风力发电基础理论题库

第一章风力发电的历史与发展

填空题

1、中国提出的风电规划目标是 2010 年全国风电装机达到（500 万千瓦），到 2020 年风电装机达到（3000 万千瓦）。2020 年之后风电超过核电成为第三大主力发电电源，在 2050 年前后（达到或超过 4 亿千瓦），超过水电，成为第二大主力发电电源。

简答题

1、风力发电的意义？

（1）提供国民经济发展所需的能源

（2）减少温室气体排放

（3）减少二氧化硫排放

（4）提高能源利用效率，减轻社会负担

（5）增加就业机会

2、风力机归纳起来，可分为哪两大类？

（1）水平轴风力机，风轮的旋转轴与风向平行，

（2）垂直轴风力机，风轮的旋转轴垂直于地面或气流方向，

3、风电机组发展趋势？

（1）从定桨距(失速型)向变桨距发展

（2）从定转速向可变转速发展

（3）单机容量大型化发展趋势

第二章风资源与风电场设计

填空题

1、风能大小与（气流通过的面积）、（空气密度）和（气流速度的立方）成（正比）。

2、风速的测量一般采用（风杯式风速计）。

3、为了描述风的速度和方向的分布特点，我们可以利用观测到的风速和风向数据画出所谓的（风向玫瑰图）。

4、风电场的机型选择主要围绕风电机组运行的（安全性）和（经济性）两方面内容，综合考虑。

简答题

1、简述风能是如何的形成的

在赤道和低纬度地区，太阳高度角大，日照时间长，太阳辐射强度强，地面和大气接受的热量多、温度较高；在高纬度地区太阳高度角小，日照时间短，地面和大气接受的热量小，温度低。这种高纬度与低纬度之间的温度差异，形成了南北之间的气压梯度，使空气作水平运动。地球在自转，使空气水平运动发生偏向的力，所以地球大气运动除受气压梯度力外，还要受地转偏向力的影响

2、风能的基本特征？

（1）风速

（2）空气密度与叶轮扫风面积

（3）风能密度

（4）叶轮气流模型

3、测风注意事项？

最佳的风速测量方法是在具有风资源开发潜力的地区安装测风塔，测风高度与预装风电机组的轮毂高度尽量接近，并且测风设备安装在测风塔的顶端，这样，一方面可以减小利用风切变系数计算不同高度处的风速所带来的不确定性，另一方面也可以减小测风塔本身对测风设备造成的影响（塔影效益），如果测风设备安装在测风塔的中部，应尽量使侧风设备的支架方向与主风向保持垂直，并使侧风设备与测风塔保持足够的距离。

名词解释

1、风速：风速是单位时间内空气在水平方向上所移动距离。

2、空气密度与叶轮扫风面积：风力发电机通过把风力转化为作用在叶片上的转矩获得能量，这部分能量取决于流过叶轮的空气的密度，叶轮的扫风面积和风速。

3、风能密度：通过单位截面积的风所含的能量称为风能密度，常以W/m2来表示。

4、风能密度的计算公式是：

第三章 风力发电的空气动力学原理

填空题

1、风电机组叶片的上侧比下侧弯曲（幅度大），叶片上侧比叶片下侧的气流速度（要大），这就导致叶片两侧产生压力差。

2、根据气体的伯努力方程知叶片上侧是（低压区），叶片下侧是（高压区）。叶片获得垂直于气流方向的（升力）。

3、风轮尖速比是风轮的一个重要参数，它指的是（风轮叶片叶尖线速度与来流风速的比值）。

4、目前主要有两种调节功率的方法，都是采用空气动力方法进行调节的。一种是（定桨距(失速)调节方法）；一种是（变桨距调节方法）。

5、失速控制主要是通过（确定叶片翼型的扭角分布），使风率达到（额定点后），减少升力提高阻力来实现的。

6、变桨距控制主要是通过（改变翼型迎角变化），使翼型升力变化来进行调节的。变桨距控制多用于大型风力发电机组。

7、变桨距控制是通过叶片和轮毂之间的（轴承机构转动叶片来减小迎角），由此来减小翼型的升力，达到（减小作用在风轮叶片上的扭矩和功率）的目的。

简答题

1、简述失速控制型风轮的优缺点。

优点：

（1）叶片和轮毂之间无运动部件，轮毂结构简单，费用低；

（2）没有功率调节系统的维护费；

（3）在失速后功率的波动相对小。

缺点:

（1）气动刹车系统可靠性设计和制造要求高；

（2）叶片、机舱和塔架上的动态载荷高；

（3）由于常需要刹车过程，在叶片和传动系统中产生很高的机械载荷；

（4）起动性差；

（5）机组承受的风载荷大；

（6）在低空气密度地区难于达到额定功率。

2、简述变桨距控制风轮的优缺点

优点：

（1）起动性好；

（2）刹车机构简单，叶片顺桨后风轮转速可以逐渐下降；

（3）额定点以前的功率输出饱满；

（4）额定点以后的输出功率平滑；

（5）风轮叶根承受的静、动载荷小。

缺点：

（1）由于有叶片变距机构、轮毂较复杂，可靠性设计要求高，维护费用高；

（2）功率调节系统复杂，费用高。

第四章 风力发电机组整体结构介绍

填空题

1、机舱由（底盘）和（机舱罩）组成，底盘上安装除了控制器以外的主要部件。机舱罩后部的上方装有（风速和风向传感器），舱壁上有（隔音和通风）装置等，底部与塔架连接。

2、风轮是获取风中能量的关键部件，由（叶片和轮毂）组成。叶片根部是一个法兰，与（回转轴承）连接，实现（变桨过程）。

3、风轮按叶片数可以分为（单叶片）、（双叶片）、（三叶片）和（多叶片风轮）。

4、按照叶片能否围绕其纵向轴线转动，可以分为（定桨距风轮）和（变桨距风轮）。

5、风轮的作用是（把风的动能转换成风轮的旋转机械能）。

6、目前叶片多为（玻璃纤维增强复合材料(GRP)），基体材料为（聚酯树脂或环氧树脂）。

7、用于叶片制造的主要材料有（玻璃纤维增强塑料(GRP)）、（碳纤维增强塑料(CFRP)）、（木材）、（钢和铝）等。

简答题

1、简述定桨距风轮与变桨距风轮的特性及其区别

（1）定桨距风轮叶片与轮毂固定连接，结构简单，但是承受的载荷较大。在风轮转速恒定的条件下，风速增加超过额定风速时，如果风流与叶片分离，叶片将处于“失速”状态，风轮输出功率降低，发电机不会因超负荷而烧毁。

（2）变桨距风轮的叶片与轮毂通过轴承连接。虽然结构比较复杂，但能够获得较好的性能，而起叶片轴承载荷较小，重量轻。另外按转速的变化又可以分为定转速风轮和变转速风轮。变转速风轮的转速随风速变化可以使风轮保持在最佳效率状态下运行，获取更多的能量，并减小因阵风引起的载荷。但是变转速发电机的结构复杂，还需要通过交-直-交变流装置与电网频率保持同步的装置，又消耗了一些能量。

2、叶片的几何参数有哪些？

（1）叶片长度

（2）叶片面积

（3）叶片弦长

（5）叶片扭角

2、风轮的几何参数

（1）叶片数

（2）风轮直径

（3）风轮中心高

（4）风轮扫掠面积

（5）风轮锥角

（6）风轮仰角

（7）风轮偏航角

（8）风轮实度

3、轻型结构叶片的优缺点如下。

优点：

（1）在变距时驱动质量小，很小的叶片机构动力下产生很高的调节速度；

（2）减少风力发电机组总重量；

（3）风轮的机械刹车力矩很小；

（4）周期振动弯矩由于自重减轻而很小；

（5）减少了材料成本；

（6）运费减少；

（7）便于安装。

缺点：

（1）要求叶片结构必须可靠，制造费用高；

（2）所用材料成本高；

（3）风轮推力小，风轮在阵风时反应敏感，因此，要求功率调节也要快；

（4）材料特性及载荷计算必须很准确，以免超载。

4、目前世界上绝大多数叶片都采用复合材料制造，复合材料具有哪些优点？

（1）可设计性强

（2）易成型性好

（3）耐腐蚀性强

（4）维护少、易修补

5、雷击造成叶片损坏的机理是？

一方面雷电击中叶片叶尖后，释放大量能量，使叶尖结构内部的温度急骤升高，引起气体高温膨胀，压力上升，造成叶尖结构爆裂破坏，严重时使整个叶片开裂；

另一方面雷击造成的巨大声波，对叶片结构造成冲击破坏。

名词解释

叶片长度：叶片径向方向上的最大长度。

叶片面积：叶片面积通常理解为叶片旋转平面上的投影面积。

叶片弦长：叶片径向各剖面翼型的弦长。叶片根部剖面的翼型弦长称根弦，叶片尖部剖面的翼型弦长称尖弦。

叶片扭角：叶片各剖面弦线和风轮旋转平面的扭角。

风轮直径：风轮直径是指风轮在旋转平面上的投影圆的直径。

风轮中心高：风轮中心高指风轮旋转中心到基础平面的垂直距离。

风轮扫掠面积：风轮扫掠面积是指风轮在旋转平而上的投影面积。

风轮锥角：风轮锥角是指叶片相对于和旋转轴垂直的平面的倾斜度。

风轮仰角：风轮的仰角是指风轮的旋转轴线和水平面的夹角。

风轮偏航角：风轮偏航角是指风轮旋转轴线和风向在水平面上投影的夹角。

风轮实度：风轮实度是指叶片在风轮旋转平面上投影面积的总和与风轮扫掠面积的比值，实度大小取决于尖速比。

第五章 风力发电机组机械传动系统

填空题

1、风力发电机组的机械机构主要包括（叶片）、（轮毂）、（偏航系统）、（主轴）、（主轴承）、

（齿轮箱）、（刹车系统）、（液压系统）、（机舱及塔架）等。

2、轮毂是（联接叶片与主轴）的重要部件，它承受了风力作用在叶片上的推力、扭距、弯距及陀螺力距。通常轮毂的形状为（三通形）或（三角形）。

3、风轮轮毂的作用是（传递风轮的力和力矩到后面的机械结构中去，由此叶片上的载荷可以传递到机舱或塔架上）。

4、在风力发电机组中大量采用（高强度球墨铸铁）作为轮毂的材料。

5、在风力发电机组中，主轴承担了（支撑轮毂处传递过来）的各种负载的作用，并将扭矩传递给增速齿轮箱，将轴向推力、气动弯矩传递给机舱、塔架。

6、在风力发电机组中，联轴器常采用（刚性联轴器）、（弹性联轴器(或万向联轴器)）两种方式。

7、（刚性联轴器常）用在对中性好的二轴的联接，而（弹性联轴器）则可以为二轴对中性较差时提供二轴的联接，更重要的是弹性联轴器可以提供一个（弹性环节），该环节可以吸收轴系因外部负载的波动而产生的额外能量。

8、在风力发电机组中通常在低速轴端(主轴与齿轴箱低速轴联接处)选用（刚性联轴器）。一般多选用（涨套式联轴器）、（柱销式联轴器）等。在高速轴端(发电机与齿轮箱高速轴联接处)选用（弹性联轴器(或万向联轴器)），一般选用（轮胎联轴器），或（十字节联轴器）。

9、机械刹车是一种（制动式减慢旋转负载）的装置。

10、机械刹车还可以根据作用方式分为（气动液压）、（电磁）、（电液）、（手动）等形式。

11、按工作状态分，制动器可分为（常闭式）和（常开式）。常闭式制动器靠弹簧或重力的作用经常处于（紧闸状态），而机构运行时，则用人力或松闸器使制动器松闸。与此相反，常开式制动器经常处于（松闸状态），只有施加外力时才能使其紧闸。

12、在风力发电机组，最常用的机械刹车为（盘式）、（液压）、（常闭式制动器）。

13、常用的盘式制动器结构形式有（钳盘式）、（全盘式）及（锥盘式）三种。

14、风力发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）。

15、轮系可以分为两种类型：（定轴轮系）和（周转轮系）。

16、风力发电机组齿轮箱的种类很多，按照传统类型可分为（圆柱齿轮箱）、（行星齿轮箱）以及它们互相组合起来的齿轮箱；按照传动的级数可分为（单级）和（多级）齿轮箱；按照转动的布置形式又可分为（展开式）、（分流式）和（同轴式）以及（混合式）等等。

17、齿轮箱的常见故障有（齿轮损伤）、（轴承损坏）、（断轴）和（渗漏油）、（油温高）等。

18、风力发电机组的偏航系统一般分为（主动偏航系统）和（被动偏航系统）。对于并网型风力发电机组来说，通常都采用（主动偏航的齿轮驱动）形式。

19、（解缆）和（纽缆）保护是风力发电机组的偏航系统所必须具有的主要功能。偏航系统的偏航动作会导致机舱和塔架之间的连接电缆发生（纽绞），所以在偏航系统中应设置与方向有关的计数装置或类似的程序对电缆的纽绞程度进行检测。

20、偏航系统必须设置（润滑装置），以保证（驱动齿轮和偏航齿圈）的润滑。

21、偏航系统一般由（偏航轴承）、（偏航驱动装置）、（偏航制动器）、（偏航计数器）、（纽缆保护装置）、（偏航液压回路）等几个部分组成。

22、风力发电机组的偏航系统一般有（外齿形式）和（内齿形式）两种。偏航驱动装置可以采用（电动机驱动）或（液压马达驱动）。

23、驱动装置一般由（驱动电动机）或（驱动马达）、（减速器）、（传动齿轮）、（轮齿间隙调整机构）等组成。驱动装置的减速器一般可采用（行星减速器）或（蜗轮蜗杆与行星减速器串联）。

简答题

1、一般常用的轮毂形式有哪几种及其特点？

刚性轮毂：

刚性轮毂的制造成本低、维护少、没有磨损，三叶片风部分采用刚性轮毂，也是目前使用最广泛的一种形式。

铰链式轮毂：

铰链式轮毂常用于单叶片和二叶片风轮，铰链轴和叶片轴及风轮旋转轴互相垂直，叶片在挥舞方向、摆振方向和扭转方向上都可以自由活动，也可以称为柔性轮毂。

2、弹性联轴器在风力发电机组中的特点和重要性？

在风力发电机组中对弹性联轴器的基本要求为：

（1）强度高，承载能力大。由于风力发电机组的传动轴系有可能发生瞬时尖峰载荷，故要求联轴器的许用瞬时最大转矩为许用长期转矩的三倍以上。

（2）弹性高，阻尼大，具有足够的减振能力。把冲击和振动产生的振幅降低到允许的范围内。

（3）具有足够的补偿性，满足工作时两轴发生位移的需要。

（4）工作可靠性能稳定，对具有橡胶弹性元件的联轴器还应具有耐热性、不易老化等特性。

3、轮系的定义？

为了获得很大的传动比，或者为了将输入轴的一种转速变换为输出轴的多种转速等原因，常采用一系列互相啮合的齿轮将输入轴和输出轴连接起来。这种由一系列齿轮组成的传动系统称为轮系。

