风电 个人先进事迹（精选多篇）

推荐第1篇：风电

1、国家关于风电产业的宏观规划：

截至2009年底，我国风电装机1760万千瓦，其中“三北”地区风电装机1418万千瓦，沿海地区风电装机315万千瓦。

根据中国气象局普查成果，全国陆地离地面10米高度的风能资源总储量为43.5亿千瓦，技术可开发量约为3亿千瓦，海上可开发利用的风能约7.5亿千瓦。我国风能资源丰富的地区主要分布在“三北”（华北北部、东北、西北）及东南沿海地区。其中，“三北”地区是我国最大的成片风能资源丰富带，包括东北三省、河北、内蒙古、甘肃、宁夏、新疆等省区近200公里宽的地带，具有建设大型风电基地的资源条件；东部沿海风能资源丰富带主要包括山东、江苏、上海、浙江、福建、广东、广西、海南等省（区、市）沿海近10公里宽的地带；此外，在我国内陆如河南、湖北、湖南、重庆、江西、云南、贵州等省份的一些河谷、山区、湖区存在一些孤岛式分布的风能资源丰富区域，适合建设零星小型风电场。

风电开发要实现大中小、分散与集中、陆地与海上开发相结合，通过风电开发和建设，促进风电技术进步和产业发展，实现风电设备制造自主化，尽快使风电具有市场竞争力。在“三北”(西北、华北北部和东北)地区发挥其资源优势，建设大型和特大型风电场，要同步开展开发、外送、消纳研究，统一规划。

规划2015年和2020年风电规划容量分别为1亿千瓦和1.8亿千瓦。在2020年前，结合大规模开发，着力构建较为完善的风电产业化体系，全面掌握风力资源详查与评估技术、风电整体设计技术、变流器及控制系统、叶片设计制造技术、风电并网技术、风电与其他发电方式互补技术、分布式开发利用技术等，力争使风电产业真正处于世界先进水平，开发成本得到大幅度降低，为2020年后大发展创造良好基础。到2030年风电规划装机容量达到3亿千瓦以上。

风电解读：

为充分利用风力资源，结合不同地区的风力特性和负荷特性以及我国风电发展的现状，规划提出了大中小、分散与集中、陆地与海上相结合的开发方式。

截至2010年底，我国已有86家风电整机生产企业，其中能批量生产整机的企业10余家，这10余家的产能已超过1500万千瓦，仅华锐风电、金风科技和东方汽轮机三家企业的产能就已接近1000万千瓦。风电设备制造业无序竞争，设备质量良莠不齐。规划提出2020年要力争使风电产业真正处于世界先进水平。为此当前要加强风机生产的行业管理，遏制风机设备制造投资过热、重复引进和低水平重复建设的现象，促进风电制造国产化和新技术研发，提高风电设备质量。

在风能资源丰富的“三北”地区，电网对风电的输送与市场消纳能力是制约风电开发的主要问题，规划提出了同步开展风电开发、消纳市场和送电方案等研究，以确保风电能够被电网尽可能消纳。为增强风电大规模外送的技术可行性和经济可行性，规划提出风电和火电“打捆”外送。

“十二五”时期我国风电仍将保持年均新增1500万千瓦左右的发展速度，市场需求潜力巨大。在我国风电标杆电价不变的情况下，随着风机单位造价的下降，风电开发商的利润仍然十分丰厚。初步测算，风电场单位千瓦静态投资下降1500-200元/千瓦，度电成本下降0.05-0.1元/千瓦时。而国家能源局近期启动的风电分散开发的试点，一旦有所突破，将极大地刺激中东部地区小型风电的开发。基于以上分析，未来中国风电行业发展空间依然广阔。

风力发电是世界范围内发展速度最快的新能源，海上风力发电则代表了当今风能发电技术的最高水平，要求设备高可靠、易安装、易维护，市场规模极大，风险也极高，备受各国关注，正在掀起投资热潮。目前已有100多个国家和地区开始发展风能发电，主要市场集中在欧洲、亚洲和北美洲。

根据“十二五”可再生能源规划，风力发电将作为可再生能源的重要新生力量继续获得大力发展，规划2015年中国海上风力电装机500万千瓦， 规划到2020年海上风电装机3000万千瓦。

海上风电发展最快的英国2009年实现新增装机容量30.6万千瓦，累计装机容量89.4万千瓦，2010年英国海上风电装机突破100万千瓦。而截至2010年底，中国海上风电装机容量仅为14.25万千瓦，在2010年世界海上风电装机350万千瓦中只占4%左右。

中国已建和在建的海上风电项目有上海东海大桥10万千瓦项目、江苏大丰潮间带30万千瓦示范项目以及去年政府首轮100万千瓦海上风电招标项目。国内外相关专业人士相信，至2020年，我国将是欧洲之外惟一一个快速发展的海上风电市场，特别是未来5年，我国海上风电将进入加速发展期。

据悉，100万千瓦海上风电招标项目的开发将在4年内完成，为我国今后大规模发展海上风电、制定电价政策及管理机制进行有益探索。

据了解，明年上半年国家能源局还可能启动第二轮海上风电特许权招标项目，招标规模拟为200万千瓦左右，较首轮招标翻一番。有专家断言，随着海上风电的加速发展，风电将成为沿海一带省市未来能源供给的主要来源。

据水电水利规划设计总院副总工程师易跃春介绍，国家能源局正在组织各省、区、市开展海上风电规划，推进海上风电示范项目建设，重点开发建设江苏、山东海上风电基地，推进河北、上海、浙江、福建、广东、广西、海南等省区市海上风电建设。

国家能源局还将组织有关单位在汇总各省区市海上风电规划成果基础上，综合考虑风电场项目前期工作进展情况、建设条件及电力消纳市场等因素，有效安排前期工作方案，落实风电规划目标。

中国海上风资源储量丰富，东部沿海特别是江苏沿海滩涂及近海具有开发风电非常好的条件，规模化开发的基本条件已经具备。根据中国气象局风能资源详查初步成果，测得我国5米到25米水深线以内近海区域、海平面以上50米高度风电可装机容量约2亿千瓦，70米以上可装机容量约5亿千瓦。

此外，我国已初步具备了海上风电设计、施工及设备制造的能力，开发建设了一批海上风电示范项目，华锐、金风、上海电气等8家厂共54台机组有海上风电运行业绩，为今后大规模发展海上风电积累了经验，培养了一支专业队伍，如中交第三航务局、南通海洋水建等10多家介入海上风电施工的企业，为开发建设海上风力发电打下了较为坚实的基础。

2、各风电集团发展形式分析：

近日，国家能源局下达《关于“十二五”第一批拟核准风电项目计划安排的通知》，安排全国拟核准风电项目总计2883万千瓦。

国家能源局新能源与可再生能源司副司长梁志鹏表示，能源局首批拟核准的2683万千瓦风电项目，是从申报的4000万到5000万项目中遴选出来的。原则上，只要能落实电网接入的项目就能获得批准。

政策、市场双重影响

据了解，由于此前缺乏相关规范文件，地方大量上马5万千瓦以内的风电场项目，或将大项目化整为零规避审批，导致地方风电场项目与国家新能源开发整体规划冲突，进而造成大量风电机组无法接入电网的浪费现象。

市场人士指出，在国家统筹风电产业发展的情况下，近几年高速发展的风电产业将来个“急刹车”。事实上，这个“急刹车”不仅来自于国家对于风电项目规模的控制，还来自于国家对于风电补贴的取消。

为鼓励新能源产业发展，我国曾针对风电产业制定了相应补贴政策。风电行业过去几年的高速增长得益于政策补贴。以金风科技为例，2010年风电专项补助资金为3550万元，占净利润1.66%。湘电股份中风电专项资金补助占净利润1.60%。

但随着新能源行业产业技术的快速发展，风电设备的成本下降迅速，各国逐渐取消了对新能源行业的补贴政策。我国也从今年开始取消了风电采购补贴政策，这将进一步加大风机企业的压力。

祸不单行。来自风电市场的信息也不容乐观。根据中国电力企业联合会的调查，7月份，五大发电集团的风电业务利润亏损1.4亿元，为今年以来首次亏损，利润环比6月降低8.2亿元。而8月底，两大风电巨头华锐风电(601558,股吧)和金风科技发出的半年报均远低于预期。今年上半年，华锐风电实现收入53.25亿元，同比下降29.45%，净利润6.59亿元，同比下降48.3%;金风科技营业收入51.94亿元，同比下降17.61%，实现净利润4.25亿元，同比下降45.05%。

目前，风电市场的“寒流”已蔓延至风电零部件产业。中材科技上半年的营业利润、利润总额同比分别下降了59.63%和47.95%；鑫茂科技上半年净利亏损4982万元，对于下半年，该公司预计今年1~9月净利润将亏损5800万元，其中7~9月净利润亏损约902万元。

由于塔架产品市场竞争激烈，价格下降，泰胜风能预计其上半年净利同比下降58%至61%，天顺风能的塔架及相关产品等主营业务的收入同比增长45.48%，但其主营业务毛利率同比还是减少了6.73%。

风电市场步入有序时代

据测算，中国陆上风电可开发总量为2亿千瓦左右，而截至2010年年底，累计装机容量已达到可开发总量的22%，按照2020年我国风电装机目标1.5亿千瓦计算，届时风力资源开发比例将达到75%，风电年均新增装机容量仅为1000万千瓦，远低于2010年新增1600万千瓦的装机容量，而未来风电发展的增速，也将远低于2010年37%的增速。

受政策、市场的双重挤兑，风电市场寒意阵阵。但在缺少第三方独立检测机构的市场环境中，价格战仍然是市场竞争的主要手段。据了解，整机制造商的价格战却依然在继续。风机设备的销售价格几年来一路走低，已经从2008年的6500元/千瓦，降至如今的3500元/千瓦，较三年前几乎腰斩。

“目前，1.5兆瓦主流机型的价格已跌破3500元，使企业的盈利水平大幅下降。再加上风机厂商对安全管理能力和运营管理能力要求的提高，以及原材料成本上行的压力，都对风电行业的盈利水平产生了影响。”一家风机制造商对《中国联合商报》记者表示。

“残酷的市场竞争面前，整机制造商不得不纷纷降低成本，化解价格压力。预计在目前行业增速放缓和成本不断上升的背景下，价格恶性竞争造成的收入和毛利率压力仍将继续。”上述风机制造商表示，一部分不具备资金周转实力及科技研发能力的中小企业将在此轮整合中被淘汰，大的风机制造商将脱颖而出，“大鱼吃小鱼”的现象将会再次上演。

日前，国家能源局正式印发《风电开发建设管理暂行办法》，该办法明确了地方上马风电项目须经能源局批复。中国风能协会副理事长施鹏飞在接受媒体采访时表示，随着该办法的公布，未能与国家规划和电网规划协调的地方风电项目，将被挡在国家可再生能源发展基金的电价补贴之外，这将使原本已经捉襟见肘的基金在使用上变得更有效率，同时将进一步放缓地方风电过热发展的脚步。

3、我公司将要对接工程；（描述）

我公司对接的风电工程主要是神华国华集团开发的风电工程，我公司与其对接的主要工程有国华通辽风电场300MWC标段工程和国华东台风电二期200MW南、北风场风机基础。其中通辽风电场施工风机基础个数为50台，东台风电场南、北风场施工风机基础总数为76台。

推荐第2篇：风电

2011二级建造师《市政》知识强化资料

1M412063 空调，净化系统的调试及综合效能测定调整的基本要求

（1）通风与空调系统调试的基本要求

●系统调试测定之前，必须对系统的设备进行检查和试运转。系统的联动调试应在电气自动控制就位的情况下进行。系统联动调试过程中，也要验证电气与自控系统对通风设备的连锁功能以及与消防排烟系统的联动效果。

● 通风与空调系统联动调试中，风系统应逐步调节系统的排风量、新风量及房间送回 风量，最终使系统风量、各房间送风量、房间压差达到设计值，并处于正常偏差范围内。水系统联动调试前，宜将冷冻水和冷却水系统中的所有自控阀门置于全开状态。在相关水泵全开的状态下，对系统进行初步调节。最后各个冷冻机、空调机组应联动工作正常。水系统流量、温度正常；房间温湿度达到设计要求。

（2）净化空调系统调试的基本要求

净化空调系统的调试应根据洁净室不同的级别以及不同的设计参数，决定所需要的测试项目。

（3）综合效能测定调整的基本要求

● 通风与空调工程带生产负荷的综合效能试验与调整，应在已具备生产试运行的条件下进行，由建设单位负责，设计施工单位配合。

● 由于生产设备运行所造成的影响，各个测量点的位置要根据气流、负荷、场地等的变化做相应调整。

● 综合效能测试参数调整时要充分考虑生产设备和产品对环境

条件要求的极限值， 以免对设备和产品造成不必要的损害。

● 调整时首先要保证对温湿度、洁净度等参数要求较高的房间，随时作好监测。

（1）火灾探测器安装

目前火灾探测器按结构可分为：点型和线型。点型有感烟式、感温式、感光式、可燃气体 探测式和复合式等。对火灾探测器的选择，有三种方法。一是根据火灾的特征选择火灾探测器；二是对无遮拦大空间保护区域，宜选用线型火灾探测器；三是根据使用或产生可燃气体或可燃蒸气的场所气体性质不同选用。

● 点型火灾探测器的安装位置、方向和接线方式要正确。

●线型火灾探测器和可燃气体探测器等有特殊安装要求的探测器应符合有关标准的规定，且符合产品说明书的要求。

●缆式线型定温火灾探测器又分为模拟式和数字式两大类，目前主要发展和应用的是数字式。

● 空气管式线型差温火灾探测器：

● 火焰探测器：红外火焰探测器应安装在能提供最大视场角位置。

● 防爆型探测器安装在防爆区，进入安全区通过安全栅与编码控制器相连；或通过含安全栅的防爆编码接口与总线编码控制器相连。

● 空气抽样火灾探测系统是一种初级阶段探测的火灾自动报警设备，该系统保护面积与间距应符合规。

（2）手动火灾报警按钮安装

手动火灾报警按钮宜安装在建筑物内的安全出口、安全楼梯口等便于操作的部位。有消火栓的，应尽量设置在靠近消火栓的位置。

（3）接口模块安装

其安装要求：

● 当隔离器动作时，被隔离保护的输入、输出模块不应超过32个。

● 接口模块如果安装在墙上，安装的高度及装于吊顶内时应符合要求。

（4）火灾报警控制器安装

● 火灾报警控制器的安装要求：

安装的高度应符合规定。

控制器安装的位置距离应符合要求。

如果需要从后面检修时要留足检修空间。

控制器的正面操作空间应符合要求。控制盘前有不小于3m的无障碍操作空间。

● 引入控制器的电缆或导线应符合要求：

● 消防控制设备在安装前应进行功能检查，不合格者，不得安装。

（5）系统调试的内容

调整试验的主要内容包括线路测试、火灾报警与自动灭火设备的单体功能试验、系统的接地测试和整个系 统的开通调试。

（6）火灾报警系统的调试

● 调试前准备工作：

● 线路测试：外部检查，各线路校验。

● 单体调试：

● 检查火灾自动报警设备的功能：

火灾报警控制器在场强10V/M及1MHz~1GHz频率范围内的辐射电磁场干扰下，不应发出火灾报警信号和不可恢复的故障信号，应正常运行，屏蔽及接地良好。

● 火灾探测器的现场测试：

采用专用设备对探测器逐个进行试验，其动作、编码、手动报警按钮位置应符合要求。

（7）消防控制设备联动调试

● 消火栓系统的调试：

在消防控制中心和在水泵房就地应能控制消防泵，并能显示工作及故障状态；动作消火栓箱内的手动控制按钮，在任何楼层及部位均能启动消防泵，并可通过输人模块向消防控制中心报警，以明确报警的部位。

● 喷水灭火系统的调试：（类似上）

● 泡沫及干粉灭火系统的调试（类似上）

● 消防联动控制设备的调试：

消防联动控制设备在接到已确认的火灾报警信号后，应在规定时间内发出联动控制信号，并按有关逻辑关系联动一系列相关设备发生

动作，其时间和相关设备试验应符合要求。

● 报警装置及通讯的检测。

（1）验收顺序

消防验收一般遵循验收受理、现场检查、现场验收、结论评定、工程移交等阶段来进行。

（2）验收的内容与形式

● 消防验收的内容主要是：

火灾自动报警系统及消防联动控制功能；

消防给水和自动灭火系统；

防烟、排烟、通风、空调系统；

火灾应急照明和疏散指示标志系统；

应急广播、消防电源及其配电；

消防控制室、消防水泵房的设置；

建筑工程内建筑防火防烟分区和建筑构造；

建筑内部装修、建筑灭火器配置等。

● 消防验收可分为：隐蔽工程消防验收、粗装修消防验收、精装消防修验收三种验收形式。

隐蔽工程消防验收是对建筑物投入使用后，无法进行消防检查和验收的消防设施及耐火构件，在施工阶段进行的消防验收。

粗装修消防验收是对建筑物内消防系统及设施的功能性验收。主要针对消防系统及设施已安装、调试完毕，但尚未进行室内装修的建

筑工程。

精装消防修验收是对建筑物全面竣工并准备投入使用前的消防验收。

一、施工单位在建设工程档案管理中的职责

二、施工文件档案管理的主要内容

（一）工程施工技术管理资料

1.图纸会审记录文件

2.工程开工报告相关资料（开工报审表、开工报告）

3.技术、安全交底记录文件

4.施工组织设计（项目管理规划）文件

5.施工日志记录文件

6.设计变更文件

7.工程洽商记录文件

8.工程测量记录文件

9.施工记录文件

10.工程质量事故记录文件

11.工程竣工文件

（二）工程质量控制资料

1.工程项目原材料、构配件、成品、半成品和设备的出厂合格证及进场检（试）验报告

2.施工试验记录和见证检测报告

3.隐蔽工程验收记录文件

4.交接检查记录

（三）工程施工质量验收资料

1.施工现场质量管理检查记录

2.单位（子单位）工程质量竣工验收记录

3.分部（子分部）工程质量验收记录文件

4.分项工程质量验收记录文件

5.检验批质量验收记录文件

（四）竣工图

一、立卷的基本原则

施工文件档案的立卷应遵循工程文件的自然形成规律，保持卷内工程前期文件、施工技术文件和竣工图之间的有机联系，便于档案的保管和利用。

二、立卷的具体要求

三、卷内文件的排列

文字材料按事项、专业顺序排列。

四、案卷的编目

五、案卷装订与图纸折叠

六、卷盒、卷夹、案卷脊背

火灾报警控制器的安装要求：

安装的高度应符合规定。

控制器安装的位置距离应符合要求。

如果需要从后面检修时要留足检修空间。

控制器的正面操作空间应符合要求。控制盘前有不小于3m的无障碍操作空间。

● 引入控制器的电缆或导线应符合要求：

● 消防控制设备在安装前应进行功能检查，不合格者，不得安装。

（5）系统调试的内容

调整试验的主要内容包括线路测试、火灾报警与自动灭火设备的单体功能试验、系统的接地测试和整个系 统的开通调试。

（6）火灾报警系统的调试

● 调试前准备工作：

● 线路测试：外部检查，各线路校验。

● 单体调试：

● 检查火灾自动报警设备的功能：

火灾报警控制器在场强10V/M及1MHz~1GHz频率范围内的辐射电磁场干扰下，不应发出火灾报警信号和不可恢复的故障信号，应正常运行，屏蔽及接地良好。

● 火灾探测器的现场测试：

采用专用设备对探测器逐个进行试验，其动作、编码、手动报警按钮位置应符合要求。

（7）消防控制设备联动调试

● 消火栓系统的调试：

在消防控制中心和在水泵房就地应能控制消防泵，并能显示工作及故障状态；动作消火栓箱内的手动控制按钮，在任何楼层及部位均能启动消防泵，并可通过输人模块向消防控制中心报警，以明确报警的部位。

● 喷水灭火系统的调试：（类似上）

● 泡沫及干粉灭火系统的调试（类似上）

● 消防联动控制设备的调试：

消防联动控制设备在接到已确认的火灾报警信号后，应在规定时间内发出联动控制信号，并按有关逻辑关系联动一系列相关设备发生动作，其时间和相关设备试验应符合要求。

● 报警装置及通讯的检测：

1M412072·火灾报警及联动控制系统验收的要求

（1）验收顺序

消防验收一般遵循验收受理、现场检查、现场验收、结论评定、工程移交等阶段来进行。

（2）验收的内容与形式

● 消防验收的内容主要是：

火灾自动报警系统及消防联动控制功能；

消防给水和自动灭火系统；

防烟、排烟、通风、空调系统；

火灾应急照明和疏散指示标志系统；

应急广播、消防电源及其配电；

消防控制室、消防水泵房的设置；

建筑工程内建筑防火防烟分区和建筑构造；

建筑内部装修、建筑灭火器配置等。

● 消防验收可分为：隐蔽工程消防验收、粗装修消防验收、精装消防修验收三种验收形式。

隐蔽工程消防验收是对建筑物投入使用后，无法进行消防检查和验收的消防设施及耐火构件，在施工阶段进行的消防验收。

粗装修消防验收是对建筑物内消防系统及设施的功能性验收。主要针对消防系统及设施已安装、调试完毕，但尚未进行室内装修的建筑工程。

精装消防修验收是对建筑物全面竣工并准备投入使用前的消防验收。

IM412081 智能化系统的组成

在智能建筑中广泛地应用了数字通信技术、控制技术、计算机网络技术、电视技术、光纤技术、传感器技术及数据库技术等高新技术，构成各类智能化子系统，组成

（1）通信网络子系统CNS（CommunicationNetworksSystem）

通信网络系统是通过数字程控交换机PABX来转接声音、数据和图像，借助公共通信网与建筑物内部PDS的接口来进行多媒体通信的系统。

（2）办公自动化子系统OA（OfficeAutomationSystem）

办公自动化系统是一个计算机网络与数据库技术结合的系统，

在智能建筑中OA常由两部分构成：

● 物业管理公司为租户提供的信息服务和物业管理公司内部事物处理的OA系统，

● 大楼使用机构（例如政府机关的行政大楼等）或租用单位的业务专用OA系统。

（3）建筑设备监控子系统BA（BuildingAutomationSystem）

建筑设备监控系统是通过中央计算机系统的网络将分布在各监控现场的区域智能分站连接起来，以分层分布式控制结构来完成集中操作管理和分散控制的综合监控系统。通常在BA系统管辖下的有空气处理系统、排风系统、变风量系统、给排水、冷热源、变配电、照明、电梯、停车库等设备。

（4）安全防范子系统SA（SecurityAutomationSystem）

安全防范系统常设有闭路电视监控系统（CCTV）、通道控制（门禁）系统、周界防范系统、电子巡更系统、访客对讲系统、出人口管理系统等。

（5）火灾自动报警及联动控制子系统FA（FireAlarmSystem）

火灾自动报警与消防联动控制系统，是消防系统中专用的计算机系统。

（6）综合布线系统GCS（GenericCablingSystem）

综合布线系统是在智能建筑中构筑信息通道的设施。它采用光纤通信电缆、铜芯通信电缆及同轴电缆，布置在建筑物的竖井与水平线槽内，一直通到每一层面的每个用户终端。

（7）智能化系统集成及建筑物业管理系统

智能化系统集成是建筑物业管理系统的硬件基础。

● 系统集成的原则

系统集成应遵照满足用户需求的原则；提高使用和管理的原则。

● 系统集成的模式

一是智能建筑综合管理系统（1BMS）模式：

二是建筑设备管理系统（BMS）模式：以楼宇自控为基础把楼宇自控、安防、消防、车库管理等系统集成在一起。

● 智能化系统集成要注意的问题

一是系统集成应遵循\"统一规划，分期实施\"的原则，统一规划就是各子系统的信息接口、协议等应符合国家标准。

二是系统集成的管理系统应具有可靠性、可扩展性、容错性和可维护性。

三是系统集成应分层次集成，根据不同的需求分层次集成。目前的设计标准中甲、乙级智能建筑强调按BMS方式集成，实行综合管理。丙级只强调各子系统进行各自的子系统内部联网集成管理。

（8）住宅智能化系统

住宅小区智能化主要由通信网络系统、物业管理系统、安全防范系统三个部分组成。

（9）机房、电源及接地

在建筑智能化工程的实施中要特别注意机房、电源及接地系统。

● 机房是智能化系统的中枢神经所在地，机房质量会影响到智能化系统运行的稳定性可靠性和观感质量。

● 电源及接地：

要注意电力系统与弱电系统的线路应分开敷设。要注意电源的抗干扰的措施。

智能建筑的接地要求有防雷接地，工作接地，保护接地，屏蔽与防静电接地。

强电与弱电的接地走向要分开。弱电竖井内设有单独接地干线，将每层弱电设备的保护接地和工作接地与接地干线相连。采用联合接地时，接地电阻应不大于1 Ω，采用单独接地体时，接地电阻应不大于4Ω。

（10）环境要求

1M412082 智能化工程的施工程序和技术要点

（1）建筑智能化工程实施程序

● 用户需求与外部条件调研（一般由设计单位和业主协同完成）。

● 智能化系统设计方案的设计与评审。

● 智能化系统施工招标图设计与技术规格书制定。

● 智能化系统设备供应商与工程承包商招标确定。

● 智能化系统施工图深化设计。

● 施工，调试。

● 智能化系统管理人员培训。

● 试运行。

● 测试，验收。

● 正式投运。

（2）智能化工程实施模式

●工程一揽子承包模式：

●系统承包安装分包模式：

●管理型承包分包实施模式：

●全分包实施模式：

（3）智能化系统的验收

采用分阶段多层次验收方式，分项分部验收、交工验收、交付验收。

（4）智能化工程的施工技术要点

● 土建协调事宜：

● 吊顶上的智能化工程设备的安装和定位与装修设计和机电安装协调。

● 弱电接地系统（弱电、强电分开）；线槽和桥架；智能化工程的供电；电梯；空调系统设备、变配电设备、照明设备、自备发电机等设备与智能化系统软件、硬件的协调。

● 智能化系统的安装及调试在本条之后1M412083条中已有详细描述，流程基本类同。

● 智能化系统的验收按国家标准GB 50307-2002（（智能建筑工程质量验收规范）实施。

1M412083 典型智能化子系统安装和调试的基本要求

建筑设备监控子系统包括三部分：一是中央计算机系统；二是智能分站（DDC），主要完成数据（包括开关量和模拟量）采集和传送及本地控制的功能；三是各类的传感器及执行器。建筑设备监控子系统的安装与土建、暖通空调、给排水、强电等专业关系密切。

