风力发电机组标准

风力发电机组标准（精选8篇）

1.风力发电机组标准 篇一

全技术劳动保护措施方案

为了加强对安全技术劳动保护措施计划和反事故措施计划的管理，依据国家《安全生产法》、《职业病防治法》、《运行分局安全生产管准》的有关要求，本着积极预防人身及设备事故以及保护职工健康和规范管理的原则，保证管理处安全生产投入保证体系在工作过程中做到“凡事有章可循、凡是有人负责、凡是有人监督、凡事有据可查”，以最大限度保证人身安全、设备安全，保证管理处全年安全生产目标的实现。特制定本劳动保护措施计划。

一、编制“安措”计划的依据

1．国家颁布的劳动保护法令、规章、标准以及在本单位应执行的上级部门颁发的电力工业技术管理法规、电业安全工作规程、各种反事故指示和安全生产通报；

2．管理处安全生产分析、日常检查及安全大检查中所指出的问题和发现的安全生产的漏洞和设备缺陷，威胁安全生产应采取的措施； 3．管理处安全性评价发现的问题及整改措施；

4．本单位发生的事故教训应采取的事故对策及外单位的事故教训本单位应采取的防范措施；

5．国内外在安全生产上的先进经验、部颁反事故技术措施对本单位反事故工作有实际意义的措施。

二、“安措”计划项目确定的原则

1．安措计划是以安全生产，防止事故为目的。不论是事故、障碍、轻伤或异常、未遂等现象，只要发生这些现象的因素，可能造成事故，危及职工身体健康的，都应订入安措计划内；

2．已经订入有关规程或已经形成制度的有关反事故工作不再订入安措计划。但由于贯彻不好或尚未贯彻的，有关贯彻这些规程制度的是具体措施可以订入安措计划；

3．没有具体措施，只有原则要求的不订入安措计划；

4．一般的研究项目及没有足够根据只凭推测的问题不订入安措计划； 5．器材、施工力量、经费不能落实的项目不订入安措计划； 6．购置备品、工具、仪器等不订入安措计划；

7．有关职工福利、劳动保护用品、保健食品、清凉饮料等计划项目不订入安措计划；

8．大修的标准项目所规定的工作，不订入安措计划。以防止事故为目的非标准项目，可以订入安措计划。

三、管理职能

1．“安措”计划实行三级管理；

2．“安措”计划由分管生产的副处长负责组织编制，生技部和各值有关人员参加，并经处长审核和职工讨论通过后实施；

3．班组（变电站）的“安措”计划由班（站）长负责拟定申报、实施，生技部审定。班组（变电站）安全员对“安措”计划的实施进行检查和监督；

4．生技部对“安措”计划的实施进行检查、监督和考核；

5．管理处负责人应定期检查各值“安措”计划的落实情况，对存在的问题及时采取措施，确保本单位的“安措”计划落实到位。

四、实施及监督：

1．按计划提前做好“安措”项目具体实施方案的制定； 2．及时将项目计划纳入季度工作和月度计划之中； 3．提高标准，严格验收有关项目；

4．每季度对“安措”项目的实施情况进行一次检查并及时通报存在的有关问题;5．每月对“安措”项目实施情况进行例行的监督；

6．及时向运行分局及上级有关领导报告“安措”的落实情况；

7．对因管理责任导致“安措”落实不了及由此引发的设备故障和影响人身安全及健康的事件，将严肃追究有关人员责任；

8．经常深入生产现场和基层班组，及时了解并协调和处理生产设备、安全设施、职业健康防护等方面存在的问题，切实做到为安全生产和职工健康服务。

五、安全技术与劳动保护措施：

1．杜绝习惯性违章、强化现场监督工作，对安全生产的全过程进行跟踪监督，安全监督人员深入现场及时发现纠正违章、冒险作业现象，重点查处在工作中执行安规不严格的人和事；

2．学习掌握“两票”规范、标准，严格执行新的“两票”规范、标准，按

“两票”规范要求，重新修订、补充完善相关规章制度；

3．每月定期检查安全工具，并按时进行预试。及时更新不合格安全工具； 4．组织管理人员、生产人员参加安全知识学习培训，组织收听、收看、观看安全教育片；

5．定期检查生产、办公场所、仓库、配电室等消防器材，对不合格的消防器材及时更换；

6．定期检查用电设备的保险配置，禁止使用铜、铝、铁导线代替保险丝。对较长时间停用的设备，应断开电源；

7．规范现场作业程序，分析现场作业危险点，编制现场作业指导书和现场操作方案；

8．规范钥匙使用和保管制度，防止电气误操作；

9．在工作人员可能到达的洞、坑、沟、升降口等地方加装警示标志，装设防护装置；

10．在生产区域危险部位，设置警示标志，加装防护网、防护围栏； 11．配置防尘和吸尘设施，在重点部位设置警示标志；

12．厂房内噪音超标区设警示标志，改善现场隔音设施，配置防噪音设备； 13．改善工作环境，建立办票室，加强工作现场卫生管理；

14．定期进行安全技术劳动保护宣传教育，购置相关书籍、刊物、宣传画、标语等；

15．加强后勤保障，改善职工饮食、住宿条件。

2.风力发电机组标准 篇二

众所周知，风能是一种能量密度低、稳定性差的能源，保证运行的可靠性和安全性、提高风力发电的品质和效率、延长风电机组的寿命是风力发电控制系统的基本目标。图1为基于DCS技术的大型风电机组控制系统总体结构框图[1,2,3,4,5]。

主控制器监测电力参数、风力参数、机组状态参数，启/停其他功能模块，实时监控风电系统工作状态。人机界面主要实现运行操作、状态显示、故障记录、趋势曲线、绘制报表、用户管理等功能。软切入控制的主要功能是限制发电机并网和大小发电机切换时的冲击电流、平稳风力发电机并网过渡过程。偏航控制系统主要包括自动偏航、手动偏航、90°侧风、自动解缆等功能[2]。大型风电机组均采用主动对风控制，当风轮主轴方向与风向标指向偏离超出允许偏差范围且持续一定时间后，偏航系统控制伺服(偏航)电动机运转使风轮主轴方向跟踪主风向。液压系统执行风力机的变桨距和制动操作，实现风电机组的功率控制、转速控制及开停机控制。制动系统是风电机组安全保障的重要环节，在定桨距机组中，通过叶尖挠流器执行气动刹车;而在变桨距机组中，通过控制变桨距机构也可控制机械刹车机构。

另外，风电机组的控制设备还包含安全保护系统，是传感器和工控机的集成，包括超速保护、电网失电保护、电气保护(过电压及短路保护、防雷击保护等)、机组振动保护、发电机过热保护等，主要执行停机和紧急停机程序，具有最高优先权，可进入至少两套刹车系统。

