風電機組葉片增功組件研究與實踐

文|劉峰

攝影：任永紅

在風電機組葉片根部、迎風面等位置黏貼相關組件，可以改善風電機組葉片的氣動性能、抑制失速，提高風能利用系數。2014 年初以來，我們小組比對了國內外葉片增功組件文獻，并對國內葉片增功組件的應用情況進行調研論證，自主設計完成了三種型式的增功組件，在某風電場的2臺機組上分別進行安裝試驗。安裝增功組件前后的發電量數據對比顯示，葉片安裝增功組件后發電量顯著提升。本文將重點說明葉片增功組件的結構型式、工藝流程、數據分析及比較結果，為下一步增功組件的深入優化和推廣應用提供參考方法和數據支持。

增功組件的結構型式

一、渦流發生器

我們在每支葉片上布置有一到兩列渦流發生器，呈條狀安裝在葉片吸力面根部過渡段至葉展中部區域，覆蓋面超過葉展一定比例，位于弦向某位置附近處。為更好地抑制葉片表面氣流失速現象（針對風電場實際情況），本次設計專門將渦流發生器的安裝位置向前緣方向進行了調整。前期設計中明確了渦流發生器的結構尺寸（見圖1），對高度H、間隔Z、長度L、間距S、傾角β、底座寬、距前緣距離等參數進行了詳細規定。

二、阻力板

阻力板由與葉片同材質的復合材料制成。每支葉片安裝多塊擾流板，呈“一字型”固定在葉片壓力面根部位置，與前緣方向呈一定夾角。單塊阻力板尺寸、重量、各板間距、厚度等參數都經過認真計算和施工工藝考慮確定。擾流板底座總體呈長方形，尺寸根據葉片型式不同而不同，使用專用膠固定（有一定弧度以便粘接）在葉片上。沿展向從距葉根一定位置處開始安裝，對起點距后緣的距離、終點距后緣的距離都進行了明確規定。

三、格尼襟翼

圖1 渦流發生器外形及尺寸定義

格尼襟翼由與葉片同材質的復合材料制成。每支葉片安裝多塊格尼襟翼，呈弧形一字排列在葉片尾緣最大弦長處。為保證強度，在后緣處預留了一定距離，沿葉展方向與T 型擾流板相鄰，詳見圖2。每塊襟翼夾角為直角，固定安裝間距，使用專用膠粘接固定在葉片上。

安全性分析

本次研究，為保證葉片安裝增功組件后重要部位載荷不超允許范圍，研究人員根據GL 規范，利用Blade 軟件對某風電場77/1500 機組模型LM37.3 葉片帶渦流發生器以及不帶渦流發生器在同一風區下(IEC IIA)，分別根據葉片坐標系、輪轂坐標系、塔架坐標系進行了載荷計算，對比結果分別見圖3、圖4、圖5。

圖2 格尼襟翼外形圖

圖3 葉片坐標系下帶與不帶渦流發生器各方向力矩及受力圖表

圖4 輪轂坐標系下帶與不帶渦流發生器各方向力矩與受力圖表

圖5 塔架坐標系下帶與不帶渦流發生器各方向力矩與受力圖表

比較可得，對于LM37.3 葉片帶渦流發生器以及不帶渦流發生器，極限載荷以及疲勞載荷，葉根Mx、My、Mxy，輪轂中心My、Mz、Myz，塔頂載荷My、Mxy，塔底載荷My、Mxy 等主要載荷變化幅度最大在2%左右。這遠小于風電機組在設計過程中預留的15%－35%的載荷余量，所以在葉片上安裝渦流發生器等小型增功組件對風電機組載荷影響不大，在其允許載荷范圍內。

增功組件的安裝工藝流程

分別選定某風電場306 機組、103 機組作為改造機組。同類增功組件采用批次安裝方法，以便分析單一種類增功組件的作用效果。即，首先在306 機組上安裝渦流發生器；然后安裝103 機組的三類增功組件，同時收集306 機組的實時數據；最后安裝306 機組的T 型擾流板和格尼襟翼。

