低温环境下风力发电机组的设计与维护问题

（一）低温环境对风力发电机组的影响

我国“三北”地区风资源丰富，全国风电装机总容量的76%分布在这一区域。这些地区有一个共同特征，就是冬季温度低，最低温度低于-30℃，低温问题是这些地区风电场的共同问题。低温工况机组运行、零部件性能、机组可维护性等都将发生变化，可能会造成风电机组超出设计能力，情况严重时甚至会引起严重的安全事故。

装在低温地区的风电机组的设计还没有标准，一般按标准设计加上专项技术措施，以保持机组低温安全运行。

1.风电机组出力特性的变化

风电机组风轮的输出功率P与风轮的风能转化率Cp、空气密度ρ风轮的扫风面积A以及风速v有关，为

随冬季温度降低，空气密度将增大。风力发电机组，特别是失速型机组的额定出力将增加，可能出现过载现象。夏天气温上升，空气密度将下降，将导致机组的出力下降。在冬夏温度变化比较大的地区，需要对影响出力的叶片安装角等参数进行优化设置和必要的处理，尽量降低因空气密度变化带来的不利影响。

叶片翼型的气动力也受到表面粗糙度和流体雷诺数的影响。冬季容易出现雾凇，在叶片表面“结晶”，粗糙度增加，会降低翼型的气动性能。在风雪交加的气候，空气的黏性和雷诺数都将发生很大变化，翼型的最大升力系数和失速临界攻角等特性均会发生较大变化。

2.低温对主要零部件的影响

不同种类材料的零部件受低温的影响不同，对于金属机件，应根据载荷、应力予以区别。例如，传动系统中的齿轮箱、主轴等承受冲击载荷，这类零部件需重点防止低温时的脆性断裂，提高材料和机件的多次冲击抗力。材料的化学成分、冶炼方法、晶粒尺寸、扎制方向、应变时效以及冶金缺陷等是影响冲击韧度和冷脆转变温度的主要因素，在设计时应重点考虑。

采取适当的热处理方法（淬火+中温回火）能显著提高材料多次冲击抗力。避免应力集中，表面冷淬硬化和提高零件的表面加工质量等措施，均能提高多冲载荷下的破断抗力。还要避免在低温情况下出现较大的冲击载荷。例如，在风速较高时机组频繁投入切出，紧急制动等工况，对机组的影响非常不利，应采取措施，降低发生的概率。承受循环载荷的部件，如机舱底板和塔架一般是大型焊接件，此类零件在高寒地区环境温度下存在低温疲劳问题。试验结果表明，所有的金属材料的疲劳极限均随温度的降低而提高，缺口敏感性增大。因此，焊缝将成为影响低温疲劳强度的关键环节。焊缝的抗疲劳能力主要取决于焊接质量和焊缝型式，焊缝中存在大的缺陷，非常容易引起低温脆断破坏。

因此，在考虑低温塔架的设计选材时，如果过分强调材料的低温冲击性能，选择D等级甚至E等级的钢，而焊缝仍按常规设计，就达不到预期效果。采用价格贵的高韧性钢也不经济。中等韧性的低合金结构钢。例如，16Mn及Q345C，低温性能和焊接性能都好，用途广泛、大批量生产、质量稳定可靠，已广泛应用在重要的大型焊接结构和设备上。选择这个等级的钢材制作塔架等结构件，能够满足我国低温环境的要求，但焊缝要采取防止低温脆断的技术措施，包括避免焊缝应力集中、采取预热和焊后热处理等，以改善焊缝、热影响区、熔合线部位的性能，避免未焊透，加强无损探伤检验、定期检查等技术措施，保障设备的安全工作。

复合材料如玻璃纤维增强树脂具有较好的耐低温性能，选用适合低温环境的结构胶生产叶片就能满足叶片在-30℃运行的要求。但要注意，由不同材料制作的零部件由于热膨胀系数不同，在低温时配合状态会发生变化，可能影响机构的正常功能，在设计时考虑胀差。电子电气元器件功能受温度影响也大，选用耐低温的元器件成本昂贵甚至难以做到。可采取在柜体内加热的方法保持局部环境温度，简单有效。

