大型风力发电机组变桨距系统结构可靠性设计研究

毛忠兴，邓良，杨静

（东方电气风电有限公司，四川德阳，618000）

0　引言

风轮的功率大小取决于风轮直径。大功率等级的风力发电机组拥有大的风轮直径，来获取更大的扫风面积，捕获更多的风能，实现输出功率的显著增加。随着机组单机容量的增大，叶片长度和重量也随之增大，加上海上风力发电机组不小于25年的使用寿命要求，使得机组极限载荷和疲劳载荷大幅增加，由此对机组的主要承载结构部件强度及传动系统可靠性提出了更高的要求。

目前的风力发电机组设计依赖于小型风机研究所得的成果，随着风力发电机组单机容量与风轮直径的不断增大，空气动力载荷、塔影效应、风切变、湍流及叶片重力载荷对机组风轮系统的影响程度需进行详细分析和评估。

风轮变桨传动系统长期处于恶劣的载荷环境，其失效主要表现为变桨齿面点蚀、齿面磨损、齿根断裂、滚道微动磨损、保持架断裂、套圈断裂等，大大影响机组的安全性和可靠性。受海上风机维护可及性和吊装成本影响，变桨传动更换将大大影响机组可利用率和经济性。大功率、大直径的风力发电机组必然带来大的运行载荷，而由此带来的对变桨传动可靠性的影响，值得系统研究和剖析。

1　变桨传动系统结构和原理简述

风轮是由叶片、变桨传动系统、轮毂、变桨控制系统等主要零部件组成。变桨传动系统通过变桨驱动装置带动变桨轴承内圈来实现叶片变桨动作。在额定风速以下使得叶片处于最佳尖速比运行，保持风轮最佳的气动效率；在额定风速以上实现叶片回桨，以确保恒定的电能输出，同时降低风轮及整机的载荷，使得风力发电机组处于最佳的运行状态。

根据变桨执行机构的动力形式，变桨传动系统可分为液压变桨传动系统和电动变桨传动系统，见图1～2，其中电动变桨传动系统在陆上风力发电机组中得到了大量应用。

图1　液压变桨传动系统

图2　电动变桨传动系统

2　叶根载荷剖析和系统仿真

图3　叶片坐标系

风力发电机组叶根的载荷源除了空气动力载荷外，还有叶片重力载荷、惯性载荷和由于变桨控制系统动作带来的运行载荷，以及可能出现的非正常载荷。

重力载荷只取决于叶片的重量、角度和质量分布，因此是确定的。而惯性载荷可能受湍流的影响，具有随机性。

2.1　运行中的叶根载荷剖析

在风力发电机组叶片开桨状态下，叶片在空气动力载荷作用下，推力载荷会使柔性叶片向顺风向偏移，在图3叶片坐标系下，在叶根产生弯矩My载荷，叶尖部分呈现向后方的弯曲变形，其变形的大小随风速大小引起的My载荷变化而前后波动，如图4所示。叶片载荷分布整体呈根部较大，尖部较小的趋势，载荷波动相对振幅沿叶片展向逐渐增大。反映到轮毂上，该作用力随风速大小在轮毂前端产生波动的拉应力，在轮毂根部端产生波动的压应力。

图4　叶片在My载荷下X轴向的变形（叶片坐标系）

在风轮旋转过程中，叶根除了承受空气动力载荷作用外，还承受叶片重力载荷作用下所带来的Mx方向的周期性交变载荷，以及风切变、塔影效应、湍流影响下的周期性波动，考虑到大型风力发电机组主要应用于近海或海上风力发电，海上风资源的湍流相对偏低，因此湍流对风轮叶根载荷波动的影响不作为主要因素进行考虑。

2.1.1塔影效应、风切变对叶根载荷的影响

图5　展向80%截面处叶片与塔架间流动情况

如图5所示，在塔影效应作用下，叶片与塔架间空气的流动情况已发生了变化，由于各叶片在旋转一周时均会遭遇塔影，将引起周期为3P的载荷波动。均匀风速条件下，塔架的阻碍作用主要发生在其附近的方位角下，导致来流风速值减小和方向变化，引起载荷突降。