安裝施工采用吊籃作業方法，未使用大型吊裝設備，節省了成本和時間。開工前對安全措施、原材料、工具、施工機械進行了檢查。通過劃線、打磨、粘貼、烘干、膠衣修復、固化等作業工序，用10天時間完成了2臺風電機組的增功組件安裝。

一、定位與粘貼的質量控制

葉片安裝增功組件的工藝難點在于確定安裝位置和保證粘貼質量。葉片表面是曲率變化的曲面，為了精確找到設計的安裝點，現場制作了專用的測量工具，用于在葉片上定位。為保證粘貼質量，施工對粘接劑的厚度和均勻程度均進行了控制，其中對渦流發生器、阻力板和格尼襟翼的膠層厚度均進行了不同標準限定，并對烘干溫度和固化時間進行了嚴格規定。這些數據均來源于地面上預先進行的粘貼試驗和拉力測試。

二、施工環境條件控制

施工期為10 月27 日至11 月12 日，施工期間某風電場的氣溫均在10℃以上，滿足施工條件。施工方案中針對下雨采取了防范措施，為保證葉片原有纖維的強度，表面打磨和膠衣修復工作均控制在晴朗天氣條件下進行。部分施工過程及安裝效果見圖6。11 月12 日，成功完成了2 臺風電機組的增功組件安裝。

安裝前后數據對比分析

一、機位選擇

試驗風電場位于沿海灘涂區，裝機容量49.5MW，安裝有33 臺1.5MW 風電機組。其中，19 臺使用昆山華風葉片，12 臺使用丹麥艾爾姆LM37.3P2 型葉片，其余2 臺使用東汽自產葉片。改造風電機組和對比風電機組的選擇原則為：

（1）風電機組運行情況良好且無限電，發電能力接近。

（2）風電機組位置在風電場具有代表性，與對比風電機組間距大于5 倍－6 倍風輪直徑。

（3）風電機組主風向10 倍風輪直徑內無其他風電機組或障礙物。

（4）風電機組所處地形平坦。

綜合考慮以上因素及施工場地條件，確定在臨海一側的306 機組和風電場西南邊緣的103 機組上安裝增功組件。在對比風電機組的選擇上，306 機組與臨近307 機組對比，103 機組與臨近102 機組對比。其中，306 機組和307 機組采用昆山華風葉片，102 機組和103 機組采用LM 葉片。

二、提效情況分析

（一）306 風電機組改造前后數據分析

圖7 給出了改造前后的發電量曲線。需要指出的是，盡管采用了批次安裝增功組件的方式以便分離各類組件的增升作用，由于SCADA 系統的數據記錄及安裝時間問題，僅收集到部分風速段下單獨安裝渦流發生器后的發電量。

根據某風電場代表年的風頻威布爾分布數據圖，結合增功組件安裝前后各風速段的發電量計算結果，計算得出306 風電機組改造前后的年發電量提升了3.37%。其中，改造后采樣點不足處，按照風速高于12.5m/s 后發出額定功率計算。

圖6 吊籃、劃線與打磨

圖7 306風電機組改造前后功率曲線對比

（二）103 風電機組改造前后數據分析

按照目前的運行情況，利用某風電場風電場代表年的風頻威布爾分布數據，計算得出103 風電機組改造后的年度發電量提升3.63%，如圖8。

（三）改造風電機組與鄰近風電機組的對比

科學的數據分析方法是驗證風電機組提效結果的重要因素。因此在進行同一臺風電機組改造前后的縱向對比后，研究小組還進行了與鄰近機組的橫向數據對比。在進行橫向對比中，主要考慮了以下幾方面因素：

（1）忽略可能的尾流影響區域。根據IEC61400－12 標準計算，307 機組在306 機組北偏西方向15°，兩風電機組直線距離590 m，需剔除風向（340°－350°）及（160°－170°）的兩臺風電機組互相影響扇區內的功率點；103 機組在102 機組的西偏北10 度，因此剔除風向（275°－285°）及（95°－105°）扇區的功率點。

