风电产品设计论文

概述目前国内风电项目中产品设计、制造、工程运输安装和运行维护的各个环节都出现过各类事故，造成设备损毁和人员伤亡。风电场存在上述问题可能是短时间大规模风电设备应用技术经验不够成熟等原因导致。随着国内风电机组逐步出质保期，大部件如齿轮箱、发电机、叶片等出险以及机器整体损毁的几率将逐年提高。下面小编整理了一些《风电产品设计论文 (精选3篇)》的文章，希望能够很好的帮助到大家，谢谢大家对小编的支持和鼓励。

风电产品设计论文 篇1：

风电FRP产品设计常见缺陷及解决方案分析

摘 要：本文结合FRP产品的结构特性和工艺要求，从细节上入手介绍了几类RFP产品的设计缺陷及相应的临时解决方案，为后续具有相似结构产品的制作提供可行有效的实践经验，也为此类产品的开发提供设计依据。

关键词：FRP产品;成型工艺;设计缺陷;解决方案

FRP广泛应用于制作风力发电机的机舱罩、导流罩及各类轴承、电机的护板类零件。此类产品图纸设计及工艺要求由风电整机厂负责，FRP产品供应商按要求完成模具制作、产品成型及后续的切割钻孔、组装、检验和运输工装的设计制作。这种运作模式使得在制作阶段发现的亟待解决的设计缺陷难以落地，产品自身的优化设计周期长。本文结合FRP产品的工艺特性总结了几类常见设计缺陷，以便后续具有类似结构的产品在开发阶段将此类问题充分考虑并解决。

1 VARTM工艺产品非胶衣面用作安装定位面

某FRP轴承护罩，VARTM工艺成型，与其配合的钢件用其内表面作为安装基准面。制作时图中R所注位置抽真空过程很容易将已铺设到位的最外层纤维布吸起，造成R角位置产生4-7mm的褶皱，同时褶皱的产生使得长度为L的自由边向褶皱产生区域移动，造成该定位安装面产生台阶。此外为保证该三面角区域纤维布铺层的连续性，需在该安装面至少产生一次搭接，搭接造成该区域实际厚度将超出其图纸设计尺寸约1mm。以该面安装定位钢件会出现下侧两处M12的螺栓孔错位。为了解决这一问题我们不得不将该面进行打磨甚至刻意多打磨以保证其配件能安装到位，但打磨又削弱了产品整体成型后固有的强度和刚度，会进一步导致螺栓紧固过程出现胶衣面开裂的问题。现在我们通过更改纤维毡铺层以尽量缩小该区域成型后的厚度误差，同时专门设计了一套小反模用于该定位面的成型，保证该区域脱模后平滑无褶皱。尽管针对该问题采取的一些补救措施，但没有从问题的根源去寻求方案所以仍不尽完美，如果将FRP产品成型的细节因素考虑充分，设计时在钢件与产品之间增加调整垫，或将底部两处M12螺栓通孔改为长圆孔，均可有效避免该问题，且相比FRP产品的优化更为简单、可行。

2 应力集中的切割口

某5mm厚的FRP拱形结构零件，该件为冷却系统后续安装件，为了便于与其他部件装配，在拱形顶部的两侧各割出4处U形槽，槽宽为44mm，安装时把主机上与U形槽对应位置先前已经紧固的螺栓松开，将该件沿U形槽直接滑入紧固螺栓根部，再将螺栓重新紧固，避免了螺栓的拆卸。该设计仅从便于装配的角度优化产品却忽视了该U形槽会导致其原有强度的削弱，该拱形结构平放时由于FRP产品本身跨度长中间区域下垂，长时间弯曲变形导致U形槽位置产品开裂，造成报废。为了解决这一问题，我们设计了专用的转运支撑工装，该工装支撑在产品的顶面上其余位置均为悬空状态，保证产品上平面无任何弯曲变形产生，产品切割后直至包装均在该工装上流转。包装时该件为平放状态，为了避免打包及运输过程U形槽位置开裂，包装前使用15mm胶合板将最下端两处螺栓孔连接，保证拱形结构的跨度不会有增大的趋势，直至产品组装时拆下，整个周期安全可靠。

3 曲面上的脱出方向

如图1所示，件A、件B为某机型FRP导流罩部件，件B通过大头螺栓安装在件A的内侧，大头螺栓使用结构胶粘接在件A的胶衣面上。安装时先将件A与件B的螺栓孔对齐，在任一组对角位置的孔内穿入螺栓，将件A和件B临时紧固，把涂有结构胶的大头螺栓分别穿入其余位置的各孔，用力将大头螺栓按压在件A的胶衣面上，紧固已粘接的一组大头螺栓，再将临时紧固的螺栓孔内粘上大头螺栓，所有大头螺栓粘接后即可将件A和件B安装在一起。

由于件B两侧大头螺栓安装面的法向V1、V2、V3、V4各不相同，当需要将件B从件A上拆下时发现沿任意一组矢量脱出时均因其余位置的螺栓通孔与螺纹干涉而卡住，要解决这一问题设计时应将件B左、右两侧任意一组大头螺栓轴线的对称中心线作为脱出方向，然后沿该脱出方向将件B从件A上移出，移出行程应大于大头螺栓的螺纹长度，以件B移动前、后与大头螺栓螺纹轴线的两处交点为圆心，设计一长圆孔即可实现件B的灵活拆卸。

