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文档简介
附件3:
CSEE
中国电机工程学会标准
T/CSEEXXXX-YYYY
陆上风电场设备选型技术导则
XXXX-XX-XX发布XXXX-XX-XX实施
中国电机工程学会发布
CSEE
中国电机工程学会指导性技术文件
T/CSEE/ZXXXX-YYYY
陆上风电场设备选型技术导则
XXXX-XX-XX发布XXXX-XX-XX实施
中国电机工程学会发布I
T/CSEE(/Z)XXXX-YYYY
目次
前言.....................................................................................IV
1范围.....................................................................................5
2规范性引用文件...........................................................................5
3术语和定义...............................................................................7
3.1可利用率..........................................................................7
3.2标准型风电场.....................................................................9
3.3高海拔风电场.......................................................................9
3.4低温风电场.........................................................................9
3.5沿海/潮间带风电场................................................................9
3.6潮湿风电场........................................................................9
3.7高温风电场.........................................................................9
3.8等效满负荷小时数/容量系数计算....................................................10
4风力发电机组选型........................................................................10
4.1基本原则...........................................................................10
4.2通用技术要求......................................................................10
4.3风能资源分析......................................................................12
4.4风电场发电量分析..................................................................13
4.5特殊环境适应性要求................................................................14
4.6主要部件技术要求..................................................................17
4.7主控制系统.......................................................................19
4.8偏航系统..........................................................................20
4.9变流器............................................................................20
4.10塔架..............................................................................20
4.11高强度螺栓......................................................................21
4.12风电场机组监控系统及其他辅助监控系统............................................21
5电气一次设备选型.......................................................................22
5.1箱式变电站.......................................................................22
5.2主变.............................................................................24
5.3高压开关柜.....................................................................26
5.4无功补偿装置.....................................................................26
5.5电力电缆.........................................................................27
6电气二次设备选型.......................................................................27
6.1继电保护设备.....................................................................27
6.2升压站综合自动化系统..............................................................27
6.3电能质量监测系统..................................................................27
T/CSEE(/Z)XXXX-YYYY
6.4电力二次安全防护................................................错误!未定义书签。
6.5风功率预测........................................................................28
6.6风电场集中监控系统................................................................28
6.7风电场信息管理系统................................................................28
附录A(资料性附录)风电机组各关键设备技术参数比选...............................29
III
T/CSEE(/Z)XXXX-YYYY
-1—
刖百
本标准是根据国家和行业技术标准、规范,结合国内外风力发电最新发展技术、新工艺、新材料编