（2）改造風電機組與對比風電機組中任一臺機組故障時，均剔除此時段兩臺機組的數據。

（3）根據風電機組運行狀態代碼，剔除風電機組解纜、維護、限電時的數據。

根據風能利用公式，風電機組輸出的功率為：

式中 Cp－風電機組的功率系數，A－風電機組的掃掠面積，ρ－空氣密度，v－風速。

風電機組葉片安裝增功組件后，風電機組的掃風面積A 沒有發生變化；空氣密度在改造前后的時間段內變化也不大（這也是要求盡量采用時間段較近的區間進行功率比較的原因）；而對于橫向對比的風電機組，兩臺臨近風電機組同一時間空氣密度基本一致。只有兩臺風電機組同一時間測得的風速略有差異?？梢酝ㄟ^剔除尾流扇區影響和選擇臨近且地面粗糙度接近的風電機組來減小風速差異。

由于葉片安裝增功組件是改變葉片的風能利用系數Cp值來提高發電效率的，因此我們將306 機組與307 機組在10 月1 日至11 月30 日期間滿足上述條件的日發電量與當日平均風速的立方相除。用以評價306 機組在改造前（10月27 日開工）與改造后（11 月6 日完工）風能利用情況（詳見圖9）。

用同樣的分析方法，將103 機組改造前（10 月1 日至11 月6 日）改造后（11 月11 日至11 月30 日）的有效電量與風速立方的比值與臨近的102 機組對比，得到圖10 中的曲線。

圖8 103風電機組改造前后功率曲線對比

圖9 306風電機組改造前后風能利用情況與307風電機組對比圖

圖10 103風電機組改造前后風能利用情況與102風電機組對比圖

（四）經濟效益評價

風電場2012 年－2013 年平均利用小時為1630 h，按上網綜合電價為0.67 元/kWh 計算，按照平均提效3%保守計算，風電場33 臺風電機組全部改造后，年增加收益為1630×4.95×3%×0.67 ＝162.18 萬元。

結語

本文介紹了在某試驗風電場機組上安裝渦流發生器、阻力板和格尼襟翼三種增功組件的結構形式、安裝位置、施工工藝，闡述了數據收集、效果對比的方法。結果顯示，在風電機組上安裝渦流發生器、阻力板和格尼襟翼3 種增功組件可以實現發電量提升。風電場2 臺機組安裝3 種增功組件前后的發電量數據顯示，其年發電量預計可增加3%以上（其中306 機組提升3.37%，103 機組提升3.63%）。風電場全部改造后，年增加收益約為162.18 萬元人民幣，預計投資回收期不足2 年，按照風電機組還剩15 年的使用壽命計算，某風電場風電場在設計壽命內可增加收入162.18×15－40.2 ＝2392.5 萬元。其中，40.2 萬元是3 臺風電機組安裝過程中扣除的電量損失費用。

同時，本次研究存在以下不足：

（1）由于風電場SCADA 系統的限制，同一時間只能錄波一臺機組的秒級數據；加之施工時段接近11 月，時間限制僅收集到部分風速段下的渦流發生器數據，因此報告中單獨加裝渦流發生器的作用無法分析獲得其獨立的提效效果。

（2）為了獲得提效結果，需要改造前后全風速段的發電量數據?？捎玫拿爰墧祿L速覆蓋不全，盡管如此仍然要處理近300M 的數據。數據處理消耗了大量的時間和精力，這也為今后開發數據處理軟件提出了應用需求。

攝影：鄒大勇

（3）數據分析使用了葉片安裝增功組件前后共2 個月的數據值，通過歷年氣象數據計算某風電場風電場在10 月－11 月期間空氣密度變化不大。根據日平均氣溫為最高氣溫和最低氣溫的平均值，月平均氣溫為該月各日平均氣溫的平均值，可以計算得出山東某風電場2014 年10月和11 月的平均氣溫分別為16.73℃和16.57℃。結合空氣密度公式，空氣密度＝1.293×(實際壓力/標準物理大氣壓)×(273.15/實際絕對溫度)，絕對溫度＝攝氏溫度＋273.15。且20 攝氏度時，空氣密度為1.205kg/m3。計算得出：某風電場10 月份平均溫度對應空氣密度1.2186kg/m3；11 月份對應空氣密度1.2193kg/m3?？諝饷芏扔绊懸蛩貫?.2193/1.2186－1 ＝0.057%。因此數據處理中忽略了空氣密度對功率值的影響。