（1）BA系统施工界面的确定

● 系统设计界面的确定，主要包括系统功能界面、系统操作平台接口与界面和系统应用软件的界面的确定。

● 设备与材料界面的划分，包括BA系统集成商与BA系统所监控的设备供应商提供的材料和设备之间的界面划分。

● 各子系统硬件接口信息传输通信方式的确定，必须与子系统硬件接口相匹配。

（2）主要输入设备的安装要求

● 所有输入设备安装之前应进行通电试验。

● 温、湿度传感器的安装应注意安装的位置（避免干扰）以及减少接线引起的误差。

● 压力、压差传感器，压差开关及其安装应视不同的用途选择安装位置。

● 流量传感器的安装位置应是水平位置，避免电磁干扰并接地，以保证测量的准确。

● 电量变送器防止电压输出端短路及电流输出端开路，变送器的I/O范围应与设计和DDC所要求的信号相符。

主要输出设备的安装要求

● 在BA系统中常用的执行机构以电动和液动阀为多，电磁电动调节阀、液压调节阀和驱动与控制风管风阀称为执行器。阀门安装前应进行模拟动作和试压试验，安装应符合设计图和使用说明书的要求，确认阀门控制器的驱动信号在DDC输出信号的范围之内。

● 空调器的电磁阀旁一般装有旁通管路；电动调节阀比管路的口径小一个规格。

（4）系统设备安装

● 中央控制设备的组成：

BA系统中央控制设备是以PC机为核心，中央管理界面和图像显示为目标的设备。

● 中央控制设备的安装：

在中央控制室的土建和装饰工程完工后安装；安装前设备经检测正常，外表完好；

（5）系统调试的基本要求

● 系统调试的前提条件：

全部设备安装完毕，线路敷设和接线全部符合设计图纸的要求。

BA系统的受控设备及其自身的系统安装完毕，单体或自身系统的调试结束；同时其设备或系统的测试数据必须满足自身系统的工艺要求，检查BA系统与各系统的联动和信息传输及线路敷设等必须满足设计要求。

● 系统调试应在单体调试合格的基础上进行。经过系统调试检查系

统连线、部件是否完好、系统应能达到设计要求；全部设备可在系统应用软件的操作下实现手动、自动运行状态的转换；实时显示、报警、设备自动控制、历史数据的记录、在线检测等功能符合要求。

● 系统调试的程序：系统调试的程序按图1M412083所示进行。

● 系统调试的内容：

DDC单体设备的点对点调试；

空调系统单体设备的调试：

给排水系统单体设备的调试：

变配电照明系统单体设备调试：

电梯系统运行状态的监测：

基本应用软件设定与确认：

● 系统联调：

系统的接线检查：

系统通信检查：

系统监控性能的测试：

系统联动功能的测试

推荐第3篇：风电

随着科技的进步，风电事业的不断发展,

风机也由原来的引进进口设备，发展到了如今自己设计、生产的国产化风机。伴随着风机种类和数量的增加，新机组的不断投运，旧机组的不断老化，风机的日常运行维护也是越来越重要。现在就风机的运行维护作一下探讨。 一 运行

风力发电机组的控制系统是采用工业微处理器进行控制，一般都由多个CPU并列运行，其自身的抗干扰能力强，并且通过通信线路与计算机相连，可进行远程控制，这大大降低了运行的工作量。所以风机的运行工作就是进行远程故障排除和运行数据统计分析及故障原因分析。

1 远程故障排除

风机的大部分故障都可以进行远程复位控制和自动复位控制。风机的运行和电网质量好坏是息息相关的，为了进行双向保护，风机设置了多重保护故障，如电网电压高、低，电网频率高、低等，这些故障是可自动复位的。由于风能的不可控制性，所以过风速的极限值也可自动复位。还有温度的限定值也可自动复位，如发电机温度高，齿轮箱温度高、低，环境温度低等。风机的过负荷故障也是可自动复位的。

除了自动复位的故障以外，其它可远程复位控制故障引起的原因有以下几种： （1）风机控制器误报故障； （2）各检测传感器误动作；

（3）控制器认为风机运行不可靠。

2．运行数据统计分析

对风电场设备在运行中发生的情况进行详细的统计分析是风电场管理的一项重要内容。通过运行数据的统计分析，可对运行维护工作进行考核量化，也可对风电场的设计，风资源的评估，设备选型提供有效的理论依据。 每个月的发电量统计报表，是运行工作的重要内容之一，其真实可靠性直接和经济效益挂钩。其主要内容有：风机的月发电量，场用电量，风机的设备正常工作时间，故障时间，标准利用小时，电网停电，故障时间等。

风机的功率曲线数据统计与分析，可对风机在提高出力和提高风能利用率上提供实践依据。例如，在对国产化风机的功率曲线分析后，我们对后三台风机的安装角进行了调节，降低了高风速区的出力，提高了低风速区的利用率，减少了过发故障和发电机温度过高故障，提高了设备的可利用率。通过对风况数据的统计和分析，我们掌握了各型风机随季节变化的出力规律，并以此可制定合理的定期维护工作时间表，以减少风资源的浪费。 3．故障原因分析

我们通过对风机各种故障深入的分析，可以减少排除故障的时间或防止多发性故障的发生次数，减少停机时间，提高设备完好率和可利用率。如对150kW风机偏航电机过负荷这一故障的分析，我们得知有以下多种原因导致该故障的发生，首先机械上有电机输出轴及键块磨损导致过负荷，偏航滑靴间隙的变化引起过负荷，偏航大齿盘断齿发生偏航电机过负荷，在电气上引起过负荷的原因有软偏模块损坏，软偏触发板损坏，偏航接触器损坏，偏航电磁刹车工作不正常等。又如，在对Jacobs系列风机控制电压消失故障分析中，我们采用排除实验法，将安全链当中有可能引起该故障的测量信号元件用信号继电器和短接线进行电路改造，最终将故障原因定位在过速压力开关的整定上，将该故障的发生次数减少，提高了设备使用率，减少了闸垫的更换次数，降低了运行成本。

风机运行维护（相当有指导意义） 二．维护 风力发电机是集电气、机械、空气动力学等各学科于一体的综合产品，各部分紧密联系，息息相关。风力机维护的好坏直接影响到发电量的多少和经济效益的高低；风力机本身性能的好坏，也要通过维护检修来保持，维护工作及时有效可以发现故障隐患，减少故障的发生，提高风机效率。

风机维护可分为定期检修和日常排故维护两种方式。 1．风机的定期检修维护

定期的维护保养可以让设备保持最佳期的状态，并延长风机的使用寿命。定期检修维护工作的主要内容有：风机联接件之间的螺栓力矩检查（包括电气连接），各传动部件之间的润滑和各项功能测试。

风机在正常运行中时，各联接部件的螺栓长期运行在各种振动的合力当中，极易使其松动，为了不使其在松动后导致局部螺栓受力不均被剪切，我们必须定期对其进行螺栓力矩的检查。在环境温度低于-5℃时，应使其力矩下降到额定力矩的80%进行紧固，并在温度高于-5℃后进行复查。我们一般对螺栓的紧固检查都安排在无风或风小的夏季，以避开风机的高出力季节。

风机的润滑系统主要有稀油润滑（或称矿物油润滑）和干油润滑（或称润滑脂润滑）两种方式。风机的齿轮箱和偏航减速齿轮箱采用的是稀油润滑方式，其维护方法是补加和采样化验，若化验结果表明该润滑油已无法再使用，则进行更换。干油润滑部件有发电机轴承，偏航轴承，偏航齿等。这些部件由于运行温度较高，极易变质，导致轴承磨损，定期维护时，必须每次都对其进行补加。另外，发电机轴承的补加剂量一定要按要求数量加入，不可过多，防止太多后挤入电机绕组，使电机烧坏。

定期维护的功能测试主要有过速测试，紧急停机测试，液压系统各元件定值测试，振动开关测试，扭缆开关测试。还可以对控制器的极限定值进行一些常规测试。

定期维护除以上三大项以外，还要检查液压油位，各传感器有无损坏，传感器的电源是否可靠工作，闸片及闸盘的磨损情况等方面。 2．日常排故维护 风机在运行当中，也会出现一些故障必须到现场去处理，这样我们就可顺便进行一下常规维护。首先要仔细观察风机内的安全平台和梯子是否牢固，有无连接螺栓松动，控制柜内有无糊味，电缆线有无位移，夹板是否松动，扭缆传感器拉环是否磨损破裂，偏航齿的润滑是否干枯变质，偏航齿轮箱、液压油及齿轮箱油位是否正常，液压站的表计压力是否正常，转动部件与旋转部件之间有无磨损，看各油管接头有无渗漏，齿轮油及液压油的滤清器的指示是否在正常位置等。第二是听，听一下控制柜里是否有放电的声音，有声音就可能是有接线端子松动，或接触不良，须仔细检查，听偏航时的声音是否正常，有无干磨的声响，听发电机轴承有无异响，听齿轮箱有无异响，听闸盘与闸垫之间有无异响，听叶片的切风声音是否正常。第三，清理干净自己的工作现场，并将液压站各元件及管接头擦净，以便于今后观察有无泄漏。

虽然上述的常规维护项目并不是很完全，但我们只要每次都能做到认真、仔细，一定能防止出现故障隐患，提高设备的完好率和可利用率。 要想运行维护好风力发电机组，在平时还要对风机相关理论知识进行深入地研究和学习，认真做好各种维护记录并存档，对库存的备件进行定时清点，对各类风机的多发性故障进行深入细致分析，并力求对其做出有效预防。只有防患于未然，才是我们运行维护的最高境界。 3 风力发电生产必须坚持“安全第

一、预防为主”方针。风电场应建立、健全风电安全生产网络，全面落实第一责任人的安全生产责任制。

任何工作人员发现有违反本标准规定，并足以危及人身和设备安全者必须予以制止。

风电场应按照DL/T66

6、DL/T797及本标准制定实施细则、工作票制度、操作票制度、交接班制度、巡回检查制度、操作监护制度、维护检修制度、消防制度等。

工作人员对本规程每年考试一次。因故间断工作三个月以上者，必须重新学习本规程。调动到新的工作岗位人员，在开始工作前必须学习规程有关部分，并经过考试合格才能上岗。新参加工作人员必须进行三级安全教育，经考试合格后才能进入生产现场工作。外来临时工作和培训人员，在开始工作前必须向其进行必要的安全教育和培训。外来人员参观考察风电场，必须有专人陪同。

风电场内电气设备的事故处理应按本标准所列“引用标准”中相应的标准执行。

风电场升压站的事故处理参照DL/T572的规定处理。

风电场内架空线路事故处理参照SD292的规定处理。

风电场电力电缆事故处理参照有关的规定处理。 4 风电场工作人员基本要求

经检查鉴定，没有妨碍工作的病症。

具备必要的机械、电气、安装知识，并掌握本标准的要求。

熟悉风电机组的工作原理及基本结构，掌握判断一般故障的产生原因及处理方法。掌握计算机监控系统的使用方法。

生产人员应认真学习风力发电技术，提高专业水平。风电场至少每年一次组织员工系统的专业技术培训。每年度要对员工进行专业技术考试，合格者继续上岗。

新聘人员应有3个月实习期，实习期满后经考核合格方能上岗。实习期内不得独立工作。

所有生产人员必须熟练掌握触电现场急救方法，所有职工必须掌握消防器材使用方法。风电机安全运行

5 风电机组在投入运行前应具备以下条件：

风电机主断路器出线侧相序必须与并联电网相序一致，电压标称值相等，三相电压平衡。

调向系统处于正常状态，风速仪和风向标处于正常运行的状态。

制动和控制系统液压装置的油压和油位在规定范围内。

齿轮箱油位和油温在正常范围。

各项保护装置均在正确位置，且保护值均与批准设定的值相符。

控制电源处于接通位置。

控制计算机显示处于正常运行状态。

手动启动前叶轮上应无结冰现象。

在寒冷和潮湿地区，停止运行一个月以上的风电机组在投入运行前应检查绝缘，合格后才允许启动。

经维修的风电机组在启动前，应办理工作票终结手续。

风电机组的启动、停机有自动和手动两种方式。一般情况下风电机组应设置成自动方式。如果需要手动方式，应按照DL/T666要求操作。如需要用远程终端操作启停风电机组，应通知相关人员做好准备。

风电场应按照DL/T666要求，建立风电机定期巡视制度，并做好巡视记录。

运行人员对于监视风电场安全稳定运行负有直接责任。运行人员应及时发现问题，查明原因，防止事故扩大，减少经济损失。

当风电场设备出现异常运行或发生事故时，当班值长应组织运行人员尽快排除异常，恢复设备正常运行，处理情况记录在运行日志上。

事故发生时，应采取措施控制事故不再扩大并及时向有关领导汇报。在事故原因未查清前，运行人员应保护事故现场和防止损坏设备，特殊情况例外（如抢救人员生命）等。如需要立即进行抢修时，必须经风电场主管生产领导同意。

当事故发生在交接班过程中，应停止交接班，交班人员必须坚守岗位，处理事故。接班人员应在交班值长指挥下协助事故处理。事故处理告一段落后，由交接双方值长决定，是否继续交接班。

事故处理完毕后，当班值长应将事故发生经过和处理情况，如实记录在交接班簿上。事故发生后应根据计算机记录，对保护信号及自动装置动作情况进行分析，查明事故发生原因，制定防范措施，并写出书面报告，向风电场主管生产领导汇报。

发生事故应立即调查，调查、分析事故必须实事求是、尊重科学、严肃认真，做到事故原因不清楚不放过、事故责任者和应受教育者没受到教育不放过、没有采取防范措施不放过。

风电机控制系统参数及远程监控系统实行分级管理，未经授权不准越级操作。系统操作员设在监控系统中心。系统操作员对于保证系统安全使用和运行负有直接责任。

风电场应设立气象站。气象数据要定期采集、分析、贮存。

风电场应建立风力发电技术档案，并做好技术档案保管工作。

并网运行风电场与调度之间应保持可靠的通信联系。

外来参观人员不得操作风电机，实习人员不得独立操作风电机。

在有雷雨天气时不要停留在风电机内或靠近风电机。风电机遭雷击后1h内不得接近风电机。

风电场要做到消防组织健全，消防责任制落实，消防器材、设施完好，保管存放消防器材符合消防规程要求并定期检验，风电机内应配备消防器材。

当风电机组发生火灾时，运行人员应立即停机并切断电源，迅速采取灭火措施，防止火势蔓延；当火灾危及人员和设备安全时，值班人员应立即拉开该机组线路侧的断路器。 7 风电力维护检修安全措施

风电机检修人员应按照DL797要求，定期对风电机巡视。进行风电机巡视、维护检修、安装时，工作人员必须戴安全帽。电气设备检修，风电机定期维护和特殊项目的检修应填写工作票和检修报告。事故抢修工作可不用工作票，但应通知当班值长，并记入操作记录簿内。在开始工作前必面按本规程做好安全措施，并专人负责。所有维护检修工作都要按照有关维护检修规程要求进行。

维护检修必须实行监护制。现场检修人员对安全作业负有直接责任，检修负责人负有监督责任。

不得一个人在维护检修现场作业。转移工作位置时，应经过工作负责人许可。

登塔维护检修时，不得两个人在同一段塔筒内同时登塔。登塔应使用安全带、戴安全帽、穿安全鞋。零配件及工具应单独放在工具袋内。工具袋应背在肩上或与安全绳相连。工作结束之后，所有平台窗口应关闭。

检修人员如身体不适、情绪不稳定，不得登塔作业。

塔上作业时风电机必须停止运行。带有远程控制系统的风电机，登塔前应将远程控制系统锁定并挂警示牌。

维护检修前，应由工作负责人检查现场，核对安全措施。

打开机舱前，机舱内人员应系好安全带。安全带应挂在牢固构件上，或安全带专用挂钩上。

检查机舱外风速仪、风向仪、叶片、轮毂等，应使用加长安全带。

风速超过12m/s不得打开机舱盖，风速超过14m/s应关闭机舱盖。

吊运零件、工具、应绑扎牢固，需要时宜加导向绳。

进行风电机维护检修工作时，风电机零部件、检修工具必须传递，不得空中抛接。零部件、工具必须摆放有序，检修结束后应清点。

塔上作业时，应挂警示标牌，并将控制箱上锁，检修结束后立即恢复。

在电感、电容性设备上作业前或进入其围栏内工作时，应将设备充分接地放电后方可进行。

重要带电设备必须悬挂醒目警示牌。箱式变电站必须有门锁，门锁应至少有两把钥匙。一把值班人员使用，一把专供紧急时使用，升压站等重要场所应有事故照明。

检修工作地点应有充足照明，升压站等重要现场应有事故照明。

进行风电机特殊维护时应使用专用工具。

更换风电机零部件，应符合相应技术规范。

添加油品时必须与原油品型号相一致。更换油品时应通过试验，满足风电机技术要求。

雷雨天气不得检修风电机。

风电机在保修期内，检修人员对风电机更改应经过保修单位同意。

拆装叶轮、齿轮箱、主轴等大的风电机部件时，应制定安全措施，设专人指挥。

维护检修发电机前必须停电并验明三相确无电压。

维护检修后的偏航系统螺栓扭矩和功率消耗应符合标准值。

拆除制动装置应先切断液压、机械与电气连接。安装制动装置应最后连接液压、机械与电气连接。

拆除能够造成叶轮失去制动的部件前，应首先锁定风轮。

检修液压系统前，必须用手动泄压阀对液压栈泄压。

每半年对塔筒内安全钢丝绳、爬梯、工作平台、门防风挂钩检查一次，发现问题及时处理。

风电场电器设备应定期做预防性试验。

避雷系统应每年检测一次。

风电机组加热和冷却装置应每年检测一次。

电气绝缘工具和登高安全工具应定期检验。

风电机安全试验要挂醒目警示性标牌。

风电机重要安全控制系统，要定期检测试验。检测试验只限于熟悉设备和操作的专责人员操作。

风电机接地电阻每年测试一次，要考虑季节因素影响，保证不大于规定的接地电阻值。

推荐第4篇：风电

参见辽宁省建设项目环境监理网上的内容：

风能是一种洁净的可再生的一次能源，风力发电不消耗矿物质能源、不污染环境、建设周期短、建设规模灵活。随着人们环境保护意识的增强，以及国家对风力发电工程项目在政策方面的扶持，风力发电在我国得到了迅猛发展。

风电场建设过程中主要不利影响：（1）风电施工过程中产生的扬尘是环境空气污染的主要问题。（2）施工人员产生的生活污水会对周围水环境产生不利的影响。（3）施工期建筑施工噪声和交通运输噪声对周围环境影响较大。（4）施工过程中产生的建筑垃圾、施工垃圾和生活垃圾污染周围环境。（5）风电场建设过程中的临时占地和永久占地对地表植被造成破坏，如若防护不当易造成水土流失。（6）大型风力发电机安装，还要考虑可能对鸟类造成的伤害。针对以上主要环境影响，这个时候就需要环境监理的介入，尽量减少项目建设过程中对周围环境的影响。下面就本人在风电项目监理过程中的实际体会对风电项目的环境监理内容、存在问题及措施进行简单的总结。

一、设计阶段环境监理

（一）设计阶段环境监理内容

1.在工程开工前，仔细阅读施工设计图及初步设计资料，核实风机点位坐标、集电线路、升压站、临时道路等工程内容与环评中评价的各项工程内容是否一致，

2.在审阅设计资料的过程中，核实风机点位评价范围内是否有敏感目标，调查敏感目标的方位及数量。

（二）存在问题及措施

根据目前环境监理开展的实际情况，环境监理单位进场相对滞后部分项目已开工建设，环境监理单位仍先主要核实工程内容及风机点位周围敏感目标。

如若发现工程内容与环评文件中评价的工程内容不一致，在工程内容变化不大的前提下请建设单位说明原因，报送主管环保部门备案。若项目的工程内容与环评文件评价的工程内容变化较大，要求建设单位做补充环评如有必要须重新做环评。

项目未开工建设前评价范围内如果有敏感目标存在，建议建设单位优化风机点位，尽量避开敏感目标；项目已开工建设评价范围内如果有敏感目标存在，应根据实际情况制定解决方案。

1.敏感目标较分散或容易搬迁，建议建设单位将敏感目标搬迁。

2.敏感目标较密集或不容易搬迁，建议建设单位重新优化风机点位的选址。

二、施工阶段环境监理

（一）施工阶段环境监理内容

1.生态环境监理内容

在进行道路施工时，尽量利用既有道路，控制道路的宽度在环评文件要求的道路宽度范围内；严格控制风机点位占地面积和占地类型；表土保存，临时堆土做到百分之百苫盖，减少水土流失；土石方挖填是否平衡，防止弃渣产生新的水土流失；避让林地，避免砍树，最大限度地减少生态环境破坏。监督环评报告及设计中的各项生态恢复和补偿措施是否得到落实。

2.噪声、光影环境监理内容

严格控制噪声防护距离及光影防护距离满足500米要求；运输车辆应尽量减少鸣喇叭，运输及施工时间安排在昼间进行，禁止夜间施工；加强机械设备的维护和保养，减轻非正常工况下的振动和磨擦噪声；与周围村民做好沟通工作，减少扰民问题。

3.废气环境监理内容

监督检查施工单位是否按照环评文件的要求采取有效措施，减轻其扬尘污染影响范围。

4.废水环境监理内容

生活污水禁止随意排放，设置临时厕所，临时食堂的污水设置简易隔油池。监督升压站的污水处理设施是否与主体工程做到“三同时”。

5.固体废物环境监理内容

施工时产生的生活垃圾和施工垃圾，集中堆放，统一运至当地环保部门指定的地点处置。

6.加大对施工单位的环保宣传力度，提高施工人员的环保意识。

7.认真记录每天的环境监理日志，为每个月的环境监理月报提供依据。

（二）存在问题及措施

由于目前环境监理工作开展的时间较短，某些单位未能意识到环境监理工作在其整个项目建设过程中所起到的作用，忽视环境监理工作。在工程施工过程中未能按照环评文件的要求，采取保护措施。这就要求环境监理单位，充分认识到自己在整个环境管理过程中的“纽带”作用，发现不符合环保要求的事项，及时与建设单位沟通，立即下发整改通知单，要求建设单位立即整改。

三、试运营阶段环境监理

（一）试运营阶段环境监理内容

试运营期间，环境监理单位应重点跟踪项目水土保持措施，待场内道路恢复成永久道路后，应在道路两侧修建排水沟，将风机及箱变的临时占地恢复至可耕种状态，并按照环评文件的要求对风电场内生态恢复工作进行监督。

环境监理人员应对风电场所建设的所有风机点位进行考察，并对风机点位与风电场内村宅的距离进行测量，根据测量结果检验风机选址是否满足防护距离的要求，确保不发生噪声、光影扰民影响。

监督建设项目配套环保设施运营情况，确保污染物的达标排放。

（二）存在问题及措施

我国北方的风电场由于受气候条件的限制，部分风电场不能及时的对生态环境进行恢复。要求建设单位编制风电场生态恢复计划，待条件允许时及时进行生态恢复。

推荐第5篇：风电企业简介

风电装备企业简介

1、南京高速齿轮制造有限公司南高齿是我国机械工业核心竞争力100强之一，国内风电传动设备的龙头企业，拥有变桨、偏航和增速等主传动核心技术。企业已经拥有年产700台1兆瓦以下风电主齿轮箱的批量化生产能力；1兆瓦和1.5兆瓦的风电主齿轮箱已试制成功，2兆瓦的已研制成功，3兆瓦的已着手开发。其建设的风电齿轮箱专业生产和全闭环加载试验流水线，是目前世界上第二条高水平的风电齿轮箱生产制造线。南京高速齿轮制造有限公司是该公司在科学园建设的风电传动设备及控制设备的研发生产总部，总投资30亿元，主要产品为FD2160型风力发电机齿轮箱、1660KW风力发电机齿轮箱、825KW风力发电机齿轮箱。2009年实现产值41亿元，增幅连续三年保持在100%左右。

2、南京金风科技有限公司是国内风电行业领先的从事大型风力发电机组研究开发制造企业金风科技于2008年9月在江宁投资设立，注册资本1.16亿元，总投资2.5亿元，主要生产1.5-2MW风力发电机组和风力发电电机。计划一期建设厂房2万平方米，打造电机生产基地、电控基地、研发基地和培训基地四大功能，建成后可年成200台风电机组和1000台发电机。

3、中材科技股份有限公司是我国纤维复合材料行业唯一的集研发、产品制造与销售、成套技术与装备于一体的高新技术企业，是中国特种纤维复合材料的技术装备研发中心和中国国防工业最大的特种纤维复合材料配套研制基地，拥有完整的非金属矿物材料、玻璃纤维、玻纤复合材料产业链，引领中国特种纤维复合材料的技术发展方向。目前该公司风电叶片项目正式进入产业化运作阶段，年产风电叶片200套以上。

4、南京金腾重载齿轮箱有限公司主要生产各种高速、重载、精密齿轮箱，系列鼓形联轴器，蜗轮丝杆升降机等产品，高速重载齿轮设计制造技术力量雄厚，装备先进。2009年实现产值1.8亿元，增长84.2%。

5、南京南瑞继保工程技术有限公司主要产品：（1）RCS-900

继电保护，市场占有率40%，国际领先。（2）RCS-9000变电站自动化，占有率30%，国际先进。（3）PCS-9500直流输电控制和保护，占有率50%，国际先进。公司在继电保护、数字化变电站、直流输电控制等领域拥有完全自主知识产权的核心技术。2009年，该公司共投入6000多万元用于电厂保护及自动化、变电站综合自动化系统、电力电子、工矿企业电力系统保护及自动化等产品的研发，完成销售收入19.2亿元。

6、南京南瑞继保电气有限公司主要从事电力系统保护和控制，为全球五大继电保护生产厂商之一。在继电保护、电网安全稳定控制和高压直流控制保护等技术领域实现了重点突破和重大跨越，打破国外技术壁垒和垄断，确立了我国继电保护和稳定控制技术和产品的国际领先地位。220KV-500KV线路保护占44.26%,500KV保护39%,变压器保护35.1%,均为全国第一。2009年R&D占销售比重8.3%，实现销售收入10.1亿元。

7、国电南京自动化股份有限公司从事数字式发变组保护、变电站所自动化系统的产品研发生产。所担纲的电力自动化技术拓展和产业化项目已应用在中国首条750KV变电站自动化系统西北电网工程以及华东电网动态监测分析系统，成为行业领域的技术先锋。主要产品为电网自动化保护设备和电厂自动化保护设备，市场占有率分别为21%、10%。核心技术：（1）基于Y/△变换磁通制动、波形跟踪比较和变压器同步识别饱和判据；（2）基于序分量方向电抗器黄疸保护和基于波形跟踪比较法的差动保护；技术水平国际领先。2009年实现销售收入18.5亿元。

8、南京菲尼克斯电气有限公司、菲尼克斯亚太电气（南京）有限公司菲尼克斯电气公司主要负责销售、开拓市场；菲尼克斯亚太公司是负责产品研发。主要产品：（1）工业用重载连接装置，市场占有率40%；（2）防雷分线模块，占有率30%；（3）Interbus，占有率为20%。电子接口、电力接口领域及工业自动化技术领域世界一流，核心技术为国际先进的连接技术。2009年两公司分别实现销售收入

