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1、【摘要】本论文以中广核新能源某风电场选用的某型15MW双馈型风力发电机为例，对其重要部件一一叶片在运行过程中遇到的问题进行深入地剖析，并探索采用加长型叶片对原叶片进行更换、增大叶轮扫风面积的改造方法进行解决，以提高风电机组的安全性、经济性和可靠性。【关键词】清洁能源风电加长叶片可靠性1 .项目背景1.1 项目简介研究对象为某风电场装机容量300MW使用的双馈1.5MW机型70叶片。其位于内蒙古锡林郭勒盟锡林浩特市，风电场中心地理位置约为东经115o5r北纬4328,平均海拔约为1350mo1.1.1 HT34型叶片缺陷产生机理(1)叶片材质问题叶片生产厂家早期出于成本考虑使用聚酯树脂作为原材料
2、(聚酯树脂价格相较于现在大型叶片使用的主流材料环氧树脂便宜近三分之一)，但是聚酯树脂在寒冷的冬季容易脆化，经过近10年时间运行，聚酯树脂材料衰减老化加剧，脆化度增加。结合叶片内部存在的生产时期遗留的固有缺陷，叶片随着运行年限的增加结构承载能力下降很多。(2)制造存在缺陷叶片最大弦长至接近1/2叶片长的局部，属于叶片曲率很不连续的区域，曲率不连续将导致叶片铺层贴合度难度较大。且此处叶片表面积和弯度最大，也是提供叶片整体刚度和承担载荷的最主要区域。由于该型叶片早期生产工艺不达标，导致R8-R16区域有较多缺陷，从已折损的叶片来看全部都是从该区域折断。(3)设计安全余量不足原因叶片原始设计存在较大设
3、计安全余量不足问题，无法满足叶片安全运行20年，尤其在叶片运行5年后开始出现材料衰减、运行环境材料老化后，叶片强度降低，难以抵御复杂载荷作用，开始出现裂纹。疲劳载荷作用下，在加载初期迅速发生大量基体开裂，所形成的裂纹及其累积造成纵向弹性模量显著衰减。当纤维无法承受裂纹尖端应力发生断裂时，会造成局部纵向弹性模量的瞬时衰减，且裂纹尖端的剪应力还会造成纤维和基体间界面的剪切破坏，使得纤维上的力无法有效传递到基体上，受力纤维更易于断裂，这些均导致纵向弹性模量衰减较快。直至裂纹扩展到形成开裂的层面，导致叶片产生无可复原的损伤破坏。1.1.2 HT34型叶片对于风电场经济效益的影响该HT34型叶片批次性质
4、量性问题为风电场的经营效益造成了影响，为了彻底解决叶片问题，该风电场计划对原叶片进行批量更换，希望通过更换加长型叶片(单支长37.5米)将叶轮直径由70米增加至77米，扫风面积增大21.65%,提升现有机组出力能力，用超发的电量补偿更换费用，实现所有机组剩余生命周期的安全、稳定、高效运行。以下章节为采用加长型叶片进行改造、提升发电能力的可行性研究论证。2 .风电场风资源分析该风电场海拨大约为1350m,直阅可研报告，根据气象站19562017年实测的平均气压、平均气温、空气密度，按低温环境-5。C计算当地空气密度。通过以下公式计算，可得到风场当地空气密度为1.11kgm3:（当地空气密度计算公
5、式）352.99h(273+t)101325式中：P-空气密度，kgm3h-当地大气压力，Pat-温度，C2.1 湍流强度根据该风电场可研报告中湍流强度的计算结果，可知70m高度处湍流强度0.08（见下表2.2）,表2.2各高度处湍流强度测风高度10m30m50m70m湍流强度（逐小时）0.220.150.140.13湍流强度(V=150.5ms)0.130.090.080.082.3极限风速利用锡林浩特市气象站多年最大风速资料，采用Gumbel型进行频率计算，得出气象站IOm高50年一遇的最大风速为28.0mso再由气象站与风场的相关关系和风场的风切变指数关系，并结合风场的实际风况，得到风场
6、通常轮毂高度的50年一遇最大风速为：60m高50年一遇的最大风速：40.5ms;65m高50年一遇的最大风速：41.2mso2.4 年平均风速根据风电场可研报告数据，风电场Wm高度处年平均风速为6.6ms,年平均风功率密度为264.0Wm2;70m高度处年平均风速为8.8ms,年平均风功率密度为637.3Wm2,说明该风场风能资源较为丰富，开发利用价值较大，如能妥善解决叶片问题，风电场将取得较好的经济效益。3 .风电机组部件初步评估根据风电场可研报告中的数据，对比现场风资源条件和设计边界条件，判断两种情况的可行性。表3.1计算边界条件对比设计边界条件宝力格风场空气密度1.225kgm31.11
