风电机组设计

PAGEPAGE251.5MW双馈式风力发电机组的整体设计引言目录正文1风力发电（机）背景1.1风力发电发展历史及意义人类很早就利用风作为帆船、碾磨和灌溉的动力，其历史可以追溯到公元前5000年。当人们开始用汽轮机和水轮机发电的时候，就有人建议利用风能进行发电。1887年苏格兰教授JamesBlyth为了给用于照明的蓄电池充电而建立了人类历史上第一台用于发电的风机，该风机属于垂直轴型风机，高10米，叶轮直径8米。几乎在同一个时间克利夫兰市(美国俄亥俄州东北部城市)的CharlesF.Brush利用当时在美国建造了当时已经算非常先进的风机，该风机高20米，风轮直径17m，有144个由雪松木制作的叶片，通过两级皮带传动带动一个12KW的直流发电机。其安全系统确保发电机在任何转速下电压不能超过90伏，控制系统控制发电机的输出电压保持在70伏左右。Brush风机解决了很多令人头疼的问题，它不仅实现了自动控制，而且运行了20年。但是由于Brush本人对空气动力学缺乏的充足认识，加之当时的空气动力学还没有形成相当完备的理论体系，使得其设计的风机虽有较好的扭距输出，但是能量转换效率较低。1891年丹麦Askov大学教授PoulLaCour将气动翼型理论引入到风力发电机领域，并建造了一台只有四个叶片的直流风力发电机，该风机拥有相对较高的能量转换效率。到1918年第一次世界大战结束时，丹麦已建造了120台Cour式风力发电机，总装机容量达到3MW，发电量占到丹麦电力总消耗的3％。Blyth风机Brush风机Cour风机第一次世界大战之后，气动理论及相关技术发展到了一定的水平，所积累的大量经验促进了风电技术的进一步发展和理论的成熟。1920年德国人AlbertBetz(贝兹)提出了风机从风中获得最大能量的物理学准则，1926年，他借鉴空气动力学中的翼形理论对风机叶片的外形进行优化设计，并由此得出了一种简便的设计方法，即著名的Betz设计理论。今天，这些基本原理和方法还在为我们所使用。在这之后的时间里研工作者在风机的叶片，风机的结构，控制准则等方面不断的进行发展和研究，进一步推动了风电技术的发展。二战期间，欧洲各国因战争影响风机技术的发展一度放缓或者中止。处于北欧的丹麦，由于能源相对匮乏，风电技术得到了相对持续的发展。丹麦人在大量实践的基础上其风机逐渐形成自己的特色，发展出了“丹麦型”风机。1941年，丹麦的F.L.Smith公司建造了一些双叶片和三叶片风机。这些风机配备的还是直流发电机。上世纪50年代，丹麦工程师J.Juul等开发了世界上第一台交流风力发电机“VesterEgesborg”。1956年，J.Juul为SEAS公司设计建造了著名的Gedser风机，该风机为三叶片上风风机，装有额定功率为200kW的异步交流发电机，采用电动偏航和定桨失速控制，为了避免过大的转速和载荷，叶片尖端特别设计了气动刹车装置，该风机在没有重大维护的前提下自动运行了11年。该款风机的出现标志着“丹麦型”风机理论的完全形成，其主要特征即为：异步并网发电机、失速型叶片和尖端气动刹车。Gedser风机德国在同一时期的风力发电技术的发展以UlrichW.Hütter的风机为代表。1957年Hütter建成了他的原型机。该风机叶轮直径34m，双叶片，功率100kW，采用下风自动偏航设计。在以后的十多年时间里德国建造的许多风力发电机都采用了相似的设计理念，包括以后的GROWIEN风机。而且该风机首次采用了由玻璃纤维复合材料制造的叶片。由于这种材料良好的机械性能和耐疲劳性能，该类型叶片得到了迅速的推广和使用，这也极大的促进了风力发电技术的发展。

Hütter风机

GROWIEN风机1941年，美国Smith公司建造了由工程师Putnam设计的大型风力发电机（Smith-Putnam风机）。该风机叶轮直径53米，逆风偏航设计，配有额定功率1.25MW同步发电机。其两个巨大的叶片由不锈钢制成，通过连杆与主轴连接。为了实现转速调节和功率控制，该风机装备了液压变浆距系统。该风机是当时空气动力学研究和机械工艺技术的有效结合的产物，它代表了当时的技术发展水平。Smith-Putnam风机Jacobs风机

二战后初期，化石能源的价格曾一路走低，风力发电在经济上毫无优势可言，加上欧洲大陆各个国家刚刚摆脱战争的阴影，使得风力发电技术的发展进一步的放缓。上世纪70年代连续出现的两次能源危机使得化石原料的价格一路上涨,加上日益严重的环境问题，各个国家开始重新考虑对可再生能源的利用。在美国、丹麦、德国、英国、瑞典等国家政府项目的推动下，许多叶轮直径超过60m的大型风力发电机由国家投资被建立起来用于相关技术的研究和实验验证。具有代表性的有德国的GROWIAN风机（叶轮直径100m，3MW）,瑞典的WTS3风机(叶轮直径78m，3MW)，瑞典的AEOLUSWTS7风机(叶轮直径75m,2MW),美国的BOEINGMOD-2风机（叶轮直径91m,2.5MW）,GEMod-1(2MW,叶轮直径61m)等。由于缺乏相关的风机建造和运行管理经验以及相关的技术，最后这些风机没有一个真正长期运行下来的。但是在这个过程中，大量的技术和经验被积累下来，为以后的发展奠定了基础。八十年代中后期欧洲和美洲都继续着大型风力发电机的研发，而以欧洲取得的成就最大。

WTS3风机

AEOLUSWTS7风机

GEMod-1风机在美国的政策支持下，上世纪80年代出现美国加州风电潮，成千的风机被密密麻麻的布置在加州的山坡上，蔚为壮观。然而，这次风潮并没有持续多久的时间，1985年美国的支持计划终止后，大规模的风场建设便偃旗息鼓了。大型风力发电机的商业化阶段在上世纪八十年代后开始逐渐来临。大规模的商业应用首先出现在北欧（这与该地区的其它能源相对缺乏有关，以丹麦为代表），各种不同概念的风机相继出现，各种商业公司纷纷推出各自的产品，整个市场在群雄逐鹿的过程中成熟起来。伴随着各种优势资源的整合，许多著名的风电厂商在竞争和优胜劣汰中逐渐胜出，水平轴三叶片风力发电机更是成为了商业应用的绝对主流。风力发电技术已经曲曲折折的发展了一百多年，在这一百多年里，充满了各式各样的尝试、创新、成功和失败。经过了百年的洗礼，风电技术才逐渐成熟应用起来。如今德国，丹麦，美国等风电技术先进的国家无论是在风机设计技术上和还是在风机运行经验上都积累了丰富的经验。各种技术路线还在不断的互相借鉴并不断的改进和完善，各种新的概念和技术仍在不断的推出并应用于风电领域。陆上风资源已经开发完的德国等风电大国已经开始开发海上风场。随着全球经济的发展，风能市场也迅速发展起来。自2004年以来，全球风力发电能力翻了一番，2006年至2007年间，全球风能发电装机容量扩大27%。2007年已有9万兆瓦，这一数字到2010年将是16万兆瓦。