全功率变频高速永磁风力发电机技术说明

叶片是风力发电机组最关键的部件，叶片外形的设计涉及到机组能否获得所设计的功率。 叶片的疲劳强度十分突出，由于它即要承受较大的风载荷，同时又是在地球引力场中运行，重力变化相当复杂，在叶片的强度设计中，要充分考虑所用材料的疲劳特性。首先要了解叶片所承受的力和力矩以及在特定的运行条件下负载的状况，其次要考虑叶片的最大受力部位，在这些位置负载很容易达到材料承受极限。 （4）叶片运行环境条件 安装地点： 内陆地区 运行温度： -30°C (+50°C 环境温度： -45°C (+55°C 户外气候条件： 露天，风场 相对湿度： 15% ( 90% 工作寿命： 20 年 3、 系统参数 叶片数目： 3 旋转方向（面向风轮）： 顺时针 功率控制： 变桨 风轮俯仰角： 5° 转速范围： 8.23～16.8RPM 额定转速： 15RPM 切入风速： 3.0m/s 切出风速： 25.0m/s（10min平均值） 30.0m/s（3s平均值） 叶尖速比： 9.5 额定风速： 10.8 m/s 极限风速： 52.5 m/s（50年一遇3s阵风） 47.6 m/s（1年一遇3s阵风） 42.5 m/s（50年一遇10min平均风速） （5）叶片设计技术参数 风力等级： TC 3A 额定功率： 2000kW 叶片长度： 45.28m 最大弦长： 3.583m 总扭角： 16° 所用叶形： Aerodyn系以及修正过的NACA系列翼形 叶片重量（不含螺栓等）： 8734kg（±3%） 叶尖预弯： 1.878m 最高气动效率CPmax： 0.486 一阶固有频率, 挥舞方向： 0.68-0.76 Hz 一阶固有频率, 摆动方向： 1.24-1.37 Hz 叶片尖部至叶根防雷装置电阻值： ≤1Ω （6）叶片与轮毂的螺栓连接及方法 ·螺栓圆直径（mm） 2110 ·螺栓数量 60 ·螺栓规格 M36 ·叶根法兰外部直径（mm） 2205 ·叶根法兰平面度（mm） ±0.2 双头螺柱：Z-18.22-00.FL.01.01-B 参见图纸要求，在叶根安装完毕后露出法兰面的长度可依照用户要求进行确定； 预埋横向螺栓（用于接雷电保护导线）： 参见图纸Z-18.22-00.FL.03.01-A 预埋横向螺栓（不接雷电保护导线）： 参见图纸Z-18.22-00.FL.02.01-A （7）叶片零刻度标牌 在叶片上要求设置0刻度标牌，确保主机上的指针能够与0刻度标牌刻度对应。 （8）叶片防雷电保护 叶片的雷电保护必须按照GL规范中的要求进行设计： ·叶片接闪器必须通过一根尺寸足够大的电缆（至少70 mm²）进行连接。 ·防雷所选择的电缆，必须保证足够的低感应系数。 ·从接闪器出线的电缆直接连接在相应的横向螺栓上。 ·涂层颜色：根据当地的有关标准进行确定； ·叶片采用：RAL 7035； （9）叶片表面要求 叶片表面必须是均质的，并在视觉上均匀和光滑，没有油漆流淌的痕迹及粉尘颗粒物。 叶片光泽度可根据 DIN 67530标准执行。 2、增速箱 风电机组中的齿轮箱是一个重要的机械部件，其主要功能是将风轮在风力作用下所产生的动力，传递给发电机并使其得到相应的转速。通常风轮的转速很低，远达不到发电机发电所要求的转速，必须通过齿轮箱的增速作用来实现，同时为了增加风电机组的制动能力，在齿轮箱的输出端设置有刹车结构，配合叶尖制动或变桨距制动装置共同对机组传动系统进行联合制动。对于增速箱的设备结构材料，要求除了常规状态下的机械性能外，还应具有低温状态下抗冷脆特性，以保证齿轮箱的平稳工作，防止机体的振动和冲击，并保证充分的润滑条件等。对于冬夏温差较大的地区，还应配置合适的加热和冷却装置，设置必要的温度监控点，对风机运转和润滑状态进行监控。 1）增速箱设计要求 ·风电机组齿轮箱属于大传动比、大功率的增速传动装置，在运行过程中要承受多变的风载荷作用及其它冲击载荷。由于设备维护不便，对其运行可靠性和使用寿命要求很高，要求使用寿命不低于20年。 ·风电机组齿轮箱常年运行于酷暑、严寒等极端自然环境下，并且安装在高空，设备维修较为困难。因此，设备除常规的机械性能之外，对各购件的材质选择还要求在低温状态下有抗冷脆的特性。由于风电机组长期处于自动控制的运行状态，需要考虑对齿轮传动装置的充分润滑条件及温度监测，并需设置适当的加热与冷却装置，以保证润滑系统的正常工作。 ·齿轮箱的体积和重量对风电机组各部件的载荷和成本等影响较大，减小其设计结构和减轻设备重量尤为重要。但设备的结构尺寸和可靠性方面存在矛盾，在设计时需要两者同时兼顾。 ·对齿轮箱内的轴承和齿轮采用强制润滑，防止轴承和齿轮因润滑和冷却不够而导致损坏的现象发生。 ·齿轮箱全部采用非接触式密封，这种密封设计不需更换，防止了密封件因磨损而导致密封更换的现象发生。 ·润滑管路的接头和管子全部采用进口元件，接头全部带有软密封，可有效防止漏油，适应风电齿轮箱的工作环境。 ·齿轮箱除常规状态下机械性能外，箱体材料还具有低温状态下抗冷脆性和自动加热性能。 ·为保证齿轮箱平稳工作，防止机体的振动和冲击，齿轮箱与机舱座采用弹性支撑连接。 ·由于风电机组主机的制动器安装在齿轮箱高速轴输出端，风机制动所产生的载荷对传动链的构件具有不良影响，齿轮箱设计应考虑防止冲击和振动的措施，并设置合理的传动轴系结构。 ·齿轮增速箱安装在机舱底座上，并置于60-100m高的塔架上，风机工作中齿轮增速箱有较大的振动和摆动，设计中必须考虑减少振动和摆动的措施。 ·由于风速变化频率较高，齿轮增速箱的输入、输出转速处于经常变化状态，导致输出功率变化幅度较大，增速齿轮箱的齿轮要求能够承受较大的交变负荷。 ·齿轮增速箱置于机舱内不会受到日晒和雨淋，但秋冬季节机舱内容易出现冷凝水，且风机周边空气含尘量较大，增速箱需作防潮和防沙尘处理措施。 ·齿轮增速箱工作环境温度为-30℃～40℃，生存温度为-40℃～50℃。 2）齿轮增速箱技术数据 ·齿轮箱形式： 3级增速； ·设计寿命： 20年； ·发电机额定功率： 2081KW； ·齿轮箱额定功率 ： 2235KW； ·齿轮箱效率： 额定功率时不低于0.965； ·使用系数KA： 1.3 ； ·齿轮箱传动比： 118.17或103.2； ·额定功率时输入转速：15.35转/分； ·额定功率时输出转速：1812或1600； ·转速范围： 8.33～18.5rpm（输入轴）； ·额定功率时输入扭矩：1390.2kNm； ·最大正向扭矩： 4200kNm； ·最大负向扭矩： 2200kNm； ·旋转方向： 从风轮叶片侧看，输入轴为顺时针，输出轴为顺时针； ·润滑方式： 压力润滑； ·安装倾角： 5°（输入轴高）； ·密封形式： 非接触式，终身免维护。运输过程中可以采用临时接触式密封，但要便于拆卸； ·噪音等级： 不大于100dB； 3）齿轮箱制造技术要求 ·齿轮箱外形设计应与增速箱外形图相一致。 ·齿轮增速箱应配有润滑油油位报警装置（油位开关）。 ·齿轮增速箱润滑油箱油温应有油温传感器PT100接口。若拆装比较困难应配置双PT100接口。 ·齿轮增速箱高速轴轴承处应有温度传感器PT100接口。若拆装比较困难应配置双PT100接口。 ·齿轮增速箱应配备润滑油电加热装置，加热器的电源电压为690V和50Hz。 ·润滑系统应保证下列特殊要求。 -润滑系统所有电机电源为690V，50Hz。 -润滑系统的过滤器规格为10/50μm。 -润滑系统应配置润滑油压报警开关。 -润滑系统应配置滤油器压差传感器。 -齿轮增速箱应在油箱最低处设置放油阀。 ·齿轮增速箱重量（包括收缩盘和润滑系统）不大于21500KG。 ·齿轮增速箱及润滑系统部件喷漆要求如下： -底漆：环氧富锌漆 干膜厚度：40-50μm。 -中间漆：聚酰胺环氧漆 干膜厚度：80-100μm。 -面漆：聚氨酯漆 干膜厚度：50μm。 ·齿轮增速箱设计时应考虑高速轴便于拆卸。 ·齿轮增速箱低速轴与主轴连接应便于拆卸，并预留有高压注油孔。 ·齿轮增速箱出厂前应按规定的润滑油进行充分润滑清洗，清洗后的润滑油应达到规定的要求标准。 3、偏航系统 偏航系统是根据风向的变化，偏航操作装置按系统控制单元发出指令，使风轮处于迎风状态，同时还要提供必要的锁紧力矩，以保证风电机组的安全运行和停机状态的需要。 1）偏航系统的设备要求 ·偏航减速机采用立式结构，结构形式为多级行星轮系传动，以实现大速比、紧凑型的传动要求。 ·偏航减速机要求采用硬齿面啮合设计，齿轮传动的精度要求外啮合为6级，内啮合为7级，主要传动部件采用低合金钢材料。在疲劳设计方面，要求表面接触载荷安全系数SH>0.8-0.9，弯曲强度安全系数SF>1.3-1.5。对于构件的极限强度设计，要求表面接触载荷安全系数SH>1.15-1.2，弯曲强度安全系数SF>2。 ·偏航减速箱的结合面间需要设计良好的密封，并严格要求结合面形位与配合精度，以防止润滑油的渗漏。 ·偏航轴承是保证机舱相对塔架可靠运动的关键部件，采用滚动体支撑的轴承，要求轴承部件有较高的承载能力和可靠性，可同时承受风电机组几乎所有运动部件产生的轴向力、径向力和倾翻转矩等载荷。 ·考虑到风电机组的运行特性，此类轴承需要承受载荷的变动幅度较大，对在动载荷条件下滚动体的接触和疲劳强度设计要求较高，同时在极限载荷的作用下，滚动体的接触应力分析也是保证勘可靠工作的设计因素之一。 ·对偏航制动器的基本要求是保证风电机组在额定负载下的制动转矩稳定，所提供的阻尼转矩平衡，且制动过程中没有异常噪声。制动器在额定负载下制动时，制动衬垫和制动盘的贴合面积不小于设计面积的50％，制动衬垫周边与制动钳体的配合间隙不大于0.5mm。 ·制动器设有自动补偿机构，以便在制动衬块磨损时进行间隙的自动补偿，以保证制动转矩和偏航阻尼转矩的要求。 2）偏航系统的设备结构 ·偏航操作装置主要由偏航轴承、传动、驱动与制动等功能部件或机构构成。偏航系统的运行速度较低，要求要有足够的安装空间和较大的载荷能力。 ·偏航操作装置安装于塔架和主机架之间，采用滑动轴承实现主机架轴向和径向的定位与支撑，设计有四组偏航操作装置实现偏航的操作。 ·在偏航系统的设计中，大齿圈与塔架固定连接，在齿圈的上表面、下表面和内圈表面分别装有复合材料制作的滑动垫片，通过固定齿圈与主机架运动部位的配合，构成了主机的轴向和径向支撑。 ·在主机架上安装主传动链部件和偏航驱动装置，通过偏航滑动轴承实现与大齿圈的连接和偏航传动。 ·当需要随风向改变风轮位置时，通过安装在驱动部件上的小齿轮与大齿圈的啮合，带动主机架使机舱旋转，并使风轮对准风向。 ·为保证风电机组的稳定性，偏航系统需要设置制动器，其结构形式为液压钳盘式制动器，制动的环式制动盘安装于塔架上。制动器的制动盘材质要求具有足够的强度和韧性，能在风电机组寿命期内，制动盘主体不出现疲劳失效和损坏。 ·制动钳由制动钳体和制动衬块组成，钳体通过高强度螺栓连接于主机架上，制动衬块由专用的耐磨材料制成。 3）偏航系统各部件功能 ·偏航电机：结构为电磁制动三相异步电动机，并在此结构基础上附加一个直流电磁铁制动器。电磁铁的直流励磁电源由设置在电机接线盒内的整流装置供给，制动器具有手动释放装置。当偏航系统工作时，电磁刹车通电，刹车被释放进行偏航转动。当偏航系统停止工作时，电磁刹车断电，制动器将刹车盘刹死，同时电机锁死。附加的电磁刹车手动释放装置，在需要时可将手柄抬起进行刹车释放。 ·偏航减速器：采用四级行星减速机构，寿命长、功率大，体积小。行星齿轮使负载均匀分布，经磨制的齿轮表面可使噪音减少到最小。 ·偏航轴承：采用四点接触球面轴承。风机机舱通过偏航轴承可以在360°范围内转动进行跟踪风向。偏航轴承采用外齿圈结构。 ·偏航制动器：风电机组采用5台制动器，每台制动器由上下两个闸体组成。刹车闸为液压卡钳形式，在偏航刹车时，由液压系统提供140～160bar的系统压力，使刹车片紧压在刹车盘上，提供制动力。在风机偏航时保持20～25bar的余压，产生一定的阻尼力矩，使偏航运动更加平稳，减小机组振动。 4）偏航减速机技术参数 ·驱动电机功率5.5KW，数量4个； ·电源频率50HZ； ·额定扭矩33000Nm； ·最大输出扭矩102650Nm； ·减速比1：1335.5 ·变速形式：四级行星变速； ·最大输入速度1440rpm/min； ·单重570kg； ·防护等级：IP55； ·产品型号：MT712T027。 4、液压系统 风电机组液压系统的主要作用是为风机的各种刹车系统提供液压动力，通常也叫做液压刹车系统。液压刹车系统是控制风电机组的刹车状态，包括转子制动状态和偏航制动两部分。 液压泵站的动力源是电动机。机组正常运行时，电动机带动柱塞泵旋转，把油箱内的油泵送到管路中，相应的换向阀得到指令后开始动作，其中一路压力油推动高速轴制动器的油缸，使转子处于松刹状态，另一路压力油推动偏航制动器的油缸使偏航制动。当系统压力达到设定值后，液压泵停止工作，蓄能器在系统压力的作用下起到一定的补压和稳压作用。系统油路中并联了高精度压力传感器，当系统压力降低到设定值时，可以触发油泵再次启动给系统进行补压，以使系统压力保持在一定的范围之内。 风机高速轴还配有手动打压装置，在不启用油泵时，也能通过手动给油泵向高速轴刹车系统油路供油打压，同时换向阀也可通过手动方式控制其阀位来实现阀门的开关。因高速轴刹车只有在变桨系统故障时才动作，平时很少启动使用，而由于风向变化和电缆扭转的原因，偏航刹车的开启比较频繁。当偏航系统需要偏航对风时，偏航电磁换向阀得电，偏航制动器油缸内的压力油通过背压阀回油箱，由于系统存在一定的背压，偏航时机构运行比较平稳，当系统需解缆时，偏航电磁换向阀开启，此时偏航油路的压力全部卸完，这样可以减小偏航刹车片的磨损。 液压系统主要构成部分：由液压泵站、电磁元件、蓄能器、联结管路等组成，各部件均采用特殊的材料和密封元件组成，完全适应风砂和盐雾腐蚀环境。 液压系统主要部件有：蓄能器、偏航余压阀、压力表、空气过滤器、手动阀、油位计、手动泵、放油球阀、压力继电器、电磁阀、安全阀等。 1）液压系统各主要部件原理说明 （1）偏航液压控制：通过提供工作压力和释放压力控制偏航制动器的制动和释放。在无需对风及停机时提供制动压力，使机舱不发生相对塔架转动。在偏航对风、解缆、侧风偏航时，液压系统需要将制动器处于释放状态，同时保证制动器内留有较小的制动压力，以便偏航系统在较小阻力下工作，能使机组偏航时整机平稳无冲击地转动。 （2）风机转子液压制动控制：通过提供系统工作压力和释放压力，控制转子制动器的制动与释放。 （3）手动泵：主要实现系统在断电的情况下，提供应急能源，使偏航系统正常工作。 2）液压系统技术要求 液压系统必须满足用于驱动 1 台主轴制动器和 5 台偏航制动器的正常工作。 2）环境温度要求 乙方设计制造的液压系统必须满足甲方的常温型和低温型两种风机的要求。 常温型风机的机舱内运行温度范围：工作环境温度-10～+50℃；生存环境温度-20～+60℃； 低温型风机的机舱内温度范围：工作环境温度-30～+50℃；生存环境温度-40～+60℃。 3）设计使用寿命 按照风机使用要求，液压系统的设计使用寿命为20年。 4）主要技术数据 系统油压........ ........ 160Bar 电机型号........ ....... 0.75KW 电机电压....... .. ..... 690VAC,50Hz 油箱容量..... ... ... ..... 8 升 泵流量: .......... .........1.18L/min 电磁阀电压 ........ .......24VDC 5）液压系统原理 液压原理图、外形图及电气接线图见下图所示。 5、润滑与冷却系统 1）冷却系统 设备在运行过程中，由于摩擦做功、电阻发热、屏蔽不良、电涡流等原因而导致设备发热，设备过高的工作温度会影响正常运行，冷却与润滑系统可有效降低工作温度，使设备长期、稳定的运行。 本次2MW的两台风力发电机组，其中一台发电机采用水冷系统，而另一台发电机采用空冷系统。采用空冷系统的发电机，系统从外界吸入冷空气与发电机散热片进行热交换，并将热空气排出舱外。采用水冷系统的发电机，其机体产生的热量需要将经过换热后的水通过散热器与机舱空气进行热交换。 增速齿轮箱采用油液喷射方式冷却各部件，并将油液通过散热器与机舱空气进行热交换，散热器将交换后的热空气排出舱外。 2）干油润滑系统 自动干油润滑系统由润滑泵、油分配器、润滑小齿轮、润滑管线等组成，主要用于各齿面的润滑。 自动干油润滑系统通过油脂润滑泵将偏航润滑油脂以及偏航小齿润滑脂连续地输入到轴承及偏航齿轮外齿面起到连续润滑效果，避免了手动润滑的间隔性以及润滑不均问题（过润滑，欠润滑）的产生。 （1）润滑方式 风电机组中变桨轴承、主轴承、发电机轴承采用半固体集中自动润滑方式： ·变桨润滑采用集中润滑方式，它由润滑油泵、主分配器、二级分配器和润滑小齿轮组成，润滑系统可以自动地控制润滑周期，定期进行润滑，并进行油位的监测。当油泵工作时，润滑油被输出到分配器，在主分配器里润滑油以合适的比例分配到二级分配器，然后二级分配器再把润滑油以合适的比例供应到各润滑点上。 ·主轴润滑是由一个集中润滑油泵和主分配器组成，工作原理和变桨自润滑相似。 ·发电机轴承的润滑方式与主轴承相似。 ·偏航轴承采用半固体手动润滑方式，由于偏航系统动作发生的频率较低，无需采用集中自润滑系统，只需采用手动定期加注润滑油脂的方式进行系统润滑。 （2）润滑油 润滑油的品质是影响润滑效果的决定性因素，对润滑油的基本要求是对齿轮和轴承有良好的保护作用。选择润滑油应关注的性能包括减少摩擦、较高的承载与防止胶合能力、降低振动冲击、防止疲劳点蚀和冷却防腐蚀等。 （2）稀油润滑系统 风电齿轮箱的润滑系统是保证系统可靠运行的必要条件，齿轮箱采用液体润滑方式，包括飞溅润滑和喷油润滑。润滑系统由油泵、油管和各种接头阀体等组成。运行时齿轮油泵把齿轮箱内的润滑油通过高精度过滤器过滤后，再泵送到各喷油管中，对各润滑点进行喷油润滑，同时旋转的齿轮带动油液飞溅，也能起到一定的润滑作用。 风电系统齿轮箱通常采用强制稀油润滑系统，它由齿轮泵和其它液压元件组成，在油循环管路上应设置润滑油的加热和冷却系统。 