8.7亿元、8.1亿元。

9、江苏方天电力技术有限公司主要产品江苏火力发电技术能

耗实施监控系统、节能减排统一平台，产品技术水平国内领先，主要用于火力发电厂，江苏地区市场占有率100%，2009年销售收入3.7亿。

10、中电电气（南京）特种变压器有限公司主要产品为矿用隔爆变压器、变频器等特种专业变压器，产品主要应用在矿山、煤矿、电力电子行业，市场占有率达20%以上，技术水平达到国际先进水平。2009年实现销售收入3亿元。

11、南京四方亿能电力自动化有限公司主要产品为CSC-2000变电站自动化监控系统软件、CSGC-3000/DMS配网自动化主站系统，应用于继电保护领域，市场占有率10%，技术水平国内领先。2009年实现销售收入2.4亿元。

12、江苏帕威尔电气有限公司、江苏帕威尔置信非晶合金变压器有限公司主要生产中、高压领域的断路器、中置柜、充气柜、环网柜、GIS和非晶合金变压器等，产品参数和性能均处于国际一流、国内领先水平，七项产品获省级高新技术产品。2009年两公司分别实现销售收入16.8亿元、2.3亿元。

13、西门子电力自动化有限公司主要产品为变电站控制、远程控制、电能质量控制、电力通信、能源管理以及信息系统，电力传输通信控制系统技术国际领先。2009年实现销售收入2亿元。

14、江苏宏源电气有限责任公司主要生产非晶合金变压器，产品在江苏省市场占有率33%。2009年销售收入2.5亿元。

15、南京大陆中电科技股份有限公司煤质成分在线检测系统、电站锅炉泄露报警装置、电站锅炉飞地位，成为该领灰含炭量在线检测装置。电站智能测控处于国内技术创新的核心域的技术带头企业，基于活化技术的煤质成分在线检测系统等产品在国内居于领先水平。企业建有博士后工作站。煤质成分在线检测系统等产品市场占有率达到90%以上；电站锅炉泄露报警装置、电站锅炉飞灰含炭量在线检装置国内市场占用率在50%以上。2009年销售收入1.3亿元。

16、江苏金智科技股份有限公司国内最大的电厂设备保护装置和监控系统供应商。主要产品厂用电切装置、系统集成，国内市场占有率第一。IPACS-5000变自站综合自动化系统、FGTS-1000光纤光栅

温度在线监控系统等15项系统集成技术处国内领先。2009年销售收入2.1亿元。

17、南京科远自动化集团股份有限公司主要产品：流程工业过程自动化产品——NT6000分散控制系统，热工自动化领域全国市场占有率5%。R&D投入占销售比重6.8%。系统软件技术、控制软件技术、嵌入式控制系统技术、工业网络和现场总线技术、数据采集与处理技术、管理信息系统技术等核心技术的技术水平国内领先。2009年销售收入1.7亿元。

18、南京大全变压器有限公司主要产品：干式变压器、电力变压器、矿用隔爆变压器，国内市场占有率约为5%，产品均属于国内领先水平，部分产品的主要指标处于国际先进水平。2009年销售收入1.8亿元。

19、南京新联电子股份有限公司主要产品：应用于智能电网领域的电能采集终端和电能表，国内市场占有率25%。2009年销售收入2亿元。

推荐第6篇：风电知识

风电知识

前言

我国风能资源十分丰富，它是一种干净的可再生能源，风力发电产业发展前景非常广阔。

它的作用原理；以风作为原动力，风吹动风轮机的叶轮，转化为机械能，叶能通过增速箱齿轮带动发电机旋转，转化为电能，送入电网。 它的优势；不需要燃料，无污染，运行成本低。

风电概述 主要零部件

发电机 电控柜 制动器 增速机 主轴

液压站 工装 外齿式回转支撑 偏航电机

各零部件主要功能

主轴； 将风能转向力传递给增速箱

偏航系统； 通过控制技术，使机舱旋转至迎风方向的机枸。

增速机； 增速机在各齿轮不同传动比的作用下将主轴的低转速提高到发电机所需的高转速 发电机； 将机械能转化为电能。

偏航坏； 刚度，强度要好，用来支撑整个动力系统，但不能太重。 变桨柜系统；通过控制技术，调整叶片角度，使风能利用最优化。 制动系统；根据风力，风速需要，风机可以减速或停机。

机舱壳；采用玻璃钢制成，覆盖于机组动力系统外，起保护作用。 紧固件等；将各个零部件固定在设计位置，必需适应于极限负载。

工装；便于装配，运输。

因为风机常在风沙，暴雨，盐雾，潮湿，-30~40摄氏度中环境中安放，所以要有较强的野外适应性。这对各零部件的强度、刚度、稳定、疲劳、磨擦、力矩等因素提出了很高的要求。若某一方面出了问题，都有可通造成安全事故。

为此，为了满足以上要求，我们对各种材料都进行了严格的要求，对各种连接紧固件都要按求打好力矩。力矩大小好下；

风电设备安装常见技术问题

1.1 螺栓联接问题

螺栓、螺母联接是风电行业的一种最基本最常用的装配，联接过紧时，螺栓在机械力的长期作用下容易产生金属疲劳，发生剪切或螺牙滑丝等联接过松的情况，使部件之间的装配松动，引发事故。

1.2 振动问题

风机叶片在风力作用下转动时，带动主轴，主轴将风能转向力传递到增速机，增速机在各齿轮不同传动比的作用下将主轴的低转速提高到发电机所需的高转速从而带动发电机，发电机则完成能由机械能转换成电能的工作，在这一系列的动作过程中，还有许多辅助零部件与其配合完成发电工作（如回转支撑，偏航系统，变桨柜系统，制动系统）。在这一系列过程中各系统在相互配合工作过程中必产生大的振动。主轴与增速箱发电机同心度等问题。 1.4 电气设备问题

1)安装隔离开关时动、静触头的接触压力与接触面积不够或操作不当，可能导致接触面的电热氧化，使接触电阻增大，灼伤、烧蚀触头，造成事故。

(2)断路器弧触指及触头装配不正确，插入行程、接触压力、同期性、分合闸速度达不到要求，将使触头过热、熄弧时间延，导致绝缘介质分解，压力骤增，引发断路器爆炸事故。

(3)电流互感器因安装检修不慎，使一次绕组开路，将产生很高的过电压，危及人身与设备安全。

(4)有载调压装置的调节装置机构装配错误，或装配时不慎掉入杂物，卡住机构，也将发生程度不同的事故。

(5)主变压器绝缘破坏或击穿。在安装主变吊芯和高压管等主要工作时，不慎掉入杂物(如螺帽、钥匙等，这些情况在工程实践中并不罕见)，器身、套管内排水不彻底，密封装置安装错误，或者在安装中损坏，都会使主变绝缘强度大为降低，可能导致局部绝缘破坏或击穿，造成恶性事故。

(6)主变压器保护拒动。主变压器内部或出线侧发生短路、接地事故，而保护拒动、断路器不跳闸，巨大的短路电流不仅使短路处事故状态扩大，也使主变内部温度骤升，变压器油迅速汽化、分解，成为高爆性的可燃物质，这可能发生主变爆炸的恶性事故。主变的紧急事故油池和其他消防设施都是针对这种可能性设计的。 2 机电设备安装技术相关改善办法

2.1 严格施工组织设计及设备、设施选择

施工组织设计和设备、设施选择是经有关科技人员共同研究商定的，通过技术计算和验算，定有其使用价。为了防止螺栓过紧或过松按工艺要求打好力矩、涂好螺纹锁固，二硫化钼。 2.2 按预定计划开展安装工作

每一项机电设备安装工作顺序都有其科学性。一个安装工程的计划排队是经过多方面的考虑，经过技术论证排出的，是有科学根据并有一定指导性的，不要随便改动，以免造成工程进度连续不上无法完成工作。

2.3 对安装工作要总体布置、统一安排

发电机分为两个主要类型。同步发电机运行的频率与其所连电网的频率完全相同，同步发电机也被称为交流发电机。异步发电机运行时的频率比电网频率稍高，异步发电机常被称为感应发电机。

感应发电机与同步发电机都有一个不旋转的部件被称为定子，这两种电机的定子相似，两种电机的定子都与电网相连，而且都是由叠片铁芯上的三相绕组组成，通电后产生一个以恒定转速旋转的磁场。尽管两种电机有相似的定子，但它们的转子是完全不同的。同步电机中的转子有一个通直流电的绕组，称为励磁绕组，励磁绕组建立一个恒定的磁场锁定定子绕组建立的旋转磁场。因此，转子始终能以一个恒定的与定子磁场和电网频率同步的恒定转速上旋转。在某些设计中，转子磁场是由永磁机产生的，但这对大型发电机来说不常用。

感应电机的转子就不同例如，它是由一个两端都短接的鼠笼形绕组构成。转子与外界没有电的连接，转子电流由转子切割定子旋转磁场的相对运动而产生。如果转子速度完全等于定子转速磁场的速度（与同步发电机一样），这样就没有相对运动，也就没有转子感应电流。因此，感应发电机总的转速总是比定子旋转磁场速度稍高，其速度差叫滑差，在正常运行期间。它大概为1%。

同步发电机和异步发电机

将机械能转化为电能装置的发电机常用同步励磁发电机、永磁发电机和异步发电机。同步发电机应用非常广泛，在核电、水电、火电等常规电网中所使用的几乎都是同步发电机，在风力发电中同步发电机即可以独立供电又可以并网发电。然而同步发电机在并网时必须要有同期检测装置来比较发电机侧和系统侧的频率、电压、相位，对风力发电机进行调整，使发电机发出电能的频率与系统一致；操作自动电压调压器将发电机电压调整到与系统电压相一致；同时，微调风力机的转速从周期检测盘上监视，使发电机的电压与系统的电压相位相吻合，就在频率、电压、相位同时一臻的瞬间，合上断路器将风力发电机并入系统。同期装置可采用手动同期并网和自同期并网。但总体来说，由于同步发电机造价比较高，同时并网麻烦，故在并网风力发电机中很少采用。

控制监测系统

风力机的运行及保护需要一个全自动控制系统，它必须能控制自动启动，叶片桨距的机械调节装置（在变桨距风力机上）及在正常和非正常情况下停机。除了控制功能，系统也能用于监测以提供运行状态、风速、风向等信息。该系统是以计算机为基础，除了小的风力机，控制及监测还可以远程进行。控制系统具有及格主要功能：

1、顺序控制启动、停机以及报警和运行信号的监测

2、偏航系统的低速闭环控制

3、桨距装置(如果是变桨距风力机)快速闭环控制

4、与风电场控制器或远程计算机的通讯

风机传动系统

叶轮叶片产生的机械能有机舱里的传动系统传递给发电机，它包括一个齿轮箱、离合器和一个能使风力机在停止运行时的紧急情况下复位的刹车系统。齿轮箱用于增加叶轮转速，从20~50转/分到1000~1500转/分，后者是驱动大多数发电机所需的转速。

齿轮箱可以是一个简单的平行轴齿轮箱，其中输出轴是不同轴的，或者它也可以是较昂贵的一种，允许输入、输出轴共线，使结构更紧凑。传动系统要按输出功率和最大动态扭矩载荷来设计。由于叶轮功率输出有波动，一些设计者试图通过增加机械适应性和缓冲驱动来控制动态载荷，这对大型的风力发电机来说是非常重要的，因其动态载荷很大，而且感应发电机的缓冲余地比小型风力机的小。

异步发电机

永磁发电机是一种将普通同步发电机的转子改变成永磁结构的发电机，常用的永磁材料有铁氧体（BaFeO）、钐钴5(SmCo)等，永磁发电机一般用于小型风力发电机组中。

异步发电机是指异步电机处于发电的工作状态，从其激励方式有电网电源励磁发电（他励）和并联电容自励发电（自励）两种情况。

1电网电源励磁发电：是将异步电机接到电网上，电机内的定子绕组产生以同步转速转动的旋转磁场，再用原动机拖动，使转子转速大于同步转速，电网提供的磁力矩的方向必定与转速方向相反，而机械力矩的方向则与转速方向相同，这时就将原动机的机械能转化为电能。在这种情况下，异步电机发出的有功功率向电网输送；同时又消耗电网的无功功率作励磁作用，并供应定子和转子漏磁所消耗的无功功率，因此异步发电机并网发电时，一般要求加无功补偿装置，通常用并列电容器补偿的方式。

２、并联电容器自励发电：并联电容器的连接方式分为星形和三角形两种。励磁电容的接入在发电机利用本身的剩磁发电的过程中，发电机周期性地向电容器充电；同时，电容器也周期性地通过异步电机的定子绕组放电。这种电容器与绕组组成的交替进行充放电的过程，不断地起到励磁的作用，从而使发电机正常发电。励磁电容分为主励磁电容和辅助励磁电容，主励磁电容是保证空载情况下建立电压所需要的电容，辅助电容则是为了保证接入负载后电压的恒定，防止电压崩溃而设的。

通过上述的分析，异步发电机的起动、并网很方便且便于自动控制、价格低、运行可靠、维修便利、运行效率也较高、因此在风力发电方面并网机组基本上都是采用异步发电机，而同步发电机则常用于独立运行方面。

偏航系统的设计

根据调向力矩的大小，可以进行齿轮传动部分的设计计算。当驱动回转体大齿轮的主动小齿轮的强度不能满足时，可选用两套偏航电机－－－行星齿轮减速器分置于风轮主轮的两侧对称布置，每个电机的容量为总容量的一半。齿轮传动计算可按开式齿轮传动计算，其主要的磨损形式是齿面磨损失效，如调向力矩较大，除按照弯曲强度计算之外，应计算齿面接触强度。

值得注意的是，大多数风机的发电机输出功率的同轴电缆在风力机偏航时一同旋转，为了防止偏航超出而引起的电缆旋转，应该设置解缆装置，并增加扭缆传感器以监视电缆的扭转状态。位于下风向布重的风轮，能够自动找正风向。在总体布置时应考虑塔架前面的重量略重一些，这样在风机运行时平衡就会好一些。

电机的切换

根据风速决定是选择小发电机并网发电，还是选择大发电机空转，若风速低于8米/秒，则小发电机并网运行且风机运行状态切换到“投入G2”。

如果风速高于8米/秒，则选择“空转G1”运行状态。

投入G2：

小发电机接触器闭合，发电机并网电流由可控硅控制到350A。一旦投入过程完成，可控硅切除，风机切换到“运行G2”状态。

风电投入小发电机发电，如果平均输出功率在某一单位时间内太低，这是小发电机断开且风机切换到“等待重新支转”的状态。如果平均输出功率超过了限定值110KW，则小发电机切除，风机运行状态切换到“G1空转”。

G1空转：

风机等待风速达到投入大电机的风速，一旦达到这个风速则风机就切换到“投入G1”状态。

投入G1：

大发电机的接触接通。发电机的并网电流由可控硅将其限定在350A。投入过程一结束，可控硅切除，风机切换到“运行G1”状态。

运行G1

风机的大电机投入发电，如果功率输出在一定的时间内少于限定值80KW，大发电机切除，风机的运行状态切换到“切换G11-G12”状态。

切换G1-G2

大发电机的接触器切除小发电机的接触器接通，可控硅将发电机的电流限定到700A，一旦投入过程完成，可控硅切除，风机转为“运转G2”状态。

等待再投入

如果小发电机的出力小于限定值，则此运行状态动作。此状态下，小发电机的接触器被切除，如果风速有效，风机就切换到“投入G2”状态，如果风速低于限定值，风机将切换到“空转G2”状态。

风机工作状态之间转变

风机工作状态之间转变

说明各种工作状态之间是如何实现转换的。

提高工作状态层次只能一层一层地上升，而要降低工作状态层次可以是一层或多层。这种工作状态之间转变方法是基本的控制策略，它主要出发点是确保机组的安全运行。如果风力发电机组的工作状态要往更高层次转化，必须一层一层往上升，用这种过程确定系统的每个故障是否被检测。当系统在状态转变过程中检测到故障，则自动进入停机状态。

当系统在运行状态中检测到故障，并且这种故障是致命的，那么工作状态不得不从运行直接到紧停，这可以立即实现而不需要通过暂停和停止。

下面我们进一步说明当工作状态转换时，系统是如何动作的。

1．工作状态层次上升

紧停→停机

如果停机状态的条件满足，则：

1)关闭紧停电路；

2)建立液压工作压力；

3)松开机械刹车。

停机→暂停

如果暂停的条件满足，则，

1)起动偏航系统；

2)对变桨距风力发电机组，接通变桨距系统压力阀。

暂停→运行

如果运行的条件满足，则：

1)核对风力发电机组是否处于上风向；

2)叶尖阻尼板回收或变桨距系统投入工作；

3)根据所测转速，发电机是否可以切人电网。

2．工作状态层次下降

工作状态层次下降包括3种情况：

(1)紧急停机。紧急停机也包含了3种情况，即：停止→紧停；暂停→紧停；运行→紧停。其主要控制指令为：

1)打开紧停电路；

2)置所有输出信号于无效；

3)机械刹车作用；

4)逻辑电路复位。

(2)停机。停机操作包含了两种情况，即：暂停→停机；运行→停机。

暂停→停机

1)停止自动调向；

2)打开气动刹车或变桨距机构回油阀(使失压)。

运行→停机

1)变桨距系统停止自动调节；

2)打开气动刹车或变桨距机构回油阀(使失压)；

3)发电机脱网。

(3)暂停。

1)如果发电机并网，调节功率降到。后通过晶闸管切出发电机；

2)如果发电机没有并入电网，则降低风轮转速至0。

(三)故障处理

工作状态转换过程实际上还包含着一个重要的内容：当故障发生时，风力发电机组将自动地从较高的工作状态转换到较低的工作状态。故障处理实际上是针对风力发电机组从某一工作状态转换到较低的状态层次可能产生的问题，因此检测的范围是限定的。

为了便于介绍安全措施和对发生的每个故障类型处理，我们给每个故障定义如下信息：

1)故障名称；

2)故障被检测的描述；

3)当故障存在或没有恢复时工作状态层次；

4)故障复位情况(能自动或手动复位，在机上或远程控制复位)。

(1)故障检测。控制系统设在顶部和地面的处理器都能够扫描传感器信号以检测故障，故障由故障处理器分类，每次只能有一个故障通过，只有能够引起机组从较高工作状态转入较低工作状态的故障才能通过。

(2)故障记录。故障处理器将故障存储在运行记录表和报警表中。

(3)对故障的反应。对故障的反应应是以下三种情况之一：

1)降为暂停状态；

2)降为停机状态；

3)降为紧急停机状态。

4)故障处理后的重新起动。在故障已被接受之前，工作状态层不可能任意上升。故障被接受的方式如下：

如果外部条件良好，一此外部原因引起的故障状态可能自动复位。一般故障可以通过远程控制复位，如果操作者发现该故障可接受并允许起动风力发电机组，他可以复位故障。有些故障是致命的，不允许自动复位或远程控制复位，必须有工作人员到机组工作现场检查，这些故障必须在风力发电机组内的控制面板上得到复位。故障状态被自动复位后10min将自动重新起动。但一天发生次数应有限定，并记录显示在控制面板上。

如果控制器出错可通过自检(WATCHDOG)重新起动。

推荐第7篇：风电分类

风力发电厂项目基本建设

档案分类方案

（讨论稿）

8 80 800 8000 基本建设 综合性文件 凭证性文件

项目建议书及批复 永久

包括项目批准机关批文、甘肃电投、风电公司 请示、县、市政府开发协议、合同、初步估算、测风数据汇编、报告。

8001 可行性研究报告 永久

包括主管机关批准文件、可行性研究报告、估算、评估报告、审查会议纪要等。

800

2 设计任务书、计划任务书 长期

含设计联络会议纪要、商洽会议文件。

800

3 移民规划、纠纷处理 永久 800

4 征用土地 永久

含征用土地批准文件、请示、征地方案、补偿

标准、土地丈量表、勘察定界报告、征地协议、补 偿协议、补偿费发放表、土地使用权证书，临时租用 土地协议、合同等。

800

5 项目建设合同协议

1 含勘察设计、施工、监理、设备制造、材料

供应、技术协作合同协议、租赁文件。 永久

招标办法、规定、招标公告、开标、议标、定标、中标通知书、合同谈判会议纪要、法定代表人委托授权

代理证书、领导小组决议 长期

8006

专项验收

含环保、水土保持、消防、工业卫生、安全质量、项目档案、工程决算、审计文件等。

8007

来往文件 长期

含设计来文、监理来文、业主来文、设备

制造厂家等单位来文。

8008

项目部成立文件 永久

含成立项目管理部、施工项目部、监理

项目部及参建单位技术人员相关证件。

注：相关证件复制件归档。

8009

施工、监理综合性文件 永久

含单位、分部分项、单元工程划分、监理大纲、

制度、规范、质量保证性文件 施工、监理日志 长期

施工、监理周报、月报 短期

801 设计基础材料

8010 地质勘测 永久

2 含工程地质、勘测报告、地质图、勘测记录、

化验试验报告、重要岩、土样说明

8011 测绘及地形图 永久

含地形、地貌、控制点、建筑物、构筑物及

重要设备安装测量定位、观测记录

8012 气象、地震资料 8013 交通建材调查 8014 电力负荷调查 8015 经济调查 8019 其他 802 设计文件

8020 初步设计及批复

含评估报告、概算、审查会议纪要

8021 技术设计及批复 8022 施工图设计及批复 含预算

8023 其他

80

3 土建施工文件

8030 开工报告、工程技术要求等文件

含开工报告、工程技术要求、技术交底、

图纸会审纪要、措施会议纪要

8031 施工方案、计划、措施、工艺

永久 永久 永久 永久 永久 永久 永久

长期

长期 施工方案、施工计划、施工技术措施、施工安全 措施、施工工艺

8032 原材料、构建证明书、实验报告 长期

含混凝土配合比、原材料及构件出厂证明、

质量鉴定、建筑材料实验报告

8033 设计变更、材料代用核定审批 设计变更通知单、工程更改洽商单、联系单、

材料代用核定审批单

8034 施工、监理《大事记》 8035 隐蔽工程验收记录 8036 工程项目评奖文件 8037 事故报告 8039 其他

804 设备安装、线路施工

8040 开工报告、工程技术要求等文件材料 含开工报告、工程技术要求、技术交底图纸

会审纪要

8041 施工方案、计划、措施、工艺、总结、

技术总结 8042 设计变更、材料、设备代用 设计变更、工程更改洽商单、联系单，材料、

永久 永久 永久

永久 永久 永久 永久

永久 永久

零部件、设备代用审批单

8043 隐蔽工程验收记录 永久 8044 施工安装记录、系统调试记录 永久

施工安装记录、安装质量检查、系统调试、

试验记录

8045 事故处理报告 8046 设备、线路安装竣工报告、竣工验收报告8047 设备开箱验收记录 8048 并网验收 9049 其他

805 电气仪表安装施工文件

8050 开工报告、工程技术要求等文件材料

开工报告、工程技术要求、技术交底、图

纸会审纪要

8051 施工方案、计划、技术措施、工艺 8052 设计变更、材料、设备代用审批

设计变更、工程更改洽商单、联系单、材料

零部件、设备代用审批

8053 系统调试、整定记录 8054 系统性能测试盒校核 8055 事故处理报告

长期 永久 长期 长期 永久 永久 永久

长期 长期 长期

8056 操作联动试验 长期 8057 电气装置交接记录 永久

电气装置交接记录、中间较高验收记录、签证单

8059 电气仪表工程竣工报告、竣工验收报告 永久

含建设单位工程建设报告、设计报告、施工报告、

监理报告

806 工程总体竣工

8060 总体竣工验收会议文件 含竣工验收结论意见书、验收申请及附件、

建设报告、设计报告、施工报告、监理报告、项目决算、审计报告、大事记、项目简介等

8061 尾工及完成计划 8062 项目移交运行签证 8069 其他

注：声像材料进入声像档案分类整理

807 试运行

8070 启动验收组织、验收文件、启动程序、

启动验收报告、验收会议纪要

8071 试运行大纲、试运行报告、试运行总结报告、

设备命名编号

长期 永久 永久 长期

长期 8072 运行方式 永久 8073 消缺处理 短期

808 涉外文件

8080 询价、报价、招投标文件 短期 8081 合同、合同附件 永久 8082 谈判文件 永久

谈判协议、议定书、谈判记录、谈判过程中

外商提供的材料

8083 国外各设计阶段文件及审查议定书 永久 8084 技术问题来外函件 永久 8085 进口设备、材料检验及设计联络文件 永久 8086 设备开箱检验记录、商检及索赔 永久 8087 进口设备、材料的防腐、储存、运输、保护

措施 永久 8088 外国技术人员现场提供的文件材料、出国

考察及收集的有关文件 长期 8089

81 810 生产建筑及辅助建筑 总的部分 其他

8100 总体布置及地形图 永久

7 包括地形地貌、地理坐标、测绘图、总平面布置图

8101 技术性文件 永久 8109 其他 811 监控室

8110平面布置图、结构图及文字说明 永久 8111 基础开挖质量验收、评定文件 8112 钢筋模板工程质量验收、评定文件 8113 浇筑工程质量验收、评定文件 8134 水暖工程质量验收、评定文件 8115 竣工报告、竣工图、竣工验收报告 8116 室内、外装修工程 含：设计、施工、监理文件材料、效果图、质量

验收、评定、竣工报告、验收签证

8117 室内照明工程、事故照明施工图、质量

验收、评定文件、竣工图 8119 其他

81

2 综合楼

8120平面布置图、结构图及文字材料 8121 基础开挖质量验收、评定文件 8122 钢筋模板工程质量验收、评定文件 8123 浇筑工程质量验收、评定文件

永久 永久 永久 永久

永久 长期

永久 永久 永久 永久 永久 8124 水暖工程质量验收、评定文件 永久 8125 竣工报告、竣工图、竣工验收报告 永久 8126 室内、外装修工程 长期

含：设计、施工、监理文件材料、效果图、质量

验收、评定、竣工报告、验收签证

8127 室内照明工程施工图、质量验收、评定

文件、竣工图 8128 场区照明工程施工图、质量验收、评定

文件、竣工图 8129 其他

81

3 风电机组基础工程

8130 风电机组平面布置图 8131 基坑开挖、浇筑、金属预埋质量验收、

评定文件、竣工图 8132 箱式变压器基础处理质量验收、评定文件 8133 电缆沟、盖板施工图、质量验收、评定

文件、竣工图 8134 设备、材料备品库施工图、质量验收、

评定文件、竣工图 8135 场区检修道路工程施工图、质量验收、

评定文件、竣工图

永久 永久 永久 永久 永久 永久 永久 永久 8136 排水工程施工图、质量验收、评定文件、

竣工图 永久 8139 其他

82 设备安装 820 总的部分

8200 总体布置图、结构图、技术要求 8201 风电机组安装施工图、调试记录、报告、

质量验收、评定文件、竣工图 8202 计算机监控系统施工设计图、质量验收、8203 评定文件、竣工图 8204 避雷设备布置图、质量验收、评定文件、

竣工图 8205 调速机构安装布置图、调试记录、报告、

质量验收、评定文件、竣工图 8206 风向机构安装施工图、调试记录、报告、

质量验收、评定文件、竣工图 8207 通讯设备安装设计图、质量验收、评定

文件、竣工图 8208 35KVA变压器安装施工图、调试记录、

报告、质量验收、评定文件、竣工图

永久 永久 永久 永久 永久 永久 永久 永久 8209 其他

83 电气仪表工程 830 总的部分

8301 真空断路器安装施工图、调试记录、报告、

竣工图 8302 35KV高低压开关柜安装施工图、质量验收、评定竣工图 8303 配电箱安装施工图、质量验收、评定、

竣工图 8304 电度表柜敷设施工图、质量验收、评定、

竣工图

84 架空线路、电缆工程 840 总的部分

8401 35KV线路施工图、质量验收、评定、

竣工图 8402 电力电缆敷设施工图、质量验收、评定、

竣工图 8403 控制电缆敷设施工图、质量验收、评定、竣工图 8404 照明电缆敷设施工图、质量验收、评定、

长期长期长期长期永久永久永久

竣工图 永久 8405 通信光（电）缆敷设施工图、质量验收、

评定、竣工图 永久 8409 其他

9 设备仪器

设备仪器档案是指设备仪器生产厂家提供的各种技术文件。包括技术图纸、产品使用说明书、合格证、故障排除手册、安装图、接线图、产品出厂调试记录、调试报告、监造报告等。 90 900 风力发电机组 长期 总的部分

