2020海上风电机组系统设计技术

海上风电机组系统设计技术目录TOC\o"1-2"\h\u28707一、概述 3481二、大型海上风电机组及其特点 516983１大型海上风电机组的特点 519162２大型海上风电机组总体设计技术 54814３大型海上风电机组类型 56376４大型海上风电机组开发及应用 69576（续） 914705三、风电机组塔架设计 1020201１风电机组塔架模态 1024376２风电塔架系统整体建模方法 1111220四、叶片试验模态分析 1215961１叶片运动学方程 132798图５⁃５叶片振动模型 134403２阻尼模态试验 144354３频率模态试验 155548４振型（弯矩）分布 151951五、风电机组状态监测系统 1819813１概述 185860２风电机组在线监测 2024805３在线振动监测系统应用 22一、概述目前，绝大部分已完成装机的海上风电机组的容量在２～６ＭＷ范围，这些风电机组的特点为三叶片、变桨控制、上风向叶轮，异步感应发电机、双馈异步发电机和永磁（直驱，半直驱）式发电机等。大型海上风电机组为５～７ＭＷ级，６ＭＷ机组已有的完成了安装、试运行，这些机组全是三叶片的，大都采用直驱（半直驱）式设计，也有少量仍采用齿轮箱，转速涵盖中、高速。更大容量的风电机组包括ＧＥ公司的１５ＭＷ机型，该风电机组采用高温超导ＨＳＴ发电机。此外，还出现了采用“Ｖ”字形叶轮的垂直轴１０ＭＷＡｅｒｏｇｅｎｅｒａｔｏｒＸ机组等。双叶片海上风电机组已有公司在设计，如荷兰的２⁃Ｂ能源公司、德国的Ａｅｒｏｄｙｎ公司、英国的Ｃｏｎｄｏｒ风能公司和中国远景能源公司。图５⁃１所示为我国某企业设计的Ｅ１２８型３６ＭＷ双叶片直驱式海上风电机组，该机组的特点如下：１）运输成本低，便于通过海上直接运输叶轮总成；２）节省吊装时间、施工成本低，可以一次吊装就位；３）减轻了叶片、机舱、塔架重量；４）总长为６２ｍ的叶片采用强化玻璃纤维材料，一部分是长度为２０ｍ固定角图５⁃１Ｅ１２８型３６ＭＷ双叶片直驱式海上风电机组示意图度不变的内叶片（亦称作根展叶片），另一部分为４２ｍ长的可变桨的外叶片，具有部分变桨功能，其中，变桨轴承和电控系统安装在内叶片和外叶片之间；５）避雷效果更好，三叶片风电机组雷击点集中在叶片端，而双叶片由于形成了一个相对而言更加开放和分散的结构，使得双叶片整体具备防雷击的自我保护功能。二、大型海上风电机组及其特点１大型海上风电机组的特点大型海上风电机组相对于同等容量的陆上风电机组，具有以下特点：１）叶轮直径更大，额定风速更低；２）风速随高度的变化率小，轮毂高度降低；３）叶尖速比高，因不受噪声限制，风电机组转速提高了１０％～３５％，增加了发电量，转矩降低，同时还减小了传动系统的重量和成本；４）提高防腐保护标准，如内部采用密封措施，齿轮箱和发电机的空冷系统的空气通过再循环进行热交换，避免了外界空气的进入，同时，在机舱和塔架内需要安装除湿装置。通过增加塔架壁厚、采用电极防护和镀层措施加强外部防腐保护。