3.3 定桨距机组的控制系统
3.3.1 机组的特点
并网型风力发电机组从20世纪80年代中期开始逐步实现了商品化、产业化。经过20余年的发展，容量已从数十千瓦级增大到兆瓦级，定桨距（失速型）风力发电机组在相当长的时间内占据主导地位。尽管在兆瓦级风力发电机组的设计中已开始采用变桨距技术和变速恒频技术，但由此增加了控制系统与伺服系统的复杂性也对机组的成本与可靠性提出了新的挑战。因此，定桨距风力发电机组结构简单、性能可靠的优点是始终存在的。定桨距风力机组的结构特点如下。
1.风轮结构
定桨距风力发电机组的主要结构特点是：桨叶与轮毂的连接是固定的，即当风速变化时，桨叶的迎风角度不能随之变化。这一特点给定桨距风力发电机组提出了两个必须解决的问题：①当风速高于风轮的设计点风速即额定风速时，桨叶必须能够自动地将功率限制在额定值附近，因为风力机上所有材料的物理性能都是有限度的。桨叶的这一特性被称为自动失速性能。②运行中的风力发电机组在突然失去电网（突甩负载）的情况下，桨叶自身必须具备制动能力，使风力发电机组能够在大风情况下安全停机。早期的定桨距风力发电机组风轮并不具备制动能力、脱网时完全依靠安装在低速轴或高速轴上的机械刹车装置进行制动，这对于数十千瓦级机组来说问题不大，但对于大型风力发电机组，如果只使用机械刹车，就会对整机结构强度产生严重的影响。为了解决上述问题，桨叶制造商首先在20世纪70年代研制成功了用玻璃钢复合材料构成的失速性能良好的风力机桨叶，解决了定桨距风力发电机组在大风时的功率控制问题；80年代又将叶尖扰流器成功地应用在风力发电机组上，解决了在突甩负载情况下的安全停机问题，使定桨距（失速型）风力发电机组在近20年的风能开发利用中始终占据主导地位，直到最新推出的兆瓦级风力发电机组，有的机型仍然采用该项技术。
2.桨叶的失速调节原理
当气流流经上下翼面形状不同的叶片时，因突面的弯曲而使气流加速，压力较低，凹面较平缓使气流速度缓慢，压力较高，因而产生升力。桨叶的失速性能是指它在最大升力系数Clmax附近的性能。当桨距角β不变，随着风速增加攻角i增大，升力系数Cl线性增大；在接近Clmax时，增加变缓，达到Clmax后开始减小。另一方面，阻力系数Cd初期不断增大；在升力开始减小时，Cd继续增大，这是由于气流在叶片上的分离随攻角的增大而增大，分离区形成大的涡流，流动失去翼型效应，与未分离时相比，上下翼面压力差减小，致使阻力激增，升力减少，造成叶片失速，从而限制了功率的增加，如图3-3所示。
图3-3 桨叶升力系数与阻力系数图
失速调节叶片的攻角沿轴向由根部向叶尖逐渐减少，因而根部叶面先进入失速，随风速增大，失速部分向叶尖处扩展，原本已失速的部分，失速程度加深，未失速的部分逐渐进入失速区。失速部分使功率减少，未失速部分仍有功率增加。从而使输入功率保持在额定功率附近。
3.叶尖扰流器
由于风力机风轮具有巨大的转动惯量，如果风轮自身不具备足够的制动能力，在高风速下实现脱网停机是难以达到的。早年的风力发电机组正是不能解决这一问题，造成灾难性的飞车事故不断发生。目前所有的定桨距风力发电机组均采用了叶尖扰流器的设计。叶尖扰流器的结构如图3-4所示。当风力机正常运行时，在液压系统的作用下，叶尖扰流器与桨叶主体部分合为一体，组成完整的桨叶；当风力机需要脱网停机时，液压系统按控制指令将叶尖扰流器释放并使之旋转80°～90°形成阻尼板，由于叶尖部分距离主轴最远，整个叶片作为一个长的杠杆，使叶尖扰流器产生的气动阻力相当高，足以使风力机在几乎没有任何磨损的情况下迅速减速，这一过程即为桨叶空气动力刹车。叶尖扰流器是风力发电机组的主要制动器，制动时它起主要作用。在风轮旋转时，作用在叶尖扰流器上的离心力和弹簧力会使叶尖扰流器脱离桨叶主体转动到制动位置；而不论是由于控制系统是正常指令还是液压系统的故障引起的液压力释放，都将导致扰流器展开，从而使风轮停止运行。
