永磁同步风力发电系统控制技术综述
【摘 要】随着经济和科技水平的快速发展，风力发电机的维护系统使得风力发电机出现故障的隐患减小。此系统的应用有效延长了金风的永磁直驱发电机的使用寿命，提高了金风的永磁直驱发电机的可靠性和安全性。金风的永磁直驱发电机维护系统能够有效维护发电机的正常运行，降低了金风的永磁直驱发电机意外停机的风险，提高机组的运行效率，同时还能够降低金风的永磁直驱发电机装备的维护成本。在对其拓扑结构分析的基础之上对矢量控制技术和直接转矩控制技术应用于永磁同步风力发电机进行了详细的分析。最后，指出了永磁同步风力发电系统控制技术未来可能的研究重点和发展趋势。
【关键词】风力发电;永磁同步风力发电机;控制技术
引言
风能发电系统的研究中，风力发电机一直是国内外学者研究的重点。对于风力发电机而言，高效率、低成本以及高供电质量一直是其设计的主要目标。与其它电机相比，永磁電机具有更高的功率密度和效率，因而永磁风力发电机更能满足在风力发电应用上的需求。然而，由于永磁风力发电机的低速应用特征，通常需要采用极对数较大的设计方案，导致了磁钢用量增加，磁钢间漏磁增多等问题。除此之外，由于稀土材料价格较高，会使得风力发电机制造和后期维护成本较高，不利于风力发电的大规模建设和发展。
1风力发电机组故障诊断的研究现状
就目前发展而言，风力发电机的维护系统使得风力发电机出现故障的隐患减小。此系统的应用有效延长了金风的永磁直驱发电机的使用寿命，提高了金风的永磁直驱发电机的可靠性和安全性。金风的永磁直驱发电机维护系统能够有效维护发电机的正常运行，降低了金风的永磁直驱发电机意外停机的风险，提高机组的运行效率，同时还能够降低金风的永磁直驱发电机装备的维护成本。随着金风的永磁直驱发电机的广泛使用，社会对金风的永磁直驱发电机系统故障诊断技术给予巨大的关注。实时监控发电机设备故障并及时维护能够提高金风的永磁直驱发电机的可靠性，降低机器的运行成本。令人可喜的是国外和其他研究人员对于如何减少金风的永磁直驱发电机故障问题，对线圈中转子电流的谐波和搜索线圈电压的方法以及分析定子绕组的损坏作出了研究。对于金风的永磁直驱发电机来说，常用的、有效的方法是定子电流的频谱分析，该分析方法对于监测和诊断电动机存在的缺陷有着很大的作用。电流的频谱分析被用来感应电动机绕组出现的故障、机械的不平衡以及定子缺陷的诊断和监测。许多专家在小波分析理论的基础上提出了双功率风力发电机定子绕组故障的分析方法。许多学者使用金风的永磁直驱发电机时将动力转换成为连续小波变换。通过用频率大小除以分量的大小、机器的损伤程度和频率分布来识别风向和风力的等级。金风的永磁直驱发电机的轴承降低了生产成本，减少了对振动传感器的损坏。
2控制策略综述
2.1交替极永磁风力发电机结构设计
考虑到电机的功率输出和容错能力，该新型拓扑定子采用交流五项设计，在风力发电系统中，通过整流逆变电路转换为与电网同步的三相电压。同时，为了提高该交替极永磁风力发电机在故障状态下的容错运行能力，电枢绕组采用了隔齿绕的绕线方式，即在每相线圈之间保留一个容错齿。转子与定子同轴内置于定子内部，并采用内置式永磁转子结构以保证转子在运行中的结构强度。转子永磁体采用了“V型”排布的交替极结构，提高了永磁磁势和永磁体利用率。由于交替机拓扑用铁心极替代原有一半的永磁极，这拓宽了“V型”永磁结构中的两块磁钢夹角设置范围，有利于降低电机反电势中非工作谐波占比。在传统“V型”永磁结构下，由于所有永磁体相邻排布，“V型”磁钢夹角的调节范围受到相邻磁钢限制，制约了对电机反电势谐波畸变率的优化。
2.2无传感器直接转矩控制
同样地，为了减少传感器的使用，提高风力发电系统的可靠性，不少学者对永磁同步风力发电机直接转矩控制无传感器控制技术做了许多研究。提出了无位置传感器情况下两种转子检测的方法，但是并未将其应用至实践中。一种永磁直驱型风力发电系统的无风速传感器直接转矩控制策略，直接控制电机的转矩和定子磁链来实现永磁同步发电机的最优控制，不需要转速外环，避免了风速的测量和风速测量不准确等问题，但是对发电机转速的测量精度提出了更高的要求。将SVM和无位置传感器技术相结合用于直接转矩控制系统。提出一种利用RBF神经网络进行风速估计并考虑损耗转矩的最大风能跟踪控制策略。
2.3自抗扰控制
为了解决风力发电系统非线性、不确定性、强干扰的问题，一种以实现最大功率跟踪控制为目标，实时跟踪电机转速的基于最佳叶尖速比的自抗扰控制(ADRC)策略，该方法不依赖系统数学模型，将永磁同步风力发电机存在的所有干扰看作系统总干扰，利用扩张状态观测器对系统的总干扰进行估计，然后通过反馈控制器进行干扰补偿。将ADRC和PI相结合，不足之处在于这种控制技术还未对系统进行无传感器方面的研究。
2.4故障诊断分析
永磁直驱发电机故障监测和诊断系统主要包括对风机运行状况的分析，为了使风力发电机减少故障发生率，施工人员和维护人员采用了一种独特的故障诊断方法，这种方法不仅节省了设备的维护成本，而且还满足了现有金风的永磁直驱发电机的使用需求。作为管理维护发电机的工具，风力发电机的监测和故障诊断系统需要进一步改善，现场施工人员还应该创建综合风力发电场，减少工作人员的工作量。由于发电机的独特性，相应部门应当采用适当的措施对金风的永磁直驱发电机实施维护和管理。
3发展趋势
一是研究可靠性高的复合控制算法，将矢量控制和直接转矩控制有效结合起来，扬长避短，可以同时满足稳态精度和动态响应的要求;二是针对多极永磁同步风力发电控制技术的研究，随着永磁同步风力发电系统容量的不断扩大，永磁同步风力发电机向多极化发展是必然的趋势;三是对先进控制引入后的简化处理，虽然目前已成功将诸如模型预测控制、自抗扰控制等先进控制技术与矢量控制和直接转矩控制相结合，但是无一例外其计算过程非常复杂且难以理解;四是针对新型变流器拓扑结构，控制技术与多电平变换器结合的研究;五是针对基于观测器的算法，使算法受电机参数影响更小，提高系统的可靠性。
结语
在永磁同步风力发电系统控制技术中，矢量控制通过将发电机直轴电流设定为零，对其电磁转矩和磁链进行控制，但坐标变换引起计算复杂，对数字信号处理能力要求较高;直接转矩控制技术直接以转矩为被控制量，给定定子磁链幅值，通过调节空间电压矢量来直接改变定子磁链和转子磁链之间的夹角，进而直接控制转矩，但是要重视电机参数对算法的影响。
参考文献：
[1]刘细平，于仲安，梁建伟.风力发电技术研究及发展[J].微电机，2007，40(4)：76-79.
[2]魏伟，许胜辉.风力发电及相关技术综述[J].微电机，2009，42(4)：66-69.
[3]刘细平，黄筱霞.一种双定子低速稀土永磁同步风力发电机设计研究[J].微电机，2006，39(8)：25-27.
[4]曹江华，杨向宇，姚佳.双转子永磁同步风力发电机设计与应用[J].微电机，2008，41(2)：65-67，85.
[5]林显军，程小华.开关磁阻风力发电技术[J].电机与控制应用，2011，38(9)：46-50.
[6]张建忠，程明.新型直接驱动外转子双凸极永磁风力发电机[J].电工技术学报，2007，22(12)：15-21.
[7]王文博.直驱式外转子永磁同步风力发电机及计算机辅助设计[D].广州：广东工业大学，2011.
(作者单位：国投哈密风电有限公司)
作者：史旭春
【摘 要】随着经济增速放缓，社会用电量减少，风电消纳问题日益突出，目前我国的集中风电发展受到很大限制?相较于集中式风电，分散式风电有诸多优点?在化石能源和水资源较为贫瘠的地区，可利用分散式风电补偿负荷突然增长，免去扩容输配电设备所产生的费用;在负荷集中的周边地区修建分散式风电场，可减小用电压力，推迟电网的扩建，增加政策制定的弹性并缓解资金压力?本文介绍了国内外分散式风电的发展现状，针对分散式风电并网对于配电网特性的影响和分散式风电运行的关键技术进行了综述，列举了目前的各项研究成果，并对未来发展进行展望?
【关键词】分散式风电;配电网;接入;运行控制风
力发电能够给我国的新能源发电技术奠定扎实的基础保证，属于我国发电方式中最为成熟的一种技术，所以该项技术在我国受到了广泛运用，但当前在实际的风电并网运用后产生了很多急需改进的影响因素，如对电网调度造成的影响?对电力系统稳定性造成的影响等，这些问题都会影响到日常用电情况?
1国内外分散式风电的定义
我国的分散式风电接入项目是指距离负荷较近，不经过长距离输送，所发电力直接接入周边电网就地消纳的风电项目?分散式风电与分布式风电的发展模式略有不同?前者的发展模式为同一监控?当地消纳，主要目的在于解决区域负荷增长;后者发电的风电装机容量小?电压等级低?所发电量自发自用，剩余电量才接入电网，主要目的在于解决用户本身的负荷要求?国际上没有明确定义分散式风电?虽然强调风电的分散接入，但是没有对风电的容量进行限定?总的来说，提倡在电压水平相对不高的电网节点接入，以提高利用效益?在决定适合接入的电压等级前，需综合考虑当地的已有负荷情况和中长期范围内将兴建的电源规划，此外，还要考虑当地的资源，探索风电场适宜的开发规模?丹麦?德国等可再生能源比例较高的国家，存在直接接入低电压等级电网的风电，这些风电规模不大，且不经过远距离传送，与国内对分散式风电的定义十分相近?而西班牙?美国等风能开发方式，则接近我国此前的集中开发方式?因为存在风电资源分布与大型负荷不匹配的问题，所以采用集中兴建大型风电场，再利用输电网络统一外送到电量需求大的地方?
2风电并网对于电网的影响意义
2.1对于电网调度造成的影响
在传统电网配置方面，大部分电网处于较为宽阔的地带，所以电网进行建设阶段对整体的线路构架及电网后续的使用维修实施难度较大?且由于部分电网的建设相对缺乏资金投入，所以传统电力在构建过程中设备智能化的程度较低，这样的问题就会影响到风电并网对于电网调度造成的诸多因素?此外，虽然当前已对传统电网有进一步的改进，使大部分电网水平在当前的运行性状态下有所保证，但由于人们的生活质量不断提升，对电力的使用消耗也在不断加大，传统的电网线路不稳定等诸多问题在当前的电力使用阶段十分常见?由于部分农村以及偏远地区的经济情况有所限制，在当前的经济状态下网架承载的能力也需随着居民的使用情况不断提升，只有这样才能保证农村的正常用电消耗?
