叶片旋转方向对NREL Phase Ⅵ风力机功率特性的影响分析

叶片旋转方向对NREL Phase Ⅵ风力机功率特性的影响分析孙义鸣; 谭剑锋; 周天熠
【期刊名称】《《南京工业大学学报（自然科学版）》》
【年(卷),期】2019(041)006
【总页数】8页(P695-702)
【关键词】风力机; 叶片旋转方向; 计算流体力学; 功率特性; Fluent
【作者】孙义鸣; 谭剑锋; 周天熠
【作者单位】南京工业大学机械与动力工程学院江苏南京 21 1800
【正文语种】中文
【中图分类】O355
近年来，随着科学技术的发展，风能资源作为清洁的可再生能源受到越来越多的关注，风力发电是风能资源利用的最主要方式，风力机功率特性是评价风力机性能以及风力发电场排布方式优劣的重要指标，因此，对风力机功率特性展开研究非常必要。

目前国内外许多学者对风力机功率特性以及尾流对风力机功率特性影响展开了研究，Sturge等[1]结合致动盘理论建立一种新型快速尾流模型，并对风力机功率特性展开研究。

曾利华等[2]针对风场风力机尾流计算与尾流迭加问题建立新模型，并结合实际算例分析风力机功率特性验证模型合理性。

梁浩[3]基于Jensen尾流模型，提出了通过控制上游风力机推力系数减少尾流效应影响范围的方法来提升风力机的功率特性，通过研究发现该方法具有普遍性。

随后，有学者研究了不同风力机
间距和不同排布方式对风力机功率特性的影响，柴华[4]建立翼型为NACA0018的三叶片垂直风力机模型，通过改变风力机间距离研究两台相同规格风力机间相互干扰下的功率特性变化。

Kusiak等[5]考虑了尾流效应、风速、风向等因素，研究若干风力机排布和风场最大功率并进行优化。

此外，刘晴晴等[6]利用塔筒高度与风电场年发电量的关系优化主风向上塔筒高度，减少尾流效应影响提升风力机功率特性。

李冠深[7]采用雷诺平均法(RANS)方法对单风力机进行三维CFD模拟，研究高差对风力机功率特性的影响。

Chowdhury等[8]和Chen等[9]分别用改进的遗传算法和新型风电场布局优化方法(UWFLO)研究风力机不同塔架高度对风场风力机输出功率的优化问题，虽然考虑了塔架的高差影响，但是却没有给出其最终研究结果。

虽然上述风力机功率特性的研究涵盖尾流模型、算法优化、排列方式、风力机间距、塔架高差等方面，但是风力机叶片转向对其功率特性的影响却鲜有研究，笔者将基于(CATIA)软件建立NREL Phase Ⅵ风力机模型，并基于三维计算流体力学软件(Fluent)建立风力机气动特性分析模型。

通过计算各风速下的风力机叶片表面压力分布和功率特性，并与美国国家能源部可再生能源实验室的NREL Phase Ⅵ风洞实验数据对比，验证本文风力机分析模型准确性。

随后，计算分析2台相同叶片旋转方向的NREL Phase Ⅵ风力机功率特性随风力机间距的变化。

最后，计算分析2台相反叶片旋转方向的NREL Phase Ⅵ风力机功率特性随风力机间距的变化，研究风力机叶片旋转方向对功率特性的影响规律。

1 计算方法
1.1 流动控制方程及湍流模型
计算流体力学通过时空离散化把连续的时间离散成间断的有限的时间，把连续的介质离散成间断有限的空间模型，从而把偏微分方程转变成有限的代数方程。

流体的流动规律以质量守恒定律、动量守恒定律和能量守恒定律为基础，风力机叶片绕流流动是不可压缩流动，数值求解的控制方程为简化雷诺平均Navier-
Stokes(RANS)方程
(1)
(2)
式中：ui、uj为略去平均符号的雷诺平均速度分量，ρ为流体密度，p为压强，为脉动速度，常数μ为动力黏性系数。

由Menter提出的SST k-ω模型可以避免k-ω模型对入口湍动参数过于敏感的不足，此外，刘磊等[10]使用Fluent软件选取S-A模型、两方程低雷诺数k-ε模型和SST k-ω模型对风洞测试中风力机的无偏航工况进行CFD模拟，结果表明，SST k-ω模型能更加准确地预测截面压力分布和转矩，因此，笔者计算采用SST k-ω模型。

其流动方程为
(3)
Gω-Yω+Dω+Sω
(4)
式中：k为湍动能，ω为耗散率，Γk和Γω分别为k和ω的有效扩散项，Gk为湍流的动能，Gω为ω方程，Yk和Yω分别为k和ω的发散项，Dω为正交发散项，Sk和Sω为自定义源项。

1.2 NREL Phase Ⅵ风力机模型
为验证本文风力机建模方法的准确性，采用美国国家能源部可再生能源实验室的NREL Phase Ⅵ风洞实验作为验证对比实验。

该实验是在美国NASA Ames研究中心的24.4 m×36.6 m风洞中进行，实验风力机实物图如图1所示。

风力机叶片
采用S809翼型，叶片半径为5.029 m，叶尖桨距角为3°，轮毂高度12.2 m，风力机额定功率为20 kW，额定转速为72 r/min，具体参数可参考NREL实验报告[11]。

