CN115051402A - 一种通过小容量储能设备对大容量风力发电机的进行并网调试方法 - Google Patents

一种通过小容量储能设备对大容量风力发电机的进行并网调试方法 Download PDF

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赵作飞
韩建军
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Abstract

一种通过小容量储能设备对大容量风力发电机的进行并网调试方法，包括调试前准备和启动试运步骤，可以解决大容量风电场机组动态调试难题，首次实现项目现场风机吊装完成后，以大容量风机+储能的微网形态开展动态调试，缩短全容量并网时间。本发明具有启动电流抑制、宽电压范围稳控、低短路比小于0.3的微网环境下稳定运行的特点。

Description

一种通过小容量储能设备对大容量风力发电机的进行并网调 试方法
技术领域
本发明属于风机调试技术领域，特别涉及一种通过小容量储能设备对大容量风力发电机的进行并网调试方法。
背景技术
一般的风机调试先由电网给风场变电站送电，再由变电站经降压变给风机并网调试供电。在风场变电站未建成前，一般多采用由农网10kV经由备用变压器低压配电段到站用变，然后到35kV，再送到线路，提供风机并网调试的电源。
该技术比较依赖电网输电建设及变电站建设的进度，往往风机吊装结束后需要等待输电线路架设完毕连接到电网或者农网后，才可对风机进行并网调试。这种调试方法不仅使得风机安装调试并网发电的时间延长，还需要对支付一定的购电费用，增加建设成本。
使用发电车给风机调试提供电源，常用发电车为250kVA，690V。此种方式可以缩短风机并网的时间，实现在电网给变电站送电一天后，所有风机全部并网。
发电车输出多为250kVA，690V，输出功率有限，无法满足当前MW级大型风力发电机的调试需求，应用十分有限，且风场也需要支付额外的发电车购买或租聘费用，增加成本。
发明内容
为了克服以上技术问题，本发明的目的在于提供一种通过小容量储能设备对大容量风力发电机的进行并网调试方法，具有启动电流抑制、宽电压范围稳控、低短路比小于0.3的微网环境下稳定运行的特点，可以解决大容量风电场机组动态调试难题，首次实现项目现场风机吊装完成后，以大容量风机+储能的微网形态开展动态调试，缩短全容量并网时间。
为了实现上述目的，本发明采用的技术方案是：
一种通过小容量储能设备对大容量风力发电机的进行并网调试方法，包括以下步骤；
(一)调试前准备
1.现场环境
(1)检查设备关键区域无任何杂物；
(2)检查临时孔洞已封堵，配电室门已锁闭；
(3)检查启动试运区域内安全信号和标志是否设置完善、清晰；
(4)检查启动试运设备是否已统一编号、挂牌，操作把手操作方向有明确标志；
(5)检查启动试运设备区域是否已可靠隔离；
(6)检查启动试运区域道路及通道是否畅通、照明是否充足，通讯电话等指挥联络设施布置是否满足调要求；
(7)启动试运区域已配备充足的消防器材；
2.电气设备
(1)检查参与启动试运的高低压电缆试验是否已经完成，报告齐全；
(2)检查参与启动试运的各箱变试验是否已经完成，报告齐全；
(3)检查参与启动试运的储能变流器试验是否已经完成，报告齐全，变流器直流输入开关和交流输出开关均无异常；
(4)检查参与启动试运的储能系统ATS电源切换装置试验是否已经完成，报告齐全；
(5)各电气设备外壳已可靠接地；
(6)启动试运有关的所有设备名称、编号齐全，带电设备应有明确的标志，设好警戒围栏；
(7)试验人员已准备好有关图纸、资料、试验记录表格以备查用；
(8)确认电流互感器二次回路无开路，电压互感器二次回路无短路现象；
(9)箱式变及站用变高低压侧门已上锁。
3.风机设备
(1)机组已处于运行模式，所有测量、控制、保护、自动、信号等全部投入，不得屏蔽任何保护及信号；
(2)风机各项参数均为正常，无超温、超限的各类异常报警，方可进入试运行；
(3)风力发电机组监控系统已正常投入运行，后台监视系统的记录齐全，设备完好、数据准确可靠，光缆标识完善，后台监视系统运行正常，各远传参数核对准确、无误；风机远方启停试验、限制负荷试验、远方调整、监视所有记录正常，各风机在后台监视的所有功能正常；风机报警编码对照表正确完整；
(4)风力发电机组制造商现场服务人员和风电场运行人员已全部到位且准备完毕，记录、台帐完整清晰；
(5)试运行技术资料及相应文件准备完毕；
(二)启动试运步骤
1.一次设备状态要求
(1)检查D2-96#箱变高压侧D2-03096开关、刀闸、低压侧D2-69096开关在分闸位置；
(2)检查1#储能变低压侧L403开关、储能装置电源L403A开关、储能装置负荷L403B开关在分闸位置；
(3)检查0.4kV临建I段母线电源进线L401开关在合闸位置；0.4kV临建Ⅰ、Ⅱ段母联L400开关在合闸位置；0.4kV临建II段电源进线L402开关在分闸位置；
(4)确认所有接地线全部拆除及接地刀闸全部拉开；
(5)测量D2-96#箱变、1#储能变、0.4kV储能母线、受电范围内电缆线路绝缘电阻合格；
2.二次设备检查和保护投退
储能二次系统测试
(1)对储能二次上电，配电箱内逐个闭合各个设备的二次供电开关，校验各个设备的供电是否正常电量；
(2)对储能UPS测试，关闭UPS的输入端开关，查看UPS是否仍可以给BMS、EMS和能量管理平台正常供电；
(3)对储能检查集装箱内的各设备通讯口是否点亮；
(4)对储能进行反馈节点测试，检验BMS至PCS的安全链信号是否正常；检验水浸传感器的信号反馈是否正常；检验消防干节点信号反馈是否正常；检验直流断路器干节点反馈状态是否正常；
(5)对储能进行通讯检验，EMS与BMS通讯是否正常采集数据；EMS与PCS通讯是否正常采集数据；EMS与能量管理平台是否正常采集数据；EMS与UPS是否正常采集数据；EMS与空调是否正常采集数据；EMS与消防控制器是否正常采集数据；EMS与温湿度传感器是否正常采集数据；