由于风切变引起的来流风速分布变化亦是在塔前最小，因此，风切变和塔影效应二者的综合作用进一步加剧了这种载荷波动。在风切变和塔影效应的影响下，叶片根部弯曲力矩随方位角发生变化，引起叶根载荷波动。

对于三叶片风力发电机组而言，由于各叶片在旋转一周上依次受到塔架的阻碍作用以及切变风速的影响，风力发电机组所受的载荷和性能参数整体呈3P波动，三叶片相位差的叠加作用使得切变前后，总体上风轮载荷平均值及波幅变化不大。在这一点上，优于两叶片的风轮。

2.1.2叶片重力对叶根载荷的影响

叶根载荷的一个重要部分就是由于风轮自重产生的周期性悬臂弯曲力矩。重力载荷带来的风轮平面内的力矩几乎是方位角的正弦函数，叶片每旋转一周其方向改变一次。风轮每旋转一周，叶根在风轮旋转方向的两侧，将反复承受拉压应力一个周期，如图6所示。机组运行过程中，叶根变桨轴承部位始终承受着叶片带来的循环重力力矩，并将引起机械传动系统的转矩波动。

图6　重力载荷下叶片根部受力情况分析

2.2　叶根载荷系统仿真

2.2.1风切变、塔影效应对叶根载荷波动影响

图7中0°方位角指示6点钟方向，即叶片位于塔架上游，风轮转向为正方向；CFD表示数值计算结果，Bladed表示设计值；tower/no tower/shear分别表示是否考虑塔影和风切变效应。

图7　均匀和切变来流条件下，叶片和风轮载荷与气动性能计算值的波动

单支叶片旋转一周，与均匀风速条件下塔影效应引起的载荷变化（设计20%～29%，计算20%～37%）相比，风切变与塔架的综合作用导致叶片载荷波动波幅增长近2倍（设计43%～61%，计算34%～55%），其对叶根至叶尖各截面载荷的影响沿叶片展向逐渐减小，两者的综合作用导致叶片在经过塔筒位置时产生载荷的剧烈变化。

以风轮为研究对象，三支叶片旋转一周，与单叶片载荷的剧烈波动相比，风力机的性能参数在各叶片相位差叠加的基础上减少到叶片波幅1/3左右（设计14%～18%，计算6.5%～11.8%），三叶片相位差的叠加作用使得切变前后风轮载荷平均值及波幅变化不大[2]。

风场测试数据显示，塔影效应引起的单叶片载荷波动可达20%～40%，风轮载荷波动可达10%左右[3]，这与理论计算结果基本一致。

2.2.2空气动力载荷、叶片重力对叶根载荷的波动影响

为评估空气动力载荷和叶片重力载荷对叶根载荷波动带来的影响程度，以一个单支叶片重量为29 t，风轮直径为140 m的大兆瓦机组进行载荷仿真计算，在叶片坐标系下，在机组正常发电工况下，推力载荷在叶片根部产生的弯矩My和叶片重力载荷作用下所带来的弯矩Mx，在不同风速条件下的波动情况如图8所示。

图8　叶片根部疲劳载荷Mx、My幅值波动对比

通过对比载荷曲线可知，气动推力载荷所产生的弯矩My平均值大于叶片重力载荷所带来的弯矩Mx的平均值。随着风速的增大，弯矩My的载荷曲线逐渐上移，在机组达到额定功率时，受变桨控制系统的作用，弯矩My的载荷趋于稳定，在10 m/s及以上风速条件下，最大幅值约为5000 kNm。

而叶片重力载荷所带来的弯矩Mx，其波动的幅值则远远大于推力载荷所产生的弯矩My的幅值，幅值约为11000 kNm，约为弯矩My最大幅值的2.2倍，且载荷方向发生周期性的变化。

大风轮直径风力发电机组在正常发电状态，风轮受叶片重力载荷作用下的叶根疲劳载荷Mx，具有波动幅值大、载荷方向周期性变化的特点，是疲劳载荷的主要来源，其载荷波动的幅值也远远大于气动推力载荷，气动推力载荷波动的幅值取决于风速的波动大小。两者对变桨传动系统可靠性的影响程度取决于所带来的结构变形程度和持续交变作用时间，受大型叶片重量的影响，叶片重力载荷波动对变桨传动系统可靠性的影响更大。

