风力发电机组总体设计（共9篇）
风力发电机组总体设计 篇1
1．总体设计
一、气动布局方案
包括对各类构形、型式和气动布局方案的比较和选择、模型吹风，性能及其他气动特性的初步计算，确定整机和各部件（系统）主要参数，各部件相对位置等。最后，绘制整机三面图，并提交有关的分析计算报告。
二、整机总体布置方案
包括整机各部件、各系统、附件和设备等布置。此时要求考虑布置得合理、协调、紧凑，保证正常工作和便于维护等要求，并考虑有效合理的重心位置。最后绘制整机总体布置图，并编写有关报告和说明书。
三、整机总体结构方案
包括对整机结构承力件的布置，传力路线的分析，主要承力构件的承力型式分析，设计分离面和对接型式的选择，和各种结构材料的选择等。整机总体结构方案可结合总体布置一起进行，并在整机总体布置图上加以反映，也可绘制一些附加的图纸。需要有相应的报告和技术说明。
四、各部件和系统的方案
应包括对各部件和系统的要求、组成、原理分析、结构型式、参数及附件的选择等工作。最后，应绘制有关部件的理论图和有关系统的原理图，并编写有关的报告和技术说明。
五、整机重量计算、重量分配和重心定位
包括整机总重量的确定、各部分重量的确定、重心和惯量计算等工作。最后应提交有关重量和重心等计算报告，并绘制重心定位图。
六、配套附件
整机配套附件和备件等设备的选择和确定，新材料和新工艺的选择，对新研制的部件要确定技术要求和协作关系。最后提交协作及采购清单等有关文件。总体设计阶段将解决全局性的重大问题，必须精心和慎重地进行，要尽可能充分利用已有的经验，以求总体设计阶段中的重大决策建立在可靠的理论分析和试验基础上，避免以后出现不应有重大反复。阶段的结果是应给出风力发电机组整机三面图，整机总体布置图，重心定位图，整机重量和重心计算报告，性能计算报告，初步的外负载计算报告，整机结构承力初步分析报告，各部件和系统的初步技术要求，部件理论图，系统原理图，新工艺、新材料等协作要求和采购清单等，以及其他有关经济性和使用性能等应有明确文件。
2．总体参数
在风轮气动设计前必须先确定下列总体参数。
一、风轮叶片数B
一般风轮叶片数取决于风轮的尖速比λ。目前用于风力发电一般属于高速风力发电机组，即λ＝4-7 左右，叶片数一般取 2—3。用于风力提水的风力机一般属于低速风力机，叶片数较多。叶片数多的风力机在低尖速比运行时有较低的风能利用系数，即有较大的转矩，而且起动风速亦低，因此适用于提水。而叶片数少的风力发电机组的高尖速比运行时有较高的风能利用系数，且起动风速较高。另外，叶片数目确定应与实度一起考虑，既要考虑风能
利用系数，也要考虑起动性能，总之要达到最多的发电量为目标。由于三叶片的风力发电机的运行和输出功率较平稳，目前风力发电机采用三叶片的较多。
二、风轮直径D
风轮直径可用下行公式进行估算
P1CpV13D2120.49Cp12V13D2 2
4式中 P—风力发电机组设计（额定）风况输出电功率（kW）：
ρ—空气密度，一般取标准大气状态；（kg/m3）
V1—设计风速（风轮中心高度）（m / s）：
D—风轮直径（m）：
η1—发电机效率：
η2—传动效率：
Cp— 风能利用系数。在计算时，一般应取额定风速下的Cp值。
三、设计风速V
1风轮设计风速（又称额定风速）是一个非常重要的参数，直接影响到风力发电机组的尺寸和成本。设计风速取决于安装风力发电机组地区的风能资源。风能资源既要考虑到平均风速的大小，又要考虑风速的频度。
知道了平均风速和频度，就可以确定风速V1的大小，如可以按全年获得最大能量为原则来确定设计风速。也有人提出以单位投资获得最大能量为原则来选取设计风速。
四、尖速比λ
风轮的尖速比是风轮的叶尖速度和设计风速之比。尖速比是风力发电机组的一个重要设计参数，通常在风力发电机组总体设计时提出。首先，尖速比与风轮效率是密切相关的，只要风力发电机没有超速，运转处于较高尖速比状态下的风力发电机，风轮就具有较高的效率。对于特定的风轮，其尖速比不是随意而定的，它是根据风力发电机组的类型、叶尖的形状和电机传动系统的参数来确定的。不同的尖速比意味所选用或设计的风轮实度具有不同的数值。设计要求的尖速比，是指在此尖速比上，所有的空气动力学参数接近于它们的最佳值，以及风轮效率达到最大值。
