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风力发电机
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20千风力发电机的设计含开题及4张CAD图,20,风力发电机,设计,开题,CAD
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摘要自然风的速度和方向是随机变化的，风能具有不确定特点，如何使风力发电机的输出功率稳定，是风力发电技术的一个重要课题。迄今为止，已提出了多种改善风力品质的方法，例如采用变转速控制技术，可以利用风轮的转动惯量平滑输出功率。由于变转速风力发电组采用的是电力电子装置，当它将电能输出输送给电网时，会产生变化的电力协波，并使功率因素恶化。风能利用发展中的关键技术问题风能技术是一项涉及多个学科的综合技术。而且，风力机具有不同于通常机械系统的特性：动力源是具有很强随机性和不连续性的自然风，叶片经常运行在失速工况，传动系统的动力输入异常不规则，疲劳负载高于通常旋转机械几十倍。本文通过对风力发电机的总体设计，叶片、轮毂机构的设计，水平回转机构的设计，齿轮箱系统的设计，以达到利用风能发电的目的，有效利用风能资源，减少对不可再生资源的消耗，降低对环境的污染。关键词：风能；风力发电机；叶片；轮毂；齿轮箱AbstractNatural wind speed and direction of change is random, wind characteristics of uncertainty, how to make wind turbine output power stability, wind power technology is an important subject. So far, have raised a variety of ways to improve the quality of the wind, such as the use of variable speed control technology, can make use of wind round the moment of inertia smooth power output. Because variable speed wind power group using a power electronic devices, when it will transfer to the output of electric power grids, will change in the waves power, and power factor deterioration.Use of wind energy in the development of key technical issues involved in wind energy technology is one of a number of integrated technical disciplines. Moreover, the wind turbine is usually different from the mechanical system characteristics: a strong power source is not random and continuity of the natural wind, the leaves often run in the stall condition, the power transmission system very irregular importation, fatigue load than Rotating Machinery usually several times.Based on the wind turbine design, leaves, the wheel design, level of rotating the design, gear box system design, use of wind power to achieve the objective of effective use of wind energy resources, reduce non-renewable resources Consumption, reduce the environmental pollution. Key words: wind power； wind power generators；blade；wheel；Gearbox目录前言11概述 21.1风力发电机的发展简史 21.2我国现阶段风电技术发展状况 21.3风力的等级选择 31.4风能利用发展中的关键技术问题 42风轮的结构设计 62.1风轮设计中的关键技术迎风技术 62.2风轮桨叶的结构设计 72.2.1桨叶材料的选择 72.2.2风轮扫掠半径参数计算 72.2.3风轮的半径分配问题 82.3理想风能的利用 82.4桨叶轴的结构设计计算112.4.1桨叶轴危险截面轴颈的计算112.4.2桨叶轴各轴段轴颈的结构设计计算132.5风力发电机组的功率调节问题132.6风轮桨叶的复位弹簧参数计算152.7风轮的桨叶轴轴承座的螺栓强度校核计算182.7.1轴承座上螺栓组的布置问题182.7.2螺栓的受力分析和参数计算192.7.3轴承座上螺栓直径的计算202.7.4轴承座上螺栓疲劳强度校核203风力发电机的主轴结构设计223.1主轴的相关参数的选择和计算223.2轴段的设计与校核224风力发电机的增速器和发动机的选取254.1主轴与增速器之间的联轴器254.1.1联轴器的特点254.2.2联轴器的型号及主要参数254.2风力发电机增速器的选择254.2.1使用范围和特点254.2.2型号的选择264.3发电机的选取264.3.1选择发电机应综合考虑的问题264.3.2型号的选择265风力发电机的回转体结构设计和参数计算275.1初步估计回转体危险轴颈的大小275.2结构设计286风力发电机的其他元件的设计296.1刹车装置的设计296.2选择滑环296.3托架的基本结构307结论31致谢 32参考文献 33附录A译文 34附录B外文文献 46前言自然界的风是可以利用的资源，然而，我们现在还没有很好的对它进行开发。这就向我们提出了一个课题：我们如何开发利用风能？自然风的速度和方向是随机变化的，风能具有不确定特点，如何使风力发电机的输出功率稳定，是风力发电技术的一个重要课题。迄今为止，已提出了多种改善风力品质的方法，例如采用变转速控制技术，可以利用风轮的转动惯量平滑输出功率。由于变转速风力发电组采用的是电力电子装置，当它将电能输出输送给电网时，会产生变化的电力协波，并使功率因素恶化。因此，为了满足在变速控制过程中良好的动态特性，并使发电机向电网提供高品质的电能，发电机和电网之间的电力电子接口应实现以下功能：一，在发电机和电网上产生尽可能低的协波电波；二，具有单位功率因素或可控的功率因素；三，使发电机输出电压适应电网电压的变化；四，向电网输出稳定的功率；五，发电机磁转距可控。此外，当电网中并入的风力电量达到一定程度，会引起电压不稳定。特别是电网发生短时故障时，电压突降，风力发电机组就无法向电网输送能量，最终由于保护动作而从电网解列。在风能占较大比例的电网中，风力发电机组的突然解列，会导致电网的不稳定。因此，用合理的方法使风力发电机组电功率平稳具有非常重要的意义。本文通过对风力发电机的总体设计，叶片、轮毂机构的设计，水平回转机构的设计，齿轮箱系统的设计，以达到利用风能发电的目的，有效利用风能资源，减少对不可再生资源的消耗，降低对环境的污染。本论文在王慧老师的悉心教导之下，通过研读各著作期刊，经过多次的修改。由于作者水平有限，论文中难免出现点差错，恳请读者指正。1概述1.1风力发电机的发展史简介我国是最早使用风帆船和风车的国家之一，至少在3000年前的商代就出现了帆船，到唐代风帆船已广泛用于江河航运。最辉煌的风帆时代是明代，14世纪初叶中国航海家郑和七下西洋，庞大的风帆船队功不可没。明代以后风车得到了广泛的应用，我国沿海沿江的风帆船和用风力提水灌溉或制盐的做法，一直延续到20世纪50年代，仅在江苏沿海利用风力提水的设备增达20万台。随着蒸汽机的出现，以及煤、石油、天然气的大规模开采和廉价电力的获得，各种曾经被广泛使用的风力机械，由于成本高、效率低、使用不方便等，无法与蒸汽机、内燃机和电动机等相竞争，渐渐被淘汰。欧洲到中世纪才广泛利用风能，荷兰人发展了水平轴风车。18世纪荷兰曾用近万座风车排水，在低洼的海滩上造出良田，成为著名的风车之国。德国、丹麦、西班牙、英国、荷兰、瑞典、印度加拿大等国在风力发电技术的研究与应用上投入了相当大的人力及资金，充分综合利用空气动力学、新材料、新型电机、电力电子技术、计算机、自动控制及通信技术等方面的最新成果，开发建立了评估风力资源的测量及计算机模拟系统，发展了变浆距控制及失速控制的风力机设计理论，采用了新型风力机设计理论，采用了新型风力机叶片材料及叶片翼型，研制出了变极、变滑差、变速、恒频及低速永磁等新型发电机，开发了由微机控制的单台及多台风力发电机组成的机群的自动控制技术，从而大大提高了风力发电的效率及可靠性。到了19世纪末，开始利用风力发电，这在解决农村电气化方面显示了重要的作用，特别是20世纪70年代以后，利用风力发电更进入了一个蓬勃发展的阶段。1.2我国现阶段风电技术发展状况中国现代风力发电机技术的开发利用起源于20世纪70年代初。经过初期发展、单机分散研制、系列化和标准化几个阶段的发展，无论在科学研究、设计制造，还是试验、示范、应用推广等方面均有了长足的进步和很大的提高，并取得了明显的经济效益和社会效益。 我国对风电已有部分优惠政策，包括一下几个方面。1)风电配额 制定出常规火电污染排放量分配比例，由全国所有省区共同分摊的政策。2)风电上网电价 落实风电高于火电的价差摊到全省的平均销售电价中。制定出按常规水电污染排放量分配比例，由全国所有省区共同分摊的政策。按地区具体情况定出风电最高上网电价的限制，并保持10年不变，促使业主充分利用资源，降低成本。 3)售电增值税 发电增加了新的税源，建议参照小水电，核定风电销售环节增值税率为6%。 4)银行贷款 为降低风电电价，减轻还贷压力，建议适当延长风电还贷期限，还贷期增至15年；为风电项目提供贴息贷款。5)鼓励采用国产化风电机 为采用国产化风电机的业主提供补贴和贴息贷款，补偿开发商的风险，帮助初期国产化机组进入市场，得到批量生产和改进产品的机会，以利降低成本。表1-1 中国风电场装机容量发展情况（单位：万KW）Table 1-1 Chinas installed capacity of wind power development (unit : 10，000 KW)装机容量199920002001200220032004当年新增4.477.655.726.699.9819.8累计容量26.8334.4840.2046.6256.676.41.3 风力的等级选择风力等级是根据风对地面或海面物体影响而引起的各种现象，按风力的强度等级来估计风力的大小，国际上采用的是英国人蒲福（Francis Beaufort，17741859）于1805年所拟定的等级，故又称蒲福风级，他把静风到飓风分为13级。见表2-2。表1-2 蒲福风力等级表Table 1 -2 Bofu wind scale风力等级名称相当于平地10m高处的风速（m/s）陆上地物征象中文英文范围中数0静风Calm0.00.20静、烟直上1软风Light air0.31.51烟能表示风向，树叶略有摇动2轻风Light breeze1.63.32人面感觉有风，树叶有微响，旗子开始飘动，高的草开始摇动3微风Gentle breeze3.45.44树叶及小枝摇动不息，旗子展开，高的草摇动不息4和风Moderate breeze5.57.97能吹起地面灰尘和纸张，树枝动摇，高的草呈波浪起伏5清劲风Fresh breeze8.010.79有叶的小树摇摆，内陆的水面有小波，高的草波浪起伏明显6强风Strong breeze10.813.812大树枝摇动，电线呼呼有声，撑伞困难，高的草不时倾伏于地7疾风Near gale13.917.116大树摇动，大树枝弯下来，迎风步行感觉不变8大风Gale17.220.720可折毁小树枝，人迎风前行感觉阻力甚大9烈风Strong gale20.824.423草房遭受破坏，屋瓦被掀起，大树枝可折断10狂风Storm24.528.426树木可被吹倒，一般建筑物遭破坏11暴风Violent storm28.532.631大树可被吹倒，一般建筑物遭严重破坏12飓风Hurricane32.633陆上少见，其摧毁力极大1.4 风能利用发展中的关键技术问题风能利用发展中的关键技术问题风能技术是一项涉及多个学科的综合技术。而且，风力机具有不同于通常机械系统的特性：动力源是具有很强随机性和不连续性的自然风，叶片经常运行在失速工况，传动系统的动力输入异常不规则，疲劳负载高于通常旋转机械几十倍。对于这样的强随机性的综合系统，其技术发展中有下列几个关键技术问题：1）空气动力学问题空气动力设计是风力机设计技术的基础，它主要涉及下列问题:一是风场湍流模型，早期风力机设计采用简化风场模型，对风力机疲劳载荷和极端载荷的确定具有重要意义；另一是动态气动模型。再一是新系列翼型。2）结构动力学问题准确的结构动力学分析是风力机向更大、更柔和结构更优方向发展的关键。3）控制技术问题风力机组的控制系统是一个综合性的控制系统。随着风力机组由恒速定浆距运行发展到变速变浆距运行，控制系统除了对机组进行并网、脱网和调向控制外，还要对机组进行转速和功率的控制，以保证机组安全和跟踪最佳运行功率。2 风轮的结构设计2.1风轮设计中的关键技术-迎风技术风速的大小、方向随时间总是在不断变化，为保证风轮机稳定工作，必须有一个装置跟踪风向变化，使风轮随风向变化自动相应转动，保持风轮与风向始终垂直。