风电发电设备

风电发电设备（通用11篇）

风电发电设备篇1

摘要：对于风电运行企业来说, 为了不断提升设备的综合效率, 首先需要从发电设备的管理方面入手, 使得设备的各项指标都达到标准。由于风电设备的管理工作难度比较大, 在管理工作中可能会遇到不同的环境和影响因素。所以说, 风电运营企业的工作内容复杂性相对较高。相关的管理工作人员在掌握专业的技术和知识的同时, 还应该不断对实际的操作技能进行高效掌握, 这样才能不断提升风电运营企业管理工作的效率, 保证设备运行的高效型号额安全性。本文中, 笔者主要对发电设备管理指标体系进行深入研究, 仅供参考。

关键词：风电企业,发电设备,管理指标

从整体上看, 风电企业的运营是一种资本相对比较密集的行业类型之一。在进行风力发电设备运行的过程中, 需要进行高额的投资, 各个环节都需要受到高度重视。可见, 风电设备的所用成本相对较高。需要根据实际的运行情况和管理特点上来对其进行高效控制。逐渐建立相对比较科学的管理体系, 实现控制、监督、分析和评价的高效性和科学性。另外, 在设备检修和维护的过程中也应该采用专业的工作人员对其进行关注, 对生产经营的整体目标进行控制, 最终得到实现。

1现如今风力发电设备的管理指标

目前, 我国的风力发电设备在管理方面还没有形成相对比较完善的体系, 在实际的运行中, 主要是依据相关的发电设备的评价和规则来进行制定。其中存在的指标类型有很多, 包括可利用率、运行系数以及利用系数等等。具体来说主要表现在以下几个方面:

1.1风电机组运行状态

要想对风电机组的运行状况进行深入了解, 需要对其运行的实际状态进行分析, 具体可以从图1中看出。

1.2风电设备管理指标

1.2.1单台风电机组可利用率。具体来说, 在风电机组可利用率的计算中, 要严格按照科学的计算公式来进行, 如下所示:

单台风电机组的可利用率=可用小时数/统计期间小时数×100%

从这一公式中可以看出, 单台风电机组的可利用率和可用的时间以及统计期间的时间和经过维修之后的使用寿命之间存在着密切的联系。只有相关的数据进行掌握, 然后通过精密地计算, 才能够实现风电机组运行的安全性和可靠性。另外, 在对其进行检修和维护的过程中, 需要对相关的故障问题进行分析, 因为, 故障问题的出现会直接影响到风电设备的可用效率, 进而对管理指标的建立产生严重的影响。

1.2.2单台机组运行系数。单台机组的运行系数主要是在固定的周期范围内, 机组的运行状态和所用时间之间的关系。在对这一参数进行计算的过程中, 需要充分考虑到电网系统的整体状态, 同时还应该将不通风速作用下的电网系统运行状态考虑到其中。和单台机组的可利用率相比, 单台机组的运行系数完全可以反应机组调度情况。

1.2.3单台机组利用系数。这一参数就是指单台机组的发电量在经过折合之后运行的时间, 这一系数可以对设备的运行强度进行反应。同时, 机组的磨损情况也可以通过这一参数来进行预测。可见, 在对风电企业的发电设备进行管理和控制的过程中, 对电台机组的利用系数进行计算和预算具有较大的实际作用。

1.2.4单台机组的处理系数。这一系数和单台机组的可以利用率相对, 更能够对机组的运行效率和实际的产能情况进行反应。另外, 还可以根据风速和风量的大小来进行具体的区别。由于单台机组的的处理系数涉及到机组运行中产生的其他不同的系数, 所以具有较大的复杂性。需要工作人员对这一问题加强重视, 同时根据已有的系数和运行情况来对不符合机组运行的部分进行细致得调节和改进。充分应用单台机组的处理系数, 提升设备管理指标体系的科学性。

1.2.5单台机组非计划停运有关指标。具体来说, 从单台机组的分计划停运方面可以看出, 主要涉及到的参数类型主要有以下几种:

单台机组非计划停运系数、停运效率、发生率等等。从这些参数中可以看出计划停运和非计划停运的具体状态, 从而对发电设备管理指标体系的建立提供重要的依据。

2对现行风力发电设备管理指标的改进及分析

2.1完善风力发电设备管理指标的价值化评价

现行风力发电设备管理指标重实物形态、轻价值形态评价。因此, 应该由原来单一的为保证完成生产任务转向为实现企业总的经营目标, 由原来以技术指标为主的考核内容转向为技术与经济相结合的考核内容。设备资产保值增值率的计算应考虑设备实际完好率对于期末设备总净值的影响。设备利润率指标数值越大, 说明单位设备资金额取得的经济效果越明显, 它是企业设备管理工作在保证与推动有效生产情况下对企业经济效益所起综合作用的具体体现。

2.2功效系数法在风力发电设备管理指标体系中的应用

设备管理水平的提升就是寻求最佳平衡点。可以对多指标进行加权综合评判, 按照相互矛盾指标的重要程度加权, 评价其综合指标值。也可以寻求相互矛盾指标各自的最佳点来评价。

2.2.1评价指标的无量纲处理。首先通过数学变换对设备管理各项评价指标进行无量纲处理。这样做的目的是将各项评价指标的实际值分别转化为可以同度量的设备管理指标分数。只有这样才能把多个异量纲的评价指标综合成一个总评价值。

2.2.2按各评价指标分数及其对应的权重, 应用加权几何平均法计算出设备管理指标体系综合分数, 然后依据档次标准, 对企业设备管理工作作出整体评价。

2.3其他设备管理指标的有益补充

设备现场管理考核指标。反映设备生产现场的维护水平, 包括反映生产现场6S活动开展和水平的指标, 以及6S活动过程中发现的“6源”问题的解决情况。设备维修管理指标。例如, 设备维修成本指标:备件资金周转率、维修费用占生产成本比;设备维修质量指标:设备大修返修率、维修计划的准确率、带缺陷运行机组比率等。

结束语

目前风电行业竞争激烈, 要保证企业持续稳定的发展, 除拥有大量的储备项目、精简的财务制度和科学的管理方法外, 更重要的是要提高发电设备的现代化管理水平。其中, 以管理指标为主要内容的定量管理是比较有效的手段, 以期达到科学、合理和公平的目的。

参考文献

[1]刘才华, 杨德胜, 赵志国, 胡传胜.某发电集团生产运营监测指标体系构建方法研究[J].电子测试, 2015 (2) .

[2]张彩庆, 李祺.我国风力发电产业技术创新能力评价指标体系研究[J].科学管理研究, 2013 (6) .

[3]冯腾飞, 杨景升.故障分析在设备管理中的应用[J].科技与企业, 2012 (17) .

