崔永峰，王海華，高　婕

(中國電建集團西北勘測設(shè)計研究院有限公司，西安　710065)

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風電場增效技術(shù)方案研究

崔永峰，王海華，高婕

(中國電建集團西北勘測設(shè)計研究院有限公司，西安710065)

摘要：許多已建成風電場在實際運行過程中出現(xiàn)發(fā)電量偏低的情況，筆者深入分析了造成這一情況的原因，提出風電場可行的增效措施，并以實際工程為例詳細說明了風電場增效技術(shù)方案的實施過程，同時對增效方案的可行性進行技術(shù)經(jīng)濟分析，為各企業(yè)提供決策依據(jù)。

關(guān)鍵詞：風電機組；增效技術(shù)；控制運行；葉片

0前言

自2006年《可再生能源法》頒布實施以來，中國風電事業(yè)取得了舉世矚目的成績，“十一五”期間連續(xù)5 a實現(xiàn)翻番增長，并于2010年底超越美國成為世界第一風電大國[1]。截止2015年3月底，全國風電累計并網(wǎng)裝機容量超過1億kW，約占全國電力總裝機容量的7%，是繼火電、水電之后的第三大主力電源。

然而，風電作為時間尚短的新型產(chǎn)業(yè)，在高速的發(fā)展過程中，一方面受制于早期并不十分成熟的技術(shù)評估手段，另一方面由于早期采用的風電機組比當前的風電機組效率偏低等因素，使得許多已建成風電場通過改造，發(fā)電量會有一定的提升空間[2-3]。目前，許多企業(yè)正積極開展風電場改造工作，以提升已建成風電場的發(fā)電量，但改造方案需要一定的投入，風電場改造后很有可能存在投資大于收益的情況，得不償失。因此，針對風電場改造需進行可行性分析研究工作[4]。

1問題提出

風電場在實際運行過程中時常會出現(xiàn)實際年上網(wǎng)電量低于設(shè)計水平的情況，這主要有以下4個方面的原因：一是風電場存在限電情況；二是該年可能為小風年；三是風電場風電機組頻繁出現(xiàn)故障停機等；四是風電場設(shè)計存在一定問題。本次主要針對風電場設(shè)計存在的問題，發(fā)散思維、開拓思路，提出風電場增加發(fā)電量的改進措施。

目前，由于設(shè)計問題導致風電場發(fā)電量偏低主要有2方面原因：

(1) 早期未有高效率風機;

(2) 風機布置不合理，這是設(shè)計可能出現(xiàn)的主要問題。具體表現(xiàn)在：① 風機排布過密，尾流損失較大，發(fā)電量減小；② 風機排布過密，在增加尾流損失的同時，會增加全場湍流強度，有時會出現(xiàn)風機共振情況，使風機運行不暢；③ 在微觀選址階段，對風電場風資源評估不準確，將風機布置在風資源較差的位置；④ 受后期在該風電場周邊建立的多個風電場的尾流影響，使得該風電場區(qū)域風能減弱，發(fā)電量減小。

2風電場增效措施

隨著中國風電事業(yè)的飛速發(fā)展，各大風機廠家在風電機組研發(fā)方面取得了巨大成就，風機的單機容量不斷地被擴大、葉片長度不斷地被增加、塔筒高度不斷地被抬高、風電機組的運行控制策略不斷地被優(yōu)化等。這些新思路、新技術(shù)、新創(chuàng)造的出現(xiàn)給已建成風電場的增效改造提供了可能性。

對于已建成的風電場，受制于早期并不十分成熟的技術(shù)評估手段和采用效率偏低的風電機組，使得部分早期風電場發(fā)電量并不十分理想，存在很大的提升空間。各大風機廠家也都在積極探索，不斷地提出風電場增效的措施和改造方案。目前，風電場增效的主要措施可以分為兩大類：

一是從風電機組運行控制的角度出發(fā)，主要包括：最佳槳距角調(diào)整優(yōu)化、偏航控制優(yōu)化、風機運行維護管理、降低風電機組自耗電等，這些措施一般可提升風電場發(fā)電量2%～3%[5-12]。

二是從風電場設(shè)計優(yōu)化的角度出發(fā)，主要有：① 重新優(yōu)化布置機位[13-16]，將風機布置在風能更優(yōu)的位置；② 抬高風機塔筒高度，獲取更大的風速；③ 采用更長葉片，以增加風能捕獲面積[2-3]。對于已建成的風電場而言，前2種措施一方面投入成本較大，另一方面受占地、基礎(chǔ)荷載及安全性等條件限制，不容易實施。而第③種措施是一種能高效地提升風電場發(fā)電量的方法，并且最容易實施。