制。标准规定了陆上风电场设备选型技术要求。
本标准由中国电机工程学会提出并解释。
本标准起草单位;
本标准主要起草人:
本标准首次发布。
IV
T/CSEE(/Z)XXXX-YYYY
陆上风电场设备选型技术导则
1范围
本标准规定了陆上风力发电场关键设备选型相关的技术标准。
本标准适用于陆上单机容量L5MW及以上水平轴风力发电机组关键设备的选型。
2规范性引用文件
下列文件对于本文件的引用是必不可少的。凡是注日期的引用文件,仅注日期的版本适
用于本标准。凡是不注日期的引用文件,其最新版本(包括所有的修改单)适用于本标准。
GB10068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
GB10069.3旋转电机噪声测定方法及限值第3部分:噪声限值
GB1094(所有部分)电力变压器
GB/T11017(所有部分)额定电压110kV(Um=126kV)交联聚乙烯绝缘电力电缆及其
附件
GB/T11022高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求
GB11033(所有部分)额定电压26〜35kV及以下电力电缆附件基本技术要求
GB12326电能质量电压波动和闪变
GB/T12706(所有部分)额定电压IkV(Um=1.2kV)到35kV(Um=40.5kV)挤包绝缘电
力电缆及附件
GB/T12976(所有部分)额定电压35kV(Um=40.5kV)及以下纸绝缘电力电缆及其附件
GB/T13499电力变压器应用导则
GB/T13893色漆和清漆耐湿性的测定连续冷凝法
GB14048(所有部分)低压开关设备和控制设备
GB/T14049额定电压10kV架空绝缘电缆
GB/T14549电能质量公用电网谐波
GB/T17468电力变压器选用导则
GB/T1766色漆和清漆涂层老化的评级方法
GB/T1771色漆和清漆耐中性盐雾性能的测定
GB17859计算机信息系统安全等级划分准则
GB/T18451.1风力发电机组设计要求
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/T18890(所有部分)额定电压220kV(Um=252kV)交联聚乙烯绝缘电力电缆及其
附件
GB/T19073风力发电机组齿轮箱
GB/T1993旋转电机冷却方法
GB/T19963风电场接入电力系统技术规定
GB/T20626.2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特殊环境条件高原用高压电器的技术要求
T/CSEE(/Z)XXXX-YYYY
GB/T20645特殊环境条件高原用低压电器的技术要求
GB/T22580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/T22714交流低压电机成型绕组匝间绝缘试验规范
GB/T22715交流电机定子成型线圈耐冲击电压水平
GB/T22719.1交流低压电机散嵌绕组匝间绝缘第1部分:试验方法
GB/T22719.2交流低压电机散嵌绕组匝间绝缘第2部分:试验限值
GB/T229金属材料夏比摆锤冲击试验方法
GB/T23479.1风力发电机组双馈异步发电机第1部分:技术条件
GB24790电力变压器能效限定值及能效等级
GB/T25390风力发电机组球墨铸铁件
GB25389.1风力发电机组低速永磁同步发电机第1部分技术条件
GB2536电工流体变压器和开关用的未使用过的矿物绝缘油
GB/Z25458风力发电机组合格认证规则及程序
GB/T29543低温型风力发电机组
GB/T3077合金结构钢
GB/T3098.1紧固件机械性能螺栓、螺钉和螺柱
GB/T3098.2紧固件机械性能螺母粗牙螺纹
GB/T31140高原环境用风力发电设备技术要求
GB39063〜35kV交流金属封闭开关设备
GB50065交流电气装置的接地设计规范
GB50116火灾自动报警系统设计规范
GB50217电力工程电缆设计规范
GB/T5117碳钢焊条
GB/T5118低合金钢焊条
GB/T5210色漆和清漆拉开法附着力试验标准
GB/T5293埋弧焊用碳钢焊丝和焊剂
GB/T6451油浸式电力变压器技术参数和要求
GB/T6748船用防锈漆
GB/T699优质碳素结构钢
GB7251(所有部分)低压成套开关设备和控制设备
GB755旋转电机定额和性能
GB/T8110气体保护电弧焊用碳钢、低合金钢焊丝
GB/T9286色漆和清漆漆膜的划格试验标准
GB/T9326交流500kV及以下纸或聚丙烯复合纸绝缘金属套充油电缆及附件
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)
JB/T10217组合式变压器
JB/T10425.1风力发电机组偏航系统第1部分:技术条件
JB/T3837变压器类产品型号编制方法
NB/T31004风力发电机组振动状态监测导则
NB/T31012永磁风力发电机制造技术规范
NB/T31013双馈风力发电机制造技术规范
NB/T31024风力发电机组偏航液压盘式制动器
NB/T31074高海拔风力发电机组技术导则
NB/T47013承压设备无损检测
T/CSEE(/Z)XXXX-YYYY
IEC61400-1Windturbines-Part1:Designrequirements
IEC61400-12-1Windturbines一Part12-1:Powerperformancemeasurementsof
electricityproducingwindturbines
IEC61400-22Windturbines-Part22:Conformitytestingandcertification
IEC61400-23Windturbines-Part23:Full-scalestructuraltestingofrotor
blades
IEC61400-24Windturbines-Part24:Lightningprotection
IEC61400-26-2Windturbines一Part26-2:Production-basedavailabilityfor
windturbines
IEC61508电气/电子/可编程电子安全系统的功能安全
IEC62305(所有部分)ProtectionAgainstLightning
3术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。
3.1可利用率
3.1.1基于时间的可利用率计算方法
可利用率=[1-(A-B)/8760]X100%
式中:
8760—全年小时数;
A-表示故障停机小时数;
B一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;运营商造成的停机时间;
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
3.1.2.1计算公式
可利用率=[1-PL/(PL+PA)]X100%
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电量;
Pi-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量为:
k
Wp=WBXTj
j=l
式中:
临一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;
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巳一V,所对应的理论功率;
T」一第j个统计周期时间;
k一统计周期个数。
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个统计周期为T」,1#机组自身测得的功率为P“,根据保证
功率曲线的映射关系可反推计算得到平均风速V”,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均风速匕为:
1
Vj=-(Vjl+-+Vjn)
n
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:
k
Wp=£耳XTj
)=1
式中:
P“一1#风电机组在「时间内所测得的功率;
P」n-n#风电机组在。时间内所测得的功率;
Vjl-l#风电机组在T」时间内反推计算的平均风速;
Vjn-n#风电机组在T」时间内反推计算的平均风速;
Vj一在「时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lo
表1风电机组发电量信息统计表
二级分理论损失用于计算能量可利用
一级分类三级分类四级分类
类发电量率的损失发电量(Pl)
正常运行正常发电00
欠发运行,主要电网限功率降功率或
发电状
包括技术问题超出机组运行环境条Pp-PA0
态
或其他因素的件后降功率
功率限制设备缺陷降功率PP-PAPp-P,v
风电机组可
完成风机正常发电所需的一些准备时间PP0
运行
自然条件不在机组设计的正常运行范围PP0
不发电接到发电企业要求或政府、电网等主管
PP0
状态部门所执行的停机
因机组并网端的电网原因而造成无法发
PP0
电
制定的计划维护和定期巡检PP0
风电机组不为了维持或恢复风电机组的运行状况以使其满足主
可运行机合同及设计规范约定的性能、功能和可靠性要求而PPPp
展开的改造工作
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机组本身问题导致的即时性故隙从而造成机组无法
PpPp
发电
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Pp0
3.2标准型风电场
适用于满足下列要求的风电场。
a)温度
1)运行温度:-20℃〜+40℃;
2)生存温度:-30C〜+50℃。
b)湿度应同时满足以下条件:
1)距离海岸线/含盐水域210km;
2)当距离海岸线/含盐水域210km,且WlOOkn^L主风向不可来自水域;
3)空气湿度280%的时间,年度累计W6个月;
4)年降水量W800mm;
c)海拔高度W2000m:
d)不需要其他特殊设计。
3.3高海拔风电场
适用于满足下列要求的风电场:
a)海拔高度>2000m;
b)其他未尽条件与标准型风电场相同。
3.4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-20℃以下温度(持续1小时以上)
的天数超过9天的风电场。其他未尽条件与标准型风电场相同。
3.5沿海/潮间带风电场
适用于满足下列要求的风电场:
a)沿海陆地风电场内界距离海岸线陆地侧<10km,且涨潮时不被淹没的风电场;
b)潮间带风电场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。
c)其他未尽条件与标准型风电场相同。
3.6潮湿风电场
适用于满足下列要求的风电场:
a)适用于当距离海岸线/含盐水域陆地侧210km,且WlOOkm时,主风向来自水域;
b)适用于内陆空气湿度180%的时间,年度累积>6个月区域的风电场;
C)适用于年降水量>800mm区域的风电场。
d)其他未尽条件与标准型风电场相同。
3.7iW)温风电场
适用于满足下列要求的风电场:
a)运行温度:-20C〜+45℃;
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b)生存温度:-30℃〜+50℃;
c)适用于环境温度超过40℃,累计时间>15天的风电场;
d)根据工况条件不同,可分为新疆、甘肃等地区以及广东、福建和南海沿海地区;
e)其他未尽条件与标准型风电场相同。
3.8实际等效满负荷小时数/容量系数计算
Hef=Gws/Cws
Cc=Hef/8760
式中:
Hef—等效满发小时数;
Gws一风电场(单机)发电量,单位kwh;
Cws一风电场(单机)容量,单位kw;
Cc一容量系数。
4风力发电机组选型
4.1基本原则
4.1.1风电机组的选型首先应适合当地风电场环境和电网要求,其次是经济性。由于风电机
组的设计寿命较长、运行环境恶劣,因此还应对制造商的质量体系、服务能力、抗风险能力
等方面进行综合评估。
4.1.2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,综合判断后选择最优方案。
4.1.3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。
4.1.4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,认证工作由国家主管部门批准的认证机构执行。
4.1.5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。
4.1.6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298.5%,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,质保期内风电场机组平均可利用率297%,单台机组可利用率295%。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。
4.1.7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。
4.1.8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,修正机组理论功率曲线和年理论发电量。
4.2通用技术要求
4.2.1风电机组各关键设备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特性及塔底载荷,用于评估发电能力、电能质量及基础施工量.
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应综合评估所选机型的安全性、可靠性及经济性。风电机组各关键设备技术参数可按表A.r
A.6中所列项目进行机型比选。
4.2.2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、极端温度、特
殊环境等,便于确定选用何种机型,如抗台风、高海拔、防盐雾、抗冰冻等。
4.2.3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、入流角、
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。
4.2.4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。所选机组应满足以下技术要求:
a)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;
b)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;
c)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,
以满足风电场高压侧功率因数调节要求;
d)风力发电机组应具有低电压穿越能力。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;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;
e)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;
D风电场机组监控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;
g)风电场机组监控系统需开放端口,满足风电场远程获取风力发电机组有关运行数据
的需要。
4.2.5道路、基础及吊装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。
4.2.6风电机组功率特性主要评估风电机组出力性能、风能利用系数等。
4.2.7塔底载荷特性在满足安全要求的基础上主要评估比选机型塔架和基础的经济性。
4.2.8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,并在项目可研
阶段给出初步分析结果.