２大型海上风电机组总体设计技术大型海上风电机组总体设计技术涉及以下两个方面：１）大型化及抗台风设计，包括叶片、齿轮箱、直驱和半直驱型发电机、塔架等；２）新型结构形式，包括二叶片、下风向、柔性叶片，高压发电机（输出电压为１０ｋＶ）和高压输电技术，例如，由直流输电取代交流输电方式以减少损耗等。３大型海上风电机组类型（１）直驱型风电机组２００７年，世界上只有德国的ＥＮＥＲＣＯＮ公司和我国金风科技公司能够生产直驱型风电机组。近年来，随着机组容量的增大，电网对于风电并网的要求日趋严格，直驱型风电机组尤其是永磁直驱技术的风电机组具有的优越性能充分展现出对电网的友好性，使得西门子、ＧＥ等公司也纷纷开展永磁直驱风电机组的研发。海上５ＭＷ及以上大型风电机组采用永磁直驱技术，该趋势已经形成，直驱型风电机组在海上风电市场具有竞争优势，因为该风电机组无需齿轮箱，减少了齿轮箱维护成本，齿轮箱维护成本超过了直驱型机组增加的初始投资成本。与双馈风电机组相比，直驱型风电机组采购成本每千瓦仅仅增加７０～８０元人民币，但其发电量更多、维修工作量更小，因此，性价比优势明显。采用永磁直驱技术，利用其自身励磁的优势，可大幅度降低电能损失，风电机组的总体效率得以提高３％～５％。此外，直驱型风电机组由于没有齿轮箱，减少了故障率，对于海上风电机组而言，没有齿轮箱也降低了润滑油泄漏污染海面的危险。尽管去除了齿轮箱，但该机型也增大了风电机组的重量和体积，机身更大、所用钢材也将更多，存在发电机散热与机头载荷大等不足。直驱型风电机组机头重量过重，往往会增大机舱和轮毂联合处的磨损量。２０１１年８月８日，我国湘电风能有限公司研制生产的ＸＤ１１５⁃５０００海上直驱型风电机组在荷兰北部的Ｗｉｅｒｉｎｇｅｒｗｅｒｆ风电场顺利完成吊装，进入试验阶段。该风电机组叶轮中心高为１００ｍ、叶轮直径为１１５ｍ，减少了齿轮箱和其他相关零部件，采用直驱技术、永磁发电机、单主轴轴承、先进的叶片、密封的机舱和集成控制系统，使得风电机组运行的可靠性和效率显著提高。同时，通过对该风电机组的机头采用轻量化设计，降低了海上风电机组基础结构载荷量、安装更为便利。（２）双馈风电机组该机型采用齿轮箱和高速发电机技术，以及模块化和一体化设计方案。双馈技术经历过长时间检验，成熟并一直被丹麦维斯塔斯、我国华锐风电科技（集团）股份有限公司等企业所采用。华锐风电科技（集团）股份有限公司６ＭＷ风电机组已于２０１１年６月下线。欧洲海上风电场具有风速稳定、没有风沙、电网稳定特点，对谐波容忍程度高，再加上齿轮箱质量好，双馈风电机组技术相对成熟，因此，已在欧洲多个大型海上风电场得到成功应用。（３）半直驱风电机组直驱型和双馈风电机组各具特点，这两种机型正有逐渐融合之势。目前，我国部分企业已经开始生产兼顾这两种技术优势的半直驱风电机组。半直驱风电机组的关键在于传动和载荷，属于带有中速发电机的单级传动平台，能够兼顾直驱和双馈风电机组的优势。此外，还出现了采用多发电机系统形式的机型。４大型海上风电机组开发及应用由于海上特殊的自然条件带来的安装、维修高费用，必须依靠大型化风电机组技术才能解决大规模商用的成本问题。