新能源有限公司风力发电机组出质保管理办法

第一篇：新能源有限公司风力发电机组出质保管理办法

大唐（赤峰）新能源有限公司 风力发电机组出质保管理办法

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第一章 总则 第一条 为规范风电机组出质保期的验收，确保出质保期工作科学有效的开展，特制定本管理办法作为风力发电机组出质保期验收依据。

第二条 风机出质保是指风机在经过质保期后，风机各方面性能稳定，总体状况良好，风机经过全方面的检查，经过性能考核后，由质保单位全面移交给风电场的工作。

第三条 本管理办法的制定依据是：

IEC 61400-11 风力发电机组 噪音测量技术 IEC 61400-12(2005)风力发电机组 功率特性测试 GB/T 20319-2006 风力发电机组 验收规范

GB/T 20320-2006 风力发电机组电能质量测量和评估方法 DL/T 666-1999 风力发电场运行规程 DL 796-2001 风力发电场安全规程 DL/T 797-2001 风力发电场检修规程

DL/T 5191-2004风力发电场项目建设工程验收规程

第四条 本管理办法适用于大唐（赤峰）新能源有限公司风电场风机出质保期的验收工作。各风电场及出质保验收验收工作组应按本规范的要求执行。

第二章 组织结构及职能

第五条 风电场的风机出质保工作应成立风机出质保验收工作组，负责风机出质保验收工作的实施。工作组由一名组长，两名副组长，若干组员组成。组长由生产技术部领导担任，副组长由风电场场长和风机厂家项目负责人担任，成员由风电场运行人员、检修人员、风机厂家工作人员以及有需要的外围厂家人员共同组成。

第六条 组长的职能：负责主持机组出质保期的验收与交接工作，确定验收工作时间，组织工作组成员进行工作内容确定，对出质保工作进行总体指挥，对验收结果进行确认，负责办理验收合格后的交接签证手续等。

第七条 副组长的职能：协助组长开展工作，根据本管理办法要求及风电机组技术要求编写验收大纲，明确验收内容。负责编写验收报告，并对在验收过程中所发现的问题提出整改建议。负责工作人员的工作安排，对工作进行监督，负责整个工作阶段的人员和设备安全，负责对工作情况及工作中遇到的问题进行汇总及处理，保证机组的安全和工作的顺利进行。

第八条 组员的职能：负责对验收大纲的验收项目进行检查、记录，负责对需要整改的项目进行及时整改，对采用测量分析方法验收的项目，负责分析报告的编制和解释，对出现的问题要准确反馈和处理，对风机的各项指标要记录准确详实。

第三章 验收程序、内容及条件

第九条 启动出质保验收工作应具备的资料：

1、机组移交生产验收的资料，包括安装调试报告、产品合格证、240小时试运行考核报告等；

2、质保期内风电机组的运行日志、定检维护记录、大部件更换记录、故障统计表、备件及消耗品使用记录；

3、质保期内风电机组所发现的问题、整改消缺记录与报告；大部件更换报告、设备消缺情况及遗留问题；

4、设备运行数据：风电机组单机各月发电量、单机各月年可利用率、风电场各月年可利用率及其计算方法、中央监控系统记录的机组历史数据（正式运行后全质保期内的数据）、机组实际功率曲线；

5、设备采购合同、施工合同，备品备件清单、相关技术文件；

6、验收组制定出验收方案及验收检查项目表； 第十条 启动验收工作前，风机要具备验收的条件：

1、风机运行稳定，无频繁的故障产生，无大型部件损坏，风机内部接线无短接，故障信号无屏蔽，对质保期内发现的所有设备缺陷已经全部消除。若不符合上述要求，将不进行出质保验收工作；

2、厂家按要求已对运检人员进行了过相关培训，能够完成风机的正常的运行与维护工作，能够胜任机组运检工作；

3、厂家已定期完成了对风机的定期检查与定期维护，需要更换的各种油脂已完成更换；

4、机组质保期内各种运维记录资料齐全，包括安装调试手册、运检维护手册、控制器的安装程序、定检维护报告、油样化验分析报告、大部件更换方案等；

5、机组安全、消防设备齐全良好，且措施落实到位；

6、备品备件及专用工器具齐全完好； 第十一条 启动验收前应准备相应验收专用仪器与工具，如工业内窥镜、机组性能测试仪器（功率曲线验证）、振动数据采集仪、油液采样瓶等，可根据实际情况增加必需的其它设备仪器。

第十二条 应在机组出质保前3个月启动验收工作，以保证有足够的时间完成验收检测与检查工作。

第十三条 验收时，遵守公司安全规定，做好安全防护工作，严格执行“两票三制”工作制度。

第十四条 根据验收组编制的验收大纲要求逐台逐项进行检测、检查并记录，对专业检测项目要求出具分析报告，所有记录及分析报告均作为验收文件的有效组成部分。

第十五条 需要在机组运行工况下进行的验收项目必须针对性地采取有效的安全措施。

第十六条 验收内容包括以下部分：

1、机组分系统检查，检查内容见附表；

2、机组状态监测与故障诊断：（1）振动监测；（2）油液监测；

3、运行分析:（1）可利用率分析；（2）故障统计分析；

（3）基于运行数据的机组性能分析；

4、性能测试-功率曲线验证，与厂家提供风机实际功率曲线进行对比；

5、噪音测试；

6、电能质量测试；

7、清查设备、备品备件、工器具及图纸、资料、文件；

8、检查设备质量情况和设备消缺情况及遗留的问题；

第十七条 对于验收过程中发现的问题，应要求风电机组质保责任方提出整改措施并限期整改，整改完成后应出具整改报告。

第十八条 验收组对整改结果再次验收，所有验收结果应满足产品技术文件的规定。风电机组质保责任方和项目公司双方依据合同规定接受验收结果后，签署最终验收证书。若仍存在遗留问题，应明确遗留问题的最终解决办法及解决期限。