本次主要結(jié)合甘肅瓜州某風電場增效改造方案分析研究風電場加長葉片增效技術(shù)方案的實施過程，以及探討改造方案的技術(shù)經(jīng)濟可行性。

3工程實例

3.1項目基本情況

甘肅瓜州某風電場場址位于酒泉地區(qū)瓜州縣城西北約20 km處，場址區(qū)北高南低，海拔高度在1 210.00～1 280.00 m之間，場地開闊，地勢平坦。根據(jù)風能資源評估結(jié)果，該風電場風機輪轂高度處代表年平均風速為7.2～7.3 m/s，風電場安裝了33臺WTG-77/1500 kW型風力發(fā)電機組，總裝機規(guī)模49.5 MW，風電場可研階段設(shè)計年上網(wǎng)電量為11 736.8萬kWh，年等效滿負荷小時數(shù)為2 371 h，容量系數(shù)為0.27。該風電場于2008年3月建成投產(chǎn)，由于風電場區(qū)域限電十分嚴重，實際運行中年上網(wǎng)電量較差。企業(yè)希望利用現(xiàn)有的先進技術(shù)手段、風電機組研發(fā)經(jīng)驗對風電場進行適當改造，以提升發(fā)電量，增加收益。除了對風電場風電機組運行控制進行優(yōu)化外，針對該風電場增效技術(shù)措施的實際可操作性，本次初步推薦采用加長葉片改造方案。

3.2方案確定

通過與風機廠家溝通，采用更長葉片主要有2種方案：一是直接更換更長的葉片，比如將原有77機型葉片(葉片長度為37.5 m)直接更換為82機型葉片(葉片長度為40.3 m)；二是在原有葉片根部增加1節(jié)套管，以延長葉片的長度。

該風電場所采用機型為WTG-77/1 500 kW型風電機組，輪轂高度為61.5 m。結(jié)合風機廠家1 500 kW型幾種風機類型，主要包括WTG-77、WTG-82、WTG-89，幾種機型機組參數(shù)對比見表1。

表1　風機廠家1 500 kW幾種機型機組參數(shù)對比表

由表1可知，WTG-89/1500機型的設(shè)計年平均風速為6.0 m/s，塔筒高度為70 m。綜合考慮該風電場風況特征和各機組適用性情況，本次初步推薦風電場風機提效加長葉片方案為：葉輪直徑由77 m更改至82 m。具體有2種方案：方案1,將原有77機型葉片直接更換為82機型葉片；方案2,在原有77機型葉片根部增加1節(jié)2.5 m長的套管，使葉輪直徑達到82 m。

3.3年上網(wǎng)電量估算

本次設(shè)計采用WT4.6版本軟件進行發(fā)電量計算，采用2座場內(nèi)測風塔代表年的測風數(shù)據(jù)、現(xiàn)場實際風機布置方案及1∶2000地形圖，采用不同方案機型當?shù)乜諝饷芏认碌墓β是€和推力系數(shù)曲線進行發(fā)電量計算，得到本風電場各不同方案風機的理論年發(fā)電量和風機尾流干擾后的年發(fā)電量。

經(jīng)綜合折減后，得到該風電場49.5 MW工程風機提效方案。方案1的年上網(wǎng)電量為11 194.3萬kWh，年等效滿負荷小時數(shù)為2 261 h，容量系數(shù)為0.26。方案1比原方案年上網(wǎng)電量增加1 023.1萬kWh，年等效滿負荷小時數(shù)增加206 h，發(fā)電量增加了約10.1%；方案2比原方案年上網(wǎng)電量增加647.6萬kWh，年等效滿負荷小時數(shù)增加131 h，發(fā)電量增加了約6.4%。風電場不同方案發(fā)電量成果見表2。

表2　不同方案發(fā)電量計算成果對比表

注：年上網(wǎng)電量計算暫不考慮限電影響。

3.4方案安全性校核

改造方案的技術(shù)可行性還需進行風機改造后的安全性校核，主要包括基礎(chǔ)荷載校核和風機部件安全性校核。

3.4.1風機基礎(chǔ)載荷校核

該風電場已施工完成的風機基礎(chǔ)體型為：鋼筋混凝土擴展基礎(chǔ)，混凝土采用C35W6F200，基礎(chǔ)高3.9 m。基礎(chǔ)底部為直徑15.0 m，高1.2 m的圓柱；中間為底面直徑15.0 m，頂面直徑6.0 m，高0.7 m的圓臺；上部為直徑6.0 m，高2.0 m的圓柱。

