第一节  风的成因

风是环绕地球大气层中的空气流动．流动的空气所具有的能量，也就是风所具有的动能，就称为风能．从广义太阳能的观点看，风能是由太阳能转化而来的．来自太阳能的辐射能不断地传送到地球表面周围，因受太阳照射而受热的情况不同，地球表面各处产生了温差，因而产生气压差，由此形成了空气的流动．因此，可以说是太阳把能量以热能的形式传到地球而后又转换成风能的．

第二节 风的风类

大气环流――地球表面的大气环流是由于太阳辐射及地球自转而引起的．在赤道上，太阳垂直照射，地面受热很强：而在地球两极地区，太阳是倾斜照射的，地面受热则较弱，热空气较冷空气轻，就造成在赤道附近热空气向空间上升，并通过大气层上部流向两极；两极地区的冷空气则流向赤道．由于地球本身自西向东旋转的结果，这种大气环流在北半球产生了东北风，在南半球则产生了东南风，分别称为东北信风和东南信风.

海陆风――沿海地球陆地同海上所形成的风向交替的海风与陆风，它们是由于昼夜之间温度变化而造成的．在白日，陆地上接受的太阳辐射热量较海水要强，因而陆地上的空气受热向上流动，而海洋面上的空气较冷，较冷的空气则自海洋流向沿岸陆地，这样就形成了海风；在夜间，陆地上的空气比海洋上的空气冷却要快，这样就造成海洋上的空气上升，而陆地上较冷的空气沿地面流向海洋，形成了陆风.

山谷风――山岳地区在一昼夜间风向交替的山风（或称山岳风）与谷风（或称平原风）．谷风的产生是由于日间太阳照射使山坡上的空气温度升高，热空气上升，而地势地处的冷空气则自山谷向上流动，这就形成了谷风；到了夜晚，空气中的热量向高空散发，高空中的空气密度增大，空气则沿山坡向下流动，这就形成了山风．

第三节  风的描述

如上所述，风是由于空气的流动而形成的，因此可被看做是向量，包括空气流动的速度及流动的方向两个要素，也即是风速和风向．对于人类来说，风是最熟悉的自然现象之一，风速与风向在不同的时间（每日　每月　每年）都有一定的周期性变化．为了估算某一地域的风能资源，必须测量出每日、每月、每年的风速及风向数据，了解其变化的情况。

图1  全球陆上年平均风速分布图

图2  中国风资源分布

表1  全球风能资源分布

表2  中国风能资源较丰富省区（10m）

一、 风速

空气在单位时间内所流过的距离称为风速，通常以m／m作为计量单位。风速是不稳定的随机量，，甚至在很短的时间内也有很大的变化。目前国际上对于风力状况进行分析并作为计算风能资源的基本依据是每小时的平均风速．每小时平均风速值可以通过以下方式测算得出：

（1）将每小时内测的瞬时风速取平均值；

（2）将每小时最后十min内测定的风速取平均值作为每小时的平均风速值（世界气象组织规定采用此法）；

（3）将每小时内几个瞬间量测的风速值取平均值。

我国气象台站给出的每小时平均风速值是按第二钟方式测定的，采用上述后两种方式测量风速时，最大风速度是不可能得到的。

以每小时平均风速值为基础可以计算得出每日、每月、每年的平均风速值，既：

（1）日平均风速值：一个月中各日风速值的平均值；

（2）年平均风速值：一年中各月风速值的平均值。

二、风向

地球上某一地域的风向由于其所处地理位置及受地球表面不同情况的影响，是经常变动的。

国际上通用的十六位风向的表示方法是在东单西北四个方向各插入一个方向，组成八个方位，及组成十六个方位，按照在此十六个方位风向出现的频率组成的描述风向变化的图形，称为风向玫瑰图

在风玫瑰图中，径向矢量的长度代表该方向的风吹过的时间百分数。数字则表示该方向的平均风速值。风玫瑰图既可画成每小时的，也可画成每日 每月 每年的。分析一天或一年的风玫瑰图就可了解一天或一年的风向变化情况。

三、 风沿高度的变化

从地球表面到100m高空内，空气流动受到涡流，粘性和地面摩擦等因素的影响，靠近地面的风速较小。离地面越高则风速较大。风能的大小与风速的立方成正比，在高空捕获的风能远比地面要大，了解风速沿高度变化的情况，对于选择和确定风力装置离地面的高度非常重要。

四、风能密度

垂直穿过单位截面的空气所具有的动能称为风能密度。分为平均风能密度：一定周期内风能密度的平均值称为平均风能密度。

有效风能密度：对应与此一定风速范围内的风能密度称为有效风能密度。我国有效风能密度对应的风速范围为3~20m/s。一般情况下，计算风能密度采用标准大气压下的空气密度。

五、风速的频率风布

按风速相差1m/s的间隔观测一定时期内不同风速出现的时数占此一定时期的吹风总时数的百分比称为风速的频率分布。根据风频风布，我们可较好的了解某地的风况。

表6-3  风力等级表

第四节  风能利用

气流和任何运动着的物体一样具有动能，流动着的空气所具有的动能称为风能。风能属于可再生能源，它和存在于自然界中的燃料能源，如煤、石油、天然气等不同，不会随着它本身的转化（转化为其他形式的能量）和人类的利用而日趋减少，因此可以说是一种取之不尽，用之不竭的能源。由于煤、石油、天然气等矿物燃料资源的储量随着人们的利用正在日趋减少，同时也由于这些矿物燃料在利用时所带来的环境污染问题，风能利用在70年代又重新受到世界各国的重视和开发推广。

风能除了具有可再生性及无污染的特点外，风能还属于过程性能源，因而具有随机性。利用风能必须考虑蓄能或与其他能源相互配合，才能获得稳定的能源供应，因为风能是不能直接蓄存起来的，风能只有转换成其他形式的可以蓄存的能量后才能蓄存起来，当然这就增加了技术上的复杂性。

风能的能量密度低是风能的另一弱点，空气的密度仅约为水的1/800，因此风能装置的体积大，耗用材料多，这也是风能利用受到制约的因素之一。

根据不同的需要，风能可以被转换成其他不同形式的能量，如机械能、电能、热能等而加以利用。80年代以来风能利用的主要趋向是风力发电、风力泵水、风力致热及风帆助航等。

第五节  风能资源及区划说明

一、风能资源划分

我国幅员辽阔，海岸线长，风能资源比较丰富。据国家气象局估算，全国风能密度为100W/㎡，特别是东南沿海及附近岛屿、内蒙古和甘肃走廊、东北、西北、华北和青藏高原等部分地区，每年风速在3m/s以上的时间近4,000h左右，一些地区年平均风速可达6～7m/s以上，具有很大的开发利用价值。中国气象学界根据全国有效风能密度、有效风力出现时间百分率，以及大于等于3m/s和6m/s风速的全年累积小时数，将我国风能资源划分为如下几个区域。