2.2分散式风电机组接入对配网特性的影响
分散式风电的渗透率不断增长会对配电网的特性产生很大影响?如正常运行时风速的随机波动性引起输出功率的变化给电网带来波动与闪变?风速低于切出风速时风机从额定运行状态退出?短路电流水平增大引起的电压暂降特征的改变等?虽然分散式风电并网产生了一些负面影响，但同时也有积极的一面?当电网中关联负载较大时，它能及时提供电能，缓解传输线路上的输电压力，从而降低电网出现故障的可能性?风电机组还能提供一定的无功支撑，增强母线节点稳定电压的能力?
2.3对于电能表造成的影响
一般情况下电能表出现故障的问题主要为：机械作用力的因素?主要是在电能表运输阶段可能会造成的各方面机械作用力的影响，如外界的晃动及碰撞等问题，这些机械作用力不仅会直接影响到电能表的日常工作，还会在一定程度破坏电能表的内部零件，最终使其造成不可恢复的损害;电力干扰因素?是指设备出现故障属于非可见的因素，对于电能表所造成的伤害与前面的外在因素相比同样存在严重危害?通常电能表的检查工作在实际开展阶段需检测该设备是否能够正常工作并运转，但当电能表运转期间内部具有各种的电磁及电力波动干扰，就会使整体的设备功率加大，最终影响到电能表的正常运转，在无限的运转中失去控制，造成最终的经济损失?
3提升风电并网性能的相关措施
3.1全面完善电网的日常调度
3.1.1建立完善电网调度的运行考核制度
电网运行期间构建完备的电网调度运行考核体系十分关键，体系的构建能直接将智能电网在电网调度期间的管理状态进行及时反馈，并能给后续控制管理工作提供每日的基础数据?数据的展现可更好地反馈出电网的日常问题，所以想要更好地将电网调度体系运用到智能电网中，制定相对应的考核制度并在该基础上结合奖惩方式促进相关人员不断提高自己的调度技术以及工作水平，激发员工探究技术的积极性与主动性?
3.1.2加强电网调度的运行管理内容
想要进一步降低电网调度基础结合到实际的智能电网阶段，就需加强对电网调度基础的运行管理内容，并达到提升智能电网使用效率的目的，给智能电网的后续运行状态提供保证?在智能电网的实际运行状态中结合电网调度的技术，应根据安全生产的要求进行内容划分，并从实际的电网调度工作进行工作管理的提升?就加强电网调度的运行管理内容来说，可分两方面内容：第一，需在整体管理工作模式中细化并完善相对应的管理制度体系，对整个智能电网公司内部都能够有安全的严格控制系统管理，保证在电网调度运行发展阶段能得到有效的规避由于信息安全出现的诸多问题?此外，还要根据电网调度内部的实际情况对当前电网调度运行进行科学合理的内容安排，结合当前电网运行情况积极开展，提高电网系统运行阶段的实际质量和效果?第二，更加重视电网设备的安全稳定，定期加强电网可发挥保护作用的相关配置因素，降低电网调度运行日常运行事故所占比例?电网调度运行安全工作的管理人员还需做好电网调度的日常经济运行控制工作，从细节入手，对电网的整体运行管理作出保证?
3.2加强对于电力系统的内外监测
电力系统的内外检测不仅需具备全面应用的在线检测技术，还需对电力系统的振动进行数据统计，想要达到这样的要求就需运用时域仿真模式?时域仿真模式一般都是运用在分析电力系统的小扰动或暂态稳定中，在机电振荡方面对于该种模式也有所研究?该种方式主要能够满足对于数据进行理论的数据分析，在此基础上运用计算机设备等相关的仿真软件进行数据的整合，将电力系统在受到扰动时能够通过模型样子反馈出来，从而分析出机电振荡期间的频率特性以及阻尼?
4结语
分散式风电具有良好的经济性和环保性，避开了大规模风电并网所遇到的风电消纳困难?随着国家投入力度的不断加大和分散式风电自身优势的逐渐显现，可以预见即将迎来一个快速发展阶段?虽然分散式风电并网会造成配网的电压波动?产生谐波?使继电保护失去选择性等影响，但随着风功率预测技术?监控与集中控制技术?无功控制技术?孤岛检测技术等研究的不断深入，这些问题都将逐步得到解决或改善?
参考文献：
[1]白鸿斌，王瑞红.风电场并网对电网电能质量的影响分析[J].电力系统及其自动化学报，2012，24(1)：120-124.
[2]李征，蔡旭，郭浩，等.分散式风电发展关键技术及政策分析[J].低压电器，2014(9)：39-44.
[3]王彩霞，李瓊慧.促进我国分散式风电发展的政策研究[J].风能，2013(9)：46-52.
作者：王进
摘要：风力发电机组运行时间越长，越容易出现故障，因此，风电机组维修问题日益严峻，急需有效的故障诊断与预测技术，本文探究了风力发电机组的故障原因，归纳总结了风力发电机组的故障诊断技术与故障预测技术，以期为相关人员提供参考。
关键词：风力发电机组;故障诊断;预测技术
引言：风能是一种绿色环保可再生能源，风电机组可以将风能转化为电能，因此一般将其安置在风力较大、环境较为恶劣的偏远地区，受到天气和周围环境的影响，风电机组可能会出现一系列故障，而人工检修十分复杂，因此，需要加强对风电机组的故障诊断和预测。
一、风力发电机组故障
(一)葉片故障
风电机组主要由叶片来获得风能，叶片体积较大，长期裸露在外部环境下，工作状态时，叶片承受较大风力，容易出现故障，例如：由于雨雪和雷电的侵蚀，叶片容易被腐蚀，表面粗糙，导致外壳剥落，内部结构松动或出现裂纹，引起叶片动力学不稳固。
叶片变形或者碎裂时，会发出高频声发射信号，此信号可应用于对叶片检测评估。叶片的故障使转子叶片受力不均，影响主轴的稳定性，导致机舱不稳定，进而影响整个风电机组的稳定性。因此可以在主轴上安装传感器，以便接受声发射信号，及时发现机组故障。
(二)电机故障
风电机组中的电机包括机械发电机和电动机。发电机结构复杂，成本较高，直径较大，目前广泛使用的有双馈发电机、异步发电机、直驱式风力发电机、永磁同步发电机等，电动机在风电机组变桨、偏航等系统中被广泛应用。
电机故障包括机械故障和电气故障。机械故障通常由磨损严重、轴承过热、转子间气隙异常等原因造成，电气故障的原因有：三相不平衡、绕阻短路、断路、过热等。通过检测电流、温度和震动可以分析风电机组是否发生故障。
(三)齿轮箱故障
齿轮箱连接发电机和风电机组主轴，将主轴的低转速调高，达到发电机所需转速，齿轮箱中包含一级齿轮和二级齿轮组，其工作强度大、传送复杂、工作条件恶劣导致齿轮箱中润滑系统及转动轴承部分易出现故障。在风电机组运行中，受冲击载荷与交变应力的影响，齿轮容易出现断齿、齿面擦伤、齿轮磨损等故障;轴承容易产生滚道打滑、滚道划伤、跑圈、磨损等故障，一旦齿轮箱出现故障，将会耗费较长维修时间和较高的维修费用。
(四)电气和控制系统
风电机组中电气系统是故障发生率最高的子系统，由于单机兼容的增加，电气系统应用越来越多，故障发生也越来越频繁。电气系统故障是由于震动、湿度过大、过热、过压、过流等因素造成电路板或电子元件失效而导致。
控制系统可以控制风电机组的桨距、偏航、电缆解绕等操作，控制系统中有各类传感器、控制器以及执行机构，控制系统的故障分为传感器故障和其他故障，其他故障包括控制电路板故障、偶然死机等，一般通过控制系统的重新启动可以消除。
二、故障诊断技术
(一)振动信号诊断技术
对震动信号进行分析诊断是目前最广泛的故障诊断方法，通过风电机组中叶片、主轴轴承、齿轮箱等部位的振动信号进行分析，判断风电机组的故障部位及发生故障的危险程度。有专家提出一种小波神经网络法，可以对叶片和齿轮箱的故障进行诊断，根据叶片和齿轮箱微弱故障信号特点，提出一种集平稳子空间分析的连续小波变化和信号分析的方法，有效识别风电机组叶片和齿轮箱的故障特征[1]。
现阶段，针对风电机组的诊断基本是在稳态情况的基础下对振动信号进行分析观察，但实际环境中风电机组的工作是动态的，并且存在较多的不可控因素，因此，仍需进一步的讨论机组振动信号，研究发现新的可行性更高的方法。
(二)电气信号诊断技术
通过电气信号诊断风电机组故障研究较少，一般用来检测电动机故障，但是由于电气信号中故障信号较为微弱，容易被电机本身固有信号掩盖，因此提取有效故障信号十分困难。利用先进信号分析法将故障相关特征从电气信号中分离出来，结合电机模型进行分析诊断，国外科学家通过动力模型，发现了电机系统与电流信号之间存在耦合关系，成功判断出电机故障，利用模型仿真分析齿轮箱与电流信号间的关系，并通过实验进一步的证明，电机的其他关键部位，如转子轴承等也可以通过电流进行故障诊断，国内也有科学家根据电流调制信号诊断出与齿轮相关的故障，利用模量频谱分析方法，通过对转子断条电机的故障进行仿真实验研究，对于电机的故障诊断具有较高精准度。
(三)其他识别方法
分析风电机组产生的信号，在时间和频率上构建高维特征，通过计算机将特征进项融合分析，进而实现对故障的诊断;基于失效物理模型的故障检测方法，是指根据关键物的物理特点与工作环境、工作时间等关系，结合当前设备状况进行预估，估算出设备剩余寿命，并且利用各类数据进行分析，并建立退化模型，预测设备未来某一时刻可能会遇到的故障问题。
三、故障预测技术
随着运行时间的增加，风力发电机组功能必然衰退，机组零件也将出现故障。为确保设备能正常进行工作，避免故障带来的巨大经济损失，故障预测技术引起了人们的广泛关注。
(一)电子系统故障预测方法
电子系统由控制系统传感器、发电机、电气系统等电力方面的子系统构成，随着直驱式风电机组的应用和单机容量的不断增大，电子系统故障发生率越来越高。虽然机械故障需要花费较大维修成本以及停机较长时间，但电子系统故障的发生却更加频繁，同样使维修成本居高不下。电子系统故障通常是由于电流过大散热不好，老化电压过高等原因引起，由于电子系统故障发生时间短，其性能衰退速度快，因此故障预测往往比较困难。针对电子系统的故障原因，有关学者提出了以下方法：①在产品设计时，将内部加入类似保险丝的功能模块进行保护;②在电子系统中植入有自检功能的软件，以便随时进行检测，及时发现故障;③设计模型，在不同的环境下可以预估部件的损伤程度，推测构件寿命。④使用长效晶体管进行加速寿命实验研究，针对其不同环境状况，使用预测算法来推测电子构件剩余的寿命[2]。
根据实验数据分析，可以发现随着电容性能的衰退，电容容量逐渐减小，电容的串联电阻阻值不断增大，因此需加强对电子系统及其关键元件的故障预测。
(二)机械结构系统故障预测
风电机组中的机械结构系统包括：叶片、齿轮箱、轴承等，由于恶劣的工作环境以及需承受较重载荷等原因，机械结构容易发生故障，因此电机组早期故障的探测对提高风电机组的运行有着重要的意义。
目前，有几种对风电机组中机械构件进行探测的方法：①利用逻辑回归模型进行分析，模拟构件性能的退化过程，用当前测得的振动信号和电流型号等，对构件状态进行评估，预测构件的剩余寿命，由此可以反向逆推零件的受损程度。②通过观察测到的构件数据，通过卡尔曼滤波算法进行数据建模，并预测构建的剩余寿命。③根据轴承上的信号探测器分析振动信号，通过扩展卡尔曼滤波技术推测轴承剩余寿命，由此来计算构件故障程度。
当前的预测故障预测工作主要是对装备性能退化数据进行研究，在此基础上进行展开分析，推测装备的故障程度，从而实现对故障的预测，然而风力发电机组的工作状态变化频繁，受力情况较为复杂，构件的性能退化程度存在非线性特征，因此还需要进行更加深入的研究。
结论：随着我国对风能的广泛利用，风电机组的维修技术需要进一步的提高，通过探讨风电机组不同故障传出的不同信号，分析风电机组中电气系统和机械结构发生的故障，及时有效的进行维修，根据预测方法有效的进行故障预测，对风电机组未知故障进行诊断研究，对风电机组的推广使用有重大意义。
参考文献：
[1]杨巍.风力发电机组故障诊断与预测技术研究综述[J].工程建设与设计，2018，000(004)：77-78.