风电发电设备篇2

联系单位：齐齐哈尔市富裕县招商局

联系人：孟祥宇

电话：0452—3139885

传真：0452—3120885

电子信箱：fyzsj0885@163.com

●项目建设条件

2006年—2009年，神华集团国华能源投资有限公司、中国水利投资集团有限公司、华能新能源产业控股有限公司等三家国内知名风电开发企业先后与我县签订了合作开发协议，总开发装机容量为160万千瓦。国华风电自 2008年7月份起陆续实现并网发电；中水投30万千瓦风电和华能公司30万千瓦基地建设项目正在组件向省发改委申报核准，力争2010年开工建设。至此我县风电项目建设已全面启动，但与之相配套的各种部件生产厂家目前还是空白。●项目建设内容和规模

建设年产200套风机塔筒及10000吨钢结构输电塔架生产基地。●项目建设地址及建设时间

建设地址：齐齐哈尔市富裕县。

建设时间：2012年—2013年。

●项目总投资及合作方式

项目总投资：项目总投资10000万元，其中包括厂房购建、设备投资、技术成本及流动资金等。

投资方式：独资。

●市场前景及效益分析

市场前景：塔筒是风机的重要组成部分，其结构庞大，一个风机塔筒的重量大约在30吨左右，运输较为困难。钢结构输电塔是今后高压、特高压输电线路的主要支架产品。随着我县风电场的相继开工建设，风机塔筒及钢结构输电塔架的需求将大大增加，同时在我县建设相关配套产业也可辐射黑龙江北部及内蒙等地风电市场，可减少运输费用，降低生产成本，市场前景十分广阔。

风电场主要设备介绍及其基本理论篇3

【关键词】：风电场垂直轴水平轴

【中图分类号】：TK0 【文献标识码】：A

1 风力发电机的类型

风力发电机多种多样，归纳起来可分为两类：①水平轴风力发电机，风轮的旋转轴与风向平行；②垂直轴风力发电机，风轮的旋转轴垂直于地面或者气流方向。

1.1水平轴风力发电机

水平轴风力发电机可分为升力型和阻力型两类。

升力型风力发电机旋转速度快，阻力型旋转速度慢。对于风力发电，多采用升力型水平轴风力发电机。大多数水平轴风力发电机具有对风装置，能随风向改变而转动。对于小型风力发电机，这种对风装置采用尾舵，而对于大型的风力发电机，则利用风向传感元件以及伺服电机组成的传动机构。

风力机的风轮在塔架前面的称为上风向风力机，风轮在塔架后面的则称为下风向风机。水平轴风力发电机的式样很多，有的具有反转叶片的风轮，有的在一个塔架上安装多个风轮，以便在输出功率一定的条件下减少塔架的成本，还有的水平轴风力发电机在风轮周围产生漩涡，集中气流，增加气流速度。

1.2垂直轴风力发电机

垂直轴风力发电机在风向改变的时候无需对风，在这点上相对于水平轴风力发电机是一大优势，它不仅结构设计简化，而且也减少了风轮对风时的陀螺力。

利用阻力旋转的垂直轴风力发电机有几种类型，其中有纯阻力装置的风轮；S型风车，具有部分升力，但主要还是阻力装置。这些装置有较大的启动力矩，但尖速比低，在风轮尺寸、重量和成本一定的情况下，提供的功率输出低。

达里厄式风轮

是法国G.J.M达里厄于19世纪30年代发明的。在20世纪70年代，加拿大国家科学研究院对此进行了大量的研究，现在是水平轴风力发电机的主要竞争者。达里厄式风轮是一种升力装置，弯曲叶片的剖面是翼型，它的启动力矩低，但尖速比可以很高，对于给定的风轮重量和成本，有较高的功率输出。现在有多种达里厄式风力发电机，如Φ型，Δ型，Y型和H型等。这些风轮可以设计成单叶片，双叶片，三叶片或者多叶片。

其他形式的垂直轴风力发电机

有马格努斯效应风轮，它由自旋的圆柱体组成，当它在气流中工作时，产生的移动力是由于马格努斯效应引起的，其大小与风速成正比。有的垂直轴风轮使用管道或者漩涡发生器塔，通过套管或者扩压器使水平气流变成垂直气流，以增加速度，还可利用太阳能或者燃烧某种燃料，使水平气流变成垂直方向的气流。

2 风力发电机的结构构成

1）机舱：机舱是风力发电机的关键设备，包括齿轮箱、发电机。维护人员可以通过风电机塔进入机舱。机舱左端是风力发电机转子，即转子叶片及轴。

2）转子叶片：捉获风，并将风力传送到转子轴心。现代600kW风力发电机上，每个转子叶片的测量长度大约为20米，而且被设计得很像飞机的机翼。

轴心：转子轴心附着在风力发电机的低速轴上。

3）低速轴：风力发电机的低速轴将转子轴心与齿轮箱连接在一起。在现代600千瓦风力发电机上，转子转速相当慢，大约为19至30转每分钟。轴中有用于液压系统的导管，来推动空气动力闸的运行。

4）齿轮箱：齿轮箱左边是低速轴，它可以将高速轴转速提高至低速轴转速的50倍。

5）高速轴及其机械闸：高速轴以1500转每分钟运转，并驱动发电机。它装备有紧急机械闸，用于空气动力闸失效时，或风力发电机被维修时。

6）发电机：通常被称为感应电机或异步发电机。在现代风力发电机上，最大电力输出通常为500kW至1500kW。

7）偏航装置：借助电动机转动机舱，以使转子正对风向。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指示风向。通常，在风改变其方向时，风力发电机一次只会偏转几度角度。

8）电子控制器：包含一台监控风力发电机状态的计算机，并控制偏航装置。为防止任何故障（即齿轮箱或发电机的过热），该控制器可以自动停止风力发电机的转动，并通过电话调制解调器来呼叫风力发电机操作员。

9）液压系统：用于重置风力发电机的空气动力闸。

冷却元件：包含一个风扇，用于冷却发电机。此外，它包含一个油冷却元件，用于冷却齿轮箱内的油。

10）塔：风力发电机塔载有机舱及转子。通常高的塔具有优势，因为离地面越高，风速越大。

11）风速计及风向标：用于测量风速及风向。

3 风力发电机的基本参数和基本理论

3.1风力发电机基本参数

风力发电机组最主要的参数是风轮直径（对于垂直轴风力发电机来说是风轮扫掠面积）和额定功率，成为产品型号的组成部分：风轮直径（或风轮扫掠面积）说明风力发电机组能够在多大的范围内获取风中蕴含的能量，是风力发电机发电能力的重要标志。额定功率是与风力发电机组配套的发电机铭牌功率，其定义式“正常工作条件下，风力发电机组在额定风速下设计要达到的最大连续输出功率”。

风轮直径应当根据不同的风况与额定功率匹配，以获得最大的年发电量和最低的发电成本，配置较大直径风轮供低风速区选用，配置较小直径的风轮供高风速区选用。

在风力发电机组产品样本中都有一个功率曲线图，横坐标是风速，纵坐标是机组的输出功率。功率曲线主要分为上升和稳定两部分，机组开始向电网输出功率时的风速称为切入风速。随着风速的增大，输出功率上升，输出功率大约与风速的立方成正比，达到额定功率值时的风速称为额定风速。此后风速再增加，由于风轮的调节，功率基本保持不变。定桨距风轮因失速有个过程，超过额定风速后功率略有上升，然后又下降。如果风速继续增加，为了保护风力发电机组的安全，规定了允许风力发电机组正常运行的最大风速，称为切出风速。机组运行时遇到这样的大风必须停机与电网脱开，输出功率立刻降为0，功率曲线到此终止。

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功率曲线的测试要有专用的测风塔，严格按照国际电工委员会（IEC）制定的标准方法进行。对应于风速的实测功率值是很分散的，最终得出的功率曲线是大量实测值概率分布按照规定方法归纳出来的。在风电场用记载风速仪和功率传感器测出的功率曲线是不规范的，只能作为参考。

另外应注意样本上提供的功率曲线是换算成标准空气密度条件下的数值，在应用时要考虑现场的实际情况。

3.2 风力发电机基本理论

风能的基本特征-风能的计算

一个国家的风能资源状况是由该国的地理位置、季节、地形等特点决定的。目前通常采用的评价风能资源开发利用潜力的主要指标是有效风能密度和年有效风速时数。有效风速是指3～20m/s的风速，有效风能密度是根据有效风速计算的风能密度。

风能的大小实际就是气流流过的动能，总体上说，风能大小与风速和风能密度有关，但是计算起来二者不是相等的关系。必须指出，风的能量大小与风速是成立方关系，也就是说，在风能密度没有多大变化时，风速的大小将是风能的决定因素。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。因此，在风能计算中，最重要的因素是风速，风速取值准确与否对风能的估计有决定性作用，风速大1倍，风能可以大8倍。

