风场湍流强度的计算及其对风电机组选型的
影响
王承凯
（龙源电力集团公司）
摘要：本文从IEC61400－1风电机组安全等级标准引出了风场湍流强度这一重要参数，在分析了湍流强度的含义及其产生的原因后，针对湍流强度计算中常见的几个误区进行了分析说明，并给出了湍流强度计算时测风塔的选择原则，最后给出了有效湍流强度超标的几种处理方式。本文对于充分认识湍流强度、正确计算风场湍流强度和风电机组选型具有一定的指导意义。
关键词 风场 湍流强度 风电机组 选型
1 关于IEC61400-1
IEC61400风力发电机组系列标准由IEC（国际电工委员会）制定，内容涵盖风力发电机组的各个方面，如设计标准、安全要求、运行性能测试、载荷测试、噪声测量、电能质量、叶片测试、防雷击保护、机型认证以及远程监控系统等。其中IEC61400-1是关于风力发电机组的安全要求，由IEC第88技术委员会－风力发电机组工作组制定，是风力发电机组最基本的标准之一，其适用于扫风面积不小于40平方米的风力机。该标准具体规定了风力发电机组的设计、制造、安装、维护以及在特定环境条件下运行的安全要求，涉及到风力发电机组的各子系统，如控制和保护机构、内部电气机构、机械系统、叶轮系统、支承机构以及电气联接设备等，目的在于避免风力发电机组在寿命期内的意外损坏。
IEC61400-1目前的最新版本是2005年8月发布的第三版，其中第一版1994年发布，第二版1999年发布。现在市场上流行的大多数风力发电机组是依据IEC61400-1第二版或者第三版设计的。
2 风力发电机组的等级标准
为保证风力发电机组的安全性和长期稳定可靠运行，风力发电机组的设计需要考虑运行环境条件和电力环境的影响，这些影响主要体现在载荷、适用寿命和正常工作等几个方面。各类环境条件分为正常外部条件和极端外部条件，其中正常外部条件涉及的是长期疲劳载荷和运行状态。极端外部条件出现机会很少，但它是潜在的临界外部设计条件。风电机组载荷设计需要同时考虑这些外部条件和风力机运行模式。
为了最大限度地利用特定风场的风能资源，同时保证风力发电机组的安全可靠运行，IEC61400-1对风力发电机组进行了安全分级。
风况是风力发电机组承受的最基本的外部载荷条件，因此风电机组安全等级分类的主要参数是风况。轮毂高度处的年平均风速、湍流强度以及极端风况是IEC61400-1进行风机分类的三个主要参数，其中极端风况主要包括极端风速、极端风切变以及风速、风向的迅速变化等，而风机轮毂高度处50年一遇3秒钟极大风速或者10分钟最大风速是风机极端载荷设计的最重要参数。
湍流是一个复杂的过程，难以用简单明确的方程来表示或者预测。一般情况下，研究湍流的统计特性显得更为重要。
湍流强度（turbulence intensity，简写为TI）是指10分钟内风速随机变化幅度大小，是10分钟平均风速的标准偏差与同期平均风速的比率，是风电机组运行中承受的正常疲劳载荷，是IEC61400-1风机安全等级分级的重要参数之一。
湍流产生的原因主要有两个,一个是当气流流动时,气流会受到地面粗糙度的摩擦或者阻滞作
用，另一个原因是由于空气密度差异和大气温度差异引起的气流垂直运动。通常情况下，上述两个原因往往同时导致湍流的发生。在中性大气中，空气会随着自身的上升而发生绝热冷却，并与周围环境温度达到热平衡，因此在中性大气中，湍流强度大小完全取决于地表粗糙度情况。
IEC61400-1第二版中对风力发电机组的安全分级如表1： 表1 IEC61400-1第二版中对风力发电机组的分级
WTGS 等级 I
II III IV S V ref （m/s ） 50
42.5 37.5 30 V ave （m/s ） 10
8.5 7.5 6 0.18 0.18 0.18 0.18 A I 15[－]
a[－]
2 2 2 2 0.16 0.16 0.16 0.16 B I 15[－]
a[－] 3 3 3 3
由WTGS 制造商规定各参数 表1中各数值应用于轮毂高度；
V ref 表示风电场50年一遇的10分钟最大风速；
V ave 表示风电场预装轮毂高度年平均风速；
A 表示较高的湍流强度等级；
B 表示较低的湍流强度等级；
I 15是风速为15m/s 时计算的湍流强度特征值；
a 是公式（1）和（2）中的斜度系数。
IEC61400-1第二版中的正常湍流模型（normal turbulence model ），纵向风速分量标准偏差特性值满足式（1）：
)1/()/15(115+×+×=a V a s m I hub σ
式（1）
)1/()15(1
15++×==a a Vhub
I V TI hub σ 式（2）
图1 IEC61400-1第二版中风速标准偏差与平均风速的关系
图2 IEC61400-1第二版A 级和B 级湍流强度曲线
而2005版IEC61400-1中关于风机的分类如表2：
表2 IEC61400-1第三版中对风力发电机组的分级 WTGS 等级 I
II III S V ref （m/s ） 50 42．5 37．5
A I 15[－] 0．16
B I 15[－] 0．14
C I 15[－] 0．12
由WTGS 制造商
规定各参数 2005版IEC61400-1与1999年版相比，主要是将标准的名称由风电机组安全要求改为风电机组设计要求，取消了轮毂高度处的年参考风速，同时将湍流强度增加为A 、B 、C 三级。其中A 级为高湍流强度，B 级为中等湍流强度，C 级为低湍流强度。另外，IEC61400-1第三版中的正常湍流模型也有所变化，见式（3）。
)75.0(1b V I hub ref +×=σ 式（3）
式（3）中
s m b /6.5= 因此hub ref ref hub hub ref hub V I b I V b V I V TI ×+×=+×==75.0)75.0(1
σ 式（4）
图3 IEC61400-1第三版中风速标准偏差与平均风速的关系
图4 IEC61400-1第二版A 级、B 级、C 级湍流强度曲线
3、 风场湍流强度分析计算存在的几个常见的误区
从IEC61400－1的第二版和第三版都可以看出，湍流强度指标都是决定风电机组安全等级或者设计标准的重要参数之一，也是风场风资源评估的重要内容，其评估结果直接影响到风电机组的选型。目前，国内在确定风电机组安全等级时往往比较重视风场50年一遇最大/极大风速的计算，而在计算湍流强度时往往存在如下几个常见的误区：
误区之一：湍流强度的计算方法
一般认为，在计算风场湍流强度时就是按照国家标准GB/T18710-2002风电场风能资源评估方法附录B 中规定的公式进行计算，V I T σ
=，式中V 为10分钟平均风速，σ为10分钟平
均风速的标准偏差， ∑=?=600
1
2)(5991i i V v σ， 式（5） i v 为10分钟内每一秒钟的采样风速。如果数据记录仪的采样速率是2秒钟采样一次，则∑=?=300
1
2)(2991i i V v σ 式（6） 目前国内使用的主流测风设备，如美国NRG 仪器和SECONDWIND 仪器均能提供10分钟平均风速的标准偏差。通常情况下的做法是计算出每10分钟的湍流强度后再取所有数据或者某段数据（按照bin 分速法）的平均值作为风场湍流强度的特征值。
其实，我们在计算每个某段风速区间的湍流强度时，该段风速区间内若干个10分钟平均风速的标准偏差值是一个随机变量，其一般服从正态分布规律。因此我们不能简单地将该段风速区间内10分钟平均风速的标准偏差直接除以平均风速作为湍流强度值。湍流强度的正确算法是在平均风速式标准偏差值基础上再加上一个平均风速标准偏差的标准偏差， 即：