(6)闭合储能各个电池簇的直流开关检察是否正常；闭合储能直流汇流柜总开关检查是否正常；
(7)启动储能PCS，检查单模块运行是否正常，多模块运行是否正常；
(8)检验PCS建立的微电网电压和频率，软启动的时间并记录；
(9)现场条件允许的情况下，配备三相柴油发电机组和合适的三相平衡负载，就可以进行储能的充放电测试，根据实际情况来选择是否在此环节进行全部电池的一次充放电循环；
EMS测试项目
(1)对储能变流器进行通讯测试，检查储能变流器是否受控于EMS正常启机、停机、复位，检查储能变流器是否按EMS指令功率进行充电、放电；
(2)对BMS进行通讯测试，EMS是否可通过与BMS的通讯来控制直流断路器合闸、分闸；
(3)对风机通讯进行测试，检查风机是否受控于EMS正常启动、停机、复位，检查风机是否按EMS功率指令执行输出；
(4)对风机箱变进行通讯测试，检查箱变断路器是否受控于EMS可正常合闸、分闸；
(5)检查EMS对风机、储能、箱变、消防、环境等数据采集信息是否正常。
1#储能变压器系统调试
(1)对1#储能变压器测控装置采样检查，接入低压侧电流A，加入量为2，设备采集到的是2.01；接入低压侧电流B，加入量为3，设备采集到的是2.99；
接入低压侧电流C，加入量为4，设备采集到的是4.01；将高温跳闸短接，采集为0-1，将低温告警短接，采集为0-1；
(2)对1#储能变压器测控装置保护进行调试，检查已按正式定值单对D2-96#风机箱变高、低压侧开关保护进行整定并投入；开关D2-60696:过流Ⅰ段保护动作值393A，动作时间0S，投跳闸；过流Ⅱ段保护，动作值99.3A，动作时间0.9S，投跳闸；开关D2-03096:速断保护动作值199.76A，动作时间0S，投跳闸；过流保护，动作值37.5A，动作时间0.9S，投跳闸；
(3)检查已按正式定值单对1#储能变开关保护进行整定并投入；L403开关：速断保护动作值18400，动作时间0S；过流保护：动作值3450A，动作时间0.9S。
3.储能离网带风机和负载联合调试
(1)检查已按正式定值单对D2-96#风机保护进行整定并投入；开关D2-60696:过流Ⅰ段保护动作值393A，动作时间0S，投跳闸；过流Ⅱ段保护，动作值99.3A，动作时间0.9S，投跳闸；
(2)检查已按正式定值单对储能系统保护进行整定并投入；L403A开关：速断保护动作值16000，动作时间0S；过流保护：动作值3000A，动作时间0.6S。
(3)检查1#储能变压器、D2-96#箱变相关工作全部完成，具备投运条件
(4)检查1#储能变低压侧L403开关在分闸位置；
(5)检查D2-96#箱变高压侧D2-03096开关、低压侧D2-69096开关在分闸位置；
(6)测量1#储能变压器、D2-96#箱变、1#储能变压器与D2-96#箱变连接电缆绝缘电阻合格；35KV设备绝缘每千伏不低于1MΩ；
(7)合上1#储能变低压侧L403开关、D2-96#箱变高压侧
D2-03096开关；
(8)启动PCS系统运行(充放电模式)，将0.4kV储能母线电压从0V逐步升压至400V，对1#储能变压器、D2-96#箱变进行零起升压，观察记录各侧电压数值；
(9)待0.4kV储能母线达到额定电压时，监视D2-96#箱变高、低压侧电压，如电压偏低或偏高，需停电调整变压器分接开关，保证D2-96#箱变低压侧电压达到额定值690V；
(10)全面检查储能系统、1#储能变及D2-96#箱变及其配电装置
运行正常；
(11)合上D2-96#箱变低压侧D2-69096开关；
(12)测量风机变流A柜、B柜内断路器1Q8：2(L1)/4(L2)/6(L3)端连接铜排位置处三相电压,线电压应为(690±5％)VAC；
(13)用相序表测量接入变流A柜、B柜内的相序，相序表显示R正确；
(14)将主控柜上电，确认钥匙开关处于“维护”状态，闭合电能表电压采集模块开关、防雷模块开关、主控柜电源开关，闭合后主柜内控制变压器1T4开始工作，检查柜内温湿度传感器正常工作；
(15)闭合主控柜，水冷柜柜体侧面维护电源开关，测量电压为(230±5％)VAC；
(16)用模拟台模拟机组主控系统开始对D2-96#风电机组进行调试；
(17)用计算机连接轮毂控制系统，按照调试文件进行必要的参
数修改；
(18)用手动及程序控制逐个活动三个变桨轴，检查各部分是否活动灵活无卡涩，发电机、轴承是否润滑良好，没有漏油现象；
(19)检查变桨控制系统的状态是否正常，充电回路，过电流保护转速测定是否正常，并测试超级电容充电回路的功能；
(20)逐个活动三个变桨轴，检查各轴的角度传感器、92、95度限位开关、各电机的电流、温度传感器等的工作是否正常，并进行角度校准；
(21)用主控系统模拟器模拟各状态信号、指令信号等，检查变桨控制系统是否正确识别并执行；
(22)用测试软件进行各刹车程序的功能测试，检查刹车程序执行过程中的各参数是否在正常范围内；
(23)进行危急停机程序的测试，检查刹车程序执行过程中的各参数是否在正常范围内；
(24)用测试软件进行长时间连续运行，重点检查中心润滑系统是否正常工作，各轴承、电动机的润滑是否良好；
(25)进行低温加热试验，用冷却剂冷却各温度传感器，检查各加热系统是否正常启动加热；
(26)用轮毂模拟器模拟轮毂变桨系统。变频器与发电机及主控系统、电网正常连接，这样来模拟系统在现场的工作状态；
(27)将所有手动开关打开，将进线供电开关合闸，检查变频器进线端子处的电压值、相序合格。只有符合要求后才能向系统送电，送电采用逐级送电，按照电路图逐个合闸各手动开关，并检查系统的状态正常，检查主控系统的供电电压幅值与相序符合要求；
(28)使用密码登录系统，按照控制参数清单文件将主控系统各控制参数修改后，复位控制系统，检查状态清单中各状态值是否正常，按照故障指示查找原因，逐步清除各故障使控制系统显示正常；
(29)连接各辅助装置的电源，进行电压及相序的测量，分别激活齿轮箱油泵、液压系统油泵、主轴中心润滑系统、发电机轴承润滑泵，检查电机的转向是否正常，出口压力是否达到要求。对液压系统，可能需要将油路中的空气逐步排除才能建立起要求的油压；