4 产品厚度的不连续

如图2所示，某一FRP盖板，产品壁厚7mm，该件为在用零件的更新换代产品，原设计为不锈钢钣金件。该产品采用RTM工艺制作，其中A面由正模成型，B面由反模成型，产品下侧法兰上两处安装孔均需锪出沉孔，孔中心距产品台阶处距离10mm，按设计图纸φ12X90°沉孔制作后不会与台阶位置干涉。但产品制作后多次出现沉孔锪至该台阶位置，实测孔到產品切割边的距离30mm仍能满足图纸要求，最终通过设计专用检验样板分别检测A、B面的造型，检测结果为B面台阶位置与样板不符，仔细检查才发现3D模型上台阶位置壁厚仅为5mm与两侧的厚度不一致，且此处一直按7mm制作[1]。

该问题源于其原设计为钢板冲压工艺制作，冲压成型过程钢板的塑性变形导致局部厚度不均匀，而换型后FRP产品各层纤维毡必须连续铺设，如果中间断开则需要搭接铺设，会出现搭接位置尺寸偏厚更无法作出造型位置厚度偏薄的产品。况且在FRP产品模具制作时反模型腔面是通过在正模型腔面贴上与产品同厚度的蜡片来制作的，也无法作出拐角位置偏薄的模具。所以图中5mm厚度位置实际制作后仍为7mm，虽然这种状态发货对使用无任何影响，但与图纸标注不一致，需花费额外的精力去验证，设想如果此处台阶位置安装其余附件，以图纸状态去完成其余配件的设计必然造成装配干涉，造成严重的损失。

5 结论

FRP产品的制作工艺自动化程度地，涉及的环节琐碎，注意事项较为繁杂，任何一个微不足道的细节被忽略都有可能导致批量的质量问题并可能带来重大的损失，本文所列举的几个细节问题为风电系统FRP产品及配件的结构设计提供了重要的技术经验，充分考虑这些细节问题可大大提高其工艺可行性，缩短产品开发周期。

参考文献

[1] 邓树斌，黄有慧.环氧树脂FRP紫外老化性能测试分析[J].天津科技，2019，46(07)：7-8+12.

作者：张浩

风电产品设计论文 篇2：

建立风电保险风险等级划分标准研究

概述

目前国内风电项目中产品设计、制造、工程运输安装和运行维护的各个环节都出现过各类事故，造成设备损毁和人员伤亡。风电场存在上述问题可能是短时间大规模风电设备应用技术经验不够成熟等原因导致。随着国内风电机组逐步出质保期，大部件如齿轮箱、发电机、叶片等出险以及机器整体损毁的几率将逐年提高。一些风电业主或制造商购买了运输和安装险以及财产一切险、机损险、产品质量险等保险，上述问题对于保险公司来讲可能会增加赔率，势必保费提高，甚至不再承保，对于整个行业发展十分不利，因此风电风险的识别及其标准的建立十分必要。

中国人保财险有限公司与美国安全检测实验室公司(UL)与UL旗下100%所有权的德国风能研究院(UL-DEWI)就建立完成人保财险风电风险评估标准框架进行合作研究，旨在为风电行业风险评估提供有效工具，做到风电风险评估的统一和有据可循。本项目深入研究风电行业保险险种、国内外风险评估标准、案例等方面内容，旨在建立风电保险风险评估标准。参照执行该风险评估标准，可促进保险公司在接入电网运行的风电设备包括风电场，分布式设备和独立离网运行设备相关保险业务的开展。

本项目将充分利用UL和UL-DEWI国际品牌及所有的技术、标准规范和保险行业评估业绩经验并吸收借鉴国际上先进技术、经验和通行标准规范，结合中国国内风电及人保风险划分、分析、评估方面的案例、经验和标准规范，在风险等级评价标准起草编制等方面进行咨询。

风电风险分析

一、风电风险构成及特点

(一)风电风险构成

风电风险存在于政策、财务、自然灾害、技术设计及产品制造质量、工程建设、运营和维护以及人身安全等风电项目全过程。自然灾害、技术设计及产品制造质量、工程建设、运营和维护、以及人身安全等是风电风险的重要组成部分。从风险出险结果考虑，风电风险导致的事故通常是风电设备事故(如部件叶片、齿轮箱、发电机;结构性以及运输、环境)和安全性事故(火灾、人身伤亡)。近几年国外风电事故发生次数统计见图1。

(二)风电风险特点

(1)环境工况恶劣

风电设备多数处于“三北”地区及高原和山区，环境工况恶劣，如冬季低温、雷电、运输道路差、沙尘暴、结冰、地震、山体滑波、暴雨(雪)。设备运输(如叶片超长)、安装和运行存在多重风险隐患，如果设计制造、运行维护方面风险控制措施不到位，设备损毁风险加大。风电常需进行高空作业，且地处偏远，风电机组分布分散，场内道路通行困难，给人员安全和设备及时维护带来风险。

