沿海风电机组如何提高抗台风能力？

近年来，风力发电成为福建省电力能源产业发展重点，截至2010年底，福建全省风电总装机容量55.77万千瓦。风力发电带动沿海经济发展的同时，也时常饱受台风侵扰之惑，给安全生产工作带来影响。

本文以福建大唐漳州六鳌风电场设备事故为案例，从技术手段和管理措施两个层面，详细阐述沿海地区如何加强和提高风电机组抗击台风的能力。

台风对风电场的影响特征包括极端风速、突变风向和非常湍流等，这些因素单独或共同作用往往使风电机组不同程度受损，如叶片因扭转刚度不够出现通透性裂纹或被撕裂;风向仪、尾翼被吹毁;偏航系统和变桨系统受损等，以及最严重的风电机组倒塔。

六鳌风电场设备损坏事故分析

六鳌风电场位于福建省漳浦县六鳌半岛东侧的海岸线地带，目前在役总装机容量为101.6兆瓦，总计85台风机。工程分三期开发，共用一个升压站集中控制。

2010年10月23日12时55分，强台风“鲇鱼”在福建漳浦县六鳌镇正面登陆，登陆时近中心最大风力13级(38米/秒)，中心最大气压为970百帕，是2010年最强台风。

强台风“鲇鱼”的正面登陆造成六鳌风电场三期Z13号风机倒塔、Z10号风机叶片折断。造成一期两台箱变线圈短路烧损;二期两台风机轮毂进水，控制柜内元器件损坏;三期Z2、Z13号两台箱变绕组短路烧损。

事故原因分析：1.台风造成的瞬时风速、湍流强度和入流角超过受损风机的设计制造标准，是事故的直接原因。

依据相关设计制造标准，Z72-2000型风力发电机组可承受极端风速 (50年一遇3秒平均)为70米/秒，最大湍流强度为0.16，最大入流角为8°。

根据福建省气候中心的风速计算报告结果，在Z13号风机倒塔时段内瞬时计算风速(3秒钟平均)达70.2米/秒，湍流强度达0.3以上，超出了风机可承受的极端风速及湍流极大值;在Z10号风机叶片折断时段内湍流强度高达0.3以上，入流角20°以上，湍流强度和入流角均大大超出风机可承受的最大湍流强度和最大入流角。

2.台风造成箱变进水短路，导致风机失去电网电源，是事故扩大的原因。

强台风将三期Z2、Z13号两台箱变顶盖掀开，致使雨水进入，箱变发生短路。

Z13号风机叶片由于超强风速和高湍流带来的瞬时极大变桨扭矩超出变桨伺服电机尾部刹车所能承受的极限，被迫向工作位置(0°)变桨。当叶片向工作位置旋转后，风机变浆系统又自动动作对叶片进行收桨操作。由于Z13号箱变短路，Z13号风机失去电网电源，叶片收浆只能靠蓄电池提供控制动力。因持续大风及高湍流，叶片多次被吹至工作位置并反复收桨。叶片反复收浆，导致蓄电池电量耗尽，最终叶片无法收浆。由于此时风机处于空载状态，叶轮不断加速直至飞车，轮毂转速急剧上升造成风机其它部分(叶片及塔筒)载荷也随之急剧增大，叶片及塔筒螺栓承受载荷超出其设计载荷，最后导致风机倒塔、叶片断裂。

事故暴露的问题1.沿海地区的风电机组不具备抗强台风能力。

本次事故的Z72-2000型风机变桨制动力矩在设计时考虑50年一遇3秒钟平均70米/秒的极端风速情况和0.16的湍流强度，相对于强台风“鲇鱼”正面登陆带来的极端风速伴随的高湍流和大入流角，变桨制动力矩不足，制动策略不能满足抗强台风的要求。风电机组箱变顶盖与箱体的联接强度不够，抗台风能力不足，致使箱变顶盖被强台风掀开，雨水进入变压器及盘柜的电气元件，造成短路。

2.风电机组微观选址工作中部分计算结果与实际情况偏差较大。

六鳌三期风电机组微观选址时对局部区域的湍流强度分析计算结果与实际情况存在较大差别。根据湘电公司提供的六鳌三期风机安全性复核报告，微观选址的13个机位根据12个月的测风数据计算出的平均湍流强度为0.109，最大湍流强度为0.128，远小于此次台风登陆后实际的湍流强度(0.3以上)，软件计算结果与实际不符。

3.设备制造未满足合同要求。

Z10、Z13号风机失控表明，风机制造没有满足设备技术规范书“风电机组必须至少配有两套独立的制动系统，由此保证风电机组能在任何条件下(包括电网故障甩负荷)和风轮转速达到最大转速条件下停机”的要求。