[2]邢海军.风力发电机组故障诊断与预测技术研究综述[J].化工管理，2019，000(012)：155-156.
作者：郑磊
摘要：风能是目前全球发展最快的可再生绿色能源， 风力发电系统是将风能转化为电能的关键系统， 它直接关系到风力发电的性能与效率。它主要对风力发电的发展现状和前景、风电系统的控制技术、风力发电机及其风电系统和风力发电中的关键技术作了简单的介绍。
关键词：风力发电;控制技术;并网技术;低电压穿越
引言
在全球生态环境恶化和化石能源逐渐枯竭的双重压力下，对新能源的研究和利用已成为全球各国关注的焦点。 风能作为一种可再生的清洁能源， 受世界各国的重视程度越来越高， 也越来越多的被应用到风力发电中。除水力发电技术外， 风力发电是新能源发电技术中最成熟、 最具大规模开发和最有商业化发展前景的发电方式。由于它可以在改善生态环境、 优化能源结构、 促进社会经济可持续发展等方面有非常突出的作用， 目前世界各国都在大力发展和研究风力发电及其相关技术。
1. 国内外风力发电的现状和前景
1.1 国外风力发电发展现状
20 世纪80 ～90 年代， 风力发电技术得到了飞速的发展并且逐渐成熟。风力发电凭借它自身的优点， 已经延伸到了电网难以达到的地方，给他们带来了很多方便。据全球风能理事会(GWEC)发布的全球风电市场装机数据显示， 全球风电产业 2011 年新增风电装机容量达四万一千兆瓦。这一新增容量使全球累计风电装机达到二十三万八千兆瓦。这一数据表明全球累计装机实现了两成多的年增长， 新增装机增长达到6%。到目前为止， 全球七十多个国家有商业运营的风电装机， 其中二十二个国家的装机容量超过 1GW。据估计到 2030 年， 欧洲风电装机可达三百亿瓦， 可满足欧洲百分之二十的电力需求。
1.2国内风力发电发展现状
我国风力资源储量丰富，分布广泛。陆上可开发的储量为2.53亿kW，海上可开发的储量为7.5亿kW。“大规模、高集中开发，远距离和高电压输送”是我国风电发展的重要特征。近年来，我国风电发展迅猛，2006～2010 年风电总装机容量从260万kW增长到4 182.7万kW，2010年新增风电装机1 600万kW，累计装机容量和新增装机容量均居世界第一。预计2020年我国风电累计装机可以达到2.3亿kW。这意味着未来十年中，风电总装机容量
平均每年需新增1 800万kW。预计每年需新增机组及其配套变流器约9 000台。
2. 风电系统的控制技术
风力发电系统的运行方式有三种：独立型、并网型和联合型。并网型风力发电系统由风力机控制器、 风力机、 传动装置、 励磁调节器、 发动机、 变频器和变压器等组成。
风力发电机组包括风力机、 发电机、 变速传动装置及相应的控制器等， 用来实现风能与电能的能量转换。风力发电的关键问题是风力机和发电机的功率和速度控制。
风电机组中将风能转换成机械能的能量转换装置是风力机， 它由风轮、 迎风装置和塔架等组成。按结构不同， 风力机可分为水平轴式和立轴式两种;按功率调节方式不同， 风力机可分为定桨距失速、 变桨距和主动失速 3 种。
风电机组中的发电机将机械能转化为电能， 发电机在并入电网时必须输出恒定频率(一般为 50 Hz)的电能。按照发电机转速的不同， 发电机可分为恒速和变速两类， 其中变速需要通过变频器来实现。变频器采用电力电子变流技术和控制技术， 将发电机发出的频率变化交流电转换为与电网频率相同、 能与电网柔性连接的交流电， 并且能实现最大风能跟踪控制。按照拓扑结构的不同， 变频器可分为交-交型、 交-直-交型和矩阵型三种;按照变频器容量的不同可将变频器分为部分容量和全部容量(全额)两种。
变速传动装置可将风轮的低转速转换为发电机的较高转速， 按传动链类型将其分为齿轮箱驱动和直接驱动两种， 其中前者包括单级和多级两种齿轮箱驱动。
3. 风力发电机及其风电系统
实现恒速或变速风力发电系统有许多种方案，所选发电机的类型主要取决于风电系统的形式。
传统的恒速/变速风电系统共有四种：基于SCIG 的恒速风电系统[1]、基于WRIG 的受限变速风电系统[2]、基于ESC- SCIG 的变速风电系统[3]和基于MMG 的变速风电系统[4]。
现代风电系统一般采用变速恒频技术，这种技术通过变流装置或改造发电机结构来实现。现代变速恒频风电系统共有六种：基于SCIG 的风电系统[5]、基于DFIG 的风电系统[6]、基于直驱式EESG 的风电系统[7]、基于直驱式PMSG 的风电系统[8]、基于半直驱PMSG 的风电系统[9]和基于PMBDCG 的风电系统[10]。
近年来， 一些具有商业化潜力的新型风力发电机及其风力发电系统不断涌现。新型变速恒频风电系统主要有以下八种：基于 SRG 的风电系统[11]、基于 BDFIG 的风电系统[12]、基于CPG 的风电系统[13]、基于HVG 的风电系统[14]、基于DWIG 的风电系统[15]、基于
TFPMG 的风电系统[16]、基于DSPMG 的风电系统[17]和基于EVT 的风电系统[18]。
4. 风力发电中的关键技术
4.1并网技术的研究和最大风能的捕获
并网技术是通过对全功率电力变换器的控制算法来实现控制目的。并网控制方面，文献
[19]提出了直流侧并网的新方法。 在直流电容与 DC/AC 之间安装并网开关。并网前并网开关断开，DC/AC 通过限流电阻对电容进行充电， 此时发电机在风力机的带动下转速从 0 上升。 当电容充电达到交流电网线电压幅值时闭合并网开关，同步风力发电机并网。 正常情况下，发电机转速从低到高逐渐上升，并在某一转速下并入电网。当由于某种原因， 发电机在高转速下脱网需要重新并网， 由于此时电容已经充电且直流母线电压高于网侧交流线电压幅值， 因此只要将并网开关闭合就可实现并网。
直驱式永磁同步风力发电机经电力电子变换器并入电网以后的控制目标是风速小于额定风速时实现最大风能捕获， 风速超过额定风速时使系统以额定功率输出[20]。
最大风能捕获的目的就是通过适当的控制，使风力机转速随风速变化，始终沿着最佳功率曲线运行，从而使风能转化最大化。 最大风能追踪可以有变桨距调节，也可以通过调节发电机功率来调节转速以保持最佳叶尖速比实现。 出于可行性、经济性和可靠性的考虑，当前使用的主要是通过控制发电机输出功率以调节其电磁功率，进而调节发电机转速。
具体实现时， 在发电机有功和无功功率解耦控制的基础上，根据有功功率给定的提取方法的不同，又有有速度传感器和无速度传感器的控制方法之分。有速度传感器的控制方法是根据风力机最佳功率曲线和风力机转速实时计算发电机输出功率给定。而无速度传感器的控制方法又有扰动法[21,22,23]、参数估计法、查表法和人工在智能法几类。
4.2低电压穿越的研究
电网电压跌落时， 由于受变流器通流能力的限制，网侧逆变器注入电网功率减小。而此刻机侧整流器的功率并没有改变，造成直流侧的过电压。如果维持直流侧电压稳定，则必然造成逆变器过电流。过电压和过电流都将导致电力电子器件的损坏， 为了保护变流器不被损坏， 风力发电机组将在电压跌落时退出运行。电网穿透率小时，风力发电机组在电压跌落时退出运行还是可以接受的。
然而，随着风力发电规模的不断扩大，若风电机组在电压跌落时仍然采取被动保护式脱网， 则会增加整个系统的恢复难度，甚至使故障更加严重，最终导致系统其他机组全部解列。 目前在风力发电技术发展领先的一些国家，如丹麦、德国等已相继制定了新的电网运
行准则, 定量给出了风电系统离网的条件(如最低电压跌落深度和跌落持续时间)，只有当电网电压跌落低于规定曲线以后才允许风力机脱网，当电压在凹陷部分时,发电机应提供无功功率。这就要求风电系统具有较强的低电压穿越能力，能方便地为电网提供无功支持。 因此必须研究低电压穿越的措施， 实现电网电压跌落时风力发电机不脱网运行。
文献[24]通过在逆变器交流侧加装无功补偿装置和低通滤波器来应对电网电压不对称跌落对系统所造成的影响， 使逆变器只能感受到电网的正序电压，保持其对称工作状态，从而实现低电压穿越;文献[25-28]通过直流侧加卸荷负载以消除电压跌落时直流侧的功率拥堵， 避免直流侧的过电压和逆变器的过电流，实现低电压穿越。这些方法都要增加专门的元件，降低了系统的可靠性和经济性，使控制变得复杂。
结论
风电作为我国今后大力重点发展的 3 类新能源之一， 在今后将具有广阔的发展和应用前景， 风力发电在摆脱对化石能源的过度依赖、 缓解中国能源紧缺、 改善生态环境和扩大社会效益等方面将做出较大的贡献。本文对风力发电的发展状况，如传统的恒速/变速风电系统、现代变速恒频风电系统和新型变速恒频风电系统进行了简单介绍。随着风电技术的不断变革以及机组制造工艺的持续改进， 将来风力发电的竞争力必定逐渐提升， 其发展前景广阔。
参考文献：
[1]程明，张运乾，张建忠.风力发电机发展现状及研究进展[J].电力科学与技术学报，2009，24(3):2 -9.