(30)按照电路图检查各开关的过流保护设定值是否正常，按照实际情况可以调整设定值；
(31)修改各加热器的启动控制参数，启动各加热器，测试各加热电流。
(32)逐个启动各偏航电机，检查偏航运动灵活、无卡涩，检查偏航运动的方向正确无误，并在主控制系统的状态菜单中检查角度、运动方向无误，检查调整过流保护开关的设定值，检查电器刹车功能是否正常无误，CW及CCW运动到设定的缠绕安全链开关触发值，调整设定CW/CCW缠绕安全链开关触发，并检查是否正确触发断开安全链，调整完后使机舱偏航到缠绕零度；
(33)连接变桨控制系统的供电，检查照明、信号等是否正常；
(34)逐个激活各安全链的开关，检查主控制系统已经正常识别，并执行紧急刹车程序；
(35)逐个激活各传感器，检查主控制系统已经正常识别。检查各传感器的功能正常；
(36)逐个激活各输出信号，检查继电器是否正常激活；
(37)检查各温度测量显示是否正常，必要时可以通过桥接PT100检查温度显示是否正常；
(38)检查D2-96#风机调试工作全部完成，具备投运条件；
4.D2-96#风机启动并微网
(1)将储能BMS柜内除备用空开、24V空开以外的所有空开合上；
(2)将储能1#至16#簇的电池簇储能高压箱开关合闸；
(3)将储能BMS柜24V空开合上，检查电池簇是否绿灯；
(4)将储能蓄电池出线总开关(PCS柜)按先空开再从柜上合闸的顺序进行送电；
(5)依次将储能1#至5#变流柜合闸，在一号柜触摸屏上输入380V、50.0HZ点击合闸；
(6)检查L403B为断开状态，闭合开关L403A、L403给1#储能变压器送电，待三项电压稳定在400V；
(7)闭合断路器D2-03096，给箱变送电；
(8)闭合断路器D2-69096，实现由储能系统对风机启动电源预充电；
(9)待风机电控系统电池容量不低于5％的启动容量后，启动D2-96#风机运行；
(10)闭合开关L403B、L402、L400和农网L401，实现D2-96#风机带储能系统和农网运行，调整风机输出功率，在风速满足运行的条件下，依次设定“有功功率限制”为500KW、1000KW、2000KW、3000KW、4000KW至4500KW额定的满发功率位置，升功率斜率小于50kW/s，且每个功率档稳定运行3分钟后再继续提功率，以保证系统稳定。此时风力发电机为电源、农网侧为负荷侧(消耗电能)、在风力发电机所发的电量超过用户需求时，可以将多余电量存入储能系统，待风力发电机所发电量不能满足用户需求时，由储能系统进行电能补充；
(11)利用风力发电机对储能系统蓄电池充电时，风机启动过程需控制启动单次冲击电流690V端小于1800A，最大功率限制在950kW，最低功率可运行在360kW运行，否则风机输出电流会超过储能本体的最大输入电流，引发储能保护机构动作；
5.大板梁第二风电场D2-96#风机风储系统停运
(1)调整D2-96#风机输出功率为零，停止D2-96#风机运行；
(2)拉开D2-96#箱变低压侧D2-69096开关，高压侧D2-03096
开关；
(3)拉开1#储能变低压侧L403开关；
(4)拉开储能装置负荷L403B开关；
(5)将储能装置PCS系统关机，拉开PCS系统交流侧、直流侧开关。
所述一次设备状态要求的步骤(5)中：
在正常大气条件下，额定绝缘电压Ui≤60V回路，绝缘电阻不小于5MΩ(用250V绝缘电阻表)；额定绝缘电压Ui≥60V回路，绝缘电阻不小于5MΩ(用500V绝缘电阻表)；
在温度(40±2)℃，相对湿度(93±3)％的恒定湿热条件下，额定绝缘电压Ui≤60Ui回路，绝缘电阻不小于1MΩ(用250V绝缘电阻表)；额定绝缘电压Ui≥60V回路，绝缘电阻不小于1MΩ(用500V绝缘电阻表)；
在正常试验大气条件下，设备的被试部分应能承受标准规定的50Hz交流电压1min的绝缘强度试验，无击穿、无闪络现象。
所述调试方法的系统包括一台容量为4.5MW的直驱水平轴三叶片风机(D2-96#)，一台箱式变电站(D2-96#)，一台储能变压器(1#)和1.25MW/1.25MWh储能装置；
风机包括叶片、轮毂、主轴、机舱、发电机、塔筒，三只叶片安装在轮毂上、夹角互为120°，轮毂通过主轴与机舱内的发电机转子连接，叶片将风能转化为旋转的机械能，后通过轮毂和主轴带动机舱内的发电机转子旋转将机械能行业转化为电能，后通过线缆与D2-96#箱式变压器连接，其中D2-69096为线路开关，控制线路通断；
D2-96#箱式变压器包括高压室、低压室、变压器室组成，呈“品”字形结构布置，是集升压变压器、高压开关设备、低压开关设备及相应辅助配套设备与一体的专用电力设备，将风力发电机组发出的0.69KV电压升高到35KV后，经35KV地埋电缆向1#储能变压器输送电能；
1#储能变压器由高压室、低压室、变压器室组成，呈“品”字形结构，是集升压变压器、高压开关设备、低压开关设备及相应辅助配套设备与一体的专用电力设备，将35KV地埋电缆输送的35KV电压降为0.4KV，后通过0.4KV母线经开关L403和L403A与储能装置连接；
1.25hMW储能变流器集装箱选用20尺寸集装箱安装(长*宽*高＝6058mm*2438mm*28900mm)，内置1.25hMW磷酸铁锂电池和BMS(能量管理系统)，配套的汇流柜、消防、环境监测设备、应急照明、检修插座、配电箱等。
本发明的有益效果。
本系统中，风机提供负荷所需电能，多余的电量根据需要存到储能，储能作为微电网的平衡电压源，建立电网的电压和频率，同时平抑发电用电的不一致性，保证整个系统的电力平衡和电量平衡。储能系统，风机，负荷均受微电网能量管理系统的控制，微电网能量管理系统根据实际负荷功率，储能SOC，储能可充/放功率，风机出力功率等关键参数，调整各个组件的工作状态，实现风机、储能和负荷组成的离网微电网正常运行。
在本系统中由于储能容量有限(输出功率小于风机的额定功率)，且风机工作于限功率输出的非正常工作状态，为保证风机的稳定运行，需要将系统中的峰值负荷(尖峰负荷如冲击性负荷等)不大于200KW，平均负荷不大于100kw，且必要时负荷可以虽需切除以保障风机和储能系统的正常运行。与1.X型传统风机相比，4.5MW风机标准配置可适用于低短路比的弱电网环境，在该方案配储能孤岛运行时，短路比只有0.278，远远低于风机正常工作状况，针对此孤岛特性对风机提出以下优化策略。
