风电生产成本分析[五篇材料]

第一篇：风电生产成本分析

当今世界能源市场的价格攀升和人们环保意识的不断增加, 风力发电以其无污染可再生的巨大优势, 受到越来越多的青睐并得到迅速发展。与火力和核能发电一样, 在风力发电场设计中也要考虑经济效益即风电成本问题。

我国目前的风力发电实际成本是从风电场的角度出发，把风电场看作一个工程项目，按照会计理论的成本费用归集方法来计算风力发电的实际成本。

风力发电是依靠自然风力资源发电，不消耗常规能源，只需将风能转换成机械能，再由机械能转换成电能。根据成本费用理论，它的总成本费用只有风力发电机本身的机械损耗;运行和管理人员的工资;管理费用及设备的故障维护、检修费用以及财务费用等。由于在生产过程中无燃料等的消耗，年度成本基本保持一致，但由于风能资源的差异，单位发电成本受年发电量影响很大。目前大多采用静态和动态成本两种方法对风力发电成本进行研究。1)静态成本费用归集步骤:(1)计算风电场形成的固定资产原值

固定资产原值=固定资产投资+建设期利息(2)总风电成本归集包括六个项目

①年折旧费固定资产原值综合折旧率 ②年大修费固定资产原值年大修费率

③年运行成本包括:材料费、管理费、工资及福利费、输变电成本、财务费用(3)计算年发电量:用发电量期望模型计算

[OM）TS](4)计算单位风电成本:C（N其中: C:单位能量成本(元/kwh)N:年发电量(kwh)M:年维修费(元)O:年经营成本(元)T:年折旧费(元)S:年利息支出(元）

这种方法，我们可以清楚地了解到每年的风力发电成本状况，以及每年的风力发电成本的变动情况及原因。2)动态成本费用归集步骤如下:(1)成本费用归集

①初始投资:建设风电场时发生的全部投资，包括风电机组造价、塔架和基础费用、安装费等。

②年大修费二固定资产原值年大修费率

③年经营成本:包括材料费、管理费、工资及福利费(2)计算年发电量:用发电量期望模型计算

(3)确定CRF:CRF是将初始投资折为等年值的系数因子(4)计算单位发电成本: 单位发电成本：

CICRF（OM）/NCRFi（1i）/[(1i）-1]nn

其中: C:单位能量成本(元/kwh)N:年发电量(kwh)M:年维修费(元)O:年经营成本(元)I:项目初始投资(元)n:寿命期(年)i:贴现率

CRF:是将初始投资折为等年值的系数因子

动态成本计算方法也称“全寿命期成本”。它的原理是在风电场的整个寿命期内把风力发电过程中发生的全部费用在整个寿命期内进行平均分摊，这样更利于我们对风电成本有一个全面地认识。

算例分析：

根据我国目前风力发电的实际情况计算。我国风力发电目前的平均状况是:风力发电机的年运行小时数为2500h，其寿命为20年;风电场建设期为l年，其初始投资为8300元/kW;初始投资中20%是自有资金，80%是国内商业贷款，利率为7.56%，偿还期为7年;风电场的年运行成本为其初始投资的5%;风力发电机的折旧按12.5年计算。1)风力发电的静态成本

依据上述资料，以第1年为例计算如下: 单位度电运行成本 =83005%2500=0.166元 单位度电折旧费=830012.525000.27元 单位度电利息 =830080%7.56%25000.20元 发电量=1kwh 第1年的成本=(0.166+0.27+0.20)/1=0.636元/kwh 同理计算出第2、3、4、5、6、7年的度电成本(元/kwh)分别为:0.629、0.612、0.58、0.56、0.523、0.50。

从第8年开始，还贷结束利息费用为零。因此第8、9、10、11、12年的费用如下: 单位度电运行成本 =83005%25000.166元 单位度电折旧费=830012.525000.27 单位度电利息=0 发电量=1kwh 所以，发电成本=(0.166+0.27)/l=0.436元/kwh 从第13一20年折旧提完，此时费用如下: 单位度电运行成本 =83005%25000.166元 单位度电折旧费=O 单位度电利息=0 发电量=1kwh 所以，发电成本=0.166/1=0.166元/kwh 从上面计算可知，在还本付息期(1一7年)风电成本较高，最高达到0.636元/kwh，最低也为0.5元/kwh，这么高的成本很难同常规能源相竞争。还贷后，风电成本将为0.436元/kwh，这一成本能同核电相竞争，但仍高于煤火发电。

2)风力发电的动态成本

从前面的静态成本计算中可以看到，还贷期间风电成本非常高，然而在整个风电项目的寿命期内却并非如此。由于目前风电价格包括了很高的资金成本，一旦偿还后风电成本就会降低。计算动态成本有利于我们对风电成本在整个寿命期的认识。

依据上面所给的资料知

单位度电运行成本=83005%2500=0.166元 单位度电初始投资=83002500=3.32元 设贴现率为i=10%，而n=20 所以 CRF=0.1172 动态成本=(3.320.1172+0.166)/1=0.56元/kwh 从上面计算得到结果是:在整个寿命期内，风电成本为0.56元/kwh。与常规发电成本相比，目前的风电成本仍然不能与它们相竞争。风力发电的静态成本、动态成本的计算结果都不令人乐观。

第二篇：煤炭生产成本分析

煤炭生产成本分析

子长县由于煤层太薄，开采成本大，故经过对恒发矿、前进矿、合营矿的生产情况及销售情况，正常开支情况进行对比、计算：得出三矿平均生产成本约为300元每吨，期间费用成本为100元每吨，合计成本在400元每吨，即以恒发煤矿为例，除去国地税固定税金及煤检费以外，煤炭价格为850元每吨时，减去生产成本及期间费用成本再减去税费每吨利润在250-300元左右。

税费地域不同，政策不同，国地税金也不同，故无法作对比，子长县煤炭行业企业所得税为核定征收，暂时无法进行所得税调节，唯一的办法为减少收入记账，但是为偷税行为，不宜采取。如果查账征收，那么企业可加大成本减少企业所得税。

增加成本的方法有以下几种，第一是加大生产成本中的人力成本，即增加人力成本，即多计提产煤工资，可增加成本，但要看地方关于产煤所得税的政策合理使用。

第二种是增加待摊投资，即煤矿转让权，进行摊销，这样可调整企业所得税，使得企业所得税可以合理经调节。

第三种是增加材料消耗，加大账面存货，即材料出库增大可增加生产成本从而控制成本。

第四种，控制收入，减少收入的来源，在成本受控的情况下，适当调节收入，可延迟所得税的缴纳或者减少所得税的缴纳。

第三篇：风电机组重大事故案例分析

风电机组重大事故案例分析

据英国风能机构的不完全统计，截至2009年12月31日，全球共发生风电机组重大事故715起，其中火灾事故138起，占总数的19.3%，位列第二位。2010年欧美等国新增火灾事故7起，其中2起火灾对作业工人造成了严重烧伤。因此，火灾已成为继雷击后第二大毁灭性机组灾害。