由于风电机组齿轮箱传动属于闭式硬齿面齿轮传动，润滑油的选择应保证齿轮有足够的油膜厚度和边界膜强度，以及润滑油在使用一段时间后性能的降低，因而风电机组应选用高品质的润滑油，以保证在风机运行期间设备具有良好的抗磨损与抗胶合性能。 为提高齿轮的承载能力和抗冲击能力，润滑油的粘度应根据环境和操作条件，适当选择一些添加剂构成的润滑油，但应注意在选择合成润滑油时应保证在极低温度状况下具有良好的流动性，而在高温时的化学稳定性好，并可抑制粘度降低的现象。 在风电机组每次启动之前，须先启动润滑与冷却系统，待齿轮箱的各润滑点得到充分润滑后才能投入工作。要求齿轮箱的润滑油工作温度不低于-15℃。当系统温度低导致润滑油粘度大时，润滑油需先通过加热回路进行加热，润滑油的正常工作温度为-15℃-45℃。当系统的油温超过一定值时，需要对润滑油进行冷却，此时润滑油经过热交换器冷却后，再流回齿轮箱进行润滑。 为解决风机低温下启动时普通矿物油解冻问题，在高寒地区安装风电设备需要设置油加热器，这种装置一般安装在油箱底部，在冬季低温状况下，可将油液加热至一定温度再启动风电机组，避免因油流动性降低而造成的润滑失效。 为保证油液的清洁度，即使是第一次使用的新油，也要经过过滤后才能使用，同时润滑系统需要设置完善的滤油环节，以保证油液的清洁。 6、制动系统 1）总体要求 酒钢2000系列风电机组采用三套独立的叶片变桨系统，其机械刹车系统可在一套变桨系统出现故障使叶片不能顺桨的情况下，实现系统独立刹车。 机械刹车系统安装在发电机的输入端，可在液压系统加压的情况下进行刹车，在液压减压时松闸，主要用于将风电机组保持在停机位置。 2）刹车产品规格型号 ·高速制动器 型号KTAB3000 A，数量为 1套。 ·偏航制动器 型号KTAB 120 A，数量为 5套。 3）使用环境要求 制动器同时满足常温型和低温型风机的要求。 常温型机舱内温度范围：运行环境温度-10～+50℃，生存环境温度-20～+60℃。 低温型机舱内温度范围：运行环境温度-30～+50℃，生存环境温度-40～ +60℃。 4）刹车设计使用寿命 按照整机使用寿命，制动器的设计使用寿命为20年。 5）主要技术数据 （1）偏航制动器KTAB120 A技术参数 ·制动盘厚度 .............................40 mm ·安装位置................................ 内侧安装 ·制动钳总重量 ...................... 173 kg ·摩擦垫厚度 ............... ......... .138 mm ·摩擦垫面积(有机材料organic pad) ..... ... 58000 mm2 ·摩擦垫最大磨损量(有机材料organic pad) . 7 mm ·额定摩擦系数 .. ....... .... ...... .......μ= 0.45 ·油缸活塞直径 . ...... .... ................ 120 mm ·每个钳活塞总面积 ........... ............. 679 cm2 ·每个钳动作 1mm 的油量......... ........... 68 cm3 ·动作时间 (理论计算值) ......... ......... 0.8 sec ·最大制动液压力 ................ ..........165 bar ·最小制动液压力 .............. ............150 bar ·压力连接/接口 ................. ......... 1/4” BSP ·泄油油管接口 ………… ……….1/4”BSP ·运转温度范围 .............. .............-40 至+80 ℃ （2）高速轴制动器KTAB 3000 A技术参数： ·制动盘厚度 ................. .............40 mm ·制动钳净重 / 带支架............... ........160 kg ·摩擦垫宽度 ................ ..............200 mm ·摩擦垫面积(粉末冶金) .......... .........36000 mm2 ·摩擦垫最大磨损量(粉末冶金) ........ ......5 mm ·额定摩擦系数 .................... ......μ= 0.4 ·油缸活塞直径 .............. .............120 mm ·每个钳活塞总面积 .............. .........113 cm2 ·每个钳动作 1mm 的油量 ............ ......11.31 cm3 ·每个钳动作 3mm 的油量 .......... ....... 33.9 cm3 ·动作时间 (理论计算值) ......... ........ 0,3 sec ·最大液压力 .................... ........ 115 bar ·最大液压力115bar时的夹紧力 ....... .......130 KN ·压力连接/接口 .............. ............ ¼” BSP ·运转温度范围 .............. .............-40 至+80 ℃ 7、锁紧装置 2000KW机组的锁紧装置为：叶轮变桨锁定装置和发电机转子锁定装置。锁紧装置在设备维护、检修时使用。 1）叶轮变桨锁定装置：将固定在变桨盘上的变桨锁锁定在轮毂槽内，以实现叶轮锁定功能。 2）发电机锁紧装置：在机舱前部发电机定子处有两个手轮，就是发电机的锁定装置。进入叶轮内部实施维护、检修工作前，检修人员应启动刹车系统，旋入转子刹车止动销将转子锁住，使风机处于锁定状态。只有指定的人员可以操作这个手轮，如果操作不正确，可能会导致严重的设备损坏或人身伤害。 注意: 未经许可的人不得操作锁定装置。 8、电控系统 控制系统是整个风力发电机组实现最佳运行的关键。控制系统一般由机舱控制柜、塔底控制柜及传感器等部件组成，主要实现风力发电机运行控制、状态监测和安全保护等功能。 风力发电机的电控系统包括：主控系统、变流系统和中央控制系统三部分，其电气控制设备由低压电气柜、电容柜、控制柜、变流柜、机舱控制柜、三套变桨柜、传感器和连接电缆等组成。电控系统功能包括正常运行控制、运行状态监测和安全保护三个功能。 风力发电机组硬件可以选用多种PLC控制器，控制器的核心位于塔下控制柜中。机舱柜与塔下柜采用光纤通讯，机舱柜与变桨系统采用串行通讯，塔下柜可将光纤信号转变为以太网信号，以实现与其它风场的通讯。而模块交换机将其它风场送来的太网信号转换为光纤信号，以实现与本系统的通讯，同时它可与变流器通过光纤信号进行通讯。风场的风机之间采用光纤通讯，并通过以太网转光纤交换机，以实现风场的环网通信。 1）变桨控制系统 变桨电控系统主电路采用交流---直流-- -交流回路，变桨电机采用交流异步电机，变桨速率或变桨电机转速的调节，采用闭环频率控制，这种结构相比采用直流电机调速变桨控制系统，可在保证电机调速性能的前提下，避免了直流电机存在碳刷容易磨损，维护工作量大和成本高的缺点。 叶片变桨控制的每个控制柜，都配备一套由超级电容组成的备用电源。超级电容储备的能量，可在保证变桨控制柜内部电路正常工作的前提下，足以使叶片以10°/s的速率，从0°顺桨到90°进行三次。当来自滑环的电网电压掉电时，备用电源直接给变桨控制系统供电，可保证整套变桨电控系统的正常工作。当超级电容电压低于软件设定值，且主控在控制风机停机时，还能进行电网电压掉电故障的报警。 （1）设备组成 ·中控箱 1套 ·轴控箱（含电池组） 3套 ·变桨电机（含A编码器） 3套 ·编码器 3套 ·桨叶小齿轮 3套 ·机械式限位开关 6个 ·各部件间的连接电缆及电缆连接器 1套 ·箱体安装支架 1套 ·弹性支撑（ESM） 1套 ·调试工作站 1套 （2）技术要求 ·变桨系统采用 4 箱式设计。变桨系统必须可执行手动操作。变桨系统的所有控制器件必须进行防盐雾处理，控制箱的设计应符合机械电气设备标准 IEC 60204-1。 ··中控箱 中控箱要求采用2mm不锈钢材料或碳钢喷塑。设备防护等级为IP54。中控箱主要用于电能分配，其与外部所有接口电路必须考虑过压和防雷措施，供货方需要提供变桨系统的防雷设计等级。 ··轴控箱 轴控箱采用2mm不锈钢材料或碳钢喷塑。设备防护等级为IP54。传动采用伺服变流器控制电机，额定电流为20A，峰值电流为40A。 备用的电池箱额定输出电压为288V，电池的使用寿命不小于3年。电池回路断开（即电池开关是OFF状态），最大充电间隔时间为3个月；电池回路闭合（即电池开关是ON状态），最大充电间隔时间为2个月。 ··变桨电机 最大转速： 3000r.p.m 最大转矩： 100Nm 额定转矩： 36Nm 刹车力矩：82Nm 保护等级：IP55 对变桨系统工作环境的要求：必须采用可靠的措施保证产品满足风机安全、可靠和长期运行，并考虑风机在20年内可能遇到的低温情况及在环境温度回升到-30℃（低温型）或-10℃（常温型）后风机能够自动运行，而不会损伤风机的任何零部件。 ·变桨系统对外的接口 ··变桨系统主电源：3x400V+N+PE（+/-10%）、50Hz。 ··变桨系统控制电源：DC24V/8A。 ··硬接线信号。 所有硬接线信号必须以24VDC电的形式通过滑环进行传输，变桨系统与风机主控系统之间的硬接线信号应包括以下几种： 安全信号1-watchdog1（风机主控给变桨系统）。 安全信号2-watchdog2（变桨系统给风机主控）。 紧急顺桨命令信号-EFC（风机主控给变桨系统）。 ··通信接口 变桨系统与风机主控之间采用CANbus现场总线的形式进行通信。 （3）变桨系统性能 ·控制系统应确保在至少有两个叶片紧急顺桨的情况下，控制信号不会被一个普通的错误信号所打断。 ·变桨系统的所有螺栓（螺钉）均应采用不锈钢或满足要求的非不锈钢材料。 ·产品出厂前所有部件必须进行防腐处理。 ·产品必须满足以下环境条件： 运行环境温度：-30℃~+40℃； 生存环境温度：-40℃~+50℃； 平均工作湿度：70％； 存在沙尘暴影响； ·变桨系统的整体使用寿命不低于20年，系统中任何部件使用寿命不得低于1年，电池的使用寿命不得低于3年。 ·系统零部件的故障率：小于1%（20年内）。 ·所有部件的抗震性必须达到7mm/s。 ·变桨系统的角度设定值与实际转动值的偏差±0.1度。 2）风机主控系统 风电主控系统组成：由CPU模块、I/O模块、通讯模块、计数模块、电源模块、背板和HMI组成。 （1）各部件组成 ·主控站 主控站安装于风电机组塔筒底部，与机舱站通过现场总线进行通讯，与远程监控系统和人机界面通过工业以太网进行通讯；对风电机组进行整体控制和监测；通过现场总线实现与变桨系统和变流系统的通讯。 ·机舱站 机舱站采用远程I/O，可用于电网电量采集、风向、风速、发电机转速及温度等数据，控制偏航系统和扭缆系统的工作。机舱站通过光纤介质与塔底主控站进行通讯。 ·人机界面 人机界面可安装于风电机组塔底和机舱内部，通过工业以太网与主控制器通讯，用于完成系统运行状态控制和显示、风电机组参数设置、历史数据的查询和统计、故障记录的查询等工作。通过设置用户访问权限，保证风电机组操作的安全可靠。 ·以太网交换机 以太网交换机将每台风电机组数据，通过光纤介质发送到中央监控系统中。风电机组之间的环状拓扑结构提高了系统的可靠性。 ·CPU模块 CPU模块是整个控制系统的核心，用于执行用户程序，处理本地I/O和过程数据，通过现场总线控制分布I/O。内置有PROFIBUS－DP接口和以太网接口。扫描周期10ms。 ·I/O模块 I/O模块用于DI/DO以及AI信号处理，包括直流DI、继电器/晶体管型DO、电流/电热阻型AI、电量采集模块等。 ·通讯模块 通讯模块包括CANopen主站通讯模块、PROFIBUS－DP通讯模块、串口通讯模块、光纤通讯模块。 ·计数模块 计数模块用于计算主轴转速及高速轴转速。 ·背板 背板用于安装上述所有模块，并提供CPU与其它模块之间的数据通讯总线。背板包括本地背板和扩展背板，本地背板用于安装CPU模块、I/O模块、通讯模块，扩展背板用于安装通讯模块、I/O模块、计数模块等。塔底站使用本地背板，机舱站使用扩展背板。 （2）各部件的功能 ·机舱站控制器功能：用于控制风速和风向测定、发电机转速测定、液压系统控制、齿轮箱控制、高速轴刹车控制、偏航系统控制、发电机控制、润滑系统控制、塔底主站数据交换、变桨系统数据交换、UPS供电、机舱振动监控等。 ·塔底站控制器功能：用于控制柜温度监控、UPS供电、安全连锁输入、三相电数据采集、变流系统数据交换、HMI通讯、SCADA通讯、机舱站数据交换、软件调试。 ·CPU模块：它是整个系统的核心，与I/O模块、通讯模块、特殊功能模块等构成一套完整的PLC硬件系统。CPU模块负责执行“读输入－程序执行－处理通讯请求－自诊断－写输出－读输入……”工作循环。 ·数字量输入模块：LK610，可实现对16路的直流数字量输入信号进行处理，与CPU的通讯和数据交换采用PROFIBUS－DP总线。 ·数字量输出模块（晶体管输出）：可实现对16路的直流数字量输出信号进行处理，与CPU的通讯和数据交换采用PROFIBUS－DP总线。 ·数字量输出模块（继电器输出）：可实现对8路无源常开触点的继电器输出信号进行处理，与CPU的通讯和数据交换采用PROFIBUS－DP总线。 ·模拟量输入模块（电流型）：可实现对8路电流输入信号进行处理。模块不对变送器供电，连接二线制变送器时需要单独用现场电源给变送器送电。与CPU的通讯和数据交换采用PROFIBUS－DP总线。 ·模拟量输入模块（热电阻型）：可实现对6路热电阻输入信号进行处理。与CPU的通讯和数据交换采用PROFIBUS－DP总线。 ·电量采集模块：测量电量参数包括电压有效值、电流有效值、有功功率、无功功率、视在功率、功率因数等。 ·电量采集端子模块：通过预制电缆与背板连接，通过单排端子连接现场信号，实现I/O模块和现场之间的信号转接与传递。 ·通讯接口模块：用于系统扩展或与第三方设备进行通信。若需提供某种通讯功能，只要在背板通讯插槽上安装相应的通讯模块即可。 CANopen主站网关模块，支持CANopen主网站，允许与最多2路CANopen从站设备进行通讯。风电主控系统中有CANopen通讯需求设备，诸如变流器、变桨系统、振动传感器等，可使用254模块实现。 计数模块：计数模块可以对来自正交编码器和各种高速开关的输入进行双向计数，可接收频率高达1MHZ的脉冲输入信号，能够对快速运动实现精确控制。 电源模块：实现交流110VAC或220VAC到24VDC的转换，额定输出功率120W。具有输出状态查询功能。电源输出正常时，状态开关导通，否则截止，为远程诊断电源工作状态提供了接口。 （3）技术要求 ·环境条件 ··运行环境温度 -30℃到+40℃ ··生存环境温度 -40℃到+50℃ ··相对湿度 5% ～90%（+40°C） ··最高海拔 2000m （4）产品供货要求 ·机舱柜为前双开门，外形尺寸为1600（L）×400（W）×1800（H）；塔基柜为单开门，外形尺寸为800(L)×600(W)×2000(H)，柜内均带照明灯。 ·机柜应有足够的支撑强度，并有必要的起吊设施，以保证设备能够起吊、运输、存放和安装。 ·柜内所安装的元器件应牢固、可靠和可更换，各元器件应有与电路原理图对应的标识。电控柜包括所有安装在柜内的插件及单个组件均需满足风力发电机组运行要求。所有元件排列整齐，层次分明，并留有足够的空间，便于维护人员进行调试和维修。 ·柜内应设有接地铜排、汇流端子和接线端子，系统各设备的保护接地、工作接地均应可靠接地，接地铜牌表面需进行镀锡处理。 ·柜体内部220VAC、380VAC、690VAC电源回路导线的额定电压等级均为1000V，并采用防火和抗低温型的绝缘铜导线；24VDC电源回路及信号回路导线，采用防火和抗低温型绝缘铜导线或专用的数据线。导线的导电截面应满足使用要求。 ·导线两端应用相应尺寸的管型线耳或环形线耳压紧固定，若同一接线线耳上需要固定两条导线，必须采用双位线耳进行压紧固定，导线导体应无划痕和损伤。在控制柜内应安装配线槽以便于固定导线，并将导线连接到端子排。因设计原因不能安装线槽的导线，必须采用波浪管、绕管或扎带捆扎和固定。柜体内所有配线必须有明确标识或者标签进行识别。 ·机柜下部应安装端子排，以便于外部电缆从机柜的底部进入机柜并进行连接。 （5）主控系统的生产控制 主控系统中实现的功能有：机组安全保护、机组自动启停控制、机组发电控制、诊断功能、操作及故障记录、远程控制接口等。主控系统依据功能分散、控制集中的思想设计，要求各机组部件既即独立安全运行又能统一协调完成总体的控制功能。 主控系统分为塔基和机舱两个柜体实现，塔基柜与机舱柜之间通过光缆进行连接通讯。主控制器的主要外部通讯连接包括：①与IO端子连接的EtherCAT总线；②与变桨系统连接的CANopen或Profibus DP总线；③与变频系统连接的CANopen或Profibus DP总线；④与振动传感器连接的CANopen总线。 主控制器根据机组上分布的传感器或从控制站反馈回来的风速信号、风向信号、转速信号等，根据优化设计的控制策略，自动控制变桨系统、全功率变流系统、发电机系统、液压系统、齿轮箱系统、偏航系统、刹车系统等协调工作。当风速达到切入风速时，机组从待机状态切入到启动状态，并经过一系列的启动过程，机组进入并网发电状态。发电过程中根据当前风速风向信号、控制器给定桨叶角度、发电机扭矩和偏航角度等控制命令，对设备进行优化调整，最终使机组达到最佳的运行状态。当风速高于切出风速时，机组退出发电状态并进入待机状态，等待风速正常后再次进行启动和并网发电。机组在运行过程中主控系统实时监测机组自身的运行状况，当出现报警或故障时，控制系统根据其报警或故障等级给出相应的保护措施，让机组安全可靠的停机。整个运行的过程不需要人工干预，控制系统能保证机组安全，高效的运行。 ·控制系统基本功能 ··控制系统机柜工作环境的加热、冷却以及润滑控制； ··机组转速控制、功率控制、桨距控制、振动监控等； ··完整的安全保护系统（超速保护、扭缆保护、急停保护、振动保护等）； ··完整的机组报警信息以及报警记录功能； ··提供远程访问的EtherNET接口； ··单机用户访问管理功能； ··调试软件提供运行、检修、手动控制界面； ··柜门上布置运行、停止、检修、手动控制按钮及指示灯； ··实现机组全自动无人值守运行； 3）中央监控系统 （1）技术要求 ·风电场中央监控系统必须满足常规的风电场的集中计算机监控的要求。实现对风电场全部风力发电机组的实时在线监控和管理，控制各发电机组的启动与停机、手动复位机组故障、手动正/反偏航等，并在线监视各风力发电机组的运行状态，完成报表生成、打印、事件记录、报警、事故追忆、分析等功能，并应具有系统故障的自动恢复功能； ·风电场监控系统应保证在风场中控室进行监视和控制风力发电机组的运行情况，如风速、发电量、机组运行状态等参数。 ·中央监控系统采用中文图文显示。显示并记录下列参数： ··总有功功率(MW)、总无功功率(MVAr)和功率因数； ··机组运行时间(h)和机组利用小时统计； ··风电机组的状态和异常状态报警显示； ··过去2年内所有时间每台风电机组的日、月、年发电量和所有风电机组合计日、月、年发电量，以及每台风电机组和所有风电机组总发电量； ··2年内的故障及停机记录； ··功率曲线统计，可进行月、年统计或指定时间区间统计； ··电网的电压(V)、 频率(Hz)和电流(A)； ··风轮的转速(r/min)和发电机转速 (r/min)； ··风速(m/s) 、风向实时值、棒状图和玫瑰图； ··液压系统油压（Mpa）； ··发电机的温度(℃)； ··齿轮箱润滑油温(℃)和油位（mm）； ··塔筒振动（mm/s2）； ··主轴承的温度(℃)； ··机舱的环境温度(℃)； ·就地监控系统控制权优先于中央监控系统，中央监控系统优先于远端监控系统，只可通过人工干预切往上一级监控系统。 ·任一台（或几台）风电机组停电或故障不应影响中央监控系统的运行，但故障机组及断开网络的机组将无法实现在线监控。同样，中央监控系统停电或故障也不应影响风场中任何一个风电机组的正常运行，造成停机。 ·中央监控系统与就地监控系统应采用合理的通信方式，并实时监控网络节点的状态。 ·中央监控系统应具有相应等级的抗电磁干扰能力，所有控制线缆及设备应根据相关标准选择和布置，以避免来自电力系统内的电磁干扰和系统相互之间的干扰。 ·中央监控系统的硬件应满足系统软件的所有要求。中央监控系统应采取相应的软硬件防范措施，以保证监控系统不受计算机病毒的侵害。 ·中央监控系统与风电场其它监控系统之间采用标准接口，并预留通用通信协议的第三方接口，以实现时钟同步、数据交换等功能。 ·在风电场内安装所有的数据传输及控制光缆，可将每台风电机组与风电场中央监控系统相连。 4）机舱控制柜主要功能 （1）采集机舱内振动开关、油位、压差、磨损、发电机PTC及接触器、中间继电器和传感器的反馈等开关量信号；采集并处理叶轮转速、发电机转速、风速风向、温度、振动的脉冲，将模拟量信号输出到输入信号模块，并由通讯模块转化为光纤信号，并经塔筒传送到塔底下控制柜的通讯模块，最后经过控制器处理后，由光纤通讯返回给机舱模块，控制各传感器执行元器件输出。 （2）通过接收变桨系统的温度反馈和顺桨反馈，发送信号控制变桨的紧急顺桨和复位，通过变桨系统的串行通讯，控制叶片桨距角的变化，以实现最大风能捕获和功率控制。 5）塔基控制柜主要功能 （1）主要完成数据采集及I/O信号处理、逻辑功能判定、对外围执行机构发出控制指令、与机舱柜光纤通讯、接收机舱信号、返回控制信号、与变流器通讯、与中央监控系统通讯和信息传递等。 （2）对变流器、变桨系统、液压系统、偏航系统、润滑系统、齿轮箱及机组关键设备温度及环境温度进行监控；变流器和变桨系统的耦合控制，实现机组有功/无功调节、功率控制、高速轴紧急刹车、偏航自动对风、自动解缆、发电机和主轴的自动润滑、主要部件的除湿、加热和散热器的开停等功能。 （3）通过和机舱柜相连的信号线实现系统的安全停机、紧急停机、安全链复位等功能。 6）变流器主要功能 变流器部分采用AC-DC-AC变流方式，将发电机发出的低频交流电经整流转变为脉动直流电(AC/DC)，经斩波升压后输出为稳定的直流电压，再经DC/AC逆变器变为与电网同频率同相的交流电，最后经变压器并入电网，完成向电网输送电能的任务。 变流系统主电路采用交－直－交的变流结构，将永磁同步风力发电机发出的电能通过变流和变压器送入电网，是一种全功率变流装置。采取这种装置处理过的电能与各种电网的兼容性好，并具有更宽范围内无功功率调节能力和对电网电压的支撑能力。 9、发电机 发电机是将叶轮转动的机械动能转换为电能的部件。发电机采用多极永磁同步电机，结构为外转子型。永磁同步发电机与同功率电励磁风力发电机相比，电机的尺寸和外径相对较小，易于运输和安装。对于发电机的要求是能够高质量、高效率地将风轮所提供的旋转机械能转换为频率、电压基本稳定的交流电源或电压恒定的直流电源。 高速永磁同步发电机定子绕组材料全部采用F级以上绝缘材料，定子绕极要求真空浸渍，以保证定子绕组的绝缘性能。 永磁发电机转子上无励磁绕组，不存在励磁绕组铜损耗，比同容量的电励磁发电机效率高，且转子上没有滑环，运转安全可靠，电机的重量轻，体积小，制造工艺简单，在小型及微型风力发电机中被广泛采用。永磁发电机的缺点是电压调节性能较差。 永磁发电机制造的关键是永磁材料的选择，表征永磁材料性能的主要技术参数为：剩余磁密、矫顽力、最大磁能积等。在小型及微型风力发电机中常用的永磁材料有铁氧体及钕铁硼两种。 1）永磁发电机的结构组成 （1）定子。发电机定子主要由定子支架、铁心、绕组线圈及绝缘系统等部分组成，其中定子的铁心上开有凹槽，凹槽由硅钢片逐片叠压而成，绕组线圈为预成形形式，由扁铜线绕制涨型而成，各匝间包有绝缘材料。 （2）转子。发电机转子主要由转子支架和磁极组成，各磁极起建立旋转磁场的作用，为改善转子强度在转子上有加强环，在主轴非传动侧端面设有连接法兰。发电机热损耗主要部分是从叠片定子铁心传导到外壳的散热齿上，然后被外部的冷却介质带走，发电机工作温度的稳定有利于磁钢的磁性性能稳定。 （3）永磁体。永磁体工作点在退磁曲线的拐点之上，且远高于拐点值。要求选用具有较高矫顽力值的磁钢材料，且抗去磁能力较高，不会造成永磁体的不可逆退磁。在设计发电机时，要充分考虑特殊工况产生的反向磁场对磁体的退磁作用，要求设计中应通过计算来选取永磁磁钢各项性能参数，以保证发电机在过载、短路和雷击时，永磁体工作点在拐点之上，不会产生永久退磁现象。 2）高速永磁同步发电机基本技术参数 ·额定输出电功率：2100kW ·额定电压：690V ·额定频率：80Hz ·功率因数：0.9 ·额定转矩：12533Nm ·发电机最高温升：110K ·绝缘等级：H（F级考核） ·绕线接法：Y ·额定转速：1600rpm ·工作转速范围：640~2080rpm ·防护等级：IP54 ·工作制式：S1（连续） ·安装方式：IMB3 ·dV/dt：<1.5kV/μs ·变频器最大尖峰电压：<2.5kV ·运行温度：-30℃～40℃ ·海拔高度：1000-2000m ·发电机冷却形式：水外冷 ·电机倾角：5度 ·额定效率：98% ·重量：6.8吨 ·使用寿命：20年 3）永磁同步发电机制造要求 （1）发电机的定额是以连续工作制（SI）为基准的连续定额； ·冷却方式：水外冷； ·额定损耗：42kW； ·冷却水流量：100~150L/S； ·水路压降：100kPa； ·冷却水入口温度：25℃ ·冷却水出口温度：40℃； ·最大冷却水入口温度：50℃； ·最大冷却水出口温度：70℃； （2）电机内部加热器： ·功率：1KW 电压：690Vac； （3）温度传感器： ·每个轴承上需安装2个PT100温度传感器（3线、屏蔽）； ·每相绕组中安放2个PT100温度传感器（3线、屏蔽）； ·每相绕组上尽可能安放PTC； （4）润滑 ·润滑注油泵需具备自动控制模式。 （5）编码器 ·HOG10 DN2500-TTL(堡盟) ； （6）轴承：（SKF） ·绝缘轴承或端盖绝缘，绝缘电压≥3000V； ·轴承寿命：L10h≥ 175.000 hours； （7）发电机的结构及安装型式应符合GB/T 997的规定； （8）发电机外壳防护等级应满足风力发电机组的要求，并应符合GB/T 4942.1的规定； （9）发电机绕组的温升限值和轴承的容许温度应符合GB 755中的有关规定。 4）发电机出厂测试要求 发电机出厂测试作为发电机出厂前的最后一道检验手段，其目的是检查发电机装配质量以及是否存在缺陷的重要一项，其检查项目如下： （1）发电机绝缘电阻测量。检查发电机绕组对地的绝缘和绕组间绝缘，防止在装配过程中绕组绝缘受到损坏后，运行时发生设备或人身事故。 测量绕组绝缘电阻时，需要分别测量各绕组对机壳及绕组之间的绝缘电阻，这时不参加试验的其它绕组和埋置的测温元件等，均应与铁心或机壳做电气连接，机壳应接地。绝缘电阻测量后，每个回路应对接地的机壳做电气连接，使其放电。 （2）绕组直流电阻测量。测量时，发电机的转子应保持静止不动，且发电机附近无大的振动源工作，以避免测量的误差。 （3）工频交流耐压试验。试验只对已装配完成、各部件处于正常工作状态的新发电机进行。试验应在制造厂内进行，且在发电机静止状态下进行。试验分为三个阶段，分别在两套绕组对地及两套绕组之间进行。耐压试验的试验电压波形应尽可能接近正弦波形，且在整个耐压试验过程中，不参加试验的其它绕组和埋置的检测元件等，均应与铁心或机壳做电气连接，机壳应接地，同时要做好必要的安全措施，被测发电机周围应有专人进行监护。 4）发电机匝间试验。首先要确认发电机安装工作已全部完成，试验应在制造厂内且在发电机静止状态下进行，要分别检测两套绕组的匝间绝缘情况。 5）发电机空载试验。空载试验是为检测发电机在额定转速下的轴承、转子和定子等部件运转情况，同时可以进行电压、波形及空载特性的测定。空载试验时，应在工作转速范围内均匀采集9-10个点数值，分析空载电压波形，并得到空载时的转速-电压变化曲线。 6）检查发电机空载转动时的噪声值，同时检查装配质量。 10、全功率变流器 全功率风能变流器的组成：并网柜、电抗器拒、主电路柜和控制柜，其中电抗器拒和主电路柜组成功率柜。 ·并网柜：是网侧、机侧电缆与变流器连接的单元，同时也具有滤波、共模电压吸收、实时电压检测，并网及防雷等功能。 ·电抗器拒：功率柜中电抗柜包含了LCL交流滤波单元，用来抑制交流电压畸变和电流谐波，减小变流器向电网产生的干扰，使变流器满足并网电能质量的要求。 ·主电路柜：包含了交流器核心器件，主要有网侧、机侧模块以及相应的直流支撑电容等。 ·控制柜：控制部分是由高速数字信号处理器（DSP）和PLC共同组成。DSP通过逻辑控制及PWM（矢量控制技术）进行控制。 全功率风能变流器由网侧变流器、机侧变流器两部分组成，二者通过中间的直流环节连接，构成一个背靠背/交直交四象限运行交流器。发电机产生幅值频率均变化的交流电，通过机侧变流器整流为直流，经直流支撑电容稳压后输出送至网侧变流器。控制系统通过矢量控制技术（PWM），将直流电转换为频率幅值稳定的交流电，并通过升压后馈入电网。控制系统完善的保护功能以及先进的控制技术，保证变流器运行的安全和可靠，并使电网的冲击降至最小。 全功率变流器系统性能特点：采用先进的控制技术，确保风电机组在低风速下能保持较高的能量转换效率，额定功率时能量转换效率大于97％，系统有独立温控单元，采用强迫冷却和冷启动加热的设备，能适应较宽的温度范围，并支持低电压穿越技术。 低电压穿越撬棒电路：要求变流器具有低电压穿越功能，即在电网电压瞬间跌落时，系统仍能保持并网运行。为此风机设计必须设置低电压穿越撬棒电路。撬棒电路主要由控制单元、大功率IGBT和卸荷电阻等组成。当电网出现电压跌落时，根据控制算法的计算结果和实际交流侧电压，决定其是否动作，消耗多余的能量，以保证交流器的安全工作。 变流器要求专为高速永磁风力发电机组设计的低压交流四象限变流器。变流器的排列采用背靠背形式。电网侧的连接是通过断路器和变压器连接到中压电网上。电机侧是通过隔离开关连接到发电机定子上。 1）变流器控制原理图 变流器主回路拓扑图（虚线内为供货范围）： 2）变流器功能要求 ·变流器在生产运行中接收来自风机主控系统的转矩命令来控制发电机的转矩。变流器具有在超出某一转速后停机的保护功能。变流器的力矩控制精度是±3%，转矩响应时间是5ms。 ·在待机状态，发电机与变流器之间的接触器处于断开状态，发电机可自由转动。但当风机的转速达到一定的数值时，发电机能够快速切换至发电状态。 ·在电网掉电时，变流器可利用制动斩波器使发电机继续带载运行2秒。当发电机转矩降至0之后，可断开发电机与变流器之间的接触器，再进行停机。 ·风机进行维护时，变流器能够控制发电机处于电动状态，使发电机以低转速、高转矩的性能进行正反两个方向旋转。 3）变流器技术指标和参数 （1）环境条件 风机系统在现场的运行环境可按以下标准进行划分： ·非运行环境 Non Operating 这是指在塔筒安装并且系统非运行时的情况。 ·运行环境 Operating 这是指当塔筒已经安装完毕并且设备已经开始运行的情况。 （2）电网条件 （3）发电机参数 （4）变流器机械参数 （5）电网侧变流器参数： ·电网侧变流器容量 3345kVA； ·电网侧电流额定值2794 安培； ·额定进线电压690V； 电网侧功率因数范围 ±0.90 ( 额定条件下) ·开关频率 0~3kHz； （6）电机侧变流器参数： ·电机侧变流器容量3185kVA； ·电机侧电流额定值2668安培； ·电机侧频率范围 8～200Hz； ·电机侧电压范围 0～750伏； ·电机侧额定电压 690伏； ·电压的稳态最大值 750V； ·平均开关频率: 2kHz； （7）直流电路技术参数 ·直流母线的额定电压 976V； ·直流母线的最大电压 1200V； ·DU/DT值 < 1400V/us； ·过载能力：180%瞬时过载小于2秒； （8）其他 ·变流器控制方式：直接转矩控制（DTC）； ·效率： 满负荷时效率不小于96.5%； ·网侧电流谐波：典型谐波值为 5.0%； ·运行海拔高度在4000米以下，超过1000米时需要降容使用，每升高100m降容0.5%.如果安装的海拔高度超过2000米，需联系生产厂家进行调整。 ·对外部水冷单元的要求 冷却液正常工作温度范围+5-+50 °C，当温度在+50 °C至+55 °C之间时，应按2.5%/°C进行降容使用，冷却液流量280 l/min。 冷却液质量要求： ·冷却回路材料：材质不能使用铜或者黄铜，也不能使用任何锌或镀锌材料，可以使用不锈钢材料或者铝合金特厚管如EN AW-6060/6063，也可以使用塑料材料，例如PEX, PA 或 Teflon。 ·水冷单元必须配置加热装置和温度控制装置，并安装三通阀, 进行污水或冷凝水的排放。 ·散热能力：116kW； 4）变流器设备的可靠性及维护性 ·变流器系统的设计寿命不应低于20年，但风机的很多部件从经济性考虑，其寿命是不可能达到20年，这就要求对设备进行定期的维护和检修。 ·设备所需的维护和检查周期应不小于1年。供贷方应在风机的整个设计寿命期限内，提供一定量的备品和备件。 ·对于变流器所有需要更换的部件或备件，其实物尺寸和重量都应与原部件相一致。 5）变流器的国际标准和电网法规 （1）变流器应符合的国际标准 ·EN 60204-1（2006） 机械安全； ·EN 60529:1991 外壳防护等级； ·NEMA 250(2003) 电气系统外壳； （2）变流器供货要求 ·变流器认证工作需要供货方向认证机构提供认证所需的相关信息和资料。 ·变流器设备要求要有CE标记，表明符合IEC标准的低压电气设备和电磁兼容规范。 6）低电压穿越功能的实现 根据不同的国家对于风力发电机电气设备的性能要求，当电网系统电压骤降时，对变流器的工作过程提出了严格的要求： （1）变流器应和电网系统保持一段时间的连接； （2）不能从电网系统中获取电能； （3）变流器必须产生所要求的容性无功电流； 电网电压骤降期间的典型性能如下所示。 由于发电机反转矩的失去而引起风力发电机机械应力减小，或者由于发电机的特性引起中间直流回路产生危险高电压，这种情况下可以采用制动斩波器。电网规范的满足情况还取决于动态的变桨控制，以确保风机的转速在安全范围内。在使用制动斩波器时，无需去除发电机的反向转矩。制动斩波器和电阻器限定了此类功率持续的最长时间。通过将直流电能接至外部电阻器，外部制动斩波器能够将中间电路的直流电压控制在过压限值以下。在配有制动斩波器的单元中，电网电压骤降期间变流器可以跟随主控制器的转矩给定，从而使风机转速保持稳定。 下图说明了电网电压骤降期间风机与变流器的性能。N+D150代表配备了制动斩波单元的风机转速；nwithout +D150 代表未配备制动斩波器的风机转速；U/UN 代表电网电压与变流器额定电压的比例；Tref, +D150 代表配有制动斩波器时变流器的转矩给定，Tref, without +D150 代表未配备制动斩波器时变流器的转矩给定。 7）保护功能 变流器内置了安全保护功能如下： （1）过电流； （2）过电压； （3）电机超速； （4）转矩过大； （5）欠压； （6）输出短路； （7）输出接地； （8）单相输入电压跌落； （9）通讯故障； （10）制动斩波器故障； （11）电流不平衡； 8）接口和通讯内容 （1）机械接口： 变流器布局为面对面排列形式，由两个子柜体组成，单个柜体的外形尺寸：2700（宽）*2000（高）*735（深），单柜重量： 2500公斤。柜体颜色：RAL7035。每个子柜体电网侧和电机侧分别由三个外形尺寸一致和重量不超过150kg的功率模块组成。 变流器的进线（去变压器）位于柜体顶部，出线（去发电机）位于变流器的底部。每个柜体电缆选用3*3*185mm2，变压器侧接地电缆选用1*185mm2。