新闻中心-节能减排

水平轴风力发电机科分为升力型和阻力型两类。升力型风力发电机旋转速度快，阻力型旋转速度慢。对于风力发电，多采用升力型水平轴风力发电机。大多数水平轴风力发电机具有对风装置，能随风向改变而转动。对于小型风力发电机，这种对风装置采用尾舵，而对于大型的风力发电机，则利用风向传感元件以及伺服电机组成的传动机构。

风力机的风轮在塔架前面的称为上风向风力机，风轮在塔架后面的则成为下风向风机。水平轴风力发电机的式样很多，有的具有反转叶片的风轮，有的再一个塔架上安装多个风轮，以便在输出功率一定的条件下减少塔架的成本，还有的水平轴风力发电机在风轮周围产生漩涡，集中气流，增加气流速度。

垂直轴风力机组

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

利用阻力旋转的垂直轴风力发电机有几种类型，其中有利用平板和被子做成的风轮，这是一种纯阻力装置；S型风车，具有部分升力，但主要还是阻力装置。这些装置有较大的启动力矩，但尖速比低，在风轮尺寸、重量和成本一定的情况下，提供的功率输出低。

c）按功率调节方式分

定桨距机组

定桨距是指桨叶与轮载的连接是固定的，桨距角固定不变，即当风速变化时，桨叶的迎风角度不能随之变化。失速型是指桨叶翼型本身所具有的失速特性，当风速高于额定风速69，气流的攻角增大到失速条件，使桨叶的表面产生涡流，效率降低，来限制发电机的功率输出。为了提高风电机组在低风速时的效率，通常采用双速发电机（即大/小发电机）。在低风速段运行的，采用小电机使桨叶具有较高的气动效率，提高发电机的运行效率。失速调节型的优点是失速调节简单可靠，当风速变化引起的输出功率的变化只通过桨叶的被动失速调节而控制系统不作任何控制，使控制系统大为减化。

变桨距(正变距)机组

变桨距是指安装在轮载上的叶片通过控制改变其桨距角的大小。其调节方法为：当风电机组达到运行条件时，控制系统命令调节桨距角调到45”，当转速达到一定时，再调节到0“，直到风力机达到额定转速并网发电；在运行过程中，当输出功率小于额定功率时，桨距角保持在0°位置不变，不作任何调节；当发电机输出功率达到额定功率以后，调节系统根据输出功率的变化调整桨距角的大小，使发电机的输出功率保持在额定功率。随着风电控制技术的发展，当输出功率小于额定功率状态时，变桨距风力发电机组采用OptitiP技术，即根据风速的大小调整发电机转差率，使其尽量运行在最佳叶尖速比，优化输出功率。变桨距调节的优点是桨叶受力较小，桨叶做的较为轻巧。桨距角可以随风速的大小而进行自动调节，因而能够尽可能多的吸收风能转化为电能，同时在高风速段保持功率平稳输出。缺点是结构比较复杂，故障率相对较高。

主动失速(负变距)机组

将定桨距失速调节型与变桨距调节型两种风力发电机组相结合，充分吸取了被动失速和桨距调节的优点，桨叶采用失速特性，调节系统采用变桨距调节。在低风速肘，将桨叶节距调节到可获取最大功率位置，桨距角调整优化机组功率的输出；当风力机发出的功率超过额定功率后，桨叶节距主动向失速方向调节，将功率调整在额定值以下，限制机组最大功率输出，随着风速的不断变化，桨叶仅需要微调维持失速状态。制动刹车时，调节桨叶相当于气动刹车，很大程度上减少了机械刹车对传动系统的冲击。主动失速调节型的优点是其言了定奖距失速型的特点，并在此基础上进行变桨距调节，提高了机同频率后并入电网。机组在叶片设计上采用了变桨距结构。其调节方法是：在起动阶段，通过调节变桨距系统控制发电机转速，将发电机转速保持在同步转速附近，寻找最佳并网时机然后平稳并网；在额定风速以下时，主要调节发电机反力转矩使转速跟随风速变化，保持最佳叶尖速比以获得最大风能；在额定风速以上时，采用变速与桨叶节距双重调节，通过变桨距系统调节限制风力机获取能量，保证发电机功率输出的稳定性，获取良好的动态特性；而变速调节主要用来响应快速变化的风速，减轻桨距调节的频繁动作，提高传动系统的柔性。变速恒频这种调节方式是目前公认的最优化调节方式，也是未来风电技术发展的主要方向。变速恒频的优点是大范围内调节运行转速，来适应因风速变化而引起的风力机功率的变化，可以最大限度的吸收风能，因而效率较高；控制系统采取的控制手段可以较好的调节系统的有功功率、无功功率，但控制系统较为复杂。

