并网逆变器传递函数

大风车转出新希望是什么？

       风能作为一次能源，是因空气流做功而提供给人类的一种可利用的能量，简而言之，空气流具有的动能称为风能。人类利用风能的历史可追溯到公元前中国是世界上最早开发利用风能的国家之一。中国人民利用风力提水、灌溉、磨面和用风帆推动船舶前进。但历经数千年，风能技术发展缓慢，没有引起人们足够的重视。

       但自1973年世界石油危机以来，常规能源告急。尤其近几年，随着世界工业经济的发展、人口的剧增、人类欲望的无限上升和生产生活方式的无节制，全球整体呈现经济高速增长、能源消耗持续上升的态势。大量化石能源的使用直接导致了环境污染越发严重。尤其是以二氧化碳为主的温室气体排放量急剧上升，造成全球气候变暖、冰川积雪减少、两极冰山融化、海平面明显上升，使沿海地区遭受水灾，从而造成对生态环境的影响。在此种背景下，如何应对全球气候变暖成为全世界共同关注的议题，并上升成为全人类面临的巨大挑战之一。风能作为一种可再生清洁能源有着巨大开发潜力，开始得到越来越多的青睐，尤其是对沿海岛屿、交通不便的边远山区、地广人稀的草原牧场，远离电网和近期内电网还难以到达的农村、边疆。风能作为解决生产和生活能源的一种可靠途径，有着十分重要的意义（李莉，2016）。

       我国位于亚洲大陆东南部，濒临太平洋西岸，季风强盛。季风是我国气候的基本特征，如冬季季风在华北长达6个月、在东北长达7个月，东南季风则遍及我国的东半部，全国风力资源的总储量为1.6×106MW。我国风力发电事业虽起步较晚，但是基于国家政策和资金的支持，其得到了快速的发展。迄今为止，我国已经在河北张家口、内蒙古、山东荣成、辽宁营口、黑龙江富锦、新疆达坂城、广东南澳和海南等地建成了多个大型风力发电场，并且计划在江苏南通、灌云及盐城等地兴建十亿瓦特（GW）级风电场。

       目前，我国在风能的利用和开发上加大了投入力度，使高效清洁的风能利用在我国能源格局中占有应有的地位。

       一、风能的成因和特点

       风能就是地球表面大量空气流动所产生的动能，是太阳能的一种转化形式。由于地面各处受太阳辐照后气温变化不同和空气中水蒸气的含量不同，因而引起各地气压的差异，在水平方向高压空气向低压地区流动，即形成风。

       风速9～10m/s的5级风，吹到物体表面上的力，每平方米约有0.1kN。风速20m/s的9级风，吹到物体表面上的力，每平方米可达0.5kN左右。台风的风速可达50～60m/s，它对每平方米物体表面上的压力可以达到2.0kN以上。波涛汹涌的海浪是被风激起的，它对海岸的冲击力极大，有时甚至可以高达每平方米200～300kN，最大时甚至可以达到每平方米600kN。由此可见，风的能量超乎我们想象。

       风能不仅能量极大，并且在自然界中所起的作用也很大。它可以在地表做运输水分的工作，水汽主要是由强大的空气流输送的，从而影响气候，形成雨季和旱季。风中具有的能量，比人类迄今为止所能控制的能量高很多。风能与其他能源相比，既有显著的优势，也有一定的局限性。其特点包括：

       （1）蕴量巨大。据估算，到达地球的太阳能中虽仅有约2%转化为风能，但其总量十分可观，全球风能约为2.74×109MW，其中可利用的风能约为2×107MW，比地球上可开发利用的水能总量要大10倍。全世界每年燃烧煤炭得到的能量，还不到风力在同一时间内提供给地球能量的1%。

       （2）来源丰富，取之不尽，用之不竭。风是周而复始的自然循环造成的，在地球上分布广泛。

       （3）没有污染，清洁无害。风能本身属清洁能源，目前成熟的风能利用和转化技术也环保无污染。

       （4）能量密度低。这是风能的一个重要缺陷，由于风能来源于空气的流动，而空气的密度是很小的，因此风力的能量密度也很小。从表4-2中可以看出，在各种能源中，风能的能源密度是极低的，给其利用带来的一定的困难。

       （5）不稳定。气流变化频繁，风的脉动、日变化、季节变化等都十分明显，其波动很大，具有季节性、随机性等特点。

       （6）地区差异大。因地形变化，风力的地区差异非常明显，邻近区域、有利地形下的风力，可能是不利地形下的几倍甚至几十倍。

       表4-2　各种能源的能流密度

       二、中国的风能资源分布

       我国幅员辽阔，陆疆总长达2万多千米，还有1.8万多千米的海岸线，边缘海中有岛屿5000多个，风能资源丰富。我国现有风电场场址的年平均风速均达到6m/s以上。一般认为，可将风电场风况分为三类：年平均风速6m/s以上时为较好，7m/s以上为好，8m/s以上为很好。可按风速频率曲线和机组功率曲线，估算国际标准大气状态下该机组的年发电量。我国相当于6m/s以上的地区，在全国范围内仅仅限于较少数几个地带。就内陆而言，大约仅占全国总面积的1/100，主要分布在长江到南澳岛之间的东南沿海及其岛屿，这些地区是我国最大的风能资源区以及风能资源丰富区，包括山东、辽东半岛、黄海之滨，南澳岛以西的南海沿海、海南岛和南海诸岛，内蒙古从阴山山脉以北到大兴安岭以北、新疆达坂城、阿拉山口、河西走廊、松花江下游、张家口北部等地区以及分布各地的高山山口和山顶。

       三、风能的利用

       从原理上讲，只要是在风的流动中能产生不对称力的物体，都能产生转动、平动或振动，从而获得风能。最早的风能利用是风帆，目前风能主要利用于以下几个方面。

       （一）风力提水

       风力提水作为风能利用的主要方式有着悠久的历史，千百年来它在解决我国农业灌排、牧区人畜饮水以及池塘养鱼、沿海滩涂制盐等方面都不失为一种简单实用的技术，特别是在许多电网不及的边远地区和沿海岛屿的推广应用对于节省常规能源、改善生态环境、促进当地经济社会的可持续发展都有重要的现实意义。早在明代我国方以智著的《物理小识》就记载到：“用风帆六幅，车水灌田，淮阳海皆为之”，描述了当时人们利用风帆驱动水车提水灌田的情景（刘惠敏等，2011）。

       根据扬程和流量的不同，可将现代风力提水机组可分为三类（表4-3）：一类是高扬程小流量型，这类机组的风轮直径一般都在6m以下，扬程为20～100m，主要用于提取深井地下水，它是通过曲柄连杆机构把风轮轴的旋转运动变为活塞泵的往复直线运动进行提水作业的；第二类是中扬程大流量型，这类提水机组的风轮直径一般为5～8m，扬程10～20m，流量15～25m3/h，主要用于提取地下水，这类风力提水机一般为现代流线型桨叶，效率较高、性能先进、适用性强，但其造价高于传统式风力提水机；最后一类是低扬程大流量型，这类机组的扬程一般为0.5～3m，流量为50～100m3/h，机组的风轮直径为5～7m，它可以提取河水、湖水或海水等地表水，用于农田排灌、盐场制盐、水产养殖。风轮轴动力是通过锥齿轮传递给水车或螺旋泵的，一般都采用自动迎风机构调节风轮对风方向，用侧翼—配重调速机构进行自动调速。