预计未来20~25年内，世界风能市场每年将递增25%。随着技术进步和环保事业的发展，风能发电在商业上将完全可以与燃煤发电竞争。“十五”期间，中国的并网风电得到迅速发展。2006年，中国风电累计装机容量已经达到260万千瓦，成为继欧洲、美国和印度之后发展风力发电的主要市场之一。2007年我国风电产业规模延续暴发式增长态势，截至2007年底全国累计装机约600万千瓦。2008年8月，中国风电装机总量已经达到700万千瓦，占中国发电总装机容量的1%，位居世界第五，这也意味着中国已进入可再生能源大国行列。2008年以来，国内风电建设的热潮达到了白热化的程度。2009年，中国（不含台湾地区）新增风电机组10129台，容量13803.2MW，同比增长124%；累计安装风电机组21581台，容量25805.3MW。2009年，台湾地区新增风电机组37台，容量77.9MW；累计安装风电机组227台，容量436.05MW。风电发展到目前阶段，其性价比正在形成与煤电、水电的竞争优势。风电的优势在于：能力每增加一倍，成本就下降15%，近几年世界风电增长一直保持在30%以上。随着中国风电装机的国产化和发电的规模化，风电成本可望再降。1.2国内外风力发电现状风力发电是一种主要的风能利用形式，风力发电已经开展了多年，随着能源环境的变化和风力发电产业的成熟，未来几年风力发电将呈现新的趋势。到2012年底，全球风力发电装机容量已突破四千万千瓦，风力发电占全球电力供应的0.5％。2012年全球新增风电装机容量便超过830万千瓦，而过去5年来全球风电装机容量年均增长速度超过26.3％。目前全世界风电工业规模约为120亿美元，预计到2020年可望达到1200亿美元。欧洲是全世界风力发电发展速度最快，同时也是风电装机最多的地区。2012年底欧洲地区累计风电装机容量为2930万千瓦，约占全球风电总装机容量的73％。尽管2012年欧洲风电装机增长幅度有所放缓，年增幅由02年的35％降为23％，不过随着一些欧洲国家海上风电项目的发展，预计欧洲地区风电装机仍将维持快速增长的势头。美洲地区风电装机容量达690万千瓦，占全球风电总装机的17％。亚洲地区风力发电与美欧相比还比较缓慢，除印度一支独秀以外，其它国家风电装机容量均很小。风电累计装机容量居前五位（到2012年底）的国家依次是：德国（14612MW）、西班牙（6420MW）、美国（6361MW）、丹麦（3076MW）和印度（2120MW）。世界各国风力发电现状如下：德国80年代后期德国仅有1.5万千瓦风电装机，得益于90年代初出台的一系列鼓励可再生能源利用的政策，1999年底风电装机跃升至444.3万千瓦，2012年底累计装机更高达14,612MW，是目前世界上风电装机最多的国家，占全球风电总装机容量的三分之一以上（36.3％）。尽管2012年德国风力发电增幅有所放缓，但仍然维持较高水平。德国雄心勃勃的海上风电计划将为其风电发展提供新的动力，预计未来五年间德国还将新增13,450MW风电装机，约占全球新增装机容量的25％。美国2012年美国风力发电发展迅速，新增装机169万千瓦，累计装机636万千瓦。过去5年来，美国风电年均增速达24％，目前有超过27个州有风电场建成。美国是全球最重要的风电市场之一，虽然政府政策方面的不延续性和不稳定性使得风电的发展充满了不确定性，但仍存在着有利于风电发展的积极因素。丹麦目前丹麦并网风电机组已达3,000MW，风力发电满足其电力消费的20％。鉴于丹麦风电市场发展水平已经很高，预计未来其风电发展将保持温和增长的势头。尽管如此，丹麦政府最近宣布将进一步发展400MW的海上风电计划。英国目前英国有600MW的陆上风电招标项目正在规划之中，第一轮海上风电建设项目总装机容量将达1500MW，而第二轮更将高达7000MW。预计英国将成为继德国和西班牙之后欧洲第三大风电市场。印度印度的风电发展在亚洲可谓一支独秀，目前风电装机达2125MW，其风电发展潜力高达45,000MW。印度的风力发电技术国产化水平已经较高，2012年印度本国制造商在印度风电市场上占有最大份额。根据初步测定结论，我国陆地风能的实际可开发总量大约是2.53亿千瓦。根据资源、土地、交通和电网条件确定近期具备开发条件的风电场址约有50个，分布在全国16个省(市，自治区)，其中新疆达坂城、内蒙古辉腾锡勒、河北张北、吉林通榆.和广东南澳等场址均具备装机100兆瓦的条件。我国的风力发电始于20世纪50年代后期，在吉林、辽宁、新疆等省建立了单台容量在10kW以下的小型风力发电场，但其后就处于停滞状态。到了20世纪70年代中期以后，在世界能源危机的影响下，特别是在农村、牧区、海岛等地方对电力迫切需求的推动下，我国的一些地区和部门对风力发电的研究、试点和推广应用又给予了重视与支持，但在这一阶段，其风电设备都是独立运行的。直到1986年，在山东荣城建成了我国第一座并网运行的风电场后，从此并网运行的风电场建设进入了探索和示范阶段，但其特点是规模和单机容量均较小。到1990年已建成4座并网型风电场，总装机容量为4.215兆瓦，其最大单机容量为200千瓦。在此基础上，风力发电从1991年起开始步入了逐步推广阶段，到1995年，全国共建成了5座并网型风电场，装机总容量为36.1兆瓦，最大单机容量为500千瓦。1996年后，风力发电进入了扩大建设规模的阶段，其特点是风电场规模和装机容量均较大，最大单机容量为1500千瓦。据中国风能协会最新统计，2007年中国除台湾省外新增风电机组3,144台。与2006年相比，2007年当年新增装机增长率为145.8％，累计装机增长率为126.6％。2008年又新增风电装机容量630万千瓦,新增容量位列全球第2,仅次于美国.截至2008年底总装机容量达到1215.3万千瓦,同比增长106%,总装机容量超过了印度,位列全球第4,同时跻身世界风电装机容量超千万千瓦的风电大国行列.2007年中国除台湾省外累计风电机组6458台，装机容5890兆瓦。截至2010年底，我国新增风电装机1600万千瓦，累计装机容量达到4182.7万千瓦，均居世界第一，其中3100万千瓦装机实现并网发电。目前，甘肃酒泉、蒙东、蒙西、东北、河北、新疆、江苏、山东等多个千万千瓦风电基地正有序推进，蒙西和甘肃酒泉风电基地装机均超过500万千瓦，河北、吉林等多个地区装机超过250万千瓦。上海世博会期间，上海东海大桥10万千瓦海上风电场并网发电，成为除欧洲之外世界上第一座海上风电场。随后，总规模100万千瓦的海上风电特许权项目也在江苏启动。2010年，风电发电量达到450亿千瓦时，比上年增长63%。风电的迅速发展与国家的政策扶持密不可分。“十一五”时期，我国陆续出台了《可再生能源法》、《关于风电建设管理有关要求的通知》及《可再生能源中长期发展规划》等一系列配套政策和实施细则，这些政策不仅为风电长远发展提供了法律保障、政策支持，也明确提出了装备先行、市场化的发展战略。