中国华能集团公司风力发电设备选型技术导则

1、IQ/HN中国华能集团公司企业标准Q/HN-1-0000.09.002-2016风力发电设备选型技术导则II20160118发布20160118实施II中国华能集团公司发布ITOC o 1-5 h z1范围12规范性引用文件13术语和定义34总则65风力发电机组选型66电气一次设备选型257电气二次设备选型32I-LX.1前言本标准是根据国家和行业技术标准、规范，按照中国华能集团公司风力发电工程建设要求，结合国内外风力发电最新发展技术、新工艺、新材料编制。标准规定了中国华能集团公司风力发电场关键设备选型技术要求。本标准是中国华能集团公司所属风力发电项目可研后的设备选型和采购工作的主要技术依据，

2、是强制性企业标准。本标准由中国华能集团公司提出。本标准由中国华能集团公司基本建设部归口并解释。本标准主要起草单位：西安热工研究院有限公司本标准主要起草人：赵勇、董国伟、刘增博、赵磊、韩传高、杨百勋、韩斌、邓巍、张瑞刚、王杰斌、龚帅、汪德良、孟庆顺、汤炜梁、黄勇、董翠萍、曹旭、翼满忠、徐学渊、贺小兵、曾庆忠、吉强本标准主要审核人：武春生、杜光利、崔学明、周民、周程放、赵造东、乔荣玮、史振兴、姚小芹、叶林、张晓朝、王健宁、刘支援、宋戈、李经天、谷阳本标准批准人：刘国跃I1范围本标准规定了中国华能集团公司（以下简称集团公司）所属风力发电场关键设备选型相关的技术标准内容。本标准适用于陆上型单机容量1.

3、5MW及以上水平轴风力发电机组，1.5MW容量以下机组参照执行。本标准适用于风力发电机组、电气一次设备、电气二次等设备的技术要求。2规范性引用文件下列文件对本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。GB/Z25458风力发电机组合格认证规则及程序GB18451.1风力发电机组设计要求GB/T14549电能质量公用电网谐波GB12326电能质量电压波动和闪变GB/T18709风电场风能资源测量方法GB/T18710风电场风能资源评估方法GB/T14093.2机械产品环境技术要求GB/T19963

4、-2011风电场接入电力系统技术规定GB20626.2-2006特殊环境条件高原电工电子产品第2部分：选型和检验规范GB/T20635-2006特殊环境条件高原用高压电器的技术要求GB/T20645-2006特殊环境条件高原用低压电器的技术要求GB/T22580-2008特殊环境条件高原电气设备技术要求低压成套开关设备和控制设备GB/T31140高原环境用风力发电设备技术要求GB50057-2010建筑物防雷设计规范GB50343-2012建筑物电子信息系统防雷技术规范GB/T1771色漆和清漆耐中性盐雾性能的测定GB/T9286-1998色漆和清漆漆膜的划格试验标准GB/T5210-2006

5、色漆和清漆拉开法附着力试验标准GB/T1766-2008色漆和清漆涂层老化的评级方法GB/T13893-2008色漆和清漆耐湿性的测定连续冷凝法GB/T11021-2007电气绝缘耐热性分级GB/T19072风力发电机组塔架GB/T19073风力发电机组齿轮箱GB/T25390风力发电机组球墨铸铁件GB/T997旋转电机结构型式、安装型式及接线盒位置的分类（IM代码）GB/T23479.1风力发电机组双馈异步发电机第1部分：技术条件GB755GB10069.3GB10068GB/T22714GB/T22715GB/T22719.1GB/T22719.2GB/T3098.1GB/T3098.2G

6、B/T3077GB/T699GB/T229GB50116GB25389.1GB/T5117GB/T5118GB/T8110GB/T5293GB/T6451GB1094.1GB17467GB1094.16GB3906GB17859IEC61400-1NB/T31013NB/T31012JB/T10425.1JB/T4730.2JB/T4730.3JB/T4730.4JB/T10217NB/T31004DL/T620DL/T537旋转电机定额和性能旋转电机噪声测定方法及限值第3部分:噪声限值轴中心高为56mm及以上电机的机械振动振动的测量、评定及限制交流低压电机成型绕组匝间绝缘试验规范交流电机定子

7、成型线圈耐冲击电压水平交流低压电机散嵌绕组匝间绝缘第1部分：试验方法交流低压电机散嵌绕组匝间绝缘第2部分：试验限值紧固件机械性能螺栓、螺钉和螺柱紧固件机械性能螺母粗牙螺纹合金结构钢优质碳素结构钢金属材料夏比摆锤冲击试验方法火灾自动报警系统设计规范风力发电机组低速永磁同步发电机第1部分技术条件碳钢焊条低合金钢焊条气体保护电弧焊用碳钢、低合金钢焊丝埋弧焊用碳钢焊丝和焊剂油浸式电力变压器技术参数和要求电力变压器第1部分：总则高压低压预装箱式变电站选用导则风力发电用变压器335kV交流金属封闭开关设备计算机信息系统安全等级划分准则风力发电机设计要求双馈风力发电机制造技术规范永磁风力发电机制造技术规范风

8、力发电机组偏航系统第1部分：技术条件承压设备无损检测第二部分：射线检测承压设备无损检测第三部分：超声检测承压设备无损检测第四部分：磁粉检测组合式变压器风力发电机组振动状态监测导则交流电气装置的过电压保护和绝缘配合高压低压预装箱式变电站选用导则DL/4043.6kV40.5kV交流金属封闭开关设备和控制设备DL404户内交流高压开关柜订货技术条件DL/T5014330kV750kV变电站无功补偿装置设计技术规定DL/T524235kV220kV变电站无功补偿装置设计技术规定3术语和定义可利用率基于时间的可利用率计算方法可利用率=1-(A-B)/8760X100%式中：8760全年小时数；A表示故