       表4-3　目前我国常用的几种风力提水机及其性能表（据刘惠敏等，2011）

       （二）风帆助航

       人类很早就有了利用风能作为船舶推进动力的行为。公元前，古埃及与古巴比伦已经出现了风帆，而我国远在秦汉时也有了风帆船的记载。早在15世纪初，著名的明代郑和船队便是大型的帆船船队，到16世纪后期，欧洲以帆为动力的商船和战船的大型化已经很普遍，直到利用螺旋桨为推进器，蒸汽机为发动机出现，古代帆船便逐渐退出历史舞台。

       现代风帆和古代风帆有着截然不同的使用原理，首先，古代风帆是以风帆为主要推进动力进行辅助推进，而现代风帆则是以发动机为主要推进动力，以风帆为助推手段进行推进，这样既能利用风帆节能环保的特点，又可以使环境对风帆的限制降到最少。目前，万吨级别的货船上采用电脑控制的风帆助航，节油率达15%。

       （三）风力制热

       近年来，人民生活水平日益提高，家庭用能中热能的需要越来越大，尤其是在一些高纬度地区，如欧洲、北美等取暖煮水都耗能较高。为了解决家庭以及低品位工业热能的需要，风力制热有了较大的发展。

       所谓风力制热，就是将风能转换成热能。用风力制热有以下三种方式：一是风力机发电，再通过电阻丝将电能转换成热能。虽然电能转换成热能的效率是100%，但是风能转换成电能的效率却很低，因此从能量利用的角度来看，这种方法是不可取的；二是用风力机将风能转换成空气压缩能，再转换成热能，即由风力机带动离心压缩机，对空气进行绝热压缩而放出热能；三是用风力机将风能直接转换成热能（王熙等，2015）。显然第三种方式制热效率最高，因而应用也最为广泛。用风力机将风能直接转换成热能的方式很多，最简单实用的就是搅拌液体制热，即风力机带动搅拌器转动，从而使液体变热。除此之外，还有固体摩擦制热和涡电流法制热等。

       （四）风力发电

       近年来，风力发电已经逐步成为风能利用的主要形式，各国对风力发电都给予了高度的重视，发展速度极快。

       1．风力发电的原理

       风力发电的原理，是利用风力带动风车叶片旋转，再透过增速机将旋转的速度提升，来促使发电机发电（图4-4）。依据目前的风车技术，大约是3m/s的微风速度，便可以开始发电。风力发电正在世界上形成一股热潮，因为风力发电不需要使用燃料，也不会产生辐射或者空气污染。

       图4-4　风力发电机

       2．风力发电的形式

       1）离网应用

       风力发电机的离网应用种类繁多，主要分为以下几类：

       （1）为蓄电池充电：这种应用大多是指哪些供单一家庭住宅使用的小型风力发电机。转子直径为3m（功率范围为40～1000W）的风力涡轮机属于此类。

       （2）为边远地区提供可靠电力：包括小型、无人值守的风力发电机。风力发电机通常与蓄电池相连，而且也可以与光电电池或柴油发电机等其他电源联机。典型的用途包括为海上导航设备和远距离通信设备供电。

       （3）给水加热：这种系统多用于私宅。典型用法是将风力发电机直接与浸没式加热器或电辐射加热器相连。

       （4）边远地区的其他使用：包括为乡村供电、为小型电网系统供电，以及为商业性冷藏系统和海水（或苦咸水）淡化设备供电。

       在离网式发电机的应用中，占主导地位的是利用风力发电机为蓄电池充电。这类风力发电机的转子直径通常小于5m，而且其额定功率低于1000W。

       2）联网应用

       （1）单个风力发电机：这些发电机可为居民、商业、工业或农业提供电能。其电负荷接近风力发电机的能力，并且也可以与电网相链接。多数情况下风力发电机安装在一个农场或一组住宅房舍附近。这些风力发电机的功率一般为10～100kW。

       （2）风田：它是将多个风力发电机集中安装、均匀分布并由控制中心集中管理，所发出的电力主要是通过电网输送，而不是专门服务于一个地区。这些风力发电机的功率一般为50～500kW。

       这种分散的联网风力发电机市场受国家能源政策的左右。荷兰、美国、丹麦和德国一直允许个人将私有风力发电机与电网联网，并允许将多余的电力卖给当地电力部门，现在有向大型化发展的趋势。

       3．国内外风力发电的发展现状

       我国是世界上风力资源占用率最高的国家，也是世界上最早利用风能的国家之一。据资料统计，我国10m高度层风能资源总量为3226GW，其中陆上可开采风能总量为253GW，加上海上风力资源，我国可利用风力资源近1000GW，如果风力资源开发率达到60%，仅风能发电一项就可支撑我国目前的全部电力需求。

       但我国利用风力发电起步较晚。和世界上风能发电发达国家（如德国、美国、西班牙等）相比还有很大差距。至今，我国已经在河北张家口、内蒙古、山东荣成、辽宁营口、黑龙江富锦、新疆达坂城、广东南澳和海南等地建成了多个大型风力发电场，并且计划在江苏南通、灌云及盐城等地兴建十亿瓦特级风电场。据有关资料显示，到2003年底，全球风能发电装机容量已突破4000×104kW，风能发电占全球电力供应的0.5%。到2013年底，全球电累计装机容量达到3.18×105MW，在2009-2013年间全球风电市场规模扩大了几乎2×105MW。然而，2013年新增风电装机3.55×104MW，比2012年的增量下降了约104MW。2014年4月，全球风电累计装机容量已达到3.654×105MW，同比增长14.9%。新增装机容量4.73×104MW，新增装机增长率达到34%（朱晓，2014）。

       据2003年底的资料显示，欧洲是当时全世界风力发电发展速度最快，同时也是风电装机最多的地区。2003年底欧洲地区累计风电装机容量为2.93×104MW，约占全球风电总装机容量的73%。美洲地区至2003年底风电装机容量达690×104kW，占全球风电总装机的17%。而在2003年的时候，亚洲地区风力发电与美欧相比还比较缓慢，除印度一枝独秀以外，其他国家风电装机容量均很小。当时风电累计装机容量居前五位（到2003年底）的国家依次是德国（14612MW）、西班牙（6420MW）、美国（6361MW）、丹麦（3076MW）和印度（2120MW）。

       这种局面到2013年底发生了一定的变化，据有关资料显示，2013年年底，中国（不包括台湾地区）新增装机容量16088.7MW，同比增长24.1%，累计装机容量9142.4×104kW，同比增长21.4%。新增装机和累计装机两项数据均居世界第一。我国风电事业虽起步较晚，但是基于国家政策和资金的支持，风力发电得到了快速的发展。美洲地区的风电发展稳步向前，而欧洲地区陆上风电装机渐入瓶颈，海上风电逐渐成为新的增长点。在亚洲，除了风能发电迅速发展的中国以外，印度的风电发展也是不容小觑的。到2013年底，风电累计装机容量居前五位的国家依次变为了中国（91424MW）、美国（61091MW）、德国（34250MW）、西班牙（22959MW）、印度（20150MW）（朱晓，2014）。