4.空气动力刹车
空气动力刹车是一种失效保护装置，它使整个风力发电机组的制动系统具有很高的可靠性。空气动力刹车系统常用于失速控制型机组安全保护系统，安装在叶片上，与变桨距系统不同，它主要是限制风轮的转速，并不能使风轮完全停止转动，而是使其转速限定在允许的范围内。这种空气动力刹车系统一般采用失效—安全型设计原则，即在风力发电机组的控制系统和安全系统正常工作时，空气动力刹车系统才可以恢复到机组的正常运行位置，机组可以正常投入运行；一旦风力发电机组的控制系统或安全系统出现故障，则空气动力刹车系统立即起动，使机组安全停机。叶片空气动力刹车主要通过叶片形状的改变使气流受阻碍，如叶片部分旋转大约90°，主要是叶尖部分旋转，产生阻力，使风轮转速下降。图3-5和图3-6中为叶片的正常运行位置和刹车位置。空气动力刹车系统使叶片维持在正常位置时需要克服叶尖部分的离心力，这种动力通常由液压系统提供。
图3-4 叶尖扰流器结构图
图3-5 叶片正常运行位置图
图3-6 叶片刹车位置图
也有的叶片空气动力刹车采用降落伞或在叶片的工作面或非工作面加装阻流板达到空气动力刹车的目的。空气动力刹车系统通过超速时的离心力起作用。
空气动力刹车分为主动式和被动式。主动式空气动力刹车系统在转速下降停机后，空气动力刹车部分借助控制系统能自动复位；被动式空气动力刹车系统一般需要人工进行复位。早期的风力发电机组有采用被动式结构的，现在的大型风力发电机组很少采用。
5.双速发电机
事实上，定桨距风力发电机组还存在低风速运行时的效率问题。在整个运行风速范围内（3m/s<v<25m/s），由于气流的速度不断变化，如果风力机的转速不能随风速的变化而调整，这就必然要使风轮的转速低于风速时的效率降低（而设计低风速时效率过高，会使桨叶过早进入失速状态）；高于风速时，不受影响。同时发电机本身也存在低负荷时的效率问题，尽管目前用于风力发电机组的发电机已能设计得非常理想，它们在P＞30%额定功率范围内，均有高于90%的效率，但当功率P＜25%额定功率时，效率仍然会急剧下降。为了解决上述问题，定桨距风力发电机组普遍采用双速发电机，分别设计成4极和6极。一般6极发电机的额定功率设计成4极发电机的1/4～1/50。例如600kW定桨距风力发电机组一般设计成6极150kW和4 极600kW；750kW风力发电机组设计成6极200kW和4极750kW；最新推出的1000kW风力发电机组设计成6 极200kW和4极1000kW。这样，当风力发电机组在低风速段进行时，不仅桨叶具有较高的气动效率，发电机的效率也能保持在较高水平，从而使定桨距风力发电机组与变桨距风力发电机组在进入额定功率前的功率曲线差异不大。采用双速发电机的风力发电机组输出功率曲线如图3-7所示。
6.功率输出
根据风能转换的原理，风力发电机组的功率输出主要取决于风速，但除此以外，气压、气温和气流扰动等因素也显著地影响其功率输出。因为定桨距叶片的功率曲线是在空气的标准状态下测出的，当气压与气温变化时，ρ会跟着变化，一般当温度变化±10%，相应的空气密度变化±4%。而桨叶的失速性能只与风速有关，只要达到了叶片气动外形所决定的失速调节风速，不论是否满足输出功率，桨叶的失速性能都要起作用，影响功率输出。因此，当气温升高，空气密度就会降低，相应的功率输出就会减少；反之，功率输出就会增大，如图3-8所示。对于750kW容量的定桨距风力发电机组，最大的功率输出可能会出现30～50kW 的偏差。因此在冬季与夏季，应对桨叶的安装角各作一次调整。