7、kgm3额定功率kW15001500湍流强度0.2020.135切入风速ms3.5ms3.5m/s切出风速ms25m/s25ms50年一遇10分钟平均风速42.5ms42.5ms年平均风速8.5ms8.8ms根据风场风资源数据计算改造后各部件的极限和疲劳载荷，通过与机组设计载荷对比，对可行性进行初步判断。根据对该风场风资源情况的分析以及叶片改造方案，对整个系统进行动力学仿真建模，并对各设计工况进行载荷计算，通过对比极限载荷和疲劳载荷，对风电机组主要部件进行安全性校核。3.2 载荷坐标系坐标系定义如下：MZSMedge图3.1：弦坐标系YS沿弦向，指向叶片后缘ZS沿叶片变桨轴方向XS垂直于弦，并
8、且XS,YS,ZS符合右手定则原点位于相应的弦线和叶片变桨轴的交点处图3.3：风轮坐标系XNF风轮粕线方向ZNF竖直向上YNF礁置于XNF,并且XNFYNF.ZNF.符合右手定则原点位于风轮中心XNR风轮轴线方向ZNR沿叶片1半径方向，并垂直于XNRYNR垂直于XNR,并且XNRYNR.ZNF,符合右手定则原点位于风轮中心图3.5：塔架底部坐标系XT风轮轴线的水平指向，固定在塔架上ZT垂直向上YT水平侧向，并且XT.YT.ZT符合右手定则原点位于塔架轴战与塔架顶部截面的交点处XF水平方向ZF沿塔架轴线垂直向上YF水平侧向，并且XF,YF,ZF符合右手定则原点位于塔架轴线与基础环上表面的交点处3
9、.3 极限载荷对比本课题主要针对机组几大重要部件进行分析校核，其中载荷计算采用长度为37.5米的DF77D叶片模型根据风场风资源数据计算载荷与叶片设计载荷对比。(1)叶片各截面将改造后叶片极限计算载荷与极限设计载荷对比，如下表所示：叶片截面位置ImI设计载荷kNm计算载荷kNm计算载荷/设计载荷FlapwiseMomentkNmFlapwiseMomentkNmFlapwiseMomentMax.Min.Max.Min.Max.Min.1.0124389.9-3040.43942.8-2863.189.894.24.0123768.2-2600634120-235929059077.01231
10、58.7-2183.52894.3-1899.191.687.010.0122612.0-1850.523588-1562590384413.0122093.2-1544.218621-1252.689081116.0121612.7-1276.31433.7-970.488.976.019.0121188.1-998010646-750.389675.222.012827.7-729.7748.5-547.090.475.025.012535.3-4885490.2-366.491675028.012311.1-2876288.5-218.392.775.931.012150.6-136.7
11、140.7-108.593.479.434.01247.4-42.644.7-35.094382237.0122.85-2662.68-2.3094.086.5叶片截面位置Iml设计载荷kNm计算载荷kNm)计算载荷/设计载荷(EdgewiseMomentIkNmIEdgewiseMomentIkNmIEdgewiseMomentMax.Min.Max.Min.Max.Min.1.0122335.7-2139.521206-1962.490891.74.0122106.2-1833.21872.4-1687.988992.17.0121865.4-1533616147-1397.0866911