       4．海上风力发电

       在风能发电技术不断发展的过程中，世界各国明显存在着从陆上风能发电到海上风能发电的转变（图4-5）。与陆上风能发电相比，海上风能资源较大，同高度风速海上一般比陆上大20%，发电量高70%，而且海上少有风平浪静，风电机组利用效率较高。目前，海上风电机组的平均单机容量在3MW左右，最大已达6MW。同时，海水表面粗糙度低，海平面摩擦力小，因而风切变即风速随高度的变化小，不需要很高的塔架，可降低风电机组成本。海上风的湍流强度低，海面与海上的空气温差比陆地表面与陆上的空气温差小，并且没有复杂地形对气流的影响，因此作用在风电机组上的疲劳负荷减少，可延长其使用寿命。陆上风电机组一般设计寿命为20年，海上风电机组设计寿命可达25年或以上。同时，海上风电不占用陆上土地，对于人口比较集中，陆地面积相对较小、濒临海洋的国家或地区较适合。海上发电的开发利用不会造成大气污染和产生有害物质，可减少温室效应气体的排放，对环境及景观负面影响小。另外，海上风电机组受噪声制约小，转速一般比陆上高10%，风力发电机利用效率相应提高5%～6%。然而，海上风能发电的开发也存在其不足之处，如建设施工和维修技术难度较大，建设成本高、电力远距离输送和并网相对困难等。总之，海上具有丰富的风能资源，结合当今技术的可行性，海上风力发电将成为风力发电的新方向（张鸿洋，2016）。

       图4-5　海上风力发电示意图

       5．风力发电面临的机遇与挑战

       根据我国风电发展预测，到2020年底全国总装机规模将达到1.2×105MW，到2050年底，全国风电总装机规模将达到5×105MW，风电规模化发展，使各项技术经济指标进一步增强。风电企业的竞争能力和盈利能力明显增强。2020年以后化石燃料资源减少，火电成本增加，风电具备市场竞争能力，发展更快。2030年水电资源也大部分开发完，海上风电进入大规模开发时期，很可能形成东电西送的局面。风电以其良好的环境效益和逐步降低的发电成本，必将成为21世纪中国的重要电源。但是我国风力发电的商业化成本仍然较高，如何提高风力发电技术、降低商业开发成本是风力发电面临的重要挑战。

       四、风能利用的发展

       （一）风能利用存在的弊端

       风能虽然是一种可再生的清洁能源，但仍然存在一些不可否认的弊端。

       1．污染排放

       风力发电机在建造和运行过程中会产生一些污染问题，同时也存在间接排放问题。不同能源系统在燃料提取、系统建造和运行期间的二氧化碳排放量的大小不同。在整个运行期间风力发电所排放的二氧化碳总量是极少的，大约仅为燃煤发电系统的1%。

       2．噪声问题

       风力发电噪声包括机械噪声和空气动力学噪声，其中空气动力学噪声是风速的函数。分析结果表明，转子直径小于20m的风力发电机，产生的噪声主要是机械噪声；转子直径更大的风力发电机，产生的噪声主要是空气动力学噪声。噪声问题会影响一些潜在的风力发电机安装区的利用，噪声问题在人口稠密地区显得尤为突出。

       3．伤害鸟类

       风力发电机的运转对鸟类会造成一定的伤害，当鸟撞击到塔架或者翼片时会导致鸟类死亡，同时风力发电机的运转也妨碍附近鸟类的繁殖和栖居。所以，鸟类迁徙飞行路线上的区域应限制风能的利用。

       4．干扰通信

       风力发电机会成为一种妨碍电磁波传播的障碍物。由于风力发电机的影响，电磁波可被反射、散射和衍射，这就意味着风力发电机会干扰无线电通信。

       5．安全问题

       尽管风力发电机很少发生安全事故，但是偶尔还是会发生。这些事故大部分发生在技术人员打算使涡轮机停止运行的时候。从运行观点上来看，不应该存在这样的事故。

       6．影响美观

       尽管美观问题不属于重要的问题，但是也是一种制约因素，对那些风景秀丽的地区和人口稠密的地区更是如此。公众对风力发电机越来越多的风景区感到失望和厌倦。所以，若想要人们在视觉方面接受风力发电机，不仅可以使用对风力发电机进行整齐排列的方法，而且还可以采用统一尺寸和设计来增加美观程度。

       （二）风能的发展前景

       当前我国的风电装机容量较大，但在全国电源装机总容量中所占的比例依然很小，风电利用在我国依然有相当大的发展前景。主要有以下四个方面原因。

       1．丰富的自然风能和工业风能资源

       根据相关调查研究，目前我国可以加以利用的低空（即10m以内）自然风能资源（包括陆上风能资源和海上风能资源）非常丰富，大约有10×108kW左右。高空风能资源更为丰富，能够达到20×108kW。同时，工业风能也有很好的利用前景，工业风能利用较为便捷，在为电力事业做出贡献的同时也能增加企业的效益。

       2．社会对清洁能源的需求不断增大

       一方面，时代的进步使环境保护观念逐渐深入人心，在能源利用上更加注重清洁性、节能性和可持续性等，对于风电事业的关注越来越多，并开始倾向于使用新型的清洁能源。另一方面，社会经济的快速发展也带来了用电需求的增大，利用风能发电能够有效缓解电力资源紧张的情况。

       3．我国有较好的电网实施条件

       东部沿海地区经济较为发达，而且目前已经装有较为完善的高压输电网，在风电建设上难度相对较小，实施较为合理。针对内陆一些风力资源丰富但经济发展相对落后的地区，国家会加大对风电建设的资金投入和政策支持，大大减小建设难度。

       4．风电制造业良好的发展基础

       目前，我国在风电建设方面的投入不断加大，风电制造业也得到了很大的发展，能够为风电建设提供相应的建设设备和技术支持。我国已能够大规模地生产2MW和1.5MW的风电机组，还将不断投入生产3MW和5MW以及更大功率的发电机组。

       国际风电产业日益向着一体化、国际化、大型化方向发展，技术上要求很高，风力发电机组要求可靠、寿命周期长，因此零部件的精度、功能要求高。随着风力发电技术的发展，风电机组的原理和结构也在发生变化，未来的风电机组在向结构简单化、体积减小的方向发展。在风力发电系统中两个主要部件是风力机和发电机。风力机向着变桨距调节技术发展、发电机向着变速恒频发电技术发展，这是风力发电技术发展的趋势，也是当今风力发电的核心技术。

       今后我国大力发展大型风电机组的重点是：努力掌握大型风力发电机组核心关键技术，包括总体设计、总装技术及关键部件的设计制造技术等，整机技术路线将以目前欧洲国家流行的变桨变速的双馈异步发电型、低速永磁同步发电型为主。目前，我国生产最多的还有齿轮箱风力发电机组，属于欧洲2000年左右研发的风力发电机。少数企业虽然初步掌握了直驱永磁技术，但在整个产业链中还没有普及。从长远利益来看，直驱永磁风力发电机组转换效率高、维护量低、变速范围大，取消了沉重的增速齿轮箱，发电机轴直接连接到风力发电机轴上，转子的转速随风速而改变，其交流电的频率也随之变化，经置于地面的大功率电力电子变换器，将频率不定的交流电整直流电，再逆变成与电网同频率的交流电输出，是未来风电技术的发展方向。