实际上，风电机组重大事故在国内外都有发生。有的重大事故可以预防，甚至完全可以避免。然而，随着我国风电机组的不断增多，部分突发事故是不可避免的，例如部分因雷击而造成的火灾事故，还有在运行过程中，部分因机组部件损坏造成剧烈摩擦起火而引发的火灾事故等。在降低和避免重大事故发生的过程中，我们不仅要讲科学，还要综合考虑成本因素，不能采取过度的预防措施。把概率极低的事件当成必然事件加以考虑，将不利于机组度电成本的降低。

仅就完全可以预防、避免的机组烧毁与倒塌事故而言，它不仅与机组本身的质量、性能、运行和维护有关，而且，还与箱变等附属设施有着密切的关系。本文主要介绍由箱变问题引发的机组故障与事故，通过对某风电场发生的一起机组烧毁事故进行分析，找出行之有效的预防措施，避免类似事故的再次发生。

事故简介

某风电场1.5MW双馈空冷风电机组，变频器布置在塔基，并网开关(断路器)是ABB生产的。在机组起火大约一个小时后发现，然后对整条线路采取了断电措施。当人员到达现场时，整个机组如同一个巨大的“火炬”，最后，机舱及轮毂罩壳完全烧毁，三支叶片也不同程度地过火。从主控信息和事故现场两方面证实，最后一次停机是正常的低风切出，并且，收桨正常，也不存在超速问题。从事故现场来看，位于塔基变频器的并网开关仍处于合闸状态，变频器功率柜严重烧毁;与事故机组配套的箱变高压侧断路器跳闸，且有两相高压侧保险熔断。

事故分析

此次机组烧毁事故的原因有：变频器并网开关在停机时不能脱网是诱因，而箱变低压侧断路器不具有自动跳闸功能是造成事故扩大的关键。变频器并网开关在脱网时不能分闸属于偶发事件，本是一般的机组故障，且发生概率较低;而对该风电场来说，箱变的低压侧断路器不具备自动跳闸功能，违背了关键设备的电路分级保护原则。也就是说，在该风电场机组配套时就已经埋下了事故隐患。

从安全方面来说，与此类风电机组相配的箱变，应具有多重自动跳闸功能，以保护机组与人身安全;从现场实践来看，只要箱变低压侧断路器具有自动分闸的功能跳闸，就能避免事故扩大，从而避免机组烧毁事故的发生;从系统设计来看，此类机组存在变频器并网开关无法正常脱开的可能，需要箱变低压侧断路器具有自动分闸功能，以及时切断电网给机组的供电，避免恶性事故的发生。

一、监控数据分析

在事故之前，机组多次报低风切出，并在8小时内几次报变频器故障，并均是变频器自动复位，可能由并网开关机械故障引起。

在事故前的一次“低风切出”后，复位启机，机组的有功功率一直维持正值，说明此时机组运行正常，处于发电状态;其后机组因风速降低有功功率逐渐下降，于12:37:04触发“低风切出”停机，因变频器并网开关不能断开，随后触发“变频器错误”等一系列故障。

该机组在触发“变频器错误”等故障后，叶片顺利收桨到92°，即叶片处于安全位置，主控信息与现场的实际情况相符。首先，说明机组变桨系统正常，事故之前没有出现高级别刹车和电池检测，轮毂变桨电机及其供电接触器是交流供电收桨，且电流不大，机组起火的原因不在轮毂。其次，说明机组的控制系统所报信息真实可靠;另外，在低风切出时，机组高速轴转速不高，主控没有主轴刹车器的动作信息。所以，排除由于主轴刹车器动作，或其他部位由于转速过高导致摩擦起火的可能。

按照所报故障发生的时间顺序：变频器电网故障、暂态电网错误、相电压过低等。由于变频器并网开关不能脱网，发电机定子线圈与电网直接相连，消耗电网功率不断转化为热能。从后面触发的故障可以看出，发动机定子温度在短时间内急剧上升，耗电电流不断增大。12:40:04，机组主控报“电网掉电”，电网至少有一相断开;报“低风切出”的3分零2秒后，主控报“交流电源故障”，即：12:40:06，说明机组完全断电。

二、集电线路及箱变高压侧断路器跳闸分析

据现场人员反映，机组发生着火事故后，故障机组的箱变高压侧有两相保险熔断导致高压侧跳闸。据了解，不少箱变的高压侧开关有保险熔断跳闸功能，而低压侧断路器没有自动跳闸装置。因此，机组故障时，低压侧断路器不可能断开。从风电机组系统设计来看，箱变和风电机组共同组成双重保护，按风电机组发电负荷从小到大的电流保护顺序是：变频器、箱变低压侧、箱变高压侧。在变频器断路器无法正常脱开的情况下，如果箱变低压侧不能及时跳闸，很容易造成事故扩大。

另外，机组主控报“电网掉电”和“交流电源”故障，与箱变高压侧两个保险断开的时间相对应，在后一个保险熔断时，箱变的高压侧开关跳闸，这与现场查看的箱变高压侧断路器跳闸及箱变高压侧两相保险熔断的事实相符。从主控看这两个故障信息的时间差为2s(主控的最小计时单位为s)。再从升压站的线路录波信息来看，事故机组所在线路发生了“三相电流不平衡”故障，时间为1s341ms，这再次与机组监控数据相吻合。

12:40:04，机组主控报“电网掉电”，箱变高压侧第一个保险熔断;12:40:06，主控报“交流电源故障”，箱变高压侧的另外一个相保险熔断，同时高压侧跳闸，机组与电网分离。

在事故发生时，事故机组同一线路的8台机组均处于低风速发电状态，发电功率不高，而事故机组耗电功率较大，单相耗电电流可能在机组的满负荷以上，当事故机组高压侧保险有一相熔断后，另外两相仍处于耗电状态，因此，集电线路出现了三相电流不平衡故障。当事故机组的箱变高压侧开关跳闸后，随着事故机组的切除线路恢复正常。

该风电场箱变高压侧电压为35kV，使用保险的容量为50A，由此核定出的箱变高压侧的容量值在3000kVA以上。从保险的熔断状况来看，在事故发生时，机组发热耗电功率很高。耗电产生的热量又主要集中在发电机定子上，发电机外壳的温升足以达到其附近可燃物，如：润滑系统、排气罩等的着火点，从而造成机组起火。

三、变频器并网开关不能分闸分析

变频器并网开关有失压脱扣功能，在失去外界供电时，并网开关就会断开，然而，当箱变的高压侧跳闸后，并网开关还一直处于闭合状态，即：在并网开关完全失电的状态下，也不能使其分闸，变频器并网开关属机械卡死的可能性极大。后来对事故机组的变频器并网开关进一步检查也证实不能分闸是由机械卡死所致。