9、障停机小时数；B表示非被考核对象责任导致的停机小时数。包括：电网故障时间；气象条件超出技术规范规定运行范围的停机时间；不可抗力造成的停机时间；业主造成的停机时间；因安全原因无法进入现场的时间；制造商工作人员办理工作票或其他出入风电场证件的时间；接受外部传感器或由第三方提供的外部系统信号和指令导致的停机时间；非计划性维护且由于非被考核对象原因导致需更换的备件到达现场时间超过24小时等。以上情况如有两种或者两种以上同时发生，只计其中较长一种情况。3.1.2基于发电量的可利用率计算方法计算公式可利用率=1-Pl/(Pl+PA)x100%LLA式中：PA统计周期内的实际发电量，在风电机组出口处测得的发

10、电量；PL统计周期内损失发电量。3.1.2.2基于被考核机组测风数据的理论发电量计算方法当被考核机组自身测风数据完整的情况适用该方法。假设被考核风电机组的第j个统计周期为T,机组j自身的测风数据为V,根据保证功率曲线的映射关系可获得理论功率P.,统计周期内被考核机组的理论发电jj量为：巾匹卩Tj式中：Pp统计周期内的理论发电量；Vj第j个统计周期内机组自身测得的平均风速；p.V.所对应的理论功率；T.第j个统计周期时间；k统计周期个数。3.1.2.3基于风电场平均风速的理论发电量计算方法当被考核机组自身测风数据缺失且其余大多数机组的测风仪处于正常运行情况下适用该方法。假设被考核机组的第j个统计

11、周期为T.,1#机组自身测得的功率为弓,根据保证功率曲线的映射关系可反推计算得到平均风速J依次类推n#风电机组自身测得的功率为P.，平均风速为V.,这样风电场内正常运行机组的平j1jnjn均风速V.为：.VJ=扌(VlHFVjn)再次根据合同保证功率曲线与风速的映射关系，求得平均风速为Vj时对应的理论功率为Pj,进而统计周期内的理论发电量为：j=l式中：P厂1#风电机组在T.时间内所测得的功率；TOC o 1-5 h z.1.P.n#风电机组在T.时间内所测得的功率；.n.V.,1#风电机组在T.时间内反推计算的平均风速；.1.V.n#风电机组在T.时间内反推计算的平均风速；.n.Vj在T.时

12、间内风电场所有正常运行机组反推计算的整场平均风速。3.1.2.4如果风电场多数机组都处于非正常运行状态,则整场平均风速采用风电场机舱尾部所测得风速的平均值；如果风电场内大多数机组都处于非正常运行状态且机舱尾部所测得风速数据异常，则参考IEC61400-26-2或风电场内其他可用测风数据。3.1.2.5应明确风电机组运行信息及其各运行状态是否计入可利用率,详见表1。表1风电机组发电量信息统计表一级分类二级分类三级分类四级分类理论损失发电量用于计算能量可利用率的损失发电量(PL)风电机组可运行发电状态正常运行正常发电00欠发运行，主要包括技术问题或其他因素的功率限制业主降功率P-PApA0被考核设

13、备制造商降功率P-PAPAP-PApA不发电状态完成风机正常发电所需的一些准备时间Pp0自然条件不在机组设计的正常运行范围Pp0接到发电企业要求或政府、电网等主管部门所执行的停机Pp0因机组并网端的电网原因而造成无法发电Pp0风电机组不可运行按照合同约定，被考核对象制定的计划维护和定期巡检Pp0为了维持或恢复风电机组的运行状况以使其满足主机合同及设计规范约定的性能、功能和可靠性要求而展开的改造工作PpPp被考核机组本身问题导致的即时性故障从而造成机组无法发电PpPp不可抗力，即任何人为无法控制的极端事件或者极端环境条件Pp03.2标准型风电场适用于满足下列要求的风电场。温度运行温度：-10C+

14、40C；生存温度：-20C+50C。湿度应同时满足以下条件：距离海岸线/含盐水域10km；当距离海岸线/含盐水域10km，且三100km时，主风向不可来自水域；空气湿度80%的时间，年度累计三6个月；年降水量三800mm；海拔高度三2000m；不需要其他特殊设计。高海拔风电场适用于满足下列要求的风电场：海拔高度2000m；其他未尽条件与标准型风电场相同。低温风电场适用于依据风场10年以上温度统计，平均每年出现-20C以下温度(持续1小时以上)的天数超过9天的风电场。沿海/潮间带风电场适用于满足下列要求的风电场：沿海陆地风电场内界距离海岸线陆地侧V10km，且涨潮时不被淹没的风电场；潮间带风电场

15、位于大潮期的最高潮位和大潮期的最低潮位间的海岸，以及海水涨到最高时所淹没的地方至潮水退到最低时露出水面的区域。潮湿风电场适用于满足下列要求的风电场：适用于当距离海岸线/含盐水域陆地侧10km，且三100km时，主风向来自水域；适用于内陆空气湿度80%的时间，年度累积6个月区域的风电场；适用于年降水量800mm区域的风电场。高温风电场适用于满足下列要求的风电场：运行温度：-20C+45C；生存温度：-30C+50C；适用于环境温度超过40C，累计时间15天的风电场；根据工况条件不同，可分为新疆、甘肃等地区以及广东、福建和南海等地区；其他未尽条件与标准型风电场相同。3.8等效满负荷小时数/容量系数

16、计算等效满发小时数=风电场（单机）发电量/风电场（单机）容量。3.8.2容量系数=等效满发小时数/8760。4总则4.1为贯彻落实中国华能集团公司高速度、高质量和低成本的“两高一低”基建方针，建设符合国家新能源产业政策的风电场，积极推广先进、成熟、可靠地新材料、新技术，注重统一性、通用性、安全性和设备制造成本及运营成本，统一和明确设备标准，特制订本导则。本导则作为企业的指导性标准，如与国家的强制性标准相矛盾，应按国家标准执行。4.2所选择设备应结构简单、操作方便、易于维护、运行可靠，各项技术和经济指标均能达到国内一流水平。4.3风电机组类型、容量与参数的选取与电气一次、电气二次设备的选取应匹配