4、轮系广泛应用于各种机械中，它的主要功用是？

（1）相距较远的两轴之间的传动

（2）实现变速传动

（3）获得大的传动比

（4）合成运动和分解运动

5、对润滑油的要求应考虑能够起齿轮和轴承的保护作用，此外还应具备哪些性能？

（1）减小摩擦和磨损，具有高的承载能力，防止胶合；

（2）吸收冲击和振动；

（3）防止疲劳点蚀；

（4）冷却，防锈，抗腐蚀。

6、解释风力发电机齿轮箱空载试运转及其注意事项？

按照说明书的要求加注规定的机油达到油标刻度线，在正式使用之前，可以风力发电齿轮箱属于闭式齿轮传动类型，其主要的失效形式是胶合与点蚀，故在选择润滑油时，重点是保证有足够的油膜厚度和边界膜强度。利用发电机作为电动机带动齿轮箱空载运转。此时，经检查齿轮箱运转平稳，无冲击振动和异常噪声，润滑情况良好，且各处密封和结合面无泄漏，才能与机组一起投入试运转。加载试验应分阶段进行，分别以额定载荷的25%、50%、75%、100%加载，每一阶段运转以平衡油温为主，一般不得小于2h，最高油温不得超过80℃，其不同轴承间的温差不得高于15℃。

7、解释风力发电机齿轮箱正常运行监控状态

每次机组起动，在齿轮箱运转前先起动润滑油泵，待各个润滑点都得到润滑后，间隔一段时间方可起动齿轮箱。当环境温度较低时，例如小于10℃，须先接通电热器加热机油，达到预定温度后才投入运行。若油温高于设定温度，如65℃时，机组控制系统将使润滑油进入系统的冷却管路，经冷却器冷却降温后再进入齿轮箱。管路中还装有压力控制器和油位控制器，以监控润滑油的正常供应。如发生故障。监控系统将立即发出报警信号，使操作者能迅速判定故障并加以排除。在运行期间，要定期检查齿轮箱运行状况，看看运转是否平稳；有无振动或异常噪声；各处连接的管路有无渗漏，接头有无松动；油温是否正常。

8、齿轮箱如何定期更换润滑油？

第一次换油应在首次投入运行500h 后进行，以后的换油周期为每运行5000~10000h。在运行过程中也要注意箱体内油质的变化情况，定期取样化验，若油质发生变化，氧化生成物过多并超过一定比例时，就应及时更换。齿轮箱应每半年检修一次，备件应按照正规图纸制造，更换新备件后的齿轮箱，其齿轮啮合情况应符合技术条件的规定，并经过试运转与载荷试验后再正式使用。

9、偏航系统的主要作用？

偏航系统的主要作用有两个：其一是与风力发电机组的控制系统相互配合，使风力发电机组的风轮始终处于迎风状态，充分利用风能，提高风力发电机组的发电效率；其二是提供必要的锁紧力矩，以保障风力发电机组的安全运行。

10、偏航液压系统的作用？

并网型风力发电机组的偏航系统一般都设有液压装置，液压装置的作用是控制偏航制动器松开或锁紧。一般液压管路应采用无缝钢管制成，柔性管路连接部分应采用合适的高压软管。

11、偏航计数器的作用？

偏航系统中都设有偏航计数器，偏航计数器的作用是用来记录偏航系统所运转的圈数，当偏航系统的偏航圈数达到计数器的设定条件时，则触发自动解缆动作，机组进行自动解缆并复位。

12、偏航轴承外齿形式与内齿形式各自的特点？

偏航轴承的轴承内外圈分别与机组的机舱和塔体用螺栓连接。轮齿可采用内齿或外齿形式。外齿形式是轮齿位于偏航轴承的外圈上，加工相对来说比较简单；内齿形式是轮齿位于偏航轴承的内圈上，啮合受力效果较好，结构紧凑。

13、偏航计数器工作原理？

偏航计数器是记录偏航系统旋转圈数的装置，当偏航系统旋转的圈数达到设计所规定的初级解缆和终极解缆圈数时，计数器则给控制系统发信号使机组自动进行解缆。计数器一般是一个带控制开关的蜗轮蜗杆装置或是与其相类似的程序。

14、纽缆保护装置的作用？

纽缆保护装置是偏航系统必须具有的装置，它是出于失效保护的目的而安装在偏航系统中的。它的作用是在偏航系统的偏航动作失效后，电缆的纽绞达到威胁机组安全运行的程度而触发该装置，使机组进行紧急停机。

15、简述偏航系统零部件的维护方法

（1）偏航制动器

①需要注意的问题：

a.液压制动器的额定工作压力；

b.每个月检查摩擦片的磨损情况和裂纹。

②必须进行的检查：

a.检查制动器壳体和制动摩擦片的磨损情况。如有必要，进行更换;

b.根据机组的相关技术文件进行调整；

c.清洁制动器摩擦片；

d.检查是否有漏油现象；

e.当摩擦片的最小厚度不足2mm，必须进行更换；

f.检查制动器联接螺栓的紧固力矩是否正确。

（2）偏航轴承

①需要注意的问题：

检查轴承齿圈的啮合齿轮副是否需要喷润滑油，如需要，喷规定型号的润滑油；

a.检查是否有非正常的噪声；

b.检查联接螺栓的紧固力矩是否正确；

c.检查是否有非正常的噪声。

②必须进行的检查：

a.检查轮齿齿面的腐蚀情况；

b.检查啮合齿轮副的侧隙；

c.检查轴承是否需要加注润滑脂，如需要，加注规定型号的润滑脂。

3)偏航驱动装置必须进行的检查：

a.检查油位，如低于正常油位应补充规定型号的润滑油到正常油位；

b.检查是否有漏油现象；

c.检查是否有非正常的机械和电气噪声；

d.检查偏航驱动紧固螺栓的紧固力矩是否正确。

16、简述偏航齿圈齿面磨损原因？

（1）齿轮副的长期啮合运转；

（2）相互啮合的齿轮副齿侧间隙中渗入杂质；

（3）润滑油或润滑脂严重缺失使齿轮副处于干摩擦状态。

17、简述液压管路渗漏原因

（1）管路接头松动或损坏；

（2）密封件损坏。

18、简述偏航压力不稳原因

（1）液压管路出现渗漏；

（2）液压系统的保压蓄能装置出现故障；

（3）液压系统元器件损坏。

19、简述偏航时异常噪声产生的原因

（1）润滑油或润滑脂严重缺失；

（2）偏航阻尼力矩过大；

（3）齿轮副轮齿损坏；

（4）偏航驱动装置中油位过低

20、简述偏航定位不准确的原因

（1）风向标信号不准确；

（2）偏航系统的阻尼力矩过大或过小；

（3）偏航制动力矩达不到机组的设计值；

（4）偏航系统的偏航齿圈与偏航驱动装置的齿轮之间的齿侧间隙过大。

21、简述偏航计数器故障原因

（1）联接螺栓松动；

（2）异物侵入；

（3）连接电缆损坏；

（4）磨损

第六章 风力发电机组液压与润滑系统

填空题

1、风力发电机组的液压系统的主要功能是（刹车（高、低速轴、偏航刹车）），（变桨控制）、（偏航控制）。

2、在定桨距风力发电机组中，液压系统的主要作用是（提供风力发电机组的气动刹车，机械刹车的压力，控制机械与气动刹车的开启实现风力发电机组的开机和停机）。

3、在变桨距风力发电机组中，液压系统主要控制（变距机构），实现风力发电机组的（转速控制）、（功率控制），同时也控制（机械刹车机构）及(驱动偏航减速器)。

4、润滑剂可分为：（润滑油）、（润滑脂）、（固体润滑剂），在某些情况下（水和空气）也可以做润滑剂。

5、润滑油成分为（基础油＋添加剂）调和而成。基础油（Base）在润滑油成分中，一般占（90％以上）。

6、风力发电机组因其结构的不同．需要油脂润滑的部位也不尽相同，主要有：（主轴轴承）、（发电机轴承）、（偏航回转轴承）、（偏航齿圈的齿面）、(偏航齿盘表面)。轴承油脂多采用油脂加注手工定期加注：工作温度正常情况下一般在(35～90℃)。

简答题

1、比例控制技术的特点？

变桨距系统采用了比例控制技术。比例控制技术是在开关控制技术和伺服控制技术间的过渡技术，它具有控制原理简单、控制精度高、价格适中，受到人们的普遍重视，使该技术得到飞速发展。它是在普通液压阀基础上，用比例电磁铁取代普通电磁铁构成的。采用比例放大器控制比例电磁铁就可实现对比例阀进行连续控制，从而实现对液压系统压力、流量、方向的连续调节。

2、比例控制技术的工作原理？

比例控制技术基本工作原理是根据输入电压值的大小，通过放大器，将该输入电压信号(一般在0～±10V 之间)转换成相应的电流信号。这个电流信号作为输入量来控制比例电磁铁，从而产生和输入信号成比例的输出量---力或位移。该力或位移又作为输入量加给比例阀，后者产生一个与前者成比例的流量或压力。通过这样的转换，一个输入电压信号的变化，不但能控制执行元件和机械设备上工作部件的运动方向，而且可对其作用力和运动速度进行连续调节。

3、液压系统的检查注意事项？

（1）各液压阀、液压缸及管接头处是否有外泄漏。

（2）液压泵运转时是否有异常噪声。

（3）液压缸全行程移动是否正常平稳。

（4）液压系统各测压点压力是否在规定范围内，是否稳定。

（5）液压系统中油温是否在允许范围内。

（6）换向阀工作是否灵敏可靠。

（7）油箱内油量是否在油标刻线范围内。

（8）定期从油箱内取样化验，检查油液的污染状况。

4、润滑对机械设备的正常运转起着哪些的作用？

（1）降低摩擦系数

（2）减少磨损

（3）降低温度

（4）防止腐蚀、保护金属表面

（5）清洁冲洗作用

5、根据润滑剂的物质形态润滑可分为哪几类？

（1）气体润滑

（2）液体润滑

（3）半固体润滑

（4）固体润滑

6、添加剂（Additives）的作用，举例说出几种添加剂？

加入少量的添加剂可增加新的特殊性能，或强化其原有的性能。

抗磨剂、极压剂、抗氧化剂、抗泡剂、防锈抗腐蚀剂、粘度指数改进剂、清净分散剂、乳化剂（金属加工液）、耦合剂、增溶剂(金属加工液)、杀菌剂(金属加工液)。

7、简述润滑脂的组成并说明其各成分的作用

润滑脂：基础油+添加剂+皂基(增稠剂)；

基础油：可由矿物油或合成油组成，同润滑油；

添加剂：改善或强化某方面的性能，同润滑油；

皂基：如同海绵般将基础油及添加剂紧紧吸附以达润滑效用，一般皂基没润滑性。

8、风力发电机组使用的油品应当具备哪些特性？

（1）较少部件磨损，可靠延长齿轮及轴承寿命：

（2）降低摩擦，保证传动系统的机械效率；

（3）降低振动和噪音；

（4）减少冲击载荷对机组的影响；

（5）作为冷却散热媒体；

（6）提高部件抗腐蚀能力：

（7）带走污染物及磨损产生的铁屑：

（8）油品使用寿命较长，价格合理。

9、风力发电机组选用的优质润滑油应达到哪些要求？

（1）具有坚韧的油膜和高负载能力，与零件表面接触时能有效分隔、承载及保

护工作面，防止因重载、冲击和起动时带来的严重磨损；

（2）较好的化学稳定性，防止润滑油在高温下长期与空气接触所产生的氧化趋

势。在长期使用后仍具有可靠的保护作用；

（3）工作温度下保持正常的粘度，在正常工况下能够形成保护油膜。在预期的

低温工况下有良好的流动性；

（4）保护齿轮和轴承在潮湿环境中不被锈蚀，且油品本身没有腐蚀性．具有一

定的抗泡沫性能。

10、风力发电机组各部件的润滑特点？

（1）主轴轴承风力发电机组常见的轴承布置形式有：

主轴与主齿轮箱设计成一个整体，这种形式轴承与齿轮箱使用同一润精系统，采用润滑油进行强迫式润滑；主轴设置两套主轴承，在轴承座处分别使用润滑脂进行润滑。

（2）发电机轴承一般有两个润滑点，多为人工定期加注油脂润滑，部分机组采用自动注油装置进行自动润滑。在满功率运行时，发电机轴承的工作温度较高可达80℃以上，因此，发电机轴承用脂应具有较好的高温性能。

（3）偏航回转轴承和齿圈偏航回转轴承虽然承受负荷很大，但速度非常缓慢，在润滑方面无特殊要求，只要定期加注定量油脂即可。偏航齿圈有内齿、外齿两种形式，一般为开式结构。在润滑上有使用润滑脂定期涂抹，也有用喷射型润滑复合剂喷涂。要求油品有较好的附着能力。

（4）偏航驱动机构常见的偏航驱动机构是由电动机或液压马达带动大速比的行星减速器驱动机舱旋转。减速器的功率不大，结构紧凑．内部充满润滑油。由于减速器是间断运行且运行时间较短，累积运行时间有限，对润滑油无特殊要求，但在低温地区使用时应考虑油品的低温性能。

（5）桨距调节机构不论是液压驱动还是电动驱动，都要通过机械机构执行变距动作，所以，变桨距机组的变距执行机构是重点润滑部位。

（6）偏航齿圈用复合剂偏航齿圈齿面的润滑主要有润滑脂涂抹和复合喷剂喷涂两种形式。润滑油脂和复合喷剂要求具有较高的粘度、良好的防水性和附着性。适用于开式轮。

第七章 风力发电机组发电机

填空题

1、双绕组双速异步发电机由两套互相的接成不同极数的（三相定子绕组）共用同一定子铁心和鼠笼转子，通过改变绕组的（极对数）可以运行于两种转速。

2、双馈发电机是（带滑环的绕线式）三相异步发电机，转子绕组接到一个频率、幅值、相位均可调节的三相逆变电源，从而调整发电机的运行。

3、双绕组双速异步发电机具有（结构简单）、（性能可靠）、（效率高）、（过载能力强）、（成本低）、（并网方便），缺点是需（从电网上吸取无功或并联补偿电容供给励磁）。

4、永磁同步发电机主要应用于（直驱）或(半直驱变速恒频)风力发电机组。

5、电机日常维护工作主要包括（轴承维护和润滑）、（滑环和电刷维护）、（清洁电机和过滤器）等。

6、如果用兆欧表检测绝缘，如绕组匝间或相间短路、或对地短接（接地）应考

虑：电机是否出现过（短时电压过高）的异常情况，导致（绝缘破损），有的甚至有焦糊味产生。

7、常见轴承故障包括（轴承温升过高）、（轴承异音）、（轴承烧死）等。

8、电气绝缘一般要求（3kV），需要注意的是在维修和更换的过程中注意保护绝缘层，绝缘层一般在电机轴承（内圈或外圈或滚子）上。

9、电机润滑方式包括（手动注油）和（自动注油）两种方式。

10、滑环室安装在电机外部的（非传动端），防护等级IP23。

11、滑环由（三个绝缘滑环）和（一个没有绝缘的轴接地滑环）组成。

简答题

1、常用并网型风力发电机组的三种发电机形式？

目前，常用并网型风力发电机组有以下三种发电机形式:

（1）定桨距失速型发电机组，主要的功率输出单元为双速双绕组异步发电机；

（2）变桨变速恒频双馈发电机组，主要的功率输出单元为双馈异步发电机；

（3）变桨变速恒频直驱发电机组，主要的功率输出单元为永磁或电励磁同步发

电机。

2、双速异步发电机的运行原理？

双绕组双速异步发电机由两套互相的接成不同极数的三相定子绕组共用同一定子铁心和鼠笼转子，通过改变绕组的极对数可以运行于两种转速。一套绕组用于高速，运行于大功率区；另一套绕组用于低速，运行于小功率区，这样而可获得较为满意的平稳的功率特性曲线，能满足高、低速功率相差大的电机三高性能参数（高效率、高功率因数、高转差率）要求，从而提高了机电转换效率。

