风电机组叶片增功组件研究与实践

文|刘峰

摄影：任永红

在风电机组叶片根部、迎风面等位置黏贴相关组件，可以改善风电机组叶片的气动性能、抑制失速，提高风能利用系数。2014 年初以来，我们小组比对了国内外叶片增功组件文献，并对国内叶片增功组件的应用情况进行调研论证，自主设计完成了三种型式的增功组件，在某风电场的2台机组上分别进行安装试验。安装增功组件前后的发电量数据对比显示，叶片安装增功组件后发电量显著提升。本文将重点说明叶片增功组件的结构型式、工艺流程、数据分析及比较结果，为下一步增功组件的深入优化和推广应用提供参考方法和数据支持。

增功组件的结构型式

一、涡流发生器

我们在每支叶片上布置有一到两列涡流发生器，呈条状安装在叶片吸力面根部过渡段至叶展中部区域，覆盖面超过叶展一定比例，位于弦向某位置附近处。为更好地抑制叶片表面气流失速现象（针对风电场实际情况），本次设计专门将涡流发生器的安装位置向前缘方向进行了调整。前期设计中明确了涡流发生器的结构尺寸（见图1），对高度H、间隔Z、长度L、间距S、倾角β、底座宽、距前缘距离等参数进行了详细规定。

二、阻力板

阻力板由与叶片同材质的复合材料制成。每支叶片安装多块扰流板，呈“一字型”固定在叶片压力面根部位置，与前缘方向呈一定夹角。单块阻力板尺寸、重量、各板间距、厚度等参数都经过认真计算和施工工艺考虑确定。扰流板底座总体呈长方形，尺寸根据叶片型式不同而不同，使用专用胶固定（有一定弧度以便粘接）在叶片上。沿展向从距叶根一定位置处开始安装，对起点距后缘的距离、终点距后缘的距离都进行了明确规定。

三、格尼襟翼

图1 涡流发生器外形及尺寸定义

格尼襟翼由与叶片同材质的复合材料制成。每支叶片安装多块格尼襟翼，呈弧形一字排列在叶片尾缘最大弦长处。为保证强度，在后缘处预留了一定距离，沿叶展方向与T 型扰流板相邻，详见图2。每块襟翼夹角为直角，固定安装间距，使用专用胶粘接固定在叶片上。

安全性分析

本次研究，为保证叶片安装增功组件后重要部位载荷不超允许范围，研究人员根据GL 规范，利用Blade 软件对某风电场77/1500 机组模型LM37.3 叶片带涡流发生器以及不带涡流发生器在同一风区下(IEC IIA)，分别根据叶片坐标系、轮毂坐标系、塔架坐标系进行了载荷计算，对比结果分别见图3、图4、图5。

图2 格尼襟翼外形图

图3 叶片坐标系下带与不带涡流发生器各方向力矩及受力图表

图4 轮毂坐标系下带与不带涡流发生器各方向力矩与受力图表

图5 塔架坐标系下带与不带涡流发生器各方向力矩与受力图表

比较可得，对于LM37.3 叶片带涡流发生器以及不带涡流发生器，极限载荷以及疲劳载荷，叶根Mx、My、Mxy，轮毂中心My、Mz、Myz，塔顶载荷My、Mxy，塔底载荷My、Mxy 等主要载荷变化幅度最大在2%左右。这远小于风电机组在设计过程中预留的15%－35%的载荷余量，所以在叶片上安装涡流发生器等小型增功组件对风电机组载荷影响不大，在其允许载荷范围内。

增功组件的安装工艺流程

分别选定某风电场306 机组、103 机组作为改造机组。同类增功组件采用批次安装方法，以便分析单一种类增功组件的作用效果。即，首先在306 机组上安装涡流发生器；然后安装103 机组的三类增功组件，同时收集306 机组的实时数据；最后安装306 机组的T 型扰流板和格尼襟翼。

