风力发电监测系统

风力发电监测系统（精选11篇）

风力发电监测系统 篇1

Condition Monitoring System状态监测系统简称CMS, 最早应用在石油开采、石油化工、电力、冶金、煤炭、造纸、烟草、水/污水、地铁、水泥、船舶等行业。由于近年来风力发电行业的迅速发展以及对风电机组检修工作的逐步开展, 对设备的状态监测工作提出了更高的要求。

风电机组振动状态监测分析与故障诊断系统是基于风力发电这一特殊的应用领域开发设计的, 采用“集散式拓扑结构”, 通过安装于每台风机机舱的数据采集装置实现数据的采集, 而所有的分析功能都通过设立在风场升压站的数据服务器系统的分析监控软件来实现。系统主要通过在线监测主轴轴承、齿轮箱、发电机等关键部件的振动, 分析这些部件的运行状态, 并且根据运行趋势, 采用预知维修和故障诊断技术可以不大大减少盲目维修及突发性性事故停机的时间, 延长机组连续运行的周期, 给公司生产运维带来极大的效益[1]。

由于兆瓦级以上风电机组的大量安装, 在国际上风机制造商也开始将振动状态监测技术集成到风力发电机组中, 2004年至今, 包括Vestas、Nordex、Suzlon在内的各大风电设备供应商在风机出厂前就安装了相应的状态监测系统, 作为风电场维修的重要组成部分。在国内, 风电机组振动状态监测系统从08年为起步阶段, 目前五大国电新能源发电公司都开始大面积的批量安装振动状态监测设备。

随着在线监测系统在风力发电机广泛应用, 目前国内外很多厂家在线监测系统的研究与开发, 例如通用电气公司的Bently Nevada系统、SKF公司的WindCon系统、德国FAG公司FAG X1、德国PRUFTECH-NIK公司VIBROWEB-XP诊断型的在线监测系统等。国内针对风力机的状态监测设备在市场上的应用, 也有很多相关单位开始风力机组在线监测系统研究与开发, 东方振动和噪声技术研究所DASP, 西北工业大学旋转机械与风能装置测控研究所CAMD-6100、阿尔斯通创为实S8100、北京国旋新力科技发展有限公司SD2100系统等[2]。

1 安装CMS系统的意义

随着风力发电机组投运规模的扩大和运行时间的增加, 设备机械故障趋于常态化, 振动状态监测技术可对实现风机设备运行过程中有效的预防和发现故障, 有计划地对其进行维护, 提高机组运行的安全性和经济性。

在风力发电机组20年设计寿命中, 齿轮箱和发电机维护费用占风机所有维护费用的60%以上, 风机运行20年内部件维护费用 (按系统分类) 权重分布见图1。

从图1可以看出, 发电机和齿轮箱的损坏对于风电场发电量和维护成本影响很大, 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, 已经成为亟待解决的问题。风力发电机组在线监测技术的宗旨是提前发现机组的潜在故障, 及时发现风电机组的问题, 降低大部件故障恢复成本, 保证发电量。对风电机组实施在线振动监测的意义具体表现如下:

1) 预知故障:对机组可能发生的故障及时预警, 可进行基于状态监测的维修;

2) 明确故障部位:积累原始数据, 为制定维修计划提供依据, 避免过度维修或维修不足, 节省维修成本和时间;

3) 合理安排零部件库存:减少备件数量, 降低损耗率, 也保证部件更换有足够的准备。

2 CMS系统组成及结构

风机状态监测与故障诊断系统是集数据采集、状态监测、振动分析、故障诊断为一体的多任务信息处理系统。可以将其分为三级, 其网络拓扑图如图2所示[3]:

第一级为机舱采集设备, 包括ICP加速度传感器, 数据采集器, 光电转换器, 以及环网交换机, 采集到的数据通过风场光纤环网传到数据服务器;

第二级为放置于升压站中控室的数据服务器, 分析程序安装于此服务器内, 现场技术人员可以从这个服务器的终端获取本风场的机组运行状态;

第三级设立在集团的数据中心, 可以将集团所有的数据都传送到数据中心, 行业专家, 专业技术人员可以更高层次的分析诊断和管理, 最后将分析报告按月或季度提交该给用户。

3 风力发电机组监测点分布

传动系统是兆瓦级风力发电机组的关键部件, 是实现风能转换和传递过程的主要承载部件, 主要包括主轴承、齿轮箱、发电机。风电机组常见故障有:风机叶片不平衡;不对中;齿轮缺陷和破损;发电机定子和转子故障;共振问题;电机联轴器的时变刚度问题;电机联轴器以及转子偏心故障;双馈电机电刷, 滑环故障;齿轮箱高速轴轴向位移故障。

振动监测能在不拆卸设备的情况下判断设备是否存在故障并大致确定故障部位。根据风电机组的特点, 主要监测部位有:齿轮箱、发电机、主轴承、其他轴承、偏航及塔筒。测量点数以及测量位置对于风力发电在线监测和诊断来说一直是个难题, 不同的布置方案, 对分析结果都有很大的影响。根据国家能源局于2011年8月6日制定的《风力发电机组振动状态监测导则》, 双馈风力发电机组至少安装6只加速度传感器, 传感器位置的选取应尽量保证被监测部件的振动可以直接传递到传感器上。具体安装位置如下[4]。

根据目前风电机组的实际运行情况, 齿轮箱是容易出故障的重点监测部位, 齿轮箱很多故障都会引起轴向振动能量和频率发生变化, 因此一般在齿轮箱输入端和高速轴上添加轴向的振动监测点。综合考虑风电机组的特点和以上测点布置基本原则, 同时根据测试经验, 可确定双馈风电机组的测点位置, 如图3所示。

主要轴承和齿轮箱输入轴的频率范围0.5~1.0Hz, 故采用低频加速度振动传感器, 其灵敏度为500mV/g, 频率范围为0.1~3 000Hz。齿轮箱中间轴和输出轴、发电机的输入轴和输出轴旋转频率比主轴旋转频率高50~60倍, 故要使用通用型加速度传感器, 其灵敏度为100mV/g, 频率范围为0.5~15 000Hz[5]。

4 振动信号通讯及处理

各测点的振动信号通过电缆传递到CMS系统的数据采集装置中, 数据采集装置对数据进行存储并通过光纤环网将振动信号和状态信号传递到中控室的现场服务器中。为了降低CMS的成本, CMS系统往往挂在远程控制系统 (SCADA) 的局域网上, 这就要求CMS系统传输数据时要将每秒的流量控制在一定的范围内, 一般在十几Kb至几百Kb之间以免影响SCADA系统的正常通讯。

振动信号的分析主要依靠安装在现场服务器上的振动分析软件以及远程诊断中心。现场服务器及时有效的保存好故障振动信息, 并能够实时显示各风机通道的时域和频域信号, 便于风场管理人员掌握风机工作状态。远在异地的诊断专家和管理员可以通过Internet网络访问现场服务器, 随时随地掌握风力发电机组运行状态, 并对故障信息进行分析判断, 实现远程专家会诊, 提出故障原因及解决办法[6]。

5 结论

风力发电机组状态监测和故障诊断系统能够及时、准确地对机组的各种异常状态或故障状态做出诊断, 预防或消除故障, 避免重大事故的发生, 保证风力发电机组安全, 可靠。同时, 企业根据振动状态监测与故障诊断系统的预警信息, 对风机组及时检查维修, 能避免突发性故障造成的损失。目前, 状态监测系统如果发现某些测量点的数值超出报警限值, 也仅能做出一个早期故障的判断, 而对于故障的具体来源及原因便无从得知, 这是今后在线监测和故障诊断系统设计时应该解决的问题。

参考文献

[1]杜稳稳.风力发电机组振动状态监测与故障诊断[D].上海:华东理工大学, 2011.

[2]赵龙.风力发电机组故障诊断系统研究[D].武汉:华中科技大学, 2009.

[3]任玉亭.振动监测技术在风力发电机组的应用[J].内蒙古电力技术, 2010, 28 (2) :9-12.

[4]NB/T31004-2011.风力发电机组振动状态监测导则[S].

[5]王瑞闯, 林富洪.风力发电机在线监测与诊断系统研究[J].华东电力, 2009, 37 (1) :190-193.

[6]彭镭.兆瓦级风力发电机监测与故障诊断系统设计[D].长沙:湖南大学, 2010.

风力发电监测系统 篇2

电气控制系统的作用是确保风力机运行过程的安全性和可靠性，提高机组的运行效率和发电供电质量。离网型风力发电机组电气控制系统分为直流和交流系统。直流系统是由风力机驱动直流发电机、经过调压限流器向蓄电池充电及向电阻性负载供电。交流系统包括交流发电机、整流装置、控制器、分流卸载电阻箱、蓄电池组、逆变器和负载。它是一个由交流发电机经整流装置整流后向蓄电池充电及向电阻性负载供电，还可以在蓄电池之后连接逆变器向交流负载供电的交直流供电系统。发电机 按类型分为同步和异步发电机；励磁和永磁发电机；直流和交流发电机。按运行方式又分为内转子和外转子。现有国产离网型风力发电机多采用同步三相永磁式交流发电机，而且是直接驱动的低转速、内转子运行方式。这种发电机为永磁体转子，无励磁电流损耗，它比同容量电励磁发电机效率高、重量轻、体积小、制造工艺简便、无输电滑环，运转时安全可靠，容易实现免维护运行。它的缺点是电压调节性能差。

一种爪极无刷自励磁交流发电机，具备励磁电流自动调节功能。在为独立运行的小型风力发电机配套时，可以有效的避免因风速变化，发电机转速变化而引起的端电压波动，使发电机的电压和电流输出保持平稳。控制器功率容量几千瓦的离网型风电系统常配置简易的控制器。它包括三相全桥整流、电压限制、分流卸载电阻箱、对蓄电池充电时的充放保护和容量10kVA以下逆变电源。逆变电源输出的交流电波形分正弦波和方波，感性负载宜采用正弦波形的逆变电源。

比较完善的控制器采用：PWM斩波整流，使电气控制系统具备了AC-DC/DC-AC双向变换功能；（2）PWM升压型（Boost型）整流，弥补了永磁发电机在低风速、低转速时电压偏低的缺陷；（3）根据风力发电机的运行特性切入了最大功率跟踪技术（PTTP）；（4）向蓄电池智能充电功能；（5）通过改善输出的交流波形，大幅提高风力发电系统的运行效率和年发电量；（6）设置风速及风力机转速传感器并在风速和转速达到限定值时启动执行机构实施制动停机；（7）设置了状态显示和主参数通讯接口。功能完善的控制系统能保障风力机技术性能可靠，运行稳定安全。

