进入了事故的高发期。”汪宁渤说。

　　解决途径：大力研发储能技术

　　但如果要从源头上解决风机脱网问题，还是储能设备。

　　 “在美国，当有人问及如何让风电更稳定发展时，我们常常得到的答案也是更好的传输网络和更广的地理布局。”瑞士Fefer Petersen & Cie事务所替代能源专业律师约翰o彼得森告诉记者，“但这根本不够，我认为储能才可以带来实际的改善。”

　　李胜茂也表示，“如果要是从源头上解决风机脱网问题，还是要在储能设备上做文章。储能设备可以调频，而且这样可能更具经济性。”

　　据了解，当风机脱网之后，将自动停机防止飞车，待电网停止警报，风机才会再次并网工作。而风机“罢工”的这段时间，将给电力运营商带来发电量的损失。

　　“安装储能设备后，即使发生脱网事故，也不用像现在这样停机，而是可以继续发电到储能设备里。”李胜茂表示。

　　大规模风电接入与电网继电保护及稳定运行的主要矛盾表现为：“各类型风机控制器内置的电气量保护设计时都是单纯以保护风机为目的进行设定”与“电网继电保护必须遵从维护系统稳定”的要求之间的矛盾；“以高电压等级大规模濯接入方式接纳风电和风电的间歇性”与“系统运行潮流稳定”和“继电保护35kW低压侧以保证供电可靠性的传统整定原则”之间的矛盾；“风电场配置单纯容性无功补偿”与“系统电压调整泊运行方式要求的双向无功配置”之间的矛盾。这些矛盾如何要从源头上解决。

　　大规模风电脱网事故发生以后，我们希望风电利益相关方不要相互推诿，而应共同努力解决问题，发展高效风电，为电源系统贡献一份正真有价值的电源。风电开发商应加强风电场运行维护管理，加强与电网之间的沟通；风电设备商应加强风机的安全可靠性，提高设备的低电压穿越能力；电网应该加大风电等新能源的并网和消纳方面的研究。同时电力公司应定期组织“防止风电大面积停电”专项核查活动。加强风电管理，通过梳理排查并网风电场安全隐患和管理漏洞；消除可能造成风电机组大面积脱网的各种隐患；在消除可能造成风电大面积脱网隐患的基础上，建立完善安全保障长效机制，规范并网风电场并网和运行管理，巩固风电场安全稳定运行的良好局面。

(本刊记者 赵语倾)

　1.1. 为防止风电机组大规模脱网，保障电网安全稳定运行，在总结分析近期风电脱网故障原因和当前风电并网运行存在问题的基础上，特制定《防止风电大面积脱网重点措施》（以下简称《重点措施》。cnwpem.net
　　1.2. 《重点措施》制定的依据是《中华人民共和国电力法》、《中华人民共和国可再生能源法》、《电网调度管理条例》等法律法规，和《电力系统安全稳定导则》、《电网运行准则》、《风电场接入电网技术规定》、《风电调度运行管理规范》等相关技术标准。CNWPEM.COM
　　1.3. 并网电压等级在110（66）kV及以上的已建、新建和改扩建风电场均应执行《重点措施》。规划、设计、制造、建设、调试、检测、运行、检修等各有关单位都应按照《重点措施》要求，开展和落实相关工作。www.cnwpem.com
　　1.4. 《重点措施》强调的是防止风电大规模脱网的有关措施，部分内容在已颁发的规程、规定和技术标准中已有明确规定，但为了强调这些要求,本次重复列出。因此，在贯彻落实《重点措施》的过程中仍应严格执行相关规程、规定和标准。cnwpem.com

　　2. 强化风机入网管理，提高风机整体性能 www.cnwpem.net

　　2.1. 风电并网检测采用型式试验与现场抽检相结合的方式，由政府主管部门授权的检测机构进行检测，并出具检测报告。风电机组应按型号开展并网检测，风电机组并网检测内容包括风电机组电能质量、有功功率/无功功率调节能力、低电压穿越能力、电网适应性测试、电气模型验证。发电机、变流器、主控制系统、变桨控制系统、叶片等影响并网性能的技术参数发生变化的风电机组视为不同型号，需重新检测。cnwpem
　　2.2. 新并网机组的低电压穿越能力、有功功率/无功功率调节能力等各项性能均须满足相关技术标准要求，申请并网时应向电网调度部门提交由检测机构出具的、与申请并网机组型号一致的检测报告，否则不予并网。中国风电材料设备网
　　2.3. 已并网并承诺具备合格低电压穿越能力的风电场，应在六个月内完成低电压穿越能力现场抽检，并向电网调度部门提交并网检测报告。抽检机组台数原则上按全场机组总数的5%控制，同一型号的机组应至少抽检一台。抽检不合格的，同一型号的机组解网。www.cnwpem.net
　　2.4. 已并网但不具备合格低电压穿越能力的风电场，应在一年之内完成改造并通过低电压穿越能力现场抽检。逾期未完成者，暂不续签并网调度协议，待整改完成后再行续签。cnwpem.net