3、双速异步发电机的特点？

双绕组双速异步发电机具有结构简单、性能可靠、效率高、过载能力强、成本低、并网方便，缺点是需从电网上吸取无功或并联补偿电容供给励磁。

4、双馈异步发电机的运行原理？

双馈发电机是带滑环的绕线式三相异步发电机，转子绕组接到一个频率、幅值、相位均可调节的三相逆变电源,从而调整发电机的运行。双馈风力发电机在控制器的配合下，能适应风速的变化,在变速运转时能发出恒频恒压的电能，同时采取降低或削弱高频谐波的措施。风电机组变速恒频运行能充分利用风能,变频器的容量要求又不大（约为双馈异步发电机额定容量的1/3）。因此现代兆瓦级以上、带增速箱的并网型风力发电机组主要采用双馈异步发电机。

4、双馈异步发电机的三种运行状态？

（1）亚同步运行状态。在此种状态下转子转速n< n1 同步转速,由滑差频率为f2的电流产生的旋转磁场转速n2与转子的转速方向相同,因此n+n2=n1 。

（2）超同步运行状态。在此种状态下转子转速n>n1同步转速,改变通入转子绕

组的频率为f2 的电流相序,则其所产生的旋转磁场转速n2 的转向与转子的转向

相反,因此有n-n2 =n1 。为了实现n2 转向反向,在亚同步运行转速超同步运行时,转子三相绕组能自动改变其相序；反之,也是一样。

（3）同步运行状态。此种状态下n=n1 ,滑差频率f 2 =0 ,这表明此时通入转子绕组的电流的频率为0 ,也即是直流电流,因此与普通同步发电机一样。

5、双馈变速恒频系统的特点？

（1）能实现与电网的简单连接,并可实现功率因数的调节。

（2）系统内的变频器容量取决于发电机变速运行时的最大滑差功率sP1,一般电机的最大滑差率为±(25-35)% ,因此变频器的最大容量仅为发电机额定容量的1/4-1/3。

（3）可以降低风力发电机运行时的噪声水平。

（4）由于风力机是变速运行,其运行速度能在一个较宽的范围内被调整到风力机的最优化数值,从而获得较高的风能利用率。

6、电励磁同步发电机的特点？

电励磁同步发电机主要应用于变速恒频风力发电机组。电励磁同步发电机的特点是转子由直流励磁绕组构成，一般采用凸极或隐极结构，发电机的定子与异步电机的定子三相绕组相似。该类电机的主要优点是通过调节励磁电流，来调节磁场，从而实现变速运行时电机电压恒定，并可满足电网低电压穿越的要求，但应用该类型的电机要全功率整流，功率大，成本高。

7、简述发电机的电气性能？

电机类型、工作制、额定功率、额定电压、极数、相数、额定转速、发电机转速范围、额定效率、功率因数、定子接线方式。

双馈电机还包括：转子电压、转子堵转电压、转子接线方式等。

永磁电机还包括：励磁方式。

8、系统要对发电机运行情况进行监测和保护需要具备哪些功能及其特点？

（1）温度监测

电机设置温度传感器PT100 测量定子三相绕组温度，轴承温度传感器PT100

检测电机前后轴承温度；绕组保护PTC（有的双馈电机设置）、加热器电源（220V、

750W）、所有电刷磨耗传感器以及通风轴流风电机组电源等信号线均连接于辅助接线盒中，接线参考电机辅助接线盒接线图（鼠笼型发电机仅有PT100和加热器）。

（2）速度监测

双馈电机还设置速度传感器，空心轴速度传感器固定于电机转子非传动端力矩支架上，用于检测电机转速信号应，传输给变频器。速度传感器小轴跳动不超过0.05mm，所有的输入输出线均与变频器连接。转速编码器类型及分辨率、转速编码器工作电压、转速编码器输出信号等参数说明和使用说明，一般作为电机用户手册附件。

（3）防雷

一般双馈电机设置定子和转子防雷击熔断保护，分别设置在定子和转子接线盒侧面的接线盒内。

（4）接地

笼型电机接地点位于机座地脚侧和转子接线盒内，双馈电机接地点分别设置在定、转子接线盒内和辅助接线盒内。接地线时应使用防松垫圈和平垫圈保证连接面应紧密连接，并使用合适的防锈剂（例抗酸石蜡油膏防腐）。注意接地导线的截面积应符合装机标准要求。

第八章 风力发电机组控制系统

填空题

1、风电设备的控制系统包括（测量）、（中心控制器）和（执行机构）三部分。

2、PLC（可编程逻辑控制器，Programmable Logic Controller）：由（CPU）、

（I/O）、（模入/模出）、（计数器）、（通讯）、(电源)等模块配置。

3、风力发电机组总是工作在如下状态之一：（运行状态）；（暂停状态）；（停机状态）；（紧急停机状态）。

4、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）。

5、紧急停机包含了3种情况，即：（停止→紧停）；（暂停→紧停）；（运行→紧停）。

6、停机操作包含了两种情况，即：（暂停→停机）；（运行→停机）。

7、电控系统从功能划分主要包括（正常运行控制）、(阵风控制)、(最佳运行控制（最佳叶尖速比控制）)、(功率控制)、（安全保护控制）、（变桨距控制）等部分。

8、（引入变频调速控制技术）是变速恒频机型与恒速恒频机型的最大区别之一。

9、风机设备的测量部分主要为各类传感器。传感器负责监测对象状态数据，如

（风速）、（风向）、（温度）、（转速）、（角度）、（振动）及（部分开关位置信号）等。

10、风向标和风速计的加热系统包括（两个串联的外部加热元件）。一个元件连接到（风向标）的底座，另一个元件连接到（风速计）的底座，加热系统还有一位于桅杆内并与之直接接触的（外部PT）。

11、接近式开关转速传感器分为（电感式）与（电容式）。

12、位移传感器（桨叶角度）是（一种磁致收缩位置）传感器，变桨角度的位置通过长度的线性测量得到。测量长度通过（在保护管内部波导管内传输的电流脉冲）完成。

13、偏航传感器上有（四个凸轮），它们可与四个微型开关连接/断开。它们一起共同测量（绞缆）的次数。偏航传感器还内置了一个（用来测量机舱位置）的装置。

14、CAN 总线是一种（多主）总线，通信介质可以是（双绞线）、（同轴电缆）或（光导纤维）。通信速率可达（1MBPS）。

15、CAN协议的一个最大特点是（废除了传统的站地址编码），而代之以对（通信数据块）进行编码。

简答题

1、在考虑风力发电机组控制系统的控制目标时，应结合它们的运行方式重点实

现哪些控制目标？

（1）控制系统保持风力发电机组安全可靠运行，同时高质量地将不断变化的风能转化为频率、电压恒定的交流电送入电网。

（2）控制系统采用计算机控制技术实现对风力发电机组的运行参数、状态监控显示及故障处理，完成机组的最佳运行状态管理和控制。

（3）利用计算机智能控制实现机组的功率优化控制，定桨距恒速机组主要进行软切入、软切出及功率因数补偿控制，对变桨距风力发电机组主要进行最佳叶尖速比和额定风速以上的恒功率控制。

（4）大于开机风速并且转速达到并网转速的条件下，风力发电机组能软切入自动并网，保证电流冲击小于额定电流。对于恒速恒频的风机，当风速在4-7 m/s之间，切入小发电机组并网运行，当风速在7-30 m/s之间，切发电机组并网运行。

2、说出测量部分各类传感器的名称及其测量对象？

（1）风传感器：风速、风向；

（2）温度传感器：空气、润滑油、发电机线圈等；

（3）位置传感器：润滑油、刹车片厚度、偏航等；

（4）转速传感器：叶轮、发电机等；

（5）压力传感器：液压油压力、润滑油压力等；

（6）特殊传感器：叶片角度、电量变送器等。

3、中心控制器部分主要有哪几种类型？

（1）PLC（可编程逻辑控制器，Programmable Logic Controller）：由CPU、

I/O、模入/模出、计数器、通讯、电源等模块配置，扩展灵活；

（2）工业控制计算机

（3）专用控制器

4、简述风力发电机组的各工作状态？

（1）运行状态：

①机械刹车松开；

②允许机组并网发电；

③机组自动调向；

④液压系统保持工作压力；

⑤叶尖阻尼板回收或变桨距系统选择最佳工作状态；

（2）暂停状态：

①机械刹车松开；

②液压泵保持工作压力；

③自动调向保持工作状态；

④叶尖阻尼板回收或变距系统调整桨叶节距角向900方向；

⑤风力发电机组空转。

这个工作状态在调试风力发电机组时非常有用，因为调试风力机的目是要求

机组的各种功能正常，而不一定要求发电运行。

（3）停机状态：

①机械刹车松开；

②液压系统打开电磁阀使叶尖阻尼板弹出，或变距系统失去压力而实现机械

旁路；

③液压系统保持工作压力；

④调向系统停止工作。

（4）紧急停机状态：

①机械刹车与气动刹车同时动作；

②紧急电路(安全链) 开启；

③计算机所有输出信号无效；

④计算机仍在运行和测量所有输入信号。

当紧停电路动作时，所有接触器断开，计算机输出信号被旁路，使计算机没有可能去激活任何机构。

5、简述紧急停机→停机状态风力机的运行动作？

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。

6、简述停机→暂停状态风力机的运行动作？

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。

7、简述暂停→运行状态风力机的运行动作？

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，发电机是否可以切入电网。

8、紧急停机时的主要控制指令为？

（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。

9、停机时的主要控制指令为？

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。

10、暂停时的主要控制指令为？

（1）如果发电机并网，调节功率降到0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。

11、从控制结构上来划分，电控系统可以分为哪四个部分？

（1）电网级控制部分：主要包括总的有功和无功控制，远程监控等。

（2）整机控制部分：主要包括最大功率跟踪控制，速度控制，自动偏航控制等。

（3）变流器部分：主要包括双馈发电机的并网控制，有功无功解耦控制，亚同

步和超同步运行控制等。

（4）变桨控制部分：又分为统一变桨控制和变桨控制两种，大型风电机组

大多采用了变桨方式。

12、四象限IGBT变频器的组成？

（1）电网侧变频器

（2）直流电压中间电路

（3）设备侧变频器

（4）控制电子单元

13、风速仪的工作原理？

风速传感器的感应元件是三风杯组件，由三个碳纤维风杯和杯架组成。转换器为多齿转杯和狭缝光耦。当风杯受水平风力作用而旋转时，通过活轴转杯在狭缝光耦中的转动，输出频率的信号。

14、风向标的工作原理？

风向传感器的变换器为码盘和光电组件。当风标随风向变化而转动时，通过轴带动码盘在光电组件缝隙中转动。产生的光电信号对应当时风向的格雷码输出。传感器的变换器采用精密导电塑料电位器，从而在电位器的活动端产生变化的电阻信号输出。

15、使用风速仪和风向标的注意事项？

（1）风速和风向传感器应垂直的安装在相距1米以上的横臂上。

（2）风向传感器已调好零，不许随意松动风向帽与主轴间的制动螺钉。

（3）测风传感器应每年给轴承注油一次，注油时应拆下风速架或风向帽，将仪

表油从传感器的上轴承处注入。

（4）传感器风速、风向帽上各不动的制动螺钉均用软质密封胶密封，不要随便

拆卸，拆卸后再装配时最好重新涂上胶密封。

16、温度传感器PT100的工作原理？

PT100 传感器是可变电阻器，随着温度的增加电阻器的阻值增加。Pt100 传感器是利用铂电阻的阻值随温度变化而变化、并呈一定函数关系的特性来进行测温

17、接近式开关转速传感器的工作原理？

金属物体与传感器间的距离变化，改变了其电感或电容值；安装在风力机组的低速轴和高速轴附近，感受金属物体的距离，发出相应的脉冲数。

18、旋转编码器的工作原理？

增量型编码器(旋转型)工作原理为由一个中心有轴的光电码盘，其上有环形通、暗的刻线，有光电发射和接收器件读取,获得四组正弦波信号组合成A、B、C、D,每个正弦波相差90度相位差（相对于一个周波为360度），将C、D信号反向，叠加在A、B 两相上，可增强稳定信号；另每转输出一个Z 相脉冲以代表零位参考位。由于A、B 两相相差90 度，可通过比较A 相在前还是B 相在前，以判别

编码器的正转与反转，通过零位脉冲，可获得编码器的零位参考位。

19、基于现场总线的自动化监控及信息集成系统主要优点？

（1）增强了现场级信息集成能力

（2）开放式、互操作性、互换性、可集成性

（3）系统可靠性高、可维护性好

（4）降低了系统及工程成本

第九章 风电场电气及控制系统

填空题

1、风电场输变电系统包括（箱式变压器）、（场内集电线路）两部分。

2、风力发电机组出口电压为（0.69kV），通过箱式变压器升压到（35kV）或者（10kV），再通过集电线路把1组机组连接起来并通过（架空线路）或者是（高压电力电缆）送入风电场的升压站的低压母线，通过主变压器二次升压后（升到110kV、220kV、66kV）送到电力系统。

3、用于机组至箱变之间的连接电缆，根据机组容量选用，一般采用（YJV22-0.69/1 kV-3ｘ150+1ｘ95 mm2多根并联）或（YJV22-0.69/1kV-3ｘ240+1ｘ150mm2多根并联）。

4、35kV架空线路的经济输送距离在（10km以内）为宜，极限输送距离在（20km）为宜。线路采用（树干状）布线，全线分几条支线，每条支线链接若干台风机。

5、35kV架空线路由（水泥杆）、（铁塔杆)，为降低线路造价，除少数T接点和线路出口选用铁塔，大多选用（砼电杆）。在输送容量较大情况下或复杂地形的情况下，主干采用（全线铁塔杆）。

6、风电场的35kV架空线路防雷保护采用（全程避雷线）保护；在海拔较低的地区，可采用（避雷器）保护，在入升压站段采用（部分避雷线）。

7、终端杆处设置（跌落保险（或隔离开关））和（避雷器）等配电设备保护。

终端杆处的电缆头一般采用（户外冷缩电缆头）。

8、10kV 架空线路的经济输送距离在（5km 以内）为宜，极限输送距离在（10km 以内）为宜。10kV架空线路保护采用（避雷器保护）。

9、箱式变压器的高压室一般是由（高压负荷开关）、（高压熔断器）和（避雷器）等组成的，可以进行停送电操作并且有（过负荷）和（短路保护）。

10、箱式变压器的低压室由（低压空气开关）、（电流互感器）、（电流表）、（电压表）等组成。

11、根据风电场的（规模）、（输送距离）、（系统接入变电站的电压等级）等多种因素确定风电场升压站有（330kV 升压站）、（220kV 升压站）、（110kV 升压站）、（66kV 升压站）4种类型。

12、升压站内微机防误闭锁装置对站内（全部断路器）、（隔离开关）和（接地开关）等进行防误闭锁，实现“五防”操作。

13、220kV 主变压器的主保护配置两套不同原理的（差动保护）和（瓦斯保护），后备保护配置复合起动的（过流保护）。还配置（零序电流保护），（零序电压）和（间隙放电电流的零序电流电压保护）、（温度保护）、（风扇故障保护）、（过负荷保护）等。

