风电系统测试

风电系统测试（精选7篇）

风电系统测试 篇1

摘要：IEC闪变测试模拟系统在低频段存在误差,将模拟系统转换成数字系统后误差依然存在,而风力发电引起的闪变频率约为1～3 Hz,正好位于闪变测试系统的低频段。在Matlab/Simulink仿真平台上用双线性变换法将模拟系统变换成数字系统,建立了IEC闪变仪的数字化模型,对闪变仪在低频段产生误差的原因进行了分析,然后通过修正加权滤波器的参数,使瞬时闪变视感度S(t)的误差在允许的±5%的范围内,提高了闪变仪在低频段的精度,同时又不影响高频段的精度,从而满足了风力发电引起的闪变测试要求。所提出的方法可用于测试风电引起闪变的闪变仪设计中。

关键词：风力发电,电能质量,闪变

0 引言

电压波动和闪变是风力发电机组的主要电能质量问题之一,对风力发电机组进行型式认证时必须测量它产生的闪变,进而求出闪变系数;对整个风电场进行电能质量测试时同样需要测量它产生的闪变。

依据国际电工委员会标准IEC61000-4-15[1]给出的闪变测试模拟系统的完整结构框图,以及有关模拟灯-眼-脑环节频率选择特性的视感度加权滤波器传递函数,可以设计符合IEC标准的闪变仪[2,3,4,5]。IEC闪变仪的测试频率范围为0.05~35 Hz,这也是人对灯光照度波动的有效觉察范围,最有效的测试频段在8.8 Hz附近。对于三叶片风力发电机组,其产生闪变的主要频率为3 p(p为叶片的旋转频率)或3 p的整数倍[6,7,8],一般情况,3 p频率的范围为1~3 Hz,在这种频率下闪变水平有时会达到风电机组总闪变值的90%[9]。

文献[10]根据IEC推荐的闪变仪功能和设计规范,在Matlab环境下建立了模拟闪变仪的模型,并将其变换为数字系统,但是该文献没有涉及闪变仪在正弦调幅波频率较低时的特性。另外,文献[11]对文献[10]建立的闪变测试系统进行仿真,发现闪变仪在低频段存在误差,而风电机组产生的闪变正好位于闪变仪的低频段,因此文献[11]提出了用校正环节对闪变系统的输出进行校正的方法,但是它建立的闪变测试系统为模拟系统,没有考虑数字系统的情况。文献[12]用离散方法推导出一种新的求取闪变值的计算方法,即将原始信号经过均方根值计算和FFT处理后,可用一种简洁的方法计算出闪变值;文献[13]则分析了离散化算法计算闪变值误差,提出了与IEC标准给出的瞬时闪变视感度S(t)=1相对应的电压波动数据进行拟合的处理方法。

在上述研究成果的基础上,根据IEC标准推荐的闪变仪功能和规范,在Matlab/Simulink下用双线性变换法将模拟系统变换成数字系统,仿真发现,数字化闪变仪在低频段也存在误差。分析了数字化闪变仪在低频段误差产生的原因,从而通过修正视感度加权滤波器的参数提高了闪变仪在低频段的精度,使之能够满足风电并网引起的闪变测试要求。

1 模拟闪变仪模型

IEC闪变仪的测试原理在文献[11]中已有详细说明,在此不再叙述。根据IEC闪变仪原理框图,在Matlab环境下建立的闪变测试系统如图1所示。

图中0.05 Hz高通滤波器的传递函数:

6阶Butterworth低通滤波器传递函数[14]:

式中a=219.916;b=848.85;c=360768.64;d=9.14×219.913;e=7.46×219.914;f=3.86×219.915。

视感度加权滤波器传递函数[1]:

模拟人脑神经对视觉反映和记忆效应的平滑滤波器传递函数[1]:

式中τ=300 ms。

图1所示系统的输出窗口(示波器)显示的是瞬时闪变视感度S(t)的波形,K的取值为1/0.002 5[9]。仿真结果显示,该闪变测试系统在低频段存在较大的误差,当调幅波频率为0.5 Hz时,误差约为30%[11]。

2 数字化闪变仪模型

选择采样频率为fs=10 k Hz,利用双线性变换法将式(1)~(4)由频域转化为Z域,将模拟滤波器转换成数字滤波器,公式如下[15]:

式中Ts为采样周期。

式(1)~(4)变换后如式(6)~(9)所示。

3 系统仿真

3.1 模型检验

在Matlab/Simulink环境下,将图1中调幅波和载波的采样时间改为0.000 1 s,滤波器的传递函数用第3部分相应的传递函数代替,便建立了数字化的仿真系统。利用建立的数字化闪变测试系统模型,可对幅度调制波的检出过程以及按特定频率波动的电压引起的闪变进行仿真。为了说明模型的工作过程,构造如式(10)所示的函数:

将上式作为输入信号,最终的瞬时闪变视感度S(t)变化曲线见图2,该曲线表示通过模拟人眼的频率选择特性和模拟人脑神经对视觉反映、记忆效应,可以得到瞬时闪变视感度。

IEC通过大量实验得到使S(t)=1的不同频率的电压波动d(%),如表1所示,根据这些数据可以校验所建立的模型。校验结果如表2所示,从中可以看出,在1.5~24 Hz频率范围内,上述闪变测试系统输出的瞬时闪变视感度的相对误差小于5%,即S(t)值在1±0.05之间,所设计的闪变测试系统效果良好;而在低频段0.5~1.5 Hz,仿真得到的瞬时闪变视感度误差较大。图3所示为瞬时闪变视感度S(t)的误差εs曲线。

3.2 低频段误差的校正——修正加权滤波器

根据平方解调法的原理,输入波形在经过平方器、低通滤波器和高通滤波器后的波形应和调幅波波形一致,如果输入的函数如式(11)所示,则图1中的a点输出波形幅值应为2.34 V的正弦波形。通过仿真发现,a点的输出波形如图4所示,正是幅值为2.34 V的正弦波形。这说明低通滤波器和高通滤波器不是造成低频段出现误差的主要原因。

分别用式(10)和(11)所示的函数作为输入,图1中b点的输出波形分别如图5和图6所示。图5中波形幅值约为0.25 V,而图6中的波形幅值约为0.22 V,这说明加权滤波器对频率较低的调幅波存在问题。经过反复试算,将加权滤波器的传递函数———式(9)中的b4参数改为1.839 699 2×10-5,则b点的输出波形如图7所示,其幅值与图5一致。根据修改参数后的加权滤波器计算出的S(t)值(如表3所示),S(t)的误差曲线如图8所示。从中可以看出,瞬时闪变视感度S(t)的误差在±5%之内,能满足风力发电引起的闪变测试需求。