离网型风力发电系统对配套控制系统的基本要求如下：

（1）整流器件的耐电压、耐电流的高限值要有充足的裕度，推荐3倍以上；

（2）向蓄电池充电的控制系统，以充电电流为主控元素，控制蓄电池的均充、浮充转换，以均充电流、浮充电压、充电时间作为控制条件，按蓄电池的充电、放电技术规范进行充、放电；

（3）向逆变器供电的控制系统应满足逆变电源所需直流电压和容量的要求；

（4）卸荷分流要兼容电压调控分流和防止风力机超转速加载两项控制；

（5）检测风力机转速、输出电压、输出电流、机组振动等状态超过限定值或允许范围时，控制系统自动给风力机加载，同时实施制动；

（6）应具备短路、直流电压“+”、“-”反接、蓄电池过放电、防雷击等安全保护功能。蓄电池组风能是随机性的能源，高峰和低谷落差甚大，且具有间歇性，极不稳定。为有效地利用风能必须配备蓄能装置。当前风力发电系统可选择的蓄能方式有：蓄电池蓄能、飞轮蓄能、提水蓄能、压缩空气蓄能、电解水制氢蓄能等几种。离网风力发电系统广泛采用蓄电池作为蓄能装置。蓄电池的作用是当风力强劲、风力机发电量大，或用电负荷少时，将电能存入蓄电池；当风力较弱，或用电负荷较大时，蓄电池中的电能向负荷供电，以补充风电的不足，保持风力发电系统持续稳定供电的运行状态。

目前，离网风力发电系统较多采用储能型（固定）铅酸蓄电池，它的单体电动势为2V，单体容量从几百安时到数千安时。电池组配套时可根据风力发电系统的要求，以串、并联接方式组合成所需要的端电压（V）和总容量（Ah）。

蓄电池经多次充放电之后，其充放电转换效率和电池容量会迅速降低，寿命即终结，继续使用已很不经济。

影响蓄电池使用寿命的因素很多，其中主要有：

（1）未按技术规范配制符合要求的电解液；

（2）未严格实行均充、浮充分阶段充电规程；

（3）蓄电池过度充电、深度放电；

（4）蓄电池在亏电状态下，久置未及时充电。

参考书目

《风力发电》中国电力出版社2003年3月 王承煦张源 主编

《风力发电机组原理与应用》机械工业出版社2011年6月 姚兴佳 宋俊编著

风力发电监测系统 篇3

关键词：风力发电机组；电气控制系统；电力检修；电力设备；电力系统 文献标识码：A

中图分类号：TM315 文章编号：1009-2374（2016）06-0139-02 DOI：10.13535/j.cnki.11-4406/n.2016.06.069

1 风电机组电气、控制系统检修总框架

风电机组的控制系统就像人类的神经与大脑一样，要对其系统中的所有设备进行感知、控制，达到系统正常运行的目的。风电机组的控制系统是由专用模块组成的具有通信功能的模块，一般来说，这些模块包括了PLC通讯、安全链、数字输入DI/输出DO、模拟输入AI模块等。其传输机制主要是经过某种通信协定，将PLC主机命令、设施形态实施传送，使电气设施能够在规定形态下运行。在风电机组体系内，接到维护机组平安运转的核心回路是平安链回路，其回路由一些结点通过串接的样式衔接产生，其中如果某个结点断开，那么其平安链发送紧急关停的命令，此刻风电机组则能以火速关停的样式去防止平安事件的产生。在风电机组报障碍以后，目前的当场检验办法一般只是“治标不治本”，特别是对一些新员工而言，未有对设备进行系统检查的经验，同时对有关认知也过于局限，缺乏对体系的整体、持续、综合性的认识。一般在障碍的预警列表内，基本能够直白地发现障碍的前、后次序并且数量会达到5～10条左右。而这对新职工来讲增大了研习、试验部分的困难程度，因此应当在运作中综合化认识且把握好有关的检修技术，总结思路、丰富经验。

2 风力发电机组控制、安全系统

对于大型风力发电机组而言，就是要采用必须举措，经过管制体系的平安规划，使体系能在界定时段里少发生乃至不产生障碍。假如产生障碍，必须在极快时段、以极快速度对系统进行修复。

控制功能一般包括风轮限速、电气负载的连接、功率极限、纽缆限制、机舱对风、温度参数限制、运行时电量等，主要通过被动、主动样式对管制机组的运转实施管制，使体系能在界定范畴中实施运转，且应保证各类参变量均能在运行的规定范畴中。

维护过程的规划准则是无效-维护。即是在管制无效后或外在与内在障碍导致机组不能寻常运转时，体系的安全维护装备动作能维护风力发电机组处于一项平安的形态里。体系将在发生超速、电网负载、电机过载故障、脱网等会开始实施维护的性能。其过程是多个层级的平安链彼此锁合的，在管制流程里依旧是逻辑与的性能，然而在实现管制目的上是完成逻辑或的成果。另外，该体系仍具备避雷的装备，对主电、管制电子回路区别实施避雷部分的维护。

在风力发电机组的运行形态里，分为运转、暂停、关停、火速关停四类。差别的运行形态分属一类行动层级：最高为运行状态、最低为急停状态，如图1所示。在对工作状态层次进行提升时，不可越层而上，而是需要一级一级往上层上升，但降低工作状态层时则是可越层而下的。这样的工作状态转变法是风力发电机组基本控制策略，其目的是为了保护机组的安全运行。

如果工作状态要向着更高层次进行转化就需要一级一级往上，在这个升高的流程里，能够确认体系内的各项障碍均被检验到。在障碍被检验出以后体系就能立马步入到一项火速关停或关停的形态里。

图1 运行形态转化图

发电管制分为两类境况，即风速在规定之下及规定之上。

风速在规定之下：机组追踪实现最大功率，为了能够防止变距屡次的动作，经过扭矩，对叶尖速比实施优质管制，因此实现大功率导出；风速在规定之上：机组管制保持在一项稳定的功率内，经过变距管制转速去保证其平稳运转。

3 风力发电机电控系统的结构

风力发电机电控系统由交流柜、机舱管制柜、电气柜、塔底管制柜、电气滑环、传感器、衔接电缆等组成，参照体系分为四个方面：主控、变桨、变流、电网级管制，由此去完成寻常运转、阵风、极佳运转、功率、变桨距、安全维护管制等性能。电控体系架构图如图2所示：

图2 电控体系架构图

风力发电机组的电控体系在硬件部分涵盖三方面：塔底核心管制、机舱管制、变桨管制体系。各个管制装备安置在对应管制柜中，整体的体系如图3所示：

图3 电控系统的硬件结构

4 风电机组电气、控制系统检修具体流程

4.1 PLC检验

步骤一：PLC是管制中心，所以在检验时，最先应确认PLC是不是能够日常运行，经过对操纵页面检验去确定PLC运作形态及软件的版本有无纰漏、有无宕机的情况。另外还应检验外围PLC形态有无纰漏且对PLC外壳温度实施检验，确认并未发生太热的境况。

4.2 通信部分的检验

步骤二：在确定PLC日常运作后，应当对通信性能实施检验。假如在管制体系内，通信发生故障时风电机组全部的设施形态，比如平安链讯号等都不能检验。通常而言，通信板块检验内容涵盖：电源供应板块有无纰漏、接头及连线是不是准确、通信波特率有无超出适宜水准、通信地址是否准确、光纤讯号强度是不是充足、连线是否准确等。

4.3 平安链检验

步骤三：通信性能恢复日常后，关键是检验平安链回路参照风电机组管制条理。假如平安链回路并未闭合，机组关键设施都是在无法进行运作的平安连回路检验过程里。起初应确定平安链板块的运作形态寻常，其软件运作寻常，假如平安链板块早已产生了损耗，那么在替换新板块以后的全部检验都是无效的。假如平安链软件发生故障时应从新下载或重新安置平安链程序。

对软、硬件障碍排查以后，根据电子回路图样的衔接机理，参照回路检验各项平安结点性能是不是日常运转。在检查过程中明确故障原因，有的是因为平安链讯号在传送进程里发生障碍或出现扰动，并非出现了危险事故。然而，一些障碍却是由于设施运转形态实现引发平安预警的条件。假如出现严峻扭缆、机舱振动超过限制等。另外，在全部的平安链回路合拢且形态寻常后，主设施起始运行后便能实施各项子体系的检验、障碍排查。

4.4 各个子体系设施检验

对风电机组的各类子体系检验时，需要严格根据电路图所指示的回路检查，系统包括了很多，如变桨、偏航、液压、润滑、冷却系统等。同时，在检验电气回路种类时，关键分为两类回路，也就是管制、动能

回路。

管制回路有三种功能，测量、控制、反馈。以测定来讲，关键是将各个种类的传感器，比如温度、压力、转速、方位、加速度等讯号转换为特殊范畴的电压讯号，由PLC片件测定去判别设施的运作形态。传感器内，其电压通常较小，然而仍有特别的境况。

管制性能是由PLC片发送24V管制讯号，以弱电管制接触器闭合，由此实现分隔去完成连通、分隔动能电源，最终实现自主开启关停电气设施的效用。在接触器内，普通难题包含触头粘在一起、电磁线圈无效等，其结果都造成了小能高效管制电气设施。直至设施形态参变量大于日常范畴而被测定讯号检验查出，由此才能出现报障碍。

动力回路涵盖单相、三相回路，在单相电压内分为两类，也就是230V和380V。无论是检验接触器或连线端子，在检验维修中，应注重断开电源、查验电源平安的事件。而且在通电以前，也应当注重检验设施相间及对地隔离境况，极大程度防止通电发生短路及损耗设施的境况。同时值得注意的是，在电机维修之后，要明确相序有无错误，禁止使马达发生反转的境况。

参考文献

[1] 罗昕.大型风力发电机组电动变桨距控制的研究[D].河北工业大学，2014.

[2] 庄严，纪国瑞，王峰.风力发电机组的防雷与接地工艺设计（上）[A].中国农业机械工业协会风能设备分会2013年度论文集（上）[C].2013.

[3] 陈坤.海上风力发电机组电控安全系统介绍[J].风机技术，2011，（4）.

[4] 王富.高原环境对风力发电机组的影响及设计改进

[D].上海交通大学，2010.

[5] 陈景文.兆瓦级风力发电机组电控系统设计[J].电气传动，2010，（2）.