14、35kV综合测控保护装置装于35kV开关柜上，包括（场用变压器保护）、（35kV线路保护）、（电容器保护）、（电抗器保护）等。

简答题

1、风力发电机控制系统执行部分的工作原理及其组成？

执行部分即将控制器所发出的指令通过各类设备转换为相应的执行动作，实现所需达到的动作；基本工作原理：通过指令控制各继电器或开关的断与合，使电动机、液压阀等动作，相应机构动作；

主要包括：

（1）软并网装置（或为变频装置）

（2）变桨机构（电机或液压装置）

（3）偏航机构

（4）制动装置

（5）冷却系统

2、风力发电机控制系统的主要功能

（1）控制功能：接受风力发电机组信息和环境信息，调节风力发电机组，使

其保持在合理的运行状况；

（2）安全保护功能：确保风力发电机组运行在设计范围，当超速、振动、电

网故障等外部极限情况出现后，保证机组安全；

（3）数据统计：记录机组的相关运行数据，统计电量、故障信息、执行机构

动作次数等；

3、控制系统的主要功能分为哪几个方面？

（1）机组正常运行控制

（2）机组运行状态监测与显示

（3）机组运行统计

（4）机组故障监测与处理

（5）机组的安全保护

（6）远程通信

（7）维护功能

（8）机组运行参数设置

（9）人机接口

4、电缆的电压等级？

（1）26/35kV，用于35kV集电线路。

（2）8.7/15kV，用于10kV集电线路。

（3）0.69/1kV，用于机组至箱变之间的连接电缆。

5、风电场常用的电力电缆有哪几种型号及其特点？

（1）YJV22-26/35kV（8.7/15kV）电力电缆，交联聚绿乙稀绝缘聚绿乙稀护套铜芯钢带铠装电力电缆，此种电缆为钢带铠装、载流量大，具有阻燃功能，是风电场最常用的电力电缆，可用于直埋。

（2）YJV23-26/35kV（8.7/15kV）电力电缆，交联聚绿乙稀绝缘PE护套铜芯钢带铠装电力电缆，此种电缆为钢带铠装、载流量大，强度更高一些。

（3）YJV32-26/35kV（8.7/15kV）电力电缆，交联聚绿乙稀绝缘聚绿乙稀护套铜芯钢丝铠装电力电缆，此种电缆为钢丝铠装、载流量大，抗拉强度更高一些，用于落差较大的场合。

（4）YJV33-26/35kV（8.7/15kV）电力电缆，交联聚绿乙稀绝缘聚绿PE护套铜芯钢丝铠装电力电缆，此种电缆为钢丝铠装、载流量大，抗拉强度更高一些。用于落差较大的场合。

（5）YJLV22-26/35kV（8.7/15 kV）、YJLV23-26/35kV（8.7/15 kV）、YJLV32-26/35kV（8.7/15kV）、YJLV33-26/35kV（8.7/15kV）电力电缆，交联聚绿乙稀绝缘铝芯钢带铠装电力电缆，铝芯电缆也可用于直埋，同样的截面，载流量比铜芯的小，在选用时，在同样的容量下，往往比铜芯大一个截面。铝心价格便宜。因此，在集电电缆线路上最常使用。

6、简述电缆敷设方式

电缆敷设方式一般采用直埋，电缆沟深度800～1000mm，施工时挖深800～

1000mm，底部铺上沙子，放上电缆和光缆，然后回填土直埋，盖入盖板，恢复植被。电缆沟恢复植被后往往留一些标记，运行时如电缆出现了故障，可通过标记查找。

7、箱式变压器的结构组成、性能特点？

组合式（箱式）变电站，是由高压开关设备，电力变压器，低压开关设备三部分组合在一起而构成的户外、油变配电成套装置。具有成套性强、占地面积小、投资小、安装维护方便、造型美观、耐侯性强等特点。箱式变压器的高压室一般是由高压负荷开关、高压熔断器和避雷器等组成的，可以进行停送电操作并且有过负荷和短路保护。低压室由低压空气开关、电流互感器、电流表、电压表等组成的。

8、箱变的容量及参数？

目前风力发电机组有750kW、850kW、1000kW、1500kW、2000kW，箱式变压器相对应的容量有800 kVA、900 kVA、1250kVA、1600kVA、2350 kVA，其中应用最多的为900 kVA、1600kVA两种。箱变的电压等级有0.69/35kV，0.69/10kV两种。

9、箱变总体结构

（1）.箱体具有足够的机械强度，在运输、安装中不发生变形。外壳油漆喷涂均

匀，抗暴晒、抗腐蚀、抗风沙，并有牢固的附着力。防护等级IP54。

（2）箱变外壳全封闭（无百叶窗，底部封堵，门框加密封条等）。

（3）高压柜及低压柜，应为全密封结构。

（4）接地

箱式变设置2 个直径不小12mm 的铜质螺栓的接地体，箱式变的金属骨架、高、低配电装置及变压器部分的金属支架均应有符合技术条件的接地端子，并与专用接地导体可靠地连接在一起。

（5）高压室门加装电磁锁和带电显示器，箱变外门加装机械锁。

（6）箱变保护信号

变压器设温度计和油位指示装置；变压器装设压力表计和压力释放阀；变压器装设放油阀和取油样装置。

（7）高压出线

高压采用电缆出线，在高压室预留位置，电缆出线在箱变底部。

（8）低压进线

低压侧为低压断路器＋避雷器＋母线铜排，低压侧母线铜排应考虑能接多根电缆连接机组。

10、升压站电气主接线有哪几种及其特点？

风电场升压站电气主接线，根据风电场分期、系统送出的要求，常用的有线

路--变压器组、单母线、桥型接线3种。

（1）线路—变压器组接线

优点: 接线简单清晰，110kV 侧不设母线，电气设备减少，投资减少，操作

简便，继电保护简化。

缺点: 当一组单元中某个元件故障或检修时，整个单元将停止运行。适用于

只有1期开发、设置1台主变的风电场。

（2）单母线接线

单母线接线高压只有一组母线，每个出线和变压器都通过断路器和隔离开关接到母线上。电源支路将电能送至母线，引出线从母线得到电能，母线起着汇集和分配电能的作用。

优点: 接线简单明显，设备少、经济性好，运行时操作方便，便于扩建。

缺点: 当母线或者母线侧刀闸发生故障或者进行检修时，各支路都必须停止

工作；引出线的开关检修时，该支路要停止供电。

（3）桥式接线（无汇流母线）

只适用于仅有两台变压器和两条引出线的风电场中。桥式接线只需要3台开

关。根据桥式连接开关位置的不同，可分为内桥接线和外桥接线两种方式。

桥式接线的优点

（1）简单清晰、设备少，造价低；

（2）具有一定的可靠性和灵活性；

（3）易于发展为单母分段或双母接线。

不适用于在系统中占重要地位的大型风电场，有时也作为大型风电场的初期

接线。

11、风电场220kV升压站系统继电保护种类？

（1）220kV线路保护

（2）220kV母线保护

（3）220kV故障录波器

（4）保护及故障信息远传系统

12、简述风电场升压站分为三级监控

风电场升压站分为三级监控；第一级为现地控制单元级，可在间隔层的现地

控制屏上，对单元设备进行现地监控；第二级为集中监控级，可在风电场的中控

室的控制台上通过操作员工作站升压站设备进行集中监控；第三级为调度级，可

在电力系统的内蒙省调和锡盟区调对升压站设备实行监控或监测。

13、结合所在风电场的实际情况简述升压站计算机监控系统的系统结构

参：

（1）升压站计算机监控系统采用分层分布式系统结构，分主控层和现地控制层（间隔层），中间由监控网络相连。间隔层主要由保护单元、测控装置等组成。

（2）现地控制层的220kV 线路保护及测控装置、220kV 主变保护及测控装置等具备以太网接口，可直接接入工业以太网；

（3）直流系统及35kV 出线保护及测控装置则均通过规约转换器接入工业以太网。主变保护、母线保护和220kV线路的保护设备，220kV测控装置采用面向设备单元化设计；

（4）35kV出线保护及测控装置采用一体化的微机综合保护测控装置，装在各自的开关柜上。

（5）主控级设置2台主计算机/操作员工作站、1台工程师工作站、2台打印机、1 台传真机、2 套逆变电源装置（和风电场监控系统共用）、2 套远动装置以及相应的配套软件等，以完成升压站各主设备的数据采集及运行参数的监视、控制操作、故障报警、事件顺序记录及事故追忆、数据存储及与上级调度系统的通信等功能。运行人员可通过彩色屏幕显示器和键盘、鼠标等实现对升压站主设备的监控。

（6）监控网络采用双网结构，传输介质采用光纤，为增强可靠性，网络采用100M高速工业级以太网。

（7）计算机监控系统通过双远动装置（主/备方式自动切换）与上级调度部门进行联系，远动信息按一收二发方式分别送往内蒙中调，锡盟区调。远动装置具有

遥测、遥信、遥控、遥调功能。

第十章 影响发电量的主要因素

填空题

1、影响风力发电机组发电量的主要因素有（湍流影响）、（风机尾流影响）、（叶片污染的气动损失）、（功率曲线）、（风电机机组可利用率）、（风电场内线损失）、（对风装置的滞后影响）、以及（气候影响）。

2、为提高风机的发电量可以通过增加（风力发电机组的塔架高度）来降小由地面粗糙度引起的（湍流强度）的影响。

3、风电场微观布局为了减少尾流影响，一般行距在（6～8D（D：风轮直径）），列距（4～6D）。

4、叶片受沙尘、油污等污染会改变叶片的（空气动力特性），影响风机的功率。

5、一般风力发电机组其可利用率不应低于（95％）。

6、（定桨距励磁耗电网功率）以及并网时需要的（入网电量）都是影响风机发电量的因素。

7、（低温）、（沙尘暴）天气引起的停机与机组故障也是影响发电量的一个因素。

8、并网型风力发电机组可靠性量化指标是以（机组运行可利用率）来度量，实际上可利用率是（可靠性）和（维护性）综合指标，又称广义可靠性。

简答题

1、影响发电量的主要因素及推荐的参考值？

（1）湍流影响3～6％

（2）尾流影响5～8％

（3）叶片污染气动损失2～3％

（4）功率曲线95％

（5）可利用率95％

（6）风电场内线损失3～8％

（7）对风装置滞后，即偏航性能2％左右

（8）气温影响（低温、沙尘暴等）

（9）其他

以上这些影响因素，其值叠加,即为理论发电量转化为实际发电量的折算系

数，一般20～30％。

风力发电系统电气控制设计

摘要

风力发电系统电气控制技术是风力发电在控制领域的关键技术。风力发电机组控制系统工作的安全可靠性已成为风力发电系统能否发挥作用，甚至成为风电场长期安全可靠运行的重大问题。在实际应用过程中，尤其是一般风力发电机组控制与检测系统中,控制系统满足用户提出的功能上的要求是不困难的。往往不是控制系统功能而是它的可靠性直接影响风力发电机组的声誉。有的风力发电机组控制系统的功能很强,但由于工作不可靠,经常出故障,而出现故障后对一般用户来说维修又十分困难，于是这样一套控制系统可能发挥不了它应有的作用。因此对于一个风力发电机组控制系统的设计和使用者来说,系统的安全可靠性必须认真加以考虑,必须引起足够的重视。

我们的目的是希望通过控制系统的设计，采取必要的手段使我们的系统在规定的时间内不出故障或少出故障，并且在出故障之后能够以最快的速度修复系统,使之恢复正常工作。

关键词 ： 风力发电的基本原理；  风力发电机的基础理论 ； 风力发电控制系统；  风轮机的气动特性；  变桨距控制系统。

1绪论

1.1国内外风力发电的现状与发展趋势

风能属于可再生能源，具有取之不尽、用之不竭、无污染的特点。人类面临的能源、环境两大紧迫问题使风能的利用日益受到重视。我国的风能资源丰富，可利用的潜能很大，大力发展风、水电是我国长期的能源。而其中风电是可再生能源中最具发展潜力和商业开发价值的能源方式。从20世纪80年代问世的现代并网风力发电机组，只经过30多年的发展，世界上已有近50个国家开发建设了风电场(是前期总数的3倍)，2002年底，风电场总装机容量约31128兆瓦(是前期总数的300倍)。

2005年以来，全球风电累计装机容量年平均增长率为27.3%，新增装机容量年平均增长率为36.1%，保持着世界增长最快能源的地位。2010年全球装机容量达196630MW，新装机容量372MW，比去年同期增长23.6%。

目前，德国、西班牙和意大利三国的风电机组的装机容量约占到欧洲总量的65%。近年来，在欧洲大力发展风电产业的国家还有法国、英国、葡萄牙、丹麦、荷兰、奥地利、瑞典、爱尔兰。欧洲之外，发展风电的主要国家有美国、中国、印度、加拿大和日本。迄今为止，世界上已有82个国家在积极开发和应用风能资源。

海上风力资源条件优于陆地，将风电场从陆地向近海发展在欧洲已经成为一种新的趋势。有人把风电的发展规划为3步曲，陆上风电技术（当前技术）一近海风电技术（正研发技术）一海上风电技术（未来发展方向）。

2010年北美的装机容量有显著下降，美国年度装机容量首度不及中国；多数西欧国家风能发展处于饱和阶段，但风能产业在东欧国家得到显著发展；非洲风能发展主要集中在北非。

随着海上风电的迅速发展，单机容量为3 -6MW的风电机组已经开始进行商业化运行。美国7MW风电机组已经研制成功，正在研制10MW机组；英国10MW机组也正在进行设计，挪威正在研制 14MW的机组，欧盟正在考虑研制20MW的风电机组，全球各主要风电机组制造厂家都在为未来更大规模的海上风电场建设做前期开发。

1.1.1世界上风力发电的现状

近年来，世界风电发展持续升温，速度加快。现主要以德国、西班牙、丹麦和美国的一些公司为代表，大规模地促进了风电产业化和风机设备制造业的发展。经过四、五年时间的整合，国际上风机制造业大约有十几家比较好的大企业。2003年底，全世界风电是3800万千瓦左右，而2003年一年就增加了400多万千瓦，仅德国到2003年底的装机容量就有1600万千瓦，其次是西班牙、美国、丹麦等国。国外风电的发展趋势，一是发展速度加快，二是风机机组从小型化向大型化发展,海上风电厂是下一步发展的主流。

全世界风力发电总装机容量:1981年为105万kW,1994年为350万kW,1995年达到490万kW,1996年底为607万kW,1997年升至780万kW,1998年已达到968.9万kW,2000年5月已超过1429万kWa德国风力发电在装机容量方面居于世界领先地位，2000年5月已达到4635万kW;丹麦是开发风电最早的国家，而且当前在风力发电技术和生产方面等仍处于领先地位，全国装机容量148万kW，占发电总装机容量的5%以上。国际上许多国家都制定了新世纪的风力发电计划，欧洲风能协会己制定出2020年欧洲风能装机容量1.0X lOSMW的目标，并写入了欧共体关于可再生能源的;欧洲风能委员会CEWER)对I99I年欧洲风能发展目标作了修改，新的EWEA目标是:欧洲风力发电机装机容量到2000年约为8000MW,2010年为100000MW。欧洲风能协会和丹麦能源与发展论坛的研究报告表明:在20年内风力发电可以满足世界电力需求量的10%。

