极端运行阵风对15 MW风力机叶片结构性能影响的分析.pdf

Hydraulics Pneumatics&Seals/No.4.2024doi:10.3969/j.issn.1008-0813.2024.04.004极端运行阵风对15 MW风力机叶片结构性能影响的分析杨瑞，刘旭阳，方亮”，曾学仁”，包广超”，田楠？（1.兰州理工大学能源与动力工程学院，甘肃兰州7 3 0 0 5 0；2.中国三峡新能源（集团）股份有限公司甘肃分公司，甘肃兰州7 3 0 0 5 0）摘要：基于CFD方法，对极端运行阵风条件下IEAWind15MW水平轴风力机气动性能进行分析。采用ANSYSAPDL软件定义复合材料铺层方案建立15 MW风力机叶片有限元模型，并基于Workbench平台对风力机叶片进行模态分析和静力学分析，研究极端运行阵风对风力机叶片结构性能的影响。结果显示：极端运行阵风对风力机气动性能和叶片结构性能影响较大，风轮推力与转矩极值出现的时间点均迟于风速极值点，沿叶片展向叶片流动分离区域与风速呈正相关；在极端运行阵风期间，叶片位移均是从叶根至叶尖逐渐增大，叶片最大应力出现在叶片主梁并且距叶根0.6 R处，同时，由于叶片的叶尖位移和最大应力在短时间内大幅度变化，会使叶片破坏的概率增加。关键词：极端运行阵风；大型风力机；叶片；模态分析；静力学分析中图分类号：TH138(1.College of Energy and Power Engineering,Lanzhou University of Technology,Lanzhou 730050,China;2.Gansu Branch of China Three Gorges Renewables(Group)Co.,Ltd.,Lanzhou 730050,China)Abstract:Based on the CFD method,the aerodynamic performance of the IEA Wind 15 MW horizontal axis wind turbine under extremeoperating gust conditions is analyzed.The finite element model of 15 MW wind turbine blade is established by using ANSYS APDL software todefine the composite layer scheme.Based on Workbench platform,the modal analysis and static analysis of wind turbine blade are carried outto study the influence of extreme operating gust on the structural performance of wind turbine blade.The results show that the extreme operatinggust has a great influence on the aerodynamic performance and blade structure performance of the wind turbine.The time points of the extremevalue of the wind turbine thrust and torque are later than the extreme value of the wind speed.The flow separation area along the blade span ispositively correlated with the wind speed.During the extreme gust,the displacement of the blade gradually increases from the root to the tip ofthe blade.The maximum stress of the blade appears in the main beam of the blade and is 0.6R away from the root of the blade.At the sametime,the displacement and maximum stress of the blade tip change greatly in a short time,which will increase the probability of blade failure.Key words:EOG;large-scale wind turbine;blade;modal analysis;static analysis中,运行过程中会受到地形和气象条件的影响，极端运0引言行阵风使风力机叶片受到的气动载荷产生波动，导致风电行业的快速发展，风力发电机组的功率已从叶片结构的稳定性被破坏,降低了风力机叶片以及风千瓦级发展到现今的兆瓦级，风力机叶片尺寸也逐渐力机的使用寿命。