以上概述了风电机组控制系统的一般功能，为了更好地实现提高风力发电品质、效率的目标，应对风电机组的稳态运行工作点进行精确控制，其控制技术发展的3个主要阶段为:从起源于丹麦的定桨距恒速恒频控制，到20世纪90年代发展起来的变桨距恒速恒频控制，再到目前已广泛应用的变桨距变速恒频控制。本文总结这3个发展阶段的运行控制技术，综述了风力发电控制技术的发展趋势。

1 定桨距失速控制

定桨距风力机的桨叶固定在轮毂上，桨叶的迎风角度不随风速的变化而改变，即叶片桨距角不可调。当风速高于额定风速(一般为12～16 m/s)时，其依赖于叶片独特的翼形结构所具备的自动失速性能而将功率自动限制在额定值附近。20世纪80年代，叶尖挠流器在定桨距风电机组得到成功应用，使桨叶自身具备了制动能力，有效解决了突甩负载情况下的安全停机问题。为了使机组在低风速段运行时具有较高效率，定桨距风电机组采用双速发电机、双绕组双速感应发电机等以实现不连续变速功能[2]。对联网运行的定桨距风电机组，晶闸管恒流软切入装置是其控制系统的重要部分。

定桨距失速控制无功率反馈系统和变桨距机构，结构简单，安全系数较高，不需要复杂的控制程序，但其性能受叶片失速性能限制，启动风速较高，在风速超过额定值时发电功率下降。为了提高功率调节性能，近年来又研制出主动失速型风电机组[1,2]。

2 变桨距控制

变桨距风轮的桨叶与轮毂不像定桨距那样采用刚性联接，其叶片的桨距角可随风速变化进行调节，以调节风电机组的功率。在额定功率以下时，为最大限度获得风能，控制器将桨距角调至0°附近并固定，发电机的功率根据叶片的气动性能随风速变化而变化;当风速过高，高于额定功率时，增大桨距角使风轮迎风面积减小，从而将发电机功率保持在额定值。变桨距调节具有额定点风能利用系数较高、启/制动性能好、输出功率平稳等优点，故成为大型风电机组的最佳选择。但随着并网机组向大型化方向发展，桨叶转动惯量巨大(大型风机的单个叶片重达数吨，有的风轮直径已达一百多米)，仅采用桨距角控制难以适应风速的快速变化。为了有效控制快速变化的风速引起的功率波动，近年来出现了采用转子电流控制(RCC)技术以调整绕线型异步发电机转差率的新型变桨距控制系统[1]，如图2所示。

图2中，转速控制器的输出为桨距给定，桨距控制器为非线性比例控制器，其输出控制液压伺服系统，使桨距角变化。其中，转速控制器A在发电机并网前工作，即在机组进入待机状态或从待机状态重新启动时投入工作，通过调节桨距角，使发电机以一定的加速度升速，当发电机在同步转速(50 Hz时1 500 r/min)10 r/min(可调)内持续1s(可调)时发电机将切入电网，并切换为转速控制器B和功率控制器工作。

转速控制系统B的输入为速度偏差和风速，在达到额定值前，速度给定随功率给定按比例增加。若风速和功率输出一直低于额定，将根据风速输出最佳的桨距给定，以优化叶尖速比;若风速超出额定，通过改变桨距角使发电机转速跟踪给定，将输出功率稳定在额定。图2中，风速信号是经低通滤波器后参与桨距控制的，即桨距控制对瞬变风速并不响应。在瞬变风速下维持输出功率稳定是通过功率控制器进行的，其通过绕线型异步发电机转子电流控制环实现[参见本系列讲座(2)中的图1“绕线转子电流受控的异步风力发电机”结构]，即根据功率控制器输出的电流给定值，通过电力电子装置调整转子回路等效电阻(其动作时间在毫秒级以下)，从而迅速调节发电机转差率，即迅速改变风轮转速，吸收瞬变风速引起的功率波动，实现额定风速以上且风速频繁变化时的发电机输出额定功率，减少变距机构的动作频率和幅度。

3 变速控制

目前，变桨距变速恒频风电机组已成为大型并网风电机组的主流机型，其基本控制策略为:低于额定风速时，控制发电机转速以跟踪风速变化，使风轮叶尖速比保持在最佳值，实现最大风能跟踪(MPPT)控制;高于额定风速时，调节桨距以限制风力机吸收的功率不超过极限值，并在风速大幅度变化时使发电机保持输出功率恒定。

3.1 额定风速以下实现MPPT的转速控制

图3为桨距角不变，不同风速Vi下风力机的输出功率特性。图3中，ωi是对应Vi使风力机具有最佳叶尖速比λopt的风轮角速度，将Vi，ωi对应的各风速下最大输出功率点相连即为最大功率曲线Popt。

在Popt曲线上运行的风力机将输出最大功率Popt，即

式中:K=ρS(R/λopt)3Cpmax/2;ρ为空气密度;S为风轮扫风面积;R为风轮半径;λopt为最佳叶尖速比;Cpmax为最大风能利用系数。

目前常用的最大风能跟踪控制方法有如下3种基本方法。

3.1.1 风速跟踪控制

实时测量风速，然后依据风电机组的功率特性，推算出使风轮叶尖速比保持在最佳值的发电机所需最佳转速nopt，控制变速发电机的转速使其跟踪最佳转速nopt，从而实现MPPT。

虽然这种方法的原理简单明了，但必须已知风力机特性，且要求测量的风速与作用在桨叶上的风速有良好的关联性。然而，由于风速在时间、空间上的随机变化，很难精确测得与到达风轮上的风速一致的结果，这限制了该方法的工程应用。为了克服风速跟踪控制方法的缺点，出现了多种基于风速预测方法的改进控制系统[1]。

3.1.2 功率反馈控制

实时测量发电机转速(则可得到风轮角速度ω)，依据风轮角速度ω和风力机最大功率曲线Popt，实时计算发电机的输出有功功率指令P*，控制发电机的输出有功功率使其跟踪指令P*，即可实现MPPT。以上实现MPPT的过程可用图2说明[10]:设原先在风速V5下机组稳定运行在Popt曲线的E点，此时风力机输出功率和发电机输入功率均为PE，两者平衡，风轮以最佳角速度ω5稳定运行;若风速由V5突升至V4，风力机的工作点将由E跳动至F，对应的输出功率跃变至PF，而发电机却因惯性和控制滞后仍暂时工作在E点，因PF>PE，发电机将升速;在升速过程中，风轮沿其固有的功率特性FD曲线增速，而采用功率反馈控制的发电机则沿最大功率曲线增速，两者到达D点时，重新建立起功率平衡，风轮以与风速V4相对应最佳角速度ω4稳定运行。