d）按传动形式分

高传动比齿轮箱型机组

风轮的转速较低，必须通过齿轮箱、齿轮副的增速来满足发电机转速的要求。齿轮箱的主要功能是增速和动力传递。

直接驱动型机组

应用了多极同步风力发电机，省去风力发电系统中常见的齿轮箱，风力机直接拖动发电机转子在低速状态下运转。

中传动比齿轮箱(“半直驱”)型机组

采用一级行星齿轮副，其增速比约为高传动比齿轮副的 1/10，因而减少了多极同步风力发电机的极数和体积。

e）按转速变化分

定速机组

转速恒定不变，不随风速变化。

多态定速机组

包含两台不同转速和容量的发电机，可根据风速的变化，选投其中一台运行。

变速机组

发电机转速随风速变化。

②风轮技术

目前大型叶片的结构都为蒙皮主梁形式，蒙皮主要由双轴复合材料层增强，提供气动外形并承担大部分剪切载荷。后缘空腔较宽，采用夹芯结构，提高其抗失稳能力，这与夹芯结构大量在汽车上应用类似[5]。主梁主要为单向复合材料层增强，是叶片的主要承载结构。腹板为夹芯结构，对主梁起到支撑作用。

叶片结构设计应依据相关设计规范。目前叶片结构设计规范主要建立在IEC国际标准和德国GL标准基础上，要求结构满足静力强度、疲劳强度和叶尖挠度要求。复合材料叶片各铺层是交错铺放的，实际初步设计时，将所有双轴布视为一层，所有单轴布视为一层，这样做对结构强度和性能影响不大[4]。叶片结构铺层是分段设计，各段厚度都不一致，应对厚度进行连续化处理，最终设计的各铺层厚度还应为各单层厚度的整数倍。

③变桨系统技术

变桨距控制系统的主要功能是通过调整桨叶节距在00～900变化，以改变气流对叶片的攻角，在风机的启动过程中依靠风力方便的自行起动，在达到额定风速时使风机能够稳定的保持输出功率恒定，以及在达到切出风速后使浆叶全顺浆（900）,进行空气制动,改善风机和浆叶的受力情况。变桨距控制属于伺服控制系统，给定值是风机的输出功率，控制对象是桨叶的角度和变桨速度，系统根据给定的输出功率对叶片角度进行闭环控制，风机达到满负荷后当风速增大则增大桨叶角度，始终保证风机在切出风速以内满负荷运行而不至于过载。

④齿轮箱技术

目前，水平轴风电机组主要有双馈式、直驱式和半直驱式等形式。近几年来直驱技术在凤电领域得到了重视和发展，目前的单机容量已达到2 Mw，在未来风电机组发展中将有很大的发展空间。但考虑到技术成熟度、成本、运输和易大型化等无可比拟的优点，在相当长的一段时间内，增速箱机组仍将是主流。介于直驱与双馈机组之间的半直驱机组(速比一般小于40)近年来也处于研发阶段。

大型风电增速箱的速比约为100，一般需采用三级齿轮传动，目前成熟的结构形式主要有1级NGW行星+2级平行定轴，NW行星+1级平行定轴，2级NGW行星+l级平行定轴等结构形式；主轴和齿轮箱的支撑形式有三点式、二点式及紧凑式(集成式)等；行星传动有传统的三行星轮和3个以上的多行星轮，浮动方式有鼓形齿太阳轮结构(短轴)．花键太阳轮结构(长轴)及柔性行星轮轴结构等。

⑤偏航系统技术

偏航系统是水平轴式风力发电机组必不可少的组成系统之一。偏航系统的主要作用有两个：其一是与风力发电机组的控制系统相互配合，使风力发电机组的风轮始终处于迎风状态，充分利用风能，提高风力发电机组的发电效率；其二是提供必要的锁紧力矩，以保障风力发电机组的安全运行。风力发电机组的偏航系统一般分为主动偏航系统和被动偏航系统。被动偏航指的是依靠风力通过相关机构完成机组风轮对风动作的偏航方式，常见的有尾舵、舵轮和下风向三种；主动偏航指的是采用电力或液压拖动来完成对风动作的偏航方式，常见的有齿轮驱动和滑动两种形式。对于并网型风力发电机组来说，通常都采用主动偏航的齿轮驱动形式。

⑥刹车系统技术

风力发电机中有两种刹车装置：空气动力刹车与机械刹车。

叶尖扰流器形式的空气动力刹车，是目前定桨距风力发电机组设计中普遍采用的一种刹车形式。当风力发电机组处于运行状态时，叶尖扰流器作为桨叶的一部分起吸收风能的作用，保持这种状态的动力是风力发电机组中的液压系统。液压系统提供的液压油通过旋转接头进入安装在桨叶根部的液压缸，压缩叶尖扰流器机构中的弹簧，使叶尖扰流器与桨叶主体联为一体；当风力发电机需要停机时，液压系统释放液压油，叶尖扰流器在离心力作用下，按设计的轨迹转过90度，成为阻尼板，在空气阻力下起制动作用。变桨距风力发电机的空气动力刹车是通过桨叶迎角的变化来实现的。