(2)风能资源不确定性

风能资源是随着年度交替变化的，不同年份发电量不同，国外已经有保险公司承保这种险种。风电场需要更加高精度的风能预测体系，包括年度超长期的预测，以确保风险在可控范围内。

在风电场建设之前，风能资源测试位置选择错误、地形影响、计算模型错误、仪器误差等因素，都会导致可行性研究结论风能资源分析错误，以至机组选型和财务结论错误，最终导致风电财务经营风险加大。

(3)产品技术质量缺陷

风电主设备即风电机组生产商到2012年发展到近百家，除风电机组供货商外，随之而起的是大量的风电关键部件供应商，如叶片、齿轮箱、发电机、变流器等。风电多数供货商及业主是2006年以后开始搞风电业务的，技术来源较为复杂，有些技术路线风险很大。风电行业前几年超高速的发展也带来了产品质量风险，各类质量事故经常发生(包括运输、安装、调试、运行、维护)。

(4)人为原因

风电场曾多次发生由于厂家服务人员及业主现场人员操作不当引起的人员和设备重大事故。因此人员培训尚有差距，需要提高人员正确处理故障能力及个人安全防护的能力。人为的维护不及时以及备件供应不到位，也是发生事故的原因之一。

二、风电风险类别及分析

风电企业风险可能涉及风电政策(包括电价、接入电网及土地等)、技术风险(包括设备设计、制造、试验认证等) 、自然灾害、以及建设和运营风险等。本文将着重在设计、试验认证、运输安装和运行维护方面进行论述。

(一)设计类风险

风电机组及风电场设计是风电项目风险控制的第一关，从图2可以看出设计缺陷在各类缺陷中所占比例较高。

风电场设计包括初步设计(包括在可研中，含微观选址设计、电厂变电系统设计、工程管理设计等)，施工图设计等。风电机组是最关键的设备之一，机组整体设计是风电机组安全和可靠运行的核心技术。风电机组设计包括概念设计、初步设计、详细设计、工艺设计(组装、调试、试验)等。从结构划分，风电机组设计包括空气动力学设计、机械结构动力学设计和电气设计。

设计风险属于技术风险，它涉及设计来源、设计方法，包括设计师风险。有些设计缺陷导致的风险是灾难性或危险性的，如设备重大损失和人员伤亡事故，设备部件或整机出现批次性故障导致设备损坏长时间停运或部件提前报废。

我国风电行业设计技术的来源主要分为三种，第一种采用国外许可证技术转让，其设计源于国外，第二种采用国外设计公司的设计，包括所谓联合设计，第三种是独立自主设计。这三种设计风险等级不同。每一种的设计来源方的技术水平、经验有所不同，设计带来的风险就不同。

设计缺陷(设计师)风险：导致灾难性或高危险性的设计缺陷主要出现在安全设计方面。设计师由于没有获得良好培训，对标准没有准确理解或缺乏经验，导致计算错误、方法错误。这主要涉及极端载荷和疲劳载荷计算等设计参数。在所有工况下安全策略方面，设计中出现纰漏也是重要的设计风险来源。与重大质量控制有关的设计，如工艺设计、材料设计等，也是导致危险性设计缺陷的原因。

(二)认证与试验

第三方的试验、测试和认证是设备制造方、项目业主方控制设计风险、制造、安装及运行风险有效的手段之一。通过试验认证，检验设计制造和安装运行是否与标准、规范和合同的一致性(合规性、符合性)。在试验认证中发现缺陷或错误，及时提出不符合和改进意见并持续整改，引入风险划分和评价体系，确保质量控制体系的有效性和持续性，有效消除隐患，预防安全质量责任事故发生。

(三)运输与安装

风电设备在运输、安装(包括临时堆放和组装过程)中，存在设备严重损坏(包括设备丢失)和人员伤亡等安全生产事故风险，将给开发商、制造商等带来较大的人员和财产损失。

风电设备运输风险随着设备单机容量的增加而增大，风电设备外尺寸已经超出了公路运输的限制，主要是风电叶片长度超长。尽管生产厂家在风能资源丰富的地区附近设立了生产工厂，由于风电项目一般都在较为偏远的地区，如山脊、戈壁滩、草原、海滩和海岛等，为风电项目修筑的临时道路很难达到要求，因此大大增加了风电设备运输的风险，设备的运输方案就显得十分重要。

在选择风电设备运输方案时，需要综合各种因素的影响，要结合风电场所在地独特的地理环境及多变的自然天气，考虑实地操作的技术难度，进行多运输方案的全面分析比较。为了保证运输安全，承运单位必须采取一定的措施，除了尽可能利用已有的运输条件以及固定措施和特殊装具等防护措施外，还有可能涉及要求业主方修建新的道路等问题。因此，风电设备运输风险与运输承接单位的经验、运输距离、运输设备的外形尺寸、道路情况、安全防护措施等因素有关。

在风电设备安装过程中，主要涉及的风险是高空作业、大型吊车安全风险，主要出现的灾难性事故包括人员坠落身亡、触电、吊车倒塌致人员伤亡等。临时堆放和组装过程曾发生多起事故，包括塔筒倒塌、滚落、风轮滚落损坏(未使用专用固定装置)、设备人为破坏和丢失等。

