中国船级社风力发电机组规范2008.pdf

中 国 船 级 社 风力发电机组规范 2008 2008年6月1日 生效 北 京 1 目 录 第第 1 章章 总总 则则1 第 1 节 一般规定1 第 2 节 认 证1 第 3 节 操作运行和维护监控2 第第 2 章章 载载 荷荷3 第 1 节 一般规定3 第 2 节 外部条件4 第 3 节 设计载荷10 第第 3 章章 设设 计计21 第 1 节 一般规定21 第 2 节 总体设计21 第 3 节 部件设计23 第第 4 章章 材料与制造材料与制造25 第 1 节 一般规定25 第 2 节 材 料26 第 3 节 制造和试验32 第第 5 章章 强度分析强度分析39 第 1 节 一般规定39 第 2 节 应力确定39 第 3 节 金属材料40 第 4 节 混凝土47 第 5 节 纤维增强塑料和粘接49 第 6 节 木 材55 第第 6 章章 结结 构构56 第 1 节 一般规定56 第 2 节 风轮叶片56 第 3 节 机械结构59 第 4 节 机舱罩和整流罩60 第 5 节 螺栓连接63 2 第 6 节 塔 架63 第 7 节 基 础71 第第 7 章章 机械部件机械部件74 第 1 节 一般规定74 第 2 节 变桨系统74 第 3 节 轴 承76 第 4 节 齿轮箱78 第 5 节 机械制动和锁定装置84 第 6 节 联轴器85 第 7 节 弹性支撑86 第 8 节 偏航系统88 第 9 节 液压系统89 第第 8 章章 电气系统电气系统91 第 1 节 一般规定91 第 2 节 电气系统、设备及元器件设计的一般原则 92 第 3 节 电 机94 第 4 节 变压器96 第 5 节 电力电子变流器96 第 6 节 中压设备97 第 7 节 开关和保护装置98 第 8 节 电缆和电线99 第 9 节 并网和装置101 第 10 节 充电设备和储能蓄电池 102 第第 9 章章 控制和安全保护系统控制和安全保护系统104 第 1 节 一般规定104 第 2 节 控制和安全保护系统的一般原则106 第 3 节 控制系统108 第 4 节 安全保护系统109 第 5 节 监控和安全处理111 第 6 节 检 验115 第第 10 章章 防雷系统防雷系统 117 3 第 1 节 一般规定117 第 2 节 保护等级和防雷区118 第 3 节 防雷系统和装置设计的一般要求120 第 4 节 风力发电机组的防雷措施122 第 5 节 其它设施的防雷措施125 第 6 节 防雷区界面处电缆和电线的处理125 第 7 节 防雷装置的设计、检查和维护126 第第 11 章章 运输、安装、运行和维护运输、安装、运行和维护 127 第 1 节 一般规定127 第 2 节 运输、安装、运行和维护127 第第 12 章章 测测 试试 130 第 1 节 一般规定130 第 2 节 安全及功能测试131 第 3 节 功率特性测试131 第 4 节 载荷测试132 第 5 节 噪声测量133 第 6 节 电能品质测试133 第 7 节 耐久性测试134 附录附录 1 坐标系坐标系 135 附录附录 2 载荷评估载荷评估 138 附录附录 3 S 级风力发电机组的设计参数级风力发电机组的设计参数 141 附录附录 4 湍流模型湍流模型 142 附录附录 5 地震载荷评估地震载荷评估 146 附录附录 6 极限强度分析的载荷统计外推法极限强度分析的载荷统计外推法 147 附录附录 7 使用麦纳准则和载荷外推法的疲劳分析使用麦纳准则和载荷外推法的疲劳分析 149 附录附录 8 塔架的简化屈曲应力计算塔架的简化屈曲应力计算 152 1 第 1 章 总 则 第1节 一 般 规 定 第1节 一 般 规 定 1.1.1 适用范围 1.1.1.1 本规范适用于陆上使用的风力发电机组的认证。1.1.1.2 本规范适用于风轮扫掠面积大于或等于 40m2的水平轴风力发电机组。1.1.1.3 对本章 1.1.1.2 规定以外的风力发电机组，可参照本规范进行认证。1.1.2 规范制定 1.1.2.1 本规范制定的主要依据为：（1）有关国际标准，如 IEC 61400 等；（2）有关国际标准外的其它适用标准、有关理论和科研成果及使用经验。1.1.2.2 本规范修改时,本社将及时换版或颁布修改通报。1.1.2.3 本规范采用的标准/规范均为现行有效的版本，本规范的用户应注意使用这些标准/规范的最新版本。