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摘要：现阶段风电机组已经呈现大规模的并网趋势，机组脱网问题也在这一过程中日渐明显，因此现阶段电网工作面对的主要问题就是如何实现较为稳定的安全运行。在实际分析脱网原因以及内在机理的过程中我们可结合风电机组脱网实例进行，风电设备的安全性能技术指标以及运行管理等方面所存在的问题可在这一过程中得到直观体现，然后针对其中存在的问题提出科学建议是改善上述问题的重要手段。
关键词：风力发电；风电机组；脱网
现阶段风电作为一种全新的清洁能源受到世界各国的广泛重视。其开发工作具有规模化以及商业化的特征，在大规模风电的影响下电力系统安全运行受到前所未有的挑战。我国最早于2011年出现电机组脱网现象，这也可说明机组在各方面所存在的问题，其中主要涉及到技术标准设计以及运行管理等。我们在实际制定改善风电机组脱网现象的措施过程中必须注意充分结合风电设备安全性能以及技术指标等问题。
一、大规模风电汇集系统特点
分散接入以及集中接入是现阶段风电场接入输电网所使用的两种主要形式。也就是说在实际接入电网的过程中，我们必须结合实际情况实现对上述方式的科学选择，通过分析风电运行情况后我们可以发现结束方式对风电的技术指标以及运行控制提出较高要求，这需要我们必须在提高重视程度的基础上借助必要的措施与手段措施上述目标得以顺利实现。
风力发电具备相当明显的随机性与间歇性，风电机组有功出力与风速之间存在着不可分割的密切联系，也就是说在风速不断变化的过程中风电机组的于无功出力也会出现不同程度的变化。在有功潮流的不断影响之下，风电汇集系统会出现较大幅度的变化，这也是导致汇集系统较大幅度的无功损耗变化以及电压变化出现的主要原因。受到电压大幅度波动的影响，各个风电场也必须及時的调整与投切无功设备。因此封面汇集系统电压的持续大幅波动现象不会得到改善，这也是运行控制难度不断加大的主要原因。
二、风电机组脱网暴露的问题
我们主要结合2011年上半年所发生的风景机组脱网事件对其进行分析，这是近几年来最集中爆发的一次事故。其中存在一定的共性与普遍性，会对电网安全运行造成相当消极的影响。这个问题所暴露出的缺陷有很多种，我们主要将其总结为以下几点并进行仔细分析。
1.已并网的风电机组普遍不具备低电压穿越能力，这是引发风电机组大规模脱网的主要原因。目前，绝大部分在运风电机组均不具备低电压穿越能力。故障过程中，在系统电压仅降至额定电压的70左右时，就有大量风电机组脱网。在承诺具备低电压穿越能力的风电场中，风电机组低电压穿越能力未经过调试开放，且均未经过资质机构的检测认证，在故障过程中仍出现脱网情况。
2.风电机组不具备动态无功调节能力，动态无功补偿装置调节响应时间多在分钟级以上，不满足电网正常运行的要求。部分风电机组因低电压穿越失败而脱网后，系统电压飙升，造成大量风电机组因过电压保护动作脱网，扩大了故障影响。
绝大部分风电场的风电机组不具备动态无功调节能力，风电机组目前大都为定功率因数运行状态，风电汇集系统的无功电压调整主要依赖于无功补偿装置。大部分风电场配置的动态无功补偿装置容量及调节速率不满足电网的运行需要，很多风电场配置的磁抗电抗器（MCR）型动态无功补偿装置的动态调节速率在100ms以上，不满足快速调压要求。绝大部分风电场的动态无功补偿装置感性容量配置不足，不能实现快速连续的无功调节。
3.风电机组的电网适应性不满足正常运行需要。一方面，风电机组涉网保护配置及定值整定不满足正常运行需要，风电机组变流器等设备性能参差不齐。风电机组涉网有关异常保护定值的设定，考虑风电机组本身的安全多于考虑系统的安全，部分厂家对风电机组变频器的保护设定较风电机组的保护设定更严。
4.风电场35kV系统单相故障不能快速切除，导致事故扩大，风电机组脱网容量增加。
