風電機組葉片加長改造的可行性及成本效益分析

崔曉志，王華君

（1. 哈爾濱工業大學（威海），威海 264209；2. 河北工業大學 風能與動力工程系，天津 300130）

風電機組葉片加長改造的可行性及成本效益分析

崔曉志1，王華君2

（1. 哈爾濱工業大學（威海），威海 264209；2. 河北工業大學 風能與動力工程系，天津 300130）

在目前國內大力發展低風速風電場的背景下，本文提出一種在風速較預期值偏低的風電場進行風電機組葉片加長改造的方案。文中通過Bladed軟件對改造風電機組進行了仿真實驗，同時簡要分析了葉片改造成本和風電機組的經濟效益，進而論證了該方案的可行性和工程意義。

葉片加長；Blade仿真；可行性

0 引言

作為風電機組的關鍵部件，葉片對提高風電機組的風能捕獲量起到至關重要的作用[1]，不同風電場根據各自風況裝備了相應長度葉片的風電機組。因此，風電機組風能捕獲量更多地受風況影響[2]。如果某早期風電場運營期間風速小于預期風速，那么將會給風電場帶來很大的損失。本文提出一種風電機組葉片加長改造方案，用以彌補風電場風速較預期值偏低的不足。同時，在確保風電機組整體結構協調的前提下，適當增長葉片長度可以有效地提高風電機組的經濟性[3]。

1 風電機組葉片加長建模和實驗仿真

改造方案可對風電機組葉片進行不同程度的加長改造，通過Bladed仿真實驗驗證它的工程應用可行性。Bladed軟件可以全面分析模型風電機組的葉片載荷、輸入功率及槳距角等其他部件的工作狀態[4]。

仿真實驗中擬取77m直徑葉輪的2MW變槳距風電機組為樣本，通過Bladed軟件獲取該風電機組額定功率下的有效風速（根據距地面65m高度處風速為10m高度處的1.94倍，假設某地區10m高度的年平均風速為5.8m/s，則65m高度處的年平均風速為11.25m/s，有效風速應在該風速附近），葉片振動響應，槳距角變化及功率輸入等圖形。以此數據作為基準，分別選取葉輪直徑為87m和95m的風電機組進行仿真實驗。實驗中保證風電機組工作于有效風速下，同時利用Bladed控制策略確保葉片振動頻率在安全振動頻率之內[5]并記錄各風電機組輸入功率。

2 風電機組仿真基準模型的建立

2.1 風況仿真模型

在建立風電機組仿真模型之前首先確定實驗風場的風況。風速屬于偏正態分布，可以通過威布爾函數擬合成風速線性分布圖[6]，函數中的特征參數根據所選風況對象長時間實測所得，對平均風速的描述具有較大的逼真度。

威布爾（Weibull）概率密度函數表達式為：

公式中，c和k為威布爾概率密度函數的兩個特征參數。形狀參數k通過查資料計算所得，它對曲線分布有很大影響；尺度參數c表示平均風速[7]。該公式意義在于說明在某地平均風速已知前提下，該地各風速分布所對應的年時長百分比。圖1中的風場選取威布爾分布參數c（平均風速）為5.80，k（形狀參數）為2.0的風速模型。通過對比，該風速滿足風電機組安全運行的要求，具有較大的開發價值。

2.2 基準風電機組模型

該仿真過程通過Bladed仿真軟件建立風電機組模型，模型中設定風電機組葉輪半徑為37.25m，直徑為77m，塔筒高為65m，額定功率為2MW，同時該風電機組具有靈活的變槳功能，如圖2所示。建模過程中根據參考需要，圖3中規定了葉片振動坐標系，分別取沿機艙水平方向為X軸，沿葉片方向為Z軸，兩軸交與O點，取過O點垂直于面ZOX的直線為Y軸。DX 、DY 、DZ分別定義了葉片振動的正方向。圖4、圖5分別指出了基準風電機組模型的葉片長度、葉片剛度、風輪直徑、風輪半徑和塔筒高度等具體參數。

通過Bladed軟件對基準風電機組模型仿真可得，該77m葉輪風電機組運行中出現小幅值振動，主要表現為葉片的舞振。由于風電機組在掃風面積上承受較大的氣動推力，葉片顫振時以沿X軸方向上1.65m處為平衡點，最大幅值為0.72m（占葉片長度的1.818%），大部分幅值為0.32m（占葉片長度的0.779%），振動頻率為1.5Hz。葉片的擺振為0.20m振幅的簡諧運動。由于在振動模型中所選葉片在運行時會向Y軸相反的方向運行，因此，擺振的平衡點在－0.05m處。該振動頻率為0.6Hz，而且基本不因風況改變而波動。

