老旧风电场改造难题及影响因素分析

杨 璐，周 成

(1.国家能源集团国源电力有限公司，北京 100033；2.新疆龙源风力发电有限公司，乌鲁木齐 830054)

0 引言

在实现碳达峰、碳中和目标的历史使命下，大力发展风电等新能源，提高新能源在能源结构中的占比，对促进中国低碳发展、减少环境污染具有重要意义。据中国电力企业联合会统计，2021 年中国单位千瓦时火电发电量的CO2排放量约为558 g，相比2020 年和2005 年分别降低了1.2%、35.0%[1]。作为对比，2021 年中国的单位千瓦时火电发电量的CO2排放量约为828 g，由此可见，风电、光伏发电等非化石能源发电在减少温室气体排放中的贡献巨大。国家出台了一系列政策措施，持续推进风能、太阳能等新能源发展。2022 年5 月14，国务院办公厅印发通知，要求认真贯彻落实《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》[2]，继续发挥新能源在能源保供、增供方面的作用，提出创新新能源开发利用模式，加快推进“沙、戈、荒”地区重点大型风电光伏发电基地建设。2023 年3 月28 日国家能源局发布的《〈关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案〉案例解读》[3]，继续对风电快速发展予以支持，要求能建尽建、能并尽并、能发尽发，持续推动构建以清洁低碳能源为主体的能源供应体系。

截至2022年底，中国风电累计装机容量为3.65亿kW[4]，是2010年4473万kW装机容量的8.16倍[5]。2022 年中国风电发电量超8192 亿kWh，较2021年增加了1636 亿kWh。2022 年中国风光发电量为1.19 万亿kWh，比上一年增加2073 亿kWh。风电装机和发电量逐年升高，表示中国风电产业保持着良好的发展势头。与此同时，电网消纳能力有限、风电与电网发展不协调、国家逐步取消补贴等问题制约了中国风电投资收益。因此，通过技改增效或者退役改造等手段，增加老旧风电场的盈利能力，成为当前需要解决的重大课题。

中国风电开发及分布主要以陆上风电为主，数据表明：2021 年底，中国累计风电装机容量中，陆上风电占比约为91.82%[6]，因此，如何从现实途径分析并解决目前陆上老旧风电场面临的问题，找到陆上老旧风电场可持续发展的方向，具有重要指导价值和实践意义。鉴于此，本文针对陆上老旧风电场，探讨目前中国风电产业发展所面临的问题，并提出了有针对性的解决方法。

1 中国风电发展历程

中国风电产业发展状况如图1 所示。中国风电产业规模化发展大致可分为5 个阶段[7]：1)示范阶段(1986—2002 年)，此阶段的风电装机容量较小、大多来自进口，主要发展方式是“引进→吸收→再创造”，基本上属于专业技术人才培养阶段；2)起步阶段(2003—2005 年)，国家积极出台多项鼓励政策，投资主体在风电特许权的鼓舞下积极进场，风电产业呈铺开趋势；3)飞跃发展阶段(2006—2010 年)，多项风电政策和实施细则的出台了以及各级政府在行政审批管理上的支持和投入，助推了全国风电项目的建设提速；4)深入调整阶段(2011—2020 年)，国内风电产业链开始形成相对成熟的风电机组设计、制造、安装、运营、电力出清全链条能力，风电产业发展从模仿跟随变为引领创造，但与此同时，也出现了大规模“弃风限电”，老旧风电场设备老化、电网消纳能力有限、售电补贴逐步取消等突出问题；5)成熟发展阶段(2021—2050 年)，2021 年风电全面进入平价时代，在风电的平准化度电成本继续下降的驱动下，高效率、高可靠性、低成本将成为风电产业继续发展的持续推动力。