4 结论

在Matlab仿真平台上开发了基于IEC标准的数字化闪变测试系统,通过仿真发现,当调幅波的频率较高时,瞬时闪变视感度S(t)值的精度较高;当频率较低时则存在较大的误差,而风力发电引起的闪变频率正好位于低频段。通过分析闪变测试系统在低频段产生误差的原因,文中提出了修正加权滤波器的参数来降低误差的同时又不影响高频段精度的方法,使瞬时闪变视感度S(t)的误差在允许的范围之内,从而满足了风力发电引起的闪变测试要求,并可以在实际的闪变仪中加以应用。

风电系统测试 篇2

关键词：测试系统,风电齿轮箱,组态王,网络集成

目前,大、中型风力发电机组已在世界40多个国家的陆地和近海并网运行,风电增长率比其他电源增长率高的趋势仍然继续。伴随着风电市场的高速发展,为了适应不同地区的要求,同时受周边环境的影响,各种功率的风机应运而生,小到700k W大到6MW甚至8MW的风电机组也已在研制或挂机运行。而对常见的风力发电机组的对比可以看到,目前主流机型是双馈异步风力发电机组,这种机型的典型结构采用了多级齿轮箱升速[1]。可见,风电齿轮箱在风电发展中的地位不容小视。

风机在整机安装之前都要对风电齿轮箱进行出厂试验,将一些故障与缺陷消除在出厂之前。 不同功率类型的齿轮箱就需要不同的试验台进行试车,而每个试验台要单独配备测试系统。笔者在原齿轮箱测试系统的基础上进行规划统一,建立网络集成化的测试系统,以期实时监测4个不同试验台的工作情况,并同时进行数据录入与处理。

1网络集成设计

组态王可运行在基于PCI/IP网络协议的网络中,帮助用户实现上、下位机以及更高层次的厂级联网。一台PC机通过PCI/IP协议可以与多个远程计算机( 即远程节点) 进行通信。

1.1组成测试网络的条件

要实现组态王的网络功能,必须满足以下条件:

a. 将组态王 软件安装 在网络版 的Windows98 /2000 / Windows NT或Windows XP上,对于更高版本的组态王软件( 如6. 55) 也可以安装在Windows7系统上,并在配置网络时绑定TCP / IP协议,即利用组态王网络功能的PC机必须首先是某个局域网上的站点并启动该网;

b. 客户机和服务器必须安装并同时运行组态王,除了Internet版本的客户端;

c. 组成网络的计算机上组态王的工程文件夹必须要设置成网络共享。

以上3点是网络集成系统的基础,可以保证集成系统中各测试系统间通信的建立。

1.2测试网络的站点建立

首先简单介绍6个术语: I/O服务器,进行数据采集的站点; 报警服务器,存储报警信息的站点; 历史记录服务器,接收I/O服务器传送的历史数据的站点; 登录服务器,唯一拥有系统网络中完整用户列表的站点; Web服务器,运行组态王Web版,保存组态王For Internet版本发布文件的站点; 客户,可以访问指定的I/O服务器、报警服务器和历史数据服务器上的数据。

在本设计中,集成系统设为数据服务器站点, 其余4个试验台测试系统作为I/O数据采集站点。站点的具体建立需要3个步骤完成。

1.2.1配置数据服务器站点

数据服务器站点即集成测试系统的计算机, 在工程浏览器左侧列表中打开网络配置窗口,在网络参数选项中选中连网模式,在本机节点名中输入本机的IP地址,其他不需要改动,配置界面如图1所示。

在节点类型选项中,选中“本机是登录服务器”、“本机是报警服务器”和“本机是历史记录服务器”,如图2所示。点击确定,暂时完成对该站点的配置。

1.2.2配置I/O采集站点

在本设计中有4个I/O采集站点,即1. 5MW试验台记为1号采集站、2MW试验台记为2号采集站、3MW试验台记为3号采集站和7MW试验台记为4号采集站。在工程浏览器左侧列表中打开网络配置,在网络参数中选中连网模式,在本机节点名中输入本机的IP地址; 节点类型中选中 “本机是登录服务器”,待网络配置完成以后再将此处改为“本机是I/O服务器”,若此时配置成为I / O服务器则后续有些配置无法进行; 在I / O采集站工程浏览器左边选中“站点”标签,进入站点管理界面,在左侧的节点名称列表区单击右键,选择“新建远程站点”,弹出“远程节点”对话框,如图3所示,点击“读取节点配置”,选择远程工程路径。在网络中选择数据服务器上共享的工程文件夹。“主机节点名”中输入数据服务器的IP地址,节点类型选“作为登录服务器”、“作为报警服务器”和“作为历史库服务器”。最后点击“确定” 完成配置。再次进入“网络配置”,在“节点类型” 中改成“本机是I/O服务器”。进入“客户配置” 选中“客户”,点击“确定”完成对I/O采集站的配置。

1.2.3继续配置数据服务器站点

按I/O采集站中远程站点的配置方法完成远程站点的配置,只是这里要新建4个远程节点,分别对应4个I/O采集站; 打开“网络配置”,在“节点类型”中的“报警服务器”与“历史记录服务器” 的列表中显示出连接到本机的I/O服务器的名称,选中它们; 选择“客户配置”页,选中“客户”。 在“I/O服务器”列表中选中I/O服务器的名称。 至此数据服务器站点配置完成。

经过以上3步就完成了组态系统的网络连接,接下来就可以在数据服务器站点访问I/O采集站的试验数据了。

1.3网络数据的访问

在网络条件满足,站点建立完备以后就可以很轻松地进行I/O采集站数据的访问。只要在测试界面中把要显示的变量关联到相应的I/O采集站点,就可以像访问本站点数据一样去访问数据了,如图4所示。

在关联某一变量时,先双击该变量,弹出“动画连接”对话框。选择“模拟输出”弹出“模拟值输出连接”对话框,单击表达式后面的“?”,弹出 “选择变量名”对话框,在该对话框左侧选中要关联的I/O采集站点的名称( 所在计算机的IP地址) ,右侧出现该站点下的所有变量,选中相应变量就完成了变量的关联。使用时就像使用本站点变量一样方便。