17、，应根据本导则5、6、7内容，通过技术经济比较后确定。设备设计寿命应不少于20年。在规定外部条件、设计工况和载荷情况下，应保证设备在其设计使用寿命期内安全正常地工作。5风力发电机组选型基本原则5.1.1风电机组设备选型应综合考虑很多因素，首先应适合风电场环境和当地电网要求，其次是经济性评价最好。由于风电机组的设计寿命较长、运行环境恶劣，因此还应对比选制造商的质量体系、服务能力、抗风险能力等方面进行综合评估。5.1.2应对各机型方案的经济性、技术性进行全面详尽的计算和比较，经济分析模型应考虑初始投资、20年全寿命周期的发电量以及运行维护成本，对项目整体内部收益率及度电成本进行比选，综合判断后选择

18、最优方案。5.1.3对于复杂地形，在风资源分布差异较大时宜考虑2种及2种以上机型的混排方案。5.1.4风力发电机组应获得国际或国内有资质认证机构认证的A类设计认证和型式认证。风轮叶片、齿轮箱、发电机、变流器、控制器和轴承等关键零部件应按照GB/Z25458进行型式认证，认证工作由国家认证认可主管部门批准的认证机构进行。5.1.5根据风电场的风资源条件及环境条件确定风力发电机组类型，满足风电场安全等级条件。5.1.6在达标投产验收时，可利用率考核应采用基于时间的计算方法，风电场机组平均可利用率98.5%，单台机组可利用率97%。在出质保验收时，可利用率考核暂按基于发电量的计算方法，质保期内风电场

19、机组平均可利用率97%，单台机组可利用率95%。每台风机的发电量、运行时间以及不可用时间应从SCADA和监控系统中提取并结合维护日志进行调整。5.1.7制造商应采用至少两种风能资源评估专业软件对风力发电机组选型及布置进行复核和优化。5.1.8制造商应根据风电场的实际运行情况或附近气象台（站）多年的温度、气压和湿度资料计算平均空气密度，修正机组功率曲线，并对年理论发电量进行空气密度修正。5.2通用技术要求主要技术参数制造商应按表2、表3、表4、表5、表6和表7提供比选机型的技术参数。表2比选机型主要技术数据编号项目技术参数与规格备注1认证级别2最大风速50年一遇（10min平均值）3极大风速50

20、年一遇（3秒极限风速）4运行环境温度5生存环境温度6转子的转速7叶尖速度8切入风速9额定风速10切出风速11再启动风速12功率调整方式13紧急制动方式14噪音（整个风机）IEC61400-1115轮毂中心高度16叶轮直径17叶片数目18扫风面积19风向排列（取向）20叶片材料21叶片长度22最大弦长23每片重量24轮毂型式25轮毂材料26轮毂重量不含整流罩和叶片连接螺栓27机舱防护等级28机舱材料29机舱重量30机舱尺寸长X宽X高表3比选机型电气规格参数编号项目规格备注1发电机型式2发电机额定功率3发电机额定电压4发电机额定频率5绝缘等级6定子额定电流7转子额定电流8转速9最大瞬时功率10功率

21、因数范围11功率因数范围调节方式12发电机尺寸长X宽X高13发电机重量14风机最大接地电阻要求15发电机与电网连接方式16风电机组出口额定电流17风电机组出口最大短路电流18风机对接地网接地电阻的要求19防护等级20避雷器设置点表4比选机型变流器技术规格参数编号项目技术参数与规格备注1变流器功率2额定电压3电源频率4转子最高有效电压5功率半导体器件6直流侧电压7冷却方式8电网电压变化9三相不平衡性编号项目技术参数与规格备注10电网频率变化11防护等级表5比选机型机械传动部件技术参数与规格编号项目技术参数规格备注1主机座形式2主机座重量3主轴形式4主轴材料5轴承类型6轴承材料7齿轮箱形式8齿轮箱

22、速比9齿轮箱润滑10齿轮箱冷却11齿轮箱尺寸长X宽X高12齿轮箱重量13齿轮箱维护周期14主轴-齿轮箱连接型式15齿轮箱-发电机连接型式16液压系统泵容量17液压系统电机规格参数18液压系统最大压力19液压系统制动压力20液压系统油量21制动系统形式22制动盘直径23制动盘材料24偏航系统型式25偏航系统驱动方式26偏航系统制动方式27偏航速度28偏航系统电动机功率/台数编号项目技术参数规格备注29变桨系统型式30变桨速率表6比选机型塔架技术特性编号项目技术参数和规格备注1塔架形式2塔架高度3塔体材料4段数5每段长度6每段顶部，底部外直径7每段重量8防腐等级，夕卜/内9法兰材质10法兰剖面形状

23、11塔架连接螺栓材质表7比选机型计算机监控系统与状态监测系统技术特性编号项目技术参数和规格备注1监控系统软硬件配置及功能描述2远程监控系统软硬件配置及功能描述3机舱内控制柜数量、名称、功能4塔架内控制柜数量、名称、功能5机舱与塔架底部通信方式6控制柜防护等级7远程控制系统光缆规格8一套远程控制系统可控制的风机台数9远程控制系统报告编制描述10风速仪配置11风向标配置12机舱消防设施13状态自动监测系统软硬件配置及功能5.2.2主要技术参数比选主要考虑风电场外界条件和风电机组特性。风电场外界条件主要包括环境因素、风资源情况、电网接入条件、道路、基础及吊装施工条件等。对风电场外界条件综合分析后方可