安装施工采用吊篮作业方法，未使用大型吊装设备，节省了成本和时间。开工前对安全措施、原材料、工具、施工机械进行了检查。通过划线、打磨、粘贴、烘干、胶衣修复、固化等作业工序，用10天时间完成了2台风电机组的增功组件安装。

一、定位与粘贴的质量控制

叶片安装增功组件的工艺难点在于确定安装位置和保证粘贴质量。叶片表面是曲率变化的曲面，为了精确找到设计的安装点，现场制作了专用的测量工具，用于在叶片上定位。为保证粘贴质量，施工对粘接剂的厚度和均匀程度均进行了控制，其中对涡流发生器、阻力板和格尼襟翼的胶层厚度均进行了不同标准限定，并对烘干温度和固化时间进行了严格规定。这些数据均来源于地面上预先进行的粘贴试验和拉力测试。

二、施工环境条件控制

施工期为10 月27 日至11 月12 日，施工期间某风电场的气温均在10℃以上，满足施工条件。施工方案中针对下雨采取了防范措施，为保证叶片原有纤维的强度，表面打磨和胶衣修复工作均控制在晴朗天气条件下进行。部分施工过程及安装效果见图6。11 月12 日，成功完成了2 台风电机组的增功组件安装。

安装前后数据对比分析

一、机位选择

试验风电场位于沿海滩涂区，装机容量49.5MW，安装有33 台1.5MW 风电机组。其中，19 台使用昆山华风叶片，12 台使用丹麦艾尔姆LM37.3P2 型叶片，其余2 台使用东汽自产叶片。改造风电机组和对比风电机组的选择原则为：

（1）风电机组运行情况良好且无限电，发电能力接近。

（2）风电机组位置在风电场具有代表性，与对比风电机组间距大于5 倍－6 倍风轮直径。

（3）风电机组主风向10 倍风轮直径内无其他风电机组或障碍物。

（4）风电机组所处地形平坦。

综合考虑以上因素及施工场地条件，确定在临海一侧的306 机组和风电场西南边缘的103 机组上安装增功组件。在对比风电机组的选择上，306 机组与临近307 机组对比，103 机组与临近102 机组对比。其中，306 机组和307 机组采用昆山华风叶片，102 机组和103 机组采用LM 叶片。

二、提效情况分析

（一）306 风电机组改造前后数据分析

图7 给出了改造前后的发电量曲线。需要指出的是，尽管采用了批次安装增功组件的方式以便分离各类组件的增升作用，由于SCADA 系统的数据记录及安装时间问题，仅收集到部分风速段下单独安装涡流发生器后的发电量。

根据某风电场代表年的风频威布尔分布数据图，结合增功组件安装前后各风速段的发电量计算结果，计算得出306 风电机组改造前后的年发电量提升了3.37%。其中，改造后采样点不足处，按照风速高于12.5m/s 后发出额定功率计算。

图6 吊篮、划线与打磨

图7 306风电机组改造前后功率曲线对比

（二）103 风电机组改造前后数据分析

按照目前的运行情况，利用某风电场风电场代表年的风频威布尔分布数据，计算得出103 风电机组改造后的年度发电量提升3.63%，如图8。

（三）改造风电机组与邻近风电机组的对比

科学的数据分析方法是验证风电机组提效结果的重要因素。因此在进行同一台风电机组改造前后的纵向对比后，研究小组还进行了与邻近机组的横向数据对比。在进行横向对比中，主要考虑了以下几方面因素：

（1）忽略可能的尾流影响区域。根据IEC61400－12 标准计算，307 机组在306 机组北偏西方向15°，两风电机组直线距离590 m，需剔除风向（340°－350°）及（160°－170°）的两台风电机组互相影响扇区内的功率点；103 机组在102 机组的西偏北10 度，因此剔除风向（275°－285°）及（95°－105°）扇区的功率点。