根據(jù)廠家提供的不同方案基礎(chǔ)設(shè)計要求資料，通過分析計算可知，采用方案1，各工況下地基承載力、地基變形、基礎(chǔ)抗滑穩(wěn)定、抗傾覆穩(wěn)定、裂縫寬度、抗剪、抗沖切、疲勞強度等各項指標均滿足設(shè)計要求；采用方案2，正常運行荷載工況、極端荷載工況和罕遇地震下地基承載力、地基變形、基礎(chǔ)抗滑穩(wěn)定、抗傾覆穩(wěn)定、裂縫寬度、抗剪、抗沖切、疲勞強度等各項指標均滿足設(shè)計要求，而多遇地震工況下，基底脫空比例e/R>0.25，不滿足規(guī)范要求，因此，方案2不可行。

綜上所述，方案2理論計算不可行，方案1雖然在理論計算上滿足設(shè)計要求，但其在地震工況下的基底脫空比例e/R=0.224，已處于臨界狀態(tài)。這從另一角度也說明該風電場葉片更改的最大長度為40.3 m。

3.4.2風機部件安全性校核

風機各部件安全性校核由風機廠家完成，根據(jù)廠家復核結(jié)論：方案1，風電場WTG-77機組更換82葉片后，各部件極限及疲勞載荷均滿足安全性要求；方案2，風場WTG-77機組葉片增加2.5 m長過渡段后，各部件極限及疲勞載荷均滿足安全性要求。

3.4.3方案荷載校核結(jié)論

本次分別對2種方案進行了基礎(chǔ)載荷校核和風機部件安全性校核，根據(jù)廠家對風機各部件安全性校核結(jié)論，2種方案各部件極限及疲勞載荷均滿足安全性要求。通過基礎(chǔ)載荷校核，2種方案各工況下地基承載力、地基變形、基礎(chǔ)抗滑穩(wěn)定、抗傾覆穩(wěn)定、裂縫寬度、抗剪、抗沖切、疲勞強度等各項指標均滿足設(shè)計要求。但方案2在多遇地震工況下，基底脫空比例e/R>0.25，不滿足規(guī)范要求；方案1雖然在理論計算上滿足設(shè)計要求，但其在地震工況下的基底脫空比例e/R=0.224，也已處于臨界狀態(tài)。本次暫假定2種方案基礎(chǔ)載荷校核和風機部件安全性校核均滿足要求，在后期可通過基礎(chǔ)加強措施使方案可以實行。

3.5改造方案施工過程

在改造方案可以滿足工程安全性要求條件下，就可以提出改造方案的實施過程，2種方案實施過程大同小異：

(1) 葉片更換，方案1是將原WTG-77/1500機組的37.5 m長葉片直接換成40.3 m長葉片；方案2是在原37.5 m葉片葉根處加2.5 m長鋼制過渡段，使風輪直徑由原來的77 m延長至82 m。這一過程需要對葉片進行拆裝，會產(chǎn)生吊裝費用。

(2) 變槳系統(tǒng)部分原件更換，方案1和方案2均需對變槳電機、變槳電機熱繼電器、充電器單項電流監(jiān)視繼電器等部件進行更換，這些部件更換需在安裝新葉片之前完成。此外，方案2還需要在機艙底部的偏航驅(qū)動系統(tǒng)內(nèi)安裝1個偏航電機和1個齒輪箱。

(3) 檢驗、調(diào)試工作，對改造方案安裝的設(shè)備進行檢查驗收，并進行軟件、程序升級以及運行調(diào)試工作。

通過對改造方案實施過程進行分析，可以初步確定改造方案的工期，根據(jù)改造工期可以估算出改造方案實施過程中損失的發(fā)電量，該損失可在財務(wù)分析中適當考慮。

4改造方案的經(jīng)濟分析

4.1改造方案投資概算

技術(shù)的可行并不代表方案可以實施，還必須考慮方案的經(jīng)濟性，要對投入和收益進行可靠的經(jīng)濟分析，最終確定風機提效方案的可行性。

根據(jù)2種方案實施過程，初步估算了2種方案的投資費用，見表3。

表3　單臺風機改造實施費用估算表　萬元

由表3可以看出，方案1單臺風機改造費用為159萬元，方案2單臺風機改造費用為78萬元。

4.2方案財務(wù)分析

該風電場改造措施主要考慮2種技術(shù)方案：方案1(將原有77機型葉片直接更換為82機型葉片)，增加一次性改造投資為5 247萬元，年上網(wǎng)電量增加1 023.1萬kWh；方案2(在原有77機型葉片根部增加1節(jié)2.5 m長的套管，使葉輪直徑達到82 m)，增加一次性改造投資為2 574萬元，年上網(wǎng)電量增加約647.6萬kWh。