1.最大风能资源区

东南沿海及其岛屿，为我国最大风能资源区。

这一地区，有效风能密度大于、等于200W/㎡的等值线平行于海岸线，沿海岛屿的风能密度在300W/㎡以上，有效风力出现时间百分率达80～90％，大于等于8m/s的风速全年出现时间约7,000～8,000h，大于等于6m/s的风速也有4,000h左右。但从这一地区向内陆，则丘陵连绵，冬半年强大冷空气南下，很难长驱直下，夏半年台风在离海岸50km时风速便减少到68％。所以，东南沿海仅在由海岸向内陆几十公里的地方有较大的风能，再向内陆则风能锐减。在不到100km的地带，风能密度降至50W/㎡以下，反为全国风能最小区。但在福建的台山、平潭和浙江的南麂、大陈、嵊泗等沿海岛屿上，风能却都很大。其中台山风能密度为534.4W/㎡，有效风力出现时间百分率为90％，大于等于3m/s的风速全年累积出现7,905h。换言之，平均每天大于等于3m/s的风速有21.3h，是我国平地上有记录的风能资源最大的地方之一。

2．次大风能资源区

内蒙古和甘肃北部，为我国次大风能资源区

这一地区，终年在西风带控制之下，而且又是冷空气入侵首当其冲的地方，风能密度为200～300W/㎡，有效风力出现时间百分率为70％左右，大于等于3m/s的风速全年有5,000h以上，大于等于6m/s的风速在2,000h以上，从北向南逐渐减少，但不象东南沿海梯度那么大。风能资源最大的虎勒盖地区，大于等于3m/s和大于等于6m/s的风速的累积时数，分别可达7,659h和4,095h。这一地区的风能密度，虽较东南沿海为小，但其分布范围较广，是我国连成一片的最大风能资源区。

3．风能较大区

黑龙江和吉林东部以及辽东半岛沿海，风能也较大。风能密度在200W/㎡以上，大于等于3m/s和6m/s的风速全年累积时数分别为5,000～7,000h和3,000h。

青藏高原、三北地区的北部和沿海，为风能较大区。这个地区（除去上述范围），风能密度在150～200W/㎡之间，大于等于3m/s的风速全年累积为4,000～5,000h，大于等于6m/s风速全年累积为3,000h以上。青藏高原大于等于3m/s的风速全年累积可达6,500h，但由于青藏高原海拔高，空气密度较小，所以风能密度相对较小，在4,000m的高度，空气密度大致为地面的67％。也就是说同样是8m/s的风速，在平地为313．6W/㎡，而在4,000m的高度却只有209.3W/㎡。所以，如果仅按大于等于3m/s和大于等于6m/s的风违的出现小时数计算，青藏高原应属于最大区，而实际上这里的风能却远较东南沿海岛屿为小。

从三北北部到沿海，几乎连成一片，包围着我国大陆。大陆上的风能可利用区，也基本上同这一地区的界限相一致。

4． 最小风能区

云贵川，甘肃、陕西南部，河南、湖南西部，福建、广东、广西的山区，以及塔里木盆地，为我国最小风能区。有效风能密度在50W/㎡以下，可利用的风力仅有20％左右，大于等于3m/s的风速全年累积时数在2,000h以下，大于等于6m/s的风速在150h以下。在这一地区中，尤以四川盆地和西双版纳地区风能最小，这里全年静风频率在60％以上，如绵阳为67％，巴中为60％，阿坝为67％，恩施为75％，德格为63％，耿马孟定为72％，景洪为79％。大于等于3m/s的风速全年累积仅300h，大于等于6m/s的风速仅20h。所以这一地区除高山顶和峡谷等特殊地形外，风能潜力很低，无利用价值。

6． 风能季节利用区

有的在冬、春季可以利用，有的在夏、秋季可以利用。这一地区，风能密度在50～100W/㎡之间，可利用风力为30～40％，大于等于3m/s的风速全年累积在2,000～4,000h，大于等于6m/s的风速在1,000h左右。

二、风能区划方案

国家气象局关于我国风能区划的划分方案。采用三级区划指标体系。

第一级区划指标：主要考虑有效风能密度的大小和全年有效累积小时数。将年平均有效风能密度大于200W/㎡、3～20m/s风速的年累积小时数大于5,000h的划为风能丰富区，用“Ⅰ”表示；将150～200W/㎡、3～20m/s风速的年累积小时数在3,000～5,000h的划为风能较丰富区，用“Ⅱ”表示；将50～150W/㎡、3～20m/s风速的年累积小时数在2,000～3,000h的划为风能可利用区，用“Ⅲ”表示；将50W/㎡以下、3～20m/s风速的年累积小时数在2,000h以下的划为风能贫乏区，用“Ⅳ”表示。在代表这四个区的罗马数字后面的英文字母，表示各个地理区域。

表6-4  第一级区划分类说明

第二级区划指标：主要考虑一年四季中各季风能密度和有效风力出现小时数的分配情况。利用1961～1970年间每日4次定时观测的风速资料，先将483个站风速大于等于3m/s的有效风速小时数点成年变化曲线。然后，将变化趋势一致的归在一起，作为一个区。再将各季有效风速累积小时数相加，按大小次序排列。这里，春季指3～5月，夏季指6～8月，秋季指9～11月，冬季指12、1、2月。分别以1、2、3、4表示春、夏、秋、冬四季。如果春季有效风速（包括有效风能）出现小时数最多，冬季次多，则用“14”表示；如果秋季最多，夏季次多，则用“32”表示；其余依此类推。

表6-5   第二级区划分类说明

第三级区划指标：风力机最大设计风速一般取当地最大风速。在此风速下，要求风力机能抵抗垂直于风的平面上所受到的压强。使风机保持稳定、安全，不致产生倾斜或被破坏。由于风力机寿命一般为20～30年，为了安全，我们取30年一遇的最大风速值作为最大设计风速。根据我国建筑结构规范的规定，“以一般空旷平坦地面、离地10m高、30年一遇、自记10min平均最大风速”作为进行计算的标准。计算了全国700多个气象台、站30年一遇的最大风速。按照风速，将全国划分为4级：风速在35～40m/s以上（瞬时风速为50～60m/s），为特强最大设计风速，称特强压型；风速30～35m/s（瞬时风速为40～50m/s），为强设计风速，称强压型；风速25～30m/s（瞬时风速为30～40m/s），为中等最大设计风速，称中压型；风速25m/s以下，为弱最大设计风速，称弱压型。4个等级分别以字母a、b、c、d表示。

