基于外部风况的风电机组振动故障研究

刘 锐，温 鹏，熊 恒

(1.中国电建集团城市规划设计研究院有限公司，广东 广州 511457；(2.湖南三一智慧新能源设计有限公司，湖南 长沙 410100)

0 引 言

振动是风电机组在运行中出现的一种较为常见的故障形式，频繁的振动故障不仅会导致风电机组频繁停机而损失发电量，还会影响风电机组的安全和寿命，进而影响整个风电场的生产效益。因此，找出风电机组发生振动故障的原因进而规避振动风险显得至关重要。

对于风电机组振动的研究，姚兴佳等[1]研究了主要振动源的动力学方程，对塔架进行了Campell共振图分析，用有限元分析方法计算出塔架的固有频率和振型，为机组设计提供了依据；孙建湖等[2]设计了转矩阻尼滤波控制器，并用Matlab软件进行仿真验证，找到了能有效控制塔架振动的方法；任岩等[3]通过对风电场SCADA数据分析发现，与机组振动相关程度较高的因素有风速、风轮转速、桨距角和发电机转速；张羽[4]研究发现叶片质量不平衡会造成机舱横向振动明显增大，叶片气动不平衡会造成纵向振动明显增大。但前人对于机组振动原因的研究主要着眼于风电机组自身或控制方面，较少对机组振动的外部激励因素[2]进行分析。另外，在项目前期机组安全性复核时，虽然能够对风电机组全生命周期内的安全性作出评估，却无法评判出其是否会发生较多的振动故障。

本文通过对风电机组发生振动故障时的几种不同风况进行分析(已排除机组自身和控制原因导致的振动)，初步找出外部风况、地形与风电机组发生振动故障之间的关系，为风电场微观选址工作提供指导。

1 典型风电机组振动故障风况研究

1.1 典型机组情况介绍

本文以1号、15号和5号典型风电机组作为研究对象。其中，1号和15号机组分别位于同一风电场的最南部和中部。该风电场位于福建省莆田市仙游县的西北部山地，海拔800～1 250 m；该风电场安装有23台单机功率1.5 MW的低风速机型，风轮直径89 m，轮毂高度80 m。2014年年底，23台风电机组全部完成调试并网发电，2016年～2017年机组振动故障频发，经过厂家分析处理后，2018年1号和15号机组仍发生了较为频繁的振动故障。5号机组所在的风电场位于湖南省长沙市宁乡县境内的山地，海拔600～1 045 m，该风电场安装有19台单机功率3.0 MW的低风速机型，风轮直径146 m，轮毂高度90 m，5号机组在2020年6月15日并网发电，振动故障频发，导致非计划损失电量占比较高，发电量远低于邻近机组，为解决频繁振动停机问题，现场人员对5号机组的风速风向仪、振动传感器进行了检查、更换，但进入7月，5号机组振动停机故障仍有增无减。

综合分析，3台风电机组基本可排除由于机组自身或控制原因导致的振动故障。

1.2 1号机组振动故障风况分析

1号机组在2018年共发生6次振动故障，表1列出了发生振动故障时机舱风速风向仪实测的风速、风向信息。

表1 1号机组2018年振动故障代码和实测风况

由表1可知：①1号机组均发生的是Y轴方向(平行主轴方向)振动，发生振动故障的时间较为集中，3次发生在2018年9月15日，3次发生在2018年10月30日；②发生振动时风速仪实测风速均在10 m/s以上，风向仪实测风向为东北方向，湍流值基本在0.2以上。

1号机位周边地形如图1所示。由图1可知，1号机位东北方向水平距离780 m处有海拔高出33 m的山包(2号机位附近)，再往前为斜坡(平均坡度25%)。根据空气动力学理论，此种地形下东北来流风经过爬坡加速到2号机位附近的山顶后气流上翘并发生分离，在山顶之后一定距离的低层区域气流下沉并产生回流[5]。受此影响，处于较低海拔的1号机位风速降低，湍流和切变均会增大。