制动系统的驱动机构是液压系统，主要用来执行风力机的开关机指令。通常它由两个压力保持回路组成，～路通过蓄能器供给叶尖扰流器(变桨距风力发电机是供给变桨距机构)，另～路通过蓄能器供给机械刹车机构。这两个回路的工作任务是使风力发电机组运行时制动机构始终保持压力。当需要停机或制动时，两回路中的常开电磁阀先后失电，叶尖扰流器一路压力油被卸回油箱(对变桨距风力发电机是指桨叶的迎角发生变化)，实现空气动力刹车动作。稍后，机械刹车这一路压力油卸回油箱，驱动刹车闸，使风轮停止转动。在两个回路中各装有两个压力传感器，以指示系统压力，控制液压泵站补油和确定刹车机构的状态。

⑦控制系统: 风力发电系统智能控制技术

主控制器监测电力参数、风力参数、机组状态参数，启/停其他功能模块，实时监控风电系统工作状态。人机界面主要实现运行操作、状态显示、故障记录、趋势曲线、绘制报表、用户管理等功能。软切入控制的主要功能是限制发电机并网和大小发电机切换时的冲击电流、平稳风力发电机并网过渡过程。偏航控制系统主要包括自动偏航、手动偏航、90°侧风、自动解缆等功能［2］。大型风电机组均采用主动对风控制，当风轮主轴方向与风向标指向偏离超出允许偏差范围且持续一定时间后，偏航系统控制伺服( 偏航) 电动机运转使风轮主轴方向跟踪主风向。液压系统执行风力机的变桨距和制动操作，实现风电机组的功率控制、转速控制及开停机控制。制动系统是风电机组安全保障的重要环节，在定桨距机组中，通过叶尖挠流器执行气动刹车; 而在变桨距机组中，通过控制变桨距机构也可控制机械刹车机构。

另外，风电机组的控制设备还包含安全保护系统，是传感器和工控机的集成，包括超速保护、电网失电保护、电气保护( 过电压及短路保护、防雷击保护等) 、机组振动保护、发电机过热保护等，主要执行停机和紧急停机程序，具有最高优先权，可进入至少两套刹车系统。

（2）风力发电系统调节技术：

①最大风能捕获技术

并网后，在额定风速以下，调节发电机反转矩使转速跟随风速变化，保持最佳叶尖速比以获得最大风能；在额定风速以上，采用变速与桨叶节距双重调节，限制风力机获取的能量，保证发电机功率输出的稳定性，减轻了桨距调节的频繁动作，获得了良好的动态特性，提高了传动系统的柔性，已成为目前公认的最优化调节方式，也是未来风电技术发展的主要方向。其主要优点是可大范围调节转速，使功率系数保持在最佳值，从而最大限度地吸收风能，效率高；能吸收和存储阵风能量，可减少阵风冲击对风力发电机产生的疲劳损坏、机械应力和转矩脉动，延长机组寿命，减小噪声；而且还可控制有功功率和无功功率，改善电能质量。但控制复杂，成本高，需要避免共振的发生。

②风力发电系统低电压穿越技术

低电压穿越LVRT , 指在风机并网点电压跌落的时候, 风机能够保持并网, 甚至向电网提供一定的无功功率, 支持电网恢复, 直到电网恢复正常, 从而“穿越”这个低电压时间( 区域) 。

电压跌落会给电机带来一系列暂态过程, 如出现过电压、过电流或转速上升等, 严重危害风机本身及其控制系统的安全运行。一般情况下若电网出现故障风机就实施被动式自我保护而立即解列, 并不考虑故障的持续时间和严重程度, 这样能最大限度保障风机的安全, 在风力发电的电网穿透率( 即风力发电占电网的比重) 较低时是可以接受的。然而, 当风电在电网中占有较大比重时, 若风机在电压跌落时仍采取被动保护式解列, 则会增加整个系统的恢复难度, 甚至可能加剧故障, 最终导致系统其它机组全部解列, 因此必须采取有效的LVRT措施, 以维护风场电网的稳定。

③功率控制技术

在风速超过额定风速时，变速风电机组的控制系统通过调节风力机风能利用系数，实现保持发电机输出功率恒定、使机组传动系统具有良好柔性的基本目标。

目前，有两种改变风力机风能利用系数的方法: 1) 控制发电机电磁制动转距，以调节发电机转速，进而调整叶尖速比; 2) 调节桨距角以改变风轮迎风面积，从而调节空气动力转矩。应该指出，理想的控制方案是采用转速与桨距双重调节。

④速度控制技术:

a）恒速恒频技术(cscv)

恒速恒频风力发电系统多采用鼠笼式异步发电机，不管风速如何变化，发电机都维持在高于同步速附近作恒速运行以实现发电频率的恒定。自然风吹动风力机，经齿轮箱升速后驱动异步发电机将风能转化为电能。由于异步发电机在运行过程中，需要吸收一定的无功功率，因此，一般此类风力发电机在机端都会装设有并联电容器组，以减少机组对电网的无功需求。

b）变速恒频风力发电(VSCF)技术: 交流励磁

变速恒频风力发电系统是指在风力发电过程中，发电机的转速可以随风速变化，然后通过适当的控制措施使其发出的电能变为与电网同频率的电能送入电力系统，核心在于变频器的应用，发展程度直接依赖于电力电子技术的日益成熟。这种风电系统目前发展较为迅速的是基于双馈感应发电机的变速恒频风电机组和直驱式同步发电机的风电机组。