表6-6   第三级区划分类说明

以一般空旷平坦地面、离地10m高、30年一遇、自记10min平均最大风速

第五节  风电机组发展历程

一、风能资源小规模开发阶段

1888年，美国人Charles F. Brush安装了第一台自动运行发电的12kW直流风力机。

1950年，丹麦人开发了第一台交流风力发电机。1957年，安装了200kW Gedser风力发电机，三叶片、上风向、电动机偏航、交流异步发电机、失速型风力机。

二、大型风电机组技术快速发展

1979年，安装了一台变桨距控制的630kW风力发电机。

80年代中期，定桨距风力发电机组采样了软并网、空气动力刹车、偏航与自动解缆，解决了机组并网和运行的安全性、可靠性问题。

1986年，我国首个风力发电场-山东省荣成市马兰风力发电场的建成运营。

三、现代风力发电技术

20世纪90年代，变桨距变速风机开始进入风电市场，改善了风机的气动性能和功率输出特性。

1996年，原国家计委推出的“乘风计划”、“双加工程”、“国债风电项目”，使我国风电事业正式进入规模发展阶段。

“十五”后，我国基本掌握了600kW和750kW风电机组设计、制造技术。

 2005年，金风科技自主研发的1.2MW直驱式永磁风力发电机组投入试运行。

 2006年，首台自主研制的MW级变速恒频风力发电机组电控系统在甘肃现场运行。

“十一五”后我国通过引进国外整机技术、生产许可、自主研发等多种方式，迅速研发和生产出1.5MW、2.0MW、2.5MW、3.0MW陆上变速恒频风电机组。

四、海上风力发电正在发展

2002年，第一代兆瓦级海上风力发电机组VestasV80-2.0MW机型在丹麦160MW海上风场投运。

2006年,英国两座海上风场，分别采用REpower5MW和VestasV90-3.0MW机型，标志着第二代数兆瓦级海上风机进入市场。

2011年，挪威建造了世界上第一个漂浮式风电场。

2007年，国内金风首台海上风电机组示范项目启动。

2010年，中国第一个海上风电场- 100MW东海大桥项目并网。

2011年，江苏如东150MW海上示范风场开始建设，拉开中国大规模开发建设海上风场序幕。

在2014年，世界上第一台8.0兆瓦风电机组——维斯塔斯V164-8.0海上风电机组正式投入测试使用，创下了世界上单机功率最大的风机的记录。

2019年11月1日，国内单体容量最大的海上风电项目，总容量400MW，中广核阳江南鹏岛项目首台机组并网发电，采用明阳5.5MW机组。

图3  海上风电机组

第六节  风电产业发展现状

一、全球风电装机规模

2018年全球新增陆上及海上风电装机容量分别为46.8GW及4.5GW，新增风电装机遍及53个国家；2018年，可再生能源装机占新增产能的比例高达84%。

图4  2012—2018年全球风电新增装机容量变化情况（GW）

2018年底，全球风电累计装机591GW；可再生能源总装机量达到全球电力总装机量的1/3，风电总装机量占全球电力总装机量的8%。

图5  2012—2018年全球风电累计装机容量变化情况（GW）

中国：陆上风电新增装机连续十年全球第一。2018年新增装机21.2GW，全球占比45%。

美国：第二大陆上风电市场。2018年新增装机7.6GW，全球占比17%。

图6  2018年全球陆上风电新增装机占比

截至2018年，中国陆上和海上累计装机210.6GW，成为世界首个陆上风电总装机超过200GW的国家，全球占比36%。

图7  2018年全球陆上风电累计装机占比

二、我国风电并网运行情况

2018年，我国新增并网风电装机2059万千瓦，累计并网装机容量达到1.84亿千瓦，占国内全部发电装机容量的9.7%。

 2018年风电发电量3660亿千瓦时，占全部发电量的5.2%，比2017年提高0.4个百分点。

图8   2008—2018年我国风电新增装机容量变化情况（万kW）

2018年全国风电平均利用小时数2095h，同比增加147h。

全年弃风电量277亿千瓦时，同比减少142亿千瓦时，平均弃风率7%，同比下降5个百分点，弃风限电状况明显缓解。

图9   2008—2018年风电利用小时数（单位：小时）

2018年，全国风电平均利用小时数较高的地区是云南（2654小时）、福建（2587小时）、上海（2489小时）和四川（2333小时）。

2018年，弃风率超过8%的地区是新疆（23%），甘肃（19%），内蒙古（10%）。三省（区）弃风电量占全国弃风电量的84%。

在2016—2018年间，传统“红六省”内蒙古，吉林、黑龙江、甘肃、宁夏、新疆等省份的弃风率都呈现下降的趋势，限电率持续改善。

宁夏在2018年已经成为了绿色评级省份，黑龙江和内蒙古成为橙色预警省份。

图10   “红六省”弃风率（单位：%）

三、海上风电发展情况

2018年全球海上风电市场保持稳定，新增装机容量为4.5GW，与2017年的市场规模相同；累计装机容量目前已达到23GW，占风电累计装机总量（591GW）的4%。

图11   2007—2018年全球海上风电新增/累计装机容量（GW）

2018年中国海上风电发展提速，新增装机容量1.65GW，累计装机达4.44GW。2018年新增装机在全球占比37%，累计装机量全球占比19%。

图12   2013—2018年中国海上风电新增/累计装机容量（GW）

2018年中国海上风电新增装机分布在江苏、浙江、福建、河北、上海、辽宁和广东7省市。

主要集中在5~25米水深区域，海上风电具有风资源丰富，发电小时数高，靠近负荷中心。

江苏省是目前国内最大的海上风电市场，2018年新增980MW，占全国总量57.9%；累计3GW，占全国总量的70.4%。

广东省海上风电发展规划，至2030年将建设完成3000万千瓦海上风电场，为粤港澳大湾区建设提供绿色可靠的能源支持。

四、分散式风电发展情况

我国中东部和南方地区陆上风能资源具有分布广泛、应用灵活、离用电地区近的特点。

伴随着三北地区弃风限电现象，近年来我国中南部地区风电建设占比逐年增加。

2018年，我国中南部华东、中南、西南三个区域新增装机量达1038万千瓦，与“三北”地区1021万千瓦的增量持平；

累计装机增长情况来看，华东、中南、西南三区域所占比重提高至34.15%。

2018年初，国内首个140米钢塔筒分散式风电项目在江阴投运——比邻热电厂，电量自发自用、余电上网。

采用远景能源2.2MW中压智能风机，出口电压10kV，直接接入配电网。一年发电量超600万度，利用小时达2800小时，让平均风速只有5米/秒的风资源成为我国分布式风电发展的典型样本。

图13   比邻热电厂

2019年1月，河南省首个民营企业投资建设的分散式风电项目在凤凰岭成功并网。

凤凰岭风电场是典型的平原分散式风电项目，建设于乡野田间；位于河南省叶县保安镇，风场采用6台塔筒高度120米2MW的风力发电机组，叶片长度59.8米，总装机容量12MW。

图14   凤凰岭风电场

五、产业链发展情况

2018年，全球前10大整机制造商中，中国制造商囊括一半席位。

Vestas- 陆上风机新增装机容量高达10.09GW，以22%的全球陆上风电新增市场份额遥遥领先。

金风科技-位列第二，全球陆上风电市场份额为15%。

GE-位列第三，新增装机容量为4.96GW。

Siemens Gamesa- 位列第四,新增装机容量为4.08GW。美国，印度分别为其最大的两个市场。

远景能源- 以3.28GW的陆上风电装机容量首次跻身全球前五行列，全球陆上风电市场占比为7%。

图15  2018年全球前十大风电整机制造商陆上及

海上新增装机容量及市场分布（GW）

金风科技，民营上市公司。全球风电装机容量累计超过44GW，超过28,500台风电机组在全球6大洲、近20个国家稳定运行。

远景能源，民营企业。全球首个提出智能风机与智慧风场概念的公司。

明阳智慧能源，民营上市企业。

上海电气风电集团，国家清洁能源骨干企业，中国最大的海上风电整机商。

国电联合动力，国家能源集团下属企业。

图16   2018年中国前10家风机整机商排名及市场份额

“十一五”、“十二五”、“十三五”三个五年科技重点研发项目，奠定了风电机组关键零部件国产化的技术基础！2008-2018年风电十年产业化快速发展，建立了完善的关键零部件制造体系，形成了规模化生产能力，并催生了一大批叶片、齿轮箱、电控系统、发电机等零部件优秀制造企业。

