风电场增效技术方案研究

崔永峰，王海华，高　婕

(中国电建集团西北勘测设计研究院有限公司，西安　710065)



风电场增效技术方案研究

崔永峰，王海华，高婕

(中国电建集团西北勘测设计研究院有限公司，西安710065)

摘要：许多已建成风电场在实际运行过程中出现发电量偏低的情况，笔者深入分析了造成这一情况的原因，提出风电场可行的增效措施，并以实际工程为例详细说明了风电场增效技术方案的实施过程，同时对增效方案的可行性进行技术经济分析，为各企业提供决策依据。

关键词：风电机组；增效技术；控制运行；叶片

0前言

自2006年《可再生能源法》颁布实施以来，中国风电事业取得了举世瞩目的成绩，“十一五”期间连续5 a实现翻番增长，并于2010年底超越美国成为世界第一风电大国[1]。截止2015年3月底，全国风电累计并网装机容量超过1亿kW，约占全国电力总装机容量的7%，是继火电、水电之后的第三大主力电源。

然而，风电作为时间尚短的新型产业，在高速的发展过程中，一方面受制于早期并不十分成熟的技术评估手段，另一方面由于早期采用的风电机组比当前的风电机组效率偏低等因素，使得许多已建成风电场通过改造，发电量会有一定的提升空间[2-3]。目前，许多企业正积极开展风电场改造工作，以提升已建成风电场的发电量，但改造方案需要一定的投入，风电场改造后很有可能存在投资大于收益的情况，得不偿失。因此，针对风电场改造需进行可行性分析研究工作[4]。

1问题提出

风电场在实际运行过程中时常会出现实际年上网电量低于设计水平的情况，这主要有以下4个方面的原因：一是风电场存在限电情况；二是该年可能为小风年；三是风电场风电机组频繁出现故障停机等；四是风电场设计存在一定问题。本次主要针对风电场设计存在的问题，发散思维、开拓思路，提出风电场增加发电量的改进措施。

目前，由于设计问题导致风电场发电量偏低主要有2方面原因：

(1) 早期未有高效率风机;

(2) 风机布置不合理，这是设计可能出现的主要问题。具体表现在：① 风机排布过密，尾流损失较大，发电量减小；② 风机排布过密，在增加尾流损失的同时，会增加全场湍流强度，有时会出现风机共振情况，使风机运行不畅；③ 在微观选址阶段，对风电场风资源评估不准确，将风机布置在风资源较差的位置；④ 受后期在该风电场周边建立的多个风电场的尾流影响，使得该风电场区域风能减弱，发电量减小。

2风电场增效措施

随着中国风电事业的飞速发展，各大风机厂家在风电机组研发方面取得了巨大成就，风机的单机容量不断地被扩大、叶片长度不断地被增加、塔筒高度不断地被抬高、风电机组的运行控制策略不断地被优化等。这些新思路、新技术、新创造的出现给已建成风电场的增效改造提供了可能性。

对于已建成的风电场，受制于早期并不十分成熟的技术评估手段和采用效率偏低的风电机组，使得部分早期风电场发电量并不十分理想，存在很大的提升空间。各大风机厂家也都在积极探索，不断地提出风电场增效的措施和改造方案。目前，风电场增效的主要措施可以分为两大类：

一是从风电机组运行控制的角度出发，主要包括：最佳桨距角调整优化、偏航控制优化、风机运行维护管理、降低风电机组自耗电等，这些措施一般可提升风电场发电量2%～3%[5-12]。

二是从风电场设计优化的角度出发，主要有：① 重新优化布置机位[13-16]，将风机布置在风能更优的位置；② 抬高风机塔筒高度，获取更大的风速；③ 采用更长叶片，以增加风能捕获面积[2-3]。对于已建成的风电场而言，前2种措施一方面投入成本较大，另一方面受占地、基础荷载及安全性等条件限制，不容易实施。而第③种措施是一种能高效地提升风电场发电量的方法，并且最容易实施。