风机启动过程需控制启动单次冲击电流690V端小于1800A；
风机需具备较宽电压范围内稳定运行的能力；
风机优化启动功率策略，需0功率并网，升功率斜率小于50kW/s；
风机需具备稳定的限功率能力，最大功率限制在950kW，最低功率可运行在360kW；
风机需具备较宽的频率运行范围47～52Hz；
风机具备完善的保护功能，网侧突然掉电情况下，可以自动停机保护；
风机具备完善的自我感知能力，在限功率工况下如果载荷超限需自动停机保护。
附图说明：
图1为本发明系统结构示意图。
具体实施方式
下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
如图1所示，某4.5MW直驱风机与D2-96#箱式变压器低压侧开关D2-69096连接，经过D2-96#箱式变压器的高压侧开关D2-03096与降压变储能变压器相连接，后经隔离开关L403经0.4KV母线在L403A开关与磷酸铁锂电池系统连接，在L403B开关与农网外来电源构成风储系统。
具体调试步骤如下
(一)调试前准备
1.现场环境
(1)检查设备关键区域无任何杂物；
(2)检查临时孔洞已封堵，配电室门已锁闭；
(3)检查启动试运区域内安全信号和标志是否设置完善、清晰；
(4)检查启动试运设备是否已统一编号、挂牌，操作把手操作方向有明确标志；
(5)检查启动试运设备区域是否已可靠隔离。
(6)检查启动试运区域道路及通道是否畅通、照明是否充足，通讯电话等指挥联络设施布置是否满足调要求；
(7)启动试运区域已配备充足的消防器材；
2.电气设备
(1)检查参与启动试运的高低压电缆试验是否已经完成，报告齐全；
(2)检查参与启动试运的各箱变试验是否已经完成，报告齐全；
(3)检查参与启动试运的储能变流器试验是否已经完成，报告齐全，变流器直流输入开关和交流输出开关均无异常；
(4)检查参与启动试运的储能系统ATS电源切换装置试验是否已经完成，报告齐全；
(5)各电气设备外壳已可靠接地；
(6)启动试运有关的所有设备名称、编号齐全，带电设备应有明确的标志，设好警戒围栏；
(7)试验人员已准备好有关图纸、资料、试验记录表格以备查用；
(8)确认电流互感器二次回路无开路，电压互感器二次回路无短路现象；
(9)箱式变及站用变高低压侧门已上锁。
3.风机设备
(1)机组已处于运行模式，所有测量、控制、保护、自动、信号等全部投入，不得屏蔽任何保护及信号；
(2)风机各项参数均为正常，无超温、超限的各类异常报警，方可进入试运行；
(3)风力发电机组监控系统已正常投入运行，后台监视系统的记录齐全，设备完好、数据准确可靠。光缆标识完善，后台监视系统运行正常，各远传参数核对准确、无误；风机远方启停试验、限制负荷试验、远方调整、监视所有记录正常，各风机在后台监视的所有功能正常；风机报警编码对照表正确完整；
(4)风力发电机组制造商现场服务人员和风电场运行人员已全部到位且准备完毕，记录、台帐完整清晰；
(5)试运行技术资料及相应文件准备完毕。
(二)启动试运步骤
1.一次设备状态要求
(1)检查D2-96#箱变高压侧D2-03096开关、刀闸、低压侧D2-69096开关在分闸位置；
(2)检查1#储能变低压侧L403开关、储能装置电源L403A开关、储能装置负荷L403B开关在分闸位置；
(3)检查0.4kV临建I段母线电源进线L401开关在合闸位置；0.4kV临建Ⅰ、Ⅱ段母联L400开关在合闸位置；0.4kV临建II段电源进线L402开关在分闸位置；
(4)确认所有接地线全部拆除及接地刀闸全部拉开；
(5)测量D2-96#箱变、1#储能变、0.4kV储能母线、受电范围内电缆线路绝缘电阻合格；在正常大气条件下，额定绝缘电压Ui≤60V回路，绝缘电阻不小于5MΩ(用250V绝缘电阻表)；额定绝缘电压Ui≥60V回路，绝缘电阻不小于5MΩ(用500V绝缘电阻表)；
在温度(40±2)℃，相对湿度(93±3)％的恒定湿热条件下，额定绝缘电压Ui≤60Ui回路，绝缘电阻不小于1MΩ(用250V绝缘电阻表)；额定绝缘电压Ui≥60V回路，绝缘电阻不小于1MΩ(用500V绝缘电阻表)；
在正常试验大气条件下，设备的被试部分应能承受标准规定的50Hz交流电压1min的绝缘强度试验，无击穿、无闪络现象。
2.二次设备检查和保护投退
储能二次系统测试
(1)对储能二次上电，配电箱内逐个闭合各个设备的二次供电开关，校验各个设备的供电是否正常电量；
(2)对储能UPS测试，关闭UPS的输入端开关，查看UPS是否仍可以给BMS、EMS和能量管理平台正常供电；
(3)对储能检查集装箱内的各设备通讯口是否点亮；
(4)对储能进行反馈节点测试，检验BMS至PCS的安全链信号是否正常；检验水浸传感器的信号反馈是否正常；检验消防干节点信号反馈是否正常；检验直流断路器干节点反馈状态是否正常；
(5)对储能进行通讯检验，EMS与BMS通讯是否正常采集数据；EMS与PCS通讯是否正常采集数据；EMS与能量管理平台是否正常采集数据；EMS与UPS是否正常采集数据；EMS与空调是否正常采集数据；EMS与消防控制器是否正常采集数据；EMS与温湿度传感器是否正常采集数据；
(6)闭合储能各个电池簇的直流开关检察是否正常；闭合储能直流汇流柜总开关检查是否正常；
(7)启动储能PCS，检查单模块运行是否正常，多模块运行是否正常；
(8)检验PCS建立的微电网电压和频率，软启动的时间并记录；
(9)现场条件允许的情况下，配备三相柴油发电机组和合适的三相平衡负载，就可以进行储能的充放电测试，根据实际情况来选择是否在此环节进行全部电池的一次充放电循环；
EMS测试项目
(1)对储能变流器进行通讯测试，检查储能变流器是否受控于EMS正常启机、停机、复位，检查储能变流器是否按EMS指令功率进行充电、放电；
(2)对BMS进行通讯测试，EMS是否可通过与BMS的通讯来控制直流断路器合闸、分闸；