式（7）
根据IEC61400-1第三版的规定， 式
（8） 这样1σ可以涵盖平均风速标准偏差正态分布下90％的比例。 误区之二：判断风场湍流强度是否超过IEC61400-1规定的风机分级标准就是计算轮毂高度处风速为15米/秒时的湍流强度
根据风电机组安全等级分类标准，风速为15米/秒时的湍流强度仅仅是湍流强度特征值。根据IEC61400－1的要求，应计算每个风速区间下的湍流强度，然后与不同湍流强度等级下每个风速对应的湍流强度值进行比较。
TI 15 是环境湍流强度的特征值，是我们在进行湍流强度分析时一定要计算的重要指标，具体计算方法是计算风速10米/秒至风电机组切出风速之间环境湍流的加权平均值。
误区之三：判断风场湍流强度是否超过IEC61400-1规定的风机分级标准只需计算风场测风塔处的湍流强度即可
总所周知，位于下风向的风电机组将受到来自上风向风电机组尾流的影响。尾流影响不仅降低了下风向风机的出力水平，而且增加了下风向风机的湍流强度。因此，确定风电机组湍流强度等级不仅取决于环境湍流强度，更应考虑因为风机尾流产出的湍流强度。风电场中风机承受的有效湍流强度（effective turbulence intensity ）由环境湍流强度（ambient turbulence intensity ）和因为风电机组彼此之间尾流产生的湍流强度两部分组成。其中环境湍流强度定义为风场中单独一台风机承受的正常湍流强度，该湍流强度没有受其他风机或者障碍物的尾流影响，环境湍流强度可由测风塔测得的10分钟平均风速及其标准偏差计算得出。因此，我们通常情况下计算的风场测风塔湍流强度仅仅是没有考虑风电机组尾流影响的测风塔这一点的环境湍流强度，并不能直接用来判断风电场的湍流强度级别。正确的做法是应在风电机组微观位置确定后通过计算风电机组之间尾流产生的湍流强度，并与环境湍流强度叠加得出每台机位的有效湍流强度。根据IEC61400－1的要求，每一个风速区间下风机承受的有效湍流强度均不能超过设计湍流强度。
有效湍流强度模型由丹麦国家风能实验室的Sten Frandsen 提出，如下：
σ
σσσ28.11＋≥
式（9）
IT eff：每台风机的有效湍流强度；
m：W?hler 指数；
I amb:包含环境湍流强度和来自某个风向扇区的尾流影响的湍流强度；
P w:每个风向扇区下受周围风机尾流影响的概率大小；
S:风机之间的距离，用风机叶轮直径的倍数表示；
Ct:风机推力系数。
有效湍流强度过大，可降低风机的出力水平，使风机承受更多的疲劳载荷，还可能引起极端载荷，降低风机的使用寿命。有效湍流强度不仅与风场当地地形、地貌、障碍物有关，还与每台风电机组的具体位置、风场主导风向以及机组轮毂高度有关。例如，某风场某台机组轮毂高度处每个风速区间下的环境湍流可能都不会超过B级标准，但由于沿主导风向方向上风电机组间距过小，就会导致下风向尾流影响严重的机组在某些风速区间的有效湍流强度大大超过B级标准。
图5 辽宁桓仁县牛毛大山风场的环境湍流曲线
从图5可看出，桓仁牛毛大山风场测风塔位置环境湍流强度在风速低于8米/秒超过了B级标准。
图6 辽宁桓仁牛毛大山风场29台机组的有效湍流强度曲线从图6可看出，风速低于10米/秒以下，29台风机的有效湍流强度都超过了B级标准，而且还有几台风机有效湍流强度超过了A级标准。
在环境湍流强度曲线上，如果我们发现某个风速区间的环境湍流明显高出周围风速区间的环境湍流，形成一个突出的湍流强度峰值，则我们应关注一下该风速的风频情况。如果其频率很低，例如低于1％，则可认为由于数据量太少，这个环境湍流峰值不具有代表性，即使超标也不会对机组的长期稳定运行造成大的影响，这种情况在确定机组湍流强度级别时可忽略不计。
一般来说，随着机组轮毂高度的升高，平均风速也增大，同时由于距离地面位置越高，气流受地表粗糙度影响的程度越小，气流越稳定，这样可使有效湍流强度减少。因此，如果某个风速段的环境湍流强度稍微超过IEC标准，而且环境湍流强度对应的高度低于风机的轮毂高度，则可认为在轮毂高度处的环境湍流不超过IEC标准，风机安装在该位置是合适的。
4 关于湍流强度计算时测风塔的选择原则
如果风场仅有一座测风塔，则应用现场测风塔完整一年的有效数据计算环境湍流强度。如果现有测风塔几座，则可按具体情况按照如下两种方式进行处理：
1)这几座测风塔拥有一段同期数据，同期数据的长度不低于3个月，其中至少有一座测风塔数据不到完整1年，需要将风速补到完整一年数据。在这种情况下，一方面比较所有测风塔在共同时段的环境湍流强度曲线相关情况，另一方面，比较测风时间最长的测风塔的所有时段的环境湍流强度和所有测风塔共有时段的环境湍流强度曲线相关情况。如果测风时间最长的测风塔的所有时段的环境湍流强度与其在所有测风塔共有时段的环境湍流强度相关性较好，而且几座测风塔共有时段的环境湍流强度曲线变化趋势很接近，则我们可认为该风场测风时间最长的那座测风塔的环境湍流强度在本风场具有较好的代表性，并可以利用该测风塔计算风场的有效湍流强度。
2）如果这几座测风塔没有同期数据，则应选择测风时间超过一年、在风场中代表性好的测风塔计算湍流强度。
4 风电机组有效湍流强度超标的几种处理方式
当风场某台机组轮毂高度处有效湍流强度超过标准时，可采取的几种处理方法:
（1） 将该位置机型换成湍流强度级别更高的风电机组；
（2） 将该机组移到湍流强度小的位置；
（3） 调节该机组周围，尤其是上风向风电机组的布置，拉大该机组与上风向机组之间的距离，使其尽可能少受其他机组尾流影响；
（4） 在项目经济性允许的条件下适当提高风电机组塔架高度；
如果不采取上面所列的几种方法，则应进行风电机组疲劳载荷计算，看载荷计算结果是否超过风电机组的设计要求。如果载荷计算结果没有超过风电机组设计要求，则可以安装。如果载荷计算结果超过风电机组设计要求，则应取消该机位的布置，或者调整风电场的运行模式，即当下风向风电机组受上风向风电机组尾流影响严重时，可以根据实际情况关停部分下风向的风电机组，这样尽管牺牲了一部分发电量，但可使下风向机组避免了因尾流引起的有效湍流强度过大，从而可降低疲劳载荷，延长下风向机组的使用寿命。
参考文献
1、Integrated Fatigue Loading For Wind Turbines In Wind Farms By Combining Ambient Turbines And Wakes Sten Frandsen and Morten L.Th?gersen，Riso National Laboratory，Danmark
2、IEC (1999) International standard IEC61400, part 1: safety requirements, 2rd edition；
3、IEC (2005) International standard IEC61400, part 1: design requirements, 3rd edition；
4、Frandsen, S. (2005) Turbulence and turbulence-generated fatigue loading in wind turbine clusters. Ris?-R-1188(EN), pp. 128, in preparation.