图3-7 双速发电机功率曲线图
为了解决这一问题，近年来定桨距风力发电机组制造商又研制了主动失速型定桨距风力发电机组。采取主动失速的风力机开机时，将桨叶节距角推进到可获得最大功率位置，当风力发电机组超过额定功率后，桨叶节距角主动向失速方向调节，将功率调整在额定值上。由于功率曲线在失速范围的变化率比失速前要低得多，控制相对容易，输出功率也更加平稳。
图3-8 空气密度变化对功率输出的影响图
（a）海拔对定桨距风力机的影响；（b）温度对定桨距风力机的影响
7.节距角与额定转速的设定对功率输出的影响
定桨距风力发电机组的桨叶节距角和转速都是固定不变的，这一限制使得风力发电机组的功率曲线上只有一点具有最大功率系数，这一点对应于某一个叶尖速比。当风速变化时，功率系数也随之改变。而要在变化的风速下保持最大功率系数，必须保持转速与风速之比不变，也就是说，风力发电机组的转速要能够跟随风速的变化。对同样直径的风轮驱动的风力发电机组，其发电机额定转速可以有很大变化，而额定转速较低的发电机在低风速时具有较高的功率系数；额定转速较高的发电机在高风速时具有较高的功率系数，这就是我们采用双速发电机的根据。需要说明的是额定转速并不是按在额定风速时具有最大的功率系数设定的。因为风力发电机组与一般发电机组不一样，它并不是经常运行在额定风速点上，并且功率与风速的三次方成正比，只要风速超过额定风速，功率就会显著上升，这对于定桨距风力发电机组来说是根本无法控制的。事实上，定桨距风力发电机组早在风速达到额定值以前就已开始失速了，到额定点时的功率系数已相当小，如图3-9所示。
图3-9 定桨距风力发电机组的功率曲线与功率系数关系图
另一方面，改变桨叶节距角的设定，也显著影响额定功率的输出。根据定桨距风力机的特点，应当尽量提高低风速时的功率系数和考虑高风速时的失速性能。为此我们需要了解桨叶节距角的改变究竟如何影响风力机的功率输出。图3-10是一组200kW风力发电机组的功率曲线。
无论从实际测量还是理论计算所得的功率曲线都可以说明，定桨距风力发电机组在额定风速以下运行时，在低风速区，不同的节距角所对应的功率曲线几乎重合；在高风速区，节距角的变化对其最大输出功率（额定功率点）的影响十分明显。事实上，调整桨叶的节距角，只是改变了桨叶对气流的失速点。根据实验得出，节距角越小，气流对桨叶的失速点越高，其最大输出功率也越高。这就是定桨距风力机可以在不同的空气密度下调整桨距角的根据。
图3-10 桨叶节距角对输出功率的影响图
3.3.2 基本运行过程
1.待机状态
当风速v＞3m/s，但不足以将风力发电机组拖动到切入的转速，或者风力发电机组从小功率（逆功率）状态切出，没有重新并入电网，这时的风力机处于自由转动状态，称为待机状态。待机状态除了发电机没有并入电网，机组实际上已处于工作状态。这时控制系统已做好切入电网的一切准备：机械刹车已松开；叶尖阻尼板已收回；风轮处于迎风状态；液压系统的压力保持在设定值上，风况、电网和机组的所有状态参数均在控制系统检测之中，一旦风速增大，转速升高，发电机即可并入电网。
2.自起动
风力发电机组的自起动是指风轮在自然风速的作用下，不依靠其他外力的协助，将发电机拖动到额定转速。早期的定桨距风力发电机组不具有自起动能力，风轮的起动需要在发电机的协助下完成，这时发电机作电动机运行，通常称为电动机起动（Motor Start）。直到现在，这种风力发电机组仍在使用。随着桨叶气动性能的不断改进，目前绝大多数风力发电机组的风轮已具有良好的自起动性能。一般在风速v＞4m/s的条件下，即可自起动到发电机的额定转速。