1.1.3 定义 本规范所涉及的名词定义和术语与 IEC 415 同。本规范各章所涉及的定义，均在各章中规定。除另有规定外，本规范适用如下定义：1.1.3.1 本社系指中国船级社。1.1.3.2 CCS 系为 China Classification Society（中国船级社）的缩写。1.1.3.3 规范系指中国船级社有关船舶、海上设施和集装箱以及风力发电机组等现行有效的规范。1.1.3.4 风力发电机组系指将风能转换为电能的系统（即 Wind Turbine Generator SystemWTGS）。1.1.4 等效与免除 1.1.4.1 除另有规定外，凡等效于或替代本规范要求的内容，如计算方法、评定标准、制造程序、材料、检验和试验方法等，只要能提供必需的试验、理论依据或使用经验、或有效公认的标准等，经本社总部同意后，均可被接受。1.1.4.2 除另有规定外，如能提供必需的试验、理论依据或使用经验，经本社总部特殊考虑后，可免除本规范的相应要求。1.1.5 规范解释 1.1.5.1 本规范的解释权属本社总部。第2节 认 证 第2节 认 证 1.2.1 风力发电机组认证 1.2.1.1 需进行认证的风力发电机组及其零部件应满足本规范适用的技术要求。1.2.1.2 风力发电机组认证的管理和操作程序应按本社有关的产品认证要求执行。1.2.1.3 经本社认证的风力发电机组和风电场，需满足规定的操作运行和维护监控要求。2 第3节 操作运行和维护监控 第3节 操作运行和维护监控 1.3.1 一般要求 1.3.1.1 操作和维护监控的目的是保证特定场地的一台或一组风力发电机组的操作和维护能满足设计文件中相关操作手册的要求。1.3.1.2 监控应包括对操作维护记录的检查及对风力发电机组的抽查。操作和维护监控应按商定的规定定期进行。1.3.2 操作和维护监控要求 1.3.2.1 应至少确认下列方面：（1）风力发电机组的维护是由授权的且有资格的人员按照维护手册要求和规定的期限进行。（2）检查控制参数的设置是否满足设计文件中的限制值。3 第2章 载 荷 第1节 一般规定 第1节 一般规定 2.1.1 适用范围 2.1.1.1 本章适用于风力发电机组载荷的确定。2.1.2 技术文件 2.1.2.1 应向本社提交下列技术文件：(1)风力发电机组运行和控制系统的说明书；(2)控制系统和安全系统限制值的说明（如功率曲线、风能利用系数、切入和切出风速、转速和偏航系统的数据）；(3)对具有变桨距控制、变速或其它有关系统的控制流程和控制参数；(4)标有基本尺寸的简图，及质量、惯性矩和重心数据的文件。对于风轮叶片，包括叶片几何数据（扭角、弦长、相对厚度、翼型）、质量和刚度分布资料等；(5)不同雷诺数下不同相对厚度和迎角的翼型气动特性数据（升力系数，阻力系数和力矩系数）；(6)选用的坐标轴系（见本规范附录 1）；(7)载荷计算与评估报告（见本规范附录 2）；(8)制定载荷时，计算分析所采用的刚度、固有频率和阻尼系数等；(9)叶片共振转速图（如 campbell 图），其中应考虑风轮叶片、传动链和塔架的固有频率和相应的激励；(10)机械刹车的转矩曲线；(11)计算中所使用的风速表；(12)运输、吊装和安装程序文件，包括安装和维护时最大允许的平均风速及制动要求。2.1.3 载荷制定的原则 2.1.3.1 载荷制定是为了进行静强度和疲劳强度分析。2.1.3.2 载荷制定应按本章第 2 节确定的外部条件和风力发电机组的运行状态相结合进行计算分析。2.1.3.3 疲劳强度分析应采用适用的方法，并考虑确定的影响因素（垂直风速梯度、塔影）和随机的影响因素（局部阵风、风湍流）对风轮扫掠面积上风速不均匀分布的影响。2.1.3.4 建立用于疲劳强度分析的载荷谱时，应包括适当的理论分析及计算，且应考虑所有外部条件（尤其是风湍流）的影响。2.1.3.5 应按外部条件和运行状态发生的概率对载荷情况予以细分。一般不考虑极端的外部条件和极端的机组故障状态的组合。2.1.4 安全等级 2.1.4.1 风力发电机组可按下列两种安全等级之一进行设计：（1）如结构失效，会导致人身伤害，或造成经济损失和产生社会影响时，采用正常安全等级；（2）如安全等级由当地规范和/或制造商与用户协商决定时，应采用特殊安全等级。对正常安全等级风力发电机组的安全系数，本章 2.3.5 给出了详细说明。特殊安全等级风力发电机组的安全系数应由制造商与用户协商。