风力发电监测系统 篇4

安装在现场, 经过调试运行后并网发电的机组就进入了维护状态, 随着风电机组的数量的不断增多, 需要维护的风机的的数量也在相应的增加, 经过现场的实地调研, 汇总当前现场所用的风力发电机组的维护方案主要有以下两种:

(1) 故障维护:当风力发电机组运行直至某一部件发生故障时, 然后进行维修、维护或者更换; (2) 计划检修:对于风力发电机组的某一些部件或者单元进行定期的维护、维修或者更换, 不同的设备、部件和单元, 维修、维护或更换的时间和方法都有所不同;

一般情况下, 计划检修方案和故障维护方案会同时进行, 但是上述两种常见的修护方案存在以下的问题:

1) 对于故障维护方案。 (1) 当风力发电机组大部件或关键部件 (主轴、齿轮箱, 发电机、塔筒等) 出现故障时, 备件准备的时间较长, 降低了机组可利用率; (2) 风力发电机组在运行到故障状态时, 该部件的维修的成本将变得很高, 或不再具有重复利用的价值; (3) 风力发电机组运行到故障状态时, 可能已经影响到周围部件的运行性能, 将问题扩大化, 造成更大的隐患; (4) 在进行机组部分部件 (如主轴, 齿轮箱, 发电机、塔筒等) 的更换时, 需要有合适的工况和天气的配合, 这一点对于海上机组尤为重要, 这将大大影响到机组的停机时间和可利用率;

2) 对于计划检修方案。 (1) 很难确定不同设备, 部件或单元的定检方案 (时间, 方式) , 因为风力发电机组是一个负荷和载荷都在不断变化的系统, 且相同功能的设备 (齿轮箱) 的不同供货商所采用的技术和工艺都有所不同, 更加增加了确定定检方案的难度; (2) 会导致过度维护或导致故障维护, 正是由于定检方案的不确定性, 使用定检维护时, 可能会导致过度维护, 即将一个部件很早的更换下来, 致使设备利用率降低;或者可能会导致故障维护, 如定检周期太长, 部件已经进入故障状态。

鉴于上述维修维护方案所存在的问题, 近年来, 风电场不断的在探索新的维修、维护模式, 而基于状态监测系统的维修、维护方案备受青睐, 因为它能够有效的克服上述两种常规的维修、维护方案存在的问题。

2 需要进行状态监测的部件

2.1 风机的典型故障及其停机时间

德国ISET大学对安装在德国各地的1000多台风力发电机组进行了跟踪分析, 得出了风机常见的故障类型, 各故障发生占比, 故障发生后所引起的停机时间分布规律, 结论是:对于带有齿轮箱的风力发电机组而言, 塔筒、主轴、齿轮箱和发电机的故障停机时间比一般性故障停机时间要长, 所引起的发电量损失也相对大得多。

2.2 海上风力发电机组所需要进行状态监测的部件

对于海上风力发电机组而言, 除了一般陆地机组所需要考虑的因素之外, 由于海浪、台风等特有自然条件对于风机支撑结构、整机机械结构的影响比较大, 更增添了各关键部件的状态监测系统的分析难度。

综上所述, 对于兆瓦级的海上风力发电机组而言, 有必要对于塔筒, 主轴, 齿轮箱和发电机等系统进行状态监测, 最大限度的减小故障停机时间, 提高机组的可利用率。

3 状态监测方法的选择

3.1 风力发电机组部件失效的演变规律

机械部件从故障发生到彻底失效, 一般会经历几个步骤。以轴承的磨损为例, 当轴承有细小的磨损时, 首先将体现在振动信号上, 而当细微的磨损能够成像时, 超声波分析将可以发挥作用, 同时, 机械磨损所产生的碎屑将不断的增大, 增多, 从而根据油品的分析谱可以看出故障的发展、演变规律, 当轴承出现温度上升, 噪声增大时, 说明轴承的损坏程度已经达到了中晚期了。

3.2 状态监测手段的选择

机械系统故障发现的越早, 就越容易进行修复, 为了较早的发现机械系统的问题, 结合实现难度和投入成本的因素, 一般会采集振动信号和油品信号的方法来进行状态监测。

4 状态监测系统设计

4.1 风力发电机组上需要安装的传感器的选型

(1) 机组上需要安装传感器的类型、数量及其安装位置。1) 对于塔筒而言, 为了更好的监测波浪载荷对于塔筒这一支撑结构的影响, 一般在塔基安装两个方向的低频振动传感器, 其中一个与主洋流的方向一致, 而另外一支在第一支的垂直方向上安装;2) 对于传动系统而言, 需要考虑主轴, 齿轮箱内部的轴承和齿圈以及发电机的轴承特征, 根据其频率特性, 安装不同类型的振动传感器;3) 为了更加有效的监测齿轮箱内部机械结构的磨损演变情况, 增加了一组颗粒计数器, 用于监测齿轮箱内部的油品的变化, 颗粒计数器安装在油泵和过滤器之间的油路上, 可以有效的监测齿轮箱油内所含金属颗粒的尺寸和数量。

(2) 机组上所安装传感器的参数。由于海上发电机组叶片侧的旋转速度较低, 所以在低频传感器的选择需要重点考虑, 而一般的传感器在低频率段的测量精度较差或衰减很厉害, 通过计算, 塔筒和传动链系统所使用的振动传感器的参数指标可参考下表1。

4.2 采集器系统的设计

数采系统由信号采集单元和信号处理单元组成, 信号采集单元需要能够同时采集多组振动信号, 还需具备通讯接口, 如网口, CAN口等, 需配备有供电系统, 柜体;考虑到海上的特殊环境, 还需要重点考虑防腐和IP等级设计。

4.3 数据传输, 存储、显示和分析系统设计

采集器所采集的信号输入传输到中央控制室或远程诊断中心, 并在当地进行存储, 信息显示和数据分析, 传输子系统包括光电交换机, 风场光纤环网等, 存储子系统包括服务器, 后备电源灯, 分析和显示子系统包括工作站等。

5 状态分析方法

5.1 常用的状态监测系统分析方法

各种传感器所采集到的信号存储入数据库系统之后, 选择合适的信号分析方法是决定状态监测系统效果的关键, 传统的状态在线系统只监测传动部件的振动信号, 主要的分析方法有:时域分析法, 频域分析法, 包络谱分析法, 倒谱分析法和趋势分析法等。

5.2 海上机组应使用的其他分析方法

考虑海上风力大电机组的特点, 在使用上述分析方法的基础之上, 引入了一些新的分析方法:1) 使用颗粒计数信号结合齿轮箱的振动信号进行齿轮箱的详细评估。油品信号可以体现出齿轮箱油中的金属碎屑的特征, 结合其轴承和齿圈的振动信号, 就可以更加清晰的了解齿轮箱内部的磨损情况, 进行健康预判;2) 应用轴心轨迹法将发电机驱动侧的轴向和径向传感器的信号进行关联分析, 评估联轴器的对中情况;3) 使用安装在塔基的振动传感器, 评估波浪载荷对于塔筒和整机的影响;4) 使用阶次分析法消除转速变化对于振动信号影响, 阶次分析法可以将不同转速所对应的振动信号进行调制, 消除转速对于分析过程的影响。

6 远程诊断和报告管理

6.1 远程诊断中心

机组的故障诊断需要经验的积累, 特别时对于疑难故障的分析, 有时还需要进行专家“会诊”, 因此, 为了更好的开展机组健康状态的评估工作, 有必要建立远程诊断中心。远程诊断中心的建立, 可以采集并存储足够多的风机数据, 探索不同部件、不同技术路线和工艺设备的故障产生特征和规律, 建立专家库系统, 并结合实际器件的维修、维护情况进一步提高故障诊断的准确率。

6.2 报告管理平台

状态监测系统的故障诊断信息需要以报告的信息来管理并发布, 为了更好, 更直观的让用户获取风机关键部件的运行状态和健康情况, 且便于其对于不同风机之间, 同一风机不同时间段的健康情况进行对比分析, 需要建立一套报告管理平台, 该平台也可以结合实际的风机的维修、维护反馈信息, 对于状态监测系统的诊断性能进行评估, 为后续分析提供参考建议。

7 智能分析平台

由于安装状态监测风机数量越来越多, 使用传统的人工分析的方式并不能及时的反映所有机组的健康状况, 智能分析平台在一定程度上可以较好的解决这一问题, 它是将人工分析的过程智能化, 将人工分析过程中的经验程序化, 配合信号抽取的手段, 实现故障的自动预判。当前, 智能开发平台还处在一个不断优化和“自学习”的阶段, 可以处理一些常规性的故障工况, 但是对于相对疑难的机械系统故障, 还是需要人工采集更多层次的信号进行补充分析。

8 结语

综上所述, 通过设计并安装一套状态监测系统, 将各种信号采集并传输到中央控制室或者远程数据中心, 并使用适合于海上风力发电机组的数据分析方法, 配合报告管理平台和智能分析平台, 就可以实时掌握风机的重要部件的运行状态和健康情况, 为风电场的维修、维护提供重要的参考依据。

摘要：本文主要介绍兆瓦级海上风电发电机组状态监测系统的设计背景、目的和设计过程。第一部分主要介绍状态监测系统开发的意义;第二部分和第三部分主要介绍对于兆瓦级海上风力发电机组需要进行状态监测的部件和使用的手段;第四部分, 重点介绍状态监测系统的设计过程;第五部分, 主要介绍数据分析方法, 还提出了几种新型的适用于海上环境和大型机组的数据分析方法;最后, 还介绍了开发报告管理平台和智能分析系统的意义和功能。

关键词：海上风力发电机组,数据分析方法,智能分析平台

参考文献

风力发电监测系统 篇5

关键词：风力发电；最大功率；跟踪；系统仿真；风动机

中圖分类号：TM614 文献标识码：A 文章编号：1674-1161（2014）02-0047-04

风能具有取之不尽、分布广泛、无污染等优点，是当今开发利用水平最高、技术最成熟、应用最广泛的新型能源。然而，风能受天气影响严重，其固有的随机性、间歇性特征，导致其能量密度较低。各种损耗使风力机的实际转换效率很低，大概维持在35%左右。在风力发电过程中，提高风能利用率及寻求风机最优工作状态，对最大限度地将风能转化为电能具有十分重要的现实意义。

1 风力发电的原理及特性

独立的风力发电系统由风力机、发电机、整流器、DC/DC变换器、逆变器、负载等组成。首先，风力机发出的交流电经过整流器件的整流作用，将电压变成半周期变动的电压，再由滤波电容将变动的交流电压转换成渐变的单向电压源，最后，通过DC/DC变换器和逆变器对负荷进行供电。

1.1 风力机发电原理

风力机是一种将风能转换成为电能的能量转换装置，由风力机部分和发电机部分组成。首先，风力机吸收自然界中的风能并推动风力机转动，将流动的能量转变成为机械能；然后，机械能通过传递系统传递给发电机，发电机继而将机械能转变成电能，并输送给电力系统。