该方法不需要测量风速，但需要已知风力机最大功率曲线和发电机损耗特性，以获得有功功率指令P*。研究表明[10]:即使在P*的计算不很准确时，也可使发电系统运行在“次最佳状态”，获得较理想的最大风能跟踪控制效果，故该方法颇具实用价值。

3.1.3 最大功率搜索控制

其依据是在某一固定风速下，风力机的功率特性P(ω)为凸函数。在有的文献中，该方法也称为爬山搜索算法[9]、功率扰动控制[12]，其通过施加人为的功率扰动进行离散迭代控制，使风轮机的工作点“一步一步”地沿其功率曲线移动到最大值附近，且保持一定的波动。以人为施加转速扰动引起功率变化从而自动搜索发电机最佳转速nopt实现MPPT为例说明如下[9]:计算当前风力机功率P(k)，并和上一控制周期的风力机功率P(k-1)比较，若ΔP(k)=P(k)-P(k-1)>0，则保持发电机转速指令的扰动值Δn的符号不变，继续进行下一周期的转速扰动;否则，若ΔP(k)=P(k)-P(k-1)<0，则应将转速指令的扰动值Δn的符号反号，继续进行下一周期的转速扰动。因当前的Δn与上周期的转速指令相加即为新的转速指令，故若风机功率渐增，则将保持转速指令值渐增(或渐减);若风机功率减小，则应改变转速指令变化的方向。

该方法的优点是无需测风装置，对风力机功率特性的了解要求不高，系统有自动跟随与自适应能力;缺点是即使风速稳定，发电机稳态功率输出仍有波动，控制周期不能太小，系统调节时间较长[12]。

3.2 额定风速以上的功率控制[1]

在风速超过额定风速时，变速风电机组的控制系统通过调节风力机风能利用系数，实现保持发电机输出功率恒定、使机组传动系统具有良好柔性的基本目标。

目前，有两种改变风力机风能利用系数的方法:1)控制发电机电磁制动转距，以调节发电机转速，进而调整叶尖速比;2)调节桨距角以改变风轮迎风面积，从而调节空气动力转矩。应该指出，理想的控制方案是采用转速与桨距双重调节。

4 风电机组控制技术的发展趋势

4.1 风力发电系统智能控制

风电机组是一类复杂的非线性系统，其精确的数学模型难以建立，采用基于数学模型的传统控制难以使系统在全部运行状态下获得满意的动、静态性能。随着不依赖于数学模型的智能控制技术的发展，模糊控制和人工神经网络在风电机组控制领域应用方兴未艾，并成为研究热点之一[1,6]。

文献[13]在桨距控制器设计中引入二维模糊控制算法，仿真结果验证了在风速高于额定风速且频繁变化时，基于模糊控制算法的变桨距控制器能够随风速变化不断调节桨距角，使风力发电机输出功率稳定在额定值附近。文献[14]对基于模糊控制的双馈风力发电空载并网技术进行了研究，其在有刷双馈异步发电机转子可逆变流装置的控制中，采用了参数自整定模糊PI控制器，即利用模糊控制规则对PI算法的比例参数和积分参数在线调整，仿真表明该控制算法可有效提高系统的鲁棒性。文献[15]则在基于爬山搜索算法实现小型风电系统MPPT的控制系统中引入模糊/PID双模控制，大范围搜索用模糊控制，小范围搜索则用PID。仿真表明:模糊/PID双模控制能使系统平稳跟踪最大功率点，发电机稳态输出功率波动较小。

人工神经网络具有映射任意非线性输入-输出关系的能力。可基于BP网建立桨距角全范围变化时的风能利用系数模型;也可建立以风速、风轮角速度、功率为输入，桨距角指令值为输出的BP网，构成基于BP网的桨距控制器[1]，实现桨距控制的目标。文献[16]选择风力机转速和风速作为直接样本数据，计算得到的风力机输出功功率为间接样本数据，经离线训练，建立了以风力机转速和功率为输入、风速为输出的BP网风速预测模型，并将该风速预测模型应用于采用风速跟踪控制方法的直驱式风力发电系统MPPT控制，仿真结果表明基于BP网的风速预测模型正确、可行。文献[17]在变速恒频双馈异步发电机定子有功功率控制中引入单神经元控制算法，实现MPPT，仿真结果验证了控制算法的有效性。

目前，风电机组智能控制研究多数停留在仿真阶段，尚缺乏实际工程应用。另一方面，模糊控制和人工神经网络具有互补性，两者相结合的神经网络模糊控制在风电机组控制领域中的应用研究尚少;基于数据驱动的机器学习方法与风能转换系统控制相结合的研究也有待深入。

4.2 风力发电系统低电压穿越技术[5][18,19]

随着风电机组装机容量不断增大，风力发电系统对现存电网稳定性的影响成为倍受关注的课题，其中热点之一是研究电网电压瞬间跌落情况下风电机组对电力系统的影响。目前，世界各国纷纷制定了针对大型风电机组并网运行的标准，要求在电网发生故障如电压瞬间跌落时，风电机组仍能保持并网，且能向电网提供一定的无功功率支持，以提高电力系统的稳定性，这就要求风电机组具有一定的低电压穿越(LVRT)运行能力。

双馈异步发电机(DFIG)风电机组在电网电压跌落时将导致DFIG转子侧过电压、过电流。转子电路中的Crowbar(保护)电路是使DFIG风电机组具备LVRT能力的关键，其在电网电压故障时可有效对变流器进行保护，且可向电网发出无功功率，使电网电压迅速恢复正常。但转子Crowbar电路无法兼顾转子侧变流器及齿轮传动等机械部件实现全面保护，且不同故障类型及不同故障程度下的电路参数难以统一。目前，DFIG风电机组的LVRT运行研究仍是难点，主要集中于保护电路拓扑结构和变流器控制算法改进研究。

对采用多级永磁同步发电机的直驱型变速恒频风力发电系统而言，因为其与电网通过背靠背功率变换器隔离，且无功功率控制灵活，故在LVRT运行方面具有优势。在直流侧增加保护电路、在直流侧和电网间增加辅助变流器等保护措施可增强直驱型风电机组LVRT运行能力。

3.浅谈风力发电机组控制技术 篇三

关键词：风力发电 机械控制 电路控制

中图分类号：TM614 文献标识码：A 文章编号：1007-3973（2013）012-171-02

风能资源的开发利用这项技术，从最早的单机组运行到现在的全国连网并列运行，相应的发电机组的容量也从开始的数十千瓦级发展到海上风电场的兆瓦级；对机组的机械控制方式从定桨距失速控制到变桨距运行，电力电子控制从恒速恒频发展到现在双馈异步等形式的变速恒频。风力发电技术在能源开发利用方面要想有更好的发展前景，和火力水利等传统发电技术相抗衡，关键还是要解决控制问题。而控制问题区别于其它形式发电技术的关键还是风力发电输入风能不稳定，而要求输出电能频率要求稳定的问题。解决问题主要可以从以下三个方面考虑：