       随着煤炭、石油、天然气等常规能源的日益枯竭，环境恶化、全球气候变暖，加之低碳理念的深入人心，风能正以破竹之势发展起来。未来的几十年甚至几百年间，我国应完善风能利用技术，围绕风能利用技术着力培养创新型人才，加快风能的发展步伐，让“大风车”给我们带来更多的希望与惊喜！

发电厂并网运行管理规定的第二章 运行管理

       第四条 电力调度机构负责电力系统运行的组织、指挥、指导和协调。电网企业、并网发电厂、电力用户有义务共同维护电力系统安全稳定运行。

       第五条 并网发电厂应严格遵守国家法律法规、国家标准、电力行业标准及所在电网的电力调度规程。

       第六条 并网发电厂涉及电网安全稳定运行的继电保护和安全自动装置、调度通信、调度自动化、励磁系统及电力系统稳定器（PSS）装置、调速系统、高压侧或升压站电气设备等运行和检修安全管理制度、操作票和工作票制度等，应符合电力监管机构及所在电网有关安全管理的规定。

       第七条 电力调度机构针对电力系统运行中存在的安全问题，应及时制定反事故措施；涉及并网发电厂的，并网发电厂应予落实。

       第八条 并网发电厂按照所在电网防止大面积停电预案的统一部署，落实相应措施，编制全厂停电事故处理预案及其他反事故预案，参加电网反事故演习。

       第九条 电力调度机构应及时向并网发电厂通报电力系统事故情况、原因及影响分析。并网发电厂应按照《电力生产事故调查暂行规定》（国家电监会4号令）的规定配合有关机构进行事故调查，落实防范措施。

       第十条 因并网发电厂或电网原因造成机组非计划停运的允许次数、时间及相关补偿标准，由并网发电厂与电网企业协商，在购售电合同中约定。经电力调度机构同意并认可的并网发电厂低谷消缺不列入非计划停运。

       第十一条 电力监管机构负责组织开展并网发电厂涉网安全性评价工作，并网发电厂应积极配合，使涉网一、二次设备满足电力系统安全稳定运行的要求。

       第十二条 并网发电厂和变电站应在电力调度机构的指挥下，落实调频调压的有关措施，保证电能质量符合国家标准。

       第十三条 区域电力监管机构商所在区域电力企业规定区域内各省（区、市）并网发电厂必须加装自动发电控制（AGC）设备的机组容量下限，加装AGC设备的并网发电厂应保证其正常运行。

       第十四条 并网发电厂一次调频能力和各项指标应满足所在区域电力监管机构的有关规定要求。

       第十五条 电力调度机构和并网发电厂应按照国家电监会有关信息披露的规定披露相关信息。

       第十六条 并网发电厂与电网企业应参照《并网调度协议（示范文本）》和《购售电合同（示范文本）》及时签订并网调度协议和购售电合同，不得无协议并网运行。

       第十七条 属电力调度机构管辖范围内的设备（装置）参数整定值应按照电力调度机构下达的整定值执行。并网发电厂改变其状态和参数前，应当经电力调度机构批准。

       第十八条 并网发电厂应严格执行电力调度机构制定的运行方式和发电调度计划曲线。电力调度机构修改曲线应根据机组性能提前通知并网发电厂。

       第十九条 并网发电厂运行必须严格服从电力调度机构指挥，并迅速、准确执行调度指令，不得以任何借口拒绝或者拖延执行。若电厂值班人员认为执行调度指令可能危及人身和设备安全时，应立即向电力调度机构值班调度员报告并说明理由，由电力调度机构值班调度员决定是否继续执行。

       第二十条 电力调度机构应根据电网结构和并网发电厂的电气技术条件，按照同网同类型同等技术经济性能的机组年累计调整量基本相同的原则，安全、经济安排并网电厂参与电力系统调峰、调频、调压、备用。并网发电厂参与电力系统调峰、调频、调压、备用情况由电力调度机构记录，按季度向电力监管机构备案并向所调度的全部并网发电厂公布。调峰、调频、调压、备用服务实行市场机制的区域，按照所在区域电力市场有关规定执行。

       第二十一条 并网发电厂应根据国家有关规定和机组能力参与电力系统调峰，调峰幅度应达到所在区域电力监管机构规定的有关要求。

       第二十二条 并网发电厂应根据发电设备检修导则和设备健康状况，提出设备检修计划申请，并按电力调度机构的要求提交。电力调度机构统筹安排管辖范围内并网发电厂设备检修计划。检修计划确定之后，厂网双方应严格执行。

       第二十三条 电网一次设备检修如影响并网发电厂送出能力，应尽可能与发电厂设备检修配合进行。

       第二十四条 并网发电厂变更检修计划，应提前向电力调度机构申请并说明原因，电力调度机构视电网运行情况和其他并网发电厂的检修计划统筹安排；确实无法安排变更时，应及时通知该并网发电厂按原批复计划执行，并说明原因；因并网发电厂变更检修计划造成电网企业经济损失的，并网发电厂应予补偿。

       第二十五条 因电网原因需变更并网发电厂检修计划时，电网应提前与并网发电厂协商。由于电网企业原因变更并网发电厂检修计划造成并网发电厂经济损失的，电网企业应予补偿。

       第二十六条 电力调度机构应合理安排调度管辖范围内继电保护及安全自动装置、电力调度自动化及电力调度通信等二次设备的检修。并网发电厂此类涉网设备（装置）检修计划，应经电力调度机构批准后执行。电力调度机构管辖范围内的二次设备检修应尽可能与并网发电厂一次设备的检修相配合，原则上不应影响一次设备的正常运行。

       第二十七条 并网发电厂中涉及电网安全稳定运行的继电保护和安全自动装置、调度通信设备、调度自动化设备、励磁系统及PSS装置、调速系统、直流系统、高压侧或升压站电气设备，应纳入电力系统统一规划、设计、建设和运行管理，满足国家有关规定和安全性评价要求。

       第二十八条 电力调度机构应按照电力监管机构的要求和有关规定，开展技术指导和管理工作。

       第二十九条 技术指导和管理的范围主要包括：并网发电厂的继电保护和安全自动装置、调度通信设备、调度自动化设备、水电厂水库调度自动化系统设备、励磁系统和PSS装置、调速系统和一次调频系统、直流系统、高压侧或升压站电气设备以及涉及机网协调的相关设备和参数等。

