风力发电机组轴承（共9篇）
风力发电机组轴承 篇1
世界风电产业发展情况
传统能源的相对匮乏、环境压力以及地缘政治的强烈不安全感, 使得各国在发展包括风电在内的可再生能源方面不遗余力。风电产业已涵盖世界各大洲, 并呈快速增长态势。截至2006年年底, 全球风电装机容量已达7422.3万kW, 比2005年增加1519.7万kW, 增长25.6%。截至2006年年底, 风电装机容量超过100万kW的国家如表1所示。其中, 2006年比2005年新增装机容量100万kW以上的有:美国新增245.4万kW, 德国新增223.3万kW, 印度新增184.0万kW, 西班牙新增158.7万kW, 中国新增134.7万kW。
未来风电有着很大的发展空间。欧洲计划到2020年实现可再生能源占总发电量的20%, 其中风电占到12%。据了解, 现在全球风电占总发电量的比例仅为1.19%。要实现12%的目标, 还需要增长近10倍。欧洲风能协会预测, 2020年以前, 世界风电产业仍将快速发展, 每年新增风电装机容量将保持在1500万kW以上。
风电产业的快速增长必须以风电设备的快速增长为支撑, 必然带动对风电机组配套轴承的旺盛需求。近年来, 世界上两大风电轴承供应商SKF和F A G, 尽管满负荷生产也供不应求, 以至国外一些风电设备厂家相继到中国采购轴承。
我国风电产业发展态势
我国可开发风能总量约10亿kW (其中陆地风能储量约2.97亿kW, 近海风能储量约7.5亿k W) 。截至2006年底, 我国风电机组的装机容量为260万k W, 仅占可开发风能总量不到3‰, 风电产业开发潜力很大。
按照我国能源发展战略, 国家将大幅度提高风能、太阳能、生物质能等可再生能源在整个能源消费中的比例。在这一战略的引导下, 近年来我国风电产业发展很快, 如表2所示。
按我国《可再生能源中长期发展规划》提出风电发展目标, 2010年全国风电装机容量累计达到500万k W, 2015年全国风电装机容量累计达到1500万k W, 2020年全国风电装机容量累计达到3000万k W。从现在的发展情况, 风电装机容量将成倍增长, 上述规划目标将大大超过。
2006年12月18日在北京举行的“风力发电产业化研讨会”上, 专家们在讨论中一致认为, 到2020年的风力发电发展规划目标偏低, 只要有个良好的政策环境加上市场的需求, 进一步调动地方积极性, 中央宏观调控有力, 风电装机容量目标应该可以成倍增长。
根据上述规划目标和专家意见, 现对我国风电装机容量作两种预测:第一种是到2010年将达到800万k W, 2015年将达到2000万k W;第二种是到2010年达到1000万kW, 2015年达到3000万kW。
我国国产风电设备发展情况
1.我国风电设备国产化水平不断提高
近10年来, 我国大型风机制造业从零起步, 目前已初具规模。2005年2月通过的《中华人民共和国可再生能源法》规定了有利于风电发展的基本原则。之后, 出台了一些具体的产业化扶持政策, 提出风电设备国产化率要达到70%以上, 不满足设备国产化率要求的风电场不允许建设。在这一政策的引导下, 国内一些大型企业纷纷进军风电设备领域, 2006年从事风机设备制造的企业已达30家, 2007年已增加到近60家。风电设备的国产化率不断提高, 2004年为25%, 2005年为将近30%, 2006年为40%, “十一五”末有望达到70%以上。
2.我国风电机组单机容量逐年提高
欧洲岸上风电机组平均容量已达1.5M W, 而我国目前还在M W以下, 但在逐年提高, 如表3所示。
目前, 我国已掌握了750k W机组整机和零部件的设计制造技术并实现了大批量生产。国家鼓励发展兆瓦级以上的风电设备, 提出以1.5M W为主力机型。
我国风电机组平均单机容量“十一五”末可望达到1M W, “十二五”有望达到1.5MW。
3.未来的风电设备世界制造中心
从目前我国众多企业对风电产业近乎狂热的投资和国际上10大风电设备企业相继进入中国的情况, 业内人士预计五年之内我国将成为风电设备世界制造中心。
风力发电机组轴承国内市场分析
1.每台风力发电机组装用轴承
以装用轴承最多的传统的带齿轮箱异步交流发电机机组为例, 测算风力发电机组装用轴承装量:
(1) 偏航轴承 (回转支承) 一套。
(2) 变浆轴承 (回转支承) 三套。
(3) 发电机轴承 (深沟球轴承、园柱滚子轴承) 三套。
(4) 主轴轴承 (调心滚子轴承) 二套。
(5) 变速箱轴承 (双列圆锥滚子轴承、圆柱滚子轴承、调心滚子轴承、深沟球轴承、角接触球轴承) 。
变速箱有三种结构形式, 分别装用轴承:第一种15套, 第二种18套, 第三种23套。则风力发电机组轴承分别为第一种1+3+3+2+15=24套, 第二种1+3+3+2+18=27套, 第三种1+3+3+2+23=32套, 测算时取平均值26套。
2.预测2010年、2015年国内风力发电机组轴承需求量
设定每台机组平均容量:2007～2010年为1M W, 2011～2015年为1.5MW。
风电机组国产化率:2007～2010年达到50%, 2011～2015年达到70%。
每台机组装用轴承:26套 (其中回转支承4套) 。
每台份轴承销售额:70万元。
按第一种预测:2007～2010年全国新增风电装机容量540万k W, 即5400M W, 需新增1M W风力发电机5400台, 平均每年1350台, 其中675台使用国产轴承, 则需要国产轴承17 550套 (其中回转支承2700套) , 年销售额4.7亿元。
2011～2015年全国新增风电装机容量1200万k W, 即12 000M W, 需新增1.5M W风力发电机8000台, 平均每年1600台, 其中1120台使用国产轴承, 则需要国产轴承29 120套 (其中回转支承4480套) , 年销售额7.8亿元。
按第二种预测:2007～2010年全国新增风电装机容量740万k W, 即7400M W, 需新增1M W风力发电机74 000台, 平均每年1850台, 其中925台使用国产轴承, 则需要国产轴承24 050套 (其中回转支承3700套) , 年销售额6.5亿元。
2011～2015年全国新增风电装机容量2000万k W, 即20 000M W。需新增1.5M W风力发电机13 333台, 平均每年2667台, 其中1867台使用国产轴承, 则需要国产轴承48 542套 (其中回转支承7468套) , 年销售额13.1亿元。
国产风力发电机组轴承年需求量预测汇总如表4所示。
风力发电机组轴承国际市场分析
预计2007～2015年全球每年新增风力发电机装机容量1500万〜2000万kW, 即15 000～20 000MW。每年需新增1.5MW风力发电机10 000～13 333台, 需配套轴承26.0～34.7万套, 其中回转支承40 000～53 332套, 其他轴承 (调心滚子轴承、双列圆锥滚子轴承、圆柱滚子轴承、角接触球轴承、深沟球轴承等) 22.0万～29.3万套。为风力发电机组配套的回转支承, 国际上主要生产厂家有SKF、FAG、Timken、罗特艾德等。如果将我国轴承企业作为一个整体, 与上述几家平分秋色, 估计得多一点, 可以占到1/5～1/4的市场份额, 即年需求8000～10 666套到10 000～13 333套 (包括国内需求) 。至于其他轴承, 八大跨国公司的产能完全可以满足, 无须从中国进口。