1.1.2我国风力发电的现状

风能资源作为一种可再生能源取之不尽，中国更是风能大国，据统计中国风能的技术开发量可达3亿千瓦-6亿千瓦，而且中国风能资源分布集中，有利于大规模的开发和利用。据考察中国的风能资源主要集中在两个带状地区，一条是“三北（东北、华北、西北）地区丰富带”即西北、华北和东北的草原和戈壁地带；另一条是“沿海及其岛屿地丰富带”，即东部和东南沿海及岛屿地带。这些地区一般都缺少煤炭等常规能源并且在时间上冬春季风大、降雨量少，夏季风小、降雨量大，而风电正好能够弥补火电的缺陷并与水电的枯水期和丰水期有较好的互补性。80年代初，200千瓦风机的研制开发工作开始实施。从90年代初期在山东容城建设了第一个商业化风力发电厂，到2010年底，中国以约4182.7万千瓦的累积风电装机容量首次超越美国位居世界第一，较2009年同比大增62%。按照国家电网此前出具的研究报告，到2015年，电网覆盖范围内可吸纳风电上网的规模达1亿千瓦，到2020年可达1.5亿千瓦。受国际风电发展大型化趋势的驱使，国内风电机组技术取得了不俗的成果。2005年，中国风电场新安装的MW级风电机组（≥1MW）仅占当年新增装机容量的21.5%。随着国内企业MW级风电机组产量的增加，2007年MW级风电机组的装机容量占到当年新增市场的51%，2008年占到72.8%，2009年占到86.8%。2009年中国在多MW级（≥2MW）风电机组研制方面取得新的成果，如金风科技股份有限公司研制的2.5MW和3MW的风电机组已在风电场投入试运行；华锐风电科技股份有限公司研制的3MW海上风电机组已在东海大桥海上风电场并网发电；由沈阳工业大学研制的3MW风电机组也已经成功下线。此外，中国华锐、金风、东汽、海装、湘电等企业已开始研制单机容量为5MW的风电机组。中国开始全面迈进多MW级风电机组研制的领域。2010年，国际上公认中国很难建成自主化的海上风电项目，然而，华锐风电科技集团中标的上海东海大桥项目，用完全中国自主的技术和产品，用两年的时间实现了装机，并于2010年成功投产运营，令世界风电行业震惊。 

报告预测，2013年，中国风电装机量很可能达到16.6千兆瓦，在2014年达到17千兆瓦，2015年达到18千兆瓦。按照这个增长速度，中国在2015年末风电并网装机达到1亿千瓦的目标将提前一年实现。风力发电系统电气控制技术是风力发电在控制领域的关键技术。

1.1.3论文主要内容的简介

风力发电机组控制系统工作的安全可靠性已成为风力发电系统能否发挥作用，甚至成为风电场长期安全可靠运行的重大问题。在实际应用过程中，尤其是一般风力发电机组控制与检测系统中,控制系统满足用户提出的功能上的要求是不困难的。往往不是控制系统功能而是它的可靠性直接影响风力发电机组的声誉。有的风力发电机组控制系统的功能很强,但由于工作不可靠,经常出故障,而出现故障后对一般用户来说维修又十分困难，于是这样一套控制系统可能发挥不了它应有的作用。因此对于一个风力发电机组控制系统的设计和使用者来说,系统的安全可靠性必须认真加以考虑,必须引起足够的重视。

我们的目的是希望通过控制系统的设计，采取必要的手段使我们的系统在规定的时间内不出故障或少出故障，并且在出故障之后能够以最快的速度修复系统,使之恢复正常工作。

2  风力发电系统的基本原理

2.1  风力发电的基本原理

2.1.1  风力发电的基本原理

风能具有一定的动能，通过风轮机将风能转化为机械能，拖动发电机发电。风力发电的原理是利用风带动风车叶片旋转，再通过增速器将旋转的速度提高来促使发电机发电的。依据目前的风车技术，大约3m/s的微风速度便可以开始发电。风力发电的原理说起来非常简单，最简单的风力发电机可由叶片和发电机两部分构成如图1-1所示。空气流动的动能作用在叶轮上，将动能转换成机械能，从而推动片叶旋转，如果将叶轮的转轴与发电机的转轴相连就会带动发电机发出电来。

2.1.2 风力发电的特点

（1）可再生的洁净能源

风力发电是一种可再生的洁净能源，不消耗化石资源也不污染环境，这是火力发电所无法比拟的优点。

（2）建设周期短

一个十兆瓦级的风电场建设期不到一年。

（3）装机规模灵活

可根据资金情况决定一次装机规模，有一台资金就可以安装一台投产一台。

（4）可靠性高

把现代高科技应用于风力发电机组使其发电可靠性大大提高，中、大型风力发电机组可靠性从80年代的50%提高到了98%，高于火力发电且机组寿命可达20年。

（5）造价低

 从国外建成的风电场看，单位千瓦造价和单位千瓦时电价都低于火力发电，和常规能源发电相比具有竞争力。我国由于中大型风力发电机组全部从国外引进，造价和电价相对比火力发电高，但随着大中型风力发电机组实现国产化、产业化，在不久的将来风力发电的造价和电价都将低于火力发电。

（6）运行维护简单

现代中大型风力发电机的自动化水平很高，完全可以在无人职守的情况下正常工作，只需定期进行必要的维护，不存在火力发电的大修问题。

（7）实际占地面积小

发电机组与监控、变电等建筑仅占火电厂1%的土地，其余场地仍可供农、牧、渔使用。

（8）发电方式多样化

风力发电既可并网运行，也可以和其他能源如柴油发电、太阳能发电、水利发电机组形成互补系统，还可以运行，因此对于解决边远地区的用电问题提供了现实可行性。

（9）单机容量小

由于风能密度低决定了单台风力发电机组容量不可能很大，与现在的火力发电机组和核电机组无法相比。另外风况是不稳定的，有时无风有时又有破坏性的大风，这都是风力发电必须解决的实际问题。

2.2  风资源及风轮机概述

2.2.1  风资源概述

（1）风的起源

风的形成乃是空气流动的结果。风就是水平运动的空气，空气运动主要是由于地球上各纬度所接受的太阳辐射强度不同而形成的。大气的流动也像水流一样，是从压力高处往压力低处流，太阳能正是形成大气压差的原因。由于地球自转轴与围绕太阳的公转轴之间存在66．5°的夹角，因此对地球上不同地点太阳照射角度是不同的，而且对同一地点一年中这个角度也是变化的。地球上某处所接受的太阳辐射能与该地点太阳照射角的正弦成正比。

（2）风的参数

风向和风速是两个描述风的重要参数。风向是指风吹来的方向，如果风是从东方吹来就称为东风。风速是表示风移动的速度即单位时间内空气流动所经过的距离。

风速是指某一高度连续10min所测得各瞬时风速的平均值。一般以草地上空10m高处的10min内风速的平均值为参考。

风玫瑰图是一个给定地点一段时间内的风向分布图。通过它可以得知当地的主导风向。

（3）风能的基本情况[1]

风能的特点

风能的特点主要有：能量密度低、不稳定性、分布不均匀、可再生、须在有风地带、无污染、分布广泛、可分散利用、另外不须能源运输、可和其它能源相互转换等。 

风能资源的估算

风能的大小实际就是气流流过的动能，因此可以推导出气流在单位时间内垂直流过单位截面积的风能，即风功率为

                            (1-1)

式中  为风能(w)；

为空气密度(kg/m)；

为风速(m/s)。

由于风速是一个随机性很大的量，必须通过一段时间的观测来了解它的平均状况，一个地方风能潜力的多少要视该地常年平均风能密度的大小。因此需要求出在一段时间内的平均风能密度，这个值可以将风能密度公式对时间积分后平均来求得。在风速V的概率分布p(V)知道后，平均风能密度还可根据下式求得

                         （1-2）

2.2.2  风轮机的理论[4]

风轮机又称为风车，是一种将风能转换成机械能、电能或热能的能量转换装置。风轮机的类型很多通常将其分为水平轴风轮机垂直轴风轮机和特殊风轮机三大类。但应用最广的还是前两种类型的风轮机。

2.3  风力发电机的结构与组成

2.3.1  风力发电机的分类[5]

风力发电机组是将风能转化为电能的装置，按其容量分可分为：小型（10kw以下）、中型（10—100kw）和大型（100kw以上）风力发电机组。按主轴与地面相对位置又可分为：水平轴风力发电机组和垂直轴风力发电机组。水平轴风力发电机是目前世界各国风力发电机最为成功的一种形式，主要优点是风轮可以架设到离地面较高的地方，从而减少了由于地面扰动对风轮动态特性的影响。它的主要机械部件都在机舱中，如主轴、齿轮箱、发电机、液压系统及调向装置等。而生产垂直轴风力发电机的国家很少，主要原因是垂直轴风力发电机效率低，需启动设备，同时还有些技术问题尚待解决。在本文中以后不做特殊说明时所指的风力发电机组即为大中型的水平轴风力发电机组。

2.3.2  水平轴风力发电机的结构

大中型风力发电机组是由叶片、轮毂、主轴、增速齿轮箱、调向机构、发电机、塔架、控制系统及附属部件（机舱机座回转动器等）组成的。

(1)机舱

机舱包含着风力发电机的关键设备，包括齿轮箱、发电机等。

    (2)风轮

叶片安装在轮毂上称作风轮，它包括叶片、轮毂、主轴等。风轮是风力发电机接受风能的部件。

叶片是风力发电机组最关键的部件，现代风力发电机上每个转子叶片的测量长度大约为20米叶片数通常为2枚或3枚，大部分转子叶片用玻璃纤维强化塑料（GRP）制造。叶片可分为变浆距和定浆距两种叶片，其作用都是为了调速，当风力达到风力发电机组设计的额定风速时，在风轮上就要采取措施，以保证风力发电机的输出功率不会超过允许值。

轮毂是连接叶片和主轴的零部件。轮毂一般由铸钢或钢板焊接而成，其中不允许有夹渣、砂眼、裂纹等缺陷，并按桨叶可承受的最大离心力载荷来设计。

主轴也称低速轴，将转子轴心与齿轮箱连接在一起，由于承受的扭矩较大，其转速一般小于50r/min，一般由40Cr或其他高强度合金钢制成。

图1.2

（3）增速器

增速器就是齿轮箱，是风力发电机组关键部件之一。由于风轮机工作在低转速下，而

发电机工作在高转速下，为实现匹配采用增速齿轮箱。使用齿轮箱可以将风电机转子上的较低转速、较高转矩转换为用于发电机上的较高转速、较低转矩。

（4）联轴器

增速器与发电机之间用联轴器连接，为了减少占地空间，往往联轴器与制动器设计在一起。

（5）制动器

制动器是使风力发电机停止转动的装置，也称刹车。

（6）发电机

发电机是风力发电机组中最关键的部件，是将风能最终转变成电能的设备。发电机的性能好坏直接影响整机效率和可靠性。大型风电机（100-150千瓦）通常产生690伏特的三相交流电。然后电流通过风电机旁的变压器（或在塔内），电压被提高至1-3万伏，这取决于当地电网的标准。风力发电机上常用的发电机有以下几种：

① 直流发电机，常用在微、小型风力发电机上。

② 永磁发电机，常用在小型风力发电机上。现在我国已经发明了交流电压440/240V的高效永磁交流发电机，可以做成多对极低转速的，特别适合风力发电机。

③ 同步或异步交流发电机，它的电枢磁场与主磁场不同步旋转，其转速比同步转速略低，当并网时转速应提高。

    （7）塔架

塔架是支撑风力发电机的支架。塔架有型钢架结构的，有圆锥型钢管和钢筋混凝土的等三种形式，风电机塔载有机舱及转子。

    （8）调速装置

风速是变化的，风轮的转速也会随风速的变化而变化。为了使风轮运转所需要额定转速下的装置称为调速装置，调速装置只在额定风速以上时调速。目前世界各国所采用的调速装置主要有以下几种：

可变浆距的调速装置；

定浆距叶尖失速控制的调速装置；

离心飞球调速装置；

空气动力调速装置；

扭头、仰头调速装置。

（9）调向（偏航）装置

调向装置就是使风轮正常运转时一直使风轮对准风向的装置。借助电动机转动机舱以

使转子正对着风。偏航装置由电子控制器操作，电子控制器可以通过风向标来感觉风向。通常在风改变其方向时，风电机一次只会偏转几度。

    （10）风力发电机微机控制系统[11]

风力发电机的微机控制属于离散型控制，是将风向标、风速计、风轮转速、发电机电压、频率、电流、发电机温升、增速器温升、机舱振动、塔架振动、电缆过缠绕、电网电压、电流、频率等传感器的信号经A/D转换，输送给单片机再按设计程序给出各种指令实现自动启动、自动调向、自动调速、自动并网、自动解列、运行中机组故障的自动停机、自动电缆解绕、过振动停机、过大风停机等的自动控制。自我故障诊断及微机终端故障输出需维修的故障，由维修人员维修后给微机以指令，微机再执行自动控制程序。风电场的机组群可以实现联网管理、互相通信，出现故障的风机会在微机总站的微机终端和显示器上读出、调出程序和修改程序等，使现代风力发电机真正实现了现场无人职守的自动控制。

（11）电缆扭缆计数器

电缆是用来将电流从风电机运载到塔下的重要装置。但是当风电机偶然沿一个方向偏转太长时间时，电缆将越来越扭曲，导致电缆扭断或出现其他故障。因此风力发电机配备有电缆扭曲计数器，用于提醒操作员应该将电缆解开了。风力发电机还会配备有拉动开关在电缆扭曲太厉害时被激发，断开装置或刹车停机，然后解缆。

3  风力发电电气控制系统的设计

风力发电机组控制系统工作的安全可靠性已成为风力发电系统能否发挥作用，甚至成为风电场长期安全可靠运行的重大问题。在实际应用过程中，尤其是一般风力发电机组控制与检测系统中,控制系统满足用户提出的功能上的要求是不困难的。往往不是控制系统功能而是它的可靠性直接影响风力发电机组的声誉。有的风力发电机组控制系统的功能很强,但由于工作不可靠,经常出故障,而出现故障后对一般用户来说维修又十分困难，于是这样一套控制系统可能发挥不了它应有的作用。因此对于一个风力发电机组控制系统的设计和使用者来说,系统的安全可靠性必须认真加以考虑,必须引起足够的重视。

我们的目的是希望通过控制系统的设计，采取必要的手段使我们的系统在规定的时间内不出故障或少出故障，并且在出故障之后能够以最快的速度修复系统,使之恢复正常工作。

3.1  风力发电机组的基本控制要求

3.1.1  风力发电机组运行的控制要求

(1)控制思想[3]

定桨距失速型机组控制

风速超过风力发电机组额定风速以上时，为确保风力发电机组输出功率不再增加，导致风力发电机组过载，通过空气动力学的失速特性，使叶片发生失速，从而控制风力发电机组的功率输出。

变桨距失速型机组控制

风速超过风力发电机组额定风速以上时，为确保风力发电机组输出功率不再增加，导致风力发电机组过载，通过改变桨叶节距角和空气动力学的失速特性，使叶片吸收风功率减少或者发生失速，从而控制风力发电机组的功率输出。

控制功能和控制参数

节距、功率、风轮转速、电气负荷的连接、起动和停机过程、电网或负荷丢失时的停机、扭缆的、机舱对风、运行时电量和温度的。

保护环节以失效保护为原则进行设计

自动执行保护功能：超速、发电机过载和故障、过振动、电网或负载丢失、脱网时的停机失败时。保护环节为多级安全链互锁在控制过程中具有“与”的功能在达到控制目标方面可实现逻辑“或”结果。