根据特殊安全等级设计的风力发电机组即为本章 2.2.2 定义的 4 S 级风力发电机组。第2节 外部条件 第2节 外部条件 2.2.1 一般要求 2.2.1.1 在风力发电机组的设计中，至少应考虑本节所述的外部条件。2.2.1.2 风力发电机组承受环境和电网的影响，其主要体现在载荷、使用寿命和正常运行等方面。为保证安全和可靠性，在设计中应考虑到环境、电网和土壤参数，并在设计文件中明确规定。环境条件可划分为风况和其它外部条件。土壤特性关系到风力发电机组的基础设计。2.2.1.3 各类外部条件可分为正常外部条件和极端外部条件。正常外部条件通常涉及结构长期承载和运行状态。极端外部条件是潜在的临界外部设计条件。设计载荷系由这些外部条件和风力发电机组的运行状态组合而成。2.2.1.4 对结构整体而言，风况是最基本的外部条件。其它环境条件对设计特性，诸如控制系统功能、耐久性、锈蚀等均有影响。2.2.1.5 根据风力发电机组安全等级的要求，设计中要考虑本节所述的正常外部条件和极端外部条件。2.2.2 风力发电机组分级 2.2.2.1 风力发电机组的设计中，外部条件应由其安装场地和场地类型决定。风力发电机组的安全等级及相应的风速和风湍流参数应符合表 2.2.2.1 的规定。2.2.2.2 对需要特殊设计（如特殊风况或其它特殊外部条件）的风力发电机组，规定了特殊安全等级S 级。S 级风力发电机组的设计值由设计者确定，并应在设计文件中详细说明。对这样的特殊设计，选取的设计值所反映的外部条件比预期使用的外部条件更为恶劣。近海安装为特殊外部条件，要求风力发电机组按 S 级设计。各等级风力发电机组的基本参数 表 2.2.2.1 风力发电机组等级 I II III S 参考风速Vrefm/s 50 42.5 37.5 A I 15 0.16 B I 15 0.14 C I 15 0.12 由设计者确定各参数 注：表中数据为轮毂高度处值，其中：A 表示较高湍流特性级；参考风速Vref为 10min 平均风速；B 表示中等湍流特性级；I 15 风速为 15m/s 时的湍流强度特性值。C 表示较低湍流特性级；2.2.2.3 除表 2.2.2.1 的基本参数外，在风力发电机组设计中，还需要某些更重要的参数来规定外部条件。对风力发电机组 IAIIIC 级，统称为风力发电机组的标准等级，在本节 2.2.3、2.2.4、2.2.5 中规定了这些等级的补充参数值。2.2.2.4 一般风力发电机组的设计寿命应为 20 年。2.2.2.5 对 S 级风力发电机组，制造商应在设计文件中阐述所采用的模型及主要设计参数值。采用本章模型时，对其参数值应作充分的说明。S 级风力发电机组的设计文件应包含本规范附录 3 所列内容。年平均风速没有出现在表 2.2.2.1 中作为风力发电机组等级的基本参数。对于按该表设计的标准等级的风力发电机组，年平均风速 Vave=0.2Vref。5 2.2.3 风况 2.2.3.1 风况的设计值须在设计文件中明确规定，风力发电机组应能承受所确定安全等级的风况。2.2.3.2 从载荷和安全角度考虑，风况可分为风力发电机组正常工作期间频繁出现的正常风况和 1年或 50 年一遇的极端风况。2.2.3.3 在许多情况下，风况可视为定常流与变化的阵风廓线或湍流的结合，在所有情况下，应考虑平均气流相对水平面成 8角时的影响。假定此倾斜角不随高度改变而变化。2.2.3.4 正常风况(1)风速分布 场地的风速分布对风力发电机组的设计至关重要。对于正常设计状态，其决定各载荷情况出现的频率。应采用 10min 时间周期内的平均风速，来得到轮毂高度处平均风速 Vhub的瑞利分布 PR(Vhub)，并由下式给出：P R（Vhub）1 exp（Vhub2Vave）2 式中：Vave0.2 Vref，对标准等级的风力发电机组。(2)正常风廓线模型（NWP）风廓线 V（z）可表示成平均风速随离地高度 z 的变化函数，对标准等级的风力发电机组，正常风廓线由下列幂定律公式给出：V（z）V hub（zz hub）a 式中：zhub轮毂高度，幂指数假定为 0.2。风廓线用于确定穿过风轮扫掠面的平均垂直风切变。(3)正常湍流模型（NTM）风湍流是指 10min 内平均风速的随机变化。风湍流模型应包括风速变化，风向变化和旋转采样的影响。湍流风速的三个矢量分量分别定义如下：纵向分量：沿着平均风速方向；横向分量：在水平面内，垂直于纵向分量：竖向分量：垂直于纵向分量和横向分量。