901 总装图 902 组装图 903 部件图

904 工艺技术、缺陷处理文件 905 监造报告

906 出厂产品检验合格证、调试记录、报告 909 其他

91 电气一次设备 长期

12 910 变压器 911 箱式变压器 912 干式变压器 913 站用变压器 914 开关柜 915 低压配电箱 916 断路器 916 电流互感器 917 隔离开关 918 电压互感器 919 避雷器

92 电气二次 920 总的部分

921 主变压器保护及二次回路部分 922 站用变压器及二次保护部分 923 母线保护剂二次部分 924 35 KV二次小室规约转换柜 925 35KV风机馈线保护及二次回路部分

93 检修设备 930 柴油发电机组 931 小型叉车

932 红外热成像仪、红外测温仪、红外夜视仪

长期 长期 933 35KV验电器 934 摇表、电流表 935 数字万用表 936 数字绝缘电阻表 039 其他

94 远程自动化控制系统 长期 95 通讯系统 长期 96 计算机系统 长期 97 生活取水、净化设备 长期 98 办公设备 长期

含照相机、摄像机、投影仪、复印机、扫描仪等 99 其他

附件：风电项目档案档号编制规则

二O一一年元月五日

14 甘肃电投风电项目档号编制规则

依据《中华人民共和国档案法》、《档案法实施办法》、《科学技术档案构成一般要求》、《企业档案管理规范》，参照电力行业《基本建设项目档案档号编制规则》结合风电场项目档案实际情况，制定本规则。

风电档案档号构成：档号由全宗号、项目代号、工程号、分类号、案卷号五个部分组成。

全宗号：建设单位（甘肃电投委托建设单位）规范简称去掉公司字样的汉语拼音字头标识。如：甘肃电投鼎新风电有限责任公司，规范简称为鼎新公司，全宗号为“DX”。

项目代号：干河口第五风电场，项目代号“GHK5)。 工程号：五位数阿拉伯数字标识，前两位标识工期，一期工程用“01”标识。后三位标识机组，公用部分用“000”标识，其他使用实际编号。如：1号机组，使用“01”标识，2号机组，用“02”标识，以此类推。

分类号：基本建设项目档案归档文件所对应的分类方案四级类目分类号，设备仪器档案归档文件所对应的三级类目分类号。

案卷号：在全宗号、项目代号、工程号、分类号和保管期限控制下的“小流水”案卷的顺序编号。

档号标识：

卷内文件目录及案卷目录、全引目录标识：档号组成各

15 部分之间用“.”隔离。

案卷封面档号标识：填入对应栏目中。 卷盒标签档号标识：填入对应栏目中。

修订事项：

1、剔除与330 KV变电站相关的文件材料；

2、从施工和技术角度完善归档范围；

3、归档文件与单位工程、分部分项工程、单元工程划分情况相符。

4、分清设备、仪器与工具，以确保归档准确。

5、方案的层次性、条理性调整。

推荐第8篇：风电控制系统

风力发电控制系统

一 风电控制系统简述

风电控制系统包括现场风力发电机组控制单元、高速环型冗余光纤以太网、远程上位机操作员站等部分。现场风力发电机组控制单元是每台风机控制的核心，实现机组的参数监视、自动发电控制和设备保护等功能；每台风力发电机组配有就地HMI人机接口以实现就地操作、调试和维护机组；高速环型冗余光纤以太网是系统的数据高速公路，将机组的实时数据送至上位机界面；上位机操作员站是风电厂的运行监视核心，并具备完善的机组状态监视、参数报警，实时/历史数据的记录显示等功能，操作员在控制室内实现对风场所有机组的运行监视及操作。

风力发电机组控制单元（WPCU）是每台风机的控制核心，分散布置在机组的塔筒和机舱内。由于风电机组现场运行环境恶劣，对控制系统的可靠性要求非常高，而风电控制系统是专门针对大型风电场的运行需求而设计，应具有极高的环境适应性和抗电磁干扰等能力，其系统结构如下：

风电控制系统的现场控制站包括：塔座主控制器机柜、机舱控制站机柜、变桨距系统、变流器系统、现场触摸屏站、以太网交换机、现场总线通讯网络、UPS电源、紧急停机后备系统等。风电控制系统的网络结构如图1所示：

1、塔座控制站

塔座控制站即主控制器机柜是风电机组设备控制的核心，主要包括控制器、I/O模件等。控制器硬件采用32位处理器，系统软件采用强实时性的操作系统，运行机组的各类复杂主控逻辑通过现场总线与机舱控制器机柜、变桨距系统、变流器系统进行实时通讯，以使机组运行在最佳状态。

控制器的组态采用功能丰富、界面友好的组态软件，采用符合IEC61131-3标准的组态方式，包括：功能图（FBD）、指令表（LD）、顺序功能块（SFC）、梯形图、结构化文本等组态方式。

2、机舱控制站

机舱控制站采集机组传感器测量的温度、压力、转速以及环境参数等信号，通过现场总线和机组主控制站通讯，主控制器通过机舱控制机架以实现机组的偏航、解缆等功能，此外还对机舱内各类辅助电机、油泵、风扇进行控制以使机组工作在最佳状态。

3、变桨距系统

大型MW级以上风电机组通常采用液压变桨系统或电动变桨系统。变桨系统由前端控制器对3个风机叶片的桨距驱动装置进行控制，其是主控制器的执行单元，采用CANOPEN与主控制器进行通讯，以调节3个叶片的桨距工作在最佳状态。变桨系统有后备电源系统和安全链保护，保证在危急工况下紧急停机。

4、变流器系统

大型风力发电机组目前普遍采用大功率的变流器以实现发电能源的变换，变流器系统通过现场总线与主控制器进行通讯，实现机组的转速、有功功率和无功功率的调节。

5、现场触摸屏站

现场触摸屏站是机组监控的就地操作站，实现风力机组的就地参数设置、设备调试、维护等功能，是机组控制系统的现场上位机操作员站。

6、以太网交换机（HUB）

系统采用工业级以太网交换机，以实现单台机组的控制器、现场触摸屏和远端控制中心网络的连接。现场机柜内采用普通双绞线连接，和远程控制室上位机采用光缆连接。

7、现场通讯网络

主控制器具有CANOPEN、PROFIBUS、MODBUS、以太网等多种类型的现场总线接口，可根据项目的实际需求进行配置。

8、UPS电源

UPS电源用于保证系统在外部电源断电的情况下，机组控制系统、危急保护系统以及相关执行单元的供电。

9、后备危急安全链系统

后备危急安全链系统独立于计算机系统的硬件保护措施，即使控制系统发生异常，也不会影响安全链的正常动作。安全链是将可能对风力发电机造成致命伤害的超常故障串联成一个回路，当安全链动作后将引起紧急停机，机组脱网，从而最大限度地保证机组的安全。

所有风电机组通过光纤以太网连接至主控室的上位机操作员站，实现整个风场的远程监控，上位机监控软件应具有如下功能：

①系统具有友好的控制界面。在编制监控软件时，充分考虑到风电场运行管理的要求，使用汉语菜单，使操作简单，尽可能为风电场的管理提供方便。

②系统显示各台机组的运行数据，如每台机组的瞬时发电功率、累计发电量、发电小时数、风轮及电机的转速和风速、风向等，将下位机的这些数据调入上位机，在显示器上显示出来，必要时还可以用曲线或图表的形式直观地显示出来。

③系统显示各风电机组的运行状态，如开机、停车、调向、手/自动控制以及大/小发电机工作等情况，通过各风电机组的状态了解整个风电场的运行情况。

④系统能够及时显示各机组运行过程中发生的故障。在显示故障时，能显示出故障的类型及发生时间，以便运行人员及时处理及消除故障，保证风电机组的安全和持续运行。

⑤系统能够对风电机组实现集中控制。值班员在集中控制室内，只需对标明某种功能的相应键进行操作，就能对下位机进行改变设置状态和对其实施控制。如开机、停机和左右调向等。但这类操作有一定的权限，以保证整个风电场的运行安全。

⑥系统管理。监控软件具有运行数据的定时打印和人工即时打印以及故障自动记录的功能，以便随时查看风电场运行状况的历史记录情况。

二风电控制系统基本功能

（1）数据采集（DAS）功能：包括采集电网、气象、机组参数，实现控制、报警、记录、曲线功能等；

（2）机组控制功能：包括自动启动机组、并网控制、转速控制、功率控制、无功补偿控制、自动对风控制、解缆控制、自动脱网、安全停机控制等；

（3）远程监控系统功能：包括机组参数、相关设备状态的监控，历史和实时曲线功能，机组运行状况的累计监测等。

1、数据采集（DAS）功能

机组运行过程中进行监测的相关参数包括：

(1）电网参数，包括电网三相电压、三相电流、电网频率、功率因数等。电压故障检测：电网电压闪变、过电压、低电压、电压跌落、相序故障、三相不对称等。

（2）气象参数，包括风速、风向、环境温度等。

（3）机组状态参数检测，包括：风轮转速、发电机转速、发电机线圈温度、发电机前后轴承温度、齿轮箱油温度、齿轮箱前后轴承温度、液压系统油温、油压、油位、机舱振动、电缆纽转、机舱温度等。

风电场远程监控中心的上位机和塔座触摸屏站均可实现机组的状态监视，实现相关参数的显示、记录、曲线、报警等功能。

2、机组启停、发电控制

（1）主控系统检测电网参数、气象参数、机组运行参数，当条件满足时，启动偏航系统执行自动解缆、对风控制，释放机组的刹车盘，调节桨距角度，风车开始自由转动，进入待机状态。

（2）当外部气象系统监测的风速大于某一定值时，主控系统启动变流器系统开始进行转子励磁，待发电机定子输出电能与电网同频、同相、同幅时，合闸出口断路器实现并网发电。

（3）风力机组功率、转速调节

根据风力机特性，当机组处于最佳叶尖速比λ运行时，风机机组将捕获得最大的能量，虽理论上机组转速可在任意转速下运行，但受实际机组转速限制、系统功率限制，不得不将该阶段分为以下几个运行区域：即变速运行区域、恒速运行区域和恒功率运行区。额定功率内的运行状态包括：变速运行区（最佳的λ）和恒速运行区。

当风机并网后，转速小于极限转速、功率低于额定功率时，根据当前实际风速，调节风轮的转速，使机组工作在捕获最大风能的状态。

由于风速仪测量点的风速与作用于桨叶的风速存在一定误差，所以转距观测器来预测风力机组的机械传动转距，在通过发电机转速和转距的对应关系推出转速。ω为发电机转速期望值。Tm为转距的观测值。Kopt为最佳转速时的比例常数。

当风速增加使发电机转速达上限后，主控制器需维持转速恒定，风力机组发出的电功率，随风速的增加而增加，此时机组偏离了风力机的最佳λ曲线运行。

当风速继续增加，使转速、功率都达到上限后，进入恒功率运行区运行，此状态下主控通过变流器，维持机组的功率恒定，主控制器一方面通过桨距系统的调节减少风力攻角，减少叶片对风能的捕获；另一方面通过变流器降低发电机转速节，使风力机组偏离最佳λ曲线运行，维持发电机的输出功率稳定。

3、风电控制系统辅助设备逻辑

（1）发电机系统

监控发电机运行参数，通过3台冷却风扇和4台电加热器，控制发电机线圈温度、轴承温度、滑环室温度在适当的范围内，相关逻辑如下：

当发电机温度升高至某设定值后，起动冷却风扇，当温度降低到某设定值时，停止风扇运行；当发电机温度过高或过低并超限后，发出报警信号，并执行安全停机程序。

当温度越低至某设定值后，起动电加热器，温度升高至某设定值后时，停止加热器运行；同时电加热器也用于控制发电机的温度端差在合理的范围内。

（2）液压系统

机组的液压系统用于偏航系统刹车、机械刹车盘驱动。机组正常时，需维持额定压力区间运行。

液压泵控制液压系统压力，当压力下降至设定值后，启动油泵运行，当压力升高至某设定值后，停泵。

（3）气象系统

气象系统为智能气象测量仪器，通过RS485口和控制器进行通讯，将机舱外的气象参数采集至控制系统。根据环境温度控制气象测量系统的加热器以防止结冰。

闪光障碍灯控制，每个叶片的末端安装闪光障碍灯，在夜晚点亮。

机舱风扇控制机舱内环境温度。

(4）电动变桨距系统

变桨距系统包括每个叶片上的电机、驱动器、以及主控制PLC等部件，该PLC通过CAN总线和机组的主控系统通讯，是风电控制系统中桨距调节控制单元，变桨距系统有后备DO顺桨控制接口。桨距系统的主要功能如下：紧急刹车顺桨系统控制，在紧急情况下，实现风机顺桨控制。通过CAN通讯接口和主控制器通讯，接受主控指令，桨距系统调节桨叶的节角距至预定位置。桨距系统和主控制器的通讯内容包括：

桨叶A位置反馈

桨叶B位置反馈

桨叶C位置反馈

桨叶节距给定指令

桨距系统综合故障状态

叶片在顺桨状态

顺桨命令

(5）增速齿轮箱系统

齿轮箱系统用于将风轮转速增速至双馈发电机的正常转速运行范围内，需监视和控制齿轮油泵、齿轮油冷却器、加热器、润滑油泵等等。 当齿轮油压力低于设定值时，起动齿轮油泵；当压力高于设定值时，停止齿轮油泵。当压力越限后，发出警报，并执行停机程序。 齿轮油冷却器/加热器控制齿轮油温度：当温度低于设定值时，起动加热器，当温度高于设定值时停止加热器；当温度高于某设定值时，起动齿轮油冷却器，当温度降低到设定值时停止齿轮油冷却器。 润滑油泵控制，当润滑油压低于设定值时，起动润滑油泵，当油压高于某设定值时，停止润滑油泵。 （6）偏航系统控制 根据当前的机舱角度和测量的低频平均风向信号值，以及机组当前的运行状态、负荷信号，调节CW（顺时针）和CCW（逆时针）电机，实现自动对风、电缆解缆控制。 自动对风：当机组处于运行状态或待机状态时，根据机舱角度和测量风向的偏差值调节CW、CCW电机，实现自动对风。（以设定的偏航转速进行偏航，同时需要对偏航电机的运行状态进行检测） 自动解缆控制：当机组处于暂停状态时，如机舱向某个方向扭转大于720度时，启动自动解缆程序，或者机组在运行状态时，如果扭转大于1024度时，实现解缆程序。 （7）大功率变流器通讯 主控制器通过CANOPEN通讯总线和变流器通讯，变流器实现并网/脱网控制、发电机转速调节、有功功率控制、无功功率控制：

并网和脱网：变流器系统根据主控的指令，通过对发电机转子励磁，将发电机定子输出电能控制至同频、同相、同幅，再驱动定子出口接触器合闸，实现并网；当机组的发电功率小于某值持续几秒后或风机或电网出现运行故障时，变流器驱动发电机定子出口接触器分闸，实现机组的脱网。

发电机转速调节：机组并网后在额定负荷以下阶段运行时，通过控制发电机转速实现机组在最佳λ曲线运行，通过将风轮机当做风速仪测量实时转距值，调节机组至最佳状态运行。

功率控制：当机组进入恒定功率区后，通过和变频器的通讯指令，维持机组输出而定的功率。 无功功率控制：通过和变频器的通讯指令，实现无功功率控制或功率因数的调节。

(8）安全链回路

安全链回路独立于主控系统，并行执行紧急停机逻辑，所有相关的驱动回路有后备电池供电，保证系统在紧急状态可靠执行。

三目前我厂技术状态及对策

目前我厂已拥有发电机技术，变流系统正在研发中，已在2010年初完成，其它技术尚处于空白之中，为快速进入市场考虑，应采取两条腿走路的方案，即自主研发和技术引进。目前拥有此项技术的国内厂家有南京科远自动化集团股份有限公司等厂家，北京景新也拥有此项技术，并在1MW机组上试运行。

自主研发方面，鉴于风电控制系统的复杂性，需与有实力的高校发合，研发中需设立多个分项目，因为该项目包含计算机硬件、电力电子、软件、通迅等项技术，按功能也是分散在风电机组各处。

四结束语

目前风力发电的主要方向：

1陆地风力发电机组采用1.5/2M双馈异步发电机组。

2、离岸风力发电机组采用4/5M永磁同步全馈发电机组。

3、建设大型或者超大型的风力电场（有上百台风力机组组成）。

4、风力机组控制系统具有防电压穿透功能。

5、风力发电机组在在线发电时可调节功率因数，在不发电时也可以调节功率因数，进行无功补偿，净化电网。

扩展阅读：

 1

风力发电机组的控制系统是综合性控制系统，控制系统不仅要监视机组运行参数，对机组进行并网与脱网控制，而且还要根据风速与风向的变化，对机组进行优化控制。CAN总线是一种支持分布式控制系统和实时性控制的串行通信网络。其以多主机方式工作，通信速率可达1mbps。  2

can总线的上述特点正适用于风力发电机控制系统的独特要求，因此，本文提出一种基于can总线架构的风力发电控制系统。控制系统中各模块之间通过can总线实时交换数据，实现主控系统及各控制节点间的实时通信与数据交换。文章在分析了can协议及can独立控制器sja1000工作原理和读写逻辑的基础上，设计了can接口，给出了硬件原理图，分析了can通讯程序流程及系统中信号和控制指令的通讯帧格式。另外，本文还给出了基于嵌入式qt的应用程序的设计方案。

推荐第9篇：风电考试

招聘笔试试题（值班长）

一、填空题（共9题，每空1分，共20分）

1、风力发电机组结构所能承受的最大设计风速叫（安全风速）

2、在某一期间内，风力发电机组的实际发电量与理论发电量的比值，叫做风力发电机组的（容电系数）

3、风力发电机组最重要的参数是（风轮直径）和（额定功率）

4、风力发电机的（功率曲线）是表示风力发电机的净电输出功率和轮毂高度处风速的函数关系

5、二次回路按电源性质客分为（交流电压）回路，（交流电流）回路和（直流）

6、两台变压器并列运行的条件是（变比基本相等、短路电压基本相等、连接组别相同、容量比不超过3:1）

7、常见的风电机组发电机型式有（异步发电机、双馈异步发电机、永磁同步发电机）等

8、按照公司《生产安全事故调查报告管理标准》，设备事故分为（特大设备事故、重大设备事故）及（一般设备事故），风电场应在发生事故（0.5）小时内报告运营部

9、胸外按压要以均匀的速度进行，每分钟（80）次左右

二、选择题（共25题，每题2分）

1.风电场应按照DL/T 666, DL/T 797及《风力发电场安全规程》制定实施细则、工作票制度、操作票制度、（B）制度、巡回检查制度、操作监护制度、维护检修制度、消防制度等。

A、工器具 B、交接班 C、检修

2.登塔维护检修时，只允许（A）在同一段塔筒内登塔。

A、一个人 B、三个人 C、两个人

3.当风电厂设备出现异常运行或发生事故时，当班值长应组织运行人员尽快排除异常，恢复设备正常运行，处理情况记录在（C）上。

A、作业本 B、笔记本 C、运行日志 4.变压器的升温是指（C）。

A、

一、二次线圈的温度之差 B、线圈与上层油面温度之差

C、变压器上层油面与变压器周围环境温度之差 5.为解决系统无功电源容量不足、提高功率因数、改善电压质量、降低线损，可采用（C）

A、串联电容 B、并联电容 C、串联和并联电抗 D、并联电抗

6.自动重合闸过程中，无论采用什么保护型式，都必须保证在重合于故障时可靠（B）

A、快速单相跳闸 B、快速三相跳闸 C、失灵保护动作 7.决定变压器绝缘老化速度的关键因素是（B）。

A、氧化 B、温度 C、湿度 D、油中分解的劣化物 8.风力发电机工作过程中，能量的转化顺序是（A）

A、风能—动能—机械能—电能；

B、动能—风能—机械能—电能；

C、动能—机械能—电能—风能；

D、机械能—风能—动能—电能。

9.依据BETZ理论，风力发电机对所捕获风能的利用率Cp最大值可达（A）。

A、49.6% B、59.6% C、65.2% D、80% 10.双馈异步发电机的转差率S（其中Ns为同步转速，N为发电机转子转速）为（ A ）

A、

11.对于定桨距风力发电机，其气动刹车的形式为( D )

A、液压变桨 B、电动变桨 C、高速轴刹车 D、叶尖失速。

B、

C、

D、

12.风力发电机开始发电时，轮毂高度处的最低风速叫( C )

A、额定风速 B、平均风速 C、切出风速 D、切入风速

13.风轮从风中吸收的功率P为（其中Cp为风能利用率，A为扫掠面积，ρ为空气密度，v为风速）（ C ） A、C、14.15.对于变桨系统，低电压穿越LVRT表示（B）

A、后备电源电压故障时，由驱动器驱动电机，保持3秒 B、主电源电压下降时，由后备电源为驱动器供电，保3秒 C、主电源电压下降时，由后备电源为电机供电，保持3秒 D、驱动器故障时，由后备电源为电机供电，保持3秒 16.温度传感器PT100中的100表示（C）

A、测量温度为100℃时，其阻值为100ohm B、测量温度为100℃时，其阻值为0ohm C、测量温度为0℃时，其阻值为100ohm D、测量温度为25℃(常温)时，其阻值为100ohm

B、C、

17.变桨系统中，安装在电机上的编码器作用是（D） A、反馈发电机的转速 B、反馈发电机的电流 C、反馈发电机的电压 D、反馈发电机转过的角度

18.变桨系统中，驱动器CONVERTER的作用是（A） A、把三相交流电变为直流电，再把直流电变为三相交流电，然后驱动电机

B、把直流电变为三相交流电，再把三相交流电变为直流电，然后驱动电机

C、把直流电变为三相交流电，然后驱动电机

D、把三相交流电变为直流电，经过IGBT逆变成脉冲电压，然后驱动电机

19.对同杆塔 架设的多层电力线路进行验电时，（B） A、先验高压、后验低压，先验上层、后验下层 B、先验低压、后验高压、先验下层、后验上层 C、应在其两侧验电 D、应从合适的方向验电

20.如下图，为某风场一天的风玫瑰图，则该天的主导风向为（A）

A、西南风 B、西北风 C、东南风 D、东北风 21.在风力发电机组种通常在高速轴端用（B）联轴器 A、刚性 B、弹性 C、轮胎 D、十字节

22.风力发电机组系统接地网的接地电阻应小于（B）Ω A、2 B、4 C、6 D、8 23.假定电气设备的绕组绝缘等级是B级，那么它的工作温度是（D）

A、100℃ B.110℃ C.120℃ D.130℃

24.在下列哪一种条件下，工作负责人可以参加工作班工作（D）

A、全部停电

B、部分停电

C、一经操作即可停电 D、做好安全措施后

25.对带电设备应使用（C）等灭火，不得使用泡沫灭火器灭火

A、干燥的沙子 B、消防水

C、干式灭火器或二氧化碳灭火器 D、蒸馏水

26.依据《生产安全事故报告和调查处理条例》的规定，造成10人重伤的事故，属于（B）事故

A、特别重大 B、重大 C、较大 D、一般

二、问答题（共2题，每题5分）

1.请简要概述异步双馈风力发电机组中变流器的功能 答：

1， 只对转子功率变频，容量为额定功率的30% 2， 调节励磁电流频率控制发电机变速恒频运行 3， 可以控制发电机定子输出的有功和无功 4， 可以实现有功功率和无功功率解耦 5， 可以采用强制冷风或者冷水进行冷却

2.线路停电检修时怎样进行验电和挂接地线？对地线有何要求？ 答：

验电必须使用相同电压等级并在试验周期内合格的专用验电器。

验电前必须把合格的验电器在相同电压等级的带电设备上进行试验，证实其确已完好；

验电时须将验电笔的尖端渐渐地接近线路的带电部分，听其有无‘吱吱’的放电声音，并注意指示器有无指示如有亮光、声音等，基表示有电压；

经过验电证明线路上已无电压时，即可在工作地段接地，使用具有足够截面的专用接地线将线路三相导线短路接地；

若工作地段有分支线，则应将有可能来电的分支线也进行接地；

若有感应电压反映在停电线路上时，则应挂接底线，以确保检修人员的安全；

挂好接地线后，才可进行线路的检修工作。

三、计算题（共2题，每题10分）、

1.某台风力发电机组，在6m/s风速时输出功率是60kW，当风速为12m/s，且其他条件不变时该风力发电机的输出功率是多少？ 解：

因为其他条件均不变的情况下，风力发电机的输出功率与风速的立方成正比。 即v1³／v3³=P1/P2 已知

v1=6m/s,v2=12m/s,P1=60kW，则 P2=（v1³／v3³）*P1=480（kW）

答：此时该台风力发电机的输出功率是480kW

2.将R＝6、L＝25.5mH的线圈接在f＝50Hz，U＝220V的交流电路中，试求电流I、有功P、视在功率S及功率因数cos？ 解：

XL=2πfL=2*3.14*50*25.5*10‐³≈8Ω Z=√R²+XL²=10Ω I=U/Z=22A

S=3UI=3*220*22A=14520W P=3I²Z=14520W cos=P/S=1

推荐第10篇：风电规范

风电标准

一、风电标准体系建设

随着风电产业的快速发展及日趋成熟，我国已基本形成了较为完整的风电标准体系。国家能源局组织成立能源行业风电标准化技术委员会，提出了我国风电标准体系框架，主要包括6大体系29大类，涵盖风电场规划设计、风电场施工与安装、风电场运行维护管理、风电并网管理技术、风力机械设备、风电电器设备等风电产业的各个环节。我国风电标准体系框架如表2-1所示。

二、风电技术标准制定

截至2011年底，我国已发布风电技术标准41个，待批3个，在编6个。其中，风电场规划设计体系标准21个，风电场施工与安装体系标准5个，风电场运行维护管理体系标准1个，风电并网管理技术体系标准3个，风力机械设备体系标准1个，风电电器设备体系标准9个。