1）叶片。碳纤维、玻璃钢材料产品覆盖1.0MW—7.0MW全系列。主要制造企业包括中材科技、中复连众复合材料、株洲时代新材料等。

2）齿轮箱。低中高速产品覆盖1.0MW—6.5MW全系列。主要制造企业包括南京高精传动、重庆齿轮箱等。

3）电控系统。主控、变桨、变流器产品覆盖1.0MW—7.5MW全系列。主要制造企业包括禾望电气，阳光电源，海德新能源，科诺伟业等。

第七节  风力发电经济性分析

衡量风力发电经济性的基本参数是发电成本，即独立运行的单台风力发电机组或是由多台风力发电机组组成的风电场每kWh的发电成本。

风力发电虽不消耗燃料，也没有燃料的开采和运输费用问题，但风力发电的经济性却与风能资源的情况密切相关。即便是相同容量、相同性能的风力发电机，如果安装在不同的地点，由于风况（风速、风频等）的差别，其在同一时刻内（例如一年）的发电量也是不相同的，因而也会给发电成本带来差异。所以风力发电成本的计算不似常规能源那样，只要机组容量和性能相同，则其发电成本基本一样。

概括地说，风力发电的经济性与下列因素有关：

1）风能资源概况。特别是风速的频率分布，至少要有一年的风速数据测量，才能得出风速分布的规律，从而才能精确地计算出发电量。因而，对于建立风电场而言，场址选择特别重要。

2）风力发电设备的投资费用。发电设备的单机容量越大，则单位kW的投资费用越低，批量生产的设备则较单件生产的设备投资费用要低。例如对风电场中的中等容量风力发电机组目前最佳的容量范围是300~500kW。

3）工程费用。包括工程设计费用、设备运输费用、基础施工费用、基本建筑费用、土地费用、道路修建费等。对于家庭安装使用的微型风力发电机则可不考虑此项费用。

4）运行费用。主要为维修费用及运行人员的工资，对于家庭安装使用的微型风力发电机则不包括运行人员费用。

5）投资回收方式，即设备的折旧率及投资回收期。这与投资贷款利率、设备规定的使用寿命及所要求的固定回收率有关，有时还应考虑设备保险所付出的费用。

第八节  风电厂的选址及建设

一、风电厂的选址机风机的排布

由于风力发电设备能够根据无论是来自风机系统内还是系统外的故障实现自动停机保护，因此风力发电机组原则上说是可以实现无人职守的。但由于国内风电场多处于偏僻的地方，且由于国内的交通现状，使得风电厂的选址是非常重要的工作.

一个好的风电场场址不仅要满足风速的条件，而且场址处的地质、交通、通信、电网质量、经济现状等都是不可忽视的因素。因此在选择风力发电场场址时应充分考虑以下因素：

1）理想年平均可达5m/s（10m高处）以上，且风频率分布较好。

2）周围没有较高的障碍物，地形开阔，变化不大。

3）没有危害风机的空气污染物机较大的风沙。

4）没有危害风机的剪切风，紊流的存在。

5）有良好的地质土壤和运输条件。

6）离主电网的距离不是非常遥远。

7）主电网容量和质量都要保证。

  风厂的选址非常重要，同时风机的排布同样也非常重要：布局是否合理直接影响建厂投资和风机的经济运行及风厂的综合效益。

二、风机排布的原则

1）风机间距原则上为5倍的所选风机的叶轮直径，风机排距为8倍的叶轮直径，以免尾流效应造成的影响使后排风机出力下降。

2）风机间距及排距不能太大，以免增加电缆的功率损耗，电压损失，并多占面积。

3）布局每排风机中心边线与主风向垂直。

4）排布时风机基础选点应避开自然水沟及泄洪沟，以保证风机安全运行。一般风机布局有两种方法：一是主风向布局。就是排与排风机及风机布置距离均相等是最佳的布局之一。但占地面积大。二是无主风向布局。排与排及排间风机布置距离不等。相对占地较小。当然，风机的设备完好率与风机部件的质量高低同样非常重要。

第九节  风机系统说明及总体认识

一、风电场

1.风电的形成过程

与火力发电过程相比较，风力发电从电的产生，输送，并入电网这一过程已大大的简化了。可以这样说，一个风机相当于一座小型的火电厂。

2.风力发电与火力发电过程的简单对比

我们可将这一过程与火力发电厂做一简单的对比：能量的转换是相互的，火电初始源为煤，而风电则来源于空气的流动——风。

火力发电过程：从煤的运输——煤厂至火力发电厂，煤的输送——储煤点至碎煤机，煤的处理——磨煤机处理，包括其附助设备：如引风机， 汽机 ，锅炉 ，电气控制室，锅炉室 ，汽机室，尾气处理单元，水处理单元等等，火电的产生所需要的设备及附属设备是极其复杂的。

风力发电过程：风能作用于叶轮转化成动能，并通过传动系统传递到发电机侧，在发电机中由旋转磁场将动能转化成电能，而后通过塔架内的电缆将电能传输至变压器，再通过地下电缆或者架空线路上电网，完成发电过程。整个发电过程的完成都是集中在一座小小的塔架内完成的。现国外也有变压器直接放置在塔架内的，当然，这样做是考虑到土地的利用率，电网与风力发电机较近的情况而定的。通过上述比较我们发现：风力发电设备及其过程的简变性及以维护性。

二、风机的总体概念

1.风机的基本构成

风机是由叶轮 ，偏航系统，液压系统，传动系统（齿轮箱、连接轴、发电机等），控制系统，塔架等部分组成的。

2.风机发电的基本原理

当风速满足起动风速时，控制器发出开机指令，这时通过相应的控制电源控制电磁阀打开油路，使叶尖收回，高速闸松开，叶轮转动。当叶轮转速接近或达到并网转速时，风机通过可控硅软并网，并网结束后，由旁路接触器退出可控硅，完成并网。

图17  风力发电原理

在机组运行过程中，控制器通过各种传感器及监测部件实现对风机各工作部分的监视，以便在故障时能及时的停机，实现对风机的保护。风向变化时，由风向标来判断风向的正确位置，偏航系统实现机组的对风。事实上整个风机可以等同于一个人：控制器即似人的大脑，各监测元件好似遍布在人体内的神经及神经末梢。各动作的执行机构诸如偏航电机，发电机等，就类适于人的手与脚。当风机发出命令时，以某种方式通过电缆传输，执行机构具体执行所要进行的动作，就如人的大脑发出某种命令，通过神经传输具体到执行动作的器官。