（1）风力发电由于风速变化大，输入风能不稳定，风力机转速不好控制，风力发电机的输入部分存在技术开发的空间，即从机械方面考虑改进措施，进行机械控制。

风力发电的机型按照并网时速度是否改变主要分为两种，恒速恒频型机组和变速恒频型机组。不论哪种机型，目前风力发电机的叶轮都采用水平轴、三叶片，上风向布置；额定转速约27r/min。风能通过风力机转换成为动能，风力机通过转轴驱动后面联动的风力发电机。从而实现风能-机械能-电能的转换。

风力机的风轮一般采用三桨叶与轮毂刚性相连的结构，即定桨距风轮。主要是因为三叶片具有平衡和美观等优良性能。为了实现对其很好的控制，一般在桨叶尖部1.5～2.5m处，设计成可调控的叶尖扰流器，叶尖扰流器起气动刹车的作用。当风速过大时，叶尖扰流器释放并旋转形成阻尼板，影响风能在叶片上的受力分布，改变风力机转轴的转速。特别当风力发电机组需要脱网停机时，它可以用作机械制动，效果特别明显。

风力发电机组从定桨距发展到变桨距经历了很长一段时间。早期的定桨距具有以下性能优点：采用软并网技术、空气动力刹车技术、偏航与自动解缆技术，使风力发电机组的并网问题和运行的安全性与可靠性大大提高。但是，由于叶片的安装角在装配时已经固定，其功率输出是由桨叶自身的性能来调节的，因此，在允许的风速范围内，定桨距风力发电机组的控制系统在运行过程中对由于风速变化引起输出能量的变化是无能为力的。这就大大降低了风能利用效率，使得定桨距风力发电机组的推广得到限制。

针对上述特点，大型风力发电机组，特别是兆瓦级机组（1000kw以上）的风力发电机组在设计，叶片采用变桨距连接，即叶片与轮毂中间采用可转动的推力轴承或专门为变距机构设计的回转支撑联接，变桨距风力发电机的叶片较薄，结构相对简单，重量小很多，使得变桨距风力发电机风轮转动惯量小，设计容易，易于制造大型风力发电机组。这样风力机可根据风速的变化适时调整叶片连接角度，改善叶片周围的流场分布，即使风速不在额定风速的工况下，机组的输出功率也可以保持在额定功率上。特别是在大风情况下，风力机可以使叶片顺桨，保证整个机组风能利用大大提高。

现在，大型风力发电机组一般都采用变桨距的结构形式。这样可以在起动时对转速进行控制，并网后可对功率进行控制，使风力机的起动性能和功率输出特性都有显著和改善。机组的液压系统作为变距系统执行机构的一部分，在整个闭环控制系统中占有很大作用，大大提高了发电系统的运行自动化程度。

（2）风力机转轴带动风力发电机转轴旋转。风力机在风力的推动下旋转，由于输入风能时刻在改变，不稳定，而且风力机在风能向机械能转换过程中存在转换效率问题，再加上受到设计制造的局限，风力机的转速不能很高，但是传统发电机转速相对要求高，所以连接部分—风力发电机需要进行技术方面的改进。

由于风力发电机组体积庞大，重量达到几吨到几十吨，工作时具有很大的转动惯量；另一方面，受到风力发电机制造技术和叶片材料的约束，风轮的转速不能太高，一般运行在20～30r/min。机组容量越大，转速越低。为了在此基础上发电机得到更多的动能输入，需要设置增速齿轮箱。齿轮布置时采用沿轴线分布的结构特点。但是由于增加了庞大的机械设备，齿轮间存在高速运行易磨损的问题，使风力发电机组发生故障的可能性提高了，现在直驱式风力发电机组（即机组连接部分不用增速齿轮箱）正在慢慢受到设计者的青睐。

风力发电机组中的发电机一般采用异步发电机，异步发电机的转速取决于电网的频率，只能在同步转速附近很小的范围内变化。对于定桨距风力发电机组，一般还采用高滑差异步发电机和变速恒频的双馈异步发电机。这样可以使机组的运行风况范围大大增加即虽然风速远离额定值，但是发电机的效率不会降低，风能利用系数得到提高的同时，发电机组的噪声降低。发出电能的频率也会符合电网要求。

现在，大型风电场一般都采用变速风力发电机组。它的关键技术在于采用了绕线型异步发电机（其转速可以有很大的变化）或同步电机，再在输出电能的电路中增加相应的变频技术。同步发电机的并网一般有两种方式：一种是准同期直接并网，这种方法在大型风力发电中极少采用；另一种是交-直-交并网。控制技术主要任务是对最佳叶尖速比的测量监控，使得机组在允许风速的任何情况下都可以获得理想的功率输出。

（3）如果直接用风力机带动发电机转子旋转，即直驱式风力发电机，输出电能频率与电网频率存在衔接问题，即从电力电子方面考虑改进措施，进行电路控制。

风力发电机组发出的电能频率可以不为50HZ，但是经过变频电路处理，使电能质量达到并网要求，稳定可靠得给电网提供电能。

控制技术和监测技术是风力发电系统的关键技术。因为风能不稳定，风速大小和方向随着季节和气候的改变而改变，风力资源丰富的地区通常都是海岛或边远地区甚至海上，风力发电机组一般安装在无人值守区，占地面积较大。所以对输入功率的限制、风轮的主动对风以及对运行过程中故障的检测和维护必须实行自动化控制。分散布置的风力发电机组通常要求远程监控，自动控制应该实施运行人员设置的控制策略，保证机组安全可靠地运行。

风力发电技术未来的发展趋势将是全实现整个电力系统的自动化，在风电场运行的风力发电机组全部可以实现中央集中控制和远程控制。火力水利等发电系统的控制系统，主要的任务是监视电网、机组运行参数，对机组进行并网与脱网控制，以确保运行过程的安全性与可靠性，而风力发电系统则在此基础上，还要增加一些传感器检测技术，时刻监测风速风向。根据对其变化趋势的分析，做出判断，提高系统的经济性和稳定性。

总之，随着技术的不断改进，基于变桨距技术的各种变速风力发电机组已经在风电市场得到推广。变速风力发电机组的优点在不断显示出来。变速风力发电机组的可以在低于额定风速时，跟踪最佳功率曲线，使风力发电机组具有最高的风能转换效率；在高于额定风速时，增加传动系统的柔性，稳定输出功率，向电网提供安全可靠经济的电能。

参考文献：

[1] 宋海辉.风力发电技术及工程[M].北京：中国水利水电出版社，2009.