各地风能资源的多少，主要取决于该地每年刮风的时间长短和风的强度如何。所以在谈这个问题之前要涉及到一些关于风能的最基本知识，了解风的某些特性，例如风速、风级、风能密度等。

风能的基本特征--风速

风的大小常用风的速度来衡量，风速是单位时间内空气在水平方向上所移动的距离。专门测量风速的仪器，有旋转式风速计、散热式风速计和声学风速计等。它是计算在单位时间内风的行程，常以m/s、km/h、mile/h等来表示。因为风是不恒定的，所以风速经常变化，甚至瞬息万变。风速是风速仪在一个极短时间内测到的瞬时风速。若在指定的一段时间内测得多次瞬时风速，将它平均计算起来，就得到平均风速。例如日平均风速、月平均风速或年平均风速等。当然，风速仪设置的高度不同，所得风速结果也不同，它是随高度升高而增强的。通常测风高度为10m。根据风的气候特点，一般选取年风速资料中年平均风速最大、最小和中间的三个年份为代表年份，分别计算该三个年份的风功率密度然后加以平均，其结果可以作为当地常年平均值。

风速是一个随机性很大的量，必须通过一定长度时间的观测计算出平均风功率密度。对于风能转换装置而言，可利用的风能是在“启动风速”到“停机风速”之间的风速段，这个范围的风能即“有效风能”，该风速范围内的平均风功率密度称为“有效风功率密度”。

风能的基本特征--风级

风级是根据风对地面或海面物体影响而引起的各种现象，按风力的强度等级来估计风力的大小。早在1805年，英国人蒲褐就拟定了风速的等级，国际上称为“蒲褐风级”。自1946年以来风力等级又做了一些修订，由13个等级改为18个等级，实际上应用的还是0～12级的风速，所以最大的风速人们常说刮12级台风。

风能的基本特征--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。风能密度是决定风能潜力大小的重要因素。风能密度和空气的密度有直接关系，而空气的密度则取决于气压和温度。因此，不同地方、不同条件的风能密度是不同的。一般说，海边地势低，气压高，空气密度大，风能密度也就高。在这种情况下，若有适当的风速，风能潜力自然大。高山气压低，空气稀薄，风能密度就小些。但是如果高山风速大，气温低，仍然会有相当的风能潜力。所以说，风能密度大，风速又大，则风能潜力最好。

参考文献

[1] 太阳能与风能发电并网技术.中国水利水电出版社，2011

作者简介

石径（1972-），男，工程师，科技研发处主任，从事风电、太阳能等新能源接入及并网测试领域的研究工作。

国内外风电设备产业比较研究篇4

国际风电设备产业世界排名前10位的企业占全球78.7%的市场份额, 世界排名前15位的企业占全球88.1%的市场份额。欧洲风电整机生产能力占全球50%以上, 是最重要分风电整机生产地和最大出口地;美国的GEWIND公司占全球风电设备16%的市场份额, 美国是风电设备产业发展最迅速的国家之一。国内风电设备产业主要包括原大型风机部件制造企业、国内主要大型电站设备制造企业和航空航天设备制造企业。

2 国内外风电设备企业比较研究

2.1 整机制造企业

世界风电整机设备制造业主要集中在欧洲的丹麦、德国、西班牙和亚洲的印度, 北美洲的美国。2009年丹麦BTM报告中, 丹麦的VESTAS市场份额位居第一位为12.5%;美国GE WIND位居第二, 市场份额为12.4%;中国华锐风电居第三位, 市场份额为9.2%

2.2 主要零部件制造企业

目前, SKF轴承、FAG轴承和TIMKEN轴承是世界风电轴承的主要生产商。他们的技术水平代表着世界风电轴承行业的发展水平。国外风电齿轮箱制造企业主要有芬兰美闻达, 芬兰美闻达公司已经在风能应用领域以提供可靠的动力传输解决方案, 风能传动装置已被全球范围内广泛采用。

我国在大型风电机组关键部件方面也取得明显进步。我国在某些基础结构件、铸锻件等领域已经具有优势, 不仅能满足国内市场需求, 而且已经向国际市场供货。

3 国内外风电设备制造技术比较研究

世界上已运行的最大风电机组单机容量已达到6 MW。并已开始8~10 MW风电机组的设计和制造。丹麦生产的双馈异步发电型变速风电机组, 在国际风电产能中所占的份额最大。欧洲正开发10 MW的双馈异步发电型变速恒频风电机组。我国华锐、东方、国电、明阳等企业也在生产双馈异步发电型变速风电机组。

4 国内外风电设备产业特征研究

21世纪, 国际风电设备企业频发并购重组事件, 风电设备制造业竞争格局趋于稳定, 大企业集团加入风电机组制造业, 行业集中度不断上升, 中小企业生存和发展空间变得狭小艰难, 从产业周期看国外风电设备制造企业已进入产业成熟期。截至2010年底, 我国涉足风电设备整机制造的厂商约有80家, 而其中排名前3位的企业市场份额已超过60%, 产业已经高度集中。

我国风电机组尚处于创业期, 表现的特征是技术尚不成熟, 行业持续快速增长, 有众多企业新加入这个行业, 也有企业被淘汰出局, 仅2010年一年国内已有近10家企业退出了风电设备制造业务。

5 我国风电设备产业发展的几点建议

5.1 加速风电设备产业链整合

2009年以前, 中国风电产业曾经历“大跃进”时代, 随着国内风电产业的发展速度放缓, 国内风电设备产业会在市场的作用下自然进入行业整合期, 也是国内风电设备产业由大变强的必由之路。与以往风电设备制造商门庭若市相比, 现在要自己主动上门去拉订单。同时风电设备产品价格“被”降低, 这些变化并非源自于企业自身技术进步等内因的作用, 更多的是因为外部因素强加所致, 这反映出目前风电设备产业整体处于非良性生态之中。风电设备企业应寻求成本的理性下降之道, 一是设备制造企业通过加速规模扩张以摊薄单位产品成本;二是整机制造商纷纷进行产业链上下游整合, 以期控制成本, 同时拉动订单增长, 通过风电设备全产业链整合, 以期控制成本和产品质量。

5.2 加快风电设备企业技术进步

国家发改委印发的《促进风电装备产业健康有序发展若干意见》中指出, 积极推动单机容量向大型化发展, 探索叶片向轻型材料和可再生材料方向发展。加强行业创新体系和能力建设, 开展基础技术、工程技术研究, 提升关键工艺、设计、结构试验等技术水平, 推进关键技术产业化应用示范。围绕核心技术自主化, 开展设计制造、建设运营和技术服务的研究和开发。针对薄弱环节, 继续组织一批关键、核心组件的技术攻关和生产条件改造;着力推进引进消化吸收再创新, 支持企业在消化吸收国外先进技术的基础上实现产业化。对国家组织建设的百万千瓦基地和示范项目, 要设定相应的技术和质量指标, 引导风电技术装备优化升级。在引进技术消化和吸收基础上, 产学研用联合, 建立以企业为主体的自主技术创新体系, 形成自主研发能力。

5.3 加快、完善产业服务体系建设

为了合理有序地开发现有风能资源, 首先需要加强产业服务体系建设, 扶持建立风能资源评价, 风电场设计选址, 产品标准, 技术规范, 设备检测与认证的专门机构, 培育一批风电技术服务机构, 建成较健全的风电产业服务体系。

参考文献

[1]中国电器工业协会风力发电电器设备分会.“十二五”风力发电电器设备行业发展指导意见[DB/OL].中国工业电器网, 2011-07-13.

[2]果岩.风电电器设备标准化研究与推进[J].电器工业, 2010 (7) .

[3]卢琛钰, 张德群.风电设备制造企业调研技术报告之一[J].电器工业, 2011 (8) .