图1 1号机位东北方向地形情况

采用基于CFD的风资源评估软件WT对1号、2号机位进行模拟，计算结果如表2所示。

由表2可知：

(1)在东北方向上(45°扇区)，1号机位的平均风速低于2号，1号机位的强风状态下总体湍流强度和平均风切变均高于2号机位；2号机位处的入流角为正值表示气流上翘，1号机位处的入流角为负值表示气流下沉，这些均与理论分析结果一致。

(2)1号机位点在45°扇区的强风状态下总体湍流强度为0.189，远高于其他扇区；1号机位点在45°扇区的平均风切变为0.249，也普遍高于其他扇区。这也解释了为何1号机组发生的6次Y轴方向的振动故障时的风向均为东北风向。

结合1号机组发生振动故障时的实测风况进行分析可知，在高风速、高湍流、高切变来流风的共同作用下，风轮载荷产生了周期性波动[2]导致1号机组发生了Y轴方向的振动故障。

1.3 15号机组振动故障风况分析

15号机组在2017年台风纳沙期间(7月30日)发生5次振动故障，在2018年台风玛利亚期间(7月11日)发生7次振动故障，如表3所示。表3还列出了发生振动故障时风速风向仪和15号机位附近山顶处的风功率预测塔实测的风速、风向等信息。

表2 1号、2号机位风资源参数模拟统计值

表3 15号机组振动故障代码和实测风况

由表3可知：①15号机组在2017年台风纳沙和2018年台风玛利亚期间均发生的是Y轴方向(平行主轴方向)振动，在台风纳沙期间发生的振动故障主要集中在东北扇区，在台风玛利亚期间发生的振动故障主要集中在西北偏西扇区。②发生振动时风速风向仪实测风速基本在10 m/s以上，湍流值均在0.2以上，与1号机组发生振动故障时的风速、湍流值接近。③对比来看，发生振动故障时风功率预测塔实测风速普遍高于15号机位风速仪所测风速，风功率预测塔湍流值低于15号机位风速风向仪处湍流，相对于风功率预测塔处风向，15号机位风向顺时针偏转了一定角度(平均约18°)。④风功率预测塔在台风纳沙期间的湍流值较大(均在0.18以上)，在台风玛利亚期间湍流值较小(在0.12左右)。

15号机位周边地形如图2所示。由图2可知：①15号机位西北偏西方向上水平距离350 m处有海拔高出70 m的山顶，再往前为斜坡(平均坡度14%)，此地形与1号机位东北方向地形类似；而风功率预测塔位于山顶位置，四周开阔无遮挡。根据空气动力学理论，处于背风坡的15号机位与处于山顶上的风功率预测塔相比，风速降低，湍流增大。这也与表2所列的实测数据基本吻合。②15号机位东北方向上处于悬崖顶端，不受任何遮挡。而15号机位在台风纳沙期间发生振动故障时的湍流之所以也较大，与台风纳沙自身湍流较大有关(处于山顶处的风功率预测塔实际湍流在0.18以上且对台风风况具有较好的代表性)。

图2 15号机位周边地形情况

综上分析可知，台风下的高风速和高湍流是造成15号机组发生Y轴方向振动故障的主要原因。

1.4 5号机组振动故障风况分析

由于5号机组在2020年7月发生振动故障的次数较多且情况相似(风向和风速区间相似的Y轴方向振动)，以7月6日发生的振动故障为代表，表4列出其发生振动故障时风况信息。由表4可知：①5号机组发生振动故障时机舱风速仪所测风速普遍较低，即机组在刚切入时就发生了振动故障而待命或停机；②由于5号机组未进行机舱对北标定，无法获悉5号机组在某一时刻的对北风向，参考附近风功率预测塔(5号机位东北方向约350 m处)的实测风向和地形情况大致可判断5号机组发生振动故障时的风向为南～西南。