现代风力发电机采用空气动力学原理，就像飞机的机翼一 样。风并非"推"动风轮叶片，而是吹过叶片形成叶片正反面的压差，这种压差会产生升力，令风轮旋转并不断横切风流。风力发电机的风轮并不能提取风的所有功率。根据Betz定律，理论上风电 机能够提取的最大功率，是风的功率的59.6%。大多数风电机只能提取风的功率的40%或者更少。

图18   风力发电机

风力发电机主要包含三部分∶风轮、机舱和塔杆。大型与电网接驳的风力发电机的最常见的结构，是横轴式三叶片风轮，并安装在直立管状塔杆上。

风力发电原理：风力发电,是利用风力带动风机叶片旋转,再透过增速机将旋转的速度提升,来促使发电机发电。依据目前的风电技术,大约是每秒三米的微风速度(微风的程度),便可以开始发电,我们把风的动能转变成机械能,再把机械能转化为电能,这就是风力发电。风力发电所需要的装置,称作风力发电机组。这种风力发电机组,大体上可分风轮、机舱和铁塔三部分。

风轮是把风的动能转变为机械能的重要部件,它由三支螺旋桨形的叶片组成。当风吹向浆叶时,桨叶上产生气动力驱动风轮转动。桨叶的材料要求强度高、重量轻,目前多用玻璃钢或其它复合材料(如碳纤维)来制造。

由于风轮的转速比较低,而且风力的大小和方向经常变化着,这又使转速不稳定;所以,在带动发电机之前,还必须附加一个把转速提高到发电机额定转速的齿轮变速箱,再加一个调速机构使转速保持稳定,然后再联接到发电机上。为保持风轮始终对准风向以获得最大的功率。

机舱是装载发电机、齿轮箱、液压站、偏航系统等的构架。

铁塔是支承风轮、机舱的构架。它一般修建得比较高,为的是获得较大的和较均匀的风力,又要有足够的强度。铁塔高度视地面障碍物对风速影响的情况,以及风轮的直径大小而定,一般在60-120米范围内。

发电机的作用,是把由风轮得到的恒定转速,通过升速传递给发电机构均匀运转,因而把机械能转变为电能。

机舱上安装的感测器探测风向，透过转向机械装置令机舱和风轮自动转向，面向来风。

风轮的旋转运动通过齿轮变速箱传送到机舱内的发电机（如果没有齿轮变速箱则直接传送到发电机）。在风电工业中，配有变速箱的风力发电机是很普遍的。不过，为风电机而设计的多极直 接驱动式发电机，也有显著的发展 。

设於塔底的变压器（或者有些设於机舱内）可提升发电机的电压到配电网电压（一般情况为35千伏）。

所有风力发电机的功率输出是随著风而变的。强风下最常见的限制功率输出的方法（从而限制风轮所承受压力）是变桨调节。叶片角度随著风速不同而转变，从而改变风轮的空气动力性能。当风力过强时 ，叶片转动至迎气边缘面向来风，从而令风轮剎车。

叶片中嵌入了避雷条，当叶片遭到雷击时，可将闪电中的电流引导到地下去。

三、风机各部分的介绍

1.电控部分及相应功能

图19   风电电控系统的结构

风力发电机组电控系统包含正常运行控制、运行状态监测和安全保护三个方面的职能。

正常运行控制包括机组自动起动，发电机软并网，大小发电机自动切换，发电机除湿加热，机舱自动跟踪风向，液压系统自动开停，齿轮箱油加温，齿轮箱散热器开停，机舱扭缆和自动解缆，电容补偿自动分组投切以及逆功率自动停机。

监测控制系统用于监测电网的电压、频率、发电机输出电流、功率、功率因数，风速，风向，叶轮转速，发电机转速，液压系统状况，偏航系统状况，软起动环节工作状况，齿轮箱油温，大小发电机绕组温度，发电机前后轴承温度，控制盘温度，机舱内环境温度，控制器根据大量传感器提供的信号控制风机的可靠安全运行。

安全保护系统分三层结构：计算机系统，独立于计算机的安全链，元器件本身的保护措施。在机组发生超常振动、过速、电网异常、出现极限风速等故障时保护机组。对于电流、功率保护，采用两套相互独立的保护机构，诸如电网电压过高，风速过大等故障发生后，只有当电控系统恢复正常后，风机才能自动复位，重新起动。

风机控制器具有远方监控功能。将钥匙开关由正常位置打到维修位置可与远方控制断开。开关位于正常位置时，在风机检修时，也可使用此开关。

机舱内设有专为维护检修而装配的开机、停机、左偏、右偏、维护复位旋钮及紧急停机按键，考虑到安全因素，机舱内的停机享有绝对优先权；控制器配有参数设置的功能，可修改各种运行参数。

2.电控系统的功能介绍

图20   风电电控系统结构

电控系统的监控和安全保护可实现风机的远程控制、就地监控、实时监测风力发电机组的运行数据和故障信息，并统计显示日、月、年发电量和功率曲线，其主要功能如下：

1）计算机起动

计算机起动的原因有两种：一是电源掉电或重新上电，二是故障后人工复位。

然后通过就地或中央监控“急停复位”按钮给安全链上电，这是可通过就地或中央监控“起动”按钮起动风机。控制器根据实际运行数据检测传感器信号，如果无故障信告，风机等待进入自动运行状态。

2）人工开机

当风机处于停机状态，而风机系统无故障时，在5m内连续按工控机触摸屏上的“起动”按钮两次，将执行风机强制起动。这时风机将不执行10min风速检测及电网信号检测，直接执行对风偏航过程，对风后风机将根据叶轮转速的上升速率确定大电机并网还是小电机并网。

3）自动开机

    控制系统检测风机是否满足起动条件，如果风机正常，在发出自动起动风机命令前，将等待600m以获得稳定的风数据、风机信息和电网数据；如果有故障，将显示故障信息，等待故障被清除。

    若风机无故障，或处于类似风速过低、各部位温度不满足条件等可自复位故障，计算机进行待机状态，风机将根据风速等条件自动启停。

4）偏航

    偏航系统主要由偏航测量及偏航驱动部分、机械传动部分、扭缆保护装置四大部分组成。风机对风的测量主要是由风向标来完成。传动部分主要由偏航电机、偏航减速机构，偏航刹车组成。偏航电机的正反转接触器不仅在软件、线路硬件上，而且在机械结构上均实现互锁，确保偏航系统的安全。其中偏航刹车与液压系统连接，当风机已对准风向，压力油进入偏航闸体，偏航刹车动，偏航结束。

    偏航过程分自动对风偏航、侧风偏航、解缆偏航和手动偏航四个过程。其中手动偏航优先级最高。在偏航过程中不论是对风偏航还是侧风偏航，确定半min内风向在某一方位的频率的高低最为关键，频率取得低，会造成偏航电机的频繁起动和停止，频率取得高，会降低对风或侧风的灵敏度，影响风机的出力。

自动对风偏航是在风机系统无故障，风速持续10min达到偏航风速，电网电压和频率持续10min无异常后执行的。首先采样半min内的风向，通过半min内风向在某一方位的频率来判断现在风机是正好对风，还是需要偏航。开始偏航时先执行偏航制动，过2m后再执行释放偏航刹车，2m后执行顺/逆时针偏航。当风向的采样值说明现在正好对风，则执行偏航制动，表明叶轮已对准风向，风机将根据风速或人工强制起动状态决定是否松闸起动风机。如果非人工强制起动状态，风速过低或过高时，闸盘均不会释放。