究其原因，该风电场的所有机组是同一机型，与其他机组相比，事故机组地处凹地，处于两山之间，此机位的风速和风向变化极为频繁，通过主控记录数据发现，在事故发生前，因风速在切入风速附近频繁且大幅度地波动，导致机组并网频繁。平均每4-8分钟出现一次“低风切出”的触发与复位：当风大的时候，机组还在启机阶段，而并网之后，风速下降，风能低于机组维持发正电时所需要的能量，机组又迅速“低风切出”，这不仅对机组发电不利，而且，与同一风电场其他机组相比，在同样时间内变频器的并网次数增加，合闸后不能断开的概率大大增加，致使发生分闸脱扣线圈发热以及脱扣机械机构出现卡塞的概率增加，最终导致变频器并网开关无法正常分闸。在事故发生时，事故机组并网开关的动作次数为18645次，而同期投入运行的其他机组一般在6000-7000左右，也说明了该机组所在机位风况变化的频繁程度。

按照事故机组变频器厂家对所用并网开关(ABB)的使用说明，当并网开关的动作次数达到15000次后要根据具体情况判定是否可以继续使用，而且，在工作到20000次后，应当作报废处理。在事故发生时，并网开关工作的次数已达18645次。另据现场了解，该机组在事故前的一次机组维护中，没有对并网开关进行维护。因此，并网开关维护和检修不当，是造成此次并网开关不能分闸的重要原因，也是本次事故的原因之一。

四、事故还原

结合机组的相关数据及现场情况还原事故发生过程如下：

机组因风速降低，12:37:04报“低风切出”脱网，此时变频器的并网开关不能脱网，机组正常收桨，在主控的高速轴转速信息上了解到，尽管发电机定子产生的旋转磁场使叶轮有增速的趋势，但是，顺桨角度不断增大，机组高速轴转速依然不断降低，随着定子旋转磁场与转子的转差率不断增大，在发电机转子产生的感生电动势将IGBT、低电压穿越的功率元件等击穿短路，巨大的热量还使变频器转子接线的绝缘皮烧毁、融化，变频器IGBT烧毁，直至变频器处的转子接线开路(事故后，在检查变频器时进一步得到证实)。当发电机的转子接线开路以后，发电机定子的阻抗更小，定子流过电流更大，定子的发热状况进一步加剧，定子温度迅速上升。

发电机定子绕组，先是触发“定子绕组温度偏高”温度为120℃，在5s之后主控报“定子绕组温度过高”。按照参数设置，此时的温度应大于140℃;定子温度继续升高，在20s后，报“温度传感器故障”，应为定子绕组中的Pt100，或Pt100的接线被定子绕组产生的高温熔断所致。随后发电机上的润滑油管、排气罩、润滑油泵着火，机组起火燃烧。

五、因箱变引发的故障与多起事故

风电机组要正常运行，减少故障，避免重大事故的发生，箱变质量、箱变保护功能的完备状况、箱变与风电机组配套等有着重要的关系。

对于因电起火的火灾事故，首先要切断供电电源，避免事故的扩大和机组烧毁事故的发生。风电机组火灾事故应以预防为主，全面考虑，预防和避免恶性事故。

如果变频器布置在机舱上面，由于机组与箱变之间的线路一直到机舱，如果箱变的保护功能不完善，当电缆出现破损时，更容易造成机组烧毁事故，箱变对机组的保护作用显得更为重要。

就此次风电机组烧毁事故来看，由于箱变的低压侧断路器不具有自动跳闸功能，当变频器不能正常脱网时，箱变就不可能及时断电，从而致使发电机持续发热，达到机舱可燃物的着火点而引发机组烧毁事故。从多个风电场的实践来看，如果箱变低压侧断路器具有自动跳闸功能，一般只会使变频器的Crowbar(低电压穿越)烧毁，功率模块损毁，其损毁的严重程度与箱变低压侧断路器跳闸及时程度有很大的关系;当箱变的低压侧断路器跳闸不及时，偶尔也会导致发电机的损坏。

再如：某风电场的1.5MW风电机组，2010年2月26日，风电场值班人员发现59号机组的轮毂、机舱顶部冒黑烟，16时9分到达现场，2月27日凌晨5时20分，火焰熄灭，机组全部烧毁。事故的起因在电控柜下部母排处，由于日常工作和维护时遗留下的短接线或其他导体，引起690V母排发生相间短路。如果机舱电缆线出现短路时，箱变及时跳闸也许能避免烧毁事故的发生。该机组的变频器布置在机舱上，当机舱上供电线路出现短路、打火现象，而箱变的低压侧断路器又不能及时跳闸时，必然会造成风电机组烧毁事故的发生。

2010年2月26日，某风电场在机组调试送电时，由于箱变问题，低压侧断路器不能合闸，加之操作人员操作失误，致使送电人员遭到电击、截肢惨剧的发生;2008年，某风电场在机组调试之前，安装人员在塔筒内紧固变频器与箱变之间的连接螺钉时，安装人员被电击倒，此时，虽然箱变的高压侧已经送电，但是，箱变的低压侧断路器并没有合闸，塔筒内不应有电，在此事故发生之后，本应检查箱变存在的问题，及时排除箱变故障。然而，由于没有造成人员伤亡，此事并没有引起业主人员的重视，当机组调试时发现该机组变频器并网柜已经全部烧毁。像这样，因箱变故障而造成并网柜烧毁的事例曾在不少风电场发生过，所幸这些变频器都布置在塔基，没有引起事故的扩大。如果箱变布置在机舱，还可能造成机组的烧毁。

因箱变问题而造成风电机组故障的事例，在风电场时有发生。对于这种情况，机组一般都能并网，但并网后会报电网故障停机，缺乏经验的维修人员很难判断。因故障产生的部位在箱变，而维修人员普遍只是考虑风电机组本身，因此，判断故障的时间经常长达几个月，大大影响了机组的利用率和发电量。

总之，确保箱变质量，充分发挥箱变对风电机组的保护作用，是减少机组故障与事故、保证人身安全中重要的一环。

经验与总结

一、机组参数按机位风况进行优化

同一风电场，不同机位的风电机组因其风况条件不完全一致。对于跟其他机组的风况条件差别较大的机组，其参数的设置可以根据具体机位进行适当调整，即在不影响机组发电量的前提下，根据机位的风况条件对机组的切入、切出相关参数进行调整，以减少机组并网开关的动作次数。在不稳定的低风状况下频繁启停，不仅会增加机组并网开关动作次数，同时，还会提高故障率。

二、注意变频器并网开关的维护

为了避免出现并网开关的机械卡死故障，在并网动作次数超过一定值时，尤其对并网开关的机械部位进行检查和维护，以减少并网开关的故障几率。

在ABB并网开关维护时，需重点检查储能连杆两侧铆接、轴承销是否松动，销子是否变形，结合半轴、分闸半轴、钩块以及其他传动部件，储能电机、齿轮、螺钉有没有过度磨损、过热、破损、松动的现象;给运动部件按要求添加润滑油等。