2集成系统的界面设计

对于每个独立的测试系统要实现的主要功能是实时测试并保存试车过程中齿轮箱的温度、压力、振动及流量等数据,以便后续处理与使用[2]。 集成测试系统实时跟踪每个试验台的测试情况, 并在集成系统完成独立测试系统的所有功能。为此,集成系统设计有3个主要功能界面。

2.1系统主工作界面

系统主工作界面是系统正常工作时重点使用的界面,如图5所示。在主工作界面中,同时实时显示4个试验台的测试情况,每个试验台的测试数据分别单独建立有数据库,当试验台开始工作时,相应标志位置启动,集成测试系统开始将数据录入到相应的数据库。对于每个试验台位可以分别进行数据查询与数据曲线的查询。如果此时只有一个试验台处于工作状态,只要单击“当前台位放大查看”即可单独查看该试验台的工作情况。每个单独台位的工作界面设有4个台位的工作状态标志,在单独查看该台位时可以及时了解其他试验台位当前是否处于工作状态。

2.2数据查询界面

每个试验台有一个单独的数据查询界面( 图6) ,由于具有单独的数据库,所以其数据查询是互不影响的。每个台位的查询功能也都一样。

在数据查询界面可以实现当前数据查询、历史数据查询、数据库维护、数据报表打印与数据另存功能。当前数据查询功能可以实现对当前数据库所有已存在数据的查询,单击相应的按钮就会在报表中显示所有数据库中已存在的数据; 历史数据查询完成按一定条件进行数据库中数据的查询功能,如按试验日期或试件编号进行查询,单击相应的按钮就会出现条件查询窗口; 数据库维护可以实现对现有数据库进行清零与部分删除功能,该功能是对系统长期运行导致数据库存储量庞大而进行的改进; 数据报表打印可以将查询的数据结果打印到A4纸上; 数据另存可以将从数据库中查询到的数据存储到计算机中指定的位置,以便对满足一定条件的试验数据进行处理与试验报告的整理。

2.3数据曲线查询界面

利用数据曲线查询界面( 图7) ,可以查看每个试验台在一定时间段内一个或几个数据量关于时间的变化曲线,如温升曲线等。该界面采用组态王中的历史趋势曲线控件实现该功能。历史趋势曲线控件不但可以实现组态王历史数据的曲线绘制,还可以实现工业库中历史数据的曲线绘制、 ODBC数据库中记录数据的曲线绘制。在运行状态下,可以实现在线动态增加或删除曲线、曲线图表的无级缩放、曲线的动态比较及曲线的打印等功能。

3结束语

风电系统测试 篇3

1风电场介绍

风电场位于黑龙江省东南部,所处区域属寒温带大陆季节风气候,风资源较好。总装机容量为99.6 MW,共安装54台电机容量为1.8 MW和2 MW的丹麦维斯塔斯V90型风电机组,配套建设一座220 kV升压站,接入系统变电所并网。在风电场的35 kV侧安装有额定容量为12 MVA的滤波电容器和额定容量为6 MVA的SVG,主接线示意图如图1所示。测试期间,滤波电容器因故障退出运行,SVG正常运行,风机全部正常运行。

注:本次测试没能测试到有功功率80%以上的数据。

2测试分析

测试地点为风电场升压站220 kV出线,测试仪器为奥地利公司DEWE5000数据采集仪。测试内容包括:风电场有功功率变化测试、风电场无功功率调节能力测试和风电场电能质量测试。测试期间风速变化和有功功率变化如图2和图3所示。

2.1有功功率变化测试

2.1.1 风电场正常运行工况

1) 有功功率0.2 s平均值。风电场连续运行时,在风电场并网点采集三相电压和三相电流,采样频率不低于800 Hz。输出功率从0至额定功率的100%,以10%的额定功率为区间,每个功率区间、每相至少应采集风电场并网点5个10 min时间序列瞬时电压和瞬时电流值的测量值;通过计算得到所有功率区间的风电场有功功率的0.2 s平均值。风电场正常运行时有功功率0.2 s平均值测试结果如表1所示。

2) 1 min和10 min有功功率变化。以测试开始为零时刻,计算零时刻至60 s时间段内风电场输出功率最大值和最小值,两者之差为1 min有功功率变化;同样计算0.2 s至60.2 s时间段内风电场输出功率最大值和最小值,得出1 min有功功率变化,依此类推,计算出1 min有功功率变化,测试结果如表2所示。10 min有功功率变化的计算方法与1 min有功功率变化的计算方法相同,测试结果如表3所示。

由表2和表3可以看出,风电场正常运行情况下,1 min和10 min有功功率变化满足标准[4]要求。

2.1.2 风电场并网工况

当风电场的输出功率达到或超过额定容量的75%时,切除全部运行风电机组;之后风电场重新并网,此时为测试开始零时刻,用与正常工况相同的方法计算出1 min和10 min的有功功率变化,测试结果如表4所示。风电场并网时有功功率曲线如图4所示。

2.1.3 风电场正常停机工况

当风电场的输出功率达到或超过风电场额定容量的75%时,切除全部运行风电机组,此时为测试开始零时刻,用与正常工况相同的方法计算出1 min和10 min的有功功率变化,测试结果如表5所示。风电场正常停机时有功功率曲线如图5所示。

2.2风电场无功功率调节能力测试

设置风电场按照并网点电压恒定方式运行,在风电场并网点采集三相电压和三相电流,采样频率不小于800 Hz。输出功率从0至额定功率的80%,以额定功率的10%为区间,每个区间至少收集10个1 min有功功率和无功功率数据系列。计算风电场输出有功功率和无功功率,其有功功率和无功功率为1 min平均值,测试结果如表6所示。风电场的无功功率、有功功率相对于并网点电压的变化曲线如图6-图13所示。

由文献[5]可知,当公共电网电压处于正常范围内时,风电场应当能够控制风电场并网点电压在额定电压的97%～107%。即对于220 kV电压等级,风电场应当能够控制风电场并网点电压在213.4～235.4 kV。