这种装置就是风轮机迎风装置。 (2-1) (2-2)式中 P风轮机输出功率， KW；空气密度， kg/；r 风轮半径， m；风能利用系数 ；风速， m/s；n 风轮转速， r/min；由式（2-1）和（2-2）可知风轮机的输出功率与风速立方成正比，转速与风速一次方成正比。因此，风速变化将引起出力和转速的变化。风轮迎风装置有三种方法：尾舵法、舵轮法和偏心法。风向变化时，机身上受三个扭力矩作用，机头转动的摩擦力矩，斜向风作用于主轴上的扭力矩，尾舵轮扭力矩。与机头质量、支持轴承有关，决定于风斜角、距离L，尾舵力矩由下式近似计算 （2-3）式中 尾舵升力、阻力合力系数由实验曲线查得；尾舵面积，；风轮的圆周速率，m/s；K风速损失系数约0.75；L尾舵距离，m。机头转动条件 （2-4）尾舵面积 （2-5）式中 尾舵轮扭力矩， ； 机头转动的摩擦力矩， ； 斜向风作用于主轴上的扭力矩， ；按上式设计的尾舵面积就可以保证风轮机桨叶永远对准风向。舵轮法是用自动测风装置测定风向，按风向偏差信号控制同步电动机转动风轮，此方法也可保证风轮机桨叶永远对准风向。在本设计中把尾舵取消增加桨叶轴与圆盘角度到7角这样可以加大与斜向风的接触面积增大斜向风对主轴的转矩当斜向风的转矩为零时风轮机桨叶对准风向。2.2 风轮桨叶的结构设计2.2.1 桨叶材料的选择水平轴风力机的风轮一般由13个叶片组成（本设计中取6片桨叶），它是风力机从风中吸收能量的部件。叶片采用实心木质叶片。这种叶片是用优质木材精心加工而成，其表面可以蒙上一层玻璃钢。在本设计中桨叶材料选用落叶松作为内部骨架，木材物理力学性能见下表。 表2-1 木材物理力学性能Table 2-1 Physical and mechanical properties of wood 顺纹抗压强度/MPa顺纹抗拉强/Mpa强度极限/MPa 弹性模数/MPa顺纹抗剪强度/Mpa52.2122.699.3126径向 弦向 8.8 7.02.2.2 风轮扫掠半径的参数计算任何种类风力机产生的功率可用下式表示：风轮机功率 P= （2-6）风轮半径 取 （2-7）叶尖速比 （2-8）风轮机转速 n= （2-9）式中 P输出功率（指额定工况下输出的电功率）（W）；P=20KW（给定值）空气密度（一般取大气标准状态）（kg/）； =1.25 kg/（给定值） 设计的风速（风轮中心高度处）（m/s）； =10m/s（给定值） A风轮扫掠面积 ；风能利用系数；0.45 （给定值）n风轮机转速；n=100r/min （给定值）r风轮半径(m)； 叶尖速比；n风轮机转速(m/s)；2.2.3 风轮的半径分配问题根据需要，圆盘轮毂半径取0.45m，圆盘轮毂与桨叶间距取0.05m。则桨叶长度 （2-10）2.3理想风能的利用经风轮做功后的风也有一定流速和动能，因此风的能量只能被部分转化为机械能。风轮前后流场如图2-2。图2-2风轮前后流场Figure 2 -2 Wind flow around 设 ， ， (2-11)由伯努利方程 (2-12)作用在风轮上的轴向力F=A()= (2-13)A= (2-14)式中 A 桨叶扫过的面积， ； 空气密度， ； P 风轮机功率， KW； 平均风速， m/s； 轮前风速， m/s； 轮后风速， m/s； 轮前压力， pa； 轮后压力， pa；F 轴向力， N；r 风轮半径， m；质量流量 （2-15）桨叶中的平均风速等于轮前、轮后风速的平均值 （2-16）从风能中可能提取的能量是进出口风的动能差 （2-17）已知输入风轮的能量为 （2-18）风能利用系数 (2-19)可能提取的能量 (2-20)代入各值得 (2-21)令 (2-22)将式2-12代入下式得风能利用系数 (2-23)可由式2-13求得风轮机风能利用系数的极值。进口风速是已知的，对求导，并令为零，求得风能利用系数为极大值时的轮后风速 (2-24)通过式2-13求得风能利用系数的极大值为 =0.593 (2-25)由式2-10得出最大理想可能利用的风能为 (2-26)理想风轮机的能量密度 (2-27)2.4桨叶轴的结构设计计算2.4.1 桨叶轴危险截面轴颈的计算当风垂直吹过桨叶时风对桨叶轴的弯矩M由下式算得： （2-28）式中 F风对桨叶施加的力，N风的密度，风速，m/s桨叶面积， （2-29）式中 H桨叶的一半到桨叶轴危险截面的距离，m；M桨叶轴危险截面处所受弯矩，；图2-4桨叶受力简图Figure 2-4 Blade force schematic桨叶轴所受扭矩如下式： （2-30）式中 F桨叶偏心面积所受风的吹力，N；h桨叶轴中心到桨叶偏心面积中心线的距离，m；T桨叶轴所受转矩，；桨叶轴的危险截面按弯扭合成强度条件校核见下式：危险截面轴颈d取60mm式中 许用抗拉强度极限， ； 弯扭合成强度， ；M 主轴弯矩， N；T 主轴扭矩， N； 当剪应力为脉动循环应变力时为0.6；W 危险截面处的抗扭截面模量， ；许用弯曲应力， ；d 危险截面轴颈， mm；2.4.2 桨叶轴各轴段轴颈的结构设计计算桨叶轴从左至右安装零部件分别为：桨叶轴复位斜板、桨叶轴支撑轴承座、轴套、光轴、轴向固定螺母、垫片、桨叶轴支撑轴承座、光轴、加强钣金、桨叶夹槽。所以轴颈分布如下： 图2-5 桨叶轴轴颈分布Figure 2-5 Paddle axle parts map2.5风力发电机组的功率调节问题功率调节是风力发电机组的关键技术之一。风力发电机组在超过额定风速（一般为1216m/s；）以后，由于机械强度和发电机、电力电子容量等物理性能的限制，必须降低风轮的能量捕获，使功率输出仍保持在额定值的附近。这样也同时限制了桨叶承受的负荷和整个风力机受到的冲击，从而保证风力机安全不受损害。功率调节方式主要有定桨距失速调节、变桨距角调节和混合调节三种方式。1）定桨距失速调节 定桨距是指风轮的桨叶与轮毂是刚性连接，叶片的桨距角不变。当空气流流经上下翼面形状不同的叶片时，叶片弯曲面的气流加速，压力降低，凹面的气流减速，压力升高，压差在叶片上产生由凹面指向弯曲面的升力。如果桨距角不变，随着风速增加，攻角相应增大，开始升力会增大，到一定攻角后，尾缘气流分离区增大，形成大的涡流，上下翼面压力差减小，升力迅速减少，造成叶片失速（与飞机的机翼失速机理一样），自动限制了功率的增加。图2-6桨叶失速前的状态图Figure 2 -6 Blade stall before the state chart因此，定桨距失速控制没有功率反馈系统和变桨距角伺服执行机构，整机结构简单、部件少、造价低，并具有较高的安全系数。缺点是这种失速控制方式依赖育叶片独特的翼型结构，叶片本身结构较复杂，成型工艺难度也较大。随着功率增大，叶片加长，所承受的气动推力大，使得叶片的刚度减弱，失速动态特性不易控制，所以很少应用在兆瓦级以上的大型风力发电机组的功率控制上。2）变桨距角调节 变桨距角型风力发电机能使风轮叶片的安装角随风速而变化，风速增大时，桨距角向迎风面积减小的方向转动一个角度，相当于增大桨距角，从而减小攻角，风力机功率相应增大。变桨距角机组启动时可对转速进行控制，并网后可对功率进行控制，使风力机的启动性能和功率输出特性都有显著改善。变桨距角调节的风力发电机在阵风时，塔架、叶片、基础受到的冲击，较之失速调节型风力发电机组要小得多，可减少材料，降低整机质量。它的缺点是需要有一套比较复杂的变桨距角调节机构，要求风力机的变桨距角系统对阵风的响应速度足够快，才能减轻由于风的波动引起的功率脉动。3）混合调节 这种调节方式是前两种功率调节方式的组合。在低风速时，采用变桨距角调节，可达到更高的气动效率；当风机达到额定功率后，使桨距角向减小的方向转过一个角度，相应的攻角增大，使叶片的失速效应加深，从而限制风能的捕获。这种方式变桨距调节不需要很灵敏的调节速度，执行机构的功率相对可以较小。2.6 风轮桨叶的复位弹簧参数计算1）当6级风时V12m/s；此时桨叶所受力 （2-31） 式中 V风速 m/s (给定值) ；A桨叶的迎风面积 ；H桨叶轴作用点到桨叶受力中点的距离 m；T桨叶受到的转矩 。取L=20mm时 （2-32）式中 弹簧最小工作载荷N2）当V16m/s时，此时桨叶所受力 （2-33） （2-34） （2-35）F总= （2-36）式中 弹簧最大工作载荷 N3） 工作行程 （2-37） h= （2-38）=34.641=35mm图 2-7 桨叶复位弹簧工作示意图Fig.2-7 The working sketch map of the replacement spring of blade弹簧类别圆柱螺旋压缩弹簧端部结构端部并紧、磨平，支承圈为1圈弹簧材料碳素弹簧钢丝C级4）初算弹簧刚度 （2-39）5）工作极限载荷因是类载荷；故2444.4N 查表选2626.2N表2-2 弹簧有关参数Tab.2-2 Table of the parameter of springDD8402626.24.1566326）有效圈数n ，按表取标准值n22 （2-40）总圈数22+2=247）弹簧刚度 N/mm （2-41）8）工作极限载荷下的变形量 mm （2-42）9）节距t mm （2-43）10）自由高度 nt+1.5d=2212.156+1.58=279.432 mm （2-44）11）弹簧外径 D+d=40+8=48mm （2-45）12）弹簧内径D-d40-832 mm （2-46）13）螺旋角arctan （2-47）14）展开长度L mm （2-48）15）最小载荷时高度 mm （2-49）14）最大载荷时的高度 mm （2-50）15）极限载荷时的高度 = mm （2-51）16）实际工作行程h h=-=234.552-199.5=351 （2-52）17）工作区范围 （2-53）18）高径比b b （2-54） 该弹簧的技术要求：1.总圈数242.旋向为右旋3.展开长度L3028.5mm4.硬度HRC45502.7风轮的桨叶轴轴承座上的螺栓强度校核计算2.7.1轴承座上螺栓组的布置问题螺栓组结构设计采用如图所示的结构，螺栓数z=4，对称布置。图2-8螺栓布置图Figure 2-8 bolts layout2.7.2螺栓的受力分析和参数计算1）考虑在极限风速20m/s时，螺栓组承受以下各力和翻转力矩的作用：轴向力 F=A=1.2540.25=433N （2-55）横向力 R=F离心+G桨叶+G桨叶轴 （2-56） G桨叶=V桨叶g=N （2-57）式中 桨叶材料选用东北落叶松，气干密度为594kg （2-58） =462.3N （2-59） 式中 桨叶中心到主轴中心线的距离 m；桨叶轴中心到主轴中心线的距离 m； R=462.3N+99.8N+54.5N=616.6N翻转力矩 M=FL=1.2540.251.325= 573.725 （2-60）式中 L桨叶中心到第一个轴承座中心的距离 m；2）在轴向力F的作用下，各螺栓所受的工作拉力为= （2-61）3）在翻转力矩的作用下，前面两螺栓受加载作用，而后面两螺栓受到减载作用，故前面两个螺栓受力较大，所受的载荷为 （2-62）式中受力最大的螺栓到中心的距离 m；单个螺栓到中心的距离； 螺栓数目的初始值。 根据以上分析可见前面的螺栓所受的轴向工作拉力为 （2-63）4）在横向力R的作用下，底板链接接合面可能产生滑移，根据底板接合面不滑移条件，并考虑轴向力F对预紧力的影响，则各螺栓所需要的预紧力为 （2-64）式中 螺栓所需要的预紧力 N；地的相对连接刚度系数；查得联结接合面间的摩擦系数f=0.35，查得螺栓的相对连接刚度系数=0.2，取可靠性系数=1.2，则各螺栓所需要的预紧力为 （2-65）=833.655N5）螺栓所受的总拉力Q （2-66）2.7.3轴承座上螺栓直径的计算螺栓的性能等级为6.6级，查得，S=5螺栓的许用应力螺栓危险剖面的直径为 （2-67）2.7.4 轴承座上螺栓疲劳强度校核螺栓尺寸系数 查得 螺材料的疲劳极限 应力幅安全系数 查得 应力集中系数 查得 螺栓许用应力幅 (2-68)螺栓应力幅 (2-69)所以选用M8的螺栓，强度以及安全性足够。3风力发电机的主轴结构设计3.1主轴的相关参数的选择和计算1）主轴的轴颈估算如下式：mm （3-1） 估取主轴d100mm 式中 d主轴轴颈，mm；P风轮机输入功率，kw；n风轮机额定转速，r/min；A主轴参数，查表得A=110。主轴所受转矩如下式T9.55 （3-2）2）主轴键的选择 主轴键的挤压应力校核如下式： 取； （3-3）；t=10mm， k=h/2=16/2=8mm，L=50mm，d=100mm； 所以该键合理。 （3-4）式中 许用挤压应力，；k 键与轮毂槽（或轴槽）的接触高度，mm，k=h/2；h 键高，mm；l 键的工作长度，mm，A型：l=L-b，B型：l=L，C型：l=L-b/2，b 键宽，mm。3.2轴段设计与校核主轴从左至右装配的零部件分别为：1）弹簧挡板调节螺母2）弹簧上挡板3）压缩弹簧4）弹簧下挡板5）圆盘定位螺母6）带轮毂圆盘7）支撑轴承座。图3-1 主轴装配图Figure 3-1 Spindle assembly 圆盘作用在主轴上的力由下式计算得出 （3-5） （3-6）式中 V 圆盘体积，； 圆盘质量，kg；F 圆盘自重施加在主轴上的力，N；桨叶轴、桨叶作用在主轴上的力 （3-7）式中 六片桨叶、桨叶轴与圆盘整体自重，kg；六片桨叶、桨叶轴与圆盘整体自重作用在主轴上的力，N；圆盘、桨叶、桨叶轴整体对主轴的弯矩强度校核如下：M=1424.8h=1424.80.0775=110400 （3-8） （3-9） 即54.18d 所以 选取d=100mm主轴轴颈校核强度满足要求。式中 V 圆盘体积，；B 圆盘厚度， m；r 圆盘半径， m； 圆盘质量， kg；桨叶轴质量，kg； 桨叶质量，kg；图 3-2 主轴 Fig.3-2 The spindle4 风力发电机的增速器和电动机的选取4.1 主轴与增速器之间的联轴器4.1.1 联轴器的特点 由于风力液动机在工作时，主轴会产生偏移，因此采用弹性连轴器。 