因此，研究极端运行阵风对百米级增大甚至达到百米以上。由于风力机运行于自然环境风力机叶片气动性能和结构性能的影响具有重要意义。收稿日期：2 0 2 3-0 5-0 8李仁年等1 采用数值模拟方法,研究了极端运行基金项目：国家自然科学基金（5 19 6 5 0 3 4）阵风对风力机气动性能的影响。WIM等2 采用概率方作者简介：杨瑞（19 7 0-），男，河南商丘人，教授，博士，研究方法确定由阵风引起风力机的极端响应并将该方法应用向：风力机空气动力学。到实际设计中。CHENG等3 提出确定海上风力机极23文献标志码：A文章编号：10 0 8-0 8 13(2 0 2 4)0 4-0 0 2 3-0 8The Influence of Extreme Operating Gust on the StructuralPerformance of 15 MW Wind Turbine BladesYANG Rui,LIU Xu-yang,FANG Liang,ZENG Xue-ren,BAO Guang-chao,TIAN Nan?液压气动与密封/2 0 2 4 年第4 期值响应分布的方法，以3 MW风力机为研究对象进行数值模拟得到验证并确定其可靠性。孙凯4 基于双向流固耦合研究多种极端风况下风力机的尾迹特征。MENEGOZZOL等5 利用CFD方法研究极端运行阵风(EOG)对小型风力机的气动性能和结构性能的影响。王业昊 以1.6 5 MW风力机为研究对象，在3 种复杂风速环境下进行数值模拟，叶片表面应力集中于叶片沿展向的中间位置处。张康康7 基于双向流固耦合，研究极端阵风对NREL5MW风力机叶片结构性能的影响。以上研究主要集中于极端运行阵风对5 MW及以下风力机气动性能和叶片结构性能的影响，对极端运行阵风下5 MW以上的风力机叶片或百米级叶片的结构性能研究较少。本研究以IEAWind15MW风力机叶片为研究对象，以极端运行阵风为人流条件，对15MW风力机叶片的结构性能进行研究。1计算模型与网格划分1.1计算模型究采用非结构网格，通过计算额定风速时不同网格数下的风力机功率进行网格无关性验证。不同网格数下风力机输出功率不同,随着网格数量增加,风力机的输出功率也不断增大，如图2 所示。当网格数超过3400万后，随着网格量增加,风力机功率趋向于平稳。考虑到计算误差、收敛速度和计算资源等因素，本研究选择方案f 所对应的网格模型进行CFD计算。静止域风轮1DX个进口150m2D1D16.015.6出口旋转域5D图1计算域示意图e本研究采用CFD方法，以IEAWind15MW风力机为计算模型8 ,其风力机主要参数如表1所示。表1IEAWind15MW风力机基本参数参数数值额定功率/MW15叶片数3切人风速/m s-13额定风速/ms=110.59切出风速/ms-125额定转速/rmin=17.56风轮直径/m240叶片质量/kg65000轮毂高度/m150由文献9 研究可知,风力机排布的横向距离为2D3D,纵向距离为4 D5 D,本研究计算域尺寸如图1所示,其中,D为风轮直径。计算域由长方体的静止域和圆柱体的旋转域组成。1.2网格划分及网格无关性验证在ANSYS ICEM中对计算域进行网格划分,本研2415.214.814.42.4图2 不同网格数下风力机功率2极端运行阵风模型(EOG)IEC标准对极端运行阵风模型的定义不仅考虑了经验值,而且还包含了极端风速与轮毂风速的影响,计算结果将更具有代表性,因此本研究采用IEC 标准中的极端运行阵风模型(EOG)10对于标准风力机等级，轮毂高度处5 0 年一遇阵风幅值Vgust由式(1)计算：Vgust=min1.35(Vel-Vhub),3.3式中，Vel一1年一遇极端风速Vm轮毂高度处的风速1轮毂高度处的纵向风速标准偏差D风轮直径A一端流尺度参数a2.8网格数量/千万13.23.64.01D+0.1(1)Hydraulics Pneumatics&Seals/No.4.2024Qi 由式(2)计算:的2 15 9.13 kN,风轮推力降低10.5%；第二阶段风速从G1=Irer(0.75Vhub+b)(2)式中，Ier极高湍流强度的类别取值，Ier取值为0.18;b=5.6 m/sA 由式(3)给出：J0.7hubA=1 42m式中,hub一轮毂高度。