由图6～图13可以看出,风电场正常运行情况下,在0～80%的有功功率范围内,均可以保证并网点电压在标准允许范围内。

2.3风电场电能质量测试

2.3.1 谐波测试

1) 背景谐波测试。风电场内的风电机组全部停机时,测试背景电压总谐波畸变率、各次谐波电压和间谐波电压,测试周期为24 h,测试结果如表7所示。

2) 正常运行谐波测试。风电场正常运行时,测试谐波电流、电压总谐波畸变率、各次谐波电压和间谐波电压,测试结果如表8和表9所示。

由表8和表9可以看出,风电场正常运行情况下,所产生的5、7、11和13次谐波电流超出国家标准[6]规定的允许值要求,间谐波电压满足国标[7]限值要求。

2.3.2 闪变测试

1) 背景闪变测试。

风电场内的风电机组全部停机时,测试背景长时间闪变值Plt0,测试周期为24 h,测试结果如表10所示。

2) 正常运行闪变测试。

风电场正常运行时,测试长时间闪变值Plt1,测试结果如表11所示。

根据文献[4,8]的规定,波动负荷单独引起的长时间闪变值为

undefined

式中:Plt2为波动负荷单独引起的长时间闪变值;Plt1为波动负荷投入时的长时间闪变测量值;Plt0为背景闪变值,是波动负荷退出时一段时期内的长时间闪变测量值。测试结果如表12所示。

由表12可以看出,正常运行情况下,风电场单独引起的长时间闪变值满足国家标准[8]规定限值要求。

3结束语

通过对风电场的测试,掌握了风电场的有功功率特性、无功调节能力和电能质量等参数,同时,在测试中发现谐波电流超标,因此,建议将滤波电容器检修后尽快投入运行或改变SVG的控制策略,使其具有有源滤波的功能,务必使电能质量合格,保证电网的安全稳定运行。

参考文献

[1]张鹏,赵喜,尹柏清,等.大规模运行风机脱网事故调查分析[J].内蒙古电力技术,2010,28(2):1-4.

[2]马昕霞,宋明中,李永光.风力发电并网技术及其对电能质量的影响[J].上海电力学院学报,2006,22(3):283-286.

[3]顾力,曹文,奚永巍,等.对风力发电机组并网的电能质量监测评估[J].供用电,2011,28(1):71-72.

[4]国家电网公司标准Q/GDW630-2011风电场功率调节能力和电能质量测试规程[S].

[5]国家电网公司标准Q/GDW392-2009风电场接入电网技术规定[S].

[6]国家标准GB/T14549-1993电能质量.公用电网谐波[S].

[7]国家标准GB/T24337-2009电能质量.公用电网间谐波[S].

风电系统测试 篇4

关键词：功率曲线测试,激光雷达测风仪,场地评估

风力发电机组在设计、试验、运行的过程中, 机组的功率曲线是一个非常重要的指标[1,2]。风力发电机组在交付使用时, 其生产厂商会提供机组在标准空气密度 (1.225 kg/m3) 下的功率曲线。但在实际的风电机组运行过程中, 实际功率曲线和标准功率曲线会存在一定的差异。若实际功率曲线高于标准功率曲线, 机组长期处于过负荷状态, 会影响其寿命;若实际功率曲线低于标准功率曲线, 将会导致机组发电量下降, 影响风电场运营商的效益。风电机组的功率特性测试可以反映出机组多方面的特性, 并对其设计、制造的改进与优化起到指导作用[3]。

基于以上原因, 风电机组功率特性测试[4,5,6]成为风电机组型式认证中必不可少的环节。IEC委员会于2005年12月颁布了IEC 61400-12-1:风电机组功率特性测试 (Power performance measurements of electricity producing wind turbines) 。

1 IEC规定的功率特性测试方法

按照IEC标准的规定, 测试得出的功率曲线[4,5,6]是机组的标准功率曲线, 也是机组的动态功率曲线。在整个测试过程中, 需要对机组的运行状态和其周围气象情况进行长时间的数据采集。在合理的风向扇区内, 记录的数据包括连续10 min平均风速、风向、平均功率以及轮毂高度处的气压、气温 (特殊情况需采集湿度数据对空气密度进行修正) 。最后利用区间分析的方法绘制出功率曲线[7]。

在标准中规定, 进行风电机组功率特性曲线的测试必须立测风塔, 并设置风杯式风速计、气压传感器、温度传感器、湿度传感器等设备。气温、气压、湿度等数据主要用于空气密度的修正。在测风塔安装时, 要特别注意安装的位置。同时测风塔所处位置与风力发电机组的距离应该为待测风力发电机组风轮直径的2～4倍, 而且测风塔必须在所选择的测量扇区内。测风塔最优位置在风电机组主风向上相距2.5倍的风轮直径处。

以IEC标准严格规定的测风装置以及各气象装置的安装与记录方法测得的功率曲线, 无疑是最精确的。然而测风塔安装时间长, 维护不便, 必然会导致测试周期长的缺点始终存在。本文提出一种使用激光雷达测风仪取代测风塔来进行功率特性曲线测试的方法[8]。

2 激光雷达测风仪用于复杂地形中风电机组的功率特性测试研究

在此次风电机组功率特性曲线测试中, 被测风电机组主要参数如表1。

测试场区位于内蒙古赤峰市翁牛特旗。属温带大陆性季风气候。四季分明, 主风向为西北风。年平均气温5.8℃, 无霜期90～140天。降水最多年为564.3 mm, 最少仅有269.4 mm。全旗8级以上大风日数每年在40天左右。测试场区70 m高度年均风速为7.7 m/s。测试时间为2012年2月～2012年10月。

经计算, 地形符合IEC标准所规定的要求。地形如图1所示, 待测风机为椭圆标注的WT20号风机。待测风机周围在运行的风机情况如表2所示。

现将此次测试测风设备安装过程描述如下:

测试期间风电场主风向为西北345°, 激光雷达测风仪放置于WT20西北345°, 距离风电机组2D (186 m) 距离处[9,10,11], 激光雷达测风仪由英国ZEPHIR公司生产, 型号为4.3 350.10.0, 风速测量精度为0.2%, 风向测量精度为0.5°。测风塔竖于同方向距离风电机组2.5D (232.5 m) 距离处, 其风速测量精度为0.2%, 风向测量精度为0.5°, 气温传感器精度为0.5℃, 气压传感器精度为0.02 mbnr。

根据以上数据依据IEC规定的扇区计算方法, 利用激光雷达测风仪的地理位置计算得到测试扇区为308.9°～28.9°。利用测风塔的地理位置计算得到测试扇区为324.6°～32.2°。为了使最终的测试结果具有可对比性, 最终的测量数据选择扇区为308.9°～28.9°。