弹性柱销联轴器制造容易，耐久性好，安装维护方便，传递转矩大。为防止脱销，柱销两端用螺栓固定了挡板。适用于轴向位移大，正、反转或启动频繁传动，因此选用弹性柱销联轴器。4.2.2 联轴器的型号及主要参数 主轴末端轴颈为100mm，选择HL7型弹性柱销联轴器，其主要参数为表4-1 联轴器参数Tab.4-1 Table of the parameter of coupling公称转矩许用转速（钢）质量转动惯量630022405841.14.2 风力发电机增速器的选择 由于桨叶轮的转速较小，因此需要借助增速器来带动电动机，增速器的原理与减速器相同，只是将其的输出与输入调换，根据设计要求和具体需要本设计采用NGW型行星齿轮减速器。4.2.1 使用范围和特点 1）适用范围 NGW型行星齿轮减速器主要用于冶金、矿山、起重运输等机械设备减速。其工作条件为：工作环境温度为；高速轴最高转速不超过1500；齿轮圆周速度不超过10；可正反两方向运转。2）主要特点a.体积小、重量轻。相同条件下，比普通渐开线圆柱齿轮的重量轻1/2以上，1/2到1/3。b.传动效率高。c.适应性强，传动功率范围大。 d.运转平稳，噪声小。使用寿命达10年以上。4.2.2 型号的选择根据主轴轴颈、选用的联轴器、传动比及输入功率等选取NGW62型行星齿轮减速器，其主要参数为 表4-2 减速器主要参数Tab.4-2 The main parameter of retarded公称传动比i转速主动轴允许输入功率重量m18750272914.3 发电机的选取4.3.1 选择发电机应综合考虑的问题（1）根据机械的 负载性质和生产工艺对发电机的启动、制动、反转、调速等要求，选择发电机的类型。（2）根据负载转矩、速度变化范围和启动频繁程度的要求，考虑发电机的温升限制、过载能力和启动转矩，选择发电机的功率，并确定冷却通风方式、所选电动机的功率应留有余量，负荷率一般取0.80.9。（3）根据使用场所的环境条件，如温度、湿度、灰尘、雨水、瓦斯以及腐蚀和易燃易爆气体等考虑必要的保护方式，选择发电的结构形式。（4）根据企业的电网电压标准对功率因数的要求，确定发电的电压等级和类型。（5）根据生产进行的最高转速和对电力传动调速系统的过渡过程性能的要求，以及进行减速机构的复杂程度，选择发电机的额定功率。4.3.2 型号选择根据实际需要，以及选择电动机应综合考虑的问题，选择Y系列三相异步发电机。其主要性能及机构特点：效率高，性能好，噪声低，振动小，体积小，重量轻，运行可靠，维修方便等。5风力发电机的回转体结构设计和参数计算5.1初步估计回转体危险轴颈的大小1）为回转体， 由于回转体位于整体装置的重心偏后200mm处，所以桨叶、桨叶轴、圆盘、增速器和托架对回转体会产生正向弯矩，发电机对回转体产生负向弯矩。图5-1回转体受力简图Figure 5-1 rotational force schematic=900mm； =142.48.kg；350mm； 300kg； 200mm； 150kg； 425mm； 200kg； 1.25； （5-1） （5-2）80.8， （5-3）本设计中d取135mm所以完全符合强度要求。式中 六片桨叶、桨叶轴与圆盘整体自重到回转体中心线的距离，mm；增速箱重心到回转体中心线的距离， mm；托架重心到回转体中心线的距离， mm；发电机重心到回转体中心线的距离， mm；六片桨叶、桨叶轴与圆盘整体自重， kg；增速箱重量， kg；托架重量， kg；发电机重量， kg；圆盘背面受风施加给回转体的弯矩， N；合成弯矩， ；图5-2回转体装配图Figure5-2 rotating assembly5.2 结构设计回转体由：回转轴底盘、加强钣金、回转轴轴承轴肩、回转轴推力轴承轴段、回转轴危险轴段、滑动轴承注油口、回转轴轴向定位段、安装滑环轴段、轴向定位螺母、轴向定位挡板、回转体上联接板、铜套、无缝钢管、推力轴承等部分组成。其中回转轴的左右摆动问题通过滑动轴承来解决它能很好的解决由于顶部重心偏向前而引起对轴的弯矩，加强了回转轴的抗弯强度。回转轴挡板可以在安装过程中防止回转轴脱落下滑，回转轴中心钻出的通孔此处为发电机输电线路。因回转轴固定在塔架上当风向改变对风时套筒上方连接的所有部件随着套筒一起转动铜套与套筒为过盈配合，铜套与回转轴之间用润滑油润滑所以输电线路不会缠到一起。6风力发电机的其他元件的设计6.1刹车装置的设计由于机械维修以及意外情况的发生需要对风轮机进行刹车，所我们在增速器高速轴侧加装一轮毂并在轮毂外安置刹车装置通过拉拽钢丝绳带动刹车带使风轮转速降低直至停止。刹车带的复位由弹簧套筒内的弹簧来保证停止刹车后刹车皮与轮毂不在接触。图6-1刹车装置装配图Figure 6-1 brake assembly刹车机构常用于安全系统，用在静止或正常运行时，刹车装置一般有三种刹车方式：1）、电磁刹车（电动式）；2）、机械刹车；3）、混合式刹车。形式不同，必须有很高的可靠性，使风轮快速回到静止位置。本设计中的刹车装置主要由：1）弹簧筒联接头、2）弹簧筒联接板、3）弹簧筒、4）复位弹簧、5）弹簧套筒盖等零件组成。6.2选择滑环风轮机在工作中由于风向的随机性导致其会发生转动此时由于发电机的输出电能要通过电线电缆传输到地面为了防止风轮机机头部在转动过程中把电线电缆与内部装置缠在一起，就需要滑环。滑环是在一绝缘圆筒外壁镶嵌三到四个圆环并相应放置电刷电刷的另一端连接发电机的输出电线电缆，在绝缘圆筒内引线一直通到地面的变电所。6.3托架的基本结构托架是放置轮盘、主轴、增速器、发电机以及回转体、滑环和刹车装置等附件的。它分两层上层为支撑轮盘、主轴、增速器、刹车装置和发电机。下托板与回转体上端面联接，中间放置滑环和滑轮组件。滑轮组件是把刹车装置的钢丝绳缠绕在滑轮上改变其方向令钢丝绳与托板不能接触。 7 结论我国虽然是利用风力进行发电的最早的国家之一，但在其应用技术以及应用范围上的发展却不容乐观。从现在开始，大力开展风力发电事业，我国未来的风力发电的前景是很有希望的，虽然国外的风力发电技术已比较成熟，但我们应大力开展自主研发。本文根据我国现有的风力发电的基本理论，对风力发电机的风轮，主轴，回转体和刹车装置的结构进行了设计.根据实际工况要求和相关的设计参数对所设计的结构中的重要元件进行了校和.其中，风轮是重点进行设计的元件.风轮的结构包括桨叶，桨叶轴，圆盘及其上面的其他元件。通过对风力发电机的结构设计，使它基本实现了风能转化为电能。这就使自然风为我们人类所用.本文所设计的装置基本能保证五千瓦的功率输出，但设计过程中也会因为考虑的不全面而使功率损失掉一部分，这些还需要进一步进行研究。在桨叶轴的设计中，考虑了多种因素及极限风速对其的影响，因此桨叶轴的设计浪费可能较大，对主轴以及回转体会产生的一定的影响，在今后的实际设计应用中应加以注意和考虑。在桨叶的设计中，由于无法完成对空气动力学的研究，以及生产的困难，桨叶整体结构设计较为简单，在条件允许的情况下，应对桨叶进行虚拟仿真设计，进行实际风动实验，以考虑其夹角，以及与圆盘轮毂夹角等问题。刹车装置的设计考虑结构简单起见，未进行自动化设计，在实际生产中，考虑人工因素，应设计成可通过电力自动刹车。致谢紧张而又有序的毕业设计就要结束了。回想论文写作的日日夜夜，心中充满了无限的感激之情。在这一个学期的设计过程中，王慧老师对我的设计提供了非常大的帮助，在这里深深的感谢您！从课题选择、方案论证到具体设计和调试，无不凝聚着王老师的心血和汗水。而且对我设计中的错误进行细心的指出和修改，耐心的为我讲解工作原理，在百忙之中修改我的设计初稿，在这里再次的感谢您！本设计的完成也凝聚了学长魏亮的辛勤汗水，是他无私的帮助和支持，才使我的毕业论文工作顺利完成，在此向魏亮学长表示由衷的谢意。在论文的完成过程当中，同时得到了同学们的热情帮助，一并表示深深地感谢!参考文献 1 李柱国.机械设计与理论 （2）第2版.北京：科学出版社.2004 2 唐增宝.机械设计课程设计。第2版。华中科技大学出版社。19983 成大先 .机械设计手册 单行本.北京：化学工业出版社.2004，44 孟宪源现代机构手册M第1版北京：机械工业出版社1994，65 吴治坚新能源和可在生能源的利用M北京：机械工业出版社，2006.16 王承煦，张源风力发电北京：中国电力出版社，2002，87 王承煦风力发电实用技术M北京：金盾出版社，19958 徐灏机械设计手册（1）M 第2版北京：机械工业出版社20009 徐灏机械设计手册（2）M 第2版北京：机械工业出版社200010 徐灏机械设计手册（3）M 第2版北京：机械工业出版社200011 Chen JL， Hajela PA rule based approach to optimization design modelingJComputer and Structure198912 Akagi S， FujitakBuilding and expert system for engineering design based on the object_ Oriented representation conceptJASME TransJMechdesign，199013 1 Dejan Schreiber Applied Designs Turbines And New Approaches PCIMof Variable20023：202-207附录A 固定风力发电机和风力集成园建模系统暂态稳定性的研究绪论抽象程度越来越高的风力发电涡轮机，在现代电力系统中需要一项准确的风力发电系统暂态稳定模式. 因为许多风力发电机往往集合在一起，其中等价建模几个风力发电机尤为关键. 本文介绍的降阶动态固定风力发电机模型适合暂态稳定模拟. 该模型是使用一个模型还原技术所构建的高阶有限元模型. 然后， 用等价方式表明如何将几个风力发电机的风力合并成一个 单降阶模型. 用模拟个案来说明一些独特性能的动力系统，含风力发电机. 所以说，本文着重于介绍水平轴风力涡轮机用异步电机直接连到电网作为 系统的发电机. 用参数计算暂态稳定模拟系统，计算风力发电机组的建模，计算风力涡轮机造型.正文 一.最近，大家对风能的发展展现出了浓厚的兴趣. 伴随着使用风力发电机的热潮，现在需要对电力动态系统， 电力传输规划的设计评估. 本文的第一个目的是提出一个准确的低阶动态模型的风力发电机组，它是 符合现代机电暂态模拟计算机程式的. 本文中，开发的模式着重于水平轴的风力发电机， 或风力机直接连到同步网时采用异步发电机. 这其中还包含许多现代大型发电系统. 由于大型风力装置的构建是由许多个风力发电机组成的， 风力发电场的建模是一个迫切的需求. 因此， 本文的第二个目的是提供一种方法，它结合数个风力发电机连接到一个电网上，然后通过一个共同模式整合成一个单一的等效模型. 风力发电机主要分为定速或变速. 以最小单位，涡轮驱动的感应发电机为例，它是直接连接到电网上的. 涡轮转速变化很小，那是由于陡坡的发电机转矩和转速的特性所制； 因此， 它被称为定速系统. 还有变速装置，发电机连接到电网利用电力电子变换的技术使涡轮速度受到控制，以最大限度地表现出来(例如，电力的控制) . 这两种方法在风力工业均非常普遍. 在本文中， 我们将目光集中在建模定速装置和等效模拟几个固定转速风力发电集成园. 第一种典型的风力机械频率是在0至10赫兹范围； 这也是各种机电振荡的频率. 因此，这涉及到机械振动的风力互动学与机电动力学. 这方面的例子参见本文. 因此，为了构建一个精确的模型，风力发电机可用于暂态稳定的研究. 第一种涡轮机械动力学必须能准确的代表模型. 这里的风力发电机模型建出了导电模型，减少了一个详细的650阶有限元模型的一个典型的 横向轴. 气动力和机械动力的减少与非线性四阶双涡轮惯性模型相结合生成了一个标准发电机模型. 模拟计算表明了模型的精确性.几个风力发电机连接到传输系统上通过一个单一的模型建模，因为每个涡轮暂态稳定系统都过于繁琐， 我们的目的是整和风力发电园成为相当于风力发电机模型的极小系统. 我们对等价建模的风园涉及到把所有涡轮以同样的机械固有频率整和成单一当量的涡轮机. 模拟结果表明，这种方法能够提供准确的结果. 二. 范例关于风力发电机建模的代表范例是关于暂态稳定系统的，它包括在2 - 10 . 模拟结果表明，固定频率的风力发电机组主要集中在以下两个主要方法. 第一种方式是把汽轮机和发电机转子作为一个单一的惯性体从而忽略系统的机械固有频率 2 - 5 . 第二种方式是把涡轮叶片和枢纽之一的惯性体接上发电机加上一个弹簧 6 9 . 在所有这些论文中，弹簧刚度的计算是从系统的主要部分中提取的. 我们的研究显示，较第一型机械频率来说第二型才是至关重要的一个精确的模型. 有限元分析表明，第一类动力的变化主要是因为灵活的涡轮叶片不够精确. 根据建模方法的算法，我们得知的主要事实是，小而灵活的机械部件是涡轮上的刀片. 结果7集中表明了几个风力发电机系统和降阶风园模型的类型和与类型相结合的方法. 但是， 作者不能解决水轮机和风力发电机相结合时采用这种方法保存的机械要求. 我们的研究结果表明:这关键在于有一个准确的风示范园. 10详细讨论了降阶变速涡轮机载的建模. 作者称涡轮的机械能所代表的类型是一个单一的个体， 从动态的机电动力学分析，那是因为机械的惯性使它的变速性能产生堵塞. 我们分析时不考虑变速情况.2 - 10的工作阐述着重于低阶水轮机模型，从而可以容易地实现大型暂态稳定代码的测量.相当多的研究集中在建模定额一个更深入的层次. 17是一个很好的概况和文献. 从高度详细的有限元模型角度，详细的阐述了建模方法，还较简单的叙述了六转五转，三转水轮机模型.这些模型中的大部分都采用动量理论来计算气动力. 三.我们对发展涡轮动力的一个降阶模型为出发点，把所有机械和气动涡轮机动态效果以高度详细的用机电射程的形式表示出来. 在这个还原过程中，是以消费者的角度来分析涡轮轴驱动发电机的. 目的是为了准确反映轴转速和扭矩特性与最小模型的秩序和复杂性. 数值调查表明，机械气动和机械效应的一个例子所展现的测试系统实现了有限元建模环境. 