風電機組葉片槳距角安裝偏差故障診斷

王澤坤， 賈 彥， 許 瑾， 蔡 暢， 宋娟娟

(1.內蒙古工業大學 能源與動力工程學院，呼和浩特 010051；2.中國科學院工程熱物理研究所，北京 100190)

風電機組通常安裝在偏遠地區，并長期在惡劣環境中工作，其承受的負載尤為復雜[1-3]。因此，對風電機組的早期故障進行檢測至關重要。為了提高能源利用率，風電機組朝著大型化方向發展，這也使得單位風電機組的成本更高，如果風電機組發生故障，將會造成更大的損失。其中，風輪葉片的氣動不平衡故障將會降低年發電量，甚至加劇疲勞造成的機組損壞[4-5]。因此，風電機組葉輪氣動不平衡問題已經成為國內外學者的研究熱點之一。

Niebsch等[6]提出了一種僅根據振動數據來確定葉片槳距角安裝偏差和質量不平衡的檢測辦法，但該方法在實際操作中較為麻煩。劉強[7]針對風電機組變槳系統的各類故障，提出了一種基于支持向量機的故障診斷方法。An等[8]提出利用無線傳感器的遠程監控系統來對風輪不平衡進行識別，但該方法成本較大，不利于提升機組的整體經濟性。Kusnick等[9]采用FAST軟件對一臺5 MW海上風力機質量不平衡和槳距角安裝偏差引起的氣動不平衡進行建模和仿真分析。Bae等[10]也發現由于風輪的氣動不平衡故障，導致塔架和葉片動力學中的1P、2P和3P激勵和響應更加明顯。

目前，關于風電機組槳距角安裝偏差對葉輪氣動平衡影響的研究較少，并且缺少在實際操作中較為方便的檢測方法。筆者以風電機組實際運行過程中的氣動不平衡問題為背景，針對風電機組葉片槳距角安裝偏差對風輪氣動平衡的影響進行深入研究，并提出一套適用于不同型號風電機組槳距角安裝偏差的判定方法。

1 風電機組基本參數

研究對象為中國船舶重工集團海裝風電股份有限公司所提供的陸上某5 MW風電機組，該機組部分參數見表1。圖1為風電機組葉片槳距角安裝偏差示意圖，其中正偏差方向與葉片正常變槳方向相同。

圖2給出了穩態條件下該風電機組發電機輸出功率Pout、葉片槳距角θpitch和風輪轉速wr隨風速的變化。其中，A、B、C、D分別表示機組的并網控制、定風能利用系數Cp控制、定轉速控制和定功率控制4個風電機組控制區間。A區中，wr保持不變，Pout逐漸增大，機組未進行變槳；B區中，隨著風速增大，wr和Pout不斷增大；C區中，wr保持不變，Pout隨風速的增大不斷增大；進入D區后風電機組開始變槳，控制Pout和wr保持不變，隨著風速增大，θpitch逐漸增大。

表1 風電機組部分參數

圖1 風電機組葉片槳距角安裝偏差示意圖

圖2 在穩態條件下風力機參數隨風速的變化

圖3為葉片載荷的模擬坐標系[11]。其中，ZB軸方向沿徑向葉片變槳軸，XB軸方向指向塔架，YB軸垂直于葉片軸和主軸，獨立于旋轉方向和塔架葉輪位置,FXB、FYB和FZB為各方向的葉片推力,MXB、MYB和MZB為各方向的葉片轉矩。

圖3 葉片載荷模擬坐標系設定

2 槳距角安裝偏差對機組參數的影響

采用GH Bladed軟件對風電機組葉片槳距角安裝偏差進行模擬。風況類型選取3D湍流風，根據IEC ⅡA風區所對應風速為15 m/s時湍流密度期望值為0.16，可以得到不同風速下DLC1.2工況下3個方向的湍流強度標準差，從而進一步生成3D湍流風，其平均風速取3.5～21.5 m/s，步長間隔為1 m/s；由于一般情況下，葉片不會存在較大的槳距角安裝偏差，因此葉片槳距角安裝偏差設定為-5°～5°，步長間隔為1°,模擬時長設為600 s。為消除初始模擬階段多種因素對結果的影響，輸出30～630 s的模擬結果，輸出步長為0.05 s。