对于正常湍流模型，湍流标准偏差特性值1，在给定轮毂高度的风速应按概率分布为 90%分位点值给出。对标准等级的风力发电机组,随机风湍流模型速度场应满足下列要求：a）纵向风速分量的标准偏差特性值1由下式给出：1I 15（0.75Vhub+b）式中：b=5.6 m/s；I15由表 2.2.2.1 给出。假定标准偏差不随离地面高度变化。平均风速方向的垂直分量应具有以下最小标准偏差：横向分量：20.71 竖向分量：30.51 b）在惯性子区间，三个正交分量的功率谱密度 S1（f），S2（f）和 S3（f），作为频率 f 的函数应逼近下列渐近线形式：S1（f）0.05（1）2（1/Vhub）-2/3 f-5/3 S2（f）=S3（f）=4/3 S1（f）在轮毂高度，纵向湍流尺度参数1由下式确定：如希望其它分为点的风速用于附加的可选载荷计算，对于标准等级的风力发电机组可采用对数正态分布和下列公式近似：()()()1210.75;3.8/1.4/hubrefhubhubrefEVIVccmsVarVIms=+=实际值可取决于湍流模型的选择和 2.2.3.4（3）b）中的要求。6 10.7604260hubhubhubzzmmzm=当当 c）应使用公认的模型，且模型的相关性定义为互谱的大小除以与纵向垂直的平面内空间离散点的纵向速度分量的自谱。建议使用满足上述要求的湍流模型：曼恩均匀剪切模型，见本规范附录 4。在附录 4 中，也给出了另一个满足上述要求的经常使用的模型。其它模型应慎重使用，因为模型的选择会对载荷产生重大影响。2.2.3.5 极端风况 极端风况用于确定风力发电机组的极端风载荷。极端风况包括由暴风造成的风速峰值、风向和风速的迅速变化。(1)极端风速模型（EWM）EWM 可以是稳态风速模型或湍流风速模型。这个风模型基于参考风速 Vref和一个确定的湍流标准偏差1。对于稳态极端风速模型，50 年一遇（N=50）和 1 年一遇(N=1)极端风速（3s 的平均值）Ve50和 Vel应作为高度 z 的函数用下式计算：Ve50（z）1.4Vref（zzhub）0.11 Vel（z）0.8 Ve50（z）式中：zhub 轮毂高，假定与平均风向短期偏离为15。参考风速 Vref按表 2.2.2.1 选取。对于湍流极端风速模型，50 年一遇（N=50）和 1 年一遇(N=1)的风速 10min 的平均值作为高度 z 的函数用下式给出：Ve50（z）Vref（zzhub）0.11 Vel（z）0.8 Ve50（z）纵向湍流标准偏差1至少等于 0.11 Vhub。(2)极端运行阵风（EOG）对标准等级的风力发电机组，轮毂高度处的阵风幅值Vgust由下列关系式给出：()1111.35;3.31 0.1gustehubVMinVVD=+式中：1 标准偏差，按本节 2.2.3.4（3）a)中的公式计算；1 湍流尺度参数，按本节 2.2.3.4（3）b)中的公式选取；D 风轮直径；风速由下列方程式确定：()()()()()0.37sin 3/1 cos 2/0.()0gustV zVt Tt TtTV ztV zttT=或 式中：V（z）按本节 2.2.3.4（2）中的公式计算；T10.5 s。(3)极端风向变化（EDC）湍流极端风速模型的湍流标准偏差与正常湍流模型（NTM）或极端湍流模型（ETM）均无关。稳态极端风速模型与湍流极端风速模型大约有 3.5 的峰值因子关系。阵风幅值被运行事件如起动和停止的概率校准来给出 50 年的重现周期。7 极端风向变化幅值eN按下列关系式计算：11()4arctan1 0.1eNhubtDV=+式中：1 标准偏差，按本节 2.2.3.4（3）a)中的计算；eN 限定在180范围内；1 湍流尺度参数，按本节 2.2.3.4（3）b)中的公式选取；D 风轮直径；极端风向瞬间变化N（t）,由下式给出：()()00()0.51 cos/0NeNeNttt TtTtT 其中：T6s 为极端风向瞬时变化的持续时间。通过选择N(t)的取值情况来确定产生最严重瞬时加载。在风向瞬时变化结束时，假定风向保持不变，并按本节 2.2.3.4（2）中的公式确定风速。(4)极端湍流模型（ETM）极端湍流模型应使用本节 2.2.3.4（2）的正常风廓线模型。