3.自起动的条件
正常起动前10min，风力发电机组控制系统对电网、风况和机组的状态进行检测。这些状态必需满足以下条件：
（1）电网的要求有：
1）连续10min 内电网没有出现过电压、低电压。
2）电网电压0.1s内跌落值均小于设定值。
3）电网频率在设定范围之内。
4）没有出现三相不平衡等现象。
（2）风况。连续10min风速在风力发电机组运行风速的范围内（3.0m/s＜v＜25m/s）。
（3）机组。机组本身至少应具备以下条件：
1）发电机温度、增速器油温度应在设定值范围以内。
2）液压系统所有部位的压力都在设定值。
3）液压油位和齿轮润滑油位正常。
4）制动器摩擦片正常。
5）扭缆开关复位。
6）控制系统DC24V、AC24V、DC5V、DC±15V 电源正常。
7）非正常停机后显示的所有故障均已排除。
8）维护开关在运行位置。
上述条件满足时，按控制程序机组开始执行“风轮对风”与“制动解除”指令。
（4）风轮对风。当风速传感器测得10min平均风速v ＞3m/s时，控制器允许风轮对风。
偏航角度通过风向仪测定。当风力机向左或右偏离风向确定时，需延迟10s后才执行向左或向右偏航。以避免在风向扰动情况下的频繁起动。释放偏航刹车1s 后，偏航电动机根据指令执行左右偏航；偏航停止时，偏航刹车投入。
（5）制动解除。当自起动的条件满足时，控制叶尖扰流器的电磁阀打开，压力油进入桨叶液压缸，扰流器被收回与桨叶主体合为一体。控制器收到叶尖扰流器已回收的反馈信号后，压力油的另一路进入机械盘式制动器液压缸，松开盘式制动器。
3.3.3 基本控制策略
3.3.3.1 控制系统的基本功能
并网运行的风力发电机组的控制系统必须具备以下功能：
（1）根据风速信号自动进入起动状态或从电网切出。
（2）根据功率及风速大小自动进行转速和功率控制。
（3）根据风向信号自动对风。
（4）根据功率因素自动投入（或切出）相应的补偿电容。
（5）当发电机脱网时，能确保机组安全停机。
（6）在机组运行过程中，能对电网、风况和机组的运行状况进行监测和记录，对出现的异常情况能够自行判断并采取相应的保护措施，并能够根据记录的数据，生成各种图表，以反映风力发电机组的各项性能指标。
（7）对在风电场中运行的风力发电机组还应具备远程通信的功能。
3.3.3.2 运行过程中的主要参数监测
1.电力参数监测
风力发电机组需要持续监测的电力参数包括电网三相电压、发电机输出的三相电流、电网频率、发电机功率因数等。这些参数无论风力发电机组是处于并网状态还是脱网状态都被监测，用于判断风力发电机组的起动条件、工作状态及故障情况，还用于统计风力发电机组的有功功率、无功功率和总发电量。此外，还根据电力参数，主要是发电机有功功率和功率因数来确定补偿电容的投入与切出。
（1）电压测量。电压测量主要检测故障：①电网冲击相电压超过450V，持续0.2s；②过电压相电压超过433V，持续50s；③低电压相电压低于329V，持续50s；④电网电压跌落相电压低于260V，持续0.1s；⑤相序故障。
对电压故障要求反应较快。在主电路中设有过电压保护，其动作设定值可参考冲击电压整定保护值。发生电压故障时风力发电机组必须退出电网，一般采取正常停机，而后根据情况进行处理。
电压测量值经平均值算法处理后可用于计算机组的功率和发电量的计算。