制动斩波器接线位于柜体顶部。控制接线位于柜体侧面。冷却管道接口采用螺纹连接，主柜的水冷管位于柜体的左侧，从柜的水冷管位于柜体的右侧。 （2）电气接口： ·与主控制器的通讯接口采用CANOpen总线协议，通讯内容和通讯协议详见用户手册和通讯适配器手册。 ·急停命令，采用0类急停。 ·向外部提供3~690V，125A电源。 ·向外提供电压测量信号：690V。 ·向外提供三相电流互感器，互感器二次侧5A。 ·加热需求信号，节点信号。 ·外部为变流器提供单相230 伏，总共9kVA的辅助控制电源。 ·外部为变流器提供单相230 伏在线式不间断电源（UPS），每个柜体峰值容量2000伏安，平时容量小于500瓦，持续时间大于3秒。 电气接口示例图，以Canopen总线为例： 变流器通过 CANopen 传递给主控系统的关键参数及要求： 主控系统通过 CANopen 传递给变流器的关键参数及要求： 24V 数字 IO 信号： 变流器输入信号： 11、滑环 滑环是用于转动部件与静止部件之间的动力电源和控制信号的传输。滑环的关键部件采用金和金弹簧线技术。滑环壳体由铸铝制成，符合保护等级IP65。在转子和静子端的Harting均预先接线。 1）技术描述 风电机组采用27通道电气滑环，滑环为金弹簧丝滑环。轴侧(法兰接口侧)用HARTING接头且预先接线。刷子侧用HARTING接头且预先接线。 2）技术参数 滑环各通道主要功能如下： 4 ways AC Power 400V/50A，70A for2s, 300A for 100ms 1 way AC Power PEN 2 ways DC Power 230V 16A 11 ways DC Power 24V 2.5A 6 ways Communication RS485 3 ways Communication Shield ℃ 要求滑环所有外观可见的外壳均用铝浇铸而成。滑环的IP等级为IP65，滑环内安装电加热器（(4x13W, 230V)，内部温控装置的温度控制范围为+15℃到 +25℃，机舱内允许环境温度：-40℃到+70℃。长时间停机时滑环需要预热，预热时间大约为1小时，可根据具体环境温度进行确定。 滑环最大允许转速为25转/分，滑环带有编码器(型号：GM400.A 10 A3 04)，2048线。 金弹簧刷使用寿命为15,000公里，相当于8到10年。另外，用户每24个月对滑环进行一次清洁和润滑保养。 3）滑环使用的工作环境 Storage temperature：-40℃~70℃ 生存温度：-40℃~70℃ Sea height level:2000m 海拔高度：2000m Average humidity ：90% 平均湿度：90% Max humidity：100% 最大湿度：100% 12、防雷保护 在叶片内部，雷电传导部分将雷电从接闪器导入叶片根部的金属法兰，最后通过轮毂传至机舱； 机舱底板与上段塔架之间、塔架各段之间 ，塔架除本身螺栓连接之外还增加了导体连接； 在机舱的后部安装有避雷针，在遭受雷击的情况下将雷电流通过接地电缆传到机舱底座，避免雷电流沿传动系统的传导；机舱底座采用球墨铸铁件，机舱内的零部件都通过接地线与之相连，接地线尽可能地短直，雷电流通过塔架和铜缆经基础接地传到大地中；机组的接地要求按照GL规范进行设计，符合IEC 61024-1 或GB 50057-1994的规定。接地可采用平均直径大于10m的接地圆环，要求单台机组的接地供频电阻≤4Ω，多台机组的接地要进行互连。这样通过延伸机组的接地网进一步降低接地电阻，使雷电流迅速流散入大地而不产生危险的过电压。 13、联轴器 联轴器是连接齿轮箱高速轴和发电机之间的连接部件，用以弥补风电机组安装或设备运行过程中产生的轴系误差，解决主传动系的不对中问题，同时连轴器还可以增加传动链的系统阻尼，减少机组振动的传递。 连轴器安装在齿轮箱和发电机之间，还具有对风电机组的安全保护功能。由于风电机组运行过程中可能产生异常情况下的传动链过载，如发电机短路导致的转矩甚至可以达到额定值的5－6倍，为了降低设计成本，一般采用在高速轴上安装柔性安全连轴器的方法，不仅可以起到保护重要部件的目的，而且也可降低齿轮箱的设计与制造成本。 2MW风力发电机的联轴器产品型号为：RADEX N220-NANA4 SPEZ。 1）联轴器主要技术参数 参 数 数 值 单 位 额定扭矩 TKN 25 kNm 最大允许扭矩 TKmax. 50 kNm 额定转速 n 1650 r/min 最大允许转速 nmax. 2400 r/min 径向刚度Cr 24 N/mm 轴向刚度 Ca 130 N/mm 角向刚度 Cw 6600 Nm/rad 允许轴向位移 ΔKa 持续工况 ±8 mm 允许径向位移 ΔKr 持续工况 ±17.5 mm 允许角向位移 ΔKw 持续工况 1.5度 degree 滑动扭矩范围 24±15％ kNm 工作温度范围 －30~65 ℃ 存储温度范围 －40~75 ℃ 旋转方向 顺时针，从齿轮箱往发电机方向看 绝缘阻抗（Ω） ≥14x10Exp12 Ohm at 2000Volt DC 允许打滑次数 >1000次 动平衡等级 G6.3 动平衡转速 1800rpm 转动惯量 26.791 Kgm2 2）联轴器结构尺寸 供货方应根据设计要求提供详细的产品总成图，总成图上应包括两端连接尺寸以及与安装相关的零件的尺寸。 3）调偏性能 联轴器应具有良好的轴向、角向和径向的调偏能力，同时没有应力集中，这对保护轴承是非常重要的。联轴器所具有的调偏能力，使设备在运转过程中可起到很好的补偿和保护作用。 4）绝缘性 联轴器应具有良好的电绝缘性，该绝缘性20年内不发生任何变化。 5）防腐性 联轴器应具有良好的防腐性，即使在腐蚀最严重的海上也可以达到20年的防腐性能。 6）力矩限制器 联轴器中间体内装有力矩限制器。力矩限制器的精度高、寿命长和免维护，允许设备打滑1000次时扭矩下降约10%，20年内不需重新设定打滑扭矩。按照德国E-ON标准设计，目前风电行业世界上最先进的过载保护方案，可以很好地保护风机运行过程中因瞬间过载而对其他设备造成的损坏。 7）设计寿命及易耗损件 联轴器设计寿命为20年。膜片在20年内一般不需要更换。该联轴器没有易耗损件。 8）维护 高性能联轴器无需专门维护，可按照风电机组的维护保养规定，定期查看膜片是否有严重变形以及螺栓是否有松动现象。 9）安装 联轴器不需移动机舱内部两边设备即可进行装卸。更换模片也不需移动两端的设备。 14、风机主轴 风机主轴是传动链中主要部件之一。主轴的设计是根据传动链的技术方案，以载荷分析为依据，进行主轴的初步设计，并在此基础上，通过进一步的强度、刚性和稳定性分析，确定主轴的结构。 主轴材料一般采用碳素合金钢，毛坯采用锻造工艺。由于合金钢对应力集中的敏感性较高，轴的结构设计中应注意减小应力集中，并对表面制造质量有一定的要求。 15、风机轴承 风机轴承是传动链设计需要重点考虑的问题，如主轴的前轴需要承受风轮产生的弯矩和推力，通常采用双列滚动轴承作为径向和轴向支撑。 风电机组主传动链中主要采用了圆柱滚子轴承、调心滚子轴承或深沟球轴承。相关标准对风电齿轮箱轴承的一般规定为：行星架应采用深沟球轴承或圆柱滚子轴承；速度较低的中间轴可选用深沟球轴承、球面滚子推力轴承或圆柱滚子轴承；高速的中间轴应选用四点接触球轴承或圆柱滚子轴承；高速输出轴和行星轮采用圆柱滚子轴承等，具体以设计图纸为基准。 轴承的设计计算内容主要包括静态和动态载荷、轴承寿命分析和疲劳损坏等。静态和动态载荷是轴承设计的基本依据。风电齿轮箱轴承的承载压力往往很大，需要进行设计计算。 16、风机塔架 风机塔架的作用是将风轮及整个传动链支撑在离地面一定的高度上，使风轮能捕获更多的能量。塔架采用锥形钢管塔，上下共分4段，材料采用Q345钢，制造标准应符合GB1591-1994。 塔架的各分段塔筒由高约2.5m的环板焊接而成，通过法兰螺栓连接成一个整体，塔架顶部与安装在机舱底部的回转支撑连接，塔架底部与基础塔筒的上法兰连接，表面有防腐蚀保护，面漆为白色。塔筒内部设有爬梯，带有安全导轨，以供工作人员上下使用，通过爬梯可使人员到达各连接法兰下方的平台及机舱内部，此外还配有电动助力器，使人员上下塔架更加轻松。塔筒内部输电形式采用母线排，安全美观，控制电缆与避雷系统也安装在塔架上，以保持高处机舱与地面之间的联系。另外，塔架中还配有提升工具和设备所用的电动提升机。 1）塔架采用柔性塔架，为锥形筒状钢结构，方便人员通行。材料选用低合金高强度结构钢Q345。 2）塔架是风电机组的主要承载部件，要求具有足够的静、动强度，能承受作用在叶轮、塔架上的各种力及叶轮转动引起的振动载荷，包括风机的启动和停机过渡状态时的周期性交变载荷，以及阵风响应和塔影效应等产生的影响。 3）机舱通过偏航轴承安装在塔架上。 17、风机机舱 风机机舱一般由机架、机舱壳体等构成，并通过偏航系统与塔架连接。机架是风电机组主传动链的基础构件，风轮主轴承以及齿轮箱和发电机等都安装在机架上。风轮的大部分载荷通过机架传递给塔架。大型风电机组的机舱内设置有小型吊装设备，用于机舱内重量相对较轻的部件安装。 1）机舱罩 机舱罩外表面为白色胶衣，内部为玻璃钢结构。胶衣保护树脂不受紫外线的分解，可防止玻璃钢的老化。玻璃钢用以保护机舱内部零部件不受冰雹等冲击破坏，机舱各片体连接处有密封胶条并在外部涂机械密封胶，以防止雨或雪进入机舱内部。 2）底座 底座总成主要有底座、下平台总成、内平台总成、上平台总成、机舱梯子等组成。 （1）发电机总成、变浆系统总成共计80-90T的重量通过悬臂结构作用在底座上。 （2）通过偏航轴承与塔架相连，并通过偏航系统带动机舱总成、发电机总成、变浆系统总成进行偏航。 （3）底座为下平台总成、内平台总成、上平台总成、机舱罩总成、偏航系统总成、液压系统总成、润滑系统总成提供支撑。 18、雷电保护、接地、等电位联结和浪涌保护 雷电保护功能是在一个已知点和选择点来截获雷电，安全地把这种雷电传到地面，将能量消散到接地系统，并交把所有的接地点联贯在一起。保护设备免受交流电力馈线入浸，暂态波破坏，并保护低压数据/通讯电路。 风机设备接地是保护人员安全、保护设施和设备接触到带电导体，保证电力系统安全运行，使之不受故障和雷电的影响。 风电设备保护在设计时需要考虑以下几点：高原作用；高原设计寿命；土壤电阻率；土壤的自然腐蚀性；场地面积和形状；目前建筑物和它们的接地系统；季节因素和温度因素；道路和公共设施；临近设施和电力系统及近期增加的设备因素等。 19、机舱内部的密封、隔音和保护 机舱密封是使机舱内部的保持密封、堵塞裂隙、裂纹和漏洞。密封材料可以弥补差异，使机舱结构、接缝、过渡转换和垫圈更为安全，同时密封具有分离、防水、防气、防潮、抗盐、防沙、隔热、消噪、隔离功能。 机舱吸音是采用吸音材料，可以吸音、缓冲或均衡压力。 机舱保护装置能够防止机舱振动、重载、动态效应、火灾、静态效应或切线应力，在某些情况下可用减振材料来分散压力、保护产品和机械不受损坏，防止发生人身事故。 20、提升机 塔架内部的提升机形式为链式结构，主要由链盒、吊钩装置、提升机本体（电机、齿轮等）、控制按钮站、支架等部分组成。 提升机的功能可方便机舱内部工具和备件的提升，起吊重量小于350kg（吊物孔尺寸610mm×610mm）。 21、机组安全系统 酒钢2000系列机组是全天候自动运行的设备，设备整个运行过程都处于严密监控之中，其安全保护系统共分三层结构：计算机安全控制系统，独立于计算机安全链的器件本身保护措施。在机组发生超常振动、过速、电网异常、出现极限风速等故障时保护机组。对于电流和功率保护，系统采用两套相互独立的保护机构，如电网电压过高和风速过大等不正常现象出现后，电控系统会在系统恢复正常后自动复位，机组重新启动。微机保护涉及到风电机组整机及零部件的各个方面，紧急停机用于保护整机严重故障及人为需要时，主要用于发电机和各电气负载的保护。 22、风力发电机的基础 风力发电机组基础是埋在地面以下，它由钢筋和混凝土组成，并在基础中嵌入了基础段，基础段露出混凝土上表面一般约600mm，基础段上部焊有法兰，用于与上段塔筒进行连接。 风力发电机通过自重及基础的重量和几何尺寸，平衡运行中风力产生的倾覆力矩，使风机主体保持稳固。 1）每个风机基础为独立的重力式基础，主要依靠自身重力来承受上部塔架传来的竖向荷载、水平荷载和倾覆力矩。基础外观形式一般为圆形柱台。 2）基础是风机的主要承载部件，用于平衡机组自身重量、风轮产生的正压力、风载荷、机组调向时产生的扭矩等，以确保风电机组安全和稳定运行。 3）基础设计计算包括：基础混凝土重量、几何尺寸的计算、基础底部压力所产生的偏心距计算、土壤压力的计算、设计配筋计算、抗冲切强度校核等。 23、机舱总装流程图 七、风机主要部件供货说明 1、风机的主要部件供货清单 1）叶片 （1）叶片主体，每个风机3片； （2）防雨罩，每个风机3个； （3）防雷电装置包括：叶片的接闪器（铝）和雷电导线等； 2）高速永磁发电机 （1）高速永磁发电机，数量1套； （2）绕组温度传感器； （3）注油装置：Lincoln，注油泵需具备自动控制模式； （4）出线盒（含DEHN浪涌保护器），能够满足使用185（18根）电缆全容量出线； （5）转速传感器：HOG10 DN2500-TTL(堡盟) ； 3）液压系统 （1）液压传动系统，1套； （2）接线盒，1个； （3）手动泵，1个； 4）变流器 变流器型号ACS800-77LC-3185/3345-7，水冷型。主从两个柜体，单个变流器柜体主要包括： （1）全密闭的IP54 防护柜体，四象限变流器共6个功率模块，机侧模块为ACS800-104LC-0555-7，网侧模块为ACS800-104LC-0705-7； （2）网侧滤波器LCL； （3）网侧断路器； （4）电机侧隔离开关（接触器）,安装在变流器柜体内； （5）电机侧du/dt滤波器，集成在功率模块中； （6）直流回路熔断器； （7）共模滤波器； （8）制动斩波器，每个500kW/3秒，1个； （9）网侧防雷及浪涌保护器； （10）对外辅助电源供应，3~ 690V， 125A； （11）网侧变流器的预充电回路； （12）变流器控制部分； （13）Canopen通讯总线适配器； （14）编码器适配器(以实现inching mode) ； 5）控制系统供货范围 控制系统包含： 序号 内容 数量 备注 一 硬件部分 1套 1 塔基柜体 （包括柜体照明、面板按钮、指示灯、检修电源插口、加热、冷却系统） 2 机舱柜体 （包括柜体照明、面板按钮、指示灯、检修电源插口、加热、冷却系统） 3 控制器及IO系统 （包括CPU单元、触摸屏、扩展存储单元、电源单元、自检IO、电网监测、部件监控IO、变频总线接口、变桨总线接口、振动传感器监测总线接口、总线耦合器） 4 电源分配系统 （包括齿轮箱油泵、发电机加热冷却系统、变桨系统、液压站系统、偏航系统、变频系统等的配电） 5 安全保护系统 （独立的超速保护、扭缆保护、急停保护、振动保护等） 6 雷电保护系统 （包括690VAC进线电源雷电保护、变桨电源雷电保护、IO端子雷电保护、变桨信号雷电保护、箱变信号雷电保护、风信号雷电保护等） 二 软件部分 1套 不提供源代码 1 实现机组自动无人值守运行的控制软件 2 提供远程访问EtherNET接口 3 运行、检修、手动控制界面 4 实现单机报警及记录、历史数据记录功能 5 单机的用户访问管理功能 备品备件及专用工具： ·调试用终端机； 6）中央监控系统供货范围 （1）操作站监控系统，数量1套，包括：计算机、中央监控系统运行软件授权； （2）服务器柜，包括：1套服务器、1套网络交换机、低压电器设备、所有必要的电缆连接、光缆熔接指导及附件等； （3）微软 Windows XP、WindowsServer 2003操作系统； （4）就地联网设备，包括：各风机处环网交换机、光缆熔接指导及附件等； （5）中央监控系统用的UPS电源； （6）中央监控系统监控计算机二台（22寸液晶显示器）； （7）惠普A3单色激光打印机； 7）风机刹车系统 （1）高速制动器 型号KTAB3000 A，数量为 1套。 （2）偏航制动器 型号KTAB 120 A，数量为 5套。 8）风机变桨系统 （1）中控箱 1套 （2）轴控箱（含电池组） 3套 （3）变桨电机（含A编码器） 3套 （4）编码器 3套 （5）桨叶小齿轮 3套 （6）机械式限位开关 6个 （7）各部件间的连接电缆及电缆连接器 1套 （8）箱体安装支架 1套 （9）弹性支撑（ESM） 1套 （10）调试工作站 1套 9）全功率风能变流器 （1）并网柜，1个； （2）电抗器拒，1个； （3）主电路柜和控制柜，1个； 其中电抗器拒和主电路柜组成功率柜。 10）公辅系统方面 （1）风场的测风、选址和规划系统； （2）风机总装车间和风电场的地勘、场平、安评、环评、消防系统； （3）风电场中风机的土建基础、中央监控室、操作室、控制室、变送电室、办公室等建设； （4）风机总装车间（包括厂房内吊车）、仓库、办公室、门房、食堂和宿舍等建设工作； （5）风机总装车间和风电场的公辅设施包括水、电、暖及道路、围墙、绿化等工作。 2、风机的其它供货内容 1）增速箱，数量1个； 2）变桨设备，数量1套，主要由电动机、大速比减速机和开式齿轮传动副组成； 3）偏航系统，数量1套，主要功能使风轮处于迎风状态和提供锁紧力矩； 4）轮毂，数量1个，用来固定叶片的部件； 5）干油润滑系统，3套； 6）稀油润滑系统，1套； 7）风机轴承，1套，内容包括变桨轴承、偏航轴承、风机主轴承等； 8）联轴器，连接齿轮箱高速轴和发电机之间的连接部件，数量1套； 9）风机的水冷系统，数量2套，分别供给发电机和变频器使用； 10）风机的风冷系统，数量1套，主要用于齿轮箱和机舱的冷却； 11）电气滑环，数量1个，采用27通道金弹簧丝滑环； 12）风机机舱，数量1个，由机架、机舱壳体等构成； 13）雷电保护、接地、等电位联结和浪涌保护； 14）机舱内部的密封、隔音和保护，数量1套； 15）风机塔架，数量1个； 16）提升机，数量1个； 17）风力发电机的基础，数量1个； 18）机组安全系统，数量1个； 19）锁紧装置，数量1个；锁紧装置为叶轮变桨锁定装置和发电机转子锁定装置。 