3 测试结果

3.1 利用激光雷达测风仪测试功率曲线结果表

3.2 利用测风塔测试功率曲线结果表

4 分析

4.1 风速测试结果对比分析

将此次测试中风速V1、V2均折算到标准空气密度下, 折算公式如下。

undefined

其中ρ是标准空气密度。

在同一时间内使用测风塔测得风速数据 (V1) 和使用激光雷达测风仪测得风速数据 (V2) 作对比如图2, 风速V1、V2均已折算到标准空气密度下。

将V1、V2做线性拟合, 其线性拟合相关式为:V1=0.992V2+0.01。

4.2 功率曲线测试结果分析

将使用激光雷达测风仪测得功率曲线与使用测风塔测得测试功率曲线作比较, 如图3, 可以看出这两条曲线基本重合。

使用分段插值的方法计算出风速为整数时使用激光雷达测风仪测得功率P1与使用测风塔测得功率P2, 将风速4～13 m/s区间段功率数据对比如表5。

由表5可见两种功率特性曲线测试方法测得同一风速对应功率相差很小, 功率的线性拟合计算式为:P1=0.995P2+0.01。

由上分析可知, 使用激光雷达测风仪进行风电机组的功率特性测试是可行的[12,13,14]。

5 结论

随着我国风电的快速发展, 我国风电机组的型号和种类越来越多, 国内的风电场运营商对风电机组功率特性测试的需求也越来越迫切。但是传统的机组功率曲线测试方法受地形, 测风设备等条件限制较多, 因此如何规范的、低成本的, 准确的测试复杂地形下风机的性能是急需解决的问题。

风电系统测试 篇5

随着现代工业的飞速发展，人类对能源的需求明显增加，而地球上可利用的常规能源日趋匮乏。为此世界各国家投入了大量的人力、物力和财力研究和开发可持续发展的再生能源。风能作为一种再生能源收到广泛关注，世界范围内的风力发电风电装机的增长速度越来越快，呈现跳跃式的发展趋势[1,2,3]。在风力发电中，叶轮机和电动机都是大质量的旋转体，当转子不平衡，或滚动轴承损坏、传动皮带损坏、油膜涡动和油膜振荡、风速太大、空气动力不平衡、或叶片角度不合适将引起旋转机械的振动，大质量旋转体振动将加速轴承、轴承密封零件的损坏，风机的地基松散或偶合器、电机的地脚螺丝松动等，不及时采取措施，将造成重大事故。此外，风力发电机安装在野外，环境恶劣，工况条件差。因此，对风力发电机振动的在线检测显得十分必要和十分重要。

1 风力发电机组振动测试传感器的选择

风力发电是通过风力推动叶片旋转，再通过增速机将旋转的速度提升来促使发电机发电，把风能转变为电能。为了满足正常发电的要求，一般要求风力发电机的风速在3m/s～50m/s, 转子转速达到10r/min～25r/min的范围内发电，超过这个范围风力发电机就要采取措施，进行保护动作。经过分析，风力发电机在正常状况下工作时，其振动信号属于低频信号。因此，要求用于风力发电机振动测试的传感器低频响应要好。另外一方面要求其固有频率要高，防止传感器发生共振现象，给出虚假振动信号，造成误判断。

根据风力发电机组振动的频谱特点，选择的振动传感器要有高的固有频率，而且频带很宽，可以消除传感器的共振对振动信号测量的影响。同时还要就有灵敏度高、线性度好、很高的稳定性且宽温度的工作范围。因此，本设计采用压电式传感器，取样叶轮机和电动机的振动信号，采用电荷放大器对振动信号进行处理，采用完善的屏蔽技术保障信号的完整性，经过数据采样后，通过通信接口进行远传。

2 压电式传感器的测振原理

压电式传感器是一种机电换能器, 所用的压电材料 (如天然石英、人工极化陶瓷等) 在受到一定的机械荷载时, 会在压电材料的极化面上产生电荷, 其电荷量与所受的载荷成正比。当压电晶体片受力时, 晶体的两表面上聚集等量的正、负电荷, 由于晶体片的绝缘电阻很高, 因此压电晶体片相当于一只平行板电容器[4,5,5]，如图1所示。

其电容量为：F—为沿晶轴施加的力。

晶体片上产生的电压量与作用力的关系为:

式中:ε—为压电晶体的介电常数;

A—为晶体片 (构成极板) 的面积;

d—为晶体片的厚度;

d33—为压电系数;

F—为沿晶轴施加的力。

压电式加速度计的晶体片确定后, d33、d、ε、A都是常数，则晶体片上产生的电压量与作用力成正比。

测量时，将压电式加速度计基座与试件刚性固定在一起，当压电传感器受振动时, 由于压电片具有的压电效应, 它的2个表面上就会产生交变电荷 (电压) 。而此交变电荷 (电压) 又与作用力成正比, 因此交变电荷 (电压) 与试件的振幅成正比，通过检测交变的电荷实现测振。

3 电荷转换电路的设计

3.1 电荷转换的基本原理

电荷放大器是一种负反馈放大器，能得到与输入电荷成比例的输出电压，其实它并不把电荷放大，而是把一个高内阻的电荷源转换成一个低内阻的电压源。原理图如图2所示[5,5,6]。图中Ra为传感器自身电阻，Ri为放大器输入电阻，Ca自身电容，Cc电缆电容，Ci放大器输入电容。电荷放大器中的集成运放采用电容负反馈，对于直流工作点来说，相当于开环，在放大器的偏置电流作用下，会产生很大零漂。为了使工作稳定减小零漂，在反馈电容CF的两端并联反馈电阻RF，形成直流负反馈，以稳定放大器的直流工作点。设运放开环增益为A，则输出电压为：

因为放大器的开环放大倍数一般在之间，传感器的自身电阻Ra、放大器输入电阻Ri也很大，则上式中应满足，的条件，那么此时传感器的自身电阻Ra、放大器输入电阻Ri、自身电容Ca、电缆电容Cc和放大器输入电容Ci均可以忽略不计，即压电元件本身的电容大小和电缆长短将不影响或极少影响电荷放大器的输出，可以解决风力发电现场测振传感器长线电缆传输信号的要求。

因此，将上式化简为

从上式可以看出输出电压只取决于输入电荷Q以及反馈电路的参数，。这是电荷放大器的突出优点。

当振动信号频率较高时可以略去，此时输出为：

此时输出电压Uo与反馈电阻也无关，只取决于传感器输出电荷Q和反馈电容。

当工作频率很低时，值与的值相当，电荷放大器的输出除了与反馈电路的参数有关外，还是振动信号频率的函数，导致传感器的灵敏度变化，这对测量振幅很不利。调整反馈参数消除信号频率对电荷放大器增益的影响。设能消除频率影响的测振信号下限频率为，由式（4）可知符合测振条件的反馈参数满足下式：