一极端运行阵风模型如式(4)所示。rV(z)-0.37Vgur sin(3 nt/T)V(z,t)=(1-cos(2t/T),0 t TLV(z),式中，V（z）=Vh u b（h，h u b）表示速度垂直切变速度，表示风剪切指数，15 MW风力机主要应用于近海，根据我国建筑结构荷载规范中的地貌分类，本研究风剪切指数=0.12;由表1可知,风轮直径D=240m;轮毂高度hhub=150m;Vhub=10.59m/s。则其他参数分别取g，=2.4 3 7 6 5；A，=4 2 m；Vg u s t=5.119 m/s;t 为时间,T=10.5 s。3气动载荷计算及结果分析3.1边界条件将网格无关性验证中方案f的模型与网格导入Fluent中,进口条件为速度人口,结合式（4）通过加载UDF函数给定速度入口，来实现极端运行阵风下风力机CFD计算；出口条件为压力出口;旋转域和静止域进行数据传递，其交界面设置为Interface面选用风力机常用的流模型k-SST;用SIMPLEC算法对压力和速度进行耦合；对流项传递格式均采用SecondOrderUpwind。叶片竖直向上时取方位角=0,旋转一周=360,风轮顺时针旋转（来流方向视角）。求解的时间步长t=0.0220458s,对应的风轮旋转角度为=1,总共计算两个旋转周期t=15.87 s。3.2结果分析1）风轮推力和转矩图3 为风速与推力随时间的变化曲线，从图中可以看出风速和风轮推力随时间的变化趋势基本一致，风轮推力随时间的变化较风速随时间的变化延迟一点,第一阶段从5 s开始下降在7.4 5 s风速达到最小值9.21m/s,风轮推力从5 s的2 4 12.5 1kN降低到7.5 1s7.45s增大在10.2 5 s达到最大值14.3 6 m/s,风轮推力从7.5 1s开始增大在10.3 6 s达到最大值3138.38kN，风轮推力增大4 5.3 5%；第三阶段风速从10.25s开始降低在13.0 3 s达到最小值9.2 3 m/s，风轮推力从10.3 6 s开始减小，在13.2 3 s达到最小值hrub 60 m(3)hhub 60 m其他2188.59kN，风轮推力降低3 0.2 6%，最后风速逐渐增大，风轮推力也逐渐增大至平稳。151413211(4)10946810121416t/s图3 风速-推力变化曲线图4 为风速与转矩随时间的变化曲线,从图中可以看出风速与风轮转矩的变化趋势与风轮推力的一致，风轮转矩随时间的变化较风速随时间的变化延迟一点,与风轮推力的变化一致。在5 s至7.5 1s的时间内，风轮转矩从18 9 11.8 2 kNm降低到13 4 9 0.2 9 kNm，降低2 8.6 7%；7.5 1s至10.3 6 s,风轮转矩开始增加并达到最大值3 7 9 9 7.4 9 kNm，增大18 1.6 7%；在10.36s至13.2 3 s，风轮转矩开始减小并达到最小值13545.98kNm，降低6 4.3 5%，最后风速逐渐增大，风轮转矩也逐渐增大至平稳151413121110946810121416t/s图4 风速转矩变化曲线由以上分析可知,在短时间内风轮转矩与推力出现剧烈波动，当风速急剧增大，风轮推力与转矩也急速增大，主要是由于极端运行阵风持续的时间较短，当风速高于额定风速10.5 9 m/s后，风力机没有通过变桨使叶片桨距角增大,从而减小攻角以改变叶片升力和阻253200风速一推力17 40000风速-转矩3500030000L.NV/2500020000联转150001000030002800240022002000液压气动与密封/2 0 2 4 年第4 期力的比例达到限制风轮推力和转矩的作用。2）叶片吸力面极限流线图5 为极端运行阵风时间内部分时间的叶片吸力面极限流线图，图中R是风轮半径（定值），r是翼型截面到风轮旋转中心的距离（变量）,从图5 可以看出，在极端运行阵风开始时间（t=5s），叶片流动分离区域在叶根至叶片展向0.2 R区域内，当风速降低时,叶片的流动分离区域沿叶片展向逐渐减小，当风速降低到最小值时，叶根处流动分离区域沿叶片展向也最小；当风速增大时,叶片的流动分离区域沿叶片展向逐渐增大，当风速达到最大值时，叶根处流动分离区域沿叶片展向也达到最大，流动分离区域为叶根至叶片展向0.2 5 R区域内。