八、风机的设计图纸和文件交付内容 风电机组的设计不同于常规生产线的设计，风机的总体设计由风机的设计单位进行，风机的一些分部部件一般由供货单位进行设计，并提供部件的基本设计和详细设计。对于我们的2MW风机来说，风机的总体设计由北京世纪汉能负责进行，如风机的基本参数、总体布局、各部件的性能要求、钢结构设计、平台设计、轮毂设计等内容，而各主要部件的设计则主要由供货单位负责进行，如控制系统、叶片设计、增速箱设计、发电机设计、变流器设计、减速机设计、轴承设计等内容。因此，风电设备的设计需要设计单位与供货厂家共同来进行。对于制造厂来说需要提供如下内容： 1、通用资料 1）需要提供所有部件设计图、加工图纸和部件接口图； 2）产品合格证； 3）使用与维护说明书； 4）装箱清单； 5）设备测试报告； 6）设备出厂检验报告； 7）产品和运输、吊装、存储、安装等要求及说明。 2、叶片 1）叶片相关试验报告和尺寸检查报告； 2）叶片载荷报告； 3）叶片的理论质量和刚度分布及线密度； 4）使用维护说明书 （1）制造厂家； （2）名称、型号； （3）叶片描述； （4）叶轮直径； （5）额定输出功率、风轮额定转速； （6）切入风速、额定风速和切出风速； （7）叶片主要技术数据； （8）叶片接口图； （9）叶片安装、运输过程中的吊装位置及吊装要求； （10）叶片使用维护要求。 3、连轴器 1）连轴器的技术说明和基本参数； 2）连轴器两端连接尺寸以及与安装相关的零件的尺寸，性能参数； 3）滑动扭矩试验报告； 4、液压系统； 1）保压测试报告； 2）设备冲洗报告； 3）电机的型式试验报告； 4）液压系统的功能描述、原理图和接口图； 5、发电机 1）发电机的功能描述、设备结构和基本参数； 2）外形尺寸图； 3）结构装配示意图； 4）接线图纸； 5）测温点布置图； 6）润滑点布置图； 6、变流器 1）设备的功能描述、设备结构和基本参数； 2）产品硬件手册（包含变流器维护说明）； 3）产品固件手册（包含变流器安装调试指导）； 4）电气原理图； 5）器件清单； 6）总线适配器手册； 7、滑环 1）设备的功能描述、设备结构和基本参数； 2）滑环部件图纸； 3）操作手册； 4）维护保养手册； 8、控制系统 1）设备的功能描述、控制原理图、设备结构和基本参数； 2）用户手册； 3）控制系统接线图； 4）电气元件清单； 5）机舱柜、塔基柜检测报告，随货应附有产品检验合格证； 9、中央监控系统 供货方提供的图纸和资料包括下列内容： 1）中央监控系统操作手册； 2）中央监控系统检测报告； 3）中央监控系统网络结构图； 4）服务器柜电源分配图； 5）中央监控系统器件清单； 九、产品制造标准 风电机组设计过程中，不仅要参照通用的设计标准，如机械设计、通用设备和元器件等标准，还应遵循风电行业的相关标准。 1、设计和制造必须执行的标准 ·GB/T 中国风力发电机增速箱标准 GB/T 19073-2008； ·DIN 德国标准DIN3990-1987； ·ISO 国际标准化组织标准ISO1328-1997； ·GL 德国劳埃德船级社规范GL-2003或最新版本； 2、风力发电行业通用标准 ·GB 191 包装储运图示标志； ·GB 755 旋转电机 定额和性能； ·GB/T 997 旋转电机结构型式、安装型式及接线盒位置的分类（IM代码）； ·GB/T 1993 旋转电机冷却方法； ·GB/T 2900.25 电工术语 旋转电机； ·GB/T 4831~1984 电机产品型号编制方法； ·GB/T4842.1 旋转电机整体结构的防护等级（IP代码）分级； ·GB 10068-2000 轴中心高为56mm及以上电机的机械振动、振动的测量、评定及限值； ·GB/T 10069.1 旋转电机噪声测定方法及限值 第1部分：旋转电机噪声测定方法； ·GB/T 10069.3 旋转电机噪声测定方法及限值 第3部分：噪声限值； ·GB/T 12665-1990 电机在一般环境下使用的湿热试验要求； ·JB/T 5811 交流低压电机成型绕组匝间绝缘试验方法及限值； ·JB/T 9615.1 交流低压电机散嵌绕组匝间绝缘试验方法； ·JB/T 9615.2 交流低压电机散嵌绕组匝间绝缘试验限值； ·JB/T 10098 交流电机定子成型线圈耐冲击电压水平； ·XB/T 903-2002 烧结铷铁硼永磁材料 表面电镀层； ·YB_9254-1995_钢结构制作安装施工规程.pdf； ·GB20319-2006风力发电机组_验收规范.pdf； ·JB10194-2000_风力发电机组风轮叶片.pdf； ·GB18451.2-2003_风力发电机组_功率特性试验.pdf； ·GB6067-85起重机械安全规程.pdf； ·GB21407-2008_双馈式变速恒频风力发电机组.pdf； ·JB10300-2001_风力发电机组__设计要求.pdf； ·IEC_61400-24_2002-07_风机防雷标准.pdf； ·GB19069_风力发电机组_控制器_技术条件.pdf； ·DLT796-2001风力发电场安全规程.pdf； ·JGJ82-91钢结构高强度螺栓连接的设计、施工及验收规程.pdf； ·JBT10426.1-2004风力发电机制动系统.pdf； ·GB18710-2002_风电场风能资源评估方法.pdf； ·GB19568-2004_风力发电机组安装和装配规范.pdf； ·GB19960.1-2005_风力发电机组_第1部分_通用技术条件.pdf； ·SHT3515-2003大型设备吊装工程施工工艺标准.pdf； ·GB19072-2003_风力发电机组_塔架.pdf； ·JBT10426.2-2004.pdf； ·DLT797-2001_风力发电场检修规程2.pdf； ·JB7323-1994_风力发电机组_试验方法.pdf； ·JBT10425.1-2004_风力发电机组偏航系统第1部分：技术条件.pdf； ·JBT10425.2-2004_风力发电机组偏航系统第2部分：试验方法.pdf； ·GB19073—2003风力发电机组 齿轮箱.pdf； ·GB18709-2002风电场风能资源测量方法.pdf； ·GB18709-20022.pdf； ·GB19071.2-2003.pdf； ·DLT5383-2007风力发电场设计技术规范.pdf； ·DLT5384-2007_风力发电工程施工组织设计规范.pdf； ·国家电网公司电力系统无功补偿配置技术原则.pdf； 3、风力发电建设土建标准 ·建筑结构荷载规范_GB_50009-2001.pdf； ·DL-T_5024-2005_电力工程地基处理技术规程.zip； ·混凝土结构工程施工质量验收规范(GB_50204-2002).pdf； ·风电机组地基基础设计规定FD003-2007.doc； ·电力建设工程施工技术管理导则.pdf； ·GB50300建筑工程施工质量统一验收标准.pdf； ·GB_50300-2001_建筑工程施工质量验收统一标准(含条文说明).pdf； ·GB_50202-2002_建筑地基基础工程施工质量验收规范.pdf； ·GB_50026-2007_工程测量规范.pdf； 4、电气控制方面的标准 GB/T 3797-2005 电气控制设备； GB/T 19069-2003 风力发电机组 控制器 技术条件； GB/T 19070-2003 风力发电机组 控制器 试验方法； GB/T 19960.1-2005 风力发电机组 第1部分：通用技术条件； GB/T 19960.2-2005 风力发电机组 第2部分：通用试验方法； GB/T 18451.1-2001 风力发电机组 安全要求； GB/T 17626 电磁兼容试验和测量技术； GB/T 14598 电气继电器； GB/T 2423 电工电子产品基本环境试验； GB 4208-1993 外壳防护等级； GB/Z 19963- 2005 风电场接入电力系统技术规定； GB/T 15969.1-2007 可编程序控制器 第1部分：通用信息； GB/T 15969.2-1995 可编程序控制器 第2部分：设备特性； IEC 60204-1-2005 机械安全.机器的电气设备.第1部分:一般要求； TCP/IP 网络通讯协议； IEEE802 局域网标准； GB/T 13926-92 工业过程测量和控制装置的电磁兼容性； DL/T 621-1997 交流电气装置的接地； GB7251.1－2005 低压成套开关设备和控制设备； GB50172 电气装置安装工程盘、柜及二次回路接线施工及验收规范； 如果上述标准与国外有关标准有冲突时，应尽量使用国外或德国aerodyn的标准。 十、产品质量保证 本风电系统供货方所提供的产品质量保证期均为2年，在质保期内发生的任何质量问题，均由供货方免费承担。 1、齿轮增速箱 1）材料和零部件的质量应保证达到设计的有关要求； 2）外齿轮材料应选用优质低碳渗碳合金钢，如17CrNiMo6并满足齿轮材料相关国内国际标准要求； 3）齿轮增速箱壳体材料QT400-18AL； 4）全部轴承均选用进口轴承，卖方提供合格证书； 5）其余成品件如：油泵、冷却器、油压表等，供货方应提供合格证书； 6）齿轮增速箱装配完成后，在出厂前应进行出厂试验，具体要求按GB/T19073-2008标准执行； 7）增速箱中的外齿轮制造精度不低于6级，内齿轮制造精度不低于7级。 2、叶片 1）供货方应提供叶片主材的相关GL证书和检测报告，确保叶片的力学性能能达到设计要求。 2）叶片出厂前应对叶片尺寸进行检查，需求方有权对叶片各参数进行复核。 3）供货方应进行材料在常温下的力学性能试验。 3、发电机和变流器 1）设备出厂前应进行目检，检查设备外观的完整性； 2）机械外观检查； 3）变流器内部冷却系统压力测试； 4）绝缘及阻抗测试； 5）耐压测试； 6）接地和屏蔽检查； 7）设备出厂前应进行功能测试，以验证电气线路以及冷却系统的连接是否正确，能否与主电路一起正常工运行，设备的静态特性是否能满足规定要求。包含 I/O 信号检查、通信测试、空载测试； 8）辅助器件性能检验，如风扇、断路器、接触器等辅助器件的功能测试； 9）保护系统实验； 10）完整性检查； 11）变流器需要与发电机进行联调实验，内容包括设备加载实验，温升实验，过载能力实验，负载周期变化测试，网侧功率因数测定，电机侧谐波测试，电网电压波动适应能力测试等内容。 4、电控柜的检验和试验 设备的检验和性能验收试验满足技术要求。在设备出厂前按要求完成各项检验及试验。 电控柜出厂试验包括以下试验项目，但不仅限于以下试验项目： 1）机柜试验 （1）绝缘电阻测量：分别用500V和1000V兆欧表分别对400V/230V 和690V的每两相和每相与机壳之间的绝缘电阻值进行测量； （2）柜内接线检查：利用万用表按控制柜原理图进行测量。 2）上电测试（通电及相应设备的整定值设定） （1）I/O测控单元的性能试验（包括信号输入检查，命令输出检查和模拟量测量测试等）。 （2）柜内硬接线联锁试验。 （3）柜内安全链系统试验。 3）工厂试验 在工厂试验期间完成工厂试验报告，试验报告包括以下项目，且不限于以下试验项目： （1）设备的编号和出厂序号。 （2）试验日期和试验地点。 （3）试验条件（包括环境温度、湿度、试验电源等）。 （4）试验仪器仪表（对于精度试验，标明所使用的测试设备的精度）。 （5）试验结果，包括试验数据，试验点，打印数据和示波器图形等。 3）试验所采用标准 所采用的主要现行标准如下： （1）TCP/IP 网络通讯协议； （2）IEEE802局域网标准； （3）GB/T 13926-92工业过程测量和控制装置的电磁兼容性； （4）GB/T 19069－2003风力发电机组控制器； （5）DL/T 621-1997交流电气装置的接地； 十一、技术服务及人员培训 供货方对所提供设备的有关技术问题，需要承担咨询、培训和服务的义务，以确保产品的正常使用，在风力发电机安装、试车期间供货方应派遣工程师到现场进行指导安装调试和现场培训。 人员培训计划分三期进行，各期的培训内容如下： 1、风机的工艺设计、设备结构、电气控制培训； 2、风机的生产操作和维护检测培训； 3、风机的装配和测试培训。 十二、风力发电机整机开发进度计划 1、2.0MW风力发电机整机开发计划 1）设备订货方面 序号 内容 月份 备注 12 1 2 3 4 5 6 7 1 齿轮箱（包括减振器） 2 风力发电机（包括减振器）和联轴器 3 风机变频器（包括全功率风能变流器励磁电源） 4 液压系统和润滑系统 5 风机的主轴刹车、偏航刹车和变桨刹车 6 风机变桨系统 7 实时跟踪风向的偏航系统 8 风机的加热和冷却系统（包括风冷和水冷） 9 风机的起重机和电梯系统 10 风机的主轴轴承、变桨轴承和偏航轴承 11 密封、隔音和保护 12 螺栓及其它 2）机械设备制造方面 序号 内容 月份 备注 12 1 2 3 4 5 6 7 1 风机的轮毂（包括风机的锁定系统）和主轴 2 主机架系统 3 风机的塔筒 4 风机叶片、整流罩和保护罩 5 平台、梯子及其它 3）控制系统订货方面 序号 内容 月份 备注 12 1 2 3 4 5 6 7 1 风机的中央控制和监视系统 2 风机主控系统和就地监控系统（包括各种检测元器件） 3 风机结冰探测器 4 雷电保护、接地、等电位联结和浪涌保护 5 风机系统的升压和并网系统（包括并网柜和开关柜） 6 集电环、电缆及其它 4）风机的组装、生产和维护方面 序号 内容 月份 备注 12 1 2 3 4 5 6 7 1 风机设备的安装、维护和生产等方面人员筹备 2 风场运行中风速和风向检测 3 风机运行中介质检测（液压油、润滑油和冷却水） 4 风机的安装、检测、生产和维护等常用工具及特殊工具 5 风机在总装车间的组装和测试 6 风机的安装和调试 5）风机组装的质量控制方面 序号 内容 月份 备注 12 1 2 3 4 5 6 7 1 风机的整体检验 2 风机生产中的定期鉴定 3 风机的系统测试 4 风机的状态检测 5 风机的认证 6）风机组装的供应链管理方面 序号 内容 月份 备注 12 1 2 3 4 5 6 7 1 供应链质量管理 2 部件的质量检验 3 测试与认证服务 4 叶片无损检测 5 叶片使用寿命的验证 6 在役风机的检验 7）公辅系统方面 序号 内容 月份 备注 12 1 2 3 4 5 6 7 1 风场的测风、选址和规划系统 2 风机总装车间和风电场的地勘、场平、安评、环评、消防系统 3 风电场中风机的土建基础、中央监控室、操作室、控制室、变送电室、办公室等建设 4 风机总装车间（包括厂房内吊车）、仓库、办公室、门房、食堂和宿舍等建设工作 5 风机总装车间和风电场的公辅设施包括水、电、暖及道路、围墙、绿化等工作 8）人员培训 序号 内容 月份 备注 12 1 2 3 4 5 6 7 1 风机的工艺设计、设备结构、电气控制培训 2 风机的生产操作和维护检测培训 3 风机的装配和测试培训 2、2.5MW风力发电机整机开发计划 1）设备订货方面 序号 内容 月份 备注 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 1 齿轮箱（包括减振器） 2 风力发电机（包括减振器）和联轴器 3 风机变频器（包括全功率风能变流器励磁电源） 4 液压系统和润滑系统 5 风机的主轴刹车、偏航刹车和变桨刹车 6 风机变桨系统 7 实时跟踪风向的偏航系统 8 风机的加热和冷却系统（包括风冷和水冷） 9 风机的起重机 10 风机的主轴轴承、变桨轴承和偏航轴承 11 密封、隔音和保护 12 螺栓及其它 2）机械设备制造方面 序号 内容 月份 备注 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 1 风机的轮毂（包括风机的锁定系统）和主轴 2 主机架系统 3 风机的塔筒 4 风机叶片、整流罩和保护罩 5 平台及其它 3）控制系统订货方面 序号 内容 月份 备注 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 1 风机的中央控制和监视系统 2 风机主控系统和就地监控系统（包括各种检测元器件） 3 风机结冰探测器 4 雷电保护、接地、等电位联结和浪涌保护 5 风机系统的升压和并网系统（包括并网柜和开关柜） 6 集电环、电缆及其它 4）风机的安装和调试 序号 内容 月份 备注 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 1 风机运行中介质检测（液压油、润滑油和冷却水） 2 风机在总装车间的组装和测试 3 风机的安装和调试 十三、功率曲线 1、配套 CE45.3 型叶片； 4.2 配套 CE42.2 型叶片 十四、附图 建成后的风场示意图 风力发电机各部件结构示意图 风力发电机外部结构示意图 风力发电机控制原理图 风力发电机维护检修示意图 附录1 酒钢高原风力发电机组的开发和设计 全世界海拔2000m以上的陆地面积达1980万km2，我国海拔1000m以上的土地面积占全国陆地面积的60％左右，海拔2000m以上的面积约占33％，3000 m以上面积约占16％。目前，云南、青海等地区进行的一些风电开发项目，海拔都比较高。内蒙古一些地区以及青藏高原北部风能资源贮备较多的地区，海拔高度也在2000m以上。 根据国内的风电设计标准，当海拔高度超过1000m时，就需考虑高海拔气候环境变化对风力发电机组带来的影响，基于该影响，需要在低海拔风力发电机组的基础上对功率曲线、电控系统、冷却系统、防辐射、防腐蚀以及防雷设计等方面进行改进设计。 1、高海拔气候环境对风电机组的影响 1）大气压力及空气密度的影响随着海拔高度的逐渐升高，大气压力和空气密度会随之逐渐降低。在温度相同的情况下，空气密度与气压成正比，高原空气密度只有平原地区的75％～80％。 