1.2 风力机输出特性

在风力发电系统中，每一台风力发电机对风速的要求都十严格。风速过小，风力机无法启动；而风速太大，则风力机有损坏的危险。风力机有一个最低启动风速Vmin，用来克服起动初期风力机自身扭转带来的摩擦（一般来说，起动风速为3～4 m/s）。出于安全考虑，当风速过大时，风力机应立即停车，因此风力机都有一个规定的最高风速。该停机风速被称为切出风速（也称为最大工作风速），一般为13 m/s。风力机达到标称功率输出时的工作风速称为额定风速。

风机的输出功率受很多因素制约，其中主要控制因素是风能利用系数Cp（λ，β）。风机机械输出功率Pm的表达式为：

Pm=Cp（λ，β）ρπR2V3 （1）

式中：ρ为空气密度，kg/m2；R为风轮半径；λ为叶尖速比；β为桨距角（采用定桨距风力发电机，桨距角β=0）；V为工作风速。

从式（1）中可以看出：当空气密度、风轮大小及工作风速一定时，输出功率只受风能利用系数Cp（λ，β）的影响，而Cp（λ，β）是叶尖速比λ的函数。λ可以表示为：

λ=2πRn/V=ωR/V （2）

式中：n为风力机转速，r/min；ω为风力机角速度，rad/s。

风力机特性通常用Cp和λ之间的关系表示，典型的Cp=f（λ）关系如图1所示。

从图1可以看出，在Cp随着λ的变化过程中，存在着一点λm，可以获得最大风能利用系数maxCp，即最大输出功率点。风能利用系数Cp（λ，β）是关于叶尖速比λ的函数，根据公式（2）可知，风力机的输出功率与风力机的角速度有关，即总存在一个最佳角速度，使风力机输出的功率最大。

本研究的小型风力发电系统采用风力机直接驱动永磁同步发电机的方式运行，因此发电机的机械角速度等于风力机的角速度。在Matlab中选择风力机模型，参数设定为：输出额定机械功率2 000 W；基本风速10 m/s；基本风速下最大输出机械功率3 500 W。当风速为10 m/s、风轮半径为2 m时，其输出功率特性随风轮旋转角速度变化的曲线如图2所示。

从图2中可以看出，当风轮旋转的角速度连续变化时，输出功率会随之变化，且存在一个使输出功率达到最大值的最佳旋转角速度，这与之前的理论分析一致。

2 风力发电系统最大功率跟踪

2.1 最大功率跟踪原理

风力发电的最大功率点跟踪（MPPT）控制算法有很多，现采用扰动观察法。扰动观察法的基本原理是：给风力机施加一个微小扰动，然后观测风力机输出功率的变化情况，通过比较当前功率值和之前功率值的大小来进行最优转速点搜索，最终实现风力机输出最大功率。

扰动观察法的MPPT控制原理如图3所示。其具体扰动方法为：设系统工作在A点，此时的角速度为ωA，功率为PA；给系统的角速度加上一个正向扰动Δω使其到达B点，则B点的角速度ωB=Δω+ωA，功率变为PB；如果检测到扰动后的功率PB>PA，说明扰动方向正确，继续增加一个角速度变量Δω使其达到C点，用同样的道理继续保持扰动；当系统处于D点时，继续给它施加一个正向扰动Δω，功率为PD；若系统比对发现PD

这种控制方法既不需要测量风速，也不需要知道风力机精确的功率特性曲线。虽然风力机输出功率会有小幅度波动，但对小型风力发电系统影响不大。

2.2 系统仿真

将风力机、永磁同步发电机、Buck型变换电路、PWM信号发生器、最大功率跟踪控制器等模型连接起来，并设置合理的参数，对风力发电系统进行仿真研究。选用的扰动观察法MPPT控制模块如图4所示，将其封装成PWD模块，风力发电系统的总体模型如图5所示。

2.3 系统仿真分析

为将风能尽可能多的转化为电能，应使风力机时刻处于最佳工作状态，即风力机时刻输出最大功率。为此，需要时刻追踪系统的最大功率点，即寻找一个最佳旋转角速度使输出功率达到最大值，并使最大功率平稳输出。分别对基本风速不变和基本风突然变化时的风机进行最大功率跟踪，基本风速（10 m/s）不变时输出的波形如图6所示，基本风速由10 m/s变到8 m/s时的波形如图7所示。

当风速为10 m/s时，对最大功率MPPT模块进行追踪，0.4 s后系统基本趋于稳定，电压输出和功率输出是一条平滑曲线，实现了最大功率输出，达到了捕捉最大功率的目的。

从图7中可以看出：在风速快速增加的过程中，风力机输出的功率迅速增大，当风速达到10 m/s时，经过一段时间调整后输出功率变得平稳；当风速突然降变为8 m/s时，风机的旋转角速度随之骤降，输出功率也迅速下降，经小幅震荡后平稳输出该风速下的最大功率，说明仿真模型中的最大功率控制模块能够实时跟踪风速变化，使系统始终处于输出最大功率运行状态。

3 结论

风力资源固有的随机性、间歇性特征决定其能量的捕获比较困难，加之风力机和发电机中的各种损耗，使得风能利用率较低。对风力发电来说，只有寻求风力机的最优工作状态、最大限度地将风能转化为电能，才能提高风能利用率。最大功率跟踪—扰动观察法既不需要测量风速，也不需要掌握风力机精确的功率特性曲线，因此操作比较简单。通过对风力发电系统进行建模，采用最大功率跟踪—扰动观察法查找风力机最佳旋转角速度，实现基本风速不变和突变时的最大功率跟踪，试图为提高风能利用率提供借鉴。

风力发电监测系统 篇6

关键词：风力发电机组,齿轮箱,轴承,声发射信号

由于能源危机和环境污染问题日益严重,风能作为无污染可在再生能源已受到世界各国的高度的重视。随着风电装机容量的不断增加,齿轮箱故障发生率也不断升高,严重影响了风电的利用率。滚动轴承是风力齿轮箱中故障率较高的部件,轴承故障严重时会导致重大的事故[1]。振动法在风力发电机组齿轮箱轴承监测与故障诊断中被广泛应用,但在轴承故障初期振动信号微弱,易受环境中的低频噪声影响,较难准确检测出故障。滚动轴承在故障形成初期及发展阶段都会产生声发射信号[2,3],声发射信号比振动信号能更有效的反应轴承早期疲劳故障及其发展过程[2,3]。所以本文对轴承声发射信号进行检测,从而达到更好的对风力齿轮箱轴承的早期故障进行诊断与预警的目的。

1 系统的总体设计

系统的总体结构框图如图1所示,系统由声发射传感器组、数据处理电路部分和GPRS通讯三部分组成。

2 系统的硬件实现

2.1 声发射传感器电路

本设计采用PXR50型声发射传感器,其价格低廉且灵敏度较高因而被广泛使用。传感器采用日本富士的PZT敏感元件,性能稳定可靠。谐振频率500KHz;灵敏度大于60d B;外径18mm,长17mm;三线制接口:红(电源),白(信号),屏蔽层(地);工作电压:5~10V DC。声发射传感器信号放大电路如图2所示。

2.2 数据处理电路部分

数据处理电路采用意法半导体公司STM系列单片机中的STM32F103单片机作为系统的控制核心,其内核为ARM公司推出的高性能Cortex-M3内核。它具有2个12位AD转换器,最高工作频率可达72MHz。

2.3 GPRS通讯部分

由于系统处于环境恶劣的野外,无法实现以太网接入及串行通讯,而故障情况及检测实时数据又需要及时传出,故采用GPRS通讯方式。本设计选用MC55模块为GPRS通讯模块,该模块支持GRPS Class10/Class B,具有语音和数据传输功能。

3 实验测试

本系统在齿轮箱轴承故障模拟平台上进行实验测试,该齿轮箱轴承故障模拟平台的电动机采用YCT112—4B电磁调速电动机,额定转速:1250~125 r/min,额定转矩:19.2N/m,;齿轮箱型号ZD10-70,减速比:48.57;加载设备采用FZ50-J型机座式磁粉制动器,额定转矩:50 N.m,最大激励磁电流:1.24A[4]。将2个声发射传感器安置在DZ10齿轮箱轴承高速端轴承密封圈处,高速端轴承型号为6207-2RS,其外环用电火花机人工制作点蚀损伤。计算机端数据管理系统采用VB语言编写。轴承声发射数据管理系统界面如图3所示。

4 结论

本系统应用声发射和GPRS通讯技术,研制了风力发电机组齿轮箱轴承声发射信号远程监测系统,对风力齿轮箱轴承的早期故障进行监测,并在齿轮箱轴承故障模拟平台实验调试运行,同时采用VB语言开发的远端数据管理软件上对轴承声发射数据进行了处理与故障分析,本系统实验运行过程达到了预期的效果。

参考文献

[1]Ribrant J,Bertling L.Survey of Failures in Wind Power Systems With Focus on Swedish Winds Power Plants During 1997-2005[J].IEEE Transactions on Energy Conversion,2007,22(1):1-8.

[2]Huang J,Lee H R,Ahn J H.Detection of Bearing/rail Defects for Linear Motion Stage Using Acoustic Emission[J].Precision Engineering and Manufacturing,2013,14(11):2043-2046.

[3]Elforjani M,Mba D.Monitoring the Onset and Propagation of Natural Degradation Process in A Slow Speed Rolling Element Bearing With Acoustic Emission[J].Journal of Vibration and Acoustics,2008,130(4):1257-1261.