根据S809翼型坐标及实验报告中给出的叶片各截面翼型的预扭角数据在CATIA中建模，从25%R开始到100%R每隔5%R建立一个翼型截面(其中R为
风力机叶片半径)，共16个截面。

随后将各截面用曲面光滑连接，生成叶片实体。

最后将齿轮箱、叶片、轮毂、塔架各个部件进行装配，装配好的风力机模型如图2所示。

图1 NREL Phase Ⅵ风洞实验风力机实物Fig.1 NREL Phase Ⅵ wind turbine of wind tunnel experiments
1—风机上叶片；2—风机下叶片；3—轮毂；4—齿轮箱；5—塔架。

图2 风力机
模型Fig.2 Wind turbine model
1.3 CFD计算设置
1.3.1 创建旋转域和静止域
将第1.2节建立的风力机三维模型导入到ANSYS19.0中，创建旋转域和静止域。

旋转域为一个直径为15.087 m(1.5倍风轮直径D)、高为2 m的圆柱体。

静止域
为长方体，上风向长度为25.145 m(2.5倍风轮直径)，下风向长度为150.87
m(15倍风轮直径)，风力机轮毂中心距离地面高度为12.2 m，静止域上表面距离风力机轮毂中心高度为25.145 m(2.5倍风轮直径)，具体尺寸如图3所示。

图3 计算域尺寸布局Fig.3 The layout and size of computational domain
1.3.2 创建边界层
边界层包含入口、出口、地面、静止域其余表面、齿轮箱及塔架、交界面和风轮，具体位置如图4所示，其中入口设置为速度入口，出口和静止域设置为压力出口，风轮设置为无滑移壁面，绝对旋转，旋转域设置为移动参考系(MRF)，旋转速度与风轮相同，旋转速度设置为7.539 8 rad/s，其余边界层设置为壁面。

图4 单风力机有限元计算边界条件Fig.4 Finite element boundary conditions
of the single wind turbine
图5 5 m/s风速下叶片截面处压力系数分布Fig.5 Pressure distributions of blade sections at 5 m/s wind speed
1.3.3 划分网格
采用非结构四面体网格，分别对风力机表面、interface面、静止域和旋转域进行
加密，生成节点1 043 380个，网格单元5 768 513个，本文平均网格质量为
0.841 72，满足计算要求。

1.3.4 计算工况
分别对来流风速为5、7、10、13 m/s的4种工况进行数值模拟，计算采用SST
k-ω模型以及稳态Pressure-Based求解器，压力速度耦合方式设置为标准。

2 结果与讨论
2.1 实验对比
2.1.1 叶片截面压力系数对比
基于上述风力机气动分析模型，计算得到不同风速下(5、7、10、13 m/s)叶片30%R、46.7%R、63.3%R和95%R等截面处的表面压力系数Cp分布见图5～8，并与美国国家可再生能源实验室的NREL Phase Ⅵ风洞实验数据[11]对比。

从图5和6中可以看出：5～7 m/s为低速区，叶片表面均为附着流，没有出现流动分离的现象，通过仿真得到的截面压力系数曲线与实验值吻合较好。

当风速为5 m/s时，叶片吸力面前缘处误差增大，CFD预测的压力峰值偏高，主要原因为RANS湍流模型在求解流动分离问题时存在一定误差。

从图7可以看出：风速为10 m/s时叶片表面逐步出现部分失速，除63.3%R、95%R这2个截面没有发现明显分离以外，30%R和46.7%R截面靠近前缘吸力
面处均出现流动分离，同时46.7%R截面处CFD计算值与实验测得真实值误差增
加。

图6 7 m/s风速下叶片截面处压力系数分布Fig.6 Pressure distributions of blade sections at 7 m/s wind speed
图7 10 m/s风速下叶片截面处压力系数分布Fig.7 Pressure distributions of blade sections at 10 m/s wind speed
图8 13 m/s风速下叶片截面处压力系数分布Fig.8 Pressure distributions of blade sections at 13 m/s wind speed
相比于风速为10 m/s时，风速13 m/s的叶片表面失速区逐步增大，叶轮除接近叶尖的部分(95%R)以外，其余截面均出现失速，大规模的分离流动出现在叶片表面。

2.1.2 风力机推力和扭矩对比
计算得到4种风速下风力机推力和扭矩如图9所示，同时图9中将计算结果与实
验测量值进行对比，结果表明，本文计算结果与实验测量值基本吻合，验证了本文分析模型的准确性。

当风速小于10 m/s时，扭矩随风速增加而增大；而风速大于10 m/s后，叶片表面开始部分失速，流动发生分离，扭矩开始减小，CFD预测扭矩值更低，且计算误差略有增加。