[4]毛清华, 湛敬贤, 程卫霞.国内外风电设备制造企业比较研究[J].生态经济, 2010 (11) .

某风电场设备检修维护管理标准篇5

1范围

1.1本标准规定了XXXXXX风力发电有限责任公司生产设备检修、维护管理体系当中各部门的职责、分工、计划审批和验收程序，管理内容与方法，检查与考核等。本标准适用于公司生产设备检修、维护管理的全过程的管理工作。

1.2本标准适用于公司各部门设备检修管理。2 引用标准

《XXXXXX风力发电有限责任公司标准化管理标准》《风力发电场检修规程》DL/T797-2001 《发电企业设备检修导则》（DL/T838-2003）

中国XX集团新能源发展有限公司《风力发电机组检修管理办法（A版）》

3术语（略）4职能 4.1生产建设部

4.1.1负责公司生产检修各管理标准编制。4.1.2负责组织、审核公司级维护检修计划。

4.1.3代表公司负责设备检修、维护过程中设备关键点检修质量检查、检修进度等过程管理。4.1.4负责检查设备检修维护后的运行状况。4.2运行维护部

4.2.1负责组织编制维护检修计划、设备检修文件包、检修物资计划、检修工具的核查、准备等工作。

4.2.2依据检修计划的要求组织进行设备检修、维护工作。4.2.3负责按本标准要求严格履行检修、维护全过程工作的落实。4.3计划部

4.3.1负责按照经批准的检修维护计划在公司综合计划中安排落实所需资金，以确保检修维护计划的执行。

4.3.2负责依据公司批准的检修物资采购计划及时进行物资购置。4.3.3负责依据检修、维护计划要求督促落实检修物资按时到货。4.4财务部

4.4.1负责根据生产建设部提交的检修费用（人工、物资）消耗清单进行费用核对并按照财务管理要求列入相应费用项目 4.4.2 5 设备检修维护工作的管理流程 5.1修前管理流程

QG/HDXCH-02 03-2009

5.1.1依据设备分工管理标准要求，设备负责班组应对设备状况做到及时熟悉并了解。根据设备台帐、本年所发生缺陷情况及设备实际状况，在每年6月30日前提出下一设备检修要求，报运维部进行汇总。

5.1.2运维部根据各班组上报的设备检修要求，结合上级有关设备检修文件要求、设备维护手册、检修规程及行业相关标准，编制下一设备检修维护计划初稿（格式见《新能源风电机组检修办法》附件4）并报生产建设部审核。

5.1.3生产建设部对下一检修维护计划审核完善后报公司主管领导批准后，在7月15日前正式行文报上级公司进行核准批复。

5.1.4每次检修前四个月结合设备状况及与设备相关的反措、技措、技改等项目确定并落实本次检修标准项目、非标准项目并按照公司管理要求履行批复手续（格式见附录1）。

5.1.5检修前三个月由运维部开始按照最终批复的检修计划的检修级别进行检修物资初步准备工作：主要包括编制并上报检修物资（设备、材料、工器具）购置计划；运维部每周对物资计划的审批和采购情况进行跟踪催促，确保所需物资及时到厂；确定需测绘和校核的备品备件加工图，及时安排加工生产；做好定期维护项目的费用预算。维护费用原则上不超过批准的限额。

5.1.5检修前二个月，由运维部组织检修负责人，依据确定的检修项目补充完善检修文件包（模板）；检修前一个月，各班组组织本班检修人员对检修文件包进行学习。

5.1.6检修前15天，核对清点检修所需物资准备情况，并编制本次检修管理程序文件：

1、设备检修前状态评估；

2、本次检修目标；

3、修前准备情况介绍（人员、物资、材料、安全用具、工器具）；

4、检修安全技术措施； 5检修组织措施；

6、检修项目（检修文件包）；

7、检修进度计划；

8、检修现场定置要求；

9、检修质量缺陷管理；

10、检修质量验收管理；

5.1.7检修前一周对参加检修人员进行安全考试，以确保人员符合检修目标要求，由生产建设部召开检修动员会，各参与检修单位汇报本次检修准备情况，并签订检修目标责任书。5.2修中管理流程

5.2.1各级检修人员应按照检修文件体系要求，认真做好组织工作，严格按检修进度计划进行设备检修工作。

5.2.2必须贯彻“应修必修，修必修好”的原则，严格执行检修文件包确定的项目，严禁漏项。5.2.3 严格执行各项质量标准、工艺措施、保证检修质量。5.2.4 随时掌握施工进度，加强组织协调，确保如期竣工。5.2.5着重抓好设备的解体、修理和回装过程的工作。

5.2.6 解体重点设备或有严重问题的设备时，检修负责人和有关专业技术人员应在现场。5.2.7设备检修要严格按检修工艺进行作业。

设备解体后如发现新的缺陷，应及时补充检修项目，落实检修方法，并修改和调配必要的工机具和劳动力等，防止窝工。

5.2.8回装过程的重要工序，必须严格控制质量，把住质量验收关。

QG/HDXCH-02 03-2009

5.2.9检修过程中，应及时做好记录。记录的主要内容应包括设备技术状况、修理内容、系统和设备结构的改动、测量数据和试验结果等。所有记录应做到完整、正确、简明、实用。

5.2.10对于已完成的各检修项目应及时进行验收；严格按照质量控制点（H、W点）验收，W点由检修人员自检后交班组长检验签字，H点由班组长验收合格后通知运维部、生产建设部技术人员验收。验收人员应随时掌握检修情况，坚持质量标准，做好验收工作。

5.2.11对不影响机组运行但现场实际数据与检修标准有适当差距的缺陷，列入不符合项并及时报批签字。

5.2.12严格执行各项技术监督制度，协助专业技术监督人员开展机械、电气设备的技术监督检查工作。

5.2.13各检修负责人应按照公司检修管理标准要求对工时、物资、工器具等耗用情况进行及时统计，并做好记录。

5.2.14搞好工具、仪表管理，严防工具、机件或其他物体遗留在设备或机舱、塔筒内；重视消防、保卫工作；做到工完料净场地请。5.3修后管理程序

5.3.1 生产建设部、运维部组织进行机组冷态验收工作，发现的问题限期处理。5.3.2检修人员应向运行人员交代设备和系统的变动情况以及注意的事项。5.3.3重点检查下列内容：

5.3.3.1核对设备、系统的变动情况。5.3.3.2施工设备和电气临时接线是否已拆除。5.3.3.3设备活动部分动作是否灵活，设备有无泄漏。5.3.3.4标志、信号是否正确

5.3.4运维部进行检修机组的试运行工作，发现问题随时汇报、安排处理。对于定检、临修后设备试运行不少于24小时，大修后设备试运行168小时，试运结束时进行热态验收工作。5.3.5 补充完善文件包的修订意见、检修记录、完工报告单等。

5.3.6整理备品和消耗材料费用，编写检修总结报告。对没有完成的非标项目写明原因、后续补救办法。

5.3.7对技术改造项目、重大非标项目的运行状况、效益进行跟踪观察。5.3.8完善设备台帐。

5.3.9做好每台风电机的维护检修记录，并存档，对维护检修中发现的设备缺陷，故障隐患应详细记录并上报有关部门。

5.3.10结合检修具体情况，对检修质量标准、工艺方法、验收制度等进行修改补充。5.3.11维护检修总结

5.3.12在检修结束后两周内，编写完成设备检修技术记录，试验报告，技术系统变更、质检报告、质量监督验收单等技术文件，作为技术档案保存在运维部和技术管理部门。

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5.3.13运行维护部每半年应将检修的情况上报。内容为检修计划完成情况、检修计划变更情况及变更原因，检修质量情况，检修的开、竣工日期以及检修管理经验等。6设备分类