（2）电流测量。关于电流的故障有：①电流跌落0.1s内一相电流跌落80%；②三相不对称，三相中有一相电流与其他两相相差过大，相电流相差25%，或在平均电流低于50A时，相电流相差50%；③晶闸管故障软起动期间，某相电流大于额定电流或者触发脉冲发出后电流连续0.1s 为0。
对电流故障同样要求反应迅速。通常控制系统带有两个电流保护，即电流短路保护和过电流保护。电流短路保护采用断路器，动作电流按照发电机内部相间短路电流整定，动作时间0～0.05s。过电流保护由软件控制，动作电流按照额定电流的2倍整定，动作时间1～3s。
电流测量值经平均值算法处理后与电压、功率因数合成为有功功率、无功功率及其他电力参数。
电流是风力发电机组并网时需要持续监视的参量，如果切入电流不小于允许极限，则晶闸管导通角不再增大，当电流开始下降后，导通角逐渐打开直至完全开启。并网期间，通过电流测量可检测发电机或晶闸管的短路及三相电流不平衡信号。如果三相电流不平衡超出允许范围，控制系统将发出故障停机指令，风力发电机组退出电网。
（3）频率。电网频率被持续测量。测量值经平均值算法处理与电网上、下限频率进行比较，超出时风力发电机组退出电网。
电网频率直接影响发电机的同步转速，进而影响发电机的瞬时出力。
（4）功率因数。功率因数通过分别测量电压相角和电流相角获得，经过移相补偿算法和平均值算法处理后，用于统计发电机有功功率和无功功率。
由于无功功率导致电网的电流增加，线损增大，且占用系统容量。因而送入电网的功率，感性无功分量越少越好，一般要求功率因数保持在0.95以上。为此，风力发电机组使用了电容器补偿无功功率。考虑到风力发电机组的输出功率常在大范围内变化，补偿电容器一般按不同容量分成若干组，根据发电机输出功率的大小来投入与切出。这种方式投入补偿电容时，可能造成过补偿。此时会向电网输入容性无功。
电容补偿并未改变发电机运行状况。补偿后，发电机接触器上电流应大于主接触器电流。
（5）功率。功率可通过测得的电压、电流、功率因数计算得出，用于统计风力发电机组的发电量。
风力发电机组的功率与风速有固定函数关系，如测得功率与风速不符，可以作为风力发电机组故障判断的依据。当风力发电机组功率过高或过低时，可以作为风力发电机组退出电网的依据。
2.风力参数监测
（1）风速。风速通过机舱外的数字式风速仪测得。计算机每秒采集一次来自于风速仪的风速数据；每10min计算一次平均值，用于判别起动风速（风速v＞3m/s时，起动小发电机，v＞8m/s时起动大发电机）和停机风速（v＞25m/s）。安装在机舱顶上的风速仪处于风轮的下风向，本身并不精确，一般不用来产生功率曲线。
（2）风向。风向标安装在机舱顶部两侧，主要测量风向与机舱中心线的偏差角。一般采用两个风向标，以便互相校验，排除可能产生的误信号。控制器根据风向信号，起动偏航系统。当两个风向标不一致时，偏航会自动中断。当风速低于3m/s 时，偏航系统不会起动。
3.机组状态参数检测
（1）转速。风力发电机组转速的测量点有两个，即发电机转速和风轮转速。
转速测量信号用于控制风力发电机组并网和脱网，还可用于起动超速保护系统，当风轮转速超过设定值n1或发电机转速超过设定值n2时，超速保护动作，风力发电机组停机。
风轮转速和发电机转速可以相互校验。如果不符，则提示风力发电机组故障。
（2）温度。有8个点的温度被测量，用于反映风力发电机组系统的工作状况。这8个点包括：①增速器油温；②高速轴承温度；③大发电机温度；④小发电机温度；⑤前主轴承温度；⑥后主轴承温度；⑦控制盘温度（主要是晶闸管的温度）；⑧控制器环境温度。
由于温度过高引起风力发电机组退出运行，在温度降至允许值时，仍可自动起动风力发电机组运行。