风电机组所使用的油品受温度的影响也较大。一般要求润滑油在正常的工作温度条件下需具备适当的黏度，以保持足够的油膜形成能力。温度越低，油的黏度越大。例如，XMP320润滑油，40℃的黏度为320Pa·s，-38℃低温时油的流动性很差，机组在这种情况下难以运转。需要润滑的部位得不到充分的润滑油供给，会危及设备的安全运行。可以通过加热，使油温维持到正常水平。

基础需要考虑的低温影响主要是冻土问题。冻土中因有冰和未冻水存在，故在长期载荷下有强烈的流变性。长期载荷作用下的冻土极限抗压强度比瞬时载荷下的抗压强度要小很多倍，且与冻土的含冰量及温度有关，这些情况应在基础设计施工时考虑。

（二）低温对风轮叶片的影响

风电场装机运行的风电机组面临的特殊自然环境条件如高温、低温、台风、雷击、风沙和各种腐蚀等的影响，这给风电机组的设计、制造、运行和维护等带来很多特殊问题。风轮叶片是风电机组的核心部件，成本高昂、环境恶劣和维护困难等。特别是低温环境，对风轮叶片的影响更大。由低温诱导失速型风轮叶片产生的不可预测的振动，将导致叶片结构发生破坏、影响机组正常运行等。

1.失速控制型风力机叶片损坏

对于定桨距失速控制型风电机组，如果风电场的环境温度低于-20℃，风速超过额定点以后（大约16～18m/s），在风电机组会发生无规律的、不可预测的叶片瞬间振动现象，即叶片在旋转平面内的振动。这种振动有时会发散，导致机组振幅迅速增加，造成机组停机，影响机组正常发电。这种振动对叶片有害，它会导致叶片后缘结构失效，产生裂纹。这种叶片损坏占总量的1%左右。600kW风力机叶片也发生过这种损坏。

2.原因分析

叶片在旋转平面内的振动导致的后果非常严重，国际上特别是欧洲几个开发定桨距失速型风电机组的制造商，如Bonus、NEG-Micon等，荷兰的ECN、Delft技术大学，丹麦Riso国家实验室等，对此投入了大量的研究工作。

通过大量计算、试验分析认为，横振方向振动的根源是由于失速运行时的气动激振力产生的。原因是叶片失速后，气动阻尼变为负值，振动系统总阻尼为负值，系统发作不稳定的气动弹性振动。这种振动是发散的，它与叶片翼型的静态、动态空气动力特性、叶片型线分布、叶片结构特性（结构阻尼）等有关。复合材料叶片在低温时，材料的阻尼也下降，最后导致总的阻尼下降。

通过全尺寸气动弹性分析计算和实测比较显示，机组的支撑机构（如机舱和塔架等）特性对叶片横振方向的振动也很重要。振动叶片与支撑结构交换能量，在这种能量交换过程中，叶片固有频率相对于机组俯仰-偏航耦合模态频率影响大。

3.解决措施

横振方向上的振动是由失速运行时的空气动力产生的，气动阻尼变负，结构阻尼下降。因此，解决此问题的主要措施就是要增加系统的阻尼，通过阻尼消耗掉这部分能量。

（1）局部改善措施。

1）增加叶片结构阻尼。阻尼是减振最有效的措施。研究表明，如果叶片结构阻尼达到5%以上时，可以有效减缓横振方向上振动的发生。因此，最根本的办法是提高复合材料叶片结构本身在低温时的结构阻尼。低温对复合材料叶片结构阻尼影响较大，特别是环境温度低于-20℃时，叶片自身的结构阻尼会下降。必须用特殊的阻尼材料提高复合材料叶片低温时的结构阻尼。

针对通过不同的阻尼材料、阻尼结构、阻尼位置等对叶片结构阻尼的影响进行的大量试验分析最终证明，选用合适的阻尼材料及合理的阻尼结构，可以有效提高叶片的结构阻尼，结构阻尼在3%～5%范围的阻尼结构对减缓横振方向上的振动效果明显。

2）改变叶片气动阻尼。改变翼型局部形状，使翼型的气动性能发生改变，来增加翼型的气动阻尼。最有效的方法是在叶片局部前缘加装失速条。这种方法可以有效降低叶片横振方向的振动，使叶片横振方向的振动延迟到切出风速以后。但安装失速条会降低风轮的功率输出，可以利用涡流发生器来提高风轮的输出功率。