由上式可见，测振信号的下限截止频率由反馈电阻和电容决定，反馈电阻和电容乘积越大，下限截止频率就越低。反馈电容决定了输出电压的范围和灵敏度，不能太小，所以为满足风力发电中发电机组正常的振动频率很低要求，反馈电阻要非常高。

3.2 电荷放大器的设计

压电传感器本身有很大内阻，故输出信号幅度小，一般只有或者级，信号极其微弱，这对电路的设计提出更高的要求，在线路设计上要采取防止电荷泄漏的措施。为此本设计选取了超低偏置电流的高输入阻抗运算放大器OPA128作为前置放大器，采用中值T型电阻网络产生非常高的反馈电阻。原理如图3所示。图中电阻RB为输入端的平衡电阻，消除偏置电流通过高内阻传感器所应起的直流输出，CB为改善输入噪声特性的并联电容。将T型电阻网络进行Y—△变换如图4所示。

由电工学知识得：

本设计将测振频率的下限设为0.1 H z，反馈电容取500pF，根据（7）可知，需要的反馈电阻欧姆。本设计选取，，，根据（8）式可得等效的反馈电阻为欧姆，满足测量要求。

3.3 前置电路和传感器的屏蔽

风电场测振传感器内阻很高，很容易受风电场复杂环境的电磁干扰导致电缆中产生感应电流, 要采用低噪声电缆屏蔽信号线，屏蔽线的屏蔽层要和电荷放大器OPA128的衬底相连（放大器的8脚），保证电荷放大器本身也被保护电位所包围，这样防止电荷的泄漏和外界电磁噪声的侵入。屏蔽线要通过低阻抗单独接地，在制作印刷电路板时，屏蔽接地线要和系统其他地回路分开，以避免屏蔽线上流过大电流，对放大器造成干扰。其屏蔽电路如图5所示。此外，在系统布线时要尽量保证屏蔽电缆线远离强电信号线。

3.4 测试数据

由于测振传感器信号源内阻大，信号微弱，易受分布电容和放大器输入阻抗的影响，导致前置放大器的低频特性下降，造成低频信号的损失。为了验证所设计的前置放大器能够测量0.1Hz的振动信号，实验参数选取反馈电容取500pF, T型网络电阻选取，，；并采用DDS低频信号源和交流V/I转换电路相结合模拟传感器的输出信号，保持信号的大小不变，频率在0.01Hz至500Hz变化，测试电荷放大器的频率特性，测试结果如图6所示。由测试曲线可知，当信号频率为0.1Hz时，放大器输出为850mv，信号频率为1Hz时，放大器输出基本无衰减，输出为1160mv。由此可以看出，信号从中频向低频变化时，频率达到0.1Hz时，幅度衰减2.7dB，小于3dB，达到低频截止频率0.1Hz的设计要求。

4 结论

介绍了压电传感器测振原理, 针对风力发电机组的振动频谱低频分量频率低的特点，采用高输入阻抗超低偏置电流的放大器OPA128作为输入级，设计了低频截止频率为0.1Hz的前置电荷放大器，采用易购买的小电阻设计了T型电阻网络产生欧姆的高值反馈电阻，保证了电荷放大器直流的闭环的稳定性和较低下限测振频率；设计了电荷放大器的屏蔽和接地，确保监测信号准确；实验测试数据显示，本设计可以达到测试0.1Hz信号的应用要求，能够真实检测风机振动信号，这对减少了风力发电机的停机时间和生产的损失，降低了维修成本，同时提高了设备的可靠性具有重要意义。

摘要：压电式传感器计具有体积小、质量轻、测量范围宽等特点, 在振动测量系统中得到广泛应用。分析了压电式传感器作为一种机电换能器, 将振动转变成为电量进行测振的具体原理;根据风力发电机组的振动信号频谱特点, 采用高输入阻抗超低偏置电流的放大器OPA128作为输入级, 设计了低频截止频率为0.1Hz的前置电荷放大器, 采取了合理的屏蔽和接地技术, 确保监测信号准确。

关键词：风力发电机,电荷放大器,压电传感器,屏蔽

参考文献

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[5]ChristianM, HuangQiuting.AlownoiseCMOS instrumentationamplifierforthermoelectricinfra-reddetectors[J].IEEEJSSC, 1997, 32 (7) :968-976.

风电系统测试 篇6

Wind turbines with direct drive generators have the attraction of eliminating the need for a gearbox and are increasing in use[1].The use of a fully rated converter for grid interface also provides better control and fault ride-through performance.

The modeling and control of direct drive permanent magnet wind generators have received considerable attention in recent years.A number of papers have been published suggesting various ways of doing this[2,3,4,5].

It is of great importance to investigate the dynamic behaviour of direct drive permanent magnet wind generators for power system transient stability studies.Although the detailed models respond to grid disturbances with satisfactory accuracy,they exhibit a significant level of complexity and are extremely time-consuming[6,7].This paper attempts to develop a simplified model based on field measurements of a commercial 1.5 MW direct drive permanent magnet wind generator.The ultimate objective of this study is to develop a simplified model that can be readily implemented in power system transient stability analysis.

Akhmatov et al.have developed a detailed model of the PMSG(Permanent Magnet Synchronous Generator)based variable speed wind turbine[6].The short term voltage stability and ride-through capability of the wind turbine have been examined to validate the model.Margaris et al.have examined two types of direct drive variable speed wind turbines namely electrically excited synchronous generator and PMSG[8].The dynamic behaviour of both models under stochastic wind conditions have been investigated.Chinchilla et al.have investigated the dynamic performance of a permanent magnet synchronous wind generator[9].A generator control algorithm has been proposed to maximize the energy capture under various load conditions.The experiments are implemented on a 3 k W prototype.Rolan et al.have analyzed the models of wind speed,rotor of the wind turbine and drive train[10].Furthermore,a complete model of the variable speed wind turbine with a PMSG has been developed in this paper.It has been shown that by varying the generator rotor speed according to the wind speed the maximum power point tracking can be achieved.Behnke et al.have examined the dynamic behaviour of permanent magnet synchronous wind generator to transmission network disturbances[11].The voltage ride-through capability has been analyzed based on a reduced order model.Hu Suju et al.have analyzed model of PMSG in voltage sag period with and without reactive power support[12].

To date most studies of modeling permanent magnet synchronous wind generator have been restricted to the analytical method.In this paper we attempt to develop a model of permanent magnet synchronous wind generator based on the numerical method.