机遇和风险
风电会有一个大的发展, 这是大家早就预料到的。但像现在这样“井喷式”的发展, 多数人始料未及。风电产业的高速发展给轴承行业提供了大好机遇。谁抓住了这个机遇, 就抓住了新的经济增长点, 从而促进企业做强做大。瓦轴、洛轴、天马、大冶轴和方圆支承等几家企业以敏锐的市场嗅觉, 超前进行了风电轴承的研发和大力度的投入, 以雄厚的实力博击风电轴承市场的浪潮, 已经开始得到市场的回报。
但是在带来机遇的同时, 风电轴承市场也存在着巨大的风险。
首先是投资风险。生产风电轴承, 尤其是偏航轴承和变桨轴承, 比生产其他轴承需要更大的设备投入, 齿轮加工设备、中频淬火设备都很昂贵。一旦市场发生变化, 这些设备虽然可以向下兼容, 比如加工港口机械、建筑机械和工程机械用的回转支承, 但毕竟这些领域对回转支承的需求总量不大, 势必造成设备的闲置。
第二是市场风险。按前述国内、国际市场的需求, 瓦轴、洛轴、天马、大冶轴和方圆支承等几家企业已经形成和正在形成的能力可以满足。现在还有一些厂家正在或准备进行大的投入, 志在必得。希望企业在进行投资决策时, 一定要把市场摸清搞准, 不要轻易地把用户的询价当成承诺, 把意向当成订单, 把临时采购当成长期订货。要警惕已经出现的风电设备非理性投资热可能引发的风电设备配套轴承的非理性投资热。
世界上风电产业最发达的国家德国、西班牙和美国多年来形成了风电设备市场竞争格局的“二八原则”, 即能够存活并良好发展的风电设备企业不会超过二三家公司, 而这二三家公司占据市场份额的80%以上。原因在于风电设备运行条件严苛, 一旦发生故障, 维修困难且维修费用高。因此, 大企业、具有良好历史运营业绩的公司更容易受到客户认可, 市场存在自发的集中趋势。同样, 我国风电设备产业可能也会由现在初级阶段众多厂家的竞争状态发展到成熟阶段——二三家企业占绝对优势的格局。风电设备配套轴承是不是也会逃脱不了这个规律, 值得深思。
第三是技术风险。风力发电机组轴承是在恶劣工况条件下工作的轴承。偏航和变桨轴承要承受很大的倾覆力矩, 变速箱轴承在启动和制动时要承受很大的冲击载荷, 等等。同时, 要求20年免维修, 如在20年质保期内轴承损坏, 索赔费用很高。我国轴承行业对风电轴承的设计、制造和试验技术还远远没有吃透, 比如主轴轴承是用哪一类轴承为好, 变桨轴承是用哪一种结构的回转支承为好, 跨国轴承公司尚在研究之中。CC型调心滚子轴承我们并没有真正掌握其设计和制造技术。回转支承滚道和齿部淬火如何防止产生裂纹, 如何保证表面硬度和淬硬层深度等等, 还存在着很大的盲目性。直到现在各厂家都还没有风电轴承模拟试验的规程和设备。因此, 建议那些没有研发能力, 缺少技术储备的企业, 涉足风电轴承领域时要持慎重态度。
【链接】齐重数控改写中国风电设备依赖进口历史
2008年4月, 我国重型机床生产基地——齐重数控股份有限公司在北京召开的中国数控机床展览会上, 齐重数控自主研制的三台高精度、高效率的风力发电设备成套加工数控机床, 令业界人士耳目一新。其中, 一台“数控立式磨床”因加工工件精度已达到世界最高的3μm, 更改写了此前我国同类设备长期依赖进口的历史。齐重数控参展的三台机床不仅解决了风力发电设备的关键部件加工问题, 而且为我国轴承行业、风力发电行业以及军工、国防、航空航天急需的高精尖设备实现国产化提供了保障。
齐重数控此次研制出的三台机床各项指标都达到世界先进水平:“数控立式磨床”加工精度达到了世界上同类机床产品最高的, 为人头发丝的1/20, 而此前国内同类机床产品的加工精度只能达到1/3mm;“数控立式铣齿机”和“立式铣钻加工中心”, 分别比普通滚齿机和普通摇臂钻加工效率提高5倍和10倍以上。中国由于不掌握风电制造业的核心技术, 大型风电加工设备只能依赖进口, 原来一台铣齿机做一个普通轴承需要6～7天的时间, 而如果利用新研制“数控立式铣齿机”, 则只需要3h。
目前, 中国正处于风电高速发展时期, 按“十一五”规划, 到2015年, 我国风电装机容量将达到1000万k W, 2020年达到3000万kW。但由于国内风电行业普遍制造水平偏低, 风力发电的核心部件轴承, 只能从意大利、法国等少数国家进口, 不仅费用昂贵, 而且交货周期长。去年因市场供不应求, 国家风电轴承单价平均已上涨了近一倍, 使国内风机制造商的利润大幅缩水, 平均只有10%左右。
为突破我国风电轴承受制于人的局面, 齐重数控自去年底开始进行技术攻关, 从设计到制造, 只用了六个月的时间就完成了这三套成套机床的研制, 不但工艺达到世界领先水平, 而且价格只有国外同类产品的2/3。
在难度最大的“数控立式磨床”研制过程中, 由于研制的机床精度为世界最高, 国内根本无法找到可以计量如此高精度产品的仪器, 为随时检测制造过程的精度, 研发人员独辟蹊径, 将国内已有的评定精度提高了一个数量级。
“数控立式磨床”的研制使齐重数控的团队研发能力得以充分体现。齐重数控研发中心主任杨长青说:“精度要求这么高的产品, 以前从未接触过, 但齐重数控的研发团队集思广益, 大家凭着数十年技术积累不久便摸到了头绪:从改善可能影响机床精度的可震性、热平衡入手, 进而逐渐改进所有传动件精度, 终于攻克了技术难关。国内首台‘数控立式磨床’的研制成功是齐重人集体智慧的结晶。”
关键词：轴承,风电,市场
风力发电机组轴承 篇2
风力发电机组故障排除
伴随着风机种类和数量的增加，新机组的不断投运，旧机组的不断老化，风机的日常运行维护也是越来越重要。现在就风机的运行维护作一下探讨。
一．运行风力发电机组的控制系统是采用工业微处理器进行控制，一般都由多个CPU并列运行，其自身的抗干扰能力强，并且通过通信线路与计算机相连，可进行 远程控制，这大大降低了运行的工作量。所以风机的运行工作就是进行远程故障排除和运行数据统计分析及故障原因分析。
1．远程故障排除风机的大部分故障都可以进行远程复位控制和自动复位控制。风机的运行和电网质量好坏是息息相关的，为了进行双向保护，风机设置了多重保护 故障，如电网电压高、低，电网频率高、低等，这些故障是可自动复位的。由于风能的不可控制性，所以过风速的极限值也可自动复位。还有温度的限定值也可自动 复位，如发电机温度高，齿轮箱温度高、低，环境温度低等。风机的过负荷故障也是可自动复位的。除了自动复位的故障以外，其它可远程复位控制故障引起的原因 有以下几种：
(1)风机控制器误报故障；
(2)各检测传感器误动作；
(3)控制器认为风机运行不可靠。