4.2.9风力发电机组功率特性
4.2.9.1动态功率曲线
根据风电场风况参数确定的保证功率曲线,应至少满足以下技术要求:
a)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;
b)根据风电场的风况提供经验证的动态功率曲线;
c)动态功率曲线应根据IEC61400727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95临功率
曲线相符度核算方法宜采用发电量相符度验证;
d)动态功率曲线的功率值应为机组出口的功率值。
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4.2.9.2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o
功率曲线验证根据IEC61400-12-1标准进行。
4.2.9.3推力曲线
机组制造商应提供与其功率曲线相对应的推力曲线。
4.2.10风电机组安全特性
4.2.10.1机械载荷分析输入
根据风资源特性,对风力发电机组进行详细的机械载荷分析。机械载荷分析应至少包括
以下输入条件:
a)所有风机机位点轮毂高度处的多年平均空气密度;
b)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;
c)所有风机机位点轮毂高度处不同风向上的威布尔分布;
d)所有风机机位点轮毂高度处全风速段下的代表性湍流强度;
e)所有风机机位点风轮直径范围内的风剪切参数;
f)所有风机机位点轮毂高度处的最大气流倾角;
g)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。
4.2.10.2载荷分析
根据现场风资源数据,应按照IEC61400-1或GB/T18451.1的要求,对风力发电机组
的极限载荷和疲劳载荷进行复核。
4.2.11风场限制条件对选型的要求
4.2.11.1土地限制情况下的机型选择
在风电场规划土地面积有限的情况下,宜使用单机容量大的风力发电机组。在进行风力
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投资回报率的机型和布置方
案。
4.2.11.2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,宜参考投资回报率等参数作为选择依据,推荐选择投资回报率最高的机型和
布置方案。
4.3风能资源分析
4.3.1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/T18709o
应对拟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。
4.3.2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。
4.3.2.1数据检验
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完整性及合理性检验,并剔除不合理数据和无效数据。数据的有效性要保证至少在95%
以上,否则应该进行数据插补。
4.3.2.2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平的代表性数据。
4.3.2.3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。
4.3.2.4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(WindAtlasAnalysisandApplicationPrograms),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。
4.3.3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,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5〜12倍叶轮直径;在垂直主导风向方向,风力发电机组间距可为1.5〜6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。
4.4风电场发电量分析
4.4.1净发电量计算方法
净发电量计算方法
Gn=Gt-Er+/-Ec
式中:
Gn:净发电量
Gt:理论发电量
Er:应折减的电量
Ec: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。
4.4.2不同因素的折减
4.4.2.1风场的尾流折减
在30倍叶轮直径范围内如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。
4.4.2.2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机
4.4,2.3功率曲线折减
应使用根据现场空气密度、湍流等因素进行折算,并经验证的动态功率曲线,计算机组
发电量。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%。
4.4.2.4环境影响折减
T/CSEE(/Z)XXXX-YYYY
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、高风速切入迟滞效应等。
4.4.2.5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。
4.4.2.6湍流强度和控制的折减
对于提供经过验证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,折减系数可为5婷8机。
4.4.3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:
a)风流模型水平和垂直计算偏差及不确定性;
b)风频分布年际变化偏差及不确定性;
c)空气密度年际变化偏差及不确定性;
d)功率曲线偏差及不确定性;
e)可利用率偏差及不确定性;
D尾流影响偏差及不确定性;
g)风资源和电量的测量偏差及不确定性。
4.5特殊环境适应性要求
4.5.1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GB/T20626.2、
GB/T20635、GB/T20645、GB/T22580、NB/T31074等执行。电气距离、绝缘电压、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:
a)电气元件应选用高原型产品。当没有高原型产品可选时,选用常规型产品必须降容
应用或进行专项设计;
b)电工产品技术要求参考GB/T31140;
c)电气设备应考虑绝缘、温升性能的高海拔修正,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;
d)根据环境条件,部分高原型风力发电机组应具备防风沙和抗低温装置;
e)变流、主控、变桨等电控装置宜实施低气压评估或试验;
f)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;