截至目前，风电企业享受所得税“三免三减半”、“增值税减免50%”、“即征即退”等一系列优惠政策。除了国家推出的标杆电价外，部分省份还另外推出风电补贴，山东、广东的风电上网电价均高于国家标杆电价。风力发电的“装备先行”战略使风电快速发展。据统计，2004年全国装机的风电设备中，进口设备占90%，2010年全国装机的风电设备中国产设备占90%。随着国内风电市场的发展，有10余家风电设备制造企业实现了规模化生产，华锐、金风等7家制造企业已经跻身2010年世界风电设备制造15强，其中华锐风电已经跃居世界第二。经过多年的技术积累和资本投入，国内风电设备生产水平不断提高，兆瓦级风机等科技难关被相继攻克。风电设备的国产化，带动了国内风电技术水平和运营质量的快速提升。目前，国内风电机组普遍采用当今世界主流技术，世界领先的3兆瓦机和海上风电项目均在国内落户。单位千瓦造价已从“十一五”初期的7000元左右降到4000元以下，降幅达40%。2010年全国累计风电装机容量已突破40000兆瓦，海上风电大规模开发正式起步。国内风电市场竞争形势日趋激烈，使得企业在满足国内需求的基础上，积极拓展海外市场。中国风力发电行业发展前景广阔，预计未来很长一段时间都将保持高速发展，同时盈利能力也将随着技术的逐渐成熟稳步提升。“十二五”期间，我国风电产业仍将持续每年10000兆瓦以上的新增装机速度，风电场建设、并网发电、风电设备制造等领域成为投资热点，市场前景看好。1.3国内外风力发电发展趋势风能正以一种新能源的姿态，向以燃煤为主的火力发电提出挑战。国家发展和改革委员会今年重新修订的我国风电发展规划目标为：2010年达到500万千瓦、2020年达到3000万千瓦。有关专家分析认为，按照每千瓦设备出厂价格6000元估计，到2010年我国风电设备市场总量可以达到300亿元人民币。目前风力发电机组国产化率只达到30~40%，国家要求机组国产化率达到70%以上，因此推进叶片技术国产化面临着广阔的发展前景。面对风电设备巨大的市场，全球风电设备制造商纷纷将目光投向中国市场，积极寻求与中国企业的合作。全球风机叶片三大制造商丹麦的LM公司、Vestas风力系统公司和德国的Enercon公司已捷足先登，相继在我国投资建厂。丹麦的LM公司2001年在天津投资成立了专门生产风力发电机叶片的独资企业——艾尔姆玻璃纤维制品(天津)有限公司，作为中国第一家跨国叶片制造工厂。伴随近年来中国风能市场的集聚发展和实际需求，该公司对其叶片规格由原来的最长34米调整到37米，主要用于中国未来主流机型1.5兆瓦风力发电机的装配。风力发电设备领域世界第一的丹麦Vestas集团，经过对几个候选地的考察之后，正式在天津泰达开发区设立风机叶片生产厂。该厂生产长度为39米的V80型2兆瓦风机叶片。Enercon是德国的风力机组整机制造商，其制造的大型风力机E-112，容量4.5兆瓦，叶片长54米，重20吨。目前，该公司也有意进入中国风力机组及叶片市场。此外，西班牙的GAMESA公司也是国际著名的风力设备和叶片生产商，目前也已决定在中国设厂进行叶片制造。2007年４月，天津东汽风电叶片工程公司在天津经济技术开发区化学工业区开工奠基，到２００８年可形成６００套１．５兆瓦风电机组叶片的生产能力。二期工程将形成１００套２．５兆瓦、５０套５兆瓦风电机组叶片以及整机设计、总装能力。有关数据显示，1994年之前，世界上大量使用的风电机单机容量在200千瓦以下，1996年300千瓦机组成为主流机型，1998年600千瓦机组成了主力机型。1999年以后，兆瓦级机组占当年世界新增风电机组容量的9.7%，2001年达到52.3%，2003年达到71.4%。目前美国主流机型为1.5兆瓦，丹麦主流机型为2.0兆瓦至3.0兆瓦。业内专家分析指出，从我国现有的风电项目来看，2004年以前建成的项目选用的机型基本为600千瓦至850千瓦，从2004年起国内风电场开始选用兆瓦级机组，部分正在立项的海上风电场选用了2兆瓦的机组。上海目前规模各为10万千瓦的东海大桥海上风电场和奉贤海上风电场已经完成可行研究，两处风电场均将选择单机容量2兆瓦机型。由于兆瓦级机组在任何风场条件下，在投资、运营等方面相对于小机组(如850千瓦)都具有明显的经济性。根据专家估计，“十一五”期间，全国新建风电场2/3左右将采用1.5兆瓦及以上机型。只有山区等交通、运输、吊装等受到限制的地区将采用1.5兆瓦以下的机型。而2兆瓦机组陆上风电的优势不明显，更适合海上风电场。因此，1.5兆瓦在相当长时间内会成为一种主流机型，在国内将有一个较大的市场。随着我国风电市场的迅猛发展和国家相关政策的出台，从风电机组到风机叶片的国产化步伐会逐渐加快。国内现有的风机叶片制造商已加大研发及制造技术等领域的投入，一些拥有技术储备的企业也将步入这个行业。未来几年内，国内风电机组及风机叶片将打破基本上完全依赖进口的局面，叶片制造领域将会出现数家具有竞争力的企业，结束国外叶片制造企业垄断国内市场的局面。2设计的总方案2.1设计要求叶片式风力发电机中最基础和最关键的部件，其良好的设计，可靠的质量还优越的性能是保证机组正常稳定运行的决定因素。恶劣的环境和长期不停地运转，对叶片的要求有：1.密度轻且具有最佳的疲劳强度和力学性能，能经受暴风等极端恶劣条件和随机负载的考验；2.叶片的弹性、旋转时的惯性及其振动频率特性曲线都正常，传递给整个发电系统的负载稳定性好，不得在失控（飞车）的情况下载离心力的作用下拉断并飞出，亦不得在风压的作用下折断，也不得在飞车转速以下范围内产生引起整个风力发电机组的强烈共振；3.叶片的材料必须保证表面光滑以减小风阻，粗糙的表面亦会被风“撕裂”；4.不得产生强烈的电磁波干扰和光反射；5.不允许产生过大噪声；6.耐腐蚀、紫外线照射和雷击性能好；7.成本较低，维护费用最低。2.2设计方案3叶片3.1实物照片三叶片水平轴发电机海上风力发电机H型垂直轴风力发电机复合材料风机叶片中国德州贝诺风力机叶片垂直轴电励磁风力发电机3.2风机叶片作用1、由三只叶片与轮毂组成叶轮，叶轮在风力的作用下旋转，它将风的动能转变为叶轮的机械能，发电机在叶轮的带动下旋转发电；当风机正常停机或紧急停机时，叶轮顺桨作为风机的一级刹车方式。3.3风机叶片目前存在的主要形式及各个优缺点种类区别优点缺点垂直轴可以接收来自任何方向的风，风向改变无需对风。齿轮箱和发电机可以安装在地面上。便于安装维护。较低的叶尖速比，产生极小的噪声。所受的是恒定载荷,疲劳寿命要比水平轴风轮长。1、需要大量材料，占地面积大，目前商用大型风力发电机组采用较少。2、起动性能较差。水平轴水平轴机组随风轮与塔架相对位置的不同而有上风向与下风向。