湍流纵向分量标准偏差按下式计算：1c I ref 0.072（Vave/c+3）（Vhub/c-4）+10 式中：c=2 m/s (5)方向变化的极端持续阵风（ECD）方向变化的极端持续阵风的幅值为：Vcg15m/s 风速由下式确定：()+=TtVzVTtTtVzVtzVtzVcgcg)(0/cos15.0)(0)(),(式中 T=10s 是上升时间，风速 V（z）按本节 2.2.3.4（2）的正常风廓线模型给出。假定风速的上升与风向的变化cg(0 到cg)同时发生。cg由下面的关系式确定：()()VVVsmV=Vrefhubhubhubhubcgsm4/720sm4180 同步的方向变化角由下列关系式给出：()()00()0.51 cos/0cgcgttt TtTtT 8 此处上升时间 T10 s。(6)极端风切变（EWS）应用下列两个瞬时风速来计算极端风切变：瞬时垂直风切变（有正负号）：()1/41122.5 0.21 cos0.0hubhubhubhubhubZZZDtVtTZDTV ztZVttTZ+=或 瞬时水平风切变（有正负号）：()1/41122.5 0.21 cos0.0 hubhubhubhubyzDtVtTzDTV y ztzVttTz+=或 式中：0.2；6.4；T12 s；1 湍流尺度参数，按本节 2.2.3.4（3）正常湍流模型计算；D 风轮直径。应选择水平风切变正负号，以求得最严重的瞬时载荷。两种极端风切变应分别考虑，不能同时应用。2.2.4 其它环境条件 2.2.4.1 除风速外，其它环境（气候）条件如热、光、化学、腐蚀、机械、电或其它物理作用都会影响风力发电机组的完整性和安全性，且气候因素共同作用会更加剧这种影响。至少应考虑下列其它环境条件，并应将其影响在设计文件中说明：温度；湿度；空气密度；太阳辐射；降雨、冰雹、覆冰和积雪；化学活性物质；机械活动颗粒；雷电；地震；盐雾；沙尘。近海环境，需要考虑附加特殊条件。设计中的气候条件可依照惯用值或气候条件变化范围来确定。选择设计值时，诸多气候条件同时出现的可能性也应予以考虑。对应 1 年周期里正常范围内气候变化不应影响风力发电机组设计的正常运行工况。除相关因素外，本节 2.2.4.3 中的极端环境条件应和本节 2.2.3.4 中正常风况同时考虑。2.2.4.2 其它正常环境条件 应考虑的其它正常环境条件包括：设备正常工作环境温度范围-2040；9 最高相对湿度小于或等于 95；大气成分相当于无污染的内陆大气；太阳辐射强度 1000W/m2；空气密度 1.225kg/m3。由设计者规定附加外部环境条件参数时，这些参数值应在设计文件中说明，并应符合本社接受的有关标准的要求。2.2.4.3 其它极端环境条件 风力发电机组设计中应考虑的其它极端环境条件包括温度、雷电、覆冰和地震。(1)温度 标准安全等级风力发电机组极端设计温度范围值至少应为-2050 如果安装场地的温度多年来平均每年低于-20或高于 50的全年天数超过 9 天，则温度的上下限就得相应改变，且应验证风力发电机组的运行和结构噪声在所选温度范围内。如场地在多年内的平均温度与本节 2.2.4.2 中的设计温度有超过 15的偏差，则应予以考虑。应考虑极端温度的以下影响：空气密度；材料的力学性能；热膨胀系数及其导致的应力；降温或升温设备的周围温度；电子设备及电子元件对温度的要求；安全控制系统中的元器件失效温度。结冰对空气动力系数的影响。(2)雷电 本规范第 10 章防雷电措施适于标准等级的风力发电机组。(3)覆冰 标准等级的风力发电机组（安装在结冰地区）应按以下情况考虑覆冰影响：风轮不旋转时，所有表面（包括风轮叶片）覆冰厚度达到 30mm，冰的密度E=700kg/m3。风轮旋转时，要考虑所有风轮叶片上的覆冰和除一个叶片以外其它风轮叶片上的覆冰两种工况。其质量分布（质量/单位长度）假定在叶片前缘，从风轮轴心为零到 0.5R 处线性增加到E，从 0.5R到叶片外端 R 处保持为常量，E值计算如下：minmaxmin()EEk ccc=+式中：E覆冰质量分布kg/m；E=冰的密度（700kg/m3）；maxc=叶片最大弦长；minc=叶梢处弦长，从叶片轮廓线线性外推；k0.00675+0.3exp(-0.32R/R1)。式中：R=风轮半径；R1=1m。10(4)地震 标准等级的风力发电机组未提出抗震要求，因为地震仅发生在世界上的少数区域。在有可能发生地震的地区，应对风力发电机组的场地条件验证工程的完整性。地震载荷评估可基于本规范附录 5。载荷评估应考虑地震载荷和其它重要的、经常发生的运行负荷的组合。地震载荷应由当地规范所规定的地面加速度和响应谱的要求来确定。