r/R=25%r/R=16.7%r/R=8.33%图5 不同时刻吸力面极限流线图3）叶片轴向力和周向力由上文分析可知,在极端运行阵风的时间内，风轮推力与转矩波动剧烈，为了研究叶片所受载荷的具体情况，选取了3 个时间点，分别为极端运行阵风开始时间t=5s、风速第一次最小值时间t=7.45s和风速最大值时间t=10.25s，图6 分别为叶片在3 个时间点的轴向力与展向力沿叶片展向的分布情况。从图6 a和图6 b可以看出,沿叶片展向的轴向力和周向力的变化趋势一致，均是先增大后减小，在同一截面,风速越大叶片受到的轴向力和周向力也越大与风轮推力的变化一致。由于t=5s的风速为10.59m/s,t=7.45s的风速为9.2 1m/s,两个时间点的风速差值较小，因此在同一截面处，叶片受到的轴向力和周向力相差较小。从图6 b可以看出，在叶片展向0.2R处,t=7.45s时的周向力大于t=5s时的周向力,结合图5 分析可知,t=5s时叶片流动分离区域在叶根至叶片展向0.2 R区域内，而在t=7.45s时叶片26流动分离区域在叶根至叶片展向16.7%R区域内，因此t=7.45s叶片流动分离区域小于t=5s,从而导致t=7.45 s时的周向力大于t=5 s时的周向力。14000r-5 st-7.45 s12000-t-10.25 s10000N/回聘800060004000200000.02500200015001000500t=5 s,V=10.59 m/s00.00.20.40.60.81.0t=7.45 s,V=9.21 m/sr/R(b)周向力t=10.25 s,V=14.36 m/s图6 叶片轴向力与周向力沿叶片展向的分布情况综上所述,在极端运行阵风期间,短时间内由于风t=13.03 s,V=9.22 m/s速随时间的剧烈变化，从而使风轮推力和转矩产生大幅度波动,同一截面处叶片的轴向力与展向力也随风速的变化而产生剧烈波动，不仅使叶片产生极大变形，也导致了叶片的疲劳失效，因此,在设计风力机时，需要考虑极端工况对风力机叶片的影响。4叶片有限元建模及铺层设计4.1叶片有限元建模采用数值模拟软件ANSYSAPDL进行有限元建模。设置材料属性-导人叶片所有翼型点坐标-生成翼型线-生成面-定义铺层方案-网格划分建立叶片有限元模型。使用GUI菜单将单元类型设置为4 个节点的SHELL181壳单元。材料属性如表2 所示,其中E，和E,分别为展向弹性模量和弦向弹性模量，G.为剪切模量，x,为泊松比，p为材料密度。4.2叶片铺层设计目前,对15 MW风力机叶片铺层的研究较少,本研究参照文献 12 中10 MW风力机叶片的铺层设计。叶片剖面结构形式采用主梁与剪切腹板构成的箱型结构,以腹板相对位置将叶片截面从前缘至尾缘依次划0.20.40.60.81.0r/R(a)轴向力t-5 s-t-7.45 s 本t-10.25sHydraulics Pneumatics&Seals/No.4.2024表2 叶片材料力学性能材料类型E./MPa胶衣3440玻璃钢41800碳纤维114500泡沫256双轴向蒙皮13600三轴向蒙皮27700分为5 个部分，分别为前缘梁、前缘镶板、主梁、尾缘镶板和尾缘梁，如图7 所示。腹板前缘粱前缘镶板主梁图7叶片截面划分叶片由表2 所示6 种材料铺设组成，铺设方案为：叶片吸力面和压力面采取对称铺设；叶片主梁为主要承力结构，承载叶片的大部分弯曲载荷，同时又要考虑降低叶片重量，因此本研究采用碳纤维作为主梁的主要铺设材料；腹板、前缘镶板和尾缘镶板采用夹芯结构,中间夹芯层以泡沫为核心，腹板两侧铺设双轴向蒙皮,前缘镶板和尾缘镶板两侧铺设三轴向蒙皮；前缘梁和叶根处铺设材料以三轴向蒙皮为主；尾缘梁处采用夹芯结构,中间芯材为玻璃钢,两侧铺设三轴向蒙皮；叶片表面统一铺设一层胶衣。叶片有限元模型如图8 所示，x方向为叶片弦向方向，即摆振方向；y方向为由压力面指向吸力面，即挥舞方向;z方向为沿叶片展向。X5模态分析模态分析主要用于确定设计构件的频率与振型等结构特性。由于风力机叶片失效的主要原因之一是由共振引起的断裂,因此，为避免风力机叶片与风轮转动E,/MPa34401400083902561330013650尾缘镶板图8 叶片有限元模型G/MPa13802630599022118007200尾缘梁p/kg m*30.312350.2819200.2712200.32000.4917800.491850频率及其他组件发生共振，必须对风力机叶片进行模态分析，从而确保其结构安全运行。本研究以ANSYS Workbench对铺层后的叶片进行模态分析。将叶根设置成固定端全约束,求解叶片前六阶固有频率和模态振型，如表3 所示。