第十九条 对于部分风电机组中的大部件，因缺陷或故障进行更换，导致相关大部件质保期与整机出质保时间不一致的，当质保期结束后可按此规范的相关内容进行单独验收。

第四章 验收文件

第二十条 具有验收组成员签字的检查及检测报告，对于由委托方完成的验收项目所出具的验收报告，应加盖单位公章。主要报告文件有：

1、分系统检查报告；

2、振动监测与故障（及报警）诊断分析报告；

3、油液监测报告；

4、运行分析报告；

5、功率曲线验证报告；

6、风电机组噪音测量报告；

7、风电机组电能质量测试报告；

8、风电机组出质保前最后一次定检报告（含油液监测报告）； 第二十一条 厂家对于质保期内所发现设备缺陷的处理方法、处理过程、处理结果记录及整改报告；质保期内所发现问题的整改消缺记录与报告，根据需要，可在文件中附加必要的资料、报告、证明及图片等。

第二十二条 最终验收签证文件。对于遗留问题，在最终的验收签证文件中应有明确的处理意见。

第五章 附则

第二十三条 本管理办法解释权归生产技术部。第二十四条 本管理办法自签发之日起实施。

附件1：风电机组分系统检查基本要求 附件2：基于运行数据的部件温度分析方法 附件3：功率曲线考核方法

附 件 1

风电机组分系统检查基本要求

本附件仅规定了风电机组分系统检查所需的通用的基本要求，并未包含所有细节，仅供制定分系统检查项目列表时参考。针对某一特定机型，应根据机组的技术文件制定详尽全面的检查清单。

1、塔筒

常见失效形式为疲劳。常见故障为螺栓松动、表面污染、腐蚀、裂缝及塔筒间接地不牢等。主要检查内容有：（1）整体内外观检查；（2）内部照明检查；

（3）检查爬梯、防坠绳、助爬器及平台；（4）焊缝检查；

（5）紧固件螺栓力矩检查；（6）检查底、中、顶法兰连接螺栓；

（7）塔筒与基础、塔筒与机舱、各段塔筒间接地连接检查；（8）塔筒内提升机盖板检查（提升机在塔筒内情况）；（9）检查塔筒基础及塔筒底部；

（10）检查电缆桥架、电缆防护套及电缆是否磨损、松动；（11）检查机舱外表是否完好，提升机是否正常；

2、电气控制系统

失效形式为功能失效、可靠性失效。常见故障为硬件故障和软件故障等。主要检查项目有：（1）检查塔筒内控制柜、电缆连接及照明是否正常；（2）检查操作面板；

（3）检查各种传感器，保证无屏蔽报警信号现象；

（4）检查各种测试功能（测试电控系统所能实现的所有功能）；（5）控制系统自带的充电电池和电容；

（6）检查控制柜内接线，确保无任何与图纸不符的短接线；（7）风电场SCADA系统检查；中央监控系统功能检查；（8）检查控制柜通风散热、加热、密封及控制柜接地等，采用水冷方式的变频控制柜还应检查冷却液液位及液体渗漏情况；（9）通讯系统检查；

（10）检查所有机组的控制系统软件版本是否一致；软件升级或更改应有记录和书面报告，报告中应说明升级原因及所解决问题，验收时应检查是否达到升级的目的和有没有影响其它功能；

3、偏航系统

失效形式为磨损、疲劳等。常见故障为偏航齿轮磨损、偏航声音异常，定位不准、偏航计数器故障等。主要检查项目有：（1）外观检查；

（2）紧固件螺栓力矩检查；（3）偏航驱动电机检查；

（4）偏航减速器检查；电磁刹车间隙检查；（5）小齿轮与回转齿圈检查；（6）偏航制动器检查；（7）偏航计数装置（限位开关、接近开关）检查；（8）偏航系统润滑装置的检查；（9）检查偏航声音；

（10）检查偏航系统的对风及解缆功能；

4、叶片与变桨系统

失效形式为疲劳断裂、风蚀、裂纹等。常见故障为叶片表面裂缝、针孔、雷击、叶片上螺栓腐蚀、接地系统故障、叶尖液压缸漏泄等。主要检查项目有：（1）外观检查；（2）叶片清洁度检查；（3）裂缝检查；（4）防腐检查；（5）雷击损坏检查；（6）叶尖或边缘开裂；（7）急停时顺桨功能检查；