该系统是一种新兴的横向风轴机床，包括三个31.7米叶片，叶片的一套点俯仰角度为2.6 ， 一个82.5米的主轴，它们的额定功率为18.2 - RPM和1.5兆瓦，在15米/秒的风速条件下. 汽轮机是透过一个简单的异步发电机模型直接连接到60赫兹的机械. 它还利用ADAMS有限元软件(来自机械动力学 公司) ，加上毫微克(即由国家可再生能源实验室)软件进行模拟. 这两个软件一起被称为亚当斯. 所有参数测试系统的模型研制出一个现实的大型机器. 整个系统包含325个自由度，包括非常详细地模拟动力和外部作用力. 由于机械设计中的大多数水平轴风力涡轮机极为相似， 结果使该方法的适用面广. 研究者在用亚当斯/分数制进行了研究以后，还广泛接触了以一个制动脉冲对该系统的瞬态响应的研究方法.为了模仿长达0.1毫米的三相短路，发电机轴对电路的混乱反应进行了分析. 1 . 从图1 ，系统的反应是一个阻尼振荡的过程. 详细的拟态分析表明，系统的振荡是由于外层部分的叶片振动对两者的内在部位的叶片的作用.这样的结果是很典型的. 1)亚当斯仿真结果. 现代风力涡轮叶片非常大，有弹性， 而且往往颤动. 1表明，它主要包含4 Hz分量.这也是典型的大型涡轮机， 它通常有第一型机械自然频率在0至10赫兹范围内. 因为这个范围也是典型的机电振荡频率范围， 这还是风力涡轮机的关键频率范围.而研究者会倾向于研究机电振荡的频率. 模态的第一振荡模式会产生一系列的主导反应. 从图1起见，该模型的描图可以代表两标准单弹簧阻尼系统，这是基础的降阶模型和一个的外部分的叶片2 ) . 叶片尖端硬性连接描图. 2 )刀环 叶片的细片(忽略质量)作为一个单一的惯性体，其所有的瞬态干扰行为通过发电机轴的所有刀片.其他惯性力的代表如集聚效应的叶根，轮毂，涡轴，齿轮，轴发电机，发电机的惯性都很大.一个典型的系统，内部惯性主导地位取决于叶根和发电机的惯性量.许多研究者都推断整个涡轮机和发电机成为一个单一的惰性体从而忽略第一机械型动态系统的作用.别人都认同第一动态模式，但不认同模式叶片弹性模式.相反，这些作者都假设叶片是一个惯性体而把模型涡轮轴作为一个弹簧体. 但是，在一个典型的系统中，轴上的刀片相比其他元件来说灵活得多. 我们的研究表明，第一机械模式的叶片可以与竖轴作为一个刚体. 我们的研究还表明，正确建模是研究力学的关键，以获取准确的瞬态仿真结果. 四.单一风力发电机模型由两个基本部分组成: 降阶双涡轮惯性模型和驱使风力的力矩.在本文中， 我们假设发电机是一个标准的异步电机直接连接起来的网络，这也是最常见的配置方法. ( 1 )叶片数目:有效传动比=实际涡轮转速/额定涡轮转速； 电气频率基数； 每个叶尖惰性体:每个叶片根部惰性+惯性+惯性涡轮轴传动力/惯性力+发电机轴转子的惯性力； 叶片刚度，叶片阻尼，气动风力矩.发电机电气扭矩和叶尖角度通过齿轮传动反映出发电机轴向角.计算这个角需要有叶片断裂的惯性力和弹簧减振器的相关参数(见图2).如果叶片放置在不破裂的正确位置，然后得到的机械模态形状就会正确了. 研究的突破点主要在一个刀片力学性能上，可以从有限元分析或试验的叶片得到相应的数据，这个关键的数据似乎发生在第二个节点弯曲的叶片上.在研究实例个案上，降阶系统的灵敏度放置不当的突破点是很大的. 所幸的是， 最先进的叶片或制成品设施(如在国家可再生能源实验室的设施)有所需的资料用以确定叶片的断裂点.电力工程师只需要这一信息请求便可轻易计算出典型制造的数据.还可以计算出知识系统的第一型机械固有频率的使用刚度.（2）哪里第一模型机械研究技术领先，其机械的固有频率与系统连接到一起的几率就大. 例如，在上一节系统的系统情况就是这样.一般来说，制成品可以提供这样的频率范围.它可以很容易的用制动脉冲对水轮机进行计算和分析.在大多数情况下叶片阻尼很小，并假定为零.在旋转机中，衡量叶片的刚度是用弹簧刚度来计算的.主要衡量叶片的边缘刚度.可以看出，在( 3 )中 ，计算刚度是依靠俯仰的角度的. 这也仅限于从零度至10度的典型情况. （3）根据这一限制表明，差异很小的不同位置需要设置不同的点.这意味着，根据实验的支持，这是水轮机模型很小敏感性变异系统的准确的俯仰角. 假设一个理想的转盘来进行风力矩的计算.（4）在叶尖部分反映出的实际速度，加上空气密度的影响，通过清扫面积的叶片的磨合，计算出了机组的功率系数. 不幸的是，这不是一个常数. 然而，大多数涡轮制成品的特性反映出同一条曲线. 曲线表示，作为功能机组的叶尖速比. 叶尖速比的定义是自由风速度比涡轮叶片的冰山速度. ( 5 )叶片扫描半径单元叶尖速比. 3显示了一个典型的风力涡轮机曲线. 我们的研究已表明，可以假设固定情况下极高的风力条件下进行暂态稳定研究. 这是因为典型的变异叶尖速比下一个10秒的瞬态叶尖比小.假定风并没有显著的改变模拟时间， 实际上，涡轮轴的扭矩实际上是一个调制版. 调制是众所周知的，而且主要是考虑由于大楼遮蔽和力学失衡的作用，在专业人员和模式上才能出现典型的调制频率(注: 1人，是一种模式，每一个涡轮叶片).我们不把这些效应考虑在内，我们假定扭矩引起的暂时性故障比调制扭矩的多. 许多其他研究者已进行了这个假设.今后的研究将侧重于检验这一假设. 在一般情况下，双涡轮惯性模型在这里是一个相对稳健的模式，涵盖了许多汽轮机运行条件. 所有模型参数相对恒定，缺少敏感性的俯仰角度. 因为主要组成部分能量是短暂的，那是由于汽轮机的惯性能量的影响， 而且失速型风力涡轮机可准确模拟这种方式. 乙发电机模型中的标准做法是行之有效的建模发生器1.标准而详细的两轴感应机模型是用来代表异步发电机1的.由此方程( 6A )可知，凡是暂态开路的时间常数，滑移速度，都是同步的电抗，还是暂态电抗.而且并在D轴和q轴定子电压中， 并在D轴和Q轴的每单位定子电流中. 转矩的计算是从( 6B )及定子电流的计算中得到的，是通过( 6C )款的发电机模型参数 ( 6 )计算出(第562 ) ( 106 ) ( 7C )的相关参数.风园造型中的风园分为几个风力发电机连接到传输系统中整和为一个单一的系统.这需要建模，因为每个涡轮暂态稳定，可过于繁琐.我们的目标是整和风园成为一套最起码的等效模型.等价建模风园涉及到把所有涡轮以同样的机械固有频率成一个单一相当于涡轮机的系统. 每个这些等效的涡轮然后连接到异步发电机上.甲相当于水轮机模型的前提，我们的做法是: 因为轮机都离不开一个共同的系统，每个涡轮也受到了同样的干扰力矩. 因此，涡轮机的性能相似于震荡阶段.因此涡轮可合并为一个平行的机械组合.模态分析风力公园系统支持这个假说。15例如，考虑要予以合并的涡轮相同的自然频率机械.，那么等于涡轮建模方程( 1 ) ( 7 )式中，弹簧和阻尼条件汽轮机分别是惯性体.涡轮得到的风力矩是利用( 4 ) ，并迫使水轮机具有相同输出功率为涡轮的总和，是机组的功率系数为涡轮机. 乙相当于发电机模型用异步发电机参数的纳加权平均法16来进行计算.用此方法，相当于机床参数和计算，以加权平均纳每一科的异步电机等效：六.很多测试用例已研究探讨了建模方法的性质； 这些规定见于12 ， 14 ， 15 . 例如甲1这个例子中， 我们比较两个惯性降阶汽轮机的响应.根据有限元模型5惯性模式的每种模式，然后连接到通过一个感应发电机.响应的有限元模型是列图.1. 5惯性模式再现了每个叶片边缘和瓣弹簧减震器； 在代表低速轴弹簧刚度特性中和气动模型采用涡轮力理论13. 5惯性模式也包含了离心力，重力和科里奥利效应.推导的五个型号惯性载荷11，12 . 如第三节叙述的水轮机性能.它直接透过1.68兆瓦的风力发电系统连接到60赫兹. 附录中提供了水轮机和异步发电机模型参数的降阶模型.相对于亚当斯的有限元模拟的纺真，其中包括非常详细的气动和机械模型： 两个惯性降阶模型整和成一个6阶模型，而有限元模型大约有650阶 ，而五年惯性模式是18秩序.可以看出，两个惯性降阶模型密切配合的高度详细的有限元及五惯性模式.在这个例子中， 我们展示灵敏度的双气轮机模式而选择的叶片断裂点.6. 相同的模型中50%的突破点位叶片弹簧为中心的叶片半径上.在例子1 .这种反应是比较了43%断点和56%的突破点. 百分比显示的位置，从沿叶片半径枢纽叶片弹簧放置的位置中，反应的分歧也相当大，值得仔细挑选的是叶片断裂点. 例如在丙3这个例子中，我们比较瞬态双涡轮惯性模型更能简化成一个结果. 4 .有限元模型与两个惯性降阶模型响应的应用举例 .5五惯性模式与两个惯性降阶模型响应举例6 .双模式惯性断点. 研究者往往用惯性模型 (例如， 2 - 5 )来研究标准的水轮机模型 7 . 例如测试系统.风力发电机连接到测试系统的图.在风园所在地的图.该系统通过两个69千伏的平行线由风力发电机相连到230千伏输电的系统.该风力发电机是使用相同的例子如1 ，在风速12米/秒的情况下进行的测试.该系统还设有四个同步发电机. 每个同步发电机配备了调速器和励磁系统.瞬态标准模型是随着励磁和调速用于同步发电机的模型.下列所有模拟执行了修改版的电力系统测试. 电力系统的工具箱作了修改以允许模拟风力发电机的情况.8风力发电机组显示出的两个混乱的组成造型. 在系统15日之后开放路线的循环故障. 研究者分析的双涡轮惯性反应表明两种模式的振荡:一块4.5赫兹模式和一个2.0赫兹的模式. 4.5 -赫兹模式，是机械方式的汽轮机和2.0赫兹模式是机电模式的汽轮机. 类似的分析中的一个惯性反应表明只有一个模式，在240赫兹范围内.它是一种机电模式.由于失误， 单一惯性系统图在第一摇摆区间出现了振荡反应.电力工程师可能会得出不同的结论，不同的瞬态系统和小信号稳定性能的系统. 一个惯性反应表明，一个稳定的系统，以较低的首摆动偏差和高振荡阻尼这样的形式运动会更稳定.如其他的例子14证明的情况下，单一的惯性反应，发生在稳定和更精确的双惯性反应之间时是不稳定的.丁例子4这个例子表明了等效风园的等效建模方法.8 .两个惯性与一个惯性涡轮响应. 实际运动的系统，以从17日至16日为例子.21个风力发电机每接到一个系统里后，17日就通过一项简短的输电线路整和成一个系统. 所有风力发电机是相同的双惯性系统.通过建模两例进行比较，首宗案件是一个具体的模型，每个风力发电机在该风园都是仿制的个体； 这实际上形成了126阶模式的风园.今年在头前7个风力发电机驱动下，风速14米/秒，并通过一条长1公里的配电线路接到系统17路. 第二组七个所带动的风速为11米/秒，并通过 2公里的配电线路接连到系统17日.对第二个例子，风园是仿制单一相当于风力发电机的使用方法中的第五节( 6阶模型)显示出了风园实际运行能力.从3中可以看出，等效模型非常准确地代表了详细的一个风力发电系统.其它仿真案件也证明这是正确的做法.例如4 . 结论研究者已提交了降阶动态风力发电机模型适合于暂态稳定性的方案.该模型是汽轮机作为一个四阶非线性模型与风速作为输入参数得出的结论.涡轮方程符合标准发电机的用于暂态稳定的电气方程.一个等效办法还表明如何在几个风力发电机的情况下整和成风园，还可以组合成单一模式的风园. 模拟案例的提交证明这是正确的做法.今后的研究将侧重于测试效果用于调制力矩的建模方法.文献1 P. Kundur， Power System Stability and Control. New York: McGraw-Hill， 1994.2 J. G. Slootweg， S. W. H. de Haan， H. Polinder， and W. L. Kling， “Modeling wind turbines in power system dynamic simulations，” in Proc.IEEE Power Engineering Society Summer Meeting， Vancouver， Canada，July 2001， pp. 1519.3 R. M. G. Castro and J. M. F. de Jesus， “A wind park reduced-order model using singular perturbations theory，” IEEE Trans. Energy Conversion，vol. 11， pp. 735741， Dec. 1996.4 E. Welfonder， R. Neifer， and M. Spanner， “Development and experimental identification of dynamic models for wind turbines，” Control Eng. Practice， vol. 5， no. 1， pp. 6373， 1997.5 Z. Saad-Saoud and N. Jenkins， “Example wind farm dynamic model，”Pro， Inst. Elect. Eng. Gener. Transm. Distrib.， no. 5， Sept. 1995.6 V. Akhmatov， H. Knudsen， and A. H. Nielsen， “Advanced simulation ofwindmills in the electric power supply，” Int. J. Elect. Power and EnergySyst.， vol. 22， pp. 421434， 2000.7 R. Chedid， N. LaWhite， and M. Illic， “A comparative analysis of dynamic models for performance calculation of grid-connected wind turbinegenerators，” Wind Eng.