在同样直径下，高速风力发电机组比低速风力发电机组成本要低，由阵风引起的动负载影响亦要小一些。另外，高速风力发电机组运行时的轴向推力比静止时大。高速风力发电机组的起动转矩小，起动风速大，因此要求选择最佳的弦长和扭角分布。如果采用变桨距的风轮叶片，那么在风轮起动时，变距角要调节到较大值，随着风轮转速的增加逐渐减小。当确定了风力发电机组尖速比范围之后，要根据风轮设计风速和发电机转速来选择齿轮箱传动比，最后再用公式λ=Rω/V 进行尖速比的计算，确定其设计参数。
五、实度σ。
风轮的实度是指风轮的叶片面积之和与风轮扫掠面积之比。实度是和尖速比密切相关的另一个重要设计参数。对风力提水机，因为需要转矩大，因此风轮实度取得大；对风力发电机，因为要求转速高，因此风轮实度取得小。自起动风力发电机组的实度是由预定的起动风速来决定的，起动风速小，要求实度大。通常风力发电机组实度大致在5%~20%这一范围。
实度的大小的确定要考虑以下两个重要因素：（1）风轮的力矩特性，特别是起动力矩；
（2）风轮的转动惯用量及电机传动系统特性决定。
六、翼型及其升阻比
翼型的选取对风力发电机组的效率十分重要。翼型的升力 / 阻力比（L / D）值愈高则风力发电机组的效率愈高。同时要考虑翼型的失速特性，避免由于失速而产生的瞬间抖动现象。
七、其他
（一）风轮中心离地高度。是指风轮中心离安装处地面高度。
（二）风轮锥角。风轮锥角是叶片相对于和旋转轴垂直平面的倾斜度。锥角的作用是：在风轮运行状态下离心力起卸荷作用，以减少气动力引起的叶片弯曲应力和防止叶片梢部与塔架碰撞。
（三）风轮仰角。风轮仰角是风轮相对于和旋转轴平行平面的倾斜度，倾角的作用主要是减少和防止叶片梢部与塔架碰撞。
风力发电机组总体设计 篇2
根据风能转换的原理, 风力发电机组的功率输出主要取决于风速, 但除此之外, 气压、气温和气流等因素影响其功率输出。因为定桨距叶片的功率曲线是在标准大气状态下测出的。当气压与气温变化时, 空气密度会随之变化, 所谓风机的功率曲线, 就是风力发电机组输出功率随风速变化的关系曲线。对于风力发电机组安装现场来说, 自然风风速和风向的不确定性, 特别是海岛山区地带, 山形变化急剧且无规律, 风况极为复杂。国际能源署 (IEA) 规定, 测风仪应装于风力发电机前, 距离为2～8倍风轮直径, 高度与轮毂相同。如果按此规定建立测风塔, 由于紊流、湍流和风向迂回的综合作用, 以及测量点和风机之间出现平均值时间误差, 极可能导致测风塔得到的风数据与风轮所接受的真正来风不一致, 测量绘制的功率曲线严重失真。所以, 以常规办法较准确地现场测绘功率曲线, 并以此考核机组性能是极为困难的。如何利用风力发电机自身测绘的功率曲线进行修正, 并作为评价机组性能的依据, 是本文要探讨的中心内容。
功率控制系统如图1所示, 由两个控制环组成。外环通过测量转速产生功率参考曲线。参考功率的百分比的形式给出, 在点画线限制的范围内, 功率给定的曲线是可变的。内环是一个功率伺服环, 通过转子电流控制器对电机转差率进行控制, 使发电机功率跟踪功率给定值, 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。如果功率参考值是恒定的, 电流参考值也是恒定的[3,4]。
2 风力发电机自身测绘的功率曲线偏差
一般上风向的水平轴风力发电机的机舱尾部都装有风速计, 风力发电机在运行过程中, 计算机根据这个风速计及其相对应的输出功率的动态采样, 自动绘制生成该机组的功率曲线。但是, 风力发电机上安装的风速计测得的风速是来风在风轮上做功后气流流速降低的风速, 所以用尾流风速绘制的功率曲线存在较大偏差。风通过风轮后风速降低是因为来风损失了动能而风轮获得了机械能, 根据能量守恒定律, 计算功率系数。
2.1风能的计算
由流体力学可知, 气流的动能为
式中:m为气体的质量;V为气体的速度。
设单位时间内气体流过截面积为S的气体的体积为V, 则
如果以ρ表示空气密度, 该气体的空气质量为