6.1 主要设备包括：110kV变电站各一次设备及相关二次设备、10kV母线及直接连接各设备（包括母线电压互感器）、（如：齿轮箱、轮毂叶片、变频器等）。

6.2 重要辅助设备包括：10kV各间隔一次设备及相关二次设备（不包括电压互感器、包括高压电缆）、风机箱式变压器本体、风力发电机组所属经济价值在10万元以上部件设备。各类电气、热工保护装置，影响设备运行安全的公用系统。6.3 凡不属上述设备的其它设备都为一般附属设备。

6.4 生产建筑物和构筑物包括：生产厂区、生产厂房、水工建筑、地下管沟等。7 维护检修周期和项目

7.1风力发电机组检修方式分为定期检修（简称定检）、临修；变电站设备检修方式分为大修、临修。7.1.1定期检修是一种以时间为基础的预防性检修，根据设备磨损和老化的统计规律，事先确定检修等级、检修间隔、检修项目及需用备件、材料等的检修方式；定期检修分为A级、B级、C级、D级四个等级。A级、B级、C级、D级检修分别是指风电机组的五年期定检、三年期定检、一年期定检、半年期定检。

7.1.2 临修是指根据设备故障情况或设备的磨损、老化规律，有重点的对发电设备进行检查、评估、修理、清扫。临修可进行少量设备零部件的更换、设备的消缺、调整、预防性试验等作业。7.1.3变电站设备大修是指对升压站内的变压器、开关、风机箱式变等发电设备进行全面的解体检查、修理或更换，以保持、恢复或提高设备性能。7.2维护检修周期

风力发电机定期检修周期分为半年、一年、三年、五年，分别称为D级、C级、B级、A级检修。变电站主变压器大修间隔可根据运行情况和试验结果确定，一般为10年，每年可安排一次临修。主变压器第一次大修可根据试验结果确定，一般为投产后五年左右。7.2维护检修项目

7.2.1经常性维护，包括检查、清理、调整、注油及临时故障的排除。7.2.2定期检修标准项目的主要内容： 7.2.2.1制造厂要求的项目；

7.2.2.2全面解体、定期检查、清扫、测量、调整和修理的项目； 7.2.2.3定期监测、试验、校验和鉴定的项目； 7.2.2.4按规定需要定期更换零部件的项目； 7.2.2.5按各项技术监督规定检查的项目； 7.2.2.6消除设备和系统存在的缺陷和隐患的项目； 7.2.2.7设备防磨、防爆、防腐检查及处理消缺项目；

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7.2.2.8机组辅助设备、系统的检修项目； 7.2.2.9执行反措需安排的项目； 7.2.2.10安全性评价需要整改的项目。

7.2.2.11各级检修的标准项目可根据设备的状况、状态监测的分析结果进行增减，但原则上在定检中所有的标准项目都必须进行。

7.2.3特殊检修项目，是指在标准项目以外，为消除设备先天性缺陷或频发故障，对设备的局部结构或零部件进行更新或改进，恢复设备性能和使用寿命的检修项目，或部分落实反事故措施及节能措施需进行的项目，也可定义为非标准项目。特殊项目不构成新的固定资产，且单项费用在5万元以上。重大特殊项目是指技术复杂、工作量大、工期长、费用在20万元及以上或对系统设备结构有重大改变更新的特殊项目。特殊项目由生产建设部、运维部根据机组实际运行情况提出。8维护检修计划和依据 8.1维护检修计划

8.1.1 维护检修计划每年编制一次。应提前做好特殊材料、大宗材料、加工周期长的备品配件的订货以及内外生产、技术合作等准备工作。在编制下一检修计划的同时，宜编制三年滚动规划。三年滚动规划主要是对三年中后两年需要在定期维护中安排的特殊维护项目进行预安排。三年滚动规划按检修计划程序编制，并与维护检修计划同时上报，12月10日报下年的维护检修计划。

8.1.2 月度维护检修计划的编制，据维护检修计划、设备运行状态及各项工作的准备情况进行编制，每月25日报下月的维护检修计划。8.2维护检修计划编制依据和内容：

8.2.1根据相关专业标准并参照厂家提供的检修项目进行。8.2.2编制维护检修计划汇总表和进度表。

8.2.3维护检修计划的主要内容包括单位工程名称、检修主要项目、特殊维护项目和列入计划的原因、主要技术措施、检修进度计划、工时和费用等。8.2.4 技术监督项目。9考核

9.1未按时上报维护检修计划，考核运行维护部200元。9.2未按时上报月度维护检修计划，考核运行维护部100元。

9.3由检修质量造成严重后果和发生事故的按照本公司“安全管理考核办法”对质检人员进行考核。9.4在机组设备检修维护项目中，每漏检一项或者出现一项检修质量问题，考核质检人员100元；主设备项目一项考核500元。

9.5 检修维护工程中质检人员不到位每次考核质检人员50元。9.6对质检点经质检合格，但质检员未签字考核质检人员30元。

9.7设备检修完毕后，经多次调整后，仍未达到设备出力要求，考核质检人员100元，如未达到检

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修前的设备出力考核300元。

9.8检修结束后，两周之内运行维护部必须完成技术资料的整理并归档，每拖延一天考核100元。9.9机组的定期检修是为了保证设备的长周期安全无缺陷运行，如在检修过程中需要更换单价超过5000元的设备，必须报生产建设部批准方可实施，未履行手续的一处考核100元。

9.10检修当中使用临工，不办理“临工使用申请单”擅自调用临工，考核100元；造成后果按照公司《安全生产管理标准》处理。

9.11由于未严格执行《设备检修管理标准》，造成相关工作延误或失误，给予责任人200元考核。9.12标准中各项规定，（除以上考核条文外），如一项未完成考核100元。

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10附加说明：本标准由生产建设部提出本标准主要起草人：范国全

审核：张民

审定：张蕴批准：黄南生本标准由生产建设部负责解释。

附录1 #1风力发电机组B级检修标准项目、非标准项目

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#1风力发电机组B级检修标准项目与非标准项目编制：审核：审批：批准：二零一零年九月二十日 8

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一、标准项目

1、齿轮箱B级检修┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈10

2、发电机及电控B级检修┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈10

3、机舱罩和底板B级检修┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈10

4、偏航系统B级检修┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈11

5、塔架B级检修┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈11

6、叶轮B级检修┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈11

二、非标准项目

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#1风力发电机组B级检修标准项目和非标准项目

一、标准项目 1.齿轮箱B级检修 1.1检查齿轮箱油位 1.2检查齿轮箱油管和接头 1.3检查齿轮－点蚀和其它损伤 1.4检查齿轮箱运行噪音 1.5检查弹性支撑橡胶元件 1.6检查防雷碳刷的固定和磨损 1.7检查叶轮锁定的固定和锁定螺栓移动1.8润滑主轴承 1.9润滑叶轮锁定

1.10检查刹车盘厚度、变形、外观 1.11检查闸块磨损量

1.12检查闸磨损和闸释放传感器 1.13检查液压站油位 1.14检查液压站接头 1.15检查液压站油管 1.16检查偏航刹车压力 1.17检查高速轴刹车开启压力 1.18检查叶尖压力 1.19检查过滤器

2.发电机及电控B级检修

2.1检查电控-机舱电缆－裂纹，破损 2.2检查电控-机舱照明系统 2.3清洁电控柜通风滤网 2.4检查发电机外观，运行噪音 2.5润滑发电机前、后轴承 3.机舱罩和底板B级检修 3.1检查机舱罩外观、连接件 3.2检查底板外观、连接件