⑤风速测量技术

目前, 常用的风速传感器测量仪器有风杯风速仪、毕托管(或称皮托管) 风速仪、热线热膜风速仪、超声波测风仪、激光多普勒测速仪和粒子成像速度场仪等。

软测量技术主要解决工业过程中普遍存在的、目前无法或难以在线测量的过程变量(主导变量)的检测问题。软测量方法的原理是建立待测变量(主导变量)与可测或易测过程变量(辅助变量)之间的非线性函数关系, 通过软件对可测变量进行变换计算, 从而间接估计出待测变量。它是以软件来代替硬件(传感器)功能的。

由于风力发电机组处于三维时变风场环境中, 且受湍流、塔架、风剪差及地表粗糙度等因素的影响, 风速在整个风力机旋转平面上的分布是不同的。基于上述风速计测量得到的风速仅是机舱顶部上一点的风速(除P IV测速外), 与整个风力机旋转平面所受到的有效风速有较大差别, 因此, 有效风速是不能直接测量的, 但它可通过软测量方法进行估计。

⑥风速预测技术

欧美等西方国家早在二十世纪七、八十年代就组织了许多针对风能资源的观测试验及评估方法研究, 相继开发了风能资源评估软件或系统。其中WASP应用最为广泛, 其核心物理模型是一个微尺度线性风场诊断模式, 而近地层风场的形成是一个非线性、多因子影响的过程, 因此在复杂地形应用该软件会产生比较大的误差。由于风能资源分布范围广、能量密度相对较低且具有一定的不稳定性, 准确的资源评估是进行风能资源开发利用的关键环节, 而进行资源评估的前提是必须掌握风能资源的形成机理与分布特征。

我国风能资源丰富区主要分布在三北北部以及沿海岸线陆上离海岸线距离3-5公里的范围内。实践发现, 对于我国北部风能资源丰富区内的风电场来说, 除了需要进步考虑低温、沙尘暴等极端天气条件外, 选择目前国内外技术成熟的风电机组, 基本可以满足风电场建设的需要, 但这一区域内, 电网条件往往成为制约其风能资源开发利用的限制条件在这一区域的外围区域, 风能资源有所减弱, 但电网、交通等风电建设的配套条件要好很多。对于沿海风能资源丰富带内, 除了北部部分省市外, 大多数地区存在台风的影响, 并且与北部风能资源丰富带相比, 这些区域的风能资源相对要弱一些, 即所谓的高生存风速、低平均风速地区。根据IEC有关标准, 如果在沿海区域建设风电场, 则必须选择风力机设计安全等级高、成本高的风电机组。同时, 我国内陆的大多数省份, 风能资源相对贫乏, 但也存在一些风能资源相对丰富、呈孤岛式分布的小范围区域。我国的风能资源研究工作始于二十世纪七十年代, 气象部门曾先后进行过三次风能资源普查, 在最近完成的“全国大型风电场建设前期工作”中, 根据全国2400余气象台站实测资料对全国风能资源分布进行了更为详细的普查, 估算出全国离地面10米高度层上的风能资源量, 其中我国陆地上离地面10米高度风能资源技术可开发量为3亿千瓦。近年来, 国际、国内的大部分风能资源方面的研究计划、项目主要是进行风能资源评估技术手段的研发, 很少有针对风能资源形成、分布、变化机理以及评估技术原理的研究。

⑦风能与建筑—体化(BIWE)技术

建筑上一般采用小型或微型风力发电机，这类产品在我国已经有较为成熟的技术，目前主要供应没有电网连接的偏远农村使用，而在我国城市，很少能够看到风力发电机的影踪。以现在的技术水平和人们观念的接受程度，风力发电机完全可以在都市中找到一席之地。在加拿大多伦多，安装在国家展览馆的风力发电机至今已经生产了超过100 万kwh 的绿色电能，并且成为该市一座新的地标；在日本，近年来开发出的专用于写字楼、商店和家庭使用的“小型微风风力发电机”正在向社会大力推广，只要有能使树叶摇动的微风(2m/s 左右风速)，就能使发电机工作。用于建筑的小型或微型风力发电机，风车高度3～5m，叶片直径2～4m，非常适合夜间建筑亮化照明等用途。

如果希望在建筑设计中采用风力发电系统，需要了解建筑所在区域的风力资源情况，同时还要考虑设备噪音问题是否会给周围社区带来影响(噪音是限制风力发电机在城市发展的重要因素之一，幸运的是，目前已经有“静音”型产品问世)。