(3)对风机通讯进行测试，检查风机是否受控于EMS正常启动、停机、复位，检查风机是否按EMS功率指令执行输出；
(4)对风机箱变进行通讯测试，检查箱变断路器是否受控于EMS可正常合闸、分闸；
(5)检查EMS对风机、储能、箱变、消防、环境等数据采集信息是否正常。
1#储能变压器系统调试
(1)对1#储能变压器测控装置采样检查，接入低压侧电流A，加入量为2，设备采集到的是2.01；接入低压侧电流B，加入量为3，设备采集到的是2.99；
接入低压侧电流C，加入量为4，设备采集到的是4.01；将高温跳闸短接，采集为0-1，将低温告警短接，采集为0-1。
(2)对1#储能变压器测控装置保护进行调试，检查已按正式定值单对D2-96#风机箱变高、低压侧开关保护进行整定并投入；开关D2-60696:过流Ⅰ段保护动作值393A，动作时间0S，投跳闸；过流Ⅱ段保护，动作值99.3A，动作时间0.9S，投跳闸；开关D2-03096:速断保护动作值199.76A，动作时间0S，投跳闸；过流保护，动作值37.5A，动作时间0.9S，投跳闸。
(3)检查已按正式定值单对1#储能变开关保护进行整定并投入；L403开关：速断保护动作值18400，动作时间0S；过流保护：动作值3450A，动作时间0.9S。
3.储能离网带风机和负载联合调试
(1)检查已按正式定值单对D2-96#风机保护进行整定并投入；开关D2-60696:过流Ⅰ段保护动作值393A，动作时间0S，投跳闸；过流Ⅱ段保护，动作值99.3A，动作时间0.9S，投跳闸；
(2)检查已按正式定值单对储能系统保护进行整定并投入；L403A开关：速断保护动作值16000，动作时间0S；过流保护：动作值3000A，动作时间0.6S。
(3)检查1#储能变压器、D2-96#箱变相关工作全部完成，具备投运条件
(4)检查1#储能变低压侧L403开关在分闸位置；
(5)检查D2-96#箱变高压侧D2-03096开关、低压侧D2-69096开关在分闸位置；
(6)测量1#储能变压器、D2-96#箱变、1#储能变压器与D2-96#箱变连接电缆绝缘电阻合格；35KV设备绝缘每千伏不低于1MΩ；
(7)合上1#储能变低压侧L403开关、D2-96#箱变高压侧
D2-03096开关；
(8)启动PCS系统运行(充放电模式)，将0.4kV储能母线电压从0V逐步升压至400V，对1#储能变压器、D2-96#箱变进行零起升压，观察记录各侧电压数值；
(9)待0.4kV储能母线达到额定电压时，监视D2-96#箱变高、低压侧电压，如电压偏低或偏高，需停电调整变压器分接开关，保证D2-96#箱变低压侧电压达到额定值690V；
(10)全面检查储能系统、1#储能变及D2-96#箱变及其配电装置
运行正常；
(11)合上D2-96#箱变低压侧D2-69096开关；
(12)测量风机变流A柜、B柜内断路器1Q8：2(L1)/4(L2)/6(L3)端连接铜排位置处三相电压,线电压应为(690±5％)VAC；
(13)用相序表测量接入变流A柜、B柜内的相序，相序表显示R正确；
(14)将主控柜上电，确认钥匙开关处于“维护”状态，闭合电能表电压采集模块开关、防雷模块开关、主控柜电源开关。闭合后主柜内控制变压器1T4开始工作，检查柜内温湿度传感器正常工作；
(15)闭合主控柜，水冷柜柜体侧面维护电源开关，测量电压为(230±5％)VAC；
(16)用模拟台模拟机组主控系统开始对D2-96#风电机组进行调试；
(17)用计算机连接轮毂控制系统，按照调试文件进行必要的参
数修改；
(18)用手动及程序控制逐个活动三个变桨轴，检查各部分是否活动灵活无卡涩，发电机、轴承是否润滑良好，没有漏油现象；
(19)检查变桨控制系统的状态是否正常，充电回路，过电流保护转速测定是否正常，并测试超级电容充电回路的功能；
(20)逐个活动三个变桨轴，检查各轴的角度传感器、92、95度限位开关、各电机的电流、温度传感器等的工作是否正常，并进行角度校准；
(21)用主控系统模拟器模拟各状态信号、指令信号等，检查变桨控制系统是否正确识别并执行；
(22)用测试软件进行各刹车程序的功能测试，检查刹车程序执行过程中的各参数是否在正常范围内；
(23)进行危急停机程序的测试，检查刹车程序执行过程中的各参数是否在正常范围内；
(24)用测试软件进行长时间连续运行，重点检查中心润滑系统是否正常工作，各轴承、电动机的润滑是否良好；
(25)进行低温加热试验，用冷却剂冷却各温度传感器，检查各加热系统是否正常启动加热；
(26)用轮毂模拟器模拟轮毂变桨系统。变频器与发电机及主控系统、电网正常连接。这样来模拟系统在现场的工作状态；
(27)将所有手动开关打开，将进线供电开关合闸，检查变频器进线端子处的电压值、相序合格。只有符合要求后才能向系统送电。送电采用逐级送电，按照电路图逐个合闸各手动开关。并检查系统的状态正常，检查主控系统的供电电压幅值与相序符合要求；
(28)使用密码登录系统，按照控制参数清单文件将主控系统各控制参数修改后，复位控制系统。检查状态清单中各状态值是否正常，按照故障指示查找原因，逐步清除各故障使控制系统显示正常；
(29)连接各辅助装置的电源，进行电压及相序的测量，分别激活齿轮箱油泵、液压系统油泵、主轴中心润滑系统、发电机轴承润滑泵，检查电机的转向是否正常，出口压力是否达到要求。对液压系统，可能需要将油路中的空气逐步排除才能建立起要求的油压；
(30)按照电路图检查各开关的过流保护设定值是否正常，按照实际情况可以调整设定值；
(31)修改各加热器的启动控制参数，启动各加热器，测试各加热电流。
(32)逐个启动各偏航电机，检查偏航运动灵活、无卡涩。检查偏航运动的方向正确无误，并在主控制系统的状态菜单中检查角度、运动方向无误，检查调整过流保护开关的设定值。检查电器刹车功能是否正常无误。CW及CCW运动到设定的缠绕安全链开关触发值。调整设定CW/CCW缠绕安全链开关触发，并检查是否正确触发断开安全链。调整完后使机舱偏航到缠绕零度。
(33)连接变桨控制系统的供电，检查照明、信号等是否正常。
