复杂地形风电场风机振动峰值超标分析及解决方案

复杂地形风电场风机振动峰值超标分析及解决方案

陈均林

新疆伊犁库克苏河水电开发有限公司 新疆 ·伊犁 835500

[摘 要]风电场的地理位置对风机的安全、经济运行起到至关重要的作用，复杂地形条件下风电场阵风及部分扇区湍流增加，对机组的安全、正常出力影响甚大，本文就大风工况下风机部分扇区湍流过大，导致振动峰值超标原因进行分析，并提出解决方案。

[关键词] 风电场 复杂地形 扇区湍流 振动峰值 控制措施

0.引言

随着全球新一轮能源革命的不断深化，风、光等可再生清洁能源装机规模快速增长，目前我国在风电、光伏领域不论是在制造业方面，还是在装机容量、发电量等方面，均已成为全球新能源领域的引领者，大容量、大叶片、低造价的风力发电组已成为陆上、海上风电的首选机型。在陆上受风电场地形、风机机位布置等因素影响，机组在不同扇区运行的工况相差较大，相同风速下部分扇区湍流强度高低不一，湍流强度超过风机设计载荷时将会引起风机机组振动峰值超标、叶片过载折断等重大安全隐患，对风机的长周期安全、稳定运行带来较大风险。

1.现象简述

某风电场装机50MW，安装25台单机容量为2000kW的WT93-2000型风力发电机组。风电场场址地貌属于河谷冲洪积平原，微地貌单元属侵蚀残余低山丘陵区；地势相对平坦开阔，为南高、北低，风场东南为山地丘陵，总体呈向西北的漏斗状开放地形。

2020年12月8日14时43分，该风电场大风天气，8#机组报振动故障停机，故障代码0021，在该故障发生后，现场通过监控后台复归故障，并尝试机组再次启机，启机后机组在后续的运行过程中持续报“振动故障0021”，无法并网运行。现场机位点检查发现该风机一叶片折断，登机舱发现机舱天窗被叶片打碎，齿轮箱出风罩被打坏，推断折断叶片为旋转至风机正上方断裂，折断后击打出风罩和天窗，旋转离心力将折断后的叶片摔落至地面。

2.原因分析

2.1数据分析

调取该风机12月8日的十分钟日志，提取机组的瞬时最大风速、十分钟平均风速、振动及转速数据，发现机组在此期间的瞬时最大风速为39.89m/s，未超过机组瞬时最大设计风速值52.5m/s。十分钟的最大平均风速为26.35m/s，未超过机组的十分钟设计风速37.5m/s，发电机最大转速为2162.5rpm，未超过机组设计最大转速。该时段风速在9.5m/s～30.28 m/s之间频繁波动，最大振动达到3.37m/s^2，超过机组安全链设定的停机振动保护定值，触发安全链后机组故障停机。

图1 瞬时最大风速图

根据上述数据分析，可以判定该机组振动值过大故障，引起机组故障停机的直接原因为机组一叶片运行过程中发生断裂，叶片断裂后机组运转时轮毂受力失去平衡，报出故障代码为0021的振动大故障，导致机组无法完成启机并网运行（机组振动曲线如图2）。

图2机组振动、风速曲线图

2.2因素分析

该风场设计阶测风塔主导风向（西风）不同高度湍流强度集中在0.133～0.112之间；V=15m/s不同高度湍流强度集中在0.046～0.049之间；属于中等湍流强度，为此机型的选择及载荷以此为依据。

（1）结合此次故障，依据投产后的测风数据，对风场湍流强度、机组载荷重新复核，风电场机位点15m/s风速特征湍流强度均小于0.16，与设计值一致，但在东南风向135至157.5度扇区，16m/s～25m/s湍流强度较高，达到0.2高湍流强度等级，风电场东南风向部分扇区高湍流强度等级与机组设计载荷的不匹配是威胁风机安全运行、导致振动峰值超标的最主要的诱因之一。

图3 各机位湍流强度分布

（2）地形因素。风场东南方向为山地丘陵，地面高低起伏不一，8#风机离山较近，加之东南风向风能集中（80米高度风能占比达到47.17%），受地形和地面粗糙度双重作用，高风速情况下，湍流强度进一步升高，加剧了风机过载荷时长和频次，在特定条件下风机、叶片很可能承受极端载荷，导致机组振动超标和叶片疲劳折断。