5.风电场建设及运行管理水平亟待提升。一方面，风电场在设计、施工、监理、调试、运行等环节与常规电源相比，还存在较大差距。风电场电气部分设计不规范，设计原则和深度不统一，风电场同类故障反复发生。近期90以上的风电机组脱网是由风电场内的设备故障引起。另一方面，风电场运行人员对风电场内各种设备性能、保护配置等的了解有待进一步加强。
三、应对措施
针对风电运行管理存在的问题，为提高风电场和电网的安全运行水平，考虑以下几个方面的主要技术措施。。
1.应确保风电场内的风电机组具备合格的低电压穿越台甚力。对已并网且承诺具备合格低电压穿越能力的风电机组，要求风电场在2011年底完成调试、低电压穿越能力的开放和现场检测工作，并向调度机构提交有资质的检测单位的检测验证合格报告；对已并网但不具备合格低电压穿越能力的风电机组，要求风电场在2012年上半年前完成改造和现场检测，并向调度机构提交有资质的检测单位的检测验证合格报告。
2.提高风电场动态无功补偿装置的性能，确保其容量配置及响应速率满足要求。各风电场应全面检查无功补偿装置的配置及性能，动态无功调节能力不满足要求的风电场应尽快实施整改。动态无功补偿装置可连续输出的最大容性、感性无功容量应依据无功分层分区平衡原则并经过专题分析确定，且动态调节的响应时间不大于30ms。
3.风电场需全面提升风电机组对电网的适应性能力。风电场需全面检查风电机组的主控定值、变流器定值是否与低电压穿越功能相配合，低电压保护、过电压保护和频率保护等是否与电网保护相协调，进行必要的调整，全面提高风电机组对电网的适应性能力。
全面梳理并优化调整各风电场升压变压器、箱式变压器分接头的位置，使升压变压器和箱式变压器的分接头相互配合。保证风电场并网点电压在正常范围内时，风电机组机端电压也在正常范围内，提高风电机组对系统正常电压波动的适应性，减少风电机组由于系统电压波动而脱网的情况。
结语：
上述技术措施的落实需要各风电场、风电机组设备制造厂家、电网企业、科研单位、电力监管部门等各有关方面开展相应的工作，协调配合，共同推动风电的健康发展。
参考文献：
[1]何世恩，董新洲.大规模风电机组脱网原因分析及对策[J].电力系统保护与控制，2012，40（1）：131-137.
[2]王永为.大规模风电机组脱网原因分析及对策[J].硅谷，2014（11）：120-120.
关键词：风力发电；风电机组；脱网
现阶段风电作为一种全新的清洁能源受到世界各国的广泛重视。其开发工作具有规模化以及商业化的特征，在大规模风电的影响下电力系统安全运行受到前所未有的挑战。我国最早于2011年出现电机组脱网现象，这也可说明机组在各方面所存在的问题，其中主要涉及到技术标准设计以及运行管理等。我们在实际制定改善风电机组脱网现象的措施过程中必须注意充分结合风电设备安全性能以及技术指标等问题。
一、大规模风电汇集系统特点
分散接入以及集中接入是现阶段风电场接入输电网所使用的两种主要形式。也就是说在实际接入电网的过程中，我们必须结合实际情况实现对上述方式的科学选择，通过分析风电运行情况后我们可以发现结束方式对风电的技术指标以及运行控制提出较高要求，这需要我们必须在提高重视程度的基础上借助必要的措施与手段措施上述目标得以顺利实现。
风力发电具备相当明显的随机性与间歇性，风电机组有功出力与风速之间存在着不可分割的密切联系，也就是说在风速不断变化的过程中风电机组的于无功出力也会出现不同程度的变化。在有功潮流的不断影响之下，风电汇集系统会出现较大幅度的变化，这也是导致汇集系统较大幅度的无功损耗变化以及电压变化出现的主要原因。受到电压大幅度波动的影响，各个风电场也必须及時的调整与投切无功设备。因此封面汇集系统电压的持续大幅波动现象不会得到改善，这也是运行控制难度不断加大的主要原因。
二、风电机组脱网暴露的问题
我们主要结合2011年上半年所发生的风景机组脱网事件对其进行分析，这是近几年来最集中爆发的一次事故。其中存在一定的共性与普遍性，会对电网安全运行造成相当消极的影响。这个问题所暴露出的缺陷有很多种，我们主要将其总结为以下几点并进行仔细分析。