葉片槳距角的變化會隨著葉片顫振情況發生相應的變化。將槳距角弧度轉換為角度，則變槳距范圍約在－2.0°到2.1°之間。低風速風電機組啟動時槳距角為負攻角增大，使葉片獲得一個較大的升力，從而提高了葉片的氣動性和啟動性[8]。風電機組運行時，槳距角會隨著葉片舞振幅值和頻率進行相應的變化，如圖7所示。由圖6分析可得，當葉片沿X軸振幅增大時槳距角會向負槳距角變化，而當葉片沿X軸振幅減小時槳距角會向正槳距角變化。同時，槳距角的變化具有一定的延遲性，但在保證風電機組安全高效運行時有著舉足輕重的作用。

圖1 風速威布爾分布模型

圖2 基準風電機組模型圖

圖3 葉片振動坐標系

圖4 基準風電機組模型中葉片參數

對于2MW風電機組，雖然該葉片振動不影響整個風電機組的安全運行，但是如圖8所示，在風電機組運行20s處可能由于風況的突變，風電機組輸入功率發生一個較大的跌落（50s處該功率跌落是由于風電機組停機所致），這就有可能導致風電機組發生并網事故，極大地影響了風電場的安全性和經濟性。在這種情況下就迫切需要有一種合理的方案來彌補該風電場的缺陷。

3 風電機組葉片加長改造仿真

在現有風電機組樣機基礎上對77m葉輪風電機組進行葉片加長改造，改造過程中只改變風電機組的葉輪，保持風電機組的翼型不變。之后，在該風場11.25m/s的風速下進行實驗仿真，分別獲取83m和95m葉輪風電機組運行時的葉片振動、槳距角變化和功率曲線圖形。

葉片更換時盡量保證葉片的剛度、質量、翼型不發生較大變化，這樣做的目的是為了避免因翼型等非葉片長度參數所引起的干擾，同時對不同葉片長度的仿真結果進行分析，從中找出較為合適的葉片改造方案。

3.1 83m葉輪風電機組模型仿真

圖5 基準風電機組模型中風輪和塔筒參數

圖6 基準風電機組模型中葉片振動和槳距角變化

圖7 基準風電機組模型中葉片槳距角變化

圖8 基準風電機組模型的輸入功率

圖9 83m葉輪風電機組模型中葉片振動和槳距角變化

經仿真實驗數據分析可知，83m葉輪風電機組在運行時葉片主要振動形式為舞振，如圖9所示。相比于77m葉輪風電機組葉片的舞振，該葉片舞振幅值增大，由于受氣動推力較大振動平衡點沿X軸后移至1.92m處，最大幅值為1.91m（占葉片長度的4.578%），大部分幅值為1.53m（占葉片長度的3.614%）和0.60m（占葉片長度的1.446%），振動頻率下降至1Hz。葉片的擺振仍為簡諧振動，振動平衡點在－0.10m處，振幅為0.30m，振動頻率為0.6Hz。但是擺振幅值頂端出現毛刺，說明葉片尖端隨葉片增長產生高階振動，相對而言這就稍微增大了葉片的不穩定性。

風電機組運行時葉片的槳距角在－2.0°到5.16°之間變化。啟動時槳距角為負值滿足風電機組起動特性，在風電機組正常運行時一直為正值最大達到5.16°，當風電機組遇到湍流等不穩定風況時槳距角增大，該過程中變槳距系統實時調節槳距角確保葉片運行的穩定性，之后風電機組停機時葉片槳距角恢復。整個過程中槳距角沒有發生較大的或者突發的變化，它對風電機組運行有著良好的友好性，如圖10所示。

在該83m葉輪風電機組模型中，風電機組輸入功率穩定地保持在2MW附近，雖然該功率曲線有很多波動，但波動范圍小基本符合正常風電機組功率輸入曲線，如圖11所示。同時，該模型在20s風電機組遭遇不穩定風況時功率曲線沒有太大的波動，屬于較理想的功率輸入曲線，能夠使風電機組維持在額定功率附近而且能較好的支持風電機組并網特性。

3.2 95m葉輪風電機組模型仿真

經仿真實驗數據分析可知，該95m葉輪風電機組在運行時葉片主要振動形式仍舊為舞振，相比于之前風電機組葉片的舞振該葉片舞振幅值明顯增大，如圖12所示。由于受到更大面積的氣動推力，該振動平衡點沿X軸后移至2.73m處，最大幅值為6.2m（占葉片長度的12.631%），大部分幅值為1.79m（占葉片長度的3.789%）和0.40m（占葉片長度的0.842%），振動頻率下降至0.8Hz。該模型風電機組葉片的擺振仍是簡諧振動，振動平衡點在-0.10m處，振幅為0.50m，振動頻率為0.58Hz。擺振幅值比較均勻對風電機組的自身安全和運行沒有太大影響。