风电场建设施工安装中安全质量风险也是风电保险相关的内容。施工方的安全质量管理、安全技术措施是否到位，质量监控是否按照标准、规范和合同执行、工程验收是否符合要求，都影响工程质量和今后风电场运行的安全和稳定。风电工程的安全评估及其标准是风电风险评估的重要部分。

(四)运营和维护

风电项目大部分风险出现在运行和维护阶段。风电场运行是长期的，按照设计寿命运行生命周期是20年。风电场运维风险包括人员重大伤亡事故以及火灾、风电机组整机倒塌等重大设备损坏事故。上述事故属于灾难性的风险，除此之外，设备一般损坏事故包括一般批次性质量事故，如齿轮箱、叶片等主要部件多台损坏，属于危险性或严重性的风险。这些是去除了设计、试验认证及生产制造阶段风险之外，属于运行维护不到位产生的风险，如图2所示。

风电场运行维护风险主要是安全管理体系建设不完善或执行力不够;没有按照要求进行巡视检查和及时处理缺陷;未按照安全技术措施要求配备安全装备设施以及对设备进行技术(健康状态)分析采取技术措施;没有按照规定进行安全技术培训，包括定期和岗前安全技术培训(包括应急预案、演练等);没有按照规程规定进行技术监督，进行试验、送检、及时更换(或加注)消耗品等。

风电场运行维护中叶片、机械系统、电气系统的维护检查如果不能按照规定完成或存在缺陷未及时处理的话，出现风险的几率就会增加。

叶片出现的早期损伤，由于处于高空，不容易被发现。风险有可能涉及设计、制造及工艺、运输安装以及运行和维护。如果技术监督及时发现隐患并改正或改造，风险就会降低，雷击就是叶片损坏的重要原因之一。

对于齿轮箱风险，最重要的问题是及时、及早发现问题，如微观裂纹、微点蚀等，这些容易导致严重磨损或断齿，以及轴承损坏。这些故障最有可能的原因是润滑油失效(是否定期化验或按期更换)或长期缺少，还有轴对中及振动问题，包括高速轴制动或发电机电磁力矩反向传动到高速轴而产生的损坏。

火灾风险：近几年风电火灾风险呈上升趋势，主要风险是电气火灾和机械刹车长时间制动导致高热和机舱大幅摆动润滑油溅出起火，还有人为动火操作违章所致。火灾是灾难性的，常导致重大人员、财产损失。

产能风险：风电场风能资源随不同年份呈周期性变化。理论上，每年的变化是可以预测的。此外，由于叶片污染或磨损，气动性能会有所下降;随着地形或植物、建筑物的改变，风电场气流改变或切变改变，也会影响偏航正确性，从而影响发电量。风电场运维质量优劣直接影响风电场发电量，包括管理、设备健康状况、备件和检修质量等。

风电风险识别划分标准及方法

风电风险识别评估划分标准，应广泛依据行业公布的标准、法规、规范所确定的通用风险识别方法，将这些标准、规范与风电设备的风险评价结合起来，需要将风电场建设运营过程可能出现的风险进行界定、归类、分析统计，并由不同的关联方讨论达成共识后，上升成为行业标准，供行业应用。采用国际标准《系统可靠性分析技术——失效模式与影响分析》(IEC60812 Analysis techniques for system reliability –Procedure for failure mode and effects analysis (FMEA))中风险值(RPN) 概念，对风电设备风险等级进行判定。风险值 (RPN) 包含了风险严重程度(S)、风险出现概率(P) 、风险降低措施(D) 三个方面的评价指标。

根据《机器安全-风险评估》(ISO/TR14121–1–2007 Safety of machinery–Risk assessment–Part 1： Principles; ISO/TR14121–2–2007 Safety of machinery–Risk assessment–Part 2： Practical guidance and examples of methods)、故障树型分析法 (FTA)(IEC 61025–2006 Faulty Tree Analysis)等国际标准，从系统的失效现象出发，分析系统的动作原理、运行条件、运行环境等因素，查找失效原因及造成系统失效的可能部位。在进行故障树分析系统失效现象时，将系统失效不断向下展开，直到无法继续展开为止，从而找到失效的底层要件，以及不同层面事件的逻辑关系。分析失效后对系统造成的影响程度，以及系统内的检测装置、隔离装置、保护装置是否足够，从而决定是否需要进行系统的安全改造。

根据图3，叶片损坏率是最高的，且危险性较高甚至是灾难性的，可能导致机组完全损坏而报废。齿轮箱等机械传动部件也有较高风险出险概率，包括批次性损坏风险。电气等部件其危险性相对低，但出险风险频次相对较高。

针对风电风险的识别划分标准，我们需要考虑如何进行故障风险级别设定和判定标准，以及哪些措施可以抑制风险的发生。风险值 (RPN) 的表征考虑了诸多因素，重要的两方面是本身风险严重程度和防范措施的实施有效性。我们需要根据不同部件或总成的风险类别、事故概率和严重性，对应不同的安全技术措施是否在设计、制造、运输、安装和运维各个过程中采用和实施，进行风险判定。有必要将上述方面的评判内容编制成核查表，从而给不同相关方使用、辨识和共识。