， vol. 17， no. 4， pp. 168182， 1993.8 J. Wiik， J. O. Gjerde， and T. Gjengedal， “Impacts from large scale integration of wind farms into weak power systems，” in Proc. Int. Conf.Power System Technology， vol. 1， Perth， Australia， Dec. 2000， pp. 4954.9 A. D. Hansen， P. Sorensen， L. Janosi， and J. Bech， “Wind farm modelingfor power quality，” in Proc. 27th Conf. IEEE Industrial Electronics Society，2001， pp. 19591964.10 J. G. Slootweg， W. H. de Haan， H. Polinder， and W. L. Kling， “Generalmodel for representing variable speed wind turbines in power systemdynamics，” IEEE Trans. Power Syst.， vol. 18， pp. 144151， Feb. 2003.11 A. Gentile and D. Trudnowski， “A low-order wind-turbine model forpower system transient stability studies，” in Proc. 2002 American WindEnergy Association Wind Power Conf.， Portland， OR， June 2002.12 A. Gentile， “Wind-turbine modeling for power system transient stability studies，” M.S. thesis， Montana Tech， Univ. Montana， Butte， 2002.13 D. M. Eggleston and F. S. Stoddard， Wind Turbine Engineering Design.New York: Van Nostrand， 1987.14 E. Petritz， “Impacts of wind generators on power system transient stability，”M.S. thesis， Montana Tech， Univ. Montana， Butte， 2003.15 J. Khan， “Modeling a wind generator farm for transient stability using equivalencing，” M.S. thesis， Montana Tech， Univ. of Montana， Butte，MT， 2003.16 F. Nozari， M. D. Kankam， and W. Price， “Aggregation of induction motors for transient stability load modeling，” IEEE Trans. Power Syst.， vol.PWRS-2， pp. 10961102， Nov. 1987.17 D. P. Molenaar， “Cost effective design and operation of variable speed wind turbines，” Ph.D. dissertation， Delft Univ.， Delft， The Netherlands，2003附录Fixed-Speed Wind-Generator and Wind-Park Modeling for Transient Stability StudiesAbstractIncreasing levels of wind-turbine generation in modern power systems is initiating a need for accurate wind-generation transient stability models. Because many wind generators are often grouped together in wind parks， equivalence modeling of several wind generators is especially critical. In this paper， reduced-order dynamic fixed-speed wind-generator model appropriate for transient stability simulation is presented. The models derived using a model reduction technique of a high-order finite-element model. Then， an equivalency approach is presented that demonstrates how several wind generators in a wind park can be combined into a single reduced-order model. Simulation cases are presented to demonstrate several unique properties of a powersystem containing wind generators. The results in these paper focuson horizontal-axis turbines using an induction machine directly connected to the grid as the generator.Index TermsTransient stability simulation， wind-generator modeling， wind-park modeling， wind-turbine modeling.I. INTRODUCTIONRECENTLY， wind-energy development has experienced significant level of interest. The rise in the use of wind generators is accompanied by a need to evaluate their impaction power-system dynamics for electrical power transmission planning. The first goal of this paper is to present an accurate low-order dynamic model of a wind generator which incompatible with modern electromechanical transient simulation computer programs. The model developed here focuses on horizontal-axis， up-wind， or down-wind machine directly connected to the synchronous grid using an induction generator.This encompasses many modern large-scale systems. Because large wind installations consist of many wind generators， wind-park-modeling is a critical need. Consequently， the second goals to present a methodology for combining several wind generators connected to the grid through a common bus into a singleequivalent model.Wind generators are primarily classified as fixed speed or variable speed. With most fixed-speed units， the turbine drives an induction generator that is directly connected to the grid.The turbine speed varies very little due to the steep slope of the generators torque-speed characteristic； therefore， it is termed fixed-speed system. With a variable-speed unit， the generator is connected to the grid using power-electronic converter technology. This allows the turbine speed to be controlled to maximize performance (e.g.， power capture). Both approaches areManuscript received February 3， 2004. This work was supported in part bythe Western Area Power Administration. Paper no. TPWRS-00388-2003.The authors are with Montana Tech， University of Montana， Butte， MT59701USA (e-mail: ).Digital Object Identifier 10.1109/TPWRS.2004.836204 common in the wind industry. In this paper， we focus on modeling the fixed-speed unit and an equivalent model of severalFixed-speed units in a wind park.The first-mode mechanical frequency of a typical wind turbines in the 0- to 10-Hz range； This is also the range for electro-mechanicaloscillations. Consequently， the mechanical vibrations of the wind turbine interact with the electro-mechanical dynamics. Examples of this interaction are shown in this paper. Therefore， in order to create an accurate model of a wind generatorto be used in transient stability studies， the first-mode mechanical turbine dynamics must be accurately represented. The wind-generator model presented here is derived by conducting model reduction on a detailed 650th-order finite-element model of a typical horizontal-axis turbine. Aerodynamicand mechanical dynamics are reduced resulting in a nonlinear4th-order two-inertia turbine model combined with a standard generator model. Simulations are presented to demonstrate the accuracy of the model.A wind park consists of several wind generators connected toothed transmission system through a single bus. Because modeling each individual turbine for transient stability is overly cumbersome，our goal is to lump the wind park into a minimal setoff equivalent wind-generator models. Our approach for equivalence modeling of a wind park involves combining all turbines with the same mechanical natural frequency into a single equivalent turbine. Simulation results demonstrate