3）叶片内部加装阻尼器。也可以利用在叶片内部安装阻尼器的方式来降低叶片横振方向的振动。这种阻尼器可以是机械的，也可以是流体的。缺点是结构复杂，而且这种结构阻尼器只能在很窄的频率范围内起作用。

（2）总体改善措施。

1）利用减振器消除机舱横振。利用在机舱尾部加装机械减振器的方法消除或降低叶片横振方向的振动，但结构较复杂。NEG-Micon公司在其600kW机组上采取此种方式。

2）合理设计支撑结构。机组总体设计时，应合理确定支撑结构特性以达到避免横振方向振动的目的。使用同样型号叶片的不同机组，对低温失速导致的振动是不同的。例如，德国Nordex公司的600kW定桨距失速型机组就没有这一问题。

（三）高原环境对风力发电的影响

西藏境内地势高，地形复杂，台地、山峰、河谷、湖泊等众多，为世界最高、最大的高原主体，特殊的地理位置、地形地貌，形成了独特的西藏高原气候。大力开发西藏较丰富的风能和太阳能资源，是解决西藏电力供应需求的重要途径。西藏的环境气候条件十分恶劣，风力发电的应用有很多待研究问题。

1.空气密度的影响

（1）空气密度随海拔的变化。根据气体状态方程式求得空气密度与海拔的关系为

式中　ρH——海拔为H时的空气密度；

ρ0——标准状态下空气密度，海平面在摄氏零度气温条件下空气的密度是1.292kg/m3；

H——海拔高度，m；

T0——绝对温度，为273K；

α——空气温度梯度，约为6.5K/km。空气密度海拔的变化关系见表3-3-2。

表3-3-2　空气密度随海拔的变化关系

（2）西藏高原空气密度状况。西藏地势高，气压随高度下降很快，年均气压在65.25kPa以下，不足海平面的2/3，空气密度为0.57～0.89kg/m3。如果取平原地区气压值为1，那么西藏各地的气压值为：林芝0.71、拉萨0.66、那曲0.62、安多0.60。在温度相同的情况下，空气密度和气压成正比，而在高原上空气密度只有平原地区的75%～80%。

（3）空气密度对风力发电的影响。由贝兹理论，理想叶轮从风源吸收的最大功率为

常温标准大气压力下空气密度值为1.225kg/m3，在海拔4000m以上的西藏地区，相对空气密度只有0.65，对相同参数的风轮机在两种空气密度下所获得的最大功率进行对比有

式中　ρ1——海拔4000m处空气密度；

ρ0——常温标准大气压力下空气密度。

即相同参数的风轮机叶轮在相同风速下，在西藏地区只能获得内陆平原最大功率的2/3。由此可见，在西藏地区，空气密度对风轮机提取能量的影响十分显著。

风力发电机在西藏地区应用时，必须考虑空气密度随高度变化的影响。

（4）改进措施。

1）修正输出功率曲线。空气密度越低，风力机输出功率就越小。由风力机生产厂家提供的风电机组的标准功率曲线是在标准大气压下空气密度测定的。西藏地区空气密度与标准空气密度差别显著，因而风电机组的实际输出功率曲线与标准功率曲线会有显著不同，需要对风电机组的功率曲线进行修正，可以采用对风电机组的标准功率曲线乘以修正系数的方法。

标准空气密度条件下，风电机组的输出功率与风速的关系曲线称为风电机组的标准功率特性曲线。在安装地点条件下，风电机组输出功率与风速的关系曲线称为风电机组的实际输出功率特性曲线。

设X（v）和X0（v）分别为风电机组的实际功率特性曲线和标准功率特性曲线，则它们之间的变换关系为

式中　v——风速；

a——风速变换系数。

式中　ρ0——标准空气密度，取1.225kg/m3；

ρ——风电场的空气密度。

在西藏地区，可取≈1.147对不同空气密度条件下理想风力机输出功率特性曲线进行仿真，结果如图3-3-10所示。

图3-3-10　理想风轮机输出功率特性曲线

2）改进风轮设计。在标准空气密度ρ0条件下，估算的风轮直径为

式中　P——叶轮从风源吸收的功率，W；

ρ0——标准空气密度，取1.225kg/m3；

v1——设计风速（风轮中心高度处），v1=7.8m/s；

D0——风轮直径，m；

η1——发电机效率，取0.72；(www.xing528.com)