3　变桨传动有限元计算与分析

采用有限元计算分析方法对图8机组载荷下的变桨传动系统可靠性进行研究，模拟计算变桨轴承内外圈在额定运行载荷以及极限载荷下出现的相对位移情况，以进一步分析变桨轴承内外圈发生的相对位移对变桨轴承本身及采用齿面啮合的变桨传动系统所带来的影响。

图9　变桨轴承计算模型

变桨轴承计算模型(见图9)通过link10模拟轴承的接触对，考虑轴承计算接触角的变化以及接触的非线性刚度关系，螺栓连接、轴承和轮毂、轴承和叶根法兰的连接为标准摩擦接触。选取疲劳载荷中一个最大工况，对结构变形情况进行计算分析，如图10所示。

图10　最大工况叶根变桨轴承形变仿真计算

两列四点接触球轴承是大兆瓦风机变桨轴承最常使用的回转轴承形式，模型中变桨轴承滚动体回转中心直径为3350 mm，由于疲劳载荷较大，此类轴承需要更大的滚子直径。经过仿真模拟计算，该工况下变桨轴承内外圈总的最大相对位移为2.4 mm，而在叶根极限载荷下的最大相对位移达3.6 mm。上述计算结果为单方向载荷下的位移，而在叶片重力载荷带来的交变载荷作用下，通过计算发现：力矩正负变化下，总的相对位移约为单方向下最大位移的1.5倍。

由此可见，长叶片带来的疲劳载荷对变桨轴承可靠性带来了极大的挑战，在如此恶劣的工况下，滚道安全系数、套圈的环向应力、滚道边缘接触应力、滚道接触的椭圆截断等设计参数要求均需在设计中综合考虑，确保在最大的疲劳载荷作用下，避免滚道接触发生大的椭圆截断，同时考虑滚道边缘应力在安全范围内，以确保变桨轴承的可靠性，由于业内设计规范、标准的缺失，其设计方法仍需大量的试验验证和探索。

叶片重量与叶片长度近似成三次方关系，随着风力发电机组大型化的发展，势必对变桨轴承刚度有更高要求，为控制变桨轴承的变形，必然增加轴承厚度尺寸，但简单增加轴承厚度的方式，对变桨轴承变形的改善始终是有限的，从图11和表1中的计算结果可以看出，在叶根法兰厚度增加200 mm的情况下，轴承内外圈相对变形仅下降了0.6 mm，而采用液压变桨结构对变桨轴承套圈变形的改善效果较明显。

图11　不同结构对变桨轴承变形的影响

表1　不同结构对变桨轴承变形的计算结构

变桨轴承的性能在很大程度上依赖于轴承载荷下的变形程度，所以制造商通常规定最大轴向偏差和螺栓接触面的倾斜，以确保变桨轴承的可靠性，设计者必须确保叶片和轮毂结构具有足够的刚度，以限制由叶片根部弯矩带来的轴承变形在可接受的范围内。

4　电动变桨传动系统面临的挑战

大风轮直径风力发电机组的发展，同时带来了对电动变桨系统在大功率大风轮直径风电机组中应用的挑战，由于其结构特点，变桨轴承与叶片的连接在结构上形成了空心结构，在叶片弯矩作用下，套圈变形则完全取决于轴承套圈本身和叶根变形情况，由于齿圈变形导致齿轮副啮合的齿面不良接触，在实际运行中容易产生齿面局部接触应力过大的情况，造成齿面局部磨损的加剧。

叶根疲劳载荷Mx波动（见图8）带来驱动位置套圈的轴向往复变形，如图12所示，齿面接触部位呈一长条形的小面积，而变桨驱动齿轮安装在刚度充足的轮毂上，两者必然产生相对摩擦运动，叶根Mz载荷为齿面接触部位提供正压力，从而产生了齿面磨损所必需的条件。