(2)自动运动的控制要求

开机并网控制:当风速10分内的平均值在系统工作区域内，风力发电机组起动→软切入状态→机组并入电网。

小风和逆功率脱网:机组在待风状态→10分平均风速小于脱网风速→脱网→风速再次上升→风机旋转→并网。

普通故障脱网停机:参数越限、状态异常→普通停机→刹车→软脱网→刹机械闸→计算机自行恢复。

紧急故障脱网停机:紧急故障(飞车、超速、负荷丢失等)→紧急停机→偏航控制（90度）→脱网→机械刹车。 

安全链动作停机：电控制系统软保护控制失败→硬性停机→停机。

大风脱网控制：10分平均风速大于25m/s时→超速、过载→脱网停机→气动刹车→偏航控制（90度）→功率下降后脱网→刹机械闸→安全停机→风速回到工作风速区后→恢复自动对风→转速上升后→自动并网运动。

对风控制：机组在工作风区→根据机舱的灵敏度→确定偏航的调整角度。

偏转90度对风控制：机组在大风速或超转速工作时→降低风力发电机组的功率→安全停机。→当10分平均风速大于25m/s时或超过超速上限时→风力发电机组作偏转90度控制→气动刹车→脱网→停机。

功率调节：当机组在额定风速以上并网运行时→失速型机组→发电机的功率不会超过额定功率的15%→过载→脱网停机。

软切入控制：软切入、软脱网→导通角→控制发电机端的软切入电流为额定电流的1.5倍→控制发电机端电压。

（3）控制保护要求

主电路保护：变压器低压侧三相四线进线处设置低压配电低压断路器→维护操作安全和短路过载保护。

过电压、过电流保护：主电路计算机电源进线端、控制变压器进线和有关伺服电动机的进线端均设置过电压、过电流保护措施。

防雷设施及熔丝：控制系统有专门设计的防雷保护装置。

过继电保护：运行的所有输出运转机构的过热、过载保护控制装置。

接地保护：金属部分均要实现保护接地。

3.2  风力发电机组控制系统的结构原理

3.2.1  风力发电机组的控制目标

风力发电机组是实现由风能到机械能和由机械能到电能两个能量转换过程的装置。风轮系统实现了从风能到机械能的能量转换，发电机和控制系统则实现了从机械能到电能的能量转换过程，在考虑风力发电机组控制目标时应结合它们的运行方式，重点实现以下目标：

（1）控制系统保持风力发电机组安全可靠运行同时高质量地将不断变化的风能转化为频率、电压恒定的交流电送入电网。

（2）控制系统采用计算机控制技术对风力发电机组的运行参数、状态监控显示及故障处理完成机组的最佳运行状态管理和控制。

（3）利用计算机智能控制实现机组的功率优化控制定桨距恒速机组主要进行软切入、软切出及功率因数补偿控制对变桨距风力发电机组主要进行最佳叶尖速比和额定风速以上的恒功率控制。

（4）大于开机风速并且转速达到并网转速的条件下风力发电机组能软切入自动并网保

证电流冲击小于额定电流。当风速在4～7m/s之间切入小发电机组（小于300kW）并网运行当风速在7～30m/s之间切入大发电机组（大于500kW）并网运行。

主要完成下列自动控制功能：

大风情况下当风速达到停机风速时风力发电机组应叶尖限速脱网抱液压机械闸停机而且在脱网同时风力发电机组偏航90°。停机后待风速降低到大风开机风速时风力发电机组又可自动并入电网运行。

为了避免小风时发行频繁开、停机现象在并网后10分内不能按风速自动停机。同样在小风自动脱网停机后5分内不能软切并网。

当风速小于停机风速时为了避免风力发电机组长期逆功率运行造成电网损耗应自动脱网使风力发电机组处于自由转动的待风状态。

当风速大于开机风速要求风力发电机组的偏航机构始终能自动跟风。跟风精度范围±15°。

风力发电机组的液压机械闸在并网运行、开机和待风状态下应该松开机械闸其余状态下（大风停机、断电和故障等）均应抱闸。

风力发电机组的叶尖闸除非在脱网瞬间、超速和断电时释放起平稳刹车作用。其余时间（运行期间、正常和故障停机期间）均处于归位状态。

在大风停机和超速停机的情况下风力发电机组除了应该脱网、抱闸和甩叶尖闸停机外还应该自动投入偏航控制使风力发电机组的机舱轴心线与风向成一定的角度增加风力发电机组脱网的安全度待机舱转约90°后机舱保持与风向偏90°跟风控制跟风范围±15°。

在电网中断、缺相和过电压的情况下风力发电机组应停止运行此时控制系统不能供电。如果正在运行时风力发电机组遇到这种情况应能自动脱网和抱闸刹车停机此时偏航机构不会动作风力发电机组的机械结构部分应能承受考验。

风力发电机组塔架内的悬挂电缆只允许扭转±2.5圈系统已设计了正/反向扭缆计数器超过时自动停机解缆达到要求时再自动开机恢复运行发电。

风力发电机组应具有手动控制功能（包括远程遥控手操）手动控制时“自动”功能应该解除相反的投入自动控制时有些“手动”功能自动屏蔽。

控制系统应该保证风力发电机组的所有监控参数在正常允许的范围内一旦超过极限并出现危险情况应该自动处理并安全停机。

3.2.2  异步发电机基本原理

（1）异步发电机基本原理

发电机是风力发电机组中最关键的零部件，是将风能最终转变成电能的设备。发电机的性能好坏直接影响整机效率和可靠性。使用异步机作为风力发电机与电网并联的优点是：发电机结构简单成本低并网控制容易，缺点是要从电网吸收无功功率以提供自身的励磁。这一缺点可以通过在发电机端并联电容器来改善。

由于风电场的特殊性，它的并网和解列的操作十分频繁，而且由于投资成本的以及管理、维修等方面的优点，现在大多数的大型风电场都采用异步发电机作为主力机型。本论文的研究对象中使用也是异步发电机，下面我们对异步机做以下的简单介绍。

异步电机一般称感应电机即可作为发电机也可作为电动机。异步机作为电动机应用非常广泛异步机作为发电机的情况则比较少。但由于异步发电机具有结构简单价格便宜坚固耐用维修方便启动容易并网简单等特点在大中型风力发电机组中得到广泛应用。

异步发电机的基本结构和同步发电机的一样，也是由定子和转子两大部分组成。异步机的定子与同步机基本相同，其转子可分为绕线式和鼠笼式，绕线式异步机的转子绕组和定子绕组相同，鼠笼式异步机的转子绕组是由端部短接的铜条或铸铝制成像鼠笼一样。

异步机是利用电磁感应原理通过定子的三相电流产生旋转磁场并与转子绕组中的感应电流相互作用产生电磁转矩以进行能量转换。通常异步机的转子转速总是略低于或略高于旋转磁场的转速。旋转磁场的转速与转子转速之间的差为转差，转差与同步转速的比值称为转差率用表示

                             (3-1)

转差率是表证异步机运行状态的一个基本变量。

若电机用原动机驱动使转子转速高于旋转磁场的转速（）则转差率，此时电磁转矩的方向与转子转向和旋转磁场两者的方向相反即电磁转矩为制动转矩。此时转子从原动机吸收机械功率通过电磁感应由定子输出电功率电机处于发电机状态。

（2）异步风力发电机的参数

风轮额定转速

风轮额定转速是风轮在额定风速时的转速。风轮额定转速也是风力发电机设计的重要参数之一。它是由叶尖速比及发电机功率决定的参数。

发电机额定功率

发电机的额定功率是发电机在额定功率因数下连续运行而输出的功率它是由用户提出或由不同的使用目的而确定的。它是风力发电机设计的最基础数据。单位为KW；也有用视在功率表示的单位为KVA。

发电机是交流还是直流

微小型风力发电机常用直流发电机中、大型风力发电机常用交流发电机。这要视用户的用途、发电机功率而确定。交流发电机分同步和异步交流发电机、异步交流发电机也称感应交流发电机。永磁交流发电机等。

发电机额定电压

发电机额定运行时电压为定子或转子输出的电压，单位为V。

额定功率因数

发电机在额定运行时其有功功率与视在功率的比值用以下公式来表示

                         (3-2)

P为有功功率 KW，S为视在功率KVA，cos与负载性质有关。

发电机额定转速

发电机在额定功率运行时的转速用表示。

额定频率

发电机额定运行时其电压变化的频率。中国交流电网电压频率为50Hz。国外也有交流电网60Hz的。

发电机额定励磁电流

发电机在额定运行时的励磁电流。

发电机额定温升

发电机在额定功率输出及额定负载下定子绕组与转子绕组允许的最高温度与额定入口风温的差值。

同步转速

对于额定频率为f 的交流发电机其同步转速 

                         (3-3)

式中  ——发电机的极对数；

——同步转速r/min。

风力发电机的全效率

风力发电机的全效率为风轮叶片接受风能的效率、增速器的效率、发电机的效率、传动系统效率等的积

                                  (3-4)

3.2.3  控制系统主要参数

（1）主要技术参数

主发电机输出功率（额定）       

发电机最大输出功率             

工作风速范围                   

额定风速                       

切入风速（1min平均值）        

切出风速（1min平均值）        

风轮转速                       

发电机并网转速                 

发电机输出电压                 

发电机发电频率                 

并网最大冲击电流（有效值）     

电容补偿后功率因数             

（2）控制指标及效果

方式                           专用微控制器

过载开关                       

自动对风偏差范围               

风力发电机组自动起、停机时间   

系统测量精度                   

电缆缠绕2.5圈自动解缆       

自动解缆时间                   55min 

手动操作响应时间               

(3)保护功能

超电压保护范围 连续

欠电流保护范围                 连续

风轮转速极限                  

发电机转速极限                

发电机过功率保护值            连续

发电机过电流保护值            连续

大风保护风速                  连续 

系统接地电阻                  

防雷感应电压                  

3.2.4  控制系统工作原理[6]

主开关合上后，风力发电机组控制器准备自动运作。首先系统初始化检查控制程序、微控制器硬件和外设、传感器来的脉冲及比较所选的操作参数备份系统工作表，接着就正式起运。起动的第一秒内先检查电网、设置各个计算器、输出机构初始工作状态及晶闸管的开通角。所有这些完成后，风力发电机组开始自动运行于风轮的叶尖本来是90°，现在恢复为0°，风轮开始转动。计算机开始时监测各个参数、输入，判断是否可以并网，判断参数有否超过极限、执行偏航、相位补偿、机械制动或空气制动。其中相位补偿的作用在于使功率因数保持在0.95至0.99之间。

3.2.5 风力发电机组的变距控制原理

(1)变桨距风力发电机组的控制方式

风力发电机组的变距系统主要包括两种控制方式，即并网前的速度控制与并网后的功率控制。由于异步发电机的功率与转速是严格对应的，功率控制最终也是通过速度控制来实现的。

变桨距风轮的叶片在静止时节距角为90°，这时气流对叶片不产生力矩，整个叶片实际上是一块阻尼板。当风速达到起动风速时，叶片向0度方向转动，直到气流对叶片产生一定的功角，风轮开始起运。风轮从起运到额定转速，其叶片的节距角随转速的升高是一个连续变化的过程。根据给定的速度参考值调整节距角，进行所谓的速度控制。

当转速达到额定转速后电机并入电网。这时，电机转速受到电网频率的牵制变化不大，主要取决于电机的转差，电机的转速控制实际上已转为功率控制。为了优化功率曲线，在进行功率控制的同时通过转子电流控制器对电机转差进行调整，从而调整风轮转速。当风速较低时，风轮转差调到很小(1%)，转速在同步速附近；当风速高于额定风速时，电机转差要调整到很大（10%），使叶尖速比得到优化，使功率曲线达到理想的状态。

（2）变距控制[7]

变桨距控制系统实际上是一个随动系统，变距控制器是一个非线性比例控制器，它可

以补偿比例阀的死带和极限。变距系统的执行机构是液压系统，节距控制器的输出信号经D/A转换后变成电压信号，控制比例阀（或电液伺服阀）驱动油缸活塞推动变距机构，使叶片节距角变化。活塞的位移反馈信号由位移传感器测量，经转换后输入比较器。

3.3  风力发电系统的控制策略

在风力发电控制系统中，风轮机应在转速极限和功率极限内追求在最佳Cp目标曲线附近运行，应当把动能转换作为设计策略的重点加以规划；当达到转速限值

和功率标称值时，要及时准确的进行调节，以使输出功率平稳。必须分清异步发电机和功率变换器的绝对极限和常用上限的差别，尽量减小对电网的污染。下面概述的风力发电系统的各种控制策略在国内外大中型并网发电的风力发电机中均有应用。

3.3.1  风轮机的气动特性[8]

风轮机通过叶片捕获风能，将风能转换为作用在轮毂上的机械转矩。风轮机的特性通常用风能转换效率Cp-尖速比λ曲线来表示，图2-2是一条典型的曲线。尖速比可表示为                

                         （2-1） 

式中  为风轮机的机械转速(rad/s)；

为叶片半径(m)；

为来流的线性风速(m/s)。

根据风机叶片的空气动力特性，风能转换效率是尖速比λ和桨矩β的函数，即。典型与和的关系可用图2-3来表示。由图中可见，对于同一个值风轮机可能运行在A和B两个点，它们分别对应于风轮机的高风速运行区和低风速运行区，当风速发生变化时风轮机的运行点将要发生变化。

在恒频应用中，发电机转速的变化只比同步转速高百分之几，但风速的变化范围可以很宽。按(2-1)式，尖速比便可以在很宽范围内变化(取决于叶片设计)，风轮机捕获风力可以写成

                                                 (2-2)

式中  是气动功率(W)；

是空气密度(kg/m3)；

是扫掠面积(m2)；

是风轮机的功率系数。 

 由(2-2)式可知，风机整体设计和相应的运行控制策略应在追求最大的情况下进行相应的调整，便可增加其输出功率。如图2-4所示是理想风轮机的功率曲线。

从理论上讲风轮机组的输出功率是无限大的，它是风速立方的函数。但在实际应用中，它却受到了如下的：

（1）功率：由于构成电路的所有电气元件都受到了功率；

(2)转速：由于系统中的齿轮箱、电机都存在转速的上限。

因而风轮机的运行存在三个典型区：在低风速段，按恒定途径控制风轮机直到转速达到极限；然后按恒定转速控制风轮机，直到功率最大；功率最大后，风轮机按恒定功率控制。

3.3.2  定桨距风力发电机的控制策略

传统概念的风力发电机一般都是上风向、三叶片的风轮机，通过齿轮增速箱来驱动异步发电机，并与电网相连来发电的。风轮机的功率调节完全依靠叶片的气动特性的风力发电机组称为定桨距风力发电机组。风轮机吸收的功率随风速不停地变化，发电机工作于同步转速附近，而风电机组的设计一般在额定功率时风轮的转换效率在最佳区段。当风速超过额定风速时，为了保持发电机输出功率恒定，必须通过叶片失速效应特性来降低值，以维持输出功率的恒定。对于定桨距系统，发电机正常工作的滑差小于1%，允许滑差范围一般在5%以内，而风速的变化范围却很大。从的函数关系来看，难以保证在额定风速之前使值达到最大，特别是在低风速段。通常系统设计有两个不同功率、不同极对数的异步发电机，以满足不同风速的要求。大功率高转速的异步发电机工作于高风速区，小功率低转速的异步发电机则工作于低风速区，由此来调整尖速比，实现追求最大下的整体运行控制。定桨矩风机的功角一般设定在0°，在不同风频密度的地区可根据具体情况在安装时予以调整，但必须充分考虑到对于风机失速点的影响。从设计的角度考虑，叶片的翼形难以做到在失速点之后功率恒定，通常都有些下降，因其发生在高风速段，对发电量有一定影响。风机采用异步发电技术，存在功率流向的不确定性，发电机可能低于同步转速运行，也可能工作在同步转速之上。在大小发电机软切换控制过程中必须慎重处理。