近年来，在土地资源稀缺和减排要求的双重压力下，欧美国家均开始大力开发海上风电资源。根据英、法两国公布的未来十年规划，新建设的７６００台海上风电机组平均单机容量都要求在５ＭＷ以上。据报道，美国能源部和内政部近期发布了《国家海上风电战略：创建美国海上风电产业》。这是美国历史上首个关于海上风电的机构间合作规划。该规划重点拟解决三个问题：海上风电的相对高成本，安装、运营和并网方面的技术挑战，以及现场数据和项目审批程序经验的匮乏。美国计划到２０１５年投资５０５０万美元重点发展海上风电，其中，技术开发投入２５００万美元，支持开发创新型风电机组设计工具和硬件，为美国发展具有成本竞争力和世界一流水平的海上风电产业奠定基础。我国已具备设计制造大型海上风电机组的能力，６ＭＷ大型海上风电机组已完成吊装或试运行。国家科学技术部制定《风力发电科技发展“十二五”专项规划》（以下简称《规划》），明确未来的重点任务涉及基础研究类、研究开发类等７个层面，其中，对风电机组整机关键技术研究开发包括“１０ＭＷ级风电机组总体设计技术”、“３ＭＷ到５ＭＷ永磁直驱风电机组产业化技术”和“７ＭＷ级风电机组研制及产业化技术”。大容量风电机组相关技术研究已成为我国风电产业科技创新的重点，国家拟通过“８６３计划”重点资助研发１０ＭＷ大型海上风电机组，计划采用永磁直驱、双馈或超导技术。《规划》还明确特大型风电场建设将成为我国风电开发的需求重点，“十二五”期间，我国将规划建设６个陆上和２个海上及沿海风电基地。图５⁃２～图５⁃４所示分别为已量产或投产的高速、低中速齿轮式和直驱型大型海上风电机组的结构示意图，相应的结构特点分别如表５⁃１～表５⁃３所示。图５⁃２高速齿轮式大型海上风电机组结构示意图表５⁃１高速齿轮式大型海上风电机组序号型号功率／ＭＷ叶轮直径／ｍ驱动系统齿轮箱发电机种类能电转换箱安装位置１Ｂａｒｄ５０５１２２半整体三级双馈感应塔筒基２Ｂａｒｄ６５６５１２２半整体分散式永磁塔筒基３瑞能（Ｒｅｐｏｗｅｒ）５Ｍ５１２６非整体式主轴、双转子轴承三级双馈感应机舱４瑞能（Ｒｅｐｏｗｅｒ）６Ｍ６１２６非整体式主轴、双转子轴承三级双馈感应机舱（续）序号型号功率／ＭＷ叶轮直径／ｍ驱动系统齿轮箱发电机种类能电转换箱安装位置５西门子（Ｓｉｅｍｅｎｓ）ＳＷＴ⁃３６⁃１０７３６１０７非整体式主轴、双转子轴承三级行星齿轮异步感应塔筒基（流整流器，机舱换流器和变压器）６西门子（Ｓｉｅｍｅｎｓ）ＳＷＴ⁃３６⁃１２０３６１２０非整体式主轴、双转子轴承三级行星齿轮异步感应机舱（交直流整流器，机舱换流器和变压器）７华锐（Ｓｉｎｏｖｅｌ）ＳＬ３０００３９１３非整体式三级双馈感应／８华锐（Ｓｉｎｏｖｅｌ）ＳＬ６０００６１２８非整体式三级异步感应／９维斯塔斯（Ｖｅｓｔａｓ）Ｖ９０⁃３０ＭＷ３９０半整体、单转子轴承三级双馈感应机舱图５⁃３低中速齿轮式大型海上风电机组结构示意图表５⁃２低中速齿轮式大型海上风电机组序号型号功率／ＭＷ叶轮直径／ｍ驱动系统齿轮箱发电机种类能电转换箱