如当地规范不适用或没有提供地面加速度和响应谱，则应对其进行适当的评估。地面加速度应按 475 年的重现期评估。地震载荷应和运行负荷叠加，其中运行负荷应取下述两种情况中的较大值：风力发电机组寿命期内正常发电期间载荷的平均值；在选定的风速下紧急关机期间的载荷，因关机前的载荷等于上述所获得的载荷。所有载荷分量的局部安全系数应取为 1.0。地震载荷评估可用频域方法进行。该方法中，运行负荷直接加上地震载荷。地震载荷评估也可用时域方法进行。该方法中，应采取充分的模拟以保证运行负荷代表上述或的时间平均值。上述任一种评估中所使用的塔架固有振动模态的阶数应按通用的地震规范来选取。如无这样的规范，应使用总质量的 85的总模态质量的连续模态。结构抗力的评估可仅假设为弹性响应或韧性能量损耗。但对所使用的特殊类型的结构（如晶格结构和螺栓连接件）应进行后期评估修正。塔架的载荷计算和组合见本规范附录 5 的保守方法。如除了塔架外，地震还可能引起结构产生重要载荷，则不应使用本规范附录 5 的方法。2.2.5 电网条件 2.2.5.1 以下列出设计中要考虑的风力发电机组输出端正常条件。当相关参数在下述范围内时，应采用正常电网条件：电压：额定值10；频率：额定值2；三相电压不稳定度：电压的负序分量与正序分量的比值不超过 2；自动并网的时间间隔：应考虑第一次合闸后的重合时间间隔为 0.1s5s 和第二次合闸后的重合时间间隔为 10s90s。断电：假定一年内电网断电 20 次，断电持续时间不超过 6h可认为是正常工况。风力发电机组设计的最长断电持续时间为 1 周。第3节 设计载荷 第3节 设计载荷 2.3.1 一般要求 2.3.1.1 风力发电机组结构设计，应以承载零部件结构完整性验证为基础。零部件的极限强度和疲劳强度应通过计算或试验验证，以证明相应安全等级的风力发电机组结构的完整性。假定运行 6h 对应于暴风最恶劣阶段的持续时间。11 2.3.1.2 结构分析应以 ISO 2394或其它适用标准或手册为依据。2.3.1.3 通过计算或试验验证以确定一个能够接受的安全等级，并证实载荷未超过设计值。2.3.1.4 采用适当的方法计算时，设计文件中应有计算方法说明。这些说明应包括计算方法有效性的证据或相应研究验证的参考文献。任何试验中的载荷水平应能反映相应计算中的安全系数。2.3.1.5 所验证的极限状态应不超过风力发电机组设计状态。如 ISO 2394 所指，模拟试验和原理试验可代替结构设计验证计算。2.3.2 载荷 设计计算中应考虑本节 2.3.2.12.3.2.4 规定的载荷。2.3.2.1 惯性力和重力载荷 惯性力和重力载荷是由于振动、转动、地球引力和地震引起的作用在风力发电机组上的静态和动态载荷。2.3.2.2 空气动力载荷 空气动力载荷是由气流与风力发电机组的不动和运动部件相互作用引起的静态和动态载荷。气流取决于风轮转速、通过风轮平面的平均风速、湍流强度、空气密度和风力发电机组零部件气动外形及其相互影响（包括气动弹性效应）。2.3.2.3 冲击载荷 冲击载荷是由风力发电机组的运行和控制产生的。冲击载荷包括由风轮起动和停转、发电机/变流器接通和脱开、偏航和变距机构的激励及机械刹车等引起的瞬态载荷。在各种情况的响应和载荷计算中，应考虑有效的冲击力的范围，特别是机械刹车摩擦力、弹性力或压力,还应考虑温度和老化的影响。2.3.2.4 其它载荷 风能产生的其它载荷，如可能产生的波浪载荷、尾流载荷等均应考虑。2.3.3 设计工况和载荷情况 2.3.3.1 本条规定了风力发电机组的设计载荷情况，并规定了设计中应考虑的载荷情况的最低数量。2.3.3.2 可用一组包含风力发电机组可能经历的最重要状态的设计工况来给出风力发电机组的寿命。2.3.3.3 确定载荷情况应以具体的装配、吊装、维修、运行状态或设计工况同外部条件的组合为依据，必须考虑具有合理出现概率的所有相关载荷情况，以及控制和保护系统的特性。2.3.3.4 通常用于确定风力发电机组结构完整性的设计载荷情况，可由下列组合进行计算：正常设计工况和相应的正常外部条件；正常设计工况和相应的极端外部条件；故障设计工况和相应的外部条件；运输、安装和维修设计工况和相应外部条件。2.3.3.5 如极端外部条件和故障工况之间存在某种联系，则应将两者的实际组合作为一种设计载荷情况。ISO 2394 定义极限状态和使用状态如下：结构和作用于其上的力的一种状态，一旦超过这种状态，结构不再满足设计要求。