表3 叶片前六阶固有频率及相应振型阶数固有频率/Hz10.4420620.4550131.2390041.3989052.5814063.05710由表3 可知，随着阶次的升高，叶片的固有频率逐渐增大。IEAWind15MW风力机的转速范围为5 7.56r/min,其对应的风轮旋转频率1P范围为0.0 8 3 0.126Hz，由于风力机为三叶片，叶片的通过频率为3P,其变化范围为0.2 4 9 0.3 7 8 Hz。由表3 可知，叶片一阶固有频率为0.4 4 2 0 6 Hz,与1P、3 P的值相差大于10%，介于安全设计区间，因此该叶片不会发生共振，也说明了本研究采用的铺层方式较为合理。6静力学分析本研究采用ANSYS Workbench平台基于单向流固耦合对叶片进行静力学分析，如图9 所示。将Fluent中计算的气动载荷加载到叶片的有限元模型上，由于叶片结构变形属于非线性，因此需要打开“Large27UTS/MPa97215461447001 阶摆振 1st2 阶挥舞 2 nd2 阶摆振2 nd3阶挥舞3 nd3阶挥舞3 ndUCS/MPa7021047一213振型1 阶挥舞1st液压气动与密封/2 0 2 4 年第4 期Deflection”,叶根设置成固定端全约束，考虑离心力的影响，添加绕Y轴顺时针旋转的离心载荷并设置风轮额定转速7.5 6 r/min。A1FluentSetup236.1口叶片位移分析图10 为极端运行阵风期间部分时间的叶片位移云图,分别为 t=5 s,t=7.45 s,t=10.25 s 和 t=13.03s4个时间点。从图10 可以看出叶片位移均是从叶根至叶尖逐渐增大，在叶尖处位移达到最大值并且t=10.25s时叶尖位移比其他3 个时间点叶尖位移大,不同时间点下叶尖位移的变化趋势如图11所示。从图11可以看出,叶片叶尖的总位移、挥舞变形与摆振变形随时间的变化趋势基本相似,挥舞变形的变形量与叶尖总位移的数值基本接近，在极端运行阵风期间,在5 5.9 5 s内,叶尖位移由11.6 8 5 m增大至12.112 m,挥舞变形由 11.6 8 m增大至 12.10 6 m,摆振变形由0.2 19 m增大至0.2 6 6 m;在5.9 5 7.9 3 s内,叶尖位移由12.112 m减小至11.5 16 m,挥舞变形由12.106m减小至11.5 13 m,摆振变形由0.2 6 6 m减小至0.17 3 m;在7.9 3 10.4 1s内,叶尖位移由11.5 16 m迅速增大至14.17 8 m，变化幅值2.6 6 2 m，增加了23.11%,挥舞变形由11.5 13 m迅速增大至14.15 3 m，变化幅值2.6 4 m,增加了2 2.9 3%，而摆振变形在10.2 5 s达到最大值0.9 0 2 m，变化幅值0.7 2 9 m;在10.4 113.13s内,叶尖位移由14.17 8 m减小至10.7 3 8 m,变化幅值3.4 4 m，减小了2 4.3%，挥舞变形由14.15 3 m减小至10.7 3 6 m，变化幅值3.4 17 m，减小了2 4.1%，摆振变形由0.9 0 2 m减小至0.115 m，变化幅值0.787m;在13.13 15.8 7 s内,叶尖位移由10.7 3 8 m增大至12.4 8 4 m，变化幅值1.7 4 6 m，挥舞变形由10.736m增大至12.4 7 6 m,变化幅值1.7 4 m,摆振变形由0.114 m增大至0.3 0 2 m,变化幅值0.18 8 m。由以上分析可知，在极端运行阵风期间，叶片的叶尖位移随着风速的变化产生剧烈波动,由于风轮推力极值出现的时间点延迟于风速极值点，因此叶尖位移与挥舞变形的极值点与风轮推力相同均延迟于风速极28AN:StaticStructuralType:TotalDeformationTotal DeformationUnit:mTime:1s11.68Max10.39BCExternal ModelStaticStructuralSetupEngineering DataSolutionModelExternal ModelFluent图9 单向流固耦合系统图nsysMin2022R19.0887.796.4915.1933.895Setup2.5971.298SolutionOMinResultsMaxStatic StructuralAH:Static StructuralTotal DeformationType:Total DeformationUnit:mTime:1.s11.59Max10.39.0117.7236.4365.1493.8622.5741.287oMinMaxY:Static