24、确定风电机组的类型、单机容量、风轮直径及塔架高度等信息。机组特性主要包括功率性能和塔底载荷，用于评估发电能力、电能质量及基础施工量。应综合评估所选机型的可靠性、经济性及安全性。5.2.3环境因素主要包括风电场地形特征、海拔高度、是否近海、地震烈度、特殊环境等，便于确定选用何种机型，如高海拔、防盐雾、抗冰冻等。5.2.4风资源情况主要包括轮毂高度处年均风速、风功率密度、湍流强度、风切变、50年一遇最大、极大风速等，便于确定所选机型风轮直径、塔筒高度、安全等级。5.2.5电网接入条件主要包括接入电网特性、限制条件或特殊要求，便于确定所选机型具备良好的电网接入能力，确保项目顺利执行。根据国家和行业的

25、标准，以及国家能源局的有关文件要求，所选机组应满足以下技术要求：风力发电机组应符合电网公司的并网规范要求，取得并网检测报告；风力发电机组应具备有功功率调节能力。当风电场有功功率在总额定出力的20%以上时，所有运行风力发电机组应能够实现有功功率的连续平滑调节，并能够参与系统有功功率控制；风力发电机组应具备无功功率调节能力，使风力发电机组功率因数能在-0.95+0.95的范围内动态可调，风力发电机组应具有恒功率因数运行模式和恒无功运行模式；风力发电机组无功功率控制系统应能与风电场集中无功补偿装置协调运行，以具备风电场高压侧功率因数在-0.98+0.98的调节能力；风力发电机组应具有低电压穿越能力。

26、风力发电机组在并网点电压跌至20%额定电压时能保证不脱网连续运行625ms的能力；风电场并网点电压在发生跌落后2s内能够恢复到额定电压的90%时，风力发电机组能保证不脱网连续运行；风力发电机组电能质量应满足GB/T19963的要求，风力发电机组应能确保风电场所接入公共连接点的闪变值满足GB12326的要求，风力发电机组应能确保风电场所接入公共连接点的谐波注入电流满足GB/T14549的要求；SCADA系统宜具备通过专有设备和网络自动连接提交国家风电信息管理中心系统的功能；制造商应开放端口、提供通讯协议等技术支持，满足华能集团公司远程获取风力发电机组有关运行数据的需要。5.2.6道路、基础及吊装

27、施工条件主要包括道路坡度、转弯半径、路面硬度等。基础设计及施工条件主要考虑岩土承载特性、地震工况等，以便选取适当的基础形式；吊装平台施工条件主要考虑地形、植被等因素对风轮直径的限制。5.2.7风电机组功率特性主要评估风电机组出力性能、电能质量等。5.2.8塔底载荷特性主要评估比选机型的塔架和基础经济性。5.2.9应首先确保风电机组的安全性，机型设计应符合风场风区等级要求。机组容量、风轮直径、功率曲线、塔架高度等特性参数的选择取决于项目综合经济性指标。综合权衡机组发电量、机组成本、塔架和基础成本、道路成本等因素后宜在项目可研阶段给出初步分析结果。5.2.10风力发电机组功率特性5.2.10.1动

28、态功率曲线制造商应根据风电场的风况参数提供保证功率曲线，应至少满足以下技术要求：提供经过型式测试的功率曲线并折算为标准空气密度下的功率曲线；根据风电场的风况提供经验证的动态功率曲线；动态功率曲线应根据IEC61400-12-1折算到标准空气密度下的功率曲线，并同型式认证中折算为标准空气密度下的实测功率曲线进行对比，相符度不小于97%，功率曲线相符度核算方法宜采用发电量相符度验证；动态功率曲线的功率值应为机组出口的功率值。5.2.10.2功率曲线验证风电机组投运后，如果对风力发电机功率曲线有疑问，可对指定机型进行功率曲线验证。功率曲线验证根据IEC61400-12-1标准进行。验证工作可委托业主

29、和制造商共同认可的第三方检测机构进行。5.2.10.3推力曲线应提供与其功率曲线相对应的推力曲线。5.2.11风电机组安全特性机械载荷分析输入风力发电机组制造商应根据风资源特性，对相应风力发电机组进行详细的机械载荷分析，最终确认风力发电机组在特定现场环境下的安全性和适用性。机械载荷分析应至少包括以下输入条件：所有风机机位点轮毂高度处的多年平均空气密度；所有风机机位点轮毂高度处的平均风速、50年一遇最大风速和50年一遇极大风速；所有风机机位点轮毂高度处不同风向上的威布尔分布，A和k值；所有风机机位点轮毂高度处15m/s下的特征湍流强度(IEC标准使用特征湍流强度，而不是平均湍流强度)；所有风机机

30、位点转子直径范围内的风剪切参数；所有风机机位点轮毂高度处的最大气流倾角；所有风机机位点轮毂高度处50年一遇10分钟平均最大风速。5.2.11.2载荷分析根据现场风资源数据，应按照IEC61400-1或GB18451.1的要求，对风力发电机组的极限载荷和疲劳载荷进行复核，以确保风力发电机组运行的安全性。风力发电机组制造商应提供完整的机组安全性评估分析报告。5.2.12风场限制条件对选型的要求5.2.12.1土地限制情况下的机型选择在风电场规划土地面积有限或者优质风能资源土地面积有限的情况下，宜使用单机容量大的风力发电机组而减少机位，节约土地资源，同时还可节省塔架、基础和其他辅助设施的成本。在进行

31、风力发电机组和布机方案比选时，应使用整场年发电量作为发电能力的评判标准。在不限制总容量而限制土地的情况下，宜选择可以为风场带来最大容量和最高发电量的机型和布置方案。5.2.12.2容量限制情况下的机型选择在风电场规划的土地面积充足，但开发总容量受限的情况下，进行风力发电机组和布机方案的比选时，宜参考容量系数或等效满发小时数等参数作为选择依据，推荐选择年发电量最高的机型和布置方案。5.3风能资源分析5.3.1测量及现场信息采集在拟建风电场区域内可代表现场风况特性的位置安装测风塔或其他测量设备，持续测量1年以上且采集测量数据的完整率应在98%以上，具体测量参数及方法可参考GB/T18709。应对拟