与常规能源相比，风力发电的最大问题是其不稳定性，解决这个问题可以采取的方式有：1)与电网相连(电网实际充当了巨大的蓄电池)； 2)采用大型蓄电池； 3)采用“风力－光伏”互补系统1)； 4)采用“风力－柴油机”互补系统。以我国目前的情况，建筑中可以考虑2、3、4 方案。

由于风轮机的输出功率与风速的立方成正比，因而风力发电机常常被安装在屋顶上，建筑师必须考虑工业产品的风轮机如何与建筑物的造型、风格相协调。国外有一些建筑师亲身参与风力发电机(确切地说是风塔) 的造型设计，利用横轴或是纵轴、叶片数量与翼展的变化，设计出造型优美、雕塑般的风力发电设施。

国内发展和应用现状

风能是迄今为止最具大规模开发价值的、清洁并可再生的重要能源，风力发电成为目前我国电网继火电之后的第二大电源，国的风力发电在过去的近20 年中也得到一定的发展，在给各地电网带来清洁能源的同时，因其发电的无规律性、不可控性及反调峰性，在发展到一定规模时，对电网运行，尤其是对调峰造成的影响越来越突出。在规模建设风电场的今天，运行管理所面临的问题又是一个急需解决的问题。我国风电场运行水平与国际先进水平尚有较大差距。以内蒙古为例，1996年4 个风电场总装机容量14475KW，总发电量2254 万kWh，年平均单位装机发电量为1557kWh/kW，综合容量利用率为17.8%，而目前世界先进水平可达50％左右。而我国风电场的运行管理也处于落后水平，与国际先进水平相比尚有很大差距，综合容量系数还不到20%。由于风电场项目规模大，机组台数多，导致占地面积增加，管理区域越来越大，场内电气系统电压等级高、电气设备日趋复杂化，风电场建设投资和上网电价都比较高，部分风电场的发电量较低，鼓励和规范风电发展的政策不够完善。只有加强风电场运行管理，才能保证电网安全稳定运行的前提下，最大限度地吸纳风电。

国外发展和应用现状

利用风力发电的尝试，早在本世纪初就已经开始了。三十年代，丹麦、瑞典、苏联和美国应用航空工业的旋翼技术，成功地研制了一些小型风力发电装置。这种小型风力发电机，广泛在多风的海岛和偏僻的乡村使用，它所获得的电力成本比小型内燃机的发电成本低得多。不过，当时的发电量较低，大都在5千瓦以下。

目前，据了解，国外已生产出15，40，45，100，225千瓦的风力发电机了。1978年1月，美国在新墨西哥州的克莱顿镇建成的200千瓦风力发电机，其叶片直径为38米，发电量足够60户居民用电。而1978年初夏，在丹麦日德兰半岛西海岸投入运行的风力发电装置，其发电量则达2000千瓦，风车高57米，所发电量的75%送入电网，其余供给附近的一所学校用。

1979年上半年，美国在北卡罗来纳州的蓝岭山，又建成了一座世界上最大的发电用的风车。这个风车有十层楼高，风车钢叶片的直径60米；叶片安装在一个塔型建筑物上，因此风车可自由转动并从任何一个方向获得电力；风力时速在38公里以上时，发电能力也可达2000千瓦。由于这个丘陵地区的平均风力时速只有29公里，因此风车不能全部运动。据估计，即使全年只有一半时间运转，它就能够满足北卡罗来纳州七个县1%到2%的用电需要。

供应商信息

京能集团风电机组供应商

国华电力公司

中节能实业发展有限公司

中国电力投资集团公司

华润公司

天润集团

经典案例

浙江风电场运行管理的几点体会

近几年来，国内风力发电发展迅速，随着大型商业型的风力机组不断成熟，并网风电场建设有了长足的发展。浙江建设大型风电场虽然起步较晚，但在部、省各级领导的支持与关心下，近两年也有较大发展，至98年底已建成两个大型风电场，装机总容量达到2 .98万KW。其中临海括苍山风电场“双加，工程从丹麦Yicon公司引进33台600KW风力发电机组，装机容t为1.98万KW。苍南鹤顶山风电场二期工程从德国Vestas公司引进巧台60OKW风力发电机组，加上一期工程2台丹麦NORDTANK50OKW风力发电机组，总装机容量为1万KW.我们通过沿海高山风电场建设，积累了不少经验，但如何管理好已建成的风电场，仍需从实践中摸索运行维护管理经脸。

建设风电场的目的是要电量、要效益，从这个意义上讲，风电场的运行维护管理工作显得更加重要。一个刚投运不久的风电场，在运行维护中将会出现各种各样的问题，如运行维护管理不得力，将会导致风力机等设备的非计划停运次数、停运小时增加，风电场设备可利用率下降，风电场应有的发电效益也会受到影响。所以说，如何做好已建风电场的运行管理工作，是风电企业的中心工作。在整个电力行业的工作重点转移到“以效益为中心，的轨道上来的今天，向运行管理要效益就显得尤为重要。为此，我们本着相互交流、相互学习的精神，向各兄弟风电场介绍一下浙江风电场建设以来安全运行维护管理情况及存在问题，以便相互切磋，取长补短，共同提高风电场运行维护管理水平。