上风向必须有某种调向装置来保持风轮迎风。下风向机组能自动对准风向，免去了调向装置。起动性能较好。风轮的尖速比一般在5~7,在这样的高速下叶片切割气流将产生很大的气动噪音。受交变载荷,疲劳寿命短。发电机置于几十米的高空,安装、维护和检修不便。双馈式允许在同步转速上30%转速范围内运动，简化了调整装置。需要变频控制的功率仅是电机额定容量的一部分，使变频装置体积减小，成本降低，投资减少。必须使用齿轮箱，且齿轮箱成本高，易出现故障。需经常维修，同时齿轮箱是风电系统产生噪声污染的主要因素。低负荷运行时，效率低。电机转子绕组带有集电环、电刷，增加维护工作量和故障率；控制系统结构复杂。直驱式传动系统部件减少，可靠性提高，降低噪声。永磁发电技术及变速恒频技术的采用提高了风电机组的效率。利用变速恒频技术，进行无功功率补偿。采用多极低速永磁同步发电机，直径大，成本高。发电机设计、加工困难。定子绕组绝缘等级要求较高。采用全容量逆变装置，变流器设备投资大。结构简化，使机舱重心前倾，设计和控制上难度大。三叶片式两叶片风轮对应最大风能利用系数的转速比较高。对刚性轮毂来说，作用在两叶片风轮的脉动载荷需大于三叶片风轮。接受程度大。因此，目前采用水平轴三叶片式风机。3.4风机叶片基本术语：1、叶片：具有空气动力形状、接受风能，使风能绕其轴转动的主要构件叶根：风轮中连接叶片和轮毂的构件叶尖：叶片距离风能回转轴线的最远点4、前缘：翼型在旋转方向的最前端5、后缘：翼型在旋转方向的最后端6、叶片长度：叶片在展向上沿压力中心连线测得的最大长度7、0°标记：叶尖弦的标记。0°标记位于翼根法兰的外表和内部重心：叶片配重的中心。重心要做标记，这是因为重心在叶片搬运时至关重要。逆风面：压力面，即叶片迎风的一面。顺风面：负压面，即叶片背风的一面。由于空气动力学的轮廓形状，这一侧产生提升力。预弯曲度：叶片逆风方向预弯曲，以防止运转过程中叶片朝向塔架变形。导雷系统：接收和传导雷电的系统接收器：装进叶片表面的金属设备来传导电流以使叶片避免电击破坏。叶片扭旋：所有叶片轮廓截面上的叶片扭旋。3.5风力发电机叶片应该满足的基本要求叶片式风力发电机中最基础和最关键的部件，其良好的设计，可靠的质量还优越的性能是保证机组正常稳定运行的决定因素。恶劣的环境和长期不停地运转，对叶片的要求有：1.密度轻且具有最佳的疲劳强度和力学性能，能经受暴风等极端恶劣条件和随机负载的考验；2.叶片的弹性、旋转时的惯性及其振动频率特性曲线都正常，传递给整个发电系统的负载稳定性好，不得在失控（飞车）的情况下载离心力的作用下拉断并飞出，亦不得在风压的作用下折断，也不得在飞车转速以下范围内产生引起整个风力发电机组的强烈共振；3.叶片的材料必须保证表面光滑以减小风阻，粗糙的表面亦会被风“撕裂”；4.不得产生强烈的电磁波干扰和光反射；5.不允许产生过大噪声；6.耐腐蚀、紫外线照射和雷击性能好；7.成本较低，维护费用最低。4叶片制造方法、加工工艺及叶片材料风力发电机叶片是一个复合材料制成的薄壳结构。结构上分三个部分。(1)根部:材料一般为金属结构;(2)外壳:一般为玻璃钢;(3)龙骨(加强筋或加强框):一般为玻璃纤维增强复合材料或碳纤维增强复合材料。叶尖类型多种多样,有尖头、平头、钩头、带襟翼的尖部等。4.1制造设计方法：叶片制造工艺主要包括:阳模→翻阴模→铺层→加热固化→脱模→打磨表面→喷漆等。以最小的叶片重量获得最大的叶片面积，使得叶片具有更高的捕风能力，叶片的优化设计显得十分重要，尤其是符合空气动力学要求的大型复合材料叶片的最佳外形设计和结构优化设计的重要性尤为突出，它是实现叶片的材料/工艺有效结合的软件支撑。另外，计算机仿真技术的应用也使得叶片的结构与层合板设计更加细化，有力的支持了最佳工艺参数的确定。早在1920年，德国的物理学家AlbertBetz就对风力发电叶片进行过详细的计算。基于当时的计算条件和对风力发电叶片的认识，Betz在叶片计算时采用了一些假设条件。随着计算机技术发展，计算手段的显著提高，风力发电技术的快速发展，人们对风力发电叶片的认识和理解也在逐渐深入。尤其是近十年来，经过研究人员对风力发电叶片进行的多次现场载荷、声音和动力测量以后，发现叶片的理论预测值与实际记录值有较大的偏离。这可能是由于过多的相信了风洞实验，而对叶片服役期间可能遇到的较强动态环境和湍流条件考虑不足造成的。因此，一些相关人员对当时的叶片计算采用假设条件提出了质疑。流体动力学计算和软件的改进使得研究人员能够更精确的模拟叶片实际的受力状态。在此基础上，进一步改善叶片的空气动力学特征，即使叶片在旋转速度降低5％的情况下，捕风能力仍可以提高5％；随着叶片旋转速度的降低，叶片运行的噪音大约可以降低3dB。同时，较低的叶片旋转速度要求的运行载荷也较低，旋转直径可以相应的增加。在此项研究的基础上，德国的Enercon公司将风力发电机的旋转直径由30米增加到33米，复合材料叶片也随着相应的增加。由于叶片长度的增加，叶片转动时扫过的面积增大，捕风能力大约提高25％。Enercon公司还对33米叶片进行了空气动力实验，经过精确的测定，叶片的实际气动效率为56％，比按照Betz计算的最大气动效率低约3～4个百分点。为此，该公司对大型叶片外形型面和结构都进行了必要的改进：包括为了抑制生成扰流和旋涡，在叶片端部安装“小翼”；为改善和提高涡轮发电机主舱附近的捕风能力，对叶片根茎进行重新改进，缩小叶片的外形截面，增加叶径长度；对叶片顶部和根部之间的型面进行优化设计。在此基础上，Enercon公司开发出旋转直径71米的2MW风力发电机组，改进后叶片根部的捕风能力得异提高。Enercon公司在4.5MW风力发电机设计中继续采用此项技术，旋转直径为112米的叶片端部仍安装的倾斜“小翼”，使得叶片单片的运行噪音小于3个叶片(旋转直径为66米)运行使产生的噪音。丹麦的LM公司在61.5米复合材料叶片样机的设计中对其叶片根部固定进行了改进，尤其是固定螺栓与螺栓空周围区域。这样，在保持现有根部直径的情况下，能够支撑的叶片长度可比改进前增加20％。另外，LM公司的叶片预弯曲专有技术也可以进一步降低叶片重量和提高产能。4.2叶片的加工工艺4.2.1空腹薄壁填充泡沫结构合模工艺这种结构形式的叶片在国内使用极为普遍，它由玻璃钢壳和泡沫芯组成，它的成型方法比较简单，主要有两种，一种是预发泡沫芯后整体成型，另一种是先成型两个半壳，粘接后再填充泡沫。它的特点是抗失稳和局部变形能力较强，成型时采用上下对模、螺栓或液压等机械加压成型，对模具的刚度和强度要求高。这种方法只在小型叶片生产中采用。大中型叶片宜采用两半壳胶合工艺，采取空腹薄壁结构，成型方式主要有两种，即两半壳胶合及内气压袋整体成型。安装在福建平潭的风电站，由比利时政府资助，HMZ公司生产的4台200KW风力机就采用了空腹薄壁结构叶片。