2．运行数据统计分析对风电场设备在运行中发生的情况进行详细的统计分析是风电场管理的一项重要内容。通过运行数据的统计分析，可对运行维护工作进行考核 量化，也可对风电场的设计，风资源的评估，设备选型提供有效的理论依据。每个月的发电量统计报表，是运行工作的重要内容之一，其真实可靠性直接和经济效益 挂钩。其主要内容有：风机的月发电量，场用电量，风机的设备正常工作时间，故障时间，标准利用小时，电网停电，故障时间等。风机的功率曲线数据统计与分 析，可对风机在提高出力和提高风能利用率上提供实践依据。例如，在对国产化风机的功率曲线分析后，我们对后三台风机的安装角进行了调节，降低了高风速区的 出力，提高了低风速区的利用率，减少了过发故障和发电机温度过高故障，提高了设备的可利用率。通过对风况数据的统计和分析，我们掌握了各型风机随季节变化 的出力规律，并以此可制定合理的定期维护工作时间表，以减少风资源的浪费。
3．故障原因分析我们通过对风机各种故障深入的分析，可以减少排除故障的时间或防止多发性故障的发生次数，减少停机时间，提高设备完好率和可利用率。如对 150kW风机偏航电机过负荷这一故障的分析，我们得知有以下多种原因导致该故障的发生，首先机械上有电机输出轴及键块磨损导致过负荷，偏航滑靴间隙的变 化引起过负荷，偏航大齿盘断齿发生偏航电机过负荷，在电气上引起过负荷的原因有软偏模块损坏，软偏触发板损坏，偏航接触器损坏，偏航电磁刹车工作不正常 等。又如，在对Jacobs系列风机控制电压消失故障分析中，我们采用排除实验法，将安全链当中有可能引起该故障的测量信号元件用信号继电器和短接线进行 电路改造，最终将故障原因定位在过速压力开关的整定上，将该故障的发生次数减少，提高了设备使用率，减少了闸垫的更换次数，降低了运行成本。
二．维护风力发电机是集电气、机械、空气动力学等各学科于一体的综合产品，各部分紧密联系，息息相关。风力机维护的好坏直接影响到发电量的多少和经济效益 的高低；风力机本身性能的好坏，也要通过维护检修来保持，维护工作及时有效可以发现故障隐患，减少故障的发生，提高风机效率。风机维护可分为定期检修和日 常排故维护两种方式。
1．风机的定期检修维护定期的维护保养可以让设备保持最佳期的状态，并延长风机的使用寿命。定期检修维护工作的主要内容有：风机联接件之间的螺栓力矩检查(包括电气连接)，各传动部件之间的润滑和各项功能测试。风机在正常运行中时，各联接部件的螺栓长期运行在各种振动的合力当中，极易使其松动，为了不使其 在松动后导致局部螺栓受力不
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风力发电机组轴承 篇3
关键词：希尔伯特黄,风力发电机组轴承,故障诊断
希尔伯特黄是时频分析方法的一种, 这种分析方法它可以根据信号的特征特点进行分解, 得到不同的频率的信号, 而且分解得到的时频的分辨率也是很高的, 它能够很好的把不同频率的信号聚集在一起, 能够非常实用的用在对表现不平稳的信号进行有效的处理和判断分析上。笔者在这里把希尔伯特黄应用到风力发电机组轴承故障诊断中, 用一种新型有效的方式对出现的故障进行分析。
1 希尔伯特黄变换的理论基础
希尔伯特黄变换是美国宇航局的华裔工程师NordenE·Huang提出的一种多尺度信号分析方法——希尔伯特黄变换 (HilbertHuang Transform, 缩写为HHT) 。该方法在分析非线性、非平稳信号中有极大的优点, 其结果得到很好的验证。HHT方法是在对瞬时频率概念深入研究的基础上的创新。它把非平稳的信号进行EMD分解, 从而使非平稳信号达到平稳化的状态, 平稳化状态的信号经过希尔伯特黄变换后就有了研究的物理意义。
1.1 经验模式分解 (EMD) 方法
HHT方法分两步完成。首先, 要将原始信号分解成具有不同特征时间尺度的模态函数。该分解方法被称为经验模式分解方法 (EmpiricalModeDeeomposition, 简称EMD) ;该函数被称为本征模态函数 (IntrinsicMedeFunction, 简称IMF) 。每一个本征模态函数的每一点只有一个瞬时频率, 不存在其它频率的混加。其次, 对通过经验模式方法分解后得到的每一个本征模态函数分量进行希尔伯特黄变换, 得出时频平面上的幅值分布图谱, 称为希尔伯特谱, 求得振幅频——时间的分布, 反映其固有的物理特性。
1.2 本征模态函数分解信号Z (t) 的步骤
首先, 确定非平稳信号所有局部极值点。其次, 分别把将出现的局部的是极小值的点用下包格线连接起来, 把出现的局部的极大值的点用上包络线连接起。其数据做如下处理:
(1) 如果L1是一个本征函数的一个值, L1就是信号Z (t) 的第1个值。如果L1不是本征函数的值, 就把L1作为原始得数据, 再重复上面的步骤, 得到平均值N11, 再来判断L11=L1-N1。是否是本征函数的值。
(2) 如果还不是该函数的值, 就要重复k次, 得到L1 (k-1) -N1k=L1k, 使L1成为本征模态函数的值。记B1=L1k, 则B1为信号Z (t) 的第1个满足本征模态函数条件的分量。
把B1作为最初数据重复来步骤上述两个步骤得到Z (t) 的第2个是本征模态函数的值B2, 重复循环n次, 得到信号Z (t) 的n个本征模态函数的值。这样就有
如果Sn是一个单调函数从而不能提取本征模态函数的分量时, 循环结束。这样由公式 (2) 、公式 (3) 得到
把任何一个信号Z (t) 分解为n个本征模态函数的和和一个残量Sn, 分量B1, B2, …, Bn分别包含了信号从高到低不同频率段的信号, 而且带宽是不等的。因此, 经验模式分解方法是自适应信号分解方法中的一个。
2 基于希尔伯特黄在风力发电机组轴承故障诊断的试验研究
本风力发电机组轴承故障诊断实验是在风力发电机组轴承故障诊断实验台上来做的实验。这个实验用到的实验设备有:风力发电机组主轴的轴承、实验需要的发电机和实验信号的采集设备。风力发电机组主轴的轴承用的是滚子轴承, 改主轴轴承承受的主要是径向作用力产生的载荷, 同时也要承受一部分轴向作用力产生的载荷。本实验发电机设备和实验所用的主轴设备要用联轴器进行连接。实验用风速传感器来采集实验的风速数据。用加速度的传感器, 来采集轴承的振动加速度的信号, 该设备被安装在主轴承上。采用DH5920动态测试分析仪采集数据。将采集来的数据进行希尔伯特谱分析。
该实验中我们把实验用的风力发电机组的轴承工作的转速设计为1600转每分钟, 采取试样的频率设计为5480赫兹, 风力发电机组轴承的故障特的征频率设计为69.37赫兹。经经验模式分解后, 得到的本征模态的函数。图1是希尔伯特谱图, 纵坐标是归一化频率, 乘以采样频率5480Hz即实际频率。0.2×5480=1096Hz位置的振动能量表现出比较大的聚集, 0.1×5480=548Hz位置的振动能量表现出比较大的聚集, 在比较低的频段, 转轴的频率为28Hz位置处振动的能量是比较大的。
在该实验中得到的希尔伯为我们很清晰明了地提取了发电机轴承出现故障的振动的信号的故障特征的三个特点: (1) 输入轴转频28Hz, 说明故障出现的位置在输入轴上; (2) 风力发电机组主轴的频率600赫兹左右; (3) 风力发电机组主轴轴承的外圈的频率在1100赫兹左右;反应出实验中主轴的故障产生的信号是宽带信号, 这就可以判断出风力发电机组主轴轴承故障是表面损伤。
3 结束语