The paper is organized in the following way.Section 1 describes the simplified model of a direct drive permanent magnet wind generator.Section 2explains how to improve the simplified model based on field measurements of a commercial direct drive permanent magnet wind generator.Finally,conclusions and proposals for future research are presented in section 3.

1 Permanent magnet wind generator modeling

Fully rated converter based variable speed wind turbines have been developed by various manufactures to meet increasingly strict grid codes[13].They consist of a synchronous generator(either electrically excited or permanent magnet)and a full AC/DC/AC converter.The external characteristics of a fully rated converter based wind turbine largely depend on the dynamic behaviour of the converter because the behaviour of the generators has been decoupled from the grid by power electronic converters.A suitable simplified model of a direct drive permanent magnet wind generator,rated at 1.5 MW,has been developed for this study.

1.1 Fully rated converter model

The required field for permanent magnet synchronous wind generator is produced by the permanent magnets while the generator side converter is used to control the generator speed in order to achieve maximum power point tracking.The grid side converter can be used to modify the phase angle of output current in order to provide reactive power control in response to a power factor command.The fully rated converter schematic is shown in fig.1.us is terminal voltage of PMSG,Ivis input current of PMSG side converter,Udcis voltage of DC side,Idc is capacitance current,Idis output current of grid side converter,and ugis output voltage of grid.

1.2 PMSG model

Permanent magnet synchronous wind generator can separately control active power and reactive power.It can be modeled as shown in fig.2.In normal conditions,it always uses fix voltage and fix active power control.Its simplified model is shown in fig.2[14].E″Qcmdis command electromotive force,τIP is time constant of active loop,τEQis time constant of reactive loop,Utermis terminal voltage,Pordis active power of control target,and X″is equivalent reactance.

2 Improve simplified model

In reality,the dynamic performance of the fully rated converter will be subject to certain logics and threshold settings if it undergoes large disturbances,which need to be taken into account for this simulation.Wind turbine parameters may differ from turbine manufacturers.This leads to the identification of turbine parameters,e.g.logics and threshold settings,being dependent on the external characteristics of the wind generator.

The following section shows how the external characteristics of the wind generator will change with the turbine parameters and what improvement on the PMSG model can be made to reflect this change.

2.1 Dynamic response to voltage dips

If a fault occurs at some point on the grid,it will result in voltage dips in one or more phases.The dynamic behaviour of wind generators to transmission network disturbances has been recorded at field measurements on a commercial 1.5 MW permanent magnet wind generator.Fig.3 5 show the generator terminal voltage and current for various voltage dips on the low voltage side of the turbine transformer.The generator output voltage is 690 V.

It can be seen from fig.3 5 that when the output power is maintaining constant,the current will increase along with the voltage dips.The measurements of terminal voltage and current are based on phase A when the permanent magnet wind generation is lightly-loaded(0.3 MW)and a fault happened on the grid which results in voltage dips on the low voltage side of the turbine transformer.

If the wind generator is controlled to fix the output power,when the voltage dip gradually increases the current will increase correspondingly in order to maintain constant output power.It is the case when voltage drops to 75%or 35%of nominal as shown in fig.6 and fig.7 where the output power maintains the same as that of pre-fault.However,i can be seen from fig.8 that when voltage drops to20%the output power also decreases.This is because the current does not increase to maintain a constant output power.It can be concluded that the curren is limited by logical operations about 0.05 s after the voltage dip.

When the permanent magnet wind generation is fully-loaded,the instantaneous voltage and curren can be observed if the voltage drops to 50%of nominal.The logical operations and threshold settings will result in the variations in current,voltage magnitude and power output as shown in fig.9 11.In this case,the current is limited to half of the rated value,and the logical operations are activated 0.05 s after the voltage dip as shown in fig.11.If the current exceeds the threshold setting,the logical operation will be activated.If the current prior to the voltage dip is larger than the threshold setting,it will be set to the threshold setting value.Conversely,it will remain the same as that before the voltage dip.

Compared with the lightly-loaded case,the current is activated for the voltage dip to 50%of nominal rather than the voltage dip to 35%of nominal.This is due to the different initial conditions where the former case contributes more to the output active power.Therefore,the current is set to limit the active power.Another threshold setting of permanent magnet wind generator is the ramp rate of the output power.This parameter requires the field measurements to identify.

Based on the discussion above,in voltage dip peroid,fig.2 can be modified by adding logical operations and threshold settings as shown in fig.12.In the fault recovery peroid,the active power climb speed is limited.So it needs to add a ramp limiter in active power control loop,shown as fig.12.

2.2 Model parameters identification

The parameters identification methods differ from the parameter types.In order to identify logics and threshold settings,their states should be investigated.Furthermore,the dynamic parameters should be identified through the dynamic process.

2.2.1 Identification of threshold settings

The threshold settings are identified by detecting the state:

a.set largest active current at IPmax=1 255 A;

b.limit active current at IPmax=628 A during a voltage dip;

c.the time of reaching the active current limit after a voltage dip as t0=0.5 s;

d.the ramp rate of active power as 800 kW/s.

2.2.2 Identification of dynamic parameters

a.Identification ofτEQandτIP.

τEQandτIPare identified by comparing the3-phase active powers in practical measurements and simulation.As shown in fig.13 and fig.14,with the voltage dip to 35%of nominal,the dynamic parameters can be identified due to the consistent change of active power.When the simulation is based on the simplified model,there will be no oscillation.In field measurements,however,the voltage dip will result in an oscillation for the duration of0.2 s.The time constant has been identified to be0.06 s.

b.Identification of X″.

With the voltage dip to 50%of nominal,X″can be defined by the change of output current.Based on calculation in the equivalent circuit,X″is0.79 p.u..By applying a voltage dip to 20%of nominal,X″is 0.81 p.u..Therefore the value of X″should be chosen to be around 0.8 p.u..

3 Conclusion

A permanent magnet wind generator model is presented in this study.A simplified permanent magnet wind generator model is presented to discribe normal,fault and fault recovery situation based on active and reactive power decoupling control The model parameters are identified by measuring the external characteristics of fully rated converter The parameters should be identified based on the parameter types.For logics and threshold settings,their states should be considered.For dynamic parameters,they have to be identified through the dynamic trajectory.