1运行维护条件

临海、苍南这两个风电场分别建在海拔1382米的括苍山上和990米的鹤顶山上。33台和17台风力机分别分布在1250-1350米和650-830米的各个山包、山脊上。这两个风电场建成后，在运行维护工作中得到省局、当地政府和电力部门的关心与帮助，这是风电场运行维护工作的有利条件。但由于场址地处高山，也暴尽出以下不利的客观条件。

1. 1风电场地处高山竣岭，地形复杂，风力机微观选址不能按理想的排列距离选点，只能根据地形条件分散布置。受局部地形影响，部分风力机的发电出力将受到不同程度的影响。同时，因风力机分散安装在地形复杂的山包、山脊上，增加了运行维护工作的难度。

1.2由于山高气温低，湿度大，所以冬季结冰和雾淞现象严重。如括苍山冬季最低气温为一16.8' C，年均相对湿度为83%(最高月份达90%)，年均云雾天286天，雨天198天，年均结冰日达91天(11月一次年3月)，这种特殊的气候条件对山上风电场设备正常运行有一定影响，故障处理的难度大大增加。

1. 3浙江沿海山区雷基严重，括苍山、鹤顶山又属重雷区，年均雷暴日多达51天(3月一10月)，这对风电场设备安全构成一定威胁。

1. 4 每年7一月为台风季节，当受台风边缘影响时，一般会给风电场带来发电效益，但当台风较正面袭击或经过风电场时，对风电场的正常运行也会带来严重影响。

上述这些不利的客观条件，对我们的运行维护工作提出更高的要求，促使我们有针对性的精心做好运行维护工作，力求提高设备可利用率，最大限度地减少发电损失。

2运行维护管理

由于括苍山、鹤顶山这两个风电场的特殊环境和运行条件，如何管理好这两个风电场，使风力机等设备安全、稳定的运行发电，发挥较好的经济效益，这是我公司全体职工的中心工作。为此，公司狠抓运行维护与安全管理，并从以下几方面努力提高风电场安全运行与维护水平。

2. 1加强运行维护培训。在风电场生产准备阶段，组织运行维护人员到国内已建风电场和当地供电局变电所实习培训，通过考试取证上岗，没有通过安全培训、技术培训或考试不合格者不准上岗;并先后选派7名运行人员出国培训。在设备安装调试阶段，全体运行人员跟班作业，熟悉风力机、变电设备性能及基本操作方法。风电场投运后，聘请运行操作经验丰富的老师傅、技术人员进行传帮带，使他们尽快进入岗位角色。在运行维护过程中，有针对性地安排专题讲座和培训，如风力机维护、继电保护、计算机操作应用等，并要求每个运行人员必须参加外方定期维护检修工作，不放过任何学习机会，鼓励他们勤学多问，并为他们创造学习条件和学习机会，1999年风电场职工人均参加培训104小时。通过这一系列措施，目前两个风电场16名运行人员已基本掌握风力机、变电设备性能、结构及其操作方法，能独立分析故障，排除故障，具备本岗位运行维护的专业知识和操作技能。

2. 2 加强规章制度建设。风电场虽然机组容量小，自动化程度高，但其运行管理方式仍应遵循电力行业有关规定，不能有半点疏忽大意。为确保风电场安全运行，在两个风电场正式投运前，针对风电场的具体情况，我公司参照变电所及风力机的运行要求，分别编制了《风电场运行管理制度》、《风电场变电运行规程》、《风电场风力机运行规程》等规章制度，要求全体运行人员严格遵照规程制度进行规范管理，规范操作。为加强风电场安全运行管理，公司又编制了《浙江风电场运行维护大纲》、《浙江风电场施工建设与运行管理安全规定》及《安全工作奖惩实施办法》等有关规定，明确风电场安全运行管理任务、目标、职责、要求、方法、措施及奖惩办法。力求做到凡事有章可循，凡事有据可查，凡事都有记录，凡事科学规范。

实践证明，通过这些规章制度的制定和严格执行，对风电场管理人员、运行人员起到约束、激励作用，促进运行维护管理规范化、科学化，使安全、稳发的运行效益有了基本保障。

2. 3 加强运行分析交流。为了不断提高运行维护水平，公司制订了《浙江风电场运行维护大纲》，要求各风电场每个月召开一次运行分析会，公司每季度组织两个风电场召开一次运行分析交流会，并要求每个风电场写出本季度的运行维护分析报告，每个运行维护人员根据现场运行情况、故障情况，写出故障分析处理专瓜报告，带到会议上进行交流讨论。季度运行分析交流会结束后.公司综合两个风电场的运行情况，写出全公司的运行分析报告，然后整理汇编成浙江风电场运行季报，再下发到各风电场供今后运行维护参考，至今己汇编了5次季报，共选刊论文4::篇。通过运行分析交流，任何一个风电场在运行中碰到的问题及处理这些问题所积累的经脸教训，成为两个风电场乃至全公司的共同经验和收获，对提高运行维护技能和运行管理水平起到较好的作用。目前两个风电场的运行维护人员己初步养成思考问肠、分析故降的习惯，运行维护技能与水平也有明显提高。