（8）液压站压力检查(液压变桨系统)；（9）变桨电池电压检查（电变桨系统）；

（10）定桨距叶片内液压缸、钢丝绳检查；叶尖扰流器检查；（11）空气制动性能检查；（12）防雷接地回路检查；（13）变桨控制系统检查；

5、轮毂 失效形式为疲劳。常见故障为轮毂裂纹、导流罩开裂等。主要检查项目：

（1）检查轮毂表面的防腐涂层是否腐蚀、脱落及油污；（2）检查轮毂表面清洁度；（3）检查轮毂表面是否有裂纹；（4）轮毂与主轴连接螺栓紧固力；

6、主轴

失效形式为疲劳和磨损。常见故障为裂纹、断裂、弯曲等。主要检查项目：（1）外观检查；

（2）紧固件螺栓力矩检查；（3)主轴承及润滑检查；

7、齿轮箱

失效形式为疲劳点蚀。常见故障为齿轮损伤、轴承损坏、渗漏油、油温高等。主要检查项目：

（1）外观检查；

（2）紧固件螺栓力矩检查；

（3）润滑油及冷却系统检查；

（4）齿轮箱噪音及振动情况；

（5）齿轮啮合及齿表面情况；

（6）检测传感器检查；

（7）弹性支撑检查；（8）加热器、油散热器检查；

（9）齿轮箱油位及油渗漏检查；(10）滤芯检查；

8、联轴器

失效形式为疲劳和磨损。常见故障为联轴器橡胶老化裂纹、万向联轴器花键磨损间隙增大、连接臂弯曲等。主要检查项目：

（1）外观检查；

（2）紧固件螺栓力矩检查；

（3）橡胶缓冲部件检查；弹簧磨片裂纹检查；

（4）万向联轴器轴承、花键检查；刚性联轴器是否有打滑迹象；

（5）对中检查；

9、制动器

失效形式为疲劳、磨损。常见故障为制动刹车片磨损、裂纹、执行机构失灵、传感器故障等。主要检查项目：

（1）外观检查；

（2）紧固件螺栓力矩检查；

（3）制动盘和刹车片间隙检查；

（4）刹车片磨损程度检查；

（5）制动盘检查，主要检查制动盘厚度、均匀度、裂纹等；

（6）传感器检查；

（7）高速轴刹车液压压力检查；

10、发电机 失效形式为疲劳和磨损。常见故障为绝缘电阻低、振动、噪声大、轴承过热、绕组断路、短路接地、绕组不平衡等。主要检查项目：

（1）弹性减震器检查；

（2）发电机与底座螺栓力矩检查；

（3）绝缘强度、直流电阻检查；

（4）发电机轴承声音、油脂检查；

（5）电缆检查及其紧固检查；

（6）碳刷、滑环检查、编码器检查；

（7）对中检查；

（8）通风及冷却系统检查；

（9）判断电机运转声音是否过大；

（10）永磁发电机磁场强度检查；

11、液压系统

失效形式为液压元器件失效、密封件失效等。常见故障为渗漏、压力不稳、油中含杂质等。主要检查项目：

（1）电气接线是否松动；

（2）液压阀件是否正常；

（3）液压参数定值是否正常；

（4）连接软管及液压缸泄露及磨损情况；

（5）液压油位是否正常，有无漏油；

（6）过滤器检查；

12、外观与清洁 包括整个风电机组的外观标识与卫生清洁。

（1）外观标识包括防滑、防坠落、防撞击、系安全装备等安全提示以及高压标识、关键操作提示等；

（2）风电机组的外部、内部的清洁卫生检查，保证风电机组清洁、美观，没有纸屑、油污、灰尘、散落部件等；

（3）油漆脱落部分应补刷；

13、水冷系统检查

（1）有无漏水、电气接线是否松动；

（2）控制系统工作是否正常；

（3）水冷系统参数定值是否正常；

（4）冷却系统控制功能检查；

（5）冷却水配比检测；

14、备品备件

检查设备制造商提供的备件及工器具是否齐全；

附 件 2 基于运行数据的部件温度分析方法

将10分钟历史数据提供的功率记录值按照50kW间隔分成若干区间(Bin)，每个Bin的中心值为50kW的整数倍，这样，每个Bin会包含许多功率和温度一一对应的散点，然后利用下式可以分别计算出每个Bin的平均功率和平均温度值：

NiPi1Pi,jNij1 NiTi1Ti,jNij1

式中，Pi为第i个Bin的平均功率；Ti 为第i个Bin的平均温度，Ti,j 和Pi,j分别为第i个Bin区间中第j个数据组的10分钟平均温度和平均功率，Ni为落入第i个Bin区间的功率-温度数据对的数量。

部件温度受环境温度的影响较大，为了减少这方面的影响，温度分析对比间隔时间不宜太长，以一个月的时间周期分析较好，因为一个月内环境温度的变化会比较小，在对运行数据进行预处理时，应去掉机组停机及机组通信中断的功率-温度数据散点。

以上分析的目的在于发现机组部件温度的变化趋势及与同类机组相比的运行状态，当温度值超出该部件所允许的温度范围或处于同类机型运行温度边缘时则认为该部件运行不正常或具有潜在隐患。

附 件 3

功率曲线考核方法

为了对实测功率曲线和保证功率曲线对比，采用如下发电量考核的计算方法：

保证值 =（折算发电量/保证发电量）×100% 折算发电量=∑(风频分布值×实测功率曲线值)保证发电量=∑（风频分布值×风电场实际空气密度下

保证的功率曲线值）

风频分布值采用风电场项目工程招标文件提供的轮毂高度风资源数据。

实测功率曲线获取的算法及测量要求参照IEC61400-12-1标准执行，风速数据可以采用雷达测风数据，实测功率曲线应折合成风电场空气密度下的功率曲线。风电场实际空气密度以风电场项目工程招标文件提供的风场空气密度为准。风电场实际空气密度下保证的功率曲线为制造商投标文件提供的功率曲线。

第二篇：风力发电机组

6．1一般规定

6.1.1单位工程可按风力发电机组、升压站、线路、建筑、交通五大类进行划分，每个单位工程是由若干个分部工程组成的，它具有独立的、完整的功能。

6.1.2单位工程完工后，施工单位应向建设单泣提出验收申请,单位工程验收领导小组应及时组织验收。同类单位工程完工验收可按完工日期先后分别进行，也可按部分或全部同类单位工程一道组织验收。对于不同类单位工程，如完工日期相近，为减少组织验收次数，单位工程验收领导小组也可按部分或全部各类单位工程一道组织验收。

6.1.3单位工程完工验收必须按照设计文件及有关标准进行。验收重点是检查工程内在质量，质监部门应有签证意见。

6.1.4单位工程完工验收结束后，建设单位应向项目法人单位报告验收结果，工程合格应签发单位工程完工验收鉴定(单位工程完工验收鉴定书内容与格式参见附录A)。

6．2风力发电机组安装工程验收

6.2.1每台风力发电机组的安装工程为一个单位工程．它由风力发电机组基础、风力发电机组安装、风力发电机监控系统、塔架、电缆、箱式变电站、防雷接地网七个分部工程组成。各分部工程完工后必须及时组织有监理参加的自检验收。