    故障状态、风速过低或风速过高，自动偏航均会停止。按下手动停机键，自动运行及自动偏都会停止。

    侧风偏航过程在刹车系统有故障时执行。当高速刹车系统出现闸块磨损、计算机在两套圆盘闸均处于刹车状态时检测到叶轮转速信号>2r/min(风机在刹车状态下仍有转速)、刹车过程中两套圆盘闸都刹住6m后检测到叶轮转速>5r/min(因故障圆盘闸不能使风机停止转动)，在执行安全刹车过程同时，将采样半min风向，判断风机是正好侧风，还是需要顺时针偏航或逆时针偏航。    扭缆保护由凸轮控制器(偏航位置传感器)和扭缆开关组成。

    凸轮控制器有三个位置开关，分别表示顺偏位置、中间位置和逆偏位置。它由小齿轮与偏航盘相啮合，在偏航动作的同时也会带动凸轮控制器内部的齿轮转动，当转动一定圈后，会触动顺偏位置开关或逆偏位置开关，这时计算机接收到信号判断是否解缆；如果解缆后未触到开关时，信号消失，当触动中偏位置开关时表示解缆结束。

    解缆偏航过程在收到顺/逆时针偏航位置开关信号时执行，表示风机向一个方向偏航过多。不论正在执行对风偏航还是侧风偏航，都停止执行偏航制动，2m后执行偏航刹车释放，2m后执行逆/顺时针偏航解缆。当收到中间位置开关信号时执行偏航制动，返回自动偏航过程。

    扭缆开关动作是偏航系统的最后一级保护。这一级保护是假设凸轮控制器或计算机控制失灵，而风机持续向一方向偏航时间过长拉动扭缆开关，引起控制系统的安全链动作。这一级动作完全由硬件来实现。

    在机舱顶部有手动左/右偏航开关，在塔架底部工控机的触摸屏上有手动左/右偏航按钮，均可执行手动偏航。手动偏航级别最高。只要收到手动偏航信号，将停止现在的偏航过程而执行偏航制动，2m后执行偏航刹车释放，2m后执行偏航过程。当手动偏航信号消失时执行偏航制动，返回自动偏航过程。

    除此之外还要检测偏航电机过载信号，对风、侧风偏航过程中设有偏航时间过长的保护，解缆过程中设有两个位置开关信号同时收到的故障检测，解缆后120m位置开关信号仍未消失的故障检测，以及扭缆开关动作的故障检测。

5）刹车释放

在风机系统无故障，风速持续10min达到起动风速，电网电压和频率持续10min无异常，偏航系统显示现在处于对风状态时执行松刹车过程。释放圆盘闸1，释放圆盘闸2，1m后检测圆盘闸1和圆盘闸2的松闸信号反馈，若松闸的2个继电器动作时间超过2m没有收到松闸反馈开关量，则出现刹车1没有松开或刹车2没有松开的故障，执行安全刹车过程，同时执行侧风偏航过程，表示刹车系统有故障，否则执行收回叶尖命令，刹车释放过程结束。

如果风速过低，或控制系统上电处于10min测风状态时，也可以人工开机方式释放闸盘。

6）齿轮油泵

    当风机处于待机状态时，齿轮油泵依据温度值运行；当风机处于并网运行状态时，齿轮油泵处于持续运行状态。齿轮油泵的运行由热继电器控制。当过载时，热继电器动作，油泵停止工作，风机停机，等故障排除后再继续工作。

当风机处于待机状态时，在齿轮油泵运行前，应保证齿轮油温高于0℃，否则加热至10℃再运行；当齿轮油温高于20℃时，齿轮油泵停止运行，润滑油可以建立自循环过程；当齿轮油温高于60℃时，油冷却系统起动实行外部强制循环冷却，当油温低于45℃时，停止冷却；当齿轮油温高于限定值100℃持续60m时，齿轮油泵停止运行，风机处于故障状态，等齿轮油温低于70℃时风机自动清除故障（设定值），执行自动起动过程。

如果齿轮油过滤器堵塞，将提出警告信息，风机正常运行；如果齿轮油油位过低，并且齿轮油温在35℃以下时，将提出警告信息，风机正常运行，若齿轮油温在35℃以上，风机将执行正常停机过程并报告故障；当齿轮油泵处于运行状态时，检测到齿轮油压力信号失去10m后，风机将执行正常停机过程并报告故障，齿轮油泵处于停止状态时，不检测齿轮油压力信号。

7）齿轮油冷却

齿轮油强制冷却装置由机舱外的散热器和管路上的电磁阀组成。当齿轮油温高于60℃时，油冷却系统起动，电磁阀吸合，齿轮油被 送至机舱外自然风冷；齿轮油温低于45℃时，电磁阀关断，油冷却回路切断，齿轮油返回齿轮箱，停止冷却。

8）齿轮油、发电机、顶舱加热

    风机运行前，应保证齿轮油温高于0℃，否则将通过加热器将齿轮油加热至10℃再运行。当齿轮油温低于0℃时，起动加热电阻，加热齿轮油；当齿轮油温在10℃以上时，停止加热。

发电机温度低于0℃时，220VAC电源接通，电机加热器加热，发电机温度高于10℃停止加热。

当环境温度低于-20℃时，24V电源接通，风向标、风速仪内置加热器投入工作进行加热，环境温度高于0℃时停止加热。

3.软起动控制器的特点

1）16位微电脑全数字自动控制；

2）控制风机平滑起动，减小起动电流冲击，避免冲击电网；

3）起始电压可调，保证电机在最小转矩起动，避免电机过热和能源浪费；

4）起动电流可根据负载情况调整，减小起动损耗，以最小的电流产生最佳的转矩；

5）起动时间可调，在该时间范围内，电机机转速逐渐上升，避免转速冲击；

6）具有点动功能，点动转矩可调，用于检测电路接线及机械系统是否正常；

7）减少机械应力，保护生产设备，延长其使用寿命；

8）性能可靠，操作简单方便，显示直观；

9）有相序、缺相、过热、起动过程过流、运行过程过流和过载的检测及保护，其过流值和过载值可调。

其他功能及保护特性：

（1）软起动控制器具有远控端子，可实现远控。软起动控制器具有多种检测及保护：

（2）缺相保护：当风机在起动或运行过程中缺相时能及时保护。

（3）过热保护：当风机在起动过程中，由于设定不合适而使起动过程过长，导致可控硅元件过热，此时软起动器将及时保护。

（4）起动电流过流保护：当风机在起动过程中电流若超过4倍的额定电流时，软起动器将及时保护。

（5）数据丢失保护：如果上电时所设的数据发生丢失，软起动器将保护，禁止起动操作。

（6）干扰保护：如果有强烈的干扰导致CPU错误，软起动器将及时保护。

四、风机并网

    当风机系统没有故障，且闸块已松开，则根据风速来判断大电机并网还是小电机并网。如果10min内风速在3m/s至8m/s中的频率达80%，由小电机并入电网；如果10min内风速在8m/s至20m/s中的频率达80%，由大电机并入电网。