2. 4 开展风电场安全文明生产达标工作。为了不断提高设备运行维护水平和管理水平，不断提高风电效益，根据国电公司关于开展风电场安全、文明生产达标工作的指示和省电力公司创建国家一流省电力公司规划的要求，在风电场投产伊始，我公司就将双达标列为公司的工作目标，并计划在2000年使浙江风电场成为安全、文明双达标企业。围绕这一目标，公司在以下两个方面开展工作。

2. 4. 1 建章立制，组织保证。风力发电是新兴的能源产业，我们借鉴发供电企业有关制度结合风电场实际情况，在省电力公司有关部门的协助指导下，制订了《浙江风电场安全文明生产达标考核实施细则(试行)》，并下发到两个风电场，组织职工学习，提高大家对达标的认识。为了确保各风电场达标工作顺利开展，公司在今年一月成立达标领导小组及其办公室，制定详细的达标目标和实施计划，将考核指标分解成四大部分，并明确各项指标任务、主管领导、主管部门和执行部门。这样层层落实，责职明确，从组织和制度上保证达标工作有序进行。

2. 4. 2 加强设备管理。提高运行可靠性。双达标的根本目的是通过达标活动，提高设备完好率进而提高风电场效益。根据达标计划和各风电场具体情况.公司制定了风力机、升压站和线路等设备预试、维护检修计划及防雷接地定期复测计划。建立质A管理体系，坚持“应修必修，修必修好”。对于变电设备线路等外包检修项目和质保期内外方对风力机的维护实行全程跟踪监督、检查、验收，确保设备健康水平。此外还及时组织力量消除运行中发现的设各隐患，1999年共完成消缺23项，消缺率10096,通过消缺整改工作，提高了设备运行的可靠性。

3运行安全管理

“安全第一，预防为主，是电力企业生产和建设的基本方针。为提高风电场的安全生产水平，我公司不但认真贯彻执行电力部《安全生产工作规定》、《电业安全工作规程》和省局《电力安全生产奖惩规定实施细则》，还结合风电自身的特点和要求，制订《浙江风电场施工建设与运行管理安全规定(试行)》和《安全工作奖惩实施办法》等规定，组织全体职工认真学习，严格执行，实实在在的解决风电场运行维护中不安全的倾向与隐患.

3. 1 建立健全安全网络，落实安全生产责任制。为了从组织上保证安全管理目标，公司成立了以总经理为组长.公司各部门负责人参加的公司安全领导小组，设立公司安监员和风电场的安全员。公司还与风电场签订安全责任承包协议，风电场主任与运行班长、运行值班人员也签订了安全生产责任书，层层落实安全生产目标和保证措施，使各风电场安全生产工作始终处于良好有序状态。

3. 2 为了使风电安全考核逐步走上规范化的轨道，我公司结合风电场的运行实际，依据《电业生产事故调查规程》，会同省电力公司有关处室草拟了《浙江风电场事故调查规程(试行)》，并依此每月定期向省电力公司安监部报告上月各风电场的安全运行情况，把我公司的安全管理纳入省电力公司的安全考核范围。

3. 3 根据省电力公司和本公司的有关规定，我公司成立安全检查小组，每年组织两次安全大检查。通过风电场自查和检查小组复查对两个风电场的安全运行进行认真查看和评议，分析不安全的因素，对发现的缺陷组织力量及时进行整改，消除安全生产的隐患和死角。

3. 4 为常备不懈，提高职工的应急能力，各风电场制定并实施反事故技术措施计划和安全技术措施计划，定期组织运行维护人员进行反事故演习和消防演习，增强安全意识和处理事故的应变能力。在冰冻、台风和雷暴等特殊时期增加特巡，并成立相应的特巡抢修小分队和义务消防队。

3. 5 加强安全宣传教育、培训工作。经常开展班组安全知识竞赛，消防演习、反事故演习等活动，强化职工安全意识，不断提高整体素质和自我保护能力，夯实班组安全基础。

3. 6 对安全生产进行重奖重罚，加大考核力度。严格执行两票三制，开展反违章操作、反违章作业等“四反”活动，不论外方，中方人员，凡是违反安全规定的给予严肃处理，不符合安全要求的不允许进入现场工作。

3. 7 加强设备管理，确保设各运行安全。在设备管理工作中，除建立各类设备健康档案外，还着重对设备缺陷实行跟踪闭环管理，发现问题及时处理。同时做好设备缺陷记录，定期对易损零部件进行统计分析.提出防范措施，力求减少风力机停运时间。

4运行情况及问题

4. 1 运行情况

浙江两个风电场自投运以来，设备运行情况良好，没有发生过一起安全事故和误操作事故，截止到2000年6月底，括苍山风电场己累计安全运行756天，鹤顶山风电场皿计安全运行585天。