风力发电监测系统 篇7

在风电企业对机组运行可靠性和科学管理提出更高要求的大背景下,机组远程在线状态监测和故障诊断系统应运而生。在现代化的大型风电场中,往往会有几十甚至上百台风力发电机组,如何有效地对各风力发电机组的状态进行监视和控制,使整个风电场安全、可靠且经济地运行显得十分重要。因此,近年来各大风电场已经广泛应用了数据采集与监控系统 (Supervisory Control And Data Aequisition,SCADA),并取得了良好的经济效益。SCADA系统可以对现场的设备进行监视和控制,以实现数据采集、测量、参数调节以及事故报警等功能[1]。

1 系统设计

本次设计的风力发电机组状态监测系统是SCADA系统的一种实现形式,通过对现场采集到的信号进行分析,得到机组的运行情况,监测故障的发生。系统主要由下位机、通信线路和协议、上位机及网络监视机等部分组成,系统的拓扑结构如图1所示。

在整个状态监测系统中,下位机是以DSP为核心的数据处理器,完成对现场机组轴系和齿轮箱振动、机舱内/外温度、转速以及烟感报警等信号的采集、处理和发送;光端机将下位机发送出来的数据转换为光纤信号,通过光纤远距离传输到上位机;上位机通过LabVIEW软件编程实现对振动等信号的进一步分析,并配合相关软件进行视/音频监控,从而确定机组的运行状态,进行实时监测。

2 下位机功能概述

下位机主要作为一个数据采集处理系统,对机组运行时的相关信号进行采样和处理,为上位机的进一步分析提供稳定的数据基础,功能结构如图2所示。

整个下位机采用嵌入式设计理念,利用DSP芯片高性能CPU实现信息快速采集,就地处理分析功能;外设接口丰富,具备良好的开放性与可扩展性,能提供多路模拟、数字量扩展接口,方便系统的升级改造;利用通信模块实现语音交互功能,支持现场与主控之间的对话,极大满足风电场运行状态监测与分析系统的实际应用需求。

3 基于TMS320F2812的数据处理器

TMS320F2812是TI(Texas Instruments)公司的32位定点DSP芯片,具有强大的控制和信号处理能力,丰富的外设模块使得它在工业控制中获得了广泛的应用。

3.1 硬件结构

为了更好地实现机组状态监测的实际功能,充分利用DSP的各种内部资源,如ADC模块、CAN模块以及GPIO模块等。其中主要应用ADC模块采集模拟量信号,如振动和电压电流信号;GPIO模块采集数字量信号,如温度和烟感信号,其中还利用外接的拨码开关以确定整个风场风机序号,便于监测与管理;XINTF扩展外部RAM用来存储采集的大量数据,方便数据的处理与读取;CAN模块实现数据的发送以及与上位机之间的通信,系统硬件原理框图如图3所示。

由于DSP本身结构特点,为了避免错误信号对DSP造成损坏,以及降低噪声对输入信号的干扰,需要加入调理电路对信号进行滤波和幅值的处理,调理电路如图4所示。

3.2 软件设计

3.2.1 系统软件实现

为了更好地实现状态监测系统的功能,利用DSP多个外设中断程序来配合主程序实现软件开发。根据DSP的中断优先级可知,外部中断的优先级较高,因此用该中断实现烟雾报警功能,以确保一旦出现故障马上发送报警值;利用CAN中断的方式实现与上位机的交互通信,完成数据的发送和接收上位机指令;利用定时器中断实现对所要求时间的定时与控制;利用AD中断完成对模拟量信号的采集;利用CAP中断完成对转速信号的采集,具体程序流程如图5所示。

3.2.2 软件实现中需要注意问题

为了给上位机提供更准确的数据,要尽可能提高ADC模块的采样精度。ADC模块参考电压的稳定性对于ADC模块的性能至关重要,而所用的参考电压是由ADCREFP和ADCREFM两个引脚的电压所决定的,因此在设计过程中一定要确保该电压的稳定性。F2812的ADC模块的参考电压既可以选择内部提供,也可以选择外部提供,具体可以通过配置ADCTRL3寄存器来实现。在本系统中,采用外部输入电压作为ADC模块的参考电压,尽量减少由于电压波动而导致精度的降低[2]。除此之外,虽然在硬件电路中加入了滤波电路,但仅从硬件角度考虑是不够的,还需要在软件算法中加以配合,通常使用的方法为中值滤波法,对采样得到的信号进行滤波处理;并且由于ADC模块存在增益误差和偏移误差,为了消除增益误差和偏移误差所带来的偏差,需要对ADC模块进行软件校正,来进一步提高输入信号的质量[3]。

由于程序中使用了多个DSP外设中断,因此一定要根据DSP系统的中断优先级顺序合理选择相应中断实现不同功能,以满足系统的整体需求。

下位机采集的数据要发送到上位机进行分析,因此要确定合理的通信协议和数据发送格式,以确保数据能够顺利发送与接收。

由于使用了扩展的外部RAM来存储采样数据,而该外扩RAM又属于低速的外部存储器,与高速的DSP之间不能匹配,因此要通过软件对并行访问时序配置等待状态来实现延时,以确保数据可以正确的读取与存储。

4 上位机功能概述

上位机软件实现主要包括两部分,分别为基于LabVIEW软件编程实现的状态监测界面和现场视/音频信号的监控界面。其中状态监测界面主要实现接收下位机发送的现场信号,实时显示机组振动信号的时域波形图、时域特征参数值趋势图、机舱内/外温度值以及报警值等相关参数;并且对振动信号进行频域和时域的相互转换,显示信号的频谱图等频域波形,完成对现场信号的进一步分析,根据得到的频谱图等信息确定机组的运行状况, 具体界面如图6、7所示。

视/音频监控界面主要实现对机组特定部位的视频监控以及语音交互功能,支持现场与主控之间的对话。可实时监视多路图像信息并实现一机同屏同时监视,便于管理与操作。

5 结束语

实践证明,本套风力发电机组状态监测系统利用DSP强大的信号处理功能,可以高效地完成机组设备的在线实时监测任务,分析速度和精度都能满足振动分析的需要。下位机通过光纤与上位机构成完整的状态监测系统,对风场所有机组的运行状况进行监测,减少了不必要停机所造成的经济损失,对风电场安全、可靠、经济地运行有着重要意义。

参考文献

[1]林小进,杨善水,王莉,等.非并网风电SCADA系统设计[J].电力系统自动化,2008,32(21):87～90.

[2]孙丽明.TMS320F2812原理及其C语言程序开发[M].北京:清华大学出版社,2011.

风力发电监测系统 篇8

关键词：风力发电,电能质量,在线监测

近年来,全球的风力发电装机以每年以近30%的速度递增,但因风能具有随机性和间歇性等特点,并网后会给电网运行带来一系列的问题。上海市电力公司以风力发电机组并网点大治变电站(下简称大治站)作为示范点进行电能质量在线监测并采取相应措施,以降低风力发电机组并网对电网电能质量所带来的影响,提高风力发电机组并网运行的安全、可靠性。

1 接入大治站一次系统概况

东海大桥风电场的11台GE1.5S系列风电机组,于2009年8月投入运行,单台装机容量为1.5 MW,经过升压后,通过治风3992、治风3993两回线路接入大治站35 kV母线运行(见图1)。

2 对大治站电能质量的监测简介

大治站电能质量在线监测点是上海电网电能质量在线监测系统的一部分,通过上海电网内部以太网进行通信。在大治站共安装了2台电能质量监测装置,监测点设在治风3993和治风3992两回线路上(见图1),采取全天24 h实时监测,实时地采集电能质量数据。监测系统的后台分析软件根据监测数据进行分析处理,对分布式能源(风力发电)接入大治站的风力发电机组的运行状态以及并网对电网的电能质量影响进行分析、评估,并及时地通过监测系统的Web页面向上海市电力公司各相关部门发布。

3 对大治站的电能质量评估

大治站监测点的电能质量综合统计报表如图1所示。

%

从表1可以看出,在大治站监测点的各项电能质量指标合格率都达到98%以上,电能质量问题主要为电压偏差和长时间闪变值超标。

3.1 供电电压偏差

根据GB/T 12325—2008《电能质量 供电电压偏差》要求,监测系统后台软件对监测到的大治站监测点电压有效值进行最大值、最小值、平均值和95%概率大值统计计算,并通过供电电压偏差的统计计算获得电压合格率。

当接入大治站的风力发电机组向电网输送有功功率时,同时需要从电网吸收大量的无功功率。由于风电机组的有功出力与风速成正比,因此无功功率的变化随风力发电机组有功出力的增加而增加。大治站监测点的无功功率统计数据显示,接入大治站的风力发电机组在统计时间内从电网中吸收的无功功率最大值为2.35 Mvar,最小值为-0.52 Mvar,最大无功冲击达到2.87 Mvar。在电网电压保持稳定情况下,用对大治站的最大无功冲击值,大治站的35 kV母线最小短路容量等值可计算得到电压的波动幅度为1.51%。

考虑到风电机组最大的运行效率,以及日后风力发电机组容量的增加,大治站的无功功率波动对电网电压的影响将越来越大。因此,为保证大治站供电电压的稳定,需制订有效的控制措施。

3.2 长时间闪变

根据GB/T 12326—2008《电能质量 电压波动和闪变》规定,闪变是由于电网电压的波动,所引起的灯光闪烁对人眼视觉产生刺激的响应,它不仅和电压波动大小有关,而且和波动的频率(即对工频电压的调幅频率)、照明灯具的性能及人的视觉感受因素有关。

大治站监测点在评估期间监测到长时间闪变现象,根据监测到电网电压的暂态事件,以及现场班组对大治站运行工况的了解,可以判断此次长时间闪变现象是由于电网电压的波动造成的。

4 电能质量控制措施

由于风能有着间歇性和随机性的特点,导致风力发电机的输出功率处于不断变化的状态,因此大量风电功率的远距离输送会造成线路压降过大,风电场的无功需求及电网线路的无功损耗也增大。而电网的无功功率不足,势必会造成电压波动,进而影响电网的稳定运行。考虑到今后接入大治站风力发电容量的增加,建议在风电场安装动态无功补偿及谐波治理装置(SVG)。

5 结语

1) 对风力发电机组并网点电能质量的监测及评估,是掌握风力发电机组并网后运行特性的重要手段。随着更多的新能源发电机组(光伏发电、地热发电、潮汐发电等)并入电网,本文提出的对大治站的电能质量在线监测及评估方式可提供一些借鉴。

2) 由于接入大治站的风力发电容量较小,因此大治站的电能质量监测指标合格率都超过98%。随着风力发电装机容量的增大,对并网点的电网运行会带来更多的冲击,建议在风电场安装电能质量治理装置,以保证电网安全、稳定运行。

参考文献

风力发电监测系统 篇9

北票台吉营风力发电场拟建场址位于辽宁省西部的北票市,它的建设对于该地区风电场的开发具有很好的示范作用,同时具有较好的经济效益和社会效益。

本项目的防治措施总体布局以临时拦挡、绿化措施为主,做到项目建设与水土流失防治相结合,点线面相结合,形成完整的水土流失防护体系,最大限度地减少水土流失。

本项工程的水土流失防治分区主要有风电机组防治区、道路防治区、输电线路防治区和施工场地防治区。水土保持措施及工程量分别为:

(1)风电机组防治区:表土剥离3407m3,覆土3407m3,彩条布临时苫盖1815m2,土袋填筑、拆除768.90m3,全面整地3.61hm2,撒播紫花苜蓿面积1.64hm2;(2)道路防治区:开挖防护边沟10.50km,表土剥离1.05万m3,复耕及种草整地合计11.49hm2,撒播紫花苜蓿6.08hm2;(3)输电线路防治区:撒播紫花苜蓿0.04hm2;(4)施工场地防治区:彩条布苫盖750m2,开挖土质排水沟285m,全面整地0.32hm2,栽植紫穗槐0.32hm2。