本次主要结合甘肃瓜州某风电场增效改造方案分析研究风电场加长叶片增效技术方案的实施过程，以及探讨改造方案的技术经济可行性。

3工程实例

3.1项目基本情况

甘肃瓜州某风电场场址位于酒泉地区瓜州县城西北约20 km处，场址区北高南低，海拔高度在1 210.00～1 280.00 m之间，场地开阔，地势平坦。根据风能资源评估结果，该风电场风机轮毂高度处代表年平均风速为7.2～7.3 m/s，风电场安装了33台WTG-77/1500 kW型风力发电机组，总装机规模49.5 MW，风电场可研阶段设计年上网电量为11 736.8万kWh，年等效满负荷小时数为2 371 h，容量系数为0.27。该风电场于2008年3月建成投产，由于风电场区域限电十分严重，实际运行中年上网电量较差。企业希望利用现有的先进技术手段、风电机组研发经验对风电场进行适当改造，以提升发电量，增加收益。除了对风电场风电机组运行控制进行优化外，针对该风电场增效技术措施的实际可操作性，本次初步推荐采用加长叶片改造方案。

3.2方案确定

通过与风机厂家沟通，采用更长叶片主要有2种方案：一是直接更换更长的叶片，比如将原有77机型叶片(叶片长度为37.5 m)直接更换为82机型叶片(叶片长度为40.3 m)；二是在原有叶片根部增加1节套管，以延长叶片的长度。

该风电场所采用机型为WTG-77/1 500 kW型风电机组，轮毂高度为61.5 m。结合风机厂家1 500 kW型几种风机类型，主要包括WTG-77、WTG-82、WTG-89，几种机型机组参数对比见表1。

表1　风机厂家1 500 kW几种机型机组参数对比表

由表1可知，WTG-89/1500机型的设计年平均风速为6.0 m/s，塔筒高度为70 m。综合考虑该风电场风况特征和各机组适用性情况，本次初步推荐风电场风机提效加长叶片方案为：叶轮直径由77 m更改至82 m。具体有2种方案：方案1,将原有77机型叶片直接更换为82机型叶片；方案2,在原有77机型叶片根部增加1节2.5 m长的套管，使叶轮直径达到82 m。

3.3年上网电量估算

本次设计采用WT4.6版本软件进行发电量计算，采用2座场内测风塔代表年的测风数据、现场实际风机布置方案及1∶2000地形图，采用不同方案机型当地空气密度下的功率曲线和推力系数曲线进行发电量计算，得到本风电场各不同方案风机的理论年发电量和风机尾流干扰后的年发电量。

经综合折减后，得到该风电场49.5 MW工程风机提效方案。方案1的年上网电量为11 194.3万kWh，年等效满负荷小时数为2 261 h，容量系数为0.26。方案1比原方案年上网电量增加1 023.1万kWh，年等效满负荷小时数增加206 h，发电量增加了约10.1%；方案2比原方案年上网电量增加647.6万kWh，年等效满负荷小时数增加131 h，发电量增加了约6.4%。风电场不同方案发电量成果见表2。

表2　不同方案发电量计算成果对比表

注：年上网电量计算暂不考虑限电影响。

3.4方案安全性校核

改造方案的技术可行性还需进行风机改造后的安全性校核，主要包括基础荷载校核和风机部件安全性校核。

3.4.1风机基础载荷校核

该风电场已施工完成的风机基础体型为：钢筋混凝土扩展基础，混凝土采用C35W6F200，基础高3.9 m。基础底部为直径15.0 m，高1.2 m的圆柱；中间为底面直径15.0 m，顶面直径6.0 m，高0.7 m的圆台；上部为直径6.0 m，高2.0 m的圆柱。

根据厂家提供的不同方案基础设计要求资料，通过分析计算可知，采用方案1，各工况下地基承载力、地基变形、基础抗滑稳定、抗倾覆稳定、裂缝宽度、抗剪、抗冲切、疲劳强度等各项指标均满足设计要求；采用方案2，正常运行荷载工况、极端荷载工况和罕遇地震下地基承载力、地基变形、基础抗滑稳定、抗倾覆稳定、裂缝宽度、抗剪、抗冲切、疲劳强度等各项指标均满足设计要求，而多遇地震工况下，基底脱空比例e/R>0.25，不满足规范要求，因此，方案2不可行。