[2]李辉，薛玉石，韩力.并网风力发电机系统的发展综述[J].微特电机，2009，37(5):55 -61. [3]杨培宏，刘文颖.基于 DSP 实现风力发电机组并网运行[J].可再生能源，2007， 25(4):79 -82.
[4]吴聂根，程小华.变速恒频风力发电技术综述[J].微电机，2009，42(8):69 -72.
[5]荆龙.鼠笼异步电机风力发电系统优化控制[D].北京:北京交通大学，2008.
[6]林成武，王凤翔，姚兴佳.变速恒频双馈风力发电机励磁控制技术研究[J].中国电机工程学报，2003，23(11):122 -125.
[7]周扬忠，胡育文，黄文新.基于直接转矩控制电励磁同步电机转子励磁电流控制策略[J].南京航空航天大学学报:自然科学版，2007，39(4):429 -434.
[8]张岳，王凤翔.直驱式永磁同步风力发电机性能研究[J].电机与控制学报，2009， 13(1):78 -
82.
[9]陈昆明，汤天浩，陈新红，等.永磁半直驱风力机控制策略仿真[J].上海海事大学学报:自然科学版，2008，29(4):39 -44.
[10]夏长亮,张茂华，王迎发，等.永磁无刷直流电机直接转矩控制[J].中国电机工程学报， 2008， 28(6):104 -109.
[11]胡海燕，潘再平.开关磁阻风力发电系统综述[J].机电工程，2004，21(10):48 -52.
[12]刘伟，沈宏，高立刚，等.无刷双馈风力发电机直接转矩控制系统研究[J].电力系统保护与控制，2010，38(5):77 -81.
[13] 桓毅， 汪至中.风力发电机及其控制系统的对比分析[J].中小型电机， 2002， 29(4):41 -45.
[14]杜新梅，刘坚栋，李泓.新型风力发电系统[J].高电压技术，2005，31(1):63 -65.
[15]李勇，胡育文，黄文新，等.变速运行的定子双绕组感应电机发电系统控制技术研[J].中国电机工程学报，2008，28(20):124 -130.
[16]董萍，吴捷，陈渊睿，等.新型发电机在风力发电系统中的应用[J].微特电机， 2004， 32(7):39 -44.
[17]张建忠，程明.新型直接驱动外转子双凸极永磁风力发电机[J].电工技术学报，2007， 22(12):15 -21.
[18]袁永杰.开关磁阻四端口机电换能器及在风力发电中的应用研究[D].哈尔滨:哈尔滨工业大学，2008.
[19] 徐科,胡敏强,杜炎森,等.直流母线电压控制实现并网与最大风能跟踪[J].电力系统自动化，2007，31
(11):53-58.
[20] 吴迪，张建文. 变速直驱永磁风力发电机控制系统的研究[J]大电机技术，2006(6): 51-55
[21] 王生铁,张润和,田立欣. 小型风力发电系统最大功率控制扰动法及状态平均建模与分析[J]. 太阳能学报，2006，27(8):828-837.
[22] 闫耀民，范瑜，汪至中. 永磁同步电机风力发电系统的自寻优控制[J]. 电工技术学报，2002，17
(6):82-86.
[23] 房泽平,王生铁.小型风电系统变步长扰动 MPPT 控制仿真研究[J].计算机仿真，2007,24
(9):241-244.
[24] MARIUS F, CRISTIAN L, GHEORGHE-DANIEL A, etal . Voltage Sags Ride-Through of Motion SensorlessControlled PMSG for Wind Turbines[C]. Industry Applications Conference, 2007.
[25] 李建林,胡书举，孔德国，等. 全功率变流器永磁直驱风电系统低电压穿越特性研究[J].电力系统自动化，2008，32(19):92-95.
[26] 胡书举，李建林, 许洪华. 直驱式 VSCF 风电系统直流侧Crowbar 电路的仿真分析[J].电力系统及其自动化学报，2008，20(3):118-123.
[27] 李建林,胡书举，孔德国，等. 全功率变流器永磁直驱风电系统低电压穿越特性研究[J].电力系统自动化，2008，32(19):92-95.
[28] 胡书举，李建林,许洪华. 变速衡频风电系统应对电网故障的保护电路分析[J].变流技术与电力牵引，2008(1):45-51.
风力发电技术和风能利用方式
1973年发生石油危机以后，西方发达国家为寻求替代石化燃料的能源，在风力发电技术的研究与应用上投入了相当大的人力和资金，充分综合利用空气动力学、新材料、新型电机、电力电子技术、计算机、自动控制及通信技术等方面的最新成果，开创了风能利用的新时期。
德国、美国、丹麦等国开发建立了评估风力资源的测量及计算机模拟系统，发展了变桨距控制及失速控制的风力机设计理论，采用了新型风力机叶片材料及叶片翼型，研制出了变极、变滑差、变速恒频及低速永磁等新型发电机，开发了由微机控制的单台和多台风力发电机组成的机群的自动控制技术，从而大大提高了风力发电的效率和可靠性。
风电场是大规模利用风能的有效方式，20世纪80年代初在美国加利福尼亚州兴起。而海岸线附近的海域风能资源丰富，风力强，风速均匀，可大面积采获能量，适合大规模开发风电。然而在海上建造难度也大：巨大的基座必须固定入海底30m深度，才能使装置经受得住狂风恶浪的冲击;水下的驱动装置和电子部件必须得能防止高盐度海水的腐蚀;与陆地连接还得需要几公里长的海底电缆。
2.2风电装机容量
德国的风力发电装机容量已达610.7万kW，占德国发电装机容量的33%，居世界第1位。西班牙风电装机容量283.6万kW，居世界第2位。美国风力发电装机容量已达261万kW，居世界第3位。丹麦风电技术也很先进，装机容量234.1万kW。印度风电增长很快，到2000年累积装机容量已达到122万kW。日本的风电装机容量46万kW，运行较稳定的是海岸线或岛上的风力发电站，已达576台风电设备。
2.3各国的风力发电政策
目前风电机组成本仍比较高，但随着生产批量的增大和技术的进一步改进，成本将会继续下降 (见表1) 。许多国家建立了众多的中型和大型风力发电场，并形成了一整套有关风力发电场的规划方法、运行管理和维护方式、投融资方式、国家扶持的优惠政策及规范、法规等。
表1世界风电装机容量(万kW)和发电成本(美分/kW·h)
年份19831985198719891991199319951997199819992000
容量149414417121629847876410151393184
5成本15.310.97.26.66.15.65.35.15.04.94.8
数据来源：丹麦BTM咨询公司
欧洲发展风电的动力主要来自于改善环境的压力，将风电的发展作为减少二氧化碳等气体排放的措施。德国、丹麦、西班牙等国都制定了比较高的风电收购电价，保持了稳定高速的增长，1996年以后年增长率超过30%，使风电成为发展最快的清洁电能。丹麦风电技术的发展策略是政府不直接支持制造厂商，而是对购买风电机组的用户提供补贴。英国的《可再生能源责任法规》要求到2010年，每个电力供应商必须使可再生能源的电力供应量达到总电量的10%。
美国政府为鼓励开发可再生能源，在20世纪80年代初出台了一系列优惠政策。联邦政府和加利福尼亚州政府对可再生能源的投资者分别减免了25%的税赋，规定有效期到198
5年底，另外立法还规定电力公司必须得收购风电，并且价格应是长期稳定的。这些政策吸引了大量的资金采购风电机组，使刚刚建立起来的丹麦风电机组制造业获得了大批量生产和改进质量的机会。到1986年这3个风电场的总装机容量达到160万kW。2002年美国德州的风电容量为118万kW。德州政府规定，到2009年可再生能源的发电容量至少应达到200万kW，并拟订了110.4万kW的风电建设计划。
印度是一个缺电的发展中国家，政府制定了许多鼓励风电的政策，如投资风电的企业，可将风电的电量储蓄，在电网拉闸限电时，使有储蓄的企业能够得到优先供电。
澳大利亚的发电能源主要依靠煤炭。政府为改善电能结构，制定了一项强制性的可再生能源发电计划，太阳能——风力电站将成为可再生能源利用的重要组成部分。
3我国风力发电的开发现况
我国拥有丰富的风能资源，若采用10m高度的风速测算，陆地风能资源理论储量为32.26亿kW，可开发的风能资源储量为2.53亿kW。我国近海风能资源约为陆地的3倍，由此可算出我国可开发的风能资源约为10亿kW。
风能资源富集区主要在西北、华北北部、东北及东南沿海地区。20世纪70年代末80年代初， 我国通过自主开发研制，额定容量低于10kW小型风力发电机实现了批量生产， 在解决居住分散的农牧民和岛屿居民的用电方面有着重要意义。在国家有关部委的支持下，额定功率为200、250、300、600 kW的风力发电机组已研制出来，并在全国11个省区建立了27个风电场，浙江、福建、广东沿海及新疆、内蒙古自治区都有较大功率的风力发电场。东部沿海有丰富的风能资源，距离电力负荷中心又近，海上风电场将成为新兴的能源基地。国家计委在20世纪90年代中期制定了“光明工程”和“乘风计划”, 1997年当年装机超过10万kW，到2001年底总装机容量约40万kW。
我国风电技术还处于发展初期，较欧美落后，关键原材料或零部件主要依靠进口。风电机组是风电场的核心设备，主要依靠进口机组，在风电场的建设投资中是主要部分，占总投资的60%～80%。为鼓励风电的开发，我国对300kW以上机组免征进口税。风电随着技术的发展和批量生产，成本会继续下降。
本文主要介绍风电电价的构成，发展风力发电的必要性和现阶段我国发展风电面临的论难和机遇。通过对国内外的电力来源，能源结构，风能储量及分布，风电的社会价值等方面的评价入手阐述我国发展风电的必要性和紧迫性。
通过对风电场建设规模，风力发电成本要素，风电电价构成，减低成本途径，政府现行对风电的税收鼓励政策，现行风电产业特点和风电设备制造技术以及风电的社会效益等方面的分析，为政府，风电产业，融资领域和社会关注层面为解决风电产业中得各种矛盾以及为促进和发展风电产业建设提供理论依据和解决方案。