表1中数据显示了大气压力、空气密度、空气相对密度与海拔高度的关系。 2）气温的影响 同一地理纬度的气温随着海拔高度的升高而降低，在自由大气中，平均海拔高度每升高100m，气温约降低0.60℃。如海拔高度在4500m以上的藏北草原，年平均气温下降到-2l℃，极端最高气温仅22℃，最低气温可达-40℃以下。随着海拔高度的增加，气温的年平均温差较小，日差较大。由表1可知，海拔变化从0-5000 m，气温年差平均在50℃左右。在高原地区早晚和中午的气温差可能会达到30℃左右，而在平原地区一般在15℃之内。 3）太阳直接日照辐射的影响 太阳辐射的强度决定于地理纬度。在同一地理纬度，随着海拔高度的增加，空气密度也随之降低，太阳光透过度愈大，到达地面的辐射越强。太阳辐射的数据是统计夏季6～8月内，太阳直接辐射最大强度值。由表1可知，海拔高度增加l000m，太阳直接辐射强度增加约60W/m2。 4）气候环境的其它影响 海拔高度升高对环境因素的其他影响还有（根据我国高原地区实际情况）：高纬度地区，空气绝对湿度较小；降水量较少；年内大风日较多，风速变化快；由于气温降低，低温期增长，土壤温度较低，冻结期也长。部分地区是永久冻土带。在云贵高原地区，由于地面植被茂盛（有些是原始森林覆盖区），降雨量偏高，雨季云层极低，置身其间犹如身处云雾之中，因而空气湿度高，可以达到结露的饱和湿度。另外，高原地区的云层相对地面的高度比较低，因而如风机之类高度在60rn的建筑物，直接遭受雷击的几率大大提高。由于高原地区特殊的地理环境，有些地区的全年雷暴El要比平原地区多，如根据云南罗平山地区（平均海拔高度在3000 m）50年的气象统计，该地区的年平均雷暴日达到46.6天，相对于平原地区的年平均雷暴1332天高出了45％。 2、高海拔环境下对风力发电机组的设计改进 1）对功率曲线的影响及主要改进 根据贝兹理论，理想叶轮从风源吸收的最大功率如下式所示： 其中，是远前方单位时间内气流的功率； 式中（ν）一风轮前方的风速，单位：m/s； S一叶片扫掠面的风速面积，单位：m2； P一空气密度，单位：kg/m3。 由此可见，海拔高度增加，空气密度降低．在同样风速下，风机的输出功率会降低。由于标准功率曲线是在标准空气密度下或折算到标准空气密度下的功率曲线，当空气密度降低时，就要修正功率曲线，同时，应通过优化控制策略确定风机的功率曲线，以提高风机运行的可靠性及可利用率。 国内某制造企业设计W1250N-64-68型风机采用液压变桨距控制。变桨系统由2个互相独立的液压系统控制，第一个液压系统用于同步变桨控制，第二个液压控制系统用于独立安全顺桨控制，分别由控制液压缸和安全液压缸来执行变桨。风机的变桨系统大部分时间都运行在一个较小的变桨角度范围内，这样。将液压变桨系统分为2个独立的液压系统来进行操作，可提高液压系统的使用寿命，也减少了占用空间及轮毂的重量。当空气密度为0.85kg/m3、高度为3650m时，在此设计条件下，该风机的修正功率曲线见图1。同时，风机的叶片采用玻璃钢复合材料，每片叶片最大变桨角度为92度，三片叶片靠两套独立的液压系统工作。通过改进叶根形状、缩小叶片截面、增加叶径长度，使叶片和机舱有机地结合在一起，有助于气流均匀地流过机舱；按照风动理论设计的叶片翼型，可有效抑制扰流和漩涡的生成，可提高风能利用系数和减低噪声。 2）对机械传动系统的影响及改进 气温的变化对叶片、传动系统、冷却系统均会产生影响，当海拔升高，气温降低，如果有雾冻天气，水汽在叶片表面结晶，会影响叶片翼型风机的启动性能；风电机组传动系统中的齿轮箱、主轴等部件也可能在气温过低时，发生材料的低温脆性断裂；机舱地板和塔架等大型焊接构件，在高寒环境温度下存在材料的低温疲劳问题；另外，在正常的工作温度条件下·风力发电机组使用的润滑油粘度适当，但在低温气候条件下，润滑油的粘度大、流动性差，机组液压系统也会受到影响。基于这些因素的影响，叶片宜采用玻璃纤维增强环氧树脂材料，具有很好的耐高低温和机械性能，在叶片表面涂防火层后，可具有较高的抗沙尘磨损性能；随着风机叶片长度的增加，碳纤维材料的叶片在风力发电上的应用不断扩大，更能发挥其轻质高强耐低温的优点，但由于其价格昂贵，限制了其大规模的应用。 W1250N-64-68型风机的主轴、主轴承和联轴器的尺寸在设计时，已充分考虑通过齿轮箱的机械负荷，提高了系统的安全系数。主轴由优质钢锻造再经热处理而成，合理考虑了低温气候会对材料引起的脆性断裂。 不同的海拔高度，有不同的气候温度。较低的气温对风机系统也有冷却作用。在高海拔地区，采用空气作为冷却介质的冷却系统的热交换效率会有所降低，因而必须对此类冷却系统的容量重新进行计算与评估。W1250N-64-68型高原风机在满负荷1.25 Mw条件下，变频器最高进水口温度设定为36℃。此时在海拔1000 m以下最高可允许环境温度为32℃，超过32℃后将限功率运行，针对海拔3 650m情况，对应的最高可允许环境温度为27℃。 在满负荷1.25MW条件下，主冷却器最高出水口温度设定为45℃，此时在海拔1000m以下最高可允许环境温度为32℃，超过该温度后将限功率运行，针对海拔3 6501m情况，对应的最高可允许环境温度为22℃。在此气候情况下，变频器和主冷却器基本能满足其要求，另外也可以再增加强制冷却器。表2为国内某制造企业针对罗平山项目冷却系统评估及改进措施。 3）对电控系统的影响及改进 高原型气候对风力发电机组电控系统的影响主要包括： （1）绝缘等级降低； （2）电子元件容量降低； （3）防雷保护要求增加； （4）接地要求增加。 针对这些因素对风机的影响，对电控系统主要部件采取了一些改进设计措施。 （1）电气控制柜需要根据海拔高度重新设计； （2）加粗主设备(如发电机、液压站、整机)接地导线线径； （3）现场线的线径，尤其是安全链信号线(振动、扭缆、急停等)予以加粗处理； （4）电气、电子元件的降容使用，如断路器、继电器、接触器的容量，按表3进行校核其容量； （5）进行变频器控制器设置，如转矩控制等。其中断路器、继电器、接触器使用的降容值详见表3所示。 4）对防太阳辐射及防雷的影响及改进 高原地区较强的太阳辐射，会加快一些直接暴露在外部件的老化速度，特别是对于叶片、机舱罩、塔架等部件材料，在设计时，应尽量选用合适的材料，采用涂防护层等措施以防辐射和沙尘的侵害。 我国地理地貌的主要特征是西高东低，风能丰富的高原地区均在西北及青藏高原，这些地区年雷雨天气较少，但在夏天，因为干燥，气压低，如有雷雨天气时，气候变化比较剧烈，所以设计时，机组受雷击的影响也不容忽视。如前所述，对比较特殊的云贵高原地区，年平均雷暴天数高于平原地区，防雷设计更为重要。对防雷保护系统的设计（如防雷接地系统、对电气元件的防浪涌电流保护等）、元件选型、元件布置、安装和接线等要进行全面的分析改进，满足IEC有关标准(IEC61312-1～3、IEC60364-5-534、IEC61643-1及IEC61662)的规定，并结合各地具体自然条件，防患于未然。 附录2 低温型风力发电机组的开发和设计 中国的风能资源十分丰富，仅陆上可开发利用的风能储量就超过3亿千瓦，主要分布在内蒙古、甘肃、新疆等北部次大风区。这一地区虽然较东南沿海部分岛屿上的风能密度小一些，但其分布的范围较大，是中国的风能富集区，现建有多个大型风电场。我国“三北”地区风资源丰富，目前全国装机总容量的70％分布在这一区域。这些地区有一个共同特征就是冬季温度比较低，最低温度低于-30℃，低温问题是这些风电场所面临的一个共同问题。这种情况下机组的运行工况、零部件的性能、机组的可维护性等方面将发生变化，可能会造成风力发电机组超出了设计允许范围，情况严重时甚至会引起严重的安全事故。 1、低温对风电机组正常运行的影响 1）叶片 低温会使叶片的性能发生不良的变化，寿命缩短。由于叶片变脆。韧性变差，从而振动加大，使寿命缩短，而且大风低温时的刹车动作可能引起叶片折断。 2）液压系统 液压系统因低温而使密封不良、液压油粘度增大，从而导致风电机液压系统不能正常工作。 3）齿轮箱系统 低温会对齿轮箱油的粘稠度和流动性产生影响。当齿轮箱在低温天气停机时间较长后，齿轮箱内的油温也会很低，甚至达到-20℃以下，如果直接启动风电机，由于油较粘稠，油的流动性和润滑效果差，轴承和齿轮不能得到充分润滑，因旋转、摩擦产生的热量也不能正常发散，会影响齿轮箱内轴承及齿轮的寿命。 4）偏航系统 低温会导致风电机偏航系统润滑水平下降，造成偏航阻力增加、偏航驱动电机烧毁或偏航齿盘受损等故障。 5）刹车系统 低温可能导致风电机组刹车液压系统工作不正常，刹车时间延长、振动加大，影响风电机的安全性能。 6）风速风向测量 在有霜冻和风雪天气时，风速风向仪可能会被冰、霜、雪覆盖，风电机组无法正常测量到风向和风速。当不正确的风向信号传送到风电机组控制系统，会使机组对风不正确或停机。这会影响风电机组的可利用率。 7）电子、电气器件 电子元器件都是在一定温度范围内工作的，当气温低于元器件的正常工作温度，会出现异常反应，甚至会影响其寿命。当信号传感器工作不正常时，控制系统无法正确采集到信号，风电机组就不能止常运行。 2、低温对风电机组功率曲线的影响 1）空气密度的影响 风电机组的输出功率与空气密度成正比。在低温天气下，空气密度增大，风电机在同风速下的输出功率增大，控制系统如处理不当，容易出现超发甚至超负荷情况。 2）冰、霜、雪的影响 在低温季节，天气变化易使在叶片表面产生冰、霜、雪附着的情况。这时叶片的气动特性发生变化，气体在叶片表而分流现象加强，使叶片上升的推力减小、阻力增大，叶轮从风中获取的能量减小，导致机组输出功率下降。 3）低温条件下风力发电机组出力特性的变化 风力发电机组风轮的输出功率P与风轮的气动效率Ca,空气密度P、风轮的扫风面积A以及风速v之间的关系可用下式表示： 显然随着冬季温度的降低，空气密度将增大。风力发电机组特别是失速型机组的额定出力将增加，可能出现过发过载现象；夏天气温上升，空气密度将下降．将导致机组的出力下降，应有的效益不能完全发挥。特别是在冬夏温度变化比较大的地区。需要对影响出力的叶片安装角等参数进行优化设置和必要的处理，尽量降低因空气密度变化带来的不利影响。另外一个不容忽视的因素是叶片翼型的气动力也受到表面粗糙度和流体雷诺数的影响。冬季容易出现雾凇现象，叶片表面“结晶”。粗糙度增加，会降低翼型的气动性能；另外在某些特殊天气如风雪交加的条件下，空气的粘性作用和雷诺数将发生很大变化，翼型的最大升力系数和失速临界攻角等特性均会发生较大变化。这些现象和对机组的长期影响有待于进一步研究。 3、对低温型风电机组的性能要求 目前，在华北、东北、西北等地陆续出现许多大型风电场，这些地区冬春季风力最大，气温也较低，-20℃以下的时间均在30天以上，如不解决低温运行的问题，电量损失会很大，一般占到年发电量的10％以上。 根据中国北方地区的气候特点，一般要求低温型风电机能够在-30℃-+35℃的环境温度下正常运行。 4、某地风电场风电机组低温运行情况 某地风电场海拔高度在2000～2178m之间，60m高处年平均风速为9.05m/s。年平均气温-2.3℃，历年极端最低气温-42℃，最高气温33℃。每年-20℃以下的天气约有40天，日温度变化比较大，因此本地区安装的风电机组必须是低温型的风力发电机组，装机容量120Mw，其中安装SLl500kw/70低温型风电机组30台，叶轮直径70m，轮毂高度65米，额定功率1500kw，发电机为双馈异步发电机；安装G52-850kW低温型风电机组90台，叶轮直径52m，轮毂高度55米，额定功率850kW，发电机为双馈异步发电机。 A型风电机组低温运行情况： A型风电机组运行以来，多次出现低温故障：如环境温度低、机舱温度低、齿轮箱温度低、电池温度低、风速风向仪故障等。出现低温故障后，大多需要等到天气好转、气温回升后才能恢复运行。例如，2007年秋冬以来出现一次大面积风电机组风速风向仪故障，原因是由于风速风向仪结冰；一次因控制系统环境温度和机舱温度未按照低温型参数设置，导致大面积停机； 另一次因叶片上附着冰雪而发生大面积风电机出力降低的情况；多次出现电池柜内温度低使后备电池无法正常充电故障，造成机组停机；多次出现齿轮箱油位低故障，导致机组停机。 低温配置情况： A型风力发电机组配置的低温措施主要有：机舱内部安装有2个15kW的空气加热器。齿轮箱内部安装有6组1kw的电加热器。发电机组定子绕组内安装有1个600w的加热器。3个控制柜各安装有2个250w的加热器。UPS电池柜安装有1个300W的加热器。变桨控制柜各安装1个250W加热器。塔底控制柜安装有1个250W加热器。风速风向仪安装有1个20W的加热器。 3）B型低温型风力发电机组 低温运行情况： 某年10月份出现1次大面积风电机组风速风向仪故障，主要是由于风速风向仪结冰；1次因叶片上附着冰雪而发生大面积风出力降低的情况。 低温配置情况： B低温型风力发电机组配置的低温措施主要有：2个750W齿轮箱加热器、2个50w发电机加热器、6个3kw机舱加热器、2个风向风速仪加热器、3个分别为650W、550W、400w的顶部控制柜加热器、塔底控制柜加热器等。机舱罩内没有保温材料。 4） C型低温风力发电机组 低温运行情况： 某年10月份出现1次大面积风电机组风速风向仪故障，主要是由于风速风向仪结冰；1次因叶片上附着冰雪而大面积出力降低的情况。 低温配置情况： C型风力发电机组的低温配置主要有3厘米厚的机舱罩保温层、2个10kW机舱加热器、11个400W控制柜加热器、3个785W齿轮箱润滑油加热器、3个变桨控制柜加热器和选用低温润滑油等。 5、低温配置的改造策略 为确保在高寒环境下正常运行，风机电气、控制系统一般采取增加加热设备等措施。例如：在机舱内部、变桨及偏航电机内、各控制箱内及滑环等处安装加热设备，加热设备所选用的材料均为防腐蚀材料，加热器类型均为带加热控制元件的强制对流型，加热器可在环境温度为4—-40℃、相对湿度为100％的范围内正常工作。 1）硬件部分的改进措施 在机舱外部和内部以及各控制盘柜内均增加了温度测量设备，来自这些温度测量设备的信号则用于风机的监测与控制，另外，增加加热器均采用其内部的控制器进行温度监控，也可配备专门的机舱气流管理系统，在电气系统中则有分流调节器、风门和控制回路。其中，气流调节器用于控制发电机散发热量的循环，低温环境时实行机舱内循环。高温环境时则与外界循环；风门替代了普通风机的通风口，可以通过控制电路主动控制机舱气流循环的路径。 低温型风机使用的变频器也安装了额外的加热设备，用于保证在低温环境下的正常工作。一种典型做法是增加带循环风扇的加热器，并经严格测试证实变频器能够在-30℃下正常起动工作。 2）软件部分的改进措施 （1）齿轮箱油泵的控制，加速低温环境下的齿轮箱起动过程，对低温风机增设的热交换器进行控制。 （2）由于采用了主动式的高速轴制动器，风机在电网长期失电的情况下主轴不会完全被刹死。 （3）为了确保安全，控制系统监控齿轮箱等关键部件的温度，只有这些部件的温度达到运行条件时才能运行风机工作。 （4）对于在电网长期失电后在低温下的风机起动，控制软件也增加了额外的策略。 3）三种低温机型对比 通过对比发现：B型风电机组由于机舱小，没有加装保温层，但是机舱密封好，而且所配的6个加热器是分散布置，加热保温效果比较好，据了解该机型在北方地区的多个风电场经受了冬天的考验。C型风电机组的特点是机舱加装了保温层，每个电机里都有加热器，低温措施是这几种机型里较好的。A型风电机组由于机舱密封性较差，低温适应性不理想的原因有以下几点：机舱密封不严，机舱罩没有保温层；机舱加热器安装在机舱平台下面，不利于空气流通，且仅有两组加热器，加热效果不理想；控制柜内加热器的功率偏小；风速风向仪加热不能由PLC控制投切；针对低温气候的控制系统参数设置不合理。通过对比不难发现，A型风电机组有必要进行低温改造。 4）A型风电机改造策略 我们对A型风电机组提出了以下改造计划：1、在机舱罩内壁加装保温层。2、增加控制柜的加热器功率或数量。3、完善机舱罩的密封，重点是机舱与轮毂连接处、机舱与塔筒间隙处，措施是加装三层厚防尘毛刷，并在机舱罩各接缝处重新打一遍密封胶。4、检查各类润滑油是否能满足现场的低温工作环境。5、加大UPS电池柜的加热器功率，增加到400W。6、取消机舱后部发电机下部1个15kw空气加热器，在机舱尾部背壁板左右两侧各增加1个5kW的加热器。7、完善风电机风速风向仪等处加热元件的控制特性，根据环境温度更加合理的控制低温组件的投入和退出。 5）A型风电机组改造后的运行情况： 经过对几台试验机组进行低温改造后，发现改造后的风电机在低温天气的运行状况明显改善。机舱温度低、齿轮箱油温度低、电池温度低等报警信号出现的次数明显减少，同时风电机的低温启动时间大大缩短。 6、综合改进说明 客观上因为低温的应用范围毕竟有限。此类设备的经验和知识远没有常温和高温环境那样受到广泛的关注。不同种类的零部件受低温的影响是不同的，对于金属机件应根据承受载荷的形式予以区别对待。例如传动系统中的齿轮箱、主轴等，承受冲击载荷，这类零部件需重点防止低温时的脆性断裂，提高材料和机件的多次冲击抗力。材料的化学成分、冶炼方法、晶粒尺寸、扎制方向、应变时效以及冶金缺陷等是影响冲击韧度和冷脆转变温度影响的主要因素，需要在设计时认真对待。采取适当的热处理方法f淬火+回火)能显著提高材料多冲抗力、避免应力集中，表面冷作硬化和提高零件的表面加工质量等措施均能提高多冲载荷下的破断抗力。当然避免在低温情况下出现较大的冲击载荷也是非常关键的，例如在风速较高时机组频繁投切启动，紧急制动等工况对机组的影响是非常不利的，应在设计上采取措施降低此类情况发生的概率。承受循环载荷的部件如机舱底板和塔架，一般是大型焊接件，此类零件在高寒地区环境温度下存在低温疲劳问题。大量试验结果表明，几乎所有的金属材料的疲劳极限均随温度的降低而提高，且材料的缺口敏感性增大。因此焊缝将成为影响低温疲劳强度的关键环节。焊缝的抗疲劳能力主要取决于焊接质量和焊缝型式，如果焊缝中存在大的缺陷，非常容易引起低温脆断破坏。根据这个观点．在考虑低温型塔架的设计选材时，如果过分强调材料的低温冲击性能，选择D等级甚至E等级的钢．