圖10 83m葉輪風電機組模型中槳距角變化（圖片來源：GH Bladed）

圖11 83m葉輪風電機組模型中輸入功率變化（圖片來源：GH Bladed）

圖12 95m葉輪風電機組模型中葉片振動和槳距角變化

圖13 95m葉輪風電機組模型中槳距角變化

圖14 95m葉輪風電機組模型中輸入功率變化（圖片來源：GH Bladed ）

風電機組運行時葉片的槳距角在-1.0°到8.1°范圍內變化，在實際風電機組運行過程中槳距角一直在2.28°到8.1°之間波動。該風電機組模型在風電機組運行時槳距角變化頻率較大，槳距角的大小以波浪式跳變，這種變化對風電機組的變槳系統有較大的破壞性，如圖13所示。同時，在風電機組停機過程中槳距角由正變為負再變為正會對風電機組整體產生較大的沖擊，容易導致風電機組停機事故。

在95m葉輪風電機組模型中，風電機組輸入功率平均值保持在2MW附近，但該功率波動頻率和幅值都比較明顯，正態分布曲線中表現為方差值偏大，如圖14所示。風電機組在停機時該種波動反而更劇烈，這對風電機組停機有致命性打擊。從經濟角度出發，由于機組電機容易發生故障，風電機組故障維修成本增高，同時極大地降低了風電機組發電時長和風電機組發電量，從而也降低了風電機組的經濟性。

4 風電機組葉片加長造價和度電成本分析

在考慮到風電機組葉片成本約占到整機成本15%－20%[9]的前提下，為有效提高風電機組改造的經濟效益，現在對通過增加風電機組葉片長度來增加風電機組經濟性的方案進行簡要分析[10]。方案中以三種額定功率相同、葉片長度不同的風電機組作對比。通過搜集參數數據和運用經驗公式進行計算，由文獻[11]得，統計整理得以下表格數據（表2和表3中風速為10m高度處的值）。

表1 三類葉片長度不同的風電機組參數

表2 不同條件下機組的年發電量與總成本比較

表3 3類風電機組葉片造價和度電成本（元/kWh）

分別對比表2和3中的數據得到以下結論：

(1) 相同風速下，隨著風電機組葉片長度的增長年發電量也會增大，風電機組成本也隨著增加，但平均風速偏低時發電量增幅明顯；

(2) 隨著平均風速的增加，長葉片風電機組年發電量增幅較大，而短葉片風電機組年發電量增長比值較大即開發潛力較大；

(3) 在平均風速偏低時，適當增加風電機組葉片長度能夠顯著地提高風電機組的年發電量，而且度電成本也會有明顯的下降[12]。

通過對不同風況下不同葉片長度風電機組進行經濟性對比和分析可得，在不考慮風電機組特定因素和技術要求前提下，在平均風速偏低地區適當增加葉片長度可以較大地提高風電機組的風能捕獲量，如第二類風電機組的改造方案，雖然風電機組成本有所增加，但是風電機組度電成本會降低，能夠達到直接提升風電機組經濟效益的目的。

5 結語

本文提出一種風電機組葉片加長改造方案并進行了必要的實驗仿真和工程可行性分析。對風電場機型改造或許有一定實際意義。在當前風輪直徑為40m－70m之間的大部分風場中，通過調研可以在風速較預期風速偏低的風電場進行葉片直徑為80m－95m的更換改造，同時要做好風電機組葉片變槳防振，發電機組功率控制和機艙平衡等措施的布置。風電機組葉片加長改造需做好相應的防護預案，在保障風電機組可靠性的前提下便可以延長風能可利用時長、提高風能利用系數、風電機組年發電量以及風場的經濟效益[13]。

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Analysis of the Feasibility and Cost Bene fi t of Wind Turbine Blade Extension Transformation

Cui Xiaozhi, Wang Huajun
(1. Harbin Institute of Technology at WeiHai, Weihai 264209, China;2. Wind Energy & Power Engineering Major of Hebei University of Technology, Tianjin 300130, China)

Under the circumstance of vigorous development of low-speed wind power market in the domestic, this paper presented a program of blade lengthening transformation, where the wind speed is lower than the expected value. In the text, a simulation of the transformed wind turbine was performed by Bladed. Meanwhile, this paper analyzed the cost of transformation and the economic bene fi ts of wind turbines. Then its feasibility and engineering signi fi cance were demonstrated.

lengthen blade; Blade simulation; feasibility

TM614

A

1674-9219(2013)11-0094-07

2013-08-20。

崔曉志（1990-），男，碩士，就讀于哈爾濱工業大學（威海）。

王華君（1957-），男，教授，中國可再生能源學會風能專業委員會委員，天津市新能源產業協會副秘書長。主要從事風電工程教學工作，主要研究領域為風電整機技術、風力發電機及控制系統。