（3）机舱振动。为了检测机组的异常振动，在机舱上应安装振动传感器。传感器由一个与微动开关相连的钢球及其支撑组成。异常振动时，钢球从支撑它的圆环上落下，拉动微动开关，引起安全停机。重新起动时，必须重新安装好钢球。
机舱后部还设有桨叶振动探测器。过振动时将引起正常停机。
（4）电缆扭转。由于发电机电缆及所有电气、通信电缆均从机舱直接引入塔筒，直到地面控制柜。如果机舱经常向一个方向偏航，会引起电缆严重扭转。因此，偏航系统还应具备扭缆保护的功能。偏航齿轮上安有一个独立的记数传感器，以记录相对初始方位所转过的齿数。当风力机向一个方向持续偏航达到设定值时，表示电缆已被扭转到危险的程度，控制器将发出停机指令并显示故障。风力发电机组停机并执行顺或逆时针解缆操作。为了提高可靠性，在电缆引入塔筒处（即塔筒顶部），还安装了行程开关，行程开关触点与电缆相连，当电缆扭转到一定程度时可直接拉动行程开关，引起安全停机。
为了便于了解偏航系统的当前状态，控制器可根据偏航记数传感器的报告，以记录相对初始方位所转过的齿数显示机舱当前方位与初始方位的偏转角度及正在偏航的方向。
（5）机械刹车状况。在机械刹车系统中装有刹车片磨损指示器，如果刹车片磨损到一定程度，控制器将显示故障信号，这时必须更换刹车片后才能起动风力发电机组。
在连续两次动作之间，有一个预置的时间间隔，使刹车装置有足够的冷却时间，以免重复使用使刹车盘过热。根据不同型号的风力发电机组，也可用温度传感器来取代设置延时程序。这时刹车盘的温度必须低于预置的温度才能起动风力发电机组。
（6）油位。风力发电机的油位包括润滑油位、液压系统油位。
4.各种反馈信号的检测
控制器在以下指令发出后的设定时间内应收到动作已执行的反馈信号：
（1）回收叶尖扰流器。
（2）松开机械刹车。
（3）松开偏航制动器。
（4）发电机脱网及脱网后的转速降落信号。
否则将出现相应的故障信号，执行安全停机。
5.增速器油温的控制
增速器箱体内一侧装有温度传感器。运行前，保证齿轮油温高于0℃（根据润滑油的要求设定），否则加热至10℃再运行。正常运行时，润滑油泵始终工作，对齿轮和轴承进行强制喷射润滑。当油温高于60℃时，油冷却系统起动，油被送入增速器外的热交换器进行自然风冷或强制水冷。油温低于45℃时，冷却油回路切断，停止冷却。
目前大型风力发电机组增速器均带有强制润滑冷却系统和加热器。但油温加热器与箱外冷却系统并非缺一不可。例如对于我国南方，如广东省的沿海地区，气温很少低于0℃，可不用考虑加热器，对一些气温不高的地区，也可不用设置箱外冷却系统。
6.发电机温升控制
通常在发电机的三相绕组及前后轴承里面各装有温度传感器，发电机在额定状态下的温度为130～140℃，一般在额定功率状态下运行5～6h后达到这一温度。当温度高于150～155℃时，风力发电机组将会因温度过高而停机。当温度降落到100℃以下时，风力发电机组又会重新起动并入电网（如果自起动条件仍然满足）。发电机温度的控制点可根据当地情况进行现场调整。对在安装在湿度和温差较大地点的风力发电机组，发电机内部可安装电加热器。以防止大温差引起发电机绕组表面的冷凝。
一般用于风力发电机组的发电机均采取强制风冷。目前推出的风力发电机组已开始设置水冷系统，如图3-11所示。冷却水管道布置在定子绕组周围，通过水泵与外部散热器进行循环热交换。冷却系统不仅直接带走发电机内部的热量，同时通过热交换器带走齿轮润滑油的热量从而使风力发电机组的机舱可以设计成密封型。采用强制水冷，大大提高了发电机的冷却效果，提高了发电机的工作效率。并且由于密封良好，避免了舱内风沙雨水的侵入，给机组创造了有利的工作环境。
图3-11 发电机增速器循环冷却系统图