阐明我国积极发展风力发电事业，风电技术国产化和提高风电市场竞争力在我国具备着巨大的潜力。积极利用和发展风电这一再生能源，推动我国走可持续发展的能源之路，在我国已是势在必行。
关键词:风力发电，能源结构，政府鼓励，风电电价
1. 绪论
1.1 引言
能源，是人类生存的基本要素，也是国民经济发展的主要物质基础。随着国际工业化的进程，全球未来能源消耗预计仍将以3的速度增长，常规能源资源面临日益枯竭的窘境。进入20世纪， 由于对能源的渴求， 人们无节制地开采石油 ，煤炭， 天然气等这些埋在地层深处的维系人类生存的“能源食粮”，不仅严重地污染了我们的生存空间，恶化了自然环境，而且带来了更可怕的恶果 — 能源枯竭。进入70年代，世界能源发生危机，石油价格剧烈上涨，极大的刺激了那些能源消耗大国，使他们把研究开发其他能源放到了重要位置，要生存就必须寻求开发新能源。为此，各国政府纷纷制定自己的能源政策，给新能源开发以特殊优惠政策和政府税收补贴，从而使风能，原子能，太阳能，潮汐能，地热能等的开发利用得以迅速发展。进入21世纪，可再生能源的发展与研究将在全球的资源利用中得到越来越多的重要，可再生能源在资源消耗中也将占据越来越高的比例。
世界能源危机为风电发展提供了机遇，但由于起步较晚，存在很多不确定因素阻碍风电行业的发展。我国风电行业发展比较迅速，但与国际风电行业的发展水平还有很大差距，国内的风电发动设备主要依靠进口，对外依赖性强，虽然风电成本已下降很多，但相比火电成本的优势在短期内并不会明显突出，风电行业的发展还有很多的阻碍因素。正是风电行业投资的高风险，必然为风电行业发展带来高收益，不论是风电产业的经济效益、对社会的效益，还是我国目前奉行的可持续发展和节约战略，这些都为发电行业提供了很大的发展空间。
《中国风电产业市场发展研究及投资分析报告》根据国家统计局、国家发改委、国研网、欧洲风能协会和其他的一些权威渠道，内容丰富、翔实。在撰写过程中，运用了大量的图、表等分析工具，结合相关的经济学理论，综合运用定量和定性的分析方法，对风电行业的运行及发展趋势做了比较详细的分析，对影响行业发展的基本因素进行了审慎的剖析，报告还对国外风电行业发展迅速的国家相关政策进行了介绍和分析判断，为我国风电行业的发展提供依据和选择，是能源企业以及相关企事业单位、计划投资于风电行业的企业和风电设备业行业准确了解目前我国风电市场动态，把握风电行业发展趋势，制定企业战略的重要参考依据 1.2 风力发电的历史和现状
风能是人类最早利用的能源之一。 早在公元前 2000 年，埃及， 波斯等国就己出现帆船和风磨， 中世纪荷兰与美国已有用于排灌的水平轴风车。 中国是世界上最早利用风能的国家之一， 早在 1800 年前 ，中国就有风车提水的纪录。 下面简单介绍一下国内外现代风力机研制的历史和现状。
1.2.1中国风电的历史和现状
中国对现代风力机的研制可以追溯到二十世纪 50 年代，但有系统地研究还是从二十世纪 70 年代开始的 。中国为了解决西部草原牧区 ，东部海岛及边远山区的用电问题，国家鼓励开发离网型风力机， 国内各风电科研机构主要从事离网型的研制 ，并形成了一定的规模。 根据中国的具体情况， 重点推广了户用微型发电机， 功率一般为 1001000W ，目前已形成了一个生产， 销售 ，维修服务较完善的体系 ，部分产品出口。 这为电网不能通达 3的地区约 60 万居民解决了基本用电问题。 电灯， 电视进入千家万户， 提高了人民群众的生活质量 。据世界能源组织统计， 世界上十个最大的小型风力发电机生产企业中 ，中国占七个 。截至 2000 年底， 全国累计生产了离网型风力发电机组近二十万台。
1.3 中国风电电价定价机制的演变过程
中国的并网风电从 20 世纪 80 年代开始发展，尤其是“十一五”期间，风电发展非常迅速，总装机容量从1989 年底的4200kW增长到2008年的 1,200 万 kW ，跃居世界第四位，标志着中国风电进入了大规模开发阶段。总体看来，中国并网风电场的发展经历了三个阶段，即初期示范阶段、产业化建立阶段、规模化及国产化阶段。各阶段的电价特点及定价机制概括如下：
1.3.1 初期示范阶段(1986-1993 年)
中国并网型风电发展起步于 1986 年。1986 年 5 月，第一个风电场在山东荣成马兰湾建成，其安装的Vestas V15-55/11风电机组，是由山东省政府和航空工业部共同拨付外汇引进的。此后，各地又陆续使用政府拨款或国外赠款、优惠贷款等引进了一些风电机组，建设并网型风电场。由于这些风电场主要用于科研或作为示范项目，未进入商业化运行，因此，上网电价参照当地燃煤电价，由风力发电厂与电网公司签订购电协议后，报国家物价部门核准，电价水平在 0.28 元/kWh 左右，例如 20世纪90 年代初期建成的达坂城风电场，上网电价不足0.3元/kWh总体来说，此阶段风电装机累积容量为4200kW，风电发展的特点是利用国外赠款及贷款，建设小型示范电场。政府的扶持主要是在资金方面，如投资风电场项目及风力发电机组的研制。风电电价水平基本与燃煤电厂持平。
1.3.2产业化建立阶段(1994-2003 年)
1994年起，中国开始探索设备国产化推动风电发展的道路，推出了“乘风计划”，实施了“双加工程”，制定了支持设备国产化的专项政策，风电场建设逐渐进入商业期。这些政策的实施，对培育刚刚起步的中国风电产业起到了一定作用，但由于技术和政策上的重重障碍，中国风电发展依然步履维艰。每年新增装机不超过十万千瓦。到2003年底，全国风电装机容量仅56.84 万千瓦。
这一阶段，风电电价经历了还本付息电价和经营期平均电价两个阶段。1994 年，国家主管部门规定，电网管理部门应允许风电场就近上网，并收购全部上网电量，上网电价按发电成本加还本付息、加合理利润的原则确定，高出电网平均电价部分的差价由电网公司负担，发电量由电网公司统一收购。随着中国电力体制改革的深化，电价根据“厂网分开，竞价上网”的目标逐步开始改革。
总体来说，这一时期的电价政策呈现出如下特点：上网电价由风力发电厂与电网公司签订购电协议，各地价格主管部门批准后，报国家物价部门备案，因此，风电价格各不相同。最低的仍然是采用竞争电价，与燃煤电厂的上网电价相当，例如，中国节能投资公司建设的张北风电场上网电价为 0.38 元/千瓦时;而最高上网电价每千瓦时超过 1 元，例如浙江的括苍山风电场上网电价高达每千瓦时1.2元。
由此可见，从初期示范阶段到产业化建立阶段，电价呈现上升趋势。
1.3.3规模化及国产化阶段(2003 后)
为了促进风电大规模发展，2003年，国家发展改革委组织了第一期全国风电特许权项目招标，将竞争机制引入风电场开发，以市场化方式确定风电上网电价。截至2007年，共组织了五期特许权招标，总装机容量达到880万千瓦。
为了推广特许权招标经验，2006年国家发展改革委颁布《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》 (发改价格[2006]7号)文件，提出了“风力发电项目的上网电价实行政府指导价，电价标准由国务院价格主管部门按照招标形成的价格确定” 。根据该文件，部分省(区、市) ，如内蒙古、吉林、甘肃、福建等，组织了若干省级风电特许权项目. 1.3.4目前中国风电电价政策
随着风电的快速发展， “招标加核准”的模式已无法满足风电市场发展和政府宏观引导的现实需要。因此，在当前各地风电进入大规模建设阶段，从招标定价加政府核准并行制度过渡到标杆电价机制，是行业发展的必然，也将引导风电产业的长期健康发展。
2009年 7月底，国家发展改革委发布了《关于完善风力发电上网电价政策的通知》(发改价格[2009]1906号)，对风力发电上网电价政策进行了完善。文件规定，全国按风能资源状况和工程建设条件分为四类风能资源区，相应设定风电标杆上网电价。
1.4中国政府对风电的补贴政策
中国政府一直大力支持风电的发展，从2002 年开始，要求电网公司在售电价格上涨的部分中拿出一定份额，补贴可再生能源发电(即高出煤电电价的部分) 。 ， 电网和中国政府对风电的政策性补贴力度逐年加大，
由 2002 年的 1.38 亿元上升到 2008 年的 23.77 亿元1(见图 4) 。由此可见，中国政府的政策是鼓励可再生能源发展的，因此，中国风电迅速发展，三年间装机容量翻番。尽管如此，由于风电运行的不确定性，技术操作能力和管理水平的限制，中国风电企业的盈利仍然是微薄的。 结论
从以上分析我们可以看出，中国的风电电价变化和风电行业的发展特点密不可分。风电行业发展经历了初期示范、产业化建立、规模化及国产化、目前逐渐完善等四个阶段。与此相对应，四个阶段的风电电价基本情况为：初期示范阶段：与燃煤电价持平(不足0.3元/kWh) ;产业化建立阶段：由风力发电厂和电网公司签订购电协议确定，电价各不相同(0.38元/kWh～1.2元/kWh) ;规模化及国产化阶段：招标电价与核准电价共存，国家招标电价保持上升;目前完善阶段：四类标杆电价(0.51元/kWh，0.54元/kWh，0.58元/kWh，0.61元/kWh) 。在这期间，中国政府一直努力探索合理的风电电价市场形成机制。不同阶段的机制不同，风电电价亦有所波动，国家的指导电价逐年上升，核准电价则略微下降，这都符合中国风电产业和世界风电产业的发展规律，使中国的风电电价更趋理性。同时，可以看到，中国政府在探索风电价格机制和规范风电电价的过程中，一直给予风电行业巨大的支持， 2002年至2008年，国家对风电的补贴额从1.38亿元上升为23.77亿元， 每年都在大幅度增长，这极大地提高了投资者的积极性，促使中国的风电装机容量成倍增加，中国一跃成为风电大国。
因此，我们认为，中国政府是依据风电本身发展的客观规律、电网的承受能力来确定风电电价，在确定电价时从未考虑 CDM 因素，定价过程完全与CDM无关。但是，也应该看到，在中国风力发展的过程中，CDM对风力发电企业克服资金和技术障碍确实发挥了积极作用，如果没有CDM，中国风电发展速度不会如此迅速，更不会为减缓全球温室气体排放做出如此巨大的贡献。因此，我们希望EB在审核中国风电项目时能充分考虑和理解中国特殊的定价机制，推动全球范围内更多高质量 CDM 项目的成功注册，为减缓全球气候变化作出更多贡献。
参考文献：