即这时气体所具有的动能E为E=1/2Sv3。由于风能与风速的三次方成正比, 所以风速的微小偏差会造成功率的很大偏差。如果不加修正就用风力发电机上风速计测得的风速进行功率分析, 那么得到的功率曲线一定比实际情况好得多。现举例说明。某台额定输出功率Pr=750 kW, 额定风速vr=15 m/s的水平轴定浆距风力发电机, 其风轮前后风速的变化和瞬时能量转换用流线表示。根据贝茨 (Bets) 理论, 各参数存在下列关系:Betz理论的引出, 要想获得风能, 通过对空气的迟滞转换成风机转子的机械能, 再通过发电机转换成电能。然而风轮并不能把风功率完全吸收, 即若流过流面的空气被完全阻滞, 则对后续的来流形成“堵塞”, 这样得不到功率[5]。若对流过流面的风不加任何阻滞, 当然也同样得不到功率。因此必须在这两种极端情况之间, 选择一个最佳状态, 通过阻滞风速获得风能。所提取的能量既为流入能量减去流出的能量
所提取的功率为对方程2边求导
可见, 可取得的功率为风功率乘以功率系数Cp.功率系数取决于风速比
即当V2/V1=1/3时, Cp最大, 即
功率系数Cp随风轮下游风速V2与风机上游风速V1之比的变化曲线如图2所示。
由此可见, 通过一个理想风机可提取约60%的风含功率。在此, 风轮面的风速为2/3V1, 远离其后的风速为1/3V1。以上结论是在理想情况下得到的, 由于其他损失考虑到实际情况, 能够得到的实际效率要比理想的情况小。
2.2功率曲线的修正方法
图3为风力发电机气流流动过程。风力发电机的功率系数Cp随风速变化的关系如图4 (a) 所示, 与上面公式可计算出每一来风风速v1所对应的v2和v′值, 并绘制它们的关系曲线 (如图4 (b) 所示) 。
注:V1为风轮前远方风速 ;V2为风轮后远方风速 ;V′为气流通过风轮时的风速;A-风轮扫风面积;A1为风轮前扫风面积;A2为风轮后扫风面积
这种风力发电机的风速计装在机舱上, 距离风轮后面约5 m, 因低速气流中的空气可认为是不可压缩的物质, 根据质量守恒定律, 在能量转换过程中, 进、出气流量应该相等, 气流经风轮后通流面积增大, 速度逐渐减小。因此, 风速计上测得风速v1, 既不是后远方的风速, 也不是风轮处的风速, 其值必定在v′值与v2值之间。利用v1和v2的对应关系, 很容易从风力发电机的计算机自身绘制的功率曲线上, 求得修正后的实际功率曲线 (见图5) 。
2.3空气密度修正
风力发电机的输出功率与空气密度成正比, 在现场进行功率测量和计算时, 必须安装大气压力和温度传感器, 对大气压力和温度的10 min平均值作连续记录。每个功率平均值均可根据与大气压力、大气温度相关的空气密度状况来修正[7,8], 也就是说, 为了比较, 要把所得到的功率曲线换算为在标准条件下的功率曲线。在标准条件下, 空气密度ρ0=1.225 kg/m3, 温度T0=288.15 K, 压力ρ0=101.33 kPa。
测量点的空气密度ρ和换算到标准条件下的功率P0为
式中:T为现场测得的大气温度;p为现场轮毂高度处测得的大气压力。
经过第二次修正得到的功率曲线, 其精确度和可比性得到进一步提高。
3 结 语
制定风力发电机组功率曲线的测绘方法, 应因地制宜, 根据不同的风电场选择具体的方法。对地形复杂, 风况多变的海岛风电场, 笔者建议:选择合理的机位, 对机组计算机自身绘制的功率曲线, 通过理论计算进行修正, 并将其应用在风力发电机现场性能考核上, 即用该曲线与合同规定的标准功率曲线进行对比, 合理评价机组的实际性能。
参考文献
[1]叶杭冶.风力发电机组的控制技术[M].北京:机械工业出版社, 2005
[2]张新房, 徐大平.风力发电技术的发展及若干问题[J].现代电力, 2003 (5) :29-34.
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[4]张延迟, 姜霞.大型风力发电机组的功率曲线[J].新疆大学学报, 2001 (2) :236-237.
[5] (美) TONY BURUON, 武鑫.风能技术[M].北京:科学出版社, 2007.
[6]周鹤良.我国风力发电产业发展前景与策略[J].变流技术与电力牵引, 2006 (22) :38-39.
[7]叶杭冶, 贺益康.21世纪太阳能新技术[M].上海:上海交通大学出版社, 2003.