综上所述，方案2理论计算不可行，方案1虽然在理论计算上满足设计要求，但其在地震工况下的基底脱空比例e/R=0.224，已处于临界状态。这从另一角度也说明该风电场叶片更改的最大长度为40.3 m。

3.4.2风机部件安全性校核

风机各部件安全性校核由风机厂家完成，根据厂家复核结论：方案1，风电场WTG-77机组更换82叶片后，各部件极限及疲劳载荷均满足安全性要求；方案2，风场WTG-77机组叶片增加2.5 m长过渡段后，各部件极限及疲劳载荷均满足安全性要求。

3.4.3方案荷载校核结论

本次分别对2种方案进行了基础载荷校核和风机部件安全性校核，根据厂家对风机各部件安全性校核结论，2种方案各部件极限及疲劳载荷均满足安全性要求。通过基础载荷校核，2种方案各工况下地基承载力、地基变形、基础抗滑稳定、抗倾覆稳定、裂缝宽度、抗剪、抗冲切、疲劳强度等各项指标均满足设计要求。但方案2在多遇地震工况下，基底脱空比例e/R>0.25，不满足规范要求；方案1虽然在理论计算上满足设计要求，但其在地震工况下的基底脱空比例e/R=0.224，也已处于临界状态。本次暂假定2种方案基础载荷校核和风机部件安全性校核均满足要求，在后期可通过基础加强措施使方案可以实行。

3.5改造方案施工过程

在改造方案可以满足工程安全性要求条件下，就可以提出改造方案的实施过程，2种方案实施过程大同小异：

(1) 叶片更换，方案1是将原WTG-77/1500机组的37.5 m长叶片直接换成40.3 m长叶片；方案2是在原37.5 m叶片叶根处加2.5 m长钢制过渡段，使风轮直径由原来的77 m延长至82 m。这一过程需要对叶片进行拆装，会产生吊装费用。

(2) 变桨系统部分原件更换，方案1和方案2均需对变桨电机、变桨电机热继电器、充电器单项电流监视继电器等部件进行更换，这些部件更换需在安装新叶片之前完成。此外，方案2还需要在机舱底部的偏航驱动系统内安装1个偏航电机和1个齿轮箱。

(3) 检验、调试工作，对改造方案安装的设备进行检查验收，并进行软件、程序升级以及运行调试工作。

通过对改造方案实施过程进行分析，可以初步确定改造方案的工期，根据改造工期可以估算出改造方案实施过程中损失的发电量，该损失可在财务分析中适当考虑。

4改造方案的经济分析

4.1改造方案投资概算

技术的可行并不代表方案可以实施，还必须考虑方案的经济性，要对投入和收益进行可靠的经济分析，最终确定风机提效方案的可行性。

根据2种方案实施过程，初步估算了2种方案的投资费用，见表3。

表3　单台风机改造实施费用估算表　万元

由表3可以看出，方案1单台风机改造费用为159万元，方案2单台风机改造费用为78万元。

4.2方案财务分析

该风电场改造措施主要考虑2种技术方案：方案1(将原有77机型叶片直接更换为82机型叶片)，增加一次性改造投资为5 247万元，年上网电量增加1 023.1万kWh；方案2(在原有77机型叶片根部增加1节2.5 m长的套管，使叶轮直径达到82 m)，增加一次性改造投资为2 574万元，年上网电量增加约647.6万kWh。

4.2.1财务分析方法

按《建设项目经济评价方法与参数》(第3版)及现行的有关财税政策，对风机改造方案进行财务分析。

风电场目前已经运行7 a，改造后运行期按照15 a考虑。改造投资占风电场总投资比例较小，改造后风电场运行方式不变。

评价主要计算改造项目投资的财务内部收益率和财务净现值。项目基准收益率采用8%。

项目现金流入为风电场改造后每年增加的发电销售收入。风机改造工期较短，暂不考虑改造期间对发电量的影响。原风电场属于风电特许权试点项目，按特许权中标电价0.518元/kWh(含税)计算。