2 监测内容

监测内容主要包括水土保持生态环境的状况、水土流失动态变化、水土保持措施防治效果及重大水土流失事件等。

2.1 水土保持生态环境的状况

施工准备期对项目区的生态环境状况进行调查,了解项目区的水土保持现状及水土流失特点,收集当地的气象资料。

2.2 水土流失动态变化

定期获取关于水土流失状况的数据。主要包括水土流失防治责任范围内建设项目扰动地表面积、新增水土流失面积及其分布、水土流失量变化情况,实施对水土流失量或典型地段水土流失强度的动态监测。对于建设中的项目扰动区特别需要及时跟踪监测扰动地表面积,挖填方量和堆放、运移情况,体积形态变化等。在获取上述数据的同时,定期获得水土流失主要影响因子参数的变化情况。其中:

水力侵蚀监测内容包括:植被类型、植被覆盖度、地表扰动情况、降水量及强度等。

风力侵蚀监测内容包括:风沙强度与频度、风沙气候观测、主导风向(风速)、最大(最小)风强、地面平均风速等。

2.3 重大水土流失事件

在汛期降雨产流期监测项目建设和运行初期水土流失的变化趋势和水土流失对工程建设、周边地区及河道行洪安全的影响。重点包括水蚀程度发展、植被的破坏情况、河道或沟道输沙量、水体填埋和淤塞情况、土壤侵蚀诱发情况、关键地貌部位径流量、已有水土保持工程的破坏情况、地貌改变情况等。

2.4 水土保持生态环境状况及防治效果

在定期或暴雨后对防治措施进行全面调查的基础上,监测水土流失防治措施的数量和质量。植物措施的监测重点是成活率、保存率和生长情况及覆盖度;防护工程的稳定情况;耕地恢复面积和恢复质量情况等。

3 监测方法

根据本项目建设特点,水土保持监测方法主要采用地面观测和调查监测相结合。在防治责任范围内,水土流失影响较小的地段,进行调查监测,主要包括地形地貌变化、扰动土地面积、植被破坏面积、水土流失面积、与水土流失有关的降雨和大风情况、开挖回填土石方量,各项防治措施数量、质量,植物生长情况,工程措施的稳定性,水土流失危害等;水土流失影响较大的地段,应进行地面观测。

3.1 地面观测内容与方法

地面观测主要包括土壤侵蚀面积、侵蚀强度、侵蚀量、土壤养分和污染物质的流失与运移、土体的位移和微地貌的变化,以及水土保持措施效益的发挥情况等。

地面监测所采用的途径包括常规小区观测、典型样地调查和控制站观测等。根据本项目规模及特点,确定监测方法以桩钉法为主,即将直径0.60cm,长20~30cm、类似钉子形状的钢钎相距1m×1m分上中下、左中右纵横各3排(9根)沿坡面垂直方向打入坡面,钉帽与坡面齐平,并在钉帽上涂上红漆,编号登记入册。坡面面积较大时,为提高精度,钢钎密度可加大。每次暴雨后和汛期终了,观测钉帽出露地面高度,据此计算土壤侵蚀深度和土壤侵蚀量。

3.2 调查监测内容与方法

调查监测的主要内容包括地形地貌变化、土地利用变化、扰动土地面积、损坏水土保持设施数量,与水土流失有关的降雨、大风等气象因子,土石方开挖与回填量,各项防治措施的面积、数量、质量,林草措施的成活率、保存率、生长情况,工程措施的稳定性、完好性和运行情况,河道淤积、水土流失危害、生态环境变化等内容。

调查监测采取全线调查的方式,通过现场实地勘测,利用GPS定位仪,结合1:10000地形图、照相机、标杆、米尺等工具,填表记录每个扰动类型区的基本特征,特别是堆土和开挖面长、坡度、岩土类型及水土保持措施的实施情况。

⑴面积监测:采用手持式GPS定位仪进进行水土流失量的监测。建设初期用油漆在边坡坡脚处做记号,雨季后观测该处的土壤淤积情况,计算出水土流失量。

4 监测点位布设

根据开发建设项目监测有关技术规范,水土保持监测应在防治责任范围分区进行,监测分区原则上应与工程项目水土流失防治分区一致。根据不同工程对地表扰动特点不同,按照项目建设类型将项目区分为2个监测区和4个监测点位,在不同监测区选择具有代表性的地段或场地,布设定位监测点。

4.1 风电机组防治区。

该区造成水土流失的主要原因是基础开挖、回填等工程,采取以地面观测方法为主,分别在风机编号为F34、F51处设置2处监测点位,分时段进行监测。监测内容为:水土流失类型、分布、侵蚀强度、流失量;水土流失防治责任范围,扰动、占压地表、损坏植被面积,损坏水保设施数量;水土流失危害、分布;水土保持措施实施数量、速度、效果和治理面积;可绿化面积、林草成活率、覆盖度,植被恢复系数;工程挖填方量、弃渣量、弃渣堆放位置、形式,工程拦渣率;环境因子变化(气象要素、地形地貌、植被)监测;风蚀因子变化:地面平均风速、主导风向。

4.2 道路防治区。

该区造成水土流失的主要原因是运输过程中对道路两侧的超范围扰动等,采取以地面观测方法为主,分别在风机编号为F57、F62附近的道路处设置2处监测点位,分时段进行监测。监测内容为:水土流失类型、分布、侵蚀强度、流失量;水土流失危害、分布;林草成活率、保存率、覆盖度,植被恢复系数;环境因子变化(气象要素、地形地貌、植被)监测;风力侵蚀监测内容包括:风沙强度与频度、风沙气候观测、主导风向(风速)、最大(最小)风强、地面平均风速等。

5 监测时段和频次

本项目的水土保持监测时段为2010年6月~2012年6月,具体监测时间可根据各施工区域的施工进度进行适当调整。监测频次应满足六项防治目标测定的需要,其中土壤流失量的监测在雨季每月1次。项目建设期在主体工程正式开工前进行1次全面调查,详细记录各区的基本情况,在项目结束后进行1次全面调查监测,对比项目实施前后环境因子变化情况。项目实施过程中,水蚀监测频次为雨季前、中、后各进行1次监测,暴雨后加测1次;风蚀监测频次为2010年秋季、2011年春季各监测1次。

5.1 风电机组防治区。

开工前和竣工后各进行1次详查,进行摸底和施工过程水土保持状况调查;水土流失防治责任范围、扰动占压地表、损坏植被面积和水土保持设施数量在施工前和施工后各调查1次;雨季每月监测1次,遇有暴雨加测;林草成活率在植物措施实施后及时进行;工程挖填方量和弃渣量实施工程进度跟踪监测,每工序结束后调查1次。

5.2 道路防治区。

水土流失防治责任范围、扰动占压地表、损坏植被面积和水土保持设施数量在自然恢复期调查1次;雨季每月监测1次,遇有暴雨加测;水土保持措施数量、效果、稳定程度和治理面积等进行1次全面调查;林草成活率、保存率在植物措施实施当年秋季进行;对弃渣量和拦渣率进行1次综合调查。

摘要：水土保持监测是水土保持工程设计的重要组成部分,本文在说明了本工程的水土保持措施、监测内容和监测方法基础上,重点叙述了监测点位布设、监测时段和频次的安排。

风力发电监测系统 篇10

摘要：针对兆瓦级风力机偏航动作时剧烈振动问题，本文根据兆瓦级风机偏航系统主动偏航原理，在ADAMS中建立了兆瓦级风力发电机偏航系统虚拟样机动力学仿真模型.兆瓦级风力发电机组偏航系统主动偏航振动分析结果表明，偏航系统前四阶扭转振动的固有频率分别为17.694 7 Hz，55.816 6 Hz，85.141 2 Hz，170.182 3 Hz.动力学仿真分析结果表明，主机架在偏航运动的结束阶段存在剧烈的来回振荡现象，且振动的幅值达到了0.15 rad，振动衰减的时间超过了20 s，通过在主机架上加反馈控制可快速消除兆瓦级风机偏航系统来回振荡现象.

关键词：风力发电机组；偏航系统；主动偏航；固有频率

中图分类号：TK83 文献标识码：A

随着世界各国对能源需求的持续增长与日益严格的环境法规，目前兆瓦级风力发电机组已成为风能利用的主流设备.当风速矢量方向发生变化时，风力发电机组的偏航系统能够快速平稳地对准风向，以便风轮获得最大的风能.然而在主动偏航系统启动与刹车过程中，偏航系统的振动对风力发电机组的振动噪声、紧固件的疲劳寿命等方面产生严重的影响.如果其固有频率接近激励频率，系统将产生共振，则风力机在运行过程中，载荷由于结构共振而被放大，这关系到整个风电机组的安全运行.因此有必要对兆瓦级风力发电机偏航系统的振动特性作深入研究，避免共振的发生.然而，目前国内外对风力发电机组振动的研究主要集中在塔筒和桨叶方面，对偏航系统振动研究还比较少[1-3].文献[3]对兆瓦级风力机液压驱动的偏航系统进行了优化设计.文献[4]建立了塔架的扭转振动模型和运动方程，引入了摩擦失稳因子，得到塔架扭转振动失稳的条件.文献[5]从理论上对塔架进行了模态分析，在机舱与塔架耦合条件下求解塔架扭转振动的各阶固有频率与振型.文献[6]对螺栓连接非线性振动特性进行研究，将螺栓连接系统简化为弹簧、阻尼器、质量块的单自由度模型，说明了非线性方程能够较好地描述螺栓连接的振动特性.

但如何采取有效措施对兆瓦级风力发电机组偏航系统进行主动偏航动力学分析仍然是主动偏航过程兆瓦级风机偏航系统性能提高的瓶颈.为此，本文针对兆瓦级风力发电机组偏航系统主动偏航过程振动现象，从动力学角度研究偏航系统的动力学机理，并构建合适的兆瓦级风力发电机组偏航系统虚拟样机动力学模型，研究主动偏航过程偏航系统动力学规律.

1偏航系统主动偏航动力学模型

1.1偏航系统工作原理

如图1所示，滑动式偏航系统包括机舱、偏航齿圈、横向吊杆、压盘、柱头螺栓、蝶簧、摩擦片等装置.偏航齿圈通过高强度螺栓与塔架法兰固定连接，其外齿与固定在主机架上的偏航驱动减速箱输出轴齿轮相啮合，横向吊杆在压盘、碟簧等定位装置的作用下夹紧偏航齿圈的内圈并且通过高强度螺栓与风力发电机组机舱固定连接.

当偏航系统启动工作时，控制系统发出指令，4个驱动电机同时启动，偏航电机驱动偏航减速箱带动主机架绕偏航大齿圈缓慢旋转以实现对风；偏航动作结束需要制动时，依靠上下及侧部滑动摩擦块与偏航齿圈产生的摩擦力使机舱停止旋转；同时，驱动电机匹配有偏航制动器，在摩擦力与制动力矩的共同作用下，确保偏航系统不工作时，机舱能够锁死并保持静止状态[7-9].