6．2．2验收应检查项目。’、l风力发电机组基础。

1)基础尺寸、钢筋规格、型号、钢筋网结构及绑扎、混凝土试块试验报告及浇注工艺等应符合设计要求。

2)基础浇注后应保养28天后方可进行塔架安装，塔架安装时基础的强度不应低于设计强度的75％。

3)基础埋设件应与设计相符。风力发电机组安装。

1）风轮、传动机构、增速机构、发电机、偏航机构、气动刹车机构、机械刹车机构、冷却系统、液压系

统、电气控制系统等部件、系统应符合合同中的技

术要求。． ：

2）液压系统、冷却系统、润滑系统、齿轮箱等无漏、渗油现象，且油品符合要求，油位应正常。

3)机舱、塔内控制柜、电缆等电气连接应安全可靠，相序正确。接地应牢固可靠。应有防振、防潮、防

磨损等安全措施。风力发电机组监控系统。

1)各类控制信号传感器等零部件应齐全完整，连接正

确，无损伤，其技术参数、规格型号应符合合同中的技术要求。

2)机组与中央监控、远程监控设备安装连接应符合设

计要求。塔架。

1)表面防腐涂层应完好无锈色、无损伤。

2)塔架材质、规格型号、外形尺寸、垂直度、端面平

行度等应符合设计要求。

3)塔筒、法兰焊接应经探伤检验并符合设计标准。

4)塔架所有对接面的紧固螺栓强度应符合设计要求。

应利用专门装配工具拧紧到厂家规定舶力矩。检查

各段塔架法兰结合面，应接触良好，符合设计要求。

5电缆。

1)在验收时，应按GB50168的要求进行检查。

2)电缆外露部分应有安全防护措施。

6箱式变电站。

1)箱式变电站的电压等级、铭牌出力、回路电阻、油

温应符合设计要求。

2)绕组、套管和绝缘油等试验均应遵照GB50150的规

定进行。

3)部件和零件应完整齐全，压力释放阀、负荷开关、接地开关、低压配电装置、避雷装置等电气和机械

性能应良好，无接触不良和卡涩现象。

4)冷却装置运行正常，散热器及风扇齐全。

5)主要表计、显示部件完好准确，熔丝保护、防爆装

置和信号装置等部件应完好、动作可靠。

6)一次回路设备绝缘及运行情况良好。

7)变压器本身及周围环境整洁、无渗油，照明良好，标志齐全。

7防雷接地网。

1)防雷接地网的埋设、材料应符合设计要求。

2)连接处焊接牢靠、接地网引出处应符合要求，且标

志明显。

3)接地网接地电阻应符台风力发电机组设计要求。

6．2．3验收应具备的条件。|

1各分部工程自检验收必须全部合格，2施工、主要工序和隐蔽工程检查签证记录、分部工程完工验收记录、缺陷整改情况报告及有关设备、材料、试件的试验报告等资料应齐全完整，并已分类整理完毕。

6．2．4主要验收工作。

l检查风力发电机组、箱式变电站的规格型号、技术性能指标及技术说明书、试验记录、合格证件、安装图纸、备品配件和专用工器具及其清单等。+

2检查各分部工程验收记录、报告及有关施工中的关键工序和隐蔽工程检查、签证记录等资料。

3按6.2.2的要求检查工程施工质量。

4对缺陷提出处理意见。

5对工程作出评价。．

6做好验收签证工作。

6．3升压站设备安装调试工程验收

6．3．1升压站设备安装调试单位工程包括主变压器、高压电器、低压电器、母线装置、盘柜及二次回路接线、低压配电设备等的安装调试及电缆铺设、防雷接地装置八个分部工程。各分部工程完工后必须及时组织有监理参加的自检验收。