       第三十条 继电保护和安全自动装置技术指导和管理内容包括：

       （一）装置和参数是否满足电力系统安全运行要求。

       （二）重大问题按期整改情况。

       （三）因并网发电厂原因造成接入电网事故情况。

       （四）因并网发电厂原因造成继电保护和安全自动装置不能正常投入造成电网安全稳定性和可靠性降低的情况。

       （五）到更换年限的设备配合电网企业改造计划按期更换的情况。

       （六）按继电保护技术监督规定定期向电力调度机构报告本单位继电保护技术监督总结的情况。按评价规程定期向电力调度机构报告继电保护动作报表的情况。

       （七）保证电力系统安全稳定运行的继电保护管理要求。

       第三十一条 调度通信技术指导和管理内容包括：

       （一）设备和参数是否满足调度通信要求。

       （二）重大问题按期整改情况。

       （三）因并网发电厂原因造成通信事故情况。

       （四）因并网发电厂通信责任造成电网继电保护、安全自动装置、调度自动化通道及调度电话中断情况。

       （五）调度电话通道中断情况。

       （六）因并网发电厂原因通信异常造成电网安全稳定性和可靠性降低的情况。

       第三十二条 调度自动化技术指导和管理内容包括：

       （一）并网发电厂调度自动化设备的功能、性能参数和运行是否满足国家和行业有关标准、规定的要求。

       （二）并网发电厂调度自动化设备重大问题按期整改情况。

       （三）并网发电厂执行调度自动化相关运行管理规程、规定的情况。

       （四）并网发电厂发生事故时遥信、遥测、顺序事件纪录器（SOE）反应情况，AGC控制情况以及调度自动化设备运行情况。

       第三十三条 励磁系统和PSS装置技术指导和管理内容包括：

       （一）励磁系统和PSS装置强励水平、放大倍数、时间常数等技术性能参数是否达到国家和行业有关标准要求。

       （二）按照电力调度机构的定值设定特性参数情况。

       第三十四条 调速系统技术指导和管理内容包括：

       （一）调速系统的各项技术性能参数是否达到国家和行业有关标准要求，技术规范是否满足接入电网安全稳定运行的要求。

       （二）一次调频功能、AGC功能及参数是否满足电力监管机构及所在电网的要求。

       （三）按照电力调度机构的定值设定特性参数情况。

       第三十五条 并网发电厂高压侧或升压站电气设备的技术指导和管理内容包括：

       （一）并网发电厂高压侧或升压站电气设备遮断容量、额定参数、电气主接线是否满足要求。

       （二）绝缘是否达到所在地区污秽等级的要求。

       （三）接地网是否满足规程要求。

       第三十六条 发电机组涉及机网协调保护的技术指导和管理内容包括：

       （一）发电机定子过电压、定子低电压、过励磁、发电机低频率、高频率、发电机失步振荡、失磁保护等是否达到国家和行业有关标准要求。

       （二）技术规范是否满足接入电网安全稳定运行要求。

       第三十七条 水电厂水库调度技术指导和管理内容包括：

       （一）水电厂水库调度专业管理有关规程、规定的执行情况。

       （二）水电厂重大水库调度事件的报告和处理情况。

       （三）水电厂水库调度自动化系统（水情自动测报系统）相关运行管理规定的执行情况。

       （四）水电厂水库调度自动化系统（水情自动测报系统）运行情况（运行参数和指标）。

       （五）水电厂水库流域水雨情信息和水库运行信息的报送情况。

       第三十八条 并网发电厂设备参数管理内容包括励磁系统及调速系统的传递函数及各环节实际参数要求，发电机、变压器、升压站电气设备等设备实际参数是否满足接入电网安全稳定运行要求。

谁给做下么1.有一个系统，其控制对象的传递函数为

       有意义，比如电力电子中并网电源向电网注入工频电流，为了使注入的电流始终与电网电压同相（有功）或者保持90度相位差（无功），就必须对电力电子装置加以控制。 输入量为电网电压，是一定频率（可能有漂移）的正弦信号。而电力电子装置是有时延的，可以看作这里的传函G(s)。期望输出是尽量与电网电压同相的注入电流。 如果不加PID开环，那么输入的电网电压正弦信号通过传函G(s)，产生的注入电流的相位差由传函决定，不能达到目的。如过加入PID控制器减小系统相位延迟，那么注入电流就可以与网侧电压近似一致了。

我国现在执行的发电厂电能质量并网标准叫什么,版本号是多少

       /opencms/export/serc/zwgk/scjg/news/scjg0002.html

       《发电厂并网运行管理规定》电监市场[2006]43号

        11月3日，国家电力监管委员会以电监市场[20106]42号文，印发了《发电厂并网运行管理规定》，并同时提出，《发电厂并网运行管理规定》自即日起施行，《关于发电厂并网运行管理的意见》(电监市场[2003]23号)同时废止。请各区域电监局根据本规定，商电力企业制定本区域发电厂并网运行管理实施细则，报电监会审核同意后施行。

        《发电厂并网运行管理规定》全文如下：

        发电厂并网运行管理规定

        第一章 总 则

        第一条 为保障电力系统安全、优质、经济运行，促进厂网协调，维护电力企业合法权益，制定本规定

        第二条 本规定适用于已投入运行的发电厂并网运行管理o

        第三条 发电厂并网运行遵循电力系统客观规律和建立社会主义市场经济体制的要求，实行统一调度，贯彻安全第一方针，坚持公开、公平、公正的原则。

        第二章运行管理

        第四条 电力调度机构负责电力系统运行的组织、指挥、指导和协调。电网企业、并网发电厂、电力用户有义务共同维护电力系统安全稳定运行。

        第五条 并网发电厂应严格遵守国家法律法规、国家标准弋电力行业标准及所在电网的电力调度规程。

        第六条 并网发电厂涉及电网安全稳定运行的继电保护和安全自动装置、调度通信、调度自动化、励磁系统及电力系统稳定器(PSS)装置、调速系统、高压侧或升压站电气设备等运行和检修安全管理制度、操作票和工作票制度等，应符合电力监管机构及所在电网有关安全管理的规定。

        第七条 电力调度机构针对电力系统运行中存在的安全问题，应及时制定反事故措施；涉及并网发电厂的，并网发电厂应予落实。

        第八条 并网发电厂按照所在电网防止大面积停电预案的统一部署，落实相应措施，编制全厂停电事故处理预案及其他反事故预案，参加电网反事故演习。

        第九条 电力调度机构应及时向并网发电厂通报电力系统事故情况、原因及影响分析。并网发电厂应按照《电力生产事故调查暂行规定》(国家电监会4号令)的规定配合有关机构进行事故调查，落实防范措施。

        第十条 因并网发电厂或电网原因造成机组非计划停运的允许次数、时间及相关补偿标准，由并网发电厂与电网企业协商，在购售电合同中约定。经电力调度机构同意并认可的并网发电厂低谷消缺不列入非计划停运。

        第十一条 电力监管机构负责组织开展并网发电厂涉网安全性评价工作，并网发电厂应积极配合，使涉网一、二次设备满足电力系统安全稳定运行的要求。

        第十二条 并网发电厂和变电站应在电力调度机构的指挥下，落实调频调压的有关措施，保证电能质量符合国家标准。

        第十三条 区域电力监管机构商所在区域电力企业规定区域内各省(区、市)并网发电厂必须加装自动发电控制(AeC)设备的机组容量下限，加装AGC设备的并网发电厂应保证其正常运行。