3.3.3  变桨距风力发电机的控制策略

为了尽可能提高风轮机风能转换效率和保证风轮机输出功率平稳，风轮机将进行桨距调整。在定桨距风轮机的基础上加装桨距调整环节，称为变桨距风轮机组。变桨距风力发电机组的功率调节不完全依靠叶片的气动特性，主要依靠与叶片相匹配的叶片攻角改变来进行调节。在额定风速以下时，叶片攻角处于零度附近，此时叶片角度受控制环节精度的影响，变化范围很小，可等同于定桨距风机。在额定风速以上时，变桨距机构发挥作用，调整叶片攻角，保证发电机的输出功率在允许范围内。风轮机的桨距控制系统，通常采用典型的PID转速、功率和桨距角三模态控制。速度控制和直接桨距控制常用于风力发电机的起动、停止和紧急事故处理。因而，变桨距风轮机的起动风速较定桨距风轮机低，但对功率的贡献没有意义；停机时对传动机械的冲击应力相对缓和。

风机正常工作时，主要采用功率控制。对于功率调节速度的反映取决于风机桨距调节系统的灵敏度。在实际应用中，由于功率与风速的三次方成正比，风速的较小变化将造成风能较大变化，风机输出功率处于不断变化中。风速变化频繁幅度大的状况出现时将引起风机桨距调节机构频繁动作。风机桨距调节机构对风速的反应有一定的时延，在阵风出现时桨距调节机构来不及动作而造成风机的瞬时过载，不利于风机的运行。针对这一点，提出了混合失速的风机设计概念。即仍然发挥叶片的失速效应，在失速点之前进行桨距调整，即便桨距调节机构来不及动作通过叶片的失速效应发挥作用也不会造成风机的瞬时过载。

3.3.4  变速风力发电机的控制策略[9]

上面的风轮机直接由追求值最优进入功率最大的，调整的范围和灵敏度很有限。从图2-6可以看出，风机转速对于功率系数影响很大。工业控制领域交流电动机调速技术在很多设备中已有成熟应用。同样，通过调节发电机转子电流的大小和相位(RCC)从而实现转速调节，进而实现追求最优和无功功率的平衡。这一调速系统与变桨距环节结合起来，就构成了变速恒频变桨距风力发电机的主要技术特点。交流发电机采用高滑差绕线式转子的异步发电机。变速风机要求转子转速随风变化，相应转子电流频率是不定的。转子机械旋转的速度为，使得定子旋转磁场的频率。控制的值以使等于电网频率。这一点与鼠笼式转子电流频率的结论是一致的(为电机转差)。值得指出的是发电状态与电动状态的区别在于转差和功率流向的不同，因而造成两者在功率(能量)平衡上存在差别(特别是转子能量)。在实际应用中，发电机转速与风速的对应关系不必完全覆盖风速的范围，电机转速范围为1100~1700RPM，仅有部分超同步范围。控制系统负责控制和转子电流相角。也就是说，可以向电网提供无功，同时，调速系统调节更灵敏，风机运行的柔性更好，有利于风机输出功率更平稳和减小传动机械的冲击应力。

功率元件采用IGBT管，一般通过查表获得调节信号：风速5~7m/s，风机工作于同步转速以下(1100~1500RPM)；风速7~9m/s风机工作于同步转速附近(1500RPM)，与一般风机工作方式一致； 风速9~15m/s，风机工作于同步转速以上(1500~1625RPM)；风速15~25m/s，风机工作于负荷调节状态，根据功率调节风机行为，电机允许转速范围为1600~1650RPM。

3.4  变桨距风力发电机组控制系统 [2] 

3.4.1变桨距风力发电机组的运行状态

变桨距风力发电机组根据变距系统所起的作用可分为三种运行状态，即风力发电机组的起动状态（转速控制）、欠功率控制（不控制）和额定功率状态（功率控制）。

（1）起动状态

变桨距风轮的桨叶在静止时，节距角为90°，气流对桨叶不产生转矩，当风速达到起动风速时，桨叶向0°方向转动，直到气流对桨叶产生一定的攻角，风轮起动。在发电机并入电网以前，变距系统的节距给定值由发电机的转速信号控制。转速控制器按一定的速度上升斜率给出速度参考值，变桨距系统根据给定的速度参考值，调整桨叶节距角，进行速度控制。

（2）欠功率状态

欠功率状态是指发电机并入电网后，由于风速低于额定风速，发电机在额定功率以下的低功率状态运行。为了改善低风速时的风轮气动特性，采用了Optitip技术，即根据风速的大小，调整发电机的转差率，使其尽量运行在最佳叶尖速比上，以优化功率输出。

（3）额定功率状态

当风速达到或超过额定风速后，风力发电机组进入额定功率状态。在传统的变桨距控制方式中，将转速控制切换为功率控制，变距系统开始根据发电机的功率信号进行控制。功率反馈信号与额定功率进行比较，功率超过额定功率时，桨叶节距向迎风面积减少的方向转动一个角度，反之则向迎风面积增大的方向转动一个角度。

由于变桨距系统的响应速度受到,对快速变化的风速,通过改变节距来控制输出功率的效果并不理想。因此，为了优化功率曲线，最新设计的变桨风力发电机组在进行功率控制的过程中，其功率反馈信号不再作为直接控制桨叶节距的变量。变桨距系统由风速低频分量和发电机转速控制，风速的高频分量产生的机械能波动，通过迅速改变发电机的

转速来进行平衡，即通过转子电流控制器对发电机转差率进行控制，当风速高于额定风速时，允许发电机转速升高，将瞬变的风能以风轮动能的形式储存起来；转速降低时，

再将动能释放出来，使功率曲线达到理想的状态。

3.4.2  变桨距控制系统

（1）变桨距控制系统[10]

在发电机并入电网时前，发电机转速由速度控制器A根据发电机转速反馈信号与给定信号直接控制；发电机并入电网后，速度控制B与功率控制器起作用。功率控制器的任务主要是根据发电机转速给出相应的功率曲线，调整发电机转差率，并确定速度控制器B的速度给定。

节距的给定参考值由控制器根据风力发电机组的运行状态给出。如图2-8所示，当风力发电机组并入电网前，由速度控制器A给出；当风力发电机组并入电网后由速度控制B给出。

（2）变距控制

变距控制系统是一个随动系统，如图2-9所示。变距控制器是一个非线性比例控制器，

它可以补偿比例阀的死带和极限。变距系统的执行机构是液压系统，节距控制器的输出信号经D/A转换后变成电压信号控制比例阀（或电液伺服阀），驱动液压缸活塞，推动变桨距机构，使桨叶节距角变化。活塞的位移反馈信号由位移传感器测量，经转换后输入比较器。

（4）速度控制器A

转速控制器A在风力发电机组进入待机状态或从待机状态重新起动时投入工作，如图2-10所示在这些过程中通过对节距角的控制，转速以一定的变化率上升。控制器也用于在同步速（50Hz时1500转/min）时的控制。当发电机转速在同步转速±10内持续1s发电机将切入电网。

控制器包含着常规的PD控制器和PI控制器，接着是节距角的非线性化环节，通过非线性化处理，增益随节距角的增加而减小，以此补偿由于转子空气动力学产生的

非线性，因为当功率不变时，转矩对节距角的比是随节距角的增加而增加的。

    当风力发电机组从待机状态进入运行状态时，变桨距系统先将桨叶节距角快速地转到45°，风轮在空转状态进入同步转速。当转速从0增加到1500时，节距角给定值从45°线性的减小到5°。这一过程不仅使转子具有高起动力矩，而且在风速快速地增大时能够快速起动。

    （4）速度控制器B

    发电机切入电网后，速度控制系统B作用。如图2-11所示，速度控制器B受发电机转速和风速的双重控制。在达到额定值前，速度给定值随功率给定值按比例增加。额定的速度给定值是1569r/min,相应的发电机转差率是4%。如果风速和功率输出一直低于额定值，发电机转差率将降低到2%，节距控制将根据风速调整到最佳状态，以优化叶尖速比。

如果风速高于额定值，发电机转速通过改变节距来跟踪相应的速度给定值。功率输出将稳定地保持在额定值上。从图中可知在风速信号输入端设有低通滤波器，节距控制对瞬变风速并不响应。

3.4.3  功率控制

为了有效地控制高速变化的风速引起的功率波动，新型的变桨距风力发电机组采用了RCC（Rotor Current Control）技术，即发电机转子电流控制技术。通过对发电机转子电流的控制来迅速改变发电机的转差率，从而改变风轮转速，吸收由于瞬变风速引起的功率波动。

    （1）功率控制系统

功率控制系统如图2-12所示，它由两个控制环节组成。外环通过测量转速产生功率参考曲线。内环是一个功率伺服环，它通过转子电流控制器（RCC）对发电机转差率进行控制，使发电机功率跟踪功率给定值。如果功率低于额定功率值，这一控制环将通过改变转差率，进而改变桨叶节距角，使风轮获得最大功率。

（2）转子电流控制器原理[8]

转子电流控制器由快速数字式PI控制器和一个等效变阻器构成。它根据给定的电流值，通过改变转子电路和电阻来改变发电机的转差率。在额定功率时，发电机的转差率能够从1%到10%（1515到1650）变化，相应的转子平均电阻从0到100%变化。当功率变化即转子电流变化时，PI调节器迅速调整转子电阻，使转子电流跟踪给定值，如果从主控制器传出的电流给定值是恒定的，它将保持转子电流恒定，从而使功率输出保持不变。

图2-13  转子电流控制器原理图

从电磁转矩的关系式来说明转子电阻与发电机转差率的关系。发电机的电磁转矩为

                          (2-3)

式中    —电机极对数；

—电机定子相数；

—定子角频率,即电网角频率；

—定子额定相电压；

—转差率；

—定子绕组的电阻；

--定子绕组的漏抗；

—折算到定子侧的转子每相电阻；

--折算到定子侧的转子每相漏抗。

式中只要不变，电磁转矩就可以不变，发电机的功率可保持不变。当风速变大时，风轮及发电机上的转速上升，即发电机的转差率增大，只要改变发电机的转子电阻即可保持输出功率不变。RCC控制单元有效地减少了变桨距机构的动作频率及动作幅度，使得发电机的输出功率保持平衡，实现了变桨距风力发电机组在额定风速以上的额定功率输出，有效地减少了风力发电机因风速的变化而造成的对电网的不良影响。

3.5  变桨距风力发电机组控制系统

3.5.1 风力发电机组的变桨距控制系统模型

变桨距风轮机的桨叶静止时节距角为90°，当风速达到起动风速时桨叶向0°方向转动，直到气流对桨叶产生一定的攻角后风轮才起动。当风速达到或超过额定风速后，风力发电机组进入额定功率状态，将转速控制切换为功率控制，变距系统开始根据发电机的功率信号进行控制。功率反馈信号与额定功率进行比较，功率超过额定功率时，桨叶节距向迎风面积减少的方向转动一个角度，反之则向迎风面积增大的方向转动一个角度。

（1）桨距角控制输入量模型

根据控制选择器来选择异步发电机的有功功率反馈值或给定值为桨距角控制功率的输入量。

（2）桨距角控制功率的参照量（Pref）模型

以发电机的额定功率作为控制系统功率输入的参照量，由实际值与其进行比较，根据所得值的大小可以判断功率输出是否稳定，从而可以通过改变桨距角进行功率调节。

4变桨程序设计

4.1  变桨系统的基础理论

4.1.1  贝茨(Betz)理论

世界上第一个关于风轮机风轮叶片接受风能的比较完整的理论是1919年由A·贝茨(Betz)建立的。贝茨理论的建立依据的假设条件是假定风轮是理想的，能全部接受风能并且没有轮毂，叶片是无限多，对气流没有任何阻力。而空气流是连续的，不可压缩的，叶片扫掠面上的气流是均匀的，气流速度的方向不论在叶片前或流经叶片后都是垂直叶片扫掠面的(或称为是平行风轮轴线的)，满足以上条件的风轮称为“理想风轮”。

如图1-3所示，我们分析一个放置在移动的空气中的“理想风轮”叶片上所受到的力及移动的空气对风轮叶片所做的功。风吹到叶片上所做的功是将风的动能转化为叶片转动的机械能，则有，。

如果假设空气是不可压缩的，由连续条件可得 

                   (4-1)

由流体力学可知气流的动能为

                        (4-2)

设单位时间内气流流过载面积为s的气体的体积为V，则。

如果以表示空气密度，该体积的空气质量，此时气体所具有的动能为

                                                  (4-3)

的单位是kg/m3；V的单位是m3；的单位是m/s；T的单位是W。

从风能公式可以看出风能的大小与气流密度和通过的面积成正比，与气流速度成正比，其中和随地理位置、海拔、地形等因素而变。

风作用在叶片上的力由欧拉定理求得

                   (4-4)

式中  ——空气当时的密度

风轮所接受的功率为

                         (4-5)

所以经过风轮叶片的风的动能转化

               (4-6)

式中  ——空气质量

                              (4-7)

                            (4-8)

因此，风作用在风轮叶片上的力F和风轮输出的功率P分别为

                        (4-9)

                       (4-10)

风速是给定的，的大小取决于，是的函数，对微分求最大值得

                     (4-11)

令其等于0，求解方程得

                              (4-12)

                    (4-13)

16/27=0．593，称作贝茨功率系数

                     (4-14)

而正是风速为的风能，故

                                (4-15)

=0．593，说明风吹在叶片上，叶片上所能获得的最大功率为风吹过叶片扫掠面积的风能的59．3％。贝茨理论说明理想的风能对风轮叶片做功的最高效率是59.3％。通常风轮机风轮叶片接受风能的效率达不到59．3％，一般根据叶片的数量、叶片的翼形、功率等情况取0.25-0.45。

4.1.2风力发电机特性系数

贝茨理论提供了风能的基本理论，但在讨论风轮机的能量转换与控制时有几个特性系数具有特别重要的意义。

（1）风能利用系数

风轮机从自然风能中吸到能量的大小和程度可以用风能利用率系数表示

                            (4-16)

（2）叶尖速比

为了表示风轮在不同的风速中的状态用叶片的叶尖圆周速度与风速之比来衡量称为叶尖速比

                          (4-17)

低速风轮取较小值；高速风轮取较大值。

（3）转矩系数和推力系数

为了便于把气流作用下的风轮机产生的转矩和推力进行比较常以为变量作成转矩和推力的变化曲线，因此转矩和推力也要无因次化。

                           (4-18)

                             (4-19)