一般内气压袋成型仅限于较小的叶片。上述两种结构工艺通常只用于生产叶片长度比较短和批量比较小的时候。4.2.2闭模真空浸渗工艺(RTM)闭模真空浸渗工艺又称真空灌注成型工艺(RTM)。采用闭模真空浸渗工艺制备风力发电转子叶片时，首先把增强材料铺覆在涂硅胶的模具上，增强材料的外形和铺层数根据叶片设计确定，在先进的现代化工厂，采用专用的铺层机进行铺层，然后用真空辅助浸渗技术输入基体树脂，真空可以保证树脂能很好地充满到增强材料和模具的每一个角落。真空辅助浸渗技术制备风力发电转子叶片的关键有三：（1）优选浸渗用的基体树脂。特别要保证树脂的最佳粘度及其流动特殊性；（2）模具设计必须合理。特别对模具上树脂注入孔的位置、流通分布更要注意，确保基体树脂能均衡地充满任何一处。（3）工艺参数要最佳化。真空辅助浸渗技术的工艺参数要事先进行实验研究，保证达到最佳化。（4）增强材料在铺放过程中保持平直，以获得良好的力学性能。同时注意尽可能减少复合材料中的孔隙率。闭模真空浸渗工艺用于大型叶片的生产（叶片长度在40米以上时）和大批量的生产，闭模真空浸渗工艺被认为效率高、成本低、质量好，因此为很多生产单位所采用。4.2.3拉挤工艺在垂直轴风力发电机组中，叶片为鱼骨型不变截面，且不需考虑转子动平衡问题，可采用拉挤工艺方法生产。用拉挤成型工艺方法生产复合材料叶片可实现工业化连续生产，产品无需后期修整，质量一致，无需检测动平衡，成品率95%，用拉挤成型工艺方法生产复合材料叶片与其他成型工艺方法生产的复合材料叶片相比，成本可降低40%，销售价格降低50%。拉挤工艺对材料的配方和拉制工艺过程要求非常严格，国际上目前只能拉挤出600—700宽的叶片，用于千瓦级风力发电机上。我国目前已研制成功用于兆瓦级垂直轴风力发电机的叶片截面尺寸为1400mm×252mm,壁厚6mm，长度为80—120米，属于薄壁中空超大型型材。此前最大的拉挤叶片为日本研制，其直径达15米,美国WindPowerSystemInc生产的StormMaster-1260KW风机也采用了拉挤叶片。4.2.4缠绕工艺美国生产的WTS-4型风力机叶片即采用了这种方法，单片叶片长度达39米，重13吨，其生产过程是完全自动化的。由计算机控制的缠绕设备非常复杂，它有五种功能，即移动台架、转动芯轴、伸缩工作臂、升降杆臂以及变动缠绕角。国外大型风机叶片大多采用复合材料D型主梁或O型主梁与复合材料壳体组合的结构形式。该种结构的大型叶片一般采用分别缠绕成型D型或O型主梁、（RTM）成型壳体，然后靠胶接组合成整体的工艺方法。4.3风力发电机叶片的加工材料风轮叶片一般采用金属（铝合金）、玻璃纤维增强复合材料（玻璃钢）、碳纤维增强复合材料等制造。其中，一些新型玻璃纤维增强复合材料因其重量轻、比强度高、可设计性强、性价比高等方面的因素，已成为目前大型风轮叶片的主流材料。在大型风轮叶片中，木材主要目前用于叶片内部的夹心结构，而钢材主要用于叶片结构的连接件，很少用于叶片的主体结构。4.3.1木制叶片及布蒙皮叶片近代的微、小型风力发电机也有采用木制叶片的，但木制叶片不易做成扭曲型。大、中型风力发电机很少用木制叶片，采用木制叶片的也是用强度很好的整体木方做叶片纵梁来承担叶片在工作时所必须承担的力和弯矩。4.3.2钢梁玻璃纤维蒙皮叶片叶片在近代采用钢管或D型型钢做纵梁，钢板做肋梁，内填泡沫塑料外覆玻璃钢蒙皮的机构形式，一般在大型风力发电机上使用。叶片纵梁的钢管及D型型钢从叶根至叶尖的截面应逐渐变小，以满足扭曲叶片的要求并减轻叶片重量，即做成等强度梁。4.3.3铝合金等弦长挤压成型叶片用铝合金挤压成型的等弦长叶片易于制造，可联系生产，又可按设计要求的扭曲进行扭曲加工，叶根与轮毂连接的轴及法兰可通过焊接或螺栓连接来实现。铝合金叶片重量轻、易于加工，但不能做到从叶根至叶尖渐缩的叶片，因为目前世界名国尚未解决这种挤压工艺。另外，铝合金材料在空气中的氧化和老化问题也值得研究。4.3.4玻璃钢叶片所谓玻璃钢（glassfiberreinforcedplastic,简称GFRP)就是环氧树脂、不饱和树脂等塑料渗入长度不同的玻璃纤维或碳纤维而做成的增强塑料。增强塑料强度高、重量轻、耐老化，表面可再缠玻璃纤维及涂环氧树脂，其他部分填充泡沫塑料。玻璃纤维的质量还可以通过表面改性、上浆和涂覆加以改进，其单位（kW）成本较低。4.3.5碳纤维复合叶片随着风力发电产业的发展，对叶片的要求越来越高。对叶片来讲，刚度也是一个十分重要的指标。研究表明，碳纤维（carbonfiber，简称CF）复合材料叶片刚度是玻璃钢复合叶片的两至三倍。虽然碳纤维复合材料的性能大大优于玻璃纤维复合材料，但价格昂贵，影响了它在风力发电大范围应用。因此，全球各大复合材料公司正在从原材料、工艺技术、质量控制等各方面沉入研究，以求降低成本。叶片的翼型是根据空气动力学原理设计的，是决定风轮效率和工作情况的决定性因素。5叶片的吊装与安装5.1叶轮的组装5.1.1组装前的准备与检查轮毂卸下轮毂上方的3个吊耳，将其对应的安装螺母保存好，以便安装叶片避雷时使用。清理轮毂法兰表面，检查轮毂0位标记是否在12点处。拆下人孔门放在轮毂内，检查轮毂内所有油管、电缆固定是否可靠，油管端头是否堵死。检查并确保轮毂内的安全缸、控制缸用方木可靠支撑。确认泄压阀已关紧，轮毂内无积油。在叶片轴承外缘涂抹密封胶进行端面密封。叶片（1）检查并修复叶片所有破损部位，确认螺栓、螺母无损坏。（2）检查叶片标记是否正确。（3）检查叶片表面涂层有无磕碰、划伤等损坏，并及时修复。（4）检查叶片内部避雷系统安装是否正确、可靠，叶根处避雷金属导电环有无松动。5.2风轮组装(1)用专用变桨控制器操纵变桨轴承位置，使其安装孔与叶片连接杆对齐。（2）起吊叶片时，注意叶片重心位置和叶片吊带的悬挂方式，防止叶片滑脱、（3）组装时，动作要轻缓，防止碰坏导流罩或叶片。（4）叶片螺杆都穿过安装孔，螺母拧紧力矩达到70%左右后，进行下一个的叶片的安装。（5）重复上述操作将风轮的三个叶片安装好。随后，应逐个启动叶片变桨动作，检查叶片与导流罩之间是否存在干涉、（6）在叶片和变桨轴承连接处、叶片防雨罩安装部位打密封胶，以增强密封效果。5.3风轮吊装风轮吊装方式分为两种：一是起吊耳板式，二是起吊叶根式。起吊耳板式。起吊之前，叶片变桨到反向顺桨的位置。准备两副专用吊带。一副吊带用卸扣连到风轮吊装耳板孔上；另一副吊带托住吊装孔相对的叶片尖端。分别把2根导绳系在另外两个叶片靠近尖端部位，导绳的长度应等于塔筒的高度再加至少50m。主吊车起吊轮毂吊装板上的吊带，副吊车吊叶尖吊带，水平吊起。拆除轮毂安装平台，清除轮毂法兰、螺纹孔内的污渍及毛刺。在安装法兰上放置两个导向螺杆，两个螺杆之间留出至少5个孔，螺杆末端旋到轮毂外面。