6．3．2验收应检查项目。

l主变压器。

1)本体、冷却装置及所有附件应无缺陷，且不渗油。

2)油漆应完整，相色标志正确。

3)变压器顶盖上应无遗留杂物，环境清洁无杂物。

4)事故排油设施应完好，消防设施安全。

5)储油柜、冷却装置、净油器等油系统上的油门均应

打开，且指示正确。

6)接地引下线及其与主接地网的连接应满足设计要求，接地应可靠。．

7)分接头的位置应符合运行要求。有载调压切换装置

远方操作应动作可靠，指示位置正确。

8)变压器的相位及绕组的接线组别应符合并列运行要

求。

9)测温装置指示正确，整定值符合要求。

10）全部电气试验应合格，保护装置整定值符合规定，操作及联动试验正确

11)冷却装置运行正常，散热装置齐全。高、低压电器。

1)电器型号、规格应符合设计要求。

2)电器外观完好，绝缘器件无裂纹，绝缘电阻值符合要求，绝缘良好。

3)相色正确，电器接零、接地可靠。

4)电器排列整齐．连接可靠，接触良好，外表清洁完

整。

5)高压电器的瓷件质量应符合现行国家标准和有关瓷

产品技术条件的规定。

6)断路器无渗油，油位正常。操动机构的联动正常，无卡涩现象。

7)组合电器及其传动机构的联动应正常，无卡涩。

8)开关操动机构、传动装置、辅助开关及闭锁装置应

安装牢靠，动作灵活可靠，位置指示正确．无渗漏。

9)电抗器支柱完整，无裂纹，支柱绝缘子的接地应良

好。

10)避雷器应完整无损，封口处密封良好。

11)低压电器活动部件动作灵活可靠．联锁传动装置动

作正确，标志清晰。通电后操作灵活可靠，电磁器件

无异常响声，触头压力，接触电阻符合规定。

12)电容器布置接线正确，端子连接可靠。保护回路完

整，外壳完好无渗油现象，支架外壳接地可靠，室内通风良好。

13)互感器乡}观应完整无缺损，油浸式互感器应无渗油，油位指示正常，保护间隙的距离应符含规定，相色 应正确，接地良好。

3盘、柜及二次圆路接线。

1)固定和接地应可靠，漆层完好、清洁整齐。

2)电器元件齐全完好，安装位置正确，接线准确，固

定连接可靠，标志齐全清晰，绝缘符合要求。

3)手车开关柜推入与拉出应灵活，机械闭锁可靠。

4)柜内一次设备的安装质量符合要求，照明装置齐全。

5)盘、柜及电缆管道安装后封堵完好，应有防积水、防结冰、防潮、防雷措施。

6)操作与联动试验正确。

7)所有二次回路接线准确，连接可靠。标志齐全清晰，绝缘符合要求。

4母线装置。

1)金属加工、配制，螺栓连接、焊接等应符合国家现

行标准的有关规定。

2)所有螺栓、垫圈、闭口销、锁紧销、弹簧垫圈、锁

紧螺母齐全、可靠。

3)母线配制及安装架设应符合设计规定，且连接正确．

一接触可靠。

4)瓷件完整、清洁，软件和瓷件胶合完整无损，充油

套管无渗油。油位正确。

5)油漆应完好，相色正确，接地良好。

5电缆。．

1)规格符合规定，排列整齐，无损伤，相色、路径标

志齐全、正确、清晰。

2)电缆终端、接头安装牢固，弯曲半径、有关距离、接线相序和排列符合要求，接地良好。

3)电缆沟无杂物，盖板齐全，照明、通风、排水设施、防火措施符合设计要求。

4)电缆支架等的金属部件防腐层应完好。低压配电设备。

1)设备柜架和基础必须接地或接零可靠。

2)低压成套配电柜、控制柜、照明配龟箱等应有可靠的电击保护。

3)手车、抽出式配电柜推拉应灵活，无卡涩、碰撞现

象。

4)箱(盘)内配线整齐，无绞接现象，箱内开关动作

灵活可靠。

5)低压成套配电柜交接试验和箱、柜内的装置应符合设计要求及有关规定。

6)设备部件齐全，安装连接应可靠。防雷接地装置。

1)整个接地网外露部分的连接应可靠，接地线规格正

确，防腐层应完好，标志齐全明显。

2)避雷针(罩)的安装位置及高度应符合设计要求。

3)工频接地电阻值及设计要求的其他测试参数应符合设计规定。

6.3.3验收应具备的条件。

l各分部工程自查验收必须全部合格。

2倒送电冲击试验正常，且有监理签证。

3设备说明书、合格证、试验报告、安装记录、调度记录等资料齐全完整。

6．3．4主要验收工作。

l检查电气安装调试是否符合设计要求。

2检查制造厂提供的产品说明书：试验记录、合格证件、安装图纸、备品备件和专用工具及其清单。

3检查安装调试记录和报告、各分部工程验收记录和报告及施工中的关键工序和隐蔽工程检查签证记录等资料。

4按6.3.2的要求检查工程质量。

5对缺陷提出处理意见。

6对工程作出评价。

7做好验收签证工作。

第三篇：风力发电机组控制系统设计任务书

沈阳工程学院

毕业设计(论文)任务书

毕业设计(论文)题目：1.5MW双馈风力发电机组控制系统设计

系别自控系班级电自091学生姓名贾立鹏学号20093331

31指导教师王森职称助教毕业设计(论文)进行地点：图书馆 F-520任 务 下 达 时 间： 2011年 2 月28 日

起止日期：2011 年 2 月28 日起—至 2011年 6 月 17 日止

教研室主任年月日批准

一、设计任务

发展和利用风能是国际的大趋势，风力发电产业已成为一个朝阳产业。风力发电机组控制系统是实现风力发电系统有效经济运行的关键部分，很大程度上决定了风力发电机组的性能。近年来，国家采用三叶片、定桨距、失速型、双速发电机的风力发电机组进行研究并掌握了总装技术和关键部件叶片、电控、发电机、齿轮箱等的设计制造技术，并初步掌握了总体的设计技术。本课题的主要任务是对1.5Mw风力发电机组的变速恒频控制单元的设计来实现发电机组大范围内调节运行转速，来适应风速变化而引起的风力机功率的变化，从而最大限度的吸收风能，提高效率。具体有如下要求:

1.风力发电机组的并网时必须与电网相序一致，电压标称值相等，三相电压平衡。

2.风力发电机组应具有宽广的调速运行范围，来适应因风速变化而引起的风力机功率的变化，进而最大限度的吸收风能，从而提高效率。控制要灵活，可以较好的调节有功功率和无功功率。

3.风力发电机组应在整个运行范围内，具有高的效率，更好的提供电能。另外还要求风力发电机组可靠性好，能够在较恶劣的环境下长期工作，结构简单可大批量生产，运行时噪声低，使用维修方便，价格便宜等。

4.具体指标如下表

二、设计（论文）主要内容及要求

本课题主要任务是完成双馈风力发电机组的控制系统的设计，并且详细的介绍风力发电机组各个控制部分原理，功能及其在整个风力发电控制系统中的作用。

1.确定风力发电机组控制系统总体方案 查阅相关资料，确定控制系统设计方案。2.风力发电机组控制系统关键系统的设计

双馈式风力发电机系统的设计、风力发电系统变桨系统的设计、风力发电机组变速恒频系统的设计和风力发电机组并网技术的设计。

3.风力发电机组控制系统软件设计 完成系统软件的整体结构框图及详细说明。4风力发电机组低压运行部分设计 5.撰写毕业设计论文

内容包括：中英文摘要（中文摘要一般400字左右）、关键词（一般为3～5个）、目录、引言（前言、绪论、序言）、正文（字数10000字以上）、结论、致谢、参考文献、附录、有关图纸。其具体要求见《毕业设计（论文）撰写规范》。

三、课题完成后应提交的成果

毕业设计论文、控制系统原理图、控制流程图等与其它毕业设计资料一起装订后装在学校统一印制的“沈阳工程学院毕业设计资料袋”中，其装订顺序见《毕业设计（论文）撰写规范》。

四、时间进度安排

五、主要参考资料（文献）：

[1]李建林,许洪华.风力发电中的电力电子变流技术：机械工业出版社.2008 [2]李建华,许洪华.风力发电系统低电压运行技术：机械工业出版社..2006 [3]郑源,张德虎.风力发电机组控制技术：中国水利水电出版社.2009 [4]王承煦,张源.风力发电：中国电力出版社.2006