(34)逐个激活各安全链的开关，检查主控制系统已经正常识别，并执行紧急刹车程序。
(35)逐个激活各传感器，检查主控制系统已经正常识别。检查各传感器的功能正常。
(36)逐个激活各输出信号，检查继电器是否正常激活。
(37)检查各温度测量显示是否正常，必要时可以通过桥接PT100检查温度显示是否正常。
(38)检查D2-96#风机调试工作全部完成，具备投运条件；
4.D2-96#风机启动并微网
(1)将储能BMS柜内除备用空开、24V空开以外的所有空开合上；
(2)将储能1#至16#簇的电池簇储能高压箱开关合闸；
(3)将储能BMS柜24V空开合上，检查电池簇是否绿灯；
(4)将储能蓄电池出线总开关(PCS柜)按先空开再从柜上合闸的顺序进行送电；
(5)依次将储能1#至5#变流柜合闸，在一号柜触摸屏上输入380V、50.0HZ点击合闸；
(6)检查L403B为断开状态，闭合开关L403A、L403给1#储能变压器送电，待三项电压稳定在400V；
(7)闭合断路器D2-03096，给箱变送电；
(8)闭合断路器D2-69096，实现由储能系统对风机启动电源预充电；
(9)待风机电控系统电池容量不低于5％的启动容量后，启动D2-96#风机运行；
(10)闭合开关L403B、L402、L400和农网L401，实现D2-96#风机带储能系统和农网运行，调整风机输出功率，在风速满足运行的条件下，依次设定“有功功率限制”为500KW、1000KW、2000KW、3000KW、4000KW至4500KW额定的满发功率位置，升功率斜率小于50kW/s，且每个功率档稳定运行3分钟后再继续提功率，以保证系统稳定。此时风力发电机为电源、农网侧为负荷侧(消耗电能)、在风力发电机所发的电量超过用户需求时，可以将多余电量存入储能系统，待风力发电机所发电量不能满足用户需求时，由储能系统进行电能补充；
(11)利用风力发电机对储能系统蓄电池充电时，风机启动过程需控制启动单次冲击电流690V端小于1800A，最大功率限制在950kW，最低功率可运行在360kW运行，否则风机输出电流会超过储能本体的最大输入电流，引发储能保护机构动作。(经过多次调整风机和储能的功率试验得出)
5.大板梁第二风电场D2-96#风机风储系统停运
(1)调整D2-96#风机输出功率为零，停止D2-96#风机运行；
(2)拉开D2-96#箱变低压侧D2-69096开关，高压侧D2-03096
开关；
(3)拉开1#储能变低压侧L403开关；
(4)拉开储能装置负荷L403B开关；
(5)将储能装置PCS系统关机，拉开PCS系统交流侧、直流侧开关。

Claims (3)

1.一种通过小容量储能设备对大容量风力发电机的进行并网调试方法，包括以下步骤；
(一)调试前准备
1.现场环境
(1)检查设备关键区域无任何杂物；
(2)检查临时孔洞已封堵，配电室门已锁闭；
(3)检查启动试运区域内安全信号和标志是否设置完善、清晰；
(4)检查启动试运设备是否已统一编号、挂牌，操作把手操作方向有明确标志；
(5)检查启动试运设备区域是否已可靠隔离；
(6)检查启动试运区域道路及通道是否畅通、照明是否充足，通讯电话等指挥联络设施布置是否满足调要求；
(7)启动试运区域已配备充足的消防器材；
2.电气设备
(1)检查参与启动试运的高低压电缆试验是否已经完成，报告齐全；
(2)检查参与启动试运的各箱变试验是否已经完成，报告齐全；
(3)检查参与启动试运的储能变流器试验是否已经完成，报告齐全，变流器直流输入开关和交流输出开关均无异常；
(4)检查参与启动试运的储能系统ATS电源切换装置试验是否已经完成，报告齐全；
(5)各电气设备外壳已可靠接地；
(6)启动试运有关的所有设备名称、编号齐全，带电设备应有明确的标志，设好警戒围栏；
(7)试验人员已准备好有关图纸、资料、试验记录表格以备查用；
(8)确认电流互感器二次回路无开路，电压互感器二次回路无短路现象；
(9)箱式变及站用变高低压侧门已上锁。
3.风机设备
(1)机组已处于运行模式，所有测量、控制、保护、自动、信号等全部投入，不得屏蔽任何保护及信号；
(2)风机各项参数均为正常，无超温、超限的各类异常报警，方可进入试运行；
(3)风力发电机组监控系统已正常投入运行，后台监视系统的记录齐全，设备完好、数据准确可靠，光缆标识完善，后台监视系统运行正常，各远传参数核对准确、无误；风机远方启停试验、限制负荷试验、远方调整、监视所有记录正常，各风机在后台监视的所有功能正常；风机报警编码对照表正确完整；
(4)风力发电机组制造商现场服务人员和风电场运行人员已全部到位且准备完毕，记录、台帐完整清晰；
(5)试运行技术资料及相应文件准备完毕；
(二)启动试运步骤
1.一次设备状态要求
(1)检查D2-96#箱变高压侧D2-03096开关、刀闸、低压侧D2-69096开关在分闸位置；
(2)检查1#储能变低压侧L403开关、储能装置电源L403A开关、储能装置负荷L403B开关在分闸位置；
(3)检查0.4kV临建I段母线电源进线L401开关在合闸位置；0.4kV临建Ⅰ、Ⅱ段母联L400开关在合闸位置；0.4kV临建II段电源进线L402开关在分闸位置；
(4)确认所有接地线全部拆除及接地刀闸全部拉开；
(5)测量D2-96#箱变、1#储能变、0.4kV储能母线、受电范围内电缆线路绝缘电阻合格；
2.二次设备检查和保护投退
储能二次系统测试
(1)对储能二次上电，配电箱内逐个闭合各个设备的二次供电开关，校验各个设备的供电是否正常电量；
(2)对储能UPS测试，关闭UPS的输入端开关，查看UPS是否仍可以给BMS、EMS和能量管理平台正常供电；
(3)对储能检查集装箱内的各设备通讯口是否点亮；
(4)对储能进行反馈节点测试，检验BMS至PCS的安全链信号是否正常；检验水浸传感器的信号反馈是否正常；检验消防干节点信号反馈是否正常；检验直流断路器干节点反馈状态是否正常；
(5)对储能进行通讯检验，EMS与BMS通讯是否正常采集数据；EMS与PCS通讯是否正常采集数据；EMS与能量管理平台是否正常采集数据；EMS与UPS是否正常采集数据；EMS与空调是否正常采集数据；EMS与消防控制器是否正常采集数据；EMS与温湿度传感器是否正常采集数据；