32、建风电场场址及外扩5千米范围以上区域地形进行专业测绘，完成高分辨率的数字化等高线地形图，等值线间距不大于10米。应对拟建风电场场址及外扩5千米范围以上区域的地表粗糙度情况进行详细勘查，并绘制地表粗糙度地图。应收集拟建风电场附近的气象站、机场或者中小尺度数值模拟的气象数据，数据应包括现场实际测量数据的采集时段，宜采用20年的长期监测数据。5.3.2风电场风能资源评估对现场测量得到的风资源数据，应进行数据处理。数据检验完整性及合理性检验，并剔除不合理数据和无效数据。数据订正对数据不完整时段进行插补，对长期数据和现场测量数据进行相关性分析，及对长期现场测量数据进行订正，使其成为能反映风电场长期平均水

33、平的代表性数据。数据分析将订正后的数据处理成评估风场风能资源所需要的各种参数，包括平均风速、风速频率分布、风向频率、风切变指数和湍流强度、特征湍流强度等。具体参数定义及分析方法可参考IEC61400-1或GB/T18710。风能资源分析通过使用测量数据、地表地形数据和适当的计算模型，对风电场区域及拟定风力发电机组位置的风能资源和发电量进行推算。在平坦的简单地形区域，可使用线性模型，如WAsP；在山地等复杂地形区域，应使用更能模拟风流场特性的模型，如计算流体力学模型等。5.3.3机位布置根据风电场风资源分布情况，风力发电机组机位布置应兼顾单机发电量和风力发电机组之间的相互影响。对于平坦规则区域，

34、可以采用矩阵式或交错式布机方式，顺主导风向方向，风机间距可为512倍叶轮直径;在垂直主导风向方向，风力发电机组间距可为1.56倍叶轮直径；在不规则区域或地形复杂区域进行机位布置，应考虑山脉走向与主导风向的关系，以及斜坡、安装平台等影响，综合多方因素进行布机。5.4风电场发电量分析5.4.1净发电量计算方法净发电量计算方法为净发电量=理论发电量-应折减的电量+/-偏差修正电量”，其中风电场的理论发电量应通过风资源分析和风流模型模拟计算得出。合理评估不同风力发电机组的折减系数，区分各机组真实的发电能力，指导风电机组投资经济性分析和选型。5.4.2不同因素的折减风场的尾流折减在30倍叶轮直径范围内如

35、果有临近大规模风电场存在的，应考虑临近风场的尾流影响。可利用率的折减应根据不同机组的技术成熟度、市场使用情况、质量控制和运维团队的能力区分设置可利用率折减系数折减2%3%。5.4.2.3功率曲线折减应提供经验证的，并根据现场空气密度、湍流等因素进行折算的动态功率曲线，用于发电量的计算。不应使用静态功率曲线进行发电量计算。对于未验证的功率曲线，折减系数可为2%4%。5.4.2.4环境影响折减根据不同现场所在环境的不同，应对环境影响设置不同的折减系数，例如考虑结冰、高低温、叶片污损高风速切入磁滞效应等。电气设备折减考虑风力发电机组和风电场电气设备、线缆等的损耗。湍流强度和控制的折减对于提供经过验证

36、的动态功率曲线的风力发电机组，可不采取此项折减。对于使用静态功率曲线的机组应采取此项折减。5.4.3对风电场的投资风险进行详细分析，宜考虑以下偏差和不确定性：风流模型水平和垂直计算偏差及不确定性；风频分布年际变化偏差及不确定性；空气密度年际变化偏差及不确定性；功率曲线偏差及不确定性；可利用率偏差及不确定性；尾流影响偏差及不确定性；风资源和电量的测量偏差及不确定性。5.5特殊环境适应性要求5.5.1高海拔环境适应性要求高原型风力发电机组各部件选型应严格按照相关高原标准执行，执行GB20626.2、GB/T20635、GB/T20645、GB/T22580、NB/T31074等。电气距离、绝缘电压

37、、工频耐压、冲击耐压、温升、灭弧性能等应严格按照相应标准修正、处理和选用。风力发电机组部件选型应满足以下技术要求：电气元件应选用高原产品。当没有高原产品可选时，选用常规型产品必须降容应用或进行专项设计；电工产品技术要求参考GB/T31140；电气设备除必须具备绝缘、温升性能外，针对户外产品设计和选型还应具有防紫外线抗辐射能力，例如风向标和风速仪、塔架外漆；青藏高原风力发电机组应具备防风沙和抗低温装置；变流、主控、变桨等电控装置宜实施低气压评估或试验，制造商提供报告；发电机应参考GB/T20645校核发电机，变流器应考虑加强散热及降容应用的特殊设计，宜采取电气间隙修正系数对爬电距离进行修正；高原

38、风力发电机组电气设备的包装应满足高湿、凝露、风沙、结冰等极端恶劣环境需求。在贮存或吊装后长期未上电时，电控柜内应具有干燥措施。抗低温技术要求对于低温环境，风力发电机组的设计应考虑多种耐寒措施，风力发电机组部件选型应满足以下技术要求：机舱罩内应安装加热器和风扇以对温度进行控制，关键系统应采取耐低温材料或型号的零部件；叶片应选用耐低温的玻璃钢材料或新型材料。易覆冰地区宜选用具有防结冰能力的叶片，即可采用防结冰涂料和安装除冰设备达到防结冰要求；轮毂、机舱均应选用抗低温材料，机舱底座、塔架钢板材料应选用抗低温冲击好的Q345E材料，轮毂应采用QT350-22AL球墨铸铁；导流罩和机舱罩应采用较厚的保温