　　3. 强化风电涉网保护管理，提高风电适应能力www.cnwpem.com

　　3.1. 风电场及其机组的保护应与接入的电网相协调，不得与以下电压适应性要求相冲突：CNWPEM.NET
　　1） 风电场并网点电压在0.9～1.1倍额定电压（含边界值）范围内时，场内并网机组应能正常连续运行。www.cnwpem.com
　　2） 风电场并网点电压跌至0.2倍额定电压时，场内并网机组应能不脱网连续运行625ms；跌落后2s内恢复到0.9倍额定电压，场内并网机组应能不脱网连续运行。cnwpem
　　3.2. 风电场及其机组的保护应与接入的电网相协调，不得与以下频率适应性要求相冲突：CNWPEM.NET
　　1） 电力系统频率在49.5Hz～50.2Hz（含边界值）范围内时，场内并网机组应能正常连续运行。www.cnwpem.com
　　2） 电力系统频率在48Hz～49.5Hz（含48Hz）范围内时，场内并网机组应能不脱网连续运行30min。www.cnwpem.net
　　3.3. 风电场和风电机组的保护应与接入系统相协调，不得与电能质量适应性要求相冲突，即风电场并网点的电压波动和闪变、谐波、三相电压不平衡满足电能质量国家标准要求时，场内机组正常连续运行。cnwpem.net

　　4. 强化风电场无功管理，提高风电场电压控制能力 CNWPEM.COM

　　4.1. 并网风电机组的无功功率和风电场无功补偿装置的投入容量，应在各种发电运行工况下都能按照分层分区基本平衡的原则在线动态调整，并具有灵活的调整能力和足够的事故备用。www.cnwpem.net
　　1） 风电场应优化调整机组无功功率、场内无功补偿和各级升压变变比，使机端电压在并网点电压正常变化时也处于正常范围内。cnwpme·com
　　2） 风电机组应具备一定的过电压能力（风电场并网点电压为1.3倍额定电压），应能与场内无功动态调整的响应速度相匹配，实现高电压情况下的不脱网连续运行。中国风电材料设备网
　　3） 系统发生故障、并网点电压出现跌落时，风电场应动态调整机组无功功率和场内无功补偿，使并网点电压和机端电压快速恢复到正常范围内。cnwpem
　　4） 风电场低电压穿越成功后，在系统故障清除、并网点电压升高的过程中，风电场应通过动态调整机组无功功率和场内无功补偿容量，使并网点电压和机端电压快速恢复到正常范围内。风电机组的过电压运行能力应与无功动态调整的响应速度相匹配，应不在调节过程中因高电压脱网。www.cnwpem.com
　　4.2. 发电企业在提交电网调度部门审查的风电场接入设计方案中，应包括对风电场无功补偿装置功能作用、配置规模、接入方案、控制策略的专题研究。其中动态无功补偿容量的配置，应综合考虑风电场及接入系统稳态、暂态、动态下的各种运行工况。cnwpem.net
　　4.3. 风电场应向电网调度部门提交场内无功补偿装置的出厂及现场试验报告，试验应严格按照相关技术标准进行，内容应至少包括机组启停、有功功率波动变化、系统发生近远端故障等典型工况下无功补偿装置的响应特性。CNWPEM.NET
　　4.4. 风电场并网运行时，应确保场内无功补偿装置的动态部分投自动调整功能、且动态补偿响应时间不大于30ms，并确保场内无功补偿装置的电容器支路和电抗器支路在紧急情况下可快速正确投切。www.cnwpem.com