图1 中国风电产业发展状况Fig.1 Development status of wind power industry in China

按照风电机组20 年设计寿命计算，到2025年中国将出现超过1.2 GW的风电机组退役规模[9]，而根据中国风电装机容量逐年增加的趋势推算，2025 年之后将有更多的老旧风电场中的风电机组步入寿命末期。2021 年12 月，国家能源局综合司发布的《风电场改造升级和退役管理办法(征求意见稿)》(下文简称为“《征求意见稿》”)中鼓励并网运行超过15 年的风电场开展改造升级和退役，这一办法则将风电场面对此类问题的时间判断进行了向前平移。《征求意见稿》中的改造升级和退役主要针对常规意义上的“小机组”，而截至2020 年底，中国风电累计装机容量为290 GW，其中1.5 MW 及以下的风电机组机型占比约为33.9%，装机容量共98 GW 左右。从风电机组机型来看，这些风电机组均是常规意义上的“小机组”，可以被3 MW 及以上的“大机组”替代。从数量来看，“十四五”、“十五五”期间将分别有1100 台、32600 台发电机组面临退役[10]。

2 老旧风电场面临的问题

受技术和经验不足、风电机组机型选择范围小、微观选址和早期评估粗糙等多重因素影响[11]，老旧风电场的风电机组机型、布局与当前技术相比普遍落后。随着时间的发展，老旧风电场面临技术、经济、运维管理等方面的问题，具体如图2 所示，在日常运行中，预估风速不准确、维护成本变大、实时功率特性与设计指标偏差巨大等情况现象频繁出现，给风电场健康持续运营带来一系列难题。

图2 老旧风电场面临问题的框图Fig.2 Block diagram of problems faced by old wind farm

2.1 技术和经济问题

由于风电机组服役年限的持续增加，由于风电机组原有零部件老化导致的运行损耗和发热量增加，机组原有的通风散热系统无法满足散热需求，但是高温故障率较高的变频柜、电控柜所处空间有限，因此散热改造难度大；老化风机叶片出现坠落、折断的概率逐年增大，这类由于内生性因素(疲劳、结构缺陷、材料强度不足等)和外源性因素(风沙点蚀、强阵风冲击、低温脆断等)耦合作用所导致的问题，不能通过技术改造得到完全解决。

老旧风电机组原有的一系列关键零部件，例如：转子、叶片、偏航系统、齿轮箱、轴承、发电机、润滑等频繁出现问题，并不能通过离散的、小规模的技术改进彻底解决。一方面，受早期设计制造能力的影响，长期运行的老旧风电机组因环境适应性降低、风电机组检修难度大等问题导致风电场的经济效益降低，收益不足以覆盖运营成本。另一方面，老旧风电场在设计时受技术条件所限，在项目整体规划、微观选址、资源利用率等方面均存在缺陷，导致风电场的年等效利用小时数偏低，收益提升空间有限。

老旧风电场技改经济难题主要为资金投入困难，具体表现为：受收益不理想、财政补贴兑现不及时的影响，技改贷款资本金出资困难；受金融机构对技改效果和收益偿还不确定性担忧的影响，风电场从金融机构获得的贷款额度不及预期[12]。多重因素叠加增加了老旧风电场收益、融资额度的不确定性，导致其进行技改的经济难题不易破解。

2.2 运维和管理问题

由于老旧风电场的建设时间早、规模小，运维和管理方面存在风电机组、人员、备品、备件相对分散的缺点。一方面，老旧风电场很难配置基于数据驱动的风电资源管理体系和方法，影响了采用量化管理等手段对资金、人员、物料等关键资源的合理调度；另一方面，风电场的计划性维护并不足以解决设备故障、叶根螺栓断裂、温控阀异常等突发性需求，而非计划性维护则容易受到备件、现场环境、故障发生时间等因素的影响。

2.3 其他问题

受早期并网规划、送出路线、配置升压站等措施的影响，电网承受能力不能满足老旧风电场改造后的送出需求，风电项目开发者需协调送出线路投资或者增资；技改时增高塔筒、增长叶片的需求可能涉及到部分道路拓宽或路线变更，而生态红线的划定可能会限制此类变动；当地就业和电力安全还可能受到风电场改造的影响，行业对此类问题的密切关注与需求日益突出。