        第十四条 并网发电厂一次调频能力和各项指标应满足所在区域电力监管机构的有关规定要求。

        第十五条 电力调度机构和并网发电厂应按照国家电监会有关信息披露的规定披露相关信息。

        第十六条 并网发电厂与电网企业应参照《并网调度协议(示范文本)》和《购售电合同(示范文本)》及时签订并网调度协议和购售电合同，不得无协议并网运行。

        第十七条 属电力调度机构管辖范围内的设备(装置)参数整定值应按照电力调度机构下达的整定值执行。并网发电厂改变其状态和参数前，应当经电力调度机构批准。

        第十八条 并网发电厂应严格执行电力调度机构制定的运行方式和发电调度计划曲线。电力调度机构修改曲线应根据机组性能提前通知并网发电厂。

        第十九条 并网发电厂运行必须严格服从电力调度机构指挥，并迅速、准确执行调度指令，不得以任何借口拒绝或者拖延执行。若电厂值班人员认为执行调度指令可能危及人身和设备安全时，应立即向电力调度机构值班调度员报告并说明理由，由电力调度机构值班调度员决定是否继续执行o

        第二十条 电力调度机构应根据电网结构和并网发电厂的电气技术条件，按照同网同类型同等技术经济性能的机组年累计调整量基本相同的原则，安全、经济安排并网电厂参与电力系统调峰、调频、调压、备用。并网发电厂参与电力系统调峰、调频、调压、备用情况由电力调度机构记录，按季度向电力监管机构备案并向所调度的全部并网发电厂公布。调峰、调频、调压、备用服务实行市场机制的区域，按照所在区域电力市场有关规定执行。

        第二十一条 并网发电厂应根据国家有关规定和机组能力参与电力系统调峰，调峰幅度应达到所在区域电力监管机构规定的有关要求。

        第二十二条 并网发电厂应根据发电设备检修导则和设备健康状况，提出设备检修计划申请，并按电力调度机构的要求提交。电力调度机构统筹安排管辖范围内并网发电厂设备检修计划。检修计划确定之后，厂网双方应严格执行。

        第二十三条 电网一次设备检修如影响并网发电厂送出能力，应尽可能与发电厂设备检修配合进行。

        第二十四条 并网发电厂变更检修计划，应提前向电力调度机构申请并说明原因，电力调度机构视电网运行情况和其他并网发电厂的检修计划统筹安排；确实无法安排变更时，应及时通知该并网发电厂按原批复计划执行，并说明原因；因并网发电厂变更检修计划造成电网企业经济损失的，并网发电厂应予补偿。

        第二十五条 因电网原因需变更并网发电厂检修计划时，电网应提前与并网发电厂协商。由于电网企业原因变更并网发电厂检修计划造成并网发电厂经济损失的，电网企业应予补偿。

        第二十六条 电力调度机构应合理安排调度管辖范围内继电保护及安全自动装置、电力调度自动化及电力调度通信等二次设备的检修。并网发电厂此类涉网设备(装置)检修计划，应经电力调度机构批准后执行。电力调度机构管辖范围内的二次设备检修应尽可能与并网发电厂一次设备的检修相配合，原则上不应影响一次设备的正常运行。

        第二十七条 并网发电厂中涉及电网安全稳定运行的继电保护和安全自动装置、调度通信设备、调度自动化设备、励磁系统及PSS装置、调速系统、直流系统＼高压侧或升压站电气设备，应纳入电力系统统一规划、设计、建设和运行管理，满足国家有关规定和安全性评价要求。

        第二十八条 电力调度机构应按照电力监管机构的要求和有关规定，开展技术指导和管理工作。

        第二十九条 技术指导和管理的范围主要包括：并网发电厂的继电保护和安全自动装置、调度通信设备、调度自动化设备、水电厂水库调度自动化系统设备、励磁系统和PSS装置、调速系统和一次调频系统、直流系统、高压侧或升压站电气设备以及涉及机网协调的相关设备和参数等。

        第三十条 继电保护和安全自动装置技术指导和管理内容包括：

        (一)’装置和参数是否满足电力系统安全运行要求。

        (二)重大问题按期整改情况。

        (三)因并网发电厂原因造成接入电网事故情况。

        (四)因并网发电厂原因造成继电保护和安全自动装置不能正常投入造成电网安全稳定性和可靠性降低的情况。

        (五)到更换年限的设备配合电网企业改造计划按期更换的情况。

        (六)按继电保护技术监督规定定期向电力调度机构报告本单位继电保护技术监督总结的情况。按评价规程定期向电力调度机构报告继电保护动作报表的情况。

        (七)保证电力系统安全稳定运行的继电保护管理要求。

        第三十一条 调度通信技术指导和管理内

       容包括：

        (一)设备和参数是否满足调度通信要求。

        (二)重大问题按期整改情况。

        (三)因并网发电厂原因造成通信事故情况。

        (四)因并网发电厂通信责任造成电网继电保护、安全自动装置、调度自动化通道及调度电话中断情况。

        (五)调度电话通道中断情况。

        (六)因并网发电厂原因通信异常造成电网安全稳定性和可靠性降低的情况。

        第三十二条 调度自动化技术指导和管理内容包括：

        (一)并网发电厂调度自动化设备的功能、性能参数和运行是否满足国家和行业有关标准、规定的要求。

        (二)并网发电厂调度自动化设备重大问题按期整改情况。

        (三)并网发电厂执行调度自动化相关运行管理规程、规定的情况。

        (四)并网发电厂发生事故时遥信、遥测、顺序事件纪录器(SOE)反应情况，AGC控制情况以及调度自动化设备运行情况。

        第三十三条 励磁系统和PSS装置技术指导和管理内容包括：

        (一)励磁系统和PSS装置强励水平、放大倍数、时间常数等技术性能参数是否达到国家、和行业有关标准要求。

        (二)按照电力调度机构的定值设定特性参数情况。

        第三十四条 调速系统技术指导和管理内容包括：

        (一)调速系统的各项技术性能参数是否达到国家和行业有关标准要求，技术规范是否满足接入电网安全稳定运行的要求。

        (二)一次调频功能、AGC功能及参数是否满足电力监管机构及所在电网的要求。

        (三)按照电力调度机构的定值设定特性参数情况。

        第三十五条 并网发电厂高压侧或升压站电气设备的技术指导和管理内容包括：

        (一)并网发电厂高压侧或升压站电气设备遮断容量、额定参数、电气主接线是否满足要求。

        (二)绝缘是否达到所在地区污秽等级的要求。

        (三)接地网是否满足规程要求。

        第三十六条 发电机组涉及机网协调保护的技术指导和管理内容包括：

        (一)发电机定子过电压、定子低电压、过励磁、发电机低频率、高频率、发电机失步振荡、失磁保护等是否达到国家和行业有关标准要求。

        (二)技术规范是否满足接入电网安全稳定运行要求。

        第三十七条 水电厂水库调度技术指导和管理内容包括：

        (一)水电厂水库调度专业管理有关规程、规定的执行情况o

        (二)水电厂重大水库调度事件的报告和处理情况。

        (三)水电厂水库调度自动化系统(水情自动测报系统)相关运行管理规定的执行情况。

        (四)水电厂水库调度自动化系统(水情自动测报系统)运行情况(运行参数和指标)。

        (五)水电厂水库流域水雨情信息和水库运行信息的报送情况。

        第三十八条 并网发电厂设备参数管理内容包括励磁系统及调速系统的传递函数及各环节实际参数要求，发电机、变压器、升压站电气设备等设备实际参数是否满足接入电网安全稳定运行要求。

