【摘要】风电机组通过风轮将空气动力转换成机械，并通过传动链传递到发电机，再通过发电机机械能转换成电能并向电网输送。风轮及叶片是风电机组的关键部件，如风轮气动不平衡，风电机组将会产生额外载荷或者载荷失衡，有效监测到风电机组运行过程中叶片气动不平衡状态，并快速解决，提高风电机组发电量，降低对传动链冲击。因此在风电机组运行阶段，需定期进行气动不平衡检测。
关键字：气动不平衡 风电机组 叶片
1 前言
风能，是一种清洁的可再生能源，风力发电是当前我国新能源政策的重点发展方向。风电机组可靠安全运行是整个风电行业关注的焦点，而风轮是风电机组的重要组成部分之一，它将空气的动能转化为的机械能。风电机组的大部分载荷也是由风轮传递过来的，风轮一般由几组叶片组成，目前主流机型基本采用3叶片型式风轮。
随着中国风电快速发展，风电机组的故障也越来越多，特别是风电机组的震动故障，将直接影响机组机械性能及寿命。而叶片作为风电机组动力来源，其的气动不平衡将使机组产生额外载荷或者载荷失衡。所以叶片气动不平衡将会降低发电效率及风电机组功率曲线，同时也会对变桨系统、传动链、偏航系统等关键部件带来损伤。
2 气动不平衡产生原因
叶片气动不平衡产生原因有以下几个方面：
1） 风轮现场组对叶片时，叶片安装角错误；
2） 叶片出厂时叶根前后缘叶根零度标识零位线标记错误；
3） 随着风电机组运行，变桨系统的编码器监测角度累计误差，导致叶片桨距角差异。
风轮作为风电机组动力源头，三只叶片角度不一致，将产生严重后果。由于气动不平衡故障前期不容易被发现，采用常规的诊断方法很难诊断气动不平衡。
3 案列分析
以某风电场1.5MW型变桨距双馈风电机组为例，风电机组启机状态下，在机舱内未能发现振动点。在大风运行状态下，在机组附近明显听见机组震动声音过大，发现塔筒振动明显，叶轮每转1圈就会发出2次声音，另外机组在对风状态下偏航声音过大机组有明显有来回摆动现象。在停机状态下偏航发现偏航时有偏不动的迹象。
检查偏航制动器、液压系统、偏航轴承，并通过调整偏航半开压力、更换过偏航刹车片都未能解决。怀疑风电机组可能由于机组载荷超差或失衡造成异常，因此针对该项目台机组安装了CMS在线状态监测系统进行监控。振动监测系统的传感器安装位置如下图所示。
通过一段时间数据采集，分析如下：
a）不同转速下主轴承振动时域图
b）频谱分析
c）包络图分析
通过上述CMS在线监测系统监测的数据分析可知：
a) 不同转速轴承时域图中，可见2倍叶轮转频冲击，较低转速时，冲击无明显规律。
b) 频谱图中，无明显轴承特征频率。
c) 转动链上有相近低频冲击成分。
因此可知此振动并非由于主轴承缺陷产生，其震源为叶轮侧，通过传动链传递至主轴侧。
4 气动不平衡检测
依据上述CMS系统数据分析，分别针对叶片实际安装角检查，并重新对编码器较零，并无异常。因此怀疑叶片出厂时叶根前后缘叶根零度标识零位线标记错误导致气动不平衡。
在同一风速工况下，将风机进入空转模式，限定发电机转速，正常情况下，三只叶片桨叶角一致时，风电机组传动链方向振动最小。如改变其中一只叶片桨叶角的±1°位置，其对应风电机组传动链方向振动偏高。
根据上述原理，分别选取该项目两台机组，即一台正常风电机组，一台震动异常风电机组。通过PLC软件自带录播功能抓取波形。
1）叶片气动不动平衡机组，现测试结果如下：
不难看出，叶片角度一致情况下，无论三个叶片中那只叶片角度+1°或者-1°，其对应震动值都是比正常运行震动值高。
2）叶片气动不动平衡机组，现测试结果如下：
从上图测试结果来看，3#叶片+1°、2#叶片-1°时，机组震动值都是比正常机组运行震动值低，说明当3#叶片+1°、2#叶片-1°时，三只叶片动平衡反而更好。基本可以判定桨叶零度未对准。
5 现场验证
根据上述动平衡测试结果，第一时间通知叶片厂家。通过针对现场三只叶片叶根前后缘打磨，可以确定叶片叶根前缘叶根内外零度标记错误。
6 总结
气动不平衡将会影响风电机组发电效率，也会产生风电机组额外问题，同时也会对变桨系统、传动链、偏航系统等关键部件带来损伤。由于气动不平衡很难通过发现，利用风电机组自带震动塔筒震动传感器，采集机组劲向和轴向的震动值，通过软件进行数据对比分析判定，建议定期进行检测。通过不断数据统计分析，可以精确定位某一只叶片气动不平衡，可快速解决调整，提高维护效率。