1. 王双(作者) 《风力发电发展与风电电价分析研究》(文章) 2.中国风力发电网(作者) 《中国风电及电价发展研究报告》 3.作者不详 《 中国风电产业市场发展研究及投资分析报告》
2.3风力发电机组控制策略的发展
风能是一种能量密度低、稳定性较差的能源，由于风速、风向的随机性变化，导致风力机叶片攻角不断变化，使叶尖速比偏离最佳值，风力机的空气动力效率及输入到传动链的功率发生变化，影响了风电系统的发电效率并引起转矩传动链的振荡，会对电能质量及接入的电网产生影响，对于小电网甚至会影响其稳定性。风力发电机组通常采用柔性部件，这有助于减小内部的机械应力，但同时也会使风电系统的动态特性复杂化，且转矩传动模块会有很大振荡。目前，对风力发电机的控制策略研究根据控制器类型可分为两大类：基于数学模型的传统控制方法和现代控制方法。传统控制采用线性控制方法，通过调节发电机电磁转矩或桨叶节距角，使叶尖速比保持最优值，从而实现风能的最大捕获。对于快速变化的风速，其调节相对滞后。同时基于某工作点的线性化模型的方法，对于工作范围较宽、随机扰动大、不确定因素多、非线性严重的风电系统并不适用。
现代控制方法主要包括变结构控制、鲁棒控制、自适应控制、智能控制等[7,8]。变结构控制因具有快速响应、对系统参数变化不敏感、设计简单和易于实现等优点而在风电系统中得到广泛应用。鲁棒控制具有处理多变量问题的能力，对于具有建模误差、参数不准确和干扰位置系统的控制问题，在强稳定性的鲁棒控制中可得到直接解决。模糊控制是一种典型的智能控制方法，其最大的特点是将专家的知识和经验表示为语言规则用于控制，不依赖于被控制对象的精确的数学模型，能够克服非线性因素的影响，对被调节对象有较强的鲁棒性。由于风力发电机的精确数学模型难以建立，模糊控制非常适合于风力发电机组的控制，越来越受到风电研究人员的重视。人工神经网络是以工程技术手段来模拟人脑神经元网络的结构与特征的系统。利用神经元可以构成各种不同的拓扑结构的神经网络，它是生物神经网络的一种模拟和近似。利用神经网络的学习特性，可用于风力机的低风速的节距控制。
3存在的问题及展望
尽管近年来我国风电产业得到了迅猛的发展，但同时也暴露出众多的问题。首先，我国尚未完全掌握风电机组的核心设计及制造技术。在设计技术方面，我国不仅每年需支付大量的专利、生产许可及技术咨询费用，在一些具有自主研发能力的风电企业中，其设计所需的应用软件、数据库和源代码都需要从国外购买。在风机制造方面，风机控制系统、逆变系统需要大量进口，同时，一些核心零部件如轴承、叶片和齿轮箱等与国外同类产品相比其质量、寿命及可靠性尚有很大差距。其次，我国风电发展规划与电网规划不相协调，上网容量远小于装机容量。风电发展侧重于资源规划，风电场的建设往往没有考虑当地电网的消纳能力，从而造成装机容量大，并网发电少的现状。2009年新增装机容量中1/3未能上网，送电难已经成为制约风电发展的瓶颈。最后，我国风电的技术标准和规范不健全，包括风机制造、检测、调试、关键零部件生产及电场入网等相关标准亟需建立和完善。因此，展望我国未来的风电产业发展，必须加强自主创新掌握核心技术;必须加大电网建设力度，合理规范风电开发;必须加大政策扶持力度，建立健全完善统一的风电标准规范体系。
参考文献：
[1] 陈永祥,方征.中国风电发展现状、趋势及建议[J].科技综述，2010(4)：14-19.
[2] 张明锋, 邓凯,陈波等.中国风电产业现状与发展[J].机电工程，2010，1
(27)：1-3.
[3] 党福玲，朝克，贾永.我国风电产业发展现状浅析[J].经济论坛，2010(12)：58-60.
[4] 韩永奇，韩晨曦.中国风电产业的发展与前景[J].新材料产业，2010(12)：8-10.
[5] 王超，张怀宇，王辛慧等.风力发电技术及其发展方向[J].电站系统工程，2006，22(2)：11-13.
[6] 许洪华,郭金东.世界风电技术发展趋势和我国未来风电发展探讨[J].电力设备，2005，6(10)：106-108.
[7] 张新房,徐大平,柳亦兵等.风力发电技术的发展及相关控制问题综述[J].华北电力技术，2005(5):42-45.
[8] 马昕霞, 宋明中,马强等.风力发电系统控制技术的研究.上海电力学院学报[J].2005(3):205-209.[
2.2风力发电机组控制技术的发展
控制技术是风力发电机组安全高效运行的关键技术[5,6]，这是因为：
1)自然风速的大小和方向随着大气的气压、气温和湿度等的活动和风电场地形地貌等因素的随机性和不可控性，这样风力机所获得的风能也是随机和不可控的。
2)为使风能利用率更高，大型风力发电机组的叶片直径大约在60m~100m之间，因此风轮具有较大的转动惯量。
3)自动控制在风力发电机组的并网和脱网、输入功率的优化和限制、风轮的主动对风以及运行过程中故障的检测和保护中都应得到很好的利用。
4)风力资源丰富的地区通常环境较为恶劣，在海岛和边远的地区甚至海上，人们希望分散不均的风力发电机组能够无人值班运行和远程监控。这就对风力发电机组的控制系统可靠性提出了很高的要求。
因此，众多学者都致力于深入研究风力发电的控制技术和控制系统，这些研究工作对于风力发电机组优化运行有极其重要的意义。计算机技术与先进的控制技术应用到风电领域，并网运行的风力发电控制技术得到了较快发展，控制方式从基本单一的定桨距失速控制向变桨距和变速恒频控制方向发展，甚至向智能型控制发展。
定桨距型风力机指桨叶与轮毂的连接是固定的，即桨距角固定不变，当风速变化时，桨叶的迎风角度固定不变。失速型是当风速高于额定风速，利用桨叶翼型本身所具有的失速特性，即气流的攻角增大到失速条件，使桨叶的表面产生涡流，将发电机的功率输出限制在一定范围内。失速调节型的优点是简单可靠，当风速变化引起输出功率变化时，只通过桨叶的被动失速调节而控制系统不做任何控制，使控制系统大为简化。其缺点是叶片重量大，桨叶、轮毂、塔架等部件受力较大，机组的整体效率较低，也使得这些关键部件更容易疲劳磨损。
变速恒频风力发电机组是近年来发展起来的一种新型风力发电系统，其转速不受发电机输出功率的限制，而其输出电压的频率、幅值和相位也不受转子转速的影响。论文大全网WWW.11665.COM整理。
与恒速风电机组相比，它的优越性在于：低风速时能够跟踪风速变化，在运行中保持最佳叶尖速比以获得最大风能;高风速时利用风轮转速的变化调节风力机桨距角，在保证风电机组安全稳定运行的同时，使输出功率更加平稳。变速恒频风力发电机组通过励磁控制和变桨距调节来实现最佳运行状态。变桨距是根据风速和发电机转速来调整叶片桨距角，从而控制发电机输出功率，由传动齿轮箱、伺服电机和驱动控制单元组成。随着风电控制技术的发展，当输出功率小于额定功率状态时，变桨距风力发电机组采用OptitiP技术，即根据风速的大小，调整发电机转差率，使其尽量运行在最佳叶尖速比，以得到理想的输出功率。变桨距风力发电机组的优点是：输出功率平稳，在额定点具有较高的风能利用系数，具有更好的起动性能与制动性能，能够确保高风速段的额定功率。
2.3风力发电机组控制策略的发展
风能是一种能量密度低、稳定性较差的能源，由于风速、风向的随机性变化，导致风力机叶片攻角不断变化，使叶尖速比偏离最佳值，风力机的空气动力效率及输入到传动链的功率发生变化，影响了风电系统的发电效率并引起转矩传动链的振荡，会对电能质量及接入的电网产生影响，对于小电网甚至会影响其稳定性。风力发电机组通常采用柔性部件，这有助于减小内部的机械应力，但同时也会使
风电系统的动态特性复杂化，且转矩传动模块会有很大振荡。目前，对风力发电机的控制策略研究根据控制器类型可分为两大类：基于数学模型的传统控制方法和现代控制方法。传统控制采用线性控制方法，通过调节发电机电磁转矩或桨叶节距角，使叶尖速比保持最优值，从而实现风能的最大捕获。对于快速变化的风速，其调节相对滞后。同时基于某工作点的线性化模型的方法，对于工作范围较宽、随机扰动大、不确定因素多、非线性严重的风电系统并不适用。
现代控制方法主要包括变结构控制、鲁棒控制、自适应控制、智能控制等[7,8]。变结构控制因具有快速响应、对系统参数变化不敏感、设计简单和易于实现等优点而在风电系统中得到广泛应用。鲁棒控制具有处理多变量问题的能力，对于具有建模误差、参数不准确和干扰位置系统的控制问题，在强稳定性的鲁棒控制中可得到直接解决。模糊控制是一种典型的智能控制方法，其最大的特点是将专家的知识和经验表示为语言规则用于控制，不依赖于被控制对象的精确的数学模型，能够克服非线性因素的影响，对被调节对象有较强的鲁棒性。由于风力发电机的精确数学模型难以建立，模糊控制非常适合于风力发电机组的控制，越来越受到风电研究人员的重视。人工神经网络是以工程技术手段来模拟人脑神经元网络的结构与特征的系统。利用神经元可以构成各种不同的拓扑结构的神经网络，它是生物神经网络的一种模拟和近似。利用神经网络的学习特性，可用于风力机的低风速的节距控制。
3存在的问题及展望
尽管近年来我国风电产业得到了迅猛的发展，但同时也暴露出众多的问题。首先，我国尚未完全掌握风电机组的核心设计及制造技术。在设计技术方面，我国不仅每年需支付大量的专利、生产许可及技术咨询费用，在一些具有自主研发能力的风电企业中，其设计所需的应用软件、数据库和源代码都需要从国外购买。在风机制造方面，风机控制系统、逆变系统需要大量进口，同时，一些核心零部件如轴承、叶片和齿轮箱等与国外同类产品相比其质量、寿命及可靠性尚有很大差距。其次，我国风电发展规划与电网规划不相协调，上网容量远小于装机容量。风电发展侧重于资源规划，风电场的建设往往没有考虑当地电网的消纳能力，从而造成装机容量大，并网发电少的现状。2009年新增装机容量中1/3未能上网，送电难已经成为制约风电发展的瓶颈。最后，我国风电的技术标准和规范不健全，包括风机制造、检测、调试、关键零部件生产及电场入网等相关标准亟需建立和完善。因此，展望我国未来的风电产业发展，必须加强自主创新掌握核心技术;必须加大电网建设力度，合理规范风电开发;必须加大政策扶持力度，建立健全完善统一的风电标准规范体系。
参考文献：
[1] 陈永祥,方征.中国风电发展现状、趋势及建议[J].科技综述，2010(4)：14-19.