而焊缝仍按常规设计处理的话，很难说能达到希望的结果。这种过高地追求韧性而采用价格贵的钢种显然不经济。实际上在我国低合金结构钢16Mn及Q345C（GB，159l一1994）低温性能和焊接性能好，用途广泛、能大批量生产、质量稳定可靠，已广泛应用在重要的大型焊接结构和设备上。选择这个等级的钢材制作塔架等结构件能够满足我国低温环境的要求，但应针对焊缝采取必要的防止低温脆断技术措施，包括避免焊缝应力集中，采取预热和焊后热处理改善焊缝、热影响区、熔合线部位的性能，避免未焊透，加强无损探伤检验、定期检查等技术措施，保障设备的安全工作。 复合材料如玻璃纤维增强树脂具有较好的耐低温性能，选用适合低温环境的结构胶生产叶片，就能满足叶片在-30℃运行的要求。但是需要注意由不同材料制作的机构，由于热膨胀系数不同，常温状态下装配正常。但在低温时配合状态会发生变化，可能影响机构的正常功能，需要在设计时予以充分考虑。一般电子电气器件功能受温度影响较大。选用耐低温的元器件成本昂贵甚至无法做到。但可以采取在柜体内加热，保持局部环境温度的方法，实践表明这一方法简单有效。 风力发电机组所使用的油品受到温度的影响也比较大。一般要求润滑油在正常的工作温度条件下需具备适当的粘度以保持足够的油膜形成能力。但另一方面温度越低，油的粘度越大。例如目前普遍采用的MobilgearSHC XMP320润滑油，40度粘度为320eSt，倾点－38％，低温时油的流动性很差。机组在这种情况下难以运转，需要润滑的部位可能得不到充分的润滑油供给，这会危及设备的安全运行。可以通过加热使油温维持到正常水平。若采取直接加热方式需采取措施使被加热油保持流动，否则加热效果不均匀。可能造成其他不利影响。 基础需要考虑的低温影响主要是冻土问题。冻土中因有冰和未冻水存在，故在长期载荷下有强烈的流变性。长期载荷作用下的冻土极限抗压强度比瞬时载荷下的抗压强度要小很多倍，且与冻土的含冰量及温度有关，这些情况应在基础设计施工时进行考虑。冻土层基础的要求可参考JGJl 18-98《冻土地区建筑地基基础设计规范》。 现在国产低温型风力发电机组多是在国外常温风电机组的基础上改进的。尽管在控制系统中增加了对低温情况的应对设计，采取了一些加热保温措施，‘但是，因大多数没有高寒地区风电场运行经验，同时为了降低成本、提高产量，风电机的低温配置相对简单，并没有从根本上解决低温适应性问题。为满足风电机在北方地区低温条件下运行的需要，风电机设备厂家应加强对风电机组低温特性的技术研究，不断改进其对低温恶劣气候的适应型，从而提高国产风电机的整体竞争力。 附录3 风机设备的维护说明 风电场运转过程中存在着许多隐患，直接影响到风电场的送电和经济效益。如果叶片不做正常维护，将损失一定的发电效率；叶片配重失调将造成风机主机故障；叶片维护不及时会使叶片存在严重腐蚀、磨损、开裂及叶根和表面断裂、雷击等隐患，还会引起风机故障停机时间。 1、叶片维修 1）风机叶片维修：雷击开裂缺损修复、叶刃叶脊开裂修复、横向裂纹阻断、砂眼封堵。 2）风机叶片维护：叶片清洗、蒙衣修复、叶尖加固、叶脊补膜、叶脊整体加固、叶片整体翻新、风机叶片受损评估等。 3）塔筒防腐：风机塔筒内外防腐、标识喷涂、彩色叶片制作、各种塔筒防腐漆、塔筒叶片装机和现场维护。 4）风机主机维护：定期维护和检修。每两年进行一次，可对风机整体进行调试、检测、维护。主要有：一般性检测和维护、叶片检测和维护、变桨轴承检测和维护、变桨控制机构检测和维护、轮毂设备及电气设备检测和维护、主轴承检测和维护、齿轮箱检测和维护、滑环清洗更换及维护、紧急刹车系统检测和维护、各联轴器检测和维护、发电机检测和维护、液压系统检测和维护、风速风向仪及测风塔检测和维护、偏航刹车系统（轴承、控制系统）的检测及维护、链式升降机检测和维护保养、电气设备（控制设备、变电站）的维护及保养。 2、叶片维护 1）叶片维护：定期对叶片状态进行检查和评估，包括检查叶片表面，清洁表面及上蜡。叶片维护在北方风沙较大的地区非常重要，叶片表面受浮尘影响较重，良好的叶片维护可提高风机发电量。 2）风机清洗：包括风机塔筒、机舱、叶片的清洗服务。 3）风场运营：基于对风机设备性能和结构的了解，以及不同地域风机维护、维修经验，需经常对风场进行定期维护。 4）风机检测：通过对风机进行全面或专项检测，了解风机实际运行状态和潜在隐患，并制定有针对性地解决方案，避免经济损失。 3、风力发电测试系统 测试项目是变流器、减速机和发电机，测试依据是风场的测试数据，可同时测试变桨和偏航系统。 测试功能：基本功能（部分负载、额定工况、过载、故障）、验证风机的低电压穿越能力、功率特性的测试及认证、验证风机的运行速度范围、风电机组运行软件及控制模式的测试及评估、风机电网保护系统的功能验证、测试机舱旋转部件在主轴径向载荷作用下的表现、电网特性验证、切入风速启动、额定或更高风速下的启动、同步并网。 4、风力发电机的状态检测 预知维护方式对风场业主带来的好处：避免机器的严重损坏和高昂的维修费用、减少停机时间和生产损失、达到计划维修和改善设备可靠性的目的、提高设备的可靠性、降低维修成本。 检测项目：叶片在线检测、油液检测、振动过程监测、电气控制、结构、安全保护、优化验证； 检测仪器：速度传感器，转速传感器（显示和监控转速），频率处理器。 通过对风机实施在线振动状态检测，能够实时进行报警，通过对振动数据的分析，及早发现设备存在的潜在隐患，从而遏制事故的发展，避免重大事故的发生，对设备故障做到心中有数，在检修时大幅减少维修时间，保证设备安全顺行，真正实现设备运行状态网络化、专业化、科学化管理。在线振动监测仪能够以电子邮件或文件信息的形式，将报警信息传递给设备管理人员。 5、风机的定期鉴定 风电设备定期检验的原因：1、风电塔筒是风力发电机系统中最为庞大的部件，承载着一百多吨的全部主机重量，随着叶旋转带来的振动，抵抗可能遇到的强风，北方温度低至零下40度的严寒以及沿海地区高湿度、高盐度空气的腐蚀。因此，貌似结构简单的塔筒却可能隐藏着极大的质量风险，会对整个风力发电系统造成致命性的损坏。所以，风电塔筒的质量控制是风场投资风险控制的重要一环，也是整个风场安全稳定运行的重要保证。风电塔筒质量的控制涉及金属材料、焊接、无损探伤、装配以及防腐等个领域，是一个需要进行系统控制的检验流程。2、风电基础是带有加强钢结构的钢筋混凝土结构，承载较高的风机系统的所有部件负荷，并且需要引入和引出电气线路、控制系统线路和防雷击接地线路。风机基础的施工又多在偏远地区，施工条件受到诸多因素限制，并且常常遇到沙漠、滩涂等特殊地质条件，所以工程质量和控制显地尤为重要。基础施工的质量问题则影响后续塔筒的吊装，重则导致整个风机系统的倾覆。需要进行原材料与零部件入场检验，以及土建施工全过程的质量控制。3、风机桨叶检验：风机桨叶是整个风机系统最为关键的部件之一，是将风能转换为驱动发电机旋转动能的关键。风机桨叶的制造质量直接影响风力发电机的运转效率和功率因子。同时，庞大的风机桨叶也决定了在风机投入运转后进行检验和更换所需的庞大费用和时间周期。貌似结构简单的风机桨叶实际上融合了空气动力学设计，以及复合材料成型制造的高科技产品。风机桨叶的质量控制涉及复合材料生产、工厂生产环境控制、机械模具安装和运输包装等多个领域。4、机械零部件检验：风电系统是由众多零部件组成，各零部件的生产质量直接决定风力发电机组运转的可靠性，从而决定整个风场投资回报。关键的机械零部件包括：法兰、轮毂、轴承、主轴、主机架、防坠落保护系统等。5、风电机组安装检验：风机现场安装包括两个方面：一是风机塔筒、机舱、轮毂及叶片主要部件的组装和吊装，二是整个风机包括从机舱经塔筒到箱变的电缆布置连接，照明设施、安全设施等内容设施安装。风机安装是个即系统又复杂的过程，每个环节都有相应的问题和风险，有的问题会导致安装无法顺利进行，延误进度、浪费人力物力，如错误的部件尺寸等。有的问题会导致风机无法正常运转，如液压系统的密封环损坏，发电机关键部件的接线错误等；有的问题会给风力发电机长期运行造成隐患，如关键连接件的螺栓力矩不够，安装过程中防水、密封末做好等。 风电设备定期检验的必要性：1、风电塔筒监造，可以确保每个风电项目所涉及的所有塔筒生产商都严格按照统一的规范进行制造，全面达到设计要求，避免任何可能的质量缺陷，从而保证以后风场安全运营和统一整洁的风机外观。通过风机塔筒的监造服务，可以让风机制造商和风场运营商在享受专业服务的同时更专于自身的核心业务，从而提高工作效率。2、风电基础施工控制，可以确保每个风机基础都严格按照统一的规范进行制造，全面达到设计要求，避免任何可能的质量缺陷，从而保证后续风机系统吊装的顺利进行以及日后风场的安全运营管理。通过风机基础的控制服务，可以让风机制造商和风场运营商在享受专业服务的同时更专于自身的核心业务，从而提高工作效率。3、风机桨叶的检验可确保每个风电设备所涉及的所有桨叶生产商都严格按照统一的规范进行制造和运输，全面达到设计要求，避免任何可能的质量缺陷，从而保证以后风场安全运营和统一整洁的风机外观。通过风机叶片的监造，可以让风机制造商和风场运营商在享受专业服务的同时更专于自身的核心业务，从而提高工作效率。4、风机安装检验应从全局着眼，系统思考，进行风险的检验和预防，保证工程建设的进度、质量和安全。 检验范围：1、塔筒生产：风机制造商和风场运营商进行塔筒生产厂的工厂评审，生产厂图纸的审核及确认，焊接工艺评审及焊工资格评定，无损探伤工艺评审及探伤人员资格确认，喷砂除锈及油漆防腐工艺评审，不断提出改进意见，完善产品服务，及时准确地了解全球各个塔筒生产厂商的生产状态。2、风机基础：原材料与零部件入场检验、桩基验收、基坑开挖验收、垫层混凝土的浇注、安全基础环的控制、钢筋绑扎的检验与浇注前的验收，浇注后检验、回填及二次灌桨的检验。3、原材料检验，包括树脂、玻璃纤维、透气站、胶粘剂、面漆、PVC等。生产环境监控，包括生产车间的温度、湿度监控以及生产过程中对产品受粉尘等杂质污染的监控。生产过程检验，包括真空固化，树脂注塑，手工铺贴的工艺控制，对桨叶尺寸、外型、避雷装置、排水孔、表面等进行检测；轴承安装过程检验以及轴承螺栓力扭矩检查。4、安装检验：风机部件的接收检验要保证安装风机的每个部件都是合格的，供应商的产品质量应达到设计要求和各种标准，风机试运转前应检验风机的整体安装质量，保证生产的风机都是合格的。 6、设备安装维护工具 厂家：北京雷蒙赛博机电技术有限公司 设备检修工具：驱动棒式液压力矩扳手（风电专用液压力矩扳手）、液压螺母、液压拉伸器、液压螺母劈开器、螺纹清理工具、裁丝取出器、超声波螺栓载荷测量仪、电动液压泵、管道高速坡口机、环切坡口机、法兰断面加工机、手持切割机、闸阀（截止阀、安全阀）研磨机、现场孔加工机、现场镗孔机、断螺栓取出器、圆柱面或圆面补焊机、电火焰切割机、液压堵管器、螺栓拧紧机。 风电专用液压螺栓拉伸器（用于设备法兰螺栓快速拆装，可多条螺栓同步拉伸）、风电专用液压法兰螺栓坚固机、预紧力检测螺栓（检测预紧力）。 附录4 风机的检测认证说明 进行风机的整机开发和销售，就需要对风机系统进行鉴定和检验，对设计和产品质量进行认证，取得风机的设计和产品合格证后，风机才能进行生产和销售。因此，风机的检验、鉴定及认证是一项重要的工作。 风机认证工作的重要性：风力发电工作的重点不仅仅是风场的风况，还与当地的水深、土壤、海洋、冰冻和侵蚀状况有关。随着风机标准化程度及开发难度的降低，为确保风电场项目投资控制和工程质量，风场经营业主、投资者和保险公司越来越多地寻求独立的认证和检验公司，来证实风场能否在整个设计生命周期内正常运营。在风电投资方面，要考虑的问题之一就是风机的可利用率，如由于风电机组待机和维修而造成的发电量降低的损失，因此，风机及其结构的可靠性，对于风电场的成功运营至关重要，即使是不起眼的小事故都可能导致后果严重的停机及损失。通过对风电机组的认证，可以降低该项目的经济风险。项目认证的目的就是为了检验风机及其结构是否符合特定的现场条件。 风机认证的目的：1、风机运行过程中风险发现得越早，就能越早地制定解决方案，因此，在项目初步设计阶段就开始认证工作，例如技术咨询、投标支持等服务项目，能使在项目执行过程中，生产的费用和时间消耗降到最低。2、风机的设计基础鉴定包括对所有环境条件，例如风、海况、海床结构和相应载荷以及设计假定的评估。3、对详细设计的鉴定包括对完整风机的载荷情况、支撑结构和电气部件，以及变压器平台、电缆和J管的评估。4、项目认证的一个重要环节是“制造工艺审核”，为确保零部件设计过程的质量，将对不同的制造商进行定期审核访问。首先，需要确定“检查和测试计划”，其中包括焊接、无损探伤和材料测试监督，涂料检验、装配检查以及电气和机械组件的试运行检测等。如有需要，在开始选择合格供应商的时候，应进行产品质量及生产能力审核。5、对于风场的试运行必须按照经核准的程序来执行，并确保风机的启动安全及测试的有效性。6、通过上述几个阶段的项目认证之后，还需定期进行“在役检验”服务，以维护此项目。7、在风场设计使用寿命期间，还需进行定期检验，检验内容包括：风机齿轮箱油分析和测试、风机叶片的监控检验、结构系统和电气系统的检验、涂层及腐蚀防护系统的检验、涂层失效分析等方面。 附录5 风电机组供应链质量管理 在开发主机产品时，需要在条件最有利的地方生产产品和零件，然后将其运送到目的地，以提供最具性价比的产品，获得质量最好的零件和半成品，对各种部件供应链进行全面控制就非常重要。这就需要控制生产过程中的投入，对供应商进行评估（制造能力、信誉、产品质量、售后服务）、监督其生产过程、跟踪交货进度。对交货质量和数量进行彻底检查和检验，并对样品进行测试，以确保各部件的产品质量。 1、产品质量检验 供应商能力审核：将有助于评估潜在的供应商，也可定期审核现有的供应商，以确保产品质量得到长期保证。对供应商技术审核的目的是确认他们是否有能力按照客户的要求或被认可的方案来承担具体订单任务。 发货前检验：发货前检验是对制造商的最终产品质量通过逐件检验或抽样检验的方式，按照相关标准及要求，进行实施的检验。检验内容包括：无损检测、涂层检测、外观检测、重要参数的复验、货物的包装、标记和数量等。发货前检验的目的是确保交付产品符合所有合同规定、规则、标准或政府法规，以降低采购方接收存在缺陷产品的风险，避免因此而带来的各项损失。 2、供应链质量管理 设备监造过程中质量管理：监造是在生产过程中实时地检验材料、部件、半成品和最终产品质量，为产品在出厂前控制好质量，可以最大限度地避免和降低产品的缺陷，监造目的是保证指定项目的生产制造按照合同规范、标准或者政府法规进行，其检验方法是通过检查审核、检验和见证检验的方式来进行。监制对象包括风电设备制造、运转所涉及的材料、结构、零部件或者系统等，如塔筒、法兰、叶片、齿轮箱等设备。监造地点是在其涉及的制造商工厂车间内进行，具体监造操作执行方式，比如常驻、点检、检验工程师人数的安排等内容，可根据客户的需要来进行决定。 监造内容包括：1、生产制造过程中涉及相关组织的质量保证计划的审核，包括人员资格和质量保证手册。2、在生产制造现场用到的规范、程序和特定标准的审定。3、焊工和焊接工艺的质量评定和认可。4、用于生产制造的材料检验和监控。5、对各项测试、预组装、预组装试验的检验。6、在安装之前和安装过程中，设备储存方法和防护系统的监控。7、产品和设备出厂文件的审核。 运输监控：在装卸货物操作过程中，检验货物是否完整、是否妥善搬运动，以及是否在坚固的运输工具上进行运输，保证货物在符合质量和安全要求的前提下被妥善安全地搬运，并且符合相关规范。 货物催交：为了保证按照所承诺的交货时间或关键路径网络图来交付所采购的货物，需要进行货物的催交，其目的就是检测并分析可能引起或导致延迟的原因。必须从供应商获得或再次确认的交货承诺，必须全面调查供货商交货计划中，可证明能实现此类承诺的可行性所有因素，并且必须全面考察供应商所有职能部门（包括工程部门、采购部门、生产部门、货运部门）的工作进度。货物催交的目的就是提出建设性的解决方案，以符合时间进度、掌握现有货物到货情况，以及为达到即定时间所做出的所有决策。 基础施工与安装监控：为检验施工现场的作业是否按照风机制造商的技术规范进行，需要检测、监控风场中所有土木、地质基础、混凝土钢筋预埋件、电气和机械作业的工程质量。在风场吊装期间，通常适用的法规是当地的“质量、健康、安全与环境”法规。 3、测试与认证服务： 材料和关键部件的质量缺陷可导致风机的质量隐患，甚至引发严重的安全事故。所以，原材料、零部件、整机的测试对风机生产质量和安全运行非常重要。测试工作需要提供风机相关材料和零部件的专业测试，包括材料及零部件的机械性能、热学性能、成份分析、耐候老化试验、安全可靠性试验和化学环保测试等。要求实验室配备一流的测试仪器和设备，包括万能拉力机、三坐标测量仪、金相分析仪、冲击试验机、全谱直读光谱仪、高频电感耦合等离子发射光谱仪、原子吸收光谱仪、碳硫仪、氮氧仪、硬度计、X射线荧光、库伦测厚仪、涡流测厚仪、循环腐蚀试验箱、紫外老化试验箱、氙灯老化试验箱、碳弧老化试验箱、差热扫描量热器、傅立叶变换红外光谱仪、气象色谱和质谱联用、液相色谱和质谱联用、粘度计、磨耗试验机、恒温恒湿箱及高低温箱等各类设备。 钢板及铸锻件：包括风机塔筒钢板、塔筒法兰、轮毂、轴承座、底座和主轴等。主要测试实验有：拉伸试验、弯曲试验、冲击试验、硬度测试、金相测试、化学成份测试和焊接评定。 风机叶片原料检测：包括树脂、玻璃纤维、碳纤维、预侵料、固化的复合材料、粘合剂、硬质泡沫、胶衣等。主要测试项目有：密度、粘度、反应性（反应热焓、固化度、初始固化温度）、流变性（粘度－时间曲线、粘度－温度曲线）、热性能（玻璃化转变温度、热分解温度）、树脂含量/增强材料含量、拉伸试验、压缩试验、层间剪切试验、弯曲试验、冲击测试、附着力测试。 紧固件：包括风机塔筒高强度螺栓、塔筒基础螺栓等。主要测试有：拉伸试验、保证载荷试验、楔负载试验、冲击测试、抗滑移系数。 抗腐蚀、抗老化、耐候材料/部件：包括特定环境下运行风机需要考虑到抗腐蚀、抗老化、耐候的材料或者部件。主要测试有：盐雾测试、晶间测试、应力腐蚀、老化测试（紫外、氙灯、臭氧）、温湿环境模拟、力学环境模拟。 