4.风力发电机组的并网 篇四

（时间:2007-10-9 23:28:46 共有

来源：风力发电机组的控制技术

当平均风速高于3m/s时，风轮开始逐渐起动；风速继续升高，当v>4m/s时，机组可自起动直到某一设定转速，此时发电机将按控制程序被自动地联入电网。一般总是小发电机先并网；当风速继续升高到7～8m/s，发电机将被切换到大发电机运行。如果平均风速处于8～20m/s，则直接从大发电机并网。发电机的并网过程，是通过三相主电路上的三组晶闸管完成的。当发电机过渡到稳定的发电状态后，与晶闸管电路平行的旁路接触器合上，机组完成并网过程，进入稳定运行状态。为了避免产生火花，旁路接触器的开与关，都是在晶闸管关断前进行的。

(一)大小发电机的软并网程序

1)发电机转速已达到预置的切人点，该点的设定应低于发电机同步转速。

2)连接在发电机与电网之间的开关元件晶闸管被触发导通(这时旁路接触器处于断开状态)，导通角随发电机转速与同步转速的接近而增大，随着导通角的增大，发电机转速的加速度减小。

3)当发电机达到同步转速时，晶闸管导通角完全打开，转速超过同步转速进入发电状态。

4)进入发电状态后，晶闸管导通角继续完全导通，但这时绝大部分的电流是通过旁路接触器输送给电网的，因为它比晶闸管电路的电阻小得多。

并网过程中，电流一般被限制在大发电机额定电流以下，如超出额定电流时间持续3.0s，可以断定晶闸管故障，需要安全停机。由于并网过程是在转速达到同步转速附近进行的，这时转差不大，冲击电流较小，主要是励磁涌流的存在，持续30～40ms。因此无需根据电流反馈调整导通角。晶闸管按照0°、15°、30°、45°、60°、75°、90°、180°导通角依次变化，可保证起动电流在额定电流以下。晶闸管导通角由0°大到180°完全导通，时间一般不超过6s，否则被认为故障。晶闸管完全导通1s后，旁路接触器吸合，发出吸合命令1s内应收到旁路反馈信号，否则旁路投入失败，正常停机。在此期间，晶闸管仍然完全导通，收到旁路反馈信号后，停止触发，风力发电机组进入正常运行。

(二)从小发电机向大发电机的切换

为提高发电机运行效率，风力发电机采用了双速发电机。低风速时，小发电机工作，高风速时，大发电机工作。小发电机为6极绕组，同步转速为43人次浏览）无图

1000r/min，大发电机为4极绕组，同步转速1500r/min小发电机向大发电机切换的控制，一般以平均功率或瞬时功率参数为预置切换点。例如NEGMicon 750kW机组以10min平均功率达到某一预置值P1或4min平均功率达到预置值P2为切换依据。采用瞬时功率参数时，一般以5min内测量的功率值全部大于某一预置值P1，或lmin内的功率全部大于预置P2值作为切换的依据。

执行小发电机向大发电机的切换时，首先断开小发电机接触器，再断开旁路接触器。此时，发电机脱网，风力将带动发电机转速迅速上升，在到达同步转速1500r/min附近时，再次执行大小发电机的软并网程序。

(三)大发电机向小发电机的切换

当发电机功率持续10min内低于预置值P3时,或10min内平均功率低于预置值P4时，将执行大发电机向小发电机的切换。

首先断开大发电机接触器，再断开旁路接触器。由于发电机在此之前仍处于出力状态，转速在1500r/min以上，脱网后转速将进一步上升。由于存在过速保护和计算机超速检测，因此，应迅速投入小发电机接触器，执行软并网，由电网负荷将发电机转速拖到小发电机额定转速附近。只要转速不超过超速保护的设定值，就允许执行小发电机软并网。

由于风力机是一个巨大的惯性体,当它转速降低时要释放出巨大的能量，这些能量在过渡过程中将全部加在小发电机轴上而转换成电能，这就必然使过渡过程延长。为了使切换过程得以安全、顺利地进行，可以考虑在大发电机切出电网的同时释放叶尖扰流器，使转速下降到小发电机并网预置点以下，再由液压系统收回叶尖扰流器。稍后，发电机转速上升，重新切人电网。国产FD23—200/40kW风力发电机组便是采用这种方式进行切换的。

NEGMicon750/200kW风力发电机组也是采用这种方式进行切换的。

(四)电动机起动

电动机起动是指风力发电机组在静止状态时，把发电机用作电动机将机组起动到额定转速并切人电网。电动机起动目前在大型风力发电机组的设计中不再进入自动控制程序。因为气动性能良好的桨叶在风速v>4m／s的条件下即可使机组顺利地自起动到额定转速。

5.风力发电机组标准 篇五

根据美国发布的可再生能源标准（RES），到2012年美国可再生能源占10%，2025年占25%。2004～2008年美国新安装风力发电机新增风电年均增长率为29%。2008年新增风电占新增可再生能源的42%。美国政府承诺长期支持风力发电，投资数十亿美元制造风电涡轮机和建设智能电网，2009～2029年安装风力发电机将每年新增风力发电能力4亿瓦～16亿瓦，到2030年风力发电总容量累计增加到305亿瓦，届时风力发电满足电力需求的20%。欧盟风力发电装机总容量56535兆瓦。丹麦风力发电占本国电力的20%，西班牙占13%，葡萄牙占12%，爱尔兰9%，德国8%。德国规划到2020年可再生能源发电占25～30%，德国于1991年制定法律鼓励发展可再生能源，主要是风力发电，德国风力发电涡轮机生产能力占世界22%，未来几年内将在海岸建大型风力发电场。

2006年我国风电装机总容量仅2588兆瓦，2008年增加到12121兆瓦，年均增长率为116%。据中国风能协会预测，2010年我国风电总装机容量达20亿瓦，2020年达到80亿瓦，2030年达到180亿瓦，2050年达到500亿瓦。我国政府将强力支持建设智能电网，解决风电输送问题，未来风电将成为我国电力的主要来源之一。

6.关于风力发电机组元件的研究 篇六

现在风力发电机组使用的大部分都是双馈异步发电机，此发电机的转子电气系统是由集电环与碳刷组成的换向器而实现的，由于接地碳刷的磨损没有监控或报警系统而使得接地碳刷的过渡磨损而导致集电环损坏。经过现场观察和研究发现：磨损的集电环基本都是ABC三相集电环轻微磨损，但接地侧集电环已经磨损严重不得不更换整个集电环装置，导致集电环的过渡报废，增大了风电机的检修维护费用和风电机的可利用率。如果能有效监控或者控制接地碳刷的过渡磨损而损坏集电环装置，现在行业内的解决办法是：研究更耐磨更好性能的接地碳刷，经过大量研究发现，虽然接地碳刷的性能有了很大的提高，但是不能解决集电环过渡磨损的根本性问题，由于接地碳刷在磨损范围内时对集电环的磨损程度是很小的，但是如果接地碳刷过渡磨