    刹车释放后，叶轮转速逐渐上升，电机转速随之增长，当达到低于同步转速(小电机1000r/min，大电机1500 r/min)100 r/min时，大电机(小电机)的接触器吸合，起动可控硅风扇(1min后停风扇)，0.5m后投入软起动，并检测电机反馈信号，若检测到电机未吸合，表示投入失败，电机接触器有故障，执行安全刹车过程，并结束并网过程。

    电机接触器吸合，可控硅立即投入。控制器将依据在允许的限定值范围内检测投入电流，监视可控硅状态。旁路投入后可控硅被短路，如旁路接触器反馈信号在半m内没有响应，则显示故障并执行正常刹车过程，否则风机并网成功，进入正常运行。

    可控硅在一小时内最多投入四次，否则执行正常刹车过程停机并显示故障信息。风机并网后，正常运行并向电网输电。

五、大小电机切换条件及过程

1.小发电机向大发电机切换

为了保证机械能转化为电能获得最大效率，风机设计为4/6级双转速异步发电机。采用异步发电机，保证输出电能不改变电网频率，其供电频率由电网频率决定。电机的最佳出力状态在额定状态。风小时，工作在小发电机状态；风大时，工作在大发电机状态。小电机为6极绕组，额定转速1013r/min，额定出力为125kW，大电机为4级绕组，额定转速1519 r/min，额定出力600kW。

当处于小发电机发电状态，检测到功率值持续180m超出100kW，或持续2m超出150kW后，执行小电机向大电机的切换。首先断开小发电机接触器，切掉软起动，切除补偿电容，起动可控硅风扇(1min后停风扇)，过0.5m再断开旁路接触器。此时，电机脱网，风通过叶轮带动主轴转速持续上升。当到达同步转速1500 r/min附近时，大电机接触器动作，再次执行软并网。

2.大发电机向小发电机切换

同样，为了保证机械能转化电能获得最大效率，当大发电机功率持续180m低于20KW时，将执行大电机向小电机的切换。首先断开大发电机接触器，切掉软起动，切除补偿电容，起动可控硅风扇(1min后停风扇)，过0.5m再断开旁路接触器。由于大发电机在发电状态时转速已在1519 r/min N附近，脱网后转速将进一步上升，因此应迅速投入小发电机接触器，执行软并网，由电网负荷将电机转速切换至小发电机额定转速附近，保持出力。

六、风机脱网

如果电机出力持续30m低于4kW，风机将退出电网，处于待机状态。首先断开小发电机接触器，切掉软起动，切除补偿电容，起动可控硅风扇(1min后停风扇)，过0.5m再断开旁路接触器，同时执行正常刹车过程，使风机处于待机状态，等风速满足条件后再次执行并网过程。

七、风机切出风速

由于叶片控制采用定浆距控制方式，只有在额定风速下，风能转化为机械能的效率最高。因此当风速超出额定风速，叶片将风能转化为机械能的效率反而下降。从电的角度考虑，只要电机不失速，电机就可以运行；但从机械的角度恒量，由于风速过高将导致的叶片受剪切力距超出耐受限度，或机舱其他设备因风速过高而导致的谐振、剪切力距过大而造成不必要的损失，因而在风速超出允许值时，风机作出相应反应。

八、刹车过程

在风机停机，或风机系统有故障，或电网有异常，或风速过高时执行刹车过程。根据故障的不同情况刹车过程可分为正常刹车，安全刹车和紧急刹车过程。

1）正常刹车过程是在风机停机或出现一般故障时执行。首先释放叶尖，利用阻尼刹车作用使风机叶轮的转速下降，当叶轮转速降至15r/min以下时执行圆盘闸1刹车,在停机后，圆盘闸二动作。在正常刹车过程中，两刹车闸交替动作。

2）安全刹车过程首先释放叶尖，电机转速小于同步转速时执行脱网程序，同时执行圆盘闸1和圆盘闸2刹车。刹车完成后收叶尖，检测叶轮转速若大于5 r/min，叶尖释放，执行侧风偏航过程，否则刹车过程结束。

3）紧急刹车：释放叶尖、圆盘闸1刹车、圆盘闸2刹车同时执行，如果不是刹车故障，刹车完成后收叶尖，检测叶轮转速若超过5r/min，叶尖释放，执行侧风偏航过程，否则刹车过程结束。

九、紧急安全链

紧急安全链是独立于计算机系统的最后一级保护措施，采用反逻辑设计，将可能发生的重大事故的故障节点串联成一个回路，一旦其中一个节点动作，将引发紧急停机。紧急安全链中串接有八个量：紧急停机按钮（主控盘）、计算机输出的看门狗、叶尖液压反应的叶轮超速、紧急停机按钮（机舱）、扭缆、振动、24VDC失电、24VAC失电。

紧急停机后只能手动复位，等故障解除后风机重新起动。

十、检测液压泵

当“当前故障”故障画面显示安全链系统无故障而且液压系统无故障时，液压泵就可以执行自动建压操作。当安全链系统故障和液压系统故障清除后，可以先使安全链上电，再用手动起动清除故障，再把手动停机键放于停机位，就可以在风机不自动起动的情况下做液压泵的实验了。

十一、顶舱起动

1）手动停机按钮处于OK位，把维护开关扭向维护位置，再扭回OK位，即可使安全链上电，使顶舱的紧急停机复位。

2）手动起动按钮扭向起动位，再扭回OK位，即可清除故障，如果风机无故障，就能执行自动起动。

十二、参数监控（数据采样、处理、输出过程）

1.风速、风向

风速通过安装在机舱外后部的光电数字式风速仪测得。风速仪送出的信号为频率值，经光电耦合器件隔离后送至频率数字化模块。该模块计数准确，抗干扰能力强，可处理最大输入频率值6.8kHz。模块采用485方式通讯把数据送给工控机，计算机把传送来的频率信号平均后转换成风速，控制器根据风速值控制风机的运行过程。风速在就地监控机的主页面中显示。

风机的风力控制运行以下列参数为准：

1）偏航风速=2.6m/s。

2）起动风速=3.0m/s。

3）风机运行最大风速=25m/s。

4）风机能承受的最大风速=33m/s。

5）破坏性风速=50m/s。

控制器可将测得风速与功率比较进行自检。当风速在3m/s以下，功率高于150100kW/min时，或风速在8m/s以上，功率低于100kW/min时，表示风速计有故障。

风向标形成的信号为两个开关量，即0°信号和90°信号，控制器在半min内分别对0°信号和90°信号进行采样计数，通过对0°信号和90°信号计数值的判别即可知道当前风机是处于对风状态，或侧风90°状态，需要左偏航还是需要右偏航。

其中0/1表示传感器送来的信号在0和1之间不停的摆动；*表示传感器送来的信号可以为0也可以为1。表中后三项分别表示与风向有180度夹角、正好对风、正好侧风。

安装时注意将风向标0°指示位置对准机头。

环境温度低于-20℃时，风速仪和风向标可自动加热，环境温度高于0℃时，风速仪和风向标停止加热。

2.电网参数

风机需要持续监测的电力参数包括电网三相电压，发电机输出的三相电流，电网频率，发电机功率因数。这些电力参数无论风机是处于并网还是脱网都被监测，用于判断风机的状态、起动条件及风机故障保护，还用于统计风机发电有功功率、无功功率、发电机的总发电量。此外，根据电力参数，主要是电机有功功率和功率因数来确定补偿电容的投切。