三、确保箱变低压侧断路器的自动保护功能完善

风电场业主在安装机组时，按照国家相关设备技术标准，与生产厂家提供的箱变技术规范选配合适的箱式变压器，保证箱变的低压侧断路器具备相关的保护功能。另外，为了保证箱变在必要的时候及时分闸，应定期对箱变进行检查和维护，包活箱变低压侧断路器的自动分闸功能进行试验与参数设置。

此项措施不仅有利保护风电机组与箱变本身，而且，也有利于保护现场人员的人身安全。

四、如何正确对待风电机组烧毁事故

风电机组烧毁事故，虽然损失很大，但不能逃避责任，敷衍了事，采取回避态度。事故发生后，应追寻事故发生的根本原因，有的放矢，才会收到良好的效果。

从绝大部分风电机组烧毁事故来看，大都是由于雷击、电器、线路起火，或机组在运行过程中，由旋转部件损坏而造成剧烈摩擦产生的火灾。从已发生的众多机组烧毁事故分析，如果采取每台机组上都添加一套功能完备的自动消防系统，对绝大部分的烧毁事故而言是无益的，而且在机组维修和维护时，还可能由于消防系统的误操作而引发人身伤害，即便是这些消防系统能对个别火灾事故起到预防作用，但这与所花的机组成本相比，可能得不偿失，增加了度电成本。在风电设备价格一路走低的情况下，如果把增加消防系统、在线监测等所花的费用，用到变桨系统、控制系统软件提升、关键部件质量和维护费用上，可能更有利于提高机组安全与降低度电成本。

当机组烧毁事故发生以后，如果采取的预防措施过度，甚至错误决策，必然是有害的。例如：某个风电场领导听说机舱罩壳上的保温层可能引发火灾，为了避免火灾事故的发生，该业主把所有机组的保温层全部去掉。到了冬季，该风电场的机舱外温度一般都在零下20℃至零下30℃之间，在极端天气下，该风电场的环境温度更低，在去掉保温层后的第一年冬季，由于机舱没有保温材料，不能很好地保温，从而引发了不少因环境温度低而产生的故障，这种做法未见对防火的作用，而增加机组故障却极其明显。

事故发生后，对风电机组的烧毁，倒塌事故所产生的原因还没有查清，或由于某种因素的作用，事故分析人员在短时间内就匆忙地得出结论，甚至得出错误的结论。这样，投入了大量的人力、物力和财力，增加了不少的成本后，既不能解决问题，而且还隐藏了机组真实的安全隐患。由于事故的根本原因没有查清，所采取的措施不可能有准确的目标，结果，类似事故在必要的条件下将会再次发生。

结语

为了让风电机组能够正常运行，减少机组故障，避免重大事故发生，不能仅考虑风电机组本身，应综合考虑各种因素，包括机组附属机构与设施，例如箱变、风况、电网、线路、升压站等，以达到减少甚至避免极端事故发生的目的。风电机组的运行环境恶劣，是在主控设定的条件下自主运行，因此，我们要以预防为主，不仅要防止风电机组烧毁、倒塌事故的发生，还要考虑到机组的生产、运行和维护成本，最终达到机组在20年内是赢利的，甚至更长时间内达到度电成本最低。

第四篇：风电基础知识

叶轮

风电场的风力机通常有２片或３片叶片，叶尖速度50～70ｍ／ｓ，具有这样的叶尖速度，3叶片叶轮通常能够提供最佳效率，然而2叶片叶轮仅降低2～3％效率。甚至可以使用单叶片叶轮，它带有平衡的重锤，其效率又降低一些，通常比2叶片叶轮低6％。尽管叶片少了，自然降低了叶片的费用，但这是有代价的。对于外形很均衡的叶片，叶片少的叶轮转速就要快些，这样就会导致叶尖噪声和腐蚀等问题。更多的人认为3叶片从审美的角度更令人满意。3叶片叶轮上的受力更平衡，轮毂可以简单些，然而2叶片、1叶片叶轮的轮毂通常比较复杂，因为叶片扫过风时，速度是变的，为了限制力的波动，轮毂具有翘翘板的特性。翘翘板的轮毂，叶轮链接在轮毂上，允许叶轮在旋转平面内向后或向前倾斜几度。叶片的摆动运动，在每周旋转中会明显的减少由于阵风和剪切在叶片上产生的载荷。

叶片是用加强玻璃塑料（GRP）、木头和木板、碳纤维强化塑料（CFRP）、钢和铝构成的。对于小型的风力发电机，如叶轮直径小于５米，选择材料通常关心的是效率而不是重量、硬度和叶片的其它特性。对于大型风机，叶片特性通常较难满足，所以对材料的选择更为重要。

世界上大多数大型风力机的叶片是由GRP制成的。这些叶片大部分是用手工把聚脂树脂敷层，和通常制造船壳、园艺、游戏设施及世界范围内消费品的方法一样。其过程需要很高的技术水平才能得到理想的结果，并且如果人们对重量不太关心的话，比如对于长度小于２０米的叶片，设计也不很复杂。不过有很多很先进的利用GRP的方法，可以减小重量，增加强度，在此就不赘述了。玻璃纤维要较精确的放置，如果把它放在预浸片材中，使用高性能树脂，如控制环氧树脂比例，并在高温下加工处理。当今，出现了简单的手工铺放聚脂，通过认真地选择和放置纤维，为GRP叶片提供了降低成本的途径。

偏航系统

风力机的偏航系统也称为对风装置，其作用在于当风速矢量的方向变化时，能够快速平稳地对准风向，以便风轮获得最大的风能。

小微型风力机常用尾舵对风，它主要有两部分组成，一是尾翼，装在尾杆上与风轮轴平行或成一定的角度。为了避免尾流的影响，也可将尾翼上翘，装在较高的位置。

中小型风机可用舵轮作为对风装置，其工作原理大致如下：当风向变化时，位于风轮后面两舵轮（其旋转平面与风轮旋转平面相垂直）旋转，并通过一套齿轮传动系统使风轮偏转，当风轮重新对准风向后，舵轮停止转动，对风过程结束。

大中型风力机一般采用电动的偏航系统来调整风轮并使其对准风向。偏航系统一般包括感应风向的风向标，偏航电机，偏航行星齿轮减速器，回转体大齿轮等。其工作原理如下：风向标作为感应元件将风向的变化用电信号传递到偏航电机的控制回路的处理器里，经过比较后处理器给偏航电机发出顺时针或逆时针的偏航命令，为了减少偏航时的陀螺力矩，电机转速将通过同轴联接的减速器减速后，将偏航力矩作用在回转体大齿轮上，带动风轮偏航对风，当对风完成后，风向标失去电信号，电机停止工作，偏航过程结束。

风机的发电机

所有并网型风力发电机通过三相交流（AC）电机将机械能转化为电能。发电机分为两个主要类型。同步发电机运行的频率与其所连电网的频率完全相同，同步发电机也被称为交流发电机。异步发电机运行时的频率比电网频率稍高，异步发电机常被称为感应发电机。