12、10.0121471.0-1178.112641-1093.685992.813.0121107.3-8816949.1-833.885794.616.012820.4-64936936-614.384594.619.012589.1-462.4502.1-442.185295.6220124025-3120349.0-302486796925.012256.1-194.0225.0-190.987.998.4280121455-10641316-1114904104.731.01266.9-46.962.2-48.993.0104.33401221.3-11.320.2-13.6948120
13、.437.0121.72-1.061.55-0.8990.184.0通过对比可知，叶片计算载荷小于叶片设计值，只有部分截面挥舞载荷高于设计值，通过对叶片安全性进行综合评估得出，改造后加长型叶片是能够满足要求的。(2)叶片根部设计载荷kNmkN计算载荷kNmkN计算载荷/设计载荷圄Mx3507.62882.882.21.4363.93734.985.6Mxy4404.44056.292.1Mz78.472.892.9Fx204.1181.088.7Fy211.1173.982.4Fxy221.5206.893.4Fz717.9598.983.4从叶根载荷对比可知，变桨轴承、变桨驱动系统和轮毂是满
14、足叶片加长改造要求的。(3)风轮中心(轮毂坐标系)设计载荷(kNmkN计算载荷kNmkN计算载荷/设计载荷Mx2384.32232.593.6My4216.13702.987.8MZ3137.02975.794.9Myz4218.33720.188.2Fx475.5415.687.4Fy359.2280.378.0Fz543.7524.196.4Fyz546.0525.596.2从风轮中心载荷对比可知，主轴、主轴承和机架是满足叶片加长改造要求的。(4)偏航轴承载荷设计载荷kNmkN计算载荷kNmkN计算载荷/设计载荷囿Mx2400.82323.596.8My4056.93895.096.0Mx
15、y4175.83898.293.4Mz3152.83121.199.0Fx463.5411.888.8Fy589.1442.775.1Fxy589.8446.975.8Fz1344.71272.194.6从偏航轴承载荷对比可知，偏航轴承、偏航刹车和偏航驱动系统是满足叶片加长改造要求的。3.4 疲劳载荷对比(1)叶片各截面等效疲劳载荷比较将新型叶片各截面计算等效疲劳载荷与叶片设计等效疲劳载荷对比，见下表，取m=10o设计载荷kNm计算载荷kNm计算载荷/设计载荷网截面位FlapBMEdgeBMFlapBMEdgeBMFlapBMEdgeBM1.012204318501877185491.9100
16、.24.012176914531629145792.1100.37.012150711361380113991.6100.310.0121248886113788991.1100.313.0121767691269190.6100.216.01279050170950089.799.819.01259635753235589.299.522.01242924138024088.699.725.01228515225515189.399.528.012172851538589.0100.531.0128439763990.7100.834.0122711251291.9104.5从各截面疲劳载荷
17、对比看，计算疲劳载荷小于设计疲劳载荷或基本相当，因此改造后叶片是能够满足要求的。(2)叶片根部等效疲劳载荷比较叶根m=4MxIkNmMy(kNmMzIkNmJFXkNFyIkNFzIkNl设计载荷kNmkN284918543181243235计算就荷kN11kN285717013175243240计算载荷/设计载荷陶100.391.7100.092.6100.0102.1叶报Hl=IOMxkNmlMykNmMzIkNmFxkNFyIkNFz(kN设计载荷kNmkN194819752584163229计算毂荷kNmkN194217732477163212计算载荷/设计载荷%99.789.896.