项目现金流出主要为改造投资、增加的运营成本等费用及增值税、营业税金及附加。项目改造后增加的运营成本暂按改造投资的0.5%考虑。增值税税率为17%，适用“即征即退50%”的优惠政策，营业税金附加包括城市维护建设税和教育费附加，以增值税税额为计征基数。本项目城市维护建设税税率取7%，教育费附加费率取5%(含地方教育费附加2%)。

4.2.2财务分析结果

方案1：改造投资为5 247万元，新增年上网电量约1 023.1万kWh，若再考虑原有叶片转售后可获取约825万元收益，项目财务内部收益率为6.18%，财务净现值为-444万元。

方案2：改造投资为2 574万元，新增年上网电量约647.6万kWh，项目财务内部收益率仅为7.70%，财务净现值为-43万元。

各方案财务指标汇总见表4。

表4　财务指标表

由表4可以看出，目前2种改造方案对风电场进行改造后产生的财务净效益均为负值，也就是说改造并不能带来经济收益。

5结论与建议

5.1结论

本文深入分析了部分风电场实际年上网电量偏低的原因，提出了目前可行的风电场增效措施，并以甘肃瓜州某风电场为例详细说明了风电场增效改造方案的实施过程。最后，通过技术经济分析确定改造方案的可行性。

虽然笔者论证了本工程的改造方案并不能给企业带来经济效益，但并不代表该方案在其它风电场应用不经济，这与风电场自身的特征、原有的建设条件以及风电机组设备价格等因素有关。比如本风电场如果在风机安全性满足要求的条件下更换更长的叶片，在成本增加并不太多但又能较大增加发电量收益的情形下，加长叶片的改造方案会有一定的经济收益。

5.2建议

建议企业在尝试对风电场改造之前，开展改造方案技术经济可行性研究工作，避免因盲目投资而造成的经济损失。建议风机厂家进一步降低风电场改造的设备成本，设计单位最大化地优化改造方案，施工单位尽可能地控制施工成本，使得风电场增效技术方案切实可行。

参考文献:

[1]李俊峰,蔡丰波,乔黎明,等.中国风电发展报告[R].北京：中国环境科学出版社,2013:1-10.

[2]高崇伦,吴进钏,张小雷,许霞.提高低风速风电场发电量措施研究[J].风能,2013(8)：56-59.

[3]崔晓志,王华君.风电机组叶片加长改造的可行性及成本效益分析[J].风能,2013(11)：94-100.

[4]赵忠焕,张丽慧，张玥.大唐锡盟：让风电场效益最大化[J].风能，2014(12)：36-37.

[5]芮晓明.风力发电机组设计[M].北京：机械工业出版社,2010.

[6]张志英,赵萍,李银凤,刘万琨 .风能与风力发电技术[M].北京：化学工业出版社,2010.

[7]舒进,郝治国,张保会,等.风电场的集群功率优化控制[J].中国电机工程学报,2012，31(34):10-19.

[8]李晓燕.兆瓦级风力机偏航控制系统设计研究[D].上海：上海交通大学,2006.

[9]高梁.风力发电机组控制技术的研究[D].成都：西华大学,2008.

[10]叶杭冶.大型并网风力发电机组控制算法研究[D].杭州：浙江大学, 2008.

[11]胡冬良,赵成勇.变速恒频风力发电机组输出特性分析[J].华北电力大学学报,2008(04):1-6.

[12]耿华,杨耕.变速变桨距风电系统的功率水平控制[J].中国电机工程学报,2008(25):130-136.

[13]陈皓勇,王锡凡.机组组合问题的优化方法综述[J].电力系统自动化,1999,23(4):51-56.

[14]马春兰.风力发电场风机排布优化分析[J].能源与节能,2015(4):81-82.

[15]赵伟然,徐青山,祁建华,周琦.风电场选址与风机优化排布实用技术探讨[J].电力科学与工程,2010(3):1-4.

[16]李大明.风电场设计优化方法初探[J].科技创新与应用,2015(13):93-95.

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

中图分类号：TK83;TM614

文献标识码：A

DOI:10.3969/j.issn.1006-2610.2016.02.023

作者简介：崔永峰(1987- )，男，陕西省户县人，助理工程师，从事风能资源评估工作.

收稿日期：2016-01-20

文章编号：1006—2610(2016)02—0090—04