风力发电机组总体设计 篇3
关键词 风力发电;柔性连接;发电机支承
中图分类号 TM 文献标识码 A 文章编号 1673-9671-(2010)082-0111-01
世界能源危机逐步加剧和能源结构的转变,风能作为一种可再生清洁能源,其优越性已被广泛认可。世界风力发电五强国已将风能视为与化学能、核能同等地位的能源种类。在未来几年内风力发电会有较大的发展,国内对风电各项相关技术的研究也必将有长足进步。随着风电技术的不断发展,风力机功率不断增大,为了从风中吸取更多的能量,必须将各个部分设计得足够大,这对风机的各方面性能提出了更高的要求。风力机各部分的不断增大就使风力发电机组的振动被放大,而振动是影响风力发电机组安全工作和使用寿命的重要因素之一。发电机则是风电机组振动的主要来源,所以如何降低发电机振动对整个机组造成不良的影响是非常重要的。
1 普通风力发电机的减振形式
目前风电发电机组上对于发电机的减振大多数都是采用弹性座脚来实现的(如图1所示)。
图1 弹性座脚
在发电机的四个底脚处分别放置四个专门设计的弹性座脚,使发电机固定在座脚上,然后将弹性座脚固定在发电机支架上。
根据专业的设计弹性座脚可以消减发电机产生的70%～80%的振动,但对于冲击载荷和超过弹性座脚能承受的最大振幅还是会传到发电机支承上。
2 本风力发电机组的减振形式
本风力发电机组是带增速器的大型风力发电机组,为了能够减少增速器振动对整机的影响,传动链上的增速器均采用柔性连接。而且增速器采用悬挂加减振套的形式与主机架相连,这样最大程度减小了增速器振动对风力发电机组安全运行的影响。
除了以上增速器的振动,发电机是风电机组另一个重要的振源。一般的风电机组是用弹性座脚将发电机与发电机支承相连接的,虽然弹性座脚可以消除大部分的振动但由于发电机支承与主机架是刚性连接所以由发电机引起的振动还是能够传到风电机组上的。
为了能够较好的减小发电机引起的振动对风电机组造成的危害,本风电机组还采用了发电机二次减振的结构设计。图2为本风电机组发电机支承结构图,从图中可以看到发电机支承采用的是框架结构,这种结构既减轻了机体的重量又可以保证要求的强度。
此外为了达到二次减振的目的,发电机支承架与主机架是采用螺栓连接的形式(如图3所示)。螺栓相对于联接件而言具有柔性,而联接件应该是刚性的。因为柔性变形量大,吸收能量的作用强,有利于承受循环载荷时减低变应力的应力幅,提高疲劳强度,也有利于承受冲击作用。被连接的构件能弹性地整体工作,抗疲劳能力强,适应于承受动力荷载的结构及需保证连接变形小的结构。
由于本风电机组的发电机重达10.6t,这就要求发电机支承与主机架的连接除了要有柔性外,还要有足够的刚度。螺栓连接紧密,不易松动。拧到预紧力后,在动荷载的长期作用下也不会松动受力性能好,耐疲劳强度高。高强度螺栓联接由于作用力由构件接触面间所产生的摩擦力来传递.故螺栓孔附近应力集中程度比较小.而且由于螺栓拉力所引起的压力有效地出现在孔眼附近,使孔边的应力甚至会小于计算的平均应力。
图2 发电机支承
图3 发电机支承与主机架连接
3 螺栓连接的受力情况
多数情况下螺栓都是成组使用的,设计时,是根据被联接件的结构和联接件的载荷来确定联接的传力方式、螺栓的数目和布置。一般来说。拧紧力矩是通过拧紧扳手来施加的,而拧紧扳手力矩T1是用于克服螺纹副的螺纹阻力矩Tl及螺母和与被连接件(或垫圈)支承面间的端面摩擦力矩T2。
T=T1+T2=F0tan(ψ+Pv)kF0d
式中:d—螺紋公称直径,mm;
F0—预紧力,N;
K—拧紧力矩系数;
T—拧紧力矩;
其中,K=tan(ψ+Pv)
式中:d2—螺纹中径,mm;
ω—螺纹升角;
Pv—螺纹当量摩擦角;
μ—螺母与被连接件的支撑面的摩擦因数;
Dw—与支撑平面连接的螺母或垫圈的直径;
d0—螺纹外径。
因此,在确定螺栓大小的情况下。螺栓的轴向预紧力正比予拧紧力矩的大小,其比例系数就是拧紧力矩系数k,k的取值较为复杂,很难得到其正确值,此数据由高强度螺栓制造商提供,或在安装前实验得到。通常k=0.11～0.15。
4 总结
从现阶段看,焊接和螺栓连接是钢结构材料和构件连接的两种主要形式。焊接形式结构的刚度比较好可以承载较大的载荷,但柔性较差属于刚性连接。通过对螺栓连接受力情况的分析,在螺栓材料和大小选择合适,预紧力计算合理的情况下,螺栓连接完全可以代替焊接承受发电机的载荷。而且螺栓连接的被连接板件按弹性体受力,使发电机支撑架与主机架之间成为弹性连接。这样就达到了对发电机振动的二次减振的效果,为风力发电机组长期可靠的工作奠定了基础。
参考文献
[1]孙永岗.风力发电机组螺纹联接的探讨[J].工程与技术,2009,4:311-316.
[2]靳建顺,刘春峰等.高强度螺栓联接分析和计算[J].煤矿机械,2009,9(30):28-33.
[3]严统迅.起重机高强度螺栓的应用[J].特种设备安全技术,2009,4:19-20.