        第三章考核实施

        第三十九条 区域电力监管机构组织电力调度机构及电力企业制定考核办法，电力调度机构负责并网运行管理的具体实施工作。

        第四十条 电力调度机构对已投入商业运行(或正式运行)的并网发电厂运行情况进行考核，考核结果报电力监管机构核准备案后执行，并定期公布。考核内容应包括安全、运行、检修、技术指导和管理等方面。

        第四十一条 发电厂并网运行管理考核采取扣减电量或收取考核费用的方式。考核所扣电量或所收考核费用实行专项管理，并全部用于考核奖励。

        第四章监管

        第四十二条 电力监管机构负责协调、监督发电厂并网运行管理和考核工作。各级电力监管机构负责辖区内并网运行管理争议的调解和裁决工作。

        第四十三条 电力调度机构应当按照电力监管机构的要求组织电力“三公"调度信息披露，并应逐步缩短调度信息披露周期。信息披露应当采用简报、网站等多种形式，季度、年度信息披露应当发布书面材料。

        第四十四条 建立并网调度协议和购售电合同备案制度。合同(协议)双方应于每年11月底以前签订下一年度并网调度协议和购售电合同，并在签订后10个工作日内分别向调度关系所在省(区、市)电力监管机构备案，由该省(区、市)电力监管机构汇总后报区域电力监管机构；并网发电厂调度关系所在省(区、市)没有设立电力监管机构的，直接向区域电力监管机构备案；区域电力调度机构调度的发电厂，双方直接向区域电力监管机构备案；与国家电网公司签订购售电合同和并网调度协议的，双方直接向国家电监会备案。

        第四十五条 建立电力“三公"调度情况书面报告制度。省级电力调度机构按季度向所在省(区、市)电力监管机构报告电力“三公"调度情况，由该省(区、市)电力监管机构汇总后报．区域电力监管机构；没有设立电力监管机构的省(区、市)，电力调度机构直接向区域电力监管机构报告；区域电力调度机构按季度向区域电力监管机构报告电力“三公"调度情况；国家电力调度机构每半年向国家电监会报告电力“三公"调度情况。

        第四十六条 建立厂网联席会议制度，通报有关情况，研究解决发电厂并网运行管理中的重大问题。厂网联席会议由国家电监会派出机构会同政府有关部门组织召开，有关电力企业参加，采取定期和不定期召开相结合的方式。定期会议原则上每季度召开一次，不定期会议根据实际需要召开。会后应形成会议纪要，向参加联席会议电力企业发布，重大问题应同时报．国家电监会o

        第五章附则

        第四十七条 本规定自发布之日起施行， 《关于发电厂并网运行管理的意见》(电监市场[2003]23号)同时废止。

        第四十八条 区域电力监管机构根据本规定，商电力企业组织制定本区域发电厂并网运行管理实施细则，报国家电监会审核同意后施行)

        第四十九条 本规定由国家电监会负责解释，国家电监会其他相关文伴与本规定不一致的，以本规定为准。

数值仿真怎么取值

建立模拟数值参数取值。

       数值仿真一般使用在风电场数据反馈数值，并网数值仿真，首先要建模，该算例建模时是在图4.5-19的基础上，展开图中的设备或元件的具体连接,并给出它们的的计算参数,即要将图中的大型坑口发电厂、热电厂、地方电网，1，地方电网2、一次变电站和风电场群A、B、C等展开。跨省大区电网可用原型网络或等值网络替代。大型坑口发电厂、热电厂用一次主接线表示,电厂中的自动装置要给出计算框图及传递函数。地方电网可展开一个电压层次的网络,包括输电线路、变压器、并联电容器。

风力发电机组测试有哪些标准，如何进行测试？

       1叶片主要检验和分析项目

       风力发电机组动力性能的测试要根据IEC 61400-23“风力机发电系统-第23部分：风轮叶片全尺寸结构试验”标准的最新版执行。

       1.1 叶片静力试验

       静力试验用来测定叶片的结构特性，包括硬度数据和应力分布。

       叶片可用面载荷或集中载荷（单点/多点载荷）来进行加载。每种方法都有其优缺点，加载方法通常按下面讨论的经验方法来确定。包括分布式面载荷加载方法、单点加载方法、多点加载方法。静力试验加载通常涉及一个递增加载顺序的应用。对于一个给定的加载顺序，静力试验载荷通常按均匀的步幅施加，或以稳定的控制速率平稳地增加。必要时，可明确规定加载速率与最大载荷等级的数值。通常加载速率应足够慢，以避免载荷波动引起的动态影响，从而改变试验的结果。

       1.2 叶片疲劳试验

       叶片的疲劳试验用来测定叶片的疲劳特性。实际大小的叶片疲劳试验通常是认证程序的基本部分。疲劳试验时间要长达几个月，检验过程中，要定期的监督、检查以及检验设备的校准。在疲劳试验中有很多种叶片加载方法，载荷可以施加在单点上或多点上，弯曲载荷可施加在单轴、两轴或多轴上，载荷可以是等幅恒频的，也可以是变幅变频的。每种加载方法都有其优缺点。加载方法的选用通常取决于所用的试验设备。主要包括等幅加载、 分块加载、变幅加载、单轴加载、多轴加载、多载荷点加载、共振法加载。

       推荐的试验方法的优缺点如下表：

       表1 推荐的试验方法的优缺点

       试验方法

       优 点

       缺 点

       分布式表面加载（使用沙袋等静重）

       - 精确的载荷分布

       - 剪切载荷分布很精确

       - 只能单轴

       - 只能静态载荷

       - 失效能量释放可导致更严重的失效

       - 非常低的固有频率

       单点加载

       - 硬件简单

       - 一次只能精确试验一个或两个剖面

       - 由试验载荷引起的剪切载荷较高

       多点加载

       - 一次试验可试验叶片的大部分长度

       - 剪切力更真实

       - 更复杂的硬件和载荷控制

       单轴加载

       - 硬件简单

       - 不易获得准确的应变，损伤分布在整个剖面上

       多轴加载

       - 挥舞和摆振方向载荷合成更真实

       - 更复杂的硬件和载荷控制

       共振加载

       - 简单硬件

       - 能耗低

       - 不易获得准确的应变，损伤分布在整个剖面上

       等幅加载

       - 简单，快速，较低的峰值载荷

       - 对疲劳公式的精确性敏感

       等幅渐进分块加载

       - 失效循环次数有限

       -对疲劳公式精确性和加载顺序影响敏感

       等幅可变分块加载

       - 简单方法模拟变幅加载

       -对疲劳公式精确性和加载顺序影响敏感

       （尽管敏感程度低于等幅渐进分块加载）

       变幅加载

       - 更真实的加载

       - 对疲劳公式精确性不敏感

       - 较高的峰值载荷

       - 复杂的硬件和软件

       - 比较慢

       1.3叶片挠曲变形测量

       由于风轮相对于塔架的间隙有限，因此，叶片挥舞方向的挠度是非常重要的。在试验过程中，应记录叶片和试验台的挠度。该试验通常与静力试验一起进行。

       1.4叶片刚度分布测量

       叶片在给定载荷方向下的弯曲刚度可由载荷/应变测量值或由挠度测量值来导出。叶片的扭转刚度可以表示为旋转角随扭矩增大的函数。

       1.5 叶片应变分布测量

       如果需要，可用由置于叶片测试区域上的应变计测量叶片应变水平分布，应变计的位置和方向必须记录。测量的次数取决于试验的叶片（例如叶片的大小、复杂程度、需要测量的区域等）。如果要求从零应力水平获取非线性，则必须使用一片未加载的叶片对应位置上的应变计来补偿其自重力影响。