1.已并网的风电机组普遍不具备低电压穿越能力，这是引发风电机组大规模脱网的主要原因。目前，绝大部分在运风电机组均不具备低电压穿越能力。故障过程中，在系统电压仅降至额定电压的70左右时，就有大量风电机组脱网。在承诺具备低电压穿越能力的风电场中，风电机组低电压穿越能力未经过调试开放，且均未经过资质机构的检测认证，在故障过程中仍出现脱网情况。
2.风电机组不具备动态无功调节能力，动态无功补偿装置调节响应时间多在分钟级以上，不满足电网正常运行的要求。部分风电机组因低电压穿越失败而脱网后，系统电压飙升，造成大量风电机组因过电压保护动作脱网，扩大了故障影响。
绝大部分风电场的风电机组不具备动态无功调节能力，风电机组目前大都为定功率因数运行状态，风电汇集系统的无功电压调整主要依赖于无功补偿装置。大部分风电场配置的动态无功补偿装置容量及调节速率不满足电网的运行需要，很多风电场配置的磁抗电抗器（MCR）型动态无功补偿装置的动态调节速率在100ms以上，不满足快速调压要求。绝大部分风电场的动态无功补偿装置感性容量配置不足，不能实现快速连续的无功调节。
3.风电机组的电网适应性不满足正常运行需要。一方面，风电机组涉网保护配置及定值整定不满足正常运行需要，风电机组变流器等设备性能参差不齐。风电机组涉网有关异常保护定值的设定，考虑风电机组本身的安全多于考虑系统的安全，部分厂家对风电机组变频器的保护设定较风电机组的保护设定更严。
4.风电场35kV系统单相故障不能快速切除，导致事故扩大，风电机组脱网容量增加。
5.风电场建设及运行管理水平亟待提升。一方面，风电场在设计、施工、监理、调试、运行等环节与常规电源相比，还存在较大差距。风电场电气部分设计不规范，设计原则和深度不统一，风电场同类故障反复发生。近期90以上的风电机组脱网是由风电场内的设备故障引起。另一方面，风电场运行人员对风电场内各种设备性能、保护配置等的了解有待进一步加强。
三、应对措施
针对风电运行管理存在的问题，为提高风电场和电网的安全运行水平，考虑以下几个方面的主要技术措施。。
1.应确保风电场内的风电机组具备合格的低电压穿越台甚力。对已并网且承诺具备合格低电压穿越能力的风电机组，要求风电场在2011年底完成调试、低电压穿越能力的开放和现场检测工作，并向调度机构提交有资质的检测单位的检测验证合格报告；对已并网但不具备合格低电压穿越能力的风电机组，要求风电场在2012年上半年前完成改造和现场检测，并向调度机构提交有资质的检测单位的检测验证合格报告。
2.提高风电场动态无功补偿装置的性能，确保其容量配置及响应速率满足要求。各风电场应全面检查无功补偿装置的配置及性能，动态无功调节能力不满足要求的风电场应尽快实施整改。动态无功补偿装置可连续输出的最大容性、感性无功容量应依据无功分层分区平衡原则并经过专题分析确定，且动态调节的响应时间不大于30ms。
3.风电场需全面提升风电机组对电网的适应性能力。风电场需全面检查风电机组的主控定值、变流器定值是否与低电压穿越功能相配合，低电压保护、过电压保护和频率保护等是否与电网保护相协调，进行必要的调整，全面提高风电机组对电网的适应性能力。
全面梳理并优化调整各风电场升压变压器、箱式变压器分接头的位置，使升压变压器和箱式变压器的分接头相互配合。保证风电场并网点电压在正常范围内时，风电机组机端电压也在正常范围内，提高风电机组对系统正常电压波动的适应性，减少风电机组由于系统电压波动而脱网的情况。
结语：
上述技术措施的落实需要各风电场、风电机组设备制造厂家、电网企业、科研单位、电力监管部门等各有关方面开展相应的工作，协调配合，共同推动风电的健康发展。
参考文献：
[1]何世恩，董新洲.大规模风电机组脱网原因分析及对策[J].电力系统保护与控制，2012，40（1）：131-137.
[2]王永为.大规模风电机组脱网原因分析及对策[J].硅谷，2014（11）：120-120.