39、层；风速风向仪应选用抗低温抗结冰超声波式或新型风速风向仪；润滑系统应采用低温润滑脂；电缆电线应选用弹性好、耐低温、稳定性强的电缆，电缆电线接头宜采用压接方式；各加热器应具有各自的低温启动方案，并可通过主控系统进行自动控制，以保证齿轮箱、发电机、变流器、变桨系统均应在环境温度满足运行要求后方可启动。抗覆冰防凝露技术要求对于覆冰、凝露环境气候，风力发电机组应考虑采用加热除潮装置或技术，如柜体内增加必要的温控装置和湿控装置。叶片宜选用防结冰涂料，并提供叶片涂料防覆冰实验报告。防潮湿技术要求对于潮湿环境，风力发电机组应考虑采用加热除潮装置或技术，风力发电机组部件选型应满足以下技术要求：机组内部宜配置安

40、全性能好的加热除湿设备；机舱罩内部宜安装可对湿度进行控制且安全性能好的除潮装置，如加热器和风扇；电气控制柜体应采用IP44以上的外壳防护等级和优质密封材料。柜内增设除湿设施如温控器，以驱除冷态凝露；机组宜安装空气过滤装置，以防止潮湿空气进入机舱内；e）齿轮箱应采用通气帽，防止粉尘或潮湿空气进入齿轮箱内部。5.5.5防雷技术要求风力发电机组的防雷与接地方案应严格按照IEC61400-24和IEC62305等标准对防雷与接地系统进行改进设计。风力发电机组部件选型应满足以下技术要求：a）电涌保护器宜带有报警反馈接点，反馈信号应避免将雷电流引入控制系统；b）叶片应在叶尖和叶中位置设置防雷接闪器，接闪器

41、分布位置和数量符合GL2010要求，高雷暴地区的防雷系统设计可靠性应有实验或其它方法验证。叶片-轮毂-机舱-塔架应具备可靠且完善的防雷通路；c）叶片里的防雷导线应采用阻燃软铜导线，其截面面积应不小于70mm2；d）各信号回路、电源回路以及二次回路应根据防雷区的划分，在不同防雷区的边界处选用能适应环境的电涌保护器；特别是LPZOB至LPZ1区应选用I级和II级电涌保护器联合保护；Be）风力发电机组接地系统的接地电阻应保证单机工频接地电阻不大于40。特殊地区不大于20；f）位于沿海和潮间带的风电机组，应对各防雷部件进行防腐设计；g）塔架法兰连接采用至少3组70mm2铜电缆或铜编织带；h）根据相关标

42、准要求做好整机等电位连接。5.5.6防风沙技术要求针对风沙环境，风力发电机组应做好密封、过滤措施，抵制沙尘进入机组内部，风力发电机组部件选型应满足以下技术要求：a）叶片、导流罩、机舱罩、塔架等外露设备表面应有防风沙保护层；b）机舱、轮毂以及塔架连接处应进行密封隔离处理，塔架门通风孔应采用防尘材料隔离；c）齿轮箱的外壳缝隙、排气口等位置均应进行密封处理，外壳可采用具有密封胶或密封圈，排气口可安装过滤网。齿轮箱散热器进风口宜位于散热器底部。5.5.7防盐雾技术要求针对盐雾环境，风力发电机组应加强密封和防腐措施，选型应满足以下技术要求：a）风力发电机组应具有较好的抗腐蚀性能，应满足ISO12944-

43、2的要求。为保证风力发电机组长期在盐雾环境下能正常运行，外部的防腐等级为C5-M，内部的防腐等级为C4。应特别重视塔筒、齿轮箱、发电机、变桨和回转支撑等部件的防腐；b）外部部件涂层，防腐涂料产品和涂层系统应满足以下性能要求，涂料厂家应提供第三方检测报告；项目指标测试标准耐盐雾试验1000小时/4000小时（C4级/C5-M级），试验后的评价标准：无起泡，无锈蚀，无开裂，无剥落。盐雾试验前及试验后，附着力为0级（划格法）或5MPa（拉开法）GB/T1771-2007GB/T9286-1998GB/T5210-2006GB/T1766-2008循环老化试验4200小时（C5-M级），试验后的评价标

44、准：无起泡，无锈蚀，无开裂，无剥落ISO20340:2003GB/T1766-2008附着力试验施工现场测试，5MPa(拉开法)/0-1级(划格法)GB/T5210-2006GB/T9286-1998水冷凝试验480小时/720小时(C4级/C5-M级)无起泡，无锈蚀，无开裂，无剥落，水冷凝实验前及试验后，附着力为0级或5MPaGB/T13893-2008GB/T9286-1998GB/T5210-2006GB/T1766-2008环氧富锌底漆含锌施工现场测试，锌粉在不挥发组分中的重量含量不低于80%，且金属ISO12944-5:2007量锌在不挥发组分中的重量含量不低于75%HG/T3668

45、-2009c)叶片保护涂层应具有优异的耐盐雾及耐老化性能，前缘应增加优异的耐腐蚀涂层或其它措施，对叶片前缘部位进行保护；电气设备外壳应具备防盐雾特性，门和盖板应采取专用有效措施，以保证在关闭位置能安全闭合；非不锈钢标准件应采用防腐涂层处理；风力发电机组密封设计时，应加强机舱罩/导流罩、齿轮箱、主轴轴承和变桨/偏航回转支撑的密封措施。应安装相应空气过滤装置，以防止盐雾空气进入机舱内。发电机与机舱之间应采用多重密封，并在内部设置除盐雾过滤系统。应对电气元器件集中的区域进行密封。塔底进人门处应为全密封结构。5.5.8抗高温技术要求高温型机组各电气部件的选型及设计应至少满足以下要求：发电机、齿轮箱、机