18、091.7100.092.6从叶片根部等效疲劳载荷对比可知，改造后的机组等效疲劳载荷小于设计等效疲劳载荷或者基本相当，因此变桨轴承、轮毂和变桨系统是满足叶片加长改造要求的。(3)风轮中心等效疲劳载荷比较m=4风轮中心(轮毅坐标系)MxkNmMylkNmMzkNmFxkNFykNFzkN设计载荷kNmkN490170217151225068计算载荷kNmkN368152915201064771计算载荷/设计载荷%75.189.888.686.994.0104.4从风轮中心等效疲劳载荷对比可知，改造后机组等效疲劳载荷小于设计等效疲劳载荷或者基本相当，因此改造后机组的主轴、主轴承和机架是满足叶片加长
19、改造要求的。3.5 塔架强度校核分别对塔架的极限强度和疲劳寿命进行分析，通过仿真计算得出塔架的强度校核：HbaseHtop相互作用系数累积损伤1m3.75m0.2160.1793.75m6.5m0.2530.1456.5m9.25m0.3810.2379.25m12m0.3580.28412m14.75m0.3390.24814.75m17.5m0.3210.21417.5m20.25m0.3040.18320.25m23m0.2840.15623m25.75m0.3550.21125.75m28.5m0.3270.17928.5m31.25m0.3120.15131.25m34m0.2780
20、.12634m36.75m0.3710.17436.75m39.5m0.3560.14139.5m42.25m0.3360.1142.25m45m0.4920.15645m47.75m0.440.1147.75m50.5m0.3950.00850.5m53.25m0.8380.13553.25m56m0.740.10356m58.75m0.6640.08558.75m62.15m0.0610.008计算结果显示塔架屈曲和焊缝疲劳损伤都小于1,由此可判断，改造后机组的塔架是满足要求的。4 .基础复核该风电场场址所在区域为第四系风积层、第四系冲积层及强风化-中风化玄武岩。依据中国地震动峰值加速度区
21、划图查得：该地区涉及地震分组为第一组，地震动峰值加速度为0.05g地震基本烈度为6度地震动反应谱特征周期为0.35s。场地类别为II类。4.2 风机基础载荷介绍风机荷载主要由空气动力荷载、机组自重和机组震动引起，风机荷载应包括发电、发电兼故障、起动、正常关机、紧急关机、停机（静止或空转）、停机（故障）、运输和疲劳9个工况，各工况尚应包括可能的子工况，但一般最大荷载由极大风速时的停机工况控制，根据风机制造厂商提供的资料，新机型的荷载值见下表。工况名称Fxy(kN)Fz(kN)MXykNm)Mz正常运行敦荷工况3419180820044514.6极嫡荷领工况6202173639893785.2注：
22、1FXy为水平向力：Mxy为坦合穹短；FZ为会向力；MZ为扭炮.4.3 风机基础参数原风机基础设计等级为2级，基础设计形式为钢筋混凝土正八边形基础，混凝土强度等级主要为C30,钢筋主要为HRB335等级；原风机基础图形如下:4.4 复核内容及结果(1)复核手段本次复核采用风电工程软件一一风电机组塔架地基基础设计软件对本叶片加长项目按照现行规范进行了复核计算。(2)复核内容地基承载力计算；基础的抗滑稳定、抗倾覆稳定等计算；基础的裂纹宽度验算；基础内力、配筋和材料强度验算；基础沉降和倾斜变形计算；有关基础安全的其他计算(如基础的动态刚度)；其他一般构造规定。由于该场区抗震设防烈度为6度，故可不进行
23、抗震验算。(3)复核计算结果叶片加长后的风机载荷加载到原风机基础上，经计算，正常运行荷载工况下，不满足基底脱开面积要求，需要对基础进行加固型改造。4.5 基础加固(1)叶片加长后的基础加固设计方案经上述复核计算，风机基础的地面线需抬高，需增加填C2毛石混凝土厚度1.5m（容重按25kNm3计），以保证风机叶片加长技改后基础安全性。最终方案如下图：（2）基础加固后再次校核通过对叶片加长后的新机型FD77B的风机基础进行设计复核，根据现有资料及图纸对风机基础的体型、配筋等进行复核验算，验算的主要内容包括：基础承载力、基础稳定、抗弯验算、抗冲切验算等方面。风机基础采用新机型（FD77B）荷载复核计算