在主吊车吊钩缓缓上升过程中，副吊车吊钩缓缓下放，使风轮从水平状态逐渐倾斜，并确保叶尖端部碰触地面。当风轮起吊到足够高度，方向朝下的那支叶片处于自由状态后，副吊车的吊钩可以卸掉。风轮只由主吊车吊住，风轮空中90°翻转完成。通过人拉控制两根导绳，使风轮轴线处于水平位置，继续吊升风轮使之与机舱主轴法兰对接。松开机舱内盘式刹车，转动齿轮箱高速输出轴，使主轴法兰与风轮轮毂法兰相对。安装人员系好安全带，完成固定螺栓的紧固工作，螺栓的螺纹部和螺栓头下部都要抹MoS2油脂。所有螺栓穿入安装孔后，手动操纵高速轴液压刹车，将主轴锁定。风轮、主轴间的螺栓紧固到规定力矩的70%后，松开高速轴液压刹车，人工转动高速轴联轴器法兰，使风轮缓慢转动，拆除叶片尖端的护套、牵引绳。起吊叶根式起吊叶根式是指风轮没有设计起吊耳板，两根长吊带之间缠绕两个叶片的根据，并悬挂在起吊吊钩的吊装方式，诸如中电投采用此法吊装风轮。其起吊准备、起吊过程与耳板式起吊完全一样，只是主吊钩起吊位置不同。6叶片运行过程中常出现的问题及处理方法6.1常见叶片损坏类型主要有以下几种：普通损坏型、前缘腐蚀、前缘开裂、后缘损坏、叶根断裂、表面裂缝、雷击损坏等6.2叶片的检修仔细倾听叶片运转过程中的噪音很重要，任何一种异常的噪音都可能意味着某个地方出了问题，需要马上对叶片进行仔细检查。因叶片内部脱落的聚氨脂小颗粒所产生“沙拉沙拉”的声音，这是正常的，但一般仅在叶片缓慢运转时可以听到。使用望远镜从地面和机舱顶部观察叶片表面。检查有无裂纹、凹痕和破损。注意：到机舱顶部必须带安全带，并挂安全绳，安全绳固定在机舱内可靠的位置。使用手电照明检查挡雨环与叶片的密封间隙情况，若间隙很大需紧固螺钉。若需进入叶片内部检查，需将要检查的叶片旋转到水平位置，使用手电照明，工作人员应尽可能的靠近叶尖，检查所有的粘接部件有无裂纹和移动，清除叶片内的胶粒。检查防雷保护的连接是否完好。按照螺栓紧固力矩表紧固叶片与轮毂连接螺栓。！注意：进入叶片内部检查时，必须锁定变桨锁!6.3叶片裂纹维护叶片全面检测维护服务方案对叶片我们提供以下检测维护方案：1.设备近距离勘测，迎风边，送风边敲击测试2.露底、沙眼、胶衣脱落填补3.排水孔通透测试4.叶片避雷系统检测5.异声判定6.内部异物清理7.接闪器检测8.叶片表面清洗9.表面胶衣强度测试10.主边风损处理风场业主可针对本风场实际运行情况自行选择服务项目，根据业主所选服务项目提供相关报价，双方协商；2、叶片各年受损状况风机正常运行情况下，叶片会在不同年限出现下列相应受损状况：两年：胶衣出现磨损、脱落现象，甚者出现小砂眼和裂纹。三年：叶片出现大量砂眼，叶脊迎风面尤为严重，风机运行时产生阻力，事故隐患开始显示。四年：胶衣脱落至极限，叶脊可能出现通腔砂眼，横向细纹及裂纹出现，运行阻力增加，叶片防雷指数降低。五年：是叶片损毁事故高发年限，叶片外固定材料已被风砂磨损至极限，叶片粘合缝已露出。叶片如同在无外衣的状态下运转，横向裂纹加深延长。这种状态下，风机的每次停车自振所发生的弯扭力，都有可能使叶片内粘合处开裂，并在横向裂纹处折断。通腔砂眼在雨季造成叶片内进水，湿度加大，防雷指数降低，雷击叶片事故出现。六年：某些沿海风机叶片已磨损至极限，叶片迎风面完全是深浅不均的砂眼，阻力增加，发电量下降。此时叶片外固合材料已完全磨尽，只是依靠自身的内固合在险象纵生中运转，随时都可能产生事故。叶片表面砂眼风机叶片出现砂眼是由于叶片没有了保护层所引起的。叶片的胶衣层破损后，被风沙抽磨的叶片首先出现的麻面其实是细小的砂眼，如果叶片有坚硬的胶衣保护，沙粒吹打到叶面时可以抵挡也能转移风沙的冲击力。就象风沙分别打到钢板和木版上，所出现砂眼的状态肯定是截然不同。砂眼对风机叶片最大的影响是运转时阻力增加转速降低，砂眼生成后它的演变的速度是惊人的。1.5毫米直径的砂眼二年后清洗已变成深度5毫米直径达10-12毫米，如果此时是雨季，砂眼内存水，麻面处湿度增加，风机避雷指数就会降低。针对砂眼的修复，我公司有自己独特的技术。以往国内采用的是抹压法，此种方法对于小砂眼和麻面是有效的，但对于较深的砂眼，在抹压的同时砂眼内污垢和空气气泡无法排出，存在着治标不治本的现象。我公司采用注射法治理修复叶片砂眼，无论深度多少的砂眼都是从内向外堵，使内结面积增大饱和无气隔。做到表里如一，坚硬耐冲击。叶片表面裂纹叶片表面的裂纹，一般在风机运行二至三年后就会出现。造成裂纹的主要原因是低温和机组自振。如果裂纹出现在叶片的8-15米处，风机的每次自振、停车都会使裂纹加深加长，裂纹在扩张的同时空气中的污垢、风沙乘虚而入，使得裂纹加深加宽，风沙和污垢其实起到的是扩张裂纹的作用。裂纹可导致叶片的开裂，横向裂纹可导致叶片断裂，裂纹严重威胁着叶片的安全。叶片裂纹产生的位置一般都在人们视线的盲区。加之油渍、污垢、盐雾等遮盖，从地面用望远镜都很难发现。如果风机运转时产生的杂音较大应引起注意。如果出现横向裂纹必须采用拉缩加固复原法(拉缩加固法：是指采用专用的拉筋粘合，修复回原有的叶片平面)。机组自振时，此处的抗拉伸缩力可大于其它叶片处。总之细小的裂纹如果不引起注意，随着年限的延长裂纹也会随之成倍的增长。此种结论来源于多年的现场观察和实践的总结。柔性叶片与刚性叶片的区分刚性叶片：此种叶片在设计、结构与表面处理上，一般是以刚硬性材料为主，而且是以手工模具裱糊为主，生产效率较低。由于刚性叶片是由纤维布分层依次粘结，所用复材量较大，所以叶片自重较高，在低风速时很难运转发电。其优点是硬度高，恶劣自然环境耐受性强，事故发生率低。柔性叶片：柔性叶片在设计上，以轻柔复材为主，叶片自重较轻，柔韧性强，在低风速时能带动风机发电。柔性叶片的组成是由成品玻纤层板粘结成型，所以当叶片由于各种弯扭力形成裂纹后，玻纤层板也随之断裂剥离，遇外界雨水、盐雾后，逐渐风化，极易形成叶片软胎现象。柔性叶片软胎使层板剥离后，其受损进度高于刚性叶片。风机叶片维护（1）叶片维护转子系统是旋转机械的重要部件，转子裂纹扩展引起的叶片断裂对于旋转机械危害极大。目前，对转子叶片裂纹振动特性研究较多，对转子叶片裂纹故障的诊断、识别技术研究较少，而转子叶片裂纹及其扩展的识别对于最终实现叶片裂纹故障的诊断具有重要意义。在机械设备故障诊断中，目前通常采用基于平稳过程的经典信号处理方法——傅里叶变换分析和加窗傅里叶分析，分别仅从时域或频域给出信号的统计平均结果，无法同时兼顾信号在时域和频域的全貌和局部化特征，而这些局部化特征往往是故障的表征。裂纹产生的原因应力集中。采用有限元计算分析得出，转轮在水压力及离心力的作用下，大应力区主要分布在转轮叶片周边上，按第三强度理论计算的相当应力沿叶片周边分布。一般转轮叶片存在四个高应力区，他们的位置在叶片进水边正面(压力分布面)靠近上冠处；叶片出水边正面的中部；叶片出水边背面靠近上冠处；叶片与下环连接区内。铸造缺陷及焊接缺陷。