国标建设

2011年12月，国家标准化管理委员会批准发布《风电场接入电力系统技术规定》（GB/Z 1996 3-2011）。

新国标对于低电压穿越、接入系统测试等都提出了更多和更严格的标准。针对脱网事故，新国标提出了低电压穿越方面的约束，要求风电场并网点电压跌至20％标称电压时，风电场内的风电机组应保证不脱网连续运行625ms，特别的，要求风电场并网点电压在发生跌落后2s内能够恢复到标称电压的90%时，风电场内的风电机组应保证不脱网连续运行。针对接入系统测试，

新国标提出了当接入同一并网点的风电场装机容量超过40兆瓦时，需要向电力系统调度机构提供风电场接入电力系统测试报告，累计新增装机容量超过40兆瓦时，需要重新提交测试报告。

新国标发布后一直争议不断，特别是对并网影响最大的低电压穿越要求，会否导致风电产业格局重新洗牌，暂停运行的风电机组能否重新并网，这些问题都引发行业内热烈的讨论。

行标建设

2011年8月，国家能源局召开能源行业风电标准技术委员会一届二次会议，发布18项风电并网设计技术规范。《大型风电场并网设计技术规范》、《风电场电能质量测试方法》等行标正式发布。《风电信息收集和提交技术规定》、《风电调度运行管理规范》、《风电功率预测系统功能规范》等三个行标待批。

行标的发布进一步完善和补充了风电安装运营、维护管理、并网运行等方面的技术标准，为进一步建立和完善我国风电行业标准、检测、认证管理体系，规范风电行业的发展奠定了基础，对于保障电网安全稳定运行，促进风电与电网协调发展创造了条件。

企标建设

在国家和行业标准颁布相对滞后的情况下，国家电网公司加快研究建设风电企业标准体系。

建立了适应我国风电接入及调度运行的企业标准体系。2005年以来，国家电网公司先后编制修订22项企业标准。2006年7月，《国家电网公司风电场接入电网技术规定（试行）》颁布施行。2009年12月，颁布了《风电

场接入电网技术规定》（Q/GDW 392-2009），提出了风电场需要具备功率控制、功率预测、低电压穿越、监控通信等功能要求。2010年2月，颁布了《风电调度运行管理规范》（Q/GDW 432-2010），同时制定了《国家电网公司风电场接入系统设计内容深度规定》等多个配套规定。2011年，针对新出现的高电压穿越问题，积极开展风电场高电压穿越的技术标准研究和制订工作，与国际标准接轨，同时颁布了《风电功率预测系统功能规范》（Q/GDW 588-2011）、《风电场功率调节能力和电能质量测试规程》（Q/GDW 630-211） 等多个配套规定。具体如表2-2所示。

开展《风电场电气系统典型设计》编制工作。为引导风电设计的规范化、标准化，2009年，国家电网公司组织开展了风电场电气系统典型设计研究编制工作，推动建设环境友好、资源节约、符合国家绿色能源政策的风电场，促进风电场与电网的协调发展。2011年，结合几次风电场大规模脱网事故，编制单位对风电场电气系统典型设计进行了进一步修改和完善。

此外，国家电网公司还承担相关国际标准的制定，牵头IEEE《储能系统接入电网设备测试标准》的制定、国际电工委员会（IEC）大容量新能源发电及大容量储能接入电网研究等，参与制订风电机组和风电场电气建模方面的国际标准，提高了我国在风电国际标准领域的话语权。

第11篇：风电工作总结

风机安装部分：

一、与风机安装单位的合同：

1、风机设备进场引路、协助工作责任划分

风机设备在到达风场范围（到达风场范围或设置的临时设备存方场）后，后续路段设备进场协调、引路与设备运输机械的拖拉等相关事宜需要安装单位组织处理，我公司只负责与业主协调沟通确保设备到场时间合适（不会造成押车或耽误施工），提供必要的动力机械（如装载机牵引），其他需要人为指挥、配合的工作由风机安装单位直接实施。

2、设备接收、保管、发放工作

在合同中有必要明确说明设备接收保管责任的归属，包括设备进场后设备清点、验收、收货签字（我公司和安装单位共同进行），再到设备的仓储保管直到到厂家设备工装回收完毕整个时间段，设备及附属物保管义务归施工单位；避免在现场施工中安装单位就合同没有明确说明而推卸责任。

3、安装单位施工资质、施工人员施工经验

安装单位必须为正规、有较为丰富的风机安装经验；现场必须配置项目经理、安全员等关键岗位人员，风机安装人员至少要有一半以上有风机安装经验，起重工、电工必须有风机安装经验。

4、施工进度考核与奖励

同时根据不同的施工季节、施工现场环境、施工风机型号制定风机安装进度奖励标准，对时间段内安装效率高的单位进行适当物资奖励，以促进施工进度。对于未能按照约定工期完成施工的，执行考核，以督促风机安装单位合理组织资源确保风机安装施工进度，

5、吊装场地及道路超范围使用相关问题

对于业主与我公司签订闭口合同导致我公司没有索赔点的项目（比如华润的项目），在与风机安装施工队伍签订合同时，我公司尽量以大包的模式承包给风机安装队伍，这样能将尽量多的责任划分到风机安装队伍中（这样承包必须考虑提高风机安装价格）；同时在合同中明确说明风机安装作业场地及施工道路宽度，对于安装单位吊装机械安拆场地不够需要暂用吊装场附近场地等事宜，我方不再负责征地，只是提供必要的联系沟通，由风机安装队伍直接和场地所属者以某种方式解决（比如暂用场地补贴现金等老百姓比较认可的方式），由于风机安装施工与村民发生矛盾，导致阻工也需安装单位自行解决。

（备注：对于由于我方征用吊装场地和风场道路造成的阻工问题，我公司还需负责协调解决）

6、误工赔偿事宜

天气影响、村民阻工等影响施工事件要在合同中明确误工的鉴定标准（比如导致主吊机械无法进行吊装或安拆算误工）；要确定误工时间的统计标准（比如：半天以内停工不算误工，如连续三天两小时以上、半天以内误工算误工半天等）；对于误工时间的统计要在确定的时间段内计算（比如从合同签订之日开始的30天算一个月，该月误工时间进行统计判断是否需要赔偿，依次向后每一个30天算一个考核时间段，以避免在安装单位向我方索赔时发生争议）；同时需要明确误工事件发生后，风机安装队伍的义务等（比如村民方面的必要思想工作，不得将矛盾激化；雨雪天气后配合工程机械进行人工处理，同时为现场机械配备必要的防滑装备等，以积极的态度面对以缩短误工时间）。

7、天气（雨、雪、雾等）影响施工事件处理

恶劣天气（雨、雪天气，大雾天气不补偿）发生时间段天气影响补偿全额赔付，在恶劣天气影响停止后，恶劣天气造成的环境影响将折半进行补偿，同时提供必要的恢复用大型机械设备（如一个作业面提供一台或两台清雪用装载机）。需要安装单位积极采取有力措施（组织装载机，购置融雪剂、安排施工人员人工进行清理等）尽快恢复正常生产。

督促风机安装单位和租赁起重机械方进行合同商定，对天气影响时间段起重机械租赁费用进行减免；

8、承包模式

风机安装以专业分包包台或以包清工包台的模式进行承包，以此来调动风机安装单位的工作积极性，同时规避我公司运营风险；以包工时进行承包模式不可取。

二、开工前需要安装单位提报的资料，以及施工相关要求：

1、安装单位风机安装、起重机械安拆资质；

2、施工单位必须建立健全《风机设备进场检验登记记录》，《设备及附件发放登记记录》，防止设备缺失；

3、起重机械（需要现场组合安装的履带吊、汽车吊超起或塔式工况）安装前，必须编制出版《起重机械安装、拆除、转场施工措施》，将方案上报我公司进行审核，审核批准后方可组织施工；对参加机械安装、拆除、转场的施工人员进行全面安全技术交底，同时在连续施工作业跨月度后再次进行安全技术交底，将每次安全技术交底记录上报我方。

4、施工单位人员进场体检、上岗证件、个人保险等，在开工前必须全部完成。

5、在风机安装施工前，编制出版《风机安装作业指导书》（内容包括风机设备吊装、安装及电气系统安装、验收消缺等所有风机交付前施工项目），将方案上报我方进行审核，审核批准后方可组织施工；并对所有施工人员进行安全技术交底，同时在施工作业跨月度后再次进行安全技术交底，将每次安全技术交底记录上报我方。

6、根据《电力建设安全规程》有关规定，在施工前需要办理《安全施工作业票》的施工项目（重量达到起重机械额定负荷的90%及以上；两台及两台以上起重机械抬吊同一物件等），在施工前必须办理《安全施工作业票》并进行安全技术交底，将每次《安全施工作业票》和安全技术交底记录上报我方。

7、安装单位现场管理人员要齐全，至少安排一名现场总协调（协调设备进场、卸车、风机安装、人员机械组织等全面管理）、两名专工（一名安装专工、一名电气专工，在施工中进行安装技术指导工作）、一名专职安全员（保证现场所有时间段施工有专人进行安全监督）。

8、安装单位主要岗位人员分工及联系方式在风机安装施工开始前书面上报我方，以便在施工中保证沟通联络。

9、必须配置足够的施工人员和起重机械，保证在风机安装的同时确保风机设备能够及时开展设备卸车作业。（设备到场完成卸车有时间要求）。

10、所有特殊工种人员证件上报我方，包括单不限于起重工、电工、起重机械操作工、运输机械司机。

11、将所有起重机械检验报告、性能表进行上报我方；将所有运输机械行驶证及营运证上报我方。

12、现场各类机械、主要工器具（起重索具、电工工器具、液压工具、安全用具）要在使用前进行检查，消除缺陷后方可开始施工；并在使用过程中至少每月进行一次全面检查，相关检查记录需要及时上报我方。

13、安装单位要对厂家提供工具进行合理保管，在使用中要正常使用，避免工具丢失、损坏。如厂家提供工具在使用过程中因为使用不当造成损坏或丢失，贵方要承担厂家因工具损坏、丢失造成的所有损失。对正常使用中发生的工具损坏事件，贵公司要及时通过我方与风机厂家进行联系，对工具损坏原因进行确认。

14、风机厂家未提供的风机安装用工具，要在风机安装施工开始前准备好。

15、向施工方说明：现场风机设备运输工装及包装物厂家，安装单位需要进行合理保管。为防止此类物件丢失，风机安装单位组织好设备到场卸车后设备及运输工装、包装物的保管工作，不得随意丢弃或破坏此类物件，以便回收。

16、向施工方说明：修整的施工平台、施工道路以外不得随意放置设备或行走踩踏，如因此导致村民阻工延误工期或被罚款，施工方自己承担责任。

运输车配合合同

1、运输车出租方必须配置足够的合格封车工具，比如：封车带、链条葫芦（2t以上）、设备防滑橡胶垫等，拉运主机运输车至少配置4个5t葫芦和与之匹配的钢丝绳、卸扣等；

2、运输车需要配置防滑链，以保证运输车行驶性能；

3、运输方在现场配合实行严格的考核制度，必须无条件执行机械安拆队伍上下班时间（除夜间、道路湿滑等无法正常施工的特殊情况）。

4、对运输方配合作业内容及义务进行明确，同时对每台租赁机械的用途进行描述，如现场有不能满足使用要求的情况发生，项目工地有权要求其立即更换车辆。

5、尽可能将运输车司机食宿安排在安装施工队，这样有利于统一上下班。

风机设备及附件进场及发料：

1、风机设备进场卸车前必须由厂家组织业主、监理，与我方共同对设备进行检查验收，在验收确认设备完好无损后，核对设备数量正确后，四方共同在设备收货单签字，并分别保留一份。

因为几乎所有的风机设备全部为车板交货，设备卸车后发现设备有问题，在与有些厂家沟通起来比较困难，为避免产生摩擦，要求四方参加设备验收。

2、对于一些设备在车上不便于检查到得位置，征得厂家同意，在业主和监理的见证下，可将设备卸到地面后再进行检查，如厂家不同意，要求业主进行协调。

3、在设备检查无误后，安排设备进行卸车，大的设备（塔筒、机舱、轮毂、叶片）尽量直接放置到风机安装场地，将设备编号及对应机位号进行登记；将小的设备及附件集中放置到堆放场，要将设备分类进行放置，并分别统计设备数量级编号，需要成套使用的设备，将整套设备组合后放置，以便于设备统计和领用。

4、设备卸车前的核对、存放等级、设备保管、发放必须由专人进行管理；专人专管，每次设备领用后及时将现场未安装设备数量向安装主管汇报，根据设备情况进行设备催到，避免因为设备到货不及时导致安装工作延误。

5、设备堆放场必须设置围墙或围栏，安排可以信任的人员进行设备看护。

土建施工中注意事项：

1、设备进场运输道路修整中，要避免道路出现较大的突起和凹陷。风机设备运输车辆的底盘较低，轴距较大，道路上的突起会导致运输车托底无法前行，道路凹陷会导致设备尾部拖地。

2、较长的风机设备（塔筒、叶片）在转弯的时候，尾部会有较大范围的横扫面积，在修整道路时必须将该位置地表障碍物进行清理，防止在运输车辆转弯时损伤到设备。

3、风机安装作业场地必须是平整的平台，该平台不得有斜坡、不得分为两个或更多小平台，尽量与进入作业场道路等高，进入作业场的施工道路与作业场要在一条直线上，这样能够保证主吊安装机械的起重臂组合场地要求。

4、在制作风机基础时，想将作业平台进行平整后，带平整出安装平台后再进行基础环基坑的开挖，这样能够保证在风机基础制作完毕后，安装作业场地是一整个平台。同时能保证基础环回填标高与作业场地等高，不会出项基础环高于安装作业场得情况。

5、在基础回填前，将基础外引接地线进行开挖连接，提前将外引接地完善，减少二次开挖制作。

第12篇：风电基础知识

叶轮

风电场的风力机通常有２片或３片叶片，叶尖速度50～70ｍ／ｓ，具有这样的叶尖速度，3叶片叶轮通常能够提供最佳效率，然而2叶片叶轮仅降低2～3％效率。甚至可以使用单叶片叶轮，它带有平衡的重锤，其效率又降低一些，通常比2叶片叶轮低6％。尽管叶片少了，自然降低了叶片的费用，但这是有代价的。对于外形很均衡的叶片，叶片少的叶轮转速就要快些，这样就会导致叶尖噪声和腐蚀等问题。更多的人认为3叶片从审美的角度更令人满意。3叶片叶轮上的受力更平衡，轮毂可以简单些，然而2叶片、1叶片叶轮的轮毂通常比较复杂，因为叶片扫过风时，速度是变的，为了限制力的波动，轮毂具有翘翘板的特性。翘翘板的轮毂，叶轮链接在轮毂上，允许叶轮在旋转平面内向后或向前倾斜几度。叶片的摆动运动，在每周旋转中会明显的减少由于阵风和剪切在叶片上产生的载荷。

叶片是用加强玻璃塑料（GRP）、木头和木板、碳纤维强化塑料（CFRP）、钢和铝构成的。对于小型的风力发电机，如叶轮直径小于５米，选择材料通常关心的是效率而不是重量、硬度和叶片的其它特性。对于大型风机，叶片特性通常较难满足，所以对材料的选择更为重要。

世界上大多数大型风力机的叶片是由GRP制成的。这些叶片大部分是用手工把聚脂树脂敷层，和通常制造船壳、园艺、游戏设施及世界范围内消费品的方法一样。其过程需要很高的技术水平才能得到理想的结果，并且如果人们对重量不太关心的话，比如对于长度小于２０米的叶片，设计也不很复杂。不过有很多很先进的利用GRP的方法，可以减小重量，增加强度，在此就不赘述了。玻璃纤维要较精确的放置，如果把它放在预浸片材中，使用高性能树脂，如控制环氧树脂比例，并在高温下加工处理。当今，出现了简单的手工铺放聚脂，通过认真地选择和放置纤维，为GRP叶片提供了降低成本的途径。

偏航系统

风力机的偏航系统也称为对风装置，其作用在于当风速矢量的方向变化时，能够快速平稳地对准风向，以便风轮获得最大的风能。

小微型风力机常用尾舵对风，它主要有两部分组成，一是尾翼，装在尾杆上与风轮轴平行或成一定的角度。为了避免尾流的影响，也可将尾翼上翘，装在较高的位置。

中小型风机可用舵轮作为对风装置，其工作原理大致如下：当风向变化时，位于风轮后面两舵轮（其旋转平面与风轮旋转平面相垂直）旋转，并通过一套齿轮传动系统使风轮偏转，当风轮重新对准风向后，舵轮停止转动，对风过程结束。

大中型风力机一般采用电动的偏航系统来调整风轮并使其对准风向。偏航系统一般包括感应风向的风向标，偏航电机，偏航行星齿轮减速器，回转体大齿轮等。其工作原理如下：风向标作为感应元件将风向的变化用电信号传递到偏航电机的控制回路的处理器里，经过比较后处理器给偏航电机发出顺时针或逆时针的偏航命令，为了减少偏航时的陀螺力矩，电机转速将通过同轴联接的减速器减速后，将偏航力矩作用在回转体大齿轮上，带动风轮偏航对风，当对风完成后，风向标失去电信号，电机停止工作，偏航过程结束。

风机的发电机

所有并网型风力发电机通过三相交流（AC）电机将机械能转化为电能。发电机分为两个主要类型。同步发电机运行的频率与其所连电网的频率完全相同，同步发电机也被称为交流发电机。异步发电机运行时的频率比电网频率稍高，异步发电机常被称为感应发电机。

感应发电机与同步发电机都有一个不旋转的部件被称为定子，这两种电机的定子相似，两种电机的定子都与电网相连，而且都是由叠片铁芯上的三相绕组组成，通电后产生一个以恒定转速旋转的磁场。尽管两种电机有相似的定子，但它们的转子是完全不同的。同步电机中的转子有一个通直流电的绕组，称为励磁绕组，励磁绕组建立一个恒定的磁场锁定定子绕组建立的旋转磁场。因此，转子始终能以一个恒定的与定子磁场和电网频率同步的恒定转速上旋转。在某些设计中，转子磁场是由永磁机产生的，但这对大型发电机来说不常用。

感应电机的转子就不同例如，它是由一个两端都短接的鼠笼形绕组构成。转子与外界没有电的连接，转子电流由转子切割定子旋转磁场的相对运动而产生。如果转子速度完全等于定子转速磁场的速度（与同步发电机一样），这样就没有相对运动，也就没有转子感应电流。因此，感应发电机总的转速总是比定子旋转磁场速度稍高，其速度差叫滑差，在正常运行期间。它大概为1%。

同步发电机和异步发电机

将机械能转化为电能装置的发电机常用同步励磁发电机、永磁发电机和异步发电机。同步发电机应用非常广泛，在核电、水电、火电等常规电网中所使用的几乎都是同步发电机，在风力发电中同步发电机即可以独立供电又可以并网发电。然而同步发电机在并网时必须要有同期检测装置来比较发电机侧和系统侧的频率、电压、相位，对风力发电机进行调整，使发电机发出电能的频率与系统一致；操作自动电压调压器将发电机电压调整到与系统电压相一致；同时，微调风力机的转速从周期检测盘上监视，使发电机的电压与系统的电压相位相吻合，就在频率、电压、相位同时一臻的瞬间，合上断路器将风力发电机并入系统。同期装置可采用手动同期并网和自同期并网。但总体来说，由于同步发电机造价比较高，同时并网麻烦，故在并网风力发电机中很少采用。

控制监测系统

风力机的运行及保护需要一个全自动控制系统，它必须能控制自动启动，叶片桨距的机械调节装置（在变桨距风力机上）及在正常和非正常情况下停机。除了控制功能，系统也能用于监测以提供运行状态、风速、风向等信息。该系统是以计算机为基础，除了小的风力机，控制及监测还可以远程进行。控制系统具有及格主要功能：

1、顺序控制启动、停机以及报警和运行信号的监测

2、偏航系统的低速闭环控制

3、桨距装置(如果是变桨距风力机)快速闭环控制

4、与风电场控制器或远程计算机的通讯

风机传动系统

叶轮叶片产生的机械能有机舱里的传动系统传递给发电机，它包括一个齿轮箱、离合器和一个能使风力机在停止运行时的紧急情况下复位的刹车系统。齿轮箱用于增加叶轮转速，从20~50转/分到1000~1500转/分，后者是驱动大多数发电机所需的转速。齿轮箱可以是一个简单的平行轴齿轮箱，其中输出轴是不同轴的，或者它也可以是较昂贵的一种，允许输入、输出轴共线，使结构更紧凑。传动系统要按输出功率和最大动态扭矩载荷来设计。由于叶轮功率输出有波动，一些设计者试图通过增加机械适应性和缓冲驱动来控制动态载荷，这对大型的风力发电机来说是非常重要的，因其动态载荷很大，而且感应发电机的缓冲余地比小型风力机的小。

异步发电机

永磁发电机是一种将普通同步发电机的转子改变成永磁结构的发电机，常用的永磁材料有铁氧体（BaFeO）、钐钴5(SmCo)等，永磁发电机一般用于小型风力发电机组中。

异步发电机是指异步电机处于发电的工作状态，从其激励方式有电网电源励磁发电（他励）和并联电容自励发电（自励）两种情况。

1 电网电源励磁发电：是将异步电机接到电网上，电机内的定子绕组产生以同步转速转动的旋转磁场，再用原动机拖动，使转子转速大于同步转速，电网提供的磁力矩的方向必定与转速方向相反，而机械力矩的方向则与转速方向相同，这时就将原动机的机械能转化为电能。在这种情况下，异步电机发出的有功功率向电网输送；同时又消耗电网的无功功率作励磁作用，并供应定子和转子漏磁所消耗的无功功率，因此异步发电机并网发电时，一般要求加无功补偿装置，通常用并列电容器补偿的方式。

２、并联电容器自励发电：并联电容器的连接方式分为星形和三角形两种。励磁电容的接入在发电机利用本身的剩磁发电的过程中，发电机周期性地向电容器充电；同时，电容器也周期性地通过异步电机的定子绕组放电。这种电容器与绕组组成的交替进行充放电的过程，不断地起到励磁的作用，从而使发电机正常发电。励磁电容分为主励磁电容和辅助励磁电容，主励磁电容是保证空载情况下建立电压所需要的电容，辅助电容则是为了保证接入负载后电压的恒定，防止电压崩溃而设的。

通过上述的分析，异步发电机的起动、并网很方便且便于自动控制、价格低、运行可靠、维修便利、运行效率也较高、因此在风力发电方面并网机组基本上都是采用异步发电机，而同步发电机则常用于独立运行方面。

偏航系统的设计

根据调向力矩的大小，可以进行齿轮传动部分的设计计算。当驱动回转体大齿轮的主动小齿轮的强度不能满足时，可选用两套偏航电机－－－行星齿轮减速器分置于风轮主轮的两侧对称布置，每个电机的容量为总容量的一半。齿轮传动计算可按开式齿轮传动计算，其主要的磨损形式是齿面磨损失效，如调向力矩较大，除按照弯曲强度计算之外，应计算齿面接触强度。

值得注意的是，大多数风机的发电机输出功率的同轴电缆在风力机偏航时一同旋转，为了防止偏航超出而引起的电缆旋转，应该设置解缆装置，并增加扭缆传感器以监视电缆的扭转状态。位于下风向布重的风轮，能够自动找正风向。在总体布置时应考虑塔架前面的重量略重一些，这样在风机运行时平衡就会好一些。

电机的切换

根据风速决定是选择小发电机并网发电，还是选择大发电机空转，若风速低于8米/秒，则小发电机并网运行且风机运行状态切换到“投入G2”。如果风速高于8米/秒，则选择“空转G1”运行状态。

投入G2：

小发电机接触器闭合，发电机并网电流由可控硅控制到350A。一旦投入过程完成，可控硅切除，风机切换到“运行G2”状态。

风电投入小发电机发电，如果平均输出功率在某一单位时间内太低，这是小发电机断开且风机切换到“等待重新支转”的状态。如果平均输出功率超过了限定值110KW，则小发电机切除，风机运行状态切换到“G1空转”。

G1空转：

风机等待风速达到投入大电机的风速，一旦达到这个风速则风机就切换到“投入G1”状态。

投入G1：

大发电机的接触接通。发电机的并网电流由可控硅将其限定在350A。投入过程一结束，可控硅切除，风机切换到“运行G1”状态。

运行G1

风机的大电机投入发电，如果功率输出在一定的时间内少于限定值80KW，大发电机切除，风机的运行状态切换到“切换G11-G12”状态。

切换G1-G2

大发电机的接触器切除小发电机的接触器接通，可控硅将发电机的电流限定到700A，一旦投入过程完成，可控硅切除，风机转为“运转G2”状态。

等待再投入

如果小发电机的出力小于限定值，则此运行状态动作。此状态下，小发电机的接触器被切除，如果风速有效，风机就切换到“投入G2”状态，如果风速低于限定值，风机将切换到“空转G2”状态。

风机工作状态之间转变

风机工作状态之间转变

说明各种工作状态之间是如何实现转换的。

提高工作状态层次只能一层一层地上升，而要降低工作状态层次可以是一层或多层。这种工作状态之间转变方法是基本的控制策略，它主要出发点是确保机组的安全运行。如果风力发电机组的工作状态要往更高层次转化，必须一层一层往上升，用这种过程确定系统的每个故障是否被检测。当系统在状态转变过程中检测到故障，则自动进入停机状态。

当系统在运行状态中检测到故障，并且这种故障是致命的，那么工作状态不得不从运行直接到紧停，这可以立即实现而不需要通过暂停和停止。

下面我们进一步说明当工作状态转换时，系统是如何动作的。

1．工作状态层次上升

紧停→停机

如果停机状态的条件满足，则：

1)关闭紧停电路；

2)建立液压工作压力；

3)松开机械刹车。

停机→暂停

如果暂停的条件满足，则， 1)起动偏航系统；

2)对变桨距风力发电机组，接通变桨距系统压力阀。

暂停→运行

如果运行的条件满足，则：

1)核对风力发电机组是否处于上风向；

2)叶尖阻尼板回收或变桨距系统投入工作；

3)根据所测转速，发电机是否可以切人电网。

2．工作状态层次下降

工作状态层次下降包括3种情况：

(1)紧急停机。紧急停机也包含了3种情况，即：停止→紧停；暂停→紧停；运行→紧停。其主要控制指令为：

1)打开紧停电路；

2)置所有输出信号于无效；

3)机械刹车作用；

4)逻辑电路复位。

(2)停机。停机操作包含了两种情况，即：暂停→停机；运行→停机。

暂停→停机

1)停止自动调向；

2)打开气动刹车或变桨距机构回油阀(使失压)。

运行→停机

1)变桨距系统停止自动调节；

2)打开气动刹车或变桨距机构回油阀(使失压)；

3)发电机脱网。

(3)暂停。

1)如果发电机并网，调节功率降到。后通过晶闸管切出发电机；

2)如果发电机没有并入电网，则降低风轮转速至0。

(三)故障处理

工作状态转换过程实际上还包含着一个重要的内容：当故障发生时，风力发电机组将自动地从较高的工作状态转换到较低的工作状态。故障处理实际上是针对风力发电机组从某一工作状态转换到较低的状态层次可能产生的问题，因此检测的范围是限定的。