η2——传动效率，取1.0；

CP——风能利用系数，取0.4。

其余参数不变，当空气密度从标准空气密度ρ0变化为ρ1，时，为获得相同的功率，风轮直径变化为

与标准空气密度条件下求得的风轮直径相比，有

西藏地区ρ0/ρ1≈1/0.67≈3/2，有

即在其余条件相同的情况下，用于西藏地区风力发电的风轮直径要增大1.2倍，才能获得相同的功率。

3）采用浓缩风能型风力发电机。浓缩风能型风力发电机的设计思想是为了克服风能能量密度低这一弱点，把稀薄的风能浓缩后利用。在浓缩风能的过程中，能有效地克服风能的不稳定性这一弱点，从而实现提高风轮机的效率和可靠性及降低风力发电成本的目的。

4）适当增加风轮机叶片安装高度。由于风速会随着高度的变化而变化，适当增加风轮机叶片的安装高度可以使风轮机获得更多的风能，从而提高发电功率。

2.大气温度的影响

（1）大气温度随海拔高度的变化。温度随高度的增加而降低，是大气对流层的特征。根据观测记录，可以认为竖直温度梯度等于6℃/1000m。气温与海拔的关系见表3-3-3。

表3-3-3　气温与海拔的关系

（2）西藏高原大气温度变化情况。

1）年平均气温低。按气温划分季节的标准，海拔4500m以上地区四季皆冬，如那曲年平均气温为-2.1℃，拉萨年平均气温只有7.5℃。

2）温度随高度上升而下降。海拔越高，气温越低。藏东南海拔2500m左右地区平均气温在16℃以上，极端最高气温可达30～33℃。在海拔3500～4000m的雅鲁藏布江河谷地带，年平均气温在7～8℃，极端最高气温为27～29℃。到了海拔4500m以上的藏北草原，年平均气温则下降到-21℃，极端最高气温仅有22℃，最低气温可达-40℃以下。

（3）大气温度变化对风力发电的影响。

1）温度变化对功率输出的影响。根据风能转换原理，风力发电机组的功率输出主要取决于风速，气压、气温和气流扰动等因素也显著地影响其功率输出。由于功率曲线是在空气标准状态下测出的，这时空气密度ρ=1.225kg/m3。当气压与气温变化时，空气密度会跟着变化，一般温度每变化±1℃，相应的空气密度变化±4%。定桨距风电机组的桨叶失速性能只与风速有关。只要达到叶片气动外形所决定的失速风速，不论是否满足输出功率，桨叶失速性能都要起作用，影响功率输出。通常在内陆地区冬季与夏季，对桨叶的安装角做一次调整，便可适应变化。由于西藏地区大气温度日差大，平均约为15℃，引起空气密度变化显著，风电机组输出功率波动较大。因此，定桨距风电机组不适于在西藏地区应用。

2）风电机组的覆冰。西藏地区气候变化急剧，温差幅度较大。除喜马拉雅山南坡外，其余各地都有不同程度的霜冻现象，藏北高原最为严重，无霜期不超过70d。喜马拉雅山北麓及丁青、索县等海拔为3800～4200m的地区次之，无霜期只有100d左右。处于临界状态的雨、雪、雾、露，遇到低温的设备和金属结构表面会结冰，覆冰对电力系统安全运行危害较大。风力机桨叶的覆冰会带来风轮运行的不平衡，风速、风向仪和风速平衡装置的覆冰将影响机组的运行和控制。

3）对发电机的影响。温差大易引起发电机绕组表面冷凝，可在发电机内部安装电加热器。

3.雷暴的影响

（1）西藏雷暴情况。西藏高原海拔高、气压低、空气干燥，夏天多夜雨，雷暴日数多。高原的雷暴日数比同纬度我国平原地区、太平洋、伊朗高原等都多出2倍以上，甚至有的多达10倍，成为北半球同纬度地带雷暴日数最多的地区，属于雷暴多发地。西藏地区雷暴多发区有3个高值中心：第一个是以索县为中心，年雷暴日数达到87d；第二个是以江孜为中心，年雷暴日数为76d；第三个高值中心则在贡嘎，雷暴日数为82d。