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3.3检查螺栓力矩, 风向标风速仪支架－机舱 3.4检查螺栓力矩，角型托架 – 机舱 3.5栓查螺枉力矩，角型托架–弹性支承 3.6检查螺栓力矩，弹性支承 – 前梁/后梁 3.7检查螺栓力矩，前梁 – 底座 3.8检查螺栓力矩，后梁 – 底座 4.偏航系统B级检修 4.1检查偏航小齿轮 4.2检查偏航减速器 4.3检查偏航轴承内齿轮 4.4润滑偏航齿轮 4.5润滑偏航轴承滚道 4.6检查液压接头 4.7检查偏航刹车闸块 4.8清洁偏航刹车盘

4.9检查螺栓力矩，偏航减速器 – 底座 4.10检查螺栓力矩，偏航轴承 – 底座 4.11检查螺栓力矩，塔架顶部– 偏航轴承 4.12检查螺栓力矩，偏航刹车– 底座 5.塔架B级检修 5.1检查塔架外观 5.2检查塔架焊缝 5.3紧固螺栓、梯子、平台

5.4检查螺栓力矩，每段塔架法兰间连接处 5.5检查安全钢丝绳 6.叶轮B级检修 6.1检查叶片外观

6.2检查支撑、紧固轮毂螺栓 6.3检查安全杠与紧固轮毂的螺栓 6.4检查轮毂防腐层 6.5检查轮毂外观 6.6检查叶尖钢丝绳 6.7检查叶尖油缸和油管 6.8检查轮毂与主轴螺栓力矩

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6.9测量叶尖从运行状态到完全打开的时间 6.10检查叶尖最终打开后与叶片的角度 6.11检查叶片与轮毂螺栓力矩

风电发电设备篇6

关键词：平均年发电量；测量相关预测；信息融合；神经网络

中图分类号：TM315文献标识码：A

Average Annual Energy Output Prediction Based

on Regional Information Fusion

WANG Na1， SHAO Xia1，GAO Yunpeng1，WAN Quan2

（1.College of Electrical and Information Engineering， Hunan Univ， Changsha，Hunan410082 China；

2.State Grid Hunan Electric Power Company Research Institute， Changsha，Hunan410007，China）

Abstract：Annual energy output of a candidate site in its life span is an important reference criterion of wind farm macro siting. A regional information fusion method， which allows the use of multiple reference wheather stations with a long history of wind speed and wind direction measurements， was proposed to improve the annual energy output prediction accuracy. Firstly， the correlation model was established between the shortterm wind data of a single reference wheather station and the candidate wind farm， and the multiple longterm wind speeds of candidate site based on different reference stations were predicted by using the model. Then， the multiple prediction results were integrated by neural network to obtain the final longterm hourly wind speed data， and the annual energy output was subsequently determined on the basis of the knowledge of these wind speeds. The simulation results show that， by using the proposed method， the error reduction up to 11.32% has been achieved in the relative error of the average annual power output， with respect to the case of using a single reference wheather station method.

Key words： average annual energy output； measurementcorrelatepredict（MCP）； information fusion； neural network

风能资源评估是风电场选址的关键，其中备选风电场在整个寿命周期内的平均年发电量是一个重要的参考判据.风电场的寿命周期通常为20～25年，在此期间平均年发电量的估算受风速变化（日变化、季节变化、年际变化）影响较大，要准确地进行评估至少需要数年甚至数十年的风速观测数据，这样才能减少由于风速变化带来的不确定性[1].但是，在实际工程的规划阶段不可能用如此长的时间来收集现场数据.在缺乏备选风电场长期可靠风速记录的情况下，广泛采用测量-相关-预测算法（MCP，MeasureCorrelatePredict）来进行风资源评估，即在备选风电场址处设立测风塔进行1～2年观测，利用这个短期观测数据和风电场附近气象站20～30年的历史观测数据进行评估.

风电发电设备篇7

据第六元素董事长瞿研博士介绍, 新开发的锌烯重防腐涂料, 充分利用了石墨烯良好的遮盖性及导电性, 使其防腐性能超过传统的环氧富锌重防腐涂料4倍以上, 并且该涂料可以做到漆膜较薄、增加涂布面积及提高涂料使用率。

海力风电总经理沙德权表示, 这项技术填补国内外将石墨烯运用在风电防护涂料的技术空白, 打破了国外产品垄断局面, 推动我国风电产业设施涂料的国产化进程。预期将锌烯重防腐涂料用于海上风电设备, 将大幅提高设备抗腐蚀能力, 降低设备维护成本, 实现绿色能源高效产出。

风电发电设备篇8

关键词：风电并网,控制技术,现状

1 目前风力发电现状

(1) 世界风电发展现状主要可以从几个国家分析。首先讲美国, 美国的风能装机一直不断增加, 2003年美国新增风电装机容量1687MW, 其后风力发电装置数量也在一直稳步增加, 同时风电占据国家电力比例的部分也很高, 当然美国的风力发电技术也面临着一些问题。其次是丹麦, 丹麦是利用风力发电技术应用最早的国家之一, 同时他也是世界上使用风电比例最高国家, 风电产业是国民经济主要产业, 大约有一半风力发电都是丹麦。然后说一下德国, 德国也是世界上风力发电规模最大的国家, 风电机制造能力和制造水平也非常之高, 因此国内安装的设备都是本国制造。最后, 根据美国风能协会等相关协会统计发现风力发电技术最发达国家就是美国、德国和西班牙。 (2) 中国风电发展方面也是利用风能最早的国家, 可以开发利用的风能资源次于苏联和美国, 是排在世界第三水平, 我国风力发电大多都是起源于政府对于风力发电重视程度, 装机容量不断增加, 根据统计台湾省累计风机组就有1850台, 有59个风电场, 现在国家对外发展MW级风机, 制造风机最大容量是600k W, 目前我国的计划是要在2015年时达到风力发电总量达到7GW。

2 风电发展趋势展望

(1) 风力发电历经几十年的发展, 技术日趋成熟, 装机量不断增加, 单机容量也大幅度提升。上世纪八十年代单机容量普遍在55k W, 至2003年上半年安装的台风机总功率是853MW, 平均每台额定功率是1558k W。另外风力发电技术成熟后也进入了商业运转阶段, 变浆调节方式也不断取代了失速功率调节方式, 同时风力发电机器也存在很多缺陷问题, 在风速超过有一定额定值时候, 发电功率会下降, 要采用调节方式进行一定克服缺陷问题。 (2) 另一个发展就是变速恒频方式迅速取代了恒速方式, 使得风力机叶尖速度达到最佳效果, 从而最大限度利用风能进行风力机运行效率提高。同时运行可靠性也不断提高, 风电机组的年利用率不断提高了95%, 风力发电已经是相当可靠的发电方式, 采用计算机技术和检测自动控制技术以后确保风机运行可以实现全自动化运行, 另外传感技术的应用可以让风机通过传感器采集风速、风向等风力信息, 然后反馈给计算机进行调整, 促使风机适应风力变化, 确保风机正常运行。 (3) 我国从20世纪70年代就一直研制大型风电机组, 已经基本掌握了风电机组制造技术, 近几年也已经有了很好发展, 装机市场份额也不断得到一定增长。