（3）叶片制造工艺不佳，设计安全裕度偏小，限制了机组的承载力，一定程度上弱化了风机承受过载的能力，增加了机组振动超标的频次和峰值，直接影响了其使用寿命。

（4）上风向风机尾流影响。

根据国际电工委员会IEC61400-1标准，风机机位布置时风机水平轴向两风机之间的距离一般按风机叶轮直径的5～7倍进行设计，但在特殊地形下，风机尾流叠加地形湍流扰动效应可能会远远大于正常情况下的尾流扰动，在风机叶片及载荷设计时应充分考虑其叠加效应。

综上所述，8#风机叶片断裂，振动超标的主要原因是设计阶段对湍流强度考虑不周，机组载荷裕度不高，极端情况下，无法承载较大的推力负荷所致。

3.解决方案及经济比较

鉴于该风场东南风向135至 157.5度扇区的风资源存在湍流强度高于设计和GL2010标准的实际情况，导致机组部分扇区和风速下叶片载荷超过设计载荷，机组安全无法得到保证的实际情况，针对现场风资源特点，结合风电场全寿命周期、安全性、经济性要求，提出解决机组安全运行的综合控制方案，并针对该方案进行经济性评估。

3.1解决策略

根据上述因素，该风场采用阵风控制、削峰降载调节控制、扇区管理控制等综合解决策略，即考虑风向测量误差在112.5度和180度扇区风速超过15.5m/s时或大于16m/s的阵风时，由风机监控根据风速和机组承载逐阶梯自动控制变浆系统，限制机组最大出力至1500kW及以下,削减机组载荷至安全区域内，确保风机振动峰值不超标，叶片不过载；在其他扇区仍按原运行控制策略，在保证安全的前提下尽量减少弃电损失。

3.2风频分布分析

根据风场的实际运行数据，评估扇区的风频分布。135和157.5度为主要的扇区控制区域，16m/s以上风速的风频占比为2.43%，考虑到风向测量误差，其邻近扇区可能会受到影响，112.5和180度为次要控制扇区，16m/s以上风速的风频占比为0.550%。

3.3发电量评估及经济性对比

根据风资源数据，采用削峰和扇区管理控制策略后导致的发电量损失比例计算如下：

135～157.5度扇区：削峰控制和扇区管理导致的发电量损失比例为1.21 %；邻近扇区（112.5和180度）：削峰控制和扇区管理导致的发电量损失比例为0.133%。总发电量损失比例为：1.21%+00.13%=1.344%，按风场年满发小时数为2100小时，则损失的年满发小时数为2100×1.334%=28小时。

根据风电场运行以来的数据统计，由于阵风和湍流引起的振动停机的年次数约180次左右，而这类停机重新启动等待时间为4分钟，则全年停机为180×4/60=12小时，通过进一步分析，这类振动停机基本是在满功率运行时发生，所以增加的年满发小时数为12小时。

综合以上，不考虑弃风限电影响，采用阵风控制、削峰降载调节控制、扇区管理控制等综合解决策略后损失的年满发小时数为28-12=16小时。折合成发电量为16×4.95=79.2万千瓦时。按0.40元/千瓦时的平均电价计算,经济损失31.68万元,相比较风机湍流过强引起机组振动停机，甚至叶片损坏动辄上百万的更换成本和更换过程中的电量损失,经济可观。

4.结语

风力发电已成为当今世界新能源发展的主力能源，风力发电机组湍流过大、振动峰值超标、叶片过载折断等现象时有发生，对风电企业的经济损失巨大，为此风电场风力发电机组在全生命周期内设计阶段须着重加强测风数据的分析，综合复杂地形条件、风电场地粗糙度等核心因素，细化湍流强度计算和风场风流特性建模，优化风机选型和微观选址，适当加大叶片受力安全载荷裕度，同时加强叶片、轮毂等风能转换核心部件的制造、安装调试过程质量控制及运营期的设备运维工作是保证风力发电机组实现安全、可靠、经济运行，达到预期经营收益的关键。

参考文献：[1]风力发电机组设计要求，GB/T18451.1-2012；

[2]风力发电机标准，IEC61400-1。

作者简介：陈均林，男，1980年生，电力系统及其自动化专业，本科学历，工程师，从事电力生产运维及管理工作。

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