g)高原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,电气柜内应具有干燥措施。
4.5.2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:
a)机舱罩内应安装加热器和风扇,并对温度进行控制,关键系统应采取耐低温材料或
型号的零部件;
b)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措施的
叶片;
c)c)轮毂、机舱均应选用抗低温材料,机舱底座应选用抗低温冲击好的Q345E材料或
QT350-22AL球墨铸铁或同等材料,塔架钢板材料应选用抗低温冲击好的Q345D材料
或更高抗低温冲击性能的材料,轮毂应采用QT350-22AL球墨铸铁或同等材料;
T/CSEE(/Z)XXXX-YYYY
d)机舱罩可根据情况采用适当厚度的保温层;
e)风速风向仪应选用带有加热装置的机械式风速风向仪或抗低温抗结冰超声波式或
新型风速风向仪;
f)润滑系统应采用低温润滑脂;
g)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;
h)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。
4.5.3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。
4.5.4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:
a)机组内部宜配置安全性能好的加热除湿设备;
b)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
去除冷态凝露;
c)机组宜安装空气过滤装置,以防止潮湿空气进入机舱内;
d)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。
4.5.5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^IEC62305等标准进行设计。
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70mm,;
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LPZ0“至LPZ1区”应选用I级和H级电涌保
护器联合保护;
e)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4Q;
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)根据相关标准要求设计整机等电位连接。
4.5.6防风沙技术要求
针对风沙环境,风力发电机组应采取密封、过滤措施,防止沙尘进入机组内部,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;
1)LPZ0B区:本区内的各物体不可能遭到大于所选滚球半径对应的雷电流直接雷击,但本区
内的电磁场强度没有衰减。LPZ1区:本区内各物体不可能遭到直接雷击,流经各导体的电
流比LPZOB区更小;本区内的电磁场强度可能衰减,这取决于屏蔽措施。
T/CSEE(/Z)XXXX-YYYY
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。
4.5.7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ISO12944-2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性能要求,详见表2;
表2:外部部件涂层,防腐涂料产品和涂层系统性能要求
项目指标测试标准
GB/T1771
1000小时/4000小时(C4级/C5-M级),试验后的评价标
GB/T9286
耐盐雾试验准:无起泡,无锈蚀,无开裂,无剥落。盐雾试验前及试
GB/T5210
验后,附着力为0级(划格法)或〉5MPa(拉开法)
GB/T1766
4200小时(C5-M级),试验后的评价标准:无起泡,无锈ISO20340
循环老化试验
蚀,无开裂,无剥落GB/T1766
GB/T5210
附着力试验施工现场测试,>5MPa(拉开法)/0-1级(划格法)
GB/T9286
GB/T13893
480小时/720小时(C4级/C5-M级)无起泡,无锈蚀,
GB/T9286
水冷凝试验无开裂,无剥落,水冷凝实验前及试验后,附着力为。级
GB/T5210
或>5MPa
GB/T1766
环氧富锌底漆含施工现场测试,锌粉在不挥发组分中的重量含量不低于ISO12944-5
锌量80%,且金属锌在不挥发组分中的重量含量不低于75%HG/T3668
c)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;
d)电气设备外壳应具备防盐雾特性,门和盖板应采取有效措施,以保证在关闭位置能
可靠闭合;
e)非不锈钢标准件应采用防腐涂层处理:
f)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。可考虑安装空气过滤等装置,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。
4.5.8抗高温技术要求
高温型机组各电气部件的设计及选型应至少满足以下要求:
a)发电机、齿轮箱、机舱、控制柜、变流器应增加散热配套装置和措施:
b)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;
c)应优化电气元件散热性能以满足高温要求。
4.5.9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:
T/CSEE(/Z)XXXX-YYYY
a)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;
b)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;
c)部件强度校核应充分考虑极限载荷及疲劳载荷,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;
d)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;
e)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;
f)可根据风电场台风情况,宜对变电站集中设置后备电源;
g)风向风速仪的保护等级应不低于IP64,抗风强度不小于70m/s。
4.6主要部件技术要求
4.6.1叶片
应满足GL2010和IEC61400T或IEC61400-22中对叶片设计的相关要求,且满足以下技
术要求:
a)样片的静力和疲劳测试应满足IEC61400-23要求。叶片应通过第三方认证机构的叶
片型式认证。
b)叶片的疲劳强度和静强度应满足各运行工况要求;
c)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IEC
61400-22的要求;
d)叶片固有频率应避开风轮的激振频率,防止发生共振;
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