       应在叶片表面临界区域测量叶片应变，叶片上的比较典型的位置为：几何形状突变、临界的细部设计或应变水平预计较高的位置。

       1.6叶片固有频率测量

       通常重要的频率只限于挥舞方向的一、二阶和摆振方向的一阶频率（有些情况下，还包括扭转一阶频率）。对于大多数叶片来说，这些频率间隔很好，且很少会耦合。因此，可把叶片置于所要求的振动模态下，监测来自诸如应变计、位移传感器或加速度计等的振动模态响应信号，逐个地直接测量出这些频率。二阶挥舞方向的激振模态可能会导致一些问题，尤其是对刚性非常大的叶片测量的过程中。

       1.7叶片阻尼测量

       可以通过测量叶片挥舞和摆振方向无扰动振荡的对数衰减量确定叶片的结构阻尼。振幅必须足够小，以排除气动阻尼（几厘米）的影响。应注意阻尼通常与温度关系密切。

       1.8叶片振型测量

       与清晰间隔固有频率的低阻尼线性结构相应的标准振型值，可以由（在共振时）传递函数的虚部来逼近，此传递函数是确定振型值点处的输入力与加速度响应关系的函数。

       进行挥舞和摆振方向的振型测量时，可将叶片安装在刚性试验台上，在叶片的某个适当点处（多数在叶尖）施加一个激振力（以相关的频率），沿叶片适当间隔位置监测所引起的加速度响应，激振力可由力传感器来测量，加速度由加速度计来测量，然后把测量值输入分析仪中，通过分析仪获得可能的模态数以及在共振频率下复杂传递函数的相位，在文献[7]中给出详细说明。

       除采用移动单个加速度计的方法外，还可以沿叶片展向均匀地布置若干加速度计，用一系列强迫频率来激振叶片，也可以确定叶片的振型。

       1.9 叶片质量分布测量

       粗略的质量分布可以通过测量叶片总质量和重心的方法计算出来，必要时可把叶片截成小段并称出每段的重量来测量其质量分布。

       1.10 叶片蠕变测量

       对蠕变敏感的材料来说，有必要通过试验确定叶片的蠕变和恢复特性。这些试验是通过对叶片进行长时间静加载进行的（如几小时或几天）。在试验过程中，应频繁地测量叶片的挠度，并记录叶片的挠度与对应时间。经过一段时间后去掉载荷，当叶片松弛时，应再记录叶片的恢复与对应时间。

       1.11 叶片的其它非破坏性试验

       在有些情况下，非破坏性试验(NDT)技术可用来检查叶片是否按设计要求制造，并用来发现制造缺陷。非破坏性试验可与其它试验同时进行，常用的方法有：检查叶片几何形状（如尺寸、外形等）的测量、硬币轻敲、声音传导、超声波探伤、声发射、热成像等。

       1.12 叶片解剖

       叶片解剖可用来检查叶片是否按设计要求制造，并且可以用来发现制造缺陷。

       通过叶片解剖可以检查下列特性：叶片的质量分布、几何形状（如翼型等）、铺层、梁、胶接等的制造（如确定玻璃纤维叶片的纤维含量、纤维方向和疏松度等）。

       1.13 叶根螺栓套的静强度和疲劳强度试验

       风力发电机组风轮叶片承受的各种载荷都必须经叶根连接结构传递至轮毂，其强度和可靠性直接影响整台机组的运行安全和出力。因此叶根连接结构的可靠性是考核叶片强度的重要指标之一。

       2风力发电机组主要测试项目

       2.1 风力发电机组功率特性测试

       风力发电机组动力性能的测试要根据IEC 61400-12“风力机发电系统-第12部分：风力机动力性能”标准的最新版本执行。

       由于风速的随机波动性和间歇性，需要测试发电机组随风速变化的功率特性曲线，确定发电机组的功率特性，比较实际功率曲线同设计功率曲线的关系，为整机的年发电量评估提供依据。

       2.2 风力发电机组噪声测试

       风力发电机组除噪性能的测试要根据IEC 61400-11“风力机发电系统-第11部分：噪音测试技术”标准的最新版本执行。

       由于风电机组的运行会产生噪声，对周围的环境产生影响，需进行噪声监测，为除噪效果提供依据，同时根据噪声判别风机的运行状态。要注意特别是风轮叶片类型、塔高和塔的类型以及风力发电机组驱动系统变速箱的类型都会对噪声效果产生影响。

       2.3 风力发电机组电能质量测试

       风力发电机组电特征的测试要根据IEC 61400-21“风力机发电系统-第21部分：风力机电网连接电能质量测试和评估”标准的最新版本执行。

       电能质量从普遍意义上讲是指优质供电，包括电压质量、电流质量、供电质量和用电质量。其可以定义为：导致用电设备故障或不能正常工作的电压、电流或频率的偏差，其内容包括频率偏差、电压偏差、电压波动与闪变、三相不平衡、暂时或瞬态过电压、波形畸变（谐波）、电压暂降、中断、暂升以及供电连续性等。通过测试电能质量可以对机组的并网发电以及对电网的稳定性作出评估。

       2.4 风力发电机组涡轮运转性能测试

       涡轮运转测试的目的是为了对作为风力发电机组设计基础的参数和性能进行验证。

       涡轮运转测试有以下几个单独测试组成：安全系统测试、制动系统测试、自动操作测试、开关操作测试、自然频率测试、机械制动的液压。

       2.5 风力发电机组机械载荷测试

       载荷测试要根据最新版的IECTS 61400-13“风力机发电系统-第13部分：机械载荷测试”标准的最新版执行。

       为了验证机组设计载荷工况，为建设和修订机组理论设计模型提供依据，对风机进行载荷测试。测试的主要项目有叶片根部摆振和挥舞方向的弯矩，电机主轴弯矩和扭矩，塔架底部的偏航力矩和俯仰弯矩，塔架顶部的偏航力矩、俯仰弯矩和扭矩。实际测试中的获得的数据将和风机设计软件的仿真结果进行对比，从而验证机组的设计模型。

       要在支撑结构上安装附加传感器，安装位置要参考风能大全后再做决定。

       2.6 风力发电机组机变速箱原型的测试

       测试的目的是检查变速箱设计的实现条件和获取重要参数用于风力发电机组变速箱生产阶段的级数检验。要通过实际操作对变速箱的基本性能进行验证。

       在根据变速箱的动态特征或变速箱独立元件的载荷分布进行设计修改时，需要重新进行原型测试。

       试验测试参考标准：

       IEC 61400-12“风力机发电系统-第12部分：风力机动力性能

       IEC 61400-13“风力机发电系统-第13部分：机械载荷测试

       IEC 61400-21“风力机发电系统-第21部分：风力机电网连接电能质量测试和评估

       IEC 61400-11“风力机发电系统-第11部分：噪音测试技术

       IEC 61400-23“风力机发电系统-第23部分：风轮叶片全尺寸结构试验

       风力发电机组认证指南（GL2005)

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