由于运行环境较差，在新设备投运初期，设备故障相对较多。据统计1999年，临海括苍山风电场因各种故障，风力机停运216小时/台;苍南鹤顶山风电场风力机停运167小时/台。停机故障主要有两方面的主要原因，一是由于各种原因造成的场内IOKV线路跳闸、电压波动等电网故障引起风力机停机。二是风力机的零部件如风力机的主控计算机、液压系统、传感器、接触器等故障引起风力机停机，这类故障只要有足够的备件库存，多数能得到及时处理。由于前两年两个风电场的风力机尚属外方质保，中方的操作权限不够，有些故障需要外方监理到现场处理，造成停机时间相对较。通过近两年的运行维护，对影响风力机正常运行的设备故障原因、类型、频繁程度已有基本了解，在今后的运行维护中可以更好的防范和处理.

4. 2影响运行的主要问题

4. 2.1 冰冻问题

受沿海暖湿气流和高海拔低气温的影响，括苍山上结冰严重，是影响风电场运行的一个主要原因。冰冻一般出现在每年1-3月份及12月份。严重时会造成IOKV线路断线、针式瓷瓶在重力负荷下弯曲、覆冰线路受大风吹刮发生相间短路等故障，今年一季度，括苍山风电场冰冻日达48天，IOKV线路多次发生瓷瓶压弯、导线脱落事件，六条IOKV线路累积跳闸竟高达61条次。由于此类故障常常发生在半夜，线路跳闸后无法及时查明故障原因恢复供电，对风力机的运行影响较大。同时，风力机自身也会因风速风向仪、风力机叶片结冰影响正常运行，通过为风速风向仪安装红外线加热装里虽可基本保证在冰冻期的正常运行，但凝聚在风力机叶片上的雾雨淞严重的改变了叶片的气动典形，大大降低的风力机的出力，有时甚至由于出力严重偏离了风力机的功率曲线而使风力机控制器误认为风速仪故障而停机。冰冻期往往风速较大，所以冰冻问题给该风电场的发电量带来一定损失，仅冰冻对风力机的影响，一年损失电量80-100万千瓦时。2000年4月我们对场内IOKV线路进行了部分整改，使用抗弯强度大的拄式瓷瓶更换了所有针式瓷瓶，在几处导线档距过大，易发生碰线的地方加杆减小档距。2000年8月公司还邀请当地供电局有关专家到现场踏勘并提出改造方案。计划对括苍山风电场的IOKV线路进行全面整改，以期彻底解决线路在大风和结冰期的相间短路问题。

4.2.2 雷击问题

在二、三季度，风电场雷击情况严重，场内IOKV线路瓷瓶、避雷器及风力机内的防雷保护装置经常被击坏，影响风力机正常运行。如临海括苍山风电场投运以来场内IOKV线路被雷击中37次，风力机受雷击影响141次。公司为此专题立项研究，会同省电力试验研究所对两个风电场的防雷进行调研，查找防雷保护的薄弱环节，提出山区风电场的防雷方案，以解决高山风电场防雷问题，减少由此造成的损失。目前该项工作正在实侧数据，下半年将进行分析并提出方案。同时公司还对风力机内的防雷保护装t进行检侧，经与浦华大学有关专家研究，对国外防雷保护装置提出了改进意见，可以提高防雷保护效果。拟在外方保质期过后，用国产元件替代。

4.2.3 电网问题

电网电压不稳对风力机正常运行也有一定影响，苍南鹤顶山风电场地处苍南电网末端，由于线路输送能力低，小水电多，负荷变化大。丰水季节小水电满发，造成线路超载和高周波，而在枯水季节和用电高峰期又时常出现电网电压下降幅度超过10%,电压波动超过了风力机的运行要求，引起风力机紧急停机。而紧急停机后，需要运行人员到风力机塔内就地复位，影响风力机正常发电。此外紧急停机常常会造成机械刹车盘过热，需冷却后才能复位重新投入运行，这个问题己与风力机厂家联系，计划安装机械刹车备用电源。电网改造也已列入明年的农网改造计划，在2001年底前可解决电网过弱的问题。

4. 2. 4 备品配件问题

在外方保质期内，备品的配置是按外方的建议购买的。当某些备品配件实际需求量超出合同中引进数量，就会由于增补、入关手续复杂，周期长而造成损坏元件无法及时更换，影响风力机的运行。如Vestas风力机的RCC、电磁阀、Micon风力机的WP3000、防雷保护装置等。对此我们十分重视各品配件管理工作，公司本部及风电场均指定专人负责，建立台帐，及时清点备件使用及库存情况。并根据将近两年的运行经验，提出补充计划。减少因缺少备件而损失的发电量。

以上是浙江风电场一年多的安全运行维护管理情况，在今后的运行维护中，还需更深入细致地摸索管理经验，提高运行维护水平。发挥更好的经济效益，使风电在电力行业中真正占有一席之地，得到不断发展。

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