2.1 風輪轉速與葉根彎矩動態響應

圖4給出了不同平均風速下葉片槳距角安裝偏差對風輪轉速wr的影響,其中t為時間。

當平均風速為6.5 m/s時，機組單葉片存在槳距角安裝偏差時風輪轉速有所降低。如圖4(a)所示，當偏差角分別為0°、2°、-2°、5°和-5°時，平均風輪轉速分別為7.52 r/min、7.44 r/min、7.50 r/min、7.23 r/min和7.46 r/min。其主要原因為槳距角安裝偏差會使偏差葉片的槳距角增大，偏差葉片的翼型攻角減小(見式(1))。在6.5 m/s的平均風速下機組單葉片存在槳距角安裝正偏差時，偏差葉片的葉根彎矩平均值會減小，其減幅與偏差角成正比，并且會降低葉根彎矩Mx的波動幅度，如圖5(a)所示；當機組單葉片存在槳距角安裝負偏差時，偏差葉片的葉根彎矩平均值會增大，增幅與偏差角成正比，并且會提高葉根彎矩的波動幅度。產生此現象的原因為槳距角安裝正偏差使偏差葉片的真實槳距角增大，翼型攻角減小，使得氣動載荷減小，進而葉根彎矩減小。當單葉片存在槳距角安裝負偏差時，偏差葉片的真實槳距角減小，翼型攻角增大，使得氣動載荷增大，進而葉根彎矩增大。

圖4 不同平均風速下葉片槳距角安裝偏差對風輪轉速的影響

θat=φ-θ0

(1)

式中：θat為翼型攻角；φ為入流角；θ0為槳距角與葉素對應扭角之和。

(2)

式中：Qr為減去機械損失后的風輪實際轉矩；G為齒輪箱傳動比，對于直驅風電機組，G=1；Qg為發電機轉矩；Ir為風輪轉動慣量。

如圖4(b)所示，當平均風速為9.5 m/s時，風輪轉速均在風輪額定轉速10.04 r/min附近波動，不隨槳距角安裝偏差的變化而改變。此時，機組處于定轉速控制區，控制系統會通過調節發電機轉矩來維持風輪轉速恒定。當機組單葉片存在槳距角安裝偏差時，風輪轉速的波動范圍隨偏差角的增大而有所增大。在此風速下，槳距角安裝正偏差仍然會降低偏差葉片的葉根彎矩平均值，槳距角安裝負偏差會增大偏差葉片的葉根彎矩平均值。并且，隨著平均風速的提高，葉根彎矩平均值整體明顯增大,如圖5(b)所示。

如圖4(c)所示，當平均風速為15.5 m/s時，風輪轉速的變化規律與平均風速為9.5 m/s時類似。在不同偏差角下風輪轉速均在額定轉速附近波動。這是因為當平均風速為15.5 m/s時，機組處于定功率控制區，發電機轉矩達到最大，控制系統會通過調節葉片槳距角來維持風輪轉速恒定，從而保證輸出功率恒定。由式(2)可知，在發電機轉矩不變的情況下，如果想維持風輪轉速恒定，需保證風輪轉矩恒定。此外，在該平均風速下槳距角安裝偏差所引起的風輪不平衡會導致風輪轉速的波動幅度隨著偏差角的增大而增大。如圖5(c)所示，平均風速為15.5 m/s時偏差葉片葉根彎矩平均值變化趨勢與平均風速為6.5 m/s和9.5 m/s時相同。

圖5 不同平均風速下槳距角安裝偏差對葉根彎矩Mx的影響

2.2 葉尖變形量動態響應

圖6給出了不同平均風速下機組單葉片存在不同偏差角時，偏差葉片葉尖變形量Dx的變化。當平均風速為6.5 m/s和9.5 m/s時，機組處于定Cp控制區，通過追蹤最優尖速比可實現輸出功率最大化。在6.5 m/s和9.5 m/s平均風速下機組單葉片存在槳距角安裝正偏差時，偏差葉片的葉尖變形量會減小，且減幅與偏差角成正比；當機組單葉片存在槳距角安裝負偏差時，偏差葉片的葉尖變形量會增大，且增幅與偏差角成正比。產生該現象的原因是槳距角安裝正偏差使偏差葉片的真實槳距角增大，翼型攻角減小，從而使氣動載荷減小，葉片變形量也進一步減小。當單葉片存在槳距角安裝負偏差時，偏差葉片的真實槳距角減小，翼型攻角增大，從而使氣動載荷增大，葉片變形量也增大。當機組運行處于未變槳前階段時，偏差葉片的葉尖變形量波動幅度會隨平均風速的增大而增大。這是由于該階段平均風速的增大導致施加在葉片上的載荷增大，葉片的氣彈變形量也相應增大。