感应发电机与同步发电机都有一个不旋转的部件被称为定子，这两种电机的定子相似，两种电机的定子都与电网相连，而且都是由叠片铁芯上的三相绕组组成，通电后产生一个以恒定转速旋转的磁场。尽管两种电机有相似的定子，但它们的转子是完全不同的。同步电机中的转子有一个通直流电的绕组，称为励磁绕组，励磁绕组建立一个恒定的磁场锁定定子绕组建立的旋转磁场。因此，转子始终能以一个恒定的与定子磁场和电网频率同步的恒定转速上旋转。在某些设计中，转子磁场是由永磁机产生的，但这对大型发电机来说不常用。

感应电机的转子就不同例如，它是由一个两端都短接的鼠笼形绕组构成。转子与外界没有电的连接，转子电流由转子切割定子旋转磁场的相对运动而产生。如果转子速度完全等于定子转速磁场的速度（与同步发电机一样），这样就没有相对运动，也就没有转子感应电流。因此，感应发电机总的转速总是比定子旋转磁场速度稍高，其速度差叫滑差，在正常运行期间。它大概为1%。

同步发电机和异步发电机

将机械能转化为电能装置的发电机常用同步励磁发电机、永磁发电机和异步发电机。同步发电机应用非常广泛，在核电、水电、火电等常规电网中所使用的几乎都是同步发电机，在风力发电中同步发电机即可以独立供电又可以并网发电。然而同步发电机在并网时必须要有同期检测装置来比较发电机侧和系统侧的频率、电压、相位，对风力发电机进行调整，使发电机发出电能的频率与系统一致；操作自动电压调压器将发电机电压调整到与系统电压相一致；同时，微调风力机的转速从周期检测盘上监视，使发电机的电压与系统的电压相位相吻合，就在频率、电压、相位同时一臻的瞬间，合上断路器将风力发电机并入系统。同期装置可采用手动同期并网和自同期并网。但总体来说，由于同步发电机造价比较高，同时并网麻烦，故在并网风力发电机中很少采用。

控制监测系统

风力机的运行及保护需要一个全自动控制系统，它必须能控制自动启动，叶片桨距的机械调节装置（在变桨距风力机上）及在正常和非正常情况下停机。除了控制功能，系统也能用于监测以提供运行状态、风速、风向等信息。该系统是以计算机为基础，除了小的风力机，控制及监测还可以远程进行。控制系统具有及格主要功能：

1、顺序控制启动、停机以及报警和运行信号的监测

2、偏航系统的低速闭环控制

3、桨距装置(如果是变桨距风力机)快速闭环控制

4、与风电场控制器或远程计算机的通讯

风机传动系统

叶轮叶片产生的机械能有机舱里的传动系统传递给发电机，它包括一个齿轮箱、离合器和一个能使风力机在停止运行时的紧急情况下复位的刹车系统。齿轮箱用于增加叶轮转速，从20~50转/分到1000~1500转/分，后者是驱动大多数发电机所需的转速。齿轮箱可以是一个简单的平行轴齿轮箱，其中输出轴是不同轴的，或者它也可以是较昂贵的一种，允许输入、输出轴共线，使结构更紧凑。传动系统要按输出功率和最大动态扭矩载荷来设计。由于叶轮功率输出有波动，一些设计者试图通过增加机械适应性和缓冲驱动来控制动态载荷，这对大型的风力发电机来说是非常重要的，因其动态载荷很大，而且感应发电机的缓冲余地比小型风力机的小。

异步发电机

永磁发电机是一种将普通同步发电机的转子改变成永磁结构的发电机，常用的永磁材料有铁氧体（BaFeO）、钐钴5(SmCo)等，永磁发电机一般用于小型风力发电机组中。

异步发电机是指异步电机处于发电的工作状态，从其激励方式有电网电源励磁发电（他励）和并联电容自励发电（自励）两种情况。电网电源励磁发电：是将异步电机接到电网上，电机内的定子绕组产生以同步转速转动的旋转磁场，再用原动机拖动，使转子转速大于同步转速，电网提供的磁力矩的方向必定与转速方向相反，而机械力矩的方向则与转速方向相同，这时就将原动机的机械能转化为电能。在这种情况下，异步电机发出的有功功率向电网输送；同时又消耗电网的无功功率作励磁作用，并供应定子和转子漏磁所消耗的无功功率，因此异步发电机并网发电时，一般要求加无功补偿装置，通常用并列电容器补偿的方式。

２、并联电容器自励发电：并联电容器的连接方式分为星形和三角形两种。励磁电容的接入在发电机利用本身的剩磁发电的过程中，发电机周期性地向电容器充电；同时，电容器也周期性地通过异步电机的定子绕组放电。这种电容器与绕组组成的交替进行充放电的过程，不断地起到励磁的作用，从而使发电机正常发电。励磁电容分为主励磁电容和辅助励磁电容，主励磁电容是保证空载情况下建立电压所需要的电容，辅助电容则是为了保证接入负载后电压的恒定，防止电压崩溃而设的。

通过上述的分析，异步发电机的起动、并网很方便且便于自动控制、价格低、运行可靠、维修便利、运行效率也较高、因此在风力发电方面并网机组基本上都是采用异步发电机，而同步发电机则常用于独立运行方面。

偏航系统的设计

根据调向力矩的大小，可以进行齿轮传动部分的设计计算。当驱动回转体大齿轮的主动小齿轮的强度不能满足时，可选用两套偏航电机－－－行星齿轮减速器分置于风轮主轮的两侧对称布置，每个电机的容量为总容量的一半。齿轮传动计算可按开式齿轮传动计算，其主要的磨损形式是齿面磨损失效，如调向力矩较大，除按照弯曲强度计算之外，应计算齿面接触强度。

值得注意的是，大多数风机的发电机输出功率的同轴电缆在风力机偏航时一同旋转，为了防止偏航超出而引起的电缆旋转，应该设置解缆装置，并增加扭缆传感器以监视电缆的扭转状态。位于下风向布重的风轮，能够自动找正风向。在总体布置时应考虑塔架前面的重量略重一些，这样在风机运行时平衡就会好一些。

电机的切换

根据风速决定是选择小发电机并网发电，还是选择大发电机空转，若风速低于8米/秒，则小发电机并网运行且风机运行状态切换到“投入G2”。如果风速高于8米/秒，则选择“空转G1”运行状态。

投入G2：

小发电机接触器闭合，发电机并网电流由可控硅控制到350A。一旦投入过程完成，可控硅切除，风机切换到“运行G2”状态。

风电投入小发电机发电，如果平均输出功率在某一单位时间内太低，这是小发电机断开且风机切换到“等待重新支转”的状态。如果平均输出功率超过了限定值110KW，则小发电机切除，风机运行状态切换到“G1空转”。