近期国内风电场事故报告 20PP年以来，我国一些风电公司在设备安装调试和运行过程中陆续发生了重大设备事故，造成风电机组完全损毁，并危及到调试人员的生命安全。通过分析这些事故，我们发现主要原因有三类：1、风电场管理不严，对风电设备的保护参数监督失控；2、风电机厂家管 理混乱，调试人员培训不到位，产品设计中也存在安全链漏洞；3、设备制造质量失控，存在不少隐患。 由于风电事故对厂家和风电开发商的负面影响较大，厂家和风电场业主往往严格保密，防止消息泄漏后有不良影响。我们只能通过互联网和各种渠道尽可能收集多的信息，供大家了解，引以为戒，避免今后发生类似事故。信息可能有失全面和准确，敬请谅解。 1、华锐风电机组火灾事故 20PP年5月，华能在通辽阜新风电场的一台华锐SL1500/77发生着火事故，机组完全烧毁，具体原因不明。 2、东汽风电机组火灾事故 20PP年7月14日上午10时，中广核位于内蒙古锡林浩特东45 公里的风电场，一台东汽FA 77的1.5兆瓦风电机组发生火灾。原因据说是维修过程中，在机舱烧电焊，引发机舱内的油脂起火。见附图。
3、东汽风电机组火灾事故 2opp年1月24日，位于通辽的华能宝龙山风电场30号机组, 1.5兆瓦的东汽F— 77机组发生飞车引发的火灾和倒塔事故。监控 人员当时发现监控系统报“发电机超速，转速为2700转/分”（正常运行时应小于1700转/分），高速轴刹车未能抱死刹车盘。华能值班人员随即将集电线路停电，在短暂停机后，风轮再次转动（原因不明），随着转速的不断增大，高速轴上的刹车盘摩擦产生大量热量，出现火花导致机舱着火。现场查看风机时，发现第三节塔筒也发生折断。见下图。 4、新誉风电机组倒塔事故
本文数据为2009年统计数据，但现在看来仍不失为一篇很好的科普文章，仅供大家参考。 摘要：风电机组选型在风电项目开发过程中至关重要，项目有盈利可能是进行选型的前提。本文回顾了我国风电电价发展历程，给出了收益率、电价与风资源的定量关系；研究了风电机组等级与GL型式认证的相关问题；澄清了一些对可利用率、可靠性的混淆认识；论证了国内风电机组理论功率曲线偏高问题。 1．前言 如今，风电发展已跨越初期示范阶段，进入大规模产业化时代，追求利润最大化成为投资的主要目的。决定风电项目盈利水平的要素包括风资源状况、电网接入状况、上网电价、机组选型和运维水平等。项目核准后，前三项基本已成定局，机组选型的重要性显而易见。据《2009年中国风电机组制造商竞争态势与投资分析研究报告》分析，截止到2008年10月1日，中国境内的风电机组整机生产商已经达到76家目前，其中真正有产品推出的内资与合资企业共10多家，加上几家在中国市场表现积极的外资企业，总数在20左右。而每个厂家还有不同等级、不同轮毂高度、不同容量、不同应用环境的多种机型，如何从中抉择出高安全性、高性价比的机组，成为风电投资必须面对的问题。 2.机组选型的前提 进行机组选型的前提是项目有盈利的可能。众所周知，电价越高风，风资源越好，项目的盈利水平就越高，先来看电价。 1）我国风电电价发展历程 我国风电并网电价的形成大体经历了四个不同的历史阶段： 1）发展初期，机组多由国外资金援助，竞争上网，电价很低，每千瓦时约0.3元； 2）1994年起，电力部全额收购风电上网电量，差价全网均摊，各地由价格主管部门审批，致使风电价格参差不齐，低的与火电相当，高的每千瓦时超过1元； 3）2002年开始，招标电价和审批电价并存，特许权招标项目的招标由国家发改委牵头组织，电价区间趋于稳定； 4）2009年，国家发改委下发《关于完善风力发电上网电价政策的通知》，《通知》按风能资源状况和工程建设条件，将全国分为四类风能资源区，并制定相应的风电标杆上网电价，见表1，今后新建陆上风电项目统一执行。这对风电的投资预期起到很好的引导作用，消除了不确定性，增强了可持续性，有利于竞争格局的稳定，标志着我国风电上网电价机制基本成熟。 表1各风能资源区风电标杆电价
湍流边界条件设置 在流场的入口、出口和远场边界上，用户需要定义流场的湍流参数。在FLUENT 中可以使用的湍流模型有很多种。在使用各种湍流模型时，哪些变量需要设定，哪些不需要设定以及如何给定这些变量的具体数值，都是经常困扰用户的问题。本小节只讨论在边界上设置均匀湍流参数的方法，湍流参数在边界上不是均匀分布的情况可以用型函数和UDF（用户自定义函数）来定义，具体方法请参见相关章节的叙述。 在 大多数情况下，湍流是在入口后面一段距离经过转捩形成的，因此在边界上设置均匀湍流条件是一种可以接受的选择。特别是在不知道湍流参量的分布规律时，在边 界上采用均匀湍流条件可以简化模型的设置。在设置边界条件时，首先应该定性地对流动进行分析，以便边界条件的设置不违背物理规律。违背物理规律的参数设置 往往导致错误的计算结果，甚至使计算发散而无法进行下去。 在Turbulence Specification Method （湍流定义方法）下拉列表中，可以简单地用一个常数来定义湍流参数，即通过给定湍流强度、湍流粘度比、水力直径或湍流特征长在边界上的值来定义流场边界上的湍流。下面具体讨论这些湍流参数的含义，以保证在设置模型时不出现违背流动规律的错误设置： （1）湍流强度（Turbulence Intensity） 湍流强度I的定义为：I=Sqrt(u’*u’+v’*v’+w’*w’)/u_avg (8-1) 上式中u',v' 和w' 是速度脉动量，u_avg是平均速度。 湍流强度小于1％时，可以认为湍流强度是比较低的，而在湍流强度大于10％时，则可以认为湍流强度是比较高的。在来流为层流时，湍流强度可以用绕流物体的几何特征粗略地估算出来。比如在模拟风洞试验的计算中，自由流的湍流强度可以用风洞的特征长度估计出来。
决定湍流参数 在入口、出口或远场边界流入流域的流动，FLUENT需要指定输运标量的值。本节描述了对于特定模型需要哪些量，并且该如何指定它们。也为确定流入边界值最为合适的方法提供了指导方针。 使用轮廓指定湍流参量 在入口处要准确的描述边界层和完全发展的湍流流动，你应该通过实验数据和经验公式创建边界轮廓文件来完美的设定湍流量。如果你有轮廓的分析描述而不是数据点，你也可以用这个分析描述来创建边界轮廓文件，或者创建用户自定义函数来提供入口边界的信息。一旦你创建了轮廓函数，你就可以使用如下的方法： ●Spalart-Allmaras模型：在湍流指定方法下拉菜单中指定湍流粘性比，并在在湍流粘性 比之后的下拉菜单中选择适当的轮廓名。通过将m_t/m和密度与分子粘性的适当结合，FLUENT为修改后的湍流粘性计算边界值。 ●k-e模型：在湍流指定方法下拉菜单中选择K和Epsilon并在湍动能（Turb. Kinetic Energy）和湍流扩散速度（Turb. Dissipation Rate）之后的下拉菜单中选择适当的轮廓名。 ●雷诺应力模型：在湍流指定方法下拉菜单中选择K和Epsilon并在湍动能（Turb. Kinetic Energy）和湍流扩散速度（Turb. Dissipation Rate）之后的下拉菜单中选择适当的轮廓名。 在湍流指定方法下拉菜单中选择雷诺应力部分，并在每一个单独的雷诺应力部分之后的下拉菜单中选择适当的轮廓名。 湍流量的统一说明 在某些情况下流动流入开始时，将边界处的所有湍流量指定为统一值是适当的。