StructuralTotal DeformationType:Total DeformationUnit:mTime:1s13.75Max12.2210.699.1657.6376114.5823.0551.527aMinMaxP:Static StructuralTotal DeformationType:Totali DeformationUnit:mTime:1s10.74Max9.5458.3527.1585.9654.7723.5792.3861.193OMinMax值点，摆振变形最大值在t=10.25s，是由于静力学分析考虑到离心载荷对风力机叶片变形的影响，同时此刻风速也达到最大,因此t=10.25s时摆振变形最大。叶片叶尖位移的最大值和最小值分别为14.17 8 m和0.000.00(b)(-7.45 s0.0020.00(c)t-10.25 s0.0020.00(d)(-13.03 s 图10 叶片位移云图30.00(m)15.00(a)t=-5 s15.00nsys2022R1Min30.00(m)Ansys2022R1Min40.00(m)Ansys2022R1Min40.00.(m)Hydraulics Pneumatics&Seals/No.4.202410.738m，变化幅值3.4 4 m，挥舞变形的最大值和最小AN:Static StructuralEquivalent Stress值分别为14.15 3 m和10.7 3 6 m，变化幅值3.4 17 m，同Type:Equivalent(von-Mises)Stress.TopBtton-Layer.oUnit:MPaTime:1s时，根据GB/T253832010规定叶片在所有工况下的45.71Max40.63最小间隙应不小于叶片在静止状态下与塔尖间隙的35.5630.4940%，在静止状态下IEAWind15MW风力机叶片叶尖25.4220.3515.28与塔架间隙的距离为3 0 m,即叶尖位移可允许的最大10.215.1360.06504Min变形量为18 m,因此,在极端运行阵风条件下,叶尖位移的最大变形量符合设计要求。14.514.013.513.012.512.011.010.546810121416t/s(a)叶尖总位移14.514.013.5/13.012.512.011.511.010.541.00.8三0.60.20.046810121416t/s(c)摆振变形图11叶片叶尖位移随时间的变化曲线6.2叶片应力分析图12 为极端运行阵风期间部分时间的叶片应力云图,分别为 t=5 s,t=7.45 s,t=10.25 s和 t=13.03s4个时间点。从图12 可以看出叶片最大应力出现在叶片主梁并且距叶根0.6 R处并且t=10.25s时叶片最大应力比其他3 个时间点叶片应力大，不同时间点下叶片应力的变化趋势如图13 所示。nsys2022R1Max4e+04(mm)Min2e+04(a)t-5 sAH:Static StructuralEquivalent Stress2Type:Equivalent fvon-Mises)Stress-Top/Bttom-LayeroUnit:MPaTime:1s45.2Max40.1935.1830.1725.1620.1415.1310.125.1090.09681MinMinY:Static StructuralEquivalent StressType:Equivalent fvon-Mises)Stress-Top/Bottom-LayeroUnit:MPaTime:1s:58.16Max51.7145.2738.8232.3725.9319.4813.0368101214t/s(b)挥舞变形Ansys2022R1Max3e+04(mm)1.5e+04(b)t-7.45 sMax166.5860.1395MinMinP:Static StructuralEquivalent Stress2Type:Equivalent(von-Mises)Stress-Top/Bottomn+Layer 0Unit:MPaTime:1s41.98Max37.3232.6728.0123.3518.6914.049.384.7230.06528MinMir由图13 可知，在极端运行阵风期间，叶片最大应力随时间的变化趋势与叶尖位移随时间的变化趋势基本一致，在5 5.9 5 s内，叶片最大应力由4 5.7 0 6 MPa增大至4 7.7 4 7 MPa;在5.9 5 7.9 3 s内，叶片最大应力29nsys2022R14e+04(mm)2e+04(c)t-10.25 