安装位置１阿海珐（ｒｅｖａ）Ｍ５０００５１１６低速：全整体单转子轴承单级行星式双馈感应塔筒基２歌美飒（Ｇａｍｅｓａ）Ｇ１１Ｘ⁃５０ＭＷ５１２８中速：主轴轴承：凸缘主体元件两级永磁塔筒基３维斯塔斯（Ｖｅｓｔａｓ）Ｖ１６４⁃７０ＭＷ７１６４中速：主轴轴承：凸缘主体元件三级双馈感应机舱图５⁃４直驱型大型海上风电机组结构示意图表５⁃３直驱型大型海上风电机组序号型号功率／ＭＷ叶轮直径／ｍ驱动系统发电机种类能电转换箱安装位置１阿尔斯通（Ａｌｓｔｏｍ）Ｈａｌｉａｄｅ１５０６１５０前置电机液冷、永磁塔筒基２通用电气（ＧＥ）４１⁃１１３４１１１３后置电机空心主轴永磁机舱３ＮｏｒｄｅｘＮ１５０／６０００６１５０后置电机独立转子和电机轴用扭转轴相连液冷、永磁／４西门子（Ｓｉｅｍｅｎｓ）ＳＷＴ⁃６０⁃１２０６１２０前置电机单转子轴承液冷、永磁机舱５ＳＴＸ７２２７２前置电机单转子轴承被动风冷、永磁塔筒基６湘电风能（ＸＥＭＣＷｉｎｄｐｏｗｅｒ）ＸＤ１１５５１１５前置电机单转子轴承被动强制风冷、永磁塔筒基三、风电机组塔架设计１风电机组塔架模态采用分析力学、多体动力学和有限元方法研究风电机组的塔架模态，有学者曾在实验室对一个垂直轴风电机组模型在停机和运行状态下进行模态测试，获得相应的频率及其阻尼比。但是，实际运行的风电机组塔架通常处在恶劣多变的自然环境中，且在高耸塔架的顶端安装有截面形状复杂的叶轮、机械装置及其附属配件，很难通过理论方法和实验模型准确地得到该结构的模态。因此，采用现场实测方法便成为获得风电机组塔架模态较为可靠的方法。ＧＬ规范和国内风电机组相关规范都要求对塔架进行动力计算，但都没有给出相应模态阻尼比的建议值。另外，目前风电塔架系统有限元建模多采用将桨叶和机舱凝聚成塔顶的质量块的简化处理方法，但此方法无法准确地反映桨叶与塔架的耦合关系，也无法体现桨叶的振动形式，桨叶与塔架之间相互作用的不确定性可能带来经济上的浪费或者存在安全隐患。有学者提出了一种基于剪力传递的桨叶和塔架的耦合机制，该方法虽然考虑到了桨叶和塔架之间的耦合，但是忽略了两者之间弯矩、扭矩和轴力的传递等。２风电塔架系统整体建模方法桨叶—轮毂—机舱—塔架耦合整体建模方法，通过分析风电塔架系统的模态，获得塔架的固有频率和振型。（１）风电塔架系统整体建模以某１５ＭＷ／７７直驱型风电机组为例进行测试，风电机组轮毂高为６５ｍ，由三节塔段构成，塔底直径为４ｍ、厚度为２６ｍｍ，塔顶直径为２５７ｍ、厚度为１２ｍｍ，弹性模量为２１×１０１１Ｎ／ｍ２，密度为７８５０ｋｇ／ｍ３。根据塔架的几何特征和主要受力特点，采用八节点ＳＨＥＬＬ１８１壳体单元。风电机组叶轮直径为７７ｍ，根据刚度等效原则将不规则的桨叶转化为规则形状，可视为中空矩形的变截面悬臂梁，叶底截面为３ｍ×０８ｍ×００１ｍ，叶尖截面为０３ｍ×００８ｍ×００１ｍ，采用ＢＥＡＭ１８９单元，叶片材料为玻璃钢，可看作正交各向异性材料，密度为２１００ｋｇ／ｍ３，展向模量为６２５×１０１０Ｐａ，径向模量为１６５×１０１０Ｐａ，剪切模量为５５×１０９Ｐａ，泊松比为０２２。