风力发电机组控制系统设计任务书 篇4
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
风力发电机组 篇5
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。
风力发电机组总体设计 篇6
根据美国发布的可再生能源标准（RES），到2012年美国可再生能源占10%，2025年占25%。2004～2008年美国新安装风力发电机新增风电年均增长率为29%。2008年新增风电占新增可再生能源的42%。美国政府承诺长期支持风力发电，投资数十亿美元制造风电涡轮机和建设智能电网，2009～2029年安装风力发电机将每年新增风力发电能力4亿瓦～16亿瓦，到2030年风力发电总容量累计增加到305亿瓦，届时风力发电满足电力需求的20%。欧盟风力发电装机总容量56535兆瓦。丹麦风力发电占本国电力的20%，西班牙占13%，葡萄牙占12%，爱尔兰9%，德国8%。德国规划到2020年可再生能源发电占25～30%，德国于1991年制定法律鼓励发展可再生能源，主要是风力发电，德国风力发电涡轮机生产能力占世界22%，未来几年内将在海岸建大型风力发电场。
2006年我国风电装机总容量仅2588兆瓦，2008年增加到12121兆瓦，年均增长率为116%。据中国风能协会预测，2010年我国风电总装机容量达20亿瓦，2020年达到80亿瓦，2030年达到180亿瓦，2050年达到500亿瓦。我国政府将强力支持建设智能电网，解决风电输送问题，未来风电将成为我国电力的主要来源之一。
风力发电机组总体设计 篇7
随着经济的不断增长,人类对能源的需求越来越大,因此,对可再生资源的开发和利用极其重要。风力发电作为绿色能源如今受到了各国研究人员的普遍重视,其不会造成污染,技术日渐成熟,成本效益显著,成为21世纪最具开发前景的新能源之一[1](1)。
风力发电机控制系统是机组正常运行的核心,其控制技术是风电机组的关键技术之一,与风力发电机组的其他部分密切相关,精确的控制、完善的功能将直接影响机组的安全与效率[2]。近年来,风力发电设备的发展极其迅速,主要有永磁发电机和异步发电机两大类。永磁发电机的励磁磁通是固定的,提高了对发电机的控制难度;异步发电机体积大,故障率高。针对这些问题,提供了一种无刷励磁同步风力发电机组,并对其控制系统进行了功能分析和结构设计,具有能量转换率高、制造成本低、运行安全可靠的特点。
2 无刷励磁同步风力发电机组系统结构
2.1 工作原理
无刷励磁同步风力发电机组的工作原理如图1所示。
由图1可知,发电机采用的是无刷励磁同步发电机。发电机包括两部分:主机和励磁机。励磁机发出交流电,经过旋转整流器供给风力发电机励磁,只需跟随风速变化,控制主励磁机的励磁即可控制同步发电机的励磁,使得输出电压恒定,在额定风速以下,获得最大风能利用系数。变流环节,通过全功率变流的控制作用将不断变化的风能转化为频率电压恒定的交流电馈入电网,保证风力发电机组稳定可靠地并网运行。
2.2 控制系统结构设计
本设计的风力发电机组控制系统结构如图2所示
由图2可知,无刷同步风力发电机组控制系统主要是由机组主控制器、无刷励磁系统、变流器控制系统、变桨系统、偏航系统、安全及保护系统构成。下面对控制系统各个部分进行功能分析和结构设计。
3 风力发电机组控制系统设计
3.1 主控制器设计
风力发电机的运行和监控主要是由主控制器来执行。以主控制器为核心的主控系统在风力发电机组的安全、可靠运行方面,发挥着十分重要的作用[3]。它主要实现风力发电机组的正常运行控制、运行状态监测和监控以及安全保护三大方面的功能。
主控制器的设计主要有两个方面的工作,一个是硬件方面,另一个是软件方面。硬件主要包括控制电路设计、传感器及接口电路等部分,能满足风力机自动运行、控制和监测要求,提供运行信息、操作控制、运行参数修改等[4];软件部分的设计主要包括风力发电机组运行控制、信号检测以及安全方面的设计。其系统结构如图3所示。
本系统的主要功能都是由可编程逻辑控制器(PLC)作为主控制器来实现的,机组主控制器通过采集模块检测系统的模拟量、脉冲量和开关量;通过显示界面进行人机交互,能在控制面板上显示和查询机组的运行状态和参数、显示故障状态、设置运行参数等;通过Profibus现场总线与控制系统中的其他部件进行通信。
3.2 无刷励磁系统设计
无刷励磁系统是无刷同步风力发电机组最核心、最关键的组成部分。对同步发电机励磁进行控制,是对发电机的运行实行控制的重要内容之一。无刷励磁系统主要由静态励磁装置、交流励磁机和旋转整流器组成,如图4所示。
风力机带动发电机旋转时,交流励磁机的电枢绕组、旋转整流器和发电机转子一起同轴旋转。由于整流器和发电机转子是相对静止的,所以整流器的输出和转子绕组可以直接连接在一起,不需要滑环和碳刷,因此该系统称为无刷励磁。
无刷励磁同步发电机采用开关电源静止励磁装置向交流励磁机定子励磁绕组提供励磁电源。交流励磁机与发电机同轴,它输出的交流电流经整流后供给发电机转子励磁,此时,发电机的励磁方式属他励磁方式,又由于采用静止的整流装置,故又称为他励静止励磁。旋转整流器是指硅整流元件连同散热器有时还包括相应的整流桥,大多采用三相全波整流桥。