损，导致碳刷连接导线的铜丝暴露出来后与集电环产生摩擦，这样就会使得集电环快速磨损，这样会在短时间内使得集电环磨损严重。为了控制接地碳刷连接导线铜丝不摩擦集电环，应该在碳刷未磨损到连接铜丝高度时产生接地保护信号，提示维护人员更换接地碳刷。为此特研究这种带有磨损极限保护报警的接地碳刷，原理图如下：

同时，风力发电又是新能源发电技术中最成熟和最具规模开发条件的发电方式之

一。因此，近几年来，中国的风力发电事业也得到了很快的发展。

1中国的风能资源

风能资源是由于地球表面大气流动形成的一种动能资源，因此一般说来，其特点是靠近地面的风速越低，风能就越小；而离地面越高风速越大，其风能也越大，因而在估算风能资源时，离地高度是关键因素之一。本文以离地10m高的风

能估算。

由于中国幅员辽阔，海岸线长，拥有丰富的风能资源，但地形条件复杂，因此风能资源的分布并不均匀。据中国气象科学研究院对全国900多个气象站测算，陆地风能资源的理论储量为32.26亿kw，可开发的风能资源储量为2.53亿kw，主要集中在北部地区，包括内蒙古、甘肃、新疆、黑龙江、吉林、辽宁、青海、西藏，以及河北等省、区。风能资源丰富的沿海及其岛屿，其可开发量约为10亿kw，主要分布在辽宁、河北、山东、江苏、上海、浙江、福建、广东、广西和海南等省、市、区。但北部地区这些省、区，由于地势平坦、交通便利，因此有利于建设连成一片的大规模风电场，例如新疆的达坂城风电场和内蒙古的辉

腾锡勒风电场等。

2风电的发展过程和现状

中国的风力发电是于20世纪50年代后期开始进行研究和试点工作的，当时在吉林、辽宁、新疆等省、区建设了容量在10kw以下的小型风力发电场，但其

后就处于停滞状态。到了20世纪70年代中期以后，在世界能源危机的影响下，特别是在农村、牧区、海岛等地方对电力迫切需求的推动下，中国的一些地区和部门对风力发电的研究、试点和推广应用又给予了重视与支持，但在这一阶段，其风电设备都是独立运行的。直到1986年，在山东荣城建成了中国第一座并网运行的风电场后，从此并网运行的风电场建设进入了探索和示范阶段，但其特点是规模和单机容量均较小。到1990年已建成4座并网型风电场，总装机容量为

4.215mw，其最大单机容量为200kw。在此基础上，风力发电从1991年起开始步入了逐步推广阶段，到1995年，全国共建成了5座并网型风电场，装机总容量为36.1mw，最大单机容量为500kw。1996年后，风力发电进入了扩大建设规模的阶段，其特点是风电场规模和装机容量均较大，最大单机容量为1300kw。从1996～2002年末，中国风电装机总容量已达470mw。而一些省份风电装机容量见

表1。

表1一些省份2002年末风电装机容量

省、区容量(mw)省、区容量(mw)

辽宁102.51吉林30.06

新疆89.65甘肃16.20

广东79.29河北13.45

内蒙古75.84福建12.00

浙江33.05海南8.70

3风电场投资成本和风电机组的制造技术

(1)风电场投资成本：

风电场投资成本(单位千瓦造价)是衡量风电场建设经济性的主要因素，归纳

起来有以下三个方面：

①风电机组的制造成本，由于风电机组是风电场的主要设备，因此风电机组的制造成本将直接关系到风电场的总投资。但随着风电机组制造技术的不断提高和机组性能的不断改进，其单机容量的不断扩大，这将使风电机组单位千瓦的造

价会明显下降，因此也随之使风电场的造价下降。

②风电场的规模，亦即风电场的装机容量。一般说来，风电场的规模越大，其造价越低，这就是所谓规模效应。这种规模效应将使风电场单位千瓦的配套设

施相对地下降，如与电网配套设施的建设费用等。

③风电场选址，这也直接关系到风电场的经济效益。风电场选址、风电机组定位都选得适当，那么风电场就可以多发电量，风电场的经济性就好，若风电场选在交通便利的地方，运输成本就可下降等，这些也将使风电场的建设成本下降。

从中国目前风电场单位千瓦的造价看，其总趋势在不断地下降之中，例如，20世纪90年代中期，中国风电场的单位千瓦造价，还高达10000多元/kw，但到了21世纪初，单位kw的造价已降到8000多元/kw，这说明中国风电事业在近12年中，有了长足的进步，也为今后的大发展打下了基础。当然中国的风电场建设成本比起发达国家来，还有一定的差距，不过随着中国风电机组制造水平的不断提高和风电场建设经验的不断积累，其造价将进一步地下降。

(2)风电机组的制造技术：

风电机组是风电场的发电设备，也是风电场的主要设备，其投资约占风电场总投资的60%～80%，因此风电机组的制造水平将直接反映一个国家风电的发展

水平。

自20世纪70年代中、后期开始，中国真正进入了现代风力发电技术的研究和开发阶段。在这一阶段中，经过单机分散研制、重点攻关、实用推广，以及系列化和标准化等工作之后，使中国的风力发电技术无论在科学研究方面，还是在设计制造方面均有了不小的进步和提高，同时也取得了明显的社会效益和经济效益，主要解决了边远无电地区的农、牧、渔民的用电问题。但其风电机组的单机

容量仅为几百瓦到10kw，也均属独立运行的风电机组。

到了20世纪80年代，主要集中在研制并网型的风电机组上，并且陆续制造出从几十kw到200kw的机组。但由于这些风电机组自行研制周期长，又赶不上市场对更大容量风电机组的需求，因此大部分样机均来不及改进和完善并转化为商业性机组。在这种情况下，为了尽快提高中国风电机组的制造水平和满足市场的需求，国家采取了以下两条措施：①引进国外成熟技术，吸收消化，以提高国产化机组的制造技术。例如，已通过支付技术转让费的方式，从国外引进了600kw机组全套制造技术。目前，国内有关的风电机组制造厂家的风电主机生产企业，已研制出600kw机组的关键部件，如发电机、齿轮箱和叶片等，并且600kw的机组其本地化率已可达90%。②采用与国外公司合作生产的方式引进技术，并允许国外风电机组制造厂商在中国投资设厂。如国际著名的叶片制造商丹麦的lm公司就在天津独资设厂生产。而中国风力发电的大发展将为这些企业提供良好的机

遇。

4中国风电的发展前景

(1)发展风电的必要性：

前面已经提到，中国有丰富的风能资源，这为发展中国的风电事业创造了十分有利的条件。但就中国目前电力事业而言，火力发电仍是中国的主力电源。以燃煤为主的火电厂，正在大量排放co2和so2等污染气体，这对中国的环保极为不利。而发展风电，一方面有利于中国电源结构的调整；另一方面又有利于减少污染气体的排放而缓解全球变暖的威胁。同时，又有利于减少能源进口方面的压