3 老旧风电场的退役改造

3.1 改造方案选择

对于风电机组运行周期接近20 年设计寿命的老旧风电场，一般可以采取3 种改造方式：

1)经过全面评估之后，对于安全风险大、检维修价值低且临近退役或超期服役的风电机组，全部退役拆除并恢复场地植被；

2)对于目前改造资金相对不足的老旧风电场，可以在综合考虑财务可持续性和改造投入成本间的平衡关系后，采取“检修+局部改造”的技改增效方式，延长风电机组寿命；

3)基于风电机组性能和技术经济性考虑，采取“以大代小”模式对风电机组进行等容改造或者增容改造。这种改造方式中，可能有部分老旧风电机组予以策略性保留。

第1 种改造方式不仅涉及到风电机组拆卸、地基拆除、植被恢复问题，还涉及到风能资源浪费和原有风电场投资主体的利益受损问题。一方面，中国老旧风电机组大部分都位于风能资源相对充裕、交通相对便利的Ⅰ、Ⅱ类风区，关闭风电场会造成该地区的资源浪费；另一方面，风电场的退役成本涉及到原有设备处置费用、生态修复费用、拆除过程中的排污费用，以及可能的环境污染补偿费用，这些费用是否或者多大程度上由原风电场投资主体承担，目前并没有完善的政策支持和保障体系。综上所述，虽然老旧风电场的生态修复具有社会公益价值，但关闭老旧风电场是否是改造最优选择仍需进一步讨论。

第2 种技改增效改造方式，老旧风电场施行起来也存在困难。一是老旧风电场的经济效益一般较差，很难筹措到足够的资金继续投入；二是对超过运行年限的风电机组进行大修、零部件维修或更换时，由于90 年代风电机组大多是从欧美引进，导致零部件采购困难；三是改造后的旧风电机组的容量一般仍会低于目前的先进风电机组，容量提升不足。在风电场总装机容量不变的情况下，通过将叶片加长或加装叶尖小翼[13]、定桨升级变桨、优化风电机组运行模式进行技改增效，对处于运营末期风电场而言，可使其发电量提升70%～100%[14]，但继续技改带来的效果翻倍的空间较小，且相比于“以大代小”改造方式的提升效果有限。

综上所述，技改增效和“以大代小”这两种改造方式均可以延长风电场寿命周期，增加或延长风电场的发电功率、发电性能及可持续性。只采用“以大代小”改造方式则可能出现“一刀切”、重复投资、资源浪费的风险，而技改增效方式对风电场发电量提升的帮助不大。因此，应在综合评估比较两种改造方式的投资成本、收益等关键指标后，采用单独或组合实施的方案。

3.2 改造时注意的要素

1)风电场改造时，场地重新平整、集电线路改造、道路拓宽、设备运输等过程会对原地表植被、土壤湿度、景观优势、生态群落稳定性、物种多样性破坏，因此应采取有效的预防和恢复措施。

2)风电场改造时可能对周围野生动物，尤其是鸟类产生影响，可以利用既有风电场对鸟类进行观测、分析，采取适当的缓和策略，必要时启动改善鸟类周边环境的补偿机制[15]。

3)改造时应重视由于国家、省市对生态红线的重新划定而引起的场界超出生态保护红线，以及国家林业和草原局《关于规范风电场项目建设使用林地的通知》(林资发[2019]17 号)发布后所出现的新的林地侵占问题，要足够重视生态保护、坚决避开生态红线。

4)风电场改造时，应保证噪声水平符合GB 3096—2008《声环境质量标准》和DL/T 1084—2021《风力发电场噪声限值及测量方法》等规范的要求，减少噪声对厂界声环境及附近居民区的影响。

5)重视风电场改造和调试过程中危险废物的产生、收集、贮存、运输和处置，应严格落实GB 18597—2023《危险废物贮存污染控制标准》等相关法律法规，探索并建立废弃电池、油污、风机叶片等危险废物分级、分类绿色回收处置、资源循环再利用体系。