事故统计报告：为了风电行业持久健康发展，目前国内行业协会在政府支持下定期(每年)发布《全国风电设备运行质量状况调查报告》等风电设备质量的数据统计分析和事故调查报告，以及发电数据和限电情况。这些报告是分析风电故障频次、机组质量重要和权威的数据。对于不同机型、部件等，分析报告可以给出不同风险出现概率的分析结果。

根据不同年份的调查结论，不同部件或故障缺陷的出险风险概率有可能是不同的，那么根据风险概率的结论，以及不同现场采取的措施及其有效性，就可以定义出该风电场某个风险等级。风险等级的高低还与历史数据、安全记录有关，包括管理体系的运作有效性。通过全国风电指标的发布，采取对标分析的方法，也是评判风电场风险水平等级的一种方法。

风电风险管控措施

随着风电行业的高速发展，近几年在机组可靠性、风电场安全生产方面，出现了上述各类问题和风险。这些问题和风险可以通过人为干预以及技术防范措施得到有效控制，包括政府的政策法规、技术标准的修订和完善，以及各风电企业的有效执行。

一、安全风险管理系统

风电项目的风险管理应贯穿于风电场整个寿命周期，包括规划设计阶段、工程实施阶段、运行维护阶段等。风电场应建立安全评价体系，包括安全管理体系、安全培训、安全技术措施等。定期对风电场出现的典型事故案例进行分析，查找原因，提出防范风险的措施并落实。

风电场应建立设备健康状态管理系统，通过采用状态监控手段，对设备的健康状态进行评价，并定期召开技术分析会，对设备出现缺陷进行剖析、提出消除方案。在风电场以设备状态为设备风险管理的基础上，建立设备可靠性管理系统，对风电场设备可靠性数据及时记录和分析。

二、安全风险技术系统措施

(一)风电机组安全控制措施

风电机组的安全风险控制中，设备安全风险控制和人员安全风险控制是最重要的两个环节。风电机组设备安全风险控制功能需要在机组设计中确定，如风电机组安全控制功能。根据国际或国内有关标准规定，风电机组在外界出现超出风电机组设定极限工况情况下以及机组本身出现运行故障时，机组应有2套独立制动系统使机组安全可靠停止运行。在机组生存极限条件内，机组应保证不会损坏。

风电机组的安全控制功能应根据ISO/ IEC以及GL等国际通行标准，审查机组设计是否满足标准中有关内容的要求。有关安全控制功能方面的风险评估，可参考国际标准ISO 13849(ISO 13849–1： 2006 Safety of machinery–Safety–related parts of control systems–Part 1： General principles for design)以及IEC 61508(IEC61508–2010 ed2.0 Functional Safety of electrical/ electronic/programmable electronic safety–related systems)等有关风险评估规定。安全功能控制系统风险评估中，应考察机组安全链设计是否达到所需安全性能水平，安全监测控制系统水平以及执行机构如变桨系统是否符合安全控制性能的要求，包括变桨备用电源的监视检测。

根据风电机组结构和设计，可以依据ISO13849划分风电机组安全控制功能的风险等级。不同的规范可能存在风险等级设计方法的不同。

(二)事故原因分析和诊断平台建立

风电机组出现故障失效或是否存在潜在失效缺陷，需要分析和诊断才能判定故障及故障产生的原因，通常采用在线诊断设备和离线设备两种方法。风电机组事故发生后，查找原因和采取改进措施是降低风电场风险的必要手段。判定故障通常有如下几种方法：

机械和电气系统在线状态分析系统：目前市场上有一些状态监视和报警系统在风电机组上应用，主要是振动状态监测。国家标准已要求2MW以上单机容量风电机组应安装该系统，国外有的保险商将状态监测作为承保的必选项。

专业实验室：有些故障需要在事故发生后现场查勘或取样，送回实验室做试验，如材料理化试验。通过试验可以判定损坏的性质如极限强度或疲劳强度破坏。通过实验室试验，可以判定事故的原因，如产品工艺问题或材质问题等。

专家诊断平台：有些故障的判定需要有一定技术水平和经验的专家，方能准确给出事故的原因。根据专家的技术经验，建立专家诊断平台，是有效判定风险和有效实施改进措施的途径之一。

(三)统一风电风险评价标准建立

除上述ISO/IEC等通用机器安全控制标准外，风电标准如IEC61400系列以及国家标准都在不同程度上涉及安全风险评估方面，如整机或部件，安全及其安全功能方面的评价标准要求。国际上一些国家标准或行业区域、企业也有一些标准涉及到人员安全、运维要求、防火规程等安全风险内容。

由于上述标准涉及风险内容分散在不同标准中，存在相互的一致性和完整性问题，有些内容也没有得到关注，因此需要编制行业系列风电风险等级评判标准。该标准将有利于中国保险及风电行业标准水平的提升，有利于引入和指导第三方风险评估机构参与风险的评价。