在该实验用我们用希尔伯特变换对风力发电机组的主轴轴承故障进行了有效的诊断, 并得出了非常理想的实验结果, 说明这个实验方法非常的正确, 效果非常的好, 压主要集中表现在下面几点: (1) 该试验方法的研究基础是以信号的局部的特征和信号的时间尺度, 实验巧妙的集合二者的关系, 反应一定的物理特性, 并且能够把非常复杂的信号, 把不平稳、不稳定的信号所呈现的函数分解为若干个本征模态函数, 并找出一定的数学关系, 更重要的是每一个本征模态函数自身的的频率具有两大变化特征:一是随着采集样本的频率的变化而变, 二是根据自身的信号的变化相对应产生变化, 最后, 该实验所用的实验方法不会受到信号能量在实验中扩散的困扰。因此实验所用到的实验信号处理的方法, 在没有线性特征、信号呈现不稳定态势等复杂信号的处理能力很强。 (2) 该方法能够准确地向我们反映出信号的特征, 并且反应的速度效率很及时。该试验表明了希尔伯特谱顺利的提取了风力发电机组轴承存在的故障的基本特征, 在以后风力发电机组轴承故障诊断中的应用前景将会非常广泛
参考文献
风力发电机组检测与控制 篇4
课程编号:
课程名称：«风力发电机组检测与控制»英文名称：《monitoring and control of wind turbine generator system 》总 学 时：48
总 学 分：
3适用对象: 风能与动力工程专业本科学生
先修课程：«自动控制原理、风力发电原理»
一、课程性质、目的和任务
该课程为风能与动力工程本科专业学生必修课，目的使学生了解风力发电机组检测与控制系统的组成与结构原理；掌握与风力发电机组相关信号、过程参数的检测方法；控制系统构成与控制方法分析。为今后从事风力发电机组设计、运行与维护工作打下基础。
二、教学要求和内容
«基本要求»：学习并掌握不同风力发电机组对检测与控制系统的要求，学习掌握机组主要测量参数的测量原理，控制对象与控制系统结构与工作原理。
«基本内容»：风力发电机组检测与控制系统的组成，机组运行过程电气、风力、机组状态参数检测，机组启动、运行、故障等过程控制。
三、教学安排及方式
采取以课堂讲授为主，课堂讨论和实验为辅的教学手段，结合控制系统实验台使学生有直观形象的知识掌握。
五、推荐教材和教学参考书
教材：自编
参考书：《风力发电机组的控制技术》叶杭冶编著 机械工业出版社
六、补充说明
风力发电机组轴承 篇5
风力发现轴承工程在工作的过程中会出现一系列的问题, 下面本文进行详细介绍。
早期的风力发电轴承通常是先制造出粗胚, 然后再利用大型的立式车床车出内圈两道沟槽, 这种工作方法会缩短风力发电轴承的寿命。此外, 经过对制造厂的相关调查发现, 再制造的过程当中, 容易对轴承造成夹杂、裂纹、折叠等缺陷。
2 风力发电轴承超声检测技术
无损检测技术是风力发电轴承的主要检测方法之一。它主要在不损伤材料、设备的前提下, 对目标对象进行检测。超声检测作为常规的无损检测技术方法之一, 本文主要针对其检测特点和方法进行分析。
2.1 超声检测技术的原理和特点
超声波检测技术的工作原理是利用超声波在工件中的传播特性进行检测。比如说, 在通过材料的时候, 超声波会产生一定的能量损失, 在遇到声阻抗不同的介质分界面时, 超声波会产生反射。利用这样的特点对风力发电轴承的受损位置进行判定, 短时间既可以确定缺陷的位置。与其他的检测方法相比, 超声检测具有准确、穿透力强、成本低、速度快、灵敏度高等特点。
2.2 超声检测技术的应用
超声检测的特点是:灵敏度较高、检测的速度较快、准确率高、操作方便、成本低等特点。因此该技术广泛应用到造船、航空、铁路等部门当中。随着先进科技的不断发展, 如雷达、声纳技术的不断发展。超声的检测技术也变得日趋成熟。并作为对风力发电轴承缺陷的有效检测方法, 目前正被世界各国所使用。
3 风力发电轴承超声检测方法研究
风力发电轴承如果只利用常规的方法是很难达到好的效果, 由于其结构比较特殊, 中间有凹槽, 容易造成检测上的盲区。
另外, 由于风力发电轴承的体积大, 电轴承的直径可以有五米以上, 因此应该采取直接耦合的方式对其进行检测。
根据风力发电轴承的建造过程, 根据其容易发生缺陷的地方要进行超声成像检测。对于凹槽部位的检测, 要在工件柱面布置探头, 对检测盲区进行针对性检测。并且利用相控阵法进行电子扫描。这样能够有效提高检测速度和效率, 减少失误的几率。
关于检测探头的布置主要是在工件的两个侧面以及一个柱面进行布置, 采用相控阵线探头, 在工件沟槽部位不止一个半径相等的凸面探头, 实现对工件的全方位检测, 具体的检测方式如图一所示。
4 风力发电轴承成像检测系统设计
本文将会对风力发电轴承超声检测设计, 如超声检测系统的设计、软件系统的设计、机械系统的设计等几个方面进行分析。
4.1 超声检测系统的设计
超声检测系统的设计时风力发电检测系统的一种重要部分, 数字信号的采集都受到超声检测系统的影响。下面本文将针对系统探头位置的工作方式进行分析。
为了对风力发电轴承实行全方位的检测, 应该在二个侧面以及一个柱面布置探头, 在沟槽切面不止一个凸面探头。注意探头的位置不能重叠在一个平面上, 避免发出的超声波会造成干扰。其具体的布置方位如图二所示。
根据图二所示, 探头2的焦点比轴承的厚度要小, 可以发现轴承左半部分的缺陷;探头3主要是用于发现轴承有半部分的缺陷。探头4和5可以对柱面进行检测。当1、2、3、4、5几个探头进行组合的话, 便可以有效完成对风力发电轴承的全方位检测, 检测的完成率为100%。
值得注意的是, 由于工厂风电发电轴承的型号比较多, 它们的尺寸也不一样。因此, 在进行检测之前, 一定要对轴承的型号、尺寸进行检查, 安装上对应的探头进行检查。
4.2 软件的系统设计
软件系统也是风力发电轴承系统超声检测系统重要检测部分。它的工作原理主要是通过人机进行界面的模块、用户模块的管理、成像模块的检测等几个模块构成。通过软件系统, 工作人员可以及时的进行数据管理、对成像进行检测。下面本文对软件系统设计进行简单分析。根据风力发电轴承成像检测系统的需求, 软件系统的设计主要包括以下几点:
第一, 模块化管理:为了便于程序的调试、修改, 应该根据厂家相关需求, 对软件系统进行模块划分。
第二, 数据库的管理:由于工厂的检测数量比较多, 再加上检测人员的不同, 因此工件和检测人员的相关信息, 检测信号这几个方面形成了一个庞大的信息组织。为了能够保证检测工作能做到有条不紊, 建议采用数据库进行管理, 不仅简洁方便, 还可以有效保证检测结果的准确性。
可视化的用户界面:为了用户的能够方便使用, 系统软件采取了人机对话界面, 检测人员可以通过对话进行全过程的监控工作。
5 结束语
目前国内对风力发电轴承的超声检测研究工作非常有限。从另一个角度来看, 风力发电轴承的超声检测研究工作还有很大的上升空间。本文通过对其检测方法以及设备设计记性分析, 通过对检测的专用试块进行研究, 充分说明了超声成像的检测方法, 证明了风力发电轴承超声检测方法的科学性和可行性。为日后风力发电轴承超声检测提供了科学的理论和实验依据。
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风力发电机组轴承 篇6
石碑风电场位于广东部,濒临南海,安装有167台单机容量600kW的失速型定桨距风力发电机组,于2007年初全部投产发电。