力，对提高中国能源供应的多样性和安全性将作出积极的贡献。

(2)国家对发展风电的政策支持：

由于风电场建设成本较高，加之风能的不稳定性，因而导致风电电价较高，而无法与常规的火电相竞争。在这种情况下，为了支持发展风力发电，国家曾给

予多方面政策支持。

例如，1994年原电力工业部决定将风电作为电力工业的新清洁能源，制定了关于风电并网的规定。规定指出，风电场可以就近上网，而电力部门应全部收购其电量，同时指出其电价可按“发电成本加还本付息加合理利润”原则确定，高于电网平均电价部分在网内摊消。为了搞好风电场项目的规范化管理，又陆续发布了一些行业标准，如风电场项目可行性研究报告编制规程和风电场运行规程

等。有了上述的政策支持，从此风电的发展便进入了产业化发展阶段。与此同时，国家为了支持和鼓励发展风电产业，原国家计委和国家经贸委曾

提供补贴或贴息贷款，给建立采用国产机组的示范风电场业主。

(3)发展风电的展望：

据不完全统计，2003年年初在建项目的装机容量约为60多万kw，其中正在施工的约有10万kw，可研批复的有22万kw，项目建议书批复的有32万kw，包括两个特许权项目。如果这些项目能够如期完成，那么到2005年底合计装机

可超过100万kw。

预计“十一五”计划期间(2006～2010年)，全国新增风电装机容量可达280

万kw，因而累计装机总容量约可达400万kw。

5结束语

7.风力发电机组基本特性的研究 篇七

关键词：风力发电机组,基本特性,能量

1 技术创新使风电技术日益成熟

经过二十多年的不断发展, 风力发电机组的技术形式逐步形成了目前最为常见的水平轴、三叶片、上风向、管式塔的统一形式。进入二十一世纪之后, 随着现代电力电子技术的不断发展, 新材料的涌现以及工艺的不断完善, 世界风力发电技术又向前迈进了一大步, 主要表现如下:a.风力发电单机容量继续稳步上升;b.变桨调节方式迅速取代失速功率调节方式;c.变速恒频方式迅速取代恒速恒频方式;d.无齿轮箱系统的市场份额迅速扩大。

2 风力发电机组的种类

2.1 独立运行供电系统

一般在电网未能覆盖的偏远地区, 用小型风电机组先为蓄电池充电, 再通过逆变器转换成交流电向终端用电器供电, 单机容量一般为100W~10KW;或者采用中型风电机组与柴油发电机或太阳光电池组成混合供电系统, 系统的容量约为10KW~200KW, 可解决小的社区用电问题。

2.2 并网运行供电系统

另一类是作为常规电网的电源, 与电网并联运行, 并网风力发电是大规模利用风能资源最经济的方式。目前机组单机容量范围在200KW~2500KW之间, 既可以单独并网, 又可以由多台, 甚至成百上千台并网型发电机安装在风力资源好的场地, 按照地形和主风向排成阵列, 组成机群向电网供电, 构成风电场。

3 风力发电机组的基本特性

3.1 风力发电机组的能量转换过程

气流的动能:

从上式可以看出, 风能的大小与气流密度和通过的面积成正比, 与气流速度的立方成正比。其中空气密度和风速随地理位置、海拔、地形等因素而变。自由流场中的风轮, 设通过风轮的气流上游截面为S1, 下游截面为S2。由于风轮的机械能量仅由空气的动能降低所致, 因而V2必然低于V1, 所以通过风轮的气流截面积从上游至下游是增加的, 即S2大于S1。如果假定空气是不可压缩的, 由连续条件可得:

风作用在风轮上的力可由Euler理论写出:

故风轮吸收的功率为:

此功率是由动能转换而来的。从上游至下游动能的变化:

令上述两式相等, 得到:

作用在风轮上的力和提供的功率可写为

对于给定的上游速度, 可写出以下游速度为函数的功率变化关系, 通过求导得出输出机械功率的最大值。

对上式求极值, ———贝茨理论的极限值

上式说明, 风力机从自然风中所能索取的能量是有限的, 其功率损失部分可以解释为留在尾流中的旋转动能。

3.2 风力机的特性系数

3.2.1 风能利用系数Cp

P-风力机实际获得的轴功率

v-上游风速

该参数表示风力机从风能中吸取能量的大小程度。

3.2.2 叶尖速比

该参数表示风轮在不同风速中的状态, 用叶片的叶尖圆周速度与风速之比来衡量。

3.2.3 风力机产生的机械功率

Cp是风力机将风能转换为机械能的效率, 它是叶尖速比λ和桨叶节距角β的函数。可见, 在风速一定的情况下, 发电机获得的输入机械功率大小将只取决于风能转换系数。如果采用调节桨叶节距角β的方法调节风力机的运行, 则属于机械调节。一般对于采用电气调节而言, 桨叶节距角β为常数。因此, Cp只是λ的函数, 他们之间的关系曲线是风力机的基本特征之一。对于一台确定的风力机, 在风速和桨叶节距角一定时, 总存在一个最佳叶尖速比λopt对应着一个最大的风能转换系数Cpmax, 如图1所示, 此时风力机的能量转换效率最高。

由式

亦可以得出, 对于一个特定的风速, 风力机只有运行在一个特定的机械角速度下, 风力机才会获得最大的能量转换效率。

风力机的叶片有定桨距和变桨距两种形式。

对于定桨距的风力机, 除了采用可控制的变速运行外, 一般在额定风速以下恒速运行时, CP常常会偏离其最佳值, 使输出功率有所降低, 而超过额定风速后, 则通过偏航控制或失速控制等措施使输出功率限制在额定值附近。对于变桨距的风力机, 通过调节桨距可使CP在额定风速以下最大限度地接近最佳值, 从而捕获到最大的风能以得到较多的能量输出。超过额定风速以后, 通过改变桨距减小CP值, 使输出功率保持在其额定值上。所以, 为获得最大的风能利用, 实际运行时最好通过调节桨距来保证风力机运行在最大功率曲线上。

8.风力发电机组标准 篇八

关键词：风力发电机组；电气控制系统；电力检修；电力设备；电力系统 文献标识码：A

中图分类号：TM315 文章编号：1009-2374（2016）06-0139-02 DOI：10.13535/j.cnki.11-4406/n.2016.06.069