结论

在中国人保财险公司灾害研究基金的支持下，UL/DEWI正在进行风电风险保险划分标准的深入研究，并已取得了阶段性的成果。本文依据国内、外风能方面保险风险有关标准、本课题研究的部分成果、已有的经验和技术、以及国内、外的风险案例，对风电风险识别、划分的方法和标准进行了论述，这些风险涵盖了设计、技术来源、制造、运输、安装、自然灾害、运行、维护等风电所涉及的诸多方面。

(作者单位：张世惠、张少为：美国UL公司;陈灵锐：PICC中国人民财产保险股份有限公司)

作者：张世惠 张少为 陈灵锐

风电产品设计论文 篇3：

海上风电机组用环保型交流66kV电气系统方案设计与应用

受2019年1月开始实施的风电竞价上网政策的影响，海上风电市场迫切需要优化风电场开发成本，尤其是进一步降低度电成本。数据和经验表明，风电场在同样的装机规模下，采用大功率、大兆瓦级机型能够减少风电机组的台数，带来总体建设成本(设备购置成本、建设安装成本等)的有效降低;同时风电机组功率提升后，年发电量的增加和总运维成本的降低也会降低整个风电场的度电成本。因此海上风电市场将青睐单机容量更大的风电机组，尤其是对8MW及以上大功率风电机组的本地化开发和应用将成为必然趋势。

为了承载日益增长的单机容量规模，未来几年海上风电场现有主流的交流33kV场内集电系统也将逐步转向交流66kV电压等级。

国内外许多相关的交流66kV场内集电系统应用的调研结果表明，对于大部分深远海风电场来说，与现有交流33kV系统相比，虽然交流66kV电压等级的电气配套组件单价有所增加，但整个系统技术方案具有更低的综合成本优势和系统延展性，这主要归功于66kV技术方案具有：(1)更灵活的风电机组拓扑路线设计，能显著减少集电海缆总的用量，从而减轻后续敷设的工作量和敷设难度(更少的电缆交错敷设和J-tube的使用)：同时也能降低集电海缆用海面积，这也意味着海缆路由的审批更加容易;(2)更高的线路电压，带来更低的线路有功损耗，系统长期运行产生的总线损显著减低，从而提升了风电场的电能送出效率和效益;(3)更大的系统承载容量，对于大容量风电场来说，可以采用更少的海上升压平台来满足风电机组电力的汇聚和送出(预计700MW以内的风电场可通过单个66kV/220kV海上升压变电站向陆上电网传输)。

但对于交流66kV系统的开发和应用还存在明显的局限性。目前国内该系统只在东北地区的陆上电网有一定的应用，相关的电气设备缺乏在海上工况下的运行经验。而在国际上，一些设备制造商陆续推出了用于海上风电集电系统的66kV电气系统设备，但主要还是采用常规的矿物油绝缘技术、SF6灭弧和绝缘技术等非环保型技术方案。随着人们环保意识的增强和各国政府对温室气体排放的控制日益严苛，环保型交流66kV集电系统设备具有较大的市场需求。

本文就某结合多年的研究和试验推出、基于环保设计理念、专门用于大功率风电机组的交流66kV电气系统技术方案进行解析。该技术方案包括了一款可装于风电机组机舱或风塔内部的66kV/8-12MW的油浸式变压器和一台可安装在风塔内部的66kV/25kA紧凑的GIS开关设备。其中变压器采用了可自然降解的合成酯，而不是常规矿物油作为绝缘介质，而GIS开关设备也与传统的基于SF6技术的GIS不同，它采用了洁净空气(79.5%N2+20.5%O2)绝缘技术和真空断路器灭弧技术，不会产生任何温室气体的排放和泄漏，这些环境友好型的设计使得整个电气系统契合了风电作为一种清洁能源的环保理念。

66kV油浸式变压器

对于66kV的干式变压器来说，其体积和重量都远远超过目前风电机组系统常用的35kV干式变压器，这使得66kV干式变压器很难在风电机组系统有限的空间内进行布置，而轻量化和緊凑型66kV油浸式变压器(图2为一台8.7MW油浸式变压器)则很好地解决了这一难题。油浸式变压器的容量可以依据所接入风电机组容量的不同进行设计调整，目前最大额定功率已达到12MWo在产品功能方面，新型66kV油浸式变压器不仅通过了IEC 60076-1规定的型式试验的认证，还通过了IEC 60076-1所列所有特殊试验的验证。其主要的设计和技术特点如下：

一、空间紧凑型设计

通常来说，风电机组的机舱和塔筒内的空间都非常有限，因此变压器的尺寸需要设计得尽可能小，空间体积尽可能紧凑。新一代的油浸式变压器不仅可以安装在风塔中，也可以悬挂安装在风电机组机舱中，从而可进一步优化塔筒内的设备布置空间。

二、耐高温和环保型设计

结合强油冷却(KFWF)技术，绝缘材料采用芳纶基高温绝缘材料，而不是绝缘纸来增强变压器的高温绝缘性能是新型油浸式变压器的另一个特点。新型油浸式变压器采用IEC 61100/61039规定的K级防火合成酯，其燃点超过300°C，可以比矿物油在更高的温度下运行，且变压器运行时酯油不易转化成气体，油箱爆裂的风险几乎为零，因此提高了产品的耐高温性能和使用寿命。图3给出了合成酯、天然酯和矿物油的闪点及燃点，可以看出酯类油比矿物油的闪点和燃点温度分别高出近一倍，因此具有更优的耐高温性能和防爆防火性能。