发电机是风机的核心部分,轴承则是发电机的重要部件,所以保证轴承的优良润滑尤为重要。然而,风机轴承的运行工况恶劣,维护难度较大。根据统计分析可知,石碑山风电场出现的发电机轴承温过高甚至烧损,其根源大都是轴承润滑存在问题,表现在油脂过多或不足、手动加油脂人为偏差、加脂时机不准确等方面存在必然不可克服或偶然不确定性,集中自动润滑系统正是针对这些问题而设计的,它具有高可靠性、易维护性和智能化等特点,能够长时间、可监测、精确稳定地润滑各润滑点,极大地降低了维护成本,节省油脂,并且还能保护环境,最大限度地延长部件的使用寿命。
石碑山风电场600 kW风机轴承润滑的自动化改造,就是为发电机轴承加装了一套自动润滑系统。该系统采用1台220VAC电动润滑脂泵,一个泵出口单元配泄压阀供脂给递进式分配器。分配器带循环渐进开关,具备电子运行监测功能,实时监测分配器柱塞的运行情况,并能将监测信号远程输出,分配器各出口分别对应加油点。
2 发电机集中自动润滑系统简介
发电机轴承集中润滑系统图如图1所示。该系统的主要配件组成包括G3 PRO自动润滑泵台,UPS递进式分配阀和泄压回流阀各1个,循环渐进开关各1个,管路,接头,开关和支架等。
对于G3 PRO自动润滑泵来说,其外接电源电压可选24 VDC和90-240 VAC,内置控制器,储脂罐容积可选2～16L,储脂罐中带有刮油板，内置控制器具备定时开关机、密码保护和低液位报警等多种功能。G3 PRO自动润滑泵的详细参数如表1所示
USP-6一体式分配器带循环渐进开关,适用于电机和主主轴轴承润滑系统,它的体积小,便于安装和维护,加注量精确,性能稳定。循环渐进开关的作用是跟踪监测递进式分配器的循环次数和循环频次,向润滑控制装置(监视器、控制器或PLC)发出反馈信号。控制装置按照预定程序对润滑设备的工作状态进行及时监控和记录。
USP递进式分配阀采用整体递进式设计模块,配备6～16个出油口,出油口可以合并,以满足较大轴承的大润滑量的需要。内置出口止回阀可确保每次润滑剂加注量精确无误,与循环信号电磁渐进开关配合使用,可以保障润滑的功能。USP分配阀的技术参数如表2所示。
集中润滑系统的工作温度范围为一45～75℃;系统安装了低油位检测和报警装置以及设备运行故障指示系统;当润滑泵需要加油时,可以通过补脂器进行补油;风机停机断电,泵体也停止工作,但是泵体能够自动记忆工作时间,阀体记忆活塞位置,通电后,系统可以按照断电前的状态继续运行。
因此,集中润滑系统可以实现定时、定量地持续微量润滑,它是最能满足现场设备运行条件的科学润滑方式,经济实用,稳定高效。
3 系统在600 kW风机上的安装和使用
3.1 加油装置的选择和现场安装
综合评估风机机舱上原有各部件的承载强度和空间兼容性,为了保证自动加油装置的稳定可靠性,加油装置的布置需要考虑以下几点:①G3 PRO自动润滑泵和UPS递进式分配阀布置在发电机上部,离发电机轴承较近,利于输油管路的布置。②从机顶柜TB1接入240 VAC电源。③利用TB1支架,在其背后空间加装自动加油脂装置支撑平台,可以减少振动,稳妥可靠,融入性很好。④管路转接固定在支架上,方便维检和调整。⑤分配器至发电机前后轴承油脂输送采用定置的专用配管。
3.2 自动润滑系统注脂量的确定和调整
600 kW风机发电机前轴承为单轴承,加脂周期为60 g/(次/季),后轴承为双轴承,加注油脂周期为90 g/(次/季)。近几年来,根据运维经验,修改注脂周期为前轴承20 g/(次/月),后轴承30 g/(次/月),即“少吃多餐”。为了避免手工加脂出现误差这一情况,避免油脂过多或不足,则必须对初投加脂装置的出油脂量和加油方式进行核算调整,以求恰好衔接。
发电机轴承每年的油脂耗量为单轴承240 g,双轴承360 g,单、双轴承油脂耗量之比为2:3,总量为600 g。
自动加油系统各部件的配合要求是,分配阀出脂口的调节增减量级为0.2 g。油脂泵启动时,统一向分配阀输出油脂,分配阀依据可设置的出脂量对前后轴承补充油脂。为了达到前、后轴承2:3的补充油脂要求,必须对轴承的加油脂间隔、每次补充油脂量进行计算和设置。根据自动加脂系统的特性和前、后轴承需要供给油脂量的比例,设定其每次加油量分别为0.4 g和0.6 g。根据设定的每次加油脂量,计算出加油脂时间间隔为14.6 h,即每隔14.6 h启动系统加油脂1次。发电机前后轴承加油脂间隔和加脂量如表3所示。
对已经投运的设备进行改造时,应选择合适的自动加油系统投入时机。为了避免轴承刚加过油脂或已经到了严重缺乏油脂需要立即补脂的情况,需要投入自动加油脂系统。当发生注脂过量或补脂跟不上的情况时,应根据满足轴承油脂需求量的特性和经验,应该填充润滑脂的量为轴承腔剩余空间的30%～50%,此时投入自动加油脂装置为较合适时机。
存在大风期和小风期差别影响的,需要依据机组出力和运转时间,综合考虑调整油脂用量,可依据厂家规定的固定用量,结合现场经验,适当减少小风期供油脂。
根据发电机轴承的加油脂量和加油间隔,选用2 L的储脂罐,可满足长达1年的用脂要求。润滑周期可自由设定,根据大、小风期自由设定。
4 结束语
自动润滑加油系统的优越性被实际应用不断地证明,原有的润滑缺陷也被轻松地解决,对设备润滑进行技改是十分必要和迫切的。针对风电机组运行环境严苛、维护人员劳动强度大、作业环境较恶劣、主设备润滑可靠性差等情况,对早期风电机组进行自动润滑加脂技改,是应当大力推广的。
参考文献
[1]陈龙,杜宏武,武健柯,等.风力发电机用轴承简述[J].轴承,2008(12).
风力发电机组轴承 篇7
为适应风力发电机的高可靠性和维护简便化的要求,当前的双馈风力发电机轴承润滑均采用润滑器自动注脂方式,润滑器设定在一定周期内自动加注一定量润滑脂;改变了如以前异步风力发电机所采取的一定周期(半年到1年)人工加注方式,该方式可预防轴承异常情况下缺油和一次加注后轴承温升超标等隐患。
当前风力发电机轴承润滑脂常用润滑脂A,在风力发电机上已经有十余年的运用经验,用于双馈风力发电机润滑器集中加注的润滑脂也有数年时间,而润滑脂B在轨道牵引电动机上有广泛成功的运用经验。我公司双馈风力发电机上使用的润滑器现有两种样式,分别为润滑器C和润滑器D。
根据用户的要求,该风场使用润滑脂B,为验证该润滑脂与不同润滑器在双馈风力发电机上运用的可靠性,通过分析润滑器结构和报警原理,润滑脂的特性,试验模拟润滑脂和润滑器的各种运行情况,确定了该型润滑脂与润滑器的适应条件,促进了润滑脂B在双馈风力发电机润滑器上的成功运用。
1 润滑器机构及工作原理分析
润滑器的基本结构由电动润滑泵、柱塞副组件、安全阀组件、递进式分配器、程控器等组成,其基本原理图如图1所示。润滑器具有低油位及堵塞报警等功能。
1.1 润滑泵工作原理
(1)润滑器工作原理
如图2所示,直流减速电机通过一对齿轮减速机构带动偏心轮旋转,进而推动柱塞做往复运动。润滑泵凸轮每旋转一圈,便会带动柱塞副活塞工作一个行程,这时柱塞活塞副会泵送一个行程L空腔体积大小的润滑脂。活塞退回最右端时,泵内腔里的润滑脂由于自重和刮油板的作用会经柱塞副上的小孔流入柱塞副内孔。凸轮旋带着活塞向左运动,润滑脂推开单向阀排出柱塞副,进入泵体内制造的工艺孔。工艺孔同时与安全阀、分配器相通。当管路正常时,润滑脂经分配器按比例进入润滑管路。当管路堵塞时,安全阀打开,润滑脂经安全阀直接回到泵内腔。