[2] 张明锋, 邓凯,陈波等.中国风电产业现状与发展[J].机电工程，2010，1
(27)：1-3.
[3] 党福玲，朝克，贾永.我国风电产业发展现状浅析[J].经济论坛，2010(12)：58-60.
[4] 韩永奇，韩晨曦.中国风电产业的发展与前景[J].新材料产业，2010(12)：8-10.
[5] 王超，张怀宇，王辛慧等.风力发电技术及其发展方向[J].电站系统工程，
2006，22(2)：11-13.
[6] 许洪华,郭金东.世界风电技术发展趋势和我国未来风电发展探讨[J].电力设备，2005，6(10)：106-108.
[7] 张新房,徐大平,柳亦兵等.风力发电技术的发展及相关控制问题综述[J].华北电力技术，2005(5):42-45.
[8] 马昕霞, 宋明中,马强等.风力发电系统控制技术的研究.上海电力学院学报[J].2005(3):205-209.[
风力发电厂的运行与维护检修技术
第一章 风电场的运行
目前，国内风力发电机组的单机容量已从最初的几十千瓦发展为今天的几百千瓦甚至兆瓦级。风电场也由初期的数百千瓦装机容量发展为数万千瓦甚至数十万千瓦装机容量的大型风电场。随着风电场装机容量的逐渐增大，以及在电力网架中的比例不断升高，对大型风电场的科学运行、维护管理逐步成为一个新的课题。风电场运行维护管理工作的主要任务是通过科学的运行维护管理，来提高风力发电机组设备的可利用率及供电的可靠性，从而保证电场输出的电能质量符合国家电能质量的有关标准。风电场的企业性质及生产特点决定了运行维护管理工作必须以安全生产为基础，以科技进步为先导，以设备管理为重点，以全面提高人员素质为保证，努力提高企业的社会效益和经济效益。
第一节 风电场运行工作的主要内容
风电场运行工作的主要内容包括两个部分，分别是风力发电机组的运行和场区升压变电站及相关输变电设施的运行。工作中应按照DL/T666-1999《风力发电场运行规程》的标准执行。
一、风力发电机组的运行
第 1 页 共 16 页
风力发电场的运行与维护检修技术
风力发电机组的日常运行工作主要包括：通过中控室的监控计算机，监视风力发电机组的各项参数变化及运行状态，并按规定认真填写《风电场运行日志》。当发现异常变化趋势时，通过监控程序的单机监控模式对该机组的运行状态连续监视，根据实际情况采取相应的处理措施。遇到常规故障，应及时通知维护人员，根据当时的气象条件检查处理，并在《风电场运行日志》上做好相应的故障处理记录及质量记录;对于非常规故障，应及时通知相关部门，并积极配合处理解决。
风电场应当建立定期巡视制度，运行人员对监控风电场安全稳定运行负有直接责任，应按要求定期到现场通过目视观察等直观方法对风力发电机组的运行状况进行巡视检查。应当注意的是，所有外出工作(包括巡检、起停风力发电机组、故障检查处理等)出于安全考虑均需两人或两人以上同行。检查工作主要包括风力发电机组在运行中有无异常声响、叶片运行的状态、偏航系统动作是否正常、塔架外表有无油迹污染等。巡检过程中要根据设备近期的实际情况有针对性地重点检查故障处理后重新投运的机组，重点检查起停频繁的机组，重点检查负荷重、温度偏高的机组，重点检查带“病”运行的机组，重点检查新投入运行的机组。若发现故障隐患，则应及时报告处理，查明原因，从而避免事故发生，减少经济损失。同时在《风电场运行日志》上做好相应
第 2 页 共 16 页
风力发电场的运行与维护检修技术
巡视检查记录。
当天气情况变化异常(如风速较高，天气恶劣等)时，若机组发生非正常运行，巡视检查的内容及次数由值长根据当时的情况分析确定。当天气条件不适宜户外巡视时，则应在中央监控室加强对机组的运行状况的监控。通过温度、出力、转速等的主要参数的对比，确定应对的措施。
二、输变电设施的运行
由于风电场对环境条件的特殊要求，一般情况下，电场周围自然环境都较为恶劣，地理位臵往往比较偏僻。这就要求输变电设施在设计时就应充分考虑到高温、严寒、高风速、沙尘暴、盐雾、雨雪、冰冻、雷电等恶劣气象条件对输变电设施的影响。所选设备在满足电力行业有关标准的前提下，应当针对风力发电的特点力求做到性能可靠、结构简单、维护方便、操作便捷。同时，还应当解决好消防和通信问题，以便提高风电场运行的安全性。
由于风电场的输变电设施地理位臵分布相对比较分散，设备负荷变化较大，规律性不强，并且设备高负荷运行时往往气象条件比较恶劣，这就要求运行人员在日常的运行工作中应加强巡视检查的力度。在巡视时应配备相应的检测、防护和照明设备，以保证工作的正常进行。
风电场场区内的变压器及附属设施、电力电缆、架空线路、通信线路、防雷设施、升压变电站的运行工作应执行下
第 3 页 共 16 页
风力发电场的运行与维护检修技术
列标准：
SD292-1988《架空配电线路及设备运行规程(试行)》 DL/T 572-1995《电力变压器运行规程》
GBI4285-1993《继电保护和安全自动装臵技术规程》 DL/T T596-1996《电力设备预防性试验规程》 DL408-1991《电业安全工作规程(发电厂和变电所电气部分)》
DL409-1991电业安全工作规程(电力线路部分)》 DL/T 5027-1993《电力设备典型消防规程》
DL/T620-1997《交流电气装臵的过电压保护和绝缘配合》
电力部(79)电生字53号《电力电缆运行规程》
第二章 机组常规巡检和故障处理
风电场的维护主要是指风力发电机组的维护和场区内输变电设施的维护。风力发电机组的维护主要包括机组常规巡检和故障处理、例行维护及非常规维护。在工作中应根据电场实际执行下列标准：
DL/T797-2001《风力发电场检修规程》 SD230-1987《发电厂检修规程》 DL/T573-1995《电力变压器检修导则》 DL/T574-1995《有载分接开关运行维修导则》
第 4 页 共 16 页
风力发电场的运行与维护检修技术
一、机组常规巡检
为出现保证风力发电机组的可靠运行，提高设备可利用率，在日常的运行维护工作中建立日常登机巡检制度。维护人员应当根据机组运行维护手册的有关要求并结合机组运行的实际状况，有针对性地列出巡检标准工作内容并形成表格，工作内容叙述应当简单明了，目的明确，便于指导维护人员的现场工作。通过巡检工作力争及时发现故障隐患，防范于未然，有效地提高设备运行的可靠性。有条件时应当考虑借助专业故障检测设备，加强对机组运行状态的监测和分析，进一步提高设备管理水平。
二、风力发电机组的日常故障检查处理
(1)当标志机组有异常情况的报警信号时，运行人员要根据报警信号所提供的故障信息及故障发生时计算机记录的相关运行状态参数，分析查找故障的原因，并且根据当时的气象条件，采取正确的方法及时进行处理，并在《风电场运行日志》上认真做好故障处理记录。
(2)当液压系统油位及齿轮箱油位偏低时，应检查液压系统及齿轮箱有无泄漏现象发生。若是，则根据实际情况采取适当防止泄漏措施，并补加油液，恢复到正常油位。在必要时应检查油位传感器的工作是否正常。
(3)当风力发电机组液压控制系统压力异常而自动停机时，运行人员应检查油泵工作是否正常。如油压异常，应
第 5 页 共 16 页
风力发电场的运行与维护检修技术
检查液压泵电动机、液压管路、液压缸及有关阀体和压力开关，必要时应进一步检查液压泵本体工作是否正常，待故障排除后再恢复机组运行。
(4)当风速仪、风向标发生故障，即风力发电机组显示的输出功率与对应风速有偏差时，应检查风速仪、风向标转动是否灵活。如无异常现象，则进一步检查传感器及信号检测回路有无故障，如有故障予以排除。
(5)当风力发电机组在运行中发现有异常声响时，应查明声响部位。若为传动系统故障，应检查相关部位的温度及振动情况，分析具体原因，找出故障隐患，并做出相应处理。
(6)当风力发电机组在运行中发生设备和部件超过设定温度而自动停机时，即风力发电机组在运行中发电机温度、晶闸管温度、控制箱温度、齿轮箱温度、机械卡钳式制动器刹车片温度等超过规定值而造成了自动保护停机。此时运行人员应结合风力发电机组当时的工况，通过检查冷却系统、刹车片间隙、润滑油脂质量，相关信号检测回路等，查明温度上升的原因。待故障排除后，才能起动风力发电机组。
(7)当风力发电机组因偏航系统故障而造成自动停机时，运行人员应首先检查偏航系统电气回路、偏航电动机、偏航减速器以及偏航计数器和扭缆传感器的工作是否正常。必要时应检查偏航减速器润滑油油色及油位是否正常，借以
第 6 页 共 16 页
风力发电场的运行与维护检修技术
判断减速器内部有无损坏。对于偏航齿圈传动的机型还应考虑检查传动齿轮的啮合间隙及齿面的润滑状况。此外，因扭缆传感器故障致使风力发电机组不能自动解缆的也应予以检查处理。待所有故障排除后再恢复起动风力发电机组。
(8)当风力发电机组转速超过限定值或振动超过允许振幅而自动停机时，即风力发电机组运行中，由于叶尖制动系统或变桨系统失灵，瞬时强阵风以及电网频率波动造成风力发电机组超速;由于传动系统故障、叶片状态异常等导致的机械不平衡、恶劣电气故障导致的风力发电机组振动超过极限值。以上情况的发生均会使风力发电机组故障停机。此时，运行人员应检查超速、振动的原因，经检查处理并确认无误后，才允许重新起动风力发电机组。
(9)当风力发电机组桨距调节机构发生故障时，对于不同的桨距调节形式，应根据故障信息检查确定故障原因，需要进入轮毂时应可靠锁定叶轮。在更换或调整桨距调节机构后应检查机构动作是否正确可靠，必要时应按照维护手册要求进行机构连接尺寸测量和功能测试。经检查确认无误后，才允许重新起动风力发电机组。
(10)当风力发电机组安全链回路动作而自动停机时，运行人员应借助就地监控机提供的故障信息及有关信号指示灯的状态，查找导致安全链回路动作的故障环节，经检查处理并确认无误后，才允许重新起动风力发电机组。
第 7 页 共 16 页
风力发电场的运行与维护检修技术