比如说，在进入管道的流体，远场边界，甚至完全发展的管流中，湍流量的精确轮廓是未知的。 在大多数湍流流动中，湍流的更高层次产生于边界层而不是流动边界进入流域的地方，因此这就导致了计算结果对流入边界值相对来说不敏感。然而必须注意的是要保证边界值不是非物理边界。非物理边界会导致你的解不准确或者不收敛。对于外部流来说这一特点尤其突出，如果自由流的有效粘性系数具有非物理性的大值，边界层就会找不到了。 你可以在使用轮廓指定湍流量一节中描述的湍流指定方法，来输入同一数值取代轮廓。你也可以选择用更为方便的量来指定湍流量，如湍流强度，湍流粘性比，水力直径以及湍流特征尺度，下面将会对这些内容作一详细叙述。 湍流强度I定义为相对于平均速度u_avg的脉动速度u^'的均方根。 小于或等于1%的湍流强度通常被认为低强度湍流，大于10%被认为是高强度湍流。从外界，测量数据的入口边界，你可以很好的估计湍流强度。例如：如果你模拟风洞试验，自由流的湍流强度通常可以从风洞指标中得到。在现代低湍流风洞中自由流湍流强度通常低到0.05%。. 对于内部流动，入口的湍流强度完全依赖于上游流动的历史，如果上游流动没有完全发展或者没有被扰动，你就可以使用低湍流强度。如果流动完全发展，湍流强度可能就达到了百分之几。完全发展的管流的核心的湍流强度可以用下面的经验公式计算：
近期国内风电场事故报告 2009年以来，我国一些风电公司在设备安装调试和运行过程中陆续发生了重大设备事故，造成风电机组完全损毁，并危及到调试人员的生命安全。通过分析这些事故，我们发现主要原因有三类：1、风电场管理不严，对风电设备的保护参数监督失控；2、风电机厂家管理混乱，调试人员培训不到位，产品设计中也存在安全链漏洞；3、设备制造质量失控，存在不少隐患。 由于风电事故对厂家和风电开发商的负面影响较大，厂家和风电场业主往往严格保密，防止消息泄漏后有不良影响。我们只能通过互联网和各种渠道尽可能收集多的信息，供大家了解，引以为戒，避免今后发生类似事故。信息可能有失全面和准确，敬请谅解。 1、华锐风电机组火灾事故 2009年5月，华能在通辽阜新风电场的一台华锐SL1500/77发生着火事故，机组完全烧毁，具体原因不明。 2、东汽风电机组火灾事故 2009年7月14日上午10时，中广核位于内蒙古锡林浩特东45公里的风电场，一台东汽FD－77的1.5兆瓦风电机组发生火灾。原因据说是维修过程中，在机舱烧电焊，引发机舱内的油脂起火。见附图。
3、东汽风电机组火灾事故 2010年1月24日，位于通辽的华能宝龙山风电场30号机组，1.5兆瓦的东汽FD－77机组发生飞车引发的火灾和倒塔事故。监控人员当时发现监控系统报“发电机超速，转速为2700转/分”(正常运行时应小于1700转/分)，高速轴刹车未能抱死刹车盘。华能值班人员随即将集电线路停电，在短暂停机后，风轮再次转动（原因不明），随着转速的不断增大，高速轴上的刹车盘摩擦产生大量热量，出现火花导致机舱着火。现场查看风机时，发现第三节塔筒也发生折断。见下图。
WindFarmer中湍流定义 1. 关于风速的估计设计等效湍流（通道10）：使用Frandsen方法估计设计等效湍流，并使用Wohler系数进行加权调整。（Wohler系数是和组件的材料和尺寸相关的，可以从S-N的对数-对数曲线的斜率-循环应力S对疲劳循环次数N的幅度中得到，4一般是简单的钢组件，10-15之间是简单的复合材料组件）。为了描述疲劳寿命的变化，而不只是描述湍流带来的载荷影响，所以输出量使用Wohler 系数进行加权调整。该通道10计算的特征或代表湍流强度值可以用于比较允许设计水平。 （摘自《风场湍流强度的计算及其对风电机组选型的影响》作者王承凯） 2. 关于风速和风向的未计算且未加权的平均湍流（通道11）：使用Frandsen方法估计的设计等效湍流。考虑平均湍流强度，排除任何Wohler权值或者因数值。 3. 风机入射湍流（通道7）：入射湍流强度，包含其他风机的尾流影响。 4. 风机环境湍流（通道8）：不计尾流的湍流强度。 5. 实际工程计算得到的风机入射湍流与环境湍流值一样。 5. 对风机载荷更具体的分析，需要使用粘性涡流模型来获得在风电场中实际的
湍流强度，以及特定的风机设计参数，需要使用Bladed软件来建模风机载荷。 6. WindFarmer中附加湍流的计算公式(摘自windfarmer理论手册) Iadd = 5.7Ct0.7Iamb0.68(x/x n)-0.96 Ct:thrust coefficient x: the distance downstream x n：the calculated length of the near wake（using the method proposed in [3.9, 3.10]）风速标准偏差的标准偏差值可以有MCP+模块计算，并在WTI文件当中输出
风力发电机原理及结构 风力发电机是一种将风能转换为电能的能量转换装置，它包括风力机和发电机两大部分。空气流动的动能作用在风力机风轮上，从而推动风轮旋转起来，将空气动力能转变成风轮旋转机械能，风轮的轮毂固定在风力发电机的机轴上，通过传动系统驱动发电机轴及转子旋转，发电机将机械能变成电能输送给负荷或电力系统，这就是风力发电的工作过程。 1、风机基本结构特征 风力机主要有风轮、传动系统、对风装置（偏航系统）、液压系统、制动系统、控制与安全系统、机舱、塔架和基础等组成。 （1）风轮 风力机区别于其他机械的主要特征就是风轮。风轮一班有2~3个叶片和轮毂所组成，其功能是将风能转换为机械能。 风力发电厂的风力机通常有2片或3片叶片，叶尖速度50~70m/s，3也片叶轮通常能够提供最佳效率，然而2叶片叶轮及降低2%~3%效率。更多的人认为3叶片从审美的角度更令人满意。3叶片叶轮上的手里更平衡，轮毂可以简单些。 1）叶片叶片是用加强玻璃塑料（GRP）、木头和木板、碳纤维强化塑料（CFRP）、钢和铝职称的。对于小型的风力发电机，如叶轮直径小于5m，选择材料通常关心的是效率而
不是重量、硬度和叶片的其他特性，通常用整块优质木材加工制成，表面涂上保护漆，其根部与轮毂相接处使用良好的金属接头并用螺栓拧紧。对于大型风机，叶片特性通常较难满足，所以对材料的选择更为重要。 目前，叶片多为玻璃纤维增强负荷材料，基体材料为聚酯树脂或环氧树脂。环氧树脂比聚酯树脂强度高，材料疲劳特性好，且收缩变形小，聚酯材料较便宜它在固化时收缩大，在叶片的连接处可能存在潜在的危险，即由于收缩变形，在金属材料与玻璃钢之间坑能产生裂纹。 2）轮毂轮毂是风轮的枢纽，也是叶片根部与主轴的连接件。所有从叶片传来的力，都通过轮毂传到传动系统，在传到风力机驱动的对象。同时轮毂也是控制叶片桨距（使叶片作俯仰转动）的所在。 轮毂承受了风力作用在叶片上的推理、扭矩、弯矩及陀螺力矩。通常安装3片叶片的水平式风力机轮毂的形式为三角形和三通形。 轮毂可以是铸造结构，也可以采用焊接结构，其材料可以是铸钢，也可以采用高强度球墨铸铁。由于高强度球墨铸铁具有不可替代性，如铸造性能好、容易铸成、减振性能好、应力集中敏感性低、成本低等，风力发电机组中大量采用高强度球墨铸铁作为轮毂的材料。 轮毂的常用形式主要有刚性轮毂和铰链式轮毂（柔性轮毂