3 目前我国风力发电存在问题

我国幅员辽阔, 地形迥异, 风能储备也是异常丰富, 例如我国内蒙古地区的风电若完全开发其产出能源完全可以媲美三峡水电容量。但是由于技术落后, 我国同国际上相比, 尤其同美国的风电技术相比还比较落后, 总容量却是美国20年前装机容量, 和风能资源电力装机融来那个相比, 远远地域印度国家, 整体上我国风能资源还非常落后, 所以有很多问题制约我国风电装机容量问题, 大致可以分为几个方面:[1]首先是政策问题, 目前我国缺乏对可再生能源开发的有力的政策支持, 包括科研资金投入和减少对环保企业税收和政策手续等, 同时也缺乏相应的支持可再生能源发展的法规法律。 (2) 其次就是技术问题。风能资源发电同煤炭发电不一样, 因为风能发电资源不确定性较大, 这就会导致风电机组输出功率波动, 继而影响电能质量, 因此, 我们说电压波动和闪变都是风力发电对于电网质量主要不良影响因素问题。 (3) 风力发电引起的电压波动和闪变采用静止装置都不断减小, 由于风资源不确定性, 导致风电机单机容量增加, 所以风力发电就引起了电压波动闪变需要进一步提高。 (4) 电力系统保护配置和整定计算都没有考虑到风电场影响问题, 只是简单的将风电场做为一个负荷, 当大规模风电场接入到系统后, 电网就会发生故障问题, 导致发电机组短路, 这时候就需要系统能够很好保护配置和整定风电场影响问题, 也就是实际运行会导致很多误动问题。 (5) 风电场对于系统继电保护也会产生很大影响问题, 在进行系统继电保护配置和整定时候, 要及时对于风电场的短路电流进行一定合理安排工作。如果保护动作很快就必须要能够考虑到风电短路电流影响问题, 对于配置和整定也要能够按双电源问题, 必要时候还要进行一定加装保护工作。

4 风力发电的展望

国家制定了一系列技术标准, 对于电网进行监控, 多数电网都被纳入调度控制体系, 同时也大规模进行电网接入工作, 不断提高对于火力电机组的能力和控制问题, 建立了很多设施建设。随着风电场持续增多, 大规模风电也都集中接入电网, 不断提高了可控性和增强了常规火电机组能力, 主要措施可以分为几个方面:

(1) 首先集中控制平台搭建, 有效单一风场的随机性, 形成了规模上和外部常规电厂电源, 灵活的响应了电网调度, 达到最大幅度电源利用效率, 同时对于内部协调进行控制, 进行了一定无功补偿设备, 实现风电内部控制, 使得运行不断优化和安全; (2) 另外不断对于风电出力特性进行工作, 对于风电机组和风电场群出力特性进行控制理论研究, 从模型上考虑时间尺度资源问题和机组惯性问题, 合理降低极端条件模型误差问题; (3) 还有就是检测网络和风功率预测问题, 风资源和风电场的检测网络和功率都是需要集中控制的基础工作, 风电发达国家都建设全国性的测风网络, 评估风能资源, 以提高风电预测精度; (4) 最后我们还要考虑到电力实时传输的要求, 因此我们有必要扩大风电基地建设的区域, 还需要建立非常合理的布局检测风资源网络气象数据, 因为风功率预测系统研究都可以取得一定成果, 同时也会受到天气预报影响。

结语

随着技术的不断发展, 应该说风力发电技术已经得到了长远的发展, 风电接入电网的比例也日益提高, 这对减少煤炭发电污染和降低发经济成本环境成本都大有裨益, 当然我们也需要看到我国的风力发电技术和风电并网技术同发达国家的一些差距, 要不断大力投入力度, 加快研究、设计和生产步伐问题, 促进风电事业快速发展进步。

参考文献

变频技术在风电设备中的应用篇9

目前我国风力发电机组的装机容量已经达到1 000万k W以上, 美国计划到2030年装机容量要达到300GW。在这种应用情况下, 为了提高风力发电机组的风能至电能的转换效率已成为风力发电技术研究的重要内容[1]。

风力发电机系统主要有两大类, 分别为VSCF (变速恒频) 和CSCF (恒速恒频) 风力发电机系统。恒速恒频风力发电机组是在外界风速不断变化中通过保持发电机组的转速恒定, 进而保证转换输出恒定幅值和频率的电压, 其主要特点就是只能够在风速一定的条件下才能转化利用风能, 不能够捕获最大风能, 因而发电效率低[2]。变速恒频风力发电机组能够控制风轮根据风速的不断变化调整其转速, 确保其在较大的风速范围内以最高转换效率工作, 受到越来越多人的关注, 是当前风力发电机组主要应用的技术和进一步的研究方向。当下应用最广的是变速恒频双馈风力发电机组。

变速恒频双馈风力发电机输出电网频率f1、发电机的转子频率fm及极对np和转子的电流频率fr的关系式如下:

当外界风速变化时, 引起发电机转速变化, 即npfm变化时, 可通过调节转子电流频率fr的大小, 从而改变磁场的旋转速度, 以达到调速目的, 确保输出恒定的电网频率, 达到变速恒频发电[3]。

双馈风力发电机组实现变速恒频控制的关键是转子交流励磁变换, 本文针对交流励磁结构选取及其控制技术两个方面进行联合控制的方案设计, 提高电能的转换利用率, 同时反映变频技术在风电设备中的应用和起到的重要作用。

1 交流励磁结构

变速恒频双馈异步风力发电机系统主要的实现手段之一是对其转子进行交流励磁变换控制。交流励磁控制方式常见的变频装置主要有双PWM变换器 (两电平电压型双PWM变换器) 、交—直—交电压源和电流源并联型变频器、交—交直接变频器和矩阵式变换器等几种。

双PWM变换器是通过直流母线连接两个完全相同的两电平电压型三相PWM变换器组成。在设备运行中, 两个PWM变换器的状态来回变换。它主要的优点有:技术成熟, 并且市面上具有相应的功率模块, 使用成本低, 软硬件开发周期短;两个变换器能够无干扰的独立控制, 对电网故障的适应性较强;电压型的PWM变换器能够较强的控制输出电压等。缺点是使用寿命相对短、需要在网侧PWM变换器处加谐波滤波器、功率开关器件的损耗较大[4]。

交—直—交电压源和电流源并联型变频器中电流源作为主变换器, 承担主要的功率流动且其功率元器件的开关频率很低;电压源作为辅助变换器, 起辅助作用, 流经其功率元器件的电流少。这种变频器的最大优势是能够减少开关的功率损耗。功率开关采用晶闸管的电流型交直交变频器, 其直流侧的电感较为昂贵且在转差频率低的情况下性能一般[4]。此类变频器由多个独立的变频器构成, 每一个都有自己的独立控制系统, 使得控制软件变得复杂及硬件成本大大提高。

交—交直接变频器的开关器件选择是晶闸管, 主要利用晶闸管在交流电压的正负变化时导通和关断的性能;这种依据电压相变控制, 实现交—交变频器的变压变频, 运行可靠稳定。其特点是输出电压仅有一些较小的谐波产生, 并且其频率低于交流电源的输入电压频率, 适合工作在功率大频率低的范围内[3]。不足之处在电压输出低时, 功率因数也低, 且有较多难以抑制的高次谐波, 输出频率低, 变化范围窄, 控制电路复杂。

矩阵式变换器属于交—交直接变频器的一种, 能够获得双向输入电流及频率可调节的输出电压波形。矩阵式变换器中功率开关所受热应力均等, 能够很好处理散热问题。但是缺点有其电压传输比不高, 最大输出电压能力低, 功率开关耐压力差;换流时两个功率开关的关断和打开之间存在时间差, 造成刹那间的短路, 需要另选方法解决。

上述讨论的四种常见的交流励磁控制方式各有优缺点, 综合比较, 我们可以选定双PWM变频方式作为交流励磁控制的变换器。

2 控制算法

在双馈变速恒频风力发电系统, 发电机转子采用两电平电压型双PWM变频方式进行交流励磁变换控制, 可以完成风力发电机组在较大风速范围内捕获外界风能和调节定子的输出功率。完整的双PWM变换器交流励磁变速恒频风力发电系统还包含有两个控制单元即网侧PWM变换器和转子侧PWM变换器, 网侧PWM变换器的功能主要是稳定控制直流电压和获得最佳的输入性能;而整个变速恒频风力发电系统高性能是通过转子侧PWM变换器的控制是否有效获得的。