设计计算的目的是要使所研究的结构处在规定极限值以下。例如：最大极限状态相当于：?视为刚体的结构或其一部分失去平衡（如倾覆）；?由于超过极限强度（或由于交变载荷强度减少）或材料最大变形，造成结构危险剖面的断裂；?机构机理破坏，失去稳定（弯曲等）。例如，使用效能和影响结构件或非结构件外表的变形；?造成不舒适，影响非结构件或设备的超标振动（尤其是发生共振）；?减少结构耐久性和影响使用功能或影响结构件或非结构件外表的局部损伤。为了在设计中控制使用极限状态，通常使用一个或多个约束，如规定最大变形、最大加速度、最大裂纹等。12 2.3.3.6 在各种设计工况中，应考虑用几种设计载荷情况以验证风力发电机组零部件的结构完整性。至少应考虑表 2.3.3.6 规定的设计载荷情况。2.3.3.7 在特殊风力发电机组设计中，如需要，应考虑与安全有关的其它设计载荷情况。2.3.3.8 对每种设计工况，在表 2.3.3.6 中用 F 和 U 规定了分析用的类型。F 表示疲劳载荷分析,用于疲劳强度评定；U 表示极限载荷分析，如超过材料最大强度分析、叶尖变形分析和稳定性分析。2.3.3.9 标有“U”的设计工况，又分为正常（N），非正常（A），运输和安装（T）等类别。在风力发电机组寿命期内，正常设计工况是要频繁出现的，风力发电机组经常处于正常状态或仅出现短时的异常或轻微的故障。非正常设计工况出现的可能性较小，它的出现往往将产生严重故障，并激活安全系统功能。设计工况的形式 N、A 或 T 决定极限载荷使用的局部安全系数f，见表 2.3.5.2。2.3.3.10 表 2.3.3.6 给出了风速范围，且考虑到导致风力发电机组设计最不利状态的风速。可将风速范围分为若干段，每一段用离散值表示，且离散的精度应能充分保证计算的准确性。在设计载荷情况定义中，应使用本章所确定的风况。载荷情况 表 2.3.3.6 设计工况 DLC 风况 其它情况 分析类型 局部安全系数1.1 NTM inhuboutVVV 极端事件外推 U N 1.2 NTM inhuboutVVV F*1.3 ETM inhuboutVVV U N 1.4 ECD Vhub=Vr-2m/s,Vr,Vr+2m/s U N 1.5 EWS inhuboutVVV U N 1.6 NWP inhuboutVVV 覆冰 F/U*/N 1.7 NWP outhubrVVV=或 温度作用 U N 1.发电 1.8 NWP outhubrVVV=或 地震 U*2.1 NTM inhuboutVVV 控制系统故障或电网失效 U N 2.2 NTM inhuboutVVV 保护系统或内部电气故障 U A 2.3 EOG Vhub=Vr2m/s 和Vout 外部或内部电气故障，包括电网失效 U A 2.发电和有故障 2.4 NTM inhuboutVVV 控制、安全或电气系统故障，包括电网失效F*3.1 NWP inhuboutVVV F*3.2 EOG Vhub=Vin，Vr2m/s 和Vout U N 3.起动 3.3 EDC Vhub=Vin，Vr2m/s 和Vout U N 一般 2m/s 的精度认为是足够的。13 4.1 NWP inhuboutVVV F*4.正常关机 4.2 EOG Vhub=Vr2m/s 和Vout U N 5.紧急关机 5.1 NTM Vhub=Vr2m/s 和Vout U N 6.1 EWM 50 年重现周期 U N 6.2 EWM 50 年重现周期 电网失效 U A 6.3 EWM 1 年重现周期 极端偏航角误差 U N 6.4 NTM 0.7hubrefVV F*6.5 EDC50 hubrefVV=覆冰 U N 6.6 NWP 0.8hubrefVV=温度作用 U N 6.停机（静止 或空转）6.7 NWP 0.8hubrefVV (2)无通用设计规范的材料局部安全系数 材料局部安全系数应根据充分有效的材料性能试验数据确定。考虑到材料强度的固有可变性。当使用 95存活率及 95置信度的典型材料性能时，所用材料的一般局部安全系数m应不小于 1.1。该系数用于有延性的构件，且这些构件的失效会导致风力发电机组主要构件失效。如：焊接的管状塔架、塔架法兰连接、焊接的机械结构或叶片连接。失效模式包括：延性材料屈服；在单个螺栓失效后，足够多数量的螺栓提供强度1/m的螺栓连接中的螺栓断裂。对非失效安全的无延性的机械/结构部件，它们的失效会迅速导致风力发电机组主要构件的失效。