（2）改造风电机组与对比风电机组中任一台机组故障时，均剔除此时段两台机组的数据。

（3）根据风电机组运行状态代码，剔除风电机组解缆、维护、限电时的数据。

根据风能利用公式，风电机组输出的功率为：

式中 Cp－风电机组的功率系数，A－风电机组的扫掠面积，ρ－空气密度，v－风速。

风电机组叶片安装增功组件后，风电机组的扫风面积A 没有发生变化；空气密度在改造前后的时间段内变化也不大（这也是要求尽量采用时间段较近的区间进行功率比较的原因）；而对于横向对比的风电机组，两台临近风电机组同一时间空气密度基本一致。只有两台风电机组同一时间测得的风速略有差异。可以通过剔除尾流扇区影响和选择临近且地面粗糙度接近的风电机组来减小风速差异。

由于叶片安装增功组件是改变叶片的风能利用系数Cp值来提高发电效率的，因此我们将306 机组与307 机组在10 月1 日至11 月30 日期间满足上述条件的日发电量与当日平均风速的立方相除。用以评价306 机组在改造前（10月27 日开工）与改造后（11 月6 日完工）风能利用情况（详见图9）。

用同样的分析方法，将103 机组改造前（10 月1 日至11 月6 日）改造后（11 月11 日至11 月30 日）的有效电量与风速立方的比值与临近的102 机组对比，得到图10 中的曲线。

图8 103风电机组改造前后功率曲线对比

图9 306风电机组改造前后风能利用情况与307风电机组对比图

图10 103风电机组改造前后风能利用情况与102风电机组对比图

（四）经济效益评价

风电场2012 年－2013 年平均利用小时为1630 h，按上网综合电价为0.67 元/kWh 计算，按照平均提效3%保守计算，风电场33 台风电机组全部改造后，年增加收益为1630×4.95×3%×0.67 ＝162.18 万元。

结语

本文介绍了在某试验风电场机组上安装涡流发生器、阻力板和格尼襟翼三种增功组件的结构形式、安装位置、施工工艺，阐述了数据收集、效果对比的方法。结果显示，在风电机组上安装涡流发生器、阻力板和格尼襟翼3 种增功组件可以实现发电量提升。风电场2 台机组安装3 种增功组件前后的发电量数据显示，其年发电量预计可增加3%以上（其中306 机组提升3.37%，103 机组提升3.63%）。风电场全部改造后，年增加收益约为162.18 万元人民币，预计投资回收期不足2 年，按照风电机组还剩15 年的使用寿命计算，某风电场风电场在设计寿命内可增加收入162.18×15－40.2 ＝2392.5 万元。其中，40.2 万元是3 台风电机组安装过程中扣除的电量损失费用。

同时，本次研究存在以下不足：

（1）由于风电场SCADA 系统的限制，同一时间只能录波一台机组的秒级数据；加之施工时段接近11 月，时间限制仅收集到部分风速段下的涡流发生器数据，因此报告中单独加装涡流发生器的作用无法分析获得其独立的提效效果。

（2）为了获得提效结果，需要改造前后全风速段的发电量数据。可用的秒级数据风速覆盖不全，尽管如此仍然要处理近300M 的数据。数据处理消耗了大量的时间和精力，这也为今后开发数据处理软件提出了应用需求。

摄影：邹大勇

（3）数据分析使用了叶片安装增功组件前后共2 个月的数据值，通过历年气象数据计算某风电场风电场在10 月－11 月期间空气密度变化不大。根据日平均气温为最高气温和最低气温的平均值，月平均气温为该月各日平均气温的平均值，可以计算得出山东某风电场2014 年10月和11 月的平均气温分别为16.73℃和16.57℃。结合空气密度公式，空气密度＝1.293×(实际压力/标准物理大气压)×(273.15/实际绝对温度)，绝对温度＝摄氏温度＋273.15。且20 摄氏度时，空气密度为1.205kg/m3。计算得出：某风电场10 月份平均温度对应空气密度1.2186kg/m3；11 月份对应空气密度1.2193kg/m3。空气密度影响因素为1.2193/1.2186－1 ＝0.057%。因此数据处理中忽略了空气密度对功率值的影响。