(2)柱塞泵组件工作原理
柱塞泵是往复泵的一种,属于体积泵,其柱塞靠偏心凸轮驱动,往复运动,其吸入和排出阀都是单向阀。如图3所示,当柱塞外拉时,出口阀关闭,工作室内压力降低,低于进口压力时,进口阀打开,润滑脂进入;柱塞内推时,工作室压力升高,进口阀关闭,高于出口压力时,出口阀打开,润滑脂排出。
(3)安全阀工作原理
通常,安全阀开启压力为20~25Mpa(已在出厂时调定)。如图4所示,调整螺杆1通过弹簧3、压杆2压住钢球6。当润滑系统发生堵塞故障,压力上升至开启压力以上时,润滑脂通过阀体5底部小孔推动钢球6,使压杆2向上移动,润滑脂从调节螺杆1中部孔口溢出,从而保障润滑泵不致损坏。螺母4起锁住调节螺杆1的作用。当系统压力低于开启压力时,安全阀自动关闭,润滑系统恢复正常工作。
(4)分配器工作原理
一组典型的递进式分配器可提供6、8、10、12、14、16、18个润滑点的润滑。柱塞套通过油孔相联,以便建立压力。只要有压力的润滑脂进入进油口,分配器就会以递进式的方式连续运行,并以恒定的排量注油。如图5所示。
(5)程控器工作原理
程控器是简单的单片机,可以对润滑泵的工作循环次数,待机时间等进行设置,同时具有报警输出功能,如图6所示。
(6)故障报警原理
如图7所示,润滑器中的分配器柱塞上安装了机械指示杆,由接近开关来监视分配器的动作情况,每工作一个循环程控器可以计数一次,当系统堵塞或者低油位的时候分配器不能正常工作,通常在泵正常运行时但无法接收到开关的信号变化的情况下,程控器报警。
润滑器上通常采用电感式接近开关,又叫涡流式接近开关,它由三大部分组成:振荡器、开关电路及放大输出电路,如图8所示。振荡器产生一个交变磁场。当金属目标接近这一磁场,并达到感应距离时,在金属目标内产生涡流,从而导致振荡衰减,以至停振。振荡器振荡及停振的变化被后级放大电路处理并转换成开关信号,触发驱动控制器件,从而达到非接触式的检测目的。
1.2 润滑器结构对比
作为用于双馈风力发电机轴承自动润滑装置,润滑器C和D的工作原理是类似的,但是具体的结构仍有一些不同。图9为两种润滑器的外形图,其主要区别或特点分析见表1。
1.3 润滑脂对比分析
润滑器的使用与润滑脂本身的特性有很大关系,因此有必要对润滑器所使用的润滑脂性能进行分析。该型发电机使用的为润滑脂B,此前公司双馈发电机使用的为润滑脂A。两种润滑脂的主要参数对比见表2。
由表2可知,两种润滑脂中润滑脂A的锥入度,滴点和40℃时的粘度均比润滑脂B小。
1.4 分析结论
根据上述分析,可以得出以下两个结论:
由表1可知,两种润滑器的主要区别在于,润滑器C多了一个压脂盘。压脂盘推动润滑脂下沉,使润滑脂更均匀、更容易进入到润滑泵,同样也更容易使润滑脂内的空气排出。因此,正常情况下,带压脂盘的润滑器,其工作效果更好。
由表2可知,两种润滑脂在锥入度,粘度等方面存在明显的差别。根据润滑脂理论,增大润滑脂关键组分基础油的粘度可以减小分油和蒸发损失、改善润滑脂的黏附性,但是不利于润滑脂的低温性和泵送性。因此可能是润滑脂B相比润滑脂A较差的泵送性能导致了润滑器D异常报警故障。
2 试验验证
对两种润滑器分别采用润滑脂A及润滑脂B进行试验,试验分常温及低温两种工况进行。试验结果见表3。
试验结果表明:
1)润滑器D使用润滑脂A时,在低温-20℃时能够正常工作,但是在使用润滑脂B时,常温情况下若没有经过充分的搅动使润滑脂充满润滑器底部,润滑器可能会异常报警,在底部充满润滑脂后,常温下工作正常;而在低温-20℃时,润滑器将异常低油位报警。
2)润滑器C在使用润滑脂B时,在低温-20℃时工作正常。
3)发电机在出厂时,润滑器润滑脂一般加注容积的1/2左右。①在润滑脂粘度较小时,润滑脂流动性好,伴随着刮油板的搅动,润滑脂很容易下沉进入到柱塞泵附近的进油口,柱塞副往复运动产生的负压就很容易地将润滑脂吸入到泵内;②润滑脂粘度较大时,润滑脂流动性较差(低温时更差),润滑脂容易与油箱壁及刮油板粘附,一方面会导致刮油板搅动时刮不到脂或脂量较少误触发低油位报警,另一方面会使润滑脂自由进入到柱塞泵内的难度加大,甚至在开始加油时就存在空腔上部分有脂但实际下部分没脂的情况。若润滑脂太少,柱塞泵的进油口附近可能就没有润滑脂,导致柱塞副往复运动无法将润滑脂带入到泵内,进而无法触发分配器动作,容易导致故障报警。
3)当润滑器D内润滑脂B较多(如2/3以上)时,由于刮油板搅动会挤压掉部分空间,润滑脂将被挤压到润滑器底部,此时润滑器低油位报警故障消除,工作变为正常,因此润滑器在加满脂排掉空气后,可消除故障。但是当润滑脂消耗到一定程度后,特别是低温润滑脂粘度更大时,仍可能再次出现异常低油位报警。
4)润滑器C的压脂盘是随着泵内润滑脂的多少上下浮动的,因此不管加了多少润滑脂,活塞始终与润滑脂紧密接触。虽然润滑脂粘度较大,但在活塞的压力下,润滑脂仍能随着润滑泵的工作正常泵出。
3 结束语
1)润滑脂B需要使用带压油盘结构的润滑器,目前润滑器C可以很好地适应该润滑脂的使用。
2)如果润滑脂B用于润滑器D,存在异常低油位报警的风险(特别是低温时)。鉴于常温下,在润滑器底部充满润滑脂后,润滑器仍工作正常,可考虑在冬季温度较低时,保证润滑器润滑脂加满,使润滑器正常度过低温季节。
参考文献
风力发电机组轴承 篇8
液压型风力发电机组[1,2,3]是新型的风力发电机型, 采用液压传动系统, 与励磁同步发电机有效组合, 提高了发电质量, 降低了机舱质量以及对电网的冲击。
液压型风力发电机组主要由风力机、定量泵-变量马达闭式液压传动系统和同步发电机组成[4]。风力机驱动定量泵输出高压油, 高压油输入到变量马达, 最后变量马达驱动同步发电机并网发电。机组通过实时调整变量马达的摆角实现同步发电机的转速控制, 从而使同步发电机稳定于工频转速实现并网发电。
风力机是液压型风力发电机能量转化的关键动力部件, 约占整机成本的20%~30%[5,6], 并且随着风电行业的发展越来越受到重视。为了在不具备风场环境的情况下能够进行风力发电技术的研究, 本文在液压型风力发电机组半物理仿真实验台以及相关厂家提供的数据基础上, 利用变频器控制变频电机, 使变频电机的输出特性与实际风力机的输出特性相吻合[7]。
1 局部负载区风力机特性
根据贝兹极限[8], 风力机捕获风能的效率极限值为59.3%, 而由于功率损失等影响, 效率一般都小于该极限值。因此, 风力机作为整个风力发电机组的能量源头, 对其特性的研究具有重要意义。
在不同的风速下, 希望机组发电功率总在最大功率点上, 故需对现有风力机参数建立数学模型以得到风力机捕获功率以及气动转矩对转速的特性。风力机捕获的功率和气动转矩[9]计算式为
式中, P为风力机输出功率;CP为风能利用系数;ρ为空气密度;Tm为气动转矩;v为风速;ω为风力机角速度;λ为叶尖速比;β为桨距角度, 在额定负荷区内其值为0°;A为扫略面积。
故在特定风速下, 由式 (1) 和式 (2) 可得出风力机输出功率和气动转矩变化规律, 如图1和图2所示。