this approach provides accurate results.II. PREVIOUS RESULTSA representative example of published results for modeling wind generators for transient stability is contained in 210.Results for modeling fixed-speed wind generators have focused on two primary approaches. The first approach represents the turbine and generator rotor as a single inertia thus ignoring the systems mechanical natural frequency 25. The second approach represents the turbine blades and hub as one inertia connectedto the generator inertia through a spring 69. In all of these papers， the spring stiffness is calculated from the systems shaft.Our research indicates that representing the first-mode mechanical frequency is critical to an accurate model. Finite-element analysis has shown that the first-mode dynamics are primarily a result of the flexibility of the turbine blades not the shaft as assumed by others 11. The modeling approach presented in this paper centers on the fact that the primary flexible mechanical component is the turbine blade. The results in 7 focus on reduced-order wind-park modeling. The authors use a standard induction generator equiva-0885-8950/04$20.00 2004 lancing method to combine several wind generator systems. But，the authors do not address the problem of combining the turbines in such a way to preserve the mechanical natural frequencies. Our research indicates this is critical to having an accurate wind park model. A thorough discussion of reduced-order modeling of variable-speed turbines is contained in 10. The authors argue the turbine mechanics can be represented as a single inertia because the variable-speed connection decouples the mechanical dynamics from the electromechanical dynamics. Our results do not consider the variable-speed case. The work described in 210 focuses on low-order turbine models that can be easily implemented in large-scale transient stability codes. Considerable research has focused on modeling at a more detailed level. An excellent overview and literature review is contained in 17. Detailed modeling approaches range from highly-detailed finite-element models to more simplified six-mass， five-mass， and three-mass turbine models. The majorityof these models use momentum theory 13 to calculate aerodynamic forces.III. TURBINE DYNAMICSOur approach for developing a reduced-order model consists of starting with a highly-detailed mechanical and aerodynamic turbine model and then removing all dynamic effects outside the electromechanical range. In this reduction process， all analysis is done from the perspective of the turbine shaft that drives the generator. The goal is to accurately represent shaft speed and torque characteristics with minimal model order and complexity. To numerically investigate and demonstrate the aerodynamic and mechanical effects， an example test system was implemented in a finite-element modeling environment. The system is an up-wind horizontal-axis machine consisting of three 31.7-m blades with a set-point pitch angle of 2.6 ， an 82.5-m tower， and is rated at 18.2-RPM and 1.5 MW in a 15-m/s wind. The turbine is directly connected to a 60-Hz infinite bus through a simple induction generator model. Simulations were conducted using the ADAMS finite-element software package (from Mechanical Dynamics， Inc.) coupled with WT (from National Renewable Energy Laboratory) software. These two together are termed ADAMS/WT. All model parameters for the test system were developed to represent a realistic large-scale machine and are contained in 12. The overall system contains 325 degrees-of-freedom and includes highly detailed modeling of aerodynamic and external forces. Because the mechanical design of the majority of horizontal-axis turbines is very similar，the results of the approach are widely applicable. The ADAMS/WT system was studied extensively with respect to the systems transient response to a braking pulse. The disturbance was designed to mimic a three-phase short-circuits lasting for 0.1 s. The generators shaft response is then analyzed. The response of the ADAMS/WT generator shaft to the disturbanceis shown in Fig. 1. As seen in Fig. 1， the response is a damped oscillation. Detailed modal analysis of the system shows that the oscillation is the result of the outer portions of the blades vibrating against both the inner portions of the blades and all other inertias on the shaft 11， 12. Such a result is typical， especially forlarge turbines. Modern wind-turbine blades are very large and flexible， and tend to vibrate at their first mode when excited from the hub. Pony analysis of the oscillation in Fig. 1 shows it primarily contains a 4-Hz component 12. This is also typical of large-scale turbines， which usually have a first-mode natural mechanical frequency in the 0- to 10-Hz range. Because this range is also typical for electromechanical oscillations， it is critical to represent the mechanical oscillations of the wind-turbine as they will tend to interact with the electromechanical oscillations. The mode shape of the first-mode oscillation that dominates the response in Fig. 1 dictates that the model can be represented by a two-inertia， single spring-damper system as depicted in Fig. 2. This is the basis for the reduced-order model that follows. One inertia represents the outer portion of the blades (the blade tips in Fig. 2). The blade tips are rigidly connected as depicted in Fig. 2 with a mass less “blade ring.” The blade tips act as a single inertia because all transient disturbances equally act on all blades through the generator shaft. The other inertia represents the combined effect of the blade roots， hub， turbine shaft， gearing， generator shaft， and generator inertia. For a typical system， the inner inertia is dominated by the blade roots and generator inertia. The reduced turbine model depicted in Fig. 2 is considerably different than what other researchers have proposed 29.Many have lumped