(11)当风力发电机组运行中发生主空气开关动作时，运行人员应当目测检查主回路元器件外观及电缆接头处有无异常，在拉开箱变侧开关后应当测量发电机、主回路绝缘以及晶闸管是否正常。若无异常可重新试送电，借助就地监控机提供的有关故障信息进一步检查主空气开关动作的原因。若有必要应考虑检查就地监控机跳闸信号回路及空气开关自动跳闸机构是否正常，经检查处理并确认无误后，才允许重新起动风力发电机组。
(12)当风力发电机组运行中发生与电网有关故障时，运行人员应当检查场区输变电设施是否正常。若无异常，风力发电机组在检测电网电压及频率正常后，可自动恢复运行。对于故障机组必要时可在断开风力发电机组主空气开关后，检查有关电量检测组件及回路是否正常，熔断器及过电压保护装臵是否正常。若有必要应考虑进一步检查电容补偿装臵和主接触器工作状态是否正常，经检查处理并确认无误后，才允许重新起动机组。
(13)由气象原因导致的机组过负荷或电机、齿轮箱过热停机，叶片振动，过风速保护停机或低温保护停机等故障，如果风力发电机组自起动次数过于频繁，值班长可根据现场实际情况决定风力发电机组是否继续投入运行。
(14)若风力发电机组运行中发生系统断电或线路开关跳闸，即当电网发生系统故障造成断电或线路故障导致线路
第 8 页 共 16 页
风力发电场的运行与维护检修技术
开关跳闸时，运行人员应检查线路断电或跳闸原因( 若逢夜间应首先恢复主控室用电)，待系统恢复正常，则重新起动机组并通过计算机并网。
(15)风力发电机组因异常需要立即进行停机操作的顺序：
1)利用主控室计算机遥控停机。
2)遥控停机无效时，则就地按正常停机按钮停机。 3)当正常停机无效时，使用紧急停机按钮停机。 4)上述操作仍无效时，拉开风力发电机组主开关或连接此台机组的线路断路器，之后疏散现场人员，做好必要的安全措施，避免事故范围扩大。
(16)风力发电机组事故处理：在日常工作中风电场应当建立事故预想制度，定期组织运行人员做好事故预想工作。根据风电场自身的特点完善基本的突发事件应急措施，对设备的突发事故争取做到指挥科学、措施合理、沉着应对。
发生事故时，值班负责人应当组织运行人员采取有效措施，防止事故扩大并及时上报有关领导。同时应当保护事故现场(特殊情况除外)，为事故调查提供便利。
事故发生后，运行人员应认真记录事件经过，并及时通过风力发电机组的监控系统获取反映机组运行状态的各项参数记录及动作记录，组织有关人员研究分析事故原因，总结经验教训，提出整改措施，汇报上级领导。
第 9 页 共 16 页
风力发电场的运行与维护检修技术
第三章 风力发电机组的例行维护
风电场的例行维护是风力发电机组安全可靠运行的主要保证。风电场应坚持“预防为主，计划检修”的原则，根据机组制造商提供的例行维护内容并结合设备运行的实际情况制定出切实可行的维护计划。同时，应当严格按照维护计划工作，不得擅自更改维护周期和内容。切实做到“应修必修，修必修好”，使设备处于正常的运行状态。 运行人员应当认真学习掌握各种型号机组的构造、性能及主要零部件的工作原理，并一定程度上了解设备的主要总装工艺和关键工序的质量标准。在日常工作中注意基本技能和工作经验的培养和积累，不断改进风力发电机组维护管理的方法，提高设备管理水平。
一、例行维护的主要内容和要求 1. 电气部分
1)传感器功能测试与检测回路的检查; 2)电缆接线端子的检查与紧固; 3)主回路绝缘测试;
4)电缆外观与发电机引出线接线柱检查;
5)主要电气组件外观检查(如空气断路器、接触器、继电器、熔断器、补偿电容器、过电压保护装臵、避雷装臵、晶闸管组件、控制变压器等);
第 10 页 共 16 页
风力发电场的运行与维护检修技术
6)模块式插件检查与紧固;
7)显示器及控制按键开关功能检查;
8)电气传动桨距调节系统的回路检查(驱动电动机、储能电容、变流装臵、集电环等部件的检查、测试和定期更换);
9)控制柜柜体密封情况检查; 10)机组加热装臵工作情况检查; 11)机组防雷系统检查; 12)接地装臵检查。 2. 机械部分
1)螺栓连接力矩检查;
2)各润滑点润滑状况检查及油脂加注; 3)润滑系统和液压系统油位及压力检查; 4)滤清器污染程度检查，必要时更换处理; 5)传动系统主要部件运行状况检查; 6)叶片表面及叶尖扰流器工作位臵检查; 7)桨距调节系统的功能测试及检查调整; 8)偏航齿圈啮合情况检查及齿面润滑; 9)液压系统工作情况检查测试; 10)钳盘式制动器刹车片间隙检查调整; 11)缓冲橡胶组件的老化程度检查; 12)联轴器同轴度检查;
第 11 页 共 16 页
风力发电场的运行与维护检修技术
13)润滑管路、液压管路、冷却循环管路的检查固定及渗漏情况检查;
14)塔架焊缝、法兰间隙检查及附属设施功能检查; 15)风力发电机组防腐情况检查。
二、例行维护周期
正常情况下，除非设备制造商的特殊要求，风力发电机组的例行维护周期是固定的，即：
新投运机组：500h(一个月试运行期后)例行维护; 已投运机组：2500h(半年)例行维护;
三、维护计划的编制
风力发电机组例行维护计划的编制应以机组制造商提供的例行维护内容为主要依据，结合风力发电机组的实际运行状况，在每个维护周期到来之前进行整理编制。计划内容主要包括工作开始时间、工作进度计划、工作内容、主要技术措施和安全措施、人员安排以及针对设备运行状况应注意的特殊检查项目等。
在计划编制时还应结合风电场所处地理环境和风力发电机组维护工作的特点，在保证风力发电机组安全运行的前提下，根据实际需要可以适当调整维护工作的时间，以尽量避开风速较高或气象条件恶劣的时段。这样不但能减少由维护工作导致计划停机的电量损失，降低维护成本，而且有助
第 12 页 共 16 页
风力发电场的运行与维护检修技术
于改善维护人员的工作环境，进一步增加工作的安全系数，提高工作效率。
四、例行维护的组织与管理 例行维护组织形式：
风力发电机组的例行维护在风电场的工作任务中所占的比例较重，如何科学合理地进行组织和管理，对风电场的经济运行至关重要。
依据风电场装机容量和人员构成的不同，出现较多的主要有以下两种组织形式，即集中平行式作业和分散流水式作业：
1. 集中平行式作业是指在相对集中的时间内，维护作业班组集中人力、物力，分组多工作面平行展开工作。装机数量较少的中小容量风电场多采用这种方式。
特点：工期相对较短，便于生产动员和组织管理。但是，人员投入相对较多，维护工具的需求量较大。
2.分散流水式作业是指将整个维护工作根据工作性质分为若干阶段，科学合理地分配工作任务，实现专业分工协作，使各项工作之间最大限度地合理搭接，以更好的保证工作质量，提高劳动生产率。适于装机数量较多的大中型风电场。
第 13 页 共 16 页
风力发电场的运行与维护检修技术
特点：人员投入及维护工具的使用较为合理，劳动生产率较高，成本较低。但是，工期相对较长，对组织管理和人员素质的要求较高。
例行维护工作开始前，维护工作负责人应根据风电场的设备及人员实际情况选择适合自身的工作组织形式，提早制定出周密合理的例行维护计划，落实维护工作所需的备品备件和消耗物资，保证维护工作所需的安全装备及有精度要求的工量卡具已按规定程序通过相应等级的鉴定，并已确实到位。
为了使每个维护班组了解维护工作的计划及进度安排，在例行维护工作正式开始前应召开由维护人员和风电场各部门负责人共同参加的例行维护工作准备会，通过会议应协调好各部门间的工作，“以预防为主”督促检查各项安全措施的落实情况，确定各班组的负责人，“以人为核心”做到责任到人，分工负责，确保维护计划的各项工作内容得以认真执行，并按规定填写相应的质量记录。
工作中应做到“安全生产，文明操作”，爱惜工具，节约材料，在保证质量的前提下控制消耗、降低成本。同时还应注意工作进度的掌握，加强组织协调，切实关心一线维护人员的健康和生活，在实际生产中提高企业的凝聚力。
五、检修工作总结
第 14 页 共 16 页
风力发电场的运行与维护检修技术
1)风力发电机组的维护检修工作必须要把安全生产作为重要的任务，工作中严格遵守风力发电机组维护工作安全规程，做到“安全与生产的统一”，确保维护检修工作的正常进行。
2)严格控制维护检修工作的进度，在计划停机时间内完成维护检修计划中所列的工作内容，达到要求的技术标准。并按规定填写有关质量记录，在工作负责人签字确认后及时整理归档。
3)工作过程中应当加强成本控制，严格管理，统筹安排，避免费用超支。
4)工作时要注意保持工作场地的卫生，废弃物及垃圾统一收集，集中处理，树立洁净能源的良好形象。
5)维护检修工作结束后，检修工作负责人应对各班组提交的工作报告进行汇总整理，组织班组人员对在维护检修工作中发现的问题及隐患进行分析研究，并及时采取针对性的措施，进一步提高设备的完好率。
6)整个工作过程结束后，检修工作负责人应对维护检修计划的完成情况和工作质量进行总结。同时，还应综合维护检修工作中发现的问题，对本维护周期内风力发电机组的运行状况进行分析评价，并对下一维护周期内风力发电机组的预期运行状况及注意事项进行阐述，为今后的工作提供有益的积累。
第 15 页 共 16 页
风力发电场的运行与维护检修技术
2500(一年)例行维护。
部分机型在运行满3年或5年时，在5000h例行维护，的基础上增加了部分检查项目，实际工作中应根据机组运行状况参照执行。
第 16 页 共 16 页
推荐阅读：
海上风力发电技术综述10-01
风力发电综述（精选9篇）11-09
国内外风力发电技术01-05
风力发电的技术（推荐9篇）06-01
风力发电技术总结（精选9篇）06-19
风力发电技术原理（精选9篇）09-09
最新风力发电技术（精选9篇）11-03
风力发电技术发展及关键问题研究12-23
风力发电技术课程设计（推荐9篇）06-22
关于风力发电机组并网技术问题探讨10-28