1 风电机组电气、控制系统检修总框架

风电机组的控制系统就像人类的神经与大脑一样，要对其系统中的所有设备进行感知、控制，达到系统正常运行的目的。风电机组的控制系统是由专用模块组成的具有通信功能的模块，一般来说，这些模块包括了PLC通讯、安全链、数字输入DI/输出DO、模拟输入AI模块等。其传输机制主要是经过某种通信协定，将PLC主机命令、设施形态实施传送，使电气设施能够在规定形态下运行。在风电机组体系内，接到维护机组平安运转的核心回路是平安链回路，其回路由一些结点通过串接的样式衔接产生，其中如果某个结点断开，那么其平安链发送紧急关停的命令，此刻风电机组则能以火速关停的样式去防止平安事件的产生。在风电机组报障碍以后，目前的当场检验办法一般只是“治标不治本”，特别是对一些新员工而言，未有对设备进行系统检查的经验，同时对有关认知也过于局限，缺乏对体系的整体、持续、综合性的认识。一般在障碍的预警列表内，基本能够直白地发现障碍的前、后次序并且数量会达到5～10条左右。而这对新职工来讲增大了研习、试验部分的困难程度，因此应当在运作中综合化认识且把握好有关的检修技术，总结思路、丰富经验。

2 风力发电机组控制、安全系统

对于大型风力发电机组而言，就是要采用必须举措，经过管制体系的平安规划，使体系能在界定时段里少发生乃至不产生障碍。假如产生障碍，必须在极快时段、以极快速度对系统进行修复。

控制功能一般包括风轮限速、电气负载的连接、功率极限、纽缆限制、机舱对风、温度参数限制、运行时电量等，主要通过被动、主动样式对管制机组的运转实施管制，使体系能在界定范畴中实施运转，且应保证各类参变量均能在运行的规定范畴中。

维护过程的规划准则是无效-维护。即是在管制无效后或外在与内在障碍导致机组不能寻常运转时，体系的安全维护装备动作能维护风力发电机组处于一项平安的形态里。体系将在发生超速、电网负载、电机过载故障、脱网等会开始实施维护的性能。其过程是多个层级的平安链彼此锁合的，在管制流程里依旧是逻辑与的性能，然而在实现管制目的上是完成逻辑或的成果。另外，该体系仍具备避雷的装备，对主电、管制电子回路区别实施避雷部分的维护。

在风力发电机组的运行形态里，分为运转、暂停、关停、火速关停四类。差别的运行形态分属一类行动层级：最高为运行状态、最低为急停状态，如图1所示。在对工作状态层次进行提升时，不可越层而上，而是需要一级一级往上层上升，但降低工作状态层时则是可越层而下的。这样的工作状态转变法是风力发电机组基本控制策略，其目的是为了保护机组的安全运行。

如果工作状态要向着更高层次进行转化就需要一级一级往上，在这个升高的流程里，能够确认体系内的各项障碍均被检验到。在障碍被检验出以后体系就能立马步入到一项火速关停或关停的形态里。

图1 运行形态转化图

发电管制分为两类境况，即风速在规定之下及规定之上。

风速在规定之下：机组追踪实现最大功率，为了能够防止变距屡次的动作，经过扭矩，对叶尖速比实施优质管制，因此实现大功率导出；风速在规定之上：机组管制保持在一项稳定的功率内，经过变距管制转速去保证其平稳运转。

3 风力发电机电控系统的结构

风力发电机电控系统由交流柜、机舱管制柜、电气柜、塔底管制柜、电气滑环、传感器、衔接电缆等组成，参照体系分为四个方面：主控、变桨、变流、电网级管制，由此去完成寻常运转、阵风、极佳运转、功率、变桨距、安全维护管制等性能。电控体系架构图如图2所示：

图2 电控体系架构图

风力发电机组的电控体系在硬件部分涵盖三方面：塔底核心管制、机舱管制、变桨管制体系。各个管制装备安置在对应管制柜中，整体的体系如图3所示：

图3 电控系统的硬件结构

4 风电机组电气、控制系统检修具体流程

4.1 PLC检验

步骤一：PLC是管制中心，所以在检验时，最先应确认PLC是不是能够日常运行，经过对操纵页面检验去确定PLC运作形态及软件的版本有无纰漏、有无宕机的情况。另外还应检验外围PLC形态有无纰漏且对PLC外壳温度实施检验，确认并未发生太热的境况。

4.2 通信部分的检验

步骤二：在确定PLC日常运作后，应当对通信性能实施检验。假如在管制体系内，通信发生故障时风电机组全部的设施形态，比如平安链讯号等都不能检验。通常而言，通信板块检验内容涵盖：电源供应板块有无纰漏、接头及连线是不是准确、通信波特率有无超出适宜水准、通信地址是否准确、光纤讯号强度是不是充足、连线是否准确等。

4.3 平安链检验

步骤三：通信性能恢复日常后，关键是检验平安链回路参照风电机组管制条理。假如平安链回路并未闭合，机组关键设施都是在无法进行运作的平安连回路检验过程里。起初应确定平安链板块的运作形态寻常，其软件运作寻常，假如平安链板块早已产生了损耗，那么在替换新板块以后的全部检验都是无效的。假如平安链软件发生故障时应从新下载或重新安置平安链程序。

对软、硬件障碍排查以后，根据电子回路图样的衔接机理，参照回路检验各项平安结点性能是不是日常运转。在检查过程中明确故障原因，有的是因为平安链讯号在传送进程里发生障碍或出现扰动，并非出现了危险事故。然而，一些障碍却是由于设施运转形态实现引发平安预警的条件。假如出现严峻扭缆、机舱振动超过限制等。另外，在全部的平安链回路合拢且形态寻常后，主设施起始运行后便能实施各项子体系的检验、障碍排查。

4.4 各个子体系设施检验

对风电机组的各类子体系检验时，需要严格根据电路图所指示的回路检查，系统包括了很多，如变桨、偏航、液压、润滑、冷却系统等。同时，在检验电气回路种类时，关键分为两类回路，也就是管制、动能

回路。

管制回路有三种功能，测量、控制、反馈。以测定来讲，关键是将各个种类的传感器，比如温度、压力、转速、方位、加速度等讯号转换为特殊范畴的电压讯号，由PLC片件测定去判别设施的运作形态。传感器内，其电压通常较小，然而仍有特别的境况。

管制性能是由PLC片发送24V管制讯号，以弱电管制接触器闭合，由此实现分隔去完成连通、分隔动能电源，最终实现自主开启关停电气设施的效用。在接触器内，普通难题包含触头粘在一起、电磁线圈无效等，其结果都造成了小能高效管制电气设施。直至设施形态参变量大于日常范畴而被测定讯号检验查出，由此才能出现报障碍。

动力回路涵盖单相、三相回路，在单相电压内分为两类，也就是230V和380V。无论是检验接触器或连线端子，在检验维修中，应注重断开电源、查验电源平安的事件。而且在通电以前，也应当注重检验设施相间及对地隔离境况，极大程度防止通电发生短路及损耗设施的境况。同时值得注意的是，在电机维修之后，要明确相序有无错误，禁止使马达发生反转的境况。

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