the entire turbine and generator into a single inertia and ignored the mechanical first-mode dynamics 25.Others has considered first-mode dynamics， but do not model the blade flexibility 69. Instead， these authors have assumed the blades to be a single inertia and model the turbine shaft as a spring. But， in a typical system， the blades are much more flexible than the shaft. Our research indicates that the blades dominate the mechanical first mode and the shaft acts as a rigid body. Our research also indicates that correctly modeling the mechanics is critical to obtaining accurate transient simulation results. SINGLE WIND-GENERATOR MODEL The single wind-generator model consists of two primary components: the reduced-order two-inertia turbine model from the previous section driven by a wind torque； and a standard TRUDNOWSKI et al.: FIXED-SPEED WIND-GENERATOR AND WIND-PARK MODELING FOR TRANSIENT STABILITY STUDIESelectric generator. For this paper， we assume the generator to be a standard induction machine directly connected to the grid as this is the most common configuration. A. Turbine ModelThe two-inertia reduced-order turbine in Fig. 2 is the basis for the turbine model. The equations of motion for the system in Fig. 2 are(1)where number of blades；effective gear ratio = /rated-turbine-speed；electrical frequency base；inertia of each blade tip；inertia of each blade root+ inertia of + inertia of turbine shaft and gearing/+ inertia of generator shaft and rotor；blade stiffness；blade damping；aerodynamic wind torque；generator electrical torque；blade tip angle reflected through the gearing；generator shaft angle. Calculating the inertias and in (1) requires knowledge of the blade break point where the spring-damper is placed (see Fig. 2). If the blade is not broken at the correct position， then the mechanical mode shape will not be correct. The break point is primarily a function of the blade mechanics and can be determined from finite-element analysis or testing of the blade and seems to occur at the second bending node of the blade. In the example cases studied in 12， the reduced-order systems sensitivity to improper placement of the break point is significant. This is demonstrated in the example section. Fortunately， most modern blade manufactures or blade testing facilities (such as the facility at the National RenewableEnergy Laboratory in the United States) have the required information to determine the blade break point. The power engineer simply needs to request this information. Once one has the blade break point， the inertia parameters can easily be calculated from typical manufactures data. The stiffness in (1) can be calculated from knowledge of the systems first-mode mechanical natural frequency using(2)where is the first-mode mechanical lead-lag natural frequency with the system connected to infinite bus. For example，in the system in the previous section， .Typically， manufactures can provide this frequency. It can be easily calculated by applying a brake pulse on the turbine and analyzing its response (for example， Fourier analysis of the generators speed). In most cases the blade damping is very small and assumed to be zero. The spring stiffness is a measure of the blades stiffness in the rotational plane which is a combination of the blades edge stiffness and flat stiffness 12. Relating to the edge and flat results in(3)where is the edge stiffness， is the flat stiffness， and is the pitch angle. Both and are constant. As can be seen in(3)， is dependent on the pitch angle . Typically， is limitedto be between zero and ten degrees. Analysis of (3) under this restriction shows that varies very little for different pitch set points. This implies， and experiments support， that the accuracy of the turbine model has very small sensitivity to variations in the systems pitch angle 12.The wind torque is calculated assuming an ideal rotor disk from the equation 13(4)where is the velocity of the blade tip sections reflected through the gearing， is the air density， is the sweep area of the blades， is the free wind velocity， and is the turbines power coefficient. Unfortunately， is not a constant. However， the majority of turbine manufactures supply the owner with a curve. The curve expresses as a function of the turbines tip-speed ratio. Tip-speed ratio is defined to be the ratio of the turbine blades tip speed to the free winds velocity； it is expressed as(5)where is the unit less tip-speed ratio and is the blade sweep radius. Fig. 3 shows a curve for a typical wind turbine. Our research has shown that for transient stability studies， can be assumed constant except under extremely high wind conditions 14. This is because the typical variation of the tip-speed ratio under a 10 second transient simulation is very small 14. This1914 IEEE TRANSACTIONS ON POWER SYSTEMS， VOL. 19， NO. 4， NOVEMBER 2004assumes that the wind does not significantly change over the simulation time period. The torque that is induced on the turbine shaft is actually a modulated version of (4). The modulation is well known and is caused primarily by tower shadowing and unbalanced mechanics. Typical modulation frequencies are at the 1P and 3Pmodes (note: 1P is once per revolution of a turbine blade) 6.We do not include these effects as we assume that the torque induced from the transient fault is much larger than the modulation torque. This assumption has been made by many other researchers (for example， 7). Future research will focus on testing this assumption. In general， the two-inertia turbine model proposed here is a relatively robust model that covers many turbine operating conditions. All model parameters are relatively constant with very little sensitivity to the pitch angle. Because the main component of energy in a transient is due to turbine inertial energy，stall-controlled turbines can be accurately modeled using this approachs. Generator Model Standard practices are