文 | 程明哲，周曉亮，翁海平，龔玉祥

（作者單位：浙江運達風電股份有限公司）

我國風能資源豐富，陸上風電主要分布于“三北”（東北、華北、西北）地區(qū)、東南沿海地區(qū)以及內(nèi)陸局部地區(qū)。其中，“三北”地區(qū)風能儲量占全國陸上風能儲量的79%。隨著全球變暖，導(dǎo)致兩極與赤道的溫差縮小，全球風速都在變小。研究指出近50年來除青藏高原及其東部和東南地區(qū)年平均風速不存在顯著變化外，我國大部分地區(qū)年平均風速呈明顯減小趨勢。在這種情況下，大量已裝機風電機組的發(fā)電性能明顯下降。而運營商出于經(jīng)濟性考慮，則希望通過技術(shù)手段對原葉片進行技術(shù)改造而提高發(fā)電量。

目前較為成熟的技術(shù)改造方法有葉片延長和加裝增功組件兩種。有相當一部分研究表明，葉尖延長可帶來非常可觀的發(fā)電性能提升。并且山西某風電場已有數(shù)臺進行了葉尖延長的技術(shù)改造，其年發(fā)電量增幅大于5%。然而，葉尖延長也同時會帶來整機載荷的增加。目前很少有研究表明葉尖延長對整機載荷及安全性的影響。鑒于此，本文對某風電場1.5MW變槳距風電機組進行葉尖延長技術(shù)改造，并從整機角度分析技改機組的載荷、強度和發(fā)電性能，從而評估該方法的可行性，也為葉尖延長方案的實施提供理論依據(jù)。

理論基礎(chǔ)

風電機組的發(fā)電性能主要通過年發(fā)電量進行評估。年發(fā)電量取決于風電機組的輸出功率與風電場的風速分布。這些參數(shù)的確定將在下文進行詳細介紹。

一、輸出功率

從接收風能的風輪端到輸出電能的電機端，中間要經(jīng)過空氣動力、傳動鏈、電機的轉(zhuǎn)化。最終電機端實際的輸出功率可表示為：

式中，

W：電機輸出功率

ρ：空氣密度

v： 額定風速

R： 風輪半徑

Cp：風輪功率系數(shù)

η1：傳動鏈效率

η2：電機效率

對運行的風電機組來說，現(xiàn)場的空氣密度、葉片的風能利用系數(shù)、風況水平均已確定，而葉片長度的二次方與輸出功率成正比。

二、風速分布

風速分布作為風電機組設(shè)計的重要參考因素，GL2010標準提供了兩種分布函數(shù)，分別為威布爾函數(shù)和瑞利函數(shù)。本文將以威布爾函數(shù)進行載荷和年發(fā)電量的計算，其表達式為：

式中，

V： 輪轂高度處風速

p（V）：風速V出現(xiàn)的概率C： 威布爾函數(shù)尺寸參數(shù)

k：威布爾函數(shù)形狀參數(shù)

Vave：輪轂高度處年平均風速

三、年發(fā)電量

風電機組的年發(fā)電量不僅取決于風電機組自身的輸出功率，還與現(xiàn)場的風力條件息息相關(guān)。年發(fā)電量用公式可表示為：

式中，

PAE：年發(fā)電量

Vcut-in：切入風速

Vcut-out：切出風速

V：輪轂高度處風速

P（V）：機組在風速V時的輸出功率

p（V）：風速V出現(xiàn)的概率

本文技改機組切入、切出風速分別為2.5m/s和20m/s，?V 為 0.1m/s。

葉尖延長方案分析計算

一、條件設(shè)置

對某風電場1.5MW機組進行葉尖延長技改方案。根據(jù)圖1所示步驟，確定葉片延長節(jié)外形氣動參數(shù)。最終將葉片由40.3m增加到42.1m。其中，原機型稱為原82-1500，技改機型為改86-1500。技改機組相關(guān)參數(shù)如表1所示。

根據(jù)上述參數(shù)對Bladed整機模型進行設(shè)置，并將技改后的葉片模型輸入到Bladed中，如圖2所示。

以GL2010標準為依據(jù)，計算該模型的極限、疲勞等工況，并根據(jù)計算結(jié)果對整機的功率、載荷、強度進行評估。

二、計算結(jié)果

（一）最大功率曲線

由于葉尖延長節(jié)采用相對厚度較小的NACA翼形，具有較高的升阻比和良好的氣動特性。因此延長節(jié)對整個葉片的功率系數(shù)的提升起到積極作用。

如圖3所示，當槳距角為－0.5°時，葉片獲得最大功率系數(shù)0.485，與技改前葉片的最大功率系數(shù)0.483相比提高了0.4%。

（二） 載荷強度評估

由于葉尖延長節(jié)提升了葉片的出力性能，從而導(dǎo)致整機載荷的增加。通過統(tǒng)計各個工況下的載荷計算結(jié)果，獲得技改機組各個部件的最大載荷，并與原設(shè)計載荷進行對比，如表2所示。