近些年，合成酯或天然酯已在国内外高电压大容量的电力变压器上有广泛的应用(图4为容量为300MVA、电压为420kV的酯类油变压器)，其技术和安全可靠性得到了实践的检验。与常规变压器采用的矿物绝缘油相比，酯类绝缘油在自然环境下可降解，即使泄漏也不会对环境产生污染。图5显示了合成酯、天然酯和矿物油的降解周期比较，酯类油在30天内基本可完全降解，而矿物油则只降解了不到20%。所以与传统矿物绝缘油变压器相比，新型油浸式变压器的环境适应性更强，也更环保。

三、兼顾海洋工况的增强型功能设计

尽管安装在户内(机舱或塔筒内)，但在设计上，变压器仍须具有耐受海上恶劣环境的能力，如抗高盐度和高湿度空气腐蚀的能力、抗风和海浪引起的风电机组振动及摆动的能力等。采用全密封型的外壳设计、严格的壳体焊接加工、全面的箱体探伤测试和增强的表面涂装等改善工艺，能够加强海上变压器的防腐和抗振性能，并使其满足ISO的C4H级要求。同时通过额外的振动试验也可进一步验证变压器的抗振性能，如新型66kV油浸式变压器顺利通过的1500次X-Y-Z方向上3g的振动台加速度试验。

此外，水分是影响变压器绝缘性能及寿命的关键因素。绝缘材料在生产和使用中不可避免地会吸收水分，而绝缘材料中的水分越高，越容易使其加速老化。酯类绝缘油具有很强的吸水性(图6为酯类油和矿物油吸水速度的对比)，能够吸收依附在绝缘材料中的水分，使绝缘材料保持干燥，降低绝缘材料的老化速度：虽然这些水分会造成酯类绝缘油本身的含水量上升，但这对其击穿电压的影响几乎可以忽略不计。如图7所示，只有当含水量接近600ppm，酯类绝缘油的击穿电压才会有显著下降，而这个值已经远远超过相关标准里对含水量的要求;与在矿物油中相比，酯类油中绝缘纸的老化速度慢了近45%(图8)：经验表明，与传统采用矿物油的变压器相比，采用酯类绝缘油的变压器的维护需求更低，使用寿命更长，更适用于海上工况。此外，变压器还配备了免维护呼吸器，所以即便在全密封失效后，呼吸器还能保证变压器油不受潮，从而保证变压器的寿命。

66kV GIS开关设备

风电机组内66kV开关设备主要用于升压变压器和风电机组集电电缆之间的连接，对风电机组电气主回路进行投切、控制和保护。由于SF6具有卓越的绝缘性能和灭弧性能，因此在传统高压开关产品(>52kV)中得到了广泛的应用，尤其是在GIS开关产品中。但同时作为一种全球变暖潜能GWP高达23900的温室气体，SF6对环境的负面影响也为人们所诟病。推进电力开关设备SF6气体替代技术也被中国政府纳入非CO2类温室气体减排的重要措施中;在国际上，出于环保考虑，各国政府也都在限制含氟类气体，尤其是SF6的使用。因此为了满足风电场的系统电压升级需求和日益严苛的环保减排要求，该66kV GIS开关采用了洁净空气绝缘和真空断路器灭弧技术，其设计考量和技术特点主要有如下几点：

一、环保型设计理念

作为GIS开关设备绝缘介质的洁净空气是由79.5%的N2和20.5%的O2组成的合成气体。表1给出了洁净空气与SF6主要气体特性的比较：与SF6相比，洁净空气的全球变暖潜值GWP(Global Warming Potential)为零，实现了真正意义上的CO2零排放，同时其臭氧消耗潜值ODP(Ozone DepletionPotential)也为零：可以保持长期运行的化学稳定性(灭弧时伴随高可逆的电离分解，使得隔离开关和接地开关始终具有足够的灭弧性能和绝缘性能);其低温适应性强，在低至-55°C的环境低温下不液化;自身不易燃，带来更低的防火成本;材料兼容性优异，不会给设备的其他部件带来负面影响;无气体回收需求，处理更便捷，回收成本低;此外其自身和燃弧后的化学分解物均无物理毒性，无通风要求，更安全环保。虽然同等气压下洁净空气只具备约43%的SF6绝缘强度，但通过对充气压力和部件尺寸的设计优化以及电场的精准控制，就能够获得足够的绝缘配合水平，从而满足GIS设备的绝缘性能要求。

二、成熟可靠的真空灭弧技术

从20世纪70年代开始，由于优异的灭弧性能、高机械寿命和高可靠的免维护性能，真空灭弧室逐步在中压配网领域(≤40.5kV)成为主流应用。近些年，随着产品设计软件能力增强、零部件材料改进和生产工艺优化，单断口高压真空灭弧室也逐步被开发和应用于高压输电电网。图9比较了常规SF6自能式灭弧室与真空灭弧室在触头结构和燃弧时的不同。与SF6灭弧室相比，真空灭弧室主要优点有：