为了便于介绍安全措施和对发生的每个故障类型处理，我们给每个故障定义如下信息：

1)故障名称；

2)故障被检测的描述；

3)当故障存在或没有恢复时工作状态层次；

4)故障复位情况(能自动或手动复位，在机上或远程控制复位)。

(1)故障检测。控制系统设在顶部和地面的处理器都能够扫描传感器信号以检测故障，故障由故障处理器分类，每次只能有一个故障通过，只有能够引起机组从较高工作状态转入较低工作状态的故障才能通过。

(2)故障记录。故障处理器将故障存储在运行记录表和报警表中。

(3)对故障的反应。对故障的反应应是以下三种情况之一：

1)降为暂停状态；

2)降为停机状态；

3)降为紧急停机状态。

4)故障处理后的重新起动。在故障已被接受之前，工作状态层不可能任意上升。故障被接受的方式如下：

如果外部条件良好，一此外部原因引起的故障状态可能自动复位。一般故障可以通过远程控制复位，如果操作者发现该故障可接受并允许起动风力发电机组，他可以复位故障。有些故障是致命的，不允许自动复位或远程控制复位，必须有工作人员到机组工作现场检查，这些故障必须在风力发电机组内的控制面板上得到复位。故障状态被自动复位后10min将自动重新起动。但一天发生次数应有限定，并记录显示在控制面板上。

如果控制器出错可通过自检(WATCHDOG)重新起动。

第13篇：风电工作原理

风电工作原理

机控制系统控制和检测每时每刻的工作情况。它将风机维持在正常工作的范围内，确保风机的各个工作参数位于允许的范围之内。

控制系统是由数字程序控制器组成的( PLC) 。其中心单元位于塔架底部的开关柜内。在主机箱内也装有部分控制单元，它们用于传递各传感器发出的检测信号。例如：风速，主轴转速，高速轴转速，温度等。检测信号经PLC控制电路，在PLC里信号经过数字信号和模拟信号转换，然后经串联接口传输给中心控制电脑，中心控制电脑用于指令，记录错误信息，利用调制/解调器和远程检测系统连接。

在风机部分负载的情况下，风速低于标称风速时，发电机的转矩是通过电流变换器来调节的。输出功率的忧化是根据转矩 - 风速曲线来确定的。

风速如果超过额定值, 那么可以通过调整桨叶的角度来使发电机的输出功率保持平衡。利用这个原理, 可以使得发电机的转矩保持恒定。在风速突然加快的情况下，桨叶的转速通过变矩调整，可以基本保持恒速。

因为G56/850 风机具有60米高度的钢结构塔架，因此塔架的自然震荡频率范围应该是与桨叶的旋转频率范围相同，这样塔架的谐振检测是必要的。通过电脑的特殊程序，可以将塔架的特征谐振频率输入给控制单元。当这个频率到来时，可以通过变矩系统将桨叶的转动频率在+/- 5% 的范围内予以主动地变换，以此避免谐振的发生。

当风机工作时，程序控制器的各分支部分将检测有关的数据如：桨叶变矩系统，和偏航系统，以及网络运行质量，测风系统的工作情况等等。如果，风机出现了异常的情况，各部的程序控制器将会更正这些异常的现象。如果出现的是某些意外的情况，那么风机将进入紧急停机状态，最终煞车停机。

如果故障停车后，通过自身检测是很小的传输问题，风机会重新自动启动工作。

第14篇：风电运行规程

风力发电运行规程

1 范围

本规程规定了风力发电场设备和运行人员的要求，正常运行、维护的内容和方法及事故处理的原则和方法等。本规程适用于并网风力发电机组（以下简称风电机组）组成的总容量在1000kW及以上的、单机容量为100kW及以上定桨距或变桨距水平轴风电机组组成的风力发电场（以下简称风电场）。垂直轴式风电机组组成的风电场或容量在1000kW以下的风电场可参照执行。 2 引用标准及参考文件

《 GB/T1.1-2000 标准化工作导则》、《 GB/T15498-1995 企业标准体系》、《管理标准和工作标准的构成和要求 GL/T800-2001》、《电力行业标准编制规则 DL/T600-2001》、《电力标准编写的基本规定 GB14285—1993》、《继电保护和安全自动装置技术规程 DL408—1991》、《电业安全工作规程 DL/T572—1995》、《电力变压器运行规程 DL/T596—1996》、《电力设备预防性试验规程 DL/T620—1997》、《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合DL5027—1993》、《电力设备典型消防规程 SD 292—1988 架空配电线路及设备运行规程（试行）》 3 职责

3.1 运行管理部门是本规程的归口管理部门。 3.2 运行管理部门负责规程的制订、修订等工作。 4 管理内容与要求 4.1 对设备的基本要求 4.1.1 风电机组: 4.1.1.1 风电机组及其附属设备:风电机组及其附属设备均应有设备制造厂的金属铭牌，应有风电场自己的名称和编号，并标示在明显位置。 4.1.1.2 塔架和机舱:塔架应设攀登设施，中间应设休息平台，攀登设施应有可靠的防止坠落的保护设施，以保证人身安全。机舱内部应有消音设施，并应有良好的通风条件，塔架和机舱内部照明设备齐全，亮度满足工作要求。塔架和机舱应满足到防盐雾腐蚀、防沙尘暴的要求，机舱、控制

箱和筒式塔架均应有防小动物进入的措施。

4.1.1.3 风轮:风轮应具有承受沙暴、烟雾侵袭的能力，并有防雷措施。 4.1.1.4 制动系统:风电机组至少应具有两种不同原理的能独立有效制动的制动系统。

4.1.1.5 调向系统:调向系统应设有自动解缆和扭缆保护装置。在寒冷地区，测风装置必须有防冰冻措施。

4.1.1.6 控制系统:风电机组的控制系统应能监测以下主要数据并设有主要报警信号：

1） 发电机温度、有功与无功功率、电流、电压、频率、转速、功率因数。 2） 风轮转速、变桨距角度。 3） 齿轮箱油位与油温。 4） 液压装置油位与油压。 5）风速、风向、气温、气压。 6）机舱温度、塔内控制箱温度。

7）机组振动超温和控制刹车片磨损报警。

4.1.1.7 发电机:发电机防护等级应能满足防盐雾、防沙尘暴的要求。湿度较大的地区应设有加热装置以防结露。发电机应装有定子绕组测温装置和转子测速装置。

4.1.1.8 齿轮箱:齿轮箱应有油位指示器和油温传感器，寒冷地区应有加热油的装置。 4.1.2 其他要求: 4.1.2.1 风电场的控制系统应由两部分组成：一部分为就地计算机控制系统；另一部分为主控室计算机控制系统。主控制室计算机应备有不间断电源，主控制室与风电机组现场应有可靠的通信设备。 4.1.2.2 风电场必须备有可靠的事故照明。

4.1.2.3 处在雷区的风电场应有特殊的防雷保护措施。 4.1.2.4 风电场与电网调度之间应保证有可靠的通信联系。

4.1.2.5 风电场内的架空配电线路、电力电缆、变压器及其附属设备、升压变电站及防雷接地装置等的要求应按“引用标准”中相应的标准执行。

4.2 应具备的主要技术文件

4.2.1 风电场每台风电机组应有的技术档案

4.2.1.1 制造厂提供的设备技术规范和运行操作说明书、出厂试验纪录以及有关图纸和系统图。

4.2.1.2 风电机组安装记录、现场调试记录和验收记录以及竣工图纸和资料。

4.2.1.3 风电机组输出功率与风速关系曲线（实际运行测试记录）。 4.2.1.4 风电机组事故和异常运行记录。 4.2.1.5 风电机组检修和重大改进记录。

4.2.1.6 风电机组运行记录的主要内容有发电量、运行小时、故障停机时间、正常停机时间、维修停机时间等。 4.3 对运行人员的基本要求

4.3.1 风电场的运行人员必须经过岗位培训，考核合格，健康状况符合上岗条件。

4.3.2 熟悉风电机组的工作原理及基本结构。 4.3.3 掌握计算机监控系统的使用方法。

4.3.4 熟悉风电机组各种状态信息，故障信号及故障类型，掌握判断一般故障的原因和处理的方法。

4.3.5 熟悉操作票、工作票的填写以及“引用标准”中有关规程的基本内容。

4.3.6 能统计计算利用时数、故障率等。 4.4 正常运行和维护

4.4.1 风电机组在投入运行前应具备的条件: 4.4.1.1 电源相序正确，三相电压平衡。

4.4.1.2 调向系统处于正常状态，风速仪和风向标处于正常运行的状态。 4.4.1.3 制动和控制系统的液压装置的油压和油位在规定范围。 4.4.1.4 齿轮箱油位和油温在正常范围。

4.4.1.5 各项保护装置均在正确投入位置，且保护定值均与批准设定的值相符。

4.4.1.6 控制电源处于接通位置。

4.4.1.7 控制计算机显示处于正常运行状态。 4.4.1.8 手动启动前叶轮上应无结冰现象。

4.4.1.9 在寒冷和潮湿地区，长期停用和新投入的风电机组在投入运行前应检查绝缘，合格后才允许启动。

4.4.1.10 经维修的风电机组在启动前，所有为检修设立的各种安全措施应已拆除。

4.4.2 风电机组的启动和停机

4.4.2.1 风电机组的启动和停机有手动和自动两种方式。 4.4.2.2 风电机组应能自动启动和停机。

1） 风电机组的自动启动：风电机组处于自动状态，当风速达到启动风速范围时，风电组按计算机程序自动启动并入电网。

2） 风电机组的自动停机：风电机组处于自动状态，当风速超出正常运行范围时，风电机组按计算机程序自动停机。 4.4.2.3 风电机组的手动启动和停机： 1） 手动启动和停机的四种操作方式：

a) 主控室操作：在主控室操作计算机启动键和停机键。

b) 就地操作：断开遥控操作开关，在风电机组的控制盘上，操作启动或停机按钮，操作后再合上遥控开关。

c) 远程操作：在远程终端操作启动键或停机键。

d) 机舱上操作：在机舱的控制盘上操作启动键或停机键，但机舱上操作仅限于调试时使用。

2） 风电机组的手动启动：当风速达到启动风速范围时，手动操作启动键或按钮，风电机组按计算机启动程序启动和并网。

3） 风电机组的手动停机：当风速超出正常运行范围时，手动操作停机键或按钮，风电机组按计算机停机程序与电网解列、停机。

4.4.2.4 凡经手动停机操作后，须再按“启动”按钮，方能使风电机组进入自启状态。

4.4.2.5 故障停机和紧急停机状态下的手动启动操作。

风电机组在故障停机和紧急停机后，如故障已排除且具备启动的条件，重新启动前必须按“重置”或“复位”就地控制按钮，方能按正常启动操作方式进行启动。 4.4.3 风电场运行监视

4.4.3.1 风电场运行人员每天应按时收听和记录当地天气预报，做好风电场安全运行的事故预想和对策。

4.4.3.2 运行人员每天应定时通过主控室计算机的屏幕监视风电机组各项参数变化情况。

4.4.3.3 运行人员应根据计算机显示的风电机组参数，检查分析各项参数变化情况，发现异常情况应通过计算机屏幕对该机组进行连续监视,并根据变化情况做出必要处理，同时在运行日志上写明原因，进行故障记录与统计。

4.4.4 风电场的定期巡视:运行人员应定期对风电机组、风电场测风装置、升压站、场内高压配电线路进行巡回检查，发现缺陷及时处理，并登记在缺陷记录本上。

4.4.4.1 检查风电机组在运行中有无异常响声、叶片运行状态、调向系统动作是否正常，电缆有无绞缠情况。 4.4.4.2 检查风电机组各部分是否漏油。

4.4.4.3 当气候异常、机组非正常运行、或新设备投入运行时，需要增加巡回检查内容及次数。 4.4.5 风电机组的检查维护

4.4.5.1 风电机组的定期登塔检查维护应在手动“停机”状态下进行。 4.4.5.2 运行人员登塔检查维护应不少于两人，但不能同时登塔。运行人员登塔要使用安全带、戴安全帽、穿安全鞋。零配件及工具必须单独放在工具袋内，工具袋必须与安全绳联结牢固，以防坠塔。

4.4.5.3 检查风电机组液压系统和齿轮箱以及其他润滑系统有无泄漏，油面、油温是否正常，油面低于规定时要及时加油。 4.4.5.4 对设备螺栓应定期检查、紧固。

4.4.5.5 对液压系统、齿轮箱、润滑系统应定期取油样进行化验分析，对

轴承润滑点定时注油。

4.4.5.6 对爬梯、安全帽、照明设备等安全设施应定期检查。 4.4.5.7 控制箱应保持清洁，定期进行清扫。

4.4.5.8 对主控室计算机系统和通信设备应定期进行检查和维护。 4.5 异常运行和事故处理

4.5.1 风电场异常运行与事故处理基本要求

4.5.1.1 当风电场设备出现异常运行或发生事故时，当班值长应组织运行人员尽快排除异常，恢复设备正常运行，处理情况记录在运行日志上。 4.5.1.2 事故发生时，应采取措施控制事故不再扩大并及时向有关领导汇报，在事故原因查清前，运行人员应保护事故现场和损害的设备，特殊情况例外（如抢救人员生命）。如需立即进行抢修的，必须经领导同意。 4.5.1.3 当事故发生在交接班过程中，应停止接班，交班人员必须坚守岗位、处理事故，接班人员应在交班值长指挥下协助事故处理。事故处理告一段落后，交接双方值长决定是否继续交接班。

4.5.1.4 事故处理完毕后，当班值长应将事故发生的经过和处理情况，如实记录在交班簿上。事故发生后应根据计算机记录，对保护、信号及自动装置动作情况进行分析，查明事故发生的原因，并写出书面报告，汇报上级领导。

4.5.2 风电机组异常运行及故障处理

4.5.2.1 对于标志机组有异常情况的报警信号，运行人员要根据报警信号提供的部位进行现场检查和清理。

1） 液压装置油位及齿轮箱油位偏低，应检查液压系统及齿轮箱有无泄漏，并及时加油恢复正常油面。

2） 测风仪故障。风电机组显示输出功率与对应风速有偏差时，检查风速仪、风向仪的传感器有无故障，如有故障则予以排除。

3） 风电机组在运行中发现有异常声音，应查明响声部位，分析原因，并做出处理。

4.5.2.2 风电机组在运行中发电机温度、可控硅温度、控制箱温度、齿轮箱油温、机械制动刹车片温度超过规定值均会造成自动停机。运行人员应

查明设备温度上升原因，如检查冷却系统、刹车片间隙、刹车片温度传感器及变送回路。待故障排除后，才能再启动风电机组。 4.5.2.3 风电机组液压控制系统油压过低而自动停机的处理：

运行人员应检查油泵工作是否正常。如油压不正常，应检查油泵、油压缸及有关阀门，待故障排除后再恢复机组自启动。 4.5.2.4 风电机组因调向故障而造成自动停机的处理：

运行人员应检查调向机构电气回路、偏航电动机与缠绕传感器工作是否正常，电动机损坏应予更换，对于因缠绕传感器故障致使电缆不能松线的应予以处理。待故障排除后再恢复自启动。

4.5.2.5 风电机组转速超过极限或振动超过允许振幅而自动停机的处理： 风电机组运行中，由于叶尖制动系统或变桨系统失灵会造成风电机组超速；机械不平衡，则造成风电机组振动超过极限值。以上情况发生均使风电机组安全停机，运行人员应检查超速、振动的原因，经处理后，才允许重新启动。

4.5.2.6 当风电机组运行中发生系统断电或线路开关跳闸的处理： 当电网发生系统故障造成断电或线路故障导致线路开关跳闸时，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，则重新启动机组并通过计算机并网。

4.5.2.7 风电机组因异常需要立即进行停机操作的顺序： a） 利用主控室计算机进行遥控停机。

b） 当遥控停机无效时，则就地按正常停机按钮停机。 c） 当正常停机无效时，使用紧急停机按钮停机。

d） 仍然无效时，拉开风电机组主开关或连接此台机组的线路断路器。 4.5.3 风电场事故处理

4.5.3.1 发生下列事故之一者，风电机组应立即停机处理： a） 叶片处于不正常位置或相互位置与正常运行状态不符时； b） 风电机组主要保护装置拒动或失灵时； c） 风电机组因雷击损坏时；

d） 风电机组因发生叶片断裂等严重机械故障时；

e） 制动系统故障时。

4.5.3.2 当机组发生起火时，运行人员应立即停机并切断电源，迅速采取灭火措施，防止火势蔓延；当机组发生危机人员和设备安全的故障时，值班人员应立即拉开该机组线路侧的断路器。

4.5.3.3 风电机组主开关发生跳闸时，要先检查主回路可控硅、发电机绝缘是否击穿，主开关整定动作值是否正确，确定无误后才能重合开关，否则应退出运行进一步检查。

4.5.3.4 机组出现振动故障时，要先检查保护回路，若不是误动，应立即停止运行做进一步检查。

4.5.3.5 风电场内电气设备的事故处理可参照本标准所列“引用标准”中相应标准的规定处理。

1） 升压站的事故处理参照DL/T57

2、GB1428

5、《电力电缆运行规程》、DL5027和DL408进行处理。

2） 风电机组的升压变事故处理参照DL/572的规定处理。 3） 风电场内架空线路事故参照SD292的规定处理。

4） 风电场内电力电缆事故处理参照《电力电缆运行规程》的规定处理。 5 检查与考核

5.1 本规程的执行情况由生产技术部门负责检查与考核。 5.2 依据本规程和企业经济责任制相关规定进行考核。

第15篇：风电技术标准清单

三峡新能源伊吾县淖毛湖风电场49.5MW工程风机基础工程和场区道路施工工程主要技术文件清单

1.综合性标准或文件：

1.1 建设工程质量管理条例 中华人民共和国国务院令第279 号 1.2 工程质量监督工作导则 建质〔2003〕162 号 1.3 电力建设工程质量监督规定(暂行) 电建质监〔2005〕52 号 1.4 电力建设文明施工规定及考核办法 电建〔1995〕543 号 1.5 电力建设工程施工技术管理导则 国电电源〔2002〕896 号 1.6 实施工程建设标准强制性监督规定（2000） 建设部令81号 1.7 工程建设标准强制性条文(电力工程部分) 建标[2006]102 号 1.8 建筑业企业资质管理规定（2007） 建设部令159 号； 1.9 工程建设施工企业管理规范 GB/T50430－2007 1.10 建设项目工程总承包管理规范 GB/T50358－2005 1.11建筑施工现场环境与卫生标准 JGJ 146 — 2004 1.12 施工现场临时用电安全技术规范 JGJ 46 — 2005 1.13建筑施工特种作业人员管理规定 建质[2008]75号 1.14 国家重大建设项目文件归档要求与档案整理规范 DA/T28-2002； 1.15 建设工程文件归档整理规范 GB/T50328-2001； 1.16科学技术档案案卷构成的一般要求(2009.10.1实施） GB/T 11822—2008 1.17电子文件归档管理规范 GB/T 11894—2002 1.18 照片档案管理规范 GB/T 11821—2002 1.19重大建设项目档案验收办法 档发〔2006〕2号 2.风电工程专用标准

2.1 风电机组地基基础设计规定 （试行） FD003—2007 2.2风力发电工程施工组织设计规范 DL/T 5384—2007 2.3 风力发电场项目建设工程验收规程 DL /T 5191—2004 2.4 风力发电机组验收规范 GB/T 20319—2006 2.5风力发电场安全规程 DL 796-2001

2.6风电场工程前期工作管理暂行办法 发改办能源[2005]899号 2.7风电场工程建设用地和环境保护管理暂行办法 发改能源[2005]1511号 2.8风力发电机组 第1部分：通用技术条件 GB/T 19960.1-2005

3.电气标准

3.1 建筑电气工程施工质量验收规范 GB 50303-2002 3.2电力建设施工及验收技术规范 DL/T 5007 3.3电气装置安装工程质量检验及评定规程

第1部分：通则 DL/T5161.1-2002 第6部分：接地装置施工质量检验 DL/T5161.6-2002 3.4 建筑物防雷装置检测技术规范 GB/T21431-2008

3.5 用电安全导则 GBT 13869-2008 4.建筑工程标准

4.1 建筑工程施工质量验收统一标准 GB 50300-2001 4.2 电力建设施工质量验收及评定规程第1 部分：土建工程 DL/T5210．1-2012 4.3 110kV-1000kV变电站、换流站土建工程施工质量检验及评定标准 Q/GDW 183-2008 4.4 建筑工程冬期施工规程 JGJ 104 —1997 4.5 工程测量规范 GB50026—2007 4.6 建筑变形测量规范 JGJ 8－2007 4.8 电力工程地基处理技术规程 DL/T 50244.9 混凝土结构设计规范 GB50010-2002 4.10 建筑地基基础工程施工质量验收规范 GB50202-2002 4.11 建筑地基处理技术规范 JGJ79-2002 4.14 混凝土结构工程施工质量验收规范 GB50204-20024.15 地下防水工程质量验收规范 GB50208-20024.16 混凝土质量控制标准 GB 50164 -1992 4.17 混凝土强度检验评定标准 GBJ 1074.18 钢筋机械连接通用技术规程 JGJ 107--2003 4.19 建筑防腐工程施工及验收规范 GB50212-20025.相关材料标准

5.1 混凝土结构用成型钢筋 JGJ/T 2265.2钢筋混凝土用钢 第1部分：热轧光圆钢筋 GB 1499.15.3钢筋混凝土用钢 第2部分：热轧带肋钢筋 GB 1499.25.5通用硅酸盐水泥 GB 175 5.6混凝土用水标准 JGJ 63 5.7普通混凝土用砂、石质量标准试验方法 JGJ 525.8建筑用砂 GB5.9建筑用卵石、碎石 GB/T146855.10用于水泥和混凝土中的粉煤灰 GB 15965.11粉煤灰混凝土应用技术规范 GBJ 1465.12高强高性能混凝土用矿物外加剂 GB/T187365.14混凝土外加剂 GB 8076 5.15混凝土外加剂应用技术规范 GB 501196 .本工程全部设计、设备、施工、调试的技术文件 6.1设计图纸及技术要求 6.2施工合同及有关技术说明 6.3施工合同

—2005 ； ； －1987 ； －2008 －2008 －2008 － 2007 －2006 －2006 ／T14684-2001 －2001 －2005 －1990 —2002 －2008 －2003

第16篇：风电并网仿真

风电并网课程作业

用digsilent软件仿真分析 含风电场的单机无穷大系统

的潮流与动态过程

班级：研电1105

姓名：郭威 （1112201057）

李彦宾（1112201063）

0 仿真系统参数如下

双馈电机参数：

变压器参数：

额定容量SN =1.5MVA

额定容量SN =63MVA 额定电压UN =0.69kV

额定电压UN =242kV/10.5kV 正常转速n =1490.565rpm

短路损耗404kW 级对数

p=2

空载损耗93kW 惯性时间常数（集中参数）TJ =5s

短路电压14.45% 定子电阻Rs =0.00598989pu

空载电流2.41%

转子电抗xs =0.125pu

直流电容参数：

同步速时

C=48137.6µF E=1.15kV 转子电阻Rr =0.00619137pu

系统参数：

转子电抗xr =0.105368pu

无限大系统: f =50Hz 静止时

负荷参数：

转子电阻Rr =0.02623123pu

P=35MW，cosΦ=0.9 输电线路：LGJ400，200km, r1=0.08 /km,x1=0.04 /km.变压器参数计算：选择电力变压器型号为SSPL-63000/220，额定容量为63000kVA，额定电压24222.5%kV，低压10.5kV，短路损耗404kW，空载损耗93kW，短路电压14.45%，空载电流2.41%，经过计算：

PKUNUk%UN14.4524224042422RT5.96

XT134.33

1000SN1000632100SN10063GTP09361.58810S 2210002421000UNI0%SN2.41632.59105S 22100242100UN22BT搭建的单机无穷大系统潮流图，该系统中无穷大系统由内阻为0、电压标么值为1的50Hz交流电压源进行等值。发电机采用经典二阶模型。设Xd’后暂态电势E’恒定、机械功率Pm恒定，D为定常阻尼系数，忽略线路损耗及分布电容，则对于单机无穷大系统有如下运动方程：

dMPmPeD(1)dtd1dt

下图中是digsilent潮流计算之后的潮流图(单线图)，图中记录了母线电压、相角以及标幺值，而变压器与线路都显示了有功、无功及负载率。

图0-1 单机无穷大系统拓扑图

加入由10台同型号，容量为1.5MW的DFIG构成的风电场之后，含风电场的完整系统拓扑图为：

图0-2 风机并网后的拓扑图 上图中，我们将风电场直接并入220kV的单机无穷大的系统内，其中风电场的风机是双馈风机，采用一个三绕组变压器（220kV/0.69kV/0.69kV）将控制回路（背靠背系统）与发电机的定子输出相分离，从而使风电厂的可靠性增强。

1 含风电场的单机无穷大系统潮流图

图0-3 风机并网后的潮流计算图

在digsilent中，由上图看出双馈电机的转子直接接到了一个直流母线上缺少了转子侧变流器的逆变作用，而不是我们所学习的转子通入三相交流电源，实际上在digsilent中原理上仍然是转子通入三相交流电，只是我们通过搭建模块将转子变流器以及其控制策略集成在控制模块中，所以在拓扑结构图中没有显示出来。

2 双馈机的基本原理

双馈机的等值电路如图2-1所示。

RsXsXrIrRr /sUs.IsXm..Ur /s.