根据风力发电机实际运行工况，在偏航驱动减速箱输出轴齿轮与主机架之间建立旋转副，偏航齿圈与塔架通过固定副连接，塔架固定在大地上；侧摩擦片与横向吊杆通过固定副以实现定位；顶摩擦片通过固定副与摩擦片保持架固定在一起；碟簧用建立在横向吊杆与底摩擦片处的弹簧模拟，并且在底摩擦片与横向吊杆之间施加移动副，通过施加运动副以实现偏航电机驱动偏航减速箱带动主机架及机舱绕偏航齿圈缓慢转动.

2.1.3添加接触力

在4个偏航驱动减速箱输出轴齿轮与偏航齿圈啮合处施加接触，在6个侧摩擦片与偏航大齿圈之间定义摩擦力；在30片底摩擦片与偏航大齿圈之间定义接触力，且静摩擦系数为0.3，动摩擦系数为0.1；顶部摩擦片与偏航齿圈之间分别用衬套代替平面副，并且在顶部摩擦片与偏航齿圈之间添加接触，通过施加接触以实现虚拟样机模型各个构件之间实现力的传递.

2.1.4螺栓的等效

横向吊杆处的高强度螺栓采用普通螺栓连接，当外载荷作用在系统上时，它依靠连接预紧后横向吊杆与主机架接合面间产生的摩擦力来抵抗横向外载和转矩，而螺栓的轴向除了承受轴向工作载荷外，还受到预紧力的作用.在ADAMS里面为了更好地模拟螺栓的连接作用，本文采用衬套来模拟螺栓联接.

2.1.5施加外载

在塔架与偏航齿圈结合面的中间建立一个属于主机架的Marker_1点，在Marker_1点上施加1 432.12 kN的力以及2 599.68 kN·m力矩作为外载.

2.2偏航系统主动偏航动力学仿真结果分析

2.2.1动力学仿真分析

在偏航驱动减速箱输出轴齿轮与主机架之间的旋转副上施加函数为STEP5（time，2.7， 0.314d， 2.78， 0d ）的速度驱动，进行动力学仿真分析[10-13].可以得到每个运动副所承受的力，以及构件之间的相对位移、相对加速度和相对速度.图6为塔架与地面之间的固定副在Y轴方向所受的力.

当在主机架上只施加Y轴方向的外载荷时，此固定副51受的力大小为2.441×106 N，它与虚拟样机的各个部件的总的重力与外载荷之和相等.这说明该虚拟样机模型能够真实模拟风力发电机偏航系统的工作.

2.2.2动态特性分析

加载ADAMS/Vibration模块，在偏航驱动电机输出轴齿轮与大齿圈啮合处定义输入，在主机架处定义输出.对系统进行基于模态的振动响应求解，求解系统的固有频率与振型.在风力发电机组偏航系统进行模态分析和频响特性分析.

1）模态分析

计算完成后，从ADAMS/postprocessor可以得到偏航系统前二阶的模态结果如图7～10所示.

从图7～10和表1中可知，第一阶振型为主机架的横向一阶扭转，固有频率为17.694 7 Hz；第二阶振型为横向二阶扭转，固有频率为55.816 6 Hz；第三阶振型为偏航齿圈的扭转，固有频率为85.141 2 Hz；第四阶偏航齿圈与主机架都发生了扭转，固有频率为170.182 3 Hz.实际中影响系统横向振动的模态主要是横向一阶与横向二阶模态.

2）频响特性分析

以主机架振动角位移为响应输出，通过计算得到主机架扭转振动的频响特性曲线如图11所示.

从幅频特性曲线可知，在17.694 7 Hz，55.816 6 Hz，85.141 2 Hz，170.182 3 Hz范围附近时，频响图出现了峰值.且在17.694 7 Hz和55.816 6 Hz时，幅值很大，因此偏航系统在工作时候，偏航驱动电机的频率要错开这两个频率的范围，以免共振带来的危害.而系统的第三阶和第四阶扭转频率远大于偏航电机的驱动频率，故影响较小.此研究结果与厂家提供的固有频率值基本吻合.

3）添加控制后的振动分析

以主机架y方向的转角为反馈量，以在主机架上施加的力矩为控制量，定义输入输出.在主机架上创建单分量力矩，初始值为0；建立控制系统的输入环节.在主机架质心处建立一个Marker_186点，坐标与主机架的质心坐标一致，建立一个控制输入.创建比例环节，创建比较环节.然后运行仿真，仿真时间为20 s，步长为0.1.得到主机架振动角位移控制前后的角度变化图.

由图12可知，未加控制之前，主机架在偏航运动的结束阶段存在剧烈的来回振荡现象，且振动的幅值达到了0.15 rad，振动衰减的时间超过了20 s，这种来回振荡运动会给风力发电机组疲劳寿命带来严重的损伤.当加了控制后，偏航系统运动状况非常理想，只在刹车后的7.25 s内存在较小的抖动，之后机舱能够迅速锁死并保持静止状态.

3结论

1）建立了兆瓦级风力发电机组偏航系统虚拟样机模型并进了动力学仿真分析与振动分析.结果表明，该虚拟样机能够准确模拟兆瓦级风力发电机组偏航系统的真实工作状况.

2）振动分析结果表明，偏航系统主要振动方式为扭转振动，且前四阶的固有频率分别为17.694 7 Hz，55.816 6 Hz，85.141 2 Hz和70.182 3 Hz.

3）通过在主机架上加反馈控制，偏航系统运动状况非常理想，这有利于消除兆瓦级风机偏航系统来回振荡现象.

参考文献

[1]刘静，李郝林，黄德杰. 基于ADAMS/Vibration 的轧辊磨床测量装置振动特性仿真[J]. 机械设计，2010，27（12）：29-33.

[2]鄂加强，张彬，董江东，等. 新型风电偏航减速机动力学仿真分析[J]. 中南大学学报：自然科学版，2011，42（8）：2324-2331.

[3]STUBKIER S， PEDERSEN H C. Design， optimization and analysis of hydraulic soft yaw system for 5 MW wind turbine[J].Wind Engineering， 2011，35（5）：529-550.

[4]廖明夫，黄巍，董礼，等.风力发电机组偏航引起的失稳振动[J].太阳能学报，2009， 30（4）： 488- 492.

[5]加成双.风力发电机组发电机组偏航振动的研究[D].长春：吉林大学，2011.

[6]陈学前，杜强，冯加权.螺栓连接非线性振动特性研究 [J].振动与冲击，2009，28（7）：196-198.

[7]余意.风力发电机滑动式偏航轴承的性能分析与研究[D].北京：华北电力大学，2011.

[8]肖劲松，倪维斗，姜桐.大型风力发电机组的建模及仿真[J].太阳能学报，1997，18（2）：117-127.

[9]张锁怀，张文礼，张青雷. 基于Adams的MW级风力发电机组动力学建模[J].华北电力大学学报：自然科学版，2009，36（4）：51-57.

[10]BALAMURUGAN S， ARUMUGAM R. Estimation of vibration in switched reluctance motor drives [J]. American Journal of Applied Sciences， 2005，2（4）： 119-127.

[11]高明宝，李世芸.基于ADAMS对柔性太阳能帆板的振动分析[J].机电产品开发与创新，2010，23（5）：76-78.

[12]高旭，曾国英.螺栓法兰连接结构的振动仿真分析[J].噪声与振动控制，2010，36 （3）： 38-40.

1）模态分析

计算完成后，从ADAMS/postprocessor可以得到偏航系统前二阶的模态结果如图7～10所示.

从图7～10和表1中可知，第一阶振型为主机架的横向一阶扭转，固有频率为17.694 7 Hz；第二阶振型为横向二阶扭转，固有频率为55.816 6 Hz；第三阶振型为偏航齿圈的扭转，固有频率为85.141 2 Hz；第四阶偏航齿圈与主机架都发生了扭转，固有频率为170.182 3 Hz.实际中影响系统横向振动的模态主要是横向一阶与横向二阶模态.

2）频响特性分析

以主机架振动角位移为响应输出，通过计算得到主机架扭转振动的频响特性曲线如图11所示.

从幅频特性曲线可知，在17.694 7 Hz，55.816 6 Hz，85.141 2 Hz，170.182 3 Hz范围附近时，频响图出现了峰值.且在17.694 7 Hz和55.816 6 Hz时，幅值很大，因此偏航系统在工作时候，偏航驱动电机的频率要错开这两个频率的范围，以免共振带来的危害.而系统的第三阶和第四阶扭转频率远大于偏航电机的驱动频率，故影响较小.此研究结果与厂家提供的固有频率值基本吻合.

3）添加控制后的振动分析

以主机架y方向的转角为反馈量，以在主机架上施加的力矩为控制量，定义输入输出.在主机架上创建单分量力矩，初始值为0；建立控制系统的输入环节.在主机架质心处建立一个Marker_186点，坐标与主机架的质心坐标一致，建立一个控制输入.创建比例环节，创建比较环节.然后运行仿真，仿真时间为20 s，步长为0.1.得到主机架振动角位移控制前后的角度变化图.

由图12可知，未加控制之前，主机架在偏航运动的结束阶段存在剧烈的来回振荡现象，且振动的幅值达到了0.15 rad，振动衰减的时间超过了20 s，这种来回振荡运动会给风力发电机组疲劳寿命带来严重的损伤.当加了控制后，偏航系统运动状况非常理想，只在刹车后的7.25 s内存在较小的抖动，之后机舱能够迅速锁死并保持静止状态.

3结论

1）建立了兆瓦级风力发电机组偏航系统虚拟样机模型并进了动力学仿真分析与振动分析.结果表明，该虚拟样机能够准确模拟兆瓦级风力发电机组偏航系统的真实工作状况.

2）振动分析结果表明，偏航系统主要振动方式为扭转振动，且前四阶的固有频率分别为17.694 7 Hz，55.816 6 Hz，85.141 2 Hz和70.182 3 Hz.

3）通过在主机架上加反馈控制，偏航系统运动状况非常理想，这有利于消除兆瓦级风机偏航系统来回振荡现象.

参考文献

[1]刘静，李郝林，黄德杰. 基于ADAMS/Vibration 的轧辊磨床测量装置振动特性仿真[J]. 机械设计，2010，27（12）：29-33.

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[12]高旭，曾国英.螺栓法兰连接结构的振动仿真分析[J].噪声与振动控制，2010，36 （3）： 38-40.

1）模态分析

计算完成后，从ADAMS/postprocessor可以得到偏航系统前二阶的模态结果如图7～10所示.

从图7～10和表1中可知，第一阶振型为主机架的横向一阶扭转，固有频率为17.694 7 Hz；第二阶振型为横向二阶扭转，固有频率为55.816 6 Hz；第三阶振型为偏航齿圈的扭转，固有频率为85.141 2 Hz；第四阶偏航齿圈与主机架都发生了扭转，固有频率为170.182 3 Hz.实际中影响系统横向振动的模态主要是横向一阶与横向二阶模态.