當平均風速為15.5 m/s時，雖然葉尖變形量的趨勢與平均風速為6.5 m/s和9.5 m/s時相同，但在偏差角一定的情況下，偏差葉片的葉尖變形量會減小。這是由于在該平均風速下機組調節葉片槳距角，從而降低了葉片載荷，使得葉尖變形量減小。

圖6 不同平均風速下槳距角安裝偏差對葉尖變形量Dx的影響

3 槳距角安裝偏差的識別定位

通過對所有工況下機艙軸向加速度進行快速傅里葉變換(FFT)，可以得到各工況下機艙軸向加速度響應的頻譜圖。如圖7所示，在湍流風下偏差角為0°時頻譜圖主要在3P(風輪旋轉頻率)、1stT(一階塔架固有頻率)和2ndT(二階塔架固有頻率)處出現峰值。當偏差角為5°時頻譜圖主要在1P(1/3風輪旋轉頻率)、3P、1stT和2ndT處出現峰值。

由于1P和3P與風輪轉速相關，在湍流風下風輪轉速波動幅度較大，因此頻譜圖中1P和3P并不固定，且由于上述原因，頻譜圖中的峰值會在一定范圍內多次出現，本文選取各理論頻率±0.02 Hz內的最大幅值。

圖7 平均風速為6.5 m/s時不同偏差角下機艙軸向加速度頻譜圖

當機組存在槳距角安裝偏差時，機艙軸向加速度頻譜圖會在1P處出現峰值，且其幅值會隨偏差角的增大而增大，尤其在高平均風速下增幅非常顯著。平均風速一定時偏差角增大或偏差角一定時平均風速增大均會導致風輪不平衡更明顯，從而1P處幅值增幅顯著，而1stT和3P處幅值變化較小。基于此，提取出所有工況下機艙軸向加速度頻譜圖中1P、1stT和3P處幅值并進行分析，見圖8。

圖8 不同偏差角下1P、1stT和3P處幅值隨平均風速的變化

當風電機組單葉片不存在槳距角安裝偏差時，在不同平均風速下1P處幅值始終小于3P和1stT處幅值，此時風輪平衡無故障。當機組單葉片存在槳距角安裝偏差時，1P處幅值顯著增大，在高平均風速下成為主頻率，此時風輪處于失衡狀態，而3P處幅值在小范圍內波動,這將大幅提高事故發生率。值得注意的是，在剛切入的低風速區，偏差角不同時3P處幅值始終大于1P處幅值。因此，由槳距角安裝偏差而產生的事故通常處于高風速環境中。

將1P與3P處的幅值之比δ進行擬合，得到槳距角安裝偏差判定圖，見圖9。

在對實際運行的風電機組進行槳距角安裝偏差判定時，可通過振動傳感器、應變片、激光測距雷達等儀器測量得到機組輪轂高度處對應的平均風速、葉輪轉速、葉根彎矩、葉尖變形量以及機艙軸向加速度，首先對槳距角安裝偏差的方向進行判定；其次，對機艙軸向加速度進行頻譜分析，得到δ，再根據對應的偏差角范圍(見圖9)來判定機組實際偏差角的大小；之后對判定得到的偏差角進行反饋；最后通過自動控制變槳或手動變槳來消除槳距角安裝偏差引起的風輪不平衡。對于實際風電場的應用，只需利用所提方法計算2～3臺機組完善和優化的偏差判定圖，即可適用于同一型號的所有機組，無需針對風電場中每臺機組均進行詳細計算。

(a) 正偏差

(b) 負偏差

筆者利用機艙振動數據檢測實際運行中的風輪不平衡故障,并提出一種風輪葉片槳距角安裝偏差判定方法,后續將采用實驗方法驗證所提方法的準確性。

4 結 論

(1) 風電機組葉輪單葉片槳距角安裝偏差的存在會降低低風速下的葉輪轉速，但對高風速下的葉輪轉速影響不大。

(2) 當風電機組單葉片存在槳距角安裝正偏差時，偏差葉片的葉根彎矩平均值和葉尖變形量在運行工況下的任何階段都會減小。相反，當風電機組單葉片存在槳距角安裝負偏差時，偏差葉片的葉根彎矩平均值和葉尖變形量在運行工況下的任何階段都會增大。此結論可用來定位偏差葉片以及偏差角的方向。

(3) 風電機組單葉片槳距角安裝偏差所引起的氣動不平衡會在機艙軸向加速度頻譜圖中出現明顯的1P特征,且偏差角越大，1P處幅值越大，但3P處幅值變化較小。因此，需要以平均風速和1P/3P為指標，得到風輪單葉片槳距角安裝偏差判定圖,對偏差角進行精準識別。