圖1 延長節(jié)氣動外形設(shè)計流程

圖2 基于Bladed葉片模型

表1 技改機型參數(shù)

由表2可知，葉根與輪轂的計算載荷與設(shè)計載荷相比，具有較大的安全余量。然而，由于整機載荷傳遞到塔底，使得塔底承受較大的載荷，其中塔底正常運行工況下載荷Mxy為15695kNm，與原設(shè)計載荷15706kNm十分接近，但仍處于設(shè)計載荷范圍內(nèi)，因此技改機組能夠滿足風電機組正常運行需求。從表2也可看出，塔底載荷安全余量已接近飽和，額外的增功改造都有可能造成塔底載荷超限的情況，這也是影響葉尖延長節(jié)長度的重要因素。

（三） 發(fā)電量增益評估

通過Bladed仿真計算得出原82-1500和改86-1500的靜態(tài)功率曲線，對比可得改86-1500機組的理論靜態(tài)功率曲線在達到額定功率之前要明顯優(yōu)于原82-1500機組的靜態(tài)功率曲線，改86-1500機組額定風速也由11.5m/s減小到11m/s，如圖4所示。其主要原因在于葉尖延長節(jié)增大了風輪掃掠面積的同時，也提高了風電機組葉片的最大功率系數(shù)，從而使得風電機組在更低的風速下達到額定功率。

根據(jù)靜態(tài)功率曲線，并結(jié)合公式（2）、（3）、（4）計算技改前后，風電機組在不同年平均風速下的年發(fā)電量。發(fā)電量增益結(jié)果如表3所示。

從表3可以看出，隨著年平均風速的增加，年發(fā)電量增益逐漸減少。其中，年平均風速為5m/s時，年發(fā)電量增益最大，為6.18%。而當年平均風速為8.5m/s時，年發(fā)電量增益降至3.24%。因此，葉尖延長技改方案將對低風速地區(qū)的風電機組提供可觀的年發(fā)電量增益。而在高風速地區(qū)，發(fā)電量增益將十分有限。

根據(jù)表4顯示的年發(fā)電量數(shù)據(jù)以及表3提供的發(fā)電量增益，按年平均風速6.0m/s的增益量5.11%計算。技改后機組年平均發(fā)電量增量約為190.4MWh，年等效發(fā)電小時增量約為126.9h。以上網(wǎng)電價按照0.6元/千瓦時計算，技改后單臺機組年收益增幅約為11.4萬元。

圖3 功率系數(shù)隨葉尖速比變化曲線

圖4 靜態(tài)功率曲線對比

表2 載荷對比

表3 年發(fā)電量增益

表4 某風電場年發(fā)電量數(shù)據(jù)

攝影：馬儒

結(jié)論

本文針對某風電場1.5MW機組葉尖延長技術(shù)改造（葉片長度由40.3m增加到42.1m）展開研究，對技改機組的載荷、強度和年發(fā)電量等方面進行評估。結(jié)果表明：

（1）葉片通過加裝葉尖延長節(jié)，能夠有效提升葉片的最大功率系數(shù)。經(jīng)計算，該風電場技改后葉片的最大功率系數(shù)由0.483增加到0.485，提高了0.4%；

（2）技改機組所有部件的載荷強度均滿足設(shè)計要求，其中，塔底的疲勞載荷為設(shè)計載荷的99.9%，這就意味著葉片增功已達到飽和，額外的技術(shù)改造有可能會造成塔底疲勞載荷超出設(shè)計范圍；

（3）葉尖延長技改方案能夠有效降低風電機組的額定風速，就該風電場而言，額定風速由11.5m/s減小到11m/s；

（4）葉尖延長能為低風速地區(qū)的風電機組提供可觀的年發(fā)電量增益，隨著年平均風速的增加，年發(fā)電量增益逐漸減小。根據(jù)當?shù)仫L電場年發(fā)電量統(tǒng)計數(shù)據(jù)，按年平均風速6.0m/s的增益量5.11%計算，單臺機組年收益約為11.4萬元。