风力机输出功率和气动转矩出现图1和图2所示的变化规律, 主要是由于风能利用系数CP (λ, β) 变化所致。风能利用系数[10?11]计算式为
根据厂家数据, 最佳叶尖速比λ=8 (图3) , 最大风能利用系数CP=0.4496。各系数确定为:C1=0.5176, C2=116, C3=0.4, C4=5, C5=21, C6=0.00303。
在工程应用时, 可通过调整上述相关参数的变化, 得到吻合得比较好的风力机特性数学模型。
风力机输出功率和输出气动转矩仿真模型以式 (1) 和式 (2) 为依据, 相应参数取值见表1。
基于数学模型, 利用MATLAB中Simulink工具建立的仿真模块如图4所示, 功率、转矩对风力机转速仿真结果分别如图5和图6所示。
把仿真结果和相关合作公司给出的数据 (图7) 进行对比, 其变化趋势和每种风速下的最大功率点的数据误差在0.3%以内, 从而验证了风力机仿真模型的正确性。
2 等效风力机模型实验
为在无风的条件下进行液压型风力发电机组的功率追踪以及转速控制等方面的研究, 需要对等效风力机模型进行实验研究。
在进行风力机模型等效实验时, 需要在计算机里建立风力机特性数学模型, 通过给定风速, 检测出等效风力机 (变频电机) 的转速, 然后由风力机数学模型计算出所需要的转矩给变频器, 由变频器根据给定转矩控制变频电机模拟风力机。风力机相似等效实验台实物以及原理分别如图8和图9所示。
实验时为模拟真实风力发电机的发电能力, 需满足一些相似等效条件, 计算过程如下:变量马达 (二次元件) 最大功率为30kW, 但在工作时, 仅使用其80%的能力, 即实验时最大功率取24kW, 通过流量关系, 可得定量泵的转速 (即电机的转速) 为
变量马达 (二次元件) 工作在24kW时, 对应真实风力机的最大功率点为850kW, 此时真实风力机的转速约为45r/min (图10所示是生产厂家给出的风力机转速在局部负载区随风速变化的要求) 。
定义相似系数如下:Kn为转速系数, KP为功率系数, KR为半径系数, Kλ为叶尖速比系数。
根据上述已知关系, 可知在相似等效时, 转速之间和功率之间的比例分别为
式中, 下标s表示模拟实验。
在相似变换时, 要保证风能利用系数和实际值相同, 因此对应的叶尖速比λ要发生变化。
由式 (1) 可得
又有
故相应实验条件下的叶尖速比相对于真实风力机的叶尖速比有一个相似变换的关系, 由式 (3) 、式 (4) 和式 (11) 可得实验时的等效风能利用系数:
由式 (1) 和式 (12) 可得实验时的等效风力机输出功率, 进而可得等效转矩。
由于等效系统在工作时, 可以看成是刚体绕定轴转动, 故根据刚体绕定轴转动的微分方程有
式中, TP为负载转矩;J为风力机转动惯量。
等效时按几何相似计算, 具体方法如下:将风力机看作一个均质圆盘, 半径为Rs, 面密度为ρ, 按几何相似等效原则, 其转动惯量为
联立式 (13) 和式 (14) 可求出在某一风速下变频器对电机转矩的给定值, 从而模拟出风力机的特性。
但由式 (14) 可知, 按照上述方法求出的模拟风力机转动惯量比实验系统的固有转动惯量大很多, 所以需要对实验系统进行转动惯量的模拟补偿。
基于能量守恒, 对变频器采用转速控制模式, 估计出目标转速后直接输入变频器, 转矩补偿由变频器根据给定转速自行计算得出。
假设没有功率损失, 根据风力机动能守恒, 参考模型为
目标转速为
式中, PG为发电机发出的功率。
观测变频电机转速ω1, 由ωs到ω1经控制律kp+ki/s (kp为比例调节系数, ki为积分调节系数) , 计算功率补偿值ΔP, 使实验系统角加速度与参考模型角加速度相同, 即ω1=ωs, 控制框图如图11所示。
图11中, 转速给定值可与实际系统的真实转动惯量发生联系, 转矩补偿在变频器中以转速闭环形式进行调整, 得到模型参考的目标转速, 进而得到了等效风力机输出功率和等效转矩的曲线, 分别如图12和如图13所示。
实验时的等效转矩特性曲线如图13所示。
由图12和图13所示的风力机输出的功率以及转矩特性曲线分析可知:在风速为4 m/s至13m/s时, 所对应的等效风力机的输出功率以及转矩分别随着等效风力机的转速先增大后减小, 并存在最佳功率和转矩点。
将上述等效风力机输出功率实验结果乘以相似等效转换系数, 得到在现有实验条件下的实验结果, 如图14所示, 并将其与相关厂家提供的数据 (图7) 和仿真结果 (图5) 进行对比。
由图14可知, 将风力机输出功率乘以转换系数之后的实验结果与仿真结果以及相关厂家提供的输出功率特性曲线变化趋势和每种风速下的最大功率点的数据误差在允许误差范围 (3%~5%) 之内, 即可实现风力机精准模拟, 从而进一步验证了该模拟方法的准确性。
3 结束语
通过建立数学模型, 从理论和实验两个角度分析液压型风力发电机组工作时的风力机特性, 并进行仿真分析和等效实验研究, 采用转速控制方法回避了实际系统转动惯量太小、固有频率很高的不足, 并和已有的工厂数据进行对比分析, 验证该模型的精确性, 能比较好地反映工程实际情况, 从而为液压型风力发电理论和实验的研究提供了良好的参考。
摘要：在不具备风场环境的情况下, 针对液压型风力发电机组风力机特性模拟问题, 在实际数据的基础上, 建立了风力机输出特性数学模型, 依据相似模拟的原理, 采用转速控制的补偿方法对风力机特性进行了实验研究。将等效功率实验数据乘以转换系数之后的结果、仿真结果以及相关合作公司提供的850kW风力机的实际数据进行了对比。结果表明:系统能够在误差允许范围内精准模拟风力机的输出功率和输出转矩。
关键词：液压型风力发电机组,风力机特性,惯量模拟,风力机模型
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风力发电机组叶片材料综述 篇9
风力发电机组是一种将风能转换为电能的能量转换装置,它包括风力机和风力发电机两大部分[1]。叶片作为风力发电装置最关键最核心的部件,是保证机组正常稳定运行的重要因素,它的设计与选材对风力发电装置的性能与功率起着重要的作用,其成本占了风机设备的20%~30%[2]。
因此,叶片的设计和选材对提高叶片的综合性能、降低发电成本起着重要的作用。作为风力机叶片材料,必须具有原材料来源广泛、价格低廉等优点。人们对高性能、低成本的叶片材料的探索应用经历了漫长的时期。本文通过分析各类叶片材料的应用,目的在于探索风机叶片材料的发展趋势,为未来高性能、高性价比叶片材料的应用奠定基础。
1 传统的叶片材料
由于技术发展的局限性,20世纪70年代的风力机叶片主要由木材、钢材或铝材制成,这些材料都由于种种原因没有得到大范围的使用。
木制叶片曾应用于近代的微、小型风力发电机中,但由于其不易做成扭曲型,大、中型风力发电机中很少用木制叶片[3]。随着其它叶片材料的探索及发展,木质叶片逐渐被其它材料代替。
合金钢因为其价格低廉,易加工成细长的形状,并且可以按照翼型的形状来成形,曾经被认为是风力机叶片的首选材料[4]。但是由于它的密度较大,抗疲劳性能差,易腐蚀,难以加工成扭曲形状,慢慢被其它材料替代。