G1空转：

风机等待风速达到投入大电机的风速，一旦达到这个风速则风机就切换到“投入G1”状态。

投入G1：

大发电机的接触接通。发电机的并网电流由可控硅将其限定在350A。投入过程一结束，可控硅切除，风机切换到“运行G1”状态。

运行G1

风机的大电机投入发电，如果功率输出在一定的时间内少于限定值80KW，大发电机切除，风机的运行状态切换到“切换G11-G12”状态。

切换G1-G2

大发电机的接触器切除小发电机的接触器接通，可控硅将发电机的电流限定到700A，一旦投入过程完成，可控硅切除，风机转为“运转G2”状态。

等待再投入

如果小发电机的出力小于限定值，则此运行状态动作。此状态下，小发电机的接触器被切除，如果风速有效，风机就切换到“投入G2”状态，如果风速低于限定值，风机将切换到“空转G2”状态。

风机工作状态之间转变

风机工作状态之间转变

说明各种工作状态之间是如何实现转换的。

提高工作状态层次只能一层一层地上升，而要降低工作状态层次可以是一层或多层。这种工作状态之间转变方法是基本的控制策略，它主要出发点是确保机组的安全运行。如果风力发电机组的工作状态要往更高层次转化，必须一层一层往上升，用这种过程确定系统的每个故障是否被检测。当系统在状态转变过程中检测到故障，则自动进入停机状态。

当系统在运行状态中检测到故障，并且这种故障是致命的，那么工作状态不得不从运行直接到紧停，这可以立即实现而不需要通过暂停和停止。

下面我们进一步说明当工作状态转换时，系统是如何动作的。

1．工作状态层次上升

紧停→停机

如果停机状态的条件满足，则：

1)关闭紧停电路；

2)建立液压工作压力；

3)松开机械刹车。

停机→暂停

如果暂停的条件满足，则，1)起动偏航系统；

2)对变桨距风力发电机组，接通变桨距系统压力阀。

暂停→运行

如果运行的条件满足，则：

1)核对风力发电机组是否处于上风向；

2)叶尖阻尼板回收或变桨距系统投入工作；

3)根据所测转速，发电机是否可以切人电网。

2．工作状态层次下降

工作状态层次下降包括3种情况：

(1)紧急停机。紧急停机也包含了3种情况，即：停止→紧停；暂停→紧停；运行→紧停。其主要控制指令为：

1)打开紧停电路；

2)置所有输出信号于无效；

3)机械刹车作用；

4)逻辑电路复位。

(2)停机。停机操作包含了两种情况，即：暂停→停机；运行→停机。

暂停→停机

1)停止自动调向；

2)打开气动刹车或变桨距机构回油阀(使失压)。

运行→停机

1)变桨距系统停止自动调节；

2)打开气动刹车或变桨距机构回油阀(使失压)；

3)发电机脱网。

(3)暂停。

1)如果发电机并网，调节功率降到。后通过晶闸管切出发电机；

2)如果发电机没有并入电网，则降低风轮转速至0。

(三)故障处理

工作状态转换过程实际上还包含着一个重要的内容：当故障发生时，风力发电机组将自动地从较高的工作状态转换到较低的工作状态。故障处理实际上是针对风力发电机组从某一工作状态转换到较低的状态层次可能产生的问题，因此检测的范围是限定的。

为了便于介绍安全措施和对发生的每个故障类型处理，我们给每个故障定义如下信息：

1)故障名称；

2)故障被检测的描述；

3)当故障存在或没有恢复时工作状态层次；

4)故障复位情况(能自动或手动复位，在机上或远程控制复位)。

(1)故障检测。控制系统设在顶部和地面的处理器都能够扫描传感器信号以检测故障，故障由故障处理器分类，每次只能有一个故障通过，只有能够引起机组从较高工作状态转入较低工作状态的故障才能通过。

(2)故障记录。故障处理器将故障存储在运行记录表和报警表中。

(3)对故障的反应。对故障的反应应是以下三种情况之一：

1)降为暂停状态；

2)降为停机状态；

3)降为紧急停机状态。

4)故障处理后的重新起动。在故障已被接受之前，工作状态层不可能任意上升。故障被接受的方式如下：

如果外部条件良好，一此外部原因引起的故障状态可能自动复位。一般故障可以通过远程控制复位，如果操作者发现该故障可接受并允许起动风力发电机组，他可以复位故障。有些故障是致命的，不允许自动复位或远程控制复位，必须有工作人员到机组工作现场检查，这些故障必须在风力发电机组内的控制面板上得到复位。故障状态被自动复位后10min将自动重新起动。但一天发生次数应有限定，并记录显示在控制面板上。

如果控制器出错可通过自检(WATCHDOG)重新起动。

第五篇：风电知识

风电知识

前言

我国风能资源十分丰富，它是一种干净的可再生能源，风力发电产业发展前景非常广阔。

它的作用原理；以风作为原动力，风吹动风轮机的叶轮，转化为机械能，叶能通过增速箱齿轮带动发电机旋转，转化为电能，送入电网。它的优势；不需要燃料，无污染，运行成本低。

风电概述 主要零部件

发电机 电控柜 制动器 增速机 主轴

液压站 工装 外齿式回转支撑 偏航电机

各零部件主要功能

主轴； 将风能转向力传递给增速箱

偏航系统； 通过控制技术，使机舱旋转至迎风方向的机枸。

增速机； 增速机在各齿轮不同传动比的作用下将主轴的低转速提高到发电机所需的高转速 发电机； 将机械能转化为电能。

偏航坏； 刚度，强度要好，用来支撑整个动力系统，但不能太重。变桨柜系统；通过控制技术，调整叶片角度，使风能利用最优化。制动系统；根据风力，风速需要，风机可以减速或停机。

机舱壳；采用玻璃钢制成，覆盖于机组动力系统外，起保护作用。紧固件等；将各个零部件固定在设计位置，必需适应于极限负载。

工装；便于装配，运输。

因为风机常在风沙，暴雨，盐雾，潮湿，-30~40摄氏度中环境中安放，所以要有较强的野外适应性。这对各零部件的强度、刚度、稳定、疲劳、磨擦、力矩等因素提出了很高的要求。若某一方面出了问题，都有可通造成安全事故。

为此，为了满足以上要求，我们对各种材料都进行了严格的要求，对各种连接紧固件都要按求打好力矩。力矩大小好下；

风电设备安装常见技术问题

1.1 螺栓联接问题

螺栓、螺母联接是风电行业的一种最基本最常用的装配，联接过紧时，螺栓在机械力的长期作用下容易产生金属疲劳，发生剪切或螺牙滑丝等联接过松的情况，使部件之间的装配松动，引发事故。

1.2 振动问题

风机叶片在风力作用下转动时，带动主轴，主轴将风能转向力传递到增速机，增速机在各齿轮不同传动比的作用下将主轴的低转速提高到发电机所需的高转速从而带动发电机，发电机则完成能由机械能转换成电能的工作，在这一系列的动作过程中，还有许多辅助零部件与其配合完成发电工作（如回转支撑，偏航系统，变桨柜系统，制动系统）。在这一系列过程中各系统在相互配合工作过程中必产生大的振动。主轴与增速箱发电机同心度等问题。1.4 电气设备问题