（2）雷击危害。雷击是影响风电机组运行安全的重要因素。德国风电部门对该国风电机组的故障情况进行了统计，结果显示，德国风电场每年每百台风机的雷击率基本在10%左右。在所有引发风电机组故障的外部因素（如风暴、结冰、雷击以及电网故障等）中，雷击约占25%。我国风机叶片的雷击年损坏率达5.56%。对风电机组危险性最大的是峰值较低的雷电流，这些快速变化的雷电流，将产生暂态磁场，而暂态磁场可以通过感应和辐射对周围的电子系统造成危害。

（3）解决措施。加强对风力发电机防雷接地设施的研究与开发，做好对防雷设备的保养与检修。

4.其他因素的影响

除以上的影响风力发电机性能的因素外，日照强度、空气湿度、流沙尘埃、地形等对风力发电机也有一定的影响，需要给予必要的重视。

（1）日照的影响。发电机位于室外高空狭小而封闭的机舱内，通风条件较差。而电机又应是密闭结构，靠电机的外壳散热，因此风力发电机的散热条件比通常使用情况下的条件较差。西藏地区日照时间长、辐射强，太阳直晒机舱外壳（多数为金属外壳），使机舱内空气温度升高，需要对发电机耐高温的绝缘等级予以必要的考虑，应该选用较高等级的绝缘材料。

（2）空气湿度的影响。发电机位于室外高空的机舱内，虽然机舱是封闭的，但并不十分严密，机舱外的风雨、雾、沙等仍有漏泄而进入机舱的可能。由于西藏地区气候变化迅速，雨季明显，使机舱经常处在云雾之中，舱内湿度很大，因此也要求有耐湿热性较好的绝缘材料。

（四）风力机在恶劣环境下的可靠性研究

风力机是一种以自然风为动力的特殊叶轮机械，在某些地区运行的风电机组要承受很恶劣的环境条件。如在东南沿海地区，经常发生台风，北方冬季，在低温下运行等。

由于恶劣环境，导致风力发电设备损坏和故障的情况在国内外时有发生。

例如，汕尾风电场经受了台风“杜鹃”吹袭后，13台风力机受到破坏，停止运行，造成接近1000万元的经济损失。根据风电场的风况记录，台风风力达10级。风速超过了切出风速25m/s，风力机停机。最大风速10min的平均风速为30.0～40.5m/s。多台风力机受到严重破坏，破坏形式主要有：桨叶被部分撕裂，有碎片脱落，有的出现很长裂纹；尾翼被吹断，风向标被吹掉，风速计的风杯被吹走；偏航系统受损，密封环脱落，偏航系统的从动齿轮脱落。这批受损风力机均为国外进口，设计的极限风速是：10min的平均风速为50m/s，3s的平均风速为70m/s。可是，这次台风经过时，风速都低于57m/s，10min的平均风速的最大值也低于41m/s，远低于设计的标准。国内外专家对造成破坏的原因进行多方面的考察和讨论，认为目前风力机极限载荷的设计理论对桨叶载荷影响方面存在不足，风力机可靠性设计方法需要研究。

风力机工作环境恶劣，一年内四季环境温度从50℃以上到-20℃以下变化，昼夜温度差高达20℃以上。周围介质湿度大，有盐雾，常有雨雪甚至冰雹的浸淋。风速在4.5～28m/s范围随机变化，有时还要经受60m/s（2s的平均风速）的最大风速，会产生包括冲击在内的非稳定性随机振动。因此风力机可靠性设计显得尤其重要。

1.风力机可靠性研究方法

风力机可靠性研究内容包括系统可靠性评估分析和关键部件在极限载荷下的损坏分析。国际上采用结构可靠性设计方法进行系统可靠性评估，建立风力机全系统故障树，分析计算系统的失效概率，适用于已知各部件失效模式的全系统可靠性评价和可靠性优化。