图2-1双馈机等值电路

为转子电其中jXm为激磁电抗，Rs+jXs为定子阻抗，Rr为转子电阻，Xr为转子漏抗，Ur压，以上所有转子量均为折算到定子侧的数值。

忽略定子电阻，从定子侧输入的电磁功率可表示为

Ps112IIrRrRe[Urr]

(1)

其中前面一项对应一般异步电机的电磁功率，该值完全取决于异步电机的滑差，滑差为正时吸收电磁功率，运行于电动机状态；滑差为负时发出电磁功率，运行于发电机状态。双馈机则可以通过控制后面一项，使得电机的滑差为正时也能实现发电；实际中，双馈发电机的转速变化范围可达同步速的±30%。式（1）也表明，双馈机的定子功率控制是通过调节转子回路的励磁电压或电流实现的，具体调节过程通过矢量控制技术实现。

从双馈机转子输出到电网的电磁功率为

2IPrRe[Urr]sPsIrRr

(2) 忽略转子损耗，则有

PrsPs

(3) 即在忽略双馈电机定子和转子损耗的条件下，通过转子回路馈入电网的功率为通过电网流入定子回路功率的s倍。据图2-1所示的参考方向，有

PsPmPr

(4) 由式（3）和（4），可以得到

Pm(1s)Ps

(5) 式（3）和（5）即构成了双馈机的功率关系方程。

当0＜s＜1时，双馈机运行于亚同步状态；当s＞1时，双馈机运行于超同步状态， 不同运行状态下双馈机的实际功率流向如图12所示。

Pm双馈发电机Pe电网 Pm双馈发电机Pe电网变流器风力机变流器Ps~==风力机Ps~电网~==~电网 (a) 亚同步发电

(b) 亚同步电动

Pm双馈发电机Pe Pm双馈发电机Pe变流器风力机变流器Ps~==风力机Ps~~==~ (c) 超同步发电

(d) 超同步电动

图2-2 不同运行状态下双馈机功率流向

由图2-2可知，不论是发电机状态还是电动机状态，亚同步运行时双馈机的定子功率和转子功率流向相反；超同步运行时双馈机的定子功率和转子功率流向相同。实际上，双馈机在滑差为0的情况下也可实现发电，这时转子回路电流频率为0，即为直流电，而转子回路馈入电网的有功功率为0，双馈机的运行状态等同于同步发电机；由于其特殊性，一般不将其列为一种独立的运行状态。

从第一部分的潮流图可知，转子功率和定子功率都往电网流，可见DFIG处于超同步状态，转子转速大于同步速。

双馈机的dq电压、磁链方程如下：

usdpsd1sqRsisdusqpsq1sdRsisqurdprds1rqRrirdurqprqs1rdRrirq （6）

sdLsisdLmirdsqLsisqLmirqrdLrirdLmisdrqLrirdLmisq

由于双馈机的定子接在频率恒定的大电网上，定子电阻比电抗小很多，可以忽略不计，这时定子磁链与定子电压矢量近似互相垂直。把dq坐标系的d轴定向在定子磁链上时，定子磁链的q轴分量为0；这时d向定子电压为0，而q向定子电压为常数，即

sd1sq0usd0usqu

1(7)

将式（7）代入磁链方程，可以得到

isd1LmirdLsLmirqLs

(8)

isq

在同步旋转坐标系下，有定子功率

3(usdisdusqisq)

2 (9)

3Qs(usdisqusqisd)2Ps将（7）、（8）代入（9），可以得到

Ps3u1Lmirq2Ls3uQs1(1Lmird)2Ls

(10) 式（10）即构成了双馈机转子变流器矢量控制的数学模型。由式可见，在定子磁链或定子电压保持恒定时，定子有功功率与irq成正比，而定子无功功率则完全由ird决定；转子变流器矢量控制实现了定子有功功率和无功功率控制的解耦，或者说实现了电磁转矩与转子励磁控制的解耦，这就是转子变流器的矢量控制。

转子变流器的控制策略是功率、电流双闭环系统。在功率闭环中，有功功率P*的参考值可以根据风力机和双馈电机的特性按捕获最大风能的原则给出，无功Q*的参考值可以根据电网要求的最大功率因数需求设定，也可从发电机功率框图消耗的角度求得。反馈功率P，Q则是通过对发电机定子输出电压、电流检测和坐标旋转变换后计算求得；P*、Q*的参考值与反馈值先进行比较、差值再经过PI型功率调节器运算，输出定子电流有功分量及无功分量的参考值，通过计算又可得出转子电流的有功分量和无功分量的参考值和，将它们与转子电流反馈值进行电流控制（PI调节），可以得到相应的有功无功的改变值，然后通过坐标变换，得到控制PWM的调制信号，从而使得通过调节电流就能调节发电机发出有功功率和无功功率。

sd1isqLmPPILsirqLsirdPS*QLmLmPIPIurqurqPIQSurdurdisdiirqu*a2dqu*b2abcu*c2irdPWM转子侧变流器rd补偿电压计算urqirqdqdqririrABCurd光电编码器DFIGsd磁链计算isdisq功率P、Q计算usdusqdqisisususABC电网

图2-3 基于定子磁链定向的DFIG的P、Q解耦矢量控制策略

利用该原理我们得到digsilent中转子变流器的控制策略框图：

图2-4 digsilent中转子变流器矢量控制模块

网侧PWM变换器的主要功能是保持直流母线的电压稳定、输入电流正弦和控制输入功率因数。这直接取决于直流侧和交流侧有功功率是否平衡。如果能控制交流侧输入的有功功率，就能保持直流母线电压的稳定。由于电网电压基本上是恒定，所以对交流侧有功功率的控制实际上就是对输入电流有功分量的控制。输入功率因数的控制就是对输入电流无功分量的控制。

通过PARK变换我们可以实现解耦控制，从而控制id与iq可分别控制有功和无功功率，从而控制直流环节电压和交流侧功率因数。

uaubN网侧变换器机侧变换器LLLuabubciaibicSaSbScudcDFIGucabcuu*SVPWMudc*iiKPuusur*udrurdq*uqr*udciqudqid-udr+uPIqrPIidPIiq*iq-i*d-图2-5 基于定子电压定向矢量控制策略

在digsilent中相对应的网侧变流器的控制模块为：

图2-6digsilent中网侧变流器的控制模块

3 动态仿真

故障前双馈机运行于超同步发电状态ωr =1.2p.u.，为了便于分析假设风速保持恒定不变。双馈机并网处发生三相金属瞬时性短路，故障发生时刻为25s，持续200ms后故障消失，仿真结果如图0-图10所示。

图0 风速数据

图1 转子转速

图2 电磁转矩

图3 定子电压

图4 定子有功

图5 定子无功

图6 转子d轴电流

图7 转子q轴电流

图8 转子电流

图9 定子电流

图10 直流电压

3.1 仿真结果分析 故障后双馈机的电磁转矩急剧下降，而此时风速保持恒定，可认为输入机械转矩保持不变，发电机转子转速将迅速上升到一个较大的值。定子输出有功功率取决于机端电压，两者的变化轨迹趋近于一致，都是先降后恢复。定子电流和转子电流均出现过电流，与此同时变流器中的直流电容出现过电压。

3.1.1 定子功率分析

首先分析定子有功功率：

Ps3u1Lmirq2Ls3uQs1(1Lmird)2Ls

（10）

可知，定子有功与定子电压（定子磁链）成正比，故障后定子磁链的减小造成定子有功功率数值上减小。

下面来分析定子无功功率。双馈机的运行性能一大优点就是双馈机可以实现无功功率的控制及有功和无功控制的解耦。由上式（10）可知，双馈机定子既可以从电网吸收无功功率，也可以向电网送出无功功率，而且其大小可以调节。当定子无功功率为0时，双馈机定子与电网间没有无功功率交换，这时应满足

irdsLm

(11)

而定子回路发出和吸收无功功率的条件为

si，发出无功功率rdLm

(12) sird，吸收无功功率Lm

系统故障时，定子磁链下降，由上式可知，将有irdsLm，此时定子回来将会发出大量无功。这从图5可以看出。

3.1.2 故障电流分析

故障后双馈机的定子电流和转子电流如图8和图9所示。由于三相对称，只取其中一相分析。

由图

8、9可见，故障后定、转子电流都包含有很大的直流分量且衰减很快，而衰减一段时间后又增大的现象则是由控制系统的作用引起的：故障后由于定子无功功率和转子转速的变化，引起ird和irq的变化，如图6和图7所示；可以看到，故障后ird变化不大而irq增大。这就是故障后直流分量衰减一段时间后开始增大的原因。

3.2 小结

本节用Disilent建立了完整的双馈机发电系统模型，对电网发生故障后双馈机的暂态特性进行了详尽的仿真和分析，可得到如下结论：

双馈机的矢量控制系统基于稳态运行状态设计，暂态过程中会出现一些不利于其运行的电磁暂态过程，主要为转子电流器的过电流和直流电容的过电压问题（当网侧输入的功率大于转子侧消耗的功率时，多余的功率会使直流母线电压升高；反之，会使电压降低。只要能快速地控制交流侧输入的有功电流分量，就可以控制有功功率的平衡，从而保持直流母线电压的稳定。）。出于经济和技术方面的考虑，一般双馈机变流器承受过电压和过电流的能力为其额定值的1.5倍；而由上面的仿真结果看出，在机端三相短路的情况下，双馈机转子电流达到了额定值的4倍以上，这显然是双馈机的变流器系统不能承受的。为了达到故障后保护双馈机变流器系统的目的，现在通用的做法是在转子回路装设撬棒保护：故障后撬棒保护动作将转子绕组短路，进而起到保护转子变流器的作用。

3.3 展望

鉴于初学该软件以及时间所限，在完全学懂DFIG控制策略及弄清内部各个变量的作用之后，可以进行如下的一些工作：

（1） 完善风速模型，使其能够更好的模拟现实风速。

（2） 投入crowbar保护，将得到的转子电流和电容电压与未投入时的转子电流和电容电压进行对比分析。

4 心得

在仿真过程中，改变其中的一个变量，往往就会引起很大的变动，所谓牵一发而动全身。我们在调节风速的模型时，正遇到了这样一个问题。通过一遍遍的排查变量的控制量和被控量，花费了大量时间和经历，同时请教了师兄师姐，最终在大家共同努力下，成功地解决了问题。

通过此次仿真，不仅对双馈风力发电机的基本原理和控制策略有了一个更直观的理解，也深刻体会到风电接入电网后面临的一些技术难题需要我们科研人员去进一步的解决，从而为风电，甚至其他类型的新能源并入电网提供一个强大的技术支撑。

通过这次作业，意识到独立思考和团队合作的重要性，以及如何解决一个问题的方法和途径，所以这些必将对我俩以后的研究生阶段产生巨大影响。

第17篇：风电产业汇报情况

风电产业汇报情况

一、全球风电产业发展现状及趋势

近年来，世界风电产业发展迅速，风电产业关键技术日益成熟，单机容量5MW陆上风电机组、半直驱式风电机组开始使用，直驱式风电机组已经广泛应用，目前国际上主流的风力发电机组已达到2.5-3MW，采用的是变桨变速的主流技术，欧洲已批量安装3.6MW风力发电机组，美国已研制成功7MW风力发电机组，而英国正在研制巨型风力发电机组；欧洲规模化海上风电及相关电网布局开始建设，并在知识型产品如风况分析工具、机组设计工具和工程咨询服务等方面具有明显的国际竞争优势。

继2010年走势趋缓之后，2011年上半年，世界风电市场复苏良好并重拾升势，至2011年6月底，全球风电装机容量达到215000MW。其中18405MW是2011年前6个月新增容量，比2010年上半年增长15%，2010年上半年仅增加16000MW。位居前五位的风电市场是中国、美国、德国、西班牙和印度，五国继续占有世界风能装机容量的大部分份额，占全球风电装机容量74%。

从全球风电市场的区域发展情况来看，世界风电产业发展重心已由欧洲向亚洲和北美洲转移。欧洲风电总装机容量所占比重由2007年的59.6%下降至2009年的46.2%，继而下降至2010年的43.7%，而北美洲地区则由2007年的19.4%上升至2010年的22.5%，亚洲地区则由2007年的16.5%上升至2010年的31.1%。2004年，欧洲占据世界风电新增装机容量70.7%的份额，如今欧洲已丧失其垄断地位，2010年，欧洲占世界风电新增装机容量的比重为27.0%，北美洲为16.7%，亚洲为54.6%，非洲为0.4%，亚洲已占据世界风电新增装机容量一半多份额。但是，毋庸置疑，欧洲仍然是世界上风电产业发展最为成熟的区域。

据预测，到2011年底，世界风电装机容量将达240GW，将占全球电力需求的近3%。在2011年下半年，预计全球将再增加能力25500MW，使年装机容量达到43900MW，而2010年为37642MW。

二、国内风电产业发展形势

“十一五”以来，在《可再生能源法》和有关配套政策的推动下，我国可再生能源发展很快，特别是风电发展取得了举世瞩目的成绩，风电新增装机容量连续多年翻番增长，已经成为全球风电装机最多的国家。风电装备制造能力快速提高，已经具备了1.5兆瓦以上各类技术类型、多种规格产品的制造能力，基本满足了我国陆地和海上风电开发需要，并正在走向国际市场。

随着风电装机规模的不断扩大，新能源发展的形势发生了很大变化。全社会对新能源发展的关注度显著提高了，国有企业、民营企业、外资企业投资新能源的积极性很高，可以说已经形成了千军万马会战新能源的局面。但是一些风能资源丰富地区出现了风电盲目建设的问题，有些项目建成后不能正常并网发电，因此，国家能源局要求地方对风电开发制定计划，提出计划的依据是风电发展规划、前期工作、电力市场和并网条件。

“十二五”期间，我国风电发展将呈现三大趋势。一是装机容量呈平稳增长，海上风电份额加大。中国可再生能源学会风能专业委员会副主任由于前几年的高速发展，国内总量已经很大，在未来的几年里，装机容量将实现稳步增长的态势。2011—2015年期间，中国的风电市场以平均每年15～20GW之间的速度增长，其中海上风电平均每年新增1GW左右。二是风力发电机组大型化，成本出现大幅降低。目前，华仪电气公告称其拟将近期增发所募资金用于开发6MW风机，华锐风电已开始对10MW风机的研发。此外，随着风力发电技术的改进，风力发电机组将越来越便宜和高效;项目开发成本也会随着融资成本的降低和开发商日渐丰富的经验而相应下降;而风力发电机组可靠性的改进也将减少运行维护所产生的平均成本。而目前，国内风电行业的主流机型为1.5MW风机。三是风电制造商进入整合阶段，利润向开发商转移。截至目前，中国已有超过80家整机生产企业，其中，排名前三位的华锐风电、金风科技和东汽在我国风电市场的累计市场份额已达到56%，排名前10位的企业累计市场份额达到85%，而后60余家企业，仅有3.9%的市场份额。目前一部分中小企业已经退出，还有一些企业正在酝酿退出。随着市场的进一步整合，风电行业的价值天平也越发向风电开发商倾斜，发电集团的整合让独立风机制造商能分到的市场蛋糕越来越小。

三、我县风电装备产业的发展情况

我县阜宁风电装备产业园经过“十一五”期间的艰苦创业与发展目前已初具规模，风电装备产业随着叶片、塔筒、新材料、法兰、螺栓等项目的进驻已经初步形成产业链条，并在全国具有一定的知名度。在“十二五”开局之年，园区按照国家“十二五”规划纲要提出的发展现代产业体系，提高产业核心竞争力——培育发展战略性新兴产业的要求并结合自身优势，提出了重点培育产业龙头企业、增粗产业链条的战略规划。

经过几年的努力目前风电装备产业链已初步形成，新疆金风科技股份有限公司投资的天和风电叶片江苏有限公司、上海电气集团、北京海亚集团、日本山口株式会社合资建设的世界一流的风机塔筒专业制造工厂——江苏神山风电设备制造有限公司在成为园区的纳税大户的同时也为风电装备产业园打响了知名度。目前两家公司都在加快产品更新步伐。天和风电本月已停止生产1.5MW叶片，集中精力调试2.5MW生产模具，预计11月份开始生产2.5MW叶片。总投入3亿元的3兆瓦、6兆瓦叶片和材料研发与检测中心即将启动，发展前景良好。神山风塔从11月份开始生产以2MW塔筒为主。1-10月份累计生产1.5MW塔筒76套、2MW塔筒77套。3兆瓦-5兆瓦风机塔筒和海上风电钢桩项目即将启动，增长势头强劲。在建的还包括长江三峡新能源集团公司下属的国水投资集团包头风电科技有限公司投资的风电法兰项目、北京京冶轧机轴承有限公司投资的国内首家大型海上风电轴承项目、天津中成新高强度紧固件有限公司投资的风电螺栓项目、北京三得普华科技有限责任公司投资的三得普华智能电力项目等等。

第18篇：风电考试论述题

论述题

★★

1、试述液压系统中滤油器的各种可能安装位置。

答：液压泵回油管路上；系统压力管道上；系统旁通油路上；系统回油管路上；单独设立路由器管路上。 ★★

2、齿轮箱常见故障有哪几种？

答：齿轮损伤；齿轮折断，断齿又分过载折断、疲劳折断以及随机断裂等；齿面疲劳；胶合；轴承损伤；断轴；油温高等。

★★

3、风力发电机组的巡视检查工作重点应是哪些机组？

答：故障处理后重新投运的机组；起停频繁的机组；负荷重、温度偏高的机组；带病运行的机组；新投入运行的机组。

★★★

4、风电场的运行管理包含哪些主要内容？

答：设备管理，含设备巡视、验收、缺陷、日常维护、评级等；技术管理，含技术资料、技术档案、技术培训等；日常管理，含各项规章和制度等，属于行政范畴。 ★★★

5、试述风电场选址时应考虑哪些重要因素？

答：经济性，包括风场的风能特性和装机成本等主要指标；环境的影响，包括噪声、电磁干扰、对微气候和生态的影响；气候灾害，如结淞、台风、空气盐雾、风沙腐蚀等；对电网的动态影响。 ★★★

6、风力发电机组因异常情况需要立即停机应如何进行操作？

答：风力发电机组因异常需要立即停机时，其操作的顺序是利用主控计算机遥控停机；遥控停机无效时，则就地按正常停机按钮停机；在正常按钮无效时，使用紧急按钮停机；在上述操作仍无效时，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，作好必要的安全措施，避免事故范围扩大。 ★★★

7、试述液压油的分类及他们的基本情况？

答：液压油分矿物油型、乳化型和合成型。矿物油型又分为机械油、汽轮机油、通用液压油、液压导轨油。专用液压油有耐磨液压油、低凝液压油、清洁液压油和数控液压油。乳化型又分油包水乳化液和水包油乳化液。合成型又分磷酸酸基液压油和水-二元醇基液压油。 ★★★

8、液压泵的分类和主要参数有哪些？

答：按其结构形式分为齿轮泵、叶片泵、柱塞泵和螺杆泵；按泵的流量能否调节，分为定量泵和变量泵；按泵的输油方向能否改变，分为单向泵和双向泵。液压泵的主要参数有压力和流量。 ★★★

9、如何检查齿轮箱异常高温？

答：首先要检查润滑油供油是否充分，特别是在个主要润滑点处，必须要有足够的油液润滑和冷却；再次要检查个传动零部件有无卡滞现象，还要检查机组的震动情况，前后连接接头是否松动等。 ★★★

10、风力发电机组的整体检查包括哪些内容？

答：检查法兰间隙；检查风电机组防水、防尘、防沙暴、防腐蚀情况；一年一次风电机组防雷系统检查；一年一次风电机组接地电阻检查；检查并测试系统的命令和功能是否正常；检查电动吊车；根据需要进行超速实验、飞车实验、正常停机实验、安全停机、事故停机试验；检查风电机组内外环境卫生状况。 ★★★

11、哪些事故出现，风力发电机组应进行停机处理？

答：叶片处于不正常位置或位置与正常运行状态不符时；风电机组主要保护装置拒动或失灵时；风电机组因雷击损坏时；风电机组发生叶片断裂等严重机械故障时；出现制动系统故障时。 ★★★

12、试述风力发电机组机械系统组成。附属装置的驱动方式有哪些？

答：包括传动系统，即主轴、齿轮箱和联轴器；附属装置，如制动器、叶轮、浆距控制器、偏航驱动器等。附属装置可由电气、液压或气动的方式来驱动。 ★★★

13、试述风力发电机组的调试项目？

答：检查主回路相序、空气开关整定值、接地情况；检查控制功能，检查各传感器、电缆接缆功能及液压、润滑等各电动机启动状况；调整液压力至规定值；启动主电机；叶尖排气；检查润滑；调整刹车间隙；设定控制参数；安全链测试。

★★★

14、简述机舱地面组装包括哪些内容？

答：小吊车组装、油冷风扇组装、油冷管路连接、机舱罩组装、水冷管路连接、防冻液添加、风速风向仪安装、避雷针连接、机舱内接地线连接等。

★★★

15、简述偏航噪音及偏航功率调整方法？

答：偏航噪音及偏航功率调整方法：旋松锁紧螺母并将所有预紧螺栓打松，然后手动带紧预紧螺栓，并用扳手将每个螺栓旋转4个面，最后根据偏航功率大小作微调；锁紧锁紧螺母（300Nm）。 ★★★

16、G52机组主要部件名称？及作用？

答：叶轮吸收风能对功率的调节- -- --主轴卸载轴向、径向的硬力------齿轮箱增速传递机械能-----制动器故障刹车-----液压系统变桨刹车调速----发电机产生电能-----偏航解缆对风。 ★★★★

17、阐述风力发电机组手动启动和停机的操作方式有哪些？

答：主控室操作，在主控室操作计算机启动键和停机键；就地操作，断开遥控操作开关，在风电机组的控制盘上，操作启动停机按钮，操作后再合上遥控开关；远程操作，在远程终端上操作启动键和停机键；机舱上操作，在机舱的控制盘上操作启动键或停机键，但机舱上操作仅限于调试时使用。 ★★★★

18、试述液压传动的工作原理？

答：液压传动的工作原理就是利用液体的压力传递运动和动力。先利用动力元件将原动机的机械能转换成液体的压力能，再利用执行元件将体液的压力能转换为机械能，驱动工作部件运动。液压系统工作时，还可利用各种控制元件对油液进行压力、流量和方向的控制与调节，以满足工作部件对压力、速度和方向上的要求。 ★★★★

19、与其他传动方式相比，液压传动有哪些优缺点？

答：优点有传动平稳，易于频繁换向；质量轻体积小，动作灵敏；承载能力大；调速范围大，易于实现无级调速；易于实现过载保护；液压元件能够自动润滑，元件的使用寿命长；容易实现各种复杂的动作；简化机械结构；便于实现自动化控制；便于实现系列化、标准化和通用化。缺点有液压元件制造精度要求高；实现定比传动困难；油液易受温度影响；不适宜远距离传动动力；油液中混入空气容易影响工作性能；油液容易被污染；发生故障不容易检查和排除。

★★★★20、什么是变浆距控制？它有哪些特点？

答：变浆距控制主要是指通过改变翼形迎角，使翼形升力发生变化来进行输出功率的调节。变浆距控制风轮的特点，优点有启动性好；刹车机构简单，叶片顺浆及风轮转速可以之间下降；额定点前的功率输出饱满；额定点后的输出功率平滑；风轮叶根承受的静动载荷小；叶宽小、叶片轻、机头质量比失速机组小。缺点有由于有叶片变距机构，轮毂较复杂，可靠性设计要求高，维护费用高；功率调节复杂，费用高。 ★★★★

21、风力发电机组机械制动系统的检查包括哪些项目？

答：接线端子有无松动；制动盘和制动块间隙，间隙不得超过厂家规定数值；制动块磨损程度；制动盘有无磨损和裂缝，是否松动，如需更换按厂家规定标准执行；液压系统各测点压力是否正常；液压连接软管和液压缸的泄漏与磨损情况；根据力矩表100％紧固机械制动器相应螺栓；检查液压油位是否正常；按规定更新过滤器；测量制动时间，并按规定进行调整。

★★★★

22、如何处理风力发电机组故障性自动停机？

答：对由故障引起的不定期自动停机，即操作手册规定外的停机。操作者在重新启动风电机组之前，应检查和分析引起停机产生的原因，对这类停机都应认真记录，而未造成临界安全损伤的外部故障，如电网无电后又恢复的情况，在完成停机检查程序后，允许其自动恢复到正常状态。 ★★★★

23、为什么风电场要进行运行分析？

答：风电场进行运行分析主要是对风电设备的运行状况、安全运行、经济运行以及运行管理进行综合性或专题性分析，通过分析可以摸索出运行规律，找出设备的薄弱环节，有针对性地制定防止事故的措施，从而提高风电设备运行的技术管理水平和风电场的经济效益。 ★★★★

24、试述风力发电对环境的影响？

答：优点是风力发电利用的是可再生性的风能资源，属于绿色洁净能源，它的使用对大气环境不造成任何污染；从另一角度来看充分利用风力发电，也可降低矿物质燃烧的使用，从而减少污染物的排放两，相应保留了矿物质等一次性能源。风力发电对场内的土地利用不受限制，未占的大面积土地仍可按计划继续留做他用。缺点是视觉侵扰、噪声、电磁干扰及对微气候和生态影响都是风力发电的不足之处，但这些负面的影响可以通过精心设计而减少。 ★★★★

25、风力发电机组因液压故障停机后应如何检查处理？

答：应检查油泵是否工作正常；液压回路是否渗漏；若油压异常，应检查液压泵电动机÷液压管路、液压缸及有关阀体和压力开关等，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。 ★★★★

26、当风力发电机组在运行中发生主开关跳闸现象，应如何检查处理？

答：目测检查主回路元件外观及电缆接头处有无异常；在拉开台变侧开关后应当测量发电机主回路绝缘以及可控硅是否正常，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主开关自动跳闸机构是否正常；经检查处理并确认无误后，才允许重新启动风电机组。

★★★★

27、简述风电场在哪些情况下要进行特殊巡视？

答：设备过负荷或负荷明显增加时；恶劣气候或天气突变过后；事故跳闸；设备异常运行或运行中有可疑的现象；设备经过检修、改造或长期停用后重新投入系统运行；阴雨天初晴后，对户外端子箱、机构箱、控制箱是否受潮结露进行检查巡视；新安装设备投入运行；上级有通知及节假日。 ★★★★

28、风电场必须建立哪些技术档案？

答：设备制造厂家使用说明书；设备出厂试验记录；安装交接的有关资料；设备的改进、大小修施工记录及竣工报告；设备历年大修及定期预防性试验报告；风电设备事故、障碍及运行分析专题报告；风电设备日常运行及检修报告；风电设备发生的严重缺陷、设备变动情况及改进记录。

★★★★

29、比较风力发电机采用同步发电机和感应发电机的优缺点？

答：风力发电机采用同步发电机，较感应发电机的效率高，无功电流可控，同时同步发电机能以任意功率因数运行；采用感应发电机时，感应电机与电网的连接可以认为是一个缓冲器，它有一定的滑差，对电网冲击小。缺点是感应电机是根据有功功率输出来吸收无功功率，易产生过电压等现象，且启动电流大。 ★★★★30、简述现代变速双馈风力发电机的工作原理？

答：现代变速双馈风力发电机的工作原理就是通过叶轮将风能转变为机械转距（风轮转动惯量），通过主轴传动链，经过齿轮箱增速到异步发电机的转速后，通过励磁变流器励磁而将发电机的定子电能并入电网。如果超过发电机同步转速，转子也处于发电状态，通过变流器向电网馈电。

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31、何谓液压系统的爬行现象，如何寻找产生爬行的原因？

答：液压传动系统中，当液压缸或液压马达低速运行时，可能产生时断时续的运动现象，这种现象称为爬行。产生爬行的原因首先是和摩擦力特性有关，若静摩擦力与动摩擦力相等，摩擦力没有降落特性，就不易产生爬行，因此检查液压缸内密封件安装是否正确，对消除爬行是很重要的。爬行的产生与转动系统的钢度有关。当油中混入气体时，则油的有效体积弹性系数大大降低，系统钢度减少，就容易产生爬行，因此必须防止空气进入液压系统，并设法法排除系统中的空气。另外，供油流量不稳定，油液变质或污染等也会引起爬行现象。 ★★★★★