铸造气孔、铸造砂眼等在外部应力的作用下可能会成为裂纹源，造成裂纹的产生。由于转轮叶片与上冠、下环的厚度相差大，在冷却过程中易产生缩孔、疏松等。铸焊结构的转轮，若焊接工艺不当或焊工没有按照焊接工艺的要求进行焊接，在焊缝及热影响区也会出现裂纹。原设计问题，转轮叶片与上冠、下环间的过渡R角设计较小，引起应力集中。运行上的原因，长期低负荷、超负荷或在振动区运行会使叶片在交变应力作用下产生裂纹或裂纹情况加剧。裂纹无损探伤检查在大修时对转轮进行无损探伤检查，及时处理缺陷，消除事故隐患是十分必要的。严重的裂纹等缺陷用肉眼和放大镜外观检查即可发现，但较细小的缺陷和内部的缺陷必须用无损探伤检查。常用的无损检测方法有以下几种：磁粉探伤、渗透探伤、超声波探伤、金属磁记忆、射线检测等。（吉光光电）风机叶尖的维护风机的许多功能是靠叶尖的变换来完成的。叶尖是整体叶片的易损部位，风机运转时叶尖的抽磨力大于其它部位，整体叶片中它又是最薄弱的部位。叶尖是由双片合压组成，叶尖的最边缘是由胶衣树脂粘合为一体，叶尖的最边缘近4厘米的材质是实心。目的是增加叶尖的耐磨度和两片之间的亲和力。由于叶尖内空腔面积较小，风沙吹打时没有弹性，所以也是叶片中磨损最快的部位。通过施工标记试验证明，叶尖每年都有0.5厘米左右的缩短磨损。叶片的易开裂周期是风机运转四至五年后，原因就是叶片边缘的固体材料磨损严重，双片组合的叶尖保护能力、固合能力下降，使双片粘合处缝隙暴露于风沙中。解决风机叶片开裂的问题，就是风机运转几年后做一次叶尖的加长、加厚保护。与原有叶片所磨损的重量基本吻合，不会对叶片的配重比产生任何影响，按所用材料的巴氏硬度计算，修复后的叶尖至少三年后磨回原有叶面，对阻止叶尖开裂现象的发生起到决定性作用。4、叶片的检修柔性风机叶片日常巡检要点为求得低风速发电，国内众多风场选用了柔性风机叶片。现将此种叶片在日常巡视的重点及要点介绍如下：一、在地面检查柔性风机叶片的隐患，必须在叶片背面查看。如果叶片背面肉眼可见黑色灰状物体，说明此叶片已经形成局部麻面，黑色物体为吸附的静电灰。如有重黑色、条状块状现象则需注意该叶片是否已经出现软胎现象。二、柔性叶片事故易出现在叶尖和叶刃部位，巡检时站在风机背面（风机尾部），静听叶片运转声音，尤其要听叶尖转至与地面垂直时的声音，如有哨声或呼呼声，则需停机检查叶尖和叶刃。如发现叶片局部有不同颜色或有毛边出现，需要用高倍望远镜仔细查看，避免出现叶片开裂后因发现不及时而造成叶片撕毁现象。三、日常巡视发现叶片事故应即时上报，及时处理，建立即报机制，将叶片事故控制在最小程度。叶片定期检查的重要性由于风力发电机叶片所处位置特殊，租用设备维护成本较高，而且因移动设备时间较长,工作效率特低，加之某些平台金属物如遇突发天气与叶片相撞，损坏叶片现象以屡见不鲜，由于叶片专业检查人员较少，没有行业标准等，使给我们带来发电动力的风机叶片，处于风吹只要能转，酸碱都泡不烂的局面。其实你视而难见的风机叶片,并非让你高枕无忧,砂害每时每刻都在侵蚀着叶片的肉体,隐患每天都在演变成事故的过程。我们业内共知，发电机组、风机叶片两者任何一种出现故障，都需较长停机待修时间，而且发生事故的季节在盛风发电期较多，给风场带来较大发电损失。追其原因，在国外的停风期预防性维检制度，在国内风电企业还没得到足够重视,在许多国家，停风期针对每支叶片都是必检科目，发现隐患及时修补是风电企业后期减少维修支出的所在，比如一个砂眼,通过一个盛风期可转变成通腔大砂眼，一个早期发现的横向裂纹,可用时几个小时修复，如果演变至纤维深度,得付出几十倍的时间和费用,定检的最重要一项,是检查叶片的内外固合状况。主梁声音检查、迎风角外固合力检查、叶尖受损检查、其目的就是为己运行几年的叶片做一次体检,让其在盛风期安全运转,避免因盛风期叶片事故而带来的发电量损失，而在国内此项目始终没能得到重视，只有几家风电企业在按此规则运行。实践证明有预则利，不预则废。这对风机叶片而言,绝对是现实体现。另外我们从年检工程费用上来进行合算，就我们而论，每台风机年检费用为盛风期单台风机几小时的发电量,等于工程费,也就是说单台风机几天的发电量转换成维检工程费，可为至少五台风机叶片做全面体查。从任何角度而算都物有所值。我们作为风机叶片维护企业并非是在为达到目的而夸大其词，全国有许多风电企业免费收到过我们所录制的叶片受损光盘，让同行认识叶片转变观念是我们的目标，让叶片安全运转，尽量避开盛风期和冬季出现事故是我们想成为的现实，因为天气原因无论对你我任何一方企业，付出都太大。综上所诉的风机现状，是我们在从事为风电企业服务的十年来的现场所见证,某些叶片事故隐患是从实践中分析总结出来的。其目的是让我们的风机叶片达到良性运转标准，给风电企业后期的叶片维护降低成本，引导企业把叶片定检维检重视起来，在针对风机叶片各类受损修复上，我们已把航空机翼复合材料成功与叶片对接。使之在修复运行后各项指数达到或超过现有标准，我们的叶片修复、树脂铆技术至今还在机翼生产中应用。叶片开裂后（维持）运行技术已经通过了07年冬季和盛风期考验。实践证明叶片开裂后，在无法修复的季节，完全可采用此方案维持运转到停风期，为企业挽回较大损失。检修的技巧风机叶片目测技巧叶片运行二至三年后，如遇雨后，从叶片迎风面（叶脊）可看出风机叶片受损情况。如果叶片迎风面雨后还显黑色，证明叶片已经出现砂眼，因为外界小生物被叶片打到后，只是附着在叶脊上；如果叶脊没有砂眼、麻面，附着物及污物完全可以被冲刷掉（盐雾、漏油除外），叶片迎风面颜色越重，证明叶片受损越严重。B从声音辨别叶片受损技巧一般柔性叶片运行两年后、刚性叶片运行三年后如果叶片叶尖处未出现砂眼、软胎、开裂、叶尖磨平现象，三支叶片运转时声音是一致的，叶片转动至地面角度时，所发出的是刷刷声音，如果出现呼呼之声和哨声，证明有单支叶片已经出现受损现象，需要停车检查叶尖部位和整体叶片的迎风角面（叶脊），观察叶刃至上而下是否有横纹现象。总之三支叶片同时出现隐患的几率极低，从运转声音上，最易判断事故隐患。内陆与海上叶片的比较在人们的视觉中，沙漠地区的风机叶片比沿海地区的洁净。原因是叶片迎风面（叶脊）形成麻面和砂眼后，沿海地区的叶片麻面砂眼内存留的是空气中的污物和蚊虫，所以沿海地区的叶片迎风面容易污染。而沙漠地区由于无污染，蚊虫较少，砂眼内的污物很难形成，所以视觉中要比沿海地区洁净。其次沿海地区的叶片砂眼污物是靠湿度和雨水自身清洗，而沙漠中的砂眼内污物是吹沙打磨，视觉上截然不同，叶片迎风面的洁净，并非表明叶片完好无损。实践证明，沙漠中叶片胶衣脱落、麻面、砂眼的形成，比沿海地区至少提早一至二年。隐患形成后的加重速度是沿海地区的几倍，叶片、叶尖开裂的年限比沿海地区提前两年。在沙漠地区判断风机叶片是否出现隐患，运转时如杂音较大，有呼哨声应引起注意！柔性叶片在内陆和沿海各年限受损情况两年内陆叶片：两年叶片表面出现形成各种隐患的横竖向裂纹。