机舱和轮毂结构比较复杂，在整体分析过程中忽略内部细节特征，因此，将机舱和轮毂简化为质量点，采用ＭＡＳＳ２１质量单元模拟，设置单元参数，考虑其质量、质量转动惯量和偏心位置，然后将质量单元节点、塔架顶部和桨叶通过ＣＥＲＩＧ命令刚性连接。由于基础相对上部结构刚度很大，认为结构底部完全固结，不考虑土体对结构的影响。（２）风电塔架模态分析采用ＢｌｏｃｋＬａｎｃｚｏｓ法对风电塔架系统进行模态分析，得到固有频率和振型。其中，前十阶固有频率理论值和振型描述如表５⁃４所示。可见，风电塔架的振动形式主要表现为侧向弯曲振动、前后弯曲振动和扭转振动，与实测的振动形式相同。１）第一阶和第二阶分别为风电塔架的一阶侧向弯曲振动和一阶前后弯曲振动，频率分别为０ｚ和０ｚ，叶片振动较小；２）第五阶时塔架出现一阶扭转振动，频率为１ｚ；３）第九阶和第十阶时塔架分别为二阶侧向弯曲振动和二阶前后弯曲振动，频率分别为３ｚ和３ｚ；４）其他阶的振型以叶片的振动为主。通过对比可知，塔筒频率理论值比实测值偏高，误差范围基本在５％以内，从工程的观点来看可以接受。同时，误差主要由理论模型与实际结构之间存在一定的差异以及脉动实测本身的误差等引起。表５⁃４风电塔架系统前十阶固有频率理论值和振型描述阶数频率／Ｈｚ振型描述１０４２５７塔架一阶侧向弯曲振动２０４２７５塔架一阶前后弯曲振动３１０５２４叶片挥舞方向一阶：上方叶片保持不动，下方两叶片挥舞异向振动４１１７６２叶片挥舞方向一阶：上方叶片与下方两叶片挥舞异向振动５１２３２２叶片挥舞方向一阶：三叶片挥舞同向振动，塔架一阶扭转振动６１４０２５叶片挥舞方向二阶：上方叶片保持不动，下方两叶片挥舞异向振动７２３３９８叶片摆振方向一阶：三叶片摆阵同向振动８３２０２０叶片挥舞方向二阶：上方叶片保持不动，下方两叶片挥舞异向振动叶片摆振方向一阶：上方叶片保持不变，下方两叶片摆振异向振动９３４５７２叶片摆振方向一阶：上方叶片与下方两叶片摆振异向振动，塔架侧向二阶振动，节点位于与上方部件连接处１０３４７６９叶片挥舞方向二阶：上方叶片与下方两叶片挥舞异向振动叶片摆振方向一阶：上方叶片保持不变，下方两叶片摆振异向振动塔架前后二阶振动，节点位于与上方部件连接处四、叶片试验模态分析大型风电叶片主要采用玻璃钢等复合材料，其壳体构件复杂，更长、更重。例如，丹麦某公司为某６ＭＷ海上风电机组生产了至今全球最长的叶片，该叶片长达７３ｍ重２６ｔ叶根端直径为３ｍ随着叶片的大型化以及叶片监测系统和独立变桨控制技术的应用，需要通过采用模态分析的研究叶片方法动态响应。目前，针对多自由度系统的模态分析方法主要有试验模态分析和计算模态分析两类。由于风电叶片的形状不规则，表现出多自由度系统特征，若采用计算模态分析方法比较复杂。因此，可采用试验模态分析方法进行模态参数识别。大型风电叶片尺寸长，可采用锤击法和正弦激励法对叶片进行试验模态分析，获得叶片的阻尼、频率和振型等模态参数，为特征参数的获得提供保障，测出的模态参数也为降低叶片共振应力提供最基本的依据。１叶片运动学方程５⁃５