3.3 变流器控制系统设计
变流控制系统是风力发电控制系统的关键部件,变流控制单元在风力发电系统中有以下功能[5]:
(1)为发电机转子励磁;
(2)在风速达到切入风速时,实现机组的软并网,这样保证并网过程平稳,对电网冲击小;
(3)当风速变化时,接收机组主控制器的命令,跟踪最佳功率,保证风机向电网馈送频率恒定的电能;
(4)在机组正常工作的时候,采用PWM调制方式控制逆变器的逆变,保证输出波形质量。
变流器控制系统采用的是全功率变流技术,通过与系统的协调工作,实现风电机组输出功率的变换和并网。目前,已有的并网方式有直接并网、准同步并网、降压并网、软并网,其中软并网方式是目前风力发电机组普遍采用的方式。
当风力发电系统启动时,变流控制单元首先要完成风力机的并网工作。在风力发电机组正常工作过程中,变流控制单元接受主控制器的命令实现输出功率的控制,从而使机组工作在最佳风能捕获状态下。变流器控制系统原理如图5所示。
变流控制单元接收机组主控制器的P、Q、U指令,运用矢量控制原理,产生PWM脉冲去控制IGBT的通断,以实现对变流器的有效控制。全功率变流技术利用现代电力电子技术可以实现对电网有功功率和无功功率的灵活控制,发电机与电网之间采用全功率变流器,使发电机与电网之间的相互影响减少,电网故障时对发电机的损害较小。同时,使风轮和发电机的调速范围可从0～150%的额定转速,提高了风能的利用范围,改善了向电网供电的电能质量。对风电机组功率因数的分散控制加以集中,由并网变电站来统一调控,实现了电网的有源功率因素校正和谐波补偿。
3.4 变桨系统
变桨控制系统由伺服电机、变桨控制器和通讯模块组成如图所示
变桨系统是通过改变桨距角,在低风速时能充分利用风能,具有较好的气动输出性能;而在高风速时,又可通过改变攻角来降低叶片的气动性能,使高风速区叶片功率降低,达到调速限功的目的[6]。
变桨系统是以伺服功能实现叶片在高于额定风速下最佳运行的。在额定风速内,风机达到最佳风能捕获运行状态,此时桨距保持为零。由于在整个风轮扫及面积上的风速不是平均的,因此对单一桨叶控制有利于最大限度利用风能,减小振动。实际中,风速、风向是瞬息万变的,在很好地利用风能的同时还要对风进行控制,从而减少机组的振动。此设计通过叶片振动传感器、风速仪和风向标采集给主控制器的信号控制变桨系统。
每一个桨叶采用一个变桨伺服电机进行单独调节,绝对值编码器安装在伺服电机的输出轴上,用来采集伺服电机的转动角度。伺服电机通过主动齿轮与桨叶轮毂内齿圈相连,带动桨叶进行转动,实现对桨叶的节距角的直接控制。电机由UPS供电,60s内将桨叶调节为顺桨位置。
3.5 偏航系统
偏航系统是风力发电机组特有的控制系统,它是一个随动系统。当风向和风轮轴线偏离一个角度时,主控制器根据风向传感器的信号,按一定的逻辑控制规律向偏航控制系统的PLC发送角度指令,偏航控制系统接收到指令后控制偏航电机将风轮调整到与风向一致的方位,在必要时还要进行解缆的操作,从而保护风机。偏航系统结构如图7所示。
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指令,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[6]。
偏航系统的控制功能包括:风向标控制的自动偏航、人工偏航、风向标控制的90°侧风和自动解缆。
3.6 安全及保护系统
当风力发电机组出现故障,或控制系统失效,或监控的参数超过极限值时,此时风力发电机组不能保证系统在正常的范围内运行,则应启动安全及保护系统。安全保护系统结构如图8所示。
由图8可知,当发生扭缆、机舱剧烈振动、电机过热和叶轮超速中的任何一个事件时,都会产生安全保护动作
4 结论
本文将无刷同步发电机引入风力发电系统,对控制系统的控制功能框架做了整体设计;并分别对控制系统中的主控制器、无刷励磁系统、变流器控制系统、变桨系统、偏航系统、安全及保护系统进行了详细的分析说明,为以后风力发电机组的实现奠定了基础。
参考文献
[1]叶杭冶.风力发电机组的控制技术[M].北京:机械工业出版社,2006.
[2]KO H-S,LEE KY,KANG M-J,et al.Power Quality Control ofan Autonomous Wind-Diesel Power SystemBased on Hybrid In-telligent Controller[J].Neural Networks,2008,21(10):1439-1446.
[3]冯江哲.兆瓦级风力发电机组控制技术的研究[D].北京:华北电力大学,2009.
[4]曾婧婧,杨平,徐春梅,等.风力发电控制系统研究[J].自动化仪表,2006,(S1):32-35.
[5]宋文娟,王辉,刘红燕.兆瓦级直驱式风力发电机组控制系统设计[J].测控技术,2008,27(6):41-42.