[5]叶杭冶.风力发电机组的控制技术：机械工业出版社.2005

第四篇：风力发电机组并网技术

风力发电机组并网技术

20世纪90年代，L.Xu, Bhowink, Machromoum, R.Pena等学者对双馈电机在变速恒频风力发电系统中的应用进行了理论、仿真分析和试验研究，为双馈电机在风力发电系统中的应用打下了理论基础。同时，电力电子技术和计算机技术的高速发展，使得采用电力电子元件(IGBT等)和脉宽调制(PWM)控制的变流技术在双馈电机控制系统中得到了应用，这大大促进了双馈电机控制技术在风电系统中的应用。八十年代以后，功率半导体器件发展的主要方向是高频化、大功率、低损耗和良好的可控性，并在交流调速领域内得到广泛应用，使其控制性能可以和直流电机媲美。九十年代微机控制技术的发展，加速了双馈电机在工业领域的应用步伐。近十年来是双馈电机最重要的发展阶段，变速恒频双馈风力发电机组已由基本控制技术向优化控制策略方向发展。其励磁控制系统所用变流装置主要有交交变流器和交直交变流器两种结构形式:(1)交交变流器的特点是容量大，但是输出电压谐波多，输入侧功率因数低，使用功率元件数量较多。(2)采用全控电力电子器件的交直交变流器可以有效克服交交变流器的缺点，而且易于控制策略的实现和功率双向流动，非常适用于变速恒频双馈风力发电系统的励磁控制。

为了改善发电系统的性能，国内外学者对变速恒频双馈发电机组的励磁控制策略进行了较深入的研究，主要为基于各种定向方式的矢量控制策略和直接转矩控制策略。我国科研机构从上世纪九十年代开始了对变速恒频双馈风力发电系统控制技术的研究，但大多数研究还仅限于实验室，只有部分研究成果在中，在小型风力发电机的励磁控制系统中得到应用。因此，加快双馈机组的励磁控制技术的研究进度对提高我国风电机组自主化进程具有重要意义。

除了上面提到的双馈风力发电系统励磁控制技术研究以外，变速恒频双馈风力发电系统还有许多研究热点包括:

(I)风力发电系统的软并网软解列研究

软并网和软解列是目前风力发电系统的一个重要部分。一般的，当电网容量比发电机的容量大得多的时候，可以不考虑发电机并网的冲击电流，鉴于目前并网运行的发电机组已经发展到兆瓦级水平，所以必须要限制发电机在并网和解列时候的冲击电流，做到对电网无冲击或者冲击最小。

(2)无速度传感器技术在双馈异步风力发电系统应用的研究

近年，双馈电机的无位置以及无速度传感器控制成了风力发电领域的一个重要研究方向，在双馈异步风力发电系统中需要知道电机转速以及位置信息，但是速度以及位置传感器的采用提高了成本并且带来了一些不便。理论上可以通过电机的电压和电流实时计算出电机的转速，从而实现无速度传感器控制。如果采用无传感器控就可以使发电机和逆变器之间连线消除，降低了系统成本，增强了控制系统的抗干扰性和可靠性。

(3)电网故障状态下风力发电系统不间断运行等方面

并网型双馈风力发电机系统的定子绕组连接电网上，在运行过程中，各种原因引起的电网电压波动、跌落甚至短路故障会影响发电机的不间断运行。电网发生突然跌落时，发电机将产生较高的瞬时电磁转矩和电磁功率，可能造成发电机系统的机械损坏或热损坏，所以三相电网电压突然跌落时的系统持续运行控制策略的研究是目前研究焦点问题之一。

此外，双馈风力发电系统的频率稳定以及无功极限方面也是目前研究的热点。

在大型风力发电系统运行过程中，经常需要把风力发电机组接入电力系统并列运行。发电机并网是风力发电系统正常运行的“起点”，也是整个风力发电系统能够良好运行的前提。其主要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，并网过程是否平稳直接关系到含风电电网的稳定性和发电机的安全性。当电网的容量比发电机的容量大的多(大于25倍)的时候，发电机并网时的冲击电流可以不考虑。但风力发电机组的单机容量越来越大，目前己经发展到兆瓦级水平，机组并网对电网的冲击已经不能忽视。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害;而且，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。

因此必须通过合适的发电机并网方式来抑制并网冲击电流。

目前，实现发电机并网的方式主要有两种，一种被称为准同期方式，另一种被称为自同期方式。准同期方式是将已经励磁的发电机在达到同期条件后并入电网;自同期方式则是将没有被励磁的发电机在达到额定转速时并入电网，随即给发电机加上励磁，接着转子被拉入同步。自同期方式由于当发电机合闸时，冲击电流较大，母线电压跌落较多而很少采用。因此，现在发电机的主要并网方式为准同期方式，它能控制发电机快速满足准同期条件，从而实现准确、安全并网。

异步风力发电机组并网

异步发电机投入运行时，由于靠转差率来调整负荷，其输出的功率与转速近乎成线性关系，因此对机组的调速要求不像同步发电机那么严格精确，不需要同步设备和整步操作，只要转速接近同步转速时就可并网。但异步发电机的并网也存在一些问题。例如直接并网时会产生过大的冲击电流(约为异步发电机额定电流的4～7倍)，并使电网电压瞬时下降。随着风力发电机组电机容量的不断增大，这种冲击电流对发电机自身部件的安全以及对电网的影响也愈加严重。过大的冲击电流，有可能使发电机与电网连接的主回路中自动开关断开;而电网电压的较大幅度下降；则可能会使低压保护动作，从而导致异步发电机根本不能并网。另外，异步发电机还存在着本身不能输出无功功率、需要无功补偿、过高的系统电压会造成发电机磁路饱和等问题。