well established for modeling the generator 1. A standard detailed two-axis induction machine model is used to represent the induction generator 1. The resulting equations are(6a) where is the transient open-circuit time constant， is the slip speed， is the synchronous reactance， is the transient reactance， and are the d-axis and q-axis stator voltages， and are the d-axis and q-axis per-unit stator currents. The torque is calculated from(6b)TRUDNOWSKI et al.: FIXED-SPEED WIND-GENERATOR AND WIND-PARK MODELING FOR TRANSIENT STABILITY STUDIES where is the sweep area， is the free wind velocity， and is the turbines power coefficient for turbine .B. Equivalent Generator Model The equivalence induction generator parameters are obtained using the weighted admittance averaging method in 16. With this method， the equivalent machine parameters ， and are calculated by taking the weighted average admittances of each branch of the induction machine equivalent circuit. The weighting for the averages are calculated using the rated power of the generators. I. SIMULATION RESULTS Many example test cases have been studied to evaluate the properties of the modeling approach； these are contained in 12，14， 15. A select few are presented in this section.A. Example 1For this example， we compare the response of the two-inertia reduced-order turbine in (1) to the response of the finite-element model and a detailed five-inertia model. Each model is connected to an infinite bus through an induction generator. The response of the finite-element model is shown in Fig. 1.Thefive-inertia model represents each blade with edge and flap spring-dampers； the slow-speed shaft spring stiffness is also represented； and the aerodynamics are modeled using Gluer vortex momentum theory 13. The five-inertia model also contains the centrifugal， gravity， and carioles effects. Derivation of the five-inertia model is contained in 11， 12. The turbine properties are described in Section III. It is directly connected to a 60-Hz infinite bus through the 1.68-MW induction generator. Turbine and induction-generator model parameters for the reduced-order model are provided in the Appendix. The simulation is compared to the ADAMS finite-element simulation which includes highly detailed aerodynamic and mechanical modeling. The two-inertia reduced-order model is a 6th-order model (1)， (4)， and (6) while the finite-element model is approximately 650th-order， and the five-inertia model is 18th order. Simulation results are shown in Fig. 4 and Fig. 5. As can be seen， the two-inertia reduced-order model closely matches the highly detailed finite-element and five-inertia models.B. Example 2In this example， we demonstrate the sensitivity of the two turbine model to the choice of the blade break point. The responses of three modeling cases are shown in Fig. 6. The 50% break-point places the blade spring at the center of the blade radius and is the same model used in example 1. This response is compared to a 43% break point and a 56% break point. The percentage indicates the location from the hub where the blade spring is placed along the blade radius. The differences between the responses are significant enough to merit careful selection of the blade break point.The wind generator is connected to the test system in Fig. 7at the “wind park” location. The system consists of the wind generator connected to a 230-kV transmission system through two 69-kV parallel lines. The wind generator is the same as used in example 1 and the wind velocity is 12 m/s. The system also has four synchronous generators. Each of the synchronous generators is equipped with a speed governor and an excitation system. Standard sub transient models are used for the synchronous generators along with excitation and speed-governor models and can be found in 1. All of the following simulations were implemented in a modified version of the Power System Toolbox (from Cherry Tree Scientific Software， Ontario，Canada). The Toolbox was modified to allow for simulation of wind generators. Fig. 8 shows the real power out of the wind generator for then two modeling cases for a disturbance consisting of a 5-cycle fault at bus 15 followed by a line opening at bus 15. Pony analysis of the two-inertia turbine response shows two modes in the oscillation: a 4.5-Hz mode and a 2.0-Hz mode. The 4.5-Hz mode is due to the mechanical mode of the turbine and the 2.0-Hz mode is the electromechanical mode. Similar analysis of the one-inertia response indicates only one mode at 2.4 Hz， which is an electromechanical mode. Because of the errors in the first-swing and oscillatory response of the single inertia system in Fig. 8， a power engineer would likely come to a different conclusion concerning the transient and small-signal stability properties of the system. The one-inertia response indicates a more stable system with a lower first-swing deviation and higher oscillatory damping. Other examples in 14 demonstrate cases where the single-inertia response is stable and the more accurate two-inertia response is unstable.D. Example 4This example demonstrates the effectiveness of the wind-park equivalent modeling approach. The wind park in Fig. 7 now，con-sits of 21 wind generators， each connected to bus 17 through a short transmission line. All wind generators are the same as the two-inertia system used in example 2. Two modeling cases are compared. The first case is a detailed model where each wind generator in the park is modeled individually； this effectively results in a 126th-order model for the park. The first seven wind generators are driven by a wind velocity of 14 m/s and are connected to bus 17 through a 1-km distribution line； the second seven are driven by a wind velocity of 11 m/s and are connected to bus 17 through a 2-km line； and the last seven are driven by a 8 m/s wind and connected to bus 17 through
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