1)安装隔离开关时动、静触头的接触压力与接触面积不够或操作不当，可能导致接触面的电热氧化，使接触电阻增大，灼伤、烧蚀触头，造成事故。

(2)断路器弧触指及触头装配不正确，插入行程、接触压力、同期性、分合闸速度达不到要求，将使触头过热、熄弧时间延，导致绝缘介质分解，压力骤增，引发断路器爆炸事故。

(3)电流互感器因安装检修不慎，使一次绕组开路，将产生很高的过电压，危及人身与设备安全。

(4)有载调压装置的调节装置机构装配错误，或装配时不慎掉入杂物，卡住机构，也将发生程度不同的事故。

(5)主变压器绝缘破坏或击穿。在安装主变吊芯和高压管等主要工作时，不慎掉入杂物(如螺帽、钥匙等，这些情况在工程实践中并不罕见)，器身、套管内排水不彻底，密封装置安装错误，或者在安装中损坏，都会使主变绝缘强度大为降低，可能导致局部绝缘破坏或击穿，造成恶性事故。

(6)主变压器保护拒动。主变压器内部或出线侧发生短路、接地事故，而保护拒动、断路器不跳闸，巨大的短路电流不仅使短路处事故状态扩大，也使主变内部温度骤升，变压器油迅速汽化、分解，成为高爆性的可燃物质，这可能发生主变爆炸的恶性事故。主变的紧急事故油池和其他消防设施都是针对这种可能性设计的。2 机电设备安装技术相关改善办法

2.1 严格施工组织设计及设备、设施选择

施工组织设计和设备、设施选择是经有关科技人员共同研究商定的，通过技术计算和验算，定有其使用价。为了防止螺栓过紧或过松按工艺要求打好力矩、涂好螺纹锁固，二硫化钼。2.2 按预定计划开展安装工作

每一项机电设备安装工作顺序都有其科学性。一个安装工程的计划排队是经过多方面的考虑，经过技术论证排出的，是有科学根据并有一定指导性的，不要随便改动，以免造成工程进度连续不上无法完成工作。

2.3 对安装工作要总体布置、统一安排

发电机分为两个主要类型。同步发电机运行的频率与其所连电网的频率完全相同，同步发电机也被称为交流发电机。异步发电机运行时的频率比电网频率稍高，异步发电机常被称为感应发电机。

感应发电机与同步发电机都有一个不旋转的部件被称为定子，这两种电机的定子相似，两种电机的定子都与电网相连，而且都是由叠片铁芯上的三相绕组组成，通电后产生一个以恒定转速旋转的磁场。尽管两种电机有相似的定子，但它们的转子是完全不同的。同步电机中的转子有一个通直流电的绕组，称为励磁绕组，励磁绕组建立一个恒定的磁场锁定定子绕组建立的旋转磁场。因此，转子始终能以一个恒定的与定子磁场和电网频率同步的恒定转速上旋转。在某些设计中，转子磁场是由永磁机产生的，但这对大型发电机来说不常用。

感应电机的转子就不同例如，它是由一个两端都短接的鼠笼形绕组构成。转子与外界没有电的连接，转子电流由转子切割定子旋转磁场的相对运动而产生。如果转子速度完全等于定子转速磁场的速度（与同步发电机一样），这样就没有相对运动，也就没有转子感应电流。因此，感应发电机总的转速总是比定子旋转磁场速度稍高，其速度差叫滑差，在正常运行期间。它大概为1%。

同步发电机和异步发电机

将机械能转化为电能装置的发电机常用同步励磁发电机、永磁发电机和异步发电机。同步发电机应用非常广泛，在核电、水电、火电等常规电网中所使用的几乎都是同步发电机，在风力发电中同步发电机即可以独立供电又可以并网发电。然而同步发电机在并网时必须要有同期检测装置来比较发电机侧和系统侧的频率、电压、相位，对风力发电机进行调整，使发电机发出电能的频率与系统一致；操作自动电压调压器将发电机电压调整到与系统电压相一致；同时，微调风力机的转速从周期检测盘上监视，使发电机的电压与系统的电压相位相吻合，就在频率、电压、相位同时一臻的瞬间，合上断路器将风力发电机并入系统。同期装置可采用手动同期并网和自同期并网。但总体来说，由于同步发电机造价比较高，同时并网麻烦，故在并网风力发电机中很少采用。

控制监测系统

风力机的运行及保护需要一个全自动控制系统，它必须能控制自动启动，叶片桨距的机械调节装置（在变桨距风力机上）及在正常和非正常情况下停机。除了控制功能，系统也能用于监测以提供运行状态、风速、风向等信息。该系统是以计算机为基础，除了小的风力机，控制及监测还可以远程进行。控制系统具有及格主要功能：

1、顺序控制启动、停机以及报警和运行信号的监测

2、偏航系统的低速闭环控制

3、桨距装置(如果是变桨距风力机)快速闭环控制

4、与风电场控制器或远程计算机的通讯

风机传动系统

叶轮叶片产生的机械能有机舱里的传动系统传递给发电机，它包括一个齿轮箱、离合器和一个能使风力机在停止运行时的紧急情况下复位的刹车系统。齿轮箱用于增加叶轮转速，从20~50转/分到1000~1500转/分，后者是驱动大多数发电机所需的转速。

齿轮箱可以是一个简单的平行轴齿轮箱，其中输出轴是不同轴的，或者它也可以是较昂贵的一种，允许输入、输出轴共线，使结构更紧凑。传动系统要按输出功率和最大动态扭矩载荷来设计。由于叶轮功率输出有波动，一些设计者试图通过增加机械适应性和缓冲驱动来控制动态载荷，这对大型的风力发电机来说是非常重要的，因其动态载荷很大，而且感应发电机的缓冲余地比小型风力机的小。

异步发电机

永磁发电机是一种将普通同步发电机的转子改变成永磁结构的发电机，常用的永磁材料有铁氧体（BaFeO）、钐钴5(SmCo)等，永磁发电机一般用于小型风力发电机组中。

异步发电机是指异步电机处于发电的工作状态，从其激励方式有电网电源励磁发电（他励）和并联电容自励发电（自励）两种情况。

1电网电源励磁发电：是将异步电机接到电网上，电机内的定子绕组产生以同步转速转动的旋转磁场，再用原动机拖动，使转子转速大于同步转速，电网提供的磁力矩的方向必定与转速方向相反，而机械力矩的方向则与转速方向相同，这时就将原动机的机械能转化为电能。在这种情况下，异步电机发出的有功功率向电网输送；同时又消耗电网的无功功率作励磁作用，并供应定子和转子漏磁所消耗的无功功率，因此异步发电机并网发电时，一般要求加无功补偿装置，通常用并列电容器补偿的方式。