第一节风电机组结构 1．外部条件 根据最大抗风能力和工作环境的恶劣程度，按强度变化的程度对风电机组进行分级。根据IEC61400设计标准，共分为4级。 一类风场I：参考风速为50m/s，年平均风速为10m/s，50年一遇极限风速为70m/s，一年一遇极限风速为s； 二类风场II：参考风速为s，年平均风速为s，50年一遇极限风速为s，一年一遇极限风速为s； 三类风场III：参考风速为s，年平均风速为s，50年一遇极限风速为s，一年一遇极限风速为s； 四类风场IV：低于三类风场风速，属低风速区，鲜有商业风电场开发。 对电网的要求：电压波动为额定值±10%，频率波动为额定值±5%。2．机械结构 总体描述 整机是建立在钢结构底座上，该结构应具有很大的强韧度，底部由坚固底法兰组成，风电机组所有的主要部件都连接于其上。 发电机固定位置与机舱轴线偏离,以使得风电机组在满载运行时，整机质心与塔架和基础中心相一致。 偏航机构直接安装在机舱底部，机舱通过偏航轴承与偏航机构连
接，并安装在塔架上，整个机舱底部对叶轮转子到塔架造成的动力负载和疲劳负荷有很强的吸收作用。 机舱座上覆盖有机舱罩，材料是玻璃钢，具有轻质高强的特点，有效地密封，以防止外界侵蚀，如雨、潮湿、盐雾、风砂等。产品生产采用多种工艺，包括：滚涂、轻质RTM、真空灌注等，机舱罩主体部分设置PVC泡沫夹层，以增加强度。内层设置消音海绵，以降低主机噪声。 机舱上安装有散热器，用于齿轮箱和发电机的冷却；同时，在机舱内还安装有加热器，使得风电机组在冬季寒冷的环境下，机舱内保持在10℃以上的温度。 载荷情况 - 启动：从任一静止位置或空转状态到发电过渡期间，对风电机组产生的载荷。 - 发电：风电机组处于运行状态，有电负荷。 - 正常关机：从发电工况到静止或空转状态的正常过渡期间，对风电机组产生的载荷。 - 紧急关机：突发事件（如故障、电网波动等），引起的停机。 - 停机：停机后的风电机组叶轮处于静止状态，采用极端风况对其进行设计。 - 运输/安装/维护：整体装配结构便于运输，安装、维护易于实施。 叶片
FLUENT6.1全攻略 6 定压强跳跃、流动方向、环境总压和总温。 （9）出口通风条件：在出口处给定损失系数、流动方向、环境总压和总温。 （10）排气风扇条件：在假设出口处存在排气风扇的情况下，给定出口处的压强跳跃和静压。 8.2.2 定义湍流参数 在流场的入口、出口和远场边界上，用户需要定义流场的湍流参数。在FLUENT 中可以使用的湍流模型有很多种。在使用各种湍流模型时，哪些变量需要设定，哪些不需要设定以及如何给定这些变量的具体数值，都是经常困扰用户的问题。本小节只讨论在边界上设置均匀湍流参数的方法，湍流参数在边界上不是均匀分布的情况可以用型函数和UDF （用户自定义函数）来定义，具体方法请参见相关章节的叙述。 在大多数情况下，湍流是在入口后面一段距离经过转捩形成的，因此在边界上设置均匀湍流条件是一种可以接受的选择。特别是在不知道湍流参量的分布规律时，在边界上采用均匀湍流条件可以简化模型的设置。在设置边界条件时，首先应该定性地对流动进行分析，以便边界条件的设置不违背物理规律。违背物理规律的参数设置往往导致错误的计算结果，甚至使计算发散而无法进行下去。 在Turbulence Specification Method （湍流定义方法）下拉列表中，可以简单地用一个常数来定义湍流参数，即通过给定湍流强度、湍流粘度比、水力直径或湍流特征长在边界上的值来定义流场边界上的湍流。下面具体讨论这些湍流参数的含义，以保证在设置模型时不出现违背流动规律的错误设置： （1）湍流强度（Turbulence Intensity ） 湍流强度I 的定义如下： avg u w v u I 2 22'''++= （8－1） 上式中'u 、'v 和'w 是速度脉动量，avg u 是平均速度。 湍流强度小于1％时，可以认为湍流强度是比较低的，而在湍流强度大于10％时，则可以认为湍流强度是比较高的。在来流为层流时，湍流强度可以用绕流物体的几何特征粗略地估算出来。比如在模拟风洞试验的计算中，自由流的湍流强度可以用风洞的特征长度估计出来。在现代的低湍流度风洞中，自由流的湍流强度通常低于0.05%。 内流问题进口处的湍流强度取决于上游流动状态。如果上游是没有充分发展的未受扰流动，则进口处可以使用低湍流强度。如果上游是充分发展的湍流，则进口处湍流强度可以达到几个百分点。如果管道中的流动是充分发展的湍流，则湍流强度可以用公式（8－2）计算得到，这个公式是从管流经验公式得到的：
二、事故的思考与问题 是否因屏蔽状态码造成飞车倒塌事故 该机组使用的是Mita公司所生产的风电机组控制器，其设计较为完善。该控制器把风电机组 所处的状态都用与之对应代码表示，可以表明风电机组的运行状态、故障信息以及刹车等级等，这 就是状态码。 对于绝大部分的状态码，根据维修人员的技术水平与当时的需要可以屏蔽(使其失效);而有的状 态码则由程序设定不能屏蔽，即使是用最高权限也不能屏蔽，例如：手动停机(13)、电池检测(95)、 轮毂电池故障(57)、电池电压低(1182、1184、1186)、变桨速度太慢(1919、1920、1921)、刹车反馈(429、455)、刹车磨损(415)以及与安全链有关的状态码等。也就是说，任何现场人员都不能对这些 状态码进行操作。这样，既能保证机组安全和人身安全，又能在处理故障时采取灵活多变的措施， 根据维修人员的经验、判断和处理故障能力，在保证部件安全的前提下，以达到迅速分析、判断、 确认并排除故障。 经过以上分析，此次事故不可能是因现场人员屏蔽状态码造成，而事故原因何在? 有多道超速保护机组为何没有停下来 当机组第二次启机时，机组转速从0rpm一直飞升到2700rpm，中间顺利通过了多道超速保护，而没有顺桨，则是交、直流顺桨均没有起作用。 该控制器为限制机组超速而设置的状态码有：213、1905、1411、310、311、312、317、328、319、320。除状态码213是只报警不停机之外，其他的9道超速保护均为停机保护。 以上状态码,除213、1905、1411之外，其他超速状态码都由机组控制器的程序设定不能屏蔽。虽然状态码1905能够屏蔽，但是，它的执行是完全由变桨控制器控制的，即使在机组控制器中被屏 蔽了，只要满足触发条件，叶轮顺桨依然是要执行的。 第一，状态码213(极端阵风)，限制超速，只报警不停机。 在出现瞬时飓风时，报状态码213是降低额定转速，把机组的额定转速降至安全转速，即：机 组在达到1960rpm，时间超过0.2秒，叶片以5°/s顺桨，通过软件把机组的额定转速由1780rpm降到1720rpm，使机组转速迅速下降。当转速下降后，机组的额定转速还可以再次上升且不停机。这样，既保证发电又降低转速，不至于超速。 第二，状态码1905(变桨自主运行)，刹车程序BP52，交流供电顺桨。 顺桨速度为5°/s。当机组转速达到1950rpm时，硬件WP2135动作，通过滑环传到轮毂控制器，轮毂控制器接到信号后超过300ms，轮毂控制器不再接收机组控制器的任何命令，只按轮毂控制器 程序设定进行顺桨。在执行顺桨的同时，轮毂控制器通过变桨通讯传给机组控制器，由机组控制器 报出故障，叶片顺桨到90°。如果存在变桨通讯故障，实际顺桨没有执行，则控制器不报此1905状 态码故障。 第三，BP75限制超速状态码：1411(变频器超速)、310(齿轮箱超速)、311(转子超速)、312(发 电机超速)均为交流供电收桨。 顺桨速度为8°/s。1411是变频器超速，达到2000rpm，变频器发出信号通过Mita控制发出信 号使机组安全停机。