24、时，通过复核验算，按照基础加固方案对风机原基础进行加固后满足规范要求。（3）经验性意见进行叶片加长改造（风机变型）时，建议采用低应变等检测手段，对风机基础承台的现状情况进行评估。应保证其无暗伤。建议对原基础环防水密封、电缆防水、风机基础防腐蚀做法进行检查与修补。原设计中基础环刚度等基础环安全性由厂家负责，建议厂家在叶片加长改造后，复核基础环安全性。5.发电量对比经过充分论证，风电场为场内46号风机更换了整套DF77D型新叶片（长度为37.5米），下面分别对改造前、改造后的46号机组的功率曲线和年发电量情况进行对比。5.1 功率曲线衣5.1：改造后与原机组功率对比（空气密度1.IIkgr）风速改
25、造的改造后改造前/改造后mskWkW陶35316544.042641158.24.55571129.0588112126.955128159124.76176216122.86.5230284123.97294365124.17.5371457123.28458563123.08.5558684122.79670819122.195790958121.4109161106120.710.510411259120.91111681416121.211.5130115115.31215001510012.5-25.015001510046#风机功率曲线图5-1机组功率曲线（空气密度1.llkgm）
26、5.2 电量对比（1）改造样机46#在相同考核周期内与相邻机组电量对比46#及邻近机组电量统计（统计时间：2019.7.72019.10.9）经统计，46#样机在约3个月的统计周期内，发电量高于临近机组26.43%-34.09%o（2）电量提升预测采用静态功率曲线以及相应的风频分布（瑞利分布）对场内其他机组改造后电量进行预测该风场空气密度1.11kgm3,70m处年平均风速8.8ms,根据正常风廓线模型计算得出65m处年平均风速约为8.67ms,各机位点实际风速估计会在此附近波动。年平均风速折减0.70满发小时数h增加量原机组改造后增加量原机组改造后增加改造后msMWhMWhMWhhhh%7.
27、53157.03561.0404.02104.72374.0269.312.88.03519.03927.3408.32346.02618.2272.211.68.53924.44331.9407.52616.32887.9271.610.3894260.24662401.82840.13108267.99.439.54566.84959.83933044.53306.6262.18.61104842.35224.4382.13228.23482.9254.77.89607.588.599.5IO年平均风速ns由以上图表可以看出改造后的单台机组年发电量可以增加约40万千瓦时。六、投资与收益6.
28、1拟选方案该风电场HT34更换DF77D型叶片，目前考虑4种替换方案，所有方案均需要进行基础加固。该风电场已运行近10年且冬天温度很低，为提升变桨电机可靠性，因此建议更换新变桨电机，将16Nm电机更换为20Nm电机,增大驱动能力。方案A:更换DF77D叶片+直流电机。方案B:更换DF77D叶片+直流电机+高穿改造。方案C:更换DF77D叶片+交流变桨改造+高穿改造+自研主控替换。改造配置方案A方案B方案C叶片更换DF77D叶片基础加固主控主控程序算法升级自研主控替换主控高穿改造变桨直流电机交流电机交流驱动器超级电容变流变频器改造6.2投资概算四种方案的投资估算如下表：编号方案A费用万元）方案B
29、费用万元）方案C费用万元叶片更换新叶片费用DF77D型叶片）929292吊装费用101010二主控系统主控算法与程序118自研主控替换主控高穿改造0.5三变桨系统交流变桨改造21直流电机更换66四变频系统变坂器改域44五基础加冏建筑工程表土清理111C15灌浆毛石基端282828护圈混凝土111塔基结构密封111工程设计费用333六设计及娉试典试费用（含差旅费）111合计144148.51706.3收益与回报该风电场因叶片批量质量问题而进行此项改造，因此在计算收益期时剔除叶片购买与吊装费用，仅计算因更换加长叶片而带来的额外投资。叶片改造后，在不限电的情况下，按风电场年平均风速8.5ms估算,单
30、台机组每年约多发40万千万时电量，电量单价按0.42元/千瓦时计算，则每台机组每年增加收入16.8万元。投资回报如下表：方案A方案B方案C投资费用42万元46.5万元68万元每年增加收益16.8万元16.8万元16.8万元投资回报期2.5年2.8年4.0年如进行此项改造在机组剩余生命周期内收入增加值约为100.8-126万元，基本可抵消新型叶片的采购、吊装费用，可以说既解决了旧叶片安全性、可靠性低问题，又最大限度地降低了叶片问题处置成本。由于大面积更换新叶片费用极高，极有可能将风电场带入经营困境，所以需要用开拓性的思维来解决。比如可以通过与主机厂或者叶片厂签订电量提成协议的方法，即主机厂或者叶