4.2.1財務(wù)分析方法

按《建設(shè)項目經(jīng)濟評價方法與參數(shù)》(第3版)及現(xiàn)行的有關(guān)財稅政策，對風機改造方案進行財務(wù)分析。

風電場目前已經(jīng)運行7 a，改造后運行期按照15 a考慮。改造投資占風電場總投資比例較小，改造后風電場運行方式不變。

評價主要計算改造項目投資的財務(wù)內(nèi)部收益率和財務(wù)凈現(xiàn)值。項目基準收益率采用8%。

項目現(xiàn)金流入為風電場改造后每年增加的發(fā)電銷售收入。風機改造工期較短，暫不考慮改造期間對發(fā)電量的影響。原風電場屬于風電特許權(quán)試點項目，按特許權(quán)中標電價0.518元/kWh(含稅)計算。

項目現(xiàn)金流出主要為改造投資、增加的運營成本等費用及增值稅、營業(yè)稅金及附加。項目改造后增加的運營成本暫按改造投資的0.5%考慮。增值稅稅率為17%，適用“即征即退50%”的優(yōu)惠政策，營業(yè)稅金附加包括城市維護建設(shè)稅和教育費附加，以增值稅稅額為計征基數(shù)。本項目城市維護建設(shè)稅稅率取7%，教育費附加費率取5%(含地方教育費附加2%)。

4.2.2財務(wù)分析結(jié)果

方案1：改造投資為5 247萬元，新增年上網(wǎng)電量約1 023.1萬kWh，若再考慮原有葉片轉(zhuǎn)售后可獲取約825萬元收益，項目財務(wù)內(nèi)部收益率為6.18%，財務(wù)凈現(xiàn)值為-444萬元。

方案2：改造投資為2 574萬元，新增年上網(wǎng)電量約647.6萬kWh，項目財務(wù)內(nèi)部收益率僅為7.70%，財務(wù)凈現(xiàn)值為-43萬元。

各方案財務(wù)指標匯總見表4。

表4　財務(wù)指標表

由表4可以看出，目前2種改造方案對風電場進行改造后產(chǎn)生的財務(wù)凈效益均為負值，也就是說改造并不能帶來經(jīng)濟收益。

5結(jié)論與建議

5.1結(jié)論

本文深入分析了部分風電場實際年上網(wǎng)電量偏低的原因，提出了目前可行的風電場增效措施，并以甘肅瓜州某風電場為例詳細說明了風電場增效改造方案的實施過程。最后，通過技術(shù)經(jīng)濟分析確定改造方案的可行性。

雖然筆者論證了本工程的改造方案并不能給企業(yè)帶來經(jīng)濟效益，但并不代表該方案在其它風電場應(yīng)用不經(jīng)濟，這與風電場自身的特征、原有的建設(shè)條件以及風電機組設(shè)備價格等因素有關(guān)。比如本風電場如果在風機安全性滿足要求的條件下更換更長的葉片，在成本增加并不太多但又能較大增加發(fā)電量收益的情形下，加長葉片的改造方案會有一定的經(jīng)濟收益。

5.2建議

建議企業(yè)在嘗試對風電場改造之前，開展改造方案技術(shù)經(jīng)濟可行性研究工作，避免因盲目投資而造成的經(jīng)濟損失。建議風機廠家進一步降低風電場改造的設(shè)備成本，設(shè)計單位最大化地優(yōu)化改造方案，施工單位盡可能地控制施工成本，使得風電場增效技術(shù)方案切實可行。

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Study on Technology for Increasing Power Generation of Wind Power Plant

CUI Yongfeng, WANG Haihua, GAO Jie

(Northwest Engineering Corporation Limited, Xi'an710065，China)

Abstract:Low power generation is found in the actual operation of wind power plants which are built. Causes for this issue are analyzed and measures for increasing the power generation are proposed accordingly. Meanwhile, the implementation course of the technical scheme for increasing the power generation of the wind farms are described in detail with examples of actual power plants as well as the feasibility of the scheme for increasing the power generation is analyzed technically and economically. Those provide companies with decision-making basis.

Key words:WTG; technology for increasing power generation; control operation; blade

中圖分類號：TK83;TM614

文獻標識碼：A

DOI:10.3969/j.issn.1006-2610.2016.02.023

作者簡介：崔永峰(1987- )，男，陜西省戶縣人，助理工程師，從事風能資源評估工作.

收稿日期：2016-01-20

文章編號：1006—2610(2016)02—0090—04