5号机位周边地形如图3所示。由图3可知，5号机位南～西南方位水平距离300 m左右处受海拔高出60 m左右的山脊遮挡，山脊再往前为陡峭的山坡(平均坡度6%～31%)，此地形与1号机位较为类似，不同之处在于风爬坡的坡度更大，机位点受山体遮挡范围更大也更为严重。受此影响，在西南风向下，5号机位与山脊上的机位相比，风速将急剧减小，湍流和切变将急剧增大。

采用WT软件对5号机位及山脊最高处的6号机位进行风资源仿真，结果如表5所示。

由表5可知：

表4 5号机组在2020年7月6日的振动故障信息

图3 5号机位周边地形情况

(1)在南～西南(180°～247.5°)扇区，5号机位处的风速明显低于6号机位，平均风切变和湍流值均远高于6号机位，6号机位处的入流角为正值表示气流上翘，5号机位处的入流角为负值表示气流下沉，这些均与理论分析结果一致。

(2)5号机位在南～西南(180°～247.5°)扇区的平均风切变和湍流值明显高于其他扇区，且扇区所受遮挡越严重，平均风切变也越大。

(3)对比1号机位，5号机位在受遮挡扇区的平均风切变和湍流值远远高于1号机位(1号机位45°扇区的平均风切变为0.249，45°扇区风速6 m/s时的总体湍流强度为0.201)，因此可推测低风速下具有高湍流和更高切变的复杂风况作用于5号机组叶轮上引起载荷周期性波动而发生振动。

表5 5号、6号机位风况仿真结果

表6 典型机位特定扇区地形参数及风况参数

2 典型机位分析汇总及地形研究

通过对以上3台机组发生振动故障时的风况进行分析可知，风速、湍流和切变是引发机组振动的最主要的外部激励因素，主要为2种组合：①高风速(10 m/s以上)+高湍流(0.2以上)；②低风速(一般为3 m/s以上、10 m/s以下)+高湍流(0.2以上)+超高切变(0.45以上)。除特殊的台风风况或受机组尾流影响较大外，3台机位均位于背风坡是造成以上2种组合风况出现的主要原因。表6列出了以上3台机位点特定扇区地形参数和仿真得到的风况参数。

由表6可知：

(1)γ值越大，平均风切变和环境湍流值一般也越大。即γ值越大，来流风在迎风坡加速后越容易在山顶处发生流体分离，并在背风坡的低层区域产生回流效应。

(2)从实际情况来看，γ>17°时，机组均发生了振动故障，即γ=17°为气流产生分离和回流效应的临界值，这与经典空气动力学理论一致[6]；而当γ>21°以上时，机组在低风速下也易产生振动故障。

(3)5号机组在180°扇区的环境湍流并不大，而总体湍流达到0.2以上，原因是其受到上风向8号机组的尾流影响较大而带来较大的附加湍流，即5号发生振动的主要原因是高风速下受其上风向的风机尾流影响较大引起的。

3 结 论

通过对以上典型机组发生振动故障时的风况和地形进行研究，得到如下结论：

(1)机组发生平行主轴方向振动时的来流风主要有2种风况特征：一种是高风速(10 m/s以上)+高湍流(0.2以上)组合，另一种是低风速(一般为3 m/s以上、10 m/s以下)+高湍流(0.2以上)+超高切变(0.45以上)组合。

(2)机组容易发生平行主轴方向振动故障的地形特征：当17°≤γ<21°时，机组容易在高风速下发生振动故障；当γ≥21°时，机组在低风速下即发生振动故障。

(3)特殊的台风风况或较大的尾流影响也可能造成机组发生高风速下的平行主轴方向振动故障。

(4)在风电场微观选址中，为避免机组振动故障频发，在主风向和次主风向扇区，γ>21°的点位尽量不要采用；在主风能和次主风能扇区或台风频发风向上，γ>17°的点位尽量不要采用；另外需避免采用受风机尾流影响较大的点位。