46、舱、控制柜、变流器应加强散热配套装置和措施；应在齿轮箱润滑油、齿轮箱轴承、发电机定子绕组、发电机轴承、主轴轴承、控制柜、变流器、机舱、变桨电机等关键部件处安装温度传感器；应优化电气元件散热性能以满足高温要求。5.5.9抗台风技术要求台风多发地区，风力发电机组部件选型应满足以下技术要求：应考虑台风引起的湍流、风向变化、极限风速、低气压等对所选机型运行及停机状态下的影响；应加强载荷安全链的设计，宜增加质量阻尼器设计以减少风力机的振动。载荷计算应充分考虑各种台风工况，并兼顾复杂地形与极端工况的叠加影响，具体工况设定应满足IEC61400-1或等同标准的相关要求；部件强度校核应充分考虑极限载荷及疲劳载

47、荷，并留有足够安全裕量。特别应加强机舱罩和风速风向仪的可靠性设计；机组应优化台风应对控制策略、台风预警策略，能够确保抗台风偏航控制正常进行；所选机型需要根据项目实际风况条件复核变桨驱动制动力矩，以确保叶片在台风工况下始终处于顺桨状态；电气系统设计应考虑雷击、暴雨及低压环境对电气元件的影响；可根据风电场台风情况，宜对变电站集中设置后备电源；风向风速仪的保护等级应不低于IP64,风速计测量分辨率应达到O.lm/s，抗风强度不小于70m/s。5.6主要部件技术要求叶片应满足GL2010和IEC61400-1或IEC61400-22中对叶片设计的相关要求，且满足以下技术要求：样片的静力和疲劳测试应满足

48、IEC61400-23要求。叶片在进入批量供货之前应通过第三方认证机构出具的叶片型式认证。当叶片制造基地、工艺进行更改时，制造商应对叶片重新进行型式认证；气动设计应考虑风资源情况。叶片模具应进行定期维护与校核，维护时间依据叶片工艺质量要求；结构分析应使用风机制造商提供的数据，确保叶片在各种设计运行工况下都能满足疲劳强度和静强度要求；叶片应满足各种设计载荷工况下的刚度要求，运行时尖部与塔架之间的净空应安全可靠。要求叶片与塔架表面的最小净空应同时满足GL2010和IEC61400-1第3版或IEC61400-22的要求；叶片固有频率应与风轮的激振频率错开，避免发生共振；制造商的实验室应具有第三方机

49、构颁发的检测资质证书。叶片生产环境应有温度、湿度控制措施并满足生产工艺要求，铺层和喷漆车间应有粉尘控制措施；叶片表面涂层应满足工艺要求，并进行附着力测试，提供测试报告；叶片表面涂层应具有一定的厚度和光洁度，并进行附着力测试，提供测试报告。齿轮箱应满足IEC61400、IEC/IS081400-4、ISO6336、GB/T19073等系列标准要求，宜满足以下技术要求：宜采用斜齿轮增加传动平稳；外齿需渗碳，内齿圈宜采用硬化齿面并需要磨齿；齿轮箱高速轴及其轴承宜设计为可在机舱里更换或维修；齿轮箱应当配有高效油过滤器和油冷却器，冷却器冷却能力计算需考虑海拔，污染系数和环境温度提供足够余量。齿轮箱应考虑

50、预留接口及空间以供安装离线滤油装置；齿轮箱出厂前应进行100%载荷测试和振动测试；齿轮箱输入、输出轴与壳体之间应具有良好的动密封性，不应有渗、漏油现象，并能避免水分、灰尘等其他杂质进入箱体内部。齿轮箱内腔各构件的连接面必须密封，连接必须可靠，确保风力发电机组在各种环境及运行条件下不因连接件松动而导致漏油；齿轮箱表面应清洁无污浊；对新开发齿轮箱的样机应进行下列测试：行星齿轮应进行齿面应力分布测量，保证齿轮应力分布达到设计要求；实施高加速寿命试验，验证齿轮的20年设计寿命；按照GB/T19073要求进行1.2倍额度载荷试验；进行低温耐寒试验，低温启动试验；进行热平衡试验，保证齿轮箱在额定工况下能够

51、达到热稳定状态；效率试验，保证齿轮箱在额定工况下效率值不低于97%；进行漏油及电气功能试验。主轴及主轴承5.6.3.1主轴按照IEC61400或GL标准设计，材料应具有足够的设计强度，保证在极限载荷和疲劳载荷下能正常工作。主轴极限强度设计安全系数不应少于1.0。主轴疲劳强度校核应考虑材料粗糙度、应力集中以及疲劳载荷对疲劳寿命的影响。563.2主轴承按照IEC61400或GL标准，以及ISO76、ISO281或ISO16281设计，应具有足够的极限载荷强度和疲劳寿命。轴承极限载荷设计安全系数不少于2.0，应考虑润滑剂清洁度、温度、游隙和系统变形对轴承的影响。5.6.4轮毂轮毂宜采用球墨铸铁件，技

52、术要求应符合GB/T25390的要求。轮毂应按照IEC61400或GL标准进行静态和疲劳分析，满足整机设计功能和寿命要求。5.6.5发电机设计要求应按照IEC60034系列标准进行设计，满足当地运行环境条件。双馈异步发电机双馈异步发电机应至少满足以下技术要求：发电机应符合机组的技术要求，并按照经规定程序批准的图样及技术文件制造；发电机的设计使用寿命不少于20年；发电机的定额是以连续工作制为基准的连续定额；发电机外壳、接线盒防护等级、集电环室防护等级应根据不同的使用环境条件与整体机组要求协调确定。冷却方式应符合GB/T1993的规定，超出标准规定范围的冷却方式应与用户协商确定，结构及安装型式应符