2）频响特性分析

以主机架振动角位移为响应输出，通过计算得到主机架扭转振动的频响特性曲线如图11所示.

从幅频特性曲线可知，在17.694 7 Hz，55.816 6 Hz，85.141 2 Hz，170.182 3 Hz范围附近时，频响图出现了峰值.且在17.694 7 Hz和55.816 6 Hz时，幅值很大，因此偏航系统在工作时候，偏航驱动电机的频率要错开这两个频率的范围，以免共振带来的危害.而系统的第三阶和第四阶扭转频率远大于偏航电机的驱动频率，故影响较小.此研究结果与厂家提供的固有频率值基本吻合.

3）添加控制后的振动分析

以主机架y方向的转角为反馈量，以在主机架上施加的力矩为控制量，定义输入输出.在主机架上创建单分量力矩，初始值为0；建立控制系统的输入环节.在主机架质心处建立一个Marker_186点，坐标与主机架的质心坐标一致，建立一个控制输入.创建比例环节，创建比较环节.然后运行仿真，仿真时间为20 s，步长为0.1.得到主机架振动角位移控制前后的角度变化图.

由图12可知，未加控制之前，主机架在偏航运动的结束阶段存在剧烈的来回振荡现象，且振动的幅值达到了0.15 rad，振动衰减的时间超过了20 s，这种来回振荡运动会给风力发电机组疲劳寿命带来严重的损伤.当加了控制后，偏航系统运动状况非常理想，只在刹车后的7.25 s内存在较小的抖动，之后机舱能够迅速锁死并保持静止状态.

3结论

1）建立了兆瓦级风力发电机组偏航系统虚拟样机模型并进了动力学仿真分析与振动分析.结果表明，该虚拟样机能够准确模拟兆瓦级风力发电机组偏航系统的真实工作状况.

2）振动分析结果表明，偏航系统主要振动方式为扭转振动，且前四阶的固有频率分别为17.694 7 Hz，55.816 6 Hz，85.141 2 Hz和70.182 3 Hz.

3）通过在主机架上加反馈控制，偏航系统运动状况非常理想，这有利于消除兆瓦级风机偏航系统来回振荡现象.

参考文献

[1]刘静，李郝林，黄德杰. 基于ADAMS/Vibration 的轧辊磨床测量装置振动特性仿真[J]. 机械设计，2010，27（12）：29-33.

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[4]廖明夫，黄巍，董礼，等.风力发电机组偏航引起的失稳振动[J].太阳能学报，2009， 30（4）： 488- 492.

[5]加成双.风力发电机组发电机组偏航振动的研究[D].长春：吉林大学，2011.

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[7]余意.风力发电机滑动式偏航轴承的性能分析与研究[D].北京：华北电力大学，2011.

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[9]张锁怀，张文礼，张青雷. 基于Adams的MW级风力发电机组动力学建模[J].华北电力大学学报：自然科学版，2009，36（4）：51-57.

[10]BALAMURUGAN S， ARUMUGAM R. Estimation of vibration in switched reluctance motor drives [J]. American Journal of Applied Sciences， 2005，2（4）： 119-127.

[11]高明宝，李世芸.基于ADAMS对柔性太阳能帆板的振动分析[J].机电产品开发与创新，2010，23（5）：76-78.

风力发电监测系统 篇11

传统的以太网接入方式, 往往采用主控制器连接物理层接口芯片 (如DM9000A) , 在主控CPU中嵌入以太网通信协议。这种方式需要编写繁琐的网络协议程序并且耗费大量的时间进行调试, 难以实现系统的快速开发和稳定运行, 更不利于系统的更新升级[1]。因此, 采用独立于主控CPU的网络协议专用处理器并行工作的方式可以解决传统以太网接入方式带来的弊端。这种方式使得系统应用程序和数据的传输分别运行于不同的硬件, 有效降低了主控制器的运行负担, 增加系统的稳定性, 缩短系统的开发周期。系统的模块化设计也便于系统的更新升级。笔者使用内部集成硬件协议栈的网络接口芯片W5100实现了风力发电机组状态监测装置的远程通信。

1 系统设计

本系统包括就地数据采集装置和数据分析系统两部分, 风机现场的运行数据由就地采集装置采集完现场信号, 经由以太网和光纤传输到主控中心的数据分析系统上进行信号分析。系统的拓扑结构和功能结构分别如图1、2所示。

本系统能够对风电场不同设备的运行情况作具体分析, 并作出具有针对性的分析处理, 可以代替风电场运行维护人员通过机组主控系统和定期巡视检查的方式来了解机组的运行状态, 减少维护人员的劳动强度[2]。

2 W5100的功能概述

2.1 W5100总体介绍

W5100是集成有10/100以太网控制器的单片网络接口芯片。其内部集成了硬件TCP/IP协议栈、以太网MAC和以太网PHY, 支持TCP、UDP及IPv4等多种网络协议。提供3种总线接口:直接并行总线接口、间接并行总线接口和SPI总线接口, 简化了系统的硬件设计。使用W5100不需要考虑以太网的控制, 只需像访问外部存储器一样进行简单的端口 (Socket) 编程即可, 尤其是SPI总线操作方式不仅可以最大程度地简化硬件接口, 而且能够极大地减少网络编程的工作量。W5100支持信号的自动极性反转, 可以自动识别信号的传输模式 (全双工和半双工) , 支持10/100以太网。内置16kB的数据发送/接收缓冲区可以实现大数据量的高速收发, 最大有效通信速率可达25Mbit/s。

W5100使用外置3.3V电源和内部1.8V电源供电, 其中1.8V电源由芯片内部线性稳压电路产生, 经外接滤波电容供回芯片, 无需另置电源, 降低了系统硬件设计的复杂性。W5100结构框图和基本外围连接如图3所示, 它由4部分构成:硬件TCP/IP核、MCU接口单元、数据收发缓冲区和以太网物理层。

由图3可知, 芯片通过内部以太网物理层 (PHY) 单元连接网络变压器, 再通过RJ45网络接口和以太网电缆接入以太网络, 完成系统网络侧的连接;系统主控侧通过芯片提供的总线接口连接主控CPU, 进而通过端口驱动程序完成数据的传输。

W5100还提供了多种LED接口用于指示芯片当前的工作状态, 包括:LINK (连接) 、SPD (速度) 、FDX (全双工/半双工) 、COL (IP地址冲突) 和RX/TX。

2.2 W5100的存储空间

W5100内部集成了强大的硬件以太网协议, 只需对其进行IP地址和端口配置即可接入以太网。通过控制寄存器合理选择和创建Socket后, 可以完成网络数据的接收和发送, 并把数据存放进芯片内部存储器中。W5100的内部工作存储器空间分为4部分, 如图4所示。

2.2.1 公共寄存器

公共寄存器主要包括模式配置寄存器 (MR) 、网关地址寄存器 (GWR) 、子网掩码地址寄存器 (SUBR) 、中断相关寄存器 (IR) 、本机MAC寄存器 (SHAR) 、本机IP地址寄存器 (SIPR) 、数据接收缓冲区配置寄存器 (RMSR) 及数据发送缓冲区配置寄存器 (TMSR) 等。

2.2.2 端口寄存器

端口寄存器控制W5100各个通道的数据收发。W5100支持4路独立数据通道, 对应有4组功能完全相同的端口控制寄存器。笔者以Sn表示S0、S1、S2、S3 4个通道。主要包括端口模式寄存器、端口命令寄存器、端口状态寄存器和端口发送/接收剩余空间寄存器。需要注意的是在发送或接收数据时, 用户必须先检查剩余空间的大小。

3 W5100与TMS320F2812的接口设计

TMS320F2812是美国TI公司推出的最佳测控应用的定点DSP芯片。它既具有高性能的数字信号处理能力, 又具有强大的事件管理能力和嵌入式控制功能, 特别适用于有数据处理的测控场合。TMS320F2812提供了丰富的外设接口, 方便系统的设计与扩展。如SCI、CAN及SPI接口等。

3.1 W5100与DSP硬件接口连接

W5100提供了多种总线接口, 本设计中使用W5100的SPI总线方式, 这种方式仅需4根信号线, 可以大大简化系统的硬件设计, 同时满足风力发电机组状态监测系统中对数据实时传输的要求。DSP通过SPI接口实现与W5100的通信, 其硬件接口如图5所示。

由图5可知, 串行接口模式只需4个引脚, 分别为从设备选择 (/SS) 、串行时钟 (SCLK) 、主出从入 (MOSI) 和主入从出 (MISO) 。SPI_EN为W5100的SPI模式使能端, 高电平有效。

3.2 DSP读写W5100时序

由于F2812主频高达150MHz, 在SPI主模式下, 最高比特率可达37.5Mbit/s, 而W5100最高数据传输速率为25MHz。必须设置DSP的分频系数, 使F2812的比特率低于W5100的最高数据传输速率, 比特率设定在15Mbit/s以下最佳。

系统中DSP需工作于主模式, W5100工作于SPI从设备模式0的方式下, 即数据在时钟的上升沿锁定, 下降沿输出。其操作时序如图6所示。

由图6可知, 主设备模式下, 首先将/CS信号置高, 然后配置主设备的相关寄存器, 把要传输的数据写入SPI数据寄存器, 将/CS信号置低等待数据传输完毕, 最后把/CS信号再置高。根据SPI协议, SPI设备只有两条信号线, 因此需要定义操作代码。W5100使用两种操作代码:读代码 (0x0F) 和写代码 (0XF0) 。SPI模式下, W5100使用完整的32位数据流, 包括一个字节的操作码、两个字节的地址码和一个字节的数据。

4 TMS320F2812以太网控制程序设计

由于W5100内部集成了多种硬件以太网传输协议, 所以主控芯片TMS320F2812只需通过SPI接口完成对芯片的配置和读写控制即可实现系统的网络功能。利用W5100提供的Socket API函数, 可以大大简化开发人员对其配置和收发操作的难度。笔者在TMS320F2812平台上移植了相关的接口函数, 实现了TCP/IP协议下客户端模式的程序设计。图7为系统的软件设计流程。

5 结束语

W5100内部嵌入了硬件以太网协议, 省去了编写和调试繁琐的以太网协议程序的时间, 加快了系统的开发速度。由于集成的硬件以太网协议和系统应用程序并行运行于两个独立的CPU, 增强了系统运行的可靠性。TMS320F2812通过网络协议芯片W5100扩展了网络功能, 最大有效数据传输速率可达2.5Mbit/s, 满足了风力发电机组状态监测装置对现场数据的传输要求。

参考文献

[1]徐元军.W3100在DSP系统以太网接口中的应用[J].微型机与应用, 2002, 21 (9) :17～19.