但推力值随风速的增加而增大，CFD计算的推
力略大于实验测量值。

Song等[12]的研究结果与此相似，主要原因在于湍流模型，而且目前的湍流模型在准确模拟叶片失速方面仍需进一步研究。

图9 风力机推力和转矩随风速的变化Fig.9 Comparison of measured and CFD thrust and low-speed shaft torque
2.2 双风力机计算
对于平坦地形，上下游风力机间隔距离一般为5至9倍风轮直径。

为了研究风场
中多风力机排布时风力机间的相互干扰对风力机功率特性的影响，将两台风力机沿横向位置间距4倍风轮直径至12倍风轮直径排布，分别研究风力机间距以及叶片
转向对风力机功率特性的影响，双风力机间相对位置及转向如图10所示。

图10 双风力机转向及布局Fig.10 Layout and rotation direction of double wind turbines
研究了两台风力机叶片同向(逆时针)转动的情况，两台风力机间距变化范围为
4D～12D。

随后研究两台风力机叶片异向(前方风力机逆时针，后方风力机顺时针)转动的情况，两台风力机间距变化范围为4D～12D。

两台风力机间距为4D和8D 时，叶片同、异向旋转的轴向风速场的速度云图如图11所示。

图11 双风力机轴向风速场速度云图Fig.11 The velocity cloud maps of axial wind speed field between two wind turbines
由图11可知：上游风力机后方速度场基本保持不变，风经过上游风力机后，速度受到一定程度的损失，所以下游风力机一定会受到上游风力机尾流的干扰，下游风力机输出功率会有所降低。

随着两台风力机间距增大，下游风力机后方速度场低速区域(深色区域)面积减小。

当上游风力机和下游风力机同向旋转时，下游风力机后方尾流低速区域较为集中，集中分布于叶轮中心后方位置；当上游风力机和下游风力机异向旋转时，下游风力机尾流区域辐射面积更大，且呈发散状。

为了进一步研究两台风力机输出功率的变化，将10组不同工况下风力机输出功率数据进行统计，如表1所示，其中功率比为下游风力机输出功率占上游风力机输出功率的百分比。

由表1可知：风力机叶片转向对上游风力机输出功率几乎没有影响，上游风力机
输出功率基本保持不变。

随着两风力机距离增大，下游风力机受到上游风力机尾流影响越来越小，两风力机间距为4D时，下游风力机输出功率为上游风力机输出功率的76.7%。

当两风力机间距达到6D时，下游风力机功率恢复到上游风力机输出功率的82%。

当两风力
机距离持续增大至12D时，下游风力机受到上游风力机尾流的影响很小，且基本
保持稳定，输出功率占上游风力机输出功率92.1%。

下游风力机顺时针旋转输出功率比逆时针旋转输出功率多，且增幅随着风力机间距的增大逐渐减小。

当两风力机间距4D时，下游风力机顺时针旋转输出功率比逆时针旋转输出功率多4.4%；当两风力机间距达到8D时，增幅为2%；当距离达
10D时，增幅为0.8%，基本可以忽略不计。

所以当两风力机间距小于8D时，风力机叶片转向对下游风力机功率特性影响较为明显。

由于风力机叶片根部涡主要位于转轴的轴线上，这个涡系诱导产生了和风轮叶片旋转方向相反的切向速度分量，而上游风力机逆时针转动时，就会产生与之相反的切向速度分量。

当下游风力机顺时针旋转时，这个切向速度分量就会使得来流合速度(风速和叶轮旋转相对速度的合速度)和叶片旋转平面的夹角增大(即入流角增大)，而入流角为桨距角和有效攻角之和，因桨距角保持不变，所以使得下游风力机有效攻角增大。

相反，如果下游风力机逆时针转动，有效攻角就会减小，所以相对于下游风力机逆时针旋转的情形，下游风力机顺时针旋转可以吸收更多的风能。

因此，下游风力机顺时针旋转能获得更高功率。

3 结论
1)基于三维计算流体力学软件Fluent建立风力机气动特性分析模型，通过并与美国国家可再生能源实验室的NREL Phase Ⅵ风洞实验数据对比，验证本文风力机分析模型准确性。

2)不同风力机间距下，上游风力机输出功率基本保持不变，而下游风力机输出功率随风力机间距增大而增大；当两风力机间距为12倍叶片直径时，下游风力机输出功率恢复至正常水平的92.1%。

表1 不同工况下风力机输出功率对比
Table 1 Comparison of wind turbines output power under different working conditions
风力机间距L/m同向旋转异向旋转上游风力机输出功率/kW下游风力机输出功率
/kW功率比上游风力机输出功率/kW下游风力机输出功率/kW功率比
4D8.6646.6480.7678.6837.0430.8116D8.6577.1010.8208.6127.3870.8588D8. 6897.4520.8588.5137.4760.87810D8.6257.8130.9068.6187.8770.91412D8.6 837.9960.9218.6617.9970.923
3)相比于上游风力机与下游风力机叶片旋转方向的工况，当下游风力机叶片反向旋转时，其输出功率增加且功率增幅随着间距增大逐渐减小；风力机间距为4倍直
径时，下游风力机输出功率增幅达到最大值，约为4.4%。

参考文献：
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