目前，国内外采用异步发电机的风力发电机组并网方式主要有以下几种。

(1)直接并网方式

这种并网方法要求并网时发电机的相序与电网的相序相同，当风力机驱动的异步发电机转速接近同步转速(90%一100%)时即可完成自动并网，见图(2-6)所示，自动并网的信号由测速装置给出，然后通过自动空气开关合闸完成并网过程。这种并网方式比同步发电机的准同步并网简单，但并网瞬间存在三相短路现象，并网冲击电流达到4～5倍额定电流，会引起电力系统电压的瞬时下降。这种并网方式只适合用于发电机组容量较小或与大电网相并的场合。

(2)准同期并网方式

与同步发电机准同步并网方式相同，在转速接近同步转速时，先用电容励磁，建立额定电压，然后对已励磁建立的发电机电压和频率进行调节和校正，使其与系统同步。当发电机的电压、频率、相位与系统一致时，将发电机投入电网运行，见图(2-7)所示。采用这种方式，若按传统的步骤经整步到同步并网，则仍须要高精度的调速器和整步、同期设备，不仅要增加机组的造价，而且从整步达到准同步并网所花费的时间很长，这是我们所不希望的。该并网方式合闸瞬间尽管冲击电流很小，但必须控制在最大允许的转矩范围内运行，以免造成网上飞车。

(3)降压并网方式

降压并网是在异步发电机和电网之间串接电阻或电抗器或者接入自祸变压器，以便达到降低并网合闸瞬间冲击电流幅值及电网电压下降的幅度。因为电阻、电抗器等元件要消耗功率，在发电机进入稳态运行后必须将其迅速切除。显然这种并网方法的经济性较差。

(4)晶闸管软并网方式

这种并网方式是在异步发电机定子与电网之间通过每相串入一只双向晶闸管连接起来，来对发电机的输入电压进行调节。双向晶闸管的两端与并网自动开关K2的动合触头并联，如图2-9所示。

接入双向晶闸管的目的是将发电机并网瞬间的冲击电流控制在允许的限度内。图(2-9)示出软并网装置的原理。通过采集US和IS的幅值和相位，对晶闸管的导通角进行控制。具体的并网过程是:当风力发电机组接收到由控制系统微处理机发出的启动命令后，先检查发电机的相序与电网的相序是否一致，若相序正确，则发出松闸命令，风力发电机组开始启动；当发电机转速接近同步转速时(约为99 %-100%同步转速)，双向晶闸管的控制角同时由180度到0度逐渐同步打开，与此同时，双向晶闸管的导通角则同时由0度到180度逐渐增大，此时并网自动开关K2未动作，动合触点未闭合，异步发电机即通过晶闸管平稳地并入电网，随着发电机转速的继续升高，电机的转差率趋于零，当转差率为零时，双向晶闸管已全部导通，并网自动开关K2动作，短接双向晶闸管，异步发电机的输出电流将不再经双向晶闸管，而是通过已闭合的自动开关K2流入电网。在发电机并网后，应立即在发电机端并入补偿电容，将发电机的功率因数(cos }p)提高到0.95以上。由于风速变化的随机性，在达到额定功率前，发电机的输出功率大小是随机变化的，因此对补偿电容的投入与切除也需要进行控制，一般是在控制系统中设有几组容量不同的补偿电容，根据输出无功功率的变化，控制补偿电容的分段投入或切除。这种并网方法的特点是通过控制晶闸管的导通角，来连续调节加在负载上的电压波形，进而改变负载电压的有效值。目前，采用晶闸管软切入装置((SOFT CUT-IN)已成为大型异步风力发电机组中不可缺少的组成部分，用于限制发电机并网以及大小电机切换时的瞬态冲击电流，以免对电网造成过大的冲击。

晶闸管软并网技术虽然是目前一种较为先进的并网方法，但它也对晶闸管器件以及与之相关的晶闸管触发电路提出了严格的要求，即晶闸管器件的特性要一致、稳定以及触发电路可靠，只有发电机主回路中的每相的双向晶闸管特性一致，并且控制极触发电压、触发电流一致，全开通后压降相同，才能保证可控硅导通角在0度到180度范围内同步逐渐增大，才能保证发电机三相电流平衡，否则会对发电机

不利。

适合交流励磁双馈风力发电机组的并网技术

目前，适合交流励磁双馈风力发电机组的并网方式主要是基于定子磁链定向矢量控制的准同期并网控制技术，包括空载并网方式，独立负载并网方式，以及孤岛并网方式。另外，对于垂直轴型的双馈机组，由于不能自动起动，所以必须采用“电动式”并网方式。下面对各种并网方式的实现原理分别给予了简要介绍。

(1)空载并网技术

所谓空载并网就是并网前双馈发电机空载，定子电流为零，提取电网的电压信息(幅值、频率、相位)作为依据提供给双馈发电机的控制系统，通过引入定子磁链定向技术对发电机的输出电压进行调节，使建立的双馈发电机定子空载电压与电网电压的频率、相位和幅值一致。当满足并网条件时进行并网操作，并网成功后控制策略从并网控制切换到发电控制。如图(2-10)所示。

（2)独立负载并网技术

独立负载并网技术的基本思路为:并网前双馈电机带负载运行(如电阻性负载)，根据电网信息和定子电压、电流对双馈电机和负载的值进行控制，在满足并网条件时进行并网。独立负载并网方式的特点是并网前双馈电机已经带有独立负载，定子有电流，因此并网控制所需要的信息不仅取自于电网侧，同时还取自于双馈电机定子侧。

负载并网方式发电机具有一定的能量调节作用，可与风力机配合实现转速的控制，降低了对风力机调速能力的要求，但控制较为复杂。

(3)孤岛并网方式

孤岛并网控制方案可分为3个阶段。第一阶段为励磁阶段，见图(2-12)所示，从电网侧引入一路预充电回路接交—直—交变流器的直流侧。预充电回路由开关K1、预充电变压器和直流充电器构成。

当风机转速达到一定转速要求后，K1闭合，直流充电器通过预充电变压器给交—直—交变流器的直流侧充电。充电结束后，电机侧变流器开始工作，供给双馈电机转子侧励磁电流。此时，控制双馈电机定子侧电压逐渐上升，直至输出电压达到额定值，励磁阶段结束。