31、片厂为风电场提供DF77D型加长叶片，风电场超发的电量（约为年电量的12-15%）可以逐年返给主机厂或者叶片厂抵消叶片采购费用，这个方案既解决了风场面临的经营压力和安全风险，又给对方增加了盈利点，是目前比较可行的方案。附录说明：本报告根据风电场可研报告选取年平均风速8.8ms进行载荷计算，通过与微观选址报告对比知，只有部分机组年平均风速（最高年平均风速9.09ms）略高于计算采用的年平均风速。经评估部分机组疲劳载荷比计算载荷高1%左右，结合改造方案中关键部件设计余量，可判断该风电场所有机组满足载荷设计要求。下表为微观选址报告中的各机位号对应的年平均风速。NOlNO2NO3NO4NO5N06NO
32、7NO8NOQNOlO8688.718.768.88.738.748648678.78.68NOllN012N013N014N015N016N017N018NOlON0208688.688.758.78.748.69874878.588.55N021N022N023N024N025N026N027N028N029N0308.518.858.788.818.728.728.678.758.688.74N031N032N033N034N035N036N037N038N030N0408718.728.718.718.78E-二8688798.718.73N041N042N043N044N045N04
33、6N047N048N049N0508.828.828.788.828.978.948.818.768.688.74NO51NO52NO53NO54NO55NO56NO57NO58NO59NO608.838.768.788.748.78.728.688688.718.71NO61NO62NO63NO64N065N066NO67NO68NO69NO708648.748848.738.788.778.88828.728.82NO71NO72NO73NO74NO75NO76NO77NO78NO79NO808.738.78.698.658.668.718.778.718.778.85NO81NO82NO
34、83NO84NO85NO86NO87NO88NO89NOOO8.768.788.778.738.828.99038.7Q8.7Q8.67NOOlNO02NOQ3NOQ4NO05NO06NO07NO98NOQQNOlOO8738.878.678.738.718.718.78768.78.77NOlOlNO102NO103NO104NO105NO106NO107NO108NOlOONOllO8748.828.778.768.728.758778.778.738.73NOlllNO112NO113NO114NO115NO116NO117NO118NOllON01208698.838.748.818.
35、60r28738.758.748.85NO121NO122NO123NO124NO125NO126NO127NO128NO120NO1308838.738.728868.758.68798.78.718.71NO131NO132NO133NO134NO135NO136NO137NO138NO13NO1408898.818.768.748.698.858.788868.838.70NO141NO142NO143NO144NO145NO146NO147NO148Nol49NO1508708.748.748.648.608.78867888.678.72NO151NO152NO153NO154NO1
36、55NO156NO157NO158NO159NO1608.718.648.738.748.738.678.6868.979.09NO161NO162NO163NO164NO165NO166NO167NO168NO169NO1708.078.888.018.968.078.998898898.748.83NO171NO172NO173NO174NO175NO176NO177NO178NO170NOlQO8.758.738.788718.608.658758668.658.78NO181NO182NO183NO184NO185NO186NO187NO188NO189NOlOO8.748.718.628.738.618.628768688.688.62NlOlN192N193N104N195N196N197N198NiogN2008698.718698.648.61三618.578648.668.71