风力发电机组总体设计 篇8
摘要：分析了表面式与内置式永磁同步发电机转子结构上的差异，选定电机的转子结构型式，对永磁同步风力发电机的性能特点进行了分析和研究，计算了2，935 Mw高速永磁同步风力发电机的电磁方案，对上述确定的电磁计算方案，利用有限元软件进行仿真，分析了发电机的空载、负载、短路特性，研究了电压波形正弦性畸变率、齿槽转矩、功率因数、短路电流的计算，经验证，各项性能满足设计要求，
关键词：有限元方法；永磁电机；风力发电；电磁设计；性能分析
DOI：10.15938/j.jhust.2016.04.019
中图分类号：TM301.4
文献标志码：A
文章编号：1007-2683（2016）04-0101-05
0引言
近几年环境污染愈发严重，新能源的研究和利用越来越受到人们的重视，而风能由于其分布面积广、总量大等特点成为可再生能源中的研究热点，风力发电逐渐变成除火电、水电、核电之外的第四大发电方式，目前在国内半直驱永磁同步发电机的设计还处于探索阶段，设计方法还不成熟，因此研究Mw级半直驱风力发电机将会有利于提高我国风力发电设计的整体能力，推进风力发电行业的发展，加快我国风电机组的国产化步伐，缩小我国与发达国家风电技术上的差距，为我国的环保与能源事业尽一份力。
永磁发电机的优点是不需要电励磁，可实现无刷化，无励磁损耗，效率高，同时可以提高电机的功率密度，虽然发电机成本增加，但对于降低机组的振动噪声和提高运行可靠性有着重要意义，文对永磁同步电机气隙磁密的影响因素进行了分析，文应用傅里叶分解得出了传统的多相异步电动机谐波电流与建立的谐波电势的关系，谐波次数较低，忽略了高次谐波，文对传统电励磁的同步发电机定子斜槽的空载电压波形进行了数值计算，同时对齿磁通进行了计算，文通过非均匀气隙法、多段磁钢法、调整磁极宽度、斜槽法等方法，优化气隙磁场来改善电机性能，本文利用有限元软件对电机进行空载、负载、短路性能分析，主要包括空载电压，齿槽转矩、负载电磁转矩、功率因数的分析。
1.永磁同步发电机的转子构造
永磁同步发电机在转子尺寸确定的情况下，选择不同的转子结构，永磁体体积不同，永磁体提供的磁通量也会不同，从而永磁同步发电机的性能参数也会不同，
图1为永磁同步发电机几种转子结构，现分析转子结构并选取转子模型，假设永磁同步发电机转子的长度为L，外径为R，内径为r，假设永磁体径向充磁方向长度为h，切向为2h，估算各种转子结构的永磁体提供磁通的最大截面积A。，
永磁体提供磁通的最大截面积，图1（a）为：
对于6极永磁同步电机，转子内外径的比值大约是0，4，现取0，4进行估算，得到不同结构的永磁体截面积值，如表1所示，
虽然在表l中所得的数据是估算的，但是可以从中得到磁通面积变化趋势，从表1中可以看出，内置式W型磁钢提供的磁通面积最大，其次是内置式u型磁钢，对于半直驱永磁同步发电机而言，应优先选取内置式V型，U型，W型磁钢本文电机选取U型磁钢，此种电机有以下一些特点：
1）此结构较表面式永磁发电机简单，省去了导磁性的不锈钢套环，
2）由于没有套环，所以其等效气隙小，与使用相同磁钢的表面式永磁同步发电机相比，此结构主磁路磁阻小，可获得更高的磁通密度，
3）由于磁钢端部产生漏磁通，所以通常在不影响机械强度的前提下，在磁钢端部用磁导率与空气材料相同的材料做延伸，降低磁钢端部漏磁，
4）由于磁钢内嵌入转子铁心，而转子铁心内空间较大，所以磁钢形状及排布可以有更大的自由选择空间，
5）内置式永磁同步发电机与表面式永磁同步发电机相比，其q轴的电感较大，导致q轴的电枢反应也比较大，容易受到磁饱和的影响，
2.永磁风力发电机运行性能分析
2.935 MW永磁同步风力发电机采用U型磁钢转子结构，定子槽数为72，极对数为3，三相双绕组结构，工作温度120°C，磁性槽楔的相对磁导率为4，永磁风力发电机的性能指标列于表2，
2.1空载特性
通过空载运行特性，可以校核电机的磁路设计是否合理，以此依据及时调整电机结构，得到输出电压的大小及其波形畸变程度，图5给出了有限元仿真空载电压波形，可以看空载相电势波形很接近于正弦波，图6为空载电压的谐波分量分布情况，经求得线电压波形正弦性畸变率为4，2%，小于GB755—2008《旋转电机定额和性能》中5%的规定，图7为发电机工作在额定转速下的空载磁密分布云图，从图中可以看出定子齿部、轭部、转子部分、磁钢部分磁密分布比较合理，空载齿槽转矩如图8所示，因为永磁同步风力发电机槽数为72，极数为6，所以最小公倍数为72，那么槽转矩基波个数为72。相邻齿距基波数个数为1，机械角为5，齿槽转矩的最大幅值为636 N·m，占发电机额定转矩的3，9%，满足设计要求。