(6)闭合储能各个电池簇的直流开关检察是否正常；闭合储能直流汇流柜总开关检查是否正常；
(7)启动储能PCS，检查单模块运行是否正常，多模块运行是否正常；
(8)检验PCS建立的微电网电压和频率，软启动的时间并记录；
(9)现场条件允许的情况下，配备三相柴油发电机组和合适的三相平衡负载，就可以进行储能的充放电测试，根据实际情况来选择是否在此环节进行全部电池的一次充放电循环；
EMS测试项目
(1)对储能变流器进行通讯测试，检查储能变流器是否受控于EMS正常启机、停机、复位，检查储能变流器是否按EMS指令功率进行充电、放电；
(2)对BMS进行通讯测试，EMS是否可通过与BMS的通讯来控制直流断路器合闸、分闸；
(3)对风机通讯进行测试，检查风机是否受控于EMS正常启动、停机、复位，检查风机是否按EMS功率指令执行输出；
(4)对风机箱变进行通讯测试，检查箱变断路器是否受控于EMS可正常合闸、分闸；
(5)检查EMS对风机、储能、箱变、消防、环境等数据采集信息是否正常。
1#储能变压器系统调试
(1)对1#储能变压器测控装置采样检查，接入低压侧电流A，加入量为2，设备采集到的是2.01；接入低压侧电流B，加入量为3，设备采集到的是2.99；
接入低压侧电流C，加入量为4，设备采集到的是4.01；将高温跳闸短接，采集为0-1，将低温告警短接，采集为0-1；
(2)对1#储能变压器测控装置保护进行调试，检查已按正式定值单对D2-96#风机箱变高、低压侧开关保护进行整定并投入；开关D2-60696:过流Ⅰ段保护动作值393A，动作时间0S，投跳闸；过流Ⅱ段保护，动作值99.3A，动作时间0.9S，投跳闸；开关D2-03096:速断保护动作值199.76A，动作时间0S，投跳闸；过流保护，动作值37.5A，动作时间0.9S，投跳闸；
(3)检查已按正式定值单对1#储能变开关保护进行整定并投入；L403开关：速断保护动作值18400，动作时间0S；过流保护：动作值3450A，动作时间0.9S。
3.储能离网带风机和负载联合调试
(1)检查已按正式定值单对D2-96#风机保护进行整定并投入；开关D2-60696:过流Ⅰ段保护动作值393A，动作时间0S，投跳闸；过流Ⅱ段保护，动作值99.3A，动作时间0.9S，投跳闸；
(2)检查已按正式定值单对储能系统保护进行整定并投入；L403A开关：速断保护动作值16000，动作时间0S；过流保护：动作值3000A，动作时间0.6S。
(3)检查1#储能变压器、D2-96#箱变相关工作全部完成，具备投运条件
(4)检查1#储能变低压侧L403开关在分闸位置；
(5)检查D2-96#箱变高压侧D2-03096开关、低压侧D2-69096开关在分闸位置；
(6)测量1#储能变压器、D2-96#箱变、1#储能变压器与D2-96#箱变连接电缆绝缘电阻合格；35KV设备绝缘每千伏不低于1MΩ；
(7)合上1#储能变低压侧L403开关、D2-96#箱变高压侧D2-03096开关；
(8)启动PCS系统运行(充放电模式)，将0.4kV储能母线电压从0V逐步升压至400V，对1#储能变压器、D2-96#箱变进行零起升压，观察记录各侧电压数值；
(9)待0.4kV储能母线达到额定电压时，监视D2-96#箱变高、低压侧电压，如电压偏低或偏高，需停电调整变压器分接开关，保证D2-96#箱变低压侧电压达到额定值690V；
(10)全面检查储能系统、1#储能变及D2-96#箱变及其配电装置运行正常；
(11)合上D2-96#箱变低压侧D2-69096开关；
(12)测量风机变流A柜、B柜内断路器1Q8：2(L1)/4(L2)/6(L3)端连接铜排位置处三相电压,线电压应为(690±5％)VAC；
(13)用相序表测量接入变流A柜、B柜内的相序，相序表显示R正确；
(14)将主控柜上电，确认钥匙开关处于“维护”状态，闭合电能表电压采集模块开关、防雷模块开关、主控柜电源开关，闭合后主柜内控制变压器1T4开始工作，检查柜内温湿度传感器正常工作；
(15)闭合主控柜，水冷柜柜体侧面维护电源开关，测量电压为(230±5％)VAC；
(16)用模拟台模拟机组主控系统开始对D2-96#风电机组进行调试；
(17)用计算机连接轮毂控制系统，按照调试文件进行必要的参数修改；
(18)用手动及程序控制逐个活动三个变桨轴，检查各部分是否活动灵活无卡涩，发电机、轴承是否润滑良好，没有漏油现象；
(19)检查变桨控制系统的状态是否正常，充电回路，过电流保护转速测定是否正常，并测试超级电容充电回路的功能；
(20)逐个活动三个变桨轴，检查各轴的角度传感器、92、95度限位开关、各电机的电流、温度传感器等的工作是否正常，并进行角度校准；
(21)用主控系统模拟器模拟各状态信号、指令信号等，检查变桨控制系统是否正确识别并执行；
(22)用测试软件进行各刹车程序的功能测试，检查刹车程序执行过程中的各参数是否在正常范围内；
(23)进行危急停机程序的测试，检查刹车程序执行过程中的各参数是否在正常范围内；
(24)用测试软件进行长时间连续运行，重点检查中心润滑系统是否正常工作，各轴承、电动机的润滑是否良好；
(25)进行低温加热试验，用冷却剂冷却各温度传感器，检查各加热系统是否正常启动加热；
(26)用轮毂模拟器模拟轮毂变桨系统。变频器与发电机及主控系统、电网正常连接，这样来模拟系统在现场的工作状态；
(27)将所有手动开关打开，将进线供电开关合闸，检查变频器进线端子处的电压值、相序合格。只有符合要求后才能向系统送电，送电采用逐级送电，按照电路图逐个合闸各手动开关，并检查系统的状态正常，检查主控系统的供电电压幅值与相序符合要求；
(28)使用密码登录系统，按照控制参数清单文件将主控系统各控制参数修改后，复位控制系统，检查状态清单中各状态值是否正常，按照故障指示查找原因，逐步清除各故障使控制系统显示正常；
(29)连接各辅助装置的电源，进行电压及相序的测量，分别激活齿轮箱油泵、液压系统油泵、主轴中心润滑系统、发电机轴承润滑泵，检查电机的转向是否正常，出口压力是否达到要求。对液压系统，可能需要将油路中的空气逐步排除才能建立起要求的油压；