电流互感器经电阻板将二次电流信号转换为交流电压信号送往采样板，作为主回路电流采样。三个520/24V变压器采用星形方式连接在三相690V控制回路和地之间作为电压变换器，变换后的三组电压信号作为交流电压采样送往采样板。采样芯片采用AD574，转换速度25ns，分辨率1/2¹²，总误差为0.1FSR，8路采样通道，依次采样A相：电压和电流、B相：电压和电流、C相：电压和电流，另外两路作其他用途。采样频率设计为4800Hz，根据采样值采用全波付氏算法算出电网的三相电压、三相电流、有功功率、无功功率及功率因数。电网频率信号通过100倍频后送入频率采集模块，则频率值通过RS-485通讯方式送入工控机。

1）电压

与电压有关的故障有：

电网冲击，相电压超过450V、0.2m，正常刹车。

过电压，相电压超过433V、50m，正常刹车。

低电压，相电压低于329V、50m，正常刹车。

电网电压跌落，相电压低于260V、0.1m，安全刹车。

相序故障。

电压故障要求反应较快。在主回路中有过压保护，工控机定时监测电压，发生故障时迅速反应，电压信号被连续测量，经平均值算法处理后用于计算功率和风机发电量。

2）电流

与电流有关的故障有：

电流跌落，0.1m内一相电流跌落80％，安全刹车。

三相不对称，三相中有一相电流与其他两相相差太大，如相电流相差25％，或在平均电流低于50A时，相电流相差50％，安全刹车。

可控硅故障，软起动期间，某相电流大于536A或者触发脉冲发出后电流连续0.1m为零，安全刹车。

电流故障同样要反应迅速。主开关带有两个电流保护：电流速断和过电流保护，空气开关的动作电流的整定及动作时间可以相互匹配。电流速断按照发电机内部相间短路电流整定，动作时间0～0.5m；过电流保护按照额定电流的2倍整定，动作时间1～3m。

电流信号被连续测量，经平均值算法处理后与电压、功率因数合成有功功率及其余电力参数。

电流是风机并网时需要持续监视的参量，如果切入电流超出允许极限时，切入的导通角将不再增大直至电流降至安全值。并网期间，通过电流测量也可反映电机或可控硅的短路。正常工作期间，电流参量还能反映不平衡电流，如果不平衡超出允许限度，风机退出运行。一相断线故障也可从电流参量中反映出来。

3）频率

一相的电网频率被持续测量。测量值经平均值算法处理后用于判断上、下限频率，超出时退出运行。电网频率直接影响电机的同步转速，进而影响电机的瞬间出力。

4）功率因数

功率因数通过分别测量电压相角和电流相角及移相补偿算法、平均值算法处理后，用于统计发电机有功功率、无功功率。

风力发电机组使用了电容柜补偿功率，以减少感性无功。电容柜分四组(25+25+25+12.5、25+25、25、12.5KVAR)投入。风电机组出力是有限的，电容的投切可以根据发电机输出功率的大小来实施投切，确保功率因数保持在0.95以上。

5）功率

功率可通过测得的电压、电流、功率因数合成得出，用于统计风机发电量。

风机功率与风速有固定函数关系，如测得功率与风速不符，可以做为风机故障判断的依据。当风机功率过高或过低时，可以做为风机退出运行的依据。

3.温度参数

有七个点的温度被测量，用于反映风机系统的工作状况，包括齿轮油温，大/小发电机温度，前/后轴承温度，环境温度和控制盘温度。由PT100铂电阻对温度信号进行采样，采样信号经电路处理后形成0～5V电压。

前六个PT100铂电阻传感器位于机舱，反映各温度值的电压信号送至温度采集模块，模块采用485通讯方式把数据送给工控机。温度采集模块采用ICL7135芯片，其分辨率为十进制4位半，直接接受从±150mV～±10V之间不同范围的电压信号，并在与外界接口处加装3000VDC的光电耦合隔离，保护采集模块免受高压或地线电流的冲击而损坏。测量控制盘温度的传感器PT100铂电阻位于电控柜可控硅散热片上，采样信号经电路处理后形成0～5V电压信号送至A/D转换板，由工控机分析判断可控硅的温度状况。

1）齿轮油温，低于0℃时需加热至10℃，在10℃～20℃齿轮油泵工作，20℃以上油泵停止；60℃致冷，45℃停止致冷，100℃持续60m风机停止运行，报告状态。

2）大/小发电机温度，低于0℃需加热至10℃，10℃～105℃运行，高于135度60m时，风机停止运行。

3）发电机前/后轴承温度，高于110度 60m时，风机停止运行。

4）控制盘温度，低于55℃正常运行，高于70℃风机停止运行。

5）环境温度低于-20℃时起动顶舱加热器对风速仪和风向标进行加热；高于0℃时停止加热。

因温度引起的风机停止，在温度降至允许值时，仍可自动起动风机。

4.转速信号

测量风机转速点有两个：发电机主轴转速和叶轮转速。转速信号由霍尔传感器进行采样，送出的信号为频率值，经光电耦合器件隔离后送至频率数字化模块。模块类型与测量风速的相同。模块采用RS-485通讯方式把数据送至工控机，由工控机把频率信号转换成对应的转速。频率与转速的对应关系为线性的。叶轮转速和发电机转速可以进行相互校验，叶轮转速×56.6＝发电机转速。如果不符，表示两个转速信号的采集部分有故障，送来的信号有误，风机执行正常刹车过程，等待故障排除。

5.开关量输入、输出信号

    32路开关量输入信号经光电隔离送入工控机内的32路I/O板，26路开关量输出信号由工控机内的32路I/O板经光电隔离送到各个控制部分。输入、输出口上装光电耦合器件可以保证工控机与外部设备之间没有直接电的联系，防止干扰从过程通道进入工控机。

6.中央监控机基本配制

中央监控机基本配置为Pentium 200，16M内存，2.1G硬盘，16位声卡带一对有源音箱的海信品牌机一台，RS232转RS485通讯模块一块，24V直流电源一个。软件操作平台采用中文Windows 95操作系统。

7.中央监控程序功能

监测功能能实现单台风机和风机群的机械状态数据、电气数据及故障信息的实时监测，具体监测内容如下：

1）对单台风机和风机群的状态数据、电气数据及故障信息进行实时监测，显示风机的运行状态；

2）实时监测风机群及单台风机的三相电压、三相电流、有功功率、无功功率、功率因数、发电量、电机转速、叶轮转速、风机风速及运行状态；

3）实时对风机群或单台风机的停机、起动、紧急停机复位、顺时针偏航、逆时针偏航等控制功能；

4）修改风力机的运行参数；

5）显示、打印单机和风机群的故障信息、运行数据；

6）对收集的数据进行报表分析；实现单台风机和风机群的发电量统计并形成报表，对风速、风向分布及功率、效率进行分析、统计并形成报表打印。