国内外都发生过风电机组倒塌、烧毁等重大事故。事故发生后，若能对这些事故进行认真分析、总结，找出事发时的真实原因，并采取有效的预防措施，就能尽量避免类似事故的再次发生。就机组飞车事故而言，其 预防措施应建立在准确分析、抓住重点、讲求科学的基础上，并综合考虑各种因素使度电成本最低。下面就具 体事例进行阐述和分析。 三桨叶同时不能顺桨引发的飞车事故 下面事例都是因三支叶片同时不能顺桨而引发的机组失控、飞车事故。事故机组均使用的是电池为后备电源的直流变桨系统，采用的同一厂家生产的同一型号主控。从多年众多同类型机组的维修来看，事故机组的主控、变桨、变频等主要部件的质量较优，未发现轮毂后备电池及其他关键部件存在设计或质量问题。 一、某风电场机组的烧毁、倒塌事故 某风电场监控人员发现，事故机组报发电机超速，在短暂的停机后，机组又再次不明原因迅速启机。事故机组飞车后，机舱全部烧毁，主控数据无法获取。从现场人员及现场勘察了解到，事发时风速约为10m/s，事发后三支叶片都在零度位置，均未顺桨。 因能得到的有用信息较少，事故分析具有一定的困难。然而，在事发过程中却留下了诸如“再次迅速启机”等特殊现象。通过剖析这些现象，并给出合理解释，或许能找到事故发生的确切原因。 二、某风电场的机组飞车事故 某风电场，在中控室发现事故机组通讯中断，到达现场后，叶片已回到92°限位开关位置。上机舱，如图1、图2 所示，主轴刹车片已完全磨损，刹车盘严重磨损，两边均有较深的磨痕，刹车器保护罩已部分烧熔，且严重变形；发电机侧的柔性连接片已经全部脱落，刹车盘与发电机之间的联轴器掉落在机舱；主轴刹车器上方的机舱罩壳隔热层烧灼严重；通讯滑环完全断裂，并脱落在机舱内；发电机已从弹性支撑上严重移位，弹性支撑的固定螺栓绝大部分已经断裂，发电机转子窜动严重。塔基变频器处给机舱提供交流690V 的继电器跳闸。 从主控数据可知：事发时，机组的发电功率为1472kW，风速为15.2m/s 时，45min 43s，机组报“变桨通讯故障”，刹车程序BP180 脱网；45min 46s，三支桨叶同时报“变桨速度慢”，刹车程序BP190，主轴刹车器制动。同时，还报出了“极限阵风”“变频器超速”；45min 53s 报“发电机软件超速”“齿轮箱软件超速”；45min 56s 报“转子软件超速”；46min 02s，报由硬件控制的“发电机刹车200超速”、软件参数控制的“齿轮箱刹车200 超速”、安全链断开；46min 04s，报由软件参数控制的“转子刹车200 超速”和“叶片不能回到限位开关”（Mita 状态码1159）故障；46min 16s，报“刹车200 停机执行时间过长”； 46min39s，机组报“电网掉电故障”。事发时，机组高速轴的最高转速为2971rpm。 由于机组在事发时没有烧毁、倒塌，给事故分析留下了不少有价值的信息和证据：在机舱控制柜检查发现，旁路限位开关回路被改线，强行提供24V 直流（注：紧急顺桨控制线路被修改了），飞车过程中又报出了“叶片不能回到限位开关（1159）”故障，这两者之间相互应征，证明在事发前就埋下了安全隐患；事发时没
风力发电机的组成部件及其功用 风力发电机是将风能转换成机械能，再把机械能转换成电能的机电设备。风力发电机通常由风轮、对风装置、调速装置、传动装置、发电机、塔架、停车机构等组成。下面将以水平轴升力型风力发电机为主介绍它的各主要组成部件及其工作情况。图3-3-4和3-3-5是小型和中大型风力发电机的结构示意图。 图3-3-4 小型风力发电机示意图 1—风轮2—发电机3—回转体4—调速机构5—调向机构6—手刹车机构7—塔架8—蓄电池9—控制/逆变器 图3-3-5 中大型风力发电机示意图 1—风轮；2—变速箱；3—发电机；4—机舱；5—塔架。 1 风轮 风轮是风力机最重要的部件，它是风力机区别于其它动力机的主要标志。其作用是捕捉和吸收风能，并将风能转变成机械能，由风轮轴将能量送给传动装置。
风轮一般由叶片（也称桨叶）、叶柄、轮毂及风轮轴等组成（见图3-3-6）。叶片横截面形状基本类型有3种（见图第二节的图3-2-3）：平板型、弧板型和流线型。风力发电机的叶片横截面的形状，接近于流线型；而风力提水机的叶片多采用弧板型，也有采用平板型的。图3-3-7所示为风力发电机叶片（横截面）的几种结构。 图3-3-6 风轮 1.叶片 2.叶柄 3.轮毂 4.风轮轴 图3-3-7 叶片结构 （a）、(b)—木制叶版剖面； (c)、(d)—钢纵梁玻璃纤维蒙片剖面； (e) —铝合金等弦长挤压成型叶片；(f)—玻璃钢叶片。 木制叶片（图中的a与b）常用于微、小型风力发电机上；而中、大型风力发电机的叶片常从图中的（c）→（f）选用。用铝合金挤压成型的叶片（图中之e），基于容易制造角度考虑，从叶根到叶尖一般是制成等弦长的。叶片的材质在不
5 风电机组选型、布置及风电场发电量估算 5.1 风电机组选型 5.1.1 单机容量范围及方案的拟定 5.1.1.1 风电机组发电机类型的确定 风电场机型选择应考虑适合风电场场址的风资源条件，有利于提高风电场的发电效益。随着国内外风力发电设备制造技术日趋成熟，针对不同区域风资源条件，各风机设备制造厂家已经开发出不同结构型式、不同控制调节方式的风力发电机组可供选择。按照IEC61400-1标准（风电机组设计要求），风电场机组按50年一遇极大风速可分为I、II、III三个标准等级，每个等级按15m/s风速区间的湍流强度可分为A、B、C三个标准等级，为特殊风况和外部条件设计的为S级。因此，根据怀宁风电场场址的地形、交通运输情况、风资源条件和风况特征，结合国内外商品化风电机组的制造水平、技术成熟程度以及风电机组本地化率的要求，进行风电场机组型式选择。 风力发电机组选型应考虑的几种因素 (1) 风电机组应满足一定的安全等级要求 表5.1.1.1-1 IEC61400-1各等级WTGS基本参数 上表中各数据应用于轮毂高度，其中V ref为10min平均参考风速，A 表示较高湍流特性，B表示中等湍流特性，C表示较低湍流特性，Iref为湍流强度15m/s时的特性。在轮毂高度处，15m/s风速区间的湍流强度值不大于0.12，极大风速为28.2m/s。根据国际电工协会IEC61400-1(2005)标准判定本风电场工程70~90m轮毂高度适宜选择IECⅢC及以上等级的风力发电机组。