这种方法的有效性主要依赖对部件失效模式的正确性。风力机运行在很随机的非线性复杂环境内，如果把可靠性分析从性能分析系统中分离出来单独分析，可能导致无效的可靠性评估结果。因此，关键部件在极限载荷下损坏分析是可靠性研究的关键。桨叶、塔架和传动机构等关键部件的极限载荷分析，国际上主要研究风力机在切出风速下和设计最大风速下的极限载荷。对给定紊流强度的风场进行多次仿真计算，对仿真结果进行统计分析，得出最大载荷的均值和方差，可得到规定置信度的极限载荷。

2.极限载荷分析方法研究

（1）极限载荷模型和失效模式。在对风力机设计进行整体结构验证时，除了要进行疲劳载荷分析外，还必须对风力机可能承受的极限载荷进行分析。根据IEC-61400标准风况设计风力机时，极限负载是最重要的一个参数。大部分风力机主要是因为各种极限状况的出现而失效的，严重的无法修复。在提供设计载荷时，不能任意人为地假定，应该用概率的方法结合风场的实际情况确定，所以需要一种实用的预测风力机极限载荷的方法。

一般可用两种方法来预测风力机极限载荷，即Davenport建立的计算风载的传统方法和Madsen提出的概率方法。风场模拟能力的增强，采用时间域的风场模拟风速可进而计算出风力机的随机响应载荷。在此基础上，可用一定的模型预测极限载荷。风况由两个参数表示，即10min平均风速和紊流密度。考虑到这两个参数的可变性和风力机响应载荷的可变性，在预测风力机极限载荷时一般采用概率统计的方法。

在进行极限载荷分析时，需要考虑以下3种不同的失效模式：

1）风力机在高于切出风速后处于静止状态时所受的极限风载。

2）在运行风速范围内运行的风力机，由于阵风或某些特定的操作，如启动、停机、偏航等所受的额外负载。

3）在较高风速状况下运行时，由于保护系统出现故障而引起的极限载荷。

国际上主要采用的极限载荷计算模型有统计模型、半分析模型和Madsen模型。其中，统计模型是一种实用的极限载荷分析方法，这个方法对可能出现极限载荷的动态过程进行模拟，得到各个时间序列的模拟数据，从这些数据中，得到n个最大负载Xm。10min最大负载响应Xm可以近似认为满足Gum-bel分布，即

FXm（xm）=｛exp［-α（xm-β）］｝

式中　α——比例参数；

β——位置参数。

计算步骤为：①从舱个模拟时间序列得到几个最大负载响应Xm的观察值；②将Xm按升序排列，X1，X2，…，Xm；③计算β、α的估计值；④计算Xm平均值和标准偏差的估计值；⑤估计Xm分布的θ-分位点；⑥θ-分位点基本的错误估计；⑦假定θ-分位点的估计值满足正态分布，计算θ-分位点双边置信度为1-α的置信区间；⑧当模拟次数很多时，可以得到信度很高的Fxm。

以3叶片风轴风力机为例预测运行风力机的极限载荷。这里考虑的载荷类型是叶片根部的横向力矩，这个力矩是在风力机处于极限载荷状况下具有代表性的载荷类型。风力机为600kW，风轮直径为43m，在紊流风场模拟中，仅考虑纵向的紊流风速。在纵向上，所用的点的功率谱模型是冯·卡门模型，风场中两点间的相干函数是Davenport指数相干谱经验公式，气动性能计算采用片条理论。用VC编程，风力机CAD软件，实现10min动态过程仿真模拟。水平轴风力机极限载荷预测流程如图3-3-11所示。

用VC编程模拟建立紊流风场和气动计算模型。模拟15次，得到15个模拟过程的最大值，根据统计模型，得到正常运行中风力机的极限载荷。各计算量为：平均值u=409.9kN·m，标准方差σ=7.89kN·m，98%分位点处的值为430.4kN·m，98%分位点估计的基本错误估计是6.86kN·m，计算98%分位点置信度为95的置信区间是409.9kN·m±14.72kN·m。