材料的一般局部安全系数应不小于：1.2，对于整体屈服的曲壳，如管状塔架和叶片；1.3，对于超过拉伸或压缩强度而产生的破裂。为了从一般系数导出综合材料系数，必须考虑尺寸效应、公差，以及由于外部环境如紫外线辐射、湿度和不能正常发现的缺陷造成的材料容限的降低。(3)重要失效局部安全系数 特征强度参数应选择 95的分位数（由 95置信度确定）或按制定的常规对代表性样品进行检验的材料的证明值。延性不仅包括延性材料，而且包括特性像延性材料的构件（如由于内部冗余）。19 一类构件：n0.9 二类构件：n1.0 三类构件：n1.3(4)有通用设计规范的材料局部安全系数 载荷、材料的局部安全系数和重要失效局部安全系数f、m和n应不小于本节 2.3.5.2（1）、2.3.5.2（2）和 2.3.5.2（3）的规定。2.3.5.3 疲劳损伤 疲劳损伤可通过适当疲劳损伤容限计算来估计。根据麦纳（Miner）准则，累积损伤超过 1 时，达到极限状态。在风力发电机组的寿命期内，累积损伤应小于或等于 1。()1.0iimnfinNS 式中：ni载荷特性谱 i 区段中疲劳循环次数，包括所有载荷情况；Sii 区段中与循环次数相对应的应力（或应变）水平，包括平均应力和应力幅的影响；N（.）至零件失效的循环次数，它是应力（或应变）函数的变量（即 SN 特性曲线）；,mnf分别为材料局部安全系数、重要失效局部安全系数、载荷局部安全系数。使用麦纳准则的范例公式可见本规范附录 7。(1)载荷局部安全系数 正常和非正常设计工况载荷局部安全系数f均为 1.0。(2)无通用设计规范的材料局部安全系数 如 SN 曲线存活率为 50，而变异系数小于 15，则材料局部安全系数m应至少为 1.5。对于大变异系数构件的疲劳强度，即变异系数为 1520（如合成物制成的构件，例如钢筋混凝土或合成纤维），局部安全系数m必须相应地增大，至少到 1.7。疲劳强度应从统计的大量试验中确定，要获得特征值时应考虑尺寸效应、公差，以及由于外部环境如紫外线辐射影响和不能正常发现的缺陷造成的材料损伤容限的降低。对于焊接和结构钢，传统上使用存活率为 97.7%的 SN 曲线，可取m=1.1。在进行定期检查可能发现临界裂纹扩展的情况下，可使用m的较低值。在所有情况下，m应大于 0.9。对于合成纤维，实际材料的强度分布应由试验数据确定。SN 曲线应基于 95%存活率和 95%的置信度，这种情况下m可取 1.2。对于其它材料也可使用同样的方法。(3)重要失效局部安全系数 一类构件：n1.0；这里的疲劳强度是以给定循环次数的应力范围来定义。20 二类构件：n1.15；三类构件：n1.3。(4)有通用设计规范的材料局部安全系数 载荷、材料局部安全系数和重要失效局部安全系数应不小于本节 2.3.5.3(1)、2.3.5.3(2)和 2.3.5.3(3)的规定。2.3.5.4 稳定性 在设计载荷下，非失效-安全承载零部件不允许屈曲，而其它零部件允许产生弹性变形。在特征载荷作用下，任何构件不允许屈曲。载荷局部安全系数f的最小值应根据表 2.3.5.2 中选取来得到设计值。材料局部安全系数应不小于本节 2.3.5.2（2）中的规定值。2.3.5.5 临界挠度分析 应验证表 2.3.3.6 所列的设计工况没有产生影响结构完整性的变形。特别需要验证叶片与塔架之间无机械干扰。对于表 2.3.3.6 所列的载荷情况，应使用特征载荷确定不利方向上的最大弹性变形，并将计算结果乘以载荷局部安全系数、材料局部安全系数和重要失效局部安全系数。载荷局部安全系数f由表 2.3.5.2 选取；弹性材料局部安全系数m=1.1，但当弹性材料特性是由实尺寸试验确定时，m可减少到 1.0。应特别注意几何形状的不确定性和挠度计算方法的准确性。重要失效局部安全系数：一类构件：n1.0；二类构件：n1.0；三类构件：n1.3；在最不利方向上，应将弹性变形叠加到不变形的部位，并将其最终位置与无干扰的必要条件进行比较。也可使用动力学方法分析变形。用这种方法确定的特征变形，与用表 2.3.3.6 中的各种载荷情况确定的特征载荷相对应的特征变形在某种意义上是一致的。两者在最不利方向的超越概率也应是相同的。应将特征变形乘以载荷局部安全系数、材料局部安全系数和重要失效局部安全系数，并叠加到上述不变形部位。2.3.5.6 特殊局部安全系数 由测量或在测量基础上的分析得出的载荷值，如果比正常置信度高，可采