(2) 风轮输出功率控制方式 风轮输出功率控制方式分为失速调节和变桨距调节两种。两种控制方式各有利弊，各自适应不同的运行环境和运行要求。从目前市场情况看，采用变桨距调节方式的风电机组居多。 (3) 风电机组的运行方式 风电机组的运行方式分为变速运行与恒速运行。恒速运行的风力机的好处是控制简单，可靠性好。缺点是由于转速基本恒定，而风速经常变化，因此风力发电机组经常工作在风能利用系数(Cp)较低的点上，风能得不到充分利用。变速运行的风电机组一般采用双馈异步发电机或多极永磁同步发电机。变速运行方式通过控制发电机的转速，能使风力机的叶尖速比接近最佳值，从而最大限度的利用风能，提高风力发电机组的运行效率。 (4) 发电机的类型 目前，市场上主流的变速变桨恒频型风电机组技术分为双馈式和直驱式两大类。双馈式变桨变速恒频技术的主要特点是采用了风轮可变速变桨运行，传动系统采用齿轮箱增速和双馈异步发电机并网，而直驱式变速变桨恒频技术采用了风轮与发电机直接耦合的传动方式，发电机多采用多极同步电机，通过全功率变频装置并网。直驱技术的最大特点是可靠性和效率都进一步得到了提高。 还有一种介于二者之间的半直驱式，由叶轮通过单级增速装置驱动多极同步发电机，是直驱式和传统型风力发电机的混合，但是该类产品还不是很成熟，因此本工程不推荐。 双馈式：交流励磁发电机又被人们称之为双馈发电机。双馈风电机组中，为了让风轮的转速和发电机的转速相匹配，必须在风轮和发电机之间用齿轮箱来联接，这就增加了机组的总成本；而齿轮箱噪音大、故障率高、需要定期维护，并且增加了机械损耗；机组中采用的双向变频器结构和控制复杂；电刷和滑环间也存在机械磨损。目前，世界各国正在针对这些缺点改进机组或研制新型机组，如无刷双馈机组。 永磁直驱风电机组，就是取消了昂贵而又沉重的增速齿轮箱，风轮轴直接和发电机轴直接相连，转子的转速随来流风速的变化而改变，其交流
风电场事故及分析 2009年以来，我国一些风电公司在设备安装调试和运行过程中陆续发生了重大设备事故，造成风电机组完全损毁，并危及到调试人员的生命安全。通过分析这些事故，我们发现主要原因有三类： 1、风电场管理不严，对风电设备的保护参数监督失控； 2、风电机厂家管理混乱，调试人员培训不到位，产品设计中也存在安全链漏洞； 3、设备制造质量失控，存在不少隐患。 由于风电事故对厂家和风电开发商的负面影响较大，厂家和风电场业主往往严格保密，防止消息泄漏后有不良影响。我们只能通过互联网和各种渠道尽可能收集多的信息，供大家了解，引以为戒，避免今后发生类似事故。 1、大唐左云项目的风机倒塌事故 其事故报告如下：2010年1月20日，常轨维护人员进行“风机叶片主梁加强”工作，期间因风大不能正常进入轮毂工作，直到2010年1月27日工作结束。28日10:20分，常轨维护人员就地启动风机，到1月31日43#风机发出“桨叶1快速收桨太慢”等多个报警，2:27分发“震动频带11的震动值高”报警，并快速停机。8:00风机缺陷管理人员通知常轨维护负责人，18:00常轨维护人员处理缺陷完毕后就地复位并启动。直到2月1日3:18分，之前43#风机无任何报警信息，发生了倒塌事件。塔筒中段、上段、风机机舱、轮毂顺势平铺在地面上，塔筒上段在中间部分发生扭曲变形。风力发电机摔落在地，且全部摔碎，齿轮箱与轮毂主轴轴套连接处断裂，齿轮箱连轴器破碎，叶片从边缘破裂大量填充物散落在地面上。 事故发生后，风电场将二期风机全停，并进行外观、内部的全面检查。3月4日，左云风电公司检查发现二期61号风机中下塔筒法兰连接螺栓断裂48个（共125个），在螺栓未断裂部分的法兰与筒壁焊缝中有长度为1.67米的裂缝，其异常现象与倒塌的43号塔筒情况基本一致。事故原因很可能是塔架制造和螺栓质量不符合要求。
2011-8-30蓝色流体|流体专业论坛专注流体 - Pow… 标题: [fluent相关]湍流边界条件参数的设置 作者: ifluid 时间: 2009-4-14 15:02 标题: 湍流边界条件参数的设置 在流场的入口、出口和远场边界上，用户需要定义流场的湍流参数。在FLUENT 中可以使用的湍流模型 有很多种。在使用各种湍流模型时，哪些变量需要设定，哪些不需要设定以及如何给定这些变量的具 体数值，都是经常困扰用户的问题。本小节只讨论在边界上设置均匀湍流参数的方法，湍流参数在边 界上不是均匀分布的情况可以用型函数和UDF（用户自定义函数）来定义，具体方法请参见相关章节的 叙述。 在大多数情况下，湍流是在入口后面一段距离经过转捩形成的，因此在边界上设置均匀湍流条件是一种可以接受的选择。特别是在不知道湍流参量的分布规律时，在边界上采用均匀湍流条件可以简 化模型的设置。在设置边界条件时，首先应该定性地对流动进行分析，以便边界条件的设置不违背物 理规律。违背物理规律的参数设置往往导致错误的计算结果，甚至使计算发散而无法进行下去。在 Turbulence Specification Method （湍流定义方法）下拉列表中，可以简单地用一个常数来定义湍 流参数，即通过给定湍流强度、湍流粘度比、水力直径或湍流特征长在边界上的值来定义流场边界上 的湍流。下面具体讨论这些湍流参数的含义，以保证在设置模型时不出现违背流动规律的错误设置： （1）湍流强度（Turbulence Intensity） 湍流强度I的定义为： I=Sqrt(u’*u’+v’*v’+w’*w’)/u_avg 上式中u',v' 和w' 是速度脉动量，u_av g是平均速度。 湍流强度小于1％时，可以认为湍流强度是比较低的，而在湍流强度大于10％时，则可以认为湍流强 度是比较高的。在来流为层流时，湍流强度可以用绕流物体的几何特征粗略地估算出来。比如在模拟 风洞试验的计算中，自由流的湍流强度可以用风洞的特征长度估计出来。在现代的低湍流度风洞中， 自由流的湍流强度通常低于0.05%。 内流问题进口处的湍流强度取决于上游流动状态。如果上游是没有充分发展的未受扰流动，则进口处可以使用低湍流强度。如果上游是充分发展的湍流，则进口处湍流强度可以达到几个百分点。如 果管道中的流动是充分发展的湍流，则湍流强度可以用公式(8-2)计算得到，这个公式是从管流经验公 式得到的： I=u’/u_avg=0.16*Re_DH^-0.125 其中Re_DH是Hy draulic Diameter（水力直径）的意思，即式(8-2)中的雷诺数是以水力直径为特 征长度求出的。 （2）湍流的长度尺度与水力直径 湍流能量主要集中在大涡结构中，而湍流长度尺度l则是与大涡结构相关的物理量。在充分发展的管流中，因为漩涡尺度不可能大于管道直径，所以l 是受到管道尺寸制约的几何量。湍流长度尺度l 与管道物理尺寸L关系可以表示为： l = 0.07L 式中的比例因子0.07是充分发展管流中混合长的最大值，而L则是管道直径。在管道截面不是圆形 时，L可以取为管道的水力直径。
近年国内外风电事故报告 篇一：国内外风电标准情况报告 国内外风电标准情况报告 1 国际风力发电机组标准、检测及认证发展和现状 1.1 国际风力发电机组标准、检测及认证发展情况 1.1.1 早期风电设备标准发展史 国际风电设备的检测认证已有30多年的历史。20世纪70年代，丹麦基于当时的工业标准，制定了本国的风电机组检测和认证制度，1979年得到正式批准，确定私人投资风电若想获得国家补助需要通过RIS?国家实验室的测试和资质认证1。 1980年至1995年间，风电在国际范围内广泛发展，为了保障风力发电机组的质量、安全，推进风电机组国际贸易的发展，各风电先进国家相继出台了风力发电机组 设计 、质量及安全相关的标准/指南草案。1985年，荷兰电工技术委员会（NEC88）颁布了风力发电机组安全 设计 指南，加拿大标准协会颁布了适用于本国的小型风电机组安全设计标准。1986年，德国第三方认证机构德国劳埃德船级社（Germainscher Lloyd，简称GL）提出了第一个适用于风电机组型式认证和项目认证的规范。1987年，国际电工技术委员会（IEC）成立了88技术委员会（Technical Committee-88，简称TC 88），同年TC-88基于GL规范发布了风力发电机组安全要求标准2。1988年，丹麦、德国、荷兰和国际能源署（IEA）又陆续公布了风电机组验收操作规范与指南。1992年丹麦公布丹麦标准（DS）DS 472。1994年，美国能源部（DOE）开始组织实施风力发电机组研究计划，计划通过项目实施初步形成美国风电产业认可的基础标准协议。 早期风电设备的检测认证主要发生在欧洲，这与欧洲在风电技术与风电产业方面的发展密切相关。一方面欧洲风电产业的发展促使了检测认证制度及标准的出台，使欧洲后来拥有世界上最完善的风电标准、检测及认证制度；另一方面检测认证的发展和完善又有力地推动了欧洲风电产业的发展，使欧洲在风电技术与风电产业方面始终处于世界领先地位。作为风电设备认证史上的第一批认证标准与指南（表1-1），这些标准草案、规则、指南的颁布和试行为后来国际风电认证体系的建立和完善提供了基础和指导。 表1-1 第一批风电设备认证标准与指南3 1.1.2 IEC风电设备系列标准形成