在模态试验中将风电叶片当做一个沿纵向变质量的悬臂梁，其振动模型如图所示。叶片的自由动态响应可以分解为一系列离散的模态形式，即模态阻尼、模态频率及模态振型。在一定的频率范围内，这些模态参数可完整地动态描述风电叶片的固有动态特性。假设叶片挥舞方向受加载力为ｕ（ｔ），叶片动力学方程表示为式（５⁃１）。·＋ｃｘ＋ｘ＝ｕ（ｔ）ｍω２＝ｋｍｃ＝

（５⁃１）由式（５⁃１）可得叶片运动状态方程。

图５⁃５叶片振动模型ｘ＝０ １

ｘ＋０

０ｕ（ｔ） （５⁃２）ｋ－ω２ －２εω－ω ０ｋ由式（５⁃１），建立叶片在强迫振动下的振幅ｘ。＝ｘ ｕ（ｔ） ＝ｋ （１－λ２）２＋（２λ）２

（５⁃３）由式（５⁃３），可见影响叶片振幅ｘ的主要因素包括刚度、阻尼、频比和加载力，叶片振幅放大系数与模态参数的关系如图５⁃６所示。可见，在ｕ（ｔ）作用下叶片振幅放大系数受频比λ和阻尼系数ξ影响较大。例如，λ接近１且ξ比较小时，叶片的振幅放大系数就越大。由于叶片的阻尼系数ζ普遍较小，所以共振时叶片的振幅放大系数较大。图５⁃６振幅放大图２阻尼模态试验（１）叶片自由振动衰减通过采集、分析风电叶片在交变应力或者交变应变作用下的响应信号，计算反映此叶片的一系列参数，如对数衰减率、阻尼、内耗。其中，阻尼反映了叶片在受到外加扰动后，受各种阻力的影响，能量逐渐衰减而运动减弱。将叶片的自由振动简化成式（５⁃４）所示质量块的运动微分方程。·＋ｃｘ＋ｘ＝０ （５⁃４）令，ｘ＝Ｘｅｓｔ，代入式（５⁃４）得（ｓ２＋ｓ＋ｋ）Ｘｅｓｔ＝０ （５⁃５）式中，ｓ＝ｃ

２ｃ２－４ｍｋ＝－ｃ± ｃ２２－ｋ，令ωｎ＝ ｃ２２－ｋ。ｍ ２ｍ ４ｍ

４ｍ ｍＸ－ｃＸ－ｃｔｘ＝ｅ２ｍｓｉｎ（ωｎｔ＋α） （５⁃６）２ｍ式中，为自由振动的初始幅值；α为初始相位；ｃ为阻尼系数。式２ｍ表示叶片振幅随时间呈图５⁃７所示几何级数递减特征。图５⁃７有阻尼自由振动运动图（２）阻尼测试ｌｎ当叶片振幅较大时，受风的影响较小，阻尼的计算结果比较准确。所以，对阻尼的测量最好在叶片大振幅振动时进行。例如，将叶片加载点的振幅增大到某数值时，突然释放牵引力，得到叶片加载点的振幅衰减曲线如图５⁃８所示，并得到阻尼比ｌｎπξ＝２１π

ｙｋｋ＋

（５⁃７）式中，ｙｋ和ｙｋｎ为相距ｎ个周期的自由振动振幅。图５⁃８振幅衰减曲线３频率模态试验能量主要集中在低阶模态，所以与高阶模态相比，低阶模态具有较大的系数。研究低阶模态，受迫振动的频率响应函数为）＋Ｈ（ω）＝（１－）＋ωｎ式中，λ＝ω，ωｎ

λｊ （５⁃８）２）２＋ｌｍＨ（ω）＝（１－２）２＋

λ２

（５⁃９）大型叶片质量大、固有频率低（一阶频率低于１Ｈｚ），模态不易激励。因此，往往选用叶片尖部作为激励点，并将加速度传感器置于叶片尖部。叶片在施加一个正弦激振后，会随之开始沿Ｆｌａｐｗｉｓｅ方向作振幅逐渐衰减的自由振动，电荷放大器将加速度信号放大传送给信号采集器，经过采样和处理后获得离散数字信号，再经ＦＦＴ转换，分析得出叶片的一阶与二阶固有频率。试验结果如图５⁃９所示，可见，该叶片的一阶固有频率约为０６４Ｈｚ，二阶固有频率约为１６８Ｈｚ。４振型（弯矩）分布通过对叶片进行单点多级静力加载试验，获得多个测试点的挠度ｙｉ，再经二阶指数函数进行拟合，得到沿叶片展向的挠度变化如图５⁃１０所示。基于单元质量法，将风电叶片沿展向分割成若干个质量单元Δｍｉ，沿展向的弯矩和加速度与重心的关系如式（５⁃１０）所示：ａ ａ ∑Δ ｉ （５⁃１０）Ｔ＝ ｍｉＬｉω２ｙ＋ｇｉ＝０式中，Ｔａ为叶片弯矩；Δｍｉ为单元块质量；Ｌｉ为测点与质量块的距离；ω为激振图５⁃９试验结果图５⁃１０沿展向挠度变化趋势器频率；ｙｉ为单元质量块的挠度；ｇ为重力加速度。由式（５⁃１０）可知，沿叶片展向的弯矩分布与叶片振型和添加的配重块质量有关。Δ 假设作动器总质量Δｍ，配重块质量与叶片的相应单元质量之和分别为Δｍ０、Δｍ１、Δｍｓ，如图５⁃１１所示，在其共同作用下，沿叶片展向位置ｌ０（ｌ０＜Δｘ０）处的弯矩为Ｔｌ＝Δｍ（Ｌｉ－Ｌ０）（ω２ｙｉ＋ｇ）＋Δｍ０（Δｘ０－Ｌ０）（ω２ｙ０＋ｇ）＋…＋Δｍｓ（Δｘ０＋Δｘ１＋…＋Δｘｓ－Ｌ０）（ω２ｙｓ＋ｇ） （５⁃１１）同时，得到沿叶片展向弯矩的质量单元矩阵如式（５⁃１２）所示。Δｍ０ ０ ０ ０ ０ ０ ０ ０ Ｍ＝