　　5. 强化风电场安全管理，提高风电场运行安水平 cnwpem

　　5.1. 有关单位应从制造、设计、安装、验收、调试、运行、检修等多个环节加强设备安全管理，降低风电场内设备故障率。CNWPEM.COM
　　5.2. 风电场应采取切实有效的措施，提高升压站和汇集线系统设备在恶劣运行环境下的运行可靠性。www.cnwpem.com
　　1） 为抵御沙尘、冰雪等恶劣天气对设备的影响，建议风电机组升压变采用箱式变压器。cnwpme·com
　　2） 为减少大风引发的短路、接地故障，风电场应对场内架空导线和接地线按规划设计中的全场最大风速进行风偏校核，不满足安全距离要求的应立即整改。www.cnwpem.net
　　3） 为降低不良电能质量环境对设备的影响，风电场汇集线系统的母线PT开关柜内应装设一次消谐装置。cnwpem.com
　　5.3. 风电场应采取切实有效的措施，确保汇集线系统故障快速切除，防止扩大恶化。cnwpem
　　1） 对新建风电场，建议汇集线系统采用经电阻接地方式，并配置单相接地故障保护。cnwpme·com
　　2） 汇集线系统采用不接地或经消弧线圈接地方式的风电场，应配置带跳闸功能的小电流接地选线装置，在单相接地后快速切除故障，若不成功则跳开主变低压侧开关隔离故障。cnwpem.net
　　3） 汇集线保护快速段定值应对线路末端故障有灵敏度。风电材料设备
　　4） 汇集线系统35kV母线应配置母差保护。www.cnwpem.net
　　5.4. 风电场应委托检测机构检测场内电能质量，并安装电能质量在线监测系统，监测并网点电能质量指标，上传至电网电能质量在线监测主站。若不符合相关技术标准要求，应立即治理。风电材料设备

　　6. 强化风电场二次设备管理，提高风电运行监控水平CNWPEM.COM

　　6.1. 风电场内的各种二次系统和设备，均应满足《电力二次系统安全防护规定》的要求，禁止通过公共通信网络对场内设备进行远程监视、控制和维护。cnwpem.com
　　6.2. 风电场应在生产控制大区的安全区I内，配置全场统一的风电场监控系统，实现至少以下功能。www.cnwpem.net
　　1） 按照相关技术标准要求，采集、记录、保存并向电网调度部门上传升压站内设备和全部机组的相关运行信息（详见附表1）。cnwpem.net
　　3） 在线动态调节全场运行机组的无功功率和场内无功补偿装置的投入容量，并具备接受电网调度部门远程自动控制的能力。CNWPEM.NET
　　6.3. 风电场应在升压站内配置故障录波装置，起动判据应至少包括电压越限和电压突变量，记录升压站内设备在故障前200ms至故障后6s的电气量数据（详见附表2）。www.cnwpem.com
　　6.4. 风电场应配备卫星时钟设备和网络授时设备，对场内各种系统和设备的时钟进行统一校正。cnwpem.net

　　7. 强化风电调度运行管理，确保风电并网安全运行cnwpem.net

　　7.1. 新建风电场必须满足《风电场接入电网技术规定》相关要求，否则电网调度部门不予签订并网调度协议。cnwpem.net
　　7.2. 风电场向电网调度部门提交机组首次并网申请时，应提交风电机组的并网检测报告，和经验证过的风电机组电气模型、汇集线系统参数、各级升压变参数、场内无功补偿装置参数及控制模型。cnwpem
　　7.3. 风电场应向电网调度部门提交全场有功功率/无功功率调节能力检测报告，电网调度部门将据此下达运行调整要求。中国风电材料设备网
　　7.4. 为确保电网调度部门能够及时合理地调整电网运行方式、安排事故备用容量，风电场应配置风功率预测系统，开展风电功率预测和发电计划申报工作。为提高风电场风电功率预测水平，电网调度部门将根据申报计划准确率的高低，确定风电优先调度排序。cnwpem.net
　　7.5. 电网调度部门应加强对风电场无功功率和动态无功储备的监控，明确场内无功补偿装置的调度管辖范围和运行管理要求，制定风电场无功运行管理规定，并督促风电场严格执行。cnwpme·com
　　7.6. 风电场负责整定的保护定值应由具备专业知识及从业经验的专人计算，保护定值单应严格履行编制及审批流程，应有计算人、复核人及审批人签字并加盖风电场公章方能有效。风电场应定期检查保护装置的整定值和压板状态，装置整定值应与有效定值单内容一致，压板投退应符合相关运行要求。风电场应将所有涉网保护定值报电网调度部门备案。

　　7.7. 风电场应加强现场人员的安全知识和专业技术培训，严格持证上岗制度，提高人员综合判断和事故处理能力。cnwpem
　　7.8. 风电机组故障脱网后不得自动并网，故障脱网的风电机组须经相关电网调度部门许可后并网。发生涉网故障后，风电场应及时收集、整理、保存相关资料（详见附表3），并积极配合调查。www.cnwpem.net

附表1 风电场监控系统至少应接入的运行信息

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附表2 风电场升压站故障录波装置至少应接入的电气量

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附表3 涉网故障调查时风电场至少应提供的材料

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