32、论述风力发电机组巡视检查的主要内容、重点和目的？

答：风力发电机组巡视检查主要内容包括：机组在运行中有无异常声响、叶轮及运行的状态、偏航系统是否正常、塔架外表有无油迹污染等。

巡视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；起停频繁的机组；负荷重、温度偏高的机组；带“病”运行的机组；新投入运行的机组。

若发现故障隐患，则应及时报告和处理，查明原因，从而避免事故发生，减少经济损失的目的；同时要作好相应的巡视检查记录进行备案。

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33、液压基本回路有哪几大类？它们各自的作用是什么？

答：液压基本回路通常分为方向控制回路、压力控制回路和速度控制回路三大类。方向控制回路其作用是利用换向阀控制执行元件的启动、停职、幻想及锁进等；压力控制回路的作用是通过压力控制阀来实现系统的压力控制，实现调压、增压、减压、卸荷和顺序动作等，以满足执行元件在力或转聚及各种动作变化是对系统压力的要求；速度控制回路的作用是控制液压系统中执行元件的运动速度或速度的切换。 ★★★★★

34、试述齿轮的点蚀现象？

答：齿轮的点蚀是齿轮传动的失效形式之一。即齿轮在传递动力时，在两齿轮的工作面上将产生很大的压力，随着使用时间的增加，在齿面便产生细小的疲劳裂纹。当裂纹中渗入润滑油，在另一个轮齿的挤压下被封闭的裂纹中的油压力就随之增高，加速裂纹的扩展，直至轮齿表面有小块金属脱落，形成小坑，这种现象被称为点蚀。轮齿表面点蚀后，造成传动不平稳和噪声增大。齿轮点蚀常发生在闭式传动中，当齿轮强度不高，且润滑油稀薄时尤其容易发生。

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35、风力发电机组的日常运行工作内容主要包括哪些？

答：风力发电机组的日常运行工作内容包括通过中控室的监测机算机，监视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》，当发现一场变化趋势时，应对该机组的运行状态实施连续监视，并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，应根据当时的气候条件做相应的检查处理，并在《风电场运行日志》上做好相应的故障处理记录及质量验收记录；对于非常常规故障，应及时通知相关部门，并积极配合处理解决。

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36、当风力发电机组发生事故后，应如何处理？ 答：发生事故时，值班负责人应当组织人员采取有效措施，防止事故扩大并即使上报有关部门及人员，同时应保护事故现场，为事故调查提供便利。事故发生后，运行人员还应认真详细记录时间经过，并及时通过风电机组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，汇报上级部门。

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37、试述风电场的安全管理？

答：安全管理是所有企业生产管理的总要组成部分，是一门综合性的系统学科。风电场因其所处行业的特点，安全管理涉及生产的全过程，必须坚持安全第

一、预防为主的方针，这是由电力企业生产性质所决定的，因为没有安全就没有生产，就没有经济效益。同时安全工作要实现全员、全过程、全方位的管理和监督，要积极开展各项预防性的工作，以防止安全事故发生。所有工作均应按照标准和规程执行。 ★★★★★

38、不同系列的润滑油为什么不能混用？

答：不同系列润滑油的基础油和添加剂种类是有很大区别的，至少是部分不相同。如果混用，轻则影响油的性能品质，严重时会使油品变质，特别是中高档润滑油，往往含有各种特殊作用的添加剂，当加有不同体系添加剂的油品相混时，就会影响它的实用性能，甚至使添加剂沉积变质，因此不同系列的润滑油决不能混合使用，否则将会严重损坏设备。

★★★★★

39、风电场安全管理工作的主要内容是什么？

答：根据现场实际，建立和健全安全监督机构和安全管理网络；安全教育要常抓不懈，做到全员教育，全面教育，全过程教育，并掌握好教育的时间和方法，达到好的教育效果；严肃认真地贯彻执行各项规章制度；建立和完善安全生产责任制；事故调查要坚持四不放过的原则；要认真编制并完成好安全技术劳动保护措施计划和反事故措施计划。

★★★★★40、简要介绍变桨轴承检查包括哪几个方面？ 答：（1）防腐检查

检查变桨轴承表面的防腐涂层是否有脱落现象，如果有，按《涂漆规范》及时补上。 （2）检查变桨轴承表面清洁度

由于风力发电机长时间工作，变桨轴承表面可能因灰尘、油气或其它物质而导致污染。

变桨轴承影响正常工作。首先检查表面污染物质和污染程度，然后用无纤维抹布和清洗剂清理干净。 （3）变桨轴承密封检测

检查变桨轴承（内圈、外圈）密封是否完好。 （4） 检查变桨轴承齿面

检查齿面是否有点蚀、断齿、腐蚀等现象，发现问题立即修补或更换新的变桨轴承。 （5） 检查变桨轴承噪音

检查变桨轴承是否有异常噪音。如果有异常的噪音，查找噪音的来源，判断原因进行修补。 ★★★★★

41、简述风机并网中变频器的工作过程？

答：风机并网过程：闭合预充电单元，直流电压975V，转子接触器同步，直流电压900V，在滤波回路有一定压降，电流为57A，滤波回路可以滤掉3k以上的谐波。如果没有预充电环节，直接吸和网侧接触器，（较大的电势差使转子接触器造成较大的冲击，形成瞬间过电流）。启动LSC，直流电压1050VDC，断开预充电单元接触器，网侧变频器电流80A左右，电机侧变频器电流20A左右。风机转速达到1200-1400rpm，电机侧变频器注入140A电流，电机定子侧电压达到定子接触器闭合。定子电压幅值、相位、频率与电网电压一致，定子接触器闭合，风机并网发电。 ★★★★★

42、G52风电机齿轮箱的维护检查项目有哪些？ 答：（1）检查齿轮箱油位；（2）检查齿轮箱有无泄漏；（3）检查、清洁齿轮箱油冷却风扇及其电机；（4）齿轮箱油泵运转是否正常；（5）检查油的情况；（6）提取油样；（7）检查更换齿轮箱油泵滤芯（一年一次）；（8）检查滤清器指示器；（9）检查齿轮转动时有无异常声音；（10）检查齿轮箱齿面有无磨损、窜动、崩齿现象；（11）更换齿轮箱油；（12）收缩盘检查；（13）弹性支撑检查；（14）温控阀检查；（15）齿箱机械泵压力测试。 ★★★★★

43、G52风电机液压系统的维护检查项目有哪些？ 答：（1）检查液压站有无泄漏；（2）检查液压站油位；（3）更换液压油；（4）更换液压油滤芯；（5）检查液压泵启停压力；（6）检查调整溢流阀动作值；（7）刹车系统压力测试；（8）检查S202刹车系统蓄能器压力开关；（9）检查S208刹车系统安全压力开关值；（10）检查调整变桨蓄能器（变桨氮缸）预充压力（（20℃）；（11）检查调整刹车蓄能器（刹车氮缸）预充压力（20℃）。

★★★★★

44、SL1500风电机变桨系统的维护检查项目有哪些？ 答：（1）变轴承检查；（2）变轴承螺栓检查；（3）变浆电机检查；（4）变浆齿轮箱与变小齿轮检查；（5）变齿轮箱螺栓检查；（6）加润滑油；（7）变浆控制检查；（8）变控制柜螺栓紧固；（9）检查备用电池；（10）限位开关检查。 ★★★★★★

45、简述叶轮吊装的主要步骤？ ⑴ 把工具通过机舱的小吊车吊进机舱。 ⑵ 主副吊车就位，挂好吊具。

⑶ 利用手动变桨控制盒把与主吊车吊具相连的2 个叶片的薄面转到下面，在变桨小齿轮与变桨轴承处用方木卡住防止转动，并各拉2 根150M 风绳； ⑷卸下运输支架上的螺栓；

⑸主副吊车同时启动，起升吊钩，卸下运输支架；

⑹停吊车，用砂纸和汽油清理轮毂的法兰面，在叶片上装好定位销，把定位用的螺栓上好，通过调整臂架的长度使第三个叶片处于垂直位置后，卸下副吊车的吊具；

⑺ 大吊车继续提升吊钩，直到叶轮的中心和主轴平行后，对接叶轮和机舱，等所有的固定螺栓都对进后，穿上机舱里准备好的安装螺栓，带上垫片和螺母，取下定位销换成安装用的螺栓； ⑻ 用电动扳手依次紧固螺栓，解开大吊车的吊具； ⑼ 用液压扳手打螺栓力矩。

★★★★★★

46、简述制动器分配间隙的调整过程（如有必要，可以画出简图） 1）松开主定位系统、辅助定位系统的螺栓、螺母。

2）检查滑动轴是否滑动顺畅。应能够用手指推动滑动轴上下运动。 若滑动不畅则可以松开顶部的螺栓进行微调。（产生原因为：拧紧安装螺栓（或螺母）时液压扳手有可能会带动AWA的安装基板产生位移。）同时检查滑动轴与定位轴之间的平面的间隙。

3）手动加压8～10次，注意：任何情况下手动加压的次数不应少于8次，目的是为了将制动器的制动间隙调整为2mm。间隙全部位于被动钳一侧制动间隙2mm 4）泄压后使制动器进入闭闸状态。 5）主定位系统应处于下图状态

6）锁紧夹紧螺栓，拧紧力矩17Nm。

7）松开定位螺栓，使螺栓与定位销之间有1mm的间隙。 8）拧紧定位螺母。 9）拧上定位销螺母。

10）手动加压使制动器完全打开，调整辅助定位系统的双螺母使其与制动器的被动钳存在0.5mm的间隙，并互锁。(建议在运行稳定后再调整) ★★★★★★

47、我们在远程监控时，通过远程监控软件发现风力发电机一直处于S5和S7交替状态。通过故障现象说明状态交替的原因和最可能损坏的部件。 叶片变桨角度ω与时间t 的一组数据为：

时间（s）

30

40

50

60

70

80

90

100

„ 叶片1角度

86

50

-1

55

40

30

-1

„ 叶片2角度

86

50

-1

-1

-1

30

-1

„ 叶片3角度

86

50

-1

-1

-1

30

-1

...状态

s5

s5

s5

s7

s7

s5

s5

s5

s5

s7

...答：风机叶片从86度到-1度，处于正常工作状态，风机叶片到一定角度后，发电机转速达到并网要求后进入S7状态，在40-50S时间内1 号叶片丢失信号，叶片1迅速顺桨，此时转速降低，不足以并网。转变为S5状态 ，当叶片变桨到55度时叶片1变桨信号恢复，此时2，3叶片顺桨变化，1号叶片向工作位置变化，当三个叶片角度到达一个交点t=80 时角度相同，三个叶片同时向工作位置变桨，当转速达到要求时并网S7。

第19篇：风电技术清单

附件：风电工程主要技术文件清单

1.综合性标准或文件：

1.1 建设工程质量管理条例 中华人民共和国国务院令第279 号； 1.2 工程质量监督工作导则 建质〔2003〕162 号； 1.3 电力建设工程质量监督规定(暂行) 电建质监〔2005〕52 号； 1.4 电力建设文明施工规定及考核办法 电建〔1995〕543 号； 1.5 电力建设工程施工技术管理导则 国电电源〔2002〕896 号； 1.6 实施工程建设标准强制性监督规定（2000） 建设部令81号 1.7 工程建设标准强制性条文(房屋建筑部分) 建标〔2002〕219 号； 1.8 工程建设标准强制性条文(电力工程部分) 建标[2006]102 号； 1.9 电力建设安全健康与环境管理工作规定 国电电源〔2002〕49 号； 1.10 电力建设安全工作规程（变电所部分） DL5009.3-2005 1.11 电力建设安全工作规程（架空电力线路部分） DL5009.2-2004 1.12 测绘资质管理规定 国测法字〔2004〕4 号； 1.13 建设工程勘察设计资质管理规定（2007） 建设部令160 号； 1.14 建筑业企业资质管理规定（2007） 建设部令159 号； 1.15 工程建设施工企业管理规范

GB/T50430－2007 1.16 建设工程勘察设计管理条例

国务院令第293号 1.17 工程建设勘察企业管理规范

GB/T50380－2006 1.18 工程建设设计企业管理规范

GB/T50379－2006 1.19 关于加强测绘质量管理的若干意见 国测国字[2008]8号 1.20 建设项目工程总承包管理规范

GB/T50358－2005 1.21建筑施工现场环境与卫生标准 JGJ 146 — 2004 1.22 施工现场临时用电安全技术规范 JGJ 46 — 2005 1.23 电力工程调试能力资格管理办法（2010版） 中电建协〔2010〕51号 1.24建筑施工特种作业人员管理规定 建质[2008]75号 1.25 工程监理企业资质管理规定（2007） 建设部令158号； 1.26 建设工程项目管理规范 GB/T50326-2006； 1.27 建设工程监理规范 GB 50319-2000； 1.28 国家重大建设项目文件归档要求与档案整理规范 DA/T28-2002；

1.29 建设工程文件归档整理规范 GB/T50328-2001； 1.30 科学技术档案案卷构成的一般要求） GB/T 11822—2008 1.31 电子文件归档管理规范 GB/T 11894—2002 1.32 照片档案管理规范

GB/T 11821—2002 1.33 重大建设项目档案验收办法

档发〔2006〕2号

2.风电工程专用标准

2.1 风电场工程可行性研究报告设计概算编制办法及计算标准 FD001—2007 2.2 风电场工程等级划分及安全标准 （试行） FD002—2007 2.3 风电机组地基基础设计规定 （试行） FD003—2007 2.4 风电场工程概算定额 FD004—2007 2.5 风力发电厂设计技术规范 DL/T 5383—2007 2.6 风力发电工程施工组织设计规范 DL/T 5384—2007 2.7 风力发电场项目建设工程验收规程 DL /T 5191—2004 2.8 风力发电机组验收规范 GB/T 20319—2006 2.9 风力发电场运行规程 DL/T 666-1999 2.10风力发电场安全规程 DL 796-2001 2.11风力发电场检修规程 DL/T 797-2012

2.12风力发电场项目可行性研究报告编制规程 DL/T 5067-1996 2.13风力发电机组 设计要求 JB/T 10300-2001 2.14风力发电机组 安全要求 GB 18451.1-2012 2.15风电场风能资源测量方法 GB/T 18709-2002 2.16风电场风能资源评估方法 GB/T 18710-2002 2.17风力发电机组装配和安装规范 GB/T 19568-2004 2.18风电场场址工程地质勘察技术规定 发改能源[2003]1403号 2.19风电特许权项目前期工作管理办法 发改能源[2003]1403号 2.20风电场工程前期工作管理暂行办法 发改办能源[2005]899号 2.21风电场工程建设用地和环境保护管理暂行办法 发改能源[2005]1511号 2.22风电工程安全设施竣工验收办法 水电规办[2008]001号

2.23风力发电机组 第1部分：通用技术条件 GB/T 19960.1-2005 2.24风力发电机组 第2部分：通用试验方法 GB/T 19960.2-2005 2.25风力发电机组 电能质量测量和评估方法 GB/T 20320-2006 2.26风力发电机组 异步发电机 第1部分：技术条件 GB/T 19071.1-2003 2.27风力发电机组 异步发电机 第2部分：试验方法 GB/T 19071.2-2003 2.28风力发电机组 塔架 GB/T 19072-2010 2.29风力发电机组 功率特性试验 GB/T 18451.2-2012 2.30风力发电机组 电工术语 GB/T 2900.53-2001 2.31风力发电机组 控制器 技术条件 GB/T 19069-2003 2.32风力发电机组 控制器 试验方法 GB/T 19070-2003 2.33风力发电机组 齿轮箱 GB/T 19073-2008 2.34风力发电机组 风轮叶片 JB/T 10194-2000

2.35风力发电机组 偏航系统 第1部分：技术条件 JB/T 10425.1-2004 2.36风力发电机组 偏航系统 第2部分：试验方法 JB/T 10425.2-2004 2.37风力发电机组 制动系统 第1部分：技术条件 JB/T 10426.1-2004 2.38风力发电机组 制动系统 第2部分：试验方法 JB/T 10426.2-2004 2.39风力发电机组 一般液压系统 JB/T 10427-2004 2.40风电厂接入电力系统技术规定 GB/Z 19963-2011 3.电气标准

3.1 建筑电气工程施工质量验收规范 GB 50303-2002 3.2 电气设备交接试验标准 GB 50150-2006 3.3 电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范 GB 50168-2006 3.4 电气装置安装工程接地装置施工及验收规范 GB 50169-2006 3.5 电气装置安装工程盘、柜及二次回路结线施工及验收规范 GB 50171-2012 3.6 电气装置安装工程35kV及以下架空电力线路施工及验收规范 GB 50173-92 3.7 电气装置安装工程低压电器施工及验收规范 GB 50254-96 3.8 电气装置安装工程高压电器施工与验收规范 GBJl47-2010 3.9 电气装置安装工程电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范 GBJ148-2010 3.10电气装置安装工程母线装置施工及验收规范 GBJl49-2010 3.11 110～500kV架空电力线路施工及验收规范 GBJ 50233-2005 3.12 110～500kV架空电力线路工程施工质量及评定规程 DL/T 5168-2002 3.13电力建设施工及验收技术规范 DL/T 5007 3.14箱式变电站技术条件 DL/T 537-2002 3.15变电所设计技术规程 DL/T 5103-2012 3.16电气装置安装工程质量检验及评定规程

第1部分：通则 DL/T5161.1-2002 第2部分：高压电气施工质量检验 DL/T5161.2-2002 第3部分：电力变压器、油浸电抗器、互感器施工质量检验 DL/T5161.3-2002 第4部分：母线装置施工质量检验 DL/T5161.4-2002 第5部分：电缆线路施工质量检验 DL/T5161.5-2002 第6部分：接地装置施工质量检验 DL/T5161.6-2002 第8部分：盘、柜及二次回路接线施工质量检验 DL/T5161.8-2002 第9部分：蓄电池施工质量检验 DL/T5161.9-2002 第10部分：35kV及以下架空电力线路施工质量检验 DL/T5161.10-2002 第12部分：低压电器施工质量检验 DL/T5161.12-2002 第13部分：电力变流设备施工质量检验 DL/T5161.13-2002 第14部分：起重机电气装置施工质量检验 DL/T5161.14-2002

第16部分：1kV及以下配线工程施工质量检验 DL/T5161.16-2002 第17部分：电气照明装置施工质量检验 DL/T5161.17-2002 3.17 110kV及以上送变电工程启动及竣工验收规程 DL/T782-2001 3.18 国家电网公司十八项电网重大反事故措施 国网生技[2005]400号 3.19 电气装置安装工程1kV及以下配线工程施工及验收规范 GB50303-2002 3.20 火力发电厂与变电站设计防火规范 GB50229-2006 3.21 建筑物防雷装置检测技术规范 GB/T21431-2008 3.22 用电安全导则 GBT 13869-2008 3.23 35kV-110kV变电所设计规范 GB50059-2011 3.24 66kV及以下架空电力线路设计规范 GB 50061-2010 4.建筑工程标准

4.1 建筑工程施工质量验收统一标准 GB 50300-2001 4.2 电力建设施工质量验收及评定规程第1 部分：土建工程 DL/T5210．1-2005 4.3 110kV-1000kV变电站、换流站

土建工程施工质量检验及评定标准 Q/GDW 183-2008 4.4 建筑工程冬期施工规程 JGJ 104 —2011 4.5 工程测量规范 GB50026—2007 4.6 建筑变形测量规范 JGJ 8－2007 4.7 湿陷性黄土地区建筑规范

GB 50025－2004 4.8 电力工程地基处理技术规程 DL/T 5024—2005 4.9 建筑桩基技术规范 JGJ 94－2008 4.10 建筑桩基检测技术规范 JGJ 106－2003 4.11 混凝土结构设计规范 GB50010-2010 4.12 建筑地基基础工程施工质量验收规范 GB50202-2002； 4.13 建筑地基处理技术规范 JGJ79-2002； 4.14 混凝土结构工程施工质量验收规范 GB50204-2011； 4.15 地下防水工程质量验收规范 GB50208-2011； 4.16 混凝土质量控制标准 GB 50164 -2011; 4.17 混凝土强度检验评定标准 GBJ50107－2010; 4.18 清水混凝土应用技术规程 JGJ 169－2009 4.19 .钢 筋 焊 接 验 收 规 程 JGJ 18— 2012 4.20 钢筋机械连接通用技术规程 JGJ 107--2010 4.21 钢结构工程施工质量验收规范 GB 50205—2001 4.22 建筑钢结构焊接技术规程 JGJ 81—2002 4.23 钢结构用抗剪型高强度连接副及技术条件 GB/T3632-2008

4.24 建筑防腐工程施工及验收规范 GB50212-2002； 4.25建筑防腐蚀工程施工质量验收规范

GB50224-2010 4.25 砌体结构工程设计规范 GB 50003 －2011 4.26 砌体结构工程施工质量验收规范 GB 50203—2011 4.27多孔砖砌体结构技术规范 JGJ 137 －2001 4.28蒸压加气混凝土建筑应用技术规程 JGJ/ T17－2008 4.29屋面工程质量验收规范 GB 50207—2012 4.30屋面工程技术规范 GB 503454.31建筑地面工程施工质量验收规范 GB 50209 4.32建筑装饰装修工程质量验收规范 GB 50210 4.33 电力建设房屋工程质量通病防治工作规定 4.34 建设工程质量检测管理办法（2005） 4.35 给水排水管道工程施工及验收规范 GB 502424.36 通风与空调工程施工质量验收规范 GB 502434.37 高耸结构设计规范 GBJ 501354.38建筑地基基础设计规范 GB 50007-2011 5.相关材料标准

5.1 混凝土结构用成型钢筋

5.2钢筋混凝土用钢 第1部分：热轧光圆钢筋

5.3钢筋混凝土用钢 第2部分：热轧带肋钢筋

5.4钢筋混凝土用钢 第3部分: 钢筋焊接网

5.5通用硅酸盐水泥

5.6混凝土用水标准

5.7普通混凝土用砂、石质量标准试验方法

5.8建筑用砂

5.9建筑用卵石、碎石 GB/T146855.10用于水泥和混凝土中的粉煤灰 GB 15965.11粉煤灰混凝土应用技术规范 GBJ 1465.12用于水泥和混凝土中的粉状高炉矿渣 GB 180465.13高强高性能混凝土用矿物外加剂 GB/T187365.14混凝土外加剂 GB 8076 5.15混凝土外加剂应用技术规范 GB 501195.16混凝土泵送剂 JC 4735.17混凝土防冻剂 JC 4755.18混凝土膨胀剂 JC 476

—2012 —2010 —2001 电建质监〔2004〕18 号建设部令141号 －2008 －2002 －2006

JG/T 226－2008

GB 1499.1－2008

GB 1499.2－2007

GB 1499.3－2002

GB 175 － 2007

JGJ 63 －2006

JGJ 52－2006

GB／T14684-2001 －2001 －2005 －1990 —2008 —2002 －2008 －2003 －2001 －2004 －2001

5.19砂浆.混凝土防水剂 JC 474－2008 5.20混凝土外加剂中释放氨的限量 GB 18588 —2001 5.21水泥基灌浆材料应用技术规程

GB/T50448－2008 5.22水泥基灌浆材料 JC/T 986 —2005 5.23建筑用钢结构防腐涂料 JG/T 224 －2007 5.24钢结构防火涂料 GB 14907 －2002 5.25电力工程地下金属构筑物防腐技术导则

DL/T5394－2007 6 本工程全部设计、设备、施工、调试的技术文件 6.1 风电机组安装调试工程验收文件 6.1.1风电机组技术说明书；

6.1.2风电机组订货合同中的有关技术性能指标要求；6.1.3风电机组塔架及其基础设计图纸与有关技术要求。 6.2 升压站设备安装调试工程验收文件 6.2.1设备技术性能说明书； 6.2.2设备订货合同及技术条件； 6.2.3电气施工设计图纸及资料。 6.3 中控楼和升压站建筑等工程文件 6.3.1设计图纸及技术要求； 6.3.2施工合同及有关技术说明。 6.4 场内电力线路工程验收文件

6.4.1架空电力线路勘测设计、施工图纸及其技术条件；6.4.2施工合同。 6.5 交通工程验收文件

6.5.1公路施工设计图纸及有关技术条件；6.5.2施工合同。

第20篇：风电培训总结

重庆培训总结

为提高风力发电的专业技能，培养生产理论知识，促使在工作中进一步更新观念、理清思路。公司组织我们参加了xxxx风电培训学习。在短短十天的时间里，通过xxxx风电老师的讲授，使我们掌握了一定的风力发电机组的工作原理、机械、电气控制系统等专业基础知识及风场安全教育培训；使我们了解了企业的安全生产知识，掌握了高空救护和急救知识；并深刻认识到如何保障人员和设备安全。

在短短十天时间里，虽然课程多、时间紧，但通过xxxx风电的相关技术人员的精心课程安排，进行上课指导，拓宽了知识面，提高了我们认识，认识到自身的不足，在今后的工作中更应该不断提高自己的专业知识、管理知识和职业素养。通过不断地学习和实践使自己的自我认识和专业技能不断进步前进更上一层楼。

在学习期间，我们首先学习了企业的安全生产知识及安全管理知识，通过安全知识学习让我们在平时工作中应该注意到“人、机、料、法、环”，“工完料净场地清”等规范操作，并让我们很好的了解到安全对于一个企业的重要性。接下来几天时间老师给我们讲述了2.0MW风机专业知识，其中包括：

1、HZ 2.0MW风机使用说明（

1、偏航系统，

2、齿轮箱，

3、发电机，

4、液压系统，

5、机舱，

6、起重机，

7、主轴轮滑系统，

8、变频器，

9、偏航润滑器），

2、HZ 2.0MW变频器的使用说明，

3、HZ 2.0MW风力发电机组（液压系统，润滑系统，冷却系统及滑环维护各个主件安全指导、机械部件维修项目及电气设备维护），

4、HZ 2.0MW风力发电机组远程监控系统（以计算机网络为基础，进行调度管理及远程信息采集）。在学习期间由于课程多、时间紧、任务重，无形给大家的知识消化带来了一定难度，必须增加与老师课堂的沟通时间，现场理解，不懂就问，才能更好的提高效率，减少学习强度。在我们不断的坚持努力下，归类学习把此次风电学习分为两类：一类是安全操作其中包括，检修作业、高空作业安全、安全救援装备使用、风机内相互救援、仪表使用等；一类是专业知识，如控制系统、偏航系统、液压系统、保护系统、润滑系统、冷却系统、滑环维护等。通过归纳更便于掌握和了解。

通过xxxx风电的一系列指导交流，再加上培训期间领导们关心，培训工作进行得紧张有序并取得很好的效果。本次培训尽管只有短短十天的时间，但它却为我提供了良好的学习机会，使得我对风电方面的知识有了很大的收获，它促进了我在不断学习的过程中重塑自我，提升自我，更新观念，不断创新，增强竞争能力。只有自身素质的提高和综合能力的加强，才能适应这个“唯一不变的是变化”的社会，抓住机遇，迎接挑战，也为我的进一步学习搭建了很好的平台，更好的为上岗打下良好的基础。

2012年8月18日

《风电 个人先进事迹.doc》

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