２、并联电容器自励发电：并联电容器的连接方式分为星形和三角形两种。励磁电容的接入在发电机利用本身的剩磁发电的过程中，发电机周期性地向电容器充电；同时，电容器也周期性地通过异步电机的定子绕组放电。这种电容器与绕组组成的交替进行充放电的过程，不断地起到励磁的作用，从而使发电机正常发电。励磁电容分为主励磁电容和辅助励磁电容，主励磁电容是保证空载情况下建立电压所需要的电容，辅助电容则是为了保证接入负载后电压的恒定，防止电压崩溃而设的。

通过上述的分析，异步发电机的起动、并网很方便且便于自动控制、价格低、运行可靠、维修便利、运行效率也较高、因此在风力发电方面并网机组基本上都是采用异步发电机，而同步发电机则常用于独立运行方面。

偏航系统的设计

根据调向力矩的大小，可以进行齿轮传动部分的设计计算。当驱动回转体大齿轮的主动小齿轮的强度不能满足时，可选用两套偏航电机－－－行星齿轮减速器分置于风轮主轮的两侧对称布置，每个电机的容量为总容量的一半。齿轮传动计算可按开式齿轮传动计算，其主要的磨损形式是齿面磨损失效，如调向力矩较大，除按照弯曲强度计算之外，应计算齿面接触强度。

值得注意的是，大多数风机的发电机输出功率的同轴电缆在风力机偏航时一同旋转，为了防止偏航超出而引起的电缆旋转，应该设置解缆装置，并增加扭缆传感器以监视电缆的扭转状态。位于下风向布重的风轮，能够自动找正风向。在总体布置时应考虑塔架前面的重量略重一些，这样在风机运行时平衡就会好一些。

电机的切换

根据风速决定是选择小发电机并网发电，还是选择大发电机空转，若风速低于8米/秒，则小发电机并网运行且风机运行状态切换到“投入G2”。

如果风速高于8米/秒，则选择“空转G1”运行状态。

投入G2：

小发电机接触器闭合，发电机并网电流由可控硅控制到350A。一旦投入过程完成，可控硅切除，风机切换到“运行G2”状态。

风电投入小发电机发电，如果平均输出功率在某一单位时间内太低，这是小发电机断开且风机切换到“等待重新支转”的状态。如果平均输出功率超过了限定值110KW，则小发电机切除，风机运行状态切换到“G1空转”。

G1空转：

风机等待风速达到投入大电机的风速，一旦达到这个风速则风机就切换到“投入G1”状态。

投入G1：

大发电机的接触接通。发电机的并网电流由可控硅将其限定在350A。投入过程一结束，可控硅切除，风机切换到“运行G1”状态。

运行G1

风机的大电机投入发电，如果功率输出在一定的时间内少于限定值80KW，大发电机切除，风机的运行状态切换到“切换G11-G12”状态。

切换G1-G2

大发电机的接触器切除小发电机的接触器接通，可控硅将发电机的电流限定到700A，一旦投入过程完成，可控硅切除，风机转为“运转G2”状态。

等待再投入

如果小发电机的出力小于限定值，则此运行状态动作。此状态下，小发电机的接触器被切除，如果风速有效，风机就切换到“投入G2”状态，如果风速低于限定值，风机将切换到“空转G2”状态。

风机工作状态之间转变

风机工作状态之间转变

说明各种工作状态之间是如何实现转换的。

提高工作状态层次只能一层一层地上升，而要降低工作状态层次可以是一层或多层。这种工作状态之间转变方法是基本的控制策略，它主要出发点是确保机组的安全运行。如果风力发电机组的工作状态要往更高层次转化，必须一层一层往上升，用这种过程确定系统的每个故障是否被检测。当系统在状态转变过程中检测到故障，则自动进入停机状态。

当系统在运行状态中检测到故障，并且这种故障是致命的，那么工作状态不得不从运行直接到紧停，这可以立即实现而不需要通过暂停和停止。

下面我们进一步说明当工作状态转换时，系统是如何动作的。

1．工作状态层次上升

紧停→停机

如果停机状态的条件满足，则：

1)关闭紧停电路；

2)建立液压工作压力；

3)松开机械刹车。

停机→暂停

如果暂停的条件满足，则，1)起动偏航系统；

2)对变桨距风力发电机组，接通变桨距系统压力阀。

暂停→运行

如果运行的条件满足，则：

1)核对风力发电机组是否处于上风向；

2)叶尖阻尼板回收或变桨距系统投入工作；

3)根据所测转速，发电机是否可以切人电网。

2．工作状态层次下降

工作状态层次下降包括3种情况：

(1)紧急停机。紧急停机也包含了3种情况，即：停止→紧停；暂停→紧停；运行→紧停。其主要控制指令为：

1)打开紧停电路；

2)置所有输出信号于无效；

3)机械刹车作用；

4)逻辑电路复位。

(2)停机。停机操作包含了两种情况，即：暂停→停机；运行→停机。

暂停→停机

1)停止自动调向；

2)打开气动刹车或变桨距机构回油阀(使失压)。

运行→停机

1)变桨距系统停止自动调节；

2)打开气动刹车或变桨距机构回油阀(使失压)；

3)发电机脱网。

(3)暂停。

1)如果发电机并网，调节功率降到。后通过晶闸管切出发电机；

2)如果发电机没有并入电网，则降低风轮转速至0。

(三)故障处理

工作状态转换过程实际上还包含着一个重要的内容：当故障发生时，风力发电机组将自动地从较高的工作状态转换到较低的工作状态。故障处理实际上是针对风力发电机组从某一工作状态转换到较低的状态层次可能产生的问题，因此检测的范围是限定的。

为了便于介绍安全措施和对发生的每个故障类型处理，我们给每个故障定义如下信息：

1)故障名称；

2)故障被检测的描述；

3)当故障存在或没有恢复时工作状态层次；

4)故障复位情况(能自动或手动复位，在机上或远程控制复位)。

(1)故障检测。控制系统设在顶部和地面的处理器都能够扫描传感器信号以检测故障，故障由故障处理器分类，每次只能有一个故障通过，只有能够引起机组从较高工作状态转入较低工作状态的故障才能通过。

(2)故障记录。故障处理器将故障存储在运行记录表和报警表中。

(3)对故障的反应。对故障的反应应是以下三种情况之一：

1)降为暂停状态；

2)降为停机状态；

3)降为紧急停机状态。

4)故障处理后的重新起动。在故障已被接受之前，工作状态层不可能任意上升。故障被接受的方式如下：

如果外部条件良好，一此外部原因引起的故障状态可能自动复位。一般故障可以通过远程控制复位，如果操作者发现该故障可接受并允许起动风力发电机组，他可以复位故障。有些故障是致命的，不允许自动复位或远程控制复位，必须有工作人员到机组工作现场检查，这些故障必须在风力发电机组内的控制面板上得到复位。故障状态被自动复位后10min将自动重新起动。但一天发生次数应有限定，并记录显示在控制面板上。

如果控制器出错可通过自检(WATCHDOG)重新起动。