(30)按照电路图检查各开关的过流保护设定值是否正常，按照实际情况可以调整设定值；
(31)修改各加热器的启动控制参数，启动各加热器，测试各加热电流。
(32)逐个启动各偏航电机，检查偏航运动灵活、无卡涩，检查偏航运动的方向正确无误，并在主控制系统的状态菜单中检查角度、运动方向无误，检查调整过流保护开关的设定值，检查电器刹车功能是否正常无误，CW及CCW运动到设定的缠绕安全链开关触发值，调整设定CW/CCW缠绕安全链开关触发，并检查是否正确触发断开安全链，调整完后使机舱偏航到缠绕零度；
(33)连接变桨控制系统的供电，检查照明、信号等是否正常；
(34)逐个激活各安全链的开关，检查主控制系统已经正常识别，并执行紧急刹车程序；
(35)逐个激活各传感器，检查主控制系统已经正常识别。检查各传感器的功能正常；
(36)逐个激活各输出信号，检查继电器是否正常激活；
(37)检查各温度测量显示是否正常，必要时可以通过桥接PT100检查温度显示是否正常；
(38)检查D2-96#风机调试工作全部完成，具备投运条件；
4.D2-96#风机启动并微网
(1)将储能BMS柜内除备用空开、24V空开以外的所有空开合上；
(2)将储能1#至16#簇的电池簇储能高压箱开关合闸；
(3)将储能BMS柜24V空开合上，检查电池簇是否绿灯；
(4)将储能蓄电池出线总开关(PCS柜)按先空开再从柜上合闸的顺序进行送电；
(5)依次将储能1#至5#变流柜合闸，在一号柜触摸屏上输入380V、50.0HZ点击合闸；
(6)检查L403B为断开状态，闭合开关L403A、L403给1#储能变压器送电，待三项电压稳定在400V；
(7)闭合断路器D2-03096，给箱变送电；
(8)闭合断路器D2-69096，实现由储能系统对风机启动电源预充电；
(9)待风机电控系统电池容量不低于5％的启动容量后，启动D2-96#风机运行；
(10)闭合开关L403B、L402、L400和农网L401，实现D2-96#风机带储能系统和农网运行，调整风机输出功率，在风速满足运行的条件下，依次设定“有功功率限制”为500KW、1000KW、2000KW、3000KW、4000KW至4500KW额定的满发功率位置，升功率斜率小于50kW/s，且每个功率档稳定运行3分钟后再继续提功率，以保证系统稳定。此时风力发电机为电源、农网侧为负荷侧(消耗电能)、在风力发电机所发的电量超过用户需求时，可以将多余电量存入储能系统，待风力发电机所发电量不能满足用户需求时，由储能系统进行电能补充；
(11)利用风力发电机对储能系统蓄电池充电时，风机启动过程需控制启动单次冲击电流690V端小于1800A，最大功率限制在950kW，最低功率可运行在360kW运行，否则风机输出电流会超过储能本体的最大输入电流，引发储能保护机构动作；
5.大板梁第二风电场D2-96#风机风储系统停运
(1)调整D2-96#风机输出功率为零，停止D2-96#风机运行；
(2)拉开D2-96#箱变低压侧D2-69096开关，高压侧D2-03096开关；
(3)拉开1#储能变低压侧L403开关；
(4)拉开储能装置负荷L403B开关；
(5)将储能装置PCS系统关机，拉开PCS系统交流侧、直流侧开关。
2.根据权利要求1所述的一种通过小容量储能设备对大容量风力发电机的进行并网调试方法，所述一次设备状态要求的步骤(5)中：
在正常大气条件下，额定绝缘电压Ui≤60V回路，绝缘电阻不小于5MΩ(用250V绝缘电阻表)；额定绝缘电压Ui≥60V回路，绝缘电阻不小于5MΩ(用500V绝缘电阻表)；
在温度(40±2)℃，相对湿度(93±3)％的恒定湿热条件下，额定绝缘电压Ui≤60Ui回路，绝缘电阻不小于1MΩ(用250V绝缘电阻表)；额定绝缘电压Ui≥60V回路，绝缘电阻不小于1MΩ(用500V绝缘电阻表)；
在正常试验大气条件下，设备的被试部分应能承受标准规定的50Hz交流电压1min的绝缘强度试验，无击穿、无闪络现象。
3.根据权利要求1所述的一种通过小容量储能设备对大容量风力发电机的进行并网调试方法，所述调试方法的系统包括一台容量为4.5MW的直驱水平轴三叶片风机(D2-96#)，一台箱式变电站(D2-96#)，一台储能变压器(1#)和1.25MW/1.25MWh储能装置；
风机包括叶片、轮毂、主轴、机舱、发电机、塔筒，三只叶片安装在轮毂上、夹角互为120°，轮毂通过主轴与机舱内的发电机转子连接，叶片将风能转化为旋转的机械能，后通过轮毂和主轴带动机舱内的发电机转子旋转将机械能行业转化为电能，后通过线缆与D2-96#箱式变压器连接，其中D2-69096为线路开关，控制线路通断；
D2-96#箱式变压器包括高压室、低压室、变压器室组成，呈“品”字形结构布置，是集升压变压器、高压开关设备、低压开关设备及相应辅助配套设备与一体的专用电力设备，将风力发电机组发出的0.69KV电压升高到35KV后，经35KV地埋电缆向1#储能变压器输送电能；
1#储能变压器由高压室、低压室、变压器室组成，呈“品”字形结构，是集升压变压器、高压开关设备、低压开关设备及相应辅助配套设备与一体的专用电力设备，将35KV地埋电缆输送的35KV电压降为0.4KV，后通过0.4KV母线经开关L403和L403A与储能装置连接；
1.25hMW储能变流器集装箱选用20尺寸集装箱安装(长*宽*高＝6058mm*2438mm*28900mm)，内置1.25hMW磷酸铁锂电池和BMS(能量管理系统)，配套的汇流柜、消防、环境监测设备、应急照明、检修插座、配电箱等。
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CN116014903A (zh) * 2023-03-27 2023-04-25 江苏林洋亿纬储能科技有限公司 一种基于储能安全链识别的协调控制方法、系统

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