7.功率过高或过低的处理
（1）功率过低。如果发电机功率持续（一般设置30～60s）出现逆功率，其值小于预置值Ps，风力发电机组将退出电网，处于待机状态。脱网动作过程如下：断开发电机接触器，断开旁路接触器，不释放叶尖扰流器，不投入机械刹车。重新切入可考虑将切入预置点自动提高0.5%，但转速下降到预置点以下后升起再并网时，预置值自动恢复到初始状态值。
重新并网动作过程如下：合发电机接触器，软启动后晶闸管完全导通。当输出功率超过Ps 3s 时，投入旁路接触器，转速切入点变为原定值。功率低于Ps时由晶闸管通路向电网供电，这时输出电流不大，晶闸管可连续工作。
这一过程是在风速较低时进行的。发电机出力为负功率时，吸收电网有功，风力发电机组几乎不做功。如果不提高切入设置点，起动后仍然可能是电动机运行状态。
（2）功率过高。一般说来，功率过高现象由两种情况引起：一是由于电网频率波动引起的。电网频率降低时，同步转速下降，而发电机转速短时间不会降低，转差较大；各项损耗及风力转换机械能瞬时不突变，因而功率瞬时会变得很大。二是由于气候变化、空气密度的增加引起的。功率过高如持续一定时间，控制系统应作出反应。可设置为：当发电机出力持续10min大于额定功率的15%时，正常停机；当功率持续2s大于额定功率的50%时，安全停机。
8.风力发电机组退出电网
风力发电机组各部件受其物理性能的限制，当风速超过一定的限度时，必需脱网停机。例如风速过高将导致叶片大部分严重失速，受剪切力矩超出承受限度而导致过早损坏。因而在风速超出允许值时，风力发电机组应退出电网。
由于风速过高引起的风力发电机组退出电网的情况如下：
（1）风速高于25m/s，持续10min。一般来说，由于受叶片失速性能限制，在风速超出额定值时发电机转速不会因此上升。但当电网频率上升时，发电机同步转速上升，要维持发电机出力基本不变，只有在原有转速的基础上进一步上升，可能超出预置值。这种情况通过转速检测和电网频率监测可以做出迅速反应。如果过转速，释放叶尖扰流器后还应使风力发电机组侧风90°，以便转速迅速降下来。当然，只要转速没有超出允许限额，只需执行正常停机。
（2）风速高于33m/s，持续2s，正常停机。
（3）风速高于50m/s，持续1s，安全停机，侧风90°。
3.3.3.3 风力发电机组的基本控制策略
1.风力发电机组的工作状态
风力发电机组的工作状态有：①运行状态；②暂停状态；③停机状态；④紧急停机状态。
每种工作状态都可看作风力发电机组的一个活动层次，运行状态处在最高层次，紧急停机状态处在最低层次。控制软件根据机组不同的工作状态，按设定的控制策略对调向系统、液压系统、变桨距系统、制动系统、晶闸管等进行操作，实现状态之间的转换。
风力发电机组工作状态的主要特征如下：
（1）运行状态：①机械刹车松开；②允许机组并网发电；③机组自动调向；④液压系统保持工作压力；⑤叶尖阻尼板回收或变桨距系统选择最佳工作状态。
（2）暂停状态：①机械刹车松开；②液压泵保持工作压力；③自动调向保持工作状态；④叶尖阻尼板回收或变距系统调整桨叶节距角向90°方向；⑤风力发电机组空转。
这个工作状态在调试风力发电机组时非常有用，因为调试风力机的目的是要求机组的各种功能正常，而不一定要求发电运行。
（3）停机状态：①机械刹车松开；②液压系统打开电磁阀使叶尖阻尼板弹出，或变距系统失去压力而实现机械旁路；③液压系统保持工作压力；④调向系统停止工作。
（4）紧急停机状态：①机械刹车与气动刹车同时动作；②紧急电路（安全链）开启；③计算机所有输出信号无效；④计算机仍在运行和测量所有输入信号。