叶刃有横向纹产生，并吸附大量静电灰。沿海叶片：叶片表面因风沙抽磨形成麻面状态，静电灰与盐雾的结合，使叶片表面显现出黑色条状物，叶刃开始受盐雾侵蚀产生风化现象。三年内陆叶片：叶片表面裂纹开始向软胎现象发展，某些部位因装机前刮磨使叶片表面形成块状、条状深黑色现象，其背后已形成叶片软胎。沿海叶片：三年盐雾较重地区，叶片已变色为亮黑色的条状、块状地带，叶刃边缘已被盐雾腐蚀，无固合能力，多数叶尖处已存在开裂隐患。四年内陆叶片：风机运行四年后，带有叶片保护膜的叶脊已到保护权限，叶片表面已无光泽度，叶片的软胎已腐蚀尽穿透叶片面板叶片处在现象丛生中运行。沿海叶片：因盐雾高温、高湿，叶脊护膜已开始老化失效，叶尖固合能力已降至极限，叶刃外表层复材已被盐雾浸透。叶尖、叶刃因各种外在因素随时有开裂的可能，撕裂、损毁可能性极高。计算风力机叶片气动外形设计：叶片的气动外形设计是指叶片采用的翼形族!剖面弦长!扭角!相对厚度沿叶片长度方向的分布"由于风轮数值计算的网格数量大,网格生成困难!耗时等特点,同时气动设计要根据后续的计算进行优化,将其应用于叶片气动外形设计还有一定距离,现有工程计算及设计的基础仍然是动量叶素理论,它也是目前国际风电行业性能载荷计算软件的理论基础"1、设计参数设计参数一般由叶片厂商根据风电机组J急装厂的要求,同时根据市场上同类叶片运行参数确定部分主要的设计参数"因为叶片设计出来是要面对市场的,如果主要参数差异较大,则面临市场面较窄,从面影响企业的发展"叶片设计参数包括风电机组风轮参数和叶片本身的技术参数,一般包括:(l)风轮叶片数由于三叶片的风电机组的运行和输出功率比较平稳,现代MW级风电机组一般为三叶片,二叶片比较罕见额定风速"直接影响到风力机的尺寸和成本,在此风速下,风力机组输出额定功率"知道了平均风速和风速的频度,就可以按一定的原则来确定风速的大小,一般由风电机组整机厂商根据风场的勘测数据确定"风轮直径"由叶片适用的风区,如果是正Cl类风区,额定风速较高,风轮直径会较小;相反,如果是正Cn类风区或更差,要求额定风速会更低,风轮直径更大"确定了风轮直径,根据轮毅半径及风轮锥角等可得出叶片的长度"风轮转速"一般应先确定叶片运行的尖速比范围,在设计的尖速比上,所有的空气动力学参数接近于它们的最佳值,以及风轮效率达到最大值"目前运行的大功率风机都具有较高的尖速比,在6一8范围内,此类风机具有较高的风能利用系数,同时较高尖速比的风力机叶片成本也低"根据风轮设计风速和发电机转速确定的尖速比应在此范围内"由于控制气动噪声的原因,叶尖线速度一般在70Injs附近(海上风电机组略有放开),这决定了风轮的最大转速"风轮仰角和风轮锥角,防止叶尖与塔架碰撞"翼形族的选择"失速型叶片必须选择失速性能优良的翼型,变速变距叶片一般选择具有良升阻比特性的翼型"为满足结构设计的需要,叶片根部一般选用大厚度翼型,其相对厚度根据强度要求从根端的100%(圆形)过渡到40%左右"翼型的空气动力学特性是叶片气动设计的基础参数,风力机叶片的运行迎角范围是一180"一1800,雷诺数的范围也比较宽,在106一107之间.2、动量叶素理论2.1动量理论动量理论(MomentumTheory)定义了一个通过风轮平面的理想流管,见图1,V1、V、V2分别表示来流风速、流过风轮风速、风轮后尾流速度。图1动量理论理想流管应用动量方程和伯努力方程可以推导出轴向力T和风轮转矩Q的表达式：式中：轴向诱导因子切向诱导速度；P为空气密度；u为风轮平面风的角速度；Q为风轮的角速度；R为风轮平面的半径.2.2叶素理论叶素理论(BladeElementTheory)的基本出发点是将风轮叶片沿展向分成许多微段，称这些微段为叶素。假设在每个叶素上的流动相互之间没有干扰，即将叶素看成二维翼型，这时将作用在每个叶素上的力和力矩沿展向积分，就可以求得作用在风轮上的力和力矩。图2叶素上的气流速度三角形和空气动力分量由图上速度三角形可导出：（1）（2）计算法向力系数和切向力系数：（3）其中Cl、Cd为叶素翼型的升力系数和阻力系数。长度为叶素上的空气动力合力可以分解成法向力和切向力：这时，作用在风轮平面圆环上的轴向力(推力)和转距可表示为：（4）2.3动量叶素理论动量一叶素理论(BEMTheory)结合动量理论和叶素理论，计算出风轮旋转面中的轴向诱导因子a和周向诱导因子b。（5）（6）2.3普朗特修正因子加入普朗特叶尖和叶根修正因子F，式（5）（6）变成：（7）（8）2.4Glarert修正因子当风轮叶片部分进入涡环状态时，动量方程不再适用；这时，引用Glarert修正方法。当a>0.2时，a由下式计算：（9）式中，，。2.5气动外形设计计算过程入流因子计算流程如下：①给定a、b的初值，取a=0.3，b=0；②利用式(1)计算入流角；③利用式(2)计算迎角；④根据翼型空气动力特性表得到叶素的升力系数Cl和阻力系数Cd；⑤根据式(3)计算叶轮平面法向力系数Cn和切相力系数Ct；⑥利用式(7)、(8)计算a、b的新值；⑦比较a、b的值与上一次a、b的值，如果误差小于设定误差(0.001)，则迭代终止；否则，再回到2步继续迭代；⑧迭代中，若a>0.2时，利用式(9)计算。进一步可求得风轮平面圆环上的轴向力dT(推力)和转距dM，对三叶片的叶素分量求和可以计算出风轮的转矩M，主轴功率P和推力T，并计算出风轮风能利用系数Cp和推力系数CT。确定叶片直径D取额定风速V=10m/s由公式得2确定叶尖速比尖速比与风轮效率密切相关，在风力机没有超速的条件下，运转于高尖速比状态下的风力机具有较高的风轮效率。通常，高速风力机尖速比一般在以6~8。选取叶尖速比为7每个截面：叶片半径为41.62m，将其分为41个截面，第一个是轮毂，接下来计算每个截面的气动参数第二个截面有效半径由m局部叶尖速比初设入流角φ=28°，则入流弧度升阻比轴向因子切向因子初选攻角=10.58°则升力弧度为升力系数法向系数弦长阻力系数雷诺数（13）校核攻角，则攻角符合要求。第二截面的升力和阻力计算推力及旋转离心力及合力大小推力：离心力：合力：升力和阻力垂直，则4、计算转矩大小切向诱导速度；5、选取叶片翼型目前叶片设计多根据手册进行设计，翼型外形数据和气动性能数据极为有限，而这些数据对于专业研究设计来说远远不够，故通常设计时采用函数拟合有限数据得到大量数据。这种方法操作不仅繁琐，重要的是很多数据失真，降低了设计精度。在本次设计中考虑到叶片重量这一不可忽视的因素，采用了相对厚度较小的NACA4412翼型。其最大相对弯度为4．00％，位置在弦长的40．9％；最大相对厚度为12．02％，位置为弦长的29．8％。6、受力最大位置及最大弯矩位置叶片受力最大在叶根处最大弯矩位置在最大相对弯度处，即此处受力为弯矩抗弯截面系数最大应