铝合金密度较低,常用于制造等弦长叶片,通过挤压成型工艺便可制成等弦长叶片,工艺简单,可连续生产,又可按设计要求的扭曲进行扭曲加工,但关键技术问题尚未有突破,不能做到从叶根至叶尖渐缩的叶片,而且铝合金叶片的抗疲劳性能不佳[5]。因此,这类叶片也没有得到广泛地使用。
2 主流叶片材料
随着风力发电机功率的不断提高,风机叶片呈大型化发展趋势[6],质量也随之不断增大,对叶片材料的要求也越来越高。复合材料由于具有体重轻、比强度高、良好的抗疲劳、抗蠕变、抗冲击等优点成为当今风机叶片的首选材料。
2.1 玻璃纤维复合材料
目前风机叶片的主要材料为玻璃纤维复合材料,基体材料为不饱和聚酯树脂(UPR)和环氧树脂(EPR),无碱玻璃纤维(E-玻纤)是主要增强材料。
玻璃纤维(简称玻纤)是在不饱和聚酯树脂(UPR)复合材料中应用最广泛的增强纤维[7]。玻纤具有耐化学性能好、成本低、拉伸强度高和绝缘性能优异等优点。与许多传统结构材料如钢和铝相比,UPR/玻纤复合材料具有质量轻、强度高的优点。UPR/玻纤复合材料的力学性能受基体、玻纤的类型和用量、基体与玻纤之间的界面、加工方法和条件等的影响。UPR基体的作用是将负荷从基体转移到增强玻纤,将应力分布到每个增强单元,保护增强材料免受环境的攻击,并起到将增强材料定位的作用。近30年来,UPR/玻纤复合材料的应用得到了持续发展。
环氧树脂(EPR)是优良的热固性树脂,它与目前大量应用的不饱和聚酯树脂(UPR)相比,具有更优良的力学性能、电绝缘性、耐化学药品性、耐热性和粘结性能。在国内,EPR广泛应用于纤维增强复合材料领域中。EPR/玻纤复合材料是目前研究比较成熟、应用最广的一种复合材料。EPR/玻纤复合材料具有强度高、质量轻、耐腐蚀性好、电性能优异、原料来源广泛、工艺性好、生产效率高等优点,并具有材料可设计性及特殊的功能性如屏蔽电磁波、消音等特点,现已成为国民经济、国防建设和科技发展中无法替代的重要材料,如防弹服、直升飞机机翼、预警机雷达罩、各种高压压力容器、民用飞机直板、各类耐高温制品等[8]。
2.2 碳纤维复合材料
碳纤维是由有机母体纤维(粘胶丝、聚丙烯睛或沥青等)采用高温分解法在1000~3000℃高温的惰性气体下碳化制成的,具有强度大、密度低、模量高、线膨胀系数小等特点,是一种力学性能优异的材料[9]。碳纤维复合材料具有刚度强、质量轻等一系列优异特性,研究表明,碳纤维复合材料叶片刚度是玻璃纤维复合叶片的2~3倍[10]。当叶片长度为34m时,玻璃纤维增强聚酯树脂叶片质量为5800kg,玻璃纤维增强环氧树脂叶片质量为5200kg,与玻璃纤维增强聚酯树脂叶片相比,可减轻质量600kg;而碳纤维增强EPR叶片,质量为3800kg,与玻璃纤维增强EPR相比,可减轻质量2000kg。由此可见,叶片材料发展的趋势是采用碳纤维增强EPR复合材料,特别是随着功率的增大,要求叶片长度增加,更需采用碳纤维增强环氧树脂复合材料。虽然碳纤维复合材料的性能
大大优于玻璃纤维复合材料,但因其价格昂贵,影响了它在风力发电上的大范围应用。表1为叶片不同长度与不同材料叶片质量的关系[5]。
由于碳纤维增强EPR复合材料价格昂贵,导致风力机叶片制造成本高。全球各大复合材料公司正在从原材料、工艺技术、质量控制等各方面深入研究,以求降低成本。
3 叶片材料的发展趋势
3.1 碳纤维增强乙烯基树脂
业界专家认为,用性价比更高的乙烯基树脂取代目前广泛采用的环氧树脂,将成为未来风力机叶片材料的应用趋势[2]。
由于叶片成本占整个发电装置成本的比重较大,因此需选择性价比高的材料,用乙烯基树脂替代环氧树脂最突出的优势是可降低叶片成本。乙烯基树脂目前的价格约为30元/kg,环氧树脂约为40元/kg,仅通过更换叶片材料就能减少至少10%的成本。
有专家表示,通过更换叶片材料可以降低更多的成本。因为,叶片主材更换后,表面护层配套产品也会相应改变,带来的节约效果更为可观。模具成本在叶片生产中所占比例也较高,更换材料后无需进行后固化等处理,将大大提高模具的使用效率。以1.5MW的叶片为例,其模具成本大约为300~400万元,以环氧树脂为基材生产一片叶片需约2天时间,而用乙烯基树脂仅需1天。
乙烯基树脂替代EPR的另一优势是工艺性好。乙烯基树脂可以在不改变原EPR成型结构设计的基础上,直接替换EPR。由于乙烯基树脂与另一叶片主要用材——UPR类似,因此可以借鉴现有不饱和树脂制备叶片的成熟工艺。乙烯基树脂还满足机械力学性能,抗疲劳、刚度等各性能指标的设计要求。
乙烯基树脂之前已大量应用于船舶、游艇,其各项性能得到多家厂方的确认。虽然乙烯基树脂有很大优势,但其开发应用仍处于初级阶段,受各种因素制约,真正大范围的商业化生产尚需时日,目前国内外企业正在积极开展乙烯基树脂在叶片上的应用研究。
3.2 热塑性复合材料(CBT树脂系统)
当前叶片多由热固性复合材料制成,如玻璃纤维增强环氧树脂、碳纤维增强环氧树脂等,这种材料制成的叶片在其生产过程中会有大量含有苯基的有毒气体产生,导致环境的污染,而且该类叶片在其退役后很难被回收利用。就目前的发展形势看,一种由热塑性复合材料制成的“绿色叶片”的使用是必然的趋势。与热固性复合材料相比,热塑性复合材料有可回收再利用,密度小,强度高,抗冲击性能好等优点。
3.3 WindStrandTM增强材料
Owens Corning提出的WindStrandTM增强材料是新一代的增强玻璃纤维。这一技术的产生使得叶片生产商能够继续使用玻璃纤维材料而不必采用其他昂贵的材料。WindStrandTM增强材料与目前应用的材料相比有很多的优点:与E-玻纤增强材料相比,刚度提高了17%、强度提高了30%、疲劳寿命提高了10倍,这一特性使得风轮在叶片偏航和抗风中表现出一种很高的水平,同时使得风能利用率和风力机寿命得到了大大的提高。除此之外,WindStrandTM增强材料还具有质量轻的优点,这样叶片可以做的更长,最终可以达到降低单位电量的成本目的。
4 总结
叶片材料经历了木制叶片、合金钢叶片、铝合金叶片等阶段。目前,随着风机的大型化,具有体重轻、比强度高等优点的复合材料,是风机叶片材料的首选,其中玻璃纤维增强聚酯树脂、玻璃纤维增强环氧树脂和碳纤维增强环氧树脂是普遍使用的材料,碳纤维增强环氧树脂性能较好,但是考虑到乙烯基树脂可降低叶片成本、工艺性好等的优点,随着对乙烯基树脂在叶片上应用研究的深入,在不久的将来乙烯基树脂将逐步替代环氧树脂成为风机叶片材料的首选。但是,随着人们对环境要求的严格,以及对更多性能好、无污染的叶片新材料的探索及研究,大规模使用这些新材料则是指日可待。
摘要：介绍了木质叶片、合金钢叶片、铝合金叶片,以及目前主要使用的玻璃纤维复合材料、碳纤维复合材料,概述了风机叶片材料的研究及使用情况。阐述了随着风机的大型化,碳纤维增强乙烯基树脂因具有性价比高、工艺性能好等优点,将逐步取代目前普遍采用的碳纤维增强环氧树脂材料。
关键词：风力机,叶片,复合材料
参考文献
[1]宋海辉.风力发电技术及工程[M].中国水利水电出版社.2009,49-53.
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