（2）系统可靠性评估。为了定量表征风力机的可靠性，需要引入一些可靠性的基本函数，如可靠度函数、累积故障分布函数、故障分布函数以及故障率函数等。

1）可靠度函数。定义为在规定的使用条件下，在规定的时间内完成规定功能的概率。

R（t）-P（T＞t）A（t＞0）

R（t）-C

2）累积故障分布函数。又称累积故障概率或不可靠度。定义为，在规定的条件下，在规定的时间内完不成规定功能的概率。

F（t）=1-R（t）

3）故障概率密度函数。定义为在某时刻的时间段内，单位时间的故障概率称为故障概率密度函数，即

图3-3-11　水平轴风力机极限载荷预测流程图

4）故障率函数（或称失效率函数）。定义为系统工作到t时刻正常的条件下，它在（t，t+Δt）时间间隔内故障的概率，即

可靠性评估分析在风力机的整个开发设计研制过程中，必须不断对其可靠性进行定性和定量的评估分析。可靠性评估分析技术有故障模式、影响与危害度分析（FMECA）、故障树分析（FTA）、失效分析等。

故障树分析简称FTA，它是以故障树的形式进行分析的一种方法，用于确定哪些组成部分的故障模式或外界事件或它们的组合，可能导致系统的一种给定的故障模式。FTA从系统的故障出发，分析出系统和零件的故障，是自上而下的设计分析方法。故障树分析一般按如下步骤进行：①熟悉分析对象，确定分析范围和要求；②选择顶事件，建造故障树；③建立故障树的数学模型；④故障树的定性分析；⑤故障树的定量分析。故障树的定量分析包括求顶事件发生的概率、底事件的概率重要度、相对概率重要度和结构重要度，从而对系统的可靠性做出评估。采用故障树对系统可靠性评估分析的方法可以分为以下两种。

（1）直接概念法。如已知底事件的发生概率，可自下而上地根据概率运算定理计算出各个门事件的概率，直到求出顶事件的发生概率。本法不仅要求所有底事件相互独立，而且同一底事件在故障树中只能出现一次。

（2）不交布尔代数法。先求出所有最小割集，然后将顶事件表示为各底事件积之和的最简布尔表达式，并将其化为互不相交的布尔和，再求得顶事件发生的概率。本法不要求底事件在故障树中只出现一次。

系统可靠性评估模型主要在于建立风力机全系统故障树。结合各关键部件的正确失效模式，分析计算系统的失效概率，以完成对全系统可靠性评估和可靠性优化工作。

风力机可靠性研究属于学科交叉研究，包括风力机气动分析、结构稳定性分析、控制系统响应、材料的腐蚀、磨损、系统可靠性设计和优化设计评论。

（五）热带气旋对风电场安全性的影响

影响风电场安全运行的气象灾害主要为热带气旋、雷暴、龙卷风、强沙尘暴、低温及积冰等，其中以热带气旋最为严重。台风“杜鹃”登陆时中心附近最大风力达12级，登陆点附近某风电场风机测风系统测得极大风速为57m/s，风电场25台风机中13台受到不同程度损坏。强台风“珍珠”穿过南澳岛，在广东澄海登陆时风力为12级，南澳风电场3号机组测风系统瞬时风速达到56.5m/s，多台风电场风机受损。超强台风“桑美”在浙江省苍南沿海登陆时中心附近最大风力为17级（60m/s），中心气压为92kPa，浙江苍南霞关观测到的极大风速为68.0m/s，福建福鼎合掌岩观测到的是75.8m/s，受其影响，苍南鹤顶山风电场28台发电机组全部受损，其中5台倒塌。强度较弱的热带气旋及其外围环流影响的区域可以给风电场带来较长的“满发”时段（一般风机13～25m/s为额定风速，大于25m/s自动切出）。

IEC 61400标准“风力发电机组安全要求”中规定，各等级风电机组设计参数为：10min平均最大风速分为4级，即50m/s、42.5m/s、37.5m/s和30m/s，分别对应着不同的风机设计等级。

杭州湾以南沿海风速基本上都在25m/s以上。杭州湾以北风速大多在25m/s以下，风电场遭遇热带气旋破坏的可能性很小。风速超过35m/s的区域出现在福建北部和浙江沿海及福建南部至广东西部和海南东部沿海，40m/s以上的区域集中在珠江口以东的广东沿海和海南东部沿海，最强发生在汕尾附近，即这些地区的风电场及易受到热带气旋的破坏。