当紧停电路动作时，所有接触器断开，计算机输出信号被旁路，使计算机没有可能去激活任何机构。
2.工作状态之间的转变
风力发电机组的四种工作状态对应四种不同的活动层次，各种工作状态之间及运行层次之间可以实现转换，如图3-12所示。
工作状态及运行层次的转换原则：提高工作状态及运行层次时必须一层一层地上升，这种过程确定系统的每个故障是否被检测；降低工作状态及运行层次时可以一次一层或多层，当系统在状态转变过程中检测到故障则自动进入停机状态。这种工作状态之间转变方法是基本的控制策略，它主要出发点是确保机组的安全运行。
当系统在运行状态中检测到故障，并且判定这种故障是致命的，那么风力发电机组不得不从运行的工作状态直接到紧急停机状态，即可以立即实现而不需要通过暂停状态和停止状态。
下面我们进一步说明当工作状态转换时，系统的动作过程如下：
（1）工作状态层次上升。
1）紧停→停机。
如果停机状态的条件满足，则：①关闭紧停电路；②建立液压工作压力；③松开机械刹车。
2）停机→暂停。
图3-12 工作状态转换图
如果暂停的条件满足，则：①起动偏航系统；②对变桨距风力发电机组，接通变桨距系统压力阀。
3）暂停→运行。
如果运行的条件满足，则：①核对风力发电机组是否处于上风向；②叶尖阻尼板回收或变桨距系统投入工作；③根据所测转速，发电机是否可以切入电网。
（2）工作状态层次下降。工作状态层次下降包括3种情况：
1）紧急停机。紧急停机也包含了三种情况，即停止→紧停、暂停→紧停和运行→紧停。其主要控制指令为：①打开紧停电路；②置所有输出信号于无效；③机械刹车作用；④逻辑电路复位。
2）停机。停机操作包含了两种情况，即暂停→停机和运行→停机。
暂停→停机的主要控制指令为：①停止自动调向；②打开气动刹车或变桨距机构回油阀。
运行→停机。其主要控制指令为：①变桨距系统停止自动调节；②打开气动刹车或变桨距机构回油阀；③发电机脱网。
3）暂停。其主要控制指令为：①如果发电机并网，调节功率降到0后通过晶闸管切出发电机；②如果发电机没有并入电网，则降低风轮转速至0。
3.故障处理
图3-12所示的工作状态转换过程实际上还包含着一个重要的内容：当故障发生时，风力发电机组将自动地从较高的工作状态转换到较低的工作状态。故障处理实际上是针对风力发电机组从某一工作状态转换到较低的状态层次可能产生的问题，因此检测的范围是限定的。
针对不同的故障类型，对每个故障定义信息如下：①故障名称；②故障被检测的描述；③当故障存在或没有恢复时工作状态层次；④故障复位情况（能自动或手动复位，在机上或远程控制复位）。
1）故障检测。控制系统设在顶部和地面的处理器都能够扫描传感器信号以检测故障，故障由故障处理器分类，每次只能有一个故障通过，只有能够引起机组从较高工作状态转入较低工作状态的故障才能通过。
2）故障记录。故障处理器将故障存储在运行记录表和报警表中。
3）对故障的反应。对故障的反应应是三种情况之一：①降为暂停状态；②降为停机状态；③降为紧急停机状态。④故障处理后的重新起动。在故障信息已被接受之前，工作状态层不可能任意上升。
故障被接受的方式：如果外部条件良好，此外部原因引起的故障状态可能自动复位，一般故障可以通过远程控制复位，如果操作者发现该故障可接受并允许起动风力发电机组，则复位故障；不允许自动复位或远程控制复位的平重故障，必须有工作人员到机组工作现场检查，这些故障必须在风力发电机组内的控制面板上得到复位。故障状态被自动复位后10min 将自动重新起动。但每天发生的次数应有限定，并记录显示在控制面板上。如果控制器出错可通过自检（看门狗WATCHDOG）重新起动。