变桨距风力发电机组叶尖延长改造评估

文 | 程明哲，周晓亮，翁海平，龚玉祥

（作者单位：浙江运达风电股份有限公司）

我国风能资源丰富，陆上风电主要分布于“三北”（东北、华北、西北）地区、东南沿海地区以及内陆局部地区。其中，“三北”地区风能储量占全国陆上风能储量的79%。随着全球变暖，导致两极与赤道的温差缩小，全球风速都在变小。研究指出近50年来除青藏高原及其东部和东南地区年平均风速不存在显著变化外，我国大部分地区年平均风速呈明显减小趋势。在这种情况下，大量已装机风电机组的发电性能明显下降。而运营商出于经济性考虑，则希望通过技术手段对原叶片进行技术改造而提高发电量。

目前较为成熟的技术改造方法有叶片延长和加装增功组件两种。有相当一部分研究表明，叶尖延长可带来非常可观的发电性能提升。并且山西某风电场已有数台进行了叶尖延长的技术改造，其年发电量增幅大于5%。然而，叶尖延长也同时会带来整机载荷的增加。目前很少有研究表明叶尖延长对整机载荷及安全性的影响。鉴于此，本文对某风电场1.5MW变桨距风电机组进行叶尖延长技术改造，并从整机角度分析技改机组的载荷、强度和发电性能，从而评估该方法的可行性，也为叶尖延长方案的实施提供理论依据。

理论基础

风电机组的发电性能主要通过年发电量进行评估。年发电量取决于风电机组的输出功率与风电场的风速分布。这些参数的确定将在下文进行详细介绍。

一、输出功率

从接收风能的风轮端到输出电能的电机端，中间要经过空气动力、传动链、电机的转化。最终电机端实际的输出功率可表示为：

式中，

W：电机输出功率

ρ：空气密度

v： 额定风速

R： 风轮半径

Cp：风轮功率系数

η1：传动链效率

η2：电机效率

对运行的风电机组来说，现场的空气密度、叶片的风能利用系数、风况水平均已确定，而叶片长度的二次方与输出功率成正比。

二、风速分布

风速分布作为风电机组设计的重要参考因素，GL2010标准提供了两种分布函数，分别为威布尔函数和瑞利函数。本文将以威布尔函数进行载荷和年发电量的计算，其表达式为：

式中，

V： 轮毂高度处风速

p（V）：风速V出现的概率C： 威布尔函数尺寸参数

k：威布尔函数形状参数

Vave：轮毂高度处年平均风速

三、年发电量

风电机组的年发电量不仅取决于风电机组自身的输出功率，还与现场的风力条件息息相关。年发电量用公式可表示为：

式中，

PAE：年发电量

Vcut-in：切入风速

Vcut-out：切出风速

V：轮毂高度处风速

P（V）：机组在风速V时的输出功率

p（V）：风速V出现的概率

本文技改机组切入、切出风速分别为2.5m/s和20m/s，∆V 为 0.1m/s。

叶尖延长方案分析计算

一、条件设置

对某风电场1.5MW机组进行叶尖延长技改方案。根据图1所示步骤，确定叶片延长节外形气动参数。最终将叶片由40.3m增加到42.1m。其中，原机型称为原82-1500，技改机型为改86-1500。技改机组相关参数如表1所示。

根据上述参数对Bladed整机模型进行设置，并将技改后的叶片模型输入到Bladed中，如图2所示。

以GL2010标准为依据，计算该模型的极限、疲劳等工况，并根据计算结果对整机的功率、载荷、强度进行评估。

二、计算结果

（一）最大功率曲线

由于叶尖延长节采用相对厚度较小的NACA翼形，具有较高的升阻比和良好的气动特性。因此延长节对整个叶片的功率系数的提升起到积极作用。

如图3所示，当桨距角为－0.5°时，叶片获得最大功率系数0.485，与技改前叶片的最大功率系数0.483相比提高了0.4%。

（二） 载荷强度评估

由于叶尖延长节提升了叶片的出力性能，从而导致整机载荷的增加。通过统计各个工况下的载荷计算结果，获得技改机组各个部件的最大载荷，并与原设计载荷进行对比，如表2所示。

图1 延长节气动外形设计流程

图2 基于Bladed叶片模型

表1 技改机型参数

由表2可知，叶根与轮毂的计算载荷与设计载荷相比，具有较大的安全余量。然而，由于整机载荷传递到塔底，使得塔底承受较大的载荷，其中塔底正常运行工况下载荷Mxy为15695kNm，与原设计载荷15706kNm十分接近，但仍处于设计载荷范围内，因此技改机组能够满足风电机组正常运行需求。从表2也可看出，塔底载荷安全余量已接近饱和，额外的增功改造都有可能造成塔底载荷超限的情况，这也是影响叶尖延长节长度的重要因素。

（三） 发电量增益评估

通过Bladed仿真计算得出原82-1500和改86-1500的静态功率曲线，对比可得改86-1500机组的理论静态功率曲线在达到额定功率之前要明显优于原82-1500机组的静态功率曲线，改86-1500机组额定风速也由11.5m/s减小到11m/s，如图4所示。其主要原因在于叶尖延长节增大了风轮扫掠面积的同时，也提高了风电机组叶片的最大功率系数，从而使得风电机组在更低的风速下达到额定功率。

根据静态功率曲线，并结合公式（2）、（3）、（4）计算技改前后，风电机组在不同年平均风速下的年发电量。发电量增益结果如表3所示。

从表3可以看出，随着年平均风速的增加，年发电量增益逐渐减少。其中，年平均风速为5m/s时，年发电量增益最大，为6.18%。而当年平均风速为8.5m/s时，年发电量增益降至3.24%。因此，叶尖延长技改方案将对低风速地区的风电机组提供可观的年发电量增益。而在高风速地区，发电量增益将十分有限。

根据表4显示的年发电量数据以及表3提供的发电量增益，按年平均风速6.0m/s的增益量5.11%计算。技改后机组年平均发电量增量约为190.4MWh，年等效发电小时增量约为126.9h。以上网电价按照0.6元/千瓦时计算，技改后单台机组年收益增幅约为11.4万元。

图3 功率系数随叶尖速比变化曲线

图4 静态功率曲线对比

表2 载荷对比

表3 年发电量增益

表4 某风电场年发电量数据

摄影：马儒

结论

本文针对某风电场1.5MW机组叶尖延长技术改造（叶片长度由40.3m增加到42.1m）展开研究，对技改机组的载荷、强度和年发电量等方面进行评估。结果表明：

（1）叶片通过加装叶尖延长节，能够有效提升叶片的最大功率系数。经计算，该风电场技改后叶片的最大功率系数由0.483增加到0.485，提高了0.4%；

（2）技改机组所有部件的载荷强度均满足设计要求，其中，塔底的疲劳载荷为设计载荷的99.9%，这就意味着叶片增功已达到饱和，额外的技术改造有可能会造成塔底疲劳载荷超出设计范围；

（3）叶尖延长技改方案能够有效降低风电机组的额定风速，就该风电场而言，额定风速由11.5m/s减小到11m/s；

（4）叶尖延长能为低风速地区的风电机组提供可观的年发电量增益，随着年平均风速的增加，年发电量增益逐渐减小。根据当地风电场年发电量统计数据，按年平均风速6.0m/s的增益量5.11%计算，单台机组年收益约为11.4万元。