此外，风电场中风电机组的架设变动还会改变原有空气动力学的粗糙度，进而影响边界层湍流运动，改变陆地表面的物质能量强度、近地层大气之间的水分交换模式[16]；风电机组尾流效应还会导致大气中热量通量和水汽通量的变化，进而表现为温度、降水、风速的改变。

3.3 影响改造效果及收益的因素

老旧风电场改造涉及一系列的直接和间接因素，这些因素单独或耦合后对风电场及其机组安全运行、持续获利会产生正面或负面影响。此外，单一风电场的改造还可能涉及到对风电场群的影响，应在改造时予以充分考虑。由于上游风电场布局参数、规模参数等改变所引起的最大尾流损失、风电机组间距改变对下游风电场的影响[17]，应开展场群协调控制技术研究。

3.3.1 影响改造效果的因素

1)风电机组布局。通常采用“以大代小”改造方式时会对风电机组布局进行优化，改造时拆除老旧风电场中单机容量小且发电效率低的风电机组，在已拆除机位中选择风能资源较好的安装位布置大容量风电机组[18]，或者异位重新排布。调整布局前，通过优化模型得出最优的布置方案，提升风电场的整体风能利用率和综合经济效益。常见的优化模型包括：Jensen 尾流模型、Gaussian 尾流模型、Park-Gauss 模型等，以及针对这些模型的小生境遗传算法、网格-坐标化遗传算法、AD 修正方法、RANS 修正方法。

2)塔筒稳定性。塔筒是风电机组的支撑结构，其稳定性和可靠性直接影响该机组的运行安全，且其制造成本约占整机的15%～20%[19]。因此，除了在风电场改造前期对风电机组荷载进行分析外，还应考虑极端天气对塔筒气动荷载的影响，具体包括风轮上气动荷载、塔筒自生风载、风电机组变桨距荷载等情形。

3)基础稳固性。利用既有风电机组技改时的机会，需要重新检查混凝土基础的承载能力及混凝土与基础环的紧固质量，必要时采取加固措施。研究表明，基础环下法兰处的混凝土，以及钢板与混凝土的接触面都是薄弱部件[20]，在疲劳往复荷载的作用下，薄弱区域可能会遭受气蚀损伤；混凝土浇筑时容易在基础环下法兰处出现不密实或脱空区[21]。因此，风电机组改造时，一是应采取加固措施保证现有基础的承载能力，二是应采取基础环与锚栓复合连接等方式加强基础环和钢筋与混凝土基础的握裹作用[22-23]。

4)边坡地形。采用“以大代小”改造方式时，通常需要在原有风电机组机位上进行土建施工以应对塔基荷载变大的情形，这在客观上会造成地形改变，通常是出现人造高边坡地形[23]。边坡地形易改变区域流体的湍流强度，产生较大的风切变，乃至形成尾流涡旋区，影响风电机组的安全运行和发电效率。

5)雷击风险。风电机组改造，一般会提升轮毂的高度，这就使暴露在大气环境中的叶片、塔筒、电气设备、机舱遭受雷击的可能性变大[24]。雷击会损坏风电机组系统设备，扰乱风电场的正常运行，造成经济损失甚至人身伤害。因此，风电场改造应综合考查风电机组所在地的海拔高度、地质环境、雷电灾情等历史数据，并采取相应的防雷保护措施。

3.3.2 影响改造收益的因素

影响老旧风电场改造收益的因素主要是电价及政策因素。政府基于风电决策的关键影响因素构建的合理激励政策[25]，有助于降低投资风险及融资成本，对风电产业的健康发展至关重要。

1)电价及补贴。国家发展和改革委员会在《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》(发改价格[2021]833 号)中明确了新核准的风电项目将不再享受电价补贴。虽然取消补贴对行业发展产生阻碍，但企业改进技术、创新理念等应对措施仍然是产业发展的必由之路。因此，应采取灵活的适应性措施主动提高风能利用率，并利用分时电价、储能、制氢等手段参与削峰填谷、风储联合、绿氢生产，实现收益调节最大化。