该现象在小风轮直径风机中同样存在，但相比于大风轮直径机组，其叶片重量相对轻、套圈轴向变形小，依靠齿面润滑能够保证其良好的运行要求。而大风轮直径机组叶片重量、套圈的轴向变形大，加上大的叶根Mz载荷作用，带来齿面锉削效应而难以留住齿面油脂，势必加剧齿面的磨损。

图12　变桨轴承变形及齿轮传动的啮合状况

齿圈上的磨损和损坏并不是均匀分布的，大约一半的总寿命时间消耗在了一个齿与小齿轮的啮合过程中，大型风力发电机组中变桨驱动位置的冗余设计显得非常的必要。

此外，变桨驱动应布置在叶片重力载荷波动最小或变桨轴承内外圈相对轴向变形波动最小的区域，其位置大致在叶根坐标系中X轴压力侧附近，以降低变桨齿面磨损的风险，如图13所示。

图13　变桨驱动布局设计

而液压变桨传动系统，由于其在叶片根部采用驱动盘与变桨轴承套圈连接，从结构上就解决了叶片根部刚度不足的问题，对变桨轴承刚度、套圈应力方面有很大的改善，在大型风力发电机组应用中具有高可靠性的先天优势。

5　结语

（1）通过对叶根载荷的剖析，风轮面内疲劳载荷是由于重力载荷和面内空气动力载荷波动而形成的，在大风轮直径风力发电机组中，叶片根部面内弯曲力矩等效疲劳载荷通常比面外弯曲力矩的等效值大，风轮自重产生的周期性悬臂弯曲力矩是疲劳设计的主要影响因素。

（2）叶片重力载荷是机组疲劳载荷的主要来源，运行工况条件下大型叶片重力载荷作用对叶根产生的波幅，大于气动载荷作用对叶根产生的波幅，其周期性载荷波动对叶根部位部件的变形有较大影响。

（3）大型风力发电机组变桨传动系统的设计，需详尽分析风机运行带来的叶片重力载荷波动对变桨传动系统的影响，系统性考虑周围部件对变桨轴承的影响，以保证变桨传动系统运行的可靠性。

（4）风力发电机组的大型化带来对电动变桨传动系统可靠性的挑战，因其结构特点，变桨轴承与叶片连接的套圈在叶片重力载荷作用下存在刚度不佳的情况，变桨轴承的性能在很大程度上依赖于轴承载荷下的变形程度，使得变桨轴承的设计难度增大，带来轴承成本的增加。

变桨齿圈的磨损主要消耗在了一个齿与小齿轮的啮合过程中，因此变桨驱动位置的冗余设计和可更换性显得尤为重要。

为提升变桨齿圈啮合的可靠性，变桨驱动位置需布置在叶根载荷波动最小的区域，以减小叶片重力载荷交变作用下带来的叶根轴承套圈往复变形。

（5）液压变桨传动在变桨轴承与叶根连接的套圈部位设计了用于驱动叶片变桨动作的驱动盘，驱动盘的设计在结构上大大提升了叶根部位刚度，能够有效降低大型叶片带来的载荷对变桨轴承套圈的影响，叶根部位刚度的提升大大改善了变桨轴承套圈的变形程度，相比电动变桨技术，其传动系统的可靠性更高，液压传动技术在未来大型风力发电机组变桨系统中的应用优势凸显。

（6）大型风力发电机组开发，所带来的更高的极限载荷已不再是技术开发的难点，而更多的是对高应力、高幅值疲劳载荷作用下机组稳定性、可靠性设计。

大型叶片轻载设计、整机降载技术将成为未来大型风力发电机组开发中的关键技术，影响着整机成本和性能，将进一步推进碳纤维在大型叶片中的应用。

[1]Tony Burton,David Sharpe,Nick Jenkins,et al.Wind Energy Handbook[M].John Wiley&SonsLtd.,2005.

[2]范忠瑶.风力机定常与非定常气动问题的数值模拟研究[D].北京：华北电力大学，2011.

[3]范忠瑶，康顺，赵萍.上风向风力机塔影效应的数值模拟研究[J].工程热物理学报，2012，33(10):1707-1710.

[4]刘桦，王建录,王兵.大功率风电机组技术现状及展望[C]//中国可再生能源学会学术年会论文集，2011.