(1)高可靠性：使用了密封封装的真空断路器消除了来自外部的影响，没有任何分解物，从而不会引起系统绝缘的劣化。

(2)高短路开断次数：燃弧时间短、电弧扩散且弧电压低，对触头的烧蚀少，因此在产品全寿命周期内对额定电流的开断和额定短路电流的开断次数更高。

(3)尤其适用于低温环境和需频繁操作的应用场景。

(4)因为真空状态下触头不会氧化，触头系统的接触电阻非常小，通流后的温升小。

(5)高可利用性：高自动化的批量生产工艺，排除人为的装配失误。

三、紧凑型的结构设计

本66kV环保型GIS是专门为了满足大功率风电机组的应用而设计的。为了适应风电塔内有限的安装空间，其被设计得非常紧凑：首先采用了体积较小(高度更低)的真空灭弧室，而不是常规的SF6灭弧室来降低整个GIS间隔的高度：其次将隔离开关和接地开关等所有功能模块都整合在斷路器气室中，形成单一的气室结构，这样设计不仅减少了设备零部件的数量和整体重量，减少了设备部件问拼接面的数量(从而降低了整间隔漏气的风险)，而且可实现整间隔生产和试验，便于设备的后续运输和现场安装。

四、兼顾功能和安全的组件设计

风电机组内开关设备主要是电缆进出线，分别连接发电侧的变压器和网侧的集电电缆，因此本66kV GIS采用变换多样的电缆进出线布置来满足风电场内电缆的连接需求。断路器采用电动弹簧储能机构作为操作动力，同时考虑到风电机组间集电电缆的长度(几百米到几公里不等)及其较高的对地电容(约为同等长度常规陆上架空线路的十几倍)，其电缆充电电流开合水平和延长电寿命设计水平分别达到c2和E2等级要求，功能上完全契合了风电系统的特殊运行工况。整合在断路器气室中的隔离开关和接地开关均采用三工位结构，可配置多达3个三工位开关，其中下部接地开关配有电动弹簧储能机构，在下部网侧线路发生故障时可对设备提供快速的接地保护。此外气室顶部还配备了一个防爆膜作为压力释放装置，进一步提升了设备整体的安全性能。所有电缆舱采用了与中压环网柜电缆舱相似的设计，每个舱室中每相可并联安装多达3个用于电缆和/或避雷器连接的F3型T接插头，满足多样的集电电缆拓扑结构及其接线要求，并依照IEC 62271-200的试验要求进行了电缆舱内部燃弧型式试验(25kA/Is)来进一步验证设计的安全性。此外在电缆舱室中还可以安装用于系统测量和保护的电流互感器和电压指示装置。

与变压器的设计理念一样，为了满足海上特殊运行工况要求，通过对GIS零部件涂层厚度(如壳体油漆)和对材料(如控制柜不锈钢)等的特殊要求、在工厂部件装配过程中对密封拼接面和外露金属部件等的特殊防腐工艺要求和控制、工厂出运前/现场安装后的涂层修补措施等来保证GIS的防腐性能。在防腐性能方面除了满足相关IEC标准的要求，其保护等级也达到了ISO C4H级，并通过了ISO标准要求的诸如盐雾腐蚀试验、样块冷凝水气候测定、耐含二氧化硫潮湿空气测定以及油漆附着力检测等多项验证试验。

对于抗振性能，通过在产品设计初期对该GIS的布置结构进行相关的受力计算来确定GIS安装基础、钢结构支撑等所需的设计强度及后续安装固定工艺要求。如断路器底座钢结构基础的受力计算需要考虑开关设备自身重量的静载荷、热膨胀载荷、导体张力、断路器操作力、摆动/振动三维受力载荷，甚至是内部燃弧故障作用力等各种因素。这些考量和设计计算都保证了该66kV GIS设备具有足够的机械强度和抗振性能。此外还通过X-Y-Z方向上的0.5g振动试验验证了其抗振可靠性。

现场运行实例

2017年9月，丹麦的Nissum Brodning Vind风电场安装了4套该66kV电气系统。由于风电场离岸距离近，4台7MW风电机组，通过与该66kV电气系统环接后再与岸上变电站直连(图10中两个红圈设备分别是66kV油浸式变压器和66kV环保型GIS)。此外在英国的EastAngliaI和荷兰的Borssele I+II风电场，该环保型的66kV系统设备也在陆续交付使用，并实现部分送电。

结论

本文所述基于先进环保技术、为大功率风电机组设计、紧凑型66kV电气系统已成功开发并投放市场。与常规66kV电气系统相比，其所采用的合成酯绝缘技术、洁净空气绝缘技术以及高压真空灭弧技术等在保证或提升设备性能的同时，在设计和运维上实现了环境友好，契合了风电作为可再生能源的绿色环保理念。同时首个66kV风电场项目经验表明，该66kV电气系统现场安装简单、运行操作安全可靠。随着政府和社会环保减排意识的增强和对海上风电开发力度的增加，国内深远海风电场对场内66kV电气系统的需求也将变得更加迫切，因此该环保型66kV电气系统具有巨大的应用前景。

作者： 李德军 张旭 吕熹阳 钟孝泰