2)税收优惠。国家税务总局于2022 年发布了《支持绿色发展税费优惠政策指引》，其中第50 项指出“风力发电增值税即征即退”，从制度上减轻了发电企业的税收负担，对企业的发展具有正向激励作用。自2021 年3 月1 日起施行的《西部地区鼓励类产业目录(2020 年本)》则对部分地区的风电企业提供了所得税优惠措施。税收优惠通过减税扩大了企业的税后收益，增加了企业下期投资基金储备，且提升了企业绩效[26]。因此，风电企业应充分利用国家财税政策的激励效应，对政策带来的负效应进行主动研判，提升项目盈利水平。

3)碳税、碳排放交易。朱永彬等[27]发现，在市场价格机制下，政府征收碳税会提高含碳能源的价格，促使企业选择清洁能源进行替代。这表明开征碳税是风电企业发展的有利外部环境，且碳税可以通过多种形式返还给风电企业，促进老旧风电场淘汰落后产能、改进清洁生产工艺流程。石敏俊等[28]的研究结果表明，碳排放交易与适度碳税，尤其是阶梯式碳税相结合的复合政策可以确保减排目标的实现，因而风电作为低碳能源供应链的重要一环，参与到碳交易环节是实现冲抵化石能源碳减排要求额度的必要手段[29]。

4 老旧风电场可持续发展方向

大规模风电开发是中国改善能源结构、加快低碳化进程的关键举措。老旧风电场参与多种能源形式的电源结构，既能优化所在地区的发电结构，又能解决长期存在的弃风限电问题。同时，多种能源形式的组合投入与丰富能够带来与电力行业直接相关的产出效应和收入效应的增加。

4.1 参与形成大规模风电场群

采用智能化控制的方式，将老旧风电场与位置相近的多个风电场组成风电场群。风电场群有利于弥补中国风能资源与负荷中心逆向分布的缺陷；原本分散的独立电源集中后可形成技术规范且外送条件一致的“单一”电源，大幅优化了区域风电系统的集成度，有利于降低电网多端接入成本及电力系统动态调度的复杂性。

4.2 与煤电联营

风电企业与煤电企业可以通过交易发电权而调整企业间计划电量的分配比例，也可以二者共同参股一体化经营，或者是煤电企业为风电企业提供调峰等辅助服务[4]，多种实施方式均能够提高二者的收益，促进绿色转型发展，加快煤电由主体基荷性电源向调节性电源转变。

4.3 与储能联营

具体的联营模式可以是风电与储能联营，也可以是风电与抽水储能联营。前者是将电能转化为电化学能，可以降低联营系统的运行成本，提高电网系统对风电的消纳能力；后者则是在电力负荷低谷期，将电能转化为重力势能，成为一种具有短时调峰、调频、调相能力的优质电源。储能系统作为调节电源，打破电力生产和消费实时平衡的刚性约束[30]，有效提升风电利用率、风电消纳空间。

4.4 参与多能互补

建设和推广多种用能方式，例如：“风电+光伏发电+光热储能”“风电+供暖”“风电+油气勘探开发”“风电+光伏发电+电制氢+抽水蓄能”等，充分发挥不同电源的时空互补性。在完善的价格机制和政策激励措施下，通过全局优化控制和经济调度，能够减低社会用能成本，提升能源安全水平。

5 结论

中国老旧风电场存量大，且随着时间的发展，呈现出增量变大趋势，发挥先进技术的驱动效应对老旧风电场进行换代升级，是当前中国可再生能源发展规划和实施的重要抓手，也是中国新能源产业发展壮大的必经阶段。本文对老旧风电场改造难题及影响因素进行了详细分析，其应正视自身所面临的技术、经济、运维、管理问题，分析自身所面临问题的产生因素和政策形式，通过退役和改造升级提升发电能力，能够促进风电产业高质量发展，助力实现“双碳”目标。