摘要：风电机组工作状态可以分为正常、故障和故障恢复过程,故障期间和故障恢复过程中变流器的控制策略会改变。分析直驱永磁风电机组电压跌落测试数据,机组外特性存在逻辑判断、限幅等强非线性环节,难以进行机理建模。对机组进行非机理建模,根据机组输出的外特性构建其简化模型,其中阻抗反映机组短路电流特性,电流源控制回路反映机组功率输出特性。电流源控制回路根据直驱永磁风电机组定功率、定电压的控制特性构建,其考虑了控制目标、时间常数、限幅以及逻辑等环节。简化模型中的参数通过电压跌落实测数据辨识获得。仿真结果表明所提模型能准确反映机组在电压跌落过程中的特性,满足暂态稳定分析的要求。

风电机组塔架优化设计系统分析 篇7

1 风电机组塔架优化设计系统结构分析

根据操作需求和功能的不同, 可以将整个风电机组塔架优化设计系统分为三个层面, 其分别是系统用户界面层、系统应用服务层以及系统数据存储层。

1.1 系统用户界面层

系统用户界面层相当于是整个系统的窗门, 在该层面的用户可以通过相关操作对整个系统的运行进行控制。同时, 系统也会将自身的运行情况和数据信息通过窗口的形式展现给用户, 使用户能够对整个系统的运行情况进行详细了解, 进而确保整个系统的高效、精确运行。

1.2 系统应用服务层

在该层, 用户可以对整个系统的具体运行情况和操作进行控制, 进而实现对风电机组塔架进行快速设计, 并对设计进行进一步优化。在该层面, 对Pro/E5.0软件系统的交互集成, 主要是通过Pro/Toolkit API来实现。

1.3 系统数据存储层

在整个优化设计系统中, 数据存储层是最重要的组层部分, 是整个系统得以实现运行和操作的基础。数据存储层的主要作用, 就是对系统运行过程中的相关数据进行存储。按照存储数据的不同, 可以将整个数据存储层细分为四个数据库, 分别是参数库、实例库、规则库以及模板库。

1.3.1 参数库

参数库, 顾名思义, 其主要作用就是对风电机组塔架的设计参数进行存储, 其中, 主要包括风电机组本身的技术参数、塔架设计的基本参数、塔架材料参数、零部件几何参数以及塔架设计优化参数等。

1.3.2 规则库

规则库所存储的主要是风电机组塔架优化设计中的装配约束关系, 而这些装配约束关系数据, 都是以固定的规则格式存储在规则库中, 当系统运行需要时, 直接对其进行调用。

1.3.3 实例库

该数据库内存储的主要是已经设计成功的风电机组塔架设计优化案例, 详细包括了整个塔架设计过程中所涉及到的相关数据、规则以及零部件配置信息等, 主要作用是为了给风电机组塔架设计优化提供可供参考的设计依据。

1.3.4 模板库

该数据库的主要作用是对塔架优化设计的模板文件进行存储, 通过这些模板文件能够直接对塔架的整体骨架进行快速组装和设计。而这些模板文件都存储在指定目录之下, 当系统设计需要时可以直接通过目录进行调用。

2 风电机组塔架优化设计系统功能分析

在风电机组塔架优化设计系统中, 按照系统功能的不同, 可以将整个优化设计系统分为四个功能模块, 其分别是结构配置模块、分析优化模块、参数化设计模块和设计输出模块。

2.1 结构配置模块

结构配置模块的主要作用是对整个塔架的总体结构进行详细设计和对塔架中零部件的结构组成配置进行设定。通过结构配置模块, 设计人员能够对的整个塔架的结构进行初步设定, 并根据优化设计需求对塔架所需零部件进行合理选择。

首先, 设计人员要在对风电机组塔架设计具体需求的基础上, 对整个风电机组塔架的总体结构进行初步设计, 并由企业管理人员对初步设计方案进行审查, 确定设计方案满足要求之后存储方案继续进行下一设计环节。其次, 在完成塔架总体结构设计之后, 设计人员应该在塔架总体结构初步设计的基础上对整个塔架的零部件进行选择, 同时, 为了确保选择的合理性, 设计人员应该从现有结构模型中进行选择, 以确定所选零部件的性能属性能够满足塔架优化设计要求, 确定没有问题之后, 、对零部件选择方案进行存储。

在此过程中设计人员还应该注意, 不论是在接下来的设计中发现塔架总体结构设计中出现问题, 还是企业要对塔架设计进行适当调整, 设计人员都应该在原有设计方案之下对塔架的总体设计进行调整和修改, 并将修改之后的方案进行存储。

2.2 分析优化模块

该功能模块的主要作用是对塔架总体结构的设计进行分析, 并对分析结果进行优化处理。在该功能模块, 设计者需要先从结构配置模块中取出塔架总体结构设计的主要数据, 并针对结构数据对初始参数进行准确设定。然后, 再利用有限元分析软件建立起有限元分析模型, 病通过求解器对塔架总体结构的静态强度和模拟形态进行详细计算和分析, 得出优化结果。最后, 根据优化结果对塔架总体结构进行优化设计, 并再次将优化结果存储。

2.3 参数化设计模块

在通过以上两个模块对整个风电机组塔架总体设计进行确定之后, 就需要通过参数化设计模块对塔架总体结构的相关设计参数进行提出分析和构建零件三维模型。通过参数化设计模块, 设计人员可以在对塔架总体设计结构的相关参数进行提出之后, 利用Pro/E二次开发接口将所得参数层输送到参数化程序中, 由该程序对整个塔架的总体结构进行计算分析和参数化, 然后生成塔架零件的三维模型, 为塔架零件的选择和构造提供科学有效的参考依据。

2.4 设计输出模块

设计输出模块的主要作用是将确定整体设计塔架的结构转化成二维工程图进行输出, 附带详细的总体结构图、部件图和零件图, 并注明详细尺寸和材料具体要求, 以确保整个塔架优化设计的顺利实现。

3 结束语

风电机组塔架优化设计系统, 是当前对风电机组塔架进行优化设计效率最高的一种设计方式, 但是由于该系统在塔架优化设计中应用的时间并不是很长, 所以多数设计人员对其并不是很了解, 也无法进行高效利用。因此, 作为设计人员, 应该不断加强学习, 加深对优化设计系统的了解和掌握, 进而不断提升自身的设计水平和设计效率。

摘要：风电机组塔架优化设计系统是当前应用较为广泛的一种设计方式, 设计效率较高。文中从风电机组塔架优化设计系统结构和风电机组塔架优化设计系统功能两个主要方面对系统进行了详细分析, 旨在加强设计人员对系统的了解, 进一步提高设计效率。

关键词：风电机组,塔架设计,优化设计,设计系统

参考文献

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