在低风速时，桨叶节距角可以转到合适的角度，使风轮具有最大的起动力矩，起动容易。当发电机组需要脱网时，可以先转动叶片使之减小功率。在机组与电网断开之前，使之输出功率减小到0，对电网的冲击最小。当有紧急情况需要停机时，通过变桨机构可以使桨叶迅速调节到顺桨位置，起到气动刹车的作用，使发电机组迅速停下来。风力发电机组起动时，调节桨叶由顺桨位置（90度）到0度，风机叶轮速度不断上升，当发电机转速达到700rpm时，主控制发出并网指令，由变频器输出一定频率和幅值的正序励磁电流，使得发电机定子输出电压与电网电压等幅值同相位，然后控制并网接触器并网。并网成功后，由变换器返回一个并网成功信号给主控制器。

并网成功后，在额定风速以下，由主控制器对发电机组的转速进行控制，桨距角保持0度不变。额定风速以上，调节桨距角风力机接受的风能的增大，发电机转速的增加，通过改变桨距角来跟踪相应的速度给定值。功率输出将稳定地保持在额定值上。

4.2变桨距控制电路设计

变桨距是指安装在轮毂上的叶片通过控制可以改变其桨距角的大小，通过伺服驱动器控制伺服电机，伺服电机连接齿轮，从而完成调节调整桨距角的大小。在运行过程中，当输出功率小于额定功率时，通过调节桨距角，增大叶片迎风面积；若输出功率大于额定功率，调节桨距角，减小叶片迎风面积。当发电机输出功率达到额定功率，则无相应的动作。通过变桨距的调节，使发电机的输出功率保持在额定功率。此时控制系统参与调节，形成闭环控制。

本设计根据发电机测速传感器的信号及风力大小传感器传递的信号，送至PLC进行分析，若发现发电机转速小于额定转速，即功率未达到额定功率，则控制桨距角在0度，当发电机输出功率达到额定功率以后，调节系统根据输出功率的变化，使发电机的输出功率保持在额定功率。伺服驱动器与电机型号都与偏航控制电路所选类型相同，因此电路图如图4-2所示。

图4-2  变桨距控制电路图

5偏航系统程序设计

5.1 偏航控制系统硬件设计及选型

风力机的偏航系统由偏航检测机构、偏航控制机构和偏航驱动机构三大部分组成，其中偏航检测机构包括：风传感器、机舱位置传感器；偏航控制机构包括：偏航控制器、变频器；机械驱动机构包括：偏航轴承、偏航润滑系统、偏航驱动装置、偏航制动器。

5.1.1偏航检测机构

风向信号作为偏航控制系统中最关键的输入信号，对其准确的测量将影响整个控制系统的性能。风作为矢量，既有大小，又有方向，其测量包括风向和风速两项。设计中测风感器采用的Thies Clima公司测风传感器，风向传感器型号：4.3519.00.141。风速传感器型号：4. 3129.60.141。

由于风力机总是选择最短距离最短时间内偏航对风，由于风向的变化随意性，风力机有可能长时间往一个方向偏航对风，这样就会造成电缆的缠绕，如果缠绕圈过多，超过了规定值，将造成电缆的损坏。为了防止这种现象的发生，通常安装有机舱位置编码器。设计中采用了绝对值编码器，选型为HEIDENHAIN公司ROQ425的绝对型多转编码器。

5.1.2 偏航控制机构

偏航控制平台拥有四层结构,包括网络层,主站层,从站层和现场层。网络层通过TCP/IP协议可以实现远程操作、资源共享及网络化;主站层由嵌入式PC、电源模块 、现场总线模块以及其他I/O模块等组成，完成对整个系统的控制；从站层是智能化I/O模块，带内置Profibus-DP接口的总线耦合器，完成现场数据采集、数据交换、控制信号输出等功能;现场层由变频器、偏航电机、风向传感器及电磁阀等组成，完成物理量的检测与变送、接收并执行控制量、实现对偏航电机的控制。偏航控制平台结构图如图1.1所示。控制器和通讯模块配置数量如表5.1所示。

表5.1 控制器和通讯模块置表

图5.1 偏航控制平台结构图

为了使偏航系统达到很好的控制效果，为避免在不同的风速下风力发电机组在偏航过程中产生过大的振动而造成整机的共振，设计中选用的变频器，实现了在不同风速下的变频控制，风速与频率对应的关系曲线如图5.2

图5.2 风速与频率对应的关系曲线

设计中选用了SINAMICS G120变频器，该变频器是一个由多种不同功能单元组成的模块化变频器。两种主要的单元是：控制单元（CU）、功率模块（PM）。在设计中选用CU240S DP-F型号的控制单元。功率模块选用了PM240功率模块具体型号为6SL3224-0BE31-5AA0。由于在偏航系统中采用Bonfiglioli公司4个100LB电磁抱闸一体化的三相异步电动机，额定电流为5.2A。在选择变频器时，依据电流相加计算，总电流 i=5.2×4=20.8A，考虑1.2倍的裕量 i=20.8×1.2=25A,同时考虑了输出功率的问题，最终选择型号为6SL3224-0BE31-5AA0的功率模块。同时，根据设计要求以及制动电阻的选型手册，选用了选型为6SE00-4BD16-5CA0的制动电阻。

5.1.3 偏航驱动机构

  设计针对的偏航轴承采用的是回转轴承是一种特殊结构的大型轴承，必须定时给轴承润滑。针对轴承的润滑，设计了自动润滑系统，其由润滑泵、油脂分配器、润滑小齿轮、润滑管等组成如图，主要用于偏航轴承滚道及齿面的润滑，润滑系统原理图如图5.3所示。选型：电机选用了单相交流电动机，为力士德YL8014型号的电机，额定功率：0.75kw； 额定电压： 220V ；额定电流：4A 额定转速： 1400rpm。

图5.3 自动润滑系统原理图

偏航驱动装置包括偏航电机和偏航减速齿轮机构。偏航电机：为电磁制动三相异步电动机，在三相异步电动机的基础上附加一个直流电磁铁制动器组成，电磁铁的直流励磁电源由安放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。偏航时，电磁刹车通电，刹车释放。偏航停止时，电磁刹车断电，刹车释放将电机锁死。附加的电磁刹车手动释放装置，在需要时可将手柄抬起刹车释放。设计中选用了Bonfiglioli公司100LB电磁抱闸一体化的三相异步电动机。

为了得到对称的驱动扭矩，在设计中用四台电机驱动偏航系统。通过行星齿轮减速机得到合适的输出转速和扭矩，由于偏航速度很慢，减速器传动比很大，通常在1：1000左右，因此采用多级减速器，在设计中选用Bonfiglioli 700T系列的711T行星齿轮减速机。 

为了保证风力机停止偏航时不会因叶片受风载荷而被动偏离风向的情况，风力机上多装有偏航制动器,在设计中采用了电磁抱闸制动和液压制动两套制动系统，以防止停止偏航时机舱被动偏离风向。液压制动系统的原理图如图5.4所示。制动器在液压驱动管路上一般装有一个预压阀，以使在松闸状态时，制动液压缸仍保持有很小的压力，使偏航过程中仍有一定的阻力，以保证偏航的稳定性。

图5.4 液压制动系统的原理

设计中机组选用用10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，电磁K1关闭，先导溢流阀溢流值设定为150bar的压力，此时刹车盘约具有150bar的压力，使刹车片紧压在刹车盘上，提供制动力。当需要偏航时，电磁阀K1得电打开，先导溢流阀维持在23 bar左右的一个设定值，产生一定的阻尼力矩，使偏航运动更加平稳，减小机组振动。液压泵电机为三相异步电机，品牌：恒硕 ；型号：Y80M2 ；电流：2.5 A ； 极数：2  ；额定转速：2830 r/min ； 额定功率：1.1KW 。

电磁抱闸制动有两部分组成：闸片部分和电磁部分，原理图如5.5所示，安装在电动机的主轴上，当需要偏航时，电磁部分通电闸片松开，停止偏航时电磁线圈断开，闸片抱住电动机主轴进行制动。在设计中也选用Bonfiglioli的抱闸系统，该抱闸系统通过整流模块线圈最终得到24V的直流电来开启闸片。同时在闸片上联动了一个常开开关，将电磁抱闸分合状态反馈给控制系统，来确保电机在电磁抱闸打开情况下启动运转，使设备的安全性和可靠性得到大大提高。

图5.5 电磁抱闸制动原理图

5.2 风力机偏航软件设计

风力机偏航控制系统工作原理是通过测风传感器检测风向、风速，并将检测到的风向信号送到控制器。当需要调整方向时，控制器发出信号给偏航驱动机构，以调整机舱的方向，达到对准风向的目的，偏航控制系统框图如图5.6所示。

5.6典型的偏航控制系统框图

为了实现这样的伺服控制，通过对整个偏航系统的控制过程进行分析。偏航系统的控制过程可以分为：自动润滑、自动解缆、人工偏航、自动偏航。

5.2.1测量值滤波

由于大自然中风的随机性，风传感器的测量值随机干扰很大，为了消除干扰，保证系统的可靠性，综合考虑各种滤波的优缺点，设计中选用了一阶滞后滤波法，器程序设计如下（结构文本语言编写）函数体：

out := (old_value * (1.0 - ( 1.0 / time_factor))) + ( in / time_factor) ;

old_value := out ;

根据风向和风速的特性和经验值，在调用该函数块滤波时，风向测量值的滤波平滑系数取300，风速测量值的滤波平滑系数取60。

5.2.2主程序

主程序流程图如图5.2所示,主程序采用了连续功能图（CFC）编写。

图5.2 主程序流程图

5.2.3自动润滑

风电发电机组因其工作环境和设备运行方式的特殊性，对机组的润滑提出了较高的要求。自动润滑系统通过油脂润滑泵定时定量的将偏航润滑油脂以及偏航小齿润滑脂连续的输入轴承及偏航齿轮外齿面，最终到达连续润滑效果，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。只有这样才能使风力发电机组在恶劣多变的复杂工况下长期保持最佳运行状态。

① 润滑计时及计算润滑偏航的停止位置程序

在程序设计时，润滑时间可以自由设定，从上次执行润滑时开始计时，计时时间到，启动润滑系统，润滑时间从新计时。在执行润滑时，若机舱位置>0；润滑偏航停止位置=机舱位置-355；反之，润滑偏航停止位置=机舱位置+355。

② 判断是否需要润滑

当风力发电机组自动运行时，设定自动润滑时间，在机组运行过程中，从上次润滑开始计时，若机组运行时间大于润滑设定时间，此时机组需要润滑.若机组运行时间>运行时间+120h, 此时机组必须润滑。

③ 判断是否满足润滑的条件

当机组需要润滑时，且风速在8m/s以下，将自行自动润滑程序；当机组必须润滑时，且风速在16m/s以下，将自行自动润滑程序。

④ 开始自动润滑

当机组满足润滑条件时，运行时间置零从新计时、屏蔽自动解缆和自动偏航，根据机舱的具体位置，判断润滑是的偏航方向以及计算润滑结束时停车的位置，启动偏航电机，当得到偏航电机运行的反馈信号后，启动润滑电机，同时打开润滑电磁阀。

5.2.4自动偏航

该过程是以风向传感器输出为基准，当风向改变超过允许误差范围时，控制器发出自动偏航指令。控制过程如下： 连续一段时间检测风向情况，为了达到很好的控制效果，在不同的角度差值下设置不同的延时时间，如控制流程图所示，根据风向传感器信号θ给出偏航控制指令。当θ=1800，表明机舱已处于准确对风位置，若1710≤θ≤10，属于误差范围之内，偏航系统将不对称做出任何调节。差值大于250时延时20s执行自动偏航动作；差值小于250大于150时延时50s执行自动偏航动作；差值小于150时延时90s执行自动偏航动作，这样实现了大角度快速执行，小角度精确检测执行。在此基础上，若θ>1800表明机舱相对风向标有一个向右偏离的夹角，偏航电机启动，机舱右偏自动对风。若θ<1800表明机舱相对风向标有一个向左偏离的夹角，偏航电机启动，机舱左偏自动对风。

5.2.5自动解缆

由于风向的不确定性，风力发电机就需要经常偏航对风，而且偏航的方向也是不确定的，由此引起的后果是电缆会随风力发电机的转动而扭转。如果风力发电机多次向同一方向转动，就会造成电缆缠绕，绞死，甚至绞断，因此必须设法解缆。在设计中，根据电缆的特性和机组的运行环境，当其某个方向达到5800时，若此时风速小于3m/s，即风机组不运行时，系统将自动解缆，此时启动偏航电机向相反方向转动缠绕圈数解缆，将机舱返回电缆无缠绕位置。当其某个方向达到8000时，无论机组是否运行，机组都将执行自动解缆。若因故障，自动解缆未起作用，风力发电机组方向达到9000极值时，纽缆开关将动作，此开关动作将会触发安全链动作，向中心控制器发出紧急停机信号和不可自复故障信号，等待进行人工解缆操作。

6制动程序

风力发电机组需要停车时，按图所示流程进行，变桨时有两个桨距角控制信号，一个是模拟量，可以在0~45°内连续调节，另一个是数字量信号，当该量从0（低电平）变为1（高电平）以后，桨距角就一直向45°转动，最后的桨距角是这两个量的合成值。如图6-1所示：

结 论

本论文通过变桨距风力发电机组控制系统，对加入控制系统的风力发电样例系统进行分析。由于风能的不规则特性，对风力发电系统输出功率的稳定有很大的影响，也使功率曲线的优化产生了一定的困难。我们通过利用变桨距控制系统，根据风速的大小来调整桨叶节距，使系统输出功率稳定，并使输出功率曲线得到了优化，提高了风力发电系统运行的可靠性。

风力发电系统控制策略是以风速的变化为依据，风能的最大利用效率为目的，为优化风力发电系统运行特性提出的控制方案。变桨距控制系统的设计主要采用PI控制器，根据发电机有功功率输出和风轮机转速反馈来调节桨叶节距。

通过风轮机桨距角控制系统对叶片桨距角进行控制，使风力发电机组的机械部分与发电机的电气部分配合，达到提高风能利用效率及改善供电质量的目的。利用风力发电样例系统来验证控制系统的可用性，并对各种仿真曲线进行分析，从而得出结论。 

根据风速模型的仿真曲线，分析风轮机和发电机各部分曲线的变化情况和整个系统的仿真曲线图。在并网以前电压的波形基本上是正弦形状的，转速基本上是稳定的。并网以后虽然受到了电网的干扰，但转速上升到额定转速后再没有多大变化；电流的波形虽然是正弦的，但整体的趋向也发生了相应的波动。变桨距控制系统在风力发电机组起动时，通过变距来获得足够的起动转矩；起动以后，当低于额定风速运行时的机组状态控制为转速,当高于额定风速运行时，通过调整桨叶节距，改变气流对叶片的攻角，从而改变风力发电机组获得的空气动力转矩，使功率输出保持稳定。额定风速之后的机组状态控制主要由桨距角调节实现。得到的控制系统保持了风力发电机组运行的安全可靠性。

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[11]何祚庥 王亦楠. 我国新能源可持续发展的现实选择. 中国三峡建设. 2005.P：25--27

谢  辞

尊敬的老师：

你们好！

在院系领导的大力支持和指导老师的辛勤指导下，在同组同学大力帮助及本人的认真努力学习下，我的毕业设计已接近尾声。本次设计使我对风力发电知识有了一个比较全面的了解，也使我能够把所学过的专业知识运用其中，同时也是对我这几年在成教学院学习的一次检验。在此我要对我的指导老师**老师以及耐心帮助过我的其他老师和院系领导表示由衷的感谢！ 

                                                           此致

敬礼

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