sMax01.5e+04(d)t-13.03 s图12 叶片应力云图nsys2022R13e+04(mm)液压气动与密封/2 0 2 4 年第4 期由4 7.4 7 4 MPa减小至4 5.0 0 2 MPa;在7.9 3 10.2 5 s内,叶片最大应力由4 5.0 0 2 MPa迅速增大至58.158 MPa,变化幅值13.15 3 MPa;在10.2 5 13.13 s内，叶片最大应力由5 8.15 8 MPa减小至4 1.9 8 MPa,变化幅值16.17 8 MPa;在13.13 15.8 7 s内,叶片最大应力由4 1.9 8 MPa增大至4 9.5 0 5 MPa，变化幅值7.525 MPa。6058565452504444424046810 121416t/s图13 口叶片应力随时间变化曲线由以上分析可知，极端运行阵风期间，风速随着时间的变化,叶片受到的气动载荷也在发生变化，叶片的最大应力在短时间内产生剧烈变化，叶片最大应力的最大值和最小值分别为5 8.15 8 MPa和4 1.9 8 MPa,变化幅值16.17 8 MPa,因此，在极端运行阵风条件下，叶片最大应力未超过材料的许用应力，符合风力机叶片的设计要求。综上,极端运行阵风期间内叶片的叶尖位移和最大应力大幅度变化，导致叶片破坏的概率增加。7结论（1）在极端运行阵风运行期间，风轮推力、转矩与风速随时间的变化趋势基本一致，沿叶片展向叶片流动分离区域与风速呈正相关；（2）模态分析结果表明，在风力机运行转速范围（5 7.5 6 r/m i n）内,叶片不会发生共振，故叶片采用的铺层方式合理；（3）叶片叶尖位移的最大值和最小值分别为14.178m和10.7 3 8 m，变化幅值3.4 4 m，同时，在极端运行阵风条件下，叶尖位移的最大变形量符合设计要求；引用本文：杨瑞，刘旭阳，方亮，等.极端运行阵风对15 MW风力机叶片结构性能影响的分析 J.液压气动与密封,2 0 2 4,4 4（4）：2 3-3 0.YANG Rui,LIU Xuyang,FANG Liang,et al.The Influence of Extreme Operating Gust on the Structural Performance of 15 MW WindTurbine Blades J.Hydraulics Pneumatics&Seals,2024,44(4):23-30.30（4）在极端运行阵风期间，叶片最大应力出现在叶片主梁并且距叶根0.6 R处，叶尖处应力最小,叶片最大应力的最大值和最小值分别为5 8.15 8 MPa和41.98MPa，变化幅值为16.17 8 MPa,同时，在极端运行阵风条件下，叶片最大应力未超过材料的许用应力，符合风力机叶片的设计要求；（5）极端运行阵风期间内叶片的叶尖位移和最大应力大幅度变化，会使叶片破坏的概率增加。参考文献1李仁年,刘恒,李德顺，等.极端运行阵风下风力机的气动特性 J.兰州理工大学学报,2 0 18,4 4(2):5 9 6 4.2WIM BIERBOOMS.Modelling of Gusts for the Determinationof Extreme Loads of Pitch Regulated Wind Turbines J.Wind Engineering,2004,28(3):291-303.3 CHENG P W,BUSSEL G,KUIK G,et al.Reliability-basedDesign Methods to Determine the Extreme Response Distributionof Offshore Wind Turbines J.Wind Energy,2003,6(1):1-22.4孙凯.大型风力发电机组流固耦合尾迹特性分析 D.上海：上海电力学院，2 0 14.5 MENEGOZZO L,DAL MONTE A,BENINI E,et al.SmallWind Turbines:A Numerical Study for AerodynamicPerformance Assessment under Gust Conditions J.RenewableEnergy,2018,121:123-132.6王业昊.恶劣环境下大型风力机叶片稳定性问题研究D.南京：南京航空航天大学,2 0 14.7张康康.5 MW风力机气动性能及叶片的流固耦合分析D.兰州：兰州理工大学,2 0 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