０⋱００ ０ ０００００Δｍ６０ ０ ００００００⋱０ ０００００００Δｍ＋Δｍｉ０００００００ ０⋱００００００ ０ ０Δｍ１９０

（５⁃１２）０ ０ ０ ０ ０ ０ ０ Δｍ２０可见，通过改变配重块质量Δｍｉ及位置Δｘｉ，即可重新调整叶片的弯矩分布如图５⁃１２所示。图５⁃１１质量单元分布图图５⁃１２沿展向弯矩分布五、风电机组状态监测系统１概述随着风电机组投运规模的扩大和运行时间的增加，机组出现机械故障的情况趋于严重。通过监测风电机组齿轮箱、发电机、主轴轴承等关键部件，对风电机组进行有效监控，利于提高风电机组的利用率，为实施计划维护起到关键作用。随着投运的风电场规模的扩大，风电机组的运行维护工作显得越来越重要，通过风电机组的监控系统，对于实施风电场计划维护、降低风电场的设备故障率、提高设备的可靠性将起到非常关键的作用。图５⁃１３统计了我国某风电场相关风电机组的故障情况。其中，发电机的变桨和变频控制、电气控制停机次数占６３％，发电机、主轴和齿轮箱的故障次数占１８％，但停机时间占到了６８７％。风电机组的主要故障为变桨系统、控制系统、逆变器、发电机以及齿轮箱，齿轮箱的损坏对于风电场的发电量和维护成本影响极大。如何保证齿轮箱、发电机等机械零部件的可靠性，做到预防性维护极为关键。图５⁃１３各类型故障停机次数权重例如，变桨系统备用电源（蓄电池组）引起风电机组２０％事故，事故表现为变桨系统失电后，由于备用电源失效，风电机组未能实现顺桨动作，导致风电机组超速，造成风电机组发生倒塌并带来巨大损失。可供采取的措施包括：１）加强日常运行管理，要求运行人员对变桨系统电源故障报警采取正确处理措施，对变桨系统电源故障报警给予足够重视，及时处理，杜绝采用屏蔽报警信号的办法维持运行。２）改进的优化蓄电池组性能检测方法，不仅检测蓄电池组端电压，并进一步优化检测方法，如增加电流、电容量等检测指标，同时，优化控制系统和日常运行维护程序。３）确保新装蓄电池组性能良好，为避免保存时间过长对蓄电池性能产生不利影响，在风电机组总装前检测蓄电池组性能。４）完善备用电源系统监控手段，增加独立的备用电源系统监测装置，保证能及时发现充电回路故障。２风电机组在线监测（１）风电机组监测系统的作用为了提高风电场的利润，必须延长风电机组年可发电时间、降低维修成本、提高维修效率、增强运行安全性和避免非计划停机。根据传统发电行业的经验，通过使用在线监测系统，能增加风电场的正常运行时间，优化风电机组运行工况、降低其维修费用，提高风电机组的运行安全性。１）杜绝非计划性轴承和齿轮的维修工作；２）协助制定维修计划，在无风或枯风期安排维修；３）减少日常现场巡视次数；４）降低加班费用和生产损失；５）进行基于状态监测的维修；６）杜绝二次损伤；７）延长机器使用的寿命；８）减少备件数和降低损耗率。针对兆瓦级风电机组，国外的风电场陆续都安装了状态监测系统。