第二阶段为孤岛运行阶段。首先将Kl

断开，然后启动网侧变流器，使之开始升压运行，将直流侧

升压到所需值。此时，能量在网侧变流器，电机侧变流器以及双馈电机之间流动，它们共同组成一个孤岛运行方式。

第三阶段为并网阶段。在孤岛运行阶段，定子侧电压的幅值、频率和相位都与电网侧相同。此时闭合开关K2，电机与电网之间可以实现无冲击并网。并网后，可通过调节风机的桨距角来增加风力机输入能量，从而达到发电的目的。

(4)“由动式”并网方式

前面介绍的几种并网方式都是针对具有自起动能力的水平轴双馈风力发电机组的准同期并网方式，对于垂直轴型的双馈机组(又称达里厄型风力机)由于不具备自启动能力，风力发电机组在静止状态下的起动可由双馈电机运行于电动机工况来实现。

如图(2-13)所示，为实现系统起动在转子绕组与转子侧变频器之间安装一个单刀双掷开关K3，在进行并网操作时，首先操作K3将双馈发电机转子经电阻短路，然后闭合K1连接电网与定子绕组。在电网电压作用下双馈电机将以感应电动机转子串电阻方式逐渐起动。通过调节转子串电阻的大小，可以提高起动转矩减小起动电流，从而缓解机组起动过程的暂态冲击。当双馈感应发电机转速逐渐上升并接近同步转速时，转子电流将下降到零。在此条件下，操作K3断开串联电阻后将转子绕组与转子侧变频器相连接，同时触发转子侧变频器投入励磁。最后在成功投入励磁后，调节励磁使双馈发电机迅速进入定子功率或转速控制状态，完成机组起动过程。

这种并网方式实现方法简单，通过适当的顺序控制就能够实现不具备自起动能力的双馈发电机组的起动与并网的需要，如果电机转子侧安装有“CrowBarProtection”保护装置，则通过控制器投切“CrowBar Protection”就可以实现系统的起动与准同期并网。

空载并网方式并网前发电机不带负载，不参与能量和转速的控制，所以为了防止在并网前发电机的能量失衡而引起的转速失控，应由原动机来控制发电机组的转速。独立负载并网方式并网前接有负载，发电机参与原动机的能量控制，表现在一方面改变发电机的负载，调节发电机的能量输出，另一方面在负载一定的情况下，改变发电机转速的同时，改变能量在电机内部的分配关系。前一种作用实现了发电机能量的粗调，后一种实现了发电机能量的细调。可以看出，空载并网方式需要原动机具有足够的调速能力，对原动机的要求较高;独立负载并网方式，发电机具有一定的能量调节作用，可与原动机配合实现转速的控制，降低了对原动机调速能力的要求，但控制复杂，需要进行电压补偿和检测更多的电压、电流量。孤岛并网方式是一种近年来才提出的比较新颖的一种并网方式，在并网前形成能量回路，转子变换器的能量输入由定子提供，降低了并网时的能量损耗。

其中空载并网方式由于具有控制策略简单，控制效果好，而在实际机组中广泛采用，而负载并网方式、孤岛并网方式以及“电动式”并网方式由于存在控制系统较为复杂，系统稳定性差等缺点目前仍然停留在理论探索阶段。

双馈发电机并网控制与功率控制的切换

双馈风力发电系统并网控制的目的是对发电机的输出电压进行调节，使建立的DFIG的定子空载电压与电网电压的幅值、频率、和相位保持一致，当满足并网条件时进行并网操作，并网成功后进行最大风能追踪控制

.并网成功后一方面变桨距系统将桨叶节距角置于0以获得最佳风能利用系数，与此同时转子励磁系统开始进行最大功率点跟踪(Maximum Power pointTracking,MPPT)控制，以捕获最大风能。并网切换前后控制策略有较大差异，如果直接切换，则控制系统重新从零开始调节，必然引起转子电压的突变，从而造成并网瞬间系统产生振荡，这种振荡可能短时间内使系统输出有很大的偏差，致使控制量超过系统可能的最大允许范围，容易造成发电机损坏，而这在实际的并网过程中是十分不利的。为此，要达到发电机顺利、安全并网的目的还必须实现控制策略的无扰切换，使转子输出电压平稳的过渡到新的稳定状态。

双馈发电机的解列控制

基于双馈电机的变速恒频风力发电系统，在风速达到最低启动风速(切入风速)后开始进行并网控制使空载定子电压跟随电网电压，风电机组平稳的并入电网，运行发电。在风力机并入电网后会根据风速大小的不同实施不同的控制策略，包括MPPT控制、恒转速控制及恒功率控制。当高于停机风速(切出风速)时，便会将风机从电网中切出，即解列控制。解列控制的要求是在断网瞬间定子电流为零。由于在断网前双馈电机实施恒功率控制，所以在解列控制中一方面要通过变桨距系统将桨叶节距角刀调至90，即顺桨状态，以减少风轮吸收的机械能降低转子的转速，另一方面通过转子励磁系统控制转子电流的转矩分量和励磁分量逐渐减小到零，从而使得双馈电机的定子电流逐渐变化到零，最后在零电流状态下与电网脱开，完成软切出过程。oo

第五篇：风力发电机组的并网

风力发电机组的并网

（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。

电动机起动一般只在调试期间无风时或某些特殊的情况下，比如气温特别低，又未安装齿轮油加热器时使用。电动机起动可使用安装在机舱内的上位控制器按钮或是通过主控制器键盘的起动按钮操作，总是作用于小发电机。发电机的运行状态分为发电机运行状态和电动机运行状态。发电机起动瞬间，存在较大的冲击电流(甚至超过额定电流的10倍)，将持续一段时间(由静止至同步转速之前)，因而发电机起动时需采用软起动技术，根据电流反馈值，控制起动电流，以减小对电网冲击和机组的机械振动。电动机起动时间不应超出60s，起动电流小于小发电机额定电流的3倍