从技术手段与管理制度入手提升风机抗台风能力

如何加强沿海地区风电机组抗台风能力，下面主要从技术手段和管理制度两个层面加以分析和提出对策。

1.加强风电场建设的微观选址风电机组的微观选址应当综合考虑风电机组的安全性和发电效益。微观选址方面，因台风强气流突然改变带来的非常湍流是造成风机破坏性损害的主要原因，避免在环境湍流大的区域安装风电机组就是最有效的预防措施。风电场在场址选择时，应避开台风经常登陆的地方，避开强风区。风机基座在微观选址时，应紧密结合风电场实际资料，准确分析风电场的平均湍流强度、最大湍流强度、最大瞬时风速、入流角等风能特征参数指标，选取合理的风机基座位置。如果微观选址不合理，就会造成风机被破坏。

2.机组选型按照国标风力发电机组安全等级的要求，风电机组应设计成能安全承受由其等级决定的风况。风电机组适用的风速，一般不允许超过参数的限值，以免产生安全隐患。设备在选型时要重视控制系统电源防风、防雨能力。在风机关键部位，尤其是箱变部位，应选取风电机组箱变顶盖与箱体的联接强度最高，抗台风能力最好的风机，从而避免使箱变顶盖被强台风掀开，致使雨水进入变压器及盘柜的电气元件，造成短路;重视风机变桨制动系统和风机本体自动控制系统，确保风机在失去电网电源的情况下，有其他的安全策略使风机本体不会因蓄电池电量耗尽而失去控制。

3.管理措施层面风电场的安全经济运行涉及多个部门，包括风电机组制造商、风电场业主及运行单位等相关部门。有效地提高风电抗台风能力，只有以上单位通力协作，才能充分保障风电的安全经济运行。

4.风电机组制造商设备制造单位为沿海地区及海上风电场生产供应风机设备时，应充分考虑台风的影响，针对不同的风场，不同的机位采取差异化设计制造。同时，对易遭受台风袭击的沿海地区及海上风电场的风机设备应优化风电机组的制动策略，增强风机变桨制动力矩，提高控制系统电源防风、防雨能力,确保在强台风时能保证风机设备安全。

5.风电场业主及运行单位台风易发、频发地区，应当对风电场所有风机的湍流强度重新进行校核计算，并按计算结果采取相应的防范措施。风机直接遭受过强台风影响的，应对风机塔筒联接螺栓等设备、零配件进行外观检查及金相抽检，受损部件应及时更换并做好记录，保证风机运行安全。应当加强风机设备的监造和验收，确保设备制造满足合同要求。在风电场装设视频监控设备，将视频信号实时传送到风电场中控室，以便实时了解掌握风电设备运行情况。

6.灾害预警风电场应根据气象部门发布的台风灾害预警信息，跟踪台风的移动路径及风雨强度变化，及时做好应对策略，最大程度上减少台风灾害对风电场的破坏，并充分利用台风，提高发电效益。同时还应依据风电功率预测系统发布的风速、风向预测信息，做好风电场的发电计划，合理安排风机运行。

7.事故处置台风是强烈的热带气旋，台风蕴涵的巨大自然能量将对风机设备结构施加静载荷和动载荷叠加效应，形成周期性激荡，如周期恰与风电机组固有振动周期相近时(或整数倍时)，应使叶轮处于避风自由状态，避免台风与风机设备结构产生横向共振，使之叶片出现裂纹、撕裂、折断，偏航和变浆系统受损，甚至倒塔，最终导致机组损坏。

因此防范台风时要求对电力变浆风机紧急备用电源正常，确保停机时风机叶片能够执行顺浆避风的安全指令，使叶轮处于自由避风状态，避免设备与台风湍流频率形成共振。液压变浆风机 (如V80、G52风机)应保证液压控制系统正常，可随风力大小自动调整叶片转角，当停机时液压释放叶片自动顺浆以确保风机安全。

当超强台风来临时，对定浆距风机可预先全场停机，根据台风风向，将风机叶轮偏航至顺风向，以确保风机安全。同时，确保通信信号数据畅通，实时监控台风数据。 (作者单位：福建电监办)

近年来受台风影响东南沿海风机运行事故

2003年第13号台风“杜鹃”严重影响我国南部地区风电场的正常工作，据事故资料显示：广东汕尾红海湾风电场25台机组中13台受损，损坏率达52%;2006年“桑美”台风对浙江苍南风电场造成了毁灭性重创，全场26台机组中有5台倒塔，32支叶片严重损坏，11台开启式机舱罩的风电机组除倒塔损毁外，所有机舱盖全部吹掉;2008年“蔷薇”台风造成台湾2兆瓦风电机组倒塔;2010年“鲇鱼”台风造成福建省六鳌风电场1台2兆瓦风电机组倒塔，1台风机叶片折断，2台风机轮毂进水,4台箱变线圈短路烧损。