5 风电机组选型、布置及风电场发电量估算
批准：宋臻核定：董德兰审查：吉超盈校核：牛子曦编写：李庆庆
5 机型选择和发电量估算 5.1风力发电机组选型 在风电场的建设中，风力发电机机组的选择受到风电场自然环境、交通运输、吊装等条件等制约。在技术先进、运行可靠的前提下，选择经济上切实可行的风力发电机组。根据风场的风能资源状况和所选的风力发电机组，计算风场的年发电量，选择综合指标最佳的风力发电机组。 5.1.1 建设条件 酒泉地区南部为祁连山脉，北部为北山山系，中部为平坦的戈壁荒滩，形成两山夹一谷的地形，成为东西风的通道，风能资源丰富。场址位于祁连山山脉北麓山前冲洪积戈壁平原上，地势开阔，地形平缓，便于风机安装；风电场东侧距312国道约30km，可通过简易道路运输大型设备。 根据黑厓子北测风塔 2008年7月～2009年6月测风数据计算得到该风电场场址90m高度风功率密度分布图见图5.1（图中颜色由深至浅代表风能指标递减）。由图5.1可见，该风电场场址地势开阔，地形平坦，风能指标基本一致。根据风能资源计算结果，该风电场主风向和主风能方向一致，以E风和W风的风速、风能最大和频次最高。 用WASP9.0软件推算到预装风电机组轮毂高度90m高度年平均风速为7.32m/s，平均风功率密度为380W/m2，威布尔参数A=8.3， k=2.0；50m高度年平均风速为7.04m/s，平均风功率密度为330W/m2，威布尔参数A=7.9， k=2.06。根据《风电场风能资源评估方法》判定该风电场风功率密度等级为3级。 黑厓子西风电场90m高度年有效风速（3.0m/s～25.0m/s）时数为7131h，风速频率主要集中在3.0 m/s～12.0m/s ,3.0m/s以下和25.0m/s以上的无效风速少，无破坏性风速, 年内变化小，全年均可发电。 由玉门镇气象站近30年资料推算70m、80 m、90 m和100m高度标准空气密度条件下50年一遇极大风速分别为48.00m/s、48.90 m/s、49.71 m/s和50.45m/s,小于52.5m/s。50～90m高度15m/s风速段湍流强度介于0.0660～0.0754之间,小于0.1，湍流强度较小。根据国际电工协会IEC61400-1(2005)判定该风电场可选用适合IECⅢ及其
近期国内风电场事故报告 20XX年以来，我国一些风电公司在设备安装调试和运行过程中陆续发生了重大设备事故，造成风电机组完全损毁，并危及到调试人员的生命安全。通过分析这些事故，我们发现主要原因有三类：1、风电场管理不严，对风电设备的保护参数监督失控；2、风电机厂家管理混乱，调试人员培训不到位，产品设计中也存在安全链漏洞；3、设备制造质量失控，存在不少隐患。 由于风电事故对厂家和风电开发商的负面影响较大，厂家和风电场业主往往严格保密，防止消息泄漏后有不良影响。我们只能通过互联网和各种渠道尽可能收集多的信息，供大家了解，引以为戒，避免今后发生类似事故。信息可能有失全面和准确，敬请谅解。 1、华锐风电机组火灾事故 20XX年5月，华能在通辽阜新风电场的一台华锐SL1500/77发生着火事故，机组完全烧毁，具体原因不明。 2、东汽风电机组火灾事故 20XX年7月14日上午10时，中广核位于内蒙古锡林浩特东45公里的风电场，一台东汽FD－77的1.5兆瓦风电机组发生火灾。原因据说是维修过程中，在机舱烧电焊，引发机舱内的油脂起火。见附图。
3、东汽风电机组火灾事故 20XX年1月24日，位于通辽的华能宝龙山风电场30号机组，1.5兆瓦的东汽FD－77机组发生飞车引发的火灾和倒塔事故。监控人员当时发现监控系统报“发电机超速，转速为2700转/分”(正常运行时应小于1700转/分)，高速轴刹车未能抱死刹车盘。华能值班人员随即将集电线路停电，在短暂停机后，风轮再次转动（原因不明），随着转速的不断增大，高速轴上的刹车盘摩擦产生大量热量，出现火花导致机舱着火。现场查看风机时，发现第三节塔筒也发生折断。见下图。 4、新誉风电机组倒塔事故
风电场风电机组选型布置及风电场发电量估算集团标准化工作小组 [Q8QX9QT-X8QQB8Q8-NQ8QJ8-M8QMN]
5 风电机组选型、布置及风电场发电量估算 批准：宋臻 核定：董德兰 审查：吉超盈 校核：牛子曦 编写：李庆庆
5 机型选择和发电量估算 风力发电机组选型 在风电场的建设中，风力发电机机组的选择受到风电场自然环境、交通运输、吊装等条件等制约。在技术先进、运行可靠的前提下，选择经济上切实可行的风力发电机组。根据风场的风能资源状况和所选的风力发电机组，计算风场的年发电量，选择综合指标最佳的风力发电机组。 建设条件 酒泉地区南部为祁连山脉，北部为北山山系，中部为平坦的戈壁荒滩，形成两山夹一谷的地形，成为东西风的通道，风能资源丰富。场址位于祁连山山脉北麓山前冲洪积戈壁平原上，地势开阔，地形平缓，便于风机安装；风电场东侧距312国道约 30km，可通过简易道路运输大型设备。 根据黑厓子北测风塔 2008年7月～2009年6月测风数据计算得到该风电场场址90m高度风功率密度分布图见图（图中颜色由深至浅代表风能指标递减）。由图可见，该风电场场址地势开阔，地形平坦，风能指标基本一致。根据风能资源计算结果，该风电场主风向和主风能方向一致，以E风和W风的风速、风能最大和频次最高。 用软件推算到预装风电机组轮毂高度90m高度年平均风速为s，平均风功率密度为380W/m2，威布尔参数A=， k=；50m高度年平均风速为s，平均风功率密度为 330W/m2，威布尔参数A=， k=。根据《风电场风能资源评估方法》判定该风电场风功率密度等级为3级。 黑厓子西风电场90m高度年有效风速（s～s）时数为7131h，风速频率主要集中在 m/s～s ,s以下和s以上的无效风速少，无破坏性风速, 年内变化小，全年均可发电。 由玉门镇气象站近30年资料推算70m、80 m、90 m和100m高度标准空气密度条件下50年一遇极大风速分别为s、 m/s、 m/s和s,小于s。50～90m高度15m/s风速段湍流强度介于～之间,小于，湍流强度较小。根据国际电工协会IEC61400-1(2005)判定该风电场可选用适合IECⅢ及其以上安全等级的风机。 图黑厓子西风电场90m高度风功率密度分布图