53、合GB/T997的规定；在电网供电额定电压允差为10%或额定频率允差为2%、变流器供电时尖峰电压Vpeak3UN及电压变化率dv/dt2000V/ys条件发电机应能正常工作。当发电机需要在超出上述一个或多个限值条件下运行时，其特殊要求可以由用户和制造商协商。发电机的一般性能应符合GB/T23479.1的规定；发电机应采用F级或及以上绝缘等级。发电机的绕组温升限值和轴承的容许温度应按GB755规定，如试验地点的海拔或环境空气温度与机组规定不同时，温升限值按GB755的规定修正；发电机应能承受1.2倍最大工作转速，历时2min而不发生有害变形；集电环表面应光滑，电刷和集电环应接触良好，运行时应无火

54、花。刷杆应有足够的刚度和强度支撑刷架。集电环和电刷应根据不同环境运行条件合理选用，电刷带有磨损监测装置，电刷的设计使用寿命应大于12个月；发电机应有防轴电流措施，宜采用绝缘轴承或端盖进行绝缘处理，转子应配置接地电刷及磨损监测装置；发电机输出电压波形总谐波畸变量不大于5%；发电机以额定转速作空负荷运行，在规定旋转方向下测量噪声的限值应不大于GB10069.3的规定；发电机在试验台上做空负荷运行，在整个工作转速范围内均应运转平稳。在额定转速运行时，其振动速度、加速度、位移的限值应不大于GB10068规定的震动等级B；发电机在额定工况下的效率应不低于97%；发电机的绕组各相间应能承受历时1min的对

55、地耐电压试验而不发生击穿，定子试验电压的有效值为(2Un+1000)V,转子试验电压的有效值为(2U02+1000)V。(注：UN额定电压，叫2为转子静止时的开路电压)；发电机的定、转子绕组应能承受匝间耐冲击电压试验而不击穿。当发电机采用成型绕组时，其试验冲击电压峰值和试验方法按GB/T22714或GB/T22715的规定。当发电机采用散嵌绕组时，其试验冲击电压峰值和试验方法按GB/T22719.1和GB/T22719.2的规定；其它未尽规定应参考GB23479.1和NB/T31013的相应技术要求执行。永磁同步发电机永磁同步发电机应至少满足以下技术要求：发电机应符合机组的技术要求，并按照经规

56、定程序批准的图样及技术文件制造；应保证发电机永磁体在20年设计使用寿命期内保持高性能；发电机的定额是以连续工作制为基准的连续定额，宜采用F级或及以上绝缘等级，发电机的绝缘结构应与配套的全功率变流器相匹配；发电机应能承受1.2倍额定转速运行，而不发生损坏及有害变形；发电机的噪声限值应符合GB10069.3的规定，发电机的振动限值应符合GB10068的规定；发电机用永磁材料应有可靠的防腐措施；发电机应有可靠的冷却方法，并符合GB/T1993的规定，使用的冷却介质不得对发电机造成危害；发电机的绕组温升限值和轴承的容许温度应按GB755规定，如试验地点的海拔或环境空气温度与机组规定不同时，温升限值按G

57、B755的规定修正；定子绕组各相间应能承受历时1min的耐电压试验而不发生击穿，试验电压的频率为50Hz,并尽可能为正弦波形，电压的有效值为(2Un+1000)V；定子绕组应能承受匝间耐冲击电压试验而不击穿。当发电机采用成型绕组时，其试验冲击电压峰值和试验方法按GB/T22714或GB/T22715的规定；当发电机采用散嵌绕组时，其试验冲击电压峰值和试验方法按GB/T22719.1和GB/T22719.2的规定；永磁直驱发电机在额定工况下的效率应不低于95%，高速永磁直驱发电机的效率不低于96%；其它未尽规定应参考GB25389.1和NB/T31012的相应技术要求执行；其它类型发电机其它类型

58、发电机应符合机组的总体技术要求，还应符合相关行业或企业标准。5.7主控制系统5.7.1总体要求5.7.1.1风力发电机组主控系统满足IEC61400-1或GL要求。能够采集各个传感器的数据，与变桨系统、变流器系统协同工作，在保障风力发电机组各个子系统的运行安全的条件下根据风速大小发送有功（无功）功率，也能根据SCADA系统的要求发出有功和无功功率，同时能将风力发电机组的实时运行数据发送到SCADA系统。5.7.1.2主控系统应能监控风力发电机组的运行状态，并具有记录风力发电机组运行实时数据的能力，具体记录的信号可以通过软件进行配置。5.7.1.3风力发电机组制造商应提供完整的风力发电机组故障清

59、单和相应的处置建议，明确故障是否为计算可利用率的因子。5.7.1.4应具备较好的抗干扰能力。5.7.2系统硬件5.7.2.1硬件设计应能满足风电场特殊环境要求。5.7.2.2硬件设计应当留有充分的裕量，为控制软件升级提供必要的保证。5.7.3系统软件5.7.3.1软件应具有自动启机和停机；变桨系统的变桨功能。5.7.3.2软件应具有刹车、偏航和解缆、发电控制和调节功能。5.7.3.3应当具有自主降功率运行模式。5.7.3.4应当有降噪运行模式，以满足不同风场对噪声的不同要求。5.7.3.5应当具有低电压穿越运行模式，当电网发生低电压事故时，风力发电机组能不间断运行。5.7.3.6主控软件应能有

60、效控制风力发电机组的机械载荷，能够避免主轴和塔架的过大振动。5.7.4安全设计应具有一套独立于控制系统的安全链系统，在控制系统失效时，风力发电机组应能安全地停下来。安全设计要符合标准ISO13849-1/-2、ISO13849和IEC61508。安全链中的信号应采用双触点，例如叶轮过速、扭缆、变桨急停、变流器紧停、振动和看门狗。变桨和变流器的急停可以独立动作，主控急停信号应提供给变桨和变流器。5.8偏航系统5.8.1偏航系统应采用主动偏航，技术要求应符合JB/T10425.1的要求。偏航系统应符合GB18451.1的有关规定，采用失效安全设计。对重要控制功能应采取冗余设计，如电缆扭缆检测。5.