自２００２年以来，安联大众（ＡＬＬＩＡＮＺ）等德国保险公司修改了保险条款，将安装经过认证的状态监测系统作为风电场能够投保的必要条件。德国各大风电场都将状态监测系统看作风电场维修的重要组成部分，Ｖｅｓｔａｓ、ＲＥｐｏｗｅｒ、Ｓｕｚｌｏｎ等主要风电设备制造商也将状态监测系统看作自身设备的保障，出厂前就在其风电设备上安装了相应的状态监测系统。随着我国风电设备保险市场的成熟，状态监测技术的应用势必成为必然，包括在线和离线振动监测设备等。（２）风电机组监测系统的功能以我国内蒙古某风电场为例，所采用的风电机组监测系统的功能如下：１）机组运行状态显示，分为并网运行、等风、停机、通信中断、检修挂牌五类；２）单台机组起动、停机、复位功能；３）整条风电线风电机组起动、停机功能；４）单台机组转速控制及功率控制功能；５）整个风电场的有功功率控制及无功功率控制功能；６）风电机组遥测量上下限越限报警；７）风电机组故障报警统计，分为高、中、低级三类；８）风电机组可利用率统计；９）风电机组发电量报表，分为１５ｍｉｎ报表、１ｈ报表、月报表、年报表；１０）风电机组功率曲线计算及显示；１１）实时曲线、历史曲线功能；１２）数据库存储及计算。（３）风电场变电站监控系统的功能１）变电站电气设备遥测量数据采集上传、实时显示；２）模拟量越限报警；３）变电站遥信量采集上传、语音报警；４）电气一次设备（开关、刀闸）远方遥控分合闸，以及五防闭锁、操作票自动生成功能；５）主变有载调压，分接开关档位调节功能；６）电能计量系统数据采集及报表计算功能；７）变电站遥测点实时曲线、历史曲线功能；８）数据库存储及计算功能。（４）在线状态监测系统以图５⁃１４所示某在线状态监测系统为例，其功能与特点如下。图５⁃１４系统示意图１）在线振动监测系统构成。在风电机组（主轴承座、齿轮箱、发电机）预先选定的位置共安装８个振动加速度传感器和１个转速计，利用传感器将采集的信号通过屏蔽电缆接入到１台智能采集单元ｉＭＵ（ＩＭｘ⁃Ｗ），ｉＭＵ再将经处理的数据通过无线网络发送到事先装有分析软件ｐｔｉｔｕｄｅ的服务器这样用户就可以通过多种方式登录服务器察看运行数据，开展数据信息的深入分析工作。２）系统配置。一台智能监测单元ｉＭＵ（ｘ有个模拟通道、８个数字通道个继电器驱动输出）；一套分析软件ｐｔｉｔｕｄｅｂｓｅｒｖｅｒ（无限制用户）；一套ＷｉｎｄＣｏｎ的传感器和电缆等附件，包括风力发电机专用普通加速度传感器５套［齿轮箱高速端（径向３套）和发电机转子轴承（径向２套）］，风力发电机专用低频加速度传感器３套（用于主轴轴承轴向和径向各１套，齿轮箱低速端径向套），一套转速传感器ＩＦＭＩＧ５５３３，用于获取高速轴的转速。３）系统功能。该系统可用于监测风电机组的故障，包括动平衡、对中、轴承和齿轮啮合，以及轴弯曲、机械松动、塔架振动、叶片振动、电气和共振等故障。（５）ＩＭｘ⁃Ｐ在线监