2.1 网侧变换器电流调节控制算法

网侧变换器电流调节控制选用PR控制器 (即由比例环节和广义积分环节组成) , 因为它能实现补偿低次谐波, 且无需坐标变换就可对输入的交流信号进行无稳态误差跟踪。

依据要求在MATLAB中的Simulink平台下构建了下图1所示的能够实现网侧变换器电流调制功能的PR控制系统。直流侧电压值为Vdc=550 V, 经过仿真得到如下图2所示的直流母线电压波形图。

从图中能够得出, 直流母线电压经前期短时间调节后达到持续稳定状态, 完成稳定网侧PWM变换器直流电压的任务。

我们分别取不含谐波补偿和包含谐波补偿的稳定电网电流, 经过对其进行时域及频域分析, 对比电网电流频谱图验证PR控制器具有良好的谐波补偿性能。

2.2 转子侧PWM变换器的控制算法

转子侧PWM变换器的控制的主要任务是能够完成对风力发电机有用功率和无用功率的解耦。我们选择控制策略为自适应PR控制。自适应PR控制能够在无需坐标变换的情况下无静差的调节其设置的谐振频率的交流信号, 实现对转子电流的自适应调节。自适应PR控制下转子侧PWM变换器解耦框图如下图3所示。

为了能够使系统实现捕获最大风能, 转子电流d、q轴分量指令由功率外环给定, 经过MATLAB仿真, 我们可以得出发电机转子电流能够快速的跟踪给定值的变化。另外, 我们设定在10 s时, 5 m/s的风速阶跃为8 m/s, 在16 s时, 无功功率由0阶跃为-400 000 Var, 可以得到如下图4所示的功率响应波形图。

从上图中能够得出, 自适应PR控制方略能够完成对风力发电机有用功率和无用功率的解耦。

对控制策略进行仿真研究, 结果表明, 双PWM变频方式作为交流励磁控制结合适合的控制技术能够有效的抑制直流母线电压波动, 解耦风力发电机有用/无用功率, 提高风电设备运行的可靠性, 提升发电效率。

3 结束语

本文对双PWM变换器交流励磁变速恒频风力发电系统的两个控制单元———网侧PWM变换器和转子侧PWM变换器进行了控制策略分析及仿真, 取得了很好的效果。随着能源变革不断深入, 变频技术不断发展, 我们相信变频技术在风电设备领域的应用会在很长一段时间起到至关重要的作用。

摘要：主要围绕变频技术在风电设备中的应用展开研究, 以变速恒频双馈风力发电机为研究对象。对发电系统中交流励磁控制方式常见的变频装置进行了比较分析, 对选择的双PWM变换器交流励磁变速恒频风力发电系统的两个控制单元——网侧PWM变换器和转子侧PWM变换器进行了控制策略分析及仿真。

关键词：变速恒频,变频技术,双PWM变换器

参考文献

风电设备中液压技术的应用与分析篇10

1 风机制动系统

风机制动系统包括高速轴制动器、偏航制动器和转子锁定装置, 一般由一台液压站通过不同的控制回路分别对其进行控制。如果风机仅制动系统采用液压控制, 则液压站油箱容积较小, 一般在10L左右即可。

高速轴制动。高速轴液压制动器一般设计为一个或两个, 工作压力在7-8MPa, 主要功能是保护风机。风机未运行时, 制动器由弹簧作用使制动钳和刹车片夹紧高速轴制动盘, 使风机处于停机状态。风机启动时, 液压站向工作回路供油并使蓄能器充油, 供油压力驱动制动钳松开使刹车释放, 风机启动。风机正常运行时, 液压站处于停止状态, 蓄能器维持系统油压使制动器处于释放状态, 由于泄漏等因素造成压力下降到设定值后, 液压站启动向系统供油增压。风机正常或紧急停机时, 液压系统卸荷, 制动器在弹簧力作用下使刹车片加紧制动盘, 风机停机。

偏航制动。偏航液压制动器一般设计为五个或六个, 工作压力在14.5-16MPa, 主要功能是使风机对准风向以及解缆等。风向变化时, 为使风轮正对风向, 偏航系统启动并调整机舱方位角度。偏航过程中为避免机组产生过激振动等问题, 偏航制动必须提供与驱动力矩相匹配的阻尼力矩, 该阻尼力矩由液压制动器提供。风机不偏航时, 偏航制动系统自动锁紧使风机迎风运转。

转子锁定。风场的风机运行维护手册中均严格规定, 工作人员如需登上或进入轮毂, 必须进行转子锁定以确保人员安全。转子锁定装置有手动型和液压型等, 随风电设备供应商的技术设计而定, 应用均比较广泛。目前应用较多的是力士乐、哈威等品牌的液压元件, 可通过液压系统控制完成转子的锁定与解锁。

2 风机变桨系统

风机变桨系统通常有伺服电机驱动或伺服液压驱动两种。液压驱动以其响应快、体积小和转矩大等众多优点在风机变桨设备中应用广泛, 如VESTAS、EHN等国际著名风电公司的风机设备, 尤其是2MW以上的大型风电设备大都采用液压变桨系统。

液压变桨系统的动力由液压站提供, 通过比例电磁阀等控制元件将液压缸活塞的径向往复运动转变为变桨轴承的圆周运动从而带动桨叶实现变桨距调节。

变桨距调节范围是0~90°, 其变桨动作一般分为以下三种情况:风速超过额定风速低于切出风速时的功率调节, 该阶段通过微调桨距角改变桨叶的攻角, 调节风机的风能利用率, 保证风机恒额定功率运行并改善风载情况, 变桨距范围在0~35°且变桨速度较小;风速超过切出风速时的保护性顺桨, 该阶段变桨速度很大可达到10°/s, 变桨范围也很大, 一般在35~90°;紧急顺桨, 风机从正常运行状态正常或紧急停机, 液压变桨系统能在外部电力中断的情况下继续工作, 并最大限度缩短风轮的惯性转动时间。

变桨系统的工作液压值通常设定在20MPa左右, 不同风机设备制造商生产的风机液压系统参数一般略有不同。如果风机上的液压站同时供液压制动和液压变桨使用, 并共用同一个液压油箱, 则油箱容积需要在100 L以上。

3 全液压风机

现代风机按传动方式分类, 可分为齿轮箱式风机、直驱式风机和全液压风机三类。齿轮箱式风机由于齿轮箱制造困难, 成本高, 且故障率高, 维修困难。

全液压风机具有如下特点:

首先, 风机传动系统具有很好的柔性和灵活性, 并且机组承载大, 润滑好, 机组设计寿命长。

第二, 全液压风机由于规避了大量机械部件及复杂的控制系统, 风机运行故障率低, 故障停机时间很短, 电能质量很高。

第三, 全液压风机在制造成本、采购成本、维护成本等方面都具有很大的优势。

第四, 相比于其他两种类型的风机, 在机舱重量方面大大降低, 如现在常见的1.5 MW齿轮箱式风机仅齿轮箱重量在15t左右, 机舱总重可达60t;2 MW直驱式风机仅发电机重量就接近100t, 机舱总重甚至达150t;而1.5 MW全液压型风机的液压泵只有5 t重, 机舱重量相差非常悬殊。

4 风电设备液压系统分析

由于风电设备一般位于偏远地区或沿海近海, 气候条件十分恶劣, 或风沙大, 气候干燥;或盐雾大, 腐蚀性强。这就对风电设备的可靠性、环境适应性、材料等的要求很高, 液压系统也不例外。

首先, 液压油方面, 油品要求高清洁度, 要有适宜环境及其变化的黏度, 要有良好的低温性能与黏温性能, 要有良好的抗氧化性能等。

第二, 材料方面, 液压系统由液压站、管路、密封件及各种控制阀构成, 考虑风机运行环境, 各种材料的选择必须具有很强的环境适应性, 同时还要考虑液压油品与这些材料的兼容性等。