2.2额定负载特性
本文采用图9所示场路耦合模型模拟发电机运行，经过仿真发电机额定负载端电压和端电流波形如图10所示，从图可以看出波形为比较平整的正弦波，经计算线电压有效值为690 V，达到了额定值，而从其二者的相位可得功率因数为1，与设计相符，
2.3短路特性
短路状况下，永磁发电机运行是极为恶劣的，设计不当会引起永磁体的退磁，对此需要对永磁发电机进行最恶劣短路时情况进行仿真计算，三相短路为最恶劣短路，通过搭建外电路对永磁发电机短路时进行分析，所施加的外电路如图11所示，提取A相短路电流最大时刻三相短路波形如图12所示，开始时刻为瞬态短路，当短路电流波形稳定时，为稳态短路，瞬态短路时电流最大值为14669.7A，为额定电流的5.97倍，电流稳定后的有效值为4314.6A，是额定电流的1.757倍，均满足设计要求。
3.结论
风力发电机组总体设计 篇9
1总则
风力发电机组是风电公司各风电场进行电力生产的主要设备。发生风力发电机组轮毂（桨叶）脱落事故，必然损坏风力发电机组，影响变电站上网电量的输出，甚至危及人身安全。按照二十五项反措要求,根据运行方式和天气变化等情况及时分析和预测事故发展可能带来的后果,预先采取有针对性的措施进行防范。特制定本措施。
2组织机构及职责
贝力克风电场风机检修班负责对风力发电机组进行检修和维护工作，职责包括：当设备发生异常情况需要紧急处理时，检修班组召集有关人员到现场处理；3 防范及措施
3.1在维护时，须认真按照维护作业指导书要求进行力矩校准、油脂添加、定值核对及机械和电气试验等工作，定期开展技术、质量监督工作，以防止重大设备事故发生。
3.2建立完善的风机巡检制度，巡检项目中应包括轮毂（叶片）的检查，巡检中发现有螺栓松动、损伤、断裂现象时，采用专用设备全面检查。
3.3为防止风机发生轮毂（叶片）脱落及倒塔事故，应加强风机设备巡检和定检的管理工作，优化设备修复工艺，对预投产和已投产项目全面开展机务技术监督、质量监控工作。特殊天气过后，加强对轮毂、叶片巡检。
3.4 当发现风电机超速运行，不可盲目处理，要根据实际情况进行具体分析，然后再进行处理，并及时向场领导汇报。1.风电机超速初期，目视观察比较或在监控机上确认风轮转速是否正常。如风轮转速正常，首先通过监控机遥控停机，风速不超过18m/s时也可在塔下操作停机。2.当发现风电机超速事故时，不可切断风电机电源开关。在风电机未脱网时，应手动进行偏航，使风电机偏离主风向，逐渐降低转速，直至风轮不转，上塔进行固定。若风机达到极限风速并未停止，必须采取强制措施停止风机运行。执行顺序为：控制室后台侧风90度并停机→现场手动侧风90度并停机→现场紧急停机→断开箱变高低压开关。操作完毕后应远离风电机高度2倍的距离，并且人要在风电机上风处，等待风速下降后，再进行处理。在处理事故时，不少于两人，其中必须有一人进行安全监护和安
全监督，做好个人防护措施，以防高空坠物或机械伤人。3.根据运行数据和声音的异常判断、预测到风电机机舱或叶片有坠落的可能时，任何人员、车辆不可靠近风电机，至少处于大于风电机高度四倍的距离以外，也不应在风轮旋转的平面位置停留。
3.5出现雾、雪等可能导致桨叶覆冰的天气，应加强对风机桨叶的检查，发现叶片覆冰应立即停机处理，直至覆冰消除后方可启动风机。
3.6监控人员要实时监控机舱振动、风机功率、主轴承温度等参数，发现异常，应登塔检查。
3.7由于振动触发安全链导致停机，未经现场叶片和螺栓检查不可启动风机。维护检修人员应登塔检查（检查内容包括：叶片、叶片螺栓、轮毂内设备、齿轮箱、主轴、发电机等重要设备）。
3.8桨叶损坏修复时，应控制修补材料重量，保证修复后叶片组动平衡不被破坏。
3.9更换叶片时，应尽可能成组更换。
3.1.1叶片及轮毂采购不许转包，如采用外委维修，应设专人监理，严把质量关。
3.1.2定期采用探伤设备对螺栓进行检查，定期对轮毂系统进行金属探伤抽检。
3.1.3根据各类机型厂家技术规范要求，定期对螺栓进行紧固。若发现螺栓松动或损坏，按风机厂家技术规范要求进行处理。
3.1.4由于振动触发安全链导致停机时，未经现场叶片和螺栓检查不可启动风机。