精密部件：包括风机主轴、发电机安装基础座等对加工尺寸精度要求较高的部件。主要测试有三坐标测量。 4、无损检测 风机故障主要有以下原因：材料质量低劣、材料选择不当、制造和焊接缺陷、零部件疲劳损坏。需要特别关注材料组成、表面完整性以及内部组织状况。减少或避免产品缺陷带来的损失。无损检测不仅用于风机制造过程中控制材料和零部件质量，也是在役风机的使用状况评估或预防性维护中一项不可或缺的技术手段。主要解决的问题有：鉴定并量化产品材料内部的缺陷、避免不合格的焊接缺陷、控制铸件的表面质量、检测可能存在的腐蚀、发现在役风机的安全隐患。为产品和设备提供质量保证和过程安全控制。所有检测都严格执行ISO/IEC17020的要求，具有CNAS和CMA认证。 常规检测方法有：1、射线探伤（RT）、X射线或γ图象检测。2、手动超声探伤（UT）（脉冲波法）。3、目视检测。4、材料成份检测（PMI）、合金元素分析。5、现场硬度检测。6、现场材料结构分析。7、数字射线成像检测。8、超声衍射时差法探伤（TOFD）。 5、验证叶片使用寿命 随着叶片尺寸的增大，验证叶片的可靠性更加重要。除叶片结构外，还包括多层材料组合形成的复合材料。叶片在其股役期内，承受着极严酷的载荷，包括自然界中极端载荷和循环载荷。叶片失效会严重影响到安全性，造成风机停机以及公开曝光，一旦风机需要进行改进，成本将大幅度提高。为降低由设计和制造缺陷而引起的风险，采用全尺寸测试对叶片进行彻底的验证已不可或缺。 叶片测试：提供完整的叶片全尺寸测试，能够完成叶片静态和疲劳试验。主要测试有：认证测试、叶片设计验证、生产质量检测、维修和设计变更的验证、材料试样测试、叶片开发的无损检验。 叶片全尺寸测试：1、固有频率测试：安装在试验台上的叶片通过手动激振达到其固有频率，测量出叶片位移，根据快速傅氏变换算法（FFT）可以分析出叶片的固有频率，需要测试弦向、面向和扭矩频率。2、静态测试：沿叶片方向安装6个夹具，液压设备通过滑轮装置与夹具连接。指向地面方向的拉力作用在叶片上，并保持一段特定时间，通过预定位置可以测量出叶片的挠度和拉力，测试需按不同的加载方向进行重复进行。3、疲劳测试：将一定质量的激振夹具安装在叶片上，动载的频率和振幅需按风场20年的循环载荷设定，疲劳测试将持续进行直至达到特定的周期。伴随着在线监控和定期检验，疲劳测试分弦向和面向两部分进行。4、极限测试：对于长度达到60m的叶片，可进行叶片静态测试，直至叶片达到最大强度极限。 测试设备工具：测试装置3套、最大测试叶片长度70m，叶片根部夹具最大安装直径3.9m，倾斜角度7度，叶片根部中心距地面4.5m，叶片根部中心距9m，两个独立的25吨天车。静态测试施加载荷弯矩45MNm，4台200KN卷扬机，2台1200KN卷扬机，叶尖最大垂直位移18m。疲劳测试最大疲劳弯矩曲30 MNm，动态激振夹具安装在叶片上，液压缸在叶片的两侧，最大可调移动质量1200KG，叶尖最大位移振幅9.5m。 6、在役风机的检验 风电机组运行过程中的安全可靠性、关键部件的质量水平是影响风电机组可利用率的一个关键因素。 目的：对在役风机关键部件的检验，检验风机是否符合设计要求、关键部件的使用状态与质量、有可能发生的故障质量与缺陷，并进行失效原因的分析及提出预防性建议。 检验项目：在役风机的状态检测，定期的风机全面检验，可靠性与失效分析，维护方案的技术支持，以及维护结果评定。 风机关键零部件检验项目：叶片、轮毂、机械传动装置（包括齿轮箱）、机舱和塔架基础结构、螺栓、（电机、变频器、电缆）、电控系统和保护系统、安全设施和制动系统、液压系统、偏航系统。 采用专业工具检验项目：震动测试、油品分析、内视镜检查、叶片敲击检验、无损探伤、热敏成像法。 风机检验的关键质量点：疲劳裂纹、凹痕和变形、腐蚀、螺栓预紧、电气及控制系统安全性、先前发现的突出问题、控制系统的设置、冷却介质和润滑剂、状态监控系统、基于结果和偏差而确定的其它调查。 附录6 变速恒频发电技术 一、变速恒频风力发电技术 变速恒频风力发电技术是目前国内外风力发电技术的优化方案，这也是20世纪70年代以来发展起来的一种新型发电方式，它将电力电子技术、矢量变换控制技术和微机信息处理技术引入发电机控制之中，获得了一种全新的、高品质的电能获取方式，风力机采用变速运行，即风力机叶轮随风速的变化改变其旋转速度，并保持基本恒定的最佳叶尖速比和最大的风能利用系数。 风力发电机主要由风力机、发电机和其他辅助部件组成。大中型风力发电机组大多采用异步发电机，因为它制造简单，并网容易，励磁功率可直接从电网中获得。风力机组主要有两种类型：定桨距失速型风力机和变桨距风力机。定桨距失速型风力机利用风轮叶片翼型的气动失速特性来限制叶片吸收过大的风能，功率调节由风轮叶片来完成，对发电机的控制要求比较简单，这种风力机的叶片结构复杂，成型工艺难度较大。而变桨距风力机则主要是通过风轮叶片的变桨距调节机构控制风力机的输出功率。由于采用的是异步发电机，无论是定桨距还是变桨距风力发电机，并网后发电机磁场旋转速度由电网频率所确定，异步发电机转子的转速变化范围很小，转差率一般为3％～5％，属于恒速恒频风力发电机。 恒速恒频风力发电机主要缺点有以下几点：一是风力机转速不随风速而变，从而降低了对风能的利用率；二是当风速突变时，巨大的风能变化将通过风力机传递给主轴、齿轮箱和发电机等部件，在这些部件上产生很大的机械应力；三是并网时可能产生较大的冲击电流。 相对于恒速运行方式，变速运行具有如下优点：一是风能转换效率高。变速运行风力机以最佳叶尖速比、最大功率点运行，提高了风力机的运行效率，与恒速恒频风电系统相比，理论上年发电量可提高20％以上。变速运行的风力机不但年运行小时数较高，而且输出功率上限也比恒速运行的风力机要高。二是变速风力发电机间的连接为柔性连接。当风速跃升时，设备能吸收阵风能量，把能量储存于机械惯性中，减少阵风对风力机带来的冲击疲劳损坏，减少机械应力和转子的脉动，延长风力机的使用寿命。当风速下降时，高速运转的风轮可释放出机械惯性能量，并转变为电能送给电网。三是通过矢量控制的励磁调节，可以实现发电机输出有功功率和无功功率的独立调节，并在实现最大风能捕获的同时，还可以调节电网的功率因数，提高电力系统的动静态性能和稳定性。由于系统采用了交流励磁，变速恒频发电方式可以实现发电机和电力系统的柔性连接，电能并网相对容易，且并网运行后一般不会发生失步现象。四是可使变桨距调节简单化，变速运行对桨距控制响应速度要求较高，在低风速时桨距角固定，在高风速时调节桨距角限制最大输出功率。五是较宽的转速运行范围，以适应由于风速变化引起转速的变化。此外，系统采用先进的PWM技术，可有效抑制谐波，减小开关损耗，提高发电效率和降低生产成本。双馈发电机还可通过调节转子励磁电流实现软并网，避免并网时发生电流冲击和过大的电压波动。 二、变速恒频双馈风力发电机 近年来，国内外比较关注的是交流励磁变速恒频双馈风力发电系统。变速恒频风力发电机控制是通过对转子绕组进行控制实现的，转子回路的功率是由发电机转速运行范围所决定的转差功率，可以将发电机的同步转速设计在整个转速运行范围内。因交流励磁变换器的容量可仅为发电机容量的一小部分，可以大大降低发电成本。 变速恒频交流励磁双馈型风力发电机除了可实现变速恒频控制、减小变换器的容量外，还可实现有功功率和无功功率的解耦控制，可根据电网的要求输出相应的感性或容性无功，这种无功控制的灵活性对电网非常有利。 在变速恒频风力发电系统中，主要设备组成环节及作用如下： （1）风力机把风能转化为动能。 （2）变速齿轮箱进行转速转换，将风力机的低转速转化为发电机运行所需要的高转速。 （3）风力发电发电机把风力机输出的机械能转变为电能。 （4）发电机侧变流器采用一定的控制方法将发电机发出的变频的交流转换为直流。 （5）直流环节：一般直流环节的电压控制为恒定。 （6）网侧变流器采用一定控制方法使直流电转变为三相正弦波交流电(如50Hz、690V的三相交流电)，并能有效的补偿电网功率因数。 （7）通过变压器以及一些开关设备和保护设备，把电能变为高压交流电(如1lkV或33kv等)。 在风力发电过程中，风力机转速随风速而变化。变速恒频的特点是风力机和发电机的转速可在很大的范围内变化而不影响输出电能的频率。由于风力机转速可变，可以通过适当的控制使风力机叶尖速比处于或接近最佳值，从而最大限度地利用风能，同时风力机在很宽的风速范围内保持近乎恒定的最佳叶尖速比，可提高风力机的运行效率，并从风中获取比恒速风力机更多的能量。 三、高速永磁同步风力发电机 钕铁硼永磁材料自1983年问世以来，因这种永磁材料的磁性能十分优异, 剩磁和矫顽力都非常高，且退磁曲线为直线，回复线与退磁曲线基本重合，其商用最大磁能积可达0.24MTA/m，而国内实验室水平已达0.39MTA/m，用于电机后可提高磁负荷，减少电机的体积与重量。尽管每千克的价格还比较高，但每千克MTA/m的价格接近铁氧体的水平。因此每台电机的用量很少，加上其它有效材料的减少，仍可使成本保持在现有电机的水平上，但体积与重量却大大减少了。不仅如此，这种永磁材料的原料非常丰富, 最高使用温度可达120℃，完全满足一般风力发电机的要求，是一种很有发展前途的永磁材料。 永磁材料的技术性能与退磁曲线的形状、对电机的性能、外形尺寸、运行可靠性等有很大的影响，是设计与制造永磁电机时需要考虑的十分重要的参数。对于不同的情况和不同的场合, 应采用不同的结构形式和永磁材料。 由于受价格或性能的限制, 铝镍钴和稀土钴永磁材料很难在风力发电机这样的一般工业场合应用。铁氧体永磁材料的价格低廉, 原料丰富, 是制造永磁风力发电机的主要永磁材料, 近年来获得了大量的应用。缺点是磁能积和剩磁感应强度偏低, 电机的磁负荷受到限制, 因而使得电机的体积较大, 或者达到充电与满载的转速过高, 影响风能的利用。 发电机转子结构的选择主要受所用永磁材料、加工工艺等的影响。当采用铁氧体永磁时，为了提高气隙磁密，可采用汇聚磁通的办法，此时有两个永磁体的截面提供一个极下的磁通，可减少电机体积，但工艺比较复杂，转子轴与磁极之间需用非导磁材料填充以减少漏磁。对于钕铁硼永磁，由于剩磁和矫顽力都非常高，充磁方向很短。为了简化工艺，瓦片式永磁块用所配制的环氧树脂胶粘接在转子磁轮上，磁极之间呈鸽尾型，用胶填充。这种结构工艺简单，取向性好，永磁材料用量少，且可保证高速运行时无拉伤。虽然这种结构电机中的磁通与磁场波形受到一定的影响，但考虑到应用场合与永磁块加工成本的降低，仍然是一种比较实用的结构形式。从中可见，钕铁硼永磁风力发电机的空载转速为240r/min，满载转速为 400r/min，即当风速在3.5m/s时即可向负载供电。在同样体积情况下，可比铁氧体永磁风力发电机增加输出一倍左右，效率可提高 10% ，工作转数可在整个风机允许的转速范围内，而电压波动只有1V，可大大提高负载的供电质量，延长蓄电池及用电设备的使用寿命。 虽然永磁材料的成本稍高，但制成电机后，整机成本并不高多少。而且工艺简单和便于制造。到1988年底全国已安装近10万台，如果这10万台小型风力发电机改换成永磁发电机，单机每年可多发电50kWh，10万台每年可多发电500万kW h。从能源利用率和经济效益分析来说，这种变速、恒压、高效钕铁硼永磁发电机的应用，在风力发电上具有明显的优越性和经济效益。不仅如此，该机与风力机配套后，可大大降低风机的制造成本，延长蓄电池的使用寿命，提高可靠性。 随着永磁发电机性能不断提高和完善，特别是铷铁硼永磁材料的热稳定性和耐腐蚀性的改善，发电机价格的逐步降低以及电力电子技术的进一步发展，再加上永磁发电机的开发经验越来越成熟，使永磁发电机的应用越来越广泛。由于目前稀土永磁材料的价格比较贵，稀土永磁发电机的成本一般比电励磁式发电机高，但这个高成本将在发电机高性能的运行中得到较好的补偿。 对于多相永磁发电机如果电机的相数增多，电机的功率密度会得到提高。如果使用永磁材料制作交直流发电机，可以去除励磁装置和容易出问题的电刷和集电环，不但电机的体积进一步减小，质量减轻，效率提高，而且减少了电机的维护次数，增强了电机的可靠性。 永磁同步风力发电系统主要包括桨距控制式风力机、永磁同步发电机、背靠背全功率变频器以及控制系统等部分。交流永磁发电机的定子和常规电励磁电机定子一样，带有多套绕组。电机的转子表面为复合磁极式结构，磁极由铷铁硼永磁材料和软磁材料构成。转子外包一层无纬玻璃丝带固定，可防止转子高速运转时永磁材料因离心力大而脱落。 永磁同步发电机由永磁铁励磁，转子上没有励磁绕组，因此不存在励磁绕组铜损耗，其效率高于同容量的电励磁式发电机；转子上没有滑环，运转时安全可靠。永磁同步发电机经背靠背式全功率变频器系统与电网相连，通过交频器控制系统的作用，来实现风电机组的变速运行。 四、交流永磁发电机与交流电励磁发电机的比较 中国是稀土大国，稀土资源丰富，但我国由于国产材料的性能与国外有一定的差距，而利用我国资源优势的钕铁硼永磁开发高效永磁发电机，可以在在这方面达到并超过国际标准。 传统的交流发电系统中大多采用电励磁的同步发电机，电励磁发电机的优越性在于电励磁电机的励磁可以调节，可以保证负载变化时维持发电机的端电压恒定。因此，电励磁电机的稳压措施比较容易实现，只要调节励磁就可以得到稳定的电压输出。 永磁同步发电机不需要励磁绕组和交流励磁电源，也就取消了易出故障的集电环和电刷装置，成为无刷电机。因此，设备的结构简单，运行可靠，采用稀土永磁后还可以增加气隙的磁密，减小电机的体积和质量。 可以看出，两种电机的铁心直径一致的情况下，为达到要求的输出，电励磁的电机的外形尺寸要比永磁电机的尺寸大一倍左右，并且永磁电机的效率明显高于电励磁的同步电机。应用永磁材料以后，电机的气隙磁密采用了较高的数值O.77，两种电机采用了相同的线规，但是由于电励磁电机的铁心长度增加，因此电机的铜耗增加，用铜量也增加了将近一倍。对电励磁电机的尺寸设计并不是最优，这就很充分地说明永磁电机的优越性，交直流永磁同步发电机具有很大的应用前景的。 五、交一直一交风力发电系统 由于风速的不断变化，风力机和发电机也随之变速旋转，风力机产生频率变化的电能。高速永磁风力发电机采用全功率变频技术，使风力发电机产生的变化频率电能全部通过变流器，使发电机产生的交流电转化为直流电，然后再通过逆变器把直流电转化成为与电网频率相同的交流电，供电网进行使用。因此，高速永磁发电机采用全功率变频器后，风力发电机的频率与供给电网的频率没有影响，风力发电机就可根据电网电能的频率和质量要求，更好地适应电网各种变化。此外，风力机采用高速永磁发电机，这与传统的双馈发电机相比，可彻底地解决电网的低电压穿越问题，使发电机的工作更加稳定。而双馈发电机的频率调节需要根据电网的频率进行反馈调节，当电网出现低电压现象时，容易出现风力机的脱网现象，很难解决低电压穿越问题。 风力发电机电能的转换过程为：发出频率变化的交流电，首先通过三相桥式整流器整流成直流电，再通过逆变器变换为恒定频率的交流电，最后供电网进行使用。 六、风力发电机的并网 在风力发电机组的启动阶段，需要对发电机进行并网前的调节，使之能安全地切入电网，进入正常的并网发电运行模式。发电机并网是风力发电系统正常运行的起点，其主要的要求是限制发电机在并网时的瞬变电流，避免对电网造成过大的冲击。当电网的容量比发电机的容量大得多时(大于25倍)，发电机并网时的冲击电流可以不予考虑。但风力发电机组的单机容量越来越大，目前已经发展到兆瓦级水平，机组并网对电网的冲击已不能忽视。比较严重的后果不但会引起电网电压的大幅下降，而且还会对发电机组各部件造成损坏。更为严重的是，长时间的并网冲击，甚至还会造成电力系统的解列，以及威胁其它发电机组的正常运行。因此，必须通过合理的发电机并网技术来抑制并网冲击电流。 1、变速恒频风力发电机组的并网和功率转换 1）风力机的并网 变速恒频风力发电机组的并网方式主要有空载并网、带独立负载并网和孤岛并网，其中空载并网和带独立负载并网两种方式中，转子励磁变换器直接与电网相连，双馈电机定子与电网经过开关相连，而孤岛并网方式则是定子与转子励磁变换器直接连接，再经过开关连接到电网,电网经过预充电变压器与直流母线电容连接。在变速恒频双馈风力发电系统中，发电机与电网之间是一种柔性连接关系，通过对发电机转子电流的控制，就可在变速运行中任何转速下满足并网条件，实现成功并网。 2）风力机的功率转换 在变速恒频风力发电系统中，需要变频装置来完成由发电机到电网的能量传递，其主要结构形式如下。 （1）交交变频器。交交变频器的特点是容量大(1000 kW 以上)，但是输出电压谐波多，输入侧功率因数低, 使用功率元件数量多 (三相桥式变频器至少需要36只晶闸管)，目前中小容量的变频器已很少采用交交变频器。 （2）交直交变频器。交直交变频器不仅有效地克服了交交变频器的缺点, 而且易于控制策略的实现和双向变流, 特别适合变速恒频双馈发电系统和无刷双馈风力发电系统。 2、高速永磁风力发电机组的并网和控制 高速永磁风力发电机可通过变桨系统实现机组的最大输出功率控制和有功功率输出上升变化度的控制。风力发电机组可通过控制叶片的桨距角来控制风力发电机组吸收的风能，并进一步控制风力发电机组的出力。此外，通过控制风电场的输出，配合电力系统调度进行风场电力生产管理，可保证电网的安全、稳定运行。 风力发电机组具备机端电压控制模式。机组自身有一定的无功功率调节能力，主要用于当系统出现电压波动时进行无功功率调节，以达到控制和稳定机端电压的目的。如果机端电压偏离690V时，风力发电机能自动发出无功或通过吸收电网一定的无功功率来调节电压，使电压偏离减小。 高速永磁发电机通过变流器的同步并网技术和变桨系统控制功率的方式，能够实现风力发电机组并网过程冲击最小。它的优点在于： 1）以最大功率输出方式工作：额定风速下，风力机按照优化桨距角定桨距运行，由变频控制系统来控制转速，调节风力机叶尖速比，从而实现最佳功率曲线的追踪和最大风能的捕获。 2）以恒定功率输出方式工作：在额定风速以上，风力机变桨距运行，由